我国新型电力系统建设正在进入关键期，各区域电网由于负荷及电源结构的特点，自身资源优化配置能力有限，电力电量平衡面临挑战，亟须拓展区域电网间时间、空间上的互济潜力。聚焦西北与西南这两大特性鲜明的区域电网，系统谋划其跨区域、跨流域的多能互补发展路径，不仅关乎区域能源安全，更将为全国新型电力系统建设提供可借鉴、可推广的“西部方案”。
（文章来源 微信公众号：能源评论·首席能源观 作者：范越等 ）
消纳之痛与保供之难
西北与西南电网虽同属能源资源富集区，却面临着截然不同又相互关联的发展困境，折射出单一区域系统独立运行的脆弱性。
西北正在承受新能源“甜蜜的负担”，新能源消纳压力大，保供存在不确定性。一是新能源消纳形势严峻。预计2030年，西北电网新能源装机容量将接近8亿千瓦，较“十四五”期末翻一番。在新能源大发日，新能源日理论电量超负荷日电量，午间光伏出力达到最大负荷的近2倍，新能源消纳困难，全年西北电网新能源利用率将低于80%。二是调节资源紧缺且建设成本高昂。火电灵活性改造可挖潜量殆尽，水电发展趋于饱和，负荷侧调节资源总量有限，储能缺乏长期稳定政策支持，自然条件约束导致抽水蓄能选点较少，且单位动态投资约8000元/千瓦，高于“三华”地区的约1000元/千瓦。三是新能源极小发日电力保供紧张。随着火电电源发展放缓，常规保供电源比重进一步下降，西北电网平衡对新能源、储能的依赖逐渐增大。西北年最大负荷一般出现在冬季12月，日最大负荷出现在晚上。与现状相比，2030年西北电网电力电量平衡“又多又少”的问题将更加突出。在新能源极小发日，新能源日发电量仅占负荷日电量的20%。为保障电力可靠供应，需要建设一定规模的火电，新建火电主要在新能源极小发日发挥顶峰作用，年利用小时数较低。
西南则饱受“靠天吃饭”的季节性缺电煎熬，水电调节潜力可在更大范围内发挥作用。一是电力保供困难。西南电网电源以水电为主，“靠天吃饭”问题突出，全年呈电力电量双缺态势，夏季8月和冬季12月缺口最大，季节性缺电特征明显。2022年7～8月，西南地区经历了历史同期“最高温度、最少来水、最大负荷、最长时间”的“四最”叠加局面，有序用电规模超1500万千瓦。二是水电调节能力可进一步发挥作用。西南电网日调节及以上水电装机占比超80%，但由于电量平衡紧张，水电调节能力发挥受到限制。若能缓解西南电网电量平衡紧张的情况，其水电调节能力可在更大范围内发挥作用，助力全国新能源消纳。
西北的“风光”无限却难以自消，西南的“碧水”丰盈却困于保供，二者隔山相望，实为我国能源棋盘上亟待联通的两处关键“断点”。
让西北“风光”遇见西南水电
西北西南两个区域电网在能源资源、电源结构、负荷特性等方面均存在较大互补性，有必要规划新的联网互济通道，实现跨区域跨流域多能互补。
在能源资源方面，西北区域风光资源丰富，技术可开发量超过100亿千瓦，开发成本较低，但调节资源建设成本高。西南水电空闲容量大、调节能力强，可实现长时间尺度优化调节。在电源结构方面，预计2030年，新能源、水电仍分别为西北电网、西南电网的装机主体，其中西北电网新能源装机占比将超过70%，调节电源严重不足。将两个区域电网统筹考虑后，新能源与调节电源装机比例更为合理，电源结构更加均衡，可极大缓解两个区域电网的新能源消纳与电力保供压力。在负荷特性方面，西南年最大负荷一般出现在夏季7～8月，日最大负荷出现在中午。预计2030年，两区域年负荷特性差异导致总体最大负荷降低约3.5%，可以减少火电装机容量1500万千瓦以上。
