文｜华夏能源网

风光大基地建设如火如荼，然而其利用率却一直是模模糊糊、朦朦胧胧。这层神秘的“面纱”最先还是被国家审计署揭开了。

近日，国家审计署发布《国务院关于2023年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》（下称“《审计报告》”），问题直指风光大基地项目，称新能源开发利用缺乏统筹。

《审计报告》中指出：西北5省部分地区不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项目，个别已投产项目2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。

此外，审计发现，50个“沙戈荒”大型风电光伏基地项目“碎片化”。401个子项目中，有385个单体规模小于要求的100万千瓦，增加了配套电网建设与并网难度。

按照规划，第一批风、光大基地要求2022年底并网，第二批风、光大基地要求2023年底并网。但现实情况不容乐观，并网进度严重不及预期，主要原因之一系“配套外送通道建设缓慢”。

另有行业消息称，国家级层面已经在考虑叫停外送通道建设不及时的配套风、光大基地项目。

《审计报告》表示，对于上述问题，已依法征求了被审计单位意见，出具了审计报告，下达了审计决定，有关地方部门和单位正在落实整改。

大基地利用率到底怎么样？

个别风光大基地项目3年来累计弃电50亿度的数据，着实让人触目惊心。

事实上，按照要求，风光大基地项目是100万千瓦起步，据此计算，投资最少要要四五十亿元；“沙戈荒”基地是1000万千瓦起步，投资至少要四五百亿元。包括“沙戈荒”在内的西北风光大基地项目，2030年前总装机将达到6亿千瓦左右，总投资3万亿元左右。

如此大规模的投资当然要考虑长期的效益、收回投资，也就意味着消纳能力要跟上。

但目前我国风光大基地项目的利用率到底是怎样的呢?

先来看青海。2023年，在光伏装机逾2000万千瓦、风电装机近1000万千瓦、新能源装机占比达到65%的青海省，中午高峰时段电网已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。另据公开数据，2023年青海省光伏利用小时数仅为1400小时，而青海的年日照时长是远在2000小时以上的。

还以青海地区为例，更要命的是，一边是白天弃风弃光和“窝电”，另一边夜晚还要深受缺电之苦。

每当夕阳西下，光伏停发，风电也时常因为高原空气稀薄而出力不稳，青海便不得不从甘肃、陕西、新疆等周边省份高价购买煤电，加上远距离输电费用，外购电价往往比省内电价高出一倍。

再来看新疆。2023年，新疆新增新能源装机规模达到了2251万千瓦，是2022年新增新能源装机规模的5倍。

但利用情况也不容乐观：截至2023年底，新疆风光新能源累计装机容量6158万千瓦，全部电源总装机占比已经超过43%，但是发电量占比仅为16.4%，同比提升不到1个百分点。也就是说，2023年一年之内，新疆新增新能源装机是2022年的5倍，但是换来的新能源发电量增长仅有1个百分点。

接下来是甘肃。

由于风光大基地项目大刀阔斧上马落地，“十四五”以来，甘肃新能源累计新增装机3000万千瓦，较2020年增加1倍。截至今年6月底，甘肃省新能源装机量达到了5699万千瓦，在9159万千瓦的全部电源总装机量中占比62%，排名全国第二。

甘肃早年就曾深受弃风弃光之苦。中国规划建设的第一个千万千瓦级风电基地就位于甘肃酒泉，于2009年开工。但在整个“十二五”“十三五”，甘肃新能源遭遇了罕见的消纳红色预警，如不是《审计报告》出炉，业内也较难知晓其弃电的真实情况。

近几年，甘肃新能源风光大基地风起云涌，为避免重蹈昔日高弃风弃光率的覆辙，甘肃将新能源发电量全面推向市场，甘肃参与电力市场化交易的新能源装机占比达到了86%。

然而，随着风光装机的骤增，电力供需问题还是开始困扰甘肃。今年5月，甘肃新能源发电量为80.55亿千瓦时，占全网总发电量的47%。在新能源供大于求的背景下，甘肃部分光伏电站在中长期市场的结算价格已经低至0.11元-1.12元，而现货市场更是跑出了0.04元的“地板价”——大基地的收益问题遭到严重“拷问”。

大基地发电的现状就是四个字：量增价跌。有关部门原本要求风光大基地项目的收益率要达到6%左右，但现实中，很多大基地项目根本算不过来经济账。

电力需求端问题并没有充分解决

行业人士认为，很多风光大基地项目之所以利用率低下、无法发挥出应有的效益，“电网”是首当其冲的原因。

当然，这当中有很多项目“小散乱”，因而难以匹配电网通道。但是，更多问题或是出在地方政府和项目业主方抢装项目，以至于通道建设滞后甚至缺位。

近两年来，电力外送通道的建设情况包括，截至2023年年底，国网累计建成19项交流、16项直流，共35项特高压工程。2023全年投产的特高压工程则有6项，包括驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程等项目。

到2024年，结合各地多条重点特高压工程的建设进展，还有武汉至南昌、川渝1000千伏特高压交流等6项工程，有望在年内建成投运。

全国范围内加速上马特高压，目的就是为适配风光大基地。但有两大现实问题造成外送出现了“卡点”：

一方面，由于大基地项目平均需要约一年左右建成，特高压从规划设计到建成则需要三年左右，特高压在建设时序上还是滞后于风光大基地电源项目。

此外，由于风光大基地项目总装机在6亿千瓦左右，与之相对应，目前规划的特高压的数量仍存在缺口。

另一方面，即便外送绿电的通道具备了，但电力需求端问题并没有充分解决。

风光大基地项目是100万千瓦起步，“沙戈荒”项目是1000万千瓦起步。“十四五”时期，“沙戈荒”基地规划总装机约2亿千瓦，外送占比75%；“十五五”时期规划建设的风光基地总装机约2.55亿千瓦，计划外送占比65%。

也就是说，有大比例的大基地风、光发电是送不出去的。即便很多大基地项目，在两年之前就已经开工建设，可直到现在，有些项目还没有找到合适的受端电力需求方。

以内蒙古区域内“沙戈荒”基地项目为例，四大基地每个项目规划新能源装机1200万千瓦。目前，分别规划配套建设蒙西至京津冀、库布齐至上海、乌兰布和至京津冀和至冀鲁豫、腾格里至江西四条特高压。

其中，蒙西至京津冀这条通道，项目已经纳入“十四五”规划。目前这条通道计划落地河北省沧州市，但现在河北自己的分布式光伏也特别多，河北南网电力也是过剩的，加之蒙西与河北的新能源出力曲线相近，这就增加了外送难度。

也就是说风光大基地、“沙戈荒”基地绿电外送，要想最终落地，和受端还有着异常艰苦的谈判，一条特高压线路，中间落地哪些省份，受端和送端的电价、电量如何确定，还需要反复、漫长的博弈过程。

除特高压的上述两大现实问题之外，西北地区网络密度也不够，缺少“毛细血管”级别的电网，未来投资建设力度能否起来，也存在很大不确定性，光靠上马特高压，也是“独木难支”。

结语

总结来看，要解决《审计报告》中对提出的大基地弃电严重的问题，提高风光大基地利用率和效益，当然要及时为项目匹配电网。

但需要注意的是，接下来电力基础设施的建设，包括特高压在内，也一样要综合考虑利用率与效益的平衡。

因此，审计署这份报告中“不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项目”的问题，亟待引起各地方的重视，这对西部地区乃至更大范围内新能源开发的规划、节奏把握上，提出了更大的挑战。