新能源发电行业深度研究报告

新能源发电行业深度研究报告一、抽丝剥茧：消纳问题是什么？该如何解？（一）风光资源禀赋导致的出力不均及地域错位分布是新能源消纳的最大问题电力系统调节由来已久，主要原因是电力难以储存，基本通过“即发即用”的模式来实

现供需联动。但因为用电负荷曲线并非平滑的，而是在日间存在两次用电高峰，同时在

夜间又会出现低谷。高峰与低谷之间有一定差距，因此一方面需要通过建设富余机组满

足用电高峰需求，另一方面也需要通过“削峰填谷”的方式来实现整个电力系统的调节

性问题。风光的大量并网对电力系统的调节能力提出了更高的挑战，主要体现在发电与用电在时

间的错配和空间的错配上。时间错配：一方面体现在风光出力与用电负荷不匹配，另一

方面体现在受制于资源禀赋的问题，风电在晴天等无风条件下出力将大大降低，而光伏

在阴天及夜间出力也将出现骤降。不同于可控的火电机组，风光的不可控性成为对电网

的巨大挑战之一。空间错配：风光装机主要集中于西北、华北地区，与用电负荷较高的

中东部地区存在空间错位现象。（二）新能源并网比例持续提升，消纳问题进一步加剧1、复盘过去：2015

年装机潮过后，消纳问题凸显装机潮后弃风问题严重。2015

年抢装潮后风光大量并网，但消纳配套的能力并未随之同

步发展，送电成本高企导致部分地区弃风弃电率高企，利用小时大幅度下滑。2016

年国

家叫停高弃风弃电地区的新项目核准，后续该问题逐渐改善，目前弃风率已维持在较低

水平，利用小时数逐步回升。2、展望未来：消纳问题不可忽视2021

年后新能源迎来快速增长期，随着风光的大规模并网，电力结构中的风光占比持续

提升。未来风光资源禀赋的劣势带来的电力系统的调节压力将会持续加大，在后续相当

长的时期内，对消纳问题的关注将持续升温。（三）归因：消纳问题的根本原因与两个层面本质上，解决消纳问题是解决资源错配问题；进一步来看，具体表现在产电与用电的空

间及时间的错配。从空间错配来看，目前陆上风电主要集中在“三北”地区，本地无法

完全消纳，需向其他地区输送。从时间错配来看，主要受制于风力禀赋本身的问题，如

发电高峰与用电高峰不同。

我们以利用小时数作为消纳问题的最终反馈指标，将消纳问题落脚到两个层面。第一个

层面是行业不断扩容下如何稳住利用小时数。未来风光装机占发电总装机的比例持续提

升的情况下，需要有相应的消纳手段作为支撑。第二个层面是效率的提升，即体现在如

何进一步提升利用小时数。通过更有效的机制建立起消纳的绿色通道，进一步降低弃风

率，在现有的基础上提高可再生能源的消纳水平。（四）探路：解决消纳需要“软硬”兼施，双管齐下从电力系统的各个环节来解决时间和空间上的错配问题。主要体现在“硬建设”+“软服

务”两方面。对应到电力系统各环节，硬基建更多体现在电源侧与电网侧、软服务主要体

现在用电侧与电力市场整体改造方面。

从解决消纳的优先程度来看，短期我们认为当前消纳急需解决第一层面的问题，同时在

改造路径方面倾向于源端、网端。长期是第二层面的问题，即通过需求端响应与电力体

系的变革来实现消纳质量的提升。

下文我们将从电源侧、电网侧、用电侧及整个电力市场分别对解决消纳的详细路径展开

探讨。二、电源端：储能和火电灵活性改造是主要趋势（一）电源侧储能星辰大海1、储能简介储能即能量的存储。根据能量的存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储

