我国经济社会的可持续发展，需要能源电力的安全、经济、高效供应来支撑。近年来，我国能源消费总量快速增加，2011年达到34.8亿吨标准煤[1]，同比增长7.0%。我国常规化石能源可持续供应能力不足，能源对外依存度上升较快，能源运输体系不合理，煤电运紧张状况多年来反复出现，现有电力系统难以适应可再生能源的高速增长，迫切要求提高能源供应保障水平，加快推进我国能源发展战略与电力发展方式的转变，构建安全可靠的能源供应体系。
一、我国能源安全面临的主要问题
我国能源科学发展的重要任务之一是保障能源安全。能源安全的状态应当是“供应持续、数量充足、价格合理、品质清洁” [2]，涉及能源生产、转化、运输、供应、消费等各个环节。进入21世纪，我国能源安全供应面临的直接和紧迫压力通常是石油稳定持续供应，但从更广义的层面看，我国能源安全供应面临的主要问题包括以下几点：
1．未来我国经济社会发展对能源的需求持续增长，需求总量巨大。与快速增长的能源需求相比，我国常规化石能源供应能力不足。
受国内常规化石能源资源的限制，近年来能源进口规模不断加大，我国能源安全问题不容忽视。1993年开始，我国成为石油净进口国，我国石油消费增量主要依靠进口满足，2011年对外依存度达56.5%，中长期还将继续上升。近年来，随着能源消费快速增加，我国已由煤炭出口国变为净进口国，2010年原煤产量32.4亿吨，消费量接近34亿吨，煤炭净进口1.5亿吨左右。未来我国天然气进口规模也将不断增大。
未来一段时期内，我国仍将处于工业化和城镇化推进阶段，将带动我国经济继续保持平稳较快增长。据国网能源研究院推算，2015年我国一次能源消费总量将达到40.1～42.5亿吨标煤，2020年一次能源消费总量达到46.2～51.7亿吨标煤[3]。
受能源资源及其开采条件、生态环境影响等因素制约，我国国内常规化石能源可持续供应能力约为36亿吨标煤[2]，其中煤炭41亿吨、石油2亿吨、天然气3000亿立方米，难以支撑经济社会较快发展的能源消费需求。
图1 六种约束条件下我国煤炭供应能力
2．能源运输体系不合理，煤电运紧张状况反复出现。
我国煤炭资源“北多南少、西富东贫”的分布特点决定了“北煤南运、西煤东运”的煤炭运输格局。长期以来，煤炭直接外运在我国能源运输中占据绝对地位，能源运输过度依赖输煤，输煤输电比例严重失衡[4]。庞大的运输量使得煤炭运输通道不堪重负，主要铁路煤运通道长期处于饱和状态，长期以来利用率接近100%甚至超负荷运行，在冬季客运高峰期间，中东部地区燃煤电厂储煤时常告急，严重威胁能源及电力供应的安全。
由于铁路的运力和运价等原因，公路运煤规模过大。2010年“三西”地区（晋、陕、蒙西及宁东）通过铁路和公路外运煤炭约14亿吨，输出电量约1700亿千瓦时，折合煤炭0.7亿吨，输煤输电的比例约为20:1，输电在能源输送中的比例仅占5%左右[5]。
分省分区平衡为主的燃煤发电布局模式，是近年来中东部地区煤电运紧张反复出现的深层次原因。输煤中间环节多、成本高，是推动电煤价格快速攀升的重要因素。远距离煤炭运输成本和中间成本导致燃煤发电成本上升和阶段性亏损严重，已经影响到发电企业火电投资和生产的积极性，对中长期电力供应保障造成较大影响。
长期以来，由于我国铁路煤炭运输紧张以及运价不断攀升，致使部分煤炭转向公路运输这种不合理也不得已的运输方式，并造成某些公路严重拥堵和损毁。公路运煤是用“高级能源”运输“低级能源”，且运输损耗高，能源浪费十分严重[6]。2010年，“三西”地区通过公路外调煤炭约4亿吨，京藏高速公路进京方向频繁发生堵车，最严重情况时，堵车路段长达120公里，持续时间长达10天，车行每天不到1公里。从发展的角度看，铁路短期内仍难以满足货运的要求，特别是煤炭运输的要求。受利益驱动，近期难以从根本上扭转公路大量运煤的局面。
