（报告出品方：国金证券）

1、复盘与展望： 23 年存在较多阶段性机会，24 年需求多元化发展

1.1 2023 年复盘：板块处于新型电力系统建设关键时期，存在较多阶段性机会

2023 年传统与新兴需求协同发展，全年电网板块主要受三大事件影响。电力设备板块核心矛盾以往主要为对于电网公司投资预算的把握，但 23 年除了传统市场部分：①特高压 工程大规模核准招标(4 直 2 交)、②数字化、配电网升级以外，我们同样看到了新兴市 场的崛起：①新能源电站配套电力设备建设需求增长、②电力市场化改革进程不断加速， ③海外出口景气度上行。回顾 2023 年全年，电力设备板块主要受三大事件催化： 1） 国网 5200 亿元投资（1 月）：国网董事长对外宣布电网全年投资将超 5200 亿元，再 创历史新高，聚焦抽蓄、特高压、数字化转型等方向，市场对全年预期较高。 2） 保障迎峰度夏需求（5 月）：全国多地已经迎来高温天气，且多数为提前到来,同时高 温天气拉动用电量和最高负荷快速增长，叠加来水情况同比仍处于低位、火电顶峰 装机增长不及预期，电力系统紧平衡，电力 IT 等板块持续走强。 3） 促消费成为政策发力点（7-8 月）：《关于恢复和扩大消费的措施》发布，一系列促销 费政策措施密集出台助力市场复苏，具备逆周期属性的电网板块调整了近 1 个月。

国网历史沿革：当前处于新型电力系统建设关键阶段，新能源消纳配套建设加速进行。 1） 2001-2009 年为电网快速建设阶段：①电网建设基础相对落后,主网和配网建设空间 大，电网投资年复合增长速率为 21%；②全国经济高速发展，电力需求旺盛，电力 供应紧张问题突出；③电改 5 号文落地，引入市场竞争、投资活跃度提升。 2） 2010-2018 年为坚强智能电网和特高压建设阶段：①电网投资复合增速降至 5.70%， 主网架构已基本建成；②智能电网环节为发展重点，信息化技术快速发展，投资侧 重用电、配电与变电智能化环节。③特高压建设投资及规划节奏波动较大。 3） 2019-2020 年能源互联网阶段：推动泛在电力物联网建设、信息化投资结构性爆发。 4） 2021 年后为新型电力系统关键阶段：服务“双碳”顶层战略，增长主要系特高压外 送通道建设，以及配电网升级以支撑高比例新能源接入。2023 年电网建设加速，去 年的部分工程延期至 23 年开工，4 条特高压直流线路完成招标，主网设备招标同比 大幅增长。

2021-2022 年一次设备营收和业绩增速均高于二次设备，2023 年二次设备板块增速重新 超过一次设备。我们共选取了 52 家一次、二次重点企业作为参考标的，一次设备方面， 2023Q1-Q3 实现营收 2148 亿元，同比+13%、实现归母净利润 186 亿元，同比+12%;二次 设备方面，2023Q1-Q3 实现营收 1000 亿元，同比+14%、实现归母净利润 113 亿元，同比 +13%。2023 年以来，二次设备板块增速相对较高，重新超过一次设备，主要系板块整体 表现稳健、部分龙头企业国内网外、海外市场拓展顺利。

1.2 2024 年展望：网内网外需求多元化发展趋势明确，聚焦新能源可靠消纳问题

电网行业已从曾经以国网南网为主要需求，转变为以国内网内为基本盘，向国内网外和 海外拓展的多元化发展模式。

2、新能源配套升级建设为电网投资扩建的首要驱动因素

2.1 行业逻辑：电网投资主要受四重因素驱动，聚焦输、变、配、用电环节的配套建设

电网投资四大驱动因素：除了对日益增长且多元化发展的用电侧需求做出响应之外，当 前电网投资的首要驱动因素是新能源装机量快速提升带来的配套设施扩建的需求。此外， 电网行业的逆周期属性、以及对民生和安全的保障，也是另外两大长期存在的驱动因素。 电网投资资金去向：1）在输变电环节中主要体现在特高压新增线路、主网线路长度的增 加、跨省跨区输送电量的提升、变电设备的持续扩容；2）在配用电环节主要体现在城市 和乡村供电质量与可靠性的改善、综合线损率的控制、以及平均停电时间的缩短。

