（報告出品方/分析師：信達證券研究所 武浩）
我國已經進入電力發展的新時期，電網側需為適應新能源占比逐步提升發展建設。新能源發展迎來量變到質變的關鍵節點，也帶來了電力系統的諸多挑戰。新型電力系統為此做出變革，變革內容為增加儲能投入、提升電力系統保護能力、智能化改革以及電力市場化改革。電網投資將進入新的成長階段，投資聚焦特高壓和電網智能化。
1.1 電力系統基本介紹
我國目前的電力系統可以劃分為四個部分：電源側、電網側、負荷側、儲能。電力的生產和使用也就是發電、送電、用電這三個過程，電源側也就是發電端，電網側即是送電主體，負荷側即是用電端，儲能是新型電力系統特有的環節，起到保障電力系統安全，保持電力系統的穩定運行，提升電力質量等作用。
具體來看：
1）電源側：目前我國的電力根據生產方式分類可以分為火電、水電、風電、光伏發電和其他類型。結構上看，火電是我國的第一主體電源，水電是我國第二主體電源，2011 年我國火電/水電占比分別為 73%/22%；風光新能源是我國目前政策推動的方向，近年發展迅速，成為我國新的兩大電源，2011-2021 年風電/光伏占比分別從 4%/0%上升至 14%/13%。
2）電網側：其主要功能是將電源側生產的電通過輸電、變電運輸至負荷側，我國的電網側由國家電網和南方電網兩家組成。
3）負荷側：即用電端，其與我國經濟發展息息相關，負荷側包括第一、第二、第三產業用電，以及城鎮/農村居民用電。
4）儲能：傳統電力系統中不包括儲能環節，而新型電力系統中，儲能具有建設必要性。儲能充當一個可控制用電/發電的設備，目的是保證電網穩定運行。傳統電力系統中，電源基本是火電和水電，其供應較為穩定，并且可控性較高，可以通過負荷側的用電需求來調整發電出力。而隨著新能源的逐步接入上網，新能源的不穩定性、間歇性的影響越來越大，這會讓電網的電壓/電流不穩定，因此電網需要一個特別的電源在電力過剩時消化電力，電力不足時補充電力，而儲能便作為這個特殊電源保證電網的穩定運行。
圖 1：我國電力系統組成
1.2 我國電力系統發展一直是發展的重中之重
我國電力系統發展歷程可以劃分為四個階段，電源上從發電量的增長到電源結構變化，從小機組到大機組，電網側從低壓、小范圍輸配電到高壓、省統一電網、跨省電網。新中國成立以來，電力行業發展已經 70 余年，從我國經濟發展的角度來看電力系統的發展歷程，我們可以將其劃分成五個階段：1）重工業為主發展戰略推動下的電力工業發展階段（1949-1978 年）；2）改革開放 20 年的電力發展階段（1979-1999 年）；3）新世紀中國電力發展階段（2000-2011 年）；4）新時代中國電力發展階段（2012-2021 年）；5）新能源電力發展階段（2022-至今）。
1.3 各時期電力系統的主要矛盾推動電網升級改造
我國各個時期的電力系統主要矛盾不同。從以上電力系統的發展歷史，各階段的問題可以梳理為：
1）第一個時期（1949-1979），電源側重點建設電廠和擴大電力供給，電網側配合電源建設擴大輸配電范圍，建立省獨立電網。新中國創立初期，電源結構單一，電廠分散凋零，設備落后殘缺，電網以小范圍為主。這個階段，停電是居民常態，尤其是農村居民，而由于電力供應范圍小，所以停電范圍也較小。我國這個時期主要電力矛盾是電力供應不足和電力配送范圍小。這個時期也是我國電力系統向歐美發達國家的學習和自我創新的探索，電源側需要逐步建立電廠，解決我國經濟發展帶動的電力需求，電網側需要擴大電力配送范圍以及提高電力配送能力以適應發電量快速增長。
2）第二個時期（1979-2000），大機組比例提升進一步提升發電量，緩解供電緊張的問題，電網逐步發展跨省電網以滿足供電側集中而用電側分散的問題。第二個時期，我國電力供給仍然較為緊缺，1978 年我國平均每天限電 30 萬千瓦，缺電 30%以上，1975 年全國缺電 500 萬千瓦，1980 年缺電 1000 萬千瓦，1985 年缺電 1200 萬千瓦，發展至1988-1989 年，拉閘限電也還是全國普遍狀態。為解決缺電問題，我國提升了大機組比例，提高了單個項目的發電量，這為保持發電量增長提供了有力支撐。大機組比例提升導致電源更加集中，因此對長距離輸配電有了需求，電網因此發展跨省電網，建立 500KV 的高壓支撐長距離輸電。
