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送端地區電力供需緊張的原因

裝機結構單一 有效保供能力不足

產業布局西移，電力電量超預期增長

輸電通道受限，省內省間互濟缺乏靈活性

引發的問題和矛盾

西電東送可持續性問題

送端受端爭電矛盾

跨省跨區輸電費問題

有關建議

堅持煤電托底、多能互補，提升有效保供能力

堅持統一開放、競爭有序，提升市場配置資源能力

堅持交直并重、協調規劃，提升互濟互保能力

正文

2023年7月11日，習近平總書記主持召開中央全面深化改革委員會第二次會議，強調要深化電力體制改革，加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統。自2021年中央提出構建新型電力系統以來，社會各界對新型電力系統的特征進行了大量研究，基本形成了以“安全”“低碳”“高效”“靈活”“智能”等為主的特征關鍵詞，與此次中央定調的特征基本一致。但“供需協同”是首次出現在新型電力系統特征的權威定義中，而且是在最高級別的會議中，足以凸顯出電力供需協同的重要性。

電力供需協同不僅包括時間上供需雙側的實時平衡，也包括供需鏈上市場主體的協調聯動，還包括空間上送受兩端的利益協調?！笆奈濉币詠恚覈娏┬栊蝿葳吘o，平衡矛盾呈現由受端地區向送端地區逐漸擴大的趨勢。2021年9月東北電網出現拉閘限電，2022年夏四川電網實施有序用電，云南電網季節性對電解鋁企限電限產，西北五省區已出現時段性電力供應緊張常態格局。送端外送和內用矛盾突出，跨區調配、余缺互濟、錯峰避峰的可用資源顯著下降，在運行中只能調減外送計劃，對送受兩端電力電量平衡產生較大影響，也引發了送受端利益協調、公平轉型等一系列問題。

送端地區電力供需緊張的原因

裝機結構單一，有效保供能力不足

可再生能源裝機占比高，受氣候影響大。我國西部地區憑借其豐富的水和風光資源，可再生能源發電裝機占比不斷攀升，青海、西藏、云南、四川、甘肅可再生能源已位居發電裝機主體地位，占比居全國前五（表2）。西南地區是世界上規模最大的水電基地，四川、云南的水電裝機占比分別達到78.7%、72.8%，但具有年調節及以上能力的水電站比重少，跨季調節能力差，電力供需豐枯、峰谷矛盾長期存在。四川全網三分之二為無調節能力的徑流式水電，發電能力受來水制約，在遭遇如2022年“最高溫度、最少來水、最長時間”的極端氣候時易出現電力電量缺口，電源“自保”能力不足。西北地區新能源裝機規模已超過煤電，成為地區第一大電源，新能源反調峰特性突出，日內新能源波動量由2018年2654萬千瓦上升至2022年6096萬千瓦，是負荷日峰谷差的3倍，光伏占比不斷提高，“夏豐冬枯、日盈夜虧”的情況不斷加劇，負荷高峰時期電力供需緊張。常規電源配置不足，無法形成有效的保供能力。青海、四川、云南火電占比僅為8.8%、14.8%和13.8%。近幾年來水偏枯，水電出力減少，煤電裝機不足，導致電力供應趨緊，特別是成都負荷中心缺乏本地電源，“空心化”嚴重。為保障水電汛期和新能源大發時期的發電，煤電需要深度調峰甚至停機來騰出空間，煤電利用小時數常年維持在2000-3000小時（圖1），且調峰等輔助服務回報不足，容量稀缺價值亦未得到合理體現。在電力現貨市場中，火電亦受到低邊際成本的新能源發電量的擠壓和出清價格的拉低，收益大幅下降。部分煤電企業資不抵債甚至破產清算，2019年云南國電宣威電廠、甘肅大唐國際連城電廠申請破產清算，負債率超過300％。西北地區電源結構趨向同質化，青海水電調峰能力已發揮至極限，各省時段性互補優勢減弱，負荷高峰省間互濟愈發困難?；痣娬急认鄬Ω叩男陆㈥兾?、寧夏，近年來受一次能源價格上漲影響，電煤供應量和質問題并存，火電出力受阻。新時代西部大開發戰略推進，有力促進西部經濟增長。2020年黨中央、國務院印發的《關于新時代推進西部大開發形成新格局的指導意見》和2022年工信部、國家發改委等十部門印發的《關于促進制造業有序轉移的指導意見》，均提出“支持符合環保、能效等標準要求的高載能行業向西部清潔能源優勢地區集中?！?020年1月，中央確定成渝地區雙城經濟圈國家戰略，在西部地區形成高質量發展的重要增長極。2022年，“東數西算”工程啟動，成渝、貴州、甘肅、寧夏等8地啟動建設國家算力樞紐節點。一系列政策為西部地區經濟增長注入新動力，我國區域經濟增長和用電量增長格局呈現“西快東慢”態勢。過去三年全國全社會用電量年均增速為6.1%（表3），西藏（15.2%）、陜西（12.2%)、云南（9.7%）和四川（9.4%）位列增速前4位，青海（8.8%）、重慶（6.6%）和新疆（6.5%）也高于全國水平。高耗能產業“西遷”，帶動負荷電量大幅增長?！半p碳”目標下碳排放成為產業發展的重要制約因素。新增可再生能源和原料用能不納入能耗總量控制、碳交易市場、歐盟碳關稅等政策，為西部省份發揮可再生能源優勢發展經濟和東部高耗能企業利用可再生能源布局產能創造了互利共贏的合作機會?！笆濉焙笃?，云南、四川、青海等省以優惠電價政策，大規模引進了電解鋁、晶硅、鹽湖產業、數據中心等高耗能企業，三省2020年電解鋁產量增速分別達44%、47%和9%（圖2）。云南從山東、河南、陜西、甘肅等省份承接了超500萬噸電解鋁產能，電解鋁用電量占工業用電量比重從2019年20%上升到2022年33%。青海2022年單晶硅、多晶硅產量分別同比增長6倍和1.6倍（圖3）。高耗能行業帶動了用電量超預期增長的同時，也抬高了負荷尖峰，加之工業負荷調節潛力不足，加劇了電力供需矛盾。

