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与此同时，国内电力供应宽松短期不会有大的改观。正在“两会”期间，国家电网董事长称：国家电网已经开工建设了“四交四直”8条特高压工程，作为治理雾霾的输电通道；今年有新的特高压项目正在审批中，一条是青海-河南特高压直流工程，准备今年开工，全送清洁能源、另一条是四川-江西特高压直流工程，送电能力为1000万千瓦，每年可送500亿度电，四川每年弃水达300多亿度，所以该项目要尽快审批下来。
可以说，“一条特高压线路就解决四川的弃水问题，很简单。”
可事实真能如此？未来特高压建设将面临地方政府、电价持续下调、特高压经济性等多重考验。特高压能解决弃水，但问题是未来大幅建设特高压负债高，谁愿意建？又是谁承担成本？
关于电网的未来，有两种完全不同的可能、完全对立的观点：一种认为电网会朝着“同步电网数量越来越少、电网规模越来越大”的方向发展，最终形成以特高压（主要是交流特高压）为骨干网架、全球互联并统一调度的超级大电网；另一种则认为可再生能源分散化的生产和消费模式，再加上储能技术的突破和广泛应用，将导致电网的消亡。两种观点尽管南辕北辙，但却都认为是建设能源互联网的结果。
可再生能源替代化石能源的革命，必将引起传统电网的深刻变革，这是毋庸置疑的。但怎样变，如何变，人们至今似乎还没有取得共识。对未来电网发展走向的正确判断，是科学编制电网中长期发展规划的前提。在进入新时代，踏上新征程的时候，解决好这个问题不仅必要而且十分迫切。
可以肯定，未来电网两种较极端的情况都不会发生，电网不可能全球联网，也不会在变革中消亡。电网始终将遵循自身的技术规律，并跟随科学技术的进步和时代前进的步伐，不断发展和变化，不会以个人的意志为转移。
供需宽松跨区送电需求将更减少？
西部四川、云南水电比例较高，弃水存在多年，2017年全国水电新增装机约900万千瓦，新增装机四川最高，达到458万千瓦。根据国家能源局的统计，2017年全年弃水电量515亿千瓦时，有较大的改善，但依然有超过500亿度弃水电量。
中电联预计2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。分区域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多；华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧。
只在少数地区、部分时段供需偏紧。就四川江西的特高压而言，江西省能源局统计显示，2017年江西省发用电快速增长，电力供需总体平衡局部时段形势较严峻。全年全社会用电量达到1293.98亿千瓦时，同比增长9.43%，全省全口径发电量1185.61亿千瓦时，同比增长9.24%，供需缺口108亿千瓦时。
江西省用电量增速位居全国第八，在去年底南方低气温时曾有拉闸限电情况，但总体而言缺口并不大。估计难以消化特高压跨区域送来的电，何况还要看价格是不是比当地电更有优势。
当然，西部地区水电上网电价普遍较低，如果价格合适，受电地区可以承受。不然，可能解决了送电地区的弃水，电网要承担成本甚至亏损，估计电网也没有积极性建设特高压输电。
而且西部水电丰富地区一向有利用当地较低水电价格，发展当地产业的想法。并不都想以低价水电，滋养受电地区的工业发展。水电不一定愿意外送，受电地区只想要更低价电，跨区送电的需求将日益减少。
电价还要降，谁还愿意建特高压？
2015年电改以来，降电价是实际的政策目标之一。按照目前政策趋势，未来电价依然会继续降低。政府工作报告提出2018年工商业电价降低10%，也将压缩送出地上网电价与受电地区销售电价间的价差。
价差是水电远距离输送的驱动力之一，但随着降电价，这个动力将不复存在。2017年，通过取消城市公用事业附加费、电网公司向铁路运输企业收取的电气化铁路还贷电价、工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金等，推动电价下降。
2016年开始的电力竞价交易也在各省推广，跨区输配电价也在核定中，通过降低输配费用为降低电价挤出更多空间。
国家发改委曾总结，通过取消收费，电价结构更合理，用电成本降低，全年预计节约用电成本1000亿元。但按照之前各省电力交易的模式，电价降低更多由发电企业承担，惠及有交易资质的大用户，至今没有涉及到商业用户。
之前取消各项收费、重新核定输配电成本，并没有直接摊入电价同比例降低，去年在挤出的空间里提高了燃煤电价，提高了可再生能源电价附加。这些因素将进一步反映在销售电价中，进而影响电价差，价差越来越小，谁还愿意建特高压？
就算愿意建，发电企业和电网企业，谁有能力？发电企业已经大面积亏损，电网企业的营收增速也在放缓，估计说说容易，真要真金白银投入就难了。
电网营收增长放缓，有心无力？
