特高壓分類、建設與展望分析

進展整體低于預期仍有諸多問題急需解決。

1.特高壓十四五回顧：雙碳戰略核心環節之一但進度整體低于預期

隨著 2022 年初《中國能源報》報道：“十四五”期間，國網規劃建設特高壓線路“24交 14 直”，涉及線路 3 萬余公里，變電換流容量 3.4 億千伏安，總投資3800 億元，電網支持新能源建設的第一個邏輯顯現：我國除海上風電以外的新能源資源基本集中在三北地區，而用電的主力則在東南沿海，因此需要用特高壓將新能源外送至東南地區。

特高壓分為直流特高壓和交流特高壓，兩者名稱雖然僅一字之差但功能和原理相差甚遠：直流特高壓可以承擔跨區域的網對網電力輸送，而交流特高壓僅能承擔電網區域內部的電力輸送。因此三北地區新能源外送至東南地區主要由直流特高壓承擔，交流特高壓更多作為網架支撐的功能。 直流輸電一直是我國遠距離電力外送的主力。從 20 世紀末葛洲壩—南橋±500kV項目開始，直流輸電一直承擔我國西南水電、三北火電及新能源等跨省跨區輸電的主力工作。

而從項目的實際進展來看，直流特高壓的進度低于預期。算上當時已經開工的陜北—武漢、雅江—江西、白鶴灘—江蘇、白鶴灘—浙江 4 個項目，以及2023 年開工、最早于2025年投產的 4 個項目，我國在十四五最多完成 8 條特高壓項目，低于電網規劃。

特高壓直流建設低于預期的原因有很多，首先是疫情導致部分項目前期工作開展困難。但直流特高壓建設一直以來都有以下問題： 1）受到技術原理限制，直流特高壓送端電源必須搭配一定比例的常規電源（三北地區主要是煤電），這使得其輸送新能源的比例難以突破 50%，通過特高壓提高清潔能源占比有效果但效果有限； 2）直流特高壓通常只有一送一受 2 個站，中間省份無法建設落點，也帶來不了任何好處。且特高壓輸電線路走廊寬度動輒百米，影響土地規劃，因此中間省份協調一直是一大難題。 問題一主要是技術因素：常規直流（LCC）是以晶閘管等半控型電力電子元件為換流閥核心器件的直流輸電技術。其優點是輸送容量大、造價便宜，但是需要較強的交流電網支撐。諧波量大，需要從電網中吸收無功，因此要配置大量的直流濾波和交流濾波設備。且在電源配置上必須依賴火電或水電等常規電源進行支撐（并非只用于調峰），這使得常規直流只能輸送 50%左右的新能源電量（提高新能源占比就要超配新能源，導致新能源棄電增加、經濟效益變差）。

柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型電力電子元件為換流閥核心器件的直流輸電技術。其優點是可以通過模塊化多電平技術形成非常接近標準正弦波的交流電，且有功和無功可以分別獨立調節，不需要濾波設備，也不需要交流電網支撐。缺點是造價較高，且輸送容量較小。 更重要的是，柔性直流理論上可以完全脫離常規電源而直接輸送新能源，海上風電外送便是利用柔直這一特性。

柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型電力電子元件為換流閥核心器件的直流輸電技術。其優點是可以通過模塊化多電平技術形成非常接近標準正弦波的交流電，且有功和無功可以分別獨立調節，不需要濾波設備，也不需要交流電網支撐。缺點是造價較高，且輸送容量較小。 更重要的是，柔性直流理論上可以完全脫離常規電源而直接輸送新能源，海上風電外送便是利用柔直這一特性。

問題二：本質上是需求問題。在用電需求增長趨于放緩、外送電力主要是新能源的情況下，如果之前以用電總量而非用電結構需求為最原始驅動力，那么各地政府對于推進特高壓項目外送的積極性可能會下降?；仡櫶馗邏航ㄔO歷程，需求是工程推動的核心因素。我國直流輸電建設大致可以分為 4 個階段： （1）第 1 階段（1989 年至 2012 年）：從 80 年代葛洲壩—上海±500kV直流項目為起點、2014 年溪洛渡—浙江竣工，該階段我國水電大開發，而能夠消納大量水電的地區主要是華南、華東，因此直流輸電主要服務于水電外送； （2）第 2 階段（2012 年至 2019 年）：以哈密—鄭州項目為起點至準東—皖南項目竣工，該階段特高壓直流外送主要是三北地區火電外送，主要配合《大氣污染防治計劃》。但該階段的特高壓建設也伴隨了不少爭議：首先便是“外地發電+特高壓外送”和“鐵路運煤+本地發電”的路線爭議，但該階段面臨最大的質疑來自于特高壓的低利用率，以2019年為例，多個項目實際利用率不足 20%，建成多年的酒泉—湖南項目利用率也未能突破30%，并最終導致我國純煤電外送項目此后基本停滯。

