每经记者｜刘艳美 每经编辑｜杨欢 近日，渝黔、湘粤、闽赣背靠背联网工程相继开工建设。 12月27日，湘粤背靠背联网工程在湖南郴州正式开工。项目投产后，将实现国家电网、南方电网之间的柔性互济，推 动湘粤两省电力资源生态优化配置，有力增强湖南的电力稳定供应能力。 此前的12月26日，渝黔背靠背联网工程在重庆开工建设。工程建成后将加强国家电网和南方电网的互联互通，助力重 庆、贵州两地的电力互济。 12月25日，闽赣两省背靠背联网工程在江西瑞金开工建设。该项目建设江西首个柔性直流背靠背换流站，搭建起闽赣 电网互联互通高速通道，助力区域能源资源优化配置和新能源高效开发利用。 解读：何谓"背靠背联网工程"？ 简单来说，就是在一个换流站内，通过"交流-直流-交流"的转换，将两个不同步运行的电网安全、高效地连接起来的电 力工程。 比如，江西、福建两省电网系统分别隶属于国家电网华中、华东区域电网。不同区域电网存在非同步运行的情况，因 此，两个区域电网之间的电力不能直接相互输送。背靠背联网工程，相当于为两大区域电网加装了高效"电力转换 器"，实现跨区电力双向互送。 就在不久前，总投资244亿元的渝黔、湘粤、湘黔、闽赣、皖鄂等5项 ...

项目概况 - 国家电网蒙西—京津冀±800千伏特高压直流输电工程于12月30日正式开工建设[1] - 工程起于内蒙古鄂尔多斯达拉特换流站，止于河北沧州雄南换流站，途经内蒙古、山西、河北三省(区)[1] - 输电线路全长约700千米，额定电压±800千伏，额定容量800万千瓦[1] - 工程总投资约172亿元人民币，计划于2027年建成投产[1] 技术特点与战略意义 - 工程首次采用“双八百”特高压混合直流输电技术，能更好适应大基地新能源送出和消纳需求，保障大电网安全[1] - 作为内蒙古首个“沙戈荒”新能源基地外送通道，可将库布其沙漠装机规模达1200万千瓦的新能源送往华北负荷中心[1] - 工程助力内蒙古形成外送规模超5000万千瓦的“四交四直”特高压外送格局[1] - 为后续“沙戈荒”新能源基地电力开发外送提供了可复制的样板，助力实现碳达峰[1] 经济效益与环境效益 - 工程建成后每年可向河北负荷中心输送电量超360亿千瓦时[2] - 每年可替代标准煤630万吨，减排二氧化碳1660万吨，服务河北能源保供和低碳转型[2] - 工程将进一步服务内蒙古“沙戈荒”新能源基地开发利用，为京津冀协同发展注入绿色动能[1] 行业背景与公司能力 - 截至2025年底，国家电网公司跨区跨省输电能力已达3.7亿千瓦[2] - 该工程的开工建设是推动能源转型、践行绿色发展理念的具体实践[2] - 工程建设为国家“十五五”期间的高质量发展打下良好基础[2]

投资评级与市场关注 - 摩根士丹利于12月12日首次覆盖国家电网公司，给予“增持”评级，目标价85.50美元 [2] - 摩根大通于12月6日将国家电网公司目标价从1,225便士上调至1,250便士，并维持“增持”评级 [2] - 公司被列入15只用于投资组合多元化的全球股息股票名单 [1] 财务业绩与增长前景 - 公司于11月6日公布的上半年调整后利润略高于市场预期 [3] - 截至9月30日的六个月，公司实现基础营业利润29亿英镑（30.7亿美元），高于市场预期的22.4亿英镑 [5] - 公司重申中期展望，预计从2024-25财年基准起，每股基础收益将按6%至8%的复合年增长率增长 [5] 业务战略与运营亮点 - 管理层持续调整业务组合，战略重点聚焦于受监管的电力和天然气网络业务 [4] - 战略调整包括出售美国陆上可再生能源业务以及同意剥离Grain液化天然气终端 [4] - 英国输电收入增长及对受监管业务的投资增加是业绩超预期的部分原因 [3] - 公司运营英国的能源系统，并在美国纽约和马萨诸塞州经营电力和天然气业务 [5]