2017年，由于电煤价格持续高位，导致煤电企业发电成本大幅增加，出现大面积亏损局面。中电联测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右，一片亏损。
在电力市场化过程中，发电企业承担了部分电价下降，遇到煤炭价格上涨，更加苦不堪言，重回煤电纠结的矛盾中。随着电改推进，电网企业经营也遇到新的挑战。
电网企业收入增长放缓，中电联总结，2017年国家已完成32个省级电网输配电价改革，平均输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，进而核减32个省级电网准许收入约480亿元。
电网企业履行电力普遍服务，聚焦深度贫困地区、边疆地区，民族地区和东北老工业基地电网改善，已经有部分省级电网企业出现亏损。另外一方面，新能源、天然气正在能源结构调整中发挥作用，分布式、增量配电网、能源互联网试点等一批批推出，发展速度很快。都在消解传统电网的功能。
近来热传的西南电力设计院原副总工吴安平的一篇文章，谈及未来电网发展趋势也注意到这一问题，提出未来电网将走向分布式、扁平化。在此情况下，建议暂缓开发输送条件差的水电。
水电开发放慢，发电企业日子难过，电网企业的日子也逐渐难过，电网企业除了做大资产规模投资特高压，貌似没有更强的经济动力。
交流特高压代表了传统电网技术的最高水平，这一点在认识上基本没有异议。世界电网100多年的历史，就是一部沿着“单机容量越来越大、电源越来越集中、电压等级越来越高”的路线前进的历史。交流特高压技术在工程应用上的成功，表明了我国的高电压绝缘、电气设备制造、电网运行控制等技术走在了世界前列。但在感到骄傲的同时，也不能不令人遗憾，由于交流特高压有一些天生的不足，加之社会的进步和新技术的飞速发展，尤其是能源互联网的建设，已使交流特高压输电成为一种在工程上应当尽量避免采用的技术方案。
这种方案至少存在以下四个方面的问题：
一是与电网正在进行的变革趋势严重不一致。电网的电压等级越高，表明电网的集中度越高，这恰恰与电网分布式和扁平化的发展方向背道而驰。事实上，交流特高压不仅在未来的电网里找不到自己的位置，就是在能源转型的过渡期也不需要。理论和实践都表明，只要对各类电源的发展进行合理的统筹规划和布局，无论国外还是国内，电网最高电压保持为超高压等级，都可以满足能源转型前电网发展的需要。而当能源互联网建设的大幕开启后，交流特高压事实上已经成为了能源技术革命的对象。
二是增加电网的复杂性和安全风险。采用交流特高压方案，需要在现有500千伏电网之上再叠加一个1000千伏电网，结果使我国电网的电压层次从现有的5层增至6层（即变为0.4/10/110/220/500/1000千伏），成为世界上电压层次最多最复杂的电网。更严重的问题是，当风电和太阳能等可再生能源比例越来越高的时候，整个电网的转动惯量将变得越来越低，此时的交流特高压电网就像一些粗壮的横梁，架在变得越来越少的支柱上一样，其脆弱性、稳定性可想而知。面对将来数以千百万计的无惯量和低惯量分布式电源，如何保证电网的稳定运行和可靠供电，交流特高压电网已经力不从心了。
三是需要付出更高的环境代价。传统电网是一个“立体”结构，每一级电压基本都对应着一层电网，各层电网间是叠加的关系，用户接在电压等级最低的一层网上。从某种意义上说，高电压等级电网是对低电压等级电网的“重复建设”，因为上一级电网基本不能替代下一级电网（变电容量的建设尤其如此）。1000千伏交流特高压的输电线路和变电站占地面积都相当大，建设交流特高压电网意味着要为多增加一层电网付出更大的环境代价。
四是造价高，能损大，经济效益差。由于多了一层电网，整个电网的投资，以及总的能损都增加了。研究表明，“交流特高压电网+直流特高压+500千伏电网”与“直流特高压+500千伏电网”两种方案相比，前者的“性价比”很低。由于电压太高，交流特高压的建设过程中还会碰到很多无法预计的问题，引发投资爆炸性增长。如华东交流特高压环网跨长江工程，最初设计采用铁塔线路从江面跨过，由于影响航运改为GIL管道从江底穿越，长度约6千米，投资47.6亿元人民币（单位千米投资是普通交流特高压线路的45倍以上）。如此大的投资成为电网的“准许成本”后，想要降低输电电价的愿望恐怕就很难实现了。
如果全国真的建成一个交流特高压同步电网，除了成为全世界电压等级最高的电网外，还将成为全世界最大、最复杂、风险最高、输电网占地最多、输电电价最高的电网，显然是十分不明智的。
在此情况下，特高压在应对区域空气污染中虽然有功，但以应对弃电建设特高压，将面临地方政府、电价、投入等多重问题，并可能面临经济性差的结局，得不偿失。要建已经没那么容易了。
未来的问题是，还需要特高压吗，谁愿意建设、运营特高压？建成特高压，电力消纳难题也不一定能解决。
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