特高压电网行业深度报告:能源大动脉的变革与“十五五”新征途_展会资讯_资讯

特高压电网行业深度报告:能源大动脉的变革与“十五五”新征途

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前言

国家电网“十五五”高达4万亿元的投资计划，不仅是一个数字，更是特高压电网作为能源战略通道价值凸显的强烈信号。

2025年底，中国已累计建成20条直流、22条交流共计42项特高压工程。这标志着中国拥有全球规模最大、技术最先进的特高压电网。

特高压电网已成为“西电东送、北电南供”的核心载体，在能源资源优化配置中发挥着不可替代的作用。

一、

行业概览与宏观背景

特高压电网指的是电压等级在±800千伏及以上的直流和1000千伏及以上的交流输电网络。其核心价值在于实现电力的大规模、远距离、高效率传输，有效解决能源资源与负荷中心逆向分布的矛盾。

从全球范围看，中国是唯一实现特高压输电技术大规模商业化应用的国家。截至2025年底，国家电网已累计建成20条直流、22条交流共计42项特高压工程，形成了覆盖全国的能源输送网络。

2025年国内特高压建设节奏明确：核准2直3交，开工1直3交，投运4直。进入“十五五”开局之年，这一节奏有望进一步加快。中国银河证券预计，2026年国家电网预计核准开工4-5条直流线路和3-4条交流线路。

特高压电网建设与宏观政策导向高度一致。2025年12月31日，国家发改委、国家能源局发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出明确目标。

到2030年，新型电网平台将初步建成，电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，支撑新能源发电量占比达到30%左右。

二、

“十五五”规划下的特高压电网投资浪潮

国家电网公司于2026年1月15日宣布，“十五五”期间其固定资产投资预计达到4万亿元，较“十四五”投资增长40%，创下历史新高，旨在通过扩大有效投资带动新型电力系统产业链供应链高质量发展。若叠加南方电网公司同期约1万亿元的投资计划，“十五五”期间我国电网年均投资额将跃升至约1万亿元的规模，这一数字远超“十三五”期间约2.64万亿元和“十四五”期间约2.85万亿元的总投资水平，标志着电网建设正式步入新一轮高速发展期。

2026年作为“十五五”开局之年，电网投资已呈现显著加速态势。中国银河证券预测，2026年国家电网投资额有望达7000亿元，同比增长7.6%；南方电网投资额预计1890亿元，同比增长8.0%。这一强劲开局与国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》相呼应，该文件明确要求到2030年“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，为特高压等主干网架建设提供了清晰的顶层设计。

图表1：“十五五”期间电网投资规模对比分析

单位：万亿元

数据来源：国家能源局

投资方向上，“十五五”规划呈现出鲜明的结构性特征，特高压电网建设成为核心抓手。国家电网明确将加快特高压直流外送通道建设，目标到“十五五”末跨区跨省输电能力较“十四五”末提升超过30%，以支撑国家“沙戈荒”和西南大型水电清洁能源基地的开发外送。这一目标的实现依赖于一系列重大工程落地，例如已开工的蒙西—京津冀±800千伏特高压直流输电工程、阿坝—成都东1000千伏特高压交流工程等。这些项目不仅是电网升级的关键载体，更通过技术迭代推动产业进阶——如许继电气为蒙西—京津冀工程研发的柔性直流换流阀，旨在实现“接入友好、稳定可靠”的一体化解决方案。

特高压建设的加速直接服务于国家能源转型战略。根据规划，国家电网经营区风光新能源装机容量年均需新增2亿千瓦左右，推动非化石能源消费占比达到25%、电能占终端能源消费比重达到35%。特高压电网正是解决新能源“发得出、送不走、用不好”难题的核心枢纽，例如金上—湖北、陇东—山东等特高压工程，可将西部清洁能源高效输送至东中部负荷中心，显著提升新能源消纳能力。

图表2：2026年特高压工程前期工作动态（部分）

数据来源：国家能源局、国家电网

企业层面已率先响应这一投资浪潮。许继电气明确“十五五”期间年度研发投入强度将再提升2个百分点，达到7%以上，重点攻关基础工具软件、新型器件和材料等领域。广信科技则变更募集资金近1.37亿元投向“超/特高压电气绝缘新材料产业园建设项目”，以匹配特变电工、山东电工电气等龙头企业日益增长的技术需求。这些动向表明，特高压产业链正从单纯规模扩张转向“技术驱动+产能适配”的深度协同。