3）第三個時期（2000-2011），我國發展特高壓解決發電側和用電側的錯位，增加電力系統保護降低風險。新世紀初期，供電緊張的問題得到緩解，特高壓的建設使我國全國聯網，解決了發電與供電錯位的問題，這也使全國供電可靠性變高，這個時期的停電次數較少，但是停電事故影響的范圍明顯擴大，2006 年河南的停電事故不僅波及鄭州、洛陽等河南五個城市，還影響了湖北、湖南、江西等周邊省份，2008 年南方雪災造成了 13個省的電力系統的影響。因此，電力系統保護更加重視，2008 年我國國務院發布《關于加強電力設施保護工作的通知》，其中強調了電力設施保護的重要性，要加大電力設施保護經費的投入。
4）第四個時期（2011-2021），我國新能源發展迅速，但是消納能力不足，電網建設著重配合解決新能源消納。我國這個時期電源進入高質量、綠色發展的時期，新能源比例提升明顯，但是新能源發展過快，電力系統短時間無法適應，因此棄風棄光問題嚴重，比如 2016 年全國棄風率高達 19%。這些問題集中在西北地區，比如新疆、甘肅、內蒙，這三個省 2018 年棄風棄光電量占全國棄風棄光電量的 90%以上。因此電網一方面增加特高壓建設，將西北的風光輸送到東部用電集中地區，一方面建設電網儲能和調節能力、創新建設柔性直流輸電、提高電力系統的智能化水平，以此提高新能源消納能力。
電力系統的發展主要為解決我國當時的電力主要矛盾，電網系統發展主要為適應電源側變化。歷史上的時期中，當電源側為解決供電短缺問題不斷發展，電網側配合電源側不斷加大配送范圍形成省獨立電網，提高負荷電壓和規模；當電源向大機組趨勢發展，電源集中化，電網繼續擴大配送范圍，以解決電源集中與負荷分散的問題。2022 年全球可持續發展論壇中提到電力轉型優化模式中，也是從當前的電力矛盾出發，投資提升電力系統的充裕性和安全性。因此認識到現階段的電力系統的主要問題是預判電力系統發展以及所帶來的投資機會的重點。
1.4 現階段電力系統的主要矛盾是新能源消納問題
1.4.1 電源側新能源比例上升帶來了新的挑戰
電源側風光建設集中式與分布式并舉，新能源發展也迎來量變到質變的關鍵節點。政策方面，2020 年 9 月我國首次提出雙碳目標，將節能減碳上升為國家長遠發展策略，至2021 年舉辦的 COP26 會議，各個國家也隨之加入雙碳行動中，碳中和的時間跨度從2025 年（埃塞爾比亞）到 2100 年（新加坡、澳大利亞）。可再生能源發電是實現雙碳目標的重要抓手，2021 年風光發電占比達到 11.7%，同比增加 2.2pct，風光總裝機占比 27%，同比增加 3pct。
從項目建設類型來看，我國積極推動以荒漠、沙漠等地區的集中式大型風電光伏項目，同時也推進工業、建筑、農村地區等分布式風電光伏建設。不論從我國乃至全球的政策重視程度，還是從我國目前新能源裝機發電占比來看，現在這個時期都是新能源從量變到質變的關鍵節點。
風電光伏發電高峰和負荷側用電時間錯配。現階段電力無法大規模儲存，電源發電的同時需要保證負荷側相應用電，電網也需要時刻保持電壓、電頻平衡。而風電光伏發電出力時間與負荷側用電不匹配，這導致新能源發電和負荷側用電的矛盾。風電出力主要集中在晚上 6 點-早上 6 點這段時間，光伏出力主要集中在中午，而負荷側用電高峰集中在早上 8-10點，和晚上 6-10 點之間，這與新能源發電時間不一致，因此新能源大比例接入之后必將引起發電與用電時間不匹配的矛盾。
風電光伏容易受到天氣干擾，無法根據用電需求調整，供電質量不穩定。光伏發電與日照強度有關，中午日照強度高，所以發電出力強，而如果遇到多云天氣，發電出力就會受到影響而下降。風電方面，《高比例風電接入電力系統電壓抗擾性研究》中測試了負荷沖擊和陣風干擾對風電機組的電壓影響，風電機組在受到負荷沖擊時電壓下降，而受到陣風干擾時電壓波動明顯。因此，新能源供應具有比較大的不穩定性和不可控性，這會影響供電質量，而且隨著新能源占比的上升，影響也越大，嚴重狀況下會使電網電壓不穩定而導致崩潰。
