8月10日，国家电网公司经营区域内跨区跨省输送电力创今夏历史新高，其中跨区最大输送电力9208万千瓦，较2019年最高值增加1411万千瓦;跨省最大输送电力8050万千瓦，较2019年最高值增加684万千瓦。电力电量平衡一体化格局优势凸显，从侧面反映出经济社会加快恢复的良好态势。
随着我国疫情防控向好态势进一步巩固，社会生产生活秩序加快恢复，用电负荷持续增高。入夏以来，江苏、湖北、山东等14个省级电网负荷38次创新高。截至7月底，东北、西北、西南3个区域电网累计发受电量同比增长;13个省级电网累计发受电量同比增长，其中甘肃、四川、西藏、新疆电网发受电量增幅超过5%。
跨区跨省输电是解决我国能源资源和负荷中心逆向分布矛盾的重要手段。目前，国家电网公司已建成“十一交十一直”特高压输电工程，形成了“西电东送、北电南送”的局面，实现了能源资源大范围优化配置，保障了电力充足供应。
以大送端西北电网为例，包括6条特高压在内的10条外送通道将电力送至山东、河南、浙江等省份。国网西北分部通过新能源与水火打捆交易、灵活省间互济交易等手段保障电力外送，1～7月跨区跨省交易电量达1523亿千瓦时。同样是大送端，西南电网1～7月跨区跨省交易电量892.7亿千瓦时。国网西南分部在保障四川水电消纳的同时，5月在年度交易计划外组织藏电增送重庆4000万千瓦时，6月组织藏电送雄安新区月度交易1500万千瓦时。
送受并重的华中电网面临消纳区内外清洁能源和提高跨区通道利用率的双重考验。国网华中分部优化电网运行方式，创新跨区交易机制，多措并举增加祁韶直流输电量。今夏，祁韶直流日送电量首次突破1亿千瓦时。大受端华东电网6～7月消纳区外来电563.33亿千瓦时，同比增长21.3%。
当前仍是迎峰度夏关键时期，国家电网公司密切跟踪电网负荷趋势，增加跨省跨区输电通道、枢纽变电站和关键设备的特巡频次，强化风险管控和需求侧管理，全力保障电网安全运行和电力有序供应。
国家电力调度控制中心相关专业人员分析，从远期看，跨区跨省输送电力规模将越来越大。国家电网公司新增特高压工程在加紧规划建设，电网网架结构持续优化，将为更大范围能源资源优化配置打好硬件基础。随着能源互联网建设加速、技术创新升级，电网将更加友好，为清洁能源发电大规模并网消纳、电力市场化交易创造良好环境。
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