上次，我们讲到了生产零碳电力的途径，我们回顾一下十四五大型清洁能源基地的布局图
可以看出，清洁能源基地大多数分布在西北部，生产完零碳电力，
要到消费端，还需要电力系统的支撑，
因此，今天我们研究新型电力系统。
要配合新能源的发展，电网的改革路径如下：
从电源端到消费端，存在以下问题：
1.电力传输总量提升
2.发电与用电不匹配
3.电力稳定性下降
4.电网安全性下降
针对以上问题，有三大改革路径：主网、配网、储能
下面，我们一条一条来说。
解决问题：远距离传输电力
解决方法：特高压
特高压成本包括：基建、铁塔和线路技术门槛较低，竞争格局分散，站内设备技术门槛高，呈现寡头垄断格局。
现状：
根据彭博新能源财经数据，2019年我国特高压直流利用率为61%，特高压交流利用率33%；
2020年底，国家电网跨省跨区输电能力230GW，南网西电东送能力超过58GW；
裁至目前，我国已累计投运13交18直特高压（国网13交14直，南网4直）。
十四五规划：
十四五期间新建7个西北、西南能源基地特高压直流外送工程，总输电容量56GW；
其中西北3个，总输送容量24GW，长度4700km，投资750亿元；西南4个，总输送容量32GW；
根据前瞻产业研究院预测，十四五期间将核准开工10交10直线路（目前已公布 10条），按照直流/交流线路投资额每条200亿元/100亿元推算十四五期间特高压总投资将达3000亿元。
2025年国网经营区跨省跨区输电能力将达到300GW（包括部分特高压交流和超高压线路)；
特高压直流需要配套特高压交流，国网规划十四五期间完善特高压交流主网架和区域环网，目前已确定5条特高压交流，预计后续会有更多线路纳入规划；
跨国：
截至2020年底，我国已与周边7个国家实现电力联网，但输送容量较小。
国网研究院预测2025年我国计划建成跨国直流工程9回，输电容量约28GW。；
2035年跨国电力流将增至81.5GW。
现状：
配网设备种类庞杂，分为一次和二次设备。传统配网行业集中度低，产品同质化严重，市场竞争激烈。以价值量大的变压器、电缆、断路器为例，细分市场CR10尚不足10%。随着电力物联网信息化、智能化发展，配网大量的新增需求主要集中在新能源、智能电网、电动车等领域，对产品性能质量尤其是稳定性的要求日益增强，高端产品占比有望提升。根据中商情报网统计，2020年国内低压电器市场规模达862亿元，其中高端产品仅占比20%。
十四五规划：
配网方面，主要集中在电网智能化、电气化，集中度不高，需要进一步竞争形成成熟市场。
储能的价值
储能的技术路线：顾名思义，能储存能量的方式都算储能。
现状：
2020年，抽水储能占比91%，远大于其他方式，由于抽水储能需要合理的地理环境（有山有水），
因此，并不是所有的地方都能适用，需要更方便、更安全、更好的储能技术。
中关村储能产业技术联盟副秘书长/研究总监岳芬对2021年储能市场进行了全面总结：
中国新型储能新增投运2.4GW/4.9GWh，累计5.73GW；
从国内新增新型储能应用分布来看，电源侧占比41%，电网侧35%，用户侧24%；
从新型储能规划在建项目情况来看，以2021年为起点中国储能市场进入真正意义上的规模化发展：
2021年规划、在建、投运的865个总计26.3GW储能项目中，投运的百兆瓦项目仅7个，但规划在建的百兆瓦超过70个；
百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件；
另外，更多技术路线也在走向百兆瓦的应用之路，包括首个百兆瓦压缩空气储能项目并网调试运行，百兆瓦液流电池项目在建中。
在创新商业模式和政策的激励下，岳芬认为未来5年国内的新型储能仍然会保持高速的增长，在保守场景下预计2026年新型储能装机将会达到48.5GW，年复合增长率达到53%，在理想场景下总装机达到79.5GW，复合增长率会达到69%。
《储能产业研究白皮书2022》数据显示，2021 年我国规划、在建新型储能项目规模23.8GW/47.8GWh，新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW/4.9GWh，同比增长54%；
新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行，后者在2021年新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。
十四五规划：截止至2022年5月
储能在新型电力系统中，尚处于刚起步阶段，是解决电力问题的一大抓手，
许多省份已经在加快布局，主要是锂离子电池和压缩空气两种方式。
总结：
新型电力系统中：
电网主要靠特高压远距离传输，
配网主要是电网智能化、电气化为主，
新型储能主要是锂电池和压缩空气两种方式。
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