2022年電力設(shè)備行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來趨勢分析

1、2022年電力設(shè)備行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來趨勢分析1、 新能源是現(xiàn)代能源體系的重要組成部分1.1、 “兩個替代”是碳中和路徑基礎(chǔ)1.1.1、碳中和背景下的電力發(fā)展趨勢“清潔替代”、“電能替代”是一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)變化的主要趨勢。為實(shí)現(xiàn)“雙 碳”目標(biāo)：（1）產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整是關(guān)鍵，要進(jìn)一步降低單位 GDP 能耗和碳排放； （2）能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型是主要途徑，2021 年，我國能源燃燒約占 CO2排放量的 85%， 為了降低社會整體排放，需要在能源生產(chǎn)側(cè)采用清潔能源替代化石能源，在能源 消費(fèi)側(cè)進(jìn)行電能替代。2060 碳中和情景下，中國一次能源消費(fèi)總量將于 2030 年起進(jìn)入約 10 年的平臺 期（消費(fèi)量約為 60

2、億噸標(biāo)煤）。2040 年后，經(jīng)濟(jì)發(fā)展與能源消費(fèi)基本脫鉤， 一次能源消費(fèi)總量以年均 1%的下降率逐漸下降，2060 年降低至 50 億噸標(biāo)煤左 右，碳約束不斷加強(qiáng)，能源利用效率和電氣化水平持續(xù)提升。碳中和目標(biāo)達(dá)成時，電力占終端用能的比重將達(dá)到 90%以上。電力行業(yè)是實(shí)現(xiàn) 碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的主戰(zhàn)場，據(jù)周孝信院士預(yù)測，到 2025 年電力需求將達(dá) 9.14 萬億千瓦時左右，到 2030 年電力需求將達(dá) 10.59 萬億千瓦時左右，而后用電量 不斷增長至 2060 年的 15.00 萬億千瓦時?！笆奈濉蹦╋L(fēng)電、光伏總裝機(jī)占比達(dá) 37.7%，容量是 2020 年的 2.17 倍?；?于我國電力碳達(dá)峰

3、、碳中和路徑研究給出的電源結(jié)構(gòu)變化趨勢，我們預(yù)計 2025 年、2030 年的風(fēng)電、光伏總裝機(jī)容量將達(dá)到 11.5 億千瓦和 17.1 億千瓦， 超過碳達(dá)峰、碳中和方案制定的 2030 年末 12 億千瓦規(guī)劃目標(biāo)。1.1.2、新能源占比提高加劇電力平衡和消納問題新能源出力波動大使電力供應(yīng)緊張和棄風(fēng)棄光問題同時存在。新能源出力受天氣 因素影響，具有波動性和不確定性，因此某一時刻系統(tǒng)中所有新能源機(jī)組出力與 系統(tǒng)總用電負(fù)荷之比，也存在較大波動。據(jù)中國電力科學(xué)研究院郭劍波院士預(yù)測， 2030 年新能源出力占系統(tǒng)總負(fù)荷之比為 5%51%，2060 年新能源出力占系統(tǒng) 總負(fù)荷之比為 16%142%。新能源

4、低出力時段，電力系統(tǒng)需要高可靠出力電源 實(shí)現(xiàn)電力平衡；新能源高出力時段則給系統(tǒng)消納、安全帶來巨大挑戰(zhàn)。2025 年跨區(qū)跨省電力流將由 2019 年的 2.2 億千瓦增大到 3.6 億千瓦。全球能源 互聯(lián)網(wǎng)合作組織預(yù)測，2025 年跨區(qū)電力流 2.4 億千瓦，包括西北外送 8200 萬千 瓦，西南（含云南）外送 9400 萬千瓦，華北蒙西、山西外送 3500 萬千瓦，東 北外送 1500 萬千瓦等?？缡‰娏α?1.2 億千瓦，包括蒙西、山西外送 5800 萬 千瓦，西南四川送重慶 600 萬千瓦等。2035 年，跨區(qū)跨省電力流將繼續(xù)增大， 西北、華北、東北、西南四個區(qū)域外送規(guī)模將達(dá) 3.78 億

