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​能源电力行业有力支撑我国经济社会快速发展

2月17日，国网能源研究院联合国务院国有资产监督管理委员会研究中心和中国社会科学院管理科学与创新发展研究中心共同召开世界一流企业建设与中国式现代化研讨会，同时公开发布《从世界500强历程看中国式现代化道路——大踏步赶上时代的中国经济与中国企业》报告。来自政府部门、知名高校、电力企业等单位的代表齐聚一堂，共同探讨建设世界一流企业、推进中国式现代化的务实路径。

报告以能源电力行业作为观察中国经济和中国式现代化道路的重要行业样本。报告认为，回顾中国企业进入世界500强近30年的历程，我国实现了从上榜数量第一到营业收入规模第一的一次次跨越，创造了世界500强历史的国别发展奇迹。能源行业作为支撑经济社会快速发展的基础产业和先导行业，其行业价值和发展空间更多地体现为对国民经济其他行业的有力支撑。

迅速崛起：世界500强版图中的中国能源电力企业

能源电力是国民经济的先行产业，是反映一国经济和发展道路的重要样本行业。报告显示，能源电力企业在世界500强版图中举足轻重。2022年，世界500强能源电力企业73家，占比14.6%；营业收入7.1万亿美元，占比18.9%；前100名中有22家能源电力企业。

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2001-2022年，中国能源企业迅速崛起，进入世界500强的数量从3家增加到2022年的19家，占世界500强能源行业企业数量的比重从4.5%到26%；营业收入从2001年的1296亿美元增加到2022年的22910亿美元，占比从5.7%增加到32.1%；2022年资产合计40226亿美元，占世界500强能源行业企业的34.5%。

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2022世界500强中国能源电力企业占比情况

能源电力行业是国民经济的重要先行产业，是经济快速发展的先导。2001-2011年，中国能源电力企业营业收入的世界500强占比从5.7%增长到17.2%，中国GDP占全球GDP比重从4%增长至9.1%；2012-2022年，中国能源电力企业营业收入的世界500强占比从19.0%增长到32.1%，中国GDP占全球GDP比重从10.2%增长至18.5%。

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2012-2022年，世界500强中国能源电力企业营业收入、资产合计占世界500强中国企业的比重在波动中下降，从2012年的35.6%、13%降至2022年的19.8%、8.1%。同期中国单位GDP能耗从2012年的0.77吨标准煤/万元，下降至2021年的0.56吨标准煤/万元，年均同比下降3.5%，GDP年均增长6.7%。可以看出能源电力行业作为支撑经济社会快速发展的基础产业和先导行业，要一直保持先行投入和持续投入，其行业价值和发展空间更多地体现为对国民经济其他行业的有力支撑。

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中国能源电力企业（不含台湾地区企业）以中央与地方国有企业为主体，中央企业占主导地位，地方能源电力企业发展迅速。2001-2022年，能源电力央企上榜数量从3家增至12家。地方国有能源电力企业从2011年的2家增至2015年最高的13家，之后回落至2022年的6家，数量减少主要是地方国有企业重组整合力度加大。

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2012年，能源电力央企营业收入为13194亿美元，占比为91%；地方国有能源电力企业营业收入为1328亿美元，占比为9%。2015年，能源电力央企营业收入为16503亿美元，占比为78%；地方国有能源电力企业营业收入为4285亿美元，占比为20%。2022年，能源电力央企营业收入为18859亿美元，占比为83%；地方国有能源电力企业营业收入为3751亿美元，占比为17%。

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2022年，世界500强中国能源电力企业有12家中央企业、6家地方国有企业。其中，国家电网、中国石油、中国石化位列前5，中海油、国家能源集团、南方电网位列前100；6家地方国有能源电力企业分布在山东、山西、陕西三省，山东能源是唯一进入前100名的地方能源电力国企。2022年，世界500强中国能源电力央企营业收入18859 亿美元，资产合计 34114 亿美元，股东权益合计 11071 亿美元。

我国进入世界500强的能源电力企业以国资央企为主，净资产收益率整体低于世界 500强企业平均水平和世界 500 强能源电力企业平均水平；资产负债率大幅低于世界500强企业平均水平，但略高于世界500强能源电力企业平均水平。

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重要启示：以高质量发展推动具有中国特色的世界一流企业建设

以微观透视宏观，从局部观照全局，与会专家高度肯定了“从世界500强历程看中国式现代化道路”这一研究的重要意义，并围绕如何在中国式现代化进程中推进世界一流企业建设建言献策。

国务院国有资产监督管理委员会研究中心党委副书记、纪委书记杜国功表示，建设世界一流企业具有鲜明的理论价值、实践价值和时代价值，是应对百年未有之大变局，以中国式现代化实现民族复兴的使命要求；是提升企业竞争力实现高质量发展的内在要求；是深度参与国际分工，实现全球配置资源的时代要求；也是新一轮国有企业改革提升行动的重要内容。加快建设世界一流企业需要坚持问题导向、系统观念，尤其需要关注高质量发展中的不确定、不稳定、不平衡因素，尤其需要关注提升活力、增强效力中的体制机制、管理要素，关注参与国际竞争中的规则、标准、话语权因素，更要关注如何在世界范围内贡献国有企业治理的中国智慧、中国方案。

中国社会科学院工业经济研究所党委书记曲永义指出，企业作为推进中国式现代化进程的关键市场主体、创新主体和社会主体，是中国式现代化不可或缺的中坚力量。加快建设世界一流企业、推进中国式现代化必须根植中国企业的管理实践经验和现实情境；必须深刻洞察我国企业与全球其他一流企业的差距，总结我国企业管理的经验，在提升盈利能力、强化自主创新能力、拓展国际化广度和深度、提升品牌价值等多个方面精准发力，着力解决大而不强、大而不优等现实问题。

国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院院长、党委书记欧阳昌裕认为，世界一流企业建设是一项艰巨复杂的长期工程，我国企业特别是国资国企必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，深入贯彻落实马克思主义中国化时代化的世界观和方法论，坚持好、运用好贯彻其中的立场、观点与方法，大力推进实践基础上的理论创新，坚定不移地走中国式现代化道路，坚持人民至上，坚持自信自立，坚持守正创新，坚持问题导向，坚持系统观念，坚持胸怀天下，切实增强核心竞争力、创新力、控制力、抗风险能力，在世界一流企业治理中牢牢站稳脚跟。

《从世界500强历程看中国式现代化道路》报告也对世界一流企业建设提出建议。国网能源研究院副院长、党委委员李伟阳介绍，一方面，要从我国基本国情出发，把自身发展自觉放在中国式现代化建设全局之中，在加快构建高水平社会主义市场经济体制、高质量建设现代化经济体系中不断发展壮大，在全面建设社会主义现代化国家、实现第二个百年奋斗目标进程中实现更大发展、发挥更大作用；另一方面，要依托我国不断扩大的超大规模市场优势，以国内大循环吸引全球资源要素，增强国内国际两个市场两种资源联动效应，将我国超大规模市场优势转化为国际竞争优势，成为主导全球产业链供应链价值链创新链的“链主”企业，持续拓展中国企业在全球竞技舞台的发展空间，为世界一流企业建设贡献中国智慧、中国样本和中国道路。

具体到能源电力企业发展，中国电力企业联合会电力统计与数据中心副主任蒋德斌指出，中国能源需求还有很大发展空间，按照测算，未来30年中国人均GDP达到4万美元以上，能源强度达到欧盟当前的水平，需要消耗的能源总量将翻番，其中超过一半将是以电能的形式消费，这为未来企业发展创新提供了无尽的想象空间和无数的应用场景。能源电力企业作为能源电力资源配置的主体，要适应能源转型的大势，强化战略眼光，遵循科学规律，顺应发展趋势，围绕保障能源供应、提高能源质量、创造能源价值、助力经济发展充分发挥作用。

微信公众号2023-02-22

国内首个！田湾核电站开启5G生产专网建设新征程

根据中核集团和中国核电关于加快推进数字化转型的统一战略部署，按照创新优化年的管理要求，田湾核电科学谋划、精心部署智慧电站建设，采用基于5G生产无线网发展“互联网+”协同制造的行业主流技术，建设一套与外网物理隔离，具备高安全性5G生产专网，为新时代田湾核电机组运行注入强大的数字化、智慧化能力。

2月22日，随着北BOP室外5G宏站设备完成上电调试，厂前区5G信号实现全覆盖，田湾核电站5G生产专网高速公路第一条主干线顺利通车。在业内率先完成网络安全系统调试，在确保网络安全的基础上实现了5G生产专网与核电内网的互通，成为国内首个开通完整区域5G生产专网的核电基地。3月6日，智能维修数字工作包系统、智慧运行电子化作业平台、烽火移动办公平台、通信机房动环监控等数字化移动办公系统接入田湾核电站5G生产专网并高效运行，运行、检修、监测电子化、数字化、智能化管理驶入内部专网的安全快车道。

