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来源：华泰睿思

特高压推进节奏加快在即，设备商有望迎来订单大年

全国电力统一大市场加速推进，特高压与背靠背项目作为全国电网网架实现互联互通的关键，我们预计推进节奏加快在即，年内有望核准5-6条特高压直流、3-4条特高压交流及5-6个背靠背项目，“十五五”期间年均有望开工6-7条特高压，核心设备商有望持续迎来订单大年。同时，柔直技术随着核心部件国产化进程加快，路线渗透率有望提升。本篇报告与市场的不同之处在于详细的梳理了历史所有特高压线路，对于各线路投资额、设备中标金额、各环节价值量、主要设备竞争格局、工程推进节奏等多方面进行了详细丰富的数据分析，结构完整。同时，我们在报告中测算了单条直流/交流特高压项目给核心设备厂商带来的业绩弹性，定量测算充分。

核心观点

全国电力统一大市场加速推进，网架互联互通建设齐头并进

市场此前认为电网建设主要为满足新能源消纳或逆周期调节需求，或存在对电网建设的片面解读，本轮特高压建设更多是由全国统一大市场建设驱动。电力统一市场加速推进主要目的有三：1）降低电价差，提升效率；2）增强电网互联，加强灵活性互济；3）解决区域不平衡问题。特高压直流与背靠背项目助力全国电网网架实现互联互通，是全国统一电力大市场搭建的重要支撑。特高压直流是远距离输电的最优解决方案；背靠背直流输电项目可以有效解决临近省份非同步电网的电力互济需求，两者均有望实现加速建设。

区域能源不平衡需要特高压直流建设，行业迎接核准高峰

长期以来中国能源资源禀赋丰富的区域与负荷中心相距较远，西北、西南电网当地已无消纳空间，发/用电比例达到125%、111%。我们预计25年有望核准5-6条直流、3-4条交流，对比24年2直2交大幅提升。我们预计“十五五”期间年均将开工“4-5直2-3交”，达到6-7条，预计较“十四五”上升约30%，考虑柔直渗透率提升，且项目规模有提升趋势，我们预计年均订单有望达460亿元，相比20-24年年均中标金额163.2亿元提升182%。

背靠背解决临近省份电力互济问题，年内需求有望释放

背靠背直流输电可以有效解决临近省份但不同区的非同步电网的电力互济需求，是全国电力统一市场建设的重要一环。我们预计年内有望核准开工5~6个背靠背项目（闽赣、皖鄂、湘粤、渝黔、鲁苏、中尼电力联网），换流变压器与换流阀供应商或显著受益。

市场格局优异，核心设备商或显著受益

按照23-24年特高压设备的中标金额来看，主要设备六大件合计占比达到80%。特高压市场壁垒与利润均较高，格局优异。换流变压器、组合电器、换流阀、交流变压器的典型特高压直流项目价值量在50-80亿元，参与者数量在4~6家；电抗器、电容器、二次设备等参与者略多，但格局仍相对集中。

看好核心设备供应商受益于板块周期向上

我们看好核心设备厂商有望显著受益于板块周期向上，推荐标的及推荐理由请见研报原文。

风险提示：电网投资力度不及预期风险，竞争加剧风险，项目节奏推迟风险，测算存在偏差风险。

正文

核心观点

为何推动全国统一大市场需要直流电网建设？

我们认为推动全国统一电力市场的主要目的有三个：1）降低省间壁垒与电价差，提升整体效率；2）增强电网互联，释放电力系统的灵活性；3）解决我国能源与用电负荷分布的区域不平衡问题。特高压直流与背靠背直流输电项目助力全国电网网架实现互联互通，是全国统一电力市场搭建的重要支撑。中国电网设计上考虑安全隔离，因此分成7个电网区域，区域内同步，区域内强连接以交流为主；区域间异步，区域间弱连接以直流为主，保证出现风险时不会出现连锁反应。当前背景下，特高压直流是远距离输电的最优解决方案；背靠背直流输电项目可以有效解决非同步电网的电力互济需求，两者均有望实现加速建设。