3．煤炭开发利用方式粗放，煤炭消费主要集中在中东部地区，生态环境问题十分突出。
煤炭开采造成水污染、土地沉陷等一系列生态环境问题，我国采煤破坏土地复垦率25%，远低于发达国家65%的平均水平[4]；原煤入洗率低（目前约51%，远低于部分发达国家80%的水平），且大规模、长距离运输，加重了沿途及受端地区环境污染。
按照环境承载力评估，我国硫沉降最大允许量总体呈东低西高的趋势，中东部地区已基本没有环保空间。我国大气污染问题日益突出，特别是中东部经济发达地区大量煤炭燃烧导致大气污染严重。据2011年发布中国环境状况公报[7]，全国酸雨分布区域主要集中在长江沿线及以南、青藏高原以东地区，基本位于华东、华中、南方电网覆盖的负荷中心地区。根据卫星监测，我国是全球PM2.5污染最严重的区域之一，尤其是京津冀、长三角、珠三角等地区PM2.5污染极为严重。
图2 我国酸雨分布图（2011年）
目前，东部地区大量布局燃煤电厂，东部地区火电装机已达到3.2亿千瓦，长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江段电厂平均间隔仅10公里。中东部地区单位国土面积的二氧化硫排放量为西部地区的5.2倍，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量达到45吨，已基本没有煤电发展的环境空间，同时西部地区还有较大环境裕度。
按照环境经济损失评估，环境污染给中东部经济发达地区带来的经济损失远大于西部、北部地区。大气污染造成的环境损失主要包括健康损失、农业减产和材料破坏等几部分，其数量与所在地区的人口密度、人均GDP成正相关关系。东中部地区环境污染造成的环境损失大于西部和北部地区，比如，东中部地区的单位二氧化硫排放造成的经济损失是西部和北部地区的4.5倍[4]。
4．现有电力系统难以适应可再生能源的高速增长。
电力安全是能源安全的重要组成部分。在可再生能源高速增长的背景下，如何确保电力系统安全稳定运行，是我国能源安全所面临的挑战之一。“十一五”期间风电年均增长率接近100％，2011年我国（不包括台湾地区）新增风电装机容量1763万千瓦，截至2011年底，风电并网容量为4505万千瓦[8]。未来国家规划建设哈密、酒泉、蒙西等八个千万千瓦级风电基地，预计2015年风电规模达1亿千瓦，2020年有望达2亿千瓦。随着风电等可再生能源的大规模快速发展，必须依托大电网在全国范围内进行平衡和调节。从发展的角度看，我国电力系统面临的调峰能力不足、电网建设滞后特别是跨区输电能力不够等矛盾十分突出，将直接影响风电等可再生能源开发规模和利用效率。
目前我国抽水蓄能、燃气电站等具备良好调峰能力的电源仅占电力系统总装机的4%，远低于欧美发达国家的30-50%的水平。电网建设滞后于电源建设，尤其是跨大区电网的交换能力尚不能支撑可再生能源在更大范围内消纳[9]。目前跨省跨区输电容量仅有约9000万千瓦，占全社会最大负荷不到15%，远低于欧美部分风电比重较高国家跨区交换水平，例如丹麦与邻国电力交换容量占全社会最大负荷的85%。此外，风电发展缺乏统一规划、相关法规和政策不完善、技术和运行水平较低等问题也制约了风电的高效利用[10]。
二、推动我国能源转型和保障能源安全的战略举措
国家“十二五”规划纲要提出“坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”的能源战略转型思路[11]。按此思路，应主要采取以下几个方面的战略举措，以逐步实现能源转型。
图3 能源战略转型思路
1．强化“节能优先、总量控制”战略。
