文章核心观点 - 输电通道不足严重制约西北风光电力资源外送 尽管特高压建设持续推进 但通道利用率及新能源占比远低预期 且面临送受端价格协调难题 需通过机制优化与硬件建设双管齐下解决[1][2][5] - 电力外送是破解西北新能源消纳问题的关键手段 必要性体现在解决空间错配、时间波动矛盾、降低双碳成本、保障能源安全及推动统一电力市场建设[4] - 提升新能源外送比例需突破四大障碍：系统稳定性要求限制绿电占比、调峰能力不足、市场机制壁垒及输电通道容量制约[8][9] - 价格协商分歧源于受端以买方市场压价 与送端成本回收诉求冲突 需通过保障小时数+现货市场混合定价机制改革促进公平[15][16][17] 电力外送必要性 - 破解西北能源资源与东部负荷的空间错配矛盾 西北新能源装机达3.05亿千瓦占总装机56% 本地消纳能力有限 外送与本地消纳比例约50:50[4][6] - 应对能源转型时间波动矛盾 东西部负荷特性错位 跨省交易可平滑时间差异[4] - 实现双碳目标的低成本解决方案 利用东西部经济差距实现双赢并完善绿色价格传导[4] - 支撑国家能源安全保供目标 部分省份依赖跨省跨区供电保障电力安全[4] - 筑牢全国统一电力市场根基 促进跨省交易完善市场体系[4] 输电通道建设挑战 - 西北已建14回特高压直流通道 总容量8671万千瓦 但相较3.05亿千瓦新能源装机仍明显不足[6] - 通道审批程序复杂 需国家发改委及能源局协调多省份利益 建设周期达3-5年 远长于电源建设的数月到两年[7] - 廊道资源紧张 源网建设不同步导致规划滞后[6][7] 通道利用率低原因 - 配套电源缺位导致利用率不足 如青豫直流因水电站/光热电站延迟投产 新能源占比不足30% 年利用小时仅2000小时远低于设计4500小时[8] - 受端电网接受能力有限 如中衡直流满功率仅400万千瓦 为规划容量800万千瓦的一半[8] - 系统稳定性要求迫使火电/储能"打捆外送" 稀释绿电比例[9] - 西北本地调峰能力不足 灵活调节电源稀缺限制外送能力[9] - 受端省份优先调度本地煤电 抑制绿电消纳[9] - 部分通道设计兼顾煤电外送 容量无法满足新能源全额送出[9] 时间错配解决方案 - 完善受端需求侧响应机制 通过分时电价/虚拟电厂/可中断负荷平缓需求曲线[10] - 加强电网侧储能建设 储存高峰电力用于晚高峰放电[10] - 严格落实特高压直流规划电力曲线 明确功率随时间变化计划 减少弃风弃光[10][11] - 通过送受端联动计算预排问题 确保投产后输送能力接近设计值[12] 价格协商机制分歧 - 受端以省内市场均价或燃煤基准价扣减输电价格定价 报价低于送端预期 如送端要价0.45元/度电 受端要求降至0.4元/度内[15] - 分歧源于受端煤电容量电价机制拉低基准价 市场化改革压降交易价 及本地新能源消纳优先策略[15] - 系统调节成本分摊规则缺失 送端主张"谁受益谁负责" 受端认为属送端责任[15] - 买方市场下送端处于谈判劣势 同质竞争加剧价格压力[16] 机制改革建议 - 按年利用4500-5000小时基准 保障2000-3000小时基础收购 以发电成本+输配电价定价 超量部分按受端现货市场结算[17] - 选择外送通道试点后推广 减少推诿并保障可持续发展[17] - 推动输配电价改革 试行两部制浮动电价及输电权交易 反映供求时空差异[18] 商业机遇 - 跨省电力交易常态化提升咨询服务需求 专业售电公司提供定价/竞价/交易策略服务[19] - 虚拟电厂、新型储能、构网型技术因提升电网稳定性具备较大发展潜力[20]