中国电力工业现状与展望.docx
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中国电力工业现状与展望
中国电力工业现状与展望
一、电力工业发展现状与展望
（一）电力行业“十一五”发展成就巨大
电力工业是国民经济基础产业。
“十一五”以来，我国经济保持较快发展，电力工业在电价机制调整不到位、行业亏损的情况下，取得了巨大的发展成就，电力发展规模、能力、装备水平均已居世界先进行列，一些技术领域已处于国际领先水平，有力支撑了我国经济社会发展。
1、电力工业支撑经济社会发展能力显著增强
（1）电力投资进一步加大
2010年全国电力投资达到7051亿元。
“十一五”累计投资达到32020亿元，其中，电网投资14747亿元，电源投资17274亿元。
其中，电网投资占电力投资比重为46.05%；水电、核电和风电等清洁发电投资为8507亿元，占电源投资的49.25%。
（2）发电装机持续快速增长
“十一五”期间我国装机累计增长86%，年均增速超过13.22%，从2005年末的5.2亿千瓦发展到2010年的9.6亿千瓦，年新增装机超过9000万千瓦，其中2006、2007年新投产装机均超过1亿千瓦，与“十五”末比较、“十一五”装机规模接近翻番。
（3）电网网架快速发展
“十一五”期间，我国220千伏及以上输电线路增长74.5%，公用变设备容量增长134%，分别从2005年末的25.4万公里、8.43亿千伏安发展到2010年的44.3万公里、19.74亿千伏安。
（4）用电水平明显提高
“十一五”期间，我国全社会用电量从2005年的2.48万亿千瓦时增长到2010年的4.19万亿千瓦时，年均增长11%。
人均用电量从2005年的1632千瓦时/人年，提升到2009年的2742千瓦时/人年。
（5）电力供需紧张局面基本缓解
目前，除局部地区受电煤供应紧张、水库来水偏枯等随机性因素影响，出现个别时段电力供应偏紧外，全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余。
2、结构调整取得重要进展
（1）清洁能源发电比重进一步提高
2010年底，水电装机容量2.1亿千瓦，占全国电力总装机的22%。
核电装机容量1082万千瓦，在建施工规模（26台2914万千瓦）居世界第一，风电装机容量连年翻倍增长，并网装机容量3107万千瓦。
水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电装机比重由2005年的24.2%，上升到目前的26.5%。
（2）火电结构不断优化
2010年关停小火电1100万千瓦，“十一五”累计关停7210万千瓦，提前超额完成关停任务。
截止2009年底，全国在役火电机组中，30万千瓦及以上机组比重由2005年的不到一半，提升到目前的70%以上。
60万千瓦及以上清洁机组占火电机组比重达到34%,其中在运百万千瓦超超临界机组已经达到33台，我国成为世界上拥有超超临界机组最多的国家。
（3）电源布局调整步伐加快
西部和北部能源基地建设进一步加快，东部沿海地区发电装机增速下降。
“十一五”期间，能源资源丰富的西北、华中、华北地区的装机容量分别增长了119.5%、84.4%、99.6%，华东地区仅增长64%，电源地区布局逐步得到优化。
（4）电网优化配置资源能力显著提升
特高压、跨大区电网、区域和省级电网主网架、城乡电网建设统筹推进，电网结构得到改善，电网资源配置能力不足和“卡脖子”问题得到缓解，电网的安全性、可靠性和经济性不断提高。
特高压交、直流示范工程投入运行，750千伏成为西北电网主网架，500千伏成为各省级电网主网架，直流输电线路总长度和输送容量跃居世界第一，电网大范围、大规模、高效率优化资源配置的能力大幅提升。
2010年全国跨区跨省交易电量达到5000亿千瓦时左右，比“十五”提高近90%。
3、绿色发展能力进一步增强
（1）供电煤耗率进一步下降
2010年全国平均供电煤耗335克/千瓦时，低于2006年的美国（356克/千瓦时）、澳大利亚（360克/千瓦时），较2005年下降35克/千瓦时，达到世界先进水平。
（2）电网线损率进一步下降
2010年全国电网线损率6.49%，低于2007年的英国（7.4%）、澳大利亚（7.5%）、俄罗斯（11.85%），接近美国（6.38%）水平，比2005年下降了0.72个百分点，居同等供电负荷密度条件国家先进水平。
（3）主要污染物排放量或排放绩效大幅降低
2010年，全国电力二氧化硫排放926万吨，比2005年降低约29%，提前一年完成国家“十一五”电力二氧化硫减排目标（951.7万吨）；单位火电发电量二氧化硫排放2.7克/千瓦时，实现了国家“十一五”规划目标，比美国2009年低0.7克/每千瓦时。
（4）绿色能源替代成效显著
“十一五”前四年新增绿色能源发电量5337亿千瓦时，相应减少煤炭消耗1.85亿吨标煤，减少二氧化碳排放4.59亿吨，减少二氧化硫排放396万吨。
4、电力技术装备水平和自主创新能力显著提升
（1）发电技术取得巨大进步和突破
