高梁：“特高壓”不是該不該幹，而是怎麼幹

文 高梁

發展特高壓輸電（交流1000kV及以上，直流輸電±800kV及以上）等先進輸電技術，已納入《十二五規劃》。國家電網計劃，到2020年形成覆蓋華北、華中、華東地區的特高壓輸電網，直流連接東北、西北（三縱三橫一環）；南方電網也將建設“一交一直”特高壓線路。

但這並不能平息各界對特高壓輸電網的激烈爭論。爭論集中於建設特高壓輸電網強化壟斷問題，經濟合理性問題，以及技術瓶頸與安全問題。

特高壓電網的國情基礎

首先，關於建設特高壓電網是否必要，要看我國經濟發展與能源建設的總體形勢。電力建設必須統籌規劃、先行一步，避免“電荒”。從2004年起，為適應經濟高速增長，我國發電容量每年淨增近1億kW，現總量已近9億kW。電力部門預計，2020年全國用電需求為7.7萬億度，裝機容量17億kW。地方企業積極建電站，電網建設必須跟上。

我國發電結構以煤電為主（我國煤電佔總發電容量的77%，世界平均為40%），這一局面在較長時期內不會變。但我國76％的煤炭資源、絕大部分陸地風能光能資源在北部和西北，80％的水能資源在西南，而70％以上的能源需求集中在東部與中部，相隔2000-3000公里。

制約“西電東送”的主要瓶頸是輸電技術。目前我國輸電網電壓最高500kV，由於線路損耗的關係，其輸電最大距離是1000公里，再遠就必須運煤（這是實行區域電網制的技術基礎）。多年來“西煤東送、北煤南送”，鐵路公路不堪重負，且東部環境污染已近極限。

發展特高壓輸電，是着眼於未來電力發展的需要。特高壓輸電具有遠距離、大容量、低線損的優勢，有利於優化生產力佈局。

1000kV交流輸電的合理距離約2000公里，在此範圍內建坑口電站、跨區輸電，比在用電地區發電更經濟。在煤田地區建能源綜合中心，還有利於煤化電綜合開發，充分利用低熱值煤炭資源。

特高壓輸電容量大。理論上，一回路1100kV特高壓輸電線路的輸電容量（500kW）是500kV交流輸電線路的4倍多，±800kV直流特高壓的輸電容量（700萬kW），是±500kV超高壓直流線路輸電能力的2.4倍。

線路損耗低。在輸送功率相同的情況下，1000kV線損可比500kV線路降低75％。更何況要大力發展新能源，西部遙遠無人區的風能和光能不可能靠鐵路運輸，只有納入大電網才能發揮作用。西南的水電外送也是同樣的道理。

至於特高壓輸電的經濟性。據測算，目前北方電煤價格（按標準煤計算）為200元/噸，運到華東為1000多元/噸，每度電燃料成本約0.3元。晉陝蒙坑口電站每度電燃料成本0.09元，走特高壓到中東部的到網電價，仍比當地煤電上網價低0.06-0.13元/度（《特高壓破解電網瓶頸的鑰匙》人民日報 2011-03-03）。

再看投資費用，我國有關方面研究，單位輸送容量所需綜合投資，1000kV交流輸電方案是500kV交流輸電方案的73%；±800kV直流輸電方案是±500kV直流輸電方案的72%（含減少輸電線路節約土地），與美俄的研究結果相近。

此外，跨區聯網還可獲得因東西時差、南北季節差以及水火電差異，帶來的跨區錯峯調峯、水火互濟、節約備用發電容量和網絡維護成本等等優勢。

電網“反壟斷”是搞錯了對象

批評的意見，主要是特高壓輸電加強了電網壟斷、阻礙電力改革。這裏必須明確兩點：輸電網具有自然壟斷性質，電力價格是基礎價格。

電力網是一個具有嚴格運行標準、具有區域內唯一性的物理網（即使把國網分成N塊，在小區域內仍是唯一的），這是自然壟斷的依據。

電力系統的“發輸配售”四環節是連續的平衡過程，任何時點須保持電壓和頻率的平穩，所以電網必須進行統一分層調度。由於輸電環節的阻隔，電力供給和電力用户一般不可能直接談判（少數用電大户除外）。電力改革希望電網業務單一化、僅收“過路費”，讓電廠和用户直接競價（輸配分開即為此目的），但實際上電網業務遠比高速公路複雜。“縱向分拆”引致的額外交易成本可能遠大於所獲收益。且售電價和水價一樣關係千家萬户，不可能完全取消“計劃煤”、搞“隨行就市”的煤電價聯動。

我們必須注意，改革（很多人把改革僅理解為“市場化”）本身不是最高目的，改革要為經濟建設服務。評價某個項目、政策或體制安排，應把“是否有利於生產力進步”作為最高標準。當技術進步到有利於在更大範圍內統籌優化生產力佈局，企業制度的安排也要適應這一進步。當然，對自然壟斷行業的監管水平也要更提高一步。

技術問題應正視

但是，技術專家的批評意見不可不重視。

一是我國能源發展與佈局的長遠戰略問題。西部儘管煤油氣風光資源豐富，但極度缺水，即使發展風冷發電機組，大規模發電的耗水問題能否解決仍需考慮。另外，風能光能在新能源中的地位無法和核能相比，核電可以靠近用電負荷區布點。但是，日本核電事故很可能導致世界核電業的新一輪停滯。我國能源戰略與核能政策如何調整，尚不明朗。從這個角度看，“十二五”發展特高壓輸電網，是一箇中期合理的選擇。

二是技術成熟度與電網安全問題。

我國已在特高壓輸電技術獲得長足進步。2005年在西北高海拔地區建成750kV交流輸變電示範工程，實現滿負荷無障礙運行；三峽-常州±500千伏直流輸電工程建成運行；長治-荊門1000kV交流試驗工程已運行兩年（設計功率280萬kW，據報道實際功率200萬kW，相當於兩個500kV迴路容量），是世界上首次正式運營的百萬伏輸變電工程。這一切説明，我國已進入世界特高壓輸電技術先進行列。

俄美加日等國均研究試驗過特高壓輸電，但僅為運營測試。俄將已有特高壓線路降壓運行，顯然遇到技術難關。特高壓設備在設計製造精準度與安全性上要求苛刻，且尚無公認的標準；我國輸電設備製造業與國外ABB、西門子等公司相比，在系統設計、系統集成、工程成套、為電力公司提供整體解決方案等方面的競爭能力還比較弱。其核心技術不易或不可能從外國取得，必須立足自主創新。

有技術專家認為，不應選擇特高壓交流輸電、而應重視特高壓直流輸電，因為前者的線路投資是後者的1.5-2倍，交流輸送距離也不如直流。但我國在特高壓直流輸電及變壓設備方面的技術能力，顯然遜於特高壓交流輸電。據報道，國網公司已對各方面關鍵技術進行了全面系統的研究並取得突破，這是可喜的事情。

技術瓶頸關係電網安全問題。全國百萬伏交流聯網的運行風險較大（外國有多次大停電事故教訓在前）；電網智能化改造是否可化解有待深化研究。我國的特高壓設備若干關鍵部件還依靠進口，其中任何一個出問題，也可能危及電網運行安全。似可先建設幾條區域間特高壓聯絡線，待總結經驗、完善技術後再成網。總之，在技術上採取審慎態度是必要的。

（作者系國家發改委經濟體制與管理研究所研究員）