2023年华明装备研究报告：变压器分接开关国内龙头，助力全球电力系统变革

1、 变压器分接开关国内龙头，业绩持续稳定增长

1.1、 专注分接开关领域 30 年，股东全额参与非公开发行彰显信心

公司深耕分接开关领域，并购竞争对手确立国内龙头地位。根据公司 2022 年年 报披露，公司是国内唯一拥有两大全产业链生产基地的分接开关制造企业。上世纪 90 年代初期建厂，1995 年成立上海华明电力设备有限公司，2015 年借壳法因数控上 市，深耕细分市场 30 年，2018 年并购国内最大竞争对手贵州长征电气之后进一步确 立了国内第一、全球第二的细分市场地位。

公司股权结构稳定，控股股东全额参与非公开发行彰显发展信心。华明集团创 始人肖日明及其子肖毅、肖申通过上海华明电力设备集团持有华明装备 43.53%股份， 父子三人为一致行动人。2018 年公司通过全资子公司上海华明电力设备制造有限公 司拟收购贵州长征电气有限公司 100%股权的议案，并于 2019 年完成收购。2022 年 公司完成向控股股东上海华明电力发展有限公司非公开发行股票，募集净金额 4.93 亿元，公司资产负债率由 30.44%降至 24.98%，抗风险能力进一步加强。

1.2、 聚焦优势主业，2023H1 业绩实现强势增长

公司主营业务主要分为三大板块：核心电力设备业务主要为变压器分接开关的 研发、生产、销售和全生命周期的运维检修；电力工程业务主要从事新能源电站的 承包、设计施工和运维；数控机床业务主要为成套数控设备的研发、生产和销售。

2019 年以来公司营收增速稳健，2023 上半年核心业务实现强势增长。2022 年 公司实现营业收入 17.12 亿元，同比增长 11.70%；归属于上市公司股东的净利润 3.59 亿元，同比减少 13.79%，系 2021 年同期确认出售巴西电力项目大额非经常性收益约 2.8 亿元；实现扣除非经常性损益后归属于上市公司股东的净利润 3.43 亿元，同比增 长 90.56%。7 月 3 日公司发布半年报业绩预告，预计归母净利 2.8 至 3 亿元，同比增 长 50%至 62%；预计扣非归母净利 2.5 至 2.7 亿元，同比增长 40%至 52%，主业分接 开关业务收入实现强势增长，尤其是海外收入增长幅度较大。

收购的协同效应逐步显现，降本增效效果显著。2019 年完成对长征电气的收购 后，公司保留华明与长征两个品牌，以激励企业内部创新，促进产品、服务升级与 成本优化，毛利率维持在较高水平，2019-2022 年平均毛利率 48.68%。近年公司不 断推进产能及产业链升级，先后对上海及长征电气两地的全产业链生产基地、销售 渠道、产业链整合进行升级整合，推进降本增效，销售费用率总体呈现平稳下降的趋势，其中长征电气销售费用率初步实现 10%以内的目标。2022 年，公司向控股股 东定向非公开发行股票募集资金用于偿还债务和补充流动资金，公司财务费用得到 有效降低，资产负债率从 30.44%下降至 24.98%，抗风险能力进一步加强。

聚焦电力设备业务，营收规模逐年攀升，毛利率稳居高位。2018 年光伏“531 新政”进一步降低光伏项目的标杆电价和补贴标准，光伏电站建设积极性严重受挫， 电力工程业务规模与毛利率同时下滑；同年公司通过收购长征电气的议案，逐步确 立电力设备业务的核心地位。三大业务板块中电力设备业务毛利率最高且十分稳定， 过去四年维持在 57%左右。2022 年电力设备业务贡献营收 13.5 亿元，占比 78.85%， 贡献毛利 7.78 亿元，占比 92.22%。

随着电力工程业务占比降低，公司应收款项回款情况显著改善。2019 年公司应 收账款与应收票据合计 10.18 亿元，同比减少 40.41%；应收账款与应收票据在流动 资产中的占比下降至 42.81%并延续下降趋势，2022 年降至 27.26%，应收款项回款 风险持续降低。 公司的主要市场为国内市场，贡献约 90%营收。公司分地区营收结构较为稳定， 过去六年国内收入围绕 90%上下波动，2022 年受疫情影响，海外交付延期，营收短 期回落，根据公司 2023 半年报业绩预告，上半年海外业务实现大幅增长。

