电网设备行业专题：特高压建设正当时，2024有望持续攀峰

（报告出品：国盛证券）

一、特高压确定性强、持续性长、成长属性加强

1.1 特高压是实现远距离、大容量输电的最佳方案

特高压直流输电是远距离、大容量输电最优解决方案。特高压输电技术由 1000KV 及以 上交流和±800KV 及以上直流输电构成，是目前世界上最先进的输电技术。交流输电类 似驾驶汽车，每隔一定距离就会遇到红绿灯（变电站），并按规定车道直行或转弯（潮流 控制），最后才能抵达千家万户（负荷终端）。直流输电则像供水管送水，先要提高水压 （发电厂升压站），多个供水管形成供水管网提高供水可靠性，水管管网压力降压（变电 站）后再供给千家万户。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 2500KM 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%；特高压输电是远距离输电最优解 决方案。

特高压直流：发电厂产生的是交流电（6KV-24KV），交流电汇集后经换流阀升压至 特高压，再经过大功率的整流器变成直流，形成直流特高压（±800KV 以上），再进 行长距离直流输电（数千公里以上）。直流特高压输电结束时，需通过换流阀将特高 压直流变成特高压交流，然后利用变压器降压成高压交流电（220KV）并入现有地 区电网，实行交流供电。

特高压交流：发电厂发出的交流电（6KV-24KV）直接通过变压器升压(至 1000KV) 和降压（220KV）实现远距离输送，交流工程中间可以落点（设变电站），具有组网 功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成电网。

特高压直流点对点直达输送、中间不停靠，输送容量大、电压高、损耗低，效率高，更 适宜跨省长距离输送电力，是“西电东送”主要力量。我国目前西部清洁能源基地距离 中、东部能源高消费地区高达 800-3000KM。性能上，特高压直流更适宜“西电东送”通 道。

直流线材少：由于特高压直流输电设备——换流阀成本较高（单个换流阀价值约 1.5 亿元），但特高压直流所需线路材料少，①直流输电采用 2 线制，以大地或海水作回 线，交流采用三 3 制，因此输送相同功率时，直流输电所用线材仅为交流输电 2/3- 1/2）；②如果考虑到趋肤效应和各种损耗（绝缘材料介质损耗、磁感应涡流损耗、 架空线电晕损耗等），输送同样功率交流电所用导线截面积≥直流输电所用导线 1.33 倍。因此长距离下特高压直流更具性价比。

直流电损少：从电能损失看，由于特高压直流所需电线少，且特高压直流无交变电磁场、不存在感抗，而特高压交流输电线路存在电容电流、交变电磁场（产生感抗）， 因此特高压直流相较交流电损更少。

直流稳定性高：交流输电必须同步运行，但远距离输电下，交流存在“相位差”、“频 率波动”使得交流电远距离输电无法同步，产生循环电流损坏设备，引起停电。直 流输电线路互连时，两端交流电网可以用各自频率和相位运行，不需进行同步调整， 可以提高两端交流系统稳定性。

直流可靠性高。直流系统一段故障需另一侧输送短路电流，因此使两侧系统原有开 关切断短路电流能力受到威胁，需要更换开关。直流输电采用可控硅装置，电路功 率能迅速、方便地进行调节，直流系统故障无需输送交流输送短路电流，系统可靠 性更高。适应恶劣环境：特高压直流系统具有较强的抗干扰能力，能够在恶劣的气 候条件、高海拔地区和其他复杂环境中稳定运行。

直流抗干扰能力：特高压直流系统由于其电流小、电压高的特点，在恶劣的环境条 件下（如雷电、高海拔等）具有更好的抗干扰能力。这使得特高压直流系统在长距 离传输过程中能够更稳定地运行，减少因外界干扰引起的问题。

特高压交流“经济输送距离”小于直流，作用更多在于区域联网。“经济输送距离”，指 的是某一电压等级输电线路最经济的输送距离是多少，输电线路存在损耗，线路太长损 耗太大经济上不合算。500kv 超高压输电线路的经济输送距离一般为 600-800 公里，而 800kv 直流、1000kv 交流因电压提高所以线路损耗减少，经济输送距离加大。由于交流 相对于直流线材损耗多，因此 1000-3000公里下（通常为西北大基地至中东部地区距离）， 特高压直流更具有经济性，而 1000 公里下（省间区域联网），特高压交流因所需核心设 备价值较低，更常用。因此我国特高压建设“直流实现西电东送，交流实现直流传输回 来的电量再分配以提高特高压利用率”。

