跨區輸電還將有助于解除制約新能源開發的送電瓶頸；同時為新能源汽車發展將帶來的巨大用電需求做好充分準備。在國家能源戰略結構調整的大框架下，跨區輸電將是我國未來電網發展的必然趨勢。特高壓輸電技術相比現有超高壓技術輸電能力強、土地占用少，是滿足未來大規模跨網輸電的最佳選擇。
2013年底開始，政府高層對特高壓態度逐漸轉為堅定支持，爭議已久的特高壓建設將迎來春天。我國計劃2020年建成 “五橫五縱一環網”特高壓交流線路、27條特高壓直流線路。國家能源局近期正式下發文件批復12條電力外送通道，其中明確提出4交4直合計8條特高壓工程建設方案，并首次明確線路建設時間表，計劃2017年年底前全部投產。2014-2015年我國特高壓工程投資總額將分別達到1200、1400億元，預計2016-2020期間年均投資額約1500億元。
經濟發展與環境治理矛盾突出
目前中國是世界第二大能源生產國和消費國，保障能源安全、穩定供應成為經濟社會發展的重要支撐。總體來講，我國的能源結構同西方國家有很大不同，煤炭資源儲量豐富，油氣資源則相對貧乏。根據國家統計局數據，我國石油、天然氣、煤炭基礎儲量分別為33億噸、4.4萬億立方米、2300億噸。折合成標準煤后，油氣兩者合計占比不足6%，而煤炭儲量超過90%。2013年我國一次能源消費合計約27億噸油當量，其中約70%來自于煤，油氣約23%。
由于能源儲備影響，我國發電方面以煤電為絕對主導。2013年煤電占全國發電量的80%以上，水電約占15%，新能源不到5%。煤資源的利用存在環境污染等諸多缺點，我國過去也曾努力降低煤炭消費的比例。然而，受制于“一煤獨大”的先天不足，加之國家能源安全的戰略考量，過去多年努力收效并不明顯。改變目前能源結構非常困難，即使新能源等快速發展，在未來相當多的年份中，煤電仍將是我國電力供應的主流。
過去我國電力建設主要遵循區域自給的原則，電源建設和用電荷載距離較近，電力以網內調度為主，所需煤炭從內蒙、山西等能源基地通過鐵路運往各地電廠。這種模式可以降低輸電損耗，且各省可根據自身用電情況靈活建設，在過去為經濟發展帶來了很大便利。然而，近年沿海地區的高速發展帶動區域用電量猛增，由于跨區送電建設不足，當地政府為滿足電力供應而不斷在區域內新建火電設施，導致京津塘、長三角等經濟發達地區火電密度遠超全國平均水平。
隨著火電密度的不斷提升，我國尤其是沿海地區的環境承載力迅速降低，近年來沿海地區空氣污染問題愈演愈烈。2013年霧霾波及25個省份、100多個大中型城市，平均霧霾天數達29.9天，對民眾身心健康產生了嚴重影響。中科院研究表明，燃煤為城市霧霾最大來源之一，直接來源占比18%以上，二次無機氣溶膠也部分由燃煤產生。因此，沿海地區限制火力發電，成為解決霧霾的關鍵手段之一。2013年9月，國務院發布《大氣污染防治行動計劃》，明確要求京津冀、長三角、珠三角實現煤炭消費負增長，除熱電聯產外，禁止審批新建燃煤發電項目。同時，環保部印發《京津冀及周邊地區落實大氣污染防治行動計劃實施細則》，進一步加強了火電限制、及小電機組淘汰。
與此同時，沿海地區的發展卻在不斷刷新對電力的需求。根據能源局統計，電力相對GDP的彈性系數約為0.8，假設宏觀經濟增長保持在7.5%，則未來電力需求年增速約在6%。由此則問題產生：一方面，經濟發展需要加大電力供應；另一方面，霧霾治理卻需要限制火電。在我國“一煤獨大”的能源結構下，沿海地區經濟與環境的困局隨之而來，兩者矛盾日益明顯。根據相關測算，在火電嚴格零增長的條件下，北京、天津、江蘇等電力消費大省（市）未來五年電力總缺口將以大于20%的速度增長。因此對于沿海地區，破解供電難題的近乎唯一方法在于加大外省電力輸入，“以電代煤”。
