近期，國家能源局發(fā)布《關(guān)于2022年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價(jià)結(jié)果的通報(bào)》（以下簡稱《通報(bào)》）?！锻▓?bào)》分析了我國2022年度可再生能源電力發(fā)展總體情況、消納責(zé)任權(quán)重完成情況、重點(diǎn)地區(qū)新能源利用小時(shí)數(shù)以及直流特高壓可再生能源電力輸送情況。整體來看，直流特高壓輸送新能源電量的能力較差，大基地開發(fā)仍需另覓消納渠道。

一、2022年新能源消納成果

2022年我國新能源繼續(xù)飛速發(fā)展，全年新增裝機(jī)超過120GW，發(fā)電量首次突破萬億千瓦時(shí)，達(dá)到11900億千瓦時(shí)，2023年上半年新能源裝機(jī)更是超過100GW，光伏1-8月份裝機(jī)超預(yù)期達(dá)到113GW。

與此同時(shí)，行業(yè)普遍關(guān)注的新能源消納數(shù)據(jù)也很漂亮：2022年全國非水電可再生能源電力消納量為13676億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量比重為15.9%，同比增長2.2個(gè)百分點(diǎn)。除新疆、云南外，其他省級(jí)單位均完成了非水消納責(zé)任權(quán)重，其中24省達(dá)到激勵(lì)值。全國風(fēng)電平均利用率為96.8%，與2021年基本持平，青海、新疆等地區(qū)風(fēng)電利用率同比顯著提升。光伏發(fā)電利用率98.3%，同比提升0.3個(gè)百分點(diǎn)，光伏消納困難的青海省光伏利用率大幅提升4.9個(gè)百分點(diǎn)。

重點(diǎn)地區(qū)風(fēng)電、光伏利用小時(shí)數(shù)呈現(xiàn)出漲跌互現(xiàn)的情況。風(fēng)電方面：風(fēng)資源I類區(qū)域（蒙西、新疆部分地區(qū)）利用小時(shí)數(shù)降低；甘肅、寧夏、山西下降明顯；新疆III類風(fēng)資源區(qū)、東北（含蒙東）、河北利用小時(shí)整體上漲。光伏方面，新疆、甘肅I類資源區(qū)、海西地區(qū)利用小時(shí)下降明顯，除海西外的青海、東三省、河北、山西上漲明顯，其他重點(diǎn)區(qū)域增減幅度不大。

二、新能源大基地電力輸送難題

（一）沙戈荒大基地開發(fā)原則

以上成績難以掩蓋新能源大基地發(fā)展的隱憂。由于新能源功率隨機(jī)波動(dòng)性和間歇性，以及通過電力電子并網(wǎng)帶來的電網(wǎng)穩(wěn)定性的降低，使新能源并網(wǎng)消納問題越來越尖銳，特別對于西部地區(qū)沙戈荒大基地，新能源需要大規(guī)模接入電網(wǎng)，給當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)功率調(diào)節(jié)、安全支撐帶來了更大的挑戰(zhàn)。

2022年發(fā)布的大基地規(guī)劃布局方案，明確提出到2030年在沙戈荒地區(qū)規(guī)?；ㄔO(shè)總裝機(jī)為4.55億千瓦的新能源。當(dāng)前，盡管第一批9705萬千瓦沙戈荒基地項(xiàng)目已全面開工，根據(jù)計(jì)劃將于2023年底全部完成并網(wǎng)，但整體來看第一、二批風(fēng)光基地的進(jìn)度不及預(yù)期。

顯然，原因在于西部地區(qū)電力負(fù)荷以及調(diào)節(jié)性、支撐性資源的增長，遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于新能源開發(fā)建設(shè)進(jìn)度，帶來嚴(yán)重的消納難題。為了緩解消納矛盾，早在2022年1月，中央就提出了大力度規(guī)劃建設(shè)以大型風(fēng)光電基地為基礎(chǔ)、以其周邊清潔高效先進(jìn)節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)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。在特高壓交流未實(shí)現(xiàn)跨區(qū)互聯(lián)（除華北、華中弱聯(lián)接外）前，對于大基地遠(yuǎn)距離跨區(qū)外送，靠的是直流特高壓輸電線路。

（二）風(fēng)光火+特高壓外送存在的問題

盡管風(fēng)光與支撐性煤電打捆，對于提升直流特高壓外送系統(tǒng)穩(wěn)定支撐能力和輸電效率非常必要，但仍存在一定問題：

一是新能源間歇性和低密度特性使輸電效率降低。新能源發(fā)電基本“靠天吃飯”的特性，同等裝機(jī)功率下發(fā)電利用小時(shí)數(shù)低，即便考慮風(fēng)電、光伏發(fā)電功率互補(bǔ)以及送端調(diào)峰，直流特高壓輸送新能源的效率仍然較低。

二是配置大量火電可能擠占一定的輸電空間。從安全穩(wěn)定運(yùn)行方面，新能源+煤電是應(yīng)對電力系統(tǒng)客觀物理特性不得已的選擇，在兩者比例方面基本上是“面多了加水、水多了加面”。根據(jù)騰格里沙漠和庫布齊沙漠基地項(xiàng)目為例，大約按照特高壓額定功率的1：0.5：0.5：0.25分別配置光伏、風(fēng)電、煤電和儲(chǔ)能，盡管從總電量上看直流特高壓輸送新能源的等效時(shí)間能達(dá)到3000小時(shí)，也滿足“可再生能源占比不低于50%”的要求，但考慮煤電發(fā)電以及電力平衡后，真實(shí)輸送效果可能大打折扣。

