公用事业行业新型电力系统系列二：电网加速智能化，推动AI实际应用

投资要点 新型电力系统及电力体制改革系电力智能化的两个驱动力。“新型电力系统”一词提出后，南方电网、国家电网相继研究制定了相关行动方案，方案中均提及“电网数字化转型”等类似字样，此外，新能源发展迅速导致消纳问题日渐突出，完善统一的电力市场体系是适应高规模新能源、打破电力跨省跨区交易存在的市场壁垒、缓解新能源消纳压力的重要保障。目前全国统一电力市场正逐步建立，未来工商业用户将全面参与电力交易市场，电力的商品属性得以还原。 智能化应用1：推动功率预测，平抑新能源波动性。根据沙利文报告，我国功率预测市场较为集中，其中2019年国能日新在风电/光伏发电功率预测市占率为18.8%/22.1%，均处于行业领先地位。未来随着新能源并网规模的扩大，功率预测的考核也日益趋严，对预测精度提出了更高的要求，以国能日新为例，2020年短期光伏/风电功率预测综合精度为89.2%/84.6%，可为电站管理和电网调控提供保障。 智能化应用2：配网智能调度&智能巡检及故障检查。新能源发电功率的波动性给电网调度带来挑战，配网智能调度可辅助电网提前规划消纳方案，通过监测并网新能源电站和评估新能源入网裕度，来分析电网的承载能力。在智能巡检方面，巡检机器人可实现对室内外设备的精准检测，并通过后台对巡检数据进行比对和分析，实现预测性维护。南网方面，南网深圳供电局通过智能巡检，巡线耗时从过去1小时下降到5分钟，极大提高巡检效率。 智能化应用3：虚拟电厂需求端响应&多负荷管理。虚拟电厂具有需求侧响应、多负荷管理等多种功能，可应对发电系统不稳定、调控难度大等多样化困难。 国电投深圳能源虚拟电厂于22年6月投运，公司通过预测电力现货市场价格，通过调节用户可控负荷将用户负荷从现货高价调整至现货低价时段，实现售电公司电力现货盈利的提升，实现平均度电收益0.274元。 智能化应用4：辅助电力交易决策。目前售电侧市场正逐步放开，售电主体数量、交易规模及品种正日益增加，电力交易辅助决策系统可提供市场行情预测、交易辅助决策、市场仿真模拟、交易经营分析等服务，为交易员提供实时的、可量化的数据决策支撑，发电企业可凭借更高精确度、更全面的数据来提升交易能力，从而进一步提升交易收益。 行业投资与主要标的：2023年3月31日，国家能源局《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》中指出，以数字化智能化技术加快发电清洁低碳转型。此外，全国统一电力市场正逐步建立，电力商品属性得以还原，电力信息化迎来黄金发展期。主要标的包括国网信通、映翰通、朗新科技、远光软件、国能日新。 风险提示：政策落实不及预期、数字化及智能化改造不及预期、技术创新不及预期、行业竞争加剧等。 1构建新型电力系统，调控技术手段及调控机制亟待升级 1.1电力智能化驱动力之一：新型电网建设加快 双碳政策推动，风光未来将成电源装机主力。随着双碳政策的推动，能源消费结构加速转型，根据《中华人民共和国2022年国民经济和社会发展统计公报》数据显示，2022清洁能源消费量占能源消费总量的比重为25.9%，五年间提高3.8pp。在《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》中，预计2030年电力系统中风电/光伏装机占比分别达到21.0%/27.0%，合计装机占比达48%，清洁能源成为主导电源，装机占比达67.5%；到2060年，风电、光伏发电装机规模合计达80%，发电量超70%，清洁能源装机规模合计达96%，风电光伏迎来快速发展。 图1：2022年我国清洁能源消费量占比达到25.9% 图2：预计2030年风光装机占比近50% 新能源发电具备随机性、波动性以及间歇性。风电、光伏电站由于对风能、光能的依赖性强，其发电功率会随季节、时间、天气等发生巨大变化，具备不确定性，从而导致供电的间歇性和波动性。 新能源使电网来源复杂性加剧，对电力系统提出了更高要求，调控技术手段亟待升级。 光伏、风力发电出力与负荷不匹配的特点违背电力系统需保持实时平衡的要求，使电压控制、调峰调频难度加大。