免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1证券研究报告电力设备与新能源顺能源变革之势，铸新型电力系统华泰研究电力设备与新能源增持(维持)研究员申建国SACNo.S0570522020002SFCNo.BSK177shenjianguo@htsc.com+(86)75582492388研究员张志邦SACNo.S0570522020003SFCNo.BSJ772zhangzhibang@htsc.com+(86)1056793931行业走势图资料来源：Wind，华泰研究2022年10月18日│中国内地专题研究构建新型电力系统，“十四五”期间电网整体投资力度加大建设新型电力系统，需从发电、电网、负荷、储能多侧充分挖掘系统灵活性调节资源，保障系统安全稳定运行及新能源高比例消纳。考虑到新能源大规模发展对电网加大投资需求日益增长，叠加经济增长趋缓的逆周期调节需求，电网投资力度有望加大。我们认为新型电力系统转型背景下，电网投资的主要方向在于两个方面：一是以特高压直流为主的输电网建设，二是加强配电网建设。可再生能源占比持续提升，我国能源地域分布不均在“双碳”目标的要求下，我国未来将大力发展可再生能源并网，风力发电/太阳能发电累计装机量在2012-2021年的CAGR高达20.65%/53.45%。《“十四五”可再生能源发展规划》提出2025年可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。电力系统需要电源和负荷实时平衡，而可再生能源波动性较高，当辅助调节资源不足时，易发生弃风弃光现象。我国能源分布整体呈“北富南贫、西多东少”的现象，而用电负荷多分布于中东部地区，需要长距离输电。主干网构筑坚强智能电网，特高压有效解决能源供需错配问题特高压能够有效解决我国能源与负荷分配不匹配的问题，是能源转型过程中电网侧的主干力量。截至2021年底，国内累计34条特高压线路在运营，2021年输送电量中的六成由可再生能源出力，随着后续电源侧储能接入，其出力占比有望再度提升。在促经济，稳增长的背景下，2022-2023年特高压行业有望进入投资兑现期，有效拉动上下游产业链发展。特高压行业壁垒高，主设备公司受益明显，我们预计在项目开工后的9个月以内，由项目采购形成的业绩在供应商处得以释放。新批准的输电项目有望在两年内体现在主设备公司业绩中，三年内完成项目投产。柔性调节能力是配电网核心，减少电网波动性为主配电网是能源生产、转换、消费的关键环节，协助可再生能源消纳，联接多方市场主体，正逐渐成为电力系统的核心。据《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间南方电网将投资约6700亿元，其中3200亿元投向配电网，占比48%。随着可再生能源大规模并网和经济绿色发展，电力系统源侧和荷侧变动加大，电力用户同时具备接收电能和反输送电能两种能力，配电网扩容的必要性凸显。没有电网数字化转型就没有新型电力系统，我们认为电网智能化升级将对二次设备产生显著拉动作用，信息化硬件投资有望大幅提升。电网投资本质为稳定性和投资强度权衡调节电网投资是稳定经济的重要手段之一，电网投资是决定新能源接入和消纳的基础。电网投资的本质是稳定性和投资强度之间的权衡，通过置办较多待命冗余机组以满足高峰用电需求的电网是极其昂贵的。电网作为支撑新能源建设的重要基础设施，连接发电侧和用电侧，涉及输配变用等各环节，项目种类多样。现有设施替换需求旺盛，将支撑电网投资基础，新型电力系统带动之下，投资需求更加多样化。风险提示：政策落地及投资不及预期；市场竞争加剧风险；特高压建设进度不及预期。(29)(17)(4)921Oct-21Feb-22Jun-22Sep-22(%)电力设备与新能源沪深300免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2电力设备与新能源正文目录能源体系：可再生能源占比持续提升，能源地域分布不均...........................................................................................3能源种类：化石能源向可再生能源转型，输出功率波动性提升............................................................................3地域分布：源荷地域分布不均，长距离运输保障用电安全...................................................................................5供给侧：可再生能源分布不均，能源传输需求旺盛.......................................................................................5需求方：东中部仍是用电中心，跨区输送需求旺盛.......................................................................................7终端电气化水平提升，电网支撑能源转型.............................................................................................................7电气化水平持续提升，用电量增长需有电网支撑..........................................................................................7源侧与荷侧波动性增加，电网调节压力凸显.................................................................................................9电力体系支撑能源变革，构筑新型电力系统...............................................................................................10主干网：构筑坚强智能电网，特高压协助跨区运输....................................................................................................13特高压支撑电网运行，促进可再生能源消纳.......................................................................................................13能源消纳刚需叠加基建属性，特高压投资有支撑................................................................................................15行业壁垒高，主设备公司受益明显......................................................................................................................17配电网：柔性调节能力是核心，减少电网波动性.......................................................................................................20源侧和荷侧波动，对电网扩容和变电站要求提升................................................................................................21电网建设稳定性要求增加，信息化硬件投资提升................................................................................................21电网波动性加大，新型电力电子设备需求提升....................................................................................................23虚拟电厂和综合能源构筑局域网络，提升电网调节能力.....................................................................................25虚拟电厂：政策端不断完善，应用有望逐步落地........................................................................................25综合能源：应用层主要落地形式，提升微电网稳定性.................................................................................26电网投资：稳定与投资强度权衡，替换和新增需求旺盛............................................................................................28电网投资本质：稳定性和投资强度权衡..............................................................................................................28他山之石：参考欧洲电网，整体投资额提升明显................................................................................................28国内：现有设施替换需求旺盛，支撑电网投资基础............................................................................................29国内：新兴电力系统带动，新增投资层出不穷....................................................................................................29风险提示..............................................................................................................................................................30nMsNpQqNpOoOoNtRqQuNrN9P8Q6MoMnNpNmOeRmNoOiNpOvM8OoPqMuOqNtQwMrNxP免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3电力设备与新能源能源体系：可再生能源占比持续提升，能源地域分布不均能源种类：化石能源向可再生能源转型，输出功率波动性提升1）风光大规模接入可再生能源并网，未来多能互补。