掘金新型电力系统系列报告二：电改政策驱动下的信息化投资机会

新型电力系统的新变化——源侧清洁低碳、荷侧多元互动、网侧柔性灵活。①新的装机结构：新系统中装机主体和电量主体将逐步由火电转变为非化石能源发电，且源侧将由多种能源的简单叠加过渡为基于复杂多能流网络协同的联动性、系统性的大时空尺度优化配置。②新的负荷特性：新型电力系统的低碳目标驱使终端电气化水平大幅提升，带动负荷侧呈现多元化特征，且负荷侧属性从单纯的刚性消费者转变为响应源网侧供需平衡调控的需求侧资源。③新的电网形态：电网将由单向逐级的链型网络向“主网+微网”、“交流+直流”转型，弹性、柔性显著提升。 新变化带来的新问题——供需匹配难度升级、系统风险和系统成本增加。①供需匹配方面，从空间匹配角度看，我国新能源资源与负荷中心逆向分布，而特高压电网建设仍存在进度滞后、资源配置能力不足等问题；从实时平衡角度看，源侧新能源出力具有随机性、波动性、逆负荷性，荷侧三产用电增加叠加新型负荷占比提升加剧负荷波动，二者共同增加电力供需平衡难度。②系统风险和成本方面，新能源大规模并网、配电网侧输入多元化以及电力电子元器件高比例接入带来系统运行工况波动加剧、电能质量和稳定性降低的风险。为了控风险、助平衡，系统成本将显著提升，国网能源研究院预测2025年包括辅助服务、电网建设等助力系统消纳措施所带来的成本将是2020年的2.3倍。 新问题的解决途径——“信息化技术+电改政策”共同发力。①发电侧：为保障并网稳定性，新能源功率预测及智能并网技术需求提升；政策方面，“双细则”的功率预测偏差考核趋严叠加新能源参与市场承担的预测偏差损益凸显高精度功率预测的价值，且在对并网控制系统的安装、考核提出明确要求的同时给予新能源通过辅助服务获得收益的机会，为智能并网控制系统提供应用激励和成本分摊。②输变电&调度侧：电网建设和调度要求提升催生BIM设计、电网智能调度、智能运维技术需求，政策上第三轮输配电价改革后“顺价”机制理顺为输配电价上涨留出空间，有利于主网侧增量成本的分摊。③配用电侧：负荷侧多元化、高波动要求需求响应能力提升并催生虚拟电厂技术需求，且配电网接入多元化对配电感知响应、用户服务和管理的高要求催生配电自动化、用电信息采集及数字化电力营销技术需求；从政策看，输配电价改革提出的分电压等级核定容量电价及负荷率约束激励机制利好虚拟电厂建设所需的增量配网成本的控制和分摊；而除国家层面激励政策外，市场化改革和系统规则完善是虚拟电厂技术得以落实的重要途径。 从政策驱动角度看信息化技术商业模式落地——短期看发电侧，中长期看输配用电侧。发电侧技术相关政策以考核类为主，奖惩细则已较为清晰且有一定强制性，预计短期可对技术落地应用起到较好促进作用。输配电侧技术相关政策以成本分摊类为主，政策强度相较考核类略弱；第三轮监管周期中输配电价整体已可看到一定上涨趋势或上涨空间，中期角度看，后续改革深化有望进一步落实涨价带来的成本分摊。包含配、用电环节的虚拟电厂技术发展在增量配网建设方面有输配电价改革带来的成本分摊助力，而短期内系统规则不够明确、辅助服务及现货市场不够成熟对虚拟电厂的市场参与和高效盈利产生了一定制约；我国电力市场化改革过程漫长但已步入加速周期，中长期看市场化改革深化及市场机制的完善将助力虚拟电厂技术落地取得“从0到1”的实质性进展。 预计23-25年国网智能化投资平均增速可达7-8%，电网投资的增加将拉动电力信息化行业步入快速增长轨道，相关电改政策推进也为信息化产品的商业模式完善提供了落地途径，因而在电力发、输、配、用各环节中具有信息化技术领先优势的公司有望受益，推荐关注：国能日新（电新、计算机组联合覆盖）、国电南瑞（电新组覆盖）、东方电子（电新组覆盖）、国网信通（电新组覆盖）、朗新科技（计算机组覆盖）。 市场化改革不及预期；电网智能化投资不及预期；新能源发展进度不及预期。 随着国网智能化投资的逐年增加，市场对于新型电力系统建设过程中的电力信息化发展有较高的关注度，但关注点更多集中于IT技术发展、AI算法涌现的背景下电力信息化在技术方面的突破。 