会议要点
1. 特高压柔直渗透率加速分析
• 特高压直流柔性输电（柔直）行业进入成熟标准化阶段，造价接近常规直流输电，明年渗透率预计达50-60%，后年将更高。
• 柔直技术适配高比例新能源输电，受端和送端特性使其成为优选方案，具有风险规避和成本效益优势。
• 柔直项目业绩兑现周期相对较长，主要集中在24年至28年；市场格局稳定，南瑞、许继等主要厂商占据市场份额。
2. 特高压输电技术演进与创新
• 特高压直流输电技术分为三种：LCC（经典换流器技术）使用电流控制、易发生换向失败；VSC（电压源换流器技术）采用电压控制，具有完全自主可控特性，能够解决换向失败问题；CLCC（混合型换流器技术）是LCC和VSC的结合，降低了换向失败风险但成本位于两者之间。
• VSC技术相比LCC成熟度高，目前趋势为将LCC更换为VSC，VSC技术更可靠、灵活，并能自产无功功率，减少对交流电网的依赖。
• VSC技术在低压支撑和交流电网的要求较低，目前在实际运行中拥有较高的运行电压等级，而CLCC技术还无法满足±800千伏的要求。
3. 特高压柔直技术安全及未来
• 特高压直流输电中，昆仑荣项目与白鹤滩江苏线路分别采用了LCC和混合（部分VSC）技术，以适应电网安全性和新能源输送的需求。
• 2024年柔性直流输电技术（柔直技术）的渗透率将快速提升，主要原因包括电网安全性考量及更高比例新能源的接入和管理需要。
• 新能源无法提供无功功率输出，影响电力系统稳定性，受端采用柔直技术有助于提升输电系统的适应性和可靠性。
4. 柔直技术投资效益分析
• 特高压柔直适配新能源：核心部件IGBT实现可控整流和逆变，可以实现无源孤岛输电，非常适合高比例新能源基地输电。
• 柔直技术经济性提高：相较于传统输电，柔直技术总投资增幅不大，换流站总投资提升24%，单线价值量约增14亿，但整体占总投资的提升不到6个百分点。换流阀成本显著增加，但换流变和无功补偿等其他环节的成本有所降低。
• 国产IGBT技术发展助力降本：国产4500V级IGBT已有应用，高电压级IGBT技术正在自主研发中，未来有望进一步降低成本，提升输送容量。
5. 特高压柔直市场分析及预测
• 特高压柔直领域历史中标额为60亿，年开工4~5条线时，投资额约为160亿~200亿，存在压价可能。
• 收款节奏一般为30%签合同进场、40%投运、25%质保金，且有土建完成到设备投运大约1~1.5年的周期。
• 25年和26年为换流阀确收增速较快年份，预计25年确认收入150亿，26年250亿，增速约60~27%，且有可能有进一步增长。
6. 特高压柔直市场潜力测算
• 国电南瑞作为国网内部唯一的换流阀厂商，未来柔直换流阀的中标率有望超过38%，参考长直换流阀50%的中标率，南瑞或将拿走一半市场份额。
• 许继电气在柔直领域的竞争力较强，有业绩支撑，预计其市场份额在20%左右；其它公司如西电和特变电工市场份额则在10%~15%之间，不确定性较高。
• 考虑未来融资成本和电网压价因素，进行了乐观和中性两种情景分析，更现实的中性场景下单线价值量约为40亿，许继电气25年的利润弹性显著，市值对应的估值仍较低，值得布局。
会议实录
1. 特高压柔直渗透率加速分析
各位投资者早上好，我是中泰电信的徐梦超。今天，我将用大约半小时的时间向大家汇报特高压直流技术。首先，我们的核心观点是特高压赛道具有较高的市场弹性，预计明年将是特高压路线快速推进的一年。过去预期是特高压技术的渗透率可能要到2025年才会显著提升，但现在有多条线路的信息公开，预计推进速度将dada加快。
