近年来，越南国内频繁出现“电荒”问题。根据去年的供电数据，广西电网公司向越南北方电力总公司的月供电量达到3000万度，总电量接近6800万度。

　　到了今年，越南的“电荒”问题并没有迎来好转，越政府决定继续向中国购买18亿度电。越南国电集团表示，2024-2025年度的电力容量需扩充4000-5000兆瓦，北部的用电缺口就达到2000兆瓦，越南想要实现“新世界工厂”的地位，就需要解决发电问题。

　　反观国内，国家能源局近日发布数据显示，今年上半年，全国全社会用电量同比增长8.1%，电力消费延续较快增长势头，特别是高技术及装备制造业用电量同比增速为13.1%，光伏设备及元器件制造业用电量同比大幅增长54.9%，远超制造业平均水平。同时，今年入夏以来，我国多地出现持续高温天气，最大电力负荷快速攀升，7月1日-8月13日，国家电网经营区负荷四创历史新高。华北、华东、华中、西南等4个区域电网及江苏、浙江、山东等16个省级电网负荷74次创新高。

　　无论是“越南大面积缺电，找广西买电”的需求，还是高温干旱天气下，全国各地电能的余缺互济、精准匹配的部署，跨区域输电的重要性日益凸显。

　　实际上，回顾历史，在跨区域输电方面，我国在改革开放时期就已经做出了不少有益的探索。

　　中国去年全年发电量为9.1万亿千瓦时，越南政府希望购买的18亿度电，仅占我国一年发电量的0.019%。可以说，这笔供电量不算太大。

　　但与此同时，东南亚是我国“一带一路”倡议的重点合作地区。通过电力输送，中国与东南亚国家的经济联系将更加紧密，双方利益可以实现最大化。

　　缺电对越南来说，最大的影响是制造业生产大受影响。

　　数据显示，从2018年1月至2023年4月30日，外资在越南的投资资本为1800亿美元，为越南35年外资投入资本的40.3%。

　　越南工贸部门表示，因2024年上半年经济迎来了复苏，工业生产火热，电力需求愈发旺盛，5-7月份需求将达到1091亿千瓦时，同比大增13%，远超预期。

　　然而，自2023年“电荒”开始，外资在越南的运营严重受到干扰，就连三星、富士康等国际大厂也被迫停电停产。

　　5月21日，路透社报道，越南再次出现了用电紧张问题，越政府呼吁多家制造企业应节约用电，鼓励富士康等耗电量大厂“自愿”减少30%。

　　“2022年亚太地区电力需求预计增长3.3%，其中中国、印度两个国家的需求约占该地区总用电量的70%、全球用电量的50%。”中电联党委委员、专职副理事长王抒祥预计，“未来三年，亚太地区可再生能源供应年平均增长率为11.6%，超过美洲年平均增长率两倍以上。”

　　从市场的角度，跨境电力市场空间正不断扩大。据报道，“十三五”期间，云南电力市场跨境交易电量累计超过176亿千瓦时，出具跨境电力市场化结算单600余份，交易额超过12亿美元，目前已有老挝、越南、缅甸三个国家的100余家购售电主体进场交易。电力已成为云南省第三大出口商品。

　　中电联调查显示，总体上，目前亚太区域跨国电力交易仍以常规电源（包括水电）为主，只有中亚国家恢复了跨国联网，其余国家基本以点对网送电为主。各国及国际组织在推进新能源发电，包括风电、光伏发电的跨国电力交易，相应的前期研究工作还在开展。

　　虽然越南经济增长较快，但一系列基建设施比如道路、电力、水业配套设施的落后，造成了缺电缺水。

　　2023年5月23日，广西与越南签署了110千伏深沟至芒街联网工程购售电协议。据测算，年供电量在3.94亿千瓦时到7.09亿千瓦时之间，取中值，约为5亿千瓦时。

　　能够送电越南，体现的是如今中国大距离稳定输出电力的实力。全国电力大联网的重要章节，要翻到20年多前启动的“西电东送”这一页。

　　越南今天的发展道路与20年前的中国沿海地区颇有相似之处。

　　改革开放为广东的经济发展注入了活力，广东省的经济总量大幅增加。改革开放前，广东省经济总量只有辽宁省的80％，其后情况扭转，东北三省加起来的经济总量成了广东省的80％。

