“雙碳”建設引領電力系統新發展 

“雙碳”目標實踐路徑日益清晰

“30·60”的“雙碳”目標開始快 速與我國各類中長期規劃相互配套融合，隨著 2021 年我國進入“十四五”規劃實施的開 局之年，各項規劃和行動方案相繼出臺，從“雙碳”實踐的頂層架構，到“源網荷儲”一 體化發展、電價機制改革、儲能發展規劃等落地方案。政策加碼背景下，相匹配的新型電 力系統性建設不斷升級，跟蹤政策、關注系統性問題根源，是研判新型電力系統建設的重 要方式。

電力系統作為實現“雙碳”的重要載體，其發展與變革在經歷了 2021 年夏季用電緊 張等系統性問題后，有望更加聚焦且加速：聚焦于平衡“雙碳”建設與滿足社會生活、生 產發展的用電需求的關鍵技術和環節，并圍繞以上要沖加速投資。我們認為，通過梳理“雙 碳”建設本身對于電力系統的核心要求和電力緊張問題背后反映的系統建設問題，可以更 好地把握未來中長期建設的投資方向和節奏。

 “雙碳”目標的實踐——電力系統面臨的核心難點

首先，從問題溯源的角度，我們建議重點關注在“雙碳”建設的背景下，與之相配合 地推進的新型電力系統建設，具體“新”在哪些領域。

其中，國家電網在《國家電網“碳達峰、碳中和”行動方案》中提出“雙高”、“雙峰” 等系統面臨的核心問題：

1）“雙高”，即新能源、直流等大量替代常規機組，電動汽車、分布式能源、儲能等 交互式用能設備廣泛應用，電力系統呈現高比例可再生能源、高比例電力電子設備的“雙 高”特征，系統轉動慣量持續下降，調頻、調壓能力不足。其背后反映的，是清潔發展與 系統安全之間的關系。

 2）“雙峰”，即近年來我國用電需求呈現冬、夏“雙峰”特征，峰谷差不斷擴大，北 方地區冬季高峰負荷往往接近或超過夏季高峰，電力保障供應的難度逐年加大。從運行實 際看，風電和太陽能發電具有隨機性，系統友好性較低，主要提供的是電量而非電力，為 了滿足電網高峰負荷需要，目前主要依靠的還是常規電源。其背后反映的是清潔發展與電 力保障之間的關系。

 此外，“雙碳”目標的實現不僅要求清潔可再生能源的使用比例不斷提升，背后也隱 含了下游終端用能持續向電能轉移、轉化的要求，即電能替代的不斷深入和行業定義的“再 電氣化”過程。實際上，自新冠疫情在我國得到初步控制、社會生產生活開始快速恢復起， 2020 年受到制造業景氣度快速修復（隱含制造業自動化程度持續提升）和夏、冬“雙峰” 的用電需求峰值影響，自 5 月起用電量增長快速修復，8 月受夏季用電峰值拉動當月用電 量達到 7294 億千瓦時（+7.73% yoy），至 12 月冬季用電高峰當月用電量達到創歷史單月 峰值的 8338 億千瓦時（+17.25% yoy）。

進入 2021 年以來，在 8 月大規模限電開始之前，1-7 月當月用電量均維持同比兩位 數以上的快速增長，8-9 月即使因為發生較大規模限電和 2020 年基數較高等因素影響，但 單月用電量仍保持了同比正向增長，再創歷史新高。因此，即便中性偏保守假定 2021 年 10-12 月當月用電量出現負向增長，預計 2021 年全年仍有望實現用電量同比增長 8-9%， 繼續提升至 8.1-8.2 萬億千瓦時，較 2020 年用電量絕對增加值也會達到歷史峰值的 6000-7000 億千瓦時。大幅增長的用電需求，從基礎的電源裝機容量、電網輸送能力等角 度也對電源、電網基礎建設提出了更高的要求。

 綜合來看，新型電力系統建設背后折射出了要重點梳理的三個核心問題，分別是高比 例可再生能源接入、高比例電力電子設備帶來的“雙高”，冬、夏用電“雙峰”，和電能替 代帶來的持續用電量增長。預計以上三點，將成為指引新型電力系統建設和發展的三個中 長期考量。

