新型电力系统行业深度报告新电时代何处掘金

新型电力系统行业深度报告：新电时代，何处掘金从政策维度看新型电力系统概念的变迁前期摸索期，从双碳目标到新型电力系统构建新型电力系统的概念可以追溯到“双碳”目标的提出，2020年9月我国在第75届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力争在2030年前达峰，努力争取2060年实现“碳中和”。随后我国又在气候雄心峰会以及中央经济工作会议中继续强调“双碳”的重要性。实际上“双碳”目标的实现必然以能源为主战场，而电力则是其中的主力军，因此在“双碳”目标快速推进的背景下，电力系统变革的顶层设计势必也会箭在弦上。新型电力系统首次提出是在2021年3月15日的中央财经委员会第九次会议上，会议对于能源体系的定义为“构建清洁低碳安全高效的能源体系”，同时明确提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”。会议首次提出“新型电力系统”的概念，并未提及传统电源，核心目的十分明确，就是要加速新能源建设。在9月22日完稿，10月24日公开发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中延续了此前的表述，同样明确指出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，而且同时强调要“统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模”。此时看出初期从顶层设计方面，我国对于新型电力系统的观念仍以新能源为核心，对于传统火电的态度依然处于偏压制的状态。重新审视期，缺电使得政策调整对新型电力系统认知2021年下半年，我国多省份出现缺电现象，尤其是9月份，东北地区出现了罕见的居民用户拉闸限电，当时由于风电骤减，3500万千瓦的风电装机出力不足10%，加之火电缺煤出力不足，导致电力供需严重失衡，电网频率跌落至49.8赫兹，为防止全电网崩溃，最终实施了“电网事故拉闸限电”。拉闸限电不同于有序用电，是电网保电网安全的最终手段，用电影响范围扩大到居民和非实时有序用电措施企业，而在实时有序用电时，居民和非实时用电措施企业均不受政策影响。虽然政策层面已经开始重视传统电源对于新型电力系统构建过程中的重要支撑作用，但是对于火电新增装机的态度依然相对偏紧。然而，2022年夏季多省份再次出现的电力供需紧缺的现象使得政策对于未来电力供需以及偏紧格局的原因判断更加深刻。2022年7~8月份，我国四川、浙江等省份再次启动新一轮的有序用电，而与此前的电力供需紧张不同的是，此前大范围的电力供需紧张或存在煤源及极端天气影响（详见《限电洞察：缺煤还是缺电？》），本轮的缺电使得政策层面真正认识到顶峰装机的不足以及电力系统偏弱的调节能力系缺电的核心要素，单纯依赖于存量机组以及大量新增新能源装机难以有效改变电力供需趋紧的格局。正如2022年8月1日，华东区域遭遇极热无风天气，当日晚高峰负荷3.15亿千瓦，新能源最小出力仅有125万千瓦，新能源出力的不稳定性使得电力供给面临极大的压力。通览各类调节性电源，由于长时储能技术暂未突破，水电开发已经接近尾声，核电建设周期漫长，因此唯有新增火电成为当前解决缺电最优途径。为应对偏紧的供需格局，长期以来对于新增火电装机偏压制的取向也终于发生了变化。国家能源局于8月召开会议，对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置。其中明确提出按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。2022年8月全国开始陆续核准大量火电机组，根据我们不完全统计，2022年8-12月全国新核准火电机组高达（含核准前公示）7227万千瓦，接近2017-2021年5年核准火电装机规模。此次大规模核准火电机组，在一定程度上打破了此前对于火电新增装机的偏于压制的取向，也彰显出政策对于安全以及火电的积极态度。由此，我国对于新型电力系统中传统能源及新能源的态度终于形成了既要重视新能源快速增长，又要重视传统能源在电力系统的重要保供作用。