電網行業(yè)專題研究：順能源變革之勢，鑄新型電力系統(tǒng)能源體系：可再生能源占比持續(xù)提升，能源地域分布不均能源種類：化石能源向可再生能源轉型，輸出功率波動性提升1）風光大規(guī)模接入可再生能源并網，未來多能互補。在“雙碳”目標的要求下，我國大力發(fā)展可再生能源，其中以風力發(fā)電、太陽能發(fā)電為主，風力發(fā)電/太陽能發(fā)電累計裝機量在2012-2021年的CAGR分別高達20.65%/53.45%。據國家能源局數據，2012年底，我國光伏與風電累計裝機量占比不足6%，截至2021年底，我國水電/火電/核電/風電/光伏累計裝機量占比為16.45%/54.58%/2.24%/13.82%/12.90%，而2021年光伏/風電新增裝機量占比為30.22%/26.70%。未來可再生能源占比將逐步提升，傳統(tǒng)的火電因其靈活性的特點可作為未來電力系統(tǒng)的調節(jié)資源，我們認為未來的電力系統(tǒng)將是多能互補的系統(tǒng)。可再生能源發(fā)電占比有望大幅提升?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》提出，2025年，可再生能源年發(fā)電量達到3.3萬億千瓦時左右；“十四五”期間，可再生能源發(fā)電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%，風電和太陽能發(fā)電量實現(xiàn)翻倍。據IEA預測，在實現(xiàn)

“雙碳”目標的預設下，到2060年，中國的太陽能和風能發(fā)電量相對于2020年將增加7倍，占總發(fā)電量比例從25%提升至2030年的40%和2060年的80%，其中，太陽能發(fā)電的占比由2020年的4%提升至45%?？稍偕茉窗l(fā)電比例的提升是政策推進和度電成本

（LCOE）下降綜合作用的結果，目前光伏發(fā)電和陸上風電已初步具備在LCOE上和燃煤電廠競爭的能力。2）分布式電源大規(guī)模接入分布式電源接入加重電網運行負擔。1）影響配網潮流，線路潮流大多從電流一端產生，直接作用于用戶側，形狀多為輻射狀，若配網內部安裝分布式電源，則會對線路潮流的方向和方位產生影響；2）影響配網電壓和電能質量，分布式電源并網后，配網成為“有源網絡”，穩(wěn)態(tài)電壓的分布會發(fā)生改變；3）影響配網繼電保護，當分布式電源位于繼電保護前端，電源助增作用將導致保護范圍擴大，可能出現(xiàn)誤動或越級跳閘，同理，當分布式電源位于繼電保護后端，可能出現(xiàn)拒動；4）造成系統(tǒng)配變直流偏磁出現(xiàn)，分布式電源接入要求大量電力電子設備如逆變器接入，逆變器可能因脈沖不均或參數失衡等相關特點，產生直流電流分量，若流入配電變壓器中，將導致系統(tǒng)配變直流偏磁問題；5）產生諧波影響變壓器等設備，除了逆變器必然會輸出的諧波外，三相不平衡、直流偏磁等非理想情況也會產生諧波?？稍偕茉创笠?guī)模并網，電網源荷波動加劇。以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)，將給電網帶來機遇與挑戰(zhàn)。以屋頂光伏為例，受到諸多環(huán)境因素限制，發(fā)電量隨時間變化大，若受到天氣影響，發(fā)電功率波動大且無法預測，若為家庭戶用光伏，家庭凈負載的較大波動將給電網運行帶來額外成本，對電網的可靠運行提出了更高的要求。太陽能發(fā)電日內波動大、不可調度、具有間歇性。不同于傳統(tǒng)的火力發(fā)電，太陽能發(fā)電受時間、天氣和季節(jié)影響，在白天和晴天分布式光伏和地面電站向用戶側供電，在中午迎來發(fā)電高峰，甚至出現(xiàn)棄光現(xiàn)象，傍晚光伏發(fā)電減弱，而用戶側迎來電力高峰。加州獨立系統(tǒng)運營商(CAISO)在評估加州的電力生產和需求時，首次發(fā)現(xiàn)了“鴨子曲線”，即常規(guī)電廠因光伏發(fā)電的存在，中午的凈負荷下降，隨著時間的推移，該常規(guī)電廠的日內凈負荷曲線由“雙峰曲線”變?yōu)椤傍喿忧€”。但常規(guī)電廠是為平穩(wěn)出力而設計，中午關閉部分電廠將帶來額外成本。風力發(fā)電類似于太陽能發(fā)電，靈活性均低于傳統(tǒng)發(fā)電方式，隨著可再生能源并網量增加，如何應對可再生電源接入帶來的波動成為電力系統(tǒng)亟需解決的問題。