大家新年好，希望新的一年，大家获得丰厚的投资收益！

建议你结合起来一起看，充分了解新能源产业趋势。

最近一系列行业研究框架，是为了搭建房屋的地基和构架。只有地基和构架搭好了，才不会在选什么砖的时候犯迷糊。简言之，你可以视为我们读一本书时翻开来前面的大纲。

而且往往买什么标的，还要看当年的供需关系，标的估值，预判的竞争格局，行业水位等等，不是么~

以下内容很优质，希望你耐心看完。

04 展望：新型电力系统主线确立，五大建设方向明确

公用事业定位和盈利是电网投资两大因素

整个电网投资由2个因素决定：

1、内部：电网公司自身盈利情况。

电网投资需求来自于电网公司资本开支，电网公司越赚钱，投资的积极性越高；越不赚钱，投资积极性有影响。

近几年，电网投资利润下滑，主要是因为用电量增速过去几年往下；且随电改持续推进，电网公司盈利能力下降。

内部因素目前在压制电网公司资本开支意愿。

2、外部：国家电网，南方电网，作为国内央企，有公用事业定位。

跟外部逆周期、民生、安全、清洁能源装机增加带来的冲击，都会对电网公司投资增加的推动。

目前电网投资内、外部因素矛盾阶段。这个背景下，电网公司管理层想法战略比较重要。

掌舵人对投资思路存在一定影响

不同董事长的策略对电网投资的落地、方向有较大影响。

2018年 寇伟：

电网公司盈利压力凸显，整体战略为主动压缩电网投资规模，19年电网投资下降10%，20年年初规划继续下降10%，把投资较重的特高压、抽水蓄能相应项目做了延缓，全力推进泛在电力物联网建设。

2020年 毛伟明：投资理念不同。

上台后，把20年电网投资规划从4080亿提升到4600亿，且重启特高压为代表的建设。主要原因是20年上半年因为疫情影响，宏观经济压力较大，有逆周期需求。提出了电网新基建：特高压、电网数字化基础设施、充电桩等。特高压作为新基金概念之一重新启动并加速建设。所以最后2020年电网投资稳定小幅增长。2021年规划4700亿，持平小幅增长。（20年年末调任湖南省省长）

新董事长划定投资总额，结构性景气为主

2021年1月官宣：辛保安 任新一任国网董事长。

对未来5年电网总投资做了明确表态。未来5年合计投资3500亿美元=2.3万亿人民币，总投资规模和十三五差不多，相对稳定，更多是结构上的变化。

结构上：特高压、物联网、双碳目标、新型电力系统。

梳理新董事长过往履历和上任后的相关表态来看，我们认为国网战略能够平稳过渡。同时，近期辛总划定十四五投资底线并且明确十四五国网发展战略 ————“碳达峰，碳中和”新型电力系统。

新型电力系统将是电网未来发展的主线

习主席 2020年10月首次提出中国2030碳达峰、2060碳中和的目标；随后各行各部门积极响应。

目前国内主要碳排放来源来自于电力部门（化石燃料发电）、金属冶炼、非金属矿产、交通运输等等。因此其中电力、交通部分的碳减排至关重要。

未来电网投资是围绕新型电力系统做的展开。

目前新型电力系统问题：国家电网&南方电网没有出台纲领性文件说明新型电力系统要怎么建设，到底要建设哪些环节，投资多少钱。目前只能从今年已经发生的情况和已经表态做梳理总结。

