公用事業&電新行業深度研究：掘金新型電力系統系列報告二電改政策驅動下的信息化投資機會-231007（36頁）.pdf

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1、敬請參閱最后一頁特別聲明 1 國金證券研究所 分析師：許雋逸（執業 S1130519040001） 分析師：姚遙（執業 S1130512080001） 聯系人：汪知瑤 掘金新型電力系統系列報告二：電改政策驅動下的信息化投資機會 新型電力系統的新變化新型電力系統的新變化源側清潔低碳、荷側多元互動、網側柔性靈活。源側清潔低碳、荷側多元互動、網側柔性靈活。新的裝機結構：新系統中裝機主體和電量主體將逐步由火電轉變為非化石能源發電，且源側將由多種能源的簡單疊加過渡為基于復雜多能流網絡協同的聯動性、系統性的大時空尺度優化配置。新的負荷特性：新型電力系統的低碳目標驅使終端電氣化水平大幅提升，帶動負荷側呈現多

2、元化特征，且負荷側屬性從單純的剛性消費者轉變為響應源網側供需平衡調控的需求側資源。新的電網形態：電網將由單向逐級的鏈型網絡向“主網+微網”、“交流+直流”轉型，彈性、柔性顯著提升。新變化帶來的新問題新變化帶來的新問題供需匹配難度升級、系統風險和系統成本增加。供需匹配難度升級、系統風險和系統成本增加。供需匹配方面，從空間匹配角度看，我國新能源資源與負荷中心逆向分布，而特高壓電網建設仍存在進度滯后、資源配置能力不足等問題；從實時平衡角度看，源側新能源出力具有隨機性、波動性、逆負荷性，荷側三產用電增加疊加新型負荷占比提升加劇負荷波動，二者共同增加電力供需平衡難度。系統風險和成本方面，新能源大規模并網

3、、配電網側輸入多元化以及電力電子元器件高比例接入帶來系統運行工況波動加劇、電能質量和穩定性降低的風險。為了控風險、助平衡，系統成本將顯著提升，國網能源研究院預測 2025 年包括輔助服務、電網建設等助力系統消納措施所帶來的成本將是 2020 年的 2.3 倍。新問題的解決途徑新問題的解決途徑“信息化技術“信息化技術+電改政策”共同發力。電改政策”共同發力。發電側：為保障并網穩定性，新能源功率預測及智能并網技術需求提升；政策方面，“雙細則”的功率預測偏差考核趨嚴疊加新能源參與市場承擔的預測偏差損益凸顯高精度功率預測的價值，且在對并網控制系統的安裝、考核提出明確要求的同時給予新能源通過輔助服務獲得

4、收益的機會，為智能并網控制系統提供應用激勵和成本分攤。輸變電&調度側：電網建設和調度要求提升催生 BIM 設計、電網智能調度、智能運維技術需求，政策上第三輪輸配電價改革后“順價”機制理順為輸配電價上漲留出空間，有利于主網側增量成本的分攤。配用電側：負荷側多元化、高波動要求需求響應能力提升并催生虛擬電廠技術需求，且配電網接入多元化對配電感知響應、用戶服務和管理的高要求催生配電自動化、用電信息采集及數字化電力營銷技術需求；從政策看，輸配電價改革提出的分電壓等級核定容量電價及負荷率約束激勵機制利好虛擬電廠建設所需的增量配網成本的控制和分攤；而除國家層面激勵政策外，市場化改革和系統規則完善是虛擬電廠技

5、術得以落實的重要途徑。從政策驅動角度看信息化技術商業模式落地從政策驅動角度看信息化技術商業模式落地短期看發電側，中長期看輸配用電側。短期看發電側，中長期看輸配用電側。發電側技術相關政策以考核類為主，獎懲細則已較為清晰且有一定強制性，預計短期可對技術落地應用起到較好促進作用。輸配電側技術相關政策以成本分攤類為主，政策強度相較考核類略弱；第三輪監管周期中輸配電價整體已可看到一定上漲趨勢或上漲空間，中期角度看，后續改革深化有望進一步落實漲價帶來的成本分攤。包含配、用電環節的虛擬電廠技術發展在增量配網建設方面有輸配電價改革帶來的成本分攤助力，而短期內系統規則不夠明確、輔助服務及現貨市場不夠成熟對虛擬電

6、廠的市場參與和高效盈利產生了一定制約；我國電力市場化改革過程漫長但已步入加速周期，中長期看市場化改革深化及市場機制的完善將助力虛擬電廠技術落地取得“從 0 到 1”的實質性進展。預計 23-25 年國網智能化投資平均增速可達 7-8%，電網投資的增加將拉動電力信息化行業步入快速增長軌道，相關電改政策推進也為信息化產品的商業模式完善提供了落地途徑，因而在電力發、輸、配、用各環節中具有信息化技術領先優勢的公司有望受益，推薦關注：國能日新（電新、計算機組聯合覆蓋）、國電南瑞（電新組覆蓋）、東方電子（電新組覆蓋）、國網信通（電新組覆蓋）、朗新科技（計算機組覆蓋）。市場化改革不及預期；電網智能化投資不及

7、預期；新能源發展進度不及預期。公用事業&電新行業研究 2023 年 10 月 07 日 買入（維持評級）行業深度研究 證券研究報告行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 掘金引言.4 1、新型電力系統的新變化：源側清潔低碳、荷側多元互動、網側柔性靈活.6 1.1 新的電源裝機結構能源結構向清潔低碳、多能互補轉變.6 1.2 新的負荷特性電能替代帶來負荷多元化，單向用電向需求響應、雙向傳輸轉變.7 1.3 新的電網形態“主+微”、“交+直”融合發展，電網彈性、柔性顯著提升.8 2、新變化帶來的新問題：電力供需平衡難度升級，系統成本與風險提升.9 2.1 供需錯配疊加源、荷波

8、動性增加，電力供需平衡難度升級.9 2.1.1 新能源供需空間錯配，特高壓建設不足問題仍嚴峻.9 2.1.2“雙隨機”電力系統源、荷側波動均增加，加大電力平衡難度.10 2.2 系統風險顯著提升，系統成本隨之增加.12 3、新問題的解決途徑：“信息化技術+電改政策”雙重途徑并行.13 3.1 發電環節：提升功率預測和并網控制水平，技術升級+考核趨嚴+市場化缺一不可.13 3.1.1 為保障并網穩定性，高精度功率預測及智能并網技術需求提升.13 3.1.2 功率考核趨嚴+綠電市場化，強化功率預測技術在電力交易中的重要性.14 3.1.3 雙細則對新能源并網控制提出考核，并可保障一定輔助服務收益.

9、17 3.2 輸變電&調度環節：以電網智能化為技術工具，有待輸配電價改革實現成本疏導.19 3.2.1 電網建設和調度要求提升，需 BIM 和電網智能調度、運維技術加以支持.19 3.2.2 輸配電價改革持續完善，有望利好輸電側增量成本分攤.21 3.3 配用電環節：需求響應相關技術亟待應用，市場機制發展助力落實“源荷互動”.22 3.3.1 需求響應的落實需虛擬電廠、配電自動化以及用戶營銷管理相關技術助力.22 3.3.2 利好政策陸續出臺，助力虛擬電廠技術的發展和應用.24 3.3.3 市場規則完善+市場化改革推進是虛擬電廠技術落實的重要途徑.25 3.4 從政策角度看信息化技術商業模式落

10、地：短期看好發電側，中長期看好輸配用電側.30 4、投資建議.31 5、風險提示.34 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：新型電力系統建設中的問題需要信息化技術和電改政策雙重途徑解決.5 圖表 2：我國電源結構長期以來以火電為主體.6 圖表 3：我國非化石能源發電量占比將顯著提升.6 圖表 4：新型電力系統發展三階段中對儲能發展有明確規劃.6 圖表 5：2060 年新型電力系統建設完成時，我國電氣化率預計將達到 60%.7 圖表 6：終端電氣化主要聚焦于工業、建筑、交通、農業農村四大用能部門，負荷側呈現多元化.7 2WhUnXlY9UmUqMmQmR8OaObRpNoOmOnOlOqRqQiNoPr

11、Q6MrRvMuOnQyQwMqQrN行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 7：與傳統大電網比，微電網能實現自我調節、自主供電.8 圖表 8：新型電力系統將出現交直流混合配電網的新型態.9 圖表 9：“三北”地區風力發電量排名靠前.9 圖表 10：我國光伏發電集中于西部高海拔地區.9 圖表 11：我國用電負荷集中在中東部和南方等人口密度較高的地區.10 圖表 12：風電、光伏出力集中于 18pm-6am、10am-15pm.10 圖表 13：我國高峰負荷集中在 8am-10am、18pm-22pm.10 圖表 14：二產用電負荷日峰谷差較小.11 圖表 15：三產用電負荷日峰谷差相

12、對較大.11 圖表 16：北京因三產占比更高而負荷峰谷差較蒙西更大.11 圖表 17：我國近十年三產及居民生活用電占比上升.11 圖表 18：未來電動車保有量將持續增長（百萬輛）.11 圖表 19：電動車的無序充電增加了用電負荷峰谷差.11 圖表 20：新能源汽車充電時間與日常用電時段重合度較高.12 圖表 21：不同于傳統發電機組，風電輸出電壓具有隨機波動性.12 圖表 22：新型電力系統在“源-網-荷”端引入更多電力電子裝備.13 圖表 23：功率預測系統主要由預測服務器、安裝于服務器內的軟件和測風/測光設備構成.14 圖表 24：功率預測技術服務包含從氣象數據的采集和預測至功率測算及結果

13、上傳全流程.14 圖表 25：并網控制系統可分為 AGC 系統、AVC 系統和快速頻率響應系統.14 圖表 26：自 2018 年起各區域電力監管機構先后制定并發布了“雙細則”考核方案.15 圖表 27：因短期預測偏差，新能源在現貨市場需承擔日前雙細則考核、日前預測偏差損益和日前超額獲利回收.16 圖表 28：新能源日前預測偏差造成的總損失額（億元）.17 圖表 29：新能源日前預測偏差造成的度電損失（元/MWh）.17 圖表 30：國家政策層面對新能源功率控制有明確要求.17 圖表 31：各區域“雙細則”對新能源并網控制（主要指 AGC、AVC）有明確要求.18 圖表 32：各地“雙細則”中

14、的輔助服務管理實施細則規定新能源 AGC、AVC 服務可獲得一定補償.19 圖表 33：電力領域 BIM 技術應用包括設計平臺及核心軟件等.19 圖表 34：新一代調度技術支持系統可實現電力的實時運行組織和調度管理.20 圖表 35：輸電線路智能運維管理系統可助力監測和預警.21 圖表 36：變電站智能輔助系統可對變電站設備和運行環境進行在線監測和控制.21 圖表 37：第三輪輸配電價改革后，區域電網輸電價格整體看已呈現出上漲趨勢.22 圖表 38：虛擬電廠扮演“電廠”或“負荷”的雙重角色.23 圖表 39：虛擬電廠分為擬電廠站控、過程和資源三層結構.23 圖表 40：虛擬電廠各個邏輯層級在應

15、用功能上協調配合.23 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 圖表 41：配電自動化系統主要由配電主站、配電子站、配電遠方終端和通信網絡組成.24 圖表 42：用電信息采集系統可提供實時用電信息數據.24 圖表 43：數字化電力營銷系統可高效提供各類營銷操作.24 圖表 44：2021 年以來有關虛擬電廠的鼓勵政策頻出.25 圖表 45：虛擬電廠發展分為邀約型、市場型和跨空間自主調度型 3 階段.26 圖表 46：江蘇、浙江、上海、冀北等地已出現大型虛擬電廠試點.26 圖表 47：廣州虛擬電廠參與需求響應分為邀約型、實時型.26 圖表 48：相關地區虛擬電廠參與輔助服務市場的商業模式匯總

16、.27 圖表 49：我國虛擬電廠存在盈利模式較為單一且效益較低的問題.28 圖表 50：德國虛擬電廠相關政策出臺起到關鍵推動作用.29 圖表 51：我國輔助服務市場及電力現貨市場建設持續推進.30 圖表 52：新型電力系統中主要信息化技術的相關政策發展情況匯總.31 圖表 53：預計 23-25 年國網投資完成額 CAGR 為 5-6%.32 圖表 54：預計 23-25 年國網智能化投資金額 CAGR 為 7-8%.32 圖表 55：推薦公司及推薦邏輯.32 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 隨著國網智能化投資的逐年增加，市場對于新型電力系統建設過程中的電力信息化發展有較高的關注度

17、，但關注點更多集中于 IT 技術發展、AI 算法涌現的背景下電力信息化在技術方面的突破。我們認為，有關電力信息化的投資邏輯中，技術層面的發展固然重要，但技術真正在應用時，需要面臨的重大挑戰之一就是需要跑通自身的商業模式，不論是通過考核對技術應用提出獎懲要求、還是對技術應用成本進行合理分攤、亦或是對技術應用后收益模式的持續完善，都對信息化技術在最后的落地應用關卡起到至關重要的推動作用，而這些都離不開電力市場中相關市場規則的完善和市場改革政策的驅動。因此，我們按照“新型電力系統建設產生的新變化-新變化帶來的新問題-新問題的解決途徑”的思路，從發電側、輸變電&調度側、配用電側三個維度分析了新系統建設

18、過程中的問題及解決途徑。更重要的是，我們將解決途徑分為信息化技術和電改政策兩個層面，并著重分析了后者對前者應用助推的原理、推動的進程以及目前主要的制約點。最后，我們將這兩類途徑的分析相結合，總結得出，從電改政策角度看，發電側技術（主要涉及新能源功率預測和智能并網控制技術）的商業模式已較為清晰成熟、有望在短期內實現對技術應用落地的有效驅動；輸配用電側技術（主要指 BIM、電網智能調度、輸變配電智能運維、配電自動化、虛擬電廠技術等）則將在中長期電改推進的過程中實現商業模式的實質性改善，未來改善彈性可期。本文的行文邏輯如下圖所示：圖表圖表1 1：新型電力系統建設中的問題需要信息化技術和電改政策雙重途