为何特高压无惧产业压力，仍将迎来高景气长周期发展？

特高压建设并非只是解决新能源消纳需求，能源不平衡是其长期发展动力。中国自然资源禀赋丰富的区域与负荷中心相距较远，无论是西北的风光煤等自然资源，还是西南的水电资源，都需要输电通道联通沿海的需求负荷中心。西北、西南电网2023年发电量与用电量的比值分别达到125%、111%，外送需求驱动以特高压为主的跨区输电建设有望保持长周期高景气。我们预计25年有望核准5-6条直流（陕西-河南、蒙西-京津冀、藏东南-粤港澳、巴丹吉林-四川、南疆-川渝、青海-广西）、3-4条交流（浙江环网、烟威、达拉特-蒙西、攀西）；预计“十五五”期间年均有望开工 “4~5直2~3交”，带来的年均订单规模有望达到约460亿元，相比2020-2024年年均中标金额163.2亿元提升182%。板块的周期属性减弱，成长属性提升，估值中枢有望上行。

特高压设备市场格局优异，核心供应商有望显著受益。特高压关键设备价值量大、技术要求高，壁垒与利润均较高，换流变压器、组合电器、换流阀、交流变压器的参与者数量在4~6家，电抗器、电容器、二次设备等参与者略多于前面四种设备，整体市场格局仍相对集中。

为何背靠背项目需求有望于年内加速释放？

背靠背直流输电可以有效解决临近省份非同步电网的电力互济需求，是全国电力统一市场建设的重要一环。不同电网区域的邻近省份虽然位置相邻但是实际需要跨区传输，比如闽赣两省分属华东、华中区域，2025年才建成首条10kV跨省配网联络线，更高电压等级的主干网仍依赖区域间协调。当前部分跨区相邻省份电价差达到1毛/度电（湖南-贵州）。因此建设全国统一市场也需要直流背靠背项目，它可以解决临近省份非同步电网的功率互济需求，有望实现加速建设。我们预计年内有望核准开工5~6个背靠背项目（闽赣、皖鄂、湘粤、渝黔、鲁苏、中尼电力联网）。换流变压器与换流阀是背靠背工程中价值量最大的电网设备，换流变压器与换流阀供应商或显著受益。

与市场不同之处

本篇报告与市场的不同之处在于详细的梳理了历史所有特高压线路，对于各线路投资额、设备中标金额、各环节价值量、主要设备竞争格局、工程推进节奏等多方面进行了详细丰富的数据分析，结构完整。同时，我们在报告中测算了单条直流/交流特高压项目给核心设备厂商带来的业绩弹性，定量测算充分。

全国电力统一大市场加速推进，网架互联互通建设齐头并进

近期政策密集发布，全国统一大市场建设加速推进。在2021年12月习总书记主持的深改委二十三次会议时首次强调“加快清理废除妨碍统一市场和公平竞争的各种规定和做法，要结合区域重大战略、区域协调发展战略实施，优先开展统一大市场建设工作”，随后在2022年3月国家发展改革委发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》对统一电力市场给出清晰的定位和作用，明确需要解决电力市场体系不完整，规则不统一，省间壁垒问题，并给出解决路径。2024年下半年开始，《关于完善市场准入制度的意见》、《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》、《全国统一大市场建设指引（试行）》、《关于开展市场准入壁垒清理整治行动 促进全国统一大市场建设的通知》等相关政策文件密集发布，推动全国电力统一大市场加速建设。

我们认为全国统一电力市场主要目的有三个：1）降低电价差，提升整体效率，2）增强电网互联，加强灵活性；3）解决区域不平衡问题。

1.实现电力系统优化配置，降低省间壁垒，实现全社会经济效益的提升。从各地标杆电价来看，我国各省的电价差距较大，因此也存在较大的优化空间。华中与西北电网的燃煤标杆电价均值差达到1毛/度电以上；部分区域内部各省份电价差同样较大，如南方电网区域内的云南和广东电价差仍达1毛/度电以上。

2.增强电网互联，释放电力系统的灵活性。考虑到新能源的随机波动，从更大范围内电力市场平衡有助于实现高比例新能源消纳和低弃电率。2015-2021年，德国风光渗透率从18%提高到28%过程当中，电力出口容量亦从10GW/年（占总装机的~5%）提升至23GW/年（占总装机的~10%），主要来自奥地利、挪威、比利时通道打通（分别贡献增量中的4.9GW、1.1GW、0.9GW）、以及法国、丹麦通道扩容（分别贡献2.9GW、1.5GW）。促进新能源弃电率始终维持在2.5~2.6%上下保持平稳。