在“双碳”目标的要求下，我国大力发展可再生能源，其中以风力发电、太阳能发电为主，风力发电/太阳能发电累计装机量在2012-2021年的CAGR分别高达20.65%/53.45%。据国家能源局数据，2012年底，我国光伏与风电累计装机量占比不足6%，截至2021年底，我国水电/火电/核电/风电/光伏累计装机量占比为16.45%/54.58%/2.24%/13.82%/12.90%，而2021年光伏/风电新增装机量占比为30.22%/26.70%。未来可再生能源占比将逐步提升，传统的火电因其灵活性的特点可作为未来电力系统的调节资源，我们认为未来的电力系统将是多能互补的系统。图表1：国内可再生能源累计装机量图表2：新增装机中光伏、风电占比提升资料来源：国家能源局，华泰研究资料来源：国家能源局，华泰研究可再生能源发电占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测，在实现“双碳”目标的预设下，到2060年，中国的太阳能和风能发电量相对于2020年将增加7倍，占总发电量比例从25%提升至2030年的40%和2060年的80%，其中，太阳能发电的占比由2020年的4%提升至45%。可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本（LCOE）下降综合作用的结果，目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力。图表3：双碳目标下的发电量预测注：CCUS=carboncapture,utilisationandstorage资料来源：IEA《AnenergysectorroadmaptocarbonneutralityinChina》，华泰研究0%50%100%150%200%250%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,0002012201320142015201620172018201920202021万千瓦光伏累计装机量风电累计装机量光伏累计装机同比增速风电累计装机同比增速0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201320142015201620172018201920202021光伏新增装机风电新增装机火电新增装机核电新增装机水电新增装机免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4电力设备与新能源2）分布式电源大规模接入分布式电源接入加重电网运行负担。1）影响配网潮流，线路潮流大多从电流一端产生，直接作用于用户侧，形状多为辐射状，若配网内部安装分布式电源，则会对线路潮流的方向和方位产生影响；2）影响配网电压和电能质量，分布式电源并网后，配网成为“有源网络”，稳态电压的分布会发生改变；3）影响配网继电保护，当分布式电源位于继电保护前端，电源助增作用将导致保护范围扩大，可能出现误动或越级跳闸，同理，当分布式电源位于继电保护后端，可能出现拒动；4）造成系统配变直流偏磁出现，分布式电源接入要求大量电力电子设备如逆变器接入，逆变器可能因脉冲不均或参数失衡等相关特点，产生直流电流分量，若流入配电变压器中，将导致系统配变直流偏磁问题；5）产生谐波影响变压器等设备，除了逆变器必然会输出的谐波外，三相不平衡、直流偏磁等非理想情况也会产生谐波。可再生能源大规模并网，电网源荷波动加剧。以可再生能源为主体的新型电力系统，将给电网带来机遇与挑战。以屋顶光伏为例，受到诸多环境因素限制，发电量随时间变化大，若受到天气影响，发电功率波动大且无法预测，若为家庭户用光伏，家庭净负载的较大波动将给电网运行带来额外成本，对电网的可靠运行提出了更高的要求。图表4：云使屋顶光伏日内发电功率波动变大图表5：云使日内家庭净负载波动变大注：横轴为时间，纵轴为屋顶光伏发电功率（有云）、发电功率（无云）资料来源：EPRI《DistributedPVMonitoringandFeederAnalysis》，华泰研究注：横轴为时间，纵轴为家庭总负载、家庭净负载（有云）、家庭净负载（无云）资料来源：EPRI《DistributedPVMonitoringandFeederAnalysis》，华泰研究太阳能发电日内波动大、不可调度、具有间歇性。不同于传统的火力发电，太阳能发电受时间、天气和季节影响，在白天和晴天分布式光伏和地面电站向用户侧供电，在中午迎来发电高峰，甚至出现弃光现象，傍晚光伏发电减弱，而用户侧迎来电力高峰。加州独立系统运营商(CAISO)在评估加州的电力生产和需求时，首次发现了“鸭子曲线”，即常规电厂因光伏发电的存在，中午的净负荷下降，随着时间的推移，该常规电厂的日内净负荷曲线由“双峰曲线”变为“鸭子曲线”。但常规电厂是为平稳出力而设计，中午关闭部分电厂将带来额外成本。风力发电类似于太阳能发电，灵活性均低于传统发电方式，随着可再生能源并网量增加，如何应对可再生电源接入带来的波动成为电力系统亟需解决的问题。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5电力设备与新能源图表6：鸭子曲线—加州某常规电厂日内净负荷情况资料来源：加州独立系统运营商(CAISO)，华泰研究地域分布：源荷地域分布不均，长距离运输保障用电安全传统能源分布已呈现地域不平衡特征，已有西电东送需求。我国西部地区拥有丰富的水电、燃煤资源，而当地经济发展相对欠缺，用电量相对较低，东部地区用电需求更大，将西部富余电力运送至东部消纳有助于解决我国能源分布不均的问题。西电东送开始于2000年国家发展计划委员会向国务院报送的《关于加快“西电东送”以满足广东“十五”电力需求有关情况的报告》，当时即是为电力缺口增大的广东省提供电力，保障广东经济发展。西电东送是西部大开发的标志性工程之一，包括北部通道（黄河中上游水电、火电到京津冀地区）、中部通道（三峡、金沙江水电到华东地区）、南部通道（云贵水电、火电到广东）三大通道。据国家能源局，西电东送能力2025年将超过3.6亿千瓦。图表7：西电东送路线图图表8：南方电网西电东送规模资料来源：北极星电力新闻网，华泰研究资料来源：南方电网，华泰研究供给侧：可再生能源分布不均，能源传输需求旺盛太阳能：我国太阳能资源丰富，总体呈“高原大于平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点。其中，青藏高原最为丰富，四川盆地太阳能资源相对较低。与太阳能辐射资源分布类似，我国大部分大型光伏地面电站分布在西部、北部，光伏发电量主要由西部、北部地区贡献。2022年上半年，山东/河北/青海累计光伏发电量位居全国前列，分别达到233.3/212.9/127.4亿千瓦时，其中，青海光伏发电量占本省发电量比例高达29.1%。-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%05001,0001,5002,0002,50020142015201620172018201920202021亿千瓦时送电量同比-右轴免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6电力设备与新能源图表9：全国太阳辐射总量等级和区域分布表名称主要地区年总量（MJ/m2)年总量（kWh/m2）年平均辐照度（W/m2）占国土面积（%）最丰富带内蒙额济纳旗以西、甘肃酒泉以西、青海100°E以西大部分地区、西藏94°E以西大部分地区、新疆东部边远地区，四川甘孜部分地区≥6300≥1750约≥200约22.8很丰富带新疆大部、内蒙额齐纳旗以东大部﹑黑龙江西部、吉林西部、辽宁西部、河北大部、北京、天津、山东东部、山西大部、陕西北部、宁夏、甘肃酒泉以东大部、青海东部边缘﹑西藏94°E以东、四川中西部、云南大部、海南5040-63001400-1750约160-200约44.0较丰富带内蒙50°N以北、黑龙江大部、吉林中东部、辽宁中东部、山东中西部、山西南部、陕西中南部、甘肃东部边缘、四川中部、云南东部边缘、贵州南部、湖南大部、湖北大部、广西、广东、福建、江西、浙江、安徽、江苏、河南3780-50401050-1400约120-160约29.8一般丰富带四川东部、重庆大部、贵州中北部、湖北110°E以西、湖南西北部＜3780＜1050约＜120约3.3资料来源：国家能源局《户用光伏建设运行百问百答（2022版）》，华泰研究图表10：中国太阳法相直接辐射分布图图表11：2022年H1累计光伏发电量（亿千瓦时）及占本地区总发电量比重资料来源：国家能源局《户用光伏建设运行百问百答（2022版）》，华泰研究资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，华泰研究风电：我国拥有丰富的风能资源，主要集中在东南沿海、北部、西部地区。