新型电力系统行业研究：“双碳”引领新型电力系统建设，算电融合赋能电网智能化升级

（1）新型电力系统市场运行现状：“双碳”战略推动全球电网迎来万亿级投资机遇，“双碳”目标是中国及全球主要经济体的共同发展使命，其推进落地实施需要新型电力系统作为关键载体，有效平衡新能源电力供给与消纳。在此背景下，全球电网投资有望稳健增长。预计在净零情景（NZS）下，2022-2030年间全球电网投资年复合增长率（CAGR）为12%，投资总额约21.4万亿美元，其中4.1万亿美元用于更换老旧资产、8.6万亿美元用于系统改造（提高可靠性、提升运行效率）、8.7万亿美元用于新增并网（将现有电网延伸到新的发电或负荷设施）。在经济转型情景（ETS）下，预计其间全球电网投资CAGR仍将达到6%，总投资额约13.3万亿美元。国家电网和南方电网连续加码电网投资，投资规模持续创新高。国家电网“十五五”期间计划固定资产投资4万亿元，较“十四五”增长40%，战略定位从“补强”升级为“主配微协同”核心架构，投资重点向配电网、微电网、新型储能倾斜，同步推进城市、农村、边远地区配网建设，强化“人工智能+”数字赋能，着力提升分布式新能源与3500万台充电设施的接入能力，构建“源网荷储”融合互动的新型配电系统。

2026年南方电网固定资产投资安排1800亿元，连续五年创新高，年均复合增速达9.5%，“十五五”总规模近万亿，2026年1800亿元年度投资持续加大配用电侧倾斜力度，聚焦配网柔性化、智能化转型，通过城镇老旧配电设施升级、农村电网补短板、大规模设备更新及数字化改造，适配分布式新能源与充电设施的接入需求，夯实终端供电保障能力。两大电网均将配用电侧作为新型电力系统建设的关键抓手，通过投资规模扩容与战略定位升级，加快解决新能源并网“最后一公里”难题，强化配网可观可测可控水平，为能源转型筑牢终端支撑。

电网智能化与信息化升级成为新型电力系统建设的核心发展方向。在传统电力系统向新型电力系统转型升级的过程中，电源构成、电网形态、负荷特性发生持续而深刻的变化。电网形态由“输配用”单向逐级输电电网向多元双向混合层次结构网络转变，大电网送受端、交直流、高低压电网耦合更加紧密，一次系统和二次系统运行方式日趋复杂。负荷特性由刚性、纯消费型，向柔性、产销型转变，各类新型并网主体不断涌现，负荷尖峰化、配电网有源化特征明显。新能源发电的间歇性与波动性导致电力电量平衡难度持续加大，局部电网在午间新能源大发时段面临弃电压力，而夜间则需依托储能或调峰电源填补缺口。因此，通过数字孪生、AI预测等技术提升新能源出力预测精准度，优化源网荷储全环节协同调控能力。同时，强化电网柔性输电能力，推广构网型新能源发电技术，使风电场、光伏电站具备同步发电机特性，增强系统抗扰动能力。在配网侧，通过部署智能终端设备和边缘计算节点，实现分布式电源、储能与负荷的毫秒级实时交互，推动“源随荷动”向“荷随源动”的双向互动模式转型。

“人工智能+”能源政策是新型能源体系建设的核心顶层设计，2025年9月国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，政策出台紧扣国家“人工智能+”行动战略整体部署，核心导向是通过人工智能技术重构能源生产、输运、调度、消费全链条，强化能源系统安全稳定运行能力，支撑能源行业绿色低碳转型，培育能源领域新质生产力，推动能源行业从自动化向智能化跨越，助力实现“AI赋能绿电生产、绿电支撑AI发展”的良性循环。

中金企信相关报告：《2026-2032年全球及中国新型电力系统市场监测调研及投资潜力评估预测报告》

（2）2025年国家层面发布相关政策如下：

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，要求新能源上网电量全部进入电力市场，通过中长期/现货交易定价，跨省交易按现行政策执行。明确存量项目（2025年6月1日前投产）执行原电价机制，增量项目（2025年6月1日后投产）通过年度竞价形成机制电价（执行期限10年左右）。

