新能源新型电力系统研究及2022年投资策略

1 逐本溯源：“双碳”引领电能替代与新型电力系统建设

“双碳”建设引领电力系统新发展

“双碳”目标实践路径日益清晰

“30·60”的“双碳”目标开始快 速与我国各类中长期规划相互配套融合，随着 2021 年我国进入“十四五”规划实施的开 局之年，各项规划和行动方案相继出台，从“双碳”实践的顶层架构，到“源网荷储”一 体化发展、电价机制改革、储能发展规划等落地方案。政策加码背景下，相匹配的新型电 力系统性建设不断升级，跟踪政策、关注系统性问题根源，是研判新型电力系统建设的重 要方式。

电力系统作为实现“双碳”的重要载体，其发展与变革在经历了 2021 年夏季用电紧 张等系统性问题后，有望更加聚焦且加速：聚焦于平衡“双碳”建设与满足社会生活、生 产发展的用电需求的关键技术和环节，并围绕以上要冲加速投资。我们认为，通过梳理“双 碳”建设本身对于电力系统的核心要求和电力紧张问题背后反映的系统建设问题，可以更 好地把握未来中长期建设的投资方向和节奏。

“双碳”目标的实践——电力系统面临的核心难点

首先，从问题溯源的角度，我们建议重点关注在“双碳”建设的背景下，与之相配合 地推进的新型电力系统建设，具体“新”在哪些领域。

其中，国家电网在《国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案》中提出“双高”、“双峰” 等系统面临的核心问题：

1）“双高”，即新能源、直流等大量替代常规机组，电动汽车、分布式能源、储能等 交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双 高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足。其背后反映的，是清洁发展与 系统安全之间的关系。

2）“双峰”，即近年来我国用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，峰谷差不断扩大，北 方地区冬季高峰负荷往往接近或超过夏季高峰，电力保障供应的难度逐年加大。从运行实 际看，风电和太阳能发电具有随机性，系统友好性较低，主要提供的是电量而非电力，为 了满足电网高峰负荷需要，目前主要依靠的还是常规电源。其背后反映的是清洁发展与电 力保障之间的关系。

此外，“双碳”目标的实现不仅要求清洁可再生能源的使用比例不断提升，背后也隐 含了下游终端用能持续向电能转移、转化的要求，即电能替代的不断深入和行业定义的“再 电气化”过程。实际上，自新冠疫情在我国得到初步控制、社会生产生活开始快速恢复起， 2020 年受到制造业景气度快速修复（隐含制造业自动化程度持续提升）和夏、冬“双峰” 的用电需求峰值影响，自 5 月起用电量增长快速修复，8 月受夏季用电峰值拉动当月用电 量达到 7294 亿千瓦时（+7.73% yoy），至 12 月冬季用电高峰当月用电量达到创历史单月 峰值的 8338 亿千瓦时（+17.25% yoy）。

进入 2021 年以来，在 8 月大规模限电开始之前，1-7 月当月用电量均维持同比两位 数以上的快速增长，8-9 月即使因为发生较大规模限电和 2020 年基数较高等因素影响，但 单月用电量仍保持了同比正向增长，再创历史新高。因此，即便中性偏保守假定 2021 年 10-12 月当月用电量出现负向增长，预计 2021 年全年仍有望实现用电量同比增长 8-9%， 继续提升至 8.1-8.2 万亿千瓦时，较 2020 年用电量绝对增加值也会达到历史峰值的 6000-7000 亿千瓦时。大幅增长的用电需求，从基础的电源装机容量、电网输送能力等角 度也对电源、电网基础建设提出了更高的要求。

综合来看，新型电力系统建设背后折射出了要重点梳理的三个核心问题，分别是高比 例可再生能源接入、高比例电力电子设备带来的“双高”，冬、夏用电“双峰”，和电能替 代带来的持续用电量增长。预计以上三点，将成为指引新型电力系统建设和发展的三个中 长期考量。

