举国之力，可以移山。

　　中国新能源，是继高铁之后又一张叫得响的“国家名片”：累计装机量世界第一，发电量世界第一，投资额世界第一。而近年来正以雷霆手段加速落地的“风光大基地”，绝对称得上是中国新能源发展进程中最为浓墨重彩的一笔。

　　4月27日，国家能源局公布了总规模1.9亿千瓦的第三批风光大基地项目名单。仅仅两个多月后就有更加劲爆的好消息传来：风光大基地第一批9705万千瓦项目将于2023年年底全部投产。

　　这只是个开端。展望整个“十四五”期间，将有总计2亿千瓦的大基地新能源项目并网投产;而未来“十五五”，还有2.55亿大基地风光项目陆续投产。

　　也就是说，在不到8年的时间里，风光大基地4.55亿千瓦新能源项目将全部并网发电。这在人类新能源开发史上是绝无仅有的。

　　正是由于这样的规模以及这样的速度，同时由于人类迄今为止尚无类似的实践与经验可资借鉴，对于风光大基地能不能顺利搞成，外界一直不乏质疑与争论。

　　这么大规模的集中式新能源开发，得耗费多少投资?发电央企和电网之间的分歧如何摆平?那么多风电光电，电网能不能吃得下?那么多的绿电同时从西北卖到东南，能不能赚到钱……

　　诸如此类，不一而足。事实上，目前，总投资超3万亿元的风光大基地，也的确是迎来了它的“进京赶考”时刻，它需要用并网数据和实际表现去平抑外界的诸多疑惑与争论。

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　　决策背后：双碳目标倒逼能源转型

　　在这一波风光大基地之前，中国的新能源开发一直是“两条腿走路”，集中式与分布式同时进行、同等鼓励、同等重要。

　　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，国家主席习近平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，国家主席习近平提出：“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。

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　　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笔者，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。笔者注意到，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。

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　　高投入，低回报?拷问经济性

　　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。

　　2022年12月28日，三峡集团库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目开工建设，该项目总装机规模1600万千瓦，包括光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套改扩建煤电装机400万千瓦，另配置储能约400-600万千瓦时。该项目总投资超800亿元。

　　1200亿千瓦大基地新能源项目，加上配备煤电与储能，总投资超800亿元。应该说，作为大基地中先行规划落地的项目，三峡集团布齐沙漠鄂尔多斯项目各项先天条件是占优势的，后续规划落地的大基地项目，其平均投资只会更高。按照这个项目规模粗略估算，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。

　　更糟糕的，或许还是东部业已露头的负电价。

　　山东电力现货市场在今年“五一”小长假期间频繁出现负电价交易，五天中共有46小时出现负电价，其中从5月1日晚间至5月2日，有连续22个小时持续负电价，价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。

　　为什么是负电价?山东是新能源大省，五一期间工厂停工，电力负荷大减，而同期新能源大发，电多了卖不出去，为了避免弃风弃光，于是就有了负电价。毕竟，负电价也总比发出来的电白白浪费了要好。

　　负电价可能是未来趋势。不只山东，中东部的河北、河南、湖北、江苏等分布式新能源建设大省，未来都有可能出现负电价。到那个时候，大基地绿电也一股脑涌到中东部来，会让新能源大发时段的绿电负电价雪上加霜。这样的电价环境，对大基地绿电的经济性将构成严重考验。

　　据中国工程院院士、原副院长杜祥琬团队披露的数据，中东部光是风电、光伏的潜在装机量就在20亿千瓦之巨。杜祥琬团队数据测算亦显示，中东部自发1度绿电的成本，要远低于从大基地远道而来的1度绿电的成本。

　　“由于高昂通道费等原因，大基地的绿电发电成本，要高于中东部分布式新能源就近消纳、就地平衡的成本。”周大地对笔者表示。

　　但是周大地也特别强调，在加速中国能源转型、加快实现“双碳”目标方面，风光大基地是巨大的进步，它让中国新型举国体制的优势发挥到了极致。另一方面，从更加长远的视角来看，4.55亿千瓦风光大基地其实并不多。在不久的未来，中国的风光新能源装机将达到四五十亿千瓦，甚至还远远不止这些。

　　当神州大地上到处都是新能源的时候，既有集中式的大项目，也有分布式的小项目;既有绿电“远方来”，也有绿电“身边取”。到那个时候，平衡风光大基地的经济性，消化大基地绿电的成本，也就有了更多的手段。风光大基地在推动中国能源转型上，将发挥出巨大作用。