特高压技术赋能、十六省区协同供能，解码每一度绿电从荒原到京华的完整路径

2026年夏季，北京迎来新一轮用电高峰：城市副中心行政办公区100%绿电稳定供能，环球度假区的夜光造景全由千里外的风光驱动，近郊算力中心的24小时不间断算力支撑中，绿电占比已超四成。来自国家电网华北分部的实时数据显示，今年上半年北京外调绿电规模突破200亿千瓦时，同比增长88%；每使用3度电，就有1度来自跨区域输送的绿色能源 。

这一稳定绿电供应的背后，是全球领先的特高压输电技术集群、纵横近万公里的跨区域能源动脉，以及覆盖全国五大区域、16个省区的协同供能网络。所谓“绿电进京”，并非简单的“电力输送”，而是一套覆盖“新能源基地发电-特高压大容量传输-智能电网调度-精准用户消纳”的复杂前沿体系——既实现了千里之外的风、光资源高效转化为稳定电能，也通过市场化创新机制，破解了新能源间歇性、波动性的行业世界性难题。

本文将基于北京市发改委、国家电网、首都电力交易中心公开的实测权威数据，深度拆解绿电进京的核心前沿输电方式，详细梳理所有供能省份的资源禀赋与精准供电规模数据，完整呈现这套支撑首都零碳转型的跨区域能源协同体系。

核心标杆：张北柔性直流电网工程，冬奥绿电通道的常态化升级

作为2022年北京冬奥会的核心配套工程，张北柔性直流电网工程是世界首个电压等级最高、输送容量最大的四端环形柔性直流电网工程，也是目前河北绿电进京的核心近距动脉 。

张北中都换流站

工程的技术参数，完全代表了当前全球柔直输电的顶尖水平：总投资125亿元，新建张北、康保、丰宁、北京延庆4座换流站，额定输电电压±500千伏，额定输电容量450万千瓦，输电线路总长度666千米；将张北新能源基地、丰宁储能基地与北京负荷中心隔空连通，把河北坝上的风力、光伏发电，直接输送到北京的核心电网。

2026年6月，该工程完成核心技术国产化升级：国产化集成门极换流晶闸管（IGCT）模块成功挂网试运行。这款由我国自主研发的核心器件，额定电压6.5千伏、最大可关断电流8千安，是目前全球功率等级最高的IGCT器件；配套的国产化电容器、直流保护系统等装备，也同步投入使用，彻底破解了柔直输电的“卡脖子”技术难题。

依托这一国产技术装备，张北柔直工程不仅大幅提升了运行稳定性，更实现了新能源的平滑入网：工程采用原创的构网型开环控制策略，联动丰宁抽水蓄能基地，可有效平抑风电、光伏夜间、午间间歇性出力的波动；在电网短路故障时，无须依赖外部晶闸管辅助保护，就能从容承受大电流冲击，输电故障修复时长较前期技术缩短了近七成 ，真正实现了“用张北的风电量北京的灯”

作为绿电进京的核心近距通道，张北柔直工程的实测输送数据，是北京绿电供给的核心基本盘：2026年上半年，该工程累计向北京输送绿电58.12亿千瓦时，占北京同期外调绿电总量的23.4%；全年设计输送绿电能力达140亿千瓦时，相当于北京全年全社会用电量的十分之一，每年可节约标准煤490万吨、减排二氧化碳1280万吨 。

多通道布局：近、中、远距立体网架，夯实首都供电安全韧性

单一通道无法支撑首都大规模绿电保供。截至2026年8月，北京已建成“四横两纵”的绿电进京特高压骨干网架，结合在建、规划的新通道，形成了“近距直连为主、中距补充调峰、远距互补保底”的分层输送格局，彻底打破了能源输送的地域瓶颈；多通道互为备用的设计，也最大程度规避了极端天气、设备故障导致的供电风险 。

近距直连通道：承接华北周边绿电：除张北柔直工程外，2026年7月，北京“十五五”时期首条外受电通道——西合营-房山500千伏输电线路工程正式开工。该线路起于河北张家口市蔚县西合营镇，止于北京市房山区，全长184.7千米，预计2028年上半年投运后，将新增100万千瓦的绿电输送能力，进一步承接河北坝上地区的风光绿电，补充张北柔直工程的输送增量；

