中国电力工业发展及产业结构调整，本文主要内容关键词为：工业发展论文,产业结构调整论文,中国电力论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
中图分类号：F121.3；TM715 文献标识码：A
文章编号：1004－9649（2002）01－0001－07
1 中国电力工业现状及问题
1.1 现状
到2000年底，中国发电装机容量达到3.19亿kW，其中水电占24.9％，火电占74.4％；发电量为13685亿kW.h；发电总装机容量和发电量均为世界第2位。但中国人均装机容量为0.25kW，人均年用电量为1064kW.h，均不到世界人均水平的一半，仅为发达国家的1／6～1／10。
到2000年底，中国220kV及以上交流输电线路达16.4万km，其中500kV交流输电线路2.7万km；220kV及以上变电容量41000万kVA，其中500kV变电容量9400万kVA；±500kV直流输电线路1045km， 额定换流容量1200MW。
到2000年底，除台湾省及香港、澳门特别行政区外，中国已形成华北、东北、华东、华中、西北、川渝和南方联营等7 个跨省区电网及山东、福建、海南、新疆、西藏5个独立省网。 除西北电网最高电压等级为330kV外，其它跨省电网和山东、福建电网均已建成500kV主网架。华东电网装机容量已超过50000MW。全国已建成最大的火电厂为北仑发电厂，装机容量为3000MW；最大的水电站为二滩水电站， 装机容量达到3300MW；最大的核电站为大亚湾核电站，装机容量为1800MW。
中国已掌握600MW火电机组和500kV交流输变电工程的设计、制造、施工、调试及运行技术；核电、直流输电技术的国产化已取得初步进展。已基本具备修筑240m高双曲拱坝和修筑180m级各类大坝和施工大型水电站和抽水蓄能电站的能力。随着三峡输变电工程、西电东送工程的实施，电网发展已开始进入跨大区联网、全国电网互联的新阶段。
1.2 问题
1.2.1 电力发展水平和电气化程度仍很低
如前所述，中国人均拥有发电装机容量只有0.25kW，人均用电量只有1064kW·h，均不到世界人均水平的一半，仅为发达国家的1／6～1／10。全国还有574万户家庭没有用上电。 电能消费占终端能源消费的比例为11％左右，远低于17％的世界平均水平。电煤消费占煤炭总产量的比重约50％，低于发达国家70％～80％的比重。供电煤耗、线损率分别比发达国家高60g／（kW·h）左右和2～3个百分点。
1.2.2 电源结构及布局不尽合理
水能资源没有得到充分开发利用。目前开发利用率只有20％左右，尤其是调节性能好的大型水电站比重偏小。目前已建的水电站中，季调节以上水电站约占水电总装机的25.7％，年调节以上约占12.9％，多年调节以上仅占3.96％。西部大型、调节性能好的水电开发力度有待进一步加强。
常规小火电机组比例仍过大，单机容量偏小。125MW 以下机组占总装机容量的33.9％，100MW以下机组占26.4％，50MW以下机组占17.1 ％，25MW以下机组占10.4％。抑制小火电机组建设的宏观调控、环境保护等有关法规不健全。300MW及以上机组占火电装机容量的比重仅38％，洁净煤发电、核电、超临界机组等先进技术应用尚处于起步阶段。
水电布局不合理。目前西部水电基地可开发装机容量1.49亿kW，实际已开发容量20930MW，开发利用率只有14％，低于全国平均20 ％的开发水平，更远低于东部（华东、福建、山东、广东和京津冀）平均83％的开发水平。
火电电源布局不尽合理。西部矿区、坑口电站的开发建设相对迟缓。如陕北、宁夏、蒙西、山西、贵州等均具有建设10000MW 及以上煤电基地的条件，而目前的开发状况是，陕北煤电基地基本没有得到开发，宁夏火电装机容量1950MW，贵州火电装机容量为3440MW，蒙西火电装机容量3370MW，山西火电装机容量为8300MW。
1.2.3 电网建设滞后于电源建设
