（报告出品方/作者：中国银河证券，周然）

一、构建以新能源为主体的新型电力系统

（一）发电侧清洁化，用电侧电气化

“双碳”目标为可再生能源提供长期确定性指引。年9月，在联合国大会上，我国提出CO2排放力争于年前达到峰值，年前实现碳中和。年12月，在气候雄心峰会上，我国宣布到年单位生产总值CO2排放将比年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

发电侧清洁化率持续提升。根据国网研究院的乐观预计，年我国发电量将达9.3万亿Kwh，十四五期间复合增速达4.4%，其中太阳能和风电发电量分别占9.5%和11%；年装机容量达29.5亿千瓦，复合增速6%，其中太阳能和风电装机容量分别占19%和18.2%。

假设年风光发电量占比57%/43%、风光利用小时数小时/小时，以国网研究院的预测数据（十四五期间发电量复合增速4.4%，年风光发电量占总量20.5%）作为基准，我们对于十四五期间的风光新增装机进行了敏感性分析。我们预计光伏年均新增装机约65-77GW，风电年均新增装机约44-55GW。

用电侧电气化提升空间大。年我国电气化率（电能占终端能源消费比重）仅27%，根据国网预测年有望达到28%。长期来看，工业、交通、建筑等行业将持续拓展电能替代的广度和深度，国网预计/年我国电气化率有望提升至32%/45%。

（二）电网数字化转型升级

电网连接能源生产和消费。电力系统可划分为发电、输电、变电、配电、售电、调度六大环节，除发电外均属于电网产业链。输变电环节，电能通过输电线路进行远距离输送，在变电站内进行电压等级转换，送至配电系统。配售电环节，由配电变电站及配电线路将电能分配给负荷用户。调度环节遵循“统一调度，分级管理”原则。

由于新能源电力具有强随机波动性，其大量替代常规机组对电网稳定性造成冲击。叠加电动车、分布式能源、储能等交互式用能设备的广泛应用，电力系统呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。此外，用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，随着电气化率提升，峰谷差不断扩大。为适应“双高”、“双峰”形势下新能源的并网和消纳，电力系统亟需转型升级。

建设源网荷储一体化和多能互补的新能源电力系统。年2月，发改委、能源局发布了《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》。多能互补侧重于发电端，优化配置调节性电源或储能，实现各类电源互济互补；源网荷储一体化侧重于负荷端，通过加强多向互动、完善市场机制等方面调动用户积极性，发挥负荷侧灵活响应能力。

“四维”寻找电网投资机会。按环节划分，电网系统分为输变电和配售电；按功能划分，可分为能源输送和信息数字化处理。在这个四个维度中，我们看好储能、配网扩容改造、特高压、输变电自动化、信息化系统、综合能源服务等细分领域的未来前景以及蕴藏的投资机会。

二、能源输送：主网、配网、储能协调发展

新型电力系统中，1）主网加强远距离输电和省网互济能力：在支持新能源就地消纳的同时加快建设输电主干通道，加强省间互联互通水平，发挥大电网对清洁能源的配置作用；2）配网扩容改造以提高用电可靠性：为应对负荷高峰期局部缺电问题，各地需要因地制宜、补齐短板；3）储能解决系统波动性问题：发挥储能可以提高系统灵活调节的能力。

（一）特高压提升远距离输电能力

我们预计年底风光装机有望达到GW和GW，是年的2.5倍和1.9倍。由于风光装机大部分建设在远离负荷中心的三北资源区，可再生能源消纳压力大，需要提升远距离输电容量。

年底，国家电网跨省跨区输电能力2.3亿千瓦，南网西电东送能力超过万千瓦。截至目前，我国已累计投运“13交18直”特高压，其中国网13交14直，南网4直。根据彭博新能源财经数据，年我国特高压直流利用率为61%，特高压交流利用率33%。

特高压直流与交流各有优势：直流用于点对点、大功率、长距离输送电量，线路损耗低；交流线路组网性能强、覆盖范围大，可以中间落点，对于区域电网的稳定性起到重要作用。

年3月，国家电网发布双碳行动方案，十四五规划建成7回特高压直流，新增输电能力万千瓦，年国网经营区跨省跨区输电能力将达到3亿千瓦（包括部分特高压交流和超高压线路）。特高压直流需要配套特高压交流，国网规划十四五期间完善特高压交流主网架和区域环网，目前已确定5条特高压交流，预计后续会有更多线路纳入规划。

根据前瞻产业研究院预测，十四五期间将核准开工10交10直线路（目前已公布10条），按照直流/交流线路投资额每条亿元/亿元推算十四五期间特高压总投资将达亿元。

特高压投资可分为基础建设、铁塔和线路以及站内设备，其中基建、铁塔和线路技术门槛较低，竞争格局分散，站内设备技术门槛高，呈现寡头垄断格局。由于每年招标份额相对固定，特高压站内设备的龙头企业优势明显。特高压交流的核心设备包括GIS和交流变压器等，直流包括换流阀和换流变压器等，主要供应商包括国电南瑞、特变电工、中国西电、许继电气、平高电气等。

随着“一带一路”的持续推进，以特高压为核心的国际能源合作有望发展成为我国高新技术海外输出的典型代表。从资源禀赋来看，可利用蒙古、俄罗斯的化石能源满足我国用电需求，同时，我国的清洁能源也可以输往巴基斯坦、尼泊尔、东南亚等国家，实现电力互通互联。国网研究院预测年我国计划建成跨国直流工程9回，输电容量约万千瓦。

电网跨国互联存在较大增长空间。截至年底，我国已与周边7个国家实现电力联网，但输送容量较小。根据国家电网规划，年预计我国跨国电力流将达到万千瓦，仅相当于跨区跨省电力流的7.7%；年跨国电力流将增至万千瓦，相当于跨区跨省电力流的15%。

