中金2024年展望 | 新型电力系统：内外需求共振，景气持续向上_新浪财经

专题：中金2024年展望

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　　来源：中金点睛

　　中金研究

　　我们认为随着全球能源转型，电网基础设施亟待加强，国内外市场对于电力设备的需求持续回暖，行业景气度持续上行。建议投资者持续关注电力设备板块2024年投资机遇，重点把握电力设备出海、柔直输电、配电网三条投资主线。

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　　Abstract

　　摘要

　　电力设备出海：全球电网投资提速，企业迎来“海外供需偏紧”的机遇期。全球发电侧新能源装机快速增长使得电网扩容与智能化转型需求愈加迫切，海外政策端已频频发力，推动电网投资提升。从供给端来看，受扩产周期较长、产业链配套不完善、工人稀缺等因素影响，我们认为海外供给侧3年内较难释放大量产能，供需偏紧问题短期内较难解决。电力设备出海壁垒高，中国企业具备“强技术、强制造、低成本”的竞争优势，或将迎来“海外供需偏紧”的机遇期，我们看好长期布局海外战略的头部企业把握海外电力设备市场此轮较长时间的景气周期。

　　柔直输电：技术突破助力打开市场空间，核心设备厂商有望持续受益。在交直流混联电网、大规模新能源送出等趋势下，采用柔性直流输电技术是构建新型电力系统未来所必经的路线。近年来技术突破助力柔性直流输电打开应用空间，关键设备价值量提升显著，我们测算“十四五”柔直换流阀空间约200亿元，“十五五”有望进一步放量。当前核心设备厂家技术领先，格局集中，我们认为有望充分受益于柔直渗透率提升。

　　配电网：新一轮农网改造与配网智能化提升有望带动配网投资触底回暖。配网是我国电力系统相对薄弱的环节，“十四五”期间投资有所滞后。大规模分布式光伏发展受配网容量制约，高压快充或将进一步抬升对配电网改造需求。我们认为在新一轮农网改造与现代智慧配电网共同催化下，配网投资有望触底回暖，预测2024年配电网投资同比增长2%左右。

　　风险

　　电网投资不及预期；海外政策不及预期，地缘政治风险；电力市场化改革政策落地不及预期。

　　Text

　　正文

　　总体趋势：电网投资稳步提升，行业景气上行

　　年度回顾：电网投资稳步提升，特高压&主网环节增速亮眼

　　2023年1-11月电网工程完成投资4458亿元，同比增长5.9%。根据国家能源局公布数据，2023年国网投资整体呈现逐步加速的状态，1-2月电网工程投资额同比+1.9%；3、4、5月份单月投资额分别同比+13.3%、+16.2%、+12.4%；6月单月电网投资同比+1.9%主要系去年高基数影响，单月投资落地654亿元，绝对值较高；7月单月投资同比+25.4%，增速进一步提升；8月单月投资同比-45.8%，出现短期扰动主要系保供需求及台风等自然天气影响；9/10月单月投资完成额同比+19.5%/+24.4%，增长趋势回归。11月单月电网投资同比+4.2%，增速放缓受高基数因素影响，投资金额达到727亿元，为2018年以来11月单月最高。从全年投资额来看，我们预计2023年全年电网投资额有望达到5300~5400亿元，同比增长7%-8%。

　　图表：电网基本建设投资完成额

　　资料来源：国家能源局，中金公司研究部

　　图表：全国电网工程建设完成投资（2006-2022）

　　资料来源：中电联，中金公司研究部

　　特高压：建设大幕开启，4条特高压直流线路开工。2023年特高压工程建设进一步提速，截至11月底共有4条直流线路相继启动招标开工（金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆），总投资额1102亿元；“四直两交”启动可研（陕西-安徽、陕西-河南、甘肃-浙江、蒙西-京津冀、大同-天津南、阿坝-成都东）。从特高压设备招标情况来看，今年共有4条直流、1条交流线路（川渝）和4个1000kV变电站扩建工程（黄石、天津南、石家庄、雄安）进行设备招标，总金额达到400.7亿元。从中标格局来看，主要设备厂商份额基本保持稳定。

