新型电力系统市场分析

新型电力系统市场分析1、电力需求侧响应是建立新型电力系统并提升其灵活性的重要一环构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容。为实现“双碳”目标，能源是“主战场”，而电力是“主力军”。按照2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的战略目标，国家能源局为新型电力系统建设制定“三步走”发展路径：（1）加速转型期（当前至2030年）：用户侧，灵活调节和响应能力提升至5%以上；电源侧，非化石能源消费比重达25%；电网侧，加快推进大型风电光伏基地建设；储能侧，多技术路线规模化发展以满足日内平衡调节需求。（2）总体形成期（2030-2045年）：用户侧，虚拟电厂、电动汽车等优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；电源侧，新能源逐渐成为装机主体电源，煤电清洁低碳转型加速；电网侧，向柔性化、智能化、数字化、多元化转型发展；储能侧，长时储能技术（机械储能、热储能、氢能为代表）取得技术突破，实现日以上时间尺度调节。（3）巩固完善期（2045-2060年）：用户侧与电力系统高度灵活互动，消费电能同时生产电能的电力用户涌现；电源侧，新能源逐步成为主体电源，电能与氢能深度融合利用；电网侧，有望打造输电输气一体化的“超导能源管道”；储能侧，覆盖全周期的多类型储能协同运行。电力需求侧响应（DemandResponse）是指电力用户基于价格信号或激励措施，通过暂时调整其用电需求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定运行，促进电力供需平衡的行为，具体而言：（1）电力需求侧响应和储能是一种竞合关系：均作为灵活性调节资源在新型电力系统中发挥重要作用；电力需求侧响应基本技术（电力预测、电力交易、电力调度等）也有助于储能设施的精准调控。（2）电力需求侧响应的商业模式随着电力市场化制度的不断深化而完善：短期缺电、中长期新能源发电比例不断提升，倒逼电力市场化改革进程不断推进，有利于电力需求侧响应套利机制的完善。抽水蓄能、煤电灵活性改造是2030年之前新能源改造的主要方式，短时新型储能也在不断发展；2030年以后，储能和需求响应成为电力系统灵活性提升的主力，电动汽车参与灵活性调节比重逐步提升；未来随着工商业电气化、电动车保有量提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，电力需求侧响应具备长期发展的重要潜力。建立清洁低碳、安全高效的新型能源体系，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加强电力需求侧管理，是中央关于实现碳达峰、碳中和的重要工作内容，也是“十四五”期间和未来一段时期内电力行业发展的关键方向。随着新能源大规模并网，电源侧的波动性和不确定性增强，构建新型电力系统将为新时代能源电力发展指明方向。新型电力系统的四大特征包括：安全高效：作为基本前提，确保电力系统安全稳定、高效运行；清洁低碳：作为首要目标，满足经济社会高质量发展的电力需求，非化石能源发电逐步转变为装机主体和电量主体，能源消费低碳化、绿色电力市场化；柔性灵活：作为重要支撑，源网荷储多向协同、灵活互动；发展灵活发电技术、各类储能技术和柔性电网；智慧融合：作为基础保障，进行技术创新和机制体制创新，将数字信息技术融合电网。电力系统的最终目标在于满足用户的用电需求，电力规划和电力系统运行需要以负荷曲线为基础。为了优化“驼峰形”的负荷曲线，需要提前调度需求侧资源以引导用户行为。具体措施为：（1）通过可中断负荷在高峰、电价较高时段进行功率调节和压减；（2）通过改变用户侧的行为使电力负荷可转移。充分调度需求侧资源在电力规划和运行管理中非常重要。通过设计合理的电价和激励政策，提倡绿色节能的生活方式等措施，从而引导电力用户调整其用电行为、自发优化负荷曲线，在电力运行管理之前或期间缩小负荷曲线的峰谷差，平滑负荷曲线，在负荷高峰时段提供需求向下灵活性，降低电力供给难度和成本，保障电力系统安全稳定运行。不同资源提供灵活性的特性、优势和成本存在明显差异。（1）考虑前期需求侧响应平台建设和固定资产投入等成本投入，需求响应的固定成本投入为200-400元/千瓦，相较于其他资源，需求响应提升电力系统灵活性的成本更低。（2）在调节尺度上，目前可做到的是日度级的中时调节。随着电力系统数字化的不断升级及电力市场化的不断深入，未来需要做到日前及日内级别的短时调节。2、我国电力需求侧响应运行体系日趋完善2.1、政策推动电力需求侧管理平台加速建设2023年5月19日，发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；目标为应对电力供需紧张、可再生能源电力消纳；开展需求侧响应工作，提升信息及数字化水平。