项目启动以来，项目建设团队科学谋划、精准管控，立足标准化、深耕创新优化，抓细抓实“四个一”，采取多项措施确保落实、抓提升，项目建设进展顺利，核心机房改造、室内外线缆敷设和端接、设备安装上电调试和网络投用等工作均较计划提前完成。

建设5G最强大脑

维修支持处党支部联合项目建设单位，开展党建和创，成立联建专项团队，认目标、领任务、接担子，达成一体化发展合作共识 。项目实施过程中，广大党员干部主动请战、冲锋在前、不分昼夜、连续拼搏，始终以昂扬的斗志和饱满的精神状态奔赴5G项目建设现场，展现了维修支持处党员干部的“硬核担当”！

作为5G项目的首个实体工程，核心机房改造是项目建设的基础性、关键性工作，拉开了田湾核电站5G生产无线网项目实体工程施工的序幕。为了保障项目节点按时完成，作为专项执行负责人，王慎行同志说：“我们定个小目标，要比计划时间提前10天完成机房改造！”专项团队咬定“小目标”不放松，撸起袖子加油干，提前完成前期摸底调研工作，细化措施制定科学的施工方案和施工计划。光说不练可不行，国庆节日期间，王慎行戴上贴了党徽的安全帽，主动请缨，带领管理人员和施工团队在岗位持续奋战，保安全、抓质量、促进度，如期完成了核心机房改造主体工作，实现了“小目标”。

打通专网“任督二脉”

核心机房改造主体工作完成后，项目建设团队立即介入5G系统核心设备安装并上电调试，启动田湾核电1-4号机组全区域光纤传输系统敷设，搭建5G神经网络，实现生产区和厂前区所有室内、外区域互联。

王慎行说：“作为核电从业者、作为田湾核电建设者的一员，必须要坚持高标准，咱们得狠抓落实、严保质量，把5G生产专网建设干成精品项目！”光缆敷设过程复杂、工作量大，项目建设团队按关键线路和次线路分解每日进度目标，确保施工进度。在各方的不懈努力下，厂前区共敷设室外光缆62根、约21000米，光电复合缆423根、约31000米，共熔接光纤2900余芯。经过两个月的连续奋战，终于打通了包括高公岛取水头部和淡水厂等在内的所有厂前区子项间的脉络，为系统互联互通创造了物理条件。

初步具备条件，王慎行也终于从连续奋战的紧张状态中稍稍放松，开起了玩笑：“拼了几个月了，得有点成果了啊，看看我们铺设的神经网络，能不能传递大脑发出的讯号。”他小心翼翼地给徒弟刘强拨通了5G生产无线专网内部的第一个视频电话，俗称first call，通话质量实现了预期，效果非常好！“嗯，还行，万事开头难，第一步我们坚实地迈出来了！”在团队的努力下，5G生产无线专网具备了核心设备与终端设备间互联互通的基础业务能力！

小基站融合安装

皮基站是办公楼内5G网络终端的神经末梢，综合办公楼是首个终端设备施工的攻坚子项，然而设备的吊顶安装方式成了棘手问题，由于吊顶内部空间狭小、固定方式受限，施工单位完成单个设备安装质量无法保证。王慎行着急了：“这得想办法啊，建设精品项目的初心不能忘！”时不我待、只争朝夕，他迅速组织各单位研究吊顶内部差异化结构，确定在楼板上打吊筋、增加吊杆安装、电缆托盘增加固定吊筋安装、增加角钢固定安装等多情景固定方式，同时提出了支架预制、吊顶运输、开孔、光电复合缆熔接、电源端接的专人专项流水线作业方案，确保安装质量有保证。为了确认施工质量，刘强独立带领质检团队，开展了逐项的检查复核，一把尺子量到底，以统一的标准再摸底，以严细实精的作风保质量，严抓标准化验收。

大宏站专项攻坚

宏站（Macrocell）是一种用于蜂窝式移动电话通讯的设备，覆盖面积1-2.5千米左右，用于覆盖室外信号，是5G信号的千里眼、顺风耳。通信铁塔5G宏站设备设计安装标高为35米，是项目开工以来首个高处高风险作业，施工单位具备安装技能的人员都没有登高资质。专项总负责人孙明哲立即组织各单位开展沙盘推演，从设备支架运输，人员登高过程，到设备安装位置以及系统隔离度要求，对每一个工作步骤进行综合风险识别和技术确认；同时调配各方资源，选择合适作业人员并进行技术培训。铁塔宏站设备正式施工期间，孙明哲带领技术骨干全程跟踪指导，3个宏站设备顺利按照设计要求安装在指定位置，信号覆盖测试结果满足设计指标。

这次问题的解决，也让项目建设团队认识到标准化、精细化管理理念的重要性。项目团队充分总结施工过程实践经验，在研究和参考现行国家、行业、企业标准的基础上，以实现全流程标准化管控为目标，梳理明确各工序业务标准、安装规范、作业流程，量化、细化、优化和标准化各项作业内容，编制《5G安装标准化指导书》。

2022年，江苏核电5G智慧电站建设入选连云港市重点行业、龙头企业5G+融合应用标杆示范项目，助力江苏核电成功入选省级5G全连接工厂。

江苏核电2023-03-07

又一批大项目中标签约！交能融合、风光制氢、海上风电……

01天津海堤能源交通一体化项目

中国能建葛洲坝路桥公司签约天津海堤能源交通一体化项目。该项目由中国能建北方区域总部统筹，葛洲坝路桥公司牵头开发负责，是中国能建在《交通与能源融合发展报告2022》指引下，发挥投建营一体化优势，探索交通与能源融合发展新路径的积极尝试。

项目位于天津滨海新区沿海岸线，北起与河北省交界的涧河口南堤，南至沧浪渠入海口北堤，全长289.1千米，建设内容包括海堤主体生态修复工程、交通联通工程、风电工程等，通过打通沿海防潮减灾通道，将防潮标准由20-50年一遇，提升至100-200年一遇，全面提升抵御风暴潮灾害的能力和水平；通过建设贯通南北的巡堤路与城市道路相互联通，优化完善沿海城市交通体系，因地制宜开发风电资源，打造安全、生态、交通、能源共融的综合防潮屏障，展现天津滨海城市的魅力形象。

02全球首个液态阳光技术大规模工业化示范项目

中国能建华北院中标鄂尔多斯10万吨/年液态阳光——二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目。该项目是全球首个液态阳光技术大规模工业化示范项目，利用太阳能、风能等可再生能源绿电通过电解水生产绿氢，再与煤化工生产中产生的二氧化碳通过人工光合作用产生液态阳光燃料——"绿色甲醇"。其中，华北院负责该项目风光制氢一体化标段初步设计服务工作。

本项目的建设将打通液态阳光技术全流程，对推动我国可再生能源大规模制氢与煤化工产业融合发展、实现煤化工产业向零碳绿色化工转型具有重大战略意义。

03国家电投广东湛江徐闻增容海上风电场

中国能建广东院中标国家电投湛江徐闻增容海上风电场EPC总承包项目。项目位于广东省湛江市徐闻县，是湛江地区首个平价开发建设的海上风电项目，总装机容量为300兆瓦，拟布置25台12兆瓦风力发电机组，配套建设1座220千伏海上升压站。项目建成后，每年可提供清洁电能9.51亿千瓦时，与同等规模燃煤电厂相比，每年可等效节省标煤约28.79 万吨，减少二氧化碳排放约76.59 万吨，对促进粤西经济绿色发展具有积极意义。

04安徽钱营孜发电有限公司二期扩建项目

中国能建华东院联合安徽电建二公司中标安徽钱营孜发电有限公司二期扩建一台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组EPC总承包项目。该项目位于宿州市埇桥区，扩建1台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，配套同步建设脱硫、脱硝、除尘等辅助设施。项目建成后，将有效补充全省电力供应缺口，更加有效地推动能源绿色低碳转型和高质量发展，为全省能源安全和经济社会高质量发展作出新的贡献。

05广东能源揭阳大南海天然气热电联产工程

中国能建广东院签约广东能源揭阳大南海天然气热电联产工程EPC总承包项目。项目位于广东省揭阳市大南海石化工业园区，新建两套9F级燃气-蒸汽联合循环机组。项目建成后，年发电量约36.48亿千瓦时，年供热量约979.8万吉焦，为园区提供清洁高效的综合能源服务。大南海石化工业区是揭阳贯彻广东省委打造“一核一带一区”发展格局，打造滨海新区、构建“一城两园”格局的重要组成部分与核心产业引擎。该天然气热电联产项目建成后，将在大南海石化工业区内形成发电、供电、用电相互促进的良性循环，对推动粤东地区经济结构调整、优化产业结构具有积极意义。

中国能建2023-02-08

中国工程院院士潘垣：加快绿色电力建设 促进能源产业革命

习近平总书记在科学家座谈会上指出，“研究方向的选择要坚持需求导向，从国家急迫需要和长远需求出发，真正解决实际问题”。战略需求导向和问题导向的科技研究成为解决当前制约我国经济社会发展、民生改善和国防建设面临的重大科技问题的重要路径。

