电网投资不及预期，电力市场化改革政策落地不及预期。
正文
总体趋势：消纳与保供压力渐显，构建新型电力系统迫在眉睫
新能源装机规模快速增长，电网消纳瓶颈渐显
硅料价格进入下行通道，新能源装机保持快速增长。截至2023年6月8日，单晶硅复投料/多晶硅一级料价格为98/118元/kg，较2022年末均下跌超50%。硅料价格下降将带动组件价格回落，我们预计将有效缓解对终端需求的压制，助力地面集中式电站快速增长。2023年1-5月新能源装机保持高增，新增设备容量77.6GW，同比+124.6%，其中风电/太阳能发电分别新增装机16.4/61.2GW，同比+51.2%/158.2%。
图表：2018-2023YTD风电当月累计新增发电容量
图表：2018-2023YTD光伏当月累计新增发电容量
与新能源装机高增速相对应的是电网消纳瓶颈隐忧渐显。主要体现在以下三方面：
图表：消纳率较低省份的弃风弃光率高点出现在春秋两季
图表：新能源消纳的核心问题与解决措施
逆周期调节与电力保供双轮驱动，电网工程投资快速增长
电力投资具备一定逆周期特性，电网投资滞后于电源投资，建设发展需求旺盛。由于电力投资体量大、产业链带动效果显著的特点，具有一定的逆周期属性，我们预计电力投资将作为经济提振的助推剂，投资金额实现加速提升。此外，2020-2022年电网工程投资额分别为4896/4916/5012亿元，同比增速仅为-2.3%/0.4%/2.0%，尚未呈现明显提速态势，而相对应的电源年投资额YoY则为67.1%/5.5%/30.3%。我们认为我国电力投资目前已呈现出显著的电网滞后电源趋势，未来电网投资建设有望持续加速以满足终端的用电需求。
高温驱动用电负荷增长，电力保供依赖电网投资建设。气象指标显示今年或由拉尼娜转为厄尔尼诺气候，有较大可能出现局部高温天气。国家能源局预计今年全国最大负荷有望突破13.6亿kW，同比+6.5%，其中空调负荷占夏季最大负荷近50%，电网保供压力陡增。增强电网供电能力是保障电力供应的重要措施之一，国网、南网均颁布了保障电力供应措施，加大电网投资力度。
图表：2013-2022年我国电力投资情况
图表：2019-2023YTD电网工程投资单月完成额
图表：2019-2023YTD电网工程投资累计完成额
图表：全国电网工程投资额预测（2016A-2025E）
图表：国网与南网投资额预测（2009A-2025E）
图表：电网设备板块行情复盘
3条特高压直流线路上半年开工，全年有望核准“五直两交”、开工“六直两交”。今年以来，特高压工程建设推进加速，金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南特高压直流相继开工，哈密-重庆进入二次环评阶段，陕西-安徽、陕西-河南、甘肃-浙江、大同-天津南、阿坝-成都东共5条线路启动可研。我们预计2023-2024年或迎来特高压直流新一轮核准高峰，今年全年有望核准“五直两交”、开工“六直两交”，数量接近上一轮高峰（2015年核准6条直流）。
图表：特高压线路规划、前期、建设进度（截至2023/06）
国网变电设备招标维持高增速。截至6月5日，国网变电设备开启了第三批及第一批协议库存招标采购。从招标数量来看，一次和二次设备招标整体均维持高速增长，其中变压器招标容量同比增长45.8%，二次设备例如保护类设备/变电监控招标数量同比增长30.3%/2.5%。从招标金额来看，前两批总体招标金额285亿元（第三批及协议库存暂未开标），同比增长70%。
图表：2020-2023YTD国网变电设备招标金额统计
国网区域内共计20个省市区开启配网协议库存招标，累计金额达到475亿元。分设备类别来看，截至6月5日，配电变压器招标数量69762台，占22年全年招标数量比例为45.02%；环网柜/环网箱招标数量33615台，占22年全年招标数量比例为63.52%；断路器及负荷开关招标数量82792台/套，占22年全年招标数量的54.3%。
图表：2023YTD国网各省配网协议库存招标金额
电力市场化改革持续深化，需求侧响应重要性凸显
