在我国能源发展的历程中，曾经有两个重要的争议，一个是新能源，一个是特高压。
新能源即便如今大红大紫，也仍然不乏争议，发展过程历经坎坷，终于走过从0到1，苦尽甘来，在全球低碳及中国双碳的指引下，基本确立了能源发展中坚的地位。
特高压则没有这么幸运，作为国家或国资主导的大型基础设施，投资金额巨大，牵扯利益众多，尽管电网公司作为实施主体极力推动，但饱受争议，发展相对缓慢。
在双碳目标的战略指引下，我国新能源蓬勃发展，但空间传输和消纳成为瓶颈，构建新型能源基础设施网络迫在眉睫，特高压作为电力传输骨干的战略地位开始凸显。
如今，新能源的新一轮发展需要特高压，特高压的发展又进一步促进新能源，两者终于从难兄难弟，开始比翼齐飞，一起构建全新的能源体系。
特高压对新能源影响深远
特高压建设的主要目的还是促进新能源发展，这也是为什么在新能源没有大发展之前特高压不被重视，而新能源战略地位确定之后特高压建设便立马提速。其中意味，不言而喻。
一方面，特高压可以解决新能源传输和消纳问题，解决新能源发电端和用电端的空间错配问题，更大规模的促进新能源装机。
在高层的推动下，2021-2022年以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地发电项目陆续启动，首期100GW已经开工，内蒙、陕西、青海、甘肃、新疆等地分布较多，电力消纳成为配套考虑问题，因此催生了对特高压的潜在需求，特高压可以将新能源源源不断地输出并稳定消纳，也这是特高压建设加速的一个重要因素。
另一方面，特高压可以解决新能源稳定性问题，跨区域更大网络调节，还可以解决光伏、风电等新能源的周期性和间歇性问题，提升电网整体及局部的稳定性。
去年9月，东北电网遭遇“崩溃”风险，主要原因还是东北电网电源结构和电网调节方面存在不足，一方面东北电网主要向外输出，另一方面火电和风电为主，风电具有间歇性问题，一旦火电因为煤价上涨出力不够，又没有外部电力输入，整个电网入不敷出，“拉闸限电”就不可避免了。
不断完善特高压网络，更大程度地促进不同区域之间的电网融合，一方面可以促进新能源的扩容和消纳，另一方面在新能源占比不断提高、火电占比不断降低的背景下还可以提升电网稳定，特高压的价值非常重要。
特高压赛道长期景气
特高压的规模化推广应用不仅仅在于新能源发电对电力系统提出新的需求，迫切需要改变，也在于电网有较强的投资支撑能力。
伴随着我国经济持续发展，用电量需求也在逐步攀升。根据国家能源局统计，2021年，全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3％，较2019年同期增长14.7％，两年平均增长7.1％。
与此同时，新能源发电高速发展，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6％；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9％。
用电需求的增加叠加新能源发电建设使得我国电网投资重归增长态势。
据中国能源报报道，2022年电网投资额规划为5012亿，同比增长6％，创造历史新高。
2021能源电力转型国际论坛上，国家电网公司董事长、党组书记辛保安披露，“十四五”期间国家电网计划投入3500亿美元（约合2.23万亿元），推进电网转型升级。整体保持增长态势。
相比于以往年电网的建设情况，市场更加关注十四五特高压的建设规划以及超预期的空间。
国网提出将于“十四五”期间新建特高压线路“24 交 14 直”，涉及线路长 3 万余公里，总投资共计3800亿元。
特高压在保证风光大基地消纳和中东部地区提高可再生能源消费比例需求方面的重要性和迫切性。
如此看来，特高压赛道长期景气。
特高压与新能源如何协同发展
电网平稳调度、供需动态平衡，与新能源发电“靠天吃饭”特性存在较大冲突。新能源发电出力受风力、光照等气候因素影响，难以实现持续稳定供电或根据负荷需求调节发电出力。同时，随机性和波动性也降低了发电曲线置信度。以风电为例，单个场站的风功率1分钟波动值最大约为20%，10分钟波动最大值可达100%甚至更大。日内逆调峰特性加剧“鸭型曲线”现象。一般而言，风电夜间大发时是用电低谷，用电高峰期风电出力反而较小；光伏发电在晚高峰出力为零，大量的光伏接入电网、特别是分布式接入，导致“鸭型曲线”效应越来越严重。
