特高压输电热潮背后的冷思考

中国是全球特高压(UHV)输电线路的测试场。相比于过去常见的高压线路，特高压技术在超远距离电力输送方面效率高得多。

自2006年以来，中国已经累计建设了19条这样的输电线路，每条价值数十亿美元，总长度近3万公里，供应全国4%的电力需求。相比之下，世界上还没有任何其他国家拥有一条完全商业运营的特高压线路。

但是，中国对特高压的热情开始减弱。电网公司与中央和地方政府之间存在利益冲突，这项技术本身也表现不佳，最近的一些项目更是因电力产能过剩而陷入窘境。

这意味着新输电线路的获批速度开始放缓，而电网企业也不大可能完成新建目标。

绿色：电力输送起点城市，蓝色：电力输送终点城市。

特高压线路建设的宏伟规划

中国的煤炭、水电、风能和太阳能资源都集中在内陆，而能源需求却高度集中在城市化的东部沿海地区。因此，中国的电网企业希望通过特高压项目解决电力远距离输送问题。

如果采用普通的高压输电线，长途运输过程中要损失大量电力。而特高压线路的好处是可以大幅降低这种损失。

中国目前采用的特高压线路有两种。第一种是特高压直流(UHVDC)线路，适合两地距离超过1000公里的输电项目;第二种是特高压交流电(UHVAC)线路，更适合稍短的距离但可在沿途留有分支链路。

电网公司一直在积极推动这项技术。其中，经营区域覆盖中国88%的领土面积的国家电网公司对此尤其感兴趣。其2013-2020年建设计划显示，该公司计划在2013年前建设6条特高压交流电线路、13条特高压直流电线路，并在2020年前建设10条特高压交流电线路、27条特高压直流电线路。仅在内蒙古，国家电网公司就提出要在2020年前建设11条覆盖全区煤炭和可再生能源热点地区的特高压线路。

但是相关项目的推进却非常缓慢，而且也几乎没有分析人士认为国家电网能够顺利实现其2020年目标。实际上，国家电网的特高压交流电宏伟目标的核心工程——全国特高压骨干网计划似乎近期也不太可能实现了。

争议四起的特高压项目

虽然国家电网的特高压计划壮志满满，但是无法始终与中央和各省级政策制定者保持步调一致。

在这个骨干网的问题上，中央官员的意见与国家电网产生了冲突。国家电网曾计划通过建设“三纵三横一环网”的特高压交流电网，将所辖几个地区连成一张电网。但是，中央官员担心，这种互联互通的超大型电网可能会造成全国性大停电的连锁反应。分析人士认为，国家电网暂时搁置了这个骨干网计划，将发展重心放在各电网内部的特高压交流电线路建设上。

与此同时，由于电力需求增长放缓，内陆地区特高压直流输电线路建设的经济效益也开始下降。

全国电力需求平均增速已经从2003-2012年间的11.7%下降到了2012-2017年间的4.5%，其中2015年最低，仅有0.5%。来自《彭博社新能源财经》的数据显示，需求增速的下降加剧了中国电力行业产能过剩的问题，其中2016年产能过剩更是高达35%。

产能普遍过剩意味着对新建输电项目的需求也会相应减少。

2014年，《国家能源局关于加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》发布。根据该计划，中国将在2018年前完成九条特高压线路的建设。国家能源局官员在2017年12月表示，该计划“能够满足2020年前中国主要用电地区的电力需求。”

因此，近来新建特高压项目(完成建设需三至四年)的批复速度一直较慢，这是意料之中的。其中，2016年仅有一个项目获批，2017年只有两个。

紧张的地方关系

某些计划开展特高压项目建设的地区政府对其也持有怀疑态度。

相比于从其他省份进口电力，建设自有电厂可以增加各省的国内生产总值、就业机会和收入。因此，即使新输电线路有中央政府的支持，有时也无法被各省接受。

比如，四川特高压直流4号输电线路计划将四川的水电输送到江西省，并被正式列入“十三五(2016-2020)”规划。但是国家能源局的官员去年秋天指出，江西不想要这些电力。2018年，江西将有多个火电厂并网发电，所以他们想把新的输电线路建设推迟到2025年之后。与之类似，在商谈了多年后，湖北省仍不愿接受来自西北地区的远途输电线路项目。

