川渝1000千伏特高压交流工程线路

电网垄断如何破局？核电直连动了谁？西电为何要西用？

文 | 彭勇

7月10日，《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》首次明确，“推动核电纳入绿电绿证体系”，为核电直连加速落地提供了政策依据。

6月13日，《新型能源体系建设“十五五”规划》首次提出，统筹西电西用与西电东送，加强产业转移与清洁能源协同布局，促进能源资源就地就近转化利用。

两件看似独立的事，实则指向了同一个方向：中国电力体制改革正在进入重要的窗口期。

2002年中国电力改革实现“厂网分开” ，原国家电力公司被拆分为华能、华电、大唐、国电、中电投五大发电集团，与国家电网、南方电网。

发电侧开始形成竞争，而电网专注于输电网建设与运行，输配环节的垄断格局被暂时保留了下来。

这使得电网企业既代表政府行使电力调度权，又经营售电等竞争性业务，既当裁判员，又当一方运动员，不仅垄断环节与竞争性环节未有效分离，政企亦未合理分开。

而且随着电网规模扩大、跨省区输电增加以及提升电力系统安全等需要，电网企业利用输配垄断地位与调度权优势，沿着产业链向上游延伸，大举切入新能源开发、综合能源服务等领域。

2025年12月，国家电投与国家电网旗下公司共同出资成立国家电投集团生物质能源有限公司，注册资本80亿元，经营范围涵盖太阳能发电、风力发电、储能等领域。这是电网企业直接以股东身份参与发电业务的最新案例。

而南方电网综合能源股份有限公司作为南方电网旗下核心的新能源投资运营平台，参股及主导了多个海上风电和陆上风电项目。

在蓄能、储能领域，两家电网企业的布局更为激进。

“十五五”期间，国家电网规划新开工、新投产抽水蓄能装机容量均超3000万千瓦。这一规模在电力央企中处于绝对领先地位。今年上半年，国家电网新增23家储能子公司，占同期央企新成立储能公司总数的近四分之一。

南方电网力争“十五五”末抽水蓄能、新型储能投运装机分别达到2100万千瓦、500万千瓦左右。

双方均在以“系统调节”之名，直接参与原本属于发电侧或独立市场主体的竞争性业务。

再叠加自有的电网，在“源网荷储一体化”的背景下，电网企业将源网荷储各环节打包成一个封闭的微循环。

这意味着电网企业既是电力通道的运营者，又是发电资产的持有者。当年被拆分的“发-输-配-用”垂直一体化格局，正以新能源和储能投资的名义，被重新拼接起来。

与此同时，2021年新型电力系统构建被确定为国家战略后，分布式能源作为重要组成部分被加速推进，但就地消纳、去中心化的属性，与电网企业“一家独大”、垂直一体化和统购统销的体制，形成了强烈的对峙。

2024年7月，党的二十届三中全会提到，“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革”。

对电力行业而言，相当于为“管住中间、放开两头”的改革架构按下了“加速键”。

管住中间，即对输配电网环节加强政府监管，确保电网公平开放、市场公平交易。放开两头，即在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，价格由市场形成。

2025年以来，政策密集落地，绿电直连成为重要突破口。

所谓的绿电直连，指的是风光等可再生新能源电力不经过公共电网，通过专用线路直接向工业园区多家企业供电。

绿电直连的推进速度惊人。从2025年5月仅允许单用户直连，到2026年5月覆盖多用户法人主体并明确价格机制，前后只用了一年时间。

更重要的是，绿电的范围有望覆盖至核电。

7月10日，《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》首次明确，“推动核电纳入绿电绿证体系”。与近年来，中广核、中国核电等央企的诉求，形成了呼应。

而在此之前，国家发改委等部委联合印发的《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，提到探索核电、氢能等能源以直连方式为算力设施供能。

尽管国家推动绿电直连的初衷，客观上是为了破解光伏、风能等新能源消纳困局与出口型企业的碳关税壁垒，然而实际上还为发电央企提供一条绕过电网企业、直接触达终端用户的制度通道，相当于在售电环节引入了竞争机制。

如果说，风光直连对于电网企业而言，还产生不了多大的利益冲突，毕竟风光波动较大，用户仍需大电网兜底，那么核电直连因为是大容量、高稳定性的基荷电源，一旦直连，用户基本可脱离电网独立运行，触及的便是电网“统一调度、统购统销”的根本利益。

