隨著草原“風電三峽”的崛起和全區發電裝機進入“四位數”增長新時代，內蒙古正逐漸成為我國21世紀的能源供應中心。但與此同時，全區對外電力輸出通道依然停滯不前。當備受爭議的特高壓外送通道悄然啟幕，又能否緩解困擾多年的“窩電”難題？


12月的鄂爾多斯高原，氣溫已至零下十度。凜冽的西北季風從西伯利亞和蒙古高原一路南下，略過庫不齊沙漠，吹向伊金霍洛草原。

數萬年前，著名的“河套人”在這里繁衍生息，而如今，依托天然的資源稟賦——“揚眉吐氣”（即羊絨、煤炭、稀土、天然氣），這里的經濟也實現了跨越式增長。

從內蒙古首府呼和浩特出發，在去往西南方向晉陜蒙三省交界的山路上，一輛輛裝滿煤炭、稀土等礦產的大貨車相向而行，呼嘯而過。

驅車3小時后，記者來到此行的目的地蒙西煤電基地——鄂爾多斯市準格爾旗。

“2號機組正在進行鍋爐蒸汽吹管。電廠一切準備工作就緒，預計10天后將正式并網發電。” 在華能魏家峁煤電廠的廠區內，巨大的吹管聲幾乎淹沒了該廠生產技術部專工趙永升的聲音，與此同時，啟機產生的水蒸氣瞬間形成了體積龐大的蘑菇云，向不遠處冷卻塔方向飄散開來。

“通過魏鄂1線、2線 ，我們的電力會進入到1000千伏特高壓鄂爾多斯變電站，然后通過蒙西~天津南特高壓工程線路，最終送至河北、天津等用電大區。”指著1、2號機組廠房東側十余根拔地而起的門型架，趙永升難掩激動，“內蒙的電力窩的太嚴重了！”

令趙永升難掩興奮的，不僅僅因為魏家峁電廠即將并網發電，更是因為富余的電力終于有了外送通道！僅僅一墻之隔的鄂爾多斯變電站剛剛竣工投運。

資料顯示，始建于2009年7月的魏家峁煤電廠，最初由北方電力公司與內蒙華電按60:40比例共同出資組建。2011年6月，中國華能集團對其增資，最終以70%的占比成為該電廠最大股東。然而，限于內蒙地區“窩電”困境，該廠建廠8年來，機組始終未并網運行。

隨著草原“風電三峽”的崛起和全區發電裝機進入“四位數”增長新時代，內蒙古正逐漸成為我國21世紀的能源供應中心。但與此同時，全區對外電力輸出通道依然停滯不前。當備受爭議的特高壓外送通道悄然啟幕，又能否緩解困擾多年的“窩電”難題？

『賣不掉的電力』

經濟轉型、產能過剩正在推進中國電力行業的下行提前到來。然而，電力需求增長放緩的頹勢，卻未能放緩電源大規模建設的步伐。

自2002年電力供應趨緊，原國家電力公司實行拆分改革后，在市場推動和投資主體多元化的作用下，我國電力投資快速增長，西部電力投資進入了“爆發性增長期”，作為能源大區的內蒙古也不例外。

由于內蒙古的煤炭資源豐富，具有建設大型火力發電廠得天獨厚的條件，包括五大發電集團在內的眾多投資商紛紛來內蒙興建電廠。

作為全國重要的煤炭生產基地，鄂爾多斯的優勢讓五大發電和大型能源企業趨之若鶩。數據顯示：僅2003年一年，該地區簽訂投資協議的電力裝機總容量就已超過5000萬千瓦，相當于兩個半三峽工程。

彼時，發電企業為了搶占市場空間，紛紛跑馬圈地、盲目布局，表現出近乎嚴重失控的狀態。

然而，新一輪電力建設熱潮卻潛伏著巨大風險。

“十一五”以來，內蒙古電力工業發展較快，但是本地負荷小，電力外送能力又有限，窩電、棄風現象嚴重。

以火電為例，據內蒙古電力公司預計，今年蒙西電網的火電公用機組運行時間僅在4000小時左右，大幅低于5500小時的設計指標，電力供求矛盾突出。


“以擁有2臺60萬機組的大板電廠為例，雙機運行的比例一年超不過一個季度，也就是說一年中2臺機組同時運行的時間不過兩三個月。”電話那頭的張海嘯在得知記者想要了解蒙東能源2016年發電經營情況時，如上作答。

