第二节　西北地区可再生能源产业发展面临的挑战

可再生能源的主要应用场景为电力的消费，而中国的电力产地大多集中于西部地区，如水电站、风电场、光伏发电等。2019年，全国发电量为75034.28亿千瓦·时，西北地区发电量为10146亿千瓦·时，占全国总发电量的13.52%，其中可再生能源的发电量占比为1/3。尽管如此，西北地区可再生能源发展仍面临着挑战。

一、西北地区各省份产业发展状态差异较大

通过西北地区可再生能源产业集聚水平的测度结果可以发现，西北地区各省份可再生能源产业发展状态差异较大。这种差异主要还是来自各省份电力结构的不同，陕西省2019年发电量为2193亿千瓦·时，其中84.84%来自火电，7.07%来自水电，4.29%来自光伏发电，3.81%来自风电（见图10-4）。甘肃省2019年发电量为1631亿千瓦·时，其中火电占比48.30%，水电占比30.42%，风电占比13.99%，光伏发电占比7.26%（见图10-5）。青海省2019年发电量为886亿千瓦·时，其中水电占比62.53%，超过总发电量的一半；光伏发电占比17.86%，火电占比12.12%，风电占比7.50%（见图10-6）。宁夏回族自治区2019年总发电量为1766亿千瓦·时，火电占比81.76%，风电占比10.51%，光伏发电占比6.49%，水电占比1.24%（见图10-7）。新疆维吾尔自治区2019年总发电量为3670亿千瓦·时，以火电为主，占比77.09%；风电占比11.26%，水电占比7.96%，光伏发电占比3.71%（见图10-8）。

除发电结构的较大差异外，近年来，青海省、甘肃省在探索可再生能源发展方面表现突出。如青海省从“绿电七日”到“绿电百日”，实践全清洁能源供电方案。核心点就在于青海省实施水、风、光互补模式，这是青海省2017年至2020年实现全清洁能源目标的内在逻辑。利用水电、风电、光伏发电之间互补性较强的特点，白天成为利用光伏发电的主要时段，其他时段则由水电承担主力电源，风电提供重要电力补充。由“绿电七日”到“绿电三十一日”的过程中，水电的占比呈下降趋势，由76.69%下降至75.09%；而风电占比呈明显上升趋势，由2.61%上升至8.57%（见图10-9）。

以上数据充分表明，虽然西北地区总体上在能源转型中具有举足轻重的地位，但各省区差异较大，可再生能源发电比例仍然偏低，要充分发挥各省区在能源转型战略中的作用，需要依据各地的发电结构特点及态势有针对性地进行。

二、西北地区各省份可再生能源消纳水平有所区别

（一）整体消纳情况有所提升

2021年全国整体弃风率为5.2%，同比下降2.6个百分点，弃光率为5.8%，同比下降1.6个百分点。西北地区全年可再生能源弃电率为5.4%，累计弃电量132.8亿千瓦·时。

2021年第四季度，陕西、新疆、甘肃、宁夏的可再生能源弃电情况均有明显好转，可再生能源弃电率同比分别下降6.4%、3.8%、2.7%、0.8%。受可再生能源电源装机规模加大及电网平稳性约束等因素影响，青豫直流送出电能受限，青海省2021年第四季度可再生能源弃电率为10.8%，同比上升0.7个百分点。2019—2021年西北地区各省份弃光率、弃光量、弃风率、弃风量走势见图10-10～图10-13。

（二）区域内各省份消纳情况有所差异

2019—2021年，陕西、甘肃、新疆可再生能源利用率有明显提升，利用情况显著好转。2021年，陕西省累计弃光量2.9亿千瓦·时，弃光率为2%，弃风量4.1亿千瓦·时，弃风率为2.3%，相较2020年均有所下降。2021年，陕西省风电利用率为97.7%，光伏利用率为98%。

