中金 | 海外电力设备跟踪：电网互联+海风送出需求共振，高压直流输电建设加速

近年来以德国、英国、沙特为代表的国家在高压直流输电（HVDC）项目建设招标动态积极，如今年3月英国国家电网授予换流设备和电缆框架合同合计约590亿英镑。我们认为随着电网互联互济、新能源远距离送出需求日益凸显，海外HVDC项目规划积极，有望为相关厂商带来业绩催化。

Abstract

摘要

海外HVDC建设节奏不同，欧洲未来十年或迎约100GW项目密集投运。海外市场中欧洲技术发展成熟，在电网互联互济和深远海风柔直送出的双重因素驱动下，英国、德国、意大利等国家大量HVDC项目规划在2030年前后落地，我们预计有望迎来新一轮合同签约高峰。此外，我们认为美国高压线路建设缓慢对电网可靠性造成影响，输电项目支持政策有望推动储备项目进展向前；亚非拉新兴市场在能源转型和电网互联需求驱动下部分国家已启动项目规划，具备长期发展潜力。我们测算2025-2030年海外HVDC换流系统年均投产价值量或将超100亿美元，CAGR可达21%。

高压输电环节壁垒高，供给侧集中于海外本土厂商，高毛利项目有望贡献业绩弹性。关键零部件供给、品牌口碑和业绩积累等因素共同导致海外换流设备市场供应高度集中、交期大幅延长；电缆系统同样以三大欧洲品牌主导，各厂商产能预订已排至约2030年。大额HVDC订单授予成为近年外资厂商相关板块订单放量的重要驱动力，我们认为高毛利订单有望持续优化交付结构，改善盈利预期，同时由于整体上电缆厂商或相较于换流设备厂商对HVDC项目有更大业务敞口，随着项目确收，有望获得更大弹性。

看好具备技术实力的中国头部电力设备加速突破市场。尽管开发商通过签订长期框架合同增强本土厂商扩产意愿，但我们认为扩产或仍难以满足增量需求。海外供需趋紧下为具备技术实力的亚洲公司带来突破市场的机会，日韩电缆厂商在欧洲已获取订单并计划落地工厂；国内设备厂商以“借船出海”形式主要覆盖巴西、巴基斯坦等亚非拉市场，近年来在德国、沙特陆续实现业绩突破，我们认为欧洲市场需求旺盛下，国际龙头产能或优先供给欧洲市场，中国厂商有望抓住亚非拉市场机遇加速获取订单。

风险

宏观能源政策不确定性，项目进度不及预期，地缘政治风险

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正文

海外高压直流输电建设处于什么阶段？

HVDC主要应用在大规模远距离电力传输、海上风电送出、交流电网异步互联等场景：

► 大规模远距离输电：HVDC可靠性高、传输效率高，较高压交流输电（HVAC）能源损耗低30-50%，尽管增加了换流设备，但节约了在建造和运营线路的成本，当海底电缆在37英里（约60公里）以上或架空线路在124英里（约200公里）以上时，HVDC节约的成本超过了配置换流设备的成本[1]。基于此特点，较为典型的场景是将大型偏远电站（如水电站、新能源基地等）的大规模电力传输至负荷中心。此外，采用柔性直流输电技术相较于常规直流输电技术具备可控性、灵活性更强的优势，对交流电网依赖性更弱，甚至可不依赖交流电网。

► 海上风电送出：面向海上风电大容量、远距离的发展趋势，HVDC逐渐成为各国选择的海上风电送出首选，同时VSC-HVDC可实现快速功率调节和孤岛供电，提升并网稳定性。根据BNEF测算，对于70公里以外的1GW海上风电传输项目，VSC-HVDC相较HVAC更具备成本优势。

► 电网互联：对于电网频率不同或异步运行的交流电网，传统交流技术难以进行直接连接。HVDC输电系统隔离两侧电网交流频率差异，实现功率灵活调控，避免故障扩散，起到优化电网网架结构、提高电网防御大面积停电能力的作用。同时，通过HVDC进行电网互联可实现资源配置优化，实现跨境能源交换和贸易以整合能源市场。

