电力行业研究：新型电力系统的特点、趋势与投资机会

（报告出品方/作者：信达证券，左前明）

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%。

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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。

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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。

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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%。

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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。

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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。

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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。

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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。

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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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库官网】。

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电力新技术和发展趋势

电力新技术和发展趋势

我国"十二五"期间发展电力工业的基本方针是;以转变电力发展方式为主线，以深化改革和科技创新为动力，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，安全高效发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动电力装备产业升级，促进绿色和谐发展。

从我国电力生产的现状和发展可以看出，我国的电网发展已进入超高压、远距离、大容量、自动化、现代化的新阶段，电能需求的增长 隆损 节能以及防止环境污染等方面的要求更高、更严格。因此，既有远大的前景，也面临四方面的严峻挑战，即环境保护的严重制约、电力市场化体制改革的影响、大容量远距离输电技术的要求、现代化城市和企业对优质电能的需求。

全球和地区经济一体化步伐的加快，加上能源分布和经济发展的不均衡，使得大电网的互联，甚至跨国联网得到了很大的发展。例如，欧洲发输电联盟（UCPTE）成立于1951年，1963年实现西欧各成员国交流 400 kV联网，然后通过直流输电与英国、瑞典实现非同期联网，现在正进行该电网与原东欧国家电网联网，其中于1995年9月实现与原东德联网，1995 年 10月实现与波兰、捷克、匈牙利三国电网同期互联。

又如东南亚国家之间，建设中的巴坤（Bakum）水电站以及跨海 500 kV直流输电工程将实现马来西亚国内东、西部之间的联网，下一步将建设秦国—马来西亚输电线路，形成泰国经马来西亚至菲律宾的交、直流混合跨国电网。我国与周边国家的联网也正在规划之中。例如，澜沧江上的景洪电站开发向泰国输电，俄罗斯西伯利亚向我国华北地区送电等。

大电网互联以及跨国联网在运行中出现了一系列诸如低阻尼甚至欠阻尼的频率和功率振荡，发生连锁式的稳定破坏，造成大面积停电事故等现象，有待于认真地进行研究.采取措施解决。

在以上这些综合因素的推动下，对电网的规划、运行、控制、分析计算方面都提出了愈来愈高的要求。

电力发展与环境保护

我国在能源方面的现状是人口众多.人均资源极其有限，环境问题突出.能源效率低。而且联合国发表的一份报告中指出，现行的能源生产、分配、使用方式是不可持续的。为了实现可持续发展，就必须依靠技术进步，提高能源效率，强化可再生能源利用，发展洁净煤技术作为战略重点。

人均指标通常作为衡量现代化的粗略判据.据统计，1993年以后.西方发达国家以及俄罗斯的人均装机容量均已超过1 kW，而北欧一些国家是它的好几倍，我国台湾的人均装机容量已超过1kW，但电力供应仍十分紧缺，这说明对于一个中等发达的国家或地区要求达到或接近人均装机容量1kW确有一定道理。

因此，按照"三步走"发展战略目标，要求到21 世纪中叶我国发电装机容量应达到15亿千瓦，此时人口控制在15亿，才能达到人均装机容量1kW。按照可持续发展要求，首先应开发没有污染的水电资源。我国的水电理论蕴藏量为6.76亿千瓦，但是其中可供技术开发的水电资源为5亿千瓦左右，相应发电量3.24亿千瓦时，居世界第一位。

以发电量计，我国可开发的水资源占世界总量的15%，但人口占世界的21%，因此人均资源量并不富裕，只有世界平均值的70%。即使我国水电资源全部开发，如果核电和其他替代能源还不能占有显著比例的话.则煤电仍可能要占65%~70%（10亿千瓦左右）.如果发电效率没有明显提高，那么到 2050年时将出现全国全年产煤量都不够供应发电用途的局面。因此.必须大幅度提高发电效率和要求1他能源的H例有较大的增加

另外.燃煤产生的环境污染.特别是大量分散燃煤产生的环境污染治理.是个严重的问题。最为迫切的是控制二氧化硫（SO，）的排放.许多城市的酸雨已成为人们关注的焦点。我国大气中SO.的平均浓度为0.03 ppm（个别地区达15 ppm）.H日本高3倍酸雨将引I起森林和农作物破坏、水变质、十壤退化对电力系统将加速全属部分的临创 甚至造成细终子闪络事故。形成酸雨的根源中2/3是由于大量分散燃煤造成的。而1/是候煤发由过程中产生的。因此，发展洁净煤技术已被列为新世纪电力科技发展战略的重要目标之一。