19、徑解決新型電力系統建設中的問題需要信息化技術和電改政策雙重途徑解決 來源：國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 1 1.1.1 新的電源裝機結構新的電源裝機結構能源結構向清潔低碳、多能互補轉變能源結構向清潔低碳、多能互補轉變 新型電力系統的發電結構需由傳統的以煤為主轉向低碳清潔的供應體系?；痣婇L期以來是我國電力系統中的主體電源。由于我國“富煤、貧油、少氣”的能源結構，雖然近年來煤電裝機占比逐步降低，但燃煤發電一直以來仍為我國電源的主力。2022 年火電累計裝機容量達 13.3 億千瓦、占總裝機容量比重 52%，近 10 年來占比持續維持在 50%以上；其中煤電累計裝機容量

20、 11.2 億千瓦，占火電及總裝機容量比重分別為 84.1%/43.7%。2022 年全年我國火電發電量 58531.3 億千瓦時，占總發電量的69.8%?！扒鍧嵉吞肌笔菢嫿ㄐ滦碗娏ο到y的核心目標。新型電力系統中，裝機主體和電量主體將逐步由火電轉變為非化石能源發電。據國家電網預測，到 2030 年我國新能源發電裝機規模將超過煤電，成為第一大電源；根據北京大學能源研究院發布的以新能源為主體的新型電力系統的內涵與展望，在新型電力系統的發展路徑下我國光伏、光熱、陸上風電和海上風電總裝機到 2025 年、2035 年和 2060 年預計將分別超過 11億千瓦、26 億千瓦和 56 億千瓦，非化石能源發

21、電量占比分別達 43%、61%和 95%。圖表圖表2 2：我國電源結構長期以來以火電為主體我國電源結構長期以來以火電為主體 圖表圖表3 3：我國非化石能源發電量占比將顯著提升我國非化石能源發電量占比將顯著提升 來源：中電聯、國金證券研究所 來源：以新能源為主體的新型電力系統的內涵與展望、國金證券研究所 新能源占比提升的同時需落實“多能互補”，分布式能源和儲能重要性愈發凸顯。新系統注重優化能源系統網絡格局、實現多能耦合，這也意味著源側將由多種能源的簡單疊加過渡為基于復雜多能流網絡協同的多種能源聯動性、系統性的大時空尺度優化配置。分布式電源由于實現就地生產和消納，對于能源結構的改善尤為重要，據前瞻

22、產業研究院測算 2025 年分布式能源在電網體系比例將由目前的 6-7%提升至 15.6%；同時，儲能將是高比例新能源電力系統中維護發用平衡的主要方法，且可為分布式發電系統提供調頻、調壓、能源備用、穩定輸出等服務以實現局部平衡，因而新系統中覆蓋全周期的多類型儲能將協同運行、助力能源系統運行靈活性提升。圖表圖表4 4：新型電力系統發展三階段中對儲能發展有明確規劃新型電力系統發展三階段中對儲能發展有明確規劃 來源：新型電力系統發展藍皮書、國金證券研究所 71%69%67%66%64%62%60%59%57%55%52%0%20%40%60%80%100%光伏裝機占比風電裝機占比核電裝機占比水電裝機

23、占比火電裝機占比30%43%61%95%0%20%40%60%80%100%行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 1 1.2.2 新的負荷特性新的負荷特性電能替代帶來負荷多元化，單向用電向需求響應、雙向傳輸轉變電能替代帶來負荷多元化，單向用電向需求響應、雙向傳輸轉變 新型電力系統的低碳目標驅使終端電氣化水平大幅提升，帶動負荷側呈現多元化特征。利用低碳電力實現中國經濟體的普遍電氣化是建成低碳新型電力系統的重要途徑。據中國能源基金會預測，除電力供應端的快速脫碳外，工業、交通和建筑等終端部門的電氣化對實現 2060 年碳中和目標的碳減排量貢獻比例將達到 27%。根據中電聯發布的中國電氣化年度發

24、展報告 2022、國家電網“碳達峰、碳中和”行動方案和殼牌分析數據，2021 年全國電能占終端能源消費比重約 26.9%，預計 2025、2030、2060年全國電能占終端能源消費比重將分別超過 30%、35%、60%，2060 年新型電力系統建設完成時，建筑業（住宅和商業建筑）、輕工業和道路客運等部門將基本實現電氣化。圖表圖表5 5：2 2060060 年新型電力系統建設完成時，我國電氣化率預計將達到年新型電力系統建設完成時，我國電氣化率預計將達到 6 60%0%來源：殼牌能源遠景：中國能源體系 2060 碳中和、新型電力系統發展藍皮書、國家電網“碳達峰、碳中和”行動方案、國金證券研究所 終

25、端電氣化帶動負荷側多元化發展。根據中國電氣化年度發展報告 2022，電氣化轉型主要聚焦于工業、建筑、交通、農業農村四大用能部門，隨著“以電代油”、“以電代煤”等電能替代發展戰略陸續落實，以新能源汽車、電采暖為代表的電力產品將逐漸搶占傳統高排放產品的市場，電力負荷側結構將更加多元化。圖表圖表6 6：終端電氣化主要聚焦于工業、建筑、交通、農業農村四大用能部門，負荷側呈現多元化終端電氣化主要聚焦于工業、建筑、交通、農業農村四大用能部門，負荷側呈現多元化 來源：中國電氣化年度發展報告 2022、中國碳中和綜合報告 2022：深度電氣化助力碳中和、殼牌能源遠景：中國能源體系 2060 碳中和、“十四五”

26、建筑節能與綠色建筑發展規劃、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 新系統中負荷屬性將從傳統電力系統中單純的剛性消費者轉變為響應電源、電網側供需平衡調控的需求側資源。從能量流向看，新興雙向互動負荷資源的出現使得負荷側成為既消耗電能又可生產電能的“產消者”：如電力用戶可通過自建分布式發電“自發自用、余電上網”，分布式儲能和電動汽車接入后的充放電行為也使用戶負荷參與電網側的雙向能量互動；即便是工業、生活等領域的單向可調節負荷，也可通過調整運行時間或用電功率來參與需求響應，實現“源隨荷動”向“源荷互動”的轉變。1 1.3.3 新的電網形態新的電網形態“主“主+微”、“交微”、“交

27、+直”融合發展，電網彈性、柔性顯著提升直”融合發展，電網彈性、柔性顯著提升 電網形態將由單向逐級的鏈型網絡，向以傳統大電網為“主干網”、以微電網為“局域網”的“能源互聯網”轉型，體現出具有較強恢復力的電網“彈性”特征。傳統電網是大型的中心集中式電力系統，其“發、輸、變、配、用”的單鏈流程表現出基本僅調整集中式發電的“源隨荷動”特征，即由核心供電站服務于龐大的輸電網絡，負荷和儲能未納入調度范疇。因此，當用電負荷突然增高時，一旦電源側發電能力不足，就容易出現供需不平衡以致嚴重影響電網的安全運行。新系統中傳統主電網將與微電網融合發展，電網“彈性”將顯著提升。在傳統的大容量、集中式遠距離輸電模式基礎上

28、，隨著就地利用資源的分布式發電、充電汽車及其他儲能裝置等大規模增加，未來配電系統將劃分為多個獨立運行的控制區域，面向終端用戶的區域電網和微型電網因此會大量出現。與傳統電網相比，微電網能夠在電網局部傳輸出現問題時實現自我調節、自主供電，電網“彈性”得以大幅度提升。圖表圖表7 7：與傳統大電網比，微電網能實現自我調節、自主供電與傳統大電網比，微電網能實現自我調節、自主供電 比較維度比較維度 傳統傳統大大電網電網 微電網微電網 建立目標建立目標 以支持傳統的集中式的大型火電、水電等電源，通過遠距離輸電到負荷中心為目標 實現分布式電源的靈活、高效應用，解決數量龐大、形式多樣的分布式電源并網問題，是實現

29、主動式配電網的有效方式 規模大小規模大小 大型的中心集中式電力系統，覆蓋范圍廣，能提供大量的電力供應 覆蓋范圍較小，通常服務于一些小型用戶，如社區、工業園區、獨立小島等地區 供電方式供電方式 通過電網公司發電、輸電、分配電力 通過集成分布式能源發電技術，多種能源互相匹配，自主供給所需能量 能源管理能源管理方式方式 采用集中控制管理，能源的來源、消耗、配電由電網公司進行統一調度和管理 通過智能能源管理系統，自動感知和控制供需情況，實現對能量的高精度管理 穩定性穩定性 穩定性較高，同時也存在單點集中、事故狀態下系統可靠性差、恢復困難等問題 較傳統電網更加穩定，能夠在局部傳輸出現問題時，自我調節，實

30、現自主供電 來源：新型電力系統將呈現“三多”特征、能源局域網：物理架構、運行模式與市場機制、國金證券研究所 供需雙方的結構改變引導傳統交流大電網與交直流配電網形成共存局面，體現出對電壓電流高度可控的電網“柔性”特征。傳統電網多采用交流傳輸形式。交流電網具有變換電壓方便、傳輸同樣功率采用高電壓可降低電流、長距離輸電損耗顯著減少等技術優勢?；痣姀S、水電廠、核電廠等常規能源發出的電力多為交流電以方便接入傳統的交流大電網，現有交流配電網也實現了廣泛應用。新型電力系統將由直流配電網配合傳統的交流電網進行深度融合，驅動電網“柔性”顯著提升。新系統將發展出交直流混合配電網，就是在已有交流網架基礎上詳細規劃電

31、源和負荷分布、建立直流配電系統，從而方便光伏直接并網和風電擺脫并網前的逆變環節，且家用電器、電動汽車等中低壓直流負荷也可享受集中配電、不再需要獨立配備整流器，在省去部分變流環節、減少系統損耗的同時實現交直流電網線路間“柔性”互聯，輸配電效率、靈活性顯著提升。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 圖表圖表8 8：新型電力系統將出現交直流混合配電網的新型態新型電力系統將出現交直流混合配電網的新型態 來源：交直流混合配電網多階段隨機優化調度模型、分布式風電接入交直流混合配電網的研究、中國能建官微、國金證券研究所 2.12.1 供需錯配疊加源、荷波動性增加，電力供需平衡難度升級供需錯配疊加源、荷

32、波動性增加，電力供需平衡難度升級 2.12.1.1 1 新能源供需空間錯配，特高壓建設不足問題仍嚴峻新能源供需空間錯配，特高壓建設不足問題仍嚴峻 我國新能源資源與負荷中心逆向分布。我國新能源資源集中分布在西部、西北部地區,其中風能資源主要分布于東北、華北北部和西北地區以及部分東南海上區域，其中內蒙古、新疆、河北三省 2022 年風力發電量占比高達 31%；光伏主要分布于寧夏北部、甘肅北部、新疆東南部、青海西部等高海拔地區。而我國用電負荷則主要集中于華北、華東、華中等人口密度較高的地區。未來隨著新能源發電占比提升，負荷中心與電力資源的空間錯配格局將愈發明顯。圖表圖表9 9：“三北”地區風力發電量

33、排名靠前“三北”地區風力發電量排名靠前 圖表圖表1010：我國光伏發電集中于西部高海拔地區我國光伏發電集中于西部高海拔地區 來源：北極星電力網、國金證券研究所 來源：北極星電力網、國金證券研究所 0200400600800100012002022年風力發電TOP10省份發電量情況（億千瓦時）0204060801001201401601802002022年光伏發電TOP10省份發電量情況（億千瓦時）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表1111：我國用電負荷集中在中東部和南方等人口密度較高的地區我國用電負荷集中在中東部和南方等人口密度較高的地區 來源：北極星售電網、Wind、國金

34、證券研究所 新能源傳送有賴跨省跨區特高壓電網建設，但我國特高壓電網建設仍存在總體進度滯后、資源配置能力不足等問題，成為新能源發展的一大掣肘。特高壓是連接資源與負荷的重要“橋梁”，可通過遠距離、大容量、低損耗輸電實現大范圍資源優化配置，有利于將富集在我國西南、西北地區的清潔能源快速傳運到經濟更為發達的中東部地區，解決電力供需矛盾。特高壓工程建設速度整體已滯后于風光大基地建設。一方面，從建設周期看，光伏電站建設需要 3-6 個月、風電約需 1 年，而特高壓建設周期一般為 1.5-2 年、建設進度慢于新能源建設速度；另一方面，特高壓電網一般需建設先行才能與建設速度更快的風光電站形成“源網匹配”，以實

35、現同時投產、良好消納，而過去幾年疫情、特高壓核準滯后等因素使電網工程建設進度在一定程度有所滯后。目前已建成的特高壓工程外送容量不足以滿足清潔能源的送出需要。隨著西北部地區新能源裝機規?？焖偬岣?，棄風、棄光現象仍然較嚴重；全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2022 年棄風最嚴重的蒙東地區風電利用率僅有 90%，棄光最嚴重的西藏光伏利用率僅有 80%，特高壓的建設速度以及資源配置能力均亟需提升。2.12.1.2 2“雙隨機”電力系統源、荷側波動均增加，加大電力平衡難度“雙隨機”電力系統源、荷側波動均增加，加大電力平衡難度 源側波動性增加新能源出力具有隨機性、波動性和逆負荷性。新能源出力功率的隨機

36、性、波動性使電源側控制難度提升。以火電為主的傳統電源由于可控性較強，因而通?？梢詫崿F“以用定發”。而以風電、光伏為代表的新能源發電出力則較大程度取決于風力大小、光照強度等不可控的自然條件因素，難以進行預測和干預，導致風力發電和光伏發電具有較強隨機性、波動性和間歇性。新型電力系統中新能源占比提升后，電源側整體出力控制難度將增加。新能源出力高峰與用電負荷高峰匹配度較低，增大供需平衡復雜度。由于新能源出力多取決于自然條件，因此風電出力集中于傍晚和夜間（18pm-6am）、光伏出力集中于中午（10am-15pm），而與通常用電負荷的早晚高峰 8am-10am、18pm-22pm 匹配度較低，導致了電力

37、供需間存在時間錯配問題。圖表圖表1212：風電、光伏出力集中于風電、光伏出力集中于 1 18 8pmpm-6 6amam、1 10 0amam-1515pmpm 圖表圖表1313：我國高峰負荷集中在我國高峰負荷集中在 8am8am-1010amam、1 18 8pmpm-2222pmpm 來源：大規模新能源發電基地出力特性研究、國金證券研究所 來源：考慮“源-網-荷”三方利益的主動配電網協調規劃、國金證券研究所 01000200030004000500060007000800090002022年全社會用電量TOP10省份用電情況（億千瓦時）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 荷側波動

