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）。
10月11日资金流入较多的有甲醇、动力煤、焦煤、棉花、乙二醇等品种。
关于焦煤：作为产煤炭大省山西，连续降水和地质灾害也对当地煤炭产业带来影响。截至10月11日，根据山西省应急管理厅消息，此次汛情全省各地共转移人员54947人，停产煤矿60座、非煤矿山372座、危化企业14家，停工在建工程1035个。
部分煤矿因暴雨暂停关停，供应偏紧，焦企焦煤库存较低，节后补库意愿较强，焦煤供需格局难改，煤焦价格难以下跌。
关于动力煤：从动力煤现货来看，目前动力煤港口现货贸易商5500大卡主流价格报价已经到2000元/吨上方。动力煤2201合约贴水巨大。从现货供需来看，尽管近期国内煤炭供应有所上升，但产量增加的速度较为缓慢。需求方面，部分地区工厂限产，减少了煤炭的消耗，但尚未对电厂日耗形成实质冲击。市场对于冬季的季节性煤炭需求上升存在一定程度的忧虑，认为目前的低库存条件下，冬季的煤炭的供应可能存在一定风险，这使得港口价格继续走高。短期来看，港口动力煤价格强势很难改变。
关于燃油：在全球能源供应偏紧的当下，高硫燃料油的强势在于其作为发电燃料的经济性好于原油和低硫燃料油，需求扩张逻辑明确。此外，燃油仓单的持续注销和OPEC+无预期外的中、重质油增产也强化了燃油的强势格局。因此，只要全球能源供应依旧偏紧，燃油的强势格局就很难改变。燃油未来仍有上涨空间。
关于玻璃：国家环保督查组再次进驻沙河，能源端煤改气基本确定。供应端后期存在减产的可能，但目前没有实际落地。玻璃期货市场估值明显偏低。后期需要关注以下几个方面：1、玻璃大厂降价幅度以及市场反应程度；2、地产成交恢复程度；3、冬奥会以及能耗双控是否会影响河北、湖北、山东等核心产地。上述3项因素都是触发玻璃反转的重要因素。尤其四季度如果能够出现地产成交明显好转以及玻璃厂减产，则玻璃将迎来大幅上涨。
马来西亚BMD毛棕榈油期货周一下跌，受10月出口疲弱拖累，但马来西亚棕榈油局(MPOB)数据显示供应趋紧，帮助限制跌幅。BMD基准12月毛棕榈油合约下跌13马币或0.26%，报每吨4,953马币。独立检验公司Amspec Agri周一发布的数据显示，马来西亚10月1-10日棕榈油出口量为500,381吨，较9月同期的540,915吨减少7.5%。船运调查机构Intertek Testing Services发布的数据显示，马来西亚10月1-10日棕榈油产品出口量为528,901吨，较9月1-10日出口的572,345吨减少7.6%。马来西亚棕榈油局(MPOB)周一公布的数据显示，马来西亚9月末棕榈油库存环比减少6.99%至175万吨。9月毛棕榈油产量环比下滑0.39%至170万吨；棕榈油出口环比攀升36.83%至160万吨。Palm Oil Analytics联合创始人Satia Varqa表示，在产量持平、国内使用量和出口飙升的情况下，库存下降的速度超过预期。孟买植物油经纪商Sunvin Group研究主管Anilkumar Bagani表示，黄金周假期后中国恢复购买是目前棕榈油市场的主要催化剂。棕榈油受其他相关植物油价格走势影响，因他们在全球植物油市场竞争份额。
豆油咨询：龙口香驰10月11日一级豆油现货10550元/吨，目前企业仍间歇停机。厂家有一条大豆压榨生产线，一条精炼生产线，日压榨大豆5000吨，日精炼豆油1000吨。
10月11日，青岛渤海厂家两条压榨线，日压榨量11000吨。油厂报价：一级豆油10550元/吨，脱胶10450元/吨，限量成交。
10月11日，日照凌云海2条大豆压榨生产线，日压榨大豆产能4000吨。油厂报价：一级豆油01+760元/吨。
10月11日，博兴香驰油厂日压榨大豆产能2000吨。油厂报价：一级豆油一口价现货10530元/吨。
