近日，国家电网有限公司金上—湖北±800千伏特高压直流输电工程（以下简称“金上—湖北工程”）开工，拉开了今年我国电网重大工程建设的序幕。特高压电网是新能源供给消纳体系的关键一环，关系着我国能源安全和“双碳”目标的实现。与密集开工的风光大基地项目相比，配套电力外送的特高压建设节奏总体滞后，尚需加大马力，力保电源与电网建设维持平衡。
01
我国资源与负荷空间不平衡将加剧
中国各地区能源结构与清洁化水平差异较大。2021 年，（1）发电量前五的地区：广东、内蒙古、山东、江苏、新疆，发电量大小分别为 6115.2、5952.6、5808、5782.4 和 4578.1 亿千瓦时；（2）用电量前五的地区：广东、山东、江苏、浙江、河北，用电量大小分别为 7867、7383、7101、5514、4294 亿千瓦时；（3）可再生能源发电量占比前三西藏、云南、四川，分别为 95.9%、86.8%和 84.7%，其中水电分别为 85.5%、79.1%和 81.6%；（4）风光发电量占比前三青海、甘肃、宁夏，分别为 29.4%、22.7%和 19.4%。
我国的能源资源分布与能源负荷重心呈逆向分布关系。2021 年 1-11 月各地区外送电量与输入电量情况：
（1）外送电量排名：内蒙古、云南、四川、山西、新疆为主要电力输出地区，外送电量占总发电的比例分别为 41.6%、49.7%、33.5%、34.4%、25.2%；（2）外送比例排名：宁夏、云南、甘肃外送比例最高，分别为 52.2%、49.7%、46.2%。（3）输入电量排名：广东、河北、浙江、江苏、山东为主要电力输入地区，输入电量占总用电量的比例分别为 25.1%、42.6%、26.3%、20.1%、16.4%；（4）输入比例排名：北京、上海、天津输入比例最高，分别为 62.0%、49.0%、44.1%。
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。中国电力科学研究院测算，我国东中部地区分布式光伏理论容量约为 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。
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。
02
特高压输电通道实现清洁电源远距离消纳
我国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。 中国能源基地和负荷中心逆向分布。80%以上的能源资源分布在西部、北部， 75%电力消费集中在东部、中部，供需相距 800~3000km，必须实施能源大范围优化 配置。
我国面临东西部电力供需结构性失衡，东部地区用电量较大，而发电能力远不 及用电需求，存在较大的缺口；西部地区发电量远超用电量。中西部用电存在结构 性失衡的问题，特高压跨区输电是解决这一问题的有效方式。受益于基建刺激叠加 新能源消纳需求，近年来特高压工程发展迅速。2021 年特高压工程累计线路长度达 到 42156 公里，累计输送电量为 24416 亿千瓦时。
通过特高压输电通道可以充分利用发用电时空特性及资源禀赋差异性，最大限 度挖掘大电网资源优化配置潜力，灵活调剂省间电力余缺，加强“点对网”电厂富 余清洁能源消纳力度，提高西电东送通道利用水平，保障西部清洁能源消纳及东部 电力稳定供应。
自 2006 年起我国特高压建设经历了四个阶段。第一阶段为试验阶段(2006-2008 年)，2006 年 8 月发改委批复了中国第一条特高压交流项目（晋东南-南阳-荆门），并 于 2008 年 12 月投运；第二阶段(2011-2013 年)，国家电网公司开启以特高压电网为 骨干网架，各级电网协调发展的智能电网建设周期，核准并开工“三交两直”；第三 阶段(2014-2016 年)，2014 年 5 月，国家能源局提出加快推进大气污染防治行动计划， 集中批复一揽子输电通道项目，核准并开工“八交八直”；第四阶段(2018 年至今)， 作为新基建拉动经济，特高压再次迎来快速发展。国家电网“十四五”期间规划建 设特高压工程“24 交 14 直”，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 12 月，国网公司和南网公司累计投运特高压交流和直流线路 36 条。
03
可再生能源将成特高压通道主要能源，全年利用率决定特高压收益
据国家发改委重大基础设施建设专题新闻发布会，我国将加大新型电力基础设施建设力度，实施可再生能源替代行动，稳步推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、西南水电基地以及电力外送通道建设，可再生能源电量输送比例原则上不低于 50%。2022 年 4 月，《国家发展改革委关于核定宁绍、酒湖、锡泰特高压直流工程输电价格的通知》中，将宁绍（又名灵绍直流）、酒湖（又名祁韶直流）、锡泰特高压直流输电价格核定为每千瓦时 4.88 分、6.37 分和 4.83 分。结合 2018-2020 年三条线路的年输送电量情况测算，全年等效利用小时数分别为 6229 小时、2808 小时和 2140 小时，不考虑税费等影响，静态投资回收期分别为 11.3 年、21.2 年和 47.3 年。由于源端配建不到位，通道利用率较低，直接影响投资回报。
大基地“新能源+火电”配套方案将有效改善通道经济效益。为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于 50%的要求，电力规划设计总院提出通道送端典型的电源配套方案为新能源 1000-1300 万千瓦、煤电 400 万千瓦、新型储能 150-200 万千瓦，特高压直流典型输送容量为 800 万千瓦。假设取新能源装机 1200 万千瓦，考虑风光全年平均发电小时为 2000 小时，新能源发电量为 240亿千瓦时，若按新能源发电量 50%计算，则特高压利用小时约为 6000 小时，按单个工程投资 200 亿、0.0488 元/千瓦时输电价计算，不考虑税费等因素，特高压工程的静态投资回收期为 8.54 年。
04
特高压前景几何？
特高压究竟是周期还是成长？复盘历史，周期属性占先。我国特高压发展史可分为一个试验阶段和四轮周期，每轮周期均伴随着大量项目的核准、招标和开工，订单落地并转化为公司营收与业绩。不过特高压的发展具备非常明显的周期属性，往往和逆周期调节经济高度相关。
本轮特高压总量如何？本轮特高压包括“九直三交”以及一些改造项目。本轮特高压新一轮特高压周期的特点有节奏紧、新能源驱动以及柔直继续应用的特点。节奏上，因疫情等因素，2022年项目进度出现延宕，随着金上~湖北项目开工、陇东~山东项目核准，预计今年特高压项目将密集开工，进入本轮周期高峰。
本轮特高压周期后续如何看待？本轮周期由新能源大基地送出需求所驱动，但本质上也是逆周期调节经济的重要手段。技术上柔性直流等技术有望得到更多应用，项目造价也有所提高。2023年会出现核准、招标、开工高峰，我们初步判断由于新能源送出需求较强，后续可能仍然有新的项目进入规划（以直流为主）。但本质上本轮周期主要是调节经济+新能源外送共同驱动，我们认为2023年出现开工招标高峰，2024-2025年出现业绩高峰。
如何把握本轮特高压周期机会？特高压交、直流各自主设备格局较为稳定，特高压直流弹性主要看换流阀、电力晶闸管生产商等；特高压交流弹性主要看GIS、变压器生产商，以及有一定技术壁垒的设备如避雷器等。