本轮电力紧张背后反映的系统建设诉求

2021 年 9 月以来，“拉闸限电”现象波及黑龙江、吉林、辽宁、广东、江苏等 10 余 个省份；9 月 27 日国家电网表示针对当前供电形势将综合施策、多措并举，全力以赴打好 电力保供攻坚战，保障基本民生用电需求，最大可能避免出现拉闸限电情况，坚决守住民 生、发展和安全底线。综合来看，本轮限电背后更多地体现了供用电需求差额拉大和区域 间电力形势差异等问题。

我国电力系统建设具备较明显的区域调配属性和“全国一盘棋”的系统性调整能力。 一方面，我国各省份具备较明确的能源消费、生产定位；另一方面，以省级为单位可以衡 量电力的供需情况，因为我国存在电力跨区域、跨省级输入输出的能力，因此狭义的电力 供需差额为该省份规模以上发电量与用电量之间的差额，而广义上各省实际的电力供需平 衡等式为：规模以上发电量+输入电量+分布式发电量=用电量+输出电量+电力供需差额。

因此，当直接对比 2016-2020 年及 2021 年 1-8 月各省的广义电力供需差额时，我们 发现，我国各省份分别作为能源生产大省（内蒙古、山西、四川、云南、新疆等）和能源 消费大省（浙江、江苏、山东、广东等）的定位愈加清晰，缺口省份用电需求主要依托跨 区域输入电量和本地区分布式发电来满足，而富余省份主要依托跨区域输出电量对外供给， “十三五”期间也出现了伴随经济发展部分省份缺口额快速提升（如山东）和部分省份转 型能源生产加码电源建设（如青海）的情况。

进一步，直接对比 2016-2021 年各年 1-8 月的狭义电力供需差额，可以发现能源生产 省份和能源消费省份的情况均有所变化，间接可以解释部分 2021 年 8-9 月电力短缺的原 因：1）从能源生产省份来看，山西、内蒙古、新疆等均保持了较好的逐年富余电量增长 趋势，对外输出供给能力持续加强，在电能替代及整体用电量增长的背景下显得更为重要； 但四川、安徽、云南等省份较“十三五”峰值年份的电力富余程度均有不同程度的下滑， 基础外输能力上有所削弱；2）从能源消费省份来看，虽然净需求第一大省广东今年的用 电缺口较历史峰值有所降低，但河北、江苏、浙江、河南、湖南等省份缺口均持续提升， 山东缺口的扩大尤为明显。

在此背景下，引入我国电网系统的跨区域输入输出调配能力，以广义供需差额（含分 布式发电能力）观察 2016-2020 年各年 3-11 月的区域电力供需平衡情况，可以发现部分 能源生产省份目前输出电量较大，使得自身电力亦处于紧平衡状态（如内蒙古、四川、云 南），若自身主要装机能源为可再生能源（非基荷电源，如水电）那么其发电稳定性也处 于较弱状态，一旦主要可再生能源出现资源禀赋波动，则上述省份的发电和输出能力将面 临较大挑战。与此同时，如新疆、宁夏、陕西等能源生产省份尚富余一定电量可供于跨区 域输出，电网输送能力可进一步加强。

回归 2021 年 8-9 月的电力紧张问题，纵向对比 2016-2021 年各年 3-8 月的累计广义 电力供需差额（含分布式发电），可以看到在需求端的超预期向好和供给端的多重问题（煤 炭供给及价格、火电高位利用小时数运行、部分区域出现水电枯水或风电风资源失速等情 况）的共同作用下，2021 年 3-8 月期间广义差额达到“十三五”以来的峰值，虽然其中仍 包含了各省份分布式发电的部分，但是也在一定程度上反映了缺口扩大的趋势；从结果导 向来看，今年夏季多地出现的电力短缺现象也证明了这些省份激增的电力供需差额仍无法 依靠分布式加以解决。（报告来源：未来智库）

总结来看，本轮的电力短缺现象，背后揭示了以下三点问题：

1） 在火电整体审批规划严格的背景下，应继续合理规划各区域电源类型，在可再生 资源禀赋优质区域尽量打造复合式电源结构，以平滑出力曲线，并且减少较为单 一的“火电+某种可再生资源”组成的潜在区间发电不稳定性激增的电源结构；

