2022年电力系统行业发展现状及主要矛盾分析 电网系统发展主要为适应电源侧变化

1．电力系统基本介绍

我国目前的电力系统可以划分为四个部分：电源侧、电网侧、负荷侧、储能。电力的生产 和使用也就是发电、送电、用电这三个过程，电源侧也就是发电端，电网侧即是送电主体， 负荷侧即是用电端，储能是新型电力系统特有的环节，起到保障电力系统安全，保持电力 系统的稳定运行，提升电力质量等作用。

具体来看：

1）电源侧：目前我国的电力根据生产方式分类可以分为火电、水电、风电、光伏发电和其 他类型。结构上看，火电是我国的第一主体电源，水电是我国第二主体电源，2011 年我国 火电/水电占比分别为 73%/22%；风光新能源是我国目前政策推动的方向，近年发展迅速， 成为我国新的两大电源，2011-2021 年风电/光伏占比分别从 4%/0%上升至 14%/13%。

2）电网侧：其主要功能是将电源侧生产的电通过输电、变电运输至负荷侧，我国的电网侧 由国家电网和南方电网两家组成。

3）负荷侧：即用电端，其与我国经济发展息息相关，负荷侧包括第一、第二、第三产业用 电，以及城镇/农村居民用电。

4）储能：传统电力系统中不包括储能环节，而新型电力系统中，储能具有建设必要性。储 能充当一个可控制用电/发电的设备，目的是保证电网稳定运行。传统电力系统中，电源基 本是火电和水电，其供应较为稳定，并且可控性较高，可以通过负荷侧的用电需求来调整 发电出力。而随着新能源的逐步接入上网，新能源的不稳定性、间歇性的影响越来越大， 这会让电网的电压/电流不稳定，因此电网需要一个特别的“电源”在电力过剩时消化电力， 电力不足时补充电力，而储能便作为这个特殊“电源”保证电网的稳定运行。（报告来源：未来智库）

2. 我国电力系统发展一直是发展的重中之重

我国电力系统发展历程可以划分为四个阶段，电源上从发电量的增长到电源结构变化，从 小机组到大机组，电网侧从低压、小范围输配电到高压、省统一电网、跨省电网。新中国 成立以来，电力行业发展已经 70 余年，从我国经济发展的角度来看电力系统的发展历程， 我们可以将其划分成五个阶段：1）重工业为主发展战略推动下的电力工业发展阶段 （1949-1978 年）；2）改革开放 20 年的电力发展阶段（1979-1999 年）；3）新世纪中国电 力发展阶段（2000-2011 年）；4）新时代中国电力发展阶段（2012-2021 年）；5）新能源 电力发展阶段（2022-至今）。

1）重工业为主发展战略推动下的电力工业发展阶段（1949-1978 年）。

发电建设方面，该时期属于电力发展初期，以增加发电总量，满足工业需求为主。我 国该时期处于发展初期，快速提高电力供给以支撑工业发展是主要目标。第一个五年 计划时期，我国确立优先发展重工业的工业化战略，而电力等能源行业是发展重工业 的保障，因此中共中央在 1953 年表示煤、电、石油工业是国家工业化发展先行工业， 由此电力行业进入快速量增的时期。虽然，其中经历了“大跃进”和“文革”两个时 期，经济发展受到不同程度的影响，但是电力行业总体来说发展迅速，1949-1978 年 间电力产量复合增速为 14.7%。

电网建设方面，该时期经过了小范围、低压电网到省独立电网、高压电网的历程。在 新中国成立初期，中国广大地区大多是以城市为供电中心的孤立电厂和相应的低压供 电。除东北地区有小规模的 154-200KV 高压电网，京津唐地区有联系微弱的 77KV 电 网以及上海市有 33KV 电网以外，其他地区没有单独的 22KV 或 33KV 输电线路，电网 建设非常落后。而随着电力工业的大力推进，不但各省市相继建设了省独立电网，华 北、华东、东北等地区还建成了多条高压输电线路，比如东北地区的丰满至李石寨的 松东李 220 千伏高压输电线路、华北地区的北京和天津之间架设了第一条 110 千伏线 路等。1972 年，西北电网首次建设刘家峡至关中的跨省电网，电压等级首次达到 330KV。

