1.時代背景：“雙碳”目標下新能源發電是大勢所趨
1.1.化石能源不可持續，“雙碳”政策推動發電結構變革
我國提出“雙碳”目標，對碳排放和能耗做出具體要求。2016 年《巴黎協定》簽署 後，國際在氣候變化和可持續發展問題上達成了共識，多國針對碳排放提出了相應 的計劃和措施。中國作為全球最大的能源消費國、生產國和進口國，將碳達峰碳中 和目標提上日程。多項政策文件出臺，分別對單位國內生產總值能耗、單位國內生 產總值二氧化碳排放以及非化石能源消費比重等指標提出了具體的目標。其中，至 2025 年，單位國內生產總值能耗比 2020 年下降 13.5%；非化石能源消費比重達到 20%左右。
新型電力系統建設：《2030 年前碳達峰行動方案》和《關於印發“十四五”可再 生能源發展規劃的通知》中提出降低碳排放的舉措：1）提高風電、太陽能裝機、 發電比例：全面推進風電、太陽能發電大規模開發和高質量發展，堅持集中式 與分佈式並舉，到 2030 年風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上； “十四五“期間，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的佔比超過 50%，風電和太陽能發電量實現翻倍；2）提升電網消納水平：到 2025 年，新 型儲能裝機容量達到 3000 萬千瓦以上；全國可再生能源電力總量消納責任權 重達到 33%左右，可再生能源電力非水電消納責任權重達到 18%左右。
1.2.新能源已具備上網的競爭力，助力“碳指標”的達成
新能源，指傳統能源之外的各種能源形式，包括太陽能、風能、地熱能、海洋能、 生物質能等。當前我國亟需大規模發展的新能源以風能和太陽能為主。
隨著技術的不斷改進，原先制約新能源發展的成本環節大幅改善，新能源電站發電 成本不斷下降。IRENA 數據顯示，隨著光伏、風電裝機量不斷擴大，投資帶來的技 術革新使得風光能源成本迅速下降。光伏、風電的成本通常由平準化度電成本 （LCOE）衡量，即生命週期內的成本現值/生命週期內發電量現值。2010-2019 年 間，我國光伏 LCOE 由 0.301 美元/kWh 下降至 0.054 美元/kWh，風電 LCOE 由 0.07 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh。從上網電價上看，風電 IV 類資源區上網電價由 2011 年 0.61 元/kWh 降至 2022 年 0.47 元/kWh（I、II、III 類資源區為風電資源較豐 富的地區，上網電價更低），大幅縮小與燃煤上網電價的差距；光伏上網電價由 2011 年 1.15 元/kWh 降至 2022 年 0.35 元/kWh，已降至電網企業平均購電價格水平。光 伏、風電上網價格和發電成本將不再是制約產業發展的因素。
碳排放配額將進一步放大市場對新能源的需求。碳排放配額是指重點排放單位擁有 的發電機組產生的二氧化碳排放限額，包括化石燃料消費產生的直接二氧化碳排放 和淨購入電力所產生的間接二氧化碳排放。繼“雙碳”政策提出後，電力、化工、 航空、建材、有色、鋼鐵、石化、造紙八大行業納入碳控排範圍，對於屬於上述行 業且年度溫室氣體排放量達到 2.6 萬噸二氧化碳的企業，予以碳控排管理。
過去我 國電力行業以燃煤為主要發電形式，據 WRI（世界資源研究所）統計，發電與供熱 行業產生的碳排放，約佔中國碳排放總量的 41.6%，因此發電方式向風電、光伏等 新能源轉變有助於電力行業降低碳排放，達成碳排放指標。在揹負碳排放指標的情 況下，化工、建材、鋼鐵等行業企業對於新能源的需求將進一步放大；另外，使用 新能源發電後，餘量碳指標能夠參與市場化交易並獲取收益。因此隨著控排企業範 圍的擴張，未來新能源將佔據終端用能的主要位置。
2.行業挑戰：新能源併網帶來電力供需不匹配問題
2.1.新能源發電用電存在時間錯配，發電功率波動性高
受制於發電原理，新能源發電功率波動性高。傳統火電涉及的設備和傳輸鏈條較為 簡單，且下游用電負荷端需求穩定可預測，因此普遍採取隨發隨用的措施。對比來 看，發電原理方面，風電發電量與風力大小相關，光伏發電量與光照強度相關。由 於風力和太陽光照強度隨時變化，上述自然現象很難人為預測或控制，因此導致風 力發電和光伏發電具有波動性和間歇性特徵。過去，風電及太陽能裝機較少，電源 側調控普遍根據經驗進行判斷；隨著風光裝機量的大規模上升，僅靠常規電源端的 調節難以應對新能源日內頻繁的功率波動，新能源消納面臨巨大挑戰。
2.2.新能源供需存在空間錯配，電網調度能力迎來挑戰
電力資源與負荷中心空間錯配，輸電網遠距離輸電能力和調度能力亟需提升。我國 風能資源主要分佈於西北、內蒙古、西南以及東南海上區域，太陽能資源主要分佈 於西北、西南、內蒙古等海拔較高的區域；用電端則集中在華北、華東、華中等人 口密度較高的地區。從區域分佈上看，風光資源分佈遠離用電大省，出力和負荷在 地理上呈現逆向分佈的特點。此前部分風光項目曾由於輸出通道配套滯後，就地消 納能力有限而造成棄電，以風電為例，根據國家能源局，2021 我國棄風電量達到 206 億千瓦時，棄風率 3.1%，其中青海、蒙西、新疆等西部地區棄風率超過 7%，棄電 問題較為嚴重。因此大規模的風光併網帶來的空間錯配問題需要通過加強遠距離輸 電網、調度系統建設等方法緩解。
分佈式電源接入配電網，隨著分佈式電源裝機量增長，現有配網設施無法滿足日益 複雜的調度需求。分佈式電源指分佈在用戶側的能源利用系統，通常功率較低，與 環境兼容，用以滿足電力系統和用戶特定的要求。傳統火力發電模式下，電廠發電 後，電力通過升壓接入 110kV 以上的輸電網，隨後輸送至 35kV 以下的配電網，再 分配至用電側。分佈式電源直接接入 35kV 及以下的配電網，再接入用戶側。
分佈 式電源根據使用技術的不同，可分為熱電冷聯產發電、內燃機組發電、燃氣輪機發 電、小型水力發電、風力發電、太陽能光伏發電、燃料電池等。隨著產業技術的不 斷成熟和“整縣光伏”等政策的推進，分佈式電源成為解決空間錯配問題的方法之 一，其中分佈式光伏佔據分佈式電源的主要位置，是未來新能源的重要發展方向之 一。分佈式光伏選取工業園區、商業建築屋頂等用電區域附近進行建設，運行方式 普遍為用戶側“自發自用、多餘電量上網”。根據前瞻產業研究院數據，2020 年我國 分佈式光伏裝機容量為 78.31GW，同比增長 25%。分佈式光伏單體規模較小、數量 多，對配電網的調度能力、響應速度提出了更復雜的需求，現有配電網無法承載龐 大數量的分佈式電源，因此催生配電網調度系統的升級需求。
3.解決方法：電力信息化是供需不平衡問題的關鍵抓手