3.解决能源与用电负荷分布的区域不平衡问题。电源与用电负荷错配日益显现，西北、西南电网发电量远大于用电量。中国自然资源禀赋丰富的区域与负荷中心相距较远，无论是西北的风光煤等自然资源，还是西南的水电，都需要输电通道联通沿海的需求负荷中心。且由于中国电力规划设计是从中央层面协调地方建设，因此很多省份都无法实现自身平衡，需要外来购电支持。全国跨区域送电量与占全社会用电量比例持续攀升，2024年达到8416亿千瓦时，占总电量8.54%，25Q1进一步提升至8.94%。

我国新能源基地主要分布在北部和西部。发展以风电、光伏为主的新能源是我国实现能源转型目标的必然需求。按照能源利用的要求，风力发电厂选址要求年平均风速在6m/s以上，集中式光伏电站则一般选址在年辐照量达到1750kWh/平米的太阳能资源A类地区。据中国气象局发布的《2023年中国风能太阳能资源年景公报》，我国满足上述大规模利用风电、光伏发电的地区主要分布在 “三北”地区以及西南部分地区。

“三北”目前已建设了大部分风光电源，新能源大基地将不断推进，北部仍将是重点区域。目前我国的风电、光伏发电容量大部分分布在华北、西北和东北部分地区。从装机容量看，截至2023年底，三北地区风/光累计装机290/310GW，占全国比重为66%/51%。从2023年的发电量来看，三北地区风光发电7031亿kWh，占全国风光发电的65%。国家发改委和国家能源局目前已规划三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目。第一批风光大基地清单建设规模总计97.05GW。第二批清单计划于“十四五”时期规划建设风光基地总装机约200GW，“十五五”时期规划建设风光基地总装机约255GW。第三批也已公布190GW的项目清单。统计公布详细项目名单的第一批清单，第一批项目中“三北”地区计划项目规模达78.75GW，占第一批总规模的84%。二批也公布以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林四大沙漠为重点建设，仅沙漠大基地就规划284GW。

煤炭新增产能也主要集中在西北区域。根据新疆煤炭交易中心，新疆煤炭预测资源量为2.19万亿吨原煤，约占我国煤炭预测资源量的40.6%，稳居首位；产量方面，根据国家统计局和新疆统计局数据，2024年新疆原煤产量为5.4亿吨，仅占全国产量11%。在2024年12月18日发布的《掘金新疆：新时期、新机遇》深度报告中，我们自下而上统计新疆2025-26 年有望投产的煤矿产能有3510万吨，根据汾渭数据和新疆煤炭交易中心，考虑到2025-28年全国预计新建产能约1.76亿吨，而疆煤在建及拟建总产能达3.4亿吨，新疆远期产能将占中国未来产能增量的绝大多数，是晋陕蒙之外最具增产潜力的地区。

水电主要集中在西南、华中地区，决定“西电东送”格局。截至2023年底，中国水电装机容量4.2亿千瓦，占发电装机容量的14.38% 。从空间分布来看，我国水电资源集中在西南、华中地区，2023年这两个地区水电装机容量占全国比例分别为40%、24%，其中川滇地区成为水电装机重点拉动区域。这种资源区域分布差异，决定了“西电东送”的基本格局，包括“北、中、南”三大输电通道。目前，我国正逐步形成十三大水电基地，规划总装机容量超2.86亿千瓦。

特高压与背靠背项目助力全国电网网架实现互联互通，是全国统一电力大市场搭建的重要支撑。西北、西南电网需大规模送电到负荷集中的中部和东部地区，因此形成能源基地距负荷中心距离800-3000千米的能源空间错配格局，必须依靠长距离输电通道外送。在远距离输电方面，特高压输电技术具备显著的长距离、大容量、低损耗和节约土地资源的优势。此外，除了远距离输电需求外，临近省份电力互济需求日渐攀升，区域边界省份由于电网不同步而缺乏连接带来省间电力支援效率低下，直流背靠背项目可以解决上述痛点，有望实现加速建设。

