电力能源行业2024年投资策略分析报告：电改定数

证券研究报告拥抱电改下的定数与变数——电力能源2024中期策略行业评级：看好2024年6月19日摘要

电改，

迫切！要加速！以新能源为主体是当前我国构建新型电力系统的重要方向，在此背景下，我们认为此前济南高层会议释放电改信号并非偶然，而是因为当前我国电力系统的消纳和保供问题亟待解决。消纳方面，近年来我国弃光弃风率已有回升风险，保供方面，气候影响、电气化等因素导致用电需求攀升，部分经济大省保供难度进一步加大，我们认为未来电改将围绕上述两条主线持续推进。

资本市场：拥抱定数、期待变数。近年来我国经济增长中枢有所下移，且投资收益预期的下调促使市场风险偏好下降，市场对于确定性的追求愈发明显。高股息资产由于具备优异的防御属性，备受当下市场青睐，其中公用事业、电网在市场下行的阶段表现相对优异，投资机会凸显。

电力市场：重点是现货市场和辅助服务市场的变革。我国电力现货市场建设多点开花，但从交易电量上看，2023年我国省间现货交易电量占同期省间交易电量的比例仅为2.74%，未来仍有较大提升空间。辅助服务市场方面，当前我国辅助服务市场规模持续增长，从服务品种上看调峰补偿占比快速提升，而从主体上看补偿费用超90%都流向了火电企业。

水、核、火的定数。我们认为当前市场应关注火电、水电和核电三大确定性较强赛道。当前火电已迎来成本（煤价底部区间小幅震荡）、需求（建设与灵活性改造需求释放）和政策（容量电价政策兜底）的多维利好；水电自身的现金牛属性和分红能力使其具备较强的抗风险能力，叠加来水改善盈利有望修复；核电开工有望维持高景气度，电价稳定、铀价波动对成本影响有限支撑核电稳定成长。

电网的定与变：特高压和配电网的补短板，电网数智化的变革。特高压是解决我国新能源电力供需错配的关键设施，为了与电源端建设相匹配，未来我国特高压建设将加速推进，而智能电网与虚拟电厂的投资价值有望在用电量增长且电力保供时期持续凸显。

投资建议：

确定性机会方面，1）水电板块：建议关注华能水电、长江电力、国投电力、川投能源；2）火电板块：建议关注浙能电力、皖能电力、申能股份、大唐发电；3）核电板块：建议关注中国核电、中国广核；4）特高压&配电网板块：建议关注平高电气、许继电气、特变电工、四方股份、中国西电。

可期待变革方面，1）智能电网：输发配用全能战士东方电子。2）电力现货板块：我国用电量快速增长，且用电负荷或在今年度夏期间持续攀升，电力现货的推进将进一步利好调节性资源，建议关注虚拟电厂安科瑞、芯能科技、中新集团、朗新集团、恒实科技、国能日新，抽蓄稀缺标的南网储能。

风险提示：政策执行不及预期；原材料价格波动不及预期；项目推进不及预期；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。2电改，

迫切！要加速！010203040506资本市场：拥抱定数、期待变数电力市场：重点是现货市场和辅助服务市场的变革水、核、火的定数目录C

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S电网的定与变：特高压和配电网的补短板，电网数智化的变革投资建议与风险提示3014现状：我国新能源装机和发电量占比稳定提升•

我国新能源装机占比快速提升，可再生能源发电量超15%。近年来我国以风电和光伏为代表的新能源装机容量持续提升，2024年1-4月，我国风电和光伏的累计发电装机容量分别为4.58和6.71亿千瓦，同比分别增长20.6%和52.4%，合计占总装机容量的37.53%。从发电量的结构上看，2023年，我国主要能源产品的发电量约94564.4亿千瓦时，其中风电和光伏的发电量同比分别增长16.2%和36.7%，占总发电量的15%以上。图1：中国光伏风电新增装机容量和占比图2：中国2023年发电量结构资料：国家统计局，浙商证券研究所资料：国家能源局，浙商证券研究所5确定性Beta：电力系统将朝着以新能源为主体的方向演进•