　　图表：2023年以来特高压线路进展

　　注：统计截至2023/12/25 资料来源：国家电网，南方电网，各政府官网，中金公司研究部

　　主网：投资增速亮眼，变电设备国网前六批次变电设备招标增速较快。“十四五”以来非特高压主网环节投资呈现快速增长趋势，2022年非特高压主网投资完成额达到1452亿元，同比增长17%，2020-2022年连续三年保持10%以上增速。我们根据国家电网变压器招标信息初步统计，2023年新建/改扩建变电站项目分别达到774/1315个，同比增长73%/256%；分电压等级来看，500kV、750kV项目数量较去年同比增长209%。2023年国网变电设备招标延续去年的高增速，1-5批次总体招标金额593.82亿元，同比增长36.0%。其中，一次设备基本延续去年增速，变压器/组合电器/电缆及附件招标金额同比+34.4%/+47.3%/+23.4%；变电站二次设备招标金额增速较去年明显提升，继保类产品招标金额同比+31.6%。

　　图表：国网变电设备招标金额（2020-2023YTD）

　　注：统计截至2023/12/25资料来源：中电联，中金公司研究部

　　图表：变电工程数量（2020-2023YTD）

　　注：统计截至2023/12/25

　　资料来源：国家电网，中金公司研究部

　　配网：省网协议库存招标企稳微增。截至12月15日，国网区域内已公布省网配网协议库存招标金额共计达1455.9亿元，较去年全年招标金额同比增长9.6%。其中江苏、山东、上海招标金额位居前列，已突破100亿元；15个省网招标金额较去年实现同比上涨。分设备来看，配电自动化终端招标数量超过17万台，较去年全年下滑15%；10kV配电变压器招标超过16万台，温和复苏；环网柜/环网箱招标数量近7万台，较去年全年同比+31%。

　　图表：2022-2023YTD国网各省配网招标金额

　　注：2023年截至12月15日资料来源：国家电网，中金公司研究部

　　数字化：上半年招标进度滞后，下半年加速推进完成计划。根据国网《2023年度总部集中采购批次安排》，国网原计划在今年3/5/7/10月进行四个批次的数字化服务与设备招标，但上半年进度滞后，并无批次落地，下半年国网在7/8/9/11月进行了四批招标，其中前三批数字化招标金额已达到78.7亿元，接近去年全年5批次招标的79.9亿元，较2022年前三批同比+10.3%，其中营销2.0招标金额5.39亿元，同比+2.11%。

　　图表：数字化设备及服务历年招标金额

　　注：2023年截至第三批数字化招标资料来源：国家电网，中金公司研究部

　　电能表：招标数量稳中略增，单价有所下降。国网在2023年按计划分别在4月及9月进行了2次电能表招标，总计招标7218万台，相较2022年全年同比+4%，终端产品总计招标213万台，相较2022年全年同比-29%。从金额看，2023年电能表/终端产品总金额共计189.5/232.9亿元，同比-4%/-9%，主要系各类电能表及终端招标单价有不同程度的下滑。从中标份额看，整体格局趋于分散，CR5及CR10相较2022年分别-7ppt/-11ppt至21%/35%。2023年物联表招标276万只，较去年138万只同比+100.6%，渗透率由1.99%提升3.82%，但整体进度相对不及预期，我们认为主要系管理芯操作平台更新仍在过渡期，看好后续系统稳定后物联表渗透率加速提升。

　　电改：顶层设计出台，电价机制持续优化，电力市场体系进一步完善。今年以来，围绕电力体制改革的多项政策文件频繁出台。7月11日，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》[1]，提出要科学合理设计新型电力系统建设路径，健全适应新型电力系统的体制机制。除了顶层设计以外，今年政策主要围绕电价机制优化、电力市场建设、市场主体丰富三方面展开：

　　► 第三轮输配电价+煤电容量电价机制落地。第三轮监管周期输配电价落定，减少交叉补贴，输配电费核算更加清晰，同时将系统运行费用单列。建立煤电容量电价机制，推动煤电由基础性电源向系统调节性电源转型，保障煤电机组持续健康运行，促进新能源消纳，保障电力稳定供应。

　　► 市场电量比例提升，现货市场建设提速。多省电力现货市场进展显著，市场交易电量稳步增长。根据中电联统计，2023年1-10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量46578亿千瓦时，同比+8.1%，占全社会用电量比重为61.3%，同比+1.2ppt。2023年9月，《电力现货市场基本规则（试行）》[2]出台，奠定现货市场向各地推广的基础；11月，国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》[3]，明确现货市场建设的时间表。截至12月15日，辽宁、安徽、江西、重庆、贵州等现货市场取得进展，均已开展结算试运行，上海、陕西、宁夏、湖南均已成功开展调电试运行。12月15日，南方区域电力现货市场首次实现全区域电力现货市场结算，参与交易的主体数量超过16万家，交易规模达到2000万千瓦时，标志着我国区域电力现货交易实现了从模拟运行到实时结算的转变。

