2024年新能源时代中美电网分析：配电网建设或为破局关键

1. 多重因素推动电网投资回暖，配电网发展需求显著提升

1.1 能源装机激增叠加电力需求日益高涨，电网建设滞后消纳能力不足

发电端：能源转型推动新能源占比升高。根据 Ember 统计数据，在 2023 年的能源结构 中，化石能源（包括煤炭和天然气）在全球电力供应中仍占主导地位，发电量占比达 61%， 其中，煤炭发电量占 35%，天然气发电量占 23%；可再生能源发电量持续升高，首次 达到全球电力供应的 30%。根据 IEA 数据，预计随着各国对于能源转型的强劲推动，2025 年全球可再生能源发电量将超过煤炭，成为最大的电力来源；2028 年可再生能源发电量 占据全球发电量超 42%，其中风能和太阳能发电量份额相较于 2023 年将翻倍增长，达 到 25%。 全球新能源装机量增长，减少对于化石能源依赖。截至 2023 年底，全球可再生能源装 机容量达到 3870GW，其中太阳能发电装机占比最大，达到 37%，约 1419GW，其次是 水电占比 33%，风电占比 26%。2023 年全球可再生能源新增装机量再创新高，全年实 现新增装机 473GW，同比增长 13.9%，占总电力新增装机的 86%，其中太阳能新增装 机容量达到 346GW，同比增长 32.2%；风能新增装机约 116GW，同比 12.9%，成为主 要增长动力。

政策支持成为可再生能源发展的核心驱动力。中国、美国、印度、德国等多个国家相继 提出有关可再生能源发电的政策，且于 2023 年 12 月，多国政府再次明确能源转型目标， 共 116 个国家在 COP28 会议上签署《全球可再生能源及能源宣言》，提出至 2030 年全 球可再生能源装机累计容量达到 11000GW。除国家整体规划外，全球超 600 个城市制 定了 100%使用可再生能源的目标。全面的政策框架将各国聚集在一起，共同赋能绿色 发展。

用电端：全球电力需求显著增长，电气化进程加速。根据 IEA 的数据，近 10 年全球用 电量保持稳定增长趋势，2023 年全球用电量约 27172.1TWh，同比增长约 2.2%。根据 IEA 发布最新全球电力报告显示，全球电力需求正在以前所未有的速度攀升，预计 2024 年增长率高达 4%，且此趋势将持续至 2025 年，保持约 4%的稳健增长，成为疫情后反 弹以来的最快速度增长。 发展中国家电力需求增速较高，发达国家仍具备增长能力。分国家或区域来看，发展中 国家的电力需求增速相对较高。作为全球最大的电力消费国，预计 2025 年中国的用电 量将占据全球的三分之一，带动亚洲用电量首次占据全球一半，创下新纪录；2023-2025 年中超过一半的用电量增长将来自中国，年平均增长率达到 5.2%；其余主要增长在印 度和东南亚。发达国家的电力需求同样具备增长能力，如 2023-2025 年，欧洲电力需求 的年均增长率预计将达到 1.4%，美国 2023 年经济放缓导致电力需求下降 25.9TWh，但 2024 年和 2025 年预计将恢复增长，年增长量均超 50TWh。

用电增长叠加新能源发电占比增长带来电网消纳问题，对电网建设提出更高要求。IEA 数据表明，当可再生能源占比达到 15%时，消纳瓶颈将会体现。电网配套建设不足也是 影响新能源消纳的重要因素，如果消纳存在堵点，就会面临“弃电”的局面。这对电网 公司提出了更高的要求，需要承担更大的电力调度和平衡责任： （1）电网需要加强新能源发电的接入能力，通过优化电网结构、提升输电能力等方式， 确保新能源电力能够顺利接入并得到有效消纳； （2）配电网需要引入储能技术，以应对新能源发电的间歇性和不稳定性，提高电力系统 的稳定性； （3）需要通过加强电网基础设施建设、优化电力调度和运行机制等措施，有效提高电网 消纳能力，推动新能源可持续发展。

大量新能源发电等待并网，电网建设滞后制约风光发展。大规模新能源并网使系统等效 负荷峰谷差增大，加大了电力系统的调峰调频压力。近年来大规模风电和光伏项目快速 增加，但输电线路、变电站等电网基础设施建设进度缓慢，根据 IEA 数据，2022 年全球 有超 3000GW 的可再生能源项目等待并网，且其中有 1500GW 处于晚期阶段，相当于当 年光伏和风电新增并网容量的 5 倍，但全球输电线路系统建设与能源发电项目建设时间 错配，电网扩建延迟阻碍风光发展，其建设和升级成为全球重要课题。