以新能源为主体是构建新型电力系统的重要方向。从电力行业的宏观发展趋势上看，未来新能源对于电力系统的影响将持续提升。根据国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》，我国新型电力系统的构建要经历加速转型期（当前~2030年）、总体形成期（2030~2045年）以及巩固完善期（2045~2060年），其中在电源侧新能源将逐步成为发电量结构主体电源。图3：新型电力系统建设“三步走”发展路径资料：国家能源局，浙商证券研究所6济南座谈提及电改并非偶然，电力系统矛盾蓄积•

济南高层会议释放电改信号，电力系统矛盾亟待解决。5月23日下午，中央在山东省济南市主持召开企业和专家座谈会；座谈会上，国家电力投资集团有限公司董事长、党组书记刘明胜就深化电力体制改革提出了意见建议，电力体制改革信号进一步释放。我们认为，本次济南座谈提及电改并非偶然，我国电力系统近年来大比例接入风、光等新能源，其发电的不稳定性和间歇性对电力系统的稳定运行形成较大挑战，解决对应的消纳和保供问题迫在眉睫。图4：高新能源渗透率下的净负荷曲线出现灵活性缺额图5：我国电力系统面临的主要矛盾与挑战资料：《新能源电力系统灵活性供需量化及分布鲁棒优化调度》童资料：《新型电力系统面临的挑战及应对思考》郭剑波等，福建省电机宇轩等，

电力系统自动化，浙商证券研究所工程学会，浙商证券研究所7消纳问题：电力消纳形势较为严峻，弃风弃光率有所回升•

可再生能源消纳指标已下发，部分省份完成目标存在难度。和国家能源局于去年8月已正式下发各省市2023年可再生能源电力消纳责任权重，对比各省市2022年实际完成情况，该消纳目标对于部分省份仍有一定压力。•

新能源高比例接入带来消纳难题，弃风弃光率有所回升。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的全国新能源并网消纳情况，2024年1-4月我国光伏发电利用率和风电利用率分别为96.3%和96.1%，较去年同期分别降低1.7和0.5pct，其中西藏、甘肃、青海等地区的消纳情况相对较差。根据国网能源院发布的《中国电力供需分析报告2024》，2024年我国风电和光伏的装机占比将分别提升至15.9%和25.4%，预计带来的消纳问题将进一步凸显。图6：中国各省市2023年可再生能源电力消纳总量责任权重和2022年图7：我国光伏发电利用率与风电利用率近年来有所降低实际完成情况对比8资料：，国家能源局，浙商证券研究所资料：全国新能源消纳监测预警中心，浙商证券研究所保供问题：电力供需形势发生转变，部分省份保供挑战较大•

电力供需形势发生转变，西南送电大省面临缺电大考。由于具备丰富的水电资源，我国西南地区曾是电力外送的重要；以云南省为例，其2024年1-4月发电量中水电、风电、光伏占比近80%，气候变化对其电力供应的影响较大。近几年，受到干旱等极端气候影响，我国西南地区面临着电力电量双缺的艰难局面，电力供需形势已发生根本性变化。今年2月，昆明电力交易中心预计云南全年电力电量双缺局面仍将持续，全年电量缺口约270亿千瓦时，最大电力缺口达750万千瓦。•

西电东送挑战较大，长三角等地区电力短缺局面加剧。伴随着四川、

云南、贵州等传统送端地区电力供需形式发生转变，长三角等传统受端地区的电力保供难度进一步加大，广东、江苏、浙江等地用电缺口明显。图8：2024年1-4月云南省规上工业发电量结构图9：2023年全国17个省份存在电力缺口存在电力缺口9资料：云南省统计局，浙商证券研究所资料：国际能源网，浙商证券研究所电力系统仍将聚焦消纳和保供双主线•

