重磅深度：特高压专题 天堑变通途 送电达四方

摘要

■特高压研发与应用，中国后来居上。输电电压等级已由最初的13.8kV逐步发展特高压交流1000kV和特高压直流±1100kV，特高压适合长距离大规模电力传输。特直和特交应用场景不同，配合使用共同构成输电骨干网架。我国已实现特高压输电工程大规模商业化应用，并在核心技术上实现全面国产化。目前，已建成投运21条特高压线路，还有3交2直和苏通GIL综合管廊等6项特高压工程在建。

（来源：微信公众号电新邓永康团队ID：essencedx作者：电新邓永康团队）

■特高压是契合中国国情的电力超级快递。我国能源资源禀赋与负荷呈现典型的逆向分布，70%以上能源需求占比主要集中在中东部地区，80%以上能源资源则主要集中在“三北”以及西南地区，并且两者之间相距1,000-4,000公里。特高压输电工程提升了跨区输电能力，已成为我国电力领域的“超级快递”。国家电网辖区的跨区输送电量从2010年的269亿kWh快速增加到2017年度的2,326亿kWh，跨区输电量占辖区发电量的比重已达到4.3%。可再生能源同样面临严重的消纳调配问题，随着2016/17年12条特高压工程陆续投产的拉动，2018年上半年三北地区的率风率和西北地区的弃光率分别下降到9.5%和12.1%。

■拉基建稳增长大背景下，第三轮特高压集中建设潮即将到来。获批的14条线路预计总投资规模在2,000亿以上，预计将释放约468亿元主设备订单。从核准节奏来看，2018/19年将是核准大年，2018年核准开工的特高压项目将达到11条，创历年特高压线路审批条数之最。从落地节奏来看，2019/20年将是设备厂交付高峰，一般在项目开工3-6个月即进入产品交付阶段。特高压主设备相关企业也将迎来新一波的业绩上升期。

■特高压工程大规模建设，核心装备是关键。我国特高压设备企业已形成自具备主知识产权的研发体系和核心制造能力，设备国产化率达到90%以上，特高压交流电压成为国际标准。我们领先于国外电工装备企业在1000kV特高压交流GIL管廊、1500MVA特高压变压器、±800kV、±1100kV特高压换流变、换流阀、穿墙套管等设备领域取得率先突破。特高压交流中的关键设备是变压器和GIS，特高压直流关键设备主要包括换流变压器，换流阀，控制保护系统和平波电抗器等。特高压主设备产品技术门槛高，市场集中度高，主要的参与企业包括国电南瑞、平高电气、许继电气、特变电工和中国西电等。

■重点推荐技术领先的特高压主设备龙头企业。从订单规模测算及各家的市占率来看，这14条线路将给这些企业带来10%以上的营收弹性。考虑到特高压设备毛利率净利率水平均远高于高压和中低压电气设备，预计带来的利润弹性会更高。基于过往电网基建对特高压相关公司的影响来看，每一波特高压建设高峰都伴随着相关公司经营业绩的大幅提升和股价的快速上涨。我们重点推荐：平高电气、许继电气、国电南瑞、中国西电和特变电工。

■风险提示：1）项目核准时间延后或行业竞争加剧；2）大宗原材料价格大幅上涨；3）订单中标率低于预期或订单交付不及时；4）跨国经营和新业务模式风险。

目录

1特高压研发与应用，中国后来居上

1.1. 输电电压等级持续不断提升

输电电压一般分高压、超高压和特高压。1891年，在德国Lauffen电厂安装了世界第一台三相交流发电机，从Lauffen电厂到法兰克福的输电电压等级达到了13.8kV，从而开启了高压输电时代。通常，在电力传输过程中，线路损耗会随着输送能量的增大及输送距离延长不断增加。为提高输电线路的输电能力和经济性能，输电电压等级一直在不断提高；100多年来，输电电压等级已由最初的13.8kV逐步发展特高压交流1000kV和特高压直流±1100kV。

特高压适合长距离大规模电力传输。一般而言，高压指的是35~220kV的电压；超高压通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压指1000kV及以上的电压。通常情况下，±600kV及以下的直流输电电压称为高压直流输电，±800kV以上的电压称为特高压直流输电。在我国，特高压指1000kV及以上交流电和±800kV及以上直流电的电压等级。在输电电流一定的情况下，电压等级越高，传输功率越大、线路损耗越小。因此，与高压/超高压相比，特高压具有输送容量大、距离远、损耗低、占地省等优势，尤其适合远距离大规模电力传输。