地域分布：源荷地域分布不均，長距離運輸保障用電安全傳統(tǒng)能源分布已呈現(xiàn)地域不平衡特征，已有西電東送需求。我國西部地區(qū)擁有豐富的水電、燃煤資源，而當地經濟發(fā)展相對欠缺，用電量相對較低，東部地區(qū)用電需求更大，將西部富余電力運送至東部消納有助于解決我國能源分布不均的問題。西電東送開始于2000年國家發(fā)展計劃委員會向國務院報送的《關于加快“西電東送”以滿足廣東“十五”電力需求有關情況的報告》，當時即是為電力缺口增大的廣東省提供電力，保障廣東經濟發(fā)展。西電東送是西部大開發(fā)的標志性工程之一，包括北部通道（黃河中上游水電、火電到京津冀地區(qū)）、中部通道（三峽、金沙江水電到華東地區(qū)）、南部通道（云貴水電、火電到廣東）三大通道。據國家能源局，西電東送能力2025年將超過3.6億千瓦。供給側：可再生能源分布不均，能源傳輸需求旺盛太陽能：我國太陽能資源豐富，總體呈“高原大于平原、西部干燥區(qū)大于東部濕潤區(qū)”的分布特點。其中，青藏高原最為豐富，四川盆地太陽能資源相對較低。與太陽能輻射資源分布類似，我國大部分大型光伏地面電站分布在西部、北部，光伏發(fā)電量主要由西部、北部地區(qū)貢獻。2022年上半年，山東/河北/青海累計光伏發(fā)電量位居全國前列，分別達到233.3/212.9/127.4億千瓦時，其中，青海光伏發(fā)電量占本省發(fā)電量比例高達29.1%。風電：我國擁有豐富的風能資源，主要集中在東南沿海、北部、西部地區(qū)。內蒙古和甘肅走廊為風能密度較大區(qū)，臺灣海峽是我國近海風能資源最豐富的地區(qū)。擁有海上風能資源的臺灣海峽和渤海灣距離我國主要負荷中心較近，具有更優(yōu)的消納條件，而三北地區(qū)的陸上風電遠離主要負荷中心，消納壓力相對更大。2022年上半年，內蒙古/河北/新疆累計風電發(fā)電量位居全國前列，分別達到516/310/299億千瓦時。需求方：東中部仍是用電中心，跨區(qū)輸送需求旺盛我國電力供需地理分布不均衡，中東部將長期保持為負荷中心。我國能源分布整體呈“北富南貧、西多東少”的現(xiàn)象，而用電負荷多分布于中東部地區(qū)，其中沿海地區(qū)為主要負荷中心。2021年，廣東、浙江、山東、江蘇等東部沿海經濟大省雖然發(fā)電量位居全國前列，但發(fā)電量與用電量之間差額高于1000億千瓦時，高于部分省份用電量；內蒙古、云南、山西等位于西部地區(qū)的省份則為電力凈輸出省份。中東部地區(qū)人口稠密、工業(yè)布局多，2021年中/東部地區(qū)GDP占全國的21.59%/54.29%。據全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織預測，中東部地區(qū)仍將長期為我國電力負荷中心。終端電氣化水平提升，電網支撐能源轉型電氣化水平持續(xù)提升，用電量增長需有電網支撐電氣化發(fā)展是實現(xiàn)碳達峰、碳中和的有效途徑。提升全社會的電氣化水平將有力推動能源清潔低碳、安全高效利用，減少我國對傳統(tǒng)化石能源的剛性需求，在能源領域實現(xiàn)深度脫碳和本質安全。中電聯(lián)公布的電氣化發(fā)展指標體系包括終端用能電氣化、電力供應低碳化、電力服務普適化和能源利用高效化，中電聯(lián)認為我國電氣化發(fā)展總體處于中期中級階段，電氣化進程持續(xù)向前推進，經濟發(fā)達省份電氣化水平相對較高。用電量預計持續(xù)增長，電氣化水平將提升。伴隨人民生活水平及電氣化水平持續(xù)提高，預計我國用電總量將持續(xù)增長，2020年我國用電量總量為7.5萬億千瓦時，全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織預計2025/2030/2050/2060年我國用電總量將分別達到9.2/10.7/16/17萬億千瓦時。國家電網發(fā)布的“碳達峰、碳中和”行動方案提出，大力實施電能替代，促進終端能源消費電氣化；預計到2025、2030年，電能占終端能源消費比重將達到30%、35%以上。據殼牌分析數據，2050/2060年國內電氣化率將達到50%/60%。源側與荷側波動性增加，電網調節(jié)壓力凸顯源側：新能源并網規(guī)模增加，棄風棄光壓力加大。由于我國風能、太陽能的分布情況，西部、北部地區(qū)的可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模較大，而當地消納能力不足，外送能力有限。