行业背景与政策导向 - 国家发改委、国家能源局发布指导意见，旨在增强电网资源优化配置能力，预计“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，标志着能源资源配置正经历深刻的绿色变革 [3] - 随着“双碳”目标推进，传统能源输送模式面临重塑，西北地区作为“西电东送”主阵地，其如何在保障能源安全的同时实现绿色转型成为行业焦点 [1][3] “西电东送”的绿色转型与规模预测 - “西电东送”正经历绿色重塑，未来将转变为输送“可靠的、清洁的、便宜的电力” [5] - 预计2025年西北地区年外送电量将达到4000亿千瓦时左右，接近韩国或德国的年度总用电量，到2035年有望翻番至8000亿千瓦时，体量相当于2023年全球电力消费量排名第六的国家 [5] - 绿电比例将进入“激增期”，预计2024年西北“西电东送”中绿电结构比例为33%，2025年将超过55%，到2035年基准情景下达67%，加速情景下高达72% [5] 转型挑战与线路案例分析 - 转型面临挑战，现有线路存在规划与配套问题，例如昭沂直流（蒙西—山东）可再生比例仅为17.4%，而青豫直流（青海—河南）虽可再生比例高达97%，但因缺乏配套电源导致实际输送电量低于设计水平并面临运营亏损 [6] - 线路规划定位对总量和结构影响巨大，缺乏配套电源和调节资源协同将影响效益发挥 [6] - 祁韶直流（甘肃—湖南）等线路通过合理配置风光、煤电与储能，实现了较高利用率与合理的可再生能源比例，为后续发展提供了参考范本 [6] 区域定位与差异化发展 - 陕西省应定位为“调节中心”，其核心功能正由“保供电量”向“调节电源”转型，预计煤电发电量在2025年、2026年达峰，未来净外送能力约1000亿千瓦时，首要满足自发自用 [8] - 甘肃省应定位为“外送基地”，拥有丰富风光资源，随着陇东—山东等线路投产，其送出电力的可再生能源比例有望超过60%，2030年可能突破80%，未来将承担4000亿千瓦时的外送电量，成为纯粹的绿色电力外送枢纽 [8] - 陕西平均上网电价高于西北全区水平，而甘肃略低于平均水平，这种电价差异加剧了跨省电力交易的复杂性 [9] 电网建设与技术挑战 - 西部电网存在“强直弱交”问题，本地电网相对薄弱，导致极端天气下电网断面受限、反送能力不足，需加强送端电网建设以支撑产业落地与外送的双向需求 [9] - 柔性直流技术能解决换相失败问题，但目前成本依然高昂，需要技术迭代来降低成本 [9] 发展路径与协同机制 - 需从政策协同、通道统筹、技术体系和市场机制四个维度化解利益矛盾 [11] - 产业发展上需“协调、有序安排风光发展”，解决省间资源协调问题，避免同质化竞争，科学安排风光发电与调节性资源的建设时序 [11] - 需构建“通道统筹”机制，实现项目、通道、配套资源的协同论证与建设，并统筹考虑跨区域输电走廊的安全性问题 [11] - 需打造“特高压输电+构网型新能源+智能调控”的三位一体技术体系，并建立国家主导、多部门联动的专项协调机构 [11] 市场机制与利益平衡 - 建设全国统一电力市场与利益平衡机制是关键，目前各省电力市场规则不接轨导致跨省输电成本分摊困难，需建立统一的市场标准、核算方法和成本分摊机制，并体现绿电的环境价值 [12] - 需构建更加紧密的西北区域市场，建立多省消纳协同机制，打破行政壁垒，联合制定跨区域绿电交易和价格形成政策 [12] - 解决利益矛盾的核心在于协同优化，需要政府提供稳定预期，市场通过价格信号引导资源优化配置，以破解上下游利益博弈，实现东西部共赢 [12]

