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特高压“缺口”巨大,国资委:不该让电网成碳中和最薄弱环节


发布时间:2023-09-27 16:28:44

  文|华夏能源网

  中国的双碳进程已步入第三个年头。在这三年的谋篇布局中,发电集团千帆竞进,逐鹿新能源开发,将风、光装机推上了9亿千瓦的历史高点,发展势头极其良好。
 
特高压“缺口”巨大,国资委:不该让电网成碳中和最薄弱环节

  然而,“电源”侧建设的火热,也意味着电网建设的压力与日俱增。在碳中和大潮中,电网的角色比以往任何时候都重要。没有强大电网的支撑,新型电力系统建设会成为一句空话。

  针对这个问题,华夏能源网注意到,9月20日国资委主任张玉卓在《人民日报》撰文指出,“要强化国有资本对电网、石油天然气管网、江河主干水网、信息通信网等领域投入”。电网投资,赫然列在第一位。

  张玉卓是能源电力领域的“行家里手”,曾掌舵神华和中石化两大央企多年。晋升国资委主任半年多来,张玉卓先后密集调研发电集团以及电网企业,对新型电力系统建设存在的痛点做了深入研判。此番撰文力促电网投资,带有先行的政策吹风意义。

  无独有偶,国际能源署亦提出,在中国,加大电网建设是电力保供和新能源消纳的关键。国际能源署执行董事、中国工程院外籍院士法提赫·比罗尔博士受访时表示,相比中国热火朝天的电源建设,“电网是极其重要的,很不幸的是,电网被遗忘了。”

  国资委要求强化国资投资电网,意味着电网不仅没有被遗忘,更预示着一个新的大投资周期正在来临。

  特高压“缺口”巨大

  中国正大刀阔斧推进总计近5亿千瓦的风光大基地项目建设,到不了“十五五”期末,三期风光大基地就全部并网了。在这之后,西北地区还将持续上马更多集中式新能源项目,未来装机量约35亿千瓦。

  因此之故,2022年1月,在中央政治局集体学习会上,特高压输变电线路与大型风光电基地、清洁高效煤电一起,首次被最高层明确为新能源供给消纳体系的“战略铁三角”。

  在此前后,特高压迎来了新一波建设高潮。35条在运线路之外,“十四五”期间,光国家电网就规划了“24交14直”,涉及线路3万余公里,总投资3800亿元。截至目前,在运以及规划建设中的特高压总投资在1.6万亿元左右。

  需求方面,“十四五”风光大基地总装机约2亿千瓦,其中外送1.5亿千瓦,外送比例达到75%。“十五五”风光大基地总装机约2.55亿千瓦,其中外送约1.65亿千瓦,外送比例约65%。

  一般来说,一条直流特高压可配送约1000-1200万千瓦新能源装机。“十四五”风光大基地1.5亿千瓦新能源装机中,需要新增外送通道容量约9200万千瓦,对应8-10条直流线路,目前已规划4条,缺口4-6条。

  按照“十五五”风光大基地外送规划1.65亿千瓦计算,假设约有50%的容量可利用现有特高压外送,那另外50%还是需要新增外送通道,这一部分将对应7-9条线路。

  综上,仅大基地项目,特高压“缺口”就近15条,更遑论未来西北还将有更多新能源项目落地。

  在特高压建设上,国家此前一直鼓励民资参与。两网曾多次尝试引入社会资本,国企改革还曾明确要求电网企业引入保险、大型产业基金以及送受端地方政府所属投资平台等社会资本参股,以合资组建项目公司方式投资运营新建特高压直流工程。

  然而,一条线路投资金额动辄几百亿元,投资门槛不是一般的高。同时,电网企业有自然垄断属性,即使引入社会资本,电网也要保留控股权和运营控制权,社会资本没有决策权,最终大多是望而却步。

  事实上,投资特高压,电网企业还可以通过内部资金、银行贷款、境内外债券发行、信托融资等方式满足资金需求。比如,此前国家电网于上交所发行的100亿元公司债券,三年期50亿元,发行利率2.99%;五年期50亿元,发行利率3.15%,比银行贷款基准利率还要低。

  问题主要出在电网企业的投资意愿上面。张玉卓喊话国有资本强化电网投资,正是针对这一现实状况。

  配电网建设推进难

  特高压之外,随着新能源持续大比例接入电网,配电网投资缺口日益显现。国家统计局数据显示,今年上半年,分布式光伏新增装机量40.96吉瓦,占光伏总新增并网量的一半。然而,配电网建设的严重不足,成了分布式的“卡脖子”问题。

