明天股市是晴空万里？还是风雨交加？不废话，我直接亮明观点！
一、大盘综述：
三大集体上涨，涨幅榜上新能源板块icon强势回归，带动绿色电力、风电、虚拟电厂、光伏设备、核电氦气概念等相关概念再度走高；同时，农林牧渔受到种业保护措施推动再度上行；汽车赛道也再度回归。跌幅榜上，近日热炒的EDR概念，房地产相关等超跌反弹的板块回落。市场逻辑正在向赛道板块切换。
二、市场消息
1、抢先一步，苹果加速智能汽车上市！
就在今天，消息透露苹果的智能电动汽车Apple Car将于明年9月面市，比计划提前了整整两年！目前苹果按照原产业链备货的惯例，已经向下游各产业链上企业提出备货要求。
据我观察，传统TMT行业在产业发展遇到相对瓶颈的今天，有三条升级路线可走。元宇宙板块、智能家居产品序列以及智能汽车行业。这三大产业都是可以将传统TMT行业积累的技术和经验优势继续发光发热的行业。而且都涉及到硬件制造、框架建设和软件开发连接。因此我们基本可以看到，今年TMT行业内的巨头们都纷纷做出了自己的选择。
对于TMT行业巨头苹果来说，做出选择太过艰难，他选择了全都要，而且还在提速，可见其谋求升级的意愿是十分强烈的。苹果在智能汽车方面早有预期，但在新能源车发展初期，其选择的是战略性收缩，因为苹果看重的是电动汽车的更高级别，也就是智能汽车赛道。随着小米、特斯拉等造车新势力纷纷入局智能汽车赛道，苹果的计划也有了提前的必要。据估算，如果明年苹果智能汽车上市，可初步获得全球5%的份额，对应的销量为287万辆，可谓苹果带去765亿美元的营收；而如果按照原计划2024年上市，那么这个市场份额很难保证。这是苹果决定提前其智能汽车上市计划的根本原因。
对于苹果造车这件事，我们A股上是果链概念的规模扩大几乎是相对确定的事，对于汽车赛道来说，新巨头的加入会带来更大的鲶鱼效应，推动行业质量整体上行！
三、后市展望
昨天出现变盘信号，今天信号落地成真，明天继续看涨！
翘尾行情完成本周下半周的走势，再次符合我周一的预期。昨天的复盘文章，我已经说的很明确了，妖股炒作的行情结束，市场无论是情绪还是资金，亦或者是机构布局都在向之前主线赛道股的方向转移，含有市场逻辑的高景气度成长型行情，终将回归！
从市场整体推动力的角度来看，时值年末，下周元旦将至，其实市场的基本面是非常不平静的；稀土产业集团重整，种质资源板块集中保护，交通数据信息行业平台建设，可以看出这是在保证明年主线产业的供应链通达，保证赛道板块明年的高景气业绩得以持续。同样就在今天，创投行业更大的重磅也传来了。上海科创集团和浦东科创集团重整，成立新上海科创集团，将直接参投科创板上51家企业360个项目，新上海科创正式进入全国创投企业第一阵营。
如果你看得懂以上的顶层布局，明年的市场出现姹紫嫣红的景象，你就不会怀疑。近期的这些举措，都在整体抬高我们A股市场的整体估值，让A股的整体重心上移。所以，前两日我说，过了冬至，春天不会远了！创业板、中小板、科创板这是我们A股市场的主要成长区域，云集着大量未来高成长、高景气的行业。当然，小市值的企业在发展初期会遇到被高估的情况，但我们也要明白大市值都是从小市值成长起来的。尤其当我们推动经济发展的动向越来越依靠科技升级和进步的状况下，逻辑成长型主线就越发会被市场各方认同。
前几天，市场还沉浸在“炒小、炒差、炒妖股”的风潮中，一些我们持续看好的成长主线却表现不佳。但是我一直在提示股友们，妖股行情的持续性不会太久，市场的重心最终将回归主线。所以，今天我们看到了新能源电力、风电、光伏、TMT行业、电子行情、汽车赛道回归。昨天从元宇宙板块和前沿医疗的上行、三只洋马被关开始，市场转折的信号就出现了。如果你每天都持续阅读我的复盘文章，这种市场的变化你一定会第一时间就了解到，更不会高位站岗。如果你看好主线价值成长的赛道明年的表现，这段时间恰恰是低吸的好时机。
每年的年底，在这种机构按兵不动、大小游资热炒的阶段往往会出现妖股行情。但据我观察，今年的妖股行情其实非常短，半个月都不到，一些被炒过头的标的就被关了，这说明了什么？说明上面不希望A股重回资金炒作的老路！希望看到的是A股市场长期稳定、有价值、有业绩的成长，走出稳健的长期长牛！从更高的层面来讲，这也是今年跨年行情中更深层次的转折。
还有一个星期，新的一个交易年度就要到了，我认为接下来的几个交易日市场将回归主线，回归逻辑，主力将开始布局明年的赛道，后市会再度温暖起来，而这一次将是主线行情的回归，把握好，春节行情正式拉开序幕！预计明日继续上涨，沪指重回3650上方，为新行情开个好头！
一、大盘综述：
三大集体上涨，涨幅榜上新能源板块icon强势回归，带动绿色电力、风电、虚拟电厂、光伏设备、核电氦气概念等相关概念再度走高；同时，农林牧渔受到种业保护措施推动再度上行；汽车赛道也再度回归。跌幅榜上，近日热炒的EDR概念，房地产相关等超跌反弹的板块回落。市场逻辑正在向赛道板块切换。