加快转变经济发展方式，调整产业结构，限制高耗能产业重复盲目扩张；依靠科技进步和科学管理，大幅提高能源利用效率；强化工业、建筑、交通节能，加强对终端能源消费的节能高效引导；形成节能优先的社会、经济和技术制度，建立完善相关体制机制，加大节能减排指标考核力度；着力提高能源开发、转化、利用效率，合理控制能源消费总量[12]。2015年，争取将全国一次能源消费总量控制在41亿吨标煤左右；2020年控制在50亿吨标煤左右[3]。
2．推进能源多元化、清洁化发展。
加大油气资源勘探开发力度，稳油增气。预计2020年石油占能源消费比重约18％，与2010年基本持平；天然气的比重将由目前的占比4％，上升到2015年的7％、2020年的10％[13]。大力发展清洁能源。在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电，在确保安全的基础上高效发展核电，加强并网配套工程建设，有效发展风电，积极发展其他新能源，促进分布式能源的推广应用。加大油气资源勘探开发力度，稳油增气。通过大力发展清洁能源，非化石能源比重将由目前的8%上升至2020年的15％左右[14]。
3．优化能源开发布局。
建设山西、鄂尔多斯、蒙东、西南和新疆五大国家综合能源基地。2020年，五大国家综合能源基地能源生产占全国能源生产比重由目前的63%提高到73％。在东部沿海和部分中部缺能省份规模化发展核电， “十二五”我国核电将主要建设“东中部核电带”，辽宁、山东、浙江、江苏、福建、广东等东部沿海地区核电占新增核电的90％以上[15]。提高能源就地加工转化水平，减少一次能源大规模长距离输送压力。研究表明，“十二五”期间晋陕蒙宁新五省区新增煤电装机应占全国的50%左右[5]。
4．加强包括电力通道在内的能源输送通道建设。
加快跨区输电建设，提高电网优化配置能源资源的能力。发挥特高压在大容量、远距离输电上的经济技术综合优势，提升电网在能源运输中的地位和作用，加快大型煤电、水电和风电基地外送电工程建设，2020年之前努力使跨省区电力流规模实现大的飞跃[16]。
加快进口油气管道建设，完善国内油气主干管网。主要包括中哈原油管道二期、中亚天然气管道二期、西气东输三线和四线等工程，2015年油气管道总长度达到15万公里左右。
稳步推进“三西”、新疆等地区煤炭外运大通道建设。主要包括新建张唐线、晋中南铁路、宁西二线、兰渝线等，以及朔黄线扩能等。
5．提高能源开发、转化、利用效率。
在保证开采安全的前提下，大幅提高煤炭回采率，将煤炭回采率由目前的约30％提高到60％左右；优选煤炭高效洁净利用技术路线，大幅度提高煤炭利用效率和清洁化程度；建设煤电一体化项目和大型煤电基地，集约化开发能源资源；积极推进大容量、高效率、环保型的绿色煤电开发，鼓励热电联产等多联产技术发展。
6．减少能源发展对生态环境的影响。
在煤炭、石油、天然气的开采过程中，必须高度重视生态环境保护，实施能源绿色开采；在开发西南水电过程中加强生态环境保护[17]，在确保安全的前提下高效发展核电；推广洁净煤发电技术，推进石化、煤化工清洁生产，应用高效污染治理技术，减少多种污染物排放；实施污染物和二氧化碳排放总量控制。2015年，主要污染物（化学需氧量、二氧化硫、氮氧化物）排放总量相比2010年降低8%～10%，单位GDP二氧化碳排放降低17%。
在实施上述能源电力转型战略举措的基础上，应积极参与全球能源治理，参与境外石油、天然气资源开发，努力实现进口通道的合理布局，推动天然气进口陆路和海陆同步发展，形成油、气、煤、电供应结构的多元化，健全能源储备机制，在促进电动汽车商业化应用上下功夫，以电代油取得明显成效，将有效提升我国能源供应的安全保障水平。
三、加快推进电力发展方式转变
保障电力安全，需要加快转变电力发展方式。 “十二五”期间是实现我国能源结构调整和电力发展方式转变的重要战略机遇期。作为转变电力发展方式的重要途径，就是要促进包括风电在内的清洁能源大规模开发，为能源可持续发展注入新的内涵；同时，在今后较长时期内，煤炭仍然是我国的主体能源，如何实现煤炭的集约、高效、清洁开发和利用是必须解决好的重大问题，要持续提高发电用煤占煤炭消费的比重，并优化煤电布局。