周期调节转向需求驱动，特高压迎来建设高峰

能源负荷空间错配，特高压是远距离输送最优解

电源与用电负荷错配日益显现，西北、西南地区当地已无消纳空间。中国自然资源禀赋丰富的区域与负荷中心相距较远，西北地区风光煤等自然资源丰富，西南水电资源丰富，而我国的用电负荷主要集中在中部和东部地区。西北、西南电网的发电量大于用电量，2023年比值分别达到125%、111%，当地无法消纳。因此形成能源基地距负荷中心距离800-3000千米的能源空间错配格局，必须依靠长距离输电通道外送。

直流特高压是解决能源大容量、远距离输送问题的最优解。特高压技术特指交流电压达到1000千伏及以上、直流电压达到±800千伏及以上的输电方式。相较于传统的高压（通常在330千伏以下）和超高压（330千伏至750千伏）输电系统，特高压输电显著提升了电压等级，并具备显著的长距离、大容量、低损耗和节约土地资源的优势。尤其是直流特高压，在长距离、大容量、点对点输送上具备显著经济性。目前共梳理到32条特高压直流线路，其中西北/西南地区分别有6/4条已投运特高压外送通道，9/2条规划和未建成通道。

周期调节转向需求驱动，特高压迎来长周期高景气时期

我国特高压项目建设可分五个阶段，投资均存在一定的逆周期调节属性，而本轮逐渐转向需求驱动。

1）2006-2010年：试验阶段，2006年8月发改委批复了中国第一条特高压交流项目。

2）2011-2013年：第一轮建设高峰，“三横三纵”特高压骨干网架和13项直流输电工程是规划建设重点，大规模“西电东送”“北电南送”格局雏形显现，“两交三直”项目得到核准并建设开工。

3）2014-2017年：第二轮建设高峰，2014年5月，国家能源局提出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。期间，核准“八交八直”。

4）2018-2021年：第一轮重启，2018年9月，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》，共规划了12条特高压工程（5直7交）。2020年，特高压建设项目被纳入“新基建”，旨在逆势承担调节经济周期的重任。

5）2022年至今：国家能源局2022年1月印发《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》，研究论证“十四五”规划的“三交九直”12条特高压通道，并就“十四五”期间需新增的输电通道以及配套电源规模提出建议。本轮特高压建设高峰更多是需求驱动，解决能源区域不平衡问题。

25年特高压推进节奏有望明显提速，特高压有望进入长周期高景气发展阶段。24年共有2条直流（陕北-安徽、甘肃-浙江）、2条交流（阿坝-成都东、大同-怀来-天津）核准，2条直流、1条交流开工，项目节奏推进偏慢。我们预计25年有望核准5-6条直流（陕西-河南、蒙西-京津冀、藏东南-粤港澳、巴丹吉林-四川、南疆-川渝、青海-广西）、3-4条交流（浙江环网、烟威、达拉特-蒙西、攀西），推进节奏有望明显提速。同时，我们预计“十五五”期间，国网每年将开工新建4~5条左右的直流特高压线路与2~3条交流特高压予以配合，以解决能源区域不平衡问题，特高压有望进入长周期高景气发展阶段。

核准吹响开工号角，设备商订单有望持续位于高位

核准为影响特高压项目推进节奏的关键节点，一般而言，核准后3~4个月项目开工，开工后2年左右项目投运。特高压建设的关键节点包括预可研—可研—核准—开工（设备招标）—投运。核准为影响项目推进节奏的关键节点，一般来说核准环节一旦通过，将较快进入开工、招标环节。我们通过梳理特高压项目的各个关键节点时间节奏，统计得到直流特高压核准到开工的时间间隔均值为3个月，开工到投运的建设时间均值为25个月；交流特高压核准到开工的时间间隔均值为4个月，开工到投运的建设时间均值为21个月。