近日，在2022年中国电机工程学会院士专家论坛中，中国工程院院士、华中科技大学教授潘垣从国家重大战略需求和关键科技问题出发，对能源电力变革的关键问题展开了深入分析。潘垣表示，能源绿色化是实现“双碳”目标的必由之路，攻克构建绿色电力系统的关键技术难题，以科技创新助力新型能源体系的构建，是广大能源电力科技工作者和从业者的历史使命。

绿色电力系统与传统电力系统的本质区别

绿色电力系统与传统电力系统有何不同？

潘垣认为，在传统电力系统中，如火电、水电或核电，大都采用同步电机，具有较强的机械惯性，传统电力系统具有由旋转电机主导的机电稳态过程，强机电性、弱电磁性是传统电力系统最大的特征。这一点与绿色电力系统恰恰相反，新能源的发输配用环节引入了更多电力电子装备，电力系统向以电力电子装备的电磁暂态过程为主导转变，呈现出弱电机性、强电磁性。

基于我国以煤为主的资源禀赋，过去我国传统电力系统主要由黑色的传统电源、无色的传统电网和随机的负荷三大部分共同组成。“过去，发电侧以煤电为主，因此黑色的传统电源很好理解，但为什么说电网也不是绿色的？其原因在于电网系统中大量使用的GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）一般含六氟化硫，其温室效应高出二氧化碳四个量级，从这个角度而言电网也不是绿色的。”潘垣解释道。另外，从负荷角度分析，电气化率是评价一个国家先进与否的重要指标之一，而我国目前的电气化率仍处于中低水平。

“何谓绿色电力系统？与传统电力系统恰恰相反，绿色电力系统将大大弱化机电特性、强化电磁特性，绿色电力系统将由绿色化电源、绿色化电网、大容量储能、高比例电气化负荷共同构成，同时呈现出智能化的新特征。”潘垣表示。绿色化电源囊括了风电、光伏、光热发电等主力电源，以及绿色化火电、水电、核电等电源；绿色化电网由变压器、变流器、输配电线路、非六氟化硫绝缘型开关/电器组成，呈现出调控能力弱的趋势；大容量储能指分布式抽水蓄能群；高比例电气化和随机性是负荷的两大特点；智能化意味着电力装备、AI芯片和物联网络都将得到广泛应用。 问题导向——实现绿色电力系统要攻克五大技术难题

上述绿色电力系统的几个特点给电力系统的运行带来了许多前所未有的新问题，而且这些问题无法回避、必须要在技术上逐一攻克。潘垣认为，调峰问题、稳定问题、走廊问题、电力调度与潮流调控问题、电力安全问题等是其中较为突出的关键问题。

一是调峰问题。与现有常规火电、水电或核电出力呈现一定的规律性和可控性相比，风电、光伏等新能源出力具有时间、空间的强不确定性和不可控性。因此，绿色电力系统要在尽可能不弃风、不弃光、不弃水的条件下，确保系统有功与无功的动态功率平衡，同时确保系统稳压稳频，这是一个极大的挑战。

二是稳定问题。随着新能源在电网占比不断提高，电网电力电子化特征凸显，电网稳定形态越发复杂，其运行特性发生了深刻变化，系统安全稳定运行与控制规律面临前所未有的新挑战。尤其是电力系统频率稳定问题，大量电力电子电源替代了原有的同步发电机，导致转子提供的旋转机械惯量以及频率阻尼作用逐渐降低，新型电网成为了低惯量电网，电网频率受扰后波动更大，且更难恢复。未来如果电网突发特高压跳闸等重大事故时，我们要有能够确保系统稳定的手段，防止系统出现解列或者崩溃的情况。

三是走廊问题。为确保西部大规模新能源全额、可靠、安全地送往东部，需要有足够的输电走廊保证送出能力。由于我国地理条件复杂且特殊，从西向东的海拔仿如三个台阶。“据本人实地考察了解到的情况来看，我国西北能源输送主要依靠河西走廊，这里同时是石油、天然气、电力的输送通道，布局过于集中，一定要从防灾减灾角度做好风控和应急措施，还要将战争、自然灾害等极端特殊情况纳入考虑。”潘垣说。

四是电力调度与潮流调控问题。由风、光、水等为主体能源构成的电力系统，电源运行调度协调难度加大，亟需构建新型调度体系与实现调控技术的人工智能化。

五是电力安全问题。为保证新型电力系统的电力能源安全，我们要稳步推进建设以分布式抽水蓄能为主力的多种储能系统、基于天然气的备用燃气轮机发电机组、基于氢能的燃料电池电站和零排放性质的备用燃煤电站。

潘垣表示，除了要解决上述五个突出问题，还要持续研发大型风电场、光伏电场、光热电场的智能化运维技术、减灾技术、生态环境补偿技术，乃至磁约束核聚变发电等满足长远需求的科学技术，以助力能源绿色低碳发展和“双碳”目标的实现。

破题——保障能源绿色转型与安全发展的关键技术

在院士专家论坛上，潘垣重点探讨和分享了构建绿色电力系统的关键技术：

第一项关键技术是分布式山顶抽水蓄能电站。关键词“分布式”意味着多而分散，这既能满足储能需求，又能为系统补充和提供同步电网所需的转动惯量。

以分布式山顶抽水蓄能电站为例，它具有以下六大优势：同时解决大规模储能问题与提供转动惯量；效率高，一般可达80%，采用变速恒频/恒压技术后，效率将更高；选址布置灵活，接入系统便利；关键词“山顶”意味着淹没损失少，移民少，对生态环境友好；机组形式多样，建设周期较短；建设开发模式多样化。该技术目前已有两项示范工程，即湖北钟祥北山抽水蓄能电站装机容量20万千瓦，其中一台10万千瓦拟采用有刷双馈电机，具有可变速机组，如此其转子具有大的转动惯量（可视其为隐性飞轮）；北京密云水库抽水蓄能电站改造项目，重新设计安装一台13兆瓦机组，拟采用无刷双馈电机可变速方案。

第二项关键技术是快速响应容量，具体来说，快速响应容量由双馈调相机、高惯量飞轮和低频励磁调节器共同构成，平时起到同步调相机和反馈控制稳频作用，紧急需求时可用作脉冲发电机。因此，该技术具有储能、调相、稳频、脉冲发电的功能，既能助力新能源外送，又可提高系统转动惯量，保障电网安全稳定运行。其中，选择飞轮储能的原因是该技术具有功率密度高、寿命长、响应速度快、绿色环保等优势。

第三项关键技术是针对西电东送输电走廊严重缺乏问题。能源输送走廊严重不足这一问题早已得到了业内的广泛关注，但如何解决至今仍未形成统一共识。潘垣对此提出了一个新的思路：“目前，我国高压直流电缆已达到了500千伏的规格，能否继续提高难以判断。为了满足直流特高压绝缘要求，可在直流500千伏电缆外表再套加强绝缘，然后再予管道化。面对我国西电东送走廊资源的极为稀缺以及电力工程建设的紧迫性，必须凭借我国被誉为‘基建狂魔’的基础设施建设能力，不妨尝试将传统架空输电线路改为隧道化输电线路。但需要注意的是，由于洛伦兹力效应的存在，通过同一隧道的多路电缆不得相互影响，故同回正极性电缆与负极性电缆必须捆在一起，以消除各回路间的电磁力效应，对此可称之为‘管道化电缆集束’，这是一种介于纯管道和纯电缆两者之间的新方法，如此一来，电缆与管道间的绝缘气体无需用六氟化硫，改用压缩空气即可。另外，还可采用3D打印电缆头，省材料、精度高、周期短且高效。”

第四项关键技术是智能化调度。这一议题也备受行业关注，潘垣提出以下新思路：以人工智能、源网荷储一体化、能源互联网等技术为硬核支撑，推动电力智能化调度技术达到国际领先水平，当前应着重于研发专用的AI电力芯片；高效聚合多类型电源和灵活性资源，形成协同、联动、有序的发展格局，提升多能优化布局；彻底改善能源结构，提高整个功能系统的综合效益，全面提升电网安全经济运行水平。但要注意，西方国家与中国的用能特征不同，所以他们建设智能电网的经验对中国未必完全适用，切忌照搬照抄，需要结合我国实际推进。

第五项关键技术是能源消费端实现“全方位综合高效电气化+”，此举着重应用于耗能大户如钢铁、水泥、半导体、玻璃与陶瓷、水上运输、农业机械等领域。特别是要尽快解决北方冬季供暖的电气化问题，其中广大民用散煤取暖的治理更是重中之重。

