2022年电力行业之电力信息化深度研究

1、2022年电力行业之电力信息化深度研究1.时代背景：“双碳”目标下新能源发电是大势所趋1.1.化石能源不可持续，“双碳”政策推动发电结构变革我国提出“双碳”目标，对碳排放和能耗做出具体要求。2016 年巴黎协定签署 后，国际在气候变化和可持续发展问题上达成了共识，多国针对碳排放提出了相应 的计划和措施。中国作为全球最大的能源消费国、生产国和进口国，将碳达峰碳中 和目标提上日程。多项政策文件出台，分别对单位国内生产总值能耗、单位国内生 产总值二氧化碳排放以及非化石能源消费比重等指标提出了具体的目标。其中，至 2025 年，单位国内生产总值能耗比 2020 年下降 13.5%；非化石能源消费比重达

2、到 20%左右。电力系统将在“双碳”变革中扮演重要角色，其主要体现在电能占终端用能占比提 升，以及新型电力系统建设上：电能占终端用能比例提升：“十四五”现代能源体系规划中提出，到 2025 年， 非化石能源发电量比重达到 39%左右，电能占终端用能比重将达到 30%左右，未来将有更多电力用户及端口接入。新型电力系统建设：2030 年前碳达峰行动方案和关于印发“十四五”可再 生能源发展规划的通知中提出降低碳排放的举措：1）提高风电、太阳能装机、 发电比例：全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式 与分布式并举，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上；

3、“十四五“期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍；2）提升电网消纳水平：到 2025 年，新 型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上；全国可再生能源电力总量消纳责任权 重达到 33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右。1.2.新能源已具备上网的竞争力，助力“碳指标”的达成新能源，指传统能源之外的各种能源形式，包括太阳能、风能、地热能、海洋能、 生物质能等。当前我国亟需大规模发展的新能源以风能和太阳能为主。随着技术的不断改进，原先制约新能源发展的成本环节大幅改善，新能源电站发电 成本不断下降。IRENA 数据显示，随着光

4、伏、风电装机量不断扩大，投资带来的技 术革新使得风光能源成本迅速下降。光伏、风电的成本通常由平准化度电成本 （LCOE）衡量，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。2010-2019 年 间，我国光伏 LCOE 由 0.301 美元/kWh 下降至 0.054 美元/kWh，风电 LCOE 由 0.07 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh。从上网电价上看，风电 IV 类资源区上网电价由 2011 年 0.61 元/kWh 降至 2022 年 0.47 元/kWh（I、II、III 类资源区为风电资源较丰 富的地区，上网电价更低），大幅缩小与燃煤上网电价的差距；光伏上网电价由

5、 2011 年 1.15 元/kWh 降至 2022 年 0.35 元/kWh，已降至电网企业平均购电价格水平。光 伏、风电上网价格和发电成本将不再是制约产业发展的因素。碳排放配额将进一步放大市场对新能源的需求。碳排放配额是指重点排放单位拥有 的发电机组产生的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接二氧化碳排放 和净购入电力所产生的间接二氧化碳排放。继“双碳”政策提出后，电力、化工、 航空、建材、有色、钢铁、石化、造纸八大行业纳入碳控排范围，对于属于上述行 业且年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳的企业，予以碳控排管理。过去我 国电力行业以燃煤为主要发电形式，据 WRI（世界资源研

6、究所）统计，发电与供热 行业产生的碳排放，约占中国碳排放总量的 41.6%，因此发电方式向风电、光伏等 新能源转变有助于电力行业降低碳排放，达成碳排放指标。在背负碳排放指标的情 况下，化工、建材、钢铁等行业企业对于新能源的需求将进一步放大；另外，使用 新能源发电后，余量碳指标能够参与市场化交易并获取收益。因此随着控排企业范 围的扩张，未来新能源将占据终端用能的主要位置。2.新能源并网带来电力供需不匹配问题2.1.新能源发电用电存在时间错配，发电功率波动性高受制于发电原理，新能源发电功率波动性高。传统火电涉及的设备和传输链条较为 简单，且下游用电负荷端需求稳定可预测，因此普遍采取随发随用的措施。

7、对比来 看，发电原理方面，风电发电量与风力大小相关，光伏发电量与光照强度相关。由 于风力和太阳光照强度随时变化，上述自然现象很难人为预测或控制，因此导致风 力发电和光伏发电具有波动性和间歇性特征。过去，风电及太阳能装机较少，电源 侧调控普遍根据经验进行判断；随着风光装机量的大规模上升，仅靠常规电源端的 调节难以应对新能源日内频繁的功率波动，新能源消纳面临巨大挑战。2.2.新能源供需存在空间错配，电网调度能力迎来挑战电力资源与负荷中心空间错配，输电网远距离输电能力和调度能力亟需提升。我国 风能资源主要分布于西北、内蒙古、西南以及东南海上区域，太阳能资源主要分布 于西北、西南、内蒙古等海拔较高的区

8、域；用电端则集中在华北、华东、华中等人 口密度较高的地区。从区域分布上看，风光资源分布远离用电大省，出力和负荷在 地理上呈现逆向分布的特点。此前部分风光项目曾由于输出通道配套滞后，就地消 纳能力有限而造成弃电，以风电为例，根据国家能源局，2021 我国弃风电量达到 206 亿千瓦时，弃风率 3.1%，其中青海、蒙西、新疆等西部地区弃风率超过 7%，弃电 问题较为严重。因此大规模的风光并网带来的空间错配问题需要通过加强远距离输 电网、调度系统建设等方法缓解。分布式电源接入配电网，随着分布式电源装机量增长，现有配网设施无法满足日益 复杂的调度需求。分布式电源指分布在用户侧的能源利用系统，通常功率较

