电力信息化行业研究：新能源发展势在必行电力信息化大有可观

电力信息化行业研究：新能源发展势在必行，电力信息化大有可观1.电网改革：新能源革命1.1.为什么要进行电网改革电网改革的目标是构建以新能源为主体的新型电力系统。践行碳达峰碳中和战略，能源是主战场，电力是主力军。2020年电力行业占能源行业二氧化碳排放总量达42.5%，是我国碳排放占比最大的单一行业，减排效果对实现“双碳”目标至关重要。“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。构建新型电力系统保障能源供应安全、带动新能源技术和全产业链发展。近年来，我国能源对外依存度呈上升趋势，2020年石油对外依存度达到73.6%，2021年略降至72%。2020年天然气对外依存度达到43%，2021年增长至46%。国家能源安全形势日趋严峻。发展风、光等新能源对保障能源安全具有积极意义。此外，近年来我国陆上风电、光伏发电装机规模均位列世界第一，海上风电装机规模2021年从世界第二跃居至第一，形成了完整的具有领先技术水平和全球竞争力的新能源产业链与供应链，然而，新能源装机仅仅是一个开端，围绕新能源，发电、输电、配电、售电等环节都需要做出调整。新能源将成为新增电源的主体，并在电源结构中占主导地位。随着能源革命进程加快推进，新能源将迎来快速增长。根据国家发改委等制定的《“十四五”可再生能源发展规划》，“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要超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。预计到2030年，我国新能源发电量占比将超过25%。我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段。1.2.电网改革的关键：提升新能源消纳能力构建以新能源为主体的新型电力系统，核心在于统筹新能源与电力保障、电网安全的关系，以及统筹新能源与供电成本的关系。新能源电力具有波动性和不稳定性，而电力系统需要发电出力和用电负荷的实时平衡。新能源发电量的大小与风力的大小、太阳光照的强弱有着很大的关系，而自然现象很难人为控制，不确定性较大，因此导致了风力发电和光伏发电的波动性和间歇性特征。电力系统需要保持发电出力（功率）和用电负荷（功率）的实时平衡。由于电能不易存储，且电能的传输速度与光速相同，因此在电力系统中“发电—输电—用电”是在一瞬间完成的，电能的这一特点对电力系统提出了很高的要求，发电出力（功率）与用电负荷（功率）要基本实现实时平衡（偏差不能超出一定范围）。解决新能源消纳的问题，主要方法包括：

1）就地消纳，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。同时，在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，提高终端用能的新能源电力比重。2）加快外送通道建设。在新能源就地消纳能力有限的情况下，通过外送通道将新能源电力输送至用电负荷较高的发达地区。从长远看，提高新能源消纳水平，需要加快构建新型电力系统，突破省际壁垒，从电网技术、交易机制、基础设施等多方面发力，实现新能源电力在全国范围内的合理配置。3）探索多渠道储能路径。近年来，不少新能源富集地区实施了抽水蓄能、绿电制氢等储能项目，一定程度上提高了新能源的利用水平。通过将暂时富余的风电、光电转化成其他形式的能源，在用电高峰时再次转化成电能输出，可以有效实现新能源电力的“错峰上市”。2.电力信息化：电网改革的基础解决新能源消纳问题，首先必须实现电力信息化。由于新能源具有随机性、波动性以及间歇性等特点，与传统能源的电力特性具有较大差异，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出要推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定运行，加快电力系统数字化升级和新型电力系统建设迭代发展。新能源消纳对发电、输变配电、售用电侧的信息采集、感知、处理、应用等环节建设都提出了更高要求，因此首先必须实现电力信息化，从而实现电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测，推动电网主动适应集中式和分布式能源发展。电网改革的思路：管住中间，放开两头。由于输配电环节具有自然垄断特性，主要通过强化政府监管来厘清成本、制定价格，因此电力体制改革的基本思路是“管住中间，放开两头”，也是改革要确立的新的电力体制架构。