政策归纳为以下三点：（1）新增需求响应工作内容：结合新形势与新任务，基于电力市场建设进展与地方实践，新增了需求响应的工作内容。（2）强化用电安全底线，拓宽绿色发展内容。进一步扩展和完善了需求响应、节约用电、电能替代、绿色用电、智能用电、有序用电的内容。（3）充分运用新一代信息技术手段。结合“云大物移智”等新一代信息技术的快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方式的变革。具体措施包括：县级及以上地方政府尽快构建电力需求响应资源库，电网企业成立电力负荷管理中心；建立和完善电力需求侧资源与电力运行调节的衔接机制；配电网增容及线路改造和智能化升级。若2023下半年正式稿能够推出，2024年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。电力需求侧响应的管理机构为县级以上地方人民政府电力运行主管部门。实施主体主要包括电力用户、电网企业（省级及以上电网企业、地方电网企业以及增量配电网企业）、电力需求侧管理服务机构（负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运营商、综合能源服务商）、电力相关行业组织等。电力需求侧响应可归纳为三级架构：一级架构由交易中心、调度中心和未来成立的负荷管理中心组成。三者形成良性配合，该管理机构由政府主导；二级架构为虚拟电厂（VPP）或负荷聚合商。该级架构需要具有负荷资源；电网供应商或电网下属公司及有一定资源的发电企业、售电公司将具有更多优势，虚拟电厂短、中期服务电网的整体调度及负荷管理，中长期有望参与电力市场化交易；虚拟电厂的高效运营需要计量、通信、调度三大核心技术作为支撑。利用人工智能和大数据技术，可以帮助虚拟电厂运营商实现对可调电量的准确预测与动态调优；三级架构为可调资源（电力用户、储能或新能源发电）。该级架构较为市场化，涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。如果是规模化电力用户，可直接参与需求侧响应，可跳过负荷聚合商。三级架构信息交流方式包括控制指令、电价激励、需求申报和状态量测等。电力负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活性与更强的稳定性。电力需求响应市场执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。（1）电力运行主管部门根据电力供需情况启动实施需求响应，向市场主体发布需求响应招标通知；（2）电力负荷管理中心在新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应邀约、过程监测、效果评估等工作；（3）需求发布后，需求响应主体可在电力交易平台进行市场交易申报；（4）电力交易中心根据申报信息和出清规则，组织市场出清，发布中标结果；（5）参与响应的用户按照中标结果，按时按量自主完成负荷压降。价格机制方面，完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。（1）目前大多数省份进行电力需求侧响应主要是由地方政府与电网进行补贴，或通过辅助服务市场进行补助，更多的仍然是非市场化机制，电力用户也是重要的承担方之一；（2）未来随着电力需求侧响应能够更多、更好的参与电力市场化交易，可以实现更好的价格反馈机制和调控精准性。准入条件：以2023年云南省、甘肃省、四川省、福建省和河北省为例，1.电力用户准入条件：（1）响应能力低于1000千瓦（四川、云南、甘肃）、200千瓦（福建）的用户须通过负荷聚合商代理参与；（2）响应能力在1000千瓦及以上（四川、云南、甘肃）、200千瓦及以上（福建）的用户，可选择直接参与需求响应。2.各地负荷聚合商准入条件：（1）聚合商：具备聚合1000千瓦及以上响应负荷能力（福建）；具备集成2500千瓦及以上响应能力（云南）；聚合削峰能力不低于5000千瓦（甘肃、河北）。（2）售电公司：交易代理电量超过10亿千瓦时，或缴纳履约保障凭证额度超过800万元的售电公司（四川）。（3）独立储能：聚合商响应能力2500kW或储能充放电功率不低于5000kW，充放时间不低于2h（云南）。各地需求侧响应的核心需求来自于缺电，而缺电时刻的电价相对较高，一般是0-4元/kWh。2.2、电力需求侧响应如何进行交易？以《2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，需求响应的交易办法如下：（1）响应组织流程D-3：电力调度中心提前预估3日后出现电力缺口，于15:00前推送至电力公司和交易中心；电力交易中心提前3日于17:00前向主体发布响应需求数据。D-2：电力调度中心预估2日后发生重大变化时，于15:00前推送新需求至电力公司和交易中心；电力交易中心向主体发布新的响应需求数据，主体即可进行响应申报。