网上配资114 专访中国能源研究会专家黄少中：政府应“软硬兼施”促进跨省跨区电力外送

近日网上配资114，国家电网宣布宁夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程投产送电。这是国内首条获批的以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压输电通道，也是国内今年投产送电的第三条特高压直流输电工程。

尽管这延续了“十四五”以来特高压输电通道的高强度建设态势，但输电通道受限仍然是当前制约西北风光电力资源外送的一大显性问题。不仅如此，已建成的输电通道利用率和新能源发电占比远低于预期值，并且面临送受端价格机制难以协调一致的问题，这些正困扰着参与电力跨省跨区交易的众多从业者和利益相关方。

打破东西部电力供给能力和实际需求的错配，跨省跨区外送还是解决这一矛盾的主要手段吗？面对客观条件的制约，还有哪些解决途径？

围绕业界热议的焦点问题，第一财经记者专访了中国能源研究会特邀首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中。他也是近期中国能源研究会双碳产业合作分会和自然资源保护协会联合发布研究成果《提升区域电力互济能力促进新能源高比例发展》（下称《报告》）的主要撰写人。

黄少中介绍，《报告》编写过程中走访了甘肃、青海、江苏、广东等多个送受端省份的政府机构、交易中心和电力企业，听取并吸纳了各方面的意见建议。黄少中认为，政府应当采取软硬兼施的手段促进跨省跨区电力外送。“软”的是机制，为不同立场的主体间协调利益的问题构建基本原则，避免多方在长期无效的沟通中造成资源闲置和浪费，促进交易利益公平共享；“硬”的是加强输电通道能力建设，以及与之匹配的电源和电网建设，发挥政策的前瞻性和引领性。

图为黄少中

电力外送的必要性有哪些

第一财经：今年是“十四五”的收官之年，中国提前六年完成了风电和光伏装机目标，但是新能源在整体发电量中的占比并不如想象得那么高，消纳问题近期也越发突出了。解决这个问题的思路有两种，第一种是本地消纳，把东部的需求挪到西部（包括东数西算），第二种是电力外送，把西部的电送到东部来用。这个背景下，怎么理解电力外送的必要性？

黄少中：电力外送的必要性体现在五个方面。首先是破解能源资源与负荷的空间错配矛盾，西北有大量新能源但是消纳不掉，本身经济负荷有限，送出去可以极大解决消纳问题。其次是应对能源转型的时间波动矛盾，东部和西部负荷特点不一样，存在时间错位配置，跨省跨区电力交易可以解决时间上波动的矛盾。再次，跨省跨区是实现“双碳”目标成本比较好的解，利用东西部的差距可以实现经济上的双赢并完善绿色价格传导。同时，这一举措也支撑了国家战略的两大核心目标：一是能源安全保供兜底，部分省份本身不能解决电力保供安全，而通过跨省跨区能解决；二是统一电力市场，促进跨省跨区电力交易可以筑牢统一电力市场的根基。

你提到的就地消纳固然是一种思路，但是实际层面仍然存在很多阻碍，并不能根本上解决问题。因为西北本地负荷需求小，高载能产业引入有限，难以完全消纳巨量新能源，而且西北调节性电源短缺，电网调峰能力不足。至于东数西算，虽可促进西部数字经济发展，但其布局高度集中于枢纽节点，对电网负荷提升有限，且数据中心属稳定负荷，难以匹配新能源的波动性，对西北广大地区的新能源消纳作用实际较为有限。

所以解决西北新能源消纳问题还是需要双管齐下，本地能消纳当然好，本地消纳不了的，外省又有需求，那就鼓励跨省跨区电力外送。

现在有部分人对于跨省跨区电力外送有不同的看法，但我们依然认为它不足以构成质疑这项战略的理由。我们认为，跨省跨区电力外送不是“要不要做”的问题，而是一定要做，怎么才能做得更好的问题。

