新型电力系统建设环境下的“西电东送”发展研究

刘哲，唐成鹏，周青，吴吕吕，孙坤，朱一兵

(1.中国南方电网有限责任公司超高压输电公司，广东 广州 510663；2.中国南方电网有限责任公司超高压输电公司贵阳局，贵州 贵阳 550081；3.中国南方电网有限责任公司超高压输电公司梧州局，广西 梧州 543002；4.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206)

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议首次提出“要构建以新能源为主体的新型电力系统”，逐渐降低化石能源消耗，提高新能源发电占比。我国新能源资源与负荷需求呈逆向分布，风光资源多数分布在西部和西北部地区，负荷中心则主要集中在东部沿海地区，“西电东送”作为联接西部能源基地和东部负荷中心的桥梁，是统筹东西部能源资源、实现资源在更大范围内优化配置的有效途径[1]。随着新型电力系统建设的不断深入，电力系统的技术经济基础、控制基础和运行机理发生深刻变化，使得跨省区输电通道的利用率和经济性发生改变，该新形势为“西电东送”生产运营的各环节带来了严峻挑战和重大机遇。

为保障新型电力系统建设的稳妥有序推进，促进“西电东送”的高质量可持续发展，本研究首先根据国家相关政策和专家观点，梳理新型电力系统的内涵特征；然后从主网架形态、电网规划和投资以及跨省区输电价格机制等多个方面，探究新型电力系统建设对于“西电东送”造成的影响；最后针对性提出“西电东送”的发展建议，以期为适应新型电力系统建设发展，助力我国“双碳”目标的实现提供重要参考。

1 新型电力系统内涵特征

在以化石能源为主的传统电力系统向新能源占比逐渐提高的新型电力系统转型的过程中，电力系统的特性和内涵特征发生深刻变化。本研究主要通过梳理中央、各部委等发布的新型电力系统建设相关政策以及国内外专家的主流观点，深入剖析新型电力系统的内涵特征，为后续分析新型电力系统对于“西电东送”的影响奠定政策和理论基础。

1.1 政策和专家观点

在中央层面上，《中共中央 国务院关于完善准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出积极发展非化石能源，实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能以及生物质能等可再生能源，并且结合加快抽水蓄能和新型储能规模化应用，用以构建以新能源为主体的新型电力系统[2]。在国家部委级省级层面上，国资委在《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》中，对如何构建新型电力系统提出了指导意见，即提升供电保障能力，提升电力系统调节能力，鼓励建设智慧能源系统和微电网，积极推进虚拟电厂、抽水蓄能以及新型储能的相关建设等[3]；国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》中对新型电力系统进行了更深层次的解释，指出新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系[4]。

与此同时，国内相关领域专家陆续对新型电力系统的内涵特征进行研究和探讨。文献[5]中指出，新型电力系统包括以新能源为主体的电源结构、数字化和智能化的电网建设、源网荷储的多元互动，以及以电为中心建立的综合能源服务体系等；文献[6]中提出，应从安全性、开放性以及适应性三方面考虑新型电力系统的内涵；文献[7]则将新型电力系统的丰富内涵和显著特征分为了绿色高效、柔性开放、数字赋能三方面；文献[8]总结凝练了新型电力系统的“源网荷储碳数”六大关键要素，并系统阐述六要素之间的耦合关系；文献[9]认为新型电力系统在构建和发展的过程中应具备“三自”的内在性质，分别为自平衡、自组织以及自相似。

综上所述，现阶段国内政策和现有文献对新型电力系统的内涵特征进行了较为清晰的阐释，但尚未将其细化至电力系统的发电侧、用户侧以及电网侧等各个环节，一定程度上弱化了其指导作用。

1.2 新型电力系统的内涵特征

综合对国家政策和相关专家观点的梳理分析，我国新型电力系统应建成为以新能源为供应主体，以保障电力安全稳定供应为前提，以满足日益增长的电力需求为目标，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑的电力系统，并具有“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”的显著特征。

由于新型电力系统建设涵盖发电侧、电网侧以及用户侧的软硬件升级，并催生出一系列的新场景与新模式，为进一步清晰阐述和系统分析新型电力系统的内涵特征，本研究将上述新型电力系统的内涵特征具体细化到至发电侧、电网侧以及用户侧，如图1所示。