“管住中间，放开两头”针对的主要是电力系统的物理环节，而不仅仅是电力交易。发电、输电、配电是电力系统的三个子系统，输电网居中，发电厂和配电网处于两侧。因此，电网改革的主要思路是，管住输电网，放开发电、以及配售电环节。过去，电网重输、次配、轻用。随着分布式资源大量出现，用电负荷的峰谷波动性增加，导致配网资源不足，因此国网和南网的十四五配网投资占比基本都超过50%。因此，我们认为，输电侧主要看电网的投资进展，而放开的发电、配电、售电环节是最有可能发生格局变化的环节，需要关注市场化的推进情况。我们从电源、电网、辅助服务、电力交易几个方面来看电力信息化的变化。2.1.电源：强制配备功率预测和并网控制发电侧信息化主要包括：1）功率预测，2）并网控制，3）电站综合管理。功率预测、并网控制为电站必备功能。由于风能和太阳能的间歇性和波动性特征，新能源发电的稳定性较差，发电电量较难预测，新能源电力的大规模集中并网会对电网的稳定运行产生较大的冲击。而电力系统要求实时平衡，因此电网需要根据下游的用电需求（一般下游用电需求相对稳定且可预测）提前作出发电规划（根据用电需求，按时间段安排火电、水电、新能源电力等多种电源的发电出力），并根据实时的电力平衡情况做出实时的电力调节和控制，由此产生了对新能源发电功率预测、并网控制的需求。考核要求逐渐加强，范围逐渐扩大。2018年2月，国家发改委和国家能源局发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，意见提出“实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组纳入电力辅助服务管理，承担相应辅助服务费用”。在这一背景下，自2018年起，各地区能源局纷纷更新了本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和

《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（“双细则”），加强了考核，要求新建电站必须具备功率预测、并网控制功能，且未达标会对电站进行罚款。2021年12月，国家能源局发布新版“双细则”，明确新型储能和抽水蓄能等可调节负荷作为新增独立主体参与新版“两个细则”考核和辅助服务，分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，考核范围进一步扩大。2024年功率预测市场规模13.4亿元。根据沙利文报告，2019年我国发电功率预测市场的市场规模约为6.34亿元，2019年至2024年我国新能源发电功率预测市场年均复合增长率将达到16.2%，到2024年市场规模将增长至约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。由于功率预测系统需要结合当地地貌和气象条件不断调优，客户如果替换其他厂商系统还需要经历较长的调试过程，因此客户黏性较高。并网控制系统：为了保障电网安全稳定运行，提高发电消纳能力，电站并网运行后需要根据电网运行要求进行功率控制。根据控制方式的不同，分为自动发电控制系统

（AGC系统）、自动电压控制系统（AVC系统）和快速频率响应系统。AGC系统主要控制并网有功功率，AVC系统主要控制无功功率，快速频率响应系统主要调控电力系统频率。并网智能控制系统2024年市场规模约4.66亿元，下游较为分散。根据沙利文的研究，截至2019年，我国新能源并网智能控制系统的市场规模约为2.61亿元，预计2019年至2024年我国新能源并网智能控制系统市场的年均复合增长率为12.30%，到2024年市场规模将增长至约4.66亿元。目前国电南瑞、国能日新、金风科技等电力行业主要设备以及控制厂商均有参与，技术门槛相对不高，且不存在强者愈强的逻辑，市场较为分散。电站综合管理系统：系统具备智能监测、告警管理、运维管理、统计分析、日常办公等多个模块，可实现电站远程监控、数据统一管理、智能运维、运营指标分析等功能，可减少电站的人员配置，提高电站的运营效率和管理效率。电站综合管理系统一般主要由金风科技等大型发电集团，或者国能日新等第三方软硬件服务提供商开发，竞争格局较为分散。2.2.电网：核心调度首看国家队，智能运维蓝海市场开启2.2.1.调度系统：国家队优势显著电力调度系统是指直接为电网运行服务的应用软件，为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段工具。系统调度的主要工作有以下几方面：1）预测用电负荷：对未来24小时或48小时进行全系统负荷预测，编制预计负荷曲线，配备好相适应的发电容量（包括储备容量）。