如何消纳

4.55亿千瓦的大基地项目，按照集中布局原则，选择距离负荷中心较近的区域，进行规模化、集约化生态开发，由近及远，应开尽开，外送为主。其中“十四五”期间，建设外送项目1.5亿千瓦，本地消纳项目0.5亿千瓦；“十五五”期间，建设外送项目1.65亿千瓦，本地自用0.9亿千瓦。

进入平价阶段，装机规模不是衡量新能源发展的唯一指标，解决消纳问题将是新一轮风光电大基地建设的重要课题。

“新能源没有消纳的发展等于没发展。”有省级能源主管部门人士对eo表示。

早期风光电大基地对市场需求考虑不够充分，本地负荷增长有限，而中东部省份接受外来电的意愿普遍不足，这是“三北”地区弃风弃光率居高不下的重要原因。

进入“十四五”，电力供需形势已经悄然变化，无论是西部还是中东部，对新能源的需求都在持续增长。一方面，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，西部省份希望借助新能源突破能耗“双控”约束，充分发挥能源优势发展高耗能产业；另一方面，中东部省份面临更为严格的生态环境约束，新建煤电受到严格限制，电力供应普遍趋紧，接受清洁的区外来电意愿也在增加。

本地用电增长，外送市场电力供应趋紧，为风光电大基地消纳提供了广阔的空间。

“新能源发展面临的最大挑战就是市场消纳能力，这次大基地建设既强调区内市场，也强调跨区市场，关键就在于如何激活这两个市场。”汪宁渤认为，“把这两个市场激活了，大基地的消纳问题大部分是可以解决的。”

激活消纳市场的关键在于，如何通过市场化机制让风光电大基地规划与真实的市场需求相匹配。

对于送端和受端省份，电力供需形势时刻在变化。当本地电力供应不足时，送端省份没有送出的动力；而在电力供应过剩时，受端省份往往没有接受外来电的意愿。这种情况在过去反复出现。

2014年，湖南根据年初电力供需形势，以跨省区电能交易的方式购入167亿千瓦时外来电，但由于全年用电增长低于预期，湖南省内主力火电机组年利用小时不足3300小时，企业经营困难，为了给省内火电企业让出发电空间，最后只能通过电网企业调减西北、华北向湖南送电计划，减少24.19亿千瓦时外购电量。

2017年，福建省内多台核电机组投产，本地消纳压力倍增，福建曾提出按照核电利用小时数的20%在华东区域其他省份进行消纳。但当时浙江等省份明确表示不接受福建核电，其中原因在于，浙江省内煤电利用小时数持续走低，并且外来水电、核电不参与调峰，电网调峰压力巨大。

“十四五”期间，中东部省份电力供应趋紧，接受区外来电意愿增强，但随着产业结构调整，部分高耗能产业正在加速向西部转移，“三北”地区本地用电需求也在持续增长。随着供需形势的变化，受端和送端省份对外送电的态度也在发生微妙变化。

送端省份的就地消纳算盘

2022年1月，工信部、国家发改委等十部门联合印发《关于促进制造业有序转移的指导意见》，提出“在满足产业、能源、碳排放等政策的条件下，支持符合生态环境分区管控要求和环保、能效、安全生产等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集聚”。

“高耗能并不等于高排放。很多高耗能产业是关系到国计民生的基础性、战略性产业，我国制造业的比较优势建立在这些产业的基础之上。而西部可以利用丰富的新能源支持高耗能产业的发展，将高耗能、高排放产业转变为高耗能、低排放产业。保障我国产业链、供应链的安全。”中国（深圳）综合开发院银湖新能源战略研究中心副主任韦福雷在接受eo采访时表示。

韦福雷曾经前往内蒙古、新疆等西部省份调研，“从当地政府角度来看，他们更倾向通过本地产业消纳新能源。与外送电力相比，以新能源优势促进当地产业发展，可以形成完整的产业生态体系，能够把新能源优势转化成产业优势，创造更多的经济和社会价值，更好地促进区域协调发展”。

能耗“双控”政策也在进行调整。根据国家发改委2021年印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，在地方能源消费总量考核中，对超额消纳可再生能源电量的地区按规定抵扣相关能耗量。

中电联的数据显示，截至2021年，内蒙古、宁夏、甘肃的可再生能源占电力装机的比重分别为36.3%、46.4%、62.4%，这也意味着可再生能源装机比重较高的省份能够通过消纳可再生能源电量争取更大的用能空间。

内蒙古是这一轮风光电大基地项目的主要开发地区，同时外送电能力位居全国第一。但“十四五”时期，内蒙古电力供应也开始趋紧。

3月29日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区“十四五”电力发展规划》（以下简称《规划》）。《规划》提示，全区电力供需形势由“十三五”初期的相对宽松转为总体偏紧、局部短缺的局面。按照电力平衡原则，考虑外送华北420万千瓦、事故备用和机组检修800万千瓦、风电装机按6%参与平衡等因素，预计到2025年存在800万千瓦左右电力硬缺口。

在公开发表的一篇文章中，内蒙古自治区电机工程学会有关人士建议，自治区有关部门应积极向国家申请，在内蒙古建设的火电外送项目中，应给地方预留10%-15%的用电量指标，切实解决好内蒙古有关盟市的用电问题。