第三轮监管周期输配电价出台，电价机制进一步完善。5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》[3]，输配电价发生结构性变化：1）一般工商业用户与大工业用户合并为工商业用户；2）电量电价、容量电价均按照电压等级进行细分；3）扩大了两部制电价范围，建立起与负荷率挂钩的需量电价激励机制。我们认为有利于减少不同电压等级、不同类型用户之间的交叉补贴，电价机制进一步理顺，有利于电网投资效益提升，利好工商业储能以及独立储能、虚拟电厂等调节性资源的发展。
图表：输配电价两部制电价概念及范围
电力市场交易比例持续提升，五省电力现货试点常态化运行并向多省份推广。根据中电联统计[4]，2022年全国电力市场化交易电量52543.4亿千瓦时，占全社会用电量60.8%，同比提高15.4个百分点。根据北京电力交易中心[5]，2022年国网经营区域内新能源市场化交易电量占比达到34.8%。截至今年6月，广东、山西、山东、蒙西、甘肃电力现货市场已常态化运行，截至5月31日，山西省现货市场出清电量已达1134亿千瓦时；此外，辽宁、湖北、江苏、河南、安徽、江西等现货市场也已经开展多日连续结算试运行。
图表：2016-2022全国市场化交易电量持续增长
图表：2022/10-2023/05各试点省现货月均价
图表：各省电力现货市场建设进展（截至2023年6月底）
图表：广东省电力现货实时交易周度均价
图表：山西省电力现货实时交易周度数据
投资主线1：分布式电源与充电桩催化配电网改造浪潮
分布式光伏大规模并网带来配电网改造需求
部分地区分布式光伏并网消纳已出现瓶颈。分布式光伏一般接入110kV及以下配电网，调度消纳问题较集中式光伏发电更为复杂。根据山东省《聊城市分布式光伏发展专项规划（2023－2035年）》[6]，截至2023年4月全市可开发分布式光伏容量为455.5MW；河北省保定市定州市、易县1Q23分布式光伏可开发容量已不足，高阳县仅余10.13MW。
配电线路、变压器局部地区过载：配电网本身属于电网相对薄弱环节，而部分户用光伏规模化开发在网架结构更为薄弱、设备水平相对落后的农村电网，已出现高峰时段光伏出力超过接入线路或配电变压器额定能力的情况，引起配电线路、变压器反向重过载问题，甚至会烧毁设备，严重影响电网安全稳定运行及居民生产生活用电安全。
台区电能质量下降：分布式光伏大量并入配电网末端，光伏逆变器等电力电子设备对电网动态无功主动支撑能力弱，容易造成局部电压越限、电压波动加大、短路电流增大、供电可靠性降低等多种挑战。光伏装机渗透率高的台区普遍存在首末端高电压问题，部分台区出现“白天电压高、夜间电压低”等电压双向越限现象，严重影响电网供电可靠性和电能质量水平。
充电基础设施建设加速推进带来配电网扩容需求
快充桩凭借充电效率快速渗透，但加剧了负荷波动、电能质量等问题，带来配网侧扩容压力。直流充电桩又称“快充”，具有高电压、充电功率大、充电快的特点。市面上主流的直流充电桩充电功率为80～120kW，通常直流充电桩充满需1.5-3小时，较交流充电桩8-10小时提升明显。根据中国充电联盟，2022年我国公共充电桩中直流占比已达42.3%，同比+1.4ppt。我们认为快充渗透率提升或将加剧目前慢充充电桩造成的配电网可靠性、电能质量以及电网经济性问题，使得发输电侧主要设备过载可能性增加，配网侧扩容压力更显著。
图表：充电带来的配电网增容投资测算
配网投资有待提速，承载能力有待进一步提升
当前我国配电网相对于主干网仍较薄弱，未来投资空间广阔。与美国、欧洲等国家或地区相比，我国主干输电网坚强程度显著更高，但配电网环节仍然相对薄弱，我们认为未来或成为限制分布式发电和充电基础设施接入的瓶颈环节。我们认为“十四五”前期电网投资侧重于主网环节，旨在提升主网架支撑能力；展望“十四五”末期以及向“十五五”看，电网投资或将侧重于配网环节，提高配电网承载能力以及智能化水平。
图表：各国输电网与配电网线路长度对比（2020）
图表：配电网投资增速（2011-2021）
我们认为提高配电网承载能力可以从三方面入手：
解决变压器容量不足问题：最直接的方式之一是进行配网变压器扩容，亦可以通过配置配网侧储能延缓配电网升级。