项目投产与工程概况 - 中国能建安徽电建二公司承建的国能长源汉川新能源有限公司四期扩建工程8号机组于1月19日通过168小时满负荷试运行并正式投入商业运营 [1] - 该项目位于湖北省汉川市，是湖北省“十四五”重点能源项目，也是华中电网“西电东送”、“北电南送”的重要电源支撑点 [3] - 安徽电建二公司承担了该项目的烟囱和冷却塔工程建设 [3] 项目技术规格与设计 - 四期项目扩建了2台1000兆瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，并兼顾供热功能 [3] - 项目同步建设了烟气脱硫和脱硝装置 [3] 项目影响与意义 - 项目建成后，该电厂将成为湖北省装机容量最大、能源保供能力最强的现代化火力发电基地 [3] - 预计年发电量可达90亿千瓦时，将有效缓解鄂东地区冬季可能出现的电力紧张问题 [3] - 项目将提升电网在极端寒冷天气下的应对能力，并进一步增强“西电东送”通道上的电源支撑 [3] - 项目对优化电源结构、推动区域经济高质量发展具有重要意义 [3]

行业投资评级 - 评级：增持 [4] 报告核心观点 - 电力需求仍在上升趋势，长期看好火电 [2] - 全球首个跨境碳定价制度欧盟碳边境调节机制正式启动，将提升绿电价值，并促使企业进行碳盘查与绿色转型 [4] - 短期内，天气偏暖、供暖优先上网政策导致火电全开、电价偏低，但预计下周需求及全年经济需求或有好转 [4] 行业动态与市场表现 - 本周长江电力公布2025年归母净利润同比增长5%，但股价仍下跌 [4] - 黑龙江12月出现连续13天全天电价为0元的情况，主因是供暖机组优先上网、火电机组全开、实际需求不足以及风电大发 [4] 跨境碳定价影响分析 - 欧盟碳边境调节机制于1月1日正式启动，2027年起正式清缴碳成本 [4] - 受该机制影响的产品约占中国对欧出口总量的3.5%，其中钢铁和铝产品占比最高 [4] - 该机制采用的默认排放值设定对中国高碳密集型产品出口构成明显壁垒 [4] - 欧盟计划从2028年起将该机制范围扩展至约180种钢铝密集型下游产品，包括机械装备、汽车及其零部件、家用电器等 [4] - 企业短期最紧迫任务是做好碳盘查，搭建碳数据和产品碳足迹体系 [4] - 企业长期需通过绿电直连、入驻零碳园区、流程改造、采购低碳上游产品等方式打造国际认证的绿色产品 [4] 电力系统与电网建设 - 全国“西电东送”能力达到3.4亿千瓦，占2025年全国最大用电负荷约23% [4] - 预计到2030年，“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右（目前全国为20%） [4] 新能源与储能运行情况 - 蒙西电网1月8日新能源发电达3851万千瓦，占全网负荷76%，再创新高 [4] - 同日华北电网新能源最大出力达18456万千瓦，也创新高，当日蒙西新型储能充电达951万千瓦 [4] - 截至目前，蒙西新型储能投运1367万千瓦，同比提升近1000万千瓦，其中独立新型储能投运1020万千瓦 [4] - 蒙西储能已能贡献超1/4的调节负荷 [4] 电力现货市场数据 - 青海12月电力现货市场发电侧申报和出清报价范围为80-650元/兆瓦时，主要集中在80元/兆瓦时，用户侧不报量不报价 [4] - 全网预测负荷为1203-1413万千瓦，省间联络线最大送出988万千瓦，市场供需比为0.8-3.2 [4] - 现货实时市场日均出清1.68亿度，其中光伏0.90亿度、风电0.26亿度、火电0.52亿度，占比分别为54%、15%、31% [4] - 电价分别为：火电364元/兆瓦时、风电334元/兆瓦时、光伏133元/兆瓦时、用户侧240元/兆瓦时 [4] - 独立储能报量报价参与现货市场，充放电价差为376元/兆瓦时 [4]

