新型電力系統(tǒng)行業(yè)深度報告新電時代何處掘金

新型電力系統(tǒng)行業(yè)深度報告：新電時代，何處掘金從政策維度看新型電力系統(tǒng)概念的變遷前期摸索期，從雙碳目標到新型電力系統(tǒng)構建新型電力系統(tǒng)的概念可以追溯到“雙碳”目標的提出，2020年9月我國在第75屆聯(lián)合國大會一般性辯論中宣布中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力爭在2030年前達峰，努力爭取2060年實現(xiàn)“碳中和”。隨后我國又在氣候雄心峰會以及中央經濟工作會議中繼續(xù)強調“雙碳”的重要性。實際上“雙碳”目標的實現(xiàn)必然以能源為主戰(zhàn)場，而電力則是其中的主力軍，因此在“雙碳”目標快速推進的背景下，電力系統(tǒng)變革的頂層設計勢必也會箭在弦上。新型電力系統(tǒng)首次提出是在2021年3月15日的中央財經委員會第九次會議上，會議對于能源體系的定義為“構建清潔低碳安全高效的能源體系”，同時明確提出“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。會議首次提出“新型電力系統(tǒng)”的概念，并未提及傳統(tǒng)電源，核心目的十分明確，就是要加速新能源建設。在9月22日完稿，10月24日公開發(fā)布的《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中延續(xù)了此前的表述，同樣明確指出要“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，而且同時強調要“統(tǒng)籌煤電發(fā)展和保供調峰，嚴控煤電裝機規(guī)模”。此時看出初期從頂層設計方面，我國對于新型電力系統(tǒng)的觀念仍以新能源為核心，對于傳統(tǒng)火電的態(tài)度依然處于偏壓制的狀態(tài)。重新審視期，缺電使得政策調整對新型電力系統(tǒng)認知2021年下半年，我國多省份出現(xiàn)缺電現(xiàn)象，尤其是9月份，東北地區(qū)出現(xiàn)了罕見的居民用戶拉閘限電，當時由于風電驟減，3500萬千瓦的風電裝機出力不足10%，加之火電缺煤出力不足，導致電力供需嚴重失衡，電網(wǎng)頻率跌落至49.8赫茲，為防止全電網(wǎng)崩潰，最終實施了“電網(wǎng)事故拉閘限電”。拉閘限電不同于有序用電，是電網(wǎng)保電網(wǎng)安全的最終手段，用電影響范圍擴大到居民和非實時有序用電措施企業(yè)，而在實時有序用電時，居民和非實時用電措施企業(yè)均不受政策影響。雖然政策層面已經開始重視傳統(tǒng)電源對于新型電力系統(tǒng)構建過程中的重要支撐作用，但是對于火電新增裝機的態(tài)度依然相對偏緊。然而，2022年夏季多省份再次出現(xiàn)的電力供需緊缺的現(xiàn)象使得政策對于未來電力供需以及偏緊格局的原因判斷更加深刻。2022年7~8月份，我國四川、浙江等省份再次啟動新一輪的有序用電，而與此前的電力供需緊張不同的是，此前大范圍的電力供需緊張或存在煤源及極端天氣影響（詳見《限電洞察：缺煤還是缺電？》），本輪的缺電使得政策層面真正認識到頂峰裝機的不足以及電力系統(tǒng)偏弱的調節(jié)能力系缺電的核心要素，單純依賴于存量機組以及大量新增新能源裝機難以有效改變電力供需趨緊的格局。正如2022年8月1日，華東區(qū)域遭遇極熱無風天氣，當日晚高峰負荷3.15億千瓦，新能源最小出力僅有125萬千瓦，新能源出力的不穩(wěn)定性使得電力供給面臨極大的壓力。通覽各類調節(jié)性電源，由于長時儲能技術暫未突破，水電開發(fā)已經接近尾聲，核電建設周期漫長，因此唯有新增火電成為當前解決缺電最優(yōu)途徑。為應對偏緊的供需格局，長期以來對于新增火電裝機偏壓制的取向也終于發(fā)生了變化。國家能源局于8月召開會議，對迎峰度夏電力保供進行再動員、再布置。其中明確提出按照“適度超前”原則做好“十四五”電力規(guī)劃中期評估調整工作，確?！笆奈濉蹦┤珖爸攸c地區(qū)電力供需平衡。2022年8月全國開始陸續(xù)核準大量火電機組，根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2022年8-12月全國新核準火電機組高達（含核準前公示）7227萬千瓦，接近2017-2021年5年核準火電裝機規(guī)模。此次大規(guī)模核準火電機組，在一定程度上打破了此前對于火電新增裝機的偏于壓制的取向，也彰顯出政策對于安全以及火電的積極態(tài)度。由此，我國對于新型電力系統(tǒng)中傳統(tǒng)能源及新能源的態(tài)度終于形成了既要重視新能源快速增長，又要重視傳統(tǒng)能源在電力系統(tǒng)的重要保供作用。整合成形期，新型電力系統(tǒng)的概念趨于完善經過接近2年的完善總結，2023年1月6日，國家能源局正式發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書（征求意見稿）》（以下簡稱藍皮書），我國新型電力系統(tǒng)的發(fā)展方向初步明晰。