中国的双碳进程已步入第三个年头。在这三年的谋篇布局中，发电集团千帆竞进，逐鹿新能源开发，将风、光装机推上了9亿千瓦的历史高点，发展势头极其良好。
然而，“电源”侧建设的火热，也意味着电网建设的压力与日俱增。在碳中和大潮中，电网的角色比以往任何时候都重要。没有强大电网的支撑，新型电力系统建设会成为一句空话。
针对这个问题，华夏能源网注意到，9月20日国资委主任张玉卓在《人民日报》撰文指出，“要强化国有资本对电网、石油天然气管网、江河主干水网、信息通信网等领域投入”。电网投资，赫然列在第一位。
张玉卓是能源电力领域的“行家里手”，曾掌舵神华和中石化两大央企多年。晋升国资委主任半年多来，张玉卓先后密集调研发电集团以及电网企业，对新型电力系统建设存在的痛点做了深入研判。此番撰文力促电网投资，带有先行的政策吹风意义。
无独有偶，国际能源署亦提出，在中国，加大电网建设是电力保供和新能源消纳的关键。国际能源署执行董事、中国工程院外籍院士法提赫·比罗尔博士受访时表示，相比中国热火朝天的电源建设，“电网是极其重要的，很不幸的是，电网被遗忘了。”
国资委要求强化国资投资电网，意味着电网不仅没有被遗忘，更预示着一个新的大投资周期正在来临。
特高压“缺口”巨大
中国正大刀阔斧推进总计近5亿千瓦的风光大基地项目建设，到不了“十五五”期末，三期风光大基地就全部并网了。在这之后，西北地区还将持续上马更多集中式新能源项目，未来装机量约35亿千瓦（点击阅读：《从“要不要建”到“够不够用”，特高压争议二十年未了》）
因此之故，2022年1月，在中央政治局集体学习会上，特高压输变电线路与大型风光电基地、清洁高效煤电一起，首次被最高层明确为新能源供给消纳体系的“战略铁三角”。
在此前后，特高压迎来了新一波建设高潮。35条在运线路之外，“十四五”期间，光国家电网就规划了“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资3800亿元。截至目前，在运以及规划建设中的特高压总投资在1.6万亿元左右。
需求方面，“十四五”风光大基地总装机约2亿千瓦，其中外送1.5亿千瓦，外送比例达到75%。“十五五”风光大基地总装机约2.55亿千瓦，其中外送约1.65亿千瓦，外送比例约65%。
一般来说，一条直流特高压可配送约1000-1200万千瓦新能源装机。“十四五”风光大基地1.5亿千瓦新能源装机中，需要新增外送通道容量约9200万千瓦，对应8-10条直流线路，目前已规划4条，缺口4-6条。
按照“十五五”风光大基地外送规划1.65亿千瓦计算，假设约有50%的容量可利用现有特高压外送，那另外50%还是需要新增外送通道，这一部分将对应7-9条线路。
综上，仅大基地项目，特高压“缺口”就近15条，更遑论未来西北还将有更多新能源项目落地。
在特高压建设上，国家此前一直鼓励民资参与。两网曾多次尝试引入社会资本，国企改革还曾明确要求电网企业引入保险、大型产业基金以及送受端地方政府所属投资平台等社会资本参股，以合资组建项目公司方式投资运营新建特高压直流工程。
然而，一条线路投资金额动辄几百亿元，投资门槛不是一般的高。同时，电网企业有自然垄断属性，即使引入社会资本，电网也要保留控股权和运营控制权，社会资本没有决策权，最终大多是望而却步。
事实上，投资特高压，电网企业还可以通过内部资金、银行贷款、境内外债券发行、信托融资等方式满足资金需求。比如，此前国家电网于上交所发行的100亿元公司债券，三年期50亿元，发行利率2.99%；五年期50亿元，发行利率3.15%，比银行贷款基准利率还要低。
问题主要出在电网企业的投资意愿上面。张玉卓喊话国有资本强化电网投资，正是针对这一现实状况。
配电网建设推进难
特高压之外，随着新能源持续大比例接入电网，配电网投资缺口日益显现。国家统计局数据显示，今年上半年，分布式光伏新增装机量40.96吉瓦，占光伏总新增并网量的一半。然而，配电网建设的严重不足，成了分布式的“卡脖子”问题。
例如，位于河北邢台的隆尧县，作为“整县推进”试点县之一，该县供电局每周受理新增光伏用户200户左右，户均申请容量30千瓦，分布式光伏出现井喷式安装。
