观察丨更好发挥新能源大基地多元价值

来源：中国电力报 时间：2024-01-09 10:22

席云华 饶志

　　目前，我国西部、北方地区大型风电光伏基地项目装机规模大、投资大，电力大多需外送消纳。大基地项目建设运营面临经济性、技术性等方面难题。

大基地建设有其独特性

　　大基地电力需传统电源作为支撑打捆送出。考虑到不同电源的技术经济特性、直流工程输电效益和安全稳定运行等因素，目前我国建设大基地的思路是新能源电力以煤电或水电为支撑打捆外送。新能源有效容量一般不超过直流输送容量的30%，煤电或水电装机容量控制在直流输送容量的60%以内。因所在地电源条件和特点不同，各大基地的新能源和支撑电源的组合存在差异，西北地区主要为“风光火”和“风光火储”项目，西南地区主要为“风光水储”项目，电源装机容量配比没有固定的比例，需具体情况具体分析。

　　大基地电力大多需要远距离跨省区外送。欧洲跨国直流线路长数百千米，基本为双向输电，可实现风电和水电的互补调节。我国大基地电源装机规模大，所在地电网消纳能力有限。因此，配套特高压直流为单向输电且输电规模较大。我国已投产的大基地配套直流线路长达数千千米，如青海—河南、宁夏—湖南直流线路超过1500千米，新疆—重庆、甘肃—湖南及规划中的藏东南—粤港澳大湾区线路超过2000千米，远距离送电一定程度上增加了外送消纳成本。

大基地发展仍有难题待解

　　价格机制缺乏。目前，外送消纳边界条件是落地电价不超过受端燃煤基准价，直流工程利用小时数达到4500小时以上，对新能源发电企业来说，还要考虑配套储能等灵活调节成本、输电成本、与受端负荷的匹配度等因素，只能低价上网，项目收益保障难度增大。受端省份倾向建设本土电源，大基地外送电议价难度大。如何平衡好送受两端利益，目前没有支持性机制，我国还没有建立适应大基地的价格机制和市场参与机制。

　　配套储能成本疏导机制缺乏。大基地配置储能可提高新能源利用率和外送通道输电效率。但储能将推高发电成本，降低大基地项目经济性。储能带来的发电、输电收益增加无法覆盖储能成本。据测算，发电、输电收益增加约为储能成本的一半。这样，需要通过其他渠道的收益进行补充。在现有市场环境下，储能难以参与送受端电力市场交易，难以获得辅助服务收益，影响大基地配建储能的积极性。

　　设计运行技术标准缺乏。大基地存在着多种电源形式，其设计、运行技术难度大，行业内没有成熟的项目案例可供参考，缺乏技术标准。如目前大基地的主流接线模式是风光分散接在送端电网，配套电源接到换流站，配套电源不一定能给风光项目调节，大基地的风电、光伏也会对当地电网的潮流产生影响，需进一步优化。大基地调度模式关系到电力消纳、电价和市场机制设计。大基地调度权属由单一电网调度或多电网联合调度尚不明朗，发电、电网企业基于不同目标责任对大基地各类电源“分类调度”或“联运”也存在分歧。

大基地发展的相关建议

　　建立适应大基地的价格机制，保障项目收益。系统优化可再生能源配额制度，提高绿电强制消费比例，促进绿电优先消纳，扩大绿电交易市场规模。建立起以发现绿电环境价值为核心目标的市场化机制，结合碳市场建设情况建立适应大基地的价格形成机制。完善辅助服务、容量市场相关机制，明确大基地的参与方式，体现大基地的多元价值。出台减税等支撑性政策，降低项目投资风险。

　　建立大基地配套储能成本疏导机制，保障储能成本回收。参照煤电、抽水蓄能两部制电价政策，对大基地配套储能实行两部制电价，体现储能的支撑调节价值，容量电价按照回收储能设备系统一定比例固定成本的方式确定。也可以按照“谁受益谁买单”的原则，用户侧分摊50%成本，发电侧、电网侧各分担25%储能成本。未来推动新型储能参与各类细分市场获得收益。

　　设立大基地研究中心，加强技术研究和标准制定。组织政府能源主管部门、发电企业、电网企业建立联合基金，组织政府、企业、高校、科研院所联合建立大基地研究中心，围绕大基地的规划设计、建设、运行，联合开展全局性和综合性的战略问题研究、政策机制研究、技术研究等工作，制定技术标准，推动大基地技术发展和应用。（作者单位：南方电网能源发展研究院有限责任公司）

　　责任编辑：杨娜