中國儲能網訊：近日，“疆電外送”第三通道——國家電網有限公司哈密—重慶±800千伏特高壓直流輸電工程（以下簡稱“哈密—重慶工程”）投產送電。這是國內首個投產送電的沙戈荒新能源基地外送特高壓直流輸電工程，也是西南地區(qū)首個特高壓直流受入工程。
據了解，哈密—重慶工程起于新疆維吾爾自治區(qū)哈密市巴里坤換流站，途經甘肅、陜西、四川，止于重慶市渝北區(qū)渝北換流站，采用±800千伏額定電壓、800萬千瓦額定容量的“雙八百”特高壓直流輸電技術，輸電距離2260公里，總投資286億元，每年可將360億千瓦時以上的電量從新疆源源不斷地輸送到重慶負荷中心。
該工程配套的1420萬千瓦電源，位于新疆天山北麓戈壁基地，風電、光伏、光熱裝機達1020萬千瓦，新能源裝機占比超過70%，助力新疆形成外送規(guī)模超3000萬千瓦的“兩交三直”輸電通道，覆蓋西北、華中、華東、西南電網，有效提升了新能源消納利用水平。
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新能源消納困局：裝機量激增帶來的挑戰(zhàn)
近年來，中國新能源裝機量一直在爆發(fā)式增長。國家能源局發(fā)布的數據顯示，2023—2024年新增風光裝機連續(xù)兩年超3億千瓦/年。截至2025年4月底，國內可再生能源發(fā)電裝機已突破20億千瓦，達到20.17億千瓦，同比增長58%。其中，風電、光伏合計裝機達到15.3億千瓦，已超過火電裝機，相當于90個三峽電站的裝機總量，新能源裝機目標已提前6年完成（原定2030年達12億千瓦）。
目前，這種增長趨勢仍在持續(xù)，中國電力企業(yè)聯合會預計2025年全國新增新能源發(fā)電裝機規(guī)模將超過3億千瓦，年均增速達25%。
同時，新能源消納能力跟不上裝機增長導致棄電率上升。2023年，全國光伏和風電利用率分別為98.0%和97.3%，到2024年已降至96.8%和95.9%。2025年1-4月，西藏、蒙西、青海的光伏發(fā)電利用率僅為68.0%、86.0%、86.0%，西藏、北京、河北的風電利用率為68.8%、87.5%、87.7%。全國整體情況也不樂觀，2025年前4個月，全國風電利用率93.2%、光伏利用率93.9%，比去年同期分別下降2.9和2.4個百分點。具體來看，電網通道受限、調節(jié)能力不足、跨區(qū)域調度效率低等問題導致西部風光資源富集區(qū)電力無法外送。
業(yè)內人士分析認為，造成消納困難的原因主要有三個：一是電網投資長期滯后于電源投資，從2018年到2023年，電網投資在電力工程總投資中的占比從66%下降至35%，而電源投資占比則相應上升。二是調節(jié)能力不足，特別是儲能利用率低下，2023年新能源強制配儲項目的平均利用率指數僅為17%。三是體制機制障礙，如跨區(qū)交易不靈活、價格機制不合理等。
為解決這些問題，各方正在采取多種措施。國家電網2025年計劃投資超6500億元，南方電網計劃投資1750億元，總投資額達8250億元。同時推進特高壓建設，如本次投產的哈密-重慶±800千伏特高壓直流工程。政策層面也有突破，國家發(fā)改委和能源局首次明確要求2025-2027年新能源利用率不低于90%，并已推出新能源全面入市、綠電直連等新型消納模式。
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特高壓建設：打開新能源消納的新通道
特高壓輸電被稱作遠距離、大容量、低損耗的“電力高速路”，正在打開新能源消納的新通道。事實上，作為建設新型電力系統(tǒng)的主力軍，國家電網一直把特高壓工程作為重點工作來著力推進?！笆奈濉逼陂g，國家電網公司規(guī)劃建設特高壓工程“24交14直”，涉及線路3萬余公里，變電換流容量3.4億千伏安，總投資3800億元。
截至目前，國內已經建成42條特高壓輸變電工程，包括20條特高壓直流工程及22條特高壓交流工程。其中，由國家電網投資建設完成38條，南方電網投資建設完成4條，其它在建、未開工等未投運特高壓共計12條。
近幾個月來，已經有多個特高壓項目建成投運：
2025年5月8日國家電網有限公司隴東——山東800千伏特高壓直流工程竣工投產。
2024年12月27日，西南地區(qū)首個特高壓交流工程——川渝特高壓交流工程建成投運。
2024年11月1日，國家電網武漢至南昌1000千伏特高壓交流線路工程順利投產送電。
2024年10月31日，國家“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃重點項目張北——勝利1000千伏特高壓交流工程完成72小時試運行，正式投入商業(yè)運行。