相較而言，我國煤炭資源近80%集中在西北部地區，而該地區煤電裝機卻只占全國的25%，火電密度遠低于沿海地區，尚有非常大的環境承載空間。西北地區產業結構較為單一，自身的火力發電產能已經過剩，加之電力外送不暢通，導致電廠向高能耗企業回復優惠電價，加劇了能源浪費。在西部建設電廠后，由輸煤轉變為輸電，不僅可以統籌東西部環境容量，西部地區還可以通過電力外送分享東部省份經濟發展福利，充分利用火力發電產能，淘汰高能耗項目，節省鐵路運力。
根據能源局《2014年能源工作指導意見》，我國“十二五”期間將建設16個大型煤電基地，2014年鄂爾多斯、錫盟、晉北、晉中、晉東、陜北、寧東、哈密、準東等9個煤電基地開工和啟動前期工作規模7000萬千瓦，占全國煤電總裝機的8%。
發電站規模的提升可以顯著提高煤炭燃燒效率，并降低應用先進環保技術的單位成本，從而獲得更低單位煤耗及排放，減少對環境影響。因此“西電東送”、“加快能源基地建設”、“沿海地區以電代煤”是優化全國資源配置，同時滿足東、西部長期利益的戰略舉措，跨區輸電將是我國未來電網發展的大趨勢。
新能源送電瓶頸亟待打破
我國新興能源資源豐富，具有大規模開發的潛力，加快新能源開發利用是國家進一步推進節能減排、保證能源供應可持續性的關鍵之一。根據我國“十二五”戰略規劃，到2020年新能源將成為能源需求中增量部分的供應主力，加水能合計占一次能源消費總量的15%；到2030年，新能源將成為主流能源之一，加水能共提供20%以上的一次能源。
我國風能主要集中在“三北”地區（內蒙古、西北、東北），風電并網裝機容量和發電量都占全國的85%以上。我國風電行業在2006年左右開始起步，2009-2010年行業迎來了爆發式增長，2010年之前新增裝機增長率連續4年超過100%。然而，配套輸電未能按時就位，對風電消納造成了很大阻礙，2011-2012年棄風現象嚴重，之后新增裝機量受到重挫。尤其在冬季，為了保證城市供暖熱電機組開啟，電網優先消納熱電機組所產生電力。由于缺乏外送通道，風電所發電力不能被消納，只好白白棄掉，冬季棄風率甚至高達20%。
能源浪費的現象同樣出現在水電領域：由于配套送電通道建設嚴重滯后，水能資源豐富的四川、云南兩省連續多年“棄水”。目前，西南大型水電能源基地進入集中投產期，金沙江、雅礱江流域電廠密集投產，但電網外送通道卻沒有增加，未來水電送出與消納的壓力更為明顯。此外，光伏發電領域也存在同水電類似的掣肘，部分電站出現“棄光”問題。
綜上所述，我國目前各能源基地所遇到通病可總結為：能源產地和用電荷載呈逆向分布，而兩者間又缺乏足夠輸電通道，從而導致了能源被大量丟棄。因此，加強能源基地配套電力送出工程建設，從而充分解除新能源開發瓶頸，是未來電網發展的迫切需求。
由于我國單一的能源結構，特定種類資源（如石油、天然氣）僅靠本國生產已經不能滿足日益增長的能源需求，國家能源對外依賴度逐年升高。2006-2013年我國原油進口每年以超過10%速度增長，而國內原油產量則一直維持在2億噸/年水平，導致原油對外依存度迅速上升。2013年底進口原油比例接近60%，超過警戒線水平約30個百分點。天然氣情況略好于原油，但近年也有快速惡化的趨勢。2006-2013年間，我國天然氣對外依賴度從自給自足迅速攀升至30%以上，同樣達到警戒線水平。為了從戰略層面保證國家能源安全，降低油氣對外依賴程度是我國未來能源結構調整必須完成的目標之一，直接關系到國家和民族的核心利益。
