七大特高压直流运能闲置超三成涉及“源网荷储”的协调布局能单独“就网论网-北极星储能网

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通道建设涉及“源网荷储”的协调布局，因此不能单独“就网论网”。“电网企业、发电企业、地方政府及主管部门等，甚至包括同为行业主管的国家能源局规划司、电力司、新能源司之间也要打破壁垒，统筹规划、科学研判。对送端、受端都要系统评估，共同提升通道利用效率。”

白鹤滩-江苏±800千伏特高压直流输电工程开工动员大会12月10日召开，标志着该工程正式进入实质性建设阶段，这也是落点江苏的第四个区外特高压直流工程。

凭借大容量、低损耗、节约土地资源等优势，特高压直流工程有效解决了电力跨区远距离输送难题。同时，工程建设可以有力带动上下游产业发展，近年来已成为多地追捧的投资热点。在此背景下，仅今年以来，就有青海-河南、雅中-江西、陕北-湖北±800千伏特高压直流等项目加速推进。另有山西、山东、河南等地提出诉求，希望将一批新建外送通道纳入国家规划。

但在新建项目密集规划、上马、投产的同时，记者了解到，多条已建成特高压直流通道利用率却长期偏低，实际电力传输量较设计值相去甚远，严重制约了部分清洁能源基地的开发外送。

“仅为总设计输送能力的65%，严重制约西部和北部清洁能源基地开发外送”

全球能源互联网发展合作组织稍早前发布的《中国“十四五”电力发展规划研究》显示，“十三五”是特高压建设高峰期，大气污染防治行动“四交五直”及酒泉-湖南、准东-皖南等直流项目建成投运。截至2019年底，全国已建成“十交十四直”特高压骨干网架，跨区跨省电力流总规模约2.2亿千瓦。预计到2020年底，全国跨区跨省电力流将达到2.5亿千瓦，基本实现国家规划目标。

与此同时，国家能源局前不久对十三届全国人大三次会议所提建议的多份回复（下称“回复”）显示，山西在运的、设计输送能力800万千瓦的晋北-江苏特高压直流，2019年输送电量253亿千瓦时，年利用小时数约3160小时；2020年上半年输送电量83亿千瓦时，利用小时数约1040小时，同比下降20%，并且最大输送电力约480万千瓦，仅为设计值的60%。此外，2014年初投运的哈密南-郑州、2017年6月投运的酒泉-湖南、2017年12月建成投运的扎鲁特-青州特高压直流等工程，目前均未充分发挥通道输电能力。

全球能源互联网发展合作组织发布的《新发展理念的中国能源变革转型研究》显示，“2018年哈密南-郑州、酒泉-湖南、晋北-江苏等7条特高压直流实际总最大输出功率为4290万千瓦，仅为总设计输送能力的65%，严重制约西部和北部清洁能源基地开发外送。”据多位受访专家透露，虽然该问题已经引起相关部门注意，但近两年来，通道利用率并无明显改善，个别线路甚至出现了进一步恶化。

“规划依据并非来自对市场真实供求形势的判断，一开始就存在系统性偏差”

事实上，特高压“一边大建，一边闲置”的现象由来已久。2017年，国家能源局发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》指出，“部分工程由于负荷预测偏高、市场供需变化较大、工程建设与电源发展不协调等问题，投运后最大输电功率一直未达预期，输电能力发挥不充分，工程利用小时数偏低，输电效益未充分发挥”，并点名哈密南-郑州直流等项目。

“输电能力爬升有一个过程，并非投产即满送。

目前通道利用率提升的整体形势向好，但不可否认，部分线路确实存在棘手问题。”国网能源院能源战略与规划研究所副所长刘俊告诉记者，主要影响因素包括两点，一是源网不同步，配套电源滞后制约了通道输电能力提升；二是送受两端尚未达成协议，缺乏长期契约来稳定双方关系。“有些通道已经建好，但配套电源未能及时跟上，有些通道甚至迟迟没有明确配套电源，投产也无电可送。而因价格一直没谈拢，有的受端只要电力、不要电量，有些送端又出现高峰时段不外送等情况。”

