浙江启动惩罚性电价，超过限额1倍以上每度加收0.3元；湖南、安徽等地出现拉闸限电，广东、江西等地实行错峰用电……据不完全统计，截至目前，我国已有16个省份出现用电需求持续旺盛的局面，且没有“探底”，电力供需迎峰度夏形势非常严峻。中电联预计，今夏国内用电高峰缺口将扩大至4000万千瓦，将创7年新高。如果不采取有效措施，2012—2013年，电力供需紧张形势将进一步加剧。

　　随着国家对煤炭产量进行控制、煤炭对运输造成的压力越来越大，以及日本福岛核事故对我国核电发展产生的深远影响，我国东中部地区缺煤、缺电现象将长期存在。在这种情况下，过度依赖输煤的能源配置方式和就地平衡的电力发展方式，已难以适应能源发展方式转变和经济社会发展的要求。因此，支持特高压输电技术的发展和应用，加快跨区跨省电网建设，充分发挥电网在配置能源资源中的作用无疑是缓解“电荒”的重要手段之一。

　　应对“电荒”

　　特高压建设亟待提速

　　“从５月１日至１７日，西北电网为缓解华中、华北电网用电紧张加大电力外送，累计已外送电量２５．３亿千瓦时，同比增长３８３．９２％，相当于输送了８９万吨标准煤，跨区外送电量4次创新高。”西北电网公司相关人士介绍，“今年以来，西北电网三条输送能力为８１１万千瓦的电力外送通道，已完成跨区外送电１４８．２３亿千瓦时，同比增长１３１．５６％，相当于输送了５０８万吨标准煤，西北送端电网作用得到充分显现。”

　　西北、东北是我国能源资源最富集的地区之一，电力开发潜力巨大。但是，由于受各种因素制约，电网规划得不到及时落实，特别是从能源基地至负荷中心的大规模、远距离、高效率输电通道建设严重滞后，跨区输电能力不足。统计数据显示，今年迎峰度夏期间，东北、西北电网电力富余2700万千瓦，由于没有额外输电通道，东北、西北电网富余电力难以支援“三华”电网，造成东北和西北大量装机空闲与东部电力供需紧张并存。

　　因此，加快特高压电网项目核准和建设进程，提高电网大范围资源优化配置能力对缓解“电荒”显得十分重要。对此，国家“十二五”规划纲要已明确指出：“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。”

　　根据国家电网的规划，到2015年我国将建成“三华”特高压电网，形成“三纵三横一环网”，并建设11回特高压直流输电工程。届时，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向“三华”送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。届时，仅西北电网电力外送规模就将提高至5581万千瓦，特高压直流工程外送能力将达4250万千瓦，占外送总规模的76.2%。

　　此外，中国电力科学研究院还通过实时数字仿真装置开展对全国电网稳定计算和安全性对比研究。经过对500千伏、“三华”特高压异步、“三华”特高压同步等三种方案比较得出结论，“三华”特高压同步电网不是优和劣的比选问题，而是电网发展的必然选择，否则不能满足电网的稳定要求。

　　消纳清洁能源

　　实现电力全国统一平衡发展

　　目前，我国东部火电装机已达3.2亿千瓦，占全国的50％，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量是全国平均水平的20倍，环境污染和土地紧张矛盾日益突出，已不适合再建大规模火电厂。相比之下，我国的风能、水能、太阳能等可再生能源都具有规模大、分布集中的特点，但所在地区大多负荷需求水平较低，与东、中部负荷中心的距离一般都在1000—3000千米甚至更远，需要走集中开发、规模外送、大规模消纳的发展道路。

　　例如，全国共规划了甘肃酒泉、新疆哈密、河北、吉林、内蒙古东部、内蒙古西部、江苏、山东等八个千万千瓦级风电基地。其中，除江苏、河北、山东能就近和自行消纳外，其他五大风电基地都在三北(华北、西北、东北)地区，如无外送通道，都将面临电能“滞胀”的尴尬。而且，风电、太阳能发电等具有周期性、间歇性、可控性差等特点。对此，中国科学院院士、中国工程院院士潘家铮指出：“要将风电等不稳定电能可靠地输送利用，必需和煤电水电打捆外送，这些都要求发展远距离输电和发展强大的智能电网来解决问题。”

　　“十二五”期间，我国将综合加快建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统。国家电网能源研究院副总经济师白建华表示：“西北煤电基地特高压线路建设以后，再也不用单独为风电建设输电通道，如新疆既有煤又有风电，内蒙也是，而甘肃酒泉既有风电，也可以利用新疆和外蒙的煤建设火电厂。”可以预见的是，随着新疆、甘肃等西北地区能源开发从幕后走到台前，以及西南水电进一步开发，特高压跨省跨区输电将为“西电东送”、“北电南送”注入新活力。