2024年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。从需求端看，根据国网能源院预测，预计2024年全国全社会用电量为9.82万亿千瓦时，比上年增长6.5%左右，其中华东、华北、南方电网区域是用电增长主要拉动区域。从供给端看，预计2024年全国新投产发电装机容量比上年增长9.4%，其中新能源装机占比超40%。综合电力需求、电力供应情况，并考虑备用容量、机组检修/受阻、跨省跨区互济等因素，预计2024年全国电力供需平衡偏紧，局部地区用电高峰时段电力供需紧张。•

电力系统仍将聚焦消纳和保供双主线。我们认为，如何保障不同区域、不同时段的电力供需平衡、并解决新能源高比例接入的消纳问题，将是未来我国电力系统发展的长期主线；短期来看，今年迎峰度夏即将开始，用电负荷或同比进一步提升，解决消纳和保供问题迫在眉睫。图10：2023和2024年我国用电量需求增速图11：2021-2024年我国最高用电负荷变化10资料：第一财经，浙商证券研究所资料：国网能源院，中国电力，浙商证券研究所电力市场问题迫切待解，电改步伐持续提速•

电力市场面临的问题迫切待解，电改步伐提速“对症下药”。整体上看，当前我国电力市场依旧存在着交易机制缺失、新能源消纳问题明显、电价等市场化定价机制有待完善、电力需求侧参与不够充分且部分新型主体未形成成熟的商业模式、电网配套基础设施相对薄弱等问题，这在一定程度上制约了电力市场的健康稳定发展。•

针对上述问题，我们预计未来电改可能方向或包括：1）电价市场化、2）市场交易品种拓宽、3）电网基础设施完善等，而电力系统各环节的价值也有望在电改加速推进下逐步体现。图12：我国电力系统存在的问题和可能的改革方向电价机制不够灵活：电价难以充分反映市场供需关系和成本变化，资源配置效率不高电价市场化市场交易品种拓宽电网基础设施完善交易品种单一：市场交易品种缺乏多样化的金融衍生产品，限制了市场参与者的多样性•

设计并推出多样化的交易产品，并建立相应的交易平台和规则，为市场参与者提供更多的风险管理工具，增强市场的流动性和稳定性•

建立竞争性电力市场，逐步放开发电侧和销售侧价格，引入更多的市场参与者，建立合理的电价形成机制•

加强电网基础设施建设，提高电网的输电能力和智能化水平，保障新能源的有效并网和远距离输电，减少输电损失基础设施不够完善：电网配套设施难以满足新能源并网和跨区域大容量输电的需求……11资料：浙商证券研究所梳理0212经济增长放缓+利率下行，市场风险偏好降低•

我国经济增长中枢有所下移，长期利率逐步下行。近年来我国经济增长中枢有所下移，GDP平均增速有所放缓，与此同时，以10年期国债到期收益率为代表的长期利率也逐步下行。在此背景下，投资收益预期的下调促使市场风险偏好有所下降，市场对于确定性的追求愈发明显。图13：中国GDP增速以及每五年平均增速变化图14：中国中债国债到期收益率变化（10年）资料：Wind，浙商证券研究所资料：Wind，浙商证券研究所13红利资产防御属性高，备受当下市场青睐•

红利资产防御属性较高，市场下行阶段表现优异。红利资产是指股息率较高的权益资产。这类资产一般属于较为成熟的价值型企业，具有现金流稳定、高分红、低估值、波动不显著等特点，因此常被视为具有防御或固收类类债属性，对应的抗风险能力相对较强。以标普A股红利指数为例，自2023年以来，标普A股红利的相对表现优于沪深300和上证50；而从股价走势上看，标普A股红利的股价相对涨跌幅与下跌的国债收益率整体呈现相反态势，在当前市场下行期表现优异。图15：标普A股红利和其他指数涨跌幅对比图16：标普A股红利收盘价相对走势和国债收益率对比资料：Wind，浙商证券研究所资料：Wind，浙商证券研究所14公用事业板块红利不止，较沪深300有超额收益•

