我国西电东送四十年发展成效与
政策建议
梁双 王涉 刘斯伟
摘要：西电东送是国家西部大开发的标志性工程，是促进区域协调发展、实现电力资源优化配置的重要举措。经过四十年发展，我国西电东送已形成“北、中、南”三个通道输电格局，外送能力持续提升，发展成效十分显著。本文全面总结了西电东送在保障电力供应、推动低碳转型、带动产业升级、促进经济发展等方面取得的突出成效，系统性分析了西电东送持续推进中面临的多重挑战，并从通道规划、电源协同、运行安全、市场机制等方面提出了对策建议，推动西电东送高质量发展。
关键词：西电东送；输电通道；特高压；多能互补；西部大开发
1984年7月，山西大同至北京房山500千伏线路投入运行，正式拉开了全国西电东送的序幕；1999年9月，中国共产党第十五届中央委员会第四次全体会议在北京召开，明确提出实施“西电东送”战略。四十年来，西电东送工程从无到有、输电规模从小到大、电压等级从超高压到特高压，总输电能力已超过3.2亿千瓦，配套电源规模已超过3.8亿千瓦，该项目已是国家“西部大开发”战略的标志性工程。
实施西电东送是我国根据资源分布与生产力布局的实际情况所采取的策略，其目的是将西部地区的资源优势有效转化为经济优势，同时保障中东部地区的电力需求，并推动东西部地区的协调发展，对于优化全国电力资源配置、推动清洁低碳转型、保障国家能源安全具有十分重要的意义。
在迈向全面建设社会主义现代化国家、迈向第二个百年奋斗目标的新发展阶段，我国正依托自身的能源和资源特点，积极而谨慎地推动碳排放达到峰值并实现碳中和，同时加速推进新型电力系统和新型能源体系的规划和建设[1-5]。中共中央、国务院《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》提出，继续推进跨省区重点输电通道的建设，包括西电东送工程，以增强清洁电力的输送能力[6]。《“十四五”现代能源体系规划》和《“十四五”电力发展规划》提出，推动西部地区清洁能源的高效绿色开发，特别是以四川、云南和西藏等长江上游经济带地区为关键，加快实施西电东送的水电项目；同时，聚焦沙漠、戈壁和荒漠地带，积极建设大型风电和光伏发电基地，建成投产一批、开工建设一批、研究论证一批多能互补输电通道，到2025年西电东送能力达到3.6亿千瓦以上[7][8]。
“西电东送”战略加快推进的同时，部分输电通道电量不可持续、走廊资源稀缺、运行风险剧增[9]、交易壁垒制约[10]等风险挑战逐步显现，成为构建新型电力系统和新型能源体系的关键影响因素。
本文全面总结了四十年来西电东送在保障电力供应[11]、推动低碳转型[12]、带动产业升级[13]、促进经济发展[14]等方面取得的主要成就，系统性分析了西电东送存量通道和新增通道在规划建设、调度运行、市场交易等方面面临的多重挑战，并从“三期一体、三位一体、三时一体、三市一体”等方面提出了推动西电东送高质量发展的对策建议。
一、西电东送提出背景
能源是支撑人类社会存续与进步的关键物质基础，对国家的经济增长具有决定性的影响。我国的能源资源特点是“富煤、贫油、少气”，并且资源的分布遍及全国，但分布极不平均[15]。从黑龙江黑河到云南腾冲的“胡焕庸线”，其两侧的能源资源分布差异显著，呈现出明显的西高东低的特点。地域间的差距显著，超过80%的能源资源集中在西部和北部地区，而东部和中部地区则承担了全国90%以上的人口和75%以上的能源消耗。能源资源与消费的分布特性确定了“北煤南运、西气东送、西电东输”的能源运输格局[16]，如图1所示。图中红线表示为以火电为主的能源流向，蓝线表示以水电为主的能源流向。
图1 全国能源电力流向
从第五个“五年”计划即上世纪70年代后期开始，我国电力发展政策中就明确提出“发展大电站、建设大型水电和火电基地，发展电网，实施大型水电和坑口电厂向外送电”[17]。“向外送电”构成了西电东送项目最初的设想。
在1980年代初，电力发展规划在考虑“东部、中部、西部”的区域划分、沿“长江、黄河、珠江”的经济带以及“环渤海、长三角、珠三角”的沿海经济区的基础上，提出了十大水电站和十大火电站基地，它们的规划装机容量分别达到1.8亿千瓦和1.5亿千瓦。同时，电网规划还包括了如葛洲坝水电站向华中、华东地区供电，红水河水电站向广东地区供电，以及黄河上游水电站、陕西、蒙西、山西的火电站和蒙东火电站向华中、华北、东北地区供电的一系列输电项目。
1984年5月，山西大同至北京房山500千伏线路投入运行，由山西经河北向北京送电，线路全长286公里，正式拉开全国西电东送的序幕。