　　特高压输电经济距离

　　可覆盖大部分负荷中心

　　据了解，我国上世纪60年代提出了“远输煤、近输电”的能源运输方式，主要指通过铁路将煤炭运至北方港口，再经海运到南方，最节省能源。个别如蒙东产煤基地主要产褐煤，除近输电外，多余的则通过直流完成远输电。究其原因，当时各大区电网都没有相联，煤很廉价，运价低，运煤也不像现在这样紧张。同时，输电线路也只有220千伏，不适于远距离输电。因此，长期以来，在我国的综合运输体系中，铁路输煤成为衔接煤炭产地和消费地的主要通道。

　　然而，近年来随着送受端煤价差不断增大，输电经济性大幅提高。白建华撰文指出：“输煤和输电的总成本都由固定成本和变动成本两部分构成，但两者在成本构成上存在较大差异，因此，两种输送的经济性比较应最终体现在价格和电力供应成本上。”

　　“特高压输电的经济距离基本可以覆盖从我国主要煤电基地到受端负荷中心的大部分地区，”白建华表示，“在构建能源基地交直流并列输电合理结构的前提下，输电的落地电价将更具竞争优势。”从价格稳定性上来看，输煤中间环节多、装卸过程复杂、运输成本难以调控，而输电价格相对稳定且受国家严格监督。

　　国家能源委专家咨询委员会相关专家认为，目前华东地区每吨标煤价格已超过1000元，通过全过程的输煤输电经济性比较，西部地区煤炭就地发电，不仅对当地经济发展有着明显的拉动作用，而且，特高压输送到中东部消费端，电价可以低于当地的平均上网价格。

　　这仅是从经济效益上来计算，电能、尤其是水电、风电、太阳能发电等是清洁能源。从气候变化承诺、能源供应结构指标、煤炭资源情况、安全生产、环境容量、国土承载能力等方面考虑，发展特高压实现远距离输电，不仅可以减少铁路、公路运煤压力、节约电力供应成本，还将推动煤炭产区大型煤电基地的建设，提高煤矿伴生资源的综合利用，创造显著的经济效益。有测算表明，输煤输电两种能源输送方式对GDP的贡献比约为1∶6，就业拉动效应比约为1∶2。

　　优化配置能源资源

　　推动能源发展方式转变

　　国家发改委能源研究所副所长戴彦德在第七届清洁煤论坛上表示：“目前煤炭的运量是全社会控制运量的48%，周转量接近40%，整个国家的铁路、公路都在运输煤炭。”本报记者多次到山西吕梁等产煤地采访时也亲眼目睹，清一色的运煤大货车一辆接一辆，少的有十数公里，多的达上百公里，堵车甚至致使产煤地的煤炭外运步伐大大放缓。

　　国家电网相关人士表示：“过去当江苏、浙江等华东地区缺电时，安徽等中部产煤大省可以向缺电地区输煤。但是，随着我国经济的持续发展，安徽等中部地区也开始缺电，这就难以支援东部缺电地区。”有数据显示，我国主要产煤地——“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）地区输煤与输电的比例为20∶1，输电比重明显偏低，全国性煤电运紧张矛盾反复出现，能源供需难以平衡。因此，面对“电荒”向常态化发展，过度依赖输煤的能源配置方式和就地平衡的电力发展方式已难以满足我国经济持续发展的需要。

　　“要控制煤炭的产量，煤炭‘天花板’和储量没关系，和生产能力也没关系，关键是和发展方式有关系，和生存环境有关系，和每个人的心理承受能力有关系，”国家能源局政策法规司司长曾亚川在《中国能源报》社举办的煤炭产量“天花板”问题专家研讨会上表示，“因此，要推动能源生产方式和利用方式变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。”

　　能源的跨区供应不仅是解决个别地区的供需问题，更关乎到整个国家的能源结构布局及能源安全。近年来，随着我国的输电技术不断取得进步，500千伏交直流、1000千伏交流都开始运用，远距离输电成为可能。其中，晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流示范工程和向家坝—上海±800千伏特高压直流示范工程已经凸显出远距离、大容量、低损耗、占地少等输电优势。

　　山西省副省长李小鹏不久前表示：“1000千伏特高压交流线路与华中电网相连2年来，实现了水火互济，极大缓解了华中地区枯水期电力短缺的状况，也极大减轻了公路、铁路运力紧张的压力。”因此，支持特高压输电技术的发展和应用，提高输电比例，减少大规模、长距离输煤压力，对避免未来电力供需紧张形势进一步加剧无疑具有重要作用。