近日，國家電網宣布寧夏—湖南±800千伏特高壓直流輸電工程投產送電。這是國內首條獲批的以輸送“沙戈荒”風電光伏大基地新能源為主的特高壓輸電通道，也是國內今年投產送電的第三條特高壓直流輸電工程。

盡管這延續了“十四五”以來特高壓輸電通道的高強度建設態勢，但輸電通道受限仍然是當前制約西北風光電力資源外送的一大顯性問題。不僅如此，已建成的輸電通道利用率和新能源發電占比遠低于預期值，并且面臨送受端價格機制難以協調一致的問題，這些正困擾著參與電力跨省跨區交易的眾多從業者和利益相關方。

打破東西部電力供給能力和實際需求的錯配，跨省跨區外送還是解決這一矛盾的主要手段嗎？面對客觀條件的制約，還有哪些解決途徑？

圍繞業界熱議的焦點問題，第一財經記者專訪了中國能源研究會特邀首席專家、雙碳產業合作分會主任黃少中。他也是近期中國能源研究會雙碳產業合作分會和自然資源保護協會聯合發布研究成果《提升區域電力互濟能力 促進新能源高比例發展》（下稱《報告》）的主要撰寫人。

黃少中介紹，《報告》編寫過程中走訪了甘肅、青海、江蘇、廣東等多個送受端省份的政府機構、交易中心和電力企業，聽取并吸納了各方面的意見建議。黃少中認為，政府應當采取軟硬兼施的手段促進跨省跨區電力外送。“軟”的是機制，為不同立場的主體間協調利益的問題構建基本原則，避免多方在長期無效的溝通中造成資源閑置和浪費，促進交易利益公平共享；“硬”的是加強輸電通道能力建設，以及與之匹配的電源和電網建設，發揮政策的前瞻性和引領性。

圖為黃少中

電力外送的必要性有哪些

第一財經：今年是“十四五”的收官之年，中國提前六年完成了風電和光伏裝機目標，但是新能源在整體發電量中的占比并不如想象得那么高，消納問題近期也越發突出了。解決這個問題的思路有兩種，第一種是本地消納，把東部的需求挪到西部（包括東數西算），第二種是電力外送，把西部的電送到東部來用。這個背景下，怎么理解電力外送的必要性？

黃少中：電力外送的必要性體現在五個方面。首先是破解能源資源與負荷的空間錯配矛盾，西北有大量新能源但是消納不掉，本身經濟負荷有限，送出去可以極大解決消納問題。其次是應對能源轉型的時間波動矛盾，東部和西部負荷特點不一樣，存在時間錯位配置，跨省跨區電力交易可以解決時間上波動的矛盾。再次，跨省跨區是實現“雙碳”目標成本比較好的解，利用東西部的差距可以實現經濟上的雙贏并完善綠色價格傳導。同時，這一舉措也支撐了國家戰略的兩大核心目標：一是能源安全保供兜底，部分省份本身不能解決電力保供安全，而通過跨省跨區能解決；二是統一電力市場，促進跨省跨區電力交易可以筑牢統一電力市場的根基。

你提到的就地消納固然是一種思路，但是實際層面仍然存在很多阻礙，并不能根本上解決問題。因為西北本地負荷需求小，高載能產業引入有限，難以完全消納巨量新能源，而且西北調節性電源短缺，電網調峰能力不足。至于東數西算，雖可促進西部數字經濟發展，但其布局高度集中于樞紐節點，對電網負荷提升有限，且數據中心屬穩定負荷，難以匹配新能源的波動性，對西北廣大地區的新能源消納作用實際較為有限。

所以解決西北新能源消納問題還是需要雙管齊下，本地能消納當然好，本地消納不了的，外省又有需求，那就鼓勵跨省跨區電力外送。

現在有部分人對于跨省跨區電力外送有不同的看法，但我們依然認為它不足以構成質疑這項戰略的理由。我們認為，跨省跨區電力外送不是“要不要做”的問題，而是一定要做，怎么才能做得更好的問題。