坚持输煤输电并举，加大输电在能源输送中的比重，实现清洁能源的集约化开发和更大范围的合理配置，可明显提高能源输送效率，提高能源输送的安全保障程度，并有效抑制能源价格上涨，保护生态环境。从电力供应侧看，应从以下几个方面加快推进电力发展方式转变：
1．加快电源结构清洁化调整，推动能源结构优化并保障能源总量可持续供应。
大力发展清洁能源发电，确保能源结构调整目标的实现。国网能源研究院利用自主研发的多区域电源结构和布局优化软件（GESP）和生产模拟软件（GOPS），并综合采用多种研究工具开展了电力发展情景研究、调峰平衡分析和调频校核，以系统总成本最低为目标，定量分析2015、和2020年跨区输电能力、全国电源结构和布局。模型目标函数考虑了规划期内电力供应总成本（包含电源、跨省区电网的投资和运行成本、环境外部成本）最低，主要约束条件考虑了15%非化石能源目标、煤炭产区水资源供应能力、送受端环保空间、送端煤炭供应能力、铁路煤炭运输能力、送受端电力电量平衡、电力系统调峰调频平衡约束等。
研究结果表明[5]，未来煤电装机比重将持续下降，由2010年的70%下降到2015年的65%和2020年的60%。非化石能源装机比重不断上升，由2010年的25%上升到2015年的30%、2020年的34%。2015年，全国非化石能源消费量将达到约5.2亿吨，占一次能源消费总量的12.1%，其中，88%的非化石能源转换为电力；2020年，非化石能源消费量约7.7亿吨，占一次能源消费比重达15.0%，转化为电力的非化石能源占84%。调峰电源（抽水蓄能、燃气发电）装机比重增大。调峰电源装机比重将由2010年的4.4%上升到2015年的4.8%和2020年的6.2%。
图4 2015年与2020年电源结构
随着煤炭、天然气转化为电力比重上升、非化石能源主要转化为电力使用，以及电能替代较快发展，未来发电能源占一次能源消费比重将持续上升，从目前的40.4%提高到2020年的49.3%，十年增长9个百分点。电能占终端消费能源比重也将逐步提高，到2020年达到27.5%，十年提高7个百分点。电气化水平提升可以提高能源综合利用效率，有利于控制能源消费总量。
随着天然气供应和可再生能源的快速增长，我国的分布式能源作为能源集约供应的有益补充，建设规模将会面临较大的突破。结合我国国情和资源特点，分布式能源发展重点应当是具有节能减排效应的天然气热、电、冷三联产系统和分布式可再生能源系统。当务之急是搞好规划、智能并网技术、商业模式、政策研究和应用，试点先行，摸索经验，努力构建开发商、电网运营商、电力用户以及其他利益相关方合作共赢的格局，实现分布式能源有序规范增长。
表1 2010～2020年我国发电能源占一次能源比重变化情况
2. 优化煤电开发布局，实施输煤输电并举，在晋陕蒙宁新等西部北部煤炭产区大力发展煤电一体化的大型煤电基地，构筑安全稳定经济高效的能源综合运输体系。
未来煤炭新增产量主要分布在内蒙、山西、陕西、宁夏、新疆等地，煤炭生产重心逐步西移、北移，煤炭生产、消费不平衡的状况将进一步加剧。我国东部地区土地资源稀缺、环保压力大、电煤供应安全保障程度低，已不再适宜继续大规模新增煤电。
未来我国新增煤电应主要布局在煤炭资源富集的晋陕蒙宁新等省区，新增煤电装机可以占全国的60%以上。重点建设煤电一体化大型煤电基地、加快特高压输电通道建设，完善能源综合运输体系，提高中东部地区能源电力供应安全保障程度。
图5 我国大型煤电基地
加快发展跨区输电，有利于提升能源和电力供应安全水平，能源、环境、经济等综合社会效益更好[4]。