综上所述，“十五五”期间的特高压电网投资已超越传统基建范畴，成为链接能源转型、技术创新与产业升级的战略支点。通过万亿级资金的精准投入，特高压电网不仅将重塑我国能源地理格局，更将牵引整个电力装备行业向高端化、智能化、绿色化迈进，为新型电力系统建设奠定坚实基础。

三、

产业链解构与竞争格局

特高压电网产业链条长、覆盖面广，已形成从上游设备制造到中游工程建设，再到下游电网运营的完整产业生态。这一产业链不仅技术密集、资金密集，而且呈现高度集中化、专业化的特征，各个环节紧密衔接，共同支撑着我国特高压电网的快速发展。

（一）上游设备制造：高技术壁垒与寡头竞争格局

上游设备制造是特高压投资最直接拉动的领域，也是技术壁垒最高、附加值最集中的环节。根据行业数据，2025年国家电网输变电设备招标总额达918.8亿元，同比增长25.3%，其中特高压核心设备占比显著提升。组合电器（GIS）招标额达25.0亿元，占比27.2%，同比激增34.8%，成为增长最快的细分领域；变压器招标额19.5亿元，占比21.3%，同比增长20.5%；电力电缆招标额15.8亿元，占比17.2%，增速高达43.0%。这些设备的技术要求极高，以换流阀为例，其价值量在单个特高压直流项目中可达50-80亿元，而能够参与竞争的企业仅4-6家，市场高度集中。

市场竞争格局呈现“国网系主导、民营细分突围”的双层结构。在换流阀、变压器等核心设备领域，国电南瑞、许继电气、平高电气、特变电工等龙头企业凭借技术积累和规模优势，合计占据75%以上的市场份额。以许继电气为例，其2024年前三季度营收达95.86亿元，积极参与了多项特高压智能电网建设项目。而在绝缘材料、电缆附件等细分领域，民营企业如思源电气通过技术突破实现进口替代，市占率从5%提升至12%，毛利率高达40%以上。值得注意的是，上游部分关键材料（如高磁感硅钢片）仍依赖进口，日本新日铁占据60%市场份额，但宝武集团等国内企业已实现0.18mm薄规格硅钢量产，国产替代正在加速。

图表3：特高压核心设备市场格局与代表企业（2025年）

数据来源：各企业、中投产业研究院

（二）中游工程建设：高门槛与总包模式主导

中游工程建设环节由中国能建、中国电建等大型中央企业主导，这些企业具备从规划设计到施工管理的全链条服务能力。特高压工程具有技术复杂、投资规模大、建设周期长的特点，对承包企业的资质、技术和资金实力要求极高。以京能锡林郭勒特高压外送新能源项目为例，其招标要求承包方必须具备电力工程施工总承包一级资质、工程设计电力行业甲级资质，且近三年有500kV及以上变电站EPC工程业绩。

EPC总承包模式已成为特高压工程建设的主流。该模式要求总包方负责从勘察设计、设备采购到建筑安装的全过程，例如锡林郭勒项目要求承包方完成220kV升压站设计、500kV升压站扩建、设备采购调试及并网手续办理等全部工作。这种模式不仅降低了项目协调成本，也推动了工程建设与设备制造的深度融合。根据行业预测，“十五五”期间特高压年均开工线路将达6-7条，较“十四五”增长30%，带动中游工程市场规模持续扩容。

（三）下游电网运营：双寡头格局与智能化转型

下游电网运营环节以国家电网和南方电网为主，形成典型的双寡头格局。截至2023年底，我国已建成39项特高压工程，全国跨省区输电能力超3亿千瓦，全年累计送电超3万亿千瓦时。国家电网作为全球最大的公用事业企业，其特高压跨区跨省输送电量在2024年已达34261.2亿千瓦时，相当于每年减少二氧化碳排放31.8亿吨。

