“电改”加速倒逼电网投资，电力市场格局正在重构

21世纪经济报道记者费心懿 上海报道

当前，电力行业正迎来一场大变革，市场格局与投资机会或正重构。

东海证券研究所电新团队此前撰写的研报指出，针对当下电力改革及电力供需形势，电力行业兼具成长性与防御性双重优势。

2023年6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》。《蓝皮书》指出，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建起新型电力系统的“四位一体”框架体系。

2024年8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》。

行动方案提到，制定本行动方案的目的是，进一步加大工作力度，在一些关键环节力争新突破，加快推进新型电力系统建设，为实现碳达峰目标提供有力支撑。以“小切口”解决“大问题”，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。

“电改”加速倒逼电网投资

当下，光伏的装机比例从2020年到2023年已经从11.51%上升至2023年的20.88%，风电装机总量占比由2020年的12.79%上升至2023年的15.12%。

东海证券研究所电新团队认为，新能源装机的提升对电力系统带来了巨大挑战。从电网稳定性角度，新能源特别是光伏出力时间与负荷用电时间矛盾，叠加其出力波动较大的特点，对于电网的稳定性造成了压力。同时，新能源电力带来的消纳问题突出，绿电资源利用率持续下降造成了浪费。2024年1-4月，全国弃光率达到3.70%，其中甘肃弃光率达到8.90%，西藏弃光率28.20%。

该团队指出，新能源造成的电力负荷剧烈波动难以单纯依靠电化学储能等来解决，旧有的电网交易、价格等机制无法完全适配新能源的发电特性。因此，只有通过电力改革构建新型电力系统，才能使得电力系统更好地适配未来清洁能源为主的电力生产消费体系，引导负荷端消纳新能源发电。

东海证券研究所电新团队认为，新型电力系统构建对于源网荷储四个环节均有推动作用，从实际发展来看，电源投资为先，“双碳”政策推动风光建设最先展开，后续储能、电网建设同步跟进。

其中，源、网两端投资增速出现剪刀差，有望倒逼电网投资。特高压外送成为大基地项目新能源消纳必要形式。新型电力系统发展蓝皮书要求构建以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。直流特高压中，换流变压器、GIS、换流阀、直流保护系统单线价值较高；交流特高压中，GIS、变压器、电抗器单线价值较高。

21世纪经济报道记者注意到，电网公司的投资规模也正在加快进展。

国家电网公司透露，今年电网投资首次超过6000亿元，比去年新增711亿元，新增投资主要用于特高压交直流工程建设、加强县域电网与大电网联系、电网数字化智能化升级。

南方电网也提出了类似的加快电网投资的目标，预计2024年至2027年，大规模设备更新投资规模将达到1953亿元。其中，2024年全年投资规模达到404亿元，力争到2027年实现电网设备更新投资规模较2023年增长52%。

7月29日，甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程开工，这是世界首条在送、受两端均采用柔性直流输电技术的跨区特高压输电工程，为国家“沙戈荒”大基地新能源外送提供示范。

此外，东海证券研究所电新团队还提到，“新型电力市场驱动电网建设进一步加快，在以新能源为主体的新型电力系统下，电网投资发生结构性变化。”

电源投资由于投资资金压力较大仍以国企为主体，而分布式项目存在工商业及个体机会。电网及储能方面，抽水蓄能仍以国企为主体。受政策支持，近年抽水蓄能进入核准及建设高峰。

该团队认为，随着波动性较强的新能源大比例接入，终端负荷发生结构变化，电网增量投资方向将集中在灵活性资源，即火电灵活性改造等；主网建设，即特高压、柔性直流输电等；配网扩容及智能化；灵活性资源协调控制，即虚拟电厂、需求侧响应等衍生。

其中，虚拟电厂、充换电站等具有科技创新的环节将有望看到民营资本的更多参与。

电价机制需综合考虑源网荷储

日前《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》发布，《决定》提到“要推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制”等内容。

