会议要点

1、电力系统现状与发展趋势

· 今年电力板块在新型电力系统的推进上提速，包括新能源95%电网消纳红线的放开和电力体制改革的深化。

· 截至今年四月，我国电源装机突破3000GW，预计到2030年火电装机将达15.5亿千瓦，水电装机约4.5亿千瓦，核电装机约1.1-1.2亿千瓦，风电和光伏装机分别达到8亿和24亿千瓦，总装机量将超过50亿千瓦。

· 发电装机不等于发电能力，风电光伏利用小时数较低，发电能力与装机容量比值从2015年的74%下降到2022年的60%。

· 负荷高峰期的保供与低谷期的消纳矛盾突出，火电在保障供应的同时会挤压新能源发展空间。

· 我国风光装机速度飙涨，预计今年底风电和光伏装机量将提前六年达标。

2、电网投资与发展

· 电网投资滞后于电源投资，十三五期间电网投资单边下行，当前电网需要提升补强。

· 今年前四个月，电源工程投资1912亿元，同比增长5.2%；电网工程完成投资1229亿元，同比增长25%。

· 未来电网投资有望再次超过电源投资，特高压主网和配网建设是重点。

· 国家电网规划了“十三五”期间24条14直的特高压线路，投资额度将超过5000亿元。

3、迎峰度夏与电力保供

· 近期高温天气导致用电负荷持续走高，迎峰度夏成为关键时刻。

· 防灾减灾成为新型电力系统中的重点应对层面。

· 电改面临保供电压力、电力市场竞争不充分、基础设施滞后等问题。

· 特高压投资重点在五交九直的储备项目，未来两三年景气度高。

· 柔直技术在远距离输电中有独特作用，未来柔直渗透率将提升。

· 国网与南网签署跨经营区直流输电工程战略框架协议，跨省、跨区域电网互联互通是构建全国统一电力市场体系的关键环节。

4、配网投资与智能电网

· 今年是配网投资加快的元年，预计新增总量约2400亿元。

· 配网投资重点在变压器扩容、节能改造、开关设备升级等方面。

· 现货市场交易频率提高，对智能网联电表需求增加。

· 虚拟电厂政策密集出台，预计对电力现货市场和辅助服务市场产生显著影响。

5、核电发展

· 预计2030年核电装机量为2.2-2.3亿千瓦，发电量占比约6.5%-7%。

· 核电每年需批复8-10台机组，未来核电在电力系统中将扮演重要角色。

6、投资标的

· 电网投资方面推荐：中国电建、中国西电、许继和平高电气。

· 电网智能化方面推荐：南瑞、国网信通、思源电气、四方股份、金智与海兴电力。

· 虚拟电厂方面推荐：安科瑞、泽宇智能、南网科技。

· 核电方面推荐：中国核电、中广核技、应流股份、江苏神通、崇德科技。

7、长周期投资机会

· 电力设备电网投资将迎来长周期提升，特高压、配网及电力智能信息化领域有结构性投资机会。

1、电力装机与供需矛盾

今年，整个电力板块在新型电力系统的推进上明显提速。包括新能源95%电网消纳红线的放开，以及电力体制改革的深化提速。特别是在5月底，最高领导人在济南召开的专家座谈会上，电力体制改革被列为第一议题，这是一个非常重要的信号。

· 另一个标志性事件是，今年四月份我国电源装机容量突破了3000GW（即30亿千瓦）。过去十年，电源装机增长非常迅速。根据统计，中国电源装机从10亿千瓦（大约在2012年）增长到20亿千瓦（大约在2019年），用了六七年的时间。而从20亿千瓦增长到30亿千瓦，增速更快。特别是风电和光伏，尤其是光伏，增长速度非常快。我们做了一个大致的推演，预计到2030年，火电装机容量将达到15.5亿千瓦左右。十四五期间（2021-2025年）会有一个高速增长，而十五五期间（2026-2030年）增速会有所放缓，2030年达到峰值后，逐渐关停一些小型机组。

· 水电方面，预计到2030年装机容量将达到4.5亿千瓦左右。由于水电和核电的建设周期较长，通常在5到10年，因此暂时不考虑抽水蓄能。核电方面，从2019年开始匀速批复，但建设周期也在60个月以上，预计到2030年核电装机容量将达到1.1亿到1.2亿千瓦。剩下的主要装机容量来自风电和光伏。按照保守估计，每年风电新增装机0.8亿千瓦，光伏新增装机2.5亿千瓦，到2030年风电装机将达到8亿千瓦，光伏装机将接近24亿千瓦。整体电源装机容量将超过50亿千瓦，达到54亿千瓦左右。

