首提“100%新能源外送”，决策层提出增加新能源消纳新办法

如何解决风光新能源大基地消纳与利用问题，决策部门又有了新设想。

华夏能源网获悉，7月10日，国家能源局发布的《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》提出，有序推动“沙戈荒”、风光水一体化等清洁能源基地和跨省跨区输电通道规划建设。

文件还提出，论证试点开展100%新能源外送输电工程。

这一提法迅速引发了行业极大的关注。一方面在于其“突破性”，因为在此前，100%实现新能源外送是想都不敢想的事情；另一方面在于其“决心性”，虽然是“论证试点开展”，但也反映了国家能源局破解风光大基地高弃电率的决心。

新能源大基地“发电易、送出难”

目前，中国新能源大基地主要有三块——即“三北”地区“沙戈荒”新能源大基地、西南水风光一体化基地、东部深远海海上风电基地。

“三大基地”项目存量非常大，光是“三北”地区“沙戈荒”新能源大基地就在2亿—3亿千瓦之间，2030年，这一规模有望攀升至6亿千瓦左右。而2035年之前，每年新增2亿千瓦左右的新能源装机中，多半都落地在“三大基地”。

然而，大基地新能源项目外送电普遍存在着“发电易、送出难”的问题。早在2024年3月，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主要负责人就在演讲中表示，国内新能源利用率正在经历罕见下降，集中式新能源已经出现“跨区送电‘低谷不要、高峰不送’的现象”。

所谓“低谷不要、高峰不送”，就是大基地新能源大发之际，恰值东中部受端用电低谷和当地分布式新能源大发之时，因而不需要过多的风光大基地外来电；而受端用电晚高峰的时候，风光大基地又送不出来电。

对于新能源大基地“发电易、送出难”的问题，不久前国家能源集团技术经济研究院卢婷在关于“沙戈荒”新能源基地外送能力的专题报告中指出，“沙戈荒”基地外送能力的评估不能仅关注单一环节，需要建立覆盖电源－通道－受端全链条的系统性评估框架。

具体而言，需要综合考虑基地电源特性、直流通道传输能力、受端电网受电能力的耦合约束；推动各环节多主体协同，优化基地容量规划与外送通道建设的匹配性；为大型新能源基地的外送能力提供更精准的技术评估方法，支撑大规模绿电的稳定外送与消纳。

简单来说，新能源大基地“发电易、送出难”，既有新能源高波动性的原因，也有特高压直流通道输电真实能力的原因，还有受端接收能力空间以及送受两端新能源竞争博弈的原因。正是由于问题的复杂性，外界一度认为短期内难以有简单易行的解决方案。

大基地消纳思路变迁

为了通过西电东送来有效解决风光大基地消纳难题，“十四五”规划要求，新建特高压通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。

而事实上，很长一段时间上述目标都无法达成。根据国家能源局数据，2022年，天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压通道的可再生能源占比分别仅为40%、20%、15%、28%和28%。

除了新能源输电量占比低，特高压的整体输电能力也存在一些问题。例如，2023年，青海大概有2000万千瓦光伏、近1000万千瓦的风电，新能源向外省送电主要靠青豫直流（±800千伏青海至河南）。这条青海省内唯一的特高压外送通道于2020年底建成投运，设计年送电能力400亿度，但是2023年全年实际送电量也不及设计能力的四分之一。

部分特高压线路2025年利用率

特高压输电能力与大基地新能源弃电问题出现后，国家及时调整了消纳思路，从单一西电东送外送切换到“两条腿走路”：既要提升特高压的新能源外送能力，又要开拓大基地新能源就地消纳的有效途径。

大基地新能源就地消纳，实际中用上的办法主要有两个：一是新能源的非电利用，比如风光新能源制绿氢；二是绿电直连，一些高耗能产业迁移到三北地区，形成零碳产业园，绿电直连消纳新能源。

然而，大基地新能源就地消纳本身也存在一些难以克服的问题。比如，新能源非电利用、绿电制绿氢，且不说高昂成本短期难以有效下降，新能源非电利用这条路即使走通了，它本身还是解决不了电力领域碳中和的问题。再比如，新能源绿电直连改变不了新能源随机性、间歇性以及波动性的固有难题，因而对其消纳新能源的整体效果不能够估计过高。

也就是说，特高压外送和新能源就地消纳“两条腿”都用上，新能源高弃电问题仍旧存在。这一点，从中美新能源的装机以及发电量对比中，可见一斑。据零碳世界统计，截至2026年4月，中国太阳能装机容量为12.50亿千瓦，4月当月太阳能发电量为570.60亿千瓦时。同期，美国太阳能装机量约为2.8亿千瓦，其单月发电量约455亿千瓦时。也就是说，中国太阳能装机是美国的4.5倍，但是发电量仅为美国的1.25倍。

同一个太阳，同样的储能技术，而且中国电网还比美国强大，那么中国光伏高弃电和低利用率的原因，就只有一种解释了——美国有效压降气电、煤电出力，给新能源腾出了足够的发电空间；而中国未能有效压降煤电出力，结果是新能源高弃电与低利用率。

如何实现“100%新能源外送”？

在说“100%新能源外送”之前，必须说明的是，目前新能源大基地外送电中，煤电占了很大的比例。

比如，去年5月8号，总投资202亿元的陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程竣工投产，该工程是我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送工程，风、光、火电打捆外送，每年可向山东输送电能360亿千瓦时，其中新能源占比大约是50%，其余是煤电。

这导致的问题是，我们的电力消费依然不够清洁，去煤减碳进展缓慢。这也导致了社会各界的很多争论，比如认为电动汽车所谓的清洁只是“伪环保”，因为充的电大部分是来自于燃煤电厂，电动汽车仅仅是把机动车污染排放从道路转移到电厂。

但是，要实现“100%新能源外送”也并不容易，必然需要不再配套建设煤电，同时要大量增加储能设施，这不仅在技术上有难题，而且必然带来成本的上升。一方面当然是储能设施建设、运维的成本，另外一方面，是整个大基地外送电力成本的上升。

更加重要的是，“100%新能源外送”在受端一侧，也会带来一系列难题。没有了煤电的配套兜底，新能源外送的波动性就会非常明显。在西部新能源大发的中午时段，东部恰恰是不缺电的时候；东部晚高峰需要用电的时候，西部新能源发电能力恰恰最弱。

面对大基地输送来的100%新能源电力，受端需要尽全力配合消纳使用，否则发用两端匹配不起来，链条环节就断了。要为100%新能源腾出利用空间，东部地区一样的需要真刀真枪地削减煤电出力。

总之，“100%新能源外送”，无论是从送端还是从受端的角度来分析，不二法门首先都是要削减煤电发电量，这本质上是一个系统利益再分配的问题。

然而，煤电作为一大既得利益者，它很难去自我“革命”，煤电发电量占比始终维持在六成以上。要实现“100%新能源外送”以及提高新能源的利用率，需要对煤电厂的中长协签约比例进行必要的调整，也需要电网调度机制上加快构建新型电网。

如今，随着国家明确提出“100%新能源外送输电工程”论证试点，也许未来就没有什么是不可能做到的。当一条线路能够实现100%新能源，未来的突破性和想象空间是更多大基地完全舍弃煤电，由此带来的新能源消纳提升将非常值得期待。