D-1：电力调度中心提前一日于13:00前确认次日响应需求；电力交易中心采用边际出清方式组织市场出清；电力交易中心于14:00前发布出清结果，告知市场主体中标结果。需求响应当天：电力用户按出清结果，按时按量压降用电负荷。（2）响应结算与考核响应执行后，电力公司与D+5日向交易中心按用电户号推送实际用电负荷，交易中心于D+7日出具D日的日清分结算单，按月对主体进行结算。有效响应容量计算：有效响应必须同时满足实际最大负荷不超过基线最大负荷、实际平均负荷不超过基线平均负荷这两个条件，否则为无效响应。若实际响应负荷小于或等于中标响应容量的1.1倍，则有效响应容量=实际响应负荷；若实际响应负荷大于中标响应容量的1.1倍，则有效响应容量=中标响应容量×1.1+（实际响应负荷-中标响应容量×1.1）×0.5。需求响应考核费用：对有效响应容量低于中标响应容量90%的部分进行考核，考核费用按小时结算。考核价格=出清价格×1.1。（3）响应收益=总响应费用-总考核费用我们将以《四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，计算需求响应收益。假设国网四川省电力公司发布，某天某一小时内为需要响应时段，某具备参与资格的10千伏工业用户积极参与并中标，且在实际响应中为有效响应。1）计算实际响应负荷：实际响应负荷=基线负荷-实际负荷=12000-8000=4000（千瓦）。2）计算有效响应容量：本例中，有效响应负荷小于中标响应容量的1.1倍，4000＜5000×1.1，则有效响应负荷=实际响应负荷=4000（千瓦）。3）计算响应费用：响应费用=有效响应容量×出清价格=4000×2=8000（元）。）计算考核费用：考核费用=MAX(中标响应容量×90%-有效响应容量，0)×考核价格=(5000×0.9-4000)×1.1×2=1100（元），其中考核价格=1.1×出清价格。5）计算响应收益：响应收益=响应费用-考核费用=8000-1100=6900（元）。6）用户与负荷聚合商对响应收益的两种约定分配方式：“保底+分成”模式；“固定价格”模式。3、电力需求侧响应的市场空间及商业模式3.1、电力需求侧响应市场空间广阔根据《电力需求侧管理办法》（征求意见稿）中的有关要求，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上（峰谷差率为统计时间内峰谷差与最高负荷的比值），负荷监测能力达到经营区域内最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力达到经营区域内最大用电负荷的10%以上；到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。电网企业依托新型电力负荷管理系统开展负荷精准调控，各地负荷监测能力应逐步达到本地区最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力应逐步达到本地区最大用电负荷的10%以上。各地10kV（6kV）及以上高压电力用户应全部纳入负荷管理范围。（1）电力需求侧响应发展的三个阶段分别为邀约型、交易型和自治型。目前我国还处在邀约型的第一阶段，由政府机构组织发出邀约信号，组织资源完成需求响应。第二阶段为交易型，是在电力现货市场和辅助服务市场建成后，通过电力交易引导市场主体加入电力市场以获得收益。第三阶段发展为自治型，能够实现灵活调度电力资源、通过信息强化市场主体参与力度。（2）数字化、智能化技术助力新型电力系统发展。数字信息技术是新型电力系统的重要驱动。为适应新能源在源网荷储多环节的接入、交互和调度，“云大物移智链边”等数字技术将在新型电力系统中广泛应用。负荷侧方面，通过微电网、虚拟电厂、综合能源管理服务（智慧楼宇、智慧园区、智慧家庭、车联网等）等技术加持，用户将积极参与需求侧响应，从而提升电力系统灵活性，最终实现“源网荷储”的协同运行、灵活互动。电源侧方面，未来将建设更多的风光发电基地和分布式电源设备，数字化技术可以为供给侧的灵活调度提供有力的技术支持。电网侧方面，推动分布式智能电网广泛应用，促进分布式新能源并网消纳，利用电网智能巡线、智能变电站、边缘智能等数字化技术，保障电网的高效运转和安全运行。（3）电力需求侧响应和综合能源服务的市场空间测算。微电网/区域性综合能源服务是虚拟电厂的“下沉市场”，短期服务于电网调度，长期形成大小网兼顾的配合模式。电力需求侧响应市场空间：主要包括电网数字化和电力需求侧响应各级架构，核心为电改进度（峰谷价差倒逼电改政策，完善商业模式是盈利的前提）；各级架构的软件（功率预测、调度、交易、负控软件等）。23-25年我国县级负荷管理平台资产存量市场空间分别为6/30/60亿元，县级负荷管理平台渗透率将于2025年达到100%。2024/2025/2030年我国虚拟电厂平台资产存量市场空间分别为113/204/320亿元。