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1、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，西南水电大省（四川、云南等）和西北火电大省（内蒙古、新疆等）均为净流出省份，东南沿海发达省份用电需求较高，保持净流入。1图 3：流入流出示意图净输出（亿千瓦时）净输入（亿千瓦时）-2000 -1500 -1000 -500500 1000 1500 2000图 4：分省用电量及发电量占比对比用电量占比发电量占比9%8%7%6%5%4%3%2%1%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

2、分布特点，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及

3、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（含铁水中

4、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）国铁煤炭运量国铁货运量占比55% 8000000000% 600005% 40000跨区域送电量全社会用电量35730252041531040% 20000%35%201320142015201620172018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国家发改委，XXXX研究发展部综合

5、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

6、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

7、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

8、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送出端输电价格特高压输估算度电输电成本（分/千瓦时） （元/公里）折算 5500 大卡吨煤成本017 年送电量输送距离（公里）路线电价格（分线损率（分/千瓦时） /千瓦时）晋东南-南阳-荆门（长南线）65.5246403.236.21.5%6.6811.2310.399

9、.900.2650.1490.1280.1480.1340.178向家坝-上海19072059170021921720复奉直流）锦屏-苏南87.189.659.701.3锦苏直流）溪洛渡-浙江金华（宾金直流）4.956.587.1446.5%7.2%哈密-河南11.6012.10天中直流）宁东-浙江灵绍直流）云南楚雄-广东穗东楚穗直流）云南普洱-广东282.214388.026.6%12.670.2230.227江门297.51413普侨直流）国家能源局，国家电网，XXXX研究发展部特高压输电：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

10、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

11、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

12、。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，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

13、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、局部自求平衡的发展方式，缓解了我国能源错配导致的局部地区供需不平衡的局面。图 8：国家电网范围内特高压示意图国家电网社会责任报告，XXXX研究发展部目前，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

14、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017 年输电量情况可再生能源电年化利用小时线路类型送电能力主要输电种类投运时间年输送电量亿千瓦时） 量（亿千瓦时）可再生能源占比（万千瓦）晋东南-南阳-荆门（长南线）008 年2016 年 8 月016 年 12 月交流直流5009006001050

15、680720800火电+水电131065.564.83756%火电+可再生能源锡盟-山东淮南-南京-上海火电皖电东送）淮南-浙北-上海浙北-福州603594.5013 年 9 月核电+水电+风电014 年 12 月59140.232499%42%17%浙福线）010 年012 年014 年水电50635376487044962516320.3384.6389.6152.634.4387.1359.7201.3溪洛渡-浙江金华宾金直流）风电+火电+光伏016 年 8 月2014 年云南楚雄-广东穗东56445950云南普洱-广东江门/胜利-锡盟2017 年 6 月300滇西北-广东（新017 年

16、 12 月1.4东直流）蒙西-天津南甘肃酒泉-湖南锡盟-江苏泰州晋北-江苏2016 年 12 月2017 年 10 月2017 年 7 月2017 年 8 月风电+光伏火电+风电榆横-山东潍坊上海庙-山东2017 年 12 月2018 年 1 月1000扎鲁特-山东青州国家能源局，华夏能源网，XXXX研究发展部8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 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。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

17、通道。表 3：近期在建及拟核准特高压线路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1200火电+可再生能源山东-河北（外电入鲁的020 年环网工程）蒙西-晋中2019青海-河南陕西-湖北张北-雄安2020可再生能源风电光伏为主雅中-江西白鹤滩-江苏白鹤滩-浙江乌东德-广东2021021昆柳龙直流）北京西-石家庄南阳-荆门-长沙云贵互联通道闽粤联网工程电网加强工程网架加强工程云南贵州水火互济国网南网联网工程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

18、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

19、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

20、）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

21、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比（单位：万千瓦）017 年化规划电源装机已投产装机估计已投产装机利用小时40001080138660 火电基本完成投产目标+800 风电+125 光伏00 火电18.6%（风电167300 风电装机折标）500 左右国家能源局，XXXX研究发展部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