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在稳增长背景下，电网投资逆周期属性强，我们认为有望进入上行通道，叠加新能源大基地、分布式智能电网建设，我们看好电网投资持续加速落地，重点突出特高压、配电网智能化、数字化等关键领域结构性变化，行业景气度持续向上。

稳增长下电网投资力度加大，年内仍有近4000亿元投资待释放。电网板块景气度主要受宏观、电网投资、关键事件等因素驱动。国网、南网已相继发布稳住经济有关措施[1]，1Q22电网投资态势良好，同比增速达到15.1%，我们预计今年全年电网基建投资在5000亿元以上（1-5M已完成1263亿元），两网全口径投资或达6200亿元以上。我们预计“十四五”期间电网投资较“十三五”增速10%以上，两网全口径投资或达3.3~3.4万亿元。

集中式+分布式新能源带动电网升级改造，特高压、配电网智能化是重点方向。1）新能源大基地建设需配套特高压通道外送，我们预计2022-2023年或迎来特高压核准高峰，前期、核准、建设节奏有望提速，同时4.55亿kW风光大基地规划或进一步带来新增外送通道需求。2）配电网为分布式电源消纳主战场，我们认为主动配电网、企业级源网荷储一体化微电网或代表未来分布式智能电网发展方向，建议关注电网二次设备、一二次融合设备、微电网等机会。

电网数字化持续深化。1）感知层：加速布局计量传感及智能终端，增强电网可观、可测、可控水平，今年以来物联电能表招标量显著提升，为去年同期的6.1倍，此外电网在积极推进新型台区智能融合终端应用；2）应用层：推动新一代调度技术支持系统、营销2.0系统、PMS3.0等关键系统建设，提升电网生产经营效率；3）市场化：电力市场化改革加速，催生发电侧电力交易辅助决策以及用户侧虚拟电厂业务机会。

风险

电网投资不及预期，特高压核准进度不及预期。

总体趋势：电网投资增速回暖，“新能源+稳增长”支撑板块景气度持续上行

复盘历史，电网行业景气度主要受宏观、电网投资、关键事件等因素驱动：

►宏观因素：电网行业属于基建投资，“四万亿”计划、新基建、稳增长等政策均对电网行业景气度产生了一定程度的积极影响。

►电网投资：电网设备主要由国家电网和南方电网两家采买，电网企业投资安排对于当年行业空间有直接影响，而电网投资增长一般则由电源大规模建设、用电量增速、基础设施巩固和智能化水平提升等带动。

►关键事件：历史上特高压密集核准开工以及智能电网建设、泛在电力物联网、新型电力系统等概念的提出均不同程度地驱动了板块景气度上行。

电气化程度提高带来的旺盛用电需求是电网投资回暖的根基。根据中电联预测，迎峰度夏期间全国电力供需总体平衡，但受气温、来水、宏观经济等不确定因素影响，南方、华东、华中、华北等区域或出现部分用电高峰时段电力供需偏紧情况。国家电网宣布今年将投资900亿元加快城市电网建设，提升城市供电可靠性，为迎峰度夏期间电力稳定供应提供保障。

2022年近四千亿元电网投资仍有待释放。进入二季度以来，受疫情、保供等因素影响，4月单月电网投资同比下滑12.8%，5月降幅收窄至0.8%，与当月用电量趋势基本一致。全年来看，国家电网/南方电网计划投资总额5,012/1,250亿元，均为历史新高。若仅考虑电网工程投资口径，中电联数据显示1-5月全国电网工程投资完成额1,263亿元，全年仍有近四千亿元电网投资有待释放。从过去来看，3、6、9、11-12月一般为电网投资单月高峰，我们认为仍需关注6月及下半年电网投资落地情况。

新能源成为新型电力系统的主力电源。截至2021年底，我国风电、光伏累计装机容量约635GW，占比达到26.7%，2021年全年发电量占比约为11.7%。我们预计到2025年，风电、光伏装机占比或超过35%，发电量占比接近18%。

集中式与分布式发展齐头并进。一方面，大规模集中式新能源加快推进。另一方面，得益于近年来电力市场化、整县推进等政策催化，分布式同样迎来快速发展。以光伏为例，2021年新增装机中，分布式/集中式分别占比53.33%/46.64%，我们预计“十四五”期间新增光伏装机中分布式与集中式占比约为55%/45%，呈现齐头并进的发展态势。

