大基地項目已成為中國新能源產業(yè)未來發(fā)展的主要支撐之一，但目前依然面臨著巨額投資、消納困難和外送通道不足等三大難題。

4月27日，在國家能源局2023年二季度新聞發(fā)布會上，國家能源局宣布，第三批以沙漠戈壁荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目已經確定，名單正式出爐。

在這第三批大基地項目清單中，投資主體除了傳統的央企發(fā)電集團和地方能源企業(yè)外，還出現了石油巨頭中石油和動力電池龍頭寧德時代。

不過，想要看到中石油和寧德時代的大基地項目建成投產，可能還要等些時間。就在新聞發(fā)布會之前的4月26日，國家能源局召開了2023年4月份全國可再生能源開發(fā)建設形勢分析視頻會。

會上提到了第一第二批大型風電光伏基地建設存在的諸多問題，包括:部分項目沒有編制接入方案、部分送出工程還需進一步加快建設的情況。另外，大型風電光伏基地配套電化學儲能調峰設施建設進度較慢。要進一步壓實責任，明確整改時限，確保大基地按期建成并網。

大基地，似乎沒有想象中的那么美好。

在中國能源進入“十四五”發(fā)展節(jié)奏之后，新能源開發(fā)也不可避免的與“雙碳”戰(zhàn)略同頻。如何大力發(fā)展非化石能源?這不僅是中國新能源產業(yè)必須解決的難題，也是中國政府和全社會實現碳中和的必由之路。

最高領導人為新能源的發(fā)展指明了方向。

2021年10月12日，國家主席習近平以視頻方式出席在昆明舉行的《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會并發(fā)表主旨講話。在講話中，習近平主席提出“中國將持續(xù)推進產業(yè)結構和能源結構調整，大力發(fā)展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設大型風電光伏基地項目?！?/p>

3個月后，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》，明確提出“加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目建設，積極推進黃河上游、新疆、冀北等多能互補清潔能源基地建設?！?/p>

大基地建設注定要成為中國“十四五”期間新能源發(fā)展最為濃墨重彩的一筆。

國家能源局新能源與可再生能源司司長李創(chuàng)軍就表示，“十四五”期間可再生能源發(fā)展將由重大基地支撐發(fā)展。

大基地建設在我國新能源發(fā)展歷程中并不是第一次出現。早在“十二五”規(guī)劃中，就明確提出了建設“河北、蒙西、蒙東、吉林、甘肅、新疆、黑龍江以及山東沿海、江蘇沿海大型風電基地，規(guī)劃2015年大型風電基地規(guī)模達到7900萬千瓦”。

甚至在更早的2007年，國家發(fā)改委就批準在酒泉建設千萬千瓦級風電基地，總裝機1065萬千瓦。然而伴隨著風電大基地的建設，棄風限電等消納也問題也不斷抬頭，甚至一度成為風電發(fā)展的主要障礙。從2010年開始，三北地區(qū)開始出現明顯的棄風限電現象，隨后不斷頻繁、常態(tài)化，部分地區(qū)棄風電量依然超過了50%。

在近10年的時間里，棄風、棄光都是中國新能源產業(yè)發(fā)展無法言說的痛苦。我國采取了一系列新能源消納行動措施，可再生能源消納水平有所提升。2021年風電平均利用率96.9%，光伏平均利用率98%。但2022年以來，甘肅、內蒙古、青海等省份新能源利用率已經出現下降勢頭。

“十四五”期間新能源大基地建設規(guī)模高達200GW，如此海量的新能源建設對于中國電力系統、企業(yè)和各地政府來說都意味著巨大的挑戰(zhàn)。

站在政策制定者的角度來說，大基地建設的一系列問題落在文件中是十分明確的?！丁笆奈濉爆F代能源體系規(guī)劃》中就明確提出“建設以大型風光基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系?！?/p>

