从近日举行的中国电力建设发展大会“风光大基地创新发展专题论坛”获悉，目前我国第一批9705万千瓦大基地项目已全面开工，其中沙戈荒地区项目9285万千瓦，将于今年年底前全部建成并网投产；第二批大基地项目已陆续开工建设；第三批大基地项目清单近期已正式印发实施。
推进风光大基地建设意义重大，对于实现碳达峰碳中和目标具有新能源建设与生态治理双重功效，也为世界荒漠化治理提供了中国方案。与此同时，大基地建设也遇到了一些困难和挑战，要多方面统筹协调，全力破解产业发展难题。
风光大基地加速上马
积极落实“双碳”目标，我国风电光伏新能源开发向规模化集约化迈进，大基地成为地面电站开发的主流模式以及市场焦点。
按照顶层规划，大基地又可以分为批次大基地以及4.55亿千瓦大基地。其中，批次大基地，截至目前国家发改委、能源局已相继下发三批大基地项目清单，首批9705万千瓦基地项计划今年底全面投产。4.55亿千瓦大基地则是基于《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，规划到2030年建设风光基地总装机约4.55亿千瓦。其中，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。值得重视的是，相比批次大基地的百瓦千瓦级，4.55亿千瓦大基地规模更大，按千万千瓦级组织建设，但两大基地之中除四大沙漠基地外，多有项目重合。
追踪基地项目，截至目前，至少已有237GW公开的风光大基地可明确业主情况，其中第一批大基地78GW，第二批30GW，第三批67GW，五大沙戈荒基地超60GW。
具体来看，国家能源集团可谓一骑绝尘，目前公开的大基地规模已超47GW。除三大批次超20GW基地项目外，在沙戈荒基地中，国家能源局已获批宁夏腾格里沙漠东南部新能源基地以及甘肃巴丹吉林新能源基地，风光项目总规模24GW。其中，宁夏腾格里沙漠东南部新能源基地一期1GW光伏项目已于今年并网发电。
紧随其后，华能集团、国家电投两大电力央企的基地项目均超20GW。当然，这仅是公开可查询项目。实际上，根据国家电投2022年社会责任报告披露数据，国家电投已获得了十大新能源基地的开发权，风电、光伏项目规模合计超过60GW。
此外，千万千瓦级规模以上的还有三峡集团以及大唐集团。其中由三峡集团牵头的库布其沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目，规划总装机规模16GW，包括光伏8GW、风电4GW，配套改扩建先进高效煤电装机4GW。
风光大基地多以百万千瓦起步，庞大的投资规模也决定了大基地更倾向于资金实力雄厚的央国企。在上述可查询业主的237GW大基地中，央国企占比90%以上。民企以龙头企业为主，包括阳光新能源、天合、隆基、正泰新能源、东方日升、宁德时代等。
加速上马背后到底经历了什么？
现在突然之间一下子规划落地4.55亿千瓦的集中式风电、光伏项目，对世人的观感是很强烈的冲击。那么，国家主导集中式新能源加速上马背后到底经历了什么？
其实，国家主导新能源集中开发不是什么新鲜事。大概是2006—2007年间，时任国家发改委副主任张国宝就提出了“风电三峡”的理念：河西走廊那个地方历史上就是风口，祁连山、贺兰山中间夹着，常年飞砂走石，对当地农业生产是有害的；但风电可以“变害为宝”，在该地区建一个一千万千瓦的风电基地不就等于建一个三峡吗？
“风电三峡”是西电东送思路在新能源领域的一个延展，这背后体现着中国能源开发长期以来一以贯之的大思路：西南富有水电资源、西北富有风光资源，为什么不把资源充分利用起来，解决东部的缺电问题，同时来增加西部的经济收入、以促进共同富裕呢？
于是，早在2007年，国家发改委就批准在酒泉建设千万千瓦级风电基地，总装机1065万千瓦。当然，由于输送通道不足等原因，“风电三峡”在此后若干年里遭遇了严重的弃风问题，成为了这一项目的一大遗憾。
“风电三峡”的设想，其实是面临着较为严重的Bug——我国能源资源分布严重不均衡。风光资源丰富的西部地区，用能需求不强，很难完全自己消纳当地能源。东部地区经济发达，却资源不足，常常缺电。这就导致了在西部建大型能源基地，会面临着较为严重的弃风弃光问题。
这个问题的修补方案，是长距离送电。幸好，我国有另一张“国家名片”——特高压。特高压长距离输电，辅以一系列新能源消纳措施，有望让我国可再生能源消纳水平大幅提升，大规模的西电东送、北电南送成为可能。
至此，集中式大规模风光项目大开发的条件具备，只待一个巨大的决心。
2020年9月22日，国家主席总书记在第七十五届联合国大会向世界郑重宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。3060双碳目标的提出，展现了中国负责任的大国形象，表明了中国生态发展、绿色发展的决心。
压力给到了能源行业——能源活动的碳排放占二氧化碳排放总量的88%左右，而电力行业碳排放又占能源行业碳排放的42%左右。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，能源行业必须加快绿色转型，大幅增加可再生能源占比，否则说双碳目标就是一句空话。