中国西电（.SH）是特高压设备龙头供应商。公司在输配电装备制造领域特别是特高压领域拥有雄厚的技术和人才储备，技术水平已达到世界先进水平，交直流产品线齐全。在特高压直流换流阀、换流变以及特高压交流变压器、GIS等核心设备市场中，公司市占率均位居前列。公司前三季度营收.2亿元，YOY+27.2%；归母净利润3.28亿元，YOY+62.1%。

（二）配网扩容改造仍需加强

“十三五”期间，我国实施多项配网重点工程，主要包括6千亿农网改造升级以及亿贫困县农网改造工程。项目实施后，“三区三州”（“三区”是指西藏自治区和青海、四川、甘肃、云南四省藏区及南疆的和田地区、阿克苏地区、喀什地区、克孜勒苏柯尔克孜自治州四地区；“三州”是指四川凉山州、云南怒江州、甘肃临夏州。“三区三州”是深度贫困地区）供电水平已接近全国平均水平，农网年户均停电和电压不合格时间较年分别缩短6.9小时、64.5小时。

年，我国主要配电网指标已达到国际先进水平，县域电网联系薄弱问题基本消除，配电自动化覆盖率达到90%，供电可靠性大幅提升。根据《南方电网“十四五”电网发展规划》，南网将继续加强城镇配电网并巩固农村电网，进一步提高用电可靠性，到年南网客户年均停电时间降至5小时以内，中心城区/城镇地区/乡村地区分别降至0.5/2/7.5小时。

由于高温天气、工业生产增长以及煤价高企电厂积极性不足，年7月14日，全国日用电量达.87亿kwh，较去年同期峰值超出10.5%，多地用电负荷创新高，引发局部电荒问题。广东、云南、内蒙古部分地区执行错峰轮休或高峰限电政策，江苏、安徽等省份实行季节性尖峰电价。

造成电荒的主要原因可归结为：1）省间电网互济能力不足；2）配电网局部容量不足，架构不完善；3）电力市场机制不完善，煤价高企，火电出力不积极。我们预计十四五期间电力负荷增长较快，单靠源头侧和市场调节机制是不够的，解决负荷高峰期的缺电问题，配网扩容改造也是重要一环。如果能建成许多局部微电网，接入分布式可再生能源和储能，并充分利用电动车等柔性负荷的调节能力，就会极大缓解电荒问题。

终端电气化率提升带来配网扩容需求。年我国电气化率仅为27%，根据国网预测，、年有望提升至32%、45%。随着电动车渗透率的快速提升，交通领域的电气化对局部电网的影响最为明显。根据世界资源研究所研究，在居民小区、工业园区的局部配电网中，当私家车电动化比例过高时，将明显增加峰值负荷和负载率。以居民小区为例，电动车户渗透率达到25%时，峰值负荷增加14-32%；渗透率50%时，峰值负荷增加23-54%。此外，安装快充公共桩的场所以及本身中载或重载的配变同样易受影响。

电网双向趋势催生增量改造空间。随着分布式能源等广泛应用，增加了对配电网反向输电的需求，也对配电网运行的灵活性提出了更高的要求。配电网作为能源互联网建设的核心环节，需要提升信息化、自动化和网架建设等方面的水平。

各省用电情况存在差别，因地制宜开展配电网建设。从已公布的十四五规划来看，各省配电网发展目标不尽相同，但主要集中在智能化、供电质量和可靠性、城乡配电网建设改造等方面。国网河北省电力公司于年9月发布了《雄安新区数字化主动配电网建设方案》，将吸收法国、新加坡等城市电网理念，突出国际化、智能化和高端化，力争年底基本建成示范性数字化主动配电网。

配网设备种类庞杂，分为一次和二次设备。传统配网行业集中度低，产品同质化严重，市场竞争激烈。以价值量大的变压器、电缆、断路器为例，细分市场CR10尚不足10%。随着电力物联网信息化、智能化发展，配网大量的新增需求主要集中在新能源、智能电网、电动车等领域，对产品性能质量尤其是稳定性的要求日益增强，高端产品占比有望提升。

施耐德、西门子、ABB等公司历史悠久，技术积累深厚。我国知名品牌大多成立于改革开放之后，在一般性能方面，已基本追平国外品牌，虽然在短期内取得很大进步，但在高端领域仍有差距，主要体现在可靠性方面。

国外品牌凭借高可靠性和品牌知名度，具备更高的议价能力。以小型断路器为例，其用于过载和短路保护，分断能力越高意味着产品质量越好。虽然国内品牌也可达到A，但施耐德、西门子的产品可靠性和品牌知名度更高，售价可以达到30-40元，议价优势明显。

国产品牌正在努力追赶，看好高端设备国产化替代机会。低压电器广泛应用于配网、终端及工控等领域，市场分为三个梯队：第一梯队是ABB、西门子等外资品牌；第二梯队是正泰、良信等国产知名品牌；第三梯队是千余家中小企业，以低价无序竞争为主。

正泰电器（）和良信股份（）大力投入技术研发和销售网络建设，产品线齐全。正泰规模更大，成本控制能力更强，销售网络更广；良信主打高端产品，利润率高、盈利能力更强。正泰/良信年营收达亿元/30亿元，-年复合增速18.8%/19%，低压电器毛利率32-34%/37-41%。

宏力达（）是配电网智能设备领先企业，主营产品为智能柱上开关、故障指示器。公司在一次开关设备、5G通讯应用等智能化领域拥有核心技术。基于同源技术优势，公司正在研发一二次融合环网柜等新产品，有望成为新的业绩增长点。公司年营收9.09亿元，-年复合增速53.2%，毛利率在48-56%之间，且呈上升趋势。（报告来源：未来智库）