2） 应继续发挥能源生产省份的可再生资源禀赋优势，依托我国大电网的跨区域输送 骨架网络，强化区域间输送（满足需求体量）和调配（区域间调剂）能力；结合 第一条观点，在主要能源生产省份打造复合型风光大基地（可着重考虑配套调峰 电源以提升系统友好性）或在已有大基地的基础上增加新能源配套比例，依托已 有或新建跨区域电网输送通道，强化电能调度能力；

3） 电能替代背景下，用电量需求的刚性增长有望成为较长一段时间的核心命题，因 此电源装机、电网升级等上游建设环节应立足满足下游社会生活、生产需求，继 续体现一定的超前建设属性和提升系统运行的有效性。

电能替代的长期性

我们认为，“双碳”目标与电能替代是相辅相成的概念，伴随着我们社会生产（制造 业自动化及机器代人等）、生活（新能源汽车加速渗透等）的再电气化进程，全社会用电 量将在未来较长一段时间维持向上趋势，预计在“十四五”期间用电量增速与 GDP 增速 之间的相关系数将有望维持在 0.8-1.0 之间，整体体现“十二五”末期触底后的“再电气 化”过程中，电能在多领域的渗透提升。

国家电网“双碳”行动方案中预计能源消费侧全面推进电气化和节能提效，2025/2030 年电能占终端消费比重将达到 30%/35%以上。国民经济持续发展，叠加终端应用场景的 电气化加速，我们预计“十四五”及“十五五”期间我国用电需求将进入新一轮较快增长， 2030 年用电量有望达到 11.5 万亿千瓦时。

新一轮电力系统投资周期有望启动

考虑到我国日益提升的全社会用电量基数，我们认为单纯比较当年增速无法充分反映 用电量实际增长对电力系统上游的电源、电网环节带来的需求冲击，因此我们引入了各年 份较上一年度的用电量增加值用以反映电力系统各年份面临的实际用电量增长压力。

结合历史数据可以观察到，上一轮明显的用电量增加值高峰出现在 2010-2011 年（分 别为 5404/5027 亿千瓦时），在此之后我国迎来了“十二五”期间较为持续的电源高位投 资（2010-2015 年电源年投资额基本维持在 3700-4000 亿元之间），其后自“十二五”末 期起至“十三五”中期我国又迎来了一轮电网投资建设的高峰（自 2015 年电网投资 4640 亿元起，快速增长至 2016-2018 年维持在 5300-5500 亿元之间）。

我们认为用电量激增带来的电力系统运行压力，将成为电力系统建设的源动力，倒逼 电源、电网等上游环节发挥政府部门的社会服务属性，提升投资强度以满足电源、电网环 节较用电需求的超前建设属性；其中，电源投资倾向于较电网投资率先启动。

在此基础上，展望“十四五”新型电力系统建设和其中的电源、电网投资，我们预计 将发生一定变化：

一方面，2021 年 1-9 月我国全社会用电量累计值达到 6.17 万亿千瓦时（+12.90 %yoy）， 考虑到冬季用电峰值特性，即使结合限电因素中性偏保守判断 2021 年 10-12 月当月用电 量出现负增长，预计 2021 年全年仍有望实现用电量同比增长 8-9%并提升至 8.1-8.2 万亿 千瓦时，较 2020 年用电量增加值有望达到历史峰值的 6000-7000 亿千瓦时，考虑到后续 用电量增长的持续性，研判有望参照 2010-2011 年用电量增加值激增后产业发展走势，开 启新一轮电源、电网投资建设。

另一方面，本轮的电源、电网建设节奏可能较上一轮大规模建设有所区别，目前，电 源侧建设强调以“双碳”为核心，重点关注新能源的大规模建设，区别于传统基荷电源， 新能源对电力系统特别是电网系统的冲击较为明显，因此电源的复合化、电网的安全稳定 性和储能的全环节渗透需协同推进以满足新型电力系统的建设需求。因此，预计“十四五” 期间电源与电网的建设节奏较为趋同。

