摘要：新型电力系统给我国电力系统的源、网、荷、储各环节都带来了变化。笔者认为，结合海外经验与我国已完成的电改经验，新型电力系统的改革会围绕以体制机制先行（构建完善市场化交易体系），再在各个环节进行自下而上的数字化转型升级。技术-体制-迭代的循环可能会贯穿于系统升级的各个环节。本文试图总结新型电力系统现状、问题，并以此推测了变革的思路与可能的投资路径。
一、现状：
我国电力系统正面临从传统火电作为基核能源转向可再生能源大幅增加的过程，而电网对电力系统从技术到管理等多层面也正面临从技术到运行机制的不断变革中。
1、电源侧：高比例可再生能源接入
我国电力系统电源侧已从火电为主转向高比例可再生能源接入。截至2022年底，我国各类电源总装机规模25.6亿千瓦，其中非化石能源装机规模大12.7亿千瓦，占总装机的49%，超过煤电装机规模（11.2亿千瓦）。2022年，非化石能源发电量达3.1亿千瓦时，占总发电量的36%，其中，风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。
由于风电光伏出力强但不确定性高，需要电力系统不断提升调节能力。一般来说，具有灵活性调节能力的电源主要包括气电、抽水蓄能、储能、灵活性改造后的煤电。截至2022年底，我国煤电灵活性改造规模累计约2.57亿千瓦，抽水蓄能装机规模达4579万千瓦，新型储能累计装机规模达870万千瓦。目前储能在国内还没有达到规模化应用，气电、抽水蓄能合计总装机容量之和占发电装机总量不到5%。灵活性调节的重任基本落到煤电身上。按照十四五规划，假设2025年底风电光伏总装机规模和煤电装机容量均达到或超过13亿千瓦，则灵活性调节电源缺口会进一步扩大。
2、电网侧：规模庞大、结构复杂
现状：交流为主，直流偏少；特高压等级越来越高；配电网明显不足
未来：有望形成交直流互联的多省区域电网
具体包括：
特高压：主要新技术方向为柔直技术
配电网：发展方向为有源化、局域化、协同化、市场化
构建新型电力系统的过程实际上是一次配电网的革命。传统电网通常是骨干电网最为坚强，越到电网末端系统越脆弱。但是新型电力系统中配电网将承担绝大部分系统平衡和安全稳定的责任，绝大多数电力交易也将在配电网内完成。因此现有的配电网将实现物理层面重构，成为电力系统的主导力量[i]。
3、负荷侧：新型电力负荷占比提高，灵活互动需求提升
随着我国经济进入高质量发展阶段，二产用电比例稳步下降，三产与居民用电比例逐年提高。我国电力负荷特性呈现日负荷峰谷差拉大、负荷冬夏季双峰特征明显和最大负荷增速高于用电等新特点。负荷特性的变化增大了电力安全保供难度。
需求侧管理应运而生。需求侧管理通过提前部署和调度需求侧资源，引导用户行为，优化负荷需求曲线，降低电力供应难度和成本。具体而言，是通过设计合理的电价机制，倡导节能高效的生产生活措施，引导负荷用户通过改变用电行为，自发优化负荷曲线，在电力规划和运行管理之前或期间减少部分峰谷差，平滑和整体降低负荷曲线，提升电力系统灵活性，继而在运行管理时调度可调用的需求侧资源。具体手段包括：阶梯电价、分时电价、价格型需求响应及激励性需求响应机制等[i]。
二、现状导致电网产生的问题：
1、系统调节和支撑能力不足：
2、高比例可再生能源与高比例电力电子设备“双高”特性日益显著，安全稳定运行面临较大风险：
“双高”电力系统具有低惯量、低阻尼、弱电压支撑等显著特征。且由于我国电网呈现交直流送受端强耦合、电压层级复杂的电网形态，送受端电网之间、高低压层级电网之间协调难度大，故障后容易引发连锁反应。
3、电力系统控制对象从“以源为主”扩展到“源网荷储”各个环节，控制规模与难度呈指数级增长，电网调控技术手段、网络安全防护能力亟待提升
三、电网面临的变革：
1、主要变化（电网公司角度）[i]：
1）电网的功能：
2）电网平衡模式：
3）电力系统运行模式：
电源并网技术由交流同步向电力电子转变，交流电力系统同步运行机理，由物理特性主导、大转动惯量，转为算法控制主导。电力电子器件需要引入微秒级开关过程，分析认知由机电暂态向电磁暂态转变。运行控制由大容量同质化机组的集中连续控制，向广域海量异构资源的离散控制转变。