2）制订发电任务、运行方式和运行计划：根据预测的负荷曲线，按经济调度原则，对水能和燃料进行合理规划和安排，分配各发电厂发电任务（包括水电站、火电厂的负荷分配），提出各发电厂的日发电计划；指定调频电厂和调频容量，安排发电机组的起停和备用，批准系统内发、输、变电设备的检修计划；对系统继电保护及安全自动装置进行统一整定和考核，进行系统潮流和稳定计算等工作，合理安排运行方式。3）进行安全监控和安全分析：收集全系统主要运行信息，监视运行情况，保证正常的安全经济运行。通过安全分析（采用状态估计和实时潮流计算等应用技术）进行事故预想和提出反事故措施，防范于未然。4）指挥操作和处理事故：对所辖厂、站和网络的重要运行操作进行指挥和监督。在发生系统性事故时，采取有力措施及时处理，迅速恢复系统至正常运行状态。新一代调度系统开始迭代，市场空间200亿左右，分5-10年确认。电力调度系统更新周期为5-10年，上一代调度系统D5000于2010年开始试点，随着新型电网建设，更为复杂的应用场景对调度系统计算能力等提出了更高需求。2020年新一代调度系统开始试点，目前新一代调度系统已经在华东网调，江苏、浙江、河北、青海等地实施试点应用。总体市场空间在200亿元左右。国电南瑞市占率领先。国网采用和南瑞联合研发的模式，南瑞在中调中基本保持垄断地位，地调、县调南瑞市占率也维持较高水平，其余东方电子、积成电子等能拿到少量订单。2.2.2.智能运维：700亿市场空间，竞争格局分散电力智能运维：电力运维指专业队伍对电力线路，电力运行，电力抢修的维护。电力智能运维是在此基础上进行智能化的运作，在当前的电力系统各业务处理中，逐渐投入计算机互联网、大数据处理以及视频传送等先进技术。它需要融合电力设备状态检测技术，整合变电站，输电线路，电缆管廊，开闭所等各类在线检测数据，以大数据平台为基础，以物联网为纽带，关联其它异构数据，进而形成电力设备状态智能运维系统。电力可视化运维存量市场：根据立鼎产业研究院基于输电线路长度、变电站及配电站的存量数据预测，全国电力可视化为运维领域的静态市场容量约为700亿元，主要包括输电、变电、配电三个环节。其中输电环节运维主要为线路智能巡视等，变电环节主要为变电所/站设备运维、巡检、用电和调度监控等，配电环节主要为对配电房的电气设备运行状态、电能质量、用电情况、环境、火灾、防盗等进行实时的动态数据监测。存量输电线路智能可视化运维市场规模约为445亿元。输电线路的智能可视化运维与输电线路里程紧密相关。近年来我国输电线路里程呈持续增长态势。根据国家电网

《2020年度社会责任报告》显示，全国110kv及以上输电线路约为148.3万千米（国网占比约为77%）。由于输电线路维护难度较高，而线路安全关系国计民生，电网公司对输电线路智能巡视需求日益增长。以110kV输电线路为例，输电线路杆塔间距约为250米，假定设备安装间距为250-500米，全国输电线路需安装300-590万个智能巡检设备，对应市场规模总量为300-590亿元，取中值约445亿元（假设单套设备售价约为1万元）。变电领域智能可视化运维的存量市场容量达75亿元。据中国电力企业联合会统计及预测，国内110kV及以上变电站数量至2020年超过3万座。根据立鼎产业研究测算，变电站智能系统（含智能辅助系统、直流电源智能监控管理系统、智慧消防系统等）均价约为25万元，则变电领域智能可视化运维的存量市场容量达75亿元。配电可视化运维领域市场规模约176亿元。2014-2021年，电网在配电网投资已经连续7年超过输电网，电网投资总体向配电网倾斜。在以新能源为主体的新型电力系统发展新格局下，组成配电网的元素日益多样化，网架结构日益庞杂，配电系统中的多元源-荷-储呈现出非线性、随机性等特征，我国配电网智能运维潜在市场空间广阔。当前配电站广泛分布在住宅小区、商业办公楼宇中。根据立鼎产业研究测算，假设平均每个地级市2000座配电室，全国293个地级市则拥有约58.6万个配电室，一套配电可视化运维设备约3万元，则我国配电智能可视化运维市场规模约176亿元。迭代增量市场：智能可视化运维产品生命周期一般在5-8年，考虑每年都会有部分设备到达更换周期，未来动态市场容量每年有望达到100亿元。市场格局较为分散。输电、变电、配电的智能可视化运维管理是国家智能电网建设背景下快速发展起来的新兴细分行业，行业企业规模普遍偏小，且需要多个学科知识，具有一定技术壁垒，因此市场参与者数量不多，按巡检方式可分为通道可视化及本体状态监测、无人机巡检及机器人巡检等细分市场，不同巡检方式之间相互补充，市场格局较为分散。2.3.