特高压分类、建设与展望分析

进展整体低于预期仍有诸多问题急需解决。

1.特高压十四五回顾：双碳战略核心环节之一但进度整体低于预期

随着 2022 年初《中国能源报》报道：“十四五”期间，国网规划建设特高压线路“24交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏安，总投资3800 亿元，电网支持新能源建设的第一个逻辑显现：我国除海上风电以外的新能源资源基本集中在三北地区，而用电的主力则在东南沿海，因此需要用特高压将新能源外送至东南地区。

特高压分为直流特高压和交流特高压，两者名称虽然仅一字之差但功能和原理相差甚远：直流特高压可以承担跨区域的网对网电力输送，而交流特高压仅能承担电网区域内部的电力输送。因此三北地区新能源外送至东南地区主要由直流特高压承担，交流特高压更多作为网架支撑的功能。 直流输电一直是我国远距离电力外送的主力。从 20 世纪末葛洲坝—南桥±500kV项目开始，直流输电一直承担我国西南水电、三北火电及新能源等跨省跨区输电的主力工作。

而从项目的实际进展来看，直流特高压的进度低于预期。算上当时已经开工的陕北—武汉、雅江—江西、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江 4 个项目，以及2023 年开工、最早于2025年投产的 4 个项目，我国在十四五最多完成 8 条特高压项目，低于电网规划。

特高压直流建设低于预期的原因有很多，首先是疫情导致部分项目前期工作开展困难。但直流特高压建设一直以来都有以下问题： 1）受到技术原理限制，直流特高压送端电源必须搭配一定比例的常规电源（三北地区主要是煤电），这使得其输送新能源的比例难以突破 50%，通过特高压提高清洁能源占比有效果但效果有限； 2）直流特高压通常只有一送一受 2 个站，中间省份无法建设落点，也带来不了任何好处。且特高压输电线路走廊宽度动辄百米，影响土地规划，因此中间省份协调一直是一大难题。 问题一主要是技术因素：常规直流（LCC）是以晶闸管等半控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是输送容量大、造价便宜，但是需要较强的交流电网支撑。谐波量大，需要从电网中吸收无功，因此要配置大量的直流滤波和交流滤波设备。且在电源配置上必须依赖火电或水电等常规电源进行支撑（并非只用于调峰），这使得常规直流只能输送 50%左右的新能源电量（提高新能源占比就要超配新能源，导致新能源弃电增加、经济效益变差）。

柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是可以通过模块化多电平技术形成非常接近标准正弦波的交流电，且有功和无功可以分别独立调节，不需要滤波设备，也不需要交流电网支撑。缺点是造价较高，且输送容量较小。 更重要的是，柔性直流理论上可以完全脱离常规电源而直接输送新能源，海上风电外送便是利用柔直这一特性。

柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是可以通过模块化多电平技术形成非常接近标准正弦波的交流电，且有功和无功可以分别独立调节，不需要滤波设备，也不需要交流电网支撑。缺点是造价较高，且输送容量较小。 更重要的是，柔性直流理论上可以完全脱离常规电源而直接输送新能源，海上风电外送便是利用柔直这一特性。

问题二：本质上是需求问题。在用电需求增长趋于放缓、外送电力主要是新能源的情况下，如果之前以用电总量而非用电结构需求为最原始驱动力，那么各地政府对于推进特高压项目外送的积极性可能会下降。回顾特高压建设历程，需求是工程推动的核心因素。我国直流输电建设大致可以分为 4 个阶段： （1）第 1 阶段（1989 年至 2012 年）：从 80 年代葛洲坝—上海±500kV直流项目为起点、2014 年溪洛渡—浙江竣工，该阶段我国水电大开发，而能够消纳大量水电的地区主要是华南、华东，因此直流输电主要服务于水电外送； （2）第 2 阶段（2012 年至 2019 年）：以哈密—郑州项目为起点至准东—皖南项目竣工，该阶段特高压直流外送主要是三北地区火电外送，主要配合《大气污染防治计划》。但该阶段的特高压建设也伴随了不少争议：首先便是“外地发电+特高压外送”和“铁路运煤+本地发电”的路线争议，但该阶段面临最大的质疑来自于特高压的低利用率，以2019年为例，多个项目实际利用率不足 20%，建成多年的酒泉—湖南项目利用率也未能突破30%，并最终导致我国纯煤电外送项目此后基本停滞。

