陜北—湖北特高壓豫4標段貫通
特高壓2020-12-16
白鶴灘-江蘇±800千伏特高壓直流輸電工程開工動員大會12月10日召開，標志著該工程正式進入實質性建設階段，這也是落點江蘇的第四個區外特高壓直流工程。
憑借大容量、低損耗、節約土地資源等優勢，特高壓直流工程有效解決了電力跨區遠距離輸送難題。同時，工程建設可以有力帶動上下游產業發展，近年來已成為多地追捧的投資熱點。在此背景下，僅今年以來，就有青海-河南、雅中-江西、陜北-湖北±800千伏特高壓直流等項目加速推進。另有山西、山東、河南等地提出訴求，希望將一批新建外送通道納入國家規劃。
但在新建項目密集規劃、上馬、投產的同時，記者了解到，多條已建成特高壓直流通道利用率卻長期偏低，實際電力傳輸量較設計值相去甚遠，嚴重制約了部分清潔能源基地的開發外送。
“僅為總設計輸送能力的65%，嚴重制約西部和北部清潔能源基地開發外送”
全球能源互聯網發展合作組織稍早前發布的《中國“十四五”電力發展規劃研究》顯示，“十三五”是特高壓建設高峰期，大氣污染防治行動“四交五直”及酒泉-湖南、準東-皖南等直流項目建成投運。截至2019年底，全國已建成“十交十四直”特高壓骨干網架，跨區跨省電力流總規模約2.2億千瓦。預計到2020年底，全國跨區跨省電力流將達到2.5億千瓦，基本實現國家規劃目標。
與此同時，國家能源局前不久對十三屆全國人大三次會議所提建議的多份回復(下稱“回復”)顯示，山西在運的、設計輸送能力800萬千瓦的晉北-江蘇特高壓直流，2019年輸送電量253億千瓦時，年利用小時數約3160小時;2020年上半年輸送電量83億千瓦時，利用小時數約1040小時，同比下降20%，并且最大輸送電力約480萬千瓦，僅為設計值的60%。此外，2014年初投運的哈密南-鄭州、2017年6月投運的酒泉-湖南、2017年12月建成投運的扎魯特-青州特高壓直流等工程，目前均未充分發揮通道輸電能力。
全球能源互聯網發展合作組織發布的《新發展理念的中國能源變革轉型研究》顯示，“2018年哈密南-鄭州、酒泉-湖南、晉北-江蘇等7條特高壓直流實際總最大輸出功率為4290萬千瓦，僅為總設計輸送能力的65%，嚴重制約西部和北部清潔能源基地開發外送。”據多位受訪專家透露，雖然該問題已經引起相關部門注意，但近兩年來，通道利用率并無明顯改善，個別線路甚至出現了進一步惡化。
“規劃依據并非來自對市場真實供求形勢的判斷，一開始就存在系統性偏差”
事實上，特高壓“一邊大建，一邊閑置”的現象由來已久。2017年，國家能源局發布的《浙福特高壓交流等十項典型電網工程投資成效監管報告》指出，“部分工程由于負荷預測偏高、市場供需變化較大、工程建設與電源發展不協調等問題，投運后最大輸電功率一直未達預期，輸電能力發揮不充分，工程利用小時數偏低，輸電效益未充分發揮”，并點名哈密南-鄭州直流等項目。
“輸電能力爬升有一個過程，并非投產即滿送。
目前通道利用率提升的整體形勢向好，但不可否認，部分線路確實存在棘手問題。”國網能源院能源戰略與規劃研究所副所長劉俊告訴記者，主要影響因素包括兩點，一是源網不同步，配套電源滯后制約了通道輸電能力提升;二是送受兩端尚未達成協議，缺乏長期契約來穩定雙方關系。“有些通道已經建好，但配套電源未能及時跟上，有些通道甚至遲遲沒有明確配套電源，投產也無電可送。而因價格一直沒談攏，有的受端只要電力、不要電量，有些送端又出現高峰時段不外送等情況。”
