近期，國家能源局發布《關于2022年度全國可再生能源電力發展監測評價結果的通報》（以下簡稱《通報》）。《通報》分析了我國2022年度可再生能源電力發展總體情況、消納責任權重完成情況、重點地區新能源利用小時數以及直流特高壓可再生能源電力輸送情況。整體來看，直流特高壓輸送新能源電量的能力較差，大基地開發仍需另覓消納渠道。

一、2022年新能源消納成果

2022年我國新能源繼續飛速發展，全年新增裝機超過120GW，發電量首次突破萬億千瓦時，達到11900億千瓦時，2023年上半年新能源裝機更是超過100GW，光伏1-8月份裝機超預期達到113GW。

與此同時，行業普遍關注的新能源消納數據也很漂亮：2022年全國非水電可再生能源電力消納量為13676億千瓦時，占全社會用電量比重為15.9%，同比增長2.2個百分點。除新疆、云南外，其他省級單位均完成了非水消納責任權重，其中24省達到激勵值。全國風電平均利用率為96.8%，與2021年基本持平，青海、新疆等地區風電利用率同比顯著提升。光伏發電利用率98.3%，同比提升0.3個百分點，光伏消納困難的青海省光伏利用率大幅提升4.9個百分點。

重點地區風電、光伏利用小時數呈現出漲跌互現的情況。風電方面：風資源I類區域（蒙西、新疆部分地區）利用小時數降低；甘肅、寧夏、山西下降明顯；新疆III類風資源區、東北（含蒙東）、河北利用小時整體上漲。光伏方面，新疆、甘肅I類資源區、海西地區利用小時下降明顯，除海西外的青海、東三省、河北、山西上漲明顯，其他重點區域增減幅度不大。

二、新能源大基地電力輸送難題

（一）沙戈荒大基地開發原則

以上成績難以掩蓋新能源大基地發展的隱憂。由于新能源功率隨機波動性和間歇性，以及通過電力電子并網帶來的電網穩定性的降低，使新能源并網消納問題越來越尖銳，特別對于西部地區沙戈荒大基地，新能源需要大規模接入電網，給當地電網功率調節、安全支撐帶來了更大的挑戰。

2022年發布的大基地規劃布局方案，明確提出到2030年在沙戈荒地區規模化建設總裝機為4.55億千瓦的新能源。當前，盡管第一批9705萬千瓦沙戈荒基地項目已全面開工，根據計劃將于2023年底全部完成并網，但整體來看第一、二批風光基地的進度不及預期。

顯然，原因在于西部地區電力負荷以及調節性、支撐性資源的增長，遠遠落后于新能源開發建設進度，帶來嚴重的消納難題。為了緩解消納矛盾，早在2022年1月，中央就提出了大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。在特高壓交流未實現跨區互聯（除華北、華中弱聯接外）前，對于大基地遠距離跨區外送，靠的是直流特高壓輸電線路。

（二）風光火+特高壓外送存在的問題

盡管風光與支撐性煤電打捆，對于提升直流特高壓外送系統穩定支撐能力和輸電效率非常必要，但仍存在一定問題：

一是新能源間歇性和低密度特性使輸電效率降低。新能源發電基本“靠天吃飯”的特性，同等裝機功率下發電利用小時數低，即便考慮風電、光伏發電功率互補以及送端調峰，直流特高壓輸送新能源的效率仍然較低。

二是配置大量火電可能擠占一定的輸電空間。從安全穩定運行方面，新能源+煤電是應對電力系統客觀物理特性不得已的選擇，在兩者比例方面基本上是“面多了加水、水多了加面”。根據騰格里沙漠和庫布齊沙漠基地項目為例，大約按照特高壓額定功率的1：0.5：0.5：0.25分別配置光伏、風電、煤電和儲能，盡管從總電量上看直流特高壓輸送新能源的等效時間能達到3000小時，也滿足“可再生能源占比不低于50%”的要求，但考慮煤電發電以及電力平衡后，真實輸送效果可能大打折扣。

