（報告出品方/作者：中國銀河證券，周然）
一、構建以新能源爲主體的新型電力系統
（一）發電側清潔化，用電側電氣化
“雙碳”目標爲可再生能源提供長期確定性指引。2020 年 9 月，在聯合國大會上，我國 提出 CO2排放力爭于 2030 年前達到峰值，2060 年前實現碳中和。2020 年 12 月，在氣候雄心 峰會上，我國宣布到 2030 年單位生産總值 CO2排放將比 2005 年下降 65%以上，非化石能源 占一次能源消費比重達到 25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上。
發電側清潔化率持續提升。根據國網研究院的樂觀預計，2025 年我國發電量將達 9.3 萬 億 Kwh，十四五期間複合增速達 4.4%，其中太陽能和風電發電量分別占 9.5%和 11%；2025 年裝機容量達 29.5 億千瓦，複合增速 6%，其中太陽能和風電裝機容量分別占 19%和 18.2%。
假設 2025 年風光發電量占比 57%/43%、風光利用小時數 2070 小時/1360 小時，以國網 研究院的預測數據（十四五期間發電量複合增速 4.4%，2025 年風光發電量占總量 20.5%）作 爲基准，我們對于十四五期間的風光新增裝機進行了敏感性分析。我們預計光伏年均新增裝 機約 65-77GW，風電年均新增裝機約 44-55GW。
用電側電氣化提升空間大。2020 年我國電氣化率（電能占終端能源消費比重）僅 27%， 根據國網預測 2021 年有望達到 28%。長期來看，工業、交通、建築等行業將持續拓展電能 替代的廣度和深度，國網預計 2025/2035 年我國電氣化率有望提升至 32%/45%。
（二）電網數字化轉型升級
電網連接能源生産和消費。電力系統可劃分爲發電、輸電、變電、配電、售電、調度六 大環節，除發電外均屬于電網産業鏈。輸變電環節，電能通過輸電線路進行遠距離輸送，在 變電站內進行電壓等級轉換，送至配電系統。配售電環節，由配電變電站及配電線路將電能 分配給負荷用戶。調度環節遵循“統一調度，分級管理”原則。
由于新能源電力具有強隨機波動性，其大量替代常規機組對電網穩定性造成沖擊。疊加 電動車、分布式能源、儲能等交互式用能設備的廣泛應用，電力系統呈現出高比例可再生能 源、高比例電力電子設備的“雙高”特征。此外，用電需求呈現冬、夏“雙峰”特征，隨著 電氣化率提升，峰谷差不斷擴大。爲適應“雙高”、“雙峰”形勢下新能源的並網和消納， 電力系統亟需轉型升級。
建設源網荷儲一體化和多能互補的新能源電力系統。2021 年 2 月，發改委、能源局發布 了《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》。多能互補側重于發電端，優 化配置調節性電源或儲能，實現各類電源互濟互補；源網荷儲一體化側重于負荷端，通過加 強多向互動、完善市場機制等方面調動用戶積極性，發揮負荷側靈活響應能力。
“四維”尋找電網投資機會。按環節劃分，電網系統分爲輸變電和配售電；按功能劃 分，可分爲能源輸送和信息數字化處理。在這個四個維度中，我們看好儲能、配網擴容改 造、特高壓、輸變電自動化、信息化系統、綜合能源服務等細分領域的未來前景以及蘊藏的 投資機會。
二、能源輸送：主網、配網、儲能協調發展
新型電力系統中，1）主網加強遠距離輸電和省網互濟能力：在支持新能源就地消納的 同時加快建設輸電主幹通道，加強省間互聯互通水平，發揮大電網對清潔能源的配置作用； 2）配網擴容改造以提高用電可靠性：爲應對負荷高峰期局部缺電問題，各地需要因地制 宜、補齊短板；3）儲能解決系統波動性問題：發揮儲能可以提高系統靈活調節的能力。
（一）特高壓提升遠距離輸電能力
我們預計 2025 年底風光裝機有望達到 641GW 和 525GW，是 2020 年的 2.5 倍和 1.9 倍。 由于風光裝機大部分建設在遠離負荷中心的三北資源區，可再生能源消納壓力大，需要提升 遠距離輸電容量。
2020 年底，國家電網跨省跨區輸電能力 2.3 億千瓦，南網西電東送能力超過 5800 萬千 瓦。截至目前，我國已累計投運“13 交 18 直”特高壓，其中國網 13 交 14 直，南網 4 直。 根據彭博新能源財經數據，2019 年我國特高壓直流利用率爲 61%，特高壓交流利用率 33%。
特高壓直流與交流各有優勢：直流用于點對點、大功率、長距離輸送電量，線路損耗 低；交流線路組網性能強、覆蓋範圍大，可以中間落點，對于區域電網的穩定性起到重要作 用。
2021 年 3 月，國家電網發布雙碳行動方案，十四五規劃建成 7 回特高壓直流，新增輸電 能力 5600 萬千瓦，2025 年國網經營區跨省跨區輸電能力將達到 3 億千瓦（包括部分特高壓 交流和超高壓線路）。特高壓直流需要配套特高壓交流，國網規劃十四五期間完善特高壓交流 主網架和區域環網，目前已確定 5 條特高壓交流，預計後續會有更多線路納入規劃。
根據前瞻産業研究院預測，十四五期間將核准開工 10 交 10 直線路（目前已公布 10 條），按照直流/交流線路投資額每條 200 億元/100 億元推算十四五期間特高壓總投資將達 3000 億元。
特高壓投資可分爲基礎建設、鐵塔和線路以及站內設備，其中基建、鐵塔和線路技術門 檻較低，競爭格局分散，站內設備技術門檻高，呈現寡頭壟斷格局。 由于每年招標份額相對固定，特高壓站內設備的龍頭企業優勢明顯。特高壓交流的核心 設備包括 GIS 和交流變壓器等，直流包括換流閥和換流變壓器等，主要供應商包括國電南 瑞、特變電工、中國西電、許繼電氣、平高電氣等。
隨著“一帶一路”的持續推進，以特高壓爲核心的國際能源合作有望發展成爲我國高新 技術海外輸出的典型代表。從資源禀賦來看，可利用蒙古、俄羅斯的化石能源滿足我國用電 需求，同時，我國的清潔能源也可以輸往巴基斯坦、尼泊爾、東南亞等國家，實現電力互通 互聯。國網研究院預測 2025 年我國計劃建成跨國直流工程 9 回，輸電容量約 2800 萬千瓦。
電網跨國互聯存在較大增長空間。截至 2020 年底，我國已與周邊 7 個國家實現電力聯 網，但輸送容量較小。根據國家電網規劃，2025 年預計我國跨國電力流將達到 2775 萬千 瓦，僅相當于跨區跨省電力流的 7.7%；2035 年跨國電力流將增至 8150 萬千瓦，相當于跨區 跨省電力流的 15%。
中國西電（601179.SH）是特高壓設備龍頭供應商。公司在輸配電裝備制造領域特別是 特高壓領域擁有雄厚的技術和人才儲備，技術水平已達到世界先進水平，交直流産品線齊 全。在特高壓直流換流閥、換流變以及特高壓交流變壓器、GIS 等核心設備市場中，公司市 占率均位居前列。公司 2021 前三季度營收 120.2 億元，YOY+27.2%；歸母淨利潤 3.28 億 元，YOY+62.1%。
（二）配網擴容改造仍需加強
“十三五”期間，我國實施多項配網重點工程，主要包括 6 千億農網改造升級以及 300 億貧困縣農網改造工程。項目實施後，“三區三州”（“三區”是指西藏自治區和青海、四 川、甘肅、雲南四省藏區及南疆的和田地區、阿克蘇地區、喀什地區、克孜勒蘇柯爾克孜自 治州四地區；“三州”是指四川涼山州、雲南怒江州、甘肅臨夏州。“三區三州”是深度貧 困地區）供電水平已接近全國平均水平，農網年戶均停電和電壓不合格時間較 2015 年分別縮 短 6.9 小時、64.5 小時。
2020 年，我國主要配電網指標已達到國際先進水平，縣域電網聯系薄弱問題基本消除， 配電自動化覆蓋率達到 90%，供電可靠性大幅提升。根據《南方電網“十四五”電網發展規 劃》，南網將繼續加強城鎮配電網並鞏固農村電網，進一步提高用電可靠性，到 2025 年南網 客戶年均停電時間降至 5 小時以內，中心城區/城鎮地區/鄉村地區分別降至 0.5/2/7.5 小時。
由于高溫天氣、工業生産增長以及煤價高企電廠積極性不足，2021 年 7 月 14 日，全國 日用電量達 271.87 億 kwh，較去年同期峰值超出 10.5%，多地用電負荷創新高，引發局部電 荒問題。廣東、雲南、內蒙古部分地區執行錯峰輪休或高峰限電政策，江蘇、安徽等省份實 行季節性尖峰電價。