能三类。电储能是主要的储能方式，主要是将电能以各种形态存储起来，在需要时再释

放，实现时间维度的能量转移。储能凭借其可充可放的运行特性，在平抑新能源出力波

动性、实现电网负荷削峰填谷、提高用户供电稳定性等方面有积极作用。作为一种可调

度资源，储能成为解决风光消纳问题的有效途径之一。2、储能技术在电力系统的应用场景储能技术渗透范围广泛，应用场景多样。在新能源快速增长的现代电力系统中，储能技

术在电源侧、电网侧、用户侧均有渗透。在传统电源侧，储能设施主要设在火电厂，协

助提供二次调频辅助服务；在新能源电源侧，储能可以平抑风光发电波动性，提高新能

源的可调度性，避免弃风弃光现象。在电网侧，储能主要帮助电网调节电力输配，实现

削峰填谷、调频调压，缓解电网阻塞，保障负荷用电等。在用户侧，储能不仅可以作为

分布式电源自发自用，提高局部供电可靠性，也可以利用峰谷电价差套利，降低用电成

本。（二）抽水蓄能和电化学储能是当前电源侧储能的两大发展方向1、主要储能技术对比储能技术按照能量的转化机制不同，可分为物理储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储

能)、电化学储能(锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等)和电磁储能(超级电容

器、超导储能)。

各类储能技术具有不同的性能特点。综合来看，抽水蓄能是目前应用最为成熟的储能技

术，抽水蓄能规模大、寿命长、安全性高、经济性明显；电化学储能已进入商业化阶段，

发展速度快，反应灵活，可以在微网和分布式电网中发挥作用，现阶段难以实现大规模

应用；压缩空气虽然技术成熟，但转换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的

发展潜力。现阶段来看，抽水蓄能和电化学储能是电源侧储能的主要路径。2、抽水蓄能：当前最成熟的储能技术抽水蓄能是以水为储能介质的储能技术，通过电能与势能的相互转化，实现电能的储存。

抽水蓄能电站主要是利用电力系统过剩的电力将水从地势低的下水库抽到地势高的上水

库储存，在电力系统电力不足时放水回流到下水库推动水轮机发电机发电。抽水蓄能电站优势明显。主要体现在以下几方面：（1）技术成熟。抽水蓄能电站的发展

已有近百年，相较于其他储能技术，抽水蓄能技术最为成熟。（2）寿命长。抽水蓄能电

站平均寿命达

50

年，在现有技术的翻修和维护下，使用寿命可延长至

80-100

年。（3）

规模大。抽水蓄能电站规模可达千兆瓦级，适用于大规模、集中化式的能量存储。（4）

启停迅速。抽水蓄能电站跟踪负荷能力强，对系统负荷的急剧变化做出快速反应，保障

新型电力系统安全稳定运行。同时，抽水蓄能电站也有一定不足：1）电站选址难，抽水

蓄能电站要求上下水库的距离较近，且有一定的高度差，十分依赖地理条件。2）建设周

期长，初期投资大，投资回报周期通常

30

年以上。抽水蓄能是中国乃至全球应用最为广泛的储能技术。据

CNESA全球储能项目库不完全

统计，截止

2020

年底，全球已投运储能项目累计装机规模

191.1GW。其中，抽水蓄能累

计装机规模为

172.5GW，占比高达

90.3%；电化学储能累计装机规模

14.2GW，占比

7.5%；

熔融盐储热、飞轮储能、压缩空气储能规模占比

2.2%。2020

年中国已投运储能项目累计

装机规模

35.6GW，占全球总规模的

18.6%。中国储能技术市场占比与全球市场相似，其

中，抽水蓄能装机规模最大，为

31.8GW，占据市场近九成份额；电化学储能装机规模紧

随其后，为

3.27GW，占比

9.2%，其余技术累计装机规模占比不到

2%。3、电化学储能：当前发展潜力最大的储能技术电化学储能是利用化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在需要的时候，再