10月11日，路易达孚（天津）工厂日压榨大豆产能4000吨，精炼1200吨，罐容12万吨，一级罐容2万吨。油厂报价：5-7月提货Y2205+480元/吨。
截至2021年10月8日（第40周），全国重点地区豆油商业库存约93.05万吨，较38周增加3.65万吨，增幅4.08%。
根据美国农业部最新数据，美豆库存处于2013-2014年以来的偏低位置是不争的事实，短期预估数据可能与市场预期有所偏差，但整体紧张的库存水平为豆油乃至整体油脂市场奠定了上升基础，并且也造就了豆油脉冲式变化的走势特征。目前，美豆天气因素窗口已过，收割进度保持正常，巴西大豆种植进度备受关注。目前超高的大豆进口成本给予豆油价格一定的支撑。受国内生猪养殖、限电因素等影响，国内豆油和豆粕走势形成强弱对比，油粕比大幅提升。从宏观层面看，整个大宗商品的上涨对于豆油的刺激是存在的，这就容易形成豆油现货本身刺激利多因素有限，而外界因素作用更强的情况，并且从现货波动角度也容易构成反复、脉冲式振荡走势。国内豆油短期消费处于活跃态势，在饲料需求不振的情况下，油脂加工开工率受限，豆油无论从供应还是成本角度对于价格支撑作用仍存，但支撑的增量因素略显不足。由于明年春节偏早，元旦和春节旺季容易形成共振，豆油提前备货，行情持续强势有可能比预期还要提前，现货容易形成强预期，并且与期货升水拉大的可能。当前现货需求偏强支撑豆油价格走势，整体油脂市场上涨预期仍不变。
豆粕咨询：2021年第40周，全国主要油厂大豆库存及豆粕库存均下降，未执行合同增加。
开机情况：第39周（9月25日至10月1日）全国主要油厂大豆实际压榨量为159.12万吨，开机率为56.13%；第40周（10月2日至10月8日）全国主要油厂大豆实际压榨量为140.67万吨，开机率为49.62%。
2021年第39-40周（9月25日-10月8日）国内主要地区的油厂大豆到港约39.5船，(本次船重按6.5万吨计）约256.75万吨大豆。其中华东16.5船，山东及河南8船，华北6.5船，东北1.5船，广西4船，广东2.5船，福建0.5船。
10月11日全国主要油厂豆粕成交9.02万吨，较上一交易日增加8.13万吨，其中现货成交5.22万吨，远月基差成交3.8万吨。开机方面，全国开机率较前一交易日下降至53.14%，主要是山东，华北，广东，广西地区开机有所下滑。
农业咨询机构AgRural周一发布报告称，截至10月7日，巴西2021/22年度大豆播种进度已达到10%，较之前一周提高六个百分点，2020/21年度同期的大豆播种率仅为3%。AgRural表示，该国大部分地区，以及马托格罗索州和帕拉纳州等粮食主产区的降雨提振了播种，令播种进度取得进展。AgRural在声明中称：“上周巴西大部分地区有降雨，有利于地区耕作，播种取得进展，也允许在生产者等待较好湿度条件的地区开始播种。”农户曾在2020/21年度遭遇严重干旱，推迟大豆播种。该咨询机构称，降雨过多伤及巴西南部播种工作。
美国农业部（USDA）9月30日发布的季度库存报告有些出人意料，报告显示大豆库存高于市场预期。美国农业部10月作物供需报告将于北京时间周三零点公布。首先，主要关注的内容将是单产以及结转库存。当一切尘埃落定时，结转库存便成为影响价格的重要因素。不过，大家都对平均单产如何十分感兴趣。鉴于这是收割以来的第二份供需报告，也就显得尤为重要。预计大豆单产将被上调。之前少数大豆生产商对他们的大豆单产情况感到失望。实际上，许多豆农都报告称单产创纪录，所以实际上大豆的单产情况要比玉米好得多。贸易商对于大豆单产的预估区间为每英亩50.5-51.5蒲式耳，这一预估区间较为狭窄。对单产的最高预估为每英亩51.5蒲式耳，还有人估计大豆单产后续还将继续被上调。美国农业部9月对美国2021/22年度大豆年末库存预估为1.85亿蒲式耳，预计本月估值将被上调。鉴于出口和销售量不及去年同期，因此很难假设需求将好于9月预估。预计年末库存将为3.64亿蒲式耳，接近1.61-3.73亿蒲式耳预估区间的顶端。鉴于过去几周价格走势震荡，因此任何异常数据都值得留意。如果单产调整幅度大于预期，那么对市场的影响将得到凸显。生产者希望谷物价格能够突破阻力，但也应注意避免受到价格下跌影响。