9、低，与 环境兼容，用以满足电力系统和用户特定的要求。传统火力发电模式下，电厂发电 后，电力通过升压接入 110kV 以上的输电网，随后输送至 35kV 以下的配电网，再 分配至用电侧。分布式电源直接接入 35kV 及以下的配电网，再接入用户侧。分布 式电源根据使用技术的不同，可分为热电冷联产发电、内燃机组发电、燃气轮机发 电、小型水力发电、风力发电、太阳能光伏发电、燃料电池等。随着产业技术的不 断成熟和“整县光伏”等政策的推进，分布式电源成为解决空间错配问题的方法之 一，其中分布式光伏占据分布式电源的主要位置，是未来新能源的重要发展方向之 一。分布式光伏选取工业园区、商业建筑屋顶等用电区域附近

10、进行建设，运行方式 普遍为用户侧“自发自用、多余电量上网”。根据前瞻产业研究院数据，2020 年我国 分布式光伏装机容量为 78.31GW，同比增长 25%。分布式光伏单体规模较小、数量 多，对配电网的调度能力、响应速度提出了更复杂的需求，现有配电网无法承载庞 大数量的分布式电源，因此催生配电网调度系统的升级需求。3.解决方法：电力信息化是供需不平衡问题的关键抓手在以风电、光伏为主要发电方式的新型电力系统中，时空错配问题将导致发电和用 电侧供需不平衡。电力信息化将成为新型电力系统建设中平衡供需的关键技术。本 章我们将分环节，从发电、主网、配电网和用电的角度，分析电力信息化主要环节 解决上述挑战

11、的方法。3.1.发电环节：提升发电侧预测水平，确保并网功率稳定性强化电站与电网联动，发电侧信息化辅助电网提升并网功率稳定性。与传统火电不 同的是，新能源电站并网存在发电功率的波动性问题，高频变化的功率将对电网的 安全性与稳定性产生威胁。为了辅助电网稳定发电功率，发电侧可以通过提升信息 化水平，对发电情况进行预测、监控、运维。发电侧信息化需求主要包括以下几个 部分：1）发电功率预测系统；2）并网智能控制系统；3）电站智能运维系统，包括 集中监控、故障检测等。新能源功率预测系统为电网调度提供先行指标，功率预测软件将成为新能源电站必 备的配套设施。发电功率预测系统主要由预测服务器、服务器内置软件和测

12、风/测光 设备构成，工作过程包括：获得原始气象预报数据、建模计算得到高精度气象预测 数据、计算短期功率预测数据、在软件中计算超短期功率预测数据以及上传预测数 据至电网调度。由于风光发电具有时间的波动性特征，电网端需要对新能源发电规 模功率进行量化，并做出及时、合理的发电规划，维持电网安全稳定，因此电网公 司对发电侧装配功率预测系统提出了要求。根据各能源局发布的发电厂并网运行 管理实施细则，新能源电站需要于每天早上 9 点前向电网调度部门报送短期功率 预测数据，每 15 分钟向电网调度部门报送超短期功率预测数据。此外，我国两大电 网还将考核发电厂功率预测的上传率、准确率，例如国家电网西北区域要求

13、短期、 超短期数据文件的上传率大于 95%，风电、光伏电站的短期功率预测曲线最大误差 不超过 25%和 20%。电网侧向发电端下达调度指令，通过并网智能控制系统实现生产管控。电网侧接收 到发电功率预测数据后，需要根据生产计划和区域的用电需求，制定省级发电和调 度计划，形成调控指令并下放至新能源电站，电站根据指令实时调整发电和电压情 况并反馈数据，因此需要发电侧安装并网智能控制系统，基于电网要求，对电力生 产进行实施管控，根据控制方式可分为：1）自动发电控制系统（AGC）：以风光并 网的有功功率为控制目标，通过优化算法，满足电网的电能调控需求；2）自动电压 控制系统（AVC）：以风光的无功功率为

14、控制目标，将逆变器/风机和无功补偿装置 实时运行数据上传电网调度，接收电压控制指令并进行统一协调控制；3）快速频率 响应系统：以电力系统频率为调控目标。根据调研，当前并网智能控制系统渗透率 较功率预测系统相比仍较低，未来随着新能源电站的建设，将具有更大的可渗透空 间。运维系统实时监测风电光伏设备运行，确保电力供应的持续性和稳定性。智能电站 的运维系统分为软硬件两方面，硬件包括智能传感器、有线采集站、巡检无人机和 通信信道，软件包含智能检测软件、诊断平台等，需要对电站运行的工况变化进行 可视化，根据传感器采集输回的物理参数进行分析，预知设备的运行故障及变化， 实现设备的预测性维护。智能监控运维管

15、理系统包含以下细分功能： 1） 数据感知及监测：通过传感器等物联网设备对逆变器、发电机组进行数据收集 和监测，形成组态图形及自定义报表； 2） 运行数据分析：对发电效率、故障预警、发电量及收益进行分析，实时了解电力 生产的状态； 3） 状态告警：当检测到潜在隐患时进行预警和声光报警，并实时推送至电站管理 中心； 4） 智能运维：对电站的运维成本及效益、人员、任务进行分析，并发送定期发送报 告至管理层。随着电站数量的增加和装机扩容，电站管理信息化需求进一步放大。“十二五”和 “十三五”阶段，电力系统装机电站中，新能源电站占比较小，电站仍以传统火电 为主，人工现场轮值即可满足日常运维需求，信息化需

