近日，针对“沙戈荒”新能源基地的电力消纳问题，国家能源局发布了一项新通知，提出了一系列监管措施。这些措施着重关注跨省跨区输电通道工程的开工、建设、投产和运行情况，以及新能源基地的配套送出工程建设和新能源利用率监测统计等关键方面。此举旨在解决“沙戈荒”新能源基地在电力消纳上面临的严峻挑战。
“沙戈荒”新能源基地，指的是在沙漠、戈壁、荒漠地区建设的大型风光发电项目。与常规的风光大基地相比，这些项目的单体规模更为庞大，通常超过1000万千瓦。据规划，到2030年前，包括“沙戈荒”新能源基地在内的西北风光大基地项目，总装机量将达到6亿千瓦以上。如此大规模的电力生产，一旦遇到消纳难题，将产生重大影响。
事实上，早在2024年6月，国家审计署发布的审计工作报告就已经指出了风光大基地项目利用率偏低的问题。报告指出，西北五省部分地区的个别已投产大基地项目，在2021年至2023年底期间，累计弃电量达到了50.13亿千瓦时。50个“沙戈荒”大型风电光伏基地项目存在“碎片化”现象，401个子项目中，有385个单体规模小于要求的100万千瓦，这无疑增加了配套电网建设与并网的难度。
按照规划，第一批风、光大基地应于2022年底并网，第二批则应在2023年底并网。然而，实际并网进度却远不及预期，主要原因之一是配套外送通道建设缓慢。审计署报告明确，将持续跟踪督促相关项目，并要求在2024年底前报告全面整改情况。有消息传出，中央正在考虑叫停外送通道建设不及时的配套风、光大基地项目。
从各省的数据来看，西北风光大基地的消纳难题也得到了印证。在光伏装机超过2000万千瓦、风电装机近1000万千瓦、新能源装机占比达到65%的青海省，中午高峰时段电网已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。2023年，青海的光伏利用小时数仅为1400小时，远低于当地年日照时长2000小时以上的水平。而新疆的情况同样尴尬，尽管新能源累计装机容量已经超过1亿千瓦，但2024年新能源发电量在全社会发电量中的占比仅为21%，新能源利用率明显偏低。
面对这一紧迫局势，中央多次强调并加强了“沙戈荒”新能源基地的消纳工作。然而，电网建设成为制约新能源消纳的一大“卡点”。尽管电网企业已经全力以赴加速建设特高压，但由于大基地项目与特高压在建设时序上存在不匹配，加之特高压数量存在缺口，导致新能源外送能力受限。西北地区电网密度不足，网架结构相对薄弱，也制约了新能源的输送能力。
更为严重的是，电网投资不足的问题也日益凸显。近年来，电源与电网投资比例严重失衡，电网投资远落后于电源投资。这种投资比例失调不仅加剧了新能源消纳难题，也制约了电网的进一步发展。不过，令人欣慰的是，2025年电网投资正在加速，有望改善这一现状。
除了电网建设之外，送受两端难以协调也是导致风光大基地项目利用率低的重要原因。西北地区风光大基地新能源大发之际，往往恰值中东部分布式新能源也处于大发状态，而这时段又是中东部受端用电低谷期，并不需要过多的绿电。而当受端用电晚高峰到来时，西北地区风光大基地又无法送出足够的电力。因此，送受两端在电力需求和供应上存在严重的不匹配。
送端的风光绿电还面临着中东部受端省份分布式光伏的激烈竞争。例如，青海的青电外送通过青豫直流线路，设计年外送电能力为400亿度。然而，由于河南本地分布式光伏装机量大增，导致青豫直流实际送电量远低于设计能力。在青海风光大发的午间时段，河南本地的分布式光伏也处于消纳困难状态，因此无法消化过多的外来电。
“沙戈荒”新能源基地的电力消纳问题涉及多个方面，包括电网建设、送受两端协调以及电网投资等。要想有效提升新能源利用率，需要多策并举、共同解决难题。这不仅需要加强外送通道建设，还需要更高级别的部门和领导出面协调多方利益，确保新能源能够顺利送出并得到充分利用。
