规划问道
文：任泽平团队
摘要
2024年，新能源建设继续超预期，对电网投资产生重大拉动。2020-2023年间，我国光伏累计装机从254GW增长至609GW，CAGR为33.78%；风电累计装机从282GW增长至442GW，CAGR为16.19%；而电网投资在“十四五”初期有所放缓，2020-2023年间国网投资完成额CAGR仅为3.93%，滞后效应下，回到当下节点二者出现一定的背离。2024年前三季度，我国风电新增装机39GW，同比增长16.8%；我国光伏新增装机161GW，同比增长24.8%；与此同时，国网投资完成额为3982亿元，同比增长21.1%，在新能源建设持续高增之下，电网投资明显提速。
今年的电网投资高增有三点核心逻辑：
1）全社会用电量持续高增。2024前三季度，全社会用电量7.41万亿千瓦时，同比增长7.9%，增速历史高位。
2）新能源外送需求迫切。由于地域性分布，我国能源资源集中在西部和北部地区，而能源负荷集中在东部和中部；首批97.05GW风光大基地预计将在2024年底前建成投产，到2030年风光大基地总装机容量达到455GW。
3）电网投资也是逆周期调节的重要手段。此外，供给端，两网的投资预期力度加大：2024年，国网电网投资完成额首次超过6000亿元，未来将站稳6000亿元中枢；南网投资额较“十四五”规划额度仍有超3800亿差值。
未来有两大趋势值得关注：
一是特高压建设提速。2023年以来，新能源大基地的建设带动了特高压工程刚性需求，以化解新能源大基地消纳问题。截至2024年11月，我国共建成特高压线路41条，预计2025开工“5直2交”特高压线路。未来柔性直流技术落地会给后续新增特高压线路带来重要价值增量。
二是配网增量空间巨大。新能源电力系统进展速度快，让配电网在整个电力系统的的作用日益凸显，包括分布式电源的就近消纳、充电桩的负荷承载以及灵活电价的实施。同时配电网可观、可测、可调、可控能力要求，进一步扩大配电网投资需求，包括配网数智化、以旧换新的投放。
目录
正文
1.1 全社会用电量持续增长，电力设备需求坚实
从2014年至2023年间，我国全社会用电量从5.52万亿千瓦时增长到9.22万亿千瓦时，复合年增长率约为5.8%。2024前三季度，全国全社会用电量7.41万亿千瓦时，同比增长7.9%。一、二、三季度，全国全社会用电量同比分别增长9.8%、6.5%、7.6%。
电动车、大数据、云计算、AI等新兴行业都会催化越来越大的用电需求。2024年前三季度，充换电服务业用电量同比增长56.7%，互联网和相关服务用电量同比增长24.4%。在AI等新兴行业飞速发展的背后，用电量需求仍会持续增长。到2027年，全球生成式人工智能消耗的能源可能高达85-134TWh，相当于整个荷兰一年的能源需求。
今年夏季全国平均气温达到1961年以来历史同期最高，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，创历史新高。根据中电联，预计2024年全年全社会用电量9.9万亿千瓦时，同比增长7%左右，超过2023年6.7%的全年增速；到2030年，全国全社会用电量达到13万亿千瓦时以上。
1.2 我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，电力外送需求迫切
由于资源的地域性分布，80%的能源资源分布在西部和北部地区，而70%的能源消费集中在东部和中部等经济发达地区。近年来可再生能源的迅猛发展，由于其随机性和波动性的原因，对跨区电网互联互济、大容量送出需求急剧增加。
1.3 电网投资逆周期调节属性凸显
美国大选的尘埃落定，特朗普的上台带来了对关税政策的悲观预期。在高关税的压力下，少有企业能够在持续出口产品至美国的同时保持盈利。面对未来外需的预期收紧，中国需要寻找新的方式来填补可能的经济缺口。在这种情况下，扩大内需成为了中国经济的必然选择。
电网投资作为逆周期调节的重要手段，在经济下行压力较大的宏观环境下，能够有效刺激经济增长。电网投资增速与GDP增速波动存在明显的负相关性，即在经济放缓时，电网投资增加以刺激经济。电网投资增速与M2（货币供应量）增速波动存在明显的正相关性。宽松的货币政策有利于电网投资回暖，电网等基建投资成为消纳过剩货币的重要储蓄池。
2 供给端积极：国网、南网投资力度明显加大