“宁电入湘”工程直流输电线路新华社图

输电通道实际运行功率不及预期原因何在

第一财经：没有输电通道，电力外送就无从谈起。《报告》分析特高压输电通道主要面临四重挑战：现有外送通道明显不足、新能源占输电比例不高、源网建设不同步和廊道资源较为紧张。为什么通道规划和建设进度会出现明显的滞后？怎样来解决这些问题？

黄少中：外送通道不足，这是一个老生常谈的问题了，原因是多方面的。截至2025年6月，西北地区已建成14回特高压直流外送通道，总输送容量为8671万千瓦。然而，同期西北地区新能源装机已达3.05亿千瓦，占总装机的56%，而本地消纳能力有限（近几年外送与本地消纳比例约为50:50），外送需求量大。现有通道能力相较于丰富的电力资源而言，仍明显不足，无法满足新能源外送需求。

相对于电源建设的速度而言，输配电线路核批程序比较复杂，目前是由国家发改委、国家能源局主导，地方上不具有审批权。其中政府部门需要考虑很多因素，比如送电地区的外送能力，受电地区的实际需求、以及一个廊道所经过的数个省份涉及的利益诉求等，协调这些问题往往耗时耗力。即使多方达成一致了，立即开始建设，一条特高压的建设工期也得三到五年才能投产送电。但是电源的建设周期就少了，短则几个月，多达一两年就能竣工，这会导致两者出现时间差。

这个问题短期内很难解决。当然，其中有我们能做的事情。那就是做好规划，发挥规划的引领导向作用，同时加快建设进度。如果完全靠市场调节，缺乏明确的政策导向，可能会因为资源错配造成比较大的社会资源浪费。“十五五”即将到来，特高压输电线路应该作为一项重要的规划提前制定，并且为今后更长时间打好基础。

第一财经：多方期待更多特高压输电通道尽快落成，但就已建成的特高压而言，实际运行功率和新能源占比都不及预期。2024年西北电网新能源外送电量占全年外送电量比重约为 25.12%，远未达到50%的预期。这是什么原因？

黄少中：部分特高压通道实际运行功率未达预期，与源网建设不同步有关。一个原因是配套电源的暂时性缺位导致通道年利用小时数不高，输送功率较低，例如青豫直流（青海-河南）因配套水电站、光热电站延迟投产，初期新能源外送比例不足30%，被迫依赖煤电补位，年利用小时数仅2000小时，远低于设计值4500小时，夜间输送功率仅为额定值的10%。另一个原因是受端电网不完善，导致其接受特高压输电通道容量有限，例如中衡直流（宁夏-湖南）投产后满功率仅能达到400万千瓦，而其规划容量达到800万千瓦。

而现阶段西北地区外送电力中新能源占比偏低，主要原因在于——一是受限于系统稳定性要求：风电、光伏出力波动大，需配套火电或储能“打捆外送”以保障输电安全，稀释了绿电比例。二是调峰能力不足：本地灵活调节电源（如抽蓄、燃气电站）稀缺，难以完全平滑新能源曲线，限制外送能力。三是市场机制壁垒：跨省区交易中，受端省份为保本地煤电利用小时数，可能优先调度稳定电源，抑制绿电消纳。四是输电通道制约：部分特高压通道设计之初兼顾煤电外送，且输送容量有限，在特定时段无法满足新能源全额送出需求。

根据相关政策，下一步，已经投运的特高压直流输电通道，未来要逐步通过配套电源结构的调整、电网调节能力的提升等条件改善，推动可再生能源占比逐步达40%，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。要想提高新能源外送比例（提升跨省跨区电力交易中的“含绿量”），还有许多工作要做，包括政策、市场和技术等方面，而且需要时间。

第一财经：假设新能源在跨省电力互济中的占比真的达到了预期的比例，可以解决空间上的供需错配问题，但是时间上的错配怎么办？西北地区中午新能源大发的时段，东部地区并不需要那么多。到了东部地区用电的晚高峰，西北地区又发不出来。

