核心投资领域梳理：十五五期间国家电网投资规模大数约4万亿，投资重点聚焦四大核心方向，各领域增长表现与投资优先级有所差异：a. 特高压：作为核心重点方向之一，同比增速达50%以上，增长势头强劲；b. 主网：涵盖220kV、330kV、750kV三个电压等级的输变电工程，增速达五六十以上，与特高压共同构成十五五电网投资的核心领域，整体增速超出预期；c. 配网：保持增长但幅度相对有限，增速约20%左右，处于稳步增长状态，增量不及市场此前预期的大规模投入水平；d. 技改：属于存量设施升级改造领域，相较于十四五期间的规划规模，增速达50%左右，是增长较快的另一重要板块。整体来看，十五五电网投资重点明确，核心向特高压与主网倾斜，配网稳步推进，技改成为重要增长方向。

　　十四五特高压完成情况：十四五特高压规划与实际完成情况存在明显差距。规划阶段明确14条直流、24条交流特高压项目，总投资3800亿，但实际完成未达预期：直流仅建成8-9条，超1/3未完成；交流建成不到20条，虽好于直流但仍未达成规划目标。未达预期的核心原因包括：a. 前期准备不足，十三五未提前布局相关准备，而十四五期间国家突然大规模推进沙戈荒新能源基地建设，特高压前期工作2021年才密集开展，错失建设时机；b. 外部环境冲击，2022年疫情导致施工停滞半年多，打乱建设节奏；c. 生态环保要求趋严，十四五期间环保标准提升，部分项目已完成的环评水保需重新开展，影响开工及投产进度；d. 送受两端协调不畅，部分线路在价格、送电规模等方面未达成共识，例如陕西到河南线年开工。此外还有审计等敏感因素影响（未展开）。

　　十五五特高压布局推进：十五五特高压布局确定性较高，整体规模较十四五明显增长，主要涵盖三类项目：a. 遗留收尾项目，十四五未完成的5条直流（含陕北到安徽、陕西到河南等），将在2027年前确保投运；b. 中期调整规划项目，2024年底国家发布的十五五中期调整10条直流，属于国家层面规划，确定会在十五五期间投运；c. 光伏制砂配套项目，针对国家布局的250多GW光伏制砂基地（分布在蒙西、甘肃、新疆、青海等地），规划5条以上特高压直流，部分项目2026年可核准开工，2031年投运。从推进条件来看，十五五期间疫情、审计等不利因素已消除，环保要求趋于稳定，仅剩送受两端政府价格分歧可能带来一定阻碍，但前期准备充足（2024、2025年已启动前期工作），整体推进确定性较强。十五五特高压直流底线条，交流规模也超过十四五规划，投资额较十四五完成额有明显增长。

　　a. 特高压直流配套需求：主网中约10%以上的投资用于特高压直流送端主网的网架加强工程，这是必须推进的项目，尤其是750、500千伏电压等级，需通过加强送端电网支撑能力弥补煤电缺口，这是主网投资增长的核心动因之一；

　　b. 新能源消纳需求推动：“十四五”原规划新能源年均新增约200GW，但实际年均新增接近300GW，较规划增幅超50%。由于原组网规划未匹配新能源超预期增速，西北、华北北部、东北等地弃电率高企，部分地区光伏弃电率达50%-70%；新疆南疆等地主变设计输电容量为100万千伏安，实际接入光伏量远超设计标准，导致输电环节卡脖子，因此需大力加强组网以解决新能源消纳难题；

　　c. 保供电补短板需求：2022年起为应对缺电问题启动组网加强，但主网输变电工程工期为1.5-2年，部分工程进度仍无法匹配需求。2025年主网输变电工程招标量虽有提升，但仍存在断面卡脖子问题，如甘肃河西到河东输电断面无法满足新能源跨区域消纳需求。因此需规划直流背靠背、省间柔性互济交流工程等，加强省间电力互济能力，打通省内输电卡脖子环节，保障省间、网间电力供应稳定。

　　配网增速平缓原因：配网投资增速平缓受多因素约束。首先，电网投资存在天花板，并非无限制扩张，当前输配电价平稳有序略微增长，电网投资规模约4万亿，难以达到市场预期的5万亿或6万亿水平，投资空间受输配电价限制。其次，当前推行精准投资问效机制，此前配网投资规模较大但存在盲目上项目问题，如智能融合终端、开关环网柜等重复配置，因此通过集中采购规范投资，避免盲目性。最后，投资效益是重要考量，若仅为接入少量户用光伏就大规模扩容配网，会导致设备利用率极低，不能因新业态发展就盲目进行配网重构扩容。