我们认为，有关电力信息化的投资逻辑中，技术层面的发展固然重要，但技术真正在应用时，需要面临的重大挑战之一就是需要跑通自身的商业模式，不论是通过考核对技术应用提出奖惩要求、还是对技术应用成本进行合理分摊、亦或是对技术应用后收益模式的持续完善，都对信息化技术在最后的落地应用关卡起到至关重要的推动作用，而这些都离不开电力市场中相关市场规则的完善和市场改革政策的驱动。 因此，我们按照“新型电力系统建设产生的新变化-新变化带来的新问题-新问题的解决途径”的思路，从发电侧、输变电&调度侧、配用电侧三个维度分析了新系统建设过程中的问题及解决途径。更重要的是，我们将解决途径分为信息化技术和电改政策两个层面，并着重分析了后者对前者应用助推的原理、推动的进程以及目前主要的制约点。最后，我们将这两类途径的分析相结合，总结得出，从电改政策角度看，发电侧技术（主要涉及新能源功率预测和智能并网控制技术）的商业模式已较为清晰成熟、有望在短期内实现对技术应用落地的有效驱动；输配用电侧技术（主要指BIM、电网智能调度、输变配电智能运维、配电自动化、虚拟电厂技术等）则将在中长期电改推进的过程中实现商业模式的实质性改善，未来改善弹性可期。 本文的行文逻辑如下图所示： 图表1：新型电力系统建设中的问题需要信息化技术和电改政策双重途径解决 1.1新的电源装机结构——能源结构向清洁低碳、多能互补转变 新型电力系统的发电结构需由传统的以煤为主转向低碳清洁的供应体系。 火电长期以来是我国电力系统中的主体电源。由于我国“富煤、贫油、少气”的能源结构，虽然近年来煤电装机占比逐步降低，但燃煤发电一直以来仍为我国电源的主力。 2022年火电累计装机容量达13.3亿千瓦、占总装机容量比重52%，近10年来占比持续维持在50%以上；其中煤电累计装机容量11.2亿千瓦，占火电及总装机容量比重分别为84.1%/43.7%。2022年全年我国火电发电量58531.3亿千瓦时，占总发电量的69.8%。 “清洁低碳”是构建新型电力系统的核心目标。新型电力系统中，装机主体和电量主体将逐步由火电转变为非化石能源发电。据国家电网预测，到2030年我国新能源发电装机规模将超过煤电，成为第一大电源；根据北京大学能源研究院发布的《以新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》，在新型电力系统的发展路径下我国光伏、光热、陆上风电和海上风电总装机到2025年、2035年和2060年预计将分别超过11亿千瓦、26亿千瓦和56亿千瓦，非化石能源发电量占比分别达43%、61%和95%。 图表2：我国电源结构长期以来以火电为主体 图表3：我国非化石能源发电量占比将显著提升 新能源占比提升的同时需落实“多能互补”，分布式能源和储能重要性愈发凸显。 新系统注重优化能源系统网络格局、实现多能耦合，这也意味着源侧将由多种能源的简单叠加过渡为基于复杂多能流网络协同的多种能源联动性、系统性的大时空尺度优化配置。 分布式电源由于实现就地生产和消纳，对于能源结构的改善尤为重要，据前瞻产业研究院测算2025年分布式能源在电网体系比例将由目前的6-7%提升至15.6%；同时，储能将是高比例新能源电力系统中维护发用平衡的主要方法，且可为分布式发电系统提供调频、调压、能源备用、稳定输出等服务以实现局部平衡，因而新系统中覆盖全周期的多类型储能将协同运行、助力能源系统运行灵活性提升。 图表4：新型电力系统发展三阶段中对储能发展有明确规划 1.2新的负荷特性——电能替代带来负荷多元化，单向用电向需求响应、双向传输转变 新型电力系统的低碳目标驱使终端电气化水平大幅提升，带动负荷侧呈现多元化特征。 利用低碳电力实现中国经济体的普遍电气化是建成低碳新型电力系统的重要途径。据中国能源基金会预测，除电力供应端的快速脱碳外，工业、交通和建筑等终端部门的电气化对实现2060年碳中和目标的碳减排量贡献比例将达到27%。