电力设备行业特高压专题报告：新能源大基地加速特高压建设

（报告出品方/作者：光大证券，殷中枢、黄帅斌、和霖）

1、 新能源是现代能源体系的重要组成部分

1.1、 “两个替代”是碳中和路径基础

1.1.1、碳中和背景下的电力发展趋势

“清洁替代”、“电能替代”是一次能源消费结构变化的主要趋势。为实现“双 碳”目标：（1）产业结构调整是关键，要进一步降低单位 GDP 能耗和碳排放；（2）能源结构转型是主要途径，2021 年，我国能源燃烧约占 CO2排放量的 85%， 为了降低社会整体排放，需要在能源生产侧采用清洁能源替代化石能源，在能源 消费侧进行电能替代。

2060 碳中和情景下，中国一次能源消费总量将于 2030 年起进入约 10 年的平台 期（消费量约为 60 亿吨标煤）。2040 年后，经济发展与能源消费基本脱钩， 一次能源消费总量以年均 1%的下降率逐渐下降，2060 年降低至 50 亿吨标煤左 右，碳约束不断加强，能源利用效率和电气化水平持续提升。

碳中和目标达成时，电力占终端用能的比重将达到 90%以上。电力行业是实现 碳达峰、碳中和目标的主战场，据周孝信院士预测，到 2025 年电力需求将达 9.14 万亿千瓦时左右，到 2030 年电力需求将达 10.59 万亿千瓦时左右，而后用电量 不断增长至 2060 年的 15.00 万亿千瓦时。

“十四五”末风电、光伏总装机占比达 37.7%，容量是 2020 年的 2.17 倍。基 于《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》给出的电源结构变化趋势，我们预计 2025 年、2030 年的风电、光伏总装机容量将达到 11.5 亿千瓦和 17.1 亿千瓦， 超过碳达峰、碳中和方案制定的 2030 年末 12 亿千瓦规划目标。

1.1.2、新能源占比提高加剧电力平衡和消纳问题

新能源出力波动大使电力供应紧张和弃风弃光问题同时存在。新能源出力受天气 因素影响，具有波动性和不确定性，因此某一时刻系统中所有新能源机组出力与 系统总用电负荷之比，也存在较大波动。据中国电力科学研究院郭剑波院士预测， 2030 年新能源出力占系统总负荷之比为 5%～51%，2060 年新能源出力占系统 总负荷之比为 16%～142%。新能源低出力时段，电力系统需要高可靠出力电源 实现电力平衡；新能源高出力时段则给系统消纳、安全带来巨大挑战。

2025 年跨区跨省电力流将由 2019 年的 2.2 亿千瓦增大到 3.6 亿千瓦。全球能源 互联网合作组织预测，2025 年跨区电力流 2.4 亿千瓦，包括西北外送 8200 万千 瓦，西南（含云南）外送 9400 万千瓦，华北蒙西、山西外送 3500 万千瓦，东 北外送 1500 万千瓦等。跨省电力流 1.2 亿千瓦，包括蒙西、山西外送 5800 万 千瓦，西南四川送重庆 600 万千瓦等。2035 年，跨区跨省电力流将继续增大， 西北、华北、东北、西南四个区域外送规模将达 3.78 亿千瓦。

电力空间平衡的需求和挑战大，需要解决输电走廊、电网安全稳定支撑强度等问 题。2021 年跨区域送电量占全社会用电量之比为 7.6%，近五年提高 2 个百分点。据中国电力科学研究院测算，我国东中部地区分布式光伏可发容量约为 15～20 亿千瓦，年发电量仅为 1.9～2.5 万亿千瓦时，远不足以支撑当地负荷用电需求；2060 年西北地区约有 1.6 亿千瓦新能源电力外送需求，而 2021 年西北跨区外送 直流规模约为 6300 万千瓦，2060 年时需扩充为 2021 年的 2.5～4 倍。

1.2、 新能源大基地建设成为新能源重点工作

1.2.1、“十四五”清洁能源大基地规划

“十四五”清洁能源基地规划总量达 7.44 亿千瓦。“十四五”规划和 2035 年 远景纲要中提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个 清洁能源基地，形成九大集风光(水火)储于一体的大型清洁能源基地以及五大海 上风电基地。

九大清洁能源基地“十四五”规划总装机容量 6.65 亿千瓦。九大清洁能源基地主 要包括金沙江下游、雅砻江流域、金沙江上游、黄河上游和几字湾、河西走廊、 新疆、冀北、松辽等地，截至 2021 年底，九大基地已建新能源总装机 3.04 亿千 瓦，占总规划目标的 45.76%。

