20年来，在长江经济带腹地，华中电网以“电”为笔、以“网”为墨，将“绿水青山就是金山银山”的理念绘就一幅绿色发展的壮美画卷。
国网华中分部以97.23%的新能源利用率，将“绿水青山”转化为1304亿千瓦时的清洁电能，让“生态本身就是价值”的深刻内涵在长江两岸落地生根，生动诠释了保护生态环境就是保护生产力、改善生态环境就是发展生产力的时代真谛。
（文章来源 微信公众号：能源评论•首席能源观 作者：辛渲 李福成 程迪）
从理念萌芽到绿色转型
“十五”期末，华中500千伏主干网架基本形成，华中地区电力工业的发展已进入大电网、大机组、多种发电资源互补、区域内资源优化配置效果显著的新阶段。华中电网南北水火互补、丰枯互济的格局开始形成。
2005年年初，国家电网公司提出发展特高压电网，当时的华中电网公司把500千伏电网规划定位为与特高压电网规划更好衔接，助力特高压电网发展。
华中区域电网配置电能资源的价值在2005年逐步彰显。2005年年底，华中电网跨省跨区交易电量突破200亿千瓦时。这不仅开创了电网建设发展的新局面，更为“十一五”建设一个坚强的华中电网、实现华中地区的资源优化配置和建立竞争性区域电力市场奠定了坚实基础。
2008年年底，我国第一条特高压交流示范工程——晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流示范工程连通华北与华中。2010年，我国第一条特高压直流工程向家坝—上海±800千伏特高压直流示范工程从华中的四川架至华东的上海。逐步壮大、坚强起来的超高压、特高压物理网架，将中西部与东部相联，将华北、西北与南方相联，实现了电力资源跨区跨省大范围优化配置。
2010年是我国水电百年、西部大开发十年。当年夏末，面对“十一五”节能减排目标倒计时，我国首次出现了并非由于电力供给不足而是基于减排压力的限电情况。低迷数年的水电在我国能源发展中的战略地位被重新认识。作为西部大开发重要组成部分的西电东送（三峡外送、川电东送）工程将源源不断的绿色电力通过超特高压电网送出，有力缓解了我国经济发达地区因迅猛发展所面临的生态压力。华中电网也在“十一五”期间步入了以特高压电网为显著特点的新阶段。通过科学安排水库运用方式，华中电网对水能资源最大限度地物尽其用，践行了节能减排国策。2006～2010年，华中电网统调水电厂节水增发电量为346亿千瓦时，相当于节约标准煤1190万吨，减少二氧化碳排放量3450万吨；网调直调水电厂节水增发电量为174亿千瓦时，相当于节约标准煤600万吨，减少二氧化碳排放量1730万吨；网调直调水电厂无调峰弃水损失电量，有效利用了水能资源。
2017年6月27日，甘肃酒泉—湖南韶山±800千伏祁韶特高压直流工程投运，甘肃风光火电打捆进入华中电网。当年，国网华中分部两次启动大气污染治理与电网运行联动机制，实现河南清洁替代电力最大330万千瓦。
2020年，“十三五”圆满收官。华中电网形成“十一直一交”12条跨区通道，成为跨区通道最多的区域电网；新能源消纳电量较“十二五”末增长8倍，区内清洁能源利用率超过99%。
2021年，“十四五”开局。华中电网特高压建设全面提速。6月26日，雅湖特高压直流投运。10月21日，陕武特高压直流投运。12月24日，南昌—长沙特高压交流工程投运，湖南、江西电网首次实现互联。
2022年年底，我国新能源迎来跨越式发展。华中电网新能源超过水电成为第二大装机电源。
2025年6月底，华中电网全口径新能源装机容量首次突破2亿千瓦，最大发电出力突破9000万千瓦，在华中电网总装机中占比逾45%，稳居区域第一大电源。从2016年的1000万千瓦到2025年的2亿千瓦，装机规模十年增长20倍，年均增速达36%，华中电网用实际行动践行着“绿水青山就是金山银山”的绿色发展理念。
绿电奔涌“量升率稳”
绿色发展需要生态价值与经济价值的统一。华中电网通过电网升级强化支撑，推动新能源高水平消纳利用，让绿色能源真正成为区域发展的“金山银山”。
2025年上半年，华中电网湘南、豫西、豫北等新能源富集地区外送能力共提升250万千瓦，推动新能源送区外现货交易10.5亿千瓦时，同比增长52.7%。累计消纳区内新能源1304亿千瓦时，同比增长35.9%，全网新能源利用率为97.23%，在国网六大区域电网中位列第二，实现了“量升率稳”。消纳区外清洁能源325.6亿千瓦时，同比增长15.1%。
在河南，华中最大抽蓄基地五岳电站机组相继投产，这座总装机容量为120万千瓦的“超级充电宝”，每年可促进新能源消纳18亿千瓦时；6月，华中直调的6座抽水蓄能电站全部完成机组长时调相运行试验，单机在抽水调相工况下连续稳定运行最长达7小时，全面验证了机组在长时调相过程中提供深度无功调节和动态电压支撑能力的稳定性。