1.2 多国加大电网投资力度，投资重点逐渐向配电侧转移

全球电网投资额进入上行通道，配电环节投资占比更大。在全球能源转型的进展中，电 网投资普遍滞后于电源投资，新能源项目的大规模接入对于电网的调峰调频也提出更高 的要求，所以自 2020 年起全球电网平均投资总额呈现上行趋势，根据 IEA 数据，投资 总额由2020 年的2960 亿美元增长至2023 年的约3750 亿美元，复合增长率达到8.20%。 同时，根据 BNEF 预测数据，从输配电网在总投资占比看，近年来电网投资的重点正从 输电网向配电网转移，ETS 情况下 2030 年全球电网总投资金额将达到 4741 亿美元， 2023-2030 年的复合增长率约 3.4%。

数字化转型成为电网重要发展方向。随着电网老龄化问题和新能源并网压力加重，海外 各地区电网回笼资金和升级智能电网需求增强，全球电网数字化覆盖率已经超过 60%， 其中发达国家和地区的电网数字化覆盖率达到 70-80%，新兴市场国家的电网数字化覆 盖率相对较低，约为 50-60% 左右。全球数字化电网投资金额占比呈上升趋势，2022 年电网投资中数字化占比已经提升至 20%，主要投资于智能电表、智能变压器、配电自 动化等设备，预计随着能源结构的不断升级和分布式能源的接入，电网数字化进程将进 一步加快，提高电网对于可再生资源的控制、降低电网运营维护方面的投入。

多国发布电网建设规划，加大电网投资力度。近年来各国及地区相继发布电网投资计划， 以欧洲为例，2022 年 11 月，欧盟颁布电网投资计划，提出投资 5840 亿欧元于建设欧 洲电网现代化、电气化以及可再生能源的替换和扩张；2024 年 2 月，我国同样落实“四 个革命、一个合作”能源安全新战略，有序扩大配电网投资，提高投资效益，协同推进 配电网建设改造。

2. 美国电网：电网格局相对分散，配电网成为发展着力点

2.1 电源侧：多重政策加速美国能源转型，可再生能源占比飞速提升

美国政策助推能源转型，多地区计划 2050 年之前实现净零计划。尽管短期存在一定供 应链问题和贸易问题，但《通货膨胀削减法案》（IRA）将成为加速装机的催化剂，预计 随着 IRA 和《全球能源展望》的实施，到 2032 年美国可再生能源产能预计将增加近两 倍，达到 110GW，政府将对可再生能源部门进行投资，纽约州北部、马萨诸塞州、新罕 布什尔州和佛蒙特州或将在 2050 年之前实现净零。根据 IEA 预测，预计美国 2023-2028 年将新增近 340GW 的可再生能源装机量。 美国发力可再生能源行业，光伏装机总量持续突破。得益于税收抵免等政策、全产业链 成本下降以及对于清洁能源的需求的增长，美国光伏行业快速发展，带动美国可再生能 源发电量占比持续增长。2023 年美国光伏发电量实现显著增长，达到 165TWh，同比增 长13%，光伏发电量在新增发电量中的占比也由2022 年的46%提升至2023 年的54%。 截至 2023 年底光伏累计装机超过 179GW，全年光伏装机创下历史新高，新增装机约 32.4GW，同比增长超 50%，美国光伏年度装机首次突破 30GW，且其新增占比占全年 新增电网容量的比例首次超过一半。根据 EIA 预测数据，2024 年上半年美国新增集中式 发电容量 20.2GW，其中太阳能发电容量约 12GW，风电新增装机 2.5GW，预计 2024 年美国将新增 62.8GW 的公用事业可再生能源装机，尤其是太阳能仍将占据新增产能的 最大份额，达到 58%，但大量的新能源发电也对于美国电网造成较大压力。