风光电如何在千里之外点亮你的手机？电力系统是一个由发电、输电、变电、配电和用电五大环节组成的电能生产与消费系统网络，专门负责电能传输和分配的基础设施就是电网。
以为海上风力为例，风电发电机组最初产生的电力是低压的，为了长距离输送，首先在风电场内箱式变电站初步升压至66kV。然后，电力通过66kV的海底电缆传输至海上升压站，进一步升压至更高电压至220kV，以减少输送过程中的损耗。到达陆地后，电力在陆上集控中心被升压至更高电压等级500kV或以上，以适应电网的要求，并通过超高压输电线远距离输送城市。进入城市电网后，电力会通过变电站逐步降压，一般会先降至220kV，然后进一步降至22kV或110kV，最终降至35kV，以便进入小区配电网络。在小区内，电力通过变电站进一步降压至380V或220V，此时，千里之外的海风，被转化为清洁的可再生能源，最终被安全地输送到你的智能手机中，为你的设备充电。
国家电网投资明显提速，2024年投资额度首次超6000亿。
2016-2023年间，电网投资完成额中枢在5137亿元。2023年，我国电网投资完成额5275亿元。2024年前三季度，电网投资完成额3982亿元，同比增长21.1%；预计2024年全年，国家电网完成电网投资6000亿元，同比新增711亿元，同比增长约13.7%，这是自2017年以来，电网投资额增速首次超过10%。预计2025年以后，电网投资完成额中枢将站上6000亿元。
南方电网投资波动中上涨。
2023年，南方电网电网投资建设额966亿元，同比增长7.9%。根据《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间，南方电网电网建设将规划投资约6700亿元。2021-2023年的投资总额为2856亿元，相较于规划额度，仍有3844亿元的差值，预计2024-2025年，南方电网的投资投资额增长的概率较大。电网更新值得期待。2024年7月，南方电网公司在高质量发展大会上部署全面推进电网设备大规模更新，预计2024-2027年间，大规模设备更新投资规模将达到1953亿元。其中，2024年全年投资规模达到404亿元，力争到2027年实现电网设备更新投资规模较2023年增长52%。
从投资角度看，电网具备一定的逆周期属性，2023年至今持续超额收益。电力作为现代社会的基础需求，其系统核心的电网设备市场需求相对稳定，长期受益于国家基础设施投资的稳步增长。电网设备行业因其成长确定性而超越行业平均水平。
从企业经营层面看，电网上下游产业链企业盈利增长。在2021-2023年间，得益于电网投资持续增长、新型电力设备体统建设需求的增加，电网板块公司的盈利能力稳步提升。电网设备行业显示出较强的盈利韧性，特别是特高压产品交付增加，部分公司实现了业绩和毛利率的双重增长。相比之下，风电、光伏和锂电池相关企业由于内卷、竞价、供给压力加大，归母净利润遭遇了较大幅度的下滑。光伏、风电板块公司整体归母净利润同比分别减少14.73%和39.37%。
3 主网：特高压有效运送、消纳新能源电力，具备长期成长性，柔直技术应用在即
我国的特高压输电技术，是消纳新能源电力供给的重要载体。一般用在超远距离输送的电压渠道，特指直流电压±800千伏及以上、交流电压1000千伏的远距离、高电压等级输电线路。具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。特高压输电技术在全球范围内代表着最先进的输电技术水平，为电力行业的高效、环保发展提供了强有力的技术支撑。
为什么特高压有效？输电损耗主要由电流通过电阻时产生的损耗所决定，这一损耗与电流的平方成正比关系，即损耗功率P等于电流I的平方乘以电阻R（P=I²·R）。由于功率P也可以表示为电压V与电流I的乘积（P=V·I），在功率保持不变的情况下，增加电压可以显著减少电流，进而降低线路损耗。因此，在进行超长距离输电时，提高电压是降低输电过程中电能损耗的有效策略。
新能源时代，特高压有刚性的建设需求，长期路线明确：
2020年，我国提出“新基建”战略，特高压作为其中的重要组成部分，被赋予了新的增长动力。2021年起，我国新能源建设步伐显著加快，特高压工程也随之迎来了新的发展高潮，以适应不断增长的新能源并网、消纳需求。2021年下半年，“三交九直”规划出台。
