2021年10月，習近平總書記出席《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會時提出，中國將在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。今年年初，習近平總書記在主持中央政治局第三十六次集體學習時再次強調，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。2月，國家發改委、國家能源局印發《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》(以下簡稱《方案》)，風光大基地建設迎來明確路線圖。

國家領導人及國務院、國家發改委、國家能源局等相關政府部門多次明確支持大型風電、光伏基地建設。為深入貫徹習近平總書記重要指示精神，落實黨中央、國務院決策部署，扎實推進碳達峰碳中和工作，需要提前考慮風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據和理論支撐。

風光大基地規劃建設總體情況

2021年11月，國家能源局、國家發改委印發《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》，涉及內蒙古、陜西、青海等19省(區)共50個基地，規模總計9705萬千瓦。截至2021年12月底，第一批風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開工。

2021年底，國家能源局再次發布通知，啟動第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的風光大基地申報工作，但截至目前尚未對外公開發布第二批風光大基地的具體清單。據《中國能源報》報道，2月份印發的《方案》提出，到2030年，規劃建設風光基地總裝機約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。

如果4.55億千瓦大基地項目順利投產，就意味著“2030年風電、光伏發電裝機達到12億千瓦以上”的目標基本完成。目前，企業申報積極性非常高，風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戰略規劃，風光裝備制造商也全力備戰大基地項目。

部分光伏大基地項目市場競爭力不足

按照規劃，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、儲能等調節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，跨省跨區交易承擔受電省省內市場平衡責任是大勢所趨，光伏基地可能面臨實際平均交易價格水平偏低、發(直流落地功率)用(省內簽約負荷)電曲線無法完全匹配等問題，收益難以達到預期。由此造成部分光伏大基地項目在經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，其發電成本主要包括初始固定投資、變動成本(一般光伏發電近似為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整為直流技術可接受波形的成本)、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，基于統購統銷模式評價光伏基地項目的經濟性，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，與當地燃煤基準價水平對比判斷經濟性;然后再考慮市場化情況下可能產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。

統購統銷情況下光伏基地項目經濟性估算

假設某光伏基地(發電量全部外送)外送通道全年平均利用小時數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2000小時估算，該光伏基地設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，因此占地成本在計算中暫時忽略不計。按照理想壽命30年(考慮未來技術進步因素)、年化收益率8%估算，每年大約應回收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，火電是現階段更為經濟的技術手段。理論上，在光伏出力為0時，火電出力應與光伏最大出力為替代關系，但考慮到經濟性，假設僅配套一半(562萬千瓦)火電即能滿足絕大多數情形。由于配套火電主要為了支撐光伏項目連續運行，其至少一半的固定成本(考慮火電機組可能為當地提供一定服務)和全部外送電量變動成本應由光伏基地承擔。

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，火電機組年均應回收15.5億元，折合0.034元/千瓦時，其中光伏電站應承擔0.017元/千瓦時。變動成本為估算方便僅計算燃料費用。根據《關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5500千卡動力煤價格為700元/噸(隨著碳達峰碳中和工作持續推進，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(含財務費用、折舊等，下同);而西北地區各省區 燃煤基準價基本在0.25元/千瓦時至0.35元/千瓦時區間，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地的燃煤基準價，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

在目前已開展連續結算試運行的東部現貨試點省份中，山東新能源裝機占比高、市場規則較為完善、市場運行較為成熟，具有代表性，因此，假設山東為受端省份考慮光伏基地的受端消納情況。山東現貨市場電價高峰時段一般為16時至22時;而光伏大發時段均為電價低谷時段，甚至有零價的情況。根據我國地理分布情況，送受端省份光伏出力時段基本一致，意味著為匹配用戶側用電曲線，光伏基地直流落點在受端現貨市場中極有可能出現“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，峰谷電價差將繼續拉大，進一步壓縮盈利空間。2022年2月，山東現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。

根據以上估算，部分光伏基地的發電成本大概率高于當地燃煤基準價及受端市場結算均價，可能導致項目出現虧損。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展爭奪調節能力)等可能引發光伏基地成本上漲的因素，同時也未考慮項目投產初期財務成本最高的不利因素，因此估算的結果光伏基地成本電價偏低。

提高光伏基地項目經濟效益的幾點建議

從上述粗略分析可以看出，部分以電網消納、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，需要合理規劃投資方案提高其經濟效益，并出臺配套政策保障其消納。

一是建議光伏基地項目規劃引入基于電力現貨市場的連續生產仿真手段。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。

二是建議合理規劃投資時序，率先投資自然資源良好的基地。科技的進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技術都在日新月異地發展，各光伏基地的投產時序應當按照經濟性由高到低排序，投產節奏先慢后快，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，選擇光伏基地直流電力可被實際有效利用的受端地區。盡量選擇日間凈需求曲線較高的地區作為光伏基地直流落地點，避免形成典型的“鴨子曲線”，加劇受端地區系統調節負擔。

四是建議謹慎布局儲能，防范消納成本大幅上漲。從目前各項技術的經濟性看，煤電作為調節資源相對于規模化配備儲能設施成本優勢明顯，近期應主要依托煤電協助光伏基地送出和消納。

五是建議將光伏基地消納責任明確到具體受端省份用戶，規定受端省份用戶承擔對應的“大基地配額”，并建立清晰的配額罰款收繳制度，促使用戶側主動承擔光伏基地的各類消納成本。

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

盡管經濟發展的規律是辦法比困難多，但是大型光伏基地的建設在全球電力發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工作的順利開展，也有利于從規劃、運營、價格以及市場建設上做適應性的調整。大型光伏基地建設箭在弦上，精細化的準備工作刻不容緩。