实施“新型举国体制” 集中力量办大事

潘垣建议筹建产、学、研联盟的“绿色电力创新研发中心”，集合全国优势高校和核心龙头企业、高校和研究院所，通过整合全国绿色电力相关领域的人才和技术资源，瞄准“绿色电力的发电、输电、储能、控制、负荷”五大方向，开展全产业链的绿色技术与装备研究和成果转化，服务于国家和地方新能源发展战略。

潘垣认为，此举正是我国电气工程界贯彻落实党的二十大中特别强调的实施“新型举国体制”，发扬“两弹一星”精神的社会主义集中力量办大事的优良传统。

“总之，能源绿色化是‘双碳’目标实现的必由之路，实现新型电力系统需要攻克上述几大技术问题，分布式山顶抽水蓄能电站、快速响应容量、长距离输电走廊、智能化调度、全方位综合高效电气化+等是构建绿色电力系统的关键技术，未来要加强全国绿色电力相关领域的人才和技术资源的整合，开展全产业链的绿色电力技术与装备研究和成果转化，服务于国家与地方新能源发展战略。”潘垣说。

潘垣为中国工程院院士，华中科技大学国防科学技术委员会主任，磁约束聚变技术和高功率脉冲电源技术专家。主持和参与主持过三套聚变装置研制和一套装置升级改造，在中国环流一号研制中负责工程方案设计、总体电磁工程、脉冲电源及总控系统等，创造性地解决多项重大技术难题，还将聚变电磁工程技术成功应用于国民经济和国防建设，取得多项成果；负责研制“小龙-2”和“凌云”核聚变等离子体实验研究装置，参与主持“中国环流器一号”的研制建造，解决了许多重大技术难题；负责完成了托卡马克HT-6M的脉冲电源与控制系统的升级改造。曾获国家科技进步一等奖两项、原核工业部中科院和教育部科技进步一等、二等奖多项。本文系《中国电力企业管理》独家稿件。

电联新媒2023-03-09

浮动式核电站发展现状与未来展望

一、浮动式核电站的整体概况

（一）美国最先提出海上浮动式核电站概念，并重点发展梁式核电站

20世纪50年代，基于核动力船舶的成功应用经验，美国、苏联等国积极探索核能的多领域应用前景，开启了核能飞机、火箭与汽车等多个探索性研究项目。但在技术、经济与政治等多重负面因素的叠加影响下，大部分项目均在初步探索后被放弃，只有美国开发的SL2小型核电装置进入了实质阶段。该装置的研发目的是为阿拉斯加等偏远地区的军事基地供电，但由于设计缺陷，该装置在发生堆芯熔化事故后被废止。在此之后，美国军方又于1963年设计了搭载在“斯特吉斯”号（Sturgis）驳船上的MH-1A核电装置，主要用于巴拿马运河地区的供电，该装置从1968年运营至1975年，最终因运营费用过高与军方计划变更而退役。

2014年，美国麻省理工学院（Massachusetts Institute of Technology，MIT）提出一种“近海漂浮核电站”（Offshore Floating Nuclear Plant，OFNP）设计概念，即所谓的梁式（Spar Type）核电站。该型核电站外形是一个巨大的圆柱体，内部布置了多个水密封舱隔间，底部搭载了核反应堆与冷却系统，并通过多点系泊系统，以半潜式的形态固定在离岸10km~20km的海水之中。在该型核电站的顶部，还设计有工作楼、生活楼以及停机坪等建筑，方便核电站工作人员的生产与生活。作为目前国际主流的浮动式核电站形式之一，梁式核电站在抗地震、环保等方面具有一定优势，并且在发生反应堆事故时，能够通过打开水密舱来利用无尽的海水对反应堆进行冷却，比传统核电站更具安全性。

美国OFNP型核电站

（二）俄罗斯建造并成功运营全球首座驳船式核电站

冷战期间，美苏两国对核能的开发利用使核电技术得以快速发展。苏联解体后，俄罗斯凭借相关技术积累，在核能应用领域取得了诸多成就。特别是在国家原子能集团公司（Rosatom）成立之后，俄罗斯对核电生产、核电出口等环节进行了全面升级，核电技术水平得到了进一步的提升。2019年，国家原子能集团公司开始建造“罗蒙诺索夫院士”号（Akademik Lomonosov）驳船式（Barge Type）核电站。该驳船长约144米，宽约30米，排水量21500吨，搭载了2座35MW的改良型KLT-40S型反应堆，可提供高达70MWe的功率以及300MWt的热能，整体运行寿命约为40年。2020年5月，“罗蒙诺索夫院士”号核电站在俄罗斯远东楚科奇自治区（Chukotskiy）实现商业运营，可满足当地居民以及工业企业电力、供暖、海水淡化等多种需求。

尽管“罗蒙诺索夫院士”号并未配备推进系统，但其能够通过拖船轻松移动到任何所需作业海域，在机动性方面表现较为出色。同时，该核电站采用了较为成熟的大型船舶制造技术，因此在技术成熟度、造价成本等方面具有明显的优势，在开发生产运用方面表现突出。此外，该核电站是迄今为止世界上唯一运营的浮动式核电站和世界上最北端的核装置，其成功运营经验对于世界范围内大规模建设浮动式核电站具有重要意义。

俄罗斯“罗蒙诺索夫院士”号核电站

（三）法国利用传统核电优势，致力于发展下沉式核电站

在核电应用领域，法国长期走在世界前列，并成为了当前世界上核能发电比例最高的国家。根据国际能源署（International Energy Agency，IEA）的数据，法国2021年的核电发电量占到总发电量的69%，远超水力发电、风能发电以及天然气发电。凭借着传统核电优势，法国于2008年开始对浮动式核电站进行研究。法国核潜艇制造商DCNS公司（现Naval Group）以核潜艇为设计原型，提出了一种名为“Flexblue”的下沉式（Submerged Type）、柱形全模块化移动式核电站设计概念，并联合阿海珐（Areva）、法国电力集团（Electricite de France，EDF）等大型核电企业对其进行研发。

该型核电站采用了与核潜艇类似的小型压水反应堆技术，轮机与交流发电机部分被分割到了不同的模块之中。在建造过程中，该型核电站可利用舰艇模块化建造技术在船厂进行组装，而后通过船舶运输至工作海域，在工期与成本方面具有一定的优势。其安装地点为深60m~100m、离岸5km~15km位置的海床上，安装方式可根据地震的危害程度，模块或者水平固定在海床上，或者正浮悬挂在距离海床几米高的位置。安装完成后，该型核电站可通过电缆为岸上用户输送电力，能够有效避免波浪和台风等恶劣的海洋环境条件的影响。此外，该型核电站与美国的梁式核电站设计概念相似，能够在突发情况下利用海水对反应堆进行冷却，安全性相对较高。

法国“Flexblue”型核电站

（四）韩国聚焦重力座底式核电站，探寻新的核电技术发展路径

二战结束后，韩国成立了原子能研发机构，并于1957年加入国际原子能机构（International Atomic Energy Agency，IAEA），意在同时推进核武器与核电技术的研发工作。但由于美国的介入，韩国的核武器计划被迫中止，但其核电技术得以快速发展。现阶段，韩国已成功跻身核能大国行列，并具备自行研发第三代核电技术的能力，其境内拥有24座核电站，核能发电量占总发电量的比重接近30%。在浮动式核电站领域，韩国提出了重力基础结构式（Gravity-Based Structure Type，GBS）核电站设计概念，旨在探寻新的核电技术发展路径。

GBS型核电站以模块化设计的方式进行建造，随后通过拖船将建造好的重力基础结构模块拖曳至海上浮动核电站系泊点，并利用压载系统将其放置在海床上，最后利用钢筋、后张钢索和水泥浆将其进行刚性连接，将其用作核电装置的承载平台。因其承载结构具有单一性，所以能够有效降低管线和电缆的相关风险，并能够减少地震带来的影响。同时，该型核电站设计概念处于陆上和海上核电站之间，可以部分减轻恶劣海洋条件对其载体造成的影响。不过，GBS型核电站与其他类型的浮动式核电站相比还存在一定劣势，目前仍无法避免海啸的影响。

韩国GBS型核电站

二、浮动式核电站的发展困境

现阶段，除俄罗斯成功实现了浮动式核电站的商业运营外，其他各国的相关项目仍处在研发阶段，浮动式核电站整体仍处在商业化前期，距离世界范围内的大规模应用还有着一定距离。同时，浮动式核电站在技术成熟度方面与传统核电站相比还存在差距，在其发展过程中仍面临着诸多未知风险。此外，受福岛核电站（Fukushima Nuclear Power Plant）泄漏事件的影响，个别国家对于浮动式核电站的发展仍持谨慎态度，公众接受度有待进一步提升。总体来看，浮动式核电站的发展仍面临诸多困境。

