文 | 华夏能源网

万众瞩目的全国“两会”胜利闭幕，“两会”精神在各条战线落地。以“沙戈荒”为代表的风光大基地，其消纳思路也迎来了微妙转变。

总理政府工作报告中，针对“积极稳妥推进碳达峰和碳中和”的表述，出现了这么意味深长的一句话：“加快建设‘沙戈荒’新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设”。

这寥寥几十字的一句话，蕴含着风光大基地消纳思路的深刻深化。

3年前的2022年1月24日，中央政治局就实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习，会议对风光大基地消纳思路的阐述为：“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。

对比可见，风光大基地的消纳思路，在特高压外送之外，增加了统筹就地消纳。换句话说，新的政策思路升级为“两条腿走路”。

截至2024年底，新能源装机达到14.1亿千瓦，其中集中式占比大半。在8.9亿千瓦光伏装机中，集中式占比超六成。三批业已公布的风光大基地总装机规模4.55亿千瓦，其中9705万千瓦已经并网投运，预计2025年有接近1亿千瓦投运，未来“十五五”还将有2.55亿千瓦风光大基地项目陆续投产。

随着越来越多的风光大基地投运，消纳压力将越来越大。今时今日政府工作报告“就地消纳+特高压外送”的定调，对风光发大基地的消纳利用提出了新的破题之策。

“低谷不要、高峰不送”

2024年3月26日，在中国光伏行业协会举行的2024光伏市场发展论坛上，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室某负责人演讲表示，国内新能源利用率正在经历罕见下降，集中式新能源已经出现“跨区送电‘低谷不要、高峰不送’的现象”。

所谓“低谷不要、高峰不送”，就是风光大基地大发之际，恰逢东中部受端用电低谷，同时由于同一时段中东部分布式新能源也大发，要不了那么多风光大基地的外来电；而受端用电晚高峰时，西北地区风光大基地又送不出来电。

“低谷不要、高峰不送”的直接结果，就是集中式光伏电站的弃光弃电。2023年，在风光新能源装机占比达到65%的青海省，中午高峰时段电网要求新能源场站停止发电3到4个小时。另一可以窥见青海弃电问题的数据是，青海的年日照时长在2000小时以上，但2023年当地光伏利用小时数仅1400小时。

风光大基地项目弃电，当然有特高压外送通道建设滞后的问题，但不是最主要的原因。最主要的原因还在于，风光大基地送受两端的发用电不匹配，且这种不匹配还随着送端、受端各自新能源装机的越来越多而越来越严重。

比如，截至2024年底，青海新能源装机突破4000万千瓦，其中光伏3631.7万千瓦、风电1268.3万千瓦。青电外送是通过青豫直流（±800千伏青海至河南），该线路设计年外送电能力400亿度。可是，青豫直流从2020年底建成投运，全年实际送电量也不及设计能力的四分之一。

难题是，青海风光大发的午间，河南本地的分布式光伏也处在消纳困难时段。截至2024年底，河南省新能源装机量突破7500万千瓦。中午时段，部分河南分布式光伏也接到电网通知，要停机限发四五个小时，有的甚至是五六个小时，哪里还能消化得了那么多的外来电？

在这样的结构性矛盾下，风光大基地如果还是全部依赖外送，弃电问题就无解。基于此，政府报告提出的统筹就地消纳和特高压外送的“两条腿走路”新思路，具有很强的现实指导意义。

如何加强就地消纳？

既然风光大基地是送出难、接收也难，那么在配套支撑性电源、扩容电网基建并提升电网性能以增加外送能力之外，也是时候尝试新的消纳思路了。

众所周知，在火电时代，由于火电机组具有高度的稳定性和可控性，电力供给可以随着电力需求的变动而变动。用电高峰时段，火电机组开足马力全力供应；用电低谷时段，火电机组减少出力就是了。这一过程源随荷动，基本上可以完美匹配。

但是，新能源具有高度的随机性、间歇性、波动性，单纯依靠电网调度就会运转不灵。那么，在构建以新能源为主体的新型电力系统中，尝试荷随源动，让电力负荷主动适配不稳定的新能源发电，是一条可行路径。

加强风光大基地的就地消纳，需要有意识在西部布局用电大户企业，并向西部转移一些产业。

比如，青海就以低价绿电吸引了大批光伏制造企业，组件龙头天合光能、硅片厂商高景太阳能、多晶硅厂商青海丽豪等等纷纷进驻青海，在西宁经济技术开发区形成了产业集群。目前，开发区用电量已经接近青海省用电量的一半，区内多晶硅、单晶硅、光伏组件产量激增的同时，也大大促进了青海新能源的消纳。

再比如，内蒙古、宁夏、甘肃等地，目前都在积极布局离网制氢。据公开信息统计，仅2025年1月，内蒙古就已经签约或审批了9个绿氢项目。绿氢作为长周期储能的有效介质，在消纳过剩的新能源电力上展现出了巨大的潜力。在风光大基地就近建设离网制氢项目，有望成为未来重要的就地消纳方式。