5、千瓦。電力空間平衡的需求和挑戰(zhàn)大，需要解決輸電走廊、電網(wǎng)安全穩(wěn)定支撐強(qiáng)度等問 題。2021 年跨區(qū)域送電量占全社會用電量之比為 7.6%，近五年提高 2 個百分點(diǎn)。 據(jù)中國電力科學(xué)研究院測算，我國東中部地區(qū)分布式光伏可發(fā)容量約為 1520 億千瓦，年發(fā)電量僅為 1.92.5 萬億千瓦時，遠(yuǎn)不足以支撐當(dāng)?shù)刎?fù)荷用電需求； 2060 年西北地區(qū)約有 1.6 億千瓦新能源電力外送需求，而 2021 年西北跨區(qū)外送 直流規(guī)模約為 6300 萬千瓦，2060 年時需擴(kuò)充為 2021 年的 2.54 倍。1.2、 新能源大基地建設(shè)成為新能源重點(diǎn)工作1.2.1、“十四五”清潔能源大基地規(guī)劃“十四五”清潔能源基

6、地規(guī)劃總量達(dá) 7.44 億千瓦?！笆奈濉币?guī)劃和 2035 年 遠(yuǎn)景綱要中提出，未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風(fēng)電、光伏等電源在內(nèi)的多個 清潔能源基地，形成九大集風(fēng)光(水火)儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海 上風(fēng)電基地。九大清潔能源基地“十四五”規(guī)劃總裝機(jī)容量 6.65 億千瓦。九大清潔能源基地主 要包括金沙江下游、雅礱江流域、金沙江上游、黃河上游和幾字灣、河西走廊、 新疆、冀北、松遼等地，截至 2021 年底，九大基地已建新能源總裝機(jī) 3.04 億千 瓦，占總規(guī)劃目標(biāo)的 45.76%。五大海上風(fēng)電基地“十四五”規(guī)劃總裝機(jī)容量達(dá) 7900 萬千瓦（截至 2021 年底， 海上風(fēng)電累計裝機(jī)規(guī)模

7、達(dá)到 2638 萬千瓦）。五大海上風(fēng)電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等地，到 2025 年底，廣東 1800 萬千瓦，福建 500 萬千瓦， 浙江 500 萬千瓦，江蘇 2600 萬千瓦，山東 2500 萬千瓦，占海上風(fēng)電規(guī)劃總裝 機(jī)容量的 22.78%、6.33%、6.33%、32.91%和 31.65%。1.2.2、沙漠戈壁等大型風(fēng)電光伏基地規(guī)模增長到 2030 年,規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機(jī)約 4.55 億千瓦。根據(jù)國家發(fā)展改革委、國 家能源局發(fā)布關(guān)于印發(fā)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地規(guī) 劃布局方案的通知，庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規(guī)劃裝機(jī) 2.84 億

8、千瓦，采煤沉陷區(qū)規(guī)劃裝機(jī) 0.37 億千瓦，其他沙漠和戈壁地區(qū)規(guī)劃裝機(jī) 1.34 億千瓦。 其中，“十四五”時期規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機(jī)約 2 億千瓦，包括外送 1.5 億千 瓦、本地自用 0.5 億千瓦；“十五五”時期規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機(jī)約 2.55 億 千瓦，包括外送 1.65 億千瓦、本地自用 0.9 億千瓦。風(fēng)電光伏大基地規(guī)劃項(xiàng)目 整體以外送為主，占項(xiàng)目總規(guī)劃容量的 69.23%?！笆奈濉蹦叭薄钡貐^(qū)新能源大基地規(guī)劃裝機(jī)較 2021 年底增長 52%。截至 2021 年底，西北、華北、東部地區(qū)累計風(fēng)電裝機(jī) 2.09 億千瓦，占全國風(fēng)電總裝 機(jī)的 63.5%；光伏裝機(jī) 1.75 億千

