特高压将构建跨区输电主动脉

能源产地与用电荷载呈逆向分布近年来，沿海地区高速发展带动区域用电量猛增，当地政府为满足电力供应而不断新建火电设施，导致雾霾等问题随之而来，地方陷入经济发展与环境治理的矛盾之中。与此同时，西部地区能源充足，经济结构单一，环境尚有很大承载空间。“西电东送”、“沿海地区以电代煤”是优化全国资源配置，同时满足东、西部长期利益的战略举措。跨区输电还将有助于解除制约新能源开发的送电瓶颈；同时为新能源汽车发展将带来的巨大用电需求做好充分准备。在国家能源战略结构调整的大框架下，跨区输电将是我国未来电网发展的必然趋势。特高压输电技术相比现有超高压技术输电能力强、土地占用少，是满足未来大规模跨网输电的最佳选择。2013年底开始，政府高层对特高压态度逐渐转为坚定支持，争议已久的特高压建设将迎来春天。我国计划2020年建成 “五横五纵一环网”特高压交流线路、27条特高压直流线路。国家能源局近期正式下发文件批复12条电力外送通道，其中明确提出4交4直合计8条特高压工程建设方案，并首次明确线路建设时间表，计划2017年年底前全部投产。2014-2015年我国特高压工程投资总额将分别达到1200、1400亿元，预计2016-2020期间年均投资额约1500亿元。经济发展与环境治理矛盾突出目前中国是世界第二大能源生产国和消费国，保障能源安全、稳定供应成为经济社会发展的重要支撑。总体来讲，我国的能源结构同西方国家有很大不同，煤炭资源储量丰富，油气资源则相对贫乏。根据国家统计局数据，我国石油、天然气、煤炭基础储量分别为33亿吨、4.4万亿立方米、2300亿吨。折合成标准煤后，油气两者合计占比不足6%，而煤炭储量超过90%。2013年我国一次能源消费合计约27亿吨油当量，其中约70%来自于煤，油气约23%。由于能源储备影响，我国发电方面以煤电为绝对主导。2013年煤电占全国发电量的80%以上，水电约占15%，新能源不到5%。煤资源的利用存在环境污染等诸多缺点，我国过去也曾努力降低煤炭消费的比例。然而，受制于“一煤独大”的先天不足，加之国家能源安全的战略考量，过去多年努力收效并不明显。改变目前能源结构非常困难，即使新能源等快速发展，在未来相当多的年份中，煤电仍将是我国电力供应的主流。过去我国电力建设主要遵循区域自给的原则，电源建设和用电荷载距离较近，电力以网内调度为主，所需煤炭从内蒙、山西等能源基地通过铁路运往各地电厂。这种模式可以降低输电损耗，且各省可根据自身用电情况灵活建设，在过去为经济发展带来了很大便利。然而，近年沿海地区的高速发展带动区域用电量猛增，由于跨区送电建设不足，当地政府为满足电力供应而不断在区域内新建火电设施，导致京津塘、长三角等经济发达地区火电密度远超全国平均水平。随着火电密度的不断提升，我国尤其是沿海地区的环境承载力迅速降低，近年来沿海地区空气污染问题愈演愈烈。2013年雾霾波及25个省份、100多个大中型城市，平均雾霾天数达29.9天，对民众身心健康产生了严重影响。中科院研究表明，燃煤为城市雾霾最大来源之一，直接来源占比18%以上，二次无机气溶胶也部分由燃煤产生。因此，沿海地区限制火力发电，成为解决雾霾的关键手段之一。2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动计划》，明确要求京津冀、长三角、珠三角实现煤炭消费负增长，除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。同时，环保部印发《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》，进一步加强了火电限制、及小电机组淘汰。与此同时，沿海地区的发展却在不断刷新对电力的需求。根据能源局统计，电力相对GDP的弹性系数约为0.8，假设宏观经济增长保持在7.5%，则未来电力需求年增速约在6%。由此则问题产生：一方面，经济发展需要加大电力供应；另一方面，雾霾治理却需要限制火电。在我国“一煤独大”的能源结构下，沿海地区经济与环境的困局随之而来，两者矛盾日益明显。根据相关测算，在火电严格零增长的条件下，北京、天津、江苏等电力消费大省(市)未来五年电力总缺口将以大于20%的速度增长。因此对于沿海地区，破解供电难题的近乎唯一方法在于加大外省电力输入，“以电代煤”。