从“要不要建”到“够不够用”，特高压争议二十年未了

图片来源@视觉中国

文 | 华夏能源网

1.6万亿！

这个天文数字，是中国目前33条已投运、38条在建特高压线路的总投资额。如此规模的电力系统基建，在全球范围内没有第二个国家能够做到。

特高压建设的初始推动力，与中国特殊国情密不可分：东西部的经济水平、人口密度与电力资源严重不均衡，带来电力供需的东西部错配，西电必须东送。而超大规模的“西电东送”，只有特高压通道能堪当重任。

但是，特高压建设并不顺利，争议甚至是非议伴随始终。如今，随着海量风电、光伏项目的加速上马，围绕特高压的争议声和批评声再起。

根据国家能源局刚刚公布的上半年电源建设成绩单，今年1-6月，国内可再生能源发电新增装机1.09亿千瓦，占全国电源侧新增装机的77%；其中，风电新增2299万千瓦、太阳能发电新增7842万千瓦。

这其中，始于2021年底的“风光大基地”建设，对新能源上量起到了极大的推动作用。仅风光大基地的装机量，今年年底前就要达到“9700万千瓦”之巨。整个“十四五”期间，新增大基地新能源装机将达到2亿千瓦；未来“十五五”，还有2.55亿风光大基地陆续投产。

风光大基地极速上马，电力输送通道建设的紧迫性更加凸显。如果没有电量消纳的保障，基地建再大也没有意义，甚至会带来巨大的投资浪费，弃风弃电的惨痛经历会重来。

站在能源革命和新型电力系统建设的全局，该如何定义特高压？又该如何科学建设特高压？

艰难历史：从阻力重重到“大国重器”

特高压输电线，是新能源供给消钠体系的重要载体，一般用在超远距离输送的电压渠道，特指直流电压±800千伏及以上、交流电压1000千伏的远距离、高电压等级输电线路。

由于其输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势，特高压在电力系统中是如同“动脉”一样的存在。

不过，特高压在中国的投建与决策之路并不平坦。过去20年特高压一路走来，从来就不乏争论，部分项目甚至曾在争议之中几度“胎死腹中”。

到底为什么一定要建特高压呢？发改委原副主任、国家能源局原局长张国宝，在其回忆录《筚路蓝缕：世纪工程决策建设记述》一书中，记录了一段鲜为人知的决策故事。

为了让云南、贵州摆脱贫困，2000年8月初，在当年的北戴河会议上，时任国务院总理朱镕基建议，在贵州、云南建设1000万千瓦水电，然后将电送往广东。当时有人担心，能否完成由外省向广东送电1000万千瓦？朱镕基有点动感情了，他站起来说，如果不能完成向广东送电1000万千瓦的任务，“我总理辞职”。

“西电东送”就此开启。

然而，此后张国宝从时任电力部分管科技的副部长陆延昌那里了解到，费了很大的劲，建设一条500千伏交流线路，却只能送90多万千瓦的电（往多了说也才送100-120万千瓦）；而就算±500千伏的直流，当时输送容量大约也才300万千瓦。

这样算来，要有多少通道才能实现大规模西电东送呢？要想输送容量大，就只有在提高电压等级上做文章。

但是，上马更高电压等级的特高压线路，反对声浪很大，尤其是在在论证上马之初的若干年里。

反对理由基本上是两条：一是说科索沃战争，美国使用了石墨炸弹，如果建了特高压，将来美国使用石墨炸弹，一下子就把线路断掉了，可能造成更大范围停电；二是说特高压对人体有害。后经反复科学论证，这两条都“查无实据”。

2005年6月3日，时任国务院总理温家宝主持能源领导小组第一次会议，在2005年、2006年能源工作要点中，明确提出制定好特高压输变电试验示范线路建设和输变电设备国产化等方案。

2009年1月6日，我国第一条特高压输电工程正式投入运行。该线路起于山西省长治变电站（山西省长治市长子县石哲镇），经过河南省南阳开关站，止于湖北省荆门变电站（湖北省荆门市沙洋县沈集镇），连接华北、华中电网，全长654公里，申报造价58.57亿元，动态投资200亿元。

该线路的投运，标志着争议中的特高压建设终于落地，更标志着我国电力输送技术达到世界领先水平。

当时任国家电网总经理刘振亚访问美国时，美国能源部部长朱棣文表示“对中国搞的特高压很嫉妒”，他向刘振亚坦言：“这方面你们走到了美国的前面去了，我们很想和你们分享这个成果。”

我国第一条1000kV特高压输电线路图

实际上，特高压此前根本不存在所谓的“国际经验”，很多东西都是中国首创的。通过发展特高压交直流电网，中国整体的技术水平，包括输变电技术水平和装备制造水平，都得以大幅提升，开创了无数个“世界第一”。

后来，±800千伏直流、1000千伏交流的标准都是由中国制定的，国际电联也采纳了中国标准，并且把该标准作为这个电压等级的国际标准。中国特高压建设更是“墙里开花墙外香”，一度“出口”到了巴基斯坦和巴西等国。

如今，步入“双碳”新时代，特高压在新型电力系统中的重要地位也再度明朗。

2022年1月24日下午，中共中央政治局就努力实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习。会上，习总书记明确指出，“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。

至此，“大国重器”特高压，被明确为新能源供给消纳体系的“战略铁三角”之一角。

新的争议：网源不匹配问题何解？

过去二十年，围绕特高压争论的是到底要不要建，步入“双碳”大潮后的第三个年头，争议点变成了特高压建设滞后的问题，当初的反对声音不见了，取而代之的是要求加快建设的声音。

在“十四五”第一年的2021年，中国共有33条特高压线路投入使用。“十四五”期间，光是国家电网规划建设的特高压工程，就有“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资3800亿元。2021年当年，全国31个省份中就有17个在开建特高压“送入/输出”工程。