2 布局新型电力系统：结构重于总量，把握政策节奏

“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局

围绕“双碳”目标的实现，加速新型电力系统“源网荷储”一体化建设殊为重要。传 统电力系统为“源-网-荷”的结构，电能由电源端产生通过电网向负荷中心分配，但如前 文介绍的一样，系统的建设逻辑则是相反的——用电量的快速增长可倒逼电源、电网环节 加速建设。新型电力系统立足新能源的大规模渗透，引入不稳定且易于分布式布置的新能 源电源，下游用电需求变化也在一定程度上共振，形成电网侧调度配给压力，因此考虑引 入储能作为以上三个环节的“平衡器”，在各个环节提升系统可靠性。

因此，国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指 导意见》，强调充分挖掘常规电源、储能、用户负荷等各方调节能力，同时也需要电网侧 从软件（系统）、硬件（设备）、业态（模式及机制）上加以升级和配合。

综合来看，电源、电网超前建设属性有望回归，储能配给三个环节的产业化空间广阔； 其中，为了服务新型电力系统发展面临的三个核心难点，上述三个环节的建设均有各自的 侧重点，跟随政策变化布局上述重点建设方向的受益供应商应为后续产业投资主线。

电源侧：关注基荷电源发展和调峰电源建设

我国电源建设持续发展，发电设备容量持续增长，在此背景下，应当注意到伴随“十 二五”、“十三五”期间新能源技术的产业化发展，我国基荷电源（可连续运行且发出电力 不变的机组，主要是火电、核电）在发电设备容量中的占比快速从“十一五”末的 75%下 降至“十三五”末的 59%。

通过近年来的当年新增发电设备容量数据，我们可以更加直观地观察到基荷电源在新 增电源中的占比下降趋势：“十二五”期间基荷电源占新增比例为 40%-65%，而“十三五” 期间该数据快速下降至 30%-50%区间。

对比不同类型电源的投资完成额也可以反映电源结构的快速变化趋势：2020 年基荷 电源投资占比已经下降至 18%，2021 年截至 9 月占比为 23%，较历史维度平均 45%-60% 的投资占比大幅减少。考虑到投资向发电设备的转化周期，基荷电源整体占比的下降将可 能出现进一步提速的趋势。

基荷电源占比的快速下降，对电力系统运行产生较大冲击，且若单一区域内较为偏重 “基荷电源+某种可再生能源”的形式，则该地区在上述可再生能源禀赋出现季节性或周期 性波动时，较低比例的基荷电源很难满足目前持续提升的刚性用电需求。因此，从新型电 力系统电源侧考量以上问题，我们认为需要关注基荷电源的比例是否能维持在一定的安全 比例。

能源大基地与清洁基荷电源同发力。结合“双碳”目标和目前我国大型超超临界火电 机组技术、独立自主第三代“华龙一号”核电技术等技术储备，可考虑依托火电灵活性调 峰能力、核电建设深入等方式托底基荷电源比例；另一方面，可以通过打造复合型风光大 基地（配给调峰能力，平滑出力曲线）的方式，满足新增清洁发电能力同时着力提升电源 基地系统友好性能力。我国“十四五”首批 100GW 风光大基地中部分项目已经披露实施， 主要围绕原有能源基地增补风光比例和打造新型复合式风光基地两种方式并举。

电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求

从电网侧技术领域来看，新型电力系统建设中长期的重点诉求来源于：1）平衡我国 清洁能源与重点负荷区域之间的地理差异矛盾；2）控制非基荷电源装机占比提升对电网 稳定安全运行的影响；3）满足电能替代带动用电量持续增长的扩容需求；4）满足用电侧 能源利用智能化、精细化的升级需求。

围绕新型电力系统所面临的痛点问题，自电网输变电环节，向配网侧、用电侧延伸， 我们梳理了主要环节下一阶段可能推进的重点建设方向。

针对上述系统难点问题，电网侧可以考虑从大电网骨架网络和核心区域配电网络两层 架构、六个环节加强建设强度，分别为：大电网侧的特高压（跨区域输送通道）、调度系 统（跨区域配给调配能力）、抽水蓄能和配电网侧的扩容（刚性用电增加）、保护和智能运 行、数字化。

