新型电力系统下的投资机会分析：双碳目标呼唤系统灵活性与智能化

（报告出品方/作者：兴业证券，朱玥）

1 根本驱动：“双碳”目标需要新型电力系统

1.1、现状：我国电力系统仍以传统能源为主

火电仍占据重要地位：以发电量计算，火电占比高达68%，以装机容量计算，火电占比也高达57%。

火电对电力电量平衡仍具备重要意义：2021年1月7日受寒潮影响，国网、南网晚间高峰达到近11亿千瓦，此时全国5.3亿千瓦风电、 光伏装机仅出力0.3亿千瓦；冬季枯水期，3.7亿千瓦水电仅出力1亿多千瓦；冬季天然气用气高峰导致近1亿千瓦气电装机仅出力一半 左右。此时高峰负荷几乎全靠近11亿千瓦煤电装机顶峰，并导致湖南、广东等省有序用电。

1.2、展望：“双碳”目标需要新型电力系统

2020年我国能源消费产生的二氧化碳排放占总排放量的88%左右，而电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42.5%左右。电力行业 的碳达峰、碳中和进度将直接影响“双碳”目标实现的进程。

必须加快构建以新能源为主体的新型电力系统，大力提升新能源消纳和存储能力。

1.3、新型电力系统组成元素空前丰富

架构上：电源侧以新能源为主体，电网侧实现高比例电力电子渗透和数字化转型，消费侧构建多层级的源网荷储一体化。

调度上：跨时域、跨地域调度多种能源资源，包括发电设施、电网设备、用户、储能设备等。

1.4、高比例可再生能源是新型电力系统的首要特征

中科院院士周孝信提出以高比例可再生能源为首要特征的新一代电力系统。

核心指标包括：非化石能源占比、能源电力系统CO2排放总量、总体能源利用效率、电能消费占比、非化石能源发电量占比。2060年， 非化石能源在一次能源消费占比超过90%，电能在终端能源消费占比达到91.82%，非化石能源发电量在总发电量中的比重达到92.73%

1.5、电源侧

以高比例新能源为显著特征的多能互补

多能互补能够有效提高新能源的稳定性和利用率：利用不同空间、不同时间、不同类型的电源，搭配储能组成的多能互补体系能够弥 补单一电源固有的波动和不稳定性，从而匹配负荷特性，提高利用率。“十四五”提出的九大清洁能源基地均为多能互补：风光储、风光火储、风光水储、风光水火储。

光伏、风电成为主力能源

风电、光伏装机增长呈现爆发之势：自2019年开始，受风电、光伏实现平价上网的有利影响，装机增速开始回升。新增装机以风电、光伏为绝对重点：2020年新增风电7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，合计达到新增总装机的62.8%。

1.6、电网侧

大规模远距离输送与分布式综合能源并行

特高压是远距离输送新能源的最佳选择：我国清洁能源与负荷中心呈逆向分布，根据全球能源互联网发展合作组织的研究，我国实现 碳中和的路径必须要加快形成以特高压骨干网架为核心的全国清洁能源资源优化配置平台，即“智能电网+特高压电网+清洁能源”。新一代输电网具有高比例的电力电子的特征：无论是直流输电技术中的换流阀、静止无功补偿器，还是柔性交流输电技术中的可控并 联补偿器、串联补偿器。新一代输电网要达到柔性、灵活、可控的特点，大量电力电子设备和控制器件的应用不可或缺。

配电网向供需互动的主动配电网升级

配电自动化率逐步提升：配电自动化是使用计算机、电子和通信技术对配电网、配电设备和用电设备实现远方实时监控、协调、控制 的集成自动化系统。配电自动化的发展走过了三个阶段：第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，自动化程度低，目前仍大量应用；第二个阶段为基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统；第三阶段为在第二阶段基础上增加自动控制功能。

