（报告出品方/分析师：信达证券研究所武浩）

我国已经进入电力发展的新时期，电网侧需为适应新能源占比逐步提升发展建设。新能源发展迎来量变到质变的关键节点，也带来了电力系统的诸多挑战。新型电力系统为此做出变革，变革内容为增加储能投入、提升电力系统保护能力、智能化改革以及电力市场化改革。电网投资将进入新的成长阶段，投资聚焦特高压和电网智能化。

一．砥砺奋进几十载，电力系统不断创新发展

1.1电力系统基本介绍

我国目前的电力系统可以划分为四个部分：电源侧、电网侧、负荷侧、储能。电力的生产和使用也就是发电、送电、用电这三个过程，电源侧也就是发电端，电网侧即是送电主体，负荷侧即是用电端，储能是新型电力系统特有的环节，起到保障电力系统安全，保持电力系统的稳定运行，提升电力质量等作用。

具体来看：

1）电源侧：目前我国的电力根据生产方式分类可以分为火电、水电、风电、光伏发电和其他类型。结构上看，火电是我国的第一主体电源，水电是我国第二主体电源，年我国火电/水电占比分别为73%/22%；风光新能源是我国目前政策推动的方向，近年发展迅速，成为我国新的两大电源，-年风电/光伏占比分别从4%/0%上升至14%/13%。

2）电网侧：其主要功能是将电源侧生产的电通过输电、变电运输至负荷侧，我国的电网侧由国家电网和南方电网两家组成。

3）负荷侧：即用电端，其与我国经济发展息息相关，负荷侧包括第一、第二、第三产业用电，以及城镇/农村居民用电。

4）储能：传统电力系统中不包括储能环节，而新型电力系统中，储能具有建设必要性。储能充当一个可控制用电/发电的设备，目的是保证电网稳定运行。传统电力系统中，电源基本是火电和水电，其供应较为稳定，并且可控性较高，可以通过负荷侧的用电需求来调整发电出力。而随着新能源的逐步接入上网，新能源的不稳定性、间歇性的影响越来越大，这会让电网的电压/电流不稳定，因此电网需要一个特别的“电源”在电力过剩时消化电力，电力不足时补充电力，而储能便作为这个特殊“电源”保证电网的稳定运行。

图1：我国电力系统组成

1.2我国电力系统发展一直是发展的重中之重

我国电力系统发展历程可以划分为四个阶段，电源上从发电量的增长到电源结构变化，从小机组到大机组，电网侧从低压、小范围输配电到高压、省统一电网、跨省电网。新中国成立以来，电力行业发展已经70余年，从我国经济发展的角度来看电力系统的发展历程，我们可以将其划分成五个阶段：1）重工业为主发展战略推动下的电力工业发展阶段（-年）；2）改革开放20年的电力发展阶段（-年）；3）新世纪中国电力发展阶段（-年）；4）新时代中国电力发展阶段（-年）；5）新能源电力发展阶段（-至今）。

1.3各时期电力系统的主要矛盾推动电网升级改造

我国各个时期的电力系统主要矛盾不同。从以上电力系统的发展历史，各阶段的问题可以梳理为：

1）第一个时期（-），电源侧重点建设电厂和扩大电力供给，电网侧配合电源建设扩大输配电范围，建立省独立电网。新中国创立初期，电源结构单一，电厂分散凋零，设备落后残缺，电网以小范围为主。这个阶段，停电是居民常态，尤其是农村居民，而由于电力供应范围小，所以停电范围也较小。我国这个时期主要电力矛盾是电力供应不足和电力配送范围小。这个时期也是我国电力系统向欧美发达国家的学习和自我创新的探索，电源侧需要逐步建立电厂，解决我国经济发展带动的电力需求，电网侧需要扩大电力配送范围以及提高电力配送能力以适应发电量快速增长。

2）第二个时期（-），大机组比例提升进一步提升发电量，缓解供电紧张的问题，电网逐步发展跨省电网以满足供电侧集中而用电侧分散的问题。第二个时期，我国电力供给仍然较为紧缺，年我国平均每天限电30万千瓦，缺电30%以上，年全国缺电万千瓦，年缺电万千瓦，年缺电万千瓦，发展至-年，拉闸限电也还是全国普遍状态。为解决缺电问题，我国提升了大机组比例，提高了单个项目的发电量，这为保持发电量增长提供了有力支撑。大机组比例提升导致电源更加集中，因此对长距离输配电有了需求，电网因此发展跨省电网，建立KV的高压支撑长距离输电。

