来源：南方能源观察

西电东送是我国为优化能源资源配置、保障区域电力供应、促进协调发展而实施的重大战略工程。截至2025年10月，南方电网公司西电东送累计送电量已突破3万亿千瓦时，其中清洁能源占比约80%，为服务区域经济社会发展作出了重要贡献。当前，能源转型和电力市场改革深入推进，西电东送功能定位持续深化，已从早期区域间能源电力调配向全国低碳枢纽、服务国家“双碳”目标转变；从保障经济社会发展向引领产业升级转变；从单一输电向“三时一体”（平时保供、需时互济、急时支撑）转变；从国内资源优化配置向国际能源合作延伸转变。“十四五”以来，随着新能源的大规模开发，西电东送可持续发展面临新挑战与新机遇。本文基于南方电网超高压公司工作实践，分析当前西电东送面临的主要挑战，并就“十五五”时期推动南方区域西电东送可持续发展提出思考建议。

PART.01

南方区域西电东送面临的主要挑战

（一）东西部电力供需结构性矛盾日益凸显

南方区域电力资源与负荷分布不均衡特征显著。西南地区作为主要送电端，拥有丰富的水能资源，储量可观。以云南为例，其水能资源理论可开发量约为9795万千瓦，截至2024年底，水电装机容量已增至8360.36万千瓦，剩余可开发资源大多位于生态敏感区域，开发难度和环保成本大幅增加。近些年，伴随着高耗能产业的相继落地，西部地区电力需求量激增，叠加极端气候频发，水电供应受影响，送端地区也面临电力短缺问题。反观东部沿海地区，作为主要受电端，经济发达，工业与生活用电需求旺盛，但省内资源有限，存在较大的电力缺口。2024年，广东省内发电接近7000亿千瓦时，但用电超过9000亿千瓦时，发用电差额超过2000亿千瓦时，创下历史峰值。预计“十五五”期间，南方区域电力电量在总体富余的背景下，时段性、区域性短缺问题将并存。中长期来看，受生态环境及资源禀赋制约影响，西部清洁能源开发将逐渐逼近生态承载极限，难以完全满足未来区域电力增长需要，东西部供需矛盾或进一步扩大。

（二）新能源大规模并网带来运行调控难题

随着供受两端新能源加速建设并网，电力供应形势复杂多变，调控难度加大，电网安全和电力供应之间的矛盾愈发凸显。截至2024年底，南方五省区新能源总装机容量接近2亿千瓦，各类新能源年发电量达2455亿千瓦时，较2023年同比增长36%，风电、光伏发电量均超过1000亿千瓦时。新能源的快速发展在一定程度上缓解了南方区域电力需求增长的供应压力，但是新能源发电受天气、光照等因素影响大，具有较强的不确定性，且改变了传统电力系统的平衡机制，使其从“源”随“荷”动的单向平衡模式转变为“源”“荷”双变化、“源网荷储”多主体互动的复杂平衡模式，导致电力供应不确定性增大。与此同时，现有输电系统难以灵活应对这种不稳定的电力输出，传统电源调峰能力有限，无法快速填补新能源发电波动产生的电力缺口。未来，伴随新能源发电规模进一步扩大，叠加南方区域实时供需形势的不确定性，调控可能面临更大的挑战。西部地区新能源可能由于缺乏调峰调频电源，出力特征无法与东部地区需求负荷完全匹配，导致西部清洁电源无法送出，西电东送资源调控受到限制。

（三）西电东送交易机制仍需持续完善

当前，西电东送主要依靠省与省之间签订的中长期电力协议，采用经营期法或“准许成本+合理收益”法核定“网对网”和“点对网”输电通道的单一制电量电价。该定价机制相对简单，在过往执行中取得了良好效果。但新能源发电边际成本低，存在天然的出力波动性，需配套储能等调节资源。单一制电价仅反映电量价格，未覆盖上述系统性成本；电网调峰、储能投资及运行成本通过输配电价或终端电价疏导，最终由用户承担。2025年11月27日国家发展改革委发布的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》提出，适应新型电力系统和全国统一电力市场建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格。