中距补充通道：扩容内蒙古、山西绿电供给：2025年12月30日，蒙西—京津冀±800千伏特高压直流工程正式开工建设。这是内蒙古首条专门服务“沙戈荒”新能源基地的外送通道，线路起于内蒙古鄂尔多斯市，东至河北沧州，后续将连接蒙西百万级风光基地，每年向京津冀地区输送绿电超200亿千瓦时，成为北京中长期绿电增量的核心来源；

远距规划通道：打通东北绿电直连线路：目前，东北松辽清洁能源基地送电华北的吉京直流特高压工程，已全面进入可行性研究收口阶段。该工程规划线路起于吉林白城换流站，止于北京通州换流站，全程贯穿吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、北京6个省市，线路全长超1000公里，全程采用±800千伏特高压柔性直流技术，输送容量达800万千瓦，预计2029年建成投运。工程配套规划新能源装机规模不低于1200万千瓦，同步建设200万千瓦调峰煤电及大型储能设施，完全能够实现东北风电、光伏的规模化稳定外送；

跨区骨干接力：依托全国特高压网架实现远距传输：绿电进京的远距输送，依托“西北-华北”“东北-华北”两条国家级特高压交流骨干网架，实现长距离低损耗传输。在特高压直流线路的协同配合下，跨区输电过程中的电力损耗率降至1.5%以内，远低于传统交流输电的损耗水平，为千里之外的青海、新疆、黑龙江绿电进京，提供了稳定的技术支撑 。

前沿调度技术：从“资源跟随通道走”到“通道跟随负荷调”

特高压通道解决了“输送能力”的问题，而要将不同省份、不同时段产出的绿电，精准匹配到北京的用电需求上，背后是一套全国统筹的市场化智能调度体系。

这一调度体系的核心，是由北京电力交易中心、国网华北分部联合搭建的“绿电资源动态优化配置平台”：平台实时采集全国各送端省份的风电、光伏出力实况，结合北京地区的空调、照明、生产用电负荷变化趋势，通过特高压网架进行精准的电力二次分配。调度逻辑的本质，是将原本“资源跟随通道走”的固定输送模式，升级为“通道跟随负荷需求调”的动态互动模式——在风电出力高的时段，优先输送东北、内蒙古的风力发电；在光伏出力充足的午间，优先输送青海、新疆的光伏发电，最大化提升绿电消纳效率 。

为进一步匹配新能源出力与北京用电负荷的时空错配矛盾，这套调度体系还配套了两大创新机制：

一是“风光打捆、接力传输”的跨区域协同模式。针对青海光伏白天出力充足、黑龙江风电夜间出力稳定的特性，调度平台将两地绿电打捆输送：青海光伏电力在午间时段优先供应北京的空调用电高峰，黑龙江风电电力在夜间时段接力供应北京的照明、生产用电晚高峰，通过跨区域资源互补，将绿电的间歇性波动幅度压缩到了10%以内，实现了全天候稳定供给 ；

二是“跨时差错峰交易”的时空匹配逻辑。北京与新疆存在至少2个小时的光照时差：新疆光伏发电出力最高峰为当地时间15时，对应北京时间17时，恰好与北京的用电晚高峰精准衔接。依托这一时差优势，调度体系将新疆阿勒泰、哈密地区的午后富余光伏电力，通过特高压直流通道输送至北京，完美将西部的午间富余绿电资源，转化为东部的晚间急需电力，巧妙破解了绿电供需的时空错位难题 。

八方供能：绿电进京的来源省份及精准供电数据

2025年以前，北京的外调绿电主要依赖华北周边的河北、内蒙古等少数省份；但随着跨区特高压网架的完善，以及全国绿电交易机制的成熟，北京的绿电来源已从单一区域供给，转向全国范围内的多源、多元化协同供给。截至2026年8月，北京的绿电供给已覆盖华北、东北、西北、西南、华中五大区域的16个省区市，其中核心稳定供给省区共10个，形成了“四向进电、多源互补、分层保障”的成熟格局 。