令人失望的收益

电网公司谨慎对待特高压线路是有自己的理由的。这些大型项目的收益取决于其可传输的电量。但是现有线路的利用率低于预期，其中非水电线路利用率低的问题尤其明显。

此外，特高压对缓解中国内陆可再生能源弃电问题的影响也令人失望，从而更加削弱了投资的理由。所谓“弃电”指的是由于电网消纳能力不足或煤电配额挤占等原因无法入网而被浪费的电力资源。

中国的特高压线路同时输送风能、太阳能和煤电，而煤电目前仍然是中国主要的电力来源。但是，只需占用一小部分特高压线路输送能力就能将大量的可再生能源从内陆输送至沿海市场，这是特高压技术支持者积极推动这一技术推广的一大原因。

然而，特高压技术在经过了十年的发展之后，中国的可再生能源弃电水平仍然高居不下。2016年，全国平均弃风、弃光率分别为17%和10%，其中西北地区尤为明显。而在欧洲，风电占比较高国家的弃风率却一直低于5%。

环境研究人员达林˙麦基和地理学家汤马斯˙亨尼格的分析显示，2015年云南的弃电总量可能达到950亿千瓦时，是公布的弃电量的六倍还多，相当于葡萄牙和新加坡两国一年的用电量总和。

落后的风能和太阳能

2016年，特高压线路成功输送可再生电力1725亿千瓦时，占全国用电总量的3.2%。然而，其中93%的电量都来自五条水电专用线路。

中国的一些非水电输电线路的可再生能源输送量低于支持者的预期。在同时输送煤电和可再生能源电力的线路中，可再生能源电力的目标占比应为30%。至少在2016年的部分时间里，有三条这样的线路在运营，但他们的表现不均衡。其中，宁东-浙江和哈密南-郑州两条线路的可再生能源电力占比分别为29%和23%，而锡盟-济南线路没有输送任何可再生能源电力。

浙北-福州线最初的规划是输送核电和风电，但2016年并没有输送任何风电。至于该线路后来是否开始输送风电，尚无相关报告，但该线路已经开始输送煤电。

希望这些问题都只是暂时的。2017年启动的一条非水电特高压输电线目前实际输送的是煤电，因为当初规划的可再生能源配套项目出现了延期。好在总体来说，中国首批特高压输电线在首个五年运作期内已经实现了总输电量的大幅提升。

自2016年中期以来，多条新建可再生能源特高压输电线路相继并网。2017年前九个月，弃风弃光率出现了显著下降。

但是，新增特高压直流项目的空间正逐渐缩小，这也成为了西部省份一直担心的一个问题。长距离输电基础设施的建设可能跟不上快速增长的可再生能源供电需求。

深化电力产业改革

中国内陆地区的弃风弃光现象当然不能只怪特高压输电线路。其实，中国电力行业正面临着一系列更广泛的挑战，而这也是2015年开始的电力改革的重点内容，其中就包括几个专门针对特高压问题的措施。但是要想妥善解决特高压线路建设面临的诸多阻碍，就必须进行更为全面的电力系统改革。

其中包括：1)电力交易市场改革，让沿海省市能够从内陆地区(当然也包括从本地)快速购买电力;2)采取措施，提高长距离清洁能源相对于当地煤电资源的竞争力;3)通过改革，减少中央和省级政府在电网规划方面的争端。

如今，改革才刚刚开始。虽然中国对发展特高压输电线路的热情在消退，但是这种技术仍然会在中国可再生能源转型中发挥关键作用。而电力部门改革的成功与否，将决定这项技术在中国的可再生能源转型过程中会发挥怎样的作用。