内蒙古和甘肃走廊为风能密度较大区，台湾海峡是我国近海风能资源最丰富的地区。拥有海上风能资源的台湾海峡和渤海湾距离我国主要负荷中心较近，具有更优的消纳条件，而三北地区的陆上风电远离主要负荷中心，消纳压力相对更大。2022年上半年，内蒙古/河北/新疆累计风电发电量位居全国前列，分别达到516/310/299亿千瓦时。图表12：2021年全国70米高度层年平均风功率密度分布图表13：我国东部沿海近海5-20米水深海域内、100米高度年平均风功率密度分布资料来源：《2021年中国风能太阳能资源年景公报》，华泰研究注：选取了部分沿海地区资料来源：《中国风电发展路线图2050》，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7电力设备与新能源图表14：2022年上半年累计风电发电量（亿千瓦时）及占本地区总发电量比重资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，华泰研究需求方：东中部仍是用电中心，跨区输送需求旺盛我国电力供需地理分布不均衡，中东部将长期保持为负荷中心。我国能源分布整体呈“北富南贫、西多东少”的现象，而用电负荷多分布于中东部地区，其中沿海地区为主要负荷中心。2021年，广东、浙江、山东、江苏等东部沿海经济大省虽然发电量位居全国前列，但发电量与用电量之间差额高于1000亿千瓦时，高于部分省份用电量；内蒙古、云南、山西等位于西部地区的省份则为电力净输出省份。中东部地区人口稠密、工业布局多，2021年中/东部地区GDP占全国的21.59%/54.29%。据全球能源互联网发展合作组织预测，中东部地区仍将长期为我国电力负荷中心。图表15：全国用电量预测及东部用电占比图表16：2021年各省发电量及用电量资料来源：全球能源互联网发展合作组织，华泰研究资料来源：国家统计局，中电联，华泰研究终端电气化水平提升，电网支撑能源转型电气化水平持续提升，用电量增长需有电网支撑电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径。提升全社会的电气化水平将有力推动能源清洁低碳、安全高效利用，减少我国对传统化石能源的刚性需求，在能源领域实现深度脱碳和本质安全。中电联公布的电气化发展指标体系包括终端用能电气化、电力供应低碳化、电力服务普适化和能源利用高效化，中电联认为我国电气化发展总体处于中期中级阶段，电气化进程持续向前推进，经济发达省份电气化水平相对较高。58%59%60%61%62%63%64%65%66%02468101214161820202025E2030E2050E2060E万亿千瓦时中东部用电量我国用电总量预测(2,000)(1,500)(1,000)(500)05001,0001,5002,0002,50001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000广东浙江山东江苏河北北京上海河南湖南重庆辽宁江西天津广西海南西藏黑龙江福建青海吉林安徽甘肃贵州陕西湖北宁夏新疆四川山西云南内蒙古亿千瓦时亿千瓦时发电量用电量差额-右轴免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8电力设备与新能源图表17：中电联对未来电气化发展的两种情景设置主要领域基础转型情景电气化加速情景电力碳减排按照国家碳达峰、破中和目标时间，2030年实现电力行业碳排放同步达峰，碳达峰至碳中和阶段，可再生能源产供储销体系全面成熟，实现电力净零排放。电力行业适度先于国家碳达峰目标实现时间，碳排放峰值水平较基础转型情景有所降低，碳达峰至碳中和阶段，新型储能技术取得重大突破，电力行业碳中和实现时间较基础情景提前。能源电力需求完成国家能源消费总量和强度“双控”目标要求，重要工业产品用能效率持续提升，能源需求保持中低速增长，电能替代稳步推进，电力需求快速增长。高效用能用电技术推广应用力度进一步加大，能效水平加快提升，能源需求增速较基础转型情景放缓，电能替代潜力进一步释放，电力需求增速较基础转型情景加快。重点部门电气化工业部门钢铁行业电炉钢占比稳步提升，2060年达到35%以上，电锅炉、电窑炉推广应用。钢铁行业电炉钢占比快速提升，2060年达到55%以上，有色、建材、化工行业电能替代高效电热转换技术、电蓄热技术取得交破。建筑部门可再生能源建筑推广应用，清洁电采暖稳步推进实施，厨炊洗浴电气化持续推进。电蓄冷空调、电蓄热锅炉、地源热泵、空气源热泵大规模应用，清洁电采暖推进速度进一步加快，厨炊洗浴电气化全面普及。交通部门2035年，纯电动汽车成为新销售车辆的主流，公共领域用车全面电动化，2060年，电动汽车保有量达到2.5亿辆，氢燃料电池汽车全面普及。充换电关键技术取得突破，车联网技术加快渗透，促进电动汽车在民用、货运领域全面普及，保有量增速较基础转型情景进一步加快，2060年，电动汽车保有量超过3.5亿辆。电力供应电力系统源网荷储协调发展，新能源加快发展，非化石发电装机和发电量占比持续提高。核电“十五五”期间年均投产6-8台机组。新能源产业实现跨越式发展，带动新能源发展装机较基础转型情景进一步增加。新型储能建设成本快速下降，并加速布局。核电加速发展。资料来源：中电联《中国电气化年度发展报告2021》，华泰研究用电量预计持续增长，电气化水平将提升。伴随人民生活水平及电气化水平持续提高，预计我国用电总量将持续增长，2020年我国用电量总量为7.5万亿千瓦时，全球能源互联网发展合作组织预计2025/2030/2050/2060年我国用电总量将分别达到9.2/10.7/16/17万亿千瓦时。国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案提出，大力实施电能替代，促进终端能源消费电气化；预计到2025、2030年，电能占终端能源消费比重将达到30%、35%以上。据壳牌分析数据，2050/2060年国内电气化率将达到50%/60%。图表18：中国电气化率提升图表19：未来我国用电总量预测资料来源：《壳牌能源远景：中国能源体系2060碳中和》，IEA，华泰研究资料来源：全球能源互联网发展合作组织，华泰研究0%10%20%30%40%50%60%70%19902000201020202030E2040E2050E2060E电力在最终消费总量中的占比02468101214161820202025E2030E2050E2060E万亿千瓦时我国用电总量预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9电力设备与新能源源侧与荷侧波动性增加，电网调节压力凸显源侧：新能源并网规模增加，弃风弃光压力加大。由于我国风能、太阳能的分布情况，西部、北部地区的可再生能源发电装机规模较大，而当地消纳能力不足，外送能力有限。电力系统需要电源和负荷实时平衡，可再生能源波动性较高，需要火电/储能辅助调节，当辅助调节资源不足时，易发生弃风弃光现象。据全国新能源消纳监测预警中心，2021年全国11省市风光利用率达到100%，全国平均风电利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；光伏发电利用率98.2%，同比提升1.0个百分点。全年全国弃风电量206.1亿千瓦时，风能发电5667亿千瓦时，弃光电量67.8亿千瓦时，太阳能发电1836.6亿千瓦时。随着“三地一区”国家大型风电和光伏发电基地项目陆续并网投产，2022年下半年北方地区风光新增装机比重较大，部分区域消纳压力将进一步加大。图表20：全国弃风弃光情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，华泰研究可再生能源大规模并网，为电网运营提出更高要求。若电网未进行相应的升级改造，分布式电源的快速渗透会对电网稳定性提出更高要求，大量未被电网系统监控的分布式光伏可能在电网发生扰动时集体断开以保护自己，大规模的分布式电源断开可能会引发其他紧急情况，例如干扰系统自动修复。2017年3月3日，澳大利亚Torrens岛的275千伏开关场发生故障，使南澳大利亚州的5台发电机发电功率下降，引起电压突然下降。当地的电力需求在该情况下会主动降低400MW需求，电力需求下降能在电网发生扰动时使电力供需匹配，以免引发更多问题。出乎意料的是，约有150MW的分布式光伏因此次电网扰动而集体断开，导致故障初期电力需求仅下降了250MW，延迟了系统的恢复，可再生能源大规模并网为电网运营提出更高要求。图表21：2017年3月3日南澳大利亚州的电网需求资料来源：AEMO《TechnicalIntegrationofDistributedEnergyResources》，华泰研究0102030405060708020Q120Q220Q320Q421Q121Q221Q321Q422Q1亿千瓦时弃风电量弃光电量免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10电力设备与新能源荷侧：新型电力设备在用户侧出现，负荷侧波动亦提升。户用分布式光伏将大规模并网，据国家能源局数据，2022年上半年全国光伏装机量30.88GW，其中户用分布式8.91GW，同比增长50.76%。大量新能源汽车将接入并网，据乘联会数据，2022年上半年我国新能源车总销量224.6万辆，同比增长122.60%。越来越多的户用分布式光伏、新能源汽车、储能等可大量产生、消耗、存储电力的新兴设备将接入用户侧，负荷侧波动性亦提升。电力体系支撑能源变革，构筑新型电力系统传统电网系统仅为电力的单向传输而设计，电网公司的主要风险来源于大型发电机和电网故障，因此更注重输电网的建设，为输电网配备电力监控系统（SCADA），同时由于配电网的树状结构、设备数量众多、直接连接用户等原因，配电网SCADA的成本更高，建设较少，而未来电力的双向交互将更加频繁，将以配电网为中心，如户用光伏倡导“自发自用，余电上网”，因此配电网面临的挑战更大。