3）第三个时期（-），我国发展特高压解决发电侧和用电侧的错位，增加电力系统保护降低风险。新世纪初期，供电紧张的问题得到缓解，特高压的建设使我国全国联网，解决了发电与供电错位的问题，这也使全国供电可靠性变高，这个时期的停电次数较少，但是停电事故影响的范围明显扩大，年河南的停电事故不仅波及郑州、洛阳等河南五个城市，还影响了湖北、湖南、江西等周边省份，年南方雪灾造成了13个省的电力系统的影响。因此，电力系统保护更加重视，年我国国务院发布《关于加强电力设施保护工作的通知》，其中强调了电力设施保护的重要性，要加大电力设施保护经费的投入。

4）第四个时期（-），我国新能源发展迅速，但是消纳能力不足，电网建设着重配合解决新能源消纳。我国这个时期电源进入高质量、绿色发展的时期，新能源比例提升明显，但是新能源发展过快，电力系统短时间无法适应，因此弃风弃光问题严重，比如年全国弃风率高达19%。这些问题集中在西北地区，比如新疆、甘肃、内蒙，这三个省年弃风弃光电量占全国弃风弃光电量的90%以上。因此电网一方面增加特高压建设，将西北的风光输送到东部用电集中地区，一方面建设电网储能和调节能力、创新建设柔性直流输电、提高电力系统的智能化水平，以此提高新能源消纳能力。

电力系统的发展主要为解决我国当时的电力主要矛盾，电网系统发展主要为适应电源侧变化。历史上的时期中，当电源侧为解决供电短缺问题不断发展，电网侧配合电源侧不断加大配送范围形成省独立电网，提高负荷电压和规模；当电源向大机组趋势发展，电源集中化，电网继续扩大配送范围，以解决电源集中与负荷分散的问题。年全球可持续发展论坛中提到电力转型优化模式中，也是从当前的电力矛盾出发，投资提升电力系统的充裕性和安全性。因此认识到现阶段的电力系统的主要问题是预判电力系统发展以及所带来的投资机会的重点。

1.4现阶段电力系统的主要矛盾是新能源消纳问题

1.4.1电源侧新能源比例上升带来了新的挑战

电源侧风光建设集中式与分布式并举，新能源发展也迎来量变到质变的关键节点。政策方面，年9月我国首次提出“双碳”目标，将节能减碳上升为国家长远发展策略，至年举办的COP26会议，各个国家也随之加入“双碳”行动中，碳中和的时间跨度从年（埃塞尔比亚）到年（新加坡、澳大利亚）。可再生能源发电是实现双碳目标的重要抓手，年风光发电占比达到11.7%，同比增加2.2pct，风光总装机占比27%，同比增加3pct。

从项目建设类型来看，我国积极推动以荒漠、沙漠等地区的集中式大型风电光伏项目，同时也推进工业、建筑、农村地区等分布式风电光伏建设。不论从我国乃至全球的政策重视程度，还是从我国目前新能源装机发电占比来看，现在这个时期都是新能源从量变到质变的关键节点。

风电光伏发电高峰和负荷侧用电时间错配。现阶段电力无法大规模储存，电源发电的同时需要保证负荷侧相应用电，电网也需要时刻保持电压、电频平衡。而风电光伏发电出力时间与负荷侧用电不匹配，这导致新能源发电和负荷侧用电的矛盾。风电出力主要集中在晚上6点-早上6点这段时间，光伏出力主要集中在中午，而负荷侧用电高峰集中在早上8-10点，和晚上6-10点之间，这与新能源发电时间不一致，因此新能源大比例接入之后必将引起发电与用电时间不匹配的矛盾。

风电光伏容易受到天气干扰，无法根据用电需求调整，供电质量不稳定。光伏发电与日照强度有关，中午日照强度高，所以发电出力强，而如果遇到多云天气，发电出力就会受到影响而下降。风电方面，《高比例风电接入电力系统电压抗扰性研究》中测试了负荷冲击和阵风干扰对风电机组的电压影响，风电机组在受到负荷冲击时电压下降，而受到阵风干扰时电压波动明显。因此，新能源供应具有比较大的不稳定性和不可控性，这会影响供电质量，而且随着新能源占比的上升，影响也越大，严重状况下会使电网电压不稳定而导致崩溃。

