跨区送电

通道工程满负荷送电。重点围绕海西清洁能源基地，开展青海第二条特高压外送通道研究论证工作。根据第二条通道推进情况，适时研究论证第三条跨区特高压外送输电通道和配套清洁能源基地。 积极推进源网荷储一体化
。适时推进羚羊至若羌双回750千伏线路，实现青海与新疆电网互联，在青海形成海南、海西两大电力枢纽，双轮驱动青海乃至西北区域电力清洁转型。 加快推进跨区电力外送通道建设。在实现青海省内清洁低碳发展基础上

人民币贷款市场报价利率确定。运行维护费率按2%确定。 第十四条 送出电网建设、由电源点送出、专门用于跨省跨区专项工程送电的配套工程，按照上述方法单独核定输电价格。已纳入直流工程或省级电网输配电价的，暂不
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《关于推进价格机制改革的若干意见》要求，深化电价改革，提升跨省跨区专项工程输电价格核定的科学性、合理性，我委对2017年发布的

15615万千瓦(跨区网对网输电能力14281万千瓦;跨区点对网送电能力1334万千瓦)。2020年全国跨区送电量完成6474亿千瓦时，比上年增长13.3%。 二、电力投资与建设 2020年，全国

与国网四川省电力公司签订购售电等有关协议，外送电量由国网四川省电力公司负责结算。 五、完善有关电价政策 结合电力市场化改革和电价形成机制改革相关要求，对新增光伏及风电项目，通过综合评价方式确定
新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行。 适时提高光伏、风电参与跨省跨区电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，提高其市场竞争力，推动光伏、风电产业健康可持续发展。 六、稳妥实施结转项目 《四川省

6月16日，四川省发改委、四川省能源局印发《四川省十四五光伏、风电资源开发若干指导意见》，明确提出：到2025年底建成光伏、风电发电装机容量各1000万千瓦以上。适时提高光伏、风电参与跨省跨区
，保障系统安全，并根据光伏、风电基地规划同步建设配套送出工程，保障基地项目发电上网需要。项目法人与国网四川省电力公司签订购售电等有关协议，外送电量由国网四川省电力公司负责结算。 五、完善有关电价政策 结合

网四川省电力公司签订购售电等有关协议，外送电量由国网四川省电力公司负责结算。 五、完善有关电价政策 结合电力市场化改革和电价形成机制改革相关要求，对新增光伏及风电项目，通过综合评价方式确定项目法人的
新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行。 适时提高光伏、风电参与跨省跨区电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，提高其市场竞争力，推动光伏、风电产业健康可持续发展。 六、稳妥实施结转项目 《四川省

能源监管机构及政府相关主管部门监管。 第七条 南方区域各能源监管机构按照属地化原则开展电力市场监管和行政执法。跨省跨区电力市场化交易活动中的违法违规行为，视情形由区域能源监管机构单独或会同相关省级
，有权要求电力市场成员报送电力市场监管事项相关的文件、资料、数据。 能源监管机构根据《电力企业信息报送规定》，结合辖区内电力市场化进程，完善市场监管信息报送制度。电力市场成员应当按照监管要求如实、及时

发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》(以下简称《建议》)显示，跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大;跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立;绕道输送电力的输电
特高压进行跨省区交易，落地电价一般低于本地新能源上网价格，但本地电源要承担调频和容量备用义务，是否能反映新能源交易过程中的真实成本? 除辅助服务产生的隐形成本外，输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易

建立，现有信息化手段不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要，多能协调控制技术、新能源实时调度技术、送电功率灵活调节技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。 (四
本国装机容量的10%，2030年要达到15%。 我国当前呈现七大区域电网供电格局，区域电网内部构架清晰、分层分区。十三五期间，全国建成投运跨省跨区重要输电通道23条，国家电网形成十三