送端地区电力供需紧张的原因

装机结构单一 有效保供能力不足

产业布局西移，电力电量超预期增长

输电通道受限，省内省间互济缺乏灵活性

引发的问题和矛盾

西电东送可持续性问题

送端受端争电矛盾

跨省跨区输电费问题

有关建议

坚持煤电托底、多能互补，提升有效保供能力

坚持统一开放、竞争有序，提升市场配置资源能力

坚持交直并重、协调规划，提升互济互保能力

正文

2023年7月11日，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二次会议，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。自2021年中央提出构建新型电力系统以来，社会各界对新型电力系统的特征进行了大量研究，基本形成了以“安全”“低碳”“高效”“灵活”“智能”等为主的特征关键词，与此次中央定调的特征基本一致。但“供需协同”是首次出现在新型电力系统特征的权威定义中，而且是在最高级别的会议中，足以凸显出电力供需协同的重要性。

电力供需协同不仅包括时间上供需双侧的实时平衡，也包括供需链上市场主体的协调联动，还包括空间上送受两端的利益协调。“十四五”以来，我国电力供需形势趋紧，平衡矛盾呈现由受端地区向送端地区逐渐扩大的趋势。2021年9月东北电网出现拉闸限电，2022年夏四川电网实施有序用电，云南电网季节性对电解铝企限电限产，西北五省区已出现时段性电力供应紧张常态格局。送端外送和内用矛盾突出，跨区调配、余缺互济、错峰避峰的可用资源显著下降，在运行中只能调减外送计划，对送受两端电力电量平衡产生较大影响，也引发了送受端利益协调、公平转型等一系列问题。

送端地区电力供需紧张的原因

装机结构单一，有效保供能力不足

可再生能源装机占比高，受气候影响大。我国西部地区凭借其丰富的水和风光资源，可再生能源发电装机占比不断攀升，青海、西藏、云南、四川、甘肃可再生能源已位居发电装机主体地位，占比居全国前五（表2）。西南地区是世界上规模最大的水电基地，四川、云南的水电装机占比分别达到78.7%、72.8%，但具有年调节及以上能力的水电站比重少，跨季调节能力差，电力供需丰枯、峰谷矛盾长期存在。四川全网三分之二为无调节能力的径流式水电，发电能力受来水制约，在遭遇如2022年“最高温度、最少来水、最长时间”的极端气候时易出现电力电量缺口，电源“自保”能力不足。西北地区新能源装机规模已超过煤电，成为地区第一大电源，新能源反调峰特性突出，日内新能源波动量由2018年2654万千瓦上升至2022年6096万千瓦，是负荷日峰谷差的3倍，光伏占比不断提高，“夏丰冬枯、日盈夜亏”的情况不断加剧，负荷高峰时期电力供需紧张。常规电源配置不足，无法形成有效的保供能力。青海、四川、云南火电占比仅为8.8%、14.8%和13.8%。近几年来水偏枯，水电出力减少，煤电装机不足，导致电力供应趋紧，特别是成都负荷中心缺乏本地电源，“空心化”严重。为保障水电汛期和新能源大发时期的发电，煤电需要深度调峰甚至停机来腾出空间，煤电利用小时数常年维持在2000-3000小时（图1），且调峰等辅助服务回报不足，容量稀缺价值亦未得到合理体现。在电力现货市场中，火电亦受到低边际成本的新能源发电量的挤压和出清价格的拉低，收益大幅下降。部分煤电企业资不抵债甚至破产清算，2019年云南国电宣威电厂、甘肃大唐国际连城电厂申请破产清算，负债率超过300％。西北地区电源结构趋向同质化，青海水电调峰能力已发挥至极限，各省时段性互补优势减弱，负荷高峰省间互济愈发困难。火电占比相对高的新疆、陕西、宁夏，近年来受一次能源价格上涨影响，电煤供应量和质问题并存，火电出力受阻。新时代西部大开发战略推进，有力促进西部经济增长。2020年党中央、国务院印发的《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》和2022年工信部、国家发改委等十部门印发的《关于促进制造业有序转移的指导意见》，均提出“支持符合环保、能效等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集中。”2020年1月，中央确定成渝地区双城经济圈国家战略，在西部地区形成高质量发展的重要增长极。2022年，“东数西算”工程启动，成渝、贵州、甘肃、宁夏等8地启动建设国家算力枢纽节点。一系列政策为西部地区经济增长注入新动力，我国区域经济增长和用电量增长格局呈现“西快东慢”态势。过去三年全国全社会用电量年均增速为6.1%（表3），西藏（15.2%）、陕西（12.2%)、云南（9.7%）和四川（9.4%）位列增速前4位，青海（8.8%）、重庆（6.6%）和新疆（6.5%）也高于全国水平。高耗能产业“西迁”，带动负荷电量大幅增长。“双碳”目标下碳排放成为产业发展的重要制约因素。新增可再生能源和原料用能不纳入能耗总量控制、碳交易市场、欧盟碳关税等政策，为西部省份发挥可再生能源优势发展经济和东部高耗能企业利用可再生能源布局产能创造了互利共赢的合作机会。“十三五”后期，云南、四川、青海等省以优惠电价政策，大规模引进了电解铝、晶硅、盐湖产业、数据中心等高耗能企业，三省2020年电解铝产量增速分别达44%、47%和9%（图2）。云南从山东、河南、陕西、甘肃等省份承接了超500万吨电解铝产能，电解铝用电量占工业用电量比重从2019年20%上升到2022年33%。青海2022年单晶硅、多晶硅产量分别同比增长6倍和1.6倍（图3）。高耗能行业带动了用电量超预期增长的同时，也抬高了负荷尖峰，加之工业负荷调节潜力不足，加剧了电力供需矛盾。