通过化学反应将化学能转换为电能使用。当前比较常见的电化学储能技术有锂离子电池、

钠硫电池、铅蓄电池和液流电池。

电化学储能重启高速增长，呈现发展大势。据

CNESA全球储能项目库不完全统计，截

止

2020

年底，全球电化学储能累计装机规模为

14.2GW，同比增长

49.6%；中国电化学

储能装机增速较快，2020

年累计装机规模为

3.27GW，同比增长

91.2%，2020

年新增装

机首次突破

1GW。锂离子电池占比近

9

成。截止

2020

年底，全球电化学储能累计装机规模为

14.2GW，其

中锂离子电池累计装机规模最大为

13.1GW，占比高达

92.0%。中国电化学储能累计装机

规模为

3.27GW，其中锂离子电池规模实现

2.90GW，占比达

88.8%，铅蓄电池规模紧随

其后，占比约

10.2%。政策叠加技术驱动，电化学储能有望迎来快速增长。2021

年

7

月，国家发改委和国家能

源局发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，意见明确指出到

2025

年国内新型

储能装机总规模达

30GW以上，即电化学储能增长空间有望在未来五年增长

9

倍。此外，

2021

年

10

月，国家能源局发布电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见

稿），电化学储能或将纳入输配电价，价格机制的理顺将为电化学储能的发展提供有

力支撑。与此同时，电化学储能的内生技术驱动将打通电池的降本增效空间，进而推动

电化学储能装机的规模性增长。据

CNESA预测，2021

年电化学储能市场将继续保持快速发展，保守场景下有望实现装

机

5.79GW，“十四五”期间也将以

57.4%的复合增长率稳步扩张，在

2025

年实现

35.5GW的装机容量。在新能源转型的利好环境下，储能规模化应用迎来利好机遇，在理想场景

下，有望在“十四五”后期实现新一轮高增长，在

2025

年装机容量突破

55.9GW，以配

合风光的装机目标，电化学储能也有望占据储能市场半壁江山。4、主要储能技术经济性分析从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电

力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电

价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能

成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。

从成本端来看，我们可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。

储能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决

定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。（三）氢储能：另辟蹊径，有望成为下一个风口1、氢储能介绍氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动高传统

化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想媒介。氢储能技术是氢能在

储能端的重要应用，其原理是利用化石燃料、工业副产、电解水等技术制取氢气，将氢

气储存起来，在需要的时候，将氢气通过内燃机、燃料电池等形式转换为电能输送上网。

氢能适用于大规模、长周期、远距离的储能应用场景。在储能规模上，氢能没有刚性的

储存容量限制，可实现亿千瓦时级的容量储存，远远大于商业化的抽水蓄能和压缩空气

等大规模储能技术。另外，氢能在储能时间和空间维度上更为灵活，氢能既可以以固相

的形式存储在储氢材料中，也可以以液、气相的形式存储在高压罐中，储存时间可长达

数周，并且能通过不同的储存形式实现远距离，跨区域运输，充分解决电力消纳时间空

间错配问题。2、绿氢：碳中和背景下发展前景广阔根据不同的制备技术以及制备过程中环保程度的高低，可以将氢分为灰氢、蓝氢和绿氢。灰氢主要是通过煤气化、天然气裂解和甲醇重整技术生产得到，但生产过程中会排放大

