中电传媒电力传媒数据研发中心跟踪数据显示，五年来，受到电源结构调整影响，我国跨区输电能力不断增强。华中、西北地区作为电力主要输出地区，跨区输电能力(不包括区域内特高压、超高压输电线路)已经达到3670万千瓦、28312万千瓦，而东北、南方地区跨区输电能力相对较低。我国电网增速保持较高增长的同时，可靠性也在大幅度提升。2016年，我国220千伏及以上输变电设施架空线路、变压器、断路器可用系数。已经分别达到99.570%、99.867%、99.589%。
中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，随着我国能源供给革命的稳步推进，跨区电网的作用正在日益凸显。特别是我国西南水电基地、西北煤电、风电基地的建设，大容量、远距离输电能力已经成为我国能源转型战略中关键因素。今天，一条一条坚强、可靠的跨区输电线路已经成为名副其实的“国家脊梁”。
打造我国清洁能源输送主动脉
五年来，我国各个区域远距离输电能力已经发生了巨大的改变，也成为我国清洁能源输送的主动脉。截至到2016年底，华中地区跨区域输电能力分别达到3670万千瓦，跨区输电能力约占据全国跨区输电能力的50%。南方地区最低，仅为264万千瓦，华东地区仅为受电端，是我国唯一一个不对外输送电力区域。
中电传媒电力传媒数据研发中心分区域(不包括区域内特高压、超高压输电线路)统计显示：截至目前，华北地区送出线路有2条，分别为500千伏山西阳城送华东电网工程、1000千伏晋东南-南阳-荆门特高压交流工程，输送能力分别达到330万千瓦、500万千瓦。
东北区域
东北区域送出线路有2条，为高岭直流背靠背工程、辽宁绥中电厂送华北电网工程，输送能力分别为300万千瓦、200万千瓦。
华中区域
华中区域送出线路有9条，分别为±500千伏葛南直流、±500千伏龙政直流、±500千伏宜华直流、±800千伏向上直流、±500千伏林枫直流、±800千伏锦苏直流、±800千伏宾金直流、500千伏湖南鲤鱼江水电站送南方电网交流、±500千伏江城直流，输电能力分别为120万千瓦、300万千瓦、300万千瓦、640万千瓦、300万千瓦、720万千瓦、800万千瓦、190万千瓦、300万千瓦。
西北区域
西北区域送出线路有7条，分别为500千伏陕西府谷、锦界送华北电网、±660千伏宁东直流、±800千伏宁东-浙江直流、灵宝直流背靠背、±500千伏德宝直流、±800千伏哈郑直流、±400千伏青藏联网工程，输电能力分别为360万千瓦、400万千瓦、800万千瓦、111万千瓦、300万千瓦、800万千瓦，60万千瓦。
南方区域
南方区域送出线路有1条，500千伏贵州二郎电厂送重庆，输送能力为264万千瓦。
中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，我国坚强的主网架结构已经形成，强大的跨区输电能力对我国电力安全起到了至关重要的作用。
未来，我国在实施水电配套外送输电通道的基础上，还将重点实施大气 污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北(扎鲁特)送电华北(山东) 特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。适时推进陕 北(神府、延安)电力外送通道建设。
预计“十三五”期间，我国新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。
1000千伏输电线路里程增长10.3倍
五年来，我国电网跨区输送能力进一步提升。截至2016年底，我国已经实现除台湾以外全国联网，全国跨区输电能力达到8095万千瓦。其中交直流联网跨区输电能力达到6751万千瓦，跨区点对点输电能力达到1344万千瓦。
从输电线路长度上看，截至到2016年底，我国1000千伏、±800千伏、750千伏、500千伏、330千伏、220千伏、110千伏(含66千伏)输电线路长度分别达到7245千米、12295千米、17968千米、170414千米、28366千米、397050千米、601828千米，分别是2012 年的11.3倍、2.2倍、1.8倍、1.2倍、1.2倍、1.2倍、1.2倍。
从变压器容量上看，截至2016年底，我国1000千伏、±800千伏、750千伏、500千伏、330千伏、220千伏、110千伏(含66千伏)变压器容量分别达到9900万千伏安、4882万千伏安、13570万千伏安、134695万千伏安、12219万千伏安、193928万千伏安、210889万千伏安。分别是2012年的5.5倍、1.1倍、2.6倍、2.0倍、1.6倍、1.3倍、1.4倍。
综合数据显示，我国主网结构已经日趋完善，但是输电线路高电压等级增速远远高于低电压等级，其中1000千伏输电线路增速是110千伏增速的近4倍。我国电网不同电压等级之间的差距依然存在较大的差距。
中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，我国主网配网发展不均衡现象正在得到逐步缓解，低电压等级电网建设正在提速。2015-2020年，配电网建设改造投资不低于2万亿元，其中2015年投资不低于3000亿元，“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元。预计到2020年，高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万公里，分别是2014年的1.5倍、1.4倍，中压公用配变容量达到11.5亿千伏安、线路长度达到404万公里，分别是2014年的1.4倍、1.3倍。
输变电设施可靠性处于世界前列
五年来，我国主网架输电线路、输电能力进一步增强的同时，大型输变电设施可靠性也在逐年提升。从可靠性管理中心公开数据显示，我国220千伏及以上输变电设施架空线路、变压器、断路器可用系数分别为99.570%、99.867%、99.589%，可靠性处于世界前列。
从可用系数上看，近五年，我国220千伏及以上输变电设施输变电设备变压器、断路器、架空线路三类设施一直保持较高的水平。2016年我国输变电设备变压器、断路器、架空线路三类设施可用系数，较2012年下降0.096、0.029和0.258个百分点。
从强迫停运率上看，近五年，我国变压器、断路器、架空线路三类输变电设施强迫停运率下降幅度较大。2016年，我国变压器、断路器、架空线路强迫停运率，较2012年分别下降0.037次/百台年、0.052次/百台年和0.008次/百台年。
其次，我国直流输电能力也得到大幅度提升。2012年，我国直流输送电量仅为1891.14亿千瓦时，而到了2016年底，已经达到3922.27亿千瓦时。直流输电系统可靠性也处于较高水平，其中点对点直流超高压、点对点特高压、背靠背直流系统能量可利用率已经从2012年的50.51%、33.16%、80.83%，上升到2016年的51.32%、55%、69.68%。
值得关注的是，在我国直流输电系统输电能力大幅度提升的同时，直流系统强迫停运次数也处于较低水平。数据显示，2016年，我国点对点超高压直流、点对点特高压直流、背靠背直流强迫停运次数均有下降。直流系统强迫停运中，输电线路因素占10.86%，换流站因素占89.14%。
直流输电系统强迫停运分析显示，直流以及辅助设备故障依然是推高强迫停运的主要因素。未来，进一步提升换流站直流、及辅助设备可靠性，将是提升我国直流输电系统可靠性的重要方向之一。(数据来源：国家能源局、中国能源研究会、可靠性管理中心、中电传媒电力传媒数据研发中心等。)