9、瓦，占全國光伏總裝機(jī)的 57.3%；新能源總裝 機(jī) 3.84 億千瓦，占全國新能源總裝機(jī)的 60.5%。 與清潔能源基地規(guī)劃不同，風(fēng)電、光伏大基地項(xiàng)目單位容量大、區(qū)域分布集中。 清潔能源基地與風(fēng)電、光伏大基地項(xiàng)目有交叉重復(fù)，同時各有特點(diǎn)。（1）清潔 能源基地覆蓋東北、華北、西北、西南區(qū)域，風(fēng)電光伏大基地項(xiàng)目以西北、華北 為主，尤其是內(nèi)蒙古西部地區(qū)；（2）“十四五”期間，清潔能源基地項(xiàng)目規(guī)劃 總量 6.65 億千瓦，多于風(fēng)電、光伏大基地規(guī)劃總量的 2 億千瓦，但風(fēng)電、光伏 大基地項(xiàng)目單體通常高于 100 萬千瓦，單體規(guī)模較清潔能源基地項(xiàng)目大。1.3、 新能源供給消納體系初見規(guī)模1.3.1、大基地

10、項(xiàng)目外送、就地消納相結(jié)合第一批大基地項(xiàng)目外送、就地消納相結(jié)合。2021 年 11 月 24 日，國家發(fā)改委、 國家能源局印發(fā)第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電、光伏基地 建設(shè)項(xiàng)目清單的通知，規(guī)?？傆?97.05GW。第一批項(xiàng)目中，國家電網(wǎng)區(qū)域 6515 萬千瓦（未包含與蒙西電網(wǎng)交叉 2020 萬千瓦）、南方電網(wǎng)區(qū)域 1170 萬千瓦、 蒙西電網(wǎng)區(qū)域 2020 萬千瓦；所有項(xiàng)目中，就地消納 5055 萬千瓦，占總項(xiàng)目 52.09%，外送項(xiàng)目 4650 萬千瓦，占所有項(xiàng)目 47.91%。第二批項(xiàng)目以外送為主，單體規(guī)模 100 萬千瓦以上。根據(jù)通知要求，第二批項(xiàng) 目要求已核準(zhǔn)（備案）且能夠

11、在 2022 年開工建設(shè)，原則上能在 2023 年內(nèi)建成 并網(wǎng)。第二批基地基本集中在三北地區(qū)，要求單體項(xiàng)目規(guī)模不小于 100 萬千瓦， 主要是以外送為主，依托外送通道消納的項(xiàng)目應(yīng)基于在運(yùn)、在建，或已核準(zhǔn)輸電 通道，配套風(fēng)電光伏裝機(jī)規(guī)模與通道輸電能力相匹配。1.3.2、大基地建設(shè)增大新能源消納壓力新能源消納量不斷提高，2021 年，全國風(fēng)電、光伏累計發(fā)電量同比增長 35.0%， 消納比重提高 2.0 個百分點(diǎn)。2020 年，風(fēng)電、光伏發(fā)電量 7276 億千瓦時，占 全部發(fā)電量的 9.5%；2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電量 9785 億千瓦時，占全社會用電 量的比重首次突破 10%，達(dá)到 11.7%。

12、 2021 年，全國平均風(fēng)電利用率 96.9%，同比提升 0.4 個百分點(diǎn)；光伏發(fā)電利用 率 98.2%，同比提升 1.0 個百分點(diǎn)。但蒙西、青海等地區(qū)新能源消納利用情況有 所降低，其中蒙西地區(qū)新能源利用率為 92.3%，同比下降 1.8 個百分點(diǎn)；青海地 區(qū)新能源利用率為 87.3%，同比下降 5.7 個百分點(diǎn)。蒙西、青海新能源利用率降低原因，主要有：（1）地區(qū)社會用電量增長小，新能 源集中并網(wǎng)規(guī)模較大，本地消納空間有限；（2）冬季供熱機(jī)組“以熱定電”運(yùn)行， 火電調(diào)節(jié)能力有限，新能源消納受到制約；（3）受支撐電源建設(shè)進(jìn)度滯后，特高 壓輸送新能源能力受限，制約新能源消納。以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)

