特高压，迫在眉睫
“碳中和”和“碳达峰”从去年开始就持续被各种政策提及，“碳中和”也会是今年的股市主题之一。
从新能源资源分布来看，西北、东北拥有极其丰富的新能源资源。但是我国用电集中在华北、华中以及沿海地区。随着新能源装机的不断增加，电力跨区域调度的需求势必会大幅增加。特高压就是其中最重要的解决方案之一。
风光装机需求
首先来看一组基础数据。
2020年，全国全口径发电量为7.62万亿千瓦时，同比增长4.0%；“十三五”时期，全国全口径发电量年均增长5.8%，其中非化石能源发电量年均增长10.6%，占总发电量比重从2015年的27.2%上升至2020年的33.9%，提升6.7个百分点。
“十四五”规划和“碳中和”所提出的是非化石能源占一次消费能源占比=非化石能源消费总量/一次能源消费总量。和上文提到的非化石能源发电量占比并不一样。我国一次能源消耗量按照标准煤为单位进行计量。
2019年，我国一次能源总消耗量为48.6亿吨标准煤，同比增长4.74%；非化石能源约7.4亿吨标准煤。非化石能源最主要的消耗形式是各类新能源发电。2019年非化石能源消耗占比为15.3%，其中14.3%为发电形式。2020年，非化石能源消耗发电占比为15.5%左右。
既然要算发电量，我们还是反推回发电量。2020年，全社会能源消耗为16.4万亿度电。
假设全社会能源消耗每年增长4%；水电每年增长3%；核电在建11台12.18GW，筹建16.6GW，约合每年12%增长；生物质发电按10%增长。根据十四五规划精神，按照2025年非化石能源消耗量达到20%计算，2020年风电+光伏需要发电1.68万亿度电。假设2030年非化石能源消耗达到25%，则风电+光伏需要发电2.85万亿度电。
目前风电装机总量是250GW，光伏装机280GW。如果按照风光比45：55计算，那么2021-2025年平均每年需要装机风电23GW，光伏87GW。2026-2030年平均每年需要装机风电37GW，光伏122GW。（风电每年发电2080小时，光伏只有1290小时，所以装机量差距比较大）
远距离输电成刚需
根据中电联数据显示，2020年，全国完成跨区送电量6130亿千瓦时，同比增长13.4%。全国跨省送电量15362亿千瓦时，同比增长6.4%。
中电联预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。分区域看，东北、西北电力供应存在富余；华东电力供需平衡；华北电力供应偏紧，其中，河北和山东电力供应偏紧，通过跨省区电力支援，可基本保障电力供应，内蒙古西部电网电力供应偏紧，在风电出力锐减时，多个月份将可能需要采取有序用电措施；华中电力供需紧张，主要是湖南用电高峰时段电力供应紧张，极端气候情况下湖北、江西可能出现一定电力缺口；南方区域电力供需紧张，其中，广东、云南、广西均存在较大错峰限电风险。
根据各个资源区光照时长来看，新疆、宁夏、甘肃、青海、内蒙古的光照时长远高于整体平均。湖南、广西、广东、浙江光照时常远低于整体平均。
再看风力利用时长，内蒙古、新疆、辽宁、云南、吉林的利用小时数超过2000小时。（1-11月）
因此，从资源分布来看，西北、东北可再生资源丰富，在这些地方建设光伏、风电产生的效益更多，在碳达峰、碳中和的规划下，装机量大增势必导致电力分配不均的情况更加严峻，特高压成为电力调配的核心解决方法之一。
对特高压的需求
根据百度百科，青海--河南的特高压工程输送容量约4GW（也有说8GW的），如果全年满负荷运转，可输送350亿度电，按照青海1660小时/年的利用小时数计算，需要21GW光伏装机（8GW对应42GW）。倘若考虑电网冗余应对风险问题，光伏受光照影响、夜间传输也需要配备储能，每条特高压线l对应光伏装机会降低。
资料显示，青海可再生能源资源最高可达到14亿千瓦（1400GW），2019年年底，青海可再生能源装机为2776万千瓦（27.76GW）。
老王认为，目前的装机容量在满足青海本省需求的同时，并不会有过多外输需求。但是倘若后续光伏装机量增加到1400GW，则相当于需要再安装70-80条类似的特高压。假设按照40年（到2060年碳中和）安装期限，每年需要规划1.7-2条特高压线路。
