详细分析我国新能源输配成特高压电网建设主要规划

　　　　2月28日，晋能控股集团长治发电2×100万千瓦“上大压小”改扩建工程项目1号机组首次并网一次成功，是山西省首台特高压电网配套百万机组、单机容量最大发电机组。该机组并网带负荷试运后，各系统状态正常、运行平稳，各项参数符合设计和规程规范要求。我国特高压电网助力传统与新能源发电的有效互联。

　　晋能控股集团长治发电2×100万千瓦“上大压小”改扩建工程项目位于山西省长治市潞州区马厂镇，是该省晋东南煤电基地外送电规划项目和晋东南——荆门1000千伏特高压的重要配套电源项目。

　　该项目是在原长治发电厂旧址上建设的两台百万千瓦超超临界、直接空冷燃煤发电机组，同时配套建设烟气脱硫、脱硝、除尘及水处理、输煤系统和1000千伏变送电设施。

　　晋能控股集团方面表示，上述项目全部建成后，年发电量可达120亿千瓦时，年创产值约40亿元，将有力推进煤炭清洁高效利用，促进京津冀大气环境质量持续改善，进一步提高山西省向华中地区的送电能力。

　　2月5日，南昌—长沙1000千伏特高压交流线路工程开工，江西省由此迈入特高压电网时代。年内完工投运后，既可进一步增强江西与湖南之间网架联络，也可保障雅中—江西直流工程满功率运行，实现清洁能源在华中电网的统一消纳与跨省优化配置。

　　特高压电网是建立能源互联网、保障能源供应安全的关键一环。虽然中国发电量、能源生产总量已经位居世界第一，但人均耗能水平与发达经济体还有较大差距，随着人民生活水平不断提高，未来还有较大提高空间。同时，以5G基站、大数据中心为代表的信息新基建领域均是耗电大户。

　　从区域看，中国80%以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区，70%以上的电力消费集中在东中部地区，资源分布消费严重不均。而风电、太阳能等新能源发电具有的随机性、波动性使得必须建立清洁能源大规模开发、大范围配置、高效利用的能源互联网，即“智能电网+特高压电网+清洁能源”。

　　鉴于中国的水电资源分布，通常西南地区资源较为丰富，而用电负荷中心又大多集中在东部沿海的长三角、珠三角与环渤海湾地区，如果考虑把西南的水电送往东部地区，就需要进行远距离输电。中国较早进行这种大规模实验的工程叫西电东送。典型的有长江三峡水利枢纽工程，当时有人描绘过一幅听起来很令人神往的画面，说它发出的电能够“照亮大半个中国”。这实际上指的是它的供电半径，也就是说，三峡的电能通过输送，可以穿越大半个中国。

　　但这种覆盖需要一个平台，也就是输电线路。东部沿海城市能够用上来自包括三峡在内的清洁能源，主要得益于西电东送，换言之，中国的电网，已经具备大范围电力资源配置能力。一般来说，中国的大型能源基地与东中部地区的负荷中心，相距都在1000公里以上，有的甚至达到3000公里，实际上已经超出传统超高压输电线路的经济输送距离。这个问题，全球各国或多或少都存在。而以特高压为特征的大电网，则可以解决这个问题。从这个角度来说，要不要建设特高压电网，是由中国的能源资源分布特点决定的。

　　采用特高压输电，可以将西南地区的水电、西北地区的煤电、风电、光伏发电等电能输送至东中部电力高需求地区，有效解决能源负荷分布失衡与新能源消纳问题。

　　青海电网进入特高压时代

　　新能源发电输配是西电东送的新增长点。我国特高压经历多年发展后，又一条“更绿”的标志性特高压工程向世界展示着中国发展清洁能源的雄心。1月28日，世界首个新能源远距离输送大通道——青海—河南±800千伏特高压直流工程(以下简称“青海—河南工程”)已累计向中原地区输送“绿电”50亿千瓦时，相当于替代受端原煤225万吨，减排二氧化碳370万吨。

　　据了解，青海—河南工程是为支撑青海新能源大规模开发规划建设的第一条特高压输电通道。工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省驻马店市，是我国发展先进输电技术破解特大型新能源基地集约开发世界级难题的重要实践。

　　据了解，该工程双极低端系统于2020年7月先行投运，以±400千伏电压等级向中原地区送电。2020年，工程经历了“秦岭大会战”“西宁大会战”和“塔拉大会战”，按期完成全部建设、验收、调试任务，于同年12月30日全面投运，正式进入±800千伏全电压运行状态。青海电网也由此正式进入特高压时代。该工程也是国家电网公司“十三五”期间特高压工程的收官之作。

　　青海省作为我国重要的清洁能源基地，太阳能、风能、水能资源丰富，开发潜力巨大，已建成全国清洁能源、新能源装机占比最高的省域电网。该工程送端连接青海新能源基地和西北电网，受端连接河南负荷中心和华中电网，与驻马店1000千伏特高压交流变电站合址建设。工程设计年输送电量400亿千瓦时，相当于替代受端原煤1800万吨，减排烟尘1.4万吨、二氧化硫9万吨、氮氧化物9.4万吨、二氧化碳2960万吨。

　　据悉，作为国家电网建设的800千伏、800万千瓦特高压直流样板工程，该工程全面采用了“升级版”特高压输电技术，在成套方案、工程设计、设备研制、工程建设等方面都进行了大幅优化，提升了工程安全和质量水平，并在关键技术方面取得全面突破。工程组织相关科研和设备制造厂，全面开展“卡脖子”联合攻关，成功研制了国产化直流穿墙套管及换流变阀侧套管，其关键技术指标达到甚至超过国外同类产品，并在工程中大量应用，经受了全电压、全电流及过负荷运行考核。

　　同时，工程在世界上首次采用了特高压换流变现场组装技术，在西宁检修基地成功开展了海南换流站7台800千伏换流变现场组装工作，相关设备均已通过出厂试验并发运至现场，标志着我国全面攻克特高压换流变现场大规模组装技术和高海拔环境下的制造工艺控制难题。

　　我国电力行业发展现状

　　一、2017-2019年中国电力行业市场规模

　　1、电力市场交易规模

　　图表：2017-2019年中国电力市场化交易规模

　　2019年月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21771.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为30.1%。电力市场化交易活跃，电改仍是大势所趋。我国发布了多项促进电改的政策，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。2019年6月出台的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》要求全面放开经营性电力用户发用电计划(经营性电力用户是指除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外其他的所有电力用户)，电力市场化进一步放开。

　　2、跨区送电规模分析

　　图表：2017-2019年中国省间(含跨区)市场交易电量

　　2019年，初步统计，全国完成跨区送电量0.5万亿千瓦时，比上年增长12.2%;跨省送电量1.4万亿千瓦时，比上年增长11.4%。2019年，国家电网经营区域新能源利用率为96.8%，比上年提高2.7个百分点，新能源发电量及其利用率比上年双提升;调峰弃水电量比上年减少12.1%。南方电网经营区域弃风率、弃光率均为0.2%;云南弃水电量减少90%。新能源消纳情况持续好转。

　　3、电力生产行业营收规模

　　图表：2017-2019年中国电网公司主营业务收入情况