一、新型电力系统的特点

1、新型电力系统的提出

当前，电力行业 CO2排放约占我国 CO2排放总量的四成；未来，“终端用能电气化+电力系统脱碳”是实现碳中 和的主要路径。因此电力系统转型升级是关乎我国“双碳”目标实现的决定性因素。

我国温室气体排放中，CO2占比约 80%；CO2排放中，接近 90%来自于能源活动；对于能源相关 CO2排放， 从消费侧来看，主要来自于电力、工业、建筑、交通四部分，电力部门占比最高，超过 40%。

根据能源基金会《五项策略实现中国 2060 年碳中和目标》研究显示，我国实现碳中和，需要重点推进可持 续能源消费、电力部门脱碳、终端用能部门电气化、非电力低碳燃料转换、负排放五方面举措，其中终端用 能电气化和电力部门脱碳是重点。

新型电力系统是“四个革命、一个合作”能源安全新战略以来，中央对于电力行业发展再次作出的系统阐述，明 确了电力系统在实现“双碳”目标中的核心地位，指明了电力系统转型升级的方向。

2、对新型电力系统的认识

新型电力系统的内涵与智能电网、能源互联网等概念相似，但更多强调“以新能源为主体”。新型电力系统尚无 官方定义，但从各方对其描述来看，新型电力系统与 2009 年的“智能电网”概念、2015 年的“能源互联网”概 念存在较高相似度，均涉及加强电网建设、与大云物移智等现代信息技术的充分结合、支撑绿色能源发展等方面。 不同之处在于，新型电力系统更加强调“以新能源为主体”，需要适应以风电、光伏为代表的新能源发电装机快 速提升，寻求安全、经济、绿色的平衡点。

虽然当前新型电力系统尚无官方定义，但是产学研各界对其认识已趋于一致：发展新型电力系统的过程，就是适 应新能源大规模接入的过程，核心是“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）背景下电力系统的发 展问题：

高比例可再生能源主要是具有随机性、波动性、间歇性的新能源，需要提高预测能力、加强电网建设、提高 调节能力、提升智能化水平。

高比例电力电子设备极大改变了电力系统内部电气特征，需要提高新能源并网要求、更新电力系统控制与保 护等二次设备、升级电网调度体系。

3、建设新型电力系统的时间线

建设新型电力系统的主要宏观表现是“以新能源为主体”。长远来看，为实现碳中和目标，“终端用能电气化+电 力系统脱碳”是主线，新能源发电量占比需要大幅提升。在此过程中，将存在 4 个关键时点：新能源在新增装机 中的占比超过 50%（2017 年）、在新增电量中的占比超过 50%（2025 年左右）、在总装机中的占比超过 50% （2035 年左右）、在总发电量中的占比超过 50%（2045 年左右）。

新能源在新增装机中的占比于 2017 年超过 50%，2020 年已达到 64%。自 2017 年起，风电和太阳能发电 装机在所有新增装机中的占比分别为 52.3%、55.4%、49.8%、63.8%。需要说明的是，此处每年新增装机 为当年与上一年装机之差，实为净增装机，但由于退役装机较少，对上述结论影响非常有限。

新能源在新增发电量中占比波动较大，2020 年达到 33.1%，有望 2025 年左右超过 50%。从中长期来看， 2020 年总发电量 7.6 万亿千瓦时，我们预计 2025 年达到 9.8 万亿千瓦时，年均增速 5.3%。结合当前经济 形势来看，“十四五”用电量/发电量增速大概率呈现前高后低趋势：今年 1-7 月，全社会用电量累计 47097 亿千瓦时，同比增长 15.6%。保守估计 2021 年发电量增速 9.5%（中电联预测今年下半年全社会用电量同 比增长 6%左右，全年全社会用电量增长 10%-11%）；2022 年用电量/发电量有望维持在 6%以上；“十四五” 末期年增速或将下滑至 3.5%左右，年新增用电量/发电量约 3300 亿千瓦时。考虑年新增新能源装机 120GW （风电 40GW、光伏 80GW），保守估计风电、光伏利用小时数分别为 2100、1200，则新能源新增发电量 1800 亿千瓦时，占新增发电量的比重 55%。

