文|中原能源网
公众西电东送"大众，是根据中国能源天赋订定的重年夜战略决议计划。然而，在能源转型的新期间，风光火打捆"大众西电东送公众的模式，正在面对越来越多的严峻挑战。
近日，国度审计署宣布申报，指出风光年夜基地项目存在资本挥霍问题（见中原光伏此前深度报道《审计署申报"大众拷问"大众风光年夜基地：个体项目三年累计弃电50亿度。》），称因为年夜基地开发应用短缺兼顾，许多项目因缺少配套而应用率低下，个体已投产项目2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。
新能源年夜基地包含风电、光伏年夜基地（单体项目100万千瓦起步）和"大众沙戈荒"大众年夜基地（单体项目1000万千瓦起步）两类，新能源装机规划总量跨越6亿千瓦，体量靠近30个三峡电站。如斯范围浩荡的新能源建设和远间隔运送，是人类能源应用史上所罕有的。
24年前，为了赞助云南、贵州部门地域解脱贫困，2000年8月初，在北戴河会议上，时任国务院总理朱镕基建议，在贵州、云南建设1000万千瓦水电，然后将电送往广东。自此开启了轰轰烈烈的水电、煤电外送工程。
此后二十年间，云南、贵州、四川的水电，以及陕西、山西的煤电，经由过程"大众西电东送公众通道，源源赓续运送至东部经济年夜省。浙江、山东、江苏、广东等负荷年夜省，外来电范围乃至占到了用电总量的三四成之多。
公众西电东送公众在和谐器械部经济成长、增强能源电力保供上做出了伟大进献。然而，现在跟着风光年夜基地强势突起，"大众西电东送公众的内容在产生变化，新的"大众西电东送公众面对新的挑战。
这既有来自空间地舆格式的转换，更有来自风光取代水火的电源特征的骤变。能源年夜变局下，公众西电东送"大众该若何应对新问题和新挑战。
送端面对公众两难公众
公众西电东送"大众规划伊始，为实现长间隔少损耗送电，电网建设成为首要难题。为了可以或许远间隔低损耗送电，特高压工程得以年夜范围上马。
然而，跟着公众西电东送"大众从传统送端省份四川、云南、贵州、陕西、山西，向风光资本丰厚的青海、宁夏、甘肃、新疆、内蒙古转移，"大众西电东送"大众向西部更纵深处转移，这对全国电力流向整体结构提出了更高要求。
因为西北送端基地与中东部地域间隔进一步增长，新增直送东部地域电力流向，结构繁杂性进一步上升。同时，新能源年夜基地装机范围伟大，一样平常在万万千瓦量级，靠得住外送必要特高压柔性直流输电技术（7月29日，海内第一条特高压柔性直流——甘浙直流获批，该通道道路6省区，线路全长2370公里，总投资约353亿元）。
甘肃—浙江±800千伏特高压直流工程武威换流站后果图
此外，西北地域的懦弱网架也面对严峻磨练。因为年夜型新能源基地通常位于地舆情况非常恶劣的偏远地域，西北电网以750千伏交流为主网架，新疆、青海、宁夏的电力都必要颠末甘肃的狭长地带搜集后外送，与东部长三角、珠三角地域500千伏环网网架相比，西北网架布局相对软弱。
而改革和翻新西北网架，无疑必要好年夜一笔投资。即令是西北网架改革完成了，也存在一个应用率的问题。
特高压送电是有稽核指标的，包含整体应用率、运送绿电比例。实际环境是，2023年全国跨省跨区直流输电通道均匀应用率约70%，全国跨省跨区输电通道运送新能源电量占比约18%。应用率不够，这意味着动辄消耗二、三百亿元建起来的特高压，存在资本闲置与收回本钱难的风险。
在碳达峰、碳中和目的之下，国度要求特高压运送绿电比例到达50%，假如公众西电东送公众的绿电比例始终处于低位，那公众双碳公众又怎样去实现呢。这自己也有违建设风光年夜基地和"大众西电东送"大众的初志。
当然，这也不满是电网的问题，风光年夜基地严重缺少支持性电源也是缘故原由之一。例如，拥有近2200万千瓦光伏、近1000万千瓦风电的青海，依照设计经由过程青豫直流向河南年送电400亿度，然则直到2023年整年现实送电量也不及设计才能的四分之一，内里一年夜缘故原由便是青海缺少与风光配套的支持性电源。
那为何不抓紧建设煤电等支持性电源呢。由于在西北省份，光伏、风电是主力电源，建设煤电等支持性电源则本钱过高（煤炭运输本钱昂扬），而且前提不敷（省内用电负荷匮乏，建成煤电后没有效电需求）。
即便配套了煤电，如仅仅是为风光年夜基地做体系备用，煤电应用率就很低；不配套煤电作为支持性电源，风光年夜基地就公众转"大众不起来。这一"大众两难"大众课题，短期内生怕很难有解。