造成電荒的主要原因可歸結爲：1）省間電網互濟能力不足；2）配電網局部容量不足， 架構不完善；3）電力市場機制不完善，煤價高企，火電出力不積極。我們預計十四五期間電 力負荷增長較快，單靠源頭側和市場調節機制是不夠的，解決負荷高峰期的缺電問題，配網擴容改造也是重要一環。如果能建成許多局部微電網，接入分布式可再生能源和儲能，並充 分利用電動車等柔性負荷的調節能力，就會極大緩解電荒問題。
終端電氣化率提升帶來配網擴容需求。2020 年我國電氣化率僅爲 27%， 根據國網預 測，2025、2035 年有望提升至 32%、45%。隨著電動車滲透率的快速提升，交通領域的電氣 化對局部電網的影響最爲明顯。根據世界資源研究所研究，在居民小區、工業園區的局部配 電網中，當私家車電動化比例過高時，將明顯增加峰值負荷和負載率。以居民小區爲例，電 動車戶滲透率達到 25%時，峰值負荷增加 14-32%；滲透率 50%時，峰值負荷增加 23-54%。 此外，安裝快充公共樁的場所以及本身中載或重載的配變同樣易受影響。
電網雙向趨勢催生增量改造空間。隨著分布式能源等廣泛應用，增加了對配電網反向輸 電的需求，也對配電網運行的靈活性提出了更高的要求。配電網作爲能源互聯網建設的核心 環節，需要提升信息化、自動化和網架建設等方面的水平。
各省用電情況存在差別，因地制宜開展配電網建設。從已公布的十四五規劃來看，各省 配電網發展目標不盡相同，但主要集中在智能化、供電質量和可靠性、城鄉配電網建設改造 等方面。國網河北省電力公司于 2020 年 9 月發布了《雄安新區數字化主動配電網建設方 案》，將吸收法國、新加坡等城市電網理念，突出國際化、智能化和高端化，力爭 2022 年底 基本建成示範性數字化主動配電網。
配網設備種類龐雜，分爲一次和二次設備。傳統配網行業集中度低，産品同質化嚴重， 市場競爭激烈。以價值量大的變壓器、電纜、斷路器爲例，細分市場 CR10 尚不足 10%。隨 著電力物聯網信息化、智能化發展，配網大量的新增需求主要集中在新能源、智能電網、電 動車等領域，對産品性能質量尤其是穩定性的要求日益增強，高端産品占比有望提升。
施耐德、西門子、ABB 等公司曆史悠久，技術積累深厚。我國知名品牌大多成立于改革 開放之後，在一般性能方面，已基本追平國外品牌，雖然在短期內取得很大進步，但在高端 領域仍有差距，主要體現在可靠性方面。
國外品牌憑借高可靠性和品牌知名度，具備更高的議價能力。以小型斷路器爲例，其用 于過載和短路保護，分斷能力越高意味著産品質量越好。雖然國內品牌也可達到 6000A，但 施耐德、西門子的産品可靠性和品牌知名度更高，售價可以達到 30-40 元，議價優勢明顯。
國産品牌正在努力追趕，看好高端設備國産化替代機會。低壓電器廣泛應用于配網、終 端及工控等領域，市場分爲三個梯隊：第一梯隊是 ABB、西門子等外資品牌；第二梯隊是正 泰、良信等國産知名品牌；第三梯隊是千余家中小企業，以低價無序競爭爲主。
正泰電器（601877）和良信股份（002706）大力投入技術研發和銷售網絡建設，産品線 齊全。正泰規模更大，成本控制能力更強，銷售網絡更廣；良信主打高端産品，利潤率高、 盈利能力更強。正泰/良信 2020 年營收達 333 億元/30 億元，2015-2020 年複合增速 18.8%/19%，低壓電器毛利率 32-34%/37-41%。
宏力達（688330）是配電網智能設備領先企業，主營産品爲智能柱上開關、故障指示 器。公司在一次開關設備、5G 通訊應用等智能化領域擁有核心技術。基于同源技術優勢，公 司正在研發一二次融合環網櫃等新産品，有望成爲新的業績增長點。公司 2020 年營收 9.09億元，2018-2020 年複合增速 53.2%，毛利率在 48-56%之間，且呈上升趨勢。（報告來源：未來智庫）
（三）儲能：多場景共同發力，萬億藍海可期
1、儲能是核心，電化學 5 年 10 倍多
電能是不能儲存的，時發時用，且瞬時響應，所以發電和用電必須實時平衡。但是，電 力系統中的用電負荷是經常發生變化的，爲了維持有功功率平衡，保持系統頻率穩定，需要 發電部門相應改變發電機的出力以適應用電負荷的變化，這就叫做調峰。
隨著新能源占比和終端電氣化率的提升，電力系統“雙高雙峰”（高比例可再生能源/高 比例電力電子裝備；夏季/冬季負荷高峰）特征日益凸顯。爲確保電網安全運行和電力可靠供 應，亟需發展儲能以提高系統靈活調節能力。儲能可在容量範圍之內削峰填谷，進行有功/無 功功率調節，保持電力系統瞬時平衡。
儲能可分爲發電側儲能、輸配電側儲能和用電側儲能。發電側對儲能的需求場景類型較 多，包括可再生能源並網、電力調峰、系統調頻（頻率響應是一種將電網頻率盡可能合理地 保持在額定頻率範圍內的服務，超出該範圍會導致保護性發電機跳閘）、輔助動態運行等；輸 配電側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；用電側儲能用途包括電力 自發自用、峰谷價差套利等。
我國儲能産業的戰略布局起始于 2005 年出台的《可再生能源發展指導目錄》。目前儲能 發展已從研發示範向規模化、市場化應用轉變。邁入十四五，國家級儲能政策頻繁落地，內 容以電化學儲能爲主，兼顧抽水蓄能等多種類型。20 余省市相繼落實出台了鼓勵新能源配置 儲能的文件。
2020 年底，我國已投運儲能項目累計裝機 35.6GW，占全球比例 18.6%，同比增長 9.8%；全球已投運儲能項目累計裝機 191.1GW，同比增長 3.4%（根據 CNESA 全球儲能項目 庫不完全統計）。目前已投運儲能項目中，抽水蓄能占比最大。抽水儲能全球累計裝機規模 保持領先，達到 172.5GW（占比 90.3%），我國累計裝機 31.79GW（占比 89.3%）。
抽水蓄能主要滿足電網側儲能需求。2021 年 9 月，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發 展規劃（2021-2035 年）》，規劃中納入重點實施項目庫的總裝機規模爲 421GW，儲備項目庫 305GW，2025 年裝機目標 62GW，2030 年 120GW，是 2020 年 31.79GW 的 3.8 倍。截至 2021 年 8 月，我國已投産抽水蓄能裝機規模 32.49GW，在建規模爲 53.93GW。
2021 年 7 月 15 日，國家發改委、能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意 見》，提出 2025 年新型儲能裝機目標達 30GW 以上。由于具備技術成熟、成本較低、不受自 然條件限制、響應迅速等優點，電化學儲能將在新型儲能中占據絕對主力。 2020 年底，我國已投運電化學儲能累計 3.27GW，我們預測，截止 2025 年該數字達到 44.2GW，十四五期間年均增長約 68.4%。電化學儲能 5 年增長 12.5 倍空間。
近年來，隨著市場複蘇以及社會對于儲能作爲主流電力技術的接受程度越來越高，全球 儲能市場已經經曆了快速增長期。根據伍德麥肯茲（Wood Mackenzie）統計，2013 年-2020 年，全球電化學儲能裝機以 CAGR 66%的速度保持高增態勢。美國、歐洲、日韓等國家和 地區采用稅收優惠和補貼的方式促進儲能成本下降和規模應用。
2020 年底，全球已投運電化學儲能累計約 14.2GW，伍德麥肯茲預計 2025 年該數字有望 達到 70GW，2030 年接近 200GW，2021-2030 年 CAGR 約 35%。其中，美洲和亞太是主要 貢獻區域，合計占比約 88%；自 2025 年起，亞太將超過美洲地區一躍成爲全球電化學儲能 裝機容量最大的區域。
電化學儲能電池主要包括锂離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池和液流電池等。憑借技術成 熟、響應快速、效率高等優勢，锂離子電池成爲絕對主導。根據 CNESA 統計，截至 2020 年 底，國內電化學儲能中锂離子電池占比 88.8%，全球電化學儲能中锂離子電池占比 92%。
