节后稳增长行情先从传统基建展开，后数字经济接棒然后中国移动涨停市场认为会扩散至5g为代表的新基建。
不过从双碳的大势下，近期没怎么表现的特高压好像没有给予足够的关注度，轮动角度也该看起来了，毕竟龙头S中天科技(sh600522）S 已经开始慢慢小阳爬坡。
据媒体公开报道，2022年国网电网公司计划投资额达到5012亿，超过2016年峰值水平，较2021年的规划额增长6%较完成额也有所增长。
双碳趋势下对电力系统物理结构、管理模式都提出了巨大的、长期的挑战，中长期来看，电网需要逐步加大投资。长期看，电网侧的投资将是慢牛式的稳步增长。这个投资力度或许也决定了A股相关的投资机会是结构性的，也就是细分方向出牛股。
投资增长可能性
电力电网的投资决定因素是电价、用电量、管制模式。管制模式在未来很长时期内不会有大的变化，这是我国国情决定，涉及民生的产业基本以国有主导。所以，电价成为决定电力投资长期周期演变的核心驱动力。
关于电价的市场化改革已经在进行，国家发改委已经印发《关于建设全国统一电力市场体系的指导意见》，未来国家电网将全力推进统一电力市场体系建设。这意味着电力价格将逐步还原其商品属性，发电侧、售电侧是体现其商品属性的必经之路。
电价不是一成不变，浮动调整是合理的，此前燃煤发电实行的“上浮不超过10%，下浮不超过15%”的标准扩大为“上下浮动20%”且高耗能企业不受20%的限制，已经体现了这样的思路。
这将让电价驱动投资成为可能。
此外，双碳趋势下对电力系统提出了新的要求，迫切需要电网做出调整。以终端电气化、清洁能源化趋势为主要特点的新型电力系统加速发展对现有电网的物理结构、管理模式都提出了巨大的、长期的挑战，电网需要加大投资来适应“两化”趋势。
另一方面，电网企业有较强的投资支撑。经过过去几年的消化，发电、用电资产的利用率企稳并略有回升；同时，主要电网公司的负债都比较低，国家电网公司目前负债率56%左右，带息负债率20%左右，有较强的投资支撑能力。2021年开始，各级政府部门出台的文件释放出电价逐步回归商品化的信号，有望使得电网的收入和盈利能力得到增强，电网有更强的支撑加大资本开支强度。
2020年疫情影响下全年国网电网投资额4605亿元，较2019年略有回暖，2021年国网计划投资4730亿元，而据中国能源报，国网2022年电网投资额规划值为5012亿，较2021年计划投资额同比增长6%，有望创造历史新高，也再次确认了电网投资的总量回暖趋势。
结构机会在哪
1、 储能/抽水蓄能
“两化”趋势下，新型电力系统呈现以下几点变化：
1）发电侧光伏等波动性电源比例提升，2）终端电气化带来用电总量的提升，3）而旋转机械电机的退出以及逆变器、变流器等电力电子设备的接入造成系统惯量的下降。电力系统供需、惯量特征的根本性改变直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于惯量降低频率波动更加剧烈。
要维持系统稳定的核心在于提升发电与负荷匹配度，保持系统供需平衡，而储能能够实现电力供需的时间转移，打破原来电力供需的实时平衡原则，发挥“库存”效果，阶段性维持供需匹配状态。
但受投资政策影响，网侧储能经历2018年的建设高峰后，2019年进入低谷--2019年4月发改委发布《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，抽蓄与电化学储能被排除在电网输配电管理之外，5月正式稿明确电储能设施不计入输配电价，电网侧储能成本无法传导。2019年12月，国网《关于进一步严格控制电网投资的通知》规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。
但在2021年4月，发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，7月正式版发布，提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展，将储能的战略地位提升至新高，也成为“十四五”期间储能产业的指导纲领。
关于电网侧储能，文件明确——