1.7、用户侧

终端电能占比升高，波动性随机性增强

交通运输电气化：随着城市公交、乘用车、商用车的全面电气化和充换电设施的全面普及，电动车充电功率将日益成为设计供用电系统时不可忽略的因素。经测算，若一小区保有100辆纯电动车，则同时充电时的功率可超过10兆瓦，超过一般小区配变容量。

工业生产电气化：钢铁、建材、制药、食品加工、服装等高能耗企业煤改电，自备电厂清洁替代及规范管理。

生活用能电气化：电采暖、电气化厨炊、蓄热电锅炉等技术，推进酒店、商业综合体、商铺厨房等实现气改电。

广泛的分布式电源接入，用户侧能源双向流动

BIPV/屋顶光伏+储能成为未来普遍的分布式能源型式：在乡镇地区，主要为整县屋顶光伏，在城市地区，主要为建筑BIPV，预计将 开启新一轮的分布式光伏投资热潮，配备储能后，将形成大量自发自用、余电上网的独立供/用电单元。电动汽车、户用储能将作为虚拟电厂联合调度：电动汽车、户用储能的广泛使用形成了充足的闲置调峰、调频资源，可用来解决电网 峰谷差、调峰、调频等问题。

1.8、引入新型元素：以储能为代表的的灵活性调节资源

储能在新型电力系统中将广泛渗透：电源侧平抑出力波动促进消纳，电网侧削峰填谷减小峰谷差，负荷侧峰谷电价套利减少电费。

储能是最重要的灵活性调节资源：《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》定义承担可再生能源 消纳对应的调峰资源包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能，气电、光热电站和灵活性改造的煤电。其中储能不增加额外碳排放。

2 新在何处：关键是电力系统灵活性和智能化

2.1、传统电力系统存在局限和不足：被动调节、信息流匮乏

传统电力系统的特征：发电侧以大型机组为主，且与用电侧强耦合；输电侧缺乏主动调节能力，基本没有储能能力；配电侧靠设备冗 余度提高可靠性，投资边际效益低；用电侧单向受电，仅反馈用电量数据，电力系统对用户缺乏感知，更谈不上调控或精准服务。

2.2、新型电力系统展望：双高为根本特征

新型电力系统的目标：发电侧以新能源为主，具备主动支撑能力、灵活调节能力；电网侧具备主动调配资源的能力，结构坚强；负荷 侧实现精准感知，可观可测可控。调度侧实现对海量分布式对象的智慧控制；体制上形成广泛参与、充分竞争、双向互动的电力市场。

2.3、新型电力系统包括6大改造方向

新型电力系统的改造路径：大致可分为网架建设、灵活性建设、数字化转型、调度能力升级、电能替代及节能改造、市场机制建设六 大方面。每个方面又可分为系统级、设备级、元件级等若干层次。

2.4、新型电力系统改造路径：网架建设

网架建设相关产业链：主要包括特高压、配电网相关一次设备、二次设备制造商，以及工程规划、设计、实施、系统集成企业。

价值量分布：输电网方面，以电力电子装置为基础的设备技术壁垒较高，价值量较高，如换流阀，柔性输电设备。配电网方面以自动 化终端、通信设备、智能电表价值量较高。

灵活性建设：灵活性建设相关产业链：火电灵活性改造包括纯凝机组燃料、锅炉、汽机等的改造，以及供热机组零出力供热、电极锅炉、电锅炉固 体储热、热水罐储热等技术路线；抽水蓄能包括工程建设总包环节和水轮机环节等；新型储能主要涉及锂电池产业链；可调节负荷主 要是工业、交通、空调负荷。重点关注抽水蓄能和新型储能环节。

数字化转型：数字化转型相关产业链：智慧配电网包括智能终端、配电通信网和配电自动化设备等，数字化平台包括电力物联网、国网云平台、数 字孪生电网等、虚拟电厂和能源互联网生态圈包括新能源云、能源大数据中心、能源工业云网等体系建设