整合成形期，新型电力系统的概念趋于完善经过接近2年的完善总结，2023年1月6日，国家能源局正式发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称蓝皮书），我国新型电力系统的发展方向初步明晰。蓝皮书明确新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。蓝皮书同时提出制定新型电力系统“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），其中当前加速转型期以支撑碳达峰为主要目标。总结蓝皮书提出的四大基本特征以及稳妥推进“三步走”发展路径，其均体现出“安全、稳妥”是极为关键的发展理念。而且作为安全保障的来源，蓝皮书明确2030年煤电装机及发电量仍将适度增长，未来煤电建设将主要集中在送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点。由此，政策也真正明确了煤电未来新增装机的必要性以及确定性。而且蓝皮书也进一步完善了对于新能源的表述，论述改为“新能源逐步成为发电量增量主体”。除了电源侧的描述以外，蓝皮书对于新型电力系统的表述也更加重视系统性思维，新型电力系统不仅仅是电源及电网侧的任务，“源网荷储”四个维度均将在新型电力系统构建过程中发生巨大的变化，而且在不同的阶段均有自己不同的历史使命，不同历史使命势必也会孕育新的投资机遇。回顾政策层面对于新型电力系统的表述及演进路径，从初期的核心为新能源为主体到随后的新能源占比逐步提升，再到蓝皮书提出“三位一体”的框架体系以及“三步走”发展战略，一方面可以清晰的看到政策方向的变化有事件催化的特点，另一方面政策体系也是在吸取当时的经验在逐步完善。整体来看，经过两年的经验探索，安全这一重要原则被摆在更加重要的位置，新型电力系统的框架也已经初步搭建完毕，可以总结为新型电力系统是在安全的前提上，服务于新能源快速增长这一核心目标而建设的系统性工程，与之对应的，体系化的变革也将带来产业链系统性的投资机遇。电力：新型电力系统主战场，体制变革引领发展趋势冰火两重天，火电仍需政策强力支持市场虽然投资情绪高涨，但发电集团依然态度谨慎。在近两年频频出现的缺电现象影响下，虽然从政策层面上已经开始肯定传统火电对于电力系统的重要支撑作用，而且也开始大量新核准火电项目，但是传统火电巨头五大发电集团对于火电项目依然处于谨慎态度。根据我们不完全统计，从2021年9月份以来，五大发电集团转让火电装机高达2727.3万千瓦（含转让中项目），转让项目多为深陷亏损的火电项目。此外，根据我们统计的数据，2022年全年新核准火电项目中，归属于五大发电集团的项目占全部新核准装机的31%，远低于2021年底我国在运火电五大发电集团约50%的装机占比，由于同样作为世界最大煤炭企业的国家能源集团在项目获取方面依然持积极态度，因此新核准火电装机与存量火电装机占比较为接近，若将其剔除，则剩余四大发电集团占新核准项目的比例降幅会更为显著。火电资产持续亏损，限制新项目建设积极性。之所以产业维度与市场所认知存在显著差异，我们认为原因在于深陷亏损的火电资产使得发电集团在新项目投资方面决策更加谨慎。根据中电联统计，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。2022年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右，其中扣除上半年的同比增加，第三季度单季度电煤采购成本同比增加600亿。在存量火电资产的盈利未得到根本性扭转的情况下，火电项目的建设从积极性的维度来看势必会处于低位。国资委提出可再生装机占比考核，大量投资亏损火电增加转型压力。除了火电资产持续亏损以外，国资委2021年12月30日发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》（以下简称意见），意见明确指出，到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。而在当前火电资产仍处于深度亏损的情况下，大力新建火电项目一方面将会挤压新能源项目建设资金，另一方面也会持续做大考核的分母，从而增加自身的考核压力。