但在實際操作中，任何一個細節(jié)問題的疏忽，都可能釀成重大失誤。

1.“大”難題

“資金問題、消納問題和收益問題是投資建設大基地對于發(fā)電企業(yè)來說最關鍵的三個問題?！币患已肫笸顿Y公司負責人告訴《能源》雜志記者。

2017-2021年，全球發(fā)電總裝機增長不足10%，但風電裝機增長了55%、光伏增長了135%。全球13家非中國發(fā)電企業(yè)平均發(fā)電裝機容量下降15.2%，平均發(fā)電量下降8.5%；至2021年底，外國企業(yè)平均裝機容量僅有中國五大集團平均規(guī)模的21%，平均發(fā)電量僅有28%。

在電力進入新能源時代之后，發(fā)電企業(yè)的資產規(guī)模增加就變成了一件不容易的事情。以風光為代表的新能源發(fā)電不僅對電網不夠友好，對于傳統大型企業(yè)來說管理上也并非易事。

與外國同行們相比，中國發(fā)電企業(yè)可以借助大規(guī)模集中開發(fā)新能源的便利條件繼續(xù)維持較高的裝機容量增長速度。

“所有的企業(yè)都在往大基地的賽道擁擠?！鄙鲜鲅肫笸顿Y公司人士說。

2022年1月30日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》(以下簡稱《方案》)?！斗桨浮诽岢龅?030年規(guī)劃建設風光基地總裝機455GW。目前第一批97.05GW風光大基地已全面開工，部分已建成投產；第二批部分項目已開工，規(guī)模約200GW，直接投入超過1.6萬億元；第三批項目清單已經印發(fā)。

巨大的投入對發(fā)電企業(yè)來說首先就是巨大的挑戰(zhàn)。有五大發(fā)電新能源公司負責人表示，預計“十四五”期間，公司在新能源大基地項目上的投資超過2000億元。而這甚至不是項目最多的發(fā)電集團所需要支出的投資額。

“單這筆投資對很多公司來說就是不小的壓力?！鄙鲜鲅肫筘撠熑烁嬖V《能源》雜志記者，“有些發(fā)電集團問題不大，有些企業(yè)近年來經營效益不好，不大有這樣的實力?！?/p>

有余力進行投資的發(fā)電企業(yè)也必須慎重對待這動輒上千億的投資。2023年1月，國資委召開中央企業(yè)負責人會議，針對部分央企存在的回報水平不優(yōu)、盈利質量不高、市場競爭力不強、創(chuàng)新能力不足等短板，會議確定了央企考核體系從“兩利四率”調整為“一利五率”。

即用凈資產收益率替換凈利潤指標，用營業(yè)現金比率替換營業(yè)收入利潤率指標，并繼續(xù)保留資產負債率、研發(fā)經費投入強度、全員勞動生產率指標。

與凈利潤指標相比，凈資產收益率反映的是股東投資的回報率。凈資產收益率越高，則企業(yè)每投入1元所能掙得的稅后利潤也就越多，這更契合資本市場的考核指標。

“短時間內如此大規(guī)模的投資對于一家企業(yè)來說前所未有。一旦大基地項目的建成投產出現問題，可能會極大地影響集團的考核水平。”

如果大基地建成之后只能在那里“曬太陽”，那就完全沒有效益可言。新能源大基地建成之后的消納十分關鍵。

事實上從宏觀角度來看，大基地建設在短期內會極大地提高我國新能源發(fā)電裝機容量，同時也對消納提出了更高的要求。

根據《方案》總結，“十四五”期間規(guī)劃建成投產風光大基地總裝機約200GW，其中外送150GW、本地自用50GW，外送比例達到75%。預計“十五五”期間規(guī)劃建設風光基地總裝機約255GW，其中外送約165GW、本地自用約90GW，外送比例約65%。