38、性增加除產業結構改變外，新型負荷增加為加劇負荷側波動的全新因素。近十年來三產及居民用電占比增加，加大負荷側峰谷差。第二產業用電負荷較為平穩，典型負荷曲線呈現直線形狀，峰谷差小、負荷率較高；而第三產業和居民生活用電受氣候、節假日和生活習慣等影響，短時波動較大、峰谷差明顯。隨著我國人均收入的提升以及經濟結構的轉型升級，2011-2022 年一產、二產用電量在總電量中的占比持續走低，而三產和居民生活用電比例呈明顯上升趨勢，驅動負荷側峰谷差持續增加。圖表圖表1414：二產用電負荷日峰谷差較小二產用電負荷日峰谷差較小 圖表圖表1515：三產用電負荷日峰谷差相對較大三產用電負荷日峰谷差相對較大 來源：第二

39、產業、第三產業用電負荷特性分析、國金證券研究所 來源：第二產業、第三產業用電負荷特性分析、國金證券研究所 圖表圖表1616：北京因三產占比更高而負荷峰谷差較蒙西更大北京因三產占比更高而負荷峰谷差較蒙西更大 圖表圖表1717：我國近十年三產及居民生活用電占比上升我國近十年三產及居民生活用電占比上升 來源：中國政府網、國金證券研究所 來源：Ifind、國金證券研究所 新系統建設帶來的新型負荷（電動車、儲能等）成為影響尖峰負荷變化的全新因素，在增加尖峰負荷波動性、時變性的同時驅動峰谷差顯著提升。以新能源汽車為例，其對充電的需求為隨機事件，根據國網北京經濟技術研究院測算，這種無序充電行為與電網日常負荷

40、曲線重合度可高達 85%，二者負荷疊加會提升負荷高峰、進一步拉大峰谷差；世界資源研究所和國網能源研究院聯合預測數據指出，在汽車高比例電動化和快充普及的情境下，電動汽車的無序充電將導致 2030 年電網峰值負荷增加 12%-13%。圖表圖表1818：未來電動車保有量將持續增長（百萬輛）未來電動車保有量將持續增長（百萬輛）圖表圖表1919：電動車的無序充電動車的無序充電增加了用電負荷峰谷差電增加了用電負荷峰谷差 來源：中國汽車技術研究中心有限公司數據資源中心、世界資源研究所中國新能源汽車規?；茝V對電網的影響分析、國金證券研究所（激進情景為考慮政策加碼的情況，如 2035 年起實施分區域、分車型的

41、“禁燃”政策等）來源：鋰電網、國金證券研究所（圖為某典型居民區基礎用電負荷案例，藍色實心區域為基礎負荷，線條為預計不同年份的背景下疊加電動車充電負荷后的區域總負荷）23%24%25%25%26%27%28%30%31%31%31%33%0%20%40%60%80%100%第三產業、居民生活用電量占比第一、第二產業用電量占比0%100%200%300%400%500%0100200300400500基準情景-純電動乘用車保有量（百萬輛，左軸）激進情景-純電動乘用車保有量（百萬輛，左軸）乘用車保有量（百萬輛，左軸）YoY-基準情景-純電動乘用車（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12

42、圖表圖表2020：新能源汽車充電時間與日常用電時段重合度較高新能源汽車充電時間與日常用電時段重合度較高 來源：新能源汽車國家監測與管理中心、世界資源研究所中國新能源汽車規?；茝V對電網的影響分析、國金證券研究所（圖為北京、上海、深圳、南京的私家電動汽車充電開始時間日平均分布，紅色底色為日常用電負荷高峰期）2.22.2 系統風險顯著提升，系統成本隨之增加系統風險顯著提升，系統成本隨之增加 新能源大規模并網使電網運行工況波動加劇。新能源高比例接入電力系統后，系統轉動慣量減小、頻率調節能力降低，使得系統短路容量下降、抗擾動能力降低；若系統無功支撐能力也隨之降低，暫態過電壓問題突出，則新能源機組存在大

43、規模電網解列可能。以風力發電為例,由于風能不穩定、無法做到準確控制,風電出力會隨風況變化而出現時段性的功率變化或缺失,因此并網后將引起電網電壓及頻率的隨機擾動且可導致寬頻率范圍震蕩失穩風險，從而影響電能的實時平衡和電網的安全穩定運行。圖表圖表2121：不同于傳統發電機組，風電輸出電壓具有隨機波動性不同于傳統發電機組，風電輸出電壓具有隨機波動性 來源：中國電源學會電源云講壇新能源電力系統電能質量分析與控制（清華大學-耿華）、國金證券研究所 新型電力系統配網輸入側多元化將使電能質量與電網穩定性降低。隨著分布式電源、儲能裝置和微電網等系統元素增加，配電網側從無源轉為有源、潮流由單向變為雙向甚至多向，

44、配電網電能質量將受到影響；此外，終端無序用電將會增加凈負荷峰谷差，功率波動問題將更加突出，影響配電網穩態運行。例如，分布式能源接入配電網后，將可能產生配網規劃難度提升、負荷節點電壓被抬高甚至偏移超標、系統供電可靠性下降等風險。新型電力系統的建設需要電力電子元器件高比例接入，使得電力系統穩定性受到挑戰?？紤]到電力電子元器件具有響應速度快、精準控制等優點，新能源為實現順利并網、傳輸和消納需在“源-網-荷”端引入更多電力電子裝備，系統基本特性將由旋轉電機主導的機電穩態過程演變為電力電子裝備主導的電磁暫態過程。不同于火電、水電等傳統機組多采用同步電機而具有較強的機械慣性，電力電子裝置具有低慣性、低短路

45、容量、弱抗擾性和多時間尺度響應特性，導致電力電子化電力系統時間常數更小、頻域更寬、安全域更復雜，系統的機電暫態和電磁振蕩等多重因素會產生交互影響；目前新能源基地出現的暫態電壓支撐不足、風電機組并網的高/低電壓穿越停機脫網、寬頻振蕩、多饋入直流換相失敗等情況都是電力電子化帶來系統穩定性挑戰的具體表現。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表2222：新型電力系統在“源新型電力系統在“源-網網-荷”端引入更多電力電子裝備荷”端引入更多電力電子裝備 來源：電力電子化電力系統多尺度電壓功角動態穩定問題、清華大學電機工程與應用電子技術系官網、國金證券研究所 為控制系統風險、助力供需平衡，系

46、統成本將顯著提升。根據國網能源研究院測算，到 2025 年我國新能源電量滲透率將超過 15%，包括輔助服務、電網建設等助力系統消納措施所帶來的成本將是 2020 年的 2.3 倍。新能源高比例接入對電網的“質”與“量”提出更高要求，帶來增量電網成本。從“量”來看，一方面，新能源能量密度較火電更低，且資源與負荷的空間錯配問題突出，使得新能源若要實現順利輸送消納，主網側的配套建設成本需大幅增加；另一方面，配網側為應對接入主體的多元化，增量配網的建設成本將提升。從“質”來看，源、荷側高波動帶來的系統風險和供需匹配難度增加，使得輸配電網側調度優化、運行風險防控等智能化相關的信息化技術投資會不斷增加，且

47、高比例電力電子元器件的接入也帶來了新的投資成本。電源和負荷側出力波動性催生輔助服務需求，電力調節成本提升。為確保電力系統的安全穩定，電源側安全并網以及負荷側需求響應的實現需要配備一次調頻、ACG、無功調節、備用、黑啟動等輔助服務，帶來增量電力調節成本。據國家能源局初步統計，現階段包括調峰在內的輔助服務成本約占全社會總電費的 1.5%；而根據國際經驗，電力輔助服務成本一般可達到全社會總電費的 3%以上，且會隨著新能源發電量的提升而增加比例。3.1 3.1 發電環節：提升功率預測和并網控制水平，技術升級發電環節：提升功率預測和并網控制水平，技術升級+考核趨嚴考核趨嚴+市場化缺一不可市場化缺一不可

48、3.13.1.1 1 為保障并網穩定性，高精度功率預測及智能并網技術需求提升為保障并網穩定性，高精度功率預測及智能并網技術需求提升 為解決新能源高波動帶來的供需匹配難、系統風險高等問題，需要針對新能源的發電功率精確預測和智能并網控制技術相互配合、協同發力。新能源功率預測技術助力電網“科學決策”。信息化賦能的新能源功率預測技術可基于數學模型和算法，通過對新能源發電設備的運行狀態、天氣預報、歷史數據等多種因素進行分析和計算，預測新能源發電設備未來一段時間內的發電功率。預測系統主要由預測服務器、安裝于服務器內的軟件和測風、測光設備構成，技術服務流程包含從氣象數據的采集和高精度預測至功率測算及結果上傳

49、全流程。隨著 IT 技術的發展，更多 AI 算法的涌現和更強算力的支撐，使得支持向量機(SVM)、多層感知器(MLP)等結合海量歷史數據樣本開展基于 AI 的智能預測方法具備了落地的條件，有效提升了系統的預測準確率。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 圖表圖表2323：功率預測系統主要由預測服務器、安裝于服務器功率預測系統主要由預測服務器、安裝于服務器內的軟件和測風內的軟件和測風/測光設備構成測光設備構成 圖表圖表2424：功率預測技術服務功率預測技術服務包含從氣象數據的采集和預包含從氣象數據的采集和預測至功率測算及結果上傳全流程測至功率測算及結果上傳全流程 來源：國能日新公司招股說

50、明書、國金證券研究所 來源：國能日新公司招股說明書、國金證券研究所 智能并網控制技術助力電網的“決策執行”。在功率預測助力電網進行“科學決策”后，一旦功率、電壓、頻率等電能質量指標未達到并網發電要求，電網則需要依靠智能并網系統對這些不良指標進行自檢調節并將其控制在正常水平內，在上網過程中盡量減少對電網的沖擊，從而使電力生具備可調性、規律性和平滑性。根據控制方式不同，新能源并網控制系統可分為自動發電控制系統（AGC 系統）、自動電壓控制系統（AVC 系統）和快速頻率響應系統。圖表圖表2525：并網控制系統可分為并網控制系統可分為 AGCAGC 系統、系統、AVCAVC 系統和快速頻率響應系統系統

51、和快速頻率響應系統 控制系統類型控制系統類型 控制目標控制目標 控制方式控制方式 自動發電控制系統（AGC 系統）控制光伏/風電的 并網有功功率 根據電網需求的變化和電網調度指令、結合電站內機組的狀態、損耗等，通過優化算法，制定優化控制策略等，使電站滿足電網的電能調控需求 自動電壓控制系統（AVC 系統）控制光伏/風電的 無功功率 將采集的逆變器/風機和無功補償裝置實時運行數據上傳電網調度，同時接收電網調度下發的電壓控制指令，經過模型分析和策略模塊的分析計算，通過對逆變器/風機、無功補償裝置、調壓變壓器分接頭等設備的統一協調控制，實現電站并網點電壓的閉環控制和電站的優化運行 快速頻率響應系統

52、調控電力系統 頻率 通過最優控制策略建模，高速高精度追蹤電網頻率，當電力系統頻率失衡時自動響應電網的頻率調節需求。發電端頻率調整的主要方法是調整發電有功功率：通過快速協調電站的自動發電控制系統，調整有功出力、降低頻率偏差，實現電網頻率的快速穩定 來源：國能日新公司招股說明書、國金證券研究所 3.13.1.2 2 功率考核趨嚴功率考核趨嚴+綠電市場化，強化功率預測技術在電力交易中的重要性綠電市場化，強化功率預測技術在電力交易中的重要性 “雙細則”對功率預測設備有強制安裝要求，且偏差考核趨嚴對功率預測精準度提出更高要求。為保障新能源并網后電力系統安全、優質、經濟運行，在國家能源局推行的電力并網運行

53、管理規定、電力輔助服務管理辦法的基礎上，自 2018 年起各區域電力監管機構先后制定并發布了全國及各區域發電廠并網運行管理實施細則和并網發電廠輔助服務管理實施細則?！半p細則”在要求新能源定期上報功率預測結果的同時，進一步明確和加強了對新能源發電功率預測的考核罰款機制，以平衡電力系統內所有電源的出力和利潤分配。在各區域的“雙細則”中，西北區域的功率偏差衡量最為嚴格，華東、華北的功率考核標準也在逐步趨嚴。西北地區幅員遼闊、氣象觀測站稀疏、因晝夜溫差大易出現局地陣風，導致風功率預測準確率較低，對當地電網調度產生更大的困難，因此仍保留較平均值法更加嚴格的單點偏差考核；此外，從華東、華北監管局目前已完成

54、公開意見征求的新版“雙細則”文件中可以看出功率預測考核指標在逐漸趨嚴，如華東區域的短期功率預測準確率將從現階段的 80%上升至 90%以上、超短期功率預測準確率將從 85%上升至 95%以上。雙細則對功率預測偏差考核標準逐步趨嚴，新能源發電企業為了維持正向的投資回報比、減少考核罰款將更依賴于精準的風光功率預測，使得更高時空分辨率、更高準確行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 率的功率預測技術的重要性愈發顯著。圖表圖表2626：自自 20182018 年起各區域電力監管機構先后制定并發布了“雙細則”考核方案年起各區域電力監管機構先后制定并發布了“雙細則”考核方案 區域區域 現考核現考核

55、規范規范 預測預測 類型類型 新能源新能源 類別類別 考核指標考核指標 偏差計算方式與考核標準偏差計算方式與考核標準 上傳率上傳率 準確率準確率 合格率合格率 國家電網西北地區 2018 版西北“雙細則”短期預測 風電 95%75%-準確率考核采用單點誤差；若未達標，按偏差積分電量 0.2 分/kWh考核 光伏 95%80%-超短期預測 風電 95%第 2 小時75%-準確率考核采用調和平均數；若未達標，準確率每減少 1%按全場裝機容量0.015 分/kWh 考核 光伏 95%第 2 小時75%-國家電網華北地區 2019 版華北“雙細則”中短期預測 風電 100%85%-準確率考核采用變形后

