大基地项目已成为中国新能源产业未来发展的主要支撑之一，但目前依然面临着巨额投资、消纳困难和外送通道不足等三大难题。

4月27日，在国家能源局2023年二季度新闻发布会上，国家能源局宣布，第三批以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目已经确定，名单正式出炉。

在这第三批大基地项目清单中，投资主体除了传统的央企发电集团和地方能源企业外，还出现了石油巨头中石油和动力电池龙头宁德时代。

不过，想要看到中石油和宁德时代的大基地项目建成投产，可能还要等些时间。就在新闻发布会之前的4月26日，国家能源局召开了2023年4月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会。

会上提到了第一第二批大型风电光伏基地建设存在的诸多问题，包括:部分项目没有编制接入方案、部分送出工程还需进一步加快建设的情况。另外，大型风电光伏基地配套电化学储能调峰设施建设进度较慢。要进一步压实责任，明确整改时限，确保大基地按期建成并网。

大基地，似乎没有想象中的那么美好。

在中国能源进入“十四五”发展节奏之后，新能源开发也不可避免的与“双碳”战略同频。如何大力发展非化石能源?这不仅是中国新能源产业必须解决的难题，也是中国政府和全社会实现碳中和的必由之路。

最高领导人为新能源的发展指明了方向。

2021年10月12日，国家主席习近平以视频方式出席在昆明举行的《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会并发表主旨讲话。在讲话中，习近平主席提出“中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。”

3个月后，国家发改委、国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。”

大基地建设注定要成为中国“十四五”期间新能源发展最为浓墨重彩的一笔。

国家能源局新能源与可再生能源司司长李创军就表示，“十四五”期间可再生能源发展将由重大基地支撑发展。

大基地建设在我国新能源发展历程中并不是第一次出现。早在“十二五”规划中，就明确提出了建设“河北、蒙西、蒙东、吉林、甘肃、新疆、黑龙江以及山东沿海、江苏沿海大型风电基地，规划2015年大型风电基地规模达到7900万千瓦”。

甚至在更早的2007年，国家发改委就批准在酒泉建设千万千瓦级风电基地，总装机1065万千瓦。然而伴随着风电大基地的建设，弃风限电等消纳也问题也不断抬头，甚至一度成为风电发展的主要障碍。从2010年开始，三北地区开始出现明显的弃风限电现象，随后不断频繁、常态化，部分地区弃风电量依然超过了50%。

在近10年的时间里，弃风、弃光都是中国新能源产业发展无法言说的痛苦。我国采取了一系列新能源消纳行动措施，可再生能源消纳水平有所提升。2021年风电平均利用率96.9%，光伏平均利用率98%。但2022年以来，甘肃、内蒙古、青海等省份新能源利用率已经出现下降势头。

“十四五”期间新能源大基地建设规模高达200GW，如此海量的新能源建设对于中国电力系统、企业和各地政府来说都意味着巨大的挑战。

站在政策制定者的角度来说，大基地建设的一系列问题落在文件中是十分明确的。《“十四五”现代能源体系规划》中就明确提出“建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。”

但在实际操作中，任何一个细节问题的疏忽，都可能酿成重大失误。

1“大”难题

“资金问题、消纳问题和收益问题是投资建设大基地对于发电企业来说最关键的三个问题。”一家央企投资公司负责人告诉《能源》杂志记者。

2017-2021年，全球发电总装机增长不足10%，但风电装机增长了55%、光伏增长了135%。全球13家非中国发电企业平均发电装机容量下降15.2%，平均发电量下降8.5%；至2021年底，外国企业平均装机容量仅有中国五大集团平均规模的21%，平均发电量仅有28%。

