第二轮特高压建设启动：2019-2020是交货大年，核心环节、主流企业有望强增长

1.1  12回特高压交、直流项目建设将加速

9月7日，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》（国能发电力〔2018〕70号）。通知指出，为加大基础设施领域补短板力度，发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用，加快推进白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江特高压直流等9项重点输变电工程建设。

以上9项目包括5条特高压直流、7回特高压交流（含多处交流配套项目）、2条常规直流/背靠背直流建设，合计输电能力5700万千瓦。

本次9个项目工程总投资估算2000亿左右。长距离特高压交直流项目投资规模200-300亿，柔直项目100-150亿，背靠背及短距离项目约50亿左右。据此估算总投资约为2000亿左右，带动的关联投资也比较大。

1.2 交流、直流的核准都有望恢复到上一轮高峰值

本次通知不意味是项目核准，但我们认为在国内启动适度经济刺激的大环境下，上述项目通过的可能性很大。特高压工程的常规审批流程为：业主提案、能源局审批通过（本次通知即为能源局审批环节加速）、电网公司提出项目方案，交由设计院设计，完成设计后，交由电力规划院评审，评审通过后，上报国家发改委审批，国家发改委拿到方案后，交由第三方评估，再根据评估意见，最终核准通过。过去建设经验来看，发改委审批是难度最大环节。完成上述的最终核准后，电网公司约3个月左右开始招标（若技术方案有较大变更，周期可能拉长）。

整体来看，上述项目基本还是在几大电网公司年初的工作计划之中，此次能源局通知加快上述项目推进，可能也是考虑了电网投资大环境下的决策。

2018-2019年特高压交流项目将密集核准：整体来看，2017年是直流批复小年，2018年是直流交货的小年（2015-2017年批复的直流/大柔直分别为4条、3条、1条），预计2018、2019年大约为4条、2.5条。

随着用电量逐步增加，几大区域电网网架不断升级，800kV交流特高压可能取代原有500kV交流系统，成为区域主干网。总体来看，交流环网建设会维持一段时间（2015-2017年分别核准2条、2条、2条环网），预计2018有望核准5条（含环网）。

综上，我们认为，2018-2019年特高压将进入密集批复时期，其密度将达到上一轮的峰值水平。

2.1  2018-2019年是批复大年，2019-2020年将是交货大年

2019年开始进入密集交付期。特高压项目交货周期较长，近几年从中标到交货周期基本在10-15个月左右。此次通知的9个项目中，青海-河南特高压直流、陕北-湖北特高压直流、四川-江西特高压直流项目、张北-雄安2回特高压交流项目都将在2018年底底开工，相关配套的河南驻马店、湖北武汉、江西南昌的特高压交流项目也将前后时期开工，以上3条特高压直流、5回交流项目可能都在2019年进入交货高峰。

2.2 核心装备、主流企业盈利能力较稳定

特高压交流、直流的核心装备与系统，门槛高，竞争格局较好，主流企业盈利能力比较稳定。特高压交流输电系统，变电站成本约占总投资额的40%~50%，交流线路设备采购的主要产品为变压器、电抗器、GIS。特高压直流投资中变电站成本约占总投资额的50%~60%，换流阀、换流变、控制保护构成了设备采购的主要部分。

特高压直流输电系统的换流变、换流阀、控制保护、直流开关等核心产品，除换流变之外，净利率可能都在10-20%之间。

总体来看，特高压直流换流阀的主要企业为：南瑞、许继、西电，换流变为：特变、西电；直流穿墙套管主要为：平高、许继、西电等。特高压交流系统中，GIS主要为平高、西电等，变压器主要为特变、西电、保变等。

其中，盈利能力比较好是换流阀及控制保护、穿墙套管/直流开关等核心配件、高压GIS等。

2.3   2019年核心环节、主流企业的特高压业务将有弹性

过去几年特高压推荐放缓，因此，当前是特高压交直流业务的低谷期。截至2018年8月，我国已建成的项目共21条，其中8条交流、13条直流，累计投资额超过3991亿。目前仍在建的项目共计6条，其中4条为交流项目、2条为直流项目，累计投资额超过694亿。

但过去几年，电力需求增速放缓，内陆地区特高压输电线路建设的经济效益也较最初有所下降。同时部分特高压线路存在利用率低预期的情况，整体来看，近两年我国特高压项目建设明显放缓，2014-2016年间年均核准特高压线路5-6条，但2017年仅核准1条柔直线路及两条交流环网。

