2023年12月29日，青海格尔木1000兆瓦光伏项目I标段顺利并网发电。项目占地面积18.7平方公里，年均发电量约26亿千瓦时。
这里是“全绿电世界纪录”连续七年保持者。数据显示，2023年青海全省清洁能源装机突破5000万千瓦，占总装机93%。新能源发电量首次超过水电成为省内第一大电源。
然而，上述成就也给这个省份带来了一个新的难题。
一方面，靠“西电东送”消纳过剩的电力产能，另一方面，又不得不从周边省份花高价购买煤电。外送的电价越来越低，回购的电价却不断升高。价格倒挂即损失了发电企业的利润，又使得电力用户成本不断上升。
此前被给予厚望的电化学储能，在这场“送不出去”与“电荒”的博弈中，也收效甚微。
青海大地上疯涨的“玻璃板”
2023年10月22日，在青海省人民政府第十九次常务会议上，一个问题被热议：“青海省清洁能源装机占比全国第一，清洁能源装机和绿电发电量也是全国靠前，但是为何能耗强度依然很高？”
这个问题的提出有一个背景：一个多月前（9月上旬），青海和陕西、甘肃、湖北四个省份被国家发展改革委环资司约谈，约谈话题是“十四五”节能目标完成进展滞后。
2021年7月13日，《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》发布，锚定2030年全省清洁能源装机超过1.4亿千瓦的目标，服务全国如期实现碳达峰、碳中和目标。
一边着力打造清洁能源产业，一边又是能耗强度居高不下，为何两个“极端情况”同时在青海出现？
“有产业结构的原因，深层次实则是能源结构问题。”参加会议的领导给出了这样的答案。
青海不仅光照条件优越，而且土地资源也很丰富。相关资料显示，全省年总辐射量达5800至7400兆焦/平方米，省内可用于光伏发电的荒漠化土地达10万平方千米。
从2016年开始，在省政府的统筹引导下青海就开始布局光伏产业链。2022年青海省有超过1700亿元固定资产投资，其中能源领域投资492亿元，占比28%，太阳能发电总投资248.8亿元，同比增32%，超过全省能源投资的一半。
光伏板块在当地以几近疯狂的速度生长。从2018年到2022年五年时间，青海光伏发电装机量五年增长了近1倍。来自青海能源局的消息，截至2023年底，青海全省电源总装机5497.08万千瓦，其中太阳能2560.36万千瓦，风电1185.28万千瓦。新能源装机规模达3745.64万千瓦，占总装机的68%。
“新能源突飞猛进，但叫好不叫座。”青海一位工信厅负责人在出席上述会议是表示，青海在晚上、冬天的用电缺口很大，不得已高价从邻省购买高价火电来补充不足。
青海在绿电的“供给端”步子超快，但在“网荷储”方面却相对滞后。在运送通道不畅、消纳市场不足、储能手段缺乏的背景导致了青海绿电弃电率居高不下。
有研究认为，当局部电网的风光装机比例超过30%，电力系统的常规调节资源就会捉襟见肘。在这种情况下，风光场站整体3%-5%的弃电率，极个别时段20%-30%的弃电率可能成为常态。
青海弃光率一直居高不下。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2023年1至8月份，青海弃光率10.5%，高于同期全国平均水平1.7%。2022年弃光率9%，2021年则是14%。甚至在最严重的时候可能要弃50%。
留不住的绿电
弃电率为何如此之高？
最主要的原因是清洁能源的不稳定。光伏发电高峰期时，电网消纳不了太多的绿电。日照不佳的时间段，则又呈现缺电状态。
青海电力需求肯定不足以支撑其庞大的绿电产出。2023年全社会最大电力负荷也仅1331.6万千瓦，不到其电力装机总量的三成，只得靠“西电东送”消纳过剩的电力产能。
“青豫直流”工程是一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，全长1587千米，最大输送功率为800万千瓦。起于青海省海南藏族自治州止于河南省驻马店市，途经青海、甘肃、陕西、河南四省，年输送电量412亿千瓦时。
2020年底“青豫直流”投运后，青海新能源电力主要提供给河南。然而，河南的新能源装机速度也在不断加快中。
截至2023年10月底，作为全国分布式光伏装机规模第二大省份的河南省，光伏累计装机量约3500万千瓦，较两年前翻了一番。中午时段部分河南分布式光伏也要限电，接纳其他省份输入电力非常困难。