与输煤相比，特高压输电经济优势显著。特高压交直流输电的经济距离可以覆盖从我国主要煤电基地到东中部负荷中心的广大区域。采用近期送受端煤价差进行测算（送端――晋陕蒙宁新等煤炭产区，受端――华北电网京津冀鲁、华中电网鄂豫湘赣、华东电网四省一市等），特高压输电到东中部负荷中心地区，到达受端的落地电价比受端煤电标杆上网电价低0.06～0.13元/千瓦时。
输煤输电并举，可以有效提高输送效率。目前我国“三西”地区外送电煤的平均发热量约4700大卡/公斤，据测算，与输送6300大卡/公斤的洗精煤相比，浪费铁路运力约2亿吨。公路大量外运煤炭，消耗宝贵的成品油，极不合理。研究表明，2020年，通过输煤输电合理分工，加快发展输电，“三西”地区输电规模应达到1.4亿千瓦，可承担“三西”地区煤炭外运约3亿吨。按输电替代铁海联运1亿吨、公路2亿吨计算，可节约铁海联运过程中电动机车耗电14亿千瓦时、海运消耗燃油45万吨，降低公路运输损耗折合300万吨燃油。
输煤输电并举，有利于降低煤炭开发和利用对我国生态环境的影响。我国中东部地区消费大量煤炭，导致大气污染严重，已超出环境承载极限，中东部地区已基本没有环境空间。而西部地区排放总量小，还有较大的煤电建设环境空间。在生态环境影响方面，输电比输煤更能促进我国环境空间优化利用和生态环境保护。一是可以减轻中东部负荷中心地区的环境压力，减少环境损失。通过统筹规划建设特高压网架和西部北部大型坑口电厂，2020年西部和北部煤电基地有望实现向东中部负荷中心送电2.6亿千瓦，东中部地区可以减少二氧化硫排放55万吨/年，可以减少环境损失45亿元/年。二是加快将西部北部资源优势转化为经济优势，可以改善这些地区由于环境治理投入不足所造成的环境污染状况。三是可以缓解煤炭开采导致的生态环境压力。通过煤电一体化建设，实现煤矿与电厂在水、煤、灰、土地等资源配置上的互补和综合利用，形成内部良性循环圈，大大减轻煤炭开采对生态环境的破坏程度。
输煤输电并举有利于区域经济协调发展。一是与输煤相比，输电对西部和北部煤炭产区经济发展综合拉动作用十分明显。煤炭运输仅是初级资源的外流，对当地经济社会发展的带动作用相对较小。而在煤炭产区发展煤电向外区输电，可以延长煤炭开发利用产业链，促进当地经济社会的发展。以山西省为例，据测算，输煤输电两种能源输送方式对山西省GDP的贡献比约为1:6，对就业拉动效应比约为1:2。二是增强跨区输电，将有利于受端地区电力供应成本的降低和能源消费结构的调整。区外来电的电价较低，使得受端地区相关用电行业生产成本降低，有利于增加当地产业的竞争力，促进经济的发展。同时，电力供应成本的下降导致电力的消费量增加，能源消费结构得到优化，能源消费的经济效率不断提高。三是跨区输电比输煤更有利于我国的区域合理分工。我国煤炭产区多处于工业化初期阶段，其比较优势在于自然资源丰富。受端地区工业化水平多处于工业化中、后期阶段，发展的重点在于产业结构调整和优化升级，发展高新技术产业和现代化服务业。在煤炭基地建设电厂，实现煤电就地转换，既可以发挥西部地区资源优势，又可以将受端地区原计划用于电厂建设的资源如水、土地等置换出来，发展其他优势产业，促进产业结构的优化和升级。
输煤输电并举，有利于减少能源输送占地，有利于在全国范围内优化土地资源的开发和利用。输煤通道占用走廊内全部用地，具有完全排它的特点；输电走廊只有塔基占地，走廊下还可以加以利用。经测算，从“三西”地区至华东负荷中心地区，输煤通道占用土地总量是输电通道的2-4倍。我国西部北部地域辽阔，土地资源相对较为丰富，建设燃煤电厂的土地使用条件较为宽松。中东部地区经济发达，人口密集，土地价值高，土地资源十分稀缺。逐步扩大跨区电力输送规模，可进一步提高全国土地资源的整体利用效率。经测算，通过加快发展特高压输电，2020年中东部地区接受外来火电应达到2.6亿千瓦（其中未来十年新增约2亿千瓦），可为中东部地区节省土地5000公顷以上。