黄少中：现在这个矛盾已经凸显出来了。东部地区等受端省份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，午间“不要”与晚间“缺电”的问题频繁交替出现。从整体情况来看，无论是华北、西北还是华东地区，新能源发电高峰时间段趋同，消纳难度越来越大。

破解这个问题有几方面的手段：一是完善受端省区需求侧响应机制，让需求曲线尽量趋于平缓甚至贴近发电曲线。通过完善分时电价、虚拟电厂、可调节可中断负荷等相关政策，需求侧响应机制可以缓解冬夏负荷高峰时段的电网压力，并且有效提升外购电的消纳能力。二是鼓励加强电网侧的储能，把高峰期多余的电储存下来到高峰时段放电。对比电源侧和用户侧储能，电网侧储能的利用效率和投资回报应该是更理想的。除了这两个业内都有展开讨论的要点以外，我们还提出一个容易被忽视的因素，那就是要严格落实跨省跨区特高压直流规划的电力曲线。

跨省跨区特高压直流规划电力曲线，是指预先制定的、通过特高压直流通道输送电力的功率随时间变化的计划曲线，它明确了在特定时间段内输送电力的规模和时间节点。

目前执行中还存在一些问题——一是技术调节局限：功率调节灵活性不足，难以匹配受端省份实时变化的负荷曲线，甚至可能加剧受端电网的调峰压力。二是发用电曲线错配：送端新能源发电（如光伏午间大发）与受端用电高峰（如晚间）存在时空差异，曲线不匹配会导致大量弃风弃光。三是系统稳定约束：高比例新能源接入时，传统直流特高压需要强交流电网支撑，否则易引发暂态过电压等问题，为保障安全，有时不得不降功率运行，偏离原规划曲线。

强调严格落实规划电力曲线，主要目的在于：保障电网安全稳定运行；严格的功率计划是维护跨区电网频率和电压稳定的重要手段；提升通道利用效率与新能源消纳水平；减少因曲线不匹配导致的弃风弃光，使宝贵的输电容量发挥最大效益；为电力市场交易与调度提供可靠依据；稳定的送电曲线是中长期电力交易和实时调度的重要基础。

目前送受电省区签订的协议中有关电力曲线的规划处于模糊地带，要么没有明确，要么不够细致，要么执行不力。我们建议，规划“沙戈荒”等能源大基地外送项目时需要采用送受端协商落实送电曲线，通过送受端联动计算方式，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。

第一财经：这是不是类似电力交易调度的偏差考核？也就是说，如果按照此前申报的出力曲线，受端省区就有接收的义务。如果没有按照既定的出力曲线，送端省区需要进行处罚，承担相应的违约成本。

黄少中：是的，两者核心逻辑高度相似，均旨在通过经济手段约束行为，确保计划或合同的严肃性。规划曲线是调度运行的基准，偏差考核是市场交易的机制。前者关乎电网物理安全，后者侧重合同履约与市场平衡。二者相辅相成，共同提升系统运行的可预测性与效率，促进新能源的规范消纳。

“宁电入湘”工程宁夏中卫市中宁换流站新华社图

送电价格如何协商

第一财经：除了跨省跨区特高压直流规划的电力曲线未能明确和落实以外，《报告》还提到送电价格协商困难，导致一些规划投资的既定项目存在不能投产送电的风险。这其中的分歧又是怎么产生的？

黄少中：现在送受双方都对这个问题特别关注。比如青豫直流、青桂直裗等，有的输电线路规划都好了，有的已经在投了，但我们了解到，价格现在差距很大。我认为这是一个重要的问题，需要引起重视并着力解决。

