胡兆光：发展中解决电力短缺问题

据国家能源局通报显示，早在今年一季度我国全口径全社会用电量就已达到累计10911亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，3月与1月的全社会用电量基本相当，接近去年七八月迎峰度夏高峰时段的用电量。而进入4月以后，多个地区用电负荷持续大增，甚至开始实施限电措施。然而按照惯例，夏天才是每年的用电高峰，一季度本是能源需求的淡季，而今年“电荒”却提前到来。

对此，国网能源研究院副院长胡兆光在接受记者专访时表示，当前局部地区的缺电，主要是机制性缺电、结构性缺电、区域性缺电。加快理顺煤电价格关系，加大电力跨区输送建设力度，是从根本上避免“电荒”的必经之路。

总量并不短缺的“电荒”

今年缺电原因主要在于电力发展方式转变较慢,能源资源配置过度依赖输煤,电网跨区输送能力不足

记者：2010年伊始，很多地区便提前陷入“电荒”困境，您对此有何看法？

胡兆光：今年以来，我国缺电范围进一步扩大。1月全国有20个省级电网出现电力供需紧张形势，电力缺口高达3000万千瓦，呈现“时间早、范围广”的特点。然而在迎峰度夏期间，电力缺口仍在3000万千瓦左右，缺电地区主要集中在华东、华中、华北和南方电网等一次能源资源相对短缺的地区；而同期东北和西北电网电力供应能力出现富余。

今年的缺电与2003-2005年的缺电原因有本质的不同。上一轮缺电的主要原因是电源电网建设严重滞后；今年缺电期间全国发电装机总量并不短缺，究其深层次原因，主要与电力发展方式转变较慢、能源资源配置过度依赖输煤、电网跨区输送能力不足有关，煤电价格机制不畅、来水时空分布不均又加剧了电力供需紧张形势。

我国电力消费主要集中在东、中部地区，未来这一特点也不会根本改变。2010年，我国东部、中部、西部和东北地区用电占全国比重为50.0∶19.3∶23.5∶7.2，中东部地区占全国用电比重达到69.3%。未来10年是我国全面建设小康社会的关键时期，工业化和城镇化仍将加快推进，即使考虑能源消费总量控制、节能减排目标的约束，我国电力需求仍将保持快速增长。随着区域发展战略的实施，西部地区用电增速将快于全国平均水平，但产业结构调整和转移是一个长期过程。根据我们的预测，2020、2030年中东部地区用电量占全国的比重分别为65.9%和63.8%，中东部地区在相当长时期内将一直是我国电力负荷最集中的地区。

纵观我国长期的经济建设过程，其实多数年份都存在缺电问题。

2000年以来，我国经济进入了以“重化工业化”为特征的新一轮增长周期，电力需求快速增长，而“十五”初期电力建设却严重滞后。首先是电源装机不足，2002-2004年，全国用电年均增速为14%，而装机仅增长9%。其次是电网投入不足，我国电源、电网投资比例为6∶4，远低于国外大多数国家4∶6的水平。电力建设滞后导致2003-2005年全国出现了大范围、长时间的电力供需紧张局面，电力缺口高达3500万千瓦，占当年最大负荷的10%左右；全国火电设备平均利用小时数在5700小时以上，2004年高达5991小时。

2006年以后，全国每年新增装机均在9000万千瓦以上，发电装机总量基本满足电力需求，但由于电网建设多年来滞后于电源建设，尤其是跨区电网建设严重滞后，加上电煤供应、水库来水、气候等不确定性因素影响，致使电力供应短缺问题反复出现。

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跨区大电网势在必行

未来我国“西电东送、北电南送”规模将极大提高，煤电、水电、风电、太阳能发电都需要大规模远距离外送

记者：在您看来，想要缓解中东部地区持续的电力紧张局面，今后我国电力供应格局将呈现怎样的特点？

胡兆光：从电力供应结构看，我国能源资源的总体特征是富煤、缺油、少气，决定了煤电在我国电力供应中占有绝对主导地位。2010年我国煤电装机占全国总装机的68%，煤电发电量占全国总发电量的77%。从电力供应格局看，目前我国跨区输电能力在5000万千瓦左右，仅占全国最大负荷的8%，难以满足全国范围能源资源优化配置的需要。

我国发电能源资源集中分布在西部和北部地区，为满足未来我国电力需求的快速增长，必须加快西部和北部能源资源的大规模开发。今年颁布的《国家“十二五”规划纲要》明确提出：“统筹规划全国能源开发布局和建设重点，建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆5大综合能源基地”。

