$许继电气(SZ000400)$ $中国西电(SH601179)$ $平高电气(SH600312)$
特高压线路规划解读
会议要点
1、特高压线路规划与建设
· 近期的电改核心在于新能源接入、消纳及收益问题，特高压线路在解决新能源接入问题上尤为重要。
· 中国电网目前面临高电压等级接入和跨区互联的薄弱问题，特高压需求变得非常迫切。
· 配电网的薄弱环节在于低压侧，涉及分布式光伏、电动汽车等接入，需提升电网接入能力。
· 特高压建设是未来十年内明确的投资方向，今年计划建设三条交流和五条直流线路，明年将继续推进十四五规划的收尾工程。
· 未来特高压规划数量将远超十四五规划，主要为适应国家新能源大基地战略。
· 特高压建设周期较长，一条线路需约两年时间，短期内难以快速解决电网建设问题。
· 柔性直流技术将在特高压建设中得到应用，尤其是在电网末端和高原海上风电等场景。
2、新能源消纳与政策
· 新能源消纳问题严峻，去年超装导致今年上半年利用率下降，国家需付出较大代价维持高利用率。
· 国家政策导向鼓励新能源发展，通过调整利用率政策来提升装机容量，预计今年新增装机容量可达300GW以上。
· 新能源全面入市后，利用率指标将不再出现，短期内需通过政策调整来应对消纳问题。
· 十四五期间特高压建设将加速，年均投运三条以上直流线路，煤电灵活性改造也将在2027年完成。
· 未来新能源政策将更加有利，绿电绿证等机制将激发终端需求。
3、投资与建设周期
· 特高压线路建设周期主要受前期可研和核准阶段影响，最快可在一年半内完成。
· 今年预计开工三条交流和五条直流线路，明年预计开工四条交流和四条直流线路。
· 十五期间特高压投资规划预计接近5000亿，交流线路的发展将与直流线路配套进行。
4、海外市场与柔性直流
· 特高压技术在海外市场的推广面临体制和政治机制的挑战，主要集中在发展中国家。
· 柔性直流技术在特高压中的应用场景包括高原海上风电和多端送出等，成本较高且技术复杂。
· 柔性直流技术的国产化面临挑战，核心技术仍依赖进口。
5、用户侧优化与虚拟电厂
· 虚拟电厂的商业模式受限于辅助服务市场和现货市场的发展，盈利途径较单一。
· 未来虚拟电厂的发展将更多关注电源型和混合型虚拟电厂，预计明年市场机制完善后将有较大发展。
· 虚拟电厂相关的软硬件环节，包括功率预测、负荷预测、优化调度策略和传感器等，将受益于市场发展。
6、海上风电与柔性直流
· 海上风电尤其是离岸100公里以上的项目需采用柔性直流技术，电网公司可能先行投资再回购。
· 海上风电的柔性直流线路建设成本较高，主要区别在于海缆和架空线路的造价和技术要求。
7、其他问题与总结
· 特高压线路的建设周期和投资规模将继续增加，电网智能化和用户侧优化也将逐步推进。
· 海外市场的特高压项目将主要集中在发展中国家，发达国家的需求尚未达到大规模建设的程度。
· 新能源政策和市场机制的完善将为未来的投资和发展提供更好的环境和条件。
· 以上为本次会议的主要投资要点。
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Q:十四五期间特高压线路的建设规划是怎样的？
A:十四五期间，我们的特高压建设年均至少有三条直流线路能够并网投运。这改变了之前电网建设缓慢的节奏，特别是在国家政策要求下，煤电灵活性改造在2027年左右必须完成。加上新能源发展加速，预计到2027、2028年年均投入将接近10座。新能源的利用率可能会提高，十四五期间年均能达到2.5亿千瓦以上。
