成立五十余载，是国家电力工程行业重大技术装备支柱企业
公司前身位平顶山高压开关厂，成立于 1970 年，1988 年跻身全国三大开关厂之列，2001 年 2 月公司在上海证券交易所上市，是我国高压开关行业第一家上市公司。 2010 年国务院国资委正式批复同意公司整体产权无偿划转国网装备公司，平高电气正式成为国家电网公司旗下成员企业。2016 年公司完成非公开发行，收购国际工程 100%股权、平高通用 100%股权、平高威海 100%股权、上海天灵90%股权和廊坊东芝 50%股权，形成高压板块、配电网板块、运维检修板块和国外工程总承包板块协同发展的产业布局。 公司是国家电工行业重大技术装备支柱企业，我国高压、超高压、特高压开关及电站成套设备研发、制造基地，研发实力雄厚，技术创新能力强，多年来坚持自主创新，多项产品填补我国高压开关相关方面的空白。
2023 年 1 月 17 日，平高集团有限公司将其持有的河南平高电气股份有限公司40.50%股权无偿划转至中国电气装备集团有限公司，中国电气装备集团有限公司直接持有公司 41.22%股权，而国务院国有资产监督管理委员会直接及间接持有中国电气装备集团有限公司 75.00%的股权。 目前公司注册资本 13.57 亿元，控股股东为中国电气装备集团有限公司，实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。 公司总部设在平顶山，在波兰、印度等国家以及上海、天津、威海、郑州、四川、广州等地设有分公司或子公司，核心业务为中压、高压、超高压、特高压交直流开关设备研发制造、销售安装、检修服务。
公司主要高管均从公司基层业务部门逐步成长，在公司技术、销售、管理等岗位担任重要职务。对行业发展趋势和公司的核心竞争力有充分的认识。
高压开关行业领军企业，科技创新助力公司夯实地位
公司主要产品包括 1100kV 及以下 SF6 气体绝缘封闭式组合电器（GIS/H-GIS）、罐式断路器、瓷柱式断路器、直流场成套设备、交直流隔离开关和接地开关、气体绝缘金属封闭输电线路（GIL）、模块化变电站、电锅炉、充电桩及控制系统等。公司还具备输变电设备在线监测装置，互感器、避雷器、液压/弹簧机构、绝缘件、复合绝缘子、穿墙套管、SF6 气体回收净化装置、真空灭弧室等核心配套零部件的研发、制造以及机械加工、热处理、表面处理等工序加工，能够满足我国电网建设对开关设备及配套服务的全部需求。 组合电器业务：业务范围涵盖 126kV-1100kV GIS、800kV 及以上罐式断路器、126kV-1100kV GIL 的产品。 敞 开 电 器 业 务 ： 业 务 包 括 断 路 器 和 隔 离 开 关的研发与制造，产品覆盖72.5kV-1100kV 瓷柱式断路器，126kV-550kV 隔离断路器、72.5kV-800kV罐式断路器、72.5kV-252kV 复合式组合电器（PASS 开关）、直流场成套设备以及10kV-1100kV 交直流隔离开关和接地开关等系列产品。智能装备业务：业务包括工程总包、设备总包、预装/车载变电站、微电网等项目。加工配套业务：主要包含绝缘件业务、机械制造业务、环保科技业务、复合绝缘子业务、操动机构业务、表面处理业务。
公司营业收入主要来源为高压板块、中低压及配网三个板块。近年来公司收入水平呈现稳中有降之后，又快速反弹的趋势。2017-2021 年受下游客户压降产品售价和电网投资较为平稳影响，公司营业收入有所下降。2023 年以来随着电网加快建设步伐的积极变化，经营业务大幅改善。2021-2023 年公司营业收入分别为92.7/92.7/110.8 亿元，同比增速分别为-5.2%/0.0%/19.4%。国际业务收入主要来自海外电网建设项目 EPC，2019-2021 年受疫情等影响以及公司主动控制海外业务风险，国际业务营业收入逐步减少，2022 年甚至因为疫情的影响导致海外业务毛利率为-120.5%，产生较大亏损。随着疫情逐步放开和中国电气装备集团总部成立国际业务平台公司，重点推动海外业务发展。2023 年公司国到 9.2%的正常水平。 公司年初给制定当年营业收入目标，对 2024 年给出120-130 亿的营收目标区间。从历史情况看除 2020 年受疫情暴发影响外，公司营业收入实际值与年初目标基本吻合。结合 2023 年电网招标需求和公司新增订单情况，我们预计2024 年公司营业收入有望超过 120 亿元。
