策划人语：
“十五五”期间，我国新型能源体系建设进入攻坚阶段，跨区域、跨流域的多能互补成为破解资源分布不均、提升能源利用效率、保障能源安全的重要路径。
西北区域坐拥丰富的风光资源，是我国清洁能源生产的重要基地，但面临调节资源紧缺、新能源消纳压力大的突出问题；西南区域水能资源禀赋优越、调节能力强劲，却受季节性来水影响呈现周期性缺电特征。
当前，西北—西南多能互补已从单一电网互济向“风、光、水、火、储、荷”多要素协同演进，但仍面临市场、技术和政策等多重挑战。
在《能源评论》杂志与国网经济技术研究院联合举办的学术沙龙上，专家们认为，西北、西南两个区域电网在能源资源、电源结构、负荷特性等方面均存在较大互补性，在“西电东送”全局框架下，有必要规划新的联网互济通道，实现跨区域跨流域多能互补。
“十五五”期间，可通过存量通道充分挖潜、增量通道精准布局、市场机制激活和全要素系统重构，构建以风险成本管理为核心的跨区域能源互济协同体系，为新型电力系统建设提供韧性支撑。
2025年12月31日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，在区域互济方面提出了明确要求。在发展方向上：加强区域间、省间电网联络和互济能力，支撑错峰互济，促进备用容量和可调节资源共享；在量化目标上：到2030年，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右。
西北与西南，这两个能源资源禀赋各异的区域，正通过政策、设施与市场的多重纽带，逐步构建起一个安全、高效、绿色的跨区域互济协同的能源新格局。
（文章来源 微信公众号：能源评论•首席能源观 作者：本刊记者 王伟）
01 从电量互补到系统互济
西北—西南能源互济的成效正在显现。2026年新年伊始，我国首个“沙戈荒”新能源基地外送特高压工程传来消息，2025年6月投运的哈密—重庆±800千伏特高压直流工程，当年即实现外送电量116.68亿千瓦时，单日最大输送电量近1亿千瓦时。
西北—西南能源互济的序幕，早在半个世纪前就已悄然拉开。理念的萌芽可追溯至20世纪70年代。根据国网西南分部专家介绍，早在1976年建成的甘肃碧口水电站及其联络线，就已实践了丰水期并入四川电网、枯水期切至甘肃电网的初步互济模式，可谓跨区能源互济的早期探索。
进入21世纪，以2009年投运的±500千伏德阳—宝鸡直流输电工程（以下简称“德宝直流”）为标志，西北与西南的互济进入了工程化、常态化阶段。德宝直流设计为双向300万千瓦，初衷是实现“丰水期川电送陕、枯水期陕电送川”的年度电量置换。国网陕西电力调控中心的运行数据表明，其实际运行模式已深刻演变，目前绝大部分时间为“西北送西南”，以支撑西南特别是川渝地区的电力保供，这反映了区域供需形势的动态变化和互济价值的现实转向。
政策层也在提供引领。2021年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。文件明确要求“利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源”，这为能源互济协同提供了指引。
理念的深化，源于对资源特性的精准认知。国网能源研究院能源战略与规划研究所规划一室主任伍声宇提出：“西北与西南的战略定位形成了鲜明互补——西北是边疆安全屏障与资源保障基地，西南是成渝地区双城经济圈与创新中心，这种区域功能的差异性恰是互济的基础。”数据显示，西北煤炭保有储量占全国一半，风能资源占陆上风能的三分之一；西南地区水能资源开发量全国第一，拥有全国七成水电资源。更关键的是时间维度的错位：西北风电夜间出力强、光伏正午出力猛，而西南水电呈现“丰余枯缺”的季节性特征。西北电网夏冬双高峰中冬季更突出，西南则是典型的“夏高冬低”。
专家们在研讨中指出，如今的互济内涵已远超单纯的电量交换。国网能源研究院专家强调，它更是调节能力、安全保障和生态价值的共享。电力规划设计总院副总工程师徐东杰进一步阐释，电力资源优化配置不仅是输电通道的建设，更是一个涵盖时空布局、技术创新以及市场机制的系统工程，目标是实现“电力送得出、落得下、用得好”。
02 从定向输送到双向互动
如今的西北电网，不仅有着“四室一厅”的网架格局，更有着蔚为壮观的特高压通道：截至“十四五”末，已建成外送直流通道14条，其中特高压直流10条，外送规模达到9531万千瓦。最新数据显示，西北电网2025年跨区外送电量达4110亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时。
德宝直流的角色转变更具看点。2009年投运时，其仅陕西、四川两省间的联络通道，2018年互济协议签署后战略价值凸显。2022年夏季，四川遭遇历史罕见高温干旱，水电出力骤降50%，陕西通过德宝直流以最大功率向四川反送电量17.6亿千瓦时，有效缓解了成都等地的供电紧张。
