7月16日，电力规划设计总院（以下简称“电规总院”）在北京召开《中国能源发展报告2024》《中国电力发展报告2024》发布会并通过线上平台直播。部分与会专家针对“双碳”目标背景下西电东送高质量发展趋势、大型新能源基地开发与参与电力市场、电价机制改革等行业关注焦点问题，分享了研究成果和观点。
我国中东部地区绿色电力需求持续增长，西部地区以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地（以下或简称“大基地”）建设稳步推进，然而，送端地区电力保供与稳定送电矛盾凸显，对存量及新增外送通道提出了更高的要求。
与会专家建议，积极引导战略性新兴产业向西布局，完善跨省跨区市场机制，建立政府协议的市场化落实方式，推行大基地综合上网电价，针对大基地探索两部制输电价格机制。
01 西电东送“新”要求
电规总院电力发展研究院院长刘强说，2023年西电东送规模约3亿千瓦，同比增长约1.3%。区域内部省间互济能力进一步增强，省内主网架持续优化。
电规总院电力发展研究院李丁介绍，国内国际双循环新发展格局下，中东部地区电力需求仍将保持刚性增长，绿电需求将持续扩大，但支撑本地新能源大规模开发的资源要素日益收紧，以新能源为主的清洁能源资源大范围跨省跨区优化配置需求持续提升。
随着“双碳”目标的深入，沙戈荒大型风光基地建设逐步加速。李丁说，传统送端地区电力保供与稳定送电矛盾凸显，部分地区保障西电东送可持续稳定运行难度与压力日益增加。
此外，清洁能源基地布局逐步由川滇黔陕晋等传统送端地区向西部纵深转移，对全国电力流向整体布局提出更高要求。西北送端基地与中东部地区距离进一步增加，新增直送东部地区电力流向，布局复杂性进一步上升。
部分已投产输电通道利用率尚未达到设计能力，2023年全国跨省跨区直流输电通道平均利用率约70%，全国跨省跨区输电通道输送新能源电量占比约18%，西电东送通道绿色资源优化配置平台作用有待进一步发挥。
02 长时储能技术需求迫切
电规总院清洁能源研究院院长饶建业说，西部地区新能源基地开发面临并网、消纳、生态环保等诸多挑战，需要统筹能源、产业和环境等关键要素，积极引导负荷调节潜力大、绿电需求迫切、电价敏感程度高、资源环境匹配度好的战略性产业向西布局，同时鼓励存量负荷的绿色供能替代。
电规总院清洁能源研究院能源融合研究二处副处长高雷说，我国西北大部分省区产业发展对煤炭等化石能源依赖程度高，将新能源基地开发与地方产业发展相结合，是促进西部地区加快能源消费结构转型、落实“双碳”目标的必由之路，也是推进本地自用沙戈荒大基地高质量开发消纳的重要举措。
具体而言，数据中心、绿氢制备等战略性新兴产业绿电需求高、增长空间大，与新能源基地结合空间广阔，应重点关注。电解铝、铁合金、电石等传统高载能产业后续发展空间有限，但存量绿色低碳转型空间巨大可因地制宜结合发展。以光伏、锂电池等“新三样”为代表的外贸出口相关产业，应密切关注国际碳排放等相关政策要求，提前布局应对。
输电通道方面，高雷介绍，大型新能源基地通常位于偏远地区，交流电网较为薄弱，光伏、风电是主力电源，部分地区配套建设支撑电源条件不足或成本较高。同时，新能源大基地电源装机规模巨大，一般在千万千瓦量级且远离负荷中心，可靠外送需要特高压柔性直流输电技术。
基地亟需长时储能技术解决跨月（季）调节问题，电规总院能建时代研究院博士袁简说，大基地对具有周调节、月调节、季调节能力的长时储能技术需求十分迫切。在新能源大发期间，电力大量盈余，火电长期以最小技术出力运行，日内调节型储能因缺少放电窗口而导致利用率降低，影响其消纳盈余电量的效果。在新能源少发期间电力电量短缺，火电满出力运行，日内型储能因缺少充电窗口而难以发挥保供作用。