项目概况与战略意义 - 瓦庄-饶山220千伏线路工程已通过施工图设计评审 标志着项目从筹备阶段正式转向施工准备阶段 [1] - 该项目是国家电网公司、国网福建电力全力支持革命老区高质量发展的特事特办项目 [4] - 项目总投资2.2亿元 计划于2026年12月竣工 [3] - 项目建设是国家电网以高质量电网发展服务革命老区高质量发展的主要举措之一 [6] 电网结构优化与可靠性提升 - 项目将新建85.6千米供电线路 连接宁化县的220千伏瓦庄变电站与建宁县的220千伏饶山变电站 [3] - 项目将实现宁化、建宁两县电网双向电源接入 并与三明电网220千伏主干网架结构形成“大环网” [3] - 此举将彻底解决两县现有电网结构在单向电源接入线路故障时形成供电“孤岛”的问题 [3] - 项目建成后 将实现应急防灾减灾中多向多回电源接入保供电 极大降低全县域停电风险 [3] - 项目承载着宁化、建宁两县近40万常住人口的供电保障期望 [4] - 项目力争在2026年12月底前 助力三明电网形成以500千伏三阳变、桃源变为支撑的220千伏主干环网结构 [5] 项目效率与创新管理 - 国网三明供电公司通过组建工作专班 采取责任清单、受理前置、并联审批、政企联动等多种创新工作模式提升质效 [4] - 项目前期工作提前9个多月时间完成 [4] - 施工中将通过大量采取旋挖基础、无人机架线、山地轨道运输等机械化作业模式 抢夺施工“天窗”时机全力压缩项目工期 [5] 环境友好型建设与生态保护 - 项目线路将跨越宁化县和建宁县共9个乡镇 新建铁塔211基 途经多个生态保护区和高标准农田 [5] - 项目秉承环境友好型电网建设理念 坚持环境与电网和谐发展 [5] - 施工中将积极创新绿色施工 采用线路走廊低矮经济作物置换、“三联植被修复”等生态保护方式 [5] - 三明市森林覆盖率高达77.12% 连续多年在“中国绿都”评价中位居榜首 [5] 政策背景与发展规划 - 2021年《国务院关于新时代支持革命老区振兴发展的意见》出台 明确支持三明建设革命老区高质量发展示范区 [1] - 2025年10月《三明市推进电网高质量发展实施方案》颁发 旨在加快构建新型电力系统 持续优化电力营商环境 [1] - 该项目是《三明市推进电网高质量发展实施方案》中的里程碑项目之一 [3]

文章核心观点 - 国家能源局于2025年11月20日发布通知，正式调整电力行业网络与信息安全联席会议成员单位组成人员 [1][5] - 调整后的联席会议召集人由国家能源局副局长何洋担任，副召集人包括国家能源局监管总监及国家电网、南方电网、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投、国家能源集团等主要电力央企的高层领导 [1] - 联席会议成员单位覆盖了从中央发电集团、电网企业到地方能源集团以及国家能源局各司局、派出机构的广泛范围，显示出行业对网络与信息安全的高度重视 [1][2][3] - 联席会议办公室设在国家能源局电力安全监管司，由司长汪拥军兼任办公室主任 [3][5] 联席会议领导层调整 - 召集人为何洋（国家能源局党组成员、副局长） [1] - 副召集人包括黄学农（国家能源局监管总监）以及国家电网、南方电网、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投、国家能源集团等七家核心电力央企的党组成员、副总经理级别高管 [1] - 办公室主任由汪拥军（国家能源局电力安全监管司司长）兼任，副主任由阎秀文（国家能源局电力安全监管司副司长）兼任 [3][5] 联席会议成员单位构成 - 成员单位包括中国电建、中国能建、中核集团、三峡集团、国投集团、中广核集团等中央企业，以及华润电力、浙能集团、粤能集团、京能集团、内蒙古电力等地方重要能源企业 [2] - 国家能源局方面，成员覆盖综合司、发展规划司、电力司、核电司、新能源和可再生能源司、电力安全监管司等关键业务司局 [2] - 国家能源局所有区域监管局及省级监管办公室的主要负责人均被纳入成员名单，实现了监管范围的全覆盖 [2][3] 企业成员单位联络员设置 - 各主要电力央企均设置了司局级或部门负责人级别的联络员，例如国家电网数字化工作部副主任刘莹、南方电网数字化部副总经理禤亮等 [3] - 联络员职位普遍与“数字化”、“科技与数智化”、“信息”等部门相关，凸显网络安全工作的技术专业性 [3] - 该设置确保了联席会议决策在各大电力企业中的有效传达与执行 [3]