投资评级与核心观点 - 投资评级：买入（维持）[5] - 核心观点：桂冠电力作为大唐集团核心水电平台，通过收购集团西藏公司，实现了从广西向全国乃至世界的区域扩圈，锁定了藏东南水风光一体化大基地项目，开启了新的成长周期，有望成为当下确定性较高且具有较高成长性的水电股[5][9][11] 公司基本情况与战略定位 - 公司是大唐集团旗下唯一水电上市平台，实控人大唐集团持股51.55%，前六大股东合计持股94.31%[5][17] - 截至2026年1月13日，公司总市值为631.38亿元，在大唐集团旗下五家上市公司中市值排名第二[3][21][22] - 公司明确了“资产、市值‘双千亿’”的宏伟目标，新任集团董事长重视水电资产，预计集团将在资本运作、绿色转型与国际化发展方面深耕[5][23] - 2025年12月底，公司公告拟以20亿元现金收购大唐西藏能源开发有限公司等资产，对价1.1倍PB，此举稳固了其水电平台地位，符合“立足广西、面向全国、辐射东盟”的战略目标[5][23] 存量资产分析 - 截至2025年6月底，公司在役控股装机1418万千瓦，其中水电1024万千瓦（占比72%），火电133万千瓦，风电94万千瓦，光伏166万千瓦[7][30] - 公司在广西水电装机919.32万千瓦，占广西统调水电装机的三分之二，这些水电站维持原有核定电价上网，经营业绩基本脱离宏观经济，只与来水有关，是低风险资产[7][13][31] - 龙滩8、9号调峰机组（140万千瓦）扩建在即，八渡水电站（34万千瓦）与怒江松塔水电站有望贡献增量[7][33] - 公司历史上分红慷慨，过去十年（2015-2024年）平均现金分红比例72%，2023-2024年分别现金分红129%、71%[13] 增量资产与成长性 - 通过收购大唐西藏公司，桂冠电力锁定了藏东南清洁能源基地项目，该基地为“水风光一体化”电源，总投资预计超过1500亿元，远超公司2025年9月底512亿元的总资产规模[7][13][44] - 藏东南基地电力预计通过藏粤直流（额定容量1000万千瓦，2029年全面投运）打捆外送广东，年送电量超430亿千瓦时[7][44] - 该基地项目机制或与西电东送类似，采用成本加成形式，预计项目回报率在资本金IRR 7.5%（税后）与全投资IRR 6.5%（税前）之间，收益有保障[6][47] - 量化测算显示，假设80%负债率、1.5%借债成本、15%所得税率，该基地整体年均可为桂冠电力贡献归母净利润约34.46亿元（全投资口径）[47] 行业逻辑与竞争优势 - 在新型电力系统中，优质大水电凭借“终端同质化商品中的少数低成本供给”优势，业绩与宏观经济相关度低（“低协方差”属性），愈发稀缺[8][50] - 水风光一体化基地可发挥水电的出力灵活性，对风光电量进行实时互补，节约调峰储能成本，并共用外送线路，提升利用效率[8][50][52] - 从年度维度看，水风光三种电源发电量可进行季节性互补（如水电汛期在三季度，风电高峰在一四季度），进一步提升外送线路效率[8][52] 盈利预测与估值 - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为33、38、40亿元[8][11] - 以2026年1月13日收盘价8.01元计算，对应2025-2027年PE分别为19、17、16倍[9][11] - 按70%分红比例测算，2026年业绩对应股息率为4.24%[9][11] - 选取长江电力、华能水电、国投电力、川投能源为可比公司，其2025-2027年平均PE为17、16、16倍，公司估值与行业平均接近[9][11][58]

项目概况与意义 - 陕北~安徽±800千伏特高压直流输电工程河南段线路已按期全线贯通，为工程最终投运奠定坚实基础 [1] - 该工程起于陕西省延安市，止于安徽省合肥市，是我国“西电东送”又一条关键通道 [1] - 工程预计投运后年输送电量360亿千瓦时左右，对于开发西部能源资源、满足东部用电需求具有重要意义 [1] 工程建设规模与时间线 - 工程于2024年3月开工，线路全长1054.864千米 [1] - 其中河南段线路全长487.425千米，占全线总长的46% [1] - 河南段新建铁塔1002基，建设任务繁重 [1] 施工过程与主要挑战 - 施工沿线山地及丘陵占比超过60%，基础开挖困难 [1] - 