2.2 新能源装机量、发电量占比不断提升，电力需求日益增长且多元化发展

2.2.1 发电侧：新能源新增装机、发电量、电源投资占比持续提升

2023 年 1-10 月份风电和光伏新增装机占比已上升至 72%。新能源发电设备的新增装机容 量增长迅速，23 年 1-10 月，全国可再生能源发电装机新增 1.9 亿千瓦，同比+91%，其 中风电新增 3731 万千瓦、光伏新增 1.4 亿千瓦，风电和光伏发电新增装机占全部新增发 电装机比重分别达到 15%和 57%。

2023 年 1-10 月份风电和光伏电源投资占比已上升至 67%，电源投资持续向新能源转移。 23 年 1-10 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资 6621 亿元，同比+44%，其中，光 伏发电 2694 亿元，同比+71%；风电 1717 亿元，同比+43%。风电和光伏投资占全部电源 投资的比重分别达到 26%和 41%。

2023 年 1-10 月份风光发电量占比升至 12%，近两年发电设备平均发电小时数呈下降趋势。 23 年 1-10 月份，全国绝对发电量为 73330 亿千瓦时，同比增长 4.4%，其中风力发电量 6424 亿千瓦时，同比增长 11%，太阳能发电量为 2436 亿千瓦时，同比增长 12%，电力生 产稳步增长。但在新能源装机比重不断提高的情况下，预计全国发电设备利用小时数将 继续呈降势，传统电源中的水电受降水的影响较为明显；火电在托底作用凸显之下，可 能仍然存在一定增长空间；新能源受发电不稳定影响，设备利用情况变动较大。

2.2.2 用电侧：电力需求持续增加、负荷类型多元化发展

电力需求持续增加，2023 年 1-10 月全社会用电量累计 76059 亿千瓦时，同比+5.8%。分 产业来看，第一产业用电量为 1076 亿千瓦时，同比增长 13.5%，快速增长得益于农业生 产及乡村产业电气化改造升级持续推进。第二产业用电量为 4.99 万亿千瓦时，同比增长 6%，其中高技术及装备制造业、消费品制造业用电量逐季增加。第三产业用电量为 1.38 万亿千瓦时，同比增长 10.6%，其中受电动汽车销量与保有量的高速增长，充换电服务 业增速相对较快。根据中电联数据，预计 23 年全社会用电量将首次超过 9 万亿千瓦时， 达到 9.2 万亿千瓦时，同比增长 6.5%。

随着纯电车保有量的增长，充电桩数量和充电量提升，负荷类型发展更加多元。国内电 网建设完备、具备完善的充电设施条件。截至 2023 年 10 月，国内公共充电桩保有量已 达到 253 万个，同比+37%，1-10 月充电桩充电量达 286 亿千瓦时，同比+66%。预计到十 四五末，我国电动汽车充电保障能力进一步提升，形成适度超前、布局均衡、智能高效 的充电基础设施体系，能够满足超过 2000 万辆电动汽车充电需求。

2.3 近年来电网投资显著滞后于电源投资，24-25 年电网投资有望维持高位

电网投资落后于电源投资的局面有望逐步改善。电源和电网的投资趋势曾较为一致，但 是从 2018 年开始，此趋势发生明显变化，电源投资额迅速增长，当前电源投资已占据整 个电力投资的 64%，电网相应的新电源配套送出工程规划及建设相对滞后。我们认为， 加大电网建设是电力保供和新能源消纳的关键，随着新能源电力设施配套需求增多，电 网建设将进一步加快，资源配置更趋合理。

24-25 年电网投资有望维持高位，预计未来年复合增长率约 5-7%。国内新能源出力占比 增长、整体经济增长处于换挡期、电力系统电气化水平提升导致社会用电结构快速调整， 共同构成了促进未来电网投资规模提升的主要动力。十四五期间，国家电网、南方电网 分别计划完成电网投资约 2.24 万亿元、0.67 万亿元，合计规模将达近 3 万亿元，至 2025 年，两网年均仍需电网投资约 6100 亿元。电网投资额增速方面，我们预计每年复 合增长率约为 5-7%，其中基础的需求增速为 3-5%，以保证常规电网线路扩建、用电侧增 长等，其余增量主要来自于新能源催化。

