新型电力系统行业深度研究系列一：新型电力系统——能源革命的必选项

电力作为能源革命的重点对象，将迎来行业体制变革与技术进步。与其他大宗商品不同的是，电网作为电力的物流环节，不仅体量巨大，而且决定了电能的商品质量，是现代文明最为复杂的体系工程之一。鉴于未来40年中国将构建适应新能源的电力系统，我们认为存在以下几方面投资机遇：电网结构加强 以特高压直流、交流电网加强与互联为代表的结构建设是未来电网工程的主要建设方向。尤其与直流相关的设备，如换流阀、直流断路器、直流控制保护系统等，将更加受益。 柔性/灵活输电技术 柔性直流与柔性交流输电技术是基于电力电子元器件的先进输电技术，通过半控型或全控型的功率半导体器件，可以灵活调节系统参数，实现精准、大范围、连续控制，提高电能质量，适应双随机系统运行。柔性输电设备及上游晶闸管、IGBT等功率半导体器件的需求将逐渐上升。 电力物联网感知层 台区是电网的终端区域，绝大部分用电设备都接入台区。台区可感知及智能化是数字电网的基础。以台区智能融合终端和智能物联电表为代表的台区智能设备有望加速部署。 新型电网运营商与抽水蓄能 电网运营商和抽水蓄能运营主体充分受益于电力市场化改革。运营商具备设备聚合和配售电功能，未来作为电力现货市场的参与主体，将是灵活性资源价值变现的重要渠道。 节能电网与地下电网 电价作为碳中和成本的重要传导路径，面临较大上涨压力。节能行业将从政策驱动转向需求驱动。非晶合金与铝合金等节能输变电材料有望被更多应用，超高压地下电网将被更多部署。 投资建议 2022年推荐重点关注：国电南瑞，思源电气、四方股份等。 风险提示 1）电网投资增速不及预期；2）电力市场改革进展缓慢；3）能源需求降低； 4）新能源装机不及预期；5）技术发展面临困难。 投资聚焦 研究背景： 为实现“双碳”国际承诺，2021年3月15日，习近平主席在中央财经委第九次会议上指出“要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。作为能源革命的一个主要组成部分，新型电力系统从体制机制、物理结构、主流技术等方面均面临重大边际变化。按照“3060”时间要求，我国将在未来40年内实现欧洲70年能源革命所获成效。综上，新型电力系统将是一项任务重、时间紧的系统性工程。 不同于市场观点： 市场认为新型电力系统约等于特高压+配电网，受制于国南网投资总额，体制僵硬臃肿，行业增速不可能很快。 我们认为新型电力系统作为一个有机整体，是一次从体制机制到物理基础的重大变革。特高压和配电网只是本次系统性工程的组成部分，其主流技术和运行基础均面临改变，各细分领域机会较多。配电网将有更多的社会资本投资运行，而不应只关注国南网投资总额。 核心结论： 我们认为，随着新型电力系统转型不断深入，电力的量、价格、波动给相关上市公司带来明显投资机遇。 量：受政策推动影响明显的上游新能源装机将首先带动高电压等级电网建设需求，如特高压交直流领域；而电能替代驱动下游用电需求上升，带动部分配电网扩容改造、直流配电技术落地应用、城市地下电网建设等。 价：碳中和成本压力将不断通过电力价格疏导，由于价格上升，节能需求得到提振，包括非晶变压器、铝合金线材料、建筑电气节能、甚至超导输电都可以加速发展。 同时平均价格上升也会提升国内电力投资建设的意愿和能力，使相关主体进一步获益。 波动：随着电力市场改革的深入和现货市场的开放，电力价格波动即将加大，灵活性资源的价值获得兑现渠道，包括各种形式的储能、电网运营商聚合商会大量呈现，催动电网互联、柔性化改造、直流配电等高成本项目加速发展。 2022年推荐重点关注国电南瑞、思源电气、四方股份。 1.电力系统的定义与现状 1.1.电力系统的基本要素 电力系统即生产和消费电能的系统，有狭义和广义之分。 狭义的电力系统即由发电、输电、变电、配电、用电设备组成的，可以进行电能生产、传输、分配、消费的一次部分，以及由保证一次部分正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化、电力通信、计算机系统等设施组成的二次部分，构成的统一整体。 