从图10-10、图10-12中可以看出，青海省2021年弃光率、弃风率相较于2020年均有所上升。

宁夏2021年风电利用率为97.6%，光伏利用率为97.5%，与2020年基本持平。

新疆2021年第四季度可再生能源利用率为92.3%，同比提升3%。2021年，新疆新能源发电利用率为94.0%，同比提升2.9%。新疆新能源弃电问题持续好转，一是得益于吉泉等特高压直流外送通道输电能力的提升，“疆电外送”规模不断扩大；二是新疆全社会用电量增速较快，2021年新疆全社会用电量同比增长10.8%，增速高于全国平均水平；三是新疆积极推动电采暖项目实施，同时不断扩大绿电市场化交易规模。

甘肃新能源利用率为95.5%，同比下降1%。2021年，甘肃新能源发电利用率为96.8%，同比提升1.7%。甘肃新能源弃电问题持续好转，一方面，得益于祁韶等特高压直流外送通道输电能力的提升；另一方面，甘肃省大力推进直购电交易、新能源替代自备电厂发电、清洁能源供暖和电能替代等示范工程，积极开展各类市场化互济交易，合理安排省间交易与跨区现货等措施，有效地促进了新能源消纳。

2021年第四季度，青海省风电利用率为94.8%，同比上升0.77%；光伏发电利用率为88.1%，同比下降0.8%。2021年，青海可再生能源利用率为87.3%，同比下降5.7%。一方面，2020年年底可再生能源集中并网规模较大，在本地消纳空间有限的情况下，给2021年可再生能源消纳带来较大压力；另一方面，受支撑电源建设进度滞后及电网安全稳定约束等因素影响，青豫直流输送可再生能源能力受限，制约了可再生能源消纳水平的提升。青海至河南±800千伏直流工程于2020年投产后，由于配套水电、光热滞后，可再生能源装机占比较高，送端暂态过电压成为抑制青豫直流输电能力和可再生能源消纳的主要因素。

三、西北地区各省份仍需加强电力外送通道建设

（一）各省份电力外送通道现状

中部、东部电力市场需求旺盛，会有电力短缺的情况出现，但碍于电网输送能力有限，西部富余电力不能有效送出。依托于国家“西电东输”战略，将西部地区的富余电力通过电网通道向东部电力需求旺盛的省份不断输送，不仅解决了东部地区电力供给的问题，同时也为西部地区可再生能源消纳水平的有效提升做出了贡献。各省份近年来依据自身实际资源状况与电力产能，不断加强电力通道建设，形成了符合自身特点的电网输送结构。

1．陕西优化内网，强化外送通道建设

陕西电网处于“西电东送”和连接西北、华中、华北电网的枢纽地位。陕西电网通过4回750千伏线路与甘肃电网相连，陕西电网750千伏“关中双环”在关中地区形成了环形主网架，并向北延伸至陕北地区，在全网形成了“两纵双环”750千伏主网架。通过±500千伏德宝直流与西南电网互联，通过330千伏交流至河南灵宝直流背靠背与华中电网联网。2017年，陕西建成首个“陕电外送”特高压输电工程，实现了陕北能源跨省大范围、大规模、大容量、高效率优化配置。2017年8月，±1000千伏榆横—潍坊特高压输电工程正式投入运营，陕西电网进入特高压时代。

2021年8月，陕北至湖北±800千伏特高压直流输电工程启动送电。陕北—湖北工程是“西电东送”“北电南供”的能源大通道。该项目北起陕西省榆林市陕北换流站，南至湖北省武汉市武汉换流站，途经陕西、山西、河南、湖北四省，线路全长1127千米，总投资185亿元，设计送电能力800万千瓦。该工程研发使用了具有自主知识产权的特高压套管，提升了我国特高压输电线路国产化水平。陕北至湖北±800千伏特高压直流输电工程年可输送电量400亿千瓦·时，实现工业产值约120亿元，将陕西省电力外送能力由1024万千瓦提高至1824万千瓦，对加快陕西省经济高质量发展、保障全国能源安全具有重大意义。