  例如,位于河北邢台的隆尧县,作为“整县推进”试点县之一,该县供电局每周受理新增光伏用户200户左右,户均申请容量30千瓦,分布式光伏出现井喷式安装。

  隆尧县是一个农业大县,28%为农业负荷,在非灌溉期负荷较小,基础农网配电设备容量与接入光伏发电容量差值过大,部分光伏发电无法就地消纳,配电变压器出现反向重过载,增加烧毁风险。

  隆尧的情况其实具有普遍性。为了应对分布式光伏大规模快速并网,发改委、能源局发文,要求大力推进智能配电网建设,鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

  要解决问题,一方面,传统的配电网要继续改造升级;另一方面,应提高配电网对分布式新能源的主动响应和服务能力,在运行方式上主动适应有源配电网的需要。

  政策层亦强调,“配电网建设要调动社会资本参与的积极性,让民资增量配电网与电网存量配电网形成对标和竞争,进而提升电网整体效率。”但是,由于电网企业对电量统购统销的依赖,增量配电网进展极为缓慢。

  以河南省为例,郑州市通过招商引资,引入了比亚迪建设新港新能源产业园。该产业园建成后年用电量或将超过5亿千瓦时,这对于航空港区增量配电网来说是一块“大肥肉”。

  为了配套比亚迪项目,明星增量配电网——郑州航空港兴港电力有限公司(兴港电力)于2022年9月建成豫州变电站,耗资近1亿元。此后,兴港电力先后14次申报电源接入,均被以该变电站未纳入升级电网规划等理由拒绝受理。

  今年3月,为保证比亚迪项目用电需求,兴港电力大股东航空港区管委会,决定将豫州变电站卖给国网河南,并要求兴港电力将旗下全部配电网资产出售给国网河南。

  这样的典型案例表明,增量配电利益分配存在的问题很难调和。一方面电网不想“分蛋糕”,另一方面社会资本寻求投资收益缺乏保障机制。在这样的局面下,增量配电网建设只由能国资扛起大旗。

  区域环网建设要提速

  全国不缺电,单个省份、局地缺电要怎么应对?单个省份缺电,区域内相邻省份能不能帮上忙?此前四川缺电就暴露出区域电网建设的严重不足。

  由于来水偏枯,2022年夏,额定容量8000万千瓦的四川水电直接腰斩;另一边,由于干旱高温,四川最大瞬时用电负荷骤升至6500万千瓦。

  6500万千瓦的最大负荷,4000万千瓦的有效水电出力,就算2000万千瓦的煤电全部顶格发电,四川还是出现了不小的电量缺口。危急时刻,相邻省份紧急调拨电力入川是一个救急的办法。但前提是,入川电力要有电网。

  可现实是,相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力,2022年四川缺电时入川的省外支援电力仅有600万千瓦,入川通道不足,导致电力入川保供难度特别大。

  省间电力互济难,区域电力市场则能够更大范围内以市场化手段实现,且应急状态下能更好的发挥平衡调节作用。道理很简单,省和省之间出现供需波动时,省间资源有时难以作备用;而区域市场中,电力资源提供主体更多。从这个角度看,加快区域电网建设很有必要性。

  区域市场的建设基础,软性条件上,如果省与省之间在资源禀赋、负荷特性上有互补性,那就有助于区域市场推进;而从硬件设施上看,这就要求各省之间有坚强的电网结构,比如特高压环网、以及省间特高压通道等。

  2022年1月,发改委、能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(下称118号文),要求到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,到2030年,全国统一电力市场体系基本建成。

  118号文还特别指出,“贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略,鼓励建设相应的区域电力市场。”

  目前,长三角区域的电力市场有望加速落地。长三角所在的华东电网包括上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市。区域电网联系紧密,互相调剂备用的能力较强,比如浙江和安徽负荷高峰有时差,福建水电、核电资源丰富;电网硬件上,华东特高压环网已经形成,西电东送特高压又分别送至上海、浙江、江苏多个省市,可以灵活调剂省间电力余缺。

  要想建成一个个统一的、资源互济的区域电力市场,加大区域电网投资必不可少。

  当全行业都在讨论碳中和目标和增加清洁电力装机时,电网建设是“修路架桥”这样的基础工作,电网建设不应该也不能成为实现碳中和的短板问题。

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