加快发展输电，构建输煤输电并举的能源输送体系，实现能源输送方式的多元化，提高能源供应安全保障程度。对历史统计资料的分析表明，冰雪、地震等各类自然灾害在时间和空间分布上存在差异，对铁路和电网的影响程度也存在差异，加快发展输电、输煤输电并举，可有效提高整个能源运输系统抵御自然灾害影响的能力。跨区输电规模扩大可有效缓解铁路的运输压力，提高铁路输送能力的充裕度，有利于我国中东部地区的电煤供应安全。
3．加快发展跨区输电，推进清洁能源集约开发和高效利用。
清洁能源资源分布及建设条件，决定了我国清洁能源开发以集中为主、分散为辅的模式[14]。我国待开发的水能资源主要分布在四川、云南、西藏等省区。未来10年全国水电新增装机1.5亿千瓦，其中80%集中在西南地区；在满足当地电力需求基础上，2020年西南水电（含云南、贵州）外送规模将达到8000万千瓦以上。核电厂址资源宝贵，应充分实现规模开发。2020年华东地区核电装机容量将达到3000万千瓦以上，单个核电站装机容量超过700万千瓦，为适应大规模核电的集中接入和高效疏散，需要采用1000千伏输电技术接入主网架。风电、太阳能资源主要分布在“三北”地区，这些地区煤炭资源也很富集，可以形成多能互补，集中开发占用资源少，经济性好。集约化基地式开发是我国太阳能发展的一个重要方向，随着技术成熟和经济性提高，太阳能的开发利用也必将呈现集约化与规模化的特征，远期必须解决远距离大容量输电问题。
煤电基地集约开发建设，需要远距离、大容量、跨区域输送； 西南水电大规模开发，需要远距离输送到我国中东部负荷中心消纳；核电基地规模化开发，满足大核电接入与配置，需要构建坚强的受端网架结构；风能、太阳能等新能源利用的主要方式是发电，我国风电、太阳能资源相对集中，大规模开发后当地消纳能力有限，必须通过建设跨区输电通道输送。
发展跨区输电能够显著扩大大型可再生能源基地的开发规模，未来我国风电开发集中在“三北”地区，但“三北”地区所在送端电网负荷水平低、系统规模小、热电联产机组比重大、风电消纳能力不足。要实现风电的大规模开发，必须通过跨区电网外送[10]。华北电网京津冀鲁、华东电网、华中电网豫鄂湘赣是我国主要电力负荷中心，系统规模大、调节能力相对较强，是消纳我国“三北”地区风电的重要市场。建设强大的跨区域受端电网是符合大电网发展规律和国情的战略选择，将能够实现各区域电源特性的优势互补，解决“西电东送”、“北电南送”大容量数十回直流落点后的电网安全问题，同时利于提高系统的风电消纳能力。
研究表明[10]，2015年全国风电开发规模1亿千瓦左右，其中，西北和东北的新疆、甘肃、蒙西、蒙东、吉林等五省区开发规模约为4800万千瓦，其中跨省区外送应占75%。2020年，“三北”地区6个大型风电基地开发规模约1亿千瓦，跨区输送消纳规模应在2/3以上；建设强大的跨区域受端电网将增加风电消纳能力4000万千瓦以上，华北、华中、华东受端电网风电消纳能力将达到1.2亿千瓦，可有效保障我国风电开发目标的实现。内蒙、新疆、甘肃风电基地需要和煤电基地协调开发、联合输送，主要采用“网对网”送电的方式，经济性好，运行灵活，安全性高。
4．加快推进坚强智能电网建设，提高电网大范围优化配置能力和安全稳定运行水平。
未来我国电网发展将“坚强”与“智能”并重。随着包括特高压输电在内的跨区输电规模不断扩大，智能电网建设也将取得重要进展[18]。大电网扩展与智能化相辅相成、相互促进。通过加快特高压交直流骨干网架建设，提升电网的信息化、自动化、互动化水平，实现智能技术、信息技术与坚强电网发展的高度集成，可以最大限度地接纳清洁能源、推进低碳绿色电力消费、不断提升电网安全稳定性和可靠性水平。