三、直流特高壓輸送新能源的成績單

《通報(bào)》發(fā)布的2022年直流特高壓輸電成績單，在新能源輸送方面也驗(yàn)證了以上問題。

（一）直流特高壓輸電情況

2022年，我國新投產(chǎn)直流特高壓3條，全部在運(yùn)直流特高壓共計(jì)20條，總輸電能力約1.58億千瓦時(shí)，同比增長18%?！锻▓?bào)》顯示直流特高壓全年輸送電量5638億千瓦時(shí)，其中可再生能源電量3166億千瓦時(shí)，同比提高10.3%，可再生能源電量占全部輸送電量的56.2%，同步降低2.6個(gè)百分點(diǎn)。2022年全國直流特高壓的平均輸電小時(shí)數(shù)約為3555小時(shí)，同比降低2.09個(gè)百分點(diǎn)。各直流輸電情況見表1：

表1 2022年直流特高壓輸電情況

（二）直流特高壓輸送新能源能力堪憂

我國2022年在運(yùn)直流特高壓地域分布如下圖，從直流特高壓的電力來源可以大致分為兩組：一是復(fù)奉、錦蘇、賓金等南方10條直流特高壓，用于將西南的水電輸送至華東、南方等區(qū)域電網(wǎng)；二是天中、靈紹等10條直流特高壓，用于將三北地區(qū)的風(fēng)光火水打捆輸送至東部負(fù)荷中心。

圖1 2022年底我國特高壓骨干網(wǎng)架示意圖（此圖參考全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作組織：《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》）

結(jié)合表1數(shù)據(jù)，盡管2022年直流特高壓可再生能源占比達(dá)到56.2%，滿足“新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%”的要求，但主要貢獻(xiàn)來自于水電基地外送的直流特高壓，包括西南水電基地對應(yīng)的10條特高壓和青豫直流，此類直流輸送電量中絕大部分為水電。剔除上述11條直流后，風(fēng)光火打捆外送的9條直流特高壓（表中序號(hào)標(biāo)黃）可再生能源占比則非常低。風(fēng)光火打捆外送直流總額定容量為8200萬千瓦，2022年總輸送電量為3384億千瓦時(shí)，平均利用小時(shí)數(shù)為4126小時(shí)。輸送可再生能源（可以認(rèn)為基本上為新能源）電量922億千瓦時(shí)，占比僅為27.25%，而在全國新能源總發(fā)電量占比中僅為7.75%。

上述數(shù)據(jù)表明，特高壓輸送新能源的能力并不及預(yù)期，一則特高壓利用小時(shí)數(shù)受限（低于國家要求的4500小時(shí)），二則新能源所占比例遠(yuǎn)低于可再生能源50%的要求。而要提高特高壓輸送新能源的能力，需要配置大容量的調(diào)節(jié)電源，將帶來成本的快速增加。根據(jù)相關(guān)研究成果，要使外送通道利用小時(shí)數(shù)達(dá)到6000小時(shí)，新能源發(fā)電量占比達(dá)到50%，綜合發(fā)電成本在0.392元/千瓦時(shí)，發(fā)輸電成本合計(jì)0.447元/千瓦時(shí)，高于全國平均水平。

國家電網(wǎng)提出“十四五”期間，將規(guī)劃建設(shè)特高壓工程“24交14直”，而“十三五”期間建成投產(chǎn)直流特高壓為9條。如果加大直流特高壓建設(shè)規(guī)模，2030年之前配套新能源大基地開發(fā)再建成10條直流特高壓，即便達(dá)到4500小時(shí)/50%新能源的指標(biāo)，能新增1800億千瓦時(shí)的新能源電量外送。而4.55億千瓦大基地全部投產(chǎn)后，新增新能源發(fā)電量將達(dá)到1萬億千瓦時(shí)，意味著直流特高壓新增新能源外送能力僅占總電量不足20%。而如果直流特高壓新能源輸送效率仍維持當(dāng)下指標(biāo)，則新增新能源外送僅為新增新能源電量的10%左右。

四、破解新能源大基地消納問題

直流特高壓建設(shè)時(shí)序滯后，以及其輸送新能源能力不及預(yù)期，使大基地并網(wǎng)消納押寶特高壓外送，既是遠(yuǎn)水難救近火，也有杯水車薪之感。大基地外送難題難尋解決之道，但筆者認(rèn)為采用以下措施能有所裨益：

一是創(chuàng)新就地消納模式。新能源的波動(dòng)性、間歇性和低密度特性，必然帶來遠(yuǎn)距離輸送的技術(shù)難度以及成本的增加。發(fā)揮市場調(diào)節(jié)作用，創(chuàng)新就地消納模式是必然出路，內(nèi)蒙古自治區(qū)已推動(dòng)新能源制氫一體化、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化等新能源市場化項(xiàng)目，對于本地化消納新能源已發(fā)揮了顯著效果。特別對于新能源制氫一體化模式，配合氫能下游在工業(yè)、交通的有效應(yīng)用，對于促進(jìn)新能源更大規(guī)模發(fā)展，以及推進(jìn)工業(yè)、交通等領(lǐng)域的深度脫碳意義重大。

二是加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新和應(yīng)用。提升壓縮空氣儲(chǔ)能等具備物理轉(zhuǎn)動(dòng)慣量儲(chǔ)能系統(tǒng)的比例，能提高本地電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定支撐能力，顯著提升特高壓通道的功率極限，提高通道的利用效率和新能源占比。加大柔性直流等新型特高壓技術(shù)的研發(fā)與應(yīng)用，柔性直流具有靈活的有功、無功支撐能力，能降低直流系統(tǒng)對送受端電網(wǎng)的安全依賴，具備多端直流組網(wǎng)功能，有利于新能源電力的多點(diǎn)組織和匯集，特別適用于偏遠(yuǎn)地區(qū)、電網(wǎng)薄弱地區(qū)新能源大基地的外送。