新型电力系统与电力电子技术（新型电力系统行业深度）
新型电力系统与电力电子技术（新型电力系统行业深度）直流输电技术是基于电力电子技术的输电技术。交流输电由于具有拓扑简单、变压容 易、设备造价较低等优点，成为了全球各国最普遍采用的输电技术，至今仍然是构成我国 电网最重要的组成部分。直流输电技术则是伴随着电力电子技术的诞生而发展出的技术路 线。特高压包括特高压交流和特高压直流输电。特高压交流指电压等级 1000kV 的交流输 电项目，特高压直流指电压等级±800kV 及以上的直流输电项目，两者的技术原理和发展 逻辑则截然不同。特高压直流是典型的点对网输电项目，其基本原理是采用换流阀将交流 电转换为直流电，输送至目的地后再将直流电转换为交流电，再接入交流电网，主要目的 是输送电能。交流特高压除了输送电能外，还有承担改善电网架构，增强电网稳定性的作 用。我国清洁能源分布和用电需求也存在“胡焕庸线”。由于气候、生产力发展以及历史 政治经济等因素，我国区域间的经济发展不平衡。1935 年提出的“胡焕庸
（报告出品方/作者：申万宏源证券，刘晓宁，查浩，戴映炘）
1、特高压和柔性直流是达成双碳目标的关键环节1.1、双碳目标提出新型电力系统亟需构建
双碳目标将彻底改变我国现有电力装机结构，新型电力系统亟需构建。原文为 “要构建 清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源 替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。
1.2、清洁能源大规模输送是新型电力系统要解决的首要问题
我国清洁能源分布和用电需求也存在“胡焕庸线”。由于气候、生产力发展以及历史 政治经济等因素，我国区域间的经济发展不平衡。1935 年提出的“胡焕庸线”（又称黑河 —腾冲线）就是这一现象的典型描述：胡焕庸线以东地区以约 36%的国土面积，占据了我 国 95%以上的人口（20 世纪 30 年代当时的数据）。而我国清洁能源分布和用电需求也存 在“胡焕庸线“。胡焕庸线以东消费了 86.5%的电量，以西则仅消费了 13.5%，但是在清 洁能源分布上，从我国风资源和光资源分布可以看出，胡焕庸线以西则远高于胡焕庸线以 东。除了海上风电资源外，其余风光优质资源均远离负荷密集区，有巨大的电力调配需求。
海上风电是沿海重要的清洁能源，远海化、大型化是大势所趋。我国海上风电发展速 度较快，2020 年我国海上风电装机容量达 3.1GW，超过欧洲首次成为全球最大的海上风 电市场，新增装机容量超过全球的一半。2021 年我国海上风电新增装机 16.9GW，创历史 新高，但随着 2022 年海上风电国家补贴退出，海上风电进入平价时代，装机量将回到正常 水平。海上风电靠近负荷中心，利于消纳，且海上风电出力相对稳定，利用小时数高，是 沿海地区最佳的清洁能源。根据广东、江苏等地的海上风电规划，结合国外海上风电发展 趋势，深远海、大型化是大势所趋。
1.3、特高压直流是跨区大规模输电最佳解决方案
特高压包括特高压交流和特高压直流输电。特高压交流指电压等级 1000kV 的交流输 电项目，特高压直流指电压等级±800kV 及以上的直流输电项目，两者的技术原理和发展 逻辑则截然不同。特高压直流是典型的点对网输电项目，其基本原理是采用换流阀将交流 电转换为直流电，输送至目的地后再将直流电转换为交流电，再接入交流电网，主要目的 是输送电能。交流特高压除了输送电能外，还有承担改善电网架构，增强电网稳定性的作 用。
直流输电技术是基于电力电子技术的输电技术。交流输电由于具有拓扑简单、变压容 易、设备造价较低等优点，成为了全球各国最普遍采用的输电技术，至今仍然是构成我国 电网最重要的组成部分。直流输电技术则是伴随着电力电子技术的诞生而发展出的技术路 线。
