计算机：新型电力系统建设再提速，关注智慧调度与虚拟电厂

三部门联合发布《行动方案》，加速部署新型电力系统。2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》。意在聚焦关键领域，明确2024—2027年重点任务，从攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的“小切口”解决“大问题”，并采取先行先试的工作方法。其中，重点部署9项专项行动，从源网荷储和需求端助力新型电力系统建设。 源网荷储侧：多环节系统升级改造，加强智慧化调度体系建设。 1）源侧：打造新能源友好型电站，推动智算＋新能源融合发展。打造新能源系统友好型电站，智能调控系统协调新能源与储能运行；“智算＋新能源”融合发展成为构建新型电力系统的必然要求，实施算力与电力协同项目；推动新一代煤电标准建设，重点完善系统设计及设备选型标准体系。 2）网侧：制定配电网标准，加强智慧化调度体系建设。局部地区仍需改造配电网，分布式新能源规模化接入配电网迎来挑战。《行动方案》开展配电网高质量发展行动，配网智能化改造加速。加强智慧化调度体系总体设计，调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变。 3）荷侧：新型电力负荷管理系统，助推响应能力高于最大用电负荷。依托新型电力负荷管理系统，实现典型地区需求侧响应能力≥最大用电负荷5%+，具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。 4）储侧：加强储能规模化布局应用体系建设。2023年中国新增新型储能装机规模首次突破20GW，2024-2030年累计储能装机规模CAGR有望超30%。《行动方案》指出，要建设共享储能电站，加强储能规模化布局应用体系建设，提升系统层面的电力保供和新能源消纳能力。 需求侧：建设虚拟电厂，加快全国统一电力市场构建节奏。《行动方案》提出需求侧建设虚拟电厂，为加快新型电力系统构建提供重要支撑。具体而言，要完善健全和完善虚拟电厂技术体系，利用市场工具丰富电力系统调节手段，一方面做好调度与电力市场的衔接，另一方面健全需求响应的价格形成机制与成本疏导模式。 投资建议：《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》对细分赛道提出指导意见和新要求，强调新能源系统友好型电站、电力负荷管理系统、配电网、智能化调度系统、虚拟电厂的优化调整和能力提升。建议关注新型电力系统建设和电力市场化改革的相关投资机会。建议关注：国电南瑞、国网信通、南网科技、朗新集团、国能日新、智洋创新、远光软件等。 风险提示：行业竞争加剧的风险；政策落地不及预期的风险；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 一、三部门联合发布《行动方案》，加速部署新型电力系统 2024年7月三部门联合发布《行动方案》，加速部署新型电力系统。 自2021年，总书记在中央财经委员会第九次会议提出构建新型电力系统后，在2023年7月的中央全面深化改革委员会第二次会议上，党中央、国务院《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》进一步对加快推进新型电力系统建设作出部署。2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》。 聚焦关键领域，“小切口”解决“大问题”。《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》在前期研究的基础上总结提炼，将有关工作考虑进一步明确为具体任务，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，在各项关键领域中，选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”。 图表1：新型电力系统政策概览 行动聚焦近期关键问题，先行先试。《行动方案》着重从三个方面建设新型电力系统。1）切实落实新型电力系统建设的总体要求，围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”方针；2）力求解决近期关键问题，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，以求尽快取得成果；3）采用先行先试的工作方法。选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。 图表2：新型电力系统四大基本特征 《行动方案》部署9项专项行动，从源网荷储和需求端助力新型电力系统建设。9项专项行动包括：电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智慧化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、新一代煤电升级行动、电力系统调节能力优化行动、电动汽车充电设施网络拓展行动、需求侧协同能力提升行动。 图表3：2024-2027年我国推进新型电力系统建重点开展的九项专项行动 二、源网荷储侧：多环节系统升级改造，加速智慧化调度体系建 设 2.1源侧：打造新能源友好型电站，推动智算＋新能源融合发展 打造新能源系统友好型电站，智能调控系统协调新能源与储能运行。 《行动方案》提出，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，新能源置信出力提升至10%以上。根据中国工程院院士刘吉臻在电力报的解读，为了提升新能源系统友好性，加快构建新型电力系统，需要加强电站升级改造，对已配置新型储能但未有效利用的新能源电站进行构网型特性升级改造，建设风光储互补的智能微电网项目，提升新能源系统的友好性能。 图表4：系统友好型新能源电站示意图 “智算＋新能源”融合发展成为构建新型电力系统的必然要求，实施算力与电力协同项目。数据中心加速智算化演变，对安全稳定电力供应提出更高要求；并且能源管理、智能电网、智能调度、电力交易等领域的智能化要求也需要算力作为支撑。《行动方案》提出，统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。 推动新一代煤电标准建设，重点完善系统设计及设备选型标准体系。 根据中国工程院院士杨勇平的解读，煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源，我国现存煤电中约有6亿～7亿千瓦高参数、大容量、低排放煤电机组资产，且我国煤电平均服役期仅为15年，综合中国科学院、中国工程院、国家电网、中石油等多家权威科研机构研判，到2060年碳中和期，煤电装机容量仍要保留4亿千瓦以上，才能满足能源电力保供需求。