碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究

北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目系列报告 碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究 执行报告 执行报告的主要编写成员：康俊杰、杨用春、俞露稼、吴迪、汪若宇、王可珂 前言 面对碳达峰碳中和要求，构建新型电力系统将成为我国能源转型的核心，电力也将逐步成为支撑我国经济社会发展的主力能源利用形式，发展高比例可再生能源电力系统将是我国能源转型最为切实可行的路径，也是新型电力系统建设的重中之重，但也将重塑我国“西电东送”格局。报告以我国“十四五”及中远期电力发展目标为边界条件，以全国2030年前碳达峰和2060年前碳中和作为电力 发展约束，“正推与倒逼”相结合研究全国电力发展路径，设置了2个情景（基准情景和加速情景），加速情景是更强调在全国碳中和背景下最大限度发挥西部绿色电力潜力，相比基准情景进一步加快西部风光发电建设，加紧中东部煤电退役，形成更多西部绿电支援中东部的格局。 一、国际跨区（跨国）电力交换趋势 可再生能源和天然气成为各国推进能源转型的主要抓手。各国根据自身的国情与资源禀赋特点开展能源低碳转型，可再生能源和天然气替代煤炭是当前两条主要的选择路径。欧洲大部分国家煤炭和天然气资源有限，但风光发电资源较丰富，陆上风电、海上风电和光伏发电在过去20年成为了欧洲国家重点支持的项目。然而要快速实现可再生能源完全替代煤电是不现实的，德国等部分国家选择通过气电替代煤电作为中间过渡方。美国选择了天然气替代煤炭的路径，美国气源丰富，通过大规模开采页岩气降低了供气成本，提高了气电经济性，通过更为直接的市场竞争方式让煤电自动退出。 图12000-2022年全球一次能源消费结构（左）与各类能源占比变化（右） 数据来源：BP、《世界能源统计年鉴》 持续加强跨区跨国输电成为各国电力发展共识和趋势。欧美国家也存在能源供给与消费区域分离导致能源运输压力较大的特征，德国、丹麦与美国的实践经验与研究成果均表明，电网互联互通将是新能源高占比电力系统的重要特征，跨省跨区输电是保障国家能源战略安全，解决本国能源资源和负荷中心逆向分布矛盾的重要手段，对保障电力安全可靠供应意义重大。 传统电源在跨国跨区输电中发挥基础支撑和兜底保障作用。受俄乌冲突影响，德国本土面临电力严重短缺，也导致在跨国电力交换中处于被动，德、意及部分东欧国家考虑推迟退煤进程。2021年美国德州大范围轮流停电、电价飙升，加州也曾因极端天气多次宣布进入紧急状态，出现大面积停电情况。尽管美国多州可通过区域电力市场互联互通实现电力交换，在面对极端天气时仍会引发电力短缺和电价飙升等问题，传统电源仍发挥不可替代的基础支撑和兜底保障作用。 储能与需求响应逐步成为跨区跨国输电供需平衡的重要支撑。支撑高比例新能源并网、提高大电网运行安全性和可靠性，电力系统灵活调节能力至关重要，2022年相比2021年，欧洲储能设施数量大约翻了一倍，早在2018年美国76%的电化学储能已经参与到辅助服务市场中，截至2022年底加州储能总容量已近500万千瓦。同时在售电侧引入竞争能够充分发挥需求响应的潜在效益，这实际上也是一种重要的灵活性资源。德国政府认为，从能源需求端发力往往更具经济性。 跨区跨国输电相关机制也在不断发展完善。欧美不断明确储能的市场主体定位，扩大储能的市场参与范围，提高市场机制设计对储能的适配性。美国、德国等过还通过强化需求侧管理，将需求侧资源作为常态化资源纳入电力系统运行管理，完善电力需求响应机制、市场交易和激励机制，充分挖掘需求侧资源的潜力。另外，美国各大市场范围不断扩大，欧洲统一电力市场建设取得了阶段性进展，推动交易机构共同建立清洁能源消纳合理机制。 二、当前西北五省“西电东送”现状 全国跨区输电加快推进，配置资源能力持续提升。十三五”是我国特高压建设高峰期，大气污染防治行动“四交四直”和酒泉～湖南、准东～皖南、扎鲁特～青州直流相继建成投运。规划补短板的“五交五直”特高压工程加快推进，其中驻马店～南阳、张北～雄安交流和青海～河南直流于2020年投产，雅中～江西、陕北～湖 北于2021年投产，白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江直流已开工。“十 三五”期间，特高压直流共投运8项、开工4项。当前我国已经形成了以东北、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。 “西电东送”输电规模逐年提高。“十二五”以来，我国特高压输电加快建设，成为“西电东送”跨区输电的“主力”，截至2023 年底，我国“西电东送”规模超过3.0亿千瓦。陕西电网已建成特 （超）高压变电站（换流站）12座、输电线路54条、特（超）高压电力外送通道5条。其中，330kV灵宝与华中电网相连，±500kV德宝直流与西南电网相连，500kV府谷电厂送河北线与河北南网相连，1000kV横洪线与华北电网相连，±800kV陕武直流与华中电网相连。甘肃电网已建成1条特高压输电通道，过境3条特高压，通过19回750kV线路与周边省份相连，跨区跨省输电能力超过3200万千瓦，甘肃新能源已通过特高压通道输送至全国21个省市，形成了大送端绿色电网格局。宁夏电网电力送出通道有三条，即±660kV宁夏宁东—山东青岛直流输电工程，±800kV宁夏灵州—浙江绍兴特高压外送直流通道。此外，位于宁夏沙湖的750kV变电站承担着伊克昭-临沂±800kV直流输电工程外送伊克昭换流站电源点的重任，构成了宁夏电力外送的第三条通道。新疆电网已建成“两交两直”4条外送通道，包括哈密-敦煌750千伏输变电工程、新疆与西北联网750千伏第二通道工程、天山-中州±800千伏特高压直流输电工程、准 东-皖南±1100千伏特高压直流输电工程。