在明年的5条特高压审批线路中，包括甘肃、浙江、蒙西、京津冀、藏东南大湾区和陕西的两条线路，一条到安徽，一条到河南，其中3条线路已经有公开信息支持，并明确采用灵活直流传输技术。我们认为明年柔直技术渗透率快速提升的原因主要有三个：首先是受端地区的负荷中心过多参与会影响当地电网的安全运行，存在大规模停电风险。其次，送端地区的特高压将主要传输风光基地的新能源，柔直技术相比常规技术来说更适用。第三个，也是最重要的原因，是柔直技术在两个±800千伏的示范项目运行后，已进入成熟和标准化阶段，成本更接近常规直流传输技术。加之核心零部件，如4500伏的大功率半导体器件（SPT），目前国产化也顺利推进。我们预计明年柔直技术的渗透率将达到50-60%，后年可能会更高。
在柔直技术渗透率提升的背景下，换流阀环节是价值量提升最明显的环节。在整个柔直换流站的造价中，主要提升的部分是换流阀和直流配件系统中的直流GIS，其中换流阀的价值量可能提升3到4倍。从历史招标数据来看，单条线路的造价通常超过60亿，尽管技术成熟后可能有一定的降价压力，但即使降价，其价值量也将比常规直流传输技术高出3到4倍。
关于业绩兑现节奏，与传统直流特高压类似，柔直特高压的业绩兑现相对靠后。其建设周期大约需要2到2.5年，主设备如换流阀、换流变器的业绩兑现通常会在批准后的下一个财年及之后进行。因此，2024年至2025年审批的线路将在2025年至2028年集中兑现。兑现周期比审批时间更靠后。
对于市场格局来说，自2006年特高压建设以来，市场格局相对稳定。历史上获得±800千伏中标记录的公司包括南瑞、许继集团、国网信通和特变电工。我们认为，南瑞与今年的常规直流招标一样，有望获得约一半的市场份额，其余由其他公司共享。
结合以上观点，我们测算出2025年特高压市场对公司业绩的影响。许继集团有望实现最高83%的业绩弹性，这是相对于2022年的净利润。如果相对于2023年的净利润，增长速度可能略有减缓。我们预测南瑞、西电分院和其他公司的业绩增长幅度分别为83%、26%和64%。因此，我们重点推荐的标的是许继集团。
下面，我将详细介绍柔直技术。什么是柔直技术，以及为什么采用它？简单来说，柔直技术就是在换流阀中使用高功率半导体器件（如HPT）替换掉原有的晶闸管。
2. 特高压输电技术演进与创新
首先，传统使用的换流器件是晶闸管，它是不可控整流。与晶闸管不同的是，IGBT是可控整流，因此在直流的高压直流输电技术中有三种技术路线。第一种是基于晶闸管的LCC（LineCommutatedConverter），但晶闸管存在一定缺陷，它通过电流控制开关，类似阀门。一旦打开，无法自行关闭，只能依靠电流的反向流动—在电路中即电压反向—来关闭。这就导致了可控性不足，可能会出现一些问题。例如，若反向电压受到外部电压波动影响，可能在应关断时未能关闭，导致换流阀出现故障。这种现象称为换流失败。
因此，LCC技术在本质上存在这样的缺陷，容易导致换向失败。将所有的晶闸管回路替换为IGBT后，发展出了VSC（VoltageSourceConverter）技术。IGBT的优势在于其电压控制特性，能够实现完全自主控制，基本不受外部因素影响，从根本上解决了换向失败问题。
第三种技术路线是混合式CLCC（Hybrid Line CommutatedConverter），介于LCC和VSC之间，保留LCC的晶闸管并在每个晶闸管上增设旁路，解决换项失败问题。但是，这种技术仍面临一些挑战，例如无源支撑需要依赖地方火电厂的电压，以及对强大交流电网的需求，这些是其无法完全解决的。CLCC的成本介于LCC和VSC之间，如果VSC是LCC的3到4倍的话，CLCC大约在LCC的1.5到2倍左右。
在当前三种技术路线中，LCC和VSC技术较为成熟。推广VSC技术，将LCC升级为VSC的可能性最大，目前已经有三条线路正在进行这样的升级，且全部采用VSC技术。在器件数量上，传统的LCC设计大约使用3000个晶闸管，2880个为普遍设计。但根据不同容量或技术参数，器件数量会有所不同。而VSC将晶闸管全部替换为IGBT，总数超过了37,000个。根据每个IGBT的额定电流不同，这个数字也有可能减少。CLCC则在保留了2880个晶闸管的基础上，每个晶闸管外增设了旁路。目前在±800千伏及以上电压等级的操作中，LCC和VSC都有运行记录，但CLCC目前只有±500千伏的运行记录，因此无法完全满足±800千伏的运行要求。
