配网高质量发展指导意见专家解读会-20240304

1.新能源与电网发展 配电网是实现双碳目标关键战场，新能源车和储能需求助推配电网高质量发展，但配网现有能力难满足未来负荷。 国家出台文件加强配电网高质量发展，反映了中央对新型电力系统建设的重视。 文件强调配电网投资需增强，提倡多元化投资与新商业模式，至2030年配网需实现数字化、智能化转型。 2.配电网降成本策略解析 配网建设与新能源发展可相互促进，降低电网投资压力和电价，实现区域能源自平衡，减少对外部电网依赖，从而降低电力系统外部调控需求。 政府考虑通过体制改革，促进配电网投资模式创新，包括鼓励社会资本参与和综合能源服务业态发展，可以提升项目经济性并形成更好的商业模式闭环，实现盈利。 对于投资回报期望，微电网项目通常不超过5000万投资额，7-9年内能回收投资；而综合能源服务项目投资较大，但收益率预期在8-9%之间。 3.中国配网运行效率之疑 中国配网的故障率较低，但运行效率未必高，反映在限损率和综合线损率上。与海外先进电网相比，中国在技术和管理水平上可能存在差距。 中国的高电压合格率和可靠率与其配网运行效率和限损率之间存在矛盾，表明还有提升空间。中国电网投资效率可能不如欧美，影响因素包括监管机制、投资回收考虑以及项目必要性。 4.配网投资增幅及未来预测 专家分析表明，到2025年，我国配电网络需适应分布式新能源的接入要求。2025年有5亿的分布式新能源承载力和1200万台电动汽车接入能力。 到2030年，配电网扩建和提升将是必需的，需关注智能化、软件调度和数据平台的发展。 专家预计，到2030年配电网规模将超过现有水平的一倍，预示着未来配电网相关投资的显著增长。 5.深度解析微电网项目投资 微电网项目大致可分为用户侧微电网（如工商业、学校、工业）和局部配电网微电网，前者主要面向用户自身构建，而后者则更多关注配电网的建设。 当前用户侧微电网落地项目较多，但涉及到公共电网的微电网项目因配电体制机制改革不成熟而落地难度较大。国家的政策支持偏向于在工业园区等内部消耗的微电网发展。 长远来看，微电网的发展将促进智能电网与大电网的融合，特别是在2030年前，在不采用微电网手段将难以解决配电网的矛盾问题。未来设备厂家以及一二次设备制造商可能在用户侧微电网项目中担任EPC角色，而大规模的局部配电网微电网项目则更多需要传统电力建设公司承建。 6.配网升级投资需求剖析 换装变压器的数量和投资规模难以精确统计，初步预估全国需更换S7S8能效等级变压器约3到4亿千伏安。 国家电网和南方电网的变电容量数据可能影响变压器更换和投资规模决策，目前国家电网变电容量约为50-51千伏安。 新出台的指导文件预计将促使今年国网投资增加，特别是解决新能源接入难题的省份，如山东和河南，投资需求可能增长。 7.配网智能自动化的投资前瞻 配网自动化设备保持稳定增长是必须的；在多变的分布式电源接纳管理中，自动化是不可或缺的 配网智能化设备投资将加快增强；新技术如人工智能等应用，短期内可能仍以示范项目为主，长期效益待时间检验 储能设备将迎来较大增长，用户侧储能成本下降和应用场景增多；储能与配网加强的重要性同等，有望大规模普及 Q&A A：首先，配电网是未来双碳战略以及新型电力系统发展的主战场，其投资和发展需求将大为增加。配电网的发展而不是主网或特高压是关键，因为电网资本之外的投资资金将成为配电网建设的一部分。目前配电网投资资金偏紧张，甚至有些地区的投资无法满足基本供电需求。因此，文件强调了多元化投资和创新商业模式的必要性。特别要强调的是，对于配电网的发展来说，最大的问题是投资资金来源以及盈利性和社会对输配电价的承受能力之间的平衡。Q：国家政策对配电网投资方向提供了哪些指导？ A：国家政策明确肯定了三大业态的发展，分别是分布式能源、电动汽车和新型储能，并对配电网未来的承载能力设置了明确目标。到2025年，预期配电网的承载力显著提升，具备连接5亿千瓦分布式新能源和1200万台充电桩的能力。