全球在运HVDC工程主要集中在中国，海外市场中欧洲储备项目充沛、技术发展成熟。根据BNEF数据，截至2024年全球在运HVDC项目约361GW，其中中国占比约53%；海外市场中印度/欧洲/北美已投运项目较多；受益于海风送出需求，欧洲在建/规划项目近年来加速放量且项目落地确定性相对较高。从技术类型角度看，全球范围仍以LCC技术占据主导，欧洲市场由于技术起步较早且核心零部件IGBT自主供应能力相对较强，近十余年来新建项目基本采用VSC技术。向前看，在电网互联互济和深远海风送出双重因素驱动下，我们预计未来十年欧洲将有大量HVDC项目集中投运。

图表1：海外已投运及规划投运HVDC项目

注：1）不含已停止运营的项目；2）2025年开始为BNEF统计项目规划并网年份

资料来源：BNEF，中金公司研究部

欧洲：跨区电网互联巩固传统基本盘，海上风电并网是新项目主要场景

电网互联：有助于实现欧洲区域内资源配置优化、电力供应安全

欧洲电网是世界上规模最大的互联电网之一，2030年欧盟电网互联目标达15%[2]。欧洲电网主要由欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国、爱尔兰五个同步电网构成并由欧洲输电商联盟ENTSO-E负责协调管理。欧洲交流主网网架电压等级为500/400kV，目前欧洲电网以同时推动清洁能源大规模开发和洲外电力大量受入为发展重点，通过拓宽输电通道，提高电网间传输效率以支撑外来新能源。

互联项目是欧洲提升能源可负担性的关键。从欧洲近期能源政策角度来看，《可负担能源行动计划》中多处强调降低电力供应成本并稳定电价，提出“电网和互联线路是能源转型和工业脱碳的推动力”，并计划在2026年一季度发布“欧洲电网一揽子计划”，加速电网扩建、现代化和数字化。我们认为《计划》强调的能源可负担性并不改变欧洲向清洁能源发展的长期趋势，而由于此前欧洲多个国家的电网投资规划滞后于能源转型目标，电网投资有望进一步升级。我们认为欧洲大力推动电网互联的底层驱动力主要来自：1）能源安全供给的诉求，切断对俄罗斯能源体系的依赖，以及2）优化资源调配能力，通过互联项目北海风电、南欧光伏和北欧水电可形成时空互补性，同时促进电力市场效率提升，降低跨境电价价差。

图表2：欧洲2024年发电量结构各有不同，资源可形成互补

资料来源：EMBER，中金公司研究部

从电力供需和资源禀赋角度看，电力盈余主要是北欧国家，电力缺口集中在西欧、南欧和东欧。以2024年欧洲跨境电力交易情况看，法国、挪威、瑞典为主要电力出口国，英国、德国、意大利为主要电力进口国。欧盟委员会互联目标专家组（ITEG）提出价差、供应安全、可再生能源整合的三个概念表明增加互联的需求紧迫性：

► 当前多数欧洲区域相邻价差大于2欧元/MWh：ITEG表示相邻国尽可能降低年平均价差，若价差超过2欧元/MWh应优先考虑额外互联。通过HVDC联络线进行电网互联，传统上电价较高的德国、英国、意大利等国可以节约用电成本，此外由于新能源或核电渗透率较高而导致电价较低的法国、挪威、瑞典和丹麦等国的发电厂可以赚取价差。

图表3：2024年欧洲区域平均电力现货市场价格（左图）跨境电力交易情况（右图）

注：1）左图中数字单位为欧元/MWh；2）右图中数字单位为TWh，正数表示净出口，负数表示净进口

资料来源：Energy-Charts，Ember，中金公司研究部

► 西欧和北欧区域多数国家低于供应安全和可再生能源整合目标：根据ITEG，1）供应安全方面，峰值需求由各国各自装机容量和来自成员国的进口相结合所满足，若互联项目名义输电容量低于峰值负荷的30%应考虑额外互联项目；2）可再生能源整合方面，若互联项目名义输电容量低于可再生能源装机30%应考虑额外互联项目。