虚拟电厂：电力系统数字化、云化催生虚拟电厂走入实用化：云平台体系将能够调动社会上的分布式电源、储能、可调节负荷，实现源网荷储积 极互动下的削峰填谷，等效于负荷尖峰时增加了电厂出力、负荷低谷时增加了用电需求。减少了边际机组和额外输变电设备的投资。虚拟电厂要求响应速度快于需求侧响应，且需要设备级的细颗粒度调控，因此必须在物联化、智能化、云化的电力系统下才可实现。

调控能力升级：调控与保护产业链：在新型电力系统背景下，海量分布式电源和分布式可调节负荷的存在使得传统调度大厅人工值班的调度模式无法 适应，同时新能源、新复合多通过逆变器、变频器等电力电子装置并网，使新型电力系统的故障形成和发展机理、安全稳定保障需求 与传统电力系统区别很大。必须开展调控和保护能力升级建设。

电能替代及综合能源：电能替代及节能改造：电能替代主要包括工业、建筑、交通电气化，工业电气化主要包括电锅炉、电窑炉、电动皮带等，建筑电气化 主要包括热泵、电蓄冷空调、蓄热电锅炉等，交通运输电气化主要包括电动汽车、轨道交通、船舶岸电、空港陆电等；综合能源服务 主要包括园区级源网荷储微电网建设、建筑能源托管、智能运维等服务。

市场机制建设：市场机制建设能够让电力能源市场所有参与方的总效用通过市场实现最大化。目前，国电南瑞在新一代电力交易平台建设、电力辅助服务市场技术支持系统、电力现货市场技术支持系统方面均有解决方案产品。

3 需求展望：新型电力系统带来哪些投资机会？

3.1、网架建设：特高压与柔性输电

特高压是我国能源供需分布不均衡的解决利器：我国负荷中心位于东中部，而能源基地多位于西部，造成了能源供需空间上的错配。特高压以其输送容量大、损耗低、传输距离远，单位功率造价低、占地少的特点，是解决我国能源供需问题的利器。

从电力消费端看：可再生能源电力消纳责任权重的逐年提高是推动特高压建设的最主要动力，国家发改委、能源局对消纳责任的权重 要求逐年提高，促使东部负荷集中省份纷纷寻求建设特高压引入外来电力。

3.2、网架建设：特高压交流

特高压交流线路价值量分布：特高压交流投资主要包括变电站投资和线路投资。以淮南-浙北-上海特高压交流工程为例，项目总投资 191.7亿元，其中变电站投资79.5亿元，约占43%，线路投资102.6亿元，约占57%。

特高压交流设备：组合电器(GIS)、主变压器、电抗器、为特高压交流主要设备，此外还有避雷器、互感器、接地开关、绝缘子和无功 补偿装置、二次保护系统等。三大主设备投资占比分别可达34%、26%、23%。

3.3、网架建设：特高压直流

特高压直流通常由首、尾两座换流站和相应的双极直流线路组成，中间不落点（柔直工程如昆柳龙除外）。目前我国特高压直流工程 分±800kV、±1100kV两个电压等级，每条线路投资额从137亿元到407亿元不等，单位km造价从约950万元到约1800万元不等。

特高压直流投资中换流站成本约占50%~60%，其中换流阀、换流变、控制保护、GIS构成了设备采购的主要部分。其余包括直流场设备如平波电抗器、直流断路器、直流滤波器等；交流场设备如交流电抗器、滤波器、电容器、调相机等，起到无功补偿作用。

3.4、网架建设：特高压主设备测算

特高压交流：一座特高压交流变电站容量按2×3000MVA考虑，则约需1000MVA单相主变压器7台（1台备用），240Mvar单相电抗器7 台（1台备用），出线按4回计，则约需9回GIS间隔。

特高压直流：一座±800kV换流站换流容量按8000MW考虑，我国特高压换流站均采用每极2个12脉动换流器串联，单个换流站需要4个 12脉动换流阀组；每个12脉动换流阀组需要6台单相双绕组换流变，因此单座换流站需要28台换流变（包含4台备用）；还需1套控制 保护系统。

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