新建N0813铁塔塔位海拔1768.8米，高度突破河南最高电力铁塔纪录，作业难度大、风险高 [1] - 豫4标段线路需在34天内连续跨越3条在运特高压线路，密集交叉施工强度大、管控复杂 [1] - 施工期间需应对持续高温、瞬间十二级风力等不利影响 [1] - 建设过程中还面临连续两个月降雨、不利于作业面展开等困难 [2] 项目管理与技术应用 - 国网河南省电力公司全面落实基建“六精四化”工作要求，采用前置把关、管理下沉、现场警示、专家帮扶等措施加强安全管控 [1] - 公司组织优化资源配置，同步加大管理和施工力量投入，强化关键环节管控 [2] - 施工中充分利用大型牵张机、大型无人机等机械化设备保障进度 [2] - 在现场全面应用智慧工地监控指挥系统、基于地理信息系统的全景数字孪生三维技术等数字化手段 [2] - 依托业主项目部成立视频监控专班，并成立柔性技术专家组，强化现场监理管理 [2] 后续工作安排 - 下一步将严格把控河南段线路紧线挂线、附件安装及验收消缺等关键环节 [2] - 将统筹协调后续施工与资源保障，积极协同运维单位做好生产验收等工作，全力保障工程投运 [2]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，旨在系统规划未来电网发展，目标是到2030年初步建成以主干和配电网为基础、智能微电网为补充的新型电网平台，以应对电力需求增长、新能源占比提高和跨区输送扩大等新形势，同时解决系统稳定风险加剧等新挑战 [1] 新型电网发展目标 - 到2030年，新型电网平台初步建成，电网资源优化配置能力有效增强 [1] - 到2030年，“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦 [1] - 到2030年，新增省间电力互济能力约4000万千瓦 [1] - 到2030年，电网支撑新能源发电量占比达到30%左右 [1] - 到2030年，电网支撑充电基础设施超过4000万台 [1] 当前电网现状与挑战 - 中国电网已是全球输电能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行记录最长的特大型电网 [1] - 目前全国“西电东送”能力为3.4亿千瓦，占2025年全国最大用电负荷的23%左右 [1] - 行业面临电力需求刚性增长、新能源供给比重提高、跨省区电力输送规模快速扩大的新形势 [1] - 电网发展面临系统稳定风险加剧、安全承载能力不足等新挑战 [1] 指导意见的主要任务与举措 - 指导意见提出了明确新型电网平台功能定位、加强各级电网统一规划建设、构建新型电力调度体系等7方面任务举措 [2] - 要求落实国家重大战略部署，适度超前但不过度超前开展电网投资建设 [2] - 要求加大存量电网改造升级力度，以保障新型电力系统建设 [2] - 鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设 [2]

贵州电网重大项目建设进展 - 贵安新区500千伏马场变电站总体进度已达86% [1] - 500千伏务川输变电工程总体进度已完成80%，预计今年6月底建成投运 [2] 项目投资规模 - 500千伏马场变电站总投资5.1亿元 [1] - 500千伏务川输变电工程总投资9.7亿元 [2] 项目战略意义与功能 - 500千伏马场变电站建成后将提供200万千瓦供电能力，提升贵阳中部及南部供电可靠性 [1] - 500千伏马场变电站是“西电东送”国家战略的关键支撑，并为“东数西算”工程提供电力保障，服务华为、腾讯等数据中心 [1] - 500千伏务川输变电工程将增强遵义东北部电网结构，满足区域负荷增长，对构建绿色低碳新型电力系统及促进跨省能源优化配置具有战略意义 [2] 当前建设状态 - 500千伏马场变电站正在进行主控楼、巡检楼装饰装修及设备接地安装等附属工程 [1] - 500千伏务川输变电工程变电一次设备已全部安装完成，线路工程累计完成基础浇筑272基，架线施工全面铺开 [2] 其他在建项目 - 贵州电网另有数十个项目正在加紧建设，包括500千伏铜仁西变电站220千伏线路送出工程、500千伏仁义—独山第二回线路工程、220千伏都匀双龙输变电工程等 [1]

