计算机行业深度报告：新能源发展势在必行，电力信息化大有可观

电网改革的关键是提升新能源消纳能力：根据国家发改委等制定的《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比要超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。新能源未来将成为新增电源的主体，并在电源结构中占主导地位。 新能源发电具有波动性和不稳定性，传统的电网设计无法适应新能源为主体的新型电力系统，因此电网改革的关键是提升新能源的消纳能力。 电网改革首先必须实现电力信息化：新能源消纳对发电、输变配电、售用电侧的信息采集、感知、处理、应用等环节建设都提出了更高要求，因此首先必须实现电力信息化，从而实现电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测等。我们认为在“管住中间，放开两头”的总体改革思路下，一方面需要关注电网的整体投资节奏和方向，另一方面需要关注发电、配电、售用电环节的市场化进程。 电源侧：由于新能源发电呈现出波动性和间歇性，功率预测、并网控制成为新能源电站必备功能需求，近年来随着新能源发电量占比提升，相关考核要求更加严格，沙利文预测到2024年功率预测和并网控制系统市场规模约18亿元，其中并网控制系统竞争格局相对分散，功率预测系统由于模型调优需要数据和经验累积，强者愈强，先发者具有一定优势。 电网侧：2020年核心调度系统开始新一轮5-10年迭代周期，市场空间约200亿元，电网调度是决定电力系统稳定性的核心环节，国电南瑞等国家队优势突出。在输变配环节，智能运维有助于降低电网运维成本、运营风险，预计未来有存量700亿市场空间，当前无人机、机器人巡检、通道可视化等细分赛道众多，格局分散。 辅助服务：由于电力供给和需求侧目前不可能做到完全随发随用，因此诞生了电力辅助服务，即除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体、新型储能和能够响应电力调度指令的可调节负荷提供的调频、调峰、调压、备用、黑启动等服务。根据《储能产业研究白皮书2022》，理想场景下2026年我国储能市场规模将达79.5GW，2022年-2026年将保持近70%复合增长率持续高速增长，将带动储能管理系统、电池管理系统等市场快速发展；虚拟电厂协助电网降本增效，近年来激励政策频出，根据国家电网保守预计市场空间500-600亿元以上，日前全国首个虚拟电厂管理中心已落地，未来有望快速推进，我们认为虚拟电厂聚合平台以及配套的软硬件产品服务为电力信息化企业带来新的增长潜力，当前入局者众多，我们看好掌握发电及用电侧核心数据的相关企业。 电力交易市场：政策目标2025年初步建成全国统一电力市场，随着新的市场交易和价格机制形成，参与方进一步增加，现货和中长期合约交易需求量、交易复杂程度大幅提升，交易结算平台、辅助交易软件市场空间有望打开。 相关标的和投资建议：2021年9月，国家电网董事长辛保安表示，未来五年国家电网计划投入3500亿美元，推进电网转型升级；其中研发投入90亿美元，用于突破构建新型电力系统的关键核心技术，电力信息化投资迎来新周期。建议关注电网信息化投资新周期直接受益方，国网和南网旗下信息化企业：推荐远光软件，关注国网信通；关注和电网有多年合作经验，掌握流量或核心数据的电力信息化企业：推荐国能日新，关注东方电子、朗新科技等。 风险提示：政策推进不及预期；技术研发不及预期；行业竞争加剧。 1.电网改革：新能源革命 1.1.为什么要进行电网改革 电网改革的目标是构建以新能源为主体的新型电力系统。2020年9月，习总书记在第七十五届联合国大会上提出我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。践行碳达峰碳中和战略，能源是主战场，电力是主力军。2020年电力行业占能源行业二氧化碳排放总量达42.5%，是我国碳排放占比最大的单一行业，减排效果对实现“双碳”目标至关重要。“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。 图1：2020年电力行业占能源行业二氧化碳排放总量达42.5% 构建新型电力系统保障能源供应安全、带动新能源技术和全产业链发展。近年来，我国能源对外依存度呈上升趋势，2020年石油对外依存度达到73.6%，2021年略降至72%。2020年天然气对外依存度达到43%，2021年增长至46%。国家能源安全形势日趋严峻。发展风、光等新能源对保障能源安全具有积极意义。此外，近年来我国陆上风电、光伏发电装机规模均位列世界第一，海上风电装机规模2021年从世界第二跃居至第一，形成了完整的具有领先技术水平和全球竞争力的新能源产业链与供应链，然而，新能源装机仅仅是一个开端，围绕新能源，发电、输电、配电、售电等环节都需要做出调整。 新能源将成为新增电源的主体，并在电源结构中占主导地位。随着能源革命进程加快推进，新能源将迎来快速增长。根据国家发改委等制定的《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比要超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。预计到2030年，我国新能源发电量占比将超过25%。我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段。 图2：光伏新增装机量及同比增速 图3：风电新增装机量及同比增速 1.2.电网改革的关键：提升新能源消纳能力 构建以新能源为主体的新型电力系统，核心在于统筹新能源与电力保障、电网安全的关系，以及统筹新能源与供电成本的关系。 新能源电力具有波动性和不稳定性，而电力系统需要发电出力和用电负荷的实时平衡。新能源发电量的大小与风力的大小、太阳光照的强弱有着很大的关系，而自然现象很难人为控制，不确定性较大，因此导致了风力发电和光伏发电的波动性和间歇性特征。 电力系统需要保持发电出力（功率）和用电负荷（功率）的实时平衡。由于电能不易存储，且电能的传输速度与光速相同，因此在电力系统中“发电—输电—用电”是在一瞬间完成的，电能的这一特点对电力系统提出了很高的要求，发电出力（功率）与用电负荷（功率）要基本实现实时平衡（偏差不能超出一定范围）。 