特高壓輸電網具有遠距離、大容量和低損耗等特點，是西電東送的主要途徑。從特高壓的發(fā)展格局上看，我國“十二五”特高壓規(guī)劃為建設“三橫三縱一環(huán)網”特高壓骨干網架，把內蒙古、陜西、河北的風電、煤電通過三條縱向的特高壓通道送往華北、華中和華東；把北部的煤電和西南的水電，通過三條橫向特高壓通道送往華北、華中和長三角地區(qū)，形成西電東送、北電南送的資源配臵格局。截止2015年，我國完成了兩條示范工程特高壓線路和“三交四直”的建設，西北地區(qū)包括甘肅、內蒙古和新疆等省份初顯戰(zhàn)略布局。但是輸電容量遠不足以完成全部西電東送的要求，十三五期間特高壓建設進一步加速中。

      十三五特高壓向西北傾斜

十三五期間，國家將重點優(yōu)化西部(西北+川渝藏)、東部(“三華”+東北三省+內蒙古)兩個特高壓同步電網，形成送、受端結構清晰的“五橫五縱”29條特高壓線路的格局。十三五期間，國家電網跨區(qū)輸電規(guī)模從目前的1.1億千瓦提高到3.7億千瓦，特高壓規(guī)劃總投資將達到3.3萬億元，特高壓建設線路長度和變電容量分別達到8.9萬公里和7.8億千瓦。

“五橫五縱”特高壓電網的整體布局，包括了十二五期間南網投運的兩條特高壓示范工程和國網建設的“三交四直”7條線路，同時還包括在建的和已規(guī)劃的共20條特高壓線。“十三五”期間首先將完成的是大氣污染防治計劃12條線路中的9條特高壓——“四交五直”。其次，國家將加快建設2015年核準的“四交六直”，除“四交五直”中的8條特高壓外，“四交六直”中新增了兩條—甘肅酒泉-湖南湘潭、新疆淮東-安徽皖南，從中可以很看出政策向西北地區(qū)電力外送的傾斜。隨后，國家將繼續(xù)建設“五交八直”，除五條已經包含在“四交六直”中的特高壓，新納入8條特高壓線路。最后，扎魯特--青州的特高壓將于2016年8月開始建設。除了目前已經明確規(guī)劃或在建的20條特高壓線路，2018年前國家電網另有擬開工建設的“十交兩直”工程，但具體線路國網尚未披露。由此，判斷特高壓累積輸電容量將會逐年攀升。

從特高壓投運的進程來看，2015年之前特高壓的建設相對緩慢,總共投運9條，總輸電能力有限。而根據最新規(guī)劃，2016年起，特高壓將加速建設并進入投運快車道。經統(tǒng)計，已開工并計劃在2016-2018年投運的特高壓高達12條。以840萬千瓦為單條線路輸電能力進行保守估算，12條特高壓的總輸電能力預計超過10,000萬千瓦。其中，2016年已經投運四條，新增輸電容量約為3,360萬千瓦，其中三條在2016年后半年投運，對輸電能力的提升效用主要從2017年開始顯現(xiàn)。2017年將密集投運7條，新增輸電容量高達約5,880萬千瓦。2017年特高壓累計投運量將為2015末全國存量特高壓的2.58倍。2018年規(guī)劃投運的特高壓線路為一條，輸電能力預計約840萬千瓦。值得注意的是，西北較嚴重限電地區(qū)在2016-2018年將會有8條特高壓投運，占三年總量的2/3；而從輸電能力看，2016-2018年限電地區(qū)的增量輸電能力保守預計為6,720萬千瓦，對應2015年前存量的800萬千瓦，凈增長至少740%，輸電能力將大為改善。

而三年中尤以2017年投運最為密集，由此，判斷2017年有望成為突破西北地區(qū)電力外送瓶頸的重要拐點年。

除了12條已經開工或已投運的特高壓，按照規(guī)劃，在2017-2018年期間仍有8條特高壓將陸續(xù)審核和開工，保守估計新增輸電能力約為6,720萬千瓦。此外，在十三五期間國家電網還將擬開工建設“十交兩直”工程。通常特高壓的建設周期約為2年，預計大部分“十交兩直”工程將在2018-2020年集中投運。由此判斷伴隨著特高壓線路的增加，行業(yè)盈利能力將持續(xù)性改善，并存在超預期的可能。

一方面我國光伏裝機量的高速增長，另一方面受制于特高壓電網的瓶頸，使得這兩年棄光限電愈發(fā)嚴重。但是隨著國家十三五特高壓電網加速建設，多達12條特高壓線路將會在2016年下半年到2018年投運，并且已經規(guī)劃的8條特高壓和“十交兩直”將陸續(xù)通過審核和開工。判斷2016年低谷過后新能源電站發(fā)電量將在2017年迎來向上拐點，并且行情將伴隨特高壓陸續(xù)并網具有持續(xù)性。認為在手光伏電站規(guī)模較大且飽受限電壓制的公司將會直接受益，業(yè)績將展現(xiàn)超預期的彈性。

