源、荷超速发展，配电网或将迎来新机遇。
中国成为世界可再生能源强国，发展速度显著超越最初规划目标。2023 年全球可再生能 源新增装机增长近 50%，成为近 20 年以来最快的增长率，其中中国的可再生能源发电 量展现了显著的增长势头。2024 年上半年，中国可再生能源发电量达到 1.56 万亿千瓦 时，同比增长 22%，约占全部发电量 35.1%，其中风电太阳能占全部发电量 20%，同 比增长 23.5%。根据 IEA 数据，预计到 2028 年，中国的可再生能源发电量将占据全球 近 60%的高比例。根据联合国气候雄心发布会情况，中国计划到 2030 年风电和太阳能 发电总装机容量达到 12 亿千瓦，随着 2023 年新增装机达到 293GW，中国在 2023 年底 便实现了 1050GW 的累计装机量，预示着 2030 年的目标有望在 2024 年提前实现。 风光连续多年位居全球首位，发电合计规模突破 10 亿大关。我国风电装机连续 14 年位 居全球首位，光伏装机连续 10 年位居全球第一，根据国家能源局统计数据，2023 年全 国新增并网风电装机容量 7566 万千瓦，同比增长 95.96%；新增光伏发电装机容量 2.16 亿千瓦，同比增长 145%，风电、光伏发电的新增装机占新能源发电装机总容量的比例 超过 78%，成为新能源发电绝对主体，全国并网风电和光伏发电合计规模由 2022 年底 的 7.6 亿千瓦，增长至 2023 年突破 10 亿千瓦大关，达到 10.5 亿千瓦，同比增长 38.6%， 占总装机容量比重 36%。
多个风光项目核准开工，进一步推动大型风电光伏基地建成并网。2023 年，国内的沙漠、 戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地建设进度加快，第一批已经建成并网超 4500 万千 瓦，第二批、第三批已经核准超过 5000 万千瓦，正在陆续开工建设。风光基地通常建 设在西北沙漠等空间大的区域，通过规模效应可以将成本做到最低，但主要问题是距离 用电市场遥远，只有并网才能送出，如果长期不推动建设并网，反而对于风光发展是利 空，所以在建设风光基地的同时，并网是需要考虑的重要问题。
国内电力消费迅速攀升，新兴产业用电量保持增长势头。我国现代化进程持续推进，传 统产业转型升级高速发展，新兴产业不断涌现，加大相关行业用电需求，如根据中国电 力企业联合会统计，2023 年在第二产业中，高技术及装备制造业用电量同比增长 11.3%， 超过制造业整体增长水平 3.9 pct。 同时，随着农村电力应用的普及以及新能源车数量 持续增长，社会用电量持续高增。2023 年我国全社会用电量达到 9.22 万亿千瓦时，同 比增加 5869 亿千瓦时，增速约 6.7%，2020-2023 年 CAGR 达到 7.1%，根据 IEA 预测 数据，预计 2024-2026 年每年以 5%的速度增长，三年内将增加约 1400TWh 的电力需 求，相当于欧洲当前的年用电量一半以上。2023 年人均用电量达到 6539 千瓦时，创历 史新高；2024 年 1-6 月我国社会用电量达到 4.66 万亿千瓦时，同比增长约 8.12%，持 续快速增长。 用电负荷保持高增速，电网建设需求明确。今年入夏以来，全国多地出现持续性高温天 气，最大电力负荷快速攀升，多次刷新历史最高纪录。根据国家能源局表示，2024 年 7 月 24 日，全国最大电力负荷达 14.51 亿千瓦，为历史新高，相比于 2023 年最大负荷 13.39 亿千瓦时超约 1 亿千瓦。用电负荷增速超过用电量增速，对于电网系统的用电高峰承载 能力提出更高要求。用电需求和用电负荷的持续高速增长将助推增量电网建设。