在以風電、光伏為主要發電方式的新型電力系統中，時空錯配問題將導致發電和用 電側供需不平衡。電力信息化將成為新型電力系統建設中平衡供需的關鍵技術。本 章我們將分環節，從發電、主網、配電網和用電的角度，分析電力信息化主要環節 解決上述挑戰的方法。
3.1.發電環節：提升發電側預測水平，確保併網功率穩定性
強化電站與電網聯動，發電側信息化輔助電網提升併網功率穩定性。與傳統火電不 同的是，新能源電站併網存在發電功率的波動性問題，高頻變化的功率將對電網的 安全性與穩定性產生威脅。為了輔助電網穩定發電功率，發電側可以通過提升信息 化水平，對發電情況進行預測、監控、運維。發電側信息化需求主要包括以下幾個 部分：1）發電功率預測系統；2）併網智能控制系統；3）電站智能運維繫統，包括 集中監控、故障檢測等。
新能源功率預測系統為電網調度提供先行指標，功率預測軟件將成為新能源電站必 備的配套設施。發電功率預測系統主要由預測服務器、服務器內置軟件和測風/測光 設備構成，工作過程包括：獲得原始氣象預報數據、建模計算得到高精度氣象預測 數據、計算短期功率預測數據、在軟件中計算超短期功率預測數據以及上傳預測數 據至電網調度。
由於風光發電具有時間的波動性特徵，電網端需要對新能源發電規 模功率進行量化，並做出及時、合理的發電規劃，維持電網安全穩定，因此電網公 司對發電側裝配功率預測系統提出了要求。根據各能源局發佈的《發電廠併網運行 管理實施細則》，新能源電站需要於每天早上 9 點前向電網調度部門報送短期功率 預測數據，每 15 分鐘向電網調度部門報送超短期功率預測數據。此外，我國兩大電 網還將考核發電廠功率預測的上傳率、準確率，例如國家電網西北區域要求短期、 超短期數據文件的上傳率大於 95%，風電、光伏電站的短期功率預測曲線最大誤差 不超過 25%和 20%。
電網側向發電端下達調度指令，通過併網智能控制系統實現生產管控。電網側接收 到發電功率預測數據後，需要根據生產計劃和區域的用電需求，制定省級發電和調 度計劃，形成調控指令並下放至新能源電站，電站根據指令實時調整發電和電壓情 況並反饋數據，因此需要發電側安裝併網智能控制系統，基於電網要求，對電力生 產進行實施管控，根據控制方式可分為：
1）自動發電控制系統（AGC）：以風光並 網的有功功率為控制目標，通過優化算法，滿足電網的電能調控需求；2）自動電壓 控制系統（AVC）：以風光的無功功率為控制目標，將逆變器/風機和無功補償裝置 實時運行數據上傳電網調度，接收電壓控制指令並進行統一協調控制；3）快速頻率 響應系統：以電力系統頻率為調控目標。根據調研，當前併網智能控制系統滲透率 較功率預測系統相比仍較低，未來隨著新能源電站的建設，將具有更大的可滲透空 間。
運維繫統實時監測風電光伏設備運行，確保電力供應的持續性和穩定性。智能電站 的運維繫統分為軟硬件兩方面，硬件包括智能傳感器、有線採集站、巡檢無人機和 通信信道，軟件包含智能檢測軟件、診斷平臺等，需要對電站運行的工況變化進行 可視化，根據傳感器採集輸回的物理參數進行分析，預知設備的運行故障及變化， 實現設備的預測性維護。智能監控運維管理系統包含以下細分功能： 1） 數據感知及監測：通過傳感器等物聯網設備對逆變器、發電機組進行數據收集 和監測，形成組態圖形及自定義報表； 2） 運行數據分析：對發電效率、故障預警、發電量及收益進行分析，實時瞭解電力 生產的狀態； 3） 狀態告警：當檢測到潛在隱患時進行預警和聲光報警，並實時推送至電站管理 中心； 4） 智能運維：對電站的運維成本及效益、人員、任務進行分析，併發送定期發送報 告至管理層。
隨著電站數量的增加和裝機擴容，電站管理信息化需求進一步放大。“十二五”和 “十三五”階段，電力系統裝機電站中，新能源電站佔比較小，電站仍以傳統火電 為主，人工現場輪值即可滿足日常運維需求，信息化需求較為簡單，投資空間有限。 新能源裝機量增加後，傳統人工值守存在效率低、成本高、響應時間長等問題，無 法應對新能源發電的高波動性，因此以“五大四小”發電集團為首，需要對電站的 集中運維繫統進行升級，包括監控系統、故障檢測、運維管理等模塊，最終實現無人值守或者少人值班，降低電站運營成本並提升運營效率。
3.2.主網環節：提升電網全息感知水平，加快調度響應速度
輸電網建設和智能化改造是主網提升新能源消納能力的主要途徑。新能源發電後， 電力將輸送至電網，經過輸電、變電、配電等環節輸送至用電方，因此電網改造是 新能源併網的關鍵環節，其中主網（輸變電環節）改造主要分為兩部分：1）建設更 多特高壓輸電網，從而解決新能源發電的空間錯配問題，推動電網的三維設計、數 字孿生軟件的需求增加；2）提升電網智能化水平，提升調度響應速度，從而應對新 能源發電功率高頻波動的挑戰。
新能源併網導致電網運行工況變化加劇，需提升智能化水平保障電網穩定性。舊有 電力生產以常規煤電和水電為主，產電側功率和負荷端普遍在一定範圍內小幅波動， 電網管理人員可依據經驗，直接對電力進行調度。新能源接入後，風光發電具有隨 機性和波動性，設備的運行工況變化較大，現有調度響應速度不足以保證電網的運 行穩定。此外，變電站信息技術管理存在自動化水平滯後、變電站內系統繁雜冗餘、 信息利用效率低、對調度主站和生產管理主站信息支撐不足等痛點。因此主網側急 需提升調度響應能力，提升併網消納能力。主網側智能化升級需求分為兩部分：
1） 新一代調度系統：新一代調度系統提出實時和準實時的新能源信息採集交互方 式，通過 IEC-104 標準通信信道的方式對風機狀況、功率控制指令等實時性要 求較高的信息進行採集和下發，利用基於 GIS 技術的可視化手段進行展示，滿 足調度員對接入電網的新能源信息的監視和控制需要，將原本離線計算的準實 時狀態估計變成在線的實時測算，做到整個電網的全息感知和在線精準計算。 2） 新一代變電系統：同傳統變電站信息管理模式相比，新型變電系統拓寬了管理 範圍：1）能夠應對層次和結構更復雜的信息採集和信息處理；2）能夠實現實時 狀態的監視與控制和變電站高級應用功能，包括電壓無功自動調節、程序化操 作與控制、保護信息管理、設備維護、計劃檢修、信息分析與綜合告警、輔助決 策支持、維護與配置、操作仿真與培訓，支撐調控一體化業務和變電站無人化值 守。
3.3.配電環節：信息化提升配網調配效率，解決多元出力/負荷問題
集中式與分佈式電源並舉增加配電網調配複雜度，多元負荷化問題催生配電智能化、 虛擬電廠等系統的需求。相比於110KV及其以上電壓等級的主網，配電網是指 35KV 及其以下電壓等級的電網，其作用是給城市各配電站和各類用電負荷供給電源，是 城市的關鍵基礎設施、連接電網與用戶的重要紐帶。過去以火電主導的發電結構下， 配電網電力全部來自主網，輸入側較為單一，配電主要依靠經驗進行人工調節。