根据其采用的电力电子器件和功能的不同，可分为常规直流（LCC）和柔性直流（VSC） 两种路线： （1） 常规直流（LCC）是以晶闸管等半控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流 输电技术。其优点是输送容量大、造价便宜，但是需要较强的交流电网支撑。 谐波量大，需要从电网中吸收无功，因此要配置大量的直流滤波和交流滤波设 备。 （2） 柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型电力电子原件为换流阀核心器件的直流 输电技术。其优点是可以通过模块化多电平技术形成非常接近标准正弦波的交 流电，且有功和无功可以分别独立调节，不需要滤波设备，也不需要交流电网 支撑。缺点是造价较高，且输送容量较小。
从远距离输电的角度，直流特高压比交流特高压有明显优势： 我国电网分区运行的大格局不会改变。我国电网运营由国家电网公司、南方电网公司 和内蒙古电力公司三家主要运营商承担，分别负责不同的区域，共分为东北电网、华北电 网、华中电网、华东电网、西北电网、西南电网、南方电网等 7 个区域同步电网，各个区域电网之间仅有较弱的联系，绝大多数电力生产和消纳均在区域内产生。
根据中电联数据， 2021 年全国跨区送电电量 6876 亿千瓦时，仅占全社会用电量的约 8.3%，各区域之间联 系较薄弱。扩大交流电网可能导致电网风险不降反升，根据 2018 年中国工程院《我国未来 电网格局研究（2020 年）咨询意见》，应继续坚持以六大区域电网为主体的结构（2019 年渝鄂工程投运后西南电网和华中电网解列）。因此交流特高压无法跨区输电，仅在特定 情况下可以发挥作用，如同一电网内既存在优质风光资源又有大量用电需求，同时两者距 离较远。
直流输电是最佳的区域电网连接方式。但是，由于各地资源禀赋差异，我国对跨区输 电又有比较大的需求，直流输电具有以下三大优点，使其成为了解决跨区输电的最佳解决 方案： （1） 直流输电在远距离输电上具有突出的经济性。直流换流站造价比交流变电站更 高，但由于直流输电不存在集肤效应和充电功率，对输电线路的利用率更高， 因此当输电距离足够远时，其经济性就会反超交流输电。
（2） 可以用于非同步电网互联。交流电网互联要求整个电网频率一致，因此无法用 于非同步电网互联。直流输电则先将交流电整流为直流电再逆变为交流，可以 应用于非同步电网互联。 （3） 有利于电网事故隔离，不扩大电网事故风险。采用特高压直流输电，可以将其 视为受端电网的一个远距离可控电源，两端的电网并不耦合，可以隔离两端电 网。在发生电网严重事故时特高压直流可以隔离事故，不扩大电网事故风险。 特高压交流另一典型应用场景是加强电网。随着我国大规模的直流输电输入华北、华 东、华中以及西南等地，交流电网的坚强度决定了整个电力系统的安全性，交流特高压的需 求随之上升。目前我国已建成交流特高压工程 15 项，已建成特高压交流变电站 33 个，十四 五期间预计还将推进川渝特高压、华中环网以及大同~天津北等工程。
1.4、三大应用场景：柔性直流在新型电力系统中的重要作用
柔性直流特别适合远海大型海上风电送出。目前主流的海上风电送出方式是高压交流 输电，即将海上风机接入海上升压站，升压至 220kV 或更高电压等级后送至陆上电网。直流 输电由于没有充电功率，海底电缆的投资和输电效率相比于交流输电都更优，通常来说当输 电距离大于约 80km 后，直流输电经济性就会超过交流输电。此外，由于常规直流需要较强 的交流电网支撑，而海上风场是由风机构成的弱交流系统，无法满足常规直流的送电需求， 因此柔性直流成为唯一经济且可行的方案。
LCC-VSC 混合技术路线有效解决直流落点密集区域的特高压直流换相失败问题。经过 数十年的建设，我国已经建成了 32 条以远距离输电为主要功能的直流输电工程，其中落点 在长三角或广东省的工程均超过 10 条，密集的落点导致两地直流输电换相失败风险升高， 电网事故隐患增加。柔性直流可以独立支撑电压，没有换相失败风险，是向上述两地继续馈 入直流的最佳解决方案。目前南网已经建成乌东德直流输电工程，国网也在建白鹤滩—江苏 特高压直流输电工程，都应用了柔性直流技术。但两个工程的技术方案有所不同。
