电源电网投资错位，谁才是“解铃”人？
作者 | 刘洋
编辑| 杨亦
日益严峻的源网投资不协调，正在拖住能源转型的“后腿”。
据业内权威人士在2024电力低碳转型年会上披露的数据，2018年电网投资在整个源网投资中占比高达66%，电网投资是电源投资的2倍；“双碳”目标提出后短短三年多，电源投资迅速超越电网投资。截至2023年底，电源投资已经超过电网投资4400亿元。
源网投资不协调，带来的最直接问题，就是新能源的接网困难以及弃风弃光问题抬头。业内直观感受到的是，2023年以来，从西北的集中式到中东部的分布式，很多新能源电站在中午时段正在经历从三、四个小时到五、六个小时不等的限电停发。
发电量数据，更能说明问题。2022年，中国风光新能源装机7.5亿千瓦，发电量1.2万亿度，相当于每千瓦风光装机发电1600度；而到了2023年，10.5亿千瓦的风光装机共计发电1.46万亿度，相当于每千瓦风光装机发电1390度，单位装机的发电量下降了13%。
源网投资的不够协调，电网投资被电源投资“甩在了后头”，给新能源消纳这个世界性难题再增加了难度。电网投资滞后，到底“卡”在哪儿，又“难”在哪儿？
错位的源网投资
过去几年间，电源投资的迅速增长，与2020年底“双碳”目标出炉后风光装机的持续放量密切。
2020年底，中国风电装机2.8亿千瓦，光伏发电装机2.5亿千瓦，风光装机合计5.3亿千瓦；截至2024年上半年，中国风电装机4.7亿千瓦，光伏发电装机7.1亿千瓦，风光装机合计11.8亿千瓦。三年半时间，风光装机增长逾7亿千瓦。
这7亿千瓦的风光新能源装机，对应的投资是多少呢？
以集中式电站为例，2023年，100万千瓦起步的风光大基地项目总投资额在40亿元到50亿元之间，1000万千瓦的起步的“沙戈荒”基地项目总投资额在400亿元到500亿元之间。也就是说，1亿千瓦风光项目要投资4000亿元到5000亿元。
综合估算，7亿千瓦风光新能源装机的总投资，保守估计也要3万亿左右。这还不包括抽水蓄能和储能电站的投资、新增煤电装机的投资以及煤电灵活性改造等方面的电源投资。
另据朱雀基金研报显示，2022年、2023年电源侧投资完成额分别同比增长30.3%和30.1%。这当中，预计风光新能源装机投资同比增长都超过了60%。
在对照电网侧投资，就黯淡了许多。2022年、2023年电网投资完成额分别仅同比增长了1.2%和5.4%，远远低于电源侧投资的增速。
对于电网投资滞后，主管部门也意识到了问题的严重性。继提出将配电网容量从2.5亿千瓦翻倍扩充至5亿千瓦后，今年6月4日，国家能源局下发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，提出新投产37条、开工33条配套电网项目，以保障新能源消纳。
相比“十三五”，“十四五”期间的特高压直流规划建成数量达到12条，同比增加50%。据长江证券测算，若以单条直流投资200-300亿元估算，“十四五”特高压直流投资金额相比“十三五”增加约1000亿元。
不过，就算是增加1万亿元（也即每年增加2000亿元），电网投资还是要严重滞后于电源投资。相比于突飞猛进的电源投资尤其是新能源投资增长，电网投资无论是绝对值还是增长率，无论如何都赶不上。
电网投资滞后“有隐情”
电网投资之所以滞后于电源投资，一个原因是两者建设周期的错配。
电源投资主要由市场驱动，新能源项目前期准备耗时一年，建设周期半年，整个项目周期约2年。
电网投资则主要由计划驱动，电网建设项目首先要纳入国家能源局电力规划，其次从国网总部发展规划到纳入地方公司的年度规划，才能开始进行预算、设计、建设等流程，项目周期平均三到五年，电网建设进度不可避免地滞后于电源建设。
周期错配，当然会影响到电网投资的进度。此外，这与电网企业的投资意愿也不无关系，电网投资积极性在几个方面都受到影响。
首先，特高压通道建设存在利用率不足的问题。
