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我们梳理传统煤电为主的电力系统向新型电力系统转换中所面临的挑战，并寻求相关解决方案，藉此发现其中包含的投资机会。
我们有别于其他券商的观点是新型电力系统的离散不可控特点，大幅增加电力系统成本，有必要通过电力市场化将成本向下游传导，未来必然提高终端用户电价。
高比例可再生提高电网投资规模的同时，受配网升级影响，提升电网智能化、计算机化带来电网电气设备、软件工程供应商的相关投资机会；中长期随着电力市场化发展，碳中和带来的煤电成本增加推动发电电价上涨，利好清洁的低成本大型水电运营商。
具体逻辑如下：
一、“源、网、荷”发生深刻变革，新型电力系统自画像
双碳政策成就可再生能源主力军地位。
二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和（双碳政策）的目标对电力系统带来变化。
根据我们测算，至2060年，在碳中和背景下，水电、核电、风光等非化石能源占比将从2020年的16.4%增加到87.3%，取代煤炭，成为中国能源供应的中流砥柱；原油从2020年的16.4%降低到5.42%；原煤由2020年的56.1%下降至5.69%；天然气受氢能挤压由2020年的8.5%下降至1%。煤炭、原油和天然气分别于2023、2027和2040年达峰。
2021年3月15日会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下几项工作。
要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。我们从网荷的角度为新型电力系统画像如下：
一是在用电侧，去碳化高度依靠电气化率提升，用电负荷愈加多样。
减少来自于化石燃料的燃烧的二氧化碳排放，主要路径之一是提高终端电气化比例。
电能占终端能源消费的比重代表电力替代煤炭、石油、天然气等其它能源的程度，是衡量一个国家终端能源消费结构和电气化程度的重要指标。
电能是清洁、高效、便利的终端能源载体，在大力推进低碳发展，大规模开发可再生能源，积极应对气候变化的全球发展趋势下，提高电能占终端能源消费比例已成为世界各国的普遍选择。
至2060年，中国电力在终端能源消费中的占比将由2020年的27.7%增加到2060年的57%。
二是在发电侧，新能源装机与发电量大幅提升，系统向离散控制模式发展。
根据我们的测算，至2060年，高碳、碳中和及零碳情景中，风光发电占比将由2020年的9.9%分别增加至74.1%、78.1%和86.3%，风光合计装机分别达到65.3亿千瓦、71.3亿千瓦和74.3亿千瓦。
可再生能源成为电量主体后，其单机容量小、数量众多、布点分散、特性多样的特点，改变过往以煤电为主的同质化大容量常规发电机组具有连续调节和控制能力的特征，相应地，带来整个电力系统由集中控制模式像电力电子设备采用基于速切换的离散控制模式发展。
三是在电网侧，新能源要求电力系统高度灵活，确保电力实时平衡与安全运行。
在传统电力系统由高碳电力系统向深度低碳或零碳电力系统转变转变的过程中，电力系统发生了颠覆性的改变。
1）由高转动惯量系统向弱转动惯量系统转变。
传统电网规模扩大时，系统转动惯量会相应增大，两者基本成正比关系；而新型电力系统的情况却相反，太阳能和风电的装机容量越大，火电被替代数量越多，系统的转动惯量则变得越小。
2）机械电磁为主的系统向以电力电子器件为主的系统转变使。
传统电网是以交流同步发电机主导的交流电网，新型电力系统则拥有高比例变流器的 交直流混联电网。
3）由确定性可控连续电源向不确定性随机波动电源转变。
传统电源出力基本稳定可控，新能源出力则具有波动性和间歇性。这些技术特性的变化，对新型电力系统的安全稳定性带来严峻挑战，新型电力系统将通过广泛互联互通推动电网向能源互联网演进。