柔性直流互联增加电网互济能力，提高供电可靠性和效率。我国区域电网间除了用远 距离常规输电方案外，也可以在区域电网交接处采用背靠背柔性直流路线进行互联。所谓背 靠背柔性直流，即将整流站和逆变站合在一起建设，没有直流线路。采用背靠背柔性直流技 术，可以提高区域电网间的功率互济能力，且不扩大电网事故范围。此外，我国广东、江苏 等地 500kV 电网已经非常庞大，结构复杂、短路电流超标问题突出，在其中加入背靠背柔性 直流将电网“解开“，也可以有效解决上述问题。渝鄂背靠背工程和在建的闽粤联网工程， 都是柔直背靠背工程的典型应用。
2、特高压直流输电板块复盘2.1、中国直流输电的发展历程和现状
我国直流输电技术从 80 年代起步，电压等级、输送容量、输送距离逐渐升高是主要特 征。1989 年葛南±500kV/1200MW 直流输电工程建成投运是我国采用直流技术进行远距 离输电的起点，输电距离达到 1046km。随后随着三峡水电站建成投产，我国集中建设了 一批从三峡送华东和广东的±500kV 超高压直流输电工程，并且将输送容量提升至 3000MW。2010 年我国首条±800kV 直流工程——云广直流建成，标志着我国正式迈入 特高压时代。2018 年投运的±1100kV 昌吉直流，输送容量提升到 12000MW，输电距离 超过 3300km，电压等级、输送容量、输电距离均创全球最高。
我国是世界上直流输电技术应用最多的国家，其可靠性得到了数十条工程的实际检验。 截止今年，我国已建成远距离输电的直流输电工程 32 项，在建 2 项，数量在全球遥遥领先， 同时也是世界上唯二拥有特高压直流输电工程的国家之一。其中从 2008 年开始，我国远距 离直流输电基本不再采用±800kV 以下电压。
我国特高压直流投资在十二五末期和十三五期间达到顶峰。整个十三五期间特高压直 流总投资约 2400 亿元，为历史最高。特高压直流从开工到建成投运，时间进度一般为一年 半至两年，2015 年和 2016 年累计开工 7 条，2017 年投产 6 条为历史最高，但当年没有 新开工，因此 2019 年也没有投产工程。总体来看自从 2017 年后，特高压直流基本保持每 年开工和投产 1—2 条的节奏，明显低于高峰期。特高压直流的大规模投资也拉动了电网总 投资上涨，随着 2015—2017 年特高压建设进入高峰，我国电网投资也达到历史最高峰， 2016—2018 年电网投资连续超过 5000 亿元大关，随后逐渐回落。
2.2、特高压直流存在的问题有望得到解决
特高压直流是一项高效、经济的输电方式，但在发展过程中还是存在一些问题。 特高压建设和电源建设不匹配，导致部分特高压利用率不高。特高压由电网公司建设， 而电源由发电公司建设，两者在建设协调中发生不匹配的事时有发生，导致部分特高压工 程利用率不高。比如昭沂直流原本规划配置 8 台 1000MW 火电机组，并于 2016 年年初核 准开工，但随后不久发改委、能源局紧急下发文件放缓燃煤火电的建设，导致昭沂直流、 鲁固直流工程等利用率低下，由此对特高压直流技术本身产生了一定的争议。
随着投产数量提高，工程协调难度加大。但随着过去 20 多年间大量直流输电工程的建 设，一个痛点也逐渐显现：直流特高压固然利好送端电源消纳，也能解决受端用电需求， 送受两省建设积极性都很高，但作为典型的“点对网”输电形式，沿途省份却无法享受任 何好处。且特高压由于电压等级高，输电杆塔高度和走廊宽度动辄近百米，输电线路下方 无法建造工业或居民用房等，占用了较多的土地资源，部分工程出现了线路核准困难等问 题（2020 年 11 月发改委印发《关于白鹤滩—江苏±800 千伏特高压直流输电工程换流站 及部分输电线路项目核准的批复》为历史首次部分核准的特高压工程）。工程协调愈发困 难，成为了资本市场和行业内对于特高压能否如期建设的一大担忧。