13、為重點(diǎn)的大 型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目將在 2022 年陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，新能源項(xiàng)目較為集中，西部和 北部部分地區(qū)消納壓力增大。2、 特高壓骨干輸電網(wǎng)絡(luò)加速建設(shè)2.1、 特高壓是新能源跨區(qū)電力輸送重要通道特高壓交流輸電線路主要用于構(gòu)建區(qū)域主網(wǎng)架，成為堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)的核心骨干 網(wǎng)；特高壓直流輸電線路主要用于新能源遠(yuǎn)距離、大規(guī)模輸送以及區(qū)域間非同步 連接。已建的特高壓輸電線路中，國家電網(wǎng)重點(diǎn)建設(shè)東部同步交流電網(wǎng)，包括華 北、華中、華東三個區(qū)域以及特高壓直流輸送通道，特高壓交流電網(wǎng)成為直流落 點(diǎn)的重要支撐；南方電網(wǎng)則重點(diǎn)構(gòu)建新能源跨省輸送的特高壓直流送電通道。特高壓是連接資源中心與負(fù)荷中心的能源橋梁，可優(yōu)化資源配

14、置，解兩地發(fā)展之 需。我國的能源資源分布與能源負(fù)荷重心呈逆向分布關(guān)系，80%以上的能源資源 分布在西部和北部地區(qū)，70%以上的能源消費(fèi)集中在東中部地區(qū)。根據(jù)國家能源 局發(fā)布的數(shù)據(jù)，20182020 年間，已投運(yùn)特高壓工程累積輸送新能源電量分別 為 2083.9、2352.0 和 2441.0 億千瓦時，占輸送通道總電量的比重分別為 52.30%、52.40%和 45.90%。 截至 2021 年底，中國在運(yùn)“15 交 18 直”、在建“4 交 2 直”共 39 個特高壓 工程，在運(yùn)在建特高壓線路總長度超 5 萬公里，變電站/換流站容量超 6 億千伏 安/千瓦。國家電網(wǎng)在運(yùn)“15 交 14 直”

15、共 29 個，在建“4 交 2 直”共 6 個，累 計在運(yùn)在建共 35 個特高壓工程。南方電網(wǎng)在運(yùn)“4 直”共 4 個特高壓工程。特高壓仍將是“十四五”電網(wǎng)投資重點(diǎn)。“十三五”期間，特高壓投資合計 3462 億元，占電網(wǎng)總投資的 13.82%，各年占電網(wǎng)總投資的比例分別為 16.48%、 19.81%、11.82%、7.94%和 12.48%。風(fēng)電、光伏大基地建設(shè)提高了跨區(qū)域、 跨省大規(guī)模輸送新能源電力需求，對電網(wǎng)輸送和安全可靠運(yùn)行能力提出新的要 求，特高壓交直流輸電工程建設(shè)需求隨之增加。2.2、 特高壓輸電技術(shù)介紹特高壓交流輸電與直流輸電相輔相成，互為補(bǔ)充。特高壓通常指 1000 kV 及以

16、 上電壓等級的交流輸電系統(tǒng)和800 kV 及以上電壓等級的直流系統(tǒng)。特高壓交 流系統(tǒng)主要用于近距離大容量輸電和更高一級電壓等級的網(wǎng)架建設(shè)；特高壓直流 主要用于送受關(guān)系明確的遠(yuǎn)距離大容量輸電以及部分大區(qū)、省網(wǎng)之間的互聯(lián)。2.2.1、特高壓交流輸電技術(shù)及其核心設(shè)備特高壓交流輸電系統(tǒng)構(gòu)成特高壓交流輸電技術(shù)通常為 1000kV 及以上電壓等級的交流輸電技術(shù)，主要用于 構(gòu)建大容量、大范圍的同步電網(wǎng)及骨干網(wǎng)架，為常規(guī)直流系統(tǒng)提供堅(jiān)強(qiáng)支撐。特 高壓交流輸電根據(jù)功率流向主要由升壓變、輸電線路、降壓變及其控制保護(hù)與通 信系統(tǒng)組成，其中包括變壓器、特高壓級開關(guān)、電流/電壓互感器等變電站核心 設(shè)備，以及桿塔、導(dǎo)線、