2025年3月，国家发展改革委、国家能源局、工信部、商务部、国家数据局发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，扩大绿电交易规模，推动风电/光伏项目参与；健全绿证核销机制，支持跨省流通；明确钢铁、数据中心等重点用能单位到2030年绿电消费比例不低于全国消纳责任权重平均水平，鼓励居民消费绿电，推动绿证标准国际化。

2025年3月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，将三大行业纳入全国碳市场，重点排放单位年排放量≥2.6万吨CO₂当量。2024年度配额核定需在2025年10月前完成，12月底前清缴。

2025年4月，国家发展改革委发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求2025年底前现货市场全覆盖，湖北、浙江分别于6月底和年底前正式运行，福建、四川等16省启动连续结算试运行。用户侧主体需参与申报、出清和结算，省间现货交易允许发电企业参与，南方区域、京津冀市场同步推进。

2025年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直连定义：新能源通过直连线路向单一用户供电，以满足企业绿色用能为目标，存量负荷可在特定前提下开展，支持消纳受限的新能源项目。省级部门统筹规划，接入电压等级一般不超过220（330）千伏，各类主体可投资，新能源项目豁免电力业务许可。现货市场地区可采用“自发自用为主、余电上网为辅”模式，按规定缴费。

2025年7月，国家发展改革委、⼯信部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》，旨在积极稳妥推进碳达峰碳中和，助力园区和企业减碳增效。该通知明确了8大重点任务，包括加快园区用能结构转型、推进节能降碳、调整优化产业结构、强化资源节约集约、完善升级基础设施、加强先进适用技术应用、提升能碳管理能力以及支持改革创新。

2025年8月，工业和信息化部、市场监管总局、国家能源局发布《电力装备行业稳增长工作方案（2025—2026年）》，推进智能微电网建设和电源电网侧储能应用，提高电网对清洁能源的接纳配置能力。

2025年9月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，明确提出推动人工智能与电网深度融合，重点支持电力设备故障预测性维护、配电网智能运行管理、营配调智能一体化等应用场景。

2025年9月，国家能源局等部门发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》，提出开发具备自主决策能力的电网智能控制软件和新一代配电物联网操作系统，推动电网智慧调控体系升级。2025年10月国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号），推动新能源从“单兵作战”向集成融合发展转变，核心涵盖多维度一体化开发、多产业协同发展、多元化非电利用三大方向。重点倡导新能源与零碳园区、光储充换等多场景融合，支持智能微电网、虚拟电厂规模化发展。

2025年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），明确2030年、2035年消纳调控目标，提出分类引导新能源开发消纳（含分布式新能源）、支持源网荷储一体化等新业态发展、强化电网适配能力等举措。2026年1月国家电网

公布“十五五”发展规划，计划固定资产投资4万亿元（较“十四五”增长40%），投资重点聚焦新型电力系统建设，核心方向包括配电网升级与主配微协同电网构建、电网数智化与AI赋能转型、新能源大规模开发与消纳、3500万台以上充电设施接入等；战略定位升级为“主配微协同”核心架构，着力构建“源网荷储”融合互动的新型配电系统。

2026年1月，南方电网推进“十五五”规划落地，2026年固定资产投资安排1800亿元（连续五年创新高，年均增速达9.5%），“十五五”总规模近万亿；投资重点聚焦新型电力系统建设，加大配用电侧倾斜力度，核心方向包括配网柔性化与智能化转型、设备更新、适配分布式新能源与充电设施接入等，夯实终端供电保障能力。

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第一章 全球与中国新型电力系统市场发展现状及趋势分析

第二章 全球及中国新型电力系统市场运营指标分析

第三章 新型电力系统行业上、下游产业链分析

第四章 全球主要地区新型电力系统市场现状及发展趋势（中国除外）

第五章 中国新型电力系统进出口数据监测分析及预测

第六章 全球及中国重点竞争企业分析

第七章 全球及中国新型电力系统行业市场竞争策略分析

第八章 新型电力系统行业投资现状分析

第九章 新型电力系统行业投资环境分析

第十章 新型电力系统行业投资潜力及风险分析

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