在电力供（政策导向）、需（电能替代）格局发生巨大变化的背景下，电网作为电力 系统枢纽的作用凸显，所需优先满足的痛点更加聚焦，在此背景下我们预计“十四五”期 间，电网及下游领域投资将呈现两大特点：1）结构重于总量，2）电网投资“杠杆属性” 强化。

中国国家电网有限公司董事长辛保安以视频方式出席世界经济论坛“达沃斯议程”对 话会时，在“加速清洁能源转型”环节作交流发言，提出国网将落实“四个革命、一个合 作”能源安全新战略，加快建设能源互联网企业，为此未来 5 年国家电网公司将年均投入 超过 700 亿美元，累计投入超过 3500 亿美元。据此展望“十四五”电网投资，我们预计 在总体规模稳健的基础上，结构化趋势和重点建设方向进一步清晰；料后续将结合产业发 展节奏和“双碳”目标实施情况，进一步衡量电网投资规划是否存在中期调整的需要，以 上情况有待观察。（报告来源：未来智库）

具体到电网结构化建设的六个重点环节，分别如下：

大电网主干网架

1）特高压：

特高压作为长距离、大容量传输的电网输电技术，目前已在我国经历了数轮大规模建 设，具备成熟的商业化经验。长距离的特高压直流线路可以直接沟通连接大型能源基地与 主要负荷中心，相对短途的特高压交流线路可以在满足短距离沟通作用外，进一步打造区 域性特高压环网，承担区域内大容量电能调配的作用。

综合定量测算及定性分析，我们预计“十四五”期间特高压投放量有望达到 10-15 条。 从定量分析来看，特高压建设需求集中在 1）配套在建及规划大型能源基地的外输需求，2） 跨区域输送及调配电量的需求；从定性分析看，“十四五”期间，待投放特高压线路主要 包括：1）2018 年 9 月规划的 12 条特高压线路中待核准的储备项目，包括驻马店-武汉交 流、南昌-武汉交流等；2）国家电网 2020 年初宣布拟推进纳入电力规划的三条直流线路： 金山水电外送、陇东-山东直流、哈密-重庆直流等；3）各省及国家电网近期披露的特高压 建设计划：青海海西州外送通道、哈尔滨风电外送通道、成渝环网建设等。持续的特高压 建设，有望继续利好核心站内设备龙头相关业务在“十四五”期间的发展与业绩兑现。

2）调度系统：

与跨区域输送能力相配套的，电网新一代调度系统的推广应用有望提速。目前，国家 电网新一代调度系统已经步入推广阶段，首批试点推广范围包括：2 个区域级调度系统、4 个省级调度系统以及 2 个地市级调度系统。作为电网调度领域的领先龙头，国电南瑞主导 参与新一代调度系统的开发及应用工作，更新周期内相关订单展望乐观。

3）抽水蓄能：

近年来，国家电网持续推进抽水蓄能电站建设，将电网负荷低时的多余电能，转变为 电网高峰时期的高价值电能，适于调频、调相以及稳定电力系统的周波和电压；2021 年 3 月，国家电网宣布将开放 1000 亿元股权投资，以吸引资本参与和支持“十四五”期间计 划新增的 2000 万千瓦抽水蓄能电站建设（总体规模约为国家电网现有在运电站规模的 95.4%）。

2021 年 9 月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，按照 能核尽核、能开尽开的原则，在重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。规划到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水 蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右，推动抽水蓄能进入快速发 展阶段。因此，抽水蓄能作为电源电网侧的大容量电能调配的重要补充，其建设节奏有望 自“十四五”期间起迎来集中释放，直接利好主站设备和电站系统供应商。

核心区域配电网络

1）扩容：

我国形成了较为集中的核心城市群，伴随再电气化进程（如新能源汽车保有量的持续 提升），核心城市群及周边核心区域配电网络的运行压力在不断提升，除了系统安全稳定 的升级需求外，最基础的区域内用电量增长需求，将对配电网基础承载量提出更高要求。