政策目标与愿景 - 到2030年，初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的新型电网平台 [1] - 到2030年，“西电东送”规模目标超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦 [1] - 到2030年，电网需支撑新能源发电量占比达到30%左右，支撑充电基础设施超过4000万台 [1] 电网发展现状与挑战 - 中国电网是全球输电能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行记录最长的特大型电网 [1] - 当前全国“西电东送”能力已达3.4亿千瓦，占2025年全国最大用电负荷的23%左右 [1] - 行业面临电力需求刚性增长、新能源供给比重提高、跨省区电力输送规模扩大等新形势 [1] - 电网发展面临系统稳定风险加剧、安全承载能力不足等新挑战 [1] 主要任务与举措 - 指导意见提出了明确新型电网平台功能定位、加强各级电网统一规划建设、构建新型电力调度体系等7方面任务举措 [2] - 政策要求落实国家重大战略部署，适度超前但不过度超前开展电网投资建设 [2] - 政策强调加大存量电网改造升级力度，以保障新型电力系统建设 [2] - 鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设 [2]

行业核心观点 - 中国算力市场存在结构性矛盾，高端智能算力紧缺而通用算力闲置，西部数据中心利用率低至20%~30%，根源在于算力与电力在时空特性、基建节奏、成本核算及利益分配上存在协同难题 [1] - 解决上述矛盾需系统性方案，通过推动“源网荷储算”一体化、建立国家级“算电协同项目库”、稳定西部电价及探索东西部利益分配新模式，以实现算力、电力、数据流的高效协同与价值循环 [2][3][4] 市场现状与核心矛盾 - 算力与电力存在天然时空特性差异：电力需实时平衡，算力可跨时空调度，但数据跨域流通存在“通勤瓶颈”，东部低时延“热数据”难以西迁，西部主要承接非实时“冷数据”，导致算力价值未充分释放 [1] - 东西部算力需求结构失衡：金融交易、工业互联网等低时延业务必须布局在东部，西部数据中心主要承接后台加工、离线分析等任务，同时企业出于数据安全与传输效率考虑优先选择东部节点 [1] - 基础设施建设存在“节奏差”：电网建设周期长达5~8年，而算力中心可在1~2年内快速落地，导致西部出现“算等电”或“电等算”的结构性失衡 [2] - 西部低电价存在“影子成本”：西部宣传的低电价（如每千瓦时0.25元）未包含辅助服务、容量补偿等费用，叠加后实际到户价可能逼近每千瓦时0.35元，与江苏夜间电价差距缩小至每千瓦时4分钱，削弱了成本优势 [2] - 东西部效益分配失衡：西部承担数据中心建设的能源消耗与环境压力，但利润较高的算力应用环节仍集中在东部，西部主要收入仅为“房租电费”，缺乏持续升级的动力与财力 [2] 解决方案与发展路径 - 推动“源网荷储算”一体化发展：在西部新能源富集区配套建设算力中心，就地消纳新能源，处理模型训练、图片渲染等实时性要求低的业务，该模式可将数据中心电能利用效率（PUE）降至1.1~1.2 [3] - 借鉴国际领先实践：谷歌将数据中心搬进丹麦海上风场，用风机直流母线直供GPU，省去三级损耗，使度电成本下降18% [3] - 在国家层面建立“算电协同项目库”：将数据中心、风光配套、调节电源、外送通道打包核准，锁定工期，并建立算力负荷参与电力现货市场的规则，在八大算力枢纽节点开展协同试点 [3] - 