2020年，规模以上输配电设备企业营收合计约为31551亿元，增速超过10%。根据我输配电设备销售增长率预测未来几年，我国规模以上输配电设备企业销售规模将保持稳步增长态势，至2026年将超过4.27万亿元。

　　输配电是指将从发电厂生成的高压电力输送到各个地区和用户的过程，以及将输送到变电站的高压电力通过变压器降压并输送到终端用户的过程。

　　在输变电设备领域，随着一大批重点输变电工程的建设，设备制造企业的技术水平和国产化能力不断提升。目前，500千伏、750千伏超高压输变电设备已全面实现国产化，1000千伏特高压输变电设备也基本实现国产化的目标，±800千伏换流变压器制造技术已经掌握，大容量晶闸管已经能自主研发，国内输变电装备制造业的技术水平和整体素质得以大幅提升。

　　2020年，规模以上输配电设备企业营收合计约为31551亿元，增速超过10%。根据我输配电设备销售增长率预测未来几年，我国规模以上输配电设备企业销售规模将保持稳步增长态势，至2026年将超过4.27万亿元。

　　《中国制造2025》重点领域技术路线年，具备持续创新能力，完善产业配套，形成完整的研发、设计、制造、试验检测和认证体系。大型火电、水电、核电等成套装备达到国际领先水平，新能源和可再生能源装备及储能装置市场占有率超过80%。输变电成套装备100%实现智能化，传感器等关键零部件自主化率达到85%。

　　从输配电设备市场需求看，2021年，我国全社会用电量将达到83120亿千瓦时以上，比2020年同期增长10.3%，其中第一产业，第二产业和第三产业用电量分别约为1020亿千瓦时，56130亿千瓦时和14230亿千瓦时，同比增长16%，9%和18%。同年，发电装机容量约237690万千瓦，比上年末增长7.9%，其中火电装机容量最高，达到129675万多千瓦，同比增长4.1%，水电和核电装机容量分别达到39090万千瓦和5325万千瓦，同比增长5.6%和6.5%。

　　从输配电设备市场供应来看，主要体现在变压器，高压开关，电力电缆三个方面2021年，中国变压器市场产量约为17亿KVA，同比下降0.4%，其次是185万台高压开关，同比下降12.7%相比之下，电力电缆的产量呈增长趋势2021年其产量达到约5160万公里，同比增长1.8%。

　　近年来，我国配电网发展相关政策不断完善。2015年3月15日，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)发布，提出“鼓励社会资本投资配电业务”“逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务”。增量配电业务改革由此拉开序幕。

　　2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》也提出加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地就近开发利用的大方向。同年7月，中央局会议要求，提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系。

　　2022年7月，包括北京市鑫诺律师事务所、新疆生产建设兵团电力集团有限责任公司、重庆市配售电行业协会、郑州航空港兴港电力有限公司在内的30家单位向国家发改委、国家能源局联名提交《关于尽快出台理顺输配电价结构的过渡性措施，解决增量配电网发展堵点的建议》，获得“支持和鼓励增量配电网与可再生能源、分布式电源等协调发展”的明确回复。“可以说，国家层面对配电网发展的支持是明确的，也是持续的。”中国能源汽车传播集团、董事长、总编辑兼中国能源报总编辑谢戎彬在论坛上表示。

　　与此同时，地方电网与配电网积极探索实践，多地试点项目蓬勃发展。例如，据国家东中西区域合作示范区(连云港徐圩新区)管委会副主任、党工委委员卢忠宝介绍，徐圩新区增量配电业务改革试点项目5年间已建成投运4座220千伏变电站、2个110千伏光伏发电站，配套建设80公里220千伏线千伏线千伏线万千瓦，至今已安全运行1216天，解决了企业生产用电需求。

　　“目前，新疆生产建设兵团电力集团第七师300万千瓦风电大基地兵地融合示范项目充分应用源网荷储一体化发展模式，形成兵地融合发展的电力标志性工程，依托柔性直流输电工程实现100%清洁能源外送和消纳，将兵团可再生能源消纳占比提升至20%，助力实现‘双碳’目标。”新疆生产建设兵团电力集团有限责任公司董事长李燕青指出。

　　党的二十大报告提出要加快新型能源体系建设，积极稳妥推进碳达峰碳中和。谢戎彬表示，配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。建立安全、高效的智能配电网，是构建新型电力系统的关键环节。

