详细：
电力供需偏紧对电网影响，短期很难落到电网上做反应，中长期看，双碳背景下，双高是系统体现出的直观问题，背后更大问题：用电量本身的增长。这轮的建设需求，跨区域输送能力的计算，我国电能使用不是总量问题，而是区域性结构性问题，看各省，定位已清楚，是生产或能源消耗大省，配套建设，未来电能替代用电量增长，还是可再生能源使用，特高压跨区域能源匹配建设会持续。
跨区域输送紧迫性有多高
特高压建设投资期长，单个项目规模大，逐条项目跟踪方式更合适。
1、新型电力系统建设对特高压有怎样需求及未来空间
2、目前跟踪到的特高压建设节奏和时间
3、行情时点选择和标的推荐
问题：用电量持续增长，跨区域输送能力，各省3-11月发电，用电，输入输送量数据，delta 没办法满足需求。这轮供电紧张问题上，用电刚性需求，不稳定的可再生能源能力优先，未来储能空间无限大，短期考虑可靠有效电源，直观小微分布式电源，配套储能稳定供电，未来打造基地建设满足稳定的需求。跨区域输入输出和本区域内发电用电数据，各年按3-11月划分。根据3-7月数据，国内超10个省份，今年delta差额，即用电量高于发电和输入电的额度，都达到峰值。且很多省之前是电力输送大省。目前不仅是网络问题，用电量有很大增长需求。电源，电网，都是应领先于用电量需求。各省比较，解决双碳建设，打造新能源电力系统中，保证稽核电量比例不下降过快，短期直接管控用电量行为不具有持续性，长期看总装机和有效装机容量应提升。有效装机，分两类，一类稽核电量，包含火电，第二类核电；复合电形式，风光水大基地形式，国内成功案例青海海南州风光水大基地，复合形式保证稳定发电。
跨境输送问题，未来无论是核电大规模建设之后的沿海建设，还是大型雷电基地（雷崂山内蒙一带）建设，或是风光水大基地，海上建设，涉及电网传输举例问题。超高压直流优势在跨区大容量输送，交流在短距离输送，直流和交流两种技术，满足未来需求主要抓手形式。现有主要省份delta达峰值，年度用电峰值除了夏季峰值，更高12-1月峰值更大，接下来更大压力，跨区调度需求持续扩大。今年陕西新疆省份，冗余电量仍有上百*度，有很大外输空间；未来风光水基地未来外输电量需求更大。结论：未来对有效电源需求是结构化扩张趋势；大基地建设，特高压是重要外输抓手，目前已有技术基础。十三五末期青海建立的特高压直流输送通道，去年投用。青海海南州建立完全清洁能源基地，总装机规模20gwh, 三分之二光伏、风电构成，剩下三分之一光电，总装机规模比传统翻了两番，因为可靠发电小时数比火电核电偏低，因此总装机规模上去了。青海比邻的州也在发展基地，发改委也在规划另外一条通道建设。主流输送建设，主要在大型在建能源基地，和特高压交流建设。交流定位区域内输送，利用率低，去年湖南事件，原因最后一条是18年规划长沙交流建设偏慢，临时应急跨区域调配不足，交流在未来，随着区域内调配需求补回来。直流大型机基地建设确定性更高，因此关注更高，长期看，现在国家电网规划的统一环网和华中环网完善，还是直流落地后区域调配，后续对交流需求有补充，目前是直流为主。
电网和发改委推进的，特高压建设需求；去年三条直流，*上，陇中，哈密纳入规划推进节奏。电网侧规划打造的特高压已有6-8条线路。地方发改委推进，如轻青海海西州潜在通道，及东北区风电基地有这个想法，可作为远期储备项目观察。风光水能源大基地未来大概率也是特高压形式配送。国家电网储备项目，除了拢中线，其他不能作为风光水大基地的配套合作形式，未来如有风光带水新增规划，建议关注电网侧提到的特高压建设重合度，目前看重合度不高。量级，建议参考青海海南州线路，总装机量接近20gwh，单独风光装机10gwh及以上。
特高压建设二级市场应怎么关注。目前处于第一阶段比较中间位置，参照18年9月份上一轮特高压建设的板块行情走势，可比性较好。相对收益最好的，第一阶段规划的预期和落地阶段，对应18年9-11月。大型特高压建设背景，整体宏观经济压力，能源体系变化带来的需求，目前两种情况都存在。能源大基地规划如果落地，为特高压建设的利好。现有阶段类似18年三季度板块，大规模建设开启时，储备项目进度有差异，18年11月末到19年初密集多线路招标，对比现有，如果近期出现特高压大型规划或建设，即第二期招标建设阶段，行情延续第一阶段且更强，市场聚焦好的拿单能力和业绩兑现能力标的，推荐主要盈利好，市场清楚合资战略设备龙头为主，此外小的站外设备，铁塔，线/千缆等，拿单稳定性较小一点，不做重点推荐。
