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特高压输电:起源于欧美,发展于中国
特高压发展历史
特高压是指电压等级在交流 1000 千伏及以上和直流±800 千伏及以上的输电技术,具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。特高压技术发源于 20 世纪 60年代末,当时欧美等西方国家的工业发展迅速,各国为了提升电力输送效率,相继开展了特高压输电技术的研究,为后续的特高压技术发展奠定了一定的基础。但遗憾的是,欧美、前苏联、日本等国后期由于用电负荷增长缓慢、对大容量远距离输电需求减弱等多种原因,其特高压输电工程普遍延期或降压运行,特高压技术在欧美国家并未得到普遍性的大规模应用。
我国的特高压技术起步较晚,始于 20 世纪 80年代。改革开放后,随着经济发展进入全面加速期,我国对能源的依赖性逐步增强。而我国煤炭资源主要集中在西北部,水能资源主要集中在西南部,大部分的能源需求则主要集中在华东华南地区,能源错配现象显著,急需高效便捷的能源传输通道。在现实需求的推动下,虽然我国特高压输电技术起步虽然落后于欧美等国,但发展的步伐却较为迅猛,取得了许多显著的成果。
特高压输电工程包括特高压交流和特高压直流两种,具体工程在进行线路设计时,主要从实际需求及成本的角度进行考虑。特高压直流更加适合于点对点的长距离传输,其线损较低,没有无功损耗。从技术应用的角度来看,直流输电线路可以不受两端参数限制的将两个交流电网连接起来,其调度更加快速灵活可靠,且占地面积相对较小。直流线路的缺点在于换流站点的造价较高,即线路成本低但站点成本高,同时其污闪问题也较交流线路更加严重。而特高压交流则可以实现多端连接,但在长距离传输时的线损较高;此外交流线路的稳定性和可靠性略差。因此我国在做特高压线路规划时,依据实际情况合理选择技术路线,将直流线路与交流线路配合使用,共同构成我国的特高压输电网络。
我国特高压网络已成规模
国家电网公司是我国特高压工程的主要引领者,目前其已投运“八交十直”共 18 条特高压线路。考虑到南方电网区域内有三条云南外送广东的特高压直流线路,目前我国已投运特高压输电工程达 21 项。这 21条特高压线路将内蒙、四川、云南、甘肃等地无法消纳的坑口煤电、风电、水电等通过特高压线路传输至山东、上海、江苏、浙江、广东等能源需求地区。目前,我国特高压电网累计输电量已过万亿千瓦时,在一定程度上扭转了我国长期以来过度依赖输煤、局部自求平衡的电力发展方式,缓解了我国能源错配导致的局部地区电力供需不平衡的局面。
目前,我国已投运的 21 条特高压输电工程中,包含 8 条特高压交流线路以及 13 条特高压直流线路。其中向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙江金华、云南楚雄-广东穗东、云南普洱-广东江门、滇西北-广东等 6条特高压直流输电工程主要输送西南地区的水电;锡盟-山东、哈密-河南等其余线路主要将火电结合可再生能源进行打包向外输送。
从 2017 年的数据来看,输送电量最大的线路为皖电东送特高压交流输电工程,输送电量达 594.5 亿千瓦时。有数据统计的特高压线路合计输送电量达 3007.8 亿千瓦时,其中水电约为 1718.8 亿千瓦时,风电及光伏等非水可再生能源电量为 187 亿千瓦时,火电电量为 1102 亿千瓦时。综合来看非水可再生能源输送电量占特高压送电量的比重相对较小,未来仍有较大的提升空间。
特高压未来发展规划
从当前在建及近期拟核准的 14 条特高压线路情况来看,8 条直流线路中有 4 条是配套大型水电站的外送通道(雅中直流、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江和乌东德-广东),其余 4 条主要是火电+风光电打包外送的线路。6条交流线路电网加强线和环网工程为主,旨在进一步优化区域输电通道。
配套电源点进度不及预期,影响特高压输电能力
对于特高压线路而言,其输送电量不仅取决于自身线路的输送能力和调度质量,送出端电源的建设进度和运行情况、消纳端地区的用电需求同样对其有着重要影响。从目前情况来看,消纳端地区对特高压外送电的消纳意愿有所增强,我们判断主要是以下三个原因:一、特高压消纳端的省份主要集中于华东、华南及华中地区,其经济体量大,能源消耗总量较大且稳健增长。受煤电供给侧改革及相关省份煤炭消耗总量控制政策的影响,相关省份的煤电规划建设风险预警结果普遍是红色,当地新建火电装机的可能性较小,供需关系的好转促使相关省份对外送电的需求提升;二、2019年起我国可再生能源配额制正式开始考核,各省需按用电量的一定比例来完成含水电可再生能源和非水可再生能源的配额要求。目前特高压外送电主要包括水电和火电+风光打包外送两种形式,消纳端省份消纳特高压外送电有助于其完成配额考核;三、目前特高压外送电电价形成机制以落地端倒推为主,随着电改不断深入推进,特高压输电价格有明显下降,供需双方有望享受这一政策红利。此外,
随着电力市场化率的提升,拥有价格优势的特高压电量也将更具竞争优势。
水电线路利用小时较高,电源点投产进度滞后成为火电通道瓶颈
由上述分析可知,目前消纳端地区对特高压外送电的消纳意愿相对较强。分析已投产特高压线路详细情况表可知,以水电为输送电源的特高压线路利用小时普遍较高且相对稳定,复奉直流、锦苏直流、楚穗直流、普侨直流等利用小时均在 5000 小时以上;而以火电+风光打包外送的特高压线路除哈密到河南的天中直流相对较好(利用小时达 4496 小时)外,整体运行情况不容乐观,例如 2016 年 8 月投运的锡盟-山东特高压交流线路(电压等级 1000 千伏,输电能力 900 万千瓦)在 2017 年输送电量仅有 64.8 亿千瓦时,折算利用小时仅有 720 小时。宁东到浙江的灵邵直流利用小时也只有 2516 小时,
从已投产电源装机占规划电源比例来看,利用小时较高的四条线路基本上外送电源点都已经投产,而锡盟-山东、宁东-浙江的投产占比分别仅为 18.6%和50%,我们判断其利用小时较低很有可能是受配套电源点建设进度不及预期所致。而外送水电站以大型水电项目为主,开工后建设进度受政策影响较小,投产后发电能力较为稳定,这也是水电外送特高压线路利用小时相对较高且稳定的原因。
为进一步分析特高压线路配套外送电源点的情况,我们选取较有代表性的已投产及未来拟投产的特高压线路,结合我国规划的 9个大型煤电基地(锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东)以及西南水电基地规划情况进行梳理,结果如下表所示(部分数据源于网络公开渠道整理)。从梳理结果来看,除天中直流之外的以火电+风光电打包外送的特高压输电通道配套的电源点建设均不及预期。由于外送的相关省份(内蒙古、山西、陕西、新疆)在国家能源局的煤电规划建设风险预警结果中基本均为红色预警,所以相关省份煤电装机核准及建设进度受到一定的影响。除此之外,大唐锡林浩特、华润五间房、国电方家庄、国电北三等电厂都曾经被列入 2017 年分省煤电项目停缓建名单,也在一定程度上影响了相关项目的投产进度。
综合来看,随着我国电力供需形势的逐步好转,相关电源项目有望逐步复工投产,未来特高压线路的输送利用小时均有望回升至 3000-4000小时水平。但考虑到配套新能源发电的外送需求及部分火电机组进度远落后于规划预期,我们认为短期看相关特高压线路达到满负荷的可能性较小。
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