中国储能网讯：近日，“疆电外送”第三通道——国家电网有限公司哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程（以下简称“哈密—重庆工程”）投产送电。这是国内首个投产送电的沙戈荒新能源基地外送特高压直流输电工程，也是西南地区首个特高压直流受入工程。

据了解，哈密—重庆工程起于新疆维吾尔自治区哈密市巴里坤换流站，途经甘肃、陕西、四川，止于重庆市渝北区渝北换流站，采用±800千伏额定电压、800万千瓦额定容量的“双八百”特高压直流输电技术，输电距离2260公里，总投资286亿元，每年可将360亿千瓦时以上的电量从新疆源源不断地输送到重庆负荷中心。

该工程配套的1420万千瓦电源，位于新疆天山北麓戈壁基地，风电、光伏、光热装机达1020万千瓦，新能源装机占比超过70%，助力新疆形成外送规模超3000万千瓦的“两交三直”输电通道，覆盖西北、华中、华东、西南电网，有效提升了新能源消纳利用水平。

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新能源消纳困局：装机量激增带来的挑战

近年来，中国新能源装机量一直在爆发式增长。国家能源局发布的数据显示，2023—2024年新增风光装机连续两年超3亿千瓦/年。截至2025年4月底，国内可再生能源发电装机已突破20亿千瓦，达到20.17亿千瓦，同比增长58%。其中，风电、光伏合计装机达到15.3亿千瓦，已超过火电装机，相当于90个三峡电站的装机总量，新能源装机目标已提前6年完成（原定2030年达12亿千瓦）。

目前，这种增长趋势仍在持续，中国电力企业联合会预计2025年全国新增新能源发电装机规模将超过3亿千瓦，年均增速达25%。

同时，新能源消纳能力跟不上装机增长导致弃电率上升。2023年，全国光伏和风电利用率分别为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、青海的光伏发电利用率仅为68.0%、86.0%、86.0%，西藏、北京、河北的风电利用率为68.8%、87.5%、87.7%。全国整体情况也不乐观，2025年前4个月，全国风电利用率93.2%、光伏利用率93.9%，比去年同期分别下降2.9和2.4个百分点。具体来看，电网通道受限、调节能力不足、跨区域调度效率低等问题导致西部风光资源富集区电力无法外送。

业内人士分析认为，造成消纳困难的原因主要有三个：一是电网投资长期滞后于电源投资，从2018年到2023年，电网投资在电力工程总投资中的占比从66%下降至35%，而电源投资占比则相应上升。二是调节能力不足，特别是储能利用率低下，2023年新能源强制配储项目的平均利用率指数仅为17%。三是体制机制障碍，如跨区交易不灵活、价格机制不合理等。

为解决这些问题，各方正在采取多种措施。国家电网2025年计划投资超6500亿元，南方电网计划投资1750亿元，总投资额达8250亿元。同时推进特高压建设，如本次投产的哈密-重庆±800千伏特高压直流工程。政策层面也有突破，国家发改委和能源局首次明确要求2025-2027年新能源利用率不低于90%，并已推出新能源全面入市、绿电直连等新型消纳模式。

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特高压建设：打开新能源消纳的新通道

特高压输电被称作远距离、大容量、低损耗的“电力高速路”，正在打开新能源消纳的新通道。事实上，作为建设新型电力系统的主力军，国家电网一直把特高压工程作为重点工作来着力推进。“十四五”期间，国家电网公司规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。

截至目前，国内已经建成42条特高压输变电工程，包括20条特高压直流工程及22条特高压交流工程。其中，由国家电网投资建设完成38条，南方电网投资建设完成4条，其它在建、未开工等未投运特高压共计12条。

近几个月来，已经有多个特高压项目建成投运：

2025年5月8日国家电网有限公司陇东——山东800千伏特高压直流工程竣工投产。

2024年12月27日，西南地区首个特高压交流工程——川渝特高压交流工程建成投运。

2024年11月1日，国家电网武汉至南昌1000千伏特高压交流线路工程顺利投产送电。

2024年10月31日，国家“十四五”电力发展规划重点项目张北——胜利1000千伏特高压交流工程完成72小时试运行，正式投入商业运行。

2024年7月29日，国家“十四五”电力发展规划重点工程甘肃——浙江±800千伏特高压直流输电工程在杭州和兰州同时举行开工动员大会，标志着该项目正式开工。

此外，根据2025年全国能源工作部署，明年国家还要核准建设一批重点电力互济工程，积极推动蒙西至京津冀、藏东南至粤港澳大湾区、甘肃巴丹吉林沙漠基地送电四川、南疆送电川渝等输电通道核准开工。