五大海上风电基地“十四五”规划总装机容量达 7900 万千瓦（截至 2021 年底， 海上风电累计装机规模达到 2638 万千瓦）。五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏、山东等地，到 2025 年底，广东 1800 万千瓦，福建 500 万千瓦， 浙江 500 万千瓦，江苏 2600 万千瓦，山东 2500 万千瓦，占海上风电规划总装 机容量的 22.78%、6.33%、6.33%、32.91%和 31.65%。（报告来源：未来智库）

1.2.2、沙漠戈壁等大型风电光伏基地规模增长

到 2030 年,规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。根据国家发展改革委、国 家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规 划布局方案》的通知，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机 2.84 亿千瓦，采煤沉陷区规划装机 0.37 亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机 1.34 亿千瓦。其中，“十四五”时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千 瓦、本地自用 0.5 亿千瓦；“十五五”时期规划建设风光基地总装机约 2.55 亿 千瓦，包括外送 1.65 亿千瓦、本地自用 0.9 亿千瓦。风电光伏大基地规划项目 整体以外送为主，占项目总规划容量的 69.23%。

“十四五”末“三北”地区新能源大基地规划装机较 2021 年底增长 52%。截至 2021 年底，西北、华北、东部地区累计风电装机 2.09 亿千瓦，占全国风电总装 机的 63.5%；光伏装机 1.75 亿千瓦，占全国光伏总装机的 57.3%；新能源总装 机 3.84 亿千瓦，占全国新能源总装机的 60.5%。与清洁能源基地规划不同，风电、光伏大基地项目单位容量大、区域分布集中。清洁能源基地与风电、光伏大基地项目有交叉重复，同时各有特点。（1）清洁 能源基地覆盖东北、华北、西北、西南区域，风电光伏大基地项目以西北、华北 为主，尤其是内蒙古西部地区；（2）“十四五”期间，清洁能源基地项目规划 总量 6.65 亿千瓦，多于风电、光伏大基地规划总量的 2 亿千瓦，但风电、光伏 大基地项目单体通常高于 100 万千瓦，单体规模较清洁能源基地项目大。

1.3、 新能源供给消纳体系初见规模

1.3.1、大基地项目外送、就地消纳相结合

第一批大基地项目外送、就地消纳相结合。2021 年 11 月 24 日，国家发改委、 国家能源局印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地 建设项目清单的通知》，规模总计 97.05GW。第一批项目中，国家电网区域 6515 万千瓦（未包含与蒙西电网交叉 2020 万千瓦）、南方电网区域 1170 万千瓦、 蒙西电网区域 2020 万千瓦；所有项目中，就地消纳 5055 万千瓦，占总项目 52.09%，外送项目 4650 万千瓦，占所有项目 47.91%。

第二批项目以外送为主，单体规模 100 万千瓦以上。根据通知要求，第二批项 目要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上能在 2023 年内建成 并网。第二批基地基本集中在三北地区，要求单体项目规模不小于 100 万千瓦， 主要是以外送为主，依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电 通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配。

1.3.2、大基地建设增大新能源消纳压力

新能源消纳量不断提高，2021 年，全国风电、光伏累计发电量同比增长 35.0%， 消纳比重提高 2.0 个百分点。2020 年，风电、光伏发电量 7276 亿千瓦时，占 全部发电量的 9.5%；2021 年风电、光伏发电量 9785 亿千瓦时，占全社会用电 量的比重首次突破 10%，达到 11.7%。2021 年，全国平均风电利用率 96.9%，同比提升 0.4 个百分点；光伏发电利用 率 98.2%，同比提升 1.0 个百分点。但蒙西、青海等地区新能源消纳利用情况有 所降低，其中蒙西地区新能源利用率为 92.3%，同比下降 1.8 个百分点；青海地 区新能源利用率为 87.3%，同比下降 5.7 个百分点。

蒙西、青海新能源利用率降低原因，主要有：（1）地区社会用电量增长小，新能 源集中并网规模较大，本地消纳空间有限；（2）冬季供热机组“以热定电”运行， 火电调节能力有限，新能源消纳受到制约；（3）受支撑电源建设进度滞后，特高 压输送新能源能力受限，制约新能源消纳。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大 型风电光伏基地项目将在 2022 年陆续并网投产，新能源项目较为集中，西部和 北部部分地区消纳压力增大。