地方发展规划和新能源支持政策的推进改变了传统电力送出省份的负荷结构，供需关系的天平出现了新的起伏。

多家机构研究表明，“十四五”期间，华北、华东、华中等地区电力供应趋紧。

国网能源研究院的研究表明，由于电力需求保持恢复性增长，在充分考虑需求侧响应、已核准在建各类电源及跨省跨区输电工程按计划投运后，2022年川渝地区冬季枯水期存在电力缺口，需要提前做好预案。到“十四五”中后期，电力供应紧张区域呈扩大趋势，华北、华东、华中地区电力缺口主要出现在夏季，但冬季电力缺口呈上升趋势。西南因冬季枯水期本地水电出力不足，其电力缺口将超过夏季电力缺口，西北电力缺口主要出现在冬季，比夏季高。

电规总院的电力平衡测算结果显示，“十四五”期间全国电力供需形势总体趋紧，电力缺口逐年扩大，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方等部分地区。

在供需形势复杂多变的当下，风光电大基地的外送电量和就地消纳电量规划能否按计划完成，需要打上问号。而更令人关注的是，在这样一个庞大的发电盘子之上能否建立一套有效的协调和消纳分配机制来平衡可能出现的供需矛盾，恐怕才是大基地项目可持续发展的关键所在。

建立跨省区市场化消纳机制

为了缓解本地电力缺口，中东部省份开始积极争取区外来电。浙江在《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》中提出，到2025年，保持外购电力和外购电量占比均在三分之一左右。国网江苏电力公司在《能源互联美好生活――国网江苏电力服务地方经济社会发展2021年度白皮书》中提到，到“十四五”末，区外来电引入能力超过4500万千瓦。

“现有的特高压通道无法满足江苏的需要，所以我们还在想办法要区外来电，比如白鹤滩，或者其他新的直流、交流通道。江苏、浙江等传统受端电网，目前普遍面临较大的减煤压力，严格控制新增煤电。考虑到江苏负荷增长很快，到2025年将达到1.5亿千瓦，目前来看需要加大区外来电规模来填补电力缺口。”国网江苏省电力有限公司经济技术研究院的蔡晖对eo表示。

但站在受端省份角度，区外来电存在不确定性风险。上述省级能源主管部门人士表示，特高压输电通道容量接近千万千瓦，一旦出现大的事故，受端省份很可能缺电。“电力缺口不一定完全由区外来电满足，虽然有跨省区的送电协议，但实施效果会大打折扣，这在以前是有教训的。满足电力缺口尽量要立足本省，区外来电不是越多越好，所以江苏一直在建应急备用电源，目前有2300万千瓦。”

新一轮风光电大基地中有近七成为外送项目，这些项目的消纳市场主要为华北、华东、华中地区。新能源的消纳既是电量的流动，也涉及送端、受端省份利益的深度调整，在保障电力供应安全的背景下，亟须建立适应新能源大范围消纳的市场机制。

长期以来，跨省跨区的清洁能源消纳主要依托国家指令性计划、政府间送受电协议、国家下达的年度跨区跨省优先送受电计划来执行。这种计划送电的方式通常确定电量和价格，缺乏灵活性，无法及时根据电力供需形势进行调整。

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟对eo表示，未来可再生能源消纳要依靠市场化手段，风电、光伏发电具有波动性，只签订电量和价格的政府间协议很难完成利益协调。

1月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），也提出有序推进跨省跨区市场间开放合作。在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上，按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。

冯永晟认为，从区域经济发展来看，西电东送的格局是没有问题的，很长一段时间内，东部仍然是负荷中心。现在需要从规划层面做好大基地的源网荷储的配合，对跨省跨区的交易机制形成倒逼压力。

袁家海对eo表示，大基地的外送消纳必须要有非常灵活的跨省跨区市场机制，让真正有意愿的双方形成交易。“要把机制捋顺了，双方的交易意愿非常强烈，而不是因为这一两年缺电，所以我先要，过两年不缺电了，就把你甩一边去了。”

他认为，对于新建大基地项目，不要再是政府间长期协议，既然正在推动全国统一市场体系建设，应该以市场主体之间的契约合同为主，而不是继续由政府来替它们撮合签订合同。否则存量的政府间协议继续主导跨省跨区交易，区域市场和统一市场体系建设会因为更高的存量锁定效应而难以有效推进。

在实现“双碳”目标的背景下，未来可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充变为能源电力消费增量的主体。从发电成本来看，“三北”地区的风电、光伏发电送到受端省份的落地电价，已经低于当地燃煤基准电价，但电力系统的消纳成本在上升。

汪宁渤表示，尽管新能源的发电成本降下来了，整个电力系统的成本仍在提升，这样就需要有一个合理的规划统筹，建立配套的保障机制，否则新能源很难独善其身。如果配套问题不解决，比如直流输电通道、储能调频电源建设缺乏电价支撑，这些制约新能源发展的因素就会浮现出来。

“如何看待风光电大基地取决于站在哪个角度，如果是要减少能源对外依存度，也立得住，如果是从市场经济角度来看，就需要解决系统成本问题。”有熟悉电力市场的人士指出，成本有多少、由谁来承担、怎么分摊，这些都需要在市场中说清楚。

中国人民大学应用经济学院教授宋枫对eo表示，在新型电力系统中，随着新能源占比逐步提升，电力系统变得更加复杂，维持电力系统稳定运行的辅助服务会越来越重要，相应的成本必将上升，如何以最小的成本激励市场参与者提供这些服务需要依靠辅助服务市场，形成价格信号，有助于降低系统成本，提升效率。辅助服务成本是电力使用成本的一部分，最终应当传导至消费者。但由于电力市场尚未完全建立起来，分摊机制尚不健全，所以总是由政府制定规则进行分摊，很多辅助服务成本实际是由火电厂来承担。