《复函》指出，该项目拟规划配套的796万千瓦煤电项目充分发挥调峰能力，为风、光等新能源外送提供必要支持，保障新能源消纳能力。
记者梳理发现，目前多条“风光火”捆绑送电的特高压示范项目相继并网，均不同程度配套了大容量煤电项目作为调峰电源。近两年，为了提高特高压利用效率，特高压配套煤电电源点相继移出缓建名单，并不断加大煤电输送比例。那么，煤电“搭配”多少“风光”，特高压才能尽可能多地消纳清洁能源，同时兼顾经济性和安全性?特高压配套电源应如何科学规划?
煤电提高通道利用率
陕北-湖北±800千伏特高压直流工程原计划2017年3月开建，2019年建成投运，但之后并未如期推进。2018年下半年，国家电网重启该项目，重新论证可研方案，该项目作为“满足陕北能源基地送出及湖北负荷需要”被列入当年《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，并于2019年1月获国家发改委核准，拟2021年建成投运。
对于该特高压工程配套的近800万千瓦煤电所扮演的角色，能源专家叶春表示，在新能源发电并网的情况下，煤电功能已从过去单一的电量型向兼顾电力型的双功能转变。
有知情人士向记者透露，近年来，因电力产能过剩，近一半特高压电源点未获批，特高压也因利用效率低而备受争议。
公开信息显示，我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日投产，设计送电能力800万千瓦，设计年送电量400亿度。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。
“近两年，关于特高压配套电源点的风向和思路发生了一些变化。煤电比例越高，出力越稳定，特高压线路的利用率也就越高。火电挑大梁，风光适量加入，某些线路接入的煤电容量几近线路全部容量。”上述知情人士介绍。
配套煤电无固定比例
根据陕西省发改委2019年5月发布的《陕北-湖北特高压直流输电工程配套电源建设规划环境影响报告书》，按照核准备案新能源装机分布情况，新能源配套6GW。对此，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出：“按常规7:3比例，规划中近800万千瓦的煤电对应的风光装机容量不是小数目，可能会面临输电通道没有出路的问题。”
对新能源装机的安排，《复函》明确指出，总结其他特高压通道运行经验，逐渐提高外送电量中新能源占比，相应需新增的风电、光伏等新能源发电项目建设方案另行研究安排。
那么在保障安全和经济的前提下，特高压送电端最多可打捆多少比例的新能源?
记者注意到，国家能源局2019年6月发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，截至2018年，20条特高压线路的可再生能源占比为0%—100%不等，其中复奉、锦苏、宾金、楚穗和普乔5条直流线路的可再生能源占比超95%，且均为水电专线，其余线路可再生能源占比最高为48.7%。
“从某种程度上说，清洁能源发电与火电打捆外送，主要考虑不同电源的技术经济特性，根据电力需求、调峰能力和清洁能源、煤电的出力进行安排。在技术有保障的情况下，尽可能保障新能源发电消纳，没有绝对的固定比例。”叶春表示，“未来输送电量在技术可行情况下，将以新能源发电为主，煤电为支撑。新能源发电装机容量及出力有限，在相当长时间内煤电仍是外送电力电量的主要部分。”
袁家海告诉记者，由于风光出力的间歇性，加之其利用小时数显著低于煤电和大型水电，风光有效容量一般不能超过线路容量的30%。“大头留给可平稳出力的煤电，才能保证特高压直流项目利用小时数达到经济合理的4000-4500小时。如若进一步提高可再生能源占比，需配套大量的储能容量，势必进一步推高可再生能源开发的总体成本。”
尽力打造清洁能源基地
“风光火”能源基地捆绑特高压的送电模式是大势所趋，配套电源点到底该如何规划?
袁家海指出，在三北地区再建新能源基地，尤其是平价新能源基地，要朝综合能源基地转型。“风电和光伏一起打捆，比单纯送风电或光伏出力更平滑、更可控，搭配煤电、配合储能，与特高压线路配套，才能在一定程度上提高经济性，朝多送可再生能源的方向发展，否则单纯‘风电三峡’模式还是会遇到很高的送出壁垒和弃风弃光问题。”
配套煤电方面，袁家海认为，要统筹全国电力平衡和电力流优化，重新审视已批煤电基地的功能和定位。“现在煤电基地主要集中在山西、陕西和内蒙古，这些区域的煤电基地能否续建增容，是值得系统研究的问题，必须要考虑黄河流域生态保护和汾渭平原空气治理等因素。”
针对需求侧，袁家海提示，随着浩吉铁路正式开通运营，湖北地区紧邻西南水电大基地，加之目前陕北-湖北±800千伏特高压直流工程，湖北乃至整个华中地区下一步要统筹考虑能源流优化问题。“很多研究认为，下一个五年或十年电力增长重点区域在华中地区。就华中地区而言，应尽可能消纳西南的水电和清洁电源，送华中的陕北能源基地也应尽可能打造为综合性的清洁能源基地。”（赵紫原）
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