用電側和新能源發電具有明顯的空間錯配。從區域的最大發電負荷和用電負荷來看，我們以用電負荷減去發電負荷來作為區域是否供電過剩的指標，可以得到 2010年之前各個地區的供電缺口不大，2010 年只有東北、西北供電過剩，東北最大發/用電負荷差為 4491 萬千瓦，西北為 1731 萬千瓦。2010 年之后發電側向西北、東北這些地域廣闊地區集中，華東、南方、華北電力供應缺口較大，2020 年西北的最大發/用電負荷差達到 3億千瓦，華東的最大發/用電負荷差為-3.4 億千瓦。
西北地區是大型集中式風光項目分布地區，用/發電空間錯配進一步加劇。電廠建設需要根據能源資源的分布情況選取地點，根據國家氣象信息中心數據，我國 2020年最大風速集中在西部地區和沿海地區，由于沿海地區一般為城市，難以建設大型發電廠，所以風電廠一般建設在西部地區；光伏方面，我國西部海拔較高，日照充裕，年日照時間普遍在 3000小時以上，所以光伏建設也分布在西部地區。
分布式光伏建設集中在華東、華中等負荷側地區。集中式風光項目分布西北地區，利用了西北地區風光資源，而分布式光伏項目則利用了東部負荷側的資源。從分布式光伏裝機總量來看，分布式光伏裝機從 2015 年的 606 萬千瓦增長到 2021 年的 10750 萬千瓦，增長近18 倍；從光伏裝機結構來看，2015 年分布式光伏占比 14%，2018 年快速增長至 29%，2021 年達到了 35.1%；從光伏裝機地區分布來看，2018 年華東、華中、華南這三個用電需求較大的地區中，分布式光伏分別占總光伏裝機的 50.79%、40.83%、36.59%；從分布式光伏地區結構來看，2018 年華中和華東合計占比 72%，是目前分布式光伏普及度較高的兩個地區。
分布式光伏的逐步接入并網，會影響電網規劃、電網運行、電網控制和電網質量。
1）電網規劃方面，分布式光伏電源分散，需要新型電力交換系統來收集、傳輸、控制和分配電源，因此對電網的管理和改造更加復雜，并且分布式光伏并網會對負荷側的預測的難度增加；
2）電網運行方面，分布式光伏彼此之間會形成復雜的交互作用，不僅會引起電網的電壓波動，而且并網并輸送功率的分布式電源會影響電路的繼電保護配置，從而影響電網的安全穩定運行；
3）電網控制方面，光伏本身發電與天氣相關，所以難以控制，而分布式光伏使原有的電源更為分散，而且數量增加之后波動頻率更高，因此電網控制的能力要求更高，運行監測范圍需要擴大；
4）電網質量方面，分布式光伏的容量和接入位置都不一樣，從而對饋線上的電壓分布產生影響，并且分布式光伏需要逆變器將直流變為交流并網，逆變器的頻繁操作，容易導致諧波污染，也會影響繼電保護的范圍，導致線路整體保護的可靠性降低。
1.4.2 負荷側電力需求超預期增長
用電量實際值持續超預期值，負荷側電力需求強勁。用電量表示電能的消耗量(KWH)，用電負荷表示用電設備的電功率(KW)，因此用電量是用電負荷在時間上的積分，可以用于表示電能的消費量。
從近 6 年的數據來看，全社會用電量的實際值持續超出中電聯的預期上限（除去 2020 年疫情影響經濟不佳的情況），其中 2016 年經過了 2015 年的用電需求低谷，中電聯預期 1%-2%用電需求增長，而實際增長為 6.7%，2021 年經過 2020 年的疫情影響，中電聯預期 6%-7%增長，而實際增長為 10.7%。
超預期的部分主要來自新型產業用電量（新能源車充換電、光伏產業、計算機、通信和其他電子制造業）以及高增的居民用電量。一方面這體現了我國負荷側電力需求的強勁，另一方面，新興產業正值快速發展的時期，未來電力需求有可能持續超預期增長。
需求超預期加上新能源發電供應的不穩定性，電力供需矛盾凸顯。2021 年，我國全社會用電量增速超預期3.7-4.7pct，這也讓全國各地出現不同程度的電力緊張問題，其中東北三省最為嚴重。2021 年 9 月東北三省相繼開展二、三、四級有序用電措施，其中遼寧合計使用措施 12 次，吉林不定期、無計劃、無通知停電限電到 2022 年 3 月，合計使用措施 14 次。遼寧這次拉閘限電有很大部分原因是風電由于天氣驟減，導致供應緊缺加劇，供需矛盾更為嚴峻。
