觀察丨更好發揮新能源大基地多元價值
來源：中國電力報 時間：2024-01-09 10:22
席云華 饒志
目前，我國西部、北方地區大型風電光伏基地項目裝機規模大、投資大，電力大多需外送消納。大基地項目建設運營面臨經濟性、技術性等方面難題。
大基地建設有其獨特性
大基地電力需傳統電源作為支撐打捆送出。考慮到不同電源的技術經濟特性、直流工程輸電效益和安全穩定運行等因素，目前我國建設大基地的思路是新能源電力以煤電或水電為支撐打捆外送。新能源有效容量一般不超過直流輸送容量的30%，煤電或水電裝機容量控制在直流輸送容量的60%以內。因所在地電源條件和特點不同，各大基地的新能源和支撐電源的組合存在差異，西北地區主要為“風光火”和“風光火儲”項目，西南地區主要為“風光水儲”項目，電源裝機容量配比沒有固定的比例，需具體情況具體分析。
大基地電力大多需要遠距離跨省區外送。歐洲跨國直流線路長數百千米，基本為雙向輸電，可實現風電和水電的互補調節。我國大基地電源裝機規模大，所在地電網消納能力有限。因此，配套特高壓直流為單向輸電且輸電規模較大。我國已投產的大基地配套直流線路長達數千千米，如青海—河南、寧夏—湖南直流線路超過1500千米，新疆—重慶、甘肅—湖南及規劃中的藏東南—粵港澳大灣區線路超過2000千米，遠距離送電一定程度上增加了外送消納成本。
大基地發展仍有難題待解
價格機制缺乏。目前，外送消納邊界條件是落地電價不超過受端燃煤基準價，直流工程利用小時數達到4500小時以上，對新能源發電企業來說，還要考慮配套儲能等靈活調節成本、輸電成本、與受端負荷的匹配度等因素，只能低價上網，項目收益保障難度增大。受端省份傾向建設本土電源，大基地外送電議價難度大。如何平衡好送受兩端利益，目前沒有支持性機制，我國還沒有建立適應大基地的價格機制和市場參與機制。
配套儲能成本疏導機制缺乏。大基地配置儲能可提高新能源利用率和外送通道輸電效率。但儲能將推高發電成本，降低大基地項目經濟性。儲能帶來的發電、輸電收益增加無法覆蓋儲能成本。據測算，發電、輸電收益增加約為儲能成本的一半。這樣，需要通過其他渠道的收益進行補充。在現有市場環境下，儲能難以參與送受端電力市場交易，難以獲得輔助服務收益，影響大基地配建儲能的積極性。
設計運行技術標準缺乏。大基地存在著多種電源形式，其設計、運行技術難度大，行業內沒有成熟的項目案例可供參考，缺乏技術標準。如目前大基地的主流接線模式是風光分散接在送端電網，配套電源接到換流站，配套電源不一定能給風光項目調節，大基地的風電、光伏也會對當地電網的潮流產生影響，需進一步優化。大基地調度模式關系到電力消納、電價和市場機制設計。大基地調度權屬由單一電網調度或多電網聯合調度尚不明朗，發電、電網企業基于不同目標責任對大基地各類電源“分類調度”或“聯運”也存在分歧。
大基地發展的相關建議
建立適應大基地的價格機制，保障項目收益。系統優化可再生能源配額制度，提高綠電強制消費比例，促進綠電優先消納，擴大綠電交易市場規模。建立起以發現綠電環境價值為核心目標的市場化機制，結合碳市場建設情況建立適應大基地的價格形成機制。完善輔助服務、容量市場相關機制，明確大基地的參與方式，體現大基地的多元價值。出臺減稅等支撐性政策，降低項目投資風險。
建立大基地配套儲能成本疏導機制，保障儲能成本回收。參照煤電、抽水蓄能兩部制電價政策，對大基地配套儲能實行兩部制電價，體現儲能的支撐調節價值，容量電價按照回收儲能設備系統一定比例固定成本的方式確定。也可以按照“誰受益誰買單”的原則，用戶側分攤50%成本，發電側、電網側各分擔25%儲能成本。未來推動新型儲能參與各類細分市場獲得收益。
設立大基地研究中心，加強技術研究和標準制定。組織政府能源主管部門、發電企業、電網企業建立聯合基金，組織政府、企業、高校、科研院所聯合建立大基地研究中心，圍繞大基地的規劃設計、建設、運行，聯合開展全局性和綜合性的戰略問題研究、政策機制研究、技術研究等工作，制定技術標準，推動大基地技術發展和應用。（作者單位：南方電網能源發展研究院有限責任公司）
責任編輯：楊娜
