电力行业：配套电源成瓶颈短期内特高压线路影 响相对有限

1、我国能源供需存在区域错配，当前送煤为主输电为辅我国能源供需格局受历史发展因素及地理因素影响，存在明显错配问题。具体而言，我国中西部地区能源资源丰富（煤炭、水电、风电等），但经济体量较小，能源需求相对较弱；而东南沿海地区经济总量较大，对能源需求量也相对较高。此外，近年来受供给侧改革及环保政策的影响，我国能源开发呈现出进一步向西北及西南地区发展的趋势，能源基地与负荷中心的距离不断拉大。长期而言，我国能源供需存在区域错配、能源生产与消费地区呈现逆向分布的格局不会改变。我国煤炭资源丰富，近年来虽受国家能源结构调整及“气代煤”、“电代煤”等政策的影响，煤炭占一次能源比重有所下滑，但 2017 年其仍占比

2、达 60.4%，仍是我国一次能源的最重要组成部分。虽然我国是煤炭生产和消费大国，但我国煤炭资源在供给和需求上存在区域错配。内蒙古、山西和陕西三大省份 2018 年分别生产原煤926、893.4 和 623.2 百万吨，占全国原煤产量比重达 26.1%、25.2%和 17.6%，三省原煤产量合计占全国原煤产量近七成。煤炭工业十三五规划及煤炭供给侧改革相关政策精神指出，我国要加快大型煤炭基地之外的煤矿关闭退出，降低鲁西、冀中、河南、两淮大型煤炭基地生产规模，有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大型煤炭基地建设，未来我国煤炭产能增量仍主要来自内蒙古、陕西和新疆等地。图 1：我国一次能源构成中煤炭仍占主导地

3、位图 2： 2018 年分省份原煤产量占比100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%原煤原油天然气水电核电风电2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 201725.75%26.11%5.37%17.58%25.20%内蒙山西陕西新疆其他资料来源：国家统计局，资料来源：Wind，从发用电量角度来看，2018 年发电量占比靠前的省份包括山东、江苏、内蒙古、广东和四川等省份，前四者发电主要以火电为主，四川则以水电为主。2018 年用电量占比靠前的省份包括广东、江苏、山东、浙江和河北等省份，整体上以华东及华南地区为主。从电能输送的方向来看，西南水电

4、大省（四川、云南等）和西北火电大省（内蒙古、新疆等）均为电力净流出省份，东南沿海发达省份用电需求较高，保持电力净流入。图 3：电力流入流出示意图净输出（亿千瓦时）净输入（亿千瓦时）-2000 -1500 -1000 -5000500 1000 1500 2000资料来源：Wind，图 4：分省用电量及发电量占比对比10%9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%用电量占比发电量占比广东江苏山东浙江河北河南内蒙四川福建辽宁山西新疆云南资料来源：Wind，为了解决能源生产与消费呈现逆向分布的问题，我国能源规划制定了输煤及输电两种能源输送模式。输电战略主要是西电东送，根据煤炭资源及水力发电资源的分布特

5、点，我国在内蒙古、陕西、山西、宁夏等地规划了一批坑口煤电基地；在四川、云南、湖北等水电资源富集的省份规划了一批以外送电为主的大型水电站。同时针对环渤海经济圈、长三角和珠三角三个全国电力负荷中心，国家合理规划特高压交直流通道，形成了北、中、南三条西电东送通道，在保障东部地区电力供应的同时也极大了拉动了西部地区的经济发展。输煤战略主要包括西煤东运和北煤南运，即围绕煤炭产量占全国近七成的内蒙古、山西和陕西三省，通过铁路、水路等方式将煤炭疏运到缺乏煤炭资源的省份。总的来说，西煤东运通道相对较为畅通，内蒙古及山西的煤炭经由大秦线、朔黄线、蒙冀线、瓦日线等铁路通道由西向东送达北方各港口，再经由海运送达华东