電力系統(tǒng)需要電源和負荷實時平衡，可再生能源波動性較高，需要火電/儲能輔助調節(jié)，當輔助調節(jié)資源不足時，易發(fā)生棄風棄光現(xiàn)象。據全國新能源消納監(jiān)測預警中心，2021年全國11省市風光利用率達到100%，全國平均風電利用率96.9%，同比提升0.4個百分點；光伏發(fā)電利用率98.2%，同比提升1.0個百分點。全年全國棄風電量206.1億千瓦時，風能發(fā)電5667億千瓦時，棄光電量67.8億千瓦時，太陽能發(fā)電1836.6億千瓦時。隨著“三地一區(qū)”國家大型風電和光伏發(fā)電基地項目陸續(xù)并網投產，2022年下半年北方地區(qū)風光新增裝機比重較大，部分區(qū)域消納壓力將進一步加大?？稍偕茉创笠?guī)模并網，為電網運營提出更高要求。若電網未進行相應的升級改造，分布式電源的快速滲透會對電網穩(wěn)定性提出更高要求，大量未被電網系統(tǒng)監(jiān)控的分布式光伏可能在電網發(fā)生擾動時集體斷開以保護自己，大規(guī)模的分布式電源斷開可能會引發(fā)其他緊急情況，例如干擾系統(tǒng)自動修復。2017年3月3日，澳大利亞Torrens島的275千伏開關場發(fā)生故障，使南澳大利亞州的5臺發(fā)電機發(fā)電功率下降，引起電壓突然下降。當地的電力需求在該情況下會主動降低400MW需求，電力需求下降能在電網發(fā)生擾動時使電力供需匹配，以免引發(fā)更多問題。出乎意料的是，約有150MW的分布式光伏因此次電網擾動而集體斷開，導致故障初期電力需求僅下降了250MW，延遲了系統(tǒng)的恢復，可再生能源大規(guī)模并網為電網運營提出更高要求。荷側：新型電力設備在用戶側出現(xiàn)，負荷側波動亦提升。戶用分布式光伏將大規(guī)模并網，據國家能源局數據，2022年上半年全國光伏裝機量30.88GW，其中戶用分布式8.91GW，同比增長50.76%。大量新能源汽車將接入并網，據乘聯(lián)會數據，2022年上半年我國新能源車總銷量224.6萬輛，同比增長122.60%。越來越多的戶用分布式光伏、新能源汽車、儲能等可大量產生、消耗、存儲電力的新興設備將接入用戶側，負荷側波動性亦提升。電力體系支撐能源變革，構筑新型電力系統(tǒng)傳統(tǒng)電網系統(tǒng)僅為電力的單向傳輸而設計，電網公司的主要風險來源于大型發(fā)電機和電網故障，因此更注重輸電網的建設，為輸電網配備電力監(jiān)控系統(tǒng)（SCADA），同時由于配電網的樹狀結構、設備數量眾多、直接連接用戶等原因，配電網SCADA的成本更高，建設較少，而未來電力的雙向交互將更加頻繁，將以配電網為中心，如戶用光伏倡導“自發(fā)自用，余電上網”，因此配電網面臨的挑戰(zhàn)更大。2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議提出要“實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，協(xié)助提升電力系統(tǒng)的調節(jié)能力，適應能源變革需求。新型電力系統(tǒng)將從電源側、電網側、負荷側三個方面進行全面轉型：

電源側：可再生能源大規(guī)模并網，需配備靈活性資源。我國承諾的“雙碳目標”要求2030年實現(xiàn)“碳達峰”，隨后僅用30年實現(xiàn)“碳中和”，這一時間顯著短于發(fā)達國家所用時間，緊迫情形之下對可再生能源發(fā)展提出了更高的要求?？稍偕茉窗l(fā)電系統(tǒng)是高度不確定性的系統(tǒng)，而要構建清潔低碳安全高效的能源體系，則需要在電源側配備靈活性火電機組、天然氣機組和儲能電站等靈活性的調節(jié)資源。電網側：遠距離輸送解決主干網需求，電網柔性調節(jié)能力是核心。電網連接發(fā)電側和負荷側，在未來電力系統(tǒng)中扮演重要角色。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)是單向的，系統(tǒng)中各方均有明確分工定位；未來數字化電力系統(tǒng)是多向的、數字化的，并且高度集成，對電網提出了更高的要求。面臨我國能源地理分布不均衡的問題，遠距離輸送電能成為解決途徑。其中，特高壓輸電以其大規(guī)模、遠距離、高效率的特性在我國已進入快速發(fā)展階段。