在市场层面，浮动式核电站的市场战略定位难以统一，在国际商务进出口过程中面临诸多障碍。目前，俄罗斯对于浮动式核电站的市场定位相对清晰，其运营模式初定为“建造-运营-转移”（Build-Operate-Transfer，BOT），并且在细分市场领域，“罗蒙诺索夫院士”号同步聚焦核能发电与海水淡化，未来发展前景相对广阔。但美国、法国以及韩国等国的相关项目仍处于设计和研发状态，基本以满足国内电力需求为主，在细分市场应用方面尚处于探讨阶段，致使浮动式核电站的整体市场战略定位难以统一。同时，浮动式核电站在世界核能领域属于新型产品，不仅在建造、调试、运行、退役有其难点，而且在其国际商务进出口过程中也有着独特的操作性，受商务方案选择、责任划分、安全性保障、运输与实物保护以及国际监管等多重因素的影响，整体发展依旧存在诸多问题。

在技术层面，浮动式核电站易受海洋环境条件影响，且难以满足相关设备设施的空间要求，容易产生“共因故障”。浮动式核电站长期运营在海洋环境中，容易受到盐雾、霉菌以及海洋生物的影响，产生系统管路与设备腐蚀、海生物附着等破坏性问题，进而导致管道换热性能下降或损坏，影响其正常运行。同时，海洋环境容易导致浮动式核电站系统空间位置的周期性变化，并引入周期性变化所带来的附加惯性力场，这些因素能够直接影响介质的水力和传热特性，进而影响反应堆的物理特性，最终对核电站的系统造成损害。此外，与传统核电站相比，浮动式核电站的内部空间相对较小，因此其内部设备在体积与重量方面有着严格的限制标准，其安全设施也无法实现对于多重性、多样性、独立性的要求，容易产生“共因故障”（Common Cause Failure），即因特定单一故障而导致若干设备同时出现故障。

在监管层面，相关政策法律与标准规范尚不全面，国际海上核能监管体系亟待进一步完善。浮动式核电站在发展的过程中，涉及设计与建造、安全与应急、运行与监管等诸多环节，需建立相对完备的政策法律与标准规范体系，以更好地对其发展进行监管。然而，目前国际上相关政策标准尚未健全，我国也未建立相应的政策标准体系。现阶段，国际上针对浮动式核电站研建的总体指导和相关要求主要包括《不扩散核武器条约》（Treaty on the Non-Proliferation of Nuclear Weapons，NPT）、《联合国海洋法公约》（United Nations Convention on the Law of the Sea，UNCLOS）以及《国际海上人命安全公约》（International Convention for Safety of Life at Sea，SOLAS）等综合性文件，但这些文件所涵盖的内容有限，无法对浮动式核电站的发展做出针对性指导。此外，尽管美国、英国以及俄罗斯等国近年来相继发布了各自的浮动式核电站研建指导文件与政策标准，但仍不足以支撑浮动式核电站发展的整体要求，其发展仍面临政策标准不完善、监管体系不健全等问题，亟待建立更加完备的海上核能监管体系。

三、浮动式核电站的未来展望

尽管浮动式核电站的发展仍面临诸多困境，但随着相关技术的持续进步，以及全球脱碳化趋势的不断深入，浮动式核电站的发展速度定将进一步加快。同时，以美国、俄罗斯为代表的传统核能大国将持续加大在浮动式核电站领域的投入，以在满足本国电力需求的同时，抢占浮动式核电站的发展高地。总体来看，浮动式核电站的未来发展将呈现如下两大趋势。

一是驳船式核电站技术将愈发成熟，并将逐步成为浮动式核电站的主流发展方向。与其他类型的浮动式核电站相比，驳船式核电站的发展历史最为久远，且其采用的驳船形式能够发挥传统造船行业的优势，助力浮动式核电站技术实现快速发展，并进一步降低其整体研建成本。目前，美国、法国与韩国等国在发展各自代表型浮动式核电站的同时，均同步聚焦于驳船式核电站。其中，法国船级社（Bureau Veritas，BV）与美国ThorCon公司于2022年达成技术认证协议，将合作开发一种集成在驳船内的500MW浮动式核裂变发电站，用于在印度尼西亚运营。韩国三星重工（Samsung Heavy Industries，SHI）的驳船式核电站设计概念于今年1月获得了美国船级社（American Bureau of Shipping，ABS）颁发的原则性认可证书，该公司将基于丹麦Seaborg Technologies公司研发的紧凑型熔盐反应堆技术来开发其浮动式核电站。俄罗斯除“罗蒙诺索夫院士”号外，还计划建造多艘驳船式核电站，以进一步提升为远东等偏远地区供电的能力。由此可见，各国正大力推进驳船式核电站的研建进程，未来该型核电站将逐步成为浮动式核电站的主流发展方向。

二是浮动式核电站的将成为临海、多海洋国家实现脱碳目标的重要选择，其商业应用前景将更趋广泛。近年来，全球季候变暖不断加剧，引发了包括冰川融化、极端高温、森林火灾等在内的一系列灾害性气候问题，节能减排已成为全球最为紧迫的议题之一。同时，随着全球化石能源价格的持续上涨，能源返贫或将成为每一个国家和地区发展道路上都需要面临的问题，能源转型迫在眉睫。在此背景下，水能、风能、太阳能以及核能等清洁能源在各国能源体系中的地位不断上升，成为了推动各国能源转型、实现脱碳化目标的重要选择。作为核能领域的新型产品，浮动式核电站不仅能够节省大量化石燃料，同时还能够有效降低温室气体的排放，并避免释放有害物质，在经济性、环保性等方面具有明显的优势。对于俄罗斯、印度尼西亚等临海、多海洋国家而言，浮动式核电站具有广阔的商业应用前景，且其前景会随着全球脱碳化趋势的不断深入而更趋广泛。未来，随着相关技术的持续进步，各国将更加聚焦于浮动式核电站的发展，以加速推动全球能源低碳发展和绿色复苏，为如期实现联合国2030年可持续发展议程增添动能。

四、结语

浮动式核电站凭借着传统核电站无法比拟的诸多优势，已逐步成为了各国争先研究的课题之一，拥有着广泛的发展前景。现阶段，我国在浮动式核电站领域已开展一系列前沿性研究，并取得了一定的成绩，但距离实现浮动式核电站的商业运营还有着一定距离，仍有着较大的进步空间。未来，持续加大对浮动式核电站的研发投入，并同步推进海上核能监管体系的完善工作，对于我国海洋权益维护、海洋资源开发以及核能应用拓展等均具有重要意义。

国际电力网2023-02-23

确保中国首个自主核电站安全发电

这里，是中国核电起步的地方。

这里，拥有中国自行设计、建造和运营管理的第一座30万千瓦压水堆核电站。

9台运行机组，总装机容量660万千瓦，年发电量约500亿千瓦时，使其成为我国目前核电机组数量最多、堆型品种最丰富的核电基地。

这里就是位于浙江省海盐县的中核核电运行管理有限公司秦山核电基地（以下简称秦山核电）。

秦山核电落地浙江以来，浙江省特种设备科学研究院长期为其提供高标准技术服务支撑，多举措提升核电站安全运行能力，助力秦山核电实现安全发电30余年。特别是2022年，省特科院围绕“保安全、促发展、惠民生”工作主线，为秦山核电如期开展400余台/次的锅炉、压力容器、电梯等特种设备监督检验、定期检验工作，保障秦山核电在党的二十大、全国两会及北京冬奥会等重要时段顺利完成电力保供任务，有效提升了秦山核电特种设备安全管理水平。

突出本质安全 全方位做好检测工作

2022年，浙江省特科院组建起重机械、锅炉、电梯、压力容器4大类特种设备检验团队，共计350余人次检验人员参与现场检验，最长累计检验时间多达67个工作日。

检验人员克服重重困难，如期完成锅炉法定检验任务，并提出优化改进建议百余条。疫情较重期间，检验人员完成秦山核电9台机组中7台机组的压力容器大修工作，涉及380余台容器年度检查和35台容器的定期检验。

通过细致深入检验，检验人员及时发现部分电厂压力容器设备潜在隐患，协助电厂制定焊接修复技术方案和技术要求，有力保障了修复工作的维修质量。

成立攻关小组 创新开展设备安全评估

鉴于秦山核电的相关起重设备有不少已接近设计使用年限，而且设备运行环境潮湿、腐蚀性大，让人难以清晰了解起重设备结构与重要零部件内部的性能状况。基于决策要求和保障核电安全运行的现实需求，秦山核电向浙江省特科院提出技术支撑服务请求。

浙江省特科院积极响应，成立攻关小组，创新开展安全评估工作。攻关小组吸收全院在一线检验多年、现场经验丰富的检验人员，组建了一支专业力量强大的技术团队。攻关小组先后多次赴现场与核电站技术部进行面对面交流，根据核电站需求制定具有针对性的安全评估方案，全面覆盖起重设备管理制度、维保项目、设备现状、技术支持等评估及整改情况复评。

攻关小组根据《起重机械安全评估》等最新国家标准，对秦山核电9台机组84台重要起重设备现状进行全面评估，提出352条（项）设备优化提升建议，在后续隐患改造中持续提供技术支持并进行复评；对秦山核电起重设备预防性维修大纲、维修策略、备件定额等维保项目进行合理性及有效性评估，帮助健全完善基地起重设备管理制度。