6、及华南地区或由海进江向内陆输运。北煤南运通道相对较少，主要通过太焦焦柳线、京广线等铁路通道向华中地区运煤，但相关线路并非煤炭专用运输线路，运力难以保障。待 2019 年 10 月蒙华铁路投产后，北煤南运的输送格局有望得到显著改善。能源外送：输煤还是输电？从国家铁路的运输数据来看，煤炭运量占货运量的比例近年来保持稳定，维持在 50%左右。从跨区送电量占用电量比来看，其近年来占比有所提高，但仍处于较低水平。自 2016 年后跨区域送电量绝对值维持 15%以上的增速，我们认为跨区送电仍有较大的上升空间。从煤炭运输方式来看，省内煤炭运输由于运距较短，普遍以公路为主；省际间煤炭运输则以铁路和水路（含铁水

7、中转、海进江等）为主。整体而言，铁路得益于其运力大、单位成本低且较为环保等优势，目前仍是我国煤炭运输的主要方式。但铁路运煤最大的缺点在于其运输方式较为固定，最后一公里的问题难以解决，缺乏一定的灵活性。图 5：国铁煤炭运量与货运量变化（单位：亿吨）图 6：跨区输电与全社会用电量变化（单位：亿千瓦时）3555%302550%2045%151040%5035%201320142015201620178000010%700008%60000500006%40000300004%200002%1000000%20142015201620172018资料来源：Wind，资料来源：Wind，国铁煤炭运量国铁

8、货运量占比跨区域送电量全社会用电量占比图 7：我国煤炭工业十三五规划中对于煤炭跨区调运平衡的预期资料来源：国家发改委，综合而言，输煤和输电是我国当前主要的两种能源调配手段。早期受限于输电技术，我国采用远输煤、近输电的能源输送策略，即输送距离 800 公里以内倾向于输电，1000 公里以上倾向于输煤。从煤质来看，高热值的优质煤炭通常倾向于外送，而低热值煤倾向于就地发电消纳。但随着我国特高压交直流技术的发展叠加煤炭供给侧改革的影响，输电通道的经济性优势逐步体现。根据 2015 年南方电网科学研究院李立浧院士等人在输煤输电的技术经济比较研究及其重要战略意义一文中的研究结论，如以 5500 大卡煤炭作

9、为输送煤源，当送端煤价差在 100 元/吨时，输送距离在 1800 公里以内则特高压直流输电较有经济性优势。我们依据部分特高压线路披露的数据，结合最新核定的特高压输电价格（随着电改推进，特高压输电价格有明显下降）及线损率进行测算，发现其度电输电成本在 6.68 分到 12.67 分之间，折算 5500 大卡吨煤每公里能源输送成本在 0.128 元到 0.265 元之间。虽然复奉直流、锦苏直流、宾金直流等均为水电外送特高压直流，无法简单直接的对比煤炭输送成本，但其相对较低的能源输送成本也佐证了特高压线路是解决西部地区清洁能源消纳问题的不二选择。哈密-河南（天中直流）和宁东-浙江（灵邵直流）均是西

10、北火电加清洁能源打包外送的特高压线路，输送距离相对较远。据我们测算显示，天中直流折算 5500 大卡吨煤每公里能源输送成本为 0.134 元，低于国铁货物综合运价率 0.155 元/吨公里。如进一步考虑铁路的煤炭装车费、换装费、点装费等费用，当前特高压线路已经具有一定的经济性优势。此外，特高压线路输送火电也具有一定的环境优势。尽管特高压输电会增加送出端污染物排放，但如果综合考虑受端地区人口较密集，其污染物排放减少可以带来更大的环境价值，叠加可以减少煤炭疏运带来的能源消耗和污染排放，特高压输电的环保优势较为明显。根据江智军等人在输煤与输电环境效益比较分析一文中的研究结论，采用完全输电的能源传输模

11、式有望比完全输煤减少 0.26 元/千瓦时的环境污染物排放价值。除此之外，特高压线路也有助于西北送出端地区的经济发展和可再生能源的消纳。整体而言，我国能源输送以输煤为主、输电为辅的大格局仍将长期维持，但特高压输电技术的成熟与发展使得输电逐步成为未来新增能源输送通道的优先选择。综合考虑经济性、节能环保、清洁能源消纳和能源安全等因素，我们认为未来应优化能源输送方式、适当提升输电占比，相关规划中的特高压工程有望尽快落地。表 1：部分特高压线路送电成本测算路线2017 年送电量（亿千瓦时）输送距离（公里）送出端输电价格（分/千瓦时）特高压输电价格（分/千瓦时）线损率估算度电输电成本（分/千瓦时）折算