图表1：电力系统的简单结构 现代发电厂主要利用燃料（煤、石油、天然气、生物质燃料等）燃烧后的热能、水的重力势能、原子的核能、风能、太阳能、地热能等形式的能量，建设相应的集中式的或分布式的电厂电站，并根据其容量和规模大小接入不同电压等级的电网。 电网由变电站和输电线路组成，根据输电方式，可分为交流输电和直流输电，根据是否消费电能，可分为输电网和配电网。 我国目前的输电网包括220kV高压交流，330kV、500kV和750kV超高压交流，1000kV特高压交流，±800kV以下的高压直流和±800kV及以上的特高压直流。 我国目前的配电网包括35kV-110kV的高压配电网、3-20kV的中压配电网以及220/380V的低压配电网 用电设备也叫负荷，是用户使用和消耗电能的设备，主要可以将电能转变为机械能（电动机）、热能（电锅炉）、光能（电灯）、化学能（电解金属）或直接使用电能（电子设备）。负荷根据其容量大小接入不同电压等级的配电网。 广义的电力系统除包括狭义电力系统以外，还包括负责电能生产和传输的企业、组织电能分配的市场，以及参与电能消费的用户。本文主要针对广义的电力系统进行讨论。 1.2.电力系统产业链 电力系统产业链对应电能生产侧。最下游为支付电费的用户；中游按上网电价、输配电价分可为五大四小等发电商和国南网等电网运营商；上游行业主要包括电气设备制造、规划设计施工、及更上游的原材料和工器具等行业。 图表2：电力系统产业链浅析 目前我国电网运营商有国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、以及增量配电网改革试点中的运营主体。南方电网经营范围包括广东、广西、云南、贵州和海南等五省，国家电网经营范围为其余省份（除我国港澳台）。两网物理结构相对独立，目前仅通过三峡-广东±500kV直流线路和正在建设的闽粤联网工程相联系。 相对基本处于垄断经营的电网运营商，其上游的设备制造及服务行业则基本处于寡头竞争或完全竞争的状态。相关设备的电压等级越高、技术难度越大，则参与竞争的主体越少，而低电压等级设备制造行业则几乎完全竞争。 服务业主要包括工程服务，科研创新服务和信息技术服务，其中信息技术服务具备较大的客户黏性，也具备较快的成长速度。 图表3：变电一次设备梳理 图表4：变电二次设备梳理 图表5：输电线路材料梳理 图表6：电网服务业梳理 1.3.交直流输电技术方案对比 交流输电 交流输电在我国是指以50Hz三相正弦波的交流形式输送电能的方式。采用交流输电，其最大的优点在于输电工程中间可以落变电站，方便地升降压，灵活地预留和扩建，进而可以形成多层次的网络结构，可以根据电力配送的实际需求构成电网。因此交流电网永远是电网的主体部分，可用于构建坚强的同步交流电网、各级交流电网、大容量旋转发电机同步接入、以及终端电能消费等。 交流输电线路的电感、电容对正弦交流电起阻碍作用，其输电能力取决于线路两端的短路容量比和输电线路的距离，因此很难胜任真正意义上的远距离、大容量输电任务，一般控制在1000km以内。 直流输电 直流输电是指以直流形式输送电能的方式，主流技术可分为常规直流输电、柔性直流输电和混合直流输电，每类又可分为两端和多端结构。直流输电最突出的优点有两个，一是由于无电感电容，特别适合远距离、大容量输电；二是可用于非同步非同频交流系统之间互联。 常规直流是以晶闸管换流器为基础的输电技术，柔性直流是以绝缘栅双极型晶体管（IGBT）为基础的第三代直流输电技术。 常规直流可用于非同步非同频交流电网互联、远距离大容量输电，同时具有干扰小、不提供短路电流等优点；主要缺点是换流元件晶闸管需消耗大量无功功率、产生大量谐波，因此需装设大量无功补偿装置和滤波器，且存在连续换相失败可能，导致直流系统闭锁，影响交流系统稳定运行。 