2）改革开放后的 20 年中国电力发展（1979～1999 年）

电源建设方面，该时期我国发电量快速增长，发电结构开始多元化，发电机组大型化。 改革开放后的 20 年间，电力生产能力大幅度提升，从 1978 年改革开放到 2000 年，我 国发电装机和发电量先后超越法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，居世界第 2 位。1987 年发电装机突破 1 亿千瓦，1995 年超过了 2 亿千瓦，2000 年跨上 3 亿千瓦 的台阶。20 世纪 90 年代，浙江秦山核电站和广东大亚湾核电站的相继建成投运，改变 了我国电源结构长期以水电和火电为主的局面。另一方面，这个时期的大型发电机组 显著增加，新中国成立初期，我国没有一座百万千瓦级电厂，到 1978 年时全国已有 2 座，合计装机容量 2325 万千瓦，占全国装机容量的 4.11%；到 1998 年全国达到 69 座， 总装机容量 8784.3 万千瓦，占全国装机容量的 32%，百万千瓦级电厂已成为运行中的 主力电厂。

电网建设方面，该时期我国形成了跨省电网和完善了省独立电网，高压输配电占比显 著提升。1978 年，全国 35 千伏及以上输电线路长度仅为 23.05 万千米，变电设备容量 为 1.26 亿千伏安。而 1998 年末，全国已建成 35 千伏及以上输变线路 65.66 万千米， 其中 500 千伏线路 2.01 万千米（占比 30%）、330 千伏线路 0.73 万千米（占比 1%）、 220 千伏线路 11.56 万千米（占比 18%）；已建成 35 千伏及以上变电设备容量 83427 万千伏安，其中 500 千伏 6882 万千伏安（占比 8%）、330 千伏 1065 万千伏安（占比 1%）、220 千伏 25096 万千伏安（占比 30%）。高压输电的快速发展主要是因为全省独 立电网的完善和跨省电网的逐步建立，经过这个阶段的发展，220KV 以上高压输电线 路合计占比约一半。

3）新世纪中国电力发展阶段（2000-2011 年）

电源建设方面，该时期装机量、发电量高速发展，是电力工业发展的黄金时期。我国进入 新世纪之后迅速崛起，2000-2011 年之间经济增速平均 11.8%，这也带来了强劲的电力需 求。2000 年我国装机容量为 3.19 亿千瓦，而 2011 年已经达到 10.63 亿千瓦，年均增长率 为 11.55%，发电量也由 2000 年的 13556 亿千瓦时增加至 2011 年的 47130 亿千瓦时，年 均增长 11.8%。

电网建设方面，该时期形成了 500KV 的主网架，增加了跨省输电能力，并开工建设特高压 输配电项目。东北与华北、华北与华中、华北与山东、西北与华中联网工程相继落地，全 国联网初步形成，西电东送、南北互济和全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧 张和促进资源优化配置起到了重要作用。特高压方面，“十一五”期间国家电网规划重点任 务中包括建设 1000 千伏交流试验示范工程和开工建设±800 千伏直流输电工程。1000 千伏 交流输电试验工程于 2009年投入运行，我国自此具备特高压输送电技术，输送距离进一步 提升。

4）新时代中国电力发展阶段（2012-2020 年）

电源建设方面，该时期化石能源逐渐枯竭、全球环境问题逐渐严峻，我国更加注重高质量 发展，发电量、装机量保持世界第一的同时，清洁电源发电装机比例逐步提升，清洁能源 进入量变时期。发电装机方面，至 2020 年底，我国累计发电装机容量 22 亿千瓦，其中水 电、风电、光伏发电累计装机容量均居世界首位，至 2019 年底，在运在建核电装机容量 6593 万千瓦，居世界第二，在建核电装机容量世界第一。