随着2019年进入密集交货期，预计2019-2020年核心环节、主流企业将有较大弹性。由于2017年下半年以来，特高压项目核准与交货节奏放缓，主流企业受冲击较大，平高、西电业绩下降较多。

反之，伴随特高压进入新一轮快速发展，主要企业的盈利能力、收入规模都将有较大弹性。

3.1 特高压直流是是解决新能源等远距离输送和消纳的需要

我国未来仍有较大的直流需求：我国能源分布远离负荷中心，远距离的电力输送需要特/超高压直流输电，区域电网之间也需要直流背靠背联网。在可预见的将来，我国将始终存在大容量远距离输送电力的基本需求。我国西部水电、北部西北部大规模风电、西部和北部超大规模荒漠光伏电站等在未来将仍然有很大发展，未来西电东送输电网将由目前满足水电和煤电的大容量远距离外送为主，同时逐步转变为水电、煤电、大规模风电和荒漠太阳能电力打捆外送并重的模式。

直流输电技术具有一系列优异的物理特性，随着电力电子等技术的快速发展，制约现代直流输电发展的技术难题正在逐步解决。

2017年，能源局统计的12条特高压线路输送电量3008亿千瓦时，同比上升29%，其中输送可再生能源电量1900亿千瓦时，同比上升10%，占全部输送电量的63%。国家电网公司覆盖区的9条特高压线路输送电量2426亿千瓦时，其中可再生能源电量1319亿千瓦时，占全部输送电量的54%；南方电网公司覆盖区的3条特高压线路输送电量581亿千瓦时，全部为可再生能源电量（主要为水电外送）。

已投运的特高压工程存在利用率不充分的情况，但利用率整体有所提升。以国网直流项目为例，由于负荷预测偏高、市场供需变化较大、工程建设与电源发展不协调等问题，部分线路投运后最大输电功率一直未达预期，工程利用小时数偏低，部分工程平均利用小时数不足4000小时，输电效益未充分发挥，但过去两年，利用率整体也已提升到较为合理的50-60%水平。

新建特高压将有效缓解“弃风弃光弃水”问题。2017年我国可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同比增长1500亿千瓦时，可再生能源发电量占全部发电量的26.4%，同比上升0.7%。其中全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%；弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2%；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3%，合计弃电1007亿千瓦时。

今明两年将核准的三条线路中，雅中至江西特高压直流工程、白鹤滩至江苏特高压直流工程、白鹤滩至浙江特高压直流工程，主要可解决云贵川弃水问题。以四川为例，截止2017年6月，水电受阻约1200万千瓦，占水电装机的31.8%，严重制约了四川水电发电和外送。出现了丰水期，一方面水电在大量弃水，另一方面又出现燃煤火电机组按全年最大开机方式运行这一反常现象，除特高压外送通道原因外，省内电网结构也相对薄弱，造成了当前四川统调水电机组弃水电量难以降低。而以青海为代表的西北地区，风光发电也存在消纳问题：一方面青海内部存在输送断面限制，青海光伏发电主要分布与海西、海南地区，而海西外送输电断面极限为1300MW,而目前海西地区的光伏装机容量为2388MW，远超输电容量。另一方面青海外送通道存在输电限制，青海电网与新疆、甘肃电网互联，三地的风电、光伏发电均需要通过750KV输电通道外送，而青海省本身具备良好的光伏发电条件，根据青海光伏发展规划，预计2020年青海光伏并网容量有望超过10GW，亟需特高压输电项目提高青海的光伏发电利用水平。

3.2 直流输电产业的前景要看海外市场与柔性直流

我国未来保持每年数条特/超高压直流输电建设是有必要的。考虑到我国光伏、水电、风电发展带来的清洁能源送出与消纳的需要，未来每年保持1.5-2.5条特、超高压是需要，再考虑背靠背联网的需要，每年2-3条高压直流输电项目建设可能是适中的。

中国柔性直流进入产业化快车道：柔性直流具有一系列优异的技术性能，特别适合风电场接入等问题，目前受造价高、输送容量有限（半导体功率器件功率不足）等限制，还在商业化应用的前期。随着可关断器件、直流电缆制造水平的不断提高，柔性直流输电将逐渐成为直流中最主要的输电方式。

目前国家电网、南方电网都成功建成了3端、5端等多端柔性直流试验项目，并已试验了±400kV的柔性直流项目，预计±500kV柔性直流项目也将很快投运，柔性直流开始快速商业化。

