配套电源逐步完善 特高压统筹运营加速提效

近日，《内蒙古自治区发展和改革委员会关于锡林郭勒盟特高压外送风电基地建设方案的复函》(以下简称“《复函》”)下发，内蒙古发改委原则同意锡盟特高压外送风电基地建设方案中建设规模和规划布局的意见。这意味着锡盟能源基地配套电源提速，有助于提高锡盟能源基地外送特高压的输电能力。

其实，不仅是锡盟能源基地外送特高压，对于其他特高压以及今后新建工程来说，提高输电效率越来越受重视。国家能源局日前发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》(以下简称“《报告》”)指出，电网企业应总结重大工程经验，进一步加强工程前期论证，重视工程投资效益;加强直流工程运维体系建设，不断提升工程运行实效;加强与政府及行业间的沟通协调，实现工程预期输电能力。

配套电源提速助特高压提效

锡盟能源基地外送特高压主要有“两交一直”工程，即2017年7月投运的锡盟-胜利1000千伏特高压交流工程、2016年7月投运的锡盟-山东1000千伏特高压交流工程，以及2017年9月投运的锡盟-泰州±800千伏特高压直流工程。其中，胜利-锡盟-山东特高压交流工程原本是一条线路，后来因为汇集电源的问题，分成了锡盟-胜利、锡盟-山东两个特高压交流工程。

按设计值，锡盟-山东特高压交流工程，向山东年输送电量220亿千瓦时，同时，该工程是华北特高压交流环网的重要组成部分。

锡盟-泰州特高压直流工程是世界上首个额定容量达1000万千瓦、受端分层接入500千伏/1000千伏交流电网的±800千伏特高压直流工程。按设计值，每年可向江苏地区输送电量550亿千瓦时。同时，目前落点华东地区的向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙江±800千伏特高压直流工程以输送水电为主，锡盟-泰州和晋北-江苏±800千伏特高压直流工程以风、光、火打捆输送为主，这将使江苏、华东受端地区根据季节、需求等情况，进一步实现水火风光资源优化配置。

“部分特高压线路自投运以来，因配套电源投产滞后，使得通道输电能力不能充分发挥。”国家电网公司相关人士此前介绍。此次内蒙古发改委下发《复函》明确，锡盟特高压外送风电项目规划容量合计700万千瓦，其中交流通道配置风电项目432.5万千瓦，直流通道配置风电项目267.5万千瓦。这表明锡盟能源基地配套电源建设提速，有助于提高上述“两交一直”特高压输电效率。据介绍，除700万千瓦风电外，锡盟特高压交直流外送工程还配套了730万千瓦火电。

据了解，锡盟能源基地存在配套电源滞后问题并非个案，《报告》也指出，由于部分工程建设与电源发展不协调等问题，致使投运后最大输电功率一直未达预期，输电能力发挥不充分。如哈密南-郑州±800千伏特高压直流工程设计输送容量为800万千瓦，自2014年1月27日投产以来最大输送功率一直低于设计水平，维持在500万千瓦以下，2014-2016年实际利用小时数分别为1650、3136、4033小时。

但同时，从中可以看出，虽然哈密南-郑州特高压直流工程投运后最大输电功率未达预期，但在电网企业等各方的积极努力下，该工程利用小时数在逐年增长。国网此前也透露，今年将采取有效措施提升哈密南-郑州、酒泉-湖南、扎鲁特-青州等±800千伏特高压直流输送能力。

“强直弱交”问题有待改善

除配套电源滞后因素外，特高压“强直弱交”问题突出也导致部分特高压直流存在实际运行负荷低于规划值的问题。

目前，华北、华中已形成一张同步电网，但仅通过一条特高压交流单线(晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流工程)联网，存在很大的安全风险。为防止大电网事故，已投运特高压直流被迫限功率运行，影响其输电效率，同时新的直流也不能建设。为此，国网曾向国家能源局建议，尽快核准建设“西纵”蒙西-湘南1000千伏特高压交流工程和“中纵”锡盟-张北-赣州1000千伏特高压交流工程，确保华北、华中电网安全稳定运行，同时加快启动建设一批特高压重点工程，推进电网互联互通，进一步提高电网优化配置能力。

华东区域，正在建设的1000千伏苏通GIL综合管廊工程明年投运后，将使得华东特高压联网合环运行，保证向家坝-上海、锦屏-苏南、晋北-江苏、锡盟-泰州以及今年将投运的准东-皖南±1100千伏特高压直流工程安全稳定运行。

华北区域，正在建设的潍坊-临沂-枣庄-菏泽-石家庄特高压交流工程将与榆横-潍坊特高压交流工程组成山东特高压交流环网，与蒙西-天津南、锡盟-山东、北京西-石家庄特高压交流工程联网形成华北特高压环网，保证落点山东、华北的扎鲁特-青州、上海庙-山东等多条特高压直流工程安全稳定运行。

对于今后新建特高压等电网工程，《报告》指出，电网企业应在总结有关重大工程经验的基础上，全面科学做好新建项目前期可行性论证工作，特别是结合国民经济和地方发展实情认真做好负荷预测工作，科学分析电磁环网对电网稳定和输电能力的影响，全面论证重大工程落点对送受端网架的冲击，充分论述工程投运后面临的风险和瓶颈，客观评估工程投运后实际能达到的输送能力，为国家科学全面决策提供有益参考，避免工程实际投产后的低效运行。

此外，《报告》还要求，电网企业在工程前期论证时，应按照输配电价相关政策，科学研究投资的回收方式，降低投资风险，提高投资效益。

统一市场规则打破省间壁垒

此外，市场机制不健全，跨区交易存在省间壁垒，不仅影响了新能源消纳，也制约了特高压输电效率。国网发展部能源处处长何永胜近日表示：“有些地方政府要求发电企业低谷时报价不能低于0.13元/千瓦时，其他时段不得低于0.16元/千瓦时;有些地方要求购电最高限价0.25元/千瓦时，年购电量不得超过14亿千瓦时，这些要求制约了新能源跨省跨区大范围消纳。”

国家发改委副主任连维良不久前指出，2018年是改革开放40周年，电改作为经济体制改革的重要方面，更要加大推动力度，建立完善的相关配套政策，特别是科学合理的市场化定价机制，以大幅提高发用电计划放开比例，促进清洁能源消纳，提高市场化水平。

为此，国网部署今年将积极稳妥推进输配电价改革，配合开展剩余跨区专项工程价格核定工作。同时，加快跨省区现货市场建设，循序渐进形成统一市场规则，打破省间壁垒，促进能源资源大范围优化配置。并按照国家发改委要求，积极配合做好扩大电力市场化交易工作，今年市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，比去年增13.6%。