但低利用率的本质原因并非来自特高压技术本身，而是电源的超额建设。十二五期间我国电价位居高位，各地火电开工积极，而彼时用电增速却呈现下降趋势，最终导致电源建设过剩。因此 2017 年我国开始煤电供给侧改革，大幅收缩煤电建设，导致部分线路配置的电源未能如期建成。 （3）第 3 阶段（2018—2022 年）：再次回归水电外送，主要将青海、四川、云南的水电外送至华东、华南地区。原因和第 1 阶段基本一致。 （4）第 4 阶段（2023 年至今）：随着双碳战略提出，外送新能源成特高压核心功能，且不同于第 2 阶段，新能源只能以电能形式外送。

2.特高压 2030 展望：解决终端需求是关键

因此展望更长期的未来，例如到 2030 年，特高压直流当前从技术、经济性上来说并未有什么分歧。然而，虽然电网板块从历史上来看整体呈逆周期属性，但直流特高压却更加顺周期。2017 年后由于用电增速下滑且电源建设过剩，特高压建设进入大低谷期，除规划内的少量水电外送可以正常开展外，煤电外送基本停滞。本质原因在于特高压建设还是以需求驱动，在受端省份用电需求萎缩的情况下，引入外来电意愿也会下降。在双碳战略提出后，特高压直流大规模建设重新提上日程。三北地区丰富的风、光资源以及西藏丰富的水风光资源，是我国达成双碳目标的底气和宝贵财富，也为了中、东部各省追求的目标。加上工业特别是高耗能工业向中西部地区转移，未来中部地区的用电需求将高于东部，也有大量的外部来电需求，在中部和东部地区利益趋于一致的情况下，理论上工程协调困难的根本性矛盾已经缓解。 但当前全球经济不确定性增加，对我国用电需求可能形成冲击，这对于特高压直流建设的逻辑可能产生一定的影响。但与十三五期间面临的问题不同，我们目前仍在执行双碳战略，外送新能源才是核心要求，而当下新能源的核心矛盾在于缺乏终端需求。从电源属性角度来说，电力市场中并不区分不同电源的环境属性，且目前主要接收外来电的中部、东部省份有较高的分布式光伏装机（光伏装机渗透率大于 40%的省份共10 个，有8 个为中、东部省份），再接受大量新能源外来电，会增加调峰压力。

此前我国特高压建设主要围绕三北风光大基地外送展开。以第二批大基地为例，总规划455GW，其中十四五 200GW（外送 150GW），十五五 255GW（外送165GW），十四五和十五五总计 315GW 的外送规模是特高压主要建设方向。十四五150GW外送主要对应18条外送通道，截至 2025 年底，预计将利用 7 条存量通道、建成2 条通道，其余9条通道尚未建成。而十五五期间总计 165GW 外送，预计需要 13—15 条外送通道方可满足需求。

因此虽然大基地和特高压的规划非常明确，但新能源终端需求问题始终是影响特高压建设的核心原因。当前我国电力市场基本不具备区分各电源清洁属性的功能，作为同质化商品，成本是各电源建设的核心驱动力。虽然从度电成本来看，光伏、风电成本普遍更低，但电力市场中光伏、风电的价格也明显低于火电，证明用户使用新能源要付出更多的额外成本（主要是调节成本），而且该成本会随着新能源渗透率提升愈发明显，更高的成本成为了限制新能源发展的主要因素。“136 号文”可以解决省内新能源价格劣势问题，但跨区域的需求拉动将依赖碳市场或绿证市场的建立。 2024 年 2 月，国家发改委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，提出在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。同时明确绿证交易电量扣除方式，指出“参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量”。非水可再生能源消纳责任权重以及绿证交易预计将是特高压稳定建设的核心。