直流可细分常规直流与柔性直流，柔性直流是下一代电力输送技术。常规直流和柔性直 流最大的区别是换流元件的不同。柔性直流最根本的特点在于采用了全控型器件 IGBT(绝缘栅双极晶体管)和 VSC(电压源换流器)，即对电网强度要求低，可适用于各种 电网条件；而常规直流采用晶闸管(可控制开通，无法控制关断)，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。柔直系统更适用于电网强度低的地区，特高压技术进入“柔直时代”。“强度”与发电机 数量、电网密集程度正相关。针对西北风光大基地，特高压直流送端一般在西部、北部 等的弱交流系统中，电网强度较弱，特高压直流送端可能无法运行，或者出现故障。如 果采用柔直，对电网强度没有任何依赖，还能反向加强电网，辅助电网运行。在受端， 特高压直流存在一个较大弊端即换相失败，一旦发生一个环节故障，送端电站有可能全 面故障。因此在华东电网等直流汇集密集系统，极可能出现一个故障导致所有直流换相 失败情况，面临大面积区域停电风险。柔直没有换相缺陷，更适用于大规模风电场并网、 孤岛供电、分布式发电并网、交流系统互联等方面。“±800 千伏昆柳龙直流工程”是世 界第一个特高压柔性直流工程将云南水电分送广东、广西，线路全长 1452km，运输能 力达 8GW。送端的云南昆北换流站采用特高压常规直流，受端广西柳北换流站、广东龙 门换流站采用特高压柔性直流。白鹤滩-江苏特高压直流输电工程，也应用柔性直流技术。

1.2 特高压发展历经四周期，2023 年开启新一轮建设高峰

特高压建设历经 1 个试验阶段+4 轮周期，现已投运“20 直 17 交”。截至目前，据我 们统计，我国共有 37 条“20 直 17 交”特高压输电线路建成投运，已经初步形成“西电 东送、北电南供”的局面，跨省跨区输电能力超过了 3 亿千瓦。从整体发展看，特高压 发展历程可分为 1 轮试验、4 轮周期。

试验阶段：2006 年 8 月，国家发改委批复中国首条特高压工程“1000kV 晋东南-南 阳-荆门特高压交流试验示范工程”，开启了我国特高压发展建设的试验探索阶段 2006-2010 年共核准开工一交三直。

第一轮建设高峰(2011-2013)：2011 年以特高压电网为骨干网架，各级电网协调 发展的坚强智能电网建设周期开启，2011-2013 为特高压第一轮建设高峰，此期间 核准并开工建设“两交三直。

第二轮建设高峰(2014-2017)：2014 年为缓解中、东部电力供应紧张及减少东中 部地区煤电装机以改善中、东部地区的大气环境，国家能源局围绕《大气污染防治 行动计划》集中批复一揽子输电通道项目"小路条”核准并开工建设“八交八直”。

第三轮建设高峰(2018-2022)：2018 年国家能源局印发《关于加快推进一批输变 电重点工程规划建设工作的通知》，规划“七交五直”12 条线路，目的核心在于消 纳西部地区富余的可再生能源。

新一轮建设高峰(2023 开启)：2022 年国家电网在重大项目建设推进会议表示，将 再开工建设“四交四直”特高压工程，加快推进“一交五直”等特高压工程前期工 作；以及十四五期间特高压规划“24 交 14 直”，但 2021-2022 年因疫情原因导致 发展延迟，仅开工核准 4 条，整体特高压建设进度后移。2023 年国网计划核准 5 直 2 交、开工 6 直 2 交，开启特高压新一轮建设高峰；目的核心在于消纳西部地区富 余的可再生能源。

复盘历史，已投运特高压，历史特高压建设输送煤电、水电为主，风光基地配套特高压 建设正在兴起。我们梳理了历史建设的特高压所匹配的电源类型，截至目前，我国已累 计投运“22 直 17 交”，主要以输送西南水电、西北煤电为主。2014 年国家能源局要求 加快推进大气污染防治行动计划 12 条重点输电通道的建设，主要目的是以输电替代输 煤，提高外受电比例，可以显著改善东中部地区大气状况，所以第二轮特高压建设主要服务煤电。2018 年直接开启风光基地配套特高压建设，但目前配套风光基地特高压数量 不多，据统计，“22 直 17 交”仅有 5 条以输送新能源为主的特高压，远匹配不上风光大 基地外送需求。

