当下，我国第一批风光大基地项目已陆续开工建设，规模总计达97.05GW。

与此同时，第二批风光大基地项目也正在开展前期工作。

到2030年，我国规划建设风光大基地总装机约4.55亿千瓦。其中十四五时期完成2亿千瓦，十五五时期完成2.55亿千瓦。其中外送约3.15亿千瓦。

2030年，正是中国向世界承诺实现碳达峰的年份，4.55亿千瓦装机正是实现这一目标的关键抓手之一。

风光大基地俨然已经成为未来十年新能源项目开发的主要模式。这也是确保中国2030年风电、光伏装机达到12亿千瓦以上目标的基础条件。

雄心在胸，但还需面对现实，风光大基地开发面临的难点尚有不少，解决这些问题方能真正走向未来。

经济账能算过来吗？

大规模上马风光大基地，面临输电通道建设、储能调峰、经济性等关键痛点。外送通道建设主要得靠电网，对于产业链企业，可能解决且需要解决的是尽可能地拉低成本。

风光大基地项目的经济性主要取决于项目的设计配置，风电和光伏是主体，光热和储能等为调节电源。要达到最佳经济效益，需要有最佳的项目配置。

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽最近表示，目前风机价格正在持续下行，但光伏行业各产业链价格居高不下，风电的度电投资已经低于光伏。

同时上涨的还有储能成本，“光伏即使在不配置储能的情况下，也只是基本达到平价上网水平。今年一季度，电化学储能价格大幅上涨，如果叠加储能成本，光伏平价上网还是有一定困难的。”

 锂电池储能是目前主流的储能方案，因其价格上涨，目前价格水平在1800元/千瓦时左右，以100MW光伏电站配储能20%*4h为例进行测算，需要新增储能投资成本为1.44亿元，相当于光伏电站的成本增加1.44元/W，光伏系统的投资成本按4元/W计算，总投资成本增至5.44元/W。

而风光大基地项目大部分需执行当地燃煤基准价平价上网。光伏龙头隆基股份总裁李振国由此感叹，“如果当地光照特别好，同时上网电价相对比较高，可能配一部分储能之后，这个项目经济性还可以。而对那些缺乏资源条件的地区，光伏本来就已经在边缘了，这时候再要求配储能，经济帐就算不过来了。”

风光热储可行吗？

以上我们测算的是光伏+电化学储能方案的经济账，风光大基地包括风光水火热储等多种能源形式，但具体哪种能源形式的配比最优，目前尚没有成熟案例可供参考。

既然还没有定论，对项目投资方而言，对多种能源配比方案进行务实研究就显得很有必要。

在第一批风光大基地项目中，有9.15GW项目选择配置光热发电作为调峰电源，涉及光热发电装机1110MW。那么，这些包括国电投、三峡、中广核等在内的项目方为何选择风光热储的配置？

这说明了一种可能性，即风光热储的配置方案有可能是更好的一种配置方案。

 1、光热电站自带的熔盐储能具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的显著优势。特别是在更为可贵的长时储能方面，光热电站的综合储能优势更加突出。而锂电池储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题。

2、经济性上，同等装机的光热发电，可以配置更高容量的光伏。如新疆就规定，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。之所以如此，是因为光热发电的热储能造价更为低廉，可以配置长时储能增加调峰能力。

由此，在可配置光伏装机同等的前提下，我们以新疆为例，来粗略对比一下这两种配置方案的经济性。

10万千瓦/40万千瓦时储能规模，按当前锂电池储能系统1800元/千瓦时的成本计算，一次性投资成本预估为400000×1800=7.2亿元。而要配建90万千瓦光伏项目，则需要90÷40×7.2=16.2亿元的储能系统投资。

而建设一个10万千瓦8小时储能（已经大幅优于电池储能的4小时）的调峰型光热发电项目，投资预估为18亿元，即可配建90万千瓦光伏项目。

与储能+光伏的配置方案相比，光热+光伏的配置在一次性投资上仍要高出一些，但如果计算光热发电系统自身带来的发电量增加收益，以及电池储能系统在项目25年生命周期内大概需要更换三次的成本增加额，在整个项目的生命周期内，风光热储的配置就有可能是一种更佳选择。