项目核准与建设 - 达拉特—蒙西1000千伏交流输变电工程于2月5日获国家发改委核准批复，工程投资43.74亿元 [1] - 工程计划新建达拉特1000千伏变电站，安装2组300万千伏安主变，新建双回1000千伏线路，线路长度2×124.6公里 [1] - 工程计划2026年4月开工建设，确保与蒙西—京津冀±800千伏特高压直流工程同步建成投产 [1] “十五五”特高压建设规划 - “十五五”期间，内蒙古计划开工建设“六交六直”12项特高压输电线路工程 [2] - “六交六直”工程设计输电能力为4800万千瓦，全部建成后，内蒙古特高压电网总送电能力将达9670万千瓦 [2] - “十五五”期间，内蒙古特高压电网外送电量预计将突破1万亿千瓦时 [2] 具体工程进展与投资 - “六交六直”中的±800千伏蒙西—京津冀特高压直流工程已开工，计划2027年12月投运 [3] - 达拉特—蒙西特高压交流工程计划2026年4月开工，2027年9月投运 [3] - 以上2项工程在内蒙古境内投资约68亿元 [3] - “十五五”期间，内蒙古预计开工建设±800千伏直流线路1525公里、1000千伏交流线路2904公里，新建±800千伏换流站6座、1000千伏变电站4座 [3] 项目意义与效益 - 工程建设可产生拉动投资、带动就业、修复生态等多重效益 [1] - 工程满足蒙西—京津冀特高压直流工程接入及电力送出需求，提升内蒙古电网内部西电东送断面输电能力 [1] - 对西部地区资源优势转化、清洁能源大范围消纳、京津冀协同发展具有重大意义 [1] 历史外送电表现 - 自2016年首条通道投运以来，内蒙古特高压电网外送电量已连续8年保持增长 [3] - 2025年全区特高压电网外送电量1885.54亿千瓦时 [3] - 截至去年末，内蒙古特高压电网已累计外送电量8363.02亿千瓦时，两项指标均居全国第一 [3] - 受电地区包括山东、江苏、安徽、上海、浙江、湖南、西藏、青海、北京、天津、河北等11个省区市 [3]

宁夏电力外送总量与里程碑 - 截至2026年2月7日，宁夏累计外送电量突破9000亿千瓦时，达9002亿千瓦时 [1] - 2025年，宁夏全年外送电量首次突破千亿千瓦时 [1] - 自2010年银东直流投运开启“西电东送”格局，2016年灵绍直流投运加速进程，2016至2021年间外送电量连续6年实现百亿千瓦时阶梯式增长 [1] 外送通道建设与格局 - 银东、灵绍两条直流通道利用率位居国家电网超、特高压直流输电工程前列 [1] - 2025年，以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的中衡直流投入运行 [1] - 形成“放电三华”外送格局，总外送容量达2000万千瓦，送电范围覆盖全国19个省区市 [1] - 中衡直流是推动宁夏2025年外送电量首次突破千亿千瓦时的关键动力 [1] 外送电结构变化与清洁转型 - 宁夏外送电中新能源电量占比从10年前的不足10%提升至目前的近30% [2] - 实现“每外送3度电中就有约1度是绿电”的清洁转型成效 [2] - 累计9000亿千瓦时外送电量相当于就地转化标准煤约2.6亿吨，减排二氧化碳约6.8亿吨 [2]

宁夏电力外送规模与成就 - 截至2月7日，宁夏累计外送电量突破9000亿千瓦时，达到9002亿千瓦时 [1] - 9000亿千瓦时电量相当于就地转化2.6亿吨标准煤，减排6.8亿吨二氧化碳 [1] - 宁夏外送电范围覆盖全国19个省区市 [1] 宁夏电力外送发展历程与结构 - 2010年银东直流投运，宁夏正式开启“西电东送”新格局 [1] - 2016年灵绍直流投运成为宁夏电力外送“加速器” [1] - 2016年至2021年，宁夏外送电量实现连续6年百亿级阶梯式增长 [1] - 去年，以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压直流—中衡直流投运 [1] - 宁夏总外送容量达2000万千瓦 [1] 宁夏外送电能源结构变化 - 宁夏外送新能源电量比例由10年前的不足10%提升至目前的近30% [1] - 实现“每3度外送电就有1度是绿电” [1]