2.2 用户侧：数据中心、再工业化、电动汽车共同推动美国用电侧需求高启

2.2.1 电力需求结束停滞，多地区上调预期数据

美国电力需求结束 20 年停滞，多重因素推动二次增长。用电需求复苏叠加数据中心建 设、制造业回流、电动车市场增长带来的增长新动力，使得美国拉升电力需求增长，电 力公司对于到 2028 年所需电力的预测几乎上涨一倍。根据 EIA 数据，2022 年美国电力 总消耗约为 4.07 万亿千瓦时，是有记录以来的最高值，且根据短期能源展望（STEO）， 美国的电力消耗在 2024 年和 2025 年升至历史新高，预计 2024 年电力需求将增长至41230 亿 kWh，2025 年将增长至 41980 亿 kWh，未来五年的电力需求增速预期将快速 提高 81%。 多个地区商业用电快速增长，IEA 上调电力需求预期。美国商业部门的电力消耗逐步恢 复，2023 年美国商业用电量约 140 亿千瓦时，其增长主要集中在部分快速发展数据中 心的州，2019-2023 年中电力需求增长最快的 10 个州的商业电力总需求共增加 420 亿 千瓦时，CAGR 达到 10%，其中弗吉尼亚州的电力需求增长最快，增加约 140 亿千瓦时， 德克萨斯州增加了130 亿千瓦时。基于各区域电力需求增长的趋势，IEA上调了对于2025 年商业电力需求的预测。

美国多地区上调商业电力需求预测，尤其是南大西洋和中西部。根据 EIA 于 2024 年 9 月发布的《短期能源展望》，在上调对于 2025 年商业电力需求预测的过程中，对于南大 西洋以及中西部人口用电数据的预测进行了最大的修订，两个部门合计将占据美国商业 电力需求的 40%。2024 年预计南大西洋的商业电力消费将增长 5%，2025 年增长 2%； 2024 年预计中西部的商业电力消费将增长 3%，明年增长 1%；整体来看，由于数据中 心的蓬勃发展，美国商业用电需求将在 2024 年增长 3%，2025 年增长 1%。

数据中心和再工业化成为美国电力负荷增长的关键驱动因素。全球 AI、数据中心、再工 业化、电气化、新能源汽车等高耗电量领域对于能源的供给以及电气化的程度提出更高 要求，驱动美国各区域用电负荷增长，有望更深层次地刺激电力需求的持续增长，尤其是从 2022 年开始，数据中心和工业发展的激增导致未来 5 年的预期负荷出现大幅增长， 成为各地区电力需求增长的关键驱动因素。

2.2.2 数据中心加速建设，2030 年电力消耗将成倍增长

人工智能快速创新发展，数据中心用电量持续增长。电力需求飙升背后的一个主要因素 是人工智能的快速创新，AI 推动大型计算基础设施的建设，其所需电量相较于传统数据 中心大量增长，如亚马逊、苹果、谷歌、微软等科技公司正在全美范围内寻找新的数据 中心地点，且美国对于数据中心建设的投资到 2028 年预计将超过 1500 亿美元。2023 年美国数据中心电力消耗约 126TWh，占美国总电力消耗的 2.5%，预计到 2030 年，美 国数据中心电力消耗将相较于 2023 年增长近 3 倍，达到 335TWh，相当于全美电力需 求的 7.5%，全美三分之一家庭的用电量。基于数据中心快速发展的现状，美国能源署在 《短期能源展望中》也上调了对 2025 年商业电力需求的预测。

PJM 覆盖地区的负荷预测及传输计划反应数据中心市场快速增长。PJM 对于 2028 年夏 季负荷峰值的预测由 2022 年的 152.7GW 增长至 2023 年的 155.7GW，增长约 2%，在 考虑数据中心的因素后将增长更多。作为美国最大的数据中心枢纽之一，全球超过 35%的超大型数据中心集中在弗吉尼亚州。自 2019 年以来，弗吉尼亚州已经至少开设了 75 个数据中心，且根据 Dominion Energy 表示，数据中心的容量可能会在五年内增长一倍， 进一步影响美国的电力需求。

2.2.3 两大法案推动美国再工业化发展，成为工商业电力需求增长主要因素

美国通过补贴本土制造、进行税收优惠、设置贸易壁垒等方式引导新能源、半导体等产 业制造业回流。从奥巴马政府到拜登政府，近几届美国政府都将“重振制造业”作为美 国再工业化战略的重要组成和经济政策的重点，根据 Grid strategies，2021-2023 年美 国工业和制造设施总投资额将达到 4810 亿美元。美国采取了一系列如提高进口商品关 税、提升本土产品税收优惠和补贴等措施，叠加 2022 年 8 月先后发布《通胀消减法案》、 《芯片和科学法案》等政策促进私人投资制造业回归美国本土，重振美国工业水平。制 造业用电需求显著高于其他产业，将大力推动相应的用电需求。