按照两区域调峰互济需求最优和最大化提升通道利用效率，西北—西南联网互济通道功能定位为“调峰互济+保供应急”。
在调峰互济方面的具体举措：在夏季、冬季，西北电网作为西南电网的跨季节储能。西南电网电量平衡困难时，西北电网将火电和新能源电量送至西南电网，补充西南电网高峰负荷月份季节性电量缺口，替代西南电网火电装机，降低系统建设和运行成本；在其他季节，白天时段西北电网将富余的新能源电量送至西南电网，晚上高峰时段西南电网将水电返送西北电网。如此，西南电网可作为西北电网的日内调节手段，充当快充慢放储能，西北电网可减少火电开机和电量，进一步拓展新能源消纳空间。
在保供应急方面的具体举措：在新能源极小发日，西南电网水电作为西北电网跨日储能。结合新能源预测情况，西北电网提前将富余新能源电量送至西南电网，依托西南水电大型水库储存电量，在新能源极小发日到来时，西南水电将之前的储存电量返送西北电网，提供可靠电量支撑，可替代西北电网火电装机。
从示范到推广，协同机制不可少
实现西北西南区域的能源互补，有着扎实的基础与清晰可行的路径。
2024年，两区域互济电量183.5亿千瓦时，德宝直流通道利用小时数超6100小时，经济效益良好。规划网架下，西北750千伏电网已翻越秦岭，两个区域电网距离渐近，中间仅隔大巴山。此外西北750千伏电网南部规划建设“四南通道”，为联网通道提供坚强的网架支撑。
西南特高压交流也逐步向北延伸，电网安全支撑、潮流疏散能力均增强。从距离和路径条件上看，甘肃、陕西与西南联网条件较优。目前两个区域电网间已投运或处于规划前期阶段的±800千伏特高压直流（哈密—重庆、甘肃—四川、南疆—川渝）均以送电为主，在优化上述直流运行曲线发挥互济作用后，预计2030年两区域仍有1000万～1500万千瓦的互济潜力。
下一步，可考虑分期建设西北—西南互济联网通道，一期工程建设陕西—重庆300万～500万千瓦双端柔直通道。工程投运后（以300万千瓦测算），通道交换电量约150亿千瓦时，可替代两区域火电装机容量375万千瓦，减少两区域新能源弃电量60亿千瓦时。据测算，西北—西南互济联网通道单位造价约相当于同容量抽蓄电站单位造价的1/3，经济效益显著。
此外，还需配套推进三项关键工作：
一是将西北—西南互济通道打造为“调峰互济+保供应急”示范工程。西北—西南互济通道将使两个区域电网互为不同时间尺度的储能。充分考虑区域电网特性，优化直流运行曲线，互济通道基础利用小时数超过4000小时，远高于传统的背靠背互济工程。我国横跨五个时区，各大区域电网在负荷特性和电源结构上具有显著的互补性。后续可进一步推广“调峰互济+保供应急”跨区联网模式，例如东北电网负荷高峰早、风电装机占比高，可与我国中东部或光伏装机占比高的区域电网进行联网互济。
二是加快推动西北—西南互济通道规划建设。建议加快推动西北—西南联网互济工程纳规，一期工程规划建设陕西—重庆300万～500万千瓦双端柔直通道，后续研究甘肃—四川、青海—四川互济通道的必要性及可行性，远期结合西南地区抽水蓄能开发情况，研究扩大区域互济的必要性及方案。
三是完善跨区互济通道电价体系。建议深化研究跨区互济通道电价疏导模式，提升通道经济效益。考虑到西北—西南互济通道的功能定位，区别于背靠背互济工程现行的容量电价模式，该通道可采用“容量电价+电量电价”的两部制价格体系，容量电价由联网的两大区域共同承担，电量电价由购买方承担。后续建立跨区交易资金池平衡盈亏，盈利部分纳入跨区交易资金池，优先补偿亏损电源和用户，剩余部分按电量比例分摊收益，进一步保障各方合理收益。
（作者均供职于国网西北分部）
