新形势下“西电东送”的内涵已经发生变化，绿电输送比例将进一步提高。西北地区也需协同产业发展与可再生能源就地消纳。

　　10月22日，北京大学能源研究院在京举办主题为“推动西部大开发形成新格局背景下——西北地区‘东产西移’与‘西电东送’”的研讨会。

　　多位与会嘉宾认为，随着西北地区可再生能源迅速发展以及当地工业化推进，“西电东送”存在诸多难题，需要在新时期重塑其内涵和格局，并协同产业西移与“西电西用”。

　　“西电东送”是西部大开发的标志性工程之一，西北地区的外送通道是“西电东送”的重要组成部分。截至2023年底，西北地区“西电东送”规模接近6000万千瓦。

　　西北地区主要包括陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆五省区，国家电网西北分部(下称西北电网)统管五省区的电网系统。

　　西北电网目前是中国新能源发电装机占比最高、电力外送规模最大的区域电网。截至9月底，西北电网2024年新增清洁能源装机4151万千瓦，清洁能源装机容量达到2.97亿千瓦，占总装机容量的60.74%。

　　“我们当地发电量远远超过了外送量……消纳和可再生能源发电量增速成正比，但消纳增长幅度不如发电量增速。”一位来自西北的地方能源官员在会上表示，当地的消纳已成为一个瓶颈问题。

　　2010年以来，西北电网新能源装机增长超过60倍，相当于建成10座三峡电站。前所未有的发展速度也带来了“电送不出，当地用不了”的弃电困局。这一方面固然有灵活调节资源短缺、输电通道建设滞后等因素影响，也受到受送端不同以往的用电形势和经济性等问题的挑战。

　　会上发布的《碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究》(下称《电力报告》)指出，新形势下，“西电东送”可持续性面临挑战，送端受端争电矛盾日益凸显，价格机制有待完善。

　　其中，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%。

　　“东部面临更强的能耗、碳排放约束，能效提升将推动经济增长与能耗脱钩。同时，东中部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。”

　　《电力报告》同时提及，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。

　　参会专家指出，以往西部电价较东部更便宜，但随着东部大量新能源发展和电力市场建设，之后可能会出现价格倒挂的现象。此外，因为新能源存在随机性、间歇性、波动性，发受两端曲线匹配也存在困难，调峰需求难以达成一 致。

　　在价格机制方面，《电力报告》表示，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。

　　此外，由于目前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，如果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。

　　尽管当前存在上述问题，《电力报告》预测，西北地区电力外送，特别是绿电外送规模和外送电量将持续增长，到2030年，西北地区电力外送规模将达到8000万-9100万千瓦。这也将带来显着的二氧化碳和重污染物减排效益。

　　《电力报告》称，在上网电价方面，西北地区平均上网电价较华北、华东和华中更具优势，远期来看，这一优势将不断加大。预计到2060年，“西电东送”每年可以给西北地区带来电价收入超过1000亿元，并大幅度拉动西北地区的固定资产投资。

　　当日会上还发布了《促进西北地区产业转型升级与新能源就地消纳协同发展》(下称《产业报告》)，该报告认为西北地区需持续加强电力就地消纳能力，协同产业发展与可再生能源就地消纳。

　　《产业报告》指出，仅就目前情况看，可再生能源的快速发展并未显着带动西北地区产业升级。但在国家区域战略、“双碳”目标、共建“一带一路”等背景下，包括风电、光伏产业链，以及绿氢、合成氨、钢铁、化工等能源密集型产业将在西北地区获得较大发展优势。

　　北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任陈丹在会上表示，东西部区域的光伏发电、绿氢差异成本将逐步增大。在太阳能丰富区域和一般区域，由于利用小时数差异，实际上2020-2050年期间，光伏发电成本差异会从25%上升到65%左右。

　　“针对年利用小时数1800小时区域，预计在2030-2040年期间，太阳能光伏电力电解制氢成本将开始具有竞争力，与常规化石制氢成本相当。”陈丹称。

　　中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任黄少中认为，尽管存在产业西移和“东数西算”等变化，但因为国家资源和负荷逆向分布这一根本因素，能源基本流向格局不会有太大变化，西北“西电东送”格局将长期存在。

　　黄少中表示，要加快“西电东送”的重塑，核心是加大绿电外送的比例，同时提高绿电的环境价值。此外，加快西北区域电力市场建设，更好地发挥市场机制的作用。随着“西电东送”距离越来越长，成本提高，要解决成本疏导，处理送受电双方利益分配的问题。

