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近日出台的《“十四五”现代能源体系规划》再度引起行业对新能源发展规模速度的关注。有专家估算，“十四五”期间新能源装机每年将增加1.1亿到1.2亿千瓦，2025年有望达到11亿千瓦左右。多个省份也在“十四五”规划中明确了新能源发展规模将翻番。
规模庞大的新能源新增项目给接网工作带来了巨大挑战。“电网企业投资量和工程量大，新能源投产时序集中，送出工程与电源建设进度不协调，电网具有自然垄断属性，电源接入的公平开放程度有待进一步提高，这些既是当前新能源项目顺利接网的痛点痒点，也是下一步推进能源监管工作、提升电力营商环境的重点要点。”华北能源监管局副局长程裕东告诉记者。
自去年国家能源局发布《电网公平开放监管办法》和能源领域深化“放管服”改革优化营商环境的实施意见后，各地进一步优化新能源接网服务，推出更为具体可操作的服务和监管手段。日前，华北能源监管局联合北京、天津、河北、内蒙古能源主管部门发布《关于优化华北区域新能源电源接网服务实施意见》（简称“《实施意见》”）。多家新能源和电网企业向记者表示，《实施意见》在规范流程时限、加强消纳审核论证、完善送出工程回购政策等方面的安排有很强的针对性，将为解决当前新能源接网难题发挥重要作用。
新能源接网有了明确指南
“并网手续复杂难办、新能源工程与配套送出工程建设进度不同步，是当前新能源接网最突出的两个难题。”一位新能源发电企业负责人向记者表示。
记者了解到，接网手续复杂、审批涉及部门多、没有明确工作时限、信息公开不到位等因素严重影响着新能源接网工程手续的办理效率。国家能源局于2021年下半年发布的《电网公平开放监管办法》要求电网企业制定包括新能源在内的电源接网工作制度，对办理时限和信息公开内容提出了明确要求。
今年初华北能监局发布的《实施意见》进一步简化审批环节和申请资料，提出“能合则合、能减则减、能提前不延后”的原则，鼓励推行客服经理负责制或明确统一协调部门，实现电源项目建设全过程跟进，并提出建设网上办理平台，推进审批“全网通办”，提高接网审批的办理效率和便捷程度。
“这对我们的工作有着很强的指导意义。”内蒙古电力公司发展部主任郭向伟说，“《实施意见》对国家政策规定作出细化，能够有效避免电网企业和新能源企业因为对政策理解不同而造成纠纷。”
记者发现，内蒙古电力公司等电网企业已在其官网上公开新能源接入电网工作流程指南等信息。郭向伟介绍：“我们已经严格按照相关政策要求对新能源接网的管理办法和程序制度进行了修改和完善。今年1月中旬至2月中旬，我们已经审查了近50项新能源接网系统方案，均严格按照规定的流程和时限来办理，整体工作效率有了较大提升。”
“审批手续到底什么时候能办下来，这回心里终于有了底。”北京京能清洁能源公司内蒙古分公司党委书记赵志刚告诉记者，接网系统审批时限和审批的公平公开是新能源企业特别期待的。“审批时限与实际情况相比有了很大程度的压缩。此外，电网具有自然垄断属性，相关政府部门加强监管对保障新能源接网的公平公开安全高效有着重要作用。”
让新能源开发并网消纳形成闭环
新能源发电项目接网的一个重要环节是消纳市场和送电方向的审核论证。随着近年来新能源装机规模的快速增长，电网消纳面临着巨大压力。国网冀北电力公司发展部规划一处副处长寇凌岳告诉记者，去年底张家口承德地区新能源装机达到了3300多万千瓦，而当前张承地区全网最大负荷还不到3000万千瓦。“十四五”期间河北省可再生能源装机还将翻番。“未来新能源的接入送出和消纳需要统筹考虑，而不再是吃电网的余量，或是依赖现有的电网接入条件。”
寇凌岳表示，在新能源大规模发展的背景下，《实施意见》提出加强电网消纳审核论证十分必要。省级电网企业每年向地方政府报送电网消纳容量上限情况和电网现状，由地方政府统筹国家下达的可再生能源电力消纳责任权重、电网企业提供的消纳容量和电网现状，在国家政策规定下，按照保障性并网和市场化并网等方式统一规划、合理布局，确定与电网消纳能力相匹配的新能源发展规模。
“这一过程的切实落实将使新能源的规划开发并网消纳形成闭环，一方面保障新能源顺利并网，另一方面保障新能源的消纳水平。”寇凌岳说。
从2021年起，国家层面不再下发年度新增风电、光伏开发建设规模，由各省级能源主管部门依据本区域非水电可再生能源消纳责任权重和新能源合理利用率目标自行确定风光装机规模，风光装机规模上不封顶，只有下限。
“新能源合理利用率是一个动态调整的指标，影响着电力系统的整体经济性，目前‘十四五’期间的新能源利用率目标尚未明确。”一位电网企业人士指出，“这就更需要各省把握好节奏，保障新能源装机和利用水平同步发展。”
保证时序同步还有哪些难题待解？
“我们现在面临的一大难题是即便竭力推进，但仍有部分配套送出工程做不到与新能源项目同步投产。”多位电网企业人士表达了同样的忧虑。“新能源项目是一个点的状态，而配套送出工程是一条线路，涉及的土地、环保等手续更为复杂，不确定因素更多。”
此外，上述人士指出，新能源大规模接入必然带来新的额外的输配电网投资需求。为了鼓励新能源发展，我国在多项政策中明确新能源发电项目的接网及输配电工程全部由所在地电网企业投资建设。去年以来，为缓解新能源快速发展带来的电网企业投资和消纳压力，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设。各省级能源主管部门结合实际推动明确新能源投资自建配套送出工程的回购机制和标准。
《实施意见》要求电网企业研究制定配套工程回购相关制度，明确回购标准、技术规范、操作流程等要求。“这让大家看到了很大希望。”赵志刚说，“为了保障项目及时并网，不少新能源企业自建配套送出工程，自行担负建设和运维费用。未来这种情况可能还将持续，如何做好配套工程回购则显得尤为重要，需要进一步明确标准、理顺机制。”
对电网企业而言，目前，对于新能源发电设施的接入费用由电网承担，即纳入电网企业的准许收入，并通过共用网络输配电价由全体终端用户进行分摊。
有电网人士指出，“这一来将显着提升整体的输配电价水平，给终端用户带来较大的负担；二来也不利于实现新能源在电力市场中的公平竞争。建议在未来的改革中对输配电价进行结构上的优化，最终逐步实现接入工程相关成本分摊的公平性。”
“新能源接网势必是一项挑战越来越艰巨的任务，需要政府部门做好统筹，加强监管，形成合力。”多位受访人表示。华北能源监管局行业监管处处长郭伟表示，将会同地方能源主管部门加强统筹指导，及时协调、解决新能源接网的重大问题，督促落实《实施意见》的各项要求，切实履行监管职责，促进华北区域新能源高质量发展。（刘泊静）
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