“窩電窘境導致我們的機組不可能滿負荷運行，蒙東地區窩電情況太嚴重了！”張海嘯對《能源》記者說。

地處赤峰市巴林右旗的大板電廠僅僅是國家電投集團內蒙古能源有限公司的一個縮影。作為一家集煤炭、火電、新能源、電解鋁等產業一體化協同發展的大型綜合能源企業，電力外送困境已長期困擾該企業發展。

類似的情況也出現在京能（赤峰）能源發展有限公司，以2016年8月發電量為例，該廠共計發電0.86億千瓦時，同比增長-1.1%；當年累計發電9.57億千瓦時，同比增長-1.34%。

以上情景在內蒙比比皆是。

“煤都烏海境內目前分布著大小電廠30余家，但僅閑置的機組就達1/3，這幾年電力建設確實有點快了。”一位不愿具名的烏海某電廠負責人向記者感嘆。

再以占內蒙總裝機容量十分之一的內蒙華電為例，公司2016年上半年上網電量16402718千千瓦時，同比下降13.88%；發電量17930945千千瓦時，同比下降13.48%。

據悉，蒙電的競爭優勢主要就是資源稟賦，背靠內蒙巨大的煤炭資源，煤價較為便宜，蒙電的煤價目前在300元/噸左右，而下水煤煤價在500元以上，再加上蒙電有自己的煤礦，煤電一體化，不但沒電供應可靠，發電成本也遠低于內地。蒙電的上網電價不到0.3元/千瓦時，這與華南華東的4毛5毛的上網電價要低的多。

“然而，由于老小機組與大新機組并存，應用技術出現殘次不齊的局面，使內蒙電力工業整體上存在煤、水等一系列資源耗用率高，能源平均利用效率不理想的局面。”一位長期研究內蒙電力市場的人士向《能源》記者分析。

“發電企業建設無序，過度發展，加之內蒙本地負荷較小，以及主管單位和電網公司認識不一致，導致多條直流外送工程遲遲不批，內蒙始終深陷‘有力發電，無處送電’的窘境” 。

『襁褓中的特高壓』

12月24日，華能魏家峁煤電廠正式并網并開始168小時試運營。該廠建設周期達8年的1、2號機組終于實現并網發電。

與此同時，一墻之隔的1000千伏特高壓鄂爾多斯變電站的工作人員也興奮不已。

事實上，早前一個月，國家能源局剛剛批復了《鄂爾多斯煤電基地蒙西至天津南特高壓輸電通道配套電源建設規劃》，同意在鄂爾多斯為蒙西至天津南輸電通道規劃煤電規模660萬千瓦，用于建設5個2×66萬千萬煤電項目。

這是繼去年錫盟～山東特高壓交流工程配套電源、今年上半年上海廟～山東特高壓直流工程配套電源建設規劃獲批之后，國家能源局在內蒙古地區核準的第三個特高壓外送通道配套電源。

值得關注的是，一個月前的11月24日，蒙西～天津南1000千伏特高壓交流輸變電工程也剛剛投入運行。這是繼錫盟～山東特高壓交流工程順利投運后，內蒙古即將并網運行的第二條特高壓外送通道。而作為該條特高壓工程的首個配套電源項目，魏家峁煤電廠的一舉一動都備受關注。

“工程途經內蒙古、山西、河北、天津4省市，起點為內蒙古準格爾旗蒙西變電站，經晉北變電站、北京西變電站，最終抵至天津南變電站。工程變電容量為2400萬千伏安，全線雙回路架設，全長1216公里。”在1000千伏1號主變器前，國網蒙東檢修公司黨總支書記、1000千伏特高壓鄂爾多斯站站長趙占軍向記者介紹。

“電力從1.75公里外的魏家峁電廠發出，通過變壓器升壓到1000千伏電壓等級，然后通過鄂岳線向山西方向送電。”指著不遠處即將并網發電的魏家峁電廠，趙占軍說。

“魏家峁煤電廠是蒙西～天津南特高壓線路第一個配套電源，一旦商運后，將大大緩解鄂爾多斯煤電基地的窩電窘境”。

2014年11月4日，錫盟至山東1000千伏特高壓工程正式開工。這條“西電東送”“蒙電外送”的標志性工程的開工建設，標志著內蒙古電力大規模外送進入新的時代。

“目前，國網蒙東電力已建成投運特高壓交流工程兩條，即錫盟～山東、蒙西～天津南。與此同時，錫盟～勝利特高壓交流工程、扎魯特～青州、錫盟～江蘇泰州、上海廟～山東臨沂特高壓直流工程也正有序推進。”國網內蒙古東部電力有限公司（以下簡稱“蒙東電網”）發展策劃部副主任王曉暉向記者透露。