16、求较为简单，投资空间有限。 新能源装机量增加后，传统人工值守存在效率低、成本高、响应时间长等问题，无 法应对新能源发电的高波动性，因此以“五大四小”发电集团为首，需要对电站的 集中运维系统进行升级，包括监控系统、故障检测、运维管理等模块，最终实现无人值守或者少人值班，降低电站运营成本并提升运营效率。3.2.主网环节：提升电网全息感知水平，加快调度响应速度输电网建设和智能化改造是主网提升新能源消纳能力的主要途径。新能源发电后， 电力将输送至电网，经过输电、变电、配电等环节输送至用电方，因此电网改造是 新能源并网的关键环节，其中主网（输变电环节）改造主要分为两部分：1）建设更 多特高压输电网，从而

17、解决新能源发电的空间错配问题，推动电网的三维设计、数 字孪生软件的需求增加；2）提升电网智能化水平，提升调度响应速度，从而应对新 能源发电功率高频波动的挑战。特高压工程解决新能源空间错配问题，电网设计进入加速阶段，设计软件需求凸显。 特高压电网指 1000kV 及以上交流电网或800kV 及以上直流电网，具有远距离、大 容量、低损耗、占用土地少，输电能力可达到 500 千伏超高压输电的 2.4 倍5 倍。 随着集中式风电、光伏电站建设加速推进，特高压电网将成为解决空间供需错配问 题的手段，因此我国电网公司也提升了特高压工程建设投资。截至 2021 年末，我国 电网在运建成特高压工程 32 条，

18、核准在建特高压 3 条。其中，国家电网“十四五” 期间，规划建设特高压工程“24 交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏安，总投资 3800 亿元。高额电网建设投资拉动了电力设计的需求，电力 BIM 设计软件将成为特高压电网建设的基础工具。新能源并网导致电网运行工况变化加剧，需提升智能化水平保障电网稳定性。旧有 电力生产以常规煤电和水电为主，产电侧功率和负荷端普遍在一定范围内小幅波动， 电网管理人员可依据经验，直接对电力进行调度。新能源接入后，风光发电具有随 机性和波动性，设备的运行工况变化较大，现有调度响应速度不足以保证电网的运 行稳定。此外，变电站信息技术管理

19、存在自动化水平滞后、变电站内系统繁杂冗余、 信息利用效率低、对调度主站和生产管理主站信息支撑不足等痛点。因此主网侧急 需提升调度响应能力，提升并网消纳能力。主网侧智能化升级需求分为两部分：1） 新一代调度系统：新一代调度系统提出实时和准实时的新能源信息采集交互方 式，通过 IEC-104 标准通信信道的方式对风机状况、功率控制指令等实时性要 求较高的信息进行采集和下发，利用基于 GIS 技术的可视化手段进行展示，满 足调度员对接入电网的新能源信息的监视和控制需要，将原本离线计算的准实 时状态估计变成在线的实时测算，做到整个电网的全息感知和在线精准计算。 2） 新一代变电系统：同传统变电站信息管

20、理模式相比，新型变电系统拓宽了管理 范围：1）能够应对层次和结构更复杂的信息采集和信息处理；2）能够实现实时 状态的监视与控制和变电站高级应用功能，包括电压无功自动调节、程序化操 作与控制、保护信息管理、设备维护、计划检修、信息分析与综合告警、辅助决 策支持、维护与配置、操作仿真与培训，支撑调控一体化业务和变电站无人化值 守。3.3.配电环节：信息化提升配网调配效率，解决多元出力/负荷问题集中式与分布式电源并举增加配电网调配复杂度，多元负荷化问题催生配电智能化、 虚拟电厂等系统的需求。相比于110KV及其以上电压等级的主网，配电网是指 35KV 及其以下电压等级的电网，其作用是给城市各配电站和

21、各类用电负荷供给电源，是 城市的关键基础设施、连接电网与用户的重要纽带。过去以火电主导的发电结构下， 配电网电力全部来自主网，输入侧较为单一，配电主要依靠经验进行人工调节。随着分布式电源装机增加并直接接入配电网，配电网电力输入侧更加多元化，且分布 式光伏的发电功率波动性较高，仅依靠经验或人工调节无法满足调配需求，因此需 要提升配电网智能化水平，满足发电资源分散化时代的配电需求。配电网升级主要 分为两方面：1）升级传统配电自动化系统，提升配电设备的感知、响应能力，实现 实时监控和电能分析；2）利用日益增加的分布式发电、储能以及可控负荷资源，建 成更多微电网或虚拟电厂，响应电网邀约并减缓电力供需紧

22、张。建设新一代配电自动化系统，提升配电网数据信息监测与分析能力，方能有效提升 管控水平。配电自动化系统实现对配电网的运行调度、配网故障抢修、配电设备检 修维护、分布式电源运行接入控制等方面进行全方位的智能化管控。该系统由信息 交互总线、配电自动化主站系统、分布式电源接入控制系统、通信网络、配电终端 和智能一次配电设备组成，能够完成配电网海量实时数据的智能监控、馈线自动化、 配电网信息的集成整合与共享、分布式新能源发电的实时监视、电能统计分析等关 键功能。微电网提高配电网对分布式电源的接纳能力。微电网指由分布式电源、储能装置、 能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统，旨在实现分

23、布式 电源的灵活、高效应用，解决数量庞大、形式多样的分布式电源并网问题。微电网 具有并网运行和独立运行两种模式： 并网型微电网在可以实现自治管理的同时也与配电网并网运行，实现电力交换， 通常运用在校园、医院、城市工业园区等领域，并网型微电网在遇到故障或电 能质量不满足要求的情况下，将及时断开与电网的链接从而独立运行; 独立型微电网主要通过系统内发电与用电单元，实现电力的自发自用，主要应 用于海岛、西北偏僻地区及山村等环境恶劣、用电条件不便的地区。 微电网可以实现在特定区域内消纳部分分布式电源的发电，余量电量再进行并网， 从而减缓分布式电源对于配电网的冲击。微电网内除分布式发电、储能、用电单位