用电侧和新能源发电具有明显的空间错配。从区域的最大发电负荷和用电负荷来看，我们以用电负荷减去发电负荷来作为区域是否供电过剩的指标，可以得到年之前各个地区的供电缺口不大，年只有东北、西北供电过剩，东北最大发/用电负荷差为万千瓦，西北为万千瓦。年之后发电侧向西北、东北这些地域广阔地区集中，华东、南方、华北电力供应缺口较大，年西北的最大发/用电负荷差达到3亿千瓦，华东的最大发/用电负荷差为-3.4亿千瓦。

西北地区是大型集中式风光项目分布地区，用/发电空间错配进一步加剧。电厂建设需要根据能源资源的分布情况选取地点，根据国家气象信息中心数据，我国年最大风速集中在西部地区和沿海地区，由于沿海地区一般为城市，难以建设大型发电厂，所以风电厂一般建设在西部地区；光伏方面，我国西部海拔较高，日照充裕，年日照时间普遍在小时以上，所以光伏建设也分布在西部地区。

分布式光伏建设集中在华东、华中等负荷侧地区。集中式风光项目分布西北地区，利用了西北地区风光资源，而分布式光伏项目则利用了东部负荷侧的资源。从分布式光伏装机总量来看，分布式光伏装机从年的万千瓦增长到年的万千瓦，增长近18倍；从光伏装机结构来看，年分布式光伏占比14%，年快速增长至29%，年达到了35.1%；从光伏装机地区分布来看，年华东、华中、华南这三个用电需求较大的地区中，分布式光伏分别占总光伏装机的50.79%、40.83%、36.59%；从分布式光伏地区结构来看，年华中和华东合计占比72%，是目前分布式光伏普及度较高的两个地区。

分布式光伏的逐步接入并网，会影响电网规划、电网运行、电网控制和电网质量。

1）电网规划方面，分布式光伏电源分散，需要新型电力交换系统来收集、传输、控制和分配电源，因此对电网的管理和改造更加复杂，并且分布式光伏并网会对负荷侧的预测的难度增加；

2）电网运行方面，分布式光伏彼此之间会形成复杂的交互作用，不仅会引起电网的电压波动，而且并网并输送功率的分布式电源会影响电路的继电保护配置，从而影响电网的安全稳定运行；

3）电网控制方面，光伏本身发电与天气相关，所以难以控制，而分布式光伏使原有的电源更为分散，而且数量增加之后波动频率更高，因此电网控制的能力要求更高，运行监测范围需要扩大；

4）电网质量方面，分布式光伏的容量和接入位置都不一样，从而对馈线上的电压分布产生影响，并且分布式光伏需要逆变器将直流变为交流并网，逆变器的频繁操作，容易导致谐波污染，也会影响继电保护的范围，导致线路整体保护的可靠性降低。

1.4.2负荷侧电力需求超预期增长

用电量实际值持续超预期值，负荷侧电力需求强劲。用电量表示电能的消耗量(KWH)，用电负荷表示用电设备的电功率(KW)，因此用电量是用电负荷在时间上的积分，可以用于表示电能的消费量。

从近6年的数据来看，全社会用电量的实际值持续超出中电联的预期上限（除去年疫情影响经济不佳的情况），其中年经过了年的用电需求低谷，中电联预期1%-2%用电需求增长，而实际增长为6.7%，年经过年的疫情影响，中电联预期6%-7%增长，而实际增长为10.7%。

超预期的部分主要来自新型产业用电量（新能源车充换电、光伏产业、计算机、通信和其他电子制造业）以及高增的居民用电量。一方面这体现了我国负荷侧电力需求的强劲，另一方面，新兴产业正值快速发展的时期，未来电力需求有可能持续超预期增长。

需求超预期加上新能源发电供应的不稳定性，电力供需矛盾凸显。年，我国全社会用电量增速超预期3.7-4.7pct，这也让全国各地出现不同程度的电力紧张问题，其中东北三省最为严重。年9月东北三省相继开展二、三、四级有序用电措施，其中辽宁合计使用措施12次，吉林不定期、无计划、无通知停电限电到年3月，合计使用措施14次。辽宁这次拉闸限电有很大部分原因是风电由于天气骤减，导致供应紧缺加剧，供需矛盾更为严峻。

