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。
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。
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。
综合而言，输煤和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，我国采用远煤、近输电的能源送策略，即距离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 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展叠加炭供给侧改革的影响，输电通道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，特高压输价格有明显下降) 及线损率进行测算，发现其度电输成本在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0.128元到 0.265元之间。虽然复奉直流、锦苏宾金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为 大卡吨煤每公里能源输送成本为 大卡吨煤每公里能源输送成本为 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、点装费等用，当前特高压线路已经具有一定的济性优势。
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。
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，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。
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。
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。6条交流线路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。
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。
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。
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 2000~3000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。
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 2016 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。
我们进一步选取火电为主的省份（内蒙古、新疆）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。
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。
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 个小时。
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。
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，2020 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。
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，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。
湖北：陕西-湖北特高压影响较小，省内电力供需向好
湖北省当前情况与安徽较为类似，两者均为电量输出省份。不同之处在于安徽省输出的是经皖电东送特高压线路外送的火电，湖北省输出的主要是三峡电站的部分水电。我们假定 2020 年三峡外送电（其他外部输入电量）基本保持稳定，陕西到湖北的特高压送入 100 亿千瓦时的电量，测算显示湖北省折算火电利用小时为 4473小时，较 2018 年有望提升 183 小时。
综合上述分析来看，由于受到煤电去产能等政策影响，以火电+风光电打包外送的特高压线路配套电源点投产进度普遍不及预期。即使到 2020 年，我们预期相关线路利用小时仍以 2000-3000小时为主，较满负荷运行仍有一定差距。在此前提下，特高压线路对消纳端省份火电机组利用小时的挤压效应较市场之前的预期要相对较小。根据我们测算，江苏省受影响相对略大；山东省、湖北省、广东省受冲击较小且火电折算利用小时均有一定的改善预期；浙江省和安徽省火电折算利用小时基本持平。就目前测算结果而言，特高压送入电量以“吃增量”为主，短期内对存量火电冲击较小。值得注意的是，受新线路投运预期和存量线路负荷率提升预期的影响，特高压对相关省份电力供需平衡的影响或将在 2020 年后持续加强。
考虑到湖北地区火电机组有望进一步受益于蒙华铁路投运带来的煤价下降预期，我们重点推荐湖北能源和长源电力。湖北能源一方面作为三峡集团旗下从事火电、热电、煤炭、油气管输业务的综合能源发展平台，同时又是湖北省核电、中小水电、新能源开发的综合能源保障平台，具有双重优势。2018年公司水电来水偏枯，叠加全年煤价高位运行，导致公司业绩表现不佳。我们认为随着在建工程投产、海外布局贡献投资收益、蒙华铁路投产有利于公司煤炭及火电板块等利好落地，结合公司新能源装机稳健增长、天然气板块较具发展潜力、金融投资稳定业绩等因素，公司业绩有望触底回升。我们预测公司 2018 年-2020 年营业收入分别为 120.78 亿、151.63亿和 170.86 亿，归母净利润分别为 18.65亿、21.51 亿和 27.6 亿元，对应 EPS 分别为 0.29、0.33 和 0.42 元，维持“买入”评级。
长源电力作为国家能源集团在湖北省的电力运作平台，其主要火电机组均位于湖北省负荷中心，利用小时较有保障。我们认为随着蒙华铁路投产，叠加煤炭供需大环境整体向好，公司燃料成本有望明显下降，业绩有望触底回升。我们预测公司 2018 年-2020 年营业收入分别为 63.78 亿、59.74 亿和 59.20 亿，归母净利润分别为2.09 亿、3.70 亿和 6.74 亿元，对应 EPS 分别为 0.19、0.33 和 0.61 元，维持“”买入”评级。
原标题：电力行业深度研究：配套电源成瓶颈，短期内特高压线路影响相对有限