2023年弥补建设滞后，项目进度显著加快。特别是在2022年提出的加大力度规划建设新能源供给消纳体系的要求，特高压建设的进度被进一步被动加速。2023年，特高压项目迎来了“2交4直”的开工高峰。新一轮的行业周期正在启动，一次设备板块表现强势。
风光大基地快速建设，新能源电力的外送需求旺盛，继续推动特高压建设加速。
2021年12月，国家发展改革委与国家能源局联合发布了首批新能源大基地项目清单，总装机容量高达97.05GW，覆盖了包括内蒙古、青海、甘肃在内的19个省份，主要依托地方电网和现有的特高压输电通道来解决电力消纳问题。预计首批大型风电光伏基地2024年底前建成投产。
2022年2月，国家发展改革委和国家能源局进一步印发了《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。未来，到2030年风光基地总装机容量达到455GW，其中“十四五”时期计划建设200GW，包括150GW的外送和50GW的本地自用。预计“十五五”时期计划建设255GW，外送165GW和本地自用90GW。外送规模总计达到315GW，对未来电网特高压形成强劲需求。
我国是世界上直流输电技术应用最多的国家。截至2024年11月，我国共建成特高压线路41条，其中包括20条特高压直流和21条特高压交流。
特高压项目建设周期一般在1.5-2年。从规划、预可研、可研、核准、施工建设、到最终竣工。从项目核准到竣工的整个周期一般为2-2.5年。
特高压项目的推进通常遵循季节性规律：第一季度，电网以招标活动为主；第二季度，电网招标仍占据主导地位，超过30%的特高压项目选择在Q2开工；第三季度则是特高压项目集中投运的高峰，超过40%的特高压项目在此阶段并网；第四季度，特高压设备供应商开始确认年度收入，地方政府也开始筹划并核准下一年度的特高压项目计划。
2024年：已开工2交2直特高压线路。从国家能源局的规划来看，2024年将重点推进包括3条直流线路和2个交流环网在内的特高压工程建设。2024年以来，阿坝-成都东交流项目，陕北-安徽、甘肃-浙江直流项目获得核准开工；大同-怀来-天津北-天津南交流项目已核准待开工。蒙西-京津冀的混合柔性直流项目尚未启动。
十四五规划的“三交九直”，目前有3条线路待核准，1条已核准待开工，9条线路已开工。2023年以来水风光配套外送输电需求强烈，金上 -湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆四条特高压直流线路陆续核准开工，特高压由此迎来第三轮发展高峰特高压。
2025预计开工5直2交特高压线路。2025年特高压项目的核准和开工速度有望显著加快，以适应能源输送的迫切需求。预期陕西-河南、藏东南-粤港澳（柔直）、巴丹吉林-四川（柔直）、疆电-川渝（柔直）、浙江1000kV和烟威1000kV等项目将陆续开工，形成5条直流和2条交流的建设格局。在“十五五”规划期间，特高压电网的投资强度预计将持续保持高位，确保国家能源安全和产业升级的顺利进行。
我们预计，“三交九直”中的蒙西-京津冀、陕西-河南、藏东南-粤港澳项目以及“五交九直”储备项目合计5交12直特高压项目有望陆续于2025-2026年核准开工。
鉴于大型能源基地的外送需求仍有缺口，国家战略正逐步推动风光大基地和产业向中西部地区的转移。特高压电网作为解决能源消纳问题的关键基础设施，其建设显得尤为迫切。从风光大基地的需求测算，我们假设单条直流特高压输送能力达到12-15GW，特高压直流需求至少仍有26条，预期2025-2030年完成建设。未来几年内我国有望维持每年4-5条特高压线路的核准与开工。
柔直规模化应用在即，把握技术变革大机遇。柔性直流输电是一种创新的高压直流输电技术，标志着直流输电技术的第三代发展。柔性直流技术在新能源并网、电网互联以及远距离输电等方面具有更大的优势，尤其是在电网强度不足或需要精确控制的场合。
柔性直流技术在新型电力系统中三大机遇：
机遇一：远海大型海上风电的外送需求，推动柔直技术应用。在当前的海上风电送出方式中，高压交流输电是主流，即通过海上升压站将海上风机的电压升至220kV或更高，然后送至陆上电网。相比之下，直流输电由于无需考虑充电功率的问题，无论是在海底电缆的投资成本还是在输电效率上，都显示出比交流输电更优的性能。特别是当输电距离超过约80km时，直流输电的经济性明显超越交流输电。