2、 分接开关是变压器的核心组件之一，行业集中度较高

2.1、 分接开关是电力变压器的调压装置，终端应用场景丰富

分接开关又称变压器绕组抽头变换装置，是变压器的关键核心组件，即在变压 器高压侧绕组的不同位置引出分接抽头，通过切换不同的分接抽头改变绕组匝数， 变化的高压绕组匝数和不变的低压绕组匝数构成不同的变比，根据变压器变压的基 本原理，低压绕组能够随高压绕组接不同的抽头而输出不同的电压，实现对电压的 调整。 当母线电压高于负载额定电压时，阻感性负载电流均升高，易加大设备损耗； 当母线电压低于额定值时，加热电器或照明电器等阻性负载电流下降、发热功率或 亮度降低，电动机等感性负载出力下降，若要维持电动机等感性负载出力不变则需 要升高其工作电流。因此，当变压器二次侧电压长时间偏离负载额定电压时，需要 调节分接开关使设备端电压恢复额定值。根据国际电工委员会（IEC）标准和中国国 家标准强制性规定，35kV 以上的电力变压器必须安装调压分接开关。

分接开关处于电力设备产业链的中游环节，应用场景多元。直接客户为下游的 变压器厂，最终用户为电网公司和其他变压器用户。电网系统内主要用于区域性电 网降压变、局部电网配电变以及特高压换流变，以稳定电网电压，改善电能质量； 电网系统外，对于所带负荷能耗高、变化大、起停频繁的园区、企业自备电站的降 压变压器需要配置有载分接开关以稳定二次侧电压，也可用于电源侧清洁能源送出 升压变，以及冶炼、化工、铁路、整流等特殊用途变压器。根据公司公告披露，2021 年之前，分接开关终端需求网内网外各占一半，近两年网外需求超过网内且增速较 高。

分接开关在变压器主材成本中约占 5%-15%，不同类型分接开关价格存在较大 差异。根据能否带负荷动作可将分接开关分为有载分接开关与无励磁分接开关。有 载分接开关能够在保证不切断负载电流的情况下调节变压器二次侧电压；无励磁分 接开关需在变压器一、二次侧都脱离电源的情况下进行调压。有载调压装置在调档 过程中经过过渡电阻或过渡电抗过渡，不存在短时断开过程，一般用于对电压要求 严格需经常调档的变压器。一般情况下，无载调压变压器的价格是有载调压变压器 的价格 2/3；同时，无载调压变压器的体积也由于不具备有载调压部分而小很多。

根据绝缘方式可将分接开关分为真空式分接开关和油浸式分接开关。油浸式分 接开关所用油是石油的一种分馏产物，运行过程中受到多种因素影响会致使油品劣 化，绝缘性能下降，需要定期更换。废矿物油中普遍含有多种毒性物质，废变压器 油被列入我国《国家危险废物名录》。根据公司公告披露，公司国外竞争对手已经宣 布停产油浸式的分接开关，全部生产真空分接开关。相较于传统油浸式分接开关， 真空分接开关制造难度与成本显著增加，但安全性和使用寿命均有所提高，价格是 传统油浸式分接开关的 2-4 倍。目前公司真空分接开关销量占比超 30%，并且正在 逐渐提高。

2.2、 分接开关行业壁垒高，公司是国内 500kV 以下市场的龙头

分接开关主要制造商有德国 MR、上海华明、长征电气和日本日立（原 ABB 旗 下）。公司在国内 500kV 以下的市场竞争中具有领先地位，500kV 及以上相关市场目 前仍然以进口产品为主，近年公司 500kV 以上产品市占率有所提高，但仍有很大提 升空间。随着电压等级升高，变压器需求会逐渐减少，整体呈现金字塔形态。 根据公司公告，中国的变压器需求约占全球需求的 1/3，以出货量口径统计，海 外市场份额德国 MR 占据 80%左右，公司市场份额约 5%，发展空间广阔。随着特高 压分接开关国产替代持续推进，未来公司国内市场份额有望进一步提高。

公司深耕分接开关领域多年，技术、产业积累雄厚。公司先后取得累计超过 300 项分接开关相关技术专利，是目前国内最先掌握特高压分接开关制造技术的企业； 形成了从铜粉、锡粉的粉末冶金，钢锭、铝锭的铸造加工、以数控加工为中心的智 能制造等到最终产品的全产业链制造模式；拥有基材采购、零件加工、成品组装等全产业链生产能力，目前近 80%的零部件系通过自主设计并加工完成；投资建成了 低压钢模精密浇铸生产系统，零部件的致密性和机械强度提高了 50%，并自行设计 了专用的数控设备，以提高零部件的总体加工精度；并且公司同时拥有遵义和上海 两个全产业链的生产基地。国际上，公司已经是 IEEE 专项委员会正式委员，参与相 关行业规范编制与讨论，参与 IEC 标准的制定。

