刘泽洪等：中国西北西南电网互联研究

中国西北西南电网互联研究

本文发表在《全球能源互联网》2023年第4期。

推动清洁能源大规模开发、建设适应高比例新能源发展的新型电力系统，是实现中国能源绿色低碳转型、构建新型能源体系的重要举措。基于中国西北、西南地区能源资源禀赋、电力系统特点及发展趋势，针对西部清洁能源资源大规模开发外送面临的灵活调节资源匮乏和配置能力不足、电网支撑弱和安全稳定运行风险大等挑战，全面分析了大电网对清洁能源开发、保障电力供应的支撑作用，论证了加强西北、西南电力系统互联的必要性及潜在效益，提出西北-西南联网的潜在需求和技术方案建议，可为促进西北、西南跨区联网，构建中国能源互联网坚强送端提供技术基础，为推动新能源安全高效开发利用和构建新型电力系统提供决策参考。

电网互联；新能源；电力系统规划；多能互补

能源是国民经济的命脉、现代社会的基石，能源安全直接关系到国家安全、社会稳定和经济发展^[1-2]。习近平总书记在党的二十大报告中强调，要有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加快建设新型能源体系。着力推动中国西部清洁能源大规模开发、建设适应高比例新能源发展的送端新型电力系统，是加快能源绿色低碳转型、构建现代能源体系的重要举措，对提高中国能源自给能力、保障国家能源安全，实现“碳达峰、碳中和”发展目标，服务经济社会高质量发展具有重要战略意义^[3-4]。

中国西部覆盖西北陕、甘、宁、青、新等五省（区）以及西南川、渝、藏、云、贵等五省（市、区）， 清洁能源资源极为丰富，具备大规模开发的资源优势、土地优势和成本优势^[5]。东中部经济发达，未来仍是能源消费和电力负荷中心，但区域内土地资源稀缺、清洁能源开发潜力有限，无法满足持续增长的用电需求，接受区外电力空间巨大。中国资源禀赋和消费格局决定了西部清洁能源开发在全国能源电力供应体系中的战略安全支撑地位和作用，用好西北风光资源和西南水电资源，以清洁替代加速摆脱对化石能源的依赖，是中国构建新型能源体系的重中之重^[6-9]。随着清洁能源大规模开发，西部地区灵活调节资源匮乏和配置能力不足、电网支撑弱和安全稳定运行风险大、政策和市场机制不完善等难题日益凸显，亟待解决。

扩大电网互联互通，已被充分证实能够提升清洁能源消纳能力，实现清洁能源更大范围互补互济和优化配置，提高电力系统供电可靠性和安全稳定水平。文献[10-12]分析了电网发展面临的新形势和新能源规模化接入后存在的问题，在深入研究特高压大电网特性的基础上，探讨了扩大电网互联对提高电力系统供电可靠性和安全稳定水平的技术可行性和综合效益。文献[13-14]着重对中国西部地区新能源开发与外送方案进行了技术层面的分析研究，探讨了促进新能源开发需要研发的关键电网技术及装备。文献[15-16]研究了利用西北各地新能源互补特性以及优化跨区直流输电曲线对提升西北地区新能源消纳的作用。文献[17-18]基于西北地区2020年、2030年供电结构及电源规模，论证了中国西北-西南联网的效益，围绕可再生能源利用率与联网通道利用率间的量化关系提出了相关联网建议。但在宏观规划层面，用系统思维和全局观念探讨如何发挥大电网优势，同时用好西北风光资源和西南水电资源等方面的研究较少，需要进一步梳理大电网对清洁能源规模化开发和保障电力供应的支撑促进作用。

本文旨在深入研究西北、西南地区能源电力发展优势和面临的挑战，探讨大电网对西部整体清洁能源大规模开发的支撑作用，从改善电源结构、负荷需求互补、清洁能源多能互补、灵活调节资源共享、极端天气保供和提高系统安全稳定水平等6个方面全面论证加强西北和西南电网互联的必要性和潜在效益，并对西北、西南联网的规模需求、通道运行方式、联网技术方式和联网通道的经济性进行分析，为未来中国西北、西南清洁能源资源协同开发、电网互联互通提供相关方案建议。