2、多場景應用共同發力
發電側取決于新能源配比。我們預計十四五期間光伏/風電新增裝機約 351GW/244GW， 其中光伏集中式占比 55%。綜合各省十四五儲能規劃，預計風光電站配比約 15%，時長 2 小 時，增量/存量滲透率約 25%/2%。根據以上假設，推算出十四五未發電側電化學儲能裝機將 達到 26GW/52GWh。
電網側與負荷峰值息息相關。調峰的持續時間長、響應速度要求低，抽水蓄能滿足電網 側調峰需求；調頻與之相反，電化學儲能可以更好地發揮其響應快的優勢。根據十四五期間 用電需求的年均增速 4.4%推算，預計 2025 年我國電網最大用電負荷將達到 14.3 億千瓦。按照北極星電力網估算，2%的備用容量需求、27%的儲能調節比例（參考美國 PJM 2018 年市 場情況），推算出十四五末電網側電化學儲能裝機將達到 8.7GW/13GWh。
用戶側受峰谷電價差影響較大。2021 年 7 月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電 價機制的通知》，提出高峰時段電價應不低于低谷電價的 3 倍，若峰谷差比率超過 40%，則 不低于 4 倍，且尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例不低于 20%。峰谷電價價差拉大直接利 好用戶側工商業的削峰填谷收益。
2021 年 6 月 20 日，國家能源局下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試 點方案的通知》，明確提出開展整縣推進屋頂分布式光伏建設工作，並對申報項目的建築屋頂 面積可安裝光伏比例提出了量化要求。目前全國有 676 個縣級地區參與試點，預計單縣規模 200MW-300MW，整縣推進總量在 170GW 左右。
我們預計十四五期間新增分布式光伏中，戶用/工商業占 70%/30%，戶用增量/存量滲透 率 3.5%/0.5%，工商業增量/存量滲透率 16.5%/2.5%，增量/存量的功率配比 50%/30%，則十 四五未用戶側電化學儲能裝機將達到 10.5GW/26.1GWh。
3、發電側取決于可再生能源配比
我國第一批 100GW 風光大基地項目已有序開工，開工數量達到 21 個，建設規模超 55.14GW，覆蓋青海、甘肅、內蒙古等 13 個省自治區。10 月 15 日，甘肅省舉行新能源項目 集中開工儀式，開工規模達到 12.85GW。同日，青海省大基地項目也集中開工建設，總裝機 容量達 10.90GW，總投資逾 650 億元。第二批風光大基地項目已于 12 月 15 日完成上報。
十四五期間，預計新能源將以集中式兼顧分布式齊頭並進的方式積極開發建設。隨著整 縣分布式光伏的推進，預計光伏集中式占比將逐步小幅下移。由于尚有 0.03 元/kwh 總規模 5 億的戶用補貼，今年分布式光伏裝機增長較快。根據能源局數據，截止 2021 年 9 月底，我國 光伏裝機總容量達到 277.8GW，其中集中式 183.8GW，占比 66.2%，較 2020 年底降低了 2.6 個百分點。
2014 年至 2017 年間，新能源裝機增長迅速（風光 CAGR 爲 28.5%/88.6%），但是當地消 納以及外送能力不足，導致棄風棄光率居高不下（16 年達到峰值 17%/10%）。近年來外送輸 電通道擴容，可再生能源優先上網，風電光伏消納問題大幅改善。2021 年 1-10 月全國棄風電 量 160.8 億 kwh，棄風率 3%；棄光電量 53.7 億 kwh，棄光率 2%。但是未來新能源裝機將迎 來高速增長期，棄風棄光率可能會大幅上升，風光電站配儲可以提升電量使用效率。
光伏出力曲線與光照有關。上午時段隨著光照變強，正午達到頂峰，發電大于負荷，可 能引起電能過剩；下午光照逐漸降低直至傍晚停止，但負荷卻快速上升，需要其他電源快速 爬坡以滿足晚高峰用電需求。光伏日內淨負荷曲線形似一只鴨子，俗稱“鴨子曲線”。隨著 光伏並網增加，鴨子曲線的坡度愈發陡峭。
風電出力曲線和風力大小有關。一般情況下風力比光照變化速度更快，因此日內出力波 動性更大且方向不定。此外，風電出力具有逆調峰特性（用電高峰平均 10%-20%銘牌出 力）。因此，光伏和風電出力難以預測，需要增加調頻能力以維持電網實時平衡。
調頻的持續時間短、響應速度要求高，煤電機組調頻需要頻繁調速閥門導致增加磨損， 不利于機組使用壽命，而抽水蓄能機組響應速度慢且損耗高，相比之下，電化學儲能在這方 面優勢明顯。安裝電化學儲能將大幅提升電廠調頻能力。調頻能力的衡量指標爲調節速率、 響應速度和調節精度（又稱 K1/K2/K3），三者的加權平均指標爲 K，K 值越大，調頻能力就 越好，調頻收益也越高。
2021 年 8 月 10 日，國家發改委發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能 力增加並網規模的通知》。《通知》重點提出，隨著新能源發電技術進步、效率提高、系統調 峰成本下降，電源企業將承擔更多消納責任；超過保障性並網的規模，初期按照 15% 、4 小 時以上比例配建調峰能力，20%以上的優先並網；發電企業自主運營的調峰和儲能項目可作爲獨立主體參與市場交易獲取收益。
根據十四五各省儲能發展規劃，風光電站配儲的比例約在 10-20%之間，時長 2 小時左 右。對于新建電站，部分省份已納入並網考核指標，儲能配置在一定比例的項目優先獲得資 源開發權；對于存量電站，配套儲能的時限要求和監督機制仍不明確。
目前已有多家發電集團和運營商正在積極推進新能源配套儲能項目。儲能裝機容量較大 的項目包括青海格爾木烏圖美仁多能互補項目（新能源 3.82GW/ 儲能 0.52GW）、廣西橫州風光儲一體化大型基地示範項目（新能源 2.6GW/ 儲能 0.4GW）、魯北千萬千瓦級風光儲一體化 基地首批 2GW 項目（新能源 2GW/ 儲能 0.3GW）等。
4、電網側與負荷峰值息息相關
電網側儲能主要用于調峰調頻。調峰是指在電網出力過剩時吸收多余電能，電網出力不 足時釋放電能，起到削峰填谷的作用；調頻是指電力系統負荷或發電出力發生較大變化時電 網所需要的二次調頻，以保持電網頻率穩定。電網頻率取決于總負荷與總發電功率的相對大 小：當負荷側>發電側時，電網頻率<50Hz；反之，則頻率>50Hz。而發電側功率可以通過電 廠控制出力大小或者電化學儲能控制充放電幅度來實現調整。
抽水蓄能容量大，適合作爲調峰電源。抽水蓄能電站在電網低負荷時，運用剩余的電力 開動水泵，把下水庫裏的水送到上水庫裏貯存起來；等到電網高負荷或急需時，再把上水庫 裏的水放出來，帶動水輪機進行發電。
抽水蓄能可以明顯減少負荷的峰谷差。一般用電高峰集中在早 9 點左右和晚 7 點左右兩 個時間段，低谷在半夜 1 點左右，日內最大峰谷差可超過 40%。抽水蓄能在電網負荷高峰 時，爲電網削峰；負荷低谷時，爲電網填谷。由此可以看出，抽水蓄能電站既可以作爲電源 又可以作爲負荷。
2010-2020 年，我國風光裝機迅速增長，裝機占比由 3.8%提高到 24.3%，而抽水蓄能發 展遲緩，占比由 1.75%降至 1.44%。雖然，抽水蓄能的利用率和風光裝機占比並未顯示出明 顯的相關性，但是新能源裝機的增長的確推動了調峰的需求，2019 年抽水蓄能的利用小時數 較 2010 年提高了 46.3%，預計未來仍有較大上升空間。
抽水蓄能長期增長空間大。截至 2021 年 10 月底，我國已投産抽蓄裝機規模 33.54GW （2020 年底 31.79GW）。根據國家能源局《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，規劃 2025 年/2030 裝機將達到 62GW/120GW，據此推算，未來十年 CAGR 爲 14.2%。
