改善我国环境质量、加快治理雾霾等大气污染问题，实现煤炭的清洁利用是重点。而煤炭清洁利用的重点则是加大电煤比重、建设清洁高效煤电。特高压输电将对我国煤炭清洁高效利用，大规模发展可再生能源，实现能源生产和消费革命等，起到不可或缺的桥梁和枢纽作用，是实现能源革命的重中之重。
2014 年上半年，国家发展改革委、国家能源局和国家环境保护部联合发布了“能源行业加强大气污染防治工作方案”( 以下简称“工作方案”)。重点对京津冀鲁、长三角、珠三角等地区的大气污染防治进行了部署。特别是对近中期的 2015 年、2017 年，提出了具体的量化目标，并对远期指出了发展方向。明确提出了“调整能源消费结构，压减无污染物治理设施的分散或直接燃煤，降低煤炭消费比重。”，“到 2017 年，煤炭占一次能源消费总量的比重降低到 65% 以下，京津冀、长三角、珠三角等区域力争实现煤炭消费总量负增长;北京市、天津市、河北省和山东省净削减煤炭消费量分别为 1300 万吨、1000 万吨、 4000 万吨和 2000 万吨。”
一、综合来看，通过小火电关停及改造、存量机组执行火电排放新标准两项措施，可减少的东中部 PM2.5 排放量，占目前东中部火电 PM2.5 排放量的 78%。再考虑电能替代后，三项措施合计减少的东中部 PM2.5 排放量，约占目前东中部 PM2.5 排放总量的 56%
减少煤炭消费的措施之一：限制东部地区新增煤电。工作方案(能源行业加强大气污染防治工作方案)提出， “京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。”“除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目”。一方面，这些地区电力需求未来还将有较大增长，另一方面，大气污染防治又要严格限制这些地区新增燃煤电厂。
减少煤炭消费的措施之二：关停单机 30 万千瓦总量 1 亿千万小火电;减少煤炭的终端分散燃烧，加快东中部 “以电代煤”。
● 关停小火电。我国东中部地区仍有相当规模单机容量 30 万千瓦以下的燃煤火电机组，相比大容量、高参数的火电机组，单位发电煤耗高、污染排放量大。逐步关停这些小火电，应成为东中部地区治理雾霾的抓手之一。据初步统计，国网经营区东中部 12 省份(华北的京津冀鲁、华中的鄂豫湘赣，华东的苏浙沪闽)目前单机容量 30 万千瓦以下的火电机组仍有接近 1 亿千瓦。其中除将自备电厂改造为燃气发电外，关停小火电，改由西部北部的晋陕蒙宁新五省区电源基地通过特高压电网供电，可大幅度减少东中部地区 PM2.5 排放量。据初步测算，这一举措可减少的 PM2.5 的排放量，约占目前东中部 12 省份火电 PM2.5 排放总量的 38%。
● 电能替代。东中部地区 PM2.5 成因复杂，来源多样，众说纷纭。尽管如此，化石能源消费是 PM2.5 的主要来源，还是不容置疑的。煤炭消费，特别是终端分散燃烧的煤炭利用方式，污染物排放控制措施不力、效果差，因此，减少散烧煤，用电和燃气加以替代，将是大气污染治理重点内容。综合考虑技术可行性和经济性，采用电采暖替代燃煤锅炉、热泵替代燃煤锅炉、蓄热电锅炉替代燃煤锅炉、电炊具替代燃煤炉灶等以电代煤方式，具有较大节能减排潜力。交通等燃油排放，是大型城市污染的顽疾，发展电动汽车等新型交通，将成为未来城市环境治理的有效手段。分析表明，电动汽车替代燃油汽车、电气化铁路替代内燃机铁路、城市轨道交通替代燃油公交、电窑炉替代燃油窑炉、电水泵替代油泵等，也有一定的潜力。初步研究表明，东中部 12 省份的“以电代煤”、“以电代油”可增加用电量 7000 亿千瓦时左右，减少的 PM2.5 的排放量，约占目前东中部 12 省份火电 PM2.5 排放总量的 76%。