本輪電力緊張背后反映的系統建設訴求

2021 年 9 月以來，“拉閘限電”現象波及黑龍江、吉林、遼寧、廣東、江蘇等 10 余 個省份；9 月 27 日國家電網表示針對當前供電形勢將綜合施策、多措并舉，全力以赴打好 電力保供攻堅戰，保障基本民生用電需求，最大可能避免出現拉閘限電情況，堅決守住民 生、發展和安全底線。綜合來看，本輪限電背后更多地體現了供用電需求差額拉大和區域 間電力形勢差異等問題。

我國電力系統建設具備較明顯的區域調配屬性和“全國一盤棋”的系統性調整能力。 一方面，我國各省份具備較明確的能源消費、生產定位；另一方面，以省級為單位可以衡 量電力的供需情況，因為我國存在電力跨區域、跨省級輸入輸出的能力，因此狹義的電力 供需差額為該省份規模以上發電量與用電量之間的差額，而廣義上各省實際的電力供需平 衡等式為：規模以上發電量+輸入電量+分布式發電量=用電量+輸出電量+電力供需差額。

 因此，當直接對比 2016-2020 年及 2021 年 1-8 月各省的廣義電力供需差額時，我們 發現，我國各省份分別作為能源生產大?。▋让晒?、山西、四川、云南、新疆等）和能源 消費大?。ㄕ憬?、江蘇、山東、廣東等）的定位愈加清晰，缺口省份用電需求主要依托跨 區域輸入電量和本地區分布式發電來滿足，而富余省份主要依托跨區域輸出電量對外供給， “十三五”期間也出現了伴隨經濟發展部分省份缺口額快速提升（如山東）和部分省份轉 型能源生產加碼電源建設（如青海）的情況。

進一步，直接對比 2016-2021 年各年 1-8 月的狹義電力供需差額，可以發現能源生產 省份和能源消費省份的情況均有所變化，間接可以解釋部分 2021 年 8-9 月電力短缺的原 因：1）從能源生產省份來看，山西、內蒙古、新疆等均保持了較好的逐年富余電量增長 趨勢，對外輸出供給能力持續加強，在電能替代及整體用電量增長的背景下顯得更為重要； 但四川、安徽、云南等省份較“十三五”峰值年份的電力富余程度均有不同程度的下滑， 基礎外輸能力上有所削弱；2）從能源消費省份來看，雖然凈需求第一大省廣東今年的用 電缺口較歷史峰值有所降低，但河北、江蘇、浙江、河南、湖南等省份缺口均持續提升， 山東缺口的擴大尤為明顯。

 在此背景下，引入我國電網系統的跨區域輸入輸出調配能力，以廣義供需差額（含分 布式發電能力）觀察 2016-2020 年各年 3-11 月的區域電力供需平衡情況，可以發現部分 能源生產省份目前輸出電量較大，使得自身電力亦處于緊平衡狀態（如內蒙古、四川、云 南），若自身主要裝機能源為可再生能源（非基荷電源，如水電）那么其發電穩定性也處 于較弱狀態，一旦主要可再生能源出現資源稟賦波動，則上述省份的發電和輸出能力將面 臨較大挑戰。與此同時，如新疆、寧夏、陜西等能源生產省份尚富余一定電量可供于跨區 域輸出，電網輸送能力可進一步加強。

回歸 2021 年 8-9 月的電力緊張問題，縱向對比 2016-2021 年各年 3-8 月的累計廣義 電力供需差額（含分布式發電），可以看到在需求端的超預期向好和供給端的多重問題（煤 炭供給及價格、火電高位利用小時數運行、部分區域出現水電枯水或風電風資源失速等情 況）的共同作用下，2021 年 3-8 月期間廣義差額達到“十三五”以來的峰值，雖然其中仍 包含了各省份分布式發電的部分，但是也在一定程度上反映了缺口擴大的趨勢；從結果 向來看，今年夏季多地出現的電力短缺現象也證明了這些省份激增的電力供需差額仍無法 依靠分布式加以解決。（報告來源：未來智庫）

總結來看，本輪的電力短缺現象，背后揭示了以下三點問題：

 1） 在火電整體審批規劃嚴格的背景下，應繼續合理規劃各區域電源類型，在可再生 資源稟賦優質區域盡量打造復合式電源結構，以平滑出力曲線，并且減少較為單 一的“火電+某種可再生資源”組成的潛在區間發電不穩定性激增的電源結構；

