面对“十四五”期间内蒙古自治区新能源开发的新形势与新要求，传统新能源开发投资企业面临与以往截然不同的局势。如何分析新能源开发政策，梳理企业有效资源，正确把握行业导向，是传统新能源开发投资企业在下一步占据市场有利地位的前提条件。
结合内蒙古自治区现有政策具体要求，进行针对性分析，并提出传统新能源开发投资企业的发展建议，希望能够抛砖引玉、开拓思维，使得各企业进行提前布局、合理规划，从而实现在“十四五”期间的良好发展。
当前政策具体要求
根据《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》(内政办发[2022]19号文件)相关要求，将内蒙古自治区未来申报的新能源项目区分为两大类，即市场化并网消纳项目和保障性并网消纳项目。
新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。该类项目包括六个分类，即源网荷储一体化项目、工业园区可再生能源替代项目、火电灵活性改造促进新能源消纳利用项目、风光制氢一体化示范项目、自建购买储能或调峰能力配建新能源项目、全额自发自用新能源项目。
新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上。该类项目包括四个分类，即风光氢储产业链等重点项目、配套生态综合治理的项目、国家试点示范及乡村振兴等项目、分散式风电及分布式光伏发电项目。
当前政策形势分析
市场化并网新能源项目中，源网荷储一体化项目、工业园区可再生能源替代项目、火电灵活性改造促进新能源消纳利用项目三类项目已经发布了实施细则征求意见稿，并下发了预申报通知。
源网荷储一体化项目中，场景主要涵盖大用户类及增量配电网类。大用户类要求负荷企业年用电量超过5亿度，对一个投资主体的要求较为严格，而增量配电网类则必须以增量配电网为主体进行申报，两类项目均要求一体化接入。
工业园区可再生能源替代项目中，场景包括有自备电厂的园区和其他园区，有自备电厂的园区可采用存量负荷替代的方式开发新能源，而其他园区必须采用增量负荷。其他园区也可申报“零碳园区”，但要求用电量均为“绿电”(新能源自发+购置“绿电”)。两类项目原则上均要求一体化接入园区负荷变电站。
火电灵活性改造促进新能源消纳利用项目，主要针对以火电厂为主体的企业，通过对火电机组的灵改增加电厂的调峰能力，从而配置一定比例的新能源指标。该类项目配置的新能源可接入电厂作为一个整体进行一体化调度管理，也可接入电网分别进行调度。
上述三类项目，源网荷储一体化项目实施方案基本确定，而另外两类的实施方案仍存在部分实施细则尚未确定。
此外，风光制氢一体化示范项目的实施方案也正在讨论中，实施方案有待优化。同时，2021年批复的7个示范项目的实施效果也可能影响实施方案的走向。
自建购买储能或调峰能力配建新能源项目的实施细则同样正在制定中，需与电力市场化交易细则配合论证，电网侧及电源侧储能值得关注，此类项目的操作空间及可能性较大。
全额自发自用新能源项目也下发了实施细则讨论稿，重点要求全额自发自用，新能源直供负荷，场景类似于分散式分布式项目，但相对宽泛，所能开发的项目规模较小，体量较低。
保障性并网新能源项目中，风光氢储产业链等重点项目要求引入氢能、储能等重点项目的产业链，配套生态综合治理的项目及国家试点示范及乡村振兴等项目需要以生态综合治理、乡村振兴为依托进行开发，难度较大，需要顶层运作。
分散式风电及分布式光伏发电项目较为常规，但受限于年度指标，开发规模较小，体量较低。
针对传统新能源开发投资企业的发展建议
结合传统新能源企业当前所掌握的各类资源，在政策允许的基础上，提出如下建议：
(一)统筹实施火电灵改。传统能源开发企业大多在集团内部拥有部分火电厂，作为有效资源，对火电厂的灵改，可有效的获取一定数量的新能源指标，且该类指标可直接接入电网，无需寻求新增负荷，因而，该途径为当前较为稳妥的开发路径。
(二)结合园区申报项目。根据市场化并网相关要求，可与各盟市、旗县及相关园区合作，通过园区申报可再生能源替代项目，或与增量配电网合作申报源网荷储一体化项目。此路径为当前较为明确有效的申报途径。
(三)提前布局储能电站。自治区储能政策即将出台，结合电网市场化交易政策，依托储能开发新能源或进行电网调峰将是未来的一个有效方向。提前布局电源侧或电网侧储能项目，将在蒙西电力市场的“十四五”发展中占得先机。
(四)增强顶层运作力度。根据保障性并网新能源项目的相关要求，各类项目的开发均有一定难度，因此，需要较为扎实的顶层运作，方可通过该途径获取相关的示范性项目。传统新能源开发投资企业各类改扩建项目可采取该路径，结合示范要求，依托集团公司的力量，借力前行。
(五)争取沙漠基地开发。“十四五”期间，内蒙古自治区将大力发展沙漠、戈壁光伏及风电的开发，消纳形式包括外送及当地消纳。传统新能源开发投资企业可争取此类项目的开发与参与权，尤其是近期基本确定的库布奇等沙漠配套新能源外送项目的争取。
(六)远近结合协同发展。传统新能源开发投资企业近期可着眼于争取整县光伏、部分分散式分布式项目的指标，建议主要申报分散式风电。而远期，对于已建的老旧项目，可通过上大压小的方式进行技改，但需要进一步等待相关政策的出台，预计在各类市场化项目的实施细则发布后，此类项目政策的编制会提上日程。
(七)适度探索氢能途径。由于氢能的制储用产业链投资规模较大，因而，采用该模式配置的新能源项目的附加投资较大，而制氢示范项目需要与用氢企业联合，解决消纳问题，同样也存在一定的障碍。因而，传统新能源开发投资企业在该类途径的选取上，需结合下一步出台的实施细则，进行适度地探索。
(八)挖掘末端电网源网荷储示范路径。根据交通运输部近日印发的工作方案与电力源网荷储一体化实施细则，结合低碳交通及电网末端供电可靠性不足的边境口岸、偏远小镇，采取分布式新能源+储能+微电网的开发路径，发展局部区域新能源微电网示范项目。
综上所述，面对“十四五”期间新能源开发的相关要求，结合企业或集团所掌握的各类有效资源，分析不同开发模式的具体要求，选取适合企业的合理途径，是传统新能源开发投资企业“十四五”期间在自治区开发新能源项目的有效方式，也是实现企业在“十四五”期间良好发展的前期基础。