新能源在累计装机中占比逐年上涨，2020 年达到 24.3%，我们预计 2025 年左右可再生能源发电装机占比 将超过 50%，2035 年左右新能源发电装机占比将超过 50%。截至 2020 年底，火电、水电、核电、风电、 太阳能发电装机分别达到 12.5 亿、3.7 亿、0.5 亿、2.8 亿、2.5 亿千瓦。根据目前装机规划和电量平衡测 算，我们预计煤电装机“十四五”新增 1.5-2 亿千瓦，“十五五”不再新增；气电保持较快增长。水电装机 “十四五”新增 0.75 亿千瓦，其中常规水电新增约 0.4 亿千瓦，抽水蓄能新增约 0.35 亿千瓦；我们预计水 电装机“十五五”大致新增 0.6-0.8 亿千瓦。核电装机“十四五”新增 0.16 亿千瓦，“十五五”存在较高不 确定性，我们预计大致新增 0.4 亿千瓦；风电和太阳能发电“十四五”“十五五”年均新增 1.2 亿千瓦。

新能源在总发电量中占比稳步上涨，2020 年达到 9.5%，或将在 2045 年左右超过 50%。2020 年总发电量 7.6 万亿千瓦时，新能源发电量 7276 亿千瓦时，占比 9.5%。基于根据目前装机规划和电量平衡测算，2030 年全社会用电量约 11 万亿千瓦时，“十四五”和“十五五”期间新能源年均新增 120GW（风电 40GW、光 伏 80GW），2030 年达到 17.3 亿千瓦，年发电量达到 2.6 万亿千瓦时，在全社会用电量/总发电量中占比达 到约 23%，年均提升 1.3 个百分点。考虑未来全社会用电量增速逐步下降，我们大致判断 2045 年左右，新 能源发电量占比或将超过 50%。但需要特别说明的是，由于面向碳中和阶段的电源装机结构、发电量结构 存在较大不确定性（例如，若 CCS 技术出现突破，火电装机和发电量将有较大规模保留），因而上述时间点可能存在较大变化。不同假设条件下，清华气候院预测 2050 年新能源发电量占比达到 62%，国网能源研究 院预测 2050 年这一比例约 50%。

4、新型电力系统的主要特征

“双碳”目标下，“终端用能电气化+电力系统脱碳”作为主体的减排路径，能源生产加速清洁化、能源消费高度 电气化、能源配置日趋平台化、能源利用日益高效化，为电力系统各环节带来深刻变化。新型电力系统与传统电 力系统的区别：

电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。

负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。

电网形态由单向逐级输电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷 的能源互联网转变。

技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。

运行特性由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式、 大电网与微电网协同控制模式转变。 根据国家电网《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案》，新型电力系统是以坚强智能电网为枢纽平台， 以源网荷储互动与多能互补为支撑的电力系统，具有五方面基本特征：

清洁低碳：形成清洁主导、电为中心的能源供应和消费体系，生产侧实现多元化清洁化低碳化、消费侧实现 高效化减量化电气化。

安全可控：新能源具备主动支撑能力，分布式、微电网可观可测可控，大电网规模合理、结构坚强，构建安 全防御体系，增强系统韧性、弹性和自愈能力。

灵活高效：发电侧、负荷侧调节能力强，电网侧资源配置能力强，实现各类能源互通互济、灵活转换，提升 整体效率。

智能友好：高度数字化、智慧化、网络化，实现对海量分散发供用对象的智能协调控制，实现源网荷储各要 素友好协同。

开放互动：适应各类新技术、新设备以及多元负荷大规模接入，与电力市场紧密融合，各类市场主体广泛参 与、充分竞争、主动响应、双向互动。

5、建设新型电力系统是一项长期而艰巨的任务

长期来看，建设新型电力系统存在巨大挑战：从我国电力系统转型速度来看，需要数十年的持续推进，我们预计 2045 年左右能够实现新能源发电量占比超过 50%。从电力系统转型的国际经验来看，转型也难以一蹴而就。德 国、英国等主要经济体新能源发电量尚未超过 30%；丹麦等北欧国家虽然已实现高比例可再生能源接入，但是 具有特殊性，包括风速平稳风电出力波动小、邻国提供大量调峰资源、本国挖掘灵活性资源等。

截至 2019 年底，世界主要经济体中，德国和英国新能源发电量占比分别为 28.1%、23.7%。英德两国较我 国拥有更好的转型基础，仅考虑气电一项调峰电源，其装机容量占比分别达到 35.5%、13.8%，而我国仅 4.5% （2020 年）。此外，在新能源发电量比重提高过程中，已出现了电价明显上涨等问题。

截至 2019 年底，丹麦新能源发电量占比达到 58.5%，新能源成为发电量的主体，但其具有特殊性：一是丹 麦风速较为平缓，风电波动性对电网运行的影响并不严重；二是丹麦与邻国电网互联充分，瑞典、挪威等国 拥有大量水电机组能够为丹麦电网运行提供充足调节能力；三是丹麦深入挖掘了本地灵活性资源，包括电力 系统与热力系统耦合等，提高了电网调节能力。

