2024年电网设备行业特高压专题分析：新能源消纳带来β，柔直升级+出海增强α

一、明确特高压及主网架需求，看好核心设备成长性

看好特高压通道后续发展： 已有规划：从十四五规划、9 直 5 交主体协调招标、梳理现在已规划特高压通道等 看，当前有 14 交 21 直待建设。 中期十五五：需求较为清晰，需求有风光大基地外送建设+海上风电外送建设打底。  远期：清洁能源建设基座是特高压建设，清洁能源基地九大清洁能源基地+五大海 上风电基地外送需求，支撑长期特高压建设。 交流变电站的预期差：“强直弱交”问题凸显，特高压交流及主网建设须配套特高压直流 发展，形成“强直强交”格局。

1.1 特高压直流需求测算

1.1.1 从项目规划角度看，当前有多少需求待建设？

2023-2024 年特高压进展：2023 年总计核准 4 直特高压，当前正处于开工状态中。 2024 年目前已经实现 1 直 1 交的核准开工，3-4 季度有望迎来特高压核准开工高峰。

2025 年需求主要从十四五“3 交 9 直”规划+国家电网特高压储备项目“5 交 9 直” +各省规划的项目着手。 十四五“3 交 9 直”规划还剩 5 条（1 交 4 直）未核准开工：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“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》中首次提出了十四五期间为配套水 风光等能源基地，将规划建设“三交九直”12 条特高压通道，实现将西部清洁能源送到 东部负荷中心。

国家电网特高压储备项目“5 交 9 直”，预期 2025 年迎来核准和开工。国家电网发布 2024 年新增第十三批采购（特高压项目新增第一次服务（前期）招标采购），为中期需 求做储备： 1）特高压交流：华北特高压交流主网架向蒙西地区延伸（达拉特～蒙西、大同～乌兰察 布～包头～巴彦淖尔、大同～达拉特～包头）、攀西～川南～天府南、烟威（含中核 CX 送出），合计 5 条交流。 2）特高压直流：库布齐-上海、腾格里－江西、乌兰布和－京津冀鲁、巴丹吉林－四川 （陇电入川）、疆电（南疆）送电川渝、内蒙古－江苏、青海海南外送、松辽－华北、内 蒙古－华东合计 9 条直流。

截至目前，总计有 6 交 13 直未核准开工，若假设 2024 年还有 1 交 3 直待核准开工， 则剩余 5 交 10 直未核准开工，则 2025-2026 年有望迎来年均 2-3 交 4-5 直流的核准 开工需求，此轮特高压周期预期至少延续至 2026 年。 梳理现在处于较为前期规划的特高压通道，总计 17 条需求（8 交 9 直），其中 16 条待核准开工（7 交 9 直），有望支撑 2027 年及之后的特高压开工建设需求。

1.1.2 十五五风光大基地外送需求，为特高压建设打底

特高压当下建设需求主要满足风光大基地外送，风光大基地建成在即，特高压建设迫切 性高，455GW 风光大基地对应外送需求达 33-41 条。此前特高压直流项目主要配套西 南大水电基地和西北大煤电基地外送输电工程；随着风光大基地建设投运，特高压建设 迫切性高。截至 2023 年 11 月底，第一批已建成并网 45.16GW，第二批、第三批已核准 超过 50GW，正陆续开工建设，风电、光伏装机规模持续扩大。根据第二批、第三批风 光大基地建设规模测算特高压需求，第二批十四五/十五五外送 150/165GW、第三批风 光大基地审批中，考虑到西北至中东部地区运输距离远，假设未规划的通道均为直流， 测算三批风光大基地特高压外送通道需求总计约 41-53 条特高压直流，其中 455GW 风 光大基地对应外送需求达 33-41 条。