辅助服务：从储能管理到虚拟电厂由于电力供给和需求侧目前不可能做到完全随发随用，因此诞生了电力辅助服务。即为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体、新型储能和能够响应电力调度指令的可调节负荷提供的调频、调峰、调压、备用、黑启动等服务。辅助服务分为基本辅助服务与有偿辅助服务。2.3.1.储能管理：走向市场化储能指的是将电能通过物理或者化学的手段转化为其他形式的能量存储起来，在需要的时候将能量转化为电能释放出来，类似于一个大型“充电宝”。储能最重要的用途是解决电力供需的时间错配问题，即调峰问题。当前储能方式主要分为两类，一类是物理储能，一类是化学储能。物理储能主要包括抽水蓄能，压缩空气储能，蓄冷蓄热和飞轮储能等，化学储能主要包括锂电池、铅酸电池、液流电池、钠离子电池以及超级电容等。新型储能项目是除抽水蓄能外的储能项目。储能利好政策密集出台，走向市场化。为鼓励储能产业发展，利好政策密集出台。此前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能全面市场化。《指导意见》还从国家层面首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达30GW以上，而2021年底仅为5.76GW。新型储能累计装机规模CAGR近70%，将带动储能信息化快速增长。根据《储能产业研究白皮书2022》，理想场景下2026年我国储能市场规模将达79.5GW，2022年2026年将保持近70%复合增长率持续高速增长，将带动储能信息化快速增长，彭博预计2020-2025年，全球能量管理系统(EMS)的市场规模预计增长660%。完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器（PCS）可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。其中EMS是储能系统的大脑，主要实现能量的安全优化调度。EMS主要功能包括对BMS、PCS、电表、电芯等进行采集管理和协调控制，实现实时监控、故障告警等功能，并利用峰谷价差储能系统低充高放的方式实现电能移峰填谷等。储能系统通过EMS参与电网调度、虚拟电厂调度等，竞争格局较为分散。EMS产品与电网调度等密切配合，并在功能上具备一定相似性，需要公司了解电网的运行特点，深耕电网侧信息化的企业具备行业know-how积累，能够形成能力复用，具备一定优势。目前竞争格局较为分散，储能电池厂商、变流器（PCS）厂商、储能集成商等均有参与。2.3.2.虚拟电厂：辅助服务集大成者虚拟电厂主要通过聚合分散的发电和用电侧资源协助调峰调频，降低成本。虚拟电厂是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚和，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。虚拟电厂主要聚合三类资源：电源、负荷、储能。电源资源主要包括分布式光伏、风电等，负荷主要包括调节办公楼用电等，储能主要包括分布式储能等。据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元，有助于降低电力调峰成本。按照国家电网的投资额测算保守估计，虚拟电厂市场规模有望达到500-600亿元以上。虚拟电厂激励政策频出。自2018年中国专家团队向国际电工技术委员会（IEC）提交的虚拟电厂《用例》和《架构与功能要求》提案正式立项以来，中国虚拟电厂建设迈入全新的阶段。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右，开展虚拟电厂示范。近期各地密集发布政策进一步细化虚拟电厂的建设规划。如深圳市方案明确到2025年建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂，上海市明确建立虚拟电厂聚合资源类型。虚拟电厂未来的商业机会主要围绕虚拟电厂聚合商以及其参与电力调度和市场交易的过程展开。虚拟电厂运营商聚合资源需要构建聚合平台、智能计量等软硬件系统，参与电力调度和市场交易则需要交易辅助系统、预测控制系统等，而聚合商本身则可以通过响应调度需求，参与电力交易获取收益。多领域玩家布局，电网信息化企业为主流。虚拟电厂作为资本、资源和技术高度密集型行业，具有一定进入壁垒，但由于行业发展潜力大，吸引了众多领域企业入局，企业类型多样，但市场集中度不高，竞争较为激烈。一是国网和南网旗下信息化企业，依托在电力、通信领域经验技术和电网公司丰富的信息通信资源，具有开展虚拟电厂业务的先天优势，成为当前示范项目主力，如国网信通、国电南瑞、远光软件等。二是智慧能源和IT领域方案提供商，主要依托能源领域系统开发、控制计量、数字化转型等技术储备实现虚拟电厂系统优化，通过与能源领域企业合作实现资源整合与业务拓展，如

