今年既是“十三五”规划及《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》的收官之年，也是为“十四五”谋篇布局的关键一年。以风电、光伏发电为代表的新能源开发与利用已经取得了显著的进步，这些进步与成效涵盖了新能源产业发展的多个维度，如新能源开发建设规模不断扩大、关键技术取得突破、产业竞争力持续增强，对节能减排和建设美丽中国作出了巨大贡献，使我国成为世界最大的新能源装备制造和新能源利用大国。但是在我国新能源产业发展取得巨大成就的同时，也暴露出来了一些矛盾和问题，因此我们应该迎难而上，夯实新能源产业发展根基，保障新能源产业长期健康发展。

　　广东海上风电、广西陆上风电等新能源发电规划及建设规模不断扩大，呈现加速增长态势，存在超出系统消纳能力导致弃风弃电的风险。一是新能源大规模并网可能导致系统转动惯量不足，对大电网的安全稳定运行带来巨大压力；二是风电、光伏发电出力的间歇性和反调峰特性明显，但火电占比仍然较高，系统调峰能力不足，影响系统消纳能力提升；三是与新能源并网配套的输电网规划建设滞后，导致新能源电力无法被输送到需求端，引发电力供给与需求失衡；四是新能源并网调度及运行管理机制不完善。

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　　随着国家可再生能源补贴政策支持力度持续减弱，新能源发电陆续迈入平价甚至低价时代。对新能源企业来说，当前是一个比较艰难的阶段。一是当前国家大力推进可再生能源补贴政策退坡，支持力度明显减弱；二是新能源发电项目市场化招标竞争加剧，相互竞价压价比较普遍，新能源企业利润空间不断受到挤压。

　　随着电力体制改革及电力市场化建设深入推进，新能源参与电力市场化交易机制亟待理顺。一是电力中长期市场交易电量不断扩大，可能进一步拉低火电平均上网电价水平，对新能源企业“保量不保价”部分电量盈利空间带来影响；二是当前新能源参与电力辅助服务市场模式尚不明确，以风电、光伏发电为代表的新能源发电企业仅能作为辅助服务费用分摊者，增加了企业成本；三是以储能为代表的能源新技术应用存在身份认定、上网价格不明确等多重政策难题。

　　中国新能源产业“重规模投产轻自主创新”问题较为普遍，自主研发投入相对不足。一是初期以产业链中低端的装备制造作为切入点，以规模优势实现了新能源产业的迅速发展，但是主要技术水平与发达国家相比仍然存在一定差距；二是研发与创新体系相对落后，新能源的核心技术过于依赖国外；三是新能源产业目前相对集中于新能源发电等主要应用领域，与其他相关产业的技术结合度不够。

　　新能源发电将进入平价甚至低价时代。新的形势下加强新能源产业转型的顶层设计，构建有利于新能源发展的政策环境和市场机制是实现新能源产业健康发展的关键。

　　能源主管部门在制定新能源产业规划以及核准相关新能源发电项目过程中，应借鉴以往经验教训，坚持政府宏观调控与市场配置资源相结合的原则，加强新能源项目的规模管理，完善新能源项目纳入规划管理制度，同步考虑电力系统调节能力、送出通道建设、调峰资源容量及社会用电成本等因素影响，合理确定并及时滚动修正新能源开发规模、布局及时序。另外，还可出台有关政策鼓励风电、光伏发电等新能源企业配置储能装置，提升功率输出的稳定性。

　　电力调度部门应加强新能源并网接入和发电运行管理，完善新能源机组并网标准，根据需要出台新能源调度规则，提高新能源机组涉网性能要求，挖掘新能源场站自身动态有功、无功调节能力，要求新能源参与系统调频、调压，防范新能源机组大规模脱网引发的连锁故障。电力科研机构应做好技术储备，完善技术监督规范，推动新能源有序发展，确保电网安全稳定运行。

　　积极推进电力现货市场建设。市场初期，新能源可以考虑按照“报量不报价”的形式参与现货交易，作为市场价格接受者优先出清；市场成熟后，结合当地实际有序安排新能源以“报量报价”形式参与现货市场交易。完善电力辅助服务市场机制，鼓励新能源企业开展技术创新，鼓励新能源机组联合储能装置主动参与调峰调频减少辅助服务费用分摊，甚至通过提供辅助服务获取收益，提高新能源企业参与辅助服务市场的积极性。

　　新能源发电并网速度持续超过电力需求增长，系统调节能力提升空间相对有限，新能源消纳面临挑战。一是出台激励政策，推进火电灵活性改造，继续完善并推广调峰辅助服务市场，探索引入容量电价机制，调动火电厂开展灵活性改造的积极性；二是引入社会资本，加强抽水蓄能电站、储能电站的灵活性电源建设，特别是尽快完善储能电站并网运行面临的政策性难题；三是完善需求侧响应激励政策，加快推动工业、商服楼宇等领域负荷参与电力需求侧响应，提升需求侧响应水平。

　　政府有关部门应通过引导与奖励性政策鼓励各类科研主体进行技术研发与创新实验，加速新能源技术的转化，从技术的需求和供给端推动新能源核心技术的开发与利用，真正激发技术市场的活力。新能源生产商和运营商应加强技术自主创新，促进新能源产业与相关技术应用的结合，构建起新能源的产学研合作机制，持续降低设备制造和运营成本。