2019 年以来公司持续保障分接开关的研发投入，2022 年分接开关研发投入超 6000 万元，占总研发投入的 87.41%。近年来公司相继推出了包括特高压产品在内的 各系列全新产品，并着重提升产品的稳定性和安全性，同时具有较高的技术附加值。

分接开关产品涉及的产品、材料、元器件繁多，生产技术难度大，作为变电站 中唯一带电动作的组件，对安全性要求极其严苛。从产品进入市场到获得最终用户 的认可，并且通过稳定性考验都需要较长的期限，先发企业优势明显，后发企业在 技术、研发、成本控制都不占优的情况下难以形成竞争力。

2.3、 我国 35kV 以上交流变电站稳定增加，在运电站集中在 110kV 以下

根据中国电力统计年鉴，2021 年我国在运 35kV 以上直流换流站 99 座，交流变 电站 78825 座。其中直流换流站投运节奏具有明显的周期性，在运换流站数量呈阶 梯型增长；交流变电站增速区间约为 2%至 4%，波动幅度较小，整体增速较为稳定。

根据产权是否归属于供电公司可将交流变电站分为公用普通变电站与企业自备 变电站，其中公用变电站 54654 座，占比 69.34%。公用普通变电站增速长期稳定在 2%-3%区间，企业自备变电站增速于 2020 年超过公用变，达 5.93%。2021 年两类交 流变电站增速均小幅回落。

直流换流站主要用于直流输电领域，电压等级较高，±800kV 与±500kV 换流 站数量最多，合计占比超 70%。交流变电站电压等级主要集中在 110kV 及以下，占 比近 90%。

企业自备变电站电压等级主要分布在 220kV 及以下，500kV 及以上的变电站主 要是电网公司及发电企业所有的公用变电站。企业自备变电站电压等级集中度较高， 110kV 以下变电站数量占比达 93.48%；公用变电站电压等级集中度略低，110kV 及 以下变电站数量占比达 86.61%。

3、 国内：电力系统加速转型，带动源网荷环节变电设备需求

2021 年 3 月中央财经委员会第九次会议首次提出构建安全高效、清洁低碳、柔 性灵活、智慧融合的新型电力系统；2023 年 6 月 2 日，国家能源局组织发布《新型 电力系统发展蓝皮书》，正式明确新型电力系统建设时间表。新型电力系统构建战略 锚定“双碳”目标，制定新型电力系统“三步走”发展路径。

新型电力系统呈现电源清洁化、电网灵活化、能源消费电气化趋势。电源方面， 非化石能源发电将逐步转变为装机主体和电量主体，核、水、风、光、储等多种清 洁能源协同互补发展。电网方面，充分发挥电网资源优化配置平台作用，进一步扩 大以西电东送为代表的跨省跨区通道规模，推动柔性交直流等新型输电技术广泛应 用，推动分布式智能电网快速发展，促进新能源就地就近开发利用。能源消费终端 方面，电能替代在工业、交通、建筑等领域得到较为充分的发展，电能逐步成为终 端能源消费的主体，助力终端能源消费的低碳化转型。

3.1、 电源：能源结构转型持续推进，电站配套升压变需求强劲

《新型电力系统发展蓝皮书》指出，我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长 时间内煤炭在能源供给结构中仍将占较高比例，2030 年前煤电装机和发电量仍将适 度增长；坚持集中式开发与分布式开发并举，通过提升功率预测水平、配置调节性 电源、储能等手段提升新能源可调可控能力，进一步通过智慧化调度有效提升可靠 替代能力，推动新能源成为发电量增量主体，2030 年新能源装机占比超过 40%，发 电量占比超过 20%。截至 2022 年 12 月底，全国发电装机容量共 256405 万千瓦，其 中风力发电 36544 万千瓦，光伏发电 39261 万千瓦，风光装机占比 29.56%；2019-2022 年全国电源装机容量CAGR 为 8.44%，风光装机容量CAGR 分别为 20.18%、24.25%； 若维持总装机容量每年 8.5%的左右的复合增速，且实现 2030 年新能源装机占比超 40%的目标，年均新增新能源装机容量将超 150GW；若其中 50GW 为集中式地面电 站，35kV/110kV 变压器最大容量分别为 31.5MVA/800MVA，且电站采用二次升压并 网方案，我们预计 2023-2030 年每年将新增电站配套 35kV/110kV 升压变约 1600/625 台。