　　十五五配网投资重点：十五期间配网投资有一定增长，投向聚焦特定领域。投资主要用于提升供电可靠性，包括城市城中村、偏远地区的供电保障能力，以及极端天气灾害下的基建升级，如配置耐腐蚀、耐冰冻等适应恶劣环境的设备。配网的大规模重构扩容仅为局部现象，仅在山东临沂、安徽金寨等高渗透率户用光伏接入的红色预警区会进行针对性改善，不会为适配户用光伏进行全域大规模投资升级，这种投资模式当前难以通过效益考量，预计相关全面升级可能要到2030年左右才会启动，现阶段投资重点仍围绕供电可靠性提升。

　　数字化投资整体情况：十五五期间数字化投资相比十四五预计有30%左右的增长，但该领域基数较小，投资规模远不及特高压、主网等板块。回顾十三、十四五的数字化建设，存在明显的重复建设问题，建成的系统数量多但利用率低，仅网上国网、e基建、t历史等少数系统为常用系统，其余大量系统闲置造成较大资源浪费。基于此，十五五数字化建设将转向精准投资，优化资源配置，投资增量主要集中在核心重点方向，非核心领域投资将被压缩。

　　数字化核心建设方向：十五五数字化建设有两大核心重点方向：a. 人工智能领域：推进光明电力大模型的场景落地，将其嵌入电网规划、投资、运行监测、智能客服、智慧运维等多个环节，提升电网整体智能化水平；b. 数字孪生电网领域：将真实物理电网场景线上化，搭建可精准仿真的数字孪生环境，用于模拟新能源超常规运行等不同工况对电网运行及安全稳定的影响，应对十五五期间的诸多不确定性。此外，对e基建、网上国网、营销2.0等现有生产类系统投资规模与十四五基本持平，侧重新代调度、配网推广、数控系统等生产相关领域的巩固提升，削减财务ERP等管理信息系统的投资。

　　特高压统计口径澄清：特高压项目统计需区分不同类型与阶段口径：十四五规划14条直流，但实际建成8条，直流均为新建项目，无扩建情况；交流24条的统计包含扩建项目，扩建项目单项目投资规模约10亿，整体投资体量较小。十五五提及的20条项目中，约15条为建成概念，剩余为核准开工概念，十四五未建成的部分项目将滚入十五五阶段建成投运。

　　十五五延误风险分析：十五五特高压项目延误风险较十四五明显转变：此前导致项目常态性不达预期的核心因素已基本消除，但当前电力供过于求，东部受端政府因本地电源充足、电价较低，对引入高价特高压电意愿不强，可能延迟部分项目推进，如腾格里到江西、库布齐到上海项目。不过国家战略确定的项目最终都会落地建设，仅存在推进时间延迟的问题。

　　集中与配网弃电对比：当前市场担忧配网消纳成为瓶颈，但实际配网消纳问题并非全局性，仅为局部现象。配网的红色预警仅出现在山东临沂、枣庄，安徽金寨，河北部分小区域等局部地区，而主网接入输送能力不足导致的集中式新能源弃电才是更严重的问题。西北部分地区、华北北部、蒙西、冀北、东北等区域因主网接入能力不足，弃电量大幅上升，新疆光伏电池弃电率最高达70%；即使是配网红色预警的山东临沂，户用光伏年弃电率也在5%以内，二者量级差异显著。配网仅在特定时段（如河南春节负荷极低时）会拉停部分台区负荷，但春节仅持续一周，其他时段负荷较高，不会出现全面拉停情况，配网消纳状况远没有外界传的那么严重，不应过度担忧配网消纳瓶颈。

　　·数字化投资减速原因：此前泛在电力物联网阶段，信息通信建设增速较快，当前该领域投资呈现明显减缓趋向。核心原因在于，经过五六年建设，数据、项目、业务三大中台已基本建成，此前信息通信类投资多集中在硬件层面，用于数据清洗治理、共享流通，以支撑集约化管理。当前已进入从数字化向智能化过渡的新阶段，战略重心发生转变，管理层更关注数字化技术对电网生产调度运行的赋能，而非仅聚焦管理效率提升与数据流通，因此相关投资增速放缓。

　　生产端数字化赋能方向：十五五期间，数字化投资将重点围绕生产端深度赋能，具体方向包括：a. 新一代调度技术：十四五期间该系统仅推进1/4，十五五将在国网、区域网、省网、市、县五级调度体系全面铺开，实现数字化与生产调度的深度融合；b. 变电与配电自动化：将引入红外、无人机、机器人等先进技术，提升自动化运行水平；c. 新一代负控系统：适配虚拟电厂、微电网、电力市场等新业态，与变电、配电自动化系统及主网调度系统形成闭环，在输、变、配、用环节引入人工智能、数字孪生技术，强化生产端数字化能力。

