电网投资大时代

2月初，据陕西省发改委消息，陕北一安徽±800千伏特高压直流输电工程获国家发展改革委核准批复。线路落地的安徽并不是常规意义上的电力缺乏省份，而且安徽本就是产煤省份，还担负着向江苏、上海、浙江等长三角经济发达地区输电的责任。

事实上，近年来安徽省频繁在夏、冬用电高峰期出现电力短缺的现象。据电力规划设计总院预测，2022年—2024年包括安徽在内的长三角地区电力供需处于紧平衡状态，其中安徽省电力供需持续处于“紧张”状态。具体来看，据安徽省能源局2022年5月发布的《安徽省电力发展“十四五”规划》，安徽省“十四五”期间年均用电增速为6%～6.6%、全社会用电量年均增速66%～78%、全社会最大负荷年均增速8.5%。

类似的场景正在全国范围内上演。过去两年在经历了遍及全国各地的电力短缺问题之后，煤电机组的建设开始驶上了“快车道”，但与此同时，以风光大基地为代表的新能源建设依然保持着较快的速度。

2月6日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，这是中国提出构建新型电力系统后，国家部委层面首次以正式文件形式指导配电网建设。

一直以来，相比于主干坚强电网，配电网长期都是我国电网系统的主要薄弱环节之一。这具体表现在地区发展不平衡、智能化较弱、对分布式电源承载有限、灵活性差、市场封闭等等。

这次的配电网新文件不仅要求加强配电网的投资、智能化，还支持多元化资本投资配电网。结合2015年新电改以来的增量配网改革政策，可以预见配电网的投资也将会迎来一波热潮。

2月29日，中共中央政治局关于能源安全和新能源技术的集体学习更是让电网投资热潮的潜力发挥到了最大。习近平总书记指出，要适应能源转型需要，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。加快构建充电基础设施网络体系，支撑新能源汽车快速发展。

一场规模空前的电网投资大幕似乎正拉开帷幕。

海量投资

早在今年年初，国家电网就公布了2024年的电网建设规模。根据国家电网的表述，2024年将继续加大数智化坚强电网的建设，促进能源绿色低碳转型，推动阿坝至成都东等特高压工程开工建设。围绕数字化配电网、新型储能调节控制、车网互动等应用场景，打造一批数智化坚强电网示范工程，预计电网建设投资总规模将超5000亿元。

5000亿元的数字虽然庞大，但符合近两年来国家电网投资的大致规模。2022年国家电网的电网投资额达5094亿元，首次突破5000亿元。而2023年年初，国家电网董事长辛保安透露，2023年电网投资将超5200亿元，创历史新高。

2021年，在能源电力转型国际论坛上，辛保安曾透露，国家电网公司未来五年计划投入3500亿美元，推进电网转型升级。

除了国家电网，另一大电网集团南方电网也保持着较大的投资规模。2021年，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》（以下简称《规划》）提出，“十四五”期间，南方电网公司总体电网建设将规划投资约6700亿元，以加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。

在庞大的电网投资中，特高压投资是毫无疑问的主力。2023年特高压主网投资大幅度增长，已开工“四直两交”，是历史开工线路最多的年份。

此前根据媒体报道，国家电网“十四五”规划建设特高压工程“24交14直”，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。2023年以来，已经有4条特高压直流项目获得核准。而仅2023年就有4条特高压线路开工建设。

除了以特高压为代表的主干网络，《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（以下簡称《意见》）的发布也标志着配电网投资的加速。

《意见》提出，要在增强保供能力的基础上，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。

到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。

到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求。

早在《意见》发布之前，中金公司的研究就指出，分布式能源的快速发展将会极大地刺激配电网投资。“十四五”期间配网投资比重有望提升至6090以上，投资总额较“十三五”期间增长11%，年均投资额有望达3300亿元；农网改造空间广阔，

“十四五”期间投资总额有望达11万亿元。

转型所迫

“新能源的高速发展是刺激电网投资增加的直接原因。”有电力行业专家分析表示。

2024年1月26日，国家能源局发布《2023年全国电力工业统计数据》，截至12月底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。

从统计数据不难看出，国内风电、光伏装机不断增长，在总装机的比例中快速攀升。但与此同时，电网投资规模增速却始终小于电源投资。

“风电、光伏发电有着波动、不可预测的特性。接入电网必须有着充分的调节和平衡能力。”电力专家表示，“除了要增加更多的灵活调节性电源，还需要电网基础设施的不断增加。”

2021年，中央财经委员会第九次会议召开，会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下几项工作。要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

以新能源为主体，意味着新能源发电装机将会占据绝对的主导地位。紧接着2022年1月国家发改委、国家能源局印发《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》（以下简称《方案》）。《方案》提出到2030年规划建设风光基地总装机455GW。

按照国家能源局的说法，第一批风光大基地已经陆续投产。按第二批风光大基地规划，“十四五”期间将新增电力外送需求150GW，“十五五”期间将新增165GW，而现存外送通道送电能力总计94GW，其中仅剩约40GW尚未利用，因此“十四五”“十五五”的外送通道缺口达275GW。国联证券研究指出，假设单条特高压直流对应10GW风光大基地外送规模，预计仍需建成28条特高压线路。