目前，一条特高压直流通道大约投资230亿元，一条柔性直流通道大约投资270亿元。尽管电网企业一直在积极上马建设特高压，但是特高压利用率低一直是困扰。
特高压送电也是有考核指标的，包括整体利用率、输送绿电比例。现实情况是，已投产的输电通道利用率尚未达到设计能力，2023年全国跨省跨区直流输电通道平均利用率约70%，全国跨省跨区输电通道输送新能源电量占比约18%。
利用率不够，这意味着动辄耗费二三百亿元建起来的特高压很难收回成本。
其次，西部网架建设投入、产出不成比例。
大型新能源基地通常位于地理环境异常恶劣的偏远地区，西北电网以750千伏交流为主网架，新疆、青海、宁夏的电力都需要经过甘肃的狭长地带汇集后外送，与东部长三角、珠三角地区500千伏环网网架相比，西北网架结构相对薄弱，因而难以发挥输送新能源的预期最大能力。
而改造和翻新西北网架，无疑需要花费好大一笔钱。即令西北网架改造完成了，但是由于西北地区地广人稀，不是电力负荷中心，翻新的网架也存在一个利用率的问题，投入、产出严重不成比例。
再次，电网企业对配电网的建设更是意兴阑珊。
由于输电网是电力系统的枢纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，电网企业无论过去、现在和将来都必然将输电而非配电作为自己的主要业务与工作重点。
由于高电压等级的输电网与低电压等级的配电网的输配电价比是7：3，但是建设成本则是倒过来3：7。这种局面下，电网企业缺乏动力去建设“费力不讨好”的配电网。
源网协调需要顶层规划
电网企业的投资决策要考虑经济价值及回报率，无可厚非。造成今日源网不协调的局面，更深层次的原因是缺乏统筹规划。
华夏能源网注意到，今年6月29日，在“国家能源转型与碳中和论坛”上，中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平发言指出，要以尽可能低的代价构建新型电力系统，其中最关键的是“以科学的发展规划为引领”。
吴安平表示，“尽管我们天天强调要加强规划，但事实上，新型电力系统的规划研究工作做得非常不够。”
吴安平直言指出了很多很不合理的现象——不少特高压输电工程长期达不到设计输电能力；新型储能搞强行配置，利用率低下；还有一边是中东部地区限制本地分布式光伏和风电上网，一边则在西部大力开发光伏和风电，远距离向中东部地区输电等等。
吴安平表示，这些问题暴露了电网建设的相关规划既缺乏对战略问题的深入探索和科学前瞻，也没有对具体建设方案的全面论证和客观判断，“凭想当然做决策”，行业应该意识到，“规划的节约是最大的节约，规划的浪费是最大的浪费”。
造成今日源网建设不够协调、源网矛盾日益突出的局面，在规划方面缺乏顶层设计与统筹协调无疑也是一大原因。
以风光大基地与特高压为例，风光大基地是100万千瓦起步，“沙戈荒”基地是1000万千瓦起步，但是目前大基地项目基本还是地方政府在主导，地方政府和发电集团达成一致，电源项目基本上就确定下来了。这当中，电网企业参与度到底有多少，是十分存疑的。
缺少电网企业深度参与的规划，源网建设不协调是必然。很多大基地项目已经开工建设甚至建成了，特高压通道以及受端省份也还未确定，有些项目从2021年至今已经连续弃电50亿度，这一情况甚至遭到了国家审计署的严厉批评。
中东部的分布式光伏建设也存在类似情形。地方政府十分热衷于在本地上马建设分布式光伏，包括整县推进的户用光伏，但是对配电网规划这件事则是不闻不问、视而不见，直到分布式光伏出现接网困难，大片区县被划为“红区”，政策就从“应并尽并”走向了“应停尽停”，留下新能源企业在风中惆怅。
要想有效矫正地方盲目热情上马电源项目、忽略电网投资规划这一无序状态，就需要从更高层面加强规划。以大市场、一盘棋思维来确保新型电力系统规划的科学性、前瞻性、经济性、权威性以及可操作性，统筹协调电源电网投资建设的步调与节奏，为能源转型大业保好驾、护好航。