一、新型电力系统的典型两化特征
1.1 供给侧的清洁能源化、需求侧的打开CPEM了解更多电气化趋势会加速
2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效率，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体系。
清洁能源生产主要表现在非化石能源的大规模开发利用和化石能源的清洁利用。我国能源结构长期以煤炭为主，实现清洁低碳转型的任务尤为艰巨。电力行业采取了许多措施，通过改进燃煤机组、发展非化石能源和增加清洁能源发电来降低供电煤耗。随着我国新型风力和太阳能发电设备容量和发电量的大幅增加，2020年我国单位发电量二氧化碳排放量将比2011年下降27.3%。2019年中国非化石能源消费占比15.3%，提前一年完成“十三五”规划确定的15%目标。未来30年能源清洁化速度将加快，最终将进入非化石能源时代。
能源消费的电气化主要表现在电能在终端能源消费中的比重大幅增加。作为清洁高效的终端能源载体，电能消费占终端消费的比重每提高1%，能源强度可降低3.7%。因此，加快终端能源消费领域的电气化进程，是帮助二氧化碳排放见顶和碳中和的重要途径。要实现双碳目标，2060年我国电能消费比重必须达到70%以上。目前，我国终端能源消费电气化的形势逐渐明朗。截至2021年7月，中国全社会用电量同比增长16.6%。2020年，电能在我国终端能源消费中的比重将继续上升至27.0%。但我国在工业、建筑采暖、交通运输等能耗领域仍存在高能耗、大排放的问题，电气化水平仍有很大提升空间。
1.2电网运行管理面临机遇和挑战
这两者将给电网带来巨大的长期挑战。加快发展以电气化和清洁能源为主要特征的新型电力系统。在供给侧，近年来我国光伏、风电、核电、水电、生物质能等新能源装机占比超过40%，发电量占比超过33%；在目前清洁能源装机强度有一定增长的情况下，到2030年将实现70%的装机容量和近60%的发电量。需求方面，目前电力占终端能源消费比重约为26%，预计2030-2035年增长近10%，非化石能源占一次能源比重约为15%，预计2030-2035年增长至32%以上。
供给侧清洁能源和需求侧电气化的特征是过去20年全球电力乃至能源系统的主要特征，未来几十年可能会进一步强化，大多数行业参与者对此表示认同。但是，电网如何适应新的电力系统存在很大的差异，特殊改造是两次改造的趋势，这对现有电网的物理结构和管理模式提出了巨大而长期的挑战。
在这种趋势下，风电、光伏等随机波动的电源取代火电等确定性可控电源，给电网调控和灵活运行带来挑战。然而，基于新能源和高比例电力电子设备的大规模应用，将使电力系统的运行特性、安全控制和生产方式发生根本性变化。
1.挑战:新能源消费——灵活分配储能，推动新能源消费的解决。风、光等可再生能源的发电原理、控制方式和运行特性不同于传统电源，储能可以解决新能源消纳和电网稳定性提升的迫切需要。目前抽水蓄能是主要储能方式，电化学等其他储能方式仍需推进市场化进程。电网运行侧需要解决集中式或分散式储能配置、形式组合、运行控制等问题。
2.挑战:系统稳定性——调整电网控制方案，维护系统安全稳定。新电力系统具有发电和用电自由度高的特点。以前电网控制中采用的源随负荷移动的策略，由于电源本身的随机性，已经不再适用。在新的源网互动模式下，电网一、二次系统的控制和保护应做出相应调整，在发电量和负荷预测、源、负荷和储电协调运行、主动需求响应、虚拟电厂控制等技术领域取得进一步突破。
3.挑战:智能联网——进一步提升电网智能化。电网规模的不断扩大和自动化程度的大幅提高，对电网的响应处理能力提出了更高的要求。能源和动力配置模式将从部分感知、单向控制和规划向高感知、双向互动、智能高效转变。新的电力系统将实现与现代数字技术的深度融合，不仅需要底层监控和通信设备的同步更新，还需要电网后台控制和调度软件的智能化改造。