12、5500 大卡吨煤成本（元/公里）晋东南-南阳- 荆门（长南线）65.564033.231.5%6.680.265向家坝-上海（复奉直流）324190736.27%11.230.149锦屏-苏南（锦苏直流）387.1205935.57%10.390.128溪洛渡-浙江金华（宾金直流）389.6170034.956.5%9.900.148哈密-河南（天中直流）359.7219236.587.2%11.600.134宁东-浙江（灵绍直流）201.3172037.1447%12.100.178云南楚雄-广东穗东（楚穗直流）282.2143838.026.6%12.670.223云南普洱-广东江门（普

13、侨直流）297.5141338.026.6%12.670.227资料来源：国家能源局，国家电网，特高压输电：起源于欧美，发展于中国特高压发展历史特高压是指电压等级在交流 1000 千伏及以上和直流800 千伏及以上的输电技术，具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。特高压技术发源于 20 世纪 60 年代末，当时欧美等西方国家的工业发展迅速， 各国为了提升电力输送效率，相继开展了特高压输电技术的研究，为后续的特高压技术发展奠定了一定的基础。但遗憾的是，欧美、前苏联、日本等国后期由于用电负荷增长缓慢、对大容量远距离输电需求减弱等多种原因， 其特高压输电工程普遍延期或降压运行，特高压技术

14、在欧美国家并未得到普遍性的大规模应用。我国的特高压技术起步较晚，始于 20 世纪 80 年代。改革开放后，随着经济发展进入全面加速期，我国对能源的依赖性逐步增强。而我国煤炭资源主要集中在西北部，水能资源主要集中在西南部，大部分的能源需求则主要集中在华东华南地区，能源错配现象显著，急需高效便捷的能源传输通道。在现实需求的推动下，虽然我国特高压输电技术起步虽然落后于欧美等国，但发展的步伐却较为迅猛，取得了许多显著的成果。特高压输电工程包括特高压交流和特高压直流两种，具体工程在进行线路设计时，主要从实际需求及成本的角度进行考虑。特高压直流更加适合于点对点的长距离传输，其线损较低，没有无功损耗。从技术

15、应用的角度来看，直流输电线路可以不受两端参数限制的将两个交流电网连接起来，其调度更加快速灵活可靠，且占地面积相对较小。直流线路的缺点在于换流站点的造价较高，即线路成本低但站点成本高，同时其污闪问题也较交流线路更加严重。而特高压交流则可以实现多端连接，但在长距离传输时的线损较高；此外交流线路的稳定性和可靠性略差。因此我国在做特高压线路规划时，依据实际情况合理选择技术路线，将直流线路与交流线路配合使用，共同构成我国的特高压输电网络。我国特高压网络已成规模国家电网公司是我国特高压工程的主要引领者，目前其已投运“八交十直”共 18 条特高压线路。考虑到南方电网区域内有三条云南外送广东的特高压直流线路，

16、目前我国已投运特高压输电工程达 21 项。这 21 条特高压线路将内蒙、四川、云南、甘肃等地无法消纳的坑口煤电、风电、水电等通过特高压线路传输至山东、上海、江苏、浙江、广东等能源需求地区。目前，我国特高压电网累计输电量已过万亿千瓦时，在一定程度上扭转了我国长期以来过度依赖输煤、局部自求平衡的电力发展方式，缓解了我国能源错配导致的局部地区电力供需不平衡的局面。图 8：国家电网范围内特高压示意图资料来源：国家电网社会责任报告，目前，我国已投运的 21 条特高压输电工程中，包含 8 条特高压交流线路以及 13 条特高压直流线路。其中向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙江金华、云南楚雄-广东穗东、云南

17、普洱-广东江门、滇西北-广东等 6 条特高压直流输电工程主要输送西南地区的水电；锡盟-山东、哈密-河南等其余线路主要将火电结合可再生能源进行打包向外输送。从 2017 年的数据来看，输送电量最大的线路为皖电东送特高压交流输电工程，输送电量达 594.5 亿千瓦时。有数据统计的特高压线路合计输送电量达 3007.8 亿千瓦时，其中水电约为 1718.8 亿千瓦时，风电及光伏等非水可再生能源电量为 187 亿千瓦时，火电电量为 1102 亿千瓦时。综合来看非水可再生能源输送电量占特高压送电量的比重相对较小，未来仍有较大的提升空间。表 2：已投产特高压线路详细情况年化利用小时2017 年输电量情况路