三、直流特高壓輸送新能源的成績單

《通報》發布的2022年直流特高壓輸電成績單，在新能源輸送方面也驗證了以上問題。

（一）直流特高壓輸電情況

2022年，我國新投產直流特高壓3條，全部在運直流特高壓共計20條，總輸電能力約1.58億千瓦時，同比增長18%?！锻▓蟆凤@示直流特高壓全年輸送電量5638億千瓦時，其中可再生能源電量3166億千瓦時，同比提高10.3%，可再生能源電量占全部輸送電量的56.2%，同步降低2.6個百分點。2022年全國直流特高壓的平均輸電小時數約為3555小時，同比降低2.09個百分點。各直流輸電情況見表1：

表1 2022年直流特高壓輸電情況

（二）直流特高壓輸送新能源能力堪憂

我國2022年在運直流特高壓地域分布如下圖，從直流特高壓的電力來源可以大致分為兩組：一是復奉、錦蘇、賓金等南方10條直流特高壓，用于將西南的水電輸送至華東、南方等區域電網；二是天中、靈紹等10條直流特高壓，用于將三北地區的風光火水打捆輸送至東部負荷中心。

圖1 2022年底我國特高壓骨干網架示意圖（此圖參考全球能源互聯網合作組織：《中國“十四五”電力發展規劃研究》）

結合表1數據，盡管2022年直流特高壓可再生能源占比達到56.2%，滿足“新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%”的要求，但主要貢獻來自于水電基地外送的直流特高壓，包括西南水電基地對應的10條特高壓和青豫直流，此類直流輸送電量中絕大部分為水電。剔除上述11條直流后，風光火打捆外送的9條直流特高壓（表中序號標黃）可再生能源占比則非常低。風光火打捆外送直流總額定容量為8200萬千瓦，2022年總輸送電量為3384億千瓦時，平均利用小時數為4126小時。輸送可再生能源（可以認為基本上為新能源）電量922億千瓦時，占比僅為27.25%，而在全國新能源總發電量占比中僅為7.75%。

上述數據表明，特高壓輸送新能源的能力并不及預期，一則特高壓利用小時數受限（低于國家要求的4500小時），二則新能源所占比例遠低于可再生能源50%的要求。而要提高特高壓輸送新能源的能力，需要配置大容量的調節電源，將帶來成本的快速增加。根據相關研究成果，要使外送通道利用小時數達到6000小時，新能源發電量占比達到50%，綜合發電成本在0.392元/千瓦時，發輸電成本合計0.447元/千瓦時，高于全國平均水平。

國家電網提出“十四五”期間，將規劃建設特高壓工程“24交14直”，而“十三五”期間建成投產直流特高壓為9條。如果加大直流特高壓建設規模，2030年之前配套新能源大基地開發再建成10條直流特高壓，即便達到4500小時/50%新能源的指標，能新增1800億千瓦時的新能源電量外送。而4.55億千瓦大基地全部投產后，新增新能源發電量將達到1萬億千瓦時，意味著直流特高壓新增新能源外送能力僅占總電量不足20%。而如果直流特高壓新能源輸送效率仍維持當下指標，則新增新能源外送僅為新增新能源電量的10%左右。

四、破解新能源大基地消納問題

直流特高壓建設時序滯后，以及其輸送新能源能力不及預期，使大基地并網消納押寶特高壓外送，既是遠水難救近火，也有杯水車薪之感。大基地外送難題難尋解決之道，但筆者認為采用以下措施能有所裨益：

一是創新就地消納模式。新能源的波動性、間歇性和低密度特性，必然帶來遠距離輸送的技術難度以及成本的增加。發揮市場調節作用，創新就地消納模式是必然出路，內蒙古自治區已推動新能源制氫一體化、源網荷儲一體化等新能源市場化項目，對于本地化消納新能源已發揮了顯著效果。特別對于新能源制氫一體化模式，配合氫能下游在工業、交通的有效應用，對于促進新能源更大規模發展，以及推進工業、交通等領域的深度脫碳意義重大。

二是加強技術創新和應用。提升壓縮空氣儲能等具備物理轉動慣量儲能系統的比例，能提高本地電力系統的安全穩定支撐能力，顯著提升特高壓通道的功率極限，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壓技術的研發與應用，柔性直流具有靈活的有功、無功支撐能力，能降低直流系統對送受端電網的安全依賴，具備多端直流組網功能，有利于新能源電力的多點組織和匯集，特別適用于偏遠地區、電網薄弱地區新能源大基地的外送。