行业趋势与驱动因素 - 美国电力需求因电动汽车、数据中心和极端天气而激增 [2] - 可靠燃煤和燃气电厂退役速度快于替代设施建设速度 导致电网更加依赖不稳定的风能和太阳能 [2] - 为弥补电力缺口 公用事业公司正转向虚拟电厂 [2] - 数据中心在人工智能推动下大量增加 加剧了高峰时段的能源需求 [4] 虚拟电厂技术 - 虚拟电厂是基于云的网络 将数千个小型能源资源整合为单一电源 资源包括智能恒温器、电动汽车充电器和家用电池 [3] - 在用电高峰压力时期 VPP通过放电激活 指挥数千个互联的家用电池将储存的电力送回电网 例如特斯拉或Enphase Energy的产品 [3] - VPP还可通过调节智能家电、微调智能恒温器温度或暂停电动汽车充电来降低整体需求 [3] - VPP帮助电网在高峰时段供电 运营商因此受益 [4][9] 公司分析：National Grid - National Grid是一家总部位于伦敦的跨国电力公司 在英国是垄断企业 管理英格兰和威尔士的高压输电网络 在美国为纽约和马萨诸塞州超过2000万客户提供电力、天然气和清洁能源服务 [5] - 过去一年其股价上涨近40% 并提供约3.7%的较高股息收益率 [6] - 公司积极发展VPP业务 在不到四个月内推出了ConnectedSolutions项目 目前拥有250兆瓦的削峰能力 [6] - 在半年报中 公司报告潜在利润为22.9亿英镑 同比增长12% 约合31亿美元 潜在每股收益同比增长6%至29.8便士 约合0.39美元 [7] - 公司面临满足能源需求增长的成本压力以及股息稳定性问题 今年将其半年期股息的年度支付额削减了54% [8] - 公司计划在未来五年在其服务区域内投资近820亿美元 这可能意味着短期利润受损 但将带来更大的长期利润 [8] - 公司在英国拥有垄断优势 [9] 公司分析：Sunrun - Sunrun是主要的VPP运营商之一 受益于电网运营商在高峰时段满足能源需求的需要 [4] - 过去一年其股价上涨了94% [9] 商业模式与财务影响 - National Grid和Sunrun等VPP运营商通过提供VPP服务获得了额外的收入和利润 [4]

The UK’s National Grid and TenneT Germany have announced plans to develop GriffinLink, a multi-purpose offshore interconnector (MPI) intended to link British and German offshore wind generation to the electricity networks of both countries. This marks an advancement towards an integrated and flexible energy network for Great Britain and Germany, supporting secure and affordable energy delivery. GriffinLink is designed to contribute to security of supply and market integration across north-western Europe ...

The offshore wind industry has pledged to invest €9.5 billion ($11.3 billion) in its supply chain by 2030 to help expand capacity in the North Sea as European countries work to turn one of the most famous oil basins into what German Chancellor Friedrich Merz called “the world’s largest clean energy reservoir.”Leaders and energy ministers from nine nations including the UK and Norway came to Hamburg on Monday to sign a declaration on accelerating the technology. The sector, in turn, will also mobilize €1 tri ...