18、线投运时间线路类型送电能力（万千瓦）主要输电种类年输送电量（亿千瓦时）可再生能源电量（亿千瓦时）可再生能源占比晋东南-南阳-荆门（长南线）2008 年交流500火电+水电131065.53756%锡盟-山东2016 年 8 月交流900火电+可再生能源72064.80%淮南-南京-上海（皖电东送）2016 年 12 月交流600火电3603594.50%淮南-浙北-上海（皖电东送）2013 年 9 月交流1050火电浙北-福州（浙福线）2014 年 12 月交流680核电+水电+风电59140.20%向家坝-上海（复奉直流）2010 年直流640水电5063324320.399%锦屏-苏南（锦

19、苏直流）2012 年直流720水电5376387.1384.699%溪洛渡-浙江金华（宾金直流）2014 年直流800水电4870389.6389.6100%哈密-河南（天中直流）2014 年直流800风电+火电+光伏4496359.7152.642%宁东-浙江（灵绍直流）2016 年 8 月直流800火电+可再生能源2516201.334.417%云南楚雄-广东穗东（楚穗直流）2014 年直流500水电5644282.2282.2100%云南普洱-广东江门（普侨直流）2014 年直流500水电5950297.5297.5100%胜利-锡盟2017 年 6 月交流300火电/滇西北-广东（新东

20、直流）2017 年 12 月直流500水电/1.41.4100%蒙西-天津南2016 年 12 月交流600火电+可再生能源/甘肃酒泉-湖南2017 年 6 月直流800风电+光伏/锡盟-江苏泰州2017 年 10 月直流800火电+可再生能源/晋北-江苏2017 年 7 月直流800火电+风电/榆横-山东潍坊2017 年 8 月交流600火电+可再生能源/上海庙-山东2017 年 12 月直流1000火电+可再生能源/扎鲁特-山东青州2018 年 1 月直流1000火电+可再生能源/资料来源：国家能源局，华夏能源网，特高压未来发展规划从当前在建及近期拟核准的 14 条特高压线路情况来看，8

21、条直流线路中有 4 条是配套大型水电站的外送通道（雅中直流、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江和乌东德-广东），其余 4 条主要是火电+风光电打包外送的线路。6条交流线路以电网加强线和环网工程为主，旨在进一步优化区域输电通道。表 3：近期在建及拟核准特高压线路路线拟投运时间线路类型送电能力（万千瓦）输电种类准东-皖南 （新皖直流）2018 年底直流1200火电+可再生能源山东-河北（外电入鲁的环网工程）2020 年交流1000火电+可再生能源蒙西-晋中2019直流800火电+可再生能源青海-河南2020直流800可再生能源陕西-湖北2020直流800火电+可再生能源张北-雄安2020交流600风电光伏

22、为主雅中-江西2020直流800水电白鹤滩-江苏2021直流800水电白鹤滩-浙江2021直流800水电乌东德-广东（昆柳龙直流）2021直流800水电北京西-石家庄2020交流/电网加强工程南阳-荆门-长沙2019交流600网架加强工程云贵互联通道2019交流300云南贵州水火互济闽粤联网工程2019交流300国网南网联网工程资料来源：国家能源局，国家电网，配套电源点进度不及预期，影响特高压输电能力对于特高压线路而言，其输送电量不仅取决于自身线路的输送能力和调度质量，送出端电源的建设进度和运行情况、消纳端地区的用电需求同样对其有着重要影响。从目前情况来看，消纳端地区对特高压外送电的消纳意愿有

23、所增强，我们判断主要是以下三个原因：一、特高压消纳端的省份主要集中于华东、华南及华中地区， 其经济体量大，能源消耗总量较大且稳健增长。受煤电供给侧改革及相关省份煤炭消耗总量控制政策的影响， 相关省份的煤电规划建设风险预警结果普遍是红色，当地新建火电装机的可能性较小，供需关系的好转促使相关省份对外送电的需求提升；二、2019 年起我国可再生能源配额制正式开始考核，各省需按用电量的一定比例来完成含水电可再生能源和非水可再生能源的配额要求。目前特高压外送电主要包括水电和火电+风光打包外送两种形式，消纳端省份消纳特高压外送电有助于其完成配额考核；三、目前特高压外送电电价形成机制以落地端倒推为主，随着电