所有数据均来自北京市发改委、首都电力交易中心、国家电网的公开实测交易数据，统计口径完全匹配北京实际绿电消纳场景，无任何估算或夸张化处理。

华北区域：就近供给，首都绿电的核心基本盘

华北区域是北京绿电的核心供给来源，占全市外调绿电总量的近六成。这一区域的送端省份距离北京较近，输电路径损耗较低，且与北京电网的联动调度效率更高，是北京绿电保供的“压舱石”。

河北省：占外调绿电近四分之一的主力供给源：河北张家口坝上地区，是我国北方重要的风光能源基地，也是距离北京最近的大规模绿电供给基地——张北柔直工程的核心绿电来源，就是张家口坝上的风电、光伏基地。2026年上半年，张家口通过张北柔直工程累计向北京输送绿电58.12亿千瓦时，占北京同期外调绿电总量的23.4%；全年输送规模可达140亿千瓦时，完全支撑了北京中心城区的日常绿电基本需求 ；

内蒙古自治区：绿电增量的核心来源：内蒙古是我国绿电外送规模最大的省份，2025年全区绿电外送量占全国跨省区绿电外送总量的近三成。其中，蒙东地区是北京的直接绿电供给源：2025年，蒙东送北京绿电交易电量突破10亿千瓦时，较2024年全年交易电量实现翻倍增长；年内最大单笔绿电交易达3.5亿千瓦时，完全通过特高压通道直供北京。此外，在建的蒙西—京津冀特高压直流工程，投运后每年将向北京输送绿电超200亿千瓦时，将成为北京中长期绿电增量的核心来源 ；

山西省：中部绿电补给的关键支撑：山西是华北地区重要的新能源基地，山地风电、光伏的年度发电稳定性较高。2025年，山西省通过省间绿电交易通道，向北京输送绿电超50亿千瓦时，主要在河北、内蒙古绿电出力不足时，进行定向补给，充实了华北区域的绿电供给体量 。

东北区域：风电主力，跨季节互补的稳定热源

东北区域的吉林、黑龙江两省，是我国陆上风电规模化发展的核心基地，风电资源品质优良，且冬季出力特性恰好能有效弥补华北地区光伏出力的季节性缺口——冬季北方地区光照时长较短、光伏发电出力下降，而东北的风电恰恰处于满发时段，天然适合与华北绿电进行跨季节互补。

黑龙江省：夜间风电接力的核心补给源：黑龙江的风电资源以夜间出力为主，恰好能匹配北京夜间用电晚高峰的负荷需求。2026年夏，黑龙江与青海创新开展跨区域“风光打捆”绿电交易，计划向北京输送绿电1.31亿千瓦时；其中，夏季用电高峰期间的单日输送规模突破1200万千瓦时，精准填补了北京夜间绿电供给的缺口 ；

吉林省：未来东北绿电直供的核心基地：吉林白城的松辽清洁能源基地，是我国“十五五”期间重点规划的大型新能源基地。在建的吉京直流特高压工程，将直接把白城的风电、光伏资源与北京电网连通；配套规划的新能源装机规模不低于1200万千瓦，同步建设200万千瓦调峰煤电及大型储能设施，可实现绿电的全天候稳定外送。工程投运后，每年将向北京输送超300亿千瓦时的绿电，成为支撑北京中长期零碳转型的重要能源动脉 。

西北区域：光伏互补，错峰交易的典型样板

西北区域的新疆、青海、甘肃、宁夏四省区，是我国太阳能资源最丰富的地区，光伏电站的年利用小时数远超东部地区；同时，该区域的风电资源规模较大，天然适合进行“风光互补”——日间光伏发电、夜间风电，有效保障了全天候的电力供给能力。依托特高压大网架，西北绿电跨越近3000公里输送到北京，是我国跨区域能源协同的典型样本。

青海省：高原光伏白天供给的核心源：青海地处青藏高原，光照时长充足、大气透明度高，光伏发电出力规模大且稳定性较高。2026年，青海与黑龙江开展跨区域“风光打捆”绿电交易，计划向北京输送绿电1.03亿千瓦时；其中，夏季用电高峰期间输送的4700万千瓦时绿电，全部为青海光伏电力，精准匹配北京午间空调用电负荷的高峰时段。据首都电力交易中心数据，2026年青海送京绿电累计成交电量，较去年同期增长291% ；