我们认为，上述特高压直流存在问题的根本原因，在双碳目标大背景下，已经得到了 扭转，加上全国一盘棋的大方针，我们不需要太担心这一点。
双碳大背景下电源建设规模和进度将普遍快于电网，利用率不高的情形将得到极大改 善。以往为了保证火电厂建成后可以立即送电，特高压需要先于电源开工，加上此前电源 建设仅仅是为了满足用电需求，若边界条件发生较大变化，电源暂缓建设的情况有可能发 生。而在双碳大背景下，风、光电源要考虑对现有煤电的替代，装机规模将远超以往，加 上风电、光伏建设周期短，特高压处于“追赶”态势，利用率低下的情况将得到极大缓解。
在以前的电力系统结构下，电源装机增长以西南地区水电以及三北地区煤电为主，而 电力需求增长则主要在京津冀、长三角和珠三角等地。因此早期的直流工程（包括超高压 和特高压），都主要连接上述地区，而线路则主要途径中部省份。对于中部省份的用电需 求，由于距离产煤省份距离较近，采用直流输电的经济性普遍不及运煤，因此对直流输电 需求不高。过去我国建成或在建的以远距离送电为主的 34 条直流工程，仅 8 条送至非沿海 经济发达省份，也直接印证了这一点。
在双碳大背景下，在保证供电安全的前提下去煤电成为了各省共同的诉求，利益一致 情况下协调难度大大下降。直流输电和运煤的经济性比较的前提已经不在，三北地区丰富 的风、光资源以及西藏丰富的水风光资源，是我国达成双碳目标的底气和宝贵财富，也成 为了中、东部各省追求的目标。加上工业特别是高耗能工业向中西部地区转移，未来中部 地区的用电需求将高于东部，也有大量的外部来电需求，在中部和东部地区利益趋于一致 的情况下，过去工程协调困难的根本性矛盾已经消除。在国网和南网公布即将推进的 10 条 特高压中，中西部省份明显成为主力。
2.3、直流输电板块投资逻辑有望发生根本性转变
直流输电过去的建设与大型传统电源规划息息相关。我国首批远距离直流输电，以三 峡、天生桥等水电站为主，普遍采用±500kV 电压等级送至华东、华南区域。进入十一五 末期和十二五后，随着西南地区水电——如向家坝、溪洛渡、锦屏、糯扎渡、小湾等水电 站——陆续投产以及特高压技术的出现，±800kV 特高压直流主要应用于西南水电送出。 进入十二五末期，随着大气污染防治计划的提出，特高压的送出又主要围绕三北地区的大 型煤电基地——如宁夏、准东、东北、陕北、蒙西等——的送出展开。随着 2017 年 8 月， 16 部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》，要 求十三五期间全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上。
随着煤 电供给侧改革，一方面使得当初特高压直流配套火电电源建设放缓，降低了特高压外送效 率，同时也减弱了特高压的需求，随着 2017—2019 年以三北煤电基地送出为主的一批特 高压陆续投产后，特高压直流随之进入低谷。从中我们可以发现，过去特高压直流输电建 设与电源规划建设深度绑定，但传统水电、火电单体发电容量大，建设周期长，投产规划 进度存在较大不确定性，配套的特高压建设节奏也随之出现了较大的波动性。此外由于我 国经济增速放缓，电力需求也逐渐放缓，在传统电源结构下对特高压的需求整体上呈波动 性下降趋势。 但 2020 年碳中和目标的提出彻底扭转了这一趋势。最根本原因是三北地区丰富的风 光资源外送成为了硬性需求，在这一基本面支撑下，特高压直流的建设将保持长期高强度 建设，甚至贯穿碳中和始终。
3、特高压和柔性直流市场空间和竞争格局分析3.1、国网和南网对特高压直流的规划
随着双碳目标的提出，国网和南网在特高压直流的建设上都提出了宏伟目标。根据《中 国能源报》报道，国网将在十四五期间规划建设“24 交 14 直“特高压工程，总投资超 3800 亿元。而根据南网十四五规划，南网将在十四五期间开工建设藏东南—大湾区特高压直流 输电工程。