提高配电网电能质量：可以通过配网侧新型电力电子设备或是配置台区储能进行改善。
提升配网智能化水平：一方面，对现有配网自动化系统进行升级，另一方面广泛接入配网智能计量与终端，提升配电网可观可测可调可控水平。
图表：提高配电网承载能力具体方案
配电变压器扩容：满足容量需求
分布式光伏大规模并网的背景下，配套变压器扩容刻不容缓。为确保大量分布式电源并网后安全稳定运行，《分布式电源接入电网承载力评估导则》[8]（DL/T2041-2019）中将“反向负载率＞80%，短路电流、电压偏差、谐波含量校核不通过或因分布式电源导致220kV及以上电网反送电”的情形评估为红色等级，在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入，配电变压器扩容及新建需求将随分布式光伏渗透率上升而逐渐提升。
非晶合金变压器空载损耗低，招标占比稳步提升。2022年7月，工信部等六部门发布《工业能效提升行动计划》[9]，要求到2025年新增高效节能变压器占比达到80%以上。非晶合金变压器的主要优势在于空载损耗低、运行稳定、寿命较长，但主要缺点在于噪音较大、价格偏高，更适用于配电变压器的应用场景。非晶合金立体卷铁心变压器能进一步降低空载损耗、空载电流，同时有效控制产品噪声。国网2023年配网协议库存配电变压器招标中，非晶变压器（含非晶箱变）数量占比稳步攀升至25%。
图表：配网非晶变压器招标占比提升
配网侧储能：促进就地消纳，改善配电网电能质量
台区储能具备延缓变电扩容、解决电能质量问题等作用。建设台区储能可延缓台区变电扩容、促进电能质量改善、进行低电压治理、峰谷套利等，移动性还可以作为应急电源。我们选取山东、河北、河南等户用光伏装机规模大约在100万千瓦以上的省份，假设2023年存在重过载、三相不平衡、低电压等现象的问题台区渗透率大约在0.5%~1%，按照单个台区配储规模200kWh测算，2023/2024/2025年台区储能累计需求空间为4.1/5.1/6.2GWh。
图表：台区储能市场空间测算
新型电子电力设备：提升配电网电能质量
新型电力电子设备可有效缓解配电网电压波动、功率平衡等问题。例如，传统固定容量的配电变压器存在容量大空载损高、容量小过程风险高的问题，而调容调压配电变压器可根据实际负荷和电压情况改变额定运行容量方式和电压分接头转换，降低变压器自身空载损耗，实现电压调整，提升配电台区的经济运行水平，提高供电电压质量，并具有配电检测与无线“四遥”功能，可与电力物联网融合实现丰富扩展应用。除此之外，动态电压恢复器（DVR）、动态无功补偿装置（SVG）、有源滤波器（APF）、换相开关等设备也可以在电压调节、功率平衡、抵消谐波、协调控制等方面发挥重要作用。我们认为，分布式电源的大规模接入将有效带动新型电力电子设备在配网侧的应用。
新一代配电自动化系统和一二次融合成为主流技术趋势
新一代配电自动化系统助力配电网接入海量分布式资源。大规模分布式电源、电动汽车的接入以及用户与电网间的互动增加了配电网管控难度，打破了原有“源-网-荷”的互动模式，给配网运行带来了较大的不确定性和挑战，原有传统的配电自动化系统不再适用。2022年11月，新一代配电自动化系统在浙江海宁上线。系统将配网划分为“变电站-线路-台区”三个层级，可以根据每个层级电网的不同运行状态，自动对应经济运行、快速自愈、自我平衡三种运行策略，实现一个平台统筹调控配网海量资源，该套系统已接入光伏电站5659座和储能电站5座。
一二次融合成为主流技术趋势。传统配电网一次设备功能简单、智能化程度低，同时一次和二次设备间存在接口不匹配、兼容性差、维护困难等问题，为适应智能配电网的发展，一二次融合技术应运而生。一二次融合设备即对传统一次设备在物联感知、数据处理、智能、集成、通信等方面赋能，已成为配电网的重要发展方向。截至6月5日，2023年国网配网协议库存招标中一二次融合成套柱上断路器占断路器及负荷开关招标数量比重已达到96%。
图表：配网协议库存配电终端招标数量统计
图表：一二次融合成套柱上断路器比例达到96%
台区智能终端与智能物联电能表支撑分布式资源可观可测可控
