“西电西用”：破解西部能源消纳与煤电依赖困局

文 | 绿色和平气候与能源项目主任 薛小康

今年3月，国家能源局发展规划司发表题为《深入谋划“十五五”能源发展 推动新型能源体系建设迈出新步伐》的文章，提出要引导高载能产业、灵活调节负荷等向可再生能源资源富集地区有序转移，推动“西电西用”。这标志着“西电西用”正成为国家能源战略的关键组成部分。

当前正值“十五五”能源规划密集编制的重要阶段，多份重磅政策文件已进一步印证这一战略转向。从10月《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中明确提出“统筹‘沙戈荒’新能源基地外送与就地消纳”——将外送与就地消纳提升到并重地位，到11月《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》将“实现‘西电西用’就地消纳”与“东数西算”工程绑定为重要目标，政策风向已然清晰。

在煤电核准持续西移、新能源大基地加速扩张的当下，“西电西用”这一新的发展范式显得尤为关键。它不仅有助于西部省份更高效地就地消纳本地风光资源，更重要的是，为以“风光+煤电打捆”外送为主的单一路径打开了新的出口。这将有利于西部，尤其是西北省份，逐步摆脱对煤电的结构性依赖，降低高碳锁定风险，并压缩未来可能出现的搁浅成本。

“西电东送”背后的煤电势能

绿色和平于2025年11月发布的简报《迈向“十五五”：中国电力低碳转型新常态与新机遇》指出，“十四五”期间中国煤电核准呈现持续西移趋势。西部省份在全国总核准煤电容量中的占比从2021–2023年的约三分之一，上升至2025年前三季度的超过50%。最近两年，新核准项目加速向西北集中。在西北新核准煤电项目中，位于西北“沙戈荒”（沙漠、戈壁、荒漠）地区、作为风光大基地配套的煤电项目尤为突出。

西北六省“十四五”外送配套煤电核准规模与占比

这些项目集中于新疆、甘肃、青海、内蒙古、宁夏与陕西等风光与煤炭资源复合富集区，总投资额高达近1500亿元，规划总装机近3800万千瓦。在这六省份中，作为“西电东送”通道配套电源的煤电项目，其核准容量已超越“区域电力保供”“系统调峰”等传统理由下的核准规模，成为煤电建设的首要驱动力，占总核准容量的41%。

年度数据显示，尽管2022年该占比有所回落，但自2023年起，配套煤电在该六省总核准容量中的占比持续提高，印证了该战略已在跨区通道政策的支持下，已成为西北地区煤电布局的结构性支点。

外送电的挑战与“双重煤电”风险

自 2021 年国务院在《碳达峰行动方案》中提出加快建设“沙戈荒”大型风光基地以来，国家已将三批大基地规划为构建新型电力系统的重要抓手。然而，在具体推进过程中，外送电环节的实际表现与目标之间仍存在落差。

2023年，西北特高压通道平均利用率约为 55%，距离设计预期的 75% 尚有提升空间，在多个时段面临较高的弃风、弃光压力。自2024年起，西北多省区装机快速攀升，叠加受端负荷时段错配等因素的影响，其风光利用率出现下滑。2025年1–9月，西北风光富集区多地的光伏利用率降至 90% 以下，风电利用率保持在90%左右，相较2022–2023年的高点出现回落，反映出系统的调节和消纳能力需要进一步加强。

在大基地装机规模持续扩大的同时，送电通道及受端电网的消纳能力扩张却相对滞后，已成为风光利用率持续走低的关键约束之一。尽管“西电东送”的重要目标之一正是推动清洁电力在更大范围内实现就地与跨区协同消纳，但在现阶段，该模式在提升新能源消纳效率方面的成效仍然有限，且面临多重系统性挑战。

2022-2025 1-9月西北地区各省份风光利用率

在调度运行方面，跨区外送通道屡陷“低谷弃送、高峰不畅”的困境。午间东部地区本地光伏大发，与送端光伏出力叠加，导致通道两端同时面临消纳和限发压力；至晚高峰，送端风电出力下降，通道又因缺乏足够灵活调节资源而难以实现满功率输送。

在经济层面，远距离输电的汇集成本、线路损耗及过网费用，削弱了西部外送电在东部电力市场的价格竞争力。此外，单一的跨区域电量电价机制与省间交易壁垒，进一步推高了制度与交易成本，为项目投资回收带来额外挑战。

更严峻的是，当前为保障外送电力稳定性而广泛采用的“风光+煤电打捆”输出模式，正在引发送受两端双重煤电锁定的系统性风险。在送端，为平滑新能源出力曲线而配套建设的煤电项目，强化了对化石能源的路径依赖；而在受端，以江苏、河南为代表的东部省份，为弥补外来电力的波动性，仍以保障本地供应安全为由继续核准新建煤电。这种东西部煤电产能同步扩张的格局，不仅造成重复建设与资源错配，更将加剧整个电力系统长期锁定于高碳发展路径的风险，并可能严重制约整体能源转型进程。

“西电西用”构筑本地新能源体系

“西电西用”并非对“西电东送”的否定，而是顺应东部负荷中心本地化转型趋势和重构西部能源角色的结构性升级。

进入“十五五”时期，随着分布式光伏、用户侧储能与虚拟电厂等技术的规模化发展，东部负荷中心已加速构建“本地可再生能源+储能”的高韧性能源系统。许多东部能源大省的本地的风光发电增量已能覆盖绝大部分用电增长。

例如，江苏省在 2025 年前三季度中，风光发电增量与全社会用电增量基本持平，显示出其未来将显著降低对远距离、间歇性外来电力依赖的巨大潜力。这一东部负荷中心的自主转型趋势，客观上为西部省份优化外送与本地消纳的结构提供了战略契机。

事实上，在《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》中，“统筹就地消纳和外送”已作为加快建设新型能源体系的关键目标之一被明确提出。此战略思路也在地方层面得到印证：例如，西北省份的“十五五”建议中，宁夏明确提出建设国家新能源综合示范区，重点强调提升本地消纳能力。

在上述趋势的引导下，除特高压外送外，西部（尤其是西北省份）将有望在“十五五”期间加速构建起以本地新能源为主体的供能体系，通过“可调负荷+储能”等灵活资源体系，逐步替代以配套煤电作为调节电源支撑外送的做法，从根本上降低新增大型煤电项目的必要性。

在这一强调本地利用的转型路径下，“源网荷储一体化”模式为重点用能企业摆脱煤电依赖提供了可行方案：2025年第三季度投运的中铝集团包头项目，作为全国首个“煤电转型为风光储新能源中心”的实践案例，已经证明新能源就地消纳与重点用能产业深度结合的技术可行性。

下一步，有关部门可着力引导电解铝、钢铁等重点用能产业西移，在可再生能源富集区形成新的负荷中心，并配套激励储能等灵活性资源建设，从而构建稳定可靠的新能源本地供应体系。

积极推进“西电西用”，将其从外送的补充定位提升为西部，特别是西北省份，能源的战略支点，既是缓解当前新能源消纳压力的务实举措，也是推动当地能源体系摆脱煤电依赖、规避高碳锁定的根本路径。

实现这一目标的关键在于，西部省份需将煤电严格纳入与风电、光伏、储能的协同规划中，审慎依赖大型煤电保障外送稳定性的传统思路，转而通过强化系统优化，切实提升新能源就地消纳能力。这一战略性的“西电西用”转型和对煤电扩张的有效控制将为“十五五”新型电力系统的构建提供坚实支撑，最终实现能源转型与地方经济高质量发展的长期协同共赢。

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