2、网侧变革的底层逻辑：
笔者认为，电力行业从源荷到网储侧基于技术、进而发展到管理体制自下而上的变革，由此带来的内生性的数字化、智能化，甚至2C化发展是本轮电力系统转型的核心。
能源领域本身正经历从火电单一基核能源向可再生能源（风+光+水等）的替代转型，电网侧由计划经济时代沿用至今的生产组织关系及管理方式很难适应现如今的“复杂系统”。举例来说，传统电力系统调度控制采取自上而下、层级分明的一刀切方式，基于以往的电网安全校核方式很难包容如今系统海量的源网荷储运行，更不用说要求系统调度有足够的冗余度、快速响应等要求。
2.1底层逻辑佐证1-我国电力系统转型历程
技术、政策、市场和监管框架从来不是各自独立发生和运转的。
第二次重大变革是1997年国家电网公司的成立，标志着电力行业政企分开。
第三次重大变革是2002年的电力体制改革，以《电力体制改革方案》（5号文）的发布为标志。此轮改革始于电力供应过剩，5号文旨在打破制度垄断，引入竞争，尤其是提出跨省电力交易。此轮电改重要事件包括：拆分国家电网公司；引入监管（成立国家电监会）；部分地区开始尝试包括电力批发市场试点、直购电试点、跨省跨区电力交易试点、发电权交易试点、节能调度等。
第四次重大变革以2015年国务院发布的9号文件为标志。此轮电改的目标是：在批发和零售市场实现市场化定价，充分发挥市场机制；实现独立、透明的输配电价；扩大跨省跨区输电规模；加强政府监管、改善电力规划。此轮电改重要事件包括：建立了独立的输配电价格；零售价格将由趸售市场电价、输配电价、政府附加构成；引入电力零售企业（售电公司）。
近期一些重要制度、文件的发布仍是2015年电改的延续，包括：分时电价调整（午时谷电）、集中式风电光伏引入电力现货市场、零售市场代理购电逐步退出、各地辅助服务“两个细则”增加辅助服务品种、容量补偿机制从少数省份率先起步、储能成本纳入输配电价机制等。
未来电改的方向包括：推进跨省跨区电力交易、改进电力调度体系、改进电价体系（包括厘清零售电价构成）、促进可再生能源发展等[ii]。
可以看出，电力系统转型一直围绕着：以自下而上的市场化打破自上而下的计划经济思维，使整个系统更加高效、灵活。
目前本轮电改中比较成功的包括电力现货市场的推进。现货市场旨在通过高频竞价，午时电价低、傍晚电价高，既能反应真实供需关系，也能保证电力系统有足够冗余。目前我国电力现货虽还不是实时（15分钟一个价格[1]，每日96个出价时段），相比美国每5分钟一次（供给与需求侧双向报价形成出清价格）仍有差距，但这类需求已经刺激各种现货交易平台、仿真分析软件等应用逐渐增多。
然而本轮电改仍有很多不尽如人意之处，以电力调度为例，目前电力调度仍主要由省级调度机构负责，且仍遵循行政程序，在每年年底，省级调度机构预测下一年本省电力需求，然后根据调度规则为其省内所有发电机组下达发电及考核计划。用这种管理方式管控分散的分布式能源将越来越不可能。
2.2底层逻辑佐证2-电网侧前沿领域新技术[i]
根据南网研究院的统计，网侧TOP10研究前沿及排序如下：
可以看出，上述10项网侧前沿技术基本都集中在基于算法的电网调度控制领域。这也映证了笔者的提出的底层逻辑假设。调度控制的智能化完全是被现有源测技术倒逼的结果。如用传统调度过去调度一个1000MW的火电机组的方法人为调度10000个0.1MW的分布式，这完全不是靠人力能操作的，必须依赖负荷控制与群调群控策略。
但根据笔者对上述研究领域专利搜索结果，基本没有中小企业专利出现，可见上述领域依旧处于早期阶段。
2.3底层逻辑佐证3-海外经验
由于欧盟多国拥有高比例可再生能源，这些国家电网侧发展、投资路径很值得国内借鉴。根据2023年11月底欧委会针对电网加速升级、高效运行提出的一项行动计划[i]，计划将欧盟成员国之间跨境电网投资额在2030年前翻一番，预计投资金额可达5840欧元。欧委会表示，本次电网投资将以配网测数字化为重心，通过升级实现配电数字化，并保障系统网络安全。
四、投资路径与增量市场
1、适应新型电力系统的电网基建功能化投资路径[ii]
根据国网能研院，为适应电力系统源网荷储形态的变化，对电网功能化投资需求可归纳为提升电力系统电源接入能力、提升系统输送能力、提升系统调节能力、满足负荷增长及提升数字化水平5个主要功能，具体如下：