455GW 风光大基地外送通道依赖存量 5 条、仅开工建设 2 条，建设缺口超 26 条。十 四五风光大基地外送通道仅仅规划了 15 条需求，已针对其中 115GW 外送需求规划了输 电通道 15 条，其中依赖存量特高压通道 5 条、已出规划已开始建设仅 2 条（宁夏-湖南、 陕北-安徽）、预期即将核准开工 4 条（蒙西-京津翼、甘肃-浙江、陕西-河南、大同-怀来 -天津北-天津南）、预期短期内实现核准开工 4 条（库布齐-上海、腾格里－江西、酒泉中东部、乌兰布和－京津冀鲁）。若按照 455GW 风光大基地对应外送需求达 33-41 条， 则仍有 26-34 条需要建设，建设缺口大，有望支撑十五五特高压建设需求。

1.1.3 清洁能源建设基座是特高压建设，支撑长期特高压需求建设

清洁能源建设基座为特高压建设。中国待开发水电主要分布在西南，陆上风能资源和太 阳能资源集中在西部和北部，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年 规划和 2035 年远景目标纲要》提出，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、四 大海上风电基地。而 70%的用电负荷中心却集中在东中部地区。资源开发重心与用电负 荷中心的距离在 800~3000km。为缓解清洁能源与用能需求逆向分布之间的矛盾，充分 利用中国西部地区充沛清洁能源，中国加大了以长距离、跨区域电力调动为初衷的特高 压工程建设。特高压工程可以有效实现东部电力负荷中心与西部、北部能源基地的连接， 以满足更加安全、高效、清洁、低碳的远距离供电。

1.2 重视特高压交流及主网变电站建设，潜在需求大

1.2.1“强直弱交”须发展特高压交流及主网架，看好“强直强交”发展

强直弱交混联电网特征逐步明显。截至 2024 年 4 月 10 日，，全国已投运特高压工程共 计 38 个，包括 18 个交流工程，20 个直流工程，已经形成较为显著的“强直弱交”的特 征，如四川电网已是全国最为典型的“强直弱交”电网，河南“强直弱交”也较突出。 强直弱交，是交流与直流 2 种输电形态在结构发展不均衡的特定阶段所呈现出的混联电 网新特性，表现为直流受扰有功、无功冲击幅度大，以及交流电网承载冲击的能力不足。

强直弱交对混联电网稳定性威胁主要体现在 2 个方面：单一故障向连锁故障转变和局部 扰动向全局扰动扩展。强直弱交型混联电网中，交流电网发挥着基础性支撑作用，其稳 定与否直接关乎电网功能—连续可靠供电能否实现。因此，混联电网失稳，其核心仍为 交流电网失去稳定。强直激发的大量不平衡有功、无功，冲击承载能力不足的弱交流系 统，当潮流、频率、电压等电气量变化幅度相继超过不同薄弱环节的耐受能力，单一故 障将向连锁故障转变；直流送受端强耦合，使扰动经直流向跨区电网传播，加之多回直 流扰动功率叠加放大，局部扰动将向全局扰动扩展。

由于针对传统电网制定的安全稳定标准，尚缺乏直流换相失败、直流故障再启动等故障 或扰动的设防原则，无法“事故”后补救，因此目前主要还是协调直流与交流输电系统 发展主要。可通过 2 方面强化电网： ①增强交流的冲击承载能力：主要包括优化交流主干网架、及加强电压支撑能力、改善网源协调能力以及提升设备扰动耐受能力等。其中优化交流主干网架可通过新建特高压 交流环网架、现有特高压交流通道扩建、主网架扩建三方面。 ②涉及减少直流的冲击发生概率：主要包括直流控制系统优化和逆变器性能改进，即发 展柔直技术，柔直可研改善交直流相互影响问题和提高电网稳定性。

1.2.2 特高压交流及主网变电站建设需求有望成为新增量空间

2024 年开始特高压交流可研需求提升。据国家电网披露，据我们统计当前已可研招标 但核准开工特高压交流线路共涉及 33 个站点，其中 2021 年 8 个、2022 年 3 个、2023 年 8 个，以及 2024 年 14 个；2024 年仅过半，24H2 特高压交流变电站需求有望再释 放。

