通俗一点说，本来用一条线可以解决的问题，现在我们却倾全国之力来解决南方电力能源问题，尤其是天气稍变恶劣的时候，国务院、发改委、铁道部、港务局、矿务局、电力公司、电厂，还有陆运、海运、煤炭部门，都要为天气变化绷紧神经和浪费不必要的人力、财力和大量物资。

　　最新研究显示：通过特高压电网超大容量的输送电能具有巨大的比较优势。下面仅以800万千瓦机组通过特高压外送与电煤南运发电作一对比分析：

　　第一、购煤成本减少一倍以上。以使用白彦花煤炭做原料为例(煤质属中高热值褐煤)，在南方江浙地区建设8台100万千瓦机组，配套建设4回100万伏特高压变电站送至南方电网负荷中心，电厂投资约360亿元，特高压变电站约14亿元，工程总投资374亿元。8台机组年发电量440亿千瓦时(1台100万千瓦机组年发电量55亿千瓦时，按5500小时计算)，年耗煤量2640万吨(每千瓦时耗3500大卡煤按600克计算)，年实现销售收入210.85亿元(南方电网含税电价0.4792元)，将北方电煤运至南方每吨约520元左右(坑口电煤按3500大卡每吨200元计算)，年购煤资金137.28亿元(含运费每年为45.06亿元)，购煤成本占销售收入的65.11%。

　　如果在包头白彦花煤田建设8台100万千瓦机组的坑口电站，配套建设100万伏特高压变电站和一条400公里特高压线路直接送至华北电网，电厂投资约360亿元，特高压变电站约14亿元，400公里特高压线路60亿元(拟建白彦花特高压站到乌兰察布商都县的汗海变电站距离)，工程总投资434亿元。8台机组年发电量440亿千瓦时(1台100万千瓦机组年发电量55亿千瓦时，按5500小时计算)，年耗煤量2640万吨，年实现销售收入153.56亿元(北方电网含税电价0.349元)，年购煤资金52.80亿元(坑口电煤按3500大卡200元/吨计算，完全节约了电煤的长途运费)，购煤成本只占销售收入的34.38%。

　　第二、在未来竞价上网中具有明显比较优势。即使因白彦花坑口电站配套建设的外送特高压线路比南方地区投资增加60亿元(建特高压线路每公里需1500万元)，若南方以电网销售价每度比北方高0.15元左右并扣除2%的线损计算，440亿千瓦时电量年增加收入60多亿元。因此，在除购煤成本外其它运行成本大致相同的情况下，呼伦贝尔、包头等地的坑口电站及配套特高压电网工程要比建在南方煤炭资源匮乏地区的电站及配套特高压电网工程的资本收益率高，投资回收期短。

　　目前，南方电网区域内除贵州产煤外，其他地区基本不产煤。由于地理位置的“先天不足”，南方电网辖区内的火电厂大多不是坑口电厂，从燃料成本压缩角度看，南方电网辖内火电厂不具备竞争优势，在未来的上网竞价过程中将相当被动。内蒙全境地区坑口电厂平均煤炭使用成本远低于南方地区火电厂，在上网电价上更有明显优势。可见，在煤矿附近建立大型坑口电站，“变输煤为输电”，既可缓解煤炭运输的难题，又可将煤转化为清洁的电能直接输往用电户。在火电仍为主要能源条件下，北部煤炭富集地区建设大型火电基地，通过坑口电站及特高压变电站向南方送电，是国内火电能源安全优化布局及防灾应急调峰调频的相对最佳选择。

　　- 调整优化电力能源运输及产业结构也是一次决定性革命

　　在上篇文章中，我们已经阐述了呼伦贝尔、包头白彦花煤田建设电力远程调配生产基地的有利条件：即： 1、有丰富的煤炭资源：2、有丰富的水资源；3、有综合送出的优势。

　　综合上述调研，我们得出的结论是：在内蒙呼伦贝尔、包头等地煤田建设国家电力安全应急防灾远程调配生产基地，通过特高压点对网(国家电网)、点对点大规模、远距离、高效率送出，是综合解决南方缺电地区供电负荷的优先选择，也是调整优化电力能源运输及产业结构的一次决定性革命。这不仅将为南方国民经济和社会发展提供优质、安全、环保、可靠的电力供应保障，同时也将为国家防灾应急战略提供重要支撑。(通讯员 宗舒　薛建华　记者 李德金)