近日，国家电网宣布宁夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程投产送电。这是国内首条获批的以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压输电通道，也是国内今年投产送电的第三条特高压直流输电工程。

尽管这延续了“十四五”以来特高压输电通道的高强度建设态势，但输电通道受限仍然是当前制约西北风光电力资源外送的一大显性问题。不仅如此，已建成的输电通道利用率和新能源发电占比远低于预期值，并且面临送受端价格机制难以协调一致的问题，这些正困扰着参与电力跨省跨区交易的众多从业者和利益相关方。

围绕业界热议的焦点问题，第一财经记者专访了中国能源研究会特邀首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中。他也是近期中国能源研究会双碳产业合作分会和自然资源保护协会联合发布研究成果《提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展》（下称《报告》）的主要撰写人。

黄少中认为，政府应当采取软硬兼施的手段促进跨省跨区电力外送。“软”的是机制，为不同立场的主体间协调利益的问题构建基本原则，避免多方在长期无效的沟通中造成资源闲置和浪费，促进交易利益公平共享；“硬”的是加强输电通道能力建设，以及与之匹配的电源和电网建设，发挥政策的前瞻性和引领性。

电力外送的必要性有哪些

第一财经：今年是“十四五”的收官之年，中国提前六年完成了风电和光伏装机目标，但是新能源在整体发电量中的占比并不如想象的那么高，消纳问题近期也越发突出了。解决这个问题的思路有两种，第一种是本地消纳，把东部的需求挪到西部（包括东数西算），第二种是电力外送，把西部的电送到东部来用。这个背景下，怎么理解电力外送的必要性？

黄少中：电力外送的必要性体现在五个方面。首先是破解能源资源与负荷的空间错配矛盾，西北有大量新能源但是消纳不掉，本身经济负荷有限，送出去可以极大解决消纳问题。其次是应对能源转型的时间波动矛盾，东部和西部负荷特点不一样，存在时间错位配置，跨省跨区电力交易可以解决时间上波动的矛盾。再次，跨省跨区是实现“双碳”目标成本比较好的解，利用东西部的差距可以实现经济上的双赢并完善绿色价格传导。同时，这一举措也支撑了国家战略的两大核心目标：一是能源安全保供兜底，部分省份本身不能解决电力保供安全，而通过跨省跨区能解决；二是统一电力市场，促进跨省跨区电力交易可以筑牢统一电力市场的根基。

输电通道实际运行功率不及预期原因何在

第一财经：没有输电通道，电力外送就无从谈起。《报告》分析特高压输电通道主要面临四重挑战：现有外送通道明显不足、新能源占输电比例不高、源网建设不同步和廊道资源较为紧张。为什么通道规划和建设进度会出现明显的滞后？怎样来解决这些问题？

黄少中：外送通道不足，这是一个老生常谈的问题了，原因是多方面的。截至2025年6月，西北地区已建成14回特高压直流外送通道，总输送容量为8671万千瓦。然而，同期西北地区新能源装机已达3.05亿千瓦，占总装机的56%，而本地消纳能力有限（近几年外送与本地消纳比例约为50∶50），外送需求量大。现有通道能力相较于丰富的电力资源而言，仍明显不足，无法满足新能源外送需求。

相对于电源建设的速度而言，输配电线路核批程序比较复杂，目前是由国家发改委、国家能源局主导，地方上不具有审批权。其中政府部门需要考虑很多因素，比如送电地区的外送能力、受电地区的实际需求，以及一个廊道所经过的数个省份涉及的利益诉求等，协调这些问题往往耗时耗力。即使多方达成一致了，立即开始建设，一条特高压的建设工期也得三到五年才能投产送电。但是电源的建设周期就少了，短则几个月、多达一两年就能竣工，这会导致两者出现时间差。