4）储能成为电力系统不可或缺的第四要素。
工程的实际需要和技术的进步，使储能与电源、电网、负荷并列，成为新型电力系统不可或缺的第四要素，传统电力发供用同时完成的特性正在部分被改变。遍布电网各式各样的储能设备和储能系统，创造了电力电量平衡的新模式，如电动汽车的充放电。“储电于民”是新型电力系统的一个显著特征。
5）输配电网的关系发生根本性变化。
新型电力系统使得输配电网间形成双向互动互助、协调共生的关系。
源网荷储一体使得配电网由原来单纯的供电网，变成可以进行自我平衡的局域电网。
从电网全局看，输电网处于中心枢纽地位，类似一个“大蓄水池”，配电网围绕其四周，像无数“小蓄水池”。
配电网则在为用户提供服务的同时，遵循技术规律和运行规程要求，尽其所能为全网的安全稳定做出应有贡献（如实施需求响应等）；输电网则提供了随时吸收或补充配电网的盈余或缺额，为配电网的可靠供电提供保障的功能。
挑战一：能源结构转变增加电力负荷复杂性
消费升级促进我国经济结构发生转变。
构建以国内大循环为主体，国内国际双循环相互促进的新发展格局下，我国将以消费升级促进产业结构高度化，以自主创新促进价值链高度化，大力推动产业结构转型升级。
根据我们预测，产业升级使得中国经济的工业占比将由2019年的41.8%下降至2060 年的36.6%，且在细分结构中，高端制造业、先进装备等产业占比进一步上升取代钢铁等高耗能产业；房地产与基础设施建设的放缓与减少带来建筑业占比从2019年的 6.3%下降至3.9%；批零、住宿和餐饮则从2019年的15%增加至21.3%；其他三产从 25.4%增加至29.1%。
用能结构变化，增加负荷预测难度。
居民用能占比从2019年的12.1%增加至2060年的15.3%，增幅最大的交通运输部门用能占比从2019年的9.7%提高至2060年的28.3%，而工业用能则由65.6%降至 37.4%。
产业转型带来用电结构转型，制造业向高端发展，服务业不断扩大，可中断负荷占比增加，加大峰谷差；更多新能源车辆的应用带来交通部门用电负荷增加；建筑部门电气化带来居民用电负荷增加，进一步加剧峰谷差大。
与此同时，制造业与服务业增长的不确定性，使得中长期的输电规划面临挑战，大规模制造业的间歇性负荷模式为负荷的预测、调度和操作带来困难。
高峰负荷大增，有效发电容量不足导致缺电频繁。
三产与居民用电占比不断增加导致高峰用电负荷不断增加，与此同时，具有随机波动性的风光占比提高使得有效发电容量不足、以及煤价高涨导致部分地区缺电、可控性 差的电源占比增加。
2020年12月，我国湖南、浙江、内蒙、江西等地由于气温下降、生产恢复等不同原因用电负荷攀升，其中湖南全省最大负荷达3100万千瓦超过冬季历史记录（仍低于夏季高峰），日最大用电量超过6亿千瓦时，同比增长14%。
而受“双控目标”、燃料价高、水库缺水、风力发电受冰冻影响无法有效发电以及外来电减少等影响，上述省份不得已因电力供应短缺而启动限电措施。
2021年5月21日，广东省电网最高负荷需求超过2亿千瓦，广东超过1.3亿千瓦，创下历史新高。
广东省21个地级市开始限电，广州市更成为首个实施错峰用电的城市；2021年5月和7月，云南省分别要求当地金属生产商两次降低电力消耗；2021年7月，西安部分区域因“过负荷”、“线路故障”等处于停电状态。
挑战二：可再生能源间歇性与波动性对电网灵活性要求高
可再生能源出力存在随机性与波动性。
常规火电机组的可靠性具有平抑电网运行中由于运行方式或负荷变化引起的不平衡功率的能力及可以“穿越”电网扰动的能力，具有较强的致稳性和抗扰性；风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，随机波动性使得风电无法响应系统中出现的功率不平衡，且难以“穿越”电网扰动，因而具有弱致稳性和弱抗扰性。