　　► 绿证交易与CCER更进一步，需求侧机制日臻完善。为体现可再生能源发电绿色属性，在绿电交易的基础上进一步健全绿证核发与交易制度（《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》[4]），实现绿证对可再生能源电力的全覆盖；此外CCER方法学印发[5]，核发范围纳入造林碳汇、并网海上风电、并网光热发电、红树林营造，系统规范了减排交易的总体框架和实施流程，标志着CCER的重新启动。为提升电力系统负荷侧调节能力，《电力需求侧管理办法》[6]完成修订，鼓励用户侧主体参与调节，进一步与电力市场接轨；各地需求侧响应政策完善，宁夏出台《虚拟电厂运营管理细则》[7]。

　　行情复盘：如何把握电力设备板块的投资机遇？

　　复盘历史，我们发现每一轮电力设备板块行情酝酿的条件包括偏弱的宏观环境与经济形势（逆周期调节）以及电网行业较为颠覆性的变革。

　　► 2009-2010年“四万亿投资”+“智能电网”：全球金融危机后，2008年11月国家推出进一步扩大内需、促进经济平稳较快增长的十项措施，释放四万亿人民币投资。2009年5月，国网首次向社会公布了“智能电网”的发展计划[8]，计划2020年全面建成统一“坚强智能电网”。2009年全国电网投资首次突破三千亿元达到3898亿元，同比+34.7%。2009年，国电南瑞收购集团城乡电网、电气控制及成套设备加工业务，同年定增募集7.6亿元用于智能变电站自动化系统、智能用电信息采集系统等智能电网配套项目，开启智能电网建设大潮，公司股价2009/2010年录得141%/195%涨幅。

　　► 2014-2015年“货币宽松”+“特高压”：去库存背景下国家实行货币宽松政策多次降准，发改委推出重大项目工程包，部署重点领域基建项目。2014年4月，国家能源委员会第一次会议决定实施《大气污染防治行动计划》[9]，部署建设特高压“四交四直”工程，工程总投资1748亿元，开启第一轮特高压建设高峰。2015年国电南瑞/平高电气/许继电气年内最大涨幅录得109%/91%/83%。

　　► 2021年—“稳增长”+“新型电力系统”：疫情后经济复苏稳增长为重心。“双碳”目标下新能源装机快速增长，构建新型电力系统迫在眉睫，电网投资增速由负转正。2021年国电南瑞录得83%涨幅，2023年电网设备指数跑赢沪深300/电力设备新能源指数10%/26%，防御属性凸显。

　　图表：电网投资行业复盘

　　注：数据截至2023/12/18 资料来源：国家电网，中电联，中金公司研究部

　　需求仍处于上升通道，供给侧整体稳定偏紧，我们判断电力设备赛道仍然处于景气周期。

　　► 需求端：随着新能源装机的不断增长与用电侧的持续变化，构建新型电力系统仍然迫在眉睫、需要“先立后破”，我们判断电网投资整体仍然处于上升周期。此外，构建新型电力系统需要源网荷储共同发力，在电网侧投资温和增长的基础上，电网的投资边界也在逐步缩窄，因此实际上考虑发电用电侧投资的整体电力设备需求同样处于上升周期。

　　► 供给端：电力设备关系电力系统安全稳定运行，特别是电网侧产品对质量把控和供应商资质的门槛要求较高，导致行业格局整体稳定，个别高电压等级产品如特高压变压器等产能负荷较满，市场无需担心“产能过剩”。

　　我们预计2024年全国电网工程投资额同比增速有望达到10%左右：

　　► 特高压：受新能源大基地外送需求驱动，我们认为特高压或是电网未来两年较为明确的投资重点之一，2023-2025年有望迎来新一轮核准高峰，年均核准3-5条直流线路，以支撑风光大基地外送。具体来看，我们预计2023年全年有望核准“三直一交”、开工四条直流；2024年有望核准并开工“四直两交”，特高压投资金额在900亿元以上，同比增长60%。

