2013年6月，“十二五”时期已然过半，但电网规划仍处于论证阶段，电网“十二五”规划的难产，缘于就“中国需要建设什么样的电网”这一问题存在分歧。

　　目前，国家能源局确定了三套方案：第一套是500千伏方案，即维持现有的500千伏电压网架，各大区域间以直流输电线路相连；第二套是“三华”特高压异步方案，即华北、华中电网以1000千伏交流相连，形成同步电网，华东与华中电网以直流相连，形成异步电网；第三套为“三华”特高压同步方案，即用1000千伏特高压交流将华北、华中和华东三个区域电网连结成同步电网。

　　早在2004年11月，国家电网公司即初步规划了中国未来的电网格局。

　　国家电网公司认为，中国应建设以特高压交流为骨干的大电网，特高压交流输电技术具有电压等级高（1000千伏或以上）、输送容量大（单回线路输电能力500万千瓦）、安全有保障的优点，它在经济性上胜于铁路运煤，可以实现能源的远距离、大容量输送，是解决我国能源与负荷中心逆向分布的优选，即上述第三套方案的扩大版，国家电网公司称之为“电力高速路”。

　　按照当时的规划，这张大电网将覆盖中国除甘肃、青海、新疆、西藏、海南和港澳台外的所有角落。

　　但由于该规划一直存在不同意见，2008年国家电网公司被迫将其缩减为“三华联网”，估算总投资10065亿元，需建设交直流特高压线路92633公里，相当于六个三峡工程（三峡工程累计投资1800亿元）的投资。

　　然而，国家电网公司的缩减规划并未打消反对声音，因为“三华联网”仍将采用特高压交流为骨干的电网结构。

　　持不同意见者认为，特高压交流电网在安全性、经济性上存在缺点。解决中国能源逆向分布的方法应是铁路运煤、分布式并结合超高压联网，多花费几千亿元建设特高压交流线路的经济性值得思量。

　　中立人士则持有“缩小规模、推迟进度”的观点。作为电网建设的审批单位，国家发改委（国家能源局）的种种举措表明，交流特高压规划在进行充分试验和论证的基础上，再做决策。

　　试点工程验收曲折

　　争论始于2005年在北戴河召开的“特高压输电技术研讨会”，会议的结果是建设一条试验线路。迄今为止，该试验工程是我国唯一建成运行的交流特高压线路。

　　2006年年底，中国首条交流特高压试验线路晋东南-荆门开工建设，线路全长644.6千米，先后跨越黄河和汉江，额定电压1000千伏，设计送电规模280万千瓦（每小时送电280万千瓦时），第一期总投资58.57亿元。（此时，试验工程安装一半变压器，故而设计目标为280万千瓦，扩建工程将安装全部变压器，设计目标为500万千瓦，作者注）2009年1月6日国家电网公司宣布正式投入商业运行。

　　2009年7月4日，国家发改委组建国家验收专家组，验收工作从2009年7月7日至2009年7月17日。

　　验收结束后，专家组成员分头撰写验收报告，形成终稿后，上交国家能源局并转发给国家电网公司。

　　按照惯例，接下来的程序应是，国家能源局组织验收总结和专家签字大会，但大会始终没有召开。在搁置了近十个月后，验收组负责人才匆匆找各专家签字，在验收组同意保留验收报告中的“问题和建议”部分后，所有专家陆续签字。

　　验收组副组长、国家能源局电网“十二五”专家委员会委员姜绍俊告诉本报记者：“验收组给国家发改委传达了这样的信息：工程做得很好，但输电能力达不到设计目标，后续工程在论证透了的基础上才能审批。”

　　但国家电网公司副总经理舒印彪并不认同姜的说法，他在接受记者采访时说：“工程所有设计指标全部实现，包括电磁环境影响问题、技术问题、设备国产化、可靠性问题都实现了。特高压配套的设备完全是我们国产的。”

　　本报记者获取的《验收报告》的“终验结论”中显示：“试验工程对于发展我国电力工业和装备制造业、促进产业技术升级，具有极其重要的意义，建议通过验收。”

　　但《验收报告》的“问题和建议”部分委婉地指出了试验工程的不足之处：“进一步考核本工程的输送能力；建议优化能源布局和运行方式，使能源流向合理；已投入运行设备还未经受充分考验；加快工程中变压器、电抗器、交流断路器等关键设备国产化进程；建议加强项目论证等。”