中国清洁能源主要集中在西部地区 ，西部地区水电、陆上风电、光伏技术可开发量分别达到5亿kW、42亿kW和830亿kW，占全国的比重分别为78%、49%和71%。其中，西北风光等新能源资源充足优质，主要分布在沙漠、戈壁、荒漠等区域，面积广阔、地势平坦、土地利用影响小，新能源基地建设条件好、投资成本低；西南水电集中程度高、装机规模大、调节性能好，资源优势突出。

1.1 西北清洁能源资源

中国西北地区风能、太阳能资源十分丰富。平均风速约为7 m/s，陆上风电技术可开发量约31亿kW，主要分布在新疆、甘肃两省（区），风电平均利用小时数在2500 h以上，其中新疆哈密地区风电平均利用小时数可达3500 h，预计2050年西北集中式风电平均开发成本可低至0.15元/kWh。太阳能水平面总辐射量超过1500 kWh/m² ，光伏技术可开发量高达725亿kW，主要分布在新疆、青海两省（区），光伏平均利用小时数在1600 h左右，其中青海海西、海南州平均利用小时数接近2000 h，预计2050年西北集中式光伏平均开发成本约为0.12元/kWh。新疆、青海、甘肃等地区太阳能法向直接总辐射量超过1700 kWh/m² ，光热技术可开发量高达130亿kW，平均利用小时数约3700 h，青海德令哈地区可达5500 h，预计2050年西北地区光热发电的平均开发成本为0.48元/kWh。

1.2 西南清洁能源资源

西南地区河流水量丰富、落差集中，是中国水电资源最丰富的地区，水电理论蕴藏量4.5万亿kWh/a，占全国总量的70%。其中，金沙江干流、雅砻江、大渡河、怒江、澜沧江、乌江、南盘江、雅鲁藏布江等八大河流水能资源最为富集，干流电站技术可开发量超过3亿kW，占西南地区的80%、占全国总量的一半，在中国水电开发格局中具有极其重要的战略地位。同时，西南水电具有较好的灵活调节性能，八大流域干流具备季调节及以上能力的水电站装机容量1.3亿kW，占比超过44%，利用西南水电良好的调节特性，有助于实现大范围水风光协同开发。

西南地区风、光等新能源资源主要集中在西部高海拔地区。风能资源和开发条件一般，平均风速约为5 m/s，其中八大流域干流近区海拔4500 m以下的风电技术可开发量约1.4亿kW，主要集中在乌江、怒江上游、雅砻江中上游、南盘江和金沙江中上游，年平均风速约6 m/s，平均利用小时数2250 h，平均度电成本约0.34元/kWh。太阳能资源和开发条件相对较好，其中八大流域近区海拔4500 m以下的光伏技术可开发量约100亿kW，主要集中在各流域中上游地区，全年平均水平面总辐射量约1406 kWh/m² ，平均利用小时数1600 h，平均度电成本约0.21元/kWh。

1.3 西部清洁能源发展面临的挑战

进入新发展阶段，西部地区清洁能源开发的战略安全支撑地位逐渐强化，清洁能源基地化大规模开发外送全面提速。西部地区电力系统适应清洁能源大规模、高比例发展的同时，也将面临灵活调节性资源匮乏和配置能力不足、电网支撑弱和安全稳定运行风险大等诸多问题和挑战。

1）现有系统灵活调节能力无法满足新能源快速发展需要，电力电量平衡难度大。目前西北新能源装机1.4亿kW，占比40%，已成为西北第一大电源。预计到2050年，西北新能源装机将超过15亿kW。日内电力平衡方面，日负荷高峰时刻新能源电力支撑能力不足，难以保证日内电力平衡。如2020年12月15日，西北电网晚高峰最大负荷1.03亿kW，该时刻风电出力仅184万kW，不足装机容量的3%，仅占最大负荷的1.8%。季节性电量平衡方面，西北风电和光伏均在春季出力最大，3月—5月风电发电量占全年的33%、光伏发电量占全年的28.6%，而同期电力需求较低；电力需求高峰出现在冬季，11月—次年1月用电量占全年的27.7%，同期新能源发电出力严重不足，如图1所示。

⬆ 图1  西北用电量、风光发电量季节特性

2）西北本地灵活调节资源匮乏、开发难度大、开发成本高。目前，西北水电装机容量3500万kW，开发率已达53%；抽水蓄能考虑高情景选址方案，可开发规模约8600万kW。预计到2050年，西北水电装机达到5000万kW，基本开发完毕；抽蓄装机8600万kW；光热装机1亿kW；气电、生物质、燃氢机组合计装机约4400万kW；本地调节性电源占比仅为14%，难以满足系统调节能力需要。此外，西北“沙戈荒”大型新能源基地配置的新型储能需长期在高寒、高热、高盐的极端环境下工作，储能电池的能量损耗将大幅上升，影响电池运行寿命和运行安全，推高运维成本。西北地区降雨量小、蒸发量大，除陕西外大部分地区年降雨量仅150~300 mm，蒸发量超过2000 mm，推高抽水蓄能电站开发成本，并影响运行效率。

