中國電力企業(yè)聯(lián)合會日前發(fā)布的《2022年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》（下稱《報告》）顯示，電網(wǎng)完成投資621億元，同比增長15.1%，其中，交流工程投資同比增長8.5%；直流工程投資同比增長57.8%。
《報告》解釋說，上年二季度以來新開工了部分特高壓直流工程，拉動了投資高增長。
2022年1月24日，中共中央政治局在就努力實現(xiàn)碳達峰碳中和目標第三十六次集體學(xué)習會議上提出，要加大力度規(guī)劃建設(shè)以大型風光電基地為基礎(chǔ)、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。
這是特高壓首次在高層會議上得到明確認可。
自2004年業(yè)界第一次萌生利用特高壓電網(wǎng)破解煤電油運緊張問題的想法，到2010年交直流技術(shù)爭論之下，輸變電規(guī)劃大幅遲緩于電源開發(fā)，導(dǎo)致電力送出受到掣肘，再到2018年重啟，特高壓歷經(jīng)多輪跌宕。
目前，依靠特高壓線路，全國已形成華北、華東、華中、西南、西北、南方、蒙西幾大區(qū)域電網(wǎng)。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，截至2020年底，全國跨區(qū)輸電能力達16215萬千瓦，其中，跨區(qū)網(wǎng)對網(wǎng)輸電能力14881萬千瓦；跨區(qū)點對網(wǎng)送電能力1334萬千瓦。
在大型風光電基地發(fā)展模式下，特高壓的角色如何？又將遇到哪些新的挑戰(zhàn)？
配套大基地
2021年11月，國家能源局、國家發(fā)改委印發(fā)《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電、光伏基地建設(shè)項目清單的通知》，規(guī)模總計9705萬千瓦，截至2021年12月底，第一批風光大基地項目已開工約7500萬千瓦，其余項目在2022年一季度陸續(xù)開工。2021年底，第二批風光大基地項目申報工作啟動。到2030年，規(guī)劃建設(shè)的風光基地總裝機目標為4.55億千瓦。
根據(jù)規(guī)劃，第一批基地就地消納和外送各占約50%，第二批主要以外送為主。
風光大基地正在成為各大電力央企、新能源頭部民企等主體爭相搶占的重要資源，申報電站項目的積極性很高。
據(jù)不完全統(tǒng)計，“十四五”首年，國內(nèi)電站開發(fā)商就已簽訂超過260GW的“兩個一體化”及風光大基地項目。2022年再提速，截至2月底，以風、光、水、火、氫、儲交縱組合形式簽約的一體化及大基地項目簽約規(guī)模增至306GW，項目數(shù)量159個，簽約總額超11841億元。其中，央企和地方國企簽約項目總規(guī)模在221GW以上，占比約72%。
據(jù)悉，為配合風光大基地的建設(shè)，預(yù)計需要新建23條輸電通道，其中有7條已經(jīng)納入規(guī)劃，5條需要納入“十四五”電力規(guī)劃，11條需要納入“十五五”電力規(guī)劃。
其中，部分基地的部分電量將依托已有的蒙西-天津南、準東-皖南特高壓交流輸電通道，陜北-湖北、寧夏-浙江、上海廟-山東、青海-河南特高壓直流輸電通道等送出。“十四五”期間將新建自基地至京津冀、華東、華北、華中地區(qū)的特高壓輸電通道。“十五五”期間，新建自基地至華北、川渝、華東、華中地區(qū)的特高壓輸電通道。
源網(wǎng)協(xié)調(diào)難點
中國能源報此前報道，“十四五”期間，國網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)特高壓工程“24交14直”，涉及線路3萬余公里，總投資3800億元。其中，2022年計劃開工“10交3直”共13條特高壓線路。