1.4.3 電網側的新能源適配能力不足
電網側的變化往往根據電源側和負荷側來變化，新能源發電具有變革性。從上文中對歷史時期的電力系統變革梳理中可以看出，電網側實際上是根據電源變化來進行統籌協調，將電力安全穩定輸送給負荷側。電源裝機規模不斷提升，電網側則增加輸配電負荷能力，擴大輸配電范圍；電源機組大型化，電源側與負荷側空間錯配明顯，電網側則增加高壓線路、特高壓線路，提升遠距離輸配電能力。以前的電源變化并沒有顛覆性的改變，根本上是量變的過程。而新能源與傳統能源相比，并網時為直流，發電量不可控，分布式電源覆蓋范圍廣，改變具有變革性。
總體來看，經過十三五的電網改造，棄風棄光現象得到有效控制。光伏方面，2017 年全國棄光率為 6%，2020 年全國棄光率顯著下降，為 2%。風電方面，2014 年，全國棄風率為 8%，2016年達到頂峰為 19%，而隨后經過電網建設增加消納能力，2019年棄風率降至 4%。
分地區看，三北地區集中式大型風光消納問題仍然未得到完全解決。華北、西北、東北地區風光資源充足，是大型集中式風光項目的主要建設地區。由全國新能源消納監測中心數據，2021 年棄風棄光現象主要集中在這三個地區，其中華北、西北、東北棄風率分別為1.9%、5.8%、0.9%，棄光率分別為 6.2%、5.2%、2.9%。
新能源消納能力不足反應了新能源的時間錯配和空間錯配問題仍然需要解決。新能源消納問題原因之一是電源側發電時，負荷側用電需求不足（時間錯配），原因之二是電源側發電量無法輸送至負荷側（空間錯配）。發電用電的時間錯配可以有網儲荷三個大方面來緩解：1）電網側需要加強靈活性和調度能力，當地區用電需求不足時，通過調動來消納電量，當地區用電需求過高時，調動其他電源來滿足需求；2）儲能是解決新能源消納的重要方式，增加儲能建設能幫助消納更多新能源發電；3）需求側響應相當于改變了負荷曲線，從而緩解時間錯配的壓力。新能源的空間錯配說明新能源的輸送通道建設仍然不足，需要持續推進。
潮流互濟成為常態，電網智能化、能量管理能力需要加強。以甘肅為例，甘肅地理位置位于西北電網的中心位置，起到潮流交換的樞紐作用。白天甘肅西北地區新能源發電量多，甘肅陜西截面白天以西電東送為主，夜間則以東電西送為主；青島光伏項目較多，甘肅青島斷面白天光伏大發期間以青電外送為主，晚上則以甘電青送為主。潮流的不定向流動要求電網的調度能力提高，還要提高電網智能化水平和能量管理的能力。
新能源發電并網帶來了無功消耗以及諧波效應等電網安全問題。交流供電系統中，無功功率建立磁場，從而讓變壓器、電感器能夠發揮作用，如果無功功率失衡，將會影響電網的電壓和電頻。傳統的電源中，三相交流電可以通過換相等操作來調節電網的無功功率，從而使電網的無功平衡，但是新能源發電本身就需要消耗電力系統中的無功功率，所以會導致無功功率失衡，嚴重時會讓系統崩潰。另外，新能源也會產生諧波效應，因為逆變器將直流電變為交流電上網的時候，會產生諧波。諧波是指電流中所含有的頻率為基波的整數倍的電量，諧波的增加將會增加電網的電損以及讓電網發生輸配電故障。發展至今，我國建立了全國互聯的電網系統，供電可靠性得到保障，但是電網故障的影響范圍也更大，因此電網側需要滿足供應的同時保證安全。
上述電力系統的問題可以總結為：1）電源側中新能源占比提升帶來的發電不穩定性、供電用電的時間錯配、集中式風光的空間錯配、分布式光伏并網帶來的電網規劃/運行/控制/質量的全方位影響；2）負荷側用電量持續超預期，新能源的不穩定性也讓電力供不應求狀況加劇；3）電網側對新能源消納能力的適配能力不足，潮流互濟常態化要求電網智能化和能量管理加強。電力系統的改革方向是以解決上述問題為主要目標。
2.1 新型儲能建設將增強新能源消納能力
