2025年特高压输电全面升级，为何西北风电外送仍面临瓶颈？

我国西北地区拥有丰富的风能资源，总装机容量超过1.2亿千瓦，占全国风电装机容量的40%。2025年，我国的特高压输电网络实现全面升级，新增特高压线路总长度达到2.8万公里，输电容量提升至1.5亿千瓦。然而，西北地区大量风电无法有效输送到东部用电负荷中心。那么2025年特高压输电全面升级，为何西北风电外送仍面临瓶颈？

第一，运输路线太长。西北地区风电基地距离东部负荷中心平均距离超过2000公里，其中新疆风电基地距离长三角地区达到3200公里，距离珠三角地区更是超过3500公里。据统计，输电距离每增加1000公里，输电损耗增加约3-5%，输电成本增加0.08-0.12元/千瓦时。

我国能源分布（图/网络）

整个新疆的风能资源储量高达9.2亿千瓦，这是什么概念？全国超过三分之一（37%）的风能潜力都藏在这里。特别是哈密地区，那风刮得叫一个带劲，年平均风速达到7.2米/秒，一年里头能有超过3500小时的风力足够强劲来发电，简直是老天爷赏饭吃，天生就是建大风场的好地方。

新疆的风电起步其实挺早，1987年就建成了第一座风电场，不过那时候规模很小，装机容量只有200千瓦。但发展势头是真猛，到了2010年，新疆的风电装机一下子冲破了500万千瓦大关。等到2020年，这个数字更是飙升到了2387万千瓦，稳稳坐上了全国风电装机量的第二把交椅。

甘肃的酒泉，也是西北有名的“风都”。这里的风资源同样优秀，年平均风速6.8米/秒，每年有效发电小时数也超过了3200小时。2009年，国家看中了这块宝地，启动了雄心勃勃的酒泉千万千瓦级风电基地建设，规划装机容量高达1271万千瓦。到2015年，基地基本建成，实际装机容量达到了915万千瓦。这里发的电可真不少，资料显示年发电能力能达到200亿千瓦时。但有个头疼的问题——电送不出去！受限于输电通道的瓶颈，实际能外送的电量只有大约120亿千瓦时，相当一部分清洁能源被“憋”在了本地。

风力发电（图/网络）

再往西看，青海的柴达木盆地也是个藏风聚宝的所在，风能储量估计有1.8亿千瓦。尤其是海西地区，年平均风速高达7.5米/秒，放眼全国也是数得着的风能富集区。青海大规模开发风电相对晚一些，2011年才开始发力。但进步很快，到2020年，风电装机容量也达到了397万千瓦。

宁夏的风能资源则主要“藏”在山里，贺兰山、六盘山等地区是主力，风能储量约1200万千瓦。别看总量不算最大，但利用率很高，2020年风电装机容量就达到了1020万千瓦，开发程度相当可观。

第二，电网结构不匹配。

咱们国家的电网，一直主打的是“西电东送、南北互供”的大格局。但问题来了，这套为传统火电、水电量身定制的“衣服”，给西北的风电穿，就显得特别“不合身”。为啥？因为风电天生“脾气”不一样——它间歇性发作（时有时无）、波动性还大（出力忽高忽低）。要伺候好这种“脾气”，电网得特别灵活，能随时调节。可惜啊，咱们现有的那些特高压输电“大动脉”，主要是按着稳定输出的煤电、水电设计的，灵活调节的本事，实在有限。

特高压线路搭建（图/网络）

说到特高压，它其实分两种“流派”：

特高压交流 (UHV AC)：电压等级高到1000千伏。咱们国家的第一条，是2009年1月6日投运的晋东南-南阳-荆门这条1000千伏的交流试验示范工程。

特高压直流 (UHV DC)：电压等级是±800千伏。第一条直流工程更有名——2010年7月8日投运的向家坝-上海±800千伏线路，把西部的清洁水电送到了大上海。

