随着武汉-黄石-南昌1000千伏特高压交流工程正式投运，历时7年建设的华中特高压交流环网于近日闭环。这条西电东送“高速公路”的建成，将有力增强华中区域受电能力，逐步提升西南水电、西北风光等资源在华中的消纳效率。有预测称，华中电网将是我国最主要的电力枢纽，西北送华中通道需求有望超7400万千瓦。

  至此，我国已形成以东北、西北、西南区域为送端，华北、华东、华中、南方区域为受端，以特高压和500（750）千伏电网为主网架，区域间交直流混联的电网格局，跨区跨省输电规模逐年提高。其中，西北作为西电东送的主力，截至去年底外送规模接近6000万千瓦。成绩有目共睹，但随着绿电占比提升、西部产业格局变化，西电东送所面临的新挑战也在暴露。

  能联社从北京大学能源研究院近日发布的《碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究》报告获悉，随着高耗能产业西迁，“十三五”中期以来，西部跨省、跨区输电量增速年年在下降，分别由2018年14.6%和13.5%下降到2022年的4.3%和6.3%。一方面，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。另一方面，东中部受端有意降低电力对外依赖程度和安全稳定风险，海上风电、分布式能源等规模大幅提升。

  另一需要我们来关注的是传输通道问题。上述报告表示，跨省区输电通道资源紧张，前期工作协调难度大。例如曾出现政府间关于外送线路走向及落地点博弈加剧，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，影响配套送出线路核准建设进度。再如，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。另有送、受电曲线匹配困难，调峰需求难以达成一致。

  以较为典型的酒泉为例，能联社了解到，截至9月，全市新能源发电装机累计达3075万千瓦，占到甘肃全省的51.9%。在该省外送电量中，去年酒泉外送占比达到约63%，其中接近一半为新能源外送。“这几年新能源发展速度确实快，但消纳增速不如发电量增速大。希望从国家层面持续加大特高压直流工程布局，优化火电与新增风光发电的布局，从基层来讲是有劲使不上。” 有当地主管部门人士坦言。

  对此，有专家提出统筹好国家与地方的重要性：“要多少通道、多少容量，调配目标什么样，这些都要做好统筹。地方与国家做好充分衔接，而不是现在各地跑各地的通道项目。”同时，很多地方还面临新能源等通道、通道又等配套电源的制约，背后涉及整体建设时序的协调，除了各类电力资源，源网荷储的统筹是关键。

  然而，光解决通道问题就够了吗？据国家电网公开数据，包括酒泉-湖南±800千伏直流工程在内，西北地区已建成11条直流通道外送华北、华东、华中、西南等地区，另有4条正在推进，“十四五”西北电网规划新增6回特高压直流输电通道。能联社在与多名业内人士的交流中获悉，除了解决通道的硬约束，目前还有技术、价格、交易机制等问题仍待破解。

  “西电东送不是面临要不要送的问题，而是送什么、怎么送。过去多年主要输送煤电，现在不是西部一厢情愿把电送给东部，东部就接受。东部要电，但缺的是绿电，且价格得合适，原则上要低于当地火电标杆上网电价才能接受。”有专家直言，打破原有格局，大幅度的提升绿电比重及其环境价值是当务之急。“对于送端来说，研究受电地区的意愿、承受能力、负荷等很重要。”

  据上述报告预测，在2023-2030年间，以可再次生产的能源大基地开发为主的西北地区可再次生产的能源装机占比将超过70%。到2030年，西北地区电力外送规模将达到8000-9100万千瓦；到2060年，这一数字将达到1.4-2.3亿千瓦。届时，西北地区外送电量将达到0.68-1.1万亿千瓦时，其中可再次生产的能源占比超过99%。但能联社想说，绿电也不是想送就能送。在此背后，新能源“三性”带来外送时候负荷曲线与受端不匹配，绿电与煤电打捆比例在多少合适，究竟是提升已有通道效率还是新建等问题，不是单从政策层面就能解决的。

  此外，随着西电东送距离慢慢的变长，成本慢慢的升高、疏导压力增大，怎么样处理好送受双方的利益分配关系，价格机制也待完善。“过去西部电价便宜、东部电价更贵，现在不一定了。”有专家直言，东部自身也在发展分布式光伏、海上风电等，未来电力市场起来后，不排除出现价格倒挂、甚至非常严重的现象。再比如，中午时段西部新能源大发，这时候东部太阳也好，这样一来很可能就没有价差了。在此情况下执行西电东送，直流通道单向输送很可能面临挑战。“价格问题不解决好，以后西电东送能不能得到很好执行也是个问题。”

  另据了解，为保障水电和新能源稳定外送，西部地区增开高价火电机组调峰调频，扩容投资加强送端网架，但其成本未能向受端用户合理疏导，推高省内用户电价。同时，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够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，投资所需成本回收周期拉长，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。

  面对西电东送的大盘子，各级市场将是未来配置资源的主要依靠，做好市场统筹为重中之重。既包括形成具有激励性的输配电价，推动建立完全开放的零售市场，探索容量市场建设，也有深化绿色电力交易、峰谷电价调整、省间电力余缺互济机制，以及开展跨省区绿色电力交易等工作有待完善。通过多级市场，发现价格、稳定价格，形成合理的价格体系，进而扩大资源优化配置范围，体现西部地区电价优势。

  电力丰富，但华中地区的企业用户，白天电价一块多，希望降点价，给企业减轻用电负担。

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