24、等基础资源外，仍需建设电力管理系统，满足微网区域内的电力调度功能，实现区 域内电力的高效、稳定运行。虚拟电厂参与需求侧响应及电力交易，缓解电力供需紧张。虚拟电厂能够聚合分布 式发电、储能、可控负荷资源，利用通信技术和软件算法优化电力调度，参与需求 侧响应或电力交易从而最大化收益，较其他形式的电厂具有成本低、效率高的优势， 投入成本约为火电厂的 1/8，是智能电网发展的重要技术之一。我国虚拟电厂正处于由 0 到 1 的起步阶段，各省逐渐开展虚拟电厂试点，借助该技术提升区域电力调度 效率。从技术角度看，虚拟电厂运营商需要对用电计量、信息通信及智能调度算法 进行布局，具备电能在线监测与运行管理系统、

25、分钟级负荷监控能力，实现运营商 对终端基础资源的管理并参与电网需求侧响应；电网公司需要新增聚合商运营管理 系统，实现各聚合商数据的分析、处理及可视化功能。3.4.用电环节：用电需求多元化，促使原有信息化系统适配升级新能源接入增加用电端口，用电侧管理信息化需适配升级。需求方面，随着分布式 光伏、微电网、电动汽车充电桩等出力和负荷端的接入，用电需求日益复杂，原有 的用电侧管理类系统，如用户采集、电力营销、电力计量系统无法满足多元负荷环 境下的用电需求；供给方面，物联网、大数据、人工智能等技术逐渐成熟，能够支 撑更大数据量的信息收集与高速运算。因此用电侧的管理信息系统迎来升级换代， 包括用电采集系统

26、、电力营销系统、以及电力交易辅助决策平台等。信息采集范围随分布式电源接入增大，新一代用电采集系统已实现落地推广。新一 代用电采集系统集现代数字通信、计算机软硬件、用电异常智能判断告警、电能计 量、电力负荷控制和电力营销等技术为一体，对信息进行实时采集与分析处理，强 调高速响应、模块化、高可靠性和低成本。此外，用电采集系统需要进行前置，以 满足分布式电源、微电网等设施的接入，信息采集的范围扩大。2021 年 11 月，国 网首个新一代用采系统（采集 2.0）标准化设计版本上线福建，项目围绕数字化转型， 接入了 2023 万个智能电表、1.3 万个漏电保护器和 8.86 万个智能开关，具有高灵活

27、性、设施接入兼容性更高的特点，电量数据采集时长从 1.0 的 30 分钟缩短至 5 分 钟。未来围绕微电网、充电桩等新的业务场景，新一代用采系统将在全国范围内推 广，从而满足更加复杂化的用电场景。电力商品属性凸显，售电市场竞争者增加提升电力营销系统的重要性。电力营销即 指电力企业以满足电力消费需求为目的，开展一系列与市场有关的经营活动提供电 力产品和服务。随着我国电力市场的不断开放，电网企业逐渐放开售电权，单一的 售电主体地位被打破，售电侧出现越来越多的竞争者。在全面竞争环境下，数字化 营销成为电网企业和售电公司重点升级方向，包括数字化渠道管理、客户关系管理 等。新型电力营销系统在完成传统电力

28、营销抄表、核算、收费、维修等业务的基础 上，还将市场化营销活动纳入其中，需要实现 1）用户数据更为精准；2）跨部门的 数据共享；3）支持更加复杂的电价结算功能。未来，新一代电力营销系统将以省份 为单位，陆续进行升级换代。电力市场化伴随政策落地稳步推进，电力交易相关信息化需求快速增长。2015 年，国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见确认了我国电力市场的发展目 标：逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能 完善的电力市场，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体 系。2017 年选择南方（以广东起步）、浙江等 8 个地区作为第一批电力现货市场建

29、设试点。2021 年现货交易试点新增 6 个省份，陆续启动包括单日、多日、周、双周、 整月甚至多月的结算试运行工作。截至目前，我国电力市场交易主要包括电力中长 期交易和电力现货交易，未来将逐步开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发 电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易。2021 年，全国各电力交 易中心累计组织完成市场交易电量 37,787 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占全社会用 电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点。电力市场交易将带来两方面的信息化 投入：1）对于电力交易参与主体，未来或将增加在电力交易辅助决策系统方面的投 入，提升参与主体在电力交易中的收益

30、；2）对于电网侧，需要建立全国及各省的电 力市场技术支撑平台，适应各区域电力交易规则，完成交易的申报、结算、出清等 工作。面向现货与中长期交易，电力交易辅助决策平台助力交易管理。电力交易辅助决策 平台面向交易参与主体，指通过高精度的功率预测、电价预测、极端天气预警及储 能 EMS 充放电优化策略等系统，生成有效的交易申报策略。其中，对于电力中长期 交易品种，电力交易参与主体若无法按照交易合约提供/消纳电力，将会面临高额的 考核费用，因此需要对电量、电价进行精准的中长期预测；对于现货交易品种，电 力交易辅助平台需要针对高频变化的电价、电量数据计算出合适的竞价策略。随着 电力交易试点推进，电力交易