风光具有“极热无风”、“晚峰无光”的反调峰特性。将给电网带来15%～30%反调峰压力，尤其在极热极寒无风、连续阴雨等特殊天气下。2021年1月上旬全国大范围寒潮期间，晚高峰时段新能源出力仅为装机的13%，电力供应保障问题已经显现。
光伏装机规模扩大对常规能源迅速调峰提出更高要求。
以加州地区为例，春季阳光充足，白天太阳能出力较高，太阳能装机规模的不断扩大对电力系统其他电源迅速调峰的要求不断提高。
2020年电力系统在下午3点到傍晚6点太阳能无法发电时，电力系统仅需快速填补约2Gwh以满足傍晚用电高峰需求；这一数据在2016年达到约12Gwh，在2020年达到14Gwh。
除了灵活性，高比例可再生情况下，当可调峰机组的利用率将不断下降，调峰电源也需要一定经济补偿。
高比例可再生要求增强和改善电力系统灵活性：电力系统灵活性指在某一时间尺度下，满足电网运行、经济约束，电力系统快速而有效地调配现有资源，匹配负荷波动和可再生能源出力随机变化的能力。
“供过于求”情景下，“向下调节”减少出力的灵活性不足是造成弃风、弃光的重要原因；“供不应求”情景下，“向上调节”增加出力的灵活性不足是导致电力短缺的重要原因。
目前中国以煤电为主的电力系统灵活性调节能力欠缺、电网调度运行方式较为僵化，已成为高比例可再生能源并网消纳的掣肘。
为实现国家双碳承诺，重点在电网侧对现有电力系统进行全方位的改进和升级以增强其灵活性。
挑战三：可再生离散不可控性不断加大电力系统成本
英国剑桥大学经济学家 Pollit 教授近期撰文称“能源不可能三角仍然发挥作用，德国用户从2000年可再生能源法案（EEG）开始实施以来，到2015年，已经为可再生支付了约 1 万亿元人民币。
当电力系统中可再生能源发电达到30-40%时，系统消纳成本在度电0.19-0.27元人民币”。
根据欧洲能源局数据统计，2015年至2021年，欧洲整体电价上升约10%，部分对用能质量要求高的客户电价上升约30%。
由于我国幅员辽阔，各区域电力系统特征不一，电力系统复杂性高，高比例可再生对系统成本的增加包括以下几方面：
低有效容量可再生不断抬高电源投资成本。尽管存在并网新增容量与投资的时间错配，历史单位风电与火电单位投资比始终维持在 2 倍以上。
新能源“大装机、小电量”特点突出，发电量占比低于装机容量占比；风电、光伏多年平均利用小时数分别约为1900、1200小时，远低于燃煤平均4500左右的利用小时数，因此，2021-2030年，由于需要更多风光装机来满足新增用电负荷的需求，年新增总装机量由“十三五”的131GW分别增加到“十四五”与“十五五”年均142GW 和169GW。
电网投资随着可再生规模扩大而加大。
长期以来电网与电源成本呈1:1的投资比例。
其中出现四年电网投资占电力系统投资比重远高于电源的情况，包括2009年由于 “四万亿计划”刺激全国电网投资增速高达34.66%的特殊情况，我国电网投资整体自2012年来稳健增长，受益于特高压工程的集中投放；2016年为加强新能源消纳，电网投资增速达16.94%，之后的2017和2018年由于光伏风电投资比重增加，电网投资占比均远超电源投资。
未来，随着可再生电源比例的增加，下列电网投资将进一步增加：
1）加强750KV以下输电系统建设，包括跨省跨区输电工程、省间输电工程和省内输电通道；
2）加大配电网建设，包括提高配电自动化，深入开展城市配电网供电可靠性提升工程和县域配电网供电可靠性管理，以及推动农网改造升级；
3）升级调度系统，搭建新一代智能电网运行控制平台，提升新能源预测技术；
4）加强分布式光伏管理。
碳中和限煤促转型推动煤电成本维持高位。
2021年，煤价创10年新高。
从供给端看，一方面，主产地安全、环保政策收紧，煤炭增产受限。
国家统计局数据表明2021年4月份，全国原煤产量3.2亿吨，同比下降1.8%；另一方面，受全球经济复苏推动和美元超发等宽松货币政策影响，资金持续流入顺周期板块，国际煤价和国际海运费延续涨势，进口煤到岸价优势弱化，叠加中澳关系再度紧张等因素，进口煤明显收缩；从需求端看，我国经济持续向好发展，国外疫情反复，制造业订单加速回流国内，带动用电需求明显增加。