2.2.4 电动汽车市场持续扩张，为电力供应带来压力

电动汽车电力需求在 2024 年初激增，用电量超铁路用电需求。根据 EIA 数据，2023 年美国电动汽车占所有轻型汽车总销量的 16%，电动汽车的总用电量首次超过美国铁路 的用电需求，达到 760 万 MWh，同比增长了 45%。自 2023 年初以来，美国电动汽车 用电量增长约 52%，超过了 2022 年公布的 40%增长率的预测值，表示电动汽车销量快 速增长对于电力市场的影响持续增加。截至 2024 年 2 月，电动汽车的总用电量为 1580 GWh，相比 2023 年同期的 1040 GWh，同比增长了 51.92%。

电动汽车销量的快速增长对电力市场的影响持续增加。受联邦政府激励措施的推动， 2024 年前三季度中美国人口最多的加利福尼亚州新售汽车中有超过 20%是电动车，美 国电动汽车电力消耗量也随之呈快速增长趋势。其中加利福尼亚是电动汽车耗电量最高 的州，占全美总耗电量的 34%，达到 258MWh，且其电动车很快就会占到峰值电力需求 的 10%，与佛罗里达州（458.77 GWh）、德克萨斯州（417.03 GWh）、纽约州（337.37 GWh）和华盛顿州（308.72 GWh）共同成为 2023 年电动汽车电力需求最大的五个州。 除了电动车耗电量排名前五的州之外，2023 年其他 13 个州的电动汽车充电耗电量超过 100 GWh，且美国各地计划建设更多的充电站，叠加 IRA 法案提出在 2023-2032 年为每 辆电动车提供 7500 美元/辆的税收抵免，未来汽车的电气化普及程度将越来越高，推动 家庭和公共充电端口对电力的更大需求，并为公用事业的电力供应带来一定压力。

2.3 “新增需求”+“存量替换”带来成长空间，电网建设仍存在一定挑战

2.3.1 新增需求：大量能源发电排队并网，叠加新型需求为电网带来扩建压力

电源侧：美国大量可再生能源发电排队并网，对电网建设的新增需求日益明确。根据 Lawrence Berkeley Lab 显示，2023 年美国电网并网积压量激增 30%，全年有 1570GW 的发电设备和1030GW 的储能系统等待批准并网。同时，随着并网排队项目数量的增加， 其等待时间也在增长，2023 年完成的并网项目的平均等待时间为5 年，远超过2000-2007 年的 2 年和 2018-2022 年的 4 年的批准时间。随着 IRA 法案的进一步推动将刺激更多可 再生能源，预计并网等待时间将持续增加，电网建设的新增需求逐步凸显。

美国排队并网容量增长速度远高于输配电网投资金额增速。过去 10 年中，美国新增并 网请求数量显著增加，增幅达到 300%-500%。自 2010 年，美国排队并网容量增长超 20 倍，但对于输配电网的投资金额仅增长一倍，远低于排队并网容量的增长速度。截至 2023 年底，美国各地新能源发电和储能项目的积压问题进一步加剧，近 2600GW 的发 电容量和储能容量正在寻求接入电网，是当前美国电厂装机总量的两倍之多，排队并网 的容量中有接近 95%均来自可再生能源。

用电侧：美国电网正处于压力边缘，难以应对电力需求激增与多重复合增长的挑战。多 重数据证明美国电力需求高增，这一趋势正受到数据中心、工业回流、电动汽车以及智 能家居等高耗能技术的推动，而老化的电网基础设施和有限的输配电能力已经暴露出系 统韧性的明显不足，美国电网将难以支撑新型需求的爆发性增长，电网扩建的紧迫性显 著提升。

2.3.2 存量替换：美国电网老化程度较高，设备升级需求为存量市场带来空间

电网老化问题日益严重，设备升级改造迫在眉睫。根据 IEA 数据，除日本外，美国超 20 年的输配电线路占比最大，面临严重的电网老化问题。美国的电网多数建设于 20 世纪 60-70 年代，有 70%的电网接入和输配电设备已经超过了预期使用寿命，如变压器等重 要设备的使用时间甚至超过 30-40 年，电力设施更新速度与电力需求增长的速度相差甚 远，部分地区电网传输线路甚至严重不足。电路的老化会导致在面临恶劣天气和大规模 停电时很难快速恢复电力供应，电网基础设施升级改造迫在眉睫。