2） 應繼續發揮能源生產省份的可再生資源稟賦優勢，依托我國大電網的跨區域輸送 骨架網絡，強化區域間輸送（滿足需求體量）和調配（區域間調劑）能力；結合 第一條觀點，在主要能源生產省份打造復合型風光大基地（可著重考慮配套調峰 電源以提升系統友好性）或在已有大基地的基礎上增加新能源配套比例，依托已 有或新建跨區域電網輸送通道，強化電能調度能力；

3） 電能替代背景下，用電量需求的剛性增長有望成為較長一段時間的核心命題，因 此電源裝機、電網升級等上游建設環節應立足滿足下游社會生活、生產需求，繼 續體現一定的超前建設屬性和提升系統運行的有效性。

 電能替代的長期性

我們認為，“雙碳”目標與電能替代是相輔相成的概念，伴隨著我們社會生產（制造 業自動化及機器代人等）、生活（新能源汽車加速滲透等）的再電氣化進程，全社會用電 量將在未來較長一段時間維持向上趨勢，預計在“十四五”期間用電量增速與 GDP 增速 之間的相關系數將有望維持在 0.8-1.0 之間，整體體現“十二五”末期觸底后的“再電氣 化”過程中，電能在多領域的滲透提升。

國家電網“雙碳”行動方案中預計能源消費側全面推進電氣化和節能提效，2025/2030 年電能占終端消費比重將達到 30%/35%以上。國民經濟持續發展，疊加終端應用場景的 電氣化加速，我們預計“十四五”及“十五五”期間我國用電需求將進入新一輪較快增長， 2030 年用電量有望達到 11.5 萬億千瓦時。

 電能替代呼喚電源、電網超前投資屬性的回歸

新一輪電力系統投資周期有望啟動

考慮到我國日益提升的全社會用電量基數，我們認為單純比較當年增速無法充分反映 用電量實際增長對電力系統上游的電源、電網環節帶來的需求沖擊，因此我們引入了各年 份較上一年度的用電量增加值用以反映電力系統各年份面臨的實際用電量增長壓力。

結合歷史數據可以觀察到，上一輪明顯的用電量增加值高峰出現在 2010-2011 年（分 別為 5404/5027 億千瓦時），在此之后我國迎來了“十二五”期間較為持續的電源高位投 資（2010-2015 年電源年投資額基本維持在 3700-4000 億元之間），其后自“十二五”末 期起至“十三五”中期我國又迎來了一輪電網投資建設的高峰（自 2015 年電網投資 4640 億元起，快速增長至 2016-2018 年維持在 5300-5500 億元之間）。

我們認為用電量激增帶來的電力系統運行壓力，將成為電力系統建設的源動力，倒逼 電源、電網等上游環節發揮政府部門的社會服務屬性，提升投資強度以滿足電源、電網環 節較用電需求的超前建設屬性；其中，電源投資傾向于較電網投資率先啟動。

 在此基礎上，展望“十四五”新型電力系統建設和其中的電源、電網投資，我們預計 將發生一定變化：

一方面，2021 年 1-9 月我國全社會用電量累計值達到 6.17 萬億千瓦時（+12.90 %yoy）， 考慮到冬季用電峰值特性，即使結合限電因素中性偏保守判斷 2021 年 10-12 月當月用電 量出現負增長，預計 2021 年全年仍有望實現用電量同比增長 8-9%并提升至 8.1-8.2 萬億 千瓦時，較 2020 年用電量增加值有望達到歷史峰值的 6000-7000 億千瓦時，考慮到后續 用電量增長的持續性，研判有望參照 2010-2011 年用電量增加值激增后產業發展走勢，開 啟新一輪電源、電網投資建設。

另一方面，本輪的電源、電網建設節奏可能較上一輪大規模建設有所區別，目前，電 源側建設強調以“雙碳”為核心，重點關注新能源的大規模建設，區別于傳統基荷電源， 新能源對電力系統特別是電網系統的沖擊較為明顯，因此電源的復合化、電網的安全穩定 性和儲能的全環節滲透需協同推進以滿足新型電力系統的建設需求。因此，預計“十四五” 期間電源與電網的建設節奏較為趨同。