· 需要强调的是，发电装机容量不等于发电能力。风电和光伏的利用小时数较低，发电能力受天气影响较大。根据国网能源院的数据，从2015年到2022年，我国发电能力与装机容量的比值从74%下降到60%，发电能力与最大负荷的比值从1.28下降到1.08。这主要是由于出力受阻，整体系统装机结构影响所致。

· 在当前电源结构下，负荷高峰期的保供与负荷低谷期的消纳矛盾日益突出。最明显的表现是新能源在风光小发期间电力供应不足，而在大发期间消纳困难频繁交替出现。火电方面，在装机规模一定的情况下，较大的开机方式可以保障电力供应，但会挤占风光新能源的发展空间，增加弃风弃光率。反之，为保证新能源的高水平消纳，需要适当减少火电开机，但这也会削弱火电的保供能力，因此这是一个两难的矛盾。

2、新能源消纳与电网投资

· 而且从世界范围来看，我们统计了过去十年来欧美国家的大型电力事故。虽然我国没有发生过大的电力事故，但比较明显的例子有：2019年伦敦的大停电事故、2020年美国加州的高温停电事故和2021年美国德州寒潮的停电事故，这些都与新能源占比提升有直接关系。虽然这些地区的新能源比重都比我国当前要高，但我国风光装机速度实际上是飙涨的。

· 前几年，能源局提出的目标是到2030年我国风光装机达到12亿千瓦。但实际上截至去年底，风电加光伏的装机量就达到了10.5亿千瓦，也就是说不到今年底，风电和光伏的装机量就将提前六年达标。类似的情况也出现在储能和新能源汽车领域，这些目标都提前完成了。

· 然而，电网投资和核电投资是滞后的。这主要是因为投资驱动和计划驱动的区别。电网投资在“十三五”期间经历了几年单边下行的状态，主要受制于那几年经济增速放缓、用电量增速预期悲观以及电网投资成本增加等多种原因。整体来看，在风电高增长的背景下，当前电网需要提升和补强。

· 从今年1到4月份的电源投资与电网投资增速来看，这一点也非常明显。过去五年间，电源投资显著超过电网投资。纵观过去20年，电网投资与电源投资实际上是交替领先的。比如，2010年左右我国特高压高速建设的第一个周期，电网投资高于电源投资；而在2019-2020年双碳背景下，风电和光伏的高速投资带动了电源投资增速显著高于电网投资。今年前四个月，电源工程投资额为1912亿元，同比增速为5.2%，略有放缓。而电网工程完成投资为1229亿元，同比增速为25%。

· 因此，我们判断未来相当一段时间内，电网投资有望再次超过电源投资。主要的驱动力是在风光消纳压力背景下的电网投资补强，重点是特高压主网的高压建设与配网。国网已经规划了“十三五”期间特高压建设24条线路，总长度超过三万公里，变电换流容量为3.4亿千伏安。国网也明确表示，今年的投资将超过5000亿元。

· 另外，今天的主题也提到了迎峰度夏。最近的高温，特别是华北和北京的高温超出预期。我国中央气象台已经连续七天发出高温预警，预计未来一段时间内高温仍将持续，这将导致用电负荷持续走高，迎峰度夏迎来了关键时刻。全球范围内，高温也是相当惊人。根据美国国家环境信息中心的数据，2024年前四个月全球气温创下了175年来的同期新高。全球变暖导致诸多行业发展遇阻，印度多地气温连续超过45度，我国多地区用电负荷急剧增长，加剧了电力平衡的压力。

· 刚才提到的欧美国家发生的大电力事故，因此我们也通过专家交流，将防灾减灾作为新型电力系统中的重点应对层面。下面是我们梳理的几个重要投资方向。

3、电改与特高压投资

· 首先，我们上次召开了一次关于电改的电网专家电话会议，我在这里简单做一个总结。当前电改面临的问题主要有以下三个方面：

· 首先是保供电方面，提到了迎峰度夏或极端天气。实际上，2023年的情况是最为严峻的，没有2022年那么严重，但在2024年会面临瓶颈，保供电的压力非常大。其次是电力市场的现状，市场体制机制竞争仍不充分，新能源尚未完全入市，导致资金不平衡，需要向下分摊。第三轮输配电价监审中，系统成本价中的容量电价和辅助服务等相关费用也需要分担，定价问题需要进一步改革。此外，电网基础设施未能跟上市场化改革的步伐，尤其是特高压。

· 对于特高压，目前我国特高压二三期规划为450GW，而现有特高压仅能支撑约100GW的配送能力，需要通过市场化改革释放激励，带动电网投资。配网方面，未能跟上新业态的发展，尤其是县域和农村级配网，对充电桩和分布式光伏不适应。山东、河北、河南等地出现了光伏红色预警，反映出电流超标和电压越线的问题。这些都是电改需要解决的重点方向。