56、的均方根誤差；若未達標，按（85%-準確率）新能源電站裝機容量0.4 小時進行考核 光伏 100%85%-超短期預測 風電 100%90%-準確率考核采用變形后的均方根誤差；若未達標，按（90%-準確率）新能源電站裝機容量0.4 小時進行考核 光伏 100%90%-國家電網東北地區 2020 版東北“雙細則”短期預測 風電 100%75%80%準確率考核采用均方根誤差；若未達標，準確率每減少 1%，每 10萬千瓦容量扣 1 分（1 分對應考核費用 1000 元）。合格率考核采用絕對誤差；若未達標，準確率每減少 1%，每 10 萬千瓦容量扣 1 分（1 分對應考核費用 1000 元）光伏 100

57、%85%80%國家電網華東地區 2020 版華東“雙細則”短期預測 風電 100%80%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，按（80%-準確率）新能源電站裝機容量0.2 小時技術管理考核系數（浙江為 0.25，其他地區為 0.2）該發電廠機組最高批復上網電價進行考核 光伏 100%80%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，按（80%-準確率）新能源電站裝機容量0.1 小時技術管理考核系數（浙江為 0.25，其他地區為 0.2）該發電廠機組最高批復上網電價進行考核 超短期預測 風電 100%85%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，按（85%-準確率）新能源電站裝機容量0.2 小時技術管理

58、考核系數（浙江為 0.25，其他地區為 0.2）該發電廠機組最高批復上網電價進行考核 光伏 100%85%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，按（85%-準確率）新能源電站裝機容量0.1 小時技術管理考核系數（浙江為 0.25，其他地區為 0.2）該發電廠機組最高批復上網電價進行考核 國家電網華中地區 2021 版華中“雙細則”短期預測 風電-80%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，準確率每降低 1%，按當月裝機容量0.2A3 小時進行考核（A3 為日前功率預測準確率考核系數，默認為 1）光伏-85%-超短期預測 風電-85%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，準確率每降低 1%，按當

59、月裝機容量0.2A4 小時進行考核（A4 為超短期功率預測準確率考核系數，默認為 1）光伏-90%-南方 電網 2022 版南網“雙細則”中期預測 風電 100%第 4 日40%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，準確率每降低 1%，按當月裝機容量0.2A2 小時進行考核（A2 為中期功率預測準確率考核系數，默認為 1）光伏 100%第 4 日45%-短期預測 風電 100%60%-準確率考核采用均方根誤差；若未達標，準確率每降低 1%，按當月裝機容量0.2A3 小時進行考核（A3 為日前功率預測準確率考核系數，默認為 1）光伏 100%65%-超短期風電 100%第 4 小時-準確率考核采

60、用均方根誤差；若未達標，準確率每降低 1%，按當行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 區域區域 現考核現考核 規范規范 預測預測 類型類型 新能源新能源 類別類別 考核指標考核指標 偏差計算方式與考核標準偏差計算方式與考核標準 上傳率上傳率 準確率準確率 合格率合格率 預測 65%月裝機容量0.2A4 小時進行考核（A4 為超短期功率預測準確率考核系數，默認為 1）光伏 100%第 4 小時70%-報送要求：報送要求：新能源電站需每天早上 9 點前向電網調度部門報送短期功率預測數據（指自次日 0 時起至未來 24 小時或 72 小時的發電預測功率，分辨率 15 分鐘，部分地區要求未來

61、168 小時的發電預測功率），用于電網調度做未來 1 天或數天的發電計劃。新能源電站需每 15 分鐘向電網調度部門報送超短期功率預測數據（指自報送時刻起未來 15 分鐘至 4 小時的發電預測功率，分辨率 15分鐘），用于電網調度做不同電能發電量的實時調控。來源：各地區能源局“雙細則”文件、國金證券研究所（中期預測是指對未來 240 小時的功率預測預報，中短期預測是指對次日 0 時至 168 小時發電功率預測預報，短期預測是指對次日 0 時至 24 小時發電功率預測預報，超短期預測是指自上報時刻起未來 15 分鐘至 4 小時的預測預報）考核趨嚴+新能源參與市場，功率預測偏差將承受多重懲罰，凸顯高

62、精度預測價值。新能源占比逐漸提升，參與電力市場是發展的必經之路。新能源參與市場后可通過市場化收益吸引社會資本投資建設新能源項目，有利于推動形成有更強新能源消納能力的新型電力系統。2021、2022 年新能源參與電力市場的比例分別約 30%、35%，國家發展改革委、國家能源局在關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見中提出，2030 年全國統一電力市場體系基本建成、新能源將全面參與市場交易。此外，2017、2021 年兩批電力現貨市場試點打開，為新能源參與市場化交易提供了新渠道。從超短期功率預測看，預測偏差影響新能源在電力市場中的消納和考核。調度機構在運行日當天會依據電站申報的超短期功率預測組

63、織實時市場出清，超短期預測誤差會導致下達的發電計劃指令與實際發電能力不符并影響市場出清：若指令小于發電能力，場站容易出現限電而導致棄風棄光、浪費發電資源；若指令大于發電能力，則會因不能及時完成調度下達的發電計劃指令而面臨執行偏差考核。從短期功率預測看，預測偏差對新能源參與現貨交易的收益產生直接影響。若日前風電預測功率不準確，實際發電低于或高于預測值，電站在承擔雙細則偏差考核時還會發生以高實時價格購買少發電量或超發電量低價上網的情形，且可能存在現貨結算的超額獲利回收，從而影響到新能源電站整體收益水平。圖表圖表2727：因短期預測偏差，新能源在現貨市場需承擔日前雙細則考核、日前預測偏差損益和日前超

64、額獲利回收因短期預測偏差，新能源在現貨市場需承擔日前雙細則考核、日前預測偏差損益和日前超額獲利回收 來源：國能日新官方號、蘭木達電力現貨官方號、北極星售電網、國金證券研究所（考慮某省新能源裝機分布較為集中的一般情況，此時單電站的出力情況與全省的出力情況相關性較高，則單場站實時超發時全省新能源大概率多數超發，導致實時價格通常較低，反之亦然）從中長期功率預測看，預測偏差還會對中長期交易產生影響。在參與日滾動交易時，由于新能源在 3 天以上尺度功率預測較不準確，因此新能源企業往往只敢對 4%以下的裝機容量進行交易，即便出現合適的交易機會，也會因為有承擔考核的風險而交易意愿不足，在月旬市場中這種情況更

65、為常見，不利于新能源在長尺度上的消納。因此只有對中長期功率的合理預測才能有效輔助電站交易人員及時通過滾動交易進行持倉量的調整。從技術使用成本和考核成本兩方面測算比較，我們發現在考核政策與市場化參與的背景下，高精度功率預測技術的使用具有較強經濟性。使用成本方面，以新能源功率預測龍頭公司國能日新的產品為例，其風電短期、超短行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 期預測精度已分別超過 80%、90%，可基本避免偏差考核；根據其市場上測風塔、測風儀、環境監測儀、反向隔離裝置等產品售價以及國能日新產品價格信息，可假設風電/光伏功率預測設備約 25/10 萬元、功率預測服務平均 5-6 萬/年，采用

66、 2022 年各省風電、光伏利用小時數據，以 75GW 的典型新能源發電站體量測算，山西、山東采用高精度功率預測技術的度電成本均為 0.002 分，可幾乎忽略不計?？己顺杀痉矫?，以山西、山東電力市場公開披露的 2022 年全部新能源企業參與現貨市場因短期功率預測偏差（忽略節點價格差異）產生的虧損數據為例，山西省、山東省總虧損分別為 5.3 億元和 19.9 億元，度電虧損均為約 1 分錢。對比來看，在僅考慮短期功率預測偏差時，考核成本已遠高于高精度功率預測技術的使用成本。圖表圖表2828：新能源日前預測偏差造成的總損失額（億元）新能源日前預測偏差造成的總損失額（億元）圖表圖表2929：新能源日

67、前預測偏差造成的度電損失（元新能源日前預測偏差造成的度電損失（元/MWMWh h）來源：蘭木達電力現貨公眾號、國金證券研究所 來源：蘭木達電力現貨公眾號、國金證券研究所 3.13.1.3 3 雙細則對新能源并網控制提出考核，并可保障一定輔助服務收益雙細則對新能源并網控制提出考核，并可保障一定輔助服務收益 以“雙細則”在內的政策對并網控制系統的安裝、考核有明確要求。全國層面相關政策已對新能源智能并網控制系統提出明確的安裝和考核要求。并網智控系統適用于幾乎所有發電模式，而相比于傳統的火電或水電，新能源發電因具有波動性、隨機性而對 AGC/AVC 的需求尤為強烈。中電聯在風電和光伏的接入技術規定中明

68、確提出新能源電廠應具備有功和無功的功率控制能力；國家能源局在最新發布的電力并網運行管理規定中也再次強調了并網控制系統的重要性，對智能并網控制系統提出明確的配置要求，并對 AGC、AVC 的服務提出嚴格的考核標準。圖表圖表3030：國家政策層面對新能源功率控制有明確要求國家政策層面對新能源功率控制有明確要求 政策標準政策標準 并網控制相關內容并網控制相關內容 國家能源局 電力并網運行管理規定 發電側并網主體應具備相應的一次調頻、白動發電控制(AGC)和無功服務能力。發電側并網主體提供 AGC 服務的考核內容，包括 AGC 可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間等。發電側并網主體提供無功服

69、務的考核內容，包括無功補償裝置或自動電壓控制(AVC)裝置投運率、調節合格率、母線電壓合格率等。受所并入電網系統電壓影響，經過調整仍無法達到電壓目標的不予考核。GB/T 19963 風電場接入電力系統技術規定 風電場應配置有功功率控制系統，具備有有功功率調節能力。風電場應配置無功電壓控制系統，具備無功功率調節及電壓控制能力。GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規定 光伏發電站應配置有功功率控制系統，具備有功功率連續平滑調節的能力，并能夠參與系統有功功率控制。通過 110(66)kV 及以上電壓等級接入電網的光伏發電站應配置無功電壓控制系統，具備無功功率調節及電壓控制能力。來源：國家

70、能源局、國家電網、CPIA、國金證券研究所 各地“雙細則”進一步加強針對本地的新能源并網控制的考核。以西北最早發布的 2018版雙細則為例，細則首次要求新能源電站必須配備高電壓穿越、一次調頻、功率因數動態可調功能，不配備或性能不滿足要求者，月度單位容量考核扣分折算費用最高可達 4200 元/MW；同時，新細則首次提出新能源 AVC 配備及性能考核要求，不配備或性能不滿足要求者，月度單位容量考核扣分折算費用最高可達 5000 元/MW。因此，各地新能源電場為規避考核風險而對智能并網系統的配備和升級有了更高需求。0.74.094.5915.795.2919.880510152025光伏風電平均4.

71、547.9210.439.738.929.29024681012光伏風電平均行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表3131：各區域“雙細則”對新能源并網控制（主要指各區域“雙細則”對新能源并網控制（主要指 A AGCGC、A AVCVC）有明確要求）有明確要求 區域政策區域政策 考核方向考核方向 A AGCGC 考核細節考核細節 A AVCVC 考核細節考核細節 2018 版西北“雙細則”AGC 考核配置項、可用率、變化率、合格率、響應時間；AVC 考核配置項、調度管理、投運率、調節合格率 10MW 以上必須配備，以 20 分/萬千瓦考核；有功功率系統可用率大于 99%，每降低

72、 1%按 1 分/萬千瓦考核；月均 1min 最大功率變化不超過裝機容量 10%，月均10min 最大功率變化不超過裝機容量 33%；超出 1%按10 分/月考核；合格率大于 99%，每降低 1%按 1 分/萬千瓦考核；響應時間在 120s 內的比例大于 99%，每降低 1%按 1 分/萬千瓦考核。風電、光伏電站不具備 AVC 功能按每月15 分/萬千瓦考核；正常投運后因故障退出按每天 1 分/萬千瓦考核；調節容量變化未及時報送按每次 2 分/萬千瓦考核；風電、光伏電站 AVC 投運率大于 98%，每降低 1%按 2 分/萬千瓦考核；調節合格率達 95%，每降低 1%按 1 分/萬千瓦考核。2

73、019 版華北“雙細則”AGC 考核可用率、調節性能；AVC 考核投運率、合格率 可用率大于 98%；考核電量按照（K-K）P1(小時)系列公式計算；調節指標考核電量按照（1-K）P1(小時)系列公式計算；總考核電量=調節速率考核電量+調節精度考核電量+響應時間考核電量。AVC 投運率大于 98%，低于 98%的機組考核電量按（98%-投運率）/50上網電量考核；AVC 合格率大于 96%，低于 96%的機組考核電量按（96%-合格率）/50上網電量考核。2020 版東北“雙細則”AGC 考核管理指標、可用率、調節性能；AVC 考核配置項、服務能力 擅自退出 AGC 功能的并網機組，按照相關容

74、量2 分/10 萬千瓦考核；可用率大于 98%；每降低 1%按 1 分/萬千瓦考核；AGC 調節容量必達額定容量的 50%，調節率、調節精度、響應時間也需達相應要求，否則按 1 分/萬千瓦考核。不提供無功功率服務，按每天 2 分/萬千乏時考核；無法達到核定相進、遲相能力，按 0.2分/萬千乏時考核 2020 版華東“雙細則”AGC 考核平均調節速度、調節精度；AVC 考核投運率、調節合格率 考核費用=（1-實測速度/基本速度）機組額定容量2 小時考核系數批復上網電價，風電、光伏調節基本速度為 10%額定功率/min；調節精度費用為各周期積分精度費用之和 AVC 投運率大于 98%，否則機組考核

75、電量按（98%-投運率）發電量AVC 考核系數批復上網電價/100 考核；AVC 在 3min 內調整到目標指令為合格（福建為 5min），否則按（1-投運率）發電量AVC 考核系數批復上網電價/100 考核。2021 版華中“雙細則”AGC 考核配置項、投運率；AVC 考核投運率、調節合格率 未配置的風電場、光伏電場按當月上網電量的2%考核；投運率大于 98%，低于 98%的考核電量為（98%-投運率）/30*當月上網電量 AVC 子站投運率大于 90%，各機組投運率大于 85%，每降低 1%按 AVC 對應機組額定容量0.2 小時考核；AVC 子站投運合格率大于 90%，每降低1%按AVC