因此，对比技术升级需求，电网基础承载及扩容需求伴随电能替代进程和用电量的持 续增长，亦需要持续建设，以满足下游用电需求。在此过程中，可以关注围绕重点经济发 达区域的主要设备节能化改造等产品形态变化，以及分布式推广对配网扩容建设的影响。

2）保护与智能运行：

配网适应新型电力系统所需呈现的坚强化与主动性，要求持续提升以一二次融合设备、 无功补偿装置、带电作业机器人、智能电力通信开关、国产芯电能表等为代表的智能终端 大规模应用水平。立足“十四五”初期阶段，多数新产品形态仍处于部分省网（多为发达 地区）的率先推广过程中；需关注后续相关产品向其他省份的渗透进度以及产品是否会被 纳入电网集中采购，以形成需求规模效应。

3）数字化：

终端产品升级和电网复杂化，相应产生的海量数据流的利用，预计将催生电网领域加 速与云平台、IDC、边缘计算等新型数字技术融合落地。电网每年固定在上述领域开展信 息化及通信类设备采购，从电网数据安全与电网系统配套角度来看，电网侧数字化资产在 解决方案总包交付方面，具备较高壁垒，预计上述企业的总包龙头地位随着数字化建设的 推进，仍将继续保持。

储能侧：抽水蓄能与电化学中期并进，持续跟踪大容量储能技术演进

新型电化学储能：

储能应用场景丰富，在新型电力系统中的应用前景广阔，具体应用领域可分为发电侧、 电网侧和用户侧三大类以及多种子场景：1）发电侧：火储联合调频，稳定输出功率；新 能源发电配储，平抑出力波动，提高消纳等；2）电网侧：调峰、二次调频、冷备用、黑 启动等；3）用户侧：峰谷套利、需量管理、动态扩容，用户主要分为家庭、工业、商业、 市政等；4）微电网：主要为离主电网络较远的无电、弱电地区，需要自建电网，可采用 可再生能源与储能作为解决方案；5）分布式离网：4G/5G 基站供电、风景区驿站供电、 森林监控站供电、油田采油站供电、高速加油站供电等。

电化学储能因其更广泛的适用性及受地理环境等外部因素影响较小等特点，根据 CNESA 数据显示，在 2017-2019 年期间占全球和中国新增储能装机比例逐年上升，分别为 14%/66%/80%和 3%/28%/58%。2020 年该趋势有所减缓，主要系在电化学储能快速 增长的同时，抽水蓄能（尤其是中国市场）新增量级较大，这也符合我们的判断：接下来 一段周期内，储能侧发展将维持“抽水蓄能与电化学储能协同推进，并继续挖掘安全稳定 的大容量长循环储能技术”。

在此过程中，电化学储能侧保持着锂电池储能技术渗透率的快速提升——锂电储能由 于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应场景多等优势，2017 年至今占全球新增电化学储能 90%以上，国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从 2017 年 51%上升到 2020 年的 97%。

在新型电化学储能环节，除了布局电芯、逆变器和系统环节的大型龙头企业外，还建 议关注新兴逆变器企业中储能收入占比较高的公司，以及配套头部企业或业务资质较好的 储能 EPC 企业。

上游需求：挖掘多环节通用采购的零部件、元器件

关注低压电器、功率半导体国产厂商替代进程

低压电器作为电力系统全环节应用的零部件产品，有望持续受益于电能替代进程。低 压电器作为电气系统的基础零部件，可应用于电源侧设备（新能源）及电源工程、电网侧 配电网环节、用电侧多领域建筑工程电气系统及终端用能产品零件以及储能系统。产品全 领域受益于新型电力系统的搭建，并建议在此过程中关注优质国产企业的国产化替代和市 场整合进程。

终端用电设备的电力电子化预计将持续维持加速渗透态势。以逆变器、工业变频等产 品为代表的终端用能设备的增长在切实增加多电力系统影响的同时，也预示着其自身及核 心元器件——功率半导体（例如 IGBT 等）的需求持续走强。其中，需求覆盖广泛电力下 游领域的 IGBT 产品，具备巨大的国产化替代前景，建议关注逆变器等领域具备全球竞争 力的国产龙头和中高压 IGBT 环节逐步实现批量供货的国产企业。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）