减少煤炭消费的措施之三：存量机组执行火电排放新标准。虽然近年来电力行业各类污染物排放绩效(单位发电量的污染物排放)均呈下降趋势，但目前的排放绩效与今年 7 月 1 日开始全面实施的火电厂大气污染物排放新标准仍有较大差距。烟尘和二氧化硫与新标准相差 3 倍，氮氧化物相差 7 倍之多。因此，经过环保设施改造、加强火电机组排放监测，确保排放达标，火电 PM2.5 排放将较大幅度下降。测算表明，关停及改造 30 万千瓦以下机组后，东中部 12 省剩余火电严格执行火电排放新标准，PM2.5 的减排量，约占目前东中部火电 PM2.5 排放总量的 40%。
减少煤炭消费的措施之四：优化煤电布局，西部北部环境质量也将同步改善，全国人民将共享蓝天白云。改善东中部大气环境质量，国家已明确严控东中部地区新增燃煤发电，同时实施电能替代、继续关停小火电机组也对环境质量改善大有益处。这些都需要加大跨区输电规模，加大利用西部北部清洁的水电、风电、太阳能发电等清洁可再生能源发电，同时也需要加快建设西部北部大型煤电基地。有人担心，加大跨区输电、建设大型坑口煤电基地，将增加西部北部地区污染物排放，是将污染转移到西部北部地区。实际并非如此。借鉴东中部地区的综合治理措施，西部北部地区的大气环境质量也将同步得到改善。以西部北部地区 PM2.5 减排为例加以说明。前述东中部地区小火电关停及电能替代，将需要合计约 1 万亿千瓦时的电量从西部北部能源基地通过特高压电网输送。随着风能和太阳能基地的大规模开发建设，西部北部能源基地外送电中的清洁能源比例将大为增加，在考虑线损、厂用电等因素后，需要西部北部地区新增燃煤发电量约 8000 亿千瓦时，新增电煤消费量约 2.5 亿吨标煤。西部北部新增火电采用大容量、高参数、低能耗的空冷技术，并严格执行火电排放新标准，将新增一定量的 PM2.5 排放量，但考虑西部北部地区存量机组按照火电排放新标准进行减排改造后，西部北部地区电力行业 PM2.5 排放量将不增反降，初步测算，净减排量约达 70 万吨。
二、电能替代，成为“保电治污”的不二之选，呼唤优化煤电布局，外来电比例将提高要求更大规模发展跨区输电
1. 实施小火电关停和电能替代，跨区域能源资源配置的需求巨大，将需要在国家电网规划中原有跨区电力流的基础上，增加 1 亿千瓦以上的跨区输送需求，只有特高压能够担当此重任
我国东中部地区的煤炭消费总量、电煤消费总量在全国占有绝对比重，面对严重雾霾不断来袭的严峻现实，未来必须下大决心，坚决实现东中部地区煤炭消费总量、电煤消费总量的“双降低”。需要采用的综合举措包括，一是加快实现我国近 8 亿吨散烧煤的电能替代，特别是加快东中部地区散烧煤的电能替代;二是继续逐步关停东中部地区的小火电;三是严格执行火电的达标排放新标准。四是加快西部北部大型煤电基地、水电基地、风电基地、太阳能发电基地的建设，在满足当地用电需求的基础上，通过特高压输电将清洁电能源源不断地输送到东中部地区，弥补由于环境治理进行的以电代煤、关停小火电等带来的电力需求。仅上述小火电关停和电能替代，在国家电网公司“十二五”及中长期国家电网规划研究方案中，已经一定上加以考虑;若要达到上述规模，经测算，东中部 12 省受入的电力流规模还将新增约 1.1 亿千瓦。
2. 发展特高压输电，实现大规模发展跨区输电是改善大气环境质量的利器，已形成广泛共识，并加快推进
“工作方案(能源行业加强大气污染防治工作方案)” 进一步明确了“在新疆、内蒙古、山西、宁夏等煤炭资源富集地区，按照最先进的节能环保标准，建设大型燃煤电站(群)。在资源环境可承载的前提下，推进鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等 9 个以电力外送为主的千万千瓦级现代化大型煤电基地建设。”并提出了近期需要加快建设特高压输电通道， “采用安全、高效、经济先进输电技术，推进鄂尔多斯盆地、山西、锡林郭勒盟能源基地向华北、华东地区以及西南能源基地向华东和广东省的输电通道建设，规划建设蒙西～天津南、锡盟～山东等 12 条电力外输通道”。
三、我国特高压输电发展任重道远，综合效益显著，将成为拉动经济发展的重要引擎，有待长足发展
1. 特高压跨区输电可以提高电力行业安全性，提高我国能源利用率