随着特高压网络不断完善，电网运营企业面临提高跨区输电效率、保障电网安全稳定运行的新挑战。国家电网正通过“人工智能+”专项行动推动智能化转型，例如建设数字孪生电网实现设备状态实时监测，使故障预测准确率提升至92%，运维成本降低25%。南方电网则通过构建能源电力产业链共同体，推动200余家供应商建立碳足迹管理体系，实现从“单点竞争”到“体系竞争”的跃升。

图表4：特高压产业链价值分布与关键环节示意图

资料来源：国家电网、中投产业研究院

（四）区域布局：从“全国一张网”到“省域示范”

特高压建设呈现出“全国统筹与重点区域突破”的双重特征。在国家层面，特高压电网正加速形成“西电东送、北电南供”的全国统一大市场格局，以解决能源资源与负荷中心逆向分布的矛盾——西北、西南电网发电量与用电量的比值分别达125%和111%，外送需求迫切。在区域层面，省级示范项目成为优化布局的重要抓手，例如国网山东电力明确提出到2026年形成国内首个省域特高压双环网结构，这将显著提升山东电网的接纳能力和运行可靠性。

这种区域化深耕不仅体现在电网结构优化上，也反映在产业链协同布局中。例如，思源电气2024年前三季度营收同比增长21.28%，其产品覆盖超高压、高压开关设备、变压器等多个专业领域，为电力、新能源、冶金、轨交等多行业提供技术支持。而中国能建、中国电建等工程建设企业则依托丰富的项目经验，在特高压工程设计、施工总承包领域占据主导地位。

综上所述，特高压产业链已形成上游设备高端化、中游工程总包化、下游运营智能化的协同发展格局。在“十五五”期间，随着政策支持与技术迭代的双轮驱动，这一产业链将进一步向绿色化、国际化方向升级，为构建新型电力系统提供坚实支撑。

四、

新兴技术驱动与模式创新

数字化、智能化技术正深度融入特高压电网建设与运营的各个环节，推动行业从传统的“设备驱动”向“数据驱动”和“智能驱动”转型。国家电网在“十五五”规划中明确将实施“人工智能+”专项行动，强化电网数字赋能。2025年，国家电网前三批数字化设备招标额达42亿元，同比增长70%，显示出电网数字化建设正在加速推进。南方电网同样致力于数字化转型，构建了“四位一体”（数字电网、数字服务、数字运营、数字产业）的发展体系。

（一）智能传感与数字孪生：构筑电网“透明身躯”

智能传感、大数据分析和数字孪生等技术的应用，正显著提升特高压线路的状态监测能力和故障预警水平。国家电网已累计建成“22交20直”特高压工程共42项，跨省跨区输电能力达3.7亿千瓦。在1000千伏长治特高压变电站，智能运维系统通过8000余个巡视监测点位，利用摄像头、无人机、巡检机器人等多维数据采集手段，将设备状态实时映射到数字孪生平台，故障预警准确率高达99.8%。南方电网建设的昆柳龙直流数字孪生系统，作为国内首个厘米级高精度、部件级颗粒度的特高压数字孪生工程，实现了全线1452公里直流线路和三座换流站的实时监测与数据贯通。这些技术不仅大幅提升运维效率，更通过AR眼镜和5G专网实现复杂设备的虚拟巡检，使极端天气下的巡检效率提升70%以上。

图表5：特高压数字孪生系统架构与功能

资料来源：南方电网、中投产业研究院

（二）固态变压器与柔性直流：开启技术范式革命

固态变压器作为适配高算力密度的颠覆性技术，正迎来从“0到1”的商业化突破。相较于传统变压器，固态变压器可实现全链路“可观、可测、可控、可调”，能实时响应毫秒级负荷阶跃，特别适合AIDC的高压直流生态需求。世界首套“±800千伏、800万千瓦”特高压柔性直流系统成套方案的研发，以及甘肃—浙江特高压柔性直流工程的启动，标志着直流输电技术迈入新时代。该工程送受双端均采用柔直方案，不仅在我国尚属首次，更是世界首条±800千伏特高压柔性直流工程，能够有效解决新能源并网带来的波动问题。南方电网在昆柳龙直流工程中应用的±800千伏特高压直流量子电流传感器，让电网在极端环境下的运行精度实现突破，使我国直流输电系统进入“量子精度”时代。