洁净煤技术旨在最大限度地发挥煤作为能源的潜能作用，同时又实现最少的污染物释放，达到煤的高效、清洁利用的目的。洁净煤技术是一项庞大复杂的系统工程，包含从煤炭开发到利用的所有技术领域，主要研究开发项目包括煤炭的加工、转化，燃烧和污染控制等。目前的发展领域包括高效、低污染地开发和利用煤炭的全过程，主要可分为煤炭利用前净化技术、煤炭燃烧中的净化技术、烟气净化技术和煤炭转化技术。

煤炭利用前净化技术包括选煤，型煤、洁净优化动力配煤、水煤浆。选煤是剔除杂质，进行煤品分类。是合理利用煤炭资源、保护环境的经济而有效的技术。型煤是制成具有一定强度和形状的煤制品，在成型时加入适量的固硫剂，可大大减少 SO，排放。洁净优化动力配煤是将不同品质的煤经筛选、破碎、按比例配合等过程，并辅以一定的添加剂，以改变动力煤的化学组成。减少燃煤排放。水煤浆是一种以煤代油的新型燃料，灰分小于10%，超细（250~300 gm）.配以分散剂，稳定剂，成为液体燃料。

煤炭燃烧中的净化技术包括煤粉低污染燃烧技术和先进的燃烧器、流化床燃烧技术、煤综合利用新技术、煤气-蒸汽联合循环发电技术。

烟气净化技术包括烟气除尘和脱硫、脱氮.其中重点为烟气脱硫脱氮。烟气脱硫分湿式和干式方法，及新近研究开发的半湿法。

煤炭转化技术主要内容为煤炭气化和煤炭液化。

楼料电池技术是反应物燃烧与空气中的氧发生电化学反应而获得电能和热能的装置。以煤作为燃料源的燃料电池发电技术尚处于小规模试验研究阶段，其节能（高效）和环保性能很好。

太阳能、风能、地热、潮汐能、垃圾发电、污泥发电等许多新能源发电技术都有较好的环保效果。

新能源发电技术

除了前面已介绍的太阳能、风能、地热、潮汐发电新技术外，其他新能源发电技术有;高炉顶压发电、垃圾发电、污泥发电、高温岩体发电、磁流体发电、波浪发电，海洋温差发电、生物质能发电和燃料电池等。

（1）高炉顶压发电 其技术原理是高炉炼铁产生大量带有一定压力的煤气，这些煤气在输送给用户之前，都得预先经过降温减压，可以利用煤气层在减压前后的压力差进行发电，在炼铁高炉装上高炉顶压发电装置。

（2）垃圾发电 首先将垃圾中的有机物与金属、玻璃、塑料等分离开，然后将有机物送入密封锅炉焚烧，产生的蒸汽用来发电。

（3）污泥发电 利用城市地下水道的污泥中的有机物作为能源，用来发电。日本东京大学发明了一种使污泥很快固化的方法，测定每公斤固化污泥有4 000 kcal（大卡）（1 kcal=4.1855kJ）热量，相当于低质煤的发热量，用来发电既节省能源，又保护环境卫生。

（4）高温岩体发电在高温岩体上打深度达几百米至上干米的井.一直通到高温岩体层，然后从地面注入高压水，利用喷出的高温蒸汽进行发电。

（5）核聚变发电（Fusion Energy） 聚变能是两个轻原子核聚变成一个较重的核时释放的能量。太阳能主要是氢核即质子聚变释放的。聚恋维持包括太阳在内的星球燃烧了亿万年. 聚变能也是所有化石燃料以及大多数可再生能量的来源。第二次世界大战后，实现了由裂变爆炸引发的大规模轻核聚变反应，这就是氢弹——不受控的聚变能量释放装置。20世纪 50 年代初以来人们致力于受控核聚变的研究，受控核聚变将通过运行聚变反应堆来实现。利用聚变能来生产电能是美好的希望，目前尚有许多问题需要解决。

