今年《政府工作報告》提出：在大幅降低企業非稅負擔時提出，降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。

與此同時，國內電力供應寬松短期不會有大的改觀。正在“兩會”期間，國家電網董事長稱：國家電網已經開工建設了“四交四直”8條特高壓工程，作為治理霧霾的輸電通道；今年有新的特高壓項目正在審批中，一條是青海-河南特高壓直流工程，準備今年開工，全送清潔能源、另一條是四川-江西特高壓直流工程，送電能力為1000萬千瓦，每年可送500億度電，四川每年棄水達300多億度，所以該項目要盡快審批下來。

可以說，“一條特高壓線路就解決四川的棄水問題，很簡單。”

可事實真能如此？未來特高壓建設將面臨地方政府、電價持續下調、特高壓經濟性等多重考驗。特高壓能解決棄水，但問題是未來大幅建設特高壓負債高，誰愿意建？又是誰承擔成本？

關于電網的未來，有兩種完全不同的可能、完全對立的觀點：一種認為電網會朝著“同步電網數量越來越少、電網規模越來越大”的方向發展，最終形成以特高壓（主要是交流特高壓）為骨干網架、全球互聯并統一調度的超級大電網；另一種則認為可再生能源分散化的生產和消費模式，再加上儲能技術的突破和廣泛應用，將導致電網的消亡。兩種觀點盡管南轅北轍，但卻都認為是建設能源互聯網的結果。

可再生能源替代化石能源的革命，必將引起傳統電網的深刻變革，這是毋庸置疑的。但怎樣變，如何變，人們至今似乎還沒有取得共識。對未來電網發展走向的正確判斷，是科學編制電網中長期發展規劃的前提。在進入新時代，踏上新征程的時候，解決好這個問題不僅必要而且十分迫切。

可以肯定，未來電網兩種較極端的情況都不會發生，電網不可能全球聯網，也不會在變革中消亡。電網始終將遵循自身的技術規律，并跟隨科學技術的進步和時代前進的步伐，不斷發展和變化，不會以個人的意志為轉移。

供需寬松跨區送電需求將更減少？

西部四川、云南水電比例較高，棄水存在多年，2017年全國水電新增裝機約900萬千瓦，新增裝機四川最高，達到458萬千瓦。根據國家能源局的統計，2017年全年棄水電量515億千瓦時，有較大的改善，但依然有超過500億度棄水電量。

中電聯預計2018年全國電力供需總體寬松、部分地區富余，局部地區用電高峰時段電力供需偏緊。分區域看，東北、西北區域預計電力供應能力富余較多；華東、華中區域預計電力供需總體平衡，少數省份在迎峰度夏、度冬用電高峰時段供需偏緊。

只在少數地區、部分時段供需偏緊。就四川江西的特高壓而言，江西省能源局統計顯示，2017年江西省發用電快速增長，電力供需總體平衡局部時段形勢較嚴峻。全年全社會用電量達到1293.98億千瓦時，同比增長9.43%，全省全口徑發電量1185.61億千瓦時，同比增長9.24%，供需缺口108億千瓦時。

江西省用電量增速位居全國第八，在去年底南方低氣溫時曾有拉閘限電情況，但總體而言缺口并不大。估計難以消化特高壓跨區域送來的電，何況還要看價格是不是比當地電更有優勢。

當然，西部地區水電上網電價普遍較低，如果價格合適，受電地區可以承受。不然，可能解決了送電地區的棄水，電網要承擔成本甚至虧損，估計電網也沒有積極性建設特高壓輸電。

而且西部水電豐富地區一向有利用當地較低水電價格，發展當地產業的想法。并不都想以低價水電，滋養受電地區的工業發展。水電不一定愿意外送，受電地區只想要更低價電，跨區送電的需求將日益減少。

電價還要降，誰還愿意建特高壓？

2015年電改以來，降電價是實際的政策目標之一。按照目前政策趨勢，未來電價依然會繼續降低。政府工作報告提出2018年工商業電價降低10%，也將壓縮送出地上網電價與受電地區銷售電價間的價差。

價差是水電遠距離輸送的驅動力之一，但隨著降電價，這個動力將不復存在。2017年，通過取消城市公用事業附加費、電網公司向鐵路運輸企業收取的電氣化鐵路還貸電價、工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金等，推動電價下降。

2016年開始的電力競價交易也在各省推廣，跨區輸配電價也在核定中，通過降低輸配費用為降低電價擠出更多空間。

國家發改委曾總結，通過取消收費，電價結構更合理，用電成本降低，全年預計節約用電成本1000億元。但按照之前各省電力交易的模式，電價降低更多由發電企業承擔，惠及有交易資質的大用戶，至今沒有涉及到商業用戶。

之前取消各項收費、重新核定輸配電成本，并沒有直接攤入電價同比例降低，去年在擠出的空間里提高了燃煤電價，提高了可再生能源電價附加。這些因素將進一步反映在銷售電價中，進而影響電價差，價差越來越小，誰還愿意建特高壓？

就算愿意建，發電企業和電網企業，誰有能力？發電企業已經大面積虧損，電網企業的營收增速也在放緩，估計說說容易，真要真金白銀投入就難了。

電網營收增長放緩，有心無力？

2017年，由于電煤價格持續高位，導致煤電企業發電成本大幅增加，出現大面積虧損局面。中電聯測算，2017年全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右，一片虧損。