我们认为，特高压、配电网、数字化为电网主动适应新能源发展的重点发力方向：

►特高压：平价项目大规模开发需要的风光资源大多位于“三北”地区（华北、东北、西北），省内新能源装机规模大但消纳空间有限，存在弃风弃光问题，而我国电力需求的负荷中心仍将更多集中于中东部地区，因此通过远距离跨区特高压输电外送到负荷中心消纳，成为实现新能源在更大范围内消纳的重要手段。

►配电网：分布式电源多为“自发自用、余量上网”模式，需接入中低压配电网，使得配电网也成为消纳间歇性新能源的重要环节。大量分布式电源的接入会对配电网产生广泛影响，造成局部电压越限、电压波动加大、潮流逆向流动频繁、短路电流增大、供电可靠性降低、电能质量恶化、继电保护装置误动、调峰难度加大等多种挑战，因此配电网迫切需要升级改造。

►数字化：无论是集中式还是分布式的新能源，均具有波动性、间歇性、随机性等特点，通过数字化实现新能源电力更好的预测能力、以及电网的跨区域调度能力，或可以降低对于电力备用容量的依赖、进一步降低综合用电成本；此外，分布式、微电网的发展也将模糊用电和发电端，从过去单向潮流到多元的变化，改变的不仅仅是电网结构，也会使得其更复杂的调度匹配需要数字化、智能化的支持，让能源互联成为可能。

政策方向逐渐清晰。2022年3月22日，国家发改委发布关于印发《“十四五”现代能源体系规划》的通知[2]，明确“推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展”，其中特高压、智能配电网、主动配电网、智能微电网均被重点提及；2022年4月26日召开的中央财经委员会第十一次会议[3]，提出“发展分布式智能电网，建设一批新型绿色低碳能源基地，加快完善油气管网”。我们认为，政策方向逐渐清晰，“十四五”期间电网投资将重点围绕新能源消纳的配套需求，特高压、配电网、数字化领域有望充分受益。

特高压：“十四五”期间核准建设有望放量又提速，大基地持续加码行业高景气

近期核准开工提速，22-23年有望迎来新一轮特高压核准高峰

自2005年全面启动特高压工程研究和设计工作以来，截至2021年底，我国已累计建成投运“15交19直”特高压输电工程。特高压存在强政策导向的特性。截至目前，多项特高压在建工程稳步推进，包括2020年底核准的1直（白鹤滩-江苏）2交（荆门-武汉、南昌-长沙）、2021年核准开工的1直（白鹤滩-浙江）1交（南阳-荆门-长沙）、2022年3月开工的2交（福州-厦门、驻马店-武汉）；2022年6月底，武汉至南昌特高压交流工程获得核准批复，计划年内开工、23年建成达产。向前看，我们认为“十四五”期间特高压有望放量又提速，22-23年迎来新一轮特高压核准高峰。

提速：特高压核准开工节奏有望加快。2022年1月，国家发改委在新闻发布会上明确提出“推动跨省区输电通道加快核准，并尽早开工、尽早投产，有效提升大范围资源优化配置能力”[4]。我们认为，随着省间输电调节需求、清洁能源外送需求、主网结构强化需求的迫切性增强。同时经济下行压力下，电网投资的逆周期调节属性凸显，特高压线路核准开工节奏有望加快。我们预计，2022年有望核准开工3直（陇东-山东、金上-湖北、哈密-重庆）3交（福州—厦门、驻马店—武汉、南昌-武汉）。

综合来看，我们预计2022-2023年将迎来第二轮核准高峰，有望核准开工“8交10直”（含2021年核准开工的1直1交）；并且随着大基地外送消纳等需求的催化，规划数量仍有提升空间。

省份电力缺口问题仍存在，省间输电调节需求突出

根据各省电力供需情况来看，目前在建/待建的特高压项目主要可以分为三类：1）直接缺口补足：目前送端省份有富余、受端省份有缺口的线路主要为陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南、外电入浙（甘肃为送端）等特高压直流项目，我们认为此类项目相对急迫，核准进度上有望靠前。2）装机规划待释放：白鹤滩-江苏（在建）、白鹤滩-浙江（在建）、金上-湖北、陕西-河南、陕西-安徽、藏东南-粤港澳大湾区等特高压直流项目特征相同，即目前用端省份有缺口，但受端省份尚无明显富余，而建设的背景是对应送端省份均存在着明显的中期清洁能源装机规划、释放送端发电量，一般特高压从核准到投运需要2年左右时间，因此同样存在着核准建设加快推进的必要性。3）调整与优化：南阳-荆门-长沙（在建）、福州-厦门（在建）、荆门-武汉（在建）等特高压交流线路主要用于强化主网架构、优化省内/区域调节，对应线路存在调节需求。