新产品研发：公司作为高压开关行业的龙头企业，长期高度重视科技创新与产品研发。2023 年公司成功研制国际首台 550 千伏高速断路器、国内首台±800千伏直流高速开关、550 千伏 80 千安大容量开关等高端装备并实现工程应用；具有划时代意义的国际首台 252 千伏真空柱式断路器通过全部型式试验；完成一二次深度融合配电开关及国产化平台配电智能终端研发；国内首套一二次融合环保环网柜通过国网技术符合性审查；攻克 550 千伏方形绝缘拉杆自制核心技术。
电网建设积极发展，公司盈利显著提升
随着新型电力系统加速建设，电网投资稳步提升，公司重点项目陆续履约交付，收入发生结构性变化。2023 年，公司实现营业收入110.8 亿元，同比增长19.4%；实现归母净利润 8.2 亿元，同比增长 284.5%；实现扣非归母净利润8.1 亿元，同比增长 303.5%。公司营业收入与归母净利润均呈现出较为明显的季节性，公司产品与服务下游客户以电网公司、发电企业为主，均有严格的年度计划采购制度，每年一季度对当年采购计划进行审批，发货与交付集中在第二和第三季度，收入确认集中在第四季度。 近日公司发布 2024 年半年度业绩预告，预计 2024 年上半年实现归母净利润5.20-5.40 亿元，同比增长 55.9%-61.9%；扣非归母净利润5.19-5.39 亿元，同比增长 56.3%-62.4%。经过折算，预计公司 2024 年第二季度实现归母净利润2.90-3.10 亿元，同比增长 58.6%-69.5%；扣非归母净利润2.91-3.11 亿元，同比增长 62.5%-73.7%。公司上半年业绩高增，主要原因包括：1）电网重点项目加快建设，公司重点项目陆续履约交付，收入发生结构性变化；2）公司持续推进提质增效，主营业务毛利率及费用端持续改善。
2017-2021 年受产品价格下降、特高压产品收入占比下降等因素影响，公司销售毛利率整体呈现下降走势，销售净利率及 ROE 呈现同样趋势。2020 年以来公司综合毛利率呈现上升趋势，主要得益于特高压产品收入占比提高，高压、中低压及配电板块毛利率改善。销售净利率与 ROE 呈现类似走势。由于特高压间隔销售数量增加，2024 年一季度公司实现毛利率 25.2%，同比+4.4pct.，实现销售净利率12.6%，同比+3.7pct.；ROE（年化）为 9.1%，同比+2.7pct.。分业务看，公司四大业务中运维服务属于后市场业务且单个项目体量较小因此毛利率较高，高压板块、中低压及配网板块毛利率 2019-2020 年有所下降，2021年以来随着电网公司招标改为优质优价策略，毛利率得到合理的修复，逐年改善。2020 年以来公司国际业务受疫情影响明显，部分海外EPC 项目延期执行，人工、物流、原材料成本大幅上升，导致毛利率出现异常。2023 年以后随着国际电力装备市场的恢复，公司国际业务毛利率也明显改善到正常区间。
公司营业成本主要为原材料，2023 年高压板块、中低压及配网板块以及国际业务直接材料成本占比均超过 80%，2018 年公司海外 EPC 项目处于三通一平等土建期，其他成本投入增加因此国际业务直接材料成本降低。2021 年以来上游原材料涨价对于公司盈利能力造成压制。 为应对海外市场复杂局面，公司健全完善海外项目风险预警和控制机制，根据海外业务内容和特点，识别风险、分析风险；通过建立风险控制流程机制，培养全员风险管理思想，在保障项目目标的基础上，控制和回避风险，有效提升合同履约及境外资金风险防控能力。 2018-2023 年，公司注重增强科技创新驱动力，加大研发投入，公司的研发费用率不断提高。同时公司有息负债不断减少，财务费用率不断降低。2020 年公司执行新收入准则，将与合同履约直接相关的运输费、装卸费调整至营业成本，销售费用率降低；2020-2023 年，公司持续加大市场开拓力度，新签合同持续增长，销售费用率有所增加。2022 年起公司不再享受疫情期间的社保减免政策，且开展富余人员分流安置，辞退福利增加，管理费用率有所上升。2023年管理费用率明显下降，主要原因是当年富余人员分流安置产生辞退福利费用同比减少。