国网在21年初发布了行动方案，对实现双碳目标提出了十几条措施。电网新型电力系统主要承担2个作用：

1、发电侧：提升清洁能源消纳能力。（主要矛盾&难点&投资环节）

2、用电侧：提升电能在终端能源消费中的比重，并进行节能减排。

消纳难点：风光发电量占比将保持较快增长

新能源发电趋势&速度非常明确。但风光因为自身特性会对电网带来不同方面的冲击。

发电侧

消纳难点：风光发力曲线与负荷曲线不匹配

1、清洁能源发力曲线与负荷曲线不匹配

正常用电负荷曲线呈现白天到傍晚的持续高峰形态；

但清洁能源风电、光伏的发力曲线由于和对应自然环境相关（风力、光照）：晚上光伏不发电；冬天随日照长度下降，光伏出力下降；傍晚&冬天往往是用电高峰。

风光发力曲线&负荷曲线在日内&季节性上有错配关系：光伏对午高峰会有比较好的出力支撑，但是晚间出力几乎为0，风电在午高峰、晚高峰出力均处于比较低的水平。

2、风光发电较稳定性差，难调控

光伏、风电的发电功率高低与否更多取决于自然环境的变化：日照长度、风速高低。

与传统煤电存在本质不同，因此发电功率波动性较大。且调节存在较大难度。

3、电力电子化程度提升，导致部分安全隐患

除风光发电功率波动较大且不可控外，风光均是通过电力电子器件接入电网（逆变器、变流器），电网由原来的机电稳态变成电磁暂态，存在宽频震荡、惯性下降、电压下降等问题，容易产生谐波和无功功率消耗，对电网电能质量&安全稳定运行存在波动隐患。

4、风光电源主要以三北地区集中基地和东中部地区分布式存在

风光电源&用电负荷端存在地域上的错配：

风光目前主要装机集中在三北地区，以集中式大型地面电站形式为主。

而国内的用电负荷主要集中在东中部地区，当地则主要是分布式电源项目，对并网和管理带来难点。

消纳改善：多方向推进，部分升级方案逐步落地

风光装机比例提升，对电网带来4个方面的冲击（难点1-4）

电网目前也在通过多方面渠道解决或缓解，今年主要有5个确定性方向（解决1-5）。

除此之外，有一些新的技术（解决6-8）也能一定程度解决风光带来的冲击，但目前更多处于试点阶段。

5个确定性方向的投资规划&目前现状梳理

1、储能

消纳改善：抽蓄确定性景气，电化学储能尚需变化。

电能的蓄水池作用。对风光消纳最核心的环节。有成本投入的问题，目前处于快速发展的前期。

目前国内核心调峰机组包括燃煤机组、燃气机组，该部分的建设更多取决于发电集团。

国网能够对调峰能力形成影响的更多在于储能类的设备：抽水蓄能和电化学储能。

抽水蓄能--是国网加大投资的确定性方向。

国网前期披露开放 1000 亿元股权投资，吸引社会资本参与十四五时期新增的 2000 万千瓦抽水蓄能电站建设；能源局发文 2025 年末建成性呈 62GW 抽蓄电站，较 2020 年末翻倍。十四五期间会有确定性高增长。

基建类标的、水利发电设备类标的更受益。

电化学储能--目前国网尚处试点期。

核心原因是电化学储能的成本较高，目前没有合适的盈利模式，非盈利项目的积极性不是很高。尚需等待政策出台使得项目盈利模式出现（例如储能投资纳入输配电成本核算，或者相应电价政策变化）。

国网这方面布局一直在做，包括跟宁德成立多个合资总公司，内部公司在储能系统、变流器产品上的较完善的布局。未来一旦有政策方面变化使电化学储能项目有一定收益性之后，国网在这块推动有可能超预期加速，有可能像21年的抽水蓄能。

2、调度系统升级

消纳改善：新一代调度系统更替启动

电力调度本质是通过对发电端和负荷端的主动调节，无论哪个时点，使得电源端和负荷端达到均衡。

过去电源端--主要以煤电&火电为主，最大特点是可操控性&可调节性较强。

目前调度系统主要逻辑在于跟踪&预测用电侧变化，然后主动调节发电侧情况。

新能源电源--预测性和可控性弱化。

且随着负荷端充电桩等设备接入，负荷的可控性也在减弱，因此原来以D5000为代表的调度系统已不能适用于未来的电力系统（过去调度逻辑偏向于源随荷动）。

新一代调度系统要求考虑新能源、电力交易等调节的影响。同时对用电侧&发电侧进行跟踪&预测，对2端同时进行调节&控制，来实现2端的平衡。调度系统需要做全新的升级，接入更多节点、考虑更多因素。且运算&底层算法逻辑会有大的变化。