机遇二：存量特高压老旧改造需求，柔性直流促进升级。经过数十年的发展，中国已经建成了20条以远距离输电为主要功能的直流输电工程，其中长三角和广东省的工程均超过10条。这些密集的落点增加了直流输电换相失败的风险，从而增加了电网事故的隐患。柔性直流输电技术能够独立支撑电压，不存在换相失败的风险，因此成为向这些地区继续输送直流电的最佳解决方案。
机遇三：相邻区域电网背靠背柔性直流互联需求增长。在中国，除了采用远距离常规输电方案外，还可以在区域电网交接处采用背靠背柔性直流路线进行互联。背靠背柔性直流技术，即将整流站和逆变站合并建设，无需直流线路，能够提升区域电网间的功率互济能力，同时避免扩大电网事故的影响范围。
例如粤港澳大湾区直流背靠背电网工程，分别在广州增城、东莞沙田各新建了一座柔性直流换流站，将粤港澳大湾区电网一分为二，形成两个“背靠背”的独立智能电网。两个电网“背靠背”就像两个人互相“牵手”，平时“彼此支援”，遇到无法排除的故障“随时放手”，彼此之间有“防火墙”，避免“火烧连营”，一个小区域出现故障可以快速隔离，将停电控制在小范围，有效避免大面积停电。
我国的柔性直流输电工程发展迅速。截至2024年10月，我国已有十余条柔性直流输电工程建成。其中，约一半数量的工程项目是在2019年及之后建成，并且近年来呈现加速建设的趋势。
从换流阀单站价值量来看，柔直约为常直的四倍。柔性直流换流阀（柔直阀）在价值量上显著高于常规直流换流阀（常直阀）。
我们通过对昆柳龙、白鹤滩等线路设备的招标情况进行了详尽的统计与梳理，昆柳龙线路的单端柔直阀价值量高达31亿元人民币，对应两个换流站，总容量为8GW，单位价值量约为3.87亿元/GW。同样，白鹤滩-江苏项目的柔直阀价值量达到17亿元，对应总容量为6GW，单位价值量为2.80亿元/GW。
柔直换流阀在价值量上远超常规直流换流阀，凸显了柔性直流技术在高端电力设备市场中的重要地位和潜在的经济效益。特高压柔性直流技术逐渐成为趋势，未来给电网带来更多量、价增量。
4 配网：“最后一公里”，电网投资增量空间打开
配电网是电力系统中至关重要的一环，它负责将电力从高压输电网安全、有效地分配到城区和郊区的各个角落，是连接电力生产和消费的桥梁，确保电力“配得下、用得上”。我们可以将输电主网比作人体的“主动脉”，而配电网则是遍布全身的“毛细血管”，直接将电力输送到用户，即毛细血管的末端。
按照电压等级，配电网主要分为高压配电网（6～110kV）、中压配电网（6kV、10kV、20kV等）和低压配电网（0.4kV）。高压配电网，也称为地方电网，负责将电能从区域高压电网（220kV及以上）输送到更接近用户的地方；中压配电网进一步降低电压，分配到城市街区或工业区；而低压配电网则将电压降至380V/220V，直接供应给家庭、商业和工业用户。
本轮政策驱动新周期开启：2023年7月，国家发改委发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，2024年《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》和《配电网高质量发展行动实施方案》先后发布。到2025年，配电网将具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力；到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型。“十三五”农网改造升级后，我国电网投资的中配电网占比呈现出下降趋势，在当下“十四五”末期和“十五五”初期，在相关政策带动下，我们认为本轮大周期有望复刻2017-2019年配电网投资高峰。
本轮大周期的核心矛盾是客观需求和全面提升经济需求，重点在于基建升级、新质生产力。自2020年以来，受COVID-19的影响，我国电网投资规模经历了波动，且在2020至2023年上半年期间，配电网投资政策相对缺乏。2023年以来，随着国家层面政策的相继出台，预计我国配电网投资将步入新的增长阶段。回顾上一轮农网改造，配电网投资占比显著提升，从2017年的53.2%增长至2019年的63.2%。而2023年作为本轮起点，配电网投资占比已经达到55%。预计在2025年和“十五五”初期，配电网投资将迎来显著增长。在经济增长的拉动、配电网新挑战、大规模设备更新需求以及农村电网供电质量提升等多重因素的推动下，配电网投资有望进入一个新的景气周期。
