七大特高压直流运能闲置超三成严重制约相关清洁能源基地建设及外送-北极星风力发电网

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凭借大容量、低损耗等优势，特高压直流线路建设近年来进展迅速。从2009年首条线路投产至今，全国已建成15条，但不少线路利用率偏低问题长期未获改善，严重制约相关清洁能源基地建设及外送...

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(记者调查)

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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