2021年10月，習(xí)近平總書記出席《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領(lǐng)導(dǎo)人峰會時提出，中國將在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設(shè)大型風(fēng)電光伏基地項目。今年年初，習(xí)近平總書記在主持中央政治局第三十六次集體學(xué)習(xí)時再次強調(diào)，要加大力度規(guī)劃建設(shè)以大型風(fēng)光電基地為基礎(chǔ)、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。2月，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(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案》(以下簡稱《方案》)，風(fēng)光大基地建設(shè)迎來明確路線圖。

國家領(lǐng)導(dǎo)人及國務(wù)院、國家發(fā)改委、國家能源局等相關(guān)政府部門多次明確支持大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)。為深入貫徹習(xí)近平總書記重要指示精神，落實黨中央、國務(wù)院決策部署，扎實推進碳達峰碳中和工作，需要提前考慮風(fēng)光大基地項目落地過程中可能存在的問題，為解決潛在困難、出臺支持政策、保障大基地項目順利推進提供數(shù)據(jù)和理論支撐。

風(fēng)光大基地規(guī)劃建設(shè)總體情況

2021年11月，國家能源局、國家發(fā)改委印發(fā)《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)項目清單的通知》，涉及內(nèi)蒙古、陜西、青海等19省(區(qū))共50個基地，規(guī)?？傆?705萬千瓦。截至2021年12月底，第一批風(fēng)光大基地項目已開工約7500萬千瓦，其余項目在今年一季度陸續(xù)開工。

2021年底，國家能源局再次發(fā)布通知，啟動第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的風(fēng)光大基地申報工作，但截至目前尚未對外公開發(fā)布第二批風(fēng)光大基地的具體清單。據(jù)《中國能源報》報道，2月份印發(fā)的《方案》提出，到2030年，規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機約4.55億千瓦;其中，庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規(guī)劃裝機2.84億千瓦,采煤沉陷區(qū)規(guī)劃裝機0.37億千瓦,其他沙漠和戈壁地區(qū)規(guī)劃裝機1.34億千瓦。

如果4.55億千瓦大基地項目順利投產(chǎn)，就意味著“2030年風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機達到12億千瓦以上”的目標基本完成。目前，企業(yè)申報積極性非常高，風(fēng)光大基地成為了各大電力央企爭相搶占的重要資源，新能源頭部民企紛紛啟動相關(guān)戰(zhàn)略規(guī)劃，風(fēng)光裝備制造商也全力備戰(zhàn)大基地項目。

部分光伏大基地項目市場競爭力不足

按照規(guī)劃，第一批基地就地消納和外送分別約占50%;第二批基地主要以外送為主。以外送為主的光伏基地因遠距離輸送將大幅抬升其總成本;由于新能源出力不均勻，不能滿足直流通道輸送的要求，需要送端基地配套火電、儲能等調(diào)節(jié)電源保障新能源電力的送出，將進一步抬升總成本;在電力市場化改革加速推進背景下，跨省跨區(qū)交易承擔(dān)受電省省內(nèi)市場平衡責(zé)任是大勢所趨，光伏基地可能面臨實際平均交易價格水平偏低、發(fā)(直流落地功率)用(省內(nèi)簽約負荷)電曲線無法完全匹配等問題，收益難以達到預(yù)期。由此造成部分光伏大基地項目在經(jīng)濟性方面可能處于劣勢地位。

對于以外送為主的光伏基地項目，其發(fā)電成本主要包括初始固定投資、變動成本(一般光伏發(fā)電近似為0)、輸電成本、送端直流消納成本(即通過配套火電或儲能將送出曲線調(diào)整為直流技術(shù)可接受波形的成本)、受端市場消納成本(即直流送電曲線與用戶曲線不匹配時，在受端市場上購售電產(chǎn)生的損失)。為簡化說明，首先在不考慮受端市場消納成本的情況下，基于統(tǒng)購統(tǒng)銷模式評價光伏基地項目的經(jīng)濟性，即先加總初始固定投資成本、變動成本、輸電成本、送端直流消納成本，計算出光伏基地獲得合理收益所需的落地電價水平，與當?shù)厝济夯鶞蕛r水平對比判斷經(jīng)濟性;然后再考慮市場化情況下可能產(chǎn)生的受端市場消納成本以及市場電價水平，評價其收益狀況。

統(tǒng)購統(tǒng)銷情況下光伏基地項目經(jīng)濟性估算

假設(shè)某光伏基地(發(fā)電量全部外送)外送通道全年平均利用小時數(shù)4500小時、通道額定功率1000萬千瓦;按照使用壽命30年、年化收益率8%估算，每年大約應(yīng)回收22億元。滿送的情況下，通道全年送電量(視作“光伏基地全部電量”)450億千瓦時，度電通道費用0.049元(即為外送電量的輸電成本)。通道輸電量中50%為光伏電量，即225億千瓦時。按照沙漠光伏最高利用小時數(shù)2000小時估算，該光伏基地設(shè)計最大出力可能達到1125萬千瓦。