　　系统归属与联动逻辑：负控系统是具备通信能力、终端负荷控制能力的终端加主站的综合系统，可在智能电网中实现管理调控、削峰填谷、性能消纳等功能，隶属于营销部门，直接面向用户、分布式光伏、虚拟电厂；配网自动化系统由电网调度部门负责运维操作，承担电网运行管理职能，二者分属不同部门，功能与服务对象存在差异。在虚拟电厂场景下，二者存在明确联动逻辑：虚拟电厂大多接入10千伏电压等级，不会直接接入配网自动化系统（除非接入120kV高电压等级，但目前这类情况极少），而是先接入负控系统，负控系统再将指令传递给配网自动化系统；配网自动化系统与主网调度相连，当主网调度下达调负荷指令后，配网自动化系统会将指令传给负控系统，负控系统再依据预设预案与策略，将指令下发给虚拟电厂等负荷主体。

　　抽水蓄能布局情况：国网储能聚焦抽水蓄能，核心逻辑为严格落实聚焦主责主业要求，十五五期间不会投资新型储能，与可开展新型储能建设运营的南网形成差异。抽水蓄能工期在8年以上，受工期限制无法超前安排建设，每年建成投运约18座，装机规模达8-9GW。对比十四五与十五五，国网抽水蓄能的投资规模、开工节奏及合同节奏基本持平，十四五期间国网储能建设以抽水蓄能为主且整体规模偏少，十五五仍延续这一布局。

　　·新型储能增长趋势：新型储能因未纳入输配电价，不属于国网主责主业，故国网不会参与投资。但行业增长预期强劲，2026年、2027年将迎来快速增长，核心逻辑包括：a.顶层相关政策大概率2026年两会前出台，甘肃、辽宁、青海、湖北、河北、新疆蒙西等多地已率先推出地方支持文件；b.容量补偿政策托底市场信心；c.企业争抢宝贵的变电间隔资源。数据方面，2025年新型储能新增装机不到50GW、能量规模约130GWh，2026年预计增长60%-70%；目前电网批复或在建的网侧新型储能项目装机超100GW，平均时长2.2-2.7小时，工期6-8个月，大概率6个月后投运，2026年6月或下半年将集中投运一批。不过长期来看，若政策未明确，随着项目增多，峰谷价差可能萎缩、容量补偿标准或下调，收益率不及预期，后续增长可能放缓。

　　·政策预期与地方执行：容量电价相关政策原定2025年底出台，2025年国庆节已发布征求意见稿且开展过相关研讨，但因地方政府、发电企业意见较大，需修改内容并再次征求意见，导致政策延迟，目前出台相关政策的省份较少。该政策出台概率较大，参考2025年136号文件酝酿许久后在两会前出台的先例，预计大概率会在2026年两会前落地。政策落地后所有省份需遵循能源大方向，但允许因地制宜调整：新能源比例低的省份可降低补偿标准（如湖北将补偿标准从330调整至160，对应10个时长），若政策有相关规定也可暂不实施；考虑到当前工商业企业经济形势不佳，各省或制定带有地方特色的细则，通过设置系数等方式调整电价相关要求。

　　·各方态度与区域差异：a. 容量电价政策争议：全国性容量电价纲领性文件于2025年国庆节启动征求意见，地方政府意见较大，核心顾虑为终端电价上涨，另有敏感原因不便披露。目前北方11省已出台容量电价或容量补偿政策，但江苏、浙江、广东等负荷端地区因本地新能源占比低，对储能政策支持力度弱；b. 区域态度分化：地方政府态度差异显著，新能源送出端（新能源大省）因面临新能源消纳难题，需依靠储能解决功率供需矛盾，对储能相关政策积极性高；新能源接受端地区因自身新能源需求小，对储能诉求较低；c. 电网储能支持逻辑：电网积极支持新型储能，核心是需承担新能源消纳压力，地方政府仅负责审批项目，运行责任由电网承担。当缺乏其他调节手段、网价差大、抽蓄能力不足、煤电灵活性改造覆盖有限时，储能是消纳问题的必要解决方案。

