前文已经论述过风电、光伏是间歇性能源：光伏一碰到雨雪天气就无法出力、风电在没风的时候也转不起来，它们是典型的“靠天吃饭”。截止2020年，风电、光伏的装机占比已经达到24.3%，但是去年全年的发电量占比只有9.5%，相反火电是可以24小时开机。显而易见，用不稳定的电力代替稳定成熟的电力，很难做到平稳过渡，一旦前者发生点意外，就会再次出现东北拉闸限电的情况。

纵观全球能源转型过程，缺电、电力系统安全稳定等问题不是个别现象。离我们最近的案例便是德国：由于弃核脱煤政策使得其对于可再生能源的依赖大幅上升，但由于恶劣天气的影响风电和光伏发电存在明显的供需缺口，因此导致德国的电价大幅抬升，同时电力进口量也大幅抬升。

因此，用电的供需紧张将可能是一个长期存在的矛盾。

对于此次的缺电，市场讨论的落脚点主要还在拉闸、挖煤、进口等方向上，本质上都是治标不治本的短期权益之计，我们更应该看到重构电力系统，是更底层的抽丝剥茧。

我国的传统电力系统是围绕火电厂、水电的特性建设的，随着风电、光伏的上网比例提高，传统电力系统的抗干扰能力和稳定性很难与之匹配，以新能源为主体的新型电力系统应运而生。其实早在今年3月15日中央财经委员会第九次会议上，构建以新能源为主体的新型电力系统被重点提及，按照国家电网的规划，未来五年将投资超过2万亿元，推进电网转型升级。

而以下三个方向，又显得尤为重要：

由于我国的火电和水电主要分布在西北和西南地区，但用电却在东部，决定了我国电力远距离跨省输送的格局。早在1999年，我国就提出西电东送，将西北地区的水电和火电输送到珠三角、长三角和京津唐等地区，不过那时候的电压等级低导致输送容量小、损耗大。

从2004年开始，国家电网提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网概念。所谓特高压，是指电压等级在交流1000千伏及以上和直流±800千伏及以上的输电技术，具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。

从2009年我国建成世界上首条1000千伏特高压输变电工程开始，特高压的建设一直作为电网建设的重中之重。截至2020年底，我国已建成“14交16直”共计30条在运特高压线路。按照“十四五”的规划，期间将建成7回特高压直流，500千伏及以上电网建设投资约7000亿元，特高压建设将迎来第二轮建设高峰期。

今年以来特高压指数累计涨幅达39.22%，其中特变电工（SH：600089）、四方股份(SH：601126)、思源电气（SZ：002028）等特高压概念股相继在9月初创下历史新高。

由于电能即发即用，无法直接储存，建设以新能源为主体的新型电力系统核心挑战就是新能源的间歇性。电力系统的调节能力在新型电力系统中的重要性不言而喻，而这主要靠储能。

储能的形式多样，目前装机量最大的是抽水储能，占比达89.26%，其次是电化学储能，占比9.2%。与新能源发电装机相比，储能的规模还微不足道，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，在构建新型电力系统的背景之下，储能行业的发展将迎来爆发。

值得一提的是，锂电储能凭借能量密度高、循环寿命长、响应时间更快、适应场景丰富等特点，已经成为新型储能的主流路线。国内锂电储能占新增电化学储能的比例从2017年51%上升到2020年的的99%。

今年7月23日，发改委下发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次从国家层面提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标，未来五年装机规模将扩大10倍。今年年初，宁德时代（SZ：300750）和永福股份（SZ：300712）已经达成储能领域的深度合作；另外，隆基股份（SH：601012）、晶澳科技（SZ：002459）等光伏龙头也开始布局储能。

最后讲讲氢储能，虽说现阶段还处在商业化早期，但随着氢燃料电池成本的下降，长周期、大规模储能前景最大的可能还是氢能，比如夏季光伏出力高峰，电力充沛的时候，便可以通过光伏制氢来大量储存，待冬季雨雪天气通过燃料电池发电并入电网。

智能化，是最容易被忽视的一点，好像电力系统就是大老粗的基础设施，没什么技术含量，但了解过国内的电力输配系统你就不会这么想，而新能源发电占比的提升，对电力智能化提出更高的要求，因为其发电端的可预测性和稳定性都会大大降低。

因此随着电网规模的不断扩大、能源革命，电力系统的复杂度将会成倍增加。这样势必要求新型电力系统具备更精准、更快速的控制能力，提升电网智能化、自动化水平势在必行。当前大家开始关注的标的包括国电南瑞（SH：600406）、许继电气(SZ：000400)、杭州柯林(SH：688611)等智能电网企业。

由于电网智能化改造仍处在早期，未来这个领域可能出现更多的新的名字，成为孕育专精特新的又一沃土，值得重点关注跟踪。（文|锦缎）

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