全国统一电力市场下，西部两大清洁能源基地如何破局

来源：中国能源观察 时间：2026-11-04 18:04

中国能源新闻网记者刘光林

　　破除输电壁垒 解锁新能源消纳新路径

　　从腾格里沙漠深处连片铺展的光伏矩阵，到金沙江、雅砻江流域奔腾不息的水电集群，我国西北“沙戈荒”新能源基地与西南水风光一体化基地这两大类清洁能源“巨无霸”，正以惊人的速度持续扩容，树牢了全国绿电供给的核心支柱。

　　国家能源局数据显示，截至2025年末，全国可再生能源总装机已达23.4亿千瓦，这两大类基地合计装机在全国可再生能源总规模中占据较大比重。

　　目前，全国特高压交直流工程共计达到46项，国网经营区跨省输电能力攀升至3.7亿千瓦，西电东送骨干网架基本成型。

　　然而，硬件的狂飙突进并未完全消解新能源跨省跨区消纳的结构性阵痛。

　　针对这一痛点，国家能源局电力司副司长刘明阳在4月的官方发布会上明确指出，当前必须坚持“全国一盘棋”，统筹优化电源、调节性资源、电网网架结构和电力流向，加快建设全国统一电力市场体系，促进“新能源+储能+电网+市场”的集成融合发展。这从一个侧面印证：随着产能的高速扩张，深层次的结构性消纳矛盾正日益凸显，成为横亘在能源转型路上的一道坎。

　　审视当下的跨区输电通道运行，结果是一幅冰火两重天的图景：新能源大发时段通道拥堵不堪，而用电低谷时段通道又大面积闲置。国家审计署2024年发布的审计报告更是直接揭露问题：西北五省区“沙戈荒”基地在2021—2023年间累计弃电超50.13亿千瓦时，“高峰阻塞、低谷闲置”已然成为跨区通道难以回避的痛点。

　　这种供需错位如今已变得极为直白：一边是西部绿电产能的严重富余，另一边则是长三角、珠三角、京津冀三大负荷中心对绿电的巨大渴求。然而，电力跨区流通始终受困于行政分割与价格失灵的双重制约。要解开这道复杂的方程式，就必须结合供需两端资源的季节性互补特性，层层剖析送电困局的多层成因，并探索出一条本土化的跨区互济解法，从而为“十五五”清洁能源基地开发与全国统一电力市场建设提供具有实操价值的参考。

　　两类清洁能源基地与全国供需错配格局

　　我国能源资源与负荷逆向分布，是贯穿整个能源转型的底层逻辑。两大类清洁能源基地在资源形态与出力曲线上呈现出完全的差异化，天然具备季节互补属性，但跨区输送机制的长期割裂，却导致两大基地双双深陷消纳困境。

　　先看西北“沙戈荒”新能源基地，其版图涵盖陕甘宁青新及内蒙古的沙漠、戈壁、荒漠片区。截至2024年底，全国第一批“沙戈荒”大型风光基地投产规模超过9000万千瓦。

　　在出力层面，沙戈荒基地的波动特征极强：夏季中午时段光伏集中大发，而冬季受日照衰减及天气扰动影响，风光整体出力显著下滑。在消纳层面，西北五省区本地用电仅能消化区域约50%的新能源电量，仍有巨量新能源必须依托特高压跨区外送。同时，基地开发的短板也十分突出。审计署2024年专项审计指出，西北401个风光子项目中，有385个单体规模未达千万千瓦集约化标准，场站汇集电网配套严重滞后。这意味着，即便主干特高压建成，基地内部汇集送电的“毛细血管”瓶颈依旧死死制约着外送能力。

　　再将目光转向西南。据不完全统计，截至2025年末，西南四省（川、滇、黔、鄂）水电装机规模合计约达2.4亿千瓦。依托这一庞大的流域水电集群，叠加河谷风电与高原光伏，上述区域正加速构建全国规模最大的“水风光蓄”多能互补清洁能源基地。