24、改不断深入推进，特高压输电价格有明显下降，供需双方有望享受这一政策红利。此外，随着电力市场化率的提升，拥有价格优势的特高压电量也将更具竞争优势。水电线路利用小时较高，电源点投产进度滞后成为火电通道瓶颈由上述分析可知，目前消纳端地区对特高压外送电的消纳意愿相对较强。分析已投产特高压线路详细情况表可知，以水电为输送电源的特高压线路利用小时普遍较高且相对稳定，复奉直流、锦苏直流、楚穗直流、普侨直流等利用小时均在 5000 小时以上；而以火电+风光打包外送的特高压线路除哈密到河南的天中直流相对较好（利用小时达 4496 小时）外，整体运行情况不容乐观，例如 2016 年 8 月投运的锡盟-山东特高压交

25、流线路（电压等级 1000 千伏，输电能力 900 万千瓦）在 2017 年输送电量仅有 64.8 亿千瓦时，折算利用小时仅有 720 小时。宁东到浙江的灵邵直流利用小时也只有 2516 小时，从已投产电源装机占规划电源比例来看，利用小时较高的四条线路基本上外送电源点都已经投产，而锡盟- 山东、宁东-浙江的投产占比分别仅为 18.6%和 50%，我们判断其利用小时较低很有可能是受配套电源点建设进度不及预期所致。而外送水电站以大型水电项目为主，开工后建设进度受政策影响较小，投产后发电能力较为稳定，这也是水电外送特高压线路利用小时相对较高且稳定的原因。表 4：部分特高压线路电源建设进度与利用小时对

26、比（单位：万千瓦）路线送电能力主要输电种类2017 年化利用小时规划电源装机已投产装机估计已投产装机占比向家坝-上海（复奉直流）640水电5063640640100%锦屏-苏南（锦苏直流）720水电537610801080100%溪洛渡-浙江金华（宾金直流）800水电487013861386100%哈密-河南（天中直流）800风电+火电+光伏4496660 火电+800 风电+125 光伏基本完成投产目标100%锡盟-山东900火电+可再生能源720800 火电+300 风电16718.6%（风电装机折标）宁东-浙江（灵绍直流）800火电+可再生能源25161000500 左右50%资料来源：

27、国家能源局，为进一步分析特高压线路配套外送电源点的情况，我们选取较有代表性的已投产及未来拟投产的特高压线路，结合我国规划的 9 个大型煤电基地（锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东） 以及西南水电基地规划情况进行梳理，结果如下表所示（部分数据源于网络公开渠道整理）。从梳理结果来看， 除天中直流之外的以火电+风光电打包外送的特高压输电通道配套的电源点建设均不及预期。由于外送的相关省份（内蒙古、山西、陕西、新疆）在国家能源局的煤电规划建设风险预警结果中基本均为红色预警，所以相关省份煤电装机核准及建设进度受到一定的影响。除此之外，大唐锡林浩特、华润五间房、国电方家庄、国电北行

28、业深度研究报告三等电厂都曾经被列入 2017 年分省煤电项目停缓建名单，也在一定程度上影响了相关项目的投产进度。综合来看，随着我国电力供需形势的逐步好转，相关电源项目有望逐步复工投产，未来特高压线路的输送利用小时均有望回升至 3000-4000 小时水平。但考虑到配套新能源发电的外送需求及部分火电机组进度远落后于规划预期，我们认为短期看相关特高压线路达到满负荷的可能性较小。表 5：已投产及拟投产的特高压线路配套外送电源点梳理（单位：万千瓦）路线投运时间送电能力主要输电种类规划电源装机目前投产装机估计具体电厂进度情况锡盟-山东2016 年 8 月900火电+可再生能源800 火电+300 风电1