根據北極星電力網不完全統計，2021 年已有 39 個共計 47.7GW 抽水蓄能電站獲得了簽 約、核准、開工等重要進展，相當于世界最大水電站-三峽水電站總裝機規模的 2 倍多。國家 電網曾指出，力爭“十四五”期間在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工 20GW 以上裝 機、1000 億元以上投資規模的抽水蓄能電站。南方電網也則表示，“十四五”和“十五五” 期間，將分別投産 5GW 和 15GW 抽水蓄能。
在運抽水蓄能電站由電網企業或地方國企控股。國網區域的抽水蓄能電站由國網新源單 獨控股，或由國網新源和省網公司聯合控股；南網區域的抽水蓄能電站由南網調峰調頻公司 控股；蒙西的呼和浩特抽蓄，由內蒙古電力（集團）有限責任公司（蒙西電網）控股。 在建抽水蓄能電站的控股股東更加多元化，新增了三類控股股東：發電企業、金融資産 管理公司、民營企業。例如三峽集團控股浙江長龍山抽蓄，華電集團控股福建周甯抽蓄，信 達資産控股河南五嶽抽蓄，福建省投控股福建永泰抽蓄等。
抽蓄的定價機制爲“容量電價+電量電價”。容量電價是抽蓄電站提供輔助服務容量的 固定費用，類似電話座機費。目前主要的抽蓄電站由電網調度部門來運營，調度部門每年會 給抽蓄電站一筆租賃費用（按照資本金內部收益率 6.5%核算）。電量電價是賣電和買電的費 用之差（賣電量*上網電價-購電量*抽水電價），與發電出水量密切相關，定價原則基本保障 收支平衡。
2019 年國家發改委下發《輸配電定價成本監審辦法》，明確抽蓄不得計入輸配電定價成 本，國家電網提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。2020 年國網重啓抽蓄投資，新開工山 西垣曲抽水蓄能電站等一批工程。2021 年 5 月，發改委發布的《關于進一步完善抽水蓄能價 格形成機制的意見》提出，以競爭性方式形成電量電價，健全抽蓄電站容量電價分攤疏導方 式，將容量電價納入輸配電價回收，抽蓄可以通過電力現貨市場峰谷套利、參與系統輔助服 務實現盈利。
2021 年 12 月，國家能源局印發《電力輔助服務管理辦法》，對 2006 年的《並網發電廠 輔助服務管理暫行辦法》進行了較大修訂：1）擴大輔助服務提供主體，包括新型儲能和可 調節負荷；2）規範輔助服務分類和品種。爲適應高比例新能源、高比例電力電子設備接入 系統，新增了轉動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助服務品種；3）明確補償方式 與分攤機制。按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則，確定補償方式和分攤機制。
根據國家能源局統計，現階段我國輔助服務費用約占全社會總電費的 1.5%，距離國際 3%以上的水平差距較大。此次政策修訂理順補償方式與分攤機制，或將激發輔助服務潛在市 場，抽水蓄能、電化學儲能都將從中受益。
文山電力（600995.SH）是一家集發供用電爲一體的電力企業。2021 年 11 月，公司發布 重大資産重組預案，計劃將原有供電及售電業務置出，置入南網調峰調頻公司 100%的股 權，目前重組尚處于審計評估階段。重組完成後，公司將獲得南網調峰調頻公司旗下的在運 5 座抽水蓄能電站（總裝機 7.88GW）、2 座調峰水電站（總裝機 1.92GW）、1 座電化學儲能站 （10MW）以及在建的 2 座抽水蓄能電站（總裝機 2.4GW）。公司力爭到 2025 年實現新增投 産抽水蓄能裝機 6GW 的發展目標。已在運的 5 座抽水蓄能電站在 18 年之前建成投産，每年 收入規模約 32 億元。
電化學儲能
我國電網正常運行時頻率範圍爲 50±0.2Hz，如果超過該限制，會影響用戶側用電器的壽 命，嚴重時會導致用電器燒毀或跳閘；如果低于下限，發電側火電汽輪機葉片受到的應力 （內部相互作用力）將顯著增加，迫使汽輪機跳閘，從而造成頻率進一步下降並形成連鎖反 應，最終導致電網崩潰。所以，保持電網頻率穩定至關重要。
傳統發電采用同步發電機並網，發電機轉子質量大並有慣性（即轉動慣量）。正常狀態運 行時，電網頻率和同步發電機保持一致。電網頻率的變化會反作用于同步發電機，但發電機 的轉子轉速由于慣性不會瞬間改變，因此具有緩沖的作用並延緩頻率變化。由于采用電力電 子並網，不具有轉動慣量，加上出力無法調節，光伏和風電機組不具備傳統發電機組的調頻能力。
隨著新能源滲透率不斷增加，對電網穩定構成嚴重威脅。以江蘇電網爲例，2021 年 4 月 4 日 11 點 45 分，全省風光發電功率占負荷比例達到曆史新高的 42.4%，此時傳統機組處于最 低出力狀態並優先保證新能源消納。在新能源出力充足時，如果要全額保證消納，電網頻率 就會明顯上升甚至逼近 50.2Hz 的安全上限，對電網安全穩定帶來風險。因此，電化學儲能參 與調頻是保障電網安全的重要手段。由于輸出不需要任何啓動時間，可以快速吸收浪湧（瞬 間出現的大電壓或大電流），電池特別適合頻率調節。2020 年底，美國已有 885MW 的電池存 儲容量（占公用事業規模電池總容量的 59%）用于頻率響應。
目前我國調頻市場存在調頻裏程（元/MW）和調頻容量（元/MWh）兩種補償方式。調 頻裏程是機組響應控制指令前後的出力之差，對每次出力的調整量進行加總，即可得出對應 時間段調頻裏程補償費用；調頻容量是機組參與調頻的裝機和時長的乘積，與具體控制指令 無關，是機組提供調頻備用容量的固定費用。
多地制定政策明確調峰調頻補償標准。京津唐等地區制定了調頻裏程補償標准，價格在 15 元/MW 之內；山東、甘肅等地區制定了調峰價格標准，部分地區爲浮動價格，範圍在 1 元 /kWh 之內（東三省調峰特指深度調峰，需滿足負荷率≤有償調峰基准），其余地區爲固定價 格；四川和浙江制定了調頻容量補償標准，價格分別爲 0.1-50 元/MWh 和 0-10 元/MWh。
寶光股份（600379）跨界布局儲能調頻業務。公司的傳統業務是真空滅弧室和開光設 備。2021 年，公司與北京智中能源互聯網研究院成立合資公司，進軍儲能調頻業務。寶光智 中是以 EMS 爲核心的儲能系統設計集成商、電力輔助服務市場解決方案和服務提供商以及消 納新能源電力專業技術提供商。
在實際運行中，儲能系統會受到電網的反作用，需要根據電網狀態選擇不同的控制策 略：正常運行時，選擇削峰填谷、AGC（自動發電控制）和 AVC（自動電壓控制）三種模 式，異常時，選擇孤島運行、緊急調頻或動態無功模式。
寶光智中在該領域積累了豐富的運行經驗，形成了核心儲能調頻控制技術。目前寶光智 中已實施了 5 個火電廠儲能調頻項目、2 個新能源發電配儲能項目和 1 個源網荷儲項目。其 中，寶光智中與南網合作承擔了深圳寶清锂電池儲能電站研制工作，該電站是中國第一個MW 級電池儲能站，具有調峰、調頻、調壓、黑啓動等功能，2011 年並網運行。
儲能電站發生事故概率大，主要原因：1）容量大：電網側和發電側大儲能項目一般在 MW 級別，最大可超過 100MW；2）串聯式設計：儲能電池單體容量有限，因此大儲能采取 先串後並的形式。當串聯電池組中的一個電池發生事故時，易擴大受影響範圍；3）集裝箱式 設計：爲保證儲能電池不受外界環境影響，電站中的儲能電池位于密閉空間中，對散熱能力 構成挑戰。
2021 年 4 月，北京大紅門儲能電站起火爆炸，導致嚴重人員傷亡。事故原因是電池短路 引發熱失控起火，産生的可燃氣體與空氣混合形成爆炸性氣體，遇電氣火花發生爆炸。事故 暴露了危控管理不到位、不及時的問題。
標准規範有待落地。8 月 24 日，發改委、能源局發布了《電化學儲能電站安全管理暫行 辦法(征求意見稿)》，這是針對儲能電站安全管理的首個政策。《暫行辦法》從前期准入、中 期運行維護到後期退役都提出了宏觀指導性意見。
5、用戶側受峰谷電價差影響較大
用戶側儲能可分爲工商業大儲能和戶用小儲能。對于工商業用戶而言，安裝儲能的驅動 因素主要是項目收益。2021 年 7 月，國家發改委發布《進一步完善分時電價機制的通知》， 提出高峰時段電價應不低于低谷電價的 3 倍，若峰谷差比率超過 40%則不低于 4 倍，且尖峰 電價在峰段電價基礎上上浮比例不低于 20%（時段分尖峰、高峰、平段和低谷）。