藍皮書明確新型電力系統(tǒng)具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構建了新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系。藍皮書同時提出制定新型電力系統(tǒng)“三步走”發(fā)展路徑，即加速轉型期（當前至2030年）、總體形成期（2030年至2045年）、鞏固完善期（2045年至2060年），其中當前加速轉型期以支撐碳達峰為主要目標?？偨Y藍皮書提出的四大基本特征以及穩(wěn)妥推進“三步走”發(fā)展路徑，其均體現(xiàn)出“安全、穩(wěn)妥”是極為關鍵的發(fā)展理念。而且作為安全保障的來源，藍皮書明確2030年煤電裝機及發(fā)電量仍將適度增長，未來煤電建設將主要集中在送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網(wǎng)重要節(jié)點。由此，政策也真正明確了煤電未來新增裝機的必要性以及確定性。而且藍皮書也進一步完善了對于新能源的表述，論述改為“新能源逐步成為發(fā)電量增量主體”。除了電源側的描述以外，藍皮書對于新型電力系統(tǒng)的表述也更加重視系統(tǒng)性思維，新型電力系統(tǒng)不僅僅是電源及電網(wǎng)側的任務，“源網(wǎng)荷儲”四個維度均將在新型電力系統(tǒng)構建過程中發(fā)生巨大的變化，而且在不同的階段均有自己不同的歷史使命，不同歷史使命勢必也會孕育新的投資機遇?；仡櫿邔用鎸τ谛滦碗娏ο到y(tǒng)的表述及演進路徑，從初期的核心為新能源為主體到隨后的新能源占比逐步提升，再到藍皮書提出“三位一體”的框架體系以及“三步走”發(fā)展戰(zhàn)略，一方面可以清晰的看到政策方向的變化有事件催化的特點，另一方面政策體系也是在吸取當時的經驗在逐步完善。整體來看，經過兩年的經驗探索，安全這一重要原則被擺在更加重要的位置，新型電力系統(tǒng)的框架也已經初步搭建完畢，可以總結為新型電力系統(tǒng)是在安全的前提上，服務于新能源快速增長這一核心目標而建設的系統(tǒng)性工程，與之對應的，體系化的變革也將帶來產業(yè)鏈系統(tǒng)性的投資機遇。電力：新型電力系統(tǒng)主戰(zhàn)場，體制變革引領發(fā)展趨勢冰火兩重天，火電仍需政策強力支持市場雖然投資情緒高漲，但發(fā)電集團依然態(tài)度謹慎。在近兩年頻頻出現(xiàn)的缺電現(xiàn)象影響下，雖然從政策層面上已經開始肯定傳統(tǒng)火電對于電力系統(tǒng)的重要支撐作用，而且也開始大量新核準火電項目，但是傳統(tǒng)火電巨頭五大發(fā)電集團對于火電項目依然處于謹慎態(tài)度。根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，從2021年9月份以來，五大發(fā)電集團轉讓火電裝機高達2727.3萬千瓦（含轉讓中項目），轉讓項目多為深陷虧損的火電項目。此外，根據(jù)我們統(tǒng)計的數(shù)據(jù)，2022年全年新核準火電項目中，歸屬于五大發(fā)電集團的項目占全部新核準裝機的31%，遠低于2021年底我國在運火電五大發(fā)電集團約50%的裝機占比，由于同樣作為世界最大煤炭企業(yè)的國家能源集團在項目獲取方面依然持積極態(tài)度，因此新核準火電裝機與存量火電裝機占比較為接近，若將其剔除，則剩余四大發(fā)電集團占新核準項目的比例降幅會更為顯著。火電資產持續(xù)虧損，限制新項目建設積極性。之所以產業(yè)維度與市場所認知存在顯著差異，我們認為原因在于深陷虧損的火電資產使得發(fā)電集團在新項目投資方面決策更加謹慎。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2021年五大發(fā)電集團煤電板塊虧損1427億元，累計虧損面達到80%左右，導致整體資產負債率同比提高2.2個百分點。2022年1-9月，全國煤電企業(yè)電煤采購成本同比額外增加2600億元左右，其中扣除上半年的同比增加，第三季度單季度電煤采購成本同比增加600億。在存量火電資產的盈利未得到根本性扭轉的情況下，火電項目的建設從積極性的維度來看勢必會處于低位。國資委提出可再生裝機占比考核，大量投資虧損火電增加轉型壓力。除了火電資產持續(xù)虧損以外，國資委2021年12月30日發(fā)布《關于推進中央企業(yè)高質量發(fā)展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》（以下簡稱意見），意見明確指出，到2025年中央企業(yè)可再生能源發(fā)電裝機比重達到50%以上。而在當前火電資產仍處于深度虧損的情況下，大力新建火電項目一方面將會擠壓新能源項目建設資金，另一方面也會持續(xù)做大考核的分母，從而增加自身的考核壓力。