短期来看，缺电、电力系统安全稳定等问题或将更早出现。需求端，2021 年 1-7 月全社会用电量同比增长 15.6%， 我们预计全年增速将达 10%，2022 年有望保持在 6%以上，超过“十四五”规划年均增速预期。供给端，2021- 2023 年，水电和核电新增装机快速下滑；严控煤电装机背景下，目前在建装机约 0.8 亿千瓦，2021-2022 年将 陆续投产；即使考虑 2021-2023 年新增新能源装机 90GW、105GW、120GW（“十四五”新能源年均新增 120GW， 前低后高），仍难以有效缓解供需矛盾。基于电量平衡测算，我们预计 2021-2023 年煤电利用小时数较 2020 年 提高约 200 小时，达到 4500 小时左右；煤电利用小时数的提高对应调节能力的下降，将对新能源消纳率产生压力。

二、新型电力系统的发展趋势

1、技术趋势

构建新型电力系统，其核心是要积极适应高比例可再生能源、高比例电力电子设备发展趋势，同时进一步需要以 提升终端电气化率、构建综合能源系统等方式全面支撑温室气体减排。电力系统转型升级的技术趋势决定了行业 的资本开支方向，将主要影响相关电力设备、电力工程施工等领域。

（1）提升电力供需预测水平

电力系统逐渐从确定性系统演变为强不确定性系统，新能源发电占比提高增大电源端不确定性，第三产业和居民 生活用电占比提高带来负荷端不确定性，在供需两端变化基础上进一步带来了电网潮流的不确定性，三重不确定 性下，凸显了提升电力供需预测水平的重要性和迫切性。

新能源出力的不确定性：新能源装机的出力具有随机性、波动性、间歇性等特征，在不同地域、不同季节表 现出较为显著的差异。

电力负荷的不确定性：随着第三产业、居民生活用电量占比提升，电力负荷波动性加大，预测难度提高。

电网潮流的不确定性：高比例分布式光伏接入，使得电力消费者有可能变成电力生产者，出现电网潮流倒送 等现象。

提高电力供需预测水平将节约电力系统建设、运行成本。以新能源大规模发展的德国为例，根据《德国能源 转型中的电力系统平衡和负电价问题》一文分析，德国现货市场设计了一种平衡基团机制，平衡基团作为一 个虚拟的市场基本单元，在此单元中，发电和用电须达到基本平衡。当单元内部无法自平衡时，必须买入或 卖出电量来保持平衡。平衡基团的机制在很大程度上促进了可再生能源预测的发展，预测水平直接影响平衡 基团的收益情况。除了利用不同的数学预测方法之外，德国很早就采用了多种天气预报的模型预测可再生能 源发电，包括标准天气预报数据，卫星的图像数据、气象雷达和气象气球的实时数据，航海和航天的天气预 报数据等，基于大数据等技术不断提升新能源出力预测准确度。

（2）加强电网建设

加强电网建设是提升新能源接入能力的基础。大基地开发模式提升特高压等主干网架建设需求，负荷快速增长 叠加分布式新能源发展催生配电网建设需求。我国配电网建设水平弱于主网，配电网将是未来投资建设的重点。

加快特高压电网建设。在受端，扩展和完善华北、华东特高压网架，加快建设华中特高压网架。在送端， 推进西南特高压网架建设，完善西北、东北 750 / 500 千伏网架，支撑跨区直流安全高效运行。“十四五”500 千 伏及以上电网建设投资约 7000 亿元，2025 年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成。“十四五”规划建 成 7 回特高压直流，新增输电能力 5600 万千瓦。“十四五”配电网建设投资超过 1.2 万亿元，占电网建设总投 资的 60%以上。适应分布式电源、微电网、多元负荷规模化发展需要，重点实施农村电网巩固提升工程，推进国 际领先城市电网建设。

（3）提升调节能力

提升调节能力是实现新能源大规模消纳的必要条件。未来较长一段时间内，结合潜力规模和经济性来看，应以火 电灵活性改造、抽水蓄能电站、电化学储能、可调节负荷为主次，加快提升电力系统调节能力。