二、市场消息
1、抢先一步，苹果加速智能汽车上市！
就在今天，消息透露苹果的智能电动汽车Apple Car将于明年9月面市，比计划提前了整整两年！目前苹果按照原产业链备货的惯例，已经向下游各产业链上企业提出备货要求。
据我观察，传统TMT行业在产业发展遇到相对瓶颈的今天，有三条升级路线可走。元宇宙板块、智能家居产品序列以及智能汽车行业。这三大产业都是可以将传统TMT行业积累的技术和经验优势继续发光发热的行业。而且都涉及到硬件制造、框架建设和软件开发连接。因此我们基本可以看到，今年TMT行业内的巨头们都纷纷做出了自己的选择。
对于TMT行业巨头苹果来说，做出选择太过艰难，他选择了全都要，而且还在提速，可见其谋求升级的意愿是十分强烈的。苹果在智能汽车方面早有预期，但在新能源车发展初期，其选择的是战略性收缩，因为苹果看重的是电动汽车的更高级别，也就是智能汽车赛道。随着小米、特斯拉等造车新势力纷纷入局智能汽车赛道，苹果的计划也有了提前的必要。据估算，如果明年苹果智能汽车上市，可初步获得全球5%的份额，对应的销量为287万辆，可谓苹果带去765亿美元的营收；而如果按照原计划2024年上市，那么这个市场份额很难保证。这是苹果决定提前其智能汽车上市计划的根本原因。
对于苹果造车这件事，我们A股上是果链概念的规模扩大几乎是相对确定的事，对于汽车赛道来说，新巨头的加入会带来更大的鲶鱼效应，推动行业质量整体上行！
三、后市展望
昨天出现变盘信号，今天信号落地成真，明天继续看涨！
翘尾行情完成本周下半周的走势，再次符合我周一的预期。昨天的复盘文章，我已经说的很明确了，妖股炒作的行情结束，市场无论是情绪还是资金，亦或者是机构布局都在向之前主线赛道股的方向转移，含有市场逻辑的高景气度成长型行情，终将回归！
从市场整体推动力的角度来看，时值年末，下周元旦将至，其实市场的基本面是非常不平静的；稀土产业集团重整，种质资源板块集中保护，交通数据信息行业平台建设，可以看出这是在保证明年主线产业的供应链通达，保证赛道板块明年的高景气业绩得以持续。同样就在今天，创投行业更大的重磅也传来了。上海科创集团和浦东科创集团重整，成立新上海科创集团，将直接参投科创板上51家企业360个项目，新上海科创正式进入全国创投企业第一阵营。
如果你看得懂以上的顶层布局，明年的市场出现姹紫嫣红的景象，你就不会怀疑。近期的这些举措，都在整体抬高我们A股市场的整体估值，让A股的整体重心上移。所以，前两日我说，过了冬至，春天不会远了！创业板、中小板、科创板这是我们A股市场的主要成长区域，云集着大量未来高成长、高景气的行业。当然，小市值的企业在发展初期会遇到被高估的情况，但我们也要明白大市值都是从小市值成长起来的。尤其当我们推动经济发展的动向越来越依靠科技升级和进步的状况下，逻辑成长型主线就越发会被市场各方认同。
前几天，市场还沉浸在“炒小、炒差、炒妖股”的风潮中，一些我们持续看好的成长主线却表现不佳。但是我一直在提示股友们，妖股行情的持续性不会太久，市场的重心最终将回归主线。所以，今天我们看到了新能源电力、风电、光伏、TMT行业、电子行情、汽车赛道回归。昨天从元宇宙板块和前沿医疗的上行、三只洋马被关开始，市场转折的信号就出现了。如果你每天都持续阅读我的复盘文章，这种市场的变化你一定会第一时间就了解到，更不会高位站岗。如果你看好主线价值成长的赛道明年的表现，这段时间恰恰是低吸的好时机。
每年的年底，在这种机构按兵不动、大小游资热炒的阶段往往会出现妖股行情。但据我观察，今年的妖股行情其实非常短，半个月都不到，一些被炒过头的标的就被关了，这说明了什么？说明上面不希望A股重回资金炒作的老路！希望看到的是A股市场长期稳定、有价值、有业绩的成长，走出稳健的长期长牛！从更高的层面来讲，这也是今年跨年行情中更深层次的转折。
还有一个星期，新的一个交易年度就要到了，我认为接下来的几个交易日市场将回归主线，回归逻辑，主力将开始布局明年的赛道，后市会再度温暖起来，而这一次将是主线行情的回归，把握好，春节行情正式拉开序幕！预计明日继续上涨，沪指重回3650上方，为新行情开个好头！
新型电力系统专家解读纪要
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
新型电力系统解读电话会20210922
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
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