量二氧化碳；蓝氢是在灰氢制备过程中经过碳捕捉和封存（CCS）处理后的产物；绿氢

则是用可再生能源发电电解水产生的氢气，生产过程中仅消耗水与风电、太阳能等清洁

电源。碳中和背景下，绿氢多方面优势显现。由于风光在能源转型存在稳定性差，利用率低的

问题，绿氢可以充分利用弃风、弃光电解水并储存，在电力不足时将储存的氢气通过燃

料电池生产电力，既能实现生产过程中二氧化碳零产生、零排放，又能与上游过剩的可

再生能源直接耦合，充分实现电能与氢能的协同互补。绿氢生产消费灵活性高，可以在

应用终端直接生产，减少储存、运输成本。3、氢能产业化有待时日氢能储运及终端发展还未成熟。氢能的生产利用在中国已经非常广泛，氢气产量位居全

球首位。近年来中国氢气产量逐年增长，2020

年氢气产量达

2050

万吨，为氢能产业化打

下良好基础。而当前氢能的储运和终端应用发展还不成熟，氢能整体产业化有待时日。

从储运方式来看：高压长管拖车技术成熟，其他储运方式仍处于商业化早期。鉴于氢密

度小，燃点低的特性，氢在储存和运输方面难度非常大。氢的储运形式有三种：气态储

氢、液态储氢、固态储氢。其中高压气态储氢容器结构简单，充放氢速度快，是中国现

阶段最主要的储氢方式。高压气态运输又可分为长管拖车和管道运输两种方式，高压长

管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟。管道运输是实现氢气大规模、长

距离运输的重要手段，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但管道一次性投资成本

较大。中国现阶段输氢管道建设与欧美的确存在显著差距，美国已有

2500

公里的输氢管

道，欧洲已有

1598

公里的输氢管道，中国则仅有

100

公里的输氢管道。和管道运输一样，

低温液态储氢也适用于远距离，高载量的氢能运输，其体积储氢密度大，储氢纯度高，

但成本、能耗也十分大。目前仅应用于航空航天领域。固态储氢具有储氢密度高、储氢

压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，目前在国内分布式发电中得到了示范作用。整

体而言，气态储运是国内现阶段最主流路径，经济性明显；技术突破将是推动液态储氢

和固体储氢商业化的重要手段。（四）火电灵活性改造：贯穿未来十年的投资主题双碳背景下，火电逐步转变为电量和电力调节型的功能性电源。加速传统火电行业的转

型升级，推动清洁能源成为未来能源主体，是构建高比例可再生能源的新型电力系统的

必由之路。10

月

29

日，国家发改委、国家能源局印发全国煤电机组改造升级实施方

案，指出要加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，新建机组全部实现灵活性制造，

存量机组应改尽改。火电作为过去电力供应的基荷能源正转变其功能定位，承担更多新

型电力系统中的调峰工作，逐渐扮演起“托底保供”的角色。1、背景：火电灵活性是电力系统灵活性的核心组成部分火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的

能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等，具体要求包括：可实现机组最

低负荷运行、输出功率灵活可变等。目前，国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应

电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，其中

降低最小出力，即增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标。灵活性改造涉及电

厂内部多个子系统的变化，可能需对机组设备的本体进行改造，也可能新建其他辅助设

备。对于纯凝机组，改造主要针对燃料供应和锅炉部分，包括富氧燃烧、等离子稳燃技

术和煤粉分离器改造等技术；对于供热机组，改造则针对热电解耦的问题，改造技术包

括两类：一类是汽轮机本体改造，包括高背压技术、光轴改造技术和低压缸零出力技术，

另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。2、发展：火电灵活性改造进程加快1）国际来看：火电灵活性运行机制不断成熟从国际来看，丹麦是欧洲火电灵活性改造的主要国家，90

年代初，随着电力市场化改革

的推进和现货市场的逐步建立，火电机组盈利模式发生根本转变。丹麦加入北欧电力市

场，电力交易价格开始明显变化。为适应交易市场内价格的波动性变化，提升自身灵活

性已成必然选择。此时，由于价格波动也相对平滑，灵活性改造的主要工作集中于运行

与管理的优化，资产性投入相对较少，通过细化监控，主要从管理和运行上找潜力。燃

煤机组从基荷机组逐步向负荷跟随机组转变。进入

20

世纪，由于可再生能源的大量并网，交易市场内的价格波动日益频繁，波动幅度

也不断增加，负成交价格也不断发生。为此，火电机组不得不加大在灵活性改造中的投

入，其核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化机组控制，对于热电联产机组，多种

蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化。

2010

年之后，灵活性的价值逐步被认可，火电机组的变工况研究逐渐深入。多样化的灵

活性提升手段纷纷被采用。其中针对热电联产机组，蓄热装置称为基本配置，利用蓄热

装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性提升，电锅炉、热泵

等电热、制冷方式也被逐渐应用。2）国内来看：改造技术成熟，试点机组已达到国际先进水平从国内来看，为了充分挖掘火电机组调峰潜力，提高系统可再生能源消纳能力，国家能

源局于

2016

年下发关于火电灵活性改造试点项目通知，安排“三北”地区

21

个试

点项目。通过灵活性改造，使热电机组增加

20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达

到

40%～50%额定容量，纯凝机组增加

15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力

达到

30%～35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投

油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到

20%～25%。同年发布的电力发展“十三五”规

划和能源发展“十三五”规划报告中均对灵活性改造提出了相关要求和明确目标，

并对参与调峰的机组进行补偿。

国内部分试点机组改造后已经达到国际先进水平。根据发布的煤电机组灵活性

运行政策研究数据显示，目前中国在运煤电机组一般最小出力为

50%～60%，冬季供

热期仅能低至

75%～85%。目前经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至

30%～35%额定容量，部分机组最低可至

20%～25%，达到国际先进水平。热电联产机

组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技

术，电极锅炉调峰技术等，改造后在供热期运行时通过热电解耦力争实现单日

6h最小发

电出力达到

40%额定负荷的调峰能力，目前试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达

到

40%～50%额定容量，且能够达到环保要求。3、展望：收入端底层逻辑显现，催化灵活性改造广阔市场1）过去调峰补偿政策缺位导致灵活性改造进度低于预期调峰辅助服务对火电灵活性改造影响最大。2014