1、要积极推进电网侧储能发展，明确网侧储能的市场地位；2、要明确储能独立市场地位，辅助服务，打开多种储能收益来源；3、重提探索储能成本纳入输配电价。2021年底能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》，从辅助服务市场角度完善储能的获益渠道。配套机制完善后，国内电网侧储能有望较快发展。
电网侧储能配置要求设备容量大、可靠性高、经济性优，而对空间约束条件相对宽松。抽水蓄能是目前最为成熟、且经济性最优的大规模储能方式，具备使用寿命长（坝体100年、机械及电气设备50年以上）、能量转换效率较高（70-80%）、装机容量大（通常为GW级别）、持续放电时间长（持续放电6-12小时）等特点。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）》，规划到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，2030年至1.2 亿千瓦左右，将是网侧储能的主流方案。
2、 智能电表
国网智能电表于2009年开始集中招标，2014、2015年达到招标量的高点，2017年、2018年上半年招标量下降到低点。2018年第二批、2019年第一批招标量、招标金额明显回升，行业招标开始回暖。2020年国网电表招标量同比下滑29%至5210万只，主要系疫情影响且新标准处于过渡期。
2021年智能电表需求明显回升，2021年总招标量达6724万只，招标金额达200亿元，同比增长49%。其中2021年第一批，国网智能电表招标量达3681万只，同比增长48%，2021年第二批，国网智能电表招标量达3041万只，同比增长11.5%。这个还受到芯片、宽带模块供应链影响，预计未来更换会进一步加速。
电网智能化与信息化对电表等终端提出了新的要求和挑战，近几年，电网企业都在研究新一代智能电表，新电表不仅有计量功能，还需要支持一些管理功能。2020年8月国家电网出台了智能电表新标准IR46，新标准取消了不带通信模块、电池不可换的表型，同时增加通信（无线、蓝牙）、遥控（部分将增加微型断路器）等功能与要求。标准的IR46电表，单价较老标准可能有一倍以上的增加。
3、变压器
1）变压器新的强制国标开始落实，能耗要求大幅提升。2020年5月29日，国家标委会、市场监督管理总局发布《电力变压器能效限定值及能效等级》（GB 20052-2020），并于2021年6月1日正式实施，新的国标修订和整合了之前的两项国家强制标准GB20052-2013（三相配电变压器能效限定值及能效等级）、GB24790-2009（电力变压器能效限定值及能效等级）。在新标准下，各类电力变压器损耗指标下降幅度约在10~45%，变压器新国标对能效口径的收紧将推动变压器这一相对传统设备环节的技术工艺升级加速以及行业格局的优化。
2）工信部等印发《变压器能效提升计划（2021-2023年）》。2020年12月，工信部、市场监管总局、能源局联合印发《变压器能效提升计划（2021-2023年）》。“计划”要求到2023年，高效节能变压器在网运行比例提高10%，当年新增高效节能变压器占比达到75%以上。
依据《变压器能效提升计划（2021-2023年）》要求，一要加大高效节能变压器推广力度（2021年6月起新增变压器需符合国标要求，可再生能源、5G、充电、数据中心等鼓励使用高效节能变压器），二则推动淘汰低效变压器（尤其如钢铁、石化、化工、有色、建材等重点行业展开专项监察），三要从电网口径加快能效提升（到2023年，逐步淘汰老旧型号。自2021年6月起，新购变压器应为高效节能变压器）
目前我国在运变压器超1700万台，装机总容量约110亿kVA。其中，三级能效及以下变压器大致在运1000多万台。按单台2-3万元测算，对应市场容量数千亿元。同时假设未来变压器年增量为100万台，以75%的市占率测算，节能变压器的市场空间大致在200亿上下。
配电变压器改造节能意义大。我国输配电网损耗大致为全国发电量的6-7%，其中配电变压器的损耗在40-50%。2020年国内发电总量7.4万亿kWh计，配电变压器造成的能耗值超过2千亿kWh。在配电变压器领域推行节能升级，对于节能减排有较大的意义。
