通俗一點說，本來用一條線可以解決的問題，現在我們卻傾全國之力來解決南方電力能源問題，尤其是天氣稍變惡劣的時候，國務院、發改委、鐵道部、港務局、礦務局、電力公司、電廠，還有陸運、海運、煤炭部門，都要為天氣變化繃緊神經和浪費不必要的人力、財力和大量物資。

　　最新研究顯示：通過特高壓電網超大容量的輸送電能具有巨大的比較優勢。下面僅以800萬千瓦機組通過特高壓外送與電煤南運發電作一對比分析：

　　第一、購煤成本減少一倍以上。以使用白彥花煤炭做原料為例(煤質屬中高熱值褐煤)，在南方江浙地區建設8臺100萬千瓦機組，配套建設4回100萬伏特高壓變電站送至南方電網負荷中心，電廠投資約360億元，特高壓變電站約14億元，工程總投資374億元。8臺機組年發電量440億千瓦時(1臺100萬千瓦機組年發電量55億千瓦時，按5500小時計算)，年耗煤量2640萬噸(每千瓦時耗3500大卡煤按600克計算)，年實現銷售收入210.85億元(南方電網含稅電價0.4792元)，將北方電煤運至南方每噸約520元左右(坑口電煤按3500大卡每噸200元計算)，年購煤資金137.28億元(含運費每年為45.06億元)，購煤成本占銷售收入的65.11%。

　　如果在包頭白彥花煤田建設8臺100萬千瓦機組的坑口電站，配套建設100萬伏特高壓變電站和一條400公里特高壓線路直接送至華北電網，電廠投資約360億元，特高壓變電站約14億元，400公里特高壓線路60億元(擬建白彥花特高壓站到烏蘭察布商都縣的汗海變電站距離)，工程總投資434億元。8臺機組年發電量440億千瓦時(1臺100萬千瓦機組年發電量55億千瓦時，按5500小時計算)，年耗煤量2640萬噸，年實現銷售收入153.56億元(北方電網含稅電價0.349元)，年購煤資金52.80億元(坑口電煤按3500大卡200元/噸計算，完全節約了電煤的長途運費)，購煤成本只占銷售收入的34.38%。

　　第二、在未來競價上網中具有明顯比較優勢。即使因白彥花坑口電站配套建設的外送特高壓線路比南方地區投資增加60億元(建特高壓線路每公里需1500萬元)，若南方以電網銷售價每度比北方高0.15元左右并扣除2%的線損計算，440億千瓦時電量年增加收入60多億元。因此，在除購煤成本外其它運行成本大致相同的情況下，呼倫貝爾、包頭等地的坑口電站及配套特高壓電網工程要比建在南方煤炭資源匱乏地區的電站及配套特高壓電網工程的資本收益率高，投資回收期短。

　　目前，南方電網區域內除貴州產煤外，其他地區基本不產煤。由于地理位置的“先天不足”，南方電網轄區內的火電廠大多不是坑口電廠，從燃料成本壓縮角度看，南方電網轄內火電廠不具備競爭優勢，在未來的上網競價過程中將相當被動。內蒙全境地區坑口電廠平均煤炭使用成本遠低于南方地區火電廠，在上網電價上更有明顯優勢。可見，在煤礦附近建立大型坑口電站，“變輸煤為輸電”，既可緩解煤炭運輸的難題，又可將煤轉化為清潔的電能直接輸往用電戶。在火電仍為主要能源條件下，北部煤炭富集地區建設大型火電基地，通過坑口電站及特高壓變電站向南方送電，是國內火電能源安全優化布局及防災應急調峰調頻的相對最佳選擇。

　　- 調整優化電力能源運輸及產業結構也是一次決定性革命

　　在上篇文章中，我們已經闡述了呼倫貝爾、包頭白彥花煤田建設電力遠程調配生產基地的有利條件：即： 1、有豐富的煤炭資源：2、有豐富的水資源；3、有綜合送出的優勢。

　　綜合上述調研，我們得出的結論是：在內蒙呼倫貝爾、包頭等地煤田建設國家電力安全應急防災遠程調配生產基地，通過特高壓點對網(國家電網)、點對點大規模、遠距離、高效率送出，是綜合解決南方缺電地區供電負荷的優先選擇，也是調整優化電力能源運輸及產業結構的一次決定性革命。這不僅將為南方國民經濟和社會發展提供優質、安全、環保、可靠的電力供應保障，同時也將為國家防災應急戰略提供重要支撐。(通訊員 宗舒　薛建華　記者 李德金)