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，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”，我们估计当前台区渗透率尚不足20%，仍处在快速推广阶段。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。
图表：2019-2021年台区智能融合终端中标格局
智能物联表可实现数据感知、采集、控制，23年招标量高增。2020年8月，国网发布了新一代智能电能表和物联电能表技术规范，采用两个MCU设计思路，新计量芯片由计量芯+MCU合成，与新管理芯隔离，在保证基本计量功能稳定、准确、可靠的前提下，从技术角度进行增强，增加了更多的灵活性、安全性以及可扩展性，以此来满足智能设备的接入，实现设备数据的感知、采集和控制功能。2023年国网第一批次电能表招标中智能物联电能表达到126.4万只，已达到2022年全年招标量（137.5万只）的92%。
投资主线2：用户侧蓝海孕育虚拟电厂新业态
分布式资源广泛接入，虚拟电厂发展潜力大
分布式资源种类增加，用户侧可调资源丰富。分布式资源（DistributedEnergyResources，DER）指接入在配电网层面或是用户侧表计后的发用电资源，可以是分布式发电（分布式光伏、风电、小水电等），也可以是需求侧响应（电力用户）、用户侧储能、电动汽车等。随着分布式发电与用户侧新型用电设备的广泛接入，我们认为分布式资源数量未来有望呈几何级数增长。这类资源具有点多量大、容量小、电压等级低、技术类型多元化等特点，一方面具有大量的调节潜力，另一方面也为电网的运行与管理带来一定难度。
虚拟电厂是聚合分布式资源的最优解决途径之一。聚合分布式资源可以平抑分布式发电、电动汽车等发用电对大电网的冲击，同时也可以充分释放负荷侧的调控能力，实现用户侧与电网的双赢。聚合分布式资源的潜在方式主要有电网直调、台区自治、虚拟电厂三种模式。我们认为相比较其他两种模式而言，虚拟电厂的调控范围不限于同一台区，可以实现同一调度控制去内更广泛的资源聚合，同时又可以减少管理成本，是相对较优的调度模式，未来发展空间广阔。
我们预测到2025年国内虚拟电厂理论可聚合资源空间达到500GW。目前，国内虚拟电厂可聚合资源主要包括分布式发电、可调节负荷、充电桩、用户侧储能等，其中分布式发电主要考虑户用光伏和分散式风电。我们按照各类资源的装机量测算2023/2024/2025年我国虚拟电厂理论可聚合资源规模分别为267/376/506GW，CAGR为37.6%。
图表：虚拟电厂可聚合资源空间测算（2021A-2025E）
电力市场化背景下虚拟电厂商业模式有望不断完善
当前我国以负荷型虚拟电厂为主，随着电力市场建设推进经济性有望逐步改善。目前，深圳、冀北、上海、江苏、浙江等地区已陆续开展虚拟电厂项目试点。其中，深圳、上海、江苏均以负荷资源为主，包括空调负荷、家用负荷、储能、充电桩等，主要通过参与政府主导的需求侧响应获得补贴收益，随后与终端用户进行分成。冀北虚拟电厂示范项目聚合了分布式光伏、热泵、工业负荷、充电桩等多种发用电资源共计160MW，主要参与华北区域辅助服务市场，为电网提供调峰服务并获得收益。随着电力市场不断完善以及聚合资源类型的日渐丰富，我们认为虚拟电厂的商业模式将更加多元，在需求侧响应补贴的基础上，可以通过参与电力现货市场、辅助服务市场等获得收益，经济性有望逐步改善。
图表：虚拟电厂发展阶段
看好虚拟电厂快速发展下软硬件供应商以及运营商投资机会
虚拟电厂的核心技术包括软件、通信、控制。我们认为软件算法是虚拟电厂的核心竞争力，涉及对聚合资源的监测、出力预测和对电力市场的价格预测，关系到虚拟电厂的调度组合与交易策略，是电力市场中虚拟电厂盈利的关键；通信技术确保信息能够从终端资源高效传输至虚拟电厂运营平台，以及终端资源能够按照调度指令动作；控制一般通过终端或光伏逆变器、风电变流器等实现。
图表：虚拟电厂业务参与主体及核心竞争优势对比
软件开发商：一般为虚拟电厂运营商开发虚拟电厂运营平台，包括DER聚合、价格预测与市场交易等功能，直控型虚拟电厂还需要具备电网调度接口（AGC功能等）。业务模式包括定制化开发、标准化产品以及SaaS等。
