當下，我國第一批風光大基地項目已陸續開工建設，規模總計達97.05GW。

與此同時，第二批風光大基地項目也正在開展前期工作。

到2030年，我國規劃建設風光大基地總裝機約4.55億千瓦。其中十四五時期完成2億千瓦，十五五時期完成2.55億千瓦。其中外送約3.15億千瓦。

2030年，正是中國向世界承諾實現碳達峰的年份，4.55億千瓦裝機正是實現這一目標的關鍵抓手之一。

風光大基地儼然已經成為未來十年新能源項目開發的主要模式。這也是確保中國2030年風電、光伏裝機達到12億千瓦以上目標的基礎條件。

雄心在胸，但還需面對現實，風光大基地開發面臨的難點尚有不少，解決這些問題方能真正走向未來。

經濟賬能算過來嗎？

大規模上馬風光大基地，面臨輸電通道建設、儲能調峰、經濟性等關鍵痛點。外送通道建設主要得靠電網，對于產業鏈企業，可能解決且需要解決的是盡可能地拉低成本。

風光大基地項目的經濟性主要取決于項目的設計配置，風電和光伏是主體，光熱和儲能等為調節電源。要達到最佳經濟效益，需要有最佳的項目配置。

中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗最近表示，目前風機價格正在持續下行，但光伏行業各產業鏈價格居高不下，風電的度電投資已經低于光伏。

同時上漲的還有儲能成本，“光伏即使在不配置儲能的情況下，也只是基本達到平價上網水平。今年一季度，電化學儲能價格大幅上漲，如果疊加儲能成本，光伏平價上網還是有一定困難的。”

來源：宏觀經濟研究院能源研究所

鋰電池儲能是目前主流的儲能方案，因其價格上漲，目前價格水平在1800元/千瓦時左右，以100MW光伏電站配儲能20%*4h為例進行測算，需要新增儲能投資成本為1.44億元，相當于光伏電站的成本增加1.44元/W，光伏系統的投資成本按4元/W計算，總投資成本增至5.44元/W。

而風光大基地項目大部分需執行當地燃煤基準價平價上網。光伏龍頭隆基股份總裁李振國由此感嘆，“如果當地光照特別好，同時上網電價相對比較高，可能配一部分儲能之后，這個項目經濟性還可以。而對那些缺乏資源條件的地區，光伏本來就已經在邊緣了，這時候再要求配儲能，經濟帳就算不過來了。”

風光熱儲可行嗎？

以上我們測算的是光伏+電化學儲能方案的經濟賬，風光大基地包括風光水火熱儲等多種能源形式，但具體哪種能源形式的配比最優，目前尚沒有成熟案例可供參考。

既然還沒有定論，對項目投資方而言，對多種能源配比方案進行務實研究就顯得很有必要。

在第一批風光大基地項目中，有9.15GW項目選擇配置光熱發電作為調峰電源，涉及光熱發電裝機1110MW。那么，這些包括國電投、三峽、中廣核等在內的項目方為何選擇風光熱儲的配置？

這說明了一種可能性，即風光熱儲的配置方案有可能是更好的一種配置方案。

從理論上分析：

▲光熱發電熔鹽儲能優勢

1、光熱電站自帶的熔鹽儲能具有大容量、長時間、低成本、安全、環保的顯著優勢。特別是在更為可貴的長時儲能方面，光熱電站的綜合儲能優勢更加突出。而鋰電池儲能目前受制于成本高、壽命短和安全性較低等問題。

2、經濟性上，同等裝機的光熱發電，相較電池儲能一般可以配置更高容量的光伏。如新疆就規定，對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目。鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9∶1規模配建。之所以如此，是因為光熱發電的熱儲能造價更為低廉，可以配置長時儲能增加調峰能力。

由此，在可配置光伏裝機同等的前提下，我們以新疆為例，來粗略對比一下這兩種配置方案的經濟性。

10萬千瓦/40萬千瓦時儲能規模，按當前鋰電池儲能系統1800元/千瓦時的成本計算，一次性投資成本預估為400000×1800=7.2億元。而要配建90萬千瓦光伏項目，則需要90÷40×7.2=16.2億元的儲能系統投資。

而建設一個10萬千瓦8小時儲能（已經大幅優于電池儲能的4小時）的光熱發電項目，投資預估為18億元，即可配建90萬千瓦光伏項目。

與儲能+光伏的配置方案相比，光熱+光伏的配置在一次性投資上仍要高一些，但如果計算光熱發電系統自身帶來的發電量增加收益，以及其長時儲能的調峰收益，以及電池儲能系統在項目25年生命周期內大概需要更換三次的成本增加額，在整個項目的生命周期內，風光熱儲的配置就有可能是一種更佳選擇。

當然，這只是理論上的分析，風光熱儲的配置方案到底是不是值得去干，在沒有實際項目運行案例之前，還需要進行更多更深入地探討。

也正因為此，在行業內一遍又一遍地在探討風光+電化學儲能配置方案的當下，我們很需要聽一聽不同的聲音。

7月14-15日，2022中國風光熱互補新能源基地開發大會將在西安召開，大會由中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、CSPPLAZA光熱發電平臺共同主辦、光伏們協辦，誠摯歡迎您的蒞臨，來聽一聽風光熱儲這種特別的配置方案。所謂，兼聽則明！

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