特高压交流储备需求较足。 ①十四五规划 3 交 9 直仍有 1 交（大同-怀来-天津北-天津南）未开工。 ②5 交 9 直可研储备项目达拉特～蒙西、大同～乌兰察布～包头～巴彦淖尔、大同～达 拉特～包头、攀西～川南～天府南、烟威（含中核 CX 送出），合计 5 条交流。其中乌兰 察布、包头、巴彦淖尔、攀西、川南等 5 个站点均为新建站，有望在 2025 年开始核准开 工。 ③梳理现在已规划特高压通道，总计 7 交，包括开封驻马店、长治南阳第二回、浙江 1000kv 联网、南昌-赣州-湘南-长沙、双鸭山-朝阳-德州、忻州-京津冀、哈尔滨东-长春 东-沈阳东-营口-锦州-唐山-天津南，其中浙江 1000kv 联网已经可研勘探招标。

主网架变电站需求较为隐性，潜在需求大。国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作， 保障新能源高质量发展的通知》，要求加快推进新能源配套电网项目建设。对 500 千伏及以上配套电网项目，国家能源局每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布 局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快 推动一批新能源配套电网项目纳规。文件明确了大量主网架上的 750kV、500kV 项目即 将开工，新能源消纳直流通道建设完后，需要加强在省内/区域内使用，以及强调电网质 量/安全一致性，主网需要配套特高压建设，带动对应主网架变电站（750kV、500kV）需 求提升，以及现存变电站需要提升容量空间，带动变电站内开关/变压器需求提升。

二、柔直技术更适合送受端换流站，多应用场景使用，柔直渗 透率有望提升

2.1 柔性直流技术本身更适合新型电网发展，换流阀为核心关键

柔直技术与常直技术最大变动点在换流阀内核心元器件不太，常直采用晶闸管，柔直采 用 IGBT。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，IGBT 能够实现完 全可控的整流和逆变，从而在输送端和接收端都能实现可控，其次 IGBT 能够自主调节 相位，可以自行进行电压支撑，连接风光电源时，能够实现风光输出适时传输，适配新 能源基地电力送出；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。

换流阀核心元器件 IGBT 成本占比 40%-50%。柔性直流换流阀主要由 IGBT、电容器、 旁路开关、阀控系统、阀冷却系统、结构件、绝缘件等组成。其中 IGBT 为最核心零部 件，在换流阀总价值量中占比 40%-50%，其次为电容器，占比 25%-30%，其他为旁路 开关、阀控系统、阀冷却系统、结构件、绝缘件等。

受端换流站，传统直流特高压线路运行面临的主要问题： 无法满足功率灵活调节的客观需求，进一步加剧受电端省份的调峰难度。受常规直 流采用的晶闸管换流技术特性限制，常规直流特高压不能实现功率灵活调节，已投 运的直流特高压线路基本采用两段式或三段式功率曲线，与受电端省份的负荷曲线 无法完全匹配，一定程度上甚至可能加剧受电端省份的峰谷差，增大其调峰难度。 多馈入受电端省份无法承受和消纳多条常规直流特高压线路电力电量。受电端省份 交流网架结构是制约特高压线路输送能力的关键因素，尤其是多馈入点的受电端省 份更面临巨大挑战，一般同一馈入点在正常运行中两条直流之间存在耦合效应（。 在“十四五”规划中，如山东、河南、浙江等省份存在两条及以上直流特高压线路 落点。 常规直流技术容易换相失败，且易引发连锁反应：常规特高压直流技术采用晶闸管 作为换流元件，依赖交流系统电压进行换相，因此受端交流系统故障、晶闸管及其 控制电路不可靠等均易导致换相失败。换相失败发生后，直流传输功率迅速下降， 若直流系统调节不当会导致连续换相失败，在多馈入直流系统中甚至引发多条直流 同时或级联换相失败，影响直流受端系统以及交直流混联电网的安全稳定运行。