针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求，《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，开展新一代煤电试验示范；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降；推动新一代煤电标准建设，重点完善系统设计及设备选型标准体系。 图表5：2010-2022年我国各类电源装机结构 2.2网侧：制定配电网标准，加强智慧化调度体系建设 局部地区仍需改造配电网，分布式新能源规模化接入配电网迎来挑战。 一方面，由于配电网围覆盖城乡区域，是新型电力系统的重要组成部分，而局部地区的配电网结构仍相对薄弱，存在设备老旧、设防标准不足的问题，需要提高配电网建设改造和防灾抗灾设防标准。另一方面，随着分布式新能源规模化接入配电网，配电网供电的充裕度及可靠性以及配电网的承载力和灵活性迎来了更大的挑战。需要健全分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等主体并网、调度、运维、交易各环节要求，提升配电网对新业态的接纳、配置和调控能力。 开展配电网高质量发展行动，配网智能化改造加速。《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》提出要组织编制建设改造实施方案、健全配电网全过程管理、制定修订一批配电网标准、建立配电网发展指标评价体系。中国工程院院士王成山的解读如下： 编制实施方案：围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，开展配电网发展实施方案编制，明确配电网建设改造的工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，加强顶层设计，强化规划统筹，确保目标任务的细化分解和落实到位。 健全全过程管理：开展新能源接网影响分析，建立可开放容量发布和预警机制，可接入充电设施容量研究等措施，通过技术机制的完善，针对性提升新能源、电动汽车充电设施接网能力，最大效度发挥配电网的承载能力。 制修订技术标准：对现有配电网技术标准进行全面梳理，按照“推动修订、加快制定、深入研究”分类形成配电网标准清单，推动构建系统完备、科学规范、安全可靠的配电网标准体系。 建立评价体系：开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的指标设计，探索构建体现新型配电系统特征的配电网高质量发展评价指标体系，以此实现对各层级新型配电系统发展水平的客观反映，全面支撑新型能源体系和新型电力系统建设。 图表6：配电网形态升级 加强智慧化调度体系总体设计，调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变。由于在新型电力系统的构建过程中，在调度方面面临电网特性精准认知、海量异构资源协同控制、新型复杂故障防御等多项技术难题。《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》提出要加强智慧化调度体系总体设计、创新新型有源配电网调度模式。调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变，推动调控技术手段和智能化水平升级，加强智慧化调度体系总体设计，创新新型有源配电网调度模式。 推动调控领域科技攻关：强化前瞻性基础理论研究，攻克新型电力系统稳定运行机理。深化关键技术研究，做好电磁暂态仿真、新型主体安全控制、多层级平衡模式构建、煤电与新能源发电协调、新能源与负荷预测、未来态分析决策等重点科技攻关与试点应用，提升电网运行控制能力。 推动调度技术装备升级换代：推动电力技术与先进信息通信技术融合，构建全景感知、全网监视、全局分析、智能决策、协同控制、主配一体的新型电网调度控制系统，健全“光纤专网+无线虚拟专网+HPLC”配电通信网络，提高电力系统运行控制数字化智能化 水平，推动配电网可观、可测、可控、可调，支撑海量分布式电源、可调节负荷、新型储能等调控需求。 2.3荷侧：新型电力负荷管理系统，助推响应能力高于最大用电负荷 依托新型电力负荷管理系统，实现典型地区需求侧响应能力≥最大用电负荷5%+。《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》提出，要依托新型电力负荷管理系统，建立需求侧灵活调节资源库，优化调度运行机制，实现典型地区需求侧响应能力≥最大用电负荷5%+，着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。 通过新型电力负荷管理系统，实现供需双向高效互动支撑可再生能源消纳与电网安全稳定运行。根据清华大学电机系主任康重庆的解读，在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区，新型电力负荷管理系统促进供需协同运营，推动工业负荷、空调负荷、用户侧储能及分布式电源、电动汽车、通讯基站、数据中心等多元用户资源参与需求响应。可以通过需求侧资源在响应容量、响应速率、响应可靠性等方面的差异化调节特性，面向中长期、日前、日内、实时等多时间尺度的调控要求建立需求侧灵活调节资源库，提升系统的需求响应能力与容量，进而实施高比例需求侧响应，提高电力系统的灵活性，通过供需双向高效互动支撑可再生能源消纳与电网安全稳定运行。 图表7：新型电力负荷管理系统 2.4储侧：加强储能规模化布局应用体系建设 2023年中国新增新型储能装机规模突破20GW，2024-2030年累计储能装机规模CAGR有望超30%。据中关村储能产业技术联盟发布的 《储能产业研究白皮书2024》，2023年中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，三倍于2022年新增投运规模水平。预计到2030年，中国新型储能市场累计装机规模将超过200GW，2024-2030年复合增长率超30%。其中保守场景下，2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为30.4%；理想场景下，2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为37.1%。 图表8：源网荷各侧新型储能应用场景 建设共享储能电站，提升系统层面的电力保供和新能源消纳能力。 《行动方案》指出，