中国的特高压（ultra-high-voltage ，简称UHV）输电线路网络，常被视为推动国家清洁能源转型的重要支柱。凭借相对较低的输电损耗，这些线路能够跨越数千公里，将分布在西北和北方的可再生能源大型基地的电力，输送到人口密集、需求旺盛的东部沿海地区。
但这些线路输送的电力仍有相当一部分来自煤电。这套被普遍视为输送清洁能源关键载体的系统，如今正面临锁定化石能源的风险。
到2030年，中国计划在电网方面投资约5万亿元人民币（逾7000亿美元）。未来五年将是提高特高压线路上可再生能源输电占比的关键窗口期。实现这一目标的技术已经存在，从储能到更灵活的电网配置，但最终能否落地，取决于中国的政策框架是否会随之调整，以支持这些技术的应用。
为长距离而建，并非为脱碳而生
没有任何国家在特高压技术的部署规模上能与中国相比。根据全球能源监测的研究，截至2025年底，中国已建成投运45条特高压线路，总长度达52300公里，输电能力约300吉瓦。这占到全国跨区、跨省输电能力的70%以上。
特高压输电通常指电压等级达到或超过1000千伏的交流（AC）线路，以及电压等级在±800千伏或以上的直流（DC）线路。
特高压直流输电（UHVDC）一般用于长距离、点对点的输电，而特高压交流输电（UHVAC）更适合构建互联电网。
与传统电网相比，特高压线路因电压更高、电流相对更低，可显著减少输电过程中的能量损耗。这一物理特性使特高压线路，尤其是特高压直流线路，能够以更高效率、更小占地面积，在长距离范围内输送更大规模电力。
特高压的大规模建设既反映了中国的地理格局，也契合其气候目标。中国能源资源主要集中在北部和西部，而用电需求最高的地区则位于东部和南部。因此，特高压已成为中国长期实施的“西电东送”战略的支柱。
但中国的特高压系统最初并不是为风电和光伏而设计。早期项目主要用于输送水电，辅以少量煤电。这两类电源都具有稳定、输出高的特点，非常适合进行大规模、长距离的电力输送。
重大转折出现在2014年。当时，华北多座城市遭遇严重空气污染，促使政府规划了12条“大气污染防治输电通道”。这一策略旨在通过从西部输入电力，减少东部地区的燃煤发电量。
其中有9条通道以特高压形式建设，而这9条中有8条被设计用于输送煤电。根据全球能源监测“全球燃煤电厂追踪系统”，2016年至2019年间，这些通道与近50吉瓦的新建配套煤电机组同步投运，占同期全国煤电新增量的四分之一以上。
这些特高压线路确实有助于将污染从东部城市转移出去，但也让煤电在长距离输电体系中被进一步锁定。即便在今天，风电和光伏在特高压输电中的占比仍只有约五分之一。尽管全国可再生能源装机快速增长，但这一比例自2021年以来几乎没有提升。
在中国“十四五”规划（2021—2025年）中，新建特高压输电通道被要求至少输送50%的可再生能源电力。相比当前平均仅21%的水平，这无疑是显著进步，但也意味着新通道仍可能在相当程度上依赖煤电。规划中的输电电量往往在化石能源与可再生能源之间平均分配，使得可再生能源难以在输送电量中占据主导地位。
政策与市场需为可再生能源提供适配空间
跨区域的特高压远距离输电通常涉及送电地区、受电地区以及输电运营方，而这些主体往往隶属于不同电网体系。随着风电和光伏等可再生能源占比不断提高，电网协调的复杂性也随之增加。这不仅需要电网两端具备更高的灵活性，还需引入“需求侧响应”机制，更充分利用跨区域电力市场，实时平衡电力供需。
通过灵活电价和经济激励，引导用户在电力供应更充足或整体需求较低的时段错峰用电，从而帮助电力系统实现平衡。这样不仅能提升电网效率、降低成本，也有助于更大规模地利用可再生能源。
可再生能源占比越高，系统调度、电网管理以及跨区域协调的难度和成本就越大。