17、絕緣子等線路核心設(shè)備。特高壓交流輸電系統(tǒng)建設(shè)成本特高壓交流輸電工程線路投資占重要部分，其次為變電站投資。通過對南昌-長 沙、荊門-武漢、南陽-荊門-長沙三個特高壓交流輸電工程進(jìn)行分析可知，特高壓 變電站設(shè)備、線路設(shè)備、施工及其他分別占總投資的 29.03%、35.02%、25.29% 和 10.65%。（1）變電站成本構(gòu)成變電站設(shè)備成本構(gòu)成中，1000kV 變壓器、1000kV 組合電器、1000kV 電抗器的 占比分別為 21%、51%和 11%，合計占總投資的 83%，單位容量設(shè)備成本為 22.33 萬元/MVA，平均造價 65.82 萬元/MVA。其中，以 2X3000MVA 的變電站

18、為例，通常需要 6+1 臺單相變壓器，平均 4064.89 萬元/臺，需要 1000kVGIS 組合電器 10 個間隔，平均 6794.66 萬元/間隔，需要 6+1 個 1000kV 電抗器， 平均 2133.88 萬元/臺。（2）輸電線路成本構(gòu)成線路設(shè)備成本構(gòu)成中，鐵塔及導(dǎo)地線分別占總成本的 56%和 27%，合計為 83%。 特高壓交流輸電線路通常為雙回架設(shè)，平均單公里鐵塔用材 473.36 噸，499.43 萬元；導(dǎo)線用材 124.97 噸，240.27 萬元，單公里設(shè)備成本 888.43 萬元，平均 施工成本 785.34 萬元，線路平均造價 1673.77 萬元/公里（雙回路）。2

19、.2.2、特高壓直流輸電技術(shù)及其核心設(shè)備特高壓直流輸電系統(tǒng)構(gòu)成特高壓直流輸電技術(shù)（Line Commutated Converter Based High Voltage Direct Current，LCC-HVDC）通常指800kV 及以上直流輸電技術(shù)，主要用于 超遠(yuǎn)距離、超大容量電力輸送。從特高壓直流輸電工程的送端至受端，由換流變、 換流器（整流）、直流線路、換流器（逆變）、換流變及其控制保護(hù)與通信系統(tǒng) 組成，其中包含換流變壓器、換流器、平波電抗、直流濾波器等換流站核心設(shè)備， 以及導(dǎo)線、桿塔等直流輸電線路核心設(shè)備。換流閥是換流器的基本組成單元，是高壓直流系統(tǒng)的核心設(shè)備，主要功能是把交 流

20、轉(zhuǎn)換成直流或?qū)崿F(xiàn)直流到交流的逆變換。目前常見的換流站中，每一極（正極、 負(fù)極）的換流器均包含高端、低端兩組換流閥，每一組換流閥由 6 個換流閥單閥 構(gòu)成。特高壓直流輸電系統(tǒng)建設(shè)成本特高壓直流輸電工程中，換流站成本占主要部分，其次為輸電線路。通過對白鶴 灘-浙江、白鶴灘-江蘇、雅中-江西三個特高壓直流輸電工程進(jìn)行分析可知，特高 壓換流站設(shè)備、線路設(shè)備分別占總投資的 27.38%、25.53%。（1）換流站成本構(gòu)成換流站設(shè)備成本構(gòu)成中，換流變壓器、換流閥、組合電器、電容、電抗器分別占 總投資的 42%、24%、6%、6%和 4%，合計為 82%。單位容量的設(shè)備成本為 47.40 萬元/MVA，是特

