文｜华夏能源网

作为构建“以新能源为主体的新型电力系统”的关键一环，风光大基地承载着中国能源结构调整的重任。

2021年12月，第一批风光大基地公布，共计50个项目97.05GW装机。今年2月底，第二批风光大基地方案落地，国家发改委、能源局拿出了总计约4.55亿千瓦的规划装机量，预计到2030年建成，体量惊人。

风光大基地建设，关系着中国的碳达峰进程。截至2021年底，中国风电光伏装机已超6亿千瓦，装机规模全球最大。到2030年风光大基地建成，中国风光装机量将妥妥的再翻一番，达到12亿千瓦以上的装机目标。2030年，也是中国向世界承诺的碳达峰年。

加速推进风光大基地国家战略，隐忧与掣肘必须先除。大规模密集上马风光装机，电网通道建设能不能跟得上？要避免大规模弃风弃光悲剧重演，调峰和储能能力能否跟得上？同期规划建设的新增煤电，会不会与减碳目标背道而驰？

诸多难题，摆在眼前。风光大基地要“风风光光”，难点与堵点问题需要提前规划并探索出解题答案。

雄心与愿景

这是风光大基地的进军号角。彼时外界预计，风光大基地后续大致上会是按照年均一亿千瓦左右的装机规模推进。

两个月后，2021年12月下旬，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，其中共涉及19个省，总规模9705万千瓦，风光比例约为4：6，陕甘青宁新疆内蒙等西北六省项目占了超六成，建设并网时点集中在2022和2023年。

一个“基础”、一个“支撑”、一个“载体”，堪称新能源供给消纳体系的战略“铁三角”，风光大基地的战略价值和在碳达峰进程中的重要地位一目了然。

在高层亲自点题下，风光大基地建设快马加鞭。今年2月，国家发改委、国家能源局下发《以戈壁、沙漠、荒漠为重点地区的大型风电光伏基地规划布局方案》，第二批项目规划出炉。

根据《方案》总体目标，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点建设区域，其他沙漠和戈壁地区为补充，综合考虑采煤沉陷区来规划建设第二批大基地。到2030年，规划建设风光电基地总装机约4.55亿千瓦，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。

对4.55亿风光装机的建设时序，国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在4月14日召开的“风光大基地规划研讨会”上预测：“‘十四五’期间，将新增大型风光基地规模超2亿千瓦，预计在所有新增新能源装机中占比超三分之一。”

李琼慧称，“十四五”计划完成2亿千瓦，其中外送1.5亿千瓦，占比75%，本地自用0.5亿千瓦；“十五五”完成2.55亿千瓦，其中外送1.65亿千瓦，占比65%，本地自用0.9亿千瓦。

如果两期5.5亿千瓦大基地项目顺利投产，中国“2030年风电、光伏装机达到12亿千瓦以上”的目标就基本无虞，这还不包括分布式光伏风电和其他建设项目。也正因为如此，业内对未来新能源市场需求普遍持乐观态度，大多数观点认为12亿千瓦装机只是2030风电、光伏装机的下限。

并网输送难题

实现风光大基地装机目标，目前看产业支撑与资金投入等等方面都不成问题，最大的难题可能是外送通道建设滞后。

沙漠、戈壁、荒漠本就集中在西部、北部，风光大基地的建设在充分利用地理资源的同时，也不可避免的存在远离东部、南部消费市场的问题。中国东西部资源禀赋不均衡的难题，只能用技术的手段来拉平，这便是特高压输电。

从规划看，风光大基地绝大部分以外送为主（约3.15亿千瓦），输电通道建设相协调很关键。如果通道建设滞后，就存在大规模弃风弃光的风险。目前来看，特高压通道建设已然落后了。

截至2021年底，中国在运特高压共计29条，分别为13 条交流16条直流。依据“十四五”规划，2025年之前，国网规划建设特高压工程为“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。

华夏能源网（www.hxny.com)注意到，根据国家电网发布的《“碳达峰、碳中和”行动方案》，到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力将达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。2030年，跨省跨区输电能力将提升到3.5亿千瓦。

对比以上数据可见，即使国家电网的特高压跨省跨区输电能力做到100%输送清洁能源，也仅有3.5亿千瓦的规模，远不够西部、北部风电光伏外输需求。“我国电网发展滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，已成为风光电消纳的刚性约束。”大唐集团新能源股份有限公司一位人士指出。

一般情况下，电源基地建设快，但跨区输电线路建设周期更长，加上输电线路投资大、审批流程长，涉及沿途的拆迁安置补偿等工作复杂，电网建设甚至是需要更超前才行，但目前看能做到同步都很难。正如业内专家所言，外输通道建设不到位，大基地建设再大也没有意义。