在相当长时间内，煤电将一直是我国的主力电源，预计到2030年我国煤电装机将在2010年的基础上翻一番。长期以来，我国煤电布局以就地平衡为主，导致煤电运紧张局面反复发生，成为长期困扰我国能源安全供应的老大难问题，并严重影响到经济社会的健康发展。为转变这种不科学的发展方式，《国家“十二五”规划纲要》明确提出：“提高能源就地加工转化水平，减少一次能源大规模长距离输送压力”，“依托西部和北部的煤炭基地，建设若干个大型坑口煤电基地。”研究表明，未来我国应加快新增煤电的优化布局，在晋陕蒙宁新加快建设大型煤电基地，减少电煤的大规模远距离输送，以解决煤电运紧张问题。

西南地区是我国水力资源最为丰富的地区，技术可开发量占全国的2/3，且水力资源呈现基地化、流域化的特征。西南地区水电开发程度较低，截至2010年底开发利用率仅为18.3%，是未来我国水电开发的主要地区。由于当地电力负荷水平低，在满足当地电力需求后，西南水电必须远距离输送到中东部地区消纳。

我国风能资源集中分布在“三北”和东部沿海地区。按照“开发大风电、融入大电网”的发展模式，国家能源局规划建设甘肃酒泉、新疆哈密、蒙西、蒙东、河北、吉林、山东、江苏沿海等8个千万千瓦级风电基地。在这些风电基地中，除山东和江苏外，其他6个风电基地均远离负荷中心，而当地风电消纳能力有限，必须通过远距离外送解决风电利用问题。此外，未来我国太阳能发电也将进入快速发展阶段。根据太阳能资源的分布特点，未来我国太阳能发电的重心主要在西藏、内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆等西部和北部地区，也同样面临大规模外送的问题。

根据我们的研究，到2020年我国西南水电外送规模将达到8000万千瓦以上，“三北”6个风电基地外送规模将超过6600万千瓦，西部和北部煤电的外送规模将达到2.6亿千瓦，跨区输电规模占全国最大负荷的30%左右，输送距离在1000-3500公里之间。

因此，未来我国“西电东送、北电南送”规模将极大提高，煤电、水电、风电、太阳能发电都需要大规模远距离外送，传统500千伏交直流输电很难满足电力输送需求，发展更高等级的跨区大电网势在必行。

特高压成优选

建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，可以最大限度地提高跨区跨省输电能力和能源资源配制能力。

记者：那么您认为当前我国发展更高等级的跨区大电网应采用怎样的技术手段？

胡兆光：未来我国跨区电力输送规模大，距离远，传统300KV交直流输电很难满足需求，需要更高电压等级的电网来支撑未来我国的电办供需格局。在目前特高压交、直流输电技术已经成熟的情况下，我国应加快推进特高压电网建设，适应未来我国的能源供需格局和跨区输电的需要。

从交、直流的不同功能看，特高压交流定位于主网架建设和跨大区送电，特高压直流定位于大型能源基地的远距离、大容量外送。由于交流具有网络功能，可以灵活地汇集、输送和分配电力，是电网构建和安全运行的基础。相对而言，直流主要发挥输电功能，在大容量、远距离输电方面具有优势。

研究表明，构建“强交强直”混合电网，可以充分发挥交直流的功能和优势，保证电网安全高效经济运行。如果将特高压直流比喻成深海远洋万吨巨轮的话，那么坚强的受端特高压交流同步电网则是保证巨轮能够顺利靠岸的深水港，大容量直流必须依托坚强的特高压交流同步电网才能充分发挥其输电能力，并保障电网的安全运行。

根据对我国能源发展的综合研究及判断，我国应构建“三华”（华北-华中-华东）、东北、西北、南方4个同步电网。“三华”特高压同步电网将形成“强直强交”的电网结构，为东北、西北乃至周边国家的数十回直流输电接入“三华”电网提供强大的网络支撑，能够满足《电力系统安全稳定导则》的要求，保障我国跨区电力输送和电力系统的安全稳定运行。

为充分发挥电网在转变电力和能源发展方式中的作用，我国还需要进一步推进智能电网的建设。

研究表明，通过智能电网的建设，构筑电源、电网与用户之间的友好互动平台，引导用户合理用电，减少系统弃水，弃风，提高系统整体及各环节的运行效率和经济性；为电动汽车的规模化发展提供网络服务平台，减少我国交通行业石油消耗，降低石油对外依存度，提高能源供应安全水平；通过电动汽车等用户侧储能设施的发展和需求侧管理，还能够改善电力系统的负荷特性，进一步提高吸纳风电等可再生能源的能力，提高煤电效率，降低煤耗水平，形成良性循环；此外，智能电网还将推动新能源、新材料、信息网络技术、节能环保等高新技术产业和新兴产业的发展。

总之，我国应加快实施“一特四大”战略，建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，最大限度地提高跨区跨省输电能力，消除部分省区缺电、部分省区窝电的现象，为从根本上解决长期困扰我国的煤电运紧张问题。