輸電通道受限，省內省間互濟缺乏靈活性

單向外送功能為主，雙向互濟能力有限。西部地區作為“西電東送”大基地，除重慶、西藏之外，外送電量占發電量的比重均在20%以上，其中寧夏、云南、四川在30%以上（表4）。長期以來，西部電網規劃主要服務于大規模電力外送，特高壓直流輸電線路以跨省輸出為主，在設計建設階段主要規劃單向送電功能，存在出力變化不頻繁、送電僵直、返送能力弱的弊端。四川目前建成的跨省跨區“六直八交”通道主要用于水電外送，與省外電力互濟通道少、能力低、保障弱?！拔麟姈|送”大部分電量依托國家計劃、政府間協議等剛性執行，送電方向、時間、價格相對固定，無法及時根據電力供需形勢和市場價格進行靈活調整。部分線路“點對網”式的外送交易方式使得一些省內機組不參與省內電力供應，極端情況下對省內支援能力有限。

“強直弱交”問題突出，電力輸送功率受限。伴隨著特高壓“西電東送”直流輸電規模的大幅提升，多外送直流弱送端電網網架格局呈現“強直弱交”特性。受短路電流、輸電走廊等因素制約，送端交流輸電網架建設滯后，相對持續增長的直流送電功率，交流電網承載直流故障引發的轉移潮流能力不足，運行中主要采取限制交流斷面功率或外送直流功率運行的措施。四川電網是典型“強直弱交”電網，造成攀西、甘孜等地水電500千伏送出通道受阻，錦蘇和賓金特高壓直流降功率運行。西北電網 “大直流、大新能源、弱交流”特點突出，直流輸電通道容量超過6000萬千瓦，單回直流最大額定輸送容量已達到1200萬千瓦，同步機被直流匯集的新能源機組大量替代，系統短路容量較低，電壓穩定問題嚴重，為避免大規模新能源脫網，會采取限制直流輸送功率及新能源出力水平的措施。

