今年“兩會”期間，國家發展改革委主任何立峰在接受媒體采訪中提到，規劃“十四五”、“十五五”期間建設規模共計4.55億千瓦的沙漠戈壁荒漠大型風光基地項目。然而，在省級層面相關政策尚未明確的階段，電價水平和消納能力的雙重不確定性，成為當前新能源開發企業搶灘大基地時的“遠慮”與“近憂”。同時，風光大基地大部分均需依托特高壓輸電通道外送，受制于特高壓通道的建設進度，短期內又無法快速提升輸電能力。那么，風光大基地到底怎么干，又存在哪些具體的問題，以下從規模、通道和消納、價格幾個方面具體闡述。

　　規模

　　5月12日，中共中央宣傳部就經濟和生態文明領域建設與改革情況舉行新聞發布會。國家發展改革委副主任胡祖才表示，大力推動能源革命。要大力發展新能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區規劃建設4.5億千瓦大型風電光伏基地，8500萬千瓦項目已經開工建設。第二批項目正在抓緊前期工作，加快構建新能源供給消納體系。

　　國家能源局局長章建華5月13日撰文表示，要堅持雙向發力，推動能源生產和消費優化升級。引導供給側和消費側雙向發力。在供給側，立足以煤為主的基本國情，發揮煤炭煤電對新能源發展的支撐調節和兜底保障作用。大力推動煤炭清潔利用，積極推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”。加快推進能源轉型，大力發展風電和太陽能發電，積極穩妥發展水電、核電、生物質發電等清潔能源。

　　總體來看，4.55億千瓦的大盤子是定的，第一批大基地9705萬千瓦的規模也基本反映了大基地的規模。

　　通道

　　目前，依靠特高壓線路，全國已形成華北、華東、華中、西南、西北、南方、蒙西幾大區域電網。中電聯數據顯示，截至2020年底，全國跨區輸電能力達16215萬千瓦，其中，跨區網對網輸電能力14881萬千瓦;跨區點對網送電能力1334萬千瓦。

　　2022年1月24日，中共中央政治局在就努力實現碳達峰碳中和目標第三十六次集體學習會議上提出，要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩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。

　　據悉，為配合風光大基地的建設，預計需要新建23條輸電通道，其中有7條已經納入規劃，5條需要納入“十四五”電力規劃，11條需要納入“十五五”電力規劃。不過根據公開信息，近兩年將落地的特高壓項目相對集中在華中地區，與風光大基地直接相關的新輸電項目尚處于前期階段，而第一批大基地電源項目則超半數已經開工。而根據規劃，第一批基地就地消納和外送各占約50%，第二批主要以外送為主。對外送通道的需求將更為強烈。

　　目前，部分基地的部分電量將依托已有的蒙西-天津南、準東-皖南特高壓交流輸電通道，陜北-湖北、寧夏-浙江、上海廟-山東、青海-河南特高壓直流輸電通道等送出。“十四五”期間將新建自基地至京津冀、華東、華北、華中地區的特高壓輸電通道。“十五五”期間，新建自基地至華北、川渝、華東、華中地區的特高壓輸電通道。

　　分布

　　第一批風光大基地項目涉及內蒙古、青海、甘肅、湖南、安徽等19個省份，總規模為97.05GW。

　　與第一批不同，第二批風光大基地集中在三北地區。根據通知，庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規劃裝機2.84億千瓦，采煤沉陷區規劃裝機0.37億千瓦，其他沙漠和戈壁地區規劃裝機1.34億千瓦。

　　零碳能源認為，第二批風光大基地更加關注消納，結合基地周邊已有的煤炭電源，利用火電的調峰能力，開展“火電+新能源”聯合送出，故本批次更多以外送為主。

　　從分布來看，除第一批大基地項目仍存在一定的本地消納容量外，后續大基地項目將逐步以外送為主。第二批大基地分布的庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠位于黃河幾字彎和河西走廊清潔能源基地，主要是該區域外送通道目前仍有一定的外送空間，同時隴東、寧夏等周邊外送通道建設進度也趕得上基地建設進度。后續的大基地項目將隨著特高壓通道的建設本著先易后難的原則梯次建設。后期可關注新疆、蒙東、東北等區域的特高壓通道和大基地建設。

　　價格

　　從電價水平來看，大部分省份在組織大基地項目進行競爭性配置時都執行了平價上網政策。在第一批競配項目中，青海、甘肅、吉林、內蒙古等省份，均形成了燃煤基準價水平的綜合電價，或是按照落地端燃煤基準價倒推回送端，形成綜合上網電價。這也就意味著靈活性調節的成本，比如光熱發電、電化學儲能等的成本，就需要由新能源項目開發企業來承擔。因此，就執行這一電價模式的項目收益情況來看，實際上這些基地的風電、光伏發電項目是實行了低價而非平價上網。

　　事實上，從近期大基地項目度電投資水平來看，風電、光伏的度電投資成本已經出現了反轉——“三北”地區大基地風電項目按度電成本加合理利潤后的價格較燃煤基準價的價格差基本保持在0.05-0.1元/千瓦時水平;但對于光伏項目來說，即使不配儲能，度電成本加合理利潤的后的價格也僅僅達到平價上網的水平。且今年一季度，電化學儲能的成本價格出現較大幅度上漲，進一步降低了光伏項目的收益。未來，只有在成本端硅料價格回落到合理價格區間，光伏才能達到與當前風電持平的投資收益。此外，部分地區仍存在配置產業等不合理現象，這些非必要的非技術成本，正在影響大基地項目建設的正常開展。

　　而在此背后，跨省區輸電線路的定價模式是影響因素之一。以跨省跨區專項工程電價為例，綜合國家發改委、北京電力交易中心公布的數據，截至2020年，僅魯固直流執行兩部制電價，容量電價為147.7元/(千瓦年)。諸如哈鄭直流、寧東直流、靈紹直流、祁韶直流、昆柳龍工程等西電東送“動脈”都僅執行電量電價。這意味著輸電量對輸電項目回收投資成本至關重要。

　　有電力研究者認為，未來隨著市場化改革的不斷推進，特別是在跨省跨區電力交易中，輸電項目價格機制不僅要反映電能量傳輸，還應反映其在提升省與省之間、區域與區域之間的互聯互濟效應中的功能價值，進一步匹配電源市場化的消納模式。

　　總結

　　總體來看，后續大基地項目的建設區域離不開九大清潔能源基地的范圍，同時，由于去年的拉閘限電現象和碳達峰壓力，國家層面對清潔能源基地建設的迫切性也顯而易見。但如何解決好大基地的送出和消納、跨省區送電的電價問題，都是目前迫在眉睫的事情。

　　建議一是加快特高壓外送建設進度，既然大基地和特高壓外送已經緊密結合了，那特高壓，尤其是特高壓直流通道建設就沒什么疑問了，一定程度上通道的進度制約著基地的建設進度。

　　建議二是完善大基地電價政策，近一年來，光伏組件和電化學儲能價格居高不下，很大程度上影響了大基地的投資熱情，電化學儲能應盡快完善價格機制，不應完全依靠新能源企業投資。同時，對于大基地項目，地方政府不應再要求產業配套，雖然實現起來很難。

　　其實對于大基地項目所在地來說，產業配套只能解決一時之需，如何利用大基地項目實現當地產業升級是一個復雜的問題。大基地和低碳轉型，綠電消納，既提升了綠電比例，又消納了基地項目電力，后續制訂相應的綠電準則，吸引高科技企業進入將是未來更有持續性的一條道路。（作者：張崢 零碳能源規劃研究）