一般而言一條直流線路最多可配送約10-12GW新能源裝機?！笆奈濉憋L光大基地150GW新能源裝機中，需要新增外送通道容量約92GW(占比46%)，對應8-10條直流線路，目前已規(guī)劃4條，缺口4-6條。假設“十五五”風光大基地165GW裝機中約有50%的容量需要新增外送通道，即對應7-9條直流線路。

“送出工程是影響和制約大基地新能源項目并網和消納不可或缺的環(huán)節(jié)，但當前大基地新能源項目的配套設施建設還有待提速，配套送出工程建設有所滯后?！鄙鲜鲅肫髢炔咳耸空f，“譬如，西北某省在調研中發(fā)現，該省為大基地配套的3個750千伏輸變電工程規(guī)劃建設時間滯后，還有7個330千伏升壓站接入系統待批，建設進度難以滿足新能源并網要求，加上升壓站及儲能建設分攤費用超投資預算，導致部分項目投資決策難以通過。”

這些宏觀問題可能只是大基地建設的一系列問題的冰山一角?！凹虚_發(fā)、遠方消納”的新能源開發(fā)模式在中國已經遭遇了嚴重的瓶頸。

2.特高壓加速

一直以來，特高壓都是西部地區(qū)新能源發(fā)電消納的利器。但與大眾觀念中的印象不同的是，特高壓在輸送新能源發(fā)電的時候往往存在利用率不高等問題。

2020年我國22條特高壓輸送通道平均可再生能源占比為46%，創(chuàng)下近五年新低。2021年10月24日，國務院印發(fā)的《2030年前碳達峰行動方案》提出“嚴控跨區(qū)外送可再生能源電力配套煤電規(guī)模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%?！?/p>

對于特高壓來說，發(fā)電隨機波動的風電、光伏作為配套電源顯然無法滿足安全穩(wěn)定的送出條件，因此這才有了火電與新能源的“打捆外送”。

“從技術上來說，風光大基地算不上什么新鮮的東西，只是將傳統電力規(guī)劃中的打捆外送進行放大了而已?！币晃皇煜る娏π袠I(yè)的專家對《能源》雜志記者說，“區(qū)別就是現在的大基地裝機規(guī)模更大，火電與新能源配套的比例有所變化?！?/p>

酒泉—湖南±800千伏特高壓直流輸電工程配套電源規(guī)模高達1580萬千瓦，其中包括火電600萬千瓦。

根據相關的技術文獻，按照在滿足系統調峰平衡的前提下，盡量增大風電裝機規(guī)模的原則，考慮合理的風火打捆比例。我國大型風電基地風火打捆直流外送的合理比例一般為1∶1.5-1∶2.2。按照風火打捆比例為1∶1.5來計算，通過酒泉至湖南特高壓直流線路外送的風電規(guī)模為500萬千瓦，這就需要至少配套火電裝機750萬千瓦。

實際情況是，配套酒泉新能源基地的840萬千瓦調峰火電項目已列入國家電網公司電源建設規(guī)劃，目前已建成國電2×33萬千瓦熱電聯供、大唐803電廠10萬千瓦、玉門水電廠12.3萬千瓦三個項目，神華國能肅州電廠2×60萬千瓦、甘肅電投瓜州常樂電廠2×100萬千瓦兩個調峰火電項目完成論證工作，已上報國家能源局。

“按照原本的計劃，大基地的特高壓外送通道應該實現更大的配套電源規(guī)模，同時減少火電的比例。但是從最近幾年的規(guī)劃結果來看，火電的比例并沒有減少?！?/p>

2022年4月16日，陜北—湖北±800千伏特高壓直流輸電工程正式投入運行。陜武特高壓，額定輸送容量800萬千瓦，配套火電裝機800萬千瓦，新能源裝機600萬千瓦。