隨著分佈式電源裝機增加並直接接入配電網，配電網電力輸入側更加多元化，且分佈 式光伏的發電功率波動性較高，僅依靠經驗或人工調節無法滿足調配需求，因此需 要提升配電網智能化水平，滿足發電資源分散化時代的配電需求。配電網升級主要 分為兩方面：1）升級傳統配電自動化系統，提升配電設備的感知、響應能力，實現 實時監控和電能分析；2）利用日益增加的分佈式發電、儲能以及可控負荷資源，建 成更多微電網或虛擬電廠，響應電網邀約並減緩電力供需緊張。
建設新一代配電自動化系統，提升配電網數據信息監測與分析能力，方能有效提升 管控水平。配電自動化系統實現對配電網的運行調度、配網故障搶修、配電設備檢 修維護、分佈式電源運行接入控制等方面進行全方位的智能化管控。該系統由信息 交互總線、配電自動化主站系統、分佈式電源接入控制系統、通信網絡、配電終端 和智能一次配電設備組成，能夠完成配電網海量實時數據的智能監控、饋線自動化、 配電網信息的集成整合與共享、分佈式新能源發電的實時監視、電能統計分析等關 鍵功能。
微電網提高配電網對分佈式電源的接納能力。微電網指由分佈式電源、儲能裝置、 能量轉換裝置、負荷、監控和保護裝置等組成的小型發配電系統，旨在實現分佈式 電源的靈活、高效應用，解決數量龐大、形式多樣的分佈式電源併網問題。
微電網 具有併網運行和獨立運行兩種模式： 併網型微電網在可以實現自治管理的同時也與配電網併網運行，實現電力交換， 通常運用在校園、醫院、城市工業園區等領域，併網型微電網在遇到故障或電 能質量不滿足要求的情況下，將及時斷開與電網的鏈接從而獨立運行; 獨立型微電網主要通過系統內發電與用電單元，實現電力的自發自用，主要應 用於海島、西北偏僻地區及山村等環境惡劣、用電條件不便的地區。 微電網可以實現在特定區域內消納部分分佈式電源的發電，餘量電量再進行併網， 從而減緩分佈式電源對於配電網的衝擊。微電網內除分佈式發電、儲能、用電單位 等基礎資源外，仍需建設電力管理系統，滿足微網區域內的電力調度功能，實現區 域內電力的高效、穩定運行。
虛擬電廠參與需求側響應及電力交易，緩解電力供需緊張。虛擬電廠能夠聚合分佈 式發電、儲能、可控負荷資源，利用通信技術和軟件算法優化電力調度，參與需求 側響應或電力交易從而最大化收益，較其他形式的電廠具有成本低、效率高的優勢， 投入成本約為火電廠的 1/8，是智能電網發展的重要技術之一。我國虛擬電廠正處於由 0 到 1 的起步階段，各省逐漸開展虛擬電廠試點，藉助該技術提升區域電力調度 效率。從技術角度看，虛擬電廠運營商需要對用電計量、信息通信及智能調度算法 進行佈局，具備電能在線監測與運行管理系統、分鐘級負荷監控能力，實現運營商 對終端基礎資源的管理並參與電網需求側響應；電網公司需要新增聚合商運營管理 系統，實現各聚合商數據的分析、處理及可視化功能。
3.4.用電環節：用電需求多元化，促使原有信息化系統適配升級
新能源接入增加用電端口，用電側管理信息化需適配升級。需求方面，隨著分佈式 光伏、微電網、電動汽車充電樁等出力和負荷端的接入，用電需求日益複雜，原有 的用電側管理類系統，如用戶採集、電力營銷、電力計量系統無法滿足多元負荷環 境下的用電需求；供給方面，物聯網、大數據、人工智能等技術逐漸成熟，能夠支 撐更大數據量的信息收集與高速運算。因此用電側的管理信息系統迎來升級換代， 包括用電採集系統、電力營銷系統、以及電力交易輔助決策平臺等。
信息採集範圍隨分佈式電源接入增大，新一代用電採集系統已實現落地推廣。新一 代用電採集系統集現代數字通信、計算機軟硬件、用電異常智能判斷告警、電能計 量、電力負荷控制和電力營銷等技術為一體，對信息進行實時採集與分析處理，強 調高速響應、模塊化、高可靠性和低成本。此外，用電採集系統需要進行前置，以 滿足分佈式電源、微電網等設施的接入，信息採集的範圍擴大。2021 年 11 月，國 網首個新一代用採系統（採集 2.0）標準化設計版本上線福建，項目圍繞數字化轉型， 接入了 2023 萬個智能電錶、1.3 萬個漏電保護器和 8.86 萬個智能開關，具有高靈活 性、設施接入兼容性更高的特點，電量數據採集時長從 1.0 的 30 分鐘縮短至 5 分 鍾。未來圍繞微電網、充電樁等新的業務場景，新一代用採系統將在全國範圍內推 廣，從而滿足更加複雜化的用電場景。
電力商品屬性凸顯，售電市場競爭者增加提升電力營銷系統的重要性。電力營銷即 指電力企業以滿足電力消費需求為目的，開展一系列與市場有關的經營活動提供電 力產品和服務。隨著我國電力市場的不斷開放，電網企業逐漸放開售電權，單一的 售電主體地位被打破，售電側出現越來越多的競爭者。在全面競爭環境下，數字化 營銷成為電網企業和售電公司重點升級方向，包括數字化渠道管理、客戶關係管理 等。新型電力營銷系統在完成傳統電力營銷抄表、核算、收費、維修等業務的基礎 上，還將市場化營銷活動納入其中，需要實現 1）用戶數據更為精準；2）跨部門的 數據共享；3）支持更加複雜的電價結算功能。未來，新一代電力營銷系統將以省份 為單位，陸續進行升級換代。
電力市場化伴隨政策落地穩步推進，電力交易相關信息化需求快速增長。2015 年，國務院《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》確認了我國電力市場的發展目 標：逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能 完善的電力市場，在全國範圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體 系。2017 年選擇南方（以廣東起步）、浙江等 8 個地區作為第一批電力現貨市場建 設試點。2021 年現貨交易試點新增 6 個省份，陸續啟動包括單日、多日、周、雙週、 整月甚至多月的結算試運行工作。
截至目前，我國電力市場交易主要包括電力中長 期交易和電力現貨交易，未來將逐步開展調頻、調峰、備用等輔助服務交易以及發 電權交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關交易。2021 年，全國各電力交 易中心累計組織完成市場交易電量 37,787 億千瓦時，同比增長 19.3%，佔全社會用 電量比重為 45.5%，同比提高 3.3 個百分點。電力市場交易將帶來兩方面的信息化 投入：1）對於電力交易參與主體，未來或將增加在電力交易輔助決策系統方面的投 入，提升參與主體在電力交易中的收益；2）對於電網側，需要建立全國及各省的電 力市場技術支撐平臺，適應各區域電力交易規則，完成交易的申報、結算、出清等 工作。