我国 2020 年发电量 77791 亿千 瓦时，相较 2012年，年均增长率达 5.72%。电源结构方面，风光比例快速增加是该时期的 的一大特点，2011 年风光装机占比为 4%，2020 年风光装机已经达到了 27%。发电量来 看，2011 年风光发电占比 1.6%，2020 年占比达到 9.5%。该时期我国重视经济发展与环 境的可持续发展，重视清洁能源的发展，但是从清洁能源的装机以及发电量可以看出，清 洁能源发展初期装机建设的实际效果并不理想。

电网建设方面，该时期输配电持续投入，增加了电网负荷能力，推进跨省送电通道，扩大 清洁能源配置范围，并且开始建设柔性直流输电、能源互联网等新型工程。第一方面，电 力总量的增长提高了电网运输电力的需求，至 2019年，35千伏及以上输电路线长度 197.5 万千米，比 2012 年增长 33.47%，其中 330 千伏及以上输电线路长度 30.2 万千米；35 千 伏及以上变电设备容量 74.8 亿千伏安，比 2012 年增长 67.71%。第二方面，新能源发电比 例的逐步增加提高了新能源上网消纳的要求，这推进了跨省送电的特高压建设以及电网储 能和调峰功能建设，比如燃煤热电联产机组、燃煤发电机组灵活性改造、加快建设抽水蓄 能电站、建设电动汽车充电设施。截至 2019 年底，全国电动汽车充电基础设施达 120 万 处，建成世界最大规模充电网络。（报告来源：未来智库）

3. 各时期电力系统的主要矛盾推动电网升级改造

我国各个时期的电力系统主要矛盾不同。从以上电力系统的发展历史，各阶段的问题可以 梳理为：

1）第一个时期（1949-1979），电源侧重点建设电厂和扩大电力供给，电网侧配合电源建 设扩大输配电范围，建立省独立电网。新中国创立初期，电源结构单一，电厂分散凋 零，设备落后残缺，电网以小范围为主。这个阶段，停电是居民常态，尤其是农村居 民，而由于电力供应范围小，所以停电范围也较小。我国这个时期主要电力矛盾是电 力供应不足和电力配送范围小。这个时期也是我国电力系统向欧美发达国家的学习和 自我创新的探索，电源侧需要逐步建立电厂，解决我国经济发展带动的电力需求，电 网侧需要扩大电力配送范围以及提高电力配送能力以适应发电量快速增长。

2）第二个时期（1979-2000），大机组比例提升进一步提升发电量，缓解供电紧张的问题， 电网逐步发展跨省电网以满足供电侧集中而用电侧分散的问题。第二个时期，我国电 力供给仍然较为紧缺，1978 年我国平均每天限电 30 万千瓦，缺电 30%以上，1975 年 全国缺电 500 万千瓦，1980 年缺电 1000 万千瓦，1985 年缺电 1200 万千瓦，发展至 1988-1989 年，拉闸限电也还是全国普遍状态。为解决缺电问题，我国提升了大机组 比例，提高了单个项目的发电量，这为保持发电量增长提供了有力支撑。大机组比例 提升导致电源更加集中，因此对长距离输配电有了需求，电网因此发展跨省电网，建 立 500KV 的高压支撑长距离输电。

3）第三个时期（2000-2011），我国发展特高压解决发电侧和用电侧的错位，增加电力系 统保护降低风险。新世纪初期，供电紧张的问题得到缓解，特高压的建设使我国全国 联网，解决了发电与供电错位的问题，这也使全国供电可靠性变高，这个时期的停电 次数较少，但是停电事故影响的范围明显扩大，2006 年河南的停电事故不仅波及郑州、 洛阳等河南五个城市，还影响了湖北、湖南、江西等周边省份，2008 年南方雪灾造成 了 13个省的电力系统的影响。因此，电力系统保护更加重视，2008 年我国国务院发布 《关于加强电力设施保护工作的通知》，其中强调了电力设施保护的重要性，要加大电 力设施保护经费的投入。