图表22：过去与未来的电力系统资料来源：IEA，华泰研究2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议提出要“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”，协助提升电力系统的调节能力，适应能源变革需求。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11电力设备与新能源图表23：构建新型电力系统实施路线资料来源：《“双碳”目标下新型电力系统发展路径研究》（张金平等发布于《华电技术》2021年第12期），华泰研究新型电力系统将从电源侧、电网侧、负荷侧三个方面进行全面转型：电源侧：可再生能源大规模并网，需配备灵活性资源。我国承诺的“双碳目标”要求2030年实现“碳达峰”，随后仅用30年实现“碳中和”，这一时间显著短于发达国家所用时间，紧迫情形之下对可再生能源发展提出了更高的要求。可再生能源发电系统是高度不确定性的系统，而要构建清洁低碳安全高效的能源体系，则需要在电源侧配备灵活性火电机组、天然气机组和储能电站等灵活性的调节资源。图表24：IEA的净零排放情景下提供电力系统灵活性的资源资料来源：IEA《NetZeroby2050:ARoadmapfortheGlobalEnergySector》，华泰研究电网侧：远距离输送解决主干网需求，电网柔性调节能力是核心。电网连接发电侧和负荷侧，在未来电力系统中扮演重要角色。传统电力系统是单向的，系统中各方均有明确分工定位；未来数字化电力系统是多向的、数字化的，并且高度集成，对电网提出了更高的要求。面临我国能源地理分布不均衡的问题，远距离输送电能成为解决途径。其中，特高压输电以其大规模、远距离、高效率的特性在我国已进入快速发展阶段。随着分布式电源的大规模装机，大量分布式电源接入配电网，传统的无源配电网向有源配电网转变，同时光伏逆变器、PCS、柔性开关等电力电子设备接入电网，电力系统逐步电力电子化，带来电网电压暂降、波动与闪变、电压越限等电能质量问题，解决上述问题，电网的柔性调节能力是核心。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12电力设备与新能源图表25：未来数字化电力系统图表26：不同充电模式给加州电网带来的系统成本降低资料来源：IEA《DigitalisationandEnergy》，华泰研究注：系统成本反映了生产能源的批发运营成本，不包括发电能力成本、传输和分配成本，以及构成生产和输送电力的其他成本资料来源：LBNL,《GridImpactsofElectricVehiclesandManagedCharginginCalifornia》，华泰研究负荷侧：电气化率提高，用户侧主动响应。随着经济社会绿色发展，电力消费在最终能源消耗中占比将提升。同时，为应对可再生能源发电的高度不确定性，负荷侧需要相应的灵活性资源，如电动汽车、智能家电、家用储能、可中断负荷等。其中，电动汽车既代表着电气化的提高，又能作为用户侧主动响应的例子。据IEA，电动汽车因以下三点而成为潜在的电网灵活性资源：1）操作灵活性，能充放电；2）内置通信和控制技术，几分钟甚至几秒内对聚合器的信号做出响应；3）低容量利用率，停靠时间超过96%，充电时间仅10%，负载灵活。据劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL），相比无管理的充电，采用分时电价或智能充电将至少为电网系统减少34%来自电动汽车充电引起的成本。0%10%20%30%40%50%60%分时电价智能充电电动汽车数量少情形电动汽车数量多情形免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13电力设备与新能源主干网：构筑坚强智能电网，特高压协助跨区运输特高压能够有效解决我国能源与负荷分配不匹配的问题，是坚强智能电网的重要组成部分。特高压线路缓解了输送线路损耗、系统不稳定、电流易短路等问题，能将新能源电力从西部安全、快速地输送至东中部等电能需求高的地区，平衡能源与负荷分布，成为“西电东送、北电南供、水火互济、风光互补”的能源运输“主动脉”，破解能源电力发展的深层次矛盾，实现能源从就地平衡到大范围配置的根本性转变。图表27：特高压交/直流对比直流输电交流输电电压等级±800千伏及以上1000千伏及以上适用场合应用场景主要为长距离电力传输、海底电缆、大电网联接与隔绝应用场景主要为构成交流环网和短距离传输网络建设有落点，能依据电源分布、负荷位置、电力传输及交换等实际需要建设骨干网无落点，架构清晰简单，电力可直接输送至负荷中心，网间无需同步运行存在缺陷输送功率变化将影响送、受端无功，可能会引发连锁反应，甚至会导致电压失稳直流系统闭锁时，会对两端交流系统产生较大功率冲击，造成设备损坏资料来源：《特高压交、直流电网输电技术及运行特性综述》张天.龚雁峰.智慧电力.2018,46(02)，华泰研究特高压支撑电网运行，促进可再生能源消纳国网特高压输电占比显著提升。截至2020年底，国家电网已累计建成特高压线路35868公里，累计变电（换流）容量41267万千伏安/万千瓦。2020年国家电网特高压输电量4567.14亿千瓦时，占国家电网售电量的9.98%。近年来，国家电网特高压输电量占售电量的比例明显提升。截至2021年底，国内累计34条特高压线路在运营。图表28：国家电网特高压累计及新增线路长度图表29：国家电网特高压输电量及占售电量比例资料来源：国家电网，华泰研究资料来源：国家电网，华泰研究05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,0002008200920102011201220132014201520162017201820192020公里累计线路长度新增线路长度0%2%4%6%8%10%12%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,00020102011201220132014201520162017201820192020亿千瓦时国网特高压输电量占售电量比例免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14电力设备与新能源图表30：我国在运营中的特高压项目工程名称投运时间电压等级所属工程长度（公里）容量（万kW）1晋东南-南阳-荆门2009年1月1000kV交流三交四直65418002云南-广东2010年6月±800kV直流南网13733向家坝-上海2010年7月±800kV直流三交四直19074锦屏-苏南2012年12月±800kV直流三交四直20595淮南-浙北-上海2013年9月1000kV交流三交四直129812006哈密南-郑州2014年1月±80OkV直流三交四直21928007溪洛渡左岸-浙江金华2014年7月±800kV直流三交四直16538008浙北-福州2014年12月1000kV交流三交四直120618009糯扎渡-广东2015年5月±800kV直流南网141350010锡盟-山东2016年7月1000kV交流1460150011宁东-浙江2016年9月±800kV直流两交一直172080012淮南-南京-上海2016年11月1000kV交流两交一直1560120013蒙西-天津南2016年11月1000kV交流五交八直121650014酒泉-湖南2017年6月±800kV直流五交八直2383160015晋北-南京2017年7月±800kV直流五交八直1118.580016榆横-淮坊2017年8月1000kV交流五交八直209875017锡盟-胜利2017年8月1000kV交流两交一直双回路224060018锡盟-泰州2017年6月±800kV直流五交八直1620100019扎鲁特-青州2017年12月±800kV直流1234100020滇西北-广东2018年5月±800kV直流南网195950021上海庙-临沂2019年1月±800kV直流五交八直1238200022北京西-石家庄2019年6月100kV交流双回路222823淮东-皖南2019年9月±1100kV直流五交八直3324120024苏通GIL综合管廊2019年9月1000kV交流5.469698025山东-河北环网2020年1月1000kV交流五交两直1280150026张北-雄安2020年8月1000kV交流2018年重启双回路2319.960027雄安-石家庄2019年6月1000kV交流双回路2222.628蒙西-晋中2020年9月100kV交流双回路230480029驻马店-南阳(配套)2020年12月100kV交流2018年重启双回路2190.3100030乌东德-广东、广西(昆柳龙直流工程)2020年12月±800kV三端混合直流南网146580031青海-河南2020年10月±800kV直流2018重启158280032雅中-江西2021年6月±800kV直流2018重启170080033陕北-湖北2021年8月±800kV直流2018重启1136.180034南昌-长沙2021年12月1000kV交流2018重启双回路23411200资料来源：国家电网，南方电网，北极星输配电网，华泰研究输送电量中六成由可再生能源出力，电源侧储能接入后，其出力占比有望再度提升。2021年，17条直流特高压线路年输送电量4887亿千瓦时，其中可再生能源电量2871亿千瓦时，同比提高18.3%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国家电网运营的13条直流特高压线路总输送电量4048亿千瓦时，其中可再生能源电量2032亿千瓦时，占总输送电量的50.2%；南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量839亿千瓦时，全部为可再生能源电量。后续电源侧储能建设完成后，将增强可再生能源发电侧的频率和电压调节能力,提升局部电网的电压稳定性，改善并网电能质量，届时可再生能源占比有望再度提升。