　　·配网物理结构重构需求：配电网领域未来商业模式创新集中于配网环节，涵盖绿电直连、小型微电网、隔墙售电以及通过虚拟电厂调节资源分配等模式。此类新业态对配网物理结构提出特殊要求：原有低压侧（10千伏以下，如380伏、220伏）多为单向辐射结构，城市区域多形成环形组网，具备多路供电，供电可靠性较高；但县域农村因电政区下乡、户用光伏扎堆、微网建设等新业态集中，单向辐射结构下各台区间电力无法互济，应急供电、潮流转移等功能难以实现，不利于供电可靠性提升，因此配网物理结构理论上需重构，将单向辐射结构改造为台区间“手拉手”的环形组网，还需加装FACTS潮流转移器、基于IPDT的软连接开关等柔性装置，以及在台区下加装分布式储能。不过当前因投资效益难以核算，相关改造与设备加装仅开展试点，未大规模推开。

　　·装置应用现状与趋势：当前电网复杂度提升，需依托储能增强系统稳定性，主网架领域正更多采用电力电子装置调节潮流分布。区域应用差异显著：中东部重要供电负荷区域已大量部署FACTS潮流转移器，该装置具备柔性控制能力，可精准调控潮流方向与幅值且不受干扰，核心用于防范负荷断供风险；山北地区目前尚未应用此类装置，核心需求聚焦于加强网架结构，保障电力顺利输送至中东部消纳。从未来趋势看，随着新能源占比提升，电网潮流分布将更复杂，甘肃、青海等地750千伏与500千伏电网间或需加装柔性潮流控制器以隔离故障影响，但目前国网暂无大规模上装这类装置的规划，仅存在个别创新试点案例。

　　Q: 特斯拉十四五期间建成的直流线数量及是否包含改造项目而非新线，规划的直流线数量是多少？

　　A: 特斯拉十四五期间建成的直流线条，不包含改造项目，规划的直流线条，其余未完成。

　　A: 十三五期间特高压进度较慢的原因此前已解释，此处不展开；十四五期间，上述原因实际已基本解决，但受端政府因电力供过于求，可能延迟项目建设，例如陕西到河南项目虽延迟但最终会建，腾格里到江西、库布齐到上海等国家已确定的项目可能拖至2028年，但延误概率大幅下降。

　　Q: 新能源消纳存在瓶颈且部分地区配网消纳亮红灯的情况下，为何强调配网预期不要太高？决策层对配网投资相对平缓的考量是什么？

　　A: 消纳的核心问题在于主网接入及输送能力不足，集中式新能源弃电率高；而配网的消纳问题是局部性、特定时段的，户用光伏年弃电率在5%以内，仅个别时段存在拉停情况，配网消纳情况优于集中式，因此配网问题并非全局性严重问题。

　　Q: 近几年数字化投资增速减缓的原因是什么，未来数字化投资是否可能提速？

　　A: 前几任领导关注三型两网及数据、项目、业务三大中台建设，经五六年时间中台已基本建成；此前通信网等硬件投入主要服务于数据清洗治理、流通共享及集约化管理需求，当前已过该阶段，数字化进入从数字化向智能化过渡阶段。现阶段战略重心转变，董事长为调度背景，更关注数字化赋能电网生产调度运行安全可靠智能，而非管理效率提升，提倡人工智能+、数字孪生电网等生产领域应用。未来数字化投资将聚焦三网融合，其中算力网与数字网在十四五期间有望实现明显突破，而非继续加大通信网或中台投入。

　　A: 电网运行相关数字化在十五期间仍有较大加强空间。 十四五期间新一代调度技术系统仅完成1/4部署，十五期间将在国网、区域网、省网、市、县五级调度全面铺开，推动数字化与生产调度深度结合；变电自动化与配电自动化将应用红外、无人机、机器人等先进技术提升自动化运行水平；新一代负控系统需连接配电自动化、变电自动化及主网新一代调度系统形成闭环，支撑虚拟电厂、电力现货市场、聚合用户等新业态，同时将人工智能、数字孪生引入输、变、配、用环节赋能。

　　Q: 电力负荷控制系统早期作为限电工具，后续在智能电网中承担管理、调控及削峰填谷、新能源消纳功能，其本质是具有通信能力、终端负荷控制能力及主站的综合系统，是否可简单认为是结合了配网自动化、配网主站及配网信息通信的系统？

　　A: 配电自动化系统由电网调度部门运维操作，新一代负荷控制系统由营销部门管理，二者属于不同系统。新一代负荷控制系统面向用户、分布式光伏、虚拟电厂，虚拟电厂先接入该系统，再由其将指令传给配电自动化系统；主网调度通过配电自动化系统向负荷控制系统下达调负荷指令，负荷控制系统根据预设策略向大用户、虚拟电厂等可调负荷主体下发指令，两者隶属于不同部门，逻辑上存在指令传递关系。

