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警惕一些风电光伏基地建设“表面风光”
来源:经济参考报 时间:2022-04-27 字体:[ ]
加快建设大型风电光伏基地是如期实现“双碳”目标的重要支撑之一,一些西部地区正积极推进大型风电光伏基地项目。但记者近日采访了解到,受土地制约、消纳不足、调峰能力有限、光伏组件价格高企、电源电网建设滞后等诸多因素影响,一些项目建设进展缓慢,甚至有部分项目在开工仪式后处于停滞状态。当前,相关企业观望心态明显,须综合施策增强地方、企业推进大型风电光伏基地建设的信心。

各地进展不一

记者近日来到毛乌素沙地西缘的宁夏宁东能源化工基地,在一块占地6万亩的采煤沉陷区上,工人们正架设光伏板。这是国家能源集团宁夏电力公司200万千瓦光伏项目一处建设场地,该项目是我国开工建设的首批大型风光电基地项目,计划年底前完成100万千瓦的投产任务。

西部地区积极推进清洁能源开发和生态环境治理相结合。“库布其200万千瓦光伏治沙项目是全国单体规模最大的光伏治沙基地项目,新能源发电与沙漠生态治理、现代农业有机结合,形成板下种植与畜牧的生态良性互动。”亿利光伏治沙集团总裁张永春说,项目建成后,可修复治理沙漠10万亩,年均供应绿电约40亿千瓦时,每年减少二氧化碳排放331万吨。

包括该项目在内的内蒙古第一批大型风电光伏基地建设项目共8个,建设规模达2020万千瓦,计划于2022年、2023年陆续分批投产。青海总装机容量为1090万千瓦的大型风电光伏基地项目也在2021年10月15日集中开工,包括8个就地消纳项目和7个外送项目,计划将在2023年底前建成。

记者实地调研了解到,各地在积极推进完成立项、评审等前期工作的基础上,部分项目进展较快,但不少项目建设进展缓慢,甚至一些项目开工后即停工。

“我们公司项目的开工仪式就做了一些打桩工作,目前还没有全面开工。”青海一能源企业负责人说。

业内人士介绍,受制于土地等因素制约,西北一地区第一批大型风电光伏基地建设进度较为缓慢,截至今年2月份,共计40多个项目中仅有4个项目落实土地,完成核准备案,但仍未实质性开工建设。

成本高消纳不足

记者采访多位电网人士、能源企业负责人、相关专家了解到,西部地区清洁能源资源优势明显,企业投建意愿强,但大型风光电基地项目在推进过程中却遇到不少困难。

一是消纳不足导致风险隐患大。我国能源资源和用电负荷呈逆向分布,西部地区新能源装机快速增长,在就地消纳不足情况下必须加大外送量。但当前外送仍受制约。

“跨省市场是通过省间政府长协为主,交易主体通过自发交易形成的价格机制还没有真正建立起来,所以就出现有时西电东送的落地价格比东部自己的电源还贵,这在一定程度上影响了消纳。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海说。

因此,不少能源企业担忧,大型风电光伏基地项目建成后能否按时并网存在不确定性。

国家电投集团西南能源研究院有限公司董事长周庆葭说,四川是“西电东送”重要电源基地,大量电力自西向东穿越,电网承载能力逼近极限,运行难度加大,而川西输电走廊又需避让众多不良地形地质区、自然保护区等,无法满足后续巨量清洁能源送出需要。随着“十四五”特高压直流输电工程的建成投运、大型水电站陆续投产,四川电网运行压力将进一步增大。

二是调峰难题愈加凸显。国网新疆经研院院长赵志强说,新疆电网新能源装机占比已超34%,但光伏在晚间“零出力”、风电在特殊时段最小出力不足装机规模的1%,随着新能源占比逐步攀升,电力系统调峰能力不足问题将愈发凸显。

为解决近两三年的调峰难题,青海在新能源电源侧加装了小型调相机,探索建成了国内首个共享储能电站,这些努力一定程度上增强了新能源投资企业的信心,但电源结构和调峰能力的建设并非短期就能解决。

此外,多个能源企业反映,投建储能项目仍有顾虑。一方面国内并没有大规模、长期运行的储能电站,各地对储能电站电价、调用次数保障、共享储能运行机制等缺乏明确政策;另一方面储能电站的收入不确定性大,项目盈利前景不明朗。

三是成本高导致信心不足。当前光伏组件价格、大宗材料价格居高不下,新能源项目开发收益率难以达到要求,影响了投资积极性。“近期光伏组件价格上涨,建设成本明显上升,而青海新能源上网电价为全国最低,开建即亏损,企业不得不观望。”“我们共获得50万千瓦的风电项目,但都没有进入实质性建设阶段。”青海省两位能源企业负责人说。

截至2021年底,新疆南疆多个项目虽然已全部完成接入系统批复,但由于光伏组件材料价格飙升,企业建设成本大幅上涨,部分企业未按期开工,实际并网规模很小,已批复项目存在变更业主及建设地点的风险。不少企业坦言,大型风光电基地项目要求是2023年底建成,新能源的建设工期一般几个月,大家认为还可以再等等。

此外,新能源项目下达建设指标规模大且建设周期短,而且通常要求当年建成并网,但配套电网项目从规划到建成合理工期一般在2至3年,因此电源和电网建设时序不匹配问题明显。

破解难题推进投产

一些受访业内人士认为,应科学测算消纳能力,加大清洁电力外送力度。坚持宏观调控与市场配置资源相结合原则,合理确定并及时滚动修正开发规模、布局及时序,有序推进大基地项目建设,避免出现高比例弃电问题。

还要加快调节资源建设,解决季节性、时段性供需矛盾问题。“要进一步提高送端的调峰能力,缓解受端压力,加快电力辅助服务市场建设,通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。”袁家海说。

在鼓励企业投资建设储能电站项目方面,应尽快明确储能如何参与辅助服务、确定补偿价格,并给予储能电站合理的保障调用次数,减少企业对储能利用率低的顾虑。

多位能源企业负责人坦言,如今风光发电电价已进入平价阶段,材料价格等成本却持续攀升,再加上配备储能所增加的投资,使得一些项目很难满足收益率标准,应尽快研究平衡这一矛盾。

多位业内人士认为,现在有顶层设计指导意见,但专项方案还是一个个切割的,电力中长期、现货和辅助服务交易等未能有效衔接,因此要统一施工图,真正建立全国统一的电力市场体系,建议在增量市场率先试行,用市场方式定量和定价。

同时,为避免清洁能源资源碎片化开发、无序竞争等乱象,应充分发挥央企的强大支撑作用。如一些央企肩负向东部用电大省的“西电东输”任务,应继续发挥央企“蓄水池”“调节器”作用,促使其履行好国家赋予的责任。

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