一位熟悉情況的業內人士舉例，2017年6月投運的酒泉-湖南工程，配套電源規模高達1580萬千瓦，其中包括火電600萬千瓦。但因配套的常樂電廠建設嚴重滯后，1、2號機組直至今年才得以投產，大大拖累通道能力。“出于火電項目經濟性等考量，原規劃的3、4號機組到底投不投，目前各方還在溝通。保守來看，通道能力充分發揮至少因此滯后2—3年。”
“扎魯特-青州工程額定輸電容量1000萬千瓦，但目前受端僅組織了500萬千瓦左右風電，其余部分通過市場化交易處理。東北電力屬于季節性富裕，到山東的價格競爭力并不是很強。價高了，山東不接受;送多了，東北又會虧。通道利用受限，正是因為沒有明確的配套電源。”上述人士稱。
“利用效率打折扣，直接來看是規劃制定與實際執行有落差，根本仍要從規劃本身找原因。規劃源頭是什么?是合理的參考依據及全面信息。”中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟稱，對于大型輸電項目而言，規劃依據是對跨省跨區電力交易潛力的預測，送端輸電能力、受端受電空間等因素均要考慮在內。“長期以來，此類規劃往往受送端發電投資鼓勵，同時傾向于樂觀預估受端負荷增長，忽略了受端省份形勢變化等因素，需求、價格等信息機制欠缺。也就是說，規劃依據并非來自對市場真實供求形勢的判斷，一開始就存在系統性偏差。”
“無論從建設難度還是時間來看，用好存量通道比新建更現實，成本代價也更小”
記者了解到，面對多地提出的新建訴求，國家能源局方面在多份回復中明確，在“優先提高存量通道的利用水平”的基礎上，再組織研究論證。建議地方加強與受端省份、電網企業的溝通銜接，加大電力外送市場化組織力度，探索建立輸電通道中長期協議機制，充分發揮現有輸電通道作用。
“在碳減排、煤電投資受限等形勢下，新建輸電通道及其配套工程審批、建設難度越來越大。備受關注的白鶴灘項目、華中環網建設等，已經反過來出現‘電源等電網’現象。可以說，現已建到家門口的通道是很寶貴的資源，握在手里才能納入電力供應保障。而一個新建通道經規劃、可研、核準、建成、配套等程序的周期很長，趕在‘十四五’末建成投產的難度很大。無論從建設難度還是時間來看，用好用足存量通道比新建更現實，成本代價也更小。”劉俊提出，應將提升通道利用率作為“十四五”期間的重點任務，尤其要強化規劃執行的剛性，不能讓規劃成為一張廢紙。
馮永晟稱，在做好前期規劃的基礎上審慎投資，算好項目“經濟賬”必不可少，但也不能因為部分通道利用率低，就把所有新建項目一桿子打死。若是能切實反映供需情況、送受兩端確有需要、項目投資效益有所保障，或是有助于提高現有通道利用率的配套性投資，可以考慮支持。
“除了把握投資方向、控制不合理成本、加強投資回報監管等常規措施，更重要的是體制機制變革。”馮永晟認為，利用率是否“偏低”的判斷基準，在于能否支撐跨省跨區的交易需求。“理論上說，規劃預留一定容量裕度有其必要，但目前，送受兩端市場尚未建立，交易更多出于政府間協議或計劃，需求未能真正釋放。比如受端多是發達省份，電力市場化步伐相對較快，帶動形勢變化相對較大，基于原規劃所做的外送方案難免受限。傳統計劃方式看似提供了穩定收益，實則影響受端對外來電的接納程度。如何讓受端用戶直接參與跨省跨區交易，如何讓送端電源結構適應跨省跨區交易要求，如何讓輸電成本更加合理，均是需要關注的重點。要以此為前提優化現有項目或推進新建項目。”
上述業內人士還稱，通道建設涉及“源網荷儲”的協調布局，因此不能單獨“就網論網”。“電網企業、發電企業、地方政府及主管部門等，甚至包括同為行業主管的國家能源局規劃司、電力司、新能源司之間也要打破壁壘，統籌規劃、科學研判。對送端、受端都要系統評估，共同提升通道利用效率。”
作者：
評論