　　► 主网：我们预计2024年主网投资（不含特高压）增速或在7%左右，主要侧重点：1）750kV主干网建设，服务于西北电网大动脉和新能源并网送出；2）送受端电网特高压配套支撑主网架升级扩容。

　　► 配网：我们预计2024年配网投资触底反弹、温和增长，预计110kV及以下电网投资同比增速2%左右至2800亿元左右。配电网投资侧重点在于：1）进一步提高农村电网提高供电质量和供电可靠性；2）现代智慧配电网建设，配网智能化水平提升；3）局部地区因分布式光伏渗透率提高带来的扩容与改造需求。

　　► 数字化：我们预计电网数字化投入或保持温和增长，营销2.0、PMS3.0等系统稳步落地。

　　建议关注电力设备出海、柔性直流输电、配电网三条投资主线

　　► 电力设备出海：欧美电网改造升级需求迫切，叠加新兴市场国家新建电网需求旺盛，我们看好中国电力设备企业出海机会。欧洲、美国等发达经济体的电网基础设施相对完善，但存量线路普遍运行时间较久，因此未来电网投资以存量改造为主。新兴经济体电网投资以新建线路为主，短期无电少电问题突出，长期也面临能源转型的挑战。海外传统电力设备厂商扩产周期较长，产能难以满足需求，我们认为具备海外销售渠道的中国电力设备企业有望受益。

　　► 柔直输电：甘肃-浙江、蒙西-京津冀特高压直流可研设计方案均考虑两端柔直换流站。我们认为柔直输电技术可以有效解决特高压常规直流输电在电压支撑、灵活性方面的限制，有望成为风光大基地外送的重要技术。此外，海上风电项目建设有望提速，未来有望进一步打开柔直输电的空间。

　　► 配电网：2021-2023年电网投资侧重于主网环节，重点在于提升主网架支撑能力和电力保供；展望“十四五”末期以及向“十五五”看，电网投资或逐渐向配网侧倾斜，解决配电网承载力短板。

　　投资主线1：电力设备出海

　　2022年全球电网投资2738亿美元，能源转型推动投资提速

　　我们认为发电侧和用电侧的变化是推动电网投资的底层动力。在发电侧，全球绿色转型的大背景下，新能源装机保持较快增长，装机比重不断提高，与传统能源相比，新能源发电的随机性、波动性、间歇性为电力系统带来了可靠性、灵活性、稳定性等多重运行挑战，电网作为新能源消纳的关键载体，需要做配套升级建设；在用电侧，随着全球经济平稳增长、电气化率提升、人工智能等高耗电量行业的快速发展，我们认为全球用电量有望保持稳健增长，同时分布式光伏、电动汽车等新型主体接入电网，带来复杂潮流、尖峰冲击等一系列问题，电网扩容与智能化转型需求愈加迫切。

　　全球电网投资有望稳健增长。BNEF预计在净零情景（NZS）[10]下，2022-2030年间全球电网投资CAGR为12%，2022-2030年间电网投资总额为21.4万亿美元，其中4.1万亿美元用于更换老旧资产、8.6万亿美元用于系统改造（提高可靠性、效率）、8.7万亿美元用于新增并网（现有电网扩展到新的发电或负荷设施）。在经济转型情景（ETS）下，2022-2030年间全球电网投资CAGR为6%，2022-2050年间电网投资总额为13.3万亿美元。

　　中国于2021年启动新一轮电网投资；海外投资迫切性凸显，有望迎来加速。中国早在2021年3月中央财经委第9次会议[11]上，提出了“构建以新能源为主体的新型电力系统”的概念，自2021年起电网投资逐步回暖，在主网架、配电网、数字化等多个维度加大投资力度，我们预计2023-2024年电网工程投资增速有望达到10%以上。而近年来，海外电网面临的老旧线路改造、新能源消纳、制造业投资、无电弱电等问题愈加突出，电网投资有望迎来加速。根据BNEF预测，在净零情景（NZS）下，2022-2030年间美国电网投资CAGR为9.3%，欧洲CAGR为7.5%，亚太CAGR为15.9%，其他地区CAGR为16.6%。