送端换流站，常规直流特高压技术特性劣势制约新能源高比例送出。青豫直流输送功率 提高到 400 万千瓦，则新能源上网功率必须小于 260 万千瓦；吉泉直流输送功率由 600 万千瓦提升至 1000 万千瓦，近区风电接纳能力则由 450 万千瓦下降至 300 万千瓦。从 运行情况看已投运的风光火为主力电源的直流特高压线路可再生能源电量占比均不足 40%。 ①常规直流特高压采用半控晶闸管作为换流核心元件，在换流过程中，无论整流还是逆 变，均需要吸收大量无功功率保证换流器运行。一般无功消耗约为有功的 40%～60%， 因此传统直流特高压送受电端均需要能够提供大量的无功功率的交流电网作为支撑。 ②若直流特高压发生换相失败、甩负荷或换流器闭锁故障时，系统输送功率大量缺失甚 至中断，此时无功补偿过剩，引发送端换流站母线暂态过电压，需要配备满足一定电气 距离的煤电机组作为解决暂态过电压的措施。 ③为保障电网设备安全，现有直流特高压会采取降功率运行方式来满足暂态过电压安全 裕度，受暂态过电压限制，严重制约了直流输电能力，同时直流特高压输送功率与新能 源送电功率还存在反向制约关系。

柔性直流更适合新能源外送。基于柔性直流具备如下技术优势：可实现无源孤岛送电、 在受电端电网不存在换相失败，具备电压支撑能力、不需要火电等常规电源为其电压支 持，可改善受电端电压稳定性，功率调节灵活，送电曲线可以灵活调节、不需采用常规 直流的台阶式曲线，在送受电端之间分担新能源的调峰需求的技术优势，因此柔性直流 技术更适合三北风光大基地能源外送。 电网强度低地区：“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。且柔直可以将多个站点风能、太阳能等清洁能 源，通过大容量、长距离的输电线路传输至负荷中心。  不易换相失败，多直流消纳下可灵活组网：常规直流主要用于点对点、远距离、大 容量电源外送，而不能组网。若受端特高压直流一旦换相失败，会导致送端电站有 可能全面故障。柔直没有换相缺陷。因此在华东电网等直流汇集密集系统，柔直系 统更适合。 长距离运输：在长距离电缆输电中，交流电缆越长，电能损耗越高，输送的有效电 能越少，柔性直流电能损耗低。

2.2 柔直技术在特高压、海上风电、背靠背多场景使用，后续渗透率有望提 升

对场景应用，柔直需求不止特高压，还有海上风电、背靠背等，柔直技术渗透率有望提 升。柔性直流输电技术作为新一代的直流输电技术，具有有功无功独立控制、响应快速 灵活、扩展性强等突出优点，广泛应用于远距离大容量输电（特高压输电线路）、海上风 电送出、电网互联（多直背靠背）等场景。

2.2.1 陆上特高压直流输电——2024 年柔直元年，此后有望持续提升渗透率

远距离大容量输电（特高压输电线路）：特高压因为换相失败易带来大面积区域电网关停、 以及常直特高压技术容易加剧受电端省份的调峰难度、多馈入受端省份无法承受和消纳 多条特高压常直线路电力电量等因素，目前多使用柔性直流进行外送新能源。 2024 年柔直特高压技术元年，2025 年柔直渗透率有望提升。2024 年是特高压柔直建 设元年，预期建设特高压 4 直 2 交，4 直中预期 2 直使用柔性直流技术（甘肃-浙江、蒙 西-京津冀）。2024 年国家电网开启沙特中南、中西柔直换流站项目换流阀（含阀冷）采 购，也采用柔直技术。后续柔直渗透率有望提升，2023 年前期可研勘探迎来 4 条特高压 直流，其中 2 条为柔直（甘肃-浙江、蒙西-京津冀），预期将在 2024 年核准开工；2024 年迎来 3 条特高压直流可研勘探（藏东南-大湾区、疆电（南疆）送电川渝、巴丹吉林-四 川），均为柔直，2025 年有望实现核准开工，因此 2025 年柔直渗透率有望提升。