规划落地，第二阶段初期合作招标，此阶段，主要企业二级市场表现都会不错，越往后，进入单一项目采购招标，市场对超高压建设关注减弱，两道三年业绩兑现，市场不会特别关注业绩表现了。大规模建设规划预期和落地阶段，首轮密集招标合并阶段，是最值得参与的。
标的选择，两个阶段对板块拉动都很强，重点关注至少拿单能力稳健的公司，尤其核心战略设备，除了一直推荐的南瑞、许继、特变以外，还有中国西电，，拿单也不错。
问答：
1、特高压一般在什么时间招标，是电网直接招还是企业对设备招标形式？
节奏比较独立，特高压单个项目有独特性，一般在确定合作后，开始招标，因此没有固定时间。标准形式是发改委核准之后，比较早的可以看环保部门文件。发改委核准二十天左右国家电网启动招标。涉及战略设备和站外设备。招标有国家电网直接执行，相关信息参考国家电网电子商务品牌，包含项目施工主体，各项设备，进行招标，不涉及下面企业分标行为。可以参考主要特高压设备供应商这一轮拿单情况。
2、特高压线路运行小时数目前是3500小时，国家电网提出目标4500小时，这会偏向交流电；这与增加主流建设是否有冲突？
利用小时数，利用率情况，直交流利用率不好一概而论，交流看环网搭建完善程度，区域二次分配概念，利用率不好定量给到特别高，看环网覆盖区内部需求；直流利用率55%-60%，比一般偏低，有提升空间，但不一定大，平常电网富余容量主要为下游需求和巅峰时刻调节，特高压本身输送容量大，不一定要利用率特别高；本身直流端对端输送，新增能源基地配套网点周边是否有大客户需求 等，否则需要输送出去。
电网关注交流，环网需要真正成环才能表现出；直流一般国家发改委核准，交流一般地方发改委推进，一般交流拖的时间长，节奏慢，湖南事件，国家希望华中环网建设加快，交流未来有发展空间，近期关注直流是因为基地建设等大项目等原因，两者没有冲突。
3、国家电网的经济方面考虑，特高压利用小时数5500小时才能达到盈亏平衡状态，目前3500小时-45000小时还有空间，是否因此在建设交流上有经济压力，导致节奏更慢？
实际盈利角度，直流除了最早酒泉线外，其他项目盈利能力都不错；有考虑混改建设，引入其他投资人，电网在投资压力小一些。在盈利角度和引入投资角度 吗，特高压直流都是不错的选项。
4、风光大基地建好后，需要怎样的电网投资，小的发电基地先接入电压汇集到主网再输出去，还是其他什么形式？
一般两个换流站：升压到换流站后再转换成直流输送到另一端换流站，再逐级降压下来。
升到多少千伏？升压直流到800千伏，交流到1000；之前试验直流最高到 1100。需要走特高压直流的部分都会升到这个等级；
自用部分需要哪些新增建设？正常看当地配套电网建设；正常高压电网升到220千伏，内部电量输送，传统输电和变电站建设；
多少比例自用和输送？看各基地签的协议，每个项目不一定。
各省本来就有外输的线路，是否还需新建线路？地理性问题，解决长距离输 送，如果围绕原油基地周边补充稽核电，可以走原来特高压，原来国家电网也做过原油特高压扩容建设。现在说的是新的能源大基地，百公里内没有大的输送线路，需要新建特高压线路。
特高压一般1000多公里，百公里内没有基地需要新挖线，为什么不送到如华南华东，再短距离调配到新的复合中心呢？
百公里指在发电端，比如四川省，不是有单一特高压线路出去，整个省内基地都能利用这一条线；利用率不好太高，能源大省来说，比如白鹤滩能源基地需要两条特高压线外输；基地装机量越来越大，单一线路有时都不能满足。
5、风光电到复合，如果波动需需求不匹配，复合端需要新的建设吗？
申报时，考虑大用电缺口；上百亿电，需要当地稳定大型第二产能用电；电量落地需求，以交流区域内调配为主；
6、十四五期间特高压统计相比十三五的变化？
不按照14-5,13-5看，特高压一轮一轮，周期长可能跨过5年；下一轮建设，跟踪到国家电网有7-8条，还考虑能源大基地百兆瓦规模，至少5条线路，二者复合，10-15条之间。整体投资规模比上一轮大，上一轮12条5直7交，单一直流投资量是交流平均3倍以上，交流50-100亿,直流200-300亿；本轮是直流为 主。
上一轮多少年？18年9月开始建设，目前还有5条线路在建。
7、大风光基地，为什么就把电输送出去呢？不是省内消化？在建时就考虑往外送，还是考虑本地缺多少？
大基地有部分本地消纳。用电量增长，有产业转移因素，也不能忽略原油需求也在增长，人口聚集情况短期也不有大变化。复合中心用电需求还需满足，远期看，跨区域输送需求只多不少。