文章核心观点 能源央企在2026年（“十五五”开局之年）的工作规划中，将扩大有效投资、保障能源安全可靠供应、以及加快科技创新与数智化转型作为三大核心任务，以应对国内能源转型与安全保障的双重需求，并推动行业高质量发展 [1][2][3] 能源央企2026年重点任务部署 - 多家能源央企（包括两大电网、五大发电集团、两大核电集团）密集召开年度工作会议，部署2026年重点任务 [1] - 谈及最多的三大任务是：挖掘潜力扩大有效投资、靠前谋划重大项目和标志性工程；保障能源电力安全可靠供应；加快产业数智化转型、推动科技创新与产业创新深度融合 [1] 扩大有效投资与重大项目规划 - 扩大有效投资是能源央企“十五五”开局工作的核心抓手 [1] - **电网领域**：国家电网计划“十五五”期间固定资产投资4万亿元（创纪录），南方电网披露2026年投资额1800亿元 [1] - 电网投资重点投向三大领域：特高压输电、配网升级、数智化转型 [1] - 特高压作为“西电东送”核心载体，将推动跨区跨省输电能力较“十四五”末提升超30% [1] - 分析认为，两大电网上亿投资将带动电源、电气装备等产业链上下游企业直接受益 [1] - **核电领域**：中核集团启动江苏徐圩核能供热发电厂建设，为全球首个核能与石化产业耦合项目 [2] - 该项目一期工程投产后，年供工业蒸汽3250万吨，最大发电量超115亿度，减碳1960万吨，将为连云港万亿级石化产业基地供应高品质低碳工业蒸汽 [2] 保障能源电力安全可靠供应 - 保障能源电力可靠供应被多家能源央企置于2026年重点工作优先位置 [2] - 中国海油强调要坚定不移强保供，持续加大国内油气增储上产力度 [2] - 中国大唐指出要坚定抓好能源电力安全保供，实现质的有效提升和量的合理增长 [2] 国内能源消费与转型现状 - 2025年全社会能源消费总量初步统计比上年增长3.5% [3] - 2025年全社会用电量历史性增至10.4万亿千瓦时，同比增长5% [3] - 2025年中国用电量相当于美国全年用电量的两倍多，超过欧盟、俄罗斯、印度、日本四个经济体的年用电量总和 [3] - 在“双碳”目标下，2025年非化石能源占能源消费总量比重较上年提高约2个百分点，超过石油成为第二大能源类型，成为能源增量主体 [3] 科技创新与数智化转型 - 不少能源央企将科技创新与数智化转型作为2026年企业高质量发展的关键引擎 [3] - 国家电网将数智化转型纳入万亿投资三大领域，与特高压、配电网升级协同推进，加速电网从“源网荷储”到“数智融合”的进阶 [3] - 南方电网计划通过电网基础设施数智化改造，提升对虚拟电厂、车网互动等新技术的支撑能力 [3] - 中国海油强调要蹄疾步稳促创新，健全科研组织管理体系，深化拓展“人工智能+”场景应用，坚持油气与新能源融合发展 [3] 人工智能与能源融合政策背景 - 2025年9月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》 [4] - 政策提出到2027年，能源与人工智能融合创新体系初步构建 [4] - 具体目标包括：推动五个以上专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用；挖掘十个以上可复制、易推广、有竞争力的重点示范项目；探索百个典型应用场景赋能路径 [4] - 核心目标是提升能源系统安全可靠与灵活高效运行能力，保障能源安全稳定供应和绿色低碳转型 [4]

"难以解释"！业绩 暴增，股价微涨...... （中央纪委国家监委驻国家电网有限公司纪检监察组、湖北省纪委监委） 来源：中央纪委国家监委网站 国家电网重庆市电力公司原党委书记、董事长周雄接受纪律审查和监察调查 据中央纪委国家监委驻国家电网有限公司纪检监察组、湖北省纪委监委消息： 国家电网重庆 市电力公司原党委书记、董事长周雄涉嫌严重违纪违法 ，目前正接受中央纪委国家监委驻国 家电网有限公司纪检监察组和湖北省恩施州监察委员会纪律审查和监察调查。 ...

每日观点 今日沪深三大指数震荡运行，两市成交较昨日小幅放量升至3万亿以上，但资金交易热度较前期仍有所 降温。两融余额继续放量，昨日站上2.7万亿。昨日央行披露12月金融数据，新增贷款9100亿较为超预 期，较11月环比显著增长，其中对公增量明显，这或与部分26年项目储备提前释放有关。获益于贷款较 好，社融、M2表现均略好于预期。昨天下午国新办发布会，央行对后续货币政策定调，强调"高质量发 展+精准滴灌"，结构大于总量，宣布下调再贷款、再贴现利率25bp，增加科创领域的支持力度，从支 持小微企业扩展到支持民营企业。明确"降准降息仍有空间"，但不急于行动，留出观察窗口。国内权益 市场方面，短期市场热度或有所降温，中期或回归基本面逻辑。 消息面 【博时市场点评1月16日】两市震荡收跌，成交超3万亿 1月15日，中国人民银行在国务院新闻办公室发布会上宣布推出八项具体政策措施。核心内容包括：下 调各类结构性货币政策工具利率0.25个百分点；增加支农支小再贷款额度5000亿元，并单设1万亿元民 营企业再贷款；将科技创新再贷款额度提升4000亿元至1.2万亿元，并扩大支持范围；下调商业用房购 房贷款最低首付比例至30%。 ...

