特高压行业报告：特高压或迎新一轮建设高峰核心设备商有望受益

来源：资讯文档发布时间：2024-05-25 00:00:45

特高压输送具备容量大、传输距离远、运行效率高和输电损耗低等显著优势。特高压输电指交流电压等级在 1000kV 及以上、直流电压在±800kV 及以上的输电技术，具有输送容量大、传输距离远、运行效率高和输电损耗低等技术优势，是实现远距离电力系统互联，建成联合电力系统的物理架构基础，是目前全球最先进的输电技术。相较于传统高压输电，特高压输电技术的输电容量将提升 2 倍以上，可将电力送达超过 2500 千米的输送距离，输电损耗可降低约 60%，单位容量造价降低约 28%，单位线路走廊宽度输送容量增加 30%。

特高压包括特高压交流和特高压直流输电。特高压直流输电是用±800kV 及以上的直流电压输送电能的方式，其基本工作原理是通过送端换流站将交流电转变为特高压直流电后，将直流电输送到受端换流站，再由受端换流站将直流电转变为交流电送入受端交流系统，最大的目的是输送电能。特高压交流输电是指 1000kV 及以上的交流输电，其通过变压器升压和降压，给配送电能带来了极大的方便。1）特高压直流是跨区大规模输电最佳解决方案。直流输电所要用到的换流站的造价比交流变电站高，但直流输电线路的造价比交流输电线路低。随着输送距离的增加，交流输电容量受稳定性限制，需要采取各种技术措施，导致投资增加。因此当输电距离足够远时，直流输电的经济性就会反超交流输电。2）特高压交流电网可实现大容量、远距离输电。特高压交流 1 回 1000kV 输电线路的输电能力可达同等导线kV 输电线倍以上，并能大量节省线路走廊和变电站占地面积，明显降低输电线路的功率损耗。通过特高压交流输电线实现电网互联，可以简化电网结构，提高电力系统运行的安全稳定水平。基于此，特高压交流输电技术可连接煤炭主产区和中东部负荷中心，使得西北部大型煤电基地及风电、太阳能发电的集约开发成为可能，实现能源供给和运输方式多元化，既可满足中东部的用电需求、缓解土地和环保压力，又可推动能源结构调整和布局优化、促进东西部协调发展。

直流输电技术可进一步分为常规直流和柔性直流。常规直流输电技术擅长点对点大容量输送电能，能调节电网频率但不能控制电压，不能完整支撑电网运行。柔性直流输电技术则可同时控制频率和电压，不但能输送电能，而且能调节电压，具有可控性好、运行方式灵活、适用场合多、系统支撑能力强等优势。在大规模风电场、太阳能等清洁能源并网，孤岛供电、大城市供电，交流电网同步/异步互联，构建直流电网等方面具有较强的技术优势。柔性直流是远海风电可靠并网的首选方案。海上风电并网的典型技术路线包括常规交流送出、低频交流送出和柔性直流送出等。和常规交流送出、低频交流送出技术相比，柔性直流送出技术采用直流电缆输电，避免了交流电缆充电功率造成的输送距离受限问题，同时具备有效隔离陆上交流电网与海上风电场的相互影响、可为海上风电场提供稳定的并网电压、系统运行方式调控灵活等技术优势，是远海风电可靠并网的首选技术方案，也是目前唯一具有工程实践经验的大规模远海风电并网方案。

“十四五”期间九大清洁能源基地助力我国实现“双碳”目标。2021 年，“十四五”规划纲要和 2035 年远景纲要中提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内多个清洁能源基地。“十四五”期间我国将建设九大大型清洁能源基地，包括雅鲁藏布江下游水电基地，金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。从“十四五”大型清洁能源基地布局示意图中可看出，上述九大清洁能源基地以风光水、风光火等一体化项目为主，光伏成为标配。

预计“十四五”大基地外送通道缺口在 4 条以上，特高压建设具备可持续性。从“十四五”大型清洁能源基地布局来看，我国的清洁能源基地大多分布在在“三北地区”，而国内的电力负荷大多分布在在东部、南部沿海地区，需要建设输电通道来解决电源和负荷端之间的不一致问题。一般而言，10-12GW 新能源装机对应一条直流特高压输点通道。第二批风光大基地项目总规模为 455GW，其中，“十四五”建设 200GW，外送 150GW，对应 12-15条直流线路，除存量和已规划的特高压线路外，预计“十四五”大基地外送通道缺口在 4条以上。假设“十五五”风光大基地外送需求 165GW，预计新增特高压需求约 14 条以上直流特高压需求，预计每年至少新增直流特高压需求 3-4 条，特高压建设具备可持续性。