2021 年新一代调度系统进入试点推广阶段，有6、7个省份进行试点。未来2-3年完成省级新一代调度系统的推广。近几年调度系统处于确定性高增长阶段。

并且新一代调度系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。

2-3年省级调度系统升级投资预测：100-150亿，每年30%增长。

调度系统核心供应商国电南瑞有望直接受益（省级调度系统100%供应商）。

3、电网数字化建设延续景气

消纳改善：电网数字化助力系统内部响应能力提升

电网数字化：通过各个节点的信息采集&传感器设备，把各个节点的信息&状态集中归纳到数据中心，利用大数据进行运算，进行实时反馈&控制。

2018年随泛在电力物联网启动。推动目的在于通过电网数字化实现网内资源的网外变现，打造新的盈利点，解决传统输配电业务盈利下滑困境。

在新型电力系统之下，未来电网数字化推动会由外转内。风光、分布式大量电源点接入，带来整个电网的控制力、感知力需求的加强，需要对各个节点的运行状态、控制力加强，必须依赖电网数字化的技术。

未来电源端、用电端的节点数量大幅增加之后，一定是要求升级电网数字化技术去保障整个电网的安全&稳定。

电力系统调节能力高低与系统内信息的搜集、处理能力存在一定的关系，并且未来随着电源端、负荷端的复杂化和源网荷储的强化，电网各环节之间的协同关联性将进一步加强，原本独立的各环节信息数据需要进行融合。因此电网数字化的建设也是必要的。

电网数字化主要对应的是能源互联网的建设，除了能够提升电网内部信息流的融汇处理外，也能够帮助电网实现“开源节流”，有望打开新业务模式贡献利润增量，解决电网公司传统输配电业务盈利下滑的困境。国网将“具有中国特色国际领先的能源互联网企业”确立为中长期战略目标，2025年初步建成。

电网数字化从 2018 年开始启动建设，近几年一直保持较快投资增长。

从国网信息化招标情况来看，今年维持高景气，前2批信息化设备合计中标约10.8亿元，同比增长约6%；信息化服务前3批招标200个包次，超过2020年全年的量。今年预计20-30%增长，未来有望维持。

国电南瑞、信产集团中标居前。

未来配用电环节可能会出现较大变化：

过去包括现在，电网数字化更多发生在平台层、网络层的推进建设，我们认为未来配用电对应的感知层也可能出现较明显变化—配网&用电端。

配网端：未来随着配电网中分布式电源数量和占比的提升，以充电桩为代表的新的用电设施的接入，未来也在大幅增加。

要求配网的控制&数字化技术大幅提升。调节控制将成为核心难点，主动配电网建设有望推进。主动配电网采用主动管理分布式电源、储能设备和客户双向负荷的模式。

主动配电网--包括基础设施、可控资源、主动控制能力和系统。同时，预测集信息采集、运算、控制为一体的智能配电台区可能是核心设备。

主动配电网、智能配电台区仍处在试点示范工程阶段。

用电端：作为直接接触终端客户的一环，未来在产品信息搜集、感知方面也会实现升级。

智能电表目前已经实现一定程度的升级：

一方面，目前处于新一轮更替周期前半程，招标量预计保持高位。

另一方面，标准更新推动了单价出现一定幅度提升，并且新一代物联表也在小批量试点招标。

低压断路器也在向智能化方向升级：

从纯硬件产品变为软硬结合的新产品形态，可以实现信息采集、运算、控制等功能。

国内龙头正泰电器、良信股份均有涉足。

大概率在十四五期间看到配网数字化&用电端数字化投资增加。且目前跟网内专家交流，大家对十四五期间配网投资增加持乐观态度。整个十四五期间配网投资规划占比，从十三五的50%提升到60+%，相当于增长20%。

目前分布式光伏建设在初级阶段，对整个配网还未形成特别大影响，所以目前还没看到投资增加的落地。但值得重点跟踪，是十四五期间投资转向&加码最有可能发生的细分领域之一。