（三）储能：多场景共同发力，万亿蓝海可期

1、储能是核心，电化学5年10倍多

电能是不能储存的，时发时用，且瞬时响应，所以发电和用电必须实时平衡。但是，电力系统中的用电负荷是经常发生变化的，为了维持有功功率平衡，保持系统频率稳定，需要发电部门相应改变发电机的出力以适应用电负荷的变化，这就叫做调峰。

随着新能源占比和终端电气化率的提升，电力系统“双高双峰”（高比例可再生能源/高比例电力电子装备；夏季/冬季负荷高峰）特征日益凸显。为确保电网安全运行和电力可靠供应，亟需发展储能以提高系统灵活调节能力。储能可在容量范围之内削峰填谷，进行有功/无功功率调节，保持电力系统瞬时平衡。

储能可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能。发电侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频（频率响应是一种将电网频率尽可能合理地保持在额定频率范围内的服务，超出该范围会导致保护性发电机跳闸）、辅助动态运行等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能用途包括电力自发自用、峰谷价差套利等。

我国储能产业的战略布局起始于年出台的《可再生能源发展指导目录》。目前储能发展已从研发示范向规模化、市场化应用转变。迈入十四五，国家级储能政策频繁落地，内容以电化学储能为主，兼顾抽水蓄能等多种类型。20余省市相继落实出台了鼓励新能源配置储能的文件。

年底，我国已投运储能项目累计装机35.6GW，占全球比例18.6%，同比增长9.8%；全球已投运储能项目累计装机.1GW，同比增长3.4%（根据CNESA全球储能项目库不完全统计）。目前已投运储能项目中，抽水蓄能占比最大。抽水储能全球累计装机规模保持领先，达到.5GW（占比90.3%），我国累计装机31.79GW（占比89.3%）。

抽水蓄能主要满足电网侧储能需求。年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》，规划中纳入重点实施项目库的总装机规模为GW，储备项目库GW，年装机目标62GW，年GW，是年31.79GW的3.8倍。截至年8月，我国已投产抽水蓄能装机规模32.49GW，在建规模为53.93GW。

年7月15日，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出年新型储能装机目标达30GW以上。由于具备技术成熟、成本较低、不受自然条件限制、响应迅速等优点，电化学储能将在新型储能中占据绝对主力。年底，我国已投运电化学储能累计3.27GW，我们预测，截止年该数字达到44.2GW，十四五期间年均增长约68.4%。电化学储能5年增长12.5倍空间。

近年来，随着市场复苏以及社会对于储能作为主流电力技术的接受程度越来越高，全球储能市场已经经历了快速增长期。根据伍德麦肯兹（WoodMackenzie）统计，年-年，全球电化学储能装机以CAGR66%的速度保持高增态势。美国、欧洲、日韩等国家和地区采用税收优惠和补贴的方式促进储能成本下降和规模应用。

年底，全球已投运电化学储能累计约14.2GW，伍德麦肯兹预计年该数字有望达到70GW，年接近GW，-年CAGR约35%。其中，美洲和亚太是主要贡献区域，合计占比约88%；自年起，亚太将超过美洲地区一跃成为全球电化学储能装机容量最大的区域。

电化学储能电池主要包括锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池和液流电池等。凭借技术成熟、响应快速、效率高等优势，锂离子电池成为绝对主导。根据CNESA统计，截至年底，国内电化学储能中锂离子电池占比88.8%，全球电化学储能中锂离子电池占比92%。

2、多场景应用共同发力

发电侧取决于新能源配比。我们预计十四五期间光伏/风电新增装机约GW/GW，其中光伏集中式占比55%。综合各省十四五储能规划，预计风光电站配比约15%，时长2小时，增量/存量渗透率约25%/2%。根据以上假设，推算出十四五未发电侧电化学储能装机将达到26GW/52GWh。

电网侧与负荷峰值息息相关。调峰的持续时间长、响应速度要求低，抽水蓄能满足电网侧调峰需求；调频与之相反，电化学储能可以更好地发挥其响应快的优势。根据十四五期间用电需求的年均增速4.4%推算，预计年我国电网最大用电负荷将达到14.3亿千瓦。按照北极星电力网估算，2%的备用容量需求、27%的储能调节比例（参考美国PJM年市场情况），推算出十四五末电网侧电化学储能装机将达到8.7GW/13GWh。

用户侧受峰谷电价差影响较大。年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出高峰时段电价应不低于低谷电价的3倍，若峰谷差比率超过40%，则不低于4倍，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%。峰谷电价价差拉大直接利好用户侧工商业的削峰填谷收益。

年6月20日，国家能源局下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，明确提出开展整县推进屋顶分布式光伏建设工作，并对申报项目的建筑屋顶面积可安装光伏比例提出了量化要求。目前全国有个县级地区参与试点，预计单县规模MW-MW，整县推进总量在GW左右。

我们预计十四五期间新增分布式光伏中，户用/工商业占70%/30%，户用增量/存量渗透率3.5%/0.5%，工商业增量/存量渗透率16.5%/2.5%，增量/存量的功率配比50%/30%，则十四五未用户侧电化学储能装机将达到10.5GW/26.1GWh。

3、发电侧取决于可再生能源配比

我国第一批GW风光大基地项目已有序开工，开工数量达到21个，建设规模超55.14GW，覆盖青海、甘肃、内蒙古等13个省自治区。10月15日，甘肃省举行新能源项目集中开工仪式，开工规模达到12.85GW。同日，青海省大基地项目也集中开工建设，总装机容量达10.90GW，总投资逾亿元。第二批风光大基地项目已于12月15日完成上报。