清洁能源基地建设稳步推进，电力外送通道配套紧迫性强

我们预计“十四五”期间“三北”地区外送通道建设投资达1325亿元。根据目前“三北”地区外送通道容量情况以及基地相关消纳安排，我们认为第一批风光大基地的外送需求基本可以通过存量通道来满足；针对第二批风光大基地，我们估计外送消纳的电源有70%比例需要新增外送通道，而新增通道主要以风光火打捆/风光打捆的方式配套电源，容量比例假设为1：1：x：1（即1GW风+1GW光+一定容量火或储能，通过1GW输电容量送出），则“十四五”至少新增配套53GW跨区输电能力，我们假设单条直流线路容量为8GW，则对应7条线路数量，假设单位投资为25亿元/GW，则对应投资额约1325亿元。

特高压核心设备价值集中，龙头企业强者恒强

特高压核心设备价值集中。根据过往投运项目平均投资测算：特高压直流单条线路总投资额约为200亿元，其中核心设备价值约70亿元，占总投资比重约35%，包括换流变、换流阀、GIS、直流控制保护系统、变压器、电抗器等；特高压交流单条线路总投资额约为100亿元，其中核心设备价值约40亿元，占总投资比重约40%，包括GIS、变压器、电抗器等。

注：不同线路的具体设备数量需求有一定差异，特高压直流线路主要采用点对点结构，共有2个换流站，假设每个换流站中包括4个换流阀，1套直流保护系统，以及26台换流变；特高压交流线路假设为3个站点，假设单个站点核心设备包括11个间隔GIS、7台变压器、10套电抗器、5组电容器、5台断路器、30台避雷器、50套互感器等

特高压核心设备壁垒高，市场份额集中且格局稳定，龙头企业强者恒强。

►特高压直流核心设备中，换流设备主要包括换流阀、直流保护以及换流变，是特高压直流设备中技术壁垒最高、最核心部分之一，市场主要参与者包括（换流阀、直流保护系统）、（换流阀、直流保护系统）、（换流阀、换流变）以及（换流变）等；直流场设备市场中中国西电产品覆盖直流断路器、平波直流电抗器、直流电容器以及避雷器等品类；GIS设备主要由、中国西电、提供。

►特高压交流核心设备中，中国西电业务覆盖GIS、变压器、电抗器等；平高电气在GIS市场占据半壁江山，为核心龙头；特变电工为变压器领域的核心设备厂商；思源电气则是互感器与电容器市场重要参与者。

发展分布式智能电网，多元投资主体助力配网升级

分布式智能电网核心为促进分布式能源消纳

2022年4月26日召开的中央财经委员会第十一次会议上首次提出 “分布式智能电网”的概念。我们认为，分布式智能电网的核心为促进分布式新能源的消纳，“分布式”不仅指电源在空间上的分布，也在于信息流、控制流的分布与聚合，而“智能电网”的内涵在于运用新技术提升配网的适应性、灵活性以及运行效率。

形态一：电网公司为投资主体，构建主动配电网

为适应配电网的发展需要，2008年国际大电网会议组织（CIGRE）提出了“主动配电网”（Active Distribution Network，ADN）理念，即以灵活的网络结构为基础，通过应用先进的信息通信、智能控制、电力电子等新技术，提升配电网的适应性，对分布式电源、主动负荷进行主动控制和主动管理，促进资源的合理配置和设备的高效利用，实现不同利益方的协同共赢。

近年来，我国为探索主动配电网进行了许多小范围试点，以国网江苏创新建设的苏州主动配电网示范工程为例，其已为目前全国最大规模的主动配电网创新示范项目。苏州主动配电网示范工程分为三个片区，针对不同区域内不同的用电环境和要求开展了5个子项目建设，实现了高比例分布式能源灵活消纳、高品质电能智能配置并有效提高供电可靠率，同时用电也更加智能和主动，不仅可以主动隔离故障，减少停电损失，还能够优化配置分布式清洁能源与储能出力，实现调峰削谷，有效减少用户电费支出。

形态二：用户侧为投资主体，企业微电网构筑新形态

近年来，以工商业为代表的用户侧电力生态发生多样变化。我们认为在此背景下，围绕用户侧需求，搭建涵盖能效管理、安全用电、环保用电监控、源网荷储协调控制等系统的企业微电网有望加快发展。

微电网是一种由分布式电源、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能装置）的能够基本实现内部电力电量平衡的小型供用电系统，具有微型、清洁、自治、友好的特点。