4.挑战:基础技术攻关——突破底层材料、装备制造、工程应用等技术难点。新电力系统的建设涉及多学科、多领域的深度合作。目前需要攻克或优化的核心技术包括新型绝缘材料、SiC等宽带隙电力电子器件、电化学储能、氢能储能、高效低成本发电、综合能源系统等。
挑战:电力市场机制-完善电力市场和引导机制。新电力系统的建设有赖于高效、市场化的电力管理方案，这需要形成科学合理的电价机制和经济政策。例如，中国继续以补贴的形式引导风能和太阳能的安装，现在已经进入平价阶段。目前如何在储能配置指导、应用终端以电代煤、以电代油、以电代气等领域完善现有电价机制。，以及配套适当的经济政策仍是需要不断探讨和解决的方向。
当前，我国能源电力体制正面临新一轮深刻变革，从软硬件技术到市场体系都有全方位的挑战。同时，变化也孕育了更多新的空间和机会。能够把握电网演进趋势、产品技术领先并持续迭代的企业，将有望在新电力体系建设过程中重回长久以来的成长轨道。
第二，电力系统需要加强投资。
2.1随着用电量和电费的增加，电力系统的投资预计会增加。
总的来说，电力投资保持稳定并在上升。在我国电力投资模式下，电价、用电量和调节方式是决定投资容量的三个主要变量。成本加成模式能够将投资成本转嫁给消费者。未来调控模式不会有大的变化，主要周期还是电价周期。
近年来，电网投资强度有所减弱。由于电力系统长期超前建设，电力系统资产冗余较大，特别是在2014-2015年经济下行过程中，电力系统资产利用率低的现象尤为明显。因此，2016年后，国家电网公司缩减电网投资规模，2020年电网投资缩减至4699亿元。
社会用电量总量增加，电价逐步回归商品属性，电力系统投资强度有望加大。全社会用电量增速一般是GDP增速的两倍。随着国内GDP的持续增长，预计未来国内用电量将稳步增长。与此同时，近期各级政府部门发布的文件释放出电价逐步回归商业化的信号。8月31日，广东省发改委发文，将丰平谷价格由目前的1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。峰谷电价比上述峰谷分时电价的峰谷电价高25%。近日，上海市经信委也发布了进一步完善标杆电价+浮动电价市场的价格形成机制。社会消费增长和电价商业化趋势逐步确立，有望提升电网收入和盈利能力，电网加大资本支出力度以配合新电力体系建设将有更强支撑。
2.2输电、配电和用电方面的电力设施可能面临缺口。
随着电气化水平的提高，用电的地方会越来越多，需要增加投资来满足终端用电需求:
思路:根据居民用电负荷标准，单户用电负荷为6-10kW，对应电表电流值小于60A。理论上，随着家用电器(洗碗机、洗衣机、烘干机、电烤箱、地暖等)越来越多。)，户籍标准也需要相应提高。
2:电动汽车普及后，充电桩设施影响很大。假设有5000万辆电动汽车库存，平均晚上8-10点充电20%，可能带来5亿千瓦的短期用电负荷。2020年底，全国发电装机22亿千瓦，充电电源结构占比超过1/5。虽然从时间维度来看，电动汽车的总需求占比有限，但对充电设施的要求很高，尤其是峰值功率可能会占很大比重。
供给侧清洁能源和需求侧电气化的趋势对电网提出了更大的挑战。在现有技术体系下，新型电力系统建设仍需不断加大投资以支持新能源的接入和消纳，如发展柔性DC风电、建设UHV输电通道、配置抽水蓄能、电化学储能等多元化储能设施等。此外，在新的电力系统中，电力电子器件的高普及率造成谐波影响，这也要求进一步改善电能质量控制。
第三，UHV仍有发展需求和一定空间。
3.1 UHV将合作解决输电和用电问题以及电网的优化配置问题。
增加新能源的比例需要UHV解决大规模和长距离的能源传输。电源侧新能源的替代导致电源与电力系统负荷时空维度存在一定程度的不匹配。时间上的供需不平衡主要通过各种储能来解决，空间分布上的调度需要通过大规模、长距离的输电走廊来实现。中国的风电、光伏、水电等新能源都远离负荷中心。此前，由于输出通道匹配滞后，当地吸纳能力有限，部分项目已弃电。考虑到北方和西北的大规模风电、西部和北方的超大规模光伏电站在未来将保持较快的发展速度，新能源输电问题仍然是一个需要关闭和解决的问题。随着供电侧结构转型，将推进西电东送，主要满足水电、煤电大容量远距离外送，逐步转变为水电、风电、光伏、火电捆绑外送并重的模式。
