1、华西计算机团队华西计算机团队2023年1月7日请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明仅供机构投资者使用证券研究报告|行业深度研究报告分析师：刘泽晶SAC NO：S02邮箱：新能源IT系列（十二）新型电力系统视角下的能源IT研究框架核心逻辑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），根据蓝皮书，当前至2030年，是新型电力系统的【加速转型期】，我们预计能源IT需求将快速爆发，迎来黄金发展阶段。供端“清洁化”与需端“电气化”需要电力系统更加灵活、更加协同互动：供需两端的随机性与不可预测性同时加大，传统“源随荷动”的调节方式难

2、以维系，电力系统需要从“被动”的跟随调控，转化为“主动”的“源网荷储”协同调控。构建新型电力系统的关键：（1）技术角度是数字化。数字化、智能化技术助力“源-网-荷-储”智慧融合；新型电力系统的构建过程是也整个电力系统不断提升数字化、智能化的过程。（2）机制角度是市场化：建设新型电力系统需要还原电力的商品属性，以价格信号引导各类灵活性资源进行高效、精准的互动。完善的电力交易市场是新能源促消纳的重要手段。新型电力系统“源-网-荷-储”四段中能源IT的投资机会研究框架源侧：以新能源电站为投资主体，短期发电功率预测或将优先受益，中长期电力交易类SaaS产品市场空间更大。网侧：国网、南网为投资主体，网侧

3、智能化、信息化方向投资将具备增速快、确定性强的特点。两网投资结构将持续向配网自动化方向及数字化、智能化方向倾斜，我们预计“十四五”期间两网年均智能化投资额达到900亿元，配网投资额超过3600亿元。荷侧：潜力大，空间大。我们认为，电力交易二级市场的放开将促进负荷侧商业模式的创新，未来围绕负荷侧资源资产的运营，将会出现一批提供综合能源服务的负荷侧运营商，虚拟电厂或是此中代表。商业模式级创新下负荷侧或可形成数量级倍增的万亿级新兴市场。储能：储能作为重要的灵活性资源分布在源/网/荷侧，我们预计，储能信息化市场未来规模将占到储能市场规模的10%-15%。投资建议：核心推荐国能日新，东方电子，朗新科技，

4、受益标的还包括：源侧，国电南自、恒华科技等；网侧，国电南瑞、煜邦电力、纬德信息、远光软件等；售/用侧，国网信通、威胜信息、安科瑞；储能侧，南网科技等。风险提示：1）政策落地不及预期；2）新型电力系统技术发展不及预期；3）电力市场改革不及预期；4）市场系统性风险等。2目录301 新型电力系统：背景&蓝图02 新型电力系统IT投资机会指南03 投资建议与风险提示01新型电力系统：背景&蓝图41.1 新型电力系统：新能源转型的重要载体，高度重视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）。蓝皮书提出，按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排要求，锚定2030年前实现碳达峰、2060年

5、前实现碳中和的战略目标，以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即：加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。当前至2030年，将是新型电力系统的【加速转型期】，我们预计能源IT需求将快速爆发，迎来黄金发展阶段。5 新型电力系统建设“三步走”发展路径1.1 新型电力系统：新能源转型的重要载体，高度重视根据蓝皮书，建设新型电力系统总体架构为：锚定一个基本目标，聚焦一条主线引领，加强四大体系建设，强化三维创新支撑

6、。基本目标：以助力规划建设新型能源体系为基本目标。主线引领：以加快构建新型电力系统为主线。四大体系建设：加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设。三维创新支撑：强化适应新型电力系统的标准规范、核心技术与重大装备、相关政策与体制机制创新的三维基础支撑作用。6 新型电力系统加强四大体系建设加强电力供应保障性支撑体系建设充分利用各类电源互补互济特性，构建多元绿色低碳电源供应结构。稳住煤电电力供应基本盘，推动煤电灵活低碳发展。打造“新能源+”模式，加快提升新能源可靠替代能力。统筹不同电力供应方式，实现远距离输电与就地平衡兼容并蓄。加强新能源

7、高效开发利用体系建设推动主要流域可再生能源一体化、沙漠戈壁荒漠地区新能源及海上风电集约化基地化开发。发挥大电网资源配置作用，推动主干网架提质升级、柔性化发展主干网架提质升级、柔性化发展，支撑高比例新能源高效开发利用。推动分散式新能源就地开发利用分散式新能源就地开发利用，促进新能源多领域跨界融合发展。推动分布式智能电网分布式智能电网由示范建设到广泛应用，促进分散式新能源并网消纳分散式新能源并网消纳。推动多领域清洁能源电能替代，充分挖掘用户侧消纳新能源潜力挖掘用户侧消纳新能源潜力。加强储能规模化布局应用体系建设统筹系统需求与资源条件，推动抽水蓄能多元化发展和应用。结合电力系统实际需求,统筹推进源网

8、荷各侧新型储能源网荷各侧新型储能多应用场景快速发展。推动新型储能与电力系统协同运行，重点解决电力系统跨季平衡调节问题。加强电力系统智慧化运行体系建设建设适应新能源发展的新型新型调度运行体系调度运行体系。推动电网智能升级电网智能升级。打造新型数字基础设施新型数字基础设施。构建能源数字经济平台能源数字经济平台。1.1 新型电力系统：新能源转型的重要载体，高度重视构建新型电力系统成为一项国家战略部署。2021年3月，习近平总书记在中央财经委第九次会议上，首次提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，明确了“双碳”背景下我国能源电力转型发展的方向。2021年5月，南方电网发布南方电网公司建设新型电力系统

9、行动方案白皮书，提出到2030年基本建成新型电力系统。2021年7月，国家电网发布构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案，目标是2035年基本建成新型电力系统，到2050年全面建成新型电力系统。2023年1月，国家能源局发布新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿），全面阐述了新型电力系统发展理念、内涵特征，并提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务，制定了新型电力系统“三步走”发展路径。7 整理构建新型电力系统成为国家战略部署20212021年年3 3月月习近平总书记习近平总书记在中央财经委第九次会议上，首次提出要构建以新能源为主体的新型电力系统要构建以新能源为主体的新型电力系统，明确了“双碳”

10、背景下我国能源电力转型发展的方向。20212021年年5 5月月南方电网南方电网发布南方电网公司建设新型电力系统行动方案白皮书，提出到20302030年基本建成新型电力系统年基本建成新型电力系统。20212021年年7 7月月国家电网国家电网发布构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案，目标是20352035年基本建成新型电力系统年基本建成新型电力系统，到2050年全面建成新型电力系统。20232023年年1 1月月国家能源局国家能源局发布新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿），全面阐述了新型电力系统发展理念、内涵特征，制定了新型电力系统“三步走”发展路径制定了新型电力系统“三步走”发展路径。1

11、.1 新型电力系统：应对“双碳”变革之需2020年9月中国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标。碳达峰是指我国承诺2030年前，二氧化碳的排放不再增长，达到峰值之后逐步降低。碳中和实现路径可分为加、减两个维度：其中减排为主，吸收为辅。具体包括：1）能效提升与可再生能源应用；2）电力部门脱碳（淘汰常规燃煤发电，增加以可再生能源为主的发电量）；3）终端用能部门（工业、建筑、交通等）电气化；4）非电力低碳燃料转换（工业过程和部分交通领域）；5）负排放（碳汇与 CCUS）。8 碳中和实现总体路径碳达峰实现总体路径能源开发方式变革能源配置方式变革能源消费&生产生活方式变革可再生和分布式

12、能源大规模接入大范围优化配置和统筹平衡供应商&消费者双重身份；低碳化&智慧化的服务1.1 新型电力系统：应对“双碳”变革之需“双碳”具体路径包括：1）能效提升与可再生能源应用；2）电力部门脱碳（淘汰常规燃煤发电，增加以可再生能源为主的发电量）；3）终端用能部门（工业、建筑、交通等）电气化；4）非电力低碳燃料转换（工业过程和部分交通领域）；5）负排放（碳汇与 CCUS）。9 双碳涉及领域1.2 新型电力系统之“新”：灵活性是核心双碳目标促使整个电力系统从各个方面发生深刻变化：基础：供端“清洁化”，由传统火电转向新能源发电；需端“电气化”，终端能源消费环节进行电能替代，用电能替代煤、石油等。核心：

13、两端的变化促使电网形态、技术基础及电力系统运行特征同时发生变化，新型电力系统需要增强其灵活性以适应供需两端的能源变革。10 尖峰负荷特点电源结构电源结构 电源结构由可控连续出力可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性，弱可控出力强不确定性，弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。负荷特性负荷特性 负荷特性由传统的刚性，纯消费型，向柔性，生产与消费兼具型柔性，生产与消费兼具型转变。电网形态由单向逐渐输电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网，微电网，局部直流电网和可调节负荷的能源互联网能源互联网转变。电网形态电网形态 运行特性由源随荷动源随荷动的实时平衡模式，大电网一体化控制模式，向源网荷储协同