Q:在特高压线路建设方面，前期准备和开工建设的周期大概是多久？
A:特高压线路的建设周期从前期准备到开工建设约为一年半左右。前期的可研和核准阶段是关键，以前可能需要两年的时间，现在基本上半年左右就能完成，然后开工建设大约一年左右就能建成。
Q:2024年和2025年的特高压项目建设预期是什么？
A:2024年预计有3到5条直流线路开工，2025年预计至少有4条直流线路开工，还有可能有两条交流线路。重点项目包括腾格里到江西、库布其到上海、乌兰察布到京津冀、巴彦淖尔到四川等，这些项目今年会完成可研，明年可以核准开工。
Q:除了目前已知的特高压储备项目，还有其他潜在项目吗？
A:除了已经公布的内蒙古到江苏、内蒙古到华东、青海海南外送、松原到华北等储备项目外，还有接近20条直流线路在规划中，但具体名称和细节尚未确定。
Q:十五期间的整体投资规划大概是多少？
A:十五期间的整体投资规划尚未最终确定，但预计投资额接近5000亿元。
Q:我国特高压交流电网未来的发展情况如何？
A:交流的发展趋势是与直流相互配套的。目前，特高压直流线路规划较多，主要集中在中东部。十四五期间，特高压直流线路规划很多，未来的直流线路可能接近20条，理论上可能达到30条，与之配套的交流线路也会相应增加。未来的特高压交流电网发展没有问题，交流线路的投资会相对较小，主要是一些扩建项目，但数量上问题不大。
Q:特高压交流线路的单条投资规模大概是多少？
A:特高压交流线路的投资规模与距离相关。扩建项目单条投资大约在十亿元左右，而距离较长的新建线路投资可能接近七八十亿元。总体来看，交流线路的规模与距离密切相关，直流线路的距离一般在1500公里以上，因此投资会更高。
Q:特高压交流线路中扩建和新建项目的比例如何？
A:特高压交流线路中，扩建项目大约占一半，其余为新建线路。这些线路的距离普遍较短，一般在1000公里以内。十四五期间规划的交流线路包括扩建项目在内，总数量在二十多条左右。
Q:在直流电力传输中，为什么交流系统需要与直流系统配套？
A:直流电力传输系统与交流系统的配套是因为交流系统相当于一个水池，而直流电流就像大水管。随着直流电流输入量的增加，如果交流系统（即水池）容量不足，电压和频率会不稳定，导致系统无法运行。因此，直流和交流必须配套，确保系统稳定。
Q:未来在特高压线路中，柔性直流是否会成为主流？
A:柔性直流在特定应用场景下非常必要，比如电网末端的新能源传输、多端送出和安全性需求等方面。然而，柔性直流成本高（高出常规直流15%-20%），主要贵在换流阀。因此，在非必要场景下，仍以常规直流为主导。这在目前的高压滚动规划中也是如此，柔性直流会在必要场景下使用，但不会全面推广。
Q:柔性直流系统的造价高出常规直流15%左右，主要原因是什么？
A:柔性直流系统造价高主要在于其换流阀成本高。以一条200多亿的特高压直流工程为例，常规晶闸管约占20亿，而柔性直流的换流阀成本高达65到70亿。换流阀的高成本是由于其使用的IGBT组件价格较高。
Q:柔性直流系统在国产化方面遇到了哪些障碍？
A:柔性直流系统的国产化面临芯片工艺的限制。目前国际上已做到3纳米以下的水平，而国内仍在14纳米以上。因此，尽管国内研究机构如南瑞和株洲等在努力突破，但进展较慢，导致核心技术仍受制于国外，增加了未来运行的风险。
Q:在现有的规划线路中，是否会因柔性直流系统国产化问题而选择进口设备？
A:是的，由于国产化柔性直流系统的技术难题，现有规划线路在施工时可能会选择进口设备来替代。这是为了保证系统的稳定和安全，避免因国产化技术限制带来的风险。