中国电网建设滞后电源建设，500kV主干网架、 部分电网经受不起多重故障的冲击，稳定水平低，送电能力远未达到自然功率值，电网结构薄弱，对局部地区的资源优化配置存在“瓶颈”制约。
1991～1995年期间电源装机增长了57.07％，年均增长9.5％；输电线路只增长了24.45％，年均增长4.5％。其间电源建设投资完成2223.04亿元，占整个基本建设总投资的78.5％；输变电工程完成516.63亿元，占18.2％，其它93.46亿元，占3.3％。这一时期的工作重点是加快电源建设，解决缺电局面，输变电投资占整个投资比例较小。
1996～2000年期间电源装机增长了47.43％，年均增长8.1％；输电线路增长了28.14％，年均增长5.1％。其间电源建设投资完成4129亿元，占54.2％，输变电建设投资完成3208亿元，占42.1％，其它投资完成284亿元，占3.7％。该期间后3a国家加大城乡电网改造建设资金，累计完成城乡电网改造资金1778亿元，成为历史上电网投资比例最高的5a。
1996～2000年期间虽然电网建设有所加强，但总的来看与电源建设间的比例仍偏低：电源总装机5a内增长了47％，而输电线路只增长了28.14％，每万kW线路长度由1995年的26.16km降到22.91km；220kV及以上电压等级输电线路的增长速度均高于平均增长，其中500kV 输电线路增长最快，该期间各电网主网架均增长较快；尽管城农网建设改造投入了大量资金，但35～110kV装备相对增加不多。 电源容量增长较快的同时变电容量增长也较快，远远快于输电线路增长，每万kW变电容量由1995年的2.9万kVA增至3.14万kVA。另外，电网的输电与配电、高压与低压、一次与二次环节间的配置还不够协调，不同程度地影响着电网安全稳定和经济运行。
国家“西部大开发”和全国范围内资源优化配置战略的实施，将对未来中国电力工业的产业结构和布局带来重大影响，主要体现在全国联网的进程将加快，“西电东送”的力度将加大，东西部间、南北部间的联系将更紧密，电网建设的紧迫性将更为突出。
1.2.4 电网调峰能力普遍不足
全国各主要电网的调峰能力普遍不足，调峰手段落后，具有较好调峰能力的燃气机组、抽水蓄能机组和多年调节能力的水电机组比例偏小。随着全国用电紧张的缓和，人民生活水平的提高，全国各主要电网的负荷率逐年减小，峰谷差越来越大，使电网的调峰问题逐渐显露出来。到2000年全国主要电网平均峰谷差率超过35％的有6个（华中、川渝、 福建、广东、广西、云南），其中水电比重较大的川渝和福建电网，日最大峰谷差率分别达到52.0％和59.2％。
1.2.5 环境保护任务十分艰巨
中国能源资源以煤炭为主，在电源结构方面，今后相当长的时间内以燃煤机组为主的基本格局不会改变。目前已采取烟气脱硫措施的火电机组容量仅5000MW左右， 绝大多数运行火电厂还没有采取脱硫措施。 2000年电力行业SO[,2]年排放总量为700万t左右。1996～2000年期间在发展电力装机容量的同时，SO[,2]排放总量的控制主要是通过关停小火电机组和“两控区”内火电厂换烧低硫煤实现的。目前火电厂SO[,2]污染排放尚未得到有效控制，氧化氮是通过单台机组排放浓度进行控制的，氧化氮、二氧化碳的控制较差，这已成为电力工业实施可持续发展战略的制约因素。
1.2.6 电力工业管理体制尚需不断适应新时期发展需要
随着中国社会主义市场经济体制逐步形成及电力供需矛盾突出的局面基本缓解，电力管理体制和运行机制一些深层次矛盾逐步显现出来，省、区电力市场壁垒阻碍着更大区域电力资源的优化配置；电价形成机制不能充分反映市场的供需关系，制约了电力消费的有效增长和电网发展，也妨碍了节约用电和环境保护技术的推广应用，影响了农村经济发展和农民用电水平提高。
2 中国电力产业结构调整的重点
经过20多年来电力工业快速发展，中国电力产业实现了从严重缺电到供需暂时基本平衡的重大转变，解决了电力工业发展中最重要的问题，保证了国民经济和社会发展需要，同时为在今后进行电力产业结构的战略性调整奠定了坚实基础。