通过更高级以上决策层决定；是一个动态变化过程，落地之前还在博弈协商外输多少比例。不是很早就定下来或者单独底层推进的。
8、特高压从投资角度，有一定事件驱动特点，如何看待？
回顾特高压历史行情，确实有事件驱动表想，政策或预期出来，就上涨。特高压也不是纯事件驱动。之前明显行情10年-12年，14年初， 18年，主管部门都公布明显特高压计划，14行情后的15-16年小行情，是特高压业绩兑现期出来后的表现。明显边际变化带来的预期变化，有明显的业绩兑现，不能说完全的事件驱动行情。
9、4季度多少特高压招标？
目前没有预期，上一轮基本进入招标公示了，已告一段落，这一轮核准还没开始，目前还不好判断4季度是否又出来。参考上一轮时间点；18年9月份规划，
11月份核准两条直流，12月招标，19年1月公示招标结果。
10、电力设备按什么逻辑选，南瑞，许继，特变等？重组电装集团有什么机会？选股逻辑审慎持重，观众主要战略设备龙头，包括换流阀，换流店，直流控制保护系统，交流电，GIS等大型主站设备，单体价值高，单中标量过亿元，且毛利率较高，关注许继电器和国电南瑞在上半年年报披露的，(继保级楼值？)和直流输电系统毛利率变化，单看特高压毛利很不错。以上企业拿单能力和市场格局比较清楚，包括GIS，两大变流器和换流阀，供应商单体3-4家不等，25%以上市场份额，单产品盈利又高于其他产品（不包含国电南瑞），以上企业也是大家期待的有业绩弹性兑现，拿单能力好的，重点关注；
基建整体充足情况，主要涉及几家公司业绩重合度没那么高，各自保持上市主体定位下，推荐的中小标的的，南瑞，许继电器，可以长期关注下去。
11、特高压建设需求持续多久，是否有周期性？
偏周期性板块性节奏，不会讲建设持续性，考虑每轮释放量价。更关心建设能量体量，十四五，特高压线预测有10-15条，还没考虑后期二期三期基地大建设和环网建设情况，整体空间能量体量比大家之前预期高很多。板块建设有明显开始节奏点，往后是驾轻就熟的建设周期。具体整体建设空间目前不好量化。
12、请问光伏硅料的涨价，隆基等公司呼吁减缓电站建设，对特高压建设有怎样的压制？
今年以来硅料确实价格上行，对光伏国内建设增速有一定程度担忧，硅料上涨及其他环节上涨，使终端装机积极性下降，量没有预期那么好，短期看得到的；中期判断，硅料价格处在高位，产能扩张角度延续明年下半年到后年还是有大规模投放量，价格会有一定程度回落，使建设端后期有加速状态；
电网端建设，五年做大规划，和每年滚动规划，更多看中期行业发展趋势，硅料价格对装机影响结果，对电网端尤其特高压建设影响较小，认为可以忽略不计。
13、电网十四五规划投资更多倾斜配网，特高压投资增幅不大，因为前期建设线路利用率不高，是否有这个情况？
整体电网投资配网确实提升到6成以上，也是近期研究重点和持续关注，未来配网建设， 投资方向和主题的变化；特高压问题不以此为主；主要投资决策流程，电网是重要一环，不是真正决策层，特高压决策是自上而下，建议更多关注未来特高压整体规划情况。
电网对特高压规划，五年期不好作为周期衡量标准，通常跨五年，建设逻辑和规模体量，以国家能源局规划为主。
1、最近白鹤滩浙江的第一次设备招标各家企业市占率，可以理解为比较稳定的占比吗？
这次占比恢复到早的状态，19年年初采购的占比。虽然单一某些线路在十三五末期出现单一供应商拿走全部份额情况，认为整体平均分布状态是回归中枢的订单表现。
2、可以通过哪些手段预估我国需要多少条特高压？国家特高压建设节奏考虑哪些因素？
定性定量跟踪方法
定量：拆解国家新增能源规划，平均20GWH一个风光水大基地装机容量比重，拆解整体建设规模。大型水电电站，如白鹤滩16Gwh装机配两个直流；另外跨区域输送能力，各地缺口，单一直流满足的缺口在150亿到200亿度电左右，以上缺口是明确看到需要特高压完成的。今年负向缺口更多，表明电源侧装机压力也很大。
定性，电网披露电力规划侧特高压线路，和地方发改委推进的能源外输通道，认为国家电网规划的线路确定性高于各地的；
国家对建设节奏考虑：两点，一是能源体系变革，之前两轮特高压建设，一轮大气污染防治的14条，另一轮18年宏观经济压力下，作为电网大型能源基建项目推进。这一轮在这一时间点，以上两点因素都有影响，提供更多基建端辅助，和新型电力建设，增加对电能使用和清洁电稳定友好纳入电力系统，能源大基地建设需要特高压跨区域风光水电输送。
