中國儲能網(wǎng)訊：“十四五”以來，我國多次提出加快推進沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)大型風電光伏基地（以下稱大基地）建設(shè)。2021年，習近平總書記在《生物多樣性公約》第十五次締約方大會上提出，中國將持續(xù)推進產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，大力發(fā)展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設(shè)大型風電光伏基地項目。2022年，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》（以下稱《規(guī)劃布局方案》），計劃以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠為重點，規(guī)劃建設(shè)大型風電光伏基地。2023年，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》指出，加快建設(shè)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風光基地是國家有計劃、分步驟推動新型電力系統(tǒng)戰(zhàn)略目標實現(xiàn)的重要實施路徑之一
一、大基地基本情況及特征
二、后續(xù)運營面臨的五個問題
國家發(fā)改委、國家能源局在印發(fā)的《內(nèi)蒙古庫布齊沙漠鄂爾多斯中北部新能源基地、鄂爾多斯南部新能源基地、寧夏騰格里沙漠東南部新能源基地實施方案的復函》中明確，內(nèi)蒙古自治區(qū)庫布齊沙漠鄂爾多斯中北部、南部大基地以風光火儲一體化方式通過擬建設(shè)的直流輸電通道跨“大電網(wǎng)”分別外送京津冀地區(qū)和中東部地區(qū)消納。目前，上述大基地的調(diào)度權(quán)歸屬問題尚不明朗，由單一電網(wǎng)獨立調(diào)度或多電網(wǎng)聯(lián)合調(diào)度的可能性均存在，不同的調(diào)度方式將對大基地電能消納、電價水平造成較大影響，應(yīng)盡早協(xié)調(diào)明確。
此外，單一大基地內(nèi)部涉及“風光火儲”多電源品種，存在電網(wǎng)分電源類型調(diào)度和投資主體一體化“聯(lián)運”兩種模式。從電網(wǎng)角度看，配套靈活性資源的調(diào)度權(quán)統(tǒng)一交給電網(wǎng)側(cè)將比分散在電源側(cè)更能發(fā)揮調(diào)節(jié)效力、更能保障系統(tǒng)安全，是我國傳統(tǒng)能源基地的調(diào)度方式；從市場角度看，投資主體一體化“聯(lián)運”與調(diào)節(jié)性資源優(yōu)化利用并不相悖，按照中發(fā)9號文“管住中間、放開兩頭”的核心思想，由投資主體一體化“聯(lián)運”更符合電力市場化改革的方向，即允許發(fā)電側(cè)在穩(wěn)定支撐電網(wǎng)安全的前提下，最大化自身的經(jīng)濟效益。實質(zhì)上，一體化“聯(lián)運”并不意味著電網(wǎng)失去了對大基地配套調(diào)節(jié)性資源統(tǒng)籌指導和應(yīng)急調(diào)控的權(quán)利，電網(wǎng)仍可以通過相關(guān)的規(guī)章制度要求其在必要時及時響應(yīng)，以更加公開透明的方式保障系統(tǒng)安全。
大基地發(fā)電量巨大，落地單一?。▍^(qū)、市）消納壓力較大，需要在統(tǒng)籌考慮自身出力特性與受端負荷特性的基礎(chǔ)上，在較大的區(qū)域內(nèi)平衡。當前，隨著各?。▍^(qū)、市）新能源大量并網(wǎng)，送受兩端電源結(jié)構(gòu)逐步趨向同質(zhì)化，導致區(qū)域內(nèi)、區(qū)域間各?。▍^(qū)、市）送、購電曲線匹配困難，午間調(diào)峰互濟空間逐年縮小，調(diào)峰問題整體突出。如青海光伏發(fā)電裝機占總裝機比例約40%、河北南網(wǎng)2025年光伏裝機占總裝機比例預計超55%，多省存在午間光伏大發(fā)時段消納困難，用電高峰時段頂峰能力不足問題，加大了送受兩端發(fā)電曲線和負荷曲線匹配難度，大基地存在時段性限電風險。因此，明確消納方向及分電比例難度較大。
目前，大基地的價格形成機制暫無可借鑒的成熟經(jīng)驗，在國家主管部門指導思想尚不明朗的情況下，因其價格機制關(guān)乎多?。▍^(qū)、市）、多電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)間的利益平衡，各方恐難通過自行協(xié)商的方式達成一致意見。
