“西电东送”开启绿色重塑新篇章|储能|新型电力系统|煤电|绿色重塑|能源|西电东送|风电

随着“双碳”目标的深入推进，传统的能源输送模式正面临重塑，西北地区作为“西电东送”的主阵地，如何在保障能源安全的同时实现绿色转型，成为行业关注的焦点。

▲图片由AI生成

近日，国家发改委、国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出要增强电网资源优化配置能力。其中，“西电东送”规模预计超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右。这意味着我国能源资源配置正在经历一场深刻的绿色变革。随着“双碳”目标的深入推进，传统的能源输送模式正面临重塑，西北地区作为“西电东送”的主阵地，如何在保障能源安全的同时实现绿色转型，成为行业关注的焦点。

绿电比例将迎来“激增期”

“西电东送”实施多年，目前已进入关键的转型期。北京大学能源研究院特聘副研究员康俊杰指出，“西电东送”正在经历绿色重塑，未来不仅是单纯的电量输送，更将转变为“可靠的、清洁的、便宜的电力”输送。

根据康俊杰团队的模型研究，西北地区仍然是未来“西电东送”的支柱地区。数据显示，预计2025年，西北地区年外送电量将达到4000亿千瓦时左右，这一体量已接近韩国或德国的年度总用电量。而在未来十年，这一数字有望翻番，到2035年达到8000亿千瓦时，体量相当于2023年全球电力消费量排名第六名的国家。这意味着，西北地区不仅满足了本地产业发展需求，更将成为支撑东部沿海地区经济发展的绿色引擎。

在输送结构上，绿色化成为最显著的特征。康俊杰分析称，2024年西北“西电东送”中的绿电结构比例预计为33%，未来5至10年将是绿电比例快速提升的“激增期”。预计2025年，这一比例将超过55%；到2035年，基准情景下将达到67%，加速情景下更是高达72%。

然而，转型之路并非一帆风顺。康俊杰以现有的几条关键线路为例剖析了其中的痛点。例如，昭沂直流（蒙西—山东）最初为治理华北雾霾设计，配套煤电比例高，可再生比例仅为17.4%；青豫直流（青海—河南）虽然可再生比例高达97%，但由于前期缺乏配套电源，如拉西瓦水电站未建成，实际输送电量低于设计水平，运营面临亏损压力。

“这表明，线路的规划定位对总量和结构影响巨大。如果缺乏配套电源和调节资源的协同，再好的设计也无法发挥效益。”康俊杰表示。相比之下，祁韶直流（甘肃—湖南）与近期投产的几条线路，通过合理配置风光与煤电、储能，实现了较高的利用率与合理的可再生能源比例，为后续发展提供了参考范本。

破解同质化竞争是关键

在“西电东送”的大版图中，陕西与甘肃两省的定位差异尤为关键。针对目前两省存在的产业同质化、资源错配等问题，专家建议应明确两省的错位发展路径。

康俊杰指出，陕西省应定位为“调节中心”。尽管陕西在未来五年煤电装机仍会有少量增加，主要用于配套新建的特高压线路（如陕西至安徽、河南），但其核心功能正在由“保供电量”向“调节电源”转型。预计陕西省煤电发电量将在2025年、2026年达峰，随着存量机组发电量逐步减少，其现有煤电机组将为西北电网其他外送线路提供关键的调节支撑与保障能力。预测显示，陕西未来净外送能力约在1000亿千瓦时，首要满足自发自用，余量外送。

相比之下，甘肃省的定位则是明确的“外送基地”。甘肃拥有丰富的风光资源，目前特高压线路输送以风电为主，且利用率逐步提升。随着陇东—山东等外送线路的投产，甘肃送出电力的可再生能源比例有望超过60%，到2030年甚至可能突破80%。康俊杰预测，甘肃未来将承担4000亿千瓦时的外送电量。它不仅利用本省资源，还将吸纳陕西的煤电及跨省互济电量，通过光热、水电等多能互补，成为纯粹的绿色电力外送枢纽。

在电价方面，陕西在西北地区并不具优势，其平均上网电价高于全区水平，而甘肃则略低于平均水平。这种细微的电价差异在高耗能行业中足以决定企业的盈亏，也加剧了跨省电力交易的复杂性。

华北电力大学电气工程学院副教授杨用春认为，目前西部电网在规划建设上仍以外送为主，本地电网相对薄弱，存在“强直弱交”的问题。这导致在极端天气下，电网断面受限，反送能力不足。“西电东送”与“西电西用”应相辅相成，必须通过加强送端电网建设，特别是解决灵活资源配置矛盾，才能支撑产业落地与外送的双向需求。他还提到，虽然柔性直流技术能解决换相失败问题，但目前成本依然高昂，需要技术迭代来降低成本。

构建统一市场化解利益矛盾

面对“西电东送”绿色重塑过程中的挑战，业内人士认为，需要从政策协同、通道统筹、技术体系和市场机制四个维度化解利益矛盾。

首先，在产业发展上，必须“协调、有序安排风光发展”。康俊杰强调，要解决省间资源协调问题，避免类似各地一拥而上建设光伏导致的同质化竞争。项目布局应注重错位发展，科学安排风光发电与调节性资源，如光热、储能的建设时序，防止出现“线路等电源”的现象。

其次，构建“通道统筹”机制。针对存量通道调节灵活性不足、增量通道配套滞后的问题，必须做到项目、通道、配套资源的协同论证与建设。国家能源局国际合作司原副司长安丰全指出，跨区域输电走廊的安全性问题不容忽视，特别是像河西走廊这样的集中了“西气东输”“西煤东运”和“西电东送”的能源战略关键节点。因此，通道规划必须统筹考虑安全与效率。

再次，打造“特高压输电+构网型新能源+智能调控”的三位一体技术体系。业内人士呼吁建立由国家主导、多部门联动的专项协调机构，协调东西部资源对接、利益分配及线路规划。

最后，建设全国统一电力市场与利益平衡机制是关键。康俊杰认为，目前各省电力市场规则不接轨，如山东省已出台容量补贴政策，而甘肃省尚未出台，这导致跨省输电成本分摊困难。必须建立统一的市场标准、核算方法和成本分摊机制，特别是要体现绿电的环境价值。

国家发改委宏观经济研究院可再生能源中心副主任郑雅楠也持相同观点，他提出要加强技术协同、能源与产业协同、区域协同。构建更加紧密的西北区域市场，建立多省消纳协同机制，打破行政壁垒，联合制定跨区域绿电交易和价格形成政策。

安丰全表示，解决“西电东送”中的利益矛盾，核心在于协同优化。无论是绿电东送还是就地消纳，都是实现“双碳”目标的必然路径，关键在于如何统筹。“政府要有为，要给市场稳定的预期；市场要有效，通过价格信号引导资源优化配置。如此更有效破解上下游利益博弈，实现东西部共赢。”