湖南和宁夏，双向奔赴_1

每经记者：淡忠奎 每经编辑：刘艳美

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“弃风弃光率比较高，像甘肃、宁夏等省份多是历史遗留问题。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉城叔，过去基地建设很多，但是区域内部输电线路建设不配套或者没有合适的规划空间，导致电网和电源之间缺乏协同；另外，一些基地建设时没有沟通好送端市场，包括中长期合同可能没有签下来，“建设后就等着国家来给你消纳，肯定是会出问题的”。

比如，早年间甘肃的“风电三峡”项目，就曾被外界质疑为“大建大弃”。

不过，袁家海认为，这一现象近两年正在发生变化，全国出现电力供给形势偏紧的趋势，在“双碳”目标要求下，每个省份非水可再生能源消纳占比都有考核，所以中东部省份接纳外来“绿电”的意愿就会强烈很多。

这也是“宁电入湘”快速推进的重要原因。今年5月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

除送端市场和通道建设外，亟待破解的另一个问题是“调峰”——因为新能源出力随机性、波动性、不确定性强，如何破解“大装机、小电量”难题，也是制约新能源电力消纳的重要因素。在这方面，宁夏风光储输一体化的探索具有借鉴意义。

在“宁电入湘”工程中，宁夏在建设400万千瓦煤电之外，配套建设新能源1300万千瓦（中卫沙漠光伏600万千瓦、红寺堡戈壁光伏300万千瓦与中卫海原等风电400万千瓦），新能源占比达到76.5%。

“按现有调节能力，火电可以在120万～400万千瓦时之间运行，光电在白天理想情况下可以达到900万千瓦时。”袁家海认为，煤、风、光之间能够实现多能互补组合，比如白天以少量火和风、光运行为主，晚上可能煤电出力300万千瓦时，风电可能有200万千瓦时出力。将它们组合在一起，再与需求侧的特性相匹配。

不过，袁家海分析认为，按现在的标准储能规模应该不会很大，比如配额在15%到20%。“因为储能现在本身造价很高，如果规模太大，综合风和光加在一起的度电成本会大幅上涨，对于受端的接纳程度也是一个很大的问题。”

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