實際上從當前來看，五大發(fā)電集團中除國家電投集團滿足考核要求外，其他集團均距離考核目標存在較大的差距。整體而言，之所以存在新增火電機組投資與發(fā)電集團建設火電新項目積極性偏弱的矛盾，核心原因在于火電資產的盈利能力偏弱。而在當前以安全為新型電力系統(tǒng)建設最為關鍵的前提基礎上，政策層面繼續(xù)發(fā)力改善火電資產的盈利能力成為了必然。環(huán)境差異，此次政策發(fā)力或不同以往寬松經營環(huán)境已經逆轉，趨緊供需決定政策取向。我們一直強調，使用傳統(tǒng)的全年火電利用小時數(shù)并不能完全反映出火電供需緊張情況，從全年火電利用小時來看，自“十二五”以來，我國火電利用小時數(shù)呈現(xiàn)出快速下降的態(tài)勢，并在“十三五”期間持續(xù)處于低位，雖然“十四五”以來火電利用小時略有抬升，但與“十二五”期間的火電利用小時相比仍處于絕對低位。但是全年的數(shù)據(jù)會掩蓋個體的特性，我們用一年中火電利用小時數(shù)最高月份的小時數(shù)進行橫向對比可見，2019年之后，我國在用電旺季的火電利用小時數(shù)已經呈現(xiàn)出趨勢性上行的態(tài)勢?？紤]到我國新能源裝機快速上升對月內用電需求偏弱時期火電利用小時的擠壓，實際火電利用效率或供需緊張情況趨勢上行或表現(xiàn)的更為顯著。也就是說從火電的供需情況來看，“十三五”期間偏寬松的火電供需環(huán)境已經在當前逐步逆轉，火電供需環(huán)境變化勢必也將對政策取向以及連貫性產生較大影響?！笆濉睂捤傻沫h(huán)境營造了降電價政策的土壤。2018年兩會期間，政府工作報告提出要“降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%”。此后，發(fā)改委印發(fā)了一系列文件，提出11項措施、分四輪下調我國一般工商業(yè)電價。2019年初，國務院《2019年政府工作報告》中提出：深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%。隨后國家陸續(xù)推出一系列相關政策，明確了2019年一般工商業(yè)電價再降10%的空間來源。雖然連續(xù)兩輪的降電價并未直接傳導至發(fā)電側，而且其核心原因在于“十三五”末我國經濟增長壓力增大，政府提出降低實體經濟負擔的要求。但是彼時以火電作為核心電源寬松的供需環(huán)境也為政策發(fā)力提供了有利的土壤。供需趨勢依賴于火電發(fā)力，賣方市場決定火電價值。我們依然延續(xù)使用《煤電改造能否改善趨緊的電力供需格局？》的測算邏輯，并以2022年8月出現(xiàn)的用電負荷最高值作為測算的起點。其中需求側保守假設為至2025年末用電負荷的復合增速為5%，樂觀假設為6%。通過測算可以清晰的看到，由于風電及光伏發(fā)電受阻系數(shù)較大，到2025年末我國電力供需缺口邊際變化情況核心取決于火電新增裝機情況。考慮到2022年迎峰度夏期間我國已經存在明顯的電力供需缺口，實際供需缺口或大于測算值。因此從經營環(huán)境也可以看出，未來火電市場將逐步從“十三五”期間的“買方市場”向“十四五”

期間的“賣方市場”發(fā)展。整體來看，我們認為火電經營環(huán)境較“十三五”期間已經存在顯著的差異，且由于此次電力供需趨勢時間跨度更大，緊迫性也今非昔比，因此此次政策發(fā)力或與以往顯著不同。方向明晰，市場化及補償機制成為重要方向我們一直強調，在建設新型電力系統(tǒng)的要求下，若要改善電力供需格局，未來仍需供需雙方同時發(fā)力，供電側措施即為提升供電負荷，包括煤電機組進行靈活性改造和增加儲能、調峰電源，出臺容量電價保障火電收益以增加調峰積極性；電網(wǎng)側措施主要是通過加強輸配電網(wǎng)建設，互濟余缺；用戶側措施即為平滑用戶負荷，包括利用儲能設備自主調峰、增加高峰期用能成本和拉閘限電。在諸多的定價模式中，容量電價實際上是為了彌補調節(jié)性電源無法采用在傳統(tǒng)電能量市場通過交易電量獲得收益，而采用的一種成本補償機制，其目的一是保證現(xiàn)存機組繼續(xù)存在，二是激勵新建機組來應對調節(jié)容量充裕性不足的問題。在以往的電力市場機制下，火電作為發(fā)電側支撐性電源，主要通過大量發(fā)電、在中長期交易市場內以相對固定的電價進行交易獲利，然而當前隨著火電機組逐漸從發(fā)電電源過渡到調節(jié)電源，而電能量市場不能體現(xiàn)火電機組作為調節(jié)電源的容量價值，且上游煤價的波動性也制約了火電盈利穩(wěn)定性。因此，在我國尚未建立有效的容量市場的情況下，我國通過逐步推進現(xiàn)貨市場、輔助服務市場以及政府直接制定容量補償電價來為火電機組提供新的盈利模式，以此來保障火電長期的穩(wěn)定盈利。容量補償方興未艾，將有效改善火電盈利。