提升“西电东送”能力已成为一项紧迫的现实挑战丨能源思考

“西电东送”作为国家战略能源工程，在优化国家能源布局、保障电力供应、促进区域协调发展中持续发挥重要作用。

近期，国家能源局《2025年能源工作指导意见》提到，2025年将继续积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，并科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。可见，持续保障大基地新能源高效利用仍是当前乃至未来很长一段时间的重点工作。

作为解决新能源消纳利用的重要途径之一，在国家双碳目标、风光发电占比持续提升的背景下，“西电东送”的内涵正在发生深刻变化，面临更加紧迫和更多的现实挑战。这些挑战既包括“西电东送”与“西电西用”的统筹协调，也包括了风光波动、间歇特性对传统电源特性的颠覆性改变。

提升“西电东送”能力面临的突出短板

1.常规电源和电网基础设施建设滞后

电源电网基础设施建设滞后，是制约“西电东送”能力提升的突出短板。

一方面，近年来西部地区大力发展风电、光伏产业，导致电源结构愈发依赖风能、太阳能等可再生能源。2022年，青海、西藏、云南、四川等省区的可再生能源装机已超过总装机的85%，而火电等常规调节电源仅占10%左右。由于风电、光伏发电等不稳定电源占比过高，加之常规电源配置不足，导致电源结构失衡、整体保供能力不足。2018至2022年，西北地区新能源日内波动量由2654万千瓦增至6096万千瓦。一旦遭遇极端天气或负荷高峰，系统调节能力匮乏，或将难以提供可靠的电力供应。

另一方面，西部地区输电线路建设滞后于电源开发步伐，无法适应大规模新能源接入和资源优化配置的需求。现有输电通道存在瓶颈，不仅制约了双向输电互济能力，也影响了周边省份消纳送端新能源电力的能力，加剧了供需失衡矛盾。此外，当前西部地区智能电网和储能设施的建设也滞后于发展需求。由于新能源出力具有随机波动性，大规模消纳将加剧系统的调峰调频压力，对电网的智能调度和储能支撑能力提出了更高要求。但目前相关技术应用和设施配置仍显不足，在一定程度上制约了西部清洁能源的充分开发利用。

2.供需侧协调性不足

供需侧协调是提升“西电东送”能力的关键一环，但当前供需两侧协同性不足，已成为突出短板。

一方面，高耗能产业沿着能源资源禀赋优势逐步向西部地区转移，使得送端地区的用电量快速增长，传统的电源布局和供给能力难以完全满足用电需求。2022年青海的单晶硅和多晶硅产量分别同比增长6倍和1.6倍。云南的电解铝用电量占工业用电量的比重从2019年的20%上升到2022年的33%。随着电解铝、硅材料等高耗能产业持续在西部地区加码布局，未来几年内电力供需矛盾将进一步加剧，削弱“西电东送”的外送能力。随着西部地区电力外送与内用矛盾日益加剧，送受端利益协调问题进一步凸显。

另一方面，供需双方缺乏高效的协同机制，供需侧响应能力较差。供给侧和需求侧存在着相对割裂的状态，供给方专注电源建设和电网运行，需求方主要关注用电需求的时空匹配和成本，双方缺乏深度协同。供需两侧缺乏有效的信息共享和沟通机制，导致双方对电力市场的变化难以做出准确的判断，难以形成有效的协同响应。这种不协调不仅增加了电力输送的成本和风险，也影响了“西电东送”战略的整体效益。同时，由于火电机组等供给侧调峰资源能力有限，无法高效应对新能源的大规模波动，难以为供需侧的有序协调提供可靠支撑。

3.利益分配机制不完善

随着“西电东送”规模不断扩大，送端和受端的利益矛盾日益突出。

一方面，现有的“西电东送”模式仍以政府协议为主导，缺乏充分的市场化机制。受传统单向“西电东送”模式及“省网为主体”发展格局的影响，当前跨省区输电存在成本分摊不合理等问题，削弱了部分送出地区电力供应的可持续性。

另一方面，由于缺乏统一开放、竞争有序的全国性电力交易市场，各地利益诉求难以得到有效协调。由于缺乏科学的利益分配机制，大规模跨区输电过程中所需的调节、输电等成本分担问题长期困扰多方。现有的利益分配格局影响了电力资源的优化配置效率，无法适应大范围电力资源优化配置的发展需求。