公用事业板块红利不止，较沪深300有超额收益。从行业分布上看，标普A股红利指数主要包含了金融、能源、公用事业等10个行业，通过追踪2023年初至今公用事业板块与沪深300指数的收盘价变化，截至2024年6月14日，公用事业的股价相对涨幅较沪深300高出18.37个pct。图17：标普A股红利指数行业分布，截至2024年6月图18：公用事业和沪深300的收盘价涨跌幅对比资料：Wind，浙商证券研究所资料：Wind，浙商证券研究所150316电力现货市场建设节点明晰，政策引导层层推进•

电力现货政策提速，指引层层推进。2023年下半年以来，政府密集出台电力现货相关政策，2023年9月，国家层面首份电力现货市场建设规则出台，要求按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省(区、市)/区域现货市场，并建立健全日前、日内、实时市场。紧接着当年11月《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布，要求按照

2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。表1：《通知》对于不同现货交易市场的推进节点指引图19：我国统一电力市场以及现货市场建设节奏区域/省份结算时间目标建立长三角电力市福建2023年底前开展长周期结算试运行场一体化合作机制；省间电力现货市场具备连续开市能力2023年2025年浙江2024年6月前启动现货市场连续结算试运行开展长周期结算试运行全国统一电力市场体系初步建成，国家与省/区域市场协同运行辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕

2023年底前西启动结算试运行，2023年底前建立长南方区域2023年底前三角电力市场一体化合作机制全国统一电力市场体系基本建成，国家与省/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易京津冀区域2024年6月前2023年底前启动模拟试运行新能源全面参与市场交易2030年其他区域（除西藏外）具备结算试运行条件资料：国家，国家能源局，电力网，电联新媒，浙商证券研究所资料：，国家能源局，浙商证券研究所17现货市场建设多点开花，但交易电量占比尚小•

我国电力现货市场建设多点开花。当前目前我国山西、广东电力现货市场已转入正式运行；山东、甘肃、蒙西现货市场均已连续结算试运行一年以上，正积极准备完成转正式运行；全国大部分省份进入电力现货结算试运行阶段，现货市场已经基本做到“省份全覆盖”；另外，国网省间现货市场连续结算试运行已近2年，南方区域电力现货市场已首次实现全区域结算试运行。•

电力现货成交电量占比仍然较小，未来提升空间巨大。根据中电联和国家电网统计的可得数据，2023年我国完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，占全社会用电量的61.4%；其中省间现货交易电量318亿千瓦时，同比增长14.4%，占同期省间交易电量的比例仅为2.74%，未来仍有较大提升空间。表2：国内各省电力现货市场建设进展，截至2023年底图20：省间现货成交电量占比尚小模拟试运行调电试运行浙江结算试运行正式运行蒙西、山东、福建、南方（以广东起步）四川、甘肃

、山西第一批试点第二批试点上海江苏、安徽、辽宁、河南、湖北黑龙江、青海、新疆冀南、江西、湖南、广西、云南、陕西、宁夏非试点吉林资料：北极星电力网,浙能产业研究院，浙商证券研究所资料：中电联，北京电力交易中心，电力网，浙商证券研究所18辅助服务市场规模快速提升，其中调峰需求显著增加•

我国辅助服务市场规模快速增长，其中补偿超90%流向火电企业。近年来我国辅助服务市场规模快速攀升，根据国家能源局统计，2023年上半年全国电力辅助服务费用达278亿元，较2019年同期提升114%，预计2023年全年或接近400亿元。分服务品种来看，2023年H1，278亿市场中调峰/调频/备用费用分别为167/54/45亿元，占比较2019年分别提升约22pct/-1pct/-20pct。分主体来看，2023年H1，火电企业获得辅助服务补偿金额约254亿元，占比约91.37%。图21：我国电力辅助服务市场规模与结构变化图22：2023H1我国电力辅助补偿费用流向情况调峰补偿调频补偿备用补偿其他亿元3002502001501005002019H12023H1资料：国家能源局，浙商证券研究所资料：国家能源局，国家电网，浙商证券研究所19火电参与辅助服务必要性强，补偿模式持续完善•