14、互动源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式，大电网与微电网协同控制模式转变。运行特性运行特性技术基础技术基础 技术基础由同步发电机为主导的机械电磁机械电磁系统，向由电力电子设备电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。1.3 新型电力系统的基础：供端“清洁化”与需端“电气化”“双碳”目标需求下的新型电力系统，核心变化发生在两端：供端“清洁化”与需端“电气化”。供端清洁化：根据全球能源互联网发展合作组织，我国清洁电源装机结构将于2030年达到68%，2060年达到96%。需端电气化：根据发改委及全球能源互联网发展合作组织，电能占我国终端能源消费的比重将于2025年达到30%左右，2060年达到7

15、0%。11 供端清洁化：风/光装机占比迅速增加2015-2021年我国能源消费量占比情况27%48%79%0%20%40%60%80%100%20212030E2060E风/光装机占比其他26%30%70%0%20%40%60%80%100%20212025E2060E电能消费占比其他1.3.1 供端“清洁化”之困：加大波动性、间歇性和不可控性风、光发电装机将成为清洁电源装机增量主体。根据全球能源互联网发展合作组织，20252030年新增电力需求全部由清洁能源满足，其中85%以上由风、光装机满足。到2050年，风电、太阳能装机占比超过75%，发电量超过65%；到2060年，风电、太阳能装机占比

16、近80%，发电量超过70%。12 2020-2060年我国电源装机总量及结构（单位：亿千瓦）1.3.1 供端“清洁化”之困：加大波动性、间歇性和不可控性风、光发电出力具有随机波动性，且出力具有间歇性特点。因受到天气、环境等因素影响具有不可预测性。风电出力随机性强、间歇性明显。风电出力波动幅度大，波动频率也无规律性。受天气环境的影响大。光伏发电具有间歇性、波动性和随机性特点。照在光伏面板上的阳光本身就间歇、波动和随机的。除去白天与黑夜的区别，还源于天气（如日照、风力）的不稳定。13 南非某光伏电站基地典型日出力曲线风电出力的时空特性1.3.2 需端“电气化”之困：用电尖峰负荷持续提升电能在能源消

17、费中所占的比例不断增大，将由26%（2020年）35%（2030年）70%（2060年）。电能替代是实现碳中和的主要手段之一，2022年3月，国家发改委等十部门联合发布关于进一步推进电能替代的指导意见，明确提出到2025年，电能占终端能源消费的比重达到30%左右。根据全球能源互联网发展合作组织，预计到2060年电力占终端能源消费比重将提升至70%。全社会用电量持续提升，用电尖峰负荷水涨船高。2021年，全社会用电量达到8.3万亿度，同比增长11%；全国主要电网最高用电负荷合计达到11.9亿千瓦，随之同比增长11%。14 171710.710.7*全社会用电量：万亿度全社会用电量：万亿度5.55

18、.55.96.36.87.37.58.30%2%4%6%8%10%12%4567892014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021全社会用电量（万亿度）YoY碳中和阶段电力占终端能源消费比重将提升至70%2014-2021年全社会用电量情况2014-2021年全国主要电网最高用电负荷情况8.08.08.69.39.910.510.811.90%2%4%6%8%10%12%7894 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021全国主要电网最高用电负荷（亿千瓦)YoY1.3.2 需端“电气化”之困：用电场景多元化，增强不

19、稳定性用电场景的多元化同样给电网造成冲击，增强了负荷端的随机性与不稳定性。用户负荷多样化：电能替代战略陆续落实，新能源充电桩、电采暖等电能替代产品在负荷端接入；分布式光伏、分布式储能接入。用户开启与电网的双向互动：随着电力市场改革推进，越来越多的用户参与需求响应和其它辅助服务，用户不仅仅是电力的消费者，还有可能成为电力的生产者。配网进一步复杂化，诞生多能互补用户、微电网、综合能源等各类能源产消者。负荷的随机性、不确定性增加：负荷侧用户的用电行为更加复杂，随机性和不确定性增加，预测难度增大；传统的负荷预测方式不再适用，不同的负荷种类需要更加具有针对性和细化的负荷预测方法。15 多元负荷接入使新型

20、配电网更加复杂化光伏发电的发电量曲线与用电量曲线西北区域各省(区)弃风弃光原因模拟结果对比1.3.3 电力供需矛盾凸显：新能源出力与用电负荷不匹配性增大，消纳形势严峻电力系统需要保持发电出力和用电负荷的实时平衡。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。若发电出力低于用电负荷一定幅度，会造成局部停电等后果；若发电出力高于用电负荷一定幅度，则会造成用户侧电压增高，增加电网的安全风险，甚至导致电网瘫痪。电力系统“双高”“双峰”的特性明显，伴随着碳中和政策带来的更大规模并网，为电网安全稳定运行和电力电量平衡带来了极大考验，目前电力系统调节能力提升

21、面临诸多掣肘，新能源消纳形势依然严峻。16 1.3.3 电力供需矛盾凸显：能源电力保供形势复杂严峻2022年入暑以来，多个省份用电负荷创历史新高，能源电力保供形势复杂严峻。各地纷纷强化电力需求侧管理，制定有序用电方案，部分地区陆续开始实质限电。江苏、浙江、四川、安徽等省份均不同程度上发布了限电通知。8月14日，四川省发布关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保障企业）实施生产全停（保安负荷除外），放高温假，让电于民，时间从8月15日至20日，共持续6天。8月15日，四川召开电力保供调度会，会议指出，预计全省最大用电负荷将比去年同期增加

22、25%，四川的电力供需形势已由7月份的高峰时期电力“紧缺”，转变为全天电力电量“双缺”局面。8月16日晚，重庆市经济和信息化委员会、国网重庆电力公司联合发布关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知，启动有序用电一级方案，纳入有序用电方案的所有电力用户必须全部参与执行(保安负荷除外)，时间从8月17日至24日，持续8天，加之重庆市北碚区此前发布的限电令，重庆部分地区的限电时间长达11天。17 省份省份发布单位发布单位时间时间政策文件政策文件重庆国网重庆电力公司等8月16日关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知四川国网四川省电力公司等 8月14日关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知安徽

23、安徽省人民政府办公厅 8月11日关于深入开展全民节电行动的通知浙江浙江省发改委8月6日关于同意启动C级有序用电的函辽宁辽宁省工信厅6月24日2022年辽宁省有序用电方案上海上海市经济信息化委6月21日2022年上海市迎峰度夏有序用电方案内蒙古内蒙古自治区能源局6月2日蒙西电网有序用电方案（2022年版）蒙东电网有序用电方案（2022年版）黑龙江安达市人民政府6月28日安达市2022年有序用电工作方案大兴安岭发改委5月25日大兴安岭地区2022年有序用电方案牡丹江市发改委5月16日牡丹江供电区2022年有序用电方案黑河市人民政府5月16日黑河市2022年“迎峰度夏”有序用电方案双鸭山市发改委5月

24、13日双鸭山市2022年有序用电方案哈尔滨市工信局5月11日哈尔滨市2022年有序用电工作方案山东山东省能源局6月7日2022年全省迎峰度夏有序用电方案2022年部分省市有序用电相关政策1.4 解决之策：开展“源-网-荷-储”协同互动传统“源随荷动”：即传统的电力系统可以根据用电侧的负荷来调整电源的发电量；其前提是用可控的发电系统去匹配波动幅度不大且可测的用电系统，在运行过程中滚动调节，从而实现电力系统安全可靠运行。新型“源网荷储”互动：在新型电力系统下，由于随机变化、弱可控的电源并不容易直接跟随随机性升高、可测性降低的负荷做出调整，电力系统需要从“被动”的跟随调控，转化为“主动”的协同调控。

25、通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，充分发挥发电侧、负荷侧的调节能力，促进供需两侧精准匹配，保障电力可靠供应。18 新型电力系统下源随荷动变得困难开展“源网荷储”友好互动1.5.1 构建新型电力系统的关键：技术角度是数字化数字化、智能化技术助力“源-网-荷-储”智慧融合发展。“云大物移智链边”等数字化、智能化技术在电力系统源网荷储各侧逐步融合应用，推动传统电力配置方式由部分感知、单向控制、计划为主向高度感知、双向互动、智能高效转变。适应新能源大规模发展的平衡控制和调度体系逐步建成，源网荷储协调能力大幅提升。新型电力系统的构建过程是也整个电力系统不断提升数字化、智

26、能化的过程。19 技术赋能源网荷储一体化数字平台1.5.1 构建新型电力系统的关键：技术角度是数字化新型电力系统需打破过去各电力环节较为孤立的分析和运行方式，转变为源网荷储各个环节协同分析、相互耦合。协同分析互动的核心要素是数据，开展源网荷储协同互动必须推进能量流和信息流的深度融合。1）信息采集：需增强电力各个环节的数据采集与感知能力，为协同互动提供有效的数据基础；2）信息融合：需将原本独立分析的各电力环节数据进行融合打通，进行跨领域、跨业务数据系统之间的数据共享；3）信息处理：需充分挖掘数据间的关联性，借助机器学习和人工智能等前沿技术，使数字化信息真正产生应用价值；4）信息应用：深化OT/I