1.4.3电网侧的新能源适配能力不足

电网侧的变化往往根据电源侧和负荷侧来变化，新能源发电具有变革性。从上文中对历史时期的电力系统变革梳理中可以看出，电网侧实际上是根据电源变化来进行统筹协调，将电力安全稳定输送给负荷侧。电源装机规模不断提升，电网侧则增加输配电负荷能力，扩大输配电范围；电源机组大型化，电源侧与负荷侧空间错配明显，电网侧则增加高压线路、特高压线路，提升远距离输配电能力。以前的电源变化并没有颠覆性的改变，根本上是量变的过程。而新能源与传统能源相比，并网时为直流，发电量不可控，分布式电源覆盖范围广，改变具有变革性。

总体来看，经过“十三五”的电网改造，弃风弃光现象得到有效控制。光伏方面，年全国弃光率为6%，年全国弃光率显著下降，为2%。风电方面，年，全国弃风率为8%，年达到顶峰为19%，而随后经过电网建设增加消纳能力，年弃风率降至4%。

分地区看，三北地区集中式大型风光消纳问题仍然未得到完全解决。华北、西北、东北地区风光资源充足，是大型集中式风光项目的主要建设地区。由全国新能源消纳监测中心数据，年弃风弃光现象主要集中在这三个地区，其中华北、西北、东北弃风率分别为1.9%、5.8%、0.9%，弃光率分别为6.2%、5.2%、2.9%。

新能源消纳能力不足反应了新能源的时间错配和空间错配问题仍然需要解决。新能源消纳问题原因之一是电源侧发电时，负荷侧用电需求不足（时间错配），原因之二是电源侧发电量无法输送至负荷侧（空间错配）。发电用电的时间错配可以有网储荷三个大方面来缓解：1）电网侧需要加强灵活性和调度能力，当地区用电需求不足时，通过调动来消纳电量，当地区用电需求过高时，调动其他电源来满足需求；2）储能是解决新能源消纳的重要方式，增加储能建设能帮助消纳更多新能源发电；3）需求侧响应相当于改变了负荷曲线，从而缓解时间错配的压力。新能源的空间错配说明新能源的输送通道建设仍然不足，需要持续推进。

潮流互济成为常态，电网智能化、能量管理能力需要加强。以甘肃为例，甘肃地理位置位于西北电网的中心位置，起到潮流交换的枢纽作用。白天甘肃西北地区新能源发电量多，甘肃陕西截面白天以西电东送为主，夜间则以东电西送为主；青岛光伏项目较多，甘肃青岛断面白天光伏大发期间以青电外送为主，晚上则以甘电青送为主。潮流的不定向流动要求电网的调度能力提高，还要提高电网智能化水平和能量管理的能力。

新能源发电并网带来了无功消耗以及谐波效应等电网安全问题。交流供电系统中，无功功率建立磁场，从而让变压器、电感器能够发挥作用，如果无功功率失衡，将会影响电网的电压和电频。传统的电源中，三相交流电可以通过换相等操作来调节电网的无功功率，从而使电网的无功平衡，但是新能源发电本身就需要消耗电力系统中的无功功率，所以会导致无功功率失衡，严重时会让系统崩溃。另外，新能源也会产生谐波效应，因为逆变器将直流电变为交流电上网的时候，会产生谐波。谐波是指电流中所含有的频率为基波的整数倍的电量，谐波的增加将会增加电网的电损以及让电网发生输配电故障。发展至今，我国建立了全国互联的电网系统，供电可靠性得到保障，但是电网故障的影响范围也更大，因此电网侧需要满足供应的同时保证安全。

上述电力系统的问题可以总结为：1）电源侧中新能源占比提升带来的发电不稳定性、供电用电的时间错配、集中式风光的空间错配、分布式光伏并网带来的电网规划/运行/控制/质量的全方位影响；2）负荷侧用电量持续超预期，新能源的不稳定性也让电力供不应求状况加剧；3）电网侧对新能源消纳能力的适配能力不足，潮流互济常态化要求电网智能化和能量管理加强。电力系统的改革方向是以解决上述问题为主要目标。

二．新型电力系统将围绕三大方向变革

2.1新型储能建设将增强新能源消纳能力

储能是可再生能源大规模发展的关键支撑技术，可以当作新型电力系统的新增环节，作用于整个电力系统。电源侧方面，储能可以用于电力调峰、系统调配，也可以在风光项目中配套储能，通过储能的充电放电来调节风光自身的间歇性和不稳定性，平滑新能源发电出力，提高电能质量，也减少了弃风弃光现象。负荷侧方面，储能可以当作备用电源保障用户的电力供给，也可以利用峰谷价差进行套利，降低用电成本。电网侧，当线路阻塞电能无法输送时，储能可以储备电量，缓解电网阻塞问题，也可以缓解新建输配电设施，拉成建设时间，降低成本。

