高梁：“特高压”不是该不该干，而是怎么干

文 高梁

发展特高压输电（交流1000kV及以上，直流输电±800kV及以上）等先进输电技术，已纳入《十二五规划》。国家电网计划，到2020年形成覆盖华北、华中、华东地区的特高压输电网，直流连接东北、西北（三纵三横一环）；南方电网也将建设“一交一直”特高压线路。

但这并不能平息各界对特高压输电网的激烈争论。争论集中于建设特高压输电网强化垄断问题，经济合理性问题，以及技术瓶颈与安全问题。

特高压电网的国情基础

首先，关于建设特高压电网是否必要，要看我国经济发展与能源建设的总体形势。电力建设必须统筹规划、先行一步，避免“电荒”。从2004年起，为适应经济高速增长，我国发电容量每年净增近1亿kW，现总量已近9亿kW。电力部门预计，2020年全国用电需求为7.7万亿度，装机容量17亿kW。地方企业积极建电站，电网建设必须跟上。

我国发电结构以煤电为主（我国煤电占总发电容量的77%，世界平均为40%），这一局面在较长时期内不会变。但我国76％的煤炭资源、绝大部分陆地风能光能资源在北部和西北，80％的水能资源在西南，而70％以上的能源需求集中在东部与中部，相隔2000-3000公里。

制约“西电东送”的主要瓶颈是输电技术。目前我国输电网电压最高500kV，由于线路损耗的关系，其输电最大距离是1000公里，再远就必须运煤（这是实行区域电网制的技术基础）。多年来“西煤东送、北煤南送”，铁路公路不堪重负，且东部环境污染已近极限。

发展特高压输电，是着眼于未来电力发展的需要。特高压输电具有远距离、大容量、低线损的优势，有利于优化生产力布局。

1000kV交流输电的合理距离约2000公里，在此范围内建坑口电站、跨区输电，比在用电地区发电更经济。在煤田地区建能源综合中心，还有利于煤化电综合开发，充分利用低热值煤炭资源。

特高压输电容量大。理论上，一回路1100kV特高压输电线路的输电容量（500kW）是500kV交流输电线路的4倍多，±800kV直流特高压的输电容量（700万kW），是±500kV超高压直流线路输电能力的2.4倍。

线路损耗低。在输送功率相同的情况下，1000kV线损可比500kV线路降低75％。更何况要大力发展新能源，西部遥远无人区的风能和光能不可能靠铁路运输，只有纳入大电网才能发挥作用。西南的水电外送也是同样的道理。

至于特高压输电的经济性。据测算，目前北方电煤价格（按标准煤计算）为200元/吨，运到华东为1000多元/吨，每度电燃料成本约0.3元。晋陕蒙坑口电站每度电燃料成本0.09元，走特高压到中东部的到网电价，仍比当地煤电上网价低0.06-0.13元/度（《特高压破解电网瓶颈的钥匙》人民日报 2011-03-03）。

再看投资费用，我国有关方面研究，单位输送容量所需综合投资，1000kV交流输电方案是500kV交流输电方案的73%；±800kV直流输电方案是±500kV直流输电方案的72%（含减少输电线路节约土地），与美俄的研究结果相近。

此外，跨区联网还可获得因东西时差、南北季节差以及水火电差异，带来的跨区错峰调峰、水火互济、节约备用发电容量和网络维护成本等等优势。

电网“反垄断”是搞错了对象

批评的意见，主要是特高压输电加强了电网垄断、阻碍电力改革。这里必须明确两点：输电网具有自然垄断性质，电力价格是基础价格。

电力网是一个具有严格运行标准、具有区域内唯一性的物理网（即使把国网分成N块，在小区域内仍是唯一的），这是自然垄断的依据。

电力系统的“发输配售”四环节是连续的平衡过程，任何时点须保持电压和频率的平稳，所以电网必须进行统一分层调度。由于输电环节的阻隔，电力供给和电力用户一般不可能直接谈判（少数用电大户除外）。电力改革希望电网业务单一化、仅收“过路费”，让电厂和用户直接竞价（输配分开即为此目的），但实际上电网业务远比高速公路复杂。“纵向分拆”引致的额外交易成本可能远大于所获收益。且售电价和水价一样关系千家万户，不可能完全取消“计划煤”、搞“随行就市”的煤电价联动。

我们必须注意，改革（很多人把改革仅理解为“市场化”）本身不是最高目的，改革要为经济建设服务。评价某个项目、政策或体制安排，应把“是否有利于生产力进步”作为最高标准。当技术进步到有利于在更大范围内统筹优化生产力布局，企业制度的安排也要适应这一进步。当然，对自然垄断行业的监管水平也要更提高一步。

技术问题应正视

但是，技术专家的批评意见不可不重视。

一是我国能源发展与布局的长远战略问题。西部尽管煤油气风光资源丰富，但极度缺水，即使发展风冷发电机组，大规模发电的耗水问题能否解决仍需考虑。另外，风能光能在新能源中的地位无法和核能相比，核电可以靠近用电负荷区布点。但是，日本核电事故很可能导致世界核电业的新一轮停滞。我国能源战略与核能政策如何调整，尚不明朗。从这个角度看，“十二五”发展特高压输电网，是一个中期合理的选择。

二是技术成熟度与电网安全问题。

我国已在特高压输电技术获得长足进步。2005年在西北高海拔地区建成750kV交流输变电示范工程，实现满负荷无障碍运行；三峡-常州±500千伏直流输电工程建成运行；长治-荆门1000kV交流试验工程已运行两年（设计功率280万kW，据报道实际功率200万kW，相当于两个500kV回路容量），是世界上首次正式运营的百万伏输变电工程。这一切说明，我国已进入世界特高压输电技术先进行列。

俄美加日等国均研究试验过特高压输电，但仅为运营测试。俄将已有特高压线路降压运行，显然遇到技术难关。特高压设备在设计制造精准度与安全性上要求苛刻，且尚无公认的标准；我国输电设备制造业与国外ABB、西门子等公司相比，在系统设计、系统集成、工程成套、为电力公司提供整体解决方案等方面的竞争能力还比较弱。其核心技术不易或不可能从外国取得，必须立足自主创新。

有技术专家认为，不应选择特高压交流输电、而应重视特高压直流输电，因为前者的线路投资是后者的1.5-2倍，交流输送距离也不如直流。但我国在特高压直流输电及变压设备方面的技术能力，显然逊于特高压交流输电。据报道，国网公司已对各方面关键技术进行了全面系统的研究并取得突破，这是可喜的事情。

技术瓶颈关系电网安全问题。全国百万伏交流联网的运行风险较大（外国有多次大停电事故教训在前）；电网智能化改造是否可化解有待深化研究。我国的特高压设备若干关键部件还依靠进口，其中任何一个出问题，也可能危及电网运行安全。似可先建设几条区域间特高压联络线，待总结经验、完善技术后再成网。总之，在技术上采取审慎态度是必要的。

（作者系国家发改委经济体制与管理研究所研究员）