27、T融合，快速响应执行。20 开展源网荷储协同互动必须推进能量流和信息流的深度融合协同分析互动的核心要素是数据1.5.1 构建新型电力系统的关键：技术角度是数字化根据能源局新型电力系统发展蓝皮书，新型电力系统要加强电力系统智慧化运行体系建设：具体主要体现在新型调度运行体系、电网智能升级、新型数字基础设施融合升级、构建能源数字经济平台四方面。21 新型电力系统加强电力系统智慧化运行体系建设四个重要方向提高新能源预测精度；建设新一代调度运行技术支持系统；建设以多时间尺度、平台化、智能化为特征的大电网仿真分析平台；构建全景观测、精准控制、主配协同的新型有源配电网调度模式。新型调度运行体系推进源网荷储和

28、数字基础设施融合升级。深化电网数字化平台建设应用，打造业务中台、数据中台和技术中台，构建智慧物联体系。提高能源电力全环节全息感知能力，提升分布式能源、电动汽车和微电网接入互动能力。新型数字基础设施创新应用“云大物移智链边”等技术，推动各类能源互联互通、互济互动。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，推进各能源品种数据共享和价值挖掘，推动电网智能化升级。电网智能升级推动国家级能源云平台建设，接入各类能源数据，汇聚能源全产业链信息。加强能源数据网络设施建设，推动能源数据统一汇聚与共享应用，为能源电力产业链上下游企业提供“上云用数赋智”服务，打造电力市场服务生态体系。构建能源数字经济平台0102

29、04031.5.2 构建新型电力系统的关键：机制角度是市场化建设新型电力系统需要还原电力的商品属性，以价格信号引导各类灵活性资源进行高效、精准的互动。促进新能源消纳：合理的市场和价格机制能够反映市场供需状况，有利于激励新能源电站主动加强发电功率管理，使自身发电曲线与负荷曲线更加匹配，以获取更大收益。国际经验看：国际上风光发电占比较高的国家均有电力市场作为支撑；美国风力发电占比最大的十个州中有八个州位于区域现货市场之内。22 美国风力发电占比最大的十个州中有八个州位于区域现货市场之内为加入区域现货市场的州未加入区域现货市场国际上风光发电占比较高的国家均有电力市场作为支撑国家国家风光发电占比风光发

30、电占比电力市场建设电力市场建设丹麦52%1999年7月加入北欧电力市场，开始电力现货地区的交易业务。德国28%2010年风光加入得多电力现货市场。目前德国电力市场已加入欧洲统一电力市场,在整个欧洲统一电力市场中,3/4的交易是跨境交易。英国26%2000年6月成立英国电力交易所(UKPX)，2001年3月成立英国现货市场APX。澳大利亚22%1994年和1996年，在维多利亚和新南威尔士先后进行批发电力市场试点；1998年，澳大利亚国家电力市场开始运作。美国13%建立多个区域性电力现货市场，并建立以ISO或RTO为代表的批发电力市场。1.5.2 构建新型电力系统的关键：机制角度是市场化建设新型

31、电力系统需要还原电力的商品属性，以价格信号引导各类灵活性资源进行高效、精准的互动。电力中长期市场：反映整体市场对未来供需态势的预期，起到现货市场价格锚点作用。电力现货市场：为电力短期供需平衡提供市场化手段，实时市场更兼容新能源波动性、随机性等特点，有利于扩大新能源消纳空间。辅助服务市场：利用价格机制充分调动各类灵活性资源，发挥火电/储能/负荷等资源的调节能力，减轻电网调度压力。23资料来源：华西证券研究所整理电力市场交易品种电力市场交易品种合同转让交易发电权交易电能量交易输电权交易容量交易年度（多年）电能量月度电能量月内（多日）电能量现货交易现货交易日内电能量实时电能量日前电能量中长期交易中长

32、期交易按时间按空间省内省内电能量市场跨省跨区跨省跨区电能量市场电力市场构成1.6 市场化：重磅文件接连发布，电力市场建设明显提速2022年三大重磅文件接连发布，电力市场建设明显提速。1月，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见：锚定电力市场改革的目标与航向，明确到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。3月，关于加快推进电力现货市场建设工作的通知：支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区原则上2022年实现现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月

33、底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。11月，电力现货市场基本规则（征求意见稿）：基于多省试点，在国家层面首次出台电力现货市场规则性文件，明确了电力现货市场建设目标、路径、任务和运行要求，对参与市场主体、市场衔接、信用管理等作出细则性要求，为推动电力现货市场从试点走向全国打好基础。24 2022年三大重磅文件接连发布，电力市场建设明显提速1 1月月发改委关于加快建设全国统一电力市场体系的指关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见导意见：20252025年年全国统一电力市场体系初步建成，20302030年年全国统一电力

34、市场体系基本建成。3 3月月发改委、能源局关于加快推进电力现货市场建设工作关于加快推进电力现货市场建设工作的通知的通知：支持具备条件的现货试点现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。1111月月能源局电力现货市场基本规则（征求意见电力现货市场基本规则（征求意见稿）稿）。在国家层面首次出台电力现货市场规则性规则性文件文件，为推动电力现货市场从试点走向全国打好基础。1.6 市场化：统一电力市场加速推进，电力市场参与主体将急速扩容明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，2030年要基本建成。2022年1月，国家发展改革委印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，明确了电力市

35、场体系建设的架构、目标和重点任务。意见指出，到2025年，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。统一电力市场体系在南网率先落地，全国统一电力市场建设提速。试运行启动后，电力现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现中国南方五省区的电力现货跨区跨省交易，每15分钟就能交易一次；中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。按照规划，至2023年，南方区域

36、电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易。电力市场参与主体将急速扩容，交易电量快速增加。目前除居民、农业用电外，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电)，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。南方电网预计，2022年全年，南方区域电力市场累计市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，接近广东、云南、贵州三省2021年全社会用电量总和。至2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体数量将增加到800多万户，是之前的80倍。25 南网统一电力市场体系解读1.6 市场化：全面现货时代即

37、将开启【现货市场】多个省份加速响应落实顶层政策，省内电力市场加速建设，全面现货时代即将开启。省级层面：近两月，湖北、河南、江苏等第二批现货试点省份加快开展试运行，非现货试点省份如宁夏、河北、陕西、江西相继开展现货市场模拟试运行，快马加鞭推进电力现货市场落地；青海、黑龙江等出台现货方案，加紧推动现货市场建设。网级层面：7月南方区域电力市场启动试运行，12月调电试运行（不结算）并取得成功，标志着南方区域电力现货市场建设又迈出重要一步。26 时间时间地点地点事件事件12月27日宁夏宁夏电力现货市场开展首次模拟试运行12月24日河北河北南网正式启动电力现货市场模拟试运行12月20日重庆重庆首次开展电力

38、现货市场模拟试运行12月13日南方五省南方区域电力现货市场首次开展调电试运行（不结算）11月24日湖北湖北电力现货市场开展首次调电试运行11月24日江西江西开展电力现货市场首次模拟试运行11月22日陕西陕西开展电力现货市场首次模拟试运行11月16日河南河南电力现货市场开展首次短周期调电（结算）试运行11月11日江苏江苏顺利完成第三次电力现货市场结算试运行近两月多省加紧开展现货市场试运行1.6 市场化：全面现货时代即将开启多个省份加速响应落实顶层政策，省内电力市场加速建设，全面现货时代即将开启。电力现货市场的全面落地再进一步，我们认为，2023年将是各省相继开展现货市场建设的高峰阶段，预计202

39、3年会有多个省份实现省内电力现货市场的落地，现货市场将实现快速扩容。27资料来源：华西证券研究所整理各省份电力现货市场建设情况批次批次省份省份模拟试运行模拟试运行 调电试运行调电试运行 结算试运行结算试运行批次批次省份省份模拟试运行模拟试运行 调电试运行调电试运行 结算试运行结算试运行第一批广东第二批江苏蒙西河南浙江安徽山西辽宁山东湖北福建上海四川试点外省份甘肃1.6 市场化：辅助服务市场更加完善【需求响应、辅助服务市场】：国家及各省份积极推动政策完善。需求响应方面：上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策。辅助服务方面：2021年12月，国家能源局关于印发新版电力辅

40、助服务管理办法，进一步扩大电力辅助服务新主体、丰富电力辅助服务新品种、完善用户分担共享及市场形成价格新机制。目前江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区，以及东北、华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订。28 新版电力辅助服务管理办法主要修订内容由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体。扩大电力辅助服务新主体强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。进一步明确补偿方式与分摊机制新增了转动惯量、爬坡、稳定

41、切机、稳定切负荷等辅助服务品种。丰富电力辅助服务新品种不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。完善建立用户分担共享新机制0102040302新型电力系统IT投资机会指南292.1 电力产业投资结构：源-网-荷三段从电力从生产到消费的环节看，电力的形成大致需要发-输-变-配-售-用等环节。从电力产业的投资、经营主体看，电力的产业链条可大致分为“源、网、荷”三段。源侧：传统由五大四小发电集团主导，风、光大力发展下，各种类型的风光电站变为主要投资和经营主体；源侧信息化可归结为电站的