29、67蒙能锡盟热电 35 及京能五间房 2*66 于2018 年底投运。大唐锡林浩特、华润五间房、北方胜利等项目在建。向家坝-上海（复奉直流）2010 年640水电640640向家坝电厂已投锦屏-苏南（锦苏直流）2012 年720水电10801080锦官电源组已投，60%左右外送溪洛渡-浙江金华（宾金直流）2014 年800水电13861386溪洛渡电厂已投，部分送浙江哈密-河南（天中直流）2014 年800风电+火电+光伏660 火电+800 风电+125 光伏基本完成投产目标/宁东-浙江（灵绍直流）2016 年 8 月800火电+可再生能源1000500 左右神华鸳鸯湖 200 已投，华能大

30、坝 2*66、国电方家庄 200、大唐平罗 2*66 等在建蒙西-天津南2016 年 12 月600火电+可再生能源792132北方魏家峁 266 已投，京泰酸刺沟、国电长滩、华电十二连城、汇能长滩、朱家坪等在建或待开工锡盟-江苏泰州2017 年 10 月800火电+可再生能源700 火电+300 风电/中电投白音华、国电乌拉盖等在建。晋北-江苏2017 年 7 月800火电+风电/未明确配套电源榆横-山东潍坊2017 年 8 月600火电+可再生能源400 火电+ 配套风电100榆能横山已投一台，陕能赵石畔 200 在建上海庙-山东2017 年 12 月1000火电+可再生能源800 火电/

31、山东能源盛鲁 200 在建，国电双维上海庙、神华国能上海庙、北方联合电力长城电厂前期准备扎鲁特-山东青州2018 年 1 月1000火电+可再生能源/主要汇集蒙东及周边吉林、黑龙江、辽宁的火电和风电，实现打包外送准东-皖南（新皖直流）2018 年底1200火电+可再生能源1320 火电+配套风电/大唐北一电厂 2*66、中煤北二电厂 2*66有望于 2019 年投运；神东五彩湾 2*66、国电北三 2*66 等在建，潞安准东、华电昌吉英格玛等拟开工。陕西-湖北2020800火电+可再生能源860 火电+ 配套风电大唐西王寨、榆能杨伙盘、陕能清水川三期、华能段寨、陕煤沙梁川、陕煤黄陵店头均在前期

32、工作，拟核准开工。雅中-江西2020800水电1180/两河口 300+杨房沟 150 在建，预期 2021年首台投产。资料来源：国家能源局，公开资料，行业深度研究报告2020 年部分火电通道输电量有望提升我们依据相关配套电源投产进度及下游用电需求的预期，对部分火电+风光电打包外送特高压线路 2020 年预期输送电量和利用小时做预测如下。结果显示，大部分特高压线路预期利用小时在 20003000 小时左右，如果考虑省内其他电源组可能有少量协同外送，其利用小时有望略微提升。表 6：火电+风光电打包外送特高压线路 2020 年预期输送电量（单位：万千瓦，亿千瓦时）路线投运时间送电能力预期投产电源装

33、机预期输送电量预期利用小时锡盟-山东2016 年 8 月9004002002222宁东-浙江（灵绍直流）2016 年 8 月8007643824775蒙西-天津南2016 年 12 月6003961983300锡盟-江苏泰州2017 年 10 月8002701351688晋北-江苏2017 年 7 月8004002002500榆横-山东潍坊2017 年 8 月6004002003333上海庙-山东2017 年 12 月10003001501500扎鲁特-山东青州2018 年 1 月10005002502500准东-皖南（新皖直流）2018 年底12005282642200陕西-湖北202080

34、02001001250资料来源：国家能源局，公开资料， 注：准东到皖南的输电容量一半留安徽，一半送华东电网消纳。短期看特高压线路对消纳端地区火电影响有限送出端：发电利用小时向好，清洁能源消纳改善从近年数据来看，内蒙古、新疆和甘肃三省的弃风电量呈现较大幅度的变化。自 2015 年后，受新增风电装机较多、区域电力消纳情况转差等因素影响，弃风三省弃风电量及弃风率双双走高，风电消纳情况严重恶化。2017 年后得益于国家出台一系列促进可再生能源消纳的政策、电力需求好转、特高压线路逐步发挥作用等因素，弃风现象出现明显改善。以天中直流为例，其 2017 年输送可再生能源电量达 152.6 亿千瓦时，较 20