21、高壓交流輸電工程的 2.12 倍。其中，以 8000MVA 的換 流站為例，通常需要 24+4 臺單相換流變壓器，其中高端、低端各 14 臺，高端 平均 7537.10 萬元/臺，低端平均 3940.36 萬元/臺；需要換流閥 4 套，平均 1.76 億元/套，每套含 12 個脈動閥。（2）直流線路成本構(gòu)成線路設(shè)備成本構(gòu)成中，鐵塔及導(dǎo)地線分別占總成本的 56%和 30%，合計占 86%。 特高壓直流輸電線路通常為單回雙極架設(shè)，平均單公里鐵塔用材 180.65 噸， 165.74 萬元；導(dǎo)線用材 44.52 噸，87.30 萬元，單公里設(shè)備成本 302.12 萬元， 平均施工成本 211.86

22、萬元，線路平均造價為 513.98 萬元/公里，約為 1000kV 電壓等級特高壓交流線路的 30.71%。特高壓交流與直流輸電系統(tǒng)技術(shù)對比隨著距離增大，特高壓直流的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)。若不考慮停電損失，隨著輸 電距離增大，直流與交流之間的年費(fèi)用的差距將逐漸縮小，當(dāng)距離超過 1300 km 時，直流的費(fèi)用更低。這主要是因?yàn)樵诳偼顿Y中，交流輸電線路投資所占比例較 大，而直流工程中直流換流站的投資占比相對較大。2.2.3、特高壓柔性直流輸電技術(shù)及其核心設(shè)備特高壓柔性直流輸電系統(tǒng)構(gòu)成柔性直流輸電技術(shù)通常指基于電壓源換流器的直流輸電技術(shù)（Voltage Source Converter Based H

23、igh Voltage Direct Current, VSC- HVDC），擁有可向無源 網(wǎng)絡(luò)供電、不會出現(xiàn)換相失敗、易于構(gòu)成多端直流系統(tǒng)的特點(diǎn)，在清潔能源開發(fā)、 海上風(fēng)電輸送及直流電網(wǎng)構(gòu)建方面具有優(yōu)勢。與常規(guī)直流類似，柔性直流系統(tǒng)主 要由換流站、線路及其控制保護(hù)與通信系統(tǒng)組成。其中換流站主要包括換流變、 換流電抗器、換流閥、直流電容器、直流電抗器及其他直流場設(shè)備。換流閥是柔性直流輸電系統(tǒng)的核心，換流閥拓?fù)浒ǘ嚯娖剑╒SC）和模塊化多 電平（Modular Multilevel Converter, MMC）2 種主要結(jié)構(gòu)。多電平結(jié)構(gòu)通常 有兩電平或三電平兩種，采用器件直接串聯(lián)、直流側(cè)電容

24、集中布置方式，通常使 用脈沖寬度調(diào)制（Pulse Width Modulation，PWM）來逼近正弦波，主要應(yīng)用 在低電壓小容量工程中，是早期的柔直工程技術(shù)路線。模塊化多電平拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)也 稱為可控電源型電壓源換流器，各相橋臂通過一定量的子模塊串聯(lián)構(gòu)成，直流側(cè) 電容分別布置在每個模塊中，通常采用電平或者波形逼近控制策略，是當(dāng)前的主 流技術(shù)路線。相較于 IGBT，IGCT 具有更大的容量、更低的通態(tài)壓降、更高的可靠性以及更低 的制造成本?；诳申P(guān)斷電力電子器件絕緣柵雙極晶體管（Insulated Gate Bipolar Transistor, IGBT）是目前柔性直流輸電技術(shù)的核心，為了滿足未來