上世纪80年代末、90年代初，随着元（元宝山）锦（锦州）辽（辽阳）海（海城）500千伏交流工程、葛洲坝-上海±500千伏直流工程等一批工程陆续建成投产，西电东送工程已经开始展现其优势，通过在较广的区域内进行资源优化配置，有效地减轻了东部地区的电力供应压力，同时促进了西部地区的电力和经济发展，西电东送“北、中、南”三个通道已现雏形[18][19]。
1999年9月，在北京召开的中国共产党第十五届中央委员会第四次全体会议上，明确提出了执行“西电东送”的策略。成为全国能源资源优化配置的关键性、全局性、系统性开发战略。
二、西电东送发展现状
截至2023年底，我国西电东送已形成北、中、南“三个通道”输电格局，煤电、水电、新能源“三类电源”配套格局和跨省区远距离“三亿千瓦”配置格局，在电力资源优化配置方面发挥着十分重要作用[20]。具体情况如下：
一是西电东送工程已形成北、中、南“三个通道”的输电格局。北部通道包括新疆、内蒙古、陕西、宁夏等省区，向华北和华东地区输电；中部通道由四川、重庆、湖北等省市向华中和华东输电；南部通道则由云南、贵州、广西等省区向广东输电。截至2023年底，全国已建成72项西电东送输电工程，形成电力资源跨省跨区配置格局。
二是西电东送已形成煤电、水电、新能源“三类电源”配套格局。初期，北通道配套西部煤电和黄河上游水电，中通道配套长江三峡和金沙江干支流水电，南通道配套长江三峡、云南澜沧江、贵州乌江以及桂滇黔交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电项目和滇桂的煤电项目。随着新能源快速发展，配套电源逐步向“风光水火储”一体化转变，新增输电通道可再生能源电量占比不低于50%，形成多种类电源互补发展格局。
三是西电东送已形成跨省区远距离超“三亿千瓦”配置格局。截至2023年底，全国西电东送工程输电能力约3.2亿千瓦，其中北通道0.9亿千瓦、中通道1.7亿千瓦、南通道0.6亿千瓦，较“十二五”末增加0.5亿千瓦，预计“十四五”末将达到3.6亿千瓦左右，形成东西部优势互补协同发展格局。
三、西电东送发展成效
四十年来，西电东送在保障电力供应、推动低碳转型、带动产业升级、促进经济发展等方面成效显著，主要表现为：
一是有效保障中东部电力供应。我国能源资源和电力需求呈逆向分布，供需相距800~3000公里，西电东送实现了全国能源电力资源的跨省区配置。2023年，西电东送电量约1.2万亿千瓦时，超过中东部地区用电量的20%，有效保障了中东部经济社会发展用电需求。
二是有力推动中东部低碳转型。西电东送将西部丰富的水风光等清洁能源以电能的形式输送至中东部，减少中东部化石能源消耗和二氧化碳排放。初步测算，2023年中东部地区节约标准煤3.6亿吨，减少二氧化碳排放约10亿吨，减少氮氧化物、二氧化硫和烟尘排放约30万吨，有力推动中东部清洁低碳转型，助力实现碳达峰碳中和目标。
三是全面带动输电装备产业升级。“西电东送”战略驱动下，我国已全面掌握特高压交流和直流的规划设计、试验研究、设备研制和运行管理关键技术，并在国内、国际上推广应用，实现“中国制造”和“中国引领”，已建成世界输电能力最大的±1100千伏准东-皖南常规直流工程、±800千伏乌东德送电广东广西柔性直流工程和世界首个张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程，带动了变压器、换流阀、断路器等输变电装备及其上下游产业优化升级。
四是持续推动区域协调发展。西电东送输电工程和配套电源工程，可带动投资、促进就业，并获得稳定的发电和输电收益，将资源优势转化为经济优势。初步测算，截至2023年底，西电东送输电工程及配套电源直接投资超过3万亿元，提供就业岗位超过100万个，年发电和输电收益超过300亿元，推动区域协调发展。
四、西电东送面临的风险挑战
“西电东送”战略加快推进的同时，部分输电通道电量不可持续、走廊资源稀缺、运行风险剧增、交易壁垒制约等风险挑战逐步显现，成为影响新型电力系统和新型能源体系建设的重要因素，具体分析如下：
一是部分存量通道外送不可持续。四川、云南、贵州、湖北、安徽等传统西电东送的送端地区电力供需形势趋紧，逐步由电力富余、基本平衡、紧平衡转向电力短缺，外送能力持续减弱[20]。以贵州为例，近年呈现全年性电力电量双缺局面，2022年、2023年黔电送粤电量较框架协议减少203亿千瓦时、98.6亿千瓦时，降幅约40.6%、19.7%。2024年1~4月，黔电送粤电量较框架协议减少67.59亿千瓦时，降幅约40.54%。