公司主要控股参股子公司包括河南平芝高压开关有限公司、上海平高天灵开关有限公司、河南平高通用电气有限公司、平高集团国际工程有限公司。其中河南平芝高压开关有限公司为公司控股的中日合资公司，公司持股比例75%，主营断路器、气体绝缘开关和组合电器。上海平高天灵开关有限公司为公司控股子公司，公司持股比例 90%，主营高、低压开关柜、高压元器件、输配电设备的制造。河南平高通用电气有限公司为公司全资子公司，主营组合电器、断路器、互感器、避雷器、高低压开关柜、成套电器、箱式开闭所、环网柜等产品。平高集团国际工程有限公司为公司全资子公司，是公司海外电力工程EPC 业务的经营主体。 受益于组合电器（GIS 类）产品价格的逐步修复，2018-2023 年平芝开关逐步扭亏为盈；上海平高业务侧重于配网侧，2018-2021 年配电网投资体量较小，公司收入利润有所承压；平高通用电气兼顾输电与配电业务，产品种类繁多，多数年份盈利情况较为稳定；平高国际受疫情等因素影响 2019-2022 年出现持续亏损且幅度不断扩大,2023 年公司实现扭亏为盈。
国际方面，各国均面临经济增速放缓的压力，政府通过增加基础建设投资来带动经济发展和就业，其中电力基础设施建设是重点投资方向之一。新兴经济体有望成为全球电网建设高增速市场，未来十年需求持续释放。与发达国家相比，新兴经济体人均 GDP 处于较低水平，而电力弹性系数更高，未来电力建设需求强劲。包括东南亚、南美、中东、非洲在内的新兴经济体积极推动能源转型，2025 年以后对主网和配电网的建设需求加快推进。东南亚、中东、非洲等地区电力基础设施建设落后，存在较大的新建业务机会。公司电网市场龙头地位持续巩固，新签合同同比增长44.20%。特高压专项招标、国网集招所投标段市场占有率遥遥领先。配网协议库存14 个省份所投标段占有率保持领先，17 个省份中标额同比实现增长，价值链高端产品合同持续提升。国内网外市场多点开花,保持稳定增长。国际市场稳步拓展，服务高质量共建“一带一路”，170 千伏 HGIS、24 千伏充气柜等真空环保系列产品通过TCA 认证，签订24-36千伏环网柜产品单笔最大海外订单，占领欧洲高端市场新高地。聘请外部咨询机构参与项目风控，签订印尼南苏电气一体化等工程合同，实现市场新突破。
巴西电网投资需求分析
巴西是拉丁美洲最大的电力供应市场之一。截至 2022 年，巴西输电线网络长度约18.4 万公里，变压器容量约 450GVA，巴西输电网系统主要分为国家互联系统（SIN）和孤立的小电网系统两部分。国家互联系统（SIN）是巴西目前最主要的输电网，分为南部、东南部/中西部、东北部和北部四个系统，电压等级范围在230千伏至800 千伏之间。 巴西国有电力公司能力薄弱，国家电网积极参与巴西15 个州的电力业务，还在2023 年 12 月 15 日成功独立中标巴西东北特高压项目（30 年特许经营权）。国网将新建 1468 公里±800 千伏特高压直流输电线路，额定输送容量5GW，计划于2029年投运。国网旗下中电装备已中标，预计 2024 年完成设备招标。根据巴西矿产与能源部发布的 2023-2032 年十年规划，计划新增输电线路4.15万公里，其中 24-28 年新增 1.78 万公里，29-32 年新增2.37 万公里；输变电端新增投资 1580 亿雷亚尔（约 300 亿美元），其中输电线项目占70%，变电站项目占 30%。巴西 2022 年第二期《输电扩张计划（PET）/长期扩张计划（PELP）》指出，将在 2033 年前共投资 994 亿雷亚尔（约 191 亿美元），在2038 年之前建设2.42 万公里输电线路和 74GVA 变电站。
水电是巴西电力装机的主体。截至 2023 年 8 月，巴西发电装机容量为213.23GW，其中，水电装机容量占比 51.2%，火电装机容量占比19%、风电装机容量占比13.4%、光伏装机容量占比 5.0%。巴西计划到 2032 年可再生能源增加28.6GW，其中风光新增 26.6GW。 巴西电网市场投资的驱动因素主要来自三个方面：1）用电需求持续增加；2）新能源装机对电网灵活性提出更高要求；3）巴西电力系统稳定性有待改善。巴西逐步走出疫情影响，GDP 持续增长，居民用电和工业用电需求也随之增加。根据巴西矿产与能源部的预测，预计到 2032 年前，巴西用电量年均增速将保持在 3.4%的水平。 巴西目前极度依赖水力发电，2022 年水电发电量占比达到63%，水电装机在电力总装机中的占比为 52%。为保障极端天气情况下的能源安全，巴西在其北部及西北部地区大力发展光伏、风电等可再生能源。 巴西电力系统稳定性有待改善。2023 年 8 月，巴西互联系统（SIN）运营网络发生故障，全国出现大规模停电，事故起因是塞阿腊州电网超载。包括本次大规模停电在内，巴西近 15 年内累计规模性停电已达7 次。电网自身线路及保护装置故障、电网结构薄弱是历次事故发生的主要原因之一。