3）“强直弱交”等问题突出，电网安全稳定运行风险不断加剧。受地理条件影响，西北电网结构呈现“哑铃型”、“长链式”特点，交流通道多级断面接力送电，稳定问题耦合区域广，运行控制复杂。同时西北地域广袤，新能源电源分布分散，“沙戈荒”大型新能源基地多分布于远离负荷中心的电网边缘位置，新能源汇集送出电网的电压等级低、电气距离远，源网协同能力不足，电压支撑能力弱，大型新能源基地外送特高压直流与送端弱交流网架之间的“强直弱交”矛盾突出。西南电网目前已建成特高压跨区直流外送通道8回，远期将达到10余回，而西南川渝电网仅通过4回500 kV“长链式”交流线路连接2座直流背靠背工程，与华中电网实现互联，互联通道输电能力不足，承受潮流和电压支撑能力薄弱，线路长期运行在电压稳定极限，若特高压跨区直流系统发生故障，可能破坏川渝电网与华中电网的稳定性，存在联络线解列、甚至川渝电网垮网的风险。同时，随着川西、西藏水电进一步开发，西南电网延伸距离和覆盖范围逐步向西增大，“长链式”电网的安全稳定问题也将愈发突出。

4）随着清洁能源占比提高和外送电比重不断增大，极端天气下保供压力不断增大。西北、西南均是中国重要的电力送端，电力外送比例高、规模大，极端天气下有限的电源出力要同时保障本地和外送电力需求，多重因素叠加将加剧保供压力。目前西北跨区直流外送容量达到5400万kW，占总需求的1/3；西南跨区（含云南、贵州）直流外送容量达到6580万kW，占总需求的1/3。预计到2050年，西南跨区直流外送容量将达到1.3亿kW，占总需求的1/3；西北跨区直流外送容量将达到2.9亿kW，占总需求比例将超过46%；极端天气下保障本地供应和电力外送之间的矛盾将更加突出。目前西北、西南电网间仅有德宝直流、柴拉直流两回直流线路和甘肃早阳－四川广元220 kV备用交流线路互联，互联总规模仅380万kW，极端天气下互供互援作用十分突出，但支援能力越来越不足。

2.1 缓解电力供应结构性矛盾，提高能源保障能力

西南地区电源“水多火少”，水电负担着超过一半负荷的用电需求。水电“丰大枯小”，季节性出力差距大，枯水期平均出力约为装机容量的30%~50%，丰水期平均出力约为55%~90%，丰枯期电量之比超过1.5。目前，西南地区主要通过提高火电开机规模和留存外送水电的方式，弥补水电枯期出力不足的问题。随着水电装机规模逐步加大，丰枯期水电发电量差距将进一步拉大。为解决电力供应“枯缺”问题，西南地区需要改变能源电力供应结构，提高枯期电力供应能力，提高火电开机规模的传统措施不再适用“双碳”目标下能源电力发展的要求，需要立足自身加快区内清洁能源发展，同时积极引入区外清洁电力。

西北地区紧邻西南，新能源等清洁能源资源十分丰富，开发成本相对较低，具备地理和经济的双重优势，通过西北-西南联网，将西北清洁能源电力引入西南地区，是解决西南枯期能源供应的有效途径之一。目前西南地区水电装机占比超过60%，西北地区火电占比超过50%，单一品种电源比重均过高。西北-西南联网加强后，西部电网整体电源结构得到优化，供电结构更加均衡。到2050年，通过西北-西南跨区联网，西北电源保证出力率可由联网前的21%提高到联网后的33%，系统供电可靠性大幅提升。

2.2 实现负荷错峰、备用共享，减少系统装机需求

西北、西南用电结构具有差异性，地区间存在时间差和季节差，系统的年和日负荷曲线各有不同，高峰负荷不会同时出现。通过西北-西南跨区联网，实现负荷削峰填谷，联网后系统最大负荷比独立运行总负荷有所下降，减少系统装机容量需求。另一方面，加强西北-西南跨区联网后，西北、西南机组可以按地区轮流检修，错开检修时间，通过跨区电力互供支援，减少检修备用；当单个区域发生故障或事故时，通过跨区联络线实现紧急支援，提高各区域电力系统的安全可靠性，可减少事故备用。