隨著分布式電源的大規(guī)模裝機，大量分布式電源接入配電網，傳統(tǒng)的無源配電網向有源配電網轉變，同時光伏逆變器、PCS、柔性開關等電力電子設備接入電網，電力系統(tǒng)逐步電力電子化，帶來電網電壓暫降、波動與閃變、電壓越限等電能質量問題，解決上述問題，電網的柔性調節(jié)能力是核心。負荷側：電氣化率提高，用戶側主動響應。隨著經濟社會綠色發(fā)展，電力消費在最終能源消耗中占比將提升。同時，為應對可再生能源發(fā)電的高度不確定性，負荷側需要相應的靈活性資源，如電動汽車、智能家電、家用儲能、可中斷負荷等。其中，電動汽車既代表著電氣化的提高，又能作為用戶側主動響應的例子。據IEA，電動汽車因以下三點而成為潛在的電網靈活性資源：1）操作靈活性，能充放電；2）內置通信和控制技術，幾分鐘甚至幾秒內對聚合器的信號做出響應；3）低容量利用率，?？繒r間超過96%，充電時間僅10%，負載靈活。據勞倫斯伯克利國家實驗室（LBNL），相比無管理的充電，采用分時電價或智能充電將至少為電網系統(tǒng)減少34%來自電動汽車充電引起的成本。主干網：構筑堅強智能電網，特高壓協(xié)助跨區(qū)運輸特高壓能夠有效解決我國能源與負荷分配不匹配的問題，是堅強智能電網的重要組成部分。特高壓線路緩解了輸送線路損耗、系統(tǒng)不穩(wěn)定、電流易短路等問題，能將新能源電力從西部安全、快速地輸送至東中部等電能需求高的地區(qū)，平衡能源與負荷分布，成為

“西電東送、北電南供、水火互濟、風光互補”的能源運輸“主動脈”，破解能源電力發(fā)展的深層次矛盾，實現(xiàn)能源從就地平衡到大范圍配置的根本性轉變。特高壓支撐電網運行，促進可再生能源消納國網特高壓輸電占比顯著提升。截至2020年底，國家電網已累計建成特高壓線路35868公里，累計變電（換流）容量41267萬千伏安/萬千瓦。2020年國家電網特高壓輸電量4567.14億千瓦時，占國家電網售電量的9.98%。近年來，國家電網特高壓輸電量占售電量的比例明顯提升。截至2021年底，國內累計34條特高壓線路在運營。輸送電量中六成由可再生能源出力，電源側儲能接入后，其出力占比有望再度提升。2021年，17條直流特高壓線路年輸送電量4887億千瓦時，其中可再生能源電量2871億千瓦時，同比提高18.3%，可再生能源電量占全部直流特高壓線路總輸送電量的58.7%。國家電網運營的13條直流特高壓線路總輸送電量4048億千瓦時，其中可再生能源電量2032億千瓦時，占總輸送電量的50.2%；南方電網運營的4條直流特高壓線路輸送電量839億千瓦時，全部為可再生能源電量。后續(xù)電源側儲能建設完成后，將增強可再生能源發(fā)電側的頻率和電壓調節(jié)能力,提升局部電網的電壓穩(wěn)定性，改善并網電能質量，屆時可再生能源占比有望再度提升。能源消納剛需疊加基建屬性，特高壓投資有支撐風光大基地建設如火如荼，解決供需地理錯配需特高壓配合。我國大部分風光資源富集于西部、北部地區(qū)，地廣人稀，適于建設大型風光基地，但負荷中心位于經濟發(fā)達的東中部地區(qū)。據GEIDCO（全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織）數據顯示，2025年我國將有64.7%的用電需求集中于東中部地區(qū)，規(guī)劃中的58.8%/55.9%的風電/光伏裝機位于國內西部、北部地區(qū)，地理上的能源供需錯配，使得安全、穩(wěn)定、可靠的輸變電設施必須同步建設。22年2月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《以戈壁、沙漠、荒漠為重點地區(qū)的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》（下稱“方案”），方案提出，到2030年，規(guī)劃建設風光電基地總裝機約4.55億千瓦（十四五的2億千瓦，十五五規(guī)劃2.55億千瓦）。十四五、十五五期間特高壓線路的建設將以服務風光基地為重點，擴大可再生能源的消納范圍，緩解能源地區(qū)間供需錯配的問題，加速“雙碳”目標達成。服務新能源消納是未來發(fā)展主線，特高壓行業(yè)需求存在有力支撐。2006年示范項目開局之年起，我國特高壓建設已歷經了三個高峰：

1）2011-2013年：“三橫三縱”特高壓骨干網架和13項直流輸電工程是規(guī)劃建設重點，大規(guī)?！拔麟姈|送”“北電南送”格局雛形顯現(xiàn)，“兩交三直”項目得到核準并建設開工；