儲能電站初具經濟性。分時電價實施後，根據目前國內電價水平，如果不考慮容量衰減和後期維護費用等因素，初始投資成本 1.2-1.5 元/kWh，峰谷電價差 0.6-0.9 元，靜態投資回 收期約 4.3-8.1 年。
海外戶用儲能收益高，原因如下：1）國外居民電價高。在 36 個 OECD 國家中，居民平 均電價爲 1.338 元/kwh，而我國居民電價僅有 0.542 元/kwh，排名倒數第二；2）國外居民用 電峰谷價差大，而我國目前尚未出台居民分時電價政策；3）國外家用儲能政策成熟。美國、 日本、德國、意大利等均對家用儲能出台了補貼或貸款利息優惠等政策。
國內用戶側儲能面臨諸多難題：1）效率問題，充放電效率只有 85%；2）接入問題，物 業考慮到電池安全問題，不允許接入；3）消防安全問題，物業和消防兩方對于電池安全責 任分割不清、互相推诿；4）商業立項問題，如果儲能項目所用場地用于投資其他項目，收益 可能會更高，物業立項不積極。由此可見，爲推進儲能項目順利推進，配套政策亟待出台， 簡化流程，明確責任。
海外戶用儲能系統售價高。一方面是由于補貼，另一方面家用儲能的消費屬性帶來品牌 溢價，例如特斯拉 Powerwall 的售價約 7500 美元，根據 13.5kWh 容量計算，儲能系統成本約 合 3.59 元/Wh。 國內廠商布局早，具有渠道優勢。海外儲能市場主要是分散的家庭需求及少量工商業。 客戶數量衆多，單體安裝量較小。因此，國內儲能廠商高度依賴當地經銷商和安裝商將産品 銷售到終端用戶。派能科技、比亞迪、錦浪科技、固德威等企業布局較早，與當地經銷商和 安裝商建立了長期穩定的合作關系。
6、市場集中度高，成本下移空間大
電化學儲能系統主要由電池 Pack、儲能逆變器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管 理系統（EMS）組成。從競爭格局看，電池和逆變器的集中度較高，系統集成較分散。2020 年中國儲能電池供應商 CR3 爲甯德、力神、海基，全球爲三星、LG 和甯德；中國 PCS 市場 前三名爲陽光電源、科華數據和索英電氣，全球是華爲、陽光電源和 SMA；儲能系統主要供 應商國內爲陽光和海博，海外是特斯拉、LG 和派能。
儲能項目成本差異較大，主要受功率能量比、項目規模、項目複雜程度、配置冗余度及 當地法規的影響。儲能項目降本手段包括電池成本降低、系統設計優化、系統充放電時長標 准化程度以及市場成熟度提高。 鐵锂電池占比提升。
根據 BNEF統計，2020 年有 74%的廠商采用磷 酸鐵锂（LFP）路線，較 2019 年的 31%大幅提升。中國電池廠商在全球儲能市場中日益顯現 競爭力。中國供應商對磷酸鐵锂電池的定價顯著低于三元電池。 國內價格低于全球。
根據 2021 年國內 MWh 級別的儲能電站招標情況，系統總成本大部 分落在 1.4-1.8 元/Wh 區間（折合 215-277 美元/kwh），低于 BNEF 統計的全球儲能電站價格區 間（235-446 美元/kwh）。根據調研，國內大型電站成分拆分中，電池系統占比約 65%，逆變 器占比約 17%，項目落地、運費、施工等合計占比約 14%，其余爲線纜、集裝箱、消防等費 用支出。
儲能系統成本下降空間大。根據 BNEF 統計，全球 2020 年 4 小時儲能系統成本爲 235- 446 美元/kwh，平均 332 美元/kwh，1 小時約 364 美元/kwh；戶用儲能平均成本爲 684 美元 /kwh。BNEF 預計 2030 年電站/戶用儲能單價將較 2020 年下降 42.1%/45.7%，電站/戶用儲能 降至 400/170 美元/kwh 以下。其中，電站/戶用儲能的電池成本將下降 66.8%/57.8%。
三、信息數字化：源網荷儲協調互動，大雲物移智鏈應用
能源結構變化帶來電網結構變化。傳統電網大多采用單點對多點的輻射狀單方向能量傳 遞結構，源-網-荷各自角色和定位十分清晰；未來電網將大量接入新能源和靈活負荷，以適 應可定制化的供電需求，源-網-荷-儲的界限趨于模糊，層次更加豐富。
源網荷儲的數據采集、傳輸、處理、應用等需求顯著增加，電網數字化轉型是大勢所 趨。電網將集多平台功能于一身：可再生能源消納的支撐平台、多元海量信息集成的數據平 台、多利益主體參與的交易平台和智慧城市、智慧交通等發展的支撐與服務平台。數字化依 賴于信息化建設。數字化建立在數據准確采集、高效傳輸和安全可靠利用的基礎上，需要網 絡、平台等軟硬件設施的支撐。
智能化是終極目標。（1）從堅強智能電網的角度來看，傳統數據分析已不能滿足電網逐 漸增加的波動性，智能調度可以有效提升電網的安全防禦能力和自愈能力；（2）從泛在電力 物聯網的角度來看，智能化應用可以增強電網與用戶之間的雙向互動，拓展電網的平台樞紐 價值。與此同時，智能控制和需求側管理可以提高能效利用率，助力節能減排。因此，智能 化在電網安全可靠、綠色環保、價值拓展等方面將發揮重要作用。（報告來源：未來智庫）
（一）信息類投入增加，細分市場活躍
電網信息化涵蓋內容廣泛。根據國網招標信息，信息化系統可分爲信息化設備和信息化 服務兩大類。信息化設備又可分爲信息化和調度類兩種設備，其中每種都包含軟件和硬件； 信息化服務涵蓋內容更廣，包括電力營銷、財務管理、電網建設等領域，形式以軟件爲主， 同時包括運維檢修等其他服務。
十四五期間電網信息化投資加速。信息化在提升新能源消納能力、實現電網安全高效、 增強負荷靈活性等方面均發揮重要作用。2020 年國網提出數字新基建以及十大重點任務，涵 蓋電網雲平台、大數據中心、電力物聯網平台、智慧能源服務平台等信息化系統，以及 5G、 人工智能、區塊鏈等新技術的應用項目。我們預測電網信息化投資 2025 年將超過 740 億元， 較 2020 年增長超過 120%，5 年 CAGR 約 17.5%，在電網總投資中的占比由 6%提升至 12.8%。
標准化産品是國網總部統一采購，比如特高壓、智能電表、充電樁、非晶變壓器等，而 配電網、信息化的産品分類多，國網各地方子公司每年會向總部上報采購清單，其中的標准 化産品由國網總部代爲采購，其他則由地方公司靈活招標。
國網總部集采市場份額較爲集中。（1）信息化設備主要由信息和調度類軟硬件基礎設施 構成，對于可靠性、安全性要求高，標准較爲統一，主要被國網旗下公司國電南瑞、國網信通和國網信息通信産業集團（不含國網信通和智芯微電子）壟斷，太極股份、國電南自、中 科曙光等供應商占據少量份額。此外，國網各地方子公司的招標合計規模約爲國網總部的 1.5 倍，部分供應商沒有出現在國網總部集采名單中。（2）信息化服務涵蓋範圍更廣，且國網地 方子公司定制化需求多，民營企業參與程度高，比如電力營銷、電網建設、財務系統等細分 領域。
作爲國網旗下兩大信息化平台，國電南瑞和國網信通的産品線齊全，各具特色。南瑞的 優勢在于調度系統。南瑞和國網聯合研發的模式意味著南瑞對電網運行的理解更深入，也決 定了南瑞在調度系統中的主導地位，例如國網新一代智能電網調度控制系統 D5000。
信通的優勢在于通信系統。公司旗下四家全資子公司（中電飛華、中電普華、中電啓明 星、繼遠軟件）是國內最早一批從事電力行業信息通信業務的企業。公司産品線涵蓋信息通 信産業鏈各環節，包括底層基礎設備和上層應用等。隨著電網數字化持續推進，對通信網 絡、計算存儲等資源的需求不斷提高，公司將充分發揮“雲”和“網”的協同效應和全産業 鏈競爭優勢。
朗新科技（計算機覆蓋）：電力能源用電側數字化領軍企業。公司擁有兩大業務板塊： 1）能源數字化系統建設與服務：爲國家電網、南方電網、華潤燃氣、中國燃氣等電力能源行 業大型 B 端客戶提供核心系統及解決方案；2）能源數字化平台運營與服務：通過自建能源 服務運營平台在公用事業服務機構與消費者之間搭建橋梁，爲 C 端客戶提供更多更便利的服 務場景。公司服務電力能源領域超過 20 年，在業務規範制定、信息化軟件開發、業務運營服 務等各方面均具有先發優勢。