2021年1-6月，全国全社会用电量39339亿千瓦时，同比增长16.2%。尽管目前，全国合计新增优质先进产能1.4亿吨/年以上，其中在建煤矿投产9000万吨/年左右，在产煤矿核增产能约 3000万吨/年。
但产能建设需要2-3年时间，且产煤资源省份及煤炭生产企业或通过“以价补量”的手段维持煤炭供应紧平衡状态，保持“十四五”CCI5000 煤价中枢稳定在600元/吨左右，按照度电耗煤300g/千瓦时计算，度电燃料成本约0.27元/千瓦时，加上运费、固定与其他变动成本，度电综合成本约0.40元/千瓦时，以江苏省燃煤发电机组基准电价为0.391元/千瓦时(含脱硫、脱硝和除尘电价)，市场电价格约0.37元/千瓦时，高煤价将导致大部分没有长协的电厂亏损。据此，由于碳中和带来的煤价高企样会使得电力成本增加。
高比例可再生导致调峰成本不断增加。
可再生能源需要依靠电网消纳，由于新能源装机有效容量比较低，难以满足电力实时平衡的要求，为满足电力平衡要求，煤电装机需要发挥“托底保供”的作用。
由于煤电更多地参与系统调节，多数时间运行在低于额定功率下，年利用小时数势必要下降。
煤电的发电量与有效容量难以匹配，成为“小发电电量、大有效容量”发电技术，因此产生较高的容量费用；煤电灵活性改造会产生500-1500元/千瓦的改造成本；煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，单位发电成本增加。煤电由于调峰而产生的费用都需要获得经济补偿，最终传导至消费终端。
挑战四：适合新型电力系统发展的电价机制缺失
第二轮电改深化改革，电价改革显成效。
2015年3月22日,发布《进一步深化电力体制改革的若干意见》，开始了新一轮电改。新一轮电改的核心是还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制。
电改取得了以下成就：
一是实施了输配电价改革，基本建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审机制，2017 年，首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例 15.1%；2020年第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间；
二是发用电计划加速放开，市场交易规模大幅提高，2020年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31663亿千瓦时，同比增长11.7%，约占全社会用电量的41.6%；
三是以较低电价水平满足经济社会电力需求，向电力用户和全社会释放了巨大的改革红利，2016年广东售电市场启动之初，发电企业月度竞价让利较标杆电价降低超过0.1元/千瓦时；大部分省份的市场电价始终低于标杆电价，2018年、2019年进行了两轮一般工商业用户电价降价各降10%。
电力商品属性不足，新型电力系统发展电价机制缺失。
当前电价改革中仍未全面树立市场定价理念，还原电力市场价格属性：
一是各类用户电价交叉补贴严重，根据中电联报告，国际上，居民电价普遍高于工业电价，居民电价平均为工业电价的1.5倍，我国居民电价仅为工业电价的0.85倍， 一般工商业用户补贴居民多；
二是行政干预电价的情况较多，电力市场中仍以目录电价、标杆电价的比较定价，而地方政府部门出于对省内经济保护的心理，行政指导市场交易电价；
三是适合高比例可再生发展的配套电价措施缺失，电力市场建设缺乏辅助服务市场、容量市场、输电权市场等配套机制；
四是输配电价定价机制仍需完善，当前按照严格压降输配电成本为主要监管思路，难以发挥电网主动性，电网监管中部分关键条款仍存在争议；核定的输配电价难以完全执行到位，电网出现大部分省份亏损，影响电网建设积极性。