“6條特高壓線路中，扎魯特～青州特高壓直流工程定位于緩解整個東北電網窩電問題，工程全部投產后外送能力1000萬千瓦，對蒙東地區電網窩電問題會起到一定的緩解作用。”王曉暉說，“其余5條特高壓通道均建在蒙西地區，也將對蒙西地區的“窩電”問題進行大大改善。”

據了解，到2017年底，錫盟～勝利、扎魯特～青州、錫盟～江蘇泰州、上海廟～山東臨沂4個特高壓工程均將將依次建成投運。屆時，內蒙古電力外送能力將達6230萬千瓦，年輸送電量超過3500億千瓦時。

值得關注的是，工程進展的同時，圍繞特高壓的爭議卻依然不絕于耳。

一邊是國家電網公司對特高壓項目的雄心勃勃，另一邊是20多位電力行業退休專家的強烈反對。這些專家與國家電網展開了多年的拉鋸戰，聯名上書反對“三華聯網”。從2005年至今，十余年已過，爭議卻從未停止。

“未來通過跨區送電，特別是特高壓電網，把煤電基地大規模建設的高效的、低排放的煤電輸送到東中部地區，實現終端用能的‘以電代煤’，將是特高壓電網調整能源結構的重要內容。” 國網能源研究院副總經濟師白建華表示。

對此，清華大學電機系研究員王仲鴻則認為，“對于近距離的受端，可以通過現有500千伏線路。對于遠距離的，可以通過直流電直接送電。”

原電力部生產司高級工程師蒙定中對此表示認同，遠距離，就是要靠直流輸電，比交流特高壓又便宜，又安全，這才是我國電力發展的最好的辦法。

“特高壓需要科學的規劃和論證，實現資源配置還要算清楚經濟賬。”中國電力企業聯合會秘書長王志軒說。

“隨著國家治理大氣污染等措施的出臺，跨區送電的情況將會越來越多，而是否采用交直流特高壓輸電的爭議依然持續。安全性和經濟性仍是評判交直流特高壓輸電是否成功的重要指標”。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對《能源》記者分析。

『一區兩網背后』

一個省區，兩家電網，是內蒙古電力產業的特色。

早在2002年第一輪電力體制改革中，壟斷中國電力產業的“巨無霸”——國家電力公司，被拆分為五大發電集團和國家電網、南方電網兩大電網公司。而蒙西電網也因此成為兩大電網公司之外僅有的一張省級電網。

“內蒙古目前并存兩家電網，屬于歷史因素自然形成，并非人為行政劃分所致。蒙西部分歷史上長期與華北電網相連，實際上是華北電網一部分，而蒙東電網歷史上是東北電網的一部分。” 原電力工業部規劃計劃司司長王信茂在接受《能源》記者采訪時如上分析。

當前，內蒙古自治區境內電網主要分為內蒙古西部電網和內蒙古東部電網兩部分（以下簡稱蒙西電網和蒙東電網）。其中蒙西電網由內蒙古電力（集團）有限責任公司負責運行管理，蒙東電網由內蒙古東部電力公司運行管理。

作為中國唯一獨立的省級電網，蒙西電網供電區域為自治區中西部的六市二盟，包括呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟，供電區域面積72萬平方公里，人口約1230萬人。

數據顯示：截至2016年10月底，內蒙古西部電網裝機容量為6153萬千瓦，其中火電3888萬千瓦（其中煤電3790萬千瓦），水電186萬千瓦，新能源2079萬千瓦（風電1540萬千瓦、光伏528萬千瓦、生物質能11萬千瓦）。

煤電仍然是蒙西電網主要電源，占裝機容量的61.6%。但新能源發電量近年來已呈現持續增長，2015年新能源發電量比2010年增長193%，預計2016年新能源上網電量為373億千瓦時。

“截至10月份，蒙西電網主要經營指標保持持續向好態勢，售電量累計完成1196.25億千瓦時，同比增長5.56%，其中，區內售電量975.23億千瓦時，同比增長6.23%，送京津電量221.02億千瓦時。”在蒙西電網對《能源》記者的官方回復中，不難看出，雄踞中國企業500強、內蒙區域第一的蒙西電網2016年的業績依然亮眼。

“2016年，蒙西供電區基本形成了‘三橫四縱’的500千伏主干網架結構。增供擴銷成效顯著，地區用電負荷保持了穩定，售電量有望全年實現突破1400億千瓦時。” 蒙西電網方面表示。