1.2. 我国特高压研发与应用后来居上

国外特高压输电技术研究起步早，但商业化应用尚未取得大规模突破。20世纪60年代以来，美国、加拿大、前苏联、意大利、日本等国家都开始了对特高压输电技术的研究。1965年，加拿大建成了600公里的735kV超高压输电线路用于水电站外送；1969年，美国电力公司则将这一记录提高到765kV。1985年，前苏联建成全球首条1150kV交流输电线路（巴斯图兹-科克契塔-库斯坦奈，共890公里）；陆续又建成1500公里线路，但在1992年后均降压至500kV运行。1988年开始，日本陆续建成了427公里长1000kV同塔双回线路，但在2000年后也都降压至500kV运行。

我国已实现特高压输电工程大规模商业化应用，并在核心技术上实现全面国产化。我国对特高压技术的跟踪研究始于20世纪80年代，2004年底集中开展大规模研究论证、技术攻关和工程实践。在掌握了特高压交直流输电关键技术及主设备研制成功的基础上，在2006年下半年，我国相继启动了交直流特高压示范工程建设。2006年8月，我国第一条特高压交流线路“晋东南-南阳-荆门工程” 试验示范工程开工建设，并于2008年12月正式投运。2006年12月，全球首个特高压直流输电项目“云南-广东”±800kV直流输电工程开工建设，输电距离1,373公里，途径云南、广西、广东三省区；该项目于2009年12月单极投产，2010年6月双极投产。

从2006年至今，我国已建成投运21条特高压线路。到2017年底，我国累计已建成特高压线路21条，其中直流线路13条，交流线路8条；总投资规模约4,073亿元，初步形成“强交强直”的特高压输电骨干网架。截止2017年，我国已建成投运特高压输电线路长度达3.1万公里，在全国110kV以上输电线路中的占比上升到了46.2%。2017年度，我国跨区输电容量超过1.3亿千瓦，其中交直流联网跨区输电容量超过1.17亿千瓦，跨区占对网送电能力达到1,344万千瓦。

当前还有3交2直和苏通GIL综合管廊等6项特高压工程在建。除已建成的8交13直外，当前还有准东-皖南、北京西-石家庄等3交2直和淮南-南京-上海1000kV特高压交流输变电工程苏通GIL综合管廊工程特高压项目在建，大部分项目预期2018/2019年间将陆续投运。这6项在建特高压工程投运后，我国特高压输电线路长度将达到3.7万公里，输电容量将超过1.8亿千瓦。

1.3. 特直特交相互配合，共同构成输电骨干网架

特高压输电工程可分为特高压交流和特高压直流。特高压交流与特高压直流都是技术可行的，输电工程设计为直流还是交流，主要是基于成本的考虑，而成本主要与线路的距离相关。特高压交流简化了网络结构，可以多端联接易于直接组网，但在长距离传输时存在无功补偿使得线损偏高，因而站点成本低但会增加线路的变电站建设成本；特高压直流适合点对点长距离传输且线损低，但换流站点造价高且对绝缘等级要求高，使得特直站点成本高但线路成本低。在长距离输电中，通常当输电距离在800公里以上时，特高压直流的经济性会比较明显。

特直特交配合使用共同构成输电骨干网架。交直流线路向来都是配合使用、相互补充的，500kV的交流与500kV的直流线路是相互匹配的，特高压直流与特高压交流也是相互匹配的。以形象的比喻来说，特高压直流好比“飞机”一站直达，耗时较短；而特高压交流则是“高铁”沿途可上可下，但耗时较长。因此，特高压直流的应用场景主要是点对点长距离传输、海底电缆、大电网联接与隔绝等；而特高压交流的应用场景主要是构成交流环网和短距离传输。

输电网络规模正不断扩大，输电技术正呈现三大趋势。当前，输电线路正朝高电压、大容量、远距离输送电能的方向不断进步，新的输电网络规模不断扩大。未来输电技术呈现出以下三大趋势：1）输电电压等级有进一步提高的趋势；2）直流输电技术将得到更为广泛的应用；3）电网侧对电源侧的要求逐步降低。我国由于能源资源与电力需求存在远距离、逆向分布特点，需要开发和应用远距离、大容量、高效率的特高压输电技术。