前文算出，平均每年新装机光伏87GW；风电新增装机23GW。若按照省份平均分配，则新疆、青海、内蒙古、黑龙江、吉林、甘肃、宁夏7个省份将装机20GW，由于这地方可再生能源利用率高，大概率装机量超过30GW-40GW。届时每年最少需建设1.5条特高压线路来满足远程调电需求。并且随着新能源装机量的提升，特高压需求迫在眉睫。
有人会问，为啥不在沿海多建一些光伏，就可以节约特高压成本。
1GW光伏投资额在15亿元以上，所以如果在沿海地区多建光伏，8GW特高压对应40GW光伏装机，光照时长差50%意味着沿海需要多建20GW光伏，成本300亿元，而特高压方案仅200亿元。并且全国分布光伏也会减少天气影响。
远距离输电一般使用直流特高压，短途一般用交流特高压进行区域调配。除了需要直流特高压来进行西北至沿海的远距离输电，对于华中、华北地区，由于新能源发电对化石的替代作用，也需要交流特高压进行短距离调配。
2018年，蒙西-晋中、青海-河南、张北-雄安“一直两交”三条线路陆续得到核准，19年上半年驻马店-南阳、陕北-武汉、雅中-江西“两直一交”三条陆续得到核准，19年下半年相对空白。
截至2020年年底，国家电网公司累计建成“13交12直”特高压工程。国家能源局2018年9月3日印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建工作的通知》，要求加快核准开工的九大工程，共规划了12条特高压工程(其中7条为交流，5条为直流)，今年又新增3条支流特高压规划。当前已经核准了4交4直共8条线路，还有7条待核准。
2021年3月1日，国家电网发布《“碳达峰、碳中和”行动方案》。方案指出，“十四五”规划期间，建设7回直流特高压，新增输电能力56GW。
特高压行业分析
直流特高压主要用于远距离输电。直流特高压建设中，换流变压器占总投资的25.4%，换流阀27.6%，GIS（空气阀门）13.5%，直流控制保护系统16.3%，其他设备17.2%。
交流特高压主要用于短途区域调电。单条线路的变电站需要4个，总投资约200亿元，单个变电站需要两组（6台）运行变压器和1-2个备用变压器，7-9台GIS，2组（6台）高压电抗器。投资金额分别为24%，18%，16%和5%
未来还有7条特高压待核定，预计直流特高压电器989亿元,交流特高压电器511亿元。其中，交流变压器、并联电抗器、GIS的市场容量分别约为170亿元、188亿元和220亿元，换流阀、换流变压器、控制保护系统的市场容量分别为300亿元、518亿元和104亿元。
2019年市占率如下：
换流阀：国电南瑞42%，许继电器31%，中国西电20%；
直流控保：许继电器53%，国电南瑞47%；
变压器：特变电工37.4%，中国西电16.7%；
GIS：平高电器35.1%，中国西电29.7%；
电抗器：中国西电40%，特变电工28%。
近几年普通高压变压器产品竞争激烈，特高压毛利率一直比较稳定。但是前两年特高压规划减少，老项目陆续交付，反规模效应以及材料成本波动导致毛利率下降。
目前中国电网已经摒弃低价招标政策，一次设备毛利率整体有所提升。叠加未来特高压项目陆续投建，老王预计未来毛利率会提高至以前水平并持续稳定。特变电工2020年中报，变压器产品毛利率19.39%，提高了1.9个百分点，高于2019年年报的15.6%。
最后来看下标的。
不管是直流特高压还是交流特高压，金额占比最大的就是变压器。特变电工十几年前就是变压器龙头，产能2.3亿KVA，全球第一。
业务最纯的还是国电南瑞，毕竟国家电网规划的也是直流特高压，国电南瑞在直流特高压换流阀市占率绝对的龙头。而且国电南瑞也有新能源车充电业务、智能调度业务，业务持续性更强，业务量也会越积越多。因此估值也会相对多一些。
中国西电由于收入规模小，因此费用占比较多，经营杠杆大。如果特高压需求增加，弹性会比较大，
本文内讨论的所有股票，均为举例所用，所有买卖行为请自担风险。