但是需要注意的是，由于各种各样的原因，特高压规划与实际完成相差较大的现象时 有发生。从近年的表述来看，2021 年 3 月和 2021 年 12 月不到一年时间，国网规划在十 四五期间建设的特高压直流就从 7 条变成了 14 条，考虑到这其中的 4 条是已经开工或基本 完工的工程，数量翻了两倍有余。再往前看，十三五国网提出要建设“12 交 11 直”，其 中包括金上—赣州、俄罗斯—霸州、伊犁—巴基斯坦特高压直流以及东北、西南特高压环 网，但实际上上述工程均未取得建设，实际建成的 8 直有些也并未在十三五规划中提出。
因此，国网和南网对特高压的规划具有重要的参考意义，但并不能代表实际会完成的 情况。由于特高压的规划建设是一项比较复杂的工作，牵扯到送端电源建设、受端电网适 配性、选站选线以及多方面协调等工作，电网对特高压的需求也在不断发生变化，最终完 成的数量和落点与规划不符是很常见的现象。因此我们认为，两网对特高压的规划具有一 定的参考意义，但实际建设数量还是要以电力实际需求决定。由于双碳目标的提出，特高 压直流的需求和建设逻辑相对清晰，我们将试着从这方面区分析特高压直流的市场空间。
3.2、中远期特高压直流工程需求测算
今年 3 月国家发改委、国家能源局印发了《以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光 伏基地规划布局方案》，2030 年规划建设风光基地总装机约 455GW，其中库布奇、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，其它 沙漠和戈壁地区规划装机134GW。其中，十四五时期规划建设风光基地总装机约 200GW， 外送 150GW；十五五时期规划建设风光基地总装机约 255GW，外送 165GW。
十四五的大基地的外送尚可以利用少量存量通道，但到十五五基本只能依赖新建通道， 我们从可再生能源输送需求的角度对十五五期间所需特高压直流的数量进行测算。在进行 测算之前，我们进行如下假设： （1） 以第二批风光大基地作为特高压外送的主要电源，共约 455GW，假设风、光 分别占 60%、40%；第二批风光大基地主要将以跨省跨区的方式送出，其中 十四五期间外送 150GW，十五五期间外送 165GW。
（2） 根据要求，新能源消纳率取 95%； （3） 特高压直流通道利用率，按照能源局要求利用小时数不低于 4500 小时，即 51%，我们按 55%考虑； （4） 新能源电量占比，现有工程最高约 50%（非水电电源），按能源局要求需进 一步提高，取 55%较为合适； （5） 特高压直流电压等级和输送容量一律按照±800kV/8000MW 考虑； （6） 风电利用小时数按 2500h，光伏利用小时数按 1400h，每条特高压配置 400 万千瓦火电（即无风无光时可保证一半的输送能力）。
第二批以上项目进度需要与第二批大基地建设相匹配，即全部在 2030 年前投产。按一 条特高压建设周期 2 年计算，2028 年最后一批就需要开工，年均开工 4~5 条。 考虑上述大基地并非外送电力的全部，西南水风光基地也有一定的外送需求，此外电 源在碳达峰目标下电源和相关工程推进有加快的可能性，按 2030 年前年均 4~5 条特高压 直流的开工建设数量来测算市场空间我们认为是偏保守和可靠的。
从更长远看，特高压直流建设将贯穿碳中和始终。根据相关机构研究成果，为达成碳 中和，我国仍需要大幅度增加区域间电力流规模，若要达成碳中和，2050 年区域间每年电 力流需达到约 2410TWh（两个区域双向电力流仅计算较大一方，下同），相比之下 2021 年我国跨区输电规模为 509TWh，也就是说到 2050 年前，我国跨区输电规模仍需继续扩 大 4 倍，此项功能将主要由特高压直流来承担。目前我国已建跨区输电规模为 208GW，意 味着到 2050 年仍需新建约 800GW 通道，对应 100 条特高压，平均每年新建近 3~4 条。 也就是说特高压直流高强度建设将贯穿碳中和始终。