受端有魔难言
因为风光发电与生俱来的随机性、间歇性、颠簸性特性，外送采取的是"大众风光火打捆"大众。但现有的模式下，受端省份也是有魔难言。
今朝，跨省跨区送电的根本框架是国度优先方案公众托底"大众、省间中历久生意业务为压舱石、省间现货生意业务调余缺。"大众西电东送"大众外送电量，绝年夜部门是经送端与受端当局层面协商从而签署电力生意业务中历久条约。
所谓电力中历久生意业务，是指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，经由过程双边协商、集中生意业务等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发生意业务。现行的生意业务"大众阐明书"大众，是国度发改委、能源局在2020年6月修订后宣布的《电力中历久生意业务根本规矩》。
然而，风、光绿电取代水电火电成为"大众西电东送"大众的主力电源后，新的问题来了：当局间协定的签署难度陡增。生意两边博弈的难点是，送电曲线怎么去和谐肯定。
跟着受端各省新能源装机占比赓续晋升，分外是负荷中心肠区散布式光伏装机占比赓续晋升，从西部年夜型能源基地送出的电，其着力特征与受端省内新能源着力特征近似，这就导致，外送曲线难以满意受端省份分时段的电力需求。
退一步讲，即便受端省份对风光年夜基地运送过来的电量"大众照单全收"大众，在签署中历久条约时，也必需要斟酌送电曲线肯定的难题。
水电火电外送期间，因为水电火电是可调节电源，很容易就能与中东部省份的负荷曲线相匹配，签约十分简单；风光外送期间，风光都属于"大众看天用饭"大众的电源，其送电曲线与受真个负荷曲线匹配度异常差，换句话说，受端基本不知道"大众可以或许从送端得到若干靠得住电量"大众。
中历久条约之下，当一个受端省份用电需求伟大，就很容易发生电量误差。要办理公众电量暂时不够"大众的问题，就必要经由过程省间现货市场（与中历久生意业务相比，现货生意业务主要开展日前、日内、及时的电能量生意业务）去找补余缺。
但值得注意的是，这个余缺的电量，颠簸规模每每很年夜，而且因为现货市场的电价及时颠簸，需求方要承担价钱风险，有时刻这对受端省份来说简直便是公众弗成蒙受之重公众。
三条特高压线路可以向浙江省送电
以外来电高达三成以上的浙江为例，2022年7-8月，连续高温囊括浙江，浙江加年夜了跨省购电力度。然而，正是因为中历久市场发生了电量误差，浙江只好从省间现货市场年夜举购电，这些外来电的度电电价每每是3元、5元乃至是10元。成果是，仅2022年7月、8月两个月，就造成了浙江省内电力市场总体吃亏49.9亿元和38.44亿元。
除了发电曲线和外送电量的艰巨博弈之外，当局协定外送价钱与受端省内市场化上彀电价连接难度也长短常之年夜，在前述《电力中历久生意业务根本规矩》新规中，也并未体现与现货市场若何接轨。
今朝，电力现货市场已经在年夜部门受端省份铺开，形成的分市价格成为送受端价钱协商的紧张参照，传统外送电"大众一口价"大众协定价钱方式，已经不克不及顺应当前年夜基地外送价钱协商需求。
因为各受端省市场化建设水平分歧，价钱形成机制存在差别，外送电分市价格协商难度不小。这一懊恼，同时也困扰了西部的新能源年夜基地——因为中历久电量合约是要刚性执行，外送电的曲线一旦偏离生意业务方案，基地项目就必要付出额外的误差本钱。
在这种"大众两端难熬难过公众的境况下，许多已投入运转的年夜基地项目迟迟找不到受端接管方。
以内蒙古区域内"大众沙戈荒"大众基地项目为例，四年夜基地每个项目规划新能源装机1200万千瓦，今朝分离规划配套建设蒙西至京津冀、库布齐至上海、乌兰布和至京津冀和至冀鲁豫、腾格里至江西四条特高压。
此中，蒙西至京津冀这条通道，已经纳入"大众十四五"大众规划。这条通道方案落地河北省沧州市，但如今，河北省内的散布式光伏分外多，河北南网电力也是多余的，加之蒙西与河北的新能源着力曲线相近，又增长了外送难度，两省的和谐面对很年夜难度。
一边是送端压力年夜，一边是受端不积极，"大众西电东送"大众早已脱离了传统的水电火电稳固外送的既定模式。公众西电东送"大众这一为电力保供做出了伟大进献的公众老革命"大众，亟需找到顺畅办理新问题的新方法。