76、對應機組額定容量0.2小時考核 2022 版南網“雙細則”AGC 考核合格率（包括響應時間、調節速度、調節精度）；AVC 考核投運率、調節合格率 風電響應時間風電小于 2min（光伏 60s）、調節速率大于額定容量的 35%/min（光伏 10%）、調節精度不超過當月裝機容量的 3%為合格（光伏 5%）；合格率大于 99%，考核電量為（99%-合格率）當月裝機容量1 小時 AVC 投運率大于 98%，考核電量=（98%-投運率）當月裝機容量0.2 小時；AVC 調節合格率大于 96%，考核電量=（96%-調節合格率）當月裝機容量0.2 小時 來源：各地區能源局、國金證券研究所（考核規則中，1

77、分對應考核費用 1000 元）“雙細則”在加嚴考核的同時，也明確了新能源通過有償輔助服務獲得收益的機會，為新能源智能并網控制系統提供應用激勵和成本分攤途徑。新版電力輔助服務管理辦法中明確提出輔助服務市場遵循“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，而新能源出力間歇性、不確定性等特點決定了其更多為傳統行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 能源提供輔助服務的獲益方而承擔更多成本。但隨著新能源裝機達到一定規模且逐步具備調頻調壓能力，各地新版“雙細則”中的輔助服務管理實施細則對新能源輔助服務補償的完善也給予了其參與有償輔助服務并獲得收益的機會；以西北地區為例，2018 版新細則首次提出允許新能

78、源電場參加 AGC、無功調節及 AVC 調壓等有償輔助服務盈利，月度單位容量有償服務盈利最高可達 1500 元/MW。補償機制的完善為新能源電場提供了除售電以外的盈利途徑、助力新能源提高收益，更對分攤并網控制系統成本、保障并網控制投資回報起重要作用。圖表圖表3232：各地“雙細則”中的輔助服務管理實施細則規定新能源各地“雙細則”中的輔助服務管理實施細則規定新能源 A AGCGC、A AVCVC 服務可獲得一定補償服務可獲得一定補償 區域雙細則區域雙細則 A AGCGC 補償補償 A AVCVC 補償補償 2018 版西北“雙細則”可用率補償：AGC 月可用率大于 98%，每提高 1%補償 1分

79、/萬千瓦 投運率補償：AVC 投運率達 98%以上，按補償電量 0.01 分/萬千瓦時補償 2019 版華北“雙細則”可用時間補償：AGC 月可用率大于 98%，按可用時間補償 10 元/小時；服務貢獻補償：含日調節深度補償、調節性能補償、日補償費用、月補償費用 投運率補償：AVC 投運率達 98%以上，按機組容量和投用時間補償 2020 版東北“雙細則”可用時間補償：AGC 月可用率大于 98%，按可用時間補償 20 元/小時；服務貢獻補償：根據 AGC 調整電量，補償 1200 元/千瓦時 進相功率因數低于 0.97 時吸收的無功電量、遲相功率因數低于0.85注入的無功電量，補償300元/

80、萬千乏時 2020 版華東“雙細則”基本補償：每月按機組 AGC 投運率、可調節容量的乘積補償 480 元/兆瓦；調用補償：根據發電機組 AGC 調節容量調用時增減的電量，按 50 元/兆瓦時補償 按 AVC 服務機組計量，補償費用=機組額定容量AVC 投用時間AVC 補償標準（浙江 0.5 元/兆瓦時、其他 0.1 元/兆瓦時）2021 版華中“雙細則”按單元參與自動發電控制(AGC）按照單元參與所在控制區頻率或者聯絡線偏差控制調節(ACE)的對其貢獻量進行補償；投其它控制模式的不對調節電量補償 AVC 投運率達 98%以上、合格率在達 95%以上的，按機組容量和投運時間補償，補償費用=（調

81、節合格率-95%）機組容量0.1 元/MWhAVC 投運時間/（1-98%）2022 版南網“雙細則”調節容量補償費用=調節容量服務供應量R2 元/MWh 調節電量補償費用=調節容量服務供應量R3 元/MWh AVC 投運率、調節合格率達 98%以上，按機組容量和投用時間補償（調節合格率-98%）場站容量AVC 效果補償標準AVC 投用時間/（1-98%）來源：各地區能源局、國金證券研究所 3.2 3.2 輸變電輸變電&調度環節：以電網智能化為技術工具，有待輸配電價改革實現成本疏導調度環節：以電網智能化為技術工具，有待輸配電價改革實現成本疏導 3.23.2.1 1 電網建設和調度要求提升，需電

82、網建設和調度要求提升，需 BIMBIM 和電網智能調度、運維技術加以支持和電網智能調度、運維技術加以支持 在電網建設方面，需要 BIM 三維建模技術助力新型電力系統的電網建設工程。BIM信息化技術在新型電力系統的電網建設中應用空間可期。BIM最初起源于建筑業，是一種由二維模型到三維模型的轉變技術，催化了傳統施工中從被動“遇到問題、解決問題”到主動“發現問題、解決問題”的轉變過程。相比之下，電力工程生產環節多、地域分布廣、現場環境各異以及工程個體間聯系性強等的特征尤為明顯，且新型電力系統的建設對于特高壓電網建設需求、對電網靈活性要求大幅提升，使得 BIM 技術應用有較高潛在需求，從而衍生出適用于

83、電力領域的 BIM 設計平臺和核心軟件。圖表圖表3333：電力領域電力領域 B BIMIM 技術應用包括設計平臺及核心軟件等技術應用包括設計平臺及核心軟件等 電力電力 B BIMIM 平臺及軟件平臺及軟件 主要相關內容主要相關內容 BIM 核心技術平臺 三維建模引擎（DH3D）、三維數字地球平臺（DHGlobe）、輕量化 BIM 引擎（BIMEngine）、輕量化 GIS 引擎（GISEngine）、應用快速開發平臺（FWeb）、物聯網平臺、移動應用快速開發平臺（FMobile）等 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 電力電力 B BIMIM 平臺及軟件平臺及軟件 主要相關內容主要相

84、關內容 BIM 技術系列軟件 三維線路設計軟件、三維變電設計軟件、三位電纜設計軟件、三維配網設計軟件、三維協同設計軟件、三維評審平臺等 BIM 造價軟件 輸電設計造價一體化軟件、造價評審軟件等 BIM 基建平臺 基建現場智慧管控平臺等 BIM 智慧運維平臺 用于實現資產運維可視化、智能化的基礎產品平臺 來源：恒華科技公司官網、國金證券研究所 BIM 技術可用于電網建設工程全壽命周期中的電網模型建立以及模型各類屬性信息的管理。BIM 技術具有可視化、協調性、模擬性、優化性和可出圖性等特點，對電網建設各環節的信息管理和運維都有重要作用。如輸電線路的 BIM 模型當中不僅包含可視化的三維模型，還包括

85、各類施工信息和現場實景監控錄像等；在電網建設過程中，BIM模型不僅能模擬和監控施工進度，還可以管理和控制施工物資的進場情況、堆放位置等從而提升施工效率；在電網建設完工后，BIM 系統還可通過設備芯片、傳感器等實時監測和預警電網運行情況以確保電網安全運行。在電網調度方面，新型電力系統為實現高波動性的供需雙方電力平衡，急需提升電網調度響應能力，催生電網調度自動化系統需求。新型電力系統源、荷雙側的變化對電網調度響應提出更高要求。隨著發電側新能源占比提升及負荷側多元化共同導致的供需波動性提升、電力平衡難度加大，現有的電網調度響應速度不足以保證電網的及時響應和運行穩定。而電力調度自動化系統可通過信息化技

86、術進行信息采集、分析、統計，從而實現電網安全分析、負荷預測及高效調度控制，以適應新型電力系統對于電網靈活性的需求。電網調度自動化系統是用于信息集中處理的自動化系統，由調控中心主站系統、廠站系統和數據傳輸通道三部分構成。系統通過設置在各變電站和發電廠的遠動終端（RTU)采集電網運行的實時信息后由信道傳輸至設置在調度中心的主站系統,主站再根據收集到的電網信息進行電網系統的全息感知和在線精準計算，從而進行實時的運行組織和調度管理。圖表圖表3434：新一代調度技術支持系統可實現電力的實時運行組織和調度管理新一代調度技術支持系統可實現電力的實時運行組織和調度管理 來源：國電南瑞公司公告、國金證券研究所

87、在電網運維方面，輸變電智能運維系統可助力電網的全息感知、降低電網運行風險。輸、變電環節易存在低效和安全隱患問題，對運維水平提出更高要求。輸電線路具有分布范圍廣、跨度大、運行環境復雜、隱患種類較多等特點，且變電站設備及運行環境運維管理通常存在輔助監控設備互相孤立、缺乏聯動，以及普通監控系統無法進行巡視工作、運維過度依賴人工、周期性運維難以及時發現隱患等問題。新型電力系統的電網運行復雜度提升，將對輸變電環節運維和風險管控提出更高要求，對輸電線路、變電站運行狀態的全面監測、智能分析管理逐漸成為發展趨勢。其中，輸電線路智能運維分析管理系統根據實現方式的不同，主要分為通道可視化及本體狀態監測、無人機巡檢

88、及機器人巡檢三種方式進行相互補充和協同，可對輸電線路通道隱患和本體缺陷進行人工智能識別及預警、告警推送、輔助決策和移動巡檢；變電智行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 能運維分析管理系統主要包括變電站智能輔助系統、直流電源智能監控管理系統以及變電站智慧消防系統，可實現對變電站設備和運行環境進行在線監測和控制以實現全面感知、信息融合、智能分析及智能聯動以及性能分析、狀態評估和故障預警。圖表圖表3535：輸電線路智能運維管理系統可助力監測和預警輸電線路智能運維管理系統可助力監測和預警 圖表圖表3636：變電站智能輔助系統可對變電站設備和運行環變電站智能輔助系統可對變電站設備和運行環境進行在

89、線監測和控制境進行在線監測和控制 來源：智洋創新公司招股說明書、國金證券研究所 來源：智洋創新公司招股說明書、國金證券研究所 3.23.2.2 2 輸配電價改革持續完善，有望利好輸電側增量成本分攤輸配電價改革持續完善，有望利好輸電側增量成本分攤 前兩輪輸配電價監管周期中，輸配電價整體有所下調且未真正解決“差價”結算問題。為緩解發電側價格壓力、降低終端電價并刺激用電需求，2017-2019、2020-2022 年的前兩輪監管周期中輸配電價曾出現過一定下調。第一次輸配電價改革共核減與輸配電業務不相關或者不合理的成本費用達到 1180 億元、平均核減比例為 14.5%，改革后平均獨立輸配電價較購銷差

90、模式減少近 1 分錢/千瓦時，32 個省級電網準許收入減少約 480 億元。第二輪監管周期中，除北京、河北南部、冀北、蒙東等少數地方省級輸配電價有普遍上調外，其他地方省級輸配電價均出現不同程度的下調，尤其西北、華東區域下調面較廣、幅度較大。前兩個監管周期中，由于電網企業仍然負責按照目錄銷售電價向大部分工商業用戶售電等原因，采用對標電網購售價差確定漲價或降價金額進而調整輸配電價表的方式核價，使電網企業的準許收入仍一定程度上與購售價差產生了關聯。2023 年開啟第三輪輸配電價監管周期，“順價”機制正式理順，為輸配電價上漲留出空間，有利于未來主網增量成本的分攤。新型電力系統的建設對電網主網的“量”（

91、增量建設）與“質”（智能化需求）提出更高要求，給電網帶來增量成本，輸配電價理應呈上漲趨勢，價格成本監審辦法、輸配電價結構均亟待完善。且新能源占比提升后電網投資整體較為低效，輸電價提升帶來的電網收入增加也將有利于彌補未來投資的低效、帶來包含輸電網側在內的增量投資。第三輪監管周期改革正式理順電網企業收入模式，為輸配電價上漲提供前提條件。第三監管周期在省級電網輸配電價核定、輸配電價結構優化上實現了突破，輸配電價第一次實現真正按照“準許成本+合理收益”直接核定，而不再采用對原有電網購銷價差進行微調的方式?！绊槂r”機制助力電網端擺脫了“價差”結算下“發電降價多少對應用戶降價多少”的困局，為輸配電價的上漲

92、提供了有利前提和空間。此次改革后輸電價格整體上已呈現上漲趨勢。從區域電網輸電價格看，華東、西北區域的電量電價有所下降，而華北、華中、東北區域電網的電量電價分別上調了 15.5%、122.0%、87.4%，且各區域輸電價中容量電價也基本實現了上漲。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 圖表圖表3737：第三輪輸配電價改革后，區域電網輸電價格整體看已呈現出上漲趨勢第三輪輸配電價改革后，區域電網輸電價格整體看已呈現出上漲趨勢 來源：國家發改委官網、國金證券研究所 3.3 3.3 配用電環節：需求響應相關技術亟待應用，市場機制發展助力落實“源荷互動”配用電環節：需求響應相關技術亟待應用，市場機

93、制發展助力落實“源荷互動”3.33.3.1 1 需求響應的落實需虛擬電廠、配電自動化以及用戶營銷管理相關技術助力需求響應的落實需虛擬電廠、配電自動化以及用戶營銷管理相關技術助力 負荷側多元化、高波動特征對需求響應能力提出要求，負荷側向“雙向傳輸”的轉變催生配用電側的虛擬電廠技術需求。新型電力系統電力供需平衡難度加大，需求響應能力亟待提升。在電力市場價格明顯提升或降低以及系統安全可靠性存在風險時，負荷側的需求響應可實現電力用戶根據價格信號或激勵措施改變其用電行為，從而減少或增加用電以促進電力供需平衡、保障電網穩定運行。虛擬電廠技術助力實現需求側響應，且是需求側響應的延伸。虛擬電廠技術的本質為通過

94、先進信息通信技術和軟件平臺系統實現配用側能源資源的聚合、協調和優化，是實現需求側響應的重要技術路徑。此外，新型電力系統中，分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動汽車等分布式能源資源的增加使得配網側接入主體更加多元化，使得虛擬電廠在實現需求響應聚焦的“削峰”功能的基礎上兼顧“削峰”和“填谷”，側重點除用戶自身用電調節以外還包括了增加供給，部分具有儲能特征的虛擬電廠會將“源、網、荷、儲”都包含在內，調節方式和手段更為豐富。虛擬電廠在電網中扮演“負荷”和“電廠”的雙重角色。虛擬電廠主要分為站控層、過程層和資源層三層結構，各個邏輯層級在應用功能上協調配合。從具體作用來說，一方面，虛擬電廠可作為“負荷”減