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政策支持：加速构建全国统一电力市场

2024年7月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》明确提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。目前，国家能源局正积极推动建立全国统一电力市场体系，完善电力中长期、现货、辅助服务交易有机衔接机制。随着电力市场化改革的持续深化，新能源和新型储能、虚拟电厂等市场主体将加快进入电力市场。

有专家认为，我国建设全国统一电力市场主要目的有三个：1）降低电价差，提升整体效率，2）增强电网互联，加强灵活性；3）解决区域不平衡问题。

1. 实现电力系统优化配置，降低省间壁垒，实现全社会经济效益的提升。从各地标杆电价来看，我国各省的电价差距较大，因此也存在较大的优化空间。华中与西北电网的燃煤标杆电价均值差达到1毛/度电以上；部分区域内部各省份电价差同样较大，如南方电网区域内的云南和广东电价差仍达1毛/度电以上。

2. 增强电网互联，释放电力系统的灵活性。考虑到新能源的随机波动，从更大范围内电力市场平衡有助于实现高比例新能源消纳和低弃电率。2015-2021年，德国风光渗透率从18%提高到28%过程当中，电力出口容量亦从10GW/年（占总装机的~5%）提升至23GW/年（占总装机的~10%），主要来自奥地利、挪威、比利时通道打通（分别贡献增量中的4.9GW、1.1GW、0.9GW）、以及法国、丹麦通道扩容（分别贡献2.9GW、1.5GW）。促进新能源弃电率始终维持在2.5~2.6%上下保持平稳。

3. 解决能源与用电负荷分布的区域不平衡问题。电源与用电负荷错配日益显现，西北、西南电网发电量远大于用电量。中国自然资源禀赋丰富的区域与负荷中心相距较远，无论是西北的风光煤等自然资源，还是西南的水电，都需要输电通道联通沿海的需求负荷中心。且由于中国电力规划设计是从中央层面协调地方建设，因此很多省份都无法实现自身平衡，需要外来购电支持。全国跨区域送电量与占全社会用电量比例持续攀升，2024年达到8416亿千瓦时，占总电量8.54%，2025年一季度进一步提升至8.94%。

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市场机遇：带动产业链高景气长周期发展

在电网投资的重点方向上，特高压工程和配电网升级尤为关键。2025年，国家电网投资将首次超过6500亿元，比2024年新增711亿元，新增投资主要用于特高压交直流工程建设、解决风光大基地的外送需求、加强县域电网与大电网联系、电网数字化智能化升级。而能够提高送端电网调峰能力，提升新能源消纳效率的储能配套也将成为提升新能源消纳能力的关键一环。

2025年，国家电网计划开工陕西至河南特高压工程，南方电网则推进藏粤直流工程，旨在将西部的清洁能源输送至粤港澳大湾区等负荷中心。这些特高压工程的建设将有效打破地域限制，为风光新能源的大规模远距离输送提供通道，提升新能源在全国范围内的资源配置效率。

与此同时，配电网的升级也不容忽视。国家电网提出“补强配电网”，南方电网推动增量配电改革试点，目标是提升配电网对分布式光伏、充电桩等的承载力，如2025年目标接入5亿千瓦分布式新能源。通过优化配电网结构，提高其智能化水平，能够更好地解决新能源就近消纳的问题，促进全国统一电力市场的进一步发展。

业内人士认为，新能源消纳困局本质是能源系统转型中的结构性失衡，需通过电网硬件升级（特高压+配网）、软件能力（智能调度+市场机制）、政策协同（消纳目标+绿电交易）的“三角框架”破局。2025年8250亿元的电网投资将是一个重要起点，但长期仍需依赖技术迭代与体制改革的深度协同。未来新型电力系统的竞争力，将取决于能否将“弃电痛点”转化为“系统韧性”的跃升。随着中国能源转型的市场化改革加速，新能源产业还会有更大开发潜力，无论是电气设备制造企业，还是新能源及储能产业链企业，都将迎来一个高景气长周期发展阶段。