相较而言，我国煤炭资源近80%集中在西北部地区，而该地区煤电装机却只占全国的25%，火电密度远低于沿海地区，尚有非常大的环境承载空间。西北地区产业结构较为单一，自身的火力发电产能已经过剩，加之电力外送不畅通，导致电厂向高能耗企业回复优惠电价，加剧了能源浪费。在西部建设电厂后，由输煤转变为输电，不仅可以统筹东西部环境容量，西部地区还可以通过电力外送分享东部省份经济发展福利，充分利用火力发电产能，淘汰高能耗项目，节省铁路运力。根据能源局《2014年能源工作指导意见》，我国“十二五”期间将建设16个大型煤电基地，2014年鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等9个煤电基地开工和启动前期工作规模7000万千瓦，占全国煤电总装机的8%。发电站规模的提升可以显著提高煤炭燃烧效率，并降低应用先进环保技术的单位成本，从而获得更低单位煤耗及排放，减少对环境影响。因此“西电东送”、“加快能源基地建设”、“沿海地区以电代煤”是优化全国资源配置，同时满足东、西部长期利益的战略举措，跨区输电将是我国未来电网发展的大趋势。新能源送电瓶颈亟待打破我国新兴能源资源丰富，具有大规模开发的潜力，加快新能源开发利用是国家进一步推进节能减排、保证能源供应可持续性的关键之一。根据我国“十二五”战略规划，到2020年新能源将成为能源需求中增量部分的供应主力，加水能合计占一次能源消费总量的15%；到2030年，新能源将成为主流能源之一，加水能共提供20%以上的一次能源。我国风能主要集中在“三北”地区(内蒙古、西北、东北)，风电并网装机容量和发电量都占全国的85%以上。我国风电行业在2006年左右开始起步，2009-2010年行业迎来了爆发式增长，2010年之前新增装机增长率连续4年超过100%。然而，配套输电未能按时就位，对风电消纳造成了很大阻碍，2011-2012年弃风现象严重，之后新增装机量受到重挫。尤其在冬季，为了保证城市供暖热电机组开启，电网优先消纳热电机组所产生电力。由于缺乏外送通道，风电所发电力不能被消纳，只好白白弃掉，冬季弃风率甚至高达20%。能源浪费的现象同样出现在水电领域：由于配套送电通道建设严重滞后，水能资源丰富的四川、云南两省连续多年“弃水”。目前，西南大型水电能源基地进入集中投产期，金沙江、雅砻江流域电厂密集投产，但电网外送通道却没有增加，未来水电送出与消纳的压力更为明显。此外，光伏发电领域也存在同水电类似的掣肘，部分电站出现“弃光”问题。综上所述，我国目前各能源基地所遇到通病可总结为：能源产地和用电荷载呈逆向分布，而两者间又缺乏足够输电通道，从而导致了能源被大量丢弃。因此，加强能源基地配套电力送出工程建设，从而充分解除新能源开发瓶颈，是未来电网发展的迫切需求。由于我国单一的能源结构，特定种类资源(如石油、天然气)仅靠本国生产已经不能满足日益增长的能源需求，国家能源对外依赖度逐年升高。2006-2013年我国原油进口每年以超过10%速度增长，而国内原油产量则一直维持在2亿吨/年水平，导致原油对外依存度迅速上升。2013年底进口原油比例接近60%，超过警戒线水平约30个百分点。天然气情况略好于原油，但近年也有快速恶化的趋势。2006-2013年间，我国天然气对外依赖度从自给自足迅速攀升至30%以上，同样达到警戒线水平。为了从战略层面保证国家能源安全，降低油气对外依赖程度是我国未来能源结构调整必须完成的目标之一，直接关系到国家和民族的核心利益。石油、天然气的用途可大致分为两类：工业用途、汽车燃料。过去我国主要以工业用途为主，近年受我国汽车行业发展带动，汽车燃料占油气消费的比例快速上升。2007-2013期间我国原油消费增长的主要推力来自汽车行业，截至2013年底两大类用途已基本持平。工业用途方面，油气是化工等行业生产必不可少的原材料之一，几乎不存在可替代品，因此通过限制油气的工业应用来降低对外依赖，短期内较难实现。与此相反，汽车领域却存在替代传统燃油的机会。近期来讲，电驱动汽车正在逐步市场化，在我国受到政策的大力支持。电驱动汽车以电力作为能量来源(“以电代油”)，因而解除了对原油的依赖。远期来讲，燃料电池汽车最接近汽车的最终形态(“以氢代油”)，而燃料电池所用氢气最终仍通过电能制备(如电解水等方法)，因此也不受一次能源类型的制约。2013年我国汽车保有量约为14000万辆，对应原油消费约2.3亿吨，占年度原油消费总量的47%。