中国经济将保持较快发展速度，经济结构战略性调整将进一步加大力度，电力工业发展必须与社会经济发展相适应，电力发展的任务依旧十分繁重，今后5a中在坚持持续快速发展的同时，要对电力产业实施战略性结构调整，在发展中进行结构调整，在结构调整中加快发展。2001～2005年期间电力产业结构调整重点将包括以下几个方面。
2.1 电力增长和投资结构比例的调整
到2005年中国的发电量预计达到16400亿kW·h左右，年均增长5％左右。预计到2010年和2015年全国发电量将分别达到20400亿kW·h左右和24800亿kW·h左右，年均增长率分别为4.5％和4.0％左右。
必须实现电网与电源协调发展，解决长期形成的电网薄弱问题。要保持电网投资比重在40％左右这一目标。但从世界各国特别是经济发达国家的实践看，这种比例仍偏低（经济发达国家发配电比例是1：0.7）。今后还要逐步增加电网投资比重。
要达到这一目标，需调整电网与电源的发展比例，优化资金投向，以投资结构调整带动和推进电网结构调整，加大对电网建设的投入，电网方面重点是推进“全国联网、西电东送、南北互供”项目的建设，加强、改造和完善主干网架和受端电网，推进城乡电网建设和改造。逐步扭转电网建设滞后于电源建设的局面，力争达到电网与电源协调发展。为使该期间电源、电网投资结构逐步趋于合理，国家电力公司2001年计划安排电网投资1225亿元，占电力投资的68％。
要贯彻西部大开发和西电东送的战略决策，加大电源布局和电源结构调整力度，加大对西部大型水电建设的投资，加大对西部煤电基地坑口电站的投资。
要加强投资全过程管理，提高投资效益。切实抓好投资管理的组织体系和制度体系建设，完善项目决策程序，规范投资行为，建立科学严密、高效有序的投资管理体系。加强大区联网投资回报问题的研究，尽快推动相关政策制定和落实，为形成电网良性发展机制创造条件。
2.2 电源结构调整
今后5a中，中国电源结构调整的基本原则是：积极发展水电、优化发展火电、适量建设天然气电站、适当发展核电、因地制宜发展新能源发电。
该期间计划关停小机组9000MW，“以大代小”开工5400MW，新增主力机组应为300～600MW级，个别在1000MW级。
坚持流域梯级开发和流域滚动开发的原则，大力发展水电，提高水电比重。新开工水电站22项共20840MW，包括8座大型水电站和一批抽水蓄能电站以解决调峰和事故备用；争取水电装机的比重比2000年提高2个百分点，达到26％左右，在2010年前后达到30％左右。适度发展核电项目，加快实现核电国产化，实现核电的自主设计、自主制造、自主建设和自主运营；建设洁净能源项目4个；建设天然气发电站14座7740MW，其中西气东输的项目4800MW；建设一定数量的超临界参数电站；建设29项23140MW坑口大机组火电；建设一批风力发电电站。
2.3 电源布局调整
中国一次能源和经济发展在区域分布上极不均衡，煤炭基地在北部、丰富的水力资源主要集中在西部、西南部，而经济发展较快的地区主要集中在东南沿海省市。这种能源资源分布和经济发展区域不平衡的特点，宏观上决定了“全国联网、西电东送、南北互供”必然成为中国最大范围内资源优化配置的基本取向，是中国电力工业发展的必然选择，应是今后5a乃至相当长时期内电力工业结构调整的重中之重。
2.4 电网结构调整
根据国家电力公司提出“全国联网、西电东送、南北互供”的战略原则，重点加强电网建设，抓紧建设北、中、南3个输电通道， 形成“西电东送”的基本格局，重点发展跨省、跨地区输电线路，积极推进区域电网互联和全国联网进程，充分发挥跨区送电和联网的效益。
继续加强城乡电网建设与改造工作；加强二次系统建设，确保二次系统与一次系统同步建设；加强750kV 交流输电和直流输电技术的研究与开发工作；提高电网技术的新技术应用水平，大力采用串补、静补、可控串补等新技术，进一步提高电网的输电能力等。