可再生能源送出通道重載，下網電力承接能力不足。在可再生能源快速發展的背景下，原有的交流網架不僅要保障省內供電，還將承擔起匯集外送的功能。由于新能源時間上出力的不確定性和空間上裝機分布的不均勻性，電網重要斷面日內潮流變化劇烈、反轉頻繁，有可能導致一些通道重載、過載。川渝水電集群和負荷中心呈東西逆向分布，外送、內供電力均自西向東穿越，導致多回水電外送斷面重載或滿載。2022年夏四川便受省內攀西通道和川南電網斷面受限影響，無法將金沙江、雅礱江、向家壩等水電基地下網電量全部送至負荷中心。另外，西部省份電網基礎設施仍然較弱，局部電網與產業布局不相適應，部分電解鋁、工業硅等新增產業布局在現有電網盲端、末梢，網架薄弱、電源支撐和變電容量不足。

引發的問題和矛盾

西向東送可持續問題

西部內供電力需求增長。隨著高耗能產業西遷，西部省份的電力需求將以高于全國增速的水平快速增長，且晚于東部地區達峰，西部滿足自身用電的需求加大。“十三五”中期以來，受東西部產業格局變遷、全國宏觀經濟形勢等影響，跨省、跨區輸電量增速逐年下降，分別由2018年14.6%和13.5%下降到2022年的4.3%和6.3%（圖4）。東部用電增速放緩。作為定位率先實現“雙碳”目標的地區，東部面臨更強的能耗、碳排放約束，除產業轉移外，能效提升將推動經濟增長與能耗脫鉤。同時，受端地區也有意降低電力對外依賴程度和安全穩定風險，海上風電和分布式能源規模將大幅提升。據統計，廣東省外受電比重從2020年約30%下降到2022年的23%，相應外受西電電量從2009億千瓦時降到1772億千瓦時，未來三年省內將新增9000萬千瓦裝機，接近云南現有裝機規模。

電源接續基地諸多問題待解。西南優質水電資源已基本開發殆盡，預計四川、云南在2025年左右電力外送能力達到峰值，2030年后電力外送能力將出現下降。“沙戈荒”風光基地、藏東南水電基地，地質氣候條件相對惡劣，施工難度大、投資建設成本高?？缡^輸電通道資源緊張，前期工作協調難度大。若網源協調、外送經濟性等問題不能妥善處理，將影響未來西電東送規模。

送端受端爭電矛盾

西部送端省份電力供需偏緊，自用和外送矛盾加劇，送電能力和意愿雙雙下降，比如西北地區短時電力缺口導致外送能力不足，云南打造電解鋁產業希望減少外送廣東電量，內蒙古上海廟經開區大力發展裝備制造業導致外送山東電力意愿不足。

政府間關于外送線路走向及落地點博弈加劇，各方利益訴求難以平衡，曾出現多地“爭搶”“截留”雅礱江中游水電、白鶴灘水電、隴東新能源的情形，導致外送落點爭執不斷，影響配套送出線路的核準建設進度。

省間中長期交易組織日趨困難，跨省區送受電計劃難以足額落實，送受端省份對交易價格存在較大分歧，新能源漲價訴求凸顯，發電企業高峰時段更傾向參與現貨市場，電力交易呈現“多月轉月度、月度轉月內、月內轉現貨”跡象，足額穩量穩價長協簽約不足。2022年西北、東北大幅調減“網對網”外送規模，分別同比減少67%和60%。

送、受電曲線匹配困難，調峰需求難以達成一致，送端省份調峰電源結構性不足，用電高峰時段平衡裕度有限，外送曲線優化難度加大。2021年西北地區采取極端曲線校核削減銀東直流晚高峰時段的電力外送，對山東省電力系統和電力市場造成影響。

跨省跨區輸電費問題

調節成本分擔問題。對于主要輸送清潔能源的特高壓輸電工程，由于送端可再生能源來水來風日照的周期性和隨機性，輸送電量呈現波動性，需由火電等可調節電源參與調節，滿足送電曲線要求。四川等西部省份為保障水電和新能源穩定外送，增開高價火電機組調峰調頻，擴容投資加強送端網架，其成本未能向受端用戶合理疏導，推高省內用戶電價。