42、生意。网侧：输-变-配三个环节主要由电网企业主导，即国网和南网；能源变革下两网投资发生结构性变化；网侧信息化可归结为电网的生意。荷侧：负荷侧参与主体众多、场景多元、新业态涌现，潜力大，空间大，但整体商业模式和市场生态还处于摸索阶段。30资料来源：华西证券研究所整理电力生产各个环节电力系统构成2.2.1【源侧】驱动分析：并网要求&增收降本无论从系统稳定性（并网要求）角度，还是利润驱动、开源节流的角度，新能源电站需具备必要的信息化能力。系统要求：对于整个电力系统而言，新能源自身发电的波动性和不稳定性是影响电力系统稳定性最根本的原因之一，提升新能源电站的“可观、可测、可控”水平，有助于直接提升电网稳

43、定性，促进电网消纳。利润驱动：作为发电厂，在安全性、可靠性约束条件下，追求利润的最大化是主要目标。提升收入：各省陆续出台政策，明确新能源参与电力市场化交易，如何在电力市场中提升销售电价成为关键。降低成本：加强内部人员科学管理，深挖潜力、节能降耗、优化运行方式、合理安排机组启停检修等，实现电厂成本的最小化。31 华为预测2025年全球90%电站实现全面数字化华为预测2025年光伏电站应用AI技术比例达到70%2.2.2【源侧】传统火电厂信息化 v.s.新能源电站信息化对比传统火电厂，新能源电站的信息化与智能化水平应显著提升。传统火电厂：发电功率可控，生产管理偏线性，信息系统更注重煤炭库存管理、入

44、炉管理、成本分析等环节。与电网的双向交互弱，无需具备太强的灵活性控制能力。新能源电站：（1）更加注重削弱不确定性、增强自身灵活性。与电网的双向互动更加频繁，参与源源互动、源网互动，注重实时发电功率的可观、可测及可调、可控；（2）在参与电力市场时收益不确定性增大，需更加注重各类数据分析以实现售电收益的最大化。源侧投资机会：短期看发电功率预测、中长期看电力市场化交易；受益机会还包括并网控制、电站运营管理系统等。32 一种典型的火电厂信息系统光伏智能化解决方案列举2.2.3【源侧】短期看发电功率预测：新能源并网的刚性需求并网风、光电站配置光伏发电功率预测系统是相关政策的硬性要求。各地能源局设立“双细

45、则”监管政策体系（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），重视对新能源发电功率预测上报率/准确率的考核，并设立相应罚款机制。33 风、光并网相关政策要求名称名称发布单位发布单位发布时间发布时间相关内容相关内容风电场功率预报管理暂行办法国家能源局2011年所有并网运行的风电场均所有并网运行的风电场均应具备风电功率预测预报的能力，应具备风电功率预测预报的能力，并按要求开展风电功率预测预报并按要求开展风电功率预测预报：所有风电场企业要按要求正式开展风电功率预测预报和发电计划申报工作，并按照电网调度机构下达的发电计划曲线运行；电网调度机构按照附件规定的考核指标对风电场预测预报进行

46、考核。风电场接入电力系统技术规定（GB/T19963-2011）国家标准化管理委员会2011年风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力；风电场风电场应配置风电功率预测系统应配置风电功率预测系统，具，具有有0 0-72h72h短期风电功率预测以及短期风电功率预测以及15min15min-4h4h超短风电功率预测功能超短风电功率预测功能；风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T19964-2012）国家标准化管理委员会2012年光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制；装机容

47、量装机容量10MW10MW及以上的光伏发电站及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统应配置光伏发电功率预测系统，系统具有，系统具有0h0h-72h72h短短期光伏发电功率预测以及期光伏发电功率预测以及15min15min-4h4h超短期光伏发电功率预测功能；超短期光伏发电功率预测功能；通过110（66）kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。关于提升电力系统调节能力的指导意见国家发改委、国家能源局2018年实施风光功率预测考核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，实现省级及以上的电力调度

48、机构调度的发电机组全覆盖;完善日内发电计划滚动调整机制，调度机构根据风光短期和超短期功率预测信息，动态调整各类调节电源的发电计划以及跨省跨区联络线输送功率。国家电网华东区域2019版“双细则”国家电网2019年上报率：上报率：风电场和光伏电站短期/超短期功率预测上报率应达到应达到 100%100%；准确率：准确率：短期功率预测准确率应80%80%：超短期功率预测准确率成85%85%（风电、光伏一致）。南方电网2020版“双细则”南方电网2020年上报率：上报率：短期/超短期上报率应达到100%（风电、光伏一致）；准确率：准确率：风电短期功率预测准确率应80%80%，超短期功率预测准确率应85%

49、85%；光伏短期功率预测准确率应85%85%，超短期功率预测准确率应90%90%。2.2.3【源侧】短期看发电功率预测：提供可观、可测的数据基础【驱动一】并网硬性要求：预测是调度的基础，电网要求并网电站提供功率预测。作为电力的传输方，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。【驱动二】发电企业内部管理：了解生产能力，便于调节管理。企业通过对下属电站未来发电能力的预测，可以了解各电站的电力生产能力，为各项经营管理决策提供依据；通过对发电功

50、率进行预测，对比实时生产情况和未来生产情况，便于进行电站管理。34 新能源电站需将发电功率预测上报电网新能源电站新能源电站电网公司电网公司工工/商商/民民发电预测发电预测发电规划用电需求用电传输可控管理可控管理国能日新短期发电功率预测数据界面2.2.3【源侧】中长期看电力市场化交易：辅助工具类软件将成为标配市场化加速推进，新能源电站加速参与电力市场交易普遍面临以下痛点：1）交易规则复杂，多交易品种策略存在变化及差异。2）电量、电价预测偏差影响收益。3）信息自动化、数据处理能力不足。35 不同电站的中长期签约价格、补贴价格、签约电量不同，参与现货策略差异也较大，电站要综合中长期收益+日前收益+现

51、货实时收益+考核+分摊形成最终收益，需决策出中长中长期与现货的电量达到最优分配比例期与现货的电量达到最优分配比例，此过程数据分析量大、规则繁多，需要工具辅助数据分析量大、规则繁多，需要工具辅助。交易规则复杂，多交易品种交易规则复杂，多交易品种策略存在变化及差异策略存在变化及差异一方面是发电能力预测发电能力预测，新能源主体对自身中长期、短期、超短期发电能力预测不准确，将影响中长期签订、计划分解及现货正负电费。另一方面是市场价市场价格预测格预测，对未来市场价格走势预测的准确性，是指导新能源主体做出分配电量决定的重要因素。电量、电价预测偏差影响收益电量、电价预测偏差影响收益新能源市场主体目前信息化能

52、力普遍不足，主要靠Excel手动下载、粘贴数据分析和利用，其数据量大、数据种类多、数据数据处理时间短、交易实时性要求高处理时间短、交易实时性要求高交易风险大等挑战，远远超出个人的即时处理能力，数据获取不便捷、数据利用率低。信息自动化、数据处理能力不足信息自动化、数据处理能力不足数据处理数据处理规则规则复杂复杂电价电价预测预测新能源电站参与电力市场交易面临的三大痛点2.2.3【源侧】中长期看电力市场化交易：辅助工具类软件将成为标配电力交易规则复杂，我们认为工具类软件将成为标配。借助信息化手段进行科学交易，能够有效提升新能源电站的交易收益。指导报价：在每天的电力市场交易竞价中，通过科学分析电站发电

53、成本、预测电网的需求量、估计同类电网的报价，从而报出最有竞争力的价格，实现电厂售电和电价的最大化。指导报量&多市场协同：结合天气和装机容量等科学预测电站的发电能力，从而评估某一时段电站能够在市场上进行交易的发电量，能够有效避免亏损。同时针对中长期市场、现货市场、辅助市场等多市场场景，需要统筹制定策略，灵活调整各类合约的持仓量，并通过现货市场进行调整，最终达到最优结算电费。36 国能日新电力交易辅助决策平台2.0功能模块远光发电企业交易辅助决策系统发电预测发电预测全球气象资源及出力预测单点高精度功率预测长周期电量预测中长期中长期+现货整体交易策略现货整体交易策略中长期交易策略中长期交易策略现货交

54、易策略现货交易策略交易统计分析及复盘交易统计分析及复盘新能源新能源+储能智慧交易策略储能智慧交易策略长周期发电量预测中长期电价预测长周期风光资源预测复盘分析高精度功率预测现货电价预测极端天气预警储能辅助决策2.2.3【源侧】分布式光伏机遇：分布式光伏云管理、群控群调分布式光伏装机占比稳增，2021年分布式新增装机占比已超过集中式。2021年新增分布式光伏装机量29.27GW，在新增光伏装机中占比53%，同比增长140%；2022年1-6月新增分布式光伏装机量19.65GW，在新增光伏装机中占比64%，同比增长157%。浙江试点隔墙售电，开启分布式市场化交易。2022年9月，浙江省通过了浙江省电