2．宁夏三大通道提升可再生能源消纳能力

2020年，宁夏电网通过直流外送通道“打捆”外送可再生能源达到31.32亿千瓦·时，相较2019年增长了46.22%。宁东至山东±660千伏直流输电工程（银东直流）、宁东至浙江±800千伏特高压直流输电工程（灵绍直流）、内蒙古伊克昭至山东临沂±800千伏特高压直流输电工程（昭沂直流）三条宁夏电网外送大通道大大提升了宁夏的可再生能源消纳水平。

银东直流于2010年建成投运，这是宁夏电力大规模外送的第一条通道，也是世界上首个±660千伏电压等级的直流输电工程，输电线路西起宁夏银川东换流站，东至山东青岛胶东换流站，途经宁夏、陕西、山西、河北、山东五省区。通过银东直流输送至山东的电力占山东“外电入鲁”的40%。

灵绍直流建成投运于2016年，是灵州—绍兴±800千伏的特高压直流输电工程，途经宁夏、陕西、山西、河南、安徽、浙江六省区，输电距离约为1720千米。灵绍直流是“国家大气污染防治行动计划12条”重点输电通道项目中首个投运的特高压直流输电工程，每年可向浙江输送电量500亿千瓦·时，满足浙江全省1/6的用电需求。作为“西电东送”的大动脉，灵绍直流工程长时间保持7200兆瓦大负荷稳定运行，累计输送电量2064亿千瓦·时，所输送的可再生能源电量相当于节省标准煤6192万吨，减排二氧化碳1.75亿吨，相当于种植超过46.9万公顷的森林。

2018年，宁夏750千伏沙湖输变电工程正式投入运行。该变电站是内蒙古伊克昭至山东临沂±800千伏特高压直流输电工程的重要组成部分，标志着宁夏电网将进入750千伏主网架双环网新时代，构成了宁夏第三条电力外送大通道，同时扩大了宁夏新能源外送的规模。目前，沙湖750千伏变电站外送负荷已突破400万千瓦，日送电量达到9600万千瓦·时。截至2018年，宁夏电网已经形成了750千伏银川东、沙湖、贺兰山、杞乡、黄河、太阳山、六盘山等8座750千伏变电站。宁夏电网一张“A”字形输电网络逐步形成，形成以750千伏双环网为骨干、各电压等级协调发展、覆盖全区的交直流混联坚强智能电网。

3．甘肃内外齐发力，电网结构不断强化

甘肃酒泉风电基地是国内首个千万千瓦级风电场，自2007年以来，甘肃可再生能源装机发展迅猛，同时甘肃电网也得到快速发展，目前已经形成典型的送端电网。甘肃电网位于西北电网中心，是“西电东送”战略的重要输送走廊。从西北地区网架结构看，甘肃处于“四室一厅”的中间位置，与周边陕西、青海、宁夏、新疆间已形成18回750千伏、9回330千伏高压交流输电线路联网，电力交换能力达到1600万千瓦·时，输电能力由2016年的1400万千瓦提高到2022年的2300万千瓦，形成了东联陕西、北通宁夏、西接青海、西北延至新疆的电网结构。

目前，甘肃可以利用的外送通道主要有8个，形成向华东、华中为主的外送通道网。一是通过祁韶直流点对点送湖南。800千伏祁韶特高压直流输电线路是“甘电入湘”的大通道，2020年12月全负荷运行，日均输送电量近1亿千瓦·时。祁韶直流起于祁连换流站，止于韶山换流站，途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南五省市，可再生能源送点占比超过40%。2017年该工程投运后，受稳态过电压限制，输送能力为340万千瓦·时，经过配套两台调相机投运，火电投运等方式增容后，最终达到额定的800万千瓦的输送能力，年输送电能600亿千瓦·时。二是借道新疆天中直流送河南。三是通过宁夏灵绍直流送浙江。四是通过宁夏银东直流外送山东。五是通过昭沂直流（内蒙古—山东）外送山东。六是通过灵宝、德宝直流送华中。七是通过甘青联络线外送青海。八是通过柴拉直流外送西藏。