印度电网投资需求分析
截至 2020 年，印度 220 千伏及以上输电线路规模达到41.3 万公里。其中，400千伏输电线路长度达到 18.1 万公里；220 千伏输电线路长度达17.5 万公里；765千伏输电线路长度为 4.2 万公里，而直流输电近几年发展相对缓慢，线路长度1.6万公里。跨区输电能力方面，截止 2020 年印度跨区输送容量达到99.1GW，其中，西部与北部跨区输送容量最大为 29.5GW，占比达 30%。2021 年，印度政府宣布了2030 年累计发电装机容量 50%来自非化石燃料能源的目标，印度政府将采取绿色能源走廊计划（GEC）以满足 500GW 可再生能源的传输能力。印度电力公司是当地最主要的电网服务供应商。截至2024 年3 月31 日，印度电力公司的输电网络覆盖特高压(EHV)输电线路约 17.77 万公里，包括278 个超高压交流和高压直流变电站，变电容量为 527.45GVA。印度电力公司已拥有48GW以上的非化石能源电力输送能力。目前印度国家电网跨区域输电能力约为116.54GW。火电是印度电力的主要来源。截至 2022 年底，印度发电装机总量达410.34GW，其中火电装机占比 57.5%；太阳能光伏装机占比 15.1%；水电装机占比11.4%；风电装机占比 10.2%。
绿色能源走廊(GEC)报告最早由印度电力公司于 2012-13 财年提交，并在经过适当批准程序后于 2015 年开始实施工作。2022 年至 2030 年，印度绿色能源走廊计划（GEC）预计总投入约为 263.1 亿美元，预计将增加约5.1 万回路公里的输电线路433.5GVA 的变电容量，输电方案包括各种大容量 765kV 和400kV EHVAC 输电线路以及 800kV 和 350kV HVDC 线路。 目前，绿色能源走廊计划（GEC）在运行项目为州内输电系统绿色能源走廊二期、州际输电系统绿色能源走廊二期，合计涉及 39.14 亿美元投资金额、32GW可再生能源发电运输能力。2015 年-2023 年，绿色能源走廊计划（GEC）已完成州际输电系统绿色能源走廊一期、州内输电系统绿色能源走廊一期，两个项目合计投资成本 29.52 亿美元，投运的输电路 12,900ckm、变电站容量39.6GVA，覆盖的可再生能源运输能力 34.5GW。
州内输电系统绿色能源走廊二期（在进行）：项目于2022 年获得内阁经济事务委员会（CCEA）批准，项目运行周期为 2022-2026 财年。项目计划投入金额约为 14.50 亿美元，用于运输总计约为 20GW 的可再生能源电力。计划总目标是 7,574ckm 输电线路和 29,737MVA 变电站。
州际输电系统绿色能源走廊二期（在进行）：项目于2023 年11 月3日获得内阁经济事务委员会（CCEA）批准，项目截止时间为2029-30 财年。项目计划投入金额约 24.91 亿美元，用于运输总计约为13GW 的可再生能源电力。计划总目标为 713ckm 的输电线路（包括 480ckm 的高压直流输电线路）和5GW容量的高压直流终端设施。
州际输电系统绿色能源走廊一期（已完成）：该项目于2015 年启动，项目成本约为 13.63 亿美元，实施目的主要是为了运输6GW 左右可再生能源电力。2020 年 3 月，项目总长 3,200ckm 州际输电线路和17,000MVA 变电站投入运行。此外，分配给印度国家电网的总计 7.45GW 的8 个太阳能园区均已投入运行。
州内输电系统绿色能源走廊一期（已基本完成）：该项目于2015 年启动，项目成本约为 15.89 亿美元，实施目的主要是为运输24GW 的可再生能源电力，施工总目标是 9,700ckm 的州内输电线路和 22,600MVA 变电站。截至2023年12 月 31 日，已建成输电线路 9060 公里，并已为21,303 个MVA 变电站充电，可满足 16GW 可再生能源电力运输需求，剩余部分延期至2024 年6 月30日。
墨西哥电网投资需求分析