当然，光伏制造用电，是连续的、不可调节负荷，用电曲线和新能源发电匹配度低。这导致青海电网送电潮流频繁切换，白天新能源大发往外送电，晚上要赶紧切换回来，外电返送青海以满足当地负荷的用电需求，这加大了电网运行控制的难度。

目前，青海正在欢迎更多可调节的负荷入驻，除了希望企业本身的负荷具有可调性，企业有电力响应的能力，同时也希望企业能够配备储能，在企业降本的同时促进新能源消纳。

那么，都是什么样的产业，用电负荷具有灵活可调节性呢？有发电央企人士举例称，用户侧中，仅仅一个纺织行业的需求侧灵活调节能力就达到35%，即这一行业的可调负荷占自身用电负荷的35%；钢铁、电解铝等行业的可调负荷占比，最大也能达到20%。

这也就是说，国家政策和西部省份，可以大力度探索纺织、钢铁、电解铝等产业向西北绿电富集地区转移。这不仅很好的服务了国家的西部大开发战略，更在推动能源结构转型、助力新型电力系统建设上有重要价值。

即令这些产业并不能够全部转移到西部去，留在大基地新能源的受端省份，也可以支持、鼓励它们适当建设改造，大力发挥调节作用，用灵活可调节性资源去主动适配西北地区的新能源，这也能大力促进新能源消纳。

亟需破除“省间壁垒”

就地消纳+特高压外送，风光大基地消纳新思路的执行过程中，新问题仍会不断涌现。比如，多领域、大规模的产业转移并非轻而易举就能实现，原有的特高压外送还是要坚持并不断优化。

特高压外送，一般是风光火打捆。如果一条特高压仅在午间外送光伏为主的新能源，那无论如何达不到收益平衡指标。特高压西电东送，晚高峰时段也需要送火电，只有这样特高压的利用小时数才能达标。

风光大基地风光火打捆的比例，此前有业内人士披露，一般为1∶1.5-1∶2.2。这个比例或有夸大配套煤电装机的倾向，但从风光大基地的实践来看，适配1-1.2亿千瓦的新能源，起码也要400万千瓦以上的煤电。取消强制配储后，这一比例可能还要走高。

风光大基地风光火打捆，问题也随之而来：西北地区建设支撑性煤电，那受端的煤电建设需要怎样平衡？如果两端都大建煤电，不但浪费，也与“双碳”目标相违背。

现实中，受端地方政府是有着极大热情去大举上马煤电的，其内在原因是困扰电力行业已久的“省间壁垒”问题，即地方政府都不愿意接收外来电，更愿意自建电源。

哈佛大学学者Mun S.Ho将省间壁垒现象概括为：每个地方政府都希望有自己的发电资源，以提供就业和税收。因此，每个地方政府都抵制中央指令，不进口、少进口可能在另一个省生产的更清洁或更便宜的电力。

发电大省云南和用电大省广东，就是典型案例。2015年因国内电力供需形势整体宽松，叠加云南水电增发，致使云电送粤电量同比增加2％，超过广东全社会用电量的同比增长率1.4％，挤压了广东省内火电机组利润空间，引发双方矛盾和分歧。

2021—2022年，云南来水偏枯水电减发导致电力供需偏紧，另一方面云南也希望利用水电电价洼地来扩大招商引资，于是就削减了部分外送电量，结果引发了广东的强烈不满。广东为防止受制于人、自主保供，将外来电比重从2020年约30%下降到2022年的23%。2023年5月，广东还发布未来三年本地新增9000万千瓦装机的目标。

云南和广东的“前车之鉴”，在风光大基地外送中不应该再出现。

一方面，西北几省为了有效适配风光大基地，有必要适度配建煤电，东部各省则要尽量少建煤电，还要尽量压低煤电利用小时数，让出空间成全了风光大基地的西电东送。东部少建煤电少冒烟，也十分有利于东部减碳。

另一方面，送电省份、受电省份需要确保电量与电价的稳定。东部省份不能在电量需求降低的时候，不要西部送电了；西部省份也不能在电量紧张的时候减少供电，或者坐地起价。如果彼此不互相信任、信守契约，一定会让“省间壁垒”越来越厚，最终都会利益受损。

促使东西部都作全局性考虑、以大局为重，光是呼吁是不行的，需要中央出手去有效破除省间壁垒，进一步加强全国统一电力大市场建设，进一步完善电力中长期交易和现货交易交易市场机制。对于不守契约、不重大局的省份，相关部门应该约谈、通报来加以督促规范。

可以预期，“就地消纳+特高压外送”，新消纳模式一旦跑起来了，风光大基地存在的诸多问题，也就大大缓解了。期待“两条腿走路”的“两条腿”都走的稳、走的正，共同为能源转型和双碳大业做出应有的贡献。