近年來，越南國內頻繁出現“電荒”問題。根據去年的供電數據，廣西電網公司向越南北方電力總公司的月供電量達到3000萬度，總電量接近6800萬度。

　　到了今年，越南的“電荒”問題并沒有迎來好轉，越政府決定繼續向中國購買18億度電。越南國電集團表示，2024-2025年度的電力容量需擴充4000-5000兆瓦，北部的用電缺口就達到2000兆瓦，越南想要實現“新世界工廠”的地位，就需要解決發電問題。

　　反觀國內，國家能源局近日發布數據顯示，今年上半年，全國全社會用電量同比增長8.1%，電力消費延續較快增長勢頭，特別是高技術及裝備制造業用電量同比增速為13.1%，光伏設備及元器件制造業用電量同比大幅增長54.9%，遠超制造業平均水平。同時，今年入夏以來，我國多地出現持續高溫天氣，最大電力負荷快速攀升，7月1日-8月13日，國家電網經營區負荷四創歷史新高。華北、華東、華中、西南等4個區域電網及江蘇、浙江、山東等16個省級電網負荷74次創新高。

　　無論是“越南大面積缺電，找廣西買電”的需求，還是高溫干旱天氣下，全國各地電能的余缺互濟、精準匹配的部署，跨區域輸電的重要性日益凸顯。

　　實際上，回顧歷史，在跨區域輸電方面，我國在改革開放時期就已經做出了不少有益的探索。

　　中國去年全年發電量為9.1萬億千瓦時，越南政府希望購買的18億度電，僅占我國一年發電量的0.019%。可以說，這筆供電量不算太大。

　　但與此同時，東南亞是我國“一帶一路”倡議的重點合作地區。通過電力輸送，中國與東南亞國家的經濟聯系將更加緊密，雙方利益可以實現最大化。

　　缺電對越南來說，最大的影響是制造業生產大受影響。

　　數據顯示，從2018年1月至2023年4月30日，外資在越南的投資資本為1800億美元，為越南35年外資投入資本的40.3%。

　　越南工貿部門表示，因2024年上半年經濟迎來了復蘇，工業生產火熱，電力需求愈發旺盛，5-7月份需求將達到1091億千瓦時，同比大增13%，遠超預期。

　　然而，自2023年“電荒”開始，外資在越南的運營嚴重受到干擾，就連三星、富士康等國際大廠也被迫停電停產。

　　5月21日，路透社報道，越南再次出現了用電緊張問題，越政府呼吁多家制造企業應節約用電，鼓勵富士康等耗電量大廠“自愿”減少30%。

　　“2022年亞太地區電力需求預計增長3.3%，其中中國、印度兩個國家的需求約占該地區總用電量的70%、全球用電量的50%。”中電聯黨委委員、專職副理事長王抒祥預計，“未來三年，亞太地區可再生能源供應年平均增長率為11.6%，超過美洲年平均增長率兩倍以上。”

　　從市場的角度，跨境電力市場空間正不斷擴大。據報道，“十三五”期間，云南電力市場跨境交易電量累計超過176億千瓦時，出具跨境電力市場化結算單600余份，交易額超過12億美元，目前已有老撾、越南、緬甸三個國家的100余家購售電主體進場交易。電力已成為云南省第三大出口商品。

　　中電聯調查顯示，總體上，目前亞太區域跨國電力交易仍以常規電源（包括水電）為主，只有中亞國家恢復了跨國聯網，其余國家基本以點對網送電為主。各國及國際組織在推進新能源發電，包括風電、光伏發電的跨國電力交易，相應的前期研究工作還在開展。

　　雖然越南經濟增長較快，但一系列基建設施比如道路、電力、水業配套設施的落后，造成了缺電缺水。

　　2023年5月23日，廣西與越南簽署了110千伏深溝至芒街聯網工程購售電協議。據測算，年供電量在3.94億千瓦時到7.09億千瓦時之間，取中值，約為5億千瓦時。

　　能夠送電越南，體現的是如今中國大距離穩定輸出電力的實力。全國電力大聯網的重要章節，要翻到20年多前啟動的“西電東送”這一頁。

　　越南今天的發展道路與20年前的中國沿海地區頗有相似之處。

　　改革開放為廣東的經濟發展注入了活力，廣東省的經濟總量大幅增加。改革開放前，廣東省經濟總量只有遼寧省的80％，其后情況扭轉，東北三省加起來的經濟總量成了廣東省的80％。