据河南省能源大数据中心信息，省内大部分区域光伏容量承载力等级都被评估为红色。也就是说河南全省的光伏消纳也很困难，电网承载力已达极值。
在这样的情况下，只能是打价格差。电力外输加上可调节能源，打捆外送到落地省份的电价如果比当地基准价格低的话，受端省份就有可能接纳意愿。青海省0.2277元/千瓦时的光伏发电上网电价目前属全国最低，与本省燃煤标杆电价0.3247元/千瓦时存在负价差。
电力富余时卖不出去，缺电的时候就会被“狠宰”。青海从甘肃、陕西、新疆等周边省份买煤电，电价加上远距离输电费用一外购电价格往往比省内电价贵一倍。随着电力缺口不断加大，2023年甚至远赴东北三省买电，付出了更高昂的成本。费用也是一年高于一年。
数据显示，2022年青海全省外购电量和电价分别为140亿千瓦时和0.376元/千瓦时，较2020年分别增长了137.2%和49.8%，2023年外购电甚至超过了70亿元。
不过，送不出去的状况正在改变。青海省也正在拓宽绿电外送渠道。除开青豫直流外，青海省在2023年全省两会政府工作报告中提到，“力争第二条特高压外送通道开工建设”。这条特高压外送通道是青海至江苏特高压输电项目。
储能电站为何被指“华而不实”
大规模配储能否解决青海的两难困境？
当风光渗透率由20%向上提升，将会造成系统净负荷的波动幅度陡增。招商证券发布的一份研报中指出，配置大规模储能成为新能源发电渗透率进一步提升的必然选择。
如果把绿电存下来在发电量少的时段取用，是不是既不用发愁如何将多余的电卖出去，也不用在电力紧张的时候高价买电。
但是，现实却举步维艰。
“并不是我们不愿意配储能，而是花钱配完了也没啥用。”一位光伏企业的负责人告诉储能研究院（CNESRI）。
2021年1月，青海省发布《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，实行“新能源+储能”一体化开发模式。要求新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上。
强制配储被一些企业誉为“华而不实”。目前光伏度电成本在0.3元左右徘徊，按照青海出台的光伏电站强制配储10%的比例，度电成本再上升0.1元使得整个度电成本上升至0.4元，已经高于青海光伏上网电价0.227元。
不仅如此，由于电化学储能只有7至8年生命周期，而光伏电站的生命周期都在25年。也就是说在光伏电站的使用过程中，至少需要更换两次电化学储能电池，这在一定程度上增加了光伏电站的建设成本。发电成本高于上网电价也使得光伏企业没有动力配置储能。
除了上述成本增加的原因，让光伏企业更加焦虑的是，“发出来的很多电上不了网，再储存起来有啥用？”多位业内人士表示，新能源发电容易并网是难上难。截至2023年11月底，在青海海南州和海西州的两大“玻璃海”区域，仍有超过1000万千瓦已建成的光伏电站在排队等待并网。
然而，电网端也有自己的委屈。新能源装机量增长速度远远超出了他们的建设速度。
据了解，新能源发电普遍建设周期在一年至两年，但是电网项目配套设施却需要相当长的流程。项目首先要纳入国家能源局的“十四五”电力发展规划，再纳入国家电网总部发展规划，然后才能纳入国网青海公司年度计划，再做预算和设计。一整套流程下来至少需要三至五年。
根据国家能源局发布的数据，截至2022年底，我国累计并网容量39204万千瓦，排名第一、第二的省份为山东和河北，并网容量分别达到4269.9万千瓦、3855.3万千瓦。而青海只是以1821.1的并网容量排名第7。
上述问题全国范围都存在。根据国网能源研究院定量分析，按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年国家电网经营区调峰缺口达到8000万千瓦左右，2030年调峰缺口达到1.6亿千瓦左右。
存起来的电也上不了网，使得一些新能源项目配置的储能电站由于主动支撑等能力不足，利用率普遍偏低。
《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。所调研的电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%。
到底是新能源建设项目过快，还是其他配套设施的速度太慢？一些业内人士猜测，如果问题长期得不到解决，可能会出台相关政策放缓个别地方新能源装机项目的审批和建设。