高压互联，充分发挥大电网优化资源配置的功能。大电网在系统稳定性和调度裕度方面更具优势，可以实现更大范围内的电力资源优化配置。上世纪国内电网处于分区域独立运行的状态，随后通过一批超高压和UHV工程相继实现了东北、华北、华中电网区域互联。未来，柔性DC在控制灵活性上更具优势，将在电网异步互联中发挥重要作用，区域电网间的连接将更加灵活和紧密。
3.2 UHV将是电网建设的重点之一。
2020年，中国22条UHV线将输送5318亿千瓦时电力，其中可再生能源2441亿千瓦时，同比增长3.8%，占比45.9%。国家电网运营的18条UHV线输送电量4559亿千瓦时，其中可再生能源发电1682亿千瓦时，占输送电量的37%；中国南方电网运营的四条UHV线传输759亿千瓦时的电力，全部是可再生能源。
UHV将是电网建设的重点地区。2021年3月，国家电网发布《二氧化碳排放峰值和碳中和行动计划》，提出加强清洁能源跨区域输送。“十四五”期间，将建设7条UHV DC线路，新增输电能力5600万千瓦。2025年，国家电网跨省输送能力将达到3亿千瓦，占清洁能源输送总量的50%。2021年4月，能源局发布的《2021年能源工作指导意见》也提出，提高输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力比重。加快建设陕北至湖北、亚中至江西UHV DC输电通道，加快白鹤滩至江苏、闽粤联网等重点工程建设，推进白鹤滩至浙江UHV DC工程前期工作。进一步完善电网主网架布局和结构，增强省际电力互助能力。
四。配电设施需要不断扩大和升级。
4.1配电和电网设施需要持续投资和建设。
配电网通常指35kV及以下的电压等级。它从输电网和区域电厂取电，按电压在本地分配或逐级分配给各类电力用户，起着连接电网和终端负荷的作用。近年来，城乡居民用电量整体增速快于全社会，2020年达到6.8%，同期达到3.1%。城乡居民用电量的高增长带动了配电网建设的需求。在新的电力系统建设过程中，终端电气化比例将会增加，额定负荷容量和峰值功率将会继续上升，配电网的作用将从单向被动配电向兼顾发电和优化功能转变。随着信息化、智能化的趋势，对配电网设备的需求将进一步被激发。
4.2 GIS和中高压配电设施将继续发展。
随着配电系统容量的扩大和复杂性的提高，GIS在配电网中有着广阔的应用前景。配电网本身的结构特点是网络复杂、分布分散、设备类型多样、边界交叉。随着配电网容量的不断扩大和自动化、智能化程度的提高，系统的复杂性进一步增强，管理、控制和优化的难度也随之增加。地理信息系统(GIS)在计算机软硬件的支持下，采集、存储、管理和分析所在位置的相关数据，发挥电力设备信息数据源的作用，支持配电自动化系统和调度系统的高效运行，实现故障时的快速故障定位和隔离。同时，基于网络结构和运行信息的背景分析，为配电网提供调度优化支持，在配电网建设过程中将大有可为。
二次网络融合和数字智能化趋势带来市场增量。2016年，国家电网提出配电设备一次二次一体化技术方案，通过一次二次一体化解决了设备匹配、兼容等协调问题，提高了安装、运行、维护的可靠性和便捷性。此后，《配电网10kV、20kV交流传感器技术条件》、《12kV智能配电柱上开关通用技术条件》等相关标准陆续跟进。2019年，国家电网采购的一次和二次熔断断路器达到8万多台，份额超过传统极柱开关。浙江、福建累计应用规模超过1万套，山东、陕西、湖北等多个省网也进步神速。二次集成的难点在于智能化，也就是技术突破或者更依赖二次集成。对于第一次和第二次制造商来说，他们将受益于智能开关结构替换的增长过程。同时，一次设备整合后，单台价值有望放大。
动词 （verb的缩写）低压电器是电气化发展的长期受益者。
5.1低压电器是新电力系统的长期受益者。
