开年不久，又一条特高压线路获准的消息传来。

陕西省发改委公开消息显示，陕北-安徽±800千伏特高压直流输电工程近日已获国家发改委核准，这是陕西省推进电力外送战略的重大进展，也是安徽省首条全额消纳的高比例可再生能源特高压直流输电通道。线路全长1070公里，年输送电量360亿千瓦时以上，可再生能源电量占比不低于50%，工程总投资800亿元。

特高压历来是行业关注的焦点。相比过去几年，受核准、疫情等因素影响，建设速度相对放缓，如今重新加速，上述消息一出便引来叫好声不断。能联社看到，不少机构预测认为，特高压建设作为当前的刚性需求，必将持续释放巨大空间、带动产业链各环节受益。

然而，事实果真如此乐观吗？

因解决外送能力不足而被寄予厚望

让我们先看规模——

4882亿元、超5000亿元、5381亿元，这是国家电网2021-2023年完成投资建设的额度，特高压则一直是其中的重头戏。例如仅2023年一年，就开工了哈密-重庆等8项、投产了白鹤滩-浙江等6项特高压工程。

今年也不例外。国家电网2024年工作会议提出，加快建设新型电网，打造数智化坚强电网。其中，“以特高压和超高压为骨干网架”被列在“四大基础”之首。包括阿坝-成都东等特高压工程在内，电网建设全年投资预计将继续超过5000亿元。

根据规划，国家电网在“十四五”期间将共计建设“24交14直”38个特高压工程，规划到2025年，华北、华东、华中和西南特高压网架实现全面建成。有分析称，要达到上述目标，“十四五”最后两年必然进入特高压密集建设期，其中，直流工程至少要保持年核准开工4条。

据国联证券研报测算，当前已进入电网侧投资高峰期。按照第二批大基地规划，“十四五”“十五五”期间将分别新增电力外送需求150GW、165GW，以现有通道能力来算，外送缺口高达275GW。假设单条直流线路对应10GW风光大基地外送规模，预计仍需建成28条特高压线路。直到“十五五”时期，新增特高压项目都将持续动态增补——这是业内主流观点。

从形势来看，特高压线路也确有需求。国家能源局1月印发的《2024年能源监管工作要点》强调，“保障新能源和新型主体接入电网”，“推动‘沙戈荒’风光基地、分布式电源、储能、充电桩等接入电网。” 截至去年底，第一批“沙戈荒”大基地项目已集中并网；到去年11月底，第二、三批核准超过5000万千瓦，今年即将部分建成。考虑到大基地的建设规模与消纳情况，现有通道远不能满足远距离外送需求，大规模特高压通道视为“最优解”，从投资建设到带动消纳均被寄予厚望。

部分通道实际利用小时数迟迟不达要求

大手笔、高投资、重任在肩，这样的重大工程却长期面临难题——部分线路实际利用率迟迟上不去。换句话说，即便有了通道，清洁能源还是难以充分外送。

目前，国网已建成特高压工程35项（直流16条、交流19条）。可即使算上南网投资建设的特高压工程，在全国现有的线路中，也只有5条是以输送新能源电力为主。如此宝贵的资源，理应充分发挥效能。但从现实来看，目前并未达到预期。

以其中一条新能源专送通道青豫直流（青海-河南±800千伏特高压直流工程）为例，该项目于2020年底投产，据河南日报当时报道，作为国家电网全年超千亿元特高压建设项目之一，其是全国第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，投产后年送电量400亿千瓦时。但据能联社了解，该线路实际利用小时数目前依然偏低。

有资深人士透露，国家能源局于2023年9月发布的《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》，是最新一次官方公开关于特高压使用情况的结果。《通报》显示，青豫直流2022年利用小时数1662.5小时，利用小时数同比下降12.21%，年输送电量133亿千瓦时。其中，尽管可再生能源占比达到78.9%，但可再生能源占比仍同比减少了19.4%。

上述情况在2023年并未明显好转。除了利用小时数低于国家要求的4500小时，该线路常年夜间输送功率只有80万左右，仅为额定输送功率800万千瓦的1/10。1/10的比例，足见其利用水平之低。有业内人士直言，青豫直流已成为当前利用效率最低的特高压通道。身为青海省内唯一的特高压外送通道，该线路未能真正起到解决新能源消纳的作用。2023年1-8月，青海弃光率高于同期全国平均水平1.7个百分点。甚至在当地有些场站，弃风弃光率一度达到40%。

青豫直流不是个例，通道利用率偏低的问题由来已久。早在2017年，国家能源局发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》便指出，哈郑直流等部分工程，“输电能力发挥不充分，工程利用小时数偏低，输电效益未充分发挥”。直至2022年，锡泰、祁韶、鲁固等多条线路，自2017年投产以来均未达到4500小时要求。

实际利用率偏低不能只找客观原因

虽然说，输电能力爬升需要一定的过程和时间，但投产多时、差距仍在，这就不能只怪客观因素了。

还是以青豫直流这一典型为例，先从源头找原因。除了外送意愿，受端的接收能力也是重要一环。该线路于2018年11月开工，设计规划的时间更早，2020年投产至今，受端河南的形势已发生不少变化。

国家能源局河南监管办公开消息显示，截至去年12月底，河南全省装机容量13846.13万千瓦，同比增加1956.06万千瓦。其中水电装机534.90万千瓦，占比3.86%；火电装机7401.96万千瓦，占比53.46%；风电装机2177.92万千瓦，占比15.73%；太阳能装机3731.36万千瓦，占比26.95%。除了常规电源，河南新能源装机不断加速增长。例如到去年10月，光伏累计装机量较两年前翻了一番，其已成为全国分布式光伏装机规模第二大省。在该省多个区域，光伏容量承载力等级被评估为红色，这意味着自身消纳本就不易。况且除了青豫直流，河南还通过哈郑直流接收来自西北的电力，消纳难上加难。

另有源网不同步的问题，比如配套电源缺位现象突出。能联社了解到，青豫直流配套的李家峡扩机、拉西瓦扩机，实际投产时间均大幅晚于2020年底；配套的羊曲水电站、光热项目，当前仍在推进中。风光项目缺乏兜底支撑，自然难以满足直流大功率稳定输电要求。

此外，一些技术性难题仍待解决。有专家指出，特高压直流在实际运行中面临现实制约因素。比如在河南，青豫和天中直流同时落地，为保证电网稳定运行，二者只能按照总送电功率不超过600万千瓦控制，输送功率此消彼长、互为制约。直流特高压输送功率与新能源送电功率还存在反向制约关系，青豫直流输送功率提高到400万千瓦，新能源上网功率须小于260万千瓦。随着特高压线路数量增加、新能源大规模接入，上述问题进一步凸显，包括山东、浙江等多地将面临类似困扰。

存在于送和受、源和网，以及规划、技术层面的问题，其实已存在多时。如今，在特高压建设加速、规模骤增的同时，电网公司如何为旧疾找到新解，我们拭目以待。