“风光”大基地再起（上）

核准七年之后，宁夏华电永利一期2×66万千瓦煤电项目于3月18日正式开工建设。2015年，华电永利一期获得核准，但又在随后的煤电去产能浪潮中被列入缓建项目名单。

如今重新开建的永利一期，不再是单纯的发电项目。按照“十四五”电力发展规划“不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，按需安排一定规模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”原则，它转变为宁夏采煤沉陷区风光电大基地项目的配套调峰电源。

宁夏采煤沉陷区风光电大基地总规划装机600万千瓦，包括100万风电、500万光伏发电，计划在2024年建成投产。依托宁夏灵武至浙江绍兴±800千伏特高压直流输电工程，可以将新能源电量源源不断地从宁夏输送至浙江。

宁夏华电永利一期的角色转变背后是一种先立后破的转型逻辑。

在经历了全球能源价格暴涨、国内电力供应趋紧以后，保障能源供给安全成为全国能源工作布局中的重中之重。立足中国“富煤、缺油、少电”的资源禀赋，结合过去近二十年的可再生能源发展经验，以煤电为支撑、特高压输电为载体的风光电大基地建设模式重新进入决策者视野。

大基地今昔

3月22日，国家发改委、国家能源局联合印发的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出：“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。”

根据2022年2月国家发改委、国家能源局印发的《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》），到2030年，将建设4.55亿千瓦风光电大基地项目。宁夏采煤沉陷区风光电大基地即其中之一。这也意味着风光电大基地将成为未来新能源增量的主要开发模式。

大基地式的开发模式并不新鲜。由于风能和光照资源集中在“三北”地区，集中式、大基地式的开发是可再生能源发展初期最主要的建设模式。

早在2008年，国内就相继启动建设8个千万千瓦级风电大基地，《能源发展“十二五”规划》《风电发展“十二五”规划》明确提出，到2015年，大型风电基地装机容量要达到7900万千瓦以上。这占到“十二五”风电规划装机容量的79%。

集中式的开发模式有利于产生规模效应，降低发电成本。经过十多年发展，中国风电、光伏发电装机容量已经超过6亿千瓦，位居世界第一，同时也告别了固定电价补贴，进入平价时代，发电成本大幅下降。

2020年，中国向世界作出承诺，将力争在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，并设定到2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%、风电太阳能发电装机达到12亿千瓦以上的具体目标。

能源的清洁低碳转型是实现“双碳”目标的关键环节，新能源也必将迎来更广阔的发展空间。进入“十四五”，风光电大基地作为国家实现“双碳”目标的意志体现，蓄势待发。

如今，新能源所面临的外部环境已经不同以往，在电力供应趋紧、清洁低碳转型关键阶段，风光电大基地如何寻求更加经济的开发模式、进一步提高消纳水平，这是其面临的新挑战。

4.55亿千瓦装机如何实现

随着国家生态环保要求趋严，新能源项目普遍面临生态红线约束，因此新一轮风光电大基地项目主要集中在“三北”地区的沙漠、戈壁和荒漠区域。这里具有丰富的风能和太阳能资源，受土地、生态限制较小，政策制定者希望能够在开发清洁能源的同时实现生态环境治理。

据eo了解，国家发改委、国家能源局已经对风光电大基地建设规模、投产时间、配套电源以及输电通道作出了初步规划。

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，规划建设大型风电光伏基地。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。

在投产时序方面，“十四五”时期规划建设总装机约2亿千瓦，“十五五”时期规划建设2.55亿千瓦。

除了电源建设目标和建设进度规划，新一轮风光电大基地项目吸取了此前大基地建设的经验和教训，更加重视调节能力和外送通道等源网荷储要素的协同。

煤电作为支撑电源，在大基地建设中将发挥重要的调节作用。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。

风电、光伏发电具有间歇性、波动性特征，我国电力装机结构又以煤电为主，灵活调节电源比重较低。中电联曾在一份报告中指出，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足，这也是导致早期风电大基地大规模弃风限电的重要因素。

提高电力系统的调节能力是保障新一轮风光电大基地电量消纳的重要措施。

相关规划提出，要充分发挥煤电的基础保障和系统调节作用，将必要的煤电作为大型风电光伏基地规划的有机组成部分。优先推动规划内煤电原址或就近改扩建，积极有序开展存量煤电灵活性改造，提高外送通道清洁能源电量比重。