　　“统筹‘西电东送’和‘西电西用’，优先‘西电西用’，”黄少中说，要进一步研究输电通道存在的约束和障碍，存量的的输电通道也要着力提高输电利用效率。

　　新形势下“西电东送”的内涵已经发生变化，绿电输送比例将进一步提高。西北地区也需协同产业发展与可再生能源就地消纳。

　　10月22日，北京大学能源研究院在京举办主题为“推动西部大开发形成新格局背景下——西北地区‘东产西移’与‘西电东送’”的研讨会。

　　多位与会嘉宾认为，随着西北地区可再生能源迅速发展以及当地工业化推进，“西电东送”存在诸多难题，需要在新时期重塑其内涵和格局，并协同产业西移与“西电西用”。

　　“西电东送”是西部大开发的标志性工程之一，西北地区的外送通道是“西电东送”的重要组成部分。截至2023年底，西北地区“西电东送”规模接近6000万千瓦。

　　西北地区主要包括陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆五省区，国家电网西北分部(下称西北电网)统管五省区的电网系统。

　　西北电网目前是中国新能源发电装机占比最高、电力外送规模最大的区域电网。截至9月底，西北电网2024年新增清洁能源装机4151万千瓦，清洁能源装机容量达到2.97亿千瓦，占总装机容量的60.74%。

　　“我们当地发电量远远超过了外送量……消纳和可再生能源发电量增速成正比，但消纳增长幅度不如发电量增速。”一位来自西北的地方能源官员在会上表示，当地的消纳已成为一个瓶颈问题。

　　2010年以来，西北电网新能源装机增长超过60倍，相当于建成10座三峡电站。前所未有的发展速度也带来了“电送不出，当地用不了”的弃电困局。这一方面固然有灵活调节资源短缺、输电通道建设滞后等因素影响，也受到受送端不同以往的用电形势和经济性等问题的挑战。

　　会上发布的《碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究》(下称《电力报告》)指出，新形势下，“西电东送”可持续性面临挑战，送端受端争电矛盾日益凸显，价格机制有待完善。

　　其中，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%。

　　“东部面临更强的能耗、碳排放约束，能效提升将推动经济增长与能耗脱钩。同时，东中部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。”

　　《电力报告》同时提及，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。

　　参会专家指出，以往西部电价较东部更便宜，但随着东部大量新能源发展和电力市场建设，之后可能会出现价格倒挂的现象。此外，因为新能源存在随机性、间歇性、波动性，发受两端曲线匹配也存在困难，调峰需求难以达成一 致。

　　在价格机制方面，《电力报告》表示，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。

　　此外，由于目前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，如果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。

　　尽管当前存在上述问题，《电力报告》预测，西北地区电力外送，特别是绿电外送规模和外送电量将持续增长，到2030年，西北地区电力外送规模将达到8000万-9100万千瓦。这也将带来显着的二氧化碳和重污染物减排效益。

　　《电力报告》称，在上网电价方面，西北地区平均上网电价较华北、华东和华中更具优势，远期来看，这一优势将不断加大。预计到2060年，“西电东送”每年可以给西北地区带来电价收入超过1000亿元，并大幅度拉动西北地区的固定资产投资。

　　当日会上还发布了《促进西北地区产业转型升级与新能源就地消纳协同发展》(下称《产业报告》)，该报告认为西北地区需持续加强电力就地消纳能力，协同产业发展与可再生能源就地消纳。

　　《产业报告》指出，仅就目前情况看，可再生能源的快速发展并未显着带动西北地区产业升级。但在国家区域战略、“双碳”目标、共建“一带一路”等背景下，包括风电、光伏产业链，以及绿氢、合成氨、钢铁、化工等能源密集型产业将在西北地区获得较大发展优势。

　　北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任陈丹在会上表示，东西部区域的光伏发电、绿氢差异成本将逐步增大。在太阳能丰富区域和一般区域，由于利用小时数差异，实际上2020-2050年期间，光伏发电成本差异会从25%上升到65%左右。

　　“针对年利用小时数1800小时区域，预计在2030-2040年期间，太阳能光伏电力电解制氢成本将开始具有竞争力，与常规化石制氢成本相当。”陈丹称。

　　中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任黄少中认为，尽管存在产业西移和“东数西算”等变化，但因为国家资源和负荷逆向分布这一根本因素，能源基本流向格局不会有太大变化，西北“西电东送”格局将长期存在。

　　黄少中表示，要加快“西电东送”的重塑，核心是加大绿电外送的比例，同时提高绿电的环境价值。此外，加快西北区域电力市场建设，更好地发挥市场机制的作用。随着“西电东送”距离越来越长，成本提高，要解决成本疏导，处理送受电双方利益分配的问题。

　　“统筹‘西电东送’和‘西电西用’，优先‘西电西用’，”黄少中说，要进一步研究输电通道存在的约束和障碍，存量的的输电通道也要着力提高输电利用效率。

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