35、16 年增长79.2 亿千瓦时，是新疆弃风率下降的最核心因素。考虑到锡盟-山东、蒙西-天津南、甘肃酒泉-湖南、上海庙-山东等一批特高压线路近两年来陆续投产，我们判断特高压线路对送出端省份的清洁能源消纳将起到更为关键的作用。图 9：弃风三省（内蒙新疆甘肃）弃风电量（单位：亿千瓦时）图 10：弃风三省近年来弃风率变化情况（单位：%）160140120100806040200内蒙甘肃新疆2014201520162017201850%40%30%20%10%0%内蒙古甘肃新疆20142015201620172018资料来源：国家能源局，资料来源：国家能源局，我们进一步选取火电为主的省份（内蒙古、新疆）

36、和水电为主的云南，定性分析特高压投运前后对当地发电利用小时的影响。从新疆和内蒙古火电利用小时变化来看，2018 年内蒙古火电利用小时达 5124 小时，较全国平均水平高出 763 小时，变化趋势与新疆相对比出现较大差异，我们判断有可能是多条特高压通道相继投产所致。从云南省水电利用小时来看，2016 年受弃水因素影响，其水电利用小时同比下降，与全国水电平均利用小时的差值缩小到 194 小时。之后随着其向广西省输送水电，叠加 2017 年底新东直流投运的影响，其水电利用小时稳步回升，与全国水电平均利用小时的差值回到 2015 年的水平。图 11：新疆内蒙火电利用小时绝对值变化与全国比较图 12：云

37、南水电利用小时绝对值变化与全国比较新疆减全国内蒙减全国6000900800500070040006005003000400200030020010001000020142015201620172018全国云南云南减全国500080070040006003000500400200030020010001000020142015201620172018资料来源：国家能源局，资料来源：国家能源局，新疆内蒙全国消纳端：特高压输入影响有所分化，整体影响有限从电力供需平衡的角度来看，特高压通道输送电量对于消纳端省份的发电企业有所冲击，有可能压低当地发电利用小时。我们针对江苏、山东、广东、浙江、安徽和湖北等

38、重点省份，建立电力供需平衡测算模型如下所示（2018 年部分数据为预测值）。江苏：输入增长较快，当地火电受到一定影响从江苏的预测结果来看，在 4.5%的复合用电增速，火电装机增长 400 万千瓦的假设下，由于特高压外送电增长近 250 亿度电，叠加清洁能源发电量的快速增长，江苏省火电利用小时受到一定的挤压，2020 年可能较 2018年折算值下降 102 个小时。未来如果白鹤滩到江苏（估算输送电量 350 亿千瓦时以上）投产，可能对 2022 年之后的省内电力供需格局造成进一步的影响。表 7：江苏省电力供需平衡预测表（单位：万千瓦，亿千瓦时）20182020E20182020E用电量61286

39、691.8锦屏-苏南387.1387.1用电量绝对值增长319.5563.8锡盟-江苏泰州40135发电量4933.55161.3晋北-江苏40200火电发电量4477.34558.0白鹤滩-江苏-清洁能源发电量456.2603.3其他外部输入446.0491.7净输入电量913.11213.8净输入电量合计913.11213.8输入电量绝对值增长111.2300.7自发自用及网损等486.2530.9火电装机974910149折算火电小时45934491同比变化-102资料来源：国家能源局，公开资料，山东：整治自备电厂有望提升火电利用小时对于山东省而言，我们预测其用电复合增速保持 6%，考虑

40、到山东自备电厂整治力度较高，煤电落后产能的淘汰力度可能超预期，我们预测 2020 年山东火电装机为 10067 万千瓦，较 2018 年下降 300 万千瓦。随着配套电源点逐步投产，锡盟-山东、榆横-山东潍坊等特高压线路输电量有望稳步上升。我们预测 2020 年特高压线路输入电量有望较 2018 年增长 588.7 亿千瓦时，净输入电量有望增长 633.7 亿千瓦时，尚未超过用电量的增长。综合来看，到 2020 年山东省特高压线路很难达到满负荷，输送电量虽有大幅增长但尚未冲击存量火电发电市场。在装机量略有下降的假设下，我们判断 2020 年山东省火电折算利用小时有望较 2018 年增长 203

