近期，国家能源局发布《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》（以下简称《通报》）。《通报》分析了我国2022年度可再生能源电力发展总体情况、消纳责任权重完成情况、重点地区新能源利用小时数以及直流特高压可再生能源电力输送情况。整体来看，直流特高压输送新能源电量的能力较差，大基地开发仍需另觅消纳渠道。

一、2022年新能源消纳成果

2022年我国新能源继续飞速发展，全年新增装机超过120GW，发电量首次突破万亿千瓦时，达到11900亿千瓦时，2023年上半年新能源装机更是超过100GW，光伏1-8月份装机超预期达到113GW。

与此同时，行业普遍关注的新能源消纳数据也很漂亮：2022年全国非水电可再生能源电力消纳量为13676亿千瓦时，占全社会用电量比重为15.9%，同比增长2.2个百分点。除新疆、云南外，其他省级单位均完成了非水消纳责任权重，其中24省达到激励值。全国风电平均利用率为96.8%，与2021年基本持平，青海、新疆等地区风电利用率同比显著提升。光伏发电利用率98.3%，同比提升0.3个百分点，光伏消纳困难的青海省光伏利用率大幅提升4.9个百分点。

重点地区风电、光伏利用小时数呈现出涨跌互现的情况。风电方面：风资源I类区域（蒙西、新疆部分地区）利用小时数降低；甘肃、宁夏、山西下降明显；新疆III类风资源区、东北（含蒙东）、河北利用小时整体上涨。光伏方面，新疆、甘肃I类资源区、海西地区利用小时下降明显，除海西外的青海、东三省、河北、山西上涨明显，其他重点区域增减幅度不大。

二、新能源大基地电力输送难题

（一）沙戈荒大基地开发原则

以上成绩难以掩盖新能源大基地发展的隐忧。由于新能源功率随机波动性和间歇性，以及通过电力电子并网带来的电网稳定性的降低，使新能源并网消纳问题越来越尖锐，特别对于西部地区沙戈荒大基地，新能源需要大规模接入电网，给当地电网功率调节、安全支撑带来了更大的挑战。

2022年发布的大基地规划布局方案，明确提出到2030年在沙戈荒地区规模化建设总装机为4.55亿千瓦的新能源。当前，尽管第一批9705万千瓦沙戈荒基地项目已全面开工，根据计划将于2023年底全部完成并网，但整体来看第一、二批风光基地的进度不及预期。

显然，原因在于西部地区电力负荷以及调节性、支撑性资源的增长，远远落后于新能源开发建设进度，带来严重的消纳难题。为了缓解消纳矛盾，早在2022年1月，中央就提出了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。在特高压交流未实现跨区互联（除华北、华中弱联接外）前，对于大基地远距离跨区外送，靠的是直流特高压输电线路。

（二）风光火+特高压外送存在的问题

尽管风光与支撑性煤电打捆，对于提升直流特高压外送系统稳定支撑能力和输电效率非常必要，但仍存在一定问题：

一是新能源间歇性和低密度特性使输电效率降低。新能源发电基本“靠天吃饭”的特性，同等装机功率下发电利用小时数低，即便考虑风电、光伏发电功率互补以及送端调峰，直流特高压输送新能源的效率仍然较低。

二是配置大量火电可能挤占一定的输电空间。从安全稳定运行方面，新能源+煤电是应对电力系统客观物理特性不得已的选择，在两者比例方面基本上是“面多了加水、水多了加面”。根据腾格里沙漠和库布齐沙漠基地项目为例，大约按照特高压额定功率的1：0.5：0.5：0.25分别配置光伏、风电、煤电和储能，尽管从总电量上看直流特高压输送新能源的等效时间能达到3000小时，也满足“可再生能源占比不低于50%”的要求，但考虑煤电发电以及电力平衡后，真实输送效果可能大打折扣。

三、直流特高压输送新能源的成绩单

《通报》发布的2022年直流特高压输电成绩单，在新能源输送方面也验证了以上问题。

（一）直流特高压输电情况

2022年，我国新投产直流特高压3条，全部在运直流特高压共计20条，总输电能力约1.58亿千瓦时，同比增长18%。《通报》显示直流特高压全年输送电量5638亿千瓦时，其中可再生能源电量3166亿千瓦时，同比提高10.3%，可再生能源电量占全部输送电量的56.2%，同步降低2.6个百分点。2022年全国直流特高压的平均输电小时数约为3555小时，同比降低2.09个百分点。各直流输电情况见表1：

