中国电力企业联合会日前发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》（下称《报告》）显示，电网完成投资621亿元，同比增长15.1%，其中，交流工程投资同比增长8.5%；直流工程投资同比增长57.8%。
《报告》解释说，上年二季度以来新开工了部分特高压直流工程，拉动了投资高增长。
2022年1月24日，中共中央政治局在就努力实现碳达峰碳中和目标第三十六次集体学习会议上提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。
这是特高压首次在高层会议上得到明确认可。
自2004年业界第一次萌生利用特高压电网破解煤电油运紧张问题的想法，到2010年交直流技术争论之下，输变电规划大幅迟缓于电源开发，导致电力送出受到掣肘，再到2018年重启，特高压历经多轮跌宕。
目前，依靠特高压线路，全国已形成华北、华东、华中、西南、西北、南方、蒙西几大区域电网。中电联数据显示，截至2020年底，全国跨区输电能力达16215万千瓦，其中，跨区网对网输电能力14881万千瓦；跨区点对网送电能力1334万千瓦。
在大型风光电基地发展模式下，特高压的角色如何？又将遇到哪些新的挑战？
配套大基地
2021年11月，国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，规模总计9705万千瓦，截至2021年12月底，第一批风光大基地项目已开工约7500万千瓦，其余项目在2022年一季度陆续开工。2021年底，第二批风光大基地项目申报工作启动。到2030年，规划建设的风光基地总装机目标为4.55亿千瓦。
根据规划，第一批基地就地消纳和外送各占约50%，第二批主要以外送为主。
风光大基地正在成为各大电力央企、新能源头部民企等主体争相抢占的重要资源，申报电站项目的积极性很高。
据不完全统计，“十四五”首年，国内电站开发商就已签订超过260GW的“两个一体化”及风光大基地项目。2022年再提速，截至2月底，以风、光、水、火、氢、储交纵组合形式签约的一体化及大基地项目签约规模增至306GW，项目数量159个，签约总额超11841亿元。其中，央企和地方国企签约项目总规模在221GW以上，占比约72%。
据悉，为配合风光大基地的建设，预计需要新建23条输电通道，其中有7条已经纳入规划，5条需要纳入“十四五”电力规划，11条需要纳入“十五五”电力规划。
其中，部分基地的部分电量将依托已有的蒙西-天津南、准东-皖南特高压交流输电通道，陕北-湖北、宁夏-浙江、上海庙-山东、青海-河南特高压直流输电通道等送出。“十四五”期间将新建自基地至京津冀、华东、华北、华中地区的特高压输电通道。“十五五”期间，新建自基地至华北、川渝、华东、华中地区的特高压输电通道。
源网协调难点
中国能源报此前报道，“十四五”期间，国网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资3800亿元。其中，2022年计划开工“10交3直”共13条特高压线路。
《南方电网报》消息，南方电网此前印发的《南方电网公司融入和服务新时代推进西部大开发形成新格局的重点举措》提出，将统筹国家大型清洁能源基地建设，深化西电东送、北电南送研究，做好中长期输电项目储备。
其中特别提到，积极推动藏东南清洁能源基地送电粤港澳大湾区工程实施，力争第一回直流“十四五”末建成投产。
2022年3月以来，福州-厦门、驻马店-武汉特高压工程相继开工，二者分别位于华东和华中地区，总投资109亿元，计划2023年建成投运。南阳-荆门-长沙工程预计年底投产竣工；武汉-南昌工程环评于2022年4月送审。
不过根据公开信息，近两年将落地的特高压项目相对集中在华中地区，与风光大基地直接相关的新输电项目尚处于前期阶段，而第一批大基地电源项目则超半数已经开工。
2022年2月份的可再生能源开发建设形势分析视频会上，国家能源局要求各地及时协调解决风电光伏发电开发建设中遇到的困难和问题，特别是要加大力度推进送出工程建设，促进可再生能源高质量跃升发展。
浙江大学研究员汪宁渤曾对记者表示，电源建设速度很快，但跨区输电线路的建设由于投资大、审批流程长，涉及沿途的拆迁安置补偿等工作，耗时要长得多。因此，各个单位协调建设进度，配套好电网设施，才能有效地破解消纳问题。
相关媒体报道，国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧此前在一次研讨会上指出，新能源发展之初，大基地建设的主要目标在于培育产业，大多数项目并没有在前期规划中明确相应的输电通道。
她认为，本轮大基地建设与上一次大规模发展新能源有所不同，承载的是实现双碳目标的需要，强调的不仅是规模，更是消纳利用。应从现在开始着手规划新建线路，落实存量通道送受端的协议等。
曾有了解跨省区电网规划的业内人士告诉记者，输电项目的规划是否按期落地与外送电源能否找到合适的“买家”息息相关。
中国华能集团能源研究院盛韵颖近日撰文提到，在电力市场化改革加速推进背景下，光伏基地可能面临实际平均交易价格水平偏低、发（直流落地功率）用（省内签约负荷）电曲线无法完全匹配等问题，收益难以达到预期。
据记者了解，曾有地方政府“拉郎配”的送出线路因为两地电力需求特点难以匹配，早在规划阶段就预计将常年输电量偏低，使得输电项目投资成本回收周期拉长，效益不佳，进而影响了投建积极性，在很长一段时间内加剧了送出电源的消纳压力。
而在此背后，跨省区输电线路的定价模式是影响因素之一。
以跨省跨区专项工程电价为例，综合国家发改委、北京电力交易中心公布的数据，截至2020年，仅鲁固直流执行两部制电价，容量电价为147.7元/（千瓦年）。诸如哈郑直流、宁东直流、灵绍直流、祁韶直流、昆柳龙工程等西电东送“动脉”都仅执行电量电价。这意味着输电量对输电项目回收投资成本至关重要。
有电力研究者认为，未来随着市场化改革的不断推进，特别是在跨省跨区电力交易中，输电项目价格机制不仅要反映电能量传输，还应反映其在提升省与省之间、区域与区域之间的互联互济效应中的功能价值，进一步匹配电源市场化的消纳模式。