2、 特高压骨干输电网络加速建设

2.1、 特高压是新能源跨区电力输送重要通道

特高压交流输电线路主要用于构建区域主网架，成为坚强智能电网的核心骨干 网；特高压直流输电线路主要用于新能源远距离、大规模输送以及区域间非同步 连接。已建的特高压输电线路中，国家电网重点建设东部同步交流电网，包括华 北、华中、华东三个区域以及特高压直流输送通道，特高压交流电网成为直流落 点的重要支撑；南方电网则重点构建新能源跨省输送的特高压直流送电通道。

特高压是连接资源中心与负荷中心的能源桥梁，可优化资源配置，解两地发展之 需。我国的能源资源分布与能源负荷重心呈逆向分布关系，80%以上的能源资源 分布在西部和北部地区，70%以上的能源消费集中在东中部地区。根据国家能源 局发布的数据，2018~2020 年间，已投运特高压工程累积输送新能源电量分别 为 2083.9、2352.0 和 2441.0 亿千瓦时，占输送通道总电量的比重分别为 52.30%、52.40%和 45.90%。截至 2021 年底，中国在运“15 交 18 直”、在建“4 交 2 直”共 39 个特高压 工程，在运在建特高压线路总长度超 5 万公里，变电站/换流站容量超 6 亿千伏 安/千瓦。国家电网在运“15 交 14 直”共 29 个，在建“4 交 2 直”共 6 个，累 计在运在建共 35 个特高压工程。南方电网在运“4 直”共 4 个特高压工程。

特高压仍将是“十四五”电网投资重点。“十三五”期间，特高压投资合计 3462 亿元，占电网总投资的 13.82%，各年占电网总投资的比例分别为 16.48%、 19.81%、11.82%、7.94%和 12.48%。风电、光伏大基地建设提高了跨区域、 跨省大规模输送新能源电力需求，对电网输送和安全可靠运行能力提出新的要 求，特高压交直流输电工程建设需求随之增加。

2.2、 特高压输电技术介绍

特高压交流输电与直流输电相辅相成，互为补充。特高压通常指 1000 kV 及以 上电压等级的交流输电系统和±800 kV 及以上电压等级的直流系统。特高压交 流系统主要用于近距离大容量输电和更高一级电压等级的网架建设；特高压直流 主要用于送受关系明确的远距离大容量输电以及部分大区、省网之间的互联。

2.2.1、特高压交流输电技术及其核心设备

特高压交流输电系统构成

特高压交流输电技术通常为 1000kV 及以上电压等级的交流输电技术，主要用于 构建大容量、大范围的同步电网及骨干网架，为常规直流系统提供坚强支撑。特 高压交流输电根据功率流向主要由升压变、输电线路、降压变及其控制保护与通 信系统组成，其中包括变压器、特高压级开关、电流/电压互感器等变电站核心 设备，以及杆塔、导线、绝缘子等线路核心设备。

特高压交流输电系统建设成本

特高压交流输电工程线路投资占重要部分，其次为变电站投资。通过对南昌-长 沙、荆门-武汉、南阳-荆门-长沙三个特高压交流输电工程进行分析可知，特高压 变电站设备、线路设备、施工及其他分别占总投资的 29.03%、35.02%、25.29% 和 10.65%。

（1）变电站成本构成

变电站设备成本构成中，1000kV 变压器、1000kV 组合电器、1000kV 电抗器的 占比分别为 21%、51%和 11%，合计占总投资的 83%，单位容量设备成本为 22.33 万元/MVA，平均造价 65.82 万元/MVA。其中，以 2X3000MVA 的变电站 为例，通常需要 6+1 台单相变压器，平均 4064.89 万元/台，需要 1000kVGIS 组合电器 10 个间隔，平均 6794.66 万元/间隔，需要 6+1 个 1000kV 电抗器， 平均 2133.88 万元/台。

（2）输电线路成本构成

线路设备成本构成中，铁塔及导地线分别占总成本的 56%和 27%，合计为 83%。特高压交流输电线路通常为双回架设，平均单公里铁塔用材 473.36 吨，499.43 万元；导线用材 124.97 吨，240.27 万元，单公里设备成本 888.43 万元，平均 施工成本 785.34 万元，线路平均造价 1673.77 万元/公里（双回路）。