（三）“风光火储一体化”模式：重构输电通道功能

特高压工程正从单一输电功能向“风光火储一体化”综合能源基地配套项目转变。国内首条“风光火储一体化”外送通道——陇东至山东特高压直流工程，以及首条“沙戈荒”新能源大基地外送通道——宁夏至湖南特高压直流工程的建成投运，开启了新能源远距离、大规模、高效率输送的新纪元。这种模式通过优化存量通道的电量结构，使2024年跨区特高压直流输送清洁能源电量达到约4200亿千瓦时，较“十三五”末增长70%，占比接近60%。例如，大同—怀来—天津南1000千伏特高压交流工程建成后，每年可促进新能源电量消纳超146亿千瓦时，推动山西、河北地区800万千瓦光伏、风电外送消纳。藏东南—粤港澳大湾区特高压柔性直流工程更是采用四端拓扑结构，输送容量达1000万千瓦，换流站海拔超过4000米，为后续西移、北移的大型能源基地开发外送提供了创新示范。

图表6：特高压混合级联直流系统技术演进

资料来源：国家电网、中投产业研究院

（四）虚拟电厂与电碳耦合：创新运营生态

在运营模式上，虚拟电厂和电碳耦合技术正重塑特高压电网的价值链。南方电网在深圳构建的虚拟电厂总装机容量达1200万千瓦，聚合6万余个可调资源，包括充电桩、空调、新能源汽车等。通过秒级智能调度，这些分布式资源被迅速激活，有效平抑电网峰谷波动。前海供电园区通过核心装备电鸿化改造，使储能站、光伏站等资源实现即插即用，指令响应速度提升至分钟级，累计创造超百万元收益。在电碳耦合方面，南方电网研发的全链条电碳耦合技术体系，让用电数据与碳排放数据实时互通。在东莞康源电子，电碳融合计量表成为企业绿色转型的“碳导航”，推动绿电消费占比从零跃升至32%。

（五）技术成熟度与未来展望

从技术成熟度看，特高压数字化技术已进入规模化推广阶段，而柔性直流、固态变压器等技术仍处于快速迭代期。预计到2027年，特高压数字孪生将实现全环节覆盖，固态变压器有望在AIDC等特定场景完成商业化验证。南方电网预计，到2030年，基于数字孪生的智能运维将使特高压设备非计划停运率降低50%，运维成本下降30%。这些创新不仅提升了电网的安全性和效率，更通过“电力+数据”的双重流动，重构了特高压电网的价值创造模式。

综上所述，特高压电网的技术创新正从“单点突破”走向“系统重构”，数字化技术使其变得更“透明”，柔性直流技术使其变得更“灵活”，而一体化模式则使其变得更“智能”。这种创新范式不仅推动了特高压本身的技术升级，更通过运营模式创新释放了电网作为能源互联网核心枢纽的潜在价值。

五、

全球视野下的机遇与挑战

从全球范围看，电网投资正进入一轮结构性上升周期，驱动力量从传统的电气化需求扩展至AI算力爆发、能源安全重构与气候变化应对三重因素。国际能源署（IEA）数据显示，2024年全球电力投资规模达1.5万亿美元的历史新高，其中电网投资为3900亿美元；预计到2035年，全球电力投资累计将超过3.3万亿美元，年均复合增长率约5%，电网投资规模则突破6500亿美元。这一增长背后是区域格局的深刻变化：亚太地区因能源转型与经济增长双轮驱动，占全球投资比重超50%；欧洲聚焦老网改造与新能源接入，年投资增速达7%；北美则在AI算力中心与电网现代化计划推动下，投资额较2020年水平近乎翻倍。值得注意的是，投资结构正从“发输配均衡”转向“输配智能化优先”，特高压主干网、数字化配网与灵活性资源成为资本倾斜重点，例如中国“十五五”电网年投资规划达8200亿元，其中特高压与配网智能化占比超60%。

人工智能的爆发式增长正在重塑全球电力需求格局，并倒逼电网技术升级。美国能源部统计显示，2023年AI数据中心（AIDC）电力消耗达176TWh，占全美总用电量的4.4%；到2028年，这一数字可能飙升至325-580TWh，占比升至6.7%-12%。这种指数级增长对供电密度与可靠性提出极限要求，传统交流变压器在效率、体积上均面临瓶颈。英伟达在2025年开放运算计划全球峰会上发布白皮书，明确将800VDC架构搭配固态变压器（SST）作为高密度算力中心的终极解决方案。中国企业已率先响应：四方股份多项SST产品已交付试用，中国西电子公司西电电力电子具备800VDC架构SST研制能力，阳光电源则计划在2026年实现产品落地。技术迭代同步催生新产业链，例如固态变压器可使能效提升至97%以上，体积缩小50%，并实现毫秒级负荷响应，特别适配AIDC的“算力脉冲”场景。