31、品种逐渐丰富，交易辅助决策系统将成为各电力交易 参与主体的必需品。面向电网侧，新一代电力市场技术支撑平台需要实现包括市场发布、市场申报、市 场出清、市场监视、市场分析、市场模拟推演等电力交易全业务功能。相比以往单 一交易模式，新系统将根据各省电力市场要求，准确匹配当地市场规则，通过智能 数据分析和预测，支撑购售电交易决策，满足售电公司与企业运营管理需要。从技术架构角度看，平台包括数据层、平台层、服务层、应用层、展示层 5 层架构。数 据层抽取、聚合平台运行数据，供上层服务调用。平台层基于云架构，实现服务器 资源自动扩展，提高系统业务应用承载能力和资源利用效率。服务层通过业务能力 沉淀，形成中台

32、支撑能力，支撑快速变化的业务需求。考虑到省间省级市场业务差 异化、系统性能和稳定性等因素，部署方式上采用两级部署，即北京及广州电力交 易中心部署省间交易平台，省级电力交易中心部署省级交易平台。4.中外对比：电力市场化和配电信息化投资是未来的发展方向4.1.欧洲电力市场化促进新能源产业的发展与中国的“先有新能源政策，后有电力市场化”相反，欧洲电改完成快于新能源产 业起步，新能源溢价补贴政策融入了市场化因素。从电改角度看，欧洲电改于 20 世 纪 90 年代完成，欧盟各成员国间跨国电力贸易可以通过协商方式开展，售电商自由 竞争开放，发电侧可以通过竞争上网的方式接入输电网；2008 年欧洲电力现货交

33、易 所 EPEX SPOT 脱胎于德法两国电交所，市场化交易品种进一步丰富。中国 2002 年 完成第一次电改，实现了厂网分离，但市场化电力交易试点直到 2016 年才正式提 出，2021 年才真正提出包括煤电在内的浮动电价机制。较欧洲进程相比，中国电力 市场化仍处于起步阶段。从新能源产业政策看，欧洲新能源产业始于 21 世纪初，德国率先颁布可再生能源 法，随后欧洲各国相继提出新能源电价补贴政策，其中以固定补贴和溢价补贴为主 要模式：早期德国等国家采用固定补贴模式，电价=可再生能源附加费+电网费+购 电和销售成本+其他税费，其中可再生能源附加费即为新能源补贴，由供需决定、消 费者承担；2010

34、 年后，固定补贴逐渐转为溢价补贴模式，新能源参与市场竞价上网， 竞标成功后给予可再生能源附加费补贴。同欧洲模式对比，中国的新能源补贴政策 与固定补贴模式较为接近，但补贴水平由政府直接决定，不与市场供需挂钩。2006 年中国首次提出上网电价补贴的框架，于 2009 年、2011 年、2014 年先后将陆上风 电、集中式光伏、分布式光伏及海上风电纳入补贴范围，至今已实现补贴退坡。对比中国及欧洲的新能源政策和电力市场化的时间线，我们认为，欧洲电改早于新 能源发展，一方面，欧洲各国在制定补贴激励政策时，能够将市场供需情况纳入到 补贴的制定机制中，避免了新能源发电侧的过度供应和弃风弃光现象；另一方面，

35、新能源参与市场竞价，能够利用市场竞争推动新能源降低建设成本，加速技术进步 并最终实现新能源降价。欧洲新能源产业发展与电力市场化互相成就。一方面，新能源的引入丰富了电力的 交易品种，电力现货、长期购电协议（PPA）等品种交易更加活跃，大幅提升电力市 场化的效率；另一方面，相对于煤电需要考虑燃煤成本，新能源发电边际成本几乎 为 0，随着新能源引入电力交易市场，新能源建设完成并进入平稳发电期后，新能 源电力的价格将逐步下降，新能源发电商收益空间显著大于需要考虑燃煤成本的煤 电厂商，因此新能源发电将逐渐成为电力市场主流。我国电力市场化逐步放开，退补后或将由“市场”来推动新能源发展。从现行交易试点情况来

36、看，我国电力市场交易主要包括电力中长期交易和电力 现货交易，并已适度开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发电权交易、 可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易。根据数据，2021 年，中国电力市场交易（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特 殊交易电量）为 37787 亿千瓦时，占全社会用电量的比重 45.5%。随着现货交 易的逐渐成熟，新能源电站可直接参与电力现货交易获取收益，提升经济性。除现货交易品种外，中国在长期购电协议品种方面也取得了实质性进展。我国 于 2022 年 3 月实现了第一份长期购电合同（PPA）的落地，交易双方国家电投 与巴斯夫签署了长达 25 年的可再生能

37、源合作框架。合作内容为，由国家电投为 巴斯夫位于广东湛江的新一体化基地后续装置供应可再生能源电力，双方交易 的新能源以广东供应为主，以国家电投就近新能源为后备，主要为海上风电及 光伏。第一份长期购电合同的落地有望推动后续该品种合同的标准化，为后续 的新能源建设提供融资渠道。 综上，借鉴欧洲经验，未来随着我国电力市场化逐步放开，交易量不断上升，且交 易品种逐渐走向多元化和标准化，电力市场化将进一步推动退补后的新能源产业发 展，加速推进双碳目标实现。4.2.欧洲智能电网投资加码，配电网智能化投资占比较高欧洲是全球智能电网发展较先进的地区，欧盟 2020 年智能电网投资规模达到 565 亿欧元，渗透

38、率 67%。智能电网指将计算机、自动化和物联设备技术融入电网，以 数字方式响应快速变化的电力需求的新型电网。根据欧盟委员会报告，2020 年欧盟 国家智能电网投资规模约为 565 亿欧元；根据 NortheastGroup，2020 年西欧地区智 能电网渗透率约为 67%；根据沙利文，2015-2025 年，欧洲智能电网市场收入预计 将以 8.6%的复合年增长率增长。我国智能电网建设仍处于高速发展阶段，智能化渗 透程度对标欧洲仍有较大成长空间。从细分环节看，沙利文预测，需求响应、智能 计量、配电自动化管理将成为欧洲智能电网的主要投资方向： 1） 需求响应：电力用户根据电力价格、电力政策的动态改

