在北京召开的“2005中国电力论坛”上，国家发改委副主任张国宝在谈到我国电力工业这几年取得的成绩时这样说。

    在列举近年来我国电力建设取得的诸多重大进步时，张国宝特别提到了今年6月17日在河南灵宝建成投产的灵宝换流站工程。

    业内人士知道，灵宝换流站工程的建成投产，是我国直流输电技术进步和设备国产化的一个重要里程碑，标志着我国已经具备了设计和建设成套大容量、超高压直流工程的能力，并达到了国际同类工程的水平。

    我国是在上世纪90年代初建成第一个超高压直流输电工程的，但在灵宝工程建成前，我国建成的几个超高压直流输电工程，均采用了由国外设备制造商总承包、总负责的“交钥匙”建设模式，国内厂家仅是通过技术引进和国产化协议分包了部分设备制造。而灵宝换流站工程的意义和特点在于，它是我国第一个全国产化大型直流联网工程，系统研究、成套设备和工程设计均由国家电网公司自主承担，主要设备也实现了100%的国产化。

    但是如果注意到灵宝换流站工程，同时也是一个西北电网与华中电网的联网工程，随着它的建成投产，此前已实现东北、华北、华中、华东、南方电网间互联的我国电网，也从这一天起步入了全国联网的新时代。灵宝工程的建成投产给我国电力工业带来的变化，将远远超出其给我国电网建设带来的意义，即它为电力工业着眼全国实现优化配置电力资源，提供了一个新平台。

    我国一次能源和用电负荷的分布极其不均衡，主要能源资源中，煤炭主要集中在西部和北部，水能资源主要集中在西南部地区。用电中心主要处于东部、南部沿海地区和经济发达地区。全国联网目标的实现，将极大地促进西南部地区的水电开发，促进西北部地区的煤电开发，在加快电源结构调整的同时，也减少了煤炭运输对铁路等各类运输的压力。

    电力无法经济储存，产、供、销瞬间同时完成的特点，电力需要提供普遍服务的公用事业性质，决定了电力工业要向用户提供安全可靠供电，有两种办法可供选择，一是按全社会最高用电负荷来配置发电能力，一是以尽可能少的发电能力来充分满足用户的合理用电需求。前者实际上走的是一条粗放型发展电力工业的路，必然导致大量发电装机在用电低谷时停机，也是我们人多资源少的国情所无法承受的。后者则走的是少投入、多产出的路，也是实现电力工业可持续发展的必由之路。走这条路，就应在加快电源和电网建设的同时，加快由省级电网到区域电网，再由区域电网到全国联网，甚至跨国联网的电网扩大进程。从我国的情况看，实现全国联网后，将极大的促进电力工业在水火互济、时差错峰、跨流域补偿和减少电网备用装机等方面取得资源优化的效益。

    目前我国许多省级、区域电网的主要电源或是燃煤电站或是水电站，如华北、华东电网主要以火电厂为主；华中、西北电网主要水电比重则要占到50%左右。实际运行表明，以火电为主的电网，调峰问题突出。因为燃煤发电机组启停困难，以1台30万千瓦机组为例，启停一次的费用就需50万元，且出力变动范围小，带负荷速率慢，难以满足电网负荷随时需要增减的要求，不如开停机灵活的水电站参与运行专门承担高峰负荷有利。此外，水电比重大的电网，常会出现汛期季节性电能得不到充分合理利用和枯水期供电不足的问题。如位于华中电网的葛洲坝电站，在来水丰枯期发电能力相差达210万千瓦。联网后，在丰水期，水电站多的省份可以加大向火电居多的省份送电；枯水季节，火电居多的省份则向水电多的省份供电，取得水火互济的效益。

    我国幅员辽阔，东西时差相差4个小时左右，加上各地区气候、用电结构、负荷特征、电源组成的差异，不仅各地区年最高负荷出现的时间不一，就是日最高负荷出现的时间也前后有别。以华东、华中、川渝地区为例，东西跨度长达2000公里，平均时差达1至1.5小时，夏季最高日用电负荷华东、华中地区出现在20点，川渝出现在21点。联网后，就可按最高负荷从东向西的潮流秩序，通过统一调度网内机组发电，东部出现用电最高负荷时，把中、西部的电能输往东部；到中西部地区出现最高用电负荷时，再把东部的电输往西部。这样就可取得用较少的发电机组保证尽可能多用电需求的效益。据对历史上华东、华中和川渝电网年、季、日用电负荷资料测算，上述三地区联网运行后，通过经济调度，就可使最高负荷比三网独立运行自我平衡时减少370万千瓦，相应取得减少装机450万千瓦，减少电站投资200亿元以上的效益。

    跨流域补偿，就是利用我国南北江河来水时间的不同，实现电力互送。南方江河来水早、来水多时，就让南方江河上电站多发电，在满足所在地区用电需求同时，尽量往北方送。北方河流上的电站这时就可少发电或不发电，尽量多蓄水。到南方江河进入枯水期后，让北方河流上的电站再多发电。这样就可在相同电力需求情况下，同时收到减少电力装机、减少弃水、节约煤炭一举三得的效果。

    当然，要使全国联网的效益真正成为现实，还需要电力工业在继续加快电源和电网建设的同时，从国情出发，进一步积极、稳妥地加大包括电价机制改革为核心的电力体制改革。