03 高效经济消纳势在必行
李丁说，随着西部能源基地开发与西电东送加快发展，全国区域间电力互联互通与互济能力稳步提升，促进了全国统一电力市场构建。同时，西电东送工程对平抑中东部地区电价、营造良好投资环境、促进经济发展也做出了重要贡献。
电规总院能源政策与市场研究院博士武赓说，以市场化方式推动大型新能源基地高效经济消纳势在必行。大型新能源基地消纳需要更加完善的市场机制，进一步推动电力资源在全国范围内优化配置。大型新能源基地跨区的外送特性决定其需要依托跨省跨区市场进行消纳。
因此，完善跨省跨区市场是推动大型新能源基地市场化消纳的关键。目前，我国跨省跨区送电的基本框架是国家优先计划“托底”、省间中长期交易为压舱石、省间现货交易调余缺。其当前发展面临如下问题：
政府协议送电曲线协调难度大。受端各省新能源装机占比不断提升，特别是负荷中心地区分布式光伏装机占比不断提升。以新能源为主要电源结构的大型能源基地，其出力特性与受端省内新能源出力特性近似，外送曲线难以满足受端省份分时段的电力需求。
政府协议外送价格与受端省内市场化上网电价衔接难度大。目前，现货市场已经在大部分受端省份铺开，形成的分时价格成为送受端价格协商的重要参照，传统外送电“一口价”协议价格方式，已经不能适应当前大基地外送价格协商需求。由于各受端省市场化建设程度不同，价格形成机制存在差异，外送电分时价格协商难度增大。
新能源出力不确定性和波动性给大型新能源基地交易带来风险。在当前市场条件下，政府协议和跨区中长期合约往往需要刚性执行。基地新能源出力的不确定性和波动性，容易造成实际外送曲线偏离交易计划，使得基地项目支付较高的偏差成本。
大型新能源基地面临多层次市场，交易复杂程度高。大型新能源基地需要考虑送/受端市场区域市场、跨省跨区市场等多个层次市场，不同层次市场中还要考虑各类交易品种和不同的交易周期，不同市场的出清时序、信息披露情况，限价机制、市场内的供需情况均会影响其交易策略制定，交易复杂程度较高。
武赓建议，推动完善跨省跨区市场机制，加快全国统一电力市场建设。目前，省、区域、跨区市场中具有类似功能的交易品种应该逐步融合，市场价格应进一步衔接，进一步丰富省间购售电主体范围，探索基地项目作为统一调度交易单元的实现路径和方式，为基地市场化消纳创造更大的交易空间。
建立政府协议的市场化落实方式和场外保障措施。在推动完善跨省跨区市场交易机制条件下，应尽快建立政府协议的市场化落实方式，充分考虑政府协议与跨省跨区市场化中长期合同、省间现货之间的衔接方式；明确基地火电对于系统及送受端省内的容量支撑作用，建立对于基地火电项目合理的容量补偿机制；建立相关补偿费用合理的分摊机制。
明确大型新能源基地环境属性价值。大型新能源基地绿色环境属性是其核心竞争力之一，特别是基地送电的减碳效益。应尽快打通电能量、绿证和碳市场间的关联关系，充分体现大型新能源基地的环境属性价值。
电规总院能源政策与市场研究院博士程晨璐说，针对沙戈荒大型电源基地，建议推行综合上网电价，在以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风光基地，发挥多能互补综合利用和单一法人主体的优势，形成综合上网电价，引导基地在内部实现多品类电源的协同优化，对外部统一呈现综合的容量价值、电量价值、调节价值和绿色价值。
程晨璐建议，以沙戈荒外送基地起步，探索提升输电价格灵活性。存量跨省跨区输电通道、送端电源基地电价多采用“标杆电价”或通过受端落地电价扣减输电价格倒推形成。在现行单一电量电价制输电价格基础上，针对沙戈荒外送基地，探索两部制输电价格机制，合理确定容量电价比例，容量电费纳入送受端省份输配电价疏导，提升跨省跨区送电市场竞争力。