图表7：2024-2035年全球电网投资规模与区域分布

单位：十亿美元

资料来源：国家能源局、中投产业研究院

图表8：2024-2035年全球电网重点投资方向

资料来源：国家能源局、中投产业研究院

中国特高压技术与装备正加速走向全球，从“产品出口”升级为“技术标准输出”。海关总署数据显示，2025年1-11月，中国变压器出口额达80.8亿美元，同比增长35.3%；高压开关出口额47.9亿美元，增长29.4%；电线电缆出口额291.0亿美元，增长22.9%。更值得关注的是系统级方案的突破：国家电网中标的巴西第三回±800千伏特高压直流项目，是继美丽山项目后中国在海外落地的第三个特高压工程，采用柔性直流技术提升跨境输电稳定性；沙特柔直项目（合同额30亿元）和巴西特高压项目（260亿元）则彰显了中国在高温、高湿等复杂环境下的技术适应性。企业层面，特变电工2025年中标沙特164亿元超高压变压器订单，其海外收入占比已达35%；许继电气直流换流阀市占率超40%，2025年前三季度海外订单超110亿元。这种“技术+产能+成本”的综合优势，使中国企业在全球特高压设备市场的份额从2020年的25%提升至2025年的40%以上。

全球供需错配为中国电力设备出口创造了历史性窗口期。欧美电网设备交付周期持续拉长，北美电力变压器进口依赖度高达80%，受制于原材料与熟练工人短缺，本土产能扩张计划普遍推迟至2027-2028年，当前交期已超过100周。高压直流系统排队时间甚至排到2030年代，这种“等设备”困局迫使欧美采购商转向中国供应链。反观中国，凭借全产业链协同与迭代速度，高端变压器交付周期仅需海外三分之一时间，成本低20%以上。例如，山东电工电气集团为英国某电网改造项目提供的400kV变压器，从签约到交付仅用10个月，而欧洲同类产品周期长达28个月。市场缺口不仅存在于硬件，更蔓延至运维服务：欧洲约30%的输变电设备运行超过40年，亟需更换与数字化改造，这为中国企业输出“设备+运维”一体化方案提供机会。

然而，全球化机遇背后潜伏着多重挑战。地缘政治风险持续升温，欧盟碳边境调节机制（CBAM）将对电力设备征收隐性碳成本，美国《通胀削减法案》通过补贴本土清洁能源制造削弱中国产品价格优势。供应链韧性亦受考验，铜、铝等大宗商品价格波动可直接压缩设备企业毛利率3-5个百分点，而高磁感硅钢片等关键材料仍依赖进口（日本新日铁占全球60%份额），制约产能释放。更深层挑战在于标准互认与技术本地化，部分国家要求设备企业通过本地化生产获取资质，如思源电气通过东南亚设厂规避贸易壁垒；欧洲电网运营商强制要求设备符合CE、UL等认证，审核周期长达18-24个月。此外，极端气候频发对电网安全构成威胁，2025年伊比利亚半岛大停电事件警示，海外项目需强化抗灾设计与本地化运维能力。

综观全局，特高压电网的全球化发展正从“单点设备贸易”迈向“技术-标准-生态”的全链输出。在能源安全、AI算力、低碳转型三大确定性趋势驱动下，中国电力设备企业若能突破供应链瓶颈、构建本土化服务网络，有望在2030年前将全球市场份额提升至50%以上，并主导下一代柔性直流、固态变压器等标准制定。然而，成功的关键不仅在于技术先进性，更在于对地缘政治、碳规则、极端气候等系统性风险的驾驭能力——这要求企业从“硬件供应商”转型为“能源解决方案合作伙伴”，才能在价值数万亿美元的全球电网升级浪潮中占据制高点。