儲能是可再生能源大規模發展的關鍵支撐技術，可以當作新型電力系統的新增環節，作用于整個電力系統。電源側方面，儲能可以用于電力調峰、系統調配，也可以在風光項目中配套儲能，通過儲能的充電放電來調節風光自身的間歇性和不穩定性，平滑新能源發電出力，提高電能質量，也減少了棄風棄光現象。負荷側方面，儲能可以當作備用電源保障用戶的電力供給，也可以利用峰谷價差進行套利，降低用電成本。電網側，當線路阻塞電能無法輸送時，儲能可以儲備電量，緩解電網阻塞問題，也可以緩解新建輸配電設施，拉成建設時間，降低成本。
圖 35：儲能具體應用場景描述
目前我國儲能主要應用于集中式新能源儲能配套、電源側輔助服務和電網側三個方面。
2.2 增加電力系統中的保護設備
我國電力系統可以劃分為三道防線，分別為預防調整和繼電保護、切機切符合、緊急控制電壓。新能源高占比電網相比傳統電網的復雜性大幅增加，但是防控系統仍然可以借鑒傳統的防線劃分。新能源并網帶來的復雜性實際上挑戰的主要是第一道防線，傳統電網的電源隨負荷側調整，可控性高，第一道防線主要應對一些突發事故或者是負荷側的劇烈變化。而新能源高占比帶來了電源側的波動性，增加了預防控制的難度，也增加了事故發生的頻率，因此預防控制以及調度調整、繼電保護相關的電力設備需求會隨著新能源占比的提升而增加。
具體實施來看，改革思路為故障或擾動隔離、主動穩定控制和防止崩潰三個方面。故障或擾動隔離主要是第一道防線改造，在故障發生時，通過繼電保護設備隔離故障源，減少故障對電網的后續影響，比如斷路器等等。主動穩定控制可以從故障和擾動事件開始，通過控制措施跳開開關，將調切一體化、智能化。防止崩潰則涉及到最后一道防線，由于新能源有一部分是具有獨立運行能力的分布式微網，將主網解列和微網解列相結合，改進解列的范圍。
動態無功補償器、諧波濾波器等需求隨新能源比例上升而增加。前文所述新能源發電容易產生無功功率不平衡以及諧波問題，因此隨著新能源比例上升，處理該問題的無功補償器和諧波濾波器需求將上升。無功補償裝置主流可以分為 SVC 和 SVG 兩種，其中 SVG 具有適應低電壓、更高的安全性、諧波效應小而且可以抑制系統諧波、占地面積小的優勢，因此更加適合新能源占比升高的電力系統。SVG 的工作原理是通過控制補償電流來控制無功功率的發出與吸收。
圖 40：SVG 的運行模式以及補償特性
2.3 電力系統智能化
新型電力系統的智能化改革目的是提高能源綜合利用效率，提高供電可靠性，促進新能源利用，其措施是讓電力系統中的源儲網荷多樣互動，形成相互協調的有機生態系統。
圖 41：南方電網數字電網藍圖
具體來看，智能電網建設可以分為控制類智能化和采集類智能化。
控制類智能化包括智能分布式配電自動化建設、用電負荷需求側響應、分布式能源這三部分。1、分布式配電自動化建設主要是實現配電網的保護控制，通過繼電保護自動裝置檢測配電網的線路或者設備狀態信息，如果發生故障，則可以快速進行故障判斷以及定位，從而快速隔離配網線路故障區段。2、需求側響應是讓電力用戶改變固有的用電習慣，將用電負荷曲線和發電出力曲線減少偏差。這部分實際上是連接電源側和負荷側的智能化改革。3、分布式能源調控（虛擬電網）是通過先進信息通信技術和軟件系統，實現分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動汽車等分散控制系統的聚合和協調優化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統。其構成包括分布式電源監控主站、分布式電源監控子站、分布式電源監控終端和通信系統等。
采集類智能化建設包括高級計量和智能電網大視頻應用。1、高級計量的基礎是智能電表，通過采集用電信息來滿足智能用電和個性化客戶服務需求。企業端，智能電表采集工業客戶用電信息，為企業提供能效管理提供支撐；居民端，智能電表相當于電網路由器，可以提供給用戶關鍵用電信息、電價信息從而促進優化用電，這也可以推動需求側響應的發展。2、智能電網大視頻應用主要是為了替代人工進行巡查作業以及監控，從而減少人力使用，也提供安全可靠性。
2.4 電力市場化改革是疏導電力供需矛盾的重要方式
