特高压行业分析报告Word下载.docx

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1、内蒙：

特高压是破局的必须16

2、输煤还是输电：

输煤处于瓶颈，共同发展才是王道19

四、国外交流特高压业状况22

五、展望：

占据设备制造的高端24

六、市场容量估计和主要受益公司25

1、市场容量估算25

2、重点公司简况28

能源分布和负荷中心背离

中国的能源资源和负荷分布不均衡，能源资源丰富地区远离经济发达的负荷中心区。

中国的煤炭资源集中于东北和西北地区，山西、内蒙古、新疆、陕西、宁夏占据了全国煤炭保有储量的3/4。

其中，晋东南、陕北、蒙西、内蒙古锡盟和呼盟、宁夏灵武均具备建设大型煤电基地的条件。

从更长远的发展趋势看，新疆地区丰富的煤炭资源势必逐步开发，届时，将有大量电力远距离送往东部地区。

此外，我国2/3以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南三省区，陆上风能资源集中分布在华北、东北、西北地区，太阳能资源集中分布在西藏、西北、内蒙古地区。

未来我国的能源资源开发重心集中在西部和北部地区，并且逐步西移和北移；

而东部地区经济持续快速发展，能源需求量大，导致我国能源产地与能源消费地区之间距离越来越远。

能源资源和消费中心逆向分布的基本国情，决定了我国能源及电力流动具有跨区域、远距离、大规模的特点，电力输送呈现“西电东送、北电南送”的基本格局。

远距离输电必须提高电压等级。

这是由于线路的输电能力，与电网电压的平方成正比，与线路阻抗成反比，而线路阻抗随着线路距离增加而增加。

在输送一定容量的时候，电压提高，电流降低，线路损耗随之降低。

一般看法认为，交流输电的经济适用范围在500kV时，距离小于500km，输电容量小于400万千瓦；

1000kV时距离大于500km，输电容量大于400万千瓦。

直流输电的经济适用范围，±

500kV时，输电容量约为300万千瓦，输电距离小于900千米；

±

800kV时，输电容量约为700万千瓦，输电距离为1300~2350千米。

用电量持续增长

在大多数分析特高压的报告里面，都只提到了大范围的能源调配，造成了特高压发展的必要性。

实际上用电量的增长，导致对更高等级电网和输电线路的需求，是特高压发展的根本原因。

首先让我们回顾一下我国目前的电网结构。

我国华北与华中电网采用1000千伏交流联网；

东北与华北电网通过高岭直流背靠背工程实现异步联网，华中与华东电网通过葛洲坝—南桥、龙泉—政平、宜都—华新和向家坝—上海直流工程实现异步联网；

华中与南方电网通过三峡—广东直流工程实现异步联网；

西北与华中电网通过灵宝直流背靠背工程、德阳—宝鸡直流工程实现异步联网。

全国形成东北、华北—华中、华东、西北、南方五个主要的同步电网。

目前除了西北电网在建设覆盖陕甘青宁的750千伏交流骨干网架，华北和华中以1000kV交流联网外，在各区域电网内部，都是以500kV为主网架。

1、特高压电网引入的时点估算

近年来由于全社会用电量的快速增长，目前500千伏电网已经出现了线路走廊紧张、短路电流超标等瓶颈问题，在用电量继续增长的情况下，再考虑到为满足西南水电和北部煤电外送，需新建500千伏交流线路150回左右，更进一步加剧输电线路过于密集，短路电流难以控制的问题，使电网无法正常运行。