4）第四个时期（2011-2021），我国新能源发展迅速，但是消纳能力不足，电网建设着重 配合解决新能源消纳。我国这个时期电源进入高质量、绿色发展的时期，新能源比例 提升明显，但是新能源发展过快，电力系统短时间无法适应，因此弃风弃光问题严重， 比如 2016 年全国弃风率高达 19%。这些问题集中在西北地区，比如新疆、甘肃、内蒙， 这三个省 2018 年弃风弃光电量占全国弃风弃光电量的 90%以上。因此电网一方面增加 特高压建设，将西北的风光输送到东部用电集中地区，一方面建设电网储能和调节能 力、创新建设柔性直流输电、提高电力系统的智能化水平，以此提高新能源消纳能力。

电力系统的发展主要为解决我国当时的电力主要矛盾，电网系统发展主要为适应电源侧变 化。历史上的时期中，当电源侧为解决供电短缺问题不断发展，电网侧配合电源侧不断加 大配送范围形成省独立电网，提高负荷电压和规模；当电源向大机组趋势发展，电源集中 化，电网继续扩大配送范围，以解决电源集中与负荷分散的问题。2022 年全球可持续发展 论坛中提到电力转型优化模式中，也是从当前的电力矛盾出发，投资提升电力系统的充裕 性和安全性。因此认识到现阶段的电力系统的主要问题是预判电力系统发展以及所带来的 投资机会的重点。（报告来源：未来智库）

4.现阶段电力系统的主要矛盾是新能源消纳问题

4.1 电源侧新能源比例上升带来了新的挑战

电源侧风光建设集中式与分布式并举，新能源发展也迎来量变到质变的关键节点。政策方 面，2020 年 9 月我国首次提出“双碳”目标，将节能减碳上升为国家长远发展策略，至 2021 年举办的 COP26 会议，各个国家也随之加入“双碳”行动中，碳中和的时间跨度从 2025 年（埃塞尔比亚）到 2100 年（新加坡、澳大利亚）。可再生能源发电是实现双碳目标 的重要抓手，2021 年风光发电占比达到 11.7%，同比增加 2.2pct，风光总装机占比 27%， 同比增加 3pct。从项目建设类型来看，我国积极推动以荒漠、沙漠等地区的集中式大型风 电光伏项目，同时也推进工业、建筑、农村地区等分布式风电光伏建设。不论从我国乃至 全球的政策重视程度，还是从我国目前新能源装机发电占比来看，现在这个时期都是新能 源从量变到质变的关键节点。

风电光伏发电高峰和负荷侧用电时间错配。现阶段电力无法大规模储存，电源发电的同时 需要保证负荷侧相应用电，电网也需要时刻保持电压、电频平衡。而风电光伏发电出力时 间与负荷侧用电不匹配，这导致新能源发电和负荷侧用电的矛盾。风电出力主要集中在晚 上 6 点-早上 6 点这段时间，光伏出力主要集中在中午，而负荷侧用电高峰集中在早上 8-10点，和晚上 6-10 点之间，这与新能源发电时间不一致，因此新能源大比例接入之后必将引 起发电与用电时间不匹配的矛盾。

风电光伏容易受到天气干扰，无法根据用电需求调整，供电质量不稳定。光伏发电与日照 强度有关，中午日照强度高，所以发电出力强，而如果遇到多云天气，发电出力就会受到 影响而下降。风电方面，《高比例风电接入电力系统电压抗扰性研究》中测试了负荷冲击和 阵风干扰对风电机组的电压影响，风电机组在受到负荷冲击时电压下降，而受到阵风干扰 时电压波动明显。因此，新能源供应具有比较大的不稳定性和不可控性，这会影响供电质 量，而且随着新能源占比的上升，影响也越大，严重状况下会使电网电压不稳定而导致崩 溃。

用电侧和新能源发电具有明显的空间错配。从区域的最大发电负荷和用电负荷来看，我们 以用电负荷减去发电负荷来作为区域是否供电过剩的指标，可以得到 2010年之前各个地区 的供电缺口不大，2010 年只有东北、西北供电过剩，东北最大发/用电负荷差为 4491 万千 瓦，西北为 1731 万千瓦。2010 年之后发电侧向西北、东北这些地域广阔地区集中，华东、 南方、华北电力供应缺口较大，2020 年西北的最大发/用电负荷差达到 3亿千瓦，华东的最 大发/用电负荷差为-3.4 亿千瓦。