海电网已建成±800kV青海至河南特高压直流、±400kV柴达木至拉萨直流，并通过6回750kV交流线路与西北电网相连，外送能力超过960万千瓦。 表1西北五省特高压外送通道情况 电压长度 线路名 称（千（千伏）米） 输电能力 （万千瓦） 年可输送电量（亿千瓦 时） 陕西 榆横~潍1000 坊 1048.5 600 300 陕北~湖±800北 1137 800 400 甘肃 祁韶直流±800 2383 800 400 宁夏 灵州~绍±800兴 1720 800 500 新疆 天山-中±800 2210 800 500 准东-皖±1100 3293 1200 660 青海 青海~河±800 1587 800 400 州南 南 “西电东送”发展面临一系列问题。一是“西向东送”可持续性面临挑战。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。另外，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。 二是送端受端争电矛盾日益凸显。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。政府间关于外送线路走向及落地点博弈加剧，曾出现多地“争抢”“截留”雅砻江中游水电、白鹤滩水电、陇东新能源的情形，影响配套送出线路的核准建设进度。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。另外，送、受电曲线匹配困难，调峰需求难以达成一致。 三是价格机制有待完善。对于主要输送清洁能源的特高压输电工程，由于送端可再生能源来水来风日照的周期性和随机性，输送电量呈现波动性，需由火电等可调节电源参与调节，满足送电曲线要求。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。同时我国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，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。 三、西北“西电东送”绿色重塑格局 跨区输电规模持续增长，风光可再生能源加快发展带动由西向东更大跨区通道需求。西北电网作为大型绿色能源基地将以外送为主，华中电网作为枢纽连通东西资源与需求，华北、华东和南方电网将作为主要的电力消费中心，东北电网在满足自身需求的基础上实现部分外送。基准情景下，预计2025-2030年全国跨区输电通道需 求将保持在1.8亿千瓦左右，2035年增至接近2.0亿千瓦，随后逐步 进入平台期，到2060年，跨区输电规模有望超过2.8亿千瓦。加速 情景下，预计2025-2030年全国跨区输电通道需求将保持在2.0亿千 瓦左右，2035年增至接近2.3亿千瓦，到2060年，跨区输电通道需 求有望超过3.8亿千瓦，西北地区更高的风光装机规模带来超过基准 情景1.0亿千瓦的跨区通道需求。 40000 35000 30000 万千瓦 25000 20000 15000 10000 2025 2030 2035 2060 基准情景加速情景 图2跨区输电规模展望 电力外送规模在不断增加的同时，结构也将快速调整，2025年以后，清洁能源占比将超过50%，“西电东送”将被赋予更深的绿色内涵。2025年至2030年，西北地区外送清洁能源电量逐步提升，2030年后，西北地区外送清洁能源电量显著增加。基准情景下， 2030年预计西北地区外送清洁能源电量1990亿千瓦时，2060年预计 西北地区外送清洁能源电量6722亿千瓦时，与2024年相比增长超过四倍。加速情景下，2030年预计西北地区外送清洁能源电量达到2547亿千瓦时，2060年预计西北地区外送清洁能源电量达到1.1万 亿千瓦时，与2024年相比预计增长超过八倍。 12000 10000 8000 西北地区外送清洁能源电量 61 8872 08 7056 10323 1137211375 22 13 67 亿千瓦时 6000 4000 2000 2547 90 1247160819 99699612381518 64 24 58 21 48934552 30 0 2023202420252030203520402045205020552060 基准情景可再生电量加速情景可再生电量 图3西北地区外送清洁能源电量预测 华北、华东和华中仍是西北外送的主要方向，可再生能源将重塑“西电东送”新内涵。以目前的输电技术来看，“西电东送”仍将是未来我国电力流的主导方向，受资源禀赋和输送距离制约，西北地区绿色电力将主要输往华北、华东和华中“三华”地区。基准情景下，西北整体外送规模将从目前的接近6000万千瓦，增长到2030年接近8000万千瓦，增长约三分之一，随后增长逐步放缓，2035年达到约8700万千瓦，2060年接近1.4亿千瓦。届时西北外送电量将 逐步增长至2060年的接近6800亿千瓦时，可再生能源电量占比将超过99.0%。加速情景下，2030年西北整体外送规模将增长至超过9100万千瓦，2035年达到约1.2亿千瓦，2060年接近2.3亿千瓦， 超过基准情景接近1.0亿千瓦。届时2060年西北外送电量将达1.1万亿千瓦时，可再生能源电量占比接近100%，可再生能源使得“西电东送”由原来主要输送化石能源发电，赋予了全新绿色内涵。 西北送华北通道有望超过7000万千瓦。基准情景下，西北送华 北将从目前的1400万千瓦逐步增至2030年的接近2000万千瓦，随后增速逐步放缓，2035年再增长至2200万千瓦左右，2060年将超过3500万千瓦，届时输送电量接近1800亿千瓦时。加速情景下，2030 年西北送华北规模将增长至接近2300万千瓦，2035年达到约3000 万千瓦，2060年超过7000万千瓦，是基准情景的二倍。届时2060 年西