配网建设需求将会在哪些领域爆发？
需求一：分布式能源全面接入，无源向有源转变带动配网升级。
随着分布式电源，尤其是光伏和风电，在政策如光伏整县推进和风电下乡的推动下快速发展，配电网的不确定性和随机性增加，系统运行方式变得更加复杂。要求配电网规划从传统的确定性规划向多场景概率性规划转变，以适应新能源的波动性和随机性
在传统的电力系统中，电网被视为单向无源网络，意味着电能从发电侧（如发电厂）单向流动到用户侧（即消费者）。在这个模式下，电网主要承担电能传输的任务，配电网的功能相对单一，主要是将电能从高压电网安全、可靠地输送到用户。随着能源结构的变化，特别是分布式能源和储能技术的发展，配电网开始转变为供需互动的有源网络。在这种网络中，不仅电能可以单向流动，还可以双向流动。这意味着用户不仅可以消费电能，还可以通过分布式发电设备产生电能并将其反馈回电网。
需求二：充电桩需求快速增长，配网扩张需求旺盛。
电动汽车市场增长带来巨大的充电桩需求。近年来，我国电动汽车市场经历了前所未有的爆发式增长。截至2024年上半年，全国新能源汽车保有量已达2472万辆，占汽车总量的7.18%。2024年11月，我国新能源汽车年度产量首次突破1000万辆。
我国电动汽车市场快速增长带动了充电设施的多元化发展。截至2024年10月，国内公共充电桩保有量达339万台，同比增长34.3%，私有充电桩保有量为849万台，同比增长56.4%；从2023年11月到2024年10月，月均新增公共充电桩约7.2万台。公桩区域集中度较高，主要集中在经济发达地区，导致配电网在高峰时段面临供需矛盾。自2022年以来，我国私有充电桩的占比稳步提升，低压配网充电桩的渗透率持续增强。与此同时，公共充电桩中直流快充桩的占比也在不断提高，尤其在中压配网的高峰时段，供需矛盾日益凸显。
配电网建设在支撑电动汽车充电基础设施体系建设方面存在四个显著问题：1）充电设施建设投资与布局不足；2）配电网扩容与改造滞后；3）充电设施与配电网智能化融合不足；4）V2G技术研发与应用推广缓慢。这些问题限制了电力供需平衡的实时调控，影响了电力供应的连续性与可靠性。
需求三：按价用电转变背景下，对配网提出更高要求。
市场化交易电量占比的持续提升和交易品种的多元化对配电网产生了显著影响。2024年前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量45934.7亿千瓦时，同比增长9.2%，占全社会用电量比重为62%，同比增长0.73个百分点，占电网售电量比重为74.9%，同比增长0.34个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为34617.9亿千瓦时，同比增长4.5%。电力市场化交易在我国电力消费中的比重日益增加
电力系统新能源渗透率的持续提升导致发电侧波动性和随机性增强，用电侧必须适应发电侧特性的变化，逐步从“按需用电”向“按价用电”转变。这种转变催生了除电量交易外的多种交易品种，包括调峰、调频、备用、爬坡、无功等，以更好地匹配发电侧和用电侧的需求。这些变化对配电网提出了新的挑战，要求配电网在管理和技术上进行适应和升级。配电网需要更加灵活地响应市场信号，实现电力供需的实时平衡，同时保证电网的安全稳定运行。
需求四：“四可”要求，进一步推动配网放量。
配电网的“四可”功能，即可观、可测、可调、可控，是实现智能化配电网的关键。2023年以来在中央和地方政策文件中被多次强调，其实现依赖于先进的信息技术和自动化技术，使得配电网能够更加精准地监控和管理，从而提高电力系统的效率、稳定性和可靠性。
我国配电网在状态感知存在不足，配电侧与用电侧之间的信息交互不够畅通，加上故障处理能力的不足，导致了停电时间过长。根据国家能源局的统计数据，2023年农村电网用户的平均每户停电时间比城市电网高出6.6小时，用户平均停电时间7.83小时/户。
现有的电力调控体系在全局态势感知、统一优化决策以及源网荷储互动方面的能力也显示出不足。电力系统难以适应分布式新能源的灵活消纳和智能控制的需求。为了解决这些问题，需要加强配电网的智能化建设，提升状态感知和信息交互能力，优化故障处理流程，减少停电时间，急需发展配电网推进“四可”落地。
原文始发于微信公众号（泽平宏观）：为何今年电网投资高增？