“十四五”期间，我国计划建成九个风电、光伏、水电及配套灵活性火电的陆 上清洁能源基地以及五个海上风电基地，规划装机总容量分别为 6.65 亿千瓦、7900 万千瓦。截至 2021 年末，陆上清洁能源基地累计建成光伏装机 12823 万千瓦，累计 建成风电装机 17601 万千瓦；海上风电基地累计装机规模达到 2638 万千瓦。 2021 年 11 月起，国家能源局、国家发改委陆续印发三批“以沙漠、戈壁、荒漠 地区为重点的大型风电、光伏基地”，建设项目清单。第一批项目 9705 万千瓦，涉 及内蒙古、青海、甘肃、陕西、宁夏、新疆、辽宁、吉林、黑龙江、河北、山西、 山东、四川、云南、贵州、广西、安徽、湖南等省份和新疆生产建设兵团，预计 2023 年全面投产。第二批风光大基地总规划装机 4.55 亿千瓦，以库布齐沙漠、乌兰布和 沙漠、腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠和采煤沉陷区为重点，“十四五”时期规划建设风 光基地总装机约 2 亿千瓦，其中外送 1.5 亿千瓦，“十五五”时期规划建设风光基地 总装机约 2.55 亿千瓦，其中外送 1.65 亿千瓦。截至 2023 年 6 月 12 日，第三批风光 大基地项目涉及光伏项目 27.18GW、风电项目 20.55GW、光热 100MW，合计 47.83GW。

7 月 8 日，中国华电北疆乌鲁木齐 100 万千瓦风光基地项目、青海德令哈 100 万千瓦光氢储项目、昌吉木垒 105 万千瓦风光基地项目三大百万千瓦级国家新能源 大基地项目投产发电，总装机 305 万千瓦，每年可发绿电 75 亿度。同期投产的还有 4 个新能源项目、2 个重大支撑性电源项目，9 个项目共计装机 896 万千瓦。

3.2、 电网：清洁能源外送需求与配电网有源化趋势倒逼电网升级

主网层面：国内风光大基地及配套项目规划建设对电能外送通道的需求大幅提 高，国家电网表示将超前谋划项目储备，做好沙漠戈壁荒漠大型风光电基地五个送 出通道方案研究，力争 2025 年跨省跨区输电能力达到 3 亿千瓦，2030 年达到 3.7 亿 千瓦，输送电量中清洁能源电量占比达到 50%以上。 配网层面：分布式光伏、储能设备与电动汽车等新型配网元件大规模加入对现 网的承载和调配带来较大压力。2022 年我国新增分布式光伏并网容量 51.11MW，累 计并网 157.62MW；全国充电基础设施累计数量达到 521.0 万台，同比增加 99.08%。 间歇性分布式可再生能源接入以及电动汽车无序充电使得源荷两端波动幅度同时加 剧；分布式光伏、储能设备以及电动汽车 V2G 接入配电网向上级电网倒送功率易造 成配电变压器过载；住宅、停车场、充电站等集中式充电桩数量增加对区域配电变 压器容量提出更高要求；配电网容量与配电网电压等级正向相关，城市地区人口密 集，配电站占地面积受限，配电网升压扩容有望成为未来趋势，配电变压器由 10kV 向 35kV、35kV 向 110kV 升压扩容有望带动新一轮电力变压器需求。

电网投资额波动上升，具备逆周期调节特性。2021 年中央经济会议曾提出要适 度超前基础设施建设；2023 年 1 月 11 日，国家电网董事长、党组书记辛保安表示， 2023 年国家电网将加大投资，其中电网投资将超过 5200 亿元，再创历史新高。

2023 年上半年国网变压器计划招标量高增。前三批输变电设备招标计划中，变 压器总计招标 3374 台，同比增长 34.21%；其中 35kV 以上变压器 2886 台，占比 85.54%。 根据公司公告披露，从变压器厂开始投标到转化为公司订单的周期在一年及以上， 具体情况还会取决于项目开工的时间，2023 上半年变压器招标量大幅增长为公司 2024-2025 年业绩提供支撑。

2022 年起至 2023 上半年，国网共开展九批输变电设备招标，总计计划招标变压 器 7345 台。其中 110kV 与 35kV 变压器数量最多，占比超 60%；搭载有载调压开关 的变压器共 5216 台，占比高达 83.47%。分电压等级来看，110kV-330kV 变压器几乎 全部搭载有载分接开关；110kV 以下有载调压变压器占比有所减少但仍维持较高水 平；500kV 及以上变压器几乎全部为无载调压。