 2 布局新型電力系統：結構重于總量，把握政策節奏

“源網荷儲”一體化發展，三大投資環節協同布局

圍繞“雙碳”目標的實現，加速新型電力系統“源網荷儲”一體化建設殊為重要。傳 統電力系統為“源-網-荷”的結構，電能由電源端產生通過電網向負荷中心分配，但如前 文介紹的一樣，系統的建設邏輯則是相反的——用電量的快速增長可倒逼電源、電網環節 加速建設。新型電力系統立足新能源的大規模滲透，引入不穩定且易于分布式布置的新能 源電源，下游用電需求變化也在一定程度上共振，形成電網側調度配給壓力，因此考慮引 入儲能作為以上三個環節的“平衡器”，在各個環節提升系統可靠性。

 因此，國家發改委、能源局發布《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指 導意見》，強調充分挖掘常規電源、儲能、用戶負荷等各方調節能力，同時也需要電網側 從軟件（系統）、硬件（設備）、業態（模式及機制）上加以升級和配合。

綜合來看，電源、電網超前建設屬性有望回歸，儲能配給三個環節的產業化空間廣闊； 其中，為了服務新型電力系統發展面臨的三個核心難點，上述三個環節的建設均有各自的 側重點，跟隨政策變化布局上述重點建設方向的受益供應商應為后續產業投資主線。

 電源側：關注基荷電源發展和調峰電源建設

我國電源建設持續發展，發電設備容量持續增長，在此背景下，應當注意到伴隨“十 二五”、“十三五”期間新能源技術的產業化發展，我國基荷電源（可連續運行且發出電力 不變的機組，主要是火電、核電）在發電設備容量中的占比快速從“十一五”末的 75%下 降至“十三五”末的 59%。

通過近年來的當年新增發電設備容量數據，我們可以更加直觀地觀察到基荷電源在新 增電源中的占比下降趨勢：“十二五”期間基荷電源占新增比例為 40%-65%，而“十三五” 期間該數據快速下降至 30%-50%區間。

對比不同類型電源的投資完成額也可以反映電源結構的快速變化趨勢：2020 年基荷 電源投資占比已經下降至 18%，2021 年截至 9 月占比為 23%，較歷史維度平均 45%-60% 的投資占比大幅減少?？紤]到投資向發電設備的轉化周期，基荷電源整體占比的下降將可 能出現進一步提速的趨勢。

基荷電源占比的快速下降，對電力系統運行產生較大沖擊，且若單一區域內較為偏重 “基荷電源+某種可再生能源”的形式，則該地區在上述可再生能源稟賦出現季節性或周期 性波動時，較低比例的基荷電源很難滿足目前持續提升的剛性用電需求。因此，從新型電 力系統電源側考量以上問題，我們認為需要關注基荷電源的比例是否能維持在一定的安全 比例。

能源大基地與清潔基荷電源同發力。結合“雙碳”目標和目前我國大型超超臨界火電 機組技術、獨立自主第三代“華龍一號”核電技術等技術儲備，可考慮依托火電靈活性調 峰能力、核電建設深入等方式托底基荷電源比例；另一方面，可以通過打造復合型風光大 基地（配給調峰能力，平滑出力曲線）的方式，滿足新增清潔發電能力同時著力提升電源 基地系統友好性能力。我國“十四五”首批 100GW 風光大基地中部分項目已經披露實施， 主要圍繞原有能源基地增補風光比例和打造新型復合式風光基地兩種方式并舉。

電網側：服務清潔能源傳輸與滿足用電量增長和安全用電需求

從電網側技術領域來看，新型電力系統建設中長期的重點訴求來源于：1）平衡我國 清潔能源與重點負荷區域之間的地理差異矛盾；2）控制非基荷電源裝機占比提升對電網 穩定安全運行的影響；3）滿足電能替代帶動用電量持續增長的擴容需求；4）滿足用電側 能源利用智能化、精細化的升級需求。

圍繞新型電力系統所面臨的痛點問題，自電網輸變電環節，向配網側、用電側延伸， 我們梳理了主要環節下一階段可能推進的重點建設方向。

 針對上述系統難點問題，電網側可以考慮從大電網骨架網絡和核心區域配電網絡兩層 架構、六個環節加強建設強度，分別為：大電網側的特高壓（跨區域輸送通道）、調度系 統（跨區域配給調配能力）、抽水蓄能和配電網側的擴容（剛性用電增加）、保護和智能運 行、數字化。

