迟到的评估

已经开工的交流特高压项目在核准之前，没有经过国家级的评估。在电力专家的质疑声中，新的一条交流特高压项目终于委托给中国国际工程咨询公司评估，但评估工作迟迟没能启动。

类似“华东交流特高压联网”这样的重大项目，业内认可的审批流程惯例应该是：国家电网公司提出项目方案，交给设计院设计；完成设计后，交给电力规划院评审；评审通过后，上报国家发改委审批；国家发改委拿到方案后，交给第三方评估，再根据评估意见来审批。

原电力规划总院规划处长丁功扬认为，在上述两个交流特高压项目的审批上，第三方机构为中国国际工程咨询公司（下称“中咨公司”），但国家发改委却在没有经过中咨公司评估的情况下，核准了共计投资额 数百亿、倍受争议的项目。

“通常国家的重大项目，国家发改委会委托我们进行评估，我们就组织专家组来评，以我们公司的名义给出评估意见，国家发改委根据我们的意见来审批。”中咨公司内部人士对本报记者说。

他介绍，虽然国家发改委与中咨公司的业务合作非常密切，但国家发改委对评估意见结果的影响力并不强。

“因为项目都是找专家组来评估，不是某一个专家的意见，最后的结果要盖公司的章，所以要经得起科学和历史的验证。”上述中咨公司人士说，“我们出了评估意见，也不是说国家发改委就一定会参考，但通常我们否定的项目，国家发改委也不会核准。”

他表示，中咨公司的收入并不是来自于接受评估的单位，而是由国家财政支付，所以评估结果相对独立性强。但与国外的类似机构相比，仍然有差距，所以“华东交流特高压联网”项目跳过中咨公司的评估，他并不觉得意外。

在电力行业专家不断向高层和有关部门反映这一情况之后，国家发改委在“华东交流特高压联网”第三条线路的审批之前，终于委托给中咨公司进行评估。

“如果我们之前不反映这个情况，第三条线路可能也会不经评估就核准的。”丁功扬对本报记者说。

本报记者了解到，中咨公司在3月5日组织专家召开的评估专家组准备会上，专家组成员中既有交流特高压的反对者，也有支持者。

根据这次预备会的结果，评估工作将分为三个部分陆续展开。首先就是要调研示范工程，然后到华东地区调研电力系统的情况，最后进行综合评估。

这也是支持方和反对方的专家进行研讨论证的机会，将对华东交流特高压项目进行一次更加充分的评估。

然而，预备会结束已近两个月，后续评估工作迟迟没有启动。曾德文很担心，评估会一直拖下去。

对于业内关于项目审核及评估的疑问，本报记者也向发改委进行求证，但截至发稿前，未获回应。

“必要性”争议

国家电网公司认为，华东交流特高压项目可以解决华东电网现阶段遇到的安全问题，而反对者则认为有更加廉价和有效的替代方案。

丁功扬认为，在核准了“华东联网”第一条线路之后，再核准新的线路是“错上加错”。因为，这个项目本身并不是必要的。

关于“华东联网”的必要性，国家电网公司在该公司的《华东电网‘十二五’规划》中已有论述，主要的立足点在“电网安全”。

一方面，该规划认为，目前华东电网存在“短路电流超标”的问题突出，建设华东交流特高压电网“可有效解决短路电流超标问题”。

“短路电流”理论上是指线路出现短路情况下的电流，需要用开关切断故障支路，超高压开关可以切断的短路电流一般为50千安，最大的开关可切断63千安。如果大于上述数值，电网因切不断故障而不能运行，因此对电网的稳定性有重要的破坏性影响。

国家电网公司的规划称，华东电网“今后随着负荷增加，电网联系更趋紧密，变电站布局更加紧密，短路电流超标呈扩大趋势，严重威胁电网安全性和供电可靠性。”在该项目的论证中提供的数据显示，华东电网的短路电流超标问题突出，超标厂站达到18座。其中，短路电流水平最高的武南站达到了101伏千安，超过了电网所允许的上限63千安。

“这是把所有电源都集中到一点的时候出现的数据，短路电流肯定很大， 101千安是实际电网运行中不可能出现的数据。”曾德文对本报记者说。

他认为，解决华东电网的短路电流问题，关键是构建合理的电网结构，而不用花750亿元来建设华东交流特高压联网。

国家能源局正在制定之中的《“十二五”电网规划》的研究成果之一，就是认为华东电网可以不必建设交流特高压项目，而通过优化现有华东电网的主网架和电网结构，更有效地控制短路电流，投资经济效果更好。

“世界没有哪个国家为解决短路电流问题而提高电压的。”丁功扬说，“按照国家电网公司的规划，短路电流将有增无减。”