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15电力设备与新能源图表31：2021年直流特高压线路输送电量情况序号线路名称年输送电量(亿千瓦时)可再生电量（亿千瓦时）可再生能源占比占比同比增长（百分点）1复奉直流283.0283.0100.0%0.02锦苏直流361.9361.9100.0%0.03宾金直流271.6271.399.9%-0.14天中直流446.1159.735.8%-4.95灵绍直流504.1116.423.1%6.06祁韶直流271.970.926.1%-1.27雁淮直流285.750.417.6%3.98锡泰直流185.941.622.4%22.19鲁固直流265.4101.038.0%20.910昭沂直流319.6107.833.7%-13.811吉泉直流550.6172.931.4%13.112青豫直流151.5148.998.3%-1.713雅湖直流150.5146.097.0%/14楚穗直流217.6217.6100.0%0.015普侨直流156.2156.2100.0%0.016新东直流237.9237.9100.0%0.017昆柳龙直流227.1227.1100.0%0.0全国4887287158.7%12.8资料来源：国家能源局，华泰研究能源消纳刚需叠加基建属性，特高压投资有支撑风光大基地建设如火如荼，解决供需地理错配需特高压配合。我国大部分风光资源富集于西部、北部地区，地广人稀，适于建设大型风光基地，但负荷中心位于经济发达的东中部地区。据GEIDCO（全球能源互联网发展合作组织）数据显示，2025年我国将有64.7%的用电需求集中于东中部地区，规划中的58.8%/55.9%的风电/光伏装机位于国内西部、北部地区，地理上的能源供需错配，使得安全、稳定、可靠的输变电设施必须同步建设。22年2月，国家发改委、国家能源局印发《以戈壁、沙漠、荒漠为重点地区的大型风电光伏基地规划布局方案》（下称“方案”），方案提出，到2030年，规划建设风光电基地总装机约4.55亿千瓦（十四五的2亿千瓦，十五五规划2.55亿千瓦）。十四五、十五五期间特高压线路的建设将以服务风光基地为重点，扩大可再生能源的消纳范围，缓解能源地区间供需错配的问题，加速“双碳”目标达成。图表32：我国风资源分布示意图图表33：我国太阳能资源分布示意图资料来源：GEIDCO，华泰研究资料来源：GEIDCO，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16电力设备与新能源服务新能源消纳是未来发展主线，特高压行业需求存在有力支撑。2006年示范项目开局之年起，我国特高压建设已历经了三个高峰：1）2011-2013年：“三横三纵”特高压骨干网架和13项直流输电工程是规划建设重点，大规模“西电东送”“北电南送”格局雏形显现，“两交三直”项目得到核准并建设开工；2）2014-2016年：国家能源局提出加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道的建设。期间，9条特高压线路建设加速推进，核准并建设“八交八直”，特高压建设第二轮高峰已至；3）2018-2020年：在2017年“去杠杆”经济政策指引下，基建投资进入下行周期。待该周期结束后，基建投资再度进入上行周期。2018年9月，大基建、扶贫、新能源渗透的驱动之下，特高压项目核准、建设重启；2020年，特高压建设项目被纳入“新基建”，旨在逆势承担调节经济周期的重任。至此，产业迎来第三轮建设高峰。“十四五”期间，特高压输变电线路是建设新能源供给消纳体系的重要载体。据GEIDCO统计，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元，且计划于2022年开工“10交3直”共13条特高压线路。《“十四五”可再生能源发展规划》中提出加强送受端电网支撑，提升“三北”地区既有特高压输电通道新能源外送规模，持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例。2022年以来，我国加大力度推进多条特高压工程项目建设。2022年1-7月，福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设，白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产，并计划于年内建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程，计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉—南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程，总投资超过1500亿元，充分发挥电网投资拉动作用。2022-2023年特高压行业有望进入投资兑现期，或将有效拉动上下游产业链发展。图表34：2025年特高压骨干网架示意图资料来源：GEIDCO，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17电力设备与新能源图表35：“十四五”期间国家能源局规划特高压项目一览序号项目名称项目类型1金上至湖北800千伏特高压直流输电工程直流2陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程直流3哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程直流4蒙西至京津冀±660千伏直流输电工程直流5宁夏至湖南±800千伏特高压直流输电工程直流6陕西至河南±800千伏特高压直流输电工程直流7陕西至安徽±800千伏特高压直流输电工程直流8外电入浙±800千伏特高压直流输电工程直流9藏东南至粤港澳大湾区+800干伏特高压直流输电工程直流10大同-怀来-天津北-天津南双回1000干伏特高压交流输电工程交流11川渝1000千伏特高压交流输电工程交流12张北~胜利(锡盟)双回1000千伏特高压交流输电工程交流资料来源：国家能源局，华泰研究特高压工程投资规模较大，核心设备投资占比最高。以白鹤滩—江苏直流特高压工程第一次设备招标为例，其站内设备涉及设备众多，包括换流阀、换流变压器、避雷器、控制保护系统等，其中核心装备换流变压器和换流阀成本分别占该次投标的37%和31%，组合电器占比6%，电容器和直流控制保护系统各占4%。参考南昌—长沙特高压交流项目第一次设备中标结果，交流特高压站内设备中，直流电抗器的投资占比达47%，滤波器组电容器、电抗器占比均为10%左右。图表36：白鹤滩—江苏特高压直流工程各标的金额占比图表37：南昌—长沙特高压交流工程各标的金额占比资料来源：国际电力网，华泰研究资料来源：北极星电力网，华泰研究行业壁垒高，主设备公司受益明显特高压产业链的上游为特高压设备原材料供应商，中游为特高压传输线路与设备供应商、设计机构及工程承包商，下游为电网企业。上游主要包括特高压项目所需的各种原材料与元器件，参与者主要为硅钢、防爆高低压变频器、特高压开关、IGBT等供应商，国内的主要参与者为卧龙电气、上海华明、斯达半导、宝钢股份等。37%31%6%4%4%3%3%2%2%2%换流变压器换流阀组合电器电容器直流控制保护系统直流穿墙套管交直流断路器钢结构及构支架测量装置交流变压器可控自恢复消能装置电抗器避雷器隔离开关压型钢板及通风空调系统电阻器开关柜消防设备接地极成套装置视频会议系统47%11%10%10%7%7%3%2%直流电抗器滤波器组电容器压型钢板电抗器二次设备电容器变电站构支架组合电器交流变压器交流断路器通信设备支柱绝缘子隔离开关开关柜免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18电力设备与新能源中游的特高压线路与设备是特高压项目建设主体，可进一步分为交流/直流特高压设备、缆线和铁塔等。其中，特高压直流项目主要设备为换流变压器、换流阀及其控制保护系统与直流场设备。由于核心设备壁垒较高，市场份额高度集中在国电南瑞、许继电气、平高电气、中国西电、特变电工等企业，竞争格局较为稳定。特高压交流项目关键设备为交流变压器和GIS组合电器。除此之外，还包括变压器、电抗器、开关设备、串联补偿装置、互感器、电容器、避雷器等。在交流变压器领域，国内主要参与者为中国西电、特变电工、天威保变，与直流变压器市场竞争格局基本相同，中标份额相近。特高压GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器和母线等设备构成。当前国内具备GIS研制生产的企业主要为平高电气、中国西电、新东北电气等。其中平高电气在GIS设备的竞争中优势较为明显，市场份额占比保持在40%左右。下游主要是电网企业。下游主要是国家电网、南方电网及部分地方电网公司。图表38：特高压产业链资料来源：各公司官网，华泰研究开工时间不确定性最高，开工后两年建成。特高压项目不同设备组件的招标时间有所差异，通常在项目开工三个月内，电网公司在在国家电网和南方电网的电子商务平台进行招标活动，我们预计特高压项目在开工后9个月以内设备采购业绩释放，新批准的输电项目有望在两年内体现在主设备公司业绩中，三年内完成项目投产。图表39：招投标项目流程示意图资料来源：国家电网，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19电力设备与新能源特高压行业壁垒高，主设备公司受益明显。特高压项目投资主要分为输电线路和变电站/换流站造价。由于输电线路的电缆器件门槛较低，考虑到运输成本，招标采购多为当地的企业；特高压核心技术多集中于变电站和换流站，高技术门槛使得中标公司名单较为稳定。从国网白鹤滩-江苏特高压工程核心设备采购的中标数据看，中标前三家企业占总量的48.1%。其中，国电南瑞下的5家企业中标10包，16.3亿元居首，占总金额的18.9%。中国西电的6家企业中标10包，13.3亿元，占总金额的15.4%。山东电力的3家企业中标3包11.9亿元，占比13.8%，位居第三。分设备来看，换流变压器是交直流输电系统中的换流、逆变两端接口的核心设备，山东电力/特变电工/中国西电项目中标占比为32.2%/28.4%/24.7%。