“寧電入湘”工程直流輸電線路 新華社圖

輸電通道實際運行功率不及預期原因何在

第一財經：沒有輸電通道，電力外送就無從談起。《報告》分析特高壓輸電通道主要面臨四重挑戰：現有外送通道明顯不足、新能源占輸電比例不高、源網建設不同步和廊道資源較為緊張。為什么通道規劃和建設進度會出現明顯的滯后？怎樣來解決這些問題？

黃少中：外送通道不足，這是一個老生常談的問題了，原因是多方面的。截至2025年6月，西北地區已建成14回特高壓直流外送通道，總輸送容量為8671萬千瓦。然而，同期西北地區新能源裝機已達3.05億千瓦，占總裝機的56%，而本地消納能力有限（近幾年外送與本地消納比例約為50:50），外送需求量大。現有通道能力相較于豐富的電力資源而言，仍明顯不足，無法滿足新能源外送需求。

相對于電源建設的速度而言，輸配電線路核批程序比較復雜，目前是由國家發改委、國家能源局主導，地方上不具有審批權。其中政府部門需要考慮很多因素，比如送電地區的外送能力，受電地區的實際需求、以及一個廊道所經過的數個省份涉及的利益訴求等，協調這些問題往往耗時耗力。即使多方達成一致了，立即開始建設，一條特高壓的建設工期也得三到五年才能投產送電。但是電源的建設周期就少了，短則幾個月，多達一兩年就能竣工，這會導致兩者出現時間差。

這個問題短期內很難解決。當然，其中有我們能做的事情。那就是做好規劃，發揮規劃的引領導向作用，同時加快建設進度。如果完全靠市場調節，缺乏明確的政策導向，可能會因為資源錯配造成比較大的社會資源浪費。“十五五”即將到來，特高壓輸電線路應該作為一項重要的規劃提前制定，并且為今后更長時間打好基礎。

第一財經：多方期待更多特高壓輸電通道盡快落成，但就已建成的特高壓而言，實際運行功率和新能源占比都不及預期。2024年西北電網新能源外送電量占全年外送電量比重約為 25.12%，遠未達到50%的預期。這是什么原因？

黃少中：部分特高壓通道實際運行功率未達預期，與源網建設不同步有關。一個原因是配套電源的暫時性缺位導致通道年利用小時數不高，輸送功率較低，例如青豫直流（青海-河南）因配套水電站、光熱電站延遲投產，初期新能源外送比例不足30%，被迫依賴煤電補位，年利用小時數僅2000小時，遠低于設計值4500小時，夜間輸送功率僅為額定值的10%。另一個原因是受端電網不完善，導致其接受特高壓輸電通道容量有限，例如中衡直流（寧夏-湖南）投產后滿功率僅能達到400萬千瓦，而其規劃容量達到800萬千瓦。

而現階段西北地區外送電力中新能源占比偏低，主要原因在于——一是受限于系統穩定性要求：風電、光伏出力波動大，需配套火電或儲能“打捆外送”以保障輸電安全，稀釋了綠電比例。二是調峰能力不足：本地靈活調節電源（如抽蓄、燃氣電站）稀缺，難以完全平滑新能源曲線，限制外送能力。三是市場機制壁壘：跨省區交易中，受端省份為保本地煤電利用小時數，可能優先調度穩定電源，抑制綠電消納。四是輸電通道制約：部分特高壓通道設計之初兼顧煤電外送，且輸送容量有限，在特定時段無法滿足新能源全額送出需求。

根據相關政策，下一步，已經投運的特高壓直流輸電通道，未來要逐步通過配套電源結構的調整、電網調節能力的提升等條件改善，推動可再生能源占比逐步達40%，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。要想提高新能源外送比例（提升跨省跨區電力交易中的“含綠量”），還有許多工作要做，包括政策、市場和技術等方面，而且需要時間。

第一財經：假設新能源在跨省電力互濟中的占比真的達到了預期的比例，可以解決空間上的供需錯配問題，但是時間上的錯配怎么辦？西北地區中午新能源大發的時段，東部地區并不需要那么多。到了東部地區用電的晚高峰，西北地區又發不出來。