2.5 电力体制改革
“放松管制”是当今世界电力体制改革的发展潮流，即充分发挥市场配置资源的基础性作用，全面引入竞争机制。但对不同国情、不同电力发展阶段，“放松管制”应有不同的内涵。
中国是一个发展中国家，在今后20a或更长时期中， 仍将以电力发展满足国民经济和社会需求的不断增长和电力产业结构调整为重点。中国电力产业结构调整是以实现中国可持续发展和全国能源资源优化配置、建立合理的电价机制及以提高城农网供电可靠性和解决无电地区供电为核心的电力服务质量为目的。电力体制改革应与上述的“重点”和“目的”相适应，电力体制改革应确立谨慎原则。当前中国电力体制改革的重点应是：
（1）要正确认识电力工业的客观规律。电力工业关系国计民生， 特别是电网具有基础性、网络性、规模性、安全性，电力系统具有供需平衡调节的滞延性等特点。要认真吸取世界各国在电力体制改革中的经验和教训，建立科学的电力市场框架和竞争规则，循序渐进，促进电力体制改革顺利进行。国家电力公司提出“四步走”的改革目标，这一设想的实施，必将促进以市场化为取向的电力体制改革，促进电力企业制度创新、机制创新和管理创新。
（2）组建有效的电力系统监管机制。客观地、战略性地分析、 研究、制定各阶段电力体制改革的模式和进程，指导和监督各阶段电力体制改革的实际运行状况。
（3）组建有效的电力安全监管机构和体系。 安全监管的主体是企业自身还是政府，是分散的分级管理还是集中的机构管理，安全监管的主要职责是什么，都有待于进一步讨论研究。从美国电力体制改革以来，除加州电力危机外，还引发了出乎人们预料的、具有灾难性的可靠性风险问题。专家们认为，由于电力市场参与方增加，行规更加复杂化，营运文化的变化，合作与协调关系转向竞争与保密关系，电力系统的不可管理性变成了突出的中心问题。
（4）建立有效的电力规划工作体系。要确立电力规划的权威性， 甚至从立法上予以保证，用批准的规划来指导、控制电力项目，保证其有效性。规划研究和决策应具有的基本观念：规划工作要规范、系统地进行，实现动态管理；重视和加强电力负荷的科学预测工作，能源安全战略，最大区域的资源优化、电源结构、电源点的优化研究，要认识这是电力市场良好运行的重要基础；科学的输电网络是保证供电可靠性的基础，也是使网络发生堵塞的可能降到最低的基本措施；强化二次系统既是保证系统稳定的重要措施，也是实现电力市场交易的必要手段；降低工程造价，改善生产经营管理是降低电价的真实基础，市场竞争机制是促使电价降低的有力手段；加大需求侧的管理包括节能、防止负荷特性的过度畸变是保证电力供需平衡，降低用户负担的有效措施。切实加强电源规划工作，避免厂网分开初期电源规划的主体缺位；加强水电流域规划研究，改善水电的调节性能；加强电网规划研究，实现全国能源资源优化，建立全国电力市场等。上述都是一个发展中国家规划工作的重要内容。
（5）逐步实行厂网分开、竞价上网，促进合理的电价形成机制。 在发电领域打破垄断、引入竞争，建立和完善公平竞争、规范有序的电力市场运行机制和有效的监管体制，充分发挥市场配置资源的基础性作用。
3 全国联网、西电东送、 南北互供是实现中国电力产业战略性结构调整的重大举措
3.1 全国联网是中国电力工业发展的必然趋势
3.1.1
全国联网是实现最大范围内能源资源优化配置和电力结构战略性调整的客观需要
中国煤炭累计探明储量约为10000亿t，其中华北（不含内蒙古东四盟）占45.9％、西北地区占30％、东北地区（含内蒙古东四盟）占7.3％。其中，山西、内蒙古、陕西三省（区）集中了全国储量的60％以上的煤炭资源。
中国的水能资源居世界第1位，水能资源理论蕴藏量为6.76亿kW，中国可开发的水力资源发电装机容量约为3.78亿kW，年发电量约19200亿kW·h，其中西南地区占67.8％，西北地区占9.9％，中南地区占15.5％，华北地区占1.2％，华东地区占3.6％，东北地区占2％，目前可开发容量的利用率仅20％。
