新型电力系统与电网投资周期的核心逻辑 - “十五五”期间电网投资强度明显抬升，其背后是对过去几年电源侧新能源爆发式增长的一种校准，旨在解决新能源“发得出、送不走、用不好”的矛盾 [3] 新能源发电量占比：关键显性化指标 - “新能源发电量占比”指新能源规模以上工业发电量占比，而非装机占比 2025年风电和光伏累计发电装机规模合计接近50%，但其规上发电量仅占17%左右，火电仍为基础性能源，核心差异在于火电的平均利用小时数远高于风电光伏 [6] - 根据国家能源局数据，2025年全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，约占全部发电量的38%，其中风光发电量合计约2.3万亿千瓦时，推算约占全部发电量的22%，高于规上发电量占比，差异主要源于光伏发电存在大量自发自用部分 [6] - 国家已为该指标设定明确目标：到2027年，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上；到2030年，支撑新能源发电量占比达到30%左右 [8] 系统调节能力是核心约束 - 新能源发电量占比之所以关键，是因为它直接对应电力系统的实时运行压力与复杂程度，电力系统运行的核心原则是发电量必须时刻等于用电量 [10] - 真正的约束在于新能源发电量占比是否大于系统可调节能力的占比 当前系统可调节能力大约在20%左右，2030年目标是30% [10] - 当下电网建设的核心是通过提升调节能力（调峰储能、智能调度、电网优化配置），来抬高系统可承受的新能源发电量占比“上限” [10] 负电价：调节能力不足的市场化信号 - 当新能源发电量占比大于系统可调节能力占比时，在市场化程度较高的区域，矛盾会以负电价的形式显现 [15] - 负电价的根本原因在于：电力是需要实时平衡、即时出清、无法长期大量储存的商品；电力市场遵循边际成本定价；供给端技术与制度的刚性远强于需求端的价格弹性 [21][22][23] - 在负电价场景下，供给曲线起点低于零轴，源于大型火电、核电等机组因重启成本高而选择“必须发”，以及享受补贴的新能源机组在补贴能覆盖损失时仍有供电动力 当价格跌入负区间，储能、跨境输电等需求被激活，需求曲线陡峭增加 [20][23] 本轮电网强周期的根本驱动力 - 用电需求增长趋缓，而风光装机跃升，推动新能源发电量占比持续上行，传统电源主导地位松动 [24] - 若调节能力、跨区输电与市场机制未同步升级，新能源占比突破系统承载上限，压力便会在市场中以负电价频发的形式集中显现 [24] - 当前政策核心并非压制新能源，而是提升资源要素的流通效率与系统弹性，旨在更高比例新能源的未来目标下重建新型电力系统 [24]