　　图表：全球电网投资预测（2022-2050E）

　　注：柱状图为净零情景（NZS）下的全球电网投资预期，折线图为经济转型情景（ETS）下的全球电网投资预期

　　资料来源：BNEF，中金公司研究部

　　图表：重点区域的电网投资预测（2022-2030E）

　　注：横轴为净零情景（NZS）下的投资增速预期，纵轴为经济转型情景（ETS）下的投资增速预期，圆圈大小为2022年实际电网投资规模

　　资料来源：BNEF，中金公司研究部

　　海外政策端频频发力，推动电网投资落地

　　#美国

　　美国为电网投资提供政府基金和贷款，总额超过450亿美元，旨在建设具有韧性和可靠性的能源基础设施。美国在2021年签署了《基础设施投资和就业法案》（IIJA），并在2022年签署了《降低通胀法案》（IRA），联邦在能源转型上的支出将达到4，500亿美元，其中电网因IIJA和IRA两个法案分别获得165亿美元和125亿美元的资金，重点用于农村电网的开发、地下电缆、建设促进各州间和多地区容量转移的输电项目、微电网和技术部署。2022年美国能源部出台“建设更好电网”计划，为电网弹性创新合作伙伴关系（GRIP）/输电便利计划（TFP）/电网弹性拨款/输电选址和经济发展补助分别拨款105/25/23/7.6亿美元。

　　#欧洲

　　欧盟计划推动电网建设，十年总投资5840亿欧元。欧盟于2023年11月28日发布了欧盟电网行动计划（EU Action Plan for Grids）[12]，该计划预计2020-2030年间需要投资5840亿欧元用于电网升级改造，我们测算平均年度投资额584亿欧元，相较2022年实际投资额增长10%；其中3750-4250亿欧元用于配电网，投资占比接近70%（vs． 2022年占比约50%）。该计划提出多项有助于解决电力系统瓶颈、实现电网投资的举措，包括改善长期规划、对前瞻性（预期性）投资进行监管指导、支持扩大供应链、加快审批速度、呼吁欧洲投资银行等机构提供新的融资工具等，也有望提升电网在政策制定者议程上的地位。

　　长期看好“强技术、强制造、低成本”的竞争优势，短期迎来“海外供需偏紧”的机遇期

　　电力设备出海壁垒高，当前中国企业份额低，提升空间广阔。海外市场的常规壁垒包括资质、业绩、本地化，部分市场还有关税、专利保护、政府禁令等门槛。此外，相较施耐德、ABB、西门子、GE等国际品牌，我国企业进入海外市场较晚，品牌认可度仍有较大提升空间。我们测算中国电力设备企业在海外份额不到10%，仍有较大提升空间，1）产品维度：当前出口产品主要为变压器、电表，品类多元化尚有较大发展空间；2）渠道维度：多数企业出口国家数量在50个以内，渠道覆盖面尚不完善，且主要集中在亚非拉等新兴市场，欧美等发达国家市场有待突破。

　　中国电力设备出口规模稳健增长。根据海关总署数据，1）变压器：1-10月变压器出口金额同比+16%，其中南美洲、欧洲、非洲增长亮眼，分别同比+58%、49%、45%；2）电表：1-10月电表出口金额同比+20%，其中非洲、亚洲、欧洲增长亮眼，分别同比+52%、21%、11%。

　　图表：2023YTD变压器分区域出口规模及增速

　　注：统计截至2023年10月

　　资料来源：海关总署，中金公司研究部

　　图表：2023YTD电表分区域出口规模及增速

　　注：统计截至2023年10月

　　资料来源：海关总署，中金公司研究部

　　长期来看，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。

　　短期来看，海外供需阶段性偏紧，为中国厂商提供了机会

　　以变压器为例，欧美交期不断拉长，供需偏紧问题短期内较难解决。根据BNEF数据，美国变压器交付周期从2014年的15个月拉长至2023年三季度的4年，我们认为主要系需求快速增长而供给端弹性有限。我们认为海外供给侧3年内较难释放大量产能，主要原因包括：变压器扩产周期较厂（一般需要2-3年时间）、变压器厂商扩产决策谨慎（扩产周期或与需求周期不匹配的风险、产品标准发生变化的风险）、供应链配套不完善（取向硅钢产能稀缺、分接开关等零部件依赖进口）、熟练人工不足等。