各国项目规划积极，有望迎来一轮合同授予高峰。我们梳理TYNDP 2024中包含了56个新建HVDC项目（其中跨境项目39个，内部项目17个），20个项目规划在2030年及之前建成且已进入在建或获批阶段，合计容量超27GW。以典型项目周期看，假设合同授予在项目投产前3-5年，我们估算即将迎来一轮合同签约高峰。

在主要国家中：

► 英国：英国通过HVDC项目和欧洲大陆、爱尔兰相连，目前拥有约9个进入运营的互联线合计容量9.8GW，另有4个项目共4.4GW处于建设中/已经获得英国能源监管机构Ofgem批准，均规划在2030年前投入运营[3]。2024年11月，Ofgem初步评估批准了3个互联项目和2个海上混合资产（分别连接荷兰和比利时的海上风电场至英国电网），合计容量超6GW，均规划在2032年前投入运营[4]。

► 意大利：意大利输电系统运营商（TSO）Terna在2023年宣布未来十年对国家输电网投资超210亿欧元[5]，较此前计划投资额增长17%；内部主干网方面，新规划中包含了Hypergrid输电网络，通过5个主干网项目，主要运用HVDC技术，计划将市场间交换输电容量从16GW提升至30GW，涉及合计投资额达109亿欧元；此外，TYNDP 2024中包含了意大利规划和法国、希腊、瑞士以及突尼斯等北非国家互联的HVDC项目，其中11.6GW计划在2035年前投运。

► 德国：德国作为高比例新能源发电国家，通过跨国交易填补远距离调节能力缺口。德国位于欧洲互联电网核心位置，和挪威、瑞典、丹麦、比利时建有合计约4.2GW的HVDC互联项目；TYNDP 2024中包含德国HVDC互联项目约18.4GW，其中9.7GW规划在2035年前投运。

图表4：主要规划建设的HVDC互联项目

资料来源：PTR，中金公司研究部

图表5：TYNDP 2024中规划新建HVDC项目容量

资料来源：ENTSO-E TYNDP2024，中金公司研究部

海风送出：2025-2050年海上输电基础设施投资或达4000亿欧元

欧洲半数以上海上输电基础设施投资对应海陆换流站。欧洲风能资源丰富且共享海域资源充沛，海上风电是欧洲实现能源转型的主要规划之一，2023年欧盟设置2030年建成111GW的海上新能源（主要为风电）目标[6]，较2020年目标几乎翻倍。根据ENTSO-E 2024年发布首个“海上电网发展发展规划”，为实现2030年目标，欧洲地区每年装机容量需达到25.5GW（欧盟15GW，挪威和英国10.5GW），对比过去十年每年平均装机规模仅2.6GW。ENTSO-E预计为实现海上新增装机并网目标，2025-2030年海上输电基础设施投资或将达850亿欧元，2025-2050年或需约4000亿欧元（对应装机目标496GW），其中超过一半投资对应海上和陆上换流站。

图表6：2025-2050年离岸电网基础设施投资

注：1）仅欧盟成员国；2）该情形假设使用直流断路器

资料来源：ENTSO-E，中金公司研究部

图表7：欧洲海上风电HVDC项目预测（分国家）

资料来源：BNEF，中金公司研究部

面向海上风电大容量、远距离的发展趋势，HVDC逐渐成为各国选择的海上风电送出首选。德国、荷兰、英国是欧洲三大主要海上风电市场。德国和荷兰倾向于以集中规划的方式进行海上风电并网，过去电网运营商通常会选择将多个风电场汇集，并通过一套HVDC输电项目接入电网，而由于当前规划中的海风项目普遍较大，通常各自会具备一套HVDC输电基础设施；英国海上风电发展较为成熟，近海资源已相对饱和，同样面临向深远海发展的趋势。

图表8：TenneT海上电网连接系统示意图

资料来源：TenneT官网，中金公司研究部

北美：跨州输电和新能源外送为长期发展驱动力

美国电力管理体系分散，跨区域输电能力较低，长期看或存在系统性挑战。美国早期电网由地方私营公司和市政机构主导，缺乏统一规划，后随着电力需求增长通过交流互联形成三大区域电网（西部、东部、德州），东西部电网相互之间仅有少数低容量直流线路相连，德州保持独立运营。而近年来随着极端天气导致的停电事故频现，叠加用电负荷攀升，东西海岸等地区存在电力供给不足挑战，但与此同时中西部和西南部地区存在新能源消纳压力，弃电率走高，整体结构呈现供需错配情况。