输电需求增加导致特高压电网引入的时间有一个大致的判断，主要由电网持续的年均尖峰负荷功率增长率进行估算。

特高压电压等级选1000kV，它的输电能力与500kV输电相比可提高4倍以上，据此，特高压输电的引入时间可用公式（1+x）T>

4来估算，式中x为预测的尖峰负荷增长率，T为年数。

若用电负荷年均增长7%—8%及以上，相当尖峰负荷年均增长8%以上，特高压输电引人的时间大约15年。

若用电负荷年均增长5%—6%，特高压输电引人时间约为20年。

实际上我国从220千伏电网，到500千伏输电引入，经过了27年时间，从500千伏电网到1000千伏输电引进，间隔也是27年。

从用电量来看，从1991年到2008年，用电量的增长就超过了4倍，目前总装机容量和全社会用电量均已超过美国。

资料来源：

美国能源部能源信息局，中国统计局

2010年我国人均装机0.72千瓦，只相当于美国的五分之一，日本的三分之一；

人均用电量3130千瓦时，仅相当于美国上世纪50年代、英国60年代、日本70年代和韩国90年代的水平。

未来10年又是我国工业化和城市化推进的关键时期，经济仍将保持较快增长，能源电力需求仍将持续快速增长。

按照国家电网的估计，2015、2020年全国全社会用电量分别达到6.1万亿和7.8万亿千瓦时（相应最大负荷分别达到9.9亿和12.8亿千瓦），“十二五”、“十三五”期间年均增长7.7%、5.2%。

按照这一增速估算，到2020年，全社会用电量将达到7.8万亿千瓦时，是1991年的接近13倍，对更高等级电网的需求十分迫切。

2、500kV短路电流超标的问题必须解决

受端系统的容量和短路电流有直接关系。

当系统容量越大是，短路电流的水平越高。

当电网短路电流增长到一定水平时，就会超过断路器的遮断容量，从而使电网时刻处于因断路器无法开断故障电流而使事故扩大的危险之中。

目前500KV主变的断路器短路电流只能做到63kA，但华东、南方等大电网500kV变电站已经接近或者超过这一数值。

我们没有华东地区的具体数据，只以广东地区为例。

广东省内不少500kV变电站的500kV侧母线短路电流接近60kA，而220kV侧母线的短路电流大面积超过63kA，甚至最高达到了99kA。

随着广东地区用电量的继续增长，短路电流还会变得更高。

从广东电网的现状来看，500kV主网短路电流超标问题已成为近年来运行最突出的问题之一。

对于开关设备不能及时更换的超标站点，只能暂时通过分层分区供电、分母运行、断开或跳通线路等措施，从系统运行方式安排上进行限制,将短路电流水平降低至安全合理的水平。

但上述办法不能从根本上解决短路电流超标问题，只有通过合理规划电网结构，发展更高电压等级的输电线路，才能大幅度提高系统短路容量，消除电网安全隐患。

简而言之，如果500kV变电站220千伏侧断路器的短路容量不大幅提升的话，除非工业迅速转移到西部；

或者经济停滞，东部沿海的电力消耗不再保持较快增长；

否则就难以无法回避使用交流特高压的问题。

结构性缺电是建设特高压的催化剂

由于输电通道的建设滞后于电源建设和用电需求的增长，因此我国现在面临着结构性缺电。

从2010年开始，电网总投资额出现了明显下滑，其中固然有设备价格下降的因素，但输电通道的建设放缓是主要原因。

在用电量仍然保持10%左右增速的情况下，电网投资额增速下降，在2010年还出现11%的负增长。

国家统计局

由于电源投资的数额并没有大幅下滑，因此发电设备的利用小时数虽然在缓慢上升，但仍处于历史平均水平。

值得注意的是，发电设备利用小时只是一个从全局和宏观角度粗略判断电力供需情况的参数，对于具体的地区和不同的电力结构而言要做具体分析。

考虑到水电、核电、风电等清洁能源发电的优先调度，火电承担了电力生产调峰的作用，因此其对电力需求波动的反应最为敏感。

我们从火电入手看缺电的情况。

从历史经验来看并结合新时期的用电特性，火电设备平均利用小时数在5000小时（其中煤电在5100小时）以下，表明全国电力供需平衡有余；

在5000-5400小时（其中煤电在5100到5500小时）范围内，表明供需紧张；

超过5400小时可认为处于缺电状态。

2008、2009年，火电设备利用小时低于4900小时，全国电力供需呈现总体平衡有一定富余态势。

2011年全国发电设备平均利用小时比2010年的增幅仍然不会很大，但是火电增幅却比较大，尤其在东、中部地区以及西部缺电省份更加明显，充分显示出2011年是结构性缺电的特征。

