2025提升区域电力互济能力促进新能源高比例发展

2025年820258||i |PAGE13摘 研究背 西北地区区域电力互济发展现 西北地区电力发展现 西北地区省间互济发展现 西北地区跨区域互济发展现 西北地区区域电力互济发展面临的挑 特高压输电通道建设发展面临的挑 区域互济市场机制体制面临的挑 区域互济价格政策面临的挑 发展区域电力互济建 特高压输电通道建设发展建 区域互济市场机制体制发展建 区域互济价格政策发展建 参考文 作为我国重要的新能源基地，西北地区新能源资源富集，但面临本地消纳不足、外送通道受限、省间市场壁垒等突出问题。提升区域内五省间电力互济能力和区域间送受端协提出旨在完善区域互济政策顶层设计、健全市场机制体制、促进输电通道健康发展等方面与“供应池”。||PAGE20 |PAGE3增量部分市场价格”模式；七、逐步完1西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超60[1]，其中风电占全[2]四个在西北地区。近几年，西北地区还通过大规模开发“沙戈荒”基地项目推动新能源24305（其中风电装机1.718亿千瓦），2163%，占西北发电总装56，部分省份（如青海、甘肃）60[3]。24（区1.1万亿千瓦时[4]11（如光伏午间、风电夜间），本地无法充分消纳，造成“弃风弃光”；与此同时，当中东部负荷中心电力短缺时，西北地区却因输送通道能力不足或机制限制难以大规模外送。区域互济是支撑新能源消纳与电力保供的重要手段。目前西北地区开展的区域互济（区电力保供。跨区互济方面，随着西北地区新能源电力外送规模越来越大，出现了包括部分输电通道利用率不高、新能源在外送电比例未达预期、部分直流通道落地价格高于受新能源已经为西北电网第一大电源。2024年，西北五省（区）电力总装机达到42%。新 陕 甘 宁 青2-12024年西北五省（区）新 陕 甘 宁 青火电水电风电光伏发电2-22024年西北五省（区）电源装机情况（单位：万千瓦数据来源：西北五省（区）西北地区新能源发电量规模远小于火电。2024年，西北五省（区）各电源总发电量13888.5958569%，新能源发电3052.622%[6]。40%30%，宁夏和新疆均超过20%，由于陕西省火电占比相比其他四省（区）更高，新能源发电量占总发电10%左右。新 陕 甘 宁 青2-32024年西北五省（区）数据来源：西北五省（区）新 陕 甘 宁 青火电水电风电光伏发电2-42024年西北五省（区）发电量统计（单位：亿千瓦时数据来源：西北五省（区）与水电富余“容量”之间的互济互补，2024年有效支援青海迎峰度夏、度冬保供电量分17.6亿千瓦时、21.7[7]。统筹火电机组的保供应与清洁替代需要，实现富20256--浙江等三条特高压直流已经进入全面建设阶段，有望在-广东等多条规划特高压直流通道正在稳步推进。2-120256月西北五省（区）（万千瓦±500kV±800kV±800kV±660kV±800kV±800kV±400kV±800kV±800kV±800kV±800kV±800kV互补给，可以实现资源优化配置。20227-880%9亿千瓦时锐减至4.4亿千瓦时，下降了17.677[8]。提升，西北地区外送电力及新能源电量规模屡创新高。2024年，西北电网跨省跨区交易电量40018.7%36068.5%，1005[9]1000亿千瓦时，有效推动新分省来看，新疆共投入运营直流输电通道三回，分别是天中直流、吉泉直流和坤渝直（256月投运2800（-重庆渝北）已于24年924年新疆外送电量17亿千瓦时，32[0]。宁夏目前拥有银东直流、灵绍直流、中衡直流（20255月投运）三条直流，通道1600万千瓦。20249093.74%；新4.55%[11]。通道容量达到1600万千瓦，第三条通道（-浙江）20247月开工。2024558.850%。2024年甘肃外购电26.2548.12%[12]。青海在运特高压直流通道两条，分别是柴拉直流和青豫直流，通道容量达到万千瓦，目前，青海正在稳步推进青桂直流、青粤直流。2024270.5亿29.5%。2024178.6[14]。根据国家能源局发布的《2023年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》数据显示，仅有青豫直流年输送可再生能源电量占比超过90%，祁韶直流可再生能源占比达到昭沂直流（内蒙古-山东临沂灵绍直流（宁夏灵州-浙江绍兴吉泉直流（新疆昌吉-安徽古泉天中直流（新疆哈密-河南郑州 10%20%30%40%50%60%70%80%90%可再生电量（亿千瓦时） 火电电量（亿千瓦时）2-5202372023202222030西北地区现阶段存在新能源占比偏低问题。2024年，西北电网新能源外送电量达青豫直流为清洁能源为主的通道，其余多数输电通道煤电占比均超过50%，难以满足受国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》在重点任务中提到，严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。国家电网2025年实现输送清洁能源占比达到50%。根据相关政策要求，已经投运的特高压直流输电通道，未来将逐步40%。致通道年利用小时数不高，输送功率较低，例如青豫直流（-河南）因配套水电站、是受端电网不完善的原因，导致其接受特高压输电通道容量有限，例如中衡直流（宁夏-同时，由于早些年建设缺乏前瞻性，使得旧有的网架结构难以升级或者是升级成本高昂。东部地区等受端省区用电需求曲线与青海、甘肃等西北地区新能源发电能力曲线匹配存在困难。如浙江、江苏等受端省份午间电力需求低、晚高峰需求大，新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难的问题频繁交替出现，面临午间“不要”与晚间“缺电”消纳难度越来越大。西北送端与东部受端中长期价格通过政府间协商确定，价格一般包括送端发电价、跨省输电价及受端输配电价，导致落地价高于本地交易价。我国电力市场是以省为实体设立的市场，各省的电力交易相关政策并不完全统一，存在省间壁垒，导致区域内某省的用户与另一个区域内某省发电企业的交易只能通过双边交易，难以在一个交易平台上竞争，从而降低了市场效率。另一方面，多数受端用户主体受目前尚难以独立参与电力跨区交易。随着新能源占比的逐步提高，现有容量成本分摊比例僵化：部分网对网送电机组仍沿用固定比例分摊，未充分反映实时电力供需。当前，电力跨省跨区交易的政府间协商产生西部送电省份已经明确提出容量电价的分摊；类似的浙江省内的抽水蓄能也需要在华东区域内分摊，建议华东区域的调节资源要与西北的调节资源互动起来。CCER（国但实际操作中绿证市场以省内交易为主，跨省流通受限于各省绿证管理政策（如部分省份要求绿证优先满足本地消纳需求），导致绿证价格区域差异大（如风光资源丰富省份绿证价格低，需求旺盛省份价格高），难以形成全国统一的定价基准。最后是加强西北地区与受端地区区域协同能力，构建西北中东部利益共同体，定期规划“沙戈荒”等能源大基地外送项目时需采用送受端协商落实送电曲线，通过送受端联动计算方式，能够在规划阶段就能提前预排问题并采取措施解决，确保特高压直流投产以后能够迅速推动输送接近设计能力、满足受端需求。规划的送电曲线要严格落实。由于新的沙戈荒项目要求新能源电量占比达到立区域市场协调层级，主要作用在于组织省间中长期交易、调频/