图表9：美国三大区域电网和主要电力供需分布情况

资料来源：NREL，中国能源报，中金公司研究部

美国较早建设HVDC项目但近十年未有项目投运，高压线路建设缓慢成为电网可靠性增强和可再生能源外送的瓶颈。尽管美国早在1970年代就率先建立Pacific DC Intertie以连接俄勒冈水电和洛杉矶，但进入21世纪以来仅建成少量背靠背等区域范围内项目，近十年来未有项目投运，主要面临的困难包括如SunZia（新墨西哥州风电外送至亚利桑那州）等大规模跨州输电项目由于审批流程冗长、环保与土地权争议、成本分摊复杂等问题，自2009年提议后至2023年才开工。根据Brattle Group，2023年美国输电投资超过250亿美元，呈现逐年攀升趋势，但其中大部分投资于345kV以下电压等级的可靠性升级和老化设备更换，投入至新建高压线路或不足10%，公用事业公司偏向短期需求而缺乏跨区域、多价值的长期规划。

图表10：美国已建成HVDC项目容量（左图）及分布（右图）

注：1）左图包含其中一端在加拿大的项目；2）右图B2B是背靠背（back to back）项目

资料来源：BNEF，EPRI HVDC Centre，中金公司研究部

HVDC待建储备项目丰富，新能源远距离外送和跨州输电是主要应用场景，近年来输电项目支持力度加大。HVDC项目在西部主要用于连接位于偏远地区的电源和负荷集中区域，在中部和南部主要来自跨州电网异步互联，在东部同样存在为城市供电的需求但项目进展较慢。近年来推动输电项目建设有关政策频出，我们认为有望支持储备成熟的项目进展向前：

► 政策支持：2024年5月FERC发布新的输电规划和成本分摊规则（FERC 1920号令）[7]，旨在提升电网长期输电能力，包括未来至少20年的跨区域输电网络的长期建设和投资规划，提出按各州实际受益比例分摊成本，简化审批流程，我们认为若政策落实将为由于区域电网间协调困难而导致停滞的项目提供破冰机会。

► 资金补助：美国能源部成立专项计划支持研发创新，以实现2035年前将HVDC技术和长距离输电成本降低35%的目标，提升关键设备自制率，并在2024年11月宣布给予4个研究项目1100万美元[8]。此外，2024年10月美国能源部通过第二轮TFP计划向Cimarron Link（俄克拉荷马州风电外送）和Southern Spirit项目（连接德州、路易斯安纳州、密西西比州）分别投资3.06和3.6亿美元，计划购买输电项目容量，以实现不同电网区域之间资源配置优化并增强电网韧性。

图表11：储备成熟的大容量输电项目

注：圈中项目为HVDC项目

资料来源：ACEG，Grid Strategies，BNEF，各项目官网，中金公司研究部

亚非拉：尚在起步阶段，能源转型和电网互联需求带来较大发展潜力

新兴市场HVDC整体建设尚在起步阶段，在能源转型、电网互联需求驱动下，部分区域已启动项目规划，长期看具备较大发展潜力。以中东北非区域为例：

► 能源资源禀赋和负荷中心错配：受益于地理环境，中东北非地区风光资源丰富，具备得天独厚的风光发展潜力，近年来沙特2030愿景、阿联酋2050战略等规划体现能源转型决心，但基于资源禀赋，电站建设和负荷中心存在错配，需要建设HVDC长距离输电至城市负荷中心或工业区。例如沙特2023年和日立能源签订协议通过3个HVDC输电项目将9GW的清洁电力从沙特西北部的NEOM送出[9]。

► 能源转型为区域电力一体化注入新动力：中东三个次区域电网系统（马格里布电网、八国电网、海湾互联电网）当前互联互通水平和电力贸易规模仍然偏低，而随着能源转型加速，区域内各国兼具电力供需互补关系和清洁电力高占比状态下的互助互济需求；例如当沙特进入傍晚、光伏发电减弱时，可以进口约旦、埃及仍在运行的光伏电力，代表项目例如沙特和埃及之间的3GW HVDC多端互联项目规划在2025年投运[10]。