3、电力设备出海：全球电网面临巨大挑战与机遇，互联和数字化是必然趋势

3.1.全球电网四项考验：供应链紧张、老龄化、施工时间错配、新能源并网压力大

考验一：受外部因素影响，全球电网设施供应链呈紧张态势。疫情和俄乌事件扰乱了全 球能源和技术供应链，导致能源与材料价格飙升，关键矿产、芯片也曾一度短缺，对全 球能源转型构成潜在障碍。而建设输电线路需要多种部件：包含电缆、电线、变压器、 变电站和控制系统等，其中制造电缆和电线的主要材料是铜和铝、变压器铁芯成本占总 成本的 20%以上。以 5 万千伏安电源变压器为例，2020 年前其采购周期一般为 11 个月， 但如今由于劳动力和材料短缺问题，等待期已延长至 18 个月。

考验二：发达地区电网系统老龄化问题严重，部分设施已服役 50 年以上。各国电网系统 在历史发展、投资、现代化建设等影响下，运营年数不尽相同。1）分不同电力设备来看， 其寿命因具体组件、过载和容量问题、环境因素、维护方法和技术进步而有所差异，往 往架空线路/地下电缆/变压器和断路器/变电站自动化系统设计寿命分别为 50-60 年/40- 50 年/30-40 年/15-20 年。2）分地区来看，发达国家中只有约 23%的电网基础设施运营 年数不足 10 年，而 50%以上的基础设施已运营超过 20 年；相比之下发展中国家的电网 系统较新，运营不足 10 年的约占 40%，运营超过 20 年的约 38%。

考验三：全球输电线路系统建设与新能源发电项目建设时间严重错配。大规模的风光发 电基地往往远离人口稠密的城市，因此电力远距离传输至关重要。不同于中国和印度较 短的输电线路施工时间，发达地区输电线路施工时间一般会比新的风光项目耗时得多： 一条超高压架空线路审批和建造通常需要 5-13 年，高电压线路需要 4-8 年，而风光项 目一般在 4 年内即可完成，因此输电项目需要提前规划布局，以降低扩建延误风险。

考验四：电网扩建的延迟阻碍风光项目发展，全球约 30 亿千瓦新能源等待并网。根据 IEA，目前美国、西班牙、巴西、意大利、日本、英国、德国、澳大利亚、墨西哥、智利、 印度和哥伦比亚等的太阳能光伏发电、风电、水电和生物能发电的并网申请容量总计接 近 30 亿千瓦，其中约有 15 亿千瓦的风电和光伏电项目处于后期阶段，相当于 2022 年 风光新增装机的 5 倍。在很多地区中，电网容量的不足阻碍了可再生能源的快速发展， 导致电网阻塞，因此电网升级扩容需求强烈、政策聚焦电网长期规划和电源侧投资工作 协调一致。

3.2 新能源推动全球电网投资规划不断演进，互联化和数字化发展趋势确定

新能源发展推动全球电网投资规划不断演进，各地电网投资需加速增长以实现净零目标。 为制定电网投资规划，以往各国相关机构每 1-5 年开展一次研究，分析电力需求与供给 的匹配程度，以满足未来系统平衡性。但目前全球新能源部署非常迅速，在规划更新不 频繁的情况下，电网较难同步发展，甚至可能滞后于清洁能源目标。近十年来，全球电 网投资每年基本维持 3000 亿美元；过去五年，发达地区电网投资平均增速为 5%。但未 来，根据 IEA 预测：1）发达国家 2025-2030 年年均投资额要高于 2022 年 33%的水平、2） 发展中国家 2025-2030 年年均投资额要达到 2022 年 2 倍，方可实现 2050 年净零目标。

全球电网互联化和智能化发展趋势确定，国内电力设备龙头出海迎来新机遇。 1） 互联化：随着电力需求增长及新能源高比例接入、相邻系统互联将愈加普遍，电网 互联能提供稳定性、能源安全性、电力供需波动管理灵活性，并优化电力交易市场。 2） 数字化：虽然电线电缆、变压器等仍将是电网的主体，但随着源侧和负荷侧波动加 剧，运营决策部门需要实施更多数字化方案来提高电网可观测性，全球数字技术投 资在电网总投资当中的占比已逐步从 2016 年的 12%增加到 2022 年的 20%。 3） 国内电力设备龙头出海机遇：海外市场前景广阔，部分电气设备处于大规模替换阶 段。虽然欧洲等发达地区已存在较多优秀电力设备厂商，但考虑到：①当地电力设 备产能瓶颈、②具有电网行业经验员工的人手限制、③中国相关企业具有完备供应 链，出口经验丰富，我们认为出海长期逻辑将进一步深化，前期积极出海的国内龙 头很有可能迎来一轮估值重塑。

