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　　本刊记者 张慧 范珊珊

　　在基本排除、解决建设与否的战略杂音后，有关特高压的争议并未消停。谨慎的审批程序、交直流博弈、迟而未决的规划，让特高压发展在更为具体、技术的层面上不时受挫、步履艰难。

　　12月中，北方已经进入深冬。此时，位于西南地区的水电站早已进入枯水期，水电外送在目前这个季节很难实现。但是，解决丰水期水电外送问题的讨论并没有随之停止，此间，外送线路建设规划显得尤为重要。

　　12月16日，在北京西二环外的一处酒店里，中国国际工程咨询公司(以下称“中咨公司”)正组织专家对国家电网[微博]公司(以下称“国网”)“雅安-武汉”特高压交流项目进行评审。

　　国网认为，将四川丰水期富余电量通过交流特高压外送非常必要。2013年的丰水期，四川省弃水总电量超过100亿度。如果加快特高压通道的建设，无疑有利于减少四川日后丰水期的弃水量。

　　国网似乎对于此项目颇有信心。虽然评审会还在围绕“建设此交流特高压项目”的必要性进行争议，但在该项目评审会议室同层的另一会议室中，“雅安-武汉”特高压交流线路的具体技术细节问题已在研讨中。

　　近一年来，关于特高压的会议甚为密集。一个多月前，中咨公司组织专家对华东环网交流特高压项目北半环(淮南－南京－上海)进行最后一轮评审，并进行了内部投票，其中14人签字赞成北半环建设，5人反对。

　　此次“雅安-武汉”特高压交流项目，不同于华东环网特高压交流项目北半环评审环节，最终并没有进行投票，只是将评审专家中的不一致意见分别记入会议结论中。

　　以上两个项目不过是国家电网特高压规划中的冰山一角。早在2005年，刚上任国家电网公司总经理的刘振亚在《中国电力报》上发表文章称，加快建设“以百万伏级交流和±80万伏级直流系统特高压电网为核心的坚强的国家电网，是国家电网公司的重要使命”。

　　国家电网公司交直流并举战略确立。同时，“晋东南-湖北荆门”和“淮南-上海”的两条1000千伏交流输电线路的前期工作就此展开。

　　对于特高压，国家电网公司有着更宏伟的规划，尽管期间波折较多，工程推进缓慢，在国家电网公司召开的2013年工作会议上，提出规划从2013年起的8年间，到2015年、 2017年和2020年，分别建成“两纵两横”、“三纵三横”和“五纵五横”特高压“三华”同步电网，同时到2020年建成27回特高压直流工程。在2013年，国家电网将推动国网公司电网规划和特高压项目纳入国家规划。

　　与国家电网对交流特高压项目雄心勃勃相对应的，则是20多位电力行业退休专家的反对意见。针对交流特高压的问题，他们已与国网展开了多年的拉锯战，更是联名上书反对“三华联网”。从2005年至今，8年已过，关于交流特高压的争议仍在持续。陷入僵局中的特高压项目，将如何打破僵局？受此影响、悬而未决的电网规划，何时才能落地？

　　特高压新项目

　　特高压，指电压等级是1000千伏及以上的交流或±800千伏的直流。

　　电力通过高压线路完成远程输送，再通过变压器降低电压等级供千家万户使用。在电力领域，为减少损耗，一般用升高电压的办法来多送电。电压等级一般标准为220千伏为高压，350千伏到750千伏统称超高压，1000千伏及以上就是交流特高压。

　　我国从1986年开始立项研究交流特高压输电技术。1994年在武汉高压研究所建成了中国第一条百万伏级交流特高压输电研究线段。

　　在2005年11月，中国工程院组成了包括27位院士、7位专家的特高压咨询课题组，围绕特高压输电技术及试验示范工程建设进行了研究和论证，提交了《关于我国特高压输电研究和工程建设的咨询意见》

　　2006年2月，国务院发布的《国家中长期科学和技术规划纲要(2006～2020)》中，要求重点研究开发大容量远距离直流输电技术和特高压交流输电技术与装备。

　　6个月后，国家发展改革委正式核准了晋东南经南阳至荆门特高压交流试验示范工程，为我国第一条特高压交流线路。同年底，第一条直流特高压线路“云南-广东”±800千伏特高压直流工程项目开工建设。