图35：储能具体应用场景描述

目前我国储能主要应用于集中式新能源储能配套、电源侧辅助服务和电网侧三个方面。

2.2增加电力系统中的保护设备

我国电力系统可以划分为三道防线，分别为预防调整和继电保护、切机切符合、紧急控制电压。新能源高占比电网相比传统电网的复杂性大幅增加，但是防控系统仍然可以借鉴传统的防线划分。新能源并网带来的复杂性实际上挑战的主要是第一道防线，传统电网的电源随负荷侧调整，可控性高，第一道防线主要应对一些突发事故或者是负荷侧的剧烈变化。而新能源高占比带来了电源侧的波动性，增加了预防控制的难度，也增加了事故发生的频率，因此预防控制以及调度调整、继电保护相关的电力设备需求会随着新能源占比的提升而增加。

具体实施来看，改革思路为故障或扰动隔离、主动稳定控制和防止崩溃三个方面。故障或扰动隔离主要是第一道防线改造，在故障发生时，通过继电保护设备隔离故障源，减少故障对电网的后续影响，比如断路器等等。主动稳定控制可以从故障和扰动事件开始，通过控制措施跳开开关，将调切一体化、智能化。防止崩溃则涉及到最后一道防线，由于新能源有一部分是具有独立运行能力的分布式微网，将主网解列和微网解列相结合，改进解列的范围。

动态无功补偿器、谐波滤波器等需求随新能源比例上升而增加。前文所述新能源发电容易产生无功功率不平衡以及谐波问题，因此随着新能源比例上升，处理该问题的无功补偿器和谐波滤波器需求将上升。无功补偿装置主流可以分为SVC和SVG两种，其中SVG具有适应低电压、更高的安全性、谐波效应小而且可以抑制系统谐波、占地面积小的优势，因此更加适合新能源占比升高的电力系统。SVG的工作原理是通过控制补偿电流来控制无功功率的发出与吸收。

图40：SVG的运行模式以及补偿特性

2.3电力系统智能化

新型电力系统的智能化改革目的是提高能源综合利用效率，提高供电可靠性，促进新能源利用，其措施是让电力系统中的源储网荷多样互动，形成相互协调的有机生态系统。

图41：南方电网数字电网蓝图

具体来看，智能电网建设可以分为控制类智能化和采集类智能化。

控制类智能化包括智能分布式配电自动化建设、用电负荷需求侧响应、分布式能源这三部分。1、分布式配电自动化建设主要是实现配电网的保护控制，通过继电保护自动装置检测配电网的线路或者设备状态信息，如果发生故障，则可以快速进行故障判断以及定位，从而快速隔离配网线路故障区段。2、需求侧响应是让电力用户改变固有的用电习惯，将用电负荷曲线和发电出力曲线减少偏差。这部分实际上是连接电源侧和负荷侧的智能化改革。3、分布式能源调控（虚拟电网）是通过先进信息通信技术和软件系统,实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分散控制系统的聚合和协调优化,以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。其构成包括分布式电源监控主站、分布式电源监控子站、分布式电源监控终端和通信系统等。

采集类智能化建设包括高级计量和智能电网大视频应用。1、高级计量的基础是智能电表，通过采集用电信息来满足智能用电和个性化客户服务需求。企业端，智能电表采集工业客户用电信息，为企业提供能效管理提供支撑；居民端，智能电表相当于电网路由器，可以提供给用户关键用电信息、电价信息从而促进优化用电，这也可以推动需求侧响应的发展。2、智能电网大视频应用主要是为了替代人工进行巡查作业以及监控，从而减少人力使用，也提供安全可靠性。

2.4电力市场化改革是疏导电力供需矛盾的重要方式

年以来电力市场化改革政策提速，电力价格市场化机制逐步完善。

随着市场化交易电量不断提升，峰谷价差进一步拉大，将会激励需求侧资源开发利用以及储能市场发展，促进新能源的消纳，变相增加供给能力。

三．电网投资进入新的成长阶段

3.1电网投资发展影响因素以及发展历程

电网发展驱动因素可分为外部因素和内在需求两部分。外部因素主要是我国经济环境和电力供需环境，包括电力供应、负荷需求、国民经济、社会发展、自然资源，内在需求涉及电网安全、稳定运行的能力。