Q:为什么柔性直流输电的规划被提前了？
A:原本我们计划在2025年底或2026年才开始使用柔性直流输电技术，但由于一些大基地的特殊条件和场景，常规直流输电无法满足需求，因此我们被迫提前了柔性直流输电的应用。这一技术突破可能会在“十五”期间取得显著进展。
Q:未来电网投资的压力和趋势如何？
A:明年，南网和国网的投资预计会创新高，主要是因为输配电价的上调支撑了较高的投资水平。尽管目前的投入还未达到天花板，但未来几年内会逐步接近。配网投资也是一个重要部分，每个县的改造升级费用高达十几亿元，全国有三四千个县，这意味着巨大的投资体量。预计在2026年开始的第四轮监管周期内，输配电价的核价过程中会考虑这些追加的投资需求。因此，未来电网投资将保持高位，并可能进一步增加，以解决新能源接入的问题。
Q:公司对海外特高压项目的看法是什么？
A:国外在1970年代就开始了特高压电网建设，但由于电压等级过高和需求不足，进展缓慢。中国由于能源和经济发展的特殊需求，特高压成为刚需，因此在2000年后积极推进特高压电网建设。我们目前在海外的特高压项目主要集中在巴西和沙特等发展中国家，这些国家有类似的资源和负荷中心分布特点。发达国家如美国和欧盟，由于政治体制和经济原因，特高压电网建设进展缓慢。尽管我们的技术已经成熟，具备了向外输出的条件，但各国的政治体制和机制仍需深入研究。总体而言，全球特高压电网的重心仍在中国，发达国家的需求尚未达到必须依赖特高压来解决新能源接入问题的程度。
Q:目前国内用户侧优化智能化的推进程度如何？虚拟电厂的发展前景如何？
A:虚拟电厂目前的主要问题在于商业模式，而非技术。虽然与国外有些差距，但技术上的问题并不大，主要是控制系统、优化调度策略和防控保护等方面有些差距。现在的商业模式主要依赖辅助服务市场和现货市场，这些市场没有完全覆盖，导致虚拟电厂在辅助服务调峰或调频中难以盈利。目前，虚拟电厂的盈利途径主要是需求响应补偿，但由于调用频率低且补偿价格不具吸引力，难以持续发展。未来，虚拟电厂的发展前景在于电源型和混合型虚拟电厂，如深圳连接电动汽车、冀北连接分布式光伏和储能等。预计明年市场机制的完善将带动虚拟电厂的发展，特别是电源型和混合型虚拟电厂。
Q:虚拟电厂上量后，哪些关键设备环节和厂商可能会率先受益？
A:虚拟电厂的主要受益环节包括软件和硬件。软件方面，国内主要厂商有国网信通、恒实科技和国能日新，这些公司在功率预测、负荷预测和优化调度策略等技术上有优势。硬件方面，涉及通信、传感器和控制单元等设备，相关厂商包括许记、微盛和羚羊等智能电表制造商。此外，5G无线通信运营商也将受益。总体来说，虚拟电厂的核心环节包括软件和硬件的集成，相关厂商将从中受益。
Q:对于海上风电项目，尤其是离岸100公里以上的项目，未来的发展空间如何？
A:海上风电项目，尤其是离岸100公里以上的项目，必须使用海底电缆，这是不可避免的。未来的发展空间取决于投资和融资模式，目前主要由电网公司投资，但未来可能由电力公司先行投资，再由电网公司回购。深远海风电项目对海底电缆的需求非常刚性，是一个明确的应用场景。
Q:海上风电项目的线路建设投资与传统特高压线路相比有什么区别？关键设备有哪些不同？
A:海上风电项目的线路建设投资与传统特高压线路有区别，主要在于使用海底电缆，而非架空线路。具体区别包括电缆的构造、绝缘和造价等方面，但换流站和换流变压器基本相同。总体来说，海上风电项目的关键设备在加工线路和海缆方面有所不同。