山東省早在2020年就已經出臺本省容量電價政策，其中明確指出：1）山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的燃煤發(fā)電機組試行容量補償電價，容量補償電價標準暫定為0.0991元/千瓦時（含稅）；2）容量市場運行后，燃煤發(fā)電機組通過容量市場收回固定成本，容量補償電價自動停止。云南省發(fā)改委2022年12月15日印發(fā)《云南省燃煤發(fā)電市場化改革方案（施行）》（以下簡稱方案）。方案提出，設立煤電調節(jié)容量市場，煤電企業(yè)最大和最小發(fā)電能力之間的可調節(jié)空間參與調節(jié)容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機的40%參與容量市場交易，容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區(qū)間范圍內自主協(xié)商確定。此外，為保障煤電容量市場的需求，鼓勵配儲未達到裝機容量的10%的風電及光伏發(fā)電企業(yè)參與市場，未排除的新能源項目上網(wǎng)電價按清潔能源市場交易均價的90%結算。我們認為在當前時點推出改革方案推動煤電容量市場的建設，一方面將直接有利于改善煤電企業(yè)的經營困境，另一方面也對其他省份容量市場形成有益的借鑒，從而加速全國容量市場的推進。輔助服務市場加碼，進一步保障火電調峰成本回收。電力輔助服務是為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行產生的服務，火電是當前輔助服務費用的補償主體，其補償形式可按度電或者單位裝機的標準進行補償，以保障電力系統(tǒng)可用調節(jié)容量的充裕性。在新能源快速增長的背景下，輔助服務收入將在未來成為火電收入的重要一環(huán)，豐富火電的商業(yè)模式，從而擺脫火電單純依賴于電量獲取收入。明確“兩個細則”，費用分攤機制明朗。2021年12月24日，國家能源局正式發(fā)布《電力輔助服務管理辦法》，將此前輔助服務的資金來源由此前的發(fā)電側集資改為由發(fā)電側和用戶側共同承擔。2022年6月13日，國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》及相關專項實施細則，新版南方區(qū)域“兩個細則”2023年1月1日起正式執(zhí)行。在輔助服務補償費用的承擔上，市場化電力用戶和發(fā)電側并網(wǎng)主體將分別分攤一半的費用。我們認為，南方地區(qū)的

“兩個細則”更新，正式理順了輔助服務費用的分攤機制。在電力體制改革的歷史長河中，南方地區(qū)歷來扮演著我國電力市場化改革排頭兵的角色，此次分攤機制的明確解決了“錢從何處來”的問題，會對其他省份的輔助服務費用傳導機制建立提供有益的借鑒意義?，F(xiàn)貨電價不設上限，有望加速向全國推廣。2022年11月25日，國家能源局發(fā)布關于公開征求《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》（以下簡稱征求意見稿）意見的通知。在總結此前兩輪改革試點的基礎上，進一步完善了現(xiàn)貨市場的運行規(guī)則，為后續(xù)其他省份以及省間、全國性的電力現(xiàn)貨市場建設提供參考，也有望加速全國電力現(xiàn)貨市場的推廣。由于1439號文明確電力現(xiàn)貨價格不受交易價格上下限浮動限制，因此電力現(xiàn)貨成為了發(fā)揮市場作用的最佳途徑。2022年11月1日，南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算運行滿一周年，日前現(xiàn)貨均價約0.59元/千瓦時，較燃煤基準價上浮28%，與電力供需和一次能源成本基本匹配，真正發(fā)揮了“價格發(fā)現(xiàn)”的作用。對于火電為代表的靈活出力的電源而言，會充分受益于現(xiàn)貨反映供需的價格發(fā)現(xiàn)職能，實現(xiàn)對其上網(wǎng)電價的支撐。整體而言，我們認為在新型電力系統(tǒng)加速構建的背景下，新能源快速增長雖然是其長期主線，但是為了保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，傳統(tǒng)能源也會在新體系下發(fā)揮重要作用。正如我們長期以來一直強調的，傳統(tǒng)能源與新能源并非是左右手互博的關系，傳統(tǒng)能源的發(fā)展是新能源快速增長的重要安全保障，二者在“新時代”均將迎來重要發(fā)展機遇?！疤贾泻汀睍r代號召和電力市場化改革將貫穿整個“十四五”期間，我們認為電力運營商的內在價值將全面重估。在此背景下，電力價格形成機制的改革和完善，有望催化火電經營邊際改善，推薦關注優(yōu)質轉型火電華能國際、中國電力、華電國際、寶新能源和粵電力A、福能股份；水電板塊推薦擁有明確成長空間的行業(yè)龍頭長江電力和供需改善的華能水電；新能源裝機快速成長，同時綠電價值日益凸顯之下，推薦中國核電、三峽能源和龍源電力；電網(wǎng)板塊推薦三峽集團入主后有望開拓綜合能源服務的配售電先鋒三峽水利。