合作公告 - 公司宣布与气候韧性规划平台Rhizome合作，在其马萨诸塞州、纽约和英国的输配电网络中部署先进AI技术，以识别和预防野火风险[1] 合作背景与驱动因素 - 野火风险在美国东北部日益增加，2024年纽约和马萨诸塞州共发生2626起野火，是前一年数量的两倍多[3] - 野火风险不再仅仅是美国西海岸的问题，而是一个日益全球性的问题[3] 技术平台细节 - 将部署Rhizome的gridFIRM平台，该平台于2024年7月推出，用于量化公用事业资产相关野火的长期风险[2] - 该平台旨在帮助公用事业公司以成本效益高的方式减轻威胁，保障供电可靠性和用户可负担性[2] 合作预期效益 - 识别公用事业资产可能引发野火的高风险区域[9] - 量化和优先处理输配电网络中的野火风险[9] - 制定具有成本效益的多价值野火预防和应对策略[9] - 增强整体电网韧性规划能力[9] 公司战略与投资 - 此次合作符合公司在风险管理、系统韧性和账单可负担性方面的战略方针[3] - 公司持续投资创新技术和数据驱动方法，其风险投资和创新部门National Grid Partners宣布将投资1亿美元于AI技术和初创公司，此前已投资1.5亿美元[5] - 公司致力于建设更智能、更强大、更清洁的能源未来，改造网络以提供更可靠和更具韧性的能源解决方案[6] 行业定位 - 此次合作强化了公司作为能源用户和公用事业风险韧性及预备规划领域前瞻性行业领导者的工作[4] - 公司是一家电力和清洁能源输送公司，通过其在纽约和马萨诸塞州的网络为超过2000万人提供服务[6]

政策文件概述 - 国家发改委于2025年11月21日印发四项电网输配电价定价与成本监审办法 包括《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》[1][2][3] - 文件旨在完善电网企业输配电环节价格监管制度 落实中共中央办公厅、国务院办公厅《关于完善价格治理机制的意见》要求[2] - 四项办法自2025年12月1日或2026年1月1日起实施 有效期均为10年 同时废止2019年发布的《输配电定价成本监审办法》[29][57][74] 输配电定价成本构成 - 输配电定价成本包括折旧费和运行维护费 运行维护费细分为材料费、修理费、人工费和其他运营费用[8] - 其他运营费用涵盖生产经营类、管理类、安全保护类、研究开发类、税金及其他费用 其中管理类费用按监审期间最低费率核定且不得高于上一周期[9][18] - 明确禁止计入成本的项目包括与输配电业务无关的费用（如宾馆、电动汽车充换电服务、抽水蓄能电站等）、政府补助补偿的费用、捐赠罚款、广告宣传费及闲置资产损失等[10][11] 成本核定方法与标准 - 折旧费按监审期末可计提折旧资产原值及分类定价折旧年限采用年限平均法核定 2015年前资产按国家电网或南方电网折旧年限中值确定 2015年后新增资产按附件规定年限核定（如500千伏及以上线路折旧年限30-38年）[13][15][30] - 材料费和修理费合计不得超过新增输配电固定资产原值的2.5% 人工费参照国有资产管理部门核定的工资总额 其他运营费用（除安全保护类）不得超过运行维护费的20%[16][17][18] - 省级电网单位成本对应电量按监审期末销售电量核定 区域电网按实际交易结算电量核定 专项工程按实际输送电量和设计电量较高值核定[19] 省级电网输配电价定价机制 - 准许收入由准许成本、准许收益和税金构成 准许成本包括基期成本和监管周期新增/减少成本 准许收益按可计提收益的有效资产乘以准许收益率计算[37][43][44] - 准许收益率计算公式为：权益资本收益率×(1-资产负债率)+债务资本收益率×资产负债率 权益资本收益率不超过10年期国债收益率加4个百分点[44] - 输配电价分电压等级（500千伏及以上至不满1千伏共6级）和用户类别（居民生活、农业生产、工商业）核定 容（需）量电价与电量电价参考折旧费与运行维护费比例确定[49][50] 区域电网输电价格定价机制 - 区域电网准许收入通过容量电费和电量电费回收 比例按（折旧费+人工费）:运行维护费（不含人工费）确定 电量电费由购电方支付 容量电费按受益原则向省级电网收取[65][66] - 省级电网容量电费分摊基于跨省送受电量、年最大负荷、联络线备用率等因素 计算公式采用加权系数法（R1、R2、R3）[67][68] - 华北电网实行特殊分摊规则 京津唐电网单独承担部分按资产原值比例核定 其余部分按容量电费分摊公式计算[68][69] 电网企业义务与监管要求 - 电网企业需区分省级电网、区域电网、专项工程 分电压等级和用户类别单独核算成本与收入 直接成本直接归集 共用成本按资产原值比例分摊[22] - 企业需在收到成本监审通知后20个工作日内提供资料 包括企业基本情况、会计核算资料、成本调查表、资产及电量类资料等 拒绝提供或虚假提供将按从低原则核定成本[24][25][26] - 建立准许收入平衡调整机制 监管周期内因投资、电量变化导致的收入偏差在下一周期平滑处理 遇重大政策调整或自然灾害可申请调整价格[54][72]