西北地区是大型集中式风光项目分布地区，用/发电空间错配进一步加剧。电厂建设需要根 据能源资源的分布情况选取地点，根据国家气象信息中心数据，我国 2020年最大风速集中 在西部地区和沿海地区，由于沿海地区一般为城市，难以建设大型发电厂，所以风电厂一 般建设在西部地区；光伏方面，我国西部海拔较高，日照充裕，年日照时间普遍在 3000小 时以上，所以光伏建设也分布在西部地区。

分布式光伏建设集中在华东、华中等负荷侧地区。集中式风光项目分布西北地区，利用了 西北地区风光资源，而分布式光伏项目则利用了东部负荷侧的资源。从分布式光伏装机总 量来看，分布式光伏装机从 2015 年的 606 万千瓦增长到 2021 年的 10750 万千瓦，增长近 18 倍；从光伏装机结构来看，2015 年分布式光伏占比 14%，2018 年快速增长至 29%， 2021 年达到了 35.1%；从光伏装机地区分布来看，2018 年华东、华中、华南这三个用电需求较大的地区中，分布式光伏分别占总光伏装机的 50.79%、40.83%、36.59%；从分布 式光伏地区结构来看，2018 年华中和华东合计占比 72%，是目前分布式光伏普及度较高的 两个地区。

分布式光伏的逐步接入并网，会影响电网规划、电网运行、电网控制和电网质量。1）电 网规划方面，分布式光伏电源分散，需要新型电力交换系统来收集、传输、控制和分配电 源，因此对电网的管理和改造更加复杂，并且分布式光伏并网会对负荷侧的预测的难度增 加；2）电网运行方面，分布式光伏彼此之间会形成复杂的交互作用，不仅会引起电网的电 压波动，而且并网并输送功率的分布式电源会影响电路的继电保护配置，从而影响电网的 安全稳定运行；

3）电网控制方面，光伏本身发电与天气相关，所以难以控制，而分布式光 伏使原有的电源更为分散，而且数量增加之后波动频率更高，因此电网控制的能力要求更 高，运行监测范围需要扩大；4）电网质量方面，分布式光伏的容量和接入位置都不一样， 从而对馈线上的电压分布产生影响，并且分布式光伏需要逆变器将直流变为交流并网，逆 变器的频繁操作，容易导致谐波污染，也会影响继电保护的范围，导致线路整体保护的可 靠性降低。（报告来源：未来智库）

4.2 负荷侧电力需求超预期增长

用电量实际值持续超预期值，负荷侧电力需求强劲。用电量表示电能的消耗量(KWH)，用 电负荷表示用电设备的电功率(KW)，因此用电量是用电负荷在时间上的积分，可以用于表 示电能的消费量。从近 6 年的数据来看，全社会用电量的实际值持续超出中电联的预期上 限（除去 2020 年疫情影响经济不佳的情况），其中 2016 年经过了 2015 年的用电需求低 谷，中电联预期 1%-2%用电需求增长，而实际增长为 6.7%，2021 年经过 2020 年的疫情 影响，中电联预期 6%-7%增长，而实际增长为 10.7%。超预期的部分主要来自新型产业用 电量（新能源车充换电、光伏产业、计算机、通信和其他电子制造业）以及高增的居民用 电量。一方面这体现了我国负荷侧电力需求的强劲，另一方面，新兴产业正值快速发展的 时期，未来电力需求有可能持续超预期增长。

需求超预期加上新能源发电供应的不稳定性，电力供需矛盾凸显。2021 年，我国全社会用 电量增速超预期3.7-4.7pct，这也让全国各地出现不同程度的电力紧张问题，其中东北三省 最为严重。2021 年 9 月东北三省相继开展二、三、四级有序用电措施，其中辽宁合计使用 措施 12 次，吉林不定期、无计划、无通知停电限电到 2022 年 3 月，合计使用措施 14 次。 辽宁这次拉闸限电有很大部分原因是风电由于天气骤减，导致供应紧缺加剧，供需矛盾更 为严峻。

