西北电力外送的发展趋势与建议

　　一、西北地区电力外送的优势

　　(一)西北地区的资源优势

　　煤炭资源优势：西北地区煤炭资源非常丰富，远景预测量为29420亿吨，占全国的一半以上;保有储量为3081亿吨，约占全国的30%。西北地区煤炭资源主要分布在陕西的陕北和关中地区、宁夏的宁东地区、甘肃中部的华亭地区以及新疆的乌昌吐哈地区。西北地区煤质好，价格低，高发热量的优质动力煤的价格远低于中东部地区的平均煤价。

　　水电资源优势：西北地区水力资源较为丰富，水力资源理论蕴藏量达8982万千瓦，约占全国的13%，主要分布在黄河中上游、黄河北干流、长江支流汉江上游河段和新疆伊犁河流域。西北地区水电工程开发条件好，具有淹没损失小、移民搬迁少、工程投资省、上网电价低、调节性能好、综合效益大等特点和优势，因此其上网电价相对较低，具有较强的市场竞争力。

　　风力发电资源的优势：西北地区的风能资源丰富，可开发利用率高，西北地区的风能资源总储量达15.7亿千瓦，其中技术可开发量超过1.7亿千瓦，主要集中分布在甘肃河西走廊和新疆的“九大风区”。目前，国家已经规划在甘肃、新疆建设千万千瓦级的风电基地。

　　(二)西北地区电力外送的市场空间优势

　　1、受端市场的经济发展扩大了电力需求空间

　　由于受端地区(中东部地区)经济基础雄厚，发展势头良好，其国民经济增长速度维持在较高水平。预计201l—2020年京津冀鲁地区、华中地区(含川渝)、华东四省一市的GDP年均增长约为8.3—9.0%;从长期来看，中东部受端地区对能源的需求仍将不断增加。但是受端市场当地能源资源较为匮乏，同时受铁路、海运的运输能力限制，部分地区在用电高峰期仍会拉闸限电。因此，受端市场将需要更大范围地优化配置资源，加大区外受电规模，满足该区域对电力的需求。

　　2、西北地区的电价在受端市场的价格优势

　　西北地区平均电能开发成本较低，虽然在不同省之间、不同送电电源之间的上网电价和发电利用小时存在差异，但相对于华中、华东区域的电价来说，整体仍具备竞争优势。西北区域内的火电平均标杆电价为0.288元/千瓦时，而华中区域火电平均标杆电价0.4101元/千瓦时。0.1221元/千瓦时的价格空间，是西北电力外送市场有力的价格竞争优势。

　　二、西北地区电力外送的发展趋势

　　(一)西北电力外送将促进西北区域内高电压等级输电网的扩建

　　我国未来煤电基地主要布局在西部和北部地区，西北新疆煤电基地和陕北煤电基地距离东部负荷中心在2000—3000km以上，如此远距离大规模的电力输送，远远超出了常规电压等级电网的承受能力，只有采用特高压输电技术，才能满足未来我国能源基地远距离大规模送电的需要，保证电网运行的安全性和可靠性。此外，煤电、水电基地通过特高压送电至中东部负荷中心地区，研究表明经济性优于输煤，输电落地电价较受端地区上网电价低约0.03—0.10元/千瓦时。因此，为集约化开发西部能源基地，将西北的电力远距离送到华中、华东等受端市场，必将加快发展特高压输电电网的扩建，以缓解中东部的电力需求。

　　(二)西北电力外送将促进外送通道多方位建设

　　为了确保西北地区向受端地区安全可靠供电，构建长期稳定的电量购销关系，落实国家能源资源战略流向，有序扩大电力外送市场容量，电力外送通道的建设也将逐步扩大，形成多通道、多方位和多联网形式的发展趋势。根据西北区域通道建设规划，至2020年西北地区将形成向华北、华中、华东、西藏等地区的电力外送通道，主要规划通道有：宁夏宁东至山东青岛通道、宁夏太阳山至浙江绍兴、陕西彬长至江苏、新疆哈密至河南郑州、甘肃酒泉至江苏、陕西至山西等通道。

