第二批风电光伏大基地项目申报明确“四大要素” 储能需求或得到提振

国家能源局近日下发《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》（下称《通知》），要求各省级能源主管部门于12月15日前上报第二批新能源大基地名单。这预示着，我国风电光伏大基地的又一波热潮即将打响。

在今年10月份举行的《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，我国提出将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。其中，第一批装机容量约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已有序开工。

据中信建投的统计数据，截至11月底，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目开工数量达到21个，建设规模超55.14GW。

21世纪经济报道记者注意到，相较于第一批，第二批风电光伏大基地项目的申报要求更加完善，且企业申报积极性较高。

相较于第一批，第二批风电光伏大基地项目的申报要求更加完善，且企业申报积极性较高。视觉中国

项目申报要求更完善

21世纪经济报道记者了解到，根据《通知》要求，第二批大型风电光伏基地项目将依旧围绕沙漠、戈壁、荒漠地区建设，推行主体由各省份继续牵头。

在第一批大基地项目中，三北地区成为领头羊。在已经公开的项目中，甘肃的建设规模最大，青海次之。

今年10月15日，甘肃、青海两地分别宣布12.85GW、10.90GW大型风电光伏项目集中开工。其中，甘肃大基地项目重点突出了“光伏+治沙”、“光热+风光电”、自主安排发电项目等多样化特征，总投资规模或达700亿元。而青海大基地项目则在青海省海南藏族自治州和海西蒙古族藏族自治州集中开工建设，包括8个就地消纳项目和7个青豫直流工程二期外送项目，可在未来两年陆续释放直接投资650亿元。

21世纪经济报道记者注意到，在第一批大基地项目中，不少项目为火电企业等传统能源企业的能源结构转型，提供了渠道。

10月20日，内蒙古大唐托克托2GW新能源外送项目在内蒙古自治区呼和浩特市开工。内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，是目前世界在役的最大火力发电厂。据中国大唐集团副总经理彭勇介绍，该项目包含风力发电和光伏发电，是国家第一批大型风电光伏基地项目之一，总投资约120亿元，计划2023年建成。这意味着，这家世界在役最大火电厂正加速迈步转型新能源发电。

在业内人士看来，与“零散式”分布式新能源建设所不同的是，集中化、规模化的大基地项目更能带动整个产业链的需求。

且与第一批相比，本次申报明确了“四大要素”：一是不涉及生态红线；二是依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配，并落实消纳市场；三是就近就网就负荷消纳的项目应在并网后能够实现高效利用；四是配套煤电灵活性改造、水电、抽水蓄能、新型储能等调峰措施，与基地项目同步实施。

值得一提的是，本次《通知》明确了单体项目规模——“坚持集约整装开发，避免碎片化，单体项目规模不小于100万千瓦，以联合体形式开发的联合体单位原则上不超过2家。”

此外，在并网时间上，第二批项目或将对部分项目进行放宽。

《通知》指出，落实项目业主、用地、环评、并网消纳等条件，已核准（备案）且能够在2022年开工建设，原则上能在2023年内建成并网，部分受外部条件制约的项目应能在2024年建成并网。

不过，中信建投分析认为，由于申报时间截至12月15日，企业决策时间紧，目前整体规模尚不确定。

最大化发挥储能效益

值得注意的是，《通知》鼓励建设集中式、共享式储能，最大化发挥储能效益。

“这条就是鼓励企业在申报大基地项目时配置储能，激发大家的积极性。”一位新能源行业资深分析师告诉21世纪经济报道记者，在第一批项目申报中，配置储能并不是强制要求，不排除配置储能的项目在第二批申报中具有优先级。

今年7月份，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，我国新型储能装机规模超过30GW。

根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW；电化学储能的累计装机规模居次，约3.27GW。这意味着，在未来五年内，我国新型储能的装机规模至少存在八倍的增长空间。

在“双碳”目标的推动下，国内新能源产业在“十四五”期间迎来大发展。截至今年底，我国风电、光伏发电占全社会用电量的比例达到11%左右。后续逐年提高，到2025年，预计达到16.5%左右。而当新能源发电比例不断提高时，作为配套措施的储能也必须跟进发展。

不过，尽管国内储能行业发展面临着巨大的增长潜力，但短期内，我国储能产业还需进一步探索可行的商业模式。

以光储项目为例，中信建投测算，当组件价格在2元/W上方，项目考虑收益率，配置储能的意愿会受到抑制。“如果组件价格降到1.8元/W，配置储能，大部分地区可以满足收益率要求。”中信建投电新首席分析师朱玥认为。

事实上，目前随着硅片龙头带头降价，光伏产业链价格下降的预期渐浓。国金证券近期指出，今年以来的产业链价格持续上涨不断试探边际需求的价格承受力极限，并在硅料达到27万元/吨、组件达到2元/W以上价格后基本探明。

“虽然目前组件价格较高，但明年硅料价格大概率下行，产业链价格获得调整，企业对于申报过程中配置储能的意愿也将得到提振。”前述分析师对21世纪经济报道记者表示。