4.3 电网侧的新能源适配能力不足

电网侧的变化往往根据电源侧和负荷侧来变化，新能源发电具有变革性。从上文中对历史 时期的电力系统变革梳理中可以看出，电网侧实际上是根据电源变化来进行统筹协调，将 电力安全稳定输送给负荷侧。电源装机规模不断提升，电网侧则增加输配电负荷能力，扩 大输配电范围；电源机组大型化，电源侧与负荷侧空间错配明显，电网侧则增加高压线路、 特高压线路，提升远距离输配电能力。以前的电源变化并没有颠覆性的改变，根本上是量 变的过程。而新能源与传统能源相比，并网时为直流，发电量不可控，分布式电源覆盖范 围广，改变具有变革性。

总体来看，经过“十三五”的电网改造，弃风弃光现象得到有效控制。光伏方面，2017 年 全国弃光率为 6%，2020 年全国弃光率显著下降，为 2%。风电方面，2014 年，全国弃风 率为 8%，2016年达到顶峰为 19%，而随后经过电网建设增加消纳能力，2019年弃风率降 至 4%。

分地区看，三北地区集中式大型风光消纳问题仍然未得到完全解决。华北、西北、东北地 区风光资源充足，是大型集中式风光项目的主要建设地区。由全国新能源消纳监测中心数 据，2021 年弃风弃光现象主要集中在这三个地区，其中华北、西北、东北弃风率分别为 1.9%、5.8%、0.9%，弃光率分别为 6.2%、5.2%、2.9%。

新能源消纳能力不足反应了新能源的时间错配和空间错配问题仍然需要解决。新能源消纳 问题原因之一是电源侧发电时，负荷侧用电需求不足（时间错配），原因之二是电源侧发电 量无法输送至负荷侧（空间错配）。发电用电的时间错配可以有网储荷三个大方面来缓解： 1）电网侧需要加强灵活性和调度能力，当地区用电需求不足时，通过调动来消纳电量，当 地区用电需求过高时，调动其他电源来满足需求；2）储能是解决新能源消纳的重要方式， 增加储能建设能帮助消纳更多新能源发电；3）需求侧响应相当于改变了负荷曲线，从而缓 解时间错配的压力。新能源的空间错配说明新能源的输送通道建设仍然不足，需要持续推 进。

潮流互济成为常态，电网智能化、能量管理能力需要加强。以甘肃为例，甘肃地理位置位 于西北电网的中心位置，起到潮流交换的枢纽作用。白天甘肃西北地区新能源发电量多， 甘肃陕西截面白天以西电东送为主，夜间则以东电西送为主；青岛光伏项目较多，甘肃青 岛断面白天光伏大发期间以青电外送为主，晚上则以甘电青送为主。潮流的不定向流动要 求电网的调度能力提高，还要提高电网智能化水平和能量管理的能力。

新能源发电并网带来了无功消耗以及谐波效应等电网安全问题。交流供电系统中，无功功 率建立磁场，从而让变压器、电感器能够发挥作用，如果无功功率失衡，将会影响电网的 电压和电频。传统的电源中，三相交流电可以通过换相等操作来调节电网的无功功率，从 而使电网的无功平衡，但是新能源发电本身就需要消耗电力系统中的无功功率，所以会导 致无功功率失衡，严重时会让系统崩溃。另外，新能源也会产生谐波效应，因为逆变器将 直流电变为交流电上网的时候，会产生谐波。谐波是指电流中所含有的频率为基波的整数 倍的电量，谐波的增加将会增加电网的电损以及让电网发生输配电故障。发展至今，我国 建立了全国互联的电网系统，供电可靠性得到保障，但是电网故障的影响范围也更大，因 此电网侧需要满足供应的同时保证安全。

上述电力系统的问题可以总结为：1）电源侧中新能源占比提升带来的发电不稳定性、供 电用电的时间错配、集中式风光的空间错配、分布式光伏并网带来的电网规划/运行/控制/ 质量的全方位影响；2）负荷侧用电量持续超预期，新能源的不稳定性也让电力供不应求 状况加剧；3）电网侧对新能源消纳能力的适配能力不足，潮流互济常态化要求电网智能 化和能量管理加强。电力系统的改革方向是以解决上述问题为主要目标。

（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。）