　　我们认为，在海外供给偏紧的设备环节（以变压器为典型），中国厂商将迎来重要机遇，发挥性价比、交期等方面的优势，提高市场份额。

　　投资主线2：柔性直流输电

　　柔性直流输电技术是适应新型电力系统发展的必然趋势

　　我们认为发展柔性直流输电技术是适应新型电力系统发展的必然趋势。传统交流电网主要是基于火电、水电、核电等同步发电机构建，在以高比例风电、光伏为主体的新型电力系统中，逆变器等电力电子设备渗透率显著提升，对系统无功和惯量的支撑能力非常微弱。而常规直流输电所使用的半控型器件仍然需要依靠交流电网电压进行换相关断，对送受端交流电网要求必须有同步机电源支撑以及足够的短路容量（不小于直流容量的2倍）。对于送端电网，如果是新能源大基地送出，则需要匹配火电/水电等同步发电机以及同步调相机；对于受端电网，一方面仍然需要火电机组提供无功支撑，导致系统运行方式不够灵活，若未来火电利用小时数持续下降，恐造成火电机组经济利益受损，另一方面多条直流集中馈入导致系统安全稳定风险突出。因此，我们认为在交直流混联电网、大规模新能源送出等趋势下，采用柔性直流输电技术是构建新型电力系统未来所必经的路线。

　　我们认为柔性直流输电技术未来有望主要应用于新能源大基地直流送出、深远海上风电送出、交流电网异步互联、低压配电网组网等场景。

　　► 新能源大基地直流送出：特高压常规直流输电在送受端交流电网具有足够支撑能力的条件下，用于大规模、远距离输送清洁能源技术和经济优势十分显著。但对于沙戈荒大基地新能源项目，由于送端交流电网强度较弱，且缺少支撑性常规电源，因此采用常直方式进行外送存在较大约束。目前在建的特高压常直项目外送均匹配了一定规模的火电或水电机组作为配套电源。采用柔性直流输电技术可控性、灵活性更强，对交流电网的依赖性更弱，甚至可不依赖交流电网，以孤岛方式实现100%新能源汇集，并可为交流电网提供动态支撑。根据国南网此前公示，甘肃-浙江、蒙西-京津冀、藏东南-粤港澳大湾区项目正在按照双端柔直换流站进行可研方案设计，我们认为其后续有望成为首批特高压双端柔直送出项目。

　　图表：已规划特高压直流线路配套电源方案

　　资料来源：国家能源局，国家发改委，中金公司研究部

　　► 深远海上风电送出：柔直是大规模深远海风电并网的首选技术方案。目前，深远海风电送出技术主要有3种：高压交流+无功补偿平台、高压柔性直流、分频输电，其中高压交流及高压柔直输电技术较为成熟。在两个技术的选择上，直流输电的换流站投资高于交流输电的变电站投资，而直流输电线路投资低于交流输电线路投资，因此交流线路更适用于较短距离海风送出（<70 km），直流线路更适用于深远海风送出。从海外经验来看，海风柔直输电已经成为海风送出的首选，自2014年以来已经有10条柔直线路投产，5条线路在建，整体技术成熟。我们认为目前高压柔性直流送出方案成功应用案例丰富，是我国深远海风电送出方式的最优选择之一。

　　图表：不同海风送出方式比较

　　资料来源：张占奎等《大规模海上风电并网送出策略研究》（2021），王秀丽等《大规模深远海风电送出方式比较及集成设计关键技术研究》（2019），中金公司研究部

　　► 交流电网异步互联：异步互联是优化电网网架结构和提高电网防御大面积停电风险能力的重要措施。将柔直输电系统嵌入大电网中，大电网被分割成若干个互相之间异步互联的小型同步电网，可以起到隔离系统之间故障传递的作用，降低严重连锁性故障导致的全网大停电风险，同时柔直也能够为电网提供双向灵活调节能力、无功和黑启动支撑。目前国内柔直应用于电网异步互联的项目主要是鲁西、渝鄂和广东电网直流背靠背工程。

　　► 低压配电网组网：传统配电网面临分布式新能源大规模接入、负荷多样化等一系列问题。相比于交流配电，基于柔性直流技术的配电网在提升电能输送容量、增加系统可控性以及提高供电质量等方面具有更加优越的性能。例如低压配变台区通过柔性直流互联，近期可实现台区动态增容、故障快速转供，提升供电可靠性及分布式电源接纳能力，远期通过低压交直流灵活组网，适应规模化多模式源、荷接入，实现源网荷储柔性高效互动目标。从实际应用角度看，于2018年年底投产的珠海多端柔性直流配电网示范工程项目是世界首个容量规模最大的±10千伏、±375 伏、±110伏三电压等级多端柔性直流配电网示范工程，实现了柔性直流配电技术由实验室到工程应用的跨越。我们认为兼具稳定性、经济性、可靠性和安全性的柔性直流配电网具有较大的经济价值和市场潜力，待技术和装备制造进一步成熟后有望推广落地。

