国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》 ，明确了新型电力系统的内涵，并制定三步走发展路径：加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045-2060年）。

专家：

源

非常看好煤电困境反转，预计今年两会后，电力市场化会有新动作，特别是煤电的容量电价、现货市场等，提升煤电对整个电力系统的保供。

新能源提的指标比较保守，说30年发电占比到20%，其实25年就能做到。十四五期间主要还是能源电力补短板。

功率预测未来会变成刚需。

网

特高压：稳增长的重要手段，去年受到多方面原因影响，原本说10条交流4条只留，结果直流0交流5，今年按照规划，有十几条直流很多条交流，十四五肯定要加快特高压建设。柔性直流的价格是传统直流输电的2-3倍以上，像海风就需要用到柔直，但现在能不用就不用，因为太贵了，只有海风和高原场景用柔直。

分布式智能电网：去年户用光伏慢下来了，就是以为电网到上限了接不进了，县域、农村的电网，适应不了高比例的户用光伏。文件里提到了分布式智能电网的开端起步，定位很准确，今年投资可能不会往这块大幅度倾斜，但后面几年会加快。

荷

虚拟电厂

储

文件里提的很多，储能重要性非常高。60年，风光装机至少到60亿千瓦，储能配比至少要20%，储能装机至少要12亿千瓦时，抽蓄的天花板是3.5亿千瓦，所以一定要其他来弥补。除了电化学储能，还要推动长时储能。

没有任何一种储能技术会胜出，不同场景要求不同。

今年新型储能装机至少要到10GW，才能支撑1.6亿千瓦时装机（电网能支撑1.1-1.2亿千瓦时）

文件后续肯定会出很多配套细则，来落实定增文件。

Q：之前国家也发了很多电力市场化的一些政策，终端用户的电价能传导到电源端吗

增加的费用（比如辅助服务）要传导到终端用户，所以现在是一半发电企业承担，一半是工商业用户承担。

电力现货市场涨价能传导到发电企业，但现在大部分签的长协是传导不到发电侧的

Q：为什么储能调用率很低？

之前很多储能都是为了并网，质量不行，电网不敢用。去年电网消纳能力勉强还够，今年肯定不行了，储能必须得调用。

现在对储能要求更加严格，要有并网验收，达到标准才行。