今年6月，阿里巴巴被爆与核电央企建设小型核反应堆（SMR），以解决仁和数据中心巨大电力需求，因电价与供电模式的分歧，合作突遇瓶颈。

从区域角度来看，阿里计划建设SMR并不意外。

因为仁和数据中心所在地的浙江，是一个典型的资源小省、用能大省。不仅化石能源大量外购,每年三分之一的电也需要从省外送入,对外依存度高。

尤其是随着AI算力需求集中爆发，浙江的用电缺口正在被进一步拉大。今年一季度，浙江算力中心用电量达15.29亿度,同比增长26.43%，远远超过其全社会用电量5%的增幅。

更深层的原因是，四川等西部电力外送省份近年来就地消纳绿电的诉求日益强烈，引发的蝴蝶效应。

事实上，浙江、江苏、广东等东部省份“十五五”计划通过发展核电、海上风电强化自身能源的保障能力。

时间回到上世纪90年代末。

1998年8月，二滩水电站首台机组投产。该项目总装机容量为330万千瓦，年发电能力可达170亿度，为20世纪中国建成的最大水电站。

然而电站建成时，恰逢亚洲金融危机后的经济低谷期，川渝地区用电增速从10%以上跌至负值。加上川渝地区同期又上马了一批火电项目，导致大量电力无法售出，出现“弃水”事件。

2000年，国家为统筹解决二滩的弃水困境和缓解东部电力紧张，提出建南、中、北三大输电通道，分别向华中/华东、华北送电来优化资源配置，西电东送战略由此发端，并成为西部大开发的标志性工程之一。

西电东送工程实施二十多年来，成为调整能源结构、保障电力供给、协调区域平衡发展的重要战略工程，但其政府间框架协议为主导，缺乏充分市场化机制的弊端，已演变成东西部博弈的体制根源，削弱了部分送出地区电力供应的意愿。

以四川为例。根据国家能源局及四川《川电外送增发火电成本分摊机制》，向家坝、溪洛渡等四川大型梯级电站由国家统筹开发消纳，外送电量通过政府协议和中长期交易锁定，省内外分配比例由国家划定。

在这一制度安排下，四川水电外送的电量并非优先省内消纳、余电再外送，而是全国一盘棋的刚性分配。

上述政策无法预料到成渝地区双城经济圈、“东数西算”等国家战略的实施，导致四川电力需求迅速增长、供需矛盾日益突出。

而且四川总量盈余一定程度上淡化了成都负荷中心用电供应紧张的事实。

尤其是，2022 年川渝遭遇极端高温干旱，四川水电发电能力锐减超50%，在被迫限电停产、影响经济社会发展的情况下，仍按协议外送电量，加剧本地供需失衡矛盾。

为此，四川近年来积极争取从省外购电，推动陇电入川、疆电入川，并争取提升本地水电就近就地消纳比例。最具标志性事件是，四川2020年4月联合重庆上书国家能源局，提出将确定送往华中的白鹤滩水电站电力留在川渝消纳。

放眼西部四川不是孤例。

云南自2020年用电量首次超过外送电量，电力供需矛盾凸显，多次对电解铝等高耗能企业限电限产，2026年还出台了促进绿色电力消纳的文件，推动更多产业向云南转移。

内蒙古、新疆、宁夏、青海，也通过发展高耗能产业，提升绿电消纳水平。

此外，国家对电解铝、数据中心、钢铁、水泥、多晶硅行业等高载能产业提高绿电使用比例的要求，客观上也加强了西部地区绿电就地消纳的动力。

数据显示，“十三五”中期以来，西部跨省跨区输电量增速逐年下降，分别由2018年的14.6%和13.5%下降到2022年的4.3%和6.3%。

这一切的根源，在于中国电力中长期交易电量占市场化电量比重超95%，现货市场建设滞后，电价无法真实反映电力供需的时空差异，当价格信号无法在省际间有效传导时，跨省区输电便只能依赖行政指令而非市场供需来配置资源，这使得东西部省份的利益和矛盾难以得到有效协调。

2022年4月，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》，旨在构建高水平社会主义市场经济体制。其中电改被置于重要位置——明确提出“健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心”。

2026年2月国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，则是试图通过引导电力资源优化配置，完善跨省跨区电力交易制度，推动现货市场2027年前基本实现正式运行，实现深化电力体制改革的目标。

在此背景下，国家推动“西电西用”从学术共识上升到国家战略，不仅仅是简单迎合西部省份的发展诉求——使能源生产与消费在西部地区实现就近匹配，降低输电损耗与系统运行成本，更重要的是对以计划为主的跨省区电力配置机制的纠偏。

在这一逻辑下，电力资源的流动将逐步摆脱僵化的政府间协议束缚，转而依托全国统一电力市场体系中的现货价格信号，反映不同时空下的供需稀缺程度与绿电环境价值。

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