在电力进入新能源时代之后，发电企业的资产规模增加就变成了一件不容易的事情。以风光为代表的新能源发电不仅对电网不够友好，对于传统大型企业来说管理上也并非易事。

与外国同行们相比，中国发电企业可以借助大规模集中开发新能源的便利条件继续维持较高的装机容量增长速度。

“所有的企业都在往大基地的赛道拥挤。”上述央企投资公司人士说。

2022年1月30日，国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》(以下简称《方案》)。《方案》提出到2030年规划建设风光基地总装机455GW。目前第一批97.05GW风光大基地已全面开工，部分已建成投产；第二批部分项目已开工，规模约200GW，直接投入超过1.6万亿元；第三批项目清单已经印发。

巨大的投入对发电企业来说首先就是巨大的挑战。有五大发电新能源公司负责人表示，预计“十四五”期间，公司在新能源大基地项目上的投资超过2000亿元。而这甚至不是项目最多的发电集团所需要支出的投资额。

“单这笔投资对很多公司来说就是不小的压力。”上述央企负责人告诉《能源》杂志记者，“有些发电集团问题不大，有些企业近年来经营效益不好，不大有这样的实力。”

有余力进行投资的发电企业也必须慎重对待这动辄上千亿的投资。2023年1月，国资委召开中央企业负责人会议，针对部分央企存在的回报水平不优、盈利质量不高、市场竞争力不强、创新能力不足等短板，会议确定了央企考核体系从“两利四率”调整为“一利五率”。

即用净资产收益率替换净利润指标，用营业现金比率替换营业收入利润率指标，并继续保留资产负债率、研发经费投入强度、全员劳动生产率指标。

与净利润指标相比，净资产收益率反映的是股东投资的回报率。净资产收益率越高，则企业每投入1元所能挣得的税后利润也就越多，这更契合资本市场的考核指标。

“短时间内如此大规模的投资对于一家企业来说前所未有。一旦大基地项目的建成投产出现问题，可能会极大地影响集团的考核水平。”

如果大基地建成之后只能在那里“晒太阳”，那就完全没有效益可言。新能源大基地建成之后的消纳十分关键。

事实上从宏观角度来看，大基地建设在短期内会极大地提高我国新能源发电装机容量，同时也对消纳提出了更高的要求。

根据《方案》总结，“十四五”期间规划建成投产风光大基地总装机约200GW，其中外送150GW、本地自用50GW，外送比例达到75%。预计“十五五”期间规划建设风光基地总装机约255GW，其中外送约165GW、本地自用约90GW，外送比例约65%。

一般而言一条直流线路最多可配送约10-12GW新能源装机。“十四五”风光大基地150GW新能源装机中，需要新增外送通道容量约92GW(占比46%)，对应8-10条直流线路，目前已规划4条，缺口4-6条。假设“十五五”风光大基地165GW装机中约有50%的容量需要新增外送通道，即对应7-9条直流线路。

“送出工程是影响和制约大基地新能源项目并网和消纳不可或缺的环节，但当前大基地新能源项目的配套设施建设还有待提速，配套送出工程建设有所滞后。”上述央企内部人士说，“譬如，西北某省在调研中发现，该省为大基地配套的3个750千伏输变电工程规划建设时间滞后，还有7个330千伏升压站接入系统待批，建设进度难以满足新能源并网要求，加上升压站及储能建设分摊费用超投资预算，导致部分项目投资决策难以通过。”

这些宏观问题可能只是大基地建设的一系列问题的冰山一角。“集中开发、远方消纳”的新能源开发模式在中国已经遭遇了严重的瓶颈。

2特高压加速

一直以来，特高压都是西部地区新能源发电消纳的利器。但与大众观念中的印象不同的是，特高压在输送新能源发电的时候往往存在利用率不高等问题。

2020年我国22条特高压输送通道平均可再生能源占比为46%，创下近五年新低。2021年10月24日，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出“严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。”

