提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展

西北地区新能源资源丰富，但面临本地消纳不足、外送通道受限、省间市场壁垒等问题。提升区域内五省间电力互济能力和区域间送受端协同能力，是破解新能源消纳瓶颈、优化全国能源资源配置、助力“双碳”目标实现的关键路径。

研究背景：西北地区新能源装机占比已超过50%，但新能源发电量占比仅为22%，远低于火电发电量占比的69%。区域内已建成多条特高压外送通道，但实际输送能力未达预期，部分受端电网接纳能力不足，导致通道利用率偏低。

发展现状：西北电网已建成特高压直流通道14回，总容量达到8671万千瓦。2024年，西北电网跨省跨区交易电量4001亿千瓦时，其中跨区交易电量3606亿千瓦时，占比超过90%；跨区外送新能源电量达到1005亿千瓦时，年度首次突破1000亿千瓦时。

面临的挑战：

• 特高压输电通道建设发展：外送需求增长与通道不足的矛盾、新能源占跨区域输电比例不高、源网建设不同步导致实际运行功率未达预期、通道资源较为紧张。
• 区域互济市场机制体制：跨省跨区中长期送电价格协商困难、送受端电力曲线匹配存在困难、受端省区需求侧响应机制仍有待完善、省间市场价格高于省内市场价格出现倒挂现象、送受端市场主体参与跨区交易受限。
• 区域互济价格政策：受端与送端发电侧调峰产生的容量电价分担矛盾、跨省跨区绿电交易价值难以体现。

发展建议：

• 特高压输电通道建设发展：明确西北地区在我国构建新型电力系统中的战略地位，将跨区域输电通道建设纳入国家和地方规划层面；严格落实跨省跨区特高压直流规划的电力曲线。
• 区域互济市场机制体制发展：建立跨省跨区调节资源交易市场，允许送端购买受端闲置煤电调节能力；完善需求侧响应机制，加快受端用户侧参与省间交易；在全国统一电力大市场框架下，建立并完善三层级市场协同体系。
• 区域互济价格政策发展：送受端双方按照“保障小时数固定价+增量部分市场价”模式签订长期协议；逐步完善跨省跨区中绿电交易机制；建立与新能源相对应的动态的输配电价机制。