► 和欧洲互联的长期发展目标：除区域间之外，中东北非区域和欧洲的清洁能源互联是长期推动的目标，双方地理位置接近且存在季节性能源互补，其光伏发电成本相较于欧洲明显具备竞争力，有利于实现资源配置优化。摩洛哥已通过两条至西班牙的高压电缆实现与欧洲连接，同时英国和摩洛哥之间的Xlinks项目规划2030年左右投运，将满足英国8%的电力需求[11]。

市场空间：2025-2030年HVDC换流系统年均价值量超100亿美元

换流站和电缆系统价值量占项目投资比例较大，海上应用场景建设成本明显高于陆上建设成本。

► 换流站：设备厂商提供完整解决方案，包括核心设备换流阀、换流变压器、GIS等开关设备、自动化系统等。根据我们统计的欧洲项目，海风送出和陆上互联建设2个换流站订单金额对应单GW分别约10-15亿欧元和5-6亿欧元，钢结构、船舶工程等部分造价占比较高。

► 海缆系统：根据我们统计的欧洲项目，订单对应单GW平均约为300万欧元，单公里平均约为100-200万欧元。

图表12：欧洲HVDC换流站单GW价值量（左图）和电缆系统单公里价值量（右图）

注：括号内为项目订单签订年份

资料来源：TenneT官网，National Grid官网，各公司公告，中金公司研究部

我们测算2025年-2030年海外HVDC换流系统年均投产价值量超100亿美元，CAGR可达21%。欧洲在深远海风、电力互联部署驱动下为全球最大市场，其中仅TenneT在北海区域和英国国家电网的框架合同规划在2030年前后投运的海风送出项目就合计高达29个、接近550亿欧元（包含海上平台搭建部分）。亚非拉新兴市场具备较大长期发展空间，近期沙特、巴西等地区围绕新能源大规模外送的项目规划较为积极。

高压直流输电市场的核心公司有哪些？

换流设备：全球三大巨头竞争壁垒高，市场供给趋紧

换流系统壁垒高，海外市场CR3可达90%以上，市场格局高度集中且短期看较难发生实质性改变。全球三大电气设备巨头日立能源、西门子能源、GE Vernova具备提供换流系统整体解决方案的能力和全生命周期的服务，合计占据海外市场90%以上份额。三大厂商之外，中国的国电南瑞以及日本的东芝和三菱电机在欧洲取得个别项目突破。

图表13：已并网项目市场份额

注：统计截至2024年末

资料来源：BNEF，中金公司研究部

图表14：HVDC项目周期长

资料来源：BNEF，GE Vernova HVDC手册，中金公司研究部

我们认为市场的核心壁垒主要包括：

► 品牌口碑、合作业绩积累：三大厂商经过多年的行业经验已经具备了较好的口碑和丰厚的项目运行经验，我们认为尤其对于投资金额大、项目周期长、本土技术标准特殊的HVDC项目，尽管新供应商可能在海外有成功项目经验，开发商通常倾向于选择有本土较多合作业绩的厂商。

► VSC技术需求和IGBT供给瓶颈：欧洲近十年以来绝大多数HVDC项目均采用VSC技术，例如西门子能源统计其参与的欧洲HVDC项目中，2015年之后并网（含待并网）项目中换流阀均采用VSC技术，其他厂商在VSC业绩积累较三大厂商有明显差距，且在VSC柔性换流阀关键零部件高压电网IGBT方面受到产能供给的制约。

► 运输成本高，以及本土化生产要求的趋势：大型设备运输成本高，三大厂商均在欧洲本土有建设工厂；另外欧洲供应链安全考虑下，核心换流系统出现本土化生产要求的趋势（例如TenneT的2GW Program），也为其他无本土产能的供应商设置了壁垒。