特高压建设速度是真快。到2020年，全国已经建成了35条特高压线路，总长度4.1万公里，输电能力高达1.9亿千瓦！国家电网还计划到2025年，把线路数增加到46条（24条交流+22条直流），总长拉到5.2万公里，建成一张更强大的特高压骨干网。但这里头有个关键问题： 这么多“大动脉”，绝大多数是奔着送水电、火电去的。真正专门用来送西北“大风车”发电的特高压通道，掰着手指头数，也就6条。

风电不仅“脾气”怪，还特别“挑时候”。晚上风呼呼刮得猛，正是发电好时机，可大家睡得正香，用电需求低得要命；到了白天，工厂机器轰鸣、空调呼呼转，用电高峰来了，风却常常变小了。这种“错峰”，让风电消纳难上加难。具体到地方：

新疆风电：冬天利用小时数能达到600-800小时，夏天就蔫了，只有200-300小时。

甘肃酒泉风电：最“风光”的是春天，3月到5月这三个月，发电量能占到全年总量的40%！

风电这种“看天吃饭”、出力起伏大的特性，跟东部地区稳稳当当的用电需求，根本对不上节奏。电网“衣服”不合身，加上发电和用电的“时差”问题，风电想顺畅地送到千里之外，难度可想而知。

特高压输电通道（图/网络）

第三，政策协调机制不完善。

想把西北的风电千里迢迢送到东部，得打通“发电-输电-用电”一整条链，这可不是一个省自己能搞定的事，必须几个省区坐下来好好协调。但现实呢？协调的“肠梗阻”真不少。

首先，地方保护的小算盘打得响。 各省区都有自己的“小九九”，为了保护本地的电厂、税收和就业，当然优先用自己地盘上的电。对于外省来的清洁风电？不好意思，常常设置各种看不见的“玻璃门”。东部地区用电大户是多，但人家也更倾向于用本地电厂发的电，或者干脆进口电力，对远道而来的“西北风”，热情度真不算高。

特高压建设（图/网络）

国家层面其实决心很大：

2016年，《可再生能源发展“十三五”规划》白纸黑字写着：2020年风电装机要达到2.1亿千瓦。

2020年9月，中国向世界庄严承诺：2030年前碳达峰，2060年前碳中和。

2021年3月，“十四五”规划纲要更是明确提出：构建现代能源体系，风电、太阳能要大发展！

然而，政策落地时，跨省交易的“篱笆墙”依然坚固。 问题出在哪？

电网调度各管一摊： 电网公司是按省来划分地盘的，缺乏一个强有力的“全国总调度”来协调跨省送电，效率自然打折。

价格“剪刀差”卡脖子： 这是最现实的拦路虎！2020年那会儿，西北风电的平均上网电价是0.52元/度，而东部地区煤电的上网电价才0.38元/度。风电比煤电贵一截，东部省份买起来当然肉疼，积极性能高吗？成本差直接限制了“西风东送”的动力。

电力市场“半生不熟”： 虽然2015年就启动了新一轮电改，电力市场化交易量也在涨（2017年占25.2%，2020年占到37.1%），但风电这个“特殊商品”参与市场交易的比例还是太低了。大部分风电，还是得按政府定的“计划价”走，灵活性不足。

中国特高压交直流电网示意（图/网络）

雪上加霜的是：储能这味“解药”，现在还太贵！ 给风电配上储能，就像给它装个“稳定器”，能有效平抑那忽大忽小的出力，让电网更敢接、更能接。国家也看到了这点，2021年专门发文《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，目标是2025年新型储能装机要干到3000万千瓦以上。但是，理想很丰满，现实很骨感： 当前储能成本实在高，风电场要是配上储能，每千瓦装机成本得多掏800到1200块钱！这对本来就精打细算算收益的风电项目来说，简直是“压垮骆驼的又一根稻草”，经济性大打折扣。

说白了，政策方向是清晰的，目标也是宏大的。但一到执行层面，地方利益、价格矛盾、市场机制不完善、再加上储能成本高企这些难题交织在一起，让“绿电畅行全国”的美好愿景，在实践中走得磕磕绊绊。