二是新增输电通道走廊资源稀缺。我国正加速开发以沙漠、戈壁和荒漠地区为重点的大型风电和光伏基地，预计外送规模超过3.15亿千瓦，送电途经的甘肃、陕西、山西和河南等省的输电通道较为密集，已建、在建及规划中的输电通道超过20条。此外，这些省份的煤矿分布广泛，其中山西和陕西的含煤面积分别占到省域面积的40.4%和27.7%。同时，湖北、安徽和江苏等省的过江通道紧张，生态保护红线分布广泛，且存在多处交叉跨越，走廊资源严重短缺，新增输电通道难度极大[21]。
三是输电通道运行风险急剧增加。随着西电东送规模持续扩大，输电通道愈发密集，两回至多回通道“同送同受”或走廊邻近，如遇雷击、暴雨、洪涝等灾害，极易出现多回通道同时跳闸或倒塔事故[22]。此外，通道落点密集，近区电网故障易引发多回通道连锁故障，严重影响负荷中心电力供应。以安徽九华为例，7回超高压、特高压输电线路密集经过，输送功率超过3000万千瓦，相当于华东电网最大负荷的10%[23]。
四是跨区市场交易壁垒亟待破除。目前，我国电力市场仍处于推进完善阶段，跨省区交易功能尚不健全、规则尚未统一，交易壁垒和行政干预仍有存在[24]。部分省区的管理部门对电力公司参与跨省跨区市场交易年度、短期和临时电量上限作出规定，增设交易审批环节，增加市场主体制度性交易成本。
五、西电东送高质量发展建议
随着西部清洁能源基地绿色高效开发，预计“十四五”西电东送规模将达到3.6亿千瓦，“十五五”及中远期西电东送规模将超过5亿千瓦，需统筹规划、协同施策，提出建议如下：
一是推进远期、中期、近期“三期一体”，远近结合，统筹通道规划。坚持全国一盘棋，着眼长期能源电力发展格局，优化近中期电力流向，结合大型风电光伏基地的开发时序，重点在沙漠、戈壁、荒漠地区，以及西南水电、风电和光伏的清洁能源基地。优先考虑四川、云南、贵州、湖北、安徽等传统送端基地的电力保供和接续外送，在此基础上统筹研究新增通道布局和建设时序，提高通道规划的前瞻性。
二是推进清洁电源、调节资源、输电通道“三位一体”，由近及远，强化资源协同。坚持外送一张图，统筹规划西北、西南等能源基地输电走廊和湖北、安徽、江苏等省过江通道，避免新增密集通道引发多回输电线路同时故障；统筹水风光等清洁电源、煤电和储能等调节资源、输电通道“三要素”的建设规模，场址、站址选择由近及远，一体化布置于合理半径范围内，同步规划、同步建成、同步运营，提高网源配置协同性。
三是推进平时保供、需时互济、急时支撑“三时一体”，远近协同，强化资源协同。坚持运行一张网，建立适应跨区域远距离大规模西电东送的电力调度机制，充分发挥正常运行方式下跨省区通道的输电能力，挖掘迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气、自然灾害等特殊需求情况下输电通道之间、送端和受端之间余缺互济能力和严重故障时的紧急支撑能力，提高电网运行安全性。
四是推进中长期市场、现货市场、辅助服务市场“三市一体”，由远及近，完善市场机制。坚持市场一本账，建立适应西电东送的电力市场体制机制，推动远时间尺度的中长期市场（大于1天）、近时间尺度的现货市场（小时或更短）和辅助服务市场分别发挥稳定预期、发现价格、调动调节资源作用，实现交易尺度由远及近，有效衔接，提高电力配置经济性。
六、结语
西电东送是我国能源发展的重大战略，是实现我国跨区域资源配置的重大工程。本文得出如下结论：
（一）西电东送已建成“三三格局”，能力持续提升
截至2023年底，我国西电东送已形成北、中、南“三个通道”输电格局，煤电、水电、新能源“三类电源”配套格局和跨省区远距离“三亿千瓦”配置格局，在电力资源优化配置方面发挥着十分重要作用。
（二）西电东送已取得“多重收益”，成效十分显著
年输送电量约1.2万亿千瓦时，有效保障中东部电力供应；年减少二氧化碳排放约10亿吨，有力推动中东部低碳转型；不断突破特高压输电关键技术，全面带动输变电装备产业升级；推动西部资源优势转化为经济优势，持续推动区域协调发展。
（三）西电东送正面临“四重挑战”，亟需统筹施策
部分存量通道外送不可持续，新增输电通道走廊资源稀缺，输电通道运行风险急剧增加，跨区市场交易壁垒亟待破除。
（四）西电东送应推动“四个一体”，实现协调发展
推进远期、中期、近期“三期一体”，远近结合，统筹通道规划；推进清洁电源、调节资源、输电通道“三位一体”，由近及远，强化资源协同；推进平时保供、需时互济、急时支撑“三时一体”，远近协同，保障运行安全；推进中长期市场、现货市场、辅助服务市场“三市一体”，由远及近，完善市场机制。
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注：原文载自《中国电力》2024年第57卷第11期，原作者：梁双、王涉、徐辉，本次发表有改动。文中图片来源于网络，版权归原作者所有。