55、力条例，提出分布式发电企业可以与周边用户按照规定直接交易，成为我国推进“隔墙售电”进入实质化阶段的一个关键节点。“隔墙售电”分布式发电市场化交易，允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边电力用户，而不是先卖给电网，再由用户从电网买回。针对分布式光伏管理&参与交易，管理、交易、群控类产品有望打开市场空间。37 朗新新耀光伏云架构示意图分布式光伏装机占比0%20%40%60%80%100%200021集中式光伏分布式光伏2.2.3【源侧】其他受益：并网控制、电站运营管理新能源并网智能控制系统用于新能源电站对电力生产情况进行实时管控，使其具备发电可

56、调性、规律性和平滑性，满足电网要求。电网调度制定发电计划和调度计划后，形成调控命令，下发每个新能源电站，新能源电站需根据命令进行电能生产的调整和控制并及时反馈。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。其中AGC 系统实现并网有功功率控制；AVC 系统实现无功功率控制；快速频率响应系统实现电力系统频率调控。新能源电站智能运维系统：加强电站的内部科学运营管理、智能维护，通过智能监测、运维管理等功能的实现减少电站的人员配置，提升电站的运营效率和管理效率，实现电站成本优化。38 国能日新新能源电站智能运营系统界面AGC/AVC的控制过

57、程2.2.3【源侧】风光装机急速扩容，电站信息化需求高景气风光装机快速扩容，五年内或将翻倍。截至2021年底，我国光伏装机总量为306.56GW，风电装机总量为328.48GW；根据21世纪经济报道的最新统计，25个省份目前公布的“十四五”期间新增风电、光伏装机目标合计为579.37GW，仍有部分省份尚未完全明确；预计总体实际数据还将大大超过这一数据。发电功率预测、电力交易辅助决策跑通SaaS模式，远期空间可期。根据我们的预测，发电功率预测的市场空间到2025年约17亿元，复合增速约为16%。电力交易类SaaS产品服务空间大，假设2025年/2030年渗透率分别达到30%/80%，则空间分别达

58、到12.5/80亿元。随着新增风光装机规模的快速扩张，我们预计源侧信息化需求将持续高景气。39 整理2025202520302030光伏光伏装机（GW）702 1321 光伏单站功率（GW）0.0430.04存量光伏站点数（个）16315 33014 风电风电装机（GW）543 830 风电单站功率（GW）0.120.12存量风电站点数（个）4525 6917 合计存量风光站点数合计（个）20840 39931 电力交易辅助决策系统渗透率30%80%电力交易类SaaS产品服务客单价（万元）2025电力交易类SaaS产品服务空间（亿元）12.50 12.50 79.86 79.86 电力交易类S

59、aaS产品空间测算我国光伏新增装机容量及预测（GW）2.75590958020406080100120140悲观情况乐观情况2.3.1【网侧】智能电网、数字电网上升两网战略电网侧投资主要由国家电网和南方电网主导。其中，南方电网范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省，国网覆盖除南网五省及蒙西之外的大陆地区。政策面不断推动智能电网建设，两网加大智能化投资。根据中商情报网，智能化投资在电网总投资中的比例由十一五的6.2%升至十三五的12.5%。我们预计，为适应新型电力系统变革，“十四五”期间智能电网投资占比仍将有大幅度提升，我们预计，“十四五”期间两网年均智能化投资额或接近千

60、亿。40 2022年以来智能电网政策智能电网投资规模及预期时间时间文件文件部门部门内容内容2022年9月光伏电站开发建设管理办法(二次征求意见稿)国家能源局电网企业应及时优化电网规划建设方案和投资计划安排，统筹开展光伏电站配套电网建设和改造，鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电的能力。鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电的能力。2022年7月“十四五”全国城市基础设施建设规划住建部、国家发改委开展城市韧性电网和智慧电网建设。智慧电网建设。开展城市配电网扩容和升级改造，实现设备状态环境全面监控，故障主动研判自愈，提高电网韧性。推进分布式可再生能源和建筑一体化利用，

61、有序推进主动配电网，微电网，交直流混合电网应用，提高分布式电源与配电网协调能力。2022年3月“十四五”现代能源体系规划国家发改委、能源局以电网为基础平台，增强电力系统资源优化配置能力，提升电网智能化水平提升电网智能化水平，推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。2022年2月关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见国家发改委、能源局对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构，能源结构，源网荷储协调，数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型

62、电力系统相关标准。十一五十一五十二五十二五十三五十三五十四五十四五 E E电网总投资（亿元）55030000年均电网投资（亿元）2755300028006000智能化投资（亿元）3400年均智能化投资（亿元）0900智能化投资占比6.2%11.7%12.5%15%2.3.1【网侧】智能电网、数字电网上升两网战略数字电网受到两网高度重视，提升至公司战略层面。我们预计，“十四五”期间，国网年均数字化投资将达到300亿元以上，南网将达到50亿元以上。41 智能电网政策时间时间事件事件内容内容2019年4月南网数字化转型和数字南网建设行

63、动数字化转型和数字南网建设行动方案方案(2019(2019年版年版)聚焦电网数字化、运营数字化和能源生态数字化三个重点。聚焦电网数字化、运营数字化和能源生态数字化三个重点。提出了“4321”行动，建设四大数字化业务平台，打造三大数字化基础平台，完善统一的数据中心。2020年7月南网年中工作座谈会会议提出，要全力推进数字化转型和数字电网建设。要全力推进数字化转型和数字电网建设。要抓住产业数字化、数字产业化赋予的机遇，在数字电网、数字企业、数字服务和数字产业建设上用劲发力，加快数字化转型步伐。2021年9月南网“十四五”大数据发展专项规划 对公司“十四五”大数据发展大数据发展进行的顶层设计和总体谋

64、划。2021年10月国网数字化转型发展战略纲要数字化转型发展战略纲要国家电网有限公司党组召开会议，要求加快推进电网数字化转型升级加快推进电网数字化转型升级，积极打造能源互联网产业生态圈；制定实施数字化转型发展战略纲要制定实施数字化转型发展战略纲要，全面提升电网智能化水平。2021年11月国网能源数字化转型白皮书（2021）重点分析能源数字化在赋能产业经济和区域经济方面的实践现状及未来趋势，旨在探索能源企业数字化创新实践路径，推进能源数字化进程。推进能源数字化进程。2021年12月国网云大版本升级国网云大版本完成升级工作，历时国网云大版本完成升级工作，历时105105天天，时长达1348小时，投

65、入人力超2000人/天，升级范围涵盖国网总部北京、上海、西安3个数据中心和13家省（市）公司数据中心。2021年12月南网数字电网实践白皮书作为2021年数字化转型十大行业白皮书之一，介绍了电网数字化技术电网数字化技术，业务、生态的深度融合建设进程与做法，展示了电网数字化变革之路。2022年2月国网2022年数字化工作会议要把数字化工作放到更加突出、更加重要的位置。把数字化工作放到更加突出、更加重要的位置。加快推动数字化转型，奋力开创数字化赋能新型电力系统构建和公司高质量发展新局面。2022年3月南网新型电力系统建设新型电力系统建设工作领导小组会议以数字电网为重要支撑，深化新型电力系统理论研究

66、，加大关键核心技术攻关力度，加快构建适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。新型电力系统。2022年3月南方电网公司“十四五”数字化规划南方电网公司“十四五”数字化规划 南网数字化规划总投资估算资金超数字化规划总投资估算资金超260260亿亿；到2025年全面建成数字电网。2.3.2【网侧】数字化：主网调度升级&全环节信息系统升级我们认为，“十四五”期间电网数字化发展将集中在以下方向：主网调度升级：调度信息系统需要全面升级，随着负荷端更加多元化、复杂化，调度范围将急速扩张；新能源并网增加不确定及不稳定性，调度系统需要从离线到在线，从准时到实时，增强在线实时风险预警、故障辨识、精准控制

67、等。全环节信息系统升级&大数据打通连接：（1）过去电网各环节之间运行相对独立，各部门协同互动少，数据共享弱；由于新型电力系统各环节紧密衔接、协调互动，因此需要统筹汇聚数据，增强大数据应用，在各专业系统之间实现全面贯通。（2）营销系统、用电采集系统、负荷控制系统、电费结算系统、配电管理系统、电力交易系统等需要全面建设或更新。42 整理新一代调度技术支持系统电网内部分关键信息系统更新建设情况关键系统关键系统说明说明推进进度推进进度参与企业（部分）参与企业（部分）调度调度2.02.0统筹发电计划、安全校验等工作，实时监控并自动控制，下发调度指令，保持发电与负荷的平衡。已实现多个试点，预计三年左右实现

68、省级以上电网全面建设。国电南瑞、东方电子、积成电子等营销营销2.02.0涉及电子发票服务平台、电力交易系统、供电营业厅综合服务平台等 9 套外围集成系统升级改造。已完成浙江、江苏试点，预计22Q2-23年在全国统推。朗新科技、中电普华（国网信通）、东方电子等采集采集2.02.0满足海量终端设备“即插即采即用”需求，具有强大的台区感知采集及运行监控能力，形成探索研究新业务场景的数据基础。试点阶段，我们预计2023年开始推广。朗新科技、国电南瑞等负荷控制负荷控制系统系统将区域内各负荷的用电进行分级，按重要性和负荷大小进行计算和优先级排序，并进行快速且有针对性地调节，保证负荷均衡。我们预计23年开始

