近日，《內蒙古自治區發展和改革委員會關于錫林郭勒盟特高壓外送風電基地建設方案的復函》(以下簡稱“《復函》”)下發，內蒙古發改委原則同意錫盟特高壓外送風電基地建設方案中建設規模和規劃布局的意見。這意味著錫盟能源基地配套電源提速，有助于提高錫盟能源基地外送特高壓的輸電能力。

其實，不僅是錫盟能源基地外送特高壓，對于其他特高壓以及今后新建工程來說，提高輸電效率越來越受重視。國家能源局日前發布的《浙福特高壓交流等十項典型電網工程投資成效監管報告》(以下簡稱“《報告》”)指出，電網企業應總結重大工程經驗，進一步加強工程前期論證，重視工程投資效益;加強直流工程運維體系建設，不斷提升工程運行實效;加強與政府及行業間的溝通協調，實現工程預期輸電能力。

配套電源提速助特高壓提效

錫盟能源基地外送特高壓主要有“兩交一直”工程，即2017年7月投運的錫盟-勝利1000千伏特高壓交流工程、2016年7月投運的錫盟-山東1000千伏特高壓交流工程，以及2017年9月投運的錫盟-泰州±800千伏特高壓直流工程。其中，勝利-錫盟-山東特高壓交流工程原本是一條線路，后來因為匯集電源的問題，分成了錫盟-勝利、錫盟-山東兩個特高壓交流工程。

按設計值，錫盟-山東特高壓交流工程，向山東年輸送電量220億千瓦時，同時，該工程是華北特高壓交流環網的重要組成部分。

錫盟-泰州特高壓直流工程是世界上首個額定容量達1000萬千瓦、受端分層接入500千伏/1000千伏交流電網的±800千伏特高壓直流工程。按設計值，每年可向江蘇地區輸送電量550億千瓦時。同時，目前落點華東地區的向家壩-上海、錦屏-蘇南、溪洛渡-浙江±800千伏特高壓直流工程以輸送水電為主，錫盟-泰州和晉北-江蘇±800千伏特高壓直流工程以風、光、火打捆輸送為主，這將使江蘇、華東受端地區根據季節、需求等情況，進一步實現水火風光資源優化配置。

“部分特高壓線路自投運以來，因配套電源投產滯后，使得通道輸電能力不能充分發揮。”國家電網公司相關人士此前介紹。此次內蒙古發改委下發《復函》明確，錫盟特高壓外送風電項目規劃容量合計700萬千瓦，其中交流通道配置風電項目432.5萬千瓦，直流通道配置風電項目267.5萬千瓦。這表明錫盟能源基地配套電源建設提速，有助于提高上述“兩交一直”特高壓輸電效率。據介紹，除700萬千瓦風電外，錫盟特高壓交直流外送工程還配套了730萬千瓦火電。

據了解，錫盟能源基地存在配套電源滯后問題并非個案，《報告》也指出，由于部分工程建設與電源發展不協調等問題，致使投運后最大輸電功率一直未達預期，輸電能力發揮不充分。如哈密南-鄭州±800千伏特高壓直流工程設計輸送容量為800萬千瓦，自2014年1月27日投產以來最大輸送功率一直低于設計水平，維持在500萬千瓦以下，2014-2016年實際利用小時數分別為1650、3136、4033小時。

但同時，從中可以看出，雖然哈密南-鄭州特高壓直流工程投運后最大輸電功率未達預期，但在電網企業等各方的積極努力下，該工程利用小時數在逐年增長。國網此前也透露，今年將采取有效措施提升哈密南-鄭州、酒泉-湖南、扎魯特-青州等±800千伏特高壓直流輸送能力。

“強直弱交”問題有待改善

除配套電源滯后因素外，特高壓“強直弱交”問題突出也導致部分特高壓直流存在實際運行負荷低于規劃值的問題。

目前，華北、華中已形成一張同步電網，但僅通過一條特高壓交流單線(晉東南-南陽-荊門1000千伏特高壓交流工程)聯網，存在很大的安全風險。為防止大電網事故，已投運特高壓直流被迫限功率運行，影響其輸電效率，同時新的直流也不能建設。為此，國網曾向國家能源局建議，盡快核準建設“西縱”蒙西-湘南1000千伏特高壓交流工程和“中縱”錫盟-張北-贛州1000千伏特高壓交流工程，確保華北、華中電網安全穩定運行，同時加快啟動建設一批特高壓重點工程，推進電網互聯互通，進一步提高電網優化配置能力。

華東區域，正在建設的1000千伏蘇通GIL綜合管廊工程明年投運后，將使得華東特高壓聯網合環運行，保證向家壩-上海、錦屏-蘇南、晉北-江蘇、錫盟-泰州以及今年將投運的準東-皖南±1100千伏特高壓直流工程安全穩定運行。

華北區域，正在建設的濰坊-臨沂-棗莊-菏澤-石家莊特高壓交流工程將與榆橫-濰坊特高壓交流工程組成山東特高壓交流環網，與蒙西-天津南、錫盟-山東、北京西-石家莊特高壓交流工程聯網形成華北特高壓環網，保證落點山東、華北的扎魯特-青州、上海廟-山東等多條特高壓直流工程安全穩定運行。

對于今后新建特高壓等電網工程，《報告》指出，電網企業應在總結有關重大工程經驗的基礎上，全面科學做好新建項目前期可行性論證工作，特別是結合國民經濟和地方發展實情認真做好負荷預測工作，科學分析電磁環網對電網穩定和輸電能力的影響，全面論證重大工程落點對送受端網架的沖擊，充分論述工程投運后面臨的風險和瓶頸，客觀評估工程投運后實際能達到的輸送能力，為國家科學全面決策提供有益參考，避免工程實際投產后的低效運行。

此外，《報告》還要求，電網企業在工程前期論證時，應按照輸配電價相關政策，科學研究投資的回收方式，降低投資風險，提高投資效益。

統一市場規則打破省間壁壘

此外，市場機制不健全，跨區交易存在省間壁壘，不僅影響了新能源消納，也制約了特高壓輸電效率。國網發展部能源處處長何永勝近日表示：“有些地方政府要求發電企業低谷時報價不能低于0.13元/千瓦時，其他時段不得低于0.16元/千瓦時;有些地方要求購電最高限價0.25元/千瓦時，年購電量不得超過14億千瓦時，這些要求制約了新能源跨省跨區大范圍消納。”

國家發改委副主任連維良不久前指出，2018年是改革開放40周年，電改作為經濟體制改革的重要方面，更要加大推動力度，建立完善的相關配套政策，特別是科學合理的市場化定價機制，以大幅提高發用電計劃放開比例，促進清潔能源消納，提高市場化水平。

為此，國網部署今年將積極穩妥推進輸配電價改革，配合開展剩余跨區專項工程價格核定工作。同時，加快跨省區現貨市場建設，循序漸進形成統一市場規則，打破省間壁壘，促進能源資源大范圍優化配置。并按照國家發改委要求，積極配合做好擴大電力市場化交易工作，今年市場化交易電量達1.4萬億千瓦時，比去年增13.6%。