六、

市场新机遇与未来趋势

配电网作为电力系统的“最后一公里”，正从传统的单向供电通道转型升级为集能源分配、信息交互、多元服务于一体的智能化平台。2025年，国家电网配网区域和联合招标额达1245.7亿元，其中10kV电力电缆、低压电力电缆和架空绝缘导线分别占比34.2%、18.2%和17.1%，反映出配网投资正从“量”的扩张转向“质”的提升。这一转变的核心驱动力在于分布式新能源的爆发式增长——截至2024年4月，全国风电、光伏累计装机已突破11亿千瓦，而配电网须承担起就近消纳的重任。国家能源局印发的《配电网高质量发展行动实施方案（2024-2027年）》明确提出“四个一批”建设任务，涵盖供电薄弱区域改造、防灾抗灾能力提升、新型主体接入和分布式智能电网探索。例如，福建云霄作为全国首批农村能源革命试点县，通过下河微电网示范项目实现跨电压等级柔性互联，大幅提升新能源承载能力；江苏则建成全国首座村级“风光储充检放”一体化充电站，充电价格较普通站点低20%以上，每年为村集体增收约25万元。这些实践表明，配电网已不仅是电力输送的末端，更是实现“源网荷储”互动、提升乡村用能品质的关键节点。

新型储能技术的突破为特高压电网提供了不可或缺的灵活性支撑。截至2025年10月，新疆电网新型储能装机达1514.79万千瓦/5195.26万千瓦时，规模居全国前列。哈密十三间房风区的沃能储能电站通过“两充两放”运行模式，转换效率近90%，有效缓解区域风电送出压力。更值得关注的是构网型储能技术的应用：新疆天山北麓戈壁能源基地部署的全国最大“沙戈荒”构网型储能，能够主动模拟传统火电厂的“缓冲能力”，从“被动补能”升级为“主动稳网”。重庆则通过13个电网侧储能项目（总规模140万千瓦）与蟠龙抽水蓄能电站（年发电量20.04亿千瓦时）协同运行，在迎峰度夏期间实现电力精准调度。这种“特高压主干网+分布式储能”的协同模式，正成为解决新能源波动性问题的关键路径。

图表9：2025年配电网关键设备招标结构与增长动力

资料来源：国家能源局、中投产业研究院

市场格局的重构推动产业链价值分配深化变革。根据行业分析，2025年国内电网设备企业对应市场总规模超2万亿元，同比增长15%，其中网内市场（8230亿元）、网外市场（5800亿元）和出海市场（6650亿元）形成“三足鼎立”之势。这一结构变化背后是商业模式的根本性转变：许昌智能继电器公司2025年12月中标国家电网1.08亿元配网物资协议库存项目，覆盖浙江、安徽、重庆等省份的配电箱与一二次融合设备，反映出设备企业正从单一产品供应商向“产品+服务+解决方案”综合服务商转型。与此同时，电力市场化改革催生新需求——随着多省份进入现货市场正式运行，虚拟电厂、负荷聚合等新兴主体参与交易，重庆数字捷充平台已接入1541座超充站，超充桩充电量达11009.67万千瓦时。这种“硬件销售+数据服务”的增值模式，正重塑特高压电网的盈利逻辑。

图表10：特高压与储能协同发展路径图

资料来源：国家能源局、中投产业研究院

未来电网生态将呈现“主干网强化、配电网升级、微电网补充”的协同格局。国家电网“十五五”规划明确将初步建成主配微协同的新型电网平台，其中特高压作为“西电东送”主干道，跨区输电能力提升超30%；配电网通过智能化改造提升分布式新能源接纳能力；微电网则在偏远地区形成末端保供体系。以大理州为例，其被列为省级新型电力系统示范州后，计划在宾川、祥云等县布局4个总容量55万千瓦的共享化学储能项目，并推动220千伏东营变建设，通过“源网荷储”联合监控平台实现新能源全容量并网。这种分层分级的发展模式，不仅破解了资源与负荷中心逆向分布难题，更通过数字化技术（如数字孪生电网、智能传感）实现全网可观可测、可调可控。正如新疆能源基地的实践所示，当特高压电网与智能化配网、柔性储能深度融合，电力系统将真正成为一张既能广域优化配置资源，又能局部自平衡的智慧能源互联网。

七、

总结