浙江啟動懲罰性電價，超過限額1倍以上每度加收0.3元；湖南、安徽等地出現拉閘限電，廣東、江西等地實行錯峰用電……據不完全統計，截至目前，我國已有16個省份出現用電需求持續旺盛的局面，且沒有“探底”，電力供需迎峰度夏形勢非常嚴峻。中電聯預計，今夏國內用電高峰缺口將擴大至4000萬千瓦，將創7年新高。如果不采取有效措施，2012—2013年，電力供需緊張形勢將進一步加劇。

　　隨著國家對煤炭產量進行控制、煤炭對運輸造成的壓力越來越大，以及日本福島核事故對我國核電發展產生的深遠影響，我國東中部地區缺煤、缺電現象將長期存在。在這種情況下，過度依賴輸煤的能源配置方式和就地平衡的電力發展方式，已難以適應能源發展方式轉變和經濟社會發展的要求。因此，支持特高壓輸電技術的發展和應用，加快跨區跨省電網建設，充分發揮電網在配置能源資源中的作用無疑是緩解“電荒”的重要手段之一。

　　應對“電荒”

　　特高壓建設亟待提速

　　“從５月１日至１７日，西北電網為緩解華中、華北電網用電緊張加大電力外送，累計已外送電量２５．３億千瓦時，同比增長３８３．９２％，相當于輸送了８９萬噸標準煤，跨區外送電量4次創新高。”西北電網公司相關人士介紹，“今年以來，西北電網三條輸送能力為８１１萬千瓦的電力外送通道，已完成跨區外送電１４８．２３億千瓦時，同比增長１３１．５６％，相當于輸送了５０８萬噸標準煤，西北送端電網作用得到充分顯現。”

　　西北、東北是我國能源資源最富集的地區之一，電力開發潛力巨大。但是，由于受各種因素制約，電網規劃得不到及時落實，特別是從能源基地至負荷中心的大規模、遠距離、高效率輸電通道建設嚴重滯后，跨區輸電能力不足。統計數據顯示，今年迎峰度夏期間，東北、西北電網電力富余2700萬千瓦，由于沒有額外輸電通道，東北、西北電網富余電力難以支援“三華”電網，造成東北和西北大量裝機空閑與東部電力供需緊張并存。

　　因此，加快特高壓電網項目核準和建設進程，提高電網大范圍資源優化配置能力對緩解“電荒”顯得十分重要。對此，國家“十二五”規劃綱要已明確指出：“適應大規模跨區輸電和新能源發電并網的要求，加快現代電網體系建設，進一步擴大西電東送規模，完善區域主干電網，發展特高壓等大容量、高效率、遠距離先進輸電技術。”

　　根據國家電網的規劃，到2015年我國將建成“三華”特高壓電網，形成“三縱三橫一環網”，并建設11回特高壓直流輸電工程。屆時，錫盟、蒙西、張北、陜北能源基地通過三個縱向特高壓交流通道向“三華”送電，北部煤電、西南水電通過三個橫向特高壓交流通道向華北、華中和長三角特高壓環網送電。屆時，僅西北電網電力外送規模就將提高至5581萬千瓦，特高壓直流工程外送能力將達4250萬千瓦，占外送總規模的76.2%。

　　此外，中國電力科學研究院還通過實時數字仿真裝置開展對全國電網穩定計算和安全性對比研究。經過對500千伏、“三華”特高壓異步、“三華”特高壓同步等三種方案比較得出結論，“三華”特高壓同步電網不是優和劣的比選問題，而是電網發展的必然選擇，否則不能滿足電網的穩定要求。

　　消納清潔能源

　　實現電力全國統一平衡發展

　　目前，我國東部火電裝機已達3.2億千瓦，占全國的50％，長三角地區每平方公里每年二氧化硫排放量是全國平均水平的20倍，環境污染和土地緊張矛盾日益突出，已不適合再建大規模火電廠。相比之下，我國的風能、水能、太陽能等可再生能源都具有規模大、分布集中的特點，但所在地區大多負荷需求水平較低，與東、中部負荷中心的距離一般都在1000—3000千米甚至更遠，需要走集中開發、規模外送、大規模消納的發展道路。

　　例如，全國共規劃了甘肅酒泉、新疆哈密、河北、吉林、內蒙古東部、內蒙古西部、江蘇、山東等八個千萬千瓦級風電基地。其中，除江蘇、河北、山東能就近和自行消納外，其他五大風電基地都在三北(華北、西北、東北)地區，如無外送通道，都將面臨電能“滯脹”的尷尬。而且，風電、太陽能發電等具有周期性、間歇性、可控性差等特點。對此，中國科學院院士、中國工程院院士潘家錚指出：“要將風電等不穩定電能可靠地輸送利用，必需和煤電水電打捆外送，這些都要求發展遠距離輸電和發展強大的智能電網來解決問題。”

　　“十二五”期間，我國將綜合加快建設西部、北部大型煤電基地，西南水電基地，酒泉、蒙西、張北等大型風電基地以及未來大核電基地的接入系統。國家電網能源研究院副總經濟師白建華表示：“西北煤電基地特高壓線路建設以后，再也不用單獨為風電建設輸電通道，如新疆既有煤又有風電，內蒙也是，而甘肅酒泉既有風電，也可以利用新疆和外蒙的煤建設火電廠。”可以預見的是，隨著新疆、甘肅等西北地區能源開發從幕后走到臺前，以及西南水電進一步開發，特高壓跨省跨區輸電將為“西電東送”、“北電南送”注入新活力。