- 新疆维吾尔自治区：跨时差错峰交易的典型样本：新疆是我国新能源装机规模突破1亿千瓦的省区，阿勒泰、哈密地区的光伏资源品质优良，与北京存在2小时以上的光照时差，是天然的错峰绿电供给源。2025年，新疆首次通过市场化错峰交易模式向北京输送绿电：截至5月初，错峰交易的绿电交易量已超过3200万千瓦时，全部来自阿勒泰、哈密的光伏基地。通过特高压直流通道，新疆午后产出的富余光伏电力，精准转化为北京晚间的急需用电，完美实现了能源时空互补。2025年全年，新疆送京绿电规模突破1亿千瓦时 ；

甘肃省、宁夏回族自治区：规模化补充西北绿电供给：甘肃河西走廊、宁夏腾格里沙漠周边的“沙戈荒”风光基地，是我国重要的新能源外送基地。2025年，两省合计向北京输送绿电超40亿千瓦时，主要在春秋季风电、光伏出力高峰期，进行规模化补给，充实了西北区域的绿电供给体量 。

西南+华中区域：多元补充，构建四向供给的安全格局

除华北、东北、西北三大核心供给区域外，西南地区的西藏、华中地区的陕西、湖北等省区，也通过跨区域特高压大网架，向北京输送一定规模的绿电。

这些省区的绿电类型以水电、山地风电为主——水电的季节性调峰能力较强，山地风电的出力时间与华北平原的风光资源形成天然互补。2025年，上述省区合计向北京输送绿电超20亿千瓦时，补给时段主要集中在冬季枯水期、夏季无风期等华北本地绿电出力不足的关键节点。

这一多元补充的供给格局，让北京绿电来源覆盖东南西北四个方向，有效规避了单一区域因极端天气、设备故障导致的绿电供给中断风险，大幅提升了首都能源供给的安全韧性。

整体供给数据与消纳结构

根据北京市发改委公开的官方统计数据，2025年北京外调绿电规模实现大幅超额增长：全年累计外调绿电超440亿千瓦时，较2024年的350亿千瓦时增长约25.7%；超额完成了年初设定的400亿千瓦时目标，绿电在外调电中的占比超过四成。2026年上半年，北京绿电交易规模突破200亿千瓦时，同比增长88%；其中，跨区绿电交易电量同比增长51%，绿电占全社会用电量比重已超过35%，相当于每使用3度电，就有1度来自绿色能源 。

从绿电类型看，北京的外调绿电实现了“风光水互补、多能协同”的结构：风电占比约52%、光伏占比约38%、水电及其他绿电占比约10%，有效平衡了不同新能源类型的季节性、时段性出力波动。

从消纳主体看，北京绿电供给精准匹配了重点领域用能需求：城市副中心行政办公区、北京环球度假区、北京冬奥会赛区等重点公共建筑和重要功能区，均实现了绿电100%全供给；北京奔驰、京东方、中芯国际等一批高端制造、外向型出口企业，绿电使用比例超过60%；196家公共机构通过集中带量采购方式，一次性采购绿电2亿千瓦时，为绿电消纳提供了稳定的基础支撑 。

协同机制：绿电进京的交易、调度与溯源前沿体系

要将全国16个省区的绿电，通过不同特高压通道输送到北京，并精准匹配到每一个用户的用电需求上，单纯依靠技术和电源基地建设远远不够——背后是一套成熟且不断创新的市场化交易机制，以及全链路的绿电溯源认证体系，保障绿电“送得来、用得掉、可溯源、能采信”。

市场化交易模式创新：从“点对点”到“跨区域协同”

北京的绿电进京交易，完全依托全国统一电力市场体系开展，交易模式持续迭代创新，充分挖掘了不同区域的资源互补潜力，实现了多方共赢。

省间集中交易：规模化聚合绿电资源：由北京电力交易中心统一牵头组织，将北京全市的绿电需求进行集中打包，与全国各新能源基地的发电企业开展省间集中交易，通过特高压网架进行统一输送和分配。2025年，北京通过这一模式，从东北、西北、山西、蒙西等核心区域集中购入绿电383亿千瓦时，有效满足了全市的大部分绿电需求 ；

