加快建设大型风电光伏基地是如期实现“双碳”目标的重要支撑之一，一些西部地区正积极推进大型风电光伏基地项目。但记者近日采访了解到，受土地制约、消纳不足、调峰能力有限、光伏组件价格高企、电源电网建设滞后等诸多因素影响，一些项目建设进展缓慢，甚至有部分项目在开工仪式后处于停滞状态。当前，相关企业观望心态明显，须综合施策增强地方、企业推进大型风电光伏基地建设的信心。

各地进展不一

        记者近日来到毛乌素沙地西缘的宁夏宁东能源化工基地，在一块占地6万亩的采煤沉陷区上，工人们正架设光伏板。这是国家能源集团宁夏电力公司200万千瓦光伏项目一处建设场地，该项目是我国开工建设的首批大型风光电基地项目，计划年底前完成100万千瓦的投产任务。

        西部地区积极推进清洁能源开发和生态环境治理相结合。“库布其200万千瓦光伏治沙项目是全国单体规模最大的光伏治沙基地项目，新能源发电与沙漠生态治理、现代农业有机结合，形成板下种植与畜牧的生态良性互动。”亿利光伏治沙集团总裁张永春说，项目建成后，可修复治理沙漠10万亩，年均供应绿电约40亿千瓦时，每年减少二氧化碳排放331万吨。

        包括该项目在内的内蒙古第一批大型风电光伏基地建设项目共8个，建设规模达2020万千瓦，计划于2022年、2023年陆续分批投产。青海总装机容量为1090万千瓦的大型风电光伏基地项目也在2021年10月15日集中开工，包括8个就地消纳项目和7个外送项目，计划将在2023年底前建成。

        记者实地调研了解到，各地在积极推进完成立项、评审等前期工作的基础上，部分项目进展较快，但不少项目建设进展缓慢，甚至一些项目开工后即停工。

        “我们公司项目的开工仪式就做了一些打桩工作，目前还没有全面开工。”青海一能源企业负责人说。

        业内人士介绍，受制于土地等因素制约，西北一地区第一批大型风电光伏基地建设进度较为缓慢，截至今年2月份，共计40多个项目中仅有4个项目落实土地，完成核准备案，但仍未实质性开工建设。

成本高消纳不足

        记者采访多位电网人士、能源企业负责人、相关专家了解到，西部地区清洁能源资源优势明显，企业投建意愿强，但大型风光电基地项目在推进过程中却遇到不少困难。

        一是消纳不足导致风险隐患大。我国能源资源和用电负荷呈逆向分布，西部地区新能源装机快速增长，在就地消纳不足情况下必须加大外送量。但当前外送仍受制约。

        “跨省市场是通过省间政府长协为主，交易主体通过自发交易形成的价格机制还没有真正建立起来，所以就出现有时西电东送的落地价格比东部自己的电源还贵，这在一定程度上影响了消纳。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海说。

        因此，不少能源企业担忧，大型风电光伏基地项目建成后能否按时并网存在不确定性。

        国家电投集团西南能源研究院有限公司董事长周庆葭说，四川是“西电东送”重要电源基地，大量电力自西向东穿越，电网承载能力逼近极限，运行难度加大，而川西输电走廊又需避让众多不良地形地质区、自然保护区等，无法满足后续巨量清洁能源送出需要。随着“十四五”特高压直流输电工程的建成投运、大型水电站陆续投产，四川电网运行压力将进一步增大。

        二是调峰难题愈加凸显。国网新疆经研院院长赵志强说，新疆电网新能源装机占比已超34%，但光伏在晚间“零出力”、风电在特殊时段最小出力不足装机规模的1%，随着新能源占比逐步攀升，电力系统调峰能力不足问题将愈发凸显。

        为解决近两三年的调峰难题，青海在新能源电源侧加装了小型调相机，探索建成了国内首个共享储能电站，这些努力一定程度上增强了新能源投资企业的信心，但电源结构和调峰能力的建设并非短期就能解决。

        此外，多个能源企业反映，投建储能项目仍有顾虑。一方面国内并没有大规模、长期运行的储能电站，各地对储能电站电价、调用次数保障、共享储能运行机制等缺乏明确政策;另一方面储能电站的收入不确定性大，项目盈利前景不明朗。

        三是成本高导致信心不足。当前光伏组件价格、大宗材料价格居高不下，新能源项目开发收益率难以达到要求，影响了投资积极性。“近期光伏组件价格上涨，建设成本明显上升，而青海新能源上网电价为全国最低，开建即亏损，企业不得不观望。”“我们共获得50万千瓦的风电项目，但都没有进入实质性建设阶段。”青海省两位能源企业负责人说。

        截至2021年底，新疆南疆多个项目虽然已全部完成接入系统批复，但由于光伏组件材料价格飙升，企业建设成本大幅上涨，部分企业未按期开工，实际并网规模很小，已批复项目存在变更业主及建设地点的风险。不少企业坦言，大型风光电基地项目要求是2023年底建成，新能源的建设工期一般几个月，大家认为还可以再等等。

        此外，新能源项目下达建设指标规模大且建设周期短，而且通常要求当年建成并网，但配套电网项目从规划到建成合理工期一般在2至3年，因此电源和电网建设时序不匹配问题明显。

破解难题推进投产

        一些受访业内人士认为，应科学测算消纳能力，加大清洁电力外送力度。坚持宏观调控与市场配置资源相结合原则，合理确定并及时滚动修正开发规模、布局及时序，有序推进大基地项目建设，避免出现高比例弃电问题。

        还要加快调节资源建设，解决季节性、时段性供需矛盾问题。“要进一步提高送端的调峰能力，缓解受端压力，加快电力辅助服务市场建设，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。”袁家海说。

        在鼓励企业投资建设储能电站项目方面，应尽快明确储能如何参与辅助服务、确定补偿价格，并给予储能电站合理的保障调用次数，减少企业对储能利用率低的顾虑。

        多位能源企业负责人坦言，如今风光发电电价已进入平价阶段，材料价格等成本却持续攀升，再加上配备储能所增加的投资，使得一些项目很难满足收益率标准，应尽快研究平衡这一矛盾。

        多位业内人士认为，现在有顶层设计指导意见，但专项方案还是一个个切割的，电力中长期、现货和辅助服务交易等未能有效衔接，因此要统一施工图，真正建立全国统一的电力市场体系，建议在增量市场率先试行，用市场方式定量和定价。

        同时，为避免清洁能源资源碎片化开发、无序竞争等乱象，应充分发挥央企的强大支撑作用。如一些央企肩负向东部用电大省的“西电东输”任务，应继续发挥央企“蓄水池”“调节器”作用，促使其履行好国家赋予的责任。

《电鳗快报》