全社会对用电成本不断下降有普遍性期望，然而，碳中和背景下，未来高比例新能源的接入将极大改变电力系统运行模式，前述高比例可再生在多个环节增加电力系统成本，在全社会对用电成本不断下降有普遍性期望，在电力市场形态中必须考虑高比例新能源接入的影响，如何建立适应新能源接入后系统调频、调峰等市场机制成为当前亟待解决的问题。
解决方案一：建立精准的供需预测体系，攻克系统调度难题
采取先进的负荷估算和预测技术。
开展新型电力系统稳定机理认知与分析基础理论研究，建设以全电磁暂态、平台化、智能化为特征的大电网多时间尺度仿真分析手段，更精准地预测风光的发电曲线，建设适应高比例可再生、高比例电力电子设备的“双高”电力系统。
完善电力系统运行控制体系。
促进“大云物移智链”等先进信息通信技术与电力技术深度融合，依托市场化机制充分挖掘源网荷储各方资源控制调节潜力，实现全业务信息感知、全系统协同控制、全过程在线决策、全时空优化平衡、全方位负荷调度，全面支撑新型电力系统运行控制需求。
强化电力系统故障防御体系。
根据新型电力系统特性认知，重构故障防御标准和体系架构。构建运行风险主动防控体系，基于电网全景全频段状态感知，在线评估电网安全态势，通过风险预测、预判、预警和预控，实现安全风险的事前主动防御。
发挥电力电子设备调节快速、可塑性强的特点，充分利用丰富的控制资源，通过大范围多资源协同快速紧急控制，增强电网故障的事中防御、事后恢复能力。
解决方案二：建设能源互联网促进高比例新能源消纳
能源互联网是消纳高比例新能源的核心枢纽。
“跨省区主干电网+中小型区域电网+配网及微网”的柔性互联形态和数字化调控技术将使电网更加灵活可控，实现新能源按资源禀赋因地制宜广泛接入。大电网柔性互联促进资源互济共享能力进一步提升，配电网呈现交直流混合柔性电网与微电网等多种形式协同发展态势，而智能微电网作为提高供电可靠性和高渗透率分布式电源并网重要解决方案，将逐步在城市中心、工业园区、偏远地区等推广应用。
特高压保障零碳能源远程消纳。
特高压已是我国电网核心组成部分之一，承担了电力区域间调动的重要职责。
特高压的建设将使中国电网连成互通互联的一张网，在保障电力供应、促进清洁能源发展、改善环境、助推“西电东送”和煤电替代、提升电网安全水平等方面发挥重要作用。目前我国已建成投运的特高压线路共 13 条，其中国家电网已投运的特高压线路 11 条，南方电网投运 2 条。
未来，可再生能源并网量大幅提升后，区域电网的自稳定性将有所下降，特高压作为电力的骨干传输通道，将是区域电力互保的核心设施。
根据我国各省能源规划，“十四五”期间，我国或将建成八条以上特高压，包括陕北（榆林）-武汉、雅中-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江、陕西榆林-湖北武汉、金沙江上游-湖北、陇东-山东、宁夏-华中，此外内蒙或将建一两条外送直流。
源荷变化推动配电网升级转型。
在交流配电网的基础上建设交直流混合配电网是未来配电网的发展趋势。
大规模分布式电源及电动汽车充电桩等多样性负荷的接入，不断增加配电网系统复杂程度，传统配电网面临着短路电流增大、清洁能源消纳能力不足、能效水平降低、潮流控制和电能质量控制难度增加等诸多挑战，要求配电网逐步向供需互动（分布式电源高度渗透、功率双向流动的配电网络）的有源网络过渡。
“十三五”以来，我国电网投资建设向配网、农网倾斜。
电网企业持续加大配电网建设投资力度，以国家电网为例，2020年配电网基建投资比例由47%提高到58%；新一轮农网改造升级中央预算内投资532亿元，撬动企业自有资金、银行贷款等社会资金 1259亿元。
“十四五”期间，配电网需要：
1）持续提升一、二次融合设备；
2）加强柔性直流互联装置；
3）进一步提升配电网数字化、智能化水平，建立纵向贯通的配电网调控管理组织和制度标准体系。