25、柔 性直流輸電更大容量、更高可靠性、更優(yōu)經(jīng)濟(jì)性的發(fā)展需求，基于新型集成門極 換流晶閘管（Integrated Gate Commutated Thyristor, IGCT）器件的特高壓柔 直輸電技術(shù)將發(fā)揮其技術(shù)優(yōu)勢。特高壓直流輸電系統(tǒng)與柔性直流輸電系統(tǒng)技術(shù)對比與常規(guī)直流相比，柔性直流增加了換流閥的成本，但是降低了換流變壓器、交流 濾波器成本，線路部分與常規(guī)直流沒有顯著差異。以烏東德 8000MVA 柔性直流 換流站為例，通常需要 12+2 臺柔直聯(lián)結(jié)變壓器，其中高端、低端各 7 臺，平均 5283 萬元/臺，共 7.40 億元/站；換流閥 4 套，平均 3.92 億元/套，共 15.66 億

26、 元/站。單站成本方面，柔性直流換流閥成本是常規(guī)直流的 3.95 倍，換流變壓器 成本為常規(guī)直流的 55.4%，電抗器成本為常規(guī)直流的 20.7%。與常規(guī)直流相比，最大的改變是將換流器中的半控器件改為全控器件，通過控制 電壓源換流器中全控型電力電子器件的開通和關(guān)斷，改變輸出電壓的相角和幅 值，實(shí)現(xiàn)對交流側(cè)有功功率和無功功率的控制。2.2.4、特高壓輸電技術(shù)成本比較綜合而言，特高壓交流輸電技術(shù)在技術(shù)成熟度、輸送容量、經(jīng)濟(jì)性方面占優(yōu)，特 高壓直流輸電技術(shù)在電能損失、輸電距離方面占優(yōu)，特高壓柔性直流輸電技術(shù)在 可控性、無功補(bǔ)償方面占優(yōu)。變電站（換流站）投資比較，交流變電站投資低于直流換流站。以常見的

27、 1000kV 電壓等級特高壓交流，800 kV 電壓等級直流和柔性直流為例，在變電站（換 流站）容量方面，特高壓交流輸電工程、特高壓直流工程、特高壓柔性直流工程 依次遞減，分別為 10000MVA、8000MVA、5000MVA。在單站、單位容量造價 方面，特高壓交流輸電工程、特高壓直流工程、特高壓柔性直流工程依次遞增， 分別為 1.8、6.7、7.8 億美元/站，和 52、84、156 美元/千伏安。 線路投資承原材料價格產(chǎn)生波動，直流架空線路成本低于交流架空線路。輸電線 路投資因跨越區(qū)域天氣、地質(zhì)條件、地貌等不同存在明顯差異，且主要材料價格 受市場條件變化影響較大，具有明顯的波動性。交流

28、架空線造價約在 130 萬美 元/公里左右，800kV 電壓等級直流架空線約為 63 萬美元/公里。特高壓交流變電站，設(shè)備購置費(fèi)約占靜態(tài)總投資的 70%80%，主變、GIS 組 合電器、高抗等主設(shè)備占設(shè)備總投資的 50%。 特高壓直流輸電工程換流站，換流變占 25%30%，換流閥占 10%15%，直 流場設(shè)備占 5%10%，控制保護(hù)約占 2%。 特高柔性直流工程換流站，換流變占 25%30%，換流閥約 35%，直流場設(shè)備 約 5%10%，控保約 2%。2.3、 特高壓輸送需求與投資規(guī)模預(yù)測我國將建設(shè)以大型風(fēng)光電基地為基礎(chǔ)、以其周邊清潔高效先進(jìn)節(jié)能的煤電為支 撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路