3.3、 负荷：能源消费电气化趋势，推动长期增长中枢上行

《新型电力系统蓝皮书》提出，到 2030 年非化石能源消费比重达到 25%，电能 在工业、建筑、交通等重点用能领域的替代“提速扩围”，终端用能电气化水平提升 至 35%左右；推动用能形式向低碳化发展，形成绿色低碳、高效节能的生产方式和 生活方式，充分支撑煤油气等化石能源的碳排放尽早达峰。能源消费电气化趋势叠 加全社会用能需求逐年增长，我国全社会用电量增速长期维持在 4%以上。2023 年 1-5 月全社会用电量 35325.20 亿千瓦时，同比增长 5.48%。

第二产业保持用电主体地位，2023年1-5月第二产业用电量23588.08亿千瓦时， 同比增长 5.19%，占全社会用电量 66.77%。2016-2022 年第二产业用电量 CAGR 为 5.16%，四大高耗能制造业 CAGR 为 4.60%。

《中国电气化年度发展报告 2022》显示，2021 年以来，终端用能电气化发展政 策导向清晰，低碳电气化发展政策持续完善，主要电气化进程评价指标总体向好。 2021 年，全国电能占终端能源消费比重约 26.9%，较 2020 年提高 1.4%，同比增幅 达到近 5 年来的最高水平，广东、浙江、青海、福建、江苏电能占终端能源消费比 重超过 30%；人均生活用电量达到 835 千瓦时/人，比 2020 年增长 7.6%，约为经合 组织国家平均水平的三分之一。 《中国电气化年度发展报告 2022》预计 2023-2025 年，工业部门电气化发展总 体平稳、稳中有进，工业高效供热电气化、绿电制氢等先进工业电能替代技术和新 型装备经济性逐步提升，带动工业部门电气化率达到 28.2%-30.6%；建筑部门电气化 水平持续快速提升，热泵+蓄能、光伏建筑一体化、电厨炊、智能家电等建筑部门电 能替代技术装备应用规模持续扩大，“光储直柔”等前沿技术创新应用潜力加速释放， 带动建筑部门电气化率达到 51.4%-55.9%；交通部门电气化趋势持续向好，电动汽车成为推进交通部门电气化进程的主要驱动因素，带动交通部门电气化率达到 4.8%-5.5%；农业农村电气化进程加快推进农网巩固提升工程深入实施，分布式清洁 能源微电网技术应用范围逐步扩大，带动农业与乡村居民生活电气化率达到 42.2%-47.6%。

光伏行业上游扩能升级带来短期超额用电需求。2018 年以来，我国光伏行业快 速发展，上游硅片产能迅速扩张，2022 年我国硅片行业产能 650.3GW，同比扩张 62.58%，2018-2022 年复合增速 44.30%。我们测算，从工业硅料环节到制成多晶硅、 拉方棒、切片过程电耗约 101.38kWh/kg-Si；考虑到过程中约 6.19%的硅料损耗，每 千克硅料能够支撑 353.93W 组件功率；生产 1GW 硅片电耗约 2.86 亿 kWh。2022 年 我国硅片产能扩张 250.3GW，支撑扩张部分产能需耗电约 717 亿 kWh，至少需变压 器容量 818.5 万千伏安。

4、 海外：中国高端电气装备助力全球能源转型和电网建设

4.1、 电源：风、光机组占比持续提升，亟须强大的输电网保障能源消纳

2022 年，全球电力需求创下 28,510TWh 的历史新高。全球主要经济体在该需求 中的占比：中国 8,840TWh（31%），美国 4,335TWh（15%），欧盟 2,794TWh（10%）， 印度 1,836TWh（6%），俄罗斯 1,102TWh（4%），日本 968TWh（3%）。按全球平均 水平，2022 年的人均需求量为 3.6MWh，部分主要国家超过全球人均需求平均水平 （美国 13MWh，韩国 12MWh，中国 6.2MWh，欧盟 6.3MWh），部分国家远低于该 水平（孟加拉国 0.6MWh，印度 1.3MWh），电力基础设施空间广阔。2021 年，电力 占最终能源消费的 20%左右，随着全球通过电气化应对气候危机，以及人口不断增 长和生活水平不断提高，2050 年电力在最终能源消费中的占比可能会增至 30%到 50% 以上。