年，为激励电源端协助电网调峰，东北

率先启动调峰辅助服务市场，2016

年以来，东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西

北(宁夏)、南方(广东)8

个电力辅助服务市场相继获批，并逐步开始建设。目前，国内火

电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用。各地调峰服务标准差异明显，

导致改造积极性也各异。此外，相比于其他国家，中国电力辅助服务的整体补偿水平较低。2019

年上半年，电力辅助服务市场补偿费用共

130.31

亿元，占上

网电费总额的

1.47%。其中，火电机组的补偿费用占比为

94.98%，占上网电费比例远低

于美国

PJM市场的

2.5%、英国市场的

8%。未来相关配套政策和机制的跟进，而非技术

性因素，决定了未来灵活性改造的推进速度。2）调峰辅助服务利好政策不断出台，打开未来灵活性改造空间政策支持愈发明晰：“十四五”期间规划完成

2

亿千瓦，灵活性改造市场前景广阔。10

月

29

日，国家发改委、国家能源局印发全国煤电机组改造升级实施方案，指出“十

四五”期间完成灵活性改造

2

亿千瓦，增加系统调节能力

3000-4000

万千瓦，实现煤电

机组灵活制造规模

1.5

亿千瓦。2030

年之前，火电调峰仍是电力消纳的主力军，灵活性

改造将会是贯穿未来十年的发展主题。

调峰机制加速理顺：“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”，收入分配机制不断完善。8

月

31

日，国家能源局发布并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）、电力系统

辅助服务管理办法（征求意见稿），进一步优化现有电力辅助服务补偿与分摊机制，

拓宽了辅助服务补偿的资金来源，调峰费用由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户

共同分摊。新“两个细则”的落地实施保障火电厂提供的调峰等辅助服务获得相应补偿，

有助于火电灵活性改造的进一步推进。此外，近年来辅助服务市场化建设加速，多地区

也跟进了配套辅助服务补偿政策，建立健全火电企业的利益分配机制。三、电网端：特高压、区域互联和智能化是三大看点（一）电网建设主要解决空间错配电力流主要由西北、西南、东北地区运输向中东部地区。由于中国的产电、用电反地域

