2008年初，国家电网公司发布了《关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见》，《意见》指出，“…转变电网发展方式、加快电网建设，就是要加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网，全面推进‘一特三大’战略；就是要彻底解决电网建设滞后、网架结构薄弱问题，适应电力需求快速增长，实现电网与经济社会全面协调发展；就是要根本转变就地平衡观念，促进电力结构调整和布局优化，实现更大范围资源优化配置…”

《意见》首次公开明确了特高压电网较为详细的建设规划，“…‘十二五’、‘十三五’期间，特高压电网全面发展，形成以华北、华中、华东为核心，联结各大区电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强网架。到2020年，建成特高压交流变电站53座，变电容量3.36亿千伏安，线路长度4.45万公里；建成直流输电工程38项，输电容量1.91亿千瓦，线路长度5.23万公里。特高压及跨区、跨国电网输送容量达到3.73亿千瓦。电网技术装备和运行指标达到国际先进水平。…”

《意见》同时再次强调了“十一五”期间的一些规划，“…全面建成特高压交流试验示范和特高压直流示范工程，初步形成华北—华中—华东特高压同步电网，基本建成西北750千伏主网架，公司经营区域实现全部联网，跨国电力合作取得重大突破。‘十一五’公司电网投资12150亿元。到2010年，公司220千伏及以上交直流线路达到38.9万公里，变电容量达到16.4亿千伏安，跨区、跨国输电容量达到8500万千瓦，交换电量达到3800亿千瓦时。高岭背靠背、中俄直流背靠背工程，2008年建成投产。灵宝背靠背扩建、淮南—上海特高压线路工程、南阳特高压站扩建主变工程，2009年建成投产。加快建设向家坝—上海±800千伏直流示范工程，确保2010年投产。开工建设锦屏—苏南±800千伏直流，宁东—山东±660千伏直流，三沪二回、德宝、呼辽、山西—江苏等±500千伏直流，青藏±400千伏直流等工程。…”对于2008年国网公司的建设计划，数据显示2008年将开工330千伏及以上交直流线路3.2万公里、变电容量1.9亿千伏安，计划投产线路1.5万公里、变电容量0.97亿千伏安，投资2532亿元。其中特高压、750千伏及跨区电网计划开工线路1.7万公里、变电容量1.0亿千伏安，计划投产线路2450公里、变电容量1620万千伏安。

国家电网公司还公布了2007年简要的经营业绩数据。数据显示2007年国网公司完成固定资产投资2254亿元，其中电网投资2130亿元；110（66）千伏及以上交流线路开工6.0万公里，投产5.4万公里；变电容量开工2.7亿千伏安，投产2.1亿千伏安。完成售电量19742亿千瓦时，主营业务收入突破万亿，利税突破千亿。

2008年电网建设计划投资2532亿元，同比增幅仍然维持在10%以上，同时，根据调整后的“十一五”规划总投资额12150亿元的目标，我们估计2009年仍然可以维持10%以上的增幅，即投资额将达到2850亿元左右，而2010年将与2009年基本持平。

对于交流特高压而言，主要有两大技术攻关重点：一是制造出可调的并联电抗器，二是研制1000千伏电压等级的双断口断路器，这两个关键技术问题已经基本解决。对于直流特高压电网而言，其技术攻关关键是开发6英寸晶闸管。日本已经研制出了6英寸晶闸管，我国在研制6英寸晶闸管方面也已经具备了一定的基础。我国晋东南—南阳—荆门的特高压交流试验示范工程的意义在于：它将真正实现全电压、满容量、长距离输电。

此外，对于我国电网设备制造业而言，中国建设特高压电网对我国民族工业无疑是一个巨大的推动。中国从2006年开始要发展特高压电网，表明中国已经有勇气解决特高压这一世界性的难题。

2006年8月9日，国家发展改革委员会印发《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》（发改能源[2006]1585号），正式核准了晋东南经南阳至荆门特高压交流试验示范工程。据国家电网公司报道，该特高压线路，全长654公里，申报造价58.57亿元，动态投资200亿元。起于山西省长治变电站，经河南省南阳开关站，止于湖北省荆门变电站，联接华北、华中电网，将于2008年建成后进行商业化运营。如在全国全面推开，未来投资4060多亿元，配套动态投资将达8000多亿元，总投资相当于3到4个长江三峡工程项目。这一巨额工程，并未纳入国家“十一五”规划纲要。

2006年8月19日－26日，特高压试验工程分别在山西长治、河南南阳和湖北荆门三地盛大奠基。10月30日，国家电网公司在山西、河南、湖北四地同时召开晋东南－南阳－荆门1000千伏特高压交流试验工程建设誓师动员大会。

2016年，首条入京特高压线路——锡盟-北京东-山东1000千伏特高压交流工程将建成投运，将送电100万千瓦。家发改委核准北京东特高压站配套500千伏输变电项目以配合特高压输电入京。

中国幅员辽阔，可开发的水力资源的三分之二分布在西北和西南地区，煤炭资源大部分蕴藏在西北地区北部和华北地区西部，而负荷中心主要集中在东部沿海地区。由于电力资源与负荷中心分布的不均匀性，随着电力系统的发展，特高压输电的研究开发亦将会提上日程。

特高压输电具有明显的经济效益。据估计,1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路,或3条750千伏线路;可减少铁塔用材三分之一,节约导线二分之一,节省包括变电所在内的电网造价10～15%。1150千伏特高压线路走廊约仅为同等输送能力的500千伏线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区会带来重大的经济和社会效益。

1000千伏电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在600平方毫米以上,这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。杆塔高度约40～50米。双回并架线路杆塔高达90～97米。许多国家都在集中研制新型杆塔结构，以期缩小杆塔尺寸，降低线路造价。前苏联、美国、意大利、日本等国家都已经着手规划和建设1000千伏等级的特高压输电线路,单回线的传输容量一般在600～1000万千瓦。例如,前苏联正加紧建设埃基巴斯图兹、坎斯克-阿钦斯克、秋明油田等大型能源基地,已经有装机容量达640万千瓦的火电厂，还规划建设装机容量达2000万千瓦的巨型水电站以及大装机容量的核电站群。这些能源基地距电力负荷中心约有1000～2500公里，需采用1150千伏、±750千伏直流,以至1800～2000千伏电压输电。前苏联已建成1150千伏长270公里的输电线路,兼作工业性试验线路，于1986年开始试运行，并继续兴建长1236公里的1150千伏输电线路，20世纪末将形成1150千伏特高压电网。美国邦维尔电力局所辖电力系统预计20世纪末将有60%的火电厂建在喀斯喀特山脉以东地区，约有3200万千瓦的功率需越过这条山脉向西部负荷中心送电，计划采用1100千伏电压等级输电。每条线路长约300公里,输送容量约1000万千瓦。意大利计划用1000千伏特高压线路将比萨等沿地中海地区的火电厂和核电站基地的电力输送到北部米兰等工业区。日本选定1000千伏双回并架特高压输电线路将下北巨型核电站的电力输送到东京，线路长度600公里,输送容量1000万千瓦。这些特高压输电线路均计划于20世纪90年代建成。

美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。

1. 前苏联：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。1992年1月1日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。全部降压至500千伏运行。

2.日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，2000年开始，均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。