表1 2022年直流特高压输电情况

（二）直流特高压输送新能源能力堪忧

我国2022年在运直流特高压地域分布如下图，从直流特高压的电力来源可以大致分为两组：一是复奉、锦苏、宾金等南方10条直流特高压，用于将西南的水电输送至华东、南方等区域电网；二是天中、灵绍等10条直流特高压，用于将三北地区的风光火水打捆输送至东部负荷中心。

图1 2022年底我国特高压骨干网架示意图（此图参考全球能源互联网合作组织：《中国“十四五”电力发展规划研究》）

结合表1数据，尽管2022年直流特高压可再生能源占比达到56.2%，满足“新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%”的要求，但主要贡献来自于水电基地外送的直流特高压，包括西南水电基地对应的10条特高压和青豫直流，此类直流输送电量中绝大部分为水电。剔除上述11条直流后，风光火打捆外送的9条直流特高压（表中序号标黄）可再生能源占比则非常低。风光火打捆外送直流总额定容量为8200万千瓦，2022年总输送电量为3384亿千瓦时，平均利用小时数为4126小时。输送可再生能源（可以认为基本上为新能源）电量922亿千瓦时，占比仅为27.25%，而在全国新能源总发电量占比中仅为7.75%。

上述数据表明，特高压输送新能源的能力并不及预期，一则特高压利用小时数受限（低于国家要求的4500小时），二则新能源所占比例远低于可再生能源50%的要求。而要提高特高压输送新能源的能力，需要配置大容量的调节电源，将带来成本的快速增加。根据相关研究成果，要使外送通道利用小时数达到6000小时，新能源发电量占比达到50%，综合发电成本在0.392元/千瓦时，发输电成本合计0.447元/千瓦时，高于全国平均水平。

国家电网提出“十四五”期间，将规划建设特高压工程“24交14直”，而“十三五”期间建成投产直流特高压为9条。如果加大直流特高压建设规模，2030年之前配套新能源大基地开发再建成10条直流特高压，即便达到4500小时/50%新能源的指标，能新增1800亿千瓦时的新能源电量外送。而4.55亿千瓦大基地全部投产后，新增新能源发电量将达到1万亿千瓦时，意味着直流特高压新增新能源外送能力仅占总电量不足20%。而如果直流特高压新能源输送效率仍维持当下指标，则新增新能源外送仅为新增新能源电量的10%左右。

四、破解新能源大基地消纳问题

直流特高压建设时序滞后，以及其输送新能源能力不及预期，使大基地并网消纳押宝特高压外送，既是远水难救近火，也有杯水车薪之感。大基地外送难题难寻解决之道，但笔者认为采用以下措施能有所裨益：

一是创新就地消纳模式。新能源的波动性、间歇性和低密度特性，必然带来远距离输送的技术难度以及成本的增加。发挥市场调节作用，创新就地消纳模式是必然出路，内蒙古自治区已推动新能源制氢一体化、源网荷储一体化等新能源市场化项目，对于本地化消纳新能源已发挥了显著效果。特别对于新能源制氢一体化模式，配合氢能下游在工业、交通的有效应用，对于促进新能源更大规模发展，以及推进工业、交通等领域的深度脱碳意义重大。

二是加强技术创新和应用。提升压缩空气储能等具备物理转动惯量储能系统的比例，能提高本地电力系统的安全稳定支撑能力，显著提升特高压通道的功率极限，提高通道的利用效率和新能源占比。加大柔性直流等新型特高压技术的研发与应用，柔性直流具有灵活的有功、无功支撑能力，能降低直流系统对送受端电网的安全依赖，具备多端直流组网功能，有利于新能源电力的多点组织和汇集，特别适用于偏远地区、电网薄弱地区新能源大基地的外送。

相关线下活动：

第十三届光热发电中国聚焦大会2023（2023年11月，中国）

第四届光热发电创新大会2023（时间待定，西班牙马德里）

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