“新增需求”+“存量替换”为美国电网发展带来较大市场空间。总体来看，电网设备 老化、电力需求增长与能源结构性转型共同对美国电力系统造成冲击，其电网面临安全 和稳定性的问题，亟待升级改造。电网侧，美国电网承载能力不足，区域互联性差、建 设零散，老化问题严重；电源侧，大量新增的可再生能源对于传统电网的稳定性产生冲 击；用户侧；美国制造业回流、电动汽车市场增长速度加快、数据中心和 AI 的大力发展 导致电力需求激增。

2.3.3 美国电网目前主要问题：建设分布不均，区域互联有限

美国特高压的发展主要受制于其地形特征形成的天然屏障。美国的地形以东部的山地、 中部的平原和西部的高大山岭为主，尤其是西部的落基山脉和东部的阿巴拉契亚山脉， 增加了建设和维护输电线路的难度和成本。同时，独特的地形也导致各地区能源差异较 大，东部电网地区靠近美国主要的煤炭和天然气产地，主要以煤炭和天然气发电为主； 西部电网地区靠近科罗拉多山系，落基山脉形成较大地势差，主要以水力发电为主，也 阻碍了西部电网对外联结；南部德克萨斯电网处于页岩气盆地所在区域，以天然气发电 为主，形成区域独立小电网。 美国各地的能源结构迥异，形成三大电网体系。根据各区域内的能源优势，美国形成了 东部、西部和德克萨斯（ERCOT）三大电网体系，三个电网之间彼此互联较为有限，仅 靠几条小容量支流线路连接，叠加各州和地区在能源政策和电力基础设施建设上的独立 性，美国没有形成统一的全国电网。

输电网发展注重区域互联，配电网发展考虑独立运营。整体来看，美国各地区的可再生 能源差距较大，并且无法为人口中心提供稳定的电力，分散的电网体系不仅增加了电力 调度和传输的复杂性，也限制了跨区域电力资源的共享和优化，影响整体电力系统的效 率和稳定性。输电网方面，需要通过升级整合洲际输电线路，注重区域之间的互联互通， 推动跨区域电力资源的协调和优化，才能更好的管理能源需求以及实现最大程度利用。 配电网方面，由于整体电网的区域分割性，我们认为增强配电网本地化的适应性和灵活 性，以应对各地不同的能源结构和供需特点将成为重要发展方向。配电网的发展应考虑 独立运营的可能性，确保在跨区域电力调度受限的情况下依然能够保证本地的供电安全 和稳定。

2.4 配电网成为发展着力点，宏观中观相互印证高景气时代到来

2.4.1 配电网的重要性日益凸显，电网投资力度加大

美国并网排队容量持续陡增，多重因素凸显配电网发展的重要性。复杂的地形和并网流 程叠加电网运营商与能源开发商在升级改造上的不一致，导致美国并网挤压问题严重。 2020-2023 年美国电网并网排队总容量大幅度上升，CAGR 高达 40.22%，2023 年并网 排队容量约 908.2GW，足以证明美国加大电网投资且优化并网流程的重要性。此外，多 重因素共同推动美国配电网发展，如下： （1）地理和资源分布广泛：美国能源分布不均，风能资源主要集中在中西部；太阳能 资源主要集中在西南部，通过发展配电网可以更好的整合和利用本地分布式能源，减少 对长距离输电的依赖； （2）分布式能源的增长：美国分布式能源（如屋顶太阳能、风能、小型水电、家庭储 能系统等）发展迅速，分布式电源可以直接接入配电网； （3）老旧基础设施较多：美国配电网的基础设施急需升级改造，相较于新建和扩展输 电线路，升级现有配电网基础设施更为实际和经济； （4）城市电力需求迅速增长：美国大城市和都市（尤其是数字中心等建设地区）电力 需求增长迅速，电力负荷集中且复杂，配电网的现代化可以更好的管理和分配电力。