2发展特高压，符合中国国情的电力超级快递

2.1.特高压是契合国情的电力超级快递

我国能源资源禀赋与负荷中心呈现典型的逆向分布特征。我国的用电负荷主要集中在华东、华南、华中等中东部地区，中东部地区经济发达人口稠密，能源需求占比达到70%以上；而能源资源则主要集中在“三北”以及西南地区。根据国家能源局和中联电统计数据，我国76%的煤炭资源在北部和西北部；80%的水能资源集中在西南部；90%的陆上风电资源主要集中在西北、东北和华北北部；全国太阳能源资源最丰富的地区则主要在西藏、青海、甘肃、宁夏、新疆等西部省区，这些地区的年日照小时数均超过3,000小时。

能源生产与消耗结构性失衡，需要对电力资源进行合理调配。我国大型能源基地和负荷中心逆向分布的特征，使得跨区长距离输电的需求客观存在，“西电东送”、“北电南供”的电力格局已经成为我国电力工业长期面临的挑战之一。2016年，华东和华南两个主要用电负荷区域用电量分别达到了2万亿kWh和7,257万kWh，区域内发电量分别为1.8万亿kWh和5,898万kWh，缺口分别达到了1,669万kWh和1,359万kWh，缺口率分别为8.4%和18.7%。而同期，西南、西北、华北三个地区的富裕电量则分别为2,948、1,125和672万度。从省区来看，内蒙、云南、四川、山西、湖北等资源集中区是典型的发电富裕省份，而人口稠密、制造业占比高的浙江、江苏、广东、上海则存在大量的外部电力输入需求。

能源集中地与负荷中心距离遥远，催生特高压需求。在2010年以前，我国的主干输电网架以500kV为主，输送距离均在1,000公里以下。然而，我国主要资源负荷地与禀赋地之间的距离大都在1,000公里以上，原有的输电网架结构无法满足大范围大规模调配电力资源的需要，发展远距离大容量输电技术迫在眉梢。1000 kV特高压交流输电线路输送功率约为500 kV输电线路5倍；±1100kV特高压直流输电能力是±500 kV输电线路的4倍。在输送相同功率的情况下，1000 kV特高压交流和±1100kV特高压直流的输电距离分别是其500 kV输电线路的4倍和5倍，而线路损耗则只有500kV线路的25%。同时，输送同样的功率，采用1000kV线路输电与采用500kV的线路相比，单位容量线路走廊占地减小30%，可节省60%的土地资源。从西北将煤电、风电输送到华东、华北地区，输送距离超过3,000公里，特高压输电技术的可行性和经济性无疑是可观的。

特高压项目在电力资源调配方面效果显著。以我国第一条特高压示范试验项目工程“晋东南—南阳—荆门”为例，该工程自2009年投运以来，南北互济，水火交融，最大限度发挥了电力资源调配的作用。湖北省水电资源基本开发完毕且大量外送，全省用电量的60%依靠火电，然而湖北省内化石能源匮乏，98%的发电用煤需要从外省购入。每到冬季枯水季节，湖北电网通过特高压接受山西等地的煤电输入；到了夏季丰水季节，又通过特高压将西南四川富余水电送到华北电网，缓解山东等地的缺电状况。特高压为湖北电网新增北方火电500万千瓦，减少电煤运输700余万吨/年，累计输送电量556亿千瓦时，有效缓解了湖北电网缺电局面。

特高压工程提升了跨区输电能力，已成为我国电力领域的“超级快递”。国家电网公司辖区内跨区输送电量从2010年的269亿kWh快速增加到2017年度的2,326亿kWh，2010-2017年间复合增长达到36%，尤其是从2014年大规模批复大气污染治理特高压通道后跨区输电量更是大幅增长。从占比上来看，跨区输电量占辖区发电量的比重已达到4.3%，较2010年提升3.5Pcts。南方电网公司所辖的云南地区水电资源丰富，一直都是西电东送的主力。2011年到2017年间南方电网公司西电东送输电量从969亿kWh上升到2,028亿kWh，复合增长达11.1%；西电东送输电量占辖区发电量的比重也上升到18%-19%。