2024/2025/2030年我国聚合商、虚拟电厂邀约型市场运营空间分别为66/238/504亿元。2024/2025/2030年我国聚合商、虚拟电厂市场型市场运营空间分别为59/219/526亿元。综合能源服务市场空间：根据清大科越招股说明书（申报稿）中援引自中国电力企业联合会《综合能源服务发展情况研究》中的有关数据，预计2020-2025年，我国包括能源互联网在内的综合能源服务产业市场潜力规模将由0.5万亿元增长到0.8~1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3~1.8万亿元。（4）国内虚拟电厂项目情况目前，国内的虚拟电厂仍处于邀约型（需求响应为主）的试点和探索阶段。虚拟电厂把分布式能源、储能、可调负荷等分散在电网的各类可调资源相聚合，进行协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧的多能互补与负荷侧的灵活互动，搭建与电力系统与可调资源之间的桥梁。3.2、海外虚拟电厂模式与公司梳理3.2.1、电力市场化打开全球虚拟电厂市场空间电力市场化为虚拟电厂厚植创新发展土壤。为保证电力市场供需平衡，峰谷分时电价机制（Time-of-usetariffs）和电力交易通过市场手段鼓励用户调整用电量，释放需求侧灵活性，实现削峰填谷，有助于提高可再生能源的渗透率。（1）美国电价形成机制以较早电力市场化的加州为例，非居民用户强制实行峰谷分时电价，售电公司根据用户分类、最大需电量等标准，提前划分出百余种电价资费标准，电费与分时电价、冬夏时令等因素有关，不按照批发市场调整每日电价。居民可自愿选择实行分时电价，电价在一年内会进行多次调整。由加州非营利性的独立系统运营商（CAISO）负责监管电力系统、输电线路和电力市场的运行。（2）德国电价形成机制2022年，德国可再生能源发电量再创新高，占总用电量的46.3%。德国政府要求可再生能源电厂参与市场交易，因为中型电厂单独参与电力市场交易的边际成本较高，虚拟电厂可以通过整合电力资源为其提供服务。德国实行分时电价，终端用户可以自由选择售电公司。形成日前、日内电力现货市场（在欧洲电力现货交易所EPEXSPOT交易）、电力期货市场（在欧洲能源交易所EEX交易）与多级调频辅助服务市场的电力市场结构。日间电力市场允许接近实时的电力交易。允许供过于求、可再生能源发电过剩等原因导致的负电价。平衡基团是电量平衡的核心机制。平衡基团中，必须通过买入或卖出电量达到平衡，该机制使电量像证券一样可以交易，同时预测服务公司对可再生能源发电量提前预测。完善的平衡基团机制、精准预测和弹性负荷，为德国虚拟电厂的高水平发展奠定了重要基础。3.2.2、NextKraftwerke:欧洲最大的虚拟电厂与可再生能源电力交易商之一德国私营公司NextKraftwerke（NEXT）成立于2009年，是欧洲最大的虚拟电厂之一，也是欧洲最大的可再生能源电力交易商之一。截止2022年Q4，公司已拥有15346个聚合单元，聚合装机容量达12.29GW，占德国2022年净发电装机容量的5.39%，2019年参与电力交易规模为15.1Twh。主营业务为能源现货市场交易、电力销售、用户结算、虚拟电厂相关业务等。NEXT公司主要通过以下三种方式获利：NEXT公司的主要产品及服务包括：（1）电力交易交易品种主要包括EPEX现货、EXAA以及其他欧洲电力交易品种。交易方式则涵盖日内交易、日前交易、短期交易平台、平衡服务、期货平台和场外交易。NEXT提供实时数据和预测服务，有利于参与者及时了解市场信息并做出相应决策。NEXTRA是公司开发的一款电力交易和投资组合管理软件，为发电厂、聚合商和消费者用户提供数据分析、数据预测、市场参与、能源管理等功能。数据分析功能可以对用户上传的发电、购电、电力消费和电力计量数据进行实时分析；数据预测功能可以预测和量化投资组合中的不平衡数据，帮助消费者做出更好的商业决策；市场参与功能可以帮助消费者参与电力市场交易，从而获得更好的价格和更高的收益；能源管理帮助聚合商和发电厂更好地通过软件平台管理资产。（2）电力调度市场价格变化巨大（日前交易市场电力价格每天变化24次，EPEX现货市场电力价格每天变化96次），期间价格差异可能超过50欧元/kWh。供电参与者可以通过在电价高峰时发电，电价低谷时让资产休息，创造灵活性收入；需电参与者则可以在电价低谷时使用电力，电价高峰时减少用电，以降低能源成本。NEXT公司的专业分析员将为参与者提供高质量的时间表，其中包括短期电力交易所价格信息，使得参与者可以通过上述方式获益。（3）平衡电网通过虚拟电厂聚合风电场、太阳能电厂、沼气发电厂、水电厂等可调资源，形成规模优势，帮助稳定和平衡其公司分布地区的电网，从而为电力供给者创造收入。虚拟电厂将具有较短反应时间的小型发电资源进行聚合，可以提供更长的时间尺度和更高的灵活性。NEXT为7个欧洲输电系统运营商区域提供电网辅助服务。