特征明显，为解决电力的供需匹配问题，需要进行电力的跨地域输送。2019

年全国跨省

电力流为

2.2

亿千瓦，若按同期整体电力容量为

20.1

亿千瓦（装机口径）测算，跨省电

力容量占比约

10%。1、实现电力流的转移需要电网的支持电网输电主要有直流电网传输与交流电网传输两种方式。直流与交流的区别在于是否具

有周期性、大小及方向是否会随时间变化。交流的变化似于正弦波动，而直流电流的大

小和方向一般保持恒定。起初交流凭借变压优势在输电领域被广泛应用，后来随着电力

电子变换技术的成熟，直流电也开始被重视。目前直流和交流在使用便捷度、损耗、应

用场景等方面各有优劣。2、特高压助力区域之间的电力运输特高压输电主要以直流为主。特高压直流主要进行点对点的长距离运输，到

2020

年底，

中国共有特高压线路

22

条，总容量为

19100

千伏，其中特高压直流共

16

条，特高压直

流输电比例占整个特高压网络的

83%。特高压直流：直流特高压是

800

千伏及以上电压等级的直流输电及相关技术。直流特高

压输电的主要特点是输送容量大、电压高、距离远。从未来增长来看，特高压直流与电

力流增长基本匹配。“十四五”期间特高压直流新增规模约

5600kV。特高压交流：特高

压交流输送新能源比例较低。特高压交流输电是指

1000

千伏及以上的交流输电，具有输

电容量大、距离远、损耗低、占地少等突出优势。中国特高压交流主要传输非可再生能

源电力，6

条特高压交流线路中仅长南荆特高压运输可再生能源电力。3、交流推动区域内部电网格局完善三华电网负荷中心、西北西南电网两个发电基地与东北及南方构成的区域电网格局基本

形成。三华电网由华北、华东和华中电网构成；东北与蒙西电网作为一个独立的电网，

也会向三华电网进行点对网的送电，整体上是自产自销的运行方式。发电基地主要是西

北电网和西南电网：西北电网由陕甘宁青新五个省组成，发电特点是风力发电和光伏发

电为基础，西南电网主要是川渝电网和西藏电网，发电特点是水电发电为基础。各个电

网内部主要依托于交流电网实现内部的电力互联。（二）未来电网格局：西南西北有望加强地域互联，实现区域资源互补1、区域之间发展各有特色西南西北电网差异化特征明显。以发电量口径看，西南由水电主导，云南、四川、西藏

的水力发电占比均在

75%以上；西北风光占比高，青海、甘肃的风光发电占比高于

20%，

西南西北发电的能源结构差异较为显著。国家各区域电网已经具备联动条件，未来西南西北有望实现水风联动。虽然国家电网目

前还没有联网的规划，但已具备各方面联网的条件。此外，西北电网当前已经达到了拐

点，如果再增加装机量，很可能会引起大量的弃风弃光率的提高。从未来长远期来看，

西南和西北电网可能会联网，西南电网水电发电调西北电网风光发电，建立同步的西部

电网和东部电网。2、西南联网情景西南西北电网的电力结构差异较大，实现互通后可显著提高能源结构的均衡性。西北地

区以火电为主同时有较多的风光电量，西南地区主要以水电为主，水电占全部发电量的

63%。西南水电的调节作用强且水电的丰水季和枯水季能和风电的来风情况形成有效互

补，在西南西北电网联网情形下三北地区的弃风情况可以得到有效缓解。（三）技术升级叠加智能化，助力电网发展1、柔性输电柔性输电技术能够灵活和精准地调节电网潮流、电压等，应用柔性输电装置，可以对输

电网按照设定的目标和策略进行控制。柔性输电作为新一代输电技术，其在结构上与高

压输电类似，仍是由换流站和输电线路构成。“柔性”最直观的体现还在于对各开关器

件的开通与关断时刻可控。

柔性输电在可再生能源占比持续走高和大型城市电网构建等方面具有独特优势，在解决

远海的海上风电、大容量远距离输电、海上风电并网及孤岛供电的消纳问题方面具有优

势。2、智能电网电网本身作为电源端和用户端的“传输中介”可以通过智能化的升级改造更大的发挥其

“中枢”的作用。通过智能终端与通信平台的信息收集，实现“电力流”与“信息流”

的相互流转，最终通过收集分析体系及时反馈给电源端与用户端，实现电力调控的实时

化和智能化。四、用电端：两种需求响应电网稳定运行需要挖掘需求侧广阔的电力负荷资源。需求侧管理将用电负荷作为一种可

调节资源，通过电荷的转移或节约，帮助电力系统消纳。需求侧工业负荷基数较大，缓

解电网与工业企业的用电矛盾，将大幅度降低电力系统的调峰压力。工业电力需求集中

且负载种类较为单一。2021

年

1-10

月，全国工业用电量

44641

亿千瓦时，占全社会用电

量

65.4%，其中，化工、建材、钢铁和有色四大高载能行业用电量合计

18450

亿千瓦时，

占全社会用电量为

27.1%。而居民负荷由于随机性较强且空间分布过于分散，且缺少完

整的实时电价清算机制，可实现的需求侧响应负载相对有限。未来随着用户侧储能和电

动汽车等多元新兴负荷不断涌现，需求侧调节资源还有很大发展空间。需求响应利用价格或补贴手段引导用电端参与电力调节。随着电力系统的改革和电力市

场化的不断推进，对需求侧资源的调度也从以有序用电为主的行政管理模式，转变为以

需求响应为特征的市场调节机制。依靠经济机制而非强制性手段，需求响应通过分时电

价等价格信号或激励补贴，改变用户固有的习惯用电模式，用户主动完成错峰、避峰，

实现电力系统从“源随荷变”到“源荷互动”转变。简单来说，就是用户通过主动减少

或增加用电负荷，既能获得经济效益，又能提升电网可再生能源消纳水平和电力系统平

衡能力。依照用户不同响应方式可将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应。（一）价格型需求响应价格型需求响应主要基于用户的自主选择。行政部门通过合理制定电价，引导用电端根