· 接下来，我从四个方向汇报：

· 首先是特高压投资方面。今年5月17日，国家电网公布了五交九直的特高压储备项目，可以有效支撑未来两三年的高景气度发展。包括华北特高压交流主网架的延伸项目，如达拉特到蒙西、大同、乌兰察布、包头、巴彦淖尔等五条交流项目，以及南疆到川渝、库布齐到上海、腾格里到江西等九条直流项目。这些项目表明我国特高压项目储备丰富，整体规划具有可持续性。预计“十五五”期间高压投资不会低于“十四五”投资，甚至可能略有增长。

· 国网特高压的招标在6月14日和17日发布，其中14日发布了特高压第三次设备招标，主要包括烟台到威海的特高压交流项目、甘肃巴丹吉林沙漠特高压、陕北到湖北、青海到河南、陕西到天津、新疆到山东、甘肃到浙江的全柔直线路招标。柔直在远距离输电中具有独特作用，特别适用于分布式能源占比提升的情况下，如海上风电超过100公里的输送。此次招标中，大部分采用了两端柔直方案。考虑到设备降本和示范项目的成熟，未来柔直渗透率将提升，单条线路价值量约为25亿到30亿。预计未来两年和“十五五”期间，换流阀的总投资额在80到100亿，十五五期间总投资额约为200亿。

· 特高压还需关注电网互联互通。今年4月，国网和南网在发改委领导见证下签署了跨经营区直流输电工程战略框架协议，明确了三北大基地直送广东的线路前景。跨省、跨区域电网互联互通是构建全国统一电力市场体系的关键环节。目前国网与南网的互联项目较少，主要有三峡到广东和云贵互联项目。未来跨区域直流输送将成为新增市场，当前最具确定性的是云贵互联项目，预计今年底或明年将得到推动。

· 其次是配网投资。今年政策落地密集，包括配网高质量发展的指导意见和增量配网的配电区域划分实施办法，政策配套越来越清晰。新能源消纳和存量专线用户处置有望得到实质转机。今年是配网投资加快的元年，预计新增总量约为2400亿，明年增速更高。关注变压器扩容、节能改造、开关设备、电抗器升级、配网重构需求、台区手拉手工程、继电保护优化等。逆变器中规约转换器需求增加，电网招标中添加电表通讯协议模块，价值量约为500元，整体体量上亿。配电变压器节能改造，约有20万台高损变压器需替换。电表方面，现货市场中对电表需求增加，需确定每个参与市场的发电机组和用户侧计量点的分时电量，频率提高3000倍，对智能网联电表需求明确。

· 最后，迎峰度夏的虚拟电厂投资方向明确。过去一周，山东、成都、深圳出台了虚拟电厂政策。山东6月7日发布电力市场规则通知，八家虚拟电厂完成注册与公示。深圳发布支持虚拟电厂加快发展的若干实施政策，明确到2025年100万千瓦可调能力，1500万补贴额度。6月17日，山东电力现货市场由试运行转为正式运行，成为第三个正式转正的省份。预计今年将有八个现货市场全面转入正式运行，明年上半年第二批六个市场完成转正。辅助服务市场推进加快，有望显著激发虚拟电厂的发展。

· 以上是特高压和配网投资的汇报。

4、虚拟电厂发展前景

· 调用的功能，这里边的空间怎么来算呢？首先按照最大负荷来看，2021年到2023年我国的最高电力负荷分别是11.9亿、12.9亿和13亿千瓦，也就是说大概在12到13亿千瓦的最高负荷水平。而且这个最高负荷每年还在增加。根据中电联的预警，今年预计将再增加1亿千瓦左右的最高负荷，大概能达到14亿到14.5亿千瓦。可以看到这个最高负荷和火电的装机容量差不多，今年的增速会比较高，2023年的增速实际上不是特别高，接近2022年的增速。2022年时，多个地区出现了限电的情况，考虑到迎峰度夏的关键时点的来临，虚拟电厂作为一种互联网技术，可以将尖峰负荷平移，起到保障全社会用电平衡的作用，是平衡供需的重要手段，也将成为用户侧响应的重要支点之一。

· 为什么提到现货市场呢？因为现货市场与辅助服务市场是虚拟电厂获利的主要渠道。所谓的"无现货不市场，不市场难分光"，基本上可以理解为如果没有现货市场，就没有那么大的价差。我们可以看到，山东省作为支持负电价的现货市场，在2023年出现了连续九十多个小时的负电价。因此，分时价差越高，对虚拟电厂而言，其获利的渠道或可能性就越高。