对于特高压来说，发电随机波动的风电、光伏作为配套电源显然无法满足安全稳定的送出条件，因此这才有了火电与新能源的“打捆外送”。

“从技术上来说，风光大基地算不上什么新鲜的东西，只是将传统电力规划中的打捆外送进行放大了而已。”一位熟悉电力行业的专家对《能源》杂志记者说，“区别就是现在的大基地装机规模更大，火电与新能源配套的比例有所变化。”

酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程配套电源规模高达1580万千瓦，其中包括火电600万千瓦。

根据相关的技术文献，按照在满足系统调峰平衡的前提下，尽量增大风电装机规模的原则，考虑合理的风火打捆比例。我国大型风电基地风火打捆直流外送的合理比例一般为1∶1.5-1∶2.2。按照风火打捆比例为1∶1.5来计算，通过酒泉至湖南特高压直流线路外送的风电规模为500万千瓦，这就需要至少配套火电装机750万千瓦。

实际情况是，配套酒泉新能源基地的840万千瓦调峰火电项目已列入国家电网公司电源建设规划，目前已建成国电2×33万千瓦热电联供、大唐803电厂10万千瓦、玉门水电厂12.3万千瓦三个项目，神华国能肃州电厂2×60万千瓦、甘肃电投瓜州常乐电厂2×100万千瓦两个调峰火电项目完成论证工作，已上报国家能源局。

“按照原本的计划，大基地的特高压外送通道应该实现更大的配套电源规模，同时减少火电的比例。但是从最近几年的规划结果来看，火电的比例并没有减少。”

2022年4月16日，陕北—湖北±800千伏特高压直流输电工程正式投入运行。陕武特高压，额定输送容量800万千瓦，配套火电装机800万千瓦，新能源装机600万千瓦。

2023年2月27日，陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程(以下简称“陇东直流工程”)获得国家发改委核准批复。该工程是我国首个“风光火储一体化”送电的特高压工程，外送电源通过风光火储一体化规划、建设和运营，建设配套扩容升级400万千瓦调峰煤电、650万千瓦风电、400万千瓦光伏和100万千瓦(2小时)储能。

近日，宁夏-湖南±800千伏特高压直流输电工程正式开工建设。这是我国第一条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道。

该工程配套基地总规模高达1700万千瓦，包括400万千瓦煤电、中卫沙漠光伏600万千瓦、红寺堡戈壁光伏300万千瓦与中卫海原等风电400万千瓦。尽管配套电源丰富，但线路的额定输电容量也只有800万千瓦。

打捆外送在技术上始终没有能够取得突破，在一定程度上收到了新能源大基地并网方式的限制。这背后又隐藏着发电企业与电网企业在运营模式上的争议。

3运行争议

作为全国最大的“风光火”打捆外送基地，哈密市依托已建成的疆电外送通道，让哈密电能源源不断送至全国20个省(自治区、直辖市)，目前，哈密外送电量中新能源发电量占比已达45%以上。

哈密至郑州±800千伏特高压直流输电工程(简称“天中直流”)是“疆电外送”的一条大动脉，也是“打捆外送”的一条经典线路，由此可以一窥大基地并网的特点与争议。

天中直流配套的火电机组出力通过哈密换流站直接外送，同时与火电配套的风电与光伏出力通过220kv变电站与750kv哈密南变电站相连，再由哈密南经哈密换流站通过天中直流外送。

由于新能源具有间歇性和波动性的特点，为了保证天中直流外送的稳定，采用风光-火打捆外送的方式，利用火电机组的调节能力抵消新能源有功输出的正常波动，保证天中直流外送通道的稳定运行。

类似的接线并网方式是目前大基地项目的主流选择，即:风电、光伏都分散接在送端电网之中，而配套火电直接接在换流站上。

“这样就造成了一个结果，大基地的风电、光伏在运行过程中，实际上就对当地电网潮流产生了影响。”上述电力系统专家说，“那么即便是这个风光项目参与的是受端省份市场交易，但是在送端市场中，都要有发电企业作为虚拟交易方，把自己发的电买出来，再卖出去。”