当前，国际形势复杂多变，国内经济迈向高质量发展新阶段，叠加“双碳”目标推进与新型电力系统建设需求，作为优化能源资源配置、促进东西部协同发展的国家战略工程，西电东送更需以稳求进、行稳致远。因此，未来西电东送仍将以中长期协议为主，但跨省现货市场交易电量、交易次数将会明显增加。当前，现货市场定价机制也未充分考虑调控过程中的一些“隐性成本”，如设备运行维护费用、调峰调频费用等。长远来看，西电东送交易规模还将扩大，这些“隐性成本”也将逐年上升。

PART.02

对西电东送可持续发展的思考和建议

在“双碳”目标引领和新型电力系统加速构建的背景下，西电东送作为国家能源战略的重要载体，需聚焦提升通道效能、优化调控手段与强化市场协同等方向推动其可持续发展。

（一）加强跨省区电网互联，优化通道布局和资源配置

短期内，南方区域年度电量尚可平衡，但未来，当云贵等地可开发的资源达到上限时，西南地区可外送电量难以填补广东、广西电力缺口，西电东送可能出现电力供给不足的情况。与此同时，西北地区及西藏风、光资源丰富，随着新能源大规模扩建，发电量逐年攀升，当本地无法消纳多余发电，且受外送通道制约时，弃电量将增多。未来，可以考虑从新能源富集区域借调盈余电力填补南方区域的电力缺口。因此，需统筹南方区域特高压电网规划，摸清南方区域内外输电通道的输电能力、通道利用率等情况，为未来新建或接续原有通道提供支撑。可从以下方面重点考虑：深化西电东送、拓展北电南送，建立更高层次的组织合作方式，探索全国范围内优化电力能源配置的可能性。

（二）提升输电通道灵活调节能力，保障系统安全稳定运行

受常规机组投产滞后、天然气管道能力受限等影响，未来南方区域实时供需形势仍有一定的不确定性。新能源在日间、月间、年间的波动性，不仅会导致消纳困难，出现弃电现象，而且还会导致在电力充裕情况下，出现阶段性的电力缺口。因此，需借助调控运行手段，充分调用西电东送输电通道，实现区域内资源协调，保障新能源消纳最大化。但是，在新能源占比较高的电力系统中，发电负荷曲线特性发生显著改变，峰谷特征模糊且形态随风光占比变化各异，叠加调峰调频机组数量有限，导致系统调节能力不足。一方面需聚焦通道安全高效运行，建立适应跨区域远距离大规模西电东送的电力调度机制，充分发挥正常运行方式下跨省区通道的输电能力，挖掘迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气、自然灾害等特殊情况下输电通道之间、送端和受端之间余缺互济能力，以及严重故障时的紧急支撑能力，提高电网运行安全性。另一方面需研究区域资源配置边际成本特性，探索多元主体协调互动商业化模式，加快建设区域电力余缺互济市场化交易机制，引导储能、负荷聚合商等主体参与电力系统调节，推动电力资源在更大范围优化配置。

（三）深化电力市场机制建设，促进资源高效优化配置

当前，新能源已逐步从影响供需平衡的“新势力”转为电力供应的“主力军”，基于新能源发电波动性、间歇性及不稳定性的特征，需进一步发挥南方区域电力市场“试验田”的功能，促进健全全国统一电力市场建设机制，探索通过跨省互补和灵活性资源调配等方式，实现电力资源的跨区域高效配置。首先，积极参与跨网交易规则协同制定，对标欧美跨区域电力市场，结合南方区域资源特征，协同国家电网明确交易时序、电力中长期交易、现货市场、辅助服务等核心规则，推动交易品种的标准化设计，消除省间交易的技术壁垒。其次，优化协议定价与现货市场定价机制，充分考虑调节、配送新能源的“隐性成本”，最终实现以价格信号引导发用电行为，使得送受端多元市场主体能在公平合理的市场规则下实现共赢。最后需发挥省间市场协调者作用，在保障省间信息安全的前提下，实现省间市场高效出清，推动绿电在更大范围自由流动，提升通道资源配置市场化水平。