39、变而暂时改变其固有的 习惯用电模式，达到减少或推移某时段的用电负荷而响应电力供应的效果，从而保 证电网系统的稳定性。需求响应将成为欧洲智能电网市场中市场规模增长最快的部 分，预计 2015-2025 年复合增长率为 17.6%。 2） 高级智能计量：与传统计量设备不同，高级智能计量强调设备在不同应用程序 及服务提供商之间进行双向通信。预计 2015-2025 年，高级智能计量设备收入复合 增长率将达到 12.4%。3） 配电自动化管理：包括远程监控和基于无线传感器网络的智能设备。2015 年欧 盟国家配电网管理部分的投资占智能电网投资约 68%， 2015-2020 年配电自动化管 理复合增长

40、率达 8%。配电网运营商是欧洲智能电网最大的投资主体。欧洲电力产业链与中国较为相似， 分为发电、输电、配电和售用电环节，但从投资主体来看，欧洲电网环节运营商更 加分散：中国的输变电和配电均由电网企业负责运营，而欧洲电网运营主体则进一 步划分为输电网运营商（TSO）和配电网运营商（DSO）。输电网运营商（TSO）负责控制和运行输电网（欧洲 220kV 和 380kV 电压的输 电网络），包括监测和控制电网内断路器、开关以及输电网的电压。欧洲各国根 据区域划分输电网运营商的管辖范围，以德国为例，德国四家 TSO（TenneT, 50Hertz, Amprion 和 TransnetBW）分别负责德

41、国四部分区域输电网的运营，同 时四家运营商通过参与欧洲互联电网（ENTSO-E）的方式进行跨国电力交易。配电网运营商（DSO）负责将能源进行分配和管理，并输送给终端消费者。欧 盟成员国中，配电网运营商数量显著大于输电网运营商，其中法国与意大利 DSO 数量超过 160 和 130 个，市场化竞争激烈。随着更多分布式可再生能源直 接输入配电网，以及终端用能需求的增加（如新能源电动车），配电网功能更加 复杂，市场化竞争促进 DSO 加强智能化建设以支撑更加复杂的用能需求，同时 实现降本提效。 根据欧盟委员会数据，配电网运营商在智能电网投资中占主导地位，显著高于发电 侧、用电侧、TSO 及大学院校。

42、对标德国，我国配电网信息化投资仍有提升空间。由于中国新能源补贴政策与德国 初期较为相似，且德国在风电、光伏等新能源发展方面全球领先，我国未来新能源 装机占比将向德国水平趋近，因此选取德国作为参考。从电网投资看，根据 SmartCitiesWorld，到 2026 年，德国预计将在智能电网上投入 236 亿美元。其中， 预计配电网高级传感器、通信、软件部分投资将达到 141 亿美元，占比约为 59.7%。 对比中国情况，根据十二五、十三五时期国家电网智能化规划总报告，2011-2020 年国家电网区域配电环节投资占总智能化信息化投资比例为 24%；到“十四五”时 期，预计配电环节投资占比增至 4

43、0%。尽管“十四五”时期配电网信息化智能化投 资比重逐渐加大，但较德国的投资比例仍有较大提升空间，未来配电网部分的信息 化智能化投资将成为重点。5.投资空间：电力信息化需求催生千亿投资空间发电信息化侧空间超 70 亿元。当前我国发电企业竞争格局为“五大四小+两大设计 院+地方性能源集团”，其中“五大”指国家能源集团、大唐集团、华能集团、华电 集团和国家电投，“四小”包含华润电力、三峡能源、国投电力和中广核，两大设计 院指中电建和中能建，发电企业形成多样化竞争格局。大型发电集团相继提出“十 四五”期间新能源装机目标，根据我们的统计，预计将新增新能源装机容量约 5.5 亿 千瓦，发电信息化侧空间超

44、 70 亿元。电网侧信息化空间巨大。尽管随着电改的进行，配电、售电业务逐渐允许民间资本 介入，但我国电网的主要业务仍由电网公司负责。电网环节涉及电力的核心调度业 务，承担着新型电力系统最关键的功能，因此信息化升级需求较发电环节更加旺盛， 是电力信息化投资的主力。我国的电网业务主要由国家电网、蒙西电网 三家公司负责，管控以区域进行划分：1）国家电网：受国资委直接管控，经营区域覆盖我国 26 个省（自治区、直辖市）， 供电范围占国土面积的 88%； 2）：受国资委直接管控覆盖五省区，并与香港、澳门地区以及东南亚国家 的电网相联，供电面积 100 万平方公里； 3）蒙西电网：全国唯一独立的省级管理电

45、网企业，内蒙古自治区国有企业，为内蒙 古西部 8 个盟市提供供电业务。总体而言，蒙西电网较小，因此我们将分析的重点 放在国家电网和上。 三大电网不同区域间线路相对独立，国网和南网间仅有三峡-广东 500 千伏直流工 程为互联通道，主要承担三峡水电直接输送至的任务。两网电力信息化文件密集印发。国网方面，继国家电网董事长在 2021 能源电力转 型国际论坛上提出“十四五”电网投资 3500 亿美元（约合 2.23 万亿人民币）目标 后，国网陆续召开工作会议，在电网高效调度、微电网建设、智慧计量方面均提出 要求。南网方面，继“十四五”电网发展规划提出 “十四五“期间南 网总投资约 6700 亿元目标