核心观点 - 宁夏作为国家重要电力输出基地的地位得到进一步巩固，其累计外送电量突破9000亿千瓦时大关，达到9002亿千瓦时，这是在年外送电量首次突破千亿千瓦时基础上实现的又一历史性跨越 [1] 外送电量规模与增长 - 累计外送电量突破9000亿千瓦时，达到9002亿千瓦时 [1] - 2025年宁夏全年外送电量首次突破千亿千瓦时 [1] - 外送电量相当于在宁夏就地转化标准煤约2.6亿吨，减排二氧化碳约6.8亿吨 [1] 外送能力与网络建设 - 宁夏总外送电力容量达到2000万千瓦 [1] - 2010年银东直流输电工程投运正式开启“西电东送”征程 [1] - 2016年灵绍直流工程投运后，电力外送能力显著提升 [1] - 2025年，以输送“沙戈荒”大型风电光伏基地新能源为主的中衡特高压直流工程投入运行 [1] - 外送范围覆盖全国19个省、自治区、直辖市，电力支援区域持续扩大 [1] 外送电力结构优化 - 外送电量中新能源电量的比例已从10年前的不 足10%提升至目前的近30% [1] - 绿色含量显著提高，结构优化步伐加快，清洁能源输出能力不断增强 [1] 战略意义与贡献 - 标志着宁夏作为国家重要电力输出基地的地位进一步巩固 [1] - 有效促进能源资源在全国范围内的优化配置 [1] - 为服务国家能源安全保供、推动经济社会绿色低碳转型贡献了重要力量 [1]

特高压电网建设规划 - “十五五”期间计划开工建设“六交六直”12项特高压输电线路工程 包括达拉特—蒙西等6项特高压交流工程以及蒙西—京津冀等6项特高压直流工程 [1] - “六交六直”工程设计输电能力为4800万千瓦 全部建成投运后 内蒙古特高压电网总送电能力将达9670万千瓦 [1] - “十五五”期间 内蒙古特高压电网外送电量预计将突破1万亿千瓦时 [1] 项目投资与建设进展 - 蒙西—京津冀特高压直流工程已开工 计划2027年12月投运 达拉特—蒙西特高压交流工程计划2026年4月开工 2027年9月投运 这两项工程在内蒙古境内投资约68亿元 [2] - “十五五”期间预计将开工建设±800千伏直流输电线路1525公里、1000千伏交流输电线路2904公里 新建±800千伏特高压换流站6座、1000千伏特高压变电站4座 [2] - 其他10项工程将陆续开工建设 [2] 现有运营规模与历史表现 - 内蒙古已投运“五交三直”8条特高压输电线路 [1] - 2025年全区特高压电网外送电量1885.54亿千瓦时 截至去年末累计外送电量达8363.02亿千瓦时 两项指标均居全国第一 [2] - 特高压外送电量已连续8年保持增长 受电地区包括山东、江苏等11个省、区、市 [2] 战略意义与经济效益 - 特高压工程是建设国家重要能源和战略资源基地的有力举措 也是促进中国经济高质量发展的关键支撑 [3] - 通过“西电东送、北电南供”实现跨区域优化配置 巩固了内蒙古在全国能源保供中的战略地位 为华北、华东等电力负荷中心提供可靠能源 [3] - 工程建设将持续拉动上下游产业链投资、创造大量就业岗位 推动电力装备高端化、智能化升级 为践行“双碳”目标、培育新质生产力及区域经济协调发展注入强劲动能 [3]

四川水电装机规模与地位 - 四川水电装机规模突破1亿千瓦，约占全国水电装机总量的四分之一，相当于约4.4个三峡电站，成为全国首个水电装机规模迈上此量级的省份 [1] 水电消纳与“西电东送” - “西电东送”是四川电力消纳主要方向，四川年发电量约三分之一用于川外 [1] - 自1998年以来，四川累计向华中、华东等地区外送清洁电能超1.9万亿千瓦时，相当于苏、浙、皖3省全年用电量之和，约为四川2024年自身用电量的5倍 [1] - 省外“连接线”实现跨区跨省外送电力超6000万千瓦，位居全国第一 [2] 电网投资与技术创新 - “十四五”以来，四川累计提升各级电网输送能力超3000万千瓦 [2] - 建成流域集控中心，实现流域9站9库统一远方调度，集中控制规模达1110万千瓦 [2] - 自主创新“一键调”技术，实现大渡河中下游3个水电站全年负荷调节零干预，年增发电量3亿千瓦时 [2] 能源结构转型与产业融合 - 水电开发推动四川构建以水电为基础、风电和光伏为重要补充的清洁能源“双主体”电源结构 [3] - 依托两河口超级水库电站打造的“绿电+算力”融合项目——两河口算电融合示范项目正式投运，探索“源网荷储”一体化绿电直供 [3] - 行业正从单一电量供应转向电量供应与灵活调节并重，推动公司从能源供应商向“能源+算力”综合服务商转型 [3] 未来发展定位 - 四川水电仍有一定可开发空间 [3] - 四川将持续推动清洁能源结构优化升级，从“水电大省”向清洁能源强省和绿色低碳产业高地跨越 [3]