发电机组容量、参数、效率、环保性能、节水等技术指标不断突破和提高，超超临界机组推广应用，大型空冷、循环流化床、脱硫脱硝等先进技术逐步推广。
宁夏灵武电厂二期工程百万千瓦机组建成投产，成为世界上首个百万千瓦超超临界空气冷却发电机组项目。
核电技术装备自主化不断实现重大突破，在世界上率先建设第三代核电机组。
70万千瓦级水电机组实现国产化，大坝施工、大型水电机组的设计、制造、安装和运行等技术走在了世界前列。
风电、太阳能等其他可再生能源发电技术通过引进和吸收得到进一步提高。
2010年上海东海大桥海上风电场34台风机全部正式并网，成为亚洲首个大型海上风电并网发电项目。
（2）输电技术实现重大突破
电网企业自主创新能力显著增强，取得了一大批国际国内领先的创新成果。
特高压技术在系统分析、工程设计、施工调试、主设备研制等多项关键技术和设备制造上取得重大突破并实际应用，处于世界领先水平。
以先进电力电子技术为基础的直流输电、灵活交流输电技术装备实现国产化，并达到国际先进水平。
同塔双回、紧凑型线路、大截面耐热导线、大容量变压器、钢管塔等新技术、新成果得到广泛应用。
2010年，云南至广东以及向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程建成投运，为世界特高压直流输电技术的最高水平，将我国电网技术提升到新台阶。
我国特高压技术在世界电网科技领域实现了“中国创造”和“中国引领”。
智能电网工程试点项目取得积极进展，确立了我国在智能电网领域的国际领先地位。
5、企业积极承担社会责任，综合实力迈上新台阶
自2005年起，电力企业陆续发布企业社会责任报告，努力将企业社会责任和可持续发展理念根植于企业的日常运营之中。
在南方抗冰抢险，四川汶川、青海玉树抗震救灾，北京奥运会、残奥会、世博会、亚运会等保电等重大任务中，圆满完成了电力保障任务，为我国夺取抗灾胜利、经济稳定发展和树立良好的国际形象做出了突出贡献。
长期支持西部开发建设，圆满完成援藏、援疆、援青任务。
面对我国煤炭价格快速上涨的局面，电力企业服从国家大局，克服煤炭价格上涨造成企业严重亏损的困难，坚持生产和供应，保证了经济社会发展的用电需求。
电力企业响应国家发展清洁能源的号召，认真贯彻《可再生能源法》，积极开展风电、太阳能等绿色电力的建设、消纳工作，成为促进我国新能源发展的主力军。
具有防洪、航运等功能的水电站取得显著社会效益。
积极实施“新农村、新电力、新服务”战略，推动农村电力发展，自2006年以来，累计解决了167万无电户的用电问题，改善了农村生产生活条件。
各电力企业苦练“内功”，管理效率效益大幅提高，企业素质和核心竞争力不断增强，国家电网公司和南方电网公司在世界500强中的排名持续上升，华能、大唐、国电进入世界500强，并实现装机容量超过1亿千瓦。
其他发电集团的装机容量也比2005年翻了两番。
在大力发展电力产业的同时，发电集团向产业上游延伸进入煤炭生产和交通运输领域，向产业下游延伸进入电解铝产业，向相关领域延伸进入煤化工，向外进行国际投资经营，实现了多元化、国际化发展。
6、体制和机制创新取得进展，管理水平不断提高
电力管理体制进一步理顺。
成立了国家能源局，统筹电力发展的规划、政策管理。
电力市场化改革稳步推进，提出了农村电力体制改革试点工作意见，开展了大用户直购电交易试点工作，推进了电网企业主辅分离改革工作。
电力行业管理水平不断提高。
电力企业重组和上下游一体化经营取得突破，相关发电企业积极拓展业务，煤电联营取得重大进展。
各企业充分发挥集团整体优势，优化配置内部资源，创新管理模式，积极推进电力发展方式的转变，通过压缩管理费用、控制非生产性投资、规范用工管理等措施，在物价明显上涨的情况下，有效控制了电力工程造价。
辅业企业市场意识和竞争能力进一步增强。
（二）电力行业发展面临的问题与挑战
1、电力工业统一规划亟待加强
市场配置资源的作用没有得到充分体现，行政管理在一定程度上存在重微观轻宏观、重项目审批轻规划管理的问题。
电力规划的编制、发布、滚动修订缺乏规范化、程序化、透明化的管理机制，规划的科学性、权威性难以保证。
项目前期工作缺乏科学管理机制，电力项目良性开发秩序和市场运行机制亟待建立。
2、科学合理的电价机制尚未形成
电价总体水平低，与其它类能源价格比价不合理。
近几年来,我国电价涨幅远低于国内其他能源品种价格涨幅，相对于其它能源价格偏低20%～60%。
电力成本的传递关系尚未形成，煤电联动机制尚不规范与完善，终端销售电价与电力生产成本变化没有形成联动。
根据煤价涨幅、煤电联动机制和输配电成本增加等因素测算，目前销售电价欠账约5.29分/千瓦时（其中煤电上网电价欠账3.38分/千瓦时，折合行业上网电价欠账2.88分/千瓦时，输配电价欠账2.41分/千瓦时）。
电价水平无法合理反映电力生产成本、资源稀缺状况和环境保护支出，不利于引导用户科学用电，促进资源节约和环境保护。
电价结构不合理，各类别间长期存在交叉补贴，居民生活用电价格偏低；发电环节两部制电价尚未实施，水电价格偏低，不利于水电加快发展；独立的输配电价尚未形成，电网环节成本不能得到合理补偿。