海外直流、柔性直流产业需求加速；为了将北海和大西洋的远海风电、芬兰和挪威的水电、非洲北部的太阳能接入电网，欧洲开始使用柔性直流技术用来实现大范围可再生能源的优化配置。预计在未来10年内欧洲将建设20条以上的柔性直流工程，用于实现各个国家之间的互联和可再生能源的并网互补；美国也规划了多条柔性直流输电工程。发达国家电力市场的柔性直流可能较快的发展。

非洲、南美、亚太国家的发展中国家，平均用电量比较低，且水电可开发资源丰富，在用电量增长的过程中，伴随水电大开发、电网规模提升，长距离直流输电、直流背靠背应用需求也会越来越多。

国内特/超高压直流快速发展中，中国已完全实现了关键设备与技术的自主化：直流换流阀是实现交、直流电能转换的装置，也是直流输电系统的核心，涉及高电压技术、电力电子技术、热力学、结构材料力学等十余个学科体系的综合系统，具有技术难度高，集成度大，跨学科领域多、可靠性要求高等技术特点。

10余年前，ABB、SIMENSE和Alstom三家跨国公司垄断着换流阀的设计、制造和控制技术。从葛南直流开始，中国直流产业经过了几十年的模式和发展，形成了全球最大的存在直流输电体系。在快速发展中，也培育了有很强的竞争力的产业公司。

经过10余年的追赶，国内的许继电气、中国西电、中电普瑞已经实现了换流阀的自主化，并自主研发出±800kV和±1100kV特高压换流阀，目前±800kV换流阀已经应用于国内多条±800kV特高压线路上，±1100kV换流阀2017年也开始应用到新疆送出的±1100kV特高压线路上。另外，许继电气和南瑞继保已经实现了换流站保护监控的自主化。

3.3  特高压交流空间要看三华联网的推进

过去，我国华东、华北、华中、东北、南方电网的主干网为500kV交流体系，西部电网为750kV交流系统。随着用电量不断提升，原有500kV系统出现短路电流过大等问题，而特高压直流的受端电网，也存在一些的新的安全隐患。

近几年，从华东开始建设800kV环网开始，华北电网的800kV特高压环网也开始启动建设，此次，华中围绕南阳、驻马店、武汉、南昌、长沙，将逐步在华中形成800kV特高压环网。

过去业内一部分力量所倡导的，以800kV特高压交流系统取代现行500kV系统成为骨干网的构想，可能会得到更多的认可，中长期来看，华东、华北、华中的三华联网，也有可能实现。

考虑到1.5-2年的交货周期，特高压直流、交流2019-2020年将是交货大年，其核心环节的竞争格局也很清晰，除变压器外，直流阀、GIS净利润率都有望达到15%甚至更高。

因此，这一轮特高压建设，弹性没有异议，需要观察的是其持续性。我们认为，长期来看，直流空间看海外市场，交流空间取决于三华联网的实施。

推荐国电南瑞、平高电气、许继电气、思源电气，关注特变电工、中国西电、四方股份。

国电南瑞：我们估算公司目前在手特高压直流订单约40亿元，如果直流项目全核准，按现有占有率有望获得近40亿元换流阀与控制保护订单(此外，特高压交流与配套项目上马后也有望贡献数十亿元订单）。

公司管理体系优秀，经营业态其实更接近软件企业，近几年ROE维持在17-23%之间，报表质量也已经比较扎实。2018-2020年主业业绩能实现同内生、同口径20-25%复合增长，特高压项目的推进，给公司业绩承诺增加确定性和弹性。

平高电气：估算公司在手特高压订单近30亿元左右，通知中的交流项目合计GIS/断路器间隔估计110个左右，按之前占有率与价格有望获得45亿元GIS订单。公司下半年的特高压交流、注入资产业绩会体现的比较多，2018年下半年业绩有望强劲恢复。

许继电气：估算公司目前在手直流订单25亿元左右，直流项目按之前市占率预计有望获得近35亿元直流阀与控制订单，数十亿元直流场设备订单，但公司2018年直流交货比较少业绩有压力，预计2019年将有强劲恢复。

思源电气：精益化管理能力强，按现有占有率以上项目有望贡献数十亿元订单，估算公司主业2018-2019年利润有希望达到3亿元、4.x亿元。

中国西电：公司直流业务有换流阀、套管与互感器，交流业务有GIS与变压器，综合弹性比较大。

1、项目审核低预期。按照特高压项目审批流程，最终需要获发改委批准，本次通知为能源局提议，后续仍需电网规划报批，项目设计、报批、审核存在低预期的可能。

2、市场竞争加剧、原材料上涨导致毛利率降低。尽管特高压领域竞争格局已经比较清晰，但仍然存在竞争加剧或原材料上涨导致毛利率降低。