　　伴随经济高速增长的，也是基础设施的明显不足，能源和交通运输是制约经济发展的两大瓶颈。1991-1995年的“八五”期间，广东省年均电力增长18.21％。同时广东省还承担向香港、澳门和湖南南部供应部分电力的任务，1999年向这三地输电就达99亿千瓦时，比1998年增长25.1％。因此，拉闸限电成了家常便饭。2002年，广东省全社会用电总量也为云南和贵州两省总和的2.6倍，但广东省的一次能源储量只有云贵两个省的3.9%。

　　在这样的大背景下，2001-2010年10年间，总投资超过5200亿元的西电东送工程拉开大幕。

　　国家发展改革委原副主任、国家能源局原局长张国宝曾经提到，西电东送工程横跨数省区，建设内容包括水电、火电等电源建设，也包括长距离的高压交直流输电工程，是一个系统工程，各地间的协调工作量也大。在回忆他所亲历的西电东送工程决策和实施过程时，他提到，2000年8月初的北戴河会议上，有一个小争论：究竟是在广东省建设1000万千瓦发电机组好，还是从贵州、云南向广东输送1000万千瓦电力好？有人担心能否完成由外省向广东送电1000万千瓦的任务，时任国务院总理朱镕基同志甚至还立下军令状：“如果不能完成向广东送电1000万千瓦的任务，我总理辞职。”然后对与会的时任国家发展计划委员会主任曾培炎说：“你这个国家计委主任也辞职。”

　　十几年过去了，如今，我国的西电东送基本格局已经形成，覆盖了从西到东的辽阔地区。

　　电力发展研究院区域研究三处副处长李丁介绍，自2000年西部大开发战略实施至去年，西电东送规模从300万千瓦增加到超过3.0亿千瓦，增长约100倍，支撑了我国东中部地区约1/5的用电需求，有力促进西部地区资源优势转化为经济优势，推动东部资源结构优化，为区域协调发展注入强劲动力。

　　各地区能源消费结构调整进程进一步加快，西电东送可持续高质量发展也面临新形势、新挑战。

　　李丁介绍，国内国际双循环的新发展格局下，中东部地区电力需求仍将保持刚性增长。随着双碳战略持续推进，东部地区绿电需求持续增长，但支撑本地新能源大规模开发的资源要素日益收紧，以新能源为主的清洁能源资源大范围跨省跨区优化配置需求持续提升。

　　8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，明确提出电力系统稳定保障、大规模高比例新能源外送攻坚、电力系统调节能力优化等9项专项行动。

　　目前，我国跨省跨区输电通道输送新能源占比还较低。李丁介绍，目前全国跨省跨区直流输电通道平均利用率约70%，通道利用率尚待提升。2023年全国跨省跨区输电通道输送可再生能源电量占比约56%，其中新能源电量占比仅18%，西电东送通道绿色资源优化配置平台作用有待进一步发挥。

　　中银国际证券分析，我国将开展大规模高比例新能源外送或纯新能源外送。加强新能源外送能力是缓解目前新能源电站消纳问题的有效方式，提升输电通道新能源电量占比有望推动我国光伏风电装机规模持续提升。

　　记者从国家电网了解到，截至2023年底，新疆累计外送电量达到7408亿千瓦时，其中，新能源电量占到近三成。也就是说，每送出的3度电中，就有近1度是绿电，相当于减排二氧化碳17152万吨。

　　为加快疆电外送，新疆不断畅通外送通道建设。在建成“两交两直”外送通道的基础上，2023年又开工建设了第五条外送通道，哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程，建成后，新疆外送能力将提升32个百分点。

　　新疆电力交易中心有限公司交易部主任张新伟表示，2010年，疆电外送只有3亿千瓦时，现在已经突破7400亿千瓦时，覆盖范围也从最初的7个省、区、市扩展到20个省、区、市，实现了“能源空中走，电送全中国”的目标。