因此，从技术储备角度分析，VSC技术优于CLCC，其推广潜力也更大。
第二个问题是，为什么要使用VSC技术？主要原因是为了解决换流失败问题。相对于传统技术，VSC有多方面优势。首先，它能解决换向失败问题，因其采用全控整流方式。其次，VSC无需无功补偿，因为它本身可以产生无功功率，从而降低对交流电网的依赖。
总的来说，VSC技术在传输电能的灵活性和可靠性方面，相较于传统技术有更显著的优势。因此，理解VSC技术的优点及其推广意义对于行业来说至关重要。
3. 特高压柔直技术安全及未来
目前±800千伏的特高压示范项目有两条。第一条是昆仑—荣项目，是将云南的水电输送到广东和广西两个站点，在受端广东广西都采用了柔性直流传输技术（柔直技术），而送端仍然使用了传统的直流输电技术（长子技术）。第二条是白鹤滩—江苏线路，虽然它也是±800千伏的，但在技术上仅使用了四分之一的柔直技术。受端换流站位于江苏，采用的是VSC技术，而其余送端站点和一半的江苏站点则使用了LCC技术。
为什么到2024年柔直技术的渗透率会快速提升？主要有两个原因。首先，受端地区连接了大量的输电线路，且换流站失败的风险逐渐增加。如果继续依靠传统的直流输电技术（长直技术），风险将以非线性方式增长，表现为指数式的增加。以华东电网为例，目前已经接入了12条特高压直流线路，未来还将增加两条。12条线路的总容量达到4GW，华东电网今年的最高负荷接近400GW，平均负荷约230GW。这些线路汇入的特高压直流电量已占华东电网负荷的一个较大比重。在水电和风光电量较多的情况下，外来直流馈入的电量将占到当地电量的很大比例。如果交流电网出现较大波动，可能导致多条线路同步出现问题，进而造成电源丢失，强大到一定程度可能会造成停电，甚至大面积停电。随着传统直流输电技术接入量的增加，风险也将增大。因此，在当前情况下，改用柔直技术对确保电网安全性来说至关重要。
其次，传统输电技术（长直技术）难以适应高比例新能源基地的输出需求。传统的水电能够提供无功功率，有调节能力，但新能源仅生成有功功率。而传统输电技术运行中消耗的无功功率很大。在电力系统中，无功功率和电压是互相影响的变量，当无功功率下降时，会导致当地电网的电压也随之下降。要维持电网的稳定，就必须有足够的无功功率支撑。新能源无法产生无功功率，再加上换流设备的消耗，将严重影响当地电网电压的稳定性。而新能源输电由于电气距离远，调节能力弱，容易出现供需错配。长直技术又高度依赖当地交流电网的稳定性，这成为了一个矛盾。
以今年核准的宁夏—湖南线路为例，该线路的电源总装机容量为17.6GW，其中煤电4.6GW，风光13GW，火电对新能源的支撑比例超过35%。按照火电最小调度速率30%计算，其稳定输出功率有1.55GW，也就是说，宁夏—湖南这条特高压线路至少会常年输送1.5GW的火电功率，剩余电量才用于新能源输送。理论上，新能源的最高比例仅为80%，且未考虑受、送两端电源和负荷的适配问题。如果受端不需要这么多功率，例如只需4GW，则火电的1.55GW是必须的，新能源的实际比例将远低于80%。在21年的实际运行中，新能源比例超过40%的情况并不多见，大多数时只有30%左右，有时甚至可能出现个位数或者极低的比例。可以看出，传统输电技术与高比例新能源输出的适应性存在较大问题。
4. 柔直技术投资效益分析
高比例的新能源基地需要送出大量电力。柔性直流输电（柔直）适配新能源主要是因为其核心部件IGBT能够实现完全可控的整流和逆变，从而在输送端和接收端都能实现可控。此外，它能够自主调节相位，意味着可以自行进行电压支撑，理论上可以实现无源孤岛运行。它连接到风光电源时，能够实现风光输出的适时传输，因此非常适合高比例新能源基地的电力送出。
