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网铺开，大市场统一才具备基础
我g形成了“西电东送”南、中、北三条跨区送电通道。其中，北通道主要承担黄河上中游水电和陕西、山西以及内蒙古火电向华中、华北以及东北送电，主要包含呼辽±500千伏直流、锦界府谷500千伏交流等输电工程；中通道主要承担三峡和金沙江干支流水电送往华东地区，主要包含葛南±500千伏直流、龙政±500千伏直流等输电工程；南通道承担西南水电以及云南、贵州两省坑口火电厂的电能送往广东，主要包含江城±500千伏直流、新东±800千伏直流等输电工程。
冀北可再生能源基地的张北±500千伏柔性直流配套工程、张雄1000千伏特高压交流输电工程等；河西走廊可再生能源基地的酒湖±800千伏特高压直流、陇东-山东±800千伏特高压直流等配套送出输电工程；金沙江上游可再生能源基地则主要依托正在修建的金上-湖北±800千伏特高压直流输电工程实现可再生能源的送出与消纳。
今夏，最大电力负荷快速攀升，多次刷新历史最高纪录。7月24日，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，为历史新高，相比去年最大负荷超1亿千瓦。目前已有北京、天津、冀南、蒙东、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、山东、河南、湖北、湖南、广东、海南、重庆等17个省级电网负荷创历史新高。
过去跨省区定向送电可以实现电力资源优化配置。当前，省间固化送电不符合高可再生能源占比的新型电力系统。光伏大发时段频繁的现货低价，送受端甚至可能多时段同时处于现货地板价。
改变跨省固化送电是适应西部发展需要的客观要求。由于可再生能源装机的快速增长，电力时段性供给过剩与短缺同时存在。
大市场基础条件一：
一、宁绍特高压直流输电价格为每千瓦时4.88分（含税，含输电环节线损，线损率4.26%）。
[注：宁夏宁东至浙江绍兴，1720公里]
二、酒湖特高压直流输电价格为每千瓦时6.37分（含税，含输电环节线损，线损率4.14%）。
[注：甘肃酒泉至湖南湘潭±800KV特高压输电线，长2413公里，是世界上最长的输电工程]
三、锡泰特高压直流输电价格为每千瓦时4.83分（含税，含输电环节线损，线损率3.32%）。
[注：内蒙古锡盟至江苏泰州，长1620公里，工程投资254亿元，世界上首个额定容量1000万千瓦，±800千伏直流]
[注：广西代征基金约0.051825元/度，上网1公里与3000公里收费相同]
地方市场矛盾争议： 2020年，（三峡）长江电力的白鹤滩“过网费”之争或至点对网输电压力增大，白鹤滩水电站因“过网费”争议推进困难，四川电网坚持“网对网”外送，认为应该收0.02元/度的“过网费”，而三峡集团坚持“点对网”外送，不应交纳该费用。 双方“官司”打到能源主管部门已经一年多了，随着白鹤滩水电站投产日期日渐临近，双方围绕“过网费”的深层次矛盾日趋白热化，已到了非解决不可的地步。
要构建全国统一大市场，完善市场经济基础制度。全国统一电力市场的建设就是其中重要一环。目前全国统一电力市场的建设进展如何，怎样让电力像普通商品一样，根据实时的供需关系来定价和交易。实现灵活自由竞争，促进电力资源在更大范围优化配置
今年上半年，山西省外送绿电交易成交电量73.28亿千瓦时。其中，风电21.48亿千瓦时，同比增加15.08亿千万时；光伏51.80亿千瓦时，增幅达35.09亿千瓦时。
当地电力部门密切关注受端省份用电需求，实现与江苏、上海等新能源需求旺盛的省市签订送受电协议，明确送出的新能源电量规模；借助全国首个“全电力优化、新能源优先”的省级现货市场，促进新能源消纳，服务能源绿色低碳转型。
例如：晋控电力的坑口机组，低成本燃料[5500大卡，570元/吨]优势产生低价电能量在大市场的竞争力显著提升，1720公里，过网总费用约4.88分/度。