供应商后续设备订单充足且持续性强。对于设备厂商来说，有签单和确收两个关键节点，一般签单在中标结果公布后会较快完成，而确收则需要等到设备交付完成之后。所以对于设备商来说，从项目核准到签单可能需要数月，而从签单到确收的周期可能会长达1~3年。所以核准通过为设备厂商后续的订单量提供了保障，但是签单与确收节奏不会完全与核准节奏锁定，需要注意的是特高压“十五五”有望进入长周期高景气发展阶段，后续设备订单充足且持续性强。考虑到当前规划的特高压项目规模与投资额有提升趋势，柔直渗透率提升，我们按照单条直/交流特高压项目的设备投资额约80、40元，那么“十五五”期间按照每年“4~5直2~3交”带来的年均订单规模有望达到约460亿元，相比2020-2024年年均中标金额163.2亿元提升182%。

背靠背解决临近省份电力互济问题，年内需求有望释放

背靠背直流输电可以有效解决临近省份非同步电网的功率互济需求，是全国电力统一市场建设的重要一环。除了远距离输电需求外，随着新能源发电占比提升，波动性增强，临近省间电力互济需求提升。由于区域边界省份电网不同步，此前电网连接较弱而带来省间电力支援效率低下，不利于全国电力统一市场的发展。直流背靠背项目可以完美解决上述痛点，有望实现加速建设。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。直流联网可以实现网间严格按计划送电，输送功率调整方便灵活；两侧交流系统相对独立，可控性强，可提供紧急功率支援。背靠背直流输电，除了可以方便快速地调节有功功率以外，同时还可比远距离直流输电更加方便地进行无功功率的调节，有利于改善互联两侧交流电网的电压稳定性，大大提高电网的安全运行水平。

背靠背方案相比两端换流站、中间长距离高压直流输电线的方案，更具经济性。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。在背靠背换流站内，整流器和逆变器的直流侧通过平波电抗器相连，构成直流侧的闭环回路；而其交流侧则分别与联接电网的连接点相连，从而形成两个电力系统的非同步联网。直流背靠背输电因为无直流输电线路，直流侧的损耗偏小，所以背靠背直流输电系统的直流侧选择低电压大电流，可充分利用大截面晶闸管的电流值，同时与直流电压有关设备（如换流变压器，换流阀，平波电抗器等）的绝缘也相应较低，使得这些设备的造价明显降低。

根据最新招标信息梳理，我们预计年内有望核准开工5~6个背靠背项目。2025年2月，国家电网发布特高压项目第一次前期服务招标采购中，招标项目涉及闽赣背靠背、皖鄂背靠背、湘粤背靠背、渝黔背靠背、鲁苏背靠背、中尼电力联网（中国段）等工程的主体设计协调。考虑到背靠背项目相比于特高压项目规模小、建设节奏快，我们预计上述项目有望于年内核准开工。

换流变压器与换流阀是背靠背工程中价值量最大的电网设备，供应商有望显著受益。以闽粤联网工程为例，该工程线路全长303公里，输送容量2GW，在福建省内新建1座直流背靠背换流站，通过两回交流500千伏线路，分别接入广东嘉应和福建东林500千伏变电站，是国家电网公司和南方电网公司合作的第一个省级电网间互联工程。闽粤联网工程总投资32亿元。工程招标了13台换流变压器（AC500kV，DC100kV，额定容量404MVA），投资3.5亿元；4套换流阀（DC100kV，5000A），投资2.9亿元，为项目投资占比最高的两种电力设备。

柔直加速渗透输配电领域，换流阀供应商有望受益

柔性直流输电技术强调可控性与可靠性，加速渗透输配电领域。柔性直流输电是一种基于电压源换流器的高压直流输电技术，和常规直流相比，其主要优势在于：1）无换相失败问题；2）交流侧无需大量无功支撑，占地面积较小；3）可向无源网络供电；4）可控性更强，功率控制灵活；5）频次较高，谐波含量低，仅需少容量高次滤波器。

柔性直流输电项目中，换流阀的价值量远大于常规直流项目。昆柳龙工程是世界第一条800千伏特高压多端柔性直流工程，将云南水电送至广东、广西，送端的云南昆北换流站采用特高压常规直流，受端的广西柳北换流站、广东龙门换流站采用特高压柔性直流。根据招标数据进行测算，昆北换流站常直换流阀单GW价值量约1.0亿元，柳北换流阀和龙门换流站柔直换流阀的单位价值量为4.7亿元/GW和3.4亿元/GW。我们同时对比了白鹤滩-浙江±800千伏特高压直流工程（双端常直）与甘肃-浙江±800千伏特高压直流工程（双端柔直）的换流阀价值量，单位价值量分别为0.8亿元/GW和2.7亿元/GW。柔直换流阀价值量远超常直。