该研究结论包括：
1）输送电能力投资占比总体呈下降趋势；
2）电源接入能力投资比重将与系统的调节能力投资相互补充；
3）满足负荷增长投资占比（考虑全社会电气化水平、电价、人口规模、经济水平等因素）将一直处于缓慢下降趋势（配网侧投资呈下降趋势）。
4）调节能力投资将主要受到电源接入投资增长的需求影响，呈先增后降趋势。
5）数字化投资占比一直处在相对较高的水平（包括电网灵活性、电网调节、控制等需求提升）。
笔者认为，该仿真分析结论中弱化网侧输送电能力（不管是主网还是配电网）符合欧洲可再生能源占比高的国家经验。根据德国、丹麦、英国等国经验[i]，支撑这些国家高比例可再生能源的主要是体制机制（包括电力现货市场、可再生能源调度运行制度、可再生能源电价机制等），其次为拥有充足的灵活性电源、构建了跨国输电网络。仅德国存在配电网容量不足，上网电量需要被传输至高电压等级电网，因此需要加强电网基础设施建设。由此可见，我国与上述国家在电改上思路是一致的，均为政策机制先行，鼓励源测倒逼网侧，充分利用现有资源，合理补充部分地区网架结构不足，或用其他技术进行替代。
2、部分券商、专家、机构观点
2.1券商
多数券商研报对于电网侧增量市场的理解主要为特高压柔直技术渗透率提升带动核心设备如柔直换流阀的应用规模提升，市场规模超60亿元。
2.2专家
根据国家电投集团战略规划部李鹏[1]的的观点，新型电力系统关键技术包括：
2.2机构
根据华能清能院[i]，未来电力系统关键技术方向包括：电站储能；主动支撑发电设备（包括频率与电压主动支撑）；智能终端（如虚拟电厂）；深度再电气化装备（荷测，包括电动汽车、航空、农业等电动化）；多能互补融合技术；智慧化信息化技术（包括功率预测、数字孪生、设备状态监测等）。
3、笔者观点
3.1源测：
1）已并网的可再生能源电网友好性改造，包括：
l主动支撑技术：
频率支撑：惯量响应、一次调频、频率动态支撑等；
电压支撑：构网型发电设备、同步电源电压控制等。
l并网支持技术：
同理，包括同步调相机、储能、煤电灵活性改造。
2）源测数字化智能化：
仿真分析、数字孪生等：以风机为例，面对湍流、雷暴、暴雨、凝冻等复杂工况下，通过人工智能模拟器进行强化学习，优化控制策略，提高产能。
功率预测：中微尺度耦合技术（中尺度气象数据与现场测风微尺度数据融合）
3.2储侧：需要深入研究电化学储能与氢能的前景
另一方面，值得注意的是，源测中长期调节能力越来越受到重视。近期多地“风光配储”要求都从2h提高到了4h。有研究指出，未来长时储能与大型风光基地项目组合大概率会替代火电成为我国基核能源。氢能尽管在利用率、降本方面仍显不足，但其具备的长时储能优势是电化学储能所不具备的。《十四五新型储能发展实施方案》发布后，西北五省多地开展了风光储氢示范项目建设。根据亚化咨询[i]，2023年全国供32个含风光储氢的PowertoX项目开展，在风光储氢项目中，下游主要以绿氨为主，并有多个项目配置二氧化碳+氢气制绿色甲醇，还有部分项目配置氨醇一体化。
由于西北五省水资源匮乏，海上风电+海水淡化制氢越来越受到重视。随着欧盟多国意识到通过海风+储氢摆脱对俄能源依赖的可行性，笔者认为该技术路线在欧盟国家未来会看到快速发展。
3.3荷测：
需求响应：虚拟电厂、负荷聚合等辅助服务
虚拟电厂：核心=通信+融合，关键技术：协调控制技术、智能计量技术、信息通信技术，实现聚合DER参与电力市场和辅助服务市场运行，为配电网和输电网提供管理与辅助服务。
V2G:是否可以形成跨品牌跨平台面向消费者的应用
3.4网侧：
1）电力交易平台
2）售电公司
4）智能化上游硬件，如传感器
[1]《新型电力系统发展蓝皮书》
[1]吴军信息论
[1]中国电力系统转型报告能源基金会
[1]刘沁莹等，基于ESI数据库的电网侧领域研究前沿分析电力科学与工程2023.12
[1]朱婵霞等，江苏省构建新型电力系统的国际启示2022.10
[1]《新型电力系统背景下若干重要技术方向的思考》华能清能院
[1]总投资超2200亿，国内PowertoX项目最全盘点亚化咨询2023.11.13