95、少或者增加用電，即在電力負荷高峰時段削減聚合資源功率、助力供電調峰，在電力負荷低谷時段可增加聚合資源功率以加大負荷消納、配合系統填谷；另一方面，虛擬電廠也可作為特殊“電廠”參與中長期、現貨、輔助服務等各類電力市場交易。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 圖表圖表3838：虛擬電廠扮演“電廠”或“負荷”的雙重角色虛擬電廠扮演“電廠”或“負荷”的雙重角色 圖表圖表3939：虛擬電廠分為擬電廠站控、過程和資源三層結構虛擬電廠分為擬電廠站控、過程和資源三層結構 來源：國際能源網、國金證券研究所 來源：虛擬電廠關鍵技術及其建設實踐、國金證券研究所 圖表圖表4040：虛擬電廠各個邏輯層級在應用功

96、能上協調配合虛擬電廠各個邏輯層級在應用功能上協調配合 邏輯層邏輯層 主要內容主要內容 主要功能主要功能 資源層 系統可接入的分布式發電、用戶側儲能、各類可中斷、可調負荷資源，典型類型包括分布式燃機、分布式光伏、用戶側儲能、充換電站、樓宇空調系統等 各資源在虛擬電廠系統內進行建模并參與優化調度計算及聚合解聚算法的執行，進而與電網進行互動以實現調頻、調峰等目標 過程層 主要由智能終端組成，包含協議轉換接口、微型縱向加密及通信模塊，安裝在用戶資源現場的數據采集、通信及控制設備柜內 對資源的實時運行數據的采集和測量，并通過通信遠程傳送至虛擬電廠站控層進行優化調度計算；智能終端接收虛擬電廠站控層下發的控

97、制命令，實現對資源的本地調節控制 站控層 主要由結算管理模塊、SCADA 系統（采控存儲模塊）以及優化計算模塊組成 上行與電力調控中心通信，接收調度下發的調頻、調峰 AGC 指令；下行主要與智能終端的數據通信，獲取接入用戶資源的測量數據及用戶資源模型建立及運行，基于所采集的數據實現對資源靈活性預測、聚合與解聚的優化計算，并下發優化運行結果自動功率控制指令至智能終端設備。來源：虛擬電廠關鍵技術及其建設實踐、國金證券研究所 虛擬電廠為順利實現需求響應，配網側接入主體逐步多元化，對配電感知響應能力和管控水平提出更高要求，從而催生配電自動化系統需求。配電網輸入、輸出側銜接主體類型均增加，配網難度提升。

98、在落實需求響應的過程中，一方面，隨著分布式電源快速發展以及電動汽車、儲能裝置等大量應用，配電網由傳統的無源網絡成為有源網絡，功能和形態正在發生顯著變化；另一方面，電氣化趨勢下用戶負荷更加多元復雜，對供電安全性、可靠性、適應性的要求提升；同時，配電網量的增加使得管理、調度難度進一步加大，因此配電網側亟需信息化技術助力管控水平提升。配電網自動化系統主要由配電主站、配電子站（常設在變電站內，可選配）、配電遠方終端（FTU、DTU、TTU 等）和通信網絡組成。該系統具備配電 SCADA、饋線自動化、電網分析應用及與相關應用系統互連等功能，可對配電網運行調度、配網故障搶修、配電設備檢修維護、分布式電源運

99、行接入控制等方面進行全方位的智能化改善，使配電網始終處于安全、可靠、優質、經濟、高效的最優運行狀態。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 圖表圖表4141：配電自動化系統主要由配電主站、配電子站、配電遠方終端和通信網絡組成配電自動化系統主要由配電主站、配電子站、配電遠方終端和通信網絡組成 來源：CPEM 全國電力設備管理網、配電自動化技術在智能電網中的應用、國金證券研究所 隨著更多社會電力資源被調動參與市場，負荷側信息管理和用戶服務難度提升，催生用電信息采集系統、數字化電力營銷系統需求。用電信息采集系統是集現代數字通信技術、計算機軟硬件技術、用電異常智能判斷告警技術、電能計量技術、電力

100、負荷控制技術和電力營銷技術為一體的綜合實時信息采集與分析處理系統。該技術通過與營銷業務應用系統的業務集成，可及時、完整、準確地為營銷業務應用提供實時用電信息數據，從而實現自動抄表、預付費管理、計量設備在線監測、用電異常報警、線損統計分析等功能以提升供電服務水平和能力。數字化電力營銷系統是利用大數據、物聯網、移動互聯網和其他技術創建的具有自動化操作、智能、適應性和柔性特征的集成電力營銷管理平臺。一方面，系統可以根據用戶的需求自行啟動，以標準化、高效和協調的方式進行各類營銷操作，并為電力消費者和生產商提供數據信息交互的界面；另一方面，系統數據資源中心和信息管理中心具有海量存儲、智能計算和快速響應的

101、特點，可以實施整個營銷過程全面的運營監控、數據分析和建模，增加支持決策的水平并實現智能化控制。圖表圖表4242：用電信息采集系統可提供實時用電信息數據用電信息采集系統可提供實時用電信息數據 圖表圖表4343：數字化電力營銷系統可高效提供各類營銷操作數字化電力營銷系統可高效提供各類營銷操作 來源：新浪新聞、國金證券研究所（圖為國家電網新一代用電信息采集系統）來源：朗新科技官網、國金證券研究所 3.3.3 3.2 2 利好政策陸續出臺，助力虛擬電廠技術的發展和應用利好政策陸續出臺，助力虛擬電廠技術的發展和應用 虛擬電廠的發展將伴隨局域網、微電網增多導致的配網側成本提升，第三輪監管周期輸配電價改革進

102、一步利好增量配網成本的控制和分攤。（1）改革建立負荷率約束激勵機制，提升配電經濟效益。包括峰谷特性、負荷率、同時率在內的用戶的用電負荷特性是影響輸配電成本的主要因素。其中用戶側提高負荷率可以有效減少用電變壓器容量、降低高峰負荷并提升配電設施利用率，從而利好配電成本的控制。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 25 此次改革提出“選擇執行需量電價計費方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量達到260 千瓦及以上的，當月需量電價按標準價格水平的 90%執行”，相當于對高負荷率用戶降低了需量電價水平，從而通過電價信號來有效引導用戶合理報裝容量，提升了配電網建設的經濟性。（2）改革提出分電壓等級核定容量

103、電價，更好反映了供電成本差異，利好增量配網建設。前兩個監管周期中，輸配電價均沿襲了原有目錄銷售電價制度下各電壓等級容需量電價相同的結構，僅通過不同的分電壓等級電量電價來部分地反映輸配電成本差異，該模式難以滿足增量配網、局域網、微網回收投資的需要。第三輪監管周期改革提出，輸配電價根據不同電壓等級成本、電量等情況分電壓等級核定容需量電價，使得不同電壓等級用戶用電成本差異得以合理體現，為實現需求響應所需的增量配電網創造有利條件。未來從整體趨勢上看，越是低電壓等級的輸配電價上行趨勢將越明顯，有望利好虛擬電廠建設所需的增量配網成本的分攤。虛擬電廠作為需求響應實現的關鍵技術，2021 年起國家層面相關鼓勵

104、政策頻出。從國家層面政策來看，我國在 2020 年前對于發展虛擬電廠技術以實現需求響應的政策已有一定儲配，而相關政策于 2021 年開始密集推出。2023 年 9 月國家發改委進一步發布電力需求側管理辦法（2023 版），提出逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡以提高電力系統的靈活性，并將重點推進新型儲能、虛擬電廠、微電網等技術的創新和應用，再次確立了虛擬電廠的主體地位；辦法同時提出，到 2025 年各省需求響應能力達到最大用電負荷的 3%-5%，計劃 2030 年形成規?；膶崟r需求響應能力，結合輔助服務市場、電能量市場交易實現電網區域內可調節資源共享互濟。圖表圖表4444：2 20

105、21021 年以來有關虛擬電廠的鼓勵政策頻出年以來有關虛擬電廠的鼓勵政策頻出 來源：國家發改委、國家能源局、工信部官網、國金證券研究所 3.3.3 3.3 3 市場規則完善市場規則完善+市場化改革推進是虛擬電廠技術落實的重要途徑市場化改革推進是虛擬電廠技術落實的重要途徑 我國虛擬電廠目前正處于邀約型向市場型過度階段，仍處于發展起步期。虛擬電廠發展分為邀約型、市場型和跨空間自主調度型三階段，由于我國儲能、分布行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 26 式電源以及電力交易市場尚未發展成熟，虛擬電廠仍處于邀約型向市場型過渡的階段。從我國虛擬電廠已開展的部分早期試點來看，資源調度能力仍有待提升。目前

106、應用場景多數局限于單一的樓宇空調群、工業負荷群、充換電站群或非統調并網的分布式發電資源群等，因其資源分散、控制方式較為單一而只能實現其所在地的單一功能應用，還未完全實現虛擬電廠對各類資源的“聚合”與“解聚”功能。圖表圖表4545：虛擬電廠發展分為邀約型、市場型和跨空間自主調度型虛擬電廠發展分為邀約型、市場型和跨空間自主調度型 3 3 階段階段 類型類型 主要特征主要特征 目的目的 關鍵關鍵主體主體 市場舉例市場舉例 邀約型 通過需求響應激勵資金推動 削峰減荷 政府機構 廣東、江蘇、上海等省市虛擬電廠項目 市場型 通過電力交易引導主體加入電力市場 電力平衡 交易機構 歐洲 Next kraftt

107、werke 虛擬電廠、冀北電力交易中心虛擬電廠項目 跨空間自主調度型 通過信息強化市場主體參與度 能源改革 運行機構-來源：考慮碳交易與需求響應的虛擬電廠參與電力市場調度策略、華夏能源網、國金證券研究所 圖表圖表4646：江蘇、浙江、上海、冀北等地已出現大型虛擬電廠試點江蘇、浙江、上海、冀北等地已出現大型虛擬電廠試點 所在地區所在地區 應用場景應用場景 試點項目試點項目 響應資源響應資源 主要特征主要特征 上海 削峰填谷、商業樓宇能源管理 市區(黃浦)商業需求側管理示范項目、虛擬電廠運營項目 工商業負荷、儲能等 以商業樓宇為主的虛擬電廠體系 江蘇 需求響應、新能源消納 大規模源網荷友好互動系統

108、示范工程 可中斷/可調節負荷 源網荷系統、國內規模最大 浙江 需求響應、削峰填谷 麗水虛擬電廠、寧海虛擬電廠，寧波離網光伏虛擬電廠 儲能設備、充電樁、居民、樓宇 國內單次響應體量最大 冀北 新能源消納、廣域需求響應 泛在電力物聯網 VPP 示范工程 光伏、電采暖 多主體參與 來源：考慮碳交易與需求響應的虛擬電廠參與電力市場調度策略、國金證券研究所 從商業模式分析，目前我國虛擬電廠盈利模式主要為需求響應補貼，部分地區可參加輔助服務賺取收益。需求響應是“邀約型”虛擬電廠可實現的主要盈利方式。該模式由政府機構或電力調度機構發出邀約信號，虛擬電廠組織資源進行削峰填谷等需求響應后獲取補貼收益，包括增量發

109、電補貼、裝機容量補貼、消納補貼等。以 2021 年廣州率先開展的虛擬電廠需求響應市場為例，其響應類型主要有邀約型與實時型，可響應容量均需大于 0.3MW；其響應補貼標準隨響應類型浮動，度電補貼波動幅度在 0-5 元；目前廣州市工信部對虛擬電廠需求響應市場計劃安排補貼資金 3000 萬元、補貼期限為 3 年。圖表圖表4747：廣州虛擬電廠參與需求響應分為邀約型、實時型廣州虛擬電廠參與需求響應分為邀約型、實時型 需求響應類型需求響應類型 響應響應方式方式 邀約型 電網提前 4 h 向用戶發出響應時間和需求量的邀約，用戶響應邀約后自行調整用電負荷曲線以完成響應需求 實時型 虛擬電廠收到電網下發的響應

110、需求后需在 60 s 內開始執行并在 15 min 內達到響應要求 來源：國內虛擬電廠市場機制與應用綜述、頭豹研究院、國金證券研究所 輔助服務收益是“邀約型”向“市場型”轉型期虛擬電廠的額外盈利方式，以給大電網提供調峰、調頻等輔助服務賺取收益為主。在調峰服務中，虛擬電廠在接受調度指令后通過調整自身的用電行為，全面緩解電網負荷高峰資源不足的情況，包括了削峰調峰和填谷調峰；調頻輔助服務主要包括一次調頻和二次調頻。目前華北、華中及部分華東地區已在市場準入、報價方式、出清方式和結算方式等方面對虛擬電廠參與輔助服務市場做出一定規定。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 27 圖表圖表4848：相關地區

111、虛擬電廠參與輔助服務市場的商業模式匯總相關地區虛擬電廠參與輔助服務市場的商業模式匯總 地區地區 政策文件政策文件 準入條件準入條件 報價方式報價方式 出清方式出清方式 結算方式結算方式 虛擬電廠參與調峰服務相關地區政策規定虛擬電廠參與調峰服務相關地區政策規定 華北 第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規則 不少于 10MW 的穩定調節電力、30(Mwh)的穩定調節電量 報量報價;華北地區申報價格上限為 600/(MWh);可參與省網市場或華北市場,具有日前、日內和實時市場 華北市場:服務費用=調峰電量出清時長出清價格;省網市場有 30%偏差電量懲罰 華中 新型市場主體參與華中電力調峰輔助

112、服務市場規則 單次調節容量大于2.5(MWh),最大調節功率大于 5MW 報量報價;最大調峰能力低于 20 MW 不報價;分低谷和腰荷申報,市場申報最低限價 0.12 元/(kWh)可參與省間和省內市場，具有日前和日內市場 服務賣出省的服務費用=調峰電量(電網代理購電價格-日前調峰價格-其他輸電價格)華東 上海 上海電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）可調容量 1 MW 及以上;參與實時調峰虛擬電廠信息采集時間周期小于 15min，響應時間小于 15min，持續時間小于 30min 報量報價;報價上限為上海市場日前市場價 100 元/(MWh),而實時市場價 400元/(MWh)具有日前、日內