　　按照国网人士的说法，特高压电网可以长距离、大容量、低损耗输送电力，能够完善我国的能源结构，将西部、中部、北部资源地的电力送至东部，是一项多赢的工程。

　　但在实际建设过程中，特高压项目一直面临着跌宕起伏的境遇。截至2013年11月底，共有两条特高压交流线路、4条特高压直流线路在运行，3个特高压交直流项目工程在建。

　　4条已建特高压直流线路分别为“向家坝-上海”特高压直流、“云南-广东”特高压直流、“糯扎渡-广东”特高压直流、“锦屏-苏南”特高压直流线路。2个在建的特高压直流项目分别为“哈密-郑州”特高压直流线路和“溪洛渡-浙江金华”特高压直流线路。

　　两条投产的特高压交流线路，指的是华东环网南半环“淮南－浙北－上海”工程和“晋东南-南阳-荆门”交流特高压试验示范工程。另一条在建的交流项目——“浙北-福州”特高压交流输变电工程于2013年4月开工，预计2015年3月投产。

　　原电力规划总院规划处长、国家电网建设公司顾问丁功扬向记者介绍，以上三个特高压交流项目并未经过评审程序。也正基于此，多位电力行业的专家联名上书。

　　这给国网带来了一定的舆论压力。2012年底，国家发改委终于收到了国网关于华东环网北半环的核准申请，而后，发改委首次把交流特高压项目交由中咨公司评估。

　　出乎国网意料的是，这一评审程序，在极大程度上阻碍了其特高压计划的实施，并且将交流特高压的争议更大范围地暴露于公众视野中。

　　2013年1月29日，国家电网公司在京召开2013年发展工作会议，时任副总经理的舒印彪表示，确保年内特高压“四交三直”开工，其中“4 交”线路包括“淮南-南京-上海”、“福州-浙北”、“雅安-武汉”、“蒙西-长沙”特高压交流项目，“3直”线路包括“锡盟-泰州”、“蒙西-湖北”、“宁东-浙江”特高压直流项目。

　　但实际情况是，国家发改委在2013年只核准了一条新线——“浙北-福州”交流特高压工程开工。业内预期的“雅安-武汉”、“淮南-南京-上海”北环交流特高压，及“宁东-浙江”直流特高压线路至今仍未获准。

　　2013年接近尾声之时，虽然举行了关于“雅安-武汉”和“淮南-南京-上海”交流特高压项目的评审会议，但在2013年想获得明确的通过方案，已不可能。

　　“淮南-南京-上海”交流特高压线路是华东环网交流特高压项目北半环。华东环网交流特高压项目分为南半环(淮南－浙北－上海)、北半环(淮南-南京-上海)，以及“浙北－福州”交流特高压项目。

　　因其中一条已建，一条在建，如果“淮南-南京-上海”北环交流特高压项目能够顺利通过评审，就说明国网极力架构的华东环网打造成功，因此对国网来说很是重要。

　　“雅安-武汉”特高压交流项目，则是国网提出的“三横”特高压交流电网的最南边的线路，目的是为了解决四川丰水期的富裕水电输送问题。

　　另一条“三纵”特高压交流电网中最东边的线路——“锡盟-南京”特高压交流输变电工程于2012年获得路条。但中国电力科学院总工程师印永华最近向媒体表示：“从锡盟到南京输电项目，我们也拿到了路条，我们上报核准后，到现在没有下文。”

　　在外界看来，甚至有怀疑，“锡盟-南京”特高压交流项目是否已经放弃，因为国网还另外规划建设“锡盟-泰州”±800千伏特高压直流输电工程。如此多个特高压新项目迟迟不能核准，国网“三华联网”的交流特高压工程设想遭受了严峻的挑战。

　　“由于之前，‘三华’联网引起强烈反对，国网目前似乎在避免谈论‘三华’的概念。其在媒体宣传报道或者会议中，都只提其中涉及的各个具体线路、项目工程。”国家能源局“十二五”电网规划专家组成员曾德文对《能源》杂志记者表示，“但是，国网的目标还是想打造‘三华’联网。”

　　交直流的困惑

　　由于电网规划被拖延，关于交流特高压的讨论也持续升温。特别是中咨公司组织的评审会成为了交流特高压支持者和反对者争辩的平台。中咨公司这一角色变得异常难当。

　　10月举行的华东环网交流特高压项目北半环(淮南－南京－上海)评审会后，提出反对意见的专家认为，专家组的组成存有瑕疵，19位专家，14位在职，其中8位来自国网系统，4位来自电力规划设计总院，2位来自中咨公司；其他5位，则是退休的电力系统资深专家。“也就是说，无论我们如何选择，都是赞成此项目的人占大多数。”原电力规划设计总院、中国电力工程顾问集团公司专家委员会委员曾德文告诉记者。