火电灵活性改造：辅助服务、容量电价有望加快出台，加速火电灵活性改造落地。

“十三五”火电灵活性改造规模远低于预期，我们预计“十四五”期间将通过提高辅助服务费用、设置容量 电价等方式加强政策支持，加速火电灵活性改造。《电力发展“十三五”规划》提出，热电联产机组和常规 煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦左右，合计 2.2 亿千瓦。但最终改造规模与规划 存在较大差距，公开数据显示，截至 2019 年底，我国累计完成煤电灵活性改造约 5775 万千瓦，仅为“十 三五”改造目标的 1/4 左右。

“十四五”国家电网规划，2025 年力争“三北”地区累计完成 2.2 亿、东中部地区累计完成 1 亿千瓦改造 任务。南方电网提出，具备改造条件的煤电机组最小技术出力达到 20%-40%。

抽水蓄能电站建设：“十四五”开工规模有望大幅增长。

现阶段，抽蓄技术经济性优于电化学储能，容量电价落地理顺收益机制，我们预计“十四五”将迎来快速发 展。抽水蓄能电站是具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的灵活性资源，现阶段技术经 济特性优于电化学储能。5 月 7 日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发 改价格〔2021〕633 号），提出以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输 配电价回收，强化与电力市场建设发展的衔接，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。2019 年国家发改委发 布的《输配电价成本监审办法》要求抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，导致 抽水蓄能电站难以获取合理收益，建设积极性受到严重影响。而今年新政策的出台，为抽水蓄能电站获取合 理收益提供了保障，建设有望提速。

截至 2021 年 8 月，全国抽水蓄能装机规模 3249 万千瓦，在建装机规模 5393 万千瓦。“十三五”期间，全 国抽水蓄能建设投产规模 2991 万千瓦。

国家能源局提出“十四五”开工 1.8 亿千瓦抽水蓄能电站建设，为当前在建规模 3 倍以上，实现难度极大， 但足见主管部门对于抽水蓄能电站重视程度。今年 8 月，国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》（征求意见稿），提出“十四五”期间开工 1.8 亿千瓦，2025 年投产总规模 6200 万千瓦； “十五五”期间开工 8000 万千瓦，2030 年投产总规模，2 亿千瓦；“十六五”期间开工 4000 万千瓦，2035 年投产总规模 3 亿千瓦。

目前国家电网和南方电网规划“十四五”抽水蓄能电站开工规模约 3500 万千瓦，我们预计大概率将进一步 提高。国家电网规划，“十四五”新开工 2000 万千瓦以上抽水蓄能电站，2025 年经营区抽水蓄能装机超过 5000 万千瓦，2030 年达到 1 亿千瓦。南方电网规划，“十四五”和“十五五”期间分别投产 500 万和 1500 万千瓦抽水蓄能，2030 年抽水蓄能装机达到 2800 万千瓦左右。

电化学等新型储能：“十四五”有望进入快速发展时期，年均增速有望达 76%。

截至 2020 年底，我国电化学储能累计规模为 327 万千瓦；在理想场景 下，预期 2025 年累计投运规模达到 5588 万千瓦，年均增速 76.4%。国家电网规划，2025 年，经营区新型 储能容量超过 3000 万千瓦，2030 年 1 亿千瓦左右。南方电网规划，推动按照新增新能源的 20%配置新型 储能，“十四五”和“十五五”期间分别投产 2000 万千瓦新型储能。合计规划投产规模与上述行业预测相 近。

需求侧响应（可调节负荷）：积极通过价格信号引导其参与电力系统调节。

国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格〔2021〕1093 号）将有力支撑可调节负荷 响应电力系统调节需求。国家电网提出，可调节负荷资源储备需要达到最大负荷 20%以上且覆盖最大电力 缺口，到 2025 年、2030 年，容量分别达到 5900 万、7000 万千瓦。

（4）提升智能化水平

分布式电源发展、传统用户向产消者转型趋势下，电力系统亟需提高信息的采集、感知、处理能力。我们预计电 网数字化转型将持续推进，其中电力物联网建设、配电网智慧化升级是重点。

打造电网数字化平台。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，构建连接用户、各环节设备的智慧物 联体系，实现电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测，打造数字孪生电网。

提升配电网智慧化水平。加大中压配电网智能终端部署、配电通信网建设和配电自动化实用化，并向低压配 电网延伸，大幅提高可观性可测性可控性。推动应用新型储能、需求侧响应，通过多能互补、源网荷储一体 化协调控制技术，提高配电网调节能力和适应能力，促进电力电量分层分级分群平衡。2025 年基本建成安 全可靠、绿色智能、灵活互动、经济高效的智慧配电网。