政策与监管动态 - 国家发改委就总装机容量五万千瓦及以上的大、中型水电站大坝运行安全监督管理规定公开征求意见 [2] - 国家能源局公布《电能质量管理典型案例汇编》，聚焦电压暂降治理、供电电压越限管控、谐波治理等领域 [2] - 三部门联合会议要求新能源汽车行业坚持创新驱动、质量第一，坚决抵制无序“价格战” [2] - 央行将节能改造、绿色升级、能源绿色低碳转型等项目纳入碳减排支持工具支持领域，全年操作量不超过8000亿元 [3] 能源转型与绿色投资 - 长三角地区海上风电并网规模超1900万千瓦，其中江苏并网规模达1348.91万千瓦，每年提供超300亿千瓦时绿电，相当于减排二氧化碳超2200万吨 [3] - “十五五”时期国家电网公司固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”投资增长40%，重点投向能源绿色低碳转型、构建新型电力系统等领域 [7] 能源供需与基础设施 - 南水北调东线2025至2026年度调水工作启动，计划向受水区净增供水量16.38亿立方米，创历史新高 [4] - 黑龙江电网全口径最大负荷达1872.8万千瓦，创历史新高，较去年迎峰度冬期间峰值增长25.1万千瓦 [4] 生态修复与环境治理 - “十四五”期间全国完成修复治理历史遗留矿山面积335万亩，超过280万亩目标任务的19.6%，修复废弃矿山超1.8万个，新增林草湿地面积超15万亩 [2] 国际能源市场 - 美国已完成首批价值5亿美元的委内瑞拉石油销售，预计未来将有更多销售 [5] - 欧佩克预测2026年全球日均石油需求将比2025年增加138万桶，达1.0652亿桶；2027年将比2026年增加134万桶，达1.0786亿桶 [5] - 乌克兰因俄军袭击与恶劣天气影响，能源系统将进入紧急状态 [5] - 玻利维亚因经济危机、燃料严重短缺等问题，宣布全国进入“能源与社会紧急状态” [6]

文章核心观点 - 能源“国家队”正通过大规模、全产业链的布局，推动储能行业从技术赛道转向产业主航道，标志着其大规模商业化时代的到来 [1][5] 行业参与主体与战略动向 - 以国家电网、华能、中核、国家能源集团、中广核等为代表的能源“国家队”在2025年集体涌入储能领域，一年内新成立392家储能公司，总注册资本超过500亿元 [1] - 国家电网在一年内成立了54家储能子公司，旨在为其需要消纳的风电、光伏大基地配套“稳压器” [2] - 传统能源巨头中石油与电池制造商宁德时代合资成立储能公司，投资额7700万元 [1][2] - 新成立的中国雅江集团注册资本达10亿元，业务覆盖风电、光伏及储能，呈现全产业链布局态势 [2] 业务模式与产业链整合 - 行业从个别企业竞争转向集团军作战，进行“饱和式”全产业链布局 [2] - 国家能源集团推行“源网荷储一体化”模式，将自身煤电、风光资源与储能结合，增强协同效应 [2] - 中广核探索在核电站旁配置长时储能，实现自有场景下的商业闭环 [2] - 企业通过设立大量轻资产（如注册资本100万元）的属地化“先锋哨所”快速抢占市场，执行“小前台、大后台”的灵活战术 [4][5] 区域投资分布与战略重点 - 新成立的392家储能公司地域分布集中，形成了清晰的“储能热力图” [3] - 河北省成为最热门的投资区域，因其连接张家口新能源基地与北京用电需求，储能被视为保障首都电力安全的“压舱石” [3] - 新疆和山东是重点投资区域，储能分别用于解决“弃风弃光”问题和协助火电调峰、消纳分布式光伏余电 [3] - 中国电建在甘肃张掖一日内成立两家抽水蓄能公司，瞄准当地水电与新能源配套市场 [3] - 海南、青海等地区当前布局较少，投资遵循先解决紧迫“刚需”的原则 [3] 资本投入规模与策略差异 - 资本投入呈现两极分化，既有“十亿级”重资产押注，也有“百万级”轻资产试水 [4] - 中煤集团在于田设立的新能源公司注册资本接近8.4亿元，意图实现从发电到储能的全链条覆盖 [4] - 国家电网、华能等在新疆、甘肃等地设立了众多注册资本仅为100万元的公司，作为快速抢占市场的前哨 [4] - 资本结构因公司性质而异，合资公司资金需协商（如大唐在河南的合资公司），而全资子公司资金调配则完全服从集团战略，更为灵活 [5]