公司主要提供用戶側和電網側兩類服務：用戶側包括設計營業廳和營銷方案、設計和監控電力營銷業務系統以及設計和運維後台管理系統，電網側包含設計供電所的業務管理系 統、對電網的狀態和數據進行檢測和管理以及設計電網的停電、送電、檢修方案等。公司參 與了國網能源互聯網營銷服務 2.0 系統的試點建設工作。在電力營銷系統市場中，公司優勢 日益明顯，市占率從 2017 年的 33%穩步提升至 2020 年的 42%，龍頭地位穩固。
打造綜合能源服務新增長曲線。（1）生活繳費運營平台領域，公司爲公用事業機構提供 能源服務平台，與支付寶、銀聯、城市超級 APP 等互聯網入口開展合作，消費者足不出戶就 能完成水燃電等生活繳費。（2）新能源汽車聚合充電平台領域，公司著力打造聚合充電平台 “新電途”，與國網、南網、星星、特來電、雲快充等頭部充電樁品牌進行合作：B 端，大 量充電品牌對充電樁運營 SaaS 産品需求增加；C 端，用戶通過“新電途”與支付寶、高德地 圖的連接享受便利的找樁、掃碼支付等服務。此外，公司開始布局“光儲充”一體化整體解 決方案業務，落地後盈利模式將從服務費轉爲節電抽成。
恒華科技（計算機覆蓋）：電網建設領域龍頭。作爲國內 BIM（建築信息模型）平台軟 件應用與服務商翹楚，公司主要向電網、電力公司提供電網和電站的三維設計、智能造價、 智慧基建等 BIM 系列産品和服務。公司結合産業趨勢及自身優勢，確立了“BIM 平台軟件及 行業數字化應用和運營的服務商”戰略定位，構建了互爲支撐的五大業務體系。
三維設計技術領先。公司多年來參與了電網 BIM 數據模型標准、三維設計數字化移交標 准等標准制定工作，在 BIM 編碼規範、數據存儲、成果移交等方面有較多積累。2021 年 6 月 中電聯發布最新一批標准中，公司參與制定《輸變電工程三維設計模型數據交互規範》等 6 項三維設計標准。此外，公司在三維路線設計軟件市場中，公司市占率高達 50%，行業地位 突出。爲進一步擴大市場份額，公司持續拓展合作夥伴，與奇安信、冀北綜合能源公司、四 川能投、國家電網東北分部等企業建立合作關系。
BIM 國産替代邏輯加強。公司 BIM 平台軟件爲獨立研發，擁有自主知識産權，核心技 術完全自主可控，技術積累深厚，可覆蓋電力領域發電、輸電、變電、配電、用電全流程。 當前我國電力行業 BIM 市場主要由海外企業 Bentley 和 Revit 主導，恒華科技 BIM 平台作爲 國産化産品有助于打破國外壟斷，公司積極與國網、南網、電建等龍頭國企開展長期合作， 推動國産 BIM 平台持續滲透，市場地位有望不斷提升。
積極布局整縣光伏領域。當前，我國正大力發展“整縣”分布式光伏。公司針對整縣光 伏及新能源研發出一系列産品，包括三維光伏、三維風電場 BIM 軟件，整縣光伏全過程技術 服務體系，源網荷儲一體化規劃設計，以及風光儲、風光火儲規劃設計等，爲未來業績提供 了新的增長動力。
遠光軟件（計算機覆蓋）：國內主流的企管社服信息系統供應商。公司專注大型企業管 理信息化逾 30 年，在電力財務軟件領域擁有先發優勢。公司先後參與了國家電網、南方電 網、國電集團等多家能源集團信息化項目，了解能源行業需求並形成了豐富的産品線。2019 年公司與國網電商簽訂合作協議，同年國網電商成爲公司控股股東，國資委成爲公司實際控 制人。國網電商入主公司後協同效應明顯，在産品及實施服務、外部業務拓展、新技術研發 等領域加強合作。
（二）采集傳感類智能電表增速最快
采集、終端與非電傳感設備的應用是電網數字化前提。采集類設備以計量裝置爲主，最 典型的是智能電表，其具有雙向通信功能，能夠將用戶使用數據實時傳輸彙總；終端類設備 種類較多，主要用于數據采集、邊緣計算和通信服務等方面，起到樞紐節點的作用；非電傳 感類設備采集電網中溫濕度、煙霧、氣體等信息，對于電網實時感知和安全運行至關重要。
智能電表需求量大。從信息采集傳輸路徑來看，智能電表收集數據，依次彙總到采集 器、集中器和主站。根據型號不同，一台采集器可連接 32-64 台智能電表並彙總數據；集中 器通常安裝在配電變壓器低壓側，彙總所在變壓器區域內所有采集器的數據。根據近年電網 招標數據，全國現有大概 7 億只以上的智能電表存量。
自 2009 年，國家電網開始部署智能電表。對比預付費電表，智能電表增加了通訊模塊， 支持電表和系統主站之間雙向數據傳輸。2020 年 8 月，國網電商平台發布了新的智能電表標 准，在保留上一代智能電表通訊功能的基礎上，采用了模組化設計，如計量模組、管理模 組、擴展模組等，新一代智能電表定制化程度提高。
單個電表價值量顯著提升。新一代智能電表可分爲智能電能表和智能物聯電能表兩大類 型，每種又可分爲單相和三相。對比單相表，三相表使用範圍更廣、准確度和電壓等級要求 更高；對比智能電能表，智能物聯電能表在設計、功耗、儲能、通信等方面的要求更高。新 版單相/三相智能表價格約 200 元/500 元，較舊版電表提升 33%/28%。新出現的單相/三相物 聯電能表價格約 750 元/1200 元。
智能物聯電能表包含多個擴展模組接口，用戶可根據不同場景（有序充電、負荷辨識、 家庭智慧用能等）選配不同的擴展模組。如果把智能電能表比做功能較單一的諾基亞手機， 那麽智能物聯電能表就是安裝多個 APP 的智能手機，定制化程度高、單機價值量大。 物聯表現在還在試點階段，未來的競爭格局取決于成本、質量、可靠性這幾個因素。預 計國網會按照優質優價的原則招標采購。目前智能物聯電能表滲透率極低，在 2021 年國網招 標中，單相智能表中物聯表 10.53 萬台，占比 0.18%；三相智能表中物聯表 2.42 萬台，占比 0.29%。智能物聯電能表滲透率有望持續提升。
我們預計 2022-2024 年國網智能電表市場年招標量約 8600 萬台，對應價值量約 220-270 億元。（1）新增需求：2020 年國網提出數字新基建，保守估計每年新基建帶來的增量在 1000 萬台以上。（2）替換需求：智能電表的使用周期爲 8-10 年，2018 年起國網對舊版智能電表進 行抽樣替換。由于 2012-2015 年智能電表鋪設量較大，預計這部分智能電表在 2020-2024 年 左右進入更換周期，至 2024 年全部更換完畢。
智能電表市場較爲分散。智能電表制造壁壘相對較低，參與廠商衆多。由于國網采取供 應商多元化策略，限制單一供應商的份額，市場集中度低。2020 年集中招標（智能電表+采 集器+集中器統一招標）總規模爲 134.2 億元，CR5/ CR10 約 22%/36%。新標准對智能電表的 質量和可靠性提出了更高要求，例如使用壽命不低于 16 年等。
儲能業務加速布局。上半年公司與華爲數字能源簽訂戰略合作協議，合作研發創新大規 模 LFP 儲能方案；與億緯锂能成立合資公司，建設産能 10GWh 儲能專用 LFP 電池生産基地 項目；與華能江蘇合作 80MW/160MWh 儲能共享電站。
全球視野。公司主打境外智能電表市場，是我國智能電表産品最大的出口企業。公司在 國內有杭州、甯波、南京 3 大生産基地，在境外有巴西、印尼、孟加拉、南非、巴基斯坦 5 大生産基地，並建立了全球化的營銷和服務網絡，業務覆蓋超過 90 多個國家和地區。2020 年境外業務總收入 17.9 億元，占總營收的 64%。
布局新能源賽道。公司加快布局充電樁、儲能、微電網等新業務：7kW 交流充電樁産品 已于 2021 年研發成功，並規劃研發 20kW 交流充電樁以及 30kW、60kW 直流充電樁；基于 磷酸鐵锂電池的儲能産品處于産品研發、試制與認證測試的准備階段；微電網業務包括光儲 充一體化智慧能源解決方案和風光儲柴綜合智慧能源解決方案等。新業務的加入有望與智能 電表業務協同發力，形成良好的産品生態。
（三）綜合能源服務創建應用新場景
綜合能源服務是通過綜合能源系統，爲用戶供應綜合能源産品和相關的綜合服務，以實 現清潔、科學、高效、節約、經濟用能。綜合能源服務包含了綜合能源和綜合服務兩方面含 義。綜合能源服務圍繞綜合能源系統，以工程建設、運營管理、節能改造爲基礎，利用數字 化技術實現能源利用的實時感知和信息反饋。