2024年7月29日，國家“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃重點工程甘肅——浙江±800千伏特高壓直流輸電工程在杭州和蘭州同時舉行開工動員大會，標志著該項目正式開工。
此外，根據2025年全國能源工作部署，明年國家還要核準建設一批重點電力互濟工程，積極推動蒙西至京津冀、藏東南至粵港澳大灣區(qū)、甘肅巴丹吉林沙漠基地送電四川、南疆送電川渝等輸電通道核準開工。
03
政策支持：加速構建全國統(tǒng)一電力市場
2024年7月，黨的二十屆三中全會審議通過的《中共中央關于進一步全面深化改革、推進中國式現代化的決定》明確提出，“加快規(guī)劃建設新型能源體系，完善新能源消納和調控政策措施”。目前，國家能源局正積極推動建立全國統(tǒng)一電力市場體系，完善電力中長期、現貨、輔助服務交易有機銜接機制。隨著電力市場化改革的持續(xù)深化，新能源和新型儲能、虛擬電廠等市場主體將加快進入電力市場。
有專家認為，我國建設全國統(tǒng)一電力市場主要目的有三個：1）降低電價差，提升整體效率，2）增強電網互聯，加強靈活性；3）解決區(qū)域不平衡問題。
1. 實現電力系統(tǒng)優(yōu)化配置，降低省間壁壘，實現全社會經濟效益的提升。從各地標桿電價來看，我國各省的電價差距較大，因此也存在較大的優(yōu)化空間。華中與西北電網的燃煤標桿電價均值差達到1毛/度電以上；部分區(qū)域內部各省份電價差同樣較大，如南方電網區(qū)域內的云南和廣東電價差仍達1毛/度電以上。
2. 增強電網互聯，釋放電力系統(tǒng)的靈活性?？紤]到新能源的隨機波動，從更大范圍內電力市場平衡有助于實現高比例新能源消納和低棄電率。2015-2021年，德國風光滲透率從18%提高到28%過程當中，電力出口容量亦從10GW/年（占總裝機的~5%）提升至23GW/年（占總裝機的~10%），主要來自奧地利、挪威、比利時通道打通（分別貢獻增量中的4.9GW、1.1GW、0.9GW）、以及法國、丹麥通道擴容（分別貢獻2.9GW、1.5GW）。促進新能源棄電率始終維持在2.5~2.6%上下保持平穩(wěn)。
3. 解決能源與用電負荷分布的區(qū)域不平衡問題。電源與用電負荷錯配日益顯現，西北、西南電網發(fā)電量遠大于用電量。中國自然資源稟賦豐富的區(qū)域與負荷中心相距較遠，無論是西北的風光煤等自然資源，還是西南的水電，都需要輸電通道聯通沿海的需求負荷中心。且由于中國電力規(guī)劃設計是從中央層面協(xié)調地方建設，因此很多省份都無法實現自身平衡，需要外來購電支持。全國跨區(qū)域送電量與占全社會用電量比例持續(xù)攀升，2024年達到8416億千瓦時，占總電量8.54%，2025年一季度進一步提升至8.94%。
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市場機遇：帶動產業(yè)鏈高景氣長周期發(fā)展
在電網投資的重點方向上，特高壓工程和配電網升級尤為關鍵。2025年，國家電網投資將首次超過6500億元，比2024年新增711億元，新增投資主要用于特高壓交直流工程建設、解決風光大基地的外送需求、加強縣域電網與大電網聯系、電網數字化智能化升級。而能夠提高送端電網調峰能力，提升新能源消納效率的儲能配套也將成為提升新能源消納能力的關鍵一環(huán)。
2025年，國家電網計劃開工陜西至河南特高壓工程，南方電網則推進藏粵直流工程，旨在將西部的清潔能源輸送至粵港澳大灣區(qū)等負荷中心。這些特高壓工程的建設將有效打破地域限制，為風光新能源的大規(guī)模遠距離輸送提供通道，提升新能源在全國范圍內的資源配置效率。
與此同時，配電網的升級也不容忽視。國家電網提出“補強配電網”，南方電網推動增量配電改革試點，目標是提升配電網對分布式光伏、充電樁等的承載力，如2025年目標接入5億千瓦分布式新能源。通過優(yōu)化配電網結構，提高其智能化水平，能夠更好地解決新能源就近消納的問題，促進全國統(tǒng)一電力市場的進一步發(fā)展。
業(yè)內人士認為，新能源消納困局本質是能源系統(tǒng)轉型中的結構性失衡，需通過電網硬件升級（特高壓+配網）、軟件能力（智能調度+市場機制）、政策協(xié)同（消納目標+綠電交易）的“三角框架”破局。2025年8250億元的電網投資將是一個重要起點，但長期仍需依賴技術迭代與體制改革的深度協(xié)同。未來新型電力系統(tǒng)的競爭力，將取決于能否將“棄電痛點”轉化為“系統(tǒng)韌性”的躍升。隨著中國能源轉型的市場化改革加速，新能源產業(yè)還會有更大開發(fā)潛力，無論是電氣設備制造企業(yè)，還是新能源及儲能產業(yè)鏈企業(yè)，都將迎來一個高景氣長周期發(fā)展階段。