46、后，于 2022 年 3 月先后发布数字电网标准框 架白皮书（2022 年）、公司碳达峰行动方案和公司“十四 五”数字化规划，为计算机技术应用于数字电网设定了框架。5.1.发电环节：细分市场小而美，整机或软件服务厂商有望受益发电侧信息化软件专业壁垒高，市场小而美。我国新型电力系统建设中，应电网公 司要求，发电侧对于信息化系统的主要需求为电站的发电功率预测、并网智能控制 系统和运维系统。经测算，“十四五”期间，发电侧信息化投入约 70 亿元，其中并 网智能控制系统占比超过 60%，是发电侧信息化投资的重点方向。新能源装机增长催生“十四五”期间功率预测软件 27 亿市场规模。从规模上看，根 据沙利

47、文中国新能源软件及数据服务行业研究报告，2019 年发电功率预测市场 的规模约为 6.34 亿元，预计 2019-2024 年复合增长率将达到 16.2%，至 2024 年市场 规模增长至 13.41 亿元，其中光伏发电功率预测市场规模预计为 6.51 亿元，风力发 电功率预测市场规模预计为 6.90 亿元。我们测算，到 2025 年，国内累计风电和光 伏装机规模有望分别达到 546GW/664GW，假设单个风电站/光伏电站的平均装机容 量为 10 /5 万千瓦，对应风电/光伏电站数量约为 5458/13270 个。根据调研，功率预 测软件普遍采取按年收服务费的模式，假设风电/光伏功率预测软件

48、年服务费单价维 7.3/5.8 万元，则对应 2025 年风电/光伏功率预测软件市场规模为 4.0/7.7 亿元，合计 11.7 亿元，测算结果与沙利文预测相符。此外，风电、光伏的功率预测需要安装预 测设备，假设风电/光伏预测设备单价分别为 29/9 万元，则对应 2025 年市场规模为 7.7/7.4 亿元，合计风光整体功率预测服务市场规模为 26.7 亿元。并网智能控制系统扮演重要角色，市场规模 33 亿元。以往新能源的信息化主要集 中于电站侧，随着新能源逐步替代火电成为发电主力，信息化的应用从单一的电站 管理向发电、输电全流程管理转型。并网智能控制系统作为链接电站与电网的数据 桥梁，将成

49、为发电侧信息技术布局的重点之一。经调研，新能源电站的自动发电控 制系统（AGC）/自动电压控制系统（AVC）单价普遍为 30 万元左右。根据测算，2020 年市场规模约为 5.04 亿元，到 2025 年市场规模将增长至 32.5 亿元。除软件 外，自动发电、自动电压控制系统还需要硬件设备接入，例如无功补偿设备等，市 场规模仍存在拓展空间。运维系统提升电站管理效率，市场规模约 10 亿元。随着新能源电站的建成，管理运 维系统也将同步上线，以支撑新能源电站的日常生产运行。通过调研，单个电站的 智能运维系统软件单价为 5-10 万元，预计到 2025 年，我国新增风电/光伏电站数量 为 2641/

50、8201 个，对应智能监控/运维系统市场空间为 5.4-11 亿元。我国发电侧信息化由两类厂商承担：1）风电、光伏设备提供商和整机厂：提供风光 机组的同时附加软件服务；2）发电侧信息化软件厂商： 发电环节具有多年技术积累、形成一定客户规模的软件公司。5.1.1.国能日新：发电功率预测软件市占率第一的软件服务商深耕发电侧信息化软件，功率预测软件市占率位居行业首位。国能日新是新能源行 业的软件与信息技术服务商，为新能源电站、发电集团和电网公司等新能源电力市 场主体提供新能源发电功率预测产品、新能源并网智能控制系统、新能源电站智能 运营系统、电网新能源管理系统等发电侧信息化软件。公司核心产品发电功率

51、 预测软件，在光伏和风电领域市占率分别为 22.10%和 18.80%，市占率第一，目前 服务新能源市场规模超 100GW。2021 年公司实现营业收入 3.00 亿元，同比增长 20.9%。预测精度行业领先，好口碑带动替换数量提升。从技术实力上看，公司 2020 年短期 光伏功率预测的综合精度为 89.21%，短期风电功率预测综合精度为 84.6%，能够满 足电网企业对于发电功率预测的精度要求；2020 年 5 月，在国家电网东北电力调控 分中心组织的十几家功率预测服务企业预测精度横向对比中，公司在新旧“两个细 则”功率预测偏差考核体系中均处于前 3 位（前 3 名无排名差异），可见公司产品

52、技 术实力处于行业领先地位。目前公司客户主要为“五大四小”发电集团、大型新能 源发电集团、大型电力配套设备厂商、电站建设商及电网公司，2020 年单体口径客 户数量为 1491 家，合并口径客户数量为 545 家，连续三年实现客户数上涨。5.1.2.东润环能：国内发电功率预测软件的先行企业公司是发电功率预测市场的先行企业之一，市占率位居全行业前列。东润环能是新 能源发电功率预测系统赛道的优质软件提供商，目前业务已覆盖全国，为国内大型 新能源电站、发电集团、电网公司及分布式电源拥有者提供以新能源发电功率预测 产品为基础，以新能源并网智能控制系统、新能源电网智能调度管理系统为拓展的 新能源软件产品

53、及相关技术服务。公司光伏发电功率预测系统市占率为 16.2%，风 力发电功率预测系统市占率为 11.7%。此外公司通过提供资源评价服务、并网管理、 营运管理等系统产品，搭建新能源大数据中心，并通过数据挖掘技术构建算法模型。 未来有望基于公司数据优势，开拓新能源产业大数据服务及互联网应用服务。2021 年公司实现营业收入 1.33 亿元，同比增长 23.6%。其中，发电功率预测产品实现收 入 1.11 亿元，同比增加 30.79%。5.2. 主网环节：生产调度空间超九百亿，电网平台型企业有望充分受益主网环节电力信息化投资占全环节信息化投资额约 30%，市场空间为 940 亿元。主网环节电力信息化