　　截至2020年底，我国已建成特高压直流跨区域输电通道16项，输电容量1.25亿千瓦，特高压交流跨区域输电通道也已经建成13项。同时，区域间的电力供应互助也取得良好成绩，例如甘川互援已经达到20亿千瓦时的合作规模，宁电入湘也迈入实质性阶段。

　　2021年3月，中央财经委第九次会议上首次提出了“构建以新能源为主体的新型电力系统”。未来电能在终端能源使用的总量和比例都将持续增加，但是，我国可再生能源与负荷分布不平衡，西部地区风、光、水等资源禀赋较好，负荷中心主要位于东部地区，各省市之间的资源禀赋特征与电力结构差异难以实现区域内电力供需平衡。

　　厦门大学经济学院中国能源经济研究中心教授姚昕、华中科技大学国家治理研究院副院长孙永平撰文指出，当前我国跨区域输电还存在一些突出问题。

　　一是输电网络缺乏与国内统一大市场相适应的全国整体规划。

　　跨区域输电网目前主要作用于省间交互及网对网输送。但是，随着各省市产业结构的升级带动当地用电结构的逐步变动，在规划中应该注意负荷的迁徙和变化。网对网输电通道架设难以适应未来区域发展带来的用电需求变化。从中长期发展视角而言，目前铺设输电通道的运营效率或许会有所降低。

　　同时，随着可再生能源发电的不断推进，各类可再生能源电力将不断进入配电网，使各类电力占比处于动态变化中。这将导致配电网更加复杂多元，进而倒逼输电网络提高运行效率。

　　也就是说，传统的电网模式已不再适用，跨区域联动需要从顶层设计上改变过去基于“网对网”定向交易的线路规划，进行全国整体规划。

　　二是跨区域输电交易价格机制交易机制不完善，辅助服务补偿费用机制缺失。

　　随着跨区域电力中的可再生能源电力占比的提高，发电成本的下降程度是否对冲前期成本的提升？

　　张国宝回顾西电东送工程时，就提到：“广东省虽然坚决执行中央关于西电东送的决定，但是在一部分干部中仍然对接受来自云南、贵州的电力持有疑虑，担心不能按计划完成向广东送电1000万千瓦，会影响广东省的电力供应，拖广东省经济社会发展的后腿。也有人担心西电东送的成本会比在本省建设电厂要高，本省得不到税收。还有人担心今后云贵发展了，无电可输或少输了。”

　　对此，当时采取的是“云南、贵州输到广东省的落地电价要比广东省本地燃煤发电的平均上网电价每度电低2-3分钱”。

　　而今，输电交易价格机制方面，倘若减掉由于电力跨省跨区输电产生的中间费用，送电端成本水平已经高于上网电价水平，这意味着电力企业利润空间再遭压缩，电力价格存在着一定程度的扭曲，这极大地制约了发电企业跨省跨区输电的积极性。同时，输电交易价格目前多实行单一电量电价形式，采用经营期定价法，也会大幅削弱电价弹性。

　　另外，发用两侧可交易电量规模是相互匹配的吗？浙江省电力市场规则发展早期考虑到了外来电如何参与市场的问题，但受限于电力市场实际运转过程中的许多现实问题，浙江省仍保持着电网公司主导外来电购买的模式。这意味着电网企业在掌握保障性用电的渠道，外来电销路畅通。倘若放开为“点对点”模式，工商业用户涌入交易市场，而电网企业的外购电量没有变化，这会导致外来电没有销售市场，而工商业用户没有购买渠道的局面。

　　现阶段，在辅助服务补偿费用方面，我国跨省区电力交易市场还未建立起完善的辅助服务补偿费用机制。比如，省外电力的输入挤压当地发电空间，导致机组停运而产生的高额补偿费用，也都由当地电厂承担，存在分担不均的现象。

　　在能源安全保供、清洁能源消纳的大前提下，跨省跨区域电力输送如何实现送电省满意、通道利用率合理、受电省称心的目标？电网顶层设计、交易电价定价、可再生能源相关技术研发、跨区域绿电交易的协同运行等有关机制仍待完善。