69、试点，推广周期约三年朗新科技、国电南瑞等电费结算电费结算系统系统满足各类市场主体在各类电力市场的电费结算，与交易系统、营销系统、调度系统等进行横向数据集成。2020年开启全国统推，已在现货试点省份进行模拟运行。煜邦电力、国网信通等2.3.3【网侧】智能化：配网自动化升级&全面提升采集控制能力我们认为，“十四五”期间电网智能化发展将主要包括：配网建设升级：分布式光伏、电动汽车等多元负荷均在配网侧接入，对配网冲击更大；配网自动化升级比主网更加迫切。加强采集控制能力，电网状况全息感知：智能量测、远控能力终端全面铺设；采集和控制的对象范围更广、规模更大，统筹采集控制管理。其他还包括智能巡检、智能变电站

70、运维等方向。43 35%40%45%50%55%60%65%70%00400050006000电网基本建设投资（亿元）配电网投资（亿元）配网投资占比“十二五”期间配网投资额占比53%“十三五”期间配网投资额占比58%“十四五”期间配网投资额占比有望达60%+注：2020年以来为预测数据智能电网政策电力计量场景6376536747758799512002.5%3.2%15.0%5.4%7.0%21.3%-14.4%9.7%20.6%-20%-10%0%10%20%30%02004006008000200162

71、002020212022E南方电网总投资额（亿元）YOY2.3.3【网侧】电网智能化投资增速快、确定性强我们认为，网侧智能化、信息化方向投资将具备增速快、确定性强的特点。两网“十四五”期间进一步加大投资力度，其中国网计划投资2.4万亿元，南方电网计划投资6700亿元，总投资超过3万亿元，年均投资超过6000亿元。投资结构方面，我们认为两网将持续加大配网方向及智能化方向的投资占比，我们预计“十四五”期间两网年均智能化投资额达到900亿元，配网投资额超过3600亿元。44 3379385545289447346054730536414.1%17.3%10

72、.1%-2.5%0.7%-8.5%3.0%2.7%13.4%-10%-5%0%5%10%15%20%004000500060002000022E国家电网总投资额（亿元）YOY国家电网历年投资额南方电网历年投资额网侧智能化产业图谱网侧专业电力数字化服务商2.4.1【荷侧】负荷端灵活可调性的潜力最大新型电力系统在推行“源网荷储”协同互动中，首先是要最大化调动/发挥负荷侧调节响应能力。新型电力系统的关键指标之一为提升系统灵活性，在源-网-荷三段中，源侧因为清洁能源的接入灵活可控性下降，而负荷侧随着柔性负荷的接入，

73、其灵活可调性的潜力最大。我国积极推动电力需求侧响应，通过价格信号充分引导用户积极性，让电力用户深度参与到电力调节中，增加负荷侧调节的灵活性。电力需求响应可通过引导需求侧电力负荷与供给侧新能源出力曲线的趋同，促进可再生能源电力的规模化消纳。充分发掘需求侧可控负荷、可中断负荷、电动汽车充电网络、储能等资源的灵活调节潜力，鼓励用户以负荷聚合商、虚拟电厂等方式聚合需求侧资源参与需求响应，追踪可再生能源出力，为系统提供调峰调频等辅助服务。45 提升负荷侧弹性是新型电力系统建设的一个重点时间时间政策政策内容内容2022年1月“十四五”现代能源体系规划大力提升电力负荷弹性。大力提升电力负荷弹性。加强电力需求

74、侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。2022年1月关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见完善电力需求响应机制，拓宽电力需求响应实施范围完善电力需求响应机制，拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。2022年1月关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见持续完善电力辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易探索用户可调节负荷参与辅助服

75、务交易。培育多元竞争的市场主体，引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2021年3月关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见充分发挥负荷侧的调节能力。充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力用户利益基本一致：有电用用户利益多元化追求稳定、连续生产追求光伏收益率多目标的综合套利最优2.4.1【荷侧】新型电力系统下用户概念发生巨大变化在新型电力系统的视角下，用户的概念将发生巨大变

76、化。1）用户形态变化：分布式光伏大量出现，用电的同时也可参与售电；分布式储能既是电源也是负荷，可参与需求侧响应或辅助服务市场。2）用户的商业模式变化：不再仅仅是接收者，也是生产者、交易参与者、套利者、聚合者、响应者。3）用户的利益多元化：有的用户追求稳定（连续生产），有的用户追求单一目标的最大化（光伏收益率），有的用户要求多目标的综合套利最优（分布式储能的现货市场套利，并且与用户进行购电-售电-需求响应的多元结算）。4）多元利益差异化：过去配网里的用户虽然数量很多，但利益基本一致，就是有电用；但是未来用户将海量分化，各种多元主体在不同时段、不同物理位置的可能利益都不一样。46 电力业态由过去的

77、“利益价值链”变成了“多元利益价值网络”，用户多元利益产生分化2.4.1【荷侧】商业模式创新将与电力交易市场的活跃性相互促进从售电角度，未来的电力交易市场将分为两级：一级市场：省级/国家级电力市场，其目标是保证省级、区域级的电力网络中电力实时平衡和电量平衡，主要承担批发侧电力商品的交易。特征是规则明确，交易门槛较高，交易品种较少，交易频次较低，单次交易规模较大，市场主体少。二级市场：省级以下，主要保证地区级、城市级、园区级的配电网络的电力电量平衡，主要承担零售侧的电力商品交易。包括隔墙售电、负荷交易、各类场外的撮合交易、小规模偏差交易等。特征是尺度小，交易品种多、交易频率高、市场主体多元且量大

78、、单次交易规模小，参与门槛低，交易灵活。47 虚拟电厂与电力交易一级/二级市场我们认为，电力交易二级市场的放开将促进负荷侧商业模式的创新，并同时对电力交易市场的活跃性形成反哺。未来围绕负荷侧资源资产的运营，将会出现一批负荷侧运营商，虚拟电厂或是此中代表。2.4.2【荷侧】虚拟电厂：挖掘负荷调节能力，兼具灵活性与经济性虚拟电厂是负荷侧的核心场景之一，充分挖掘负荷调节能力，兼具灵活性与经济性。经济性：据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，需要电厂及配套电网投资约4000亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400-570亿元，成本仅为1/7至1/10。灵活

79、性：建设虚拟电厂前，分布式能源、储能、可控负荷、充电桩等一般体量较小，不具备准入市场化交易的资格；分布式能源容量小、数量大、分布不均、管理困难，且可能对电网稳定运行带来冲击；建设虚拟电厂后，多种负荷通过多能互补等方式提升能源输出稳定性，通过能效管理等方式提升综合能效水平，还可以通过参与需求响应、辅助服务获取补贴或参与市场化交易直接获取利润。48资料来源：36氪研究院，搜狐科技，华西证券研究所满足5%峰值负荷不同投资方案对比虚拟电厂建设前后效益分析虚拟电厂建设前虚拟电厂建设后400300040005000火电厂虚拟电厂投资金额（亿元）2.4.2【荷侧】虚拟电厂：

80、以尖峰负荷价值再分配为核心的运营空间远超千亿从商业模式角度，我们认为虚拟电厂是负荷侧用户参与电力市场的一种方式，市场化交易工具类软件仍将受益。虚拟电厂的主要业务场景包含辅助服务、需求响应、市场化交易、能效管理等。从业务价值角度，我们认为虚拟电厂的核心目的是参与平抑95%以上峰值负荷并进行价值再分配，远期看每年峰值负荷的价值将超万亿元。为解决95%以上峰值负荷，虚拟电厂应该通过聚合灵活性资源，构建全年最大负荷约5%的可调节负荷资源库；当5%的峰值负荷出现时，虚拟电厂参与平抑，并与灵活性资源的所有者进行收益分成。根据我们的估算，预计2025年虚拟电厂的运营市场规模将达到近千亿元，2030年将超过4

81、500亿元。电价是决定虚拟电厂盈利能力的核心指标，峰谷电价差越大，虚拟电厂能为用户带来的价格激励越大。49 整理虚拟电厂运营市场空间测算2025E2025E2030E2030E最大负荷（亿kW）16.3 18.9 可调负荷需求5%8%虚拟电厂参与平抑的用电峰值负荷时长（小时）50150虚拟电厂参与平抑的用电量（亿kWh）774 2608 尖峰负荷的平均电价（元/kWh）2.53.5虚拟电厂平抑的负荷价值（亿元）1936 9127 分成比例50%50%虚拟电厂运营市场规模（亿元）968 4563 电价是决定虚拟电厂盈利能力的核心指标虚拟电厂平抑前负荷曲线虚拟电厂平抑后负荷曲线虚拟电厂可对此部分负