与传统直流项目相比，柔性直流输电项目换流阀的成本占比更为突出，换流变压器、电容器成本占比更低。在柔性直流输电中，换流阀的设备成本占比显著提升，以甘肃-浙江线路为例，换流阀价值量43.5亿元占比46%，而常规直流输电项目以白鹤滩-浙江线路为例，换流阀价值量13.1亿元，仅占19%。另外，柔性直流输电项目中，换流变压器、电容器的投资造价更低，仍以这两条线路为例，甘肃-浙江线路换流变压器、电容器的投资造价比白鹤滩-浙江低2.8、4.6亿元。

“特高压+海风+背靠背”三大场景驱动，柔直技术应用空间广阔

在电力系统运行中，柔性直流技术通过解决送端与受端电网的核心痛点，目前已经在远距离输电、新能源并网消纳、电网互联、无源网络供电等多种场景下展现出显著的差异化技术价值，应用前景十分广阔。

1.特高压

于送端电网而言，其首要任务是保障大规模新能源安全稳定外送，解决频率调节难题。常直特高压通常以“风光火打捆”送出为主，而柔直特高压可以根据系统需要主动提供系统所需的电压和频率支撑，进一步提升新能源系统接入比例。以张北柔直工程为例，通过构建稳定的交流电压平台，有效抑制次同步振荡，降低新能源外送的安全风险，成为首个实现“风光储”多能互补的柔直工程。

于受端电网而言，柔直技术重点降低多直流同时换相失败风险，通过解决暂态电压支撑、频率调节及提升多直流等效短路比等关键问题，增强电网安全稳定性。

换相失败是远距离直流输电常见故障之一，柔直技术可完全规避。常规直流输电的换相换流器使用的是晶闸管元件，只能控制开通，而关断则需要借助电网提供反向电压完成。如果交流系统发生故障，使得逆变侧换流母线电压下降，就会导致换相失败。有些换相失败可以自动恢复，但是如果发生两次或多次连续换相失败，换流阀就会闭锁，中断直流系统的输电通道。同时，多馈入直流系统中，单一故障在严重的情况下可能会出现多个逆变站同时发生换相失败，甚至导致电网崩溃。而柔直技术因采用IGBT元件，开通、关断均灵活可控，不依赖受端电网，从原理上完全规避换相失败的问题。随着受端电网新能源占比日益增大，叠加直流落点愈发密集，柔直技术应用的必要性日益提升。

柔直技术可以显著提升多馈入有效短路比，便于构建多端直流输电系统。在昆柳龙特高压多端混合直流工程中，饶宏等《乌东德特高压多端直流工程受端采用柔性直流对多直流集中馈入问题的改善作用》（2017）研究表明若采用常规直流，受端电网多直流等效短路比将降至 2 左右，运行风险显著增加；当应用柔性直流技术后，不仅成功扭转等效短路比下降趋势，更促使已有的常规直流多馈入有效短路比实现整体提升，有效增强了受端电网对多直流输电的承载能力与运行稳定性。

2.海风

柔直技术无充电功率限制，可为风电场并网提供稳定的交流电压和频率支撑，已在全球海风送出领域实现广泛应用。海风作为一种 100%新能源构成的送端电源系统，没有常规电源支撑，柔直技术的发展可破解交流送出容量、距离受限、孤岛系统难题，成为目前百万千瓦、百公里级海风并网消纳的最优手段。2021年，中国建成了±400 kV、1100 MW的如东海上风电柔性直流输电示范工程。其柔直输电系统采用对称单极接线，直流电压等级±400kV，输送容量达1100MW。如东县东部黄沙洋海域的H6、H8、H10风电场，总装机容量1100MW，各设220kV海上升压站，经升压后接入海上柔直换流站，最终电力通过直流电缆、陆上换流站并入500kV陆上交流电网，实现了海上风电的高效稳定送出。