另一个重要因素是柔直的造价正在接jp价。目前测算显示，柔直相比传统直流换流站（长直），其换流站总造价提升大约24%，单线的总投资额提升约14亿。对于特高压工程而言，可能的总投资额在200亿到300亿之间。其中，单线一个项目的造价提升了大约5.6个百分点。在所有提升价值的环节中，换流阀和直流配电装置的成本有大幅提升。每个站的换流阀提升大概在14亿到15亿，大约是原价的3到4倍。而直流配电装置的价值量大约增加了20%，也就是五六千万。相比之下，换流变设备和无功补偿设备的成本有所下降。特别是电容器相关的无功补偿环节，无需的投入让成本节省了大约4亿。合计下来，对于单个换流站来说，总造价提升约为7亿，换算到整个项目的投资总额，成本增加不到6个百分点。因此，送端的高安全性、高比例适配新能源的能力以及逐渐平价的造价，预计会推动柔直技术在未来的渗透率快速提升。
此外，还有一个较小因素是IGBT的国产化进度相对较快。目前，国内像白鹤滩、江苏等地已经在使用国产IGBT产品，而国内厂商如南瑞和时代公司也在自研更高电压等级的IGBT技术。随着技术的进步，单个阀所需的IGBT用量有可能减少，或者在用量不变的情况下提升输送容量。由此国产化IGBT有进一步降本的空间。根据融信会科公司的招股书，IGBT成本占到换流站总成本的大约30%左右。
针对未来发展，已经有五条线路中的三条明确采用柔直技术。首先是藏东南到大湾区的线路，在几年前就提出了采用柔直技术，并在今年博鳌电力论坛上有相关报告提及。该项目的输送容量是目前±800千伏系统中最高的，达到了10吉瓦。剩下的两条线路，甘肃至浙江和蒙西至京津冀，也有公开信息表明将应用新技术。尚未确定的有陕北到安徽以及陕西到河南的线路，由于可行性研究已经完成，使用传统技术的可能性较大。预计在今年下半年，京津冀和藏东南大湾区线路将进一步确认技术方案。
5. 特高压柔直市场分析及预测
下面讲一下特高压柔直的空间格局和一些测算。首先，关于空间，这个测算是基于历史中标率进行的。其历史中标额约为60亿，因此一年如果构建4到5条特高压线路，总额就在240亿到300亿元之间。但目前存在一定程度的压价情况，如果按照7折来算，即有160亿到200亿元的市场空间。然而特高压主设备，如快流阀的确认收入节奏比较难以掌握。
一般而言，它与付款节奏有一定程度的相关性。设备厂商的收款通常是这样安排的：合同签订后收取30%作为预付款，设备投用时再收40%，25%在一定期限后收取，质保金为5%。确认收入的主要节点发生在设备进场和投运两个时机。设备进场可以确认之前收的70%款项，投运时确认剩余的30%。按照这个常规节奏，设备进场通常是在土建工程完成之后，而土建完成则是从开工算起，大约1到1.5年后。
基于此，我们可以测算出，例如，今年上半年核准的项目，预计将在后年的2024年上半年完成土建，到2025年确认收入的70%，到2026年确认剩余的30%。若项目是在明年下半年核准，其土建可能会在2025年底刚好完成，甚至可能拖延至2026年上半年才完成。如果是下半年核准的项目，其确认收入的大部分可能会延迟到下一个年度，因此下一个年度确认的收入比例会相应减少。
根据这一常规节奏，我们预计2025年和2026年将是换流阀确认收入增速较快的两年。2025年的收入将达到150亿，2026年将达到250亿，预计增速为60%到27%。虽然2026年的增速将在高基数的基础上有所下降，但我们也不能排除上市公司将业绩延后确认的情况。例如，许继公司的白鹤滩项目和浙江项目，虽然它们是2021年投运的，但今年仍有一部分收入确收，白鹤滩江苏项目是2022年投运的，今年也有较大比例的确收。因此，整体业绩可能还会进一步推迟。按照常规节奏，预计2025年确认收入为0至2026年在2025年基础上还有60%到70%的增速。