十四五期间，预计新能源将以集中式兼顾分布式齐头并进的方式积极开发建设。随着整县分布式光伏的推进，预计光伏集中式占比将逐步小幅下移。由于尚有0.03元/kwh总规模5亿的户用补贴，今年分布式光伏装机增长较快。根据能源局数据，截止年9月底，我国光伏装机总容量达到.8GW，其中集中式.8GW，占比66.2%，较年底降低了2.6个百分点。

年至年间，新能源装机增长迅速（风光CAGR为28.5%/88.6%），但是当地消纳以及外送能力不足，导致弃风弃光率居高不下（16年达到峰值17%/10%）。近年来外送输电通道扩容，可再生能源优先上网，风电光伏消纳问题大幅改善。年1-10月全国弃风电量.8亿kwh，弃风率3%；弃光电量53.7亿kwh，弃光率2%。但是未来新能源装机将迎来高速增长期，弃风弃光率可能会大幅上升，风光电站配储可以提升电量使用效率。

光伏出力曲线与光照有关。上午时段随着光照变强，正午达到顶峰，发电大于负荷，可能引起电能过剩；下午光照逐渐降低直至傍晚停止，但负荷却快速上升，需要其他电源快速爬坡以满足晚高峰用电需求。光伏日内净负荷曲线形似一只鸭子，俗称“鸭子曲线”。随着光伏并网增加，鸭子曲线的坡度愈发陡峭。

风电出力曲线和风力大小有关。一般情况下风力比光照变化速度更快，因此日内出力波动性更大且方向不定。此外，风电出力具有逆调峰特性（用电高峰平均10%-20%铭牌出力）。因此，光伏和风电出力难以预测，需要增加调频能力以维持电网实时平衡。

调频的持续时间短、响应速度要求高，煤电机组调频需要频繁调速阀门导致增加磨损，不利于机组使用寿命，而抽水蓄能机组响应速度慢且损耗高，相比之下，电化学储能在这方面优势明显。安装电化学储能将大幅提升电厂调频能力。调频能力的衡量指标为调节速率、响应速度和调节精度（又称K1/K2/K3），三者的加权平均指标为K，K值越大，调频能力就越好，调频收益也越高。

年8月10日，国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》。《通知》重点提出，随着新能源发电技术进步、效率提高、系统调峰成本下降，电源企业将承担更多消纳责任；超过保障性并网的规模，初期按照15%、4小时以上比例配建调峰能力，20%以上的优先并网；发电企业自主运营的调峰和储能项目可作为独立主体参与市场交易获取收益。

根据十四五各省储能发展规划，风光电站配储的比例约在10-20%之间，时长2小时左右。对于新建电站，部分省份已纳入并网考核指标，储能配置在一定比例的项目优先获得资源开发权；对于存量电站，配套储能的时限要求和监督机制仍不明确。

目前已有多家发电集团和运营商正在积极推进新能源配套储能项目。储能装机容量较大的项目包括青海格尔木乌图美仁多能互补项目（新能源3.82GW/储能0.52GW）、广西横州风光储一体化大型基地示范项目（新能源2.6GW/储能0.4GW）、鲁北千万千瓦级风光储一体化基地首批2GW项目（新能源2GW/储能0.3GW）等。

4、电网侧与负荷峰值息息相关

电网侧储能主要用于调峰调频。调峰是指在电网出力过剩时吸收多余电能，电网出力不足时释放电能，起到削峰填谷的作用；调频是指电力系统负荷或发电出力发生较大变化时电网所需要的二次调频，以保持电网频率稳定。电网频率取决于总负荷与总发电功率的相对大小：当负荷侧发电侧时，电网频率50Hz；反之，则频率50Hz。而发电侧功率可以通过电厂控制出力大小或者电化学储能控制充放电幅度来实现调整。

抽水蓄能容量大，适合作为调峰电源。抽水蓄能电站在电网低负荷时，运用剩余的电力开动水泵，把下水库里的水送到上水库里贮存起来；等到电网高负荷或急需时，再把上水库里的水放出来，带动水轮机进行发电。

抽水蓄能可以明显减少负荷的峰谷差。一般用电高峰集中在早9点左右和晚7点左右两个时间段，低谷在半夜1点左右，日内最大峰谷差可超过40%。抽水蓄能在电网负荷高峰时，为电网削峰；负荷低谷时，为电网填谷。由此可以看出，抽水蓄能电站既可以作为电源又可以作为负荷。

-年，我国风光装机迅速增长，装机占比由3.8%提高到24.3%，而抽水蓄能发展迟缓，占比由1.75%降至1.44%。虽然，抽水蓄能的利用率和风光装机占比并未显示出明显的相关性，但是新能源装机的增长的确推动了调峰的需求，年抽水蓄能的利用小时数较年提高了46.3%，预计未来仍有较大上升空间。

抽水蓄能长期增长空间大。截至年10月底，我国已投产抽蓄装机规模33.54GW（年底31.79GW）。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》，规划年/装机将达到62GW/GW，据此推算，未来十年CAGR为14.2%。

根据北极星电力网不完全统计，年已有39个共计47.7GW抽水蓄能电站获得了签约、核准、开工等重要进展，相当于世界最大水电站-三峡水电站总装机规模的2倍多。国家电网曾指出，力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工20GW以上装机、0亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。南方电网也则表示，“十四五”和“十五五”期间，将分别投产5GW和15GW抽水蓄能。

在运抽水蓄能电站由电网企业或地方国企控股。国网区域的抽水蓄能电站由国网新源单独控股，或由国网新源和省网公司联合控股；南网区域的抽水蓄能电站由南网调峰调频公司控股；蒙西的呼和浩特抽蓄，由内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网）控股。在建抽水蓄能电站的控股股东更加多元化，新增了三类控股股东：发电企业、金融资产管理公司、民营企业。例如三峡集团控股浙江长龙山抽蓄，华电集团控股福建周宁抽蓄，信达资产控股河南五岳抽蓄，福建省投控股福建永泰抽蓄等。