2.2.2、特高压直流输电技术及其核心设备

特高压直流输电系统构成

特高压直流输电技术（Line Commutated Converter Based High Voltage Direct Current，LCC-HVDC）通常指±800kV 及以上直流输电技术，主要用于 超远距离、超大容量电力输送。从特高压直流输电工程的送端至受端，由换流变、 换流器（整流）、直流线路、换流器（逆变）、换流变及其控制保护与通信系统 组成，其中包含换流变压器、换流器、平波电抗、直流滤波器等换流站核心设备， 以及导线、杆塔等直流输电线路核心设备。

换流阀是换流器的基本组成单元，是高压直流系统的核心设备，主要功能是把交 流转换成直流或实现直流到交流的逆变换。目前常见的换流站中，每一极（正极、 负极）的换流器均包含高端、低端两组换流阀，每一组换流阀由 6 个换流阀单阀 构成。

特高压直流输电系统建设成本

特高压直流输电工程中，换流站成本占主要部分，其次为输电线路。通过对白鹤 滩-浙江、白鹤滩-江苏、雅中-江西三个特高压直流输电工程进行分析可知，特高 压换流站设备、线路设备分别占总投资的 27.38%、25.53%。

（1）换流站成本构成

换流站设备成本构成中，换流变压器、换流阀、组合电器、电容、电抗器分别占 总投资的 42%、24%、6%、6%和 4%，合计为 82%。单位容量的设备成本为 47.40 万元/MVA，是特高压交流输电工程的 2.12 倍。其中，以 8000MVA 的换 流站为例，通常需要 24+4 台单相换流变压器，其中高端、低端各 14 台，高端 平均 7537.10 万元/台，低端平均 3940.36 万元/台；需要换流阀 4 套，平均 1.76 亿元/套，每套含 12 个脉动阀。

（2）直流线路成本构成

线路设备成本构成中，铁塔及导地线分别占总成本的 56%和 30%，合计占 86%。特高压直流输电线路通常为单回双极架设，平均单公里铁塔用材 180.65 吨， 165.74 万元；导线用材 44.52 吨，87.30 万元，单公里设备成本 302.12 万元， 平均施工成本 211.86 万元，线路平均造价为 513.98 万元/公里，约为 1000kV 电压等级特高压交流线路的 30.71%。

特高压交流与直流输电系统技术对比

随着距离增大，特高压直流的经济性优势逐渐显现。若不考虑停电损失，随着输 电距离增大，直流与交流之间的年费用的差距将逐渐缩小，当距离超过 1300 km 时，直流的费用更低。这主要是因为在总投资中，交流输电线路投资所占比例较 大，而直流工程中直流换流站的投资占比相对较大。（报告来源：未来智库）

2.2.3、特高压柔性直流输电技术及其核心设备

特高压柔性直流输电系统构成

柔性直流输电技术通常指基于电压源换流器的直流输电技术（Voltage Source Converter Based High Voltage Direct Current, VSC- HVDC），拥有可向无源 网络供电、不会出现换相失败、易于构成多端直流系统的特点，在清洁能源开发、 海上风电输送及直流电网构建方面具有优势。与常规直流类似，柔性直流系统主 要由换流站、线路及其控制保护与通信系统组成。其中换流站主要包括换流变、 换流电抗器、换流阀、直流电容器、直流电抗器及其他直流场设备。

换流阀是柔性直流输电系统的核心，换流阀拓扑包括多电平（VSC）和模块化多 电平（Modular Multilevel Converter, MMC）2 种主要结构。多电平结构通常 有两电平或三电平两种，采用器件直接串联、直流侧电容集中布置方式，通常使 用脉冲宽度调制（Pulse Width Modulation，PWM）来逼近正弦波，主要应用 在低电压小容量工程中，是早期的柔直工程技术路线。模块化多电平拓扑结构也 称为可控电源型电压源换流器，各相桥臂通过一定量的子模块串联构成，直流侧 电容分别布置在每个模块中，通常采用电平或者波形逼近控制策略，是当前的主 流技术路线。

相较于 IGBT，IGCT 具有更大的容量、更低的通态压降、更高的可靠性以及更低 的制造成本。基于可关断电力电子器件绝缘栅双极晶体管（Insulated Gate Bipolar Transistor, IGBT）是目前柔性直流输电技术的核心，为了满足未来柔 性直流输电更大容量、更高可靠性、更优经济性的发展需求，基于新型集成门极 换流晶闸管（Integrated Gate Commutated Thyristor, IGCT）器件的特高压柔 直输电技术将发挥其技术优势。