21世纪经济报道记者注意到，推动全国统一电力大市场，推动电力市场化改革是必由之路。因此，随着可再生能源比例的提升，形成能够通过价格反映市场信号的电价机制至关重要。

东海证券研究所电新团队认为，形成新的电力价格机制过程中需要综合考虑电源侧盈利、用户侧民生及工商业生产、用户侧消纳以及理顺配储及调峰成本。

东海证券研究所电新团队告诉21世纪经济报道记者，首先需要考虑电源投资侧的盈利稳定性。火电价格作为标杆电价，煤炭成本约占总成本80%以上。而火电成本侧的市场化，与电价波动受政策影响形成矛盾，同时火电兼具节能改造任务，合理的电价政策对于推动火电节能减排同样至关重要。另外，电源侧投资需要投入大量的固定成本，成本的收回需要较长的时间，合理稳定的盈利可以保证电源侧资本开支的积极性，实现电力保供，保障能源安全。而水电的成本主要为固定资产投资带来的折旧及财务费用，核电和水电类似，需要前期高资本投入。

其次，需要考虑的因素是民生及工商业生产。用电需求与经济增长波动具有一定的相关性，近年来用电需求对经济波动的防御性逐步显现，终端电气化等因素推动了国内电力需求高增。在目前经济平稳增长的背景下，电价机制要合理鼓励工商业健康良性发展，助推节能减排。

此外，电力供需存在时间差异，合理的价格机制需要引导用户侧消纳。随着新能源特别是光伏装机量的快速上升，由于光伏出力集中在中午及下午，为引导用户侧消纳新能源，多个省市出台政策延长谷时，并提升峰谷价差，引导用户侧在光伏集中发电时段用电。

最后，电价机制需要理顺配储及调峰成本，推动配储及调峰建设。目前国内配储及调峰尚未构建明确的盈利机制，电价需要考虑合理盈利性来推进配储及调峰建设。例如引入容量电价机制，确保投资辅助交易等模式的发电机组、储能盈利性，从而引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。

与此同时，电力现货市场和电能量市场的逐渐兴起也带来新的投资机会。

例如，现货交易及电能量市场等对于电力实时监控响应以及调配提出了更高要求，有望推动电网智能化改造、终端虚拟电厂建设以及终端大储等领域需求。

具体来看，电网升级改造、智能化改造将提升配电网控制水平和自愈能力，有望带来配电网继电保护升级以及中压配电网一二次融合开关渗透率提升。其中二次核心设备壁垒较高，竞争格局集中，有望受益于配电网升级/智能化。

车网互动及虚拟电厂方面，“光储充放”即由光伏发电、储能电池、充电桩充放电装置等部分组成一个局域的绿色微电网。该模式下，储能系统可以利用峰谷电价差，将电动汽车这种移动的能源终端和家用储能设施与电网之间进行需求响应，制定合理的充放电策略、优化电能量配置。一体化的微电网打通了绿电从生产到存储、再到消纳的完整闭环，可有效缓解充电负荷对配网的冲击，并实现局域微电网和电网的有序互动，获得更好的经济效益。

电网侧独立储能方面，由于电力现货市场不断完善，电网侧独立储能快速发展，拓宽独立储能长期盈利空间。以广东省发布的《2023年电力市场年度报告》为例，从入市储能运行数据来看，储能参与现货市场的平均充放电价差约0.155~0.177元/KWh、日均充放电次数2.1次、独立储能收益率约5%，当前国内独立储能项目收益仍主要来自容量租赁费用、现货价差收益相对有限，独立储能项目发展仍需等待电力现货和辅助服务市场的进一步建设完善。从长期来看，碳中和背景下风光发电渗透率仍将不断提升，电网调峰调频需求加大，独立储能收益空间广阔。

“由于盈利机制尚未健全，相关需求落地仍有赖政策支撑。”东海证券研究所电新团队指出。