4、特高压正处建设高景气阶段

消纳改善：特高压建设正处高景气，具备持续支撑

特高压：将三北地区清洁能源的电输送到东部、中部、南部。帮助三北地区清洁能源电的消纳。

由于国内新能源地面电站主要集中在三北地区，和国内电力负荷区域匹配错位，因此主要用于解决远距离跨省份电力传输的特高压直流持续建设具有重要意义，并且为了强化受端地区的接纳能力，区域交流环网建设也同样重要。

20年逆周期原因有一个重新建设启动，21年处于加快阶段，根据国网此前披露的方案内容，十四五计划建成 7 条特高压直流，加快建设部分交流环网。2条已建成、2条在建、3条待建设。

目前预计部分交流、直流线路今年有望核准招标（上半年已经招标3条交流1条直流），近两年特高压建设有望保持高景气。项目陆续启动，对特高压投资有强支撑。预测近2、3年每年500-600亿投资，10-20%增长。

国网规划2030年跨区输电能力达到3.5亿千瓦，较2020年末（2.3亿千瓦）提升约50%。

十四五期间是否有新一批特高压项目披露，目前没有明确。十四五期间整个特高压投资比十三五增加5-10%，小幅增长。目前三北、西南地区风光大基地规划是围绕已有特高压线路建设，且能源局对特高压建设要求是提升已有通道利用率。

特高压后续行情要看是否有新的项目规划文件出台。

特高压标的方面，市场格局稳定，可以估算每条直流线对于各主设备企业的贡献，其中特高压直流建设中国电南瑞、中国西电、特变电工、许继电器相应的主设备订单金额较高。

同时，值得注意的是，未来柔性可能成为升级趋势，白鹤滩江苏直流中部分采用 IGBT 换流阀，对应产品单价明显提升。

5、电力市场化改革持续推进

消纳改善：绿电落地，电力市场化改革持续推进

国内电力市场化水平相比欧美较低。更多是长期交易、固定价格。

一方面，近期绿电交易已经落地，且成交价格高于火电电价；绿电的溢价可以支撑清洁能源建设和消纳，支撑新型电力系统建设。

另一方面，电力现货交易试点有序进展。现货交易指及时交易，相比于目前国内普遍使用的中长期交易，更能够有效、迅速地反应电力市场供需关系。未来辅助市场交易若能较快发展，预计能顺利提升调峰机组和储能等项目经济效益。电力现货交易目前已经有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 个试点。

电网装备企业主要解决电力交易系统，为电力交易中心提供电力交易系统。跟数据安全挂钩，以国网旗下平台为主。价值量&市场空间不大，每个省小几千万需求。

历史中标情况看，国电南瑞、国网信通为交易系统主要供应商。

总结：

整体来看，储能的抽水蓄能、电力交易对电网装备企业影响相对有限。

电网调度、电网数字化、特高压对电网装备影响更大。

6、交直流混联技术有望成为配网升级趋势之一

消纳改善：部分新技术存在潜在应用场景

目前配电网为交流配电网为主，但随着直流电源和直流负荷的增加（分布式光伏），需要直流转交流再进行输配。直流配电网可以有效解决谐波、三相不平衡等质量问题，也能够简化整个配网的结构。

交直流混联：将直流用电设备筛选出来，直流对直流直接进行传输，交流对交流直接进行传输。多出来的直流和交流再进行转化，简化整个配网结构。

目前处在发展前期，有部分试点已经落地，包括前期交直流混联配电网相关的 863 项目通过国家认证，甘肃也有交直流混联微能网落地。

7、谐波优化、无功补偿是未来的发展方向之一

清洁能源在发电过程中，由于电力电子器件接入，会更容易出现谐波、无功损耗的问题，可能需要增加滤波、无功补偿设备。

谐波解决：有源、无源滤波器。

无功补偿解决：SVC、SVG、调相机。

目前因为接入量少，对上面问题现象不是很严重，未来现象加剧后，对相应设备的采购需求会加大。

8、预计 IGBT 国产后，柔性直流有望放量

目前特高压发展以常规直流为主，柔性直流较少。

柔性直流相比于常规直流，具备适应性强、灵活调节、故障风险低等特点，适用于孤岛供电、异步联网以及新能源上网（非稳定电源传输），此前国内已经有多个柔直工程落地，例如张北柔直、海上风电柔性直流工程等等。