恒实科技、华为、金智科技等。三是新能源、新型储能等领域企业也开展虚拟电厂技术研发和布局，如国能日新等。2.4.电力交易市场：2025年初步建成电力市场指的是整体电力在供应、需求、售卖和购买的影响下，对电力价格产生改变的一个机制。广义的电力市场是指电力生产、传输、使用和销售关系的总和。电力市场按功能分，参与主体可以分为市场交易主体和市场运营机构。前者包括发电企业、电网企业、售电企业和电力用户等，后者包括电力交易机构（例如广州电力交易中心）和电力调度机构（例如国家电力调度控制中心）。引入“市场电”，激活电力资源充分参与。引入“市场电”的主要目的，一方面是用

“市场电”解决“市场煤”与“政府电”的矛盾。通过煤电机组的发电量进入市场，并提高煤电机组上网电价的浮动比例，一定程度上才缓解由于煤炭价格波动带来的煤电机组成本压力，改善电力供应紧缺。另一方面，是充分调用社会电力资源，减少弃风弃光现象，调动零散的分布式光伏、储能、充电桩、负荷等参与市场的积极性，降低调峰调频的成本。政策目标2025年初步建成全国统一电力市场。2021年6月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》。明确2021年起新能源新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，目标为到2025年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。随着电力交易市场政策逐步完善，形成新的市场交易和价格机制，辅助交易软件市场空间有望打开。电力交易中心进一步完善。目前，我国已有北京、广州两大区域级电力交易中心和33个省（区、市）电力交易中心。其中，北京电力交易中心是国家电网的全资子公司，广州电力交易中心由南方电网公司持有66.7%的股份。省级电力交易中心有27个隶属于国家电网，5个隶属于南方电网。交易中心进一步完善促进了交易辅助决策系统兴起，以国能日新为例，公司的电力交易辅助决策系统以出力分析、市场预测和报价、报量交易策略为核心，为新能源发电集团、新能源场站提供从现货到中长期交易的整体的报价建议和申报方案。目前国能日新电力交易辅助决策支持系统已经在国家第一批现货试点省份甘肃和山西实现了创新性应用。3.重点企业分析3.1.国能日新：新能源发电预测龙头新能源发电预测龙头：公司主要面向新能源电站、发电集团和电网公司等新能源电力市场主体提供产品及相关服务，以新能源发电功率预测产品为核心，2020年营收占比约65%。沙利文预计我国功率预测市场2019-2024年CAGR将达16.2%，2024年市场规模将增长至约13.41亿元。公司在光伏发电功率预测市场和风能发电功率预测市场的市占率第一，2019年市占率分别为22.10%和18.80%。2018-2021年，公司营收CAGR达26%，归母净利润CAGR超40%。核心技术领先，服务体系完善：算法模型的持续优化和升级对于功率预测产品的预测精度至关重要。公司提供多尺度多纬度的高精准气象预测大规模并行计算优化，实现功率预测模型的持续优化和预测精度的持续提高。2020年公司在预测精度考核体系中均处于前3位（前3名无排名差异），竞争优势显著。公司建立了分布于全国的技术服务队伍和400客户服务热线，客户包括“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和电站建设商及电网公司等，客户资源优质稳定。前瞻布局，新业务占比持续提升，营收加速增长。公司持续拓展能源信息化新市场，在电力辅助交易、储能管理、虚拟电厂、分布式电站等管理系统上持续发力，2018-2020年新业务（即其他产品与服务）营收CAGR超60%，该部分业务占总营收比例从2018年的7%提升至2020年12%，我们预计未来随着分布式光伏、电力辅助服务、电力交易等政策持续落地，公司新业务将维持高速增长。3.2.国网信通：国网系核心电力通信资产，拓展电力新市场国网旗下核心电力通信资产，国网持股公司约56%。公司2020年重新规划业务板块，聚焦云网基础设施、企业数字化服务和电力数字化服务三大业务，在全面参与支撑电网新型电力系统构建的基础上，面向能源运营服务拓展业务发展新路径，更加聚焦能源数字化转型下的新兴业务场景。国网系优势地位突出，全面受益于电网信息化投资新周期。