54、升级涉及电力生产调度等核心环节，根据前文介绍，调度支持系 统、变电自动化系统建设是主网电力信息化的主要目标，其软件系统的开发需要开 发团队对电力行业调度业务有深刻理解，因此主网部分的信息化改造将重点利好在 输电、变电业务耕耘多年、具有丰富行业经验的企业。5.2.1.国网信通：云网融合及数字化服务的综合解决方案提供商国网信通深度参与国网新型电力系统的构建，为能源互联网领域提供云网融合技术 产品和数字化底座。公司前身为四川岷江水利集团电力股份有限公司，2019 年与国 网信通产业集团资产重组，现为国家电网孙公司，第一大股东为国网信产集团，持 股比例 48.85%。公司目前主营业务分为三大板块：云网

55、基础设施、企业数字化服务 和电力数字化服务，其中云网基础设施业务主要涉及主网环节，2021 年该业务营业 收入 38.46 亿元，占比 51.5%。云网基础设施：为电网企业打造“云网融合、泛在互联”的新型数字基础设施， 在用电负荷管理、输电线路在线监测、变电站视频监控等多场景应用 5G 技术， 实现信息通信效率的提升；此外公司依托大数据技术，围绕国网打造云资源运 营产品，支撑国网各类系统应用上云； 企业数字化服务：为企业提供“中台+业务”的架构，包括 ERP+中台、智慧财 务共享平台、i 国网移动门户等；电力数字化服务：围绕新型电力系统建设，为国网提供电力营销 2.0、网上国网、 电力交易业务

56、平台等管理服务系统；为国网提供智慧变电站、智慧输电线路及 变电主设备声纹监测等软硬件产品，面向电网调度领域打造特高压密集通道智 慧管控平台，提升电网安全。 公司业务大规模受益于国网带来的平台效应，其中国网及下属公司销售额占比超 80%。未来国网信通有望顺应国网在新型电力系统方面的投资，实现业绩稳步增长。5.2.2.东方电子：“源网荷储”全产业链能源管理系统解决方案供应商东方电子服务于综合能源服务管理领域多年，是横款电网自动化+IT+互联网+节能 环保+能源互联领域的综合解决方案供应商。公司起步于电力自动化行业，目前在 电网输电调度、变电、配电等业务上，紧跟电网公司战略，提供服务多年。公司 20

57、21 年实现营业收入 44.86 亿元，同比增长 19.38%；其中电网自动化业务主要面向主网 环节，2021 年实现营业收入 17.88 亿元，占比 39.87%。如今，东方电子已形成围绕 智能电网、环保节能和物联网的五大主业线：电网自动化系统：面向发电厂、变电站、输配电网络和用户集体系统，提供生 产过程的自动检测、调节和控制，系统和元件的自动安全保护，网络信息的自 动传输，系统生产的自动调度，以及企业的自动化经济管理等服务。智能用电及电能信息管理系统：覆盖城市交通、城市安全、城市网管、市政工 程等城市核心组织架构，实现区域内各种信息的采集、处理、传输、显示和高 度集成共享，实现区域内各种用

58、电设备自动化、智能化监测。信息管理及电费计量系统：针对电力公司、发电厂、厂矿企事业单位、园区、 楼宇，建立自动完成电量采集、统计、分析计算和传输功能的点亮计量系统。 电力信息及网络安全系统：提供实时隔离网关、防火墙系列产品、运维安全审 计系统、日志审计系统、工业入侵检测系统以及电力监控系统网络安全监测装 置、电力监控系统网络安全态势感知装置等相关安全产品。节能环保管理系统：面向园区、企业和建筑群体，建设综合能源管理系统，实 现风、光、水、火多能互补，冷、热、气三联供，订制全面的节能增效和能源 管理一体化解决方案。 东方电子完整的电力产业链是公司在能源行业数字化转型中领先的核心竞争力，保 证了其

59、在“双碳”能源转型升级的竞争中处于领先位置，我们认为，公司将顺应电 网公司信息化投资增长的趋势，从而进一步扩大主网侧信息化、智能化等解决方案 业务的规模。5.3.配电环节：电网投资主力军，信息化升级催生1200亿空间配电网环节信息化投资空间超过千亿元。根据调研，国家电网“十四五”期间，配 电网将占整体智能化投资约 40%，是电网建设最核心的部分；“十四五”电网发展规划提到，6700 亿电网总投资中，配电网规划投资达 3200 亿元，占总 投资比重的 48%。根据前文中的测算，配电网“十四五”期间智能化投资约为 1287 亿元，为智能化投资中空间最大的环节。配电网核心业务同样涉及电力调度，因此

60、多数电网平台型企业将大量参与配电环节的改造，横跨主网、配电网两大环节，实 现调度领域上下游打通，包括国电南瑞、南网科技。此外，虚拟电厂作为配电环节 信息化未来布局的其中一环，近期受益于山西虚拟电厂建设与运营管理实施方案、 北京北京市“十四五”时期电力发展规划等省级政策的催化，也将逐步打开市 场空间，代表企业包括恒实科技。5.3.1.国电南瑞：横跨电网多环节的信息化、智能化解决方案提供商国电南瑞是电力自动化、信息化及智能化领域的龙头企业，具有行业内最全面的电 网生产控制系统、能源互联网等解决方案。公司第一大股东为南瑞集团，系国网电 科院全资子公司，持股比例 51.79%。公司 2021 年实现营