2016-2019年，公司营业收入大幅增加，从2016年的2.83亿欧元增长至2019年的7.35亿欧元，2019年营收同比增长46.85%。受新冠疫情影响，2020年营收有所下降。随着疫情影响减弱，2021年营收回升，同比增长3.87%。NEXT公司聚合装机容量逐年攀升，2022年聚合容量首次超过1万兆瓦。公司聚合装机容量自2009年成立以来，总体增势迅猛，可以反映虚拟电厂服务的市场需求较大。2019年，NEXT公司成为德国最大的光伏电站聚合商；2021年被壳牌公司收购，壳牌的目标是帮助NEXT公司自2030年起每年销售560Twh电力。3.2.3、特斯拉Autobidder：美国虚拟电厂平台的先行者与标杆特斯拉Autobidder是将虚拟电厂实时交易平台、能源交易管理系统和开源复杂算法库集为一体的综合管理平台，实现了“车+桩+光+储+荷+智”的新能源生态闭环，是特斯拉分布式能源的核心与管理交易枢纽。目前，Autobidder已实现从2C业务的聚合到2B业务的规模化运行。根据Electrek统计，Autobidder管理的储能资源超过1.2GWh。而2022年特斯拉储能产品出货量为6.5GWh，仍有大量负荷侧资源并未归入Autobidder管理。特斯拉从电动汽车起家，2011年在美国加州高电价和高额补贴的政策下，顺势进入储能领域。2015年，特斯拉成立能源部门TeslaEnergy，布局储能项目和小型家用级（Powerwall）、中型商用级（Powerpack）和大型公用级（Megapack）储能产品的开发。2016年，收购光伏企业Solarcity，开发光储一体的太阳能发电屋顶SolarRoof。2017年，特斯拉推出虚拟电厂管理平台Autobidder，建立新能源生态体系的整体架构，打通“车桩光储荷智”的数据交互和结算通道。特斯拉发电和储能业务营业收入除2019年外均稳健增长，2020年到2022年增速均超过30%，发电和储能业务毛利率在2019年-2021年有所下降，2022-2023第一季度明显回升。在新能源大规模装机和电网加大投资的背景下，家用级、商用级和公用级能源产品需求量不断提升，储能装机量自2018年起逐年增加。2023年第一季度特斯拉该业务实现营业收入13.61亿美元，同比增长148.21%，毛利率为10.99%。2023年4月，特斯拉宣布在中国上海新建储能超级工厂（Megafactory），计划于2024年第二季度投产，初期规划公用储能电池年产量达1万台，储能规模近40GWh，和2022年相比产能直翻六倍多，储能市场前景广阔。3.3、综合能源平台管理公司情况梳理3.3.1、施耐德电气：数字化、电气化双管齐下，加速实现“碳中和”目标施耐德电气（SchneiderElectric）是一家成立于1836年的法国电气公司。公司致力于推动数字化和电力化转型，服务于家居、楼宇、数据中心、基础设施和工业市场。公司通过集成世界领先的工艺和能源管理技术，从终端到云的互联互通产品、控制、软件和服务，贯穿业务全生命周期，实现整合的企业级管理。在综合能源管理方面，公司于2007年推出EcoStruxure架构与平台。EcoStruxure是公司研发的基于物联网、即插即用、开放式且具有互操作性的架构和平台，主要应用在楼宇、数据中心、工业和基础设施四大终端市场中的各行各业，是施耐德电气基于物联网的系统架构的核心。楼宇市场应用案例：施耐德电气对已运行30余年的京城大厦进行全面评估，充分应用了基于物联网架构的EcoStruxure整体解决方案和分步实施计划，在保证安全运营的基础上，实现高效运维。借助施耐德电气EcoStruxure配电和楼宇整体解决方案，京城大厦的配电系统得到全面升级，80%的电力故障问题得到了远程解决，减少33%的客户投诉，初步实现有效节能20%以上。楼内舒适度和运营综合效应得到显著提高，能效和成本得到有效节约，总体实现了能源可视化和绿色智能化改造。3.3.2、朗新科技：“能源数字化+能源互联网”双轮驱动发展朗新科技以B2B2C的业务模式，聚焦“能源数字化+能源互联网”双轮驱动发展战略，服务于电力能源消费领域，是能源行业领先的科技企业。主要业务分为能源数字化、能源互联网和互联网电视，综合能源服务主要体现于前两个业务：（1）能源数字化（ToB）：助力电网数字化转型和新型电力系统建设公司深耕能源行业，通过给电网做软件的解决方案，帮助国家电网、南方电网、能源集团等客户实现数字化升级，沉淀中台能力和平台产品，参与电网数字化转型和新型电力系统建设。2022年，公司全面参与多个省新一代营销系统、采集系统、市场化交易系统、负荷管理系统的推广与建设，完成了电网营销2.0系统在浙江、山东、福建、天津等网省的上线，在能源大数据、综合能源业务、营销运营业务和国际业务等领域实现新的突破。综合能源业务方面，公司推出综合能源服务一体化云平台，该平台是一套PaaS云平台，提供集成的应用开发框架、环境及标准的技术服务。