我国特高压建设曾经历两轮建设高峰和一轮重启。2005 年我国特高压可行性研究工作启动，2009 年晋东南—南阳—荆门首个 1000 千伏特高压交流示范工程和 2010 年云南—广东、向家坝—上海±800 千伏首批特高压直流示范工程的建成投运，开启了我国特高压工程建设的篇章。此后，特高压经历了两轮建设高潮。第一轮是 2011 年至 2013 年，规划建设“三横三纵”特高压骨干网架和 13 项直流输电工程，形成大规模“西电东送”、“北电南送”格局；第二轮是 2014 至 2017 年，国家能源局提出快速推进大气污染防治行动计划 12 条重点输电通道的建设，核准并开工“八交八直”。2018 年以来，我国特高压建设重启，国家能源局印发《关于快速推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，明确规划“七交五直”12 条特高压线路。

特高压建设提速，国家电网明白准确地提出“四交四直”和“一交五直”。依照国家电网规划，“十四五”期间，我国规划建设特高压工程“24 交 14 直”共 38 条特高压线万余公里，总计投资额 3800 亿元，较“十三五”特高压投资 2800 亿元大幅度增长35.7%，特高压有望来新一轮加速建设期。2022 年 8 月，国家电网重点项目推进会明白准确地提出“四交四直”和“一交五直”。特高压建设主要是通过直流解决能源外送，交流配合直流实现能源的汇集及调配。未来伴随大基地的持续落地，特高压的建设需求与推进节奏均有望提速。

23 年以来特高压有望迎新一轮建设高峰，预计 23/24/25 年直流特高压核准开工 5/4/4 条。特高压建设有四大关键节点：可研、核准、开工、投运。一般而言，特高压平均建设周期为 1.5 年至 2 年，按照此前“十四五”规划线路，相关特高压直流项目最迟要在 2024 年上半年获得核准。如此推算，2023-2024 年预计特高压直流将密集核准，预计包括 9 条直流线路。其中，金上—湖北、陇东—山东、宁夏—湖南直流特高压输点项目在 2023 年已经开工建设，哈密—重庆于 2023 年 7 月获核准批复，藏东南—粤港澳大湾区进入批前公式阶段，因此预计 2023 年核准开工的直流特高压项目为 5 条，达到历史最高值；预计剩余已明确规划的线年核准开工的数量达到 4 条。此外，根据新能源大基地外送通道情况，预计 25 年直流特高压开工数为 4 条。

直流特高压线路一般为“点对点”单向传输的两个换流站构成。直流特高压整体输送线路通过特高压电缆与铁塔完成两地换流站间架设。电力输送端将发电侧生产的交流电经换流阀整流为直流电传出，电力接收端将特高压直流电经逆变器转换回交流电，输送到电力下游变、配电及用电侧。交流特高压线路一般由多个变电站点构成。交流特高压输送线路多为双回路双向传输，通过特高压电缆与铁塔完成多变电站点间架设，且沿途可设多个变电站点，电力可灵活接入。特高压交流电力传输通过变压器升压完成输送过程，不涉及换流操作。

换流变压器、换流阀、组合电器、直流保护系统等为直流特高压核心设备。直流特高压直流输电项目由送、受端换流站以及直流输电线路组成。直流特高压项目产业链上游为电力设备和材料制造企业，其中电气设备是最重要的组成部分，包括一次设备、二次设备、辅助设备等。特高压直流换流站设备最重要的包含：换流设备、GIS 组合电以及直流开关场设备。其中，核心设备为换流阀、换流变压器、直流保护系统和 GIS 组合电器。中游主要是与工程建设相关的环节，最重要的包含工程建设、工程设计、设备运输等，其中工程建设和工程设计主要由中国能建和中国电建承担。下游主要是工程运营和售后服务，其中工程运营主要由三大电网运营商承担，售后服务则由运营商与设备厂商共同承担。

直流特高压核心设备价值高，换流变压器、换流阀、组合电器、直流控制保护系统单线亿元。直流特高压线亿元，其中设备投资约占 25%，铁塔与线缆投资和特高压线%，基建及其他投资占 47%。在直流特高压设备成本构成中，换流变压器、换流阀、组合电器和直流保护系统价值量较高。按特高压直流单站设备投资来看，换流变压器投资金额为 16.8 亿元，换流阀投资金额为 8 亿元，组合电器投资金额为 3.8 亿元，直流保护系统投资金额为 1.2 亿元，这些核心设备单站合计约 30 亿元，加上其他约 8 亿元的别的设备，单站主要设备价值量合计 38亿元左右。直流特高压单条线个换流站，即单线亿元，上述四种核心设备单线亿元。

核心设备壁垒高、格局优，国电南瑞、平高电气、许继电气、中国西电等厂商份额较高。当前我国特高压工程涉及的核心设备已全部实现自主生产，技术位于世界领先水平。特高压行业进入壁垒较高，行业集中度较高。依照我们对直流特高压项目历年中标结果的统计，换流变压器方面中标量较多的厂商包括特变电工、保变电气、中国西电等，换流阀市场主要由国电南瑞、许继电气、中国西电等主导，组合电器方面平高电气优势显著，其次为中国西电，直流控制保护系统参与者主要为国电南瑞和许继电气。综上所述，换流变压器、换流阀、组合电器、直流控制保护系统不仅价值量较高，市场占有率也较为集中，国电南瑞、平高电气、许继电气、中国西电等厂商市场占有率较高。