分析师背景与覆盖范围 - 分析师Wolf Report拥有超过10年价值投资经验，专注于欧洲和北美市场 [1] - 其为投资研究机构iREIT®+HOYA Capital和Wide Moat Research LLC的分析师和撰稿人 [1] - 覆盖市场包括美国、斯堪的纳维亚、德国、法国、英国、意大利、西班牙、葡萄牙和东欧，以寻找估值合理的股票 [1] 分析师持仓与文章独立性 - 分析师通过持有股票、期权或其他衍生品，对NGG公司拥有多头仓位 [1] - 文章内容为分析师个人观点，未因撰写此文获得除Seeking Alpha平台以外的报酬 [1] - 分析师与文章提及的任何公司均无业务关系 [1] 投资范围与税务注意事项 - 分析师持有其文章中所列欧洲/斯堪的纳维亚公司的当地交易代码（非美国存托凭证ADR） [2] - 对于加拿大股票，分析师持有其加拿大交易代码 [2] - 投资欧洲/非美国股票涉及公司注册地特定的预扣税风险，风险取决于投资者的个人税务情况 [2]

输配电定价成本监审办法核心要点 - 明确输配电定价成本为政府核定的电网企业提供输配电服务的合理费用支出，涵盖省级电网、区域电网和跨省跨区专项工程 [2] - 成本监审遵循合法性、相关性和合理性三大原则，确保计入成本费用符合法律法规且与输配电服务直接相关 [2] - 输配电定价成本由折旧费和运行维护费构成，运行维护费进一步细分为材料费、修理费、人工费和其他运营费用 [5][6] - 严格规定不得计入定价成本的费用范围，包括与输配电业务无关的辅助性业务成本、各类捐赠罚款、向上级上交的利润性质管理等 [8][9][10] - 省级电网输配电定价成本按500千伏及以上至不满1千伏等6个电压等级分别核定 [11] - 折旧费按监审期间最末一年可计提折旧资产原值及规定折旧年限采用年限平均法核定，2015年后新增资产按附件规定年限确定 [13][14][15] - 材料费与修理费合计原则上不得超过监审期间新增输配电固定资产原值的2.5% [15] - 人工费中工资总额参照国资监管部门核定的国有企业工资管理办法核定 [16] - 其他运营费用中的管理类费用按监审期间最低费率确定，且不得高于上个监审周期费率 [17] - 电网企业需区分省级电网、区域电网、专项工程，分电压等级单独核算成本，并建立健全内部关联方交易管理制度 [22][23] - 电网企业需在收到成本监审通知后20个工作日内提供详细资料，否则价格主管部门可按从低原则或上一周期成本的50%核定成本 [24][27] - 办法自2025年12月1日起实施，有效期10年，同时废止2019年版本 [30] 省级电网输配电价定价办法核心要点 - 省级电网输配电价核定遵循“准许成本加合理收益”原则，监管周期为三年，旨在促进电网高质量发展和用户公平分摊成本 [33][34][35] - 准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，准许成本包括基期准许成本和监管周期预计新增准许成本 [36] - 监管周期新增折旧费基于预计新增输配电固定资产投资额、计入固定资产比率（最高不超过75%）和定价折旧率计算 [37][38] - 监管周期新增运行维护费中，材料费、修理费和人工费三项合计按不高于新增输配电固定资产原值的2%核定 [39] - 准许收益按可计提收益的有效资产乘以准许收益率计算，有效资产包括固定资产净值、无形资产净值、使用权资产净值和营运资本 [40][42] - 准许收益率计算公式为：权益资本收益率×(1-资产负债率)+债务资本收益率×资产负债率，权益资本收益率不超过10年期国债收益率加4个百分点 [44] - 省级电网平均输配电价按“通过输配电价回收的准许收入÷省级电网输配电量”计算，输配电量按销售电量计算 [47][48] - 输配电价需分电压等级和用户类别制定，用户类别逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类 [48] - 建立准许收入平衡调整机制，监管周期内实际收入与准许收入的偏差在下一周期平滑处理 [52] - 办法自2026年1月1日起实施，有效期10年 [55] 区域电网输电价格定价办法核心要点 - 区域电网输电价格核定原则包括提升电网效率、合理分摊成本、促进电力交易和规范定价行为，监管周期为三年 [58][59] - 准许收入计算方法参照省级电网办法，由准许成本、准许收益和税金构成 [61] - 准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收，比例按（折旧费+人工费）与运行维护费（不含人工费）的比例确定 [62] - 容量电费向区域内各省级电网公司收取，分摊比例基于各省跨区跨省结算电量、非同时年最高负荷和联络线稳定限额等因素计算 [64] - 华北电网准许收入需扣除京津唐电网单独承担部分，剩余部分由京津唐与其他省级电网共同承担 [65] - 建立准许收入平衡调整机制，允许跨监管周期平滑处理收入偏差和容量电费分摊调整 [67] - 办法自2026年1月1日起实施，有效期10年 [69] 跨省跨区专项工程输电价格定价办法核心要点 - 跨省跨区专项工程输电价格按经营期法核定，实行单一电量电价制，以弥补成本、获取合理收益为基础 [72][76] - 经营期法定价基于工程经营期内年度净现金流折现，经营期限按35年计算，资本金内部收益率不超过5% [76][81][82] - 运行维护费包括材料费、修理费、人工费和其他运营费用，费率最高不超过专项工程固定资产原值的2% [78][84] - 核定临时价格时，工程投资按项目核准文件确定，运行维护费率按2%计算 [84] - 实际线损率与核价线损率偏差产生的损益由购电方承担或享有，实际利用小时超出核价利用小时产生的收益30%归电网企业 [87] - 建立定期校核机制，当工程功能根本变化或实际利用小时超出设计40%以上时，对输电价格进行调整 [87]