在電力市場化過程中，發電企業承擔了部分電價下降，遇到煤炭價格上漲，更加苦不堪言，重回煤電糾結的矛盾中。隨著電改推進，電網企業經營也遇到新的挑戰。

電網企業收入增長放緩，中電聯總結，2017年國家已完成32個省級電網輸配電價改革，平均輸配電價比現行購銷價差平均每千瓦時減少將近1分錢，進而核減32個省級電網準許收入約480億元。

電網企業履行電力普遍服務，聚焦深度貧困地區、邊疆地區，民族地區和東北老工業基地電網改善，已經有部分省級電網企業出現虧損。另外一方面，新能源、天然氣正在能源結構調整中發揮作用，分布式、增量配電網、能源互聯網試點等一批批推出，發展速度很快。都在消解傳統電網的功能。

近來熱傳的西南電力設計院原副總工吳安平的一篇文章，談及未來電網發展趨勢也注意到這一問題，提出未來電網將走向分布式、扁平化。在此情況下，建議暫緩開發輸送條件差的水電。

水電開發放慢，發電企業日子難過，電網企業的日子也逐漸難過，電網企業除了做大資產規模投資特高壓，貌似沒有更強的經濟動力。

交流特高壓代表了傳統電網技術的最高水平，這一點在認識上基本沒有異議。世界電網100多年的歷史，就是一部沿著“單機容量越來越大、電源越來越集中、電壓等級越來越高”的路線前進的歷史。交流特高壓技術在工程應用上的成功，表明了我國的高電壓絕緣、電氣設備制造、電網運行控制等技術走在了世界前列。但在感到驕傲的同時，也不能不令人遺憾，由于交流特高壓有一些天生的不足，加之社會的進步和新技術的飛速發展，尤其是能源互聯網的建設，已使交流特高壓輸電成為一種在工程上應當盡量避免采用的技術方案。

這種方案至少存在以下四個方面的問題：

一是與電網正在進行的變革趨勢嚴重不一致。電網的電壓等級越高，表明電網的集中度越高，這恰恰與電網分布式和扁平化的發展方向背道而馳。事實上，交流特高壓不僅在未來的電網里找不到自己的位置，就是在能源轉型的過渡期也不需要。理論和實踐都表明，只要對各類電源的發展進行合理的統籌規劃和布局，無論國外還是國內，電網最高電壓保持為超高壓等級，都可以滿足能源轉型前電網發展的需要。而當能源互聯網建設的大幕開啟后，交流特高壓事實上已經成為了能源技術革命的對象。

二是增加電網的復雜性和安全風險。采用交流特高壓方案，需要在現有500千伏電網之上再疊加一個1000千伏電網，結果使我國電網的電壓層次從現有的5層增至6層（即變為0.4/10/110/220/500/1000千伏），成為世界上電壓層次最多最復雜的電網。更嚴重的問題是，當風電和太陽能等可再生能源比例越來越高的時候，整個電網的轉動慣量將變得越來越低，此時的交流特高壓電網就像一些粗壯的橫梁，架在變得越來越少的支柱上一樣，其脆弱性、穩定性可想而知。面對將來數以千百萬計的無慣量和低慣量分布式電源，如何保證電網的穩定運行和可靠供電，交流特高壓電網已經力不從心了。

三是需要付出更高的環境代價。傳統電網是一個“立體”結構，每一級電壓基本都對應著一層電網，各層電網間是疊加的關系，用戶接在電壓等級最低的一層網上。從某種意義上說，高電壓等級電網是對低電壓等級電網的“重復建設”，因為上一級電網基本不能替代下一級電網（變電容量的建設尤其如此）。1000千伏交流特高壓的輸電線路和變電站占地面積都相當大，建設交流特高壓電網意味著要為多增加一層電網付出更大的環境代價。

四是造價高，能損大，經濟效益差。由于多了一層電網，整個電網的投資，以及總的能損都增加了。研究表明，“交流特高壓電網+直流特高壓+500千伏電網”與“直流特高壓+500千伏電網”兩種方案相比，前者的“性價比”很低。由于電壓太高，交流特高壓的建設過程中還會碰到很多無法預計的問題，引發投資爆炸性增長。如華東交流特高壓環網跨長江工程，最初設計采用鐵塔線路從江面跨過，由于影響航運改為GIL管道從江底穿越，長度約6千米，投資47.6億元人民幣（單位千米投資是普通交流特高壓線路的45倍以上）。如此大的投資成為電網的“準許成本”后，想要降低輸電電價的愿望恐怕就很難實現了。

如果全國真的建成一個交流特高壓同步電網，除了成為全世界電壓等級最高的電網外，還將成為全世界最大、最復雜、風險最高、輸電網占地最多、輸電電價最高的電網，顯然是十分不明智的。

在此情況下，特高壓在應對區域空氣污染中雖然有功，但以應對棄電建設特高壓，將面臨地方政府、電價、投入等多重問題，并可能面臨經濟性差的結局，得不償失。要建已經沒那么容易了。

未來的問題是，還需要特高壓嗎，誰愿意建設、運營特高壓？建成特高壓，電力消納難題也不一定能解決。