配电变压器替换与新增空间大。由存量替代、增量角度测算节能变压器带来的市场空间扩张幅度较大：
从存量口径看：估算国内电网公司的低效变压器可能还有200-300万台，用户产权的还有数百万台，如果在未来10年实现淘汰，电网年化的替代需求近30万台（实际考虑使用寿命等因素，将替代规模或由低基数逐年提升）。
从增量口径看：每年新增投运配电变压器台数大致在60万台上下，其中国家电网、南方电网采招节能变压器数目在2017-2019年大致维持在20-30万台，份额大致35-50%。今年下半年其全部电网口径增量变压器替换为高效节能型号，比例提升力度也比较大
综上，预计配网的节能变压器需求可能在未来几年激增。
最后，也是最重要的投资方向——特高压
需求端，特高压的需求增长更多。
电源侧的新能源替代造成了电力系统电源与负荷时间、空间维度的一定程度错配，时间上供需不平衡主要由各类储能解决，空间分布上的调度，则需要依托大规模、远距离输电走廊来配合实现。
新能源比例提升需要特高压解决大规模、长距离能源外送。我国风电、光伏、水电等新能源电源分布远离负荷中心，此前部分项目曾由于输出通道配套滞后，就地消纳能力有限而造成弃电。考虑未来北部、西北部大规模风电、西部和北部超大规模光伏电站等在未来将仍保持快速的发展节奏，新能源电力的外送问题仍是需要关注和解决的问题，随着电源侧的结构转型或将推动“西电东送”将由此前主要满足水电、煤电的大容量远距离外送，逐步转变为水电、风电、光伏及火电打捆外送并重的模式。
高压互联，发挥大电网优化配置资源功能。大电网在系统稳定性、调度裕度上更具优势，能够实现更大范围内电力资源的优化配置。上世纪国内电网处在分区域独立运营的状态，而后通过多项超高压、特高压工程先后实现了东北、华北、华中等电网片区的互联互通。未来柔性直流等在控制灵活性上更具优越性，将在电网异步互联发挥重要作用，区域电网间的联系更加灵活紧密。
南网方面，公司“十四五”规划文件指出加快闽粤联网、粤澳互联，建设藏东南送电大湾区工程，研究论证青海、蒙西等清洁电力外送方案，继续推动西电东送，新增北电南送，特高压等跨区域输电项目将受益，尤其《规划》指出“坚定不移推动柔性互联主网架技术路线，新建直流受端以柔性直流为主，存量直流逐步实施柔性直流改造”，预计柔直将是输电网络发展较快的分支领域。
2022年国网特高压建设可能大幅加速：多家媒体报道国网2022年将开工“10交3直”，尽管存在核准等方面的不确定性，但特高压交流加速的态势确实比较明确，综合国网前期工作的情况，我们分析媒体披露的10交可能包括了一些扩建项目（6条线路可能是驻马店-武汉，武汉-南昌，甘孜-天府南-成都东，天府南-铜梁，福州-厦门，张北-胜利特高压交流项目，另外可能还有酸刺沟、石家庄、雄安、红墩界扩建或者配套送出项目）。
供给端，特高压交流核心装备公司可能有较强的经营表现
特高压核心装备门槛高，竞争格局较好，主流企业盈利能力比较稳定。特高压交流输电系统，变电站成本约占总投资额的40%~50%，交流线路设备采购的主要产品为变压器、GIS、电抗器。特高压直流投资中变电站成本约占总投资额的50%~60%，换流阀、换流变、控制保护构成了设备采购的主要部分。
特高压交流系统中，GIS主要为平高、西电等，变压器主要为特变、西电、保变等，电抗器主要是西电，其余思源电气的无功补偿、长高集团的隔离开关等产品都有比较高的市占率。
特高压直流换流阀的主要企业为：南瑞、西电、许继、四方等，换流变为：特变、西电；直流穿墙套管主要为：平高、许继、西电等。
总体看，特高压产品壁垒较高，参与者少，盈利情况相对比较好。随着特高压交流建设的加速，预计未来几年特高压交流相关的核心企业，可能有比较好的业绩弹性。预计中国西电、平高电气等相关企业未来几年可能有比较强劲的经营表现。推荐思源电气、国电南瑞、特变电工、四方股份，重点关注中国西电、平高电气，关注许继电气、长缆科技、长高集团。
最后统计了股价表现较强的特高压概念股及响应核心亮点
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