與蒙西電網天然壟斷性和依托當地政府優勢不同的是，蒙東電網自2009年誕生之日起，售電量下滑和業績虧損便始終籠罩著該企業的發展。

“今年下半年，蒙東地區的售電量一直在下降，且降幅也在逐步的增加，截至11月，已經到了-2.05的水平。主要體現在第二產業，即工業用電上。其中，高耗能產業主要體現在化學燃料及化學制品制造業、非金屬的礦物制品業（煤礦等）、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉等4個產業上。”蒙東電網營銷部劉科學向《能源》記者透漏。

資料顯示：截至今年10月末，蒙東地區發電裝機2865萬千瓦，同比增長9.8%；發電量798億千瓦時，同比增長6.19%；平均設備利用小時2837小時，同比減少69小時。

“從11個月份各主要用戶用電情況來看，區域內主要用電企業合計購網電量70.78億千瓦時，同比減少22.62%，用電量總體呈下降趨勢。其中有色金屬加工、煤炭開采、化工企業售市場影響，售電量有所增長；主要電解鋁加工企業如錦聯鋁材、霍鋁公司購網電量同比減少較多，主要是因為鋁價長期低迷，企業生產積極性不高。”劉科學進一步補充。

據悉，蒙東電網供電區域為自治區東部的三市一盟，包括呼倫貝爾市、通遼市、赤峰市、興安盟，供電區域面積46萬平方公里，人口約1180萬人。由于蒙東電網尚未形成統一電網，上述四個盟市電網仍分別同東北電網相連。

其中，呼倫貝爾地區電網通過500kV海北變#1、#2主變與主網互聯；興安電網通過500kV興甜雙回與主網互聯；通遼電網通過500kV科沙雙回及220kV寶嶺線、城雙線、竣梨線與主網互聯；赤峰電網通過500kV青燕雙回、青北雙回與主網互聯。

“目前，蒙東電網尚未形成統一電網。按照國家電網‘十三五’規劃，‘十三五’期間，在現有電網格局基礎上，將‘三華’與東北通過特高壓交流聯網，將西北與川渝藏通過特高壓交流聯網，國家電網優化為東部、西部兩個同步電網，形成送、受端結構清晰，交、直流協調發展的格局。屆時，蒙東地區電網融入東北特高壓主網，通過特高壓交流通道與三華電網相聯。”王曉暉說，“也應看到，隨著特高壓配套電源的接入及蒙東大型新能源基地的開發，蒙東地區窩電現狀并不會產生根本性變化。窩電問題仍將在一定時期內依然存在。”

據王曉暉介紹，此次特高壓所惠及的，不僅是國網所管轄的蒙東區域，同樣飽受“窩電”煩惱的蒙西供電區域也將“共享”這一成果。

作為國家最早實施西電東送的省級電網，蒙西電網西電東歷經二十余年發展已達較大規模，成為京津冀地區主要送電端。

資料顯示：“十二五”期間，蒙西電網外送電范圍進一步擴大，開辟了向北部蒙古國、向南部陜西榆林地區的送電通道。2015年實現向蒙古國送電10.99億千瓦時，向陜西送電22.59億千瓦時，向京津冀地區送電260億千瓦。

“然而，近3年來，蒙西地區無新增新的電力外送通道。目前蒙西電網的外送通道能力已達到極限，如需提高外送能力，必須配套建設新的外送通道。”蒙西電網在對記者的官方答復中如上表述。

2016年6月，國家能源局下發《電力規劃管理辦法》的通知，明確要求跨省跨區電網項目應納入國家電力規劃。

根據國家電力《“十三五”發展規劃（2016-2020年）》，在“籌劃外送通道，增強資源配置能力”專欄中明確提出“積極推進蒙西包頭、阿拉善、烏蘭察布”特高壓外送輸電工程。

“我公司結合蒙西電網 ‘十三五’發展規劃提出了解決方案：一是利用國網在建和已建成的錫盟至山東特高壓交流，錫盟至江蘇、上海廟至山東、蒙西至天津南四條特高壓通道與蒙西電網聯網，送出網內富余火電、清潔能源。二是利用規劃新建的蒙西包頭、阿拉善、烏蘭察布三條特高壓外送通道送出網內富余火電、清潔能源。”問及蒙西電網的外送方案，蒙西電網方面透露。