换流阀是实现电能交直流转换的核心设备，技术壁垒较高，中标前三名为荣信汇科、南瑞继保、中电普瑞，三者中标占比达63.7%，三者中标比重各占21%左右；组合电器中河南平芝中标占比达35.2%，电容器中桂林电容位居第一，占比20.9%，其他企业大多占比在7.1-15.4%之间。图表40：白鹤滩-江苏特高压直流工程核心设备各公司中标金额占比资料来源：国际电力网，华泰研究图表41：白鹤滩-江苏特高压直流工程第一次设备招标——核心设备各公司中标情况资料来源：国际电力网，华泰研究18.90%15.40%13.80%11.80%6.60%6.20%5.40%4.70%3.80%2.20%国电南瑞中国西电山东电力特变电工荣信汇科ABB保定天威平芝高压许继电气上海思源32.2%28.4%24.7%12.5%14.6%21.4%21.1%21.1%12.3%11.5%9.8%35.6%27.9%14.4%26.6%20.9%15.4%11.9%11.5%10.6%8.2%7.1%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%换流变压器换流阀电容器组合电器山东电力特变电工中国西电保定天威荣信汇科南瑞继保中电普瑞ABB许继电气西安西电平芝高压山东日立上海思源桂林电容西电电容库伯电容合容电器新东北电气无锡赛晶上海永锦免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20电力设备与新能源配电网：柔性调节能力是核心，减少电网波动性配电网投资占比较高，重要性凸显。配电网是能源生产、转换、消费的关键环节，协助可再生能源消纳，联接多方市场主体，正逐渐成为电力系统的核心。据《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间南方电网将投资约6700亿元，其中3200亿元投向配电网，占比48%。我国配电网整体发展稳定，在城市电网经历了大规模网架完善、自动化建设阶段以后，“十三五”以来我国配电网投资建设逐渐向农村电网倾斜。农村电网建设加快的同时，各地电网公司陆续提出建设世界一流城市配电网，即在能源互联网连接之下，满足分布式可再生能源和市场化灵活负荷接入需求的、设备高度互联互通的智能配电网。图表42：一流配电网灵活可靠的网架结构资料来源：《城市配电网的国内外发展综述及技术展望》（贾巍等，2020年2月），华泰研究图表43：我国2021年供电可靠性指标供电可靠性指标同比变化全国供电系统用户平均供电可靠率99.87%+0.007pct用户平均停电时间11.26h/户-0.61用户平均停电频率2.77次/户+0.08全国城市地区平均供电可靠率99.944%-0.001pct农村地区平均供电可靠率99.840%+0.005pct全国城市地区用户平均停电时间4.89h/户+0.07农村地区用户平均停电时间14.06h/户-0.45全国城市地区用户平均停电频率1.24次/户+0.07农村地区用户平均停电频率3.45次/户+0.2资料来源：《我国2021年度供电可靠性的现状分析与展望》（李霞等，2022年8月），华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21电力设备与新能源源侧和荷侧波动，对电网扩容和变电站要求提升政策助力电网建设，配电网扩容必要性凸显。2022年7月，住房和城乡建设部、国家发展改革委印发《“十四五”全国城市基础设施建设规划》提出，城市韧性电网和智慧电网建设，开展城市配电网扩容和升级，重点城市中心城区供电可靠率高于99.99%。随着可再生能源大规模并网和经济绿色发展，电力系统源侧和荷侧变动加大，电力用户同时具备接收电能和反输送电能两种能力，配电网扩容的必要性凸显。变电站连接源荷，新型电力系统提出更高要求。新型电力系统发展的同时，变电站作为连接电源和负荷的能量枢纽，同样需要由传统“源随荷动”运行模式向“源网荷储”模式转型。因此，新型电力系统变电站也需要采用先进的电力电子技术，对电能的传输、存储和保护进行高效控制。例如，传统城市电网多为受端电网，处于主网一端的以受电为主，并采用分区运行，具有高度不确定性的可再生能源接入后可能出现区域供电能力不足、无法有效均衡负载、区域可靠性下降等问题，若使用柔性电力电子装置则可实现城市电网分区变电站柔性互联，解决以上问题。具体表现在：1）实现了潮流方向、大小可控；2）解决了高低压电磁环网问题；3）实现变电站的无功电压连续调节；4）缓解大规模公用充电站建设过程中线路走廊矛盾。图表44：城市电网分区柔性互联接线示意图资料来源：《城市电网分区柔性互联装置的选址定容》（蒋迅，2018年12月），华泰研究电网建设稳定性要求增加，信息化硬件投资提升随着电网内不稳定因素大幅加入，电网逐步向数字化转型。电网数字化通过利用物联网、大数据、智能AI、云计算等技术实现电源侧、负荷侧、储能侧的各类可控资源的数据接入、数据处理，没有电网数字化转型就没有新型电力系统。在国家电网发布的《新型电力系统数字技术支撑体系白皮书》中，新型电力系统数字技术支撑体系整体分为“三区四层”，即生产控制大区、管理信息大区和互联网大区，以及数据的采、传、存、用四层。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22电力设备与新能源图表45：新型电力系统数字技术支撑体系资料来源：国家电网，华泰研究智能电网能够有效促进源网荷储资源灵活互动，降低综合成本。智能电网的特点主要有自愈性、可靠性、兼容性、高效性、交互性。相较于传统电网，智能电网可以提供可靠、高效的电力保障，兼容各类设备的接入，动态优化电力资源配置，提高电网运行效率。智能电网通过合理削峰填谷，促进新能源消纳，从而降低电网建设投资成本。图表46：传统电网与智能电网特点对比特点传统电网智能电网自愈性不能及时定位故障发生地点，供电恢复依赖于人工对电网进行监控，降低故障发生几率；在故障发生后短时间内定位故障发生地点并自动隔离，避免大规模停电可靠性可靠性差，倾向于大面积停电对电网运行状态的实时监控和评估，大大提高了电网抵御自然灾害和网络攻击的能力兼容性大规模集中发电，不能适应小型分布式电源的接入兼容大量小型发电设备和储能设备的接入高效性电网运行效率受人工、制度等多方面因素的影响利用数字信息技术，可以动态优化电力资源配置，提高电网运行效率交互性终端用户只是单一的消费者，用户与电力公司的信息互动很少用户可以实时了解电价以及用电信息从而合理安排用电，并且从单一的消费者转变成电力交易的参与者资料来源：《中国智能电网发展综述》（张瑶等发表于《电力系统保护与控制》第49卷第5期）、华泰研究二次设备需求有望提升。数字电网的物理系统由电网设备构成，包含一次设备和二次设备。一次设备是直接用于生产、输送和分配电能的电气设备，涵盖发电、输电、变电、配电、用电各个环节，覆盖全部电压等级。一次配电设备主要包括架空线、高压配电柜、发电机、变压器、电力线路、断路器、低压开关柜、配电盘、开关箱、控制箱等设备。二次设备是对电网发输变配用环节的一次设备进行监察、测量、控制、保护、调节以及为运维人员提供运行工况或生产指挥信息所需的辅助性电气设备，从功能角度分为继电保护设备、调节控制设备、通信设备、监测设备等。我们认为电网智能化升级将对二次设备产生显著拉动作用，信息化硬件投资有望得到大幅提升。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23电力设备与新能源图表47：二次设备项目介绍继电保护设备由互感器、继电器等电气设备构成，负责检测、报警、故障隔离等调节控制设备包括控制开关、控制电缆、自动装置电气设备，通过对电气一次设备状态和电气量的控制和调节，使一次设备能够按照需要运行并保持安全稳定通信设备包括光纤设备、电力线载波、数字微波、调度及行政交换、数据网、通信安全防护、通信电源等设备，用于满足电网运行、维护和管理的信息传输需求监测设备包括电流表、电压表、功率表等测量表计设备，用于测量各种电、磁、光等参量资料来源：《数字电网标准框架白皮书》（2022年），华泰研究电网波动性加大，新型电力电子设备需求提升电网替代性储能设施对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。电网替代性储能是指建设在电网侧适当位置的储能电站，作为电网公司的一种输配电固定设施，进行削峰填谷转移负荷，具有替代输配电设备投资、提升线路的传输容量等多种功能。替代储能可以延缓现有输配电设备的升级时间，发挥调频、调峰、备用、黑启动、调压等辅助功能，对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。图表48：电网侧替代性储能的价值示意图资料来源：《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》（廖菁等发表于《价值理论与实践》2021年第12期），华泰研究根据廖菁等在《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》中测算，1KW/2KWh电网侧储能一年所产生的整体价值为615.31元，而当前情况下（假设峰谷价差为0.45元/千瓦时，初始投资成本为2005元/千瓦）财务效益仅有377.2元/每年，无法满足在电池寿命期限内回收成本。2021年7月，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》，提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。随着对平滑电网波动性的需求增加，电网替代性储能设施需求有望逐步落地。