82、荷的价值进行收益分成，则次部分价值越大，对虚拟电厂越有利2.4.3【荷侧】综合能源服务系统：用电复杂化，企业/园区加强用电管理能耗双控、企业/园区配网复杂度提升、市场化购电价格上涨等变化，催生企业/园区的综合能源服务需求。【驱动一】节能降耗：拉闸限电+能耗双控督促企业加速能源与数字化转型。【驱动二】管理&安全：多元化负荷接入，企业配网的复杂度直线提升，用电及配电管理更加复杂化；安全方面，高比例的分布式光伏会带来关口功率因数的过补偿和谐波问题、大功率直流充电桩作为冲击性负荷影响用户电力系统稳定。【驱动三】降低电价成本：市场化购电价格上涨、一些电力用户可能需要承担偏差考核成本、一些省市开始执行工商

83、业用户全口径分时电价、高耗能企业面临购电价格快速上涨风险等。50 东方电子园区综合能源管理系统综合能源系统 vs 微电网等综合能源综合能源系统系统系统可以有多个资源输入，同时有多个输出：冷热电三联供+纯净水+生物燃气（综合利用效率较高）。微电网微电网系统可以有多个资源输入，但是只有一个输出：电（正常效率）。智能电网智能电网N个微电网互联+终端智能电表+综合监控调度系统。能源互联能源互联网网N个智能电网互联+智能管理调度。虚拟电厂虚拟电厂带有调度功能的微电网，主要考虑电力市场自由化。2.4.3【荷侧】综合能源服务系统：从定制化需求到多能互补的智慧能源平台企业综合能源管理系统信息化的演进可大致分为

84、三个阶段，最终实现单模块功能到数据服务的跃进：分立式子系统阶段，以能耗管理和用能安全为主要目的：按企业需求打造不同功能的子系统，注重电力监控、能效管理、用电安全。微电网平台阶段：实现各个子系统的互联、互通、互运，形成微电网平台，并且落地到各个垂直行业，为行业提供综合解决方案。智慧能源平台阶段：源网荷储充一体化管理，打通微电网与大电网，智慧自主运行，充分自治，多能互补，信息互通，双向互动。51 企业综合能源管理系统信息化的演进可大致分为三个阶段安科瑞EMS企业微电网能效管理平台系统架构2.4.3【荷侧】综合能源服务系统：从功能模块看企业综合能源服务需求从功能模块看企业综合能源服务需求：52 一体

85、化运行监控计量及能效管理购售电管理设备资产管理故障应急指挥综合能源优化负荷统计分析配变监测分析负荷预测自动电压控制费控管理采集及数据管理智能巡检等能源能效分析多能协同优化控制有序生产东方电子一体化综合能源管理系统主模块及典型功能安科瑞EMS微电网解决方案大体可归为五大类21个子系统方案安科瑞EMS 典型子系统市电、光伏、储能、水、蒸汽等能源供应能源收费、用能安全、能源质量能源管理充电桩、数据中心能效指标、照明控制、电机监测设备管理工业用能、建筑用能数据分析数据分析2.4.4【荷侧】潜力大：商业模式级创新下或可形成数量级倍增的万亿级新兴市场在源-网-荷三段中，负荷侧最具备商业模式级创新的可能。多

86、元新场景出现：分布式智能电网、需求响应、碳管理、现货价格互动等负荷侧运营服务的场景出现。电力业务逐步放开：电改“管住中间、放开两头”不断深化，售电公司、增量配网企业出现；出现了无需电网同意，也能开展的新业务。未来围绕负荷侧资源资产的运营，将会出现一批负荷侧运营商，形成新的业务模式。根据俞庆双碳视野下，综合能源服务的再思考与再定位，未来的综合能源服务可归纳为“三类资产、三个圈层、多场景运营”。三类资产三类资产，即围绕负荷侧的设备资产、碳资产、电费资产，形成资产托管的运营模式，更接近于PPP的操作模式。三个圈层三个圈层，第一圈层实现数据的连接，为用户提供数字化服务，并取得可见的价值；第二圈层是运营

87、的连接，为用户提供设备资产的管理服务、电费管理服务和碳的管理服务，形成相应的运营服务产品；第三圈层是多边的连接，即真正形成价值网络，将多用户的资产聚合后，参与代理购电、电力市场价格响应、虚拟电厂等B2B的业务。多场景运营多场景运营，即在上述的三个圈层中，形成标准化的运营服务包，建立服务销售、服务交付、服务产品开发的完整能力。我们认为，负荷侧综合能源服务的下游将从万级园区拓展到三百万级工商用户，具备成为数量级倍增的万亿级新兴市场的潜力。53 电力系统商业模式演进三类资产、三个圈层、多场景运营2.5.1【储能】作为重要的灵活性资源分布在源/网/荷侧储能作为重要的灵活性资源，被广泛应用在源/网/荷侧

88、，深入参与各种电力场景。54 新型储能系统应用场景火储联调：火储联调：火电和储能共同对电网调频指令进行出力，缩短火电机组响应时间，提高火电机组调节速率及调节精度，显著提升调频综合性能指标。风光配储：风光配储：平滑可再生能源发电出力，提升电力输出稳定性，增加上网电量。电力自发自用：电力自发自用：用户一般在夜间负荷较高，通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。容量电费管理：容量电费管理：工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。峰谷价差套利：峰谷价差套利：在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，

89、高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。提升供电可靠性：提升供电可靠性：发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程的电能中断，以保证供电可靠性。调峰：调峰：在负荷低谷期充电,高峰期放电，均衡区域负荷，减少峰谷负荷差。调频：调频：通过快速释放或者吸收有功/无功调节变电站供电区域电网频率和电压，提高电能质量。提升电网消纳能力：提升电网消纳能力：在负荷接近设备容量的输配电系统内，利用储能系统通过较小的装机容量能有效提高电网的输配能力，延缓新建输配电设施，降低成本。黑启动：黑启动：实现变电站配电侧孤岛运行供电，提高供电安全保障能力，辅助电网实现黑启动。2.5

90、.1【储能】深入参与各种电力场景，实现多元协同与精细调控储能平抑波动、促进消纳，是改善可再生能源发电间歇性和波动性的关键。储能作为新增的灵活性调节资源，将在高比例可再生能源的电力系统中发挥重要作用。储能可以整合可再生能源，实现连续、有效的能源利用，有效地平抑大规模新能源发电接入电网带来的波动性，促进电力系统运行中电源和负荷的平衡，提高电网运行的安全性、经济型和灵活性。新型储能系统继续深入参与各种电力场景，实现多元协同与精细调控。新型储能系统发展趋势：1）新型储能将进一步参与电力市场和调度运用。2）新型电力系统复杂运行需求下需要实现多元储能系统的协同规划。3）面向多场景多功能复合应用的多元储能系

91、统需要精细调控。55 储能系统跟踪调度计划平滑出力负荷储能类型新型电力系统复杂运行需求下需要实现多元储能系统的协同规划面向多场景多功能复合应用的多元储能系统需要精细调控新型储能进一步参与电力市场和调度运用新型储能系统发展趋势2.5.2【储能】数字化赋能储能系统，“3S”系统构架是基础未来的储能系统功能归纳为“自我感知、自我响应、对电网更加友好”。电池储能系统的效率、可靠性和安全性等主要性能指标对储能系统成功商业化部署至关重要，数字化赋能能源革命的背景下，储能系统数字化、智能化、信息化发展迎来市场机遇。数字化赋能储能系统，“3S”系统构架是基础。在储能系统中，电池组将状态信息反馈给电池管理系统B

92、MS，BMS将其共享给能源管理系统EMS和储能变流器PCS；EMS根据优化及调度决策将控制信息下发至PCS与BMS，控制单体电池/电池组完成充放电等。56 决策：决策：EMSEMS执行：执行：PCPCS S感知：感知：BMBMS S储能系统中的信息互动架构EMS、PCS、BMS分别承担储能中的决策、执行、感知角色2.5.2【储能】BMS/EMS向数据赋能、智能化、平台化、云化发展BMS/EMS向数据赋能、智能化、平台化、云化发展。1）数据赋能：基于实时数据的深度挖掘，提升储能运行效率和经济性，实现智慧运维，储能价值挖掘。2）智能化：基于大数据与AI等技术，完成自主诊断、自主修复，简化运维流程并

93、提升储能安全。算法成为竞争力核心：神经网络、边缘计算等应用提升储能系统诊断能力、告警能力、控制能力以及决策能力。3）平台化、云化：平台化产品一站式集成数据显示、策略控制、运行分析、大数据挖掘等应用服务，并可灵活部署至公有云/私有云上。57资料来源：Fractal EMS，奇点能源，华西证券研究所奇点能源以BMS技术能力为基础打造eMind能量云Fractal EMS 一站式交钥匙控制系统解决方案2.5.3【储能】储能IT市场规模占到储能市场规模的约10%-15%“3S”及系统集成环节占成本的30%。储能系统的上游包括电池、PCS、BMS等设备以及电池原材料、电子元器件，下游包括电厂、电网、负荷

