导读：

电力设备十四五投资主线较确定为新型电力系统。具体落地方向，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向。

一、储能：大势既定下的阶跃增长,中和+降本加速，拥抱平价大时代

2020下半年以来，国内外碳达峰、碳中和政策频出，自上而下推动驱动装机增长，提高了行业远期空间的确定性和成长性。我们以中国和欧洲为例，在能源局边界指引下国内2021-2025年光伏年均新增85GW，2025-2030、2030-2060年均装机分别超140GW、300GW；欧洲保守假设减排目标55%，2020-2030年光伏年均新增装机为38.6GW，相较当前的25GW增长显著。

国内方面，大基地+保障性规模+整县推进合计2022年可建规模150-190GW左右，有望带动装机规模达到80-100GW，同比增速超40%。

1）大基地。中国将构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约1亿千瓦的项目已于近期有序开工。

并网时点上看，上述100GW基地项目预计将于2023年之前完成并网，即未来2年年均规模有望达到50GW以上（25-30GW光伏，20-25GW风电）。得益于沙漠戈壁地廉价的土地、良好的光照以及政策扶持，基地项目成本较低收益率良好，预计推进速度较快且完成度高。据我们统计，截至目前累计已有超26GW基地项目（18.6GW光伏+7.9GW风电）完成。同时，此100GW仅为第一期，后续更将有第二期（或同样为100GW）等待公布。

2）保障性规模。2021年各省关于保障性项目计划在今年9月以来密集公布，截至目前累计保障性规模约在110GW，其中光伏项目预计超65GW，风电项目预计超45GW。并网时点来看，大部分项目需要在2022年之前完成并网，对2022年国内装机规模形成有力支撑。

3）整县推进。2021年9月国家能源局公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单，全国31省市自治区共报送试点县676个。同时陕西、云南等省细则陆续出台，正泰、林洋等民企捷报频传。我们观察到整县推进逐步落实并有望加速，为2022-2023年国内光伏装机贡献增量需求。试点规模上看，按照每县200-300MW开发规模计算，合计150-200GW，年均70-100GW。并网时点来看，文件明确2023年前目标完成方可列为示范县，且试点目标有望提前建成。辅助机制上看，按月调度、年度评估，过程管控清晰，项目建设速度与完成度表现良好确定。

综上，国内地面电站以大基地和保障性规模为指引（两者部分重合），国家指导、低价土地与政府通道税收支持共振，整体完成度高；分布式电站以整县推进为指引，同时工商业规模亦在《碳达峰行动方案》及能耗双控刺激下加速增长，装机贡献比例有望提升。在此背景下，我们预计2022年国内装机80-100GW，同比增速超40%。

二、区域建设现状

1）储能：储能主要增加电网调峰能力，能够有效解决风光的发力曲线与负荷曲线错配的问题。电网侧主要建设的是抽水蓄能和以锂电池为代表电化学储能。目前抽水蓄能是电网公司加大投资的明确方向：国网前期披露开放1000亿元股权投资，吸引社会资本参与十四五时期新增的2000万千瓦抽水蓄能电站建设；南网规划十四五新建600万千瓦抽水蓄能电站；能源局发文2025年末建成约62GW抽蓄电站，较2020年末翻倍。

电化学储能目前主要由电源侧和用户侧建设，电网侧更多是处在试点示范期，我们认为主要因为目前电化学储能成本较高且没有配套政策，使得项目没有盈利性，未来尚需等待政策出台使得项目盈利模式的出现。

2）调度系统：电力调度本质是通过对发电端和负荷端的主动调节，使得电源端和负荷端达到均衡。新能源电源的预测性和可控性弱化，且随着负荷端充电桩等设备接入，负荷的可控性也在减弱，因此原来以D5000为代表的调度系统已不能适用于未来的电力系统（过去调度逻辑偏向于源随荷动），新一代调度系统要求考虑新能源、电力交易等多环节调节的影响。2021年新一代调度系统进入试点推广阶段，并且新一代调度系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。调度系统核心供应商国电南瑞有望直接受益。

3）电网数字化：电力系统调节能力高低与系统内信息的搜集、处理能力存在一定的关系，并且未来随着电源端、负荷端的复杂化和源网荷储的强化，电网各环节之间的协同关联性将进一步加强，原本独立的各环节信息数据需要进行融合。因此电网数字化的建设也是必要的，并且南网在十四五规划中明确提及“数字电网也就成为了承载新型电力系统的最佳形态”，也验证了数字化对于新型电力系统构建的重要性。

4）特高压：主要用于解决远距离跨省份的电力传输，承担三北地区清洁能源基地电力外送。当前特高压建设主要围绕2018年提出的一揽子项目，2020、2021年均处于持续快速推进过程中，今年以来已招标3条交流和1条直流，并且仍有3条直流和2条交流尚未启动招标建设，未来陆续启动将为特高压投资景气奠定基础，我们匡算未来2-3年特高压每年有望实现500-600亿元投资建设，年化10%-20%增长。同时，国网规划2030年跨区输电能力达到3.5亿千瓦，较2020年末（2.3亿千瓦）提升约50%，也印证了特高压未来持续建设的需要。

特高压相关标的方面，中标市场格局稳定，其中特高压直流相关公司包括国电南瑞、中国西电、特变电工、许继电器等，特高压交流相关公司包括平高电气、中国西电、特变电工等。

5）电力交易：一方面，绿电交易已经落地，且成交价格高于火电电价，绿电的溢价可以支撑清洁能源建设和消纳，支撑新型电力系统建设；另一方面，电力现货交易试点有序进展，现货交易指及时交易，相比于目前国内普遍使用的中长期交易，能够更有效、迅速地反应电力供需关系，电力现货交易目前已有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个试点。历史中标情况看，国电南瑞、国网信通为交易系统主要供应商。

三、电能消费比重在终端能源以及节能减排

对于终端能源消费，电网主要起到两方面的作用：1）推动电能在终端能源消费中的比重提升，因为在发电端清洁能源比例提升之后，电能将变成大比例的清洁能源，越高比例的电能消耗意味着越低的碳排放，电网公司一定程度可以通过基础设施建设去推动全社会电能消费比例的提升；2）节能减排，除电网内部的节能减排外，电网公司更多将聚焦系统外企业、居民的节能减排，降低能源损耗。

对于节能减排，主要是市场近几年关注度较高的综合能源服务。综合能源服务市场目前处于起步阶段，并且因为进入门槛较低，参与主体数量较多，竞争较为激烈。但是，由于综合能源服务最终属于To B类商业模式，我们认为真正具备客户资源优势的企业拥有较强的竞争力。

整体看，用电层面的电能消费比重提升和综合能源服务对电网影响冲击目前相对较小，未来可能会出现部分地区配网容量的扩容需求，以及具备客户资源的综合能源服务商有希望在激烈竞争的行业内走出。

未来电网投资的结构性特征将愈发明显，围绕新型电力系统的相关领域建设景气度将相对较高，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向，并且南网十四五规划中也再次验证我们的判断；此外配网数字化感知设备、柔性直流、无功补偿等新技术产品未来有望出现放量。随着电力十四五规划的逐步出台落地，预计明年开始电网建设方向将进一步清晰，相关环节和公司有望持续受益。

四、总结

电力设备十四五投资主线较确定为新型电力系统。具体落地方向，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向，并且在南网十四五规划中也再次得到验证；此外配网数字化感知设备、柔性直流、无功补偿等新技术产品未来有望出现放量。