　　在随后12月举行的“雅安-武汉”特高压交流项目的评审会上，中咨公司对于专家组的成员选择更为慎重。为了做到更为平衡，邀请的人员名单也经过了多次变动，直到会议前最后一个工作日，才最终得以确定。此外，对于此类特高压会议的保密工作，会议组的要求也越发严格。

　　据记者了解，此次会议，专家组成员共有22人，其中国网的有8位，电力规划设计总院有3位，持反对意见的专家人数有9位。交流特高压的争议，已从最初的“三华联网”，过渡到如今各个具体项目的讨论。

　　针对“雅安-武汉”这一高压交流项目，建设四川水电外送通道的必要性，并无争议，因为四川水电在丰水期的电力富余是事实。争论的焦点在于，是选择直流特高压还是交流特高压进行输送。

　　赞成采用交流特高压方案的专家认为，“雅安-武汉”特高压交流项目，可以满足重庆、华中东部四省负荷的需要，尤其对于重庆地区来说，由于此线路中途要在重庆落地，对于其经济发展十分有利。

　　相比于直流输电，支持交流的人士提出，采用交流输电方案，能够自西向东兼顾沿途川东、重庆、武汉等多个符合中心用电需要，对四川用电需求发展和水电丰枯出力等不确定因素具有更灵活的适应性。同时，交流具有输电和构建电网的双重功能，实现电力资源的灵活输送、分配和双向互济。但直流仅具有输电功能，适用于点对点、大容量、远距离电力输送。

　　若“雅安-武汉”工程采用直流输电方式，就需要大量、重复建设电站至四川主网的交流线路。尤其是枯水期，四川省内会出现缺电现象，需要对来反送电。如果采用直流，就会出现电力送回川西再迂回至川东的不合理情况，网损大、经济性差。这一理由是支持交流特高压的专家对直流特高压为数不多的正面交锋观点。

　　反对该项目的专家则表示，四川水电增送华中东四省采用直流输电是最优选择。他们认为，对于重庆的用电需求，重庆电网目前有有500千伏的线路与四川电网联网，同时也有500千伏的线路与华中主网联系。同时，四川雅安、乐山等地汇集的电源，如需对重庆供电，距离在300—400千米以内。这是500千伏电压等级是最具有优势的输电方式。所以，加强川渝500千伏输电通道建设，才是消纳四川水电的首选方案

　　另一方面，至于四川电力需送华东四省负荷中心的问题，因为输电距离为1200—1500千米，而在重庆至武汉区间的900多千米内也不需要落点受电，完全可以采用直流输电方式。

　　“也就是说，对于近距离的受端，可以通过现有500千伏线路。对于远距离的，可以通过直流电直接送电。” 原清华大学电机系研究员王仲鸿告诉记者。

　　据王仲鸿介绍，交流特高压的输电单价(5元/(公里*千瓦))约为超高压输电的(1.8—2元(公里*千瓦))2倍，因此在适用范围(输电6、7百公里及以内)内优选超高压输电的工程，它比用交流特高压要便宜一半。

　　至于输电在6、7百公里以上的线路，直流输电至少比交流输电便宜一半，所以改选更便宜的直流输电。因为直流输电工程耗资的主要部分是两端变流设备，单价是随输电距离加长而减少，输电距离愈远愈便宜。而交流特高压输电则不同，它在适用区都可以被直流远距输电更经济地被替代。

　　经济性的问题，成为反对此交流特高压项目的最重要原因。“直流方案2015年、2020年静态投资额分别为166亿元、353亿元，比交流特高压方案(367亿元、819亿元)分别少201亿元、466亿元。”曾德文指出。

　　实际上，在赞成交流方案的专家中，他们也对交流特高压方案进行了经济性的比较，得出了交流特高压的方案是最优选择。但问题是，另外两个比较方案都是500千伏交流输电方案，并未将直流特高压输电方案列入比较对象中。

　　“国网委托规划院和设计院进行规划设计，进行的是没有直流输电方案的“雅安-武汉”的交流输电多方案设计。他们根本没想考虑直流，那还说什么可比性？”王仲鸿略显气愤地说。

　　按照反对者的观点，如果按国网的全面采用交流特高压技术的规划，估计至少要浪费五千亿元。更令他们担忧的是，从“雅安-武汉”工程中经济核算可知，交流特高压方案要使相关电价增加0.1元/度以上，而直流方案只增加0.05元/度。

