电网设备行业深度：特高压建设正当时，2024有望持续攀峰

风光发展带动电力远距离输送需求，特高压需求放量迫在眉睫。我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，而全国70%负荷集中在中、东部地区，形成我国原有资源与用电负荷逆向分布，因此需要跨区域输电。国家能源局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》中首次提出建设“三交九直”12条特高压通道配套水风光等能源基地，其中10条特高压明确匹配风光发电基地。因此匹配风光基地建设为特高压的核心底层建设逻辑。第二批风光大基地总计建设455GW，其中外送315GW；预计十四五完成建设200GW、外送150GW，因此特高压建设刻不容缓。 直流特高压更利于远距离点对点输电，需求可见性高。目前西部清洁能源基地距离中、东部能源高消费地区长达800-3000KM。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，且远距离输电上，特高压直流更具备经济性。特高压交流更多作用区域联网，有助于完善区域电网建设。风电大基地建设有望带来高确定性直流需求以及配套的交流工程。 十四五规划中预计剩余9条特高压直流、1条特高压交流待核准开工，行业需求持续高增。 根据现有规划，十四五期间，第二批风光大基地剩余8条特高压直流、1条特高压交流外送通道待核准开工：其中配套第二批风光大基地建设第一期项目115GW外送通道中，剩余4直+1交已规划未开工、4条待可研。十四五规划中非风光大基地配套通道1直待核准开工：藏东南-粤港澳直流通道（主要输送水电）已规划未开工。 关注价值高、壁垒高、集中度高的特高压直流核心设备：换流变压器、换流阀、GIS、直流保护系统、直流穿墙套管。目前特高压核心设备换流变压器＞换流阀＞GIS＞直流保护系统＞直流穿墙套管各自单线价值高、各产品毛利率高。从市场集中度看，特高压核心设备生产技术壁垒高，符合生产的企业主要集中在市场头部企业。特高压关系整个电力系统的安全，目前具有投标资格企业少；直流控制保护系统CR3达100%、直流穿墙套管81%、换流阀CR3达83%、GIS的CR3达70%、换流变压器CR3达77%。 特高压核心零部件分接开关、晶闸管，盈利水平高、竞争格局占优。有载分接开关是特高压直流换流变压器核心部件，当前集中度高，毛利率约60%，国内企业仅华明装备一枝独秀。晶闸管是换流阀最核心零部件，国内市场派瑞股份、时代电气为核心供应商，毛利率约60%。 2024有望开启核准、确收双高峰。特高压工程从核准至投运全程周期约2年。截至今年8月底，2023年已经核准开工4条特高压直流，投资额总计超1100亿元。目前十四五期间剩余待核准开工10条（9直1交）。根据新能源大基地建设进度，推算预计十五五期间还需开工25条特高压（22直3交）。预计2024-2025年有望迎来核准+确收双高峰。建议重点关注六家企业：平高电气、思源电气、中国西电、特变电工、许继电气、国电南瑞、华明装备、派瑞股份。 风险提示：风光大基地外送通道总需求不及预期风险、风光大基地建设不及预期风险、数据假设值与实际出入导致的测算风险、竞争加剧风险、统计误差风险。 重点标的 股票代码 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。 图表1：特高压输电优势汇总 图表2：高压输电与特高压输电优势对比 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。 图表3：中国“西电东送”示意图 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”。 图表4：直流输电和交流输电经济输送距离对比 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。 图表5：昆柳龙直流工程图 图表6：特高压常规直流和特高压柔直的优缺点对比 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。 图表7：特高压发展历程 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。 图表8：国已投运的39余条特高压输电线路 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“