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对于特高压在新型电力系统中的定位，存在两种截然不同的观点。一种观点认为，特高压将会成为新型电力系统中的能源主要运输通道，特别是直流特高压将在新型电力系统中发挥重要作用。另一种观点则认为，新型电力系统将从过去“电网中心论”的视角转换为“市场中心论”视角，新型电力系统不等同于大规模特高压/超高压+大规模集中式可再生能源的电力系统。
近日，中电联发布2021年一季度全国电力供需形势分析预测报告称，预计到今年底，全国非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。中电联数据显示，今年第一季度，全国全口径非化石能源发电装机容量10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重进一步降至48.8%。
有专家表示，未来，“光伏、风电等新能源+储能+特高压输电+电动智能汽车”的能源闭环将取代“黑色系化石燃料+远洋运输（本地开采）+火力发电+内燃机汽车”的能源闭环。那么，在新型电力系统中，特高压又该如何扮演好自己的角色？
特高压在新型电力系统中定位待明晰
记者采访发现，对于特高压在新型电力系统中的定位，存在两种截然不同的观点。一种观点认为，特高压将会成为新型电力系统中的能源主要运输通道，特别是直流特高压将在新型电力系统中发挥重要作用。另一种观点则认为，新型电力系统将从过去“电网中心论”的视角转换为“市场中心论”视角，新型电力系统不等同于大规模特高压/超高压+大规模集中式可再生能源的电力系统。
盛世景资本智造中国投资总监吴川认为，以光伏、风电、水电、核能为核心的电源，在一定程度上能缓解我国的电力区域不平衡，但在考虑时间因素的情况下，实际不匹配、尖峰不匹配和特情不匹配问题将更加突出，区域之间的电力调动需求仍然强烈。“譬如，东部地区的用电晚高峰，恰逢区域光伏退出生产时间，这就必然需要大量的西部电力调入，甚至作为主力电源调入。”
“特高压建设的初衷在于进行长距离、跨区域电力调动，这是特高压的技术特性决定的。以新能源为主体的电源结构中，根本变化是电源的不稳定性和分布性，这使得整个系统的锚点从电源转移到电网，特高压对电网的核心作用和支柱作用将大幅增强。”吴川表示。
头豹研究院分析师林钰翔告诉记者，特高压具有产业链长、带动力强、经济社会效益显著等优势，能为国家经济托底，为未来几年的经济建设注入强劲活力。如果价格机制调整到位，那么在末端通过技术手段，也可以提升电力系统的灵活性，并且极大缓解输电网、配电网的投资压力。
“但是，如果加强输配网投资，而弱化电价的市场化中心地位，客观上将进一步强化特高压在市场中的核心地位。”林钰翔说。
特高压仍要补齐灵活调度短板
当前，适应新能源消纳需要的电网调度运行机制尚未完全建立，现有信息化手段还不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要。多能协调控制技术、新能源实时调度技术、送电功率灵活调节技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。
吴川告诉记者，当前，特高压已是我国电网核心组成部分之一，承担了电力区域间调动的重要职责。未来，新能源并网量大幅提升后，区域电网的自稳定性将有所下降，特高压作为电力的骨干传输通道，将是区域电力互保的核心设施。
“但是，在新型电力系统建设目标下，特高压不仅要发挥电力的长距离传输作用，对其的灵活调度也提出了更高要求。短距离、高效率、灵活性将同样是特高压技术的发展趋势。”吴川表示。
林钰翔表示，大规模集中式可再生能源并网，可导致输电网阻塞，造成弃风弃光率抬高，加剧可再生能源和电网间矛盾。而大规模分布式可再生能源电站及电动车接入电网后，则会对电网带来不可预测性和冲击性，本质上都需要在配网侧进行风险对冲。
“大规模集中式可再生能源的间歇性与波动性，对电网安全稳定压力较大，客观上要求配置大量调频调峰和备用资源，即现货价格条件下的辅助服务。此外，火电机组未来将从基荷电源变成一种‘类储能资源’，同样因为缺乏价格回收机制，需要克服储能和电网间的矛盾。”林钰翔认为。
提升经济性才能在新型电力系统中担重任
虽然特高压在新型电力系统中的定位仍有待明晰，但部分线路却因输电能力未达预期而饱受争议，这也使得其在未来新型电力系统中的角色更加不明朗。
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》曾指出，“部分工程由于负荷预测偏高、市场供需变化较大、工程建设与电源发展不协调等问题，投运后最大输电功率一直未达预期，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”。
未来，一旦形成以特高压为主要运输途径的新型电力系统，那么在输配送电的过程中，该如何协调电源、负荷及通道之间的关系，避免出现“一边大建，一边闲置”的怪相？
吴川认为，电网建设本身就是按照高峰设计，必然存在冗余。未来，电网两端的非计划性增强，必然导致电源和电网的冗余更甚。特高压的技术特性，使电源调动过程的损耗更小、通道更宽，再加上灵活性加持，有利于减少资源闲置。
林钰翔告诉记者，为避免“一边大建，一边闲置”的情况的发生，行业需要三步走。
“首先，本质上需要在配网侧进行风险对冲，无论是需求响应、抑或是虚拟电厂、分布式储能。其次，进一步解决发电侧和电网侧储能投资面临的价格机制问题，并提供现货和辅助服务价格和市场机制。”林钰翔表示，“最后，进一步实现输配电价的清晰化合理化，同时加强输配网投资，提升电网企业向新型电力系统转型的内在动力。”
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