抽蓄的定价机制为“容量电价+电量电价”。容量电价是抽蓄电站提供辅助服务容量的固定费用，类似电话座机费。目前主要的抽蓄电站由电网调度部门来运营，调度部门每年会给抽蓄电站一笔租赁费用（按照资本金内部收益率6.5%核算）。电量电价是卖电和买电的费用之差（卖电量*上网电价-购电量*抽水电价），与发电出水量密切相关，定价原则基本保障收支平衡。

年国家发改委下发《输配电定价成本监审办法》，明确抽蓄不得计入输配电定价成本，国家电网提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。年国网重启抽蓄投资，新开工山西垣曲抽水蓄能电站等一批工程。年5月，发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出，以竞争性方式形成电量电价，健全抽蓄电站容量电价分摊疏导方式，将容量电价纳入输配电价回收，抽蓄可以通过电力现货市场峰谷套利、参与系统辅助服务实现盈利。

年12月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，对6年的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》进行了较大修订：1）扩大辅助服务提供主体，包括新型储能和可调节负荷；2）规范辅助服务分类和品种。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入系统，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种；3）明确补偿方式与分摊机制。按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，确定补偿方式和分摊机制。

根据国家能源局统计，现阶段我国辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，距离国际3%以上的水平差距较大。此次政策修订理顺补偿方式与分摊机制，或将激发辅助服务潜在市场，抽水蓄能、电化学储能都将从中受益。

文山电力（.SH）是一家集发供用电为一体的电力企业。年11月，公司发布重大资产重组预案，计划将原有供电及售电业务置出，置入南网调峰调频公司%的股权，目前重组尚处于审计评估阶段。重组完成后，公司将获得南网调峰调频公司旗下的在运5座抽水蓄能电站（总装机7.88GW）、2座调峰水电站（总装机1.92GW）、1座电化学储能站（10MW）以及在建的2座抽水蓄能电站（总装机2.4GW）。公司力争到年实现新增投产抽水蓄能装机6GW的发展目标。已在运的5座抽水蓄能电站在18年之前建成投产，每年收入规模约32亿元。

电化学储能

我国电网正常运行时频率范围为50±0.2Hz，如果超过该限制，会影响用户侧用电器的寿命，严重时会导致用电器烧毁或跳闸；如果低于下限，发电侧火电汽轮机叶片受到的应力（内部相互作用力）将显著增加，迫使汽轮机跳闸，从而造成频率进一步下降并形成连锁反应，最终导致电网崩溃。所以，保持电网频率稳定至关重要。

传统发电采用同步发电机并网，发电机转子质量大并有惯性（即转动惯量）。正常状态运行时，电网频率和同步发电机保持一致。电网频率的变化会反作用于同步发电机，但发电机的转子转速由于惯性不会瞬间改变，因此具有缓冲的作用并延缓频率变化。由于采用电力电子并网，不具有转动惯量，加上出力无法调节，光伏和风电机组不具备传统发电机组的调频能力。

随着新能源渗透率不断增加，对电网稳定构成严重威胁。以江苏电网为例，年4月4日11点45分，全省风光发电功率占负荷比例达到历史新高的42.4%，此时传统机组处于最低出力状态并优先保证新能源消纳。在新能源出力充足时，如果要全额保证消纳，电网频率就会明显上升甚至逼近50.2Hz的安全上限，对电网安全稳定带来风险。因此，电化学储能参与调频是保障电网安全的重要手段。由于输出不需要任何启动时间，可以快速吸收浪涌（瞬间出现的大电压或大电流），电池特别适合频率调节。年底，美国已有MW的电池存储容量（占公用事业规模电池总容量的59%）用于频率响应。

目前我国调频市场存在调频里程（元/MW）和调频容量（元/MWh）两种补偿方式。调频里程是机组响应控制指令前后的出力之差，对每次出力的调整量进行加总，即可得出对应时间段调频里程补偿费用；调频容量是机组参与调频的装机和时长的乘积，与具体控制指令无关，是机组提供调频备用容量的固定费用。

多地制定政策明确调峰调频补偿标准。京津唐等地区制定了调频里程补偿标准，价格在15元/MW之内；山东、甘肃等地区制定了调峰价格标准，部分地区为浮动价格，范围在1元/kWh之内（东三省调峰特指深度调峰，需满足负荷率≤有偿调峰基准），其余地区为固定价格；四川和浙江制定了调频容量补偿标准，价格分别为0.1-50元/MWh和0-10元/MWh。

宝光股份（）跨界布局储能调频业务。公司的传统业务是真空灭弧室和开光设备。年，公司与北京智中能源互联网研究院成立合资公司，进军储能调频业务。宝光智中是以EMS为核心的储能系统设计集成商、电力辅助服务市场解决方案和服务提供商以及消纳新能源电力专业技术提供商。

在实际运行中，储能系统会受到电网的反作用，需要根据电网状态选择不同的控制策略：正常运行时，选择削峰填谷、AGC（自动发电控制）和AVC（自动电压控制）三种模式，异常时，选择孤岛运行、紧急调频或动态无功模式。

宝光智中在该领域积累了丰富的运行经验，形成了核心储能调频控制技术。目前宝光智中已实施了5个火电厂储能调频项目、2个新能源发电配储能项目和1个源网荷储项目。其中，宝光智中与南网合作承担了深圳宝清锂电池储能电站研制工作，该电站是中国第一个MW级电池储能站，具有调峰、调频、调压、黑启动等功能，年并网运行。