第一财经：假设新能源在跨省电力互济中的占比真的达到了预期的比例，可以解决空间上的供需错配问题，但是时间上的错配怎么办？西北地区中午新能源大发的时段，东部地区并不需要那么多。到了东部地区用电的晚高峰，西北地区又发不出来。

黄少中：现在这个矛盾已经凸显出来了。东部地区等受端省份用电需求曲线与青海、甘肃等西北地区新能源发电能力曲线匹配存在困难，午间“不要”与晚间“缺电”的问题频繁交替出现。从整体情况来看，无论是华北、西北还是华东地区，新能源发电高峰时间段趋同，消纳难度越来越大。

破解这个问题有几方面的手段：一是完善受端省区需求侧响应机制，让需求曲线尽量趋于平缓甚至贴近发电曲线。通过完善分时电价、虚拟电厂、可调节可中断负荷等相关政策，需求侧响应机制可以缓解冬夏负荷高峰时段的电网压力，并且有效提升外购电的消纳能力。二是鼓励加强电网侧的储能，把高峰期多余的电储存下来到高峰时段放电。对比电源侧和用户侧储能，电网侧储能的利用效率和投资回报应该是更理想的。除了这两个业内都有展开讨论的要点以外，我们还提出一个容易被忽视的因素，那就是要严格落实跨省跨区特高压直流规划的电力曲线。

跨省跨区特高压直流规划电力曲线，是指预先制定的、通过特高压直流通道输送电力的功率随时间变化的计划曲线，它明确了在特定时间段内输送电力的规模和时间节点。

强调严格落实规划电力曲线，主要目的在于：保障电网安全稳定运行；严格的功率计划是维护跨区电网频率和电压稳定的重要手段；提升通道利用效率与新能源消纳水平；减少因曲线不匹配导致的弃风弃光，使宝贵的输电容量发挥最大效益；为电力市场交易与调度提供可靠依据；稳定的送电曲线是中长期电力交易和实时调度的重要基础。

送电价格如何协商

第一财经：除了跨省跨区特高压直流规划的电力曲线未能明确和落实以外，《报告》还提到送电价格协商困难，导致一些规划投资的既定项目存在不能投产送电的风险。这其中的分歧又是怎么产生的？

黄少中：中长期交易是跨省跨区电力交易的主要形式。目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省份省内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是受多种因素影响，受端省区的报价往往低于送端省份的预期。同时，现在送受端双方对于新能源发电导致多出来的系统调节成本如何分摊存在分歧，送端认为谁受益谁负责，受端认为是送端的责任。我国目前也缺乏明确的分摊规定和办法。

种种规则模糊之下，有的送电省区要价起步0.45元/度电，受端说只有降到0.4元/度电以内才能接受，分歧就出现了。制定电价存在三种思路，一是用受端的电价可承担能力倒推送端的电价水平；二是用送端发电的固定成本加上合理利润，得出送端的电价水平；三是双方基于一个相对确定的规则进行细枝末节的谈判。这个规则可能是计划和市场的结合，在保证送端能够回收一定成本的基础上留有动态浮动的空间。

之所以现在政府间协议框架通常用的是第一种，主要是因为现在处于买方市场。受电省份虽然缺电，但他们想要的是稳定的、清洁的、低价的电。送电省份因为资源富集、投资较大、新能源发电大省间存在同质竞争等问题，处于谈判中的相对劣势。

为了解决送受端协议价格谈判难度逐年增加的现实问题，我们建议，可以基于西北地区新能源呈现“日盈夜缺”的特征，按照特高压直流通道年利用小时数4500到5000小时数为基准，限定2000到3000小时作为基础保障收购小时数，以发电侧综合发电成本+输配电价作为受端落地电价，以此保障送端省份的基本利益，超出保障小时数的增量部分采用受端省份的现货市场价格结算。现阶段，可以选择一两条外送电通道的交易进行试点，形成经验以后再进行推广。这个举措的好处在于，可以大大减少双方的推诿和争端，促成双方达成相对公平的共识，同时保障外送模式的可持续发展。