　　(三)西北电力外送将促进西北电力交易市场的发展完善

　　随着电力外送市场的扩大，结合目前电力市场建设的实践，西北电力外送市场交易也将从初步阶段向成熟阶段逐步发展完善。

　　西北电力交易市场的初步阶段：市场交易从完善和规范跨省、跨区电能交易起步，建立统一开放的西北区域电力交易平台，开展发电企业直接参与的跨地区供电竞价交易;按照节能发电调度的原则，规范发电企业与电网企业间的年度合约交易;推进“以大代小”的发电权交易和水、火电置换交易;在具备条件的省(区)试点大用户与发电企业间的直接交易，在区域电力交易平台开展大用户与发电企业间的高低匹配交易，推进电能辅助服务的市场化进程。

　　电力交易市场的成熟阶段：在西北区域电能交易平台建立健全后，建立以中长期合约交易为主、现货竞价为辅的电能交易体系。开放西北区域电能交易平台，建立规模型电力外送市场。形成统一开放、竞争有序、公平高效的西北电力市场。

　　(四)西北电力外送将促进清洁能源在外送电量中的比例不断上升

　　西北地区风电的大规模开发。对扩大我国节能减排及环境生态压力，带动我国风电设备制造业技术进步和产业升级、促进西部地区经济发展都有重要意义。但是，西北地区风电主要集中在河西走廊，风力发电不同于欧洲的分布式发电，需要集中上网。其次，风电具有随机性、间隙性等特点，必须搭配建设一定比例的火电电源或水电电源为风电调峰，这样就会同比例增加火电、水电电源的上网电量，进而增加西北地区总的发电量，使得增发电量通过外送通道输送到受端市场消纳。因此，随着西北清洁能源的发展，以风电、太阳能等可再生能源为主的清洁能源也将随外送市场的扩大而不断增加外送电量比例。

　　三、结论与建议

　　(一)坚持科学规划、统筹发展，为电力外送奠定坚实的送端场基础

　　按照“保证区域内电力需求，加大外送”的原则，统筹电网规划和电源规划。针对局部电网结均的现状，突出强化电网规划与电力外送的衔接。坚持基本建设与更新改造并举，实现为扩大电力外送将各级电网有机衔接、协调发展。以电网规划引导电源发展，确保电源规划与电网规划有机衔接。进一步深化西北电力外送规划研究，寻找多个外送通道，扩大外送规模，做好规划的科学修订。

　　(二)消除省间壁垒，加快建设竞争、有序、开放的电力外送市场

　　目前，我国电力市场的省际分隔，形成了市场壁垒，主要原因是由于区域垄断造成的，虽然国家通过电力改革，实现了政企分开，但电网还是垄断经营和管理，这种区域性的电力垄断，必然导致区域性的市场壁垒，加重了电力外送的阻力。随着西北区域内多种电源的不断建设，这就为跨省区域内实行厂网分开、竞价上网，建立区域电力市场创造了条件。同时，电力外送也需各级地方政府要加大支持力度，消除省间市场壁垒，支持建立区域电力市场，是实现“西电东送”、扩大外送市场的体制条件。

　　(三)鼓励发展清洁能源，淘汰小火电

　　在扩大电力外送的同时，应鼓励清洁能源的发展，可以考虑制定环保折价标准。即在竞价上网形成市场价格后，根据电厂发电排放污染程度进行折价，上网电价减去排污折价后，才是电厂所获取的最终电价。由此，不污染的不折价，少污染的少折价，污染重的多折价，从而造成最终电价的差异，鼓励发展清洁能源，尤其是风电、太阳能发电和水电等。发达国家都有类似政策，否则西北大规模的可再生的清洁能源开发和利用是很难成气候的。同时，西北地区要加快淘汰小火电。为接纳新的清洁、廉价能源腾出空间，逐步改变小火电造成的环境恶化和电价高的局面。