初始固定投資成本：目前，國內(nèi)集中式光伏電站造價一般在4000元/千瓦左右，按照1125萬千瓦的標準，該電站初始投資成本在450億元左右。光伏基地項目一般建造在沙漠、荒地等土地價格低廉地區(qū)，因此占地成本在計算中暫時忽略不計。按照理想壽命30年(考慮未來技術(shù)進步因素)、年化收益率8%估算，每年大約應(yīng)回收40億元，折合度電(按光伏基地全部電量折算，下同)成本0.09元。

送端直流消納成本：由于該光伏基地項目最大出力1125萬千瓦，超出其外送通道的額定功率125萬千瓦，需要配套儲能在某些時段將其出力進行存儲轉(zhuǎn)換。儲能電芯的存儲能力至少為600萬千瓦時。按每千瓦時EPC造價1100元的標準，儲能系統(tǒng)初期投資需66億元。儲能使用壽命大約為10年(考慮未來技術(shù)進步因素)，按年化收益率8%估算，年均回收約9.84億元，折合度電成本0.022元。

另外，在無光的情況下，需要依靠儲能或者火電出力保證通道正常送電。顯然，火電是現(xiàn)階段更為經(jīng)濟的技術(shù)手段。理論上，在光伏出力為0時，火電出力應(yīng)與光伏最大出力為替代關(guān)系，但考慮到經(jīng)濟性，假設(shè)僅配套一半(562萬千瓦)火電即能滿足絕大多數(shù)情形。由于配套火電主要為了支撐光伏項目連續(xù)運行，其至少一半的固定成本(考慮火電機組可能為當?shù)靥峁┮欢ǚ?wù))和全部外送電量變動成本應(yīng)由光伏基地承擔(dān)。

固定成本方面，按照造價3100元/千瓦、壽命30年(考慮成本因素延長50%)、年化收益率8%估算，火電機組年均應(yīng)回收15.5億元，折合0.034元/千瓦時，其中光伏電站應(yīng)承擔(dān)0.017元/千瓦時。變動成本為估算方便僅計算燃料費用。根據(jù)《關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，5500千卡動力煤中長期交易價格為每噸570元至770元(含稅)。不考慮運費(火電所在地與煤源重合)的情況下，假設(shè)5500千卡動力煤價格為700元/噸(隨著碳達峰碳中和工作持續(xù)推進，供給端收縮的速度將快于需求端，煤炭價格大概率位于限價區(qū)間上限波動);折算成標煤為890元/噸。單位耗煤量約280克，但考慮到配套火電需要在光伏出力高時降低出力，在光伏出力低時提高出力，會推高耗煤量，假設(shè)平均耗煤量為300克/千瓦時。那么，僅考慮燃料費用情況下，火電度電變動成本約為0.27元。綜合看，光伏承擔(dān)的送端直流消納成本大約為0.202元/千瓦時。

總成本：加總輸電成本、固定投資成本、送端直流消納成本，度電總成本約為0.448元(含財務(wù)費用、折舊等，下同);而西北地區(qū)各省區(qū) 燃煤基準價基本在0.25元/千瓦時至0.35元/千瓦時區(qū)間，華北、華東等負荷中心的燃煤基準價也在0.4元/千瓦時左右，遠不能達到該光伏基地回收成本所需要的電價水平。

其實，在送端直流消納成本中，由于配套儲能而產(chǎn)生的成本可以避免。即光伏基地最大出力降為1000萬千瓦，年發(fā)電量降為200億千瓦時，通道年送電量降為400億千瓦時，僅需配套500萬千瓦火電。在該情形下，輸電費用上升為0.055元/千瓦時;光伏電站初始固定投資折合度電成本為0.09元;送端直流消納成本為0.287元/千瓦時;總成本為0.432元/千瓦時。相比配套儲能削減部分時段光伏電站出力的情形，僅建造1000萬千瓦的光伏電站顯然是更為經(jīng)濟的選擇。但即便如此，為回收度電成本所需的電價也遠高于光伏基地當?shù)氐娜济夯鶞蕛r，與東部負荷中心省燃煤基準價水平相當。

