近年来，东部负荷中心用电需求持续上行，而西部清洁能源加快开发，如何在更高比例新能源接入的条件下实现“送得出、接得住、用得好”，成为电力保供与绿色转型的共同课题。
2025年，南方电网西电东送全年送电量达2616亿千瓦时，较2020年增加311亿千瓦时，规模与效率同步跃升，折射出我国跨区域能源优化配置能力持续增强。
从原因看，供需两端共同驱动是首要因素。
供给侧，2025年西部来水条件较好，水电出力提升，同时新能源发电保持较快增长。
以云南为例，全年水电发电量同比增长约6%，新能源发电量同比增长约14%，为外送提供了更充足、更清洁的电源支撑。
需求侧，粤港澳大湾区数字经济、先进制造等产业集聚发展，用电需求呈现刚性增长特征。
广东用电负荷率先突破1.6亿千瓦，负荷高位运行对跨区电力支援能力提出更高要求。
供给增、需求旺叠加，推动西电东送在迎峰度夏等关键时段保持高强度运行。
从影响看，跨区输电规模上台阶，对减煤降碳和区域协调发展产生综合效应。
“十四五”期间，南方电网依托“八交十一直”西电东送大通道累计送电1.14万亿千瓦时，按测算相当于减少燃煤3.3亿吨、减排二氧化碳8.6亿吨，为东部负荷中心稳增长、保民生提供更稳定的清洁电力供给，也为西部清洁能源资源优势转化为产业优势、发展优势创造条件。
特别是在高温高负荷时段，通道能力的充分释放对稳定电网运行、降低系统性风险具有重要意义。
数据显示，迎峰度夏期间，超过三分之一的直流通道实现全天满负荷送电，单日送电量最高超过11.5亿千瓦时，体现出大通道的关键支撑作用。
对策层面，提升通道可用率与发挥市场机制作用成为两条重要路径。
一方面，数字化与精细化运维进一步挖掘输电潜力。
作为直流通道运维主体，相关单位以保供需求倒排生产计划、以停电窗口精准安排检修项目，推动关键期通道可用率创历史新高，等效停电时间降至5小时，同比下降80%。
全年累计开展26次直流在线检修、153次带电作业，减少通电停电时间超过350小时。
通过不停电检修、在线监测与状态评估等方式，把“少停一次电、多送一度电”的潜力转化为可量化的外送增量，增强电力系统在极端天气与负荷峰值下的韧性。
另一方面，全国统一电力市场建设加速推进，为清洁能源跨省跨区消纳提供制度与价格信号支撑。
2025年南方区域电力现货市场转入连续结算试运行，并实现南网、国网首笔跨电网经营区现货交易，跨区互济范围进一步拓展。
数据表明，全年西电东送通道累计输送跨经营区电力互济电量超过64亿千瓦时；下半年通过现货市场机制增送电量达251亿千瓦时。
与此同时，南方电网经营区域清洁能源发电量达9503亿千瓦时，占比58%，同比提升4个百分点。
市场机制在“促消纳、稳保供、降成本”之间形成更有效的平衡，有助于将资源禀赋差异转化为系统效率优势。
面向未来，新能源高比例接入带来的波动性、随机性仍将对电力保供提出新挑战，跨区输电也将从“规模扩张”转向“安全高效与灵活调节并重”。
在此背景下，需要进一步发挥市场对保供的支撑作用，适时组织省间中长期灵活交易，常态化开展跨经营区电力交易，规范推进跨省跨区应急调度和互济调配。
同时，应加快提升系统调节能力，统筹抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂等灵活资源，增强对峰谷差扩大与新能源出力波动的适配能力；并在关键通道、重要枢纽持续推进数字化运维和精益管理，巩固大通道安全运行基础。
随着电力市场联通机制进一步完善、跨区互济能力持续增强，西电东送有望在更大范围、更高效率上促进清洁能源消纳，为经济高质量发展提供更可靠的绿色电力保障。
西电东送工程的新突破，不仅彰显了我国电力工业的发展成就，更折射出能源革命与生态文明建设的协同推进。
在双碳目标引领下，这种跨区域、多能互补的能源调配模式，正在为高质量发展注入绿色动能，也为全球能源转型贡献中国方案。