　　这种季节互补优势极具战略价值：5—9月流域汛期，白鹤滩、乌东德等巨型水电满发富余，可联动外送东部；11月至次年3月枯水期水电出力回落，恰好能对冲西北冬季风光出力的低谷。目前四川已建成7条特高压直流出川线路，硬件体系相当成熟。但外送的结构性难题依然突出：汛期通道被年度计划电量锁死，富余水电无法通过市场化增量外送；枯水期通道闲置，利用率走低。加之西南区域分属国家电网、南方电网两大经营区，跨网送电仅靠行政协调，缺乏市场化定价工具，互补价值根本无法变现。

　　当前，西部新能源装机占全国总量的比重较高，而东部负荷中心本地新能源装机相对不足，“西部产能冗余、东部绿电紧缺”的结构性矛盾依然存在。在时序维度上，夏季中东部空调负荷走高时，西北光伏、西南水电同步大发，可有效支撑东部用电；但冬季全域用电回落且西部电源出力下滑时，部分跨区通道容量闲置、利用率走低。业内测算认为，若能有效打通西北与西南的跨区互济通道，依托水电调节平抑风光波动，有望显著提升跨省通道年均利用小时数，进一步释放新能源消纳潜力。

　　矛盾叠加，二元制度错位催生外送困局

　　两大类基地“建得起、送不出”，并非因为通道总量不足，而是源网时序、电网物理、市场机制、全域统筹四重矛盾叠加的结果。其核心症结，直指电力市场的二元错位——即电能量市场化与输电容量行政化的割裂。

　　一般情况下，行业多聚焦于通道高峰阻塞，却忽视了输电物理运行红线，这正是低谷通道大面积闲置的底层技术原因。电力工程规范明确，±800千伏特高压直流需保留10%—15%额定容量的最小稳定运行功率，低于阈值将引发换相失败、直流电压失控等安全事故；长距离交直流线路轻载运行，电容效应会引发送受端电压超标，需加装电抗器调压，系统调节成本大幅攀升。以额定容量800万千瓦的哈密—重庆±800千伏特高压直流为例，其最小稳定送电负荷需维持在额定容量的10%—15%左右。在受端夜间用电低谷时，若仅维持最低负荷送电，大量通道容量将被迫闲置。叠加年度、月度固定计划调度模式，通道容量无法适配日内、季节供需动态调整，天然的季节错峰潜力被严重锁死。

　　业内专家指出，在输电权市场化交易全面落地前，跨区直流输电资源多依托行政计划统筹调度，输电通道容量的时段稀缺价值难以充分体现。长期以来，跨省通道采用固定过网费或单一容量电价机制，缺乏高峰、低谷分时差异化定价。通道容量主要由行政分配，富余容量缺乏市场化流转渠道，导致绿电大发时段优质清洁电力无法精准匹配东部高价值负荷，用电低谷时段闲置容量又无市场化承接主体。同时，国网、南网交易规则不统一，跨网交易壁垒突出，亟需通过输电权市场化交易填补制度空白。

　　此外，当前基地开发、电网建设、电力交易分属不同部门负责，无统一总量管控与时序衔接机制。西北部分省份盲目上马大型风光项目，西南省份水电开发侧重水资源利用，未同步配套增量外送通道，加剧了汛期弃水。调度层面坚持省内用电平衡优先，跨省互济仅为补充手段，无全国统一时序调度平台，区域出力、水文、负荷数据割裂，无法提前锁定跨区互补电量。

　　四维协同构建西部清洁电力跨区互济体系

　　国家能源局在4月的例行新闻发布会上明确提出，“十五五”期间将支撑年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求。业内人士普遍认为，为落实这一目标，需要从物理互补、机制创新、源头管控、全域调度等方面发力，构建适配国情的跨区互济体系。

　　物理互补，双向特高压与长时储能补强。“十五五”期间将布局陇电入川、疆电入川渝等特高压工程，进一步强化西北清洁能源向西南负荷中心的输送能力。调节侧同步补强，国家正大力引导发展4小时及以上中长时储能，西南依托流域抽水蓄能电站发挥调压调峰作用，以弱化直流最小出力的刚性约束。截至2025年底，全国新型储能装机已达1.36亿千瓦，西北地区新型储能总装机占全国比重达28.2%，为跨区互济提供了充足的硬件底气。