一是如何做好優(yōu)先計劃定價與市場化電價機制的有效銜接。大基地跨省跨區(qū)外送電量消納短期內(nèi)或?qū)⑼ㄟ^優(yōu)先發(fā)電計劃予以保障，作為邊界參與受端市場，中遠期隨著全國統(tǒng)一電力市場和區(qū)域電力市場的建立健全，或?qū)幢壤鸩椒砰_參與市場。為確保優(yōu)先計劃電價與市場化電價機制能夠有效銜接和平穩(wěn)過渡，在協(xié)商形成管制電價機制的過程中，可考慮與市場化電價掛鉤，按照一定的比例上下浮動。
二是如何選擇分類型定價與打捆定價。大基地包含“風光火儲”多電源品種，各品種面臨的政策和市場環(huán)境存在較大差異。分類型定價的優(yōu)勢在于現(xiàn)行定價機制已較為成熟，政策和機制方面已較為明確，但不利于項目內(nèi)部的聯(lián)合運行優(yōu)化。打捆定價的優(yōu)勢在于可以提升各投資主體開展風光煤儲聯(lián)合優(yōu)化運行的積極性，但價格形成機制較為復雜，需要充分考慮各類型電源聯(lián)合運行的方式，并權(quán)衡電能量、靈活性、綠色環(huán)境等多維價值在一體化電價中的占比及關(guān)系。
三是如何平衡成本、價值、送受端承受能力等多種因素。大基地承擔我國“西電東送”、清潔能源轉(zhuǎn)型等國家能源戰(zhàn)略，需要各利益方按照利益共享、風險共擔的原則制定價格形成機制。即一方面需要研判各電源類型分時的電能量價值，風電、光伏的綠色價值與火電、儲能的容量、調(diào)峰價值，以大基地所提供的綜合價值作為定價依據(jù)；另一方面要考慮具體情景，根據(jù)送端可獲得的合理收益、受端的承受能力等因素對價格進行適當調(diào)整，并考慮將燃料成本的變動納入價格形成機制。
—— 問題四：如何參與多時間尺度、多層次、多功能的電力市場交易 ——
隨著全國統(tǒng)一電力市場的建立，預計大基地參與市場化交易的電量比例將逐步擴大，一是隨著我國各級電力市場逐步實現(xiàn)“年度-月度-月內(nèi)-日前-實時”交易時序全覆蓋，大基地需要參與多時間尺度電力市場；二是大基地大規(guī)模外送消納，需要同時面對省間、送受端區(qū)域、省級等多層次電力市場；三是大基地具備可靠性、靈活性、清潔性等多種價值，可參與電能量、輔助服務(wù)、綠電、容量市場等多個市場。目前，各類市場逐步耦合，銜接關(guān)系與邊界條件極其復雜，且仍處于建設(shè)完善階段，疊加大基地參與交易的身份、規(guī)則以及參與方式尚不明確，投資主體在運營決策過程中將面臨巨大挑戰(zhàn)。
——問題五：如何公平分攤調(diào)節(jié)責任和新能源高比例接入成本——
目前，多個新能源外送省份僅依靠配套控制區(qū)的調(diào)節(jié)能力難以兼顧穩(wěn)定外送曲線及清潔電能配比等要求，而送端額外承擔的調(diào)節(jié)責任尚不能向受端用戶側(cè)合理疏導。目前跨省跨區(qū)直流受端地區(qū)通常不參與短期調(diào)節(jié)，過量波動主要依靠送端電網(wǎng)上調(diào)和下調(diào)，由于新能源中長期交易曲線與實際曲線匹配度低，為保障直流穩(wěn)定外送，除配套常規(guī)電源外，送端電網(wǎng)還提供了調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)，但現(xiàn)有價格機制未體現(xiàn)相應(yīng)成本，大量輔助服務(wù)費用仍在送端電網(wǎng)發(fā)電側(cè)分攤，并未向受端省份用戶側(cè)疏導。
同時，送端的支撐和調(diào)節(jié)能力逐漸難以負擔沙戈荒大基地的外送需求。一是現(xiàn)有調(diào)節(jié)能力建設(shè)滯后，例如“十四五”以來甘肅調(diào)節(jié)性常規(guī)電源基本無新增，新疆、內(nèi)蒙已批復的火電項目開工不足；二是部分地區(qū)靈活性改造空間有限，例如甘肅公用煤電靈活性改造后平均調(diào)峰深度已達33%，改造潛力挖掘殆盡；三是調(diào)峰缺口仍將進一步擴大，目前青豫直流、魯固直流已出現(xiàn)此類問題，預計隨著全國新能源規(guī)模擴大，對調(diào)節(jié)能力的要求也將進一步提高。四是高比例新能源對送端省內(nèi)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與外送通道穩(wěn)定限額提出更高要求。
加強網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與調(diào)節(jié)能力將產(chǎn)生大量成本，一方面包括一系列重點工程投資新建擴建；另一方面包括新增配儲、開展主力火電機組深調(diào)靈活性改造。根據(jù)現(xiàn)行國家成本監(jiān)審和核價規(guī)則，上述投資及成本費用將納入省內(nèi)輸配電價和運行費用疏導，從而推高省內(nèi)到戶電價，對以重工業(yè)為主、大用戶對電價敏感度高的省份將產(chǎn)生較大影響。
三、相關(guān)思考
