CSPPLAZA光热发电网报道：中国首条大规模输送新能源的特高压工程酒湖特高压于2017年6月23日正式带电投产，设计送电能力高达800万千瓦，设计年送电量400亿度。但据了解，由于配套电源未同步等原因，截至2018年4月底，投运10个月累计仅向湖南输电96.2亿度，与设计输电能力相去甚远。

总投资达262亿元的±800千伏酒湖（酒泉—湖南）特高压直流输电工程起于酒泉市瓜州县，穿越河西走廊，途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南5省市，止于湖南省湘潭市湘潭县，线路全长2383公里。工程于2015年5月获得国家发改委核准，2015年6月开工建设，2016年12月底全线贯通，2017年6月23日全线带电投产。

为实现800万千瓦的设计送电能力，实现风光火打捆外送，该工程的配套电源规模高达1580万千瓦，其中包括火电600万千瓦、风电700万千瓦、光伏发电280万千瓦，新能源送电占比超过40%，而火电的600万千瓦主要用于新能源外送的配套调峰电源。

600万千瓦调峰电源在哪里？

这600万千瓦火电调峰电源未能同步投运是酒湖特高压低效运行的主要原因之一，按照规划，其中400万千瓦火电新建，剩下的200万千瓦从网内组织。与之配套的400万千瓦新建调峰火电装机规划于酒泉瓜州，名为常乐电厂，但却姗姗来迟。

据媒体报道，常乐电厂2016年8月才拿到甘肃省发改委《关于甘肃电投常乐电厂调峰火电项目核准的批复》。但随后我国开始严控煤电项目建设，常乐电厂的建设再次延期。

2017年1月，国家能源局向甘肃省发改委下发《关于衔接甘肃省“十三五”煤电投资规模的函》，常乐电厂4×100万千瓦工程中的两台100万千瓦机组被要求推迟至“十四五”及以后。

2017年9月8日，常乐电厂1、2号机组终于得以开工，计划于2019年11月和2020年2月建成投产。而此时，酒湖特高压已经投运。

图：常乐电厂正在建设中（2018年12月摄）

但即便常乐火电厂如期投运，2020年也仅仅能实现200万千瓦的火电配套，剩下的200万千瓦调峰电源装机仍不知所踪，如果无法完成配套，则酒湖特高压就不可能实现设计送电目标。

业内专家表示，酒湖特高压要想实现盈亏平衡，运送能力需要达到设计值的80%，但到2020年左右1、2号火电机组投运时，也仅能达到75%左右。换言之，酒湖特高压恐将面临长期亏损。

光热替代火电作配套调峰电源？

综合来看，酒湖特高压送电能力不足的主要原因在于，“甘肃电网新能源装机比例大，电网脆弱；配套调峰电源建设未能同步；在出现全国性电煤供应紧张时，火电若发生缺煤停机，也会影响送出能力；晚高峰时甘肃光伏发电能力下降，无法满足湖南的用电曲线需求；湖南省内发电量过剩等。

投资200多亿元的特高压工程亏损运行绝非各方乐见，解决这一问题的当务之急在于尽快补足配套电源，这也是最具可行性的举措。

但在国家严控煤电建设规模的要求下，常乐电厂3、4号两台100万千瓦火电机组的建设遥遥无期。

基于光热发电的可调特性，有行业专家提出了一个替代方案，配套建设200万千瓦光热发电装机作为调峰电源，替代未能开建的200万千瓦火电。

单从技术层面讲，在甘肃地区新建200万千瓦光热机组作为调峰电源，完全具备可行性。其同时可以进一步提高酒湖特高压的绿电外送比例，符合国家严控火电新建规模、发展新能源的大政方针。

但也有言论指出，200万千瓦光热装机大概需要投资500亿元，远远超出同等装机的火电建设投资。这笔钱从哪里来？如果走电价补贴，则其带来的补贴资金需求也很大，首批示范项目的总批复装机才仅仅1.35GW，政府会为酒湖特高压单独批复2GW光热装机的可能性看起来不大。

另外，以调峰为主要职能的光热电站将可能不得不牺牲部分发电量，现行示范项目的电价政策并不适宜，还需针对性研究调峰电价。

而以长远的发展眼光来看，我国多条特高压线路建设的目的是实现新能源的大比例外送，外送新能源同时要被捆绑上一定装机的火电，与能源的长期战略是相悖的，用光热发电这种兼具绿色与可调功能的新型电源替代火电调峰更具战略眼光。

目前，国家电网已累计建成“八交十直”特高压工程，在建“三交一直”特高压工程。但低效运行的特高压线路不仅只酒湖特高压，据了解，目前哈郑特高压、锡盟能源基地外送特高压工程都不同程度存在实际利用率低于设计值的情况。

特高压的建设仍在提速，2018年9月3日，国家能源局印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》指出，要在两年内核准开工九项重点输变电工程，合计输电能力5700万千瓦。2019年1月15日，《国家发展改革委关于陕北-湖北±800千伏特高压直流输电工程核准的批复》下发。