如果最终新能源汽车成功替代传统燃油车，我国原油需求将降低一半，对外依赖度将重新回归至自给自足的安全状态。因此，发展新能源汽车是确保我国能源安全的重要组成部分，其意义及背后推动因素远不止外界普遍认为的“雾霾治理”这么简单。按照能量等效的原则测算，若传统汽车全部转变为电驱动汽车，原来2.3亿吨原油所对应的电力约为2.7万亿千瓦时；若转变为燃料电池汽车，制备等效氢燃料所需电力约为4.4万亿千瓦时。2013年我国全年用电量约为5.3万亿千瓦时，未来新能源汽车发展将使我国电力需求近乎翻一番。考虑到前述资源、环保等问题，这部分新增电力预计将主要由西部地区产生，之后输送至东部地区。因此，新能源汽车的发展将推进跨区输电的大规模建设。“强交强直”为特高压发展方向我国能源战略结构调整已经拉开序幕，跨区输电将由过去辅助配电的小角色，逐渐转变为未来解决东部地区能源供应的“主动脉”。因此，跨区输电的推动机理、增长规模都将同过去发生翻天覆地的变化，不可照搬历史经验数据。评判输电方案优劣的首要标准应在于输电能力，即方案能否满足未来大规模的送电需求。高冗余方案将为未来电力调配提供充足空间，减少升级、补建、重建等情况发生。如果为了省钱而致输电建设不足，则可能影响社会生产活动，进而导致更大的经济损失。在满足输电的基础上，其次才是经济性及其他因素考量。在输电容量上，特高压输电相比普通高压天然地适应更大的自然功率。由于当电阻一定时，输送功率与输电电压的平方成正比，若输电电压提高1倍，输送功率将提高4倍。相比现有的超高压输电，相同条件下特高压的自然功率是之前的4-5倍，远比重复搭建超高压线路来得经济、方便。而且，从整个电网的发展来看，输电电压等级大约也是以两倍的关系增长，当用电需求增至4倍时，自然而然地会出现一个更高的电压等级，特高压能更好地满足西部电力大规模长距离输送，解决东部用电的“燃煤”之急。特高压相比其他高压输电天然地适宜更长的输送距离。以500千伏和1000千伏交流输电在300公里输送距离下的额定容量为100%标定，随着输送距离的增加，特高压送电容量衰减量明显小于超高压送电，其输电容量的距离可延伸性更好。建设特高压电网能从根本上解决跨大区500kV交流弱联所引起的电网安全性差的问题，为我国东部地区的受端电网提供坚强的网架支撑，可以解决负荷密集地区500kV电网的短路电流超标的问题。建造成本方面，以锡盟-南京特高压交流工程为例，该项目为同塔双回路，计划外送规模940万千瓦，线路总长1450公里，总投资322亿元，单位建造成本约2000万元/公里。相同输送能力下，特高压建造成本约为超高压的70%。作为参考，高速公路建造成本约1.2亿元/公里，铁路约为2000万元/公里，国道公路约为2000-5000万元/公里。整体而言，特高压在建造成本方面并非天文数字，而是处于基础设施投资的正常范围。此外，特高压可以减少走廊回路数，从而节约大量土地资源。相同输电容量条件下，±800kV级特高压直流与±500kV级超高压直流输电技术相比，输电线路可以从10回减少到6回。交流输电方面，500kV交流需要8-10回线路，而1000kV交流仅需要2回线路，节省输电走廊宽度约50%。因此，特高压将显著提升单位走廊功率密度，在环保方面存在较大优势。整体来讲，特高压交流、直流两种方案的整体建造成本没有明显差别，两者各自的优、劣势主要在于技术层面。特高压直流的主要优势在于超长距离输电。交流输电须用到三根导线，而直流输电以地面充当零线，只需要一根导线，在相同的条件下，直流输电在线缆方面的投资很少。然而，直流输电在输送电两端的装置成本较高，主要体现在换流站的固定成本。因此，输电距离越长，直流输电的平均建造成本越低。国外经验表明，当输电距离超过1000公里时，特高压直流输电比交流输电更为经济。特高压直流的主要不足在于直流只具有输电功能、不能形成网络，类似于“直达航班”，中间不能落点，定位于超远距离、超大容量“点对点”输电。直流输电可以减少或避免大量过网潮流，潮流方向和大小均能方便地进行控制。但高压直流输电必须依附于坚强的交流电网才能发挥作用。特高压交流的优势在于具有输电和构建网络双重功能，类似于“公路交通网”，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成电网。中间可以落点，电力的接入、传输和消纳十分灵活，定位于构建坚强的各级输电网络和经济距离下的大容量、远距离输电，广泛应用于电源的送出，为直流输电提供重要支撑。