输电通道受限，省内省间互济缺乏灵活性

单向外送功能为主，双向互济能力有限。西部地区作为“西电东送”大基地，除重庆、西藏之外，外送电量占发电量的比重均在20%以上，其中宁夏、云南、四川在30%以上（表4）。长期以来，西部电网规划主要服务于大规模电力外送，特高压直流输电线路以跨省输出为主，在设计建设阶段主要规划单向送电功能，存在出力变化不频繁、送电僵直、返送能力弱的弊端。四川目前建成的跨省跨区“六直八交”通道主要用于水电外送，与省外电力互济通道少、能力低、保障弱。“西电东送”大部分电量依托国家计划、政府间协议等刚性执行，送电方向、时间、价格相对固定，无法及时根据电力供需形势和市场价格进行灵活调整。部分线路“点对网”式的外送交易方式使得一些省内机组不参与省内电力供应，极端情况下对省内支援能力有限。

“强直弱交”问题突出，电力输送功率受限。伴随着特高压“西电东送”直流输电规模的大幅提升，多外送直流弱送端电网网架格局呈现“强直弱交”特性。受短路电流、输电走廊等因素制约，送端交流输电网架建设滞后，相对持续增长的直流送电功率，交流电网承载直流故障引发的转移潮流能力不足，运行中主要采取限制交流断面功率或外送直流功率运行的措施。四川电网是典型“强直弱交”电网，造成攀西、甘孜等地水电500千伏送出通道受阻，锦苏和宾金特高压直流降功率运行。西北电网 “大直流、大新能源、弱交流”特点突出，直流输电通道容量超过6000万千瓦，单回直流最大额定输送容量已达到1200万千瓦，同步机被直流汇集的新能源机组大量替代，系统短路容量较低，电压稳定问题严重，为避免大规模新能源脱网，会采取限制直流输送功率及新能源出力水平的措施。

可再生能源送出通道重载，下网电力承接能力不足。在可再生能源快速发展的背景下，原有的交流网架不仅要保障省内供电，还将承担起汇集外送的功能。由于新能源时间上出力的不确定性和空间上装机分布的不均匀性，电网重要断面日内潮流变化剧烈、反转频繁，有可能导致一些通道重载、过载。川渝水电集群和负荷中心呈东西逆向分布，外送、内供电力均自西向东穿越，导致多回水电外送断面重载或满载。2022年夏四川便受省内攀西通道和川南电网断面受限影响，无法将金沙江、雅砻江、向家坝等水电基地下网电量全部送至负荷中心。另外，西部省份电网基础设施仍然较弱，局部电网与产业布局不相适应，部分电解铝、工业硅等新增产业布局在现有电网盲端、末梢，网架薄弱、电源支撑和变电容量不足。

引发的问题和矛盾

西向东送可持续问题

西部内供电力需求增长。随着高耗能产业西迁，西部省份的电力需求将以高于全国增速的水平快速增长，且晚于东部地区达峰，西部满足自身用电的需求加大。“十三五”中期以来，受东西部产业格局变迁、全国宏观经济形势等影响，跨省、跨区输电量增速逐年下降，分别由2018年14.6%和13.5%下降到2022年的4.3%和6.3%（图4）。东部用电增速放缓。作为定位率先实现“双碳”目标的地区，东部面临更强的能耗、碳排放约束，除产业转移外，能效提升将推动经济增长与能耗脱钩。同时，受端地区也有意降低电力对外依赖程度和安全稳定风险，海上风电和分布式能源规模将大幅提升。据统计，广东省外受电比重从2020年约30%下降到2022年的23%，相应外受西电电量从2009亿千瓦时降到1772亿千瓦时，未来三年省内将新增9000万千瓦装机，接近云南现有装机规模。

电源接续基地诸多问题待解。西南优质水电资源已基本开发殆尽，预计四川、云南在2025年左右电力外送能力达到峰值，2030年后电力外送能力将出现下降。“沙戈荒”风光基地、藏东南水电基地，地质气候条件相对恶劣，施工难度大、投资建设成本高。跨省区输电通道资源紧张，前期工作协调难度大。若网源协调、外送经济性等问题不能妥善处理，将影响未来西电东送规模。

送端受端争电矛盾

西部送端省份电力供需偏紧，自用和外送矛盾加剧，送电能力和意愿双双下降，比如西北地区短时电力缺口导致外送能力不足，云南打造电解铝产业希望减少外送广东电量，内蒙古上海庙经开区大力发展装备制造业导致外送山东电力意愿不足。