黃少中：現在這個矛盾已經凸顯出來了。東部地區等受端省份用電需求曲線與青海、甘肅等西北地區新能源發電能力曲線匹配存在困難，午間“不要”與晚間“缺電”的問題頻繁交替出現。從整體情況來看，無論是華北、西北還是華東地區，新能源發電高峰時間段趨同，消納難度越來越大。

破解這個問題有幾方面的手段：一是完善受端省區需求側響應機制，讓需求曲線盡量趨于平緩甚至貼近發電曲線。通過完善分時電價、虛擬電廠、可調節可中斷負荷等相關政策，需求側響應機制可以緩解冬夏負荷高峰時段的電網壓力，并且有效提升外購電的消納能力。二是鼓勵加強電網側的儲能，把高峰期多余的電儲存下來到高峰時段放電。對比電源側和用戶側儲能，電網側儲能的利用效率和投資回報應該是更理想的。除了這兩個業內都有展開討論的要點以外，我們還提出一個容易被忽視的因素，那就是要嚴格落實跨省跨區特高壓直流規劃的電力曲線。

跨省跨區特高壓直流規劃電力曲線，是指預先制定的、通過特高壓直流通道輸送電力的功率隨時間變化的計劃曲線，它明確了在特定時間段內輸送電力的規模和時間節點。

目前執行中還存在一些問題——一是技術調節局限：功率調節靈活性不足，難以匹配受端省份實時變化的負荷曲線，甚至可能加劇受端電網的調峰壓力。二是發用電曲線錯配：送端新能源發電（如光伏午間大發）與受端用電高峰（如晚間）存在時空差異，曲線不匹配會導致大量棄風棄光。三是系統穩定約束：高比例新能源接入時，傳統直流特高壓需要強交流電網支撐，否則易引發暫態過電壓等問題，為保障安全，有時不得不降功率運行，偏離原規劃曲線。

強調嚴格落實規劃電力曲線，主要目的在于：保障電網安全穩定運行；嚴格的功率計劃是維護跨區電網頻率和電壓穩定的重要手段；提升通道利用效率與新能源消納水平；減少因曲線不匹配導致的棄風棄光，使寶貴的輸電容量發揮最大效益；為電力市場交易與調度提供可靠依據；穩定的送電曲線是中長期電力交易和實時調度的重要基礎。

目前送受電省區簽訂的協議中有關電力曲線的規劃處于模糊地帶，要么沒有明確，要么不夠細致，要么執行不力。我們建議，規劃“沙戈荒”等能源大基地外送項目時需要采用送受端協商落實送電曲線，通過送受端聯動計算方式，在規劃階段就能提前預排問題并采取措施解決，確保特高壓直流投產以后能夠迅速推動輸送接近設計能力、滿足受端需求。

第一財經：這是不是類似電力交易調度的偏差考核？也就是說，如果按照此前申報的出力曲線，受端省區就有接收的義務。如果沒有按照既定的出力曲線，送端省區需要進行處罰，承擔相應的違約成本。

黃少中：是的，兩者核心邏輯高度相似，均旨在通過經濟手段約束行為，確保計劃或合同的嚴肅性。規劃曲線是調度運行的基準，偏差考核是市場交易的機制。前者關乎電網物理安全，后者側重合同履約與市場平衡。二者相輔相成，共同提升系統運行的可預測性與效率，促進新能源的規范消納。

“寧電入湘”工程寧夏中衛市中寧換流站 新華社圖

送電價格如何協商

第一財經：除了跨省跨區特高壓直流規劃的電力曲線未能明確和落實以外，《報告》還提到送電價格協商困難，導致一些規劃投資的既定項目存在不能投產送電的風險。這其中的分歧又是怎么產生的？

黃少中：現在送受雙方都對這個問題特別關注。比如青豫直流、青桂直裗等，有的輸電線路規劃都好了，有的已經在投了，但我們了解到，價格現在差距很大。我認為這是一個重要的問題，需要引起重視并著力解決。