但由于柔直的换流阀中一般使用IGBT 作为主要控制元件， IGBT 目前依赖进口且价格较高，因此一定程度阻碍柔直技术的发展；

预计未来随着 IGBT 自主化，柔直项目有望放量。主要是国电南瑞在做，20年已经实现3300V IGBT流片和挂网测试，21年4500V产品的流片，预计23年之后会有大量的产品自主化替代。

总结：

十四五期间能看到投资增加概率较高的：配网数字化、无功补偿。这两块可以重点跟踪关注。

涉及到一些民企，一方面自身业务体量较小，一方面产品比较聚焦，一旦投资增加，会有比较强的增长弹性。

用电侧

终端电气化：核心在基础设施建设以及综能服务

对于终端能源消费，我们认为电网主要起到两方面的作用：

推动电能在终端能源消费中的比重提升（2020年占比预计27%左右）。

目标不大，每年约1%提升。未来对用电量增长中枢影响不大，导致骨干网扩容需求没有那么迫切（骨干网扩容主要跟用电量增速相关）。

随着充电桩及其他用电设施接入，在一些地方配网一次设备容量出现了压力，出现了扩容需求，但电网公司没有扩容意愿，因为属于纯资本开支，且未来有可能通过新技术做缓解和解决。

因为在发电端清洁能源比例提升之后，电能将变成大比例的清洁能源，越高比例的电能消耗意味着越低的碳排放，国网一定程度可以通过基础设施建设去推动全社会电能消费比例的提升；

节能减排。

除电网内部的节能减排外，电网公司更多将聚焦系统外企业、居民的节能减排，降低能源损耗。

1、基础设施

1 ）输变电一次设备：

输变电容量主要取决于总社会用电量增速，从电力消费占能源比重看，整体保持每年提升 1pct 的平稳幅度，预计未来用电量增速大概率保持平稳，因此判断骨干网扩容需求不强。

2 ）配电一次设备：

最典型的，电动车保有量提升后，小区配电变压容量可能过载，但通过有序充电或 V2G 能够缓解，因此预计配电容量需求可能受新技术进展影响。

3 ）其他基础设施：

典型的如充电桩，但主要建设主体是网外第三方企业，国网每年充电桩设备金额不足 10 亿元。

2、综合能源服务

对内：来自于输配电网的节能（线损率的降低），市场空间相对有限。

对外：来自于建筑、工业、企业的节能改造服务，市场空间巨大（国网预测潜在市场容量超万亿）；但市场参与主体较多，竞争激烈，地域属性相对明显，目前主要面向工业园区或者大型企业（ To B 类业务），具备牢固客户资源优势的企业可能占据优势。包括做EPCO的苏文电能、背靠南网的南网能源的客户资源优势更明显。

总结：

对整个用电端，一是电能质量的提升，未来有可能会看到配网一次设备扩容的需求，但目前存在不确定性。

二是综合能源服务，更多是网外的市场增长潜力更大，需要找一些有客户资源优势的企业做跟踪和布局。

总结

未来电网投资呈现结构性景气，其中新型电力系统建设提升了电网数字化、电网智能化、特高压等环节的景气确定性。

目前主要矛盾在于提升清洁能源的消纳能力。目前景气度&确定性较高&持续性较强环节：电网数字化调度、特高压。投资上也建议围绕这几个环节进行开展。

另外新的技术有可能在未来实现投资增加：配网数字化、无功补偿。相应的名企：宏力达、智洋创新、杭州柯林，值得重点跟踪关注。

以上为电网设备行业研究框架笔记。

资料来自长江电新相关内容，侵删，谢谢。

不构成投资建议，非荐股。

不是推荐买卖，仅作为产业学习用。

个人观点，仅供参考仅供参考。。

投资有风险，入市需谨慎！

喜欢点个”赞&在看“，后续还会继续总结，请关注并点击头像加关注->右上角->设为星标，继续期待。