113、和實時市場 補償費=實際執行量報價;實際執行量=實際發用電曲線與基準曲線積分差值 山東 山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021 修訂版）實時采集周期小于 60s，可調節電力大于 10MW，連續調節時間大于 4h 報量報價;報價上限為 400元/(MWh)可參與日前、日內和實時市場 日前費用=50%日前價格和日內實時價格的較大值實際調用量;實時費用=實時價格實際調用量 浙江 浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則 調節容量大于 2.5(MWh)、調節功率大于 5MW，持續響應時間大于 1h 報量報價;低谷和尖峰時段填谷出清電價上限分別為 400 元/(MWh)和 500 元/(

114、Mwh)，削峰電價上限500/(Mwh)可參與中長期、日前和日內市場 實際調峰量大于中標量120%,小于 70%部分不補償;中長期按合同結算;日前和日內按填谷收益和調峰收益分別結算 西北 甘肅 甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則 允許用戶側電儲能與新能源電廠簽訂協議形成虛擬電廠，在新能源棄風棄光時使用電儲能，或參與電網調頻調峰 報量報價;日前申報、日內調用,非現貨時期報價上限 0.5 元/(kWh),現貨時期價格上限 0.3 元/(kw h)可參與日前和日內市場 調峰補償費用=調峰電量出清價格 虛擬電廠參與調頻服務相關地區政策規定虛擬電廠參與調頻服務相關地區政策規定 浙江 浙江省第三方獨立主體

115、參與電力輔助服務市場交易規則 額定充/放電功率大于 5MW、持續響應時間大于 2h 報量報價;一次調頻出清價格上限為 120 元/(MWh)，二次調頻出清價格上限為 60 元/(MWh)可參與中長期、日前和日內市場 一次調頻性能指標小于0.6 時不予補償;參考華東“兩個細則”調頻收益 江蘇 江蘇電力輔助服務頻)市場交易規則行）儲能電站單站充/放電功率大于 5 MW,總充/放電功率大于 10 MW,持續時間大于 2h 報量不報價，按市場最高價出清 參與日前市場、日內調用 基本補償費=調頻性能調頻容量投運率;調用補償費=調頻里程調頻性能里程單價 來源：各地區能監局、國內虛擬電廠市場機制與應用綜述、

116、國家電網、國金證券研究所 從本質看，目前國內虛擬電廠盈利主要來自電網和政府的補貼，盈利模式較為單一且效益較低是制約發展的重要因素。我國虛擬電廠盈利模式較為單一，主要從政府補貼型需求響應邀約以及電網的輔助服務購買中獲得補償。而成熟的虛擬電廠收益還應包括電力現貨交易套利，即虛擬電廠行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 28 幫助新能源發電廠、售電公司、配售電公司、可控負荷等電力市場主體優化發電出力或用電負荷，進行峰谷套利或避免偏差考核并獲取分成收入。發展初期收益主要來源于電網和政府側的背后邏輯是為電網投資提供了經濟效益后獲得的補償。根據國家電網的測算,通過火電廠實現電力系統削峰填谷,滿足 5%的

117、峰值負荷需要投資 4000 億,而通過虛擬電廠僅需投資 500-600 億元,虛擬電廠的成本僅為火電廠的 1/8-1/7。虛擬電廠帶來的投資效益使得電網和政府側初期理論上應為其提供一定補貼，而這類補償性收入仍較為微薄且可持續性不足：（1）從需求響應補貼盈利來看，當前需求響應的補貼資金主要來源于國家及各省市設立的需求側響應專項管理資金、額外征收的差別電價收入（如用電高峰期的加價電價）以及年度跨省區交易電量計劃形成的購電價差盈余等。而政府補貼整體金額較為有限，使得該方式盈利微薄，且政策補貼型需求響應每年的開展頻次較為有限，全年運行時間、調用次數較少，使該方式獲利具有一定不確定性。（2）從輔助服務補

118、償盈利來看，由于用戶側儲能當前裝機規模較小，現階段虛擬電廠的輔助服務盈利來源仍以電網的調峰補償為主。即便是部分參與了調峰輔助服務的虛擬電廠運營商也暫時無法單純靠此業務盈利，且調峰市場并非每天開市、存在間歇性參與問題，使得該模式的盈利規模較小、可持續性較低。圖表圖表4949：我國虛擬電廠存在盈利模式較為單一且效益較低的問題我國虛擬電廠存在盈利模式較為單一且效益較低的問題 來源：中國能源報、內蒙古自治區能源局、頭豹研究院、國金證券研究所 我國虛擬電廠目前盈利模式單一且低效的本質原因是現階段電力市場發展成熟度不夠，虛擬電廠進入市場各環節還存在一定阻礙。其一，我國輔助服務市場發展不夠完善。目前我國輔助

119、服務市場規模小、品種少，總費用約占全社會總電費的比例仍為國際普遍水平的一半，調峰為主要交易品種，調頻市場未針對響應速度進行細分，其他服務品種如電壓支撐、黑啟動、爬坡等較為欠缺，虛擬電廠價值難以充分體現。目前我國輔助服務正處于市場化探索建設階段，且省間和省內市場間、日前和日內市場間未能形成協調銜接機制，限制了虛擬電廠在更大時空范圍參與優化配置。虛擬電廠參與輔助服務時報價遞增單位和報價上限有相應限制，且多數情況仍遵循電網公司購買輔助服務成本最小化原則進行市場出清，不利于虛擬電廠經濟價值的實現。其二，現貨市場發展成熟度較低，對虛擬電廠接納程度仍不夠。目前我國電力現貨市場仍未全面鋪開，現有峰谷價差尚不

120、足以刺激用戶產生需求側響應；此外，虛擬電廠對現貨市場的參與度仍較低，主要因為虛擬電廠具有發電、負荷兩種特性，但多數省行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 29 份的現貨市場處于發展試點階段、僅為發電側單邊市場，使得虛擬電廠無法直接參與或只能以價格接受者參與，因而其靈活調節價值難以體現。其三，虛擬電廠的市場定位和市場準入標準仍不夠完善。由于虛擬電廠聚合資源的多元性，通常有發電企業、售電公司、電力用戶等多重市場定位，而不同的市場定位決定了其參與市場的類型、策略以及享受的權利義務差異較大。此外，各地針對虛擬電廠準入輔助服務市場的規則完善度、統一度不夠，且實踐過程中以華北、上海為代表的部分地區出于安

121、全運行等因素的考慮而對虛擬電廠設置了較高準入門檻，降低了市場主體的參與積極性。對比德國，從政策機制角度看，系統規則的完善和市場價格機制的暢通是虛擬電廠發揮價值的重要前提。從規則制定角度看，德國法律對虛擬電廠發展有更細致的系統規則和更強制的要求。尤其是德國對分布式電源提出了強制要求，明確提出可再生能源電廠（尤其是 100kW以上中型可再生能源電廠）需參與市場交易，同時允許通過市場紐帶將大量小型分布式電源聚合在一起形成具備規模效應并且可統一調控的有價值資源。對比來看，目前雖然我國個別省份出臺了鼓勵負荷側虛擬電廠、儲能虛擬電廠參與需求響應項目的政策文件，但國家層面的具體管理辦法及權利義務規定還較為缺

122、乏，且對虛擬電廠定位和職責劃分暫無具有全國普遍性的強制要求。從市場參與角度看，德國虛擬電廠商業化程度較高得益于電力市場較為成熟。德國電力市場中，虛擬電廠運營商可以在現貨電能量市場的日前市場中銷售可再生能源的發電量，在日間市場中銷售生物質發電和水電等靈活性較高機組的發電量，還可參與平衡基團管理、平衡市場和再調度，為虛擬電廠運營帶來規?；?、常態化、市場化的贏利機會。而目前我國僅在少數地區初步建立了虛擬電廠參與調峰、調頻的市場機制，且現貨市場仍處于試點階段、市場交易機制不健全，阻礙了虛擬電廠商業模式的完善。圖表圖表5050：德國虛擬電廠相關政策出臺起到關鍵推動作用德國虛擬電廠相關政策出臺起到關鍵推動

123、作用 相關政策相關政策 虛擬電廠、需求響應相關政策內容虛擬電廠、需求響應相關政策內容 政策意義政策意義 可再生能源法（EEG）2012 年修訂版 EEG 引入可再生能源電力“直接銷售”模式作為固定上網電價的可選替代方案，使可再生能源可在批發市場直接售電并獲得溢價。幾輪修訂后，被動接入虛擬電廠的可再生能源發電商數量增加，增大了虛擬電廠發揮作用的空間 2014 年修訂版 EEG 規定所有 100kW 以上的新增可再生能源機組都必須進行直接銷售，疊加靈活性補貼后鼓勵中型可再生能源發電機組接入虛擬電廠并在批發市場售電。2021 年修訂版 EEG 明確，當較低電力需求（如節假日）或光伏/風電過高電能輸入

124、時批發市場會出現負電價，需要光伏項目更靈活的做出反應?？芍袛嘭摵蓞f議條例（AbLaV）2013 年生效的 AbLaV 允許 TSO 就“可中斷負荷”需求公開招標，從而緩解平衡市場中可用的可中斷負荷不足的問題，鼓勵各行業提供靈活性；早期 AbLaV 只針對能源密集型行業。為虛擬電廠服務可中斷負荷用戶提供重要盈利機會 2015年修訂版AbLaV將投標門檻從50MW減少至5MW，從高壓電網的分布式能源降低至6kV-60kV；條例規定，輸電系統運營商每周通過每周通過聯合招標平臺發布 750MW 的立即可中斷負荷和快速可中斷負荷的招標；提供可中斷負荷的用戶根據提供的容量、能量獲得補償，容量補償每周最多

125、50/MW，能量補償最多 400/MWh。電網發展加速法（NABEG）2021 年修訂，將參與電力調度的最高門檻從 10MW 降低至 100kW；引入“調度管理商”的市場角色，規定可控電廠可將再調度管理職責移交給“部署經理”；提出新的數據傳輸要求。提出了新的市場角色和新的電力傳輸標準，推動虛擬電廠運行 其他相關行業指南、能源法規 2015 年起，德國聯邦網絡管理局在行業指南中明確將“能源聚合商”（相當于虛擬電廠）定位為市場角色；2017 年 7 月，德國能源法明確“能源聚合商”參與市場的機制；2019 年歐盟在 2019-943&2019-944 法規中強調，“能源聚合商”可以參與所有平衡市場

126、并提供服務，輸配電系統運營商在采購輔助服務時，對虛擬電廠不得歧視。對“能源聚合商”（虛擬電廠）的市場地位、市場機會和義務進行了法律規定 來源：德國聯邦經濟與能源部、德國國際合作機構(GIZ)、IEA、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 30 從德國虛擬電廠的發展路徑可看出，虛擬電廠的發展有賴電力系統規則的細化，以及電力市場成熟度提升后對交易機制的完善。尤其是電能量套利的盈利模式中，電能量銷售市場需要根據價格信號正確引導企業登記參與調節，要求虛擬電廠被聚合對象具有價格敏感性、自然地理特性和市場出清過程的可操作性，從而對現貨市場的發展成熟度提出了較高要求。我國電力市場化改革持續

127、推進，改革過程漫長但已步入加速周期，中長期看有望助力虛擬電廠技術商業化應用取得實質性進展突破?；仡櫸覈娏κ袌霭l展歷程，現貨市場的建設主要通過打破壟斷、引入主體、完善競爭機制等措施持續推進，輔助服務市場也逐漸隨著交易市場的完善由交叉補償模式開始進入市場化探索階段。經過數十年的電力市場發展，我國目前在空間、時間范疇上初步構建起全市場體系結構，已開展現貨市場試點并基本建立了“省間+省內”兩級市場架構及“中長期+現貨”的電能量市場和輔助服務等市場，虛擬電廠也正處于長期制度基礎持續推進、市場基礎逐步形成的商業化初期。2023 年 7 月中央深改委會議審議通過 關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的

128、指導意見，預示電力體制改革進程正步入加速周期。9 月發改委、能源局聯合發布電力現貨市場基本規則（試行），“地方試點-經驗總結-全國推廣”的路線已加快進入推廣階段，且現貨/輔助服務市場聯合優化出清、現貨市場取代調峰輔助服務市場等更接近海外成熟市場的未來建設方向逐步明晰，現貨市場的價格發現功能將得到更好的實現。綜上，從中長期角度看，待未來市場化改革取得實質性推進，疊加相關定位和準入規則進一步細化，將有效助力解決虛擬電廠商業模式不完善的核心問題，促進技術應用順利落地。圖表圖表5151：我國輔助服務市場及電力現貨市場建設持續推進我國輔助服務市場及電力現貨市場建設持續推進 來源：北極星售電網、人民資訊、

129、電聯新媒官方號、中國政府網、艾瑞咨詢、國金證券研究所 3.4 3.4 從從政策角度看信息化技術商業模式落地政策角度看信息化技術商業模式落地：短期看好發電側，中長期看好輸配用電側：短期看好發電側，中長期看好輸配用電側 我們認為，新型電力系統帶來的供需匹配難、系統風險和成本提升問題，需要信息化技術和政策模式兩方面共同完善進行解決，其中政策發展對信息化技術的商業模式完善起到重要作用。我們從政策改革角度分析發、輸、配、用各側相關信息化技術的商業模式落實情況：發電側技術相關政策以強制性考核為主，考核獎懲細則已經較為清晰，且華東、華北等地更嚴格的修訂版政策細則已出具征求意見稿。隨著新能源占比持續提升，發電

130、主體為減少或避免考核懲罰而采用相關信息化技術的積極性較高，預計短期內可對技術的落地、發展起到實質性助推作用。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 31 輸、配電側技術相關政策以成本分攤類為主。從政策強度看，該類政策所起到的促進作用相較考核類而言略弱；從政策完善度看，第三輪配電價政策的定價機制已較前兩輪做出了較大改善，輸配電價整體可看到一定上漲趨勢或上漲空間，有待后續改革深化有望對此輪留出的部分漲價空間進行進一步落實。按照輸配電價改革 3 年一個核價監管周期的規律看，預計中期維度可對輸配電網側增量成本的分攤提供有效助力。包含了配用電環節的虛擬電廠技術相關政策可從兩方面分析。一方面，輸配電價改革

