[ 风光为主的可再次生产的能源发电年利用小时数较低，增加配套火电的发电量可提升通道利用率，但很难完成50%以上的可再次生产的能源发电量目标。 ]

  提高可再次生产的能源在能源消费中的占比对实现“双碳”目标至关重要，而可再次生产的能源发展的关键路径就是大规模发展风光发电。“十四五”以来，我国采取集中式与分布式并举的方式持续推动风光的迅速增加。其中，国家发展改革委和国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》明白准确地提出，到2030年，在沙戈荒地区规模化建设总装机为4.55亿千瓦的风光基地。能够正常的看到，“大基地模式”驱动的风光装机规模仍将占到年均风光装机增长的一半左右。然而，可再次生产的能源具有间歇性、不稳定性的特征，其大规模开发外送面临着诸多挑战，消纳问题越发凸显。

  目前，我国特高压输电网络建设正有条不紊地进行。截至当下，已成功建成并投运“19交20直”特高压交直流输电工程，“西电东送”的输电能力已突破3亿千瓦，累计送电电量超过3万亿千瓦时。国家电网公司在2024年对电网建设的投资金额超过6000亿元，其中相当一部分资金重点投入到特高压交直流工程建设当中，目的是推动西部地区大型风电与光伏基地所生产电力的外送。

  特高压输电技术具备强大的电力输送能力，可实现数千千米的远距离传输，且能达成千万千瓦级别的电力输送规模，这为高比例可再次生产的能源的远距离外送创造了可行条件。以甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程为例，该工程是全球首条在送受端均采用柔性直流输电技术的跨区特高压直流输电工程，其建成投运有力推动了甘肃地区清洁能源的大规模开发利用，每年助力西北地区实现新能源电量消纳超过212亿千瓦时，有效缓解了能源供需地域不平衡的问题。此外，特高压技术还在不停地改进革新和完善，如柔性输电技术可提升系统运行灵活性，满足清洁能源友好并网、支撑清洁能源灵活配置，为高比例可再次生产的能源外送提供了更有力的技术支撑。

  因此，推动特高压输电技术与机制创新来解决风光资源与负荷中心逆向分布问题依然是下一阶段可再次生产的能源发展的重点。

  通过特高压输电线路来实现跨区域输电，将风电和光伏电力输送到城市和工业中心，不仅有助于平衡能源供需，还可以鼓励更多的可再次生产的能源项目投资和建设，有利于减少对化石燃料的依赖，实现电力低碳发展。

  特高压产业链的上游主要是原材料的提供商和电源控制端。其中，金属材料是主要成本。铜、铝、铁等原材料的价格波动将直接影响特高压产业链中游电气设备制造成本。但因为上游原材料资源丰富，且来源广泛，因此特高压产业上游的企业议价能力弱。

  特高压产业链中游主要是由特高压的工程建设相关企业构成，包括基建、线路、铁塔和站内设备等，是特高压产业链的关键组成部分。特高压工程投资巨大，其中土地基建投资占比最高，占特高压成本的30%~35%左右。铁塔和线路占特高压工程投资所需成本的26%~32%，行业壁垒比别的环节少，资源流动性好。站内设备制造是毛利率最高的环节，超过30%。尤其是变压器、换流阀和GIS，行业技术壁垒较高，呈现寡头竞争格局。

  特高压产业链的下游主要是两大电网企业（国家电网和南方电网）和用户。特高压产业链在政策引导下，基本由下游两大电网的投资驱动。随着可再次生产的能源高比例接入，电网企业投资经营成本逐步上升。

  从现在到未来很长一段时间，除了实现跨省跨区电力资源优化配置的功能外，特高压最新重点任务是加大对非化石能源消费的支持，即逐步实现“高比例或纯新能源外送”。据《全国可再次生产的能源电力发展监测评价报告》，2023年，20条直流特高压线路的可再次生产的能源电力输送占总输电量的52.5%，其中大部分依靠水电大省水风光打捆外送模式来保证高比例外送；而6条传统交流特高压线路，除了长南荆特高压线%左右可再次生产的能源占比外，其余可再次生产的能源输送占比为零（2020年数据，2020年后未公开）。由此可见，尽管目前特高压在跨省跨区输送可再次生产的能源方面已取得了一定进展，但离“高比例或纯新能源外送”的目标仍有很大的差距，在技术变革、成本效益、规划与调度协同等方面都需优化。