2021 年以來電力市場化改革政策提速，電力價格市場化機制逐步完善。
隨著市場化交易電量不斷提升，峰谷價差進一步拉大，將會激勵需求側資源開發利用以及儲能市場發展，促進新能源的消納，變相增加供給能力。
3.1 電網投資發展影響因素以及發展歷程
電網發展驅動因素可分為外部因素和內在需求兩部分。外部因素主要是我國經濟環境和電力供需環境，包括電力供應、負荷需求、國民經濟、社會發展、自然資源，內在需求涉及電網安全、穩定運行的能力。
3.2 電力投資發展的外部因素分析
長期來看，電力投資總額由電力需求、經濟發展狀況推動，全社會用電量隨經濟增長穩定上升。根據我們測算，2025 年全社會用電量可以達到 10.1 億萬千瓦時。保守估計十四五期間的電力消費彈性系數為 1，根據我國十四五規劃的經濟增速平均為 5-5.5%之間，以 5%來保守測算，可以得到 2025 年的全社會用電量為 10.1 億萬千瓦時（電力規劃院預計 2025 年用電量為 9 萬億-10 萬億千瓦時），未來電力需求仍然強勁，電力投資仍會保持高速增長。
從電力投資結構上看，我們認為十三五期間電網投資占比顯著提高的原因為：1）發電側和供電側空間錯配，隨著新能源發電占比逐步提高，西北地區發電量大于用電量，東南地區用電量大于新能源發電量，因此電網投資大幅增加特高壓建設需求；2）十二五期間新增的新能源發電量由于電網消納能力不足導致棄風率/棄光率較高，十三五期間著重增大電網投資比例，削減電源投資，從而解決棄風棄光問題。
3.3 兩網利潤改善，具備持續投資優化電網的能力
電網投資額與兩網公司的盈利能力和經營情況相關。電網投資額相當于國家電網與南方電網的資本開支，電網公司經營狀態較好的情況下，公司投資意愿與投資能力更強。電網的營業收入與全社會用電需求相關，根據我們上面分析，近十年我國電力需求穩步上升，所以國網和南網的營收逐年上漲。
電力系統改革打破壟斷格局，構建發電、輸電、上游電力設備制造的產業鏈利益關系，以市場競爭的方式來增加招投標有效性，推進電力成本下降。從改革方向來看電力設備行業，總體集中度將呈現下降趨勢，對新需求的響應、產品擴張帶來成長性，高壁壘鑄造護城河。
3.4十四五電網投資將進入新的成長階段
外部因素來看，全社會用電量的穩定提升和最大發電/用電負荷的增加要求電網公司加大投資以保證電網的穩定性和安全性。目前我國經濟增速放緩，新基建是刺激經濟回暖的有效手段，而電網投資具有逆周期調節的作用，所以短期電網投資有望進一步提高。另外，新能源發電占比逐步提升進一步加劇了供電/用電的空間錯配問題，因此增加特高壓建設要求，十三五期間降低了棄風率棄光率，十四五電源投資會相應提升，而電網需要適配電源投資額。
內部因素來看，十四五期間電力市場化有望進一步推動，結合電力供不應求的局勢，電價會繼續上漲。這給國網和南網帶來了更高的利潤，因此提升了電力投資的能力和意愿。
3.5 十四五期間兩網投資聚焦特高壓和配電網建設
電網建設中，根據電壓等級可以分為常規輸變電、特高壓輸變電以及配電網建設。按照中電聯統計的電力建設，交流電35kv以上可以認為是輸電建設，35kv以下則是配電網建設。具體劃分可以分成高壓、超高壓、特高壓三類，特高壓一般指交流電 1000kv以上和直流輸電 800kv/1100kv 的輸電線路，高壓和超高壓是輸電的常規輸電線路。
十四五投資規劃中，南網重點投資配電網建設，國網投資聚焦特高壓和配電網智能化。
根據我們測算，十四五期間配電網和特高壓分別占總投資額的 38%和 13%。
4.1 新型儲能建設市場空間廣闊
儲能的應用包括電源側、電網側以及負荷側，電力系統的三大板塊將共同推進儲能行業的發展，并且傳統電力系統中并沒有儲能板塊，目前正經歷從無到有的過程，因此儲能將是未來快速成長的賽道。
4.1.1 電化學儲能是未來主流儲能類型
具體類型來看，儲能系統包括機械儲能/電磁儲能/電化學儲能/熱儲能/化學儲能這五大類。
圖 63：儲能分類
電力系統對儲能的核心訴求是大容量、響應速度快、使用壽命長。容量越大，儲能對電力系統的調控范圍越高，則電力系統對新能源波動性、間歇性的容忍度越高。