3.3、柔性直流工程需求测算
柔性直流的需求我们按前文所述应用场景进行拆解。 （1） 为解决直流落点密集区域的换相失败问题，馈入到广东和长三角地区的特高压 直流均需要采用柔性直流路线。我们预计接入广东地区的换流站均采用乌东德 模式，即 5000MW 的柔性换流站，接入长三角地区的均采用白鹤滩模式，即 一座 8000MW 混合级联换流站；
（2） 同样为解决直流落点密集区域换相失败问题，国网和南网已经在计划将部分已 建的±500kV 超高压直流改造为柔性直流。葛南直流投运至今逾 30 年，已进 入运行期后期，国网近期已经进行了葛南柔直改造的招标工作，南网“十四五” 规划也提出十四五期间将进行存量直流改造。预计十四五期间葛南直流和天广 直流有望进行柔直改造，十五五期间龙政直流、江城直流、贵广 I 直流、贵广II 直流会进行改造。存量直流柔直改造仅需要改造受端换流站，但需更换几乎 所有直流主设备。
（3） 柔直背靠背项目主要在广东、江苏和上海地区应用。区域联网柔直电压等级、 规模与当地电网实际情况、需求有关，标准化程度较低。我国近期建成、在建 的区域联网工程主要是渝鄂联网工程和闽粤联网工程。其中南网“十四五”规 划中明确：加快构建“基于湾区外环的柔直互联”广东电网目标网架。我们按 十四五和十五五期间各建设 3 个柔直背靠背工程测算。
（4） 海上风电柔直送出。自如东工程建成投产后，我国海上风电柔直送出有望加快 建设。根据三峡能源阳江青洲五六七海上风电和中国绿发汕头中澎二海上风电 公开信息，两个工程均将采用柔性直流送出方案，其中阳江青洲五六七采用± 500kV/2000MW 方案，中澎二采用±320kV/1000MW 方案。两个项目均将 于 2025 年前建成投产。由于海上柔直规划建设周期较长，技术在国内还未完 全成熟，我们认为十四五末期和十五五将是海上柔直大规模铺开的时间段。
3.4、特高压和直流输电产业链分析
特高压直流输电项目由送、受端换流站以及直流输电线路组成，从产业链上下游关系 可分为： 上游为电力设备和材料制造企业，其中电气设备是最重要的组成部分。特高压直流输 电项目所用到的电气设备非常繁多，但大体上可以分为以下几类：
（1） 一次设备，主要包括换流阀、换流变、GIS、直流穿墙套管、直流转换开关、 直流隔离开关、避雷器、电容器、电抗器、电阻器、电流测量装置、电压测量 装置等。 （2） 二次设备，包括直流控保、电网自动化等 ； （3） 直流输电线路材料，包括海底电缆、线材、OPGW、线路绝缘子、铁塔等； （4） 辅助设备，包括站用变压器、中低压开关柜、消防设备、阀冷却设备、中低压 电缆以及钢材、铜材、防火等材料。
其中竞争格局较好的环节有常规换流阀、柔性换流阀、换流变、直流控保、直流穿墙 套管、直流海缆等。这些设备属于特高压直流和柔性直流中技术含量较高的设备，存在很高 的技术壁垒。此外，由于直流输电仍然在不断发展中，至今仍未形成标准设备，电网运营商 和设备供应商仍然在技术迭代升级的过程中，先参与市场的厂商形成了较高的客户粘性壁垒， 后来厂商想进入核心设备供应商市场非常困难。
换流阀：主要参与者有国电南瑞（南瑞继保及中电普瑞）、许继电气、中国西电、荣 信汇科以及 ABB 等。其中国电南瑞在常规换流阀和柔性换流阀占比均超过 40%，稳居第一， 许继电气占比 20%~25%位居第二。 换流变：主要参与者有特变电工、中国西电、保变电气、山东电工以及 ABB 和西门子， 其中特变电工市占率略微领先。 直流控保：主要参与者有国电南瑞、许继电气和四方股份，其中国电南瑞和许继电气 的市占率遥遥领先，国电南瑞市占率超过 50%。 直流穿墙套管：以往工程基本由沈阳传奇（西门子控股）和 ABB 供货，国产化率低。 自从平高电气和中国西电分别在陕武直流和青豫直流中标后，国产厂商也开始进入这一市场， 预计经两个工程投运试运行一段时间后，直流穿墙套管的国产化率有望快速上升。