推进源网荷储一体化和多能互补发展。
推进源网荷储一体化和多能互补发展是解决新能源发电存在着机组机型多、并网特性差异大、现场试验工况有限等制约问题的有效途径。
推进源网荷储一体化和多能互补发展要求合理配臵储能，对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。
强化源网荷储协调发展，发挥电网中枢作用，加强多种能源的相互转换、联合控制、互补利用，提升能源综合利用效率。
积极服务并聚合电动汽车、用能终端、储能设备等，发挥负荷集群规模效应，参与电网运行控制。
解决方案三：加强机组灵活调峰
推动火电灵活性改造。
通过对热电机组进行机组本体的炉机改造或配臵储热、电极锅炉、蓄热砖等装置，对火电机组进行灵活性改造，使供热机组最小技术出力降低至55%，凝汽机组最小技术出力降低至30%。
“十三五”期间，计划完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造，提升电力系统调节能力4600万千瓦，国网区域范围内完成火电灵活性改造1.62亿千瓦。
强化调峰政策引导。
按照“谁调峰、谁受益，谁改造、谁获利”的原则，充分考虑不同区域、不同类别机组、不同技术路线，以及安全风险、改造投入、运营成本等综合因素，建立健全基于提高新能源上网消纳的火电灵活性改造与运行激励机制，进一步完善建立电力辅助服务补偿机制、调峰辅助服务市场运营规则，增强政策的时效性、公平性和长远预期，提高火电企业实施灵活性改造和参与调峰的积极性、主动性。
特别是推动新能源集中的地区和条件较好的火电企业主动通过灵活性改造进行调峰，使更多有余量的热电机组主动参与调峰。
坚持因地制宜保消纳。
我国电力能源结构布局区域性特点明显，各地情况不尽相同。
实施火电灵活性改造，既要着眼产业发展大局和经济结构调整的大势，也要考虑区域、行业、企业之间的差异，因地制宜、因时制宜，按照一区域一机制、一类机组一条路线、一家企业一个方案的方式分步推进，避免形成新的产业结构矛盾。
例如，在风、光资源丰富且严重限电的区域，优先改造一批大容量纯凝机组为“调峰定制机组”，来承担外送匹配和参与深度调峰；针对供热强度和供热压力大的热电联产机组进行热电解耦，在供热期腾出更多的发电空间来消纳新能源。
超前应对海上风电及其他新型能源快速发展、容量快增后的调峰和消纳问题。实施多能互补协同发展。最大程度利用各类资源进行调峰互补，依托火电调峰的基础托底保障，深入推动多能互补协调控制技术的研究应用，分季节、分时段、分类型构建区域内一体化联调的最佳安全经济运行的调峰策略和运营模式，提升调峰能力、增加调峰容量，协同带动更多类型的清洁能源并行输出。
特别是在青海等风、光、水、火多种资源并存且较为丰富的地区，首选多能互补调峰；在新疆、甘肃等区域加快外送通道建设，将富裕发电负荷向经济发达地区输送。
解决方案四：储能成为提升系统灵活性的重要支撑
发电侧储能是解决可再生消纳的必要补充手段。解决高比例可再生间歇性和波动性给系统稳定运行带来的问题，除了大电网提供的调峰能力外，储能亦可以替代大电网解决一定问题。
在欧美国家，储能作为功率型应用在电力批发市场，因其反应速度快、精度高，可以在系统调节里发挥作用；储能作为能量型应用主要在电网末端，原因是这些国家的电网收费由输电价、配电价和接入费三部分构成，接入主网的费用需要由用户来买单对，于用户而言，在需求小幅增加的情况下，加装化学储能比多建一条电网线路可能更为经济。
以此为思路，在解决高比例可再生消纳问题中，具备超大容量、系统友好、经济可靠等优势特点的抽水蓄能可进入批发市场调峰与调频适用；在面对区域内大量风光而系统调峰能力不足无法保障高比例消纳（当前为95%）时，保障性电量有大电网负责解决，而少量的弃电量由发电侧按照一定比例配臵新型储能是比通过升级电网或建设特高压更经济的手段。
新能源汽车通过有序充电削峰填谷保平衡。