抽水蓄能/電化學儲能是目前的主體儲能方式。從儲能結構上來看，全球儲能和我國儲能結構都是以抽水蓄能為主，占比分別為 90%/89.3%。剩下的儲能主要是電化學儲能，全球裝機占比 8%，我國占比 9%，其中電化學儲能又以鋰離子電池為主。
電化學儲能應用范圍最廣、響應速度快，未來隨著電池成本逐漸下降，電化學儲能將成為主流新增裝機類型。首先，抽水蓄能依托水資源的分布，主要受制于地理位置和建設施工的難度，電化學儲能沒有這些受制因素。第二，電化學是利用鋰電池的充放電來進行儲/放能，響應速度較快，可以用于調頻服務，應用范圍更廣。第三，電池行業的成本隨新能源車的快速發展而逐年降低，2014 年磷酸鐵鋰動力電池平均價格為 2.8 元/wh，至 2021 年中已經降低到 0.52 元/wh，目前電池價格由于上游鋰鹽價格暴漲，價格有所回升，2022 年 3月平均價格為 0.9 元/wh。長遠來看，未來隨著技術進步以及上游原材料供應緊張局勢緩解，電池價格有望回落下降，電化學儲能也有望得到商業化應用。
電化學儲能具有大規模應用的潛力。度電成本過高制約容量型電化學儲能大規模商業化應用。度電成本（LCOE）是考慮儲能電站全生命周期成本和發電量，平準化計算的成本，抽水蓄能 LCOE 為 0.21-0.25 元/kwh，相比電化學儲能低 3 倍左右，而電化學儲能中鉛炭電池和磷酸鐵鋰電池度電成本較低，更具成本優勢，這也是這兩種儲能商業化應用的原因。
功率型磷酸鐵鋰儲能以安全性、循環次數以及成本優勢，目前適合應用于調配服務市場。調配服務中分為一次調配和二次調配，一次調頻指機組調速器及負荷特性自發吸收電網高頻低幅負荷波動以減少頻率變化，時間尺度在秒級至分鐘級，火電機組通常的響應時間在10~30s 之間；二次調頻也叫做 AGC 調頻，由機組跟隨 AGC 指令以平抑區域控制偏差，實現無差調節。
4.1.2 儲能變流器前景廣闊
儲能變流器是儲能電站建設的核心電力設備。2020 年電化學儲能電站成本結構中，電池占比 60%，儲能變流器 PCS 占比 20%，能量管理系統 EMS 占比 10%，電池管理系統 BMS占比5%。儲能變流器功能類似于逆變器，可以將儲能的直流電轉換成交流電上網，也可以將電網的交流電轉為直流電給儲能電池充電消納多余電力。EMS 相當于儲能系統的大腦，負責數據采集、網絡監控以及能量調度，是儲能系統中智能化建設的體現。
電化學儲能市場 22-25 年 CAGR 樂觀估計為 70.5%，25 年有望達到 55.88GW。2020 年我國電化學儲能總裝機量達到了 3.28GW，新增投運裝機量為 1.56GW，同比增長 145%。據 CNESA 全球項目庫，21 年保守估計投運裝機量為 5.79GW，新增裝機 2.52GW，同比增長 49%；21 年樂觀估計投運裝機量為 6.61GW，新增裝機 3.34GW，同比增長 98%。長遠來看，2025年保守估計 35.52GW的總裝機，樂觀預計可以達到 55.88GW 的總裝機，樂觀估計下 5 年增長幅度為 17 倍，儲能前景較為廣闊。
儲能變流器作為儲能系統的核心部件，樂觀預計 22 年 4.66GW，25 年為 23.10GW。
儲能變流器市場廣闊，競爭格局較好。儲能處于行業發展初期階段，從量來說，十四五期間樂觀情況下具有 13倍以上的市場空間，目前各公司正處于積極布局階段。
4.2 十四五期間，特高壓行業景氣延續
4.2.1 政策利好與遠距離輸電需求增加雙輪驅動特高壓建設
多項政策助推特高壓建設。前文分析到，十三五期間我國為解決發電和用電的空間錯配而大規模建立特高壓，進而電網投資增加。
特高壓工程輸電長度和變電容量穩步提升，特高壓行業發展前景廣闊。
4.2.2 特高壓直流建設未來有望更進一步
直流輸電適合長距離運輸，因此特高壓直流比例高。我國配電網主體為交流電，而直流輸電接入配電網還需要將直流變為交流，過程復雜增加成本，導致常規直流輸電線路建設較少。直流輸電在點對點長距離傳輸、海底電纜、大電網聯結等領域具有優勢，以上場景均需要特高壓直流，所以特高壓直流的比例較高。
