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特高压输电的必要性

  特高压输电的较大特点就是可以长距离、大容量、低损耗输送电力。据测算,1000千伏交流特高压输电线路的输电能力超过500万千瓦,接近500千伏超高压交流输电线路的5倍。±800千伏直流特高压的输电能力达到700万千瓦,是±500千伏超高压直流线路输电能力的2.4倍。   

  我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部;80%的水能资源分布在西南部;绝大部分陆地风能、太阳能资源分布在西北部。同时,70%以上的能源需求却集中在东中部。能源基地与负荷中心的距离在1000到3000公里。   

  在负荷中心区大规模展开电源建设显然会受到种种制约。比如煤炭运输问题、环境容量问题等等。而且,建设火电还可以靠煤炭运输,而水电、风电由于不可能把水和风像煤那样运输,因此就更是无法实现。一边是无法大规模建设电源点,一边又守着水能、风能等宝贵的清洁能源望洋兴叹,可见在负荷中心大规模开展电源建设这条思路是不可行的。   

  首先从资源优化配置来看,随着我国能源战略西移,大型能源基地与能源消费中心的距离越来越远,能源输送的规模也将越来越大。在传统的铁路、公路、航运、管道等运输方式的基础上,提高电网运输能力,也是缓解运输压力的一种选择。以目前已经投运的1000千伏特高压示范工程为例,目前每天可以送电200万千瓦,改造后可以达到500万千瓦,这相当于每天从山西往湖北输送原煤2.5万吨—6万吨。湖北媒体说,这相当于给湖北“送”来了一个葛洲坝电站。   

  再看经济效益,目前西部、北部地区电煤价格为200元/吨标准煤。将煤炭从当地装车,经过公路、铁路运输到秦皇岛港,再通过海运、公路运输到华东地区,电煤价格则增至1000多元/吨标准煤。折算后每千瓦时电仅燃料成本就达到0.3元左右。而在煤炭产区建坑口电站,燃料成本仅0.09元/千瓦时。坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心,除去输电环节的费用后,到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06—0.13元/千瓦时。   

  特高压更是清洁能源大发展的必要支撑。只有特高压才能够解决清洁能源发电大范围消纳的问题。前一段时间,内蒙古风电“晒太阳”送不出的问题广受关注。事实上,我国风电主要集中在“三北”地区,当地消纳空间非常有限。风电的进一步发展,客观上需要扩大风电消纳范围,大风电必须融入大电网,坚强的大电网能够显著提高风电消纳能力。特高压电网将构成我国大容量、远距离的能源输送通道。据测算,如果风电仅在省内消纳,2020年全国可开发的风电规模约5000万千瓦。而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力,全国风电开发规模则可达1亿千瓦以上。
               
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