94、用户等。从成本来看，储能系统中电池占比超过50%，PCS占比约11%，BMS占比约9%，EMS占比约5%。伴随储能系统更加智能化、数字化，储能场景更加复杂化，我们预计，储能信息化市场未来规模将占到储能市场规模的10%-15%。58 下游中游储能电池（53%）电池管理系统BMS（9%9%）储能变流器PCS（11%11%）能量控制系统EMS（5%5%）电池原材料电子元器件其他（6%）屏柜电缆、升压、空调、消防、土建等储能系统集成5%5%储能系统储能系统安装储能系统运维风光新能源电站火储联调数据中心储能储能充电站电网储能用户储能原材料设备系统应用领域上游储能产业链上下游（括号中的数字为大致成本占比）

95、03投资建议与风险提示5918.80%14.90%13.30%11.70%6.30%35.00%国能日新金风慧能远景能源东润环能南瑞继保其他22.10%17.70%16.20%6.90%37.10%国能日新南瑞继保东润环能中科伏瑞其他3.1.1【源侧】国能日新：领跑功率预测+电力交易SaaS新能源发电功率预测龙头，在光伏和风电新能源发电功率预测产品市场中份额均处行业第一。电力交易辅助决策：打开第二成长曲线。公司的预测能力有望沉淀为电力交易产品的产品力壁垒：1.指导报价：市场化交易中，电价由市场供需决定，通过预测发电量（供给）能够更精准地预测电价。2.指导报量：通过预测单个电站的发电能力，可以评

96、估某一时段该电站能够在市场上进行交易的发电量，能够有效避免合同报量偏差所造成的亏损。60 光伏发电功率预测市场份额（2019年）风力发电功率预测市场份额（2019年）国能日新产品力正反馈链条3.1.2【网侧】东方电子：电力IT隐形冠军，业务全面对标国电南瑞公司电力产品业务覆盖广而全，可全面对标国电南瑞。业绩基石【网侧】：调度+电表+配网。在地调层面，目前公司在国网核心调度业务份额第二，仅次于南瑞，南网核心调度业务与南瑞并驾齐驱，足以证明公司电网核心技术在业内的竞争力。子公司威思顿位于国内智能电表第一梯队，国网统招连续六年保持三甲。配网方面，公司是全国最早进入配电领域的厂商，国网七大配电主站供应

97、商之一，也是配电领域产业链最全的厂商之一，配电终端全国集招名列前茅。业绩弹性【负荷+储能】：综合能源+储能+虚拟电厂。综合能源及虚拟电厂是公司调度核心能力的复用。储能EMS、PCS已产品化，正在进行BMS研发。虚拟电厂方面成功实施广州“粤能投”项目，是南网首个基于市场交易规则设计的虚拟电厂，有望在五省复用。61 东方电子智能调度支持系统架构粤能投获得综合智慧能源优秀示范项目奖牌3.1.3【网侧+负荷侧】朗新科技：能源数字化领先龙头，发力充电桩【网侧】能源数字化领先的龙头企业：电力数字化领域深耕20年，聚焦售电和用电环节，深度参与系统建设-平台运营-业务运营，是国网核心营销2.0系统的主要参与方

98、，服务于电网营销部门，并有望在后续负控、计费等电网用户侧核心系统中核心参与，成长确定性强。【负荷侧】能源互联网唯一平台企业：深耕“生活缴费”、“充电桩”等场景，与支付宝合作进行流量变现。新电途充电桩聚合平台：业务空间大，爆发性强。根据公司三季报及中国充电联盟数据，截止2022年三季度末，新电途聚合充电平台注册用户数超过480万，充电设备覆盖近70万，推算得到公共桩接入率超40%；2022年1-9月聚合充电量约14.5亿度，推算得充电市占率达10%。业务创新：利用充电桩及分布式光伏聚合优势，成为天然负荷聚合商，有望发挥聚合价值，在虚拟电厂及分布式光伏聚合方面取得突破。62“新电途”平台充电桩接入

99、量及公共桩覆盖率012.4%21.7%27.9%32.5%32.7%42.8%0%10%20%30%40%50%0204060802020/12 2021/6 2021/12 2022/32022/62022/9接入充电桩数（万）公共桩接入渗透率覆盖用户覆盖省份覆盖省份覆盖设备2.7亿+8省12省1亿+用电服务核心系统用电数据采集系统电力大数据平台电力市场化交易系统能源数字化系统建设与服务朗新能源数字化系统建设与服务3.1.4【储能侧】南网科技：南网体系内储能+技术平台南网科技是南方电网着力打造的“技术服务+智能设备”研发应用的科创平台和新型储能创新领军企业，受益于南网新

100、型电力系统改造。储能业务确定性高，爆发性强：南网体系内唯一储能EPC标的，具备丰富的储能项目经验；根据公司12月9日投资者关系问答，公司目前储能在手订单充足，提供业绩保障。智能设备业务：电网智能化改造加速；布局源网荷储一体化新品。63 南网科技以电源清洁化和电网智能化为主线发展出技术服务+智能设备两大业务体系提供储能系统整套解决方案3.1.5【负荷侧】安科瑞：专注用户侧，企业微电网产品三级跳公司是企业微电网综合能效管理及用电安全解决方案提供商。公司以用户端智能电力仪表为基因，经历两次转型，逐渐形成软件+硬件的用户侧微电网综合能效管理解决方案商。专注用户侧，在用户侧从变电、配电到用电的过程，安科

101、瑞从35KV到0.4KV，都有相应的解决方案。微电网产品进化路线清晰，形成从定制化分立式功能模块到智慧能源平台数据服务的三级跳。截止目前，公司拥有27个产品线，包含21个功能模块，形成了23个行业解决方案（如商业建筑、学校、医院、高速公路、工业企业、新能源等）64 EMS 1.0 标准功能模块化、组件化 项目制模式能效管理系统EMS 2.0 平台化+行业方案 设计院+系统代理商微电网平台EMS 3.0 源网荷储一体化 智慧能源策略平台 数据服务智慧能源平台安科瑞产品进化“三级跳”3.2 投资建议 投资建议：数字化深度赋能能源变革，源-网-荷-储信息化需求爆发。核心推荐国能日新，东方电子，朗新科

102、技，受益标的还包括：源侧，国电南自、恒华科技等；网侧，国电南瑞、煜邦电力、纬德信息、远光软件等；售/用侧，国网信通、威胜信息、安科瑞；储能侧，南网科技等。1）国能日新：发电功率预测龙头，电力交易市场有望拉动公司第二成长曲线。公司发电功率预测产品市场份额领先，同时将核心预测能力复用至电力交易领域，打造电力交易辅助决策平台2.0。2）东方电子：电力IT小巨人，调度+电表+配网为基，综合能源+储能蓄势。公司是全国最早进入配电领域的厂商,也是配电领域产业链最全的供应商。调度业务份额仅次于南瑞。布局综合能源复用核心调度能力，多个项目获得示范奖项；布局储能、虚拟电厂，新增量可期。3）朗新科技：用户侧能源数

103、字化领先龙头+能源互联网唯一平台企业。国网营销2.0系统核心参与方，基本盘电网IT业务持续高景气；与支付宝合作打造“生活缴费”、“新电途”充电桩聚合平台等场景，进行流量变现；充电聚合服务增量空间可期。（与华西通信组联合覆盖）65 重点公司盈利预测与估值股票股票代码代码股票股票名称名称收盘价收盘价（元）（元）投资投资评级评级EPS(EPS(元元)P/EP/E2021A2021A2022E2022E2023E2023E2024E2024E2021A2021A2022E2022E2023E2023E2024E2024E000682.SZ东方电子8.47 买入0.26 0.34 0.47 0.60 3

104、3 25 18 14 301162.SZ国能日新97.95 买入1.11 1.12 1.58 2.27 88 87 62 43 300682.SZ朗新科技23.26 买入0.81 1.10 1.47 1.94 29 21 16 12 注：PE根据2023年1月6日收盘价计算。3.2 风险提示 政策落地不及预期 新能源建设不及预期 新型电力系统技术发展不及预期 市场系统性风险等。66资料来源：华西证券研究所免责声明67分析师分析师与研究助理简介与研究助理简介刘泽晶（首席分析师）2014-2015年新财富计算机行业团队第三、第五名，水晶球第三名，10年证券从业经验分析师承诺分析师承诺作者具有中国证

105、券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。评级说明评级说明公司评级标准公司评级标准投资评级投资评级说明说明以报告发布日后的6个月内公司股价相对上证指数的涨跌幅为基准。买入分析师预测在此期间股价相对强于上证指数达到或超过15%增持分析师预测在此期间股价相对强于上证指数在5%15%之间中性分析师预测在此期间股价相对上证指数在-5%5%之间减持分析师预测在此期间股价相对弱于上证指数5%15%之间卖出分析师预测在此期间股价相对弱于上证指数达到或超过15%行业评级标准行业评级标准以报告发布日后的6个月内行业指数的涨跌幅为基准。推荐分析师预测在此期间行业指数相对强于上证指数达到或超过10%中性分析师预测在此期间行业指数相对上证指数在-10%10%之间回避分析师预测在此期间行业指数相对弱于上证指数达到或超过10%华西证券研究所：华西证券研究所：地址：北京市西城区太平桥大街丰汇园11号丰汇时代大厦南座5层网址：http:/