火电参与辅助服务的必要性强，灵活性改造需求强烈。电力系统各环节均可提供灵活性，但从资源类型和技术成熟度来看，电源侧灵活性资源种类较多且技术相对成熟，其中火电作为经济性强的调节手段，是参与辅助服务市场的必要手段。然而与国际先进水平相比，我国煤电机组的调节能力仍有一定的提升空间，对其进行灵活性改造的需求较为强烈。•

容量电价政策正式下发，火电机组参与辅助服务市场的固定成本可得到补贴。火电机组拟参与辅助服务的成本主要包括

(1)固定成本、(2)发电时长下降成本和

(3)负荷率下降带来的新增燃料成本构成，此前(2)可通过被调用辅助服务获得收益补偿，(3)可通过发电量减少带来的燃料成本下降部分补偿，容量政策下发后，(1)现在则能通过容量电价政策进行直接补贴，进而促进企业火电灵活性改造成本的加速回收。表3：中国煤电机组调节能力与国际先进水平对比图23：火电机组参与辅助服务的成本和收益拆分我国煤电机组国际先进水平灵活性参数单位已建机组

改造潜力

已建机组最小出力爬坡速率%Pn%Pn/minh50（80）*

30（50）20（40）4~51~23~53~64热态启动时间1.5~2.5冷态启动时间h105<0.1*注：括号外为常规机组参数，括号内为热电联产机组参数资料

：NRDC

，浙商证券研究所资料：浙商证券研究所绘制2004211）火电：煤价有望维持小幅震荡，盈利趋稳•

2024Q2以来煤价震荡区间收窄，火电盈利有望趋稳。以秦皇岛港山西产Q5500动力末煤的平仓价为例，2024Q2以来我国煤炭价格震荡区间逐步收窄，当前维持在800~900元/吨的区间小幅震荡。2024年4月，国家、能源局发布《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》，其中提出要“保持煤炭产能合理充裕，增强煤炭供给弹性和灵活度，有效应对煤炭供应中的周期性和季节性波动等情形”。我们认为在供给逐步释放的背景下，我国煤价有望在未来维持小幅震荡，带动火电企业盈利趋稳。图24：我国煤价震荡区间逐步收窄秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500,

山西产)元/吨1,3001,2001,1001,00090080070022资料：Wind

，浙商证券研究所1）火电：成本、需求、政策多维利好•

火电迎来成本、需求和政策的多维利好。根据前文分析，1）成本端看，煤电价格下行且有望维持小幅震荡，带动火电发电成本下降；2）需求端看，消纳和保供的双重压力带动火电需求攀升，火电建设与灵活性改造持续加速；3）政策端看，容量电价政策已经落地，火电建设成本得到兜底保障，叠加电量服务和辅助服务，火电盈利模式丰富并持续修复。追踪我国部分火电装机容量靠前的上市企业业绩变化，可以看到2024Q1火电企业盈利修复明显，业绩整体上呈现稳中有升。图25：我国火电上市企业各季度归母净利润同比变化趋势申能股份大唐发电国电电力华能国际华电国际1600%1200%800%400%0%2022Q1

2022Q2

2022Q3

2022Q4

2023Q1

2023Q2

2023Q3

2023Q4

2024Q1-400%23资料：Wind

，浙商证券研究所2）水电：现金牛资产，高分红预期下防御属性明显•

水电是典型的现金牛资产，具备较强的抗风险能力。水电是典型的现金牛资产，尽管水电站在建设期间需要较为庞大的资本开支，但是其投产后运维成本相对较低，因此水电站在还本付息和折旧期结束后基本不需要其他开销，现金流情况往往较好。与此同时，由于水电价格和发电成本相对稳定，因此水电拥有较强的抗风险能力，能够相对平稳地穿越周期。•

水电具备高分红预期，防御属性较为明显。水电公司的分红能力较强，以水电龙头长江电力为例，其2021年以来分红率稳定在70%以上，其中2022年达到了94.29%，高分红预期下，投资的防御属性较为明显。图26：水电公司经营性现金净流量和归母净利润之比图27：长江电力历史分红情况资料：Wind