图1 新型电力系统的内涵特征Fig.1 Connotative characteristics of the new power system

1.2.1 发电侧的内涵特征

一是传统能源作为系统调节资源的需求凸显。根据国家能源局发布的《2022年全年电力工业统计数据》，截止到2022年底，我国新能源装机容量达7.58亿kW，占发电总装机容量的29.6%。其中：风电装机容量约3.7亿kW，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿kW，同比增长28.1%[10]。相应的，以燃煤火电为主的传统化石能源由于其装机容量和发电量占比不断下降，其功能定位也将由电力系统主体电源逐渐转变为电力电量并重的支撑性和调节性电源[11]，用以全面降低因新能源电力嵌入而导致的电网频率波动[12]，使得其作为电力系统调节资源的需求逐渐凸显。

二是新能源将以集中式和分布式并存的方式进行多元布局。由于我国资源禀赋和能源需求呈逆向分布，未来风光等新能源厂址的选取将主要集中在我国西部地区和东部沿海地区，距离东部负荷中心较远，将导致源荷分布的地域矛盾逐渐增大，加之新能源发电特性相较于传统能源较为复杂，所以随着新型电力系统不断发展，未来将呈现出大型风光基地与分布式电源并存的多元布局。

1.2.2 用户侧的内涵特征

一是电力用户的最大负荷和用电量逐渐提高。近年来，我国经济结构逐步转型升级，在稳中向好、长期向好的大形势下，社会经济对电能的需求日益扩大。与此同时，将非化石能源使用转化成电能资源是目前实现“双碳”目标的有效途径，所以未来终端用户的最大负荷和用电量将显著提高[13]。

二是负荷结构和负荷特性将发生变化。随着电能替代工作的稳步推进，以电代煤、以电代油和以电代气将引入更多不同类型的电力负荷，并且由于上述电能替代的负荷特性与传统用户的负荷特性有较大差异，各类负荷曲线相互叠加会导致总负荷特性受到影响。

三是温控负荷、电动汽车等新型负荷不断涌现，用户侧分布式储能的推广应用，以及电力市场现货交易机制的不断完善，使得负荷从以往的单一流向分布逐渐转变为参与电网侧的双向能量互动；所以，灵活深入的供需互动将改变新型电力系统的负荷形态，提升电网供需互动水平是实现新型电力系统高效运转的客观要求和必要基础。

1.2.3 电网侧的内涵特征

一是潮流时空分布多变。与传统能源不同，以风电和光伏为主的新能源出力取决于风速和光照等自然条件，并且大规模集中式和分布式新能源接入电源中心和负荷中心，可能会影响电力系统潮流在时间和空间上的分布[14]。

二是电网投资显著增加。在输电线路容量投资方面：一方面新能源出力由于具有随机性、间歇性以及波动性等特征，与传统能源相比在特定时间发出同样的电能则需要更大规模的装机容量，使得电网需要进行更大规模的投资来容纳新能源电源的接入；另一方面，大规模新能源的接入可能会加重系统高峰时段输电通道容量的稀缺程度，负荷增长高峰时段输电通道容量将日益稀缺，使得未来的输配电网容量投资提前，提高输配电网容量投资的折现值，给终端电价水平上涨造成压力。

2 新型电力系统建设对于“西电东送”的影响

目前，“西电东送”的经营发展正处于并将长期处于实现“双碳”目标、建设新型电力系统和全国统一电力市场的多重复杂环境之中，“西电东送”的内外部形势也将紧密围绕新能源发展和统一市场建设而不断演化，该新形势为“西电东送”带来了严峻挑战和重大机遇。

2.1 对主网架形态和规模的影响

新型电力系统复杂的动态特征将对电网主网架形态和规模造成重要影响，主要体现在新能源远距离消纳、用电负荷需求增长，以及海量数据分析与高性能计算等方面。

2.1.1 新能源远距离消纳方面

我国新能源资源与负荷中心呈逆向分布，这就决定了构建新型电力系统必须依托新能源丰富地区，以“建设大基地、融入大电网”的方式，坚持“西电东送”，促进区域协调发展。新能源未来将在电源结构中占据主导地位，电网作为消纳大规模新能源的核心枢纽作用将更加显著。

2.1.2 用电负荷增长方面

在新型电力系统建设过程中，新能源大规模开发及终端用能的新电气化，提出了增量电网建设和电能输送的需求，促进资源互济共享的作用也将进一步提升。随着统一电力市场的不断实践与完善，市场主体、交易手段、交易标的将日趋丰富，跨省区电力交易电量也将逐渐增多[15]，对“西电东送”主网架的规模和坚强性提出了更高的要求，同时也需要主网架进一步提升更大范围的资源配置的能力。

2.1.3 数字化和智能化电网方面

新型电力系统将呈现数字与物理系统深度融合的特征，其中如何对海量数据进行实时采集、快速处理、挖掘分析和高性能计算，以及如何以数据引领和优化能量流、业务流等问题逐渐凸显。