“目前国内特高压直流外送能力大概在4.5亿千瓦左右，但2030年前仅风光大基地新增的装机规模就达到约5.5亿千瓦。整体看来，特高压的建设需求很强烈，至于会不会带来新的弃风弃光问题，主要取决于送出通道的建设能不能和基地建设同步完成。”中国电力科学研究院新能源中心总工程师迟永宁认为。

实际上，由于外输通道建设滞后导致的严重弃风弃光，已有前车之鉴，这是风光大基地建设需要避开的坑。

2010年左右，甘肃、内蒙等地曾“大干快上”风电大基地项目，意图打造“风电三峡”。但由于当时没有将输电通道在规划中同步建设，并网消纳成了一个巨大堵点，这导致后续弃风问题十分突出。

虽然后来国家能源局出面做了大量工作，但弃风问题依然较为严峻。华夏能源网（www.hxny.com)注意到，2020年我国弃风率最高的省份为甘肃，达到13.8%，其次为吉林13.1%、黑龙江12.7%、河北12.5%、内蒙古12.4%、宁夏11%、新疆10.7%、辽宁9.5%；弃光率最高的是西藏25.4%，其次为青海8%、新疆4.6%、蒙西3.6%、山西3%、陕西2.9%、宁夏2.5%。

实际上，上述这些弃风率和弃光率高的省份，均在风光资源最为丰富的“三北地区”，而这些地区正是当前“风光大基地”建设的主要开发地区。如果处理不好，很可能会是雪上加霜，问题更甚。

新一轮4.55亿千瓦风光大基地建设，以特高压为主的通道建设能否提供及时有效的支撑，是一把破解难题的关键“钥匙”。

储能调峰痛点

除了外输通道建设，灵活有效的调峰能力，也是风光大基地建设的刚性约束。

风光电大基地建设吸取了此前大基地建设的经验和教训，更加重视电源调节能力配套。在规划中，提出了风光大基地周边要建设清洁高效先进节能的煤电作为支撑电源，4.55亿千瓦风光大基地项目将配套扩建煤电4400万千瓦，灵活性改造煤电5072万千瓦，同时还将新建气电1300万千瓦、水电660万千瓦。

配套建设调峰电源是好事情，但给业界带来的担忧和疑问是：煤电项目会不会借机包装上马？去煤化政策要求会不会因此变形？

实际上，这样的担忧已经在发生了。

2014年12月18日，华电集团于宁夏永利的一期2×66万千瓦空冷火电机组项目（总投资约48.8亿元）获得国家能源局核准开展前期工作。2017年，在煤电去产能政策要求下，该项目被列入缓建名单，至今已封存5年。

如今，借着风光大基地“保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源”的名目，华电永利煤电项目改头换面，于今年3月18日开工建设了。该项目将是宁夏采煤沉陷区600万千瓦风光电大基地项目的配套调峰电源，将于2024年同步建成投产。

在地方政府和煤电企业的投资冲动下，类似的项目还有多少、规划审批的“篱笆”扎的牢不牢，都是问题。如果借着风光大基地的名目搞成了煤电项目的死灰复燃、四处开花，将是一件多么让人哭笑不得的事。

“如果十四五新建过多煤电，短期内能够保障电力供应安全，长期来看，会增加能源低碳转型的难度，而且60万千瓦及以上的高效机组作为调峰电源，难以兼顾效率和灵活性。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出。

实际上，除了以煤电作为支撑电源、新能源与火电打捆送出，风光大基地更需要建设储能调峰能力。储能的意义在于：通过将储能设施与风、光集成，当发电量太多时就为储能设备充电平抑波峰，发电量不足时就由储能设备放电补足缺口，将风光大基地的“不可控”变成“可控”。

“平抑风光新能源的间歇性、波动性，除了发挥煤电调节能力，同时也要辅以各类储能。”

国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽认为。

然而，现有的调峰储能也不是没有问题。风光大基地强配电化学储能，将直接推高项目开发成本，造成大基地建设“算不过来账”。

“如果当地光照特别好，同时上网电价相对比较高，可能配一部分储能之后，这个项目经济性还可以。而对那些缺乏资源条件的地区，光伏本来就已经在边缘了，这时候再要求配储能，经济帐就算不过来了。”隆基股份总裁李振国说道。

目前外送基地主要边界条件是落地电价不能超过受端的燃煤基准价，这样倒推过来，相当于送端低价上网，同时还要承担调峰煤电、储能等灵活调节成本，这对项目经济竞争力提出了较高要求。如何平衡好经济性和合理收益，关系到风光大基地能否长久发展，相关配套政策仍需进一步完善。