风光大基地建设带动十四五期间特高压项目需求高增。从国家能源局在 2022 年 1 月在 《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》中首次 提出了十四五期间为配套水风光等能源基地，将规划建设“三交九直”12 条特高压通道， 实现将西部清洁能源送到东部负荷中心。2022 年 8 月 3 日，国家电网重大项目建设推进 会会议表示，年内将再开工建设“四交四直”特高压工程，加快推进“一交五直”等特 高压工程前期工作。总计 5 交 9 直，9 直通道均属于西北地区向中东地区运输能源通道。

1.3 风光大基地建成在即，十四五期间剩余 9 直 1 交特高压核准待开工

第一批风光大基地预计 2023 年底建成首批并网、第二批十四五/十五五外送 150/165GW、第三批风光大基地审批中，特高压建设迫在眉睫。我们梳理了第一批、 第二批、第三批大基地的情况，我们认为第二、三批风光大基地放量依旧需要特高压配 套外送。  第一批 97.05GW 基地项目部分已建成投产，计划 2023 年底全部投产；第二批规划建设 455GW，其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划 装机 284GW，采煤沉陷区规划装机 37GW，其他沙漠和戈壁地区规划装机 134GW， “十四五”时期规划建设风光基地总装机约 200GW，包括外送 150GW、本地 自用 50GW；“十五五”时期规划建设风光基地总装机约 255GW，包括外送 165GW、本地 自用 90GW。第三批公布 190GW 项目名单，但第三批优先申报 100%离网制氢项目、优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目；目前第三批基地项目正式启动实施；后续不排 除会新增特高压需求。

风光大基地配套特高压需求测算：考虑到西北至中东部地区运输距离远，假设未规划的通道均为直流，测算三批风光大基 地特高压外送通道需求：

第一批 97.05GW：新能源基地计划 2023 年底全部投产；对应外送通道或已收尾， 此次测算故暂不考虑。 

第二批规划建设 455GW、外送 315GW，预计需要 33 条特高压外送通道：其中“十四五”预计需要 19 条特高压外送通道：总计外送需求 150GW，其中 库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地、采煤沉陷区规划外送风光规 模 115GW，对应已规划外送通道 15 条（5 条存量+5 条已规划未开工（含 1 条 交流）+1 条已核准开工+4 条待可研）；其他地区外送风光规模达 35GW，假设 单条特高压直流对应以 8-10GW 风光大基地外送规模，预计需要 4 条特高压。  其中“十五五”预计需要 14 条特高压外送通道：总计外送需求 165GW，假设 单条特高压直流对应以 10-12GW 风光大基地外送规模，预计需要 14 条特高 压。

第三批规划建设 190GW，假设外送 95GW，预计需要 8 条特高压外送通道：第三 批优先申报 100%离网制氢项目、优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目；假设外送比例达 50%，外送规模达 95GW，假设单条特高压直流对应以 10-12GW 风光大基地外送规模，预计需要 8 条特高压。

存量已规划未投产特高压通道梳理，总计 27 条在建、待建、待核、待预。  已开工 4 直 5 交：4 条直流：“金上-湖北”主要配套金沙江上游水电外送；“陇东-山东”、“宁夏湖南”、“哈密-重庆”主要配套三北地区风光大基地外送。5 条交流：“张北-胜利”主要配套张家口风光电站外送，“川渝特高压”主要配 套水电外送，“福建-厦门”、“驻马店-武汉”、“武汉-南昌”主要是完成各区域主 网架结构。待核准 1 交：  1 条交流：“大同-怀来-天津北-天津南”目前进展较快，2023-08-28“大同-怀 来-天津北-天津南”特高压交流工程环境影响评价首次信息公示，预计不久后 将核准开工。可研勘探 5 直 1 交：5 条直流：“甘肃-浙江”、“陕北-安徽”、“陕西-河南”、“蒙西-京津冀”主要配套十四五内需建成外送的第二批风光大基地；“藏东南-粤港澳”是南网项目， 主要配套玉曲河、察隅曲、克劳龙河流域及澜沧江上游曲孜卡电站等水电外送。1 条交流：“阿坝-成都东”属于四川省规划，是川渝特高压的重要组成部分， 在川渝“Y”字形特高压网架基础上，为四川北部电网增加一个特高压输电通 道。

