新能源基地项目运营需创新市场机制

新能源占比高的省份，在近两年的省内市场运营中，诸多矛盾已经凸显：新能源由保障性收购向市场化消纳过渡缺乏明晰的路径，新能源与保障性、调节性火电之间无法达成利益平衡，电力市场在推交易、促消纳、保供应之间无法提供合意的市场品种与政策工具。2024年以后，大型新能源基地陆续建成，新能源如何参与受端市场，给受端带来哪些红利呢？

需要高度关注新能源基地的外送消纳成本问题。国家电网有限公司原副总经理刘泽洪和全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰以内蒙古库布齐沙漠地区新能源基地为例的研究指出，取1000万千瓦为外送通道最大容量，在新能源利用率（≥90%）和年送电量保证率（≥95%）的约束条件下，利用有源型调节电源配合新能源电力送出时，外送通道利用小时数6000小时，如果新能源发电量占比达到50%，则需调节电源容量为外送规模的60%左右。如果使用无源型调节电源配合新能源电力送出，外送通道利用小时数达到6000小时，则需配置电力外送容量95%的无源型调节电源，综合发电成本在0.392元/千瓦时，发输电成本合计0.447元/千瓦时；即使外送通道的利用小时数压制在4500小时，其综合发电成本和发输电总成本仍在0.282元/千瓦时和0.357元/千瓦时。

面对现实边界条件，建议清晰化新能源基地的具体运营主体，明确其市场地位，赋予其联营联运的权利和平衡责任；尽快将新能源基地送受端的前期送电协议，固化为电力交易长期合同，稳定市场预期，稳定受端省份经济发展预期。

新能源基地高比例消纳需创新科学技术

对于新能源供给消纳体系的新能源电量占比问题，在于“其周边清洁高效先进节能的煤电”，是倾向于存量项目还是增量项目，由此带来了新能源基地开发的“低碳质疑”——推动新能源基地化发展的初衷是解决能源绿色低碳转型问题，但为了确保新能源基地接入大电网的安全性和经济性，又需要配置较大规模的煤电机组，这样的逻辑在“低碳”上能否做到自洽呢？

以近期报道的宁夏腾格里沙漠新能源基地为例，新能源总装机规模1300万千瓦，其中光伏发电900万千瓦、风电400万千瓦，配套建设煤电项目464万千瓦，储能130万千瓦/260万千瓦时，以±800千伏特高压直流输电工程送电湖南。该基地新能源电量占比估计也就略高于50%，这样的规划设计水平固然与国家要求——“严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%”——没有直接抵触，但社会各界担心的是新能源基地项目投产运行后，其可再生能源电量的占比能否与碳中和的目标相衔接而不断提升。