中国储能网讯：“西电西用”是“十五五”能源规划方向之一，强调引导高载能产业、灵活调节负荷等向可再生能源资源富集地区有序转移，这是“西电西用”首次出现在国家能源战略规划中。从“西电东送”到“西电西用”战略转型既是产业梯度转移、新能源规模化发展、区域协调机制优化的产物，也是我国实现“双碳”目标与能源安全的必由之路。

转变逻辑

首先，“西电西用”是产业向西转移能源与产业的供需适配性重构的必然要求。随着“双碳”目标推进，东部地区面临严格的能耗与碳排放约束，传统高耗能产业逐步向清洁能源富集的西部转移。碳市场扩容进一步推高东部控排企业的成本，也加速了产业西迁的进程。然而，产业转移并非简单的地理迁移，而是需要配套的能源规划与政策协调。近年来，国家层面也多次强调要建立能源电力规划与产业转移的对接机制，推动西部新能源发电特性与高耗能产业负荷的匹配，避免因能源供需错配导致的消纳困境。

其次，新能源大规模发展，消纳瓶颈倒逼本地化转型。中西部地区风光装机快速崛起，清洁能源装机占比持续提升，但本地消纳能力不足导致“弃风弃光”问题加剧，外送通道建设滞后进一步放大了供需失衡。新能源的随机性与波动性使得传统“西电东送”模式难以适应灵活性需求，而东部受端地区也在发展分布式能源以减少对外依赖。在此背景下，就地消纳成为更优选择。

最后，“西电东送”与“西电西用”并非对立，而是新型电力系统下能源资源配置的动态平衡，其协同逻辑源于我国能源资源与负荷需求逆向分布的国情，矛盾集中于三组张力：一是西部新能源大规模开发与东部消纳能力空间错配，特高压工程强化输电能力，但新能源波动性与计划输电刚性矛盾加剧；二是外送与自用利益博弈深化，西部产业增长推高本地用能需求，叠加“沙戈荒”基地生态约束与通道资源稀缺性，单纯外送模式难持续；三是碳约束驱动产业布局重构，东部高耗能产业西迁受电价成本与碳成本内部化双重驱动，形成“绿电替代—碳足迹降低—产业竞争力重塑”的闭环。需在新型电力系统框架下优化跨区域资源配置，实现双向协同。

面临的挑战

一是能源供需的结构性矛盾与系统灵活性不足。西部地区新能源装机占比快速攀升，但风光发电的间歇性和季节性特征导致电力供应呈现显著的时间与空间不均衡性。高载能产业对电力稳定性要求极高，需全天候稳定供电，而新能源出力难以直接匹配此类需求，导致供需错配风险加剧。当前西部地区灵活性资源的装机规模占全国总量的占比较低，调节能力严重不足，加剧了电力系统的运行风险，亟须重构电力系统灵活性框架。

二是跨区域利益分配机制与政策协调的深层冲突。新能源电力需体现能量、容量、环境三重价值，旧机制难以合理定价。此外，碳排放“双控”政策与区域碳预算分配未有效衔接，西部承接产业转移时缺乏碳配额倾斜政策，加剧了跨区域协调复杂性。

三是产业升级与能源转型的协同性风险。一方面当前西移产业以高耗能、低附加值的传统行业为主，用能强度高但技术升级缓慢，可能重复“资源依赖型”发展路径，承接地面临产业“低端锁定”风险，削弱“西电西用”的可持续性。另一方面电网侧的技术适配性问题突出，新能源高比例接入易导致电压失稳、频率波动等安全问题，而构网型储能、柔性输电等关键技术尚未在西部大规模应用。

发展建议

第一，强化规划与政策的协同，构建全国能源与产业联动机制。一是构建能源电力规划与产业布局动态协调机制，通过跨区域资源调配、碳排放预算倾斜及绿电消纳责任调整，实现规划滚动修编；二是完善区域碳预算分配制度，推动能耗“双控”向碳排放“双控”转型，利用西部新能源优势引导高耗能产业转移，平衡区域利益；三是完善跨区域电力市场，建立送受端电力曲线、价格机制及绿电消纳比例共识，突破传统计划输电模式对新能源发展的制约。

第二，产业结构调整与能源资源开发的深度耦合。一是推动高耗能产业西迁，利用东部碳排放成本上升与西部电价优势形成内生动力，并通过负荷柔性改造适配风光电力波动；二是培育西部新能源产业链集聚，依托资源区位优势延伸制造、储能环节，形成“发—输—用—储”闭环；三是创新“零碳园区”“源网荷储一体化”模式，融合氢能、数据中心等新兴用能场景，打造绿色产业集群。

第三，技术创新与基础设施的跨区域整合。一是以柔性直流、虚拟同步机等技术为基础优化潮流动态与支援能力，通过数字化整合西部风光水储与东部负荷，提升跨区域电力系统灵活调控能力；二是强化西部本地电网支撑，超前规划分布式能源、储能及微电网，化解产业转移带来的用电矛盾；三是探索“沙戈荒”基地等生态修复与风光电站共建模式，破解生态保护与能源开发协同难题。