实际上从当前来看，五大发电集团中除国家电投集团满足考核要求外，其他集团均距离考核目标存在较大的差距。整体而言，之所以存在新增火电机组投资与发电集团建设火电新项目积极性偏弱的矛盾，核心原因在于火电资产的盈利能力偏弱。而在当前以安全为新型电力系统建设最为关键的前提基础上，政策层面继续发力改善火电资产的盈利能力成为了必然。环境差异，此次政策发力或不同以往宽松经营环境已经逆转，趋紧供需决定政策取向。我们一直强调，使用传统的全年火电利用小时数并不能完全反映出火电供需紧张情况，从全年火电利用小时来看，自“十二五”以来，我国火电利用小时数呈现出快速下降的态势，并在“十三五”期间持续处于低位，虽然“十四五”以来火电利用小时略有抬升，但与“十二五”期间的火电利用小时相比仍处于绝对低位。但是全年的数据会掩盖个体的特性，我们用一年中火电利用小时数最高月份的小时数进行横向对比可见，2019年之后，我国在用电旺季的火电利用小时数已经呈现出趋势性上行的态势。考虑到我国新能源装机快速上升对月内用电需求偏弱时期火电利用小时的挤压，实际火电利用效率或供需紧张情况趋势上行或表现的更为显著。也就是说从火电的供需情况来看，“十三五”期间偏宽松的火电供需环境已经在当前逐步逆转，火电供需环境变化势必也将对政策取向以及连贯性产生较大影响。“十三五”宽松的环境营造了降电价政策的土壤。2018年两会期间，政府工作报告提出要“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”。此后，发改委印发了一系列文件，提出11项措施、分四轮下调我国一般工商业电价。2019年初，国务院《2019年政府工作报告》中提出：深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。随后国家陆续推出一系列相关政策，明确了2019年一般工商业电价再降10%的空间来源。虽然连续两轮的降电价并未直接传导至发电侧，而且其核心原因在于“十三五”末我国经济增长压力增大，政府提出降低实体经济负担的要求。但是彼时以火电作为核心电源宽松的供需环境也为政策发力提供了有利的土壤。供需趋势依赖于火电发力，卖方市场决定火电价值。我们依然延续使用《煤电改造能否改善趋紧的电力供需格局？》的测算逻辑，并以2022年8月出现的用电负荷最高值作为测算的起点。其中需求侧保守假设为至2025年末用电负荷的复合增速为5%，乐观假设为6%。通过测算可以清晰的看到，由于风电及光伏发电受阻系数较大，到2025年末我国电力供需缺口边际变化情况核心取决于火电新增装机情况。考虑到2022年迎峰度夏期间我国已经存在明显的电力供需缺口，实际供需缺口或大于测算值。因此从经营环境也可以看出，未来火电市场将逐步从“十三五”期间的“买方市场”向“十四五”

期间的“卖方市场”发展。整体来看，我们认为火电经营环境较“十三五”期间已经存在显著的差异，且由于此次电力供需趋势时间跨度更大，紧迫性也今非昔比，因此此次政策发力或与以往显著不同。方向明晰，市场化及补偿机制成为重要方向我们一直强调，在建设新型电力系统的要求下，若要改善电力供需格局，未来仍需供需双方同时发力，供电侧措施即为提升供电负荷，包括煤电机组进行灵活性改造和增加储能、调峰电源，出台容量电价保障火电收益以增加调峰积极性；电网侧措施主要是通过加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。在诸多的定价模式中，容量电价实际上是为了弥补调节性电源无法采用在传统电能量市场通过交易电量获得收益，而采用的一种成本补偿机制，其目的一是保证现存机组继续存在，二是激励新建机组来应对调节容量充裕性不足的问题。在以往的电力市场机制下，火电作为发电侧支撑性电源，主要通过大量发电、在中长期交易市场内以相对固定的电价进行交易获利，然而当前随着火电机组逐渐从发电电源过渡到调节电源，而电能量市场不能体现火电机组作为调节电源的容量价值，且上游煤价的波动性也制约了火电盈利稳定性。因此，在我国尚未建立有效的容量市场的情况下，我国通过逐步推进现货市场、辅助服务市场以及政府直接制定容量补偿电价来为火电机组提供新的盈利模式，以此来保障火电长期的稳定盈利。容量补偿方兴未艾，将有效改善火电盈利。