在電力供（政策導向）、需（電能替代）格局發生巨大變化的背景下，電網作為電力 系統樞紐的作用凸顯，所需優先滿足的痛點更加聚焦，在此背景下我們預計“十四五”期 間，電網及下游領域投資將呈現兩大特點：1）結構重于總量，2）電網投資“杠桿屬性” 強化。

中國國家電網有限公司董事長辛保安以視頻方式出席世界經濟論壇“達沃斯議程”對 話會時，在“加速清潔能源轉型”環節作交流發言，提出國網將落實“四個革命、一個合 作”能源安全新戰略，加快建設能源互聯網企業，為此未來 5 年國家電網公司將年均投入 超過 700 億美元，累計投入超過 3500 億美元。據此展望“十四五”電網投資，我們預計 在總體規模穩健的基礎上，結構化趨勢和重點建設方向進一步清晰；料后續將結合產業發 展節奏和“雙碳”目標實施情況，進一步衡量電網投資規劃是否存在中期調整的需要，以 上情況有待觀察。（報告來源：未來智庫）

 具體到電網結構化建設的六個重點環節，分別如下：

大電網主干網架

1）特高壓：

特高壓作為長距離、大容量傳輸的電網輸電技術，目前已在我國經歷了數輪大規模建 設，具備成熟的商業化經驗。長距離的特高壓直流線路可以直接溝通連接大型能源基地與 主要負荷中心，相對短途的特高壓交流線路可以在滿足短距離溝通作用外，進一步打造區 域性特高壓環網，承擔區域內大容量電能調配的作用。

綜合定量測算及定性分析，我們預計“十四五”期間特高壓投放量有望達到 10-15 條。 從定量分析來看，特高壓建設需求集中在 1）配套在建及規劃大型能源基地的外輸需求，2） 跨區域輸送及調配電量的需求；從定性分析看，“十四五”期間，待投放特高壓線路主要 包括：1）2018 年 9 月規劃的 12 條特高壓線路中待核準的儲備項目，包括駐馬店-武漢交 流、南昌-武漢交流等；2）國家電網 2020 年初宣布擬推進納入電力規劃的三條直流線路： 金山水電外送、隴東-山東直流、哈密-重慶直流等；3）各省及國家電網近期披露的特高壓 建設計劃：青海海西州外送通道、哈爾濱風電外送通道、成渝環網建設等。持續的特高壓 建設，有望繼續利好核心站內設備龍頭相關業務在“十四五”期間的發展與業績兌現。

 2）調度系統：

與跨區域輸送能力相配套的，電網新一代調度系統的推廣應用有望提速。目前，國家 電網新一代調度系統已經步入推廣階段，首批試點推廣范圍包括：2 個區域級調度系統、4 個省級調度系統以及 2 個地市級調度系統。作為電網調度領域的領先龍頭，國電南瑞主導 參與新一代調度系統的開發及應用工作，更新周期內相關訂單展望樂觀。

 3）抽水蓄能：

近年來，國家電網持續推進抽水蓄能電站建設，將電網負荷低時的多余電能，轉變為 電網高峰時期的高價值電能，適于調頻、調相以及穩定電力系統的周波和電壓；2021 年 3 月，國家電網宣布將開放 1000 億元股權投資，以吸引資本參與和支持“十四五”期間計 劃新增的 2000 萬千瓦抽水蓄能電站建設（總體規模約為國家電網現有在運電站規模的 95.4%）。

2021 年 9 月，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，按照 能核盡核、能開盡開的原則，在重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。規劃到 2025 年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水 蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到 1.2 億千瓦左右，推動抽水蓄能進入快速發 展階段。因此，抽水蓄能作為電源電網側的大容量電能調配的重要補充，其建設節奏有望 自“十四五”期間起迎來集中釋放，直接利好主站設備和電站系統供應商。

 核心區域配電網絡

1）擴容：

我國形成了較為集中的核心城市群，伴隨再電氣化進程（如新能源汽車保有量的持續 提升），核心城市群及周邊核心區域配電網絡的運行壓力在不斷提升，除了系統安全穩定 的升級需求外，最基礎的區域內用電量增長需求，將對配電網基礎承載量提出更高要求。

因此，對比技術升級需求，電網基礎承載及擴容需求伴隨電能替代進程和用電量的持 續增長，亦需要持續建設，以滿足下游用電需求。在此過程中，可以關注圍繞重點經濟發 達區域的主要設備節能化改造等產品形態變化，以及分布式推廣對配網擴容建設的影響。