一位熟悉情况的业内人士举例，2017年6月投运的酒泉-湖南工程，配套电源规模高达1580万千瓦，其中包括火电600万千瓦。但因配套的常乐电厂建设严重滞后，1、2号机组直至今年才得以投产，大大拖累通道能力。“出于火电项目经济性等考量，原规划的3、4号机组到底投不投，目前各方还在沟通。保守来看，通道能力充分发挥至少因此滞后2—3年。”

“扎鲁特-青州工程额定输电容量1000万千瓦，但目前受端仅组织了500万千瓦左右风电，其余部分通过市场化交易处理。东北电力属于季节性富裕，到山东的价格竞争力并不是很强。价高了，山东不接受；送多了，东北又会亏。通道利用受限，正是因为没有明确的配套电源。”上述人士称。

“利用效率打折扣，直接来看是规划制定与实际执行有落差，根本仍要从规划本身找原因。规划源头是什么？是合理的参考依据及全面信息。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟称，对于大型输电项目而言，规划依据是对跨省跨区电力交易潜力的预测，送端输电能力、受端受电空间等因素均要考虑在内。“长期以来，此类规划往往受送端发电投资鼓励，同时倾向于乐观预估受端负荷增长，忽略了受端省份形势变化等因素，需求、价格等信息机制欠缺。也就是说，规划依据并非来自对市场真实供求形势的判断，一开始就存在系统性偏差。”

“无论从建设难度还是时间来看，用好存量通道比新建更现实，成本代价也更小”

记者了解到，面对多地提出的新建诉求，国家能源局方面在多份回复中明确，在“优先提高存量通道的利用水平”的基础上，再组织研究论证。建议地方加强与受端省份、电网企业的沟通衔接，加大电力外送市场化组织力度，探索建立输电通道中长期协议机制，充分发挥现有输电通道作用。

“在碳减排、煤电投资受限等形势下，新建输电通道及其配套工程审批、建设难度越来越大。备受关注的白鹤滩项目、华中环网建设等，已经反过来出现‘电源等电网’现象。可以说，现已建到家门口的通道是很宝贵的资源，握在手里才能纳入电力供应保障。而一个新建通道经规划、可研、核准、建成、配套等程序的周期很长，赶在‘十四五’末建成投产的难度很大。无论从建设难度还是时间来看，用好用足存量通道比新建更现实，成本代价也更小。”刘俊提出，应将提升通道利用率作为“十四五”期间的重点任务，尤其要强化规划执行的刚性，不能让规划成为一张废纸。

冯永晟称，在做好前期规划的基础上审慎投资，算好项目“经济账”必不可少，但也不能因为部分通道利用率低，就把所有新建项目一杆子打死。若是能切实反映供需情况、送受两端确有需要、项目投资效益有所保障，或是有助于提高现有通道利用率的配套性投资，可以考虑支持。

“除了把握投资方向、控制不合理成本、加强投资回报监管等常规措施，更重要的是体制机制变革。”冯永晟认为，利用率是否“偏低”的判断基准，在于能否支撑跨省跨区的交易需求。“理论上说，规划预留一定容量裕度有其必要，但目前，送受两端市场尚未建立，交易更多出于政府间协议或计划，需求未能真正释放。比如受端多是发达省份，电力市场化步伐相对较快，带动形势变化相对较大，基于原规划所做的外送方案难免受限。传统计划方式看似提供了稳定收益，实则影响受端对外来电的接纳程度。如何让受端用户直接参与跨省跨区交易，如何让送端电源结构适应跨省跨区交易要求，如何让输电成本更加合理，均是需要关注的重点。要以此为前提优化现有项目或推进新建项目。”

上述业内人士还称，通道建设涉及“源网荷储”的协调布局，因此不能单独“就网论网”。“电网企业、发电企业、地方政府及主管部门等，甚至包括同为行业主管的国家能源局规划司、电力司、新能源司之间也要打破壁垒，统筹规划、科学研判。对送端、受端都要系统评估，共同提升通道利用效率。”

原标题：七大特高压直流运能闲置超三成

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