2）2014-2016年：國家能源局提出加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道的建設。期間，9條特高壓線路建設加速推進，核準并建設“八交八直”，特高壓建設第二輪高峰已至；

3）2018-2020年：在2017年“去杠桿”經濟政策指引下，基建投資進入下行周期。待該周期結束后，基建投資再度進入上行周期。2018年9月，大基建、扶貧、新能源滲透的驅動之下，特高壓項目核準、建設重啟；2020年，特高壓建設項目被納入“新基建”，旨在逆勢承擔調節(jié)經濟周期的重任。至此，產業(yè)迎來第三輪建設高峰?！笆奈濉逼陂g，特高壓輸變電線路是建設新能源供給消納體系的重要載體。據GEIDCO統(tǒng)計，“十四五”期間，國家電網規(guī)劃建設特高壓工程“24交14直”，涉及線路3萬余公里，變電換流容量3.4億千伏安，總投資3800億元，且計劃于2022年開工“10交3直”

共13條特高壓線路?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》中提出加強送受端電網支撐，提升“三北”地區(qū)既有特高壓輸電通道新能源外送規(guī)模，持續(xù)提升存量特高壓通道可再生能源電量輸送比例。2022年以來，我國加大力度推進多條特高壓工程項目建設。2022年1-7月，福州-廈門、駐馬店-武漢特高壓交流開工建設，白鶴灘-江蘇特高壓直流竣工投產，并計劃于年內建成投產南陽-荊門-長沙、荊門-武漢特高壓交流等工程，計劃陸續(xù)開工建設金上-湖北、隴東-山東、寧夏-湖南、哈密-重慶直流以及武漢—南昌、張北-勝利、川渝和黃石交流“四交四直”8項特高壓工程，總投資超過1500億元，充分發(fā)揮電網投資拉動作用。2022-2023年特高壓行業(yè)有望進入投資兌現(xiàn)期，或將有效拉動上下游產業(yè)鏈發(fā)展。特高壓工程投資規(guī)模較大，核心設備投資占比最高。以白鶴灘—江蘇直流特高壓工程第一次設備招標為例，其站內設備涉及設備眾多，包括換流閥、換流變壓器、避雷器、控制保護系統(tǒng)等，其中核心裝備換流變壓器和換流閥成本分別占該次投標的37%和31%，組合電器占比6%，電容器和直流控制保護系統(tǒng)各占4%。參考南昌—長沙特高壓交流項目第一次設備中標結果，交流特高壓站內設備中，直流電抗器的投資占比達47%，濾波器組電容器、電抗器占比均為10%左右。行業(yè)壁壘高，主設備公司受益明顯特高壓產業(yè)鏈的上游為特高壓設備原材料供應商，中游為特高壓傳輸線路與設備供應商、設計機構及工程承包商，下游為電網企業(yè)。上游主要包括特高壓項目所需的各種原材料與元器件，參與者主要為硅鋼、防爆高低壓變頻器、特高壓開關、IGBT等供應商，國內的主要參與者為臥龍電氣、上海華明、斯達半導、寶鋼股份等。中游的特高壓線路與設備是特高壓項目建設主體，可進一步分為交流/直流特高壓設備、纜線和鐵塔等。其中，特高壓直流項目主要設備為換流變壓器、換流閥及其控制保護系統(tǒng)與直流場設備。由于核心設備壁壘較高，市場份額高度集中在國電南瑞、許繼電氣、平高電氣、中國西電、特變電工等企業(yè)，競爭格局較為穩(wěn)定。特高壓交流項目關鍵設備為交流變壓器和GIS組合電器。除此之外，還包括變壓器、電抗器、開關設備、串聯(lián)補償裝置、互感器、電容器、避雷器等。在交流變壓器領域，國內主要參與者為中國西電、特變電工、天威保變，與直流變壓器市場競爭格局基本相同，中標份額相近。特高壓GIS（氣體絕緣金屬封閉開關設備）由斷路器、隔離開關、接地開關、電流互感器和母線等設備構成。當前國內具備GIS研制生產的企業(yè)主要為平高電氣、中國西電、新東北電氣等。其中平高電氣在GIS設備的競爭中優(yōu)勢較為明顯，市場份額占比保持在40%左右。下游主要是電網企業(yè)。下游主要是國家電網、南方電網及部分地方電網公司。開工時間不確定性最高，開工后兩年建成。特高壓項目不同設備組件的招標時間有所差異，通常在項目開工三個月內，電網公司在在國家電網和南方電網的電子商務平臺進行招標活動，我們預計特高壓項目在開工后9個月以內設備采購業(yè)績釋放，新批準的輸電項目有望在兩年內體現(xiàn)在主設備公司業(yè)績中，三年內完成項目投產。特高壓行業(yè)壁壘高，主設備公司受益明顯。特高壓項目投資主要分為輸電線路和變電站/換流站造價。由于輸電線路的電纜器件門檻較低，考慮到運輸成本，招標采購多為當地的企業(yè)；特高壓核心技術多集中于變電站和換流站，高技術門檻使得中標公司名單較為穩(wěn)定。