面向現貨與中長期交易，電力交易輔助決策平臺助力交易管理。電力交易輔助決策 平臺面向交易參與主體，指通過高精度的功率預測、電價預測、極端天氣預警及儲 能 EMS 充放電優化策略等系統，生成有效的交易申報策略。其中，對於電力中長期 交易品種，電力交易參與主體若無法按照交易合約提供/消納電力，將會面臨高額的 考核費用，因此需要對電量、電價進行精準的中長期預測；對於現貨交易品種，電 力交易輔助平臺需要針對高頻變化的電價、電量數據計算出合適的競價策略。隨著 電力交易試點推進，電力交易品種逐漸豐富，交易輔助決策系統將成為各電力交易 參與主體的必需品。
面向電網側，新一代電力市場技術支撐平臺需要實現包括市場發佈、市場申報、市 場出清、市場監視、市場分析、市場模擬推演等電力交易全業務功能。相比以往單 一交易模式，新系統將根據各省電力市場要求，準確匹配當地市場規則，通過智能 數據分析和預測，支撐購售電交易決策，滿足售電公司與企業運營管理需要。
從技術架構角度看，平臺包括數據層、平臺層、服務層、應用層、展示層 5 層架構。數 據層抽取、聚合平臺運行數據，供上層服務調用。平臺層基於雲架構，實現服務器 資源自動擴展，提高系統業務應用承載能力和資源利用效率。服務層通過業務能力 沉澱，形成中臺支撐能力，支撐快速變化的業務需求。考慮到省間省級市場業務差 異化、系統性能和穩定性等因素，部署方式上採用兩級部署，即北京及廣州電力交 易中心部署省間交易平臺，省級電力交易中心部署省級交易平臺。
4.中外對比：電力市場化和配電信息化投資是未來的發展方向
4.1.歐洲電力市場化促進新能源產業的發展
與中國的“先有新能源政策，後有電力市場化”相反，歐洲電改完成快於新能源產 業起步，新能源溢價補貼政策融入了市場化因素。從電改角度看，歐洲電改於 20 世 紀 90 年代完成，歐盟各成員國間跨國電力貿易可以通過協商方式開展，售電商自由 競爭開放，發電側可以通過競爭上網的方式接入輸電網；2008 年歐洲電力現貨交易 所 EPEX SPOT 脫胎於德法兩國電交所，市場化交易品種進一步豐富。中國 2002 年 完成第一次電改，實現了廠網分離，但市場化電力交易試點直到 2016 年才正式提 出，2021 年才真正提出包括煤電在內的浮動電價機制。較歐洲進程相比，中國電力 市場化仍處於起步階段。
從新能源產業政策看，歐洲新能源產業始於 21 世紀初，德國率先頒佈《可再生能源 法》，隨後歐洲各國相繼提出新能源電價補貼政策，其中以固定補貼和溢價補貼為主 要模式：早期德國等國家採用固定補貼模式，電價=可再生能源附加費+電網費+購 電和銷售成本+其他稅費，其中可再生能源附加費即為新能源補貼，由供需決定、消 費者承擔；2010 年後，固定補貼逐漸轉為溢價補貼模式，新能源參與市場競價上網， 競標成功後給予可再生能源附加費補貼。同歐洲模式對比，中國的新能源補貼政策 與固定補貼模式較為接近，但補貼水平由政府直接決定，不與市場供需掛鉤。2006 年中國首次提出上網電價補貼的框架，於 2009 年、2011 年、2014 年先後將陸上風 電、集中式光伏、分佈式光伏及海上風電納入補貼範圍，至今已實現補貼退坡。
對比中國及歐洲的新能源政策和電力市場化的時間線，我們認為，歐洲電改早於新 能源發展，一方面，歐洲各國在制定補貼激勵政策時，能夠將市場供需情況納入到 補貼的制定機制中，避免了新能源發電側的過度供應和棄風棄光現象；另一方面， 新能源參與市場競價，能夠利用市場競爭推動新能源降低建設成本，加速技術進步 並最終實現新能源降價。
歐洲新能源產業發展與電力市場化互相成就。一方面，新能源的引入豐富了電力的 交易品種，電力現貨、長期購電協議（PPA）等品種交易更加活躍，大幅提升電力市 場化的效率；另一方面，相對於煤電需要考慮燃煤成本，新能源發電邊際成本幾乎 為 0，隨著新能源引入電力交易市場，新能源建設完成並進入平穩發電期後，新能 源電力的價格將逐步下降，新能源發電商收益空間顯著大於需要考慮燃煤成本的煤 電廠商，因此新能源發電將逐漸成為電力市場主流。
我國電力市場化逐步放開，退補後或將由“市場”來推動新能源發展。從現行交易試點情況來看，我國電力市場交易主要包括電力中長期交易和電力 現貨交易，並已適度開展調頻、調峰、備用等輔助服務交易以及發電權交易、 可再生能源電力綠色證書交易等其他相關交易。根據數據，2021 年，中國電力市場交易（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特 殊交易電量）為 37787 億千瓦時，佔全社會用電量的比重 45.5%。隨著現貨交 易的逐漸成熟，新能源電站可直接參與電力現貨交易獲取收益，提升經濟性。
除現貨交易品種外，中國在長期購電協議品種方面也取得了實質性進展。我國 於 2022 年 3 月實現了第一份長期購電合同（PPA）的落地，交易雙方國家電投 與巴斯夫簽署了長達 25 年的可再生能源合作框架。合作內容為，由國家電投為 巴斯夫位於廣東湛江的新一體化基地後續裝置供應可再生能源電力，雙方交易 的新能源以廣東供應為主，以國家電投就近新能源為後備，主要為海上風電及 光伏。第一份長期購電合同的落地有望推動後續該品種合同的標準化，為後續 的新能源建設提供融資渠道。 綜上，借鑑歐洲經驗，未來隨著我國電力市場化逐步放開，交易量不斷上升，且交 易品種逐漸走向多元化和標準化，電力市場化將進一步推動退補後的新能源產業發 展，加速推進雙碳目標實現。
4.2.歐洲智能電網投資加碼，配電網智能化投資佔比較高
歐洲是全球智能電網發展較先進的地區，歐盟 2020 年智能電網投資規模達到 565 億歐元，滲透率 67%。智能電網指將計算機、自動化和物聯設備技術融入電網，以 數字方式響應快速變化的電力需求的新型電網。根據歐盟委員會報告，2020 年歐盟 國家智能電網投資規模約為 565 億歐元；根據 NortheastGroup，2020 年西歐地區智 能電網滲透率約為 67%；根據沙利文，2015-2025 年，歐洲智能電網市場收入預計 將以 8.6%的複合年增長率增長。我國智能電網建設仍處於高速發展階段，智能化滲 透程度對標歐洲仍有較大成長空間。
從細分環節看，沙利文預測，需求響應、智能 計量、配電自動化管理將成為歐洲智能電網的主要投資方向： 1） 需求響應：電力用戶根據電力價格、電力政策的動態改變而暫時改變其固有的 習慣用電模式，達到減少或推移某時段的用電負荷而響應電力供應的效果，從而保 證電網系統的穩定性。需求響應將成為歐洲智能電網市場中市場規模增長最快的部 分，預計 2015-2025 年複合增長率為 17.6%。 2） 高級智能計量：與傳統計量設備不同，高級智能計量強調設備在不同應用程序 及服務提供商之間進行雙向通信。預計 2015-2025 年，高級智能計量設備收入複合 增長率將達到 12.4%。