核心观点 - 国家能源局对八项典型电网工程的投资成效监管发现，工程在造价控制、运行实效、成本核算、基建程序及环保等方面存在多项问题，反映出电网行业在项目管理、规划衔接和成本精细化管控方面有待加强 [1][2] 工程造价与成本控制 - 八项工程造价控制均未超概算，但大部分工程决算较概算节余率偏高，其中一项节余率控制在10%以内，其余七项节余率在10%至20%之间，酒泉送出工程节余率达20.57% [2][6] - 投资节余主要原因为工程量偏差较大及设备材料价格变化，反映出工程造价精细化管理有待加强 [6] - 部分工程的成本核算与管理方式不利于输配电价准确核定，例如运维大修费用未分电压等级归集，分摊总部管理费用按输电量比例测算，高岭扩建工程和锦苏直流工程2014年该项费用分别为13658.16万元和22139.69万元 [8] 工程运行实效与利用率 - 部分工程的输电量低于设计预期，功能发挥不充分 [2] - 西北一、二通道工程外送断面最大输送功率不到设计预期的一半，2014年最大功率利用小时数仅为970小时 [3] - 祯州、黄坪工程受当地实际用电需求远低于预期影响，2014年主变最大功率利用小时数分别仅为221小时和677小时 [3] - 新能源发展与既有电力规划衔接不够，部分地区出现弃风弃光与电网设施闲置并存的情况 [3] 工程建设程序与合规性 - 部分工程存在未批先建现象，例如灰腾梁工程于2013年6月获得核准，但2010年4月已提前开工建设 [5] - 锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出等工程在投产时才取得初步设计批复，设计批复滞后 [5] - 部分工程竣工决算严重滞后，黄坪、锦屏送出、灰腾梁等工程投产已有2至3年仍未完成竣工决算 [6] - 部分工程环保验收滞后，黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁等工程投产已有2至4年仍未完成竣工环保验收 [6] 设备管理与资源利用 - 个别工程设备备用水平超标，锦苏直流工程在核准规模外增放3台备用换流变压器，建设期市场价值约1.4亿元，这些设备从未挂网运行，造成社会资源浪费并增加运维成本 [9] - 工程变电设备的折旧年限为12年，输电线路的折旧年限为20年 [8] 监管建议与行业改进方向 - 建议加强网源规划有效衔接，协调电源建设时序，做好新能源规划与常规能源规划、电网规划与电源规划、国家与地方能源规划的衔接 [4] - 电网企业应提高电力需求预测准确性，根据供需变化及时提出工程建设规模及投产时机调整方案 [4] - 电网企业应加强估、概算编制精度，实行工程投资精细化管理，做好全过程造价控制 [6] - 电网企业应规范工程基建程序，严格执行项目核准文件以及竣工决算和环境保护验收相关管理办法 [7] - 为适应输配电价改革，电网企业应加强成本管理、改进成本核算方式，对于输配电成本应分电压等级、分项目进行归并核定 [8]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 国家电网公司开展省间电力现货市场建设实践与探索，实现省间、省级现货市场协同运作，为全国统一电力市场建设奠定基础，市场运行情况良好且取得多方面实践成效，未来将进一步完善市场功能[2] 根据相关目录分别进行总结 市场机制设计 - 市场建设基础为我国能源负荷逆向分布，需促进电力生产要素流动，且已建成全球最大互联大电网，跨省跨区输电能力达3.5亿千瓦[7] - 市场建设定位为落实国家能源战略，构建竞争有序电力市场体系，发挥市场资源配置作用，促进电力余缺互济、清洁能源消纳和能源资源优化配置[10] - 市场建设思路是在落实中长期交易基础上，送受端预平衡后，组织市场主体报量报价，在日前、日内市场集中竞价，实现电力余缺互济和清洁能源消纳[14] - 市场构成要素包括全类型发电主体、受端省级电网企业等为市场主体，国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围为市场范围，日前+日内为交易周期[20] - 交易网络模型是以直流输电系统为骨干，结合省间、省内交流关键断面构建，采用寻径算法搜索交易路径[22] - 市场竞价机制是考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价撮合成交，按售电侧边际出清价格定价[25] - 多级市场协同包括省间与省内衔接时，省内预出清结果作为省间市场依据，省间交易结果作为省内市场边界；中长期与现货衔接时，保障中长期交易执行，利用通道富余能力开展现货交易[29] 