從國網白鶴灘-江蘇特高壓工程核心設備采購的中標數據看，中標前三家企業(yè)占總量的48.1%。其中，國電南瑞下的5家企業(yè)中標10包，16.3億元居首，占總金額的18.9%。中國西電的6家企業(yè)中標10包，13.3億元，占總金額的15.4%。山東電力的3家企業(yè)中標3包11.9億元，占比13.8%，位居第三。分設備來看，換流變壓器是交直流輸電系統(tǒng)中的換流、逆變兩端接口的核心設備，山東電力/特變電工/中國西電項目中標占比為32.2%/28.4%/24.7%。換流閥是實現(xiàn)電能交直流轉換的核心設備，技術壁壘較高，中標前三名為榮信匯科、南瑞繼保、中電普瑞，三者中標占比達63.7%，三者中標比重各占21%左右；組合電器中河南平芝中標占比達35.2%，電容器中桂林電容位居第一，占比20.9%，其他企業(yè)大多占比在7.1-15.4%之間。配電網：柔性調節(jié)能力是核心，減少電網波動性配電網投資占比較高，重要性凸顯。配電網是能源生產、轉換、消費的關鍵環(huán)節(jié)，協(xié)助可再生能源消納，聯(lián)接多方市場主體，正逐漸成為電力系統(tǒng)的核心。據《南方電網“十四五”

電網發(fā)展規(guī)劃》，“十四五”期間南方電網將投資約6700億元，其中3200億元投向配電網，占比48%。我國配電網整體發(fā)展穩(wěn)定，在城市電網經歷了大規(guī)模網架完善、自動化建設階段以后，“十三五”以來我國配電網投資建設逐漸向農村電網傾斜。農村電網建設加快的同時，各地電網公司陸續(xù)提出建設世界一流城市配電網，即在能源互聯(lián)網連接之下，滿足分布式可再生能源和市場化靈活負荷接入需求的、設備高度互聯(lián)互通的智能配電網。源側和荷側波動，對電網擴容和變電站要求提升政策助力電網建設，配電網擴容必要性凸顯。2022年7月，住房和城鄉(xiāng)建設部、國家發(fā)展改革委印發(fā)《“十四五”全國城市基礎設施建設規(guī)劃》提出，城市韌性電網和智慧電網建設，開展城市配電網擴容和升級，重點城市中心城區(qū)供電可靠率高于99.99%。隨著可再生能源大規(guī)模并網和經濟綠色發(fā)展，電力系統(tǒng)源側和荷側變動加大，電力用戶同時具備接收電能和反輸送電能兩種能力，配電網擴容的必要性凸顯。變電站連接源荷，新型電力系統(tǒng)提出更高要求。新型電力系統(tǒng)發(fā)展的同時，變電站作為連接電源和負荷的能量樞紐，同樣需要由傳統(tǒng)“源隨荷動”運行模式向“源網荷儲”模式轉型。因此，新型電力系統(tǒng)變電站也需要采用先進的電力電子技術，對電能的傳輸、存儲和保護進行高效控制。例如，傳統(tǒng)城市電網多為受端電網，處于主網一端的以受電為主，并采用分區(qū)運行，具有高度不確定性的可再生能源接入后可能出現(xiàn)區(qū)域供電能力不足、無法有效均衡負載、區(qū)域可靠性下降等問題，若使用柔性電力電子裝置則可實現(xiàn)城市電網分區(qū)變電站柔性互聯(lián)，解決以上問題。具體表現(xiàn)在：1）實現(xiàn)了潮流方向、大小可控；2）解決了高低壓電磁環(huán)網問題；3）實現(xiàn)變電站的無功電壓連續(xù)調節(jié)；4）緩解大規(guī)模公用充電站建設過程中線路走廊矛盾。電網建設穩(wěn)定性要求增加，信息化硬件投資提升隨著電網內不穩(wěn)定因素大幅加入，電網逐步向數字化轉型。電網數字化通過利用物聯(lián)網、大數據、智能AI、云計算等技術實現(xiàn)電源側、負荷側、儲能側的各類可控資源的數據接入、數據處理，沒有電網數字化轉型就沒有新型電力系統(tǒng)。在國家電網發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)數字技術支撐體系白皮書》中，新型電力系統(tǒng)數字技術支撐體系整體分為“三區(qū)四層”，即生產控制大區(qū)、管理信息大區(qū)和互聯(lián)網大區(qū)，以及數據的采、傳、存、用四層。智能電網能夠有效促進源網荷儲資源靈活互動，降低綜合成本。智能電網的特點主要有自愈性、可靠性、兼容性、高效性、交互性。相較于傳統(tǒng)電網，智能電網可以提供可靠、高效的電力保障，兼容各類設備的接入，動態(tài)優(yōu)化電力資源配置，提高電網運行效率。智能電網通過合理削峰填谷，促進新能源消納，從而降低電網建設投資成本。二次設備需求有望提升。數字電網的物理系統(tǒng)由電網設備構成，包含一次設備和二次設備。