2.2 对电网规划和投资的影响

在推动新型电力系统建设过程中，新能源出力特性以及“西电东送”输电通道在高峰时段的稀缺性，可能会对电网规划和投资规模和时序、通道建设以及建设资金需求等方面造成一定的影响。

2.2.1 投资时序和规模方面

新能源出力具有一定的随机性和波动性，将会导致未来新型电力系统输电通道阻塞与低利用率共存，输电通道潮流阻塞的双向性等现象将会成为常态。并且受环保、征地等政策因素的影响，西部与西北部清洁能源基地潜在送出工程在投资规模时序和规模上存在一定的不确定性，进一步增加了“西电东送”项目规划建设难度。

2.2.2 输电走廊资源方面

“西电东送”自1996年实施开始，截至目前已经形成了以北通道、中通道以及南通道为主的三大跨省区输电通道[16]，跨省区输电通道和其他省网公司输电通道也相应占用了区域内过境省份和负荷中心城市大量输电走廊资源。同时随着经济社会发展以及向绿色发展转型，新建成的城市化密集区、发展规划区和各类环境敏感区大量出现，严重制约了线路建设选线，如何开辟和充分利用新的输电走廊通道是“西电东送”发展面临的一项重大挑战。

2.2.3 建设资金需求方面

新型电力系统对于“西电东送”建设资金需求的影响主要体现在2个方面：一方面，新能源的大规模接入将会显著增加电源接入工程和电网配套送出工程投资成本、共用电网扩容成本，与此同时，调相机、阻抗适配器、静止同步补偿装置(static synchronous compensation，STATCOM)等大量稳定支撑成本，以及大规模抽蓄或新能源储能等调节资源的配套建设[17]，都将导致投资成本大大增加；另一方面，增量投资主要用于满足新能源消纳、提高供电质量和服务方面，与终端用户的电量增长并无直接关联。在我国目前将输配电网投资与电量挂钩的机制下，未来能够纳入核价范围的电网投资规模将难以满足新能源大规模接入带来的投资需求，电网投资建设的资金压力较大[18]。

2.3 对安全稳定运行的影响

在国家鼓励“沙戈荒”清洁能源基地发展的背景下，送端弱电网、交直流混联大电网的安全稳定问题将愈发突出。

2.3.1 直流安全稳定运行方面

高比例新能源和高比例电力电子接入电网，将引发谐波、谐振以及振荡问题进一步突出，可能会威胁到直流的安全稳定运行。具体来说，随着新能源和电力电子设备的大规模接入电网，新型电力系统安全稳定问题由传统的工频段扩展到中高频段，将呈现宽频振荡等新特征，电网的系统稳定运行机理将出现深刻变化，电压稳定、频率稳定、宽频振荡等问题进一步突出，电网谐波谐振带来直流闭锁或停运的风险增大，相关基础理论、运行特性、控制技术等亟待开展系统研究。

2.3.2 输电通道运维方面

为保障新能源的应接尽接、高效足额消纳，电力电量时空平衡难度将显著加大，“西电东送”参与系统调峰、调频等的频次可能会增加，通道运维保安全、保畅通的压力进一步增大。

并且，传统“西电东送”运维模式也将难以适应新型电力系统的发展。随着新型电力系统建设，各类新设备、新技术、新的自然环境、区外新管控模式等的出现，必然要求“西电东送”运维模式进行相应调整，充分运用数字化、智能化技术手段实现运维手段和生产组织模式的创新，以适应新型电力系统的发展。

2.4 对现有跨省区输电价格机制的影响

我国目前跨省区专项工程输电价格，主要采用以经营期方法计算的单一制电量输电价格机制，其定价方法相对简单且在前期执行中取得了良好效果。随着新型电力系统建设和电力市场化改革的逐渐深化，未来全国范围内各省各区域之间的电力电量交换和电价将逐步由市场竞争机制决定，将导致现有的价格机制难以实现输电工程准许收入回收、成本公平分摊。

2.4.1 准许收入回收方面

跨省区专项工程准许收入的是否实现，主要受其输电价格和预测输电量影响。电力现货市场环境下，跨省区专项工程年预测送电量的水平，明显受送端机组发电能力和受端市场负荷需求的影响。在新型电力系统建设的过程中，大量的集中式和分布式新能源接入电力系统，一方面将使得送端电源的新能源电源装机占比不断提高，其发电能力将会受到天气因素等多方面影响，另一方面受端用户接入大量分布式新能源电源，其负荷需求难以通过现有方法准确预测；所以，上述因素将导致跨省区专项工程的年输电预测量存在较大的不确定性，进而影响年准许收入的足额回收[19]。

