甘肃上半年外送电量331.5亿千瓦时，同比增长34.6%

中国经济报导：2025 年上半年，甘肃外送电量达 331.5 亿千瓦时，同比增长 34.6%，较去年同期增加 85.2 亿千瓦时，电力输送范围覆盖全国 26 个省份。

这一突破性增长背后，是新能源装机规模的持续扩张、特高压通道建设的加速推进以及电力市场机制的创新变革，标志着甘肃作为国家重要能源基地的战略价值进一步凸显。

新能源装机与特高压通道双轮驱动

新能源装机主体地位巩固

截至 2025 年 6 月底，甘肃省新能源装机突破 7200 万千瓦，占电源总装机的 65.64%，较去年同期新增 768.8 万千瓦。

风电、光伏等可再生能源发电占比持续提升，单日发电量最高达 4.62 亿千瓦时，占全省当日总发电量的 59.8%。

这种 “风光领跑” 的能源结构，为外送电量增长提供了坚实基础。例如，陇电入鲁工程单日最高外送电力达 574 万千瓦，其中新能源占比超 60%。

特高压通道释放输送潜力

甘肃已建成祁韶直流（陇电入湘）、庆东直流（陇电入鲁）两条特高压直流通道，年输送能力超 1600 万千瓦。

2025 年 6 月投运的陇电入鲁工程，首次实现 “风光火储一体化” 特高压送电，配套灵台电厂 2×100 万千瓦机组全面并网，为山东电网提供稳定支撑。

同时，陇电入浙工程加快建设，陇电入川前期工作有序推进，未来外送能力将进一步提升。

电力市场机制创新突破

甘肃在全国首次开展中长期市场与现货市场融合交易，通过优化跨省跨区交易品种，激活外送潜力。

例如，依托 “e 并网” 平台压缩并网审核时间至 10 个工作日以内，推动新能源快速接入电网。2025 年上半年，甘肃电力交易中心通过市场化交易促成外送电量占比超 80%，有效提升资源配置效率。

能源转型与区域协调的双重赋能

国家能源保供的关键支点

在全国迎峰度夏电力负荷屡创新高的背景下，甘肃外送电量增长为东部地区提供了重要支持。

例如，陇电入鲁工程单日输送电量可满足山东约 1/8 的尖峰负荷需求，助力其应对 15 亿千瓦全国最高负荷压力。

2025 年上半年，甘肃外送电量中新能源占比超 45%，相当于减少东部地区标煤消耗约 1085 万吨，减排二氧化碳 1490 万吨。

区域经济发展的强力引擎

外送电量增长直接带动甘肃能源产业升级。2024 年外送电量为省内发电企业带来超 160 亿元电费收入，预计 2025 年这一数字将突破 200 亿元。

同时，新能源装备制造、储能等产业链加速集聚，例如酒泉风光电基地带动形成从风机叶片生产到光伏组件制造的完整链条，2025 年上半年新能源及装备制造产值同比增长 28%。

新型电力系统的试验田

甘肃正探索 “煤电托底、新能源增量、储能调峰” 的协同模式。灵台电厂配套建设的 200 兆瓦储能项目，可平抑新能源波动超 30%；

敦煌 100% 可再生能源城市示范项目，通过 “光热 + 光伏 + 储能” 实现全天稳定供电。这些实践为全国新型电力系统建设提供了可复制的经验。

破解消纳瓶颈与成本压力

省内消纳空间趋近饱和

甘肃新能源装机规模已达省内最大用电负荷的 2 倍，“十四五” 期间增速仍将远超负荷增长。

为此，甘肃正推动陇电入浙、陇电入川等通道纳入国家规划，力争到 “十五五” 中期实现年外送电量超 1400 亿千瓦时。

灵活调节电源建设滞后

新能源日内波动幅度最大达 1700 万千瓦，亟需更多储能和调峰电源。

2025 年上半年，甘肃新型储能装机仅 280 万千瓦，目标到 2025 年底突破 600 万千瓦。当前，张掖 300 兆瓦压缩空气储能、武威 100 兆瓦重力储能等项目已开工建设，预计 2026 年投运后可提升调峰能力超 500 万千瓦。

成本疏导机制亟待完善

外送通道建设和系统调节成本快速上升，需依托电力市场分摊。

甘肃正推动建立跨省辅助服务共享机制，探索将特高压配套储能成本纳入输电价格，同时争取国家层面支持设立新能源消纳专项基金。

构建 “六特高压 + 多直流” 外送格局

根据《甘肃省打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地行动方案》，到 2030 年，甘肃将建成 6 条特高压直流通道，年输送能力达 4800 万千瓦，外送电量超 2000 亿千瓦时。

同时，新能源装机目标将达 1.6 亿千瓦，光热发电、氢能等新兴产业形成规模效应。

通过 “空天地一体” 监测网络和智能调度系统，甘肃正从 “能源输送基地” 向 “能源服务枢纽” 转型，为 “双碳” 目标实现和区域协调发展提供持续动力。

这一增长不仅是甘肃能源革命的缩影，更是我国西部资源优势转化为经济优势的生动实践。

随着陇电入浙等工程的推进，甘肃将进一步打通 “西电东送” 大动脉，在保障国家能源安全的同时，书写新时代高质量发展的绿色篇章。