131、的完善利好虛擬電廠建設時增量配網成本的分攤；另一方面，虛擬電廠的發展需要系統規則的進一步明確，且更有賴于輔助服務市場和現貨市場的發展對盈利機制的完善，而這兩類市場目前發展仍處于初期。我國電力市場化改革過程漫長但已步入加速周期，從中長期維度看，電改政策持續深化及相關市場規則的不斷完善將對虛擬電廠的商業模式改善起重要助推作用，有望助力虛擬電廠的技術落地實現“從 0 到 1”的關鍵性轉變。圖表圖表5252：新型電力系統中主要信息化技術的相關政策發展情況匯總新型電力系統中主要信息化技術的相關政策發展情況匯總 所屬所屬 環節環節 信息化信息化 技術技術 相關政策相關政策 政策類型政策類型 與電力市場發展

132、的關聯與電力市場發展的關聯 技術落實的積極性來源技術落實的積極性來源（政策角度）（政策角度）技術商業模式落實技術商業模式落實的政策路徑實現情的政策路徑實現情況況 政策政策考核考核 激勵補償激勵補償/成本分攤成本分攤 發 電 側 新能源功率預測技術 雙細則、電力市場化改革相關政策 -市場交易規則多數情況下為功率預測偏差帶來額外懲罰 功率預測準確率提升可減少考核、并減少參與市場時產生的損失 考核機制已較為完善且具有一定強制性，使得技術采用意愿較強 新能源智能并網控制技術 雙細則 輔助服務市場的完善有望提供更多補償獲利機會 并網技術落地可減少考核、并獲得部分激勵補償 輸 電 側 BIM、智能調度、智

133、能運維技術 輸配電價改革政策-針對輸配電側市場定價機制的完善將有利于增量電網成本分攤 來源于技術自身帶來的提效優勢以及成本分攤的實現路徑逐步清晰 已進入第三輪輸配電價改革監管周期，輸配電價可看到一定上行趨勢及上行空間，有待下一輪改革進一步落實完善 配 用 電 測 配電自動化 技術 輸配電價改革政策-針對輸配電側市場定價機制的完善將有利于增量配網成本分攤 來源于技術自身帶來的提效優勢以及成本分攤的實現路徑逐步清晰 電力營銷、用戶信息采集技術 電力市場化建設政策-市場化建設的完善將為技術使用提供更多應用機會 來源于技術自身帶來的提效優勢 市場化機制有待持續完善 虛擬電廠技術 輸配電價改革政策；需求

134、響應相關激勵政策；電力市場化改革相關政策-針對輸配電側市場定價機制的完善將有利于增量配網成本分攤；輔助服務市場、電力現貨市場的發展及參與規則的明確是虛擬電廠商業模式走向成熟的前提 主要來源于參與電力市場獲得盈利 目前系統規則不夠完善，輔助服務市場、電力現貨市場均處于建設初期；未來電改推進有望助力虛擬電廠商業模式取得實質性進展 來源：國金證券研究所 預計 23-25 年國網智能化投資為 935、998、1062 億元，CAGR 達 7-8%，電網投資的增加疊加新型電力系統加速構建將拉動電力信息化行業步入快速增長軌道。2023 年國網計劃投資超 5200 億元，預計年中計劃值將增長到約 5500

135、億、同比 2022年的計劃投資 5012 億元增長 9.7%?！笆奈濉背跗谕顿Y規劃 2.6 萬億元，當前 21-23投資額已達成 15460 億元，考慮到特高壓直流建設加速等因素，“十四五”期間實際投資額有望超預期，我們預計 23-25 年實際投資規劃為 5500 億元、5700 億元、5900億元，年均增速約為 5-6%，預計“十四五”投資額共計 2.7 萬億元。智能化投資占比方面，根據國家電網智能化規劃報告，國網“十三五”智能化投資占比為 12.5%，預計“十四五”期間占比達 17%，我們假設 23-25 年智能化投資占比為 17%、17.5%、18%，則對應投資金額 935、998、1

136、062 億元，年均增速約 7-8%。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 32 圖表圖表5353：預計預計 2 23 3-2525 年國網投資完成年國網投資完成額額 C CAGRAGR 為為 5 5-6 6%圖表圖表5454：預計預計 2 23 3-2525 年國網智能化投資金額年國網智能化投資金額 C CAGRAGR 為為 7 7-8 8%來源：Wind、國家電網、國金證券研究所 來源：Wind、國家電網、國金證券研究所 新型電力系統建設中新問題的出現催生了電力信息化投資機會，相關政策推進也為信息化產品的商業模式完善提供了落地途徑，因而在發、輸、配、用各環節具有信息化技術領先優勢的公司有望

137、受益。發電側：新能源占比提升，其出力隨機性、波動性帶來功率預測產品以及并網智能控制產品需求，同時“雙細則”考核的趨嚴助推了技術落地以及技術應用的積極性，因此推薦關注新能源發電功率預測領域市占率領先的龍頭企業國能日新國能日新（電新、計算機組聯合覆蓋）。輸電側：源、荷側波動性提升及多元化趨勢帶來電網建設、調度、運維等維度信息化產品的需求，且輸配電價改革進一步為增量電網成本提供分攤途徑。因此推薦關注輸電 BIM 設計領域具有技術領先優勢的軟件提供商恒華科技恒華科技（計算機組覆蓋）；同時推薦深耕電力智能運維領域多年的智能電網解決方案提供商智洋創新智洋創新（電新、計算機組聯合覆蓋）。配、用電側：配電側接

138、入主體復雜化、負荷側多元化以及負荷出力波動性提升共同催生虛擬電廠、配電智能化、用戶信息采集、智能營銷系統需求，電改的持續深入也有望進一步明確相關技術的商業模式。因此，推薦關注面向智能電網的信息化服務商恒恒實科技、朗新科技實科技、朗新科技（計算機組覆蓋），企業微電網能效管理龍頭服務商安科瑞安科瑞（電新組覆蓋），背靠南網的綜合能源服務商南網能源南網能源（公用事業組覆蓋）以及能源物聯網解決方案提供商威勝信息威勝信息（通信組覆蓋）。此外，推薦關注跨電網多環節的信息化、智能化領軍企業國電南瑞、國國電南瑞、國網信通、南網網信通、南網科技、東方電子科技、東方電子（電新組覆蓋）。圖表圖表5555：推薦公司及推

139、薦邏輯推薦公司及推薦邏輯 相關環節相關環節 推薦標的推薦標的 主要競爭優勢主要競爭優勢 盈利預測盈利預測 發電側 國能日新（301162.SZ）公司為我國新能源功率預測龍頭企業，功率預測產品 2019 年市占率即達到約為20%，且產品力強勢、運維團隊高效、產品迭代快速三大優勢助力市占率持續提升。此外，公司以發電功率預測產品為基，衍生出并網智能控制系統、電網新能源管理系統、電力交易、儲能 EMS、虛擬電廠等相關創新產品，有望逐步實現“源網荷儲”各環節覆蓋。根據電新組覆蓋報告預測結果，23-25 年 EPS 分別為 1.49/1.91/2.43 元，對應 38X/30X/23X PE。輸電側 恒華

140、科技（300365.SZ）公司為國內 BIM 行業龍頭，深耕電力領域二十年；公司具有全自主的 BIM 平臺，是國內少數可以提供覆蓋輸變電工程三維設計各專業軟件產品的企業，相關產品及服務在電力行業已取得相對領先的市場地位，其中輸電三維線路設計軟件市占率超 50%。Wind 一致預測 23-24 年EPS分別為0.17/0.30元，對應 41X/23X PE。智洋創新（688191.SH）公司為我國領先的電力智能運維分析管理系統提供商，深耕電力智能運維領域多年，實現了輸配變智能運維產品的全覆蓋,以“物聯網+無人機+人工智能+數字孿生”為產品方向，并積極拓展新業務領域；2019 年開始與華為保持深度

141、合作，共同實現人工智能技術在電網數字化中的創新應用，有望持續夯實技術優勢。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.48/0.69/0.98元，對應 40X/28X/20X PE。533953734856469949515012550057005900-15%-10%-5%0%5%10%15%01000200030004000500060007000電網基本建設投資完成額（左軸，億元）YoY-投資完成額（右軸）64065066568178285293599810620%5%10%15%20%25%30%020040060080010001200電網智能化投資完成額（左軸，億元）YoY

142、-投資完成額（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 33 相關環節相關環節 推薦標的推薦標的 主要競爭優勢主要競爭優勢 盈利預測盈利預測 配用電側 朗新科技（300682.SZ）公司為我國領先的能源互聯網平臺企業，“能源數字化+能源互聯網”雙輪驅動；在能源數字化業務中，公司聚焦中臺能力和平臺產品，為國網、南網提供用電服務核心系統解決方案，國內電力營銷信息化市占率超 40%，且深度參與國網電力營銷 2.0 系統建設，持續鞏固已有市場優勢地位。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.80/1.11/1.44元，對應 24X/17X/13X PE。恒實科技（300513.SZ）公

143、司為國內領先的智能大數據綜合解決方案提供商與運營商，其綜合能源服務板塊正積極開展虛擬電廠、綜合能源改造、電力市場交易等業務；公司系我國首批支撐國家電網公司推動虛擬電廠建設的企業之一，具備虛擬電廠交易平臺建設方和運營方雙重身份，具有參與冀北、湖南等虛擬電廠項目的寶貴經驗。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.23/0.35/0.49元，對應 54X/36X/26X PE。安科瑞（300286.SZ）公司專注于從事中低壓企業微電網能效管理所需的設備和系統的研發、生產、銷售及服務，具備為用戶提供可靠、安全、節約、有序用電及智能化運維管理等多方面系統解決方案的能力。公司 AcrelEMS

144、 能效管理平臺可根據電網價格、用電負荷、電網調度指令等調整各系統控制策略，使企業內部電力系統穩定運行、提升效率，降低企業用電成本。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 1.12/1.59/2.18元，對應 24X/17X/12X PE。南網能源（003035.SZ）公司是南網旗下以合同能源管理模式為主的綜合能源供應服務商,主業分布式光伏業務項目儲備豐富、裝機容量逐年遞增；同時，公司積極服務新型電力系統建設，加快分布式源荷聚合服務業務發展，在分布式電源、光儲用一體化、水（冰）蓄冷、建筑樓宇可控負荷等公司存量及增量客戶資源的聚合上形成獨有優勢。根據公用事業組覆蓋報告預測結果，23-25

145、年 EPS分別 0.16/0.24/0.30 元，對應 36X/24X/19X PE。威勝信息（688100.SH）公司是唯一一家在國家電網、南方電網及蒙西電網三大主流電網公司用電信息采集招標中均有中標的企業，穩居用電信息采集行業龍頭地位。公司確保國內市場穩步增長的同時，持續擴張海外業務，以“物聯網+數字化+芯片”為核心，為全球的城市、園區、企業等基礎設施提供電水氣熱綜合能源管理產品、通信解決方案及分布式能源管理系統，2022 年公司與沙特簽署中沙產能合作備忘錄，深度參與沙特智慧能源和智慧城市重點項目。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 1.03/1.33/1.67元，對應 29X

146、/22X/18X PE?？缍喹h節 國網信通（600131.SH）公司背靠國家電網，為我國領先的具備一體化服務能力的“云網融合”全鏈條布局企業，以“集成算力服務+能源數據服務”為基礎，致力于提供能源行業多場景信息化融合服務；公司子公司中電普華牽頭研發建設更加適配新興能源市場、可有效提升量費計算效率的“電力營銷 2.0 系統”，且公司積極拓展虛擬電廠、雙碳數字化等新業務，自主研發的虛擬電廠精準調控仿真與實證平臺已在山西成功部署試運行。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.81/0.94/1.06元，對應 19X/16X/14X PE。國電南瑞（600406.SH）公司為以電力智能化為

147、核心的能源互聯網整體解決方案提供商，作為國網電力智能化龍頭企業，在數十年自主創新和產業發展的基礎上已形成電網自動化及工業控制、繼電保護及柔性輸電、電力自動化信息通信、發電及水利環保四大業務板塊，實現了發輸變配用及調度的全環節覆蓋。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.92/1.08/1.24元，對應 24X/21X/18X PE。南網科技（688248.SH）公司深耕電力系統技術服務與智能設備，其機器人及無人機產品具備技術領先、產品系統全面、軟硬件一體、規模運用先發等優勢；公司推出行業內首個統一開放的智能配用電終端操作系統“絲路 InOS”、推動實現國產化替代，且智能檢測設備相關

148、產品應用場景持續延伸、商業化應用前景廣闊。此外，公司背靠南方電網，可與南網旗下的南網儲能、南網能源形成良好的協同效應。Wind 一致預測 23-25 年EPS 分別 0.75/1.18/1.68元，對應 38X/24X/17X PE。東方電子（000682.SZ）公司深耕電力行業近 40 年，產品體系深覆蓋智能電網“發輸變配用”全環節。產品技術優勢：專注調度自動化多年，算法積累豐富，新一代調度產品持續迭代升級；為最早進入配電領域的廠商之一和唯一取得變電站巡檢主站、特高壓站智能巡視、區域型巡視和變電站輔助監控全系列資質的廠家；公司為國內領先布局綜合能源服務和虛擬電廠領域的廠商之一，技術領先性已具

149、有多項資質認定 根據電新組覆蓋報告預測結果，23-25 年 EPS 分別為 0.41/0.51/0.64 元，對應 20X/16X/13X PE。來源：各公司公告、各公司官網、Wind、國金證券研究所（注：除國能日新、東方電子、南網能源外，其余盈利預測來自 Wind 一致預期，股價截至 10 月 07 日數據。）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 34 市場化改革不及預期：市場化進程的發展對于發電側的功率預測偏差獎懲、輸配電價改革帶來的增量配網成本分攤以及虛擬電廠相關技術的市場化收益均有重要影響，若全國統一電力市場的建設進度不及預期則會影響各領域信息化技術的落地應用。電網智能化投資不及預期

150、：增量配網信息技術的運用需電網側投資支持，而國網、南網每年實際投資額存在一定波動，且其中的智能化投資也會根據執行情況進行定期調整，若電網智能化領域投資不及預期會對電網側相關信息化產品的應用產生影響。新能源發展進度不及預期：新型電力系統建設的核心為綠電的生產、使用占比提升。而若發電側裝機增長進度不及預期、或新能源消納情況不及預期，會對新能源功率預測、并網控制以及電力調度智能化需求產生影響。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 35 行業投資評級的說明：行業投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%

151、15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 36 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意

152、的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告

153、僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不

154、構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所

155、包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-80234211 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 5 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806