预计到2050年，西北地区最大负荷达到3.4亿kW（不含电制氢），最大负荷利用小时数约6800 h，最大峰谷差4600万kW，峰谷差率为13%；西南地区最大负荷达到2.9亿kW，最大负荷利用小时数约5500 h，最大峰谷差1.1亿kW，峰谷差率达到37%。通过西北-西南电网互联，跨区域互为备用，发挥错峰效益，可减少最大负荷4900万kW，约为最大负荷总计5.8亿kW的9%，如图2所示。通过联网，可有效平抑西北-西南总负荷波动，峰谷差率降至26%。考虑检修备用、事故备用等，预计可减少顶峰装机容量超过5500万kW。

⬆ 图2  西北与西南地区负荷特性

2.3 实现清洁能源多能互补、灵活配置和高效运行

中国西部地区幅员辽阔，东西横跨2个时区，南北纬度相差22°，即使同属西部地区，每天的天气情况也并不相同，使得不同地区新能源出力特性有很大差异。同时，中国西部地区水力资源丰富，各个流域之间自然地理和气候复杂多样，径流来源复杂多变，年内分配不均，水力资源具有一定的时空差异。

1）风能资源互补特性。

中国西部地区主要风电基地分布在新疆、甘肃、宁夏、陕西、四川等地区，分别隶属于不同的风道，出力具有很大的差异，相距100 km以内的风电场相关系数大于0.7，而相距200~500 km的风电场相关系数在0.5左右，相距1000 km以上的风电场几乎不存在相关性。从一年实际情况来看，受地域与风道的空间差异影响，西北、西南不同省份风电出力最大值时段不同。如表1所示，将西部各风电基地全年整点出力叠加后，整体最大出力比单独最大出力之和减小了20%~30%，平均小时级波动减少了36%~49%，平均日出力峰谷差减少了39%~49%。通过西北-西南联网，可实现各风电基地大范围互补，显著平滑整体出力波动，降低系统灵活调节资源需求。

⬇ 表1 西部各风电基地出力数据统计结果

2）太阳能资源互补特性。

中国西部地区从最东端的重庆大足到最西端的乌孜别里山口，经度相差32°；从最北端的新疆哈巴河到最南端的四川会理，纬度相差22°，太阳能辐射强度存在一定时空差异。经纬度的不同会影响太阳辐射强度，进而影响光伏电站出力，其中经度主要影响光伏出力的日特性，纬度主要影响光伏出力的季特性。利用西部地区不同光伏电站的位置分布，能够改善光伏发电综合出力特性。考虑经纬度时空差异，西北、西南不同地区光伏发电基地的最大出力并不出现在同一时刻，区域总体光伏出力时段增加了2 h，如图3所示。通过西北-西南联网，还可显著提升太阳能发电日最大出力置信水平，概率超过90%的日最大出力系数达到0.53，出力区间为0.53~0.72，较各地区提升了23%~141%。

⬆ 图3  西部太阳能发电出力特性

3）水风光多能互补特性。

季节性互补方面，除了西北、西南区域内部各省间新能源具备良好的时空互补特性^[19]，西南水电和西北风电、太阳能具备较强的季节性互补特性，夏秋季（7月—10月）西南水电为丰水期，最大出力系数超过0.9，此时西北风电为小风期，最大出力系数小于0.5，通过西北-西南电网互联，能够利用西南水电调节西北电力平衡，保障西北本地用电及外送电力需求，有利于西北常规机组检修安排，同时可提高西南水电利用率；冬春季（1月—5月）西南水电处于枯水期，最大出力系数小于0.4，此时西北风电和光伏均处于较大出力期，可利用西北风光补充西南水电缺口，提升西南水电外送通道能力和西北新能源利用率，如图4所示。

⬆ 图4  西北、西南水、风、光月出力特性

日内互补方面，西北风电夜间出力大，凌晨逐渐减小，此时段光伏出力为0，通过西北-西南电网互联，西南水电参与西北电网日调节，保证用电需求；傍晚，西北光伏出力快速下降，此时风电出力相对夜间低20%~30%，西南水电在此时段向西北送电，保障西南可再生能源外送电通道平稳出力，如图5所示。