4、特高压和主网建设：特高压为投资主旋律，主网招标规模趋势上行

4.1 特高压建设迎来第三轮发展高峰，24 年后新增线路和柔直方案将为主要催化

特高压建设可划分为五个阶段：五轮特高压建设背景各不相同，但特高压项目凭借高投 资规模、强输送能力等特点，始终是国家电网拉动基建投资、托底实体经济、改善能源 结构的重要手段。2023 年后水风光配套外送输电需求强烈，由此迎来第三轮发展高峰。 1）探索阶段（2006-08 年）：争论较为激烈，用电量增速维持高位、推进试点示范工程 2）第一轮发展高峰（2011-13 年）：坚强智能电网建设周期开启。 3）第二轮发展高峰（2014-16 年）：顺应《大气污染防治行动计划》要求。 4）第一轮重启（2018-22 年）：清洁能源输送需求、用电量回升、拉动基建投资。 5）第三轮发展高峰（2023 年后）：预计十四五期间完成“四直四交”和“五直一交”投 运。

2023/2024/2025 年预计开工 4/5/4 条直流线。“十四五”规划特高压建设已进入后半程， 按照目前建设进展，2021 及 2022 年开工交流 7 项、直流 1 项，当前国网重大项目推进 会明确提出“四交四直”和“一交五直”，特高压建设已进入快速发展阶段，因此金上湖北，陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆四条直流线路已于 2023 年内开工。我们预计 2024 年至少开工 5 条直流线路，包括藏东南-粤港澳、陕北-安徽、陕西-河南、甘肃-浙江、 蒙西-京津冀，达到开工数量历史最高水平。

风光大基地项目外送通道缺口较大，特高压项目数量将存在超预期空间，2024 年后将具 备长周期逻辑。我国第二批风光大基地于 21 年 12 月启动项目报送，第二批大基地项目 总规模为 455GW，其中十四五建成 200GW，外送 150GW，外送比例 75%，十五五建成 255GW，外送 165GW，外送比例约 65%。假设一条额定输送容量 8GW 的直流特高压线路， 平均消纳（配置）12GW 的风光、4GW 的火电，则十四五、十五五期间对应建成线路 11 条、 14 条以上直流线路，目前仍有较多缺口，大基地外送需求将主要支撑特高压线路放量， 2024 年后特高压板块将具备长周期属性。

柔直输电方案前景广阔，预计 2024 年后形成板块新催化。柔性直流输电指基于电压源 换流器的高压直流输电，是继交流、常规直流后的新型直流输电方式。常直输电的约 束条件多，需要发电端、受电端强交流电网才能正常运行，柔直相比于常直，具备适 应性强、灵活调节、故障风险低等优点，适用于风电光伏并网发电、孤岛供电等网架 建设薄弱的区域，以及异步互联、多端直流互联等电网互联，国内已有多个柔直示范 工程落地，例如张北柔直、如东海上风电柔性直流工程等。

柔直线路结构上与高压直流输电类似，但是成本高昂，主要系如柔直换流阀中一般使 用 IGBT 作为主要控制元件，IGBT 在柔直换流阀中的成本占比近 40%，90%以上的 IGBT 器件依赖进口且价格较高。但随着 IGBT 自主化，柔直项目有望放量，柔性直流 项目的主要成本在于换流站，其中换流阀&控制保护系统为核心，未来柔直技术有望 进一步经济化进而实现规模化应用，带动柔直其他核心装置需求提升。

4.2 主网方向：与新能源等电源建设配套发展，招标规模景气上行

主网扩建升级的核心是输配电线路要满足新能源等发电量的电能运输需求。我国的电网 体系根据电压等级的不同，其主要架构分为五层：包括 1000kv/500kv/220kv/110kv/35 或 10kv，其中 220kv 及以上对应主网高压输电线路（500kv 及以上为邻省或省内主网， 220kv 为省内），110kv 为配网线路，35 或 10kv 对应用户线路。220kv 及以上变压设备 容量与发电装机容量比例相对固定，呈现明显的正相关性，主要与新能源等电源建设配 套发展，2022 年 220kv 以上输电线路新增规模增加 38967km，同比增长 21%；跨省输电 量 14610 亿千瓦时，同比增长 14%。

