关于加快浙江省特高压输变电工程建设的建议

　　 一、案由
　　 长期以来，我国电力工业发展以就地平衡为主，大量火电厂集中在东中部负荷中心，形成了大规模、远距离输煤的能源配置格局。浙江省一次常规能源资源匮乏，目前全省煤炭、石油、天然气等一次能源绝大部分考省外调入。由于电煤主要依靠外运，发电成本逐年提高，电煤资源短缺将影响到浙江省能源安全，成为制约经济社会发展的瓶颈。
　　 从浙江省内电源建设条件来看，浙江省规划大型厂址多为煤电、核电。一方面，核电装机的建设周期相对较长，“十二五”期间，规划新扩建3左核电站、总容量516万千瓦，仅秦山核电二期扩建的机组能参与今明两年平衡，“十三五”期间建设的核电目前也仅有三门核电二期250万千瓦取得国家能源局的前期路条。另一方面，由于煤电装机的建设受电煤保障、环保容量、节能减排等因素的制约，规划建设规模逐步缩减，在沿海地区建设电厂送出工程的难度及造价也日益增加，不适应总体资源的统筹发展。
　　 长期就地平衡为主的电力发展方式，不仅带来煤电运矛盾不断加剧，而且也是浙江电力供应保障难以为继。2011年以来，浙江省电力供应矛盾日益突出，2011年全省最高用电负荷5331万千瓦，比上年增长16.9%，最大电力缺口超过了500万千瓦；今年浙江统调机组投产78万千瓦，而负荷需求预计增加700万千万，最大电力缺口将超过1000万千万。预计“十二五”期间浙江最好负荷年均增长11%，2015年最高负荷达到7672万千瓦，年平均新增负荷约622万千瓦。根据已获得国家发改委核准、路条的电源项目和掌握的电源建设情况，“十二五”期间新增电源装机约1800千瓦，低于新增负荷量1300万千瓦，加上现有的电力缺口将超过2000万千瓦。受浙江省能源资源禀赋的制约，如果不改变就地平衡为主的电力发展方式，元气年份浙江电力缺口将达到用电负荷的40%-50%。
　　 我国一次能源资源主要集中在西部和背部地区，客观上对转变就地平衡为主的电力发展方式提出了要求。要从根本上保障浙江中长期和可持续的电力供应，迫切要求通过远距离大规模的输电，大幅增加浙江从我国西北部、西南部等全国能源基地输电能力。
　　 二、案据
　　 特高压电网是实现全国资源优化配置的重要载体，是构建坚强智能电网的核心基础，是服务经济社会发展的保障。特高压工程具有大容量、远距离、低损耗的特点，坚持“内发外供并举”方针，加快特高压工程的建设，是满足我省中长期用电、集约利用土地资源的必然选择。当前，发展特高压已列入国家能源发展战略、国家中长期科技发展规划和中国应对气候变化国家方案。1000千伏晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程和土800千伏向家坝-上海特高压直流示范工程，分别与2009年1月和2010年7月正式投运，一直保持安全稳定运行。2011年12月特高压交流试验示范工程扩建工程建成投产，稳定输送功率超过500万千瓦，最大输送功率达到572万千瓦，全面验证了特高压交流工程的输电能力和大电网安全运行控制水平，有效促进了节能减排和能源资源的优化配置。
　　 建设特高压电网，一方面可以改变单纯依靠运煤的能源输入方式，实施输煤与输电并举，有效缓解能源运输压力。另一方面，可以克服浙江新增燃煤机组的困难，减小二氧化硫及温室空气的排放压力。
　　 特高压交流直流线路往往涉及跨区域架设，沿线经过诸多省（市）、江河、基础设施，通道方案确定、建设政策协调处理等相对比较复杂，特别是在浙江经济发达区域，要落点布线的难度更大，特高压工程建设的周期也相对较长。为此，迫切需要加快出台国家能源、电力、电网专项规划，实现各层级规划的紧密衔接。
　　 根据浙江省能源、电力、电网发展规划，“十二五”期间，浙江境内规划落点1000千伏特高压交流浙北、浙中、浙南3座交流展以及+800千伏特高压直流浙西站、杭绍站，增加从安徽、福建等周边地区的受电能力；远景建设长沙-南昌-浙南特高压交流线路。根据浙江用电需求，特高压交流浙北-浙中-浙南-福建籍溪洛渡-浙西特高压直流、宁东-杭绍特高压直流工程规划需在2013-2015年陆续投产，当前迫切需要加快前期工作，保证规划的顺利实施，确保“十二五”中后期浙江电力供应。
　　 三、建议
　　 为实现电力行业同意规划，建立电源电网统一规划机制，保障电网依法建设，满足浙江省经济社会发展的电力需求，建议将发展特高压纳入国家能源发展“十二五”规划、电力规划和电网专项规划，加快推进特高压电网建设。同时，尽快核准+800千伏溪洛渡-浙西特高压直流输电变电工程、+800宁东-杭绍特高压直流工程；尽早批复1000千伏浙北-浙中-浙南-福建特高压交流输电工程前期工作路条，加快项目前期及核准工作，尽快实施福建与浙江特高压交流联网工程建设。