据独立气候智库 Ember 的《2023 年全球电力评论》，2022 年全球 12%的电力来 自太阳能和风能，较 2021 年高出 2 个百分点，世界电力的排放强度降至历史最低水 平。其中，太阳能发电量同比增长 24%，增量部分足以满足南非全年的电力需求； 风力发电量同比增长 17%，增量部分几乎可以为整个英国供电。2022 年所有清洁电 力（可再生能源和核能）合计占全球发电量的 39%，创历史新高。 国际能源署的《净零排放方案》指出，电力行业计划在 2040 年实现净零排放， 可再生能源在电力总产出中的占比预计从 2020 年的 29%提高到 2030 年的 60%以上， 并于 2050 年达到近 90%。太阳能光伏和风能将引领增长，在 2030 年之前成为全球 电力的主要来源；到 2050 年，二者各自的发电量将超过 23,000 太瓦时，相当于 2020 年世界发电总量的 90%。新增清洁能源装机将带动电站配套升压变需求。

经全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）测算，适宜集中开发的光伏能源装 机规模约 2647TW，年发电量 5002PWh，是当前全球年用电量的近 200 倍。中东地 区、北非撒哈拉沙漠和南美阿塔卡玛沙漠边缘地区集中式光伏开发条件极佳，是全 球的“光极”。沙特阿拉伯、埃及、智利等国资源条件优异，交通、电网基础设施条 件较好，开发大型光伏基地具有更好的经济效益。

经全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）测算，适宜集中式开发的风电装机 规模超过 130TW，主要集中在亚洲西部、欧洲北部、非洲北部、北美洲北部、南美 洲南部以大洋洲西部等区域，年发电量 347PWh，是当前全球年用电量的 10 余倍。 东非红海沿岸、南美洲南部地区和欧洲北海风电集中式开发条件极佳，是全球的“风极”。阿根廷、肯尼亚等国资源条件优异，交通、电网基础设施条件较好，开发大型 风电基地具有更好的经济效益。

非洲是全世界发展中国家最集中的大陆，是全球最具发展潜力的区域。近年来， 非洲国家政治局势日趋稳定，人口红利不断释放，营商环境持续向好，电能需求增 长潜力较大，然而非洲国家基础设施建设滞后、能源电力保障能力亟待提升。为摆 脱对化石燃料的依赖，非洲多国政府高度重视可再生能源产业发展，制定出台相关 产业政策，大力吸引投资。2022 年初，埃及制定了《2035 年综合可持续能源战略》， 到 2035 年，埃及光伏发电装机容量预计将达到 43 吉瓦，在可再生能源电力装机总 量中的占比超七成。摩洛哥计划到 2030 年将其可再生能源产能提高到 12 吉瓦，即 在未来 7 年内将可再生能源在总能源结构中的占比提升至 52%。东非国家肯尼亚近 年来经济发展迅速，但电力短缺问题突出，国内仍有近一半的人口无电可用，肯尼 亚已将风电、地热等可再生能源项目设立为行业发展的重点，目标在 2030 年实现 100% 可再生能源发电。根据尼日尔的能源战略规划，到 2030 年，该国 30%的电力将来自 可再生能源，本土电力装机容量将至少提高 5 倍，至 200 万千瓦。

中南美洲是由新兴市场国家和发展中经济体组成的区域，自然资源丰富，产业、 人力资源和区域一体化基础较好。根据巴西国家能源局的数据，到 2035 年，巴西电 力产业总投资规模预计超过 300 亿美元，其中 70%的投资用于太阳能光伏、风电、 生物质能以及海洋能等可再生能源技术。预计至 2035 年，巴西可拥有超过 80 万套 太阳能光伏设备，装机容量超过 2000 兆瓦。哥伦比亚政府制订“清洁增长”计划， 将太阳能和风能的总体装机容量从 2018 年的不足 50 兆瓦提升至 2022 年的 2500 兆 瓦。秘鲁能源和矿业部指出，该国将投资超 33 亿美元新建 23 个发电站，总装机容 量达 2045 兆瓦，其中 22 个为可再生能源项目，主要为水能、太阳能和风能电站。

4.2、 电网：发达地区面临网架拥堵困境，欠发达地区基础设施落后

欧洲输电系统运营商联盟(ENTSO-E)是欧洲输电系统的运营商网络，汇集了来自 欧洲 35 个国家的 39 家输电系统运营商(TSO)，旨在进一步开放欧盟的天然气和电力市场。根据 ENTSO-E 的统计，2021 年欧洲主要输电网以交流架空线路为主，主要 分布在前南联盟地区，总计 508,698km，占比达 96.15%，交、直流海底电缆总长分 别为 7,542km、12,842km，跨海电缆均为直流海底电缆；400kV 以下输电线路占比高 达 99.03%，其中 110kV~219kV 线路总长 191,840km，220kV~379kV 线路总长 140,921km，380kV~399kV 线路总长 194,067km，400kV 及以上线路总长仅有 385km。