浙江大学研究员汪宁渤曾长期研究新能源并网消纳，他对eo表示，煤电和新能源的联合送出已经过很长时间磨合，是一种技术非常成熟、风险很小的技术路线，能够减少新能源的随机波动，提升电力供应的稳定性。此外，对于特高压直流输电技术，送端需要具备有功和无功电压控制能力，送端配套煤电能够提升源网的协调能力，提高送电的电力电量。

在输电通道方面，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。

2021年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，这份意见明确“外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道”。这也为新一轮风光电大基地项目的外送通道建设奠定了政策基础，但在实际推进中，输电线路与发电项目建设的进度协同始终是一个牵动各个环节的考验。

有电力规划专家对eo表示，大基地项目除了部分满足本地需求，大部分都需要外送，所以与输电通道建设相协调是非常重要的问题。如果通道建设滞后于项目，存在弃风弃光的风险。

汪宁渤则提到过往大基地项目提供的经验教训，“过去的经验是电源建设得很快，但跨区输电线路的建设周期长得多。因为输电线路投资大、审批流程长，涉及沿途的拆迁安置补偿等工作，比如甘肃到上海的直流通道，通道连线路走廊整个建设周期怎么也得两年，但甘肃的风电场一般半年就建好了”，“需要各个单位协调建设进度，同步投产，落到受端以后，还要同步建好一些配套的电网设施，只有这样才能有效地解决老问题”。

规划也同时提出建设新型储能来增加调节能力，但未设定具体装机目标。

内蒙古电力行业人士对eo表示，现在政策要求新建项目配套一定比例的储能，由电网统一调控。这主要是因为火电提速需要时间，响应没那么快，在缺风缺光的高峰时段需要储能立刻顶上。

从相关规划来看，这批风光电大基地项目是一场从上至下贯彻国家推动“双碳”战略意志的建设浪潮。《方案》对配套电源、输电线路的详细规划，显示出国家发改委和国家能源局对过往新能源大基地项目建设经验教训的重视。但在“双碳”目标的长期大背景笼罩下，这样庞大的规划和建设仍然面临各种疑问与隐忧。

比如，以煤电作为支撑电源，新能源与火电联合送出的方式固然能够提高输电通道的利用率，但华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出，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。

前述电力规划专家指出，电力规划需要保证电力平衡、电量平衡和调峰平衡。风光电大基地基本可以满足电量平衡，但难点在于如何实现电力平衡。风电、光伏发电具有波动性，一年总有些时间无法发电，此时如何保障电力供应是非常重要的问题。“如果没有足够的可调节电源，很可能会出现拉闸限电，所以需要保障电力系统有足够的容量应对风电、光伏出力不足的情形。”

目前，为了保障风光电大基地建设进展，国家发改委和国家能源局牵头建立了规划实施和协调推进的工作机制，实施按月调度，指导地方能源主管部门和有关中央企业按照要求推动基地建设。

如果4.55亿千瓦大基地项目顺利投产，也意味着2030年风电、光伏发电装机达到12亿千瓦以上的装机目标基本完成。业内对未来新能源装机增长普遍保持乐观，认为12亿千瓦装机规模只是风电、光伏发电装机的下限。

谁在布局大基地

2021年11月24日，国家发改委、国家能源局印发《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》，这份清单中的大基地项目分布在19个省、市、自治区，总装机容量达到9705万千瓦。截至2021年底，第一批项目已经开工约7500万千瓦，其余项目在2022年一季度陆续开工。

从第一批大基地项目来看，国家能源集团、大唐集团、国家电投、华能集团、华电集团等发电央企是这一轮风光电大基地建设的主要参与者。

煤电装机比例较高的发电集团正面临巨大的转型压力。2021年10月，国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上。

根据各大发电集团发布的2020年社会责任报告，国家能源集团的可再生能源发电装机占比最低，只有25.83%。国家电投的可再生能源发电装机占比最高，达到48.01%。大唐集团、华能集团和华电集团的可再生能源装机占比介于两者之间，距离50%的目标仍有一定距离。