4．青海加快建设清洁能源输送通道

“十三五”期间，青海省电网发展进入历史新纪元。青海省建成的世界首条近100%输送清洁能源的特高压通道具有划时代意义。此外，还建成了海西至塔拉双回线路、郭隆750千伏输变电等14项重大工程，形成750千伏东部、南部环网结构，西部链式结构，省际断面受电能力提升260万千瓦，海西至主网断面提升190万千瓦。330千伏基本实现州府所在地全覆盖，大部分地区形成双环网或双链式结构，供电能力和可靠性大幅提升。

2020年12月，±800千伏青海—河南特高压直流输电工程（青豫直流）全面竣工投运，是我国“西电东送”的标志性工程，是一条专为清洁能源外送建设的特高压通道。青豫直流全长1563千米，最大输送功率800万千瓦，年输送清洁电能400亿千瓦·时，途经青海、甘肃、陕西、河南四省，总投资226亿元，目前已建成青海海南、河南驻马店两座换流站。

“十四五”时期，青海省还将继续加强省际电网互联互通，加快构建省内坚强骨干电网。发挥青海与周边省区之间互补的优势，加强省际电网互联，建成青海郭隆至甘肃武胜第三回750千伏线路。根据第二条特高压外送通道构建方案和建设时序，适时推进羚羊至若羌双回750千伏线路，实现青海与新疆的电网互联。

5．四大外送通道保障“疆电外送”

新疆是我国重要的能源基地，围绕国家“三基地一通道”战略定位，开启了“疆电外送”重大工程。“疆电外送”工程自启动以来，通过4条电力外送通道累计向20个省份输送电量5037亿千瓦·时。来自新疆的电力东到上海、北至北京、南达广东，新疆成为我国“西电东送”能源战略布局的重要基地之一，有效缓解了我国能源资源与电力需求地理分布呈逆向不均衡这一客观现实。在外送电量中，可再生能源电量外送占比达到27.35%，这些新能源电相当于我国少燃烧标准煤约4100万吨，减排二氧化碳约11000万吨、二氧化硫35万吨、氮氧化物30万吨，助力了我国能源绿色低碳转型。

新疆的第一条电力外送通道——哈密—敦煌750千伏输变电工程于2010年11月建成投运，实现了新疆与全国电网互联互通，结束了新疆孤网运行的历史。2013年6月，新疆与全国联网750千伏第二通道建成投运，线路西起新疆哈密，途经敦煌，东至青海格尔木，成为新疆哈密、甘肃酒泉、青海柴达木地区煤电、风电和光伏发电的重要外送通道，也推动了能源资源实现更大范围消纳。2014年1月，天中±800千伏特高压直流输电工程投运，“疆电外送”第三通道建成。天中直流工程是国家实施“疆电外送”的首个特高压输电项目，也是将大型火电、风电基地电力“打捆”送出的首个特高压工程。工程起点位于哈密南部能源基地，终点在河南郑州，每年可向河南提供超过400亿千瓦·时的电量。2019年9月，吉泉直流±1100千伏特高压直流输电工程投运，建成“疆电外送”第四通道，起点位于新疆昌吉回族自治州，终点位于安徽宣城市，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽六省区，将新疆电能输送至华东地区用电负荷中心。这是世界上电压等级最高的电线，也是输电容量最大的电线。截至2020年5月，准东—皖南工程向华东输送电能330亿千瓦·时，相当于1056万吨标准煤，缓解了华东能源供应不足的难题。

得益于“疆电外送”的实施，新疆电网已经形成了“内供四环网、外送四通道”的主网架格局。截至2020年6月，新疆电网装机从1405万千瓦到如今的9208万千瓦，同比增长6.5倍。电源装机的持续增长，电网规模的不断扩大，也给“疆电外送”四通道的运维管理带来了巨大挑战，新疆特高压直流输电通道未达到设计输电能力，利用率还有待提升。