3） 配電自動化管理：包括遠程監控和基於無線傳感器網絡的智能設備。2015 年歐 盟國家配電網管理部分的投資佔智能電網投資約 68%， 2015-2020 年配電自動化管 理複合增長率達 8%。
配電網運營商是歐洲智能電網最大的投資主體。歐洲電力產業鏈與中國較為相似， 分為發電、輸電、配電和售用電環節，但從投資主體來看，歐洲電網環節運營商更 加分散：中國的輸變電和配電均由電網企業負責運營，而歐洲電網運營主體則進一 步劃分為輸電網運營商（TSO）和配電網運營商（DSO）。
輸電網運營商（TSO）負責控制和運行輸電網（歐洲 220kV 和 380kV 電壓的輸 電網絡），包括監測和控制電網內斷路器、開關以及輸電網的電壓。歐洲各國根 據區域劃分輸電網運營商的管轄範圍，以德國為例，德國四家 TSO（TenneT, 50Hertz, Amprion 和 TransnetBW）分別負責德國四部分區域輸電網的運營，同 時四家運營商通過參與歐洲互聯電網（ENTSO-E）的方式進行跨國電力交易。
配電網運營商（DSO）負責將能源進行分配和管理，並輸送給終端消費者。歐 盟成員國中，配電網運營商數量顯著大於輸電網運營商，其中法國與意大利 DSO 數量超過 160 和 130 個，市場化競爭激烈。隨著更多分佈式可再生能源直 接輸入配電網，以及終端用能需求的增加（如新能源電動車），配電網功能更加 複雜，市場化競爭促進 DSO 加強智能化建設以支撐更加複雜的用能需求，同時 實現降本提效。 根據歐盟委員會數據，配電網運營商在智能電網投資中占主導地位，顯著高於發電 側、用電側、TSO 及大學院校。
對標德國，我國配電網信息化投資仍有提升空間。由於中國新能源補貼政策與德國 初期較為相似，且德國在風電、光伏等新能源發展方面全球領先，我國未來新能源 裝機佔比將向德國水平趨近，因此選取德國作為參考。從電網投資看，根據 SmartCitiesWorld，到 2026 年，德國預計將在智能電網上投入 236 億美元。其中， 預計配電網高級傳感器、通信、軟件部分投資將達到 141 億美元，佔比約為 59.7%。 對比中國情況，根據十二五、十三五時期《國家電網智能化規劃總報告》，2011-2020 年國家電網區域配電環節投資佔總智能化信息化投資比例為 24%；到“十四五”時 期，預計配電環節投資佔比增至 40%。儘管“十四五”時期配電網信息化智能化投 資比重逐漸加大，但較德國的投資比例仍有較大提升空間，未來配電網部分的信息 化智能化投資將成為重點。
5.投資空間：電力信息化需求催生千億投資空間
發電信息化側空間超 70 億元。當前我國發電企業競爭格局為“五大四小+兩大設計 院+地方性能源集團”，其中“五大”指國家能源集團、大唐集團、華能集團、華電 集團和國家電投，“四小”包含華潤電力、三峽能源、國投電力和中廣核，兩大設計 院指中電建和中能建，發電企業形成多樣化競爭格局。大型發電集團相繼提出“十 四五”期間新能源裝機目標，根據我們的統計，預計將新增新能源裝機容量約 5.5 億 千瓦，發電信息化側空間超 70 億元。
電網側信息化空間巨大。儘管隨著電改的進行，配電、售電業務逐漸允許民間資本 介入，但我國電網的主要業務仍由電網公司負責。電網環節涉及電力的核心調度業 務，承擔著新型電力系統最關鍵的功能，因此信息化升級需求較發電環節更加旺盛， 是電力信息化投資的主力。我國的電網業務主要由國家電網、南方電網、蒙西電網 三家公司負責，管控以區域進行劃分：
1）國家電網：受國資委直接管控，經營區域覆蓋我國 26 個省（自治區、直轄市）， 供電範圍佔國土面積的 88%； 2）南方電網：受國資委直接管控覆蓋五省區，並與香港、澳門地區以及東南亞國家 的電網相聯，供電面積 100 萬平方公里； 3）蒙西電網：全國唯一獨立的省級管理電網企業，內蒙古自治區國有企業，為內蒙 古西部 8 個盟市提供供電業務。總體而言，蒙西電網較小，因此我們將分析的重點 放在國家電網和南方電網上。 三大電網不同區域間線路相對獨立，國網和南網間僅有三峽-廣東 500 千伏直流工 程為互聯通道，主要承擔三峽水電直接輸送至南方電網的任務。
兩網電力信息化文件密集印發。國網方面，繼國家電網董事長在 2021 能源電力轉 型國際論壇上提出“十四五”電網投資 3500 億美元（約合 2.23 萬億人民幣）目標 後，國網陸續召開工作會議，在電網高效調度、微電網建設、智慧計量方面均提出 要求。南網方面，繼《南方電網“十四五”電網發展規劃》提出 “十四五“期間南 網總投資約 6700 億元目標後，南方電網於 2022 年 3 月先後發佈《數字電網標準框 架白皮書（2022 年）》、《南方電網公司碳達峰行動方案》和《南方電網公司“十四 五”數字化規劃》，為計算機技術應用於數字電網設定了框架。
5.1.發電環節：細分市場小而美，整機或軟件服務廠商有望受益
新能源裝機增長催生“十四五”期間功率預測軟件 27 億市場規模。從規模上看，根 據沙利文《中國新能源軟件及數據服務行業研究報告》，2019 年發電功率預測市場 的規模約為 6.34 億元，預計 2019-2024 年複合增長率將達到 16.2%，至 2024 年市場 規模增長至 13.41 億元，其中光伏發電功率預測市場規模預計為 6.51 億元，風力發 電功率預測市場規模預計為 6.90 億元。
我們測算，到 2025 年，國內累計風電和光 伏裝機規模有望分別達到 546GW/664GW，假設單個風電站/光伏電站的平均裝機容 量為 10 /5 萬千瓦，對應風電/光伏電站數量約為 5458/13270 個。根據調研，功率預 測軟件普遍採取按年收服務費的模式，假設風電/光伏功率預測軟件年服務費單價維 7.3/5.8 萬元，則對應 2025 年風電/光伏功率預測軟件市場規模為 4.0/7.7 億元，合計 11.7 億元，測算結果與沙利文預測相符。此外，風電、光伏的功率預測需要安裝預 測設備，假設風電/光伏預測設備單價分別為 29/9 萬元，則對應 2025 年市場規模為 7.7/7.4 億元，合計風光整體功率預測服務市場規模為 26.7 億元。
併網智能控制系統扮演重要角色，市場規模 33 億元。以往新能源的信息化主要集 中於電站側，隨著新能源逐步替代火電成為發電主力，信息化的應用從單一的電站 管理向發電、輸電全流程管理轉型。併網智能控制系統作為鏈接電站與電網的數據 橋樑，將成為發電側信息技術佈局的重點之一。經調研，新能源電站的自動發電控 制系統（AGC）/自動電壓控制系統（AVC）單價普遍為 30 萬元左右。根據測算，2020 年市場規模約為 5.04 億元，到 2025 年市場規模將增長至 32.5 億元。除軟件 外，自動發電、自動電壓控制系統還需要硬件設備接入，例如無功補償設備等，市 場規模仍存在拓展空間。