（6）生物质能资源（Biomass Energ Resource）发电生物质能资源是指可用于转化为能源的有机质资源。主要的生物质能资源包括∶薪柴、农作物秸秆、人畜粪便、酿酒废醪、糖蜜废水、屠宰废水、豆制品废水等工业有机废水、有机垃圾等。沼气发电就是一种生物质能资源发电。

电能储存技术

电能储存技术，又称蓄能技术，是一种实现高效利用电能的重要途径。

蓄能技术一般要求有∶储能密度大、变换损耗小、运行费用低、维护较容易、不污染环境。电能的储存技术大致可分三类∶

（1）直接储存电磁能，如超导线圈蓄能系统、超级电容器。

（2）把电能转化为化学能储存，如新型的电池。

（3）把电能转化为机械能储存，如压缩空气、高速飞轮、抽水蓄能。

抽水蓄能是一种实用的储能量相对较大的蓄能技术。此外，最实用的是电池蓄能，它既可作旋转备用，也可作调峰或调频电源，或直接用作大用户的不停电电源UPS （Uninterruptible Power Supply）。目前最大投运系统是20 MW，寿命达8~10年.造价1 000美元/kW。超导线圈蓄能和高速飞轮将在第六章做较详细的介绍。

灵活交流输电技术与用户电力

灵活（柔性）交流输电系统 FACTS（Flexible AC. Transmission System），其核心环节就是采用大功率电子器件作为大功率高压开关，与其他电力设备组成FACTS，以实现更灵活的调控，从而大幅度提高输电线路传输能力，提高电力系统稳定水平，降低输电损耗。

目前已研制成的设备主要有;可控串联补偿器 TCSC（Thyristor Controlled Series Capacitor），静止无功补偿器 SVC（Static VAR Compensator），静止调相机 STATCON（Static Condenser），制动电阻 TCBR（Thyristor Controlled Braking Resistor），统一潮流控制器 UPFC（Unified Power Flow Controller）等。图3-28所示是国外的TCSC装置。

用户电力（Customer Power）技术，又称定制电力，和FACTS一样都是以电力电子技术、微处理机技术、控制技术等高新技术为基础，都是用来提高电力系统运行的可壹性 可控性运行性能和电量质量，以获得大量节电效应的新型综合技术。

FACTS侧重应用于高压输电系统，用户电力技术侧重应用于低中压配电系统，有不同的使用目的和经济评价标准，但在使电网高度灵活化的效果上是一致的，甚至有些装置既可用于输电网又可用于配电网，如 ASVC。国内有的学者认为可将FACTS分为三类∶直接作用于输电的，安装于发电厂而作用于输电的和安装干配电网而作用于输电的。这样用户电力技术可以理解为安装于配电网的一种FACTS。

用户电力技术包括有功无功控制、电压控制、高次谐波的消除、蓄能等方面，已开发的装置有静止无功补偿器（SVC）、配电静止补偿器（D-STATCOM）、电池蓄能站（BESS）、超导储能（SMES）、有源电力滤波器（APF）、动态过电压限制器（DVL）、固态断路器（SSCB）等。许多装置都是一机多功能的，又可以配合运用。

用户电力技术的重要任务是改善供电质量。电力系统供电质量问题可分为电压质量和电流质量两个方面。电压质量问题指会影响用户设备正常运行不理想的系统电压，包括电压的下垂或抬高（Sag or Swell）、谐波畸变（Harmonic Pre-distortion）、各相电压不平衡等情况;电流质量问题指电力电子设备等非线性负荷给电网带来的电流畸变，包括流入电网的谐波电流、基波无功、平衡负荷电流、低频负荷变化造成的闪烁等。针对这些问题，可用串联或并联于系统负荷侧的功率调节器来改善供电质量的方法，串联改善电压质量，并联改善电流质量。

大电网互联

为满足大规模电力输送和高效配置的基本要求，需要建设安全可靠、经济高效的强大电网。从我国电网的总体发展趋势看，未来将形成由四大同步电网（华北、华东和华中区域电网联结起来的特高压电网、东北电网、西北电网和南方电网）异步连接构成的全国互联电网，为能源电力资源在全国范围内优化配置奠定坚实的物质基础。以特高压交直流为主体连接山西、鄂尔多斯盆地、蒙东、西南、新疆五大国家综合能源基地和主要负荷中心，同时，分布式能源系统及微电网在配电网领域也得到较快发展，电网智能化水平将得到持续提升。