2021年9月，国家电网董事长辛保安表示，未来五年国家电网计划投入3500亿美元，推进电网转型升级；其中研发投入90亿美元，用于突破构建新型电力系统的关键核心技术。国家电网表示，2022年电网投资5000亿元以上，预计带动社会投资超过1万亿元。这是该公司年度电网投资计划首次突破5000亿元，达历史最高水平，同比增长8.84%。国网信通和国电南瑞是国网系两大寡头，有望充分受益于电网信息化投资新周期。云网基础设施积极拓展网外客户。公司云网基础设施以国网及直属单位为主要客户，“新能源云”已接入新能源场站309万多座，未来仍有较大成长空间。公司同时逐步引入上海银行、苏星资产等网外客户。“东数西算”带有望带来数据中心和运营增量。稳定。电力新市场：源网荷储全覆盖。公司储能云网平台已累计接入储能电站5座，覆盖安徽、江苏、山东、湖北等区域，旗下中电启明星参股公司自主运营的充电服务场站突破1000个。虚拟电厂业务主要是面向电网企业提供虚拟电厂可控负荷平台的建设运营服务，在用户用能数据分析、电力资源协调分配等方面有相关算法技术。交易方面，公司在四川首创“基于证券交易模式的复式竞价撮合电力交易”模式。企业通用数字化应用：国网ERP建设主力军。2020年中电普华在国家电网整体ERP中标份额约为31%。预计未来国网ERP建设投入会相对稳定。当前该部分业务主要增长点在于企业运营，公司发力AI+设备管理以及AI+电网安全两大主线，并开展运维业务服务。3.3.东方电子：智能电网全产业链布局智能电网全产业链布局：自上个世纪八十年代初进入电力自动化领域以来，培育出了涵盖调度自动化、集控站、变电站保护及综合自动化、配电自动化、智能巡检系统、电能表及计量系统等系列产品和全面解决方案，在电力行业源-网-荷-储等各个环节形成了完整的产业链布局。调度、配电等核心产品市占率较高。公司控股股东东方电子集团是烟台国资委直属企业，持股东方电子27.58%，此外东方电子集团也持有南网科技

3.84%的股份，因此东方电子在南方电网系统具有一定优势，在调度、配电领域核心产品的市占率较高。多项产品实现市场突破，营收持续增长。公司开拓了国网变电站辅控站端系统、远程智能巡视系统业务，公司产品首次在1000kV特高压变电站成功运行；调度主站、集控系统在地方电力和石化行业多点开花。中标南网总调模块化自重构应急保底调度自动化系统，实现总调自动化处科技创新，为后续电网推广提供了技术标准；在广东电网OS2主站软件框架招标中，中标涵盖了11个地市局主站系统，排名第一，巩固了公司在自动化领域的优势。在广州配电终端框架招标中，中标金额排名第一。公司营收持续增长，2021年实现营收45亿元，同比增长19%，归母净利润3.48亿元，同比增长23%。3.4.远光软件：远景光明的电力信息化重塑与新增背靠国网，能源行业优势显著。国家电网在电价市场化改革的过程中仍发挥着主导作用，公司背靠国网，深耕电力行业逾三十年。截至2022年6月，国网数科持股占总股本比例达13.25%，为公司第一大股东；董事长陈利浩直接持股9.96%；国电电力持股占比6.21%。国家电网为公司带来股东背景优势，更利于公司获得电网系统下的资源加持。集团管理业务为收入主力，能源互联网开启新成长曲线。集团管理一直是公司传统的核心业务，2019-2021年营收占比均保持在60%以上。2021年远光软件实现营业收入19.2亿元，同比增长13.23%，其中集团管理业务收入12亿元，同比增长8.2%；在传统业务的优势基础上，公司在能源互联网领域积极布局“发电、供电、输电、用电”的全产业链数字化产品和服务，2021年智慧能源业务实现收入2.46亿元，近三年复合增速21%，是公司未来发展的主要看点。远光软件电力ERP市占率超50%，行业规模稳定增长。2016-2020年，国内ERP市场保持稳健增长，从209亿增长至346亿，复合增长率达13%，其中电力ERP系统占比4.8%，在整个ERP下游应用市场规模中排第四。电网着力布局云化中台信息平台，根据2021年《南方电网公司“十四五”数字化规划》提到，到2025年南网将在中台运营能力实现全面领先。根据我们测算，远光软件在电力ERP行业的市占率由44.6%（2018年）提升至67.3%（2020年），市场优势显著，市占率持续提升。能源产品矩阵全面。智慧能源业务涉及电力系统“源-网-荷-储”全环节。其中电网侧负责国家电网新能源云部分平台搭建；用电侧为用电企业提供集团级的日常管理、实时成本测算、价格预测等功能，降低用电成本；虚拟电厂运营管理平台重点支持用户聚合分散的负荷、电源和储能资源参与电网的辅助服务交易；从碳减排管理、碳交易市场、碳金融到碳足迹监测等方面提供信息化、数字化的技术支撑，助力低碳管理数智化升级。3.5.H