第一部分：特高压输电概述
一、特高压输电的必要性
从电网设计角度来讲，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。特高压输电指的是1000 kV交流电压和±800kV直流电压输电工程和技术。特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。
我国的资源生产和使用分布极不均衡，80%的水资源分布在西南部，76%的煤炭资源和绝大部分的陆地风能资源分布在北部和西北部。而中东部地区人口稠密、产业集中，电力需求占到了目前全国需求量的69%。煤炭资源中，新疆、内蒙古、山西、陕西4省占全国资源量的81.3%，每年需将大量的煤炭从西北煤炭基地远距离运送到东部地区，随着运输成本将逐步上升，影响到煤炭运输能力。鉴于此，超、特高压输电技术的发展，使得较低损耗的远距离输电条件较为成熟，变煤炭的陆路运输为“空中”运输。
从直接成本上来说，在西北部地区价格为170元/吨至400元/吨电煤，经公路、铁路、海运输送到华东，将增加到800元/吨至1300元/吨标准煤，是前者的3倍至5倍。采用特高压输电会有较明显的原料成本优势。
此外，借鉴世界其他先进国家电力工业发展历程，发电会朝着大型能源基地和电站群的形成发展，以达到规模效应，提高资源配置能力和生产效率。但是如果能源中心距离负荷中心距离过远，输电线路的损耗过大，将会使远距离输电不经济。理论上，输电线路的输电能力与线路电压的平方成正比，与输电线路的波阻抗成反比。一般来讲，不同电压等级输电线路的波阻抗，随电压升高有所减少，但变化不大。在近似估计不同电压等级的同样输电距离的输电能力时，可近似认为它们的波阻抗具有相似的幅值。所以在估算线路的送电能力时，可以认为电压升高一倍，功率输送能力提高4倍。若考虑输电线路的波阻抗变化情况，其输送能力的提高将大于4倍。特高压线路就使得从能源中心向负荷中心远距离送电成为可能。我国三峡水电站装机总容量18.2GW，向华东输送的容量约8GW，输送距离1100km。继三峡水电站后即将开发的长江上游金沙江水电基地，总装机容量约75 GW。我国用电比较集中的华东电网长江三角洲地区的用电，除小部分依靠“西电东送”以外，主要依靠浙江沿海和江苏沿江沿海地区的大型燃煤火电和核电站，有的已形成电站群，如在宁波附近建设的三个大型火电站，总装机容量约15GW，输电容量和距离均超过5OOkV电压等级输电的经济合理性范围。
二、我国特高压输电的发展现状
国家“十二五”规划纲要中提到，“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。”根据国家电网的规划，“十二五”期间国家将投资超过5000亿元建成“三纵三横”特高压交流骨干网架和11项特高压直流输电工程，以中国能源基地为圆心，把新疆的煤电、风电输送到2000公里之外的河南、把四川水电输向2000公里之外的上海，把内蒙的风电、光电输向北京。到2020年，国家电网将建成“五纵五横”特高压交流骨干网架和27条特高压直流输电工程，将具备4.5亿千瓦的跨区跨省输送能力。
图1-1：2015年特高压电网规划图
资料来源： 国家电网公司
目前，特高压交流线线路近2000公里，直流线路近6000公里，变电容量3900万千伏安，换流容量超过4300万千瓦。已经建成的线路有晋东南-荆门、淮南-浙北-上海交流，向家坝-上海、锦屏-苏南、哈密-郑州直流；在建有：浙北-福州交流、溪洛渡-浙西直流;获得路条的特高压工程“三交三直”有：锡盟-南京、雅安-武汉、淮南-南京-上海交流，宁东-浙江、酒泉-湖南、准东-华东直流。特高压交流示范工程联结华北、华中电网，装机规模5.5亿千瓦，跨区输电能力从原来500千伏联网的50多万千瓦提高到目前的500多万千瓦。
三、特高压输电在争议中前行