美湾运转进度提高，驳船运费回到飓风袭击前水平，新奥尔良港目前的装船能力足以加速对驳船的卸船。本年度迄今累计出口销售量同比锐减1520万吨（5.58亿蒲)。业界焦急等待中国再次进入美豆市场，提振正在放缓的出口销售进度。在目前装船和出口销售进度滞后的情况下，若未来30天持续该情况，未来将难以追赶。
由于东部玉米带本周大部分时间降雨减缓了收割，驳船运费因现货需求减少而下降。西部玉米带到周六都保持干燥，但本周更多的农民已经从收割大豆转为收获玉米。美豆装载量正在加快，因为所有美湾升降机都在运行。
国庆节前豆粕库存连续四周下滑，整体水平不高，市场预计节后受限电政策影响油厂开机率继续下降，豆粕库存可能延续下滑。在未来的一段时间内，美豆新作单产逐渐确认后，产量题材即将落下帷幕，需求端将成为市场交易重点；南美新季生长期炒作也将成为市场交易重点之一。国内市场将围绕成本，买货进度以及终端需求展开，节奏上仍将会跟随美豆波动。新作的单产将会是市场接下来的重点关注因素。市场消息称中国依然在采购巴西11月船期大豆，供给增加以及出口担忧继续施压美豆，国内豆粕跟随美豆表现偏弱。后期看市场目前普遍预期美豆新作结转库存在2.5-3亿蒲，这个水平对应美豆价格在1150-1250区间波动，但是宏观上中美贸易协定执行有不确定性会使得市场波动不确定性增加。国内豆粕后期不确定因素较多，既要受美豆、贴水的影响还要受油脂波动以及宏观中美贸易协定的影响。
关于焦煤：作为产煤炭大省山西，连续降水和地质灾害也对当地煤炭产业带来影响。截至10月11日，根据山西省应急管理厅消息，此次汛情全省各地共转移人员54947人，停产煤矿60座、非煤矿山372座、危化企业14家，停工在建工程1035个。
部分煤矿因暴雨暂停关停，供应偏紧，焦企焦煤库存较低，节后补库意愿较强，焦煤供需格局难改，煤焦价格难以下跌。
关于动力煤：从动力煤现货来看，目前动力煤港口现货贸易商5500大卡主流价格报价已经到2000元/吨上方。动力煤2201合约贴水巨大。从现货供需来看，尽管近期国内煤炭供应有所上升，但产量增加的速度较为缓慢。需求方面，部分地区工厂限产，减少了煤炭的消耗，但尚未对电厂日耗形成实质冲击。市场对于冬季的季节性煤炭需求上升存在一定程度的忧虑，认为目前的低库存条件下，冬季的煤炭的供应可能存在一定风险，这使得港口价格继续走高。短期来看，港口动力煤价格强势很难改变。
关于燃油：在全球能源供应偏紧的当下，高硫燃料油的强势在于其作为发电燃料的经济性好于原油和低硫燃料油，需求扩张逻辑明确。此外，燃油仓单的持续注销和OPEC+无预期外的中、重质油增产也强化了燃油的强势格局。因此，只要全球能源供应依旧偏紧，燃油的强势格局就很难改变。燃油未来仍有上涨空间。
关于玻璃：国家环保督查组再次进驻沙河，能源端煤改气基本确定。供应端后期存在减产的可能，但目前没有实际落地。玻璃期货市场估值明显偏低。后期需要关注以下几个方面：1、玻璃大厂降价幅度以及市场反应程度；2、地产成交恢复程度；3、冬奥会以及能耗双控是否会影响河北、湖北、山东等核心产地。上述3项因素都是触发玻璃反转的重要因素。尤其四季度如果能够出现地产成交明显好转以及玻璃厂减产，则玻璃将迎来大幅上涨。