特高压直流输电系统与柔性直流输电系统技术对比

与常规直流相比，柔性直流增加了换流阀的成本，但是降低了换流变压器、交流 滤波器成本，线路部分与常规直流没有显著差异。以乌东德 8000MVA 柔性直流 换流站为例，通常需要 12+2 台柔直联结变压器，其中高端、低端各 7 台，平均 5283 万元/台，共 7.40 亿元/站；换流阀 4 套，平均 3.92 亿元/套，共 15.66 亿 元/站。单站成本方面，柔性直流换流阀成本是常规直流的 3.95 倍，换流变压器 成本为常规直流的 55.4%，电抗器成本为常规直流的 20.7%。

与常规直流相比，最大的改变是将换流器中的半控器件改为全控器件，通过控制 电压源换流器中全控型电力电子器件的开通和关断，改变输出电压的相角和幅 值，实现对交流侧有功功率和无功功率的控制。

2.2.4、特高压输电技术成本比较

综合而言，特高压交流输电技术在技术成熟度、输送容量、经济性方面占优，特 高压直流输电技术在电能损失、输电距离方面占优，特高压柔性直流输电技术在 可控性、无功补偿方面占优。

变电站（换流站）投资比较，交流变电站投资低于直流换流站。以常见的 1000kV 电压等级特高压交流，±800 kV 电压等级直流和柔性直流为例，在变电站（换 流站）容量方面，特高压交流输电工程、特高压直流工程、特高压柔性直流工程 依次递减，分别为 10000MVA、8000MVA、5000MVA。在单站、单位容量造价 方面，特高压交流输电工程、特高压直流工程、特高压柔性直流工程依次递增， 分别为 1.8、6.7、7.8 亿美元/站，和 52、84、156 美元/千伏安。线路投资承原材料价格产生波动，直流架空线路成本低于交流架空线路。输电线 路投资因跨越区域天气、地质条件、地貌等不同存在明显差异，且主要材料价格 受市场条件变化影响较大，具有明显的波动性。交流架空线造价约在 130 万美 元/公里左右，±800kV 电压等级直流架空线约为 63 万美元/公里。

特高压交流变电站，设备购置费约占静态总投资的 70%～80%，主变、GIS 组 合电器、高抗等主设备占设备总投资的 50%。特高压直流输电工程换流站，换流变占 25%～30%，换流阀占 10%～15%，直 流场设备占 5%～10%，控制保护约占 2%。特高柔性直流工程换流站，换流变占 25%～30%，换流阀约 35%，直流场设备 约 5%～10%，控保约 2%。

2.3、 特高压输送需求与投资规模预测

我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支 撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。特高压 线路建成将对能源远距离输送提供有力保障，并成为坚强智能电网的重要骨架。“十四五”期间，东部交流同步电网将进一步得到加强，形成华北、华中、华东 特高压同步电网，建成“五横四纵”特高压交流主网架，西部地区加快形成川渝 “两横一环网”特高压交流主网架。

特高压“十四五”期间将继续承担新能源远距离、大规模输送重任。近日国家能 源局委托相关单位结合大型风电、光伏基地建设要求，就“十四五”规划的 12 条特高压通道配套水风光及调节电源进行研究论证。12 条特高压通道含 9 直 3 交，建成后预计可满足 1.2 亿千瓦的新能源外送需要。

“十四五”期间清洁能源基地与大基地新增装机将达 3.61 亿千瓦。基于九大清 洁能源基地与风电、光伏大基地规划，我们预测，2022~2025 年东北外送通道、 蒙西山西外送通道、西北外送通道、西南外送通道的源端新增装机 3.61 亿千瓦， 是 2021 年底总装机容量的 2.28 倍；至“十五五”末，各区域新能源装机容量 将分别提升至 1.62、2.18、2.98 和 1.45 亿千瓦，总容量将达 8.23 亿千瓦。

“十四五”期间特高压交直流工程投资将达 4500 亿元。东北、蒙西山西、西北、 西南四个区域外送通道现状（截至 2021 年底数据）特高压输送容量 1.43 亿千 瓦，按“十四五”规划新能源容量以 40%外送做测算，仍需增加输送能力达 8452 万千瓦，其中东北、蒙西山西、西北、西南分别为 512、4000、3400 和 540 万 千瓦，输送容量按 800 万千瓦/个测算，各区域将需分别新增特高压直流工程 1、 5、5 和 1 个，共计 12 个，按在运特高压直流工程平均投资 220 亿元/个测算， 我们预测“十四五”特高压直流投资约 2600 亿元。“十四五”同期完善交流同 步电网仍需建设特高压工程 16 个，按在运特高压交流工程平均投资 120 亿元/ 个测算，我们预测特高压交流投资约 1900 亿元。