· 从当前我国包括深圳、上海、冀北的示范虚拟电厂来看，现在基本上还是以单纯的响应电力需求获取收益为主，获取来源比较单一。当前来看是响应电力需求的收益为主，参与辅助服务为辅。对于电力现货市场，全面运行的省份还非常少。目前来看，基本上只有一个市场型的虚拟电厂，其他大部分还是邀约型的。因此，我们认为虚拟电厂作为能源与新技术深度融合的方向，可以有效缓解极端情形下的电力供需矛盾，提高新型电力系统的调节能力。在电力市场的持续推进下，有望打开盈利空间并完善商业模式。今年有望迎来一个突破式的发展期。

5、核电装机与发电预测

· 然后第四个，我们认为电力保供非常重要。刚才提到核电装机，今年还是没有新的核电项目核准。通常来看，往年大概率会在7、8、9月份，年底是一个批复的高峰期。实际上从2019年到2023年，我国核电批复大概是在四五十台的节奏，这看似很高，但考虑到福岛事故以及AP1000首堆拖期造成的五六年低谷期，从2012年到2018年，这六年时间基本上批的很少。2015年是十二五末突击批复了几台，当时有四五年的空档期，因此每年8到10台的批复是确定的。

· 我们也做了一个大致的装机量和发电量的推演。如果按照当前风电光伏的装机增速，光伏2.5亿千瓦，风电0.8亿千瓦，尽管过去几年核电批了几十台机组，但按照投产顺序来看，基本上要到十五五甚至十四五末期才能贡献发电量。因此，从装机占比来看，2030年核电装机大概在2.2到2.3亿千瓦左右。截止到去年底，核电装机占比是1.9%，这个比值非常低。如果核电不能保证每年10台的建设，到2030年占比会更低，甚至低于1.9%。如果依然是零散批复建设的话。

· 从发电量上看，核电基于稳定输出的能力，发电量占比在2023年大概是4.9%，接近5%。我们根据火电4300小时，水电3300小时，风电2300小时，海上风电占比提升，光伏1200小时以及核电7600小时来测算，2030年的发电量或用电量大概能达到14万亿度。我国2023年底的全社会用电量是9.2万亿千瓦时。按照5.5%的复合增速，2030年的用电量是13.4万亿度。我们考虑到GDP增速预期，电力弹性系数1.2倍，各大预测机构对未来装机发电量预测还是比较困难的。我们大致算了一下核电的占比，2030年大概能达到6.5%到7%，依然不高。如果2035年的装机量按照3.5%到2.5%的复合增速，2030年的用电量是15.9万亿度或15.16万亿度，届时核电发电量占比能达到8.6%到9%。这与核能协会预测的2035年核电发电量占比10%基本相当。因此我们判断核电装机每年8到10台甚至更高是有可能的。增量包括四代堆的高温气冷堆和小堆能带来进一步的增量。核电是电力系统中能源保供的重要一环。基荷能源只有火电和核电能担此重任。

· 整体上以上是我这次汇报的主要方向。投资标的方面，我们之前强调的电力设备方向，分为三块。首先是电网投资方面，中国电建、中国西电、许继和平高电气。中国西电是设备龙头，央企出海占比最高，国资委直管，预计在特高压建设和出海中能进一步增强。许继在高压直流与柔直市场地位显著。平高电气在GIS组合电器及750千伏和500千伏电网建设提速。6月4日国家能源局发布的新能源消纳通知中，列举的2020年投产及储备的33个和新开工的37个项目，对750千伏和500千伏电网建设有较大预期差。

· 第二个领域是电网智能化龙头企业，包括南瑞、国网信通、出海的优秀民营龙头公司思源电气，以及现金流和技术研发领先的四方股份。变压器与智能电表方面，我们多次推荐了金智与海兴电力，此外还有全球高能。保五的七月份再一次获得上调，我们对广电电气依然持续看好。虚拟电厂方面，在负荷侧及电力信息化方面，包括功率预测的安科瑞、泽宇智能和南网科技，值得重点关注。核电方面，我们一直推荐运营商龙头中国核电，以及设备端的中广核技、应流股份、江苏神通和崇德科技。

· 整体上我们认为电力设备和电网投资会迎来长周期提升。年初发布的全球电网投资新周期报告中提到，无论中国还是海外电网投资升级是一个长周期的过程。根据RA的数据，海外高压超高压线路升级改造周期大概是10到13年，前期立项审批周期长，包括融资和升级改造。从国内新型电力系统建设蓝皮书来看，2035年、2045年甚至到2060年是几个重要时间节点。2035年是初步建成。因此这是一个长周期稳步提升的状态，就像电网投资一样，基于五千多亿的基础，每年10%甚至20%的复合增速是不太可能的。电网投资约束、成本监审和收益合理成本约束，我们更看好结构性的投资机会，特高压配网和电力及智能信息化是三个有代表性的领域。