據悉，下一步，蒙西電網將以新建特高壓外送通道作為研究論證重點，積極推進蒙西包頭、阿拉善、烏蘭察布外送通道建設工作。同時，根據國家電力“十三五”發展規劃“積極推進蒙西與華北主網異步聯網研究”。

“公司正在抓緊研究實施蒙西電網與華北主網異步聯網，通過將目前蒙西電網與華北主網的4回500千伏線路兩個通道分別通過背靠背隔開，與華北電網異步聯網，徹底解決動態穩定問題，內部各斷面送電能力不再受動態穩定控制，蒙西電網外送能力仍可以滿足400萬千瓦，內部斷面交換功率可以增加。同時，異步聯網的實施也將掃除蒙西電網與特高壓通道聯網的技術屏障。” 蒙西電網方面透漏。

“內蒙電網的割裂是歷史遺留問題，沒辦法解決。但窩電問題是由于電源的建設，審批權的下放，電力外送通道的不協調等原因導致，相關部門應該專門坐下來把這個問題，現實的困難和長遠的電力供應結合起來考慮，出臺相關方案。”王信茂說，“電力和別的商品不一樣。別的商品可以進倉庫，今年賣不了明年賣，但電不行。”

『電改契機』

10月28日，內蒙古電改綜合試點方案獲批，新一輪電改正式啟幕。

《方案》指出了目前內蒙亟需通過改革解決的四大問題，明確了近期推進電力體制改革的八項重點任務。

“其中蒙西電網開展了我國第一個省級電網輸配電價改革試點，這是我國第一個省級電網輸配電價改革試點，也是我國第一個按照‘準許成本加合理收益’原則測算能夠直接用于電力市場交易的省級電網獨立輸配電價。”一位不愿具名的專家向記者分析，“此次輸配電價改革降價空間主要用于降低大工業電價，蒙西電網大工業電度電價每千瓦時降低 2.65分，降價金額約26億元。”

據悉，自2015年10月1日開始實施的蒙西電網輸配電價改革試點，第一個監管周期（2015年至2017年）輸配電價總水平是每千瓦時0.1386元，與蒙西電網2014年購售價相比，每千瓦時降低0.0223元。

此外，在促進可再生能源和分布式能源消納方面，《方案》也指出：要充分發揮可再生能源電力邊際成本低的優勢，超出保障性收購電量范圍的可再生能源發電量應以市場交易方式消納。參與市場交易的可再生能源發電量應在運行中優先調度。

“為進一步挖掘市場消納新能源空間，促進新能源消納，通過內蒙古電力多邊交易市場，蒙西電網開展了風電參與長協、掛牌交易和區內綠能替代交易，目前進入市場清潔能源風電場124家，容量1070萬。”蒙西電網方面透漏。

與此同時，處在發展初期電力多邊交易市場，市場存在的問題和矛盾也逐漸顯現。

資料顯示：“十二五”期間，蒙西電網交易電量由2011年61.25億千瓦時，增長到2015年561.92億千瓦時，增長超出9倍，占全年售電量比例41%，超出蒙西電網區內售電量50%，平均成交價差30.76元/兆瓦時，全年通過電力多邊交易市場為用電企業降低用電成本達到17億元。

“目前，交易中心市場成員已達734戶，其中，發電企業165家，用電企業569家。2016年前十一個月已經完成289家市場主體注冊工作，其中，用電企業176戶，發電企業113家。”

與此同時，備受矚目的大用戶直接交易也在蒙東地區開展的如火如荼。

“蒙東地區從2014年開始大用戶直接交易，累計大用戶直接交易電量192億，為用戶降低供電成本22.6億。目前每年開展直供電交易的電量約占整個送電量比例的30%左右，在國網整個系統26個子公司來說，也比較靠前。” 蒙東電網電力交易中心劉興璽向《能源》記者介紹。

“蒙東、蒙西試點目標不同，電改具體方案也有所側重。蒙東地區能源資源優勢明顯，電力生產成本較低，但電網發展相對滯后，電力成本優勢未充分發揮。可依托大用戶電力直接交易試點經驗，穩步推進。”林伯強分析，“蒙西地區作為我國第一個省級電網輸配電價改革試點，應著重與推進跨省跨區電力交易、推進電力多邊交易市場建設，加強與京津冀輔助服務市場建設的協調銜接。”

“作為我國首個電力裝機突破1億千瓦的省區，如何加緊電力輸送通道建設、提高受電端的電力比重、消納區內龐大的電力份額，實現能源資源優化配置，應是未來內蒙全區發展的重中之重。” 林伯強說。