1999年中国国内生产总值为81911亿元，其中西部地区为15354亿元，仅占全国的18％；东部地区为39683亿元，占全国的45.26％。2000年全国全社会用电量为13466.22亿kW·h，其中华东、福建、山东、广东和京津冀为6772亿kW·h，占全国的50.29％，而西南为1561亿kW·h，西北地区为833亿kW·h，只占全国的11.6％和6.19％。
中国发电能源主要分布在西部和北部，电能消耗却主要集中在京广铁路沿线及以东的经济发达地区。因此实现全国联网，实施西电东送可解决东部地区发展的电力需求，有利于电力结构战略性调整，缓解东部地区日益严重的环保压力，同时使西部的资源优势转化为经济优势。实现全国联网是实施西电东送的基础。实现大区电网互联，充分发挥东西部、南北部电网间错峰、调峰、水火互济、跨流域调节、互为备用等联网效益，可在更大范围内实现资源优化配置，实现电力工业可持续发展。
3.1.2 全国联网是建立全国电力市场的物质基础
电力市场化改革的最终目的是建立统一、开放、竞争、有序的全国电力市场，通过市场手段实现最大范围内的资源优化配置。电网是电力市场的载体，发电商对用户供应电力电量是通过网上的输配和交易完成的。可以说电网有多大，电力市场的规模才可能有多大。市场自身的发展规律总是追求不断地扩大，全国联网将为建立全国电力市场奠定坚实的物质基础。
3.1.3 全国联网可取得巨大的经济效益
（1）电力电量效益。全国联网、西电东送、 南北互供可实现最大范围的资源优化配置和电力结构战略调整所取得的综合效益。（2 ）错峰效益。中国地域辽阔，东西时差大，南北季节差别大，不同经济结构和增长方式地区的负荷特性差异大，因此，各电网最大负荷出现在不同时间，联网情况下电网的最大负荷就必然比独立运行的电网最大负荷之和要小，这就使联网具有错峰效益。（3）水、火互补效益。 利用各电网电源结构的不同，可提高水电利用容量，减少弃水，改善火电比重大的电网的调峰状况，获得水、火电相互调节、改善电源输出特性以适应负荷需求等效益。如华北与华中、福建与华东联网可大大提高水电利用容量，利用其空闲容量取得调峰效益。（4）水电跨流域补偿调节效益。利用不同江河流域水电群水库特性和水文特性差异，可获得巨大的水电补偿效益。西北与川渝联网、南方与华中、川黔联网，在跨流域水库联合调度的前提下取得跨流域补偿调节效益都是十分明显的。（5 ）减少备用和紧急事故支援效益。互联电网事故时相互支援，大大提高了电网可靠性。在相同可靠性指标下，可相应减少电源装机容量，这是电网互联带有普遍性的效益。联网系统可共享旋转备用和事故备用，一旦任一系统发生事故，另一系统可通过联网线路快速地提供事故支援，大大提高联网系统的安全运行水平。（6）调节余缺效益。 电力规划和电网运行中具有很大的不确定性，电力需求预测、电源安排等的不协调，将会带来某一电网电力电量富余或短缺，联网工程可在一定程度上弥补这些问题，具有相互调剂余缺带来的效益。
3.2 全国电网互联的基本格局（见图1）
全国联网因西电东送而形成北、中、南3大输电通道， 因南北互供促进北、中、南间的相互联网，从而建成全国统一的联合电网。北通道包括东北、华北、山东、西北电网，主要是通过开发山西和蒙西、陕北、宁夏火电基地和黄河上游水电主送华北电网和山东电网形成；中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，从葛洲坝电站送电上海开始，随着三峡工程建设而建成三峡电力东送形成的中通道，远景通过开发金沙江和四川水电基地东送华东、华中、福建而进一步扩大；南通道包括广东、广西、贵州、云南、海南和香港、澳门电网，随着天生桥、龙滩、小湾、构皮滩、糯扎渡等水电站和贵州、云南坑口火电的开发建设而逐步加强。