2023年2月27日，隴東至山東±800千伏特高壓直流輸電工程(以下簡稱“隴東直流工程”)獲得國家發(fā)改委核準批復。該工程是我國首個“風光火儲一體化”送電的特高壓工程，外送電源通過風光火儲一體化規(guī)劃、建設和運營，建設配套擴容升級400萬千瓦調峰煤電、650萬千瓦風電、400萬千瓦光伏和100萬千瓦(2小時)儲能。

近日，寧夏-湖南±800千伏特高壓直流輸電工程正式開工建設。這是我國第一條以開發(fā)沙漠光伏大基地、輸送新能源為主的特高壓輸電通道。

該工程配套基地總規(guī)模高達1700萬千瓦，包括400萬千瓦煤電、中衛(wèi)沙漠光伏600萬千瓦、紅寺堡戈壁光伏300萬千瓦與中衛(wèi)海原等風電400萬千瓦。盡管配套電源豐富，但線路的額定輸電容量也只有800萬千瓦。

打捆外送在技術上始終沒有能夠取得突破，在一定程度上收到了新能源大基地并網方式的限制。這背后又隱藏著發(fā)電企業(yè)與電網企業(yè)在運營模式上的爭議。

3運行爭議

作為全國最大的“風光火”打捆外送基地，哈密市依托已建成的疆電外送通道，讓哈密電能源源不斷送至全國20個省(自治區(qū)、直轄市)，目前，哈密外送電量中新能源發(fā)電量占比已達45%以上。

哈密至鄭州±800千伏特高壓直流輸電工程(簡稱“天中直流”)是“疆電外送”的一條大動脈，也是“打捆外送”的一條經典線路，由此可以一窺大基地并網的特點與爭議。

天中直流配套的火電機組出力通過哈密換流站直接外送，同時與火電配套的風電與光伏出力通過220kv變電站與750kv哈密南變電站相連，再由哈密南經哈密換流站通過天中直流外送。

由于新能源具有間歇性和波動性的特點，為了保證天中直流外送的穩(wěn)定，采用風光-火打捆外送的方式，利用火電機組的調節(jié)能力抵消新能源有功輸出的正常波動，保證天中直流外送通道的穩(wěn)定運行。

類似的接線并網方式是目前大基地項目的主流選擇，即:風電、光伏都分散接在送端電網之中，而配套火電直接接在換流站上。

“這樣就造成了一個結果，大基地的風電、光伏在運行過程中，實際上就對當地電網潮流產生了影響?！鄙鲜鲭娏ο到y專家說，“那么即便是這個風光項目參與的是受端省份市場交易，但是在送端市場中，都要有發(fā)電企業(yè)作為虛擬交易方，把自己發(fā)的電買出來，再賣出去。”

這會產生幾個問題。首先，電網是對所有發(fā)電、用電都是公平的，包括了公平接入、公平使用。但是在有跨省區(qū)新能源輸送的情況下，實際上(并入了當地電網的)大基地項目是享有優(yōu)先使用電網的權利的，因為它們并沒有和同樣并網的本地電源一起競價。

其次，由于新能源在送端電網中轉了一圈，也就意味著作為虛擬買家的發(fā)電企業(yè)嚴格意義上還需要支付輸配電費?！八统鍪》菥W架是按照最大出力設計的，受端網架是按照最大負荷設計。所以受端用戶支付輸電費用更合理?！?/p>

已經有發(fā)電企業(yè)相關人士公開表示，希望風光大基地的并網方式進行改變，實現風電、光伏完全不介入當地電網，而是和火電一樣直接接入換流站。實現配套火電給自己的風光調節(jié)。

是的，你沒有看錯，實際上在當前的新能源大基地并網模式下，項目配套火電并不一定能給自己的風光項目調節(jié)。這就可能出現B項目的火電給A項目的新能源調節(jié)的情況。

“如果所有的配套調節(jié)能力集中由電網側統一調用，會比分散在電源側自行配套、發(fā)揮更大的調節(jié)效力，這里需要更好的產業(yè)經濟模式來支持?！比舜髴媒洕鷮W院兼職教授吳疆說。