2.4.2 成本公平分摊方面

一方面，随着新能源大规模接入电网，由于新能源出力波动较大且就地消纳有限，原有的“西电东送”输电通道容量难以满足新能源出力高峰时段的输送需求，使得电网公司不得不对“西电东送”线路进行扩容和建设，以及时消纳和送出新能源发电；另一方面，新能源发电机组由于边际成本较低，在未来电力市场交易中可能会获得相比原政府定价情况的超额利润。在此情况下，根据“谁受益，谁分摊”原则，仅由终端用户支付的单一制电量电价的形式难以保证跨省区专项工程输电成本的公平分摊。

2.5 “西电东送”的发展机遇

在新形势下，“西电东送”在促进区域协调发展、引领输电技术进步、推动电网高质量发展等方面发挥着不可替代的关键性作用，在国家“双碳”战略和新型电力系统建设大背景下，在“十四五”期间及中长期，将面临着重大的历史机遇，主要表现在“五个更加凸显”。

一是“西电东送”作为输送清洁能源的枢纽平台地位更加凸显，“西电东送”有望再次迎来跨越式发展。“双碳”目标下，西部和北部风能、太阳能等富集地区的新能源装机容量快速增长，跨区跨省外送需求强烈。

二是“西电东送”在新型电力系统中的合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济作用更加凸显。新型电力系统将呈现大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局。

三是“西电东送”数字化转型推动数字赋能价值更加凸显。数字技术是支撑新型电力系统建设、运营、服务业务的关键载体，数字电网将成为承载新型电力系统的最佳形态。为推动主网架规划、建设、运维、物资等多专业高效协同，提升企业数字化运营能力，必然要求“西电东送”主网架加快数字化转型步伐。

四是“西电东送”多能互补、余缺平衡能力更加凸显。随着新能源在电源结构中逐步占据主导地位，“西电东送”的配套电源将由以水火为主转变为以风光水火储打捆送出为主，“西电东送”电量将呈现更大范围的“水火风光互济”“南北峰枯互补”，保障跨省区电力安全稳定供应，确保清洁能源充分消纳。

五是全国统一电力市场建设促进“西电东送”高质量发展的作用更加凸显。新型电力系统构建主体的逐渐多元化、复杂化，全国统一电力市场的建设与完善存在进一步完善的必要与空间。“西电东送”将推动制订适应高比例新能源市场主体参与的中长期、现货电能量市场交易机制，开展绿色电能交易、建立电能量市场与碳市场的衔接机制，引导市场发现“西电东送”绿色能源价值，为新能源的充分利用提供市场支撑。

3 “西电东送”的发展方向和建议

在新型电力系统建设环境下，“西电东送”在促进电能资源优化配置、加快区域协调发展、引领输电技术进步等方面发挥着不可替代的关键性作用。结合前述影响分析，对“西电东送”未来发展提出以下建议。

a)逐步建立适应新型电力系统发展的主网架形态。

我国新型电力系统建设的主要任务，就是要在保障电网安全稳定运行、终端电价水平相对平稳的前提下，促进可再生能源的消纳。“西电东送”主网架形态应与新型电力系统建设有机结合，在确保完成新型电力系统建设任务的同时，保障自身的健康经营及可持续发展，统筹电力能源安全、促进新能源消纳、全社会用能成本有效控制等发展目标，实现电力全产业链的健康、全面发展。

未来“西电东送”的主网架形态应以跨省区输电工程建设为主，充分发挥高压直流和海缆的核心竞争力，辅以数字化转型、新型储能等新型电力系统建设相关业务，加快推进数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建，助力“双碳”的实现。其中，跨省区输电工程建设将围绕深化“西电东送”、拓展“北电南送”、接续存量通道的路径，以提升电网对新能源大规模开发、大范围消纳的支撑能力，其投资格局应由远距离跨省区输电为主，逐步转变为实现远距离跨省区输电与中距离接续外送、短距离近海送电的兼容并举、协同发展。

b)逐步发展和创新电网投资优化策略。

一是做强做优电网资产规模，夯实电力保供及核价参数基础。电网有效资产是电网公司提供电力供应服务的基础，更是电网公司获得经营收益的关键参数，电网公司的资产管理策略应紧紧围绕有效资产的定义和范围进行业务整合与拓展。

二是优化电网投资策略，落实精准投资要求。在保供稳价的要求下，电网公司的投资策略应同时满足新增负荷需求以及电网高质量发展需要，要加快建立衔接输配电价、满足经营约束、与产出效益挂钩的精益投资管理机制，将贯彻落实国家重大决策部署，建设安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网以及构建新型电力系统结合起来，精准保障重点工程投入，以稳定的电网投入和重大项目建设带动产业链上下游持续扩大有效投资。