（5）提升新能源并网标准

新能源向主力电源转变，要求新能源需要具有电网支撑能力，并网标准将逐步提高。其中，主要涉及电压、频率 稳定问题，将加大新能源场站 SVG、虚拟同步机（VSG）等装置配置。

动态无功补偿（SVG）：在电力系统中，新能源的大量接入，大容量的电力电子设备等非线性负荷和冲击负 荷的广泛应用，带来了严重的电能质量问题，使用动态无功补偿装置，可以显著改善电能质量，如提高功率 因数、克服三相不平衡、消除电压闪变和电压波动、抑止谐波污染等。

虚拟同步机（VSG）：虚拟同步机技术能够模拟同步机组的机电暂态特性，具有同步机的惯量、阻尼、频率 和电压调整等运行外特性。

（6）电网调度控制体系升级

新能源的并网、传输和消纳在源-网-荷端引入了大量电力电子装备，电力系统运行特性将由旋转电机主导的机电 稳态过程为主演变为电力电子装备的电磁暂态过程为主，电网调度控制体系需要系统升级。

提升变电站二次系统。建设新一代变电站二次系统，推动安自装置标准化应用。

建设适应分布式电源发展的配电调度体系。构建主配协同的新型有源配电网调度模式。推广 5G+智能电网 调控应用，满足海量分布式电源调度通信需求，实现广域源网荷储资源协调控制。未来将基于先进通信的配 电网保护配置、主动配电网运行分析及协调控制等技术，全面升级配电网二次系统。

2、政策趋势

政策的重点集中于电力体制改革，特别是电价调整上，这将主要对各类发电运营商产生影响。

理论上，电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场，前两者与电力系统运行相关，最后者与电力规划 相关。我国电力市场主要涵盖了电能量市场和辅助服务市场，容量市场尚未建立，但是容量电价已部分反映出容 量市场特征。

电能量市场中，呈现“双轨制”特征。计划轨主要面向居民、农业用户和部分工商业用户，由电网企业统购 统销，发电企业售电执行上网电价，电网企业售电执行销售电价，两类电价均由发改委核定。市场轨主要面 向工商业用户，由发电企业和用户通过市场化电价进行直接交易，根据使用电网资源情况，向电网企业支付 有关输配电价。目前主要开展中长期市场交易，现货市场处于试点之中。

针对电能量市场：

计划轨中，我们预计居民电价将有所上涨，工商业电价当前保持相对稳定。6 月 24 日，国家发改委公开表示，与国际上其他国家相比，中国居民电价偏低，工商业电价偏高，下一步要完善居民阶梯电价制度，使电 力价格更好地反映供电成本，预示居民电价将要上涨。7 月 28 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时 电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093 号），要求在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完 善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主 体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。

市场轨中，已显示出涨价趋势。2019 年 10 月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革 的指导意见》，文件提出：将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按 各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。取消煤 电价格联动机制。该《意见》将自 2020 年 1 月 1 日起正式实施，但要求 2020 年暂不上浮，确保工商业平 均电价只降不升。理论上，自 2021 年起，煤电价格能够较基准价上浮。

2021 年 7 月 22 日，内蒙古自治区 工信厅、内蒙古自治区发改委联合发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场 交易政策相关事宜的通知》，提出自 2021 年 8 月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准 价（每千瓦时 0.2829 元）的基础上可以上浮不超过 10%。8 月 4 日，宁夏发改委发布关于调整 2021 年电 力直接交易有关事项的通知，通知指出有序放开煤电企业优先发电计划，允许煤电交易价格上浮，煤电月度 交易价格在基准价（0.2595 元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过 10%。8 月 26 日，上海经信委发布《关 于开展 2021 年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作的补充通知》，取消《2021 年上海 市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案》中 “暂不上浮”的规定。内蒙古、宁夏、上海此次 调整煤电电价可上浮范围，释放了电价市场化调整的重要信号。

针对辅助服务市场，当前主要是发电端的零和博弈，未来相关成本有望向下游用户疏导。目前辅助服务市场中， 提供相关服务的机组获得收益，未提供相关服务的机组支付成本，呈现零和博弈特征。随着新能源发电占比提升， 辅助服务需求不断增长，但当前上网电价总体受控，难以向下游用户疏导，导致辅助服务定价偏低，抑制了机组 参与调节的积极性。

针对容量电价，目前已覆盖抽水蓄能电站，是否覆盖电化学储能仍处于讨论之中；山东等部分地区已探索构建火 电容量电价机制。

三、风险因素

1、电价政策落地不及预期；

2、电力供需形势超预期恶化制约新型电力系统建设；

3、国内气候变化政策与减碳力度变化带来不确定性。