公开信息显示，五大发电集团已提出各自的“十四五”新能源发展目标。国家能源集团规划新增新能源装机8000万千瓦，华能集团计划新增8000万千瓦以上，华电计划新增7500万千瓦以上。国家电投提出，到2025年，电力总装机达到2.2亿千瓦，清洁能源装机比重提升到60%。大唐集团提出，到2025年非化石能源装机超过50%，提前5年实现碳达峰。

对于迫切希望实现低碳转型的发电集团来说，规划装机容量庞大的大基地项目极具吸引力。新一轮风光电大基地强调煤电配套协同，这意味着在当地拥有煤电的发电集团在获取开发资源方面更具优势。

对比早期风电大基地投资主体多元化，众多开发企业纷纷跑马圈地，新一轮大基地开发的参与主体更为集中，前期进展更为有序。有发电集团人士对eo表示，以往大基地项目虽然规模巨大，但资源是由多个业主进行开发，为了争取上网电量，各项目之间竞争激烈，不利于发挥规模优势，并且新能源与配套火电之间的利益很难协调。而单一业主的大基地项目，可以在集团内部平衡煤电与新能源的利益。更重要的是，在与受端省份、电网企业谈判时具有更强的议价能力，对开发商的吸引力更大。

相关规划也提出，要充分发挥大型能源央企资金、管理和人才优势，研究组建新能源发电中央企业，鼓励一个大基地由一家能源央企牵头组建联合体负责统一建设运营，建立多能互补、上下游一体、跨区统筹、利益共享机制。

有甘肃发电企业人士对eo表示，不管是央企还是地方能源集团，都有意愿参与大基地项目。但目前只有国家层面的规划方案，省级层面的操作细则和相关政策还未出台，“现在只能密切跟进政策动向，加强跟进相关部门，等待政策明朗”。

巨大的转型压力激发了开发商进场的积极性，但从2021年开始，风电和光伏不再享受中央财政补贴，实行平价上网，发电集团在追求新能源规模的同时，也面临着电价不确定性带来的市场风险。

长期以来，国家能源主管部门对可再生能源实施统一管理，负责制定中长期总量目标、编制开发利用规划等，通过固定上网电价制度和全额保障性收购政策，持续激励新能源规模化发展。

固定电价和全额保障性收购政策为开发企业提供了稳定的投资预期，开发企业有足够的动力进行资源开发，从装机规模来看，风电、光伏发电装机实际装机规模均超过“十二五”“十三五”目标值。根据《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年，风电、光伏发电装机目标分别为2.1亿千瓦、1.05亿千瓦。但实际上，风电和光伏发电装机分别达到2.8亿千瓦、2.5亿千瓦，超出目标值7000万千瓦、1.45亿千瓦。

但平价时代的到来正在逐步重构开发商的新能源商业模型。经济账的算法变了，这些曾经疯狂跑马圈地的大型发电集团也要步步为营。

在2020年的一场研讨会上，有发电集团相关人士公开表示，平价风电大基地建设存在电价不确定、对未来的盈利模式缺少远期规划等问题，必须提高风险防控意识。

进入平价阶段，新能源参与电力市场是必然趋势。新疆、甘肃、蒙东、宁夏等地的新能源市场化电量占比接近三分之二，这些省份通常采取“保障消纳+市场交易”的方式消纳新能源。以甘肃平价风光项目为例，甘肃将保障利用小时数平均分到每个月，这部分电量对应优先发电计划，执行批复电价，但新能源电量需要进入现货市场交割，保障电量也不意味着可以确保收益。

在现货市场中，新能源大发基本都在低电价时段，即便增发，电价收益也比较低。同时，新能源要承担配套储能成本以及分摊辅助服务费用，这些因素都会降低项目收益。

对于风光电大基地项目，国家层面的建设方案并未涉及具体电价政策。“大基地项目的外部边界条件还不确定，没办法测算项目收益。”上述甘肃发电企业人士对eo表示。

有内蒙古电力行业人士表示，不管是过去的还是现在的大基地项目，发电和用电都不是由市场决定的，“落地电价是多少，保障小时数是多少，在做项目的时候没有人告知”。

但对发电企业来说，为大基地外送电量配套的煤电项目仍有一定的盈利空间。据eo了解，甘肃外送项目的配套煤电利用小时数在5500小时左右，这些配套煤电纳入受端电力电量平衡，电量有保障，而且上网电价可能高于本地煤电，同时也可以获得调峰收益。

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