山东省早在2020年就已经出台本省容量电价政策，其中明确指出：1）山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时（含税）；2）容量市场运行后，燃煤发电机组通过容量市场收回固定成本，容量补偿电价自动停止。云南省发改委2022年12月15日印发《云南省燃煤发电市场化改革方案（施行）》（以下简称方案）。方案提出，设立煤电调节容量市场，煤电企业最大和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机的40%参与容量市场交易，容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商确定。此外，为保障煤电容量市场的需求，鼓励配储未达到装机容量的10%的风电及光伏发电企业参与市场，未排除的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算。我们认为在当前时点推出改革方案推动煤电容量市场的建设，一方面将直接有利于改善煤电企业的经营困境，另一方面也对其他省份容量市场形成有益的借鉴，从而加速全国容量市场的推进。辅助服务市场加码，进一步保障火电调峰成本回收。电力辅助服务是为维护电力系统的安全稳定运行产生的服务，火电是当前辅助服务费用的补偿主体，其补偿形式可按度电或者单位装机的标准进行补偿，以保障电力系统可用调节容量的充裕性。在新能源快速增长的背景下，辅助服务收入将在未来成为火电收入的重要一环，丰富火电的商业模式，从而摆脱火电单纯依赖于电量获取收入。明确“两个细则”，费用分摊机制明朗。2021年12月24日，国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》，将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧和用户侧共同承担。2022年6月13日，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则，新版南方区域“两个细则”2023年1月1日起正式执行。在辅助服务补偿费用的承担上，市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。我们认为，南方地区的

“两个细则”更新，正式理顺了辅助服务费用的分摊机制。在电力体制改革的历史长河中，南方地区历来扮演着我国电力市场化改革排头兵的角色，此次分摊机制的明确解决了“钱从何处来”的问题，会对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴意义。现货电价不设上限，有望加速向全国推广。2022年11月25日，国家能源局发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》（以下简称征求意见稿）意见的通知。在总结此前两轮改革试点的基础上，进一步完善了现货市场的运行规则，为后续其他省份以及省间、全国性的电力现货市场建设提供参考，也有望加速全国电力现货市场的推广。由于1439号文明确电力现货价格不受交易价格上下限浮动限制，因此电力现货成为了发挥市场作用的最佳途径。2022年11月1日，南方(以广东起步)电力现货市场连续结算运行满一周年，日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配，真正发挥了“价格发现”的作用。对于火电为代表的灵活出力的电源而言，会充分受益于现货反映供需的价格发现职能，实现对其上网电价的支撑。整体而言，我们认为在新型电力系统加速构建的背景下，新能源快速增长虽然是其长期主线，但是为了保障电力系统的安全稳定运行，传统能源也会在新体系下发挥重要作用。正如我们长期以来一直强调的，传统能源与新能源并非是左右手互博的关系，传统能源的发展是新能源快速增长的重要安全保障，二者在“新时代”均将迎来重要发展机遇。“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、中国电力、华电国际、宝新能源和粤电力A、福能股份；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。