市场供应高度集中+欧洲市场迅速起量导致供给紧张，长期采购协议增强三大厂商欧洲扩产意愿，但或仍难以满足其他市场新增需求。根据BNEF，由于项目开发商需要为制造商的产能竞争，近期换流站价格存在上涨；交期也近乎翻倍至10年。我们认为供应链瓶颈主要来自于熟练技术工人缺乏、大型电力变压器和海洋安装船短缺、制造产能不足。项目开发商通过标准化项目、签订长期框架合同的形式提前锁定订单，增强厂商投资扩产意愿，例如2023年以来TenneT、National Grid以及日立能源和Grid United在北美的合作[12]均采用了这种模式，三大厂商均在2023-2024年开启在欧洲的扩产计划，但BNEF预计产能或仅能满足现有欧洲项目规划，或难以满足全球其他市场的增量需求。

电缆系统：三大欧洲本土厂商领衔，亚洲厂商加速

欧洲三大品牌主导，供需趋紧下产能预订已排至2030年；亚洲厂商逐渐打开市场。欧洲三大电缆企业普睿司曼（意大利）、耐克森（法国）、NKT（丹麦）具备超百年的线缆产业经验，占据全球HVDC约2/3市场。海缆领域技术壁垒较高，高压绝缘材料技术难度高，此外可以铺设、维修海缆的专业船只数量全球仅有约60个，供给侧面临挑战。住友电工（日本）、LS Cable & System（韩国）、大韩电缆（韩国）为代表的亚洲厂商逐渐打开欧美市场，已经有HVDC订单落地（如2025年3月均入围获得英国国家电网的框架合同），并计划增设工厂。国内厂商中，东方电缆于2024年1月宣布投资参股英国电缆公司XLCC，协议双方将就HVDC电缆和相关附件的设计和开发以及产品制造有关的工艺达成战略合作；参股英国Xlinks First，该公司负责建设摩洛哥和英国的电力互联项目，进一步拓展海外HVDC市场。

风险提示

宏观能源政策不确定性。高压直流输电项目需求和海上风电建设以及风光远距离送出有重要联系，若海外各区域退煤政策放松，或加大气电、核电发展力度，并对新能源装机表态谨慎，或对需求层面产生不利影响。

项目进度不及预期。高压直流输电项目涉及环节较多，海外通常审批周期较长，对于环保、土地权、成本分摊等或存在争议，存在项目推进落地节奏放缓或搁置的风险。

地缘政治风险。跨国高压直流输电项目涉及不同国家和地区，一旦出现地缘政治冲突或导致项目建设中断等问题。此外当前海外贸易关税政策存在不确定性，或对相关厂商业绩预期产生一定影响。

[1]https://www.energy.gov/oe/articles/connecting-country-hvdc

[2]https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/electricity-interconnection-targets_en

[3]https://www.ofgem.gov.uk/energy-policy-and-regulation/policy-and-regulatory-programmes/interconnectors

[4]https://www.ofgem.gov.uk/press-release/empowering-great-britain-clean-and-flexible-energy-future-next-generation-interconnectors

[5]https://download.terna.it/terna/Terna_2023_Development_Plan_8db254006aa0218.pdf

[6]https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_en#:~:text=EU%20countries%20have%20agreed%20on%20new%2C%20ambitious%20long-term,objectives%20to%20be%20achieved%20by%202030%20and%202040.

[7]https://www.ferc.gov/explainer-transmission-planning-and-cost-allocation-final-rule

[8]https://www.energy.gov/oe/articles/doe-announces-11m-high-voltage-direct-current-transmission-projects

[9]https://www.hitachienergy.com/news-and-events/press-releases/2023/05/hitachi-energy-signs-agreements-with-enowa-and-saudi-electricity-company-to-design-and-develop-the-first-phase-of-visionary-neom-region-transmission-system#footnotes

[10]https://www.hitachienergy.com/news-and-events/customer-success-stories/saudi-arabia-egypt

[11]https://electrek.co/2023/10/02/worlds-longest-subsea-cable-morocco-uk/

[12]https://www.hitachienergy.com/news-and-events/press-releases/2024/03/hitachi-energy-to-accelerate-introduction-of-hvdc-technology-with-grid-united-for-transmission-projects-to-strengthen-us-power-grid

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文章来源

本文摘自：2025年5月22日已经发布的《海外电力设备跟踪：电网互联+海风送出需求共振，高压直流输电建设加速》