甘肃-浙江：甘肃-浙江±800kv 特高压直流输电线路工程起于甘肃武威送端换流站， 止于浙江绍兴受端换流站，途经甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、浙江 6 省。送、 受端换流站采用全柔性直流方案，输送容量为 8GW。蒙西-京津冀：起于内蒙古鄂尔多斯送端换流站，止于河北沧州受端换流站，途经内 蒙古、山西和河北 3 省（自治区），输送容量为 8GW。送、受端换流站采用全柔性 直流方案，额定换流容量 8GW。 沙特中南、中西：中西送端、受端均采用±500kV 电压等级，最大换流容量为 3GW， 总计采购 4 个换流阀，每站采用 2 阀厅。中南送、受端均采用±500kV 电压等级， 最大换流容量为 2GW，总计采购 8 个换流阀，每站采用 4 阀厅。 藏东南-粤港澳：多端柔性直流送电，分为西藏段和广东端，其中西藏段主要包括± 800kV 昌都、察隅等 2 座换流站，换流容量为 8GW 和 4GW；广东段主要包括± 800kV 广州小径、深圳中部 2 座换流站。其中西藏段已经可研勘探招标。疆电（南疆）送电川渝：输电容量 8GW，送端在新疆若羌建设一座±800 千伏柔性直流换流站，受端在四川绵阳建设一座±800 千伏柔性直流换流站。 巴丹吉林-四川：±800KV 送端、受端全柔性直流工程，输电容量 8GW。

特高压未来潜在柔直需求较为显现逻辑：由于多馈入受电端省份无法承受和消纳多条常 规直流特高压线路电力电量，因此未来柔直特高压需求主要找存在多条特高压直流馈入 省份，如广东、山东、河南、浙江、四川、江苏等省份存在两条及以上直流特高压线路 落点，后续新建特高压项目有望采用柔性直流技术。

特高压中，常直换柔直系统，换流阀设备价值量变动最大。对比乌东德电站送电广东广 西特高压多端柔性直流示范工程(简称昆柳龙直流工程)，昆柳龙柔性直流工程是世界上 首个特高压多端混合直流工程，其中送电端采用常规直流，广东和广西 2 个受端换流站 采用柔性直流技术，换流阀价值量分别为 14.2 亿元/17.1 亿元，而常规直流换流站的换 流阀价值量为 4 亿元。从核心主设备价值占比看，柔性直流中换流阀价值占比 57%，较 传统特高压直流主设备价值占比高 30%。在基于绝缘栅双极晶体管(IGBT)技术的柔直换 流阀中，IGBT 价值占比约 45%。

2.2.2 海上风电柔直送出——渐行渐近，海风柔直是深远海发展的必途

海上风电：当大容量风电场的离岸距离超过一定距离（等价距离）时，选用柔性直流送 出相比交流送出更具经济性，据《大容量远海风电柔性直流送出关键技术与展望》数据， 对于 500MW 系统，交直流等价距离大约 100km；对于 1GW 系统，交直流等价距离在 90km 左右；对于 2GW 系统，交直流等价距离在 70km 左右。柔性直流单回直流输送容 量可达到 2GW 及以上。目前我国海上风电已经朝着单个风电场 1GW 以上、离岸距离 50KM 以上发展，因此未来直流送出渗透率将大幅提升。 广东重点项目披露海上风电送出工程，柔直送出已经启动。2024 年广东海上风电重点项 目披露中，青洲 57、三山岛、汕头海上风电潮阳登陆点集中送出项目（海上部分），均是采用柔直 送出。

海上风电较明确使用柔直送出的总规模已超 12GW。据不完全统计，总计达 12.15GW 海上风电平价项目已初步明确使用柔直送出，我国目前海上风电平价项目中，仅江苏如 东采用±400KV 柔直实现并网，随着使用柔直技术送出的海上风电逐步开工，柔直技术 渗透率有望再提升。

海上风电柔性直流技术多采用±500KV，柔直换流阀单 GW 价值量有望超 7 亿元。结 合江苏如东 1100MW 海上风电项目±400KV 柔直送出工程价格看，许继电气以 3.75 亿 元中标三峡如东单站换流阀，则单站换流阀价值 3.41 亿元/GW，双站则 6.82 亿元/GW， 由于未来海风更多采用±500KV 的换流阀，则海上风电双站换流阀价值量有可能高于 7 亿元/GW。

