我国能源供需存在区域错配，当前送煤为主输电为辅

我国能源供需格局受历史发展因素及地理因素影响，存在明显错配问题。具体而言，我国中西部地区能源资源丰富（煤炭、水电、风电等），但经济体量较小，能源需求相对较弱；而东南沿海地区经济总量较大，对能源需求量也相对较高。为了解决能源生产与消费呈现逆向分布的问题，我国能源规划制定了输煤（西煤东运、北煤南运）及输电（西电东送）两种能源输送模式。早期受限于输电技术，我国采用远输煤、近输电的能源输送策略，且煤炭输送占比较高。随着特高压输电技术的成熟，输电的经济性优势在逐步体现。根据我们对部分特高压线路的测算结果，以天中直流为例，其折算5500大卡吨煤每公里能源输送成本为0.134元，低于国铁货物综合运价率0.155元/吨公里。如进一步考虑铁路的煤炭装车费、换装费、点装费等费用，当前特高压线路已经具有一定的经济性优势。

我国特高压网络已成规模，配套电源成为输电瓶颈

目前我国已投运特高压输电工程21项，在一定程度上扭转了我国长期以来过度依赖输煤、局部自求平衡的电力发展方式，缓解了我国能源错配导致的局部地区电力供需不平衡的局面。从具体线路分析来看，以水电为输送电源的特高压线路利用小时普遍较高且相对稳定，利用小时均在5000小时以上；而以火电+风光打包外送的特高压线路除哈密到河南的天中直流相对较好（利用小时达4496小时）外，整体运行情况不容乐观。从已投产电源装机占规划电源比例来看，利用小时较高的线路基本上外送电源点都已经投产，而锡盟-山东、宁东-浙江的投产占比分别仅为18.6%和50%，我们判断其线路利用小时较低很有可能受配套电源点建设进度不及预期所致，配套电源已成为特高压输电瓶颈。

短期看特高压线路对消纳端地区火电影响有限

从电力供需平衡的角度出发，特高压通道输送电量对于消纳端省份的发电企业有所冲击，有可能压低当地发电利用小时。测算显示，江苏受影响相对略大；山东、湖北、广东受冲击较小且火电折算利用小时均有一定的改善预期；浙江和安徽火电折算利用小时基本持平。就目前测算结果而言，特高压输入电量以“吃增量”为主，短期内对存量火电冲击较小。值得注意的是，受新线路投运预期和存量线路负荷率提升预期的影响，特高压对相关省份电力供需平衡的影响或将在2020年后持续加强。考虑到湖北地区火电机组受特高压影响较小，未来有望进一步受益于蒙华铁路投运带来的煤价下降预期，我们重点推荐湖北能源和长源电力。