隆尧县是一个农业大县，28%为农业负荷，在非灌溉期负荷较小，基础农网配电设备容量与接入光伏发电容量差值过大，部分光伏发电无法就地消纳，配电变压器出现反向重过载，增加烧毁风险。
隆尧的情况其实具有普遍性。为了应对分布式光伏大规模快速并网，发改委、能源局发文，要求大力推进智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。
要解决问题，一方面，传统的配电网要继续改造升级；另一方面，应提高配电网对分布式新能源的主动响应和服务能力，在运行方式上主动适应有源配电网的需要。
政策层亦强调，“配电网建设要调动社会资本参与的积极性，让民资增量配电网与电网存量配电网形成对标和竞争，进而提升电网整体效率。”但是，由于电网企业对电量统购统销的依赖，增量配电网进展极为缓慢。
以河南省为例，郑州市通过招商引资，引入了比亚迪建设新港新能源产业园。该产业园建成后年用电量或将超过5亿千瓦时，这对于航空港区增量配电网来说是一块“大肥肉”。
为了配套比亚迪项目，明星增量配电网——郑州航空港兴港电力有限公司（兴港电力）于2022年9月建成豫州变电站，耗资近1亿元。此后，兴港电力先后14次申报电源接入，均被以该变电站未纳入升级电网规划等理由拒绝受理。
今年3月，为保证比亚迪项目用电需求，兴港电力大股东航空港区管委会，决定将豫州变电站卖给国网河南，并要求兴港电力将旗下全部配电网资产出售给国网河南。
这样的典型案例表明，增量配电利益分配存在的问题很难调和。一方面电网不想“分蛋糕”，另一方面社会资本寻求投资收益缺乏保障机制。在这样的局面下，增量配电网建设只由能国资扛起大旗。
区域环网建设要提速
全国不缺电，单个省份、局地缺电要怎么应对？单个省份缺电，区域内相邻省份能不能帮上忙？此前四川缺电就暴露出区域电网建设的严重不足。
由于来水偏枯，2022年夏，额定容量8000万千瓦的四川水电直接腰斩；另一边，由于干旱高温，四川最大瞬时用电负荷骤升至6500万千瓦。
6500万千瓦的最大负荷，4000万千瓦的有效水电出力，就算2000万千瓦的煤电全部顶格发电，四川还是出现了不小的电量缺口。危急时刻，相邻省份紧急调拨电力入川是一个救急的办法。但前提是，入川电力要有电网。
可现实是，相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，2022年四川缺电时入川的省外支援电力仅有600万千瓦，入川通道不足，导致电力入川保供难度特别大。
省间电力互济难，区域电力市场则能够更大范围内以市场化手段实现，且应急状态下能更好的发挥平衡调节作用。道理很简单，省和省之间出现供需波动时，省间资源有时难以作备用；而区域市场中，电力资源提供主体更多。从这个角度看，加快区域电网建设很有必要性。
区域市场的建设基础，软性条件上，如果省与省之间在资源禀赋、负荷特性上有互补性，那就有助于区域市场推进；而从硬件设施上看，这就要求各省之间有坚强的电网结构，比如特高压环网、以及省间特高压通道等。
2022年1月，发改委、能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称118号文），要求到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。
118号文还特别指出，“贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略，鼓励建设相应的区域电力市场。”
目前，长三角区域的电力市场有望加速落地。长三角所在的华东电网包括上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市。区域电网联系紧密，互相调剂备用的能力较强，比如浙江和安徽负荷高峰有时差，福建水电、核电资源丰富；电网硬件上，华东特高压环网已经形成，西电东送特高压又分别送至上海、浙江、江苏多个省市，可以灵活调剂省间电力余缺。
要想建成一个个统一的、资源互济的区域电力市场，加大区域电网投资必不可少。
当全行业都在讨论碳中和目标和增加清洁电力装机时，电网建设是“修路架桥”这样的基础工作，电网建设不应该也不能成为实现碳中和的短板问题。
