新冠肺炎疫情阴影下，全球经济下行风险加剧。3月4日，中共中央政治局常务委员会召开会议，明确提出“加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度”。
除了近两年热度颇高的信息通讯产业，经历过几轮起伏的特高压，再一次进入了投资者的视野。各大机构预测分析中都在讨论特高压作为新基建的发展潜力。尤其是国家电网年初宣布增加投资后，原本一些进展缓慢的配套电源项目也泥沙俱下，随着各地方政府的重点项目清单浮出水面。
根据发改委4月20日的解释，区别于5G网络、数据中心等数字化基础设施，特高压显然不属于官方提出的“信息基础设施”和“创新基础设施”的范畴。作为基础设施数字化的代表，特高压及其上下游电网工程只可能属于“融合基础设施”中所提及的“智慧能源设施”。
所以电网公司如果能把握新基建的政策导向，在“智慧能源”上做文章，提升电网实时感知能力和分析能力，有效提高可再生能源出力预测精度和调控能力，一方面特高压工程配套电源中的可再生能源比例有望大幅提升；另一方面也能避免大量原本停建、缓建的煤电项目“旧酒”，借着新基建“推陈出新”。助力大规模可再生能源并网的特高压工程，不仅是保障未来国民经济健康运行的智慧能源设施，更是促进整个能源系统向经济低碳、清洁绿色方向转型的重要推手。
特高压搭车新基建
特高压投资高峰在2014年－2016年，围绕《大气污染防治行动计划》出台了9条配套特高压工程，合计总投资额达到了3350亿元。
而由于系统安全性、经济性等争议，始于2018年的最近一轮特高压项目规划的进展原本并不乐观。根据《国家电网2020年重点工作任务》，今年完成核准的“5交2直”项目，属于2018年规划的一部分。2018年9月提出的“7交5直”规划实际上直到今年才能全部完成核准。
2020年初，借着新基建的东风，特高压项目一扫争议，成为稳定社会经济运行的重要驱动力之一。关于特高压投资带动的上下游产业链，相关报道已经有非常详细的解读。但作为超长距离输电基础设施，特高压项目所服务的配套电源却容易被人忽略。
事实上，2018年重启特高压规划的主要目的是为了消纳西部地区富余的可再生能源。国家能源局于2018年9月印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》显示，“7交5直”规划的初衷就是“发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用”。
由于中国的电力能源供应端与需求端空间上的逆向分布，导致了能源的长距离输送成本居高不下，也是部分区域经济发展的一大瓶颈。
而特高压，特别是特高压直流技术，其点对点长距离输送的特性，既能够大大降低中东部地区的用电成本，又有助于解决西部地区的“三弃”（弃风、弃光、弃水）问题。
具体来看，2018年规划的5条直流项目主要用于西南水电、青海新能源基地可再生能源的外送。即使是服务于陕北煤电基地电力外送的“陕北-湖南”工程（表示特高压输电线路的起点与终点分别位于陕北和湖南，下同）也配套了6GW的可再生能源电源：
* 2019年开工建设的“雅中-江西”线路除了外送四川省的水电，预计还有20GW左右的光伏电源基地的建设；
* 2020年竣工的“青海-河南”线是全球首条100％清洁能源外送示范通道（3GW光伏+2GW风电）；
* 2020年初开工建设的“陕北-湖北”工程拟配套煤电8GW，风电3GW，光伏3GW；
* 2020年完成核准的“白鹤滩-浙江”、“白鹤滩-江苏”两条特高压线路是为了消纳装机容量达到16GW的白鹤滩电站的水电；
另外三条预可研阶段的直流线路（金上水电外送、“陇东-山东”、“哈密-重庆”）也都属于西部可再生能源的外送通道。
以上在建和规划中的项目也可以看出，本轮规划正是以消纳西部地区富余的可再生能源为基本原则的。因此在选择配套电源时，除了线路利用率、安全稳定性等因素，还应该尽可能优先多消纳可再生能源。鉴于青海-河南线100％可再生能源（风光水打捆）外送通道的成功经验，在资源条件允许的地区，应该尽可能提高可再生能源的送出比例。