这会产生几个问题。首先，电网是对所有发电、用电都是公平的，包括了公平接入、公平使用。但是在有跨省区新能源输送的情况下，实际上(并入了当地电网的)大基地项目是享有优先使用电网的权利的，因为它们并没有和同样并网的本地电源一起竞价。

其次，由于新能源在送端电网中转了一圈，也就意味着作为虚拟买家的发电企业严格意义上还需要支付输配电费。“送出省份网架是按照最大出力设计的，受端网架是按照最大负荷设计。所以受端用户支付输电费用更合理。”

已经有发电企业相关人士公开表示，希望风光大基地的并网方式进行改变，实现风电、光伏完全不介入当地电网，而是和火电一样直接接入换流站。实现配套火电给自己的风光调节。

是的，你没有看错，实际上在当前的新能源大基地并网模式下，项目配套火电并不一定能给自己的风光项目调节。这就可能出现B项目的火电给A项目的新能源调节的情况。

“如果所有的配套调节能力集中由电网侧统一调用，会比分散在电源侧自行配套、发挥更大的调节效力，这里需要更好的产业经济模式来支持。”人大应用经济学院兼职教授吴疆说。

只不过对于企业来说，尽管新能源与配套火电是联合运营，但实际的运行却还是受制于人。这显然对于企业的最大经济效益不是最有力的。

3月21日，中国电力企业联合会主办的“第一届电力市场高端论坛”在北京举办。会上，华能集团副总经理李向良提出“通过联营+联运模式，一体化参与电网运行和电力市场交易，落实大型能源基地平衡主体责任，能够达到清洁能源开发、电网安全稳定支撑、项目经济性等多重目标统筹，实现发展与安全的协调统一。”

但就在同一场活动中，国家电力调度控制中心副总工王德林在谈到风光火储联营时明确说道“我们鼓励统筹规划，但联营不联运，保障系统安全。”

从王德林的表态我们可以推测，电网坚持“联营不联运”更多的是从安全角度出发。对于肩负着特高压安全责任的电网来说，掌握更多的火电资源无疑就给特高压留出了更多的安全冗余。

不过随着市场化程度的推进，适度放开调度权也开始成为越来越多企业的呼吁。

“我们呼吁电网可以更开放一些，把小颗粒度项目的调度权交给开发商。”远景集团高级副总裁田庆军对《能源》杂志记者说，“在新能源发展越来越多、越来越快的背景下，过细的调度权有时也是包袱。让开发商掌握一定的调度权、自负盈亏，不仅对系统安全没有影响，而且能够提高新能源的投资效率。”

不过即便是发电企业如愿拿到了小范围的调度权，大基地项目的运营也绝对不意味着一帆风顺。在电力市场化的情况下，跨省区新能源交易是否真的就有经济效益，可能还是一个未知数。

4被嫌弃的光伏

“谈的不是很顺利。”参与陇东直流工程送山东电力交易的内部人士告诉《能源》杂志记者。

电价是买卖双方谈判的核心环节。山东市场知情人士表示，山东方面给出的方案是陇东直流所送电量全部随行就市，作为现货市场价格接受者;或者按照山东给出的曲线，只在需求高的时间段送电。

“没办法，山东现在自己中午时间段都是光伏过剩的负电价时段了，不可能再要送来的光伏。”上述知情人士说。

4月29日至5月3日，山东用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次的负电价，其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时。最低价格出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电。