“十四五”期间，随着陆上九大新能源基地和五大海上风电基地的持续建设，新能源装机和发电量将保持高速增长，未来风光的大比例接入电网将使电网来源复杂性加剧，电力系统调节能力受到考验，适配问题亟待解决。在此背景下，电力系统需要提高感知能力，做到全面可观、可测、可控，以适应新形势发展要求。 图3：光伏发电存在出力与负荷不匹配的问题 图4：典型日风电出力与负荷曲线 构建新型电力系统，电力转型加速。在2021年3月中央财经委员会第九次会议中，首次提出构建以清洁能源为供给主体的新型电力系统，并明确了新型电力系统在实现碳中和、碳达峰目标中的基础地位。随着近两年的不断完善，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，文件中指出安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合为新型电力系统的四大基本特征，其中，智慧融合是构建新型电力系统的基础保障。 图5：新型电力系统四大基本特征 电网是电源侧和用电侧的连接枢纽，电网智能化是新型电力系统建设的关键一环。“新型电力系统”一词提出后，南方电网、国家电网相继研究制定了相关行动方案，南方电网提出在2030年前基本建成新型电力系统，国家电网提出2050年全面建成新型电力系统的目标。在南方电网及国家电网提出的行动方案中，均提及“电网数字化转型”、“数字电网”等类似字样，在南方电网举行的数字电网推动构建新型电力系统专家研讨会上，指出数字电网将成为承载新型电力系统最佳形态。 表1：南方电网、国家电网建设新型电力系统行动方案 1.2电力智能化驱动力之二：电力体制改革 从我国电价政策机制发展历程来看，我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段： 1）计划经济阶段（1949-1984年)：1950年，我国成立电力行业管理局，初步形成以中央领导为主 、 地方领导为补充的政企合一的垂直电力管理体制;2）电价初始调整阶段（1985-2001年)：1985年，以国家经济委员会、国家计划委员会、水利电力部、国家物价局发布的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》为标志，开启分类定价;3）电力市场化过渡阶段（2002-2014年）：2002年国务院发布《电力体制改革方案》，标志着我国电力行业定价正式告别政府定价，进入市场竞价新时代。4）全面深化电力改革阶段（2015年至今)：2015年，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015] 9号)，确定了“三放开、一独立、三强化"的改革基本路径以及"放开两头、管住中间"的体制框架。 新一轮电力体制改革加速推进。传统电力系统调度模式为“源随荷动”，根据用电侧来调整电源侧的发电量，新型电力系统下电源侧发电量和负荷侧用电量均不可控，加大了电力调度难度。而目前电网调度方式主要是面向常规电源为主的计划调度机制，电力体制改革随之深化。 图6：电力体制改革路线图 新能源逆向分布格局凸显消纳压力，建立电力统一市场为解决新能源消纳的重要一环。 从能源分布情况来看，我国能源资源与负荷中心逆向分布，新能源主要集中于西部、北部地区，用电需求集中在中部、东部地区，随着新能源大规模发展，消纳问题日渐突出。完善统一的电力市场体系是适应高规模新能源，打破电力跨省跨区交易存在的市场壁垒，缓解新能源消纳压力的重要保障，为此我国出台了多项政策以推动全国统一电力市场体系的建设。 表2：电力市场化政策 全国市场化交易电量占全社会用电量的比重逐年上升。新一轮电改实施以来，我国电力市场建设稳步有序推进，价格机制也愈加完善，市场化交易电量占全社会用电量的比重大幅提升。2022年全国市场交易电量约5.3万亿千瓦时，同比高增39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，较2021年提升15.3pp。