随着新能源汽车规模迅速增加，发展电动车服务将成构建新型电力系统调峰的重要突破口。电动汽车通过“充电网+智能充电桩”预约充电调度实现有序充电，在不增加电网改造增容情况下，电动汽车通过低谷有序充电进行需求侧响应，提高电网资产利 用率。
据中国电动充电基础设施促进联盟最新数据显示，截至2021年5月，全国充电基础设施累计数量为187万台，各省份充电站保有量6.5万座，换电站保有量644座，意味着未来几年发展空间巨大。
根据国网电动汽车服务有限公司测算，到2025年，按照规划中国新能源车保有量将超过2500万辆，新能源汽车的年电能替代量将达到1000亿千瓦时。为有效保障新能源车产业的快速发展，预计未来 5 年中国需要建设充电站13万座、充电桩1400万根。
解决方案五：建立适应新型电力系统的电力市场化机制
完善电力市场机制体制，还原电力商品属性。
妥善解决电价交叉补贴问题，逐步减少与电力无关的政府性基金及附加，避免频繁使用行政性降电价政策措施，使电价管理体制机制回归到制度化、规范化、市场化的正常轨道上来；加快构建职责明确、界面清晰、衔接顺畅的电价监管体系，建立健全市场交易和价格信息公开机制。
并研究适应新能源、分布式发电、储能、电动汽车等新型电力市场主体灵活参与、成本合理回报的电力市场机制，积极推动现货市场的建设，推动用电成本向下游用户传导。
健全辅助服务价格和补偿机制，促进可再生能源消纳。
同步推进电力现货市场与辅助服务市场建设。建设市场化价格发现机制，调动市场主体参与辅助服务积极性；按照“谁使用谁分摊”原则，推动辅助服务费用向电力市场用户传导，形成合理的辅助服务费用传导路径；支持电力用户通过可中断负荷、峰谷负荷需求响应、分散式用户储能等措施参与辅助服务市场，促进电力系统灵活调节资源更大范围的优化配置。
完善输配电价定价机制，提升电网运营主动性。
为解决降价降费政策造成电网企业经营困难、资本金筹措难的问题，提高电网企业盈利能力，因进一步提升输配电价监管独立性和科学性，科学合理核定输配电价，保障电网发展经营能力，维持电网可持续发展和国家重大战略落实。
能源互联网建设利好电网设备。
双碳目标下，新型电力系统推动电网向能源互联网升级，展望“十四五”电网建设投资，总体规模会随着可再生比例不断增加而逐步加大，可再生能源的分散式特性不断强化升级配网、计算机与通信设施占比扩大，特高压建设、配电网升级利好国电南瑞、中国西电、许继电气、思源电气，计算机、通信等二次设备投资比例增加利好国网信通、梦网荣信、四方股份（国金电新组、通信组、计算机组等覆盖）。
支撑可再生能源消纳的储能行业。
储能政策明确发电侧承担保障小时外消纳任务，明确发电侧配臵储能的要求，开创新型储能在电力系统中能量型应用的场景，打开千亿级储能市场。
储能逆变器、电池、系统集成相关公司：阳光电源、宁德时代、南都电源（国金电新组覆盖）。
支撑可再生能源消纳的储能行业。
新能源汽车的高速发展，促进汽车电池通过智能充电桩的有序充电，参与电网削峰填谷。充电桩行业布局扩大利好智能充电桩生产厂家特锐德、国电南自（国金电新组覆盖）。
市场推动价格传导稳定发电商收益。
中长期，随着经济结构不断转换，企业能源成本占比下降为涨电价创造一定空间，碳中和导致的高煤电成本带动发电侧电价上涨，具备清洁能源、调峰能力与低成本属性的水电盈利能力有望增强。
行业公司：市场化占比高、价格上升期的华能水电，长江电力。
电力市场化推进不达预期，配套价格政策不达预期，计算机等新动能发展制约产业升级，风光发电受电网灵活性与价格制约消纳不达预期。
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报告原名：《电力、煤气及水等公用事业行业研究：新型电力系统的万亿产业机遇（一）：系统画像》
作者、分析师：国金证券 牛波
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