近年来，我国逐渐形成了“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场核心框架。

统一市场体现在统一市场框架、统一核心规则、统一运营平台、统一服务范围;两级运作是指省间、省内交易协调运营。

“问题在于，市场分级了之后，所以上级是优先的。那么电力在外送的时候就是计划性的、指令性的。而不是按照真正的市场供需来进行的。”有电力系统专家指出。

因此在实际操作中，我国的跨省区电力交易或者电力外送，大多是僵直外送的，即:有的时候送出地不愿意送，而有的时候(越来越多的时候)，接收地不愿意要。

华润鲤鱼江电厂地处湖南省南部，是“西电东送”项目，接入广东电网。但是，湖南电力逐年紧缺，湘南地区严重缺乏电源支撑。2019年，鲤鱼江电厂转接湖南电网已经逐渐形成共识，并得到国家能源主管部门的认同和支持。

直到2021年10月，鲤鱼江电厂灵活供湘工程才顺利投产运行。

一个两省交界处的电厂到底是给哪个省供电？这不仅需要重新建设电网线路，投资数亿元;甚至还需要国家能源局专门关注，最终若干年才能成型。跨区送电的僵直由此可见一斑。

实际上，我国电力市场正在陷入了一个误区，认为区域市场比省市场好，全国市场比区域市场好，这都是僵化理解概念。允许电力按照价格多大范围的流动，就有多大范围的市场，只是这个市场可能由好多个市场共同组成，而非整合成一个。

整合成一个市场，不允许跨省流动一样没法实现更大范围配置资源。允许流动的方法，就是省间送受电要承担省内引发的经济责任，而非边界。所谓的作为边界条件=省间壁垒+割裂市场。

从某种意义上来说，国家指令计划于所谓的省间壁垒是一体两面，没有了强制性的计划，也就不存在省间壁垒。

让我们把视线回到陇东直流，其配套的400万千瓦光伏发电在出力时间上和山东省的分布式光伏几乎没有区别。这也就意味着低价电只能在谷电价格时段送到山东。即便是不考虑负电价的可能性，经过上千公里的运输之后，加上输电费用的陇东电也不会比山东本地市场里的电更便宜了。

“实际上，更加灵活的方式应该是当山东省出现负电价的时候，能够通过线路反向送电。”上述电力系统专家说，“但是两级市场是不允许出现这种情况的。”

目前跨省、跨区域的电力电量市场化交易是由单向的实际交割中长期合约为主。这一方式缺乏对电力的灵活性调配。高性价比的资源共享将需要更加灵活的交易安排，并需完善不同时空尺度下合同的衔接。

“大基地的开发和外送一定是多元化的健康发展。”田庆军说，“任何一刀切的方式都不安全。实际上发送两端的政府之间对于清洁能源的跨区域消纳做了很多努力，作为战略资源，未来可再生能源消纳不一定完全依赖市场手段进行交易，也需要发送两端协商解决。”

不过需要明确的是，目前的跨区域电力交易和输送还没有提前出清洁能源的绿色属性。

在东部地区购买了西部地区的绿色电力之后，满足了自身的碳中和需求。但西部地区虽然贡献了绿色电力，但却无法助力本地的“双碳”进程。

在碳中和时代，绿电资源将成为稀缺资源。东部地区手握更好的经济基础，再加上外购绿电资源，在经济发展上则会形成1+1>2的效果。

相对应的西部地区尽管获得了绿电的收入和税收，但损失了依托绿电发展产业和经济的机遇。

“因此，西部地区的地方政府越来越意识到要将绿色资源更多留在当地，发展当地经济和产业。”田庆军说。

如果全国统一电力市场依托目前的电力市场改革模板推进，意味着可再生能源富集地区政府缺乏议价、资源置换的权利。因此尽管保障了电力资源在全国范围内更大程度的资源配置，但不利于“先富带动后富”的区域平衡发展战略。

目前中国省间电力交易价格基本以政府间协商为主。虽然牺牲了市场交易的灵活性，但在发挥市场与价格关系的同时，也保留了一定政府宏观调控的空间。有电力行业相关人士表示，这是当下平衡企业、用户、政府间关系的有效手段。尽管市场化改革会继续推进，“但政府会继续保留宏观调控措施，以避免过度市场化带来的负面影响。”