根据国家电网公司“两会”工作报告的规划，到2020年，全面建成坚强智能电网。届时，“三华”特高压同步电网形成“五纵五横”主网架，电网规模比2010年翻一番以上。电网智能化水平国际领先，大电网调度运行达到国际先进水平。

我国大电网互联起步比发达国家约晚20年，目前仍处于较快发展时期。总结国际大电网，尤其是北美、欧洲、俄罗斯等国家和地区的电网发展规律与特征，对我国电网在以新能源快速发展为标志的能源电力变革时代实现科学发展具有重要借鉴意义。

大电网发展的国际经验与启示

截至目前，电网发展可分为三个阶段：一是19世纪末至20世纪中期，形成城市(地区)孤立电网;二是20世纪中期至20世纪末，通过互联逐步形成跨区跨国大电网;三是21世纪初至今，在拓展电网互联范围的同时更加注重电网支撑绿色转型的作用。

当前和未来一段时期，发达国家电力转型提速，可再生能源快速发展，大电网资源配置作用凸显，对输电网进行重构和加强势在必行。发展中国家则面临发展与转型相结合的双重任务，电网仍处于加快扩张和加强联网阶段。采用智能电网技术促进新能源发展，实现与用户互动，满足用户多样化需求，也是这一阶段的重要特征。

纵观历史，全球主要国家的电网无一例外都选择了大电网互联发展的道路。

在北美，上世纪30至50年代，大规模水电开发推动了北美电网的第一次大发展;50至80年代，随着电力需求高速增长，电压等级相应提升，形成了北美互联电网。按照获得更高效率、相互共享资源的思路不断发展，北美电网呈现四个同步电网异步互联格局。

在欧洲，1958年形成三大电网(法、西、葡，荷、比、德、奥、捷，意、瑞)，之后逐步形成西欧联合电网。1996年，西欧电网进一步与欧洲中部电网实现同步互联。目前，已实现并不断推进向东与东欧国家电网互联、向南与地中海沿岸国家电网互联。

在俄罗斯，俄罗斯电网是前苏联统一电力系统中的主体。1956年，各联合电力系统同步互联起步，到1978年，基本形成前苏联同步电网。目前，俄罗斯一直保持全国联网同步运行状态，此外俄罗斯电网与东欧、中亚、波罗的海国家的电网保持同步联接运行，是世界上覆盖面积最大的同步电网。

总体来看，在没有难以逾越的地理、政治、技术障碍的情况下，交流往往是占主导地位的联网方式。世界主要发达国家和区域的同步电网都呈现由较小规模到较大规模、由较低电压等级向更高一级电压等级升级、范围不断扩大的发展规律。

互联同步电网的发展带来巨大效益：一是保障大容量机组、大水电、核电、可再生能源开发和利用，提高能效，降低运行成本;二是减少系统备用容量，推动多种电源互补调剂，节省发电装机;三是实现能源资源的大范围优化配置，有利于竞争性能源电力市场拓展;四是提高电网整体效率和安全可靠性。

如今，发达国家大电网进入新一轮的发展机遇期。在美国，随着可再生能源发展，电源结构调整加快，输电网需要扩张和改造。未来20年，美国输电线路年均建设长度需要达到1500至2000英里，相比过去十年年均增长50%～100%。在欧洲，随着风电、太阳能等可再生能源发展和欧洲能源电力市场一体化进程加速，未来欧洲电网主网架将得到明显扩展和加强。

从电网安全角度看，国际上的大停电事故是由多种因素造成的。据对1965年以来的140次国际大停电事故样本进行分析，设备故障与自然灾害是最主要的诱因，二者占比达79.5%;系统保护等技术措施不当或处置不力是事故扩大的直接原因;电网结构“先天不足”是造成某些国家电网事故频发的重要原因，比如北美电网缺乏统一规划，电压等级较为混乱，长距离、弱电磁环网较多，存在潮流转移容易导致发生连锁反应等严重隐患;管理体制分散、调度运行机制不畅则是多起大停电事故的深层次原因。

近20年来，损失负荷超过500万千瓦的大停电事故有22次。其中，巴西南部—东南部—中西部电网、印度北部—东部—东北—西部电网、日本东部电网、北欧电网等同步电网，规模都小于我国华北—华中、华东或南方等同步电网规模。而同步电网覆盖面积最大的俄罗斯，没有发生过超过500万千瓦的大停电事故。

由此可见，同步电网规模与大停电事故没有必然联系。确保大电网安全运行主要取决于电网结构是否合理，安全防控措施是否到位，不同电网调度之间是否建立信息共享、高效协调的运行机制。我国电网30多年未发生大停电事故的经验弥足珍贵，主要有两条经验，一是在技术上建立了可靠的三道防线，二是在体制上始终坚持统一规划、统一调度和统一管理。

我国电网发展的主要驱动因素

我国电网的发展历程与国际上主要国家和地区有相似之处，但也有自身的突出特点。展望未来，我国电网发展必须满足经济社会持续发展、电力需求持续上升、跨区域电力流持续扩大的客观要求。