2023 年主网设备招标需求大幅增长，招标规模景气上行。随着国网投资力度和节奏的加 快，以及新能源配套建设提速，23 年以来招标金额明显超过去年同期水平。主网输变电 招标一年内一般有 6 次，2022 年国家电网输变电设备招标 6 次合计中标金额 503 亿元。 而 2023 年以来国家电网输变电设备类现已中标公示 5 次，合计中标金额 591 亿元，同比 +44%，相比前 2022 年有较大幅度增长，因此高压板块相关企业订单增速较强于平均水平。

变压器和组合电器为输变电最核心招标设备。相关一次设备的招标主要包括开关、变压 器、电抗器、电容器、互感器、绝缘子、避雷器、直流输电换流阀及电线电缆等。从 2023 年前五次主网招标中标结果来看，变压器和组合电器占比分别为 29%，开关柜占比 9%，继电保护和变电站监控系统占比 8%、互感器占比 3%、电抗器占比 3%。

5、电力市场化改革：电改已进入明确指引期，十四五后半段存在结构性机会

5.1 2023 年密集出台 800 项电力相关政策，年中后更加聚焦电力市场化改革方向

2023 年上半年政策围绕电力安全和碳达峰、年中侧重迎峰度夏、下半年聚焦电力市场化。 1）1-4 月：围绕电力安全、监管、碳达峰碳中和、十四五规划，电力交易地方政策增多。 国家层面：侧重安全监管和处罚、碳排放、信用体系、乡村振兴、智能化。 地方层面：侧重十四五规划、碳达峰碳中和，四川、宁夏等地电力交易政策增多。 2）5-6 月：各地迎峰度夏压力较大，电力保供政策出台增多。 国家层面：构建电力监管和电场退出机制、电力安全方面的政策有所减少 。地方层面：迎峰度夏电力保供成为地方政策重点、电力市场、电网建设布局增多。 3）7-11 月：电价、电力规划、电力市场、交易等市场化政策大面积铺开。 国家层面：容量、电力现货市场、需求侧响应等重磅顶层文件出台。 地方层面：多地非常密集出台关于电价、电力市场参与规则方面的政策。

2023 年国家层面重磅的电力市场化政策多数在下半年出台，仅近 2 个月的电改相关政策 就涵盖：9 月《现货市场基本规则》定调加速建设现货市场；10 月《关于进一步加快电 力现货市场建设工作的通知》设置各省/区域市场建设时间表；11 月容量电价靴子落地、 《促进新型储能并网和调度运用》明确新型储能功能定位、《广东 2024 年电力市场交易 安排》风光未来全部参与现货和绿电交易、《西北电力辅助服务管理》细则正式印发填补 空缺。电力体制改革已进入非常明确的指引期，将成为未来至少两年的主线，政策将推 动行业进入第二增长曲线，后续更多相关细则政策有望形成新的催化。

5.2 以虚拟电厂为代表的新兴赛道受益于电力政策不断加码，正持续进行市场化转型

虚拟电厂应用了数字化技术、控制技术、物联网技术与通信技术，将分布式电源、储能、 与可调负荷等分布式资源进行聚合管理与优化，并作为一个特殊电厂参与电网运行，并 成为电力市场的运营实体。在双碳目标及新型电力系统的背景下，虚拟电厂将成为我国 解决能源变革问题的重要手段，其最重要的优势在于贡献出灵活调节的价值。

虚拟电厂产业链由上游能源资产、中游运营平台和下游虚拟电厂需求方组成。 1）上游能源资产：可调负荷、分布式电源和储能设备。可控负荷重点是工业、商业和公 共建筑、居民等；分布式电源指的是小型分布式光伏、风电等；储能包括化学储能等。 2）中游虚拟电厂运营平台：包括资源聚合商与技术服务。资源聚合商主要依靠物联网、 大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，实现虚拟电厂协调控 制；技术服务商则重点聚焦虚拟电厂软件平台建设，为资源聚合商提供技术服务。 3）下游电力需求方：公共事业企业（电网公司）、能源零售商（售电公司）及一切参与 电力市场化交易的主体，实现电力交易、调峰调频和需求侧响应的参与并获取收益。