电新：新型电力系统电网建设方向明确，十四五快速推进关于新型电力系统对电网的影响，我们在此前多篇报告中进行过详细论述，即新型电力系统主要在于推动电源侧能源清洁化和用电侧低碳化的实现，对电网建设的主要影响的细分领域包括特高压、储能、数字化、调度、电力交易、节能改造等。但是，此前一直未有纲领性文件出台，结论为我们根据零散信息总结推演得出，2023年年初能源局组织有关单位编制和发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，属于首次针对“新型电力系统”的纲领性框架文件，内容中系统化提及了关于“新型电力系统”的内涵、特征、发展阶段、发展目标、重点任务等多个方面。从内容中可以看出，蓝皮书中提到的电网重点建设方向包括特高压、调度、数字化、储能等多个领域，验证了此前我们的判断。因此，对于电网投资，我们维持此前观点：电网总投资维持稳增长（国网董事长此前表态2023年电网投资超5200亿元，相比于2022年年初预算金额增长约4%-5%），更重要的还是结构性景气方向的把握，尤其是新型电力系统关联度较高的细分赛道领域，我们认为未来景气持续性和确定性相对较强。具体细分赛道来看，新型电力系统相关赛道近1-2年保持较高的投资景气度，建设速度较快。特高压特高压十四五规划提出多条直流和交流，其中直流计划建成12条，相比十三五数量增加50%，验证了十四五特高压建设的高景气。同时，从短期看，2022年特高压交流迎来了集中核准招标，2023年我们认为特高压直流有望迎来集中核准招标。主要判断依据在于：1）特高压直流主要作用在于长距离电力传输，是风光大基地的关键外送通道，因此特高压直流建设底层逻辑在于要与风光大基地建设能够匹配，尤其是时间上的匹配。对于风光大基地，目前看二期项目对于外送特高压通道的依赖较高，从风光大基地二期的规划看，提到了数条特高压新建外送通道，包括蒙西-京津冀、宁夏-湖南、河西-浙江、贺兰山-中东部、酒泉-中东部、陕北-安徽、陕西-河南等。结合国网此前的十四五特高压直流规划，我们认为特高压直流十四五末投运确定性较高、必要性较强，直接影响风光大基地的电力外送消纳。2）从国网特高压直流的建设周期看，一般项目基本在1.5-2年左右时间，因此在2025年年底前建成投运，我们认为相关特高压直流项目需要在2024年上半年及以前核准开工。由于2022年特高压直流项目主要集中在新项目的前期工作，目前尚未有新项目正式核准落地，因此我们认为明确规划的至少8条直流线路需要在2023Q1-2024Q2期间内集中核准落地，对应年化核准招标开工直流数量达5条左右，达到上一轮2014-2016年建设高峰的状态。3）从目前的各条直流线路的实际进展来看，金上-湖北10月底11月初拟环评获批，预计有望较快实现核准招标开工；陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南2022年上半年已开展可研工作，若进展顺利预计完成可研后可能在2023年上半年实现核准招标开工；剩余在论证线路中部分线路有可能在2023年下半年陆续实现核准招标开工。数字化数字化方面，国网2022年开展4批次常规招标外，12月新增第5批次数字化设备招标，情况如下：

1）数字化设备方面，第1-5批次共招标信息化硬件、信息化软件、调度类硬件、调度类软件9.8、0.03、1.9、0.4万台，分别占2021年全年招标量的109%、20%、161%、205%，除信息化软件因2021年招标较多流程控制软件导致基数变大外，其余产品的招标量均实现快速增长。同时，5批次共招标数字化设备12.1万台，同比增长15%；前4批次数字化设备中标金额达35.8亿元，较2021年全年招标金额增长31%。2）数字化服务方面，第5批次未招标数字化服务，2022年1-4批次共招标251包次，同比增长6%；同时，中标金额方面，2022年4批次数字化服务共中标40.9亿元，较2021年增长45%。节能变压器节能变压器方面，2022年全年合计招标数量15.4万台，同比下降约40%；对应招标容量约48.0Gva，同比下降约35%；主要因2021Q4单季度招标基数较大，导致出现下滑。同时，估算2022年非晶变压器渗透率约15%-20%左右，相比于此前低点有所回升。