　　伴隨經濟高速增長的，也是基礎設施的明顯不足，能源和交通運輸是制約經濟發展的兩大瓶頸。1991-1995年的“八五”期間，廣東省年均電力增長18.21％。同時廣東省還承擔向香港、澳門和湖南南部供應部分電力的任務，1999年向這三地輸電就達99億千瓦時，比1998年增長25.1％。因此，拉閘限電成了家常便飯。2002年，廣東省全社會用電總量也為云南和貴州兩省總和的2.6倍，但廣東省的一次能源儲量只有云貴兩個省的3.9%。

　　在這樣的大背景下，2001-2010年10年間，總投資超過5200億元的西電東送工程拉開大幕。

　　國家發展改革委原副主任、國家能源局原局長張國寶曾經提到，西電東送工程橫跨數省區，建設內容包括水電、火電等電源建設，也包括長距離的高壓交直流輸電工程，是一個系統工程，各地間的協調工作量也大。在回憶他所親歷的西電東送工程決策和實施過程時，他提到，2000年8月初的北戴河會議上，有一個小爭論：究竟是在廣東省建設1000萬千瓦發電機組好，還是從貴州、云南向廣東輸送1000萬千瓦電力好？有人擔心能否完成由外省向廣東送電1000萬千瓦的任務，時任國務院總理朱镕基同志甚至還立下軍令狀：“如果不能完成向廣東送電1000萬千瓦的任務，我總理辭職。”然后對與會的時任國家發展計劃委員會主任曾培炎說：“你這個國家計委主任也辭職。”

　　十幾年過去了，如今，我國的西電東送基本格局已經形成，覆蓋了從西到東的遼闊地區。

　　電力發展研究院區域研究三處副處長李丁介紹，自2000年西部大開發戰略實施至去年，西電東送規模從300萬千瓦增加到超過3.0億千瓦，增長約100倍，支撐了我國東中部地區約1/5的用電需求，有力促進西部地區資源優勢轉化為經濟優勢，推動東部資源結構優化，為區域協調發展注入強勁動力。

　　各地區能源消費結構調整進程進一步加快，西電東送可持續高質量發展也面臨新形勢、新挑戰。

　　李丁介紹，國內國際雙循環的新發展格局下，中東部地區電力需求仍將保持剛性增長。隨著雙碳戰略持續推進，東部地區綠電需求持續增長，但支撐本地新能源大規模開發的資源要素日益收緊，以新能源為主的清潔能源資源大范圍跨省跨區優化配置需求持續提升。

　　8月6日，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局聯合印發《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027年）》，明確提出電力系統穩定保障、大規模高比例新能源外送攻堅、電力系統調節能力優化等9項專項行動。

　　目前，我國跨省跨區輸電通道輸送新能源占比還較低。李丁介紹，目前全國跨省跨區直流輸電通道平均利用率約70%，通道利用率尚待提升。2023年全國跨省跨區輸電通道輸送可再生能源電量占比約56%，其中新能源電量占比僅18%，西電東送通道綠色資源優化配置平臺作用有待進一步發揮。

　　中銀國際證券分析，我國將開展大規模高比例新能源外送或純新能源外送。加強新能源外送能力是緩解目前新能源電站消納問題的有效方式，提升輸電通道新能源電量占比有望推動我國光伏風電裝機規模持續提升。

　　記者從國家電網了解到，截至2023年底，新疆累計外送電量達到7408億千瓦時，其中，新能源電量占到近三成。也就是說，每送出的3度電中，就有近1度是綠電，相當于減排二氧化碳17152萬噸。

　　為加快疆電外送，新疆不斷暢通外送通道建設。在建成“兩交兩直”外送通道的基礎上，2023年又開工建設了第五條外送通道，哈密至重慶±800千伏特高壓直流輸電工程，建成后，新疆外送能力將提升32個百分點。

　　新疆電力交易中心有限公司交易部主任張新偉表示，2010年，疆電外送只有3億千瓦時，現在已經突破7400億千瓦時，覆蓋范圍也從最初的7個省、區、市擴展到20個省、區、市，實現了“能源空中走，電送全中國”的目標。