另一方面，国家电网在上述规划中称，华东地区用电需求大，从其它地区调入的电力越来越多，现有的华东电网“承受能力不足”、“发生多回直流同时闭锁的可能性大大提高，电网存在大面积停电风险”。为了支撑直流特高压多馈入，需要建设交流特高压环网，与现有的华东电网形成“强交强直”的电力交换平台，受电能力和抵御严重事故的能力都将进一步提高。

丁功扬则认为，即便华东电网不建设交流特高压，现有的华东电网完全可以承受直流输电，不存在安全问题。

中国南方电网的交直流并列运行情况比华东电网复杂，而且未来将建设更多的直流输电线路以向南方电网供电。但南方电网的规划研究成果表明，南方电网承受多直流馈入能够维持较高的安全运行水平，运行可控、事故可防；综合比较还认为，考虑珠三角地区建设交流特高压环网来应对多直流落点的方案，其技术经济性反而更差。

“华东电网比南方电网的结构简单，借鉴南方电网规划研究的成果，华东电网解决直流馈入的问题也要简单得多。”曾德文说。

王仲鸿则认为，要解决直流馈入的问题，对现有华东电网进行改造就可以实现，成本是建设交流特高压环网的1/10。

但现在，丁功扬更加担心的是，如果未经科学论证，人为扩大向华东电网直流输电规模，会出现超越受端电网安全稳定运行底线的情况，而这将给建设华东交流特高压环网制造一个理由。

华东交流特高网架建设应该充当起华东五省之间电力交换的角色，但五省之间电力交换的能力并不强，建成之后可能面临“无电可输”的命运。

在华东五省之中，上海、江苏、浙江都是电力调入省，安徽和福建则是电力调出省。华东交流特高压项目建设的目的之一，就是加强华东五省之间的电力交换。

安徽原来是华东五省中唯一的煤炭调出省，但随着当地经济的发展和资源情况的变化，从2011年起，安徽省就变成了煤炭调入省，当年的煤炭缺口为800万吨。而且，安徽省是中部地区电力需求增长最快的省份，安徽省也提出了“皖煤保皖电”的口号。国家能源局编制的全国电力流规划文件中也明确，安徽是缺煤少电的省份。

安徽省经信委的数据显示，截至去年12月底，安徽省装机容量3532.13万千瓦，其中火电火电3222.49万千瓦。2012年夏季，安徽电网用电负荷连续2次创出历史新高，最大负荷达2130万千瓦，同比增长6.92%；用电量达4.4亿千瓦时，同比增长7.8%

2012年度，全省全社会累计发电量为1807.84亿千瓦时，同比增长9.23%；全省全社会用电量累计为1361.10亿千瓦时，同比增长11.46%。在其用电量快速增长的情况下，安徽省向华东电网供电的机组累计发电量为464.79亿千瓦时，同比下降了2.36%。

而且，如果新建交流特高压输电线，将造成输电和输煤相向进行，也是资源的浪费。

“煤炭从山西先到上海，再从上海运到安徽，最后再由安徽发电送到上海。”丁功扬对本报记者说，“安徽向华东主网送电的阶段性时机正在逐渐消失，安徽外送电力是不可持续的。”

福建省经信委的数字显示，去年前10月，福建省全省累计发电1356.89亿千瓦时，同比增长2.61%；全省全社会累计用电1318.23亿千瓦时，增长3.76%。仅有38亿千瓦时的富裕，外送电力的能力并不强。

丁功扬表示，上海、江苏、浙江三省的交换电量仅为150亿千瓦时，而如果调整一下外送直流通道在华东落点的位置，连这150亿千瓦时的交换电量都不需要。“从华东电网的实际出发，根本不需要交流特高压网架用于省间

电力交换。”丁功扬说。

在他看来，这条直流输电线原来的规划本来就是不需要上海、江苏、浙江三省电力交换的，但建设时更改了规划中的落脚点，使得三省之间出现了电力交换。“这本来就是不应该出现的状况。”丁功扬说。

事实上，华东地区是我国缺煤少电的区域，每年都需要从区外输送电力进来以满足区内的用电需求。国家电网公司的规划显示，华东地区“十二五”期间区外受入电力规模达到6410万千瓦，占华东最大负荷的24%。“十三五”期间，随着负荷进一步发展，到2020年区外受入电力将达到1.25亿千瓦，占华东最大负荷的35%。

“华东五省都是缺能源，这样的特点就决定了它们彼此之间不会有大规模的电力交换。”丁功扬说。

而从区外向华东电网送电的距离都在1500公里以上，这就突显出了直流输电的经济性。

“直流是名副其实的电力高速公路，可以从电源某地直达用电中心。”他说，“现在国内外在输电技术上侧重对直流输电的研究，发达国家的交流输电最高电压则停留在750千伏以下，这是世界输电技术发展的现状和趋势。”

“从这个角度上讲，国家电网公司的确是交流特高压技术的领跑者，因为几十年前这个技术已经被苏联和日本弃用了，现在后面也没人追。”王仲鸿说。