只不過對于企業(yè)來說，盡管新能源與配套火電是聯合運營，但實際的運行卻還是受制于人。這顯然對于企業(yè)的最大經濟效益不是最有力的。

3月21日，中國電力企業(yè)聯合會主辦的“第一屆電力市場高端論壇”在北京舉辦。會上，華能集團副總經理李向良提出“通過聯營+聯運模式，一體化參與電網運行和電力市場交易，落實大型能源基地平衡主體責任，能夠達到清潔能源開發(fā)、電網安全穩(wěn)定支撐、項目經濟性等多重目標統籌，實現發(fā)展與安全的協調統一。”

但就在同一場活動中，國家電力調度控制中心副總工王德林在談到風光火儲聯營時明確說道“我們鼓勵統籌規(guī)劃，但聯營不聯運，保障系統安全?！?/p>

從王德林的表態(tài)我們可以推測，電網堅持“聯營不聯運”更多的是從安全角度出發(fā)。對于肩負著特高壓安全責任的電網來說，掌握更多的火電資源無疑就給特高壓留出了更多的安全冗余。

不過隨著市場化程度的推進，適度放開調度權也開始成為越來越多企業(yè)的呼吁。

“我們呼吁電網可以更開放一些，把小顆粒度項目的調度權交給開發(fā)商?！边h景集團高級副總裁田慶軍對《能源》雜志記者說，“在新能源發(fā)展越來越多、越來越快的背景下，過細的調度權有時也是包袱。讓開發(fā)商掌握一定的調度權、自負盈虧，不僅對系統安全沒有影響，而且能夠提高新能源的投資效率?！?/p>

不過即便是發(fā)電企業(yè)如愿拿到了小范圍的調度權，大基地項目的運營也絕對不意味著一帆風順。在電力市場化的情況下，跨省區(qū)新能源交易是否真的就有經濟效益，可能還是一個未知數。

4.被嫌棄的光伏

“談的不是很順利?！眳⑴c隴東直流工程送山東電力交易的內部人士告訴《能源》雜志記者。

電價是買賣雙方談判的核心環(huán)節(jié)。山東市場知情人士表示，山東方面給出的方案是隴東直流所送電量全部隨行就市，作為現貨市場價格接受者;或者按照山東給出的曲線，只在需求高的時間段送電。

“沒辦法，山東現在自己中午時間段都是光伏過剩的負電價時段了，不可能再要送來的光伏?！鄙鲜鲋槿耸空f。

4月29日至5月3日，山東用電負荷下降、日間時段新能源大發(fā)，嚴重的供大于求使得電力現貨實時交易累計出現46次的負電價，其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續(xù)實時現貨出清負電價時段長達22個小時。最低價格出現在5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價格付費發(fā)電。

近年來，我國逐漸形成了“統一市場、兩級運作”的全國統一電力市場核心框架。

統一市場體現在統一市場框架、統一核心規(guī)則、統一運營平臺、統一服務范圍;兩級運作是指省間、省內交易協調運營。

“問題在于，市場分級了之后，所以上級是優(yōu)先的。那么電力在外送的時候就是計劃性的、指令性的。而不是按照真正的市場供需來進行的?！庇须娏ο到y專家指出。

因此在實際操作中，我國的跨省區(qū)電力交易或者電力外送，大多是僵直外送的，即:有的時候送出地不愿意送，而有的時候(越來越多的時候)，接收地不愿意要。

華潤鯉魚江電廠地處湖南省南部，是“西電東送”項目，接入廣東電網。但是，湖南電力逐年緊缺，湘南地區(qū)嚴重缺乏電源支撐。2019年，鯉魚江電廠轉接湖南電網已經逐漸形成共識，并得到國家能源主管部門的認同和支持。