水电装机规模与地位 - 四川水电装机规模突破1亿千瓦 约占全国水电装机总量的四分之一 相当于约4.4个三峡电站 成为全国首个水电装机规模迈上此量级的省份 [1] - 四川水电资源技术可开发量居全国首位 水电开发已走过百年历程 [1] 电力消纳与“西电东送” - “西电东送”是四川电力消纳的主要方向 四川是“西电东送”工程的主力军 年发电量约三分之一用于川外 [1] - 自1998年开启省外送电以来 四川累计向华中、华东等地区外送清洁电能超1.9万亿千瓦时 相当于苏、浙、皖3省全年用电量之和 约为四川2024年自身用电量的5倍 [1] - 省外“连接线”实现跨区跨省外送电力超6000万千瓦 位居全国第一 [2] 电网投资与技术创新 - “十四五”以来 四川累计提升各级电网输送能力超3000万千瓦 [2] - 建成流域集控中心 实现流域9站9库统一远方调度 集中控制规模达1110万千瓦 [2] - 自主创新“一键调”技术 实现大渡河中下游3个水电站全年负荷调节零干预 年增发电量3亿千瓦时 [2] 能源结构转型与产业融合 - 水电开发推动四川能源结构持续优化 加快构建以水电为基础、风电和光伏为重要补充的清洁能源“双主体”电源结构 [3] - 依托两河口超级水库电站打造的“绿电+算力”融合项目——两河口算电融合示范项目正式投运 探索新能源与新兴产业融合互促 [3] - 探索“源网荷储”一体化绿电直供 积极承接“东数西算”等国家重大战略 推动从能源供应商向“能源+算力”综合服务商转型 [3] 未来发展定位 - 四川水电仍有一定可开发空间 未来其功能定位将逐渐从单一电量供应转向电量供应与灵活调节并重 [3] - 作为全国清洁电力供给枢纽 四川将持续推动清洁能源结构优化升级 从“水电大省”向清洁能源强省和绿色低碳产业高地跨越 [3]

电网建设规模与增速 - “十四五”期间新建35千伏及以上变电站12座 变电容量新增519万千伏安 线路长度新增4342千米 较“十三五”末分别增长26.92%和35.43% 平均每日推进线路建设2.38千米 [1] 能源结构转型 - “十四五”期间新能源装机由172.16万千瓦提升至460.2万千瓦 首次超过煤电装机445.9万千瓦 [3] - 依托1000千伏微山湖特高压变电站和2座500千伏变电站 升级220千伏“三纵三横”主干网架 做强新能源省内“西电东送 绿电外送”能源通道 [3] 输电通道扩容工程 - 2023年实施220千伏滕州热电至滕北改接线路工程 拓宽华电滕州新源热电公司输送通道 提高输送能力20万千瓦 工程较计划提前2个月投产 [5] - 2025年攻坚枣庄南部电网加强220千伏线路工程 开断改接220千伏八微Ⅰ线、墨夏Ⅰ线 实施多个变电站保护改造 累计跨越京沪高铁1次、输电线路9次 成功拓宽500千伏枣庄变电站南下通道 增加30万千瓦输送能力 [5] 核心城区电网布局与绿色建造 - 推动府前、大学城等11座核心城区变电站取得规划实施意见 将核心城区变电站建设提升至国土空间规划高度 [7] - 广泛应用透水混凝土、组合电器无尘化施工等新材料新技术新工艺 大量使用围墙喷淋和洒水降尘措施 实现核心城区变电站建设与周围环境有机统一 [7] - 110千伏板桥、府前、信华变电站工程分别获评中电建协绿色建造一星、二星、三星评价 成为网城融合绿色施工典范 [7] 主干网架升级与重点项目 - 220千伏徐塘、长鱼、步云输变电工程是“十五五”开局即推进的枢纽工程 分别落点台儿庄区、市中区和滕州市 创出枣庄电网建设近年来新高记录 [7] - 上述工程将推动枣庄电网220千伏主干网架由“三纵三横”升级至“四纵三横” [7]

