兼议新能源供给消纳体系的协同性：特高压是刚需吗？

新能源大基地建设加速推进，电力空间平衡的需求和挑战增大。“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，预计跨区跨省电力流将由2019年的2.2亿千瓦增大到2025年的3.6亿千瓦，其中跨区电力流2.4亿千瓦。东北、蒙西山西（华北）、西北是新能源主要外送区域。 大基地“新能源+火电”配套方案将有效改善送出通道经济效益。特高压输电可以将“三北”及西南地区的风电、光伏发电、水电等输送至东中部电力需求旺盛地区，有效解决能源负荷分布失衡与新能源消纳问题。截至2022年11月20日，中国在运“16交20直”、在建“5交”共41个特高压工程。但由于源端配建不到位，通道利用率较低，直接影响投资回报。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，配建特高压直流典型输送容量为800万千瓦，在可再生能源输送电量占比50%时，可将特高压投资回收期降至8.5年，经济性得到大幅提升。 第一批大基地依托现有外送通道，第二批大基地需要新建通道。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。2022年5月，青海光伏出现83.7%、甘肃风电出现81.7%的利用率低点。第一批风电、光伏大基地项目启动后，蒙西山西通道送出压力加大，东北、蒙西山西、西北通道可再生能源容量占比约为45%、137%、70%；第二批项目则需要新建通道，东北、蒙西山西、西北通道可再生能源容量占比约为45%、236%、218%。 “十四五”特高压建设提速。我们测算，“十四五”期间，东北、蒙西山西、西北、西南等直流外送通道需增加输送能力8452万千瓦，各区域分别需新增特高压直流工程1、5、5和1个，共计12个，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交流工程16个，投资约1900亿元。 投资建议：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，特高压起到平衡能源与负荷分布、促进新能源消纳的作用，是坚强智能电网重要骨架，在“十四五”期间，仍将继续保障新能源远距离、大规模输送。特高压同时承担着托经济、稳增长的重要任务，政府亦将持续加大特高压建设投资，特高压设备龙头在2023~2024年业绩增长确定性高。 建议关注：派瑞股份、国电南瑞、特变电工、许继电气、思源电气、中国西电、平高电气。 风险分析：特高压建设不及预期；政策变化风险；盈利能力下降的风险。 投资聚焦 特高压输电技术具有远距离、大容量输送电能的优势，成为连接资源中心与负荷中心的重要纽带，同时是构建坚强智能电网的骨干支撑。截至2022年11月20日，中国在运“16交20直”、在建“5交”共41个特高压工程。2022年新核准、开工荆门-武汉、武汉-南昌、福州-厦门（省内线路）、川渝联网4个特高压交流工程，南阳-荆门-长沙特高压交流、白鹤滩-江苏特高压直流、白鹤滩-浙江特高压直流工程竣工。随着新能源大基地规划开展，跨区域新能源电力输送需求快速增加，特高压建设在未来的一段时间里将受到各界广泛关注。 我们的创新之处 （1）基于全国可再生能源消纳数据，分析了特高压通道利用率、可再生能源占比对投资回报的影响，分析了大基地“新能源+火电”配置的经济性； （2）基于东北、蒙西山西（华北）、西北地区新能源装机容量、特高压通道利用率及新能源大基地规划数据的多元分析，论述了特高压建设的必要性； （3）从区域能源不平衡及跨区电力流动角度，将新能源基地规划与特高压工程建设进行归纳，预测了“十四五”跨区电力输送需求及特高压交流工程投资水平。 投资观点 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，特高压是能源跨区域跨省输送的有力保障，是坚强智能电网的重要骨架，在“十四五”期间，仍将继续承担新能源远距离、大规模输送的重任。特高压承担着托经济、稳增长的重要任务，政府亦将持续加大特高压建设投资，特高压设备龙头在2023~2024年业绩增长确定性高。 建议关注：晶闸管龙头企业派瑞股份；特高压换流阀/二次设备龙头国电南瑞； 特高压变压器和换流变压器龙头特变电工；电气设备和自动化综合服务商许继电气；直流及一二次设备专业公司思源电气；特高压一次设备综合供应商中国西电； 特高压GIS组合电气龙头平高电气。 1、能源远距离、大容量输送是必然需求 1.1、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%。 图1：2021年中国各地发电量构成及可再生能源占比 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%。 图2：2021年中国各地发电量构成及省间电量流动 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。 图3：全社会用电量增长情况 图4：跨区域送电量占全社会用电量比例 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。 图5：2025年跨区跨省电力流示意图 图6：2035年跨区跨省电力流示意图 1.2、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。 图7：国家电网区域特高压示意图 图8：南方电网区域特高压示意图 图9：全国电网建设投资与特高压投资 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。 截至2022年11月20日，中国在运“16交20直”、在建“5交”共41个特高压工程。2022年新核准、开工荆门-武汉、武汉-南昌、福州-厦门（省内线路）、川渝联网4个特高压交流工程，南阳-荆门-长沙特高压交流、白鹤滩-江苏特高压直流、白鹤滩-浙江特高压直流工程竣工。 表1：特高压交流工程清单（截至2022年11月） 表2：特高压直流工程清单（截至2022年11月） 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%。 图10：特高压输送通道可再生能源电量 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。 表3：特高压直流输送通道利用率分析 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。 2、新能源大基地建设成为新能源重点工作 2.1、清洁能源大基地与风光大基地规划 “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。 图11：“十四五”清洁能源基地示意 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%。 图12：“十四五”九大清洁能源基地风电、光伏规划 到2030年,规划建设风光大基地总装机约4.55亿千瓦。根据国家发展改革