　　“电价是国家由成本倒推确定的，输电成本愈高，国网的提成愈高，国有资产也愈大。所以国网分成的利润和资产就是这样形成。用户面对的是没有选择的垄断电价市场，即使表面的居民电价是经听证会协商定价，但占总量85%的工商业电价早已高出成本一倍以上，它通过产品和服务增加了成万亿元的额外税费负担。”王仲鸿表示。

　　到底是用直流，还是用交流？双方僵持不下。“各自都有各自的道理。我认为我国交流、直流特高压应该都是必要的，要形成互补。”电力规划设计总院规划中心主任佟明冬对《能源》杂志记者说。

　　根据其说法，交流特高压在技术安全上是没有问题的，从技术上来说，特高压交流网架有其技术上的优势。对于经济性来说，交流特高压的成本确实较高，但是需要看最后的目的值不值得。

　　“但我现在考虑的问题是，交流特高压是不是需要像国网所规划的那样，建设这么大的规模？”佟明冬说。“应该设计一个利益最大化的方案，电力规划设计总院已经在做相关的方案和研究报告。”

　　中国电力联合会副秘书长欧阳昌裕对项目的实质性进展更为关注，其建议，如果委托一家评估公司，问题得不到解决，那就可以考虑委托多家机构进行评估。

　　其曾对记者表示，“不管是采用哪种方案，国家主管部门都应该有所行动。如果一直拖着，类似四川水电弃水的问题就得不到解决。”

　　被推迟的规划

　　由于交流特高压新项目迟迟未被核准，特别是“三华联网”设想屡遭挫折，国家电网公司的“十二五”规划一直未出炉。这直接影响了国家的电网专项规划的出台。而国家的电网规划久未出台，又反过来给“交、直流特高压”的争论提供了条件，形成了一个恶性循环。

　　据了解，国家电网公司先后编制完成了国家电网公司“十二五”电网发展规划、国家电网发展规划(2013—2020年)，分别于2010年9月、2013年5月上报国家能源局，但一直没有下文。

　　欧阳昌裕曾对记者表示，国家能源局编制电网“十二五”专项规划有两个选择，其一是完全另行制定一项规划，其二是根据电网公司提出的规划进行评估整合，形成一个新的规划。

　　“能源局内部对于发展交流特高压还是直流特高压，也有不同意见。在诸多争议中，他们不能很好地判断出到底哪种技术最可行，所以执行的策略就是放任双方去争论。”一位不愿意透露姓名的业内人士说。“当然，这期间，能源局又出现了新的人事变动，这也都影响着事情的进展。”

　　目前唯一值得欣喜的是，南方电网和蒙西电网的规划已经逐渐清晰。

　　2013年9月3日，《南方电网发展规划(2013—2020年)》(以下简称《南网规划》)正式出炉。这是国内首个“十三五”电网规划。《南网规划》明确了南方电网发展以直流为主的西电东送技术路线，形成适应区域发展、送受端结构清晰、定位明确的同步电网主网架格局。

　　其明确提出了未来8年南方电网发展六个主要目标，一是将稳步推进西电东送；二是形成适应区域发展的主网架构格局；三是统筹各级电网建设；四是提高电网服务质量；五是提升电网节能增效水平；六是推广建设智能电网。

　　值得注意的是，《南网规划》中，南方电网将主要采用直流输电技术实现跨区域送电。

　　对于为何会选择直流电技术跨区域送电，南方电网公司计划部主任徐达明解释，电网的安全性是大电网规划运行的首要问题。由于云南水电、藏东南水电及缅甸水电距离东部负荷中心距离在1000-1600千米左右，送出距离远，输送容量大，宜采用直流输电方式或构建交流特高压输电网架。

　　据介绍，南方电网公司重点比较了直流输电和构建交流特高压输电网架两类建设方案。研究结果表明，采用直流输电技术，南方电网主网架结构清晰，运行安全可控，事故可防，输电效率高，且与特高压交流方案相比，具有明显的经济性和更好的适应性。

　　徐达明表示，确定南方电网未来西电东送以直流输电技术为主后，为避免发生电网因多重故障时出现的大面积停电事故，公司经过大量深入分析，认为同步电网规模不宜过大。南方电网2020年以后可视电网发展程度，适时分解为2-3个独立同步电网运行，同时广东电网内部可以适时分成两个相对独立的同步电网。

　　南方电网对于电网技术路线的选择，成为反对交流特高压专家的一大事实例证。“国网提出过‘短路电流超标’、‘直流输电故障安全’问题，认为必需交流特高压解决。在南方电网规划讨论中都可在超高压电网中解决。”王仲鸿指出。