到2030年，目标是基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现多级协同，并促进分布式智能电网与大电网的融合发展。这些发展目标提示投资者，从2025年到2030年，投资主体将从以两大电网公司为主逐渐过渡到更多元化的模式。Q：对于配电网发展而言，存在的主要矛盾及解决思路是什么？ A：目前配电网发展的主要矛盾在于怎样处理好投资资金来源和输配电价的平衡问题。由于提升投资会影响电价，解决投资与盈利的平衡对政府来说至关重要。从短期看，政府可能会支持配电网资金投资的增加，而中长期的解决方案则可能依靠体制机制改革，通过引入社会资本，并通过创新商业模式来满足资金需求。也就是说，电网投资资金的增加可能会影响输配电价，这是最大的担忧之一，所以社会对电价的承受能力是政府最关心的点。而且，文件提出的2025年和2030年的目标以及解决方案均表明，政府对解决这一矛盾非常关心，并在积极寻求合适的解决路径。 Q：关于降低电网投资压力，配网自平衡和电价成本的话题，能具体说明当前策略和未来的解决方案吗？ A：当前策略以及未来可能的解决方案是，通过在局部地区建设配电网和新能源并联使用，旨在一方面解决新能源的消纳和接入问题，另一方面通过投资自建减少对电网企业的投资压力。这种方式通过实现局部自平衡，减少对外部电网和电力系统的需求，以降低对外部电网成本的利用，进一步控制电价并有可能降低用户的电价开销。这样的配网高质量发展不仅降低了对电网投资压力，而且有利于在不增加用户电价的前提下，增加电网的经济性。面对这样的趋势和策略，对于配电网本身的发展、投资者以及设备更新和技术创新，均是有积极影响的。 Q：在新型电力系统发展中，哪种业态可能迎来更好的发展？从盈利角度讲，哪种业态将形成更优的商业模式？ A：新型电力系统的发展须以创新思维来看待，纯粹靠网业务难以持续，需要结合新能源的发展。增量配电网和新能源直接接入以及消纳项目将更受关注，这些模式可以降低区域用户的用电成本，同时确保项目的投资经济性和投资效益。这其中，最具发展潜力和经济性模式是将配电网、新能源和用户的管理融合在一起，构建一个能实现自平衡的联网客户互动系统。理想的模式是通过社会资本或国网参股投资的方式，进行配电网的构建，不仅仅是网的建设，而是形成网、新能源生成、储能设施和用户协同的一体化发展。这样的项目因其能减少对大电网容量和外部调控的需求，会提高整个项目的效率及经济性，为未来电力系统的整体发展带来需求满足。微电网项目和源网储一体化项目被视为迎合这种发展趋势的业态。 Q：典型的源网储项目或微电网项目的投资额、年收益和回报率是怎样的？ A：微电网项目平均投资额一般不会超过5000万人民币，规模通常不超过20兆瓦，而它的投资回收期一般在7到9年。这相比于传统配电网项目的收益率和回收期已经有显著提高。而源网储一体化项目，投资额可能会达到10亿、20亿甚至更多，这取决于项目规模的大小。在政府提倡的背景下，虽然还没有真正的示范项目落地运营，但是初步测算表明，这类项目的整体投资收益率大约在8%到9%之间，这是在将新能源发电、存储和配电网的投资与运营结合之后的预期收益率。 Q：国内的电力系统故障率很低，但为什么运行效率并不高？是什么原因导致的？ A：关于运行效率不高的问题，可能是统计口径问题造成的错觉。我们发布的综合线损率考虑很多因素，并不只是指真正的线损，还包括因计量或其他原因造成的影响。另外，线损率与电力设备技术的新旧以及容量有关。欧美国家的电网老旧，导致损耗相对较高。另一点值得注意的是，中国电网庞大并且有诸多长距离输电项目，如特高压直流和交流输电，输电距离越长导致的线损相对也越高。Q：我们国家电网投资效率与欧美比有什么区别？未来应如何提升？ A：我们和欧美国家在电网投资效率上的最大区别是电网监管方式的成熟度。欧美电网监管已有数十年历史，其监管手段、（更多调研纪要加微：s130970）方法不断更新，而中国的电网投资需求因应迅速而直接，有时可能导致过度投资。