29、為載體的新能源供給消納體系。特高壓 線路建成將對能源遠(yuǎn)距離輸送提供有力保障，并成為堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)的重要骨架。 “十四五”期間，東部交流同步電網(wǎng)將進(jìn)一步得到加強(qiáng)，形成華北、華中、華東 特高壓同步電網(wǎng)，建成“五橫四縱”特高壓交流主網(wǎng)架，西部地區(qū)加快形成川渝 “兩橫一環(huán)網(wǎng)”特高壓交流主網(wǎng)架。特高壓“十四五”期間將繼續(xù)承擔(dān)新能源遠(yuǎn)距離、大規(guī)模輸送重任。近日國家能 源局委托相關(guān)單位結(jié)合大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)要求，就“十四五”規(guī)劃的 12 條特高壓通道配套水風(fēng)光及調(diào)節(jié)電源進(jìn)行研究論證。12 條特高壓通道含 9 直 3 交，建成后預(yù)計可滿足 1.2 億千瓦的新能源外送需要。“十四五”期間清潔能源基地與大基地新

30、增裝機(jī)將達(dá) 3.61 億千瓦?；诰糯笄?潔能源基地與風(fēng)電、光伏大基地規(guī)劃，我們預(yù)測，20222025 年東北外送通道、 蒙西山西外送通道、西北外送通道、西南外送通道的源端新增裝機(jī) 3.61 億千瓦， 是 2021 年底總裝機(jī)容量的 2.28 倍；至“十五五”末，各區(qū)域新能源裝機(jī)容量 將分別提升至 1.62、2.18、2.98 和 1.45 億千瓦，總?cè)萘繉⑦_(dá) 8.23 億千瓦?！笆奈濉逼陂g特高壓交直流工程投資將達(dá) 4500 億元。東北、蒙西山西、西北、 西南四個區(qū)域外送通道現(xiàn)狀（截至 2021 年底數(shù)據(jù)）特高壓輸送容量 1.43 億千 瓦，按“十四五”規(guī)劃新能源容量以 40%外送做測算，仍

31、需增加輸送能力達(dá) 8452 萬千瓦，其中東北、蒙西山西、西北、西南分別為 512、4000、3400 和 540 萬 千瓦，輸送容量按 800 萬千瓦/個測算，各區(qū)域?qū)⑿璺謩e新增特高壓直流工程 1、 5、5 和 1 個，共計 12 個，按在運(yùn)特高壓直流工程平均投資 220 億元/個測算， 我們預(yù)測“十四五”特高壓直流投資約 2600 億元?！笆奈濉蓖谕晟平涣魍?步電網(wǎng)仍需建設(shè)特高壓工程 16 個，按在運(yùn)特高壓交流工程平均投資 120 億元/ 個測算，我們預(yù)測特高壓交流投資約 1900 億元?！笆逦濉逼陂g，特高壓交直流工程投資將達(dá) 5900 億元。其中，東北、蒙西山 西、西北三個區(qū)域新能源

32、大基地將分別新增裝機(jī)容量 9900、7313 和 8288 萬千 瓦，按 65%外送比例測算，仍需增加特高壓輸送容量約 1.65 億千瓦，預(yù)計建設(shè) 直流工程 21 條，假設(shè)技術(shù)進(jìn)步與國產(chǎn)替代帶來 15%以上的降本，我們預(yù)測“十 五五”特高壓直流投資約 3800 億元，特高壓交流工程按直流工程同等建設(shè)個數(shù) 測算，我們預(yù)測投資約 2100 億元。3、 重點(diǎn)公司分析“十四五”期間，九大清潔能源基地與風(fēng)電光伏大基地規(guī)劃裝機(jī) 6.65 億千瓦和 2 億千瓦，按 40%外送做測算，東北、蒙西山西、西北、西南四個區(qū)域仍需增 加外送能力 8452 萬千瓦，需新增特高壓直流輸電工程 12 個，預(yù)測投資約 2600 億元，完善交流同步電網(wǎng)仍需建設(shè)特高壓工程 16 個，預(yù)測投資約 1900 億元， 合計投資約 4500 億元?！笆逦濉逼陂g新增外送新能源 1.65 億千瓦，預(yù)測特 高壓直流輸電工程投資約 3800 億元，配套交流特高壓工程投資約 2100 億元。 2022 年，國家電網(wǎng)計劃開工“10 交 3 直”