但低利用率的本質原因并非來自特高壓技術本身，而是電源的超額建設。十二五期間我國電價位居高位，各地火電開工積極，而彼時用電增速卻呈現下降趨勢，最終導致電源建設過剩。因此 2017 年我國開始煤電供給側改革，大幅收縮煤電建設，導致部分線路配置的電源未能如期建成。 （3）第 3 階段（2018—2022 年）：再次回歸水電外送，主要將青海、四川、云南的水電外送至華東、華南地區。原因和第 1 階段基本一致。 （4）第 4 階段（2023 年至今）：隨著雙碳戰略提出，外送新能源成特高壓核心功能，且不同于第 2 階段，新能源只能以電能形式外送。

2.特高壓 2030 展望：解決終端需求是關鍵

因此展望更長期的未來，例如到 2030 年，特高壓直流當前從技術、經濟性上來說并未有什么分歧。然而，雖然電網板塊從歷史上來看整體呈逆周期屬性，但直流特高壓卻更加順周期。2017 年后由于用電增速下滑且電源建設過剩，特高壓建設進入大低谷期，除規劃內的少量水電外送可以正常開展外，煤電外送基本停滯。本質原因在于特高壓建設還是以需求驅動，在受端省份用電需求萎縮的情況下，引入外來電意愿也會下降。在雙碳戰略提出后，特高壓直流大規模建設重新提上日程。三北地區豐富的風、光資源以及西藏豐富的水風光資源，是我國達成雙碳目標的底氣和寶貴財富，也為了中、東部各省追求的目標。加上工業特別是高耗能工業向中西部地區轉移，未來中部地區的用電需求將高于東部，也有大量的外部來電需求，在中部和東部地區利益趨于一致的情況下，理論上工程協調困難的根本性矛盾已經緩解。 但當前全球經濟不確定性增加，對我國用電需求可能形成沖擊，這對于特高壓直流建設的邏輯可能產生一定的影響。但與十三五期間面臨的問題不同，我們目前仍在執行雙碳戰略，外送新能源才是核心要求，而當下新能源的核心矛盾在于缺乏終端需求。從電源屬性角度來說，電力市場中并不區分不同電源的環境屬性，且目前主要接收外來電的中部、東部省份有較高的分布式光伏裝機（光伏裝機滲透率大于 40%的省份共10 個，有8 個為中、東部省份），再接受大量新能源外來電，會增加調峰壓力。

此前我國特高壓建設主要圍繞三北風光大基地外送展開。以第二批大基地為例，總規劃455GW，其中十四五 200GW（外送 150GW），十五五 255GW（外送165GW），十四五和十五五總計 315GW 的外送規模是特高壓主要建設方向。十四五150GW外送主要對應18條外送通道，截至 2025 年底，預計將利用 7 條存量通道、建成2 條通道，其余9條通道尚未建成。而十五五期間總計 165GW 外送，預計需要 13—15 條外送通道方可滿足需求。

因此雖然大基地和特高壓的規劃非常明確，但新能源終端需求問題始終是影響特高壓建設的核心原因。當前我國電力市場基本不具備區分各電源清潔屬性的功能，作為同質化商品，成本是各電源建設的核心驅動力。雖然從度電成本來看，光伏、風電成本普遍更低，但電力市場中光伏、風電的價格也明顯低于火電，證明用戶使用新能源要付出更多的額外成本（主要是調節成本），而且該成本會隨著新能源滲透率提升愈發明顯，更高的成本成為了限制新能源發展的主要因素。“136 號文”可以解決省內新能源價格劣勢問題，但跨區域的需求拉動將依賴碳市場或綠證市場的建立。 2024 年 2 月，國家發改委發布《加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知》，提出在“十四五”省級人民政府節能目標責任評價考核中，將可再生能源、核電等非化石能源消費量從各地區能源消費總量中扣除，據此核算各地區能耗強度降低指標。同時明確綠證交易電量扣除方式，指出“參與跨省可再生能源市場化交易或綠色電力交易對應的電量，按物理電量計入受端省份可再生能源消費量；未參與跨省可再生能源市場化交易或綠色電力交易、但參與跨省綠證交易對應的電量，按綠證跨省交易流向計入受端省份可再生能源消費量，不再計入送端省份可再生能源消費量”。非水可再生能源消納責任權重以及綠證交易預計將是特高壓穩定建設的核心。