3、现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大
受国内资源禀赋制约，目前我国绿色能源发电特别是核电在一次能源消费中所占比重仍然偏低，2009年绿色发电装机容量仅占电源总装机容量的25.6%（其中核电仅为1.04%），发电量占一次能源消费总量的7%左右，占非化石能源使用量的77%左右，与我国政府“两项承诺”的发展目标有较大差距。
目前，水电项目前期储备不足，移民和环境保护成本增加；核电投资体制改革滞后，影响核电健康发展；受电价承受能力、市场消纳以及发电装备制造水平等影响，大规模发展风电、太阳能等可再生能源发电的任务十分艰巨。
4、电网资源配置能力不能适应经济社会发展需要
电网结构需要进一步完善，骨干网架与配电网“两头薄弱”问题依然突出。
跨大区资源优化配置能力不能满足需要，为解决大型水电基地、煤电基地和风电基地的电力外送问题，急需加快建设特高压交、直流工程。
城市、农村配电网欠帐仍较多，供电质量和供电可靠性有待进一步提高。
电力系统抵御严重灾害的能力仍显不足。
5、科技创新能力有待提高
重大装备核心技术自主化程度较低。
国内制造企业在一些高效、清洁、大容量机组以及特（超）高电压输变电关键设备等方面的设计制造能力还比较落后，第三代核电、大型风电、大型燃机等设备制造还未能完全掌握核心技术，产学研用协调机制尚不够健全，自我开发能力也显不足。
6、电力行业可持续发展能力弱
我国发电装机以煤电为主，煤炭价格直接影响行业效益。
煤炭价格持续上涨，导致行业效益大幅度下滑，“十一五”期间，累计增加电力企业成本6000亿元，给电力企业带来沉重负担，2008年五大发电集团整体亏损，2009年两大电网公司长时间亏损。
根据国家统计局统计，2010年1-11月，全国规模以上工业企业实现利润总额38828亿元，销售利润率为6.2%，电力行业利润总额为1419亿元，仅占全国规模以上工业企业利润总额的3.7%，比电力行业资产占全国规模以上工业企业资产总额的比例低8.7个百分点；销售利润率为4.2%，比全国规模以上工业企业平均销售利润率低2.0个百分点；资产负债率为66.8%，比全国规模以上工业企业平均负债率高8.0个百分点。
由于盈利能力弱，电力建设的资本金严重不足，企业被迫依靠“短贷长投”的办法解决。
目前，国资委管理央企中资产负债率最高的五户企业均为发电企业，不少电厂资产负债率已经超过100％，经营风险持续加大。
7、市场化改革有待深化
统一规范、开放有序的国家、区域和省级电力市场体系尚未形成,电价改革推进缓慢,电力资源配置行政色彩浓厚，市场配置资源的基础性作用远没有充分发挥。
主辅分离和主多分开改革滞后，不利于推动公平竞争。
市场监管有待进一步加强，行业协会的自律、协调、服务、监督作用有待进一步强化。
（三）电力工业“十二五”发展思路及目标*
1、未来我国电力工业需求预测
考虑国民经济及其发展阶段、经济结构和经济布局调整、一次能源需求、重点行业发展、居民生活用电、需求侧管理与节能等影响因素，采用多种电力需求预测方法，经综合分析，预计：
预计，2010年全国全社会用电量将达到4.19万亿千瓦时、“十一五”期间年均增长11%，最大负荷达到6.58亿千瓦、“十一五”期间年均增长11.2%。
2015年全社会用电量将达到5.99～6.57万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5～9.5%，基准方案推荐为6.27万亿千瓦时、年均增长8.5%；最大负荷达到9.94～10.90亿千瓦、“十二五”期间年均增长8.6～10.6%，基准方案推荐为10.4亿千瓦、年均增长9.6%。
2020年全社会用电量将达到7.85～8.56万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4.6～6.4%，基准方案推荐为8.20万亿千瓦时、年均增长5.5%；最大负荷达到13.17～14.36亿千瓦，“十三五”年均增速为4.8～6.7%，基准方案推荐为13.77亿千瓦，年均增长5.8%。
电力弹性系数“十二五”期间为0.99，“十三五”为0.80左右。
西部地区电力需求增速高于东部地区。
2、我国电力工业发展的指导思想
（1）指导思想
“十二五”期间，我国电力工业发展的指导思想是:
高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障安全、优化结构、节能减排、促进和谐为重点，着力提高电力供应安全，着力推进电力结构优化，着力推进资源优化配置，着力推进电力产业升级，着力推进电力和谐发展，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，为实现2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目标做出应有贡献。
（2）基本原则
电力工业发展的基本原则:
坚持统筹协调、节约优先、结构优化、科技驱动、绿色和谐、市场导向的原则。