图表49：1KW/2KWh电网侧储能的财务效益项目数额/元备注地储高发收益259.2峰谷价差为0.45元/千瓦辅助服务收益118其中优先调用0.12元/千瓦，参与天数200天，有序调用0.5元/千瓦，参与天数40天，紧急短时调峰0.6元/千瓦，参与天数25天需求响应收益0没有储能参与需求相应的政策补贴收益0没有出台与储能相关的补贴政策资料来源：《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》（廖菁等发表于《价值理论与实践》2021年第12期），华泰研究图表50：1KW/2KWh电网侧储能的电力系统整体效益项目数额/元备注延缓输配电设备投资196.8配电设备固定资产折旧率为3%，配电设备单位容量造价为8200元/KW减少系统备用容量90备用设备固定资产折旧率为3%，备用设备单位容量造价为4000元/KW提升供电可靠性69.31停电次数为2次，单位电量创造的GDP价值为21.66（通过该地区的GDP和用电量计算）节煤效益180电煤价格为0.25元/千瓦时环境效益79.2各污染物处理成本为0.11元/千瓦时资料来源：《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》（廖菁等发表于《价值理论与实践》2021年第12期），华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24电力设备与新能源SVG（动态无功补偿器）、APF（有源滤波器）等新型电力电子设备伴随电网波动性增强而需求提升。SVG是以IGBT为核心的无功补偿系统，能够快速连续地提供容性或感性无功功率，实现考核点恒定无功、恒定电压和恒定功率因数等控制。在配电网中，将中小容量的SVG产品安装在某些特殊负荷（如电弧炉、中频炉、精炼炉）附近，可以显著地改善负荷与公共电网连接点处的电能质量，例如提供功率因数、平衡三相电压、抑制电压闪变和电压波动、治理谐波污染等。APF是一种用于动态抑制谐波、补偿无功的新型电力电子装置，它能够对大小和频率都变化的谐波以及变化的无功进行补偿。我们认为，随着新型电力系统下电网波动性增强，为了保障电力系统稳定、高效，对于动态补波补功的新型电力电子设备需求将会显著提升。图表51：未加入SVG时DFIG的无功输出随时间变化的波形图表52：加入SVG后DFIG的无功输出随时间变化的波形资料来源：《SVG在双馈风力发电系统电压无功控制中的应用》（付文秀等发表于《电力系统保护与控制》2015年第43卷第3期），华泰研究资料来源：《SVG在双馈风力发电系统电压无功控制中的应用》（付文秀等发表于《电力系统保护与控制》），华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25电力设备与新能源虚拟电厂和综合能源构筑局域网络，提升电网调节能力虚拟电厂：政策端不断完善，应用有望逐步落地虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的重要方向，山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》将其定义为将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统，是一种跨空间的、广域的源网荷储的集成商。各地陆续出台虚拟电厂相关政策，鼓励虚拟电厂建设发展。协助挖掘系统灵活性调节能力，提升系统运行效率和电源开发综合效益，支撑电网的稳定运营。图表53：我国各地针对虚拟电厂出台政策地方时间文件内容广州2021年7月《广州市虚拟电厂实施细则》明确了虚拟电厂的参与规则，包括：需求响应申请条件、响应类型、用户组织、响应启动条件、响应执行、效果评估、需求响应补贴结算等。为激励用户参与并培育虚拟电厂需求响应市场，在开展初期对参与需求响应的电力用户、负荷聚合商给予财政补贴的激励措施。补贴资金来源为广州市促进工业和信息化产业高质量发展专项资金，补贴年限为三年，共计划安排补贴资金3000万元。山西2022年6月《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》明确虚拟电厂的类型、入市流程、技木规范、运营模式等。《方案》将虚拟电厂分为负荷类和源网荷储一体化类两个类型，规定负荷类虚拟电厂可以参与中长期、日前现货电力交易市场和辅助服务市场，一体化类虚拟电厂可以参与日前现货电力交易市场和辅助服务市场。深圳2022年6月《深圳市虚拟电厂落地工作方案（2022-2025）》明确了深圳虚拟电厂发电方向，首先，深圳虚拟电厂特色应用初具成效，智能有序充电技术成为主流模式，新能源汽车与电网双向能量互动商业模式取得突破；其次，源网荷储一体化发展取得显著成效，用户侧可调资源响应及聚合能力大幅提升，建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5％左右的稳定调节能力；再者，虚拟电厂参与市场化交易机制不断完善，产业生态初步形成，孵化培育一批国内领先的负荷聚合商和核心零部件研发制造企业。上海2022年7月《上海市数字经济发展“十四五”规划》发展“虚拟电厂”新业态，利用先进的计量、通信技术，对分布式异构能源进行聚合，实现自动化远程调度、精准化智能分析和便捷化市场交易，推动构建“技术＋产品＋运营＋生态”的“虚拟电厂"产业链条。资料来源：各地政府官网，华泰研究“聚合”和“通信”为虚拟电厂运作核心。通过通信手段将各种分布式能源聚合成满足电力系统要求、能可靠并网的整体，使其表现出和传统电厂类似的参数特性是虚拟电厂的主要技术目的。虚拟电厂可为配电网侧屋顶光伏、小型燃气轮机、用户自建储能、柔性负荷、充电汽车等分散式综合资源进行聚合，使得不同分布式能源能彼此互补，从而使功率输出更加平稳，增加电网对光伏、风电等随机性可再生能源的吸收接纳程度。电网条件和法律法规允许的情况下，虚拟电厂可以不受资源限制地发挥作用。同时，虚拟电厂是轻资产模式，不受土地使用、废物管理、传统发电厂的资产风险等影响。虚拟电厂可发挥电力调峰作用，有效解决峰谷差难题。从技术上看，虚拟电厂是一套数字化智能分析系统，通过先进的信息通信和检测控制技术，实现包括分布式电源、储能、新能车等的信息采集、数据分析以及聚合优化，能够有效参与电力市场，辅助电网平抑波动、稳定供需。在“双碳”背景下，虚拟电厂协调源、荷、储资源参与电力市场的属性，将发挥巨大作用，辅助电网建立“源荷互动”的友好型电网运营模式，从而提升电力系统运行的灵活性与稳定性。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。26电力设备与新能源图表54：虚拟电厂对分布式综合能源的协调管理作用资料来源：《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》（钟永洁等，2022年6月），华泰研究综合能源：应用层主要落地形式，提升微电网稳定性综合能源服务转型成必然趋势，国内快速发展中。综合能源通过对局域网进行电路改造，增加多能互补等措施，协助降低用电成本，提升用户侧的用电质量。2020年9月发改委等四部门发布《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》，提出“大力开展综合能源服务，推动源网荷储协同互动”，这是综合能源服务首次写入国家政策文件。我国综合能源服务起步较晚，但在政策支持下正在快速发展，国家电网有限公司于2017年明确提出要由电能供应商向综合能源服务商转型，2019-2021年其综合能源服务收入CAGR为39.35%。图表55：发电企业综合能源服务商业模式图表56：国家电网公司综合能源服务收入资料来源：《发电企业综合能源服务创新商业模式及发展策略研究》（赵竟等，2022年3月），华泰研究资料来源：国家电网，华泰研究综合能源系统通过源网荷储一体化和多能互补，形成能源产供销一体化系统，或为电力紧缺问题的解决之道。综合能源系统是指通过对能源的产生、传输与分配（能源网络）、转换、存储、消费等环节进行有机协调与优化后，形成的能源产供销一体化系统。它主要由供能网络（如供电、供气、供冷/热等网络）、能源交换环节（如CCHP机组、发电机组、锅炉、空调、热泵等）、能源存储环节（储电、储气、储热、储冷等）、终端综合能源供用单元（如微网）和大量终端用户共同构成。建设主体中，国网系公司占主导，供热供气公司和综合能源系统公司亦有涉及。0%20%40%60%80%100%120%140%050100150200250300350201920202021亿元收入同比免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。27电力设备与新能源图表57：综合能源系统类别图表58：园区综合能源解决方案资料来源：国家电网，华泰研究资料来源：国家电网，华泰研究综合能源系统已在各地试点，自发性投资需求较高。国内试点项目较多，以江苏省镇江扬中城镇级能源互联网示范工程为例，其拥有冷热电三联供能源站、分布式风力发电、分布式光伏发电集成（对目前48.78MW分布式光伏，安装分布式能源互联协调装置，通过用电采集系统数据，实现光伏参与碳排放市场/现货市场交易）、电动汽车充电设施（建设新坝客运中心公交专用充电站、机动车检测中心充电站，具备8个车位、480kW充电能力，引导用户有序错峰充电，试点应用双向充放电技术，项目投资514万元）、储能系统（已建成新坝储能电站，容量10MW/20MWh，另将建设2×250kW/500kWh移动式储能，提供用电保障服务、电动汽车移动充电服务，参与辅助服务市场，项目总投资4400万元）。图表59：综合能源侧与电网侧智能化水平对比阶段电网侧综合能源侧泛在互联阶段以数字化变电站、调度自动化、用电信息采集、配电自动化、智能台区、输变电设备状态在线监测为特征，基本达到泛在物联的要求，整个电网处于“可观测”的水平。以园区自动化、用电侧数字化为特点，目前存在巨大的数字化瓶颈，处于初级阶段。信息互动阶段基本实现管理信息化，需要解决数据交互的问题。数字化水平极低，信息互动处于初级的阶段。智能物联阶段自然垄断环节的相对封闭性，未来向数据智能方向发展。机会较多，未来将形成网络化的生态体系，以价格信号和服务需求串联起点、线、面。资料来源：北极星电力网、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。28电力设备与新能源电网投资：稳定与投资强度权衡，替换和新增需求旺盛电网投资本质：稳定性和投资强度权衡电网投资的本质是稳定性与投资强度的权衡。