直流输电工程

苏通1000千伏交流特高压GIL(气体绝缘金属封闭输电线路)综合管廊工程投运，华东特高压交流环网实现合环运行，标志着连接主要能源基地与负荷中心的华东特高压交直流骨干网架初步建成。 70年来，我国
电网建设由独立分散、多头弱小，发展为全国互联、互通、互供，建成了全球规模最大的交直流互联电网，形成了西电东送、北电南供的电网互联格局，拥有全球最高输电电压等级、最长特高压输电线路、最大新能源并网规模，主

试运行。特高压基地配套新能源项目一期建设规模交流侧光伏3GW、风电2GW，光伏项目预计2020年930并网。 2019年7月，生态环境部批复了《雅中～江西800kV特高压直流输电工程环境影响报告书
800千伏特高压直流输电工程核准的批复》中明确，综合考虑通道电网电力平衡及调峰平衡、通道送电能力、新能源弃电率及火电利用小时等，拟配套火电8GW，新能源6GW。 根据《陕北～湖北特高压直流输电工程配套

输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。 因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划

输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。 因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划应

，在风光EPC，光伏逆变器、TSVG、电能路由器、柔性直流输电和智能微网等领域，占据全球领先地位。公司高纯多晶硅年产能8万吨，位居世界第二。公司位列全球绿色公司200强第32位，2019全球新能源企业
11月4日，由中国可再生能源学会主办，陕西师范大学承办，中国可再生能源学会光伏专委会、特变电工等单位共同协办的光伏领域顶级科技会议第29届国际光伏科学与工程大会暨第18届中国光伏学术大会在古都西安

，拥有自主知识产权核心专利技术208项，在风光EPC，光伏逆变器、TSVG、电能路由器、柔性直流输电和智能微网等领域，占据全球领先地位。公司高纯多晶硅年产能8万吨，位居世界第二。位列全球绿色公司200强
深知技术进步是光伏产业发展的核心和主要驱动力。张建新说，为此特变电工每年4%营业收入用于自主研发创新，建有行业首个光伏发电控制及集成国家工程实验室和能源互联网与电力电子实验室，参与行业标准制定68项

伏安;新增220千伏及以上输电线路长度24668千米、同比少投产5891千米;新增直流换流容量2200万千瓦、同比增加1700万千瓦。 六是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。前三季度
公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率均超过96%。 五是电网投资同比下降，农网改造升级及配网是投资重点。前三季度，电网工程建设完成投资2953亿元，同比下降12.5%;110千伏及以下电网投资完成

。 一是特高压投资成本高。公开资料显示，酒泉湖南800千伏特高压直流输电工程，线路长度2386千米，工程投资253.37亿元，平均约10公里需投资额1亿元。扎鲁特青州800千伏特高压直流输电工程，线路

，文23储气库一期工程进入全面注气阶段。电力通道建设扎实推进。核准陕北至湖北、四川至江西等特高压直流输电工程。全国首条跨省区配网联络线建成投运，打破浙沪跨省供电区域配网刚性隔绝。 前三季度，全国跨区

进入全面注气阶段。电力通道建设扎实推进。核准陕北至湖北、四川至江西等特高压直流输电工程。全国首条跨省区配网联络线建成投运，打破浙沪跨省供电区域配网刚性隔绝。前三季度，全国跨区送电4015亿千瓦时，同比
。 三是能源补短板力度不断加大。天然气产供储销体系建设加快。2019年度互联互通重点项目扎实推进，全国一张网加快形成。储气能力建设加快推进，辽河双6储气库项目注采井扩容上产工程已开工，文23储气库一期工程