常规电源集中性好、单机容量大，设备性能稳定，计划性强，调节主要以负荷侧变化为主。反观新能源装机，单体容量小、发电曲线变化多且快，电压接入等级不同、源荷同为变量，对电网规划、调度方式均形成巨大挑战。随着新能源装机比例的逐步提升，电网功率实时平衡难度进一步增大，电网潮流多变，可测、可控、可调难度呈指数型上升。
规模化新能源的接入，将导致电网抗干扰能力下降，系统的安全性稳定性无法有效保证。系统转动惯量越大，电网稳定性越强。旋转设备被静止设备替代，即新能源发电代替传统化石能源发电方式，系统惯量不再随规模增长、甚至呈下降趋势。当电网出现扰动时，由于有效转动惯量减小，系统整体波动加剧，兼之新能源机组电压、频率耐受能力差，新能源可能出现大规模脱网风险，并引发系统连锁反应。新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的2～3倍。随着新能源发电占比快速提高，系统动态无功储备及支撑能力急剧下降，系统电压稳定问题突出，高比例新能源接入地区的电压控制困难，高比例受电地区的动态无功支撑能力不足。
风光变流器等大量电力电子设备接入，电能质量问题日益突出，不仅传统电网频率、电压和功角稳定问题受到深度影响，而且出现新的次/超同步振荡稳定问题，造成火电机组连锁跳闸，从而带来新的电网安全风险。
常规直流特高压技术特性劣势制约新能源高比例送出。常规直流特高压采用半控晶闸管作为换流核心元件，在换流过程中，无论整流还是逆变，均需要吸收大量无功功率保证换流器运行。一般无功消耗约为有功的40%～60%，因此传统直流特高压送受电端均需要能够提供大量的无功功率的交流电网作为支撑。当直流特高压发生换相失败、甩负荷或换流器闭锁故障时，系统输送功率大量缺失甚至中断，此时无功补偿过剩，引发送端换流站母线暂态过电压，而随着新能源大规模接入送端电网，使得交流系统强度进一步降低，加剧过电压严重程度，如果过电压进一步诱发大规模风电场脱网，将导致故障范围扩大。因此，常规特高压送电端需要配备满足一定电气距离的煤电机组作为解决暂态过电压的措施，并且为了保障电网设备安全，现有直流特高压会采取降功率运行方式来满足暂态过电压安全裕度。
受暂态过电压限制，严重制约了直流输电能力，天中、吉泉、祁韶、鲁固、锡泰等线路均因此受限，同时直流特高压输送功率与新能源送电功率还存在反向制约关系。如青豫直流输送功率提高到400万千瓦，则新能源上网功率必须小于260万千瓦；吉泉直流输送功率由600万千瓦提升至1000万千瓦，近区风电接纳能力则由450万千瓦下降至300万千瓦。从运行情况看已投运的风光火为主力电源的直流特高压线路可再生能源电量占比均不足40%。
结合拟规划建设的新能源基地项目对外送电情况进行系统推演分析，提出以下针对性建议。
多维度综合考虑基地项目选址论证。基地项目规划论证要综合考虑消纳、电力市场、场址、资源、技术方案等多方面因素，加强源网合作力度，延伸源网合作工作周期。抓住目前项目开发建设中的主要矛盾，即在优先解决外部条件的情况下进行内部优化，减少项目不可控因素，将电源端投资经营压力与电网企业在特高压线路的投资经营压力实现捆绑，促使源网同时发力，更好地解决消纳问题。
加快柔性直流技术的研究和试点应用。基于柔性直流具备如下技术优势：可实现无源孤岛送电、在受电端电网不存在换相失败，具备电压支撑能力、不需要火电等常规电源为其电压支持，可改善受电端电压稳定性，功率调节灵活，送电曲线可以灵活调节、不需采用常规直流的台阶式曲线，在送受电端之间分担新能源的调峰需求的技术优势，建议大力推进柔性直流研发应用，着力推进柔性直流在设备成本、输送容量、输送距离、单站损耗等瓶颈技术的研发力度，建议把远海风电基地送出作为示范应用场景，推动在大规模风电场接入系统试点工程，充分发挥柔性直流在新能源消纳方面灵活性和安全性的优势。
合理设置传统直流特高压可再生能源电量占比。细化可再生能源基地分类。结合基地项目资源情况、电源装机类型及消纳路径，匹配不同类型的特高压线路建设型式，并分类合理设置电量占比，避免“大拨轰、一刀切”现象，建议将风光火储等基地外送项目可再生能源电量占比由50%调整为40%左右，水风光储或水火风光等基地项目可再生能源电量占比可酌情提高的合理化建议。
合理设置装机方案，丰富拓展集团“一体化调度”内涵。结合受电省份的实际消纳情况合理配置新能源装机，合理控制光伏超配比率和储能设备的配置规模，争取较优的送电曲线，进一步拓展丰富“一体化调度”内涵，综合考虑送电端、受电端相关省区煤电、风电、光伏发电等各电源点的机组容量、电价、市场需求等因素，统一研究售电营销策略、发电调度计划、机组检修计划等，统筹开展风光火、跨省区的统筹调度。