⬆ 图5  西北、西南风、光日出力特性

4）水风光互济提升电网运行效率。

西南地区丰期水电发电量比重高，外送通道电量以水电电量为主，枯期水电出力减少，电量不足部分由西北风光电量补充。在西北地区风电出力较大的季节，水电为其调峰，让出送出通道，提升风光利用率；在风电出力较小季节，利用具有季调节及以上能力的水电进行季节电量平移，补足送出通道电量空间。通过水风光互补运行，西北电网跨区直流外送通道利用小时数可提升至6200 h，西南水电外送直流通道利用小时数提升至6000 h以上，单位通道利用效率提升30%以上，可有效支撑联网工程收益，如图6和图7所示。

⬆ 图6  西南特高压直流通道多能互补后外送曲线

⬆ 图7  西北特高压直流通道多能互补后外送曲线

2.4 实现调节资源跨区共享，促进新能源开发利用

未来，西北地区是中国新能源发电开发利用的重点区域，系统调节资源需求较大，但西北灵活调节资源缺乏，2050年考虑水电、火电、生物质等电源，西北地区调节性电源装机占比仅为总装机的14%，其中常规水电已开发完毕，抽水蓄能电站资源开发程度超过50%，待开发资源十分有限，无法满足系统对灵活调节资源持续增加的需求，一定程度影响新能源大规模开发利用。

西南地区灵活调节资源富集，2050年西南水电规模4亿kW，仅考虑水电的情况下，西南地区调节性电源占比超过总装机的50%，抽水蓄能电站资源开发程度不足20%，仍具有较大增幅空间。同时，西南新能源资源集中在西部海拔较高地区，施工条件成熟和开发成本低的新能源可开发规模有限，不能充分利用本区域灵活调节资源，以风电为例，利用八大流域水电的调节能力支撑本地风电资源开发完毕后，还具有支撑约1亿kW风电的能力。

西北、西南电网互联后，西部地区整体调节性电源占比约为总装机的37%，若考虑抽水蓄能资源进一步开发，调节性电源占比可提高到41%，西南水电等灵活调节资源在西北发挥作用，在满足西南本地新能源开发的基础上，可支撑西北新能源开发，提高西部新能源整体开发利用规模，同时减少西北对储能及其他灵活调节资源的需求，降低西北电网新能源开发成本和系统运行成本^[20-22]。

2.5 提升系统极端天气下供电可靠性和适应能力

利用西北和西南水风光季节互补特性，能够有效提升极端天气条件下系统供电可靠性。风电和光伏容易受天气影响大幅降低出力，当系统中新能源占比较高时，无法满足系统全时段供电需求，部分高峰时段必须切负荷。文献[23]对源、网、荷、储各环节保障极端天气条件下供电安全性的相关措施进行年化成本对比，需求侧管理措施的年化成本最低，其次是扩大电网互联，其他措施年化成本是电网互联的5倍以上。考虑到极端天气条件下，系统能够进行需求侧响应的资源非常有限，无法抵消极端天气新能源发电出力下降导致的新增供电需求，因此可认为扩大电网互联是经济性最高的极端天气安全保供措施。

以西南地区丰水期7月发生极端高温干旱天气为例，如图8所示，西南水电发电总量降低50%，正常方式下西南向西北输送电量，极端方式下，西北通过互联通道为西南提供电力支援，反送电量，可大幅缓解电力供应紧张局面。

以西北地区新能源出力较大季节发生连续1周阴天、无风天气为例，如图9所示，西北新能源平均出力由0.3骤减至0.06，发电量整体下降80%，西北本地电源的供电能力大幅降低，西南通过西北-西南互联通道向西北送电，可避免出现大规模停限电事件。

⬆ 图8  西南7月极端天气下双周生产模拟运行情况

⬆ 图9  西北某省3月极端天气下双周生产模拟运行情况

2.6 增强系统安全稳定水平和抵御严重故障的能力

1）提升同步机出力占比。

根据逐小时生产模拟测算，2050年，联网前西北电网同步机组出力占总负荷比例大于5%、10%、20%的累计时段为全年时长的50%、20%、13%；联网后电源结构得到优化，西北电化学储能配置规模大幅下降，同步机组出力占总负荷比例大于5%、10%、20%的累计时段提升至75%、62%、47%，系统惯量水平维持在一定规模，如图10所示。