提质增效显著 理论与实践全面提升

安全评估实施一年来，秦山核电起重设备管理制度、维保项目、设备安全等方面均得到显著完善和优化，有力提升了核电站起重设备安全管理水平。

为了促进安全管理提质增效，浙江省特科院依托国家特种设备科普教育基地、应急救援演练场所等平台资源，先后组织两批技术人员到海宁基地参观学习，开讲起重设备应急救援培训等课程，为秦山核电梳理、提供起重设备相关标准与技术规范达26项。通过一系列技能培训及法律法规宣贯活动，秦山核电起重设备的维保、管理、操作等相关人员能力得到了理论与实践的全面提升。

新浪财经2023-03-03

电力行业投资策略：政策、管理、经营三维革新(上)

一、政策估值面：中特估值体系加速，央国企价值重估在即

（一）央国企普遍低估值，中特估值下电力企业具备重估价值

监管层多次强调“中国特色估值体系”，央国企估值有望重塑。2022年11月21日， 证监会主席易会满在2022金融街论坛年会上，首提“探索建立具有中国特色的估值 体系”；12月2日，上交所在《中央企业综合服务三年行动计划》中提出“服务推动 央企估值回归合理水平”；2023年2月2日，中国证监会召开2023年系统工作会议再 次提出“逐步完善适应不同类型企业的估值定价逻辑和具有中国特色的估值体系”。 我们认为央国企的价值重估是“中特估值”体系中的重要一环，尤其是在当前央国 企二级市场估值普遍低于民企情况下，中特估值体系下央国企有望迎来价值重塑。

公用事业央国企市值占比近九成，央国企改革和产业转型将带动成长型国企价值重 估。截至3月7日，A股六成以上公用事业企业为央企或地方国企，细分行业中，核 电、电能综合服务、火电、水电子行业的国央企比例均在90%以上，民企主要集中 于燃气、热力服务和光伏企业中。从市值来看，央企和地方国企总市值占比达88%， 在公用事业行业中占据主导地位。

板块估值位于历史低位，传统电源盈利改善叠加绿电装机加速，价值重估可期。我 们复盘2010年以来的公用事业板块估值，当前仅处于PB 17.5%、PE 43.9%分位， 且央国企估值显著低于民企。当前板块PB估值相对PE处于低位，主要系近两年火电 严重亏损，板块盈利处于低位，同时火电公司多为央国企，也导致央国企市盈率超 越民企。我们看到当前新能源建设加速，而央国企作为建设的主力军，有望迎来一 轮新的装机增长。同时，受过去两年煤炭价格高企、来水相对偏枯的影响，板块盈 利亦处于底部。板块有望迎来盈利底部反转、成长体系重塑。

子板块估值差异明显，各板块估值均处于历史低位。公用事业各子板块商业模式和 发展空间存在明显差异，因此估值高低和变化趋势有所不同。水电板块估值相对稳 定；火电板块受燃料成本周期波动影响，市盈率波动较大；绿电板块估值经历了跌涨-跌的过程，三峡能源和龙源电力两大龙头上市带动了板块一轮估值提升，但随后 硅料成本、储能成本压制了绿电成本性，估值迅速回落；核电板块在经历了 2016-2018年三年核准停滞，估值逐渐回落至历史低位。截至3月7日，从PE角度来 看，水电、火电、绿电、核电估值分别处于36.3%、87.8%、11.6%、2.3%分位， PB估值分别处于39.3%、15.9%、11.3%、1.4%，各板块均处于历史低位水平。

（二）板块具备优质现金流创造能力，能源基建再投资驱动成长

尽管板块处于低估值状态，但水电、核电、绿电盈利稳定且高质量，火电亦具有优 秀的现金流创造，可进行能源基建再投资驱动成长。 水电、核电盈利稳定，绿电利润快速增长。2016-2021年，水电、核电、绿电归母 净利润CAGR分比为4.5%、8.4%、15.1%，水电板块虽然增速缓慢，盈利受来水波 动影响，但长期盈利稳定提升；核电板块利润增速有所放缓，但盈利稳定受外部影 响较小；绿电板块保持高增长态势；火电板块受燃料成本周期性波动影响利润波动 较大，2021年出现较大亏损，也是估值低的核心原因。

水电、核电、绿电具备高净利率，资产盈利质量高。2021年水电、核电、绿电板块 净利率分别为32.8%、20.8%、17.9%，ROE分别为10.9%、11.1%、8.7%，资产盈 利质量高。

存量资产现金流创造能力强，具备再投资能源基建能力。电力行业是重资产行业， 折旧是成本的主要部分，因此各板块都具备优秀的现金流创造能力，并以此为基础 保持高分红和资本支出，水电、火电、核电均具备再投资能力，火转绿、水风光一 体化为传统能源提供新成长。

综合来看，水电凭借稀缺优质资产和高分红水平可保持当前较高估值水平；火电转 型储能调峰，充裕现金流保障新能源投资转型，将由低弹性的周期股转向业绩增长 的成长股，估值有望重塑；核电具备高盈利和高现金流，审批重启后成长空间打开， 当前低估值有望修复；绿电板块此前受硅料价格和配储成本影响成长性减弱，当两 个压制因素缓解后成长性回归，估值有望再度提升。

二、管理面：三视角看待电力中特估值，央国企改革潜力巨大

三视角看待电力中特估值，央国企改革潜力巨大。其一，多家电力公司所属的央国 企集团内仍有大量存量资产，截至2021年底，六大集团内未上市装机占比42.6%， 推动资产重组、证券化值得期待。其二，两只新能源REITs已获核准，未来电力公 募REITs有望加速推进，将有效盘活存量资产，提升资产周转率与融资能力。其三， 多家电力企业积极优化公司治理，引入股权激励、职业经理人等改革手段。

（一）电力央国企资产重组进行时，存量资产证券化空间充裕

多家公用事业国企积极响应国企改革，向内、向外提升整体效能。2023年初国企三 年改革行动收官，两网六大发电集团均取得了预期的改革成果。从电力国企的改革 措施来看，主要包括向外资产重组、资产证券化，以及向内体制机制改革三大类。 例如大型电力集团内部频繁的资产并购重组、龙头电力和电网平台上市实现资产证 券化、以及电力国企近三年来持续进行的市场化经营机制优化。

电力央国企资产重组进行时，整合产业提质增效。在国改的大背景下，国资委要求 国有资本精细化主业、明确板块归属、加大优质资产注入上市公司的力度、积极推动兼并重组和产业链专业化整合。电力央国企改革的速度加快，近三年来电力国企 通过资产置换、并购重组等方式实现产业转型、减少同业竞争、进行专业化重组。

电力央国企资产证券化加速，成立专项上市平台覆盖市场需求。近三年两网和大型 发电集团紧跟市场需求成立新能源、储能等专项电力公司，南方电网旗下的南网能 源和南网储能分别于2021年、2022年上市，承担综合能源业务以及抽水蓄能及电化 学储能业务；三峡集团及国家能源集团分别以绿电龙头三峡能源及龙源电力上市A 股，电力央国企资产证券化加速。

央国企集团保有大额存量资产，资产重组、证券化空间充裕。大型发电集团旗下拥 有众多发电资产，注入上市公司的仅为其中部分，从总装机量来看，截至2021年， 国家电投、华电集团分别存有65.8%、61.1%的未证券化装机，而其余发电集团的未 证券化装机也均在30%左右；分电源来看，截至2021年国家能源集团仍存有82.6% 的光伏资产，华电集团保有80.4%的水电资产和95.8%的新能源资产未注入上市公司， 未来电力企业存在充裕的资源整合空间。此外，目前国家电网旗下资产同样存在证 券化可能。

（二）新能源 REITs 提升估值助力扩表，加速存量资产盘活

公募 REITs 带动“投资-运营-REITs-再投资（并购）”的良性扩张加速形成，盘活 资产-加速装机-提升估值的成长闭环将持续演绎。在预期新能源装机快速增长、可 再生能源补贴尚未完全发放的背景下，新能源 REITs 的发行将助力电力企业快速回 笼资金，投入到新的新能源项目建设中，叠加近期硅料价格快速下跌、光伏项目投 资成本下降，预计新能源装机增速有望提升、成长预期持续打开。 本次通过新能源 REITs 的发行，上海电力拟将募集资金用于 11 个新能源项目投资， 其中 2 个风电项目 9 个光伏项目，合计装机达 2.64GW，预计投入募集资金 22.66 亿元，大力提升项目周转效率。京能发展（北京）拟将募集资金用于 6 个新能源项 目，合计装机 1.51GW，预计投入募集资金 6.45 亿元。

