电力IT行业深度研究

电力IT行业深度研究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中国提出“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；

“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。当前中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，中国光伏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。过去中国电力行业以燃煤为主要发电形式，据WRI（世界资源研究所）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.行业挑战：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。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。中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中国弃风电量达到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年中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，中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，因此中国电网公司也提升了特高压工程建设投资。截至2021年末，中国电网在运建成特高压工程32条，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。中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、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、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。随着中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中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，中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；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年欧洲电力现货交易所EPEXSPOT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，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。中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看，中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。中国于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，未来随着中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。中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。对标德国，中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，中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40%。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。当前中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，但中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。中国的电网业务主要由国家电网、南方电网、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，经营区域覆盖中国26个省（自治区、直辖市），供电范围占国土面积的88%；

2）南方电网：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南方电网上。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