特高压直流、交流输电只能相互补充，不能互相取代，“强交强直”的混搭模式将是未来特高压建设的发展方向。政策支持特高压建设迎来春天2004年国家电网启动了特高压关键技研究及可行性分析，并于次年完成了试验示范工程优选。2009年晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利通过试运行，2010年向家坝-上海特高压直流输电示范工程投入运行，标志着我国在特高压交流、直流输电领域都取得了全面突破。然而在此之后，特高压话题陷入了大量争议之中，公众、甚至部分专家从经济性、安全性等角度质疑特高压技术，导致特高压线路建设严重低于预期。截至目前，我国在建及建成特高压线路仅9条，其中包括淮南-浙北-上海、晋东南-荆门、浙北-福州三条交流线路、以及向家坝-上海、云南-广东、糯扎渡-广东、锦屏-苏南、哈密-郑州、溪洛渡-浙江金华六条直流线路。经过数年的争论与博弈，雾霾治理和能源结构调整的紧迫性最终促使各方利益实现统一。自2013年底开始，政府高层对特高压态度逐渐转为坚定支持，开始大力推进特高压建设，久拖不决特高压即将迎来春天。2014年1月，国家能源局印发《2014年能源工作指导意见》，提出规划建设蒙西-天津南、锡盟-山东、锡盟-江苏、宁东-浙江、准东-华东等12条电力外输通道，提高跨省区电力输送能力，其中包含淮南-南京-上海、锡盟-北京-枣庄、蒙西-天津南、靖边-潍坊4条特高压交流线路、以及宁东-浙江、锡盟-泰州、滇西北-广东、上海庙-山东和陕西-江苏5条特高压直流线路。在这份由电力规划设计总院制定、已经通过了中国国际工程咨询公司的评估的电网投资方案中包含4条特高压交流工程、5条特高压直流工程以及3条±500千伏输电通道。据报道，国家能源局近期已正式下发文件批复12条电力外送通道，开展前期工作，其中已明确提出4交4直合计8条特高压工程建设方案，并且首次明确线路建设时间表。国家能源局下发的文件显示，2016年计划投运的线路为“一交一直”特高压工程，分别为淮南-南京-上海交流线路和宁东-浙江直流线路；2017年计划投运“三交三直”特高压工程，分别为锡盟-山东、蒙西-天津南、陕北榆横-山东潍坊交流线路和锡盟-泰州、山西-江苏、滇西-广东(南方电网建设)直流线路。国家电网将负责建设其中11条输电通道，包括9条特高压线路中的8条。国网2014年特高压建设的工作目标为“六交四直”，其中交流线路“一投、两建、四开”，即实现浙北-福州工程年底建成投运，淮南-南京-上海、雅安-武汉两线开工建设，同时锡盟-枣庄、蒙西-天津南、靖边-潍坊、蒙西-长沙四线开展前期工作。直流线路“一投、两建、两开”，即确保溪浙工程建成投产，宁东-浙江、酒泉-湖南两线开工建设，上海庙-山东、锡盟-泰州两线开展前期工作。目前，能源局批复的淮南-南京-上海线路已经招标，之前发改委批复的雅安-重庆-武汉线路年内招标的可能性很大；直流方面，能源局批复的宁东-浙江线路有望率先开工。远期来讲，按照国家电网规划，我国2017年之前将建成“三纵三横”，至2020年建成“五横五纵一环网”的特高压交流线路；特高压直流方面，2017年之前拟建成11条线路，至2020年将建成27条输电线路。据此测算，预计“十三五”期间特高压工程将达到每年“2交4直”的建设规模。根据上述规划，2014-2015年我国特高压工程投资总额将分别达到1200亿、1400亿元，预计未来2016-2020期间年均投资额约1500亿元。特高压建设的铺开将为相关输变电设备制造企业带来巨大的市场弹性。特高压交流单条线路建造成本约240亿元，其中变电站成本约占总投资额的40-50%，交流线路设备采购的主要产品为变压器、电抗器、GIS。根据以往招标结果，GIS市场目前被平高电气、中国西电、新东北电气三家垄断，其中平高电气份额最大，约为40%。变压器市场中，中国西电、天威保变和特变电工各占有约1/3的招标份额。另外中国西电和特变电工是电抗器市场上的主要公司。特高压直流单条线路建造成本约250亿元，其中变电站成本约占总投资额的50-60%，换流阀、换流变、控制保护构成了设备采购的主要部分。许继电气、中国西电占有了绝大部分换流阀市场，两者市场份额各约40%。换流变市场中，天威保变、特变电工和中国西电三家企业各占30%市场份额。控制保护市场被许继电气、国电南瑞两家瓜分，其中许继电气中标份额占有较大优势。