国网西南分部发展部主任周泓认为：“德宝直流的成功在于选址——宝鸡与德阳都是电网‘咽喉’，处于电源与负荷中心的交界处，多了可疏散，缺了可汇入。”这一经验为后续通道规划提供了参考。目前西北与西南之间在运、在建及国家规划的跨区通道主要有5回直流，总容量达2820万千瓦。然而，这些通道多为配套电源的“定向输送”工程，其送电曲线相对固定。
与西藏相关的联网工程更是展现了系统的价值。柴拉直流作为丰水期“藏电外送”和枯水期“送电进藏”的直流输电绿色通道，一期工程已于2011年投产。2025年9月28日，青藏联网二期扩建工程正式投运，将青海与西藏之间的输电能力提高一倍，达到120万千瓦。徐东杰在讨论中表示：“青藏联网工程扩建前双向累计送电200亿千瓦时，扩建后能力再提升，形成冬春电入藏、夏秋藏电外送格局。”这表明，通过优化电力基础设施和市场机制，在一定程度上可以促进区域能源互济余缺、保障能源安全，具有较大的经济和社会效益。
技术创新贯穿通道建设、调度运行与市场交易的全过程。2024年6月29日，我国首套电网侧构网型静态无功补偿器（SVG）在四川成都500千伏广都站、玉堤站完成工程建设和系统调试后投入正式运行。工程提升德宝直流丰期送电能力100万千瓦以上。正如徐东杰所言：“通过智能化调度与交易、柔性互联、数字孪生与全景感知等先进技术的应用，许多实际操作中面临的技术卡点正在被攻克，以实现电力‘送得出、落得下、用得好’的目标。”
03 以保险逻辑直面“淹没效应”
站在“十四五”收官与“十五五”谋划的交汇点，西北—西南能源互济协同之路前景广阔，但路径选择需更加务实。
多位专家在研讨中指出，需重新审视互补基础与演变逻辑。国家电网公司发展部原副主任张正陵认为，随着电力系统规模持续扩大与电力需求负荷刚性增长，水电调节能力存在被“淹没”的风险。
“淹没效应”体现在两个层面。其一，西南水电的调节能力被自身新能源增长和负荷刚性需求吞噬。国网四川经研院规划中心主任苏韵掣坦言：“四川水电总装机容量超1亿千瓦，其中约4000万千瓦外送，剩余部分配套水风光一体化后调节空间所剩无几。”其二，西北风光的波动性远超常规电源调节范围。中国能建西北设计院原副总工程师杨攀峰算了一笔账：“到2030年，西北自用新能源装机达到5.5亿千瓦，正常天气下日发电约23亿千瓦时，极端天气下仅能发出8亿千瓦时左右，15亿千瓦时缺口需要长时储能支撑，但电化学储能难当此任。”
这种背景下，规划的理念必须转变。有专家提出：“传统规划追求‘没它不行’的刚性必要，现在应转向‘有它更好’的保险逻辑。”他将互济工程比作车险：“买保险不一定能避免出事故，但可以应对不确定性；互济通道的论证逻辑，需从追求常态化的调节效益，转向侧重提升系统韧性、防范极端风险的保险价值；这要求规划理念从确定性最优转向风险成本管理。”对此，国网经研院主网规划中心主任工程师戚庆茹建议：“一方面，应精准布局增量通道；另一方面，应充分发挥存量通道潜力，统筹协调跨区输电计划和灵活互济需求。”
第一条出路是探索充分利用存量通道。德宝直流的实践提供了范本。国网陕西电力调控中心副主任王康展示的运行曲线显示：2025年德宝直流全年94%时段向西南送电，仅在夏季后夜反送调峰。这种“全年高峰时段送出，夏秋日内反转”模式，使通道年利用小时数达到5646小时。
第二条出路是增量通道精准布局。国网经研院的初步研究认为，西北—西南跨区电力互济通道采用直流背靠背、两端直流方案均具备技术可行性，经济性也基本相当，后续还要在规划研究和工程论证阶段具体比选。
第三条出路是激活市场机制。有专家表示，在当前的规划模式下，跨区工程效益难以量化，应建立反映“风险成本”的价格机制，建议推行“保障小时数固定价+增量市场价”模式，对超出保障部分按受端现货价结算。伍声宇进一步提出：“应显性化电力商品属性，将极端事件概率下的保供价值计入电价。”徐东杰则强调区域市场规则统一：“当前各省电力现货市场割据，跨省交易流程复杂，需建立毫秒级数据交互下的价格信号传导机制。”
第四条出路是全要素系统重构。伍声宇提出源网荷储碳全要素协同理念：“西北低价绿电与西南调节能力结合，可吸引大数据中心、绿氢等产业转移，实现能源赋能产业、产业消纳能源的良性循环。”张正陵展望：“西南地区若寄希望于西北的新能源补充长周期出力缺口，就需要西北在规划时额外预留相应装机容量，同时电网需具备持续输送足额电力的能力。”
西北西南区域能源互济协同之路，是一条从自然禀赋出发，经战略引领、工程实践，正向市场化、智能化、生态化纵深发展的征途。面向“十五五”，蓝图逐渐清晰：不应是大干快上的规模扩张，而是以“有它更好”的审慎态度，在存量挖潜与增量精准布局间寻求平衡，在市场机制与系统安全间建立纽带，在资源互补与产业协同间创造价值。
