沙戈荒大型风光基地可持续发展亟需解决的五大问题

国家发改委、国家能源局在印发的《内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地、鄂尔多斯南部新能源基地、宁夏腾格里沙漠东南部新能源基地实施方案的复函》中明确，内蒙古自治区库布齐沙漠鄂尔多斯中北部、南部大基地以风光火储一体化方式通过拟建设的直流输电通道跨“大电网”分别外送京津冀地区和中东部地区消纳。目前，上述大基地的调度权归属问题尚不明朗，由单一电网独立调度或多电网联合调度的可能性均存在，不同的调度方式将对大基地电能消纳、电价水平造成较大影响，应尽早协调明确。

此外，单一大基地内部涉及“风光火储”多电源品种，存在电网分电源类型调度和投资主体一体化“联运”两种模式。从电网角度看，配套灵活性资源的调度权统一交给电网侧将比分散在电源侧更能发挥调节效力、更能保障系统安全，是我国传统能源基地的调度方式；从市场角度看，投资主体一体化“联运”与调节性资源优化利用并不相悖，按照中发9号文“管住中间、放开两头”的核心思想，由投资主体一体化“联运”更符合电力市场化改革的方向，即允许发电侧在稳定支撑电网安全的前提下，最大化自身的经济效益。实质上，一体化“联运”并不意味着电网失去了对大基地配套调节性资源统筹指导和应急调控的权利，电网仍可以通过相关的规章制度要求其在必要时及时响应，以更加公开透明的方式保障系统安全。

大基地发电量巨大，落地单一省（区、市）消纳压力较大，需要在统筹考虑自身出力特性与受端负荷特性的基础上，在较大的区域内平衡。当前，随着各省（区、市）新能源大量并网，送受两端电源结构逐步趋向同质化，导致区域内、区域间各省（区、市）送、购电曲线匹配困难，午间调峰互济空间逐年缩小，调峰问题整体突出。如青海光伏发电装机占总装机比例约40%、河北南网2025年光伏装机占总装机比例预计超55%，多省存在午间光伏大发时段消纳困难，用电高峰时段顶峰能力不足问题，加大了送受两端发电曲线和负荷曲线匹配难度，大基地存在时段性限电风险。因此，明确消纳方向及分电比例难度较大。

目前，大基地的价格形成机制暂无可借鉴的成熟经验，在国家主管部门指导思想尚不明朗的情况下，因其价格机制关乎多省（区、市）、多电网、发电企业间的利益平衡，各方恐难通过自行协商的方式达成一致意见。

一是如何做好优先计划定价与市场化电价机制的有效衔接。大基地跨省跨区外送电量消纳短期内或将通过优先发电计划予以保障，作为边界参与受端市场，中远期随着全国统一电力市场和区域电力市场的建立健全，或将按比例逐步放开参与市场。为确保优先计划电价与市场化电价机制能够有效衔接和平稳过渡，在协商形成管制电价机制的过程中，可考虑与市场化电价挂钩，按照一定的比例上下浮动。

二是如何选择分类型定价与打捆定价。大基地包含“风光火储”多电源品种，各品种面临的政策和市场环境存在较大差异。分类型定价的优势在于现行定价机制已较为成熟，政策和机制方面已较为明确，但不利于项目内部的联合运行优化。打捆定价的优势在于可以提升各投资主体开展风光煤储联合优化运行的积极性，但价格形成机制较为复杂，需要充分考虑各类型电源联合运行的方式，并权衡电能量、灵活性、绿色环境等多维价值在一体化电价中的占比及关系。

三是如何平衡成本、价值、送受端承受能力等多种因素。大基地承担我国“西电东送”、清洁能源转型等国家能源战略，需要各利益方按照利益共享、风险共担的原则制定价格形成机制。即一方面需要研判各电源类型分时的电能量价值，风电、光伏的绿色价值与火电、储能的容量、调峰价值，以大基地所提供的综合价值作为定价依据；另一方面要考虑具体情景，根据送端可获得的合理收益、受端的承受能力等因素对价格进行适当调整，并考虑将燃料成本的变动纳入价格形成机制。

—— 问题四：如何参与多时间尺度、多层次、多功能的电力市场交易 ——    

随着全国统一电力市场的建立，预计大基地参与市场化交易的电量比例将逐步扩大，一是随着我国各级电力市场逐步实现“年度-月度-月内-日前-实时”交易时序全覆盖，大基地需要参与多时间尺度电力市场；二是大基地大规模外送消纳，需要同时面对省间、送受端区域、省级等多层次电力市场；三是大基地具备可靠性、灵活性、清洁性等多种价值，可参与电能量、辅助服务、绿电、容量市场等多个市场。目前，各类市场逐步耦合，衔接关系与边界条件极其复杂，且仍处于建设完善阶段，叠加大基地参与交易的身份、规则以及参与方式尚不明确，投资主体在运营决策过程中将面临巨大挑战。

—— 问题五：如何公平分摊调节责任和新能源高比例接入成本 ——    

目前，多个新能源外送省份仅依靠配套控制区的调节能力难以兼顾稳定外送曲线及清洁电能配比等要求，而送端额外承担的调节责任尚不能向受端用户侧合理疏导。目前跨省跨区直流受端地区通常不参与短期调节，过量波动主要依靠送端电网上调和下调，由于新能源中长期交易曲线与实际曲线匹配度低，为保障直流稳定外送，除配套常规电源外，送端电网还提供了调频、调峰等辅助服务，但现有价格机制未体现相应成本，大量辅助服务费用仍在送端电网发电侧分摊，并未向受端省份用户侧疏导。

同时，送端的支撑和调节能力逐渐难以负担沙戈荒大基地的外送需求。一是现有调节能力建设滞后，例如“十四五”以来甘肃调节性常规电源基本无新增，新疆、内蒙已批复的火电项目开工不足；二是部分地区灵活性改造空间有限，例如甘肃公用煤电灵活性改造后平均调峰深度已达33%，改造潜力挖掘殆尽；三是调峰缺口仍将进一步扩大，目前青豫直流、鲁固直流已出现此类问题，预计随着全国新能源规模扩大，对调节能力的要求也将进一步提高。四是高比例新能源对送端省内网架结构与外送通道稳定限额提出更高要求。

加强网架结构与调节能力将产生大量成本，一方面包括一系列重点工程投资新建扩建；另一方面包括新增配储、开展主力火电机组深调灵活性改造。根据现行国家成本监审和核价规则，上述投资及成本费用将纳入省内输配电价和系统运行费用疏导，从而推高省内到户电价，对以重工业为主、大用户对电价敏感度高的省份将产生较大影响。
 

三、相关思考