马来西亚BMD毛棕榈油期货周一下跌，受10月出口疲弱拖累，但马来西亚棕榈油局(MPOB)数据显示供应趋紧，帮助限制跌幅。BMD基准12月毛棕榈油合约下跌13马币或0.26%，报每吨4,953马币。独立检验公司Amspec Agri周一发布的数据显示，马来西亚10月1-10日棕榈油出口量为500,381吨，较9月同期的540,915吨减少7.5%。船运调查机构Intertek Testing Services发布的数据显示，马来西亚10月1-10日棕榈油产品出口量为528,901吨，较9月1-10日出口的572,345吨减少7.6%。马来西亚棕榈油局(MPOB)周一公布的数据显示，马来西亚9月末棕榈油库存环比减少6.99%至175万吨。9月毛棕榈油产量环比下滑0.39%至170万吨；棕榈油出口环比攀升36.83%至160万吨。Palm Oil Analytics联合创始人Satia Varqa表示，在产量持平、国内使用量和出口飙升的情况下，库存下降的速度超过预期。孟买植物油经纪商Sunvin Group研究主管Anilkumar Bagani表示，黄金周假期后中国恢复购买是目前棕榈油市场的主要催化剂。棕榈油受其他相关植物油价格走势影响，因他们在全球植物油市场竞争份额。
豆油咨询：龙口香驰10月11日一级豆油现货10550元/吨，目前企业仍间歇停机。厂家有一条大豆压榨生产线，一条精炼生产线，日压榨大豆5000吨，日精炼豆油1000吨。
10月11日，青岛渤海厂家两条压榨线，日压榨量11000吨。油厂报价：一级豆油10550元/吨，脱胶10450元/吨，限量成交。
10月11日，日照凌云海2条大豆压榨生产线，日压榨大豆产能4000吨。油厂报价：一级豆油01+760元/吨。
10月11日，博兴香驰油厂日压榨大豆产能2000吨。油厂报价：一级豆油一口价现货10530元/吨。
10月11日，路易达孚（天津）工厂日压榨大豆产能4000吨，精炼1200吨，罐容12万吨，一级罐容2万吨。油厂报价：5-7月提货Y2205+480元/吨。
截至2021年10月8日（第40周），全国重点地区豆油商业库存约93.05万吨，较38周增加3.65万吨，增幅4.08%。
根据美国农业部最新数据，美豆库存处于2013-2014年以来的偏低位置是不争的事实，短期预估数据可能与市场预期有所偏差，但整体紧张的库存水平为豆油乃至整体油脂市场奠定了上升基础，并且也造就了豆油脉冲式变化的走势特征。目前，美豆天气因素窗口已过，收割进度保持正常，巴西大豆种植进度备受关注。目前超高的大豆进口成本给予豆油价格一定的支撑。受国内生猪养殖、限电因素等影响，国内豆油和豆粕走势形成强弱对比，油粕比大幅提升。从宏观层面看，整个大宗商品的上涨对于豆油的刺激是存在的，这就容易形成豆油现货本身刺激利多因素有限，而外界因素作用更强的情况，并且从现货波动角度也容易构成反复、脉冲式振荡走势。国内豆油短期消费处于活跃态势，在饲料需求不振的情况下，油脂加工开工率受限，豆油无论从供应还是成本角度对于价格支撑作用仍存，但支撑的增量因素略显不足。由于明年春节偏早，元旦和春节旺季容易形成共振，豆油提前备货，行情持续强势有可能比预期还要提前，现货容易形成强预期，并且与期货升水拉大的可能。当前现货需求偏强支撑豆油价格走势，整体油脂市场上涨预期仍不变。
豆粕咨询：2021年第40周，全国主要油厂大豆库存及豆粕库存均下降，未执行合同增加。
开机情况：第39周（9月25日至10月1日）全国主要油厂大豆实际压榨量为159.12万吨，开机率为56.13%；第40周（10月2日至10月8日）全国主要油厂大豆实际压榨量为140.67万吨，开机率为49.62%。
2021年第39-40周（9月25日-10月8日）国内主要地区的油厂大豆到港约39.5船，(本次船重按6.5万吨计）约256.75万吨大豆。其中华东16.5船，山东及河南8船，华北6.5船，东北1.5船，广西4船，广东2.5船，福建0.5船。