電新：新型電力系統(tǒng)電網(wǎng)建設方向明確，十四五快速推進關于新型電力系統(tǒng)對電網(wǎng)的影響，我們在此前多篇報告中進行過詳細論述，即新型電力系統(tǒng)主要在于推動電源側能源清潔化和用電側低碳化的實現(xiàn)，對電網(wǎng)建設的主要影響的細分領域包括特高壓、儲能、數(shù)字化、調度、電力交易、節(jié)能改造等。但是，此前一直未有綱領性文件出臺，結論為我們根據(jù)零散信息總結推演得出，2023年年初能源局組織有關單位編制和發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書（征求意見稿）》，屬于首次針對“新型電力系統(tǒng)”的綱領性框架文件，內容中系統(tǒng)化提及了關于“新型電力系統(tǒng)”的內涵、特征、發(fā)展階段、發(fā)展目標、重點任務等多個方面。從內容中可以看出，藍皮書中提到的電網(wǎng)重點建設方向包括特高壓、調度、數(shù)字化、儲能等多個領域，驗證了此前我們的判斷。因此，對于電網(wǎng)投資，我們維持此前觀點：電網(wǎng)總投資維持穩(wěn)增長（國網(wǎng)董事長此前表態(tài)2023年電網(wǎng)投資超5200億元，相比于2022年年初預算金額增長約4%-5%），更重要的還是結構性景氣方向的把握，尤其是新型電力系統(tǒng)關聯(lián)度較高的細分賽道領域，我們認為未來景氣持續(xù)性和確定性相對較強。具體細分賽道來看，新型電力系統(tǒng)相關賽道近1-2年保持較高的投資景氣度，建設速度較快。特高壓特高壓十四五規(guī)劃提出多條直流和交流，其中直流計劃建成12條，相比十三五數(shù)量增加50%，驗證了十四五特高壓建設的高景氣。同時，從短期看，2022年特高壓交流迎來了集中核準招標，2023年我們認為特高壓直流有望迎來集中核準招標。主要判斷依據(jù)在于：1）特高壓直流主要作用在于長距離電力傳輸，是風光大基地的關鍵外送通道，因此特高壓直流建設底層邏輯在于要與風光大基地建設能夠匹配，尤其是時間上的匹配。對于風光大基地，目前看二期項目對于外送特高壓通道的依賴較高，從風光大基地二期的規(guī)劃看，提到了數(shù)條特高壓新建外送通道，包括蒙西-京津冀、寧夏-湖南、河西-浙江、賀蘭山-中東部、酒泉-中東部、陜北-安徽、陜西-河南等。結合國網(wǎng)此前的十四五特高壓直流規(guī)劃，我們認為特高壓直流十四五末投運確定性較高、必要性較強，直接影響風光大基地的電力外送消納。2）從國網(wǎng)特高壓直流的建設周期看，一般項目基本在1.5-2年左右時間，因此在2025年年底前建成投運，我們認為相關特高壓直流項目需要在2024年上半年及以前核準開工。由于2022年特高壓直流項目主要集中在新項目的前期工作，目前尚未有新項目正式核準落地，因此我們認為明確規(guī)劃的至少8條直流線路需要在2023Q1-2024Q2期間內集中核準落地，對應年化核準招標開工直流數(shù)量達5條左右，達到上一輪2014-2016年建設高峰的狀態(tài)。3）從目前的各條直流線路的實際進展來看，金上-湖北10月底11月初擬環(huán)評獲批，預計有望較快實現(xiàn)核準招標開工；隴東-山東、哈密-重慶、寧夏-湖南2022年上半年已開展可研工作，若進展順利預計完成可研后可能在2023年上半年實現(xiàn)核準招標開工；剩余在論證線路中部分線路有可能在2023年下半年陸續(xù)實現(xiàn)核準招標開工。數(shù)字化數(shù)字化方面，國網(wǎng)2022年開展4批次常規(guī)招標外，12月新增第5批次數(shù)字化設備招標，情況如下：

1）數(shù)字化設備方面，第1-5批次共招標信息化硬件、信息化軟件、調度類硬件、調度類軟件9.8、0.03、1.9、0.4萬臺，分別占2021年全年招標量的109%、20%、161%、205%，除信息化軟件因2021年招標較多流程控制軟件導致基數(shù)變大外，其余產品的招標量均實現(xiàn)快速增長。同時，5批次共招標數(shù)字化設備12.1萬臺，同比增長15%；前4批次數(shù)字化設備中標金額達35.8億元，較2021年全年招標金額增長31%。2）數(shù)字化服務方面，第5批次未招標數(shù)字化服務，2022年1-4批次共招標251包次，同比增長6%；同時，中標金額方面，2022年4批次數(shù)字化服務共中標40.9億元，較2021年增長45%。節(jié)能變壓器節(jié)能變壓器方面，2022年全年合計招標數(shù)量15.4萬臺，同比下降約40%；對應招標容量約48.0Gva，同比下降約35%；主要因2021Q4單季度招標基數(shù)較大，導致出現(xiàn)下滑。同時，估算2022年非晶變壓器滲透率約15%-20%左右，相比于此前低點有所回升。