文章核心观点 在国家双碳目标、风光发电占比持续提升背景下，“西电东送”内涵发生深刻变化，面临紧迫且更多现实挑战，需从短期和长期采取对策提升其能力 [1] 提升“西电东送”能力面临的突出短板 常规电源和电网基础设施建设滞后 - 西部地区电源结构愈发依赖可再生能源，常规调节电源占比低，导致电源结构失衡、整体保供能力不足，新能源日内波动量增加，极端情况或难提供可靠电力供应 [2] - 西部地区输电线路建设滞后，现有输电通道存在瓶颈，制约双向输电互济和周边省份消纳能力，加剧供需失衡；智能电网和储能设施建设滞后，制约西部清洁能源开发利用 [3] 供需侧协调性不足 - 高耗能产业向西部地区转移，送端地区用电量快速增长，传统电源布局和供给能力难以满足需求，未来电力供需矛盾将加剧，削弱“西电东送”外送能力，送受端利益协调问题凸显 [4] - 供需双方缺乏高效协同机制，响应能力差，信息共享和沟通不足，难以准确判断市场变化，火电机组调峰资源能力有限，影响“西电东送”整体效益 [5] 利益分配机制不完善 - “西电东送”模式以政府协议为主导，缺乏市场化机制，跨省区输电成本分摊不合理，削弱部分送出地区电力供应可持续性 [7] - 缺乏统一开放、竞争有序的全国性电力交易市场，各地利益诉求难协调，成本分担问题困扰多方，影响电力资源优化配置效率 [7] 提升“西电东送”能力的对策建议 短期对策建议 - 加大电源电网基础设施投资，优化西部地区电源结构，增大常规电源规模，优化电网建设方案，应用先进输电技术，加强电网智能化建设，突破输电瓶颈 [8] - 建立健全供需互动机制，加强信息共享，运用新兴技术监测和预警，推进传统电源灵活性改造，引导高耗能产业科学发展，提升供需响应效率和灵活性 [8] - 推动政府协议向市场化上网电价转变，建立统一规范的跨省区电力现货市场，界定市场主体权利义务，分摊输电成本，完善价格传导机制，健全配套政策 [9] 长期对策建议 - 立足资源禀赋，统筹规划西部地区电源结构，确定各类电源比例，布局先进高效清洁煤电，推进源网荷储一体化发展，优化跨区跨省电源布局 [10] - 加快区域电网间骨干通道建设，构建多元化输电通道，形成电网互联格局，加强特高压外送新能源大基地与区域、省级电网互联，推进电网智能化升级改造 [11] - 推动跨省区市场与区域、省级市场联合运行，理顺电价形成机制，建立健全电力市场交易机制，创新区域间电力合作利益共享机制，调整利益格局 [11][12]