基于先进开源技术，采用云架构、微应用的设计思想，实现从软件开发、验证、到发布、运维及运营等完整生命周期的云应用解决方案，帮助企业快速完成云计算与大数据平台技术的转换升级。产品功能包括：企业应用开发平台、物联网平台、4A安全平台（同一账号管理、统一认证管理、统一访问控制管理和统一审计）、监控平台和技术服务。（2）能源互联网（ToC）：促进能源的供需互动和市场化发展在能源供给端，公司的“新耀光伏云平台”以能源物联网技术为支撑，为分布式光伏电站等提供软件产品和SaaS服务，提高电站发电效率，实现降本增效。在能源需求端，公司打造了聚合充电服务平台“新电途”，通过互联互通技术聚合车/桩网络，通过支付宝、高德、微信、百度等成熟入口为新能源车主提供“多快好省”的充电服务。据公司年报统计，截止2022年底，“新电途”平台已累计接入充电运营商550多家，与特来电、星星充电、国家电网、南方电网等头部运营商的合作取得快速发展，平台聚合充电设备数量超过70万，服务新能源充电车主用户超过550万，累计充电量超过26亿度。在工商业领域，公司为社区园区、工商业客户提供能耗监测、能源管理、智慧节能等平台或系统，提高客户用电效率、减少运维人员投入，帮助客户实现节能降耗、低碳运营。在居民生活领域，公司与支付宝等入口合作，为超过4亿居民和工商业用户提供“水电燃热”的“查询·缴费·账单·票据”线上闭环服务。据公司年报统计，截止2022年底，该项业务覆盖全国400多个城市、连接5,600水电燃热等公共事业机构，生活缴费日交易笔数近660万，平台日活用户超1,380万。3.3.3、安科瑞：能效管理平台功能换代升级，面向ToB制定多行业解决方案安科瑞于2021年推出安科瑞企业微电网能效管理平台（AcrelEMS），通过在“源、网、荷、储、充”的各个关键节点安装监测、分析、保护、治理装置，利用高性能边缘计算网关采集数据并上传至企业微网平台。平台包括变电站综合自动化系统、能效管理系统、电气消防及用电安全系统等多个子系统及配套所需的端设备（用户端智能电力仪表、边缘计算网关等）。平台根据新的电网价格、用电负荷、电网调度指令等情况，调整各系统控制策略并远程下发，使企业微电网始终高效稳定运行，降低企业用电成本，实现能源互联、信息互动。EMS2.0平台以提供解决方案能力为核心，偏向一次销售，辅助部分运维；EMS3.0平台为软件赋能，通过功能而实现最优的能源管理策略，有望利用年费的形式实现收入。（1）2.0版本：2022年下半年，安科瑞EMS2.0能效管理平台落地，打破子系统分散独立的信息孤岛，将解决方案和各类系统APP进行整合，实现了平台化和互联互通，聚焦十几个行业推出了行业解决方案。（2）EMS3.0版本已完成产品研发架构，将在2.0版本基础上加入光储充平台，实现电力系统一体化柔性控制。安科瑞能效管理平台在企业、虚拟电厂参与需求响应时，能够提供微电网智能服务，帮助企业进行移峰填谷、有序用电、接入新能源等调节负荷的行为，避免拉闸限电，使企业获得需求响应经济收益的同时，保障电力系统安全稳定运行。商业楼宇应用案例：安科瑞为泸州中海粮油能耗监测系统改造项目建成EMS能效管理平台，该系统能够分析建筑物内部的用电、用水、用气等数据，帮助用户发现并降低使用能源的浪费，进而减少能源耗费，节约能耗成本。该项目有1个高压配电房和17个低压配电房。安科瑞为该项目提供AcrelEMS企业微电网能效管理平台,包括AcrelEMS软件、17个Anet-1E1S网关和45只智能仪表ADW300W。4、投资分析4.1、国能日新国能日新科技股份有限公司（以下简称国能日新）成立于2008年，于2022年4月在创业板挂牌上市。公司是服务于新能源行业的软件和信息技术服务提供商，产品主要以新能源发电功率预测产品为核心，通过十余年在新能源行业数据应用与开发方面的深耕，以电力交易、智慧储能、虚拟电厂相关创新产品为延伸和延展，已实现产品覆盖新能源电力管理“源网荷储”的各个环节。以新能源发电功率预测产品为根基，在新能源发展和电力体制改革浪潮中开拓新的业务领域。公司是新能源发电功率预测领域的绝对龙头，2019年公司在光伏发电功率预测时长和风能发电功率预测市场的市场占有率分别为22.10%和18.80%，均位于行业首位。随着我国电力体制改革的持续推进，新能源企业参与电力市场化已成为未来的发展趋势，公司基于新能源行业多年的深耕经验以及在功率预测领域内的长期历史数据、核心技术等方面积累和研发成果，成功研发电力交易辅助决策支持平台；此外，公司亦推出了储能智慧能量管理系统、虚拟电厂智慧运营管理系统等产品，积极开拓新的业务发展空间。公司营业收入及归母净利润近五年保持稳健增长，2023Q1归母净利润同比高增96.01%。近五年来我国大力推进新能源风光电站建设，在此背景下公司新能源发电功率预测产品需求快速提升，带动公司营业收入从2018年的1.51亿元提升至2022年的3.60亿元，增幅达138%，归母净利润从2018年的2059万元提升至2022年的6708万元，增幅达226%。