储能电站发生事故概率大，主要原因：1）容量大：电网侧和发电侧大储能项目一般在MW级别，最大可超过MW；2）串联式设计：储能电池单体容量有限，因此大储能采取先串后并的形式。当串联电池组中的一个电池发生事故时，易扩大受影响范围；3）集装箱式设计：为保证储能电池不受外界环境影响，电站中的储能电池位于密闭空间中，对散热能力构成挑战。

年4月，北京大红门储能电站起火爆炸，导致严重人员伤亡。事故原因是电池短路引发热失控起火，产生的可燃气体与空气混合形成爆炸性气体，遇电气火花发生爆炸。事故暴露了危控管理不到位、不及时的问题。

标准规范有待落地。8月24日，发改委、能源局发布了《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》，这是针对储能电站安全管理的首个政策。《暂行办法》从前期准入、中期运行维护到后期退役都提出了宏观指导性意见。

5、用户侧受峰谷电价差影响较大

用户侧储能可分为工商业大储能和户用小储能。对于工商业用户而言，安装储能的驱动因素主要是项目收益。年7月，国家发改委发布《进一步完善分时电价机制的通知》，提出高峰时段电价应不低于低谷电价的3倍，若峰谷差比率超过40%则不低于4倍，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%（时段分尖峰、高峰、平段和低谷）。

储能电站初具经济性。分时电价实施后，根据目前国内电价水平，如果不考虑容量衰减和后期维护费用等因素，初始投资成本1.2-1.5元/kWh，峰谷电价差0.6-0.9元，静态投资回收期约4.3-8.1年。

海外户用储能收益高，原因如下：1）国外居民电价高。在36个OECD国家中，居民平均电价为1.元/kwh，而我国居民电价仅有0.元/kwh，排名倒数第二；2）国外居民用电峰谷价差大，而我国目前尚未出台居民分时电价政策；3）国外家用储能政策成熟。美国、日本、德国、意大利等均对家用储能出台了补贴或贷款利息优惠等政策。

国内用户侧储能面临诸多难题：1）效率问题，充放电效率只有85%；2）接入问题，物业考虑到电池安全问题，不允许接入；3）消防安全问题，物业和消防两方对于电池安全责任分割不清、互相推诿；4）商业立项问题，如果储能项目所用场地用于投资其他项目，收益可能会更高，物业立项不积极。由此可见，为推进储能项目顺利推进，配套政策亟待出台，简化流程，明确责任。

海外户用储能系统售价高。一方面是由于补贴，另一方面家用储能的消费属性带来品牌溢价，例如特斯拉Powerwall的售价约美元，根据13.5kWh容量计算，储能系统成本约合3.59元/Wh。国内厂商布局早，具有渠道优势。海外储能市场主要是分散的家庭需求及少量工商业。客户数量众多，单体安装量较小。因此，国内储能厂商高度依赖当地经销商和安装商将产品销售到终端用户。派能科技、比亚迪、锦浪科技、固德威等企业布局较早，与当地经销商和安装商建立了长期稳定的合作关系。

6、市场集中度高，成本下移空间大

电化学储能系统主要由电池Pack、储能逆变器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）组成。从竞争格局看，电池和逆变器的集中度较高，系统集成较分散。年中国储能电池供应商CR3为宁德、力神、海基，全球为三星、LG和宁德；中国PCS市场前三名为阳光电源、科华数据和索英电气，全球是华为、阳光电源和SMA；储能系统主要供应商国内为阳光和海博，海外是特斯拉、LG和派能。

储能项目成本差异较大，主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、配置冗余度及当地法规的影响。储能项目降本手段包括电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度以及市场成熟度提高。铁锂电池占比提升。

根据BNEF统计，年有74%的厂商采用磷酸铁锂（LFP）路线，较年的31%大幅提升。中国电池厂商在全球储能市场中日益显现竞争力。中国供应商对磷酸铁锂电池的定价显著低于三元电池。国内价格低于全球。

根据年国内MWh级别的储能电站招标情况，系统总成本大部分落在1.4-1.8元/Wh区间（折合-美元/kwh），低于BNEF统计的全球储能电站价格区间（-美元/kwh）。根据调研，国内大型电站成分拆分中，电池系统占比约65%，逆变器占比约17%，项目落地、运费、施工等合计占比约14%，其余为线缆、集装箱、消防等费用支出。

储能系统成本下降空间大。根据BNEF统计，全球年4小时储能系统成本为-美元/kwh，平均美元/kwh，1小时约美元/kwh；户用储能平均成本为美元/kwh。BNEF预计年电站/户用储能单价将较年下降42.1%/45.7%，电站/户用储能降至/美元/kwh以下。其中，电站/户用储能的电池成本将下降66.8%/57.8%。

三、信息数字化：源网荷储协调互动，大云物移智链应用

能源结构变化带来电网结构变化。传统电网大多采用单点对多点的辐射状单方向能量传递结构，源-网-荷各自角色和定位十分清晰；未来电网将大量接入新能源和灵活负荷，以适应可定制化的供电需求，源-网-荷-储的界限趋于模糊，层次更加丰富。

源网荷储的数据采集、传输、处理、应用等需求显著增加，电网数字化转型是大势所趋。电网将集多平台功能于一身：可再生能源消纳的支撑平台、多元海量信息集成的数据平台、多利益主体参与的交易平台和智慧城市、智慧交通等发展的支撑与服务平台。数字化依赖于信息化建设。数字化建立在数据准确采集、高效传输和安全可靠利用的基础上，需要网络、平台等软硬件设施的支撑。

智能化是终极目标。（1）从坚强智能电网的角度来看，传统数据分析已不能满足电网逐渐增加的波动性，智能调度可以有效提升电网的安全防御能力和自愈能力；（2）从泛在电力物联网的角度来看，智能化应用可以增强电网与用户之间的双向互动，拓展电网的平台枢纽价值。与此同时，智能控制和需求侧管理可以提高能效利用率，助力节能减排。因此，智能化在电网安全可靠、绿色环保、价值拓展等方面将发挥重要作用。（报告来源：未来智库）