根據國網公布的在運以及在建特高壓工程示意圖，直流特高壓工程整體路程較長，西電東送的工程幾乎都是直流特高壓貢獻；交流特高壓工程主要整合三華和南方用電生態，形成區域聯通。
4.2.3 近兩年特高壓建設電力設備需求旺盛
特高壓投資期限結構呈現初期投資高，而后逐步回落的態勢。
2022 年特高壓行業景氣延續，電力設備需求旺盛。從特高壓開工數量來看，十三五期間特高壓開工建設數明顯提升，期間規劃三批特高壓建設，第一批涉及五交八直，第二批涉及四交兩直，第三批涉及三交一直，合計 23 條特高壓輸電建設。
4.2.4 特高壓電力設備市場廣闊
特高壓行業所需的電力設備主要分為一次設備和二次設備。特高壓的一次設備布局在全線路中，產品包括開關、變壓器、電抗器、電容器、互感器、絕緣子、避雷器、直流輸電換流閥及電線電纜等，是電力輸出的硬件設備。二次設備主要在變電站中，產品具體分為繼電保護、安全自動控制、系統通訊、調度自動化、DCS 自動控制系統等。
圖 84：電網主要一次設備示意圖
圖 85：一次設備與二次設備
特高壓設備核心設備為一次設備，其中交流輸電工程核心設備為組合電器開關、變壓器、電抗器和無功補償設備，直流輸電工程的核心設備為換流變壓器和換流閥。
4.2.5 四大壁壘構筑特高壓核心設備護城河
特高壓行業設備競爭格局穩定。電力設備的競爭格局具有明顯的金字塔結構，越是高壓的電力設備，競爭者越少，競爭格局越加穩定。特高壓電力設備具有四大壁壘：資質壁壘、技術壁壘、資金壁壘和市場壁壘。
特高壓交流項目投資方面，根據我們測算，2022 年 GIS 市場空間為 171 億，變壓器市場空間為 128 億，電抗器市場空間為 114 億。
特高壓交流核心設備市場份額高度集中，競爭格局較為穩定。根據智研咨詢數據，2020 年特高壓設備 GIS 市場份額中，平高電氣、中國西電、新東北電氣占比分別為 45%、30%、20%，合計占比為 95%。特高壓交流電變壓器市場由特變電工、中國西電、保變電氣三者占據，分別為 35%、30%、30%。電抗器中，中國西電、特變電工兩家公司占比為 90%。由此可見，特高壓交流輸電的核心設備市場高度集中，TOP3 的企業合計超過 90%以上的市場份額。
4.2.6 柔性直流輸電適合新型電力系統，未來大有前景
柔性直流輸電技術是構建未來智能化輸電網絡的關鍵技術。柔性直流輸電指的是基于電壓源換流器 VSC 的高壓直流輸電技術，是相比于傳統特高壓輸電技術的新一代技術。
柔直核心設備研究升級正當時，未來有望國產化大量應用。柔性直流輸電的核心設備包括電壓源換流器、柔直換流閥、高壓直流斷路器、柔直變壓器等。目前我國柔性直流輸電處于世界領先水平，已經進入特高壓新時代。我國柔性直流輸電的發展已經經過了 10 年的時間，最開始的項目是中海油文昌柔性直流工程，直流電壓為10KV，而 2020 年的昆柳龍直流工程系統電壓已經達到了 800KV。
4.3 配電網二次設備智能化勢在必行
4.3.1 配電網智能化改革全面
配電網電壓等級一般為 110KV 以下，分為高/中/低壓配電網。配電網以地區發電站或輸電網作為電源，將電能配送給用電用戶。按照電壓等級來劃分，35KV-110KV 為高壓配電網，主要設備為變電站、高壓電纜等銜接輸電與配電的電力設備；6KV-10KV 為中壓配電網，主要設備為柱上開關、配電室等人為操作性更強的電力設備；220-380V 為低壓配電網，直接接入用戶側，開關柜、配電箱、電表為主要電力設備。
配電網智能化建設涉及領域全面。智能化改進的方向可以劃分為三大類：輸配電過程、電能質量提升、居民用電智能化。
4.3.2 配電網二次設備競爭格局良好
配電網一次設備投資額主要為變電壓設備和配電箱類，但由于配電網電壓較低，一次設備競爭較為激烈，市場集中度低。
二次核心電力設備壁壘較高，競爭格局較好，頭部企業優勢明顯。二次設備智能化要求制造企業
EPFF2023電力行業火災防控技術高峰論壇 聯系電話：171 8013 4127（微信同號）