为达成欧洲气候法制定的脱碳目标、加快净零排放转型、逐步提升风电、光伏 装机容量，需要在保证供电安全可靠的前提下，整合电力市场，向用户提供更有竞 争力的电价。首先，传统的电力系统主要由同步发电机提供电能，其具备大容量、 可集中调度、能够提供系统惯量等特点，能够为电力系统提供调峰/调频/调压能力， 随着可再生电力占比提高，火电机组逐渐退出，系统调节能力大幅下降。其次，在 不考虑输电线路传输容量限制的理想的电力系统中，以运行成本最低为目标进行潮 流计算，由于没有线路约束，系统中任意节点的负荷增量应由网络中边际成本最低 的机组承担。但当线路存在传输容量极限时，部分节点的负荷增量不再能由边际成 本最低的机组承担，转而通过某些未超限线路连接的相对昂贵的机组承担，甚至造 成电能短缺，即电力系统拥堵。最后，相较于传统的化石燃料发电方式，可再生能 源电力具有一定的间歇性、波动性以及受资源分布位置约束等特性。因此，可再生 能源大规模并网要求电力系统具备额外的调节能力与输送能力，以应对电源出力时 间上与空间上的错配问题。从长远来看，电能需求不断提高，新建输电线路提升电 力系统容量是解决系统拥堵的唯一途径。

澳大利亚的能源部门在致力开发更多的可再生能源的同时，电网拥堵导致可再 生 能 源 弃 电 量 大 幅 增 长 。 澳 大 利 亚 能 源 市 场 运 营 商 (AEMO) 首 席 执 行 官 DanielWesterman5 月 15 日在悉尼的行业论坛上表示，2022 年由于电力系统容量和输 电能力不足，澳大利亚可再生能源发电设施的弃电量增长了近 40%。澳大利亚清洁 能源金融公司(CEFC)首席执行官 IanLearmonth 表示，为实现 2030 年减少 43%碳排 放、可再生能源发电量份额超过 80%的目标，需要新建 29GW 的大规模可再生能源 发电设施，平均每年新增 3.6GW。现有电网限制了可再生能源的利用能力，为实现 相关碳排放目标需要提升输电容量与输电能力。 根据全球能源互联网发展合作组织的发展规划，非洲电力流将构建“洲内中部 送电南北、洲外与欧亚互济”的格局，2050 年前，共建设 10 项跨洲、12 项跨区和 5 项区内重点互联互通工程，支撑清洁能源基地电力送出、互补互济和汇集消纳。跨 洲建成 2 个±500 千伏、4 个±660 千伏和 4 个±800 千伏直流工程，输送容量 5400 万千瓦；跨区建成 2 个±660 千伏、9 个±800 千伏、1 个±1100 千伏直流工程，总 输送容量 8500 万千瓦。各区域内，北部非洲新建 1000 千伏特高压交流工程，线路 路径全长约 8200 千米；东部非洲建设 765/500/400 千伏纵向输电走廊工程，新建线 路路径全长 5300 千米，其中 765 千伏 2800 千米；西部非洲、中部非洲分别建设 765 千伏交流联网工程，线路路径全长分别约 3200 千米和 4000 千米；南部非洲建设765/400 千伏交流输电走廊工程，新建 765 千伏线路路径 4900 千米、400 千伏线路路 径 2800 千米。

根据全球能源互联网发展合作组织的发展规划，中南美洲电力流将总体呈现“北 水南送、南风北送、西光东送，跨洲南、北美互济”的格局。到 2050 年前，共建设 8 项跨洲跨区和 4 项区内重点互联互通工程，支撑清洁能源基地电力送出、互补互济 和汇集消纳。巴西能源规划署在《2020 年至 2030 年十年能源扩张规划》中明确了中 长期能源结构转型与发展目标——到 2030 年，巴西电力需求将从 2019 年的 546 太 瓦时增加至 763 太瓦时，平均每年增加约 3%；输电线路将从 16.27 万千米增加至约 20 万千米；全国电力总装机容量将达到 2.243 亿千瓦，其中集中式光伏装机容量将 由 310 万千瓦增加至 840 万千瓦；政府计划在 2020~2030 年吸引超过 3000 亿雷亚尔 （约合 600 亿美元）的投资。巴西输电网络主要由 138kV、230kV、345kV、440kV 以及 500kV 的交流线路构成。其中，由国家电网参、承建的美丽山一期、二期项目 将巴西北部亚马孙流域的清洁水电远距离、大容量、低损耗地输送到东南部负荷中 心，有效解决了巴西北部清洁水电外送和消纳难题，满足了圣保罗和里约热内卢等 核心城市超过 2200 万人的用电需求。额定输送容量均为 400 万千瓦，电压等级±800 千伏。美丽山一期项目特高压直流线路长 2084 千米，于 2017 年 12 月建成投运。美 丽山二期项目特高压直流线路长 2539 千米，于 2019 年 10 月建成投运。自投运以来， 美丽山一期、二期项目始终保持安全稳定运行。截至 2023 年 2 月，美丽山一期项目 输送电量 995 亿千瓦时，美丽山二期项目输送电量 605 亿千瓦时。