上游装机热度不减，下游消纳问题显现。早在 2015 年三北地区就因消纳能力落后而出 现严重的“弃风弃光”现象，随后特高压迎来建设高峰，八条跨省特高压线路及时缓解 此电力传输痛点。根据国家能源局数据，2023 年全国风电利用率 97.3%，光伏发电利用 率 98%。但随着新能源装机的快速增长，一、二批国家大型风电光伏基地的相继建成并 网，以及第三批国家大型风电光伏基地项目的陆续开工建设，国内消纳方面迎来新的挑 战。 电网难以承受过量新能源建设，市场化新能源面临较大风险。根据国家能源局数据，2023 年风光发电量占比全社会用电量已经触发了可再生能源占比超 15%的临界值。同时，根 据全国新能源消纳监测预警中心公布数据，2024 年 2 月中国风电和太阳能的利用率分别 骤降至 93.7%和 93.4%，跌破了 95%的消纳红线，青海和甘肃的风光利用率甚至降至 90%，明显反映出电网已经难以承受过量的新能源。从电价方面看，风光现货电价在 2024 年 2 月以来大幅下跌，如 2024 年 3 月山东省的光伏平均结算电价仅为 61.19 元/MWh， 市场化新能源机组面临亏损风险。
我国用电结构整体呈现东多西少的局面且能源分布不均。80%以上的能源资源分布在地 广人稀和资源丰富的西北部地区，而 70%以上的电力消费集中在东部和中部。基于独特 的用电需求与能源分布的地域错位，我国需要通过大规模的“西电东送”工程和跨区域 电力调度来满足东部地区的电力需求，进一步加剧电网建设和能源传输的压力。
目前我国电网主要面临三大挑战： （1）输电网：东部地区用电量大，需要进一步吸收外来电源缓解供需矛盾。我国东部 地区经济和工业活动密集，供电需求远超本地发电能力，需要进一步吸纳外来电源来缓 解其供需矛盾，推动输电网尤其是跨区域的电力传输的发展。特高压技术以高效可靠经 济的方式实现区域大电网互联，国家电网规划“十四五”期间建设“24 交 14 直”共计 38 条/段特高压输电线路，随着风光大基地项目审批陆续落地，预计我国未来对特高压 走廊的需求将更加迫切。 2024 年以来，阿坝-成都东 1000kV 交流和陕北-安徽±800kV 直流分别于 1 月 11 日和 3 月 15 日开工，预计未来两年将迎来建设密集期。但当前电力系统调节灵活性欠缺，远 距离大容量跨区直流输电受端换相失败、输电通道利用不均衡、调峰能力不足等问题凸 显，未来需积极研发与应用先进电网技术，不断提高电网运行灵活性和调节能力以适应 更高比例新能源接入，尤其是在大量跨域特高压输电工程建设后，后期的统筹调度更重 要。
（2）我国电源发展速度与电网建设速度不配套。目前我国弃风弃光电的现象较为严重， 发电并没有被合理消化。具体来说，碳中和的背景下我国风光装机高速增长，电源侧投 资的高增长有目共睹，但过去两年电源侧和电网侧的建设进度不同步，2022 年、2023 年电源侧投资完成额分别同比增长 22.8%和 30.1%，但是电网侧投资完成额仅增长 2.0% 和 5.4%，其增速远低于电源侧投资。增速存在差异的主要原因是电网基础设施新建通 常由国家规划驱动，需要 3-5 年的时间，而可再生能源项目主要由市场驱动，整个周期 仅需要 1-2 年，导致电网侧相关建设进度会远远滞后于电源侧，所以需要将输配电网项 目的规划和执行与长期能源项目的规划过程进行协调和整合。
（3）配电网：由负荷侧流向电源侧的电量快速增长，对于现有设备、调控和服务逻辑 的影响非常大。2021 年以来，在政策鼓励和光伏组件成本持续下降的大背景下，中国分 布式光伏快速发展，改变了配电网的原有形态，当分布式能源过量时，即局部地区“源 荷”发展不平衡时，可能引起配电网变压器、低压线路反向过载，甚至导致中压线路以 及更高电压等级电网反向重过载。此外，充电桩的大量接入也为配电网带来一定压力， 主要系充电负荷具有间歇且跃变的特点，若大量充电桩集中充电，将会出现负荷突增或 骤降，充电负荷接入比例较大的区域也偶发重过载问题。 根据国家能源局数据，2021 年我国分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏，截至 2023 年底我国分布式光伏累计并网容量达 25443.8 万千瓦，全年新增装机 9629 万千瓦时。 根据工业和信息化部数据，截至 2023 年底，我国充电基础设施累计达 859.6 万台，同 比增长 65%。基于分布式能源以及充电桩数量的飞速增长，我国迫切需要加快配电网的 发展，通过提升本地化的电力消纳能力以及智能化管理，使更多的可再生能源可以高效 接入并使用，提升整体能源利用率。