一次設備是直接用于生產、輸送和分配電能的電氣設備，涵蓋發(fā)電、輸電、變電、配電、用電各個環(huán)節(jié)，覆蓋全部電壓等級。一次配電設備主要包括架空線、高壓配電柜、發(fā)電機、變壓器、電力線路、斷路器、低壓開關柜、配電盤、開關箱、控制箱等設備。二次設備是對電網發(fā)輸變配用環(huán)節(jié)的一次設備進行監(jiān)察、測量、控制、保護、調節(jié)以及為運維人員提供運行工況或生產指揮信息所需的輔助性電氣設備，從功能角度分為繼電保護設備、調節(jié)控制設備、通信設備、監(jiān)測設備等。我們認為電網智能化升級將對二次設備產生顯著拉動作用，信息化硬件投資有望得到大幅提升。電網波動性加大，新型電力電子設備需求提升電網替代性儲能設施對于減少電網波動性、維持電網安全可靠運行具有重要作用。電網替代性儲能是指建設在電網側適當位置的儲能電站，作為電網公司的一種輸配電固定設施，進行削峰填谷轉移負荷，具有替代輸配電設備投資、提升線路的傳輸容量等多種功能。替代儲能可以延緩現(xiàn)有輸配電設備的升級時間，發(fā)揮調頻、調峰、備用、黑啟動、調壓等輔助功能，對于減少電網波動性、維持電網安全可靠運行具有重要作用。根據廖菁等在《基于收益和價值測算的替代性儲能成本回收機制研究》中測算，1KW/2KWh電網側儲能一年所產生的整體價值為615.31元，而當前情況下（假設峰谷價差為0.45元/千瓦時，初始投資成本為2005元/千瓦）財務效益僅有377.2元/每年，無法滿足在電池壽命期限內回收成本。2021年7月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，提出探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。隨著對平滑電網波動性的需求增加，電網替代性儲能設施需求有望逐步落地。SVG（動態(tài)無功補償器）、APF（有源濾波器）等新型電力電子設備伴隨電網波動性增強而需求提升。SVG是以IGBT為核心的無功補償系統(tǒng)，能夠快速連續(xù)地提供容性或感性無功功率，實現(xiàn)考核點恒定無功、恒定電壓和恒定功率因數等控制。在配電網中，將中小容量的SVG產品安裝在某些特殊負荷

（如電弧爐、中頻爐、精煉爐）附近，可以顯著地改善負荷與公共電網連接點處的電能質量，例如提供功率因數、平衡三相電壓、抑制電壓閃變和電壓波動、治理諧波污染等。APF是一種用于動態(tài)抑制諧波、補償無功的新型電力電子裝置，它能夠對大小和頻率都變化的諧波以及變化的無功進行補償。我們認為，隨著新型電力系統(tǒng)下電網波動性增強，為了保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定、高效，對于動態(tài)補波補功的新型電力電子設備需求將會顯著提升。虛擬電廠和綜合能源構筑局域網絡，提升電網調節(jié)能力虛擬電廠：政策端不斷完善，應用有望逐步落地虛擬電廠是能源與信息技術深度融合的重要方向，山西省能源局《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》將其定義為將不同空間的可調節(jié)負荷、儲能側和電源側等一種或多種資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易的智慧能源系統(tǒng)，是一種跨空間的、廣域的源網荷儲的集成商。各地陸續(xù)出臺虛擬電廠相關政策，鼓勵虛擬電廠建設發(fā)展。協(xié)助挖掘系統(tǒng)靈活性調節(jié)能力，提升系統(tǒng)運行效率和電源開發(fā)綜合效益，支撐電網的穩(wěn)定運營。“聚合”和“通信”為虛擬電廠運作核心。通過通信手段將各種分布式能源聚合成滿足電力系統(tǒng)要求、能可靠并網的整體，使其表現(xiàn)出和傳統(tǒng)電廠類似的參數特性是虛擬電廠的主要技術目的。虛擬電廠可為配電網側屋頂光伏、小型燃氣輪機、用戶自建儲能、柔性負荷、充電汽車等分散式綜合資源進行聚合，使得不同分布式能源能彼此互補，從而使功率輸出更加平穩(wěn)，增加電網對光伏、風電等隨機性可再生能源的吸收接納程度。電網條件和法律法規(guī)允許的情況下，虛擬電廠可以不受資源限制地發(fā)揮作用。同時，虛擬電廠是輕資產模式，不受土地使用、廢物管理、傳統(tǒng)發(fā)電廠的資產風險等影響。虛擬電廠可發(fā)揮電力調峰作用，有效解決峰谷差難題。