另外，在无光的情况下，需要依靠储能或者火电出力保证通道正常送电。显然，火电是现阶段更为经济的技术手段。理论上，在光伏出力为0时，火电出力应与光伏最大出力为替代关系，但考虑到经济性，假设仅配套一半(562万千瓦)火电即能满足绝大多数情形。由于配套火电主要为了支撑光伏项目连续运行，其至少一半的固定成本(考虑火电机组可能为当地提供一定服务)和全部外送电量变动成本应由光伏基地承担。

　　固定成本方面，按照造价3100元/千瓦、寿命30年(考虑成本因素延长50%)、年化收益率8%估算，火电机组年均应回收15.5亿元，折合0.034元/千瓦时，其中光伏电站应承担0.017元/千瓦时。变动成本为估算方便仅计算燃料费用。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，5500千卡动力煤中长期交易价格为每吨570元至770元(含税)。不考虑运费(火电所在地与煤源重合)的情况下，假设5500千卡动力煤价格为700元/吨(随着碳达峰碳中和工作持续推进，供给端收缩的速度将快于需求端，煤炭价格大概率位于限价区间上限波动);折算成标煤为890元/吨。单位耗煤量约280克，但考虑到配套火电需要在光伏出力高时降低出力，在光伏出力低时提高出力，会推高耗煤量，假设平均耗煤量为300克/千瓦时。那么，仅考虑燃料费用情况下，火电度电变动成本约为0.27元。综合看，光伏承担的送端直流消纳成本大约为0.202元/千瓦时。

　　总成本：加总输电成本、固定投资成本、送端直流消纳成本，度电总成本约为0.448元(含财务费用、折旧等，下同);而西北地区各省区燃煤基准价基本在0.25元/千瓦时至0.35元/千瓦时区间，华北、华东等负荷中心的燃煤基准价也在0.4元/千瓦时左右，远不能达到该光伏基地回收成本所需要的电价水平。

　　其实，在送端直流消纳成本中，由于配套储能而产生的成本可以避免。即光伏基地最大出力降为1000万千瓦，年发电量降为200亿千瓦时，通道年送电量降为400亿千瓦时，仅需配套500万千瓦火电。在该情形下，输电费用上升为0.055元/千瓦时;光伏电站初始固定投资折合度电成本为0.09元;送端直流消纳成本为0.287元/千瓦时;总成本为0.432元/千瓦时。相比配套储能削减部分时段光伏电站出力的情形，仅建造1000万千瓦的光伏电站显然是更为经济的选择。但即便如此，为回收度电成本所需的电价也远高于光伏基地当地的燃煤基准价，与东部负荷中心省燃煤基准价水平相当。

　　考虑市场化情况下受端消纳成本及市场电价

　　在目前已开展连续结算试运行的东部现货试点省份中，山东新能源装机占比高、市场规则较为完善、市场运行较为成熟，具有代表性，因此，假设山东为受端省份考虑光伏基地的受端消纳情况。山东现货市场电价高峰时段一般为16时至22时;而光伏大发时段均为电价低谷时段，甚至有零价的情况。根据我国地理分布情况，送受端省份光伏出力时段基本一致，意味着为匹配用户侧用电曲线，光伏基地直流落点在受端现货市场中极有可能出现“高买低卖”的情况，损失部分收益(即为受端市场中的消纳成本);随着新能源渗透率不断提高，峰谷电价差将继续拉大，进一步压缩盈利空间。2022年2月，山东现货市场平价时段电价基本在0.4元/千瓦时至0.5元/千瓦时，考虑“高买低卖”情况，该光伏基地项目在现货市场中的度电收益可能在0.3元/千瓦时至0.4元/千瓦时，也低于前文所估算成本0.432元/千瓦时。

　　根据以上估算，部分光伏基地的发电成本大概率高于当地燃煤基准价及受端市场结算均价，可能导致项目出现亏损。同时，为简化估算过程，上述例子忽略了部分实际存在的成本，估算情况属于较为乐观的情形，比如未考虑储能回收成本、输电网损、除燃料费用外的其他变动成本、燃料成本上涨、受端市场消纳成本上升(未计及受端省新能源快速发展争夺调节能力)等可能引发光伏基地成本上涨的因素，同时也未考虑项目投产初期财务成本最高的不利因素，因此估算的结果光伏基地成本电价偏低。

　　提高光伏基地项目经济效益的几点建议

　　从上述粗略分析可以看出，部分以电网消纳、远距离送电为主的光伏基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况，需要合理规划投资方案提高其经济效益，并出台配套政策保障其消纳。

　　一是建议光伏基地项目规划引入基于电力现货市场的连续生产仿真手段。通过仿真计算，准确评估各目标年光伏基地的消纳成本，在受端市场中可能获得的电价水平，以量化比较选择代替定性评估决策，做到心中有数。

　　二是建议合理规划投资时序，率先投资自然资源良好的基地。科技的进步和革新是唯一可能打破“能源不可能三角”的积极因素，考虑到光伏基地各项相关技术都在日新月异地发展，各光伏基地的投产时序应当按照经济性由高到低排序，投产节奏先慢后快，不简单追求“大干快上、齐头并进”。