相比之下，输送煤电仍是一种熟悉且相对简单的方案，有助于减轻电网运营方在运行安全、供应保障和价格可负担性方面的责任压力。
青豫特高压直流工程凸显了这些复杂性。该线路于2020年投运，是全球首条设计为100%输送可再生能源的特高压通道，从青海输电至河南。然而，它从未达到其41.2太瓦的年度设计输电量的一半。
河南的电价是基于本地补贴煤电的定价方式，包括“容量电价”以及固定的输电费率，这一定价机制使通过该线路输送的可再生能源电力处于不利地位。
这是中国给予发电企业的一类补贴，包括燃煤电厂、燃气电厂以及储能设施，用于补偿它们在闲置状态下保持随时可发电以应对用电高峰的能力。
与此同时，当地的灵活性资源仍以煤电机组为主，而这些机组难以有效消纳波动性较强的可再生能源输出，进一步限制了青豫特高压线路提升输送量的潜力。
技术并非真正的瓶颈
从技术角度看，对煤电的依赖并非不可避免。可再生能源占比高确实会给特高压系统带来稳定性挑战，尤其是在电网较弱的送电地区。但煤电只是稳定波动、支撑电网的众多方式之一。
抽水蓄能、电池储能以及带有热储能的聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power ，简称CSP）等替代方案，都能在极低排放的情况下提供灵活性。聚光太阳能电站通常利用熔盐储存聚光产生的热量，其调节速度比煤电更快，并能在日落后持续稳定发电。
连接内蒙古东部与山东的鲁固特高压直流工程，展示了通过加强送端交流电网所能实现的效果。该线路于2017年投运，不依赖专门配置的煤电机组，而是从更广泛的东北电网获取支撑，使火电、水电和可再生能源能够灵活调度。2024年，风电和光伏占其输送电量的近59%，使鲁固成为中国唯一一条同时实现高输电量与高风光占比的特高压直流通道。
除加强本地电网外，电压源换流（voltage-source converter）高压直流技术提供了另一条路径。电压源高压直流输电不依赖强大的交流电网支撑，能够在毫秒级响应功率波动。与传统特高压直流系统需要稳固的本地电网不同，电压源高压直流能够实现大规模输电，并支持高比例风电和光伏的并网。
中国已经展示了这一潜力。张北±500千伏电压源换流工程在2022年北京冬奥会期间实现了100%可再生能源供电。然而，一些采用电压源换流技术的新特高压项目，例如正在建设的甘肃—浙江特高压直流工程，仍在新增大量煤电机组。这反映的是规划选择，而非技术必需。
释放中国特高压电网的可再生能源潜力
到2030年，中国的风光大型基地预计将达到约4.55亿千瓦，这一规模相当于截至2026年2月整个美洲的公用事业级风光装机总量。其中3.15亿千瓦计划通过特高压输送至东部地区。按照当前的规划假设，要输送这些电量，送端需新增1.04亿千瓦煤电，相当于中国现役煤电容量的8%，这实际上使可再生能源成为新增煤电建设的推手。
在受端，大量依赖外来电力的省份仍在批准新煤电项目，以增强区域电网韧性，平衡输入电力带来的波动性。绿色和平东亚分部绿色金融项目主任薛小康在2025年11月发布的一项分析中，将这一现象描述为“双重煤炭锁定”：在特高压输电的送端和受端同时出现煤电扩张，其背后驱动力不是系统全局优化，而是规避风险的保守规划思路。
到2030年，中国计划再新增15条特高压直流线路，使整体输电能力提升至4.2亿千瓦以上。随着风电和光伏装机的迅速增长，特高压输电必须变得更加绿色，让更少的线路承载更多的可再生能源输送任务。技术条件已经具备。当下真正需要的是在技术、政策与市场层面作出决定性的优先级转变。若方向正确，特高压不仅不会锁定煤电，反而能够推动煤电的逐步退出，并在中国的能源转型和“双碳”目标中发挥关键作用。