　　柔直关键设备价值量提升，“十四五”换流阀市场空间预计逾200亿元

　　柔性直流成本较常规直流提升20-30%，换流阀价值量显著提升。柔性直流输电系统的核心设备包括柔性直流换流阀、变压器、控保设备、开关类设备等。相较于常规直流系统，柔性直流输电系统不需要配置调相机等无功补偿设备，而换流阀、控保系统由于核心元器件及工作机理变化，改动较大，因此设备价值量也有显著提升。以换流阀为例，换流阀占常规直流和柔性直流的投资比例分别为27%/57%，根据历史招标数据，常规直流换流阀的单价大概为7~8万元/MW左右，柔性直流换流阀大概在20~30万元/MW。后续随着IGBT、电容等核心元器件的国产化，柔直换流阀仍具有一定降本空间。综合下来，柔性直流设备较常规直流设备投资增加20-30%，但假如考虑常规直流为满足系统电压支撑和短路容量要求需要配置大量调相机，则柔性直流送出方案较常规直流具有一定经济性。

　　图表：常规直流与柔性直流送出方案设备招标金额

　　资料来源：国家电网，南方电网，中金公司研究部

　　技术突破助力柔性直流输电打开应用空间。柔性直流输电系统的核心设备在于柔直换流阀，功率半导体元器件是柔直换流阀的核心元件。IGBT是目前柔直工程中应用最为广泛的全控型电力电子器件。当前较为成熟的4500V/3000A型IGBT对换流阀的电压等级和容量均有一定制约，最高仅能支撑500kV，因而白鹤滩-江苏、昆柳龙工程均为LCC+VSC混合柔直项目。目前，中车时代电气4500V/5000A压接型IGBT已完成研发测试，处于小批量生产制造阶段，有望应用于后续特高压柔直线路中，使800kV、8GW特高压双端柔性直流输电成为可能；6500V/3000A压接型IGBT也处于研发测试阶段，我们认为后续有望应用于特高压柔直和海风柔直中。此外，清华大学、中国西电与派瑞股份等联合研发的基于IGCT的MMC换流阀技术已通过成果鉴定，中国西电已中标三峡能源海上风电轻型化柔性直流送出换流阀关键技术研究项目的IGCT换流阀试制；国家电网牵头国电南瑞研发了可控换相换流器（CLCC）技术，已在葛南换流站改造中实现工程应用。展望远期，基于SiC的IGBT器件耐受电压、工作温度和通流密度更高，且损耗更低，我们认为其有望进一步给柔性直流输电带来颠覆性改变。

　　“十四五”柔直换流阀空间预计约200亿元，“十五五”有望进一步放量。数量方面，1）新建特高压：我们预测“十四五”规划“三交九直”项目/沙戈荒新增直流项目/“十五五”规划项目分别有3/3/5条拟采用柔直技术；2）存量直流改造：我们预测2024年起每年有一条线路进行CLCC单站改造；3）海风柔直送出：我们预计海风柔直送出渗透率由2024年的7.7%逐步上升至“十五五”18%。单价方面，我们结合设备历史中标金额结合未来关键元器件国产化带来降本空间进行估算。根据我们测算，我们预计“十四五”/“十五五”期间柔直换流阀市场空间分别为204/350亿元。

　　图表：柔直换流阀市场空间测算

　　资料来源：国家能源局，国家发改委，中金公司研究部

　　投资主线3：配电网

　　配电网投资持续疲软，或成为新型电力系统薄弱环节

　　配网是我国电力系统相对薄弱的环节，“十四五”期间投资有所滞后。与海外对比，我国输电网技术显著强于其他国家，但是配电网整体发展时间短，配网自动化水平、可靠性相距发达国家仍具有一定差距。展望“十四五”，我们认为尽管“十三五”期间农网得到了快速发展，但城乡配电网各项经济技术指标仍然差异较大。考虑到“十四五”是全面推进乡村振兴、加快农业农村现代化的关键时期，农网作为最重要的基础设施之一，叠加农网环节分布式光伏渗透率快速提升，我们预计农网环节仍需保持较高的投资力度。在城市配电网投资方面，随着电动汽车规模化发展，负荷侧主体类型不断丰富，较为薄弱的配电网环节或将面临更大的问题。