  技术发展方面，新能源的间歇性和波动性要求特高压技术更好地解决功率波动与电压稳定问题。目前新建项目主要是采用特高压柔性直流新技术，解决高比例新能源发电不稳定、电网稳定性差问题，但仍需要在送端通过“煤电+风光”和“水电+风光”多能互补的形式来保障发电和电网的稳定性。如果进一步提升可再次生产的能源的比例，除了电源侧的多能互补外，还需要特高压输电系统具备更强的灵活性、稳定性和适应性，这对特高压设备的性能及控制保护技术提出了更加高的要求。此外，随着深远海“风光”的推进，还需应对远距离海上风电等新能源的送出需求，推动柔性直流输电技术的逐步发展和应用。

  成本效益方面，高比例可再次生产的能源特高压输送通道面临投资增加和成本回收压力。一方面，为满足高比例或纯新能源外送需求，要增加更加智能的电网调度控制设备和系统，整体投资所需成本进一步增加。另一方面，风光为主的可再次生产的能源发电年利用小时数较低，增加配套火电的发电量可提升通道利用率，但很难完成50%以上的可再次生产的能源发电量目标。按照现行特高压采用的专项工程单一制电量输电价格定价机制，成本回收要比传统煤电或水电外送特高压通道难得多。

  除此之外，特高压的发展还面临着比较成本的竞争压力。任何一种解决能源系统问题的方案都要与其他备选方案作比较，并考虑综合成本。如果特高压的用电成本过高，企业可能会考虑将高耗电产业搬至大基地附近或电制氢氨实现电力就近消纳。

  规划与调度协同方面，在新能源大发展的背景下，特高压线路需要协调多方关系。一方面，特高压线路的技术路线、建设规模、调度方式与送端电源、受端电网、储能等规划运行紧密关联，需要配套。另一方面，特高压线路的建设与运行还涉及多个地区的利益协调，如送受两省之间的电价差异与供需适配、受端过分依靠外来电风险等问题，尤其是输送风光等“靠天吃饭”的可再次生产的能源，送端发电曲线和受端用电曲线并不适配更加剧了协调难度。

  特高压的发展应从两大电网入手，引导整个产业链良性发展，同时打破行业壁垒，促进资源在不一样的行业间的流动效率。在迈向高比例可再次生产的能源的过程中，特高压要具备足够的集成和灵活性。集成能力需要特高压电网有充足规模，以有效整合各种电力资源，包括可再次生产的能源和传统能源等，以满足一直增长的电力需求。而灵活性则体现在特高压电网与其他电网和电源之间的高效协同合作能力，以确保在可再次生产的能源波动性增加时能够灵活地调整电力分配和传输，以维持电力供应的稳定性。具体建议如下：

  其一，加大特高压产业链各环节装备和研发技术投入。重点攻克柔性直流输电、高效换流等关键技术，加快特高压设备制造环节中“卡脖子”技术突破，例如半导体器件—IGBT元件。同时，积极开展智能电网、数字化融合等技术的研究与应用，提升特高压电网的智能化水平和运行效率。在保持技术进步的同时，不断降低特高压的投资成本。

  其二，加强与电源、储能、受端电网等资源的规划与调度运行协同。一是结合送端资源禀赋，因地制宜配置电源组合，提升送端电源侧多能互补能力，满足可再次生产的能源高比例输送的同时，某些特定的程度上保障通道的利用率。二是按照系统成本最优的原则，考虑储能配置的类型和位置，配套不同时间/距离的调节性资源，比如在太阳能充足的地区可优先考虑通过光热项目、在适合建设抽水蓄能的地区以抽水蓄能替代一部分煤电。三是特高压线路建设与调度运行要融入大电网体系，优化特高压输电网与受端区域、省级电网，甚至是微电网的协同，包括实时数据共享、监测和控制，依靠大电网的调节能力，更好地实现源荷跨区域互动。

  其三，加快完善特高压输电价格机制，实现特高压线路与开放的电力市场耦合。尤其是随着特高压线路输送电量的不断的提高，构建合理和规范的特高压输配电价调整机制更为急迫。目前，特高压线路输电仍旧是根据长期发用电计划，以固定价格和数量输送电力，这导致线路运营往往忽视了供需两端的变化。因此，有必要进行特高压输电成本的优化和调整，以提高特高压线路输送电力价格的灵活性。如推动输电单一制价格逐步向两部制价格转变，依据送受两端需求制定电价浮动机制，进而提高价格灵活性，更加适应可再次生产的能源特性。这将有利于更好地协调政府、电力企业和用户之间的关系，实现电力资源在跨区域范围的优化配置，满足特高压电网的可持续发展。

  （林伯强系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目高级主管）返回搜狐，查看更加多