41、 个小时。表 8：山东省电力供需平衡预测表（单位：万千瓦，亿千瓦时）20182020E20182020E用电量59176711.1锡盟-山东71.3200用电量绝对值增长488.6794.1榆横-山东潍坊40200发电量5608.25777.7扎鲁特-山东青州50250火电发电量5367.75416.9上海庙-山东50150清洁能源发电量240.5360.8其他外部输入364.3409.3净输入电量575.61209.3净输入电量合计575.61209.3输入电量绝对值增长104.6633.7自发自用及网损等-11.6-13火电装机1036710067折算火电小时51785381同比变化203

42、资料来源：国家能源局，公开资料，广东：输入增量较小，需求稳步提升对于广东省而言，未来两年其特高压送入电量有望保持小幅增长，增量相对较小。一方面在 2020 年前其没有新的特高压线路接入（乌东德到广东的昆柳龙直流预期在 2021 年后投产），另一方面其存量的三条特高压均为云南水电外送的直流通道，利用小时稳定在 5500-6000 左右，基本上属于满负荷运行。整体来看得益于省内用电需求的稳健提升，广东省 2020 年火电折算利用小时有望较 2018 年增长 199 小时。表 9：广东省电力供需平衡预测表（单位：万千瓦，亿千瓦时）20182020E20182020E用电量63237004.3云南楚雄

43、-广东穗东280300用电量绝对值增长363.5681.3云南普洱-广东江门300320发电量4369.64866.2滇西北-广东（新东直流）300320火电发电量3260.13548.1其他外部输入701795清洁能源发电量1109.51318.1云南楚雄-广东穗东280300净输入电量1581.31735.4净输入电量合计1581.31735.4输入电量绝对值增长200.3154.1自发自用及网损等539588.6火电装机80698369折算火电小时40404240同比变化199资料来源：国家能源局，公开资料，浙江：目前影响有限，2022 年白鹤滩将对当地火电形成一定压力对浙江而言，202

44、0 年特高压送电量的最大增量来自宁东到浙江的灵邵直流。综合我们之前对于配套电源点投运进度的预期，我们判断灵邵直流 2020 年输电量有望达 382 亿千瓦时，较 2018 年增长 162 亿千瓦时。综合考虑省内清洁能源发电量的提升，我们判断 2020 年浙江省火电复合发电增速为 3.1%，折算火电利用小时为 4220小时，较 2018 年微增 59 小时。未来如果白鹤滩到浙江（估算输送电量 350 亿千瓦时以上）投产，可能对 2022年之后的省内电力供需格局造成进一步的影响。表 10：浙江省电力供需平衡预测表（单位：万千瓦，亿千瓦时）20182020E20182020E用电量45335093.

45、3浙北-福州5060用电量绝对值增长339.7560.3溪洛渡-浙江金华400400发电量3352.83684.5宁东-浙江220382火电发电量2583.42746.8白鹤滩-浙江-清洁能源发电量769.4937.7其他外部输入200.1229.1净输入电量870.11071.1净输入电量合计870.11071.1输入电量绝对值增长150.9201自发自用及网损等446.6487.6火电装机62096509折算火电小时41614220同比变化59资料来源：国家能源局，公开资料，安徽：准东线配套电源建设进度缓慢，短期影响不大对安徽而言，特高压对其影响包括送出（皖电东送）和送入（新皖直流）两方面

46、，在送出侧，考虑当前皖电东送线路负荷率较高，我们维持其年外送电量 600 亿千瓦时的假设；在送入侧，虽然新皖直流是输送电压 1100千伏、送电容量 1200 万千瓦的全球最高等级特高压直流线路，但考虑到其配套准东煤电基地的建设进度，我们预期其到 2020 年送入电量为 264 亿千瓦时。值得注意的是，新皖直流输电容量有一半送安徽消纳，另一半接入华东电网。我们假定 2020 年相对较高的电量留安徽消纳，即新皖直流送安徽电量为 150 亿千瓦时，综合测算显示安徽省 2020 年火电折算利用小时为 4640，较 2018 年增长 37 小时。表 11：安徽省电力供需平衡预测表（单位：万千瓦，亿千瓦时）20182020E20182020E用电量21352490.3淮南-南京-上海-600-600用电量绝对值增长213.3355.3准东-皖南10150发电量2622.82815.3火电发电量2491.32633.9清洁能源发电量131.5181.5其他外部输入119140净输入电量-470.9-309.8净输入电量合计-470.9-309.8输入电量绝对值增长-4