同时，工信部2020年底发布《变压器能效提升计划（2021-2023年）》，提及2023年高效节能变压器在网运行比例提高10%；考虑目前存量变压器1700万台，配网变压器约1300-1400万台，因此预计未来每年30-40万台具备支撑（上一轮2015-2017年每年30-50万台）；并且非晶变压器在空载时的损耗低于硅钢变压器，因此未来非晶渗透率有望持续提升。其他方向调度方面，国网从十四五开始新一代调度系统已经进入试点推广阶段，并且新一代调度系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。储能方面，电网侧储能目前仍以抽水蓄能建设为主，能源局发文2025年末建成约62GW抽蓄电站，较2020年末翻倍；并且对于电化学储能国网也提出较为积极的规划，未来多种储能技术路线有望并存。电力交易方面，现货交易此前已经在多个试点省份推进，2022年11月国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，为第一次正式出台电力现货交易的细则文件，有望加速国内现货交易市场以及电力市场化的建设，将对储能、电网等环节形成积极影响。综上所述，我们预计未来电网总投资保持平稳增长，更加重要的仍是结构性景气环节，其中特高压、数字化、调度、储能、电力交易、节能变压器等均为新型电力系统相关领域，过去1-2年实现投资建设高景气，未来有望延续。优先推荐确定性环节相关的龙头公司，包括二次设备龙头国电南瑞等；重点关注非晶合金龙头云路股份、综合能源服务公司苏文电能等。计算机：软件赋能新型电力系统，信息化大时代将至为实现“双碳”目标，我国供给侧新能源电力占比提升，需求侧电气化成为终端能源消费的重要方向。但由于新能源发电不稳定、配套电网设施不完善、核心技术未突破等一系列问题，供需两侧电力稳定性承压。蓝皮书中，明确了新型电力系统的四大基本特征：1、安全高效为前提；2、清洁低碳为核心目标；3、柔性灵活为重要支撑；4、智慧融合为基础保障。新能源功率预测、电网调度系统、市场化交易和用户侧需求响应成为现阶段实现电力供需匹配、保障电力稳定的四大措施。以风电、光伏等为主体的清洁能源发电占比持续提升；电力体制改革加速前行，交易价格抬升、交易主体增多，综合能源运营管理、购售电一体化等为主营业务的综合能源服务厂商迎来黄金发展时期。其中，软件企业作为赋能者，以数据为中心，帮助使用者探求最准确的发电预测、最优购售电方案以及最优能源运营管理方案，实现利益最大化，由此催生功率预测软件、交易管理、辅助报价决策、调度以及综合能源管理运营、虚拟电厂平台等软件的增量需求。电源结构重构，功率预测重要性大幅提升由于新能源与传统能源差异较大，现有的发电侧信息化系统，无法适应可再生能源规模化发展需要，这是行业迎来新一轮成长期的核心原因。其中行业的主要增量来自于针对新能源发电功率预测领域。新能源大量并网，输出波动性提升带来对功率预测软件的大幅需求。伴随新能源电源占比提升而来的，是发电侧出力稳定性下降，风电和光伏等电源容易受天气影响、稳定性欠佳的缺点更加凸显，发电侧的供电能力波动也随之明显加剧，同时，在当前的经营环境和技术成本下，新能源出力的高波动性暂时难以得到有效的解决。此前传统能源时代，虽然也需要发电功率预测相关产品，但其准确度相对较高，同时其发电形式使得短时间内发电功率波动相对较小：例如火力发电可根据燃料热值情况直接计算发电量，并通过对燃烧器的调控实现对功率的控制，而水力发电预测主要依据历史水文数据，对其准确性带来一定挑战，但考虑到可通过水库蓄水的方式较为方便高效的调控水量，从而实现对其阶段性发电功率的控制。但伴随清洁能源占比的不断提升，一方面风力、太阳能均具有较高不可控性，且当前缺少直接储能手段（现有储能方式均为化学储能，成本较高，同时存在一定损耗）来进行短期发电功率调控，因此当前在一天的大部分时间内光伏发电的发电量（出力）与用户的用电量（用电负荷）是不匹配的。考虑到功率预测软件本质上是为风光电厂提供实时数据服务，因此此类业务天生具备适合订阅付费的特质。我们认为，功率预测类软件或将以前期项目收入+中后期订阅服务收入的商业模式开展相关业务，对于首次安装预测系统时所需要硬件投入（如测风塔、环境监测仪、传感器、服务器等），可以项目制的方式获取收入，一次性覆盖公司成本；

