跨省输电

。业内人士介绍，水电站核准前的设计工作分三个阶段:规划设计、预可研设计、可研设计。在流域水电规划设计阶段，企业在获得省发改委的有关文件后可以开展水电规划设计，完成后报省级发改委审批，而跨省区的流域水电
报告、河流段输电规划设计报告、电站预可研报告。可研阶段工作量强度最大，需要完成电站可研勘测设计、电站构造稳定性、正常蓄水位、对外交通、泄洪消能、设计概算、抗震措施、节能、劳动安全与工业卫生预评价、机组

设计，完成后报省级发改委审批，而跨省区的流域水电规划要由国家发改委委托或组织审批。当水电流域规划经省级发改委批文下达后，业主即可向发改委申请前期工作权，并经批准后即可委托设计院开展预可行性研究设计
完成电站构造稳定性专题研究报告、场地地震安全性评价报告、河流段输电规划设计报告、电站预可研报告。可研阶段工作量强度最大，需要完成电站可研勘测设计、电站构造稳定性、正常蓄水位、对外交通、泄洪消能、设计概算

。(二)电源、电网建设配套衔接不够1.酒泉风电基地外送通道制约电量送出。截止2013 年底，甘肃河西电网总装机容量1589 万千瓦，当地用电负荷约380 万千瓦左右，输电能力450-520 万千
瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析，现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要，夏季最大受限容量308-378 万千瓦，最大受限比例26-31%;冬季最大受限容量198-268

发改委到底审批什么？张树伟对记者说，以治理雾霾为例，其必要性论证基本是输电可以减少污染物排放，而不是基于成本最优。若长距离电力输送项目的审批标准是电力成本的竞争力，相信不会有那么多项目获批。跨省区大容量
送电和联网项目、核电项目、大型流域水电项目由中央政府规划和审批，价格上核电可采用标杆电价，水电走流域电价，跨省区送电项目一事一议，在严格成本监管基础上采用成本加成确定初始输电价格。除核电和大型流域水电外

清洁能源。二是统筹协调，减轻弃风弃光压力。对于部分地区风电、光伏发电等清洁能源发展过于集中的问题，应从优化发展布局入手，加强电源电网统一规划。及时建设风电、光伏电站配套电网，优化跨区跨省输电通道运行，提高
。一是多方配合，积极消纳富余水电。电力企业要加强与水利、气象部门的沟通配合，密切监测水情，优化流域梯级发电，提高水能利用效率。送受电地区和相关企业要建立会商机制，强化跨省跨区送电，在更大范围内消纳

》（以下简称《报告》），正式印发。《报告》指出，目前在跨省区电能交易中存在五个方面问题。一是电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差，资源配置不合理；二是跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易

，减轻弃风弃光压力。对于部分地区风电、光伏发电等清洁能源发展过于集中的问题，应从优化发展布局入手，改变以资源定规划的倾向，加强电源电网统一规划；并及时建设风电、光伏电站的配套电网，优化跨区跨省输电通道
道等自然灾害的准备，组织好电煤运输。发电企业要加强设备运行维护管理，主动与煤矿、油气企业和运输部门沟通，确保发电燃料需要。电网企业要科学安排运行方式，强化跨区跨省电力支援，优化抽水蓄能电站运行

电网，优化跨区跨省输电通道运行，提高送出清洁能源电力的比重。弃风弃光严重的地区，扩大建设规模必须超前实施和完善输配电设施。（三）强化配套，切实支持分布式光伏发电并网。一是鼓励尝试分布式光伏发电向同一供电
，着力做好应对极端天气、水害断道等自然灾害的准备，组织好电煤运输。发电企业要加强设备运行维护管理，主动与煤矿、油气企业和运输部门沟通，确保发电燃料需要。电网企业要科学安排运行方式，强化跨区跨省电力支援

直流工程、宁东660千伏直流工程、呼辽500千伏直流工程、云广800千伏直流工程、贵广二回500千伏直流工程5项跨省、区直流输电工程；拉西瓦750千伏水电送出工程、宁海电厂～苍岩500千伏线路工程、呼市
，跨省区直流输电工程中，向上800千伏直流工程由于送端电源与输电工程建设时序互不衔接，运行实效暂未达到原设计预期（年利用小时数4200～5000小时）。该工程于2010年7月投产，而向家坝水电站