自2021年起，风光大基地作为新能源发展的核心引擎得到了飞速的发展。
历经四年半的如火如荼建设，全国已形成超过312GW的基地矩阵，从项目建设进展看，首批风光大基地已基本实现全容量并网；第二、三批项目呈梯次推进态势，部分项目已投产运行，其余项目正有序开工。“沙戈荒”大型基地则采用电力央企牵头、单独申报审批模式，多个前期项目已完成备案并启动施工。
然而，“外送通道不足，发受两端难以消纳”正成为掣肘风光大基地前行的最大瓶颈。
“泼天电量”接不住
“两头弃电”成最大横阻
按照国家对风光大基地项目的规划和推进力度，到2030年，至少会完成新增6亿千瓦以上的总装机规模。
关于风光大基地的消纳，我国的思路一直是“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”。
相关数据显示，截至目前，我国特高压电网年输送电量超2.5万亿千瓦时，可支撑超3亿kW的可再生能源电力。
根据国家电网发布的《“碳达峰、碳中和”行动方案》计划到2030年建成“五交十直”特高压网络，跨省输送能力提升至3.5亿千瓦。
然而，风光大基地1年即可建成，特高压建设周期却需3年左右，即便全部特高压线路如期完成，且100%输送，也无法消纳全面的外送需求。
与此同时，随着全国各地分布式光伏建设“一路开挂”，装机规模快速增长，配电网承载能力已达极限，在此情形下，已有23地将午间时段调整为用电低谷时段。
午间时段，西北风光大基地与受端省份分布式光伏同步进入发电高峰，如发受两端均限发，就会出现“两头弃电”现象。
例如2023年，在白天青豫直流外送通道没有全送的情况下，发电端的青海风光大基地在中午时段被要求停止发电，而同时在受端的河南，大部分省内分布式发电同样被要求午间限发，导致两头弃电。
新能源利用率持续下滑
新能源利用率一直有一条95%的“红线”，源于2018年国家发改委、国家能源局联合印发的《清洁能源消纳行动计划》。
彼时，为了缓解日益突出的弃风弃光问题，政策明确提出：全国平均风电利用率需达到国际先进水平（力争95%左右），弃风率控制在合理区间（力争5%左右）；光伏发电利用率则要高于95%。
这一硬指标的出台，显著改善了全国范围内的弃风弃光现象，推动清洁能源消纳取得阶段性成效。
不过，由于各省区在能源资源禀赋、本地消纳能力、外送通道建设等方面存在显著差异，“一刀切”式的统一标准也暴露出适应性不足的问题。
于是，2024年6月，国务院印发《2024—2025节能降碳行动方案》，明确提出“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。
在上述政策背景下，全国的风电、光伏平均利用率都从95%以上降低到了94%以下。
如今，新能源利用率更是一路下滑。7月2日，全国新能源消纳监测预警中心发布的各地风光发电利用率数据显示，西部风光资源富集区1—5月利用率持续走低，其中西藏、青海、新疆、陕西、蒙东、甘肃等省份（地区）的光伏利用率已低于90%这一新“红线”，而这些地区均属“资源条件较好地区”。
值得注意的是，这些地区已立项上马的新能源项目规模已然庞大，且新项目仍在持续释放。
随着利用率逐渐逼近90%的红线，业内纷纷猜测，未来官方是否会进一步将新能源利用率“红线”下调至90%以下？
若真如此，未来新能源利用率大幅滑坡的局面是否会愈演愈烈？
中央定调：就地消纳
今年3月，在政府工作报告中，对于建设沙戈荒新能源基地时，提到需要“统筹就地消纳和外送通道建设”。
6月26日，国家发展改革委政策研究室副主任李超在新闻发布会上表示，在远距离输送的同时，积极探索新能源和产业发展相融合的新模式。比如，近期国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，支持部分新能源不直接接入公共电网，而是直接向单一电力用户提供绿电，不仅有助于新能源就近消纳，也为高耗能企业、出口型企业以及新能源发电企业等提供了新的发展机遇。
如何做好“就地消纳”，各地已经展开探索。例如，新疆已开始探索“风光+制氢”模式，将无法外送的绿电转化为氢能，供应化工、交通领域；青海则推动“风光+大数据中心”，利用午间弃电时段为算力需求供电，通过“负荷侧调节”消化冗余电力。
在众多创新模式中，“虚拟电厂＋零碳园区”的协同模式成为行业关注的焦点。
数据互通，精准匹配供需
零碳园区内的企业用电负荷、储能设备状态、绿电生产数据等，可与虚拟电厂的能源调度系统实现实时互通。
虚拟电厂通过整合这些数据，能更精准地预测园区的用电需求和风光大基地的发电情况，从而制定更优的能源调度方案。
例如，当风光大基地发电高峰时，虚拟电厂可指令零碳园区内的储能设备满负荷充电，同时协调园区内高耗能企业在此时段加大生产，充分消纳绿电；而在风光发电低谷时，虚拟电厂则调度园区内的储能设备放电，保障园区正常用电。
资源共享，提升整体效益
零碳园区内的分布式能源、储能设施等可作为虚拟电厂的重要资源补充，虚拟电厂则能为零碳园区提供更广阔的电力市场交易渠道。园区内的多余绿电可通过虚拟电厂参与电力市场交易，获得额外收益；虚拟电厂也能借助园区的资源，增强自身在市场中的竞争力。
这种资源共享模式，既提高了零碳园区的经济效益，也提升了虚拟电厂的调节能力，进而促进风光大基地的就地消纳。
联合响应，增强系统韧性
面对突发的能源供应波动或用电高峰，虚拟电厂与零碳园区可联合开展需求响应。
虚拟电厂统筹协调区域内的能源资源，零碳园区则根据自身实际情况调整用电策略，二者协同配合，能快速平抑电网波动，增强电力系统的韧性。
比如在极端天气导致风光大基地发电骤减时，虚拟电厂可指令零碳园区减少非必要用电，同时调动园区内的储能资源供电，保障电网稳定。
随着风光大基地建设的规模化推进，虚拟电厂与零碳园区的协同将突破地域限制，向跨区域方向发展。通过构建全国性的能源协同网络，实现不同区域风光资源、零碳园区资源的优化配置，进一步提高风光大基地的就地消纳能力，推动全国能源结构的绿色转型。
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