特高压输电网络建设计划提出十年来，一直处于争议之中，国家电网集团在力推的同时，也一直有专家学者提出反对意见。反对意见现在主要集中在三点：1.从技术上讲，交流特高压技术不成熟，国外早期特高压研究均已停止，应优先发展直流特高压技术。2.从安全性讲，为增强电网输配电能力，特高压线路将联通全国各主要网络，而交流特高压联网有导致全国大停电的危险，而国际主流电网发展趋势是缩小同步运行范围以保证电网安全。3.特高压输电虽然可以使电煤就地转化成电力输送，减少运输成本。但是输电线路越长、电压越高，造价越高，且超过一定距离后交流特高压输电损耗和阻力增大，长距离输电反而不如送煤划算。
自2009年电网建设爆发式增长之后，随后几年我国电网投资增速减缓，特高压项目核准滞后，部分合同延期执行。近几年特高压输电项目核准低于预期，大部分特高压交流项目未被核准，主要原因是虽然“晋东南-南阳-荆门”项目近三年安全运行，但其输送功率下降近一半，在“经济性”方面远远低于预期；另外，以国外经验看，特高压交流等级越高，出现事故的概率越高，虽然 “晋东南-南阳-荆门”项目已安全运行三年，但若完成“三华环网”建设后，发生事故的概率将增加，影响面也将扩大。
第二部分：特高压输电对能源格局的影响
一、全国电力供需情况
2014年上半年，全国累计新增发电设备容量为3,670万千瓦，其中火电设备累计新增1,503万千瓦，较上年同期略有减少，水电设备累计新增1,301万千瓦，与上年同期相比有所增加。自2014年起，我国电源基本建设完成投资额继续放缓，火电、水电投资增速连续六个月呈现负增长。利用效率方面，受用电需求维持平稳但装机规模增加影响，2014年上半年各电源利用效率均有所降低。2014年1-6月，全国发电设备平均利用小时数为2,087小时，同比降低79小时。总体看，2014年上半年，我国发电设备投资增速继续放缓，发电设备运行效率略有下降。预计2014年下半年，我国电力供应仍将保持充足，发电利用效率将维持稳定。2014年上半年我国电力需求缓慢回升，呈现供求基本平衡态势。2014年上半年，我国国内生产总值为269,044亿元，按可比价格计算同比增长7.40%，整体呈现平稳运行态势。同时，2014年6月我国规模以上工业增加值增速为8.80%，仍处于较低水平
MI指数为51.00%，较上月略有回升，7月进一步回升至51.70%。整体上，我国经济仍保持平稳运行，但并无明显回升迹象。电力需求上方面，据中电联统计数据显示，2014年 1-6月，全国全社会累计用电量为26,276亿千瓦时，同比上涨5.30%，增速较去年同期有小幅回升。
具据中国科学院财经战略研究院预测，“十二五”和“十三五”期间的一次电力需求将保持稳定增长态势，年均增长有望达到6.7-7%之间。到2018年，一次能源电力需求将达到1.4万亿千瓦时，到2020年有望达到1.6万亿千瓦时。整个“十二五”中后期，我国全社会用电增速将保持在5.0-7.0%左右，总用电量达到5.7-6.0万亿千瓦时。
二、全国火力发电发展形势
2013年，全国煤电投资及其装机比重连续下降。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量39474亿千万时，同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。
图2-1：全国煤电发展趋势
资料来源： wind资讯、方正中期研究院制作
图2-2：电力对动力煤消费情况
资料来源： wind资讯、方正中期研究院制作
煤电依旧是我国发电主力，但增长速度已落后于电力需求的增长速度，缺口由其他发电方式代替。煤电发电量所占比例逐年降低，去年由于煤炭价格降低和经济增长对电力需求的大幅度增长致使火电机组利用时长增长，煤电所占比例有所回升。
图2-3：各种能源装机数
亿千瓦时
资料来源：国家煤炭工业网、方正中期研究院制作
预计2014年全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。
三、江苏省电力供需概况
江苏省是用电第一大省，2013年江苏省电力固定资产投资580.4亿元，同比下降1.4%，电源项目投资201.7亿元，同比下降8.4%，电网项目建设投资378.7亿元，同比增长2.7%。无论从增长绝对值还是从增长率来看，电源项目投资均落后于电网项目投资。新增发电装机容量778.2万千瓦，已经连续三年新增装机容量基本持平，其中火电新增652.8万千瓦，占总新增装机容量83.88%。新增电网中，110千伏以上线路3145千米，变电容量1773万千伏安超，特高压线路71千米，变电容量275万千安伏，分别占比2.26%和15.5%。