2023H1，疫情影响缓解后各地均加大风光电站建设力度，带动公司营业收入同比增长34.14%至1.89亿元，归母净利润同比增长57.29%至0.33亿元。发电功率预测产品收入规模持续提升，新产品（电力交易、储能、虚拟电厂）2022年实现突破。新能源发电功率预测产品作为公司的绝对优势产品，在营业收入中的占比始终维持高位，2022年该板块营业收入同比增长30.49%至2.60亿元，占营业收入比例提升至72.21%，毛利率同比提升3.64个pct至67.50%。此外，公司在2022年持续发力新产品市场开拓，三大新产品（电力交易、储能、虚拟电厂）2022年实现营业收入1106万元，同比高增93%，毛利率高达71.70%。4.2、安科瑞上海安科瑞电气股份有限公司（以下简称安科瑞）前身上海安科瑞电气有限公司成立于2003年，于2012年1月13日在创业板挂牌上市。公司是一家硬件生产与软件开发相结合的高新技术企业与软件企业，具备为用户提供可靠、安全、节约、有序用电及智能化运维管理等多方面系统解决方案的能力。公司主要产品包括企业微电网能效管理系统及产品、电量传感器等，其中微电网能效管理系统及产品包括变电站综合自动化系统、能效管理系统、电气消防及用电安全系统等多个子系统及相应配套所需的用户端智能电力仪表、边缘计算网关等端设备，形成了“云-边-端”完整的产品生态体系。软件+硬件业务协同发展，具备从云平台软件到终端元器件的一站式服务能力。产品模式打造平台叠加行业应用，销售模式采用设计院叠加行业进行推广，同时发展系统代理商进行安装、调试、售后及运维服务。软件业务方面，EMS能效管理平台是公司的核心产品，此外还包括电力运维、预付费、安全用电等各类云平台，以及多行业各种场景下的解决方案。硬件业务方面，公司主要产品包括中压测控装置、电力监控与保护装置、电能计量装置、电气安全装置、充电桩以及电量传感器等。公司营业收入及归母净利润稳健增长。2022年，受国内整体经济表现较弱的影响，尤其是第二季度和第四季度因物流管控与封闭管理等因素，导致多地项目暂缓或停工，对公司业务推广产生较大阻力。但公司保持稳健的经营策略，通过稳定持续的供应链管理，尽力保障各项业务的顺利开展，使得2022年公司整体营业收入和归母净利润与前一年基本持平。2023年上半年随着区域管控影响逐步消除，加上公司重点加强对销售的新产品培训和对新系统代理商的技术培训，战略部署逐步落地，公司实现营业收入5.38亿元，同比增长8.89%，实现归母净利润1.00亿元，同比增长5.26%。分部业务和毛利率微电网产品和系统业务持续发力，软件产品逐步升级。公司于2020年变更分产品收入的统计口径，其中电力监控及变电站综合监控产品及系统、能效管理产品及系统、电量传感器业务自2020年起均保持增长。近年来企业微电网产品和系统业务（包括电力监控及变电站综合监控产品及系统、能效管理产品及系统、消防及用电安全产品及系统、企业微电网-其他）占营业收入的比重近90%，毛利率均维持在45%以上，整体经营和盈利能力较为稳定。未来随着公司系统产品的逐渐升级，软件业务占比有望逐步提高，进而带动盈利能力提升。4.3、国网信通深耕电力二十载，巧借机遇速转型。公司成立于1993年12月，于1998年4月2日在上交所挂牌交易，是四川省阿坝藏族羌族自治州唯一的上市公司。二十多年来，公司不断深耕传统水电业务。2019年1月，公司正式启动与国网信产集团的资产重组，转型主营业务为提供新型云网综合服务，并面向电网、发电、水气热等企业及公共事业领域和能源服务企业等市场主体，致力于打造“数字底座+能源应用”为核心定位的云网融合产业布局，构建电力数字化、企业数字化、云网基础设施三大业务板块。2022年，公司更加聚焦能源数字化转型下的新兴业务场景，在保证传统优势业务规模化发展的前提下，重点布局能源数字化相关产品、服务和整体解决方案，推进公司“云网融合”产业加速发展。（1）在电力数字化服务上，完成营销2.0统一软件研发，参与新型电力负荷管理系统建设，承建了国网总部和天津、冀北等7省公司的系统建设任务；推进电力市场化交易规模化发展，依托自主研发的“电享家”数字化能源平台，为2500余家客户提供电力交易服务。（2）在企业数字化服务上，数字身份产品实现了对电网系统内用户全覆盖完成，并延伸央企及供应商，用户总量超过330万，完成i国网基础能力建设（国家电网员工专属移动工作平台），承担国家电网公司总部、13家省公司、22家直属单位ERP咨询实施工作。（3）在云网基础设施上，巩固公司在通信网络建设及软硬件系统集成业务中的核心优势，推进新型电力系统-高效能数据传输平台项目建设，打造“5G+量子”在配电网柔性调控解决方案。公司参与虚拟电厂相关示范工程建设，打造覆盖“源网荷储充”一体化运行虚拟电厂运营平台。平台已接入华北辅助服务市场、天津虚拟电厂、上海虚拟电厂参与电网调节，实现面向企业园区、商业楼宇用户的区域能源资源的优化配置。公司营收步伐平稳，归母净利润稳健增长。公司2019年重组后，营收于2020年略有下行后在2021年回归上升区间。