我国特高压建设已步入快车道，投运线路数量超过40条，形成了覆盖全国的电力输送网络。这些"电力高速公路"承载着将西部清洁能源输送至东部负荷中心的重要使命。然而，东部地区接收绿电的实际效果却未达到预期水平，背后存在多重制约因素。

531亿特高压绿电外送受阻，价格博弈成最大瓶颈

价格机制成为绿电外送关键障碍

跨省跨区电力交易价格政策的不完善，成为制约绿电大规模外送的核心问题。送受端之间存在明显的价格分歧，形成了难以调和的利益矛盾。送端地区希望通过较高的电价回收巨额投资成本，同时满足输送通道的绿电比例要求。受端地区则追求稳定的价格水平，希望在增加绿电供应的同时保障电力供应安全。

这种价格博弈在具体项目中表现得尤为突出。青豫直流工程总投资约226亿元，已于2020年底投运，但送端0.45元/度的电价与受端期望的0.4元/度甚至更低价格之间存在较大差距。藏东南送粤港澳大湾区特高压直流输电工程动态投资高达531.68亿元，于2025年7月获得核准，计划在"十五五"期间建成投产，同样面临类似的价格协调难题。

价格机制的不完善直接影响了绿电交易的积极性。东部地区用电企业在成本考量下，往往倾向于选择价格更低的本地电源或其他供电方式。这种市场行为虽然符合经济理性，却在客观上阻碍了清洁能源的大规模消纳，影响了国家能源结构调整的整体进程。

市场机制与技术配套仍需完善

全国统一电力市场体系建设虽已启动，但相关机制仍处于完善阶段。2022年，我国明确提出建设全国统一电力市场体系的目标。2025年7月，国家发改委发布了关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函，要求电网企业依托跨电网常态化交易机制实现电力资源优化配置。

然而，现有的交易机制在实际操作中仍存在诸多不足。跨省跨区电力交易涉及多个省份和电网企业，协调难度较大。不同地区的电力市场发展水平不一，交易规则和标准缺乏统一性，增加了绿电外送的复杂性。同时，电力调度和平衡机制需要进一步优化，以适应大规模可再生能源接入带来的波动性挑战。

技术层面的配套设施也需要持续升级。虽然特高压输电技术已相对成熟，但在新能源大规模接入的背景下，电网的智能化水平和调节能力仍需提升。储能设施的建设滞后，限制了新能源电力的平稳输出。电力系统的灵活性改造进展缓慢，难以充分发挥特高压通道的输送能力。

本文源自金融界


                                        
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