面对新能源装机的快速增长，华中电网以电网升级强化支撑，重点工程加速推进。我国首条核准的以输送“沙戈荒”新能源为主的电力通道——宁夏—湖南±800千伏特高压直流工程实现双极低端投运；腾格里—江西特高压直流工程完成预可研；闽赣、湘粤、湘黔、鄂皖背靠背联网和内乡电厂二期送出等工程完成可研评审；500千伏葛军线汉军线改接工程开工建设。
华中电网的实践再次证明：“绿水青山”既是自然财富，又是经济财富。通过将绿色能源转化为经济价值，华中电网让“绿水青山”真正成为区域发展的“金山银山”。
在“十四五”规划收官之年，国网华中分部将组织四省优化新能源发展规模与时序，加强外送通道及系统调节能力建设，擘画发展新蓝图：全面建成3项特高压直流工程、4项背靠背工程，形成“三交三直”骨干网架；推动抽蓄装机突破3000万千瓦，新型储能规模达500万千瓦；深化省间电力市场建设，新能源市场化交易电量占比突破70%。
“十五五”期间，预计华中电网新能源将继续保持快速增长，新增装机超过9400万千瓦，至2030年全网新能源总装机将突破3.05亿千瓦。
在新型调度体系建设上，国网华中分部明确进一步推进方向：提升新型电力系统认知能力、控制能力、防御能力，推动新能源高质量发展，挖掘系统调节能力，健全主网一体化运作机制、主配协同运行机制、各类新业态管控机制。
在加快构建新型电力系统方面，推动华中特高压电网定位由直流支撑和网架功能逐步向安全支撑和输电功能转变，引导各类电源以合理规模及布局发展、分层分区接入，推动各电压等级电网、交直流、网源协调发展。因地制宜发展本地新能源，更好地服务新能源全面入市，积极引进区外清洁能源，加快系统调节能力建设，提升清洁能源消纳能力。
电网挖潜持续提升
“两山”理念要求各地在实现经济发展的同时，注重生态环境保护，推动绿色发展。为匹配新能源装机的快速增长，华中电网从硬件升级与机制创新两方面同步发力，通过深化新能源管理，实现生态保护与经济发展的双赢。
今年，国网华中分部开展分布式光伏发展专题调研，研究提出解决措施和工作建议；印发《促进新能源高效利用工作方案》，制定5方面25项工作举措；遴选成立华中电网第一批新能源调度运行管理专家组；加快推进分布式光伏“四可”（可观、可测、可调、可控）能力建设、新能源场站涉网性能核查整改，提升主动支撑能力；持续提升各周期新能源发电预测准确率，完成火电机组灵活性改造；服务保障首座直调新能源基地光伏电站投产，形成华中新能源调度管理直接经验。
2025年3月春检期间，负荷回升缓慢，光伏增长迅猛，华中分部一方面充分发挥全网备用容量共享机制，协调区内四省按照保供最低要求安排火电开机方式，3天累计安排火电停机超2000万千瓦。另一方面，多方协调，组织腰荷时段电力外送，全网新能源外送最大电力达到309万千瓦，有效缓解了新能源消纳压力。
随着新能源逐步成为华中电网装机主体和新增电量主体，服务新能源发展面临更大挑战。华中分部积极构建协同机制，推动新能源高水平消纳利用。
2024年10月15日，华中区域省间电力现货市场转入正式运行，为实现资源大范围优化配置、促进清洁能源跨省跨区消纳创造了有利条件。华中分部一方面积极配合总部做好省间电力现货市场建设运营工作，另一方面会同区域内各省电力公司推动省间现货交易机制在省内落地。2024年12月27日，河南省发展改革委、国家能源局河南监管办公室印发正式文件，推动河南富余新能源参与省间现货交易，标志着省间现货新能源购售双向交易机制在华中区域四省实现全覆盖。
2024年12月，恰逢河南大部地区天气晴好，午间光伏大发消纳困难。华中分部抢抓交易需求，充分发挥国网省三级调度协同机制作用，第一时间会同河南省电力公司组织相关新能源主体进行省间现货交易申报，积极与总部协调落实区外消纳能力和相关交易外送通道，促成了河南首单富余新能源省间现货外送交易零的突破——河南里川风电场、后河光伏电站等30座新能源场站通过省间电力现货市场跨省售出富余电量152.9万千瓦时，最大电力50万千瓦，经由华中区域交、直流通道送至蒙西、川渝、华东等地。
2025年1月，江西天气持续晴好，光伏大发，腰荷时段光伏最大出力超过1200万千瓦，处于历史较高水平。但随着春节假期临近，江西用电负荷逐步走低，腰荷时段负荷较上周下降500万千瓦。江西电网午间调峰十分困难。华中分部开展了2025年首次虚拟电厂调峰资源跨省调用，调用湖北、河南最大269万千瓦调节能力帮助江西电网调峰，其中湖北省内5家虚拟电厂在腰荷时段的调峰响应电力最大为5.5万千瓦，调节时长为4.5小时，帮助江西消纳富余新能源电量15.8万千瓦时。
上半年，华中省间调峰辅助服务单月成交电量突破7亿千瓦时，单日成交电量突破8000万千瓦时，华中省间现货市场年度交易量达23亿千瓦时，均创市场运营以来新高。常态化开展抽蓄电站、虚拟电厂调峰资源跨省调用，上半年成交电量3800万千瓦时，相当于节约标准煤4.5万吨。通过高频次开展跨省交易，2025年上半年新能源省间消纳电量同比增长52.67%，市场化消纳占比突破65%。
