文|華夏能源網(wǎng)

“西電東送”，是依據(jù)中國能源稟賦制定的重大戰(zhàn)略決策。然而，在能源轉(zhuǎn)型的新時代，風(fēng)光火打捆“西電東送”的模式，正在面臨越來越多的嚴峻挑戰(zhàn)。

近日，國家審計署發(fā)布報告，指出風(fēng)光大基地項目存在資源浪費問題（見華夏光伏此前深度報道《審計署報告“拷問”風(fēng)光大基地：個別項目三年累計棄電50億度！》），稱由于大基地開發(fā)利用缺乏統(tǒng)籌，很多項目因缺少配套而利用率低下，個別已投產(chǎn)項目2021年以來已累計棄電50.13億千瓦時。

新能源大基地包括風(fēng)電、光伏大基地（單體項目100萬千瓦起步）和“沙戈荒”大基地（單體項目1000萬千瓦起步）兩類，新能源裝機規(guī)劃總量超過6億千瓦，體量接近30個三峽電站。如此規(guī)模浩大的新能源建設(shè)和遠距離輸送，是人類能源利用史上所罕見的。

24年前，為了幫助云南、貴州部分地區(qū)擺脫貧困，2000年8月初，在北戴河會議上，時任國務(wù)院總理朱镕基建議，在貴州、云南建設(shè)1000萬千瓦水電，然后將電送往廣東。自此開啟了轟轟烈烈的水電、煤電外送工程。

此后二十年間，云南、貴州、四川的水電，以及陜西、山西的煤電，通過“西電東送”通道，源源不斷輸送至東部經(jīng)濟大省。浙江、山東、江蘇、廣東等負荷大省，外來電規(guī)模甚至占到了用電總量的三四成之多。

“西電東送”在協(xié)調(diào)東西部經(jīng)濟發(fā)展、加強能源電力保供上做出了巨大貢獻。然而，如今隨著風(fēng)光大基地強勢崛起，“西電東送”的內(nèi)容在發(fā)生變化，新的“西電東送”面臨新的挑戰(zhàn)。

這既有來自空間地理格局的轉(zhuǎn)換，更有來自風(fēng)光代替水火的電源特性的驟變。能源大變局下，“西電東送”該如何應(yīng)對新問題和新挑戰(zhàn)？

送端面臨“兩難”

“西電東送”規(guī)劃伊始，為實現(xiàn)長距離少損耗送電，電網(wǎng)建設(shè)成為首要難題。為了能夠遠距離低損耗送電，特高壓工程得以大規(guī)模上馬。

然而，隨著“西電東送”從傳統(tǒng)送端省份四川、云南、貴州、陜西、山西，向風(fēng)光資源豐厚的青海、寧夏、甘肅、新疆、內(nèi)蒙古轉(zhuǎn)移，“西電東送”向西部更縱深處轉(zhuǎn)移，這對全國電力流向整體布局提出了更高要求。

由于西北送端基地與中東部地區(qū)距離進一步增加，新增直送東部地區(qū)電力流向，布局復(fù)雜性進一步上升。同時，新能源大基地裝機規(guī)模巨大，一般在千萬千瓦量級，可靠外送需要特高壓柔性直流輸電技術(shù)（7月29日，國內(nèi)第一條特高壓柔性直流——甘浙直流獲批，該通道途徑6省區(qū)，線路全長2370公里，總投資約353億元）。

甘肅—浙江±800千伏特高壓直流工程武威換流站效果圖

此外，西北地區(qū)的脆弱網(wǎng)架也面臨嚴峻考驗。由于大型新能源基地通常位于地理環(huán)境異常惡劣的偏遠地區(qū)，西北電網(wǎng)以750千伏交流為主網(wǎng)架，新疆、青海、寧夏的電力都需要經(jīng)過甘肅的狹長地帶匯集后外送，與東部長三角、珠三角地區(qū)500千伏環(huán)網(wǎng)網(wǎng)架相比，西北網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對薄弱。

而改造和翻新西北網(wǎng)架，無疑需要好大一筆投資。即令是西北網(wǎng)架改造完成了，也存在一個利用率的問題。

特高壓送電是有考核指標的，包括整體利用率、輸送綠電比例。現(xiàn)實情況是，2023年全國跨省跨區(qū)直流輸電通道平均利用率約70%，全國跨省跨區(qū)輸電通道輸送新能源電量占比約18%。利用率不夠，這意味著動輒耗費二、三百億元建起來的特高壓，存在資源閑置與收回成本難的風(fēng)險。

在碳達峰、碳中和目標之下，國家要求特高壓輸送綠電比例達到50%，如果“西電東送”的綠電比例始終處于低位，那“雙碳”又怎樣去實現(xiàn)呢？這本身也有違建設(shè)風(fēng)光大基地和“西電東送”的初衷。

當(dāng)然，這也不全是電網(wǎng)的問題，風(fēng)光大基地嚴重缺少支撐性電源也是原因之一。例如，擁有近2200萬千瓦光伏、近1000萬千瓦風(fēng)電的青海，按照設(shè)計通過青豫直流向河南年送電400億度，但是直到2023年全年實際送電量也不及設(shè)計能力的四分之一，內(nèi)中一大原因就是青海缺少與風(fēng)光配套的支撐性電源。

那為何不抓緊建設(shè)煤電等支撐性電源呢？因為在西北省份，光伏、風(fēng)電是主力電源，建設(shè)煤電等支撐性電源則成本過高（煤炭運輸成本高昂），并且條件不足（省內(nèi)用電負荷匱乏，建成煤電后沒有用電需求）。