低压电器应用广泛，是未来电力系统的终端。低压电器是在额定交流电压1000伏以下或额定DC电压1500伏以下的电气回路中，根据外部信号和要求，可以手动或自动接通或断开，以实现电路或非电气对象的配电、电路接通、电路切换、电路保护、控制和显示的各种电气元件和部件。低压电器是电力系统不可替代的终端。在发电、输电、配电、用电等经典领域，用户需要通过低压电器获取电力，低压电器是不可旁路的终端终端。随着用电量的不断增长，需要增加和扩大电能的分配系统。而高压电力系统涉及到电网发展模式(集中发电还是分布式发电，电网还是储能)变化的影响。而低压电器不受这些技术变革的颠覆和影响，确定性更高。
电力终端的能源消耗比例将继续增加，越来越多的低压电器将被使用。目前，我国电力约占终端能耗的26%。预计未来终端电气化率将在2035年和2050年分别提升至40%和50%。从全球终端能源消费发展趋势来看，1980-2020年电力在终端能源消费中的比重持续增加，预计未来20-30年全球将达到40-50%。
在新的电力系统中，低压电器的使用更加密集。分布式发电和储能接入配电网侧，使得实际配电网潮流由原来的单流入电力负荷变为双向潮流。配电网的作用不仅仅是被动面对用电，还肩负着一定比例的主动发电和调节功能，这意味着整个低压配电网的电力通道被变相拉长，形成了更丰富的低压电器应用场景需求。
1)分布式光伏通过配电网接入:光伏并网电压等级是指装机容量，是在判断初期投资、运行损耗等因素后确定的。通常千瓦级电站以0.4千伏并网，若干兆瓦级电站以10kV电压等级并网。而大型集中式电站通常是升压到35kV后并网，逆变到110kV后并网。分布式光伏组件产生的电能经逆变后通过低压配电网并网，交流侧和DC侧大量使用塑壳、微断、熔断器等低压电器，形成了低压电器的增量应用空间。
2)支持负载储能还需要增加开关设备的消耗:同样，储能配置在负载侧的小功率场景，通常DC侧电压范围在1.5kV以下，并网节点电压大多在1kV以下。交流侧和DC侧都需要低压电气设备，如保险丝、断路器和电涌保护器。
3)分布式和储能也将推动智能电表的需求。现行分布式光伏发电项目实行发电量、上网电量、离网电量独立结算的原则。上网电量和离网电量按照国家规定的上网电价和销售电价计算。
接入互联网的自用有余电的分布式光伏项目和储能项目，需要双向计量的智能电表。全网模式下用户负荷与电网之间只需一只电能表即可计量光伏系统的总发电量；但在自发自用、剩余电量并网的模式下，光伏发电无法被所有用户消纳，剩余电能需要输送到电网，这就需要电能表对实时发电量、上网电量和离网电量进行计量。此前使用两个单向电表，一个电表用于测量用户输入电网的电能，另一个电表用于测量用户在电网中使用的电能。缺点是成本高，施工维护困难，不利于推广；功率和电能双向测量的智能电表，解决了老式分布式光伏发电双向测量的痛点。
5.2分布式和储能产业的快速发展将有效带动低压电器的需求。
全县推进激活分布式光伏市场。分布式光伏靠近负荷终端，应用灵活，但规模小，场景分散，项目推进过程涉及投资方、建筑业主、电网企业等多个环节，导致建设运营阶段存在不确定性。截至2020年底，国内光伏累计装机容量253GW，其中分布式光伏78.3GW，占比31%。集中式光伏仍是国内项目的主流。
6月，能源局下发《关于报送全县屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》。整县推进模式的核心变量在于地方政府和国有央企的引入。当地政府充分发挥主场优势，发挥分散屋顶资源的协调整合作用，形成了数百兆瓦的大规模全县市场。参与主体转变为国家电力投资公司、国家能源集团、国家电网等企业，资金实力更强，融资成本低，渠道多样灵活，收益率要求更宽松，将极大优化分布式市场环境。此外，在明确的政策引导下，产业链以屋顶为主要应用场景布局，形成丰富的可选方案和保障机制，为项目盈利端提供优化空间，推动分布式光伏建设热潮。