以用户侧为投资主体的企业微电网和以电网公司为投资主体的主干网，在业务生态方面存在明显差异：（1）电网公司招标设备有统一的型号规定，而用户侧微电网业务需要结合不同应用场景、客户个性化需求进行定制开发，因此对于研发响应速度、模块化设计提出更高要求；（2）用户侧客户分散在全国各地、各行各业，因此下沉市场的渠道建设、渠道管理尤为重要；（3）用户侧微电网系统以大量的终端感知设备为基础，且单一订单价值量远小于电网集采招标，结合业务高度定制化的特点，因此需要更强的柔性生产能力，实现“小批量、多品种”经济性生产。

在企业微电网领域，已逐步成为具备代表性的综合解决方案提供商。在新型电力系统建设的大背景下，我们认为未来企业微电网将逐步向“源网荷储充”一体化运营模式发展，为此安科瑞打造升级版AcrelEMS企业微网数字化平台，平台根据最新的电力价格、用电负荷、电网调度指令等情况，调整各系统控制策略并远程下发，使企业微电网高效稳定运行，快速响应电网需求，降低企业用电成本，实现能源互联、信息互动，也可以把数据上传上级数字化平台，成为整个电网数字化平台的组成部分。

关注设备智能化、业务智能化等投资方向的结构性变化

对于电网企业来讲，配网智能化的主要投资方向包括：设备智能化（配电自动化主站及终端、一二次融合设备）、业务智能化（电源管理与调度）、配电网保护等。

设备端：配电自动化主站及终端、一二次融合设备

配电网络主要由一次设备和二次设备构成。目前，二次设备占配网协议库存招标金额的10%+，我们认为随着配网智能化要求的提高，二次设备招标占比有望提升，同时，二次设备相较一次设备具备更高技术和市场准入壁垒，竞争格局稳固，传统优势厂商有望深度受益。分别来看：

1）配网自动化主站竞争壁垒高，格局集中。相较于一次设备和其他二次设备来说，配网自动化主站具备较高的技术壁垒和利润率水平，竞争格局更为集中，2021年国电南瑞招标份额55%，稳居第一，此外、信产集团和许继电气也有一定份额。

优化分布式电源管理与调度至关重要，催生新的模块需求。随着分布式光伏接入配电网的容量持续增长，对负荷预测、调度运行、调峰等带来新的挑战。向前看，分布式电源管理与调度系统的建设空间广阔，我们建议关注几类企业：1）深度参与调度系统、配网主站建设的系统集成商；2）在地调县调系统中广泛参与的民营企业，考虑到分布式电站率先接入地市层面的调度系统，地调县调的作用有望进一步强化；3）以新能源功率预测软件为切入点，布局电网侧辅助管理系统的优质软件服务商。

电网数字化是未来电网转型升级、高质量发展的重点战略方向。根据《南方电网公司“十四五”数字化规划》，“十四五”期间南方电网数字化规划总投资估算资金超260亿元，推进数字化转型及数字电网建设可持续发展，促进电网向安全、可靠、绿色、高效、智能转型升级。

我们认为近年来电网数字化建设的重心在于三条主线：1）感知层：加速布局计量传感及智能终端，增强电网可观、可测、可控水平；2）应用层：调度、营销、设备管理等关键系统升级+业务中台化，提升电网生产经营效率；3）市场化：电力市场化改革提速催生交易运营新生态。

提升新型电力系统感知能力，关注物联表及融合终端机会

感知能力是电网数字化的基础，重点在于全面在线监测电网运行状态。1）提升电源侧感知能力，特别是分布式光伏的运行监控预测；2）提升电网设备状态感知能力，利用传感设备、智能终端等实时采集电网输变电设备状态，提升智能运检能力，提高配电网线路与设备可观可测可控水平；3）提升用户侧感知能力，以电表计量为基础，深化用户用电行为分析预判，提升需求侧负荷调控能力。

智能电表：新一代智能物联表招标量大幅增长

1H22国网智能电表招标量价齐升。2022年国网已完成两批次电能表招标（新增批次、第一批）4,235万只，较去年第一批提升19%；招标金额154.5亿元，较去年第一批提升52.8%。其中A级/B级/C级/D级占比分别较去年全年-3.2ppt/+2.4ppt/+0.8ppt/+0.0ppt，对于更高精度计量的需求比例有所提升。市场格局仍相对分散，2022年国网两批次合计招标金额CR5仅为24%。