5.1 国内电网投资增长率回正，配电网重要性与日俱增
电网发展重心由输电网转移到配电网，电网发展战略与时俱进。回顾过往情况，在历经 从“重电源、轻电网”到“重输电，轻配电”的发展阶段后，自“十三五”时期开始， 配电网的重要性与日俱增。2023 年国家能源局组织颁布《新型电力系统发展蓝皮书》提 出，“大电源、大电网”与“分布式”兼容并举，多种电网形式并存。一方面持续完善特 高压和各级电网主网架，提升大电网对新能源大规模开发、大范围消纳的支撑能力是电 网发展的重要方向；另一方面，分布式新业态不断涌现，要求配电网改变原有形态结构， 提高承载能力。 电网投资金额增长态势回暖，两网投资有望向配电网倾斜。根据国家能源局数据，2023 年电网投资总额为 5275 亿元，创近 5 年来历史新高，整体增长态势回暖，预计 2024 年 电网投资额也将超过 5000 亿元。国家电网“十四五”规划配网投资超过 1.2 万亿，占 电网建设总投资的 60%以上；南方电网“十四五”规划将配电网建设列入工作重点，规 划投资达到 3200 亿元，几乎占总投资的一半。我国配电网建设长期滞后于输电网，两 大电网投资有望在“十四五”末期向配电网倾斜，尤其是在电网通电、可靠性、配电自 动化、配网智能化等方面亟需提高。
5.2 智能化提升管理效率及稳定性，增配电网优化电力资源配置
与美国电网相比，中国的电网建设年限较短但仍需更新和扩容。相较于美国电网，中国 的电网建设相对较新，但随着用户用电需求快速增长，社会对配电网建设的及时性、配 电网结构的完善性以及供电能力提出更高要求，但传统电网企业无法及时满足多元化的 用电需求，相关设施需要进一步更新和扩容。中国已经启动了电网升级和智能改造计划， 以应对未来的电力需求。 配电网是将电能传输给用户的最后一步，在电网中起到电能分配的作用。配电网是指从 输配电变电所或者母线开始，将高压电能通过变压器降压、分配而形成的横向电力传输 系统，通常是指电力系统中二次降压变压器低压侧直接或降压后用户供电的网络，是电 力系统中直接与用户相连并向用户分配电能的环节。
目前中国配电网总长度占比较低，配网线路长度占比将持续提升。 （1）从配电网建设里程角度分析： 从全球视角来看，根据 Rystad Energy 数据，截至 2024 年 2 月，全球电网线路总长度约 为 8600 万公里，其中输电网约 600 万公里的高压线路（超过 70KV）组成，配电网由约 800 万公里的中压（10-70KV）线路以及约 7200 万公里的低压（低于 10KV）线路组成， 预计 2030 年全球电网线路总长度将扩大到 1.04 亿公里，2050 年将达到 1.66 亿公里， 增长空间巨大。 从中国视角来看，2021 年中国配电网线路占比约 83%，IEA 预计 2030/2050 年中国电 网线路总长度将分别增长至 0.15/0.31 亿公里，其中配电网线路长度分别为 0.12/0.28 亿公里，配电网线路占比将分别提升至 83.1%/87.9%，配电网建设重要程度将大幅提升， 但相较于美国、欧洲等多个国家的配电网线路占比（高于 93%）仍较低，预计配电网的 建设将成为国内电网发展的重要推动环节。 （2）从配电网的投资额角度分析： 我国在电网投资方面与全球输配电网总投资金额的分配存在一定差异，近几年全球电网 投资总金额正在逐步偏向于配电网建设，但我国输电网投资额的增速始终高于配电网投 资额。2023 年我国电网总投资额为 5275 亿元，其中输电网投资额为 2374 亿元，配电 网投资额为 2901 亿元，近年来配电网投资增速低于输电网投资增长。 虽然近几年国内配电网发展速度略缓慢，但随着未来配电网建设长度的快速提升叠加目 前电网发展趋势对于配电网发展的迫切需求，我们预计国内将加大对于配电网建设力度， 配电网投资增速提高具有较高确定性。