中游主要是与工程建设相关的环节，主要包括工程建设、工程设计、设备运输等。其 中工程建设和工程设计主要由中国能建和中国电建承担。 下游主要是工程运营和售后服务。工程运营一般是项目公司，在国内主要是三大电网 运营商，售后服务主要包括对工程和设备的检修、维护等。国内独立的售后服务商规模很小， 一般由运营商和设备厂商共同承担。
3.5、重要环节市场空间测算
直流输电工程总投资与线路长度有关。直流输电工程总投资可分为换流站投资部分和 线路投资部分，其中线路部分投资和线路长度成正比，而换流站部分则相对固定。由于线 路部分技术含量较低，竞争激烈，我们主要分析换流站部分。 常规换流站——电力设备是换流站最主要投资部分，其中换流变和换流阀占比最高。 我们以今年投产的一座典型换流站投资参考分析，单个常规换流站静态投资 49.6 亿元，其 中设备购置费达到 34.6 亿元，整个换流站投资的 69.8%。其中换流变和换流阀投资分别为 16 亿元和 7.2 亿元。其它占比较高的设备包括直流及控制系统（1.58 亿元）、GIS（1.33 亿元）、直流穿墙套管（0.7 亿元）等。
柔性换流站——投资大幅增长，换流阀成为占比最高的设备。但是如果采用柔性换流 站，投资就会大幅上涨。柔性换流站和常规换流站最主要的区别是采用柔性换流阀，并且 无需直流滤波设备和交流滤波设备。 以乌东德工程为例，该工程设有两个受端换流站，容量分别为 5000MW 和 3000MW， 两个受端换流站总投资约 89.3 亿元。其中柔性换流阀和换流变的投资最高，分别达到 31.3 亿元和 14.8 亿元，其它重要设备包括直流控保（3 亿元）和直流电抗器（2.0 亿元）等。
而对于白鹤滩—江苏工程，由于技术路线不同，于乌东德工程投资构成差别较大。该 工程的受端换流站静态投资高达 90.3 亿元，设备购置费 56.3 亿元，占比为 62.4%。其中柔性换流阀、换流变和常规换流阀投资最高，分别为 17.1 亿元、18 亿元、3.8 亿元。其它 重要设备包括直流控保（2.2 亿元）、平波电抗器（2.9 亿元）、GIS（3.4 亿元）等。
对于存量常规直流改造为柔性直流，我们以张北工程作为参考。张北工程单个± 500kV/3000MW 换流站总投资约为 27 亿元，设备购置费占比达到 73.5%。其中换流阀和 换流变的占比最高，分别达到 24.8%（6.79 亿元）和 13.2%（3.61 亿元）。对于背靠背柔直，由于技术路线相对较多，我们以渝鄂工程单 GW 投资进行估算。渝 鄂工程单站换流阀投资约 6 亿元。背靠背工程通常采用对称单极路线，变压器技术含量低， 价值量相对前面的工程也不高。
3.6、未来一年特高压有望出现密集核准强度远超历史水平
特高压建设有四大关键节点：可研启动——核准——开工——投运。其中可研启动预 示着前期工作已经完成，工程已经具备初步可行性，进入实质性实施阶段。核准意味着工 程已经具备开工条件，设备招标工作随即启动。投运意味着工程已经验收，所有设备供应 商均可以确认收入。 特高压历经多年发展，目前基本形成±800kV/8000MW 的固定模式，我们统计国网所 有±800kV/8000MW 直流工程，得到核准——开工——投运的时间分布。发现，核准到 投运最快 625 天，最慢 1198 天，平均 818 天，多数位于 24—30 个月区间。第二批风光 大基地要求其中150GW外送规模在十四五期间投运，需要新建特高压直流线路 10 条以上。 以最保守估计全部在 2025 年年内投运，首批项目 2023 年初就需要核准开工，如此推算因 今年下半年到明年上半年预计特高压直流将密集核准，核准强度将远超历史水平。