墨西哥当前电力结构以火电为主，主要燃料为天然气。2022 年，火电发电量占比约 77%，火电装机在电力总装机中占比为 63%。 墨西哥用电潜力巨大。受益于美国“近岸外包”政策，墨西哥有望获得大量中低端制造业产能，工业用电需求潜力巨大。此外受贸易保护等政策影响，中国大量企业在墨西哥落地产能实现间接出口，进一步带动用电量增长。但当前墨西哥电力系统存在电力能源结构单一、发电侧能力总体不足、输配电网建设落后等问题。墨西哥企业协调委员会(CCE)声明稿指出，墨西哥输电网络运作已过于拥挤，衍生成本超过 18 亿美元，电力系统缺乏可靠性。 墨西哥电力系统相对薄弱。墨西哥竞争力研究所的报告显示，负责全国电力基础设施建设的联邦电力委员会长期忽视输配电网改造和智能化建设，2017 年至2021年间只投入预算的 4.1%用于电网建设，其中又只有1.6%用于新输电项目，其余多用于线路运营维护，5 年间墨西哥输电线路只新增 3.1%，变电站数量只增加约5%。输电信道建设滞后、输配电能力弱、电网结构不合理，这些问题严重削弱了墨西哥电网运转的安全稳定性。 2022 年墨西哥人均用电量为 2,756KWh；人均 GDP 为1.09 万美元。
根据“墨西哥电力部门发展规划”，2016 年到 2030 年期间，墨西哥电力部门所需投资将达 1,316 亿美元，共需建设 400 个新发电厂，铺设2.8 万公里的输电线路，其中发电部门所需投资达 986.86 亿美元，占 75%，增加的电力发电装机容量将为 57GW，主要为清洁能源。此外还将停止 140 座旧火电厂的使用。主要重点项目包括下加州接通全国电力系统项目、特墨直流电项目，以及连接美国亚利桑那州图森和墨西哥索诺拉州加利斯电力项目。在发展规划上，墨政府还首次提出公私合营的经营方式，除了基础设施建设，还包括设计、维护、经营等模式。2022 年 5 月，墨西哥能源部发布 2022-2036 国家电力系统发展规划（PRODESEN），其中提到： 发电侧：墨西哥计划在 2022-2036 年期间增加56GW 发电装机（约占2022年总装机的 55%），其中以清洁能源为主，包括 9GW 的光伏分布式装机和4.6GW的电池储能。 输配电侧：墨西哥计划在 2022-2036 年期间增加5,058 回路公里（Circuitkm）的输电网络及 30GVA 的变电容量。墨西哥更倾向于输配电网络的升级改造而不是投资大型输电项目。
沙特阿拉伯电网投资需求分析
由于自身的丰富石油资源，长期以来沙特电力结构以火电为主。2023 年，火电占沙特电力总装机的 97%，火电发电量占比接近 99%。为摆脱对石油的严重依赖，沙特致力于发展可再生能源。作为中东北非地区最大的发电商、输电商和配电商，沙特电力公司（SEC）承诺：建设可再生能源项目并将其整合到电网中；推动电网的数字化、智能化和自动化，包括智能电表项目。2022 年沙特人均发电量为 9,284KWh；人均 GDP 为 3.04 万美元。
2016 年，沙特宣布名为“愿景 2030”的战略框架和改革计划。作为愿景2030的重要组成部分，沙特启动国家可再生能源计划（NREP），目标2030 年实现新能源发电装机 58.7GW，占电力装机总量的 50%，包括光伏40GW、风电16GW、光热发电2.7GW。沙特能源部预计在 2030 年之前向发电与可再生能源项目投资2,930亿美元。 2023-25 年，沙特电网计划增加超过 3,600 公里的输电网络，总投资约54亿沙特里亚尔（约 15 亿美元）。此外，沙特电力公司 CEO Khaled Al-Gnoon 表示，公司计划在 2030 年前投资 4,000 亿-5,000 亿沙特里亚尔（约1,000 亿-1,350亿美元）来升级其输配电网络，包括输电线和配电网络等。沙特已完成中西、中南两条±500kV 柔直工程 EPC 招标，国网旗下中电装备中标，预计 24 年完成设备招标。此外，沙特在未来 2-3 年有望落地沙特-约旦、沙特-埃及、沙特-伊拉克等跨国电网互联工程。 根据现代电气数据，中东地区 2022 年受新能源装机发展带动，2023 年超级工程带动（Neom 新城、德拉伊耶门等），公司新增订单率创新高。2023 年新增订单达6.1 亿美元，创造历史纪录。
南非电网投资需求分析