（一）信息类投入增加，细分市场活跃

电网信息化涵盖内容广泛。根据国网招标信息，信息化系统可分为信息化设备和信息化服务两大类。信息化设备又可分为信息化和调度类两种设备，其中每种都包含软件和硬件；信息化服务涵盖内容更广，包括电力营销、财务管理、电网建设等领域，形式以软件为主，同时包括运维检修等其他服务。

十四五期间电网信息化投资加速。信息化在提升新能源消纳能力、实现电网安全高效、增强负荷灵活性等方面均发挥重要作用。年国网提出数字新基建以及十大重点任务，涵盖电网云平台、大数据中心、电力物联网平台、智慧能源服务平台等信息化系统，以及5G、人工智能、区块链等新技术的应用项目。我们预测电网信息化投资年将超过亿元，较年增长超过%，5年CAGR约17.5%，在电网总投资中的占比由6%提升至12.8%。

标准化产品是国网总部统一采购，比如特高压、智能电表、充电桩、非晶变压器等，而配电网、信息化的产品分类多，国网各地方子公司每年会向总部上报采购清单，其中的标准化产品由国网总部代为采购，其他则由地方公司灵活招标。

国网总部集采市场份额较为集中。（1）信息化设备主要由信息和调度类软硬件基础设施构成，对于可靠性、安全性要求高，标准较为统一，主要被国网旗下公司国电南瑞、国网信通和国网信息通信产业集团（不含国网信通和智芯微电子）垄断，太极股份、国电南自、中科曙光等供应商占据少量份额。此外，国网各地方子公司的招标合计规模约为国网总部的1.5倍，部分供应商没有出现在国网总部集采名单中。（2）信息化服务涵盖范围更广，且国网地方子公司定制化需求多，民营企业参与程度高，比如电力营销、电网建设、财务系统等细分领域。

作为国网旗下两大信息化平台，国电南瑞和国网信通的产品线齐全，各具特色。南瑞的优势在于调度系统。南瑞和国网联合研发的模式意味着南瑞对电网运行的理解更深入，也决定了南瑞在调度系统中的主导地位，例如国网新一代智能电网调度控制系统D。

信通的优势在于通信系统。公司旗下四家全资子公司（中电飞华、中电普华、中电启明星、继远软件）是国内最早一批从事电力行业信息通信业务的企业。公司产品线涵盖信息通信产业链各环节，包括底层基础设备和上层应用等。随着电网数字化持续推进，对通信网络、计算存储等资源的需求不断提高，公司将充分发挥“云”和“网”的协同效应和全产业链竞争优势。

朗新科技（计算机覆盖）：电力能源用电侧数字化领军企业。公司拥有两大业务板块：1）能源数字化系统建设与服务：为国家电网、南方电网、华润燃气、中国燃气等电力能源行业大型B端客户提供核心系统及解决方案；2）能源数字化平台运营与服务：通过自建能源服务运营平台在公用事业服务机构与消费者之间搭建桥梁，为C端客户提供更多更便利的服务场景。公司服务电力能源领域超过20年，在业务规范制定、信息化软件开发、业务运营服务等各方面均具有先发优势。

公司主要提供用户侧和电网侧两类服务：用户侧包括设计营业厅和营销方案、设计和监控电力营销业务系统以及设计和运维后台管理系统，电网侧包含设计供电所的业务管理系统、对电网的状态和数据进行检测和管理以及设计电网的停电、送电、检修方案等。公司参与了国网能源互联网营销服务2.0系统的试点建设工作。在电力营销系统市场中，公司优势日益明显，市占率从年的33%稳步提升至年的42%，龙头地位稳固。

打造综合能源服务新增长曲线。（1）生活缴费运营平台领域，公司为公用事业机构提供能源服务平台，与支付宝、银联、城市超级APP等互联网入口开展合作，消费者足不出户就能完成水燃电等生活缴费。（2）新能源汽车聚合充电平台领域，公司着力打造聚合充电平台“新电途”，与国网、南网、星星、特来电、云快充等头部充电桩品牌进行合作：B端，大量充电品牌对充电桩运营SaaS产品需求增加；C端，用户通过“新电途”与支付宝、高德地图的连接享受便利的找桩、扫码支付等服务。此外，公司开始布局“光储充”一体化整体解决方案业务，落地后盈利模式将从服务费转为节电抽成。

恒华科技（计算机覆盖）：电网建设领域龙头。作为国内BIM（建筑信息模型）平台软件应用与服务商翘楚，公司主要向电网、电力公司提供电网和电站的三维设计、智能造价、智慧基建等BIM系列产品和服务。公司结合产业趋势及自身优势，确立了“BIM平台软件及行业数字化应用和运营的服务商”战略定位，构建了互为支撑的五大业务体系。

三维设计技术领先。公司多年来参与了电网BIM数据模型标准、三维设计数字化移交标准等标准制定工作，在BIM编码规范、数据存储、成果移交等方面有较多积累。年6月中电联发布最新一批标准中，公司参与制定《输变电工程三维设计模型数据交互规范》等6项三维设计标准。此外，公司在三维路线设计软件市场中，公司市占率高达50%，行业地位突出。为进一步扩大市场份额，公司持续拓展合作伙伴，与奇安信、冀北综合能源公司、四川能投、国家电网东北分部等企业建立合作关系。

BIM国产替代逻辑加强。公司BIM平台软件为独立研发，拥有自主知识产权，核心技术完全自主可控，技术积累深厚，可覆盖电力领域发电、输电、变电、配电、用电全流程。当前我国电力行业BIM市场主要由海外企业Bentley和Revit主导，恒华科技BIM平台作为国产化产品有助于打破国外垄断，公司积极与国网、南网、电建等龙头国企开展长期合作，推动国产BIM平台持续渗透，市场地位有望不断提升。