上述已投产的33条和在建的38条特高压线路，承载了大部分“西电东送”的职能，尤其是用于近两年来正如火如荼开工上马的风光大基地的配套。

2021年12月，国家发改委、能源局公布第一批风光大基地项目清单，共计50个项目，总规模达97.05GW装机。2022年2月，发改委、能源局下发了《以戈壁、沙漠、荒漠为重点地区的大型风电光伏基地规划布局方案》，总装机约4.55亿千瓦，预计到2030年建成。

从具体建设时序上看，风光大基地建设“十四五”计划完成2亿千瓦，其中外送1.5亿千瓦，占比75%，本地自用0.5亿千瓦；“十五五”完成2.55亿千瓦，其中外送1.65亿千瓦，占比65%，本地自用0.9亿千瓦。

当然，单从上述特高压建设数据和风光大基地规划数据，很难判断出特高压是“多了还是少了”。但是，身在局中的发电企业，已经切身感受到特高压送出通道建设滞后带来的制约。

华能集团参与建设了库布齐沙漠鄂尔多斯南部杭锦旗新能源基地，新建风光总规模1200万千瓦，其中，光伏800万千瓦、风电400万千瓦。计划中的配套特高压输电线路起点位于鄂尔多斯市，落点在中东部地区。杭锦旗新能源外送基地规划到2025年建成，但该项目外送通道线路具体走向、落地点仍在博弈中。

华夏能源网注意到，2022年11月，三峡集团旗下三峡能源（SH：600905）曾发布公告称，公司已累计获得9个风光大基地项目，目前均已动工建设，但整体建设进度受送出工程建设滞后等诸多因素影响，项目建设进展不及预期。

华能与三峡的情况并非孤例。从实际建设周期来看，风光大基地的特高压高外送通道，从立项到建成，往往需三年左右的时间；但一千万千瓦左右的集中式光伏项目，在一年之内即可建成。因此，在风光大基地建设中，外送通道配套建设应该先行，否则就容易滞后。而现实情况是，风光项目往往先开工，最后只能是等着外送通道建设。

华夏能源网注意到，关于这个问题，国家能源局在全国可再生能源开发建设形势分析会上多次提及，并积极协调解决。

今年2月，能源局会议指出，大型风电光伏基地还存在“电网等项目”“项目等电网”和“电网等规划”等问题……要加大力度推进大型风电光伏发电基地建设，进一步加强监测调度，网源一体推动。

随后召开的4月份形势分析会进一步指出：存在部分项目没有编制接入方案、部分送出工程还需进一步加快建设的情况……要进一步压实责任，明确整改时限，确保大基地按期建成并网。

未来难题：到底该建多少特高压？

特高压建设不够多、不够快，那何不全速上马来建？

其实，抛开特高压建设的周期与难度不说，目前特高压建设争议的焦点也并不是“够不够”那么简单，“量”的背后永远与“质”密不可分。

大量上马特高压争议的深层次争议，是已建与在建特高压线路的经济性问题。

实际上，已投运的特高压工程，尤其是外送风光线路利用率低的情况已经被市场诟病。随着特高压线路规模大幅增加，叠加风光大基地绿电“不得高于当地燃煤电价”的要求，使得“新能源+特高压”未来投资收益严重存疑。

华夏能源网注意到，早在2018年4月，国家能源局就曾发布报告指出，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，部分特高压工程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，大部分直流工程平均利用小时数不足5000小时，平均利用率仅为57%。

事实上情况可能更糟糕，很多线路利用率不足三成。北京电力交易中心发布的2018年电力市场年报显示，锡泰、昭沂、吉泉特高压直流线路送电量甚至不足60亿千瓦时。2017年10月投运的锡泰特高压直流工程，线路设计年输送电量为550亿千瓦时，2017年实际运行数据仅为56.15亿千瓦时，利用率仅一成。

即便是有着高需求的特高压线路，也可能存在受端省用电紧张时段利用率高，电力供需宽松时段利用率低甚至“晒太阳”的窘境。最典型的是鲁固直流，这条线路将东北三省的电输送到山东，加上长距离的通道费后，这条线路送到山东的电比当地的电还要贵，一旦省间交易放给市场，这样的特高压必然成为闲置通道。

电力受端省份接纳“西电东送”的电量和电价，往往事先确定，这已经成为特高压落地最剧烈的利益博弈点，尤其是在未来宏观经济增长放缓的长周期中，部分电力输入省份对接受区外来电不积极，让特高压处境尴尬。

未来，随着跨省跨区电力市场交易取得突破，尤其是中东部分布式光伏突飞猛进发展，刻舟求剑地锁定或追求特高压通道高利用率，已经很不现实。

从2019年以来，中国工程院院士、原副院长杜祥琬一直在多个公开场合倡导中东部就地开发新能源。2022年3月，杜祥琬在央视《对话》栏目中表示，中国东部和中部所需的绿电，一定要“身边取”和“远方来”相结合。中东部地区要通过就地开发非化石能源来提高能源自给率，不能只等着“西电东送”。

杜祥琬表示，中国东部的能源来源是很丰富的，资源是充足的。据杜祥琬团队披露的数据，中东部光是风电、光伏的潜在装机量就在20亿千瓦之巨。经过实验与测算，就近消纳、就地平衡后，东部自发绿电的成本已经低于通过特高压通道运送的西电东送成本。

这意味着，伴随着4.55亿千瓦风光大基地的大规模上马，以及特高压建设加速后更多线路落地，“新能源+特高压”的经济性会日益成为新的争议焦点，到底是“够不够用”还是“建没建多”，这就需要做出艰难且极为必要的平衡。

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