　　“我国是世界上最大的能源生产和消费国。其中，煤炭生产、消费均占全世界的53%;石油生产约占5%，消费约占17%;天然气生产也大约在5%左右，消费占10%左右。”北京大学能源研究院特聘研究员杨富强在分析我国能源禀赋时指出，当前，我国在油气方面仍依赖进口，带来安全挑战。但我国可再生能源的生产和消费都占到了世界1/3，且发展较为成熟。

　　杨富强指出，在中国，可再生能源已成未来能源最大的投资方向。“未来的能源增量主要来自可再生能源。随着新型能源体系的构建和化石能源的逐步退出，低碳化、电力化、分散化、数字化将是配电系统所需的重要特征。”

　　“随着建设投入的不断增加，我国配电网发展成效显著，但用电水平较国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不均，供电质量有待改善。目前配电网接入新能源还存在一定限制，一定程度上削弱了配电网消纳新能源的能力。如何破解新能源接入配电网难题并实现配电网稳定运行、促进园区绿色发展，非常值得探讨。”卢忠宝说。

　　在中国工程院院士余贻鑫看来，我国技术上可开发的可再生能源潜力巨大。与此同时，电力负荷需求增长快，高成本下的低利用率以及保持高度可靠性是配电网面临的挑战。而从保证经济性和可靠性方面看，在目前气候变化及灾害频发背景下，分布式电源提高电网韧性的作用更加明显。

　　5月19日，国家发改委发布《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》《电力负荷管理办法(征求意见稿)》(以下合并简称《办法》征求意见稿)，提出拓宽需求响应主体范围，各类经营性电力用户均可参与需求响应，有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上。要求建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。

　　全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，发挥需求侧的资源整合能力，支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。推动配电网增容改造和智能化升级，提升规模化接入分布式电源、柔性负荷的能力。建设各级电力能源数据中心，逐步实现多源用电信息聚合，安全有序推进用电数据开放共享等一系列措施。文件从系统具体建设内容、配套支持政策和未来商业化模式等方向，明确了后续需求侧响应机制的搭建基础与实现路径。

　　《办法》征求意见稿将需求侧响应主体范围拓宽至全部经营性电力用户，并有序引导非经营电力用户参与;各地 10 千伏(6 千伏)及以上高压电力用户应全部纳入负荷管理范围。

　　我们认为这一举措一方面将需求、负荷管理范围进一步明确，另一方面有利于逐步将大量的空调、照明、电动汽车等非经营性用户的负荷参与到需求侧响应市场中——以电动汽车为例，据中汽协数据，目前我国电动汽车保有量超1300万辆，对应电池容量超过目前国内新型储能装机规模，若上述负荷逐步接入需求侧响应，将进一步提高电力市场中的灵活能源水平。根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平，截至2022年底，我国共计有16个省市的峰谷电价差大于0.7元/kWh，峰谷电价差最高的广东、海南等省份均已经引入尖峰电价调节机制。随着尖峰电价的进一步推广，各地峰谷电价差有望进一步扩大，推动市场调节机制持续完善。

　　《办法》征求意见稿支持增量配电网、微电网等发展，推动配电网增容改造和智能化升级。2022年我国全社会用电量达到86273亿千瓦时、分布式光伏装机达到157.6GW的背景下，我国面临用电量和分布式能源均保持较快增长的局面，我们认为中短期内配用电侧的主要升级方向来自于基础能源架构的建设：即包括配电增容、增量配电网建设满足电能量需求，以及用户侧储能、光储一体化发展等满足灵活能源需求，从而满足新型电力系统趋势下配用电网稳定性的需要，以及支撑用电侧资源逐步参与到需求响应市场。

　　《办法》征求意见稿指出，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡。虚拟电厂聚合需求侧资源，实现其与电力运行调节和市场机制的衔接。在政策支持下，有望逐步从江苏、浙江、上海、冀北等试点省份逐步向全国扩大。中长期维度看，《办法》征求意见稿指出，推进逐步实现多源异构用电数据的融合和汇聚，以及电力数据的共享，进而推动数字经济和电力经济互联互通。我们认为，随着用户侧储能、分布式能源、充放电场站、智能电表等数字化、智能化能源管理调度硬件基础逐步完善，用电侧的能源管理将由目前的单体智能化逐渐转变为以软件层面的平台化和用电主体的进一步聚合为导向，形成多层级且深度智能化的系统。

　　《2023-2028年中国输配电行业发展分析与投资前景预测报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。

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