积极布局整县光伏领域。当前，我国正大力发展“整县”分布式光伏。公司针对整县光伏及新能源研发出一系列产品，包括三维光伏、三维风电场BIM软件，整县光伏全过程技术服务体系，源网荷储一体化规划设计，以及风光储、风光火储规划设计等，为未来业绩提供了新的增长动力。

远光软件（计算机覆盖）：国内主流的企管社服信息系统供应商。公司专注大型企业管理信息化逾30年，在电力财务软件领域拥有先发优势。公司先后参与了国家电网、南方电网、国电集团等多家能源集团信息化项目，了解能源行业需求并形成了丰富的产品线。年公司与国网电商签订合作协议，同年国网电商成为公司控股股东，国资委成为公司实际控制人。国网电商入主公司后协同效应明显，在产品及实施服务、外部业务拓展、新技术研发等领域加强合作。

（二）采集传感类智能电表增速最快

采集、终端与非电传感设备的应用是电网数字化前提。采集类设备以计量装置为主，最典型的是智能电表，其具有双向通信功能，能够将用户使用数据实时传输汇总；终端类设备种类较多，主要用于数据采集、边缘计算和通信服务等方面，起到枢纽节点的作用；非电传感类设备采集电网中温湿度、烟雾、气体等信息，对于电网实时感知和安全运行至关重要。

智能电表需求量大。从信息采集传输路径来看，智能电表收集数据，依次汇总到采集器、集中器和主站。根据型号不同，一台采集器可连接32-64台智能电表并汇总数据；集中器通常安装在配电变压器低压侧，汇总所在变压器区域内所有采集器的数据。根据近年电网招标数据，全国现有大概7亿只以上的智能电表存量。

自9年，国家电网开始部署智能电表。对比预付费电表，智能电表增加了通讯模块，支持电表和系统主站之间双向数据传输。年8月，国网电商平台发布了新的智能电表标准，在保留上一代智能电表通讯功能的基础上，采用了模组化设计，如计量模组、管理模组、扩展模组等，新一代智能电表定制化程度提高。

单个电表价值量显著提升。新一代智能电表可分为智能电能表和智能物联电能表两大类型，每种又可分为单相和三相。对比单相表，三相表使用范围更广、准确度和电压等级要求更高；对比智能电能表，智能物联电能表在设计、功耗、储能、通信等方面的要求更高。新版单相/三相智能表价格约元/元，较旧版电表提升33%/28%。新出现的单相/三相物联电能表价格约元/1元。

智能物联电能表包含多个扩展模组接口，用户可根据不同场景（有序充电、负荷辨识、家庭智慧用能等）选配不同的扩展模组。如果把智能电能表比做功能较单一的诺基亚手机，那么智能物联电能表就是安装多个APP的智能手机，定制化程度高、单机价值量大。物联表现在还在试点阶段，未来的竞争格局取决于成本、质量、可靠性这几个因素。预计国网会按照优质优价的原则招标采购。目前智能物联电能表渗透率极低，在年国网招标中，单相智能表中物联表10.53万台，占比0.18%；三相智能表中物联表2.42万台，占比0.29%。智能物联电能表渗透率有望持续提升。

我们预计-年国网智能电表市场年招标量约万台，对应价值量约-亿元。（1）新增需求：年国网提出数字新基建，保守估计每年新基建带来的增量在0万台以上。（2）替换需求：智能电表的使用周期为8-10年，年起国网对旧版智能电表进行抽样替换。由于-年智能电表铺设量较大，预计这部分智能电表在-年左右进入更换周期，至年全部更换完毕。

智能电表市场较为分散。智能电表制造壁垒相对较低，参与厂商众多。由于国网采取供应商多元化策略，限制单一供应商的份额，市场集中度低。年集中招标（智能电表+采集器+集中器统一招标）总规模为.2亿元，CR5/CR10约22%/36%。新标准对智能电表的质量和可靠性提出了更高要求，例如使用寿命不低于16年等。

储能业务加速布局。上半年公司与华为数字能源签订战略合作协议，合作研发创新大规模LFP储能方案；与亿纬锂能成立合资公司，建设产能10GWh储能专用LFP电池生产基地项目；与华能江苏合作80MW/MWh储能共享电站。

全球视野。公司主打境外智能电表市场，是我国智能电表产品最大的出口企业。公司在国内有杭州、宁波、南京3大生产基地，在境外有巴西、印尼、孟加拉、南非、巴基斯坦5大生产基地，并建立了全球化的营销和服务网络，业务覆盖超过90多个国家和地区。年境外业务总收入17.9亿元，占总营收的64%。

布局新能源赛道。公司加快布局充电桩、储能、微电网等新业务：7kW交流充电桩产品已于年研发成功，并规划研发20kW交流充电桩以及30kW、60kW直流充电桩；基于磷酸铁锂电池的储能产品处于产品研发、试制与认证测试的准备阶段；微电网业务包括光储充一体化智慧能源解决方案和风光储柴综合智慧能源解决方案等。新业务的加入有望与智能电表业务协同发力，形成良好的产品生态。

（三）综合能源服务创建应用新场景

综合能源服务是通过综合能源系统，为用户供应综合能源产品和相关的综合服务，以实现清洁、科学、高效、节约、经济用能。综合能源服务包含了综合能源和综合服务两方面含义。综合能源服务围绕综合能源系统，以工程建设、运营管理、节能改造为基础，利用数字化技术实现能源利用的实时感知和信息反馈。

以企业用能举例，在双碳目标驱动下，企业