⬆ 图10 2050年同步机出力大于对应负荷占比累计持续小时数

2）减小单一扰动源影响。

西北、西南最大单一扰动源规模分别为1200万kW、800万kW，2050年，联网前占最大负荷（不含外送）比例约4%、3%，联网后占全网最大负荷比例下降至约2%。

3）增强频率调节能力。

西北新能源装机占比高，系统惯性不足、故障后频率变化率高，易触发低频减载动作，火电开机规模越小，系统频率震荡幅度越大；西南水电装机占比高，由于水轮机调速过程存在“水锤”效应，易引发频率振荡。西北、西南电网互联可充分协同各自调频资源，实现扬长避短。

4）提升紧急控制能力。

西北、西南外送直流规模大，若发生换相失败故障将在数百ms内产生大量盈余功率，对送端系统安全稳定造成严重冲击，需要并列运行的直流采取紧急功率调制措施，抑制换相失败中的不平衡功率积累，取得类似可恢复切机效果。加强西北-西南电网互联，可扩大参与紧急功率调制的直流规模，削弱不平衡功率对送端系统的冲击，降低安全稳定控制措施代价。

本文采用电力系统综合优化规划模型进行研究^[3]，统筹考虑区域清洁能源资源禀赋、分布和大型清洁能源基地布局，以满足电力电量平衡、系统安全稳定运行要求以及碳排放控制为约束^[24-26]，以经济性最优、碳排放最低为目标，对各类电源装机、各环节不同类型灵活调节资源及输电通道进行优化规划。通过开展水平年8760 h生产运行仿真模拟，确定最优电力系统配置方案，仿真流程如图11所示。

⬆ 图11  电力系统生产模拟仿真流程图

研究以远期2050年西北、西南电网为基础进行分析。预计西北地区2050年电源总装机达到22.6亿kW，其中风电5.9亿kW、光伏10亿kW，火电1.5亿kW、常规水电及抽蓄1.4亿kW、储能2.2亿kW以及其他已建电源1.5亿kW；西南地区电源装机达到8亿kW，其中水电4亿kW，生物质、气电等其他电源0.8亿kW，风电、光伏等新能源规模约1亿kW和2亿kW；西北、西南地区参与西电东送规模分别为2.2亿kW、1.4亿kW。

3.1 联网容量分析

根据优化规划结果，利用西北、西南电网各类电源的互补互济特性，同时发挥西南水电的跨区调节效益，西北-西南最大联网需求约1亿kW，考虑德宝、青藏联网、疆电入渝等1220万kW在建工程，需要扩大联网容量9000万kW。按照最大需求规模实现西北-西南联网后，可在减少储能容量7000万kW的同时，提升西北新能源消纳能力1.5亿kW。西南、西北典型日生产模拟结果分别如图12和图13所示。

⬆ 图12  西南典型日生产模拟

⬆ 图13  西北典型日生产模拟

3.2 联网通道运行方式分析

西北-西南联网通道容量按照最大需求进行模拟，联网通道年净输电量约700亿kWh，双向累计输电量统计约4000亿kWh，利用小时数约4400 h，如图14所示。

⬆ 图14  西北-西南联络线逐月输送电量

通过联网，西北风光与西南水电互补互济优势得到充分体现，如图15所示。

⬆ 图15  西北-西南通道典型日运行曲线

丰枯期典型日运行方式：丰水期，西南水电参与西北调节，白天西北光伏出力大，西南水电减少送电，优先消纳西北光伏电量，夜间西南水电增加发电量，并向西北送电，解决西北光伏夜间无出力造成的电力电量不足问题；枯水期，西南水电灵活调节能力更强，白天西北向西南送出富余电量，西南水电留存来水至夜间发电，并向西北反送部分水电发电量。

年内季节性运行方式：受水电、新能源装机出力季节特性影响，冬春季西北新能源出力大，西北-西南联网线路以西北向西南输送电量为主；丰水期，西南水电发电量激增，此时西北风光发电处于全年较低时期，西南电网通过联网线路向西北输送电量。