同時，工信部2020年底發(fā)布《變壓器能效提升計劃（2021-2023年）》，提及2023年高效節(jié)能變壓器在網(wǎng)運行比例提高10%；考慮目前存量變壓器1700萬臺，配網(wǎng)變壓器約1300-1400萬臺，因此預計未來每年30-40萬臺具備支撐（上一輪2015-2017年每年30-50萬臺）；并且非晶變壓器在空載時的損耗低于硅鋼變壓器，因此未來非晶滲透率有望持續(xù)提升。其他方向調度方面，國網(wǎng)從十四五開始新一代調度系統(tǒng)已經進入試點推廣階段，并且新一代調度系統(tǒng)因為接入節(jié)點復雜化，整體價值量也可能出現(xiàn)一定幅度提升。儲能方面，電網(wǎng)側儲能目前仍以抽水蓄能建設為主，能源局發(fā)文2025年末建成約62GW抽蓄電站，較2020年末翻倍；并且對于電化學儲能國網(wǎng)也提出較為積極的規(guī)劃，未來多種儲能技術路線有望并存。電力交易方面，現(xiàn)貨交易此前已經在多個試點省份推進，2022年11月國家能源局發(fā)布了《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》和《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》，為第一次正式出臺電力現(xiàn)貨交易的細則文件，有望加速國內現(xiàn)貨交易市場以及電力市場化的建設，將對儲能、電網(wǎng)等環(huán)節(jié)形成積極影響。綜上所述，我們預計未來電網(wǎng)總投資保持平穩(wěn)增長，更加重要的仍是結構性景氣環(huán)節(jié)，其中特高壓、數(shù)字化、調度、儲能、電力交易、節(jié)能變壓器等均為新型電力系統(tǒng)相關領域，過去1-2年實現(xiàn)投資建設高景氣，未來有望延續(xù)。優(yōu)先推薦確定性環(huán)節(jié)相關的龍頭公司，包括二次設備龍頭國電南瑞等；重點關注非晶合金龍頭云路股份、綜合能源服務公司蘇文電能等。計算機：軟件賦能新型電力系統(tǒng)，信息化大時代將至為實現(xiàn)“雙碳”目標，我國供給側新能源電力占比提升，需求側電氣化成為終端能源消費的重要方向。但由于新能源發(fā)電不穩(wěn)定、配套電網(wǎng)設施不完善、核心技術未突破等一系列問題，供需兩側電力穩(wěn)定性承壓。藍皮書中，明確了新型電力系統(tǒng)的四大基本特征：1、安全高效為前提；2、清潔低碳為核心目標；3、柔性靈活為重要支撐；4、智慧融合為基礎保障。新能源功率預測、電網(wǎng)調度系統(tǒng)、市場化交易和用戶側需求響應成為現(xiàn)階段實現(xiàn)電力供需匹配、保障電力穩(wěn)定的四大措施。以風電、光伏等為主體的清潔能源發(fā)電占比持續(xù)提升；電力體制改革加速前行，交易價格抬升、交易主體增多，綜合能源運營管理、購售電一體化等為主營業(yè)務的綜合能源服務廠商迎來黃金發(fā)展時期。其中，軟件企業(yè)作為賦能者，以數(shù)據(jù)為中心，幫助使用者探求最準確的發(fā)電預測、最優(yōu)購售電方案以及最優(yōu)能源運營管理方案，實現(xiàn)利益最大化，由此催生功率預測軟件、交易管理、輔助報價決策、調度以及綜合能源管理運營、虛擬電廠平臺等軟件的增量需求。電源結構重構，功率預測重要性大幅提升由于新能源與傳統(tǒng)能源差異較大，現(xiàn)有的發(fā)電側信息化系統(tǒng)，無法適應可再生能源規(guī)模化發(fā)展需要，這是行業(yè)迎來新一輪成長期的核心原因。其中行業(yè)的主要增量來自于針對新能源發(fā)電功率預測領域。新能源大量并網(wǎng)，輸出波動性提升帶來對功率預測軟件的大幅需求。伴隨新能源電源占比提升而來的，是發(fā)電側出力穩(wěn)定性下降，風電和光伏等電源容易受天氣影響、穩(wěn)定性欠佳的缺點更加凸顯，發(fā)電側的供電能力波動也隨之明顯加劇，同時，在當前的經營環(huán)境和技術成本下，新能源出力的高波動性暫時難以得到有效的解決。此前傳統(tǒng)能源時代，雖然也需要發(fā)電功率預測相關產品，但其準確度相對較高，同時其發(fā)電形式使得短時間內發(fā)電功率波動相對較?。豪缁鹆Πl(fā)電可根據(jù)燃料熱值情況直接計算發(fā)電量，并通過對燃燒器的調控實現(xiàn)對功率的控制，而水力發(fā)電預測主要依據(jù)歷史水文數(shù)據(jù)，對其準確性帶來一定挑戰(zhàn)，但考慮到可通過水庫蓄水的方式較為方便高效的調控水量，從而實現(xiàn)對其階段性發(fā)電功率的控制。但伴隨清潔能源占比的不斷提升，一方面風力、太陽能均具有較高不可控性，且當前缺少直接儲能手段（現(xiàn)有儲能方式均為化學儲能，成本較高，同時存在一定損耗）來進行短期發(fā)電功率調控，因此當前在一天的大部分時間內光伏發(fā)電的發(fā)電量（出力）與用戶的用電量（用電負荷）是不匹配的?？紤]到功率預測軟件本質上是為風光電廠提供實時數(shù)據(jù)服務，因此此類業(yè)務天生具備適合訂閱付費的特質。我們認為，功率預測類軟件或將以前期項目收入+中后期訂閱服務收入的商業(yè)模式開展相關業(yè)務，對于首次安裝預測系統(tǒng)時所需要硬件投入（如測風塔、環(huán)境監(jiān)測儀、傳感器、服務器等），可以項目制的方式獲取收入，一次性覆蓋公司成本；