（二）跨省份电力输送通道面临的问题

跨省份、跨区域电力输送成为提高西北地区富余电力消纳、缓解东部较高用电需求的重要方式。2016—2020年，西北区域向全国其他区域输送电量持续增长。2020年，西北地区跨区域输送电量27669180万千瓦·时，相较2019年跨区域输送电量提升了37%。输送区域以华东地区为首，输送电量9378589万千瓦·时，占西北地区跨区输送量的33.9%。其次为华中地区，输送电量7613485万千瓦·时，占比27.52%。最后是华北地区（见图10-14）。2020年，宁夏跨省输送电量10871084万千瓦·时，为西部地区跨省份输送电量的首位，输送电量占全国输送电量的7.09%。其次为新疆，输送电量9599769万千瓦·时，占全国输送电量的6.26%。甘肃输送电量7873207万千瓦·时，占全国输送电量的5.13%；陕西输送电量6040000万千瓦·时，占全国输送电量的3.94%；青海输送电量2728866万千瓦·时，占比1.78%（见图10-15、图10-16）。

无论是跨省份输送电量还是在全国发电量中的占比，西北各省份都呈连年增长的趋势，可见西北地区在全国电力市场中占据着重要地位。

在跨区域、跨省份电量均有所攀升的背景下，提高跨区域、跨省份电力输送能力就成为当前需要解决的主要问题。从电力产业链视角出发，上游为电源侧，中游为电力输送，下游面对用电企业。上游电源侧近年来发展迅猛，虽然其中经历了严重的产能过剩，但随着电力市场的持续改革和相关政策体制的完善，电源侧的发展基本已符合当前的主要市场需求。中游电力输送通道建设是提升可再生能源电力消纳能力的重要渠道。

首先，通过对西北地区各省份电网建设现状的梳理，可以发现各省份之间电力输送通道输送途经地有所交叉，以各省份地方为输送起点的特高压直流输电通道数量仍有不足。陕西省只有1条榆横至潍坊特高压线路；甘肃省只有1条祁韶特高压直流输电线路；青海省有1条青豫直流；宁夏回族自治区则有2条特高压直流输电通道，分别是灵绍直流、昭沂直流；新疆维吾尔自治区共有2条特高压直流输电通道，分别是吉泉直流、田中直流。由此可见，在提高外送能力方面，继续加强外送通道建设仍是可再生能源消纳水平提升的重要任务。

其次，电力外送需要超高压甚至是特高压来输送，特高压是由1000千伏及以上交流和±800千伏及以上直流输电构成的，是目前世界上最先进的输电技术，具有远距离、大容量、低损耗、占地面积小的综合优势。从上下游产业链来看，特高压产业链包括电源、电工装备、用能设备、原材料等。安全提高电压等级是当前提高输电容量、提高输送距离、提升电网稳定性的重点及难点，因此特高压输电线路的建议尤其重要，对特高压技术、资金设备的投入也更是几何倍数的，技术提升才是关键。

再次，跨省份电力输送不仅仅是输送而已，关键问题在于并网。无论是集中式抑或是分布式发电，都需要将发电接入电网或用电负载上。电网越大，资源的调控效率越高，但调度的复杂度也相对加大，对电网稳定性的要求也随之提高，当稳定性不足时，电网瘫痪所带来的损失也更加难以承受。因此，提高电力调度能力，建设有效的输电线路，对提升能源消纳水平至关重要。

最后，外送电力中可再生能源输电量比例仍需提高。随着新疆送安徽的1100千伏线路和青海至海南和陕北至湖北的800千伏高压输电线路投运，西北区域外送电力能力再次提升。虽然伴随外送通道建设的不断加强，西北各省份外送能力再上新台阶，但其中可再生能源输电量仍然有限。

表10-2显示，西北地区的部分特（超）高压线路输送路线可再生能源能源输送量有下降的情况出现，且部分占比略低。因此，合理利用特（超）高压线路输送路线将推动甘肃、新疆、青海的电能送往东部发达省份，从而实现能源从空中流通的目标。