根据中电联发布的《中国电气化年度发展报告2022》、国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案和壳牌分析数据，2021年全国电能占终端能源消费比重约26.9%，预计2025、2030、2060年全国电能占终端能源消费比重将分别超过30%、35%、60%，2060年新型电力系统建设完成时，建筑业（住宅和商业建筑）、轻工业和道路客运等部门将基本实现电气化。 图表5：2060年新型电力系统建设完成时，我国电气化率预计将达到60% 终端电气化带动负荷侧多元化发展。根据《中国电气化年度发展报告2022》，电气化转型主要聚焦于工业、建筑、交通、农业农村四大用能部门，随着“以电代油”、“以电代煤”等电能替代发展战略陆续落实，以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品将逐渐抢占传统高排放产品的市场，电力负荷侧结构将更加多元化。 图表6：终端电气化主要聚焦于工业、建筑、交通、农业农村四大用能部门，负荷侧呈现多元化 新系统中负荷属性将从传统电力系统中单纯的刚性消费者转变为响应电源、电网侧供需平衡调控的需求侧资源。从能量流向看，新兴双向互动负荷资源的出现使得负荷侧成为既消耗电能又可生产电能的“产消者”：如电力用户可通过自建分布式发电“自发自用、余电上网”，分布式储能和电动汽车接入后的充放电行为也使用户负荷参与电网侧的双向能量互动；即便是工业、生活等领域的单向可调节负荷，也可通过调整运行时间或用电功率来参与需求响应，实现“源随荷动”向“源荷互动”的转变。 1.3新的电网形态——“主+微”、“交+直”融合发展，电网弹性、柔性显著提升 电网形态将由单向逐级的链型网络，向以传统大电网为“主干网”、以微电网为“局域网”的“能源互联网”转型，体现出具有较强恢复力的电网“弹性”特征。 传统电网是大型的中心集中式电力系统，其“发、输、变、配、用”的单链流程表现出基本仅调整集中式发电的“源随荷动”特征，即由核心供电站服务于庞大的输电网络，负荷和储能未纳入调度范畴。因此，当用电负荷突然增高时，一旦电源侧发电能力不足，就容易出现供需不平衡以致严重影响电网的安全运行。 新系统中传统主电网将与微电网融合发展，电网“弹性”将显著提升。在传统的大容量、集中式远距离输电模式基础上，随着就地利用资源的分布式发电、充电汽车及其他储能装置等大规模增加，未来配电系统将划分为多个独立运行的控制区域，面向终端用户的区域电网和微型电网因此会大量出现。与传统电网相比，微电网能够在电网局部传输出现问题时实现自我调节、自主供电，电网“弹性”得以大幅度提升。 图表7：与传统大电网比，微电网能实现自我调节、自主供电 供需双方的结构改变引导传统交流大电网与交直流配电网形成共存局面，体现出对电压电流高度可控的电网“柔性”特征。 传统电网多采用交流传输形式。交流电网具有变换电压方便、传输同样功率采用高电压可降低电流、长距离输电损耗显著减少等技术优势。火电厂、水电厂、核电厂等常规能源发出的电力多为交流电以方便接入传统的交流大电网，现有交流配电网也实现了广泛应用。 新型电力系统将由直流配电网配合传统的交流电网进行深度融合，驱动电网“柔性”显著提升。新系统将发展出交直流混合配电网，就是在已有交流网架基础上详细规划电源和负荷分布、建立直流配电系统，从而方便光伏直接并网和风电摆脱并网前的逆变环节，且家用电器、电动汽车等中低压直流负荷也可享受集中配电、不再需要独立配备整流器，在省去部分变流环节、减少系统损耗的同时实现交直流电网线路间“柔性”互联，输配电效率、灵活性显著提升。 图表8：新型电力系统将出现交直流混合配电网的新型态 2.1供需错配叠加源、荷波动性增加，电力供需平衡难度升级 2.1.1新能源供需空间错配，特高压建设不足问题仍严峻 我国新能源资源与负荷中心逆向分布。我国新能源资源集中分布在西部、西北部地区,其中风能资源主要分布于东北、华北北部和西北地区以及部分东南海上区域，其中内蒙古、新疆、河北三省2022年风力发电量占比高达31%；光伏主要分布于宁夏北部、甘肃北部、新疆东南部