南非电网主要由南非国家电力公司控制。南非的电力供给及电网运输能力是南非国家电力公司为主体、地方及企业自备电力为补充构成。截至2022 年底，南非电力公司电力系统发电容量累计达 8.1GW，输电线路达4,347 公里，变电容量累计19GVA。 火电是南非电力装机的主体。截至 2022 年底，南非发电装机总量达54.67GW，其中煤电装机占比 72.8%；南非计划新增 29GW 的电力装机，其中风电和光伏发电新增装机占南非新增总电力装机的 70%。截至 2030 年，南非规划能源结构为：火电装机容量 38.36GW（占比 42.9%），风电装机容量17.74GW（占比22.8%），太阳能光伏装机容量 8.23GW（占比 10.7%），水电装机容量4.6GW（占比5.9%），核能装机容量 1.86GW（占比 2.4%） 根据南非国家电力公司最新发布的输电网发展规划（TDP），预计2023-2032年期间新增输电线路 14,218km，新增变电容量 105.87GVA。未来五年（2023-2027年）TDP 计划资本支出 37.76 亿美元，其中 24.99 亿美元用于电力网络新建，5.09亿美元用于 TDP 项目下的翻新计划。其中，TDP 包含翻新计划：鉴于当前连接南北的输电通道已使用 30 年以上，TDP 中包含 5.09 亿美元翻新计划，其中该计划51%的资金将用于变电站设施翻新。
越南电网投资需求分析
越南用电需求旺盛。在全球产业链、供应链转移的大背景下，越南本地制造业迎来重大发展机遇，用电需求也随之快速增长。即使有新冠疫情的影响，2017-2022年越南发电量 CAGR 仍高达 6.7%。 越南电力装机以火电为主。2021 年，越南燃煤发电量为114TWh，在整体发电量中的占比为 47%，非可再生能源发电量占比为 57%。装机结构方面，2021 年越南火电（燃煤+燃气）装机达到 32GW，在整体装机中占比42%。根据PDP8，越南将继续建设已列入第七版电力规划中的燃煤发电厂，但在2030 年后将停止新建，到2050 年，越南将完全淘汰燃煤发电。 越南政府保持对输电网的垄断。由政府 100%控股的越南电力集团（EVN）是越南电力领域规模最大的企业，覆盖发电、输电、配电等领域，且在越南每个子领域均占据统治性地位。其全资子公司越南国家电力传输公司（EVNNPT）垄断越南全国输电业务，截至 2021 年末，EVNNPT 共运营 153 个变电站、25,236 公里输电线路（500kV 线路 7,996 公里，220kV 和 110kV 线路17,240 公里），总变压器容量为 91,256MVA（500kV 线路 33,300MVA，220kV 和 110kV 线路57,956MVA）。2022 年，越南人均 GDP 为 4163 美元，同比+10.8%；人均用电量2,554KWh，同比+5.8%。
2023 年 5 月，越南政府正式批复第 8 号国家电力发展规划（PDP8），旨在通过确保足够的电力供应来维持越南的能源安全，从而在2021-2030 年及远期实现约7.0%的 GDP 年增长率。其中： 可再生能源发电目标：到 2030 年，可再生能源发电占比达到30.9%-39.2%，到 2050 年，这一比例达到 67.5%-71.5%。 电力装机目标：2030 年之前，风电与天然气是电力系统发展的重点。预计到2030 年，风电（陆上+海上）装机将达到 28GW，占总装机的18.5%；燃气+LNG发电装机达到 37GW，占总装机的 24.8%。 电网投资：为实现 PDP8，2021-2030 年越南需要私营部门投资（包括海外直接投资）合计 1,347 亿美元，其中 1,198 亿美元（89%）用于电源侧投资，149亿美元（11%）用于电网侧投资。电网规划：2030 年之前，建设智能电网，发展500kV、220kV 输电电网，为可再生能源大规模并网提供保障，并合理限制跨区送电，减少远距离输电；2030 年后建设连接南部、中部、北部的单向特高压输电线路。
印度尼西亚电网投资需求分析
印尼的发电能源结构以火电为主，主要是燃煤发电。2021 年，燃煤发电量占整体发电量的 61.5%；截至 2021 年底，印尼电力系统总装机约75GW，其中燃煤发电占49.7%，火电（燃煤+燃油+燃气）占比 84.5%。印尼可再生能源发展相对滞后，可再生能源装机仅有 12GW，占总装机的 15.5%，其中包括2GW 的地热电力装机。印尼岛屿众多，影响了岛屿间电网的连接。目前印尼全国尚未建有统一的电网系统，互联程度低。印尼全国电网系统一共由超过 600 个子独立电网及8 个主要区域电网组成，呈现分布式结构。国有控股的印尼国家电力公司（PLN）垄断了印尼输配电网以及电力零售业务，截至 2020 年末，PLN 电力装机容量占全国总装机的比例超过 2/3。截至 2021 年末，印尼输电线路总长度为6.48 万公里，包括500kV线路 6,445 公里、275kV 线路 3,648 公里、150kV 线路48,734 公里以及150kV以下线路 5,971 公里；变电站数量为 2,269 个，变压器容量为156,968MVA。2022年，印尼人均 GDP 为 4,788 美元，同比+10.4%；人均用电量为1,137KWh，同比+9.7%。