“十五五”期间，特高压交直流工程投资将达 5900 亿元。其中，东北、蒙西山 西、西北三个区域新能源大基地将分别新增装机容量 9900、7313 和 8288 万千 瓦，按 65%外送比例测算，仍需增加特高压输送容量约 1.65 亿千瓦，预计建设 直流工程 21 条，假设技术进步与国产替代带来 15%以上的降本，我们预测“十 五五”特高压直流投资约 3800 亿元，特高压交流工程按直流工程同等建设个数 测算，我们预测投资约 2100 亿元。（报告来源：未来智库）

3、 投资分析

“十四五”期间，九大清洁能源基地与风电光伏大基地规划装机 6.65 亿千瓦和 2 亿千瓦，按 40%外送做测算，东北、蒙西山西、西北、西南四个区域仍需增 加外送能力 8452 万千瓦，需新增特高压直流输电工程 12 个，预测投资约 2600 亿元，完善交流同步电网仍需建设特高压工程 16 个，预测投资约 1900 亿元， 合计投资约 4500 亿元。“十五五”期间新增外送新能源 1.65 亿千瓦，预测特 高压直流输电工程投资约 3800 亿元，配套交流特高压工程投资约 2100 亿元。2022 年，国家电网计划开工“10 交 3 直”共 13 条特高压线路，截至 2022 年 4 月已开工 6 条，大规模项目招标预计会在下半年开始。

我们预测，“十四五”期间特高压交流工程对应 1000kV 变压器、1000kV 组合 电器、1000kV 电抗器等核心设备投资将分别达到 116 亿元、281 亿元和 61 亿 元，特高压直流工程对应换流变压器、换流阀、电容器、直流控保等核心设备投 资将分别达到 299 亿元、171 亿元、43 亿元和 21 亿元。伴随新能源大规模、远距离输送需求增加，负荷平衡与消纳问题加剧，特高压柔 性直流输电技术因其可控性优势将得到快速发展，IGCT 具有更大的容量、更低 的通态压降、更高的可靠性以及更低的制造成本，有望获得新的市场增长空间。

3.1、 国电南瑞

国电南瑞是特高压换流阀/二次设备龙头。公司自主可控 PLC、全系列安全稳定 控制装置、安防装置全国产化产品落地应用，以国际领先的稳控系统、换流阀等 支撑雅中-江西、南昌-长沙、陕北-湖北等特高压工程实施，助力晋中、晋北、蒙 西特高压站顺利投运，新能源大基地、海上风电加速建设带动的特高压外送需求 增长，作为直流控保、换流阀龙头，公司 22-23 年业务增长可预见。

3.2、 特变电工

特变电工是特高压变压器和换流变压器龙头。公司在特高压变压器产品市占率行 业领先（历史中标率 25~30%），且其自主研制的±1100kV 特高压换流变压器 等产品被列入能源领域首台（套）重大技术装备项目清单，并在特高压直流套管 关键技术实现突破；未来随着特高压建设规模超预期，叠加疫情后公司海外输变 电成套工程业务推进顺利，公司输变电业务有望维持高增。

3.3、 许继电气

许继电气作为电气设备和自动化综合服务商，2021 年直流输电业务利润率大幅 提升，新能源基地建设将带动业务规模增长。公司积累了丰富的直流输电技术和 工程实践经验，海上风电柔性直流换流阀、直流耗能成套装置在如东工程顺利投 运，数字换流站、新一代智能网关和集中器实现首台套应用。新能源大基地加速 特高压工程建设，海上风电带动柔性直流送出需求，公司有望凭借技术先发优势， 实现业务快速增长。

3.4、 思源电气

思源电气是国内电力设备民企龙头，基本具备全电压等级一次设备制造和供应能 力，同时布局二次设备及 SVG、超级电容储能。公司输配电产品种类齐全，多 个产品在国网招标中标率居于领先地位。思源电气是无功补偿设备老兵，光伏、 风电等新能源装机的快速提升，以及全社会电气化率的提升，加剧了电能质量问 题，催生了对无功补偿设备的需求。公司布局了超级电容，储能业务潜力巨大。

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