，浙商证券研究所资料：Wind

，浙商证券研究所242）水电：来水情况或同比改善，盈利有望修复•

来水情况或同比改善，盈利有望修复。根据数据的可得性，选取三峡、丹江口等我国较有代表性的水库站追踪其水位变化，可以看到龙羊峡水库站今年整体水位要优于去年同期水平，且从今年5月起来水呈现改善趋势；而三峡、丹江口水位尽管自去年Q4起有所下滑，但有望在今年Q2末止跌回升。综合来看，我们认为在去年来水低基数的条件下，今年Q2末起来水情况有望同比改善，进而带动水电公司盈利能力进行修复。图28：三峡水库站水位变化图29：丹江口水库站水位变化三峡水库站水位（米）丹江口水库站水位（米）180170160150140180170160150资料：Wind

，浙商证券研究所资料：Wind

，浙商证券研究所253）核电：有望延续高景气态势，装机容量稳步提升•

我国核电迎来审批加速期，十四五期间有望保持稳定开工节奏。2022年和2023年，我国核电机组年核准数量均为10台，高景气态势延续，在数量上创下了过去十余年新高。我们认为，“十四五”期间我国有望保持每年6~8台甚至10台的核电机组核准开工节奏，而我国在运在建核电项目也有望受益于核准常态化而保持稳步增长。•

我国核电装机容量稳步提升。截至2023年底，我国在运、在建、已核准待建核电机组共有93台，总装机容量10143.794万千瓦，首次位居全球首位。其中在运核电机组55台，中核/广核/国电投/华能四大集团在运机组分别为25台/27台/2台/1台；在建机组24台，其中中核/广核/国电投/华能四大集团在建机组分别为10台/7台/5台/2台。图30：我国历年新核准核电机组数量图31：我国大陆各省份在运在建核电机组情况，截至2023年12月31日表4：四大集团核电装机情况，截至2023年12月31日核电机组核准数量（台）中核广核国电投华能1210810

10在运机组（台）25272186在建机组（台）1075265443在运容量（万千瓦）2375112330568082506832120在建容量（万千瓦）240资料：中核集团，浙商证券研究所资料：中国原子能机构，浙商证券研究所资料：中核集团，立鼎产业研究网，北极星核电网，26北极星电力网，浙商证券研究所3）核电：可变成本占比较低，长协有效应对铀价上涨•

核电可变成本占比较低，铀价近期上涨态势显著。从核电机组的年度运营成本来看，运营期折旧及财务费用占年度运行总成本比重较大（合计约占56%），燃料成本约占21%，剩余合计占23%；其中，运维成本、人员成本、保险等支出则相对固定，核电燃料成本则与国际天然铀价格高度相关。近期，伴随着全球核电回暖，中国天然铀进口价格有所上涨。•

核电公司往往签订长协，能够有效应对铀价上涨。尽管近期铀价上涨明显，但考虑到核电公司一般会和铀供应商签订10年长协订单，因此我们认为其能有效应对铀价上涨风险，保持核电成本的相对稳定。图32：核电项目年度运行成本拆分图33：天然铀价格波动情况3%7%21%5%燃料成本折旧8%财务费用运维人员费用税金保险等其他23%33%资料：中国核工业

，浙商证券研究所资料：Wind

，浙商证券研究所2705281）特高压：为与电源端投资相匹配，特高压建设有望加速•

配电网项目建设景气度提升，特高压建设提速是无疑确定的。配电网作为电力系统重要的基础设施，在新能源消纳并网中发挥着重要的支撑作用。然而根据国家能源局统计，2021-2023年我国电源工程建设投资完成额年均增速高达32.27%，同期电网工程建设投资完成额的增速则仅有3.22%，考虑到与已有及未来将继续增加的电源建设相匹配，我国电网投资仍有较大成长空间。而特高压作为解决我国新能源电力供需错配的关键设施，未来建设有望加速。图34：历年电源工程和电网工程建设投资完成额电源工程建设投资完成额（亿元）电网工程建设投资完成额（亿元）120001000080006000400020000202120222023资料：国家能源局，浙商证券研究所291）特高压：新政规划重点线路，特高压项目密集开工•