可研未开始 9 直 2 交：9 条直流：1 条确定的特高压直流“第二回外电入赣”，属于地方规划，国网江 西今年将积极推动第二回特高压入赣直流纳规建设。剩余 8 条均是配套风光大 基地外送通道，考虑到外送通道多为特高压直流工程，预计此 8 条均为特高压 直流项目。2 条交流：1 条确定的特高压交流“攀西-川南特高压”，属于地方规划，2023 年 7 月 13 日，中共四川省委、四川省人民政府发布《关于支持宜宾建设生态 优先绿色低碳发展先行区的意见》，提出推进攀西至川南特高压输变电等骨干 工程。另外 1 条“赣闽联网”属于地方规划，国网江西今年将积极推动赣闽联 网工程纳规建设，考虑到此前联网工程多为特高压交流工程，预计“赣闽联网” 为特高压交流项目。

根据规划，预计十四五期间尚有 10 条特高压项目未开工（9 直 1 交）：十四五风光大基地 150GW 外送通道 9 条：5 条已规划+4 条待可研。“四交四直”、“一交五直”非风光大基地配套的特高压通道 1 条：藏东南-粤港澳 （主要输送水电）已开始可研。

十五五预计特高压需求空间约 25 条（22 直 3 交）：十五五风光大基地 150GW 外送通道 22 条直流：其中第二批风光大基地“十五五” 预计需要 14 条特高压外送通道；第三批风光大基地预计需求 8 条外送通道。交流 3 条：梳理现存特高压交流工程，“阿坝-成都东”、“攀西-川南特高压”、“赣闽 联网”目前未出规划细则，或至十五五核准开工。

1.4 特高压“双海”发展，后续发展成长属性加强

“一带一路”战略推动全球能源互联，特高压技术成为跨国电力输送关键。在“一带一 路”框架下，中国在 2015 年提出全球能源互联网倡议，并于 2016 年发起成立合作组织 （GEIDCO）。“一带一路”周边国家及地区电力资源分布严重不均衡，全球能源互联网的 构建一方面可以提高各国电力供应能力，促进经济增长，另一方面可以实现区域内电力 资源共享，缓解各国电力消费不均衡现象。而国际间电力输送通常距离较远，需要持续、 稳定、高效的传输技术支撑，中国特高压技术兼具上述优点，且经过多年发展已居于世 界领先地位，成为跨国电力输送的最佳选择。GEIDCO 提出“6+3”跨国电网通道建设规 划，到 2035 年建设互联互通工程 36 个，路径长度均约 5.5 万公里，总投资约 1067 亿 美元；2023-2050 年间新增工程 31 个，路径长度均约 7.1 万公里，投资约 1555 亿美元。

国家电网积极部署国际化发展，打开一带一路沿线国家市场空间。据一带一路官网数据， 截至 2021 年，国家电网已在全球 51 个国家开展国际业务，并成功投资运营菲律宾、巴 西、葡萄牙、澳大利亚等 10 个国家和地区的 13 个“一带一路”建设倡导重点合作骨干 能源网项目，推动中国标准国际化，为中国技术、装备、建设进一步“走出去”奠定了 良好基础，并与一带一路沿线国家及地区合作日益紧密。据中国电力企业联合会数据， 2022 年，中国主要电力企业年度新签订境外工程承包合同项目 191 个，合同金额 327.71 亿美元，同比+5.1%，新签境外工程承包项目涉及 58 个国家和地区，主要分布在亚洲和 非洲，项目占比分别为 49%/26%。

深远海海上风电发展，柔直系统必不可少。从经济输送距离看，当输电距离大于约 80km 后，直流输电经济性会超过交流输电。但海上风场是由风机构成的弱交流系统，无法满 足常规直流送电“强度”需求，柔性直流由于可以独立支撑电压（对电网强度要求低）， 没有换相失败风险，成为深远海海上风电外送唯一经济且可行的方案。

海上风电风机大型化+深远海发展趋势明确，特高压柔直输电需求潜力大。海风项目离 岸距离不断增大，深远海项目中柔性直流送出方案取代交流送出成为更好的选择。从经 济性来看，直流送出方案初始投资较高，而海缆投资较低；交流送出方案初始投资较低， 但电缆投资较高，且需要配置无功补偿设备，因此在更大的输送距离下柔直将具有更低 的单位成本。从保障电网稳定性来看，海风电网和陆地电网都是交流电，柔直可以将二 者隔离开来，防止一侧的故障传导到另一侧。另一方面，深远海趋势下安装、运维等成 本都将增加，为摊薄固定成本，同时提高风能利用效率，进而降低度电成本，国内海上 风机朝大型化方向快速发展，单机容量提升叠加风电场规模增大对直流输电能力提出更 高要求，推动海缆等输变电设备高压化。因此，海风大规模、远距离发展趋势将催生潜 在特高压需求。

二、关注价值高、壁垒高、集中度高的特高压直流核心设备

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文琳编辑

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