硬件供应商：一类是通信、采集设备供应商，可以为虚拟电厂提供计量表计、HPLC通信基础设施等，同时也可以配套具备基本聚合管理功能的虚拟电厂管理平台软件。另一类是充电桩、户用光伏、储能等设备供应商，可以借助已安装设备布局虚拟电厂网络，进一步开展运营业务。
运营商：虚拟电厂运营商需要通过接入更多的分布式资源，扩大规模，增厚效益，因此获得聚合资源的渠道是核心竞争力。我们认为在虚拟电厂业务发展初期“资源为王”，拥有用户资源或分布式发电资源的企业具有先发优势，随着电力市场交易品种不断增多，电力交易能力也同等重要，同时看好具备电力交易能力的软硬件供应商转型运营商。
投资主线3：全球电网投资增长带动电力设备出海
新能源消纳+网架升级，驱动全球电网投资保持稳健增长
全球电网投资有望提速，带来充沛的市场机遇。根据BNEF统计，2022年全球电网投资总额达2738亿美元，其中中国（占比27%）、以及包括美国（占比24%）在内的发达经济体为电网投资的主力。BNEF预计2023年全球电网投资有望同比+10%。而当前全球电网投资仍滞后于电源侧及用电侧的发展，根据IEA的测算，为支撑2050年净零排放的目标，全球电网投资要在2030年达到7500亿美元水平，若以2019-2023年投资CAGR线性推演，电网将面临较大投资缺口。综合来看，我们认为全球电网投资有望提速，带来较多的市场机遇。
图表：2022年全球电网投资分布
新兴经济体电网投资以新建线路为主，短期无电/弱电问题突出，长期也面临能源转型的挑战。由于新兴经济体电网基础设施较为薄弱，因此电网投资以新建为主。短期来看，新兴经济体电网投资主要解决无电/弱电问题。长期来看，随着光伏发电价格的下降、地方产业支持政策的陆续出台，近年来东南亚、中东、非洲等新兴市场风光装机增长迅速，我们认为未来新兴经济体的电力系统也同样面临能源转型带来的挑战。
图表：发达经济体电网投资以存量改造为主，新兴经济体以新建为主
看好中国电力设备企业出海竞争力，打开成长空间
看好中国电力设备“强技术、强制造、低成本”的竞争优势
中国电力设备出口势头较好。根据中电联统计，2021年中国主要电力企业对外承包工程新签合同额311.9亿美元，同比+14.8%；出口电力装备总额25.0亿美元（其中，直接出口4.1亿美元，境外工程带动装备出口20.9亿美元），同比+12.1%。
图表：2016-2021年中国主要电力企业对外合作情况
我们认为，中国电力设备具备“强技术、强制造、低成本”的竞争优势。
强技术：特高压代表着电网技术的领先水平，中国在国际上率先建立了完整的特高压交直流、智能电网技术标准体系，累计主导发起编制国际标准超过100项。国家电网积极推进技术标准软联通，已在“一带一路”国家和地区电力建设中应用中国标准525项。
强制造。经过多年研发投入及经验积累，中国电力设备企业已经形成了较强的制造能力，在产品性能稳定、质量优良、故障率等维度与国际同行领先指标并驾齐驱。
低成本。中国供应链具备原材料、人工等成本优势，例如中厚板作为电力设备主要原材料之一，中国市场价格一直低于欧盟、美国、日本等地区。因此，中国电力设备产品在同等性能和质量情况下，更具价格优势。
电表、一次设备企业国际化战略布局深厚，看好海外市场提供加速度
我们以19家电力设备上市公司作为样本[10]，研究头部企业海外业务发展情况，我们发现：
整体海外业务规模保持稳健增长，盈利能力相对稳定。2022年样本企业海外营收合计达170.8亿元，同比+11.2%。除2020年受疫情影响海外营收同比-9%以外，近年来海外业务保持稳健增长。2021年受海运费上涨、EPC类收入占比提高等因素影响，海外业务整体毛利率有所下滑，2022年恢复到20%，整体来看海外盈利能力相对稳定。
图表：主要电力设备上市公司海外营收情况
图表：主要电力设备上市公司海外业务毛利率
图表：主要电力设备上市公司海外业务占比（纵轴）及盈利水平（横轴）对比
[2]张运洲，陈宁，黄碧斌等《基于系统成本的新能源等效上网电价计算方法及应用》（2022）
Source
本文摘自：2023年7月4日已经发布的《新型电力系统2023下半年展望：破局与转型之时》