3.3 联网技术方式分析

西北风光资源富集地区距离西南电网约2000 km，西北-西南大规模联网需采用特高压输电方式实现，可选择特高压交流、特高压直流以及柔性直流等输电技术。

特高压交流具有电力传输、交换、分配灵活等特点，适宜在多回直流馈入的送受端电网应用。但西北与西南交界地区人口密度低、电网联系薄弱，交流联络线静态稳定裕度相对较低，电网交直流并列运行，发生直流闭锁或受端交流系统故障导致的直流换相失败时，直流功率将大范围转移至交流输电通道，容易引发交流通道震荡解列、区域电网解列运行等一系列功角稳定问题，因此西北-西南联网若采用特高压交流方式，对电网整体互联程度要求较高，需要加强西北、西南整体电力互联水平。

特高压直流具有输送容量大、输送损耗低、用地总量小、控制灵活方便等优点，可以点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心，被称为“电力直达快车”。与交流相比，特高压直流发生直流闭锁故障时，潮流容易控制，功率不会大规模向交流通道转移。但特高压直流无法组网，直流互联也一定程度阻碍了系统抗扰动能力的提升，若西北、西南特高压直流异步联网，必须加强西北、西南电网的稳定性和控制策略研究。

柔性直流输电技术作为一种新型直流输电技术，以全控型电力电子器件为核心，具有可向无源网络供电、无换相失败问题、有功无功功率可独立控制、无需滤波器和无功补偿设备、占地较小等优点，目前在海上风电送出等方向已广泛应用，尚未大规模应用到长距离架空线工程，成本相较传统直流输电技术处于较高水平。中远期，柔性直流输电技术发展成熟后，可应用柔性直流技术连接西北新能源和西南水电，实现多能互补互济。

受西北、西南地区地形地势、电网结构等因素影响，尤其是西北新能源资源富集区、西南西部临近西北地区的高原地区，地广人稀，电网结构薄弱，西北-西南大规模联网不适宜单纯采用特高压交流方式实现，特高压直流或特高压交直流并列作为跨区联网的方式更具有可行性。

3.4 联网通道经济性分析

西北-西南联网通道容量按照最大需求考虑，需新增10回联网通道，假设新增联网工程中5回工程采用特高压直流技术、5回工程采用柔性直流技术，综合考虑特高压工程造价现状及未来变化趋势^[3]，总投资约1750亿元，通道利用小时数约4400 h，平均输电价约8.76分/kWh，单从输电价分析，略高于输电距离接近的宾金直流（输电价8.39分/kWh）和酒湖直流（输电价6.37分/kWh）。

从西部电网整体分析，通过扩大西北-西南电网互联，西部电网形成灵活资源配置平台，西部地区整体调节性电源占比约为总装机的37%，若考虑抽水蓄能资源进一步开发，调节性电源占比可提高到41%。在不影响新能源开发利用的同时，减少西北对储能及其他灵活调节资源的需求，相比扩大联网前，西部电网可减少火电、储能等装机投资2900亿元，节省总投资约1150亿元。西北风光基地利用西南水电调节能力，降低新能源开发和系统运行成本，考虑西北-西南不同联网方式、线路长度及交流电网加强等因素，综合上网电价约0.22~0.25元/kWh，比西北本地配置储能的方案低1~3分/kWh，如表2所示。

⬇ 表2 西北风光基地综合上网电价测算

西北-西南加强联网取得的经济效益可以采用容量电价形式支撑联网工程，降低联网工程电量电价，提升大互联电网双向输送的边际效益，相关定量分析和政策建议还需要进一步深入研究。

西部清洁能源资源丰富，基地化开发外送优势显著，是未来中国能源安全供应的战略支撑。随着清洁能源大规模开发外送，西部地区也将面临灵活调节性资源匮乏和配置能力不足、电网支撑弱和安全稳定运行风险大等诸多挑战，需要打通西北与西南电网互联互通瓶颈，构建西部清洁能源大规模开发、广域配置和高效利用的坚强网络平台。

利用电力系统综合优化规划模型进行测算分析，远期西北-西南电网互联通道最大容量需求约1亿kW，宜采用特高压直流或特高压交直流并列的方式联网，联网通道运行经济性较好，同时通过联网可大幅节约西北电网对火电、储能等灵活调节资源的投资，有效降低电源综合上网电价，还可显著提升西北、西南外送通道利用率，降低输电成本。

总体而言，通过加强西北-西南电网互联，可以实现西南水电等灵活调节资源共享，提升西部电力供应保障能力，促进清洁能源在更大范围互补互济和优化配置，提升新能源消纳能力和电源容量保证率，强化极端天气条件下系统韧性，提高系统调节控制能力和安全稳定水平，为西部清洁能源大规模开发、广域配置和高效利用提供坚强支撑。