《南方電網(wǎng)報》消息，南方電網(wǎng)此前印發(fā)的《南方電網(wǎng)公司融入和服務(wù)新時代推進西部大開發(fā)形成新格局的重點舉措》提出，將統(tǒng)籌國家大型清潔能源基地建設(shè)，深化西電東送、北電南送研究，做好中長期輸電項目儲備。
其中特別提到，積極推動藏東南清潔能源基地送電粵港澳大灣區(qū)工程實施，力爭第一回直流“十四五”末建成投產(chǎn)。
2022年3月以來，福州-廈門、駐馬店-武漢特高壓工程相繼開工，二者分別位于華東和華中地區(qū)，總投資109億元，計劃2023年建成投運。南陽-荊門-長沙工程預(yù)計年底投產(chǎn)竣工；武漢-南昌工程環(huán)評于2022年4月送審。
不過根據(jù)公開信息，近兩年將落地的特高壓項目相對集中在華中地區(qū)，與風光大基地直接相關(guān)的新輸電項目尚處于前期階段，而第一批大基地電源項目則超半數(shù)已經(jīng)開工。
2022年2月份的可再生能源開發(fā)建設(shè)形勢分析視頻會上，國家能源局要求各地及時協(xié)調(diào)解決風電光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)中遇到的困難和問題，特別是要加大力度推進送出工程建設(shè)，促進可再生能源高質(zhì)量躍升發(fā)展。
浙江大學(xué)研究員汪寧渤曾對記者表示，電源建設(shè)速度很快，但跨區(qū)輸電線路的建設(shè)由于投資大、審批流程長，涉及沿途的拆遷安置補償?shù)裙ぷ鳎臅r要長得多。因此，各個單位協(xié)調(diào)建設(shè)進度，配套好電網(wǎng)設(shè)施，才能有效地破解消納問題。
相關(guān)媒體報道，國家電網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所所長李瓊慧此前在一次研討會上指出，新能源發(fā)展之初，大基地建設(shè)的主要目標在于培育產(chǎn)業(yè)，大多數(shù)項目并沒有在前期規(guī)劃中明確相應(yīng)的輸電通道。
她認為，本輪大基地建設(shè)與上一次大規(guī)模發(fā)展新能源有所不同，承載的是實現(xiàn)雙碳目標的需要，強調(diào)的不僅是規(guī)模，更是消納利用。應(yīng)從現(xiàn)在開始著手規(guī)劃新建線路，落實存量通道送受端的協(xié)議等。
曾有了解跨省區(qū)電網(wǎng)規(guī)劃的業(yè)內(nèi)人士告訴記者，輸電項目的規(guī)劃是否按期落地與外送電源能否找到合適的“買家”息息相關(guān)。
中國華能集團能源研究院盛韻穎近日撰文提到，在電力市場化改革加速推進背景下，光伏基地可能面臨實際平均交易價格水平偏低、發(fā)（直流落地功率）用（省內(nèi)簽約負荷）電曲線無法完全匹配等問題，收益難以達到預(yù)期。
據(jù)記者了解，曾有地方政府“拉郎配”的送出線路因為兩地電力需求特點難以匹配，早在規(guī)劃階段就預(yù)計將常年輸電量偏低，使得輸電項目投資成本回收周期拉長，效益不佳，進而影響了投建積極性，在很長一段時間內(nèi)加劇了送出電源的消納壓力。
而在此背后，跨省區(qū)輸電線路的定價模式是影響因素之一。
以跨省跨區(qū)專項工程電價為例，綜合國家發(fā)改委、北京電力交易中心公布的數(shù)據(jù)，截至2020年，僅魯固直流執(zhí)行兩部制電價，容量電價為147.7元/（千瓦年）。諸如哈鄭直流、寧東直流、靈紹直流、祁韶直流、昆柳龍工程等西電東送“動脈”都僅執(zhí)行電量電價。這意味著輸電量對輸電項目回收投資成本至關(guān)重要。
有電力研究者認為，未來隨著市場化改革的不斷推進，特別是在跨省跨區(qū)電力交易中，輸電項目價格機制不僅要反映電能量傳輸，還應(yīng)反映其在提升省與省之間、區(qū)域與區(qū)域之間的互聯(lián)互濟效應(yīng)中的功能價值，進一步匹配電源市場化的消納模式。