2016年為限電谷底，政策催化下限電有望反轉

我國現(xiàn)有的新能源電力裝機在地域分布上一直處于東西部嚴重不平衡狀態(tài)，以風光為主的大型新能源地面電站主要集中在西北地區(qū)（主要包括甘肅、寧夏、新疆和蒙西）。但由于當?shù)叵{能力有限，且無足夠多的電力外送通道，因此在過去幾年裝機量快速增長的同時，棄光限電情況逐年惡化。2015年全國大多數(shù)地區(qū)光伏發(fā)電運行情況良好，年均利用小時數(shù)約1,133小時。相比之下，西北限電地區(qū)平均利用小時數(shù)不達全國平均水平，甘肅和新疆自治區(qū)全年平均利用小時數(shù)僅為1,061小時和1,042小時，棄光率高達31%和26%。2016年一季度棄光程度進一步加劇，全國一季度棄光19億kwh中，寧夏、新疆和甘肅三省棄光達18億kwh，占棄光總量近95%。其中新疆和甘肅棄光量分別占全國的40%和44%，棄光率高達52%和39%。

究其原因，認為主要來自兩方面：近年來新能源累計裝機的快速提升以及局部地區(qū)電力外送條件遇到瓶頸。

一方面，在我國火電為主的能源結構中，過去火電存量很大，新能源在電源結構中占比較小。隨著國家大力發(fā)展新能源，光伏和風電裝機量在過去幾年呈井噴式高速增長。增量新能源裝機過去主要集中分布在西北等風光資源豐富地區(qū)，但部分地區(qū)新能源裝機快速增長的同時留下了大面積限電的隱患。西北地區(qū)的年累計裝機量不斷增加，從2014年到2016年一季度由1,224萬千瓦增加至2,156萬千瓦，增幅達到76%。由于棄光量近兩年來始終居高不下，大部分限電省市今年開始有序限制新增增量新能源裝機（也包括區(qū)域內其他種類電力裝機）。2016年一季度，主要限電地區(qū)新增裝機量占全國裝機量的比例由2015年的36%下降至17%。

另一方面，更重要的原因是西北等地電力外送條件有限，導致限電區(qū)域光伏電站實際利用小時數(shù)偏低。2016年之前西北地區(qū)僅有一條哈密-鄭州的交流特高壓，輸電能力為800萬千瓦。普通高壓電網在長距離輸電能力方面遠沒有特高壓輸電線強，輸送過程中的損耗比較高，傳送距離較短。鑒于限電嚴重的地區(qū)人口密集度較低、本地缺乏大型用電單位等原因，本地消納的能力有限，現(xiàn)有的特高壓的數(shù)量和普通的高壓輸配電網絡遠不能滿足當前西電東輸?shù)男枨蟆?br />
國家近兩年已經開始高度關注新能源上網困難的問題，去年以來，已密集出臺了一系列政策和配套文件以加強火電機組監(jiān)管，同時確保新能源優(yōu)先上網，統(tǒng)計了部分重要的文件如下：

目前，政策已經初見成效，火電增速減緩，占比明顯下降，從源頭減少了新能源電力外送的主要競爭。截止2015年底，火電發(fā)電量為42,307億千瓦時，同比下降1.7%，占總發(fā)電量的比重下降到73.7%；火電裝量為100,554萬千瓦，同比增長僅為7.9%，低于全國裝機量的增長速度10.6%，占總裝機量的比重下降到65.9%。新能源（包括水電、風電、太陽能發(fā)電和核電）總發(fā)電量為15,092億千瓦時，同比增長高達109.6%，占總發(fā)電量比重提高至26.3%；新能源的累計裝機量為51,964萬千瓦，同比增長16.4%，占總裝機量的比重提高34.1%。

除了火電廠的規(guī)模和發(fā)電量增速減慢，火電廠的結構改革也在穩(wěn)步進行，為新能源發(fā)展提供更多的空間。2015年火電機組退役和關停容量為1,091萬千瓦，同比增長20.04%。在不考慮自然退役機組的情況下，2005年至今，累計關停小火電達1.1億千瓦，與意大利、巴西、西班牙等國家的發(fā)電裝機相當。具有更高燃煤效率和更高規(guī)范性的大火電廠逐漸替代小火電廠。截止2015年底，30萬千瓦及以上的火電機組比例已由1995年27.8%提高至2015年78.6%。

我國在2015-2016年密集出臺的電源政策已經有效抑制火電裝機，支持新能源發(fā)電優(yōu)先上網，且目前已經取得一定的成績。但針對當前國情，認為從根本上可以解決西北地區(qū)高限電率的方法仍然是加快建設特高壓的建設，提高西電東送的輸電能力。