 2）保護與智能運行：

配網適應新型電力系統所需呈現的堅強化與主動性，要求持續提升以一二次融合設備、 無功補償裝置、帶電作業機器人、智能電力通信開關、國產芯電能表等為代表的智能終端 大規模應用水平。立足“十四五”初期階段，多數新產品形態仍處于部分省網（多為發達 地區）的率先推廣過程中；需關注后續相關產品向其他省份的滲透進度以及產品是否會被 納入電網集中采購，以形成需求規模效應。

3）數字化：

終端產品升級和電網復雜化，相應產生的海量數據流的利用，預計將催生電網領域加 速與云平臺、IDC、邊緣計算等新型數字技術融合落地。電網每年固定在上述領域開展信 息化及通信類設備采購，從電網數據安全與電網系統配套角度來看，電網側數字化資產在 解決方案總包交付方面，具備較高壁壘，預計上述企業的總包龍頭地位隨著數字化建設的 推進，仍將繼續保持。

儲能側：抽水蓄能與電化學中期并進，持續跟蹤大容量儲能技術演進

新型電化學儲能：

儲能應用場景豐富，在新型電力系統中的應用前景廣闊，具體應用領域可分為發電側、 電網側和用戶側三大類以及多種子場景：1）發電側：火儲聯合調頻，穩定輸出功率；新 能源發電配儲，平抑出力波動，提高消納等；2）電網側：調峰、二次調頻、冷備用、黑 啟動等；3）用戶側：峰谷套利、需量管理、動態擴容，用戶主要分為家庭、工業、商業、 市政等；4）微電網：主要為離主電網絡較遠的無電、弱電地區，需要自建電網，可采用 可再生能源與儲能作為解決方案；5）分布式離網：4G/5G 基站供電、風景區驛站供電、 森林監控站供電、油田采油站供電、高速加油站供電等。

電化學儲能因其更廣泛的適用性及受地理環境等外部因素影響較小等特點，根據 CNESA 數據顯示，在 2017-2019 年期間占全球和中國新增儲能裝機比例逐年上升，分別為 14%/66%/80%和 3%/28%/58%。2020 年該趨勢有所減緩，主要系在電化學儲能快速 增長的同時，抽水蓄能（尤其是中國市場）新增量級較大，這也符合我們的判斷：接下來 一段周期內，儲能側發展將維持“抽水蓄能與電化學儲能協同推進，并繼續挖掘安全穩定 的大容量長循環儲能技術”。

在此過程中，電化學儲能側保持著鋰電池儲能技術滲透率的快速提升——鋰電儲能由 于能量/功率密度更高、使用與循環壽命更長、響應時間更快、適應場景多等優勢，2017 年至今占全球新增電化學儲能 90%以上，國內鋰電儲能占新增電化學儲能的比例亦從 2017 年 51%上升到 2020 年的 97%。

在新型電化學儲能環節，除了布局電芯、逆變器和系統環節的大型龍頭企業外，還建 議關注新興逆變器企業中儲能收入占比較高的公司，以及配套頭部企業或業務資質較好的 儲能 EPC 企業。

上游需求：挖掘多環節通用采購的零部件、元器件

關注低壓電器、功率半導體國產廠商替代進程

低壓電器作為電力系統全環節應用的零部件產品，有望持續受益于電能替代進程。低 壓電器作為電氣系統的基礎零部件，可應用于電源側設備（新能源）及電源工程、電網側 配電網環節、用電側多領域建筑工程電氣系統及終端用能產品零件以及儲能系統。產品全 領域受益于新型電力系統的搭建，并建議在此過程中關注優質國產企業的國產化替代和市 場整合進程。

 終端用電設備的電力電子化預計將持續維持加速滲透態勢。以逆變器、工業變頻等產 品為代表的終端用能設備的增長在切實增加多電力系統影響的同時，也預示著其自身及核 心元器件——功率半導體（例如 IGBT 等）的需求持續走強。其中，需求覆蓋廣泛電力下 游領域的 IGBT 產品，具備巨大的國產化替代前景，建議關注逆變器等領域具備全球競爭 力的國產龍頭和中高壓 IGBT 環節逐步實現批量供貨的國產企業。