石油、天然氣的用途可大致分為兩類：工業用途、汽車燃料。過去我國主要以工業用途為主，近年受我國汽車行業發展帶動，汽車燃料占油氣消費的比例快速上升。2007-2013期間我國原油消費增長的主要推力來自汽車行業，截至2013年底兩大類用途已基本持平。
工業用途方面，油氣是化工等行業生產必不可少的原材料之一，幾乎不存在可替代品，因此通過限制油氣的工業應用來降低對外依賴，短期內較難實現。與此相反，汽車領域卻存在替代傳統燃油的機會。近期來講，電驅動汽車正在逐步市場化，在我國受到政策的大力支持。電驅動汽車以電力作為能量來源（“以電代油”），因而解除了對原油的依賴。遠期來講，燃料電池汽車最接近汽車的最終形態（“以氫代油”），而燃料電池所用氫氣最終仍通過電能制備（如電解水等方法），因此也不受一次能源類型的制約。
2013年我國汽車保有量約為14000萬輛，對應原油消費約2.3億噸，占年度原油消費總量的47%。如果最終新能源汽車成功替代傳統燃油車，我國原油需求將降低一半，對外依賴度將重新回歸至自給自足的安全狀態。因此，發展新能源汽車是確保我國能源安全的重要組成部分，其意義及背后推動因素遠不止外界普遍認為的“霧霾治理”這么簡單。
按照能量等效的原則測算，若傳統汽車全部轉變為電驅動汽車，原來2.3億噸原油所對應的電力約為2.7萬億千瓦時；若轉變為燃料電池汽車，制備等效氫燃料所需電力約為4.4萬億千瓦時。2013年我國全年用電量約為5.3萬億千瓦時，未來新能源汽車發展將使我國電力需求近乎翻一番。考慮到前述資源、環保等問題，這部分新增電力預計將主要由西部地區產生，之后輸送至東部地區。因此，新能源汽車的發展將推進跨區輸電的大規模建設。
“強交強直”為特高壓發展方向
我國能源戰略結構調整已經拉開序幕，跨區輸電將由過去輔助配電的小角色，逐漸轉變為未來解決東部地區能源供應的“主動脈”。因此，跨區輸電的推動機理、增長規模都將同過去發生翻天覆地的變化，不可照搬歷史經驗數據。
評判輸電方案優劣的首要標準應在于輸電能力，即方案能否滿足未來大規模的送電需求。高冗余方案將為未來電力調配提供充足空間，減少升級、補建、重建等情況發生。如果為了省錢而致輸電建設不足，則可能影響社會生產活動，進而導致更大的經濟損失。在滿足輸電的基礎上，其次才是經濟性及其他因素考量。
在輸電容量上，特高壓輸電相比普通高壓天然地適應更大的自然功率。由于當電阻一定時，輸送功率與輸電電壓的平方成正比，若輸電電壓提高1倍，輸送功率將提高4倍。相比現有的超高壓輸電，相同條件下特高壓的自然功率是之前的4-5倍，遠比重復搭建超高壓線路來得經濟、方便。而且，從整個電網的發展來看，輸電電壓等級大約也是以兩倍的關系增長，當用電需求增至4倍時，自然而然地會出現一個更高的電壓等級，特高壓能更好地滿足西部電力大規模長距離輸送，解決東部用電的“燃煤”之急。
特高壓相比其他高壓輸電天然地適宜更長的輸送距離。以500千伏和1000千伏交流輸電在300公里輸送距離下的額定容量為100%標定，隨著輸送距離的增加，特高壓送電容量衰減量明顯小于超高壓送電，其輸電容量的距離可延伸性更好。
