四川省社会科学院盛毅研究员主持的国家社会科学基金项目《西电东送与西南特色能源资源配套开发研究》，于2001年立项，2003年6月结项。课题组主要成员有：刘明科、薛波、付实。现将该成果的基本内容和主要观点摘编如下：
该项目成果分析和预测了西电东送对西南能源资源开发可能产生的影响，提出在西南地区，西电东送的重点是“水电东送”，西南地区要围绕“水电东送”统筹考虑特色能源资源的配套开发，最终形成产业优势。
一、西南地区具备优质能源大规模开发条件 西南地区水能资源比重约占全国可开发量的70％，仅堪称“水电王国”的四川就占全国的25％，云南占20％。川渝两地的天然气剩余可采储量居全国第一。贵州素有“西南煤海”之称，煤炭储量相当于江南9省区之和，居全国第五位。西南能源资源由于受区域经济发展相对滞后的影响，总体开发程度不高，尤其是丰富的水电资源，开发程度不到10%，约有2.1亿千瓦尚未开发，潜力巨大。西电东送战略，正是根据未来我国能源结构调整和战略布局要求提出的，这是一个超前性的和跨世纪的大战略，是西部大开发的突破口和标志性工程之一。西南地区东送电力的规模，初步预计到2005年可达1000万千瓦左右，2010年可达2100万千瓦左右，2020年以后，最终规模可达6500万千瓦左右。西南地区以水电为主体的清洁能源开发和大规模东送，不仅将使西南地区成为全国规模最大的能源基地，而且将彻底改变我国的电力生产结构和区域生产布局，推动全国电源结构调整和升级。
西南地区未来能够大规模向东部地区送电，主要基于水电优质和优价两大优势，西南地区的电力东送，核心是“水电东送”。从能源结构优化、电力生产成本和环境保护叁大因素综合分析，水电开发比其他能源品种的开发更优越。单以价格比较，目前四川、云南水电综合平均上网价格约0.20元/度，即使加上平均输电成本0.1元/度，送到广东、上海、江苏、浙江等省市的电价，每度电平均价格仍比当地低0.1元左右。当然，除水电之外，贵州还具备建设大规模坑口电站的条件，煤电开发成本全国最低，每度电的平均生产成本加上输电到广东的费用，同样要比广东低0.1元左右。四川和重庆则具备开发一定规模天然气电站的条件。
二、配套开发有利于保证西电东送战略目标的实现 西南地区独特的能源资源优势，不仅体现在水电、天然气、煤炭等资源上，而且体现在配套组合优势上。西南地区是国内罕见的能源资源富集且配套的区域，水能、天然气和煤炭在区域内互为补充，最有条件形成以水电开发为主体的能源综合开发利用。对西南地区能源资源进行配套开发，比各省市独立开发单一特色资源成本更低，效益更高，结构更为合理，带动性更强。因此，在开放的电力市场条件下，西南能源资源开发的思路应当是：能源资源开发不是单个优势资源的开发，而是具有互补关系的多种能源资源的配套开发；不是单个地区的开发，而是考虑区域之间互补和综合利用的开发；开发的结果不是形成单个能源产业优势，而是形成整体优势和整合优势，形成合理的比例关系；能源产业的发展不是立足于短期补缺，而是立足于产业化水平的提高，立足于形成具有持续发展能力和竞争优势的产业。
概括起来，西南能源资源配套开发的目的应当包括叁个方面：一是提高资源综合开发和利用效益，形成最佳的电源结构，增强西南地区能源在国内市场的整体竞争力；二是改善电源的运行质量和增强其安全性，确保西电东送的正常运行；叁是通过西南地区能源资源开发的合理分工，带动当地经济的发展。以水电为主体的能源开发，客观上具备了实现上述目标的基础。但是，水电易受不同季节的江河来水量等自然因素影响，克服因季节出力不均造成的影响，不仅需要提高具有年调节和季调节能力水电站的比重，而且离不开煤电、气电的支持和配合。在水电、煤电和气电叁种能源之间形成合理的结构和比例，强化西南各省市之间电力的相互支援和实现优势互补，可以形成整体竞争力，获取最大的经济和社会效益。西南地区能源资源的分布，完全具备这些条件。通过西南能源资源配套开发，不仅可以向东部地区输送低价、稳定和可靠的电能，而且可以进一步促进西南地区能源资源的合理开发和综合利用。
改革开放以来，西南地区的能源资源开发和利用，已经开始突破省、市、区的界限，相邻区域的电力联网并互相输送，如重庆购买贵州的火电，四川购买陕西电力，贵州、云南向广东售电等，出现了按开放要求考虑能源资源的配套开发，但这种配套仍然是小范围的资源优化组合。按照配套的思路进行开发，必须综合考虑西南地区与东部送电区域之间、西南地区各省、市、区之间的互补性，考虑产业结构和布局调整、电力调峰和安全运行、环境保护等因素，根据市场经济体制和电力体制改革的要求，确定配套开发的模式和电源结构。