再来说一下市场格局，从历史中标情况来看，陆上特高压直流项目主要是800千伏和8吉瓦级别的。因为仅有两个项目，一个是亏水龙项目，一个是百合到江苏项目。在这两个项目中，南瑞公司和许继公司各占了四分之一的市场份额。在白鹤滩江苏项目中，南瑞占了三分之二，柔性汇客占了三分之一。总体来看，南瑞的市场占有率最高为38%，农信会客次之，不足30%，其次是许继和特别电工，其中一个项目是在2018年招标的，另一个是在2020年招标的。之后，这几家的股东背景都发生了较大的变化。
2021年中国电气装备集团成立，它主要以西电为骨架，通过收购许继、平高以及山东电工集团，组成了今天的公司架构。在这个集团中，西电的话语权相对较大，包括管理层基本由原西电集团的高层组成。同时，西电在换流阀技术方面非常成熟，无论是完整的换流阀技术还是柔性交流直流（柔直）技术。但是西电在±800千伏电压等级的柔直阀运行业绩上稍显不足，因此与许继相比，其在运行业绩上存在劣势。
6. 特高压柔直市场潜力测算
周店庄成立之后，国电南瑞成为国网内部唯一的换流阀制造商。尽管历史中标率为38%，我们预期未来柔直换流工程的中标率将超过38%，参考今年4条特高压直流输电线路项目中，换流阀中标率达到了50%。因此，预计国电南瑞未来在特高压柔直换流工程中将获得一半的市场份额。
其余份额由其它几家公司共享。进行一下排名，我们认为许继集团的市场地位高于西电集团、高于荣信、高于特变电工。龙兴惠科的管理层主要来自白云电气，白云电气隶属于南方电网，明年五条特高压输电线路中有四条半将位于国家电网的运营区，仅有一条位于广东。因此，龙兴惠科可能在市场份额上不具优势。
就整体而言，对于特高压柔直换流工程的市场占有率，我们预测许继集团的份额会超过西电集团。许继集团具有较强的话语权，并且在±800千伏等项目上有成熟业绩。尽管在江苏白鹤滩项目中未中标，但仍在其它项目中获得了相当的份额。考虑到海丰、三峡如东等项目以及尚未完成的其他项目，我们预期许继集团将占据约20%的市场份额。
西电集团和特变电工由于近期中标记录较少，中标的不确定性较高。他们在特高压及海上风电领域的市场份额可能介于10%到15%之间。另外，新能源汽车充电桩也被看好，可能在未来有一定的市场份额。
在进行弹性测算时，我们有以下基本假设：乐观情景下，市场规模按照60亿计算，国电南瑞和西电的份额为20%，净利润率取决于历史业绩，国电南瑞的业务毛利率为45%，费用率大约是10%，得出净利润率为35%。剔除空调保养业务后，换流阀的净利率约为30%。由于国电南瑞自主研发APP，其净利润率可能会比电容器制造商更高。
项目标准化后，研发和服务费用可以减少，因此特高压柔直换流阀的净利率可能会接近特高压直流换流阀。西电和特变电工的净利润率可能稍低。在这样的假设下，测算结果显示，许继集团在2025年的特高压柔直项目能为公司带来约9亿的净利润，相比去年的7.6亿，和今年的9亿净利润，市场前景对许继集团来说提供了超过100%的增长潜力。
考虑到示范项目的高价值量，未来真正推广后价格可能有所下降。中性场景假设电网压价30%，单线项目价值量约为40亿。如果招标金额在40亿左右，这符合目前的主流预期。基于此，许继集团在2025年可能贡献6.3亿的净利润，而当前直流业务的两亿净利润预计将以年均10%的速度增长。
就长期订单而言，包括今年中标的以及在手海丰项目和改造项目，总计约十七八亿，在手订单有望在未来两年确认约6亿的净利润。考虑到当前的市值，公司估值仍具有显著的投资吸引力。
综上所述，明年特高压柔直融资渗透率有望显著提高，由电网安全需求、新能源适配和评价体系推动。市场格局上，许继集团有望稳占约20%的市场份额，而许继集团在2024到2025年的净利润弹性巨大，市值相比于其潜力显著低估。
非常感谢各位投资者的参与，今天的会议到此结束。谢谢大家参加本次电话会议，祝大家生活愉快，再见。