以企業用能舉例，在雙碳目標驅動下，企業關注的已經不只是能源價格是否低廉，還包 括企業是否有更多的能耗指標去發展生産、是否會承擔過多碳排放帶來的額外成本以及是否 有碳強度足夠低的産品提升國際市場競爭力。綜合能源服務提供有效解決方案：1）通過節 能提效幫助企業應對能耗雙控；2）通過綠電生産和采購降低企業碳排放和碳強度；3）通過 碳資産管理全面提高控排企業碳資産價值。
綜合能源服務從前期溝通到最後落地，涵蓋策劃組織、投資建設、運維服務等一整套較 爲複雜的環節。總體而言，項目定制化程度高，可複制性較差。因此，綜合能源服務市場呈 現小而散的格局。重點關注三條主線：1）地域優勢：在國網和南網經營區，國網綜合能源 服務公司和南網能源具有品牌優勢；2）特定細分市場，比如節能改造、工程建設、運營管 理等；3）客戶拓展優勢，比如在協鑫能科供熱的工業園區，公司掌握天然的客戶資源。
隨著分布式新能源、節能服務、能源綜合一體化供應、碳減排服務市場需求加速釋放， 綜合能源服務産業規模將持續擴大。國網能源研究院預測“十四五”末我國綜合能源服務市 場潛力有望達到 1.3-2 萬億規模。隨著數字與能源技術的不斷進步，綜合能源服務技術和理 念亦需要不斷創新，綜合能源産業發展正在與新興數字化運營手段相結合，通過大數據、雲 計算等新興數字化、智能化手段挖掘用戶潛在的需求。
城市智慧照明業務。依托公司城市路燈燈杆資源，通過共建共享，實現智能安防、5G 通 信、智慧交通等方面增值業務開發，爲公司尋找新的利潤增長點。 農光互補業務。以廣東粵西、海南、廣西南部爲重點區域，公司拓展實施林光、農光、 漁光等多種應用模式的新能源綜合利用項目，優先推進日照 1250 小時以上的優質資源；加快 在交通、農業、環保等行業中與大型集團的業務合作。
裝機容量提升。公司爲蘇州工業園區、廣州經濟技術開發區等在內的數十個國家級、省 級工業園區提供熱電冷多聯供服務，客戶超過 1500 家，這些經濟發達地區企業對電和熱旺盛 的需求爲公司業績提供了良好保障。21H1 公司裝機容量 4197.64MW，YOY+32.4%。其中， 燃氣熱電聯産/燃煤熱電聯産/風電占比 66.6%/7.9%/21.3%。
進軍移動能源業務。公司重點布局長三角、大灣區、京津冀、成渝等區域，打造網約 車、出租車、重卡、私家車等應用場景，爲電動汽車提供換電服務。目前公司已與三一重 卡、吉利商用車、福田商用車、合衆汽車等多家整車廠達成戰略合作。截至 10 月底，首批 5 座換電站投入運營，預計 2021 年底前投運不低于 30 座換電站。2021 年 7 月，公司發布非公 開發行股票預案（修訂稿），擬募資不超過 50 億元，其中 33 億元用于建設 485 個換電站 （300 個乘用車換電站和 185 個重卡車換電站）。
數字電網技術實力行業領先。1）通信網關業務：憑借穩定可靠、節能環保、准確高效 等特質，産品獲得國網、南網等重要客戶認可，在招投標中占據較大優勢。2）中低壓配電 網：公司是“數字電網關鍵技術”國家重點研發計劃中參與的唯一非電網系企業，並在入選 工信部 2020-2021 年度物聯網項目。3）“兩芯三模”：本地通信芯片提供了網絡層的傳輸能 力，監控傳輸芯片承擔邊緣計算能力，通信模塊利用本地組網能力可轉換適配多種業務場 景。除國網、南網兩大龍頭，公司在通信芯片剩余市場中優勢突出，隨著國網內采向外采轉 移，芯片更換需求增大，該業務發展前景可期。
公司通過複制電力物聯網的技術和管理經驗，重塑城市的電/水/氣/熱等能源管理方式， 拓展智慧城市業務。公司與阿裏雲、騰訊開展戰略合作，著重布局電力、水務、安防、市 政、醫療等領域。此外，公司積極布局海外市場，2021 年 7 月中標埃及國有水司招標項目， 中標金額達 289.6 萬美元，參與埃及開羅智慧水務和智慧城市建設，帶動通信系統應用和能 效業務全面發展。
（四）融合新技術新模式，數字化轉型提速
2020 年國網提出“數字新基建”十大重點建設任務，包括電網數字化平台、能源大數據 中心等，全年共投入約 247 億元。“數字新基建”涉及多種數字化與智能化技術，既包括大 數據、雲計算等已被廣泛運用的技術，也包括 5G、區塊鏈、數字孿生等應用較少但極具潛力 的技術。
1. 5G
智能電網建設需要在電網上“疊加”通信網絡，讓從發電廠到用戶端整個輸配電過程中 的所有節點之間可雙向通信和電流流動，從而實現監視和控制每個節點。有線通信光纖敷設 成本高、運維難度大。無線通信是有線通信的拓展和補充，尤其在解決配電網業務“最後一 公裏”接入方面，以及變電站機器人巡檢、輸配電線路無人機巡檢等移動性場景，也對無線 通信提出了剛需要求。無線是快速、靈活部署的最佳選擇。
5G 具有高速率、低時延、大帶寬、大連接等特征，是支撐能源轉型的重要戰略資源和 新型基礎設施。（1）配電端，智能分布式配電自動化通過配電終端之間點到點通信，可自主 完成故障的就地定位、隔離和恢複，實現配電網故障快速自愈，從而讓停電時間更短、停電 影響區域更小，理想情況下甚至可以做到不停電，對 5G 網絡的時延、可靠性、隔離性保障 提出了極高要求。（2）變電端，針對變電站內部的管理信息大區業務（如視頻監控、機器人 巡檢等），通過建設 5G 電力局域專網切片，將變電站園區采集的現場信息快速回傳和 AI 處 理，保障數據不出園區，滿足高安全隔離需求。
2. 虛擬電廠
虛擬電廠是一套能源管理系統，把分布式電源、儲能、電動汽車等多種可調節資源有機 結合，通過通信技術與控制技術，對可調節資源進行調控和優化。“虛擬”是指其沒有實體 電廠的存在形式；“電廠”是指其具有電廠的某些屬性，如提供調峰調頻等輔助服務、參與 電力市場並獲得收益等。 虛擬電廠（VPP）的核心爲“通信”和“聚合”。
虛擬電廠通過邊緣智能和物聯網技 術，將分布式電源（DG）、可控負荷、儲能、電動汽車等分散在電網的分布式供能（DER） 聚合和協調優化，作爲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。 調節分布式電源。分布式電源規模小、分布廣、種類多，在分布式能源有間歇性時，虛 擬電廠通過儲能把它們組織起來，提高新能源的利用率。
另外，最大程度地平抑新能源電力 的強隨機波動性，爲電網提供調頻、調峰等輔助服務。 調節可控負荷、儲能、電動汽車等“産銷者”。在冬夏兩季用電高峰期，虛擬電廠控制系統通過 AI 和遠程控制，在不影響人體舒適度的情況下，調節空氣溫度；在不影響樓宇安全 的情況下，調節電梯運行方式；調節樓宇中的儲能設備；將周邊樓宇充電樁的充電模式由快 充變成慢充等等，通過虛擬電廠將閑散電集中起來，達成與常規發電廠類似的效果，從而緩 解部分地區的用電緊張。而這些提供電能的樓宇，以出售電價的形式獲得補償。
3. 區塊鏈
利用區塊鏈技術的安全可信、公開透明以及分布式多中心的特點，可構建防僞溯源、數 據共享、跨境交易的配電物聯網信用生態體系。在能源交易平台、虛擬電廠、數據管理等領 域，區塊鏈有廣闊的應用前景。
虛擬電廠的構建和運營。（1）源端，區塊鏈可對設備進行唯一性認證並進行出力核查。 （2）網端，可構建去中心化雲平台，實現各類數據信息“可信、可管、可控、可知”的傳 輸，結合用戶側需求響應與發電側出力信息進行智能調度，提升供需兩端匹配效率。同時可 利用賬本技術，采用可信交易積分等手段完善信用體系，提高交易效率。（3）荷端，可對負 荷進行唯一性認證，鼓勵負荷端節能減排或參與電力市場交易。
去中心化實時能源市場連接本地生産者和消費者，未來電網的參與者將越來越多，它們 位于源端、荷端、儲端亦或身兼數職。區塊鏈技術與分布式的特征契合，讓數百萬的參與者之間更安全地實時交易和支付，大大的節約人力、物力投入，降低運行成本。分布式的交易 記錄中記錄著電力消費的計量和計費、熱能的計量和計費以及其他能源的計量和計費，交易 信息透明且安全。
2021 年公司區塊鏈業務順利推進：承建了蒙東電力交易平台電子簽章模塊、實現國網喀 什供電公司工單指標數據上鏈及同態加密共享、承建的新能源雲區塊鏈碳存證數字場景完成 上線發布、完成基于區塊鏈的電力零售交易項目。