中長期交易是跨省跨區電力交易的主要形式。目前，跨省跨區中長期交易價格多以政府間合作框架協議形式明確，一般以受端省份省內市場交易平均價或燃煤基準價扣減輸電價格協商確定。但是受多種因素影響，受端省區的報價往往低于送端省份的預期。這些可能的因素包括，由于受端煤電容量電價機制的建立導致燃煤基準價普遍有所下降，電力市場化改革導致省內市場交易平均價走低，受端省份希望通過壓降電價水平吸引企業擴大投資生產、優先保護本地分布式新能源消納等。同時，現在送受端雙方對于新能源發電導致多出來的系統調節成本如何分攤存在分歧，送端認為誰受益誰負責，受端認為是送端的責任。我國目前也缺乏明確的分攤規定和辦法。

種種規則模糊之下，有的送電省區要價起步0.45元/度電，受端說只有降到0.4元/度電以內才能接受，分歧就出現了。

第一財經：“跨省跨區中長期交易價格，一般以受端省省內市場交易平均價或燃煤基準價扣減輸電價格協商確定”，這個規則本質上是以受端的電價接受能力去決定送電價格水平，合理嗎？

黃少中：制定電價存在三種思路，一是用受端的電價可承擔能力倒推送端的電價水平；二是用送端發電的固定成本加上合理利潤，得出送端的電價水平；三是雙方基于一個相對確定的規則進行細枝末節的談判。這個規則可能是計劃和市場的結合，在保證送端能夠回收一定成本的基礎上留有動態浮動的空間。

之所以現在政府間協議框架通常用的是第一種，主要是因為現在處于買方市場。受電省份雖然缺電，但他們想要的是穩定的、清潔的、低價的電。送電省份因為資源富集、投資較大、新能源發電大省間存在同質競爭等問題，處于談判中的相對劣勢。如果任由這個情況繼續下去不加以干預，送受端雙方達成一致的時間可能會相當漫長，同時挫傷西北地區新能源建設的積極性。

為了解決送受端協議價格談判難度逐年增加的現實問題，我們建議，可以基于西北地區新能源呈現“日盈夜缺”的特征，按照特高壓直流通道年利用小時數 4500到5000小時數為基準，限定 2000到3000 小時作為基礎保障收購小時數，以發電側綜合發電成本 輸配電價作為受端落地電價，以此保障送端省份的基本利益，超出保障小時數的增量部分采用受端省份的現貨市場價格結算。現階段，可以選擇一兩條外送電通道的交易進行試點，形成經驗以后再進行推廣。這個舉措的好處在于，可以大大減少雙方的推諉和爭端，促成雙方達成相對公平的共識，同時保障外送模式的可持續發展。

第一財經：《報告》除了對送端省份的發電價格結算機制給出建議以外，也談到了輸配電價的改革。這兩個是同步的關系嗎？實施難點在哪？

黃少中：是的，我們認為跨省跨區輸電價也可以進行改革嘗試，比如變單一固定的價格為兩部制浮動電價，實時反映市場供求，同時引入輸電權交易，以反映不同時段輸電擁堵成本和網損的時空差異等。

但輸配電價改革比較復雜，存在政策機制、利益分配等方面的障礙限制，有很大的難度，但從國外的實踐看，是可以改革的，值得嘗試推動。

第一財經：從投資的角度來看，跨省跨區的電力互濟還有哪些可以捕捉的商業機遇？

黃少中：其實現在已經有很多機構開始為發電和用電企業提供多種多樣的交易和咨詢服務了。這些民營企業大多是售電公司，他們可以幫助客戶確定定價策略、競價策略或者交易策略。有些人對于售電公司的印象停留在兩三個人組成的“皮包公司”，但實際上，我接觸過非常專業的民營企業，他們有專業的的硬件設施，并且聘請了很多金融、電力等領域具備復合能力的人士，像基金經理一樣發揮作用，幫助發電企業競價交易，獲得好的收益。當越來越多的跨省跨區電力交易成為常態以后，市場對這類服務的需求將會持續攀升。

“136號文”（《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》）出臺以后，五大六小發電集團對于新能源電站的投資回歸到了一個相對平靜的觀望階段。這種放緩的態勢本質上是因為系統的調節能力沒有跟上電源的裝機速度。因此，像虛擬電廠、新型儲能、構網型技術等能夠顯著提升電網穩定性的技術和資源，都有著較大的發展潛力。

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