　　对于另一独立电网——蒙西电网来说，由于其外送通道建设需要与国网相联系，其电网规划的出台，受到国网规划的很大影响。

　　但内蒙古电力公司编制的《蒙西电网2020年主网架建设规划报告》(以下简称报告)已经完成，并已正式上报国家能源局。国家能源局已组织电网规划专家组专家对蒙西电网发展的技术路线、电网主网架构成等给出了一致的咨询意见。论证结果，将于近期向社会正式发布。

　　根据记者拿到的《内蒙古电网规划主网架方案研究》报告，在电网建设方面，按照国家能源局的要求，针对不同的技术路线，2020年蒙西电网内部网架建设考虑两个。方案一：蒙西主网架维持现有500 千伏电压，到2020年形成“五横六纵”主网架结构；方案二：考虑到特高压电网的建设，可考虑暂缓建设“乌力-乌中旗-达茂-四子王-锡西”双回线路，随着电网的发展，适时考虑建设必要性。方案二蒙西电网主网架仍形成“五横五纵”的500千伏网架结构。

　　外送通道方面，报告中提出了两个建设方案。方案一：2020年新建四条“网对网”500千伏通道和七条直流送电通道；方案二：2020年新建四条特高压交流通道和四条特高压直 流通道。

　　由于蒙西电网外送通道建设规划方案在国家电网主网架方案确定后才能最终确定，所以其外送电网通道尚不明确。但多位业内人士均对记者表示，经过经济技术比较后，方案一的投资成本大大低于方案二，专家组一致认为具体输电方案应该结合受端电网规划统筹研究确定，近距离输送应以500千伏交流为主，远距离送电应以直流为主。

　　有与会专家对记者表示，国网方面并未对此专家组意见表示出强烈反对。也就是说，虽然蒙西最后的方案定夺还要看国家电网，但是一旦蒙西电网规划公布的结果是选择特高压直流方案，国家电网的“三华联网”的特高压交流同步电网的规划方案必将更改。彼时，这无疑给国家电网特高压规划增加新的障碍。

　　关于特高压：

　　我国当前特高压情况

　　目前中国已经建成的超高压是西北电网750千伏的交流实验工程。

　　技术和经济优势

　　一、输送容量大。±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍，是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍，能够充分发挥规模输电优势。

　　二、送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500公里甚至更远，为西南大水电基地开发提供了输电保障。

　　三、线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下，±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%，是±600千伏级直流线路的60%，提高输电效率，节省运行费用。

　　四、工程投资省。根据有关设计部门的计算，对于超长距离、超大容量输电需求，±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72%，节省工程投资效益显著。

　　五、走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米，是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源；由于单回线路输送容量大，显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。

　　六、运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400+400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案，运行方式灵活，系统可靠性大大提高。任何一个换流阀模块发生故障，系统仍能够保证75%额定功率的送出。

　　对我国电力建设的意义

　　特高压能大大提升我国电网的输送能力。据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，据国家电网公司测算，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏超高压线路节省60%的土地资源。

　　危害

　　近三四十年欧洲、北美等地发生的十几次大面积停电事件的教训是，交流电压等级越高，覆盖范围越大，越存在巨大安全隐患，联系紧密的特高压交流电网某一局部甚至某一部件发生破坏，就会将事故迅速扩大至更大范围。不仅在战时，而且在平时，电网很容易遭遇台风、暴雨、雷击、冰凌、雾闪、军事破坏等天灾人祸，会将事故迅速蔓延扩大。因此，要保证电网安全运行，必须在规划、设计、建设、运行中研究电网结构，要按“分层分区”原则实行三道保护。迄今为止，没有哪一个国家要建设特高压国家电网

　　著名工程

　　前苏联1150kV工程

　　前苏联1000kV级交流系统的额定电压(标称电压)1150kV，最高电压1200kV，是世界上已有工程中最高者。

　　日本1000kV工程

　　日本1000kV电力系统集中在东京电力公司，1988年开始建设的1000kV输变电工程

　　意大利1050kV试验工程

　　20世纪70年代，意大利和法国受西欧国际发供电联合会的委托进行欧洲大陆选用交流800kV和1050kV输电方案的论证工作，之后意大利特高压交流输电项目在国家主持下进行了基础技术研究并于1995年10月建成了1050kV试验工程。

　　中国特高压输电工程

　　中国对特高压输电技术的研究始于上个世纪80年代，经过20多年的努力，取得了一批重要科研成果。2009年1月6日，我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程——晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利通过试运行。