4. 數字孿生
數字孿生是物理對象在計算機中的數字模型，通過接收來自物理對象的數據而實時演 化，從而與物理對象在全生命周期保持一致。數字孿生的概念最早誕生于航空航天領域。早 期美國國防部使用物理模型仿真，即構建兩個相同的航天飛行器，其中一個發射到太空，另 一個留在地球上用于反映太空中航天器的工作狀態，以便處理緊急事件。計算機科學發展 後，只需建立飛行器的數字模型，傳感器把實時數據發送給模型，進行相應參數調整，實現 與飛行器真實狀態的完美同步。每次飛行後，還可通過模型進行仿真測試，評估是否需要維 修、能否承受下次的任務負荷等。
我國電網未來將成爲強耦合、高波動性的電網，面臨前所未有的複雜性和安全風險。傳 統機理模型和優化控制方法已經難以滿足電網規劃、監測或運行的要求，開發新一代在線分 析工具迫在眉睫，數字孿生提供了解決方案：狀態分析評估預測方面，通過聲音、振動、運 行溫度等參數，對設備進行專項評估，幫助運檢人員深度掌控其內部運行狀態；故障分析診 斷預測方面，通過分析電壓電流、溫度、聲響等特征量，對設備的電氣故障、機械故障進行 預測性診斷，強化電網故障排除能力。
數字孿生在電網中已有實際應用。2021 年 2 月，湖南省調新增數字孿生功能，響應速度 小于 300ms，明顯優于傳統 D5000 調度自動化系統。2021 年 7 月 15 日，湖南電網負荷達到 峰值，數字孿生系統輔助其在風險可管控的情況下超限額運行，避免大規模大閘限電造成的 經濟損失。
5. 人工智能
人工智能就是將傳統的邏輯思考與分析，依靠機器學習、神經網絡等核心技術並結合計 算機強大的算力，以智能化的方式來實現。在電力領域，人工智能賦能各環節，在健康運 維、仿真優化、智能調度領域都有廣泛應用。
在電力巡檢領域，運用圖像識別、聲音識別等人工智能技術，可大幅提高巡檢效率和准 確率。例如，基于圖像識別和深度神經網絡的缺陷檢測算法，針對輸配電線路緣端子超溫、 線路敷冰、異物搭挂等情況，與巡檢機器人、無人機相結合，可快速高效識別缺陷並自動記 錄和報警；基于聲音識別及相關智能算法，與聲學成像儀相結合，可快速確定設備異響位 置、准確定位氣體泄漏點。
四、重點公司分析
（一）國電南瑞：電網自動化龍頭
電網自動化龍頭。曆經多年發展，公司形成電網自動化及工業控制、繼電保護和柔性輸 電、電力自動化信息通信、發電及水利環保四大業務板塊。公司産業鏈完備，産品涵蓋發、 輸、配、變、用、調度、信息通信等各領域。
公司在技術儲備和研究成果等方面具有明顯先 發優勢。 信息化業務突出。從近兩年的國網招標數據來看，南瑞在信息化設備中占比約 40%，在 信息化服務中占比約 30%。十四五期間，能源互聯網建設加速，信息化投入有望維持 10%以 上的高增速，公司有望持續受益。
IGBT 生産線建設完成。2021 年上半年，公司成功打造高壓、中壓系列自主 IGBT 産 品。目前公司已完成首條全自動封裝測試生産線的建設，未來規劃年産能爲 20 萬只。根據公 告，IGBT 項目投資總額爲 16.44 億元，預計稅後內部收益率爲 14.94%。現階段公司 IGBT 産 品主要面向柔性交直流輸電、新能源發電相關領域，量産後將率先在電網、光伏、風電等領 域開展應用，增強基于電力電子技術的光伏變流器、風電變流器、儲能變流器等産品的市場競爭力，未來計劃向新能源汽車領域拓展。
儲能業務有望成爲新的業績增長點。抽水蓄能方面，公司擁有全套抽水蓄能自動化解決 方案，技術水平國際領先。目前已參與多個抽蓄電站建設。電化學儲能方面，公司的 PCS、 BMS、EMS 等産品及解決方案已應用于電網側、發電側及用戶側等多個項目。公司計劃加強 儲能安全、系統集成及並網控制等技術研究，打造國內具有影響力的儲能高端品牌。
網外業務持續拓展。公司一直以來積極探索網外業務，將電網自動化技術拓展至軌道交 通、工業控制、智能制造等領域，打造新的業績增長點。2021 年上半年，公司網外業務收入 達 45.86 億元，占比 31%，同比增長 27.5%，快于整體業務增速。公司力爭 2025 年網外業務 占比超過 40%。
（二）許繼電氣：電力裝備全覆蓋
産品覆蓋電力系統各環節。公司具備提供特高壓/超高壓直流輸電、智能配電網、智能變 電站、智能用電、電動汽車充換電、能源互聯網、先進儲能等整體解決方案的能力。技術領 先優勢明顯。2021 年上半年，公司發布新産品 80 項，完成行業鑒定 10 項，授權專利 96 項。智能電能表等 5 項産品行業領先，5G 電力物聯網通信終端等 5 項産品達到行業先進， “雲管邊端”新一代配電自動化主站系統等 8 項創新成果達到國際領先水平。
網外市場拓展成效顯著。公司在工業客戶方面多點突破，涉及電力、鐵路、石油石化等 行業。2021 年公司中標國電投調相機變壓器組保護設備、配套 10kV 充氣櫃；鐵路輔助監控 系統中標國鐵集團 1.5 億元；預制艙在中石化實現業績突破，在大唐集團框架采購中中標； 與國電投、國家能源等電商平台合作，實現充電樁、電能表、保護裝置産品上線。國際市場 開拓順利。公司海外市場本土化營銷快速發展，孟加拉、尼日利亞市場預付費電表産能合作 業務增幅明顯，變電站保護、發電保護産品首次突破莫桑比克電網市場和馬來西亞市場。（報告來源：未來智庫）
（三）派能科技：全球儲能系統領軍者
堅持自主研發，掌握核心技術。公司專注锂電池儲能應用超過 10 年，具備電芯、模組、 BMS、EMS 等核心部件自主研發和制造的能力。公司擁有 20 項發明專利和 93 項實用新型專 利，産品通過了國際 IEC、歐盟 CE、美國 UL、日本 JIS 等安全認證，是行業內擁有最全認 證資質的儲能廠商之一。公司産品線豐富，滿足 5-1500V 各類電壓等級、各類電氣環境、不 同功率和容量的需求，並與全球主流儲能逆變器廠商兼容對接。
募投項目達産，産能持續擴張。隨著募投項目的逐步實施，2021 年 6 月新增 1.5GWh 電 芯産能投産， 6-9 月産品交付進入爬坡期。2021 年 1-9 月，公司儲能系統和電芯出貨量 966.6MWh，較 2020 年全年出貨量上漲 42.1%。同時，公司募投項目規劃的剩余 5GWh 儲能 锂電池系統和 3GWh 電芯産能，有望在未來三年內逐步達産。
（四）良信股份：高端低壓電器供應商
産品主打低壓電器高端市場。公司核心産品包括以微型斷路器爲主體的終端電器，以塑 殼斷路器、框架斷路器、自動轉換開關爲主體的配電電器，以接觸器、繼電器爲主體的控制 電器等。公司産品線豐富，研發能力強，近幾年研發費用率維持在 8-9%。截至 2021 年底， 公司累計獲得授權專利 1135 項，其中發明專利 106 項。
2020 年國內低壓電器市場規模達 862 億元，2017-2020 年 CAGR 約 10%，其中高端産品占比 20%。智能化、信息化、模塊化、小型化是低壓電器的發展趨 勢，新增需求主要集中在新能源、智能電網、5G、IDC 等高端制造領域，對于産品品質提出 較高要求。預計高端産品在低壓電器中占比將會持續提升。
（五）國網信通：“雲網融合”稀缺標的
“雲網融合”産業服務提供商。2020 年，國網旗下信通産業核心資産（信産集團持有的 中電飛華、繼遠軟件、中電普華、中電啓明星股權）與岷江水電的配售電及發電業務進行資 産等值置換，股票更名爲“國網信通”。公司主營業務爲信息通信業務，包括雲網基礎設施、 企業通用數字化應用、電力數字化應用三大板塊，形成了包括底層算力資源和上層應用服務 的全方位産業布局。
長期受益電網信息化投入增長。2020 年國網提出數字新基建及十大重點任務，公司積極 參與了電網數字化平台、能源大數據中心、電力大數據應用、電力物聯網、能源工業雲網、 智慧能源綜合服務、能源互聯網 5G 應用、電力人工智能應用、能源區塊鏈應用九大任務。 2021 年國網又提出“一體四翼”發展布局，全方位加快電網向能源互聯網升級。我們預測電 網信息化投資 2025 年將超過 740 億元，5 年 CAGR 約 17.5%。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 – 官方網站