在此次发布的文件中，出现了多次提到“合理”的词汇，这暗示我们在电网投资方面，存在着紧张或宽松的极端情况，有不必要的项目也被推行。此外，欧美先进的电网投资监管实践中，会将投资效率和设备利用率与电价挂钩，而我国目前还未实施该机制，这造成了电网投资效率不是特别高的情况。在未来提升时，我们应该考虑这些监管措施，从而提高电网投资效率。 Q：关于配网发展中配电变压器和二次设备的投资增幅有没有具体的量化指标？例如，国家每年在配电方面的投资可能会增长到什么程度？ A：根据提出的目标，到2025年需要保证能够承载5亿千瓦的分布式新能源和1200万台电动汽车的接入能力。尽管未提出2030年具体的数字目标，但对承载能力有明确要求。目前国内的接入能力是：充电桩有900万台左右，分布式新能源接入能力超过2.5亿千瓦。考虑到提升配电网接入分布式新能源的能力，我们预计整体建设和提升方面会有很大的增长。尽管目前还难以具体量化2025年及2030年的投资规模，但我们可以推断，到2030年，不论是一次还是二次设备，甚至可能包括更加智能化的设备和数据平台的发展需要，配电网的投资规模将至少是当前的一倍以上。即使使用传统投资方式，电力设备 的招标量也会有显著提升。所以即使目前无法提供具体的百分比增幅，但整体投资需要和扩展规模是可预见的大幅度增长。 Q：微电网投资项目具体情况怎样？例如项目参与者、牵头方、ETC承担者和设备采购情况？ A：国内大体上存在两类微电网项目，第一类是用户侧，围绕工商业侧、学校或工业内部构建的微电网，第二类是构建局部配电网的微电网系统，如购物店之类。在用户侧的微电网，由于它主要围绕自用、光伏和储能发展，因此更多厂家基于一二次设备，有潜力去做EPC。这是因为用户侧微电网电力结构较简单，且技术产品已模块化，核心是能量管理系统，这正是这些厂家的优势。而对于第二类，更可能是传统的电力建设公司如中联建和中电建来承担EPC角色，因为它们涉及规模更大，技术也比较复杂。至于微电网示范项目的推进情况，截至去年，我们国家自2016年国家能源局批准的二十多个新能源微电网示范项目中，真正落地的只有两个，分别位于工厂和高校内部。主要原因是配电体制机制改革尚未成熟，涉及公共电网关系的项目推进困难。 Q：第二类微电网发展是否会对第一类微电网构成影响，比如在电价或其他方面产生冲突？ A：两类微电网之间不存在冲突。第二类微电网是在更大范围内进行的调剂和优化，而第一类微电网目的是优化自身内部能源配置及与外部电力市场的交互。即使用户侧微电网发展在第二类微电网范围内，也是互补的，能够利用更大范围内的新能源资源，且有更多调度手段。从市场主体角度来看，用户侧微电网仍是用户，并能适应外部配电网或微电网的要求。 Q：关于新《配网高质量发展指导意见》中提到的S7S8能效等级变压器的淘汰问题，具体需要淘汰的变压器数量及其对应的投资规模是多少？ A：目前，要统计S7S8等级变压器的具体数量是比较困难的。通过公开信息初步分析，例如浙江电网公布的一些数据，预估全国范围内大约有3到4亿千伏安的量需要淘汰。至于投资规模，尚未有详细数据，这只是根据现有公开数据的一个初步预估。 Q：国网和南网现有变电容量大致是多少，未来对变压器和其他配电设备的需求量有哪些预期？ A：据查找的数据显示，国网的变电容量大约在50至51千伏安左右，包含了不同电压等级的变电设施。至于具体的配电设备需求量，尚未进行详细的统计分析。未来的投资需求会根据新能源接入的需求变化而增加，特别是在新能源接入困难的省份，例如山东，可能会看到投资比例的提升。关于详细省份的需求量，目前还没有进一步的研究结果。 Q：这个《配网高质量发展指导意见》的发布时间点对国网的投资计划有何影响？我们应该从何时起算这个政策对投资的实际影响？ A：《配网高质量发展指导意见》的具体发布时间对国网的投资计划肯定会产生影响。从文件出台以及相关企业收到指导文件的时间来看