　　大规模分布式光伏发展受配网容量制约，当前可采取配储+汇流方式接入电网。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，大规模的分布式光伏接入会造成配电线路及变压器局部地区过载、电网调峰难度加大、台区电能质量下降等多个问题，目前多地配网可接入容量已经有限。

　　电动汽车无序充电对配电网的可靠性、电能质量以及电力系统经济性带来较大影响。新能源汽车的充电行为具有随机性与无序性，大部分私家车主充电时间多为傍晚至夜晚，与电力系统每日用电高峰有较大重合，导致原有电力系统出现“峰上加峰”现象，不利于电网的安全和可靠工作。其对配电网的影响主要体现在负荷增长导致局部过负荷、电压偏移、电压谐波、电压不平衡以及配电网损耗等方面。

　　图表：电动汽车的无序充电对配电网造成较多问题

　　资料来源：北京交通大学《电动汽车快速充电对配电网的影响》（2021），中金公司研究部

　　快充桩电压等级提升已成趋势，高压快充或将进一步抬升对配电网改造需求。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，充电时间的叠加或负荷高峰时段的快速充电行为将会加重配电网负担。根据中国高压快充产业发展报告（2023-2025），当前150kW 以上的公共直流桩占比仅 5% ，未来千伏以上的高压架构是实现 5-10min 快充的必然趋势，我们认为高压快充的发展或将进一步抬升对配电网改造的需求。

　　配网提升，路在何方？

　　分布式光伏汇流+配储提升低压侧承载力

　　短期分布式光伏汇流+配储方案可暂缓燃眉之急，长期配网规划容量提升刻不容缓。当前多地电网低压端承载力不足，分布式光伏开发容量受限、并网难、就近消纳困难等问题显现。我们认为，由于低压侧负荷形态与分布式光伏开发容量快速变化，电网台区扩容周期较长，可以通过分布式光伏汇流+配储方案暂时缓解配网容量制约，促进分布式光伏消纳。长期来看，配电网发展需提供合理规划配变容量，综合提升配电网承载能力。

　　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

　　注：户用光伏装机规模按照2022年新增分布式光伏装机中户用光伏比例推算；配电台区数量根据该省最大供电负荷规模推算

　　资料来源：国家能源局，国网江苏电力公司，中国储能网，中金公司研究部

　　配网自动化与终端提升可观可测可控水平

　　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。

　　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。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。

　　源网荷储/微电网开启分散式平衡模式

　　微电网，发挥就地消纳分布式电源、集成优化供需资源的作用。从电网角度看，微电网是系统内的一个受控实体，按照电网规则独立运行，而不影响配电网的可靠性和安全性，是高渗透率分布式电源并网的解决方案，同时能够参与备用、调峰、需求侧响应等双向服务；从电力用户角度讲，微电网内部具备电力供需自我平衡和黑启动的能力，有利于改善供电可靠性，降低线损，避免大停电事故造成的供电中断。我们认为，随着用户侧发用电设备的广泛接入，采用源网荷储一体化或微电网模式可以有效减轻公用配电网投资压力，助力清洁能源消纳。

　　风险提示

　　电网投资不及预期。电网公司每年动态调整电网投资预算，若电网投资整体增速和结构性增长低于预期，将对相关公司业务发展造成负面影响。

　　海外政策不及预期，地缘政治风险。电网公司出海受到海外政策影响，如果海外政策不及预计或出现地缘政治问题，则将对相关公司造成负面影响。

　　电力市场化改革政策落地不及预期。政策方向虽已明确，但仍需要配套实施细则方可落地。电力市场化改革涉及诸多环节与利益主体，推进过程中可能受不可抗力影响。若改革政策未按照预期方向落地，可能对相关公司业务发展造成一定影响。

　　[1]http://politics.people.com.cn/n1/2023/0711/c1024-40033379.html

　　[2]http://zfxxgk.nea.gov.cn/1310741791_16950032432671n.pdf

　　[3]https：//www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202311/t20231101_1361705.html

　　[4]https：//www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202308/t20230803_1359092.html

　　[5]https：//www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk06/202310/t20231024_1043877.html

　　[6]https：//www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202310/P020231002407934261335.pdf

　　[7]https：//fzggw.nx.gov.cn/zcgh/fgwwj/202312/t20231212_4380080.html

　　[8]https：//www.gov.cn/jrzg/2009-05/21/content_1321530.htm