政府间关于外送线路走向及落地点博弈加剧，各方利益诉求难以平衡，曾出现多地“争抢”“截留”雅砻江中游水电、白鹤滩水电、陇东新能源的情形，导致外送落点争执不断，影响配套送出线路的核准建设进度。

省间中长期交易组织日趋困难，跨省区送受电计划难以足额落实，送受端省份对交易价格存在较大分歧，新能源涨价诉求凸显，发电企业高峰时段更倾向参与现货市场，电力交易呈现“多月转月度、月度转月内、月内转现货”迹象，足额稳量稳价长协签约不足。2022年西北、东北大幅调减“网对网”外送规模，分别同比减少67%和60%。

送、受电曲线匹配困难，调峰需求难以达成一致，送端省份调峰电源结构性不足，用电高峰时段平衡裕度有限，外送曲线优化难度加大。2021年西北地区采取极端曲线校核削减银东直流晚高峰时段的电力外送，对山东省电力系统和电力市场造成影响。

跨省跨区输电费问题

调节成本分担问题。对于主要输送清洁能源的特高压输电工程，由于送端可再生能源来水来风日照的周期性和随机性，输送电量呈现波动性，需由火电等可调节电源参与调节，满足送电曲线要求。四川等西部省份为保障水电和新能源稳定外送，增开高价火电机组调峰调频，扩容投资加强送端网架，其成本未能向受端用户合理疏导，推高省内用户电价。

跨省区工程输电定价问题。我国以送电功能为主的跨区域电网工程输电价格实行单一电量电价形式，若可调节电源容量不足或送端省份留存电量，将导致直流输送电力不足，输电利用小时数低于设计值，投资成本回收周期拉长，经济效益下降，通过传统的单一制电量电价难以合理回收投资。在反映短期边际成本的区域电力现货市场中，以长期输电投资成本定价的单一制电量输电价格可能在某些时段推高受端地区市场出清价格，降低送端机组跨省参与电力市场竞争的效率，不利于电力资源优化配置。

相关建议

坚持煤电托底、多能互补提升有效保供能力

加强可再生能源开发与多类型灵活调节资源的协调规划，进一步增强电源多能互补、水火互济能力，积极布局“风光水火储”多能互补基地建设，提升区域综合供电能力。加大龙头水电站的开发建设力度，提高水电自身调节能力。依托藏东南水电、“沙戈荒”大基地等接续送电，进一步提升清洁能源纳入送端省份就近就地消纳比例。按照留有裕度、适度超前原则，配足托底电源，提升支撑性及调节性电源供应能力。发挥煤电的基础保障性和系统性调节电源作用，积极推动煤电与煤炭、煤电与新能源联营。在西部燃煤机组利用小时严重偏低的省份，探索建立容量补偿机制，为煤电等资源参与灵活性调节提供合理的经济回报，保障发电容量充裕度。综合考虑负荷增长情况、天然气资源分布情况，在负荷中心附近和天然气资源富集地区规划建设一批燃气机组。

坚持统一开放、竞争有序提升市场配置资源能力

送受端争电矛盾，暴露出传统的“西电东送”计划分电方式，已不适应地方利益格局的动态变化和区域协调发展的战略要求，尤其是随着西部“沙戈荒”风光大基地的逐步建成，也将面临着送受端利益如何共享、成本如何分摊的问题，亟须建立适应电力资源大范围配置的全国统一电力市场，推动市场供需发现价格，协调东西部省份的利益和矛盾。分类放开跨省跨区优先发电计划，将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同，通过市场机制实现跨省区日前、日内的电力余缺互济。推动中长期交易逐步缩短交易周期、提升交易频次、丰富交易品种，进一步提升中长期交易的灵活性。完善省间现货市场，通过省间现货交易大范围、短周期的交易机制设计，以市场化的手段引导电能在平衡富裕地区和平衡紧张地区之间及时调配，促进电力资源共济、电力能源保供。分阶段推动跨省区输电价格由单一制电量价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡。

坚持交直并重、协调规划提升互济互保能力

统筹送端特高压电网规划，建设各级电网、各类电源和多元负荷协调发展的坚强送端大电网，提升电网对新能源接纳能力和跨省区输送能力。加强负荷中心间、流域间、省际间互联互通，通过不同省间的多元化、多方向互联输电通道互济支撑，提高送端区域省间电网互济及资源配置能力，提升省级电网的灵活性水平。加强交流网架与大容量特高压直流输电的协调发展，科学布局直流落点，加强直流近区交流主网架，增强主网潮流灵活转运和疏散能力。配套调相机等无功补偿装置，提高直流外送能力，开展新能源机组耐高压改造，降低直流强冲击下新能源大规模脱网及其引发的连锁故障风险，由“强直弱交”逐步过渡到“强直强交”网架。增强外送机组下网电力承接能力，优化主网架，改善潮流分布，控制短路电流，解决局部网架重载问题。加强高压大容量柔性直流核心装备研制，加快应用多端、柔性直流输电技术及混合直流输电技术，改善交直流相互影响问题和提高电网稳定性，适应大规模远距离新能源基地“西电东送”需求。