10月11日全国主要油厂豆粕成交9.02万吨，较上一交易日增加8.13万吨，其中现货成交5.22万吨，远月基差成交3.8万吨。开机方面，全国开机率较前一交易日下降至53.14%，主要是山东，华北，广东，广西地区开机有所下滑。
农业咨询机构AgRural周一发布报告称，截至10月7日，巴西2021/22年度大豆播种进度已达到10%，较之前一周提高六个百分点，2020/21年度同期的大豆播种率仅为3%。AgRural表示，该国大部分地区，以及马托格罗索州和帕拉纳州等粮食主产区的降雨提振了播种，令播种进度取得进展。AgRural在声明中称：“上周巴西大部分地区有降雨，有利于地区耕作，播种取得进展，也允许在生产者等待较好湿度条件的地区开始播种。”农户曾在2020/21年度遭遇严重干旱，推迟大豆播种。该咨询机构称，降雨过多伤及巴西南部播种工作。
美国农业部（USDA）9月30日发布的季度库存报告有些出人意料，报告显示大豆库存高于市场预期。美国农业部10月作物供需报告将于北京时间周三零点公布。首先，主要关注的内容将是单产以及结转库存。当一切尘埃落定时，结转库存便成为影响价格的重要因素。不过，大家都对平均单产如何十分感兴趣。鉴于这是收割以来的第二份供需报告，也就显得尤为重要。预计大豆单产将被上调。之前少数大豆生产商对他们的大豆单产情况感到失望。实际上，许多豆农都报告称单产创纪录，所以实际上大豆的单产情况要比玉米好得多。贸易商对于大豆单产的预估区间为每英亩50.5-51.5蒲式耳，这一预估区间较为狭窄。对单产的最高预估为每英亩51.5蒲式耳，还有人估计大豆单产后续还将继续被上调。美国农业部9月对美国2021/22年度大豆年末库存预估为1.85亿蒲式耳，预计本月估值将被上调。鉴于出口和销售量不及去年同期，因此很难假设需求将好于9月预估。预计年末库存将为3.64亿蒲式耳，接近1.61-3.73亿蒲式耳预估区间的顶端。鉴于过去几周价格走势震荡，因此任何异常数据都值得留意。如果单产调整幅度大于预期，那么对市场的影响将得到凸显。生产者希望谷物价格能够突破阻力，但也应注意避免受到价格下跌影响。
美湾运转进度提高，驳船运费回到飓风袭击前水平，新奥尔良港目前的装船能力足以加速对驳船的卸船。本年度迄今累计出口销售量同比锐减1520万吨（5.58亿蒲)。业界焦急等待中国再次进入美豆市场，提振正在放缓的出口销售进度。在目前装船和出口销售进度滞后的情况下，若未来30天持续该情况，未来将难以追赶。
由于东部玉米带本周大部分时间降雨减缓了收割，驳船运费因现货需求减少而下降。西部玉米带到周六都保持干燥，但本周更多的农民已经从收割大豆转为收获玉米。美豆装载量正在加快，因为所有美湾升降机都在运行。
国庆节前豆粕库存连续四周下滑，整体水平不高，市场预计节后受限电政策影响油厂开机率继续下降，豆粕库存可能延续下滑。在未来的一段时间内，美豆新作单产逐渐确认后，产量题材即将落下帷幕，需求端将成为市场交易重点；南美新季生长期炒作也将成为市场交易重点之一。国内市场将围绕成本，买货进度以及终端需求展开，节奏上仍将会跟随美豆波动。新作的单产将会是市场接下来的重点关注因素。市场消息称中国依然在采购巴西11月船期大豆，供给增加以及出口担忧继续施压美豆，国内豆粕跟随美豆表现偏弱。后期看市场目前普遍预期美豆新作结转库存在2.5-3亿蒲，这个水平对应美豆价格在1150-1250区间波动，但是宏观上中美贸易协定执行有不确定性会使得市场波动不确定性增加。国内豆粕后期不确定因素较多，既要受美豆、贴水的影响还要受油脂波动以及宏观中美贸易协定的影响。
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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