3.2电力投资发展的外部因素分析

长期来看，电力投资总额由电力需求、经济发展状况推动，全社会用电量随经济增长稳定上升。根据我们测算，年全社会用电量可以达到10.1亿万千瓦时。保守估计十四五期间的电力消费弹性系数为1，根据我国十四五规划的经济增速平均为5-5.5%之间，以5%来保守测算，可以得到年的全社会用电量为10.1亿万千瓦时（电力规划院预计年用电量为9万亿-10万亿千瓦时），未来电力需求仍然强劲，电力投资仍会保持高速增长。

从电力投资结构上看，我们认为十三五期间电网投资占比显著提高的原因为：1）发电侧和供电侧空间错配，随着新能源发电占比逐步提高，西北地区发电量大于用电量，东南地区用电量大于新能源发电量，因此电网投资大幅增加特高压建设需求；2）十二五期间新增的新能源发电量由于电网消纳能力不足导致弃风率/弃光率较高，十三五期间着重增大电网投资比例，削减电源投资，从而解决弃风弃光问题。

3.3两网利润改善，具备持续投资优化电网的能力

电网投资额与两网公司的盈利能力和经营情况相关。电网投资额相当于国家电网与南方电网的资本开支，电网公司经营状态较好的情况下，公司投资意愿与投资能力更强。电网的营业收入与全社会用电需求相关，根据我们上面分析，近十年我国电力需求稳步上升，所以国网和南网的营收逐年上涨。

电力系统改革打破垄断格局，构建发电、输电、上游电力设备制造的产业链利益关系，以市场竞争的方式来增加招投标有效性，推进电力成本下降。从改革方向来看电力设备行业，总体集中度将呈现下降趋势，对新需求的响应、产品扩张带来成长性，高壁垒铸造护城河。

3.4“十四五”电网投资将进入新的成长阶段

外部因素来看，全社会用电量的稳定提升和最大发电/用电负荷的增加要求电网公司加大投资以保证电网的稳定性和安全性。目前我国经济增速放缓，新基建是刺激经济回暖的有效手段，而电网投资具有逆周期调节的作用，所以短期电网投资有望进一步提高。另外，新能源发电占比逐步提升进一步加剧了供电/用电的空间错配问题，因此增加特高压建设要求，”十三五“期间降低了弃风率弃光率，”十四五“电源投资会相应提升，而电网需要适配电源投资额。

内部因素来看，“十四五”期间电力市场化有望进一步推动，结合电力供不应求的局势，电价会继续上涨。这给国网和南网带来了更高的利润，因此提升了电力投资的能力和意愿。

3.5“十四五”期间两网投资聚焦特高压和配电网建设

电网建设中，根据电压等级可以分为常规输变电、特高压输变电以及配电网建设。按照中电联统计的电力建设，交流电35kv以上可以认为是输电建设，35kv以下则是配电网建设。具体划分可以分成高压、超高压、特高压三类，特高压一般指交流电kv以上和直流输电kv/kv的输电线路，高压和超高压是输电的常规输电线路。

十四五投资规划中，南网重点投资配电网建设，国网投资聚焦特高压和配电网智能化。

根据我们测算，十四五期间配电网和特高压分别占总投资额的38%和13%。

四．新型电力系统建设带来新的投资机遇

4.1新型储能建设市场空间广阔

储能的应用包括电源侧、电网侧以及负荷侧，电力系统的三大板块将共同推进储能行业的发展，并且传统电力系统中并没有储能板块，目前正经历从无到有的过程，因此储能将是未来快速成长的赛道。

4.1.1电化学储能是未来主流储能类型

具体类型来看，储能系统包括机械储能/电磁储能/电化学储能/热储能/化学储能这五大类。

图63：储能分类

电力系统对储能的核心诉求是大容量、响应速度快、使用寿命长。容量越大，储能对电力系统的调控范围越高，则电力系统对新能源波动性、间歇性的容忍度越高。

抽水蓄能/电化学储能是目前的主体储能方式。从储能结构上来看，全球储能和我国储能结构都是以抽水蓄能为主，占比分别为90%/89.3%。剩下的储能主要是电化学储能，全球装机占比8%，我国占比9%，其中电化学储能又以锂离子电池为主。

