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2024 年国内全社会用电量达 98521 亿千瓦时，同比增长 6.8%。电网投资方面，2024 年国内电网 基本建设投资达 6083 亿元，同比增长 15.3%，同比+10.1pct，电网投资整体显著加速。2025 年作 为“十四五”收官之年，国网投资额有望超过 6500 亿元、南网投资额预告 1750 亿元。 近年来国内全社会用电量、电网投资额保持持续增长，奠定国内特高压交直流建设的必要性，同 时配网端明确的数智化升级，预示国内电网投资具备强确定性。
我国面临东西部电力供需结构性失衡：东部地区用电量较大，发电能力远不及用电需求，存在较 大的缺口；而西部地区发电量远超用电量。2022-2024 年国内电力省间外送交易持续增长，2024 年交易达 12778.7 亿 kWh，同比增长 26%。
相较于交流输电，直流特高压更加适合长距离（超过 1500 公里），大容量的电力传输、损耗更低。 一般三北地区和西南地区送往中东部的电都是直流，例如：哈密-重庆、宁夏-湖南。
2025 年国内多条线路在建。特高压项目建设节奏可以分为：预可研-可研-核准-招标开工-建设投 运。一般单个项目从核准到投运的总周期通常在 2-2.5 年，其中建设周期在 1.5 年。
我国特高压建设目前处于高峰，“十四五”期间特高压规划 24 交 14 直，尚有多条在建、未建。受 风光大基地建设提速，为确保新能源并网和外送顺利，采用柔性直流的新能源外送是电网投资重 点。目前在建“6 直 2 交”，预计今年有“5 直 3 交”开工。
我国清洁能源基地与负荷区不重叠，资源分布不均，加速长距离输电需求。我国火电、水电、新 能源电力等广泛分布在西北、北部和西南地区，发电端远离东部地区，因此长距离输电需求加速 特高压项目建设。
2022 年 2 月发改委、能源局印发《大型风电光伏基地规划布局方案》，规划到 2030 年建设风光 基地总装机约 455GW，其中“十四五”时期建设规模 200GW，包括外送 150GW、本地自用 50GW。 “十五五”期间 255GW，外送 165GW、本地自用 90GW，外送规模合计 315GW。风光大基地外送 需求规模大，单条线GW，按现有规划线路尚不能够满足外送需求，风光大基 地外送迫在眉睫。
国内风光大基地电能外送仍存在缺口。第二批风光大基地新增十条外送通道，库布齐沙漠/乌兰 布和沙漠/腾格里沙漠/巴丹吉林沙漠/采煤沉陷区的外送比例分别为 62%/48%/73%/48%/100%。在 建线 年将会持续有特高压线路进行动态增补。
柔直输电占比和交流环网建设两者有望齐头并进。截止当前，我国已建成 20 直 22 交的交直流 混联电网，在建 6 直 2 交，交直流发展并行。在更多的特高压直流并网后，由受端电网承载，电 力系统发生故障时，容易导致：1）电网电压、频率波动异常，影响供电稳定性和电能质量，进 而引发设备过载、过热甚至损坏；2）触发连锁反应，导致受端换流站发生故障，系统有功功率 和无功功率出现缺口。
2024 年国内柔性直流技术不断进步，加速构建新型电力系统。柔直技术目前广泛应用在新能源 外送、海上风电等场景，与常规直流相比，柔性直流采用全控型器件 IGBT，不存在换相失败可 能，适配于多种应用场景。目前随着主要元器件国产化率提升，商业化应用场景广阔。
在输电能力方面，尽管柔直已经达到特高压等级，但是受制于元器件特性，输送容量较常直还有 差距。在经济性方面，常直/柔直的设备投资占比最高的是变压器/换流阀，常直的变压器损耗高 于换流阀，而柔直的换流阀损耗高于变压器。
特高压前几轮高峰对于交流和直流的建设尚不明确。前期受到国内特高压直流输电技术进步快， 直流输电在长距离和大容量等优势，大量应用于中、西北部火电和西南水电的外送，导致大量特 高压直流输电工程的规划建设，全国呈现出“强直弱交”的态势。随着送端线路容量的大幅提升， 受端的交流需求确定性增强。 特高压交流环网的建设将对受端电网形成有利支撑。目前已有多个特高压交流项目在建，预计“十 五五”后全国电网呈现出“强直强交”。
交流设备使用必不可少。特高压直流换流站内可分为交流场部分和直流场部分，特高压送端的直 流电需要通过交流场部分转变为交流电，以满足受端的需求，交流场部分包含了 500kV/750kV 组 合电器、无功补偿装备、继电保护等交流设备。
特高压设备成本占比拆分： 1) 特高压交流：交流工程中，组合电器的价值量占比是最高的，占总设备价值量约 53%，其 次是 1000kV 变压器，占总设备价值量约 25%。 2) 特高压直流：常直方面，换流变、换流阀单线价值量最高，分别占总设备价值量的 65%/18%， 组合电器价值量占比约 9%。柔直方面，换流阀价值量最高，价值量占总设备价值量约为 50%， 其次是换流变压器，占总设备价值量约 34%。