“双碳”目标公布一年后，2021年10月12日，在昆明举行的《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，国家主席总书记提出：“中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。”
至此，风光大基地项目横空出世。3个月后，国家发改委、国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设”。2022年2月，大基地规划布局方案出台，明确提出到2030年建设总装机规模为4.55亿千瓦。
对此，有参与大基地规划起草的专家事后披露称，发展新能源上一阶段的政策是两手抓，一方面提倡分布式，一方面推进集中式，但分布式的推进“并不是很理想”，这对于“双碳”目标的实现来说很不可控。因此，为了加快能源转型速度，集中式项目开发在2022年提速。
提速上马，遭遇系统配套“卡顿”
与“风电三峡”的实践相类似，风光大基地建设也不是一帆风顺。尽管不存在大面积弃风弃光的问题，但是由于时间紧、任务重以及工程系统复杂，风光大基地的落地与推进，正在经历因系统配套不足带来的“卡顿”。
首先，是新能源与煤电协调配套的难题。
由于风光新能源具有与生俱来的间歇性、不稳定性，这就需要配备能够灵活调节的支撑性电源，目前主要靠火电（其实主要是煤电）来支撑。新能源大基地“风光火”打捆外送，也要求配备一定比例的火电，大型风电基地风火打捆直流外送比例一般为1∶1.5-1∶2.2。
这就带来两方面的问题，一方面是作为给新能源调峰之用的火电，无论是新建煤电还是对存量煤电进行灵活性改造，其利用小时数必然很低，在调峰火电没有容量补偿机制的情况下，火电厂极容易亏损，尤其是在煤价高企的时候。因而，各发电集团新能源开发，在配备支撑性电源方面缺乏积极性。
另一方面，中国能源研究会学术顾问、国家发改委能源研究所原所长周大地告诉华夏能源网，大基地本意是要发展新能源，本应是为了减少火电比例，但是“新能源加煤电”的风光火打捆开发模式，火电比例并没有减少。这样搞到最后，“水多了加面，面多了加水”，就有新能源与煤电交替上升的风险。
在周大地看来，风光大基地建设，不能只是简单配备火电了事，还要在储能、尤其是大规模储能方面做好文章。当然，目前电化学储能在成本方面还无法与抽水蓄能相媲美，但权威机构预期，2030年左右电化学储能就将在成本上迎来拐点。风光大基地更应该从起步阶段就向储能方面积极探索，以降低配套煤电的比例。
其次，目前看来，风光大基地还受制于特高压通道建设的滞后。
从实际建设周期来看，一千万千瓦左右的集中式光伏项目，在一年之内即可建成。风光大基地的特高压高外送通道，从立项到建成，往往需三年左右的时间。因此，在风光大基地建设中，外送通道配套建设应该先行，否则就容易滞后。而现实情况是，风光项目往往先开工，最后只能是等着外送通道建设。
由于通道建设的滞后，风光大基地建设受到影响。华夏能源网注意到，2022年11月，三峡集团旗下三峡能源（SH：600905）就曾发布公告称，公司已累计获得9个风光大基地项目，目前均已动工建设，但整体建设进度受送出工程建设滞后等诸多因素影响，项目建设进展不及预期。
再次，大基地项目面临并网难题。大基地项目分为保障性并网项目和市场化并网项目，好多市场化并网项目建成后能否及时并网尚存疑问。
风光大基地项目主要由各省企业上报，再由国家批复，项目的消纳、并网主要基于地方和企业层面的协商。也就是说，国家层面相对需要协调的事情较少，主要是依靠项目本身的成熟度和地方自身的协调能力。在缺乏顶层设计与协调的情况下，部分市场化并网项目能否及时并网，考验着项目各方的协调能力。
上文提到的火电配套、通道建设以及并网难题，搞得不好，都会对大基地项目进度造成很大影响，但都有眼见的可行解，只是时间问题。真正考验大基地的还是其经济性，尤其是相比分布式新能源的经济性。
谈到经济性，首先需要对4.55亿千瓦大基地的成本做出整体估计。按照项目规模粗略估算，4.55亿千瓦大基地总投资将突破3万亿元。这3万亿元只是电源建设方面的投资，还不包括特高压通道建设方面的投资。
“十四五”期间，光是国家电网已经公布的规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资就已经高达3800亿元。
现在还无法确定，正在陆续上马的这38条特高压线路，能不能完全覆盖风光大基地4.55亿千瓦的电源项目。换句话说，如果这38条特高压通道不够用，未来还会有更多特高压线路上马，意味着要追加更多的投资。
特高压在便利风光大基地绿电送出的同时，也意味着高昂的成本。特高压的建设成本以及建成投运后的运营成本，其未来回收投资，是要全部打到西电东送的输配电价之中。
可问题是，大基地绿电在受端的落地电价，要低于中东部当地燃煤电价。市场是理性的，如果远道而来的大基地绿电价格很高，高于当地燃煤电厂的电价，那受端省份就不会购买。尽管风电光电自身的成本足够低，但是加上调峰煤电、储能的成本，再加上高昂的特高压通道费用，其价格还有多少竞争力就是个疑问了。
这中间还有一个更为实际的问题，远道而来的大基地绿电，其竞争对手还不仅仅是中东部的煤电，中东部日益增长的新能源尤其是迅猛增长的分布式新能源，也将是大基地未来不得不直面的强劲竞争对手。