直到2021年10月，鯉魚江電廠靈活供湘工程才順利投產運行。

一個兩省交界處的電廠到底是給哪個省供電？這不僅需要重新建設電網線路，投資數億元;甚至還需要國家能源局專門關注，最終若干年才能成型?？鐓^(qū)送電的僵直由此可見一斑。

實際上，我國電力市場正在陷入了一個誤區(qū)，認為區(qū)域市場比省市場好，全國市場比區(qū)域市場好，這都是僵化理解概念。允許電力按照價格多大范圍的流動，就有多大范圍的市場，只是這個市場可能由好多個市場共同組成，而非整合成一個。

整合成一個市場，不允許跨省流動一樣沒法實現更大范圍配置資源。允許流動的方法，就是省間送受電要承擔省內引發(fā)的經濟責任，而非邊界。所謂的作為邊界條件=省間壁壘+割裂市場。

從某種意義上來說，國家指令計劃于所謂的省間壁壘是一體兩面，沒有了強制性的計劃，也就不存在省間壁壘。

讓我們把視線回到隴東直流，其配套的400萬千瓦光伏發(fā)電在出力時間上和山東省的分布式光伏幾乎沒有區(qū)別。這也就意味著低價電只能在谷電價格時段送到山東。即便是不考慮負電價的可能性，經過上千公里的運輸之后，加上輸電費用的隴東電也不會比山東本地市場里的電更便宜了。

“實際上，更加靈活的方式應該是當山東省出現負電價的時候，能夠通過線路反向送電?！鄙鲜鲭娏ο到y專家說，“但是兩級市場是不允許出現這種情況的?！?/p>

目前跨省、跨區(qū)域的電力電量市場化交易是由單向的實際交割中長期合約為主。這一方式缺乏對電力的靈活性調配。高性價比的資源共享將需要更加靈活的交易安排，并需完善不同時空尺度下合同的銜接。

“大基地的開發(fā)和外送一定是多元化的健康發(fā)展?！碧飸c軍說，“任何一刀切的方式都不安全。實際上發(fā)送兩端的政府之間對于清潔能源的跨區(qū)域消納做了很多努力，作為戰(zhàn)略資源，未來可再生能源消納不一定完全依賴市場手段進行交易，也需要發(fā)送兩端協商解決。”

不過需要明確的是，目前的跨區(qū)域電力交易和輸送還沒有提前出清潔能源的綠色屬性。

在東部地區(qū)購買了西部地區(qū)的綠色電力之后，滿足了自身的碳中和需求。但西部地區(qū)雖然貢獻了綠色電力，但卻無法助力本地的“雙碳”進程。

在碳中和時代，綠電資源將成為稀缺資源。東部地區(qū)手握更好的經濟基礎，再加上外購綠電資源，在經濟發(fā)展上則會形成1+1>2的效果。

相對應的西部地區(qū)盡管獲得了綠電的收入和稅收，但損失了依托綠電發(fā)展產業(yè)和經濟的機遇。

“因此，西部地區(qū)的地方政府越來越意識到要將綠色資源更多留在當地，發(fā)展當地經濟和產業(yè)?！碧飸c軍說。

如果全國統一電力市場依托目前的電力市場改革模板推進，意味著可再生能源富集地區(qū)政府缺乏議價、資源置換的權利。因此盡管保障了電力資源在全國范圍內更大程度的資源配置，但不利于“先富帶動后富”的區(qū)域平衡發(fā)展戰(zhàn)略。

目前中國省間電力交易價格基本以政府間協商為主。雖然犧牲了市場交易的靈活性，但在發(fā)揮市場與價格關系的同時，也保留了一定政府宏觀調控的空間。有電力行業(yè)相關人士表示，這是當下平衡企業(yè)、用戶、政府間關系的有效手段。盡管市場化改革會繼續(xù)推進，“但政府會繼續(xù)保留宏觀調控措施，以避免過度市場化帶來的負面影響?！?/p>

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