据动态电价水平调整不同时段电力需求，从而实现电力系统的供需平衡。根据电力市场

不同发展阶段，价格型需求响应可分为尖峰电价、分时电价和实时电价三类。实时电价

建立在高度发展的电力现货市场的基础上，每小时或更短时间内就会更新一次电价，用

户通过安装电价监测与反应设备，对电价调整做出实时反应。由于人工监测的成本过高，实时电价模式的推进还依赖于人工智能、智能仪表的发展，目前难以充分发挥价格信号

的调节作用。分时电价基础上附加尖峰电价是目前中国应用最广的机制。中国电力市场

建设正处于从初级到过渡阶段转变的时期，电价机制需要考虑现实技术可行性和经济合

理性。尖峰电价根据各地前两年电力系统最高负荷

95%及以上用电负荷出现的时段，选

取一天内几小时或一个月内几天的用电高峰期设置高额电价，指导用户在高峰期减少用

电需求。分时电价变动的频率低于实时电价，通过将一天

24

小时按照负荷曲线的高峰低

谷分为峰、平、谷三种时段，鼓励用户多用低价谷电、避免高峰高价用电，以达到削峰

填谷的目的。（二）激励型需求响应激励型需求响应种类丰富，用户可获得直接经济效益。激励型需求响应是指为避免电力

系统发生紧急状况，电力部门对电力用户负荷进行直接或间接的控制，并对参与响应的

用户给予可观的补偿，主要包括直接负荷控制、可中断负荷控制、紧急需求响应、需求

侧竞价等。参与激励型需求响应的用户需要同电力部门签订系统高峰时期配合调整负荷

的合同，并在其中明确参与响应的用户降低的负荷与经济激励之间的量化公式，以及用

户没有承担合同中相应调峰义务对项目实施的赔偿等。五、电力系统：关注市场化和交易体系改革两条主线（一）电价：更市场化的价格1、定基础：1439

号文正式废除了工商业目录电价回顾过去近

20

年的电力改革过程，电价在不同的时间节点上承担了不尽相同的历史使命。

2006

年首轮电改后电价高企，政府选择优先发展经济，希望电价保持在较低水平来促进经济的发展，电价后续又回归计划属性，此轮电改至此“搁浅”。2015

年电改的计划电

在此时间段更多的是扮演“降电价”的角色，将电力行业让利于经济的发展；虽然允许

电价上调，但由于计划电下的目录电价制度没有取消，电力用户在电力折价时参与市场，

而在电力溢价时会转向目录电价，市场化改革程度比较局限。2021

年

1439

号文正式取消

工商也目录电价，将所有的工商业用户有序引入电力市场进行市场化交易，从根本上为

“市场化”改革提供了支撑。2、理机制：电价上浮空间打开燃煤价格上升倒逼电价上浮空间打开，电价信号引导供需的能力正逐步显现。受今年燃

煤价格飙涨、水电来水偏枯，用电需求持续旺盛等一系列因素的影响，电力供需持续偏

紧，煤价高涨下火电运营商亏损面持续扩大。为缓解这一现象，国家连发两文促进电价

上浮空间打开。7

月末陆续有省份允许电价上浮，10

月

8

日国常会发文将市场化电的上

浮上限由

10%提高到

20%。3、展方向：还原电力商品属性，实用电价信号匹配供需价值决定价格。中国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电

部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。电力改革不断深入

后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同

电价，比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等等。供需反应波动。电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节

特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在

8%左右。目前中国电价

上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。未来电

价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。（二）交易体系：快捷的效率1、电力交易体系发展沿革电力市场经过多年发展，国务院、发改委多次发文进行改革。经过不断的发展，中国目

前形成了以中长期交易和现货交易为主，并辅以开展调频、调峰、备用等辅助服务交易

和发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易的电力市场交易系统。2、更多元化的电力交易机制提升电力供需匹配的效率省内、省外并重，中长期、现货并重或是未来电力市场改革的主要方向。一方面通过跨

区跨省中长期交易实现资源的大范围优化配置；