从电力需求看，十八大报告提出，到2020年，国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番，全面建成小康社会。按此目标，未来8年我国经济的年均增速预计保持在7%以上。同时，未来经济发展进入从量的增长到质的提升的新阶段。为满足经济社会发展目标，预计2020年我国电力需求将达到8.2万亿～8.6万亿千瓦时，较2010年大体翻一番。在需求分布上，东中部地区将长期保持为全国主要的电力负荷中心，伴随西部大开发、产业结构调整和转移，西部地区用电增速相对较高，比重有所提升。

从电力供应看，除核电外，增量主要集中在西部、北部地区。新增煤电主要分布在鄂尔多斯盆地、山西、新疆、蒙东等地区。东部地区将严格控制新增煤电装机规模，逐步降低污染物排放强度;西部和北部地区在做好生态环境保护的基础上，按照集约化、高效率的原则建设大型煤电基地。新增水电主要集中在四川、云南和西藏三省区，占全国的80%以上。西南水电已进入密集建设投产期，为保障水电资源的充分利用，需要远距离、跨区域输送配置。新增风电主要分布在“三北”地区，开发规模占全国的80%以上。由于本地消纳能力不足，跨省跨区输送是解决风电消纳问题的主要途径。太阳能发电呈集中开发与分散布局并重的特点，2020年之前占比各约50%，2020年之后以西部和北部集中开发为主。大型光伏发电同样面临大范围配置和消纳的问题。

未来发电能源重心向西部、北部地区偏移的客观实际，决定了大规模电力需要远距离输送至东中部负荷中心。在电力流上，呈“自西向东、自北向南”的总体格局。“十二五”期间，跨区电力流将提升1亿至1.4亿千瓦，“十三五”期间进一步增加1亿至1.5亿千瓦。到2020年，东中部受入电力占总负荷的比重接近30%。

经研究，我们提出能源矩的新概念，它可以充分反映能源量的转移力度，它是输送总量和输送距离的综合指标。根据测算，2015年，我国发电能源(电煤、水能、风能)的能源矩约是2010年的1.8倍，2020年约是2010年的2.9倍。也就是说，未来一段时期内跨区域、远距离电力输送规模将显著扩大。

我国大电网未来发展趋势

为满足大规模电力输送和高效配置的基本要求，需要构建安全可靠、经济高效的强大电网。从我国电网的总体发展趋势看，未来将形成由四个同步电网(“三华”电网、东北电网、西北电网和南方电网)异步联接构成的全国互联电网，为能源电力资源在全国范围内优化配置奠定坚实的物质基础。以特高压交直流为主体联接五大综合能源基地和主要负荷中心，同时，分布式能源系统及微电网在配电网领域也得到较快发展，电网智能化水平持续提升。

现在，大范围推广应用特高压交直流输电技术的时机已经成熟。未来一段时期，我国电网的跨区输电规模和输电距离要明显超过国际上其他大电网，采用特高压交直流等先进输电技术是适合国情的战略性选择。同时，这种技术在国际上也有较好的应用前景。

特高压交直流各自具有不同的功能定位，需要统筹兼顾，协调发展，共同满足大电网安全经济运行的需要。交流具有网络功能，可以灵活地汇集、输送和分配电力，直流主要是输电功能，在大容量、超远距离输电方面一般具有经济优势。

规划大电网的目标网架，需要遵循电网构建的基本原则，进行多方案、全方位的技术经济综合比较，其中安全性论证很重要。经过多方案论证，构建1000千伏跨区大受端网架，形成“三华”同步电网是合理的选择。“三华”特高压同步联网方案，构建强交流强直流紧密耦合、优势互补的输电格局，潮流转移能力强，电压稳定性好，能够抵御重大自然灾害和各类严重故障的冲击。

“三华”同步电网规模与世界主要同步电网相当，覆盖面积明显小于北美东部电网、欧洲同步电网和俄罗斯电网。只要发挥“三道防线”的控制策略优势，保持电网和调度一体化运行，大电网的安全是完全有保障的。

作为大电网的有益补充，分布式能源系统和微电网不影响我国大电网发展的基本格局。分布式能源只占能源供应的很小部分，2020年分布式电源规划总装机约1.3亿千瓦，约占全国总装机的6.5%。作为智能电网的组成部分，微电网主要是利用储能和控制装置，实现分布式电源与本地负荷电力电量自平衡的微型供电网络，是新技术在配电网中的应用，发展前景良好，但目前的供电成本远高于大电网。

未来，我国四大同步电网之间以直流互联，为更大程度、更广范围发挥市场在能源资源配置中的基础性作用、最终形成全国电力市场平台打下坚实的物质基础。加快构筑全国竞争性电力市场，将会充分发挥大电网联网效益，显著提升全国能源电力资源配置效率，有力推动电力工业的安全经济、清洁低碳发展。(御风）