今年“两会”期间，国家发展改革委主任何立峰在接受媒体采访中提到，规划“十四五”、“十五五”期间建设规模共计4.55亿千瓦的沙漠戈壁荒漠大型风光基地项目。然而，在省级层面相关政策尚未明确的阶段，电价水平和消纳能力的双重不确定性，成为当前新能源开发企业抢滩大基地时的“远虑”与“近忧”。同时，风光大基地大部分均需依托特高压输电通道外送，受制于特高压通道的建设进度，短期内又无法快速提升输电能力。那么，风光大基地到底怎么干，又存在哪些具体的问题，以下从规模、通道和消纳、价格几个方面具体阐述。
规模
5月12日，中共中央宣传部就经济和生态文明领域建设与改革情况举行新闻发布会。国家发展改革委副主任胡祖才表示，大力推动能源革命。要大力发展新能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风电光伏基地，8500万千瓦项目已经开工建设。第二批项目正在抓紧前期工作，加快构建新能源供给消纳体系。
国家能源局局长章建华5月13日撰文表示，要坚持双向发力，推动能源生产和消费优化升级。引导供给侧和消费侧双向发力。在供给侧，立足以煤为主的基本国情，发挥煤炭煤电对新能源发展的支撑调节和兜底保障作用。大力推动煤炭清洁利用，积极推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进能源转型，大力发展风电和太阳能发电，积极稳妥发展水电、核电、生物质发电等清洁能源。
总体来看，4.55亿千瓦的大盘子是定的，第一批大基地9705万千瓦的规模也基本反映了大基地的规模。
通道
目前，依靠特高压线路，全国已形成华北、华东、华中、西南、西北、南方、蒙西几大区域电网。中电联数据显示，截至2020年底，全国跨区输电能力达16215万千瓦，其中，跨区网对网输电能力14881万千瓦;跨区点对网送电能力1334万千瓦。
2022年1月24日，中共中央政治局在就努力实现碳达峰碳中和目标第三十六次集体学习会议上提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、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。
据悉，为配合风光大基地的建设，预计需要新建23条输电通道，其中有7条已经纳入规划，5条需要纳入“十四五”电力规划，11条需要纳入“十五五”电力规划。不过根据公开信息，近两年将落地的特高压项目相对集中在华中地区，与风光大基地直接相关的新输电项目尚处于前期阶段，而第一批大基地电源项目则超半数已经开工。而根据规划，第一批基地就地消纳和外送各占约50%，第二批主要以外送为主。对外送通道的需求将更为强烈。
目前，部分基地的部分电量将依托已有的蒙西-天津南、准东-皖南特高压交流输电通道，陕北-湖北、宁夏-浙江、上海庙-山东、青海-河南特高压直流输电通道等送出。“十四五”期间将新建自基地至京津冀、华东、华北、华中地区的特高压输电通道。“十五五”期间，新建自基地至华北、川渝、华东、华中地区的特高压输电通道。
分布
第一批风光大基地项目涉及内蒙古、青海、甘肃、湖南、安徽等19个省份，总规模为97.05GW。
与第一批不同，第二批风光大基地集中在三北地区。根据通知，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。
零碳能源认为，第二批风光大基地更加关注消纳，结合基地周边已有的煤炭电源，利用火电的调峰能力，开展“火电+新能源”联合送出，故本批次更多以外送为主。
从分布来看，除第一批大基地项目仍存在一定的本地消纳容量外，后续大基地项目将逐步以外送为主。第二批大基地分布的库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠位于黄河几字弯和河西走廊清洁能源基地，主要是该区域外送通道目前仍有一定的外送空间，同时陇东、宁夏等周边外送通道建设进度也赶得上基地建设进度。后续的大基地项目将随着特高压通道的建设本着先易后难的原则梯次建设。后期可关注新疆、蒙东、东北等区域的特高压通道和大基地建设。
价格
从电价水平来看，大部分省份在组织大基地项目进行竞争性配置时都执行了平价上网政策。在第一批竞配项目中，青海、甘肃、吉林、内蒙古等省份，均形成了燃煤基准价水平的综合电价，或是按照落地端燃煤基准价倒推回送端，形成综合上网电价。这也就意味着灵活性调节的成本，比如光热发电、电化学储能等的成本，就需要由新能源项目开发企业来承担。因此，就执行这一电价模式的项目收益情况来看，实际上这些基地的风电、光伏发电项目是实行了低价而非平价上网。
事实上，从近期大基地项目度电投资水平来看，风电、光伏的度电投资成本已经出现了反转——“三北”地区大基地风电项目按度电成本加合理利润后的价格较燃煤基准价的价格差基本保持在0.05-0.1元/千瓦时水平;但对于光伏项目来说，即使不配储能，度电成本加合理利润的后的价格也仅仅达到平价上网的水平。且今年一季度，电化学储能的成本价格出现较大幅度上涨，进一步降低了光伏项目的收益。未来，只有在成本端硅料价格回落到合理价格区间，光伏才能达到与当前风电持平的投资收益。此外，部分地区仍存在配置产业等不合理现象，这些非必要的非技术成本，正在影响大基地项目建设的正常开展。
而在此背后，跨省区输电线路的定价模式是影响因素之一。以跨省跨区专项工程电价为例，综合国家发改委、北京电力交易中心公布的数据，截至2020年，仅鲁固直流执行两部制电价，容量电价为147.7元/(千瓦年)。诸如哈郑直流、宁东直流、灵绍直流、祁韶直流、昆柳龙工程等西电东送“动脉”都仅执行电量电价。这意味着输电量对输电项目回收投资成本至关重要。
有电力研究者认为，未来随着市场化改革的不断推进，特别是在跨省跨区电力交易中，输电项目价格机制不仅要反映电能量传输，还应反映其在提升省与省之间、区域与区域之间的互联互济效应中的功能价值，进一步匹配电源市场化的消纳模式。
总结
总体来看，后续大基地项目的建设区域离不开九大清洁能源基地的范围，同时，由于去年的拉闸限电现象和碳达峰压力，国家层面对清洁能源基地建设的迫切性也显而易见。但如何解决好大基地的送出和消纳、跨省区送电的电价问题，都是目前迫在眉睫的事情。
建议一是加快特高压外送建设进度，既然大基地和特高压外送已经紧密结合了，那特高压，尤其是特高压直流通道建设就没什么疑问了，一定程度上通道的进度制约着基地的建设进度。
建议二是完善大基地电价政策，近一年来，光伏组件和电化学储能价格居高不下，很大程度上影响了大基地的投资热情，电化学储能应尽快完善价格机制，不应完全依靠新能源企业投资。同时，对于大基地项目，地方政府不应再要求产业配套，虽然实现起来很难。
其实对于大基地项目所在地来说，产业配套只能解决一时之需，如何利用大基地项目实现当地产业升级是一个复杂的问题。大基地和低碳转型，绿电消纳，既提升了绿电比例，又消纳了基地项目电力，后续制订相应的绿电准则，吸引高科技企业进入将是未来更有持续性的一条道路。（作者：张峥 零碳能源规划研究）