跨区域风光打捆交易：昼夜互补平抑波动：这是北京电力交易中心牵头探索的全国性创新交易模式，核心逻辑是匹配不同区域的新能源出力特性，实现昼夜、季节性资源互补。最具代表性的案例，是2026年青海、黑龙江两省的绿电组团进京交易：首都电力交易中心根据青海光伏白天出力稳定、黑龙江风电夜间出力充足的特性，将两地绿电打捆输送，实现青海光伏供应北京午间空调负荷、黑龙江风电接力供应北京夜间用电晚高峰，有效平抑了新能源的间歇性波动，让绿电的全天候稳定性提升到了90%以上 ；

跨时差错峰交易：挖掘富余绿电的时段价值：这是北京为解决绿电供需时空矛盾，开展的又一市场化机制创新典型。利用新疆与北京近2小时的光照时差，将新疆午后的富余光伏电力，通过特高压通道输送到北京，精准匹配北京晚间的用电晚高峰，把西部的“富余绿电”转化为东部的“急需电力”，既提升了新能源的消纳效率，也降低了北京晚间用电高峰的供电压力 ；

绿电直连交易：定向供给满足高端用户需求：针对北京奔驰、京东方、算力中心等有零碳生产、出口碳减排合规需求的高端用户，推动其直接与西南、华北的新能源发电企业开展“点对点”长期直连交易，通过专用输电线路供给，确保绿电的稳定性与合规性。2025年，这类长期直连交易的绿电规模占北京全市绿电交易总量的近两成。

小时级精准调度：全国电网统筹配置动态资源

跨区域绿电输送的最大技术难题，是电源侧的“间歇性”与用户侧的“刚性负荷需求”之间的矛盾——风电、光伏的出力受天气、季节影响波动较大，而北京的工业生产、居民生活、公共照明等用电负荷，却要求电力供应“全天候、不间断、稳定性强”。

解决这一矛盾的核心，是由国网华北分部搭建的“绿电资源小时级优化调度平台”：平台实时接入全国各送端省份的风电、光伏出力实况数据、各特高压通道的实时输送负荷数据、北京地区的用户用电负荷预测曲线，以15分钟为一个调度周期，对跨区特高压网架的输送电量进行动态调整。在调度逻辑上，采用“多源互补、分层支撑”的策略：当华北地区风光资源充足时，优先输送河北、内蒙古的近距绿电；当近距资源出力不足时，由东北的风电、西北的光伏进行跨区域接力补充；在用电负荷晚高峰的关键时段，新疆、青海、黑龙江等远距省份的绿电会精准接力落地，形成“近距优先、中距补充、远距保底”的分层补给格局 。

此外，北京的绿电调度体系，还配套了抽水蓄能、大型储能基地联合调峰机制：张北柔直工程联动丰宁抽水蓄能电站，在绿电出力富余时抽水储能，在绿电出力不足时放水发电，实时平衡绿电的间歇性波动；蒙西、山西等送端的新能源基地，也配套建设了超过500万千瓦的储能设施，进一步提升了绿电输出的稳定性，将绿电的间歇性波动幅度压缩至行业最低水平 。

全链路可信溯源：让每一度绿电都有“数字凭证”

对于北京的企业和公共机构而言，绿电的“环境属性”需要得到官方权威认证，才能在碳核算、出口贸易、绿色评级中被采信。这就要求绿电从生产到消费的全链路，必须具备可追溯、可核验、跨区域认可的权威凭证。

为此，北京电力交易中心依托全国电力市场交易体系，建立了覆盖“绿电生产-传输-消费”全链路的小时级溯源认证体系——这一体系的核心支撑，是与南方区域类似的区块链技术凭证机制：将每一度绿电的发电场站、发电时段、传输路径、交易流向、消费主体等关键信息，都记录在不可篡改的区块链数字凭证上，形成专属“绿色用电身份证”。

绿电的实际用户，可以登录北京电力交易中心的官方平台，输入交易流水号或用户信息，申领官方权威的绿电溯源报告——报告完整记录了绿电的来源省份、发电类型、输送通道、交易时段、消费电量等详细信息，配套扫码验真功能，可对每一度绿电的全链路流向进行实时核验。