首批新能源 REITs 已获核准，加速存量资产盘活。2022 年 12 月 30 日中信建投国 电投、中航京能 2 只新能源公募 REITs 申报获受理，3 月 2 日，两只 REITs 均获 得证监会核准，其底层资产分别为国家电投江苏滨海北 H1、H2 海上风电和配套运 维驿站以及京能国际榆林光伏、晶泰光伏项目。此前，深圳能源已成功发行了我国 首单清洁能源基础设施公募 REITs，底层资产是东部电厂（一期）项目（天然气发 电）。中信建投国电投项目标志着以“五大”为代表的电力央企进军公募 REITs， 预计未来将有更多新能源项目进入市场。

新能源项目运营稳健，符合基础设施公募 REITs 申报要求。新能源发电项目作为能 源基础设施的重要部分，在双碳目标中扮演重要的角色，同时新能源项目盈利稳定， 首批两只新能源 REITs 的底层项目均已并网多年，享受高补贴电价。针对项目公司 存在大量可再生能源补贴未回收的情况，中信建投国家电投公募 REITs 项目公司与 银行签署《保理业务合作协议》，银行平价购买公司账龄超过 1.5 年的国补应收账 款；中航京能公募 REITs 则以卖断出表的形式在年底前按照一定折扣后价格一次性 卖断国补应收账款，两种措施均可保证项目公司可供分配金额的稳定性。

REITs 赋予市场绿电估值视角，两单增值率分别为 24.8%、22.6%。滨海公司、京 能光伏评估价值分别为 75.13、27.68 亿元，增值率分别为 24.8%、22.6%，预计 2023 年净利润分别为 2.47、1.63 亿元，项目估值/2023 年预计净利润分别为 30.4、 17.0 倍，尤其是在当前市场对绿电估值不明晰的节点，赋予市场更多估值视角。

（三）国企考核强调资产盈利质量，电力企业积极优化公司治理

国企考核体系精细化，考核重点从扩大资产规模转向提升盈利质量。2023年国资委 新增ROE作为国企的考核指标，较之前的营业收入利润率，ROE的考核更为全面， 要求国企在资产负债率保持稳定的基础上进一步提高净利率和资产周转率；同时， 新增现金比率考核，有望改善国企经营性现金流；资产负债率由2022年的“控”改 为“稳”，存在一定的弹性空间，利于企业减少资金束缚加速项目周转。考核体系 变更的目的在于要求国企在保持一定的债务融资规模的前提下，加快项目周转，提 高净利率和经营效率，改善盈利能力。

电力国企积极优化公司治理，提升整体效能。电力国企积极响应改革号召，纷纷推 出公司内部的深化改革三年行动方案（2020—2022年），从提升市场化管理水平、 深化混合所有制改革、健全薪酬分配和激励制度、优化战略布局、引入职业经理人 等多方面进行公司治理，提升整体效能。

三、经营面：时间的煤硅加速演绎，行业迎来底部反转

（一）煤硅价格回落、电价体系逐步清晰，时间的煤硅演绎加速

时间的煤硅逻辑演绎加速，行业迎来底部反转。（1）电煤：近期煤价持续回落，最 新秦皇岛Q5500煤价1120元/吨，相较去年10月高位1599元/吨跌幅达30.0%，且库 存仍处高位（北方港存高于去年同期42.9%），进口煤价格低价优势显著。我们看 好现货价格下降叠加长协比例提升，降低综合用煤成本带来火电盈利改善。（2）硅 料：硅料价格已经大幅下降，当前光伏装机已有增长苗头，2022年下半年暂缓的装 机有望在2023年逐步加速，绿电的成长性值得期待；（3）电价：火电燃煤标杆上 浮比例持续，赋予多类电源年内较好的价格基础，期待容量电价落地明确调峰成本， 电价具象化可期。当前电力板块煤硅电价三重改善，今年既是转盈年又是装机年， 攻防兼备值得期待。煤、硅、电价三要素均有望在2023年迎来持续改善。

煤：海外煤价继续下行，煤炭进口量已连续5个月保持高位。根据百川盈孚，2023 年1月中旬起印尼烟煤Q5500价格持续回落， 3月7日最新价格达1091元/吨，较去年 11月初的高位1450元/吨降幅达24.8%；秦皇岛动力煤市价加速回落，3月7日已降至 1120元/吨，相较去年10月高位1599元/吨跌幅达30.0%，两者价差缩小至29元/吨。 2022年我国动力煤进口量为2.18亿吨，同比降低15.7%，伴随欧洲煤电、气电等化 石能源发电量占比迅速下降，进口煤逐步恢复以及电煤管控加强，我们继续看好2023 年进口动力煤的持续恢复，将有望带来第一、二季度进口量的同比大幅提升；此外， 测算2023~2025年我国火电发电量同比增速有限，预计国内动力煤供需关系有望持 续改善，带动长协比例提升从而促进综合用煤成本下降。

硅：近期组件硅片价格有所回升，或将进入供需博弈期。节前硅料价格有所回升， 根据PVinfoLink数据，组件出口量连续三月衰退，此前由于需求不景气带动多晶硅、 硅片价格均出现高位回落，近期有所调整，3月1日182、210mm单晶硅片现货价格 升至6.22、8.20元/片，较去年8月的高价降幅均达17.3%。根据PVinfoLink《2023 光伏市况更新》观点，虽厂商调整开工率有可能造成短期价格波动，但受到供给过 剩影响，全年价格趋势仍呈现明显下降。展望未来，我们认为伴随组件价格的下降 以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期，但仍需关注供需博弈带来的集中式电站 需求释放速度与组件设备价格。

电价：电价上浮比例持续，成本具象化可期。一方面，2023年电价上浮比例大概率 将持续（参考广东、江苏、陕西、海南等地均为顶格上浮），为火电提供盈利恢复的 关键窗口期，也赋予多类电源年内较好的价格基础。另一方面，2022年以来，电改 预期持续增强，中电联政策建议明确容量电价并推动煤电联动、广州政策推出零售 侧浮动电价、以及电力现货市场规则发布也将推动辅助服务与容量电价体系趋于完 善，期待容量电价落地明确调峰成本，电价具象化可期。

（二）时间的煤硅驱动火电盈利反转，转型火储价值重估

参考欧盟电力结构演变启示，风光消纳将成为未来关注重点。2015年是欧盟风光发 电量占比首次超过水电，我们认为此时点意义重大，丹麦、德国等欧盟国家迅速推 动火电灵活性改造，并扩大有调峰能力的气电迅速发展。我们认为风光发电量的提 升带来并网消纳问题，最佳解决手段就是发挥主力电源（尤其是煤电、气电）的调 峰作用。总结来看，欧盟的启示在于相对原因可控的主力火电电源的调峰化+风光占 比提升的必然趋势、原因不可控的气象与国际局势带来阶段性的能源价格波动+火电 等基荷能源的电量补齐。类似欧洲，我国也即将进入风光发电量占比超过水电的节 点（2022年分别为11%、14%），或将加速消纳需求提升。

火电灵活性改造是当前最具可行性及经济性的调峰方式。我国以火电为主（2021 年火电装机容量占比 55%）的能源结构，决定了火电灵活性改造是增强系统调峰能 力的重要方式。对比各类调峰/储能电源，从可行性上来看，抽水蓄能建设周期长、项目投资大，电化学储能电池安全性和大规模商业化运用经济性仍然有待验证。我 们认为火电灵活性调峰是较为匹配能源结构，又符合火电运营商禀赋的调峰手段。 贵州、内蒙政策强化火电灵活性改造配比风光，基于此类政策，我们预期火电企业 将加速改造，火电向调峰电源的转变也将带动火电从低弹性的周期股逐步成为业绩 增长且储能价值凸显的成长股，未来价值将持续挖掘。

传统能源调节新能源出力，看好火电龙头加速转型风光煤火一体化。2021年2月， 国家发改委、发文明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通 道并配套煤电灵活性改造。2022年5月30日国务院发布《关于促进新时代新能源高 质量发展的实施方案》，提出要推动煤炭和新能源优化组合、加快煤电机组灵活性 改造，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。针对我国以风光大基地开发模 式的背景下，风光煤火储一体化是最被认可的成长范式。对火电企业自身而言，基 于现有火电布局优势+现金流能力，挖掘火储潜能，积极投身绿电建设也是未来成长 的最大空间。

网易2023-03-13

电力行业投资策略：政策、管理、经营三维革新(下)

（三）水电量价双升可期，核电低估值提升在即

时间的煤硅加速演绎下，电力各板块均有受益。火电燃煤标杆上浮比例持续，赋予 其他电源较好的价格基础，跨省水电、绿电、核电均可参考上浮；硅料价格下降，纯绿电公司、水风光一体化等均受益于绿电建设提速。 水电：跨省水电落地电价提升，江苏、广东提供定价新范式。江苏省发改委对雅砻 江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电 价参考江苏省年度交易成交均价，2023年江苏省年度交易成交均价较基准价上浮 19.35%，锦官电源组和白鹤滩送苏电价接近顶格定价。广东省对外送电量给予三种 定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能水电澜上电站送广东电量均据此定价， 分别是保量保价、保量竞价、市场化交易，在保量保价之外，保量竞价和市场化交 易均参考广东各月月度市场化交易结果确定，2023年广东省年度交易均价较基准价 上浮19.63%，而2022年仅上浮7.3%，因此2023年送广东参与市场化交易的水电电 价仍有提升。