电网是能源支撑设施，考虑能源转型背景下不稳定因素大幅引入，电网需要满足在各种多变情况下的稳定供应，新型电力系统构建需求迫切，电网投资需求攀升。电网投资的本质是稳定性和投资强度之间的权衡，通过置办较多待命冗余机组以满足高峰用电需求的电网是极其昂贵的。此外，电网投资还能有逆周期作用。调节电网投资是稳定经济的重要手段之一，投资体量大，产业链带动效果显著。电网投资涉及环节品类众多，可分为替换与新增需求。电网作为支撑新能源建设的重要基础设施，连接发电侧和用电侧，涉及输配变用等各环节，项目种类多样。据南方电网披露，电网建设中，仅配电环节就涉及21大类241种设备品类，SKU众多。我们按照电网设施建设要求，将电网投资划分为现有基础设施的替换增容以及新型电力系统带来的新设备需求，协助测算电网投资量级情况。图表60：电力产业链概览资料来源：国家电网，华泰研究他山之石：参考欧洲电网，整体投资额提升明显欧洲受电气化与现代化双轮驱动，预计2020-2030年年均电网投资较过去5年提升50%-70%。参考欧洲电网投资规划情况，根据Eurelectric及Deloitte预测，2020-2030年欧洲电网投资额将达3750-4250亿欧元，对应年均投资340-390亿欧元，相较2015-2019年均投资230亿欧元提升50%-70%。涉及到电气化、新能源并网以及数字化与自动化的投资占比大概在57%左右，具体来看：1）电气化相关投资占总投资50%左右，主要驱动力是总电力需求增长（预计2020-2030增长1.8%）、电动车放量（预计2020-2030新增5000-7000万辆）、新能源装机提升（预计2020-2030新增320GW并网+40GW户用），碳中和大背景下，新能源装机和电动车有望持续增长，对电网投资形成有力支撑。2）电网现代化&数字化相关投资占40%左右，其中现代化主要驱动力是老旧线路与设备替代，投资额主要受电网线路长度、电力设备寿命、智能电表渗透率等因素的影响；智能化与数字化投资则包括变电站、控制中心、通信系统等设施的自动化以及智能电表应用。随着电网数字化转型步伐加快、智能电表渗透率提升，现代化&数字化投资有望成为电网投资又一重要增量。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。29电力设备与新能源3）政策力度与储能带来的投资弹性占总投资额10%左右。图表61：欧洲2020-2030年电网投资预测资料来源：Eurelectric，Deloitte，华泰研究注：单位为十亿欧元国内：现有设施替换需求旺盛，支撑电网投资基础替换需求：预计21-30年电网整体替换需求在4万亿元左右。替换需求主要针对现有设施，电网典型器件替换周期在7-20年，我们在电网整体替换周期约为10年的假设下进行测算。我们采用两种方法来测算替换需求；1）根据国南网20年年报数据，两家固定资产合计为36136亿元，在替换周期为10年的假设下，年替换需求为3613.6亿元，21-30年总替换需求为36136亿元。2）根据替换周期及历史年份的电网投资额，测算每年的替换需求。比如在10年替换周期假设下，2021年替换需求对应2011年当年的新增投资额3687亿元。据此测算21-30年总替换需求为45855亿元。我们采用两种方法，分别在不同的替换周期假设下进行了敏感性分析，结果区间在30114-48759亿元，均值为41425亿元。图表62：替换需求敏感性分析8年9年10年11年12年方法一国网替换需求36416.832370.529133.426484.924277.9南网替换需求8753.57780.97002.86366.25835.7合计替换需求45170.340151.436136.232851.130113.5方法二对应历史年份新增投资额合计48758.847119.845855.444604.543490.8资料来源：Wind，公司公告，华泰研究预测国内：新兴电力系统带动，新增投资层出不穷新型电力系统带来多样投资需求，加大配套设施投入。建设新型电力系统，需从发电、储能、负荷、电网多侧充分挖掘系统灵活性调节资源，保障系统安全稳定运行及新能源高比例消纳。参考国网、南网新型电力系统行动方案，2021-2030年将围绕清洁发电、智能输电、智能配电、提升电网数字水平、建设统一协同的调控体系等领域重点布局。新能源+逆周期调节需求下我国电网投资有望大幅提升。“十二五”与“十三五”期间电网基本建设投资完成额呈上升态势，分别为20001/25854亿元。“十四五”期间电网投资大幅加码，国家电网公布计划投入3500亿美元（约折合人民币2.23万亿元），南方电网规划投资超6700亿元，十四五”期间两网合计投资超2.9万亿元。考虑到新能源大规模发展对电网加大投资需求日益增长，叠加经济增长趋缓的逆周期调节需求，电网投资力度有望加大。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。30电力设备与新能源图表63：2008-2021年电网基本建设投资完成额资料来源：Wind，华泰研究我们认为新型电力系统转型背景下，电网投资的主要方向在于两个方面：一是以特高压直流为主的输电网建设，二是加强配电网建设。国家电网明确“十四五”期间500千伏及以上电网建设投资约7000亿元，2025年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成。“十四五”期间国家电网配电网建设投资超过1.2万亿元，占电网建设总投资的60%以上，到2025年基本建成安全可靠、绿色智能、灵活互动、经济高效的智慧配电网。《南方电网“十四五”电网发展规划》明确配电网建设投资规划达到3200亿元，两网配电网合计投资预计达1.5万亿元。风险提示政策落地及投资不及预期电网网络建设高度依赖政策推进和投资力度支持，政策落实进度对行业发展影响较大，但电网建设具有较高的复杂性和不确定性，若政策落实未达预期，投资进度放缓，相应项目建设停滞，或将对行业和上市公司造成不利影响，影响公司营收和行业发展。市场竞争加剧风险若未来市场竞争激烈程度不断增加，将会影响企业的业绩增长，压缩企业利润空间。特高压建设进度不及预期特高压工程建设周期时间长，易受疫情扰动、政策变动、原材料价格波动等因素影响，若投资进程、原料价格在建设周期中出现大幅变动，或将影响整体发展。01,0002,0003,0004,0005,0006,00020082009201020112012201320142015201620172018201920202021亿元电网基本建设投资完成额免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。31电力设备与新能源免责声明分析师声明本人，申建国、张志邦，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合《证券及期货条例》及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。32电力设备与新能源香港-重要监管披露•华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。•有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页https://www.htsc.com.hk/stock_disclosure其他信息请参见下方“美国-重要监管披露”。美国在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据《1934年证券交易法》（修订版）第15a-6条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受FINRA关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国-重要监管披露•分析师申建国、张志邦本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FINRA定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。•华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。•华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。评级说明投资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500指数），具体如下：行业评级增持：预计行业股票指数超越基准中性：预计行业股票指数基本与基准持平减持：预计行业股票指数明显弱于基准公司评级买入：预计股价超越基准15%以上增持：预计股价超越基准5%~15%持有：预计股价相对基准波动在-15%~5%之间卖出：预计股价弱于基准15%以上暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。33电力设备与新能源法律实体披露中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231华泰证券股份有限公司南京北京南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032电话：862583389999/传真：862583387521电话：861063211166/传真：861063211275电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com深圳上海深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120电话：8675582493932/传真：8675582492062电话：862128972098/传真：862128972068电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com华泰金融控股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