有些数据，日本、美国的电量线路比分别为 3008 万千瓦时/千米和 1486 万千瓦时/千米，我国是972 万千瓦时/千米。
澳大利亚电网40%的500kV线路的平均负载率超过50%，上面看到的华东电网是8%，多大的冗余和浪费。
又要吐槽特高压了，在这么高的电网冗余程度下，还要上这么惊人投入的特高压?只会继续加大电力系统冗余度，极大降低系统效率，最后这些钱都摊到电价里面，加大群众的用电成本。
差异的原因和建议
为什么存在这么大的差别?简单概括，一是规划建设思路，二是市场机制发展。
规划建设思路。我们的规划建设，通常都是考虑可靠不出事，容载比高高的，N-1，N-2时刻准备着，基于国情嘛，供电安全问题是最大的问题，帽子问题，而国外都是竞争性盈利企业，肯定是要基于可靠性和经济性的均衡考虑。
这点非常明显，而且，国外电力市发展成熟，可靠性和经济性之间的区别越来越模糊。可靠性问题大都同时是经济性方面的问题，它会影响电力市场的不同参与者采取不同的行为
PJM认为：电力市场调度的输电约束就是经济性约束，只要是在事故之前电力系统经过调整能够维持在可靠性限制之内运行，经济性约束不应该视为违反了可靠性标准。这种观点是合理的，因为提供充足的输电能力以保证所有系统状态条件下市场的有效竞争，代价过于昂贵。
而且国外会定期对电网充裕度进行评估，以指导后续，国内的评估近年来也开始做了，但是还远不如国外的实际和有效。
市场机制发展，这个是显而易见的，新能源发电小时，需求侧管理这些都和电力市场有关，单纯靠政策，效果非常有限，市场机制提高效率，这句话已经被证明了无数次了，就不多说了。
关于建议，除了以上两大点以外，还有些具体的。
比如发电侧的合理控制装机规模，优化调整电源结构，提高火电调峰能力;电网侧的优化网架，合理评估建设需求等;需求侧的完善现行电价政策，充分发挥峰谷分时电价杠杆作用，推广负荷聚合机制等需求侧响应措施等。
所以说，电改只是手段，提高系统效率才是目的，本源更应该被关注。