市场运行情况 - 总体概况为省间现货市场实现“公司+蒙西”区域全覆盖，市场主体超6000个，2024年全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交电量149亿千瓦时，占比40%，送端成交均价0.4124元/千瓦时，同比增长14.7%[35] - 成交量分析：分旬看，夏秋季成交量高于春冬季，1月受寒潮影响成交量攀升，2 - 5月中旬下降，5月下旬 - 8月中旬上涨，8月下旬 - 9月中旬再升至2.0亿千瓦时，9月下旬 - 12月平稳回落至1.0亿千瓦时；各省看，26个省级电网和蒙西参与售电，湖北等售电量超20亿千瓦时，合计占比59.4%，买方集中在华东、西南，浙江、四川购电量合计占比52.4%；区内区外看，2024年跨区成交电量337亿千瓦时，占比90%，除华东外各区域有送出需求，受入需求集中在华东和西南，华北、华东区内成交量占比超25%[40][43][48] - 成交价分析：成交均价方面，2024年省间现货成交均价0.412元/千瓦时，最高价2.196元/千瓦时、最低价0.00002元/千瓦时，3 - 6月均价走低至0.113元/千瓦时，7 - 9月攀升至最高1.023元/千瓦时；分时价格方面，日内“峰谷”价差明显，日平均峰谷价差0.26元/千瓦时，呈现“秋高春低”特点[51][54] - 分能源类型分析：新能源成交集中在春季，火电集中在度夏度冬，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%，水电集中在6 - 7月，占比60%；火电成交227.0亿千瓦时，同比上涨23.12%，成交均价0.524元/千瓦时，同比上涨18.82%；水电成交51.7亿千瓦时，同比减少3.01%，成交均价0.218元/千瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交97.7亿千瓦时，同比上涨19.27%，成交均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25%[58] - 主体行为分析：报价方面，卖方98.2%申报量在0.5元/千瓦时以下，0.3 - 0.5元/千瓦时区间占比60.4%，买方近9成申报量在1.0元/千瓦时以下，0.5元/千瓦时以下区间占72.7%，2.9 - 3.0元/千瓦时占8.4%；成交结果方面，81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下，0.5 - 1元/千瓦时区间占9%，1.0 - 1.5元/千瓦时区间占8%，超过1.5元/千瓦时的电量约1.7%；行为上，省间现货打破传统格局，陕西、吉林等地区灵活转换购售电角色超100次，减少机组启停，修正中长期交易偏差[63][68] - 未成交成因分析为市场富余电力资源增长近40%，发用电供需不匹配，各地发电同质化，午间光伏发电重叠导致富余电力消纳困难，跨省区输送能力是制约成交的短板[71] 市场实践成效 - 初步构建多层次统一电力市场体系，“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”体系架构基本成型，2024年10月15日省间电力现货市场转入正式运行[76] - 省间电力生产组织实现市场化转型，国网省三级调度配合，两级市场衔接，现货市场出清指导电网生产，生产业务流程和技术支持系统优化，电力系统运行水平提升[81] - 形成“能涨能降”的市场价格机制，反映电力时空价值，引导市场主体调节，提升收益、缓解系统压力，4 - 6月低价促进清洁能源消纳，降低受端成本，8 - 9月量价齐升支援供应紧张地区[84] - 全网电力保供能力有效提升，2024年6 - 9月全网负荷攀升，省间现货发挥作用，精准平抑平衡缺口，9月激励送端火电顶峰发电[87] - 建立适应新能源特性的现货消纳机制，支持新能源企业参与交易，2024年减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时[90] 市场探索展望 在政府指导下，从扩大市场范围、提高交易灵活性、提升市场等方面完善省间现货市场功能，发挥跨经营区协调机制作用，推动南方市场主体参与交易，提升交易灵活性和日内交易频次，优化市场衔接和算法规则，适应新型电力系统需求[96][97]