在国家电网公司“十二五”及中长期电网规划研究方案中，以电力供应总成本最低为目标，统筹考虑能源结构调整、污染物及温室气体排放控制、综合运输体系建设等要求，根据送受端各省用电需求和电源结构和布局优化思路，优先安排水电、风电、太阳能、核电等清洁能源的开发和消纳，优化煤电布局，并统筹输电走廊和路径，对西部北部送端各能源基地到东中部受端各省市的电力流进行优化，形成电力流优化方案和电源结构优化调整方案。经计算，到 2020 年，东中部 12 省份受入电力最优规模为 3.5 亿千瓦，2011 年～ 2020 年十年间，新增电力流 2.88 亿千瓦。考虑大气污染治理新增的电力流需求，2020 年东中部 12 省份受入电力流将需要提高到 4.6 亿千瓦，其中，西南水电电力流约 7000 万千瓦，“三北”地区煤电、风电、太阳能发电电力流合计约 3.9 亿千瓦。
目前，东中部跨省跨区输电能力约 9000 万千瓦，考虑在建、取得路条跨区输电工程，以及国家大气污染防治行动计划提出的国网经营区 11 个输电通道，预计跨省跨区输电能力达 1.92 亿千瓦左右，远远不能满足 4.6 亿千瓦电力流的输送需求，亟需通过加大北部西部大型能源基地集约开发力度和加快特高压电网建设加以落实。
由此可以预期，在国家大气污染防治行动方案中 12 条电力外输通道加快建设，争取在 2017 年全部投产后，为保证能源供应安全、提高能源供应经济性、显著改善环境质量、履行温室气体减排国际承诺，我国未来仍需新增大批特高压输电通道，在 2018-2020 年，乃至更长时期内，特高压跨区输电将得到长足的发展。
特高压电网“一头连着西部清洁能源开发利用、一头连着东中部雾霾治理”，形成能源资源输送和配置功能强大的跨区输电通道和“三华”电网平台，电力系统运行的安全性和经济性将大幅提高，取得显著的水火互济、系统备用和调峰等综合效益。建成后可将西部和北部地区水电、风电及太阳能发电的开发规模和高效利用能力大幅提高，实现 2020 年规划发展目标，每年可减少弃水、弃风、弃光电量近 1400 亿千瓦时。促进区域经济协同发展。
2. 特高压跨区输电经济性好、综合效益显著
近年来，根据不断变化的外部条件及对未来趋势的判断，对特高压的经济性进行了不断的滚动测算，特高压输电经济性好的结论得到充分证实。最新测算表明，西部北部能源基地通过特高压电网送电东中部负荷中心地区，到网落地电价低于东中部受端地区煤电标杆电价 6 ～ 15 分 / 千瓦时。
特高压电网投资对国民经济的拉动作用十分显著。综合效益显著。加快西部北部大型煤电基地、水电基地、风电基地、太阳能发电基地的建设，通过特高压输电输送到东中部地区，不但满足工业化、城镇化等带来的不断增长的电力需求，也能有效发挥出特高压对西北地区产业链的延长作用 , 推动西北部地区经济发展 , 扩大就业。在增加西部北部地区就业和税收的同时，实现区域经济协调发展。
3. 输配电价格改革的不断推进将使我国电力行业运营步入良性循环
2014 年 11 月，国家发改委发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》(以下简称“通知”)，深圳市开始输配电价格改革试点，按照《通知》，现行电网企业依靠买卖电获取购销差价收入的盈利模式面临重大改变。 11 具体而言，此次试点将把现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管，即政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价。同时，明确输配电准许成本核定办法，建立对电网企业的成本约束和激励机制。《通知》明确：要在深圳市建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进电力市场化改革。同时为其他地区输配电价改革积累经验，实现输配电价监管的科学化、规范化和制度化。国家发改委表示，独立输配电价体系建立后，要积极推进发电侧和销售侧电价市场化，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。由此，为未来的特高压工程形成一个良好开端，促进电力行业全产业链的可持续发展。