印度尼西亚的国际融资机制——公正能源转型伙伴关系（JETP）在2023年11月发布《全面投资和政策计划》（CIPP），计划向美国、日本等国融资200亿美元，用于加速本国能源转型。 可再生能源装机目标：根据 JETP 的规划，印尼计划将可再生能源发电占比在2030/2040/2050 年分别提高到 44%/75%/90%，2030/2040/2050 年末可再生能源累计装机分别为 70/225/460GW。截至目前，印尼电源侧优先发展目标为可调度再生能源，包括水电、地热以及生物质能，而光伏及风电等则是远期电力装机发展的重点。 电网投资目标：根据 JETP 的规划，印尼在 2030 年之前需要维持每年30亿美元的电网投资，2040 年之前累计电网投资将达到500 亿美元，其中超过80%将投向输电系统。印尼国家电力公司（PLN）定期发布电力供应业务计划（RUPTL），根据 2021 年发布的 RUPTL 2021-2030，到2030 年，PLN计划实现变电站容量达到 76,662 MVA，并新增 47,723 公里输电线路。此外，为提升输配电网络的数字化水平，2023-2033 年期间，配电端智能电网投资将达到每年 20 亿美元，输电端将达到每年 3 亿美元，智能控制系统投资将达到每年 5 亿美元。
公司直流开关与 GIL 产品国际领先，GIS 龙头地位稳固
中国也在加速实现碳中和目标，受益于此，公司每年营业收入与新增订单量持续上升。开关设备需求与电源和电网建设密切相关，公司产品主要用于电力系统各环节（包括发电厂、变电站、输配电线路和工矿企业等用户）的控制和保护，既可根据电网运行需要，将一部分电力设备或线路投入或退出运行，保证电网中无故障部分的正常运行及设备、运行维修人员的安全。配电网设备是用来接受、输送和分配电能的电气设备，在电力网分配电能的过程中起到重要的作用。因此，开关设备及配电网设备是非常重要的输配电设备，其安全、稳定运行对电力系统的安全、有效运行具有十分重要的意义。高压开关的使用场景和工作形式可以划分为断路器、隔离开关、接地开关等，将多种开关设备和其他电气设备（例如互感器、套管、母线等）封闭在绝缘气体中即可构成气体绝缘组合电器（GIS）。GIS 设备自 20 世纪60 年代实用化以来，已广泛运行于世界各地。GIS 不仅在高压、超高压领域被广泛应用，在特高压领域也被广泛使用。与常规敞开式变电站相比，GIS 的优点在于结构紧凑、占地面积小、可靠性高、配置灵活、安装方便、安全性强、环境适应能力强，维护工作量很小，其主要部件的维修间隔不小于 20 年。
根据国网电子商务平台数据，2021 年、2022 年公司在国网组合电器招标中份额分别高达 30%和 23%，稳居行业第一，其他一线企业包括中国西电、思源电气、泰开集团。2022 年公司在国网隔离开关招标中份额为 15%，位居行业第四，与前三名份额持平（泰开集团 17%、思源电气 16%、长高电气16%），在断路器招标中份额为 17%，位居行业第四。公司在高压开关领域位列行业第一梯队，在GIS领域稳居行业头把交椅。2023 年公司在国网输变电设备中标金额排名中稳居前2名，中标金额高达 52.05 亿元；在组合电器排名第一，斩获40.62 亿元新增订单。