特高压背后的“打捆”
消纳可再生能源是特高压的使命，但部分项目的电源建设却仍需要配套燃煤电厂来打捆输送，这就是所谓的“风火”、“风光火”打捆。国家能源局今年5月发布的《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价》显示，截至2019年底，已投运的20条特高压线路年输送电量为4485亿千瓦时，其中输送可再生能源电量2352亿千瓦时，占全部年输送电量的52％，可再生能源与火电基本达到了1∶1的水平。但剔除5条100％输送火电，以及6条主要输送水电的线路后，其余打捆线路的煤电输送电量为1405亿千瓦时，而非水可再生能源的输电量为574亿千瓦时，仅占对应线路年输电量的29％。
既然特高压工程的初衷是为了消纳绿电，为什么要与如此高比例的煤电“打捆”呢？简单来讲，国内电力系统习惯了煤电为基荷的发电模式，无法持续稳定的消纳存在间歇性的风电和光伏，需要一定比例的煤电作为辅助性电源，在可再生能源出力低谷时段填补缺口，保障特高压输电通道的利用率，提高电网系统的稳定性。虽然在技术上打捆煤电有一定合理性，但有些项目却出现了本末倒置的情况。
以2017年6月投产的祁韶特高压为例，其被誉为“中国首条大规模输送新能源的特高压工程”。规划之初，对于该线路的设计输送能力就存在一定争议，但是为了带动更多煤电项目的投资，最终被设计成了年输电量400亿千瓦时，可再生能源送电占比超过40％的特高压工程。
根据《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价》数据，祁韶特高压在投产将近两年后，2019年的输送电量仅为179亿千瓦时，其中可再生能源56亿千瓦时，仅占全年总输电量的31％。电网公司为了尽快提高祁韶特高压的输送能力，还在2019年把由于产能过剩而缓建的配套煤电项目移出了缓建名单。
目前全国煤电设备平均利用小时数下滑趋势明显，在西部远离需求的地区新建配套煤电的合理性与必要性更需要慎重规划。对于正在退出历史舞台的煤电，从经济、安全、环境各方面来看，比较合理的退出顺序应该是从距离负荷中心最远的电厂开始，由远及近分批淘汰。如果新建煤电厂都在远方，就要首先淘汰负荷端的旧电厂，这不仅是特高压工程的规划，也是煤电产业规划需要解决的问题。
智慧能源设施驱动可再生能源消纳
根据发改委4月份的定义，特高压如果要成为名副其实的“新基建”，必须往数字化、智能化的方向下功夫。而智慧能源设施的一大特点就是能够智能灵活地消纳可再生能源。
出于种种原因打捆高比例煤电的特高压即使在短期内能起到拉动投资、刺激经济的作用，也无法带来长期可持续的经济环境效益，不能被称为“智慧能源设施”，只能是彻头彻尾的旧基建。
在“新基建”概念受到关注以前，国网能源研究院就已经提出了2050年实现“两个50％”的判断，即“2050年非化石能源占一次能源的比重将超过50％，电能在终端能源消费中的比重将超过50％”。
未来电网发展的核心就在于提高生产端可再生能源的上网比例和消费端电力的渗透比例。而随着“智慧能源设施”被发改委定义为新基建的重要组成部分，高比例可再生能源接入电网的趋势必然会进一步提速。
基础设施数字化的“智慧能源”有望实现包括电力供需预测、消纳能力计算、可再生能源大数据分析服务等多项功能，贯穿可再生能源的规划辅助决策、出力与运行管理、设备与厂商管理、消纳与电价分析等各个环节，达成“源网荷储”的协同互动，为包括特高压在内的电力设施提供一个能源流与信息流深度融合的平台，为“两个50％”的目标打下坚实的基础。
如果说“新基建”孕育着推动中国经济迈向高质量发展的新动能，那作为能源供应基础设施骨干网的特高压工程就是保障新基建发挥威力的基础燃料。5G网络、数据中心、新能源汽车充电桩的大规模发展，都意味着电力需求的高速增长，这就需要更多低碳清洁的可再生能源通过特高压从西部地区送往东部的负荷中心。
特高压如果能向智慧化的方向发展，如果能像当初规划的那样消纳更多可再生能源，就能帮助整个新基建创造绿色可持续的未来。
（作者为绿色和平东亚区气候与能源资深项目主任；编辑：马克）