而對后續(xù)高頻的數(shù)據(jù)上報服務，一般以服務的形式收取服務費。電網(wǎng)側調度復雜度上升，軟件升級迫在眉睫傳統(tǒng)電力調度方式難以完全適應新形勢新業(yè)態(tài)，調控技術手段、調度機制、信息安全防護等亟待升級。隨著數(shù)量眾多的新能源、分布式電源、新型儲能、電動汽車等接入，電力系統(tǒng)信息感知能力不足，現(xiàn)有調控技術手段無法做到全面可觀、可測、可控，調控系統(tǒng)管理體系不足以適應新形勢發(fā)展要求。二是當前電力調度方式主要是面向常規(guī)電源為主的計劃調度機制，尚不能適應電力市場環(huán)境下交易計劃頻繁調整，不能適應高比例新能源并網(wǎng)條件下源網(wǎng)荷儲“多向互動”的靈活變化。三是作為重要基礎設施領域，電力系統(tǒng)已成為網(wǎng)絡攻擊的重要目標，信息安全防護形勢更加復雜嚴峻，調度系統(tǒng)的信息安全防護能力亟需提升。電網(wǎng)調度由計劃驅動轉為市場驅動，對調度的實時性和預測性提出更高要求。智能電網(wǎng)調度控制系統(tǒng)由國家電網(wǎng)公司總部統(tǒng)一組織，立足安全性高的軟硬件,采用多核計算機集群技術提高系統(tǒng)運行可靠性和處理能力,采用面向服務的體系結構(SOA)提升系統(tǒng)互聯(lián)能力,將原來一個調度中心內部的10余套獨立的應用系統(tǒng),橫向集成為由一個基礎平臺和四大類應用(實時監(jiān)控與預警、調度計劃、安全校核和調度管理)構成的電網(wǎng)調度控制系統(tǒng)。但由于電力交易市場化發(fā)展，電網(wǎng)調度由計劃驅動轉為市場驅動，調度實時性要求提升，調度控制系統(tǒng)亟待升級。新一代智能電網(wǎng)調度控制系統(tǒng)將通過加入全周期負荷預測及調度計劃等模塊，充分利用電力數(shù)據(jù)進行動態(tài)分析，尋求在新能源電力占比提升的情況下，保障電力供應的最優(yōu)調度方案。電網(wǎng)側信息安全：建設等級提升，加密系統(tǒng)成剛需配電網(wǎng)智能化建設是利用多種通信方式，以配電自動化系統(tǒng)為核心，對配電網(wǎng)進行離線與在線的智能化監(jiān)控管理，并通過與相關應用的信息集成，實現(xiàn)配電系統(tǒng)的科學管理。而配電自動化需要實現(xiàn)對配電線路上的各類開關等配電設備的遠程控制，同時開關等配電設備也需要與安裝在現(xiàn)場的配電自動化終端進行信息傳輸實現(xiàn)智能化。如配電設備、配電自動化終端在傳輸信息時未進行加密，配電網(wǎng)系統(tǒng)中將出現(xiàn)安全漏洞，因此信息傳輸安全是配電網(wǎng)智能化建設的重要保障。目前，電力系統(tǒng)信息安全形勢異常嚴峻。電力系統(tǒng)承擔著為國家各行各業(yè)、人民生活提供能量的重要責任，隨著電網(wǎng)信息化、智能化程度的不斷提高，電力系統(tǒng)遭受網(wǎng)絡攻擊的頻率呈現(xiàn)上升趨勢，電力系統(tǒng)因其結構復雜、分布廣泛、對民生影響重大等特點，成為各國信息安全問題的集中爆發(fā)點。目前，用于配網(wǎng)信息安全的主要產品為態(tài)勢感知設備。態(tài)勢感知設備是一種基于環(huán)境的，能夠動態(tài)、整體地洞悉網(wǎng)絡安全風險的設備。以安全大數(shù)據(jù)為基礎，從全局視角提升對安全威脅的發(fā)現(xiàn)識別、理解分析和響應處置能力。旨在大規(guī)模網(wǎng)絡環(huán)境中對能夠引起網(wǎng)絡態(tài)勢發(fā)生變化的安全要素進行獲取、理解、顯示以及基于最近發(fā)展趨勢進行順延性預測，進而進行決策與行動。公司開發(fā)的網(wǎng)絡態(tài)勢感知設備內嵌多種主流的工業(yè)協(xié)議，具備豐富的接口，主要用于電力生產現(xiàn)場、生產管理網(wǎng)絡的安全態(tài)勢監(jiān)控。除監(jiān)控常規(guī)的信息安全事件外，公司開發(fā)的網(wǎng)絡態(tài)勢感知設備還能監(jiān)控生產控制設備的狀態(tài)，保障生產系統(tǒng)安全運行。安全態(tài)勢感知設備中如內網(wǎng)安全監(jiān)測設備（廠站、主站）、網(wǎng)絡安全態(tài)勢感知平臺主要應用在電力二次系統(tǒng)防護體系調度數(shù)據(jù)網(wǎng)中，部署于業(yè)務系統(tǒng)網(wǎng)絡內部及廠站網(wǎng)絡邊界，主要實現(xiàn)對調度自動化系統(tǒng)及直調廠站監(jiān)控系統(tǒng)的數(shù)據(jù)采集。市場化交易提速，催生交易、報價軟件新需求近年來，我國電力市場建設穩(wěn)步有序推進，藍皮書中進一步強調構建電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場等電力市場全方位標準體系。