2022年，公司实现营业收入76.15亿元，同比增长2.00%，实现归母净利润8.02亿元，同比增长18.39%。2023年上半年公司实现营业收入28.26亿元，同比减少4.12%，实现归母净利润2.50亿元，同比增长8.19%。2020-2022年公司云网基础设施产品营收占比过半。2022年企业通过云网基础设施、数字化服务、电力数字化分别实现营收38.95/20.49/16.52亿元，同比增加1.24%/-1.44%/8.73%，对应各占信息通信业务总营收的51.27%/26.98%/21.75%，云网基础设施占比最高，企业数字化服务次之，近三年产品结构稳定。盈利能力分化，云网基础设施产品毛利上行拉动整体毛利率。云网基础设施业务2020-2022年的毛利率分别为15.10%/16.69%/17.48%，企业数字化服务2020-2022年的毛利率分别为26.19%/23.80%/25.42%，电力数字化服务2020-2022年的毛利率分别为19.31%/18.61%/22.18%。其中，企业数字化板块盈利能力最强；营收占比最高的云网基础设施盈利能力持续上行拉动公司整体毛利率。4.4、东方电子东方电子股份有限公司（以下简称东方电子）成立于1987年，后于1997年挂牌上市。公司经过数十年的研发耕耘，拥有涵盖调度自动化、集控站、变电站保护及综合自动化、配电自动化、虚拟电厂、综合能源、电能表及计量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。2022年公司实现营业收入54.6亿元，同比增长19.38%，实现归母净利润4.38亿元，同比增长23.12%（调整后口径）。全面聚焦数字化业务，与子公司协同配合业务分工明确。公司以“构建数字化企业，赋能数字化社会”为愿景，全方位布局数字化电网、数字化能源、以及数字化社会相关业务，其中公司主体深耕电网自动化相关业务，全资子公司威思顿是行业内领先的电能智能计量、监测产品龙头企业，全面推进公司电能信息管理系统及终端相关业务，控股子公司海颐软件专注数字化服务能力的构建以及综合能源管理系统业务的开展。东方电子的虚拟电厂业务涵盖城市级虚拟电厂运行管理平台、负荷聚合商级负荷聚合管控平台和园区级虚拟电厂等三级虚拟电厂范围。公司具有诸多实施的虚拟电厂业务，其中广州市虚拟电厂管理平台是公司城市级虚拟电厂；“粤能投”虚拟电厂管理平台是负荷聚合商级虚拟电厂，被授予中国电力技术市场2022年综合智慧能源优秀示范项目奖牌；广州明珠工业园虚拟电厂是园区级虚拟电厂，成为国家“十三五”科技创新成就展中唯一参展的综合能源国家重点项目。公司营业收入及归母净利润稳健增长，2023年上半年归母净利润增速超过20%。在我国电力系统持续改革以及电网持续加大投资的背景下，公司与电网投资高度相关的各项核心主业均保持稳健增长态势，带动公司整体营业收入和归母净利润持续增长，自2007年起公司营业收入和归母净利润已实现连续15年持续增长。智能配用电业务营收占比过半，综合能源业务逐步发力。公司于2022年年报调整分部业务披露口径，首次明确软件相关业务收入和盈利能力。公司三大主业（电网自动化、电能信息管理系统及终端、信息管理及电费计量系统）合计占营业收入的比重维持在80%以上，毛利率均维持在30%以上，整体经营和盈利能力较为稳定。随着我国综合能源装机规模的快速提升，相关业务逐步发力，2022年新能源及储能业务、综合能源及虚拟电厂业务收入稳步增长。4.5、南网科技南网科技是广东电网旗下的第一家股份制公司，于2021年12月22日在科创板正式挂牌上市。公司前身广华实业进出口公司成立于1988年，后于2004年改制为有限责任公司，2020年变更为股份公司，名称为“南方电网电力科技股份有限公司”。公司共经历过两次重组，能源技术业务快速发展，逐步形成了涵盖电源、电网和用户侧全环节的业务体系。南网科技以电源清洁化和电网智能化为主线发展主营产品，发展出技术服务和智能设备两大业务体系。技术服务包括储能系统技术服务、试验检测及调试服务；智能设备包括智能配用电设备、机器人及无人机、智能监测设备，产品品类丰富。公司各业务板块在技术和市场两个方面均有较强的协同效应。技术方面，公司不仅能通过组建多专业融合的技术团队来开展关键技术的科研攻关，还能够实现内部科研成果的共享应用。市场方面，公司各类业务均主要面向电网公司和发电企业客户，可以有效共享市场资源，共同拓展市场业务。公司承接了广东电网调控中心虚拟电厂主站研发项目，配合广东电力市场相关规则，着手开展虚拟电厂接入运行示范、探索新兴并网主体直控快速调节模式，促进可调节资源灵活性配置；自主开发“源网荷储智慧联动平台”与虚拟电厂形成配合，该平台聚集资源已超过500MW，有望打造第二增长曲线。公司积极开拓市场，实现业绩稳步增长。2022年公司营业收入和归母净利润分别为17.90亿元和2.06亿元，分别同比增长29.2%和43.82%；2023年上半年公司营业收入和归母净利润分别为12.57亿元和1.1