　　机制创新，以本土化输电权改革破局。云霄直流作为全国首个跨国网、南网输电权交易试点，走出了一条坚守电网调度运行权不变、不照搬欧美金融输电权模式的改革新路。依据《国家发展改革委 国家能源局关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》，跨省通道容量实行分层管控：一是存量计划容量，保障民生、基础工业刚性用电，不参与竞价；二是富余增量容量，通过月度、日前输电权公开拍卖，面向发电、售电、储能主体开放交易。2026年6月云霄直流首轮交易中，共有113家经营主体参与申报，总申报电量超1亿千瓦时，部分高峰时段输电权报价触及100元/兆瓦时的上限，精准体现了时段稀缺价值。试点明确交易收益专款专用，全额抵扣闽粤两省通道容量电费，让利终端用户。行业预判，待试点运行成熟、经验可复制后，相关机制有望逐步向全国其他跨省跨区输电通道推广，进一步健全完善全国统一电力市场体系。

　　源头管控，推行源网荷储一体化闭环开发。一是强化规划引领与系统协同，西部新建大型清洁能源项目需统筹评估汇集线路与跨区通道承载力，确保电源与电网同步规划；同时加快存量碎片化场站的集约化改造。二是全域落地多能耦合开发，西北重点布局风光火储一体化项目，西南打造水光蓄联动项目。例如，新疆天山北麓等综合能源基地依托多能协同调度，大幅提升了电力外送与就地消纳能力，示范效应凸显。三是扩容就地消纳负荷，西北积极布局绿电制氢、低碳算力产业，西南依托资源优势发展绿色冶金产业，有效分流跨区送电压力。

　　全域调度，重构“全国一盘棋”调度逻辑。搭建全国一体化电力协同平台，打通西北、西南、中东部四维数据接口，共享新能源出力、流域水文、区域负荷、通道容量实时数据，依托AI模型提前预判互济空间。放开输电权月内转让、日前增量竞拍权限，盘活低谷闲置通道容量。建立双向激励机制，对参与跨区互补增发的发电企业给予交易优先权，将企业购买输电权支付的费用用于抵充送受端省份承担的直流容量电费，打通送端增收、受端降本链路。国网能源研究院2025年专题测算显示，两区联动调度后，跨省直流年均利用小时可提升30%以上，区域弃电率下降5个百分点以上。

　　跨区互济赋能能源转型四重战略红利

　　记者了解到，全域落地跨区互济模式，可释放多重战略价值。

　　依托存量通道优化配置，随着跨省通道利用小时数的提升，“十五五”可减少新增跨区通道投资超2000亿元，大幅降低财政基建投入。

　　跨区互济体系落地后，每年可新增西部新能源跨省消纳电量超600亿千瓦时，折合节约标准煤1800万吨，减排二氧化碳近4800万吨。同时可为长三角、珠三角外贸企业提供可溯源物理绿电，满足2026年欧盟CBAM碳关税准入要求，破除绿色贸易壁垒。

　　全域推广本土化输电权交易，能够打通“中长期合约+输电权锁定+现货实时平衡”全交易链条，破除省间、跨电网交易壁垒，建成适配我国双网运营、保供优先国情的新型电力市场体系。

　　极端气象灾害频发背景下，依托西北风光、西南水电季节双向互补，打造东西互通、南北互备供电格局，降低火电顶峰依赖，减少化石能源应急消耗，提升电力系统全域抗风险韧性。

　　西北沙戈荒连片风光、西南流域梯级水电，是我国能源自主保供、双碳目标落地的核心底气。面向“十五五”能源新周期，唯有破除行政壁垒、统筹源网荷储、完善市场机制，方能打通西部绿电互济大动脉，走出一条安全、高效、普惠、低碳的中国式能源转型之路。

实习编辑：王雪聪