全社会用电量突破里程碑 - 2025年，中国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时，达到103682亿千瓦时，为全球首次 [12] - 该用电量规模相当于美国全年用电量的两倍多，也高于欧盟、俄罗斯、印度、日本全年用电量的总和 [12] - 2025年用电量相当于2015年用电量的近两倍，增速在全球主要经济体中绝无仅有 [12] 用电结构优化与产业升级 - 高端制造业成为新的用电增长点，其中新能源车、风电设备制造领域用电增速分别超过20%、30% [2] - 四大高耗能行业用电增速相对偏低，为1.8% [2] - “新制造”对工业用电的主导作用持续增强，新增电量更多由高附加值、技术密集型产业贡献 [2] 终端用能电气化趋势深化 - 中国终端用能电气化率约30%，超过主要发达经济体，进一步带动用电量攀升 [4] - 城镇与乡村居民生活用电量差距逐步缩小 [4] - 电气化应用场景快速、多元发展，包括乡村的电力灌溉与智慧大棚，工业领域的高温热泵与电加热替代，建筑领域的“光伏发电+电储能”，以及船舶、飞机的岸电使用 [4] 电源结构绿色转型加速 - 2025年，风电光伏合计装机容量历史性超过火电 [6] - 新型储能装机突破1亿千瓦大关，占全球比重超过40% [6] - 自主三代核电“华龙一号”、“国和一号”及第四代高温气冷堆等工程在“十四五”期间建成投运 [6] 电网基础设施与资源配置强化 - 2025年，随着多条特高压工程建成投运，中国已建成46条特高压工程 [8] - 特高压网络将西部、北部地区的清洁能源输送至东中部负荷中心，巩固了“西电东送”、“北电南供”的能源输送网络 [8] - 全国统一电力市场加快构建，在2025年迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，闽粤联网满功率送电，电量同比增长85% [10]

行业背景与政策导向 - 国家发改委、国家能源局发布指导意见，旨在增强电网资源优化配置能力，预计“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，标志着能源资源配置正经历深刻的绿色变革 [3] - 随着“双碳”目标推进，传统能源输送模式面临重塑，西北地区作为“西电东送”主阵地，其如何在保障能源安全的同时实现绿色转型成为行业焦点 [1][3] “西电东送”的绿色转型与规模预测 - “西电东送”正经历绿色重塑，未来将转变为输送“可靠的、清洁的、便宜的电力” [5] - 预计2025年西北地区年外送电量将达到4000亿千瓦时左右，接近韩国或德国的年度总用电量，到2035年有望翻番至8000亿千瓦时，体量相当于2023年全球电力消费量排名第六的国家 [5] - 绿电比例将进入“激增期”，预计2024年西北“西电东送”中绿电结构比例为33%，2025年将超过55%，到2035年基准情景下达67%，加速情景下高达72% [5] 转型挑战与线路案例分析 - 转型面临挑战，现有线路存在规划与配套问题，例如昭沂直流（蒙西—山东）可再生比例仅为17.4%，而青豫直流（青海—河南）虽可再生比例高达97%，但因缺乏配套电源导致实际输送电量低于设计水平并面临运营亏损 [6] - 线路规划定位对总量和结构影响巨大，缺乏配套电源和调节资源协同将影响效益发挥 [6] - 祁韶直流（甘肃—湖南）等线路通过合理配置风光、煤电与储能，实现了较高利用率与合理的可再生能源比例，为后续发展提供了参考范本 [6] 区域定位与差异化发展 - 陕西省应定位为“调节中心”，其核心功能正由“保供电量”向“调节电源”转型，预计煤电发电量在2025年、2026年达峰，未来净外送能力约1000亿千瓦时，首要满足自发自用 [8] - 甘肃省应定位为“外送基地”，拥有丰富风光资源，随着陇东—山东等线路投产，其送出电力的可再生能源比例有望超过60%，2030年可能突破80%，未来将承担4000亿千瓦时的外送电量，成为纯粹的绿色电力外送枢纽 [8] - 陕西平均上网电价高于西北全区水平，而甘肃略低于平均水平，这种电价差异加剧了跨省电力交易的复杂性 [9] 电网建设与技术挑战 - 西部电网存在“强直弱交”问题，本地电网相对薄弱，导致极端天气下电网断面受限、反送能力不足，需加强送端电网建设以支撑产业落地与外送的双向需求 [9] - 柔性直流技术能解决换相失败问题，但目前成本依然高昂，需要技术迭代来降低成本 [9] 发展路径与协同机制 - 需从政策协同、通道统筹、技术体系和市场机制四个维度化解利益矛盾 [11] - 产业发展上需“协调、有序安排风光发展”，解决省间资源协调问题，避免同质化竞争，科学安排风光发电与调节性资源的建设时序 [11] - 需构建“通道统筹”机制，实现项目、通道、配套资源的协同论证与建设，并统筹考虑跨区域输电走廊的安全性问题 [11] - 需打造“特高压输电+构网型新能源+智能调控”的三位一体技术体系，并建立国家主导、多部门联动的专项协调机构 [11] 市场机制与利益平衡 - 建设全国统一电力市场与利益平衡机制是关键，目前各省电力市场规则不接轨导致跨省输电成本分摊困难，需建立统一的市场标准、核算方法和成本分摊机制，并体现绿电的环境价值 [12] - 需构建更加紧密的西北区域市场，建立多省消纳协同机制，打破行政壁垒，联合制定跨区域绿电交易和价格形成政策 [12] - 解决利益矛盾的核心在于协同优化，需要政府提供稳定预期，市场通过价格信号引导资源优化配置，以破解上下游利益博弈，实现东西部共赢 [12]