即便配套了煤電，如僅僅是為風(fēng)光大基地做系統(tǒng)備用，煤電利用率就很低；不配套煤電作為支撐性電源，風(fēng)光大基地就“轉(zhuǎn)”不起來。這一“兩難”課題，短期內(nèi)恐怕很難有解。

受端有苦難言

由于風(fēng)光發(fā)電與生俱來的隨機性、間歇性、波動性特征，外送采取的是“風(fēng)光火打捆”。但現(xiàn)有的模式下，受端省份也是有苦難言。

目前，跨省跨區(qū)送電的基本框架是國家優(yōu)先計劃“托底”、省間中長期交易為壓艙石、省間現(xiàn)貨交易調(diào)余缺。“西電東送”外送電量，絕大部分是經(jīng)送端與受端政府層面協(xié)商從而簽訂電力交易中長期合同。

所謂電力中長期交易，是指發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等市場主體，通過雙邊協(xié)商、集中交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發(fā)交易。現(xiàn)行的交易“說明書”，是國家發(fā)改委、能源局在2020年6月修訂后發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則》。

然而，風(fēng)、光綠電代替水電火電成為“西電東送”的主力電源后，新的問題來了：政府間協(xié)議的簽訂難度陡增。買賣雙方博弈的難點是，送電曲線怎么去協(xié)調(diào)確定。

隨著受端各省新能源裝機占比不斷提升，特別是負荷中心地區(qū)分布式光伏裝機占比不斷提升，從西部大型能源基地送出的電，其出力特性與受端省內(nèi)新能源出力特性近似，這就導(dǎo)致，外送曲線難以滿足受端省份分時段的電力需求。

退一步講，即便受端省份對風(fēng)光大基地輸送過來的電量“照單全收”，在簽訂中長期合同時，也必須要考慮送電曲線確定的難題。

水電火電外送時代，由于水電火電是可調(diào)節(jié)電源，很容易就能與中東部省份的負荷曲線相匹配，簽約十分簡單；風(fēng)光外送時代，風(fēng)光都屬于“看天吃飯”的電源，其送電曲線與受端的負荷曲線匹配度非常差，換句話說，受端根本不知道“能夠從送端獲得多少可靠電量”。

中長期合同之下，當(dāng)一個受端省份用電需求巨大，就很容易產(chǎn)生電量偏差。要解決“電量臨時不夠”的問題，就需要通過省間現(xiàn)貨市場（與中長期交易相比，現(xiàn)貨交易主要開展日前、日內(nèi)、實時的電能量交易）去找補余缺。

但值得注意的是，這個余缺的電量，波動范圍往往很大，并且由于現(xiàn)貨市場的電價實時波動，需求方要承擔(dān)價格風(fēng)險，有時候這對受端省份來說簡直就是“不可承受之重”。

三條特高壓線路可以向浙江省送電

以外來電高達三成以上的浙江為例，2022年7-8月，持續(xù)高溫席卷浙江，浙江加大了跨省購電力度。然而，恰是由于中長期市場產(chǎn)生了電量偏差，浙江只好從省間現(xiàn)貨市場大舉購電，這些外來電的度電電價往往是3元、5元甚至是10元。結(jié)果是，僅2022年7月、8月兩個月，就造成了浙江省內(nèi)電力市場總體虧損49.9億元和38.44億元。

除了發(fā)電曲線和外送電量的艱難博弈之外，政府協(xié)議外送價格與受端省內(nèi)市場化上網(wǎng)電價銜接難度也是非常之大，在前述《電力中長期交易基本規(guī)則》新規(guī)中，也并未體現(xiàn)與現(xiàn)貨市場如何接軌。

目前，電力現(xiàn)貨市場已經(jīng)在大部分受端省份鋪開，形成的分時價格成為送受端價格協(xié)商的重要參照，傳統(tǒng)外送電“一口價”協(xié)議價格方式，已經(jīng)不能適應(yīng)當(dāng)前大基地外送價格協(xié)商需求。

由于各受端省市場化建設(shè)程度不同，價格形成機制存在差異，外送電分時價格協(xié)商難度不小。這一煩惱，同時也困擾了西部的新能源大基地——由于中長期電量合約是要剛性執(zhí)行，外送電的曲線一旦偏離交易計劃，基地項目就需要支付額外的偏差成本。

在這種“兩頭難受”的境況下，很多已投入運轉(zhuǎn)的大基地項目遲遲找不到受端接收方。

以內(nèi)蒙古區(qū)域內(nèi)“沙戈荒”基地項目為例，四大基地每個項目規(guī)劃新能源裝機1200萬千瓦，目前分別規(guī)劃配套建設(shè)蒙西至京津冀、庫布齊至上海、烏蘭布和至京津冀和至冀魯豫、騰格里至江西四條特高壓。

其中，蒙西至京津冀這條通道，已經(jīng)納入“十四五”規(guī)劃。這條通道計劃落地河北省滄州市，但現(xiàn)在，河北省內(nèi)的分布式光伏特別多，河北南網(wǎng)電力也是過剩的，加之蒙西與河北的新能源出力曲線相近，又增加了外送難度，兩省的協(xié)調(diào)面臨很大難度。

一邊是送端壓力大，一邊是受端不積極，“西電東送”早已脫離了傳統(tǒng)的水電火電穩(wěn)定外送的既定模式。“西電東送”這一為電力保供做出了巨大貢獻的“老革命”，亟需找到順暢解決新問題的新辦法。