2.2.3 区域电网互联——柔直背靠背，可有效解决多直馈入换相失败问题

电网互联（多直背靠背）：背靠背直流输电系统是输电线路长度为零的直流输电系统。这 种类型的直流输电主要用于两个非同步运行（不同频率或相同频率但非同步）的交流电 力系统之间的联网或送电，也称为非同步联络站。背靠背直流输电的整流站设备和逆变 站设备通常装在一个换流站内，也称为背靠背换流站。多直背靠背主要用在广东区域， 广东提出“加强能源基础设施建设。加强电网建设，构建以粤港澳大湾区 500 千伏外环 网为支撑、珠三角内部东西区之间柔性直流互联的主网架格局”。广东发展柔直背靠背， 主要是珠三角地区负荷占广东省 70%以上。广东电网通过“八交十一直”输电通道受入 西电，占供电负荷的三分之一。高负荷密度、多直流馈入等特征，使得珠三角电网自然 形成了高强度联结的网架结构。

柔直背靠背可解决多直馈入换相失败问题，提升电网供电能力。以广东大湾区柔性直流 背靠背工程为例，工程是广东电网目标网架东西组团异步联网工程的重要组成部分，工 程将大湾区电网一分为二，形成两个“背靠背”的独立智能电网。工程采用柔性直流背 靠背技术，位于广东省，包括 4 个 1500MW 容量的背靠背单元，总容量 6000MW，总投 资 84.3 亿元。柔直背靠背有效化解了广东电网短路电流超标、交直流交互影响、大面积 停电风险突出三大问题，消除了广东电网 9 回直流同时换相失败风险，将广东电网东西 交换能力提高了 600 万 kW，供电能力提升了 80%。

三、特高压出海初见成效，已经成功进入巴西、沙特市场

中国掌握特高压全套核心技术，中国标准就是世界标准。目前中国主导制定的特高压相 关国际标准 39 项，提交立项的国际电工委员会标准接近 600 项。也就是说，现在特高 压输变电工程建设所使用的国际标准几乎都是来自中国。目前中国已建成了数条特高压 直流（±800kV 以上）输电线路，其中，在换流变压器，换流阀，直流控制保护系统和 平波电抗器四种特高压直流设备中取得了巨大成果，且近期我国首套全国产化改造的特 高压直流监控系统投运，我国特高压实现自主可控。 海外特高压需求已经逐现端倪。特高压服务远距离输电，目前全球清洁能源建设如火如 荼，如欧洲海上风电、沙特光伏及风电、巴西的水电等，均处于快速发展阶段，而能源 的产生及消纳多数均距离较远，特高压输送通道的需求开始逐步起量，随着未来集中式 清洁能源的大力建设，海外特高压需求逐步提升，中国特高压技术走在世界前列，当前 特高压实现自主可控、国产率程度高，中国特高压出海具备经济性和强需求双驱动。 服务“一带一路”，特高压助力中国创造、中国标准出海开局。目前，特高压带动中国技 术、装备、工程走出去，成为能源领域“出海”的一张“金名片”。国网联合国内产业链 上下游企业，广泛参与国际能源市场竞争，打造“新常态”，先后中标了巴西、巴基斯坦、 沙特和智利等地的电力项目，为国内电力设备制造企业打开了国际市场空间。

沙特中南、中西已经开启柔直换流阀招标。2024 年国家电网开启沙特中南、中西柔直换 流站项目换流阀（含阀冷）采购，也采用柔直技术。换流阀规格：中西送端、受端均采用±500kV 电压等级，最大换流容量为 3GW，总 计采购 4 个换流阀。中南送、受端均采用±500kV 电压等级，最大换流容量为 2GW， 总计采购 8 个换流阀。 预计交付时间：中西项目预计于 2025 年 12 月-2026 年 3 月底前交付，中西项目预 计于 2025 年 10 月-2026 年 4 月间交付。 中标情况：荣信汇科中标沙特中西站 4 个阀，中电普瑞（国电南瑞子公司）中标沙 特中南站 8 个阀。

（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。）