柔直技术在海风全周期成本优势明显。XIANG et al.(2016)研究表明，当离岸距离小于 73km 时，交流输电方式具备一定优势；而一旦超过这一距离，柔性直流输电技术的技术经济性便开始凸显。交流输电时，单回电缆送出容量一般在500MW 以下，若要增加送出容量，就得增加回路数，这会使送出系统成本与容量近似呈线性增长。而柔性直流输电，可通过提升换流阀容量、直流电缆电压和截面来提高输送容量，单回就能达到 2000MW 及以上。交直流输电系统的等价距离和送出容量紧密相关。经测算，500MW 系统的交直流等价距离超 100km；1000MW 系统约 90km；2000MW 系统约 70km。这意味着，当送出容量越大，柔性直流输电相比交流输电在成本控制上的优势也越明显。海上风电为了利用更丰富、稳定的风力资源，风电场逐渐向离岸更远的区域布局，柔直技术有望在大容量、远距离的海风输送上得到广泛应用。

3.背靠背

柔性直流通过背靠背的形式，嵌入到交流高压电网，实现电网互联的分区化改造：一方面增加关键交流站点的电气距离，降低短路电流和故障影响范围，另一方面，通过柔性直流功率灵活调控，可有效降低潮流随机变化幅度，改善电网潮流分布。以粤港澳大湾区柔性直流背靠背工程为例，在解决短路电流超标问题上，2024年背靠背近区500kV站点短路电流均未超过61kA ，广东东西断面电力交换能力提升至1000万kW。在提升新能源承载能力上，该工程通过分区间柔性互联，发挥柔直潮流快速反转优势，实现跨区联合调频，解决了单一分区电网难以维持电力电量平衡和保障抗扰动能力的问题。在交直流相互影响方面，三相短路导致6回及以上直流换相失败的站点数由31个减少到17个，导致9回及以上直流换相失败的站点由1个减少为0，降低了交直流相互影响带来的风险。

成本下降路径明晰，规模化应用在即

国内企业在电网核心功率器件上技术持续突破、产业化步伐不断迈进，国产化进程加速有望带动成本显著下降。IGBT是柔直系统的核心开关器件，国内当前仍以进口为主，主要进口厂商包括ABB、英飞凌、东芝等。近年来，国内企业在技术上持续发力，中车时代电气、国电南瑞等企业的IGBT产品获得突破，逐步扩大应用。23年上半年，国电南瑞自主研发的 4500V/3000A IGBT 在张北延庆换流站一次性挂网成功。25年2月，南方电网联合许继电气、南网科研院、株洲中车半导体组建的攻关团队，历时3年在国际上率先研制出基于6.5kV/3kA IGBT的柔性直流换流阀，实现6.5kV/3kA新序列柔直阀装备完全自主可控。随着IGBT、电容器等核心元件国产化进程的不断推进，未来核心部件的成本有望进一步降低。

同时，技术进步亦带动以换流阀为核心的部件成本持续下降。随着模块化多电平技术发展，柔性直流输电工程输电电压不断提高，输送容量持续增加。其中以换流阀为核心的部件成本下降趋势明显。以中国为例，2013年南澳工程中柔性直流输电换流阀的投资成本约为1500元/kW，而2022年广东背靠背工程时该成本降至约450元/kW，降幅高达70%，而甘肃-浙江±800千伏特高压直流工程柔直换流阀的投资成本为272元/GW，进一步下降。

特高压方面，目前甘肃-浙江（双端柔直）工程已经于24年7月开工，是国内首个全容量特高压柔直工程。我们预计25年有望核准的5-6条直流线路（陕西-河南、蒙西-京津冀、藏东南-粤港澳、巴丹吉林-四川、南疆-川渝、青海-广西）中，柔直的渗透率有望提升。

核心设备价值高，市场格局高集中

特高压招标周期性明显，设备品类繁多

特高压工程具备较为明显的周期性，年度间招标金额波动较大。2022-2024年招标的国网特高压设备中标金额分别为设备类34/415/262亿元，2024年项目节奏推进偏慢，下半年节奏有所改善。