建設特高壓電網能從根本上解決跨大區500kV交流弱聯所引起的電網安全性差的問題，為我國東部地區的受端電網提供堅強的網架支撐，可以解決負荷密集地區500kV電網的短路電流超標的問題。
建造成本方面，以錫盟-南京特高壓交流工程為例，該項目為同塔雙回路，計劃外送規模940萬千瓦，線路總長1450公里，總投資322億元，單位建造成本約2000萬元/公里。相同輸送能力下，特高壓建造成本約為超高壓的70%。作為參考，高速公路建造成本約1.2億元/公里，鐵路約為2000萬元/公里，國道公路約為2000-5000萬元/公里。整體而言，特高壓在建造成本方面并非天文數字，而是處于基礎設施投資的正常范圍。
此外，特高壓可以減少走廊回路數，從而節約大量土地資源。相同輸電容量條件下，±800kV級特高壓直流與±500kV級超高壓直流輸電技術相比，輸電線路可以從10回減少到6回。交流輸電方面，500kV交流需要8-10回線路，而1000kV交流僅需要2回線路，節省輸電走廊寬度約50%。因此，特高壓將顯著提升單位走廊功率密度，在環保方面存在較大優勢。
整體來講，特高壓交流、直流兩種方案的整體建造成本沒有明顯差別，兩者各自的優、劣勢主要在于技術層面。
特高壓直流的主要優勢在于超長距離輸電。交流輸電須用到三根導線，而直流輸電以地面充當零線，只需要一根導線，在相同的條件下，直流輸電在線纜方面的投資很少。然而，直流輸電在輸送電兩端的裝置成本較高，主要體現在換流站的固定成本。因此，輸電距離越長，直流輸電的平均建造成本越低。國外經驗表明，當輸電距離超過1000公里時，特高壓直流輸電比交流輸電更為經濟。
特高壓直流的主要不足在于直流只具有輸電功能、不能形成網絡，類似于“直達航班”，中間不能落點，定位于超遠距離、超大容量“點對點”輸電。直流輸電可以減少或避免大量過網潮流，潮流方向和大小均能方便地進行控制。但高壓直流輸電必須依附于堅強的交流電網才能發揮作用。
特高壓交流的優勢在于具有輸電和構建網絡雙重功能，類似于“公路交通網”，可以根據電源分布、負荷布點、輸送電力、電力交換等實際需要構成電網。中間可以落點，電力的接入、傳輸和消納十分靈活，定位于構建堅強的各級輸電網絡和經濟距離下的大容量、遠距離輸電，廣泛應用于電源的送出，為直流輸電提供重要支撐。
特高壓直流、交流輸電只能相互補充，不能互相取代，“強交強直”的混搭模式將是未來特高壓建設的發展方向。
政策支持特高壓建設迎來春天
2004年國家電網啟動了特高壓關鍵技研究及可行性分析，并于次年完成了試驗示范工程優選。2009年晉東南-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程順利通過試運行，2010年向家壩-上海特高壓直流輸電示范工程投入運行，標志著我國在特高壓交流、直流輸電領域都取得了全面突破。
然而在此之后，特高壓話題陷入了大量爭議之中，公眾、甚至部分專家從經濟性、安全性等角度質疑特高壓技術，導致特高壓線路建設嚴重低于預期。截至目前，我國在建及建成特高壓線路僅9條，其中包括淮南-浙北-上海、晉東南-荊門、浙北-福州三條交流線路、以及向家壩-上海、云南-廣東、糯扎渡-廣東、錦屏-蘇南、哈密-鄭州、溪洛渡-浙江金華六條直流線路。
