中國電力企業聯合會日前發布的《2022年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》（下稱《報告》）顯示，電網完成投資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碳達峰碳中和目標第三十六次集體學習會議上提出，要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩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年業界第一次萌生利用特高壓電網破解煤電油運緊張問題的想法，到2010年交直流技術爭論之下，輸變電規劃大幅遲緩于電源開發，導致電力送出受到掣肘，再到2018年重啟，特高壓歷經多輪跌宕。

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、蒙西幾大區域電網。中電聯數據顯示，截至2020年底，全國跨區輸電能力達16215萬千瓦，其中，跨區網對網輸電能力14881萬千瓦；跨區點對網送電能力1334萬千瓦。

在大型風光電基地發展模式下，特高壓的角色如何？又將遇到哪些新的挑戰？

配套大基地

2021年11月，國家能源局、國家發改委印發《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》，規模總計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，規劃建設的風光基地總裝機目標為4.55億千瓦。

根據規劃，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。

據不完全統計，“十四五”首年，國內電站開發商就已簽訂超過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模增至306GW，項目數量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模在221GW以上，占比約72%。

據悉，為配合風光大基地的建設，預計需要新建23條輸電通道，其中有7條已經納入規劃，5條需要納入“十四五”電力規劃，11條需要納入“十五五”電力規劃。

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、華中地區的特高壓輸電通道。

源網協調難點

中國能源報此前報道，“十四五”期間，國網規劃建設特高壓工程“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。

《南方電網報》消息，南方電網此前印發的《南方電網公司融入和服務新時代推進西部大開發形成新格局的重點舉措》提出，將統籌國家大型清潔能源基地建設，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工程實施，力爭第一回直流“十四五”末建成投產。

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，總投資109億元，計劃2023年建成投運。南陽-荊門-長沙工程預計年底投產竣工；武漢-南昌工程環評于2022年4月送審。

不過根據公開信息，近兩年將落地的特高壓項目相對集中在華中地區，與風光大基地直接相關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已經開工。

2022年2月份的可再生能源開發建設形勢分析視頻會上，國家能源局要求各地及時協調解決風電光伏發電開發建設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，促進可再生能源高質量躍升發展。

浙江大學研究員汪寧渤曾對記者表示，電源建設速度很快，但跨區輸電線路的建設由于投資大、審批流程長，涉及沿途的拆遷安置補償等工作，耗時要長得多。因此，各個單位協調建設進度，配套好電網設施，才能有效地破解消納問題。

相關媒體報道，國家電網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧此前在一次研討會上指出，新能源發展之初，大基地建設的主要目標在于培育產業，大多數項目并沒有在前期規劃中明確相應的輸電通道。

她認為，本輪大基地建設與上一次大規模發展新能源有所不同，承載的是實現雙碳目標的需要，強調的不僅是規模，更是消納利用。應從現在開始著手規劃新建線路，落實存量通道送受端的協議等。

曾有了解跨省區電網規劃的業內人士告訴記者，輸電項目的規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。

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（直流落地功率）用（省內簽約負荷）電曲線無法完全匹配等問題，收益難以達到預期。

據記者了解，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，早在規劃階段就預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，在很長一段時間內加劇了送出電源的消納壓力。

而在此背后，跨省區輸電線路的定價模式是影響因素之一。

以跨省跨區專項工程電價為例，綜合國家發改委、北京電力交易中心公布的數據，截至2020年，僅魯固直流執行兩部制電價，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，還應反映其在提升省與省之間、區域與區域之間的互聯互濟效應中的功能價值，進一步匹配電源市場化的消納模式。