特高压产业链涉及电力设备的品类较多，其中按照23-24年招标价值量金额来看，换流变压器、换流阀系统、组合电器、电抗器、交流变压器、变电站架构、电容器占比分别为31%、18%、16%、6%、5%、5%、5%，合计占比达到85%。

直流线路换流设备是关键，交流线路中组合电器与变压器成本占比高

根据特高压直流线路投资额来看，根据线路长度、工程规模、选址等因素的不同，造价从133亿元到549亿不等，已披露投资额的28条直流特高压投资额均值258亿元，近期的藏东南-粤港澳、甘肃-浙江、南疆-川渝等线路投资额明显高于历史均值。根据华经产业研究院，特高压直流造价中，核心设备约占25%。基础土建约占47%，铁塔占26%，电缆占2%。

换流变压器与换流阀是特高压直流线路占比最高的关键设备。拆分特高压直流线路的主要设备成本占比，以白鹤滩-浙江线路为例，换流变压器、换流阀、电容器、组合电器、电抗器金额分别为32.4、13.1、4.9、3.7、3.5亿元，占比分别为47%、19%、7%、5%、5%。而白鹤滩-江苏工程因采用了“常规直流+柔性直流”的混合级联特高压直流输电技术，在换流阀系统的成本上显著提升。

特高压交流线路投资额方差更大，已披露投资额的25条交流特高压造价从22亿元到286亿不等，均值122亿元，近期的川渝特高压、阿坝-成都东、大同-怀来-天津北-天津南、烟威线路投资额高于历史均值。根据华经产业研究院，特高压直流造价中，核心设备约占22%。基础土建约占43%，铁塔占32%，电缆占3%。核心设备中组合电器、变压器在成本结构中占比最高，分别达到57%、21%。

核心设备壁垒较高，市场格局较为集中

我们梳理了特高压主要设备环节23-24年的国网中标情况，特高压核心设备整体壁垒较高，技术要求与利润均较高，市场格局优异。

1）换流变压器参与者包括：保变电气、特变电工、山东电工、中国西电、日立能源、西门子能源，24年日立能源与西门子能源未中标。

2）组合电器参与者包括：平高电气、中国西电、新东北电气、山东电工等，四家23、24年合计份额为93%、96%。

3）换流阀系统参与者包括：国电南瑞、许继电气、中国西电、日立能源，其中国电南瑞占据龙头地位，23、24年份额分别为49.6%、47.3%。

4）交流变压器参与者包括：保变电气、特变电工、山东电工、中国西电、许继电气。

5） 电抗器、电容器、二次设备等参与者略多于前面四种设备，整体市场格局仍相对集中。

看好特高压核心设备供应商受益于板块周期向上

我们预计25年有望核准5-6条直流（陕西-河南、蒙西-京津冀、藏东南-粤港澳、巴丹吉林-四川、南疆-川渝、青海-广西）、3-4条交流（浙江环网、烟威、达拉特-蒙西、攀西），有望创下历史高点。

具体推荐标的，请见研报原文。

风险提示

电网投资力度不及预期风险

项目建设节奏与电网公司的投资力度高度相关，也受到国家行业政策较大影响。未来行业的经营环境若发生变化，可能导致国家建设投资减少，影响公司收入。

竞争加剧风险

未来若有新企业进入行业，或相近领域公司跨界竞争，可能会分薄现有公司市场份额，导致产品价格和盈利能力下降。

项目节奏推迟风险

特高压项目因为核准困难与产能紧缺两个原因，时有建设节奏慢于预期的情况发生。核准困难：特高压工程通常涉及多个省份，需协调不同地区的用地审批、生态红线、拆迁补偿等政策。不同地区在环境影响评估、土地供应等环节存在流程差异，部分地区审批周期长达数年。产能紧缺：目前国内部分核心零部件的供应仍受限于人，比如IGBT、直流电容器、变压器使用的高端绝缘纸板、分接开关等，采购周期较长。如遇到上述情况发生，项目开展节奏可能存在推迟风险。

测算存在偏差风险

文中关于公司的业绩测算部分基于一定主观判断，可能存在偏差。

相关研报

研报：《特高压高景气长周期发展，核心设备供应商有望显著受益》2025年5月13日