虚拟电厂发展主要分为三个阶段：邀约型阶段——市场型阶段——跨区域自主调度型： 1） 邀约型阶段：主要由政府部门或调度部门牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀 约、响应和激励流程，主要通过需求响应资金池推动，我国主要仍处于此阶段。 2） 市场型阶段：在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合 类似于实体电厂的模式，分别可以参与这些市场获得受益。 3） 跨空间自主调度型阶段：随着聚合种类越来越多，数量越来越大、空间越来越广， 其中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些资源整合而成 的微网、局域能源互联网。

我国虚拟电厂正由邀约模式向市场化交易模式转型，参与电力交易正是破局关键。“十四 五”期间多地开展相关试点，在市场化交易模式下，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电 厂的模式，在分别参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中 并获得相应收益。“十三五”、“十四五”期间，我国江苏、上海、浙江、广东等地开展了 电力需求响应和虚拟电厂的试点，2015-2019 年以邀约型阶段起步，2020 年后正逐步实 现向市场型阶段跨越。受全国统一电力市场体系建设等利好驱动，我国各发电集团、电 网公司正积极开展虚拟电厂研究试点，虚拟电厂市场机制衔接、技术规格标准化、商业 模式多样化等工作正快速推进。

6、配网智能化：配网已演化为有源供电网络，智能化投资有望边际向好

6.1 配电网已转型成为有源供电网络，智能配网投资增速将超过电网智能化整体增速

配电网从输电网、发电设施、分布式电源等接受电能，就地或逐级分配给各类用户的电 力网络，承担电能分配的作用，一般对应电压等级为 110 千伏及以下。配电网资产规模 大，不仅要与上一级电网协调优化，更要满足用户接入及供电需求，是新型电力系统发 展的重要环节，是分布式电源与多元负荷接入、微电网与综合能源利用、智能化与信息 化建设的主要平台，其单个工程小，建设周期短，用户需求变化快，改造频繁。

构建新型电力系统的过程包括配电网的转型,智能配电网行业增速有望进一步提升。传 统电力系统通常骨干电网最为坚强，电网末端系统相对脆弱，随着新型电力系统加速构 建，越来越多的新能源接入配电网就地消纳，配电网将承担绝大部分系统平衡和安全稳 定的责任，同时逐步演化为有源供电网络，大量交易也将在配电网内完成，这也使得电 力电子化和网络结构复杂度大幅提升，进而加大了配电网运行控制的难度。同时，电动 汽车、清洁供暖、分布式光伏、家用储能、智能家居以及电能替代的广泛应用，使配电 网电源及负荷多元化发展。新型电力系统框架下的配电网，将向高比例分布式新能源广 泛接入、高弹性电网灵活可靠配置资源、高度电气化的终端负荷多元互动、基础设施多 网融合数字赋能等方向发展，智能配网增速预计将高于电网智能化整体投资增速，较高 景气度有望持续。

6.2 配电网智能化存在较大增长空间，发展核心在于提高供电稳定性

配电自动化线路覆盖率达 94.7%，但智能化渗透率仅为 34%，仍有较大增长空间。根据 国家电网及电力喵数据，截至 2022 年，国网 337个地市单位主站覆盖率达 100%，同期 建设配电自动化线路 30 万余条，配电自动化线路覆盖率 94.7%，建设一二次融合设备及 各类自动化开关 138 万余套。国网现有 6-20 千伏配电线路 369 万公里，其中架空线路 308 万公里，电缆线路 61 万公里。

2022 年配电智能化设备招标量超过传统设备招标量。配网自动化涉及到的物资主要包含： （一二次融合成套）环网箱/柜、（一二次融合成套）断路器、（一二次融合成套）柱上负 荷开关、站所终端、馈线终端等。自 2016 年提出一二次融合技术方案以来，配网自动化 装备主要应用了三类产品，分别是：一二次融合成套环网箱、一二次融合成套柱上断路 器、一二次融合成套柱上负荷开关。其中环网箱、柱上断路器、柱上负荷开关的一二次 融合成套采购比例分别为 95.8%、92.5%、98.3%。

配网自动化和智能化发展核心在于提高电网供电可靠性。当前正在发展的现代智慧配电 网可看作是新型电力系统的配电网形态，通过“大云物移智”等现代信息通信技术与有 源配电网深度融合，以数字化、智能化、智慧化赋能新型配电系统，实现安全可靠、经 济高效、清洁低碳的现代配电网发展目标。截至 2022 年，国网范围内城市农村供电可靠 率分别提升至 99.979%和 99.897%，平均停电事件降至 2.93 小时/户。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。