文章核心观点 - 为实现2035年风光总装机36亿千瓦的国家目标，作为新能源资源富集区的西北电网需在现有规模上实现倍增，但当前面临本地消纳瓶颈与外送制约，2024年外送电量占比仅为25%，远低于50%预期，破解外送的经济性与可靠性难题是推动西北新能源大规模开发和高质量消纳的关键突破口 [2] 西北新能源发展现状与成就 - “十四五”以来，西北新能源发展迅猛，累计新增装机达2.3亿千瓦，总装机攀升至3.6亿千瓦，占比提升至58%，已成为全国电力保供的“压舱石” [4] - 依托14条在运直流通道，西北电网外送能力持续增强，2025年1—11月，西北跨省区交易电量达4591亿千瓦时，同比增长27%，其中新能源电量占比显著提升 [4] - 通过机制创新，如首创配套电源短期平衡市场，将直流配套基地视为一个控制区，实现了外送履约率100%和新能源利用率超99%的优异成绩 [4] - 推动抽水蓄能调用模式从“计划”转向“竞争”，陕西镇安等电站跨省交易电量月均提升近三倍，并明确新型储能可以双重身份参与跨省中长期交易，实现跨省灵活调用 [4] - 大唐陕西公司数据显示，截至2025年12月8日，其年度外送签约电量达88.09亿千瓦时，并在省间现货中积极中标，西北“沙戈荒”基地外送规模在“十五五”时期有望进一步提升至1.65亿千瓦 [5] 西北新能源外送面临的主要挑战 - **成本疏导机制不畅**：外送电量未合理承担送端省份的系统运行费用，导致送端工商业用户额外承担调节成本，形成“经济欠发达送端补贴经济发达受端”的不合理格局 [7][8] - **容量电价分摊不公**：西北地区的工商业用户在摊薄本该由受端承担的跨省容量电价，给用户侧带来沉重负担 [8] - **市场规则不统一与壁垒**：各省市场规则不统一，绿证与绿电交易存在省间壁垒，阻碍资源自由流动，导致部分省份“买不到”、部分省份“卖不出” [8] - **物理约束与可靠性风险**：随着直流通道增多，送端电网面临短路电流超标、短路比不足等问题，限制了通道送电能力，新能源的随机性也难以保证受端高峰时段的电力供应 [8] - **价值与风险收益错配**：西北外送提供了电能量、容量、调节和绿色的一揽子价值，但往往只能获得单一电价收益，成本留在西部，收益留在东部，同时新能源投资在现货市场下面临巨大的价格波动风险，缺乏长期锁价的避险工具 [8] 针对挑战的解决方案与建议 - **构建公平成本分摊与价格机制**：明确外送电量的负荷属性，将其纳入送端省份系统运行费的分摊体系，与省内负荷共同承担成本，同时新能源不应参与不平衡资金分摊 [10] - **理顺跨省容量电价传导**：国家层面应尽快出台政策，理顺跨省容量电价传导机制，推动东部高耗能用户直接与西部发电企业开展双边交易，让用户侧直接承担绿色责任和市场风险 [10] - **打破省间壁垒与优化交易**：合力打破绿证和绿电交易的省间壁垒，利用AI技术优化调度，实现从长周期到短周期的精细化交易，将新能源的季节性和时段性差异转化为市场价值 [10] - **丰富外送交易类型与多能互补**：推广“新火打捆”外送模式，利用火电稳定性平抑新能源波动，同时将地热、生物质等纳入外送基地规划，形成多能互补体系 [10] - **推进通道数字化智能化升级**：借助数字孪生技术提高输送效率与抗干扰能力，使西北绿电能够“一路畅行” [11] - **“十五五”为关键阶段**：通过机制创新破除壁垒、依靠技术进步筑牢底线、凭借政策协同理顺价格，将西北的能源优势转化为经济优势与发展优势 [11]