图4：新能源电力具有波动性和不稳定性 解决新能源消纳的问题，主要方法包括： 1）就地消纳，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。同时，在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，提高终端用能的新能源电力比重。 2）加快外送通道建设。在新能源就地消纳能力有限的情况下，通过外送通道将新能源电力输送至用电负荷较高的发达地区。从长远看，提高新能源消纳水平，需要加快构建新型电力系统，突破省际壁垒，从电网技术、交易机制、基础设施等多方面发力，实现新能源电力在全国范围内的合理配置。 3）探索多渠道储能路径。近年来，不少新能源富集地区实施了抽水蓄能、绿电制氢等储能项目，一定程度上提高了新能源的利用水平。通过将暂时富余的风电、光电转化成其他形式的能源，在用电高峰时再次转化成电能输出，可以有效实现新能源电力的“错峰上市”。 2.电力信息化：电网改革的基础 解决新能源消纳问题，首先必须实现电力信息化。由于新能源具有随机性、波动性以及间歇性等特点，与传统能源的电力特性具有较大差异，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出要推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定运行，加快电力系统数字化升级和新型电力系统建设迭代发展。新能源消纳对发电、输变配电、售用电侧的信息采集、感知、处理、应用等环节建设都提出了更高要求，因此首先必须实现电力信息化，从而实现电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测，推动电网主动适应集中式和分布式能源发展。 表1：新型电力系统相关政策梳理 电网改革的思路：管住中间，放开两头。由于输配电环节具有自然垄断特性，主要通过强化政府监管来厘清成本、制定价格，因此电力体制改革的基本思路是“管住中间，放开两头”，也是改革要确立的新的电力体制架构。“管住中间，放开两头”针对的主要是电力系统的物理环节，而不仅仅是电力交易。发电、输电、配电是电力系统的三个子系统，输电网居中，发电厂和配电网处于两侧。因此，电网改革的主要思路是，管住输电网，放开发电、以及配售电环节。过去，电网重输、次配、轻用。随着分布式资源大量出现，用电负荷的峰谷波动性增加，导致配网资源不足，因此国网和南网的十四五配网投资占比基本都超过50%。 图5：电力业态变化 因此，我们认为，输电侧主要看电网的投资进展，而放开的发电、配电、售电环节是最有可能发生格局变化的环节，需要关注市场化的推进情况。 我们从电源、电网、辅助服务、电力交易几个方面来看电力信息化的变化。 2.1.电源：强制配备功率预测和并网控制 发电侧信息化主要包括：1）功率预测，2）并网控制，3）电站综合管理。 功率预测、并网控制为电站必备功能。由于风能和太阳能的间歇性和波动性特征，新能源发电的稳定性较差，发电电量较难预测，新能源电力的大规模集中并网会对电网的稳定运行产生较大的冲击。而电力系统要求实时平衡，因此电网需要根据下游的用电需求（一般下游用电需求相对稳定且可预测）提前作出发电规划（根据用电需求，按时间段安排火电、水电、新能源电力等多种电源的发电出力），并根据实时的电力平衡情况做出实时的电力调节和控制，由此产生了对新能源发电功率预测、并网控制的需求。 考核要求逐渐加强，范围逐渐扩大。2018年2月，国家发改委和国家能源局发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，意见提出“实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组纳入电力辅助服务管理，承担相应辅助服务费用”。在这一背景下，自2018年起，各地区能源局纷纷更新了本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（“双细则”），加强了考核，要求新建电站必须具备功率预测、并网控制功能，且未达标会对电站进行罚款。2021年12月，国家能源局发布新版“双细则”，明确新型储能和抽水蓄能等可调节负荷作为新增独立主体参与新版“两个细则”考核和辅助服务，分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，考核范围进一步扩大。 表2：功率预测、并网控制相关政策法律法规发布机构 表3：《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》 2024年功率预测市场规模13.4亿元。根据沙利文报告，2019年我国发电功率预测市场的市场规模约为6.34亿元，2019年至2024年我国新能源发电功率预测市场年均复合增长率将达到16.2%，到2024年市场规模将增长至约13.41亿元，其中光伏发电功率预测市场规模预计为6.51亿元，风力发电功率预测市场规模预计为6.90亿元。由于功率预测系统需要结合当地地貌和气象条件不断调优，客户如果替换其他厂商系统还需要经历较长的调试过程，因此客户黏性较高。 图6：2019年中国光伏发电功率预测市场份额 图7：2019年中国风力发电功率预测市场份额 并网控制系统：为了保障电网安全稳定运行，提高发电消纳能力，电站并网运行后需要根据电网运行要求进行功率控制。根据控制方式的不同，分为自动发电控制系统（AGC系统）、自动电压控制系统（AVC系统）和快速频率响应系统。AGC系统主要控制并网有功功率，AVC系统主要控制无功功率，快速频率响应系统主要调控电力系统频率。 图8：并网控制系统的控制过程 并网智能控制系统2024年市场规模约4.66亿元，下游较为分散。根据沙利文的研究，截至2019年，我国新能源并网智能控制系统的市场规模约为2.61亿元，预计2019年至2024年我国新能源并网智能控制系统市场的年均复合增长率为12.30%，到2024年市场规模将增长至约4.66亿元。目前国电南瑞、国能日新、金风科技等电力行业主要设备以及控制厂商均有参与，技术门槛相对不高，且不存在强者愈强的逻辑，市场较为分散。 电站综合管理系统：系统具备智能监测、告警管理、运维管理、统计分析、日常办公等多个模块，可实现电站远程监控、数据统一管理、智能运维、运营指标分析