　　与此同时，国家环保总局（原）、国家电监会（原）、中国工程院各自出具了意见。

　　国家环保总局结论是，在示范工程建成运行后，对线路的电磁、环境影响进行检测、评价，以确定相应的电磁、环境管理控制极限。完成该项目前，对后续特高压项目的申请采取审慎态度。

　　国家电监会的意见是，对整个电力系统的安全性、可靠性以及市场需求、建设成本、投资来源、定价方案等经济问题进一步深入地研究和论证。

　　中国工程院的结论为，国家电网规划应由政府负责，专门立项，组织专家从必要性和技术、经济、安全、环境、体制等方面进行深入研究和论证。

　　在综合各方意见后，2010年，国家发改委下发《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程验收有关意见的批复》（〔2010〕2062号），要求“继续验证特高压交流输电能力和经济性、进一步加强设备性能考核、继续推进设备自主化工作等。”

　　输电能力之争

　　按照设计目标，试验工程在扩建前的输电能力应可稳定送电280万千瓦，扩建后则应达到500千瓦。

　　多位验收组成员向本报记者证实：“工程投运以来一般送电100万-150万千瓦，最大输送功率为190万-200万千瓦，仅在调试时，瞬时闪到283万千瓦，停留时间不到1秒，录波图显示强烈晃动。”

　　之所以考察线路的输电能力，因其与经济性密不可分。

　　“特高压交流的经济性核算，是假设送电可以达到设计目标时计算出来的，交流特高压既节约投资又节省线路走廊占地的结论根基可能就不牢靠了。”验收组成员曾德文对本报记者称。

　　舒印彪随后也坦承：“项目本身通过了，但某些技术指标没有达标。”

　　对此，国家电网试图通过扩建来提高输电能力。2011年11月25日，国家电网公司宣布，晋东南-荆门线路在450万千瓦功率下累计运行8小时，最大输送功率503万千瓦，曾到达过572万千瓦。

　　“所谓的450万千瓦是从晋东南到南阳，而非到终点荆门。在南阳‘下’电260万千瓦，最后到荆门只剩下180万到190万千瓦。” 原国家电网公司直流建设分公司副总经济师牛山称，“国家电网公司并未公布南阳至荆门的数据。”

　　如果牛山的说法属实，这意味着，即使在考核时，试验工程也未能全线达到500万千瓦的输送能力。

　　2012年4月9日，国家电网公司网站发布一条名为“山西电网一季度跨省区外送交易创历史新高”的新闻称：“一季度，通过特高压交流试验示范工程向华中输送电量44.59亿千瓦时。”

　　牛山对本报记者解释：“一个季度等于2160小时，送电44.59亿度，相当于每小时送电206万度，这就说明晋东南-荆门在今年第一季度平均送电规模只有206万千瓦。”

　　对于输电能力的质疑，国家电网公司并不完全认可。

　　2013年5月28日，国家电网公司发展策划部副主任张正陵向本报记者坦承，试验工程平均送电规模在200多万千瓦。

　　“但这不能证明试验工程不能送500万千瓦，”张正陵对本报记者表示：“晋东南地区缺少电源，如电源足够，稳定送电500万千瓦没有问题。”

　　张正陵向记者展示了试验工程考核时的录波图：长（山西长治）南（河南南阳）线的录波图在14∶12-14∶45的半个小时内，输送功率平均在530万千瓦左右。

　　但张正陵没有提供南阳至终点荆门的录波图。

　　经济性考量

　　输煤输电的争论由来已久。

　　实际上，在“近距离（600公里左右）送电更为经济”、“输煤应结合输电”两个基本观点上并无异议，现存的主要分歧在于，远距离（1500公里以上）的能源输送中，输煤和输电哪种方法更经济。

　　蒙定中、黄英矩、郭象容、丁道齐、蒋建民撰写的《电力工业亟待优化电源布局和电源结构》一文，从“能源消耗量”的角度比较了输煤输电的优劣：

　　如选择输电，则需要在煤炭基地建厂发电，按国家规定，西北干旱地区发电必须采用供电煤耗高的空冷发电机组；若输煤到水源充足的东南地区，则可用效率高的湿冷机组。

　　据中电联数据，60万千瓦火电机组每千瓦时平均供电煤耗，空冷机组为346.98克或315.14克，湿冷机组为300.18克，前者比后者多耗能源10.1%-15.6%。