（3）发展方针
电力工业发展的发展方针:
以科技创新为动力，以转变电力发展方式为主线，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，在确保安全的前提下稳妥发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动装备工业发展，促进绿色和谐发展。
3、规划目标
（1）2015年规划目标
全国发电装机容量达到14.37亿千瓦左右，年均增长8.5%，其中，水电2.84亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.33亿千瓦,核电4300万千瓦,气电3000万千瓦,风电1亿千瓦，太阳能发电200万千瓦，生物质能发电及其他300万千瓦。
全国110千伏及以上线路达到133万公里，变电容量56亿千伏安。
非化石能源发电装机总规模将达到4.74亿千瓦，占总装机的比重为33％，比2010年提高6.3个百分点；非化石能源发电量1.52万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.1%，比2010年提高3个百分点左右;非化石能源发电可替代化石能源5亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到11.9%左右。
（2）2020年规划目标
全国发电装机容量达到18.85亿千瓦左右，年均增长5.6%。
其中，水电3.3亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.6亿千瓦,核电9000万千瓦,气电4000万千瓦,风电1.8亿千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质、潮汐、地热等500万千瓦。
全国110千伏及以上线路达到176万公里，变电容量79亿千伏安。
非化石能源发电装机总规模将达到6.85亿千瓦，占总装机的比重为36.3％，比2015年提高3.3个百分点；非化石能源发电量2.2万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为26.9%，比2015年提高2.8个百分点左右;非化石能源发电可替代化石能源7亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.1%左右。
4、大力优化电源结构与布局
综合考虑多种因素，经测算分析，我国煤电基地煤电机组发电成本最低；核电发电成本其次，略低于负荷中心煤电机组发电成本；目前水电发电成本较低，考虑水电保护生态环境、安置移民等方面投资增加及输电费用提高等因素，水电成本接近或略高于负荷中心煤电成本；风电、太阳能、生物质能、天然气等发电成本远高于煤电、核电和水电。
统筹未来十年和长远发展战略，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。
（1）优先开发水电
优先开发水电要实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发；促进绿色和谐开发，充分体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益；扩大资源配置范围，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电；加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。
继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流、雅鲁藏布江等水电基地。
重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。
到2015年全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。
到2020年全国水电装机预计达到3.3亿千瓦左右，全国水电开发程度为82%，其中西部水电开发程度达到67%。
抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。
（2）优化发展煤电
优化发展煤电要推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地；鼓励发展热电联产；推进煤电绿色开发。
以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州等16个大型煤电基地。
规划2015年煤电装机达到9.33亿千瓦。
“十二五”期间开工3亿千瓦，其中煤电基地占66%；投产2.9亿千瓦，其中煤电基地占52%。
规划2020年煤电装机达到11.6亿千瓦。
“十三五”期间开工2.6亿千瓦，其中煤电基地占62.7%；投产2.5亿千瓦，其中煤电基地占54.6%。