我国算力平台已实现初步协同：国家算力平台已接入山西、青海、宁夏等分平台，实现了“平台、主体、资源、生态、场景”的全面贯通 [3] - 稳定西部算力电价：将绿电溢价、调节成本等透明化，引入金融衍生品锁定长期价差，借鉴美国怀俄明州通过“全口径电价清单”并承诺5年不变吸引投资的案例 [4] - 建立算力—电力协同交易市场：借鉴宁夏“闽宁云”实践，设计联动交易机制，允许数据中心企业直接采购绿电，并建立“算力消费—绿电认证”挂钩制度，2025年国家发改委等部门政策已提供制度基础 [4] - 探索东西部利益分配新模式：贵州贵安新区探索“算力入股”模式，地方政府以绿电和机房折价入股，算力需求方以模型和场景入股，双方按调用量实时分成，其经济贡献相当于再造一座磷化工园区 [4] - 推广利益共享模式：若在八大算力枢纽推广，允许西部以“算力+绿电”打包持有东部模型公司股权，可形成“收益随比特流动”的飞轮，实现东西部利益耦合 [5]

公司战略定位与发展格局 - 作为山东省唯一新能源投资平台，公司锚定“建设国内领先一流电力能源供应商”目标 [3] - 科学构建“风光火核”多元并举、“源荷储数”协同共进、省内省外统筹兼顾的发展路径 [3] - 打造“两翼六基一平台”产业体系，形成当期运行稳健、长远布局良好、接续发展有力的发展格局 [3] “十四五”期间投资与规模成就 - “十四五”时期累计投资408亿元，实现资源总量超2000万千瓦，其中新能源占比58% [5] - 并网装机从不足300万千瓦跃升至1000余万千瓦，增幅313.4%，容量规模位居省属企业首位 [5] - “十四五”年均项目开工规模超300万千瓦，2025年单年项目投运达425万千瓦，年均增速超30% [6] 重大项目与建设速度 - 渤中A、B场址海上风电项目作为国家“十四五”五大海上风电基地中最大规模全容量并网项目，创下“五个当年”行业奇迹，成为全国首个平价上网海上风电项目 [6] - 白银165万千瓦风光储新能源9个单体项目同时开工建设，历时10个月全部建成并网 [6] - 东营海风携手新风光公司建成国内首套百兆瓦级35千伏高压级联储能系统 [6] 经营业绩与战略贡献 - “十四五”时期，累计发电超900亿度，实现营收超400亿元，经营业绩稳健增长 [7] - 累计建设完成“蒙电入鲁”配套电源250万千瓦、“陇电入鲁”风光火储一体化项目365万千瓦，成为国家“西电东送”战略中稳定可靠的“外电入鲁”电源点 [9] - 山能售电构建“大售电”生态，完成电量交易395亿度 [9] 科技创新与数智化成果 - “十四五”期间斩获国家科技进步奖1项、省部级科技奖14项，获授权专利216项 [10] - 在智能控制、智慧运维、新型储能等领域形成11项核心自主技术 [10] - 海上风电B场址建成山东省首个具备一次调频功能的智能风电场，鲁西电厂5G全连接工厂树立工业互联网标杆 [10] 业务优化与结构调整 - 设备制造板块参与制定国家、行业标准20项，技术引领力显著增强 [9] - 小型火电和生物质板块稳妥退出落后产能45.7万千瓦，资产结构持续优化 [9] 人才建设与荣誉资质 - 落实“31789”人才工程和“青俊人才”培养工程，培育高级技师93名、泰山产业领军人才2名，齐鲁首席技师1名、山东省技术能手1名、全国煤炭行业技能大师3名，引进青年博士3名、全国优秀科技工作者1名 [13] - 公司荣获“全国优质工程奖”、“国家级专精特新‘小巨人’企业”、“省长质量奖”、“优秀电力企业”、“省管企业文明单位”等数十项殊荣 [13] “十五五”发展展望 - 公司将牢牢把握“十五五”能源转型窗口期，紧扣“抢抓能源革命新机遇，塑造新型电力系统新范式，争当高质量发展新标杆”主题主线 [14] - 聚焦提高新能源电力产业“含绿量”、“含新量”，全力推进“风光火储核”多源协同、融合发展，不断提升“两翼六基一平台”规模质量、效益效率 [14] - 目标为打造国内一流新能源电力产业平台 [14]