經過數年的爭論與博弈，霧霾治理和能源結構調整的緊迫性最終促使各方利益實現統一。自2013年底開始，政府高層對特高壓態度逐漸轉為堅定支持，開始大力推進特高壓建設，久拖不決特高壓即將迎來春天。
2014年1月，國家能源局印發《2014年能源工作指導意見》，提出規劃建設蒙西-天津南、錫盟-山東、錫盟-江蘇、寧東-浙江、準東-華東等12條電力外輸通道，提高跨省區電力輸送能力，其中包含淮南-南京-上海、錫盟-北京-棗莊、蒙西-天津南、靖邊-濰坊4條特高壓交流線路、以及寧東-浙江、錫盟-泰州、滇西北-廣東、上海廟-山東和陜西-江蘇5條特高壓直流線路。
在這份由電力規劃設計總院制定、已經通過了中國國際工程咨詢公司的評估的電網投資方案中包含4條特高壓交流工程、5條特高壓直流工程以及3條±500千伏輸電通道。據報道，國家能源局近期已正式下發文件批復12條電力外送通道，開展前期工作，其中已明確提出4交4直合計8條特高壓工程建設方案，并且首次明確線路建設時間表。國家能源局下發的文件顯示，2016年計劃投運的線路為“一交一直”特高壓工程，分別為淮南-南京-上海交流線路和寧東-浙江直流線路；2017年計劃投運“三交三直”特高壓工程，分別為錫盟-山東、蒙西-天津南、陜北榆橫-山東濰坊交流線路和錫盟-泰州、山西-江蘇、滇西-廣東(南方電網建設)直流線路。
國家電網將負責建設其中11條輸電通道，包括9條特高壓線路中的8條。國網2014年特高壓建設的工作目標為“六交四直”，其中交流線路“一投、兩建、四開”，即實現浙北-福州工程年底建成投運，淮南-南京-上海、雅安-武漢兩線開工建設，同時錫盟-棗莊、蒙西-天津南、靖邊-濰坊、蒙西-長沙四線開展前期工作。直流線路“一投、兩建、兩開”，即確保溪浙工程建成投產，寧東-浙江、酒泉-湖南兩線開工建設，上海廟-山東、錫盟-泰州兩線開展前期工作。
目前，能源局批復的淮南-南京-上海線路已經招標，之前發改委批復的雅安-重慶-武漢線路年內招標的可能性很大；直流方面，能源局批復的寧東-浙江線路有望率先開工。
遠期來講，按照國家電網規劃，我國2017年之前將建成“三縱三橫”，至2020年建成“五橫五縱一環網”的特高壓交流線路；特高壓直流方面，2017年之前擬建成11條線路，至2020年將建成27條輸電線路。據此測算，預計“十三五”期間特高壓工程將達到每年“2交4直”的建設規模。
根據上述規劃，2014-2015年我國特高壓工程投資總額將分別達到1200億、1400億元，預計未來2016-2020期間年均投資額約1500億元。特高壓建設的鋪開將為相關輸變電設備制造企業帶來巨大的市場彈性。
特高壓交流單條線路建造成本約240億元，其中變電站成本約占總投資額的40-50%，交流線路設備采購的主要產品為變壓器、電抗器、GIS。根據以往招標結果，GIS市場目前被平高電氣、中國西電、新東北電氣三家壟斷，其中平高電氣份額最大，約為40%。變壓器市場中，中國西電、天威保變和特變電工各占有約1/3的招標份額。另外中國西電和特變電工是電抗器市場上的主要公司。
特高壓直流單條線路建造成本約250億元，其中變電站成本約占總投資額的50-60%，換流閥、換流變、控制保護構成了設備采購的主要部分。許繼電氣、中國西電占有了絕大部分換流閥市場，兩者市場份額各約40%。換流變市場中，天威保變、特變電工和中國西電三家企業各占30%市場份額。控制保護市場被許繼電氣、國電南瑞兩家瓜分，其中許繼電氣中標份額占有較大優勢。來源： 中電新聞網