据彭博新能源财经（BNEF）测算，为实现净零排放，到 2050 年需追加电网投 资 21.4 万亿美元，其中 4.1 万亿美元用于维护现有电网，17.3 万亿美元用于电网扩 建，年投资额将从 2022 年 2740 亿美元增长至 2040-2050 年每年 8710 亿美元。随着 可再生能源发电占比增加，电网支出将向增加配网运行裕度倾斜，并加强智能电网 建设。到 2050 年，配网支出额将增加三倍以上，从当前的 1470 亿美元增至 5330 亿 美元左右。输电系统对于连接负荷、平衡配网间的电能、提高电网运行可靠性以及 远距离输电具有重要作用。BNEF 预计 2022-2050 年间，电网将扩建 8000 万公里， 包括 6800万公里左右的地上线路、1200 万公里的地下电缆和 20万公里的海底电缆， 远超当今的全球电网规模。

5、 特高压产品、海外市场、运检服务开辟成长空间

特高压产品：核心元件国产替代，高端制造自主可控。由于国际供需形势的变 化，为了保障国内产业链的完整，在党中央、国务院的领导下，公司承担了全面掌 握特高压分接开关核心技术的攻关，并已实现产品在特高压领域的投运。2008 年公司提供给河北衡水 500kV 变电站的有载分接开关通过验收，2010 年公司 500kV 系列 分接开关通过国家产品鉴定并批量投放市场。2011 年，国家电网委托上海华明研制 特高压分接开关，以摆脱该产品完全依赖进口，以保障国家电网安全为使命。2014 年公司完成特高压换流变分接开关研发，获得了相应的奖项并通过国家鉴定。2021 年，上海华明与中国电力科学研究院有限公司联合研制的特高压变压器无励磁分接 开关在晋北站主变扩建工程特高压变压器正式投运，是首次在特高压变压器中使用 国产分接开关。2022 年 11 月 27 日，公司自主研发的换流变分接开关在“±500kV 溪 洛渡直流输电工程”从西换流站正式投入运行，填补了长期以来特高压有载换流变 分接开关国产品牌的空白。

海外业务：公司长期布局海外市场，即将步入收获期。国内客户集中度较高， 两大电网占据约一半的市场份额；海外各国市场客户较为分散，营销和推广的周期 较长。此前公司海外销售本土化不足，发展速度缓慢，目前正逐步实现部分重点市 场的本地化人员和生产的部署，稳步推进海外市场布局，提高市场占有率。公司已 经在土耳其地设立了自己的组装中心，目前公司海外的布局主要在土耳其、俄罗斯、 北美、拉美以及新加坡；俄罗斯、美国是以销售和服务为核心，土耳其以生产装配 服务为核心，东南亚市场的规划包含从产品的选型设计、生产制造、销售服务到产 品运维的完整产业链，力争未来 2-3 年东南亚市场打开局面。公司已在海外布局多年， 随着时间推进和公司在高压产品的突破，海外市场扩展速度有望加快。

检修业务：在运变压器数量众多，在线监测与全生命周期设备维护备受关注。 根据中国电力统计年鉴，截至 2021 年底我国在运 35kV-110kV 变电站 69931 座；根 据 35kV-110kV 变电站设计规范，在有一、二级负荷的变电站中，每台变电站应装设 2 台主变压器，合计近 14 万台；根据电力变压器分接开关运行维修导则，制造厂商 未明确规定的非真空分接开关每变换 1-2 万次或每 3-6 年应进行吊芯检查。除了传统 的现场检修，公司还将在线监测和运维相结合，公司和南方电网合作的特高压产品 首次采用公司主导研发的具有油色谱监测等功能的有载分接开关在线监测系统，特 高压分接开关在线检测的投运，有望形成良好的品牌效应，促进其他电压等级分接 开关在线监测的推广。并且，全生命周期设备维护提出后，国内客户端特别是电网 端越来越重视服务，未来公司服务业务有望逐年扩张。

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