根据多角度的经济技术分析，配合西电东送的需要，西南地区能源资源的开发，应形成以水电为主，煤电和天然气发电为辅的格局，开发顺序首先是四川、云南、贵州和广西的水电，其次是贵州的煤电，最后是四川和重庆的天然气发电。预计“十五”、“十一五”、“十二五”、“十叁五”期末，水电装机总量将分别增加3000万千瓦、5000万千瓦、7200万千瓦、8500万千瓦，规模分别是2000年的1.27倍、2.11倍、3.01倍、3.55倍。随着时间的推移，西南地区的水电装机比重将从2000年的56%上升到70%左右，煤电装机比重将从2000年的56.3%下降到30%以下；天然气发电将由目前的0.3%上升到5%左右。
虽然整个西南地区水电与火电保持7：3的比例，但西南地区内部各省市区差别将很大，这也是区域配套开发的必然结果。水电无论从经济角度还是从环境保护角度看，明显优于火电，四川、云南具有水电优势，两省10年以后的水电装机比例将超过70%。而在贵州、重庆等地，水电比例将低于50%。
叁、对西南地区能源资源配套开发的几点建议 1．配套开发是跨省、市、区的开发，必须突破现有的以各省、市、区为范围的电力生产和供应格局，寻求合作开发和共同发展的新路子。目前，西南地区已经建立横向联合和协作组织，可以在西南能源配套开发中发挥积极作用，国家电力体制改革也产生了多个独立发电集团，每个集团都有能力承担更大区域内的综合开发。但是，西南能源资源配套开发规模大和任务重，涉及范围广，现有的组织形式和管理体制，不能完全适应配套开发要求。因此，建议组建以主要承担配套开发任务的专门协调组织乃至公司集团。
2．配套开发必须率先解决区域内电网互联瓶颈。西南各省市之间已经形成的电网互联，不能完全适应区域内电量大规模调节需要，尤其是纳入南方电网的云南、贵州和广西，与川渝电网之间联系很弱，再加上受现有管理体制制约，基本上处于分割状态。因此，建议根据西南地区内部能源互补需要，重点加强贵州、重庆、四川、云南四省市之间的电网互联，建设适应贵州火电支援云南和四川，四川水电支援重庆，川渝气电季节性补充四川和云南的电网互联格局。
3．建立稳定运行的西南电力供应体系，将电力调峰作为配套开发考虑的重要内容。到2002年9月底，以发电量计算，西南地区水电与煤电之比为52：48（最高的四川省达到60：40），远高于全国16：84的水平。由于水电比重高，导致川渝、广西、云南电网近两年的峰谷差率超过35%，其中川渝电网的日最大峰谷差率达到了50%以上，出现丰水季节不得不大量弃水，枯水季节部分省市又电力供应不足，造成大量浪费。最突出的是水电装机比重超过2/3的四川省，由于水电站中径流式水电比重大，自2002年11月以来，拉闸限电频繁，最多时一天拉闸500多条次，社会各方反映强烈。根据电力部门预测，2002年12月～2003年4月期间，四川主网需求最高负荷均在830万千瓦以上，2003年1月份最高负荷将突破900万千瓦；而电力供应方面，即使在电煤供应充足、火电机组正常发电的情况下，每月最大可调出能力只能在700万千瓦左右，每月电力缺额将在70万千瓦以上。为解燃眉之急，四川已经在每晚用电高峰时段，从甘肃碧口电厂购电10万千瓦时。近期，首先，应考虑在四川尽快规划建设一批天然气电厂和煤电厂。其次，应加快西南地区内部的电网互联，实现川滇水电与黔渝火电的相互支援。最后，应加快与华南、华中和华东地区的电网互联，通过减少各区域的重复储备容量和挖掘东西部因用电季节差而产生的错峰效益，实现西南水电与东部火电的互补。远期，建议加快西南地区大型水电站建设和实行流域梯级开发，同时在贵州、四川和云南规划建设一定数量的煤电、天然气电站和抽水蓄能电站，主要作为调峰使用。建议在年均调峰时间短和煤炭资源相对贫乏的川渝地区，以建设燃气和抽水蓄能电站为主。在既可作为调峰又可作基荷的贵州地区，则以建设大型坑口电站为主。
4．我国经济的持续高速增长和西部地区的快速发展，都对电力的发展提出了新的要求。西南地区的电力增长速度，应在较长时间内始终保持远高于经济增长速度的水平，形成优质能源超前发展的格局。建议国家根据西南地区能源资源配套开发的特殊要求，加快西南地区的电力体制和电力价格改革，打破区域分割，探索有利于优质能源配套开发的各种政策和具体办法，同时给予力度更大的资金和项目融资支持。对于西南地区的电力建设项目，需要在国债资金使用规模、国内外债券发行、银行贷款额度、上市融资等方面给予更大支持，同时扩大叠翱罢，罢翱罢等多种利用外资方式试点范围。国家也可以根据水电基地建设需要探索设立国家基金，由国家、社会、公司、个人共同筹集，滚动发展，支持西南地区水电开发。
(责编：陈叶军)