基于美国电力系统目前情况，可以为中国配电网发展挖掘出两个关键方向：一是推进配 电网智能化建设，以提升电网管理的效率和稳定性；二是加快增量配电网的布局，优化 电力资源配置，满足多样化的能源需求。
5.3 加快补齐配电网短板，提升配电网智能化水平
美国电网在智能化建设方面具有先发优势。美国作为全球智能电网技术的早期推动者， 在 20 世纪末就开始大规模投资和研究智能电网技术，多数地区和电力公司早已采用先 进的计量基础设施，如许多州的智能电表普及率接近 100%。中国在智能电网建设方面 也投入巨大，但总体起步较晚，如偏远地区智能电表的覆盖率较低。总体来看，美国电 网在智能电表普及、分布式能源整合、需求响应、数据分析及网络安全等多个领域，整 体智能化水平较中国电网更高，主要体现在技术成熟度及相关基础设施的普及程度上。
从生活方面、生产方面、电源侧、用电侧多个角度印证发展配电网智能化的重要性： 生活层面，人民生活水平不断提高，家电产品种类丰富，对于停电的容忍度逐渐降低； 生产层面，制造业升级转型，企业智造化建设加快，对于电能质量的要求越来越高。目前国内配电网的发展水平仍存在一定差距：（1）自然灾害频发的情况对于配电网在极端 运行下的稳定性提出更高要求；（2）配电网发展不均衡的情况导致城中村、老旧小区或 农村地区的配电网结构薄弱，供电可靠性较低，需要不断增强其可靠性和充裕性。 电源侧，新能源装机的快速增长叠加电源形式由集中式向分布式发展；用电侧，国内电 力需求及电力负荷持续增长，对于供电及用电的可靠性要求越来越高。新形势下，为实 现电力安全可靠供应和清洁低碳转型，需要配电网进一步提质升级。传统的交流配电网 难以满足多元化用电需求，交直流混合配电网成为发展重点。
智能配电网主要具备信息化、智能化、互动化三大特征。传统的配电网是被动的配电网， 其运行、控制和管理模式都是被动的，与其相比，智能配电网有着根本性的改革。智能 配电网是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线 数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，实现配电系统正常 运行及事故情况下的监测、保护、控制、用电和配电管理的智能化。 智能配电网系统主要由主站、通信系统、自动化监控终端设备三大部分构成。其主要建 设方向在于配电自动化、检测和保护等，可以加强对于电网的数字化、自动化和智能化 改造，提高电网的运行效率和可靠性，实现电力系统的灵活调度和管理。配电网的主要 变革方向：（1）由当前的无源网络向同时具备发、配、储、用一体的响应资源参与电力 系统运行；（2）由目前单纯的交流供电进化成交直流混合供电；（3）多层次的自治运行 区域，可以进行灵活控制和网络重构；（4）实现配电网海量信息的量测采集、双向流动、 高效处理和边缘计算与控制；（5）三流合一，构建成为开放共享的资源优化平台。
5.4 增量配电网改革持续推进，推动电力系统市场化程度
政策对于配电网的承载能力及灵活性提出更高要求。根据华经情报网，2022 年我国分布 式能源累计容量达到 250GW，全年新增 50.8GW，同比增长 45.13%；根据国家能源局 数据显示，截至 2024 年 7 月底，我国充电桩保有量达到 1060.4 万台，同比增长 53%， 其中公共充电桩 320.9 万台，私人充电桩 739.4 万台，对于配电网的承载能力提出更高 要求。同时，根据国家发改委及国家能源局提出的《关于新形势下配电网高质量发展的 指导意见》，实现碳达峰碳中和目标要求配电网具备更强的承载能力，必须适应大规模分 布式能源、电动汽车充电设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态的接入需要，在 形态上需要从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变。到 2025 年， 需要实现配电网承载力和灵活性显著提升，具备 5 千亿瓦左右分布式新能源、1200 万台 左右充电桩接入能力。