目前，特高压交直流输电技术已经成熟。不久的将来，我国电网的跨区输电规模和输电距离要明显超过国际上其他大电网，采用特高压交直流等先进输电技术是适合国情的战略性选择。

特高压交直流各自具有不同的功能定位，需要统筹兼顾，协调发展，共同满足大电网安全、经济运行的需要。交流具有网络功能，可以灵活地汇集、输送和分配电力，直流主要是输电功能，在大容量、超远距离输电方面一般具有经济优势。

"十一五"期间.我国四大同步申电网之间将实现直流互联，为更大程度、更广范围发挥市场在能源资源配置中的基础性作用、最终形成全国电力市场平台打下坚实的物质基础。加快构筑全国竞争性电力市场，将会充分发挥大电网联网效益，显著提升全国能源电力资源配置效率。有力推动电力工业的安全、经济、清洁、低碳发展。

现代能量管理系统

电力系统调度自动化应用计算机的开始阶段是数据采集与监控系统 SCADA，主要用于状态监视（信息收集、处理、显示）、远方开关操作、制表、记录和统计等。20世纪 80年代发展了能量管理系统 EMS（Energy Management System），包括了SCADA，并增加了自动发电控制经济运行、安全控制等功能，以及其他调度管理和计划功能。现正引入人工智能新技术，实现综合动态控制等。3.6.7 分布式发电系统

集中发电、远距离输电和大电网互联的电力系统是目前电能生产、输送和分配的主要方式，正在为全世界 90%以上的电力负荷供电。但这种方式也存在一些弊端，主要有∶不能灵活跟踪负荷的变化;局部事故极易扩散和导致大面积的停电;输电线路产生的电磁影响使开辟新的线路走廊越来越困难。

分布式发电（Distributed Generation）系统是指功率为数千瓦至 50 MW的小型、模块式、与环境兼容的独立电源。这些电源由电力部门、电力用户或第三方所有，用以满足电力系统和用户特定的要求，如调峰、为边远用户或商业区和居民区供电，节省输变电投资、提高供电可靠性等等。随着电力体制改革的发展，分布式发电也可为一些用户提供一种自主的选择，使其更能适应电力市场。

通过分布式发电和集中供电系统的配合应用有以下优点∶

（1）分布式发电系统中各电站相互独立，用户由于可以自行控制，不会发生大规模停电事故，所以安全可靠性比较高。

（2）分布式发电可以弥补大电网安全稳定性的不足，在意外灾害发生时继续供电.成为集中供电方式不可缺少的重要补充。

（3）可对区域电力的质量和性能进行实时监控，适合向农村、牧区、山区、发展中的中小城市或商业区的居民供电，可大大减小环保压力。

（4）分布式发电的输街申损耗可以忽略，无需建配电站。可隆低或避你随加的输西由成本，同时土建和安装成本低。

（5）可以满足特殊场合的需求，如移动分散式发电车。

（6）调峰性能好，操作简单.由于参与运行的系统少，启停快速，便于实现全自动。根据所使用一次能源的不同，分布式发电可分为基于化石能源的分布式发电技术、基于可再生能源的分布式发电技术以及混合的分布式发电技术。

（1）基于化石能源的分布式发电技术 ：

①往复式发动机技术∶以汽油或柴油为燃料驱动内燃机的发电机组发电，是目前应用最广的分布式发电方式;

②微型燃气轮机技术;微型燃气轮机是指功率为数百千瓦以下的以天然气、甲烷，汽油、柴油为燃料的超小型燃气轮机，但是微型燃气轮机目前发电效率较低，所以多采用家庭热电联供的办法利用设备废弃的热能，提高其效率;

③燃料电池技术;燃料电池是一种在等温状态下直接将化学能转变为直流电能的电化学装置，燃料电池不污染环境，是一种很有发展前途的清净和高效的发电方式，被称为21世纪的分布式电源。

（2）基于可再生能源的分布式发电技术 ：

①太阳能光伏发电技术;太阳能光伏发电技术是利用半导体材料的光电效应直接将太阳能转换为电能，光伏发电具有不消耗燃料、不受地域限制、规模灵活、无污染、安全可靠 、维护简单等优点，但是这种分布发电技术的成本很高，所以现阶段还需要降低成本而适合于广泛应用;