運維繫統提升電站管理效率，市場規模約 10 億元。隨著新能源電站的建成，管理運 維繫統也將同步上線，以支撐新能源電站的日常生產運行。通過調研，單個電站的 智能運維繫統軟件單價為 5-10 萬元，預計到 2025 年，我國新增風電/光伏電站數量 為 2641/8201 個，對應智能監控/運維繫統市場空間為 5.4-11 億元。
我國發電側信息化由兩類廠商承擔：1）風電、光伏設備提供商和整機廠：提供風光 機組的同時附加軟件服務；2）發電側信息化軟件廠商： 發電環節具有多年技術積累、形成一定客戶規模的軟件公司。
5.1.1.國能日新：發電功率預測軟件市佔率第一的軟件服務商
深耕發電側信息化軟件，功率預測軟件市佔率位居行業首位。國能日新是新能源行 業的軟件與信息技術服務商，為新能源電站、發電集團和電網公司等新能源電力市 場主體提供新能源發電功率預測產品、新能源併網智能控制系統、新能源電站智能 運營系統、電網新能源管理系統等發電側信息化軟件。公司核心產品——發電功率 預測軟件，在光伏和風電領域市佔率分別為 22.10%和 18.80%，市佔率第一，目前 服務新能源市場規模超 100GW。2021 年公司實現營業收入 3.00 億元，同比增長 20.9%。
預測精度行業領先，好口碑帶動替換數量提升。從技術實力上看，公司 2020 年短期 光伏功率預測的綜合精度為 89.21%，短期風電功率預測綜合精度為 84.6%，能夠滿 足電網企業對於發電功率預測的精度要求；2020 年 5 月，在國家電網東北電力調控 分中心組織的十幾家功率預測服務企業預測精度橫向對比中，公司在新舊“兩個細 則”功率預測偏差考核體系中均處於前 3 位（前 3 名無排名差異），可見公司產品技 術實力處於行業領先地位。目前公司客戶主要為“五大四小”發電集團、大型新能 源發電集團、大型電力配套設備廠商、電站建設商及電網公司，2020 年單體口徑客 戶數量為 1491 家，合併口徑客戶數量為 545 家，連續三年實現客戶數上漲。
5.1.2.東潤環能：國內發電功率預測軟件的先行企業
公司是發電功率預測市場的先行企業之一，市佔率位居全行業前列。東潤環能是新 能源發電功率預測系統賽道的優質軟件提供商，目前業務已覆蓋全國，為國內大型 新能源電站、發電集團、電網公司及分佈式電源擁有者提供以新能源發電功率預測 產品為基礎，以新能源併網智能控制系統、新能源電網智能調度管理系統為拓展的 新能源軟件產品及相關技術服務。公司光伏發電功率預測系統市佔率為 16.2%，風 力發電功率預測系統市佔率為 11.7%。此外公司通過提供資源評價服務、併網管理、 營運管理等系統產品，搭建新能源大數據中心，並通過數據挖掘技術構建算法模型。 未來有望基於公司數據優勢，開拓新能源產業大數據服務及互聯網應用服務。2021 年公司實現營業收入 1.33 億元，同比增長 23.6%。其中，發電功率預測產品實現收 入 1.11 億元，同比增加 30.79%。
5.2. 主網環節：生產調度空間超九百億，電網平臺型企業有望充分受益
主網環節電力信息化投資佔全環節信息化投資額約 30%，市場空間為 940 億元。主網環節電力信息化升級涉及電力生產調度等核心環節，根據前文介紹，調度支持系 統、變電自動化系統建設是主網電力信息化的主要目標，其軟件系統的開發需要開 發團隊對電力行業調度業務有深刻理解，因此主網部分的信息化改造將重點利好在 輸電、變電業務耕耘多年、具有豐富行業經驗的企業。
5.2.1.國網信通：雲網融合及數字化服務的綜合解決方案提供商
國網信通深度參與國網新型電力系統的構建，為能源互聯網領域提供雲網融合技術 產品和數字化底座。公司前身為四川岷江水利集團電力股份有限公司，2019 年與國 網信通產業集團資產重組，現為國家電網孫公司，第一大股東為國網信產集團，持 股比例 48.85%。公司目前主營業務分為三大板塊：雲網基礎設施、企業數字化服務 和電力數字化服務，其中雲網基礎設施業務主要涉及主網環節，2021 年該業務營業 收入 38.46 億元，佔比 51.5%。
雲網基礎設施：為電網企業打造“雲網融合、泛在互聯”的新型數字基礎設施， 在用電負荷管理、輸電線路在線監測、變電站視頻監控等多場景應用 5G 技術， 實現信息通信效率的提升；此外公司依託大數據技術，圍繞國網打造雲資源運 營產品，支撐國網各類系統應用上雲； 企業數字化服務：為企業提供“中臺+業務”的架構，包括 ERP+中臺、智慧財 務共享平臺、i 國網移動門戶等；電力數字化服務：圍繞新型電力系統建設，為國網提供電力營銷 2.0、網上國網、 電力交易業務平臺等管理服務系統；為國網提供智慧變電站、智慧輸電線路及 變電主設備聲紋監測等軟硬件產品，面向電網調度領域打造特高壓密集通道智 慧管控平臺，提升電網安全。 公司業務大規模受益於國網帶來的平臺效應，其中國網及下屬公司銷售額佔比超 80%。未來國網信通有望順應國網在新型電力系統方面的投資，實現業績穩步增長。
5.2.2.東方電子：“源網荷儲”全產業鏈能源管理系統解決方案供應商
東方電子服務於綜合能源服務管理領域多年，是橫款電網自動化+IT+互聯網+節能 環保+能源互聯領域的綜合解決方案供應商。公司起步於電力自動化行業，目前在 電網輸電調度、變電、配電等業務上，緊跟電網公司戰略，提供服務多年。公司 2021 年實現營業收入 44.86 億元，同比增長 19.38%；其中電網自動化業務主要面向主網 環節，2021 年實現營業收入 17.88 億元，佔比 39.87%。如今，東方電子已形成圍繞 智能電網、環保節能和物聯網的五大主業線：
電網自動化系統：面向發電廠、變電站、輸配電網絡和用戶集體系統，提供生 產過程的自動檢測、調節和控制，系統和元件的自動安全保護，網絡信息的自 動傳輸，系統生產的自動調度，以及企業的自動化經濟管理等服務。智能用電及電能信息管理系統：覆蓋城市交通、城市安全、城市網管、市政工 程等城市核心組織架構，實現區域內各種信息的採集、處理、傳輸、顯示和高 度集成共享，實現區域內各種用電設備自動化、智能化監測。
節能環保管理系統：面向園區、企業和建築群體，建設綜合能源管理系統，實 現風、光、水、火多能互補，冷、熱、氣三聯供，訂製全面的節能增效和能源 管理一體化解決方案。 東方電子完整的電力產業鏈是公司在能源行業數字化轉型中領先的核心競爭力，保 證了其在“雙碳”能源轉型升級的競爭中處於領先位置，我們認為，公司將順應電 網公司信息化投資增長的趨勢，從而進一步擴大主網側信息化、智能化等解決方案 業務的規模。