　　Q: 国网储能建设预期及十四五期间抽水蓄能与新型储能的侧重点是否有变化？

　　A: 国网聚焦主责主业，十四五期间储能领域仅聚焦抽水蓄能，投资规模与此前持平，因抽水蓄能每年建成18座、8-9GW，工期8年以上，无法超前安排。新型储能方面，国网因不纳入输配电价、不合规故不投资，但网侧新型储能今明两年增长较快，顶层相关文件即将出台，甘肃、辽宁、青海、湖北、河北、新疆蒙西等省已出台支持文件；目前在建或电网批复的网侧新型储能装机超100GW，平均时长2.2-2.7小时，工期6-8个月，今年下半年将集中投运。2025年网侧新型储能新增不到50GW、130GWh左右，今年预计较2025年增长60%-70%以上，驱动因素包括等待政策落地、容量补偿政策托底及抢变电间隔资源，今明两年将快速发展；后续若政策未明确，可能因风谷价差萎缩、容量补偿标准下降及收益率不及预期而放缓。电网不会投资新型储能。

　　Q: 电网不投资新储能是否指国家电网区域范围的新储能装机？容量电价国家级政策未出台导致省级相关政策出台较少，该国家级政策出台概率如何？

　　A: 容量电价国家级政策原定去年年底出台，去年国庆节已发布征求意见稿；因地方政府及发电企业对征求意见稿意见较大需修改完善，导致政策出台时间延后。参考去年136号文件在两会前出台的情况，预计此次政策大概率也会在两会前出台，出台概率大。

　　Q: 文件落地后所有省份需按能源方向推进的背景下，部分省份不愿执行容量电价，是否可不实施？

　　A: 容量电价因国家文件要求大概率需执行，但部分省份可能通过调整补偿标准落实；若国家文件允许各省因地制宜，部分今年需求少的省份可暂不实施。

　　Q: 新能源比例非常低的情况下如何推进相关工作，农网电价由谁承担，以及经济形势不佳的工商业企业是否愿意承担电价上涨？

　　A: 补偿标准可能调整，如参考湖北将330降至160且对应10个时长，通过乘以系数制定地方特色规定；因国家要求各省需出台相关政策，除非国家允许因地制宜，新能源比例低的省份可不用执行。

　　Q: 全国范围容量电价纲领性文件去年国庆节征求意见时地方政府意见较大，主要体现在哪些方面及文件修改内容是什么？

　　Q: 地方政府分为新能源送出省份与接受省份，请问所指的是哪个地方，且绿电是否需要付出相应代价？

　　Q: 用第一性原理解决问题时，除新储能外可采用其他储能方式，地方政府反对新能源接受端相关做法是否因抬高电价？

　　A: 地方政府反对主要因抬高电价，另有其他不便说明的原因，但抬高电价是普遍意见。

　　Q: 北方11省的容量电价或容量补偿政策覆盖情况如何？江苏、浙江、广东等负荷端省份的储能政策情况及原因是什么？新能源大省需要配置储能的原因是什么？负荷端可以选择火电的原因及国家要求用绿电的情况怎样？

　　Q: 送出端有新能源需配套储能，接受端绿电也需储能支撑，电网侧储能建设是否主要由新能源大省的地方政府推动？

　　A: 因电力指标不超发，新能源消纳压力由电网承担；地方政府仅负责新能源项目审批，运行责任归电网。目前电网缺乏有效调节手段，电价差较小且抽蓄性能不足，东部煤电正在推进灵活性改造但效果有限，因此电网需要此类事项缓解新能源消纳压力。

　　A: 配电网低压侧原有结构多为单向辐射型，城市为环状结构可靠性较高；农村因电改政策下乡、户用光伏扎堆、微网等新业态，单向辐射结构不利于供电可靠性提升，理论上需重构物理结构——将单向辐射型改为环状手拉手结构，同时加装柔性装置及分布式储能；但目前因户用光伏仅分散发电导致投资效益不足，相关措施仅处于试点阶段，未大规模推开。

　　Q: 中高压电力电子大型装置中，目前需求量较大的类型有哪些？对电网稳定有重要功能的装置有哪些？

　　A: 目前中高压电力电子大型装置未普及，中东部重要供电负荷区域大量使用FACTS，可柔性控制潮流方向与幅值，不受干扰，用于防范负荷断供风险；山北地区未使用此类装置，主要通过加强网架结构、建设高压及省间互联保障电力输送。未来主网新能源增多、潮流分布复杂的情况下，甘肃、青海等国网750千伏至500千伏之间或需加装柔性潮流控制器，以隔离不同电压等级潮流故障，但目前无大规模应用规划，仅个别为创新实践。

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