据中电联《中国电力行业年度发展报告2022》显示，截至2021年底，全国各电力交易中心累计注册市场主体46.7万家，数量较2020年增长76.0%。电力市场化建设具备先进性，一方面，市场化价格有利于充分反映电力市场真实供需变化，煤价上涨等成本压力通过更高电价传导到下游的机制更顺畅；另一方面，电力市场化交易有利于实现电力资源在全国范围内的优化配置，更好实现跨省跨区电力传送。 图7：2022年全国市场交易电量5.3万亿千瓦时（+39.0%） 图8：2022年市场交易电量占比达60.8% 电力市场化改革再提速，企业能效管控的意愿日益增强。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。随着“双碳”政策的推进，企业能源监测、降低用电成本变得尤为重要，未来工商业用户将全面参与电力交易市场，电力的商品属性得以还原。目前已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、绿电交易等交易品种的全市场体系结构，以省内电力市场为基础，省内市场和跨省跨区市场协同推进的全国统一电力市场逐步建立。 然而目前主要以面向常规电源为主的计划调度机制不能适应电力市场环境下交易计划频繁调整，电力信息化为其适应高比例新能源并网条件下源网荷储“多向互动”的灵活变化提供解决方案。 2电力智能化，源网荷多元应用 2.1智能化应用1—推动功率预测，平抑新能源波动性 功率预测是基于新能源间歇性、不稳定性等特征的产物，为电站管理和电网调控提供保障。高比例风光接入电网势必会加大电网调度的复杂度，对电力系统安全稳定运行构成威胁，功率预测应运而生。发电功率预测的核心是通过算法模型的构建，结合电站装机数据、气象预测数据等为客户计算精确的功率预测数据，根据预测步长的不同，功率预测可分为超短期、短期、中期、长期预测。 功率预测可满足发电厂并网要求，辅助制定调度计划，实现最大消纳新能源出力的目标。 1）电源侧：通过对未来发电能力和功率的预测，可提前了解电站实时生产情况和判断未来生产情况，为电站管理提供保障。2）电网侧：由于电网需根据下游的用电需求提前作出发电规划，并根据实时的电力平衡情况做出实时的电力调节和控制，功率预测可为电力调度提供保障。 图9：功率预测在电源侧和电网侧的贡献 新能源发电功率预测被纳入考核，各地对考核指标具体要求略有不同。2018年《关于提升电力系统调节能力的指导意见》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。在此背景下，各地能源局纷纷设立本区域《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”针对新能源发电功率预测设立上传率、上报率、准确率、合格率等多考核指标。 表3：不同区域“双细则”的主要考核指标和具体要求 风电/光伏功率预测市场容量差距小，风电功率预测市场竞争更为激烈。根据沙利文《中国新能源软件及数据服务行业研究报告》，2019年我国风力发电功率预测市场中，国能日新、金凤慧能 、 远景能源 、 东润环能 、 南瑞继保的市场份额占比较大 ， 分别为18.8%/14.9%/13.3%/11. 7%/6.3%；光伏发电功率预测市场中，国能日新、南瑞继保、东润环能、中科伏瑞的市场份额占比较大，分别为22.1%/17.7%/16.2%/6.9%。报告中同时提到，2019-2024年我国新能源发电功率预测市场年均复合增长率将达16.2%，2024年预计市场规模将增至13.4亿元，功率预测市场前景广阔。 图10：2019年风力发电功率预测市场占有率 图11：2019年光伏发电功率预测市场占有率 功率预测案例：国能日新发电功率预测的主要流程：1）气象数据获取及处理：通过欧洲气象中心、国家气象局等各种气象源获取原始气象预报数据，并将原始气象预报数据通过建模计算后得到更高精度的气象预测数据；2）计算短期功率预测数据：根据气象预测数据进一步计算短期功率预测数据；3）计算超短期功率预测数据：将短期功率预测数据和气象预测数据传输至所