柔性直流是以绝缘栅双极型晶体管（IGBT）为基础的第三代直流输电技术，相对于常规直流，其主要特点有：电压源换流器（VSC）可以工作在无源逆变方式，因而可以向无源系统供电；VSC可以同时独立地调节有功功率和无功功率，同时具有STATCOM动态稳定交流系统电压；直流电流反转时直流电压极性不变，有利于潮流反转，构建高可靠性的多端系统；不存在换相失败，具备故障快速恢复能力；无需大量无功补偿和滤波装置，交流设备少，占地小。 直流输电换流站造价高、线路造价低；交流输电变电站造价低、线路造价高，因而存在一个经济距离，一般在500-700km以下，交流输电经济性更好。 各输电技术方案优缺点比较 各个输电方案的优缺点详见下表。 图表7：交直流输电技术对比 1.4.我国电网物理结构现状：分层分区供电 目前我国的电网以交流电网为绝对主体，呈现分层分区的特点。不同电压等级的电网覆盖的区域不同，越高电压等级覆盖的区域越大，而低电压等级覆盖的区域较小。 220kV及以上输电网络分区之间可能有交流或直流的联络线路，大部分为±500kV和±800kV等级的直流，起到跨区供电与事故支援的作用。110kV及以下配电网较少存在分区联络线路。 分层指电源和负荷按照容量大小接入不同电压等级的电网。现状来看，水火等电源基本接入220kV及以上的输电网，而负荷基本接入110kV及以下的配电网。 图表8：我国电力系统现状示意图 2.国际电力能源结构变迁与启示 为了深入剖析我国电力系统未来的发展发向，我们先参考世界各国电力能源结构变化的历程。 2.1.中国是全球发电量增长的最大来源 根据BP世界能源统计数据，全球发电量已从1985年的9880TWh发展至2020年的26823TWh，35年间复合年均增长率为2.89%。2020年，亚太、北美、欧洲的发电量总和占据全球总发电量的82%。35年间最主要的增长来自于亚太地区，其增量11195TWh占据总增量16943TWh的66%，其次北美地区增量2031TWh占总增量12%。 而亚太地区中，仅中国就占据了总增量的43%，是全球发电量增长的最大来源。 图表9：全球发电量35年增量来源占比（TWh） 图表10：全球发电量变化历史(1985-2020) 2.2.全球各地区能源结构差异较大 根据BP世界能源统计数据，全球发电量结构在1985年-2020年的35年间呈现出地区性差异较大、能源使用分布不均的特点。亚太以煤炭为主，北美由煤炭变为以天然气为主，独联体和中东均以天然气为主，非洲以煤炭和天然气为主，中南美以水电为主，欧洲进入各种能源均衡发电的格局。 绝对值上看，全球煤炭、气电、水电、风电、核电、太阳能和其他可再生能源均实现了增长，其35年增量分别占总增量的33%、29%、14%、9%、7%、5%和5%，仅石油发电取得负增长，占比-2%。 相对值上看，总体能源结构较为稳定，变化最大的为气电和石油，占比分别增加了9%和减少了8%，煤炭、核电和水电的发电占比分别下降3%、5%和4%，风电、太阳能和其他可再生能源等发电占比分别实现上升6%、3%和2%。 图表11：全球发电量结构变迁(1985-2020) 按地区看发电量结构变化 亚太地区：主要体现了中国能源发展带来的影响。绝对值上看，煤炭发电增量占总增量的60%，其次为水电和气电，分别贡献了总增量的14%和11%。相对值上看，煤炭发电占比大幅增加19%，石油略有减少，水电、气电的使用均有一定增长。 北美地区：主要体现了气电对煤炭、石油的替代。绝对值上看，气电增量占总增量的82%，煤炭占-34%，另外核电和风电均取得不错的增长。相对值上看，气电发电占比大幅增加28%，风电增加8%。 欧洲地区：主要体现了气电、风电对煤炭、石油的替代。绝对值上看，气电和风电增量分别占总增量54%和51%，煤炭和石油分别占-57%和-23%。受此影响，气电和风电的相对占比分别提升了12%和13%，而煤炭和石油分别减少了25%和8%。另外，水电、核电、太阳能和其他可再生能源等均实现了较为均衡的发展。 独联体