②风力发电技术∶可分为独立与并网运行两类，前者为微型或小型风力发电机组，容量为100W~10kW，后者的容量通常超过150kW。

（3）混合分布式发电技术 指两种或多种分布式发电技术及蓄能装置组合起来，形成复合式发电系统。目前已有多种形式的复合式发电系统被提出，其中一个重要的方向是热、电、冷三联产的多目标分布式供能系统，通常简称为分布式供能系统。其在生产电力的同时，也能提供热能或同时满足供热、制冷等方面的需求。与简单的供电系统相比，分布式供能系统可以大幅度提高能源利用率，降低环境污染，改善系统的热经济性。图3-29 所示为某微型燃气轮机热电联供设备。

3.6.8 微电网

分布式发电不改变原来配电网结构，延缓了输、配电网升级换代所需要的巨额投资，同时可以有效地提高大电网的供电可靠性和供电质量。但是，分布式发电也存在不足∶由于分布式电源多数依靠新能源及可再生能源发电，例如光伏发电、风力发电等，因此面临着分布式电源单机接入成本高，分布式电源的功率输出具有随机性和波动性等问题。

为了降低分布式发电带来的不利影响，同时发挥其积极的辅助作用，一个较好的解决方法就是把分布式电源和负荷一起作为配电子系统，这种系统称为微电网（Microgrid）.有时简称微网。作为一种新技术，微电网的定义还不统一，其中一个最简单的定义是∶一组连接到大电网的受控能源（含电源）与受能装置，但可以独立地运行。

所以.微电网技术是新型电力电子技术、分布式发电、可再生能源发电技术和储能技术的综合，其主要优点是∶

（1）提供了一个有效集成应用分布式发电的方式，继承拥有了所有单独分布式电源所具有的优点。

（2）作为一个独立的整体模块，不会对大电网产生不利影响，不需要对大电网的运行策略进行修改。

（3）可以以灵活的方式将分布式电源接入或断开，即分布式发电具.有"即插即用"（Plug-and-Play）的能力。

（4）使得多个分布式电源互联，增加了系统容量，并有相应的储能系统，克服了分布式电源响应速度慢、惯性小的缺点，减弱了电压波动和电压闪变现象，可有效改善电能质量。

（5）在上一级网络发生故障时，微电网可以孤立运行继续保障供电，以提高供电的可靠性。

2000年，欧盟提出了微网工程，系统研究和证明微网的运行、控制、保护和安全性，确定和量化微网经济方面的优势。美国能源部也已经提出了一个以微网的形式安放和利用 DG;的阶段性计划。我国的微网研究也已经成为电力系统研究的热点。

智能电网

智能电网（Smart Power Grids），就是电网的智能化，它是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标，其主要特征包括自愈、激励和包括用户、抵御攻击、提供满足 21世纪用户需求的电能质量、容许各种不同发电形式的接入、启动电力市场以及资产的优化高效运行。

与现有电网相比，智能电网体现出电力流、信息流和业务流高度融合的显著特点，其先进性和优势主要表现在∶

（1）具有坚强的电网基础体系和技术支撑体系，能够抵御各类外部干扰和攻击，能够适应大规模清洁能源和可再生能源的接入，电网的坚强性得到巩固和提升。

（2）信息技术、传感器技术、自动控制技术与电网基础设施有机融合，可获取电网的全景信息，及时发现、预见可能发生的故障。故障发生时，电网可以快速隔离故障，实现自我恢复，从而避免大面积停电的发生。

（3）柔性交/直流输电、网厂协调、智能调度、电力储能、配电自动化等技术的广泛应用，使电网运行控制更加灵活、经济，并能适应大量分布式电源、微电网及电动汽车充放电设施的接入。

（4）通信、信息和现代管理技术的综合运用.将大大提高电力设备使用效率，降低电能损耗，使电网运行更加经济和高效。

（5）实现实时和非实时信息的高度集成、共享与利用，为运行管理展示全面、完整和精细的电网运营状态图，同时能够提供相应的辅助决策支持、控制实施方案和应对预案。

（6）建立双向互动的服务模式，用户可以实时了解供电能力、电能质量、电价状况和停电信息，合理安排电器使用;电力企业可以获取用户的详细用电信息，为其提供更多的增值服务。

由于智能电网具有上述先进性和优势，已经成为世界电网发展的基本方向，也是我国"十二五"及以后电网建设的重点。

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