资料来源：国家电网电子商务平台，中金公司研究部

台区智能融合终端是对配电台区多种运行监测和计量设备进行的整合优化，其采用“云管边端”的智慧物联体系架构，接入了配电自动化系统、用电信息采集系统、物联管理平台，在满足远程抄表、精准时钟管理、远程费控、低压配网运行状态监测、电能质量综合治理需求的基础上，兼容低压智能开关、光伏逆变器、充电桩智能控制器、无功补偿装置等营配感知设备，并具备光伏电站实时监测控制、可开放容量分析等功能。台区智能融合终端自2019年开始招标，近年来国网设备部、数字化部正在积极推动“一台区一终端”，应用尚处在快速推广阶段。从中标情况来看，相较于传统终端设备，台区智能融合终端格局更为集中，国电南瑞、许继电气、等具备较强技术实力的公司占据优势地位。

核心业务系统升级+中台化发展赋能电网生产经营

电网体系内部涉及发展规划、设备管理、调度交易、营销计量等诸多专业，业务流程复杂，数据繁多，特别是新能源、电动汽车等新型主体大量渗透下，电网生产经营复杂程度大大提升，原有系统难以继续支撑，需要进行系统性升级改造。目前，国网正在积极推进新一代调控系统、营销2.0系统、新一代设备资产精益管理系统（PMS3.0）等建设，将全面支撑电网向新型电力系统逐渐转型升级。

►新一代调度系统带来投资增量。电网调控运行担负着保障大电网安全、新能源充分消纳、现货市场运行和源网荷储协同控制的重要任务，新时期亟需建设新一代“人机融合、群智开放、多级协同”的调度技术支持系统。我们预计新一代调度自动化系统主要涉及国调/网调/省调/地调四个层级并在5-10年内部署完毕，合计市场空间有望达到80~100亿元，目前已在华东网调等7个单位开展试点。国电南瑞在特大电网一体化调度控制系统领域处于国际领先水平，研制了调度自动化系统、源网荷储协同控制系统、电力现货市场系统等系列化核心技术，在省及以上层级的高端调度市场占据竞争优势。

►电力营销2.0系统换代升级催化行业短期高速成长。营销1.0系统自上线以来已经运行超过十年，但由于基础软硬件老化、系统架构陈旧，导致系统响应效率低、运维成本较高，且难以支撑新业务，因此建设电力营销2.0系统是支撑未来电力营销业务的必要举措。2.0系统版本一方面继续贯通和推广网上国网接口，守住存量；另一方面开办全覆盖1.0业务的综合能源服务平台，除传统用电业务以外，2.0系统还面向个人、企业、政府等6类主体，并拓展电动汽车、分布式光伏等新型综合能源业务，拓展增量。子公司中电普华为本次营销2.0系统的牵头单位，此外也是营销系统的核心厂商。

►构建新一代设备资产精益管理系统（PMS3.0），全面推进设备管理数字化转型。PMS是以设备管理和资产管理为基础，以提高输变电设施安全运行水平和供电可靠性为目标，覆盖电力公司各级单位调度、输电、变电、配电等全过程生产管理业务的应用。目前正处于由2.0向3.0升级的新一轮建设周期。3.0相较2.0采用更为开放的能源互联网思维，目标实现设备资产管理安全、质量、效率、效益的全面提升。2022年1月， PMS3.0在国网江苏上线，标志着第一阶段的试点任务成功落地，根据相关建设规划，2022-2023年为系统优化推广阶段，2024-2025年为系统深化应用阶段，我们看好期间信息化龙头深度参与此轮系统建设，获得新增业务机遇。

电力市场化改革加速带来发电侧、用户侧运营新机遇

发电侧：电力现货市场试点加速推进，新能源逐步入市带来电力交易辅助决策软件需求。根据国家发改委要求，第一批试点地区（8个）原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（6个）原则上在2022年6月底前启动试运行。此外，江西作为非试点地区也在加速推进电力现货市场建设。新能源在山西、甘肃、蒙西等地区已陆续参与现货市场交易。现货模式下，我们认为功率预测精度和电力交易实力或将成为决定新能源场站收益的核心因素，带动发电侧电力交易软件及辅助决策报价系统需求空间。

[1]国网：https://mp.weixin.qq.com/s/uz8GA3xGqdEKMv3B9XJ1oQ；南网：https://mp.weixin.qq.com/s/sLahwIp4nXULPbOTv5InhQ

[2]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghwb/202203/t20220322_1320016.html?state=123

[3]http://www.gov.cn/xinwen/2022-04/28/content_5687591.htm

[4]https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/wszb/20221yue/wzsl/202201/t20220118_1312221.html?code=&state=123

本文摘自：2022年7月11日已经发布的《电力设备：新能源促电网升级，稳增长拉动投资提速》

曲昊源 SAC 执证编号：S0080121070122

刘倩文 SAC 执证编号：S0080121070440

曾韬 SAC 执证编号：S0080518040001 SFC CE Ref：BRQ196

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