　　三华联网输送距离平均1500公里，按实际输送能力300万千瓦计算，线损为2.7%（若按输送450万千瓦-500万千瓦计算，则线损为4%-4.4%）。

　　据铁道部数据，铁路运煤耗能占总运量的比重，大秦线为0.38%，朔黄线为0.35%，加上集运系统和铁路、航运运煤过程煤炭总损耗低于0.5%。则输电比输煤多耗能源2.2%。

　　因此，蒙定中等人的观点认为，两项相加，交流特高压输电比输煤多消耗能源12.9%-17.8%。

　　蒙定中补充：“输煤宜选择5000大卡以上的优质煤，输电应以热值低一些的煤炭为主。”

　　但一项由国网能源研究院公布研究报告却得出了不同的结论。

　　按照张正陵的表述，输煤的损耗在3.5%左右，输电则小于3.5%。“如果考虑输送煤炭的质量，则输电优于输煤，我国铁路运送的煤炭平均热量为4700大卡/千克，与5500大卡/千克的优质煤相比，实际上运送了20%的灰分。”张正陵称。

　　另外，国家电网还试图从落地电价角度核算交流特高压的经济可行性。

　　原国家能源局局长张国宝表示，西部地区煤炭就地发电，经特高压送至东中部消费端，电价低于当地的平均上网电价。

　　舒印彪曾以锡盟-南京特高压交流线路为例，给记者比较了输煤与输电的经济性：“锡盟（送电）出口2毛5可以上网，过网费1毛2至1毛3，一共就是三毛七八，到东部例如江苏，江苏上网电价4毛8，这其中至少有5分到1毛的空间。现在秦皇岛的煤都是800多块钱（每吨），华中的煤炭都是1000块钱以上，煤炭的运输成本很大，（在江苏）只是发电的煤炭的成本就3毛钱。”

　　但原国网建设公司总工、电网“十二五”专家委员会顾问丁功扬认为，锡盟-南京特高压交流产生的电价空间并非具有普遍性。“华东区域的线路难以获得类似锡盟的差价。如在淮南-上海特高压交流线路中，需要从煤炭基地输煤到上海，再从上海运至淮南，淮南发电后再输回上海，运输成本不降反升。”

　　“如果说采用交流特高压有电价空间，采用其他输电方式电价空间至少翻番，”国家能源局电网“十二五”专家委员会成员曾德文告诉记者。

　　锡盟至江苏南京特高压交流双回线路全长1433.4公里，总投资331.5亿元，按照曾德文的核算，其单位造价为5.28元/千瓦·千米，按可比指标计算，特高压交流的投资为直流输电的2.5-5倍。

　　曾德文还发现，晋东南-荆门线路只需要2~3回500KV线路即可替代，试验工程一、二期投资合计103亿元，而500KV替代方案仅需要20亿元。

　　安全性之辩

　　为了判断三套方案的安全性，2011年国家能源局委托中国电科院进行仿真模拟计算。不过，鉴于中国电科院隶属于国家电网公司的性质，国家能源局又把该课题同时委托给了电力规划设计总院。

　　出人意料的是，在国家能源局于2011年8月召开的座谈会上，双方却拿出了不同的结论。

　　中国电科院的结论是：“500千伏方案和三华异步电网方案均不能满足《电力系统安全稳定导则》的要求，三华同步电网完全满足要求，电网有安全保障。”（见国家电网公司2011年5月30日的报告）

　　但电力规划设计总院的结论是：直流远距离500千伏方案可以保证电网安全。

　　“规划设计总院与国家电网公司就同一仿真试验得出的结果却不相同。我们应该对仿真的每一个步骤、每一个数据从头到尾捋一遍，看看到底是哪儿不对。” 电力规划设计总院总工吴云表示。

　　同时参会的国家能源局电网“十二五”专家委员会成员王仲鸿对本报记者说：“国家电网公司采用错误的预设条件，在模拟计算500千伏方案中，让华东大部分发电厂的调速器不动作，这意味着人为废除了电网的自我调节功能，夸大了超高压电网方案的故障结果，但在实际中，发电厂的自我调节功能是完全自动化的。”

　　而对中国电科院“三华同步网可以保证安全”的仿真结果同样存在异议。

　　中国工程院院士卢强在谈到三华同步网的安全性时表示：“电科院做了500-600次故障试验，证明三华同步网的安全性是有保障的。”