三是积极参与电力市场建设，解决未来新线路资金短缺问题。对于现有线路，应充分发挥“西电东送”主网架的基础物理平台优势，积极参与全国统一电力市场建设，利用市场机制促进可再生能源的大范围资源优化配置，以“西电”的成本优势提升通道利用率；对于规划线路，充分挖掘规划线路的发电容量保障作用，积极参与容量市场建设，争取将未来规划建设的线路纳入容量市场，以提前获取部分建设资金。

c)结合新型电力系统建设，通过底层技术层面保障“西电东送”安全稳定运行。

在工程规划阶段，统筹处理好新能源发展与电力保障、电网安全之间的关系；在工程建设阶段，深入研究新型电力系统稳定控制、自然灾害防护预警等重大技术问题，做好高地震烈度、高海拔地区设备安全性和适应性的校核；在工程运维阶段，形成清晰的设备管控策略及适应发展的生产组织模式。

积极开展柔性直流技术、多端直流技术等示范和推广，充分利用多端直流输电技术，推动海上风电集群大规模电源开发利用和风光水互补能源基地的开发送出；各同步电网之间主要以直流相联，发挥好柔性直流的突出优势，实现互联大电网平台协同互补及大规模新能源传输消纳，有效增强能源资源跨省区优化配置能力；推动柔性互联主网架技术路线，新建直流受端以柔性直流为主，对存量直流逐步实施柔性直流改造，通过柔性直流互联技术构建同步电网规模合理的柔性互联大电网。通过上述底层技术层面根本性缓解交直流混联电网的安全稳定运行问题。

d)实行两部制的跨省区专项工程输电价格机制。

新型电力系统建设和全国统一电力市场建设，可能造成诸如跨省区专项工程难以实现其准许收入回收和成本公平分摊等问题，所以应综合考虑单一电量输电价格的不适应性和价格机制调整的难度，通过开展两部制输电价格形式提升输电价格机制灵活性，来合理反映跨省区专项工程在联网、安全和输送电力电量等方面的作用，实现准许收入回收与输电量的部分解耦。其中，较低的电量电价可以避免阻碍区外清洁能源的外送，合理的容量电价可以激励送、受双方履行协议，提高线路利用率和投资经济性。

具体设计时，容量电费与电量电费的比例可参考《区域电网输电价格定价办法》(发改价格规〔2020〕100号)中所提出的比例确定方法，即按照折旧费与人工费之和与运行维护费的比例，确定容量电费与电量电费之比[20]，电量电价可根据“西电东送”发电侧的电源结构和用电侧的负荷结构实行分时电价价格机制。例如，当发电侧电源结构以水电为主时，可根据送出地区的来水情况制订丰枯季节性输电价格，通过提高丰水期的电量电价和降低枯水期的电量电价，促进水电的跨省区消纳，提高“西电东送”通道的利用率[21]。

在容量电费分摊方面，为促进成本的公平分摊和回收风险的公平分担，容量电费理应由受端省区电力用户与送出方(送端省、“点对网”电厂)共同分摊。但由于我国尚未存在向送电省收取输电费的先例，为确保方案实施的可行性，容量电费在初期可向广东、广西等受端电网收取，逐步过渡至向送、受两端收取。

4 结论与展望

随着西部和西北部的清洁能源基地加快开发，“西电东送”作为联接我国西部能源基地和东部负荷中心的重要桥梁，是推动新型电力系统建设的有效途径。与此同时，新能源占比逐渐提高的新型电力系统给“西电东送”生产经营各环节带来了机遇与挑战。

本研究围绕新型电力系统“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”的特点，深入探究新型电力系统发电侧、用户侧以及电网侧的内涵特征，并从主网架形态和规模、电网规划和投资，以及跨省区输电价格机制等多个方面，梳理分析新型电力系统的新特点对“西电东送”的影响。最后提出应逐步建立适应新型电力系统的主网架结构，逐步发展和创新电网规划方法，制订科学合理的跨省区专项工程输电价格机制，以及提高“西电东送”安全稳定运行等建议，以适应新型电力系统发展建设。

新型电力系统建设逐渐扩宽了“西电东送”的发展空间，引领了“西电东送”的发展规划。同时，“西电东送”的发展则进一步推进了新型电力系统建设进程，是建设新型电力系统的必然选择。未来，“西电东送”与新型电力系统应协同发展，共同促进“双碳”目标的加速实现，为我国经济社会持续健康发展提供有力支撑。