多重政策推动电网建设，补贴力度增大促进产业发展。2022 年美国出台《建设更好电网》 计划，提出将 200 亿美元作为首批投资，用于建设提高电网可靠性及现代化的变革性项 目，且分别在 2021 年、2022 年提出《基础设施投资和就业法案》（IIJA）与《通货膨胀 削减法案》（IRA），支持建设电力基础设施，共同为电网拨款投资建设；2024 年 8 月 6 日，美国能源部宣布向 18 个州的 8 个国家电网项目投资 22 亿美元，多个政策出台加强 电网建设，建设更有韧性的电网以应对可再生能源与负荷增长带来的压力。

2.4.2 美国电网投资景气度上行，多家公用事业公司上调Capex

美国公用事业公司针对电网建设的资本支出明显增长，配电投资占比增速显著高于其他 领域。2018 年受益于制造业回流对于电力需求的推动，美国电网投资提速，根据 Edison Electric Institute (EEI) 统计数据，2018-2023 年电力投资由 1192 亿美元增长至 1719 亿美元，CAGR 达到 7.6%，预计 2024 年、2025 年的 Capex 将分别达到 1864 亿、2027 亿美元，呈现快速增长趋势。在对于发电、配电、输电各领域的资本开支分布方面，电 网方面的总占比持续上升，尤其是更向配电领域倾斜，2023 年配电领域的资本开支占比 达到总资本开支的 34%，配电领域投资金额约 584 亿美元，输电领域投资金额约 309 亿美元，配电网投资速度成长飞快，CAGR-5 达到 10.32%。 地形特征叠加高度市场化导致美国配电网投资体量高于主网。美国电网主要特点“分散”。 美国电网发展历史悠久，多家公用事业企业布局输配电业务领域，整体呈现分散性，电 网主体数量众多，市场化程度高， 主要包括 American Electric Power（AEP，拥有全美 最大的输电系统之一，跨越 11 个州提供电力传输与分配服务）、Duke Energy Corporation （主要覆盖东南部、中西部和佛罗里达州）、Exelon Corporation（主要服务于中西部和 东部多个州）等。这种高程度市场化的推进使得资源配置更加优化，不需要长距离的电 量输运，也是导致配电投资体量和增速均高于主网的主要原因。

美国电网投资景气度上行趋势下更侧重新线路的拓展及存量替换。根据 EEI 统计数据， 美国的公用事业资本开支主要用于 AHR、线路拓展、老旧线路替换等方面，其中输电方 面 AHR 主要包括在极端天气安装变压器，实施远程监控和控制技术等；配电方面 AHR 包括增加实时系统管理，更换木制配电杆等。2023 年美国输配电资本开支中用于线路的 拓展与老旧线路替换的占比分别为 67%与 54%，建设投资方面更侧重于新线路的拓展 与老线路的替换。

响应电网投资景气度趋势，美国多家公用事业公司上调其电网方面 Capex 规划。美国 公用事业公司主要包括 Xcel Energy、Duke Energy、AEP 以及 Exelocorporation 等，受 电网投资景气度影响，多家公司在 2023 年末上调其资本开支，尤其是加大输配电领域 的投资力度。如 XcelEnergy 未来五年 Capex 由 295 亿美元上升至 390 亿美元，输配电 投资由 179.4 亿美元上升至 221 亿美元；AEP 预计 2025-2028 年 Capex 为 350.11 亿美 元，输配电投资为 92.01 亿美元。ExeloCorporation 未来 3 年 Capex 由 241 亿美元上升 为 271 亿美元。

美国电网的发展在宏观层面和中观层面进行相互印证。宏观层面，美国政策对于电力投 资支持力度加大，《基础设施投资与就业法案》和《通胀削减法案》等政策共同推动电网 现代化、可再生能源发展和输配电网的扩建及升级。中观层面，美国公用事业公司的电 力投资预算不断增长，相继调高资本开支预测，与宏观进行相互印证。

3. 中国电网：“源、荷”超速发展，配电网或将迎来新机遇

3.1 大风光基地建设速度加快，新能源发展速度远超规划

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。

3.2 高增速的电力需求及用电负荷对于电网承载能力提出更高要求

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。

3.3 弃风弃光现象严重，电网建设迫在眉睫

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。

3.4 能源发展超预期，电网建设需提速

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。

3.5 配电网或将成为中国“十四五”末期发展重点

3.5.1 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。

3.5.2 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。

3.5.3 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。

3.5.4 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。

编辑：火腿肠