水电龙头布局新能源，水风光一体化贡献新成长。长江电力在金沙江下游建设水风 光一体化基地，基地规划风光装机15GW，并与集团子公司共同出资设立三峡陆上 新能源（长江电力持股33%）；雅砻江水电在雅砻江流域打造水风光基地，2022年 开工建设坷垃光伏和腊巴山风电项目（合计1.19GW），预计2023年投产；华能水 电在澜沧江流域规划10GW光伏项目，2022年已投产4个项目；桂冠电力在红水河流 域及其他地区拟投资建设20余个新能源项目。水风光一体化已经成为水电公司第二 成长点，2022年硅料价格高企影响风光建设速度，在硅料价格降低后，风光建设有 望提速。

核电：审批重启、电价上浮，低估值核电运营商极具性价比。截至2022年底，我国 核电装机55.53GW，《“十四五”现代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五 末期核电装机容量达到70GW。2022年共核准10台核电机组，是2009年以来核准数 量最多的一年，审批重启再度打开核电的成长空间。受益于市场化电价上浮，核电 折价消失带来盈利持续上修。2023年全国市场化交易电价相比基准价顶格上浮持续， 叠加核电市场化交易比例不断上升，将带来核电盈利预期持续上修。当前核电估值 明显低于水电、绿电，截至2023年3月6日，中国核电、中国广核PB估值分别为1.50、 1.35倍，远低于其他电力龙头，在中特估值下估值有望重塑。

绿电：硅料价格及配储成本为绿电投资核心，火电及绿电龙头加速规划新能源建设。 硅料价格维持高位、配储要求提高投资成本，引发市场对绿电公司成长性的担忧， 年内龙头绿电公司估值水平出现回落。目前硅料价格已大幅回落，光伏装机已有增 长苗头，2022年下半年暂缓的装机有望在2023年逐步加速，绿电的成长性值得期待。 同时火电燃煤标杆上浮比例持续，赋予绿电年内较好的价格基础，期待容量电价落 地明确调峰成本。新增绿电装机集中于大型电力集团，五大电力集团十四五拟新增 绿电装机占行业新增装机（行业新增6.75亿千瓦，对应十四五末12.1亿千瓦）的49%， 央企投资执行力强，投资成本、配储成本明确后，绿电建设有望提速。

四、重点公司分析

（一）华能国际：风光快速发展，期待火电扭亏为盈

火电为基础，十四五全力发展新能源。公司是我国电力龙头企业，2022年末控股装 机127GW（火电占84%），全年完成上网电量4252亿千瓦时。2022年预计归母净 利润亏损70~84亿元，主要系新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等影响；看好现货 价格下降叠加长协比例提升，降低综合用煤成本带来公司火电盈利改善。参照公司 规划，2025年末风光装机目标达55GW（风电29GW、光伏26GW），2022年仅新 增风光6GW（年初规划值8GW），观察最近硅料价格已经大幅下降，暂缓装机有望 在后续逐步加速，绿电成长性值得期待。

（二）华电国际：期待火电盈利转正，关注华电新能 IPO 进程

全国性火电龙头，直接持有华电新能31%股权。截至2022年6月底，公司控股装机 53.41GW，其中燃煤42.36GW（占总装机79.3%，下同），燃气8.59GW（占16.1%）， 水电2.46GW（占4.6%）。2022年预计归母净利润扭亏为盈0.1~2亿元；全年完成发 电量2209亿千瓦时。考虑公司燃煤成本仍存改善空间、而电价高位保持，期待火电 业务恢复盈利。2021年中公司用新能源资产换股，现直接持有华电新能（集团新能 源平台）31%股权，华电新能拟登陆A股募资300亿元用于15GW新能源项目建设及 补流；华电集团十四五拟新增新能源装机75GW，预计华电新能持续高增长可期。

（三）福能股份：期待煤电盈利回升，海风竞配落地

福建省属平台，全力转型新能源发电。公司隶属于福建省能源集团，截至2022年6 月末控股装机5.99GW，其中燃煤/燃气/风电分别为2.6/1.5/1.8GW。2022全年预计 实现归母净利润25.37~26.63亿元（同比+100%~110%）。2022H1煤电已实现净利 润2.75亿元(不含晋南热电)、Q4煤电电量大幅提升，预计盈利环比改善，看好2023 年长协煤履约提升等因素影响下，公司综合用煤成本的下降带动盈利持续回升。海 风方面，当前风机大型化趋势显著、海风造价成本有望继续下降；公司作为省属电 力平台，坐拥优质海风资源，期待福建省海风竞配进程加速，看好公司在海风项目 方面持续发力。

（四）上海电力：股权激励剑指清洁能源，煤价下降提速火电反转

国家电投旗下重要电力平台，股权激励加速清洁能源装机。公司隶属于国家电投， 业务立足上海江苏辐射全国， 2022Q3控股装机19.98GW，其中煤/气/风/光分别为 9.19/2.87/3.88/4.04GW，清洁能源装机占54%。2022年6月股权激励落地，考核ROE 及清洁能源装机占比。2022全年预计归母净利润扭亏为盈3.01~3.53亿元。公司煤炭 外购比例较高，近期已观测到进口煤价下降，预计伴随长协占比提升及煤价回归合 理水平，公司煤电业绩将持续改善。新能源装机占比已达40%，十四五预计新增风/ 光分别3.45/8.15GW；此外，公司积极发展氢能、储能业务；12月末2.45亿元完成 对匈牙利Tokaj光伏项目收购，加快国际化进程。

（五）宝新能源：业绩对煤价高弹性，新增装机储备多

广东地区民营火电龙头，火电装机弹性高。公司是广东地区民营火电龙头，2021年 末在运装机为3.52GW，2022年预计归母净利润盈利1.6~2.4亿元（同比下降 70.9%~80.6%）。公司火电燃料主要是市场煤，若煤价下跌业绩弹性较大，亦期待 公司2023年煤炭长协比率提升。测算若综合用煤成本每下降30元/吨时（考虑煤矸石 及劣质煤），对应度电毛利将提升0.0095元/千瓦时。另有火电在建2GW、远期规划 6GW，装机储备多；联合中广核运营汕尾后湖0.5GW海风。

（六）粤电力：量价双升+煤硅共振，风光火储齐头并进

区位资源及风光火储一体化优势显著，十四五全力发展新能源。公司是广东省属国 资控股唯一资产过千亿的上市公司，2022年末公司可控装机容量31.4GW，其中控 股装机29.7GW（煤电/气电/可再生分别为20.6/6.4/2.8GW）。2022年发电量1141 亿度，其中煤电/气电分别占82%/13%。2022全年预计归母净利润亏损26~31亿元， 主要系煤价高企导致火电利润大幅下滑。2022年至今已新增核准8GW煤电、2.1GW 气电，看好公司火电侧保持装机、电价、利润率的三重提升；十四五拟新增风光14GW， 区位资源及风光火储一体化优势显著。

（七）长江电力：乌白注入、来水修复，公司业绩有望跃升

乌白注入、来水均值修复，公司2023年业绩有望大幅跃升。2022年公司预计实现业 绩214亿元（同比-18.6%），其中Q1/Q2/Q3/Q4业绩分别为31/82/77/25亿元（分别 同比+9.3%/42.7%/-30.3/-63.4%），下半年业绩下滑幅度较大主要系来水严重偏枯 以及投资收益不及预期影响。受来水偏枯以及上游电站蓄水影响，2022年公司实现 发电量1856亿千瓦时（同比-10.92%），其中Q3/Q4分别同比下降34.2%/33.6%。 考虑22年极端来水偏枯情况，期待23年来水向均值修复及六库联调增发提效。云川 公司已完成过户成为公司全资子公司，2023年乌白电站将开始全面出力，测算乌白 正常经营下净利润可达75亿元，考虑六库联调增发可达86亿元。

（八）中国核电：审批重启、电价上浮，估值存修复可能

低估值核电龙头，量价齐升业绩稳健增长。22年公司预计实现归母净利润89.5~92.0 亿元（调整后同比增长11.34%~14.46%），其中Q4预计实现净利润9.2~11.7亿元（调 整前同比降低40.0%~23.7%），全年业绩增长主要系量价同比提升， 22年公司完 成发电量1993亿千瓦时（同比7.0%），四季度业绩下滑或因费用增加。截至22年末， 公司拥有在建+核准核电装机12.55GW，在建新能源项目装机5.73GW，成长空间充 足。截至2023年3月7日，公司PE（TTM）、PB（LF）分别为12.8、1.5倍，估值存 在修复空间。

网易2023-03-13