5.2.3.智洋創新：電網企業智能運維分析管理系統的優質提供商
智洋創新是智能運維分析管理系統的提供商，通過對人工智能、大數據挖掘分析、 嵌入式產品設計、物聯網應用平臺等技術的研發和應用，為電力行業提供數字化運 維解決方案。智洋創新是行業內較早推出輸電線路通道可視化相關產品的企業之一， 與國家電網合作多年，存在較強技術優勢及行業經驗優勢。公司業務主要集中在輸 電、變電、配電的智能運維管理領域，公司 2021 年實現營業收入 6.56 億元，同比 增長 30.62%；其中輸電和變電領域的智能運維繫統收入為 6.53 億元，佔比 99%。
公司積極佈局電力、軌交、水利、應急管理等領域，其中電力領域已形成以下核心 產品： 輸電：主要產品為輸電線路智能運維分析管理系統，具備輸電線路通道可視化 及本體狀態監測、圖像智能分析、隱患和缺陷自動識別等功能，針對隱患和缺 陷的大數據進行分析挖掘，為客戶提供運維決策依據，大幅降低輸電線路運維 難度和成本，提升運維效率和智能化水平；
變電：主要產品包括 1）直流電源智能監控管理系統：包括變電站蓄電池狀態 監測及智能核容、絕緣狀況監測、等功能，實現直流電源系統狀態評估，為狀 態檢修提供依據，提升運維效率和智能化水平；2）變電站智能輔助系統：包括 變電站設備在線監測、安防、環境、視頻等監控子系統，實現設備狀態和運行 環境的全面感知和智能巡視；3）變電站智慧消防系統：具備實時視頻監視、設 備溫度監測、煙火智能識別等功能，推動變電站火災管控從傳統的被動告警向 智慧消防管理轉變；配電：主要產品為配電網智能運維管理系統，具備配電線路故障預警及定位、 配電臺區智能巡視等功能，有效保障配電網的安全運行。
5.2.4.恆華科技：電網領域BIM三維設計軟件提供商
恆華科技是 BIM 平臺軟件及行業數字化應用和運營服務商。公司主要產品及服務 面向電力、交通、水利等行業，其中電力行業營收佔比超過 95%。目前公司自研 BIM 技術在電網主網、特高壓工程建設中已得到較為廣泛的應用，是國產主網設計軟件 中的龍頭。未來公司將逐步打開配網工程、風電光伏等新能源、綜合能源等項目的 應用市場。公司 BIM 設計軟件提供商通常與兩大電網公司附屬設計院簽訂合同，以 License 形式付費。
公司與“兩網”設計院均有較為密切的合作，其中：1)國網方面，2018 年國家電網 發佈《國家電網有限公司關於全面應用輸變電工程三維設計及建設工程數據中心的 意見》，要求新建 35kV 及以上輸變電工程全面應用三維設計；2）南網方面，隨著 “數字南網”建設的持續推進，基於 BIM 技術的三維數字化設計工作也在不斷深 入。恆華科技產品在特高壓主網建設和配電網工程中將有較多應用，其中“十四五 期間”國網特高壓投資預計 3800 億元，按照設計費佔比 10%計算，對應設計費用 380 元，其中設計費中 10%的預算將用於購買三維設計軟件，特高壓部分市場空間 約為 38 億元；配電網投資約 1.5 萬億，假設設計費佔比 3%，三維設計軟件約佔設 計費 8%，則對應 40 億配網側市場空間。綜合來看，恆華科技在十四五階段的市場 空間有望達到 78 億元。
5.3.配電環節：電網投資主力軍，信息化升級催生1200億空間
配電網環節信息化投資空間超過千億元。根據調研，國家電網“十四五”期間，配 電網將佔整體智能化投資約 40%，是電網建設最核心的部分；《南方電網“十四五”電網發展規劃》提到，6700 億電網總投資中，配電網規劃投資達 3200 億元，佔總 投資比重的 48%。根據前文中的測算，配電網“十四五”期間智能化投資約為 1287 億元，為智能化投資中空間最大的環節。配電網核心業務同樣涉及電力調度，因此 多數電網平臺型企業將大量參與配電環節的改造，橫跨主網、配電網兩大環節，實 現調度領域上下游打通，包括國電南瑞、南網科技。此外，虛擬電廠作為配電環節 信息化未來佈局的其中一環，近期受益於山西《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》、 北京《北京市“十四五”時期電力發展規劃》等省級政策的催化，也將逐步打開市 場空間，代表企業包括恆實科技。
5.3.1.國電南瑞：橫跨電網多環節的信息化、智能化解決方案提供商
國電南瑞是電力自動化、信息化及智能化領域的龍頭企業，具有行業內最全面的電 網生產控制系統、能源互聯網等解決方案。公司第一大股東為南瑞集團，系國網電 科院全資子公司，持股比例 51.79%。公司 2021 年實現營業收入 424 億元，同比增 長 10%。由於電網企業“十四五”期間投資將向配電網傾斜，國電南瑞作為重要的 信息化、智能化解決方案提供商，也將順應電網企業的投資傾向，增加配電環節業 務的比例。公司目前有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：
電網自動化及工業控制：覆蓋輸電、調度、變電、配電、用電及綜合能源等領 域，主要產品包括電網安全穩定分析與控制、電網調度自動化、電力市場、源 網荷儲協同控制、智能變電站、配電自動化、用電自動化及需求側管理、電動 汽車充換電設施及充換電站運營管理等產品及服務； 繼電保護及柔性輸電：面向電廠、電網和工商業電力用戶，提供電力控制保護、 直流輸電、柔性交流輸電核心技術、產品、系統集成和專業服務，主要產品包 括控制保護、換流閥、統一和分佈式潮流控制器、無功補償裝置（SVC）等 。電力自動化信息通信：業務涵蓋電網生產管理、調度管理、電力營銷、安監基 建、網絡與信息安全、信息通信綜合監管、通信設備及系統、信息通信系統集 成及運維、實時數據庫、大數據及雲服務、量子保密通信、能源工業雲網等；發電及水利環保：覆蓋發電環節，提供火、水、核、風、光等各種發電類型的 機組控制保護及併網解決方案。
作為國網的平臺型公司，南瑞具備以下核心優勢：1）經驗積累：公司發源自國網直 屬科研機構，是國內最早提供電力自動化產品與服務的廠商之一，具有先發優勢， 對電力行業自動化、信息化、智能化項目有深入的產業積累；2）全面性：產品線涵 蓋發、輸、變、配、用、調度、信息通信等各領域，是為數不多具備全面支撐電網 建設的企業。南瑞雖為國網關聯公司，但實際業務範疇已經延伸至發電集團和南方 電網，因此我們認為，國電南瑞在生產控制領域的份額將顯著高於其他企業。
5.3.2.南網科技：智能設備與儲能技術服務領域的解決方案提供商