中长期交易是跨省跨区电力交易的主要形式。目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省份省内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是受多种因素影响，受端省区的报价往往低于送端省份的预期。这些可能的因素包括，由于受端煤电容量电价机制的建立导致燃煤基准价普遍有所下降，电力市场化改革导致省内市场交易平均价走低，受端省份希望通过压降电价水平吸引企业扩大投资生产、优先保护本地分布式新能源消纳等。同时，现在送受端双方对于新能源发电导致多出来的系统调节成本如何分摊存在分歧，送端认为谁受益谁负责，受端认为是送端的责任。我国目前也缺乏明确的分摊规定和办法。

种种规则模糊之下，有的送电省区要价起步0.45元/度电，受端说只有降到0.4元/度电以内才能接受，分歧就出现了。

第一财经：“跨省跨区中长期交易价格，一般以受端省省内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定”，这个规则本质上是以受端的电价接受能力去决定送电价格水平，合理吗？

黄少中：制定电价存在三种思路，一是用受端的电价可承担能力倒推送端的电价水平；二是用送端发电的固定成本加上合理利润，得出送端的电价水平；三是双方基于一个相对确定的规则进行细枝末节的谈判。这个规则可能是计划和市场的结合，在保证送端能够回收一定成本的基础上留有动态浮动的空间。

之所以现在政府间协议框架通常用的是第一种，主要是因为现在处于买方市场。受电省份虽然缺电，但他们想要的是稳定的、清洁的、低价的电。送电省份因为资源富集、投资较大、新能源发电大省间存在同质竞争等问题，处于谈判中的相对劣势。如果任由这个情况继续下去不加以干预，送受端双方达成一致的时间可能会相当漫长，同时挫伤西北地区新能源建设的积极性。

为了解决送受端协议价格谈判难度逐年增加的现实问题，我们建议，可以基于西北地区新能源呈现“日盈夜缺”的特征，按照特高压直流通道年利用小时数 4500到5000小时数为基准，限定 2000到3000 小时作为基础保障收购小时数，以发电侧综合发电成本+输配电价作为受端落地电价，以此保障送端省份的基本利益，超出保障小时数的增量部分采用受端省份的现货市场价格结算。现阶段，可以选择一两条外送电通道的交易进行试点，形成经验以后再进行推广。这个举措的好处在于，可以大大减少双方的推诿和争端，促成双方达成相对公平的共识，同时保障外送模式的可持续发展。

第一财经：《报告》除了对送端省份的发电价格结算机制给出建议以外，也谈到了输配电价的改革。这两个是同步的关系吗？实施难点在哪？

黄少中：是的，我们认为跨省跨区输电价也可以进行改革尝试，比如变单一固定的价格为两部制浮动电价，实时反映市场供求，同时引入输电权交易，以反映不同时段输电拥堵成本和网损的时空差异等。

但输配电价改革比较复杂，存在政策机制、利益分配等方面的障碍限制，有很大的难度，但从国外的实践看，是可以改革的，值得尝试推动。

第一财经：从投资的角度来看，跨省跨区的电力互济还有哪些可以捕捉的商业机遇？

黄少中：其实现在已经有很多机构开始为发电和用电企业提供多种多样的交易和咨询服务了。这些民营企业大多是售电公司，他们可以帮助客户确定定价策略、竞价策略或者交易策略。有些人对于售电公司的印象停留在两三个人组成的“皮包公司”，但实际上，我接触过非常专业的民营企业，他们有专业的的硬件设施，并且聘请了很多金融、电力等领域具备复合能力的人士，像基金经理一样发挥作用，帮助发电企业竞价交易，获得好的收益。当越来越多的跨省跨区电力交易成为常态以后，市场对这类服务的需求将会持续攀升。

“136号文”（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）出台以后，五大六小发电集团对于新能源电站的投资回归到了一个相对平静的观望阶段。这种放缓的态势本质上是因为系统的调节能力没有跟上电源的装机速度。因此，像虚拟电厂、新型储能、构网型技术等能够显著提升电网稳定性的技术和资源，都有着较大的发展潜力。

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