电化学储能应用范围最广、响应速度快，未来随着电池成本逐渐下降，电化学储能将成为主流新增装机类型。首先，抽水蓄能依托水资源的分布，主要受制于地理位置和建设施工的难度，电化学储能没有这些受制因素。第二，电化学是利用锂电池的充放电来进行储/放能，响应速度较快，可以用于调频服务，应用范围更广。第三，电池行业的成本随新能源车的快速发展而逐年降低，年磷酸铁锂动力电池平均价格为2.8元/wh，至年中已经降低到0.52元/wh，目前电池价格由于上游锂盐价格暴涨，价格有所回升，年3月平均价格为0.9元/wh。长远来看，未来随着技术进步以及上游原材料供应紧张局势缓解，电池价格有望回落下降，电化学储能也有望得到商业化应用。

电化学储能具有大规模应用的潜力。度电成本过高制约容量型电化学储能大规模商业化应用。度电成本（LCOE）是考虑储能电站全生命周期成本和发电量，平准化计算的成本，抽水蓄能LCOE为0.21-0.25元/kwh，相比电化学储能低3倍左右，而电化学储能中铅炭电池和磷酸铁锂电池度电成本较低，更具成本优势，这也是这两种储能商业化应用的原因。

功率型磷酸铁锂储能以安全性、循环次数以及成本优势，目前适合应用于调配服务市场。调配服务中分为一次调配和二次调配，一次调频指机组调速器及负荷特性自发吸收电网高频低幅负荷波动以减少频率变化，时间尺度在秒级至分钟级，火电机组通常的响应时间在10~30s之间；二次调频也叫做AGC调频，由机组跟随AGC指令以平抑区域控制偏差，实现无差调节。

4.1.2储能变流器前景广阔

储能变流器是储能电站建设的核心电力设备。年电化学储能电站成本结构中，电池占比60%，储能变流器PCS占比20%，能量管理系统EMS占比10%，电池管理系统BMS占比5%。储能变流器功能类似于逆变器，可以将储能的直流电转换成交流电上网，也可以将电网的交流电转为直流电给储能电池充电消纳多余电力。EMS相当于储能系统的“大脑”，负责数据采集、网络监控以及能量调度，是储能系统中智能化建设的体现。

电化学储能市场22-25年CAGR乐观估计为70.5%，25年有望达到55.88GW。年我国电化学储能总装机量达到了3.28GW，新增投运装机量为1.56GW，同比增长%。据CNESA全球项目库，21年保守估计投运装机量为5.79GW，新增装机2.52GW，同比增长49%；21年乐观估计投运装机量为6.61GW，新增装机3.34GW，同比增长98%。长远来看，年保守估计35.52GW的总装机，乐观预计可以达到55.88GW的总装机，乐观估计下5年增长幅度为17倍，储能前景较为广阔。

储能变流器作为储能系统的核心部件，乐观预计22年4.66GW，25年为23.10GW。

储能变流器市场广阔，竞争格局较好。储能处于行业发展初期阶段，从量来说，十四五期间乐观情况下具有13倍以上的市场空间，目前各公司正处于积极布局阶段。

4.2十四五期间，特高压行业景气延续

4.2.1政策利好与远距离输电需求增加双轮驱动特高压建设

多项政策助推特高压建设。前文分析到，十三五期间我国为解决发电和用电的空间错配而大规模建立特高压，进而电网投资增加。

特高压工程输电长度和变电容量稳步提升，特高压行业发展前景广阔。

4.2.2特高压直流建设未来有望更进一步

直流输电适合长距离运输，因此特高压直流比例高。我国配电网主体为交流电，而直流输电接入配电网还需要将直流变为交流，过程复杂增加成本，导致常规直流输电线路建设较少。直流输电在点对点长距离传输、海底电缆、大电网联结等领域具有优势，以上场景均需要特高压直流，所以特高压直流的比例较高。

根据国网公布的在运以及在建特高压工程示意图，直流特高压工程整体路程较长，西电东送的工程几乎都是直流特高压贡献；交流特高压工程主要整合三华和南方用电生态，形成区域联通。

4.2.3近两年特高压建设电力设备需求旺盛

特高压投资期限结构呈现初期投资高，而后逐步回落的态势。

年特高压行业景气延续，电力设备需求旺盛。从特高压开工数量来看，十三五期间特高压开工建设数明显提升，期间规划三批特高压建设，第一批涉及“五交八直”，第二批涉及“四交两直”，第三批涉及“三交一直”，合计23条特高压输电建设。