公司兩大主營業務分別為技術服務和智能設備，其中技術服務包括儲能技術服務和試驗檢測及調試服務，智能設備包括智能配用電設備、智能監測設備和機器人及無 人機。 儲能技術服務：根據電源、電網和用戶側客戶對儲能系統的應用需求，針對性 提供電化學儲能系統整套解決方案，包括系統方案設計、建模仿真、設備系統 集成、工程實施、參數整定、控制優化、系統調試及併網測試、性能評估等全 流程技術服務，包括電池系統、儲能 EMS（能量管理系統，含儲能控制器）等 全套解決方案；試驗檢測及調試服務：針對新能源（海上風電、核電）、火電、電網及工業客戶， 提供關鍵設備及系統的節能降耗、清潔利用、智能化運維、質量指標等試驗檢 測與調試服務；
智能配用電設備：基於公司自研配用電操作系統絲路 InOS，實現對配電設備的 監測、診斷和控制，滿足電網智能化對配用電數據全局感知、設備高效運維、 配網故障快速處理、供電質量可靠調控、智能化算法快速擴展的高要求，包括 模塊化配電自動化終端、配電智能控制設備、智能電錶管理基板及操作系統、 帶計量功能的智能終端等； 智能監測設備：通過加載傳感器、定位、圖像識別等功能模塊的設備，基於智 能識別算法平臺和輸變電全域智能監測平臺，對電力設施及其所處場景和環境 進行實時監測、分析和預警；機器人及無人機：應用於電網智能巡檢運維，替代人工完成高危險作業，包括 陸地、空域和帶電作業機器人。 在南網的平臺賦能下，公司夯實核心技術，在儲能領域、智能設備等方面形成了領 先行業的差異化優勢。
5.3.3.恆實科技：通信設計及綜能服務提供商，搶先佈局虛擬電廠業務
恆實科技以通信設計為基本盤，開始向能源數字化領域拓展業務。公司成立於 2000 年，早年依賴於國網清華系資源，主營業務為向北京電網側提供信息化技術服務； 2018 年，公司收購國內最大民營通信設計院遼寧郵電，主營業務拓展為電力信息化 和通信設計兩大領域。2022 年 5 月，公司引入“深智城”國資參股，將在智慧能源 領域進行業務結構優化，聚焦綜合能源服務。2021 年公司實現營收 12.25 億元，其 中電力行業實現營收 2.69 億元，佔比 22%。目前，公司以通信為基礎支撐業務，能 源服務為預期創收業務，主營業務分為三大板塊：通信設計、綜合能源服務及智慧 物聯應用：
通信設計：公司通信業務以方案設計為主，涉及無線設計、傳輸設計、網絡設 計和芯片設計。依靠子公司遼郵多年的技術積累，公司在移動網、數據網、傳 輸網、接入網等板塊具有完備的業務資質、雄厚的技術能力、專業優質的區域 服務優勢，主要客戶是中國移動、中國聯通、中國電信及中國鐵塔等主流通信 運營商。此外，公司以原有的電力業務為基礎，在國內率先取得了送、變電、 新能源發電諮詢設計資質，在電力領域通信設計市場處於領跑地位。
綜合能源服務：公司綜合能源服務圍繞電力信息化展開，包括電力市場交易、 綜合能源改造。其中，電力交易市場以調峰調頻輔助服務解決方案、虛擬電廠 為主要產品，為客戶實現電源的有序調度優化、通道的時空轉化、負荷側的有 序響應；綜合能源改造中以分佈式光伏系統、分佈式儲能系統、地源熱泵系統、 冷熱電三聯供系統為主要產品，解決可再生能源的併網效率問題。 智慧物聯應用：公司智慧物聯業務在泛在電力物聯網、智慧城市、智慧交通、 政企應用等方向開展業務。公司以國家電力行業數字化轉型建設為業務導向， 持續深入參與電網核心業務信息化建設，在電力數據採集、大數據分析、數據 治理應用和可視化展示等全業務鏈發力。
定增項目聚焦虛擬電廠及能源聚合。2022 年 5 月，公司向深智城發行股票募集資金 總額 6.71 億元，募集資金擬用於能源聚合商運營管控技術支撐平臺、虛擬電廠交易 運營技術支撐平臺、碳排放大數據管理運營技術支撐平臺的研發以及補充流動資金 和償還銀行貸款。2019 年，公司曾以聚合商和平臺提供商的身份參與國網冀北虛擬 電廠示範工程，預計深智城入股後，公司有望打開廣東以及南方地區的虛擬電廠市 場。
5.4.用電環節：部署新一代管理系統，管理信息類軟件廠商或為首選
用電側信息化投入超 800 億元，老牌管理信息化軟件廠商將直接受益。前文中我們 測算，國網和南網在用電側的信息化投入約為 858 億元。由於不涉及電網核心調度 環節，用電側的信息化系統以管理類軟件居多，推薦關注深耕電力行業多年，具有 客戶、行業經驗和技術壁壘的信息化軟件廠商。
5.4.1.朗新科技：電力營銷系統起家的能源數字化綜合服務商
朗新科技是國內能源消費領域的領軍企業，BC 端業務雙線開花。公司以 B2B2C 為 業務模式，在能源數字化方面為電網等 B 端客戶實現數字化升級，同時自建能源互 聯網平臺，與支付寶等戰略合作伙伴拓展 C 端業務，聚焦於能源領域雙輪驅動。公 司兩大能源領域業務線，分別為能源數字化及能源互聯網： 面向 B 端客戶的能源數字化業務：包括面向電網企業的用電服務核心系統、新 一代能源互聯網營銷服務系統（營銷 2.0）、大數據雲平臺解決方案，協助國網、 南網開展電動汽車的充電樁運營、營銷運營、綜合能源運營等業務；
面向 C 端客戶及企業能源消費場景的能源互聯網業務：居民消費場景方面，與 支付寶等入口合作構建互聯網生活繳費場景，自研能源互聯網服務平臺，提供 水電燃熱等公共事業的“查詢·繳費·賬單·票據”線上閉環服務；打造第三 方聚合電動車充電服務平臺“新電途”，通過“支付寶/高德地圖”等形成聚合 充電服務入口，截止 2021 年末，“新電途”平臺已累計接入充電運營商超 400 家，實現了和國家電網、南方電網等頭部運營商的平臺互聯互通；為企業打造 光伏雲平臺和 BSE 節能服務系統，基於公司能源互聯網平臺為企業提供智能運 維、綜合能源服務。
5.4.2.遠光軟件：老牌電力企業管理信息化服務提供商
遠光軟件是電力領域企業管理、能源互聯等信息技術產品的提供商，為能源行業大 型企業提供管理信息化服務。公司是國家電網、南方電網 ERP 軟件服務的主要提供 商，目前圍繞電力行業，逐漸拓展了智慧能源、數字企業、區塊鏈及人工智能等多 項業務。2019 年國網電商成為公司股東，正式成為國網體系下屬公司，目前國網電 商持股比例為 13.25%，強化了公司與電網的業務協同。2020 年以來，公司推進產品 線全棧式國產化，自研新一代企業數字核心系統（DAP）等多項產品並逐漸投入國 網應用。
深耕電網、發電集團資源管理系統，沿能源數字化主線進行業務拓張。目前公司核 心產品線分為五大板塊。從業務佔比來看，集團管理業務 2021 年營業收入佔比為 62%，是公司業績的核心基本盤。基於公司在電網集團管理信息化多年的行業經驗， 公司圍繞計財、稅務管理、企業運行管控等方面，逐漸形成智慧財務共享平臺、新 一代企業數字核心系統、遠光九天智能一體化雲平臺等自研產品。除集團管理業務 外，公司在能源數字化和能源互聯網領域積極拓展，針對售用電側和電力市場交易， 推出遠光發、售電市場交易輔助決策系統和購售電一體化雲平臺等產品，幫助企業 更好地應對新能源和電力市場化時代的挑戰，為大型電力企業經營管理提效。