北、中、南3大通道以送电为主，兼而取得有关联网效益。在北、中、南3大通道间进行南北互联，主要取得周边电网互供效益兼顾送电。北通道和中通道间有川渝与西北、华北与华中、西北与华中、山东与华东联网；中通道与南通道间近期有华中与广东联网，通过三峡电站向广东送电3000MW而实现，远景要深入研究四川与贵州和云南、广西与湖南、福建与广东等中通道与南通道联网的可行性；南北互供原则上都采用直流或直流背靠背联网方式，以控制交流同步电网的规模。
全国联网将形成中国棋盘状电网总体格局，其中三峡和川渝向外区呈辐射状电网结构。
3.3 西电东送三大通道
中国“西电东送”的基本格局是国家“十五”计划纲要中提出的“北、中、南”3个通道的建设。
3.3.1 北通道
北通道的西电东送由华北电网内部的西电东送，即将山西、蒙西的火电送到东部的京津冀和山东电网，和西北地区黄河上游水电及陕西、宁夏地区的煤电向东部的京津冀和山东电网送电构成。
（1）华北电网内部的西电东送
目前北通道在华北电网内部已形成山西大同二厂经双回500kV线路，蒙西电网经1回500kV 线路向京津唐地区送电的网架规模，2000年蒙西向京津唐送电力934MW，电量70亿kW·h，山西电网向京津唐送电力1560MW（包括大同二厂1200MW），电量97亿kW·h。华北电网西电东送格局分为北路径、中路径及南路径3个通道。其中北路径即达拉特、岱海、丰镇送电通道；中路径即托克托电厂单独送电通道；南路径即山西晋北地区送电通道。到2005 年西电东送500kV线路可能达8回。届时蒙西～京津唐送电规模为3400MW左右，山西向京津唐送电规模为2560MW左右。
（2）西北电网西电东送 a.西北电网西电东送的基本方针。 加快开发黄河上游水电和陕西、宁夏火电基地，在西北电网整体内部平衡的基础上，整体优化外送，分步实施，在建设外送交直流网架的同时，同步建设区内750kV主干网架，形成西北电网西电东送的大格局。b.西北电网外送电能力。西北电网在满足自身平衡的基础上，在2005年可外送1200～1500MW的水电容量，2010年可送出2000～3000MW的水电容量，2015年可送出4000～5000MW的水电容量。同时，西北电网（陕北和宁夏火电基地）合计有13000MW的具有初可研深度的火电容量，条件具备的应适时开工建设。c.区外市场空间。在严格限制东部电源建设的条件下，外区具有接受西北电力东送的市场空间。今后5a中为实现西北西电东送，华北电网（主要是京津唐电网和河北南网）应在目前华北规划的基础上限制2000～3000MW的电源建设。到2015年华北电网和山东电网为接受西北东送电力应规划出7000～10000MW的市场空间。d.西北电网西电东送的起步。加大黄河上游水电开发力度（其中包括公伯峡、拉西瓦、黑山峡等），为大规模西电东送打好基础。今后5a间以现有空闲的调峰电力和陕北火电开发东送为起步，打开西北地区西电东送的出口通道，适时建设东送的直流通道。e.西电东送通道建设。西北电力送出通道必须纳入全国联网和西北电网整体规划之中进行统筹规划。综合分析，西北地区应从甘青宁和陕北2个出口进行西电东送，条件落实一个就开工一个。甘青宁出口以黄河上游水电为主、配合宁夏坑口电站，以500kV直流方式外送，受电市场在大华北地区即京津冀或山东。起步时间是配合公伯峡建设，确保在“十五”期间正式开工，在2008年前投运。陕北出口有500kV交直流3种送出方式。第一，500kV 交流送河北南网和京津唐（主要是天津南）；第二，500kV交流通过河北南网送电山东；第三，500kV直流送电山东；建设时间是确保今后5a内正式开工，交流方案力争在2005年正式送电。f.西北电网西电东送的竞争力。综合各方面的分析，西北电力送到大华北地区的落地电价与本地区新建电源的上网电价相比，大致相当或略低一些，因而具有较好的竞争力。
3.3.2 中通道
中通道的西电东送是将西部的三峡水电站、四川水电和金沙江梯级水电站送往东部的华中、华东、福建和广东地区。四川水电及金沙江梯级的开发和外送，是实现国家西部大开发、电力结构调整战略决策的重要组成部分，也是国家电力公司贯彻国家战略决策，提出全国资源优化配置，“全国联网、西电东送、南北互供”战略部署的重要组成部分，将成为中国外送电力规模最大的地区，并对全国联网结构产生重大影响。