新政规划重点项目，特高压线路密集开工。6月4日，国家能源局正式印发了《关于做好新能源消纳工作

保障新能源高质量发展的通知》，其中特别指出要为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，并通过加强规划管理、加快项目建设、优化接网流程等一系列措施推动配电网项目建设。根据《通知》，今年开工的新能源配套电网重点项目主要包括了5条跨省跨区通道以及32条省内通道，其中包含了阿坝-成都东以及大同-天津南两条特高压交流工程。表5：2024年开工的新能源配套电网重点项目（跨省跨区通道）图35：2024年各省开工的新能源配套电网重点序号省份项目名称电压等级主要建设内容项目数量（省内通道）陕北～安徽特高压直流工程新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度1069千米。1±800千伏765432106川渝特高压交流工程（阿坝～成都东1000千伏交流工程）新建阿坝1000千伏变电站，主变容量2×300万千伏安；新建阿坝～成都东双回1000千伏线路，新建线路长度743.4千米。231000千伏4蒙西～京津冀特高压直流工程新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度699千米。±800千伏333跨省跨区通道2222新建大同、怀来、天津北1000千伏变电站，主变容量6×300万千伏安，新建承德1000千伏开关站；新建大同～怀来～承德～天津北～天津南双回1000千伏线路，新建线路长度1540千米。大同～怀来～天津北～天津南特高压交流工程1111141000千伏甘肃～浙江特高压直流工程新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度2345千米。5±800千伏资料：国家能源局，浙商证券研究所资料：国家能源局，浙商证券研究所302）电网数智化：数智化转型迫在眉睫，应实现产业链全覆盖•

智能电网发展迫在眉睫，数智化转型应实现各环节全覆盖。随着我国新能源和储能的装机占比不断提升、新型负荷的加速接入，传统电网难以实现更为复杂的发电端接入、输配电端调度/交易以及用电端智能决策和可视化需求，电网数字化转型迫在眉睫。根据政府发布的《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，十四五期间我国要“加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力”。我们认为，电网数智化转型应当覆盖发电至用电的全产业链，协同互补地构建电网的数智化运营。图36：国家电网智能化投资占比持续提升图37：智能电网应覆盖产业链各个环节资料：前瞻产业研究院，浙商证券研究所资料：国家电网，，浙商证券研究所313）虚拟电厂：试点有序推进，盈利模式不断完善•

多地建立虚拟电厂试点示范项目，盈利模式不断完善。2019年至今，我国含河北、深圳、安徽、上海、武汉、广州、浙江等多个地区已建立起虚拟电厂试点示范项目，为虚拟电厂实践积累了宝贵经验。通过参与市场化交易，尤其是现货交易，是虚拟电厂盈利的重要途径之一。目前虚拟电厂可参与的交易品种主要以单边的形式组织，未来有望进一步拓展双边协商、双边集中竞价、挂牌交易等交易品种。表6：虚拟电厂参与市场的交易品种市场交易品种交易范围交易组织形式典型地区或省份湖北：每年按日前最高限价20元/kW，日内最高限价25元/kW组织交易日前多采用邀约单边报量固定标准补贴、甘肃：日内提前

小时向市场主体发布中标时段、响应负荷、2需求响应省内单边报量报价边际

边际价格。市场初期，需求响应市场交易时序根据省间现日内出清货市场实际出清情况相应顺延。南方区域：采用“日前出清

+

日内调整”模式组织跨省备用市场交易。日前分

24个时段分省区申报

10

分钟备用购买和提供容量和价格，出清后在日内由南网总调组织调整并事后披露备用调峰单边报量固定标准贴、单边报量报价边际出清辅助服务现货市场省内、区域