跨省區工程輸電定價問題。我國以送電功能為主的跨區域電網工程輸電價格實行單一電量電價形式，若可調節電源容量不足或送端省份留存電量，將導致直流輸送電力不足，輸電利用小時數低于設計值，投資成本回收周期拉長，經濟效益下降，通過傳統的單一制電量電價難以合理回收投資。在反映短期邊際成本的區域電力現貨市場中，以長期輸電投資成本定價的單一制電量輸電價格可能在某些時段推高受端地區市場出清價格，降低送端機組跨省參與電力市場競爭的效率，不利于電力資源優化配置。

相關建議

堅持煤電托底、多能互補提升有效保供能力

加強可再生能源開發與多類型靈活調節資源的協調規劃，進一步增強電源多能互補、水火互濟能力，積極布局“風光水火儲”多能互補基地建設，提升區域綜合供電能力。加大龍頭水電站的開發建設力度，提高水電自身調節能力。依托藏東南水電、“沙戈荒”大基地等接續送電，進一步提升清潔能源納入送端省份就近就地消納比例。按照留有裕度、適度超前原則，配足托底電源，提升支撐性及調節性電源供應能力。發揮煤電的基礎保障性和系統性調節電源作用，積極推動煤電與煤炭、煤電與新能源聯營。在西部燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，探索建立容量補償機制，為煤電等資源參與靈活性調節提供合理的經濟回報，保障發電容量充裕度。綜合考慮負荷增長情況、天然氣資源分布情況，在負荷中心附近和天然氣資源富集地區規劃建設一批燃氣機組。

堅持統一開放、競爭有序提升市場配置資源能力

送受端爭電矛盾，暴露出傳統的“西電東送”計劃分電方式，已不適應地方利益格局的動態變化和區域協調發展的戰略要求，尤其是隨著西部“沙戈荒”風光大基地的逐步建成，也將面臨著送受端利益如何共享、成本如何分攤的問題，亟須建立適應電力資源大范圍配置的全國統一電力市場，推動市場供需發現價格，協調東西部省份的利益和矛盾。分類放開跨省跨區優先發電計劃，將國家送電計劃、地方政府送電協議轉化為政府授權的中長期合同，通過市場機制實現跨省區日前、日內的電力余缺互濟。推動中長期交易逐步縮短交易周期、提升交易頻次、豐富交易品種，進一步提升中長期交易的靈活性。完善省間現貨市場，通過省間現貨交易大范圍、短周期的交易機制設計，以市場化的手段引導電能在平衡富裕地區和平衡緊張地區之間及時調配，促進電力資源共濟、電力能源保供。分階段推動跨省區輸電價格由單一制電量價逐步向“容量電價+電量電價”的兩部制電價過渡。

堅持交直并重、協調規劃提升互濟互保能力

統籌送端特高壓電網規劃，建設各級電網、各類電源和多元負荷協調發展的堅強送端大電網，提升電網對新能源接納能力和跨省區輸送能力。加強負荷中心間、流域間、省際間互聯互通，通過不同省間的多元化、多方向互聯輸電通道互濟支撐，提高送端區域省間電網互濟及資源配置能力，提升省級電網的靈活性水平。加強交流網架與大容量特高壓直流輸電的協調發展，科學布局直流落點，加強直流近區交流主網架，增強主網潮流靈活轉運和疏散能力。配套調相機等無功補償裝置，提高直流外送能力，開展新能源機組耐高壓改造，降低直流強沖擊下新能源大規模脫網及其引發的連鎖故障風險，由“強直弱交”逐步過渡到“強直強交”網架。增強外送機組下網電力承接能力，優化主網架，改善潮流分布，控制短路電流，解決局部網架重載問題。加強高壓大容量柔性直流核心裝備研制，加快應用多端、柔性直流輸電技術及混合直流輸電技術，改善交直流相互影響問題和提高電網穩定性，適應大規模遠距離新能源基地“西電東送”需求。