供给方面，江苏省2013年发电量继续位居全国首位。2013年该省全口径发电量为4404.9亿千瓦时，同比增长5.9%，较上年增速提高0.2个百分点。其中，火电发电量为4173.3亿千瓦时，占全部发电量的94.7%。
需求方面，2013年江苏省全社会用电量为4956.6亿千瓦时，同比增长8.2%，较2012年增速提高1.2个百分点。2013年，江苏电网受进电量547.2亿千瓦时，同比增长32.5%。最高日受电负荷1515万千瓦，同比增长30.8%，平均最高日受电负荷729万千瓦，同比增长30.4%。2013年，江苏电网没有出现全省性的电力缺口，但存在个别区域、个别时段供应能力不足的现象。全省局部地区共执行有序用电21天，最大错峰负荷728万千瓦。
目前可以判断，江苏省电力自给率88.9%，电力缺口通过区外输电，可以达到供需基本平衡，在冬季和夏季高峰期间，通过优化调度，合理配置资源，可以保证电力有序供应。
四、特高压入苏对江苏发电影响
目前对接到江苏省的运行的特高压线路是锦屏-苏州±800千伏特高压直流输电线路，在建和计划建设的有淮南-南京-上海1000千伏特高压交流线路（计划2016年投入运行）、锡盟-泰州±800千伏特高压直流线路（计划2017投入运行）和山西-江苏±800千伏特特高压直流输电线路（计划2017年建成）。其中现运行的锦屏-苏州线于2012年年底正式投入运行，理论年输送电量360亿千瓦时。2014年夏季用电高峰时，为江苏省稳定提供电力570万千瓦，占整体供给的20%。而仅依靠江苏省内的发电机组，高峰用电缺口达1000万千瓦。
锦屏—苏南±800千伏特高压直流工程，额定输电容量720万千瓦。2013年锦苏特高压成为江苏区外来电的主力军，工程投运近一年，已为江苏累计输送了超过210 亿千瓦时的清洁电力，约为南京市全年用电量的一半，供电量占到了江苏省4.24%。
但是江苏省火力发电并没有因为特高压线路输入受到明显影响。锦苏线正式运营的第一年（2013年），江苏省火力发电量并没有出现减少，反而从2012年的3253亿千万时上涨到了2013年的3669亿千万时，上涨幅度13.71%。同期全国火电由37867亿千瓦时上涨到42152亿千瓦时，上涨幅度11.32%。所以从发电量来说，锦屏线运行后江苏省对火电依赖还是要高于全国平均水平的。纵向上看，江苏省07年至今火电发电量平均年增长8.29%，2013年涨幅高于年均涨幅。
目前江苏省电厂密度已经没有环境空间，从南京到镇江段电厂间隔仅10公里，江苏地区每平方公里每年二氧化硫排放量达到45吨，是全国平均水平的20倍，以致频繁出现雾霾，这是能源发展不合理、结构性矛盾长期积累的集中暴露。按照国家电网公司编制的特高压电网规划和《江苏能源监管报告（2013）》，江苏将建成徐州、连云港、南京、泰州、苏州5座特高压变电站，形成多方向、多通道交直流混合受点格局，通过特高压电网接受区外来电超3500万千瓦，年可接受电力1750亿千瓦时。根据2014年江苏省最新煤耗率293克/千瓦时计算，理论上可减少5100万吨原煤的输入。
所以，从整体上看，全国煤电规模一直保持强势地位，特高压输电工程并不影响电力行业对煤炭的需求。锦屏-苏南特高压线路建成2012年以来，江苏2013年的火电发电量也并没有显示出受到显著影响。但由于部分煤炭就地转电减少了运输成本，会对煤炭价格有一定的压力。从江苏省看，目前锦-苏特高压输电目前主要以弥补电力缺口为主，短期内对省内煤电企业影响有限。但是一旦在建3条线路建成，年输电能力理论上将突破1000亿千瓦时，占江苏省总用电量的20%。加之江苏省的环境压力以及地域限制，省内煤电已无发展空间；其他用电工业由于宏观经济增速放缓以及限产政策的影响，对电煤需求已经达到峰值。中长期看，东部发电用煤量势必减少。
《期货日报》
发表于 2016-10-20 08:52:40
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