特高压项目建设期较为确定，都在 24 个月上下，其中前半部分为土建施工，后半部分 为电气设备安装施工，绝大部分都在工程建设后半段交付电网建设公司，并确认收入。此 外考虑到一旦未来一年内出现特高压密集核准的情况，中标分布基本符合历史中标比例， 因此一旦项目核准，相关设备供应商的中标金额和收入体现年份均已基本确定。 特高压设备供应商的收入基本与投运年份一致。我们以许继电气为例（许继电气基本 只参与直流特高压），许继电气直流输电板块的收入体现年份基本与直流工程投产年份保 持一致。主要原因在于特高压工程建设分为土建施工和设备安装两个部分，设备供货及安 装基本都处于工程建设后期，因此设备收入确认时间点也位于工程建设后期。故此推算， 特高压设备供应商的业绩将在 2024 年和 2025 年集中体现。
特高压直流是解决清洁能源大规模跨区外送的唯一解决方案。柔性直流在远海风电送 出、区域电网互联以及解决直流落点密集区域的换相失败风险等三方面具有突出的作用。 随着第二批风光大基地外送规模披露，特高压直流的需求和市场空间已经基本明确，且具 有高度的确定性。核心设备市场竞争格局良好，这些设备属于特高压直流和柔性直流中技 术含量较高的设备，存在很高的技术壁垒。此外，由于直流输电仍然在不断发展中，至今 仍未形成标准设备，电网运营商和设备供应商仍然在技术迭代升级的过程中，先参与市场 的厂商形成了较高的客户粘性壁垒，后来厂商想进入核心设备供应商市场非常困难。
特高压直流需重点关注建设节奏：特高压直流从规划、核准、招标、开工到建成投运， 需要一定的时间。一般来说预可研需要 3—6 个月时间，可研需要 6—12 个月，可研完成 到核准需要 1—6 个月不等，开工到建成一般 18 个月左右。因此从项目预可研到建成，一 般需要两年半到四年左右。随着双碳目标下对特高压直流的需求明显上升，预计前期工作 和核准周期会明显加快。我们预计 2022 年年底到 2023 年上半年将出现特高压直流密集核 准的情况，大量工程会在 2024 年和 2025 年集中投运。
重点关注以下环节： （1） 换流阀及直流控保环节：经测算十四五和十五五期间，常规换流阀、柔性换流 阀和直流控保总价值量高达 742 亿元，是直流设备中价值量第二大的种类。 国电南瑞：公司实控人是国家电网公司，是我国最大的电力设备制造商之一，业务涉 及电网自动化及工业控制、继电保护及柔性直流输电、电力自动化信息通信以及发电及水 利板块等。公司在电网自动化、继电保护、调度自动化系统等方面是行业龙头。公司在换 流阀及直流控保环节市占率均超过 40%，稳居第一，是最受益的厂商之一。 许继电气：公司原是国家电网旗下电力设备制造商，现在是中国电力装备集团公司重 要组成部分，业务包括智能变配电系统、直流输电系统、智能中压供用电设备、智能电表、 电动汽车智能充换电系统、EMS 加工服务等。公司直流输电板块占比较高，将享受充分弹 性。
（2） 换流变环节：换流变是特高压直流价值量最高的设备，经测算十四五和十五五 总价值量接近 1000 亿元，是主设备中价值最高的环节。 特变电工：公司主营业务包括输变电业务、新能源业务及能源业务，公司变压器和换 流变变压器市占率均在国内处于领先地位。换流变运输成本高，未来特高压直流送端主要 以三北地区为主，受端则以华中为主，公司在运输成本上有一定优势，市占率有望进一步提高。
其它可关注的环节：（1） 直流穿墙套管环节：特高压直流穿墙套管以往主要依赖进口，随着中国西电和 平高电气成功将其国产化，未来直流穿墙套管国产化率有望大幅提升。 （2） 直流海缆：十四五期间海上柔直将有所发展，预计随着海上风电成本进一步下 降，十五五期间海上柔直将大规模铺开。直流海缆作为海上柔直竞争格局最好的环节，将 充分受益。 （3） IGBT 国产替代：柔性换流阀核心组部件 IGBT 以往主要从英飞凌等海外厂商进 口，柔直大规模应用 国产替代双擎驱动时代电气等国产 IGBT 厂商受益。 （4） 换流阀冷却设备：换流阀冷却设备行业集中度高，主要由高澜股份和河南晶锐 （未上市）供货。柔性换流阀发热量大，对冷却设备需求更高。 （5） 避雷器环节：特高压直流避雷器技术壁垒较高，截止目前仅金冠电气、中国西电、平高电气有供货业绩。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】未来智库 - 官方网站