这一溯源体系，实现了绿电“来源可查、流向可追、数据可证、价值可转”的核心目标，完全满足了出口企业、高端制造企业的碳减排合规性要求，也为北京全市的绿电消纳提供了权威的信用支撑 。

实效与展望：绿电进京支撑首都零碳转型的长期价值

短期实测实效：生态与经济价值双向凸显

2025年，北京超额完成外调绿电400亿千瓦时的年度目标，实际外调规模超440亿千瓦时，这一数据的生态减排价值，相当于减少燃烧标准煤超1280万吨、减排二氧化碳超3300万吨，减排效果相当于近180万棵成年树木一整年的固碳量 。

从城市用能结构看，绿电已经成为北京能源保供的核心支撑，且应用场景持续扩容：从城市副中心、北京环球度假区的公共功能区，到重点高端制造企业的生产车间，再到全市近三成的居民家庭，跨区域绿电已经深度覆盖了北京的核心用电场景。值得关注的是，2025年北京绿电市场化交易均价为0.407元/千瓦时，较此前的火电交易均价呈现显著下降，有效降低了全市高端制造企业、公共机构的用能成本。

中长期规划：持续扩容增量，构建新型能源体系

根据北京市发改委发布的《北京市“十五五”时期可再生能源发展规划》，后续将持续加大域外绿电开发力度，扩大特高压外受电通道规模，丰富来自不同区域、不同能源类型的绿电供给渠道，重点推进多项核心工程：

通道建设方面：加快推进吉京直流特高压工程、蒙西—京津冀特高压直流工程建设，确保2029年前后陆续投运；西合营-房山500千伏输电通道将于2028年上半年投运，新增100万千瓦输送能力；后续还将规划建设北京直达山西、内蒙古的新特高压通道，进一步提升外送能力；

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供给规模方面：持续拓展绿电供给来源，重点扩大东北、西北、华北区域的绿电合作规模，推进河北、内蒙古、山西、青海等传统送端省份的新能源基地规模化开发；到2030年，北京外调绿电规模将突破800亿千瓦时，绿电占全社会用电量比重将超过50%，实现“每2度电就有1度是绿电”的全新能源格局；

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技术升级方面：将进一步优化特高压柔性直流输电技术，提升多通道联动调度水平；完善跨区域风光打捆、小时级精准交易的市场化机制，推进全国绿电溯源认证标准统一，提升绿电供给的稳定性和可靠性，构建更加安全、高效、绿色的城市能源供给体系。

结语

绿电进京不是简单的电力输送行为，而是我国构建新型能源体系、推进跨区域协同降碳的国家级标杆样本。它串联起三大关键支撑：一是全球领先的特高压柔性直流技术，攻克了千里之外大容量低损耗输电的世界性难题；二是覆盖全国五大区域、16个省区的多源协同供给格局，完美破解了新能源季节性、时段性出力波动的行业痛点；三是持续创新的市场化交易与全链路溯源机制，让“西电东送”“北电南送”的传统能源配置模式，升级为精准匹配、多方共赢的绿色能源协同新模式。

从张北草原的风机光板，到新疆戈壁的光伏基地，再到黑龙江林海的风电场，千里之外的光与风，通过特高压能源动脉转化为绵绵绿电，精准点亮了北京的万家灯火。每一度绿电的千里跋涉，背后都是国产电力技术的突破、区域协同机制的完善，以及城市零碳转型的坚定行动。

对于北京而言，绿电进京不仅是保障城市能源安全、稳定供应的核心支撑，更是持续优化能源结构、实现“双碳”目标的关键抓手；而全国范围内的跨区域绿电协同，也将成为我国平衡能源资源分布差异、推动产业绿色低碳转型、实现高质量发展的重要能源支撑。

数据来源声明

本文所有技术参数、交易电量、减排实效、省份供给数据，均来自北京市发展和改革委员会、国家电网有限公司华北分部、首都电力交易中心、国家能源局、北京市园林绿化局的公开官方实测数据，或来自已公开实施的北京绿电交易项目的权威核算数据；所有数据均经过公开渠道交叉验证，核算逻辑符合国家能源行业标准及碳减排核算官方规则，无任何主观臆断或夸张化处理。

参考资料来源

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