加快建設大型風電光伏基地是如期實現(xiàn)“雙碳”目標的重要支撐之一，一些西部地區(qū)正積極推進大型風電光伏基地項目。但記者近日采訪了解到，受土地制約、消納不足、調峰能力有限、光伏組件價格高企、電源電網建設滯后等諸多因素影響，一些項目建設進展緩慢，甚至有部分項目在開工儀式后處于停滯狀態(tài)。當前，相關企業(yè)觀望心態(tài)明顯，須綜合施策增強地方、企業(yè)推進大型風電光伏基地建設的信心。

各地進展不一

記者近日來到毛烏素沙地西緣的寧夏寧東能源化工基地，在一塊占地6萬畝的采煤沉陷區(qū)上，工人們正架設光伏板。這是國家能源集團寧夏電力公司200萬千瓦光伏項目一處建設場地，該項目是我國開工建設的首批大型風光電基地項目，計劃年底前完成100萬千瓦的投產任務。

西部地區(qū)積極推進清潔能源開發(fā)和生態(tài)環(huán)境治理相結合。“庫布其200萬千瓦光伏治沙項目是全國單體規(guī)模最大的光伏治沙基地項目，新能源發(fā)電與沙漠生態(tài)治理、現(xiàn)代農業(yè)有機結合，形成板下種植與畜牧的生態(tài)良性互動。”億利光伏治沙集團總裁張永春說，項目建成后，可修復治理沙漠10萬畝，年均供應綠電約40億千瓦時，每年減少二氧化碳排放331萬噸。

包括該項目在內的內蒙古第一批大型風電光伏基地建設項目共8個，建設規(guī)模達2020萬千瓦，計劃于2022年、2023年陸續(xù)分批投產。青海總裝機容量為1090萬千瓦的大型風電光伏基地項目也在2021年10月15日集中開工，包括8個就地消納項目和7個外送項目，計劃將在2023年底前建成。

記者實地調研了解到，各地在積極推進完成立項、評審等前期工作的基礎上，部分項目進展較快，但不少項目建設進展緩慢，甚至一些項目開工后即停工。

“我們公司項目的開工儀式就做了一些打樁工作，目前還沒有全面開工。”青海一能源企業(yè)負責人說。

業(yè)內人士介紹，受制于土地等因素制約，西北一地區(qū)第一批大型風電光伏基地建設進度較為緩慢，截至今年2月份，共計40多個項目中僅有4個項目落實土地，完成核準備案，但仍未實質性開工建設。

成本高消納不足

記者采訪多位電網人士、能源企業(yè)負責人、相關專家了解到，西部地區(qū)清潔能源資源優(yōu)勢明顯，企業(yè)投建意愿強，但大型風光電基地項目在推進過程中卻遇到不少困難。

一是消納不足導致風險隱患大。我國能源資源和用電負荷呈逆向分布，西部地區(qū)新能源裝機快速增長，在就地消納不足情況下必須加大外送量。但當前外送仍受制約。

“跨省市場是通過省間政府長協(xié)為主，交易主體通過自發(fā)交易形成的價格機制還沒有真正建立起來，所以就出現(xiàn)有時西電東送的落地價格比東部自己的電源還貴，這在一定程度上影響了消納。”華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海說。

因此，不少能源企業(yè)擔憂，大型風電光伏基地項目建成后能否按時并網存在不確定性。

國家電投集團西南能源研究院有限公司董事長周慶葭說，四川是“西電東送”重要電源基地，大量電力自西向東穿越，電網承載能力逼近極限，運行難度加大，而川西輸電走廊又需避讓眾多不良地形地質區(qū)、自然保護區(qū)等，無法滿足后續(xù)巨量清潔能源送出需要。隨著“十四五”特高壓直流輸電工程的建成投運、大型水電站陸續(xù)投產，四川電網運行壓力將進一步增大。

二是調峰難題愈加凸顯。國網新疆經研院院長趙志強說，新疆電網新能源裝機占比已超34%，但光伏在晚間“零出力”、風電在特殊時段最小出力不足裝機規(guī)模的1%，隨著新能源占比逐步攀升，電力系統(tǒng)調峰能力不足問題將愈發(fā)凸顯。

為解決近兩三年的調峰難題，青海在新能源電源側加裝了小型調相機，探索建成了國內首個共享儲能電站，這些努力一定程度上增強了新能源投資企業(yè)的信心，但電源結構和調峰能力的建設并非短期就能解決。

此外，多個能源企業(yè)反映，投建儲能項目仍有顧慮。一方面國內并沒有大規(guī)模、長期運行的儲能電站，各地對儲能電站電價、調用次數保障、共享儲能運行機制等缺乏明確政策；另一方面儲能電站的收入不確定性大，項目盈利前景不明朗。

三是成本高導致信心不足。當前光伏組件價格、大宗材料價格居高不下，新能源項目開發(fā)收益率難以達到要求，影響了投資積極性。“近期光伏組件價格上漲，建設成本明顯上升，而青海新能源上網電價為全國最低，開建即虧損，企業(yè)不得不觀望。”“我們共獲得50萬千瓦的風電項目，但都沒有進入實質性建設階段。”青海省兩位能源企業(yè)負責人說。

截至2021年底，新疆南疆多個項目雖然已全部完成接入系統(tǒng)批復，但由于光伏組件材料價格飆升，企業(yè)建設成本大幅上漲，部分企業(yè)未按期開工，實際并網規(guī)模很小，已批復項目存在變更業(yè)主及建設地點的風險。不少企業(yè)坦言，大型風光電基地項目要求是2023年底建成，新能源的建設工期一般幾個月，大家認為還可以再等等。

此外，新能源項目下達建設指標規(guī)模大且建設周期短，而且通常要求當年建成并網，但配套電網項目從規(guī)劃到建成合理工期一般在2至3年，因此電源和電網建設時序不匹配問題明顯。

破解難題推進投產

一些受訪業(yè)內人士認為，應科學測算消納能力，加大清潔電力外送力度。堅持宏觀調控與市場配置資源相結合原則，合理確定并及時滾動修正開發(fā)規(guī)模、布局及時序，有序推進大基地項目建設，避免出現(xiàn)高比例棄電問題。

還要加快調節(jié)資源建設，解決季節(jié)性、時段性供需矛盾問題。“要進一步提高送端的調峰能力，緩解受端壓力，加快電力輔助服務市場建設，通過市場化方式促進電力綠色低碳發(fā)展。”袁家海說。

在鼓勵企業(yè)投資建設儲能電站項目方面，應盡快明確儲能如何參與輔助服務、確定補償價格，并給予儲能電站合理的保障調用次數，減少企業(yè)對儲能利用率低的顧慮。

多位能源企業(yè)負責人坦言，如今風光發(fā)電電價已進入平價階段，材料價格等成本卻持續(xù)攀升，再加上配備儲能所增加的投資，使得一些項目很難滿足收益率標準，應盡快研究平衡這一矛盾。

多位業(yè)內人士認為，現(xiàn)在有頂層設計指導意見，但專項方案還是一個個切割的，電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務交易等未能有效銜接，因此要統(tǒng)一施工圖，真正建立全國統(tǒng)一的電力市場體系，建議在增量市場率先試行，用市場方式定量和定價。

同時，為避免清潔能源資源碎片化開發(fā)、無序競爭等亂象，應充分發(fā)揮央企的強大支撐作用。如一些央企肩負向東部用電大省的“西電東輸”任務，應繼續(xù)發(fā)揮央企“蓄水池”“調節(jié)器”作用，促使其履行好國家賦予的責任。