电力现货市场建设政策推进 - 国家明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖并全面开展连续结算运行的目标，湖北、浙江等省份转入正式运行，16个省份启动连续结算试运行 [2] - 跨电网经营区常态化电力交易机制方案建立交易结算“软联通”机制，实现平台互联互通和注册信息“一地注册、全国共享” [2] - 《电力市场计量结算基本规则》要求实现“日清月结”，交易机构需在每月第8个工作日前出具结算依据，电网企业10个工作日内发行电费账单 [3] 电力市场交易规模与增长 - 2025年1—9月全国累计完成电力市场交易电量49239亿千瓦时，同比增长7.2% [3] - 同期跨省跨区交易电量达11950亿千瓦时，同比增长12.1%，现货交易电量为2005亿千瓦时 [3] - 绿电交易电量2348亿千瓦时，同比增长40.6% [3] 现货市场运行机制与成效 - 南方区域电力市场实现每15分钟动态调价，2024年11月完成全国首个全区域全月现货结算试运行 [3] - 浙江通过“日前+实时”双轨制结算，2024年省间现货购电达102亿千瓦时，同比增长44%，购电成本较省内燃气发电低31%，年节约成本2.26亿元 [4] - 2025年度夏期间全国省间电力现货交易高峰时段成交均价达0.77元/千瓦时，较中长期交易均价高105% [4] 技术创新与系统支撑 - 两大电网联合构建的智能结算系统实现6000多节点电网模型精准测算和含150万个约束条件的数学模型快速出清与核算 [5] - 跨电网交易结算差错率已降至0.03%以下，远低于行业平均水平 [5] - 跨网交易验证了“数据互认、联合清分、各自出单”结算模式的可行性 [5] 对企业与城市发展的影响 - 浙江创新“签约价与全省均价取低值”结算机制，2024年已有5308家企业触发该机制，有企业电费降低8% [5][6] - 现货机制提升供电韧性，2025年台风期间浙江现货市场1200万千瓦调节出力快速响应，上海虚拟电厂单次最大削峰116万千瓦 [6] - 跨区结算推动能源转型，2024年浙江绿电交易量超100亿千瓦时，分布式新能源占比达20%，全省清洁能源消费占比提升至42% [6] 市场覆盖与未来方向 - 随着四川、重庆、青海转入连续结算试运行，省级电力现货市场已实现基本全覆盖 [6] - 未来需扩大用户侧参与范围，完善售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的结算规则，并加强技术支持系统建设 [7]