我们可以看到中国的三华电网的东部和南部地区，火电设备的利用小时都高企。

而东北、内蒙和西南地区的发电利用小时则维持低位。

一是由于缺乏送电通道，火电送不出去，二是风电等新能源无法并网（风电容量不超过25%），没有大电网，蒙西和蒙东地区都无法完全消纳风电。

同时，蒙西电网和西北电网的电价远低于其他地区。

目前来看，跨区送电规模仍然不能满足当前大范围资源优化配置的需求。

在今年华东、华中、华北和南方电网缺口较大的情况下，东北和西北地区还分别富余1300-1400万千瓦左右的电力，由于受限于当前跨区跨省线路的输送容量，已经无法将这些富余电力输送到东部缺电地区，造成电力富余（窝电）和缺电的情况同时存在而无法进行调剂。

分析到这里，我们可以明确的内容有两点，一是能源确实已经面临大范围调配的要求，二是内蒙古的电力无法向外送出。

这就势必必须谈一下内蒙古电力公司和输煤输电争论的问题。

特高压是破局的必须

在中国，除了国家电网和南方电网两大电网公司以外，还存在着一个内蒙古电力有限责任公司（蒙西电网）。

实际上内蒙古自治区内有两张电网：

蒙西电网和国家电网，当时为了解决东部电力送出问题，内蒙政府同意把东四盟给国网。

目前蒙西电网管辖着内蒙古自治区除蒙东赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔四个盟市之外其余8个盟市的电网建设等工作，这8个盟市同时也是内蒙古主要的电力来源地，占内蒙古发电总装机的60%。

另外40%的发电装机来自上述蒙东4个盟市，由内蒙古东部电力有限公司管辖，后者是隶属于国家电网公司的省级电力公司（称蒙东电网）。

蒙西电网相当于局域网，如果蒙西的富余电要想输送到其他地区，就只能通过国家电网。

蒙西电网外送的通道共有5条，其中蒙西电网与国家电网的网对网通道2条，三大发电厂直接与国家电网连接，实现点对网的输送通道有3条。

内蒙古送电的问题包括两个方面，一是输电通道输送能力的限制，二是风电消纳的能力。

从输电通道输送能力上来看，内蒙古地区的发电功率约为3400万千瓦，但是本地能消化1800万千瓦，外送的配额只有400万千瓦，所以还有几乎1200万千瓦的电是无法送出的。

由于特高压交流的审批进度过慢，导致内蒙古电力外送的通道一直没有增加。

这进一步又导致内蒙的火电项目基本停止（在核电事故后，又重新上马）。

风电的消纳也需要特高压的支持。

内蒙古是中国风电最大的供应商。

目前内蒙古自治区6000千瓦及以上发电厂装机容量达到6703万千瓦，其中16%以上是风电，根据规划，2020年风电装机容量将达到5000万千瓦以上。

风功率由于无法预测，调度起来难度很大，但在大联网的情况下，风电的波动给电网带来的影响会大大减小。

特高压一方面可以采用火电、风电联合打捆的方式，提高输电通道利用率；

另一方面发挥我国幅员辽阔，以及各地负荷特性不同的特点，增大了电网的调峰能力，从而给风电在区域甚至全国的平抑和消纳带来可能，对风电发展意义很大。

按照国家电网的说法，形成“三华”同步电网后，2020年“三华”电网峰谷差减小1200万千瓦，“三华”同步电网的风电消纳能力可达到1.1亿千瓦左右，比不联网增加约4000万干瓦；

为实现2020年全国1.5亿千瓦风电的开发消纳创造了必要条件。

与分省分区消纳风电相比，通过加快发展特高压输电，2020年华北、东北、西北地区可减少弃风电量约300亿千瓦时，大约相当于1500万干瓦风电装机全年的发电量。

输煤处于瓶颈，共同发展才是王道

输煤和输电的经济性争论也是一个长期的话题，反对交流特高压的老专家和媒体认为输煤优于输电，而国家电网发布的文件则论证了输电优于输煤。