從技術上看，虛擬電廠是一套數字化智能分析系統(tǒng)，通過先進的信息通信和檢測控制技術，實現(xiàn)包括分布式電源、儲能、新能車等的信息采集、數據分析以及聚合優(yōu)化，能夠有效參與電力市場，輔助電網平抑波動、穩(wěn)定供需。在“雙碳”背景下，虛擬電廠協(xié)調源、荷、儲資源參與電力市場的屬性，將發(fā)揮巨大作用，輔助電網建立“源荷互動”的友好型電網運營模式，從而提升電力系統(tǒng)運行的靈活性與穩(wěn)定性。綜合能源：應用層主要落地形式，提升微電網穩(wěn)定性綜合能源服務轉型成必然趨勢，國內快速發(fā)展中。綜合能源通過對局域網進行電路改造，增加多能互補等措施，協(xié)助降低用電成本，提升用戶側的用電質量。2020年9月發(fā)改委等四部門發(fā)布《關于擴大戰(zhàn)略性新興產業(yè)投資培育壯大新增長點增長極的指導意見》，提出“大力開展綜合能源服務，推動源網荷儲協(xié)同互動”，這是綜合能源服務首次寫入國家政策文件。我國綜合能源服務起步較晚，但在政策支持下正在快速發(fā)展，國家電網有限公司于2017年明確提出要由電能供應商向綜合能源服務商轉型，2019-2021年其綜合能源服務收入CAGR為39.35%。綜合能源系統(tǒng)通過源網荷儲一體化和多能互補，形成能源產供銷一體化系統(tǒng)，或為電力緊缺問題的解決之道。綜合能源系統(tǒng)是指通過對能源的產生、傳輸與分配（能源網絡）、轉換、存儲、消費等環(huán)節(jié)進行有機協(xié)調與優(yōu)化后，形成的能源產供銷一體化系統(tǒng)。它主要由供能網絡（如供電、供氣、供冷/熱等網絡）、能源交換環(huán)節(jié)（如CCHP機組、發(fā)電機組、鍋爐、空調、熱泵等）、能源存儲環(huán)節(jié)（儲電、儲氣、儲熱、儲冷等）、終端綜合能源供用單元（如微網）和大量終端用戶共同構成。建設主體中，國網系公司占主導，供熱供氣公司和綜合能源系統(tǒng)公司亦有涉及。綜合能源系統(tǒng)已在各地試點，自發(fā)性投資需求較高。國內試點項目較多，以江蘇省鎮(zhèn)江揚中城鎮(zhèn)級能源互聯(lián)網示范工程為例，其擁有冷熱電三聯(lián)供能源站、分布式風力發(fā)電、分布式光伏發(fā)電集成（對目前48.78MW分布式光伏，安裝分布式能源互聯(lián)協(xié)調裝置，通過用電采集系統(tǒng)數據，實現(xiàn)光伏參與碳排放市場/現(xiàn)貨市場交易）、電動汽車充電設施（建設新壩客運中心公交專用充電站、機動車檢測中心充電站，具備8個車位、480kW充電能力，引導用戶有序錯峰充電，試點應用雙向充放電技術，項目投資514萬元）、儲能系統(tǒng)（已建成新壩儲能電站，容量10MW/20MWh，另將建設2×250kW/500kWh移動式儲能，提供用電保障服務、電動汽車移動充電服務，參與輔助服務市場，項目總投資4400萬元）。電網投資：穩(wěn)定與投資強度權衡，替換和新增需求旺盛電網投資本質：穩(wěn)定性和投資強度權衡電網投資的本質是穩(wěn)定性與投資強度的權衡。電網是能源支撐設施，考慮能源轉型背景下不穩(wěn)定因素大幅引入，電網需要滿足在各種多變情況下的穩(wěn)定供應，新型電力系統(tǒng)構建需求迫切，電網投資需求攀升。電網投資的本質是穩(wěn)定性和投資強度之間的權衡，通過置辦較多待命冗余機組以滿足高峰用電需求的電網是極其昂貴的。此外，電網投資還能有逆周期作用。調節(jié)電網投資是穩(wěn)定經濟的重要手段之一，投資體量大，產業(yè)鏈帶動效果顯著。電網投資涉及環(huán)節(jié)品類眾多，可分為替換與新增需求。電網作為支撐新能源建設的重要基礎設施，連接發(fā)電側和用電側，涉及輸配變用等各環(huán)節(jié)，項目種類多樣。據南方電網披露，電網建設中，僅配電環(huán)節(jié)就涉及21大類241種設備品類，SKU眾多。我們按照電網設施建設要求，將電網投資劃分為現(xiàn)有基礎設施的替換增容以及新型電力系統(tǒng)帶來的新設備需求，協(xié)助測算電網投資量級情況。他山之石：參考歐洲電網，整體投資額提升明顯歐洲受電氣化與現(xiàn)代化雙輪驅動，預計2020-2030年年均電網投資較過去5年提升50%-70%。參考歐洲電網投資規(guī)劃情況，根據Eurelectric及Deloitte預測，2020-2030年歐洲電網投資額將達3750-4250億歐元，對應年均投資340-390億歐元，相較2015-2019年均投資230億歐元提升50%-70%。涉及到