考慮市場化情況下受端消納成本及市場電價

在目前已開展連續(xù)結(jié)算試運行的東部現(xiàn)貨試點省份中，山東新能源裝機占比高、市場規(guī)則較為完善、市場運行較為成熟，具有代表性，因此，假設(shè)山東為受端省份考慮光伏基地的受端消納情況。山東現(xiàn)貨市場電價高峰時段一般為16時至22時;而光伏大發(fā)時段均為電價低谷時段，甚至有零價的情況。根據(jù)我國地理分布情況，送受端省份光伏出力時段基本一致，意味著為匹配用戶側(cè)用電曲線，光伏基地直流落點在受端現(xiàn)貨市場中極有可能出現(xiàn)“高買低賣”的情況，損失部分收益(即為受端市場中的消納成本);隨著新能源滲透率不斷提高，峰谷電價差將繼續(xù)拉大，進一步壓縮盈利空間。2022年2月，山東現(xiàn)貨市場平價時段電價基本在0.4元/千瓦時至0.5元/千瓦時，考慮“高買低賣”情況，該光伏基地項目在現(xiàn)貨市場中的度電收益可能在0.3元/千瓦時至0.4元/千瓦時，也低于前文所估算成本0.432元/千瓦時。

根據(jù)以上估算，部分光伏基地的發(fā)電成本大概率高于當?shù)厝济夯鶞蕛r及受端市場結(jié)算均價，可能導(dǎo)致項目出現(xiàn)虧損。同時，為簡化估算過程，上述例子忽略了部分實際存在的成本，估算情況屬于較為樂觀的情形，比如未考慮儲能回收成本、輸電網(wǎng)損、除燃料費用外的其他變動成本、燃料成本上漲、受端市場消納成本上升(未計及受端省新能源快速發(fā)展爭奪調(diào)節(jié)能力)等可能引發(fā)光伏基地成本上漲的因素，同時也未考慮項目投產(chǎn)初期財務(wù)成本最高的不利因素，因此估算的結(jié)果光伏基地成本電價偏低。

提高光伏基地項目經(jīng)濟效益的幾點建議

從上述粗略分析可以看出，部分以電網(wǎng)消納、遠距離送電為主的光伏基地項目在市場競爭中，可能存在經(jīng)濟性不高、與受端省份電源相比處于劣勢地位的情況，需要合理規(guī)劃投資方案提高其經(jīng)濟效益，并出臺配套政策保障其消納。

一是建議光伏基地項目規(guī)劃引入基于電力現(xiàn)貨市場的連續(xù)生產(chǎn)仿真手段。通過仿真計算，準確評估各目標年光伏基地的消納成本，在受端市場中可能獲得的電價水平，以量化比較選擇代替定性評估決策，做到心中有數(shù)。

二是建議合理規(guī)劃投資時序，率先投資自然資源良好的基地?？萍嫉倪M步和革新是唯一可能打破“能源不可能三角”的積極因素，考慮到光伏基地各項相關(guān)技術(shù)都在日新月異地發(fā)展，各光伏基地的投產(chǎn)時序應(yīng)當按照經(jīng)濟性由高到低排序，投產(chǎn)節(jié)奏先慢后快，不簡單追求“大干快上、齊頭并進”。

三是建議合理選擇受端地區(qū)，選擇光伏基地直流電力可被實際有效利用的受端地區(qū)。盡量選擇日間凈需求曲線較高的地區(qū)作為光伏基地直流落地點，避免形成典型的“鴨子曲線”，加劇受端地區(qū)系統(tǒng)調(diào)節(jié)負擔(dān)。

四是建議謹慎布局儲能，防范消納成本大幅上漲。從目前各項技術(shù)的經(jīng)濟性看，煤電作為調(diào)節(jié)資源相對于規(guī)?；鋫鋬δ茉O(shè)施成本優(yōu)勢明顯，近期應(yīng)主要依托煤電協(xié)助光伏基地送出和消納。

五是建議將光伏基地消納責(zé)任明確到具體受端省份用戶，規(guī)定受端省份用戶承擔(dān)對應(yīng)的“大基地配額”，并建立清晰的配額罰款收繳制度，促使用戶側(cè)主動承擔(dān)光伏基地的各類消納成本。

六是建議簽訂政府授權(quán)合約，鎖定光伏基地收益，疏導(dǎo)各類消納成本，盈虧由受端省份工商業(yè)用戶共同承擔(dān)，通過政府授權(quán)合約疏導(dǎo)光伏基地的各類消納成本，必須要注意配額制和政府授權(quán)合約不能并行。

盡管經(jīng)濟發(fā)展的規(guī)律是辦法比困難多，但是大型光伏基地的建設(shè)在全球電力發(fā)展史中是前無古人的大事件、大項目，料難從寬、估算從嚴有利于大型光伏基地建設(shè)工作的順利開展，也有利于從規(guī)劃、運營、價格以及市場建設(shè)上做適應(yīng)性的調(diào)整。大型光伏基地建設(shè)箭在弦上，精細化的準備工作刻不容緩。