注意！部分光伏大基地项目存在市场竞争力不强问题

　　2021年10月，习近平总书记出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会时提出，中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。今年年初，习近平总书记在主持中央政治局第三十六次集体学习时再次强调，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。2月，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》)，风光大基地建设迎来明确路线图。

　　(来源：微信公众号“电联新媒”作者：盛韵颖 作者单位：中国华能集团能源研究院)

　　国家领导人及国务院、国家发改委、国家能源局等相关政府部门多次明确支持大型风电、光伏基地建设。为深入贯彻习近平总书记重要指示精神，落实党中央、国务院决策部署，扎实推进碳达峰碳中和工作，需要提前考虑风光大基地项目落地过程中可能存在的问题，为解决潜在困难、出台支持政策、保障大基地项目顺利推进提供数据和理论支撑。

　　风光大基地规划建设总体情况

　　2021年11月，国家能源局、国家发改委印发《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的通知》，涉及内蒙古、陕西、青海等19省(区)共50个基地，规模总计9705万千瓦。截至2021年12月底，第一批风光大基地项目已开工约7500万千瓦，其余项目在今年一季度陆续开工。

　　2021年底，国家能源局再次发布通知，启动第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地申报工作，但截至目前尚未对外公开发布第二批风光大基地的具体清单。据《中国能源报》报道，2月份印发的《方案》提出，到2030年，规划建设风光基地总装机约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。

　　如果4.55亿千瓦大基地项目顺利投产，就意味着“2030年风电、光伏发电装机达到12亿千瓦以上”的目标基本完成。目前，企业申报积极性非常高，风光大基地成为了各大电力央企争相抢占的重要资源，新能源头部民企纷纷启动相关战略规划，风光装备制造商也全力备战大基地项目。

　　部分光伏大基地项目市场竞争力不足

　　按照规划，第一批基地就地消纳和外送分别约占50%;第二批基地主要以外送为主。以外送为主的光伏基地因远距离输送将大幅抬升其总成本;由于新能源出力不均匀，不能满足直流通道输送的要求，需要送端基地配套火电、储能等调节电源保障新能源电力的送出，将进一步抬升总成本;在电力市场化改革加速推进背景下，跨省跨区交易承担受电省省内市场平衡责任是大势所趋，光伏基地可能面临实际平均交易价格水平偏低、发(直流落地功率)用(省内签约负荷)电曲线无法完全匹配等问题，收益难以达到预期。由此造成部分光伏大基地项目在经济性方面可能处于劣势地位。

　　对于以外送为主的光伏基地项目，其发电成本主要包括初始固定投资、变动成本(一般光伏发电近似为0)、输电成本、送端直流消纳成本(即通过配套火电或储能将送出曲线调整为直流技术可接受波形的成本)、受端市场消纳成本(即直流送电曲线与用户曲线不匹配时，在受端市场上购售电产生的损失)。为简化说明，首先在不考虑受端市场消纳成本的情况下，基于统购统销模式评价光伏基地项目的经济性，即先加总初始固定投资成本、变动成本、输电成本、送端直流消纳成本，计算出光伏基地获得合理收益所需的落地电价水平，与当地燃煤基准价水平对比判断经济性;然后再考虑市场化情况下可能产生的受端市场消纳成本以及市场电价水平，评价其收益状况。

　　统购统销情况下光伏基地项目经济性估算

　　假设某光伏基地(发电量全部外送)外送通道全年平均利用小时数4500小时、通道额定功率1000万千瓦;按照使用寿命30年、年化收益率8%估算，每年大约应回收22亿元。满送的情况下，通道全年送电量(视作“光伏基地全部电量”)450亿千瓦时，度电通道费用0.049元(即为外送电量的输电成本)。通道输电量中50%为光伏电量，即225亿千瓦时。按照沙漠光伏最高利用小时数2000小时估算，该光伏基地设计最大出力可能达到1125万千瓦。

　　初始固定投资成本：目前，国内集中式光伏电站造价一般在4000元/千瓦左右，按照1125万千瓦的标准，该电站初始投资成本在450亿元左右。光伏基地项目一般建造在沙漠、荒地等土地价格低廉地区，因此占地成本在计算中暂时忽略不计。按照理想寿命30年(考虑未来技术进步因素)、年化收益率8%估算，每年大约应回收40亿元，折合度电(按光伏基地全部电量折算，下同)成本0.09元。

　　送端直流消纳成本：由于该光伏基地项目最大出力1125万千瓦，超出其外送通道的额定功率125万千瓦，需要配套储能在某些时段将其出力进行存储转换。储能电芯的存储能力至少为600万千瓦时。按每千瓦时EPC造价1100元的标准，储能系统初期投资需66亿元。储能使用寿命大约为10年(考虑未来技术进步因素)，按年化收益率8%估算，年均回收约9.84亿元，折合度电成本0.022元。

　　另外，在无光的情况下，需要依靠储能或者火电出力保证通道正常送电。显然，火电是现阶段更为经济的技术手段。理论上，在光伏出力为0时，火电出力应与光伏最大出力为替代关系，但考虑到经济性，假设仅配套一半(562万千瓦)火电即能满足绝大多数情形。由于配套火电主要为了支撑光伏项目连续运行，其至少一半的固定成本(考虑火电机组可能为当地提供一定服务)和全部外送电量变动成本应由光伏基地承担。

　　固定成本方面，按照造价3100元/千瓦、寿命30年(考虑成本因素延长50%)、年化收益率8%估算，火电机组年均应回收15.5亿元，折合0.034元/千瓦时，其中光伏电站应承担0.017元/千瓦时。变动成本为估算方便仅计算燃料费用。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，5500千卡动力煤中长期交易价格为每吨570元至770元(含税)。不考虑运费(火电所在地与煤源重合)的情况下，假设5500千卡动力煤价格为700元/吨(随着碳达峰碳中和工作持续推进，供给端收缩的速度将快于需求端，煤炭价格大概率位于限价区间上限波动);折算成标煤为890元/吨。单位耗煤量约280克，但考虑到配套火电需要在光伏出力高时降低出力，在光伏出力低时提高出力，会推高耗煤量，假设平均耗煤量为300克/千瓦时。那么，仅考虑燃料费用情况下，火电度电变动成本约为0.27元。综合看，光伏承担的送端直流消纳成本大约为0.337元/千瓦时。

责任编辑：张同学