在政策成本的推动下，用户侧储能市场有望进入实质性产业化阶段。7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善峰谷电价机制。最大系统峰谷差率超过40%的地区，峰谷差价不应小于4:1；其他地方不低于3:1。同时，在峰谷电价基础上实行峰谷电价机制。高峰时段按照最大负荷95%以上的时段合理确定，电价与高峰时段相比浮动幅度不低于20%。峰谷价差的进一步拉大，意味着储能的套利效应提高，尤其是峰谷电价仍比峰谷电价高出至少20%，进一步放大了储能的优势。
电价调整后，用户侧的电力收入将大大增加，预计会增加。根据《通知》，本次电价机制调整的基本原则是保持电网企业销售电价总体水平基本稳定。参考此前部分地区峰谷电价水平，简单假设平均峰谷电价不变，但峰谷比由之前的2.5-3:1提高到4:1，峰谷差价由之前的0.6-0.9元/千瓦时提高到0.8-1.1元/千瓦时，提高幅度约为20-30%。调整后的峰谷电价差基本会使储能电量收益在电力成本线以上。
不及物动词电力电子比重不断增加，电能质量管理需求得到体现。
6.1在工业化和产业化的趋势下，电力电子器件的比重大大增加。
电力的应用改变了电网相对粗放的控制方式，深刻影响了电力系统的发展方向。第一代电力电子器件以晶闸管为代表，是一种半控器件。到了70年代，GTO、MOSFET等全控器件诞生，实现了控制维度和开关频率的代际优化。80年代，绝缘栅双极晶体管IGBT兼顾了驱动功率低、开关速度快、通态电压低、载流能力大等优点，成为现代电力电子技术的关键器件。
新电力系统的建设过程是电力电子器件应用比例迅速增加的过程。在新的电力系统中，可再生能源并网发电、交流-DC网络的电能传输和柔性互联、配电侧的交流-DC变换和电能双向流动、电网稳定所需的储能和无功补偿都是通过电力电子装置实现的。与此同时，电力电子器件已经广泛应用于电力侧的各种驱动和控制装置中。比如在交通领域，电动汽车功率转换、电机调速、充放电控制、电力机车整流器等。、家用电器中的空调、电脑、电视、音响设备，工业领域中的伺服控制、备用电源等，都是电力电子器件的重要应用场景。特别是随着电力自动化和智能化的提高，电力电子的应用范围越来越广。
6.2电能质量相关设备有较大的应用空间。
高比例的电力电子带来更多的电能质量问题:电力电子器件运行过程中产生的谐波和无功功率率对电能质量、功率因数和电网稳定性产生不利影响；
1)谐波污染:在电力变换过程中，电力电子器件(晶闸管、IGBT等。)通过多电平和PWM调制完成交流/DC转换。从交流侧看，除了标准的50Hz工频正弦波分量外，同时还有其他频率的谐波分量。谐波成分造成损耗，降低设备的转换效率。同时，波形畸变和局部谐波放大可能引起过电压、过电流等现象，影响一次设备的工作状态，造成二次设备误动作。
2)无功功率:整流器、相控电路等电力电子器件的电流相位滞后于运行时的电压，消耗无功功率。但无功功率的增加导致电流和供电设备的视在功率增加，损耗变大，效率受到影响，无功功率的波动也增加了电压波动的风险。
谐波控制主要通过滤波来实现。根据工作原理，滤波器可分为无源滤波器和有源滤波器:
1)如果无源滤波器并联提供低阻抗通道来达到滤波效果，则滤波特性由系统和滤波器选定的阻抗比决定，滤波能力有限，受参数设置影响较大；
2)有源电力滤波器(APF)借助电流互感器实时检测负载电流，计算并求解谐波分量，通过内部逆变电路产生谐波幅值相同、符号相反的补偿电流，注入电网实现谐波滤波。APF不受系统阻抗的影响，具有自适应跟踪补偿能力，滤波性能更好。
SVG可以实现无功补偿。具体来说，SVG通过电抗或直接并联将自换向桥电路连接到电网。通过调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值或控制交流侧的电流，可以发射或吸收无功功率，提高系统的输电效率。此外，电能质量控制方案可以根据应用场景灵活配置，UPS电源、调压器(AVC)和配套LC器件等其他设备都是实现电能质量优化的设备部件。
七。风险警告
1)电力投资强度低于预期；
2)工业化、产业化进度低于预期；
3)UHV等项目建设进度不及预期；
4)市场竞争加剧，原材料上涨影响企业盈利。