　　熟悉仿真模拟计算的专家都知道，500-600次是假设电网发生1个故障（N-1）或极少数的2个故障（N-2）。（见中国电力科学研究院于2010年6月发布的《受端电网构建研究》）

　　蒙定中告诉本报记者：“这不符合实际情况，因为世界上发生过的23次重大（损失≥800万千瓦）停电事故都不是由单一故障，而是八九个甚至29个连锁跳闸（N-8、 N-9、 N-29）引起的。”

　　蒙定中是《电力系统安全稳定导则》的重要起草者之一。

　　韩英铎认为，“三华联网”的各级支路元件如有500个至600个（500-600），“五六百种情况”就相当于只有一个元件故障跳闸所做试验的次数，称为（N-1）条件。如果按照两个元件故障，即（N-2）条件，就得做（500～600）2次的仿真计算，以此类推。

　　张正陵并不认为仿真模拟试验需要做那么多次计算，他告诉本报记者：“安全不安全，要用标准衡量，路上行驶的汽车随时会出事故，但还是要上路行驶，它只要满足汽车安全标准即可，电科院的计算满足《电力安全稳定导则》的规定。”

　　张正陵列举了现实中的几次电网事故，证明交流联网并不像反对者说的那样不安全，“汶川、雅安地震及2008年冰冻灾害中，局部电网虽与主网以交流相连，但并未影响主网安全。”

　　如何避免“煤电倒流”？

　　对于晋东南-荆门线路，很多专家认为这个选址不妥，其中包括赞成交流特高压的人士。

　　据了解，山西的电厂主要分布在中北部，晋东南地区不仅缺电而且缺少发电厂，在建设试验工程之前，湖北荆门需要的电量，来自同属华中电网的三峡水电站以及河南煤电。

　　对这个选址最为不满的应属河南省发改委。河南通过4条500千伏输电线，长期送电到湖北，改晋东南送电，意味着河南煤电还得另寻出路。

　　对于晋东南缺少电源的论断，国家电网公司归责于没有批复电厂。

　　事实上，湖北荆门常常反向送电，形成“煤电倒流”。

　　曾德文提供的数据显示，截至2012年1月6日22时，晋东南-荆门线路投运三年，累计送电278亿千瓦时，其中晋东南送荆门159亿千瓦时，荆门送晋东南119亿千瓦时（其中没有一度电是利用华中电网行将弃水的电量），这意味着，晋东南已送荆门电能的75%又回流到荆门。

　　张正陵给记者提供的数据印证了这一现象，“截至2013年4月，晋东南-荆门线路累计送电469.71亿千瓦时，其中北电南送349.6亿千瓦时，南电北送120.11亿千瓦时。

　　而我国第二条特高压交流淮南-上海线路可能同样面临淮南无电可送的局面。

　　建设之初，国家电网公司称，建设该线路的理由是以淮南输电基地的电力缓解华东地区的电力供应紧张状况，如今，国家电网公司或可感受到淮南的缺煤。

　　2011年8月12日，在“2011中国能源高层对话”中，中国煤炭工业协会会长王显政指出：“从煤炭供应来看，过去中部和东部一些省区如安徽等煤炭调出省现在都变为输入省。”

　　据铁道部统计，最近三年安徽省从山西、河南、山东、江苏、陕西、甘肃六省的铁路调入煤炭逐年上升：2008年为1247万吨、2009年为1405万吨、2010年为1580万吨。

　　据国家能源局初步预测，安徽省2020年用电负荷为4018万千瓦，相应需要装机4800万千瓦，而本省煤炭资源仅可支撑火电装机3400万千瓦，两淮煤炭基地已处于超强度开采，有些井深已达1000米以上。

　　“华东五省（市）均属缺能地区，互相调剂的余地很少，特高压交流在华东缺少送电的基础。”丁功扬告诉本报记者：“以淮南送电上海为例，已建成多年的安徽到华东电网（主要是苏、浙、沪）7条500千伏输电线，输电能力750万千瓦，目前尚有富余能力。没必要再花费191亿元建设特高压交流线路。”

　　但国家电网公司称，华东地区的交流特高压线路不只为了输电，更重要的是形成四通八达的电力输送通道。

　　张正陵对本报记者表示：“华东接受外送电规模非常大，向家坝-上海、溪洛渡-浙江、锦-苏、宁-浙，可达3000万千瓦的送电规模，华东各处落点就像机场，交流特高压就像高速公路网，机场离不开高速路的配套。如用500千伏线路做路网，将占用有限的走廊资源。”