大规模、远距离、跨区域电力输送，对网架结构和形态提出了新的要求。未来需要构建以坚强的跨区大受端电网为支撑，以1000 kV交流和特高压直流合理搭配、各级电网协调发展、结构坚强、配置资源能力强的全国大电网。需要开发新一代大电网安全控制技术并实现在线应用，以充分发挥交直流混合输电的效益，推进全国能源资源的优化配置。
引进一定规模的国外电力，有利于增强我国能源的多渠道供给能力。俄蒙哈三国与我国新疆、内蒙古和黑龙江邻接，将邻国富裕的煤炭等能源资源就地转化为电力，采用大容量直流输电技术传输至我国的东北、华北、华中负荷中心，可有效缓解我国能源供应和环境保护的压力。以中俄电力合作为例，2030年前，如能实现从俄罗斯购入2000万千瓦电力，相当于每年进口2400万吨原油。
经过多年的滚动论证[16]，在国家电网范围内应建设“三华”（华北、华中、华东）同步电网，形成以1000kV“三华”电网为受端，西北750kV、东北500kV电网为送端的坚强电网，周边国家采用大容量直流向我国输电。未来全国将形成“三华”、东北、西北、南方四大同步电网。
图6 未来我国电网的基本架构
四、政策和措施建议
2020年前我国能源电力科学发展面临巨大挑战和重要机遇，从能源布局上看，应从过度依赖输煤的能源配置方式和“分省分区平衡”为主的电力发展方式逐步向输煤输电并举的能源配置方式和跨区平衡的电力发展方式转变。按照国家“十二五”规划纲要部署，以加快建设国家五大综合能源基地为契机，加快发展特高压输电通道，实现更大范围能源资源优化配置，这是能源与电力可持续发展的战略选择。
为推进我国能源发展战略与电力发展方式的转变，促进能源与电力工业的可持续发展，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系，“十二五”期间应着重在以下几方面加以落实：
1．切实贯彻节能优先战略，实施能源消费强度和总量双控制
必须转换思路，采取法律、技术、体制机制创新及必要的行政手段，加快推进经济发展方式转变，调整产业结构，促进全社会节约用能。明确各省市能源总量控制目标和建立强有力的激励约束机制，加大考核力度。同时，应持续提升全社会的电气化水平，降低能源消费强度。
2．高度重视电力行业统一规划，实现电源与电网的协调发展。
建立健全政府电力规划管理体系，建立政府部门指导下相互协调合作的规划研究工作体系，充分发挥规划对未来电力行业发展的指导作用；建立健全电力规划的滚动调整机制[19]。按照法定程序，定期组织相关机构开展滚动研究，对电力规划进行滚动调整；加强电源电网的整体规划，统筹安排各类电源及各级电网的建设布局和时序。
3．优化煤电开发布局，落实输煤输电并举、加快发展输电的目标。
统筹规划全国能源开发布局和建设重点，加快建设五大国家综合能源基地；加快山西、鄂尔多斯、蒙东、新疆等煤电基地建设，提高煤电等煤炭就地转化的比例，减少煤炭大规模远距离运输的压力；促进铁路与电网规划的协调，加快发展特高压输电，真正构建输煤输电并举的能源综合运输体系，推动能源、环境、经济的协调发展。
4．大力推进电力科技创新和重大技术研发示范，支撑发展方式转变。
加强能源电力基础科学研究和先进适用技术研发应用，不断提高能源电力装备自主化水平。在可再生能源发电技术、新型核电技术、储能技术、坚强智能电网技术等方面，加大政策支持力度，创新能源科技管理体制机制，实施重大示范工程，增强核心竞争力，努力在新一轮国际能源科技竞争中占据先机。
5．加快理顺能源及电力价格机制，促进能源电力工业的可持续发展。
采用市场化手段解决煤电之间的深层次矛盾，建立科学合理的电价形成机制，完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制；完善抽水蓄能上网电价机制，建立调峰电源参与系统调节的辅助服务和补偿机制，促进抽水蓄能健康发展。