4.2.4特高压电力设备市场广阔

特高压行业所需的电力设备主要分为一次设备和二次设备。特高压的一次设备布局在全线路中，产品包括开关、变压器、电抗器、电容器、互感器、绝缘子、避雷器、直流输电换流阀及电线电缆等，是电力输出的硬件设备。二次设备主要在变电站中，产品具体分为继电保护、安全自动控制、系统通讯、调度自动化、DCS自动控制系统等。

图84：电网主要一次设备示意图

图85：一次设备与二次设备

特高压设备核心设备为一次设备，其中交流输电工程核心设备为组合电器开关、变压器、电抗器和无功补偿设备，直流输电工程的核心设备为换流变压器和换流阀。

4.2.5四大壁垒构筑特高压核心设备护城河

特高压行业设备竞争格局稳定。电力设备的竞争格局具有明显的金字塔结构，越是高压的电力设备，竞争者越少，竞争格局越加稳定。特高压电力设备具有四大壁垒：资质壁垒、技术壁垒、资金壁垒和市场壁垒。

特高压交流项目投资方面，根据我们测算，年GIS市场空间为亿，变压器市场空间为亿，电抗器市场空间为亿。

特高压交流核心设备市场份额高度集中，竞争格局较为稳定。根据智研咨询数据，年特高压设备GIS市场份额中，平高电气、中国西电、新东北电气占比分别为45%、30%、20%，合计占比为95%。特高压交流电变压器市场由特变电工、中国西电、保变电气三者占据，分别为35%、30%、30%。电抗器中，中国西电、特变电工两家公司占比为90%。由此可见，特高压交流输电的核心设备市场高度集中，TOP3的企业合计超过90%以上的市场份额。

4.2.6柔性直流输电适合新型电力系统，未来大有前景

柔性直流输电技术是构建未来智能化输电网络的关键技术。柔性直流输电指的是基于电压源换流器VSC的高压直流输电技术，是相比于传统特高压输电技术的新一代技术。

柔直核心设备研究升级正当时，未来有望国产化大量应用。柔性直流输电的核心设备包括电压源换流器、柔直换流阀、高压直流断路器、柔直变压器等。目前我国柔性直流输电处于世界领先水平，已经进入特高压新时代。我国柔性直流输电的发展已经经过了10年的时间，最开始的项目是中海油文昌柔性直流工程，直流电压为10KV，而年的昆柳龙直流工程系统电压已经达到了KV。

4.3配电网二次设备智能化势在必行

4.3.1配电网智能化改革全面

配电网电压等级一般为KV以下，分为高/中/低压配电网。配电网以地区发电站或输电网作为电源，将电能配送给用电用户。按照电压等级来划分，35KV-KV为高压配电网，主要设备为变电站、高压电缆等衔接输电与配电的电力设备；6KV-10KV为中压配电网，主要设备为柱上开关、配电室等人为操作性更强的电力设备；-V为低压配电网，直接接入用户侧，开关柜、配电箱、电表为主要电力设备。

配电网智能化建设涉及领域全面。智能化改进的方向可以划分为三大类：输配电过程、电能质量提升、居民用电智能化。

4.3.2配电网二次设备竞争格局良好

配电网一次设备投资额主要为变电压设备和配电箱类，但由于配电网电压较低，一次设备竞争较为激烈，市场集中度低。

二次核心电力设备壁垒较高，竞争格局较好，头部企业优势明显。二次设备智能化要求制造企业具有检查、测量、控制、保护、调节功能，也是人机交互，自动化控制的核心，因此对企业的技术能力、数据获取能力要求更高，壁垒更高。

智能电表虽然为智能化改革重点方向，但是不属于核心二次设备，目前需求侧响应以及居民用户参与电力市场的机制并没有完善，智能电表的应用较为有限。从招标数量来看，每年招标数量变化较大，但以国网的五年规划来看，数量变化不多，十二五期间招标总数为.91万只，十三五期间为.52万只。从竞争格局来看，智能电表行业集中度分散，竞争较为激烈，年国电南瑞份额第一（6%），TOP5占比24%。

风险因素

宏观经济下行，疫情反复影响新能源建设进度，原材料上涨带来成本上升。

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