公司直流类产品同样处于行业领先地位。电网方面，公司作为全国最大的直流隔离开关、接地开关研发生产制造基地，产品涵盖 10-1120kV 全电压等级，多项技术成果通过国家级鉴定，先后荣获机械工业科学技术进步奖、河南省科学技术奖等 10 多项荣誉。 2016 年公司研制世界首台 100kV 谐振型直流转换开关，为风电、光伏发电等清洁能源消纳及多端直流输电提供解决方案，研制的世界首台1100kV 滤波器组断路器攻克了特高压交直流电网互联的关键“瓶颈”，填补了国际空白。公司成功研制 150-1100kV 直流穿墙套管打破国际垄断，突破了特高压直流穿墙套管重大“卡脖子”装备核心技术，其技术成果荣获中国机械工业科学技术特等奖。2021 年以来，公司顺利实现海上风电±200kV 直流GIS 示范应用，推出世界首支±1000kV 直流纯 SF6 气体绝缘穿墙套管；打破了国外垄断。2023 年 3 月，公司与南方电网超高压输电公司联合研制的±800kV 直流高速开关通过全部试验考核，标志着又一特高压直流重大装备实现国产化。轨道交通方面，公司完全掌握了直流断路器和成套设备核心技术，成功研制出PGDB-1800/D4000-80 型轨道交通直流断路器和 PGDA-1800 型轨道交通直流金属封闭开关设备。 气体绝缘输电线路（GIL）是一种采用 SF6 等气体绝缘、外壳与导体同轴布置的高电压、大电流、长距离电力传输设备。GIL 具有安全可靠性高、输电容量和架空线相当、输电损耗低、电磁辐射几乎为零、使用寿命长、占地面积小、防护性能好、故障率极低、抗冰雪和地震等灾害能力强等优点，相对于架空线和地下电缆在性能上有显著优势。
当前城市输电在地上以电力架空线为主，在地下以高压电缆为主。GIL 同时具备架空线大容量输电，以及地下高压电缆不占用土地资源的优点，并且解决了电力架空线占用城市稀缺的土地资源、电磁辐射影响居民身心健康和高压电缆输电容量不足的痛点。采用 GIL 地下输电方案替代电力架空线可以盘活出大量的土地资源，提升城市形象，减少架空线对周围居民的辐射，为地方政府带来经济效益。
公司已成功研制世界首台 1100kV 环保型 GIL，成功研制363/420kV GIL，是国内唯一具有 40.5-1100kV GIL 产品设计、生产、维护能力的厂家，由公司组织申报的“1100kV 气体绝缘金属封闭输电线路（GIL）”被河南省工信厅评选为“2018年度河南省装备制造业十大标志性高端装备”。 苏通管廊作为世界首条特高压 GIL 工程，是电压等级最高、输送容量最大、技术水平最先进的超长距离 GIL 创新工程，公司为苏通管廊工程提供二分之一设备和四分之三绝缘子核心零部件。
主网与配网投资景气共振，特高压迎来大发展
“十四五”期间，国家电网计划实现电网投资 2.4 万亿元，南方电网规划实现电网投资约 6700 亿元，两大电网公司合计投资总额将达到3.07 万亿元。从投资方向来看，国网侧重特高压，而南网侧重配电网。“十四五”期间国家电网公司规划建设特高压工程“24 交 14 直”，涉及线路3 万余公里，变电换流容量达 3.4 亿千瓦，总投资 3800 亿，较“十三五”特高压投资总额2800 亿元增长35.7%，特高压有望迎来新一轮建设高峰。南方电网方面，预计“十四五”期间配电网规划投资达到 3200 亿元，约占总投资额的 48%。电网投资与电源投资相比具有跨区协调要求高的特点，2022 年全年电网投资完成额仅为 5012 亿元；而电源投资受影响相对较小，全年投资完成额达到7208亿元，再创历史新高，电网/电源投资差进一步拉大。 2023 年电网投资达到 5275 亿元，再创历史新高。随着2022-2025 年新能源装机容量的大幅提升，特高压与配电网侧投资需求日益迫切，将成为远期决定新能源装机和发电量占比的关键环节。
特高压交流适用于近距离大容量输电，可作为交流输电骨干网替代超高压交流电网；特高压直流适用于长距离大容量输电，往往用于送受端关系明确的新能源大规模外送和电网大区互联。 因此，特高压直流是“大基地”新能源外送的“大动脉”，而特高压交流负责将跨区输入的新能源电能在负荷中心合理分配，同时确保电网运行的稳定性。2022年 1 月，国家能源局在《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》中首次提出了“十四五”期间为配套水风光等能源基地，将规划建设“3 交 9 直”12 条特高压通道，其中直流工程数量远超交流，可见直流输电是新能源远距离外送的主要方式。 国家电网公司原计划 2022 年开工“10 交 3 直”共13 条特高压线路，但受疫情等因素影响 2022 年实际仅开工“5 交 0 直”，开工进度低于预期。2023 年国家电网核准 4 条直流工程和 2 条交流工程，新开工 4 条直流工程和2 条交流工程，2024-2025 年特高压产业链迎来新一轮建设景气周期。
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