中通道的西电东送主要由3个部分组成：三峡水电站外送、 四川水电外送和金沙江梯级开发外送。三峡水电站外送从2003年开始实施，到2009年达到最终规模18200MW。四川电力外送从2002年开始送电华东，在今后20a间，将持续稳定地增加向外送电容量约18000～22000MW。 金沙江梯级开发首先是建设溪络渡、向家坝水电站，2013年开始投产，约2020年2个电站全部投产，外送容量达到18600MW，随着今后金沙江梯级开发，将进一步增加向东送电的容量。
（1）送电现状 1989年， 华中电网与华东电网通过葛洲坝至上海直流工程实现了联网，从1989～1999年10a间，通过葛上线路， 华中电网已累计向华东送电108亿kW·h，送电最高负荷为460MW ， 2000 年为780MW。
（2）三峡水电站外送 随着三峡电站的投产， 中通道西电东送主要围绕三峡电力外送及消纳四川近期富裕电力而进行。三峡电站装机容量18200MW，保证出力4990MW，多年平均发电量847亿kW·h，计划到2003年首批机组发电，2009年全部建成。配合三峡电站的建设，将开工建设三峡至华东电网两回、三峡至广东一回输电容量均为3000MW的直流，和大量的500kV交流线路，最终实现三峡向华中送电8000MW、 向华东送电7200MW、向广东送电3000MW的目标。
（3）四川电力外送 四川电力外送将以实现2002 年送电华东1000MW为起步，打开川电外送的局面，随着四川大型水电站的开工建设，四川将持续稳定地增加外送容量，送电方向为重庆、华东、华中、广东、福建等地区。
四川省水力资源丰富，理论蕴藏量为1.43亿kW，占全国21.11％，列全国第二；技术可开发容量1.03亿kW，占全国27.33％， 列全国第一；经济可开发容量76110MW，其中大渡河、雅砻江、 金沙江流域经济可开发水能资源达60000MW； 四川水电通过流域开发可形成较好的年调节性能；目前四川水电开发程度较低，仅占技术可开发容量的10.5％。
四川省具有丰富的水电资源，且开发条件优越，在满足本省需求后，将富裕的电力向能源相对缺少、经济较发达的重庆、华东、华中和广东外送，以清洁运行经济的水电替代污染严重运行成本较高的煤电，有利于西部大开发战略的实施，有利于全国资源优化配置和产业结构调整，有利于东西部共同发展。四川电力外送的实施，还将加强四川电网与外部电网的联系，改善本省与周边电网的性能，实现流域和水火互补，并将对全国联网产生重大影响。
四川电网将主要加入中通道西电东送，以送华东、华中为主，在2015年左右可有部分电力送广东。四川应立足于区外市场开发本省水电，立足于周边联网改善本省水电特性，提高经济效益。最终川渝电网应是一个向外呈辐射状的电网，“远送近联”，远处以送电为主，近处以取得联网效益为主。
经过对四川电网水电建设的研究和东部电力市场的分析，川电外送的初步设想是：到2005年四川电网外送容量达到2500～3000MW，2010年达到6000～8000MW，2015年达到12000～15000MW，2020年达到18000 ～22000MW，其送电方式为网对网和点对网2种方式。
（4）金沙江梯级外送
金沙江梯级开发一期工程是溪洛渡水电站和向家坝水电站。溪洛渡水电站装机12600MW，向家坝水电站装机6000MW。2013年开始投产，约2020年2个电站全部投产，外送容量达到18600MW，送电方向为华东和华中，华东约占56％，华中约44％。随着今后金沙江梯级开发，将进一步增加向东送电的容量。
3.3.3 南通道
南通道西电东送的总体格局是将贵州乌江、云南澜沧江和桂、滇、黔3省区交界处的南盘江、北盘江、红水河及黔、滇2省坑口火电厂的电能开发出来向广东送电，是中国联合办电、西电东送发展比较早的一个区域。