　　截至2020年底，我國已建成特高壓直流跨區域輸電通道16項，輸電容量1.25億千瓦，特高壓交流跨區域輸電通道也已經建成13項。同時，區域間的電力供應互助也取得良好成績，例如甘川互援已經達到20億千瓦時的合作規模，寧電入湘也邁入實質性階段。

　　2021年3月，中央財經委第九次會議上首次提出了“構建以新能源為主體的新型電力系統”。未來電能在終端能源使用的總量和比例都將持續增加，但是，我國可再生能源與負荷分布不平衡，西部地區風、光、水等資源稟賦較好，負荷中心主要位于東部地區，各省市之間的資源稟賦特征與電力結構差異難以實現區域內電力供需平衡。

　　廈門大學經濟學院中國能源經濟研究中心教授姚昕、華中科技大學國家治理研究院副院長孫永平撰文指出，當前我國跨區域輸電還存在一些突出問題。

　　一是輸電網絡缺乏與國內統一大市場相適應的全國整體規劃。

　　跨區域輸電網目前主要作用于省間交互及網對網輸送。但是，隨著各省市產業結構的升級帶動當地用電結構的逐步變動，在規劃中應該注意負荷的遷徙和變化。網對網輸電通道架設難以適應未來區域發展帶來的用電需求變化。從中長期發展視角而言，目前鋪設輸電通道的運營效率或許會有所降低。

　　同時，隨著可再生能源發電的不斷推進，各類可再生能源電力將不斷進入配電網，使各類電力占比處于動態變化中。這將導致配電網更加復雜多元，進而倒逼輸電網絡提高運行效率。

　　也就是說，傳統的電網模式已不再適用，跨區域聯動需要從頂層設計上改變過去基于“網對網”定向交易的線路規劃，進行全國整體規劃。

　　二是跨區域輸電交易價格機制交易機制不完善，輔助服務補償費用機制缺失。

　　隨著跨區域電力中的可再生能源電力占比的提高，發電成本的下降程度是否對沖前期成本的提升？

　　張國寶回顧西電東送工程時，就提到：“廣東省雖然堅決執行中央關于西電東送的決定，但是在一部分干部中仍然對接受來自云南、貴州的電力持有疑慮，擔心不能按計劃完成向廣東送電1000萬千瓦，會影響廣東省的電力供應，拖廣東省經濟社會發展的后腿。也有人擔心西電東送的成本會比在本省建設電廠要高，本省得不到稅收。還有人擔心今后云貴發展了，無電可輸或少輸了。”

　　對此，當時采取的是“云南、貴州輸到廣東省的落地電價要比廣東省本地燃煤發電的平均上網電價每度電低2-3分錢”。

　　而今，輸電交易價格機制方面，倘若減掉由于電力跨省跨區輸電產生的中間費用，送電端成本水平已經高于上網電價水平，這意味著電力企業利潤空間再遭壓縮，電力價格存在著一定程度的扭曲，這極大地制約了發電企業跨省跨區輸電的積極性。同時，輸電交易價格目前多實行單一電量電價形式，采用經營期定價法，也會大幅削弱電價彈性。

　　另外，發用兩側可交易電量規模是相互匹配的嗎？浙江省電力市場規則發展早期考慮到了外來電如何參與市場的問題，但受限于電力市場實際運轉過程中的許多現實問題，浙江省仍保持著電網公司主導外來電購買的模式。這意味著電網企業在掌握保障性用電的渠道，外來電銷路暢通。倘若放開為“點對點”模式，工商業用戶涌入交易市場，而電網企業的外購電量沒有變化，這會導致外來電沒有銷售市場，而工商業用戶沒有購買渠道的局面。

　　現階段，在輔助服務補償費用方面，我國跨省區電力交易市場還未建立起完善的輔助服務補償費用機制。比如，省外電力的輸入擠壓當地發電空間，導致機組停運而產生的高額補償費用，也都由當地電廠承擔，存在分擔不均的現象。

　　在能源安全保供、清潔能源消納的大前提下，跨省跨區域電力輸送如何實現送電省滿意、通道利用率合理、受電省稱心的目標？電網頂層設計、交易電價定價、可再生能源相關技術研發、跨區域綠電交易的協同運行等有關機制仍待完善。