美国电网市场化程度更高，中国电网主要以国家主导的垄断模式运营。美国电网的高度 市场化可以更大程度促进市场竞争、价格机制优化、效率提升和技术创新，而相较于美 国电网的高度市场化，中国的电网更多是由国家垄断企业运营，市场化竞争较少，市场 化进程也比较慢，两者在市场化运作以及市场机制成熟度上有显著的差异。 增量配电网是电力体制改革的重要突破口。增量配电网旨向现有电力系统中增加新的分 布式能源和负荷，以满足能源需求和提高能源利用效率的系统，是指除了当地国网和电 网及电力公司以外的存量配电资产，售电公司可向地方政府能源管理部门申请并获准开 展配电网业务，作为电力体制改革的重要组成部分，其本质为电力体制私有化，未来会 独立电网并行存在。 推动电力系统市场化程度，促进智能电网及分布式能源发展。增量配电网允许非传统电 力企业（如地方政府、民营资本、外资等）参与到电力配电业务中，打破传统电网企业 在配电领域的垄断地位，这种竞争机制可以促进电力服务的多样化。同时，多元化的市 场参与者进入配电领域后，会在设备投资、运维管理、技术创新等方面投入更多的资源 以提高运营效率，不仅可以降低电力损耗，还能推动智能电网和分布式能源的应用。
增量配电业务改革具有三重重要意义：（1）引入社会资本参与配电网的投资和运营，促 进配电网的快速建设发展，满足快速增长的用电需求；（2）在配电网运营领域引入竞争 者，盘活大量沉淀的配电网资产，通过市场竞争方式提高配电网运营效率；（3）鼓励资 本社会对增量配电业务进行创新，提高终端用户能源管理水平。 自“电改 9 号文”发布以来，增量配电网的发展已走过 8 个年头。2015 年中共中央、 国务院在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提出鼓励社会资本投资配电业 务，按照有利于促进配电网建设发展和提高运营效率的要求，探索配电业务有效途径。 增量配电业务改革自 2016 年开始试点；2016-2018 年，多地陆续开展增量配电网试点， 并制定电价机制、电网接入等相关管理政策；2019 年国家进一步明确增量配电网发展目 标和政策支持，试点范围也逐步扩大到全国；2020-2022 年，增量配电网建设进入规模 化发展阶段，一些地区已形成较为完善的增量配电网运营体系，技术创新和商业模式探 索也不断深化。
试点不断取得新进展，但目前仍存在一定限制。截至 2024 年 9 月，我国一共进行了 5 批试点，共 257 个业主获得资格，已经取得一定积极成效。但目前由于多种因素影响， 增量配电网仍存在价格形成机制不合理，经营权、发展权、收益权落实困难等问题。 具体问题主要包括： （1）增量配电网无法接入常规煤电机组，缺乏稳定的电力供给保障，国家鼓励依托增量 配电网建设源网荷储一体化（通过建设分布式电源和储能，可以一定程度上保障增量配 电网电力供给，减少对公共电网的依赖，并且从增量配电网的分布式电源供电可以减少 约 0.2 元/kWh 的购电成本）。 （2）增量配电网没有自己的供电能力，只能由大电网供电，但目前相关的标准均不统一。 例如电源接入的电压等级、分布式电源和区域外的集中式新能源能否接入等问题均没有 统一标准。 （3）增量配电网基本电费的分成问题还有待落实和明晰。例如在与省级电网共同享有分 成基本电费的情况下，省级主管部门暂未出台基本电费分成指导性文件，基本电费问题 无法落实。 （4）当前增量配电无法独立参与市场交易，只能从大电网买电，无法充分发挥出配电网 的调剂作用。 增量配电来源于市场需求，对电力体制改革具有重要意义。增量配电网能够更好地统筹 区域能源禀赋、服务客户多元化需求，对深化电力体制改革具有重要意义。我们认为未 来电网投资方向基本明确，配电网升级改在仍然作为发展重点之一，增量配电网可以满 足配电网发展的建设要求，同时多个省份已经陆续出台增量配电基本电费结算分成等政 策文件，大力推动增量配网的发展进程。