（3）大力发展核电（3.11日本大地震后，调整为：
在确保安全的前提下，稳妥发展核电）
大力发展核电要高度重视核电安全，强化核安全文化理念；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。
规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组；2020年达到9000万千瓦、力争达到1亿千瓦。
（4）积极发展风电等可再生能源发电
非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。
风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平。
在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。
规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。
促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到200万千瓦左右，2020年达到2000万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术处于世界领先水平。
因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到300万千瓦和500万千瓦。
2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。
（5）适度发展天然气集中发电
天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。
在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。
2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦。
（6）因地制宜发展分布式发电
结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组2015年和2020年天然气分布式发电装机分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。
在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。
推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。
5、加快推进坚强智能电网建设
（1）建设大型电源基地外送通道，构建坚强网架
“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合加快建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。
2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。
配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏～江苏、溪洛渡～浙江、哈密～河南、宁东～浙江、宝清～唐山、蒙古～天津、呼盟～山东、酒泉～湖南、锡盟～南京、准东～重庆、彬长～山东、蒙西～江苏、陇东～江西等直流输电工程。
建成青藏直流联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。
经模拟计算分析，“十二五”规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。
2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。
华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。
晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东能源基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。
在受端建设一定容量的支撑电源，淮南、皖南、徐州坑口电站和沿海核电接入特高压电网。
西北电网作为重要的送端电网，通过多方向、多通道、多落点的直流实现与华北、华东、华中特高压电网紧密相联。
“十二五”期间，在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源的接入和消纳。
南方电网在“十二五”期间，规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。
2015年西电东送主网架在2
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