2021年全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787.4億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電比重達到45.5%，相較于2016年大幅度提升。截至2021年12月31日，我國已建成34個電力交易中心，支持中長期市場交易。同時已經選擇14個地區(qū)作為現(xiàn)貨市場試點，包括一批南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅共8個試點和二批遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北共6個試點。2022年11月，國家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，作為首個現(xiàn)貨市場建設的指導性文件，進一步提出了構建省間、省/區(qū)域現(xiàn)貨市場，建立健全日前、日內和實時市場，同時鼓勵省間市場放開各類發(fā)電企業(yè)、用戶、售電公司等參與交易。用電定價復雜度上升催生交易管理、輔助報價決策軟件需求。電力交易市場按照買家提前下單的時間長短可分為中長期市場和現(xiàn)貨市場，其中電力中長期交易指市場主體開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發(fā)交易。而現(xiàn)貨交易主要開展日前、日內、實時的電能量交易。市場主體主要包括四類，分別是發(fā)電企業(yè)、交易機構、電網(wǎng)企業(yè)、售電主體和電力用戶。同時，由于我國目前電力市場建設正在加速進行中，近幾年相關市場政策更新頻率較高，市場交易規(guī)則也隨之改變，每一次市場交易規(guī)則的改變都需要交易軟件升級或重塑，從而催生持續(xù)性更新需求。對于交易機構來說，市場化放開使得市場參與用戶和交易模式、數(shù)量增多，管理難度大幅上升，電力市場交易管理平臺建設成為保證市場持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展的基礎。對于發(fā)電、售電主體和電力用戶來說，市場化定價催化雙方電能量定價博弈，各自尋求最優(yōu)價格方案，而傳統(tǒng)Excel記錄無法有效解決價格預測、市場需求分析等問題，催生輔助報價決策軟件需求。電力交易平臺成為剛需，交易規(guī)則更新帶來二次升級現(xiàn)貨交易市場和輔助服務進入蓄力發(fā)展期，電力交易平臺迎來二次升級。電力交易平臺是建設全國34個電力交易中心的配套剛需，基礎版本已基本建設完成。但由于2018年以前，我國電力交易模式僅為中長期交易，即售電企業(yè)和發(fā)電企業(yè)直接雙邊協(xié)定簽訂中長期協(xié)議，電力交易平臺初期主要功能僅為記錄和披露。2018年8月31日，全國首個電力現(xiàn)貨市場——南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場投入試運行，拉開我國電力現(xiàn)貨交易市場序幕。2021年12月21日，國家能源局印發(fā)《電力輔助服務管理辦法》明確有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，市場化產品品種持續(xù)擴容。新市場、新產品以及工商業(yè)新用戶催生新一代電力交易平臺更新需求。2022年1月28日，國家發(fā)展改革委、國家能源局近日發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場一體化設計、聯(lián)合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成。2022年11月，國家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，作為首個現(xiàn)貨市場建設的指導性文件，進一步提出了構建省間、省/區(qū)域現(xiàn)貨市場，建立健全日前、日內和實時市場，同時鼓勵省間市場放開各類發(fā)電企業(yè)、用戶、售電公司等參與交易。我國統(tǒng)一電力市場建設正在加速進行中，近幾年相關市場政策更新頻率較高，市場交易規(guī)則也隨之改變，每一次市場交易規(guī)則的改變會催生新的軟件建設需求。新一代電力交易平臺遵循“一平臺、一系統(tǒng)、多場景、微應用”的建設理念，在充分繼承前期建設成果的基礎上，按照“需求導向、統(tǒng)一設計、集中研發(fā)、云端部署、穩(wěn)步實施”的整體思路開展建設。依托云平臺支持瀏覽器、移動應用等多種交互形式，為市場主體提供全方位的數(shù)據(jù)訪問，滿足高可用、高性能、高可靠等技術要求，為現(xiàn)貨市場運營、全周期市場結算等新業(yè)務提供技術支撐。實現(xiàn)的主