如果说特高压的建设是为了更好地消纳集中式新能源电站，那么配电网的建设则更多地服务于分布式光伏的发展。

然而1月23日，国家能源局公布的《12398能源监管热线投诉举报办理情况通报》显示，2023年并网发电成为新能源和可再生能源行业投诉举报最多的问题。全年464件投诉中，并网发电占到了397件。其中，投诉举报量靠前的5个省份分别为山东（107件）、河南（40件）、黑龙江（38件）、江苏（29件）、辽宁（29件）。

“分布式光伏接入困难，直接反映出了我国配网建设的滞后。因此对配电网加大投资势在必行。”电网专家表示，“否则就会直接影响整体光伏装机的增长。”

投资“双刃剑”

以投资拉动经济一直是行之有效的措施。

2020年，新冠肺炎疫情刚刚暴发，对社会经济发展造成了一定的影响。国家电网公司当年就初步安排电网投资4500亿元，可带动社会投资9000多亿元，整体规模将超过1.3万亿元。其中，特高压建设项目投资规模1811亿元，可有效带动社会投资3600亿元，整体规模5411亿元，对于拉动经济增长、扩大就业规模、推动产业转型升级、稳定社会发展预期等具有重要作用，将为经济社会发展注入强劲动力。

以此推断，“十四五”期间，超过3800亿元的特高压投资有望带动全产业链和社会投资万亿元。

国联证券分析指出，2023年特高压市场空间有显著增长。从国网前5批统招来看，特高压设备总共中标385亿元，同比上涨2414.9%，特高压材料总共中标262.1亿元，同比上涨522.4%。输变电设备及材料同样有小幅上涨，同比分别上涨35.1%、59.5%。

与特高压投资建设带动电网主设备不同，配电网投资的增长则可以带动电网智能化、新型储能、智能电表、充电桩等更多偏向C端（消费者或个人用户端）领域的产品和投资。“配网投资和主网投资相辅相成，实际上改变以往主干网络强、配电网弱的格局。”

拉动经济是这些大手笔、高额投资的副作用。当下的电网投资大时代从本质上来说还是服务于“双碳”战略，为了更好地消纳新能源。不过从技术和实际应用的角度来看，最终的效果还有待评估。

按照要求，新建特高压通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。然而，由于新能源的间歇性给电网带来不稳定性，当前西北地区的特高压利用小时数受限，现有特高压线路规划中的新能源比例也远低于可再生能源50%的要求。

2024年1月，有媒体报道了青海省外送电通道——青豫直流的问题。作为全国首条全部输送清洁能源的特高压，2020年年底建成投运的青豫直流设计年送电能力400亿度，但2023年实际送电量只有设计能力的四分之一。

“青海的新能源装机以光伏为主，到了夜間特高压就没有输送功率。”一位熟悉情况的电网专家说，“再加上没有煤电调节，所以整个线路的使用效率很低。”

国家能源局于2023年9月发布的《关于2022年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》（简称《通报》），是最新一次官方公开关于特高压使用情况的结果。《通报》显示，青豫直流2022年利用小时数1662.5小时，利用小时数同比下降12.21%，年输送电量133亿千瓦时。其中，尽管可再生能源占比达到78.9%，但可再生能源占比仍同比减少了19.4%。

即便是能够稳定外送，特高压消纳新能源也即将面临电力市场化交易带来的巨大冲击。

以青豫直流为例，截至2023年12月底，河南全省装机容量13846.13万千瓦，同比增加1956.06万千瓦。其中水电装机534.90万千瓦，占比3.86%；火电装机7401.96万千瓦，占比53.46%；风电装机2177.92万千瓦，占比15.73%；太阳能装机3731.36万千瓦，占比26.95%。

青豫直流能够高负荷送电的时段基本就是白天光伏大发的时段。但河南省光伏在同一时间段内也可以实现大发。这就让青豫直流输送而来的清洁能源陷入一种尴尬的境地。

类似的情况正在全国范围内上演。山东省是国内推进电力市场化交易较快的省份，也是外电与本地市场矛盾突出的地区。在陇东直流送山东的电价谈判中，就存在这一问题。“我们希望陇东直流所送电量全部随行就市，作为现货市场价格接受者；或者按照山东给出的曲线，只在需求高的时间段送电。”山东市场相关人士表示。

但在光伏大发时段，山东现货价格往往能逼近0价，甚至达到负电价。而外电即便0价上网，也要加上1毛多的输电费才能落地山东。“外电在光伏大发时段，一点竞争力都没有。”

“到底是优先靠近负荷的分布式，还是优先集中式新能源？”电力专家表示，“这个问题可能很难有绝对的定论。在不考虑其他因素的情况下，市场化条件下还是要以成本和效益做最终的决定。”

摘自微信公众号“能源新媒”