　　特高壓輸電經濟距離

　　可覆蓋大部分負荷中心

　　據了解，我國上世紀60年代提出了“遠輸煤、近輸電”的能源運輸方式，主要指通過鐵路將煤炭運至北方港口，再經海運到南方，最節省能源。個別如蒙東產煤基地主要產褐煤，除近輸電外，多余的則通過直流完成遠輸電。究其原因，當時各大區電網都沒有相聯，煤很廉價，運價低，運煤也不像現在這樣緊張。同時，輸電線路也只有220千伏，不適于遠距離輸電。因此，長期以來，在我國的綜合運輸體系中，鐵路輸煤成為銜接煤炭產地和消費地的主要通道。

　　然而，近年來隨著送受端煤價差不斷增大，輸電經濟性大幅提高。白建華撰文指出：“輸煤和輸電的總成本都由固定成本和變動成本兩部分構成，但兩者在成本構成上存在較大差異，因此，兩種輸送的經濟性比較應最終體現在價格和電力供應成本上。”

　　“特高壓輸電的經濟距離基本可以覆蓋從我國主要煤電基地到受端負荷中心的大部分地區，”白建華表示，“在構建能源基地交直流并列輸電合理結構的前提下，輸電的落地電價將更具競爭優勢。”從價格穩定性上來看，輸煤中間環節多、裝卸過程復雜、運輸成本難以調控，而輸電價格相對穩定且受國家嚴格監督。

　　國家能源委專家咨詢委員會相關專家認為，目前華東地區每噸標煤價格已超過1000元，通過全過程的輸煤輸電經濟性比較，西部地區煤炭就地發電，不僅對當地經濟發展有著明顯的拉動作用，而且，特高壓輸送到中東部消費端，電價可以低于當地的平均上網價格。

　　這僅是從經濟效益上來計算，電能、尤其是水電、風電、太陽能發電等是清潔能源。從氣候變化承諾、能源供應結構指標、煤炭資源情況、安全生產、環境容量、國土承載能力等方面考慮，發展特高壓實現遠距離輸電，不僅可以減少鐵路、公路運煤壓力、節約電力供應成本，還將推動煤炭產區大型煤電基地的建設，提高煤礦伴生資源的綜合利用，創造顯著的經濟效益。有測算表明，輸煤輸電兩種能源輸送方式對GDP的貢獻比約為1∶6，就業拉動效應比約為1∶2。

　　優化配置能源資源

　　推動能源發展方式轉變

　　國家發改委能源研究所副所長戴彥德在第七屆清潔煤論壇上表示：“目前煤炭的運量是全社會控制運量的48%，周轉量接近40%，整個國家的鐵路、公路都在運輸煤炭。”本報記者多次到山西呂梁等產煤地采訪時也親眼目睹，清一色的運煤大貨車一輛接一輛，少的有十數公里，多的達上百公里，堵車甚至致使產煤地的煤炭外運步伐大大放緩。

　　國家電網相關人士表示：“過去當江蘇、浙江等華東地區缺電時，安徽等中部產煤大省可以向缺電地區輸煤。但是，隨著我國經濟的持續發展，安徽等中部地區也開始缺電，這就難以支援東部缺電地區。”有數據顯示，我國主要產煤地——“三西”（山西、陜西、內蒙古西部）地區輸煤與輸電的比例為20∶1，輸電比重明顯偏低，全國性煤電運緊張矛盾反復出現，能源供需難以平衡。因此，面對“電荒”向常態化發展，過度依賴輸煤的能源配置方式和就地平衡的電力發展方式已難以滿足我國經濟持續發展的需要。

　　“要控制煤炭的產量，煤炭‘天花板’和儲量沒關系，和生產能力也沒關系，關鍵是和發展方式有關系，和生存環境有關系，和每個人的心理承受能力有關系，”國家能源局政策法規司司長曾亞川在《中國能源報》社舉辦的煤炭產量“天花板”問題專家研討會上表示，“因此，要推動能源生產方式和利用方式變革，構建安全、穩定、經濟、清潔的現代能源產業體系。”

　　能源的跨區供應不僅是解決個別地區的供需問題，更關乎到整個國家的能源結構布局及能源安全。近年來，隨著我國的輸電技術不斷取得進步，500千伏交直流、1000千伏交流都開始運用，遠距離輸電成為可能。其中，晉東南—南陽—荊門1000千伏特高壓交流示范工程和向家壩—上海±800千伏特高壓直流示范工程已經凸顯出遠距離、大容量、低損耗、占地少等輸電優勢。

　　山西省副省長李小鵬不久前表示：“1000千伏特高壓交流線路與華中電網相連2年來，實現了水火互濟，極大緩解了華中地區枯水期電力短缺的狀況，也極大減輕了公路、鐵路運力緊張的壓力。”因此，支持特高壓輸電技術的發展和應用，提高輸電比例，減少大規模、長距離輸煤壓力，對避免未來電力供需緊張形勢進一步加劇無疑具有重要作用。