目前已形成2交1直的输电规模，累计送电607亿kW·h。今后5a要新增向广东送电10000MW，到2005年，南通道向广东电网送电将达7000MW以上，其中贵州电网送电4000MW、云南电网送电1600MW、天生桥水电1680MW。再加上三峡经华中电网向广东送电3000MW，将形成5交3直的西电东送网架，这是由2组交直流混合输电系统和1个纯直流输电线路共同组成的向广东电网送电的复杂系统，是目前世界上独一无二的输电系统。我们高度重视该系统的规划设计工作，对网架的合理性、输电能力、安全可靠性、受端电网的适应性进行了大量的计算研究，目前各项工程正在实施。
同时我们继续加快滇、黔、桂3省后续电源的规划前期工作， 加快大型水电的开发进度。随着龙滩、小湾、构皮滩、糯扎渡等大型水电站及贵州火电共计约15000MW的开发建设， “西电东送”规模将进一步加强，但应综合考虑广东市场空间和接受能力，西部大型水电站和西部电网外送能力，确定2005年以后的“西电东送”的合理规模，并应将西电纳入广东省的电力发展规划。初步设想到2015年，应再增加10000MW 左右向广东送电电力。届时，云南、贵州、广东、广西电网之间的联系将更加紧密。
3.4 南北互供
南北互供可取得错峰效益。中国北方地区最大负荷一般出现在冬季，而南部发达地区最大负荷一般出现在夏季。南北联网一般均可取得一定的错峰效益。
南北互供可取得较好的跨流域补偿效益。中国河流众多，北部有黄河，中部有金沙江和长江，南部有红水河等，这些河流丰、枯季节是有差别的，其丰、枯、平水文年也是不相同的，各河流的水库调节性能也不一样，因此南北联网可使各流域相互调节补偿，提高水电的使用效率。
南北互供可取得水火互补效益。北通道如华北电网等以火电为主，中通道如华中电网以水电为主，因此南北联网可取得水火互补效益。南北互供联网一般都是周边就近联网，联网距离短，投资相对少，一旦形成互供的局面，经济效益就十分明显。
3.5 南北互供方案与其他联网方案
（1）华北电网与华中电网联网，2电网联网可取得水火电互补效益和互为备用效益，并为扩大三峡水电站电能的消纳市场创造条件。 （2）西北电网与华中电网联网。西北与华中联网可取得包括错峰效益在内的降低备用容量效益，并可实现西北电网水电和华中电网水电跨流域补偿效益，减少华中电网丰水期弃水。（3）川渝电网与西北电网联网。通过联网，2电网可取得水火、水水电补偿调节效益及互为备用效益；联网规模按600～1200MW考虑。（4）四川与贵州联网。通过联网可取得四川水电与贵州火电的水火互补效益，同时四川水电可与贵州、云南的水电取得跨流域补偿效益，减少四川电网丰水期的弃水，还可取得互为备用和事故支援效益。（5）山东电网与华北电网联网。通过联网，2电网可取得互为备用效益，两网相互调剂余缺，实现2大电网间的紧急事故支援，提高供电可靠性。（6）山东电网与华东联网。2电网联网主要取得互为备用、事故支援和调剂余缺效益。（7）华中与广东联网。主要通过三峡电站向广东电网送电3000MW的直流工程实现，除送电效益外，还可取得一定的备用效益。（8）东北电网与华北电网联网。按600MW考虑，主要为取得互为备用和送电效益，目前利用东北电网富裕装机向华北电网送电，缓解京津唐电网用电紧张的问题。（9）福建电网与华东电网联网。初期按600～800MW考虑，主要为改善后石电厂投产后，福建电网的安全稳定运行条件，发挥2网互为备用、调剂余缺的作用，并可提高福建水电的利用容量。
4 结束语
国家在“十五”计划中提出西部大开发的战略方针，是中国经济结构调整的一项重大举措。在2001～2005年期间扩大西电东送规模，是实施电力工业调整战略布局、加快发展的重大机遇，将对未来中国电力工业的产业结构和布局带来重大影响。国家电力公司贯彻国家的战略决策，已做出“全国联网、西电东送、南北互供”一系列战略部署，随着西电东送规模扩大和全国联网进程加快，中国的能源资源将会得到最大范围优化配置。
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