提升“西电东送”能力的对策建议

1.短期对策建议

着力突破电源电网基础设施建设瓶颈，夯实“西电东送”技术基础。进一步加大电源电网基础设施投资力度，优化西部地区电源结构，合理增大常规电源规模，提高系统调节能力。聚焦现有“西电东送”输电通道瓶颈，科学优化电网建设方案，加快推进重点输电通道和关键变电站建设，消除输电“卡脖子”瓶颈。加快推进柔性直流输电、特高压交流输电等先进输电技术应用，提高输电效率和可靠性。与此同时，加强电网智能化建设，推广和应用智能调度、在线监测等技术，提高电网运行水平。通过优化电网布局，突破输电瓶颈，为“西电东送”规模化发展扫清障碍。

创新供需互动机制，提升供需响应效率和灵活性。建立健全供需互动机制，加强供需信息共享，定期开展电力供需形势会商，及时协调处理供需矛盾，提高供需响应的及时性和针对性。运用大数据、物联网等新兴技术手段，实现电力供需实时监测和预测预警，为电力调度提供精准依据。同时，加快推进火电等传统电源的灵活性改造，提高调峰调频能力，为新能源消纳创造有利条件。引导高耗能产业科学有序发展，防止盲目扩张加剧电力供需失衡。

加快建立统一规范的跨省区电力市场化交易机制。当前，跨省区电力交易“政府主导、市场缺位”的局面尚未根本扭转，市场化程度不高已成为影响“西电东送”能力提升的重要因素。应推动政府协议逐步向市场化上网电价转变，加快建立统一规范、竞争有序的跨省区电力现货市场，并逐步扩大市场比例，充分发挥市场机制作用，促进电力资源在更大范围内优化配置。合理界定各方市场主体的权利和义务，科学分摊输电成本，完善价格传导机制，激发各方参与市场化交易的积极性。同时，健全相关配套政策，加强送端省份市场与受端省份市场、区域间电力市场的衔接协调，切实保障各方合法权益。

2.长期对策建议

立足资源禀赋，优化西部省区能源发展布局。立足全国能源发展大局，统筹规划西部地区电源结构。应科学论证不同类型电源的经济性和环境影响，因地制宜合理确定水电、风电、光伏、火电等电源比例。统筹考虑西部煤炭和天然气资源禀赋，适度布局先进高效清洁煤电，为新能源发展提供有力支撑。同时，加快推进源网荷储一体化发展，在电源侧布局抽水蓄能、电化学储能等灵活调节电源，提高电网调节能力。此外，优化跨区跨省电源布局，推动电力资源在更大范围优化配置。通过构建绿色低碳、多元平衡的电源结构，为“西电东送”提供坚实的资源保障。

构建省间多元化输电通道，提升区域电网互联互通和互济互备能力。在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中，应加快区域电网间骨干通道建设，推进区域电网融合发展，提高电力资源配置效率。着眼于负荷中心、流域、省际等不同层面，加快建设各类互联通道，形成多方向、大容量、广覆盖的电网互联格局，实现区域间电力交换与应急支援。加强特高压外送新能源大基地和区域、省级电网的互联，为大基地提供多元化的消纳空间，也有利于区域或省级层面统筹自用与外送。同步推进电网智能化升级改造，提高电网智能调度和柔性控制能力，实现清洁能源跨区优化配置。构建结构完善、配置优化、互济有力、智能高效的特高压电网，为新能源大规模开发利用和跨区优化配置提供可靠、经济、灵活的输电保障。

以电力市场化改革为牵引，推动利益格局调整和共享机制创新。推动跨省区市场与区域、省级市场逐步实现常态化联合运行，强化市场配置资源的决定性作用。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，理顺电价形成机制，建立健全公平有序的电力市场交易机制，充分激发市场主体活力。在此基础上，创新区域间电力合作利益共享机制，合理调整利益格局，更好体现西部地区资源环境价值，促进“西电东送”发展成果更多、更公平地惠及各方，实现多方共赢发展。

（林伯强系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目高级主管）