而对后续高频的数据上报服务，一般以服务的形式收取服务费。电网侧调度复杂度上升，软件升级迫在眉睫传统电力调度方式难以完全适应新形势新业态，调控技术手段、调度机制、信息安全防护等亟待升级。随着数量众多的新能源、分布式电源、新型储能、电动汽车等接入，电力系统信息感知能力不足，现有调控技术手段无法做到全面可观、可测、可控，调控系统管理体系不足以适应新形势发展要求。二是当前电力调度方式主要是面向常规电源为主的计划调度机制，尚不能适应电力市场环境下交易计划频繁调整，不能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。三是作为重要基础设施领域，电力系统已成为网络攻击的重要目标，信息安全防护形势更加复杂严峻，调度系统的信息安全防护能力亟需提升。电网调度由计划驱动转为市场驱动，对调度的实时性和预测性提出更高要求。智能电网调度控制系统由国家电网公司总部统一组织，立足安全性高的软硬件,采用多核计算机集群技术提高系统运行可靠性和处理能力,采用面向服务的体系结构(SOA)提升系统互联能力,将原来一个调度中心内部的10余套独立的应用系统,横向集成为由一个基础平台和四大类应用(实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理)构成的电网调度控制系统。但由于电力交易市场化发展，电网调度由计划驱动转为市场驱动，调度实时性要求提升，调度控制系统亟待升级。新一代智能电网调度控制系统将通过加入全周期负荷预测及调度计划等模块，充分利用电力数据进行动态分析，寻求在新能源电力占比提升的情况下，保障电力供应的最优调度方案。电网侧信息安全：建设等级提升，加密系统成刚需配电网智能化建设是利用多种通信方式，以配电自动化系统为核心，对配电网进行离线与在线的智能化监控管理，并通过与相关应用的信息集成，实现配电系统的科学管理。而配电自动化需要实现对配电线路上的各类开关等配电设备的远程控制，同时开关等配电设备也需要与安装在现场的配电自动化终端进行信息传输实现智能化。如配电设备、配电自动化终端在传输信息时未进行加密，配电网系统中将出现安全漏洞，因此信息传输安全是配电网智能化建设的重要保障。目前，电力系统信息安全形势异常严峻。电力系统承担着为国家各行各业、人民生活提供能量的重要责任，随着电网信息化、智能化程度的不断提高，电力系统遭受网络攻击的频率呈现上升趋势，电力系统因其结构复杂、分布广泛、对民生影响重大等特点，成为各国信息安全问题的集中爆发点。目前，用于配网信息安全的主要产品为态势感知设备。态势感知设备是一种基于环境的，能够动态、整体地洞悉网络安全风险的设备。以安全大数据为基础，从全局视角提升对安全威胁的发现识别、理解分析和响应处置能力。旨在大规模网络环境中对能够引起网络态势发生变化的安全要素进行获取、理解、显示以及基于最近发展趋势进行顺延性预测，进而进行决策与行动。公司开发的网络态势感知设备内嵌多种主流的工业协议，具备丰富的接口，主要用于电力生产现场、生产管理网络的安全态势监控。除监控常规的信息安全事件外，公司开发的网络态势感知设备还能监控生产控制设备的状态，保障生产系统安全运行。安全态势感知设备中如内网安全监测设备（厂站、主站）、网络安全态势感知平台主要应用在电力二次系统防护体系调度数据网中，部署于业务系统网络内部及厂站网络边界，主要实现对调度自动化系统及直调厂站监控系统的数据采集。市场化交易提速，催生交易、报价软件新需求近年来，我国电力市场建设稳步有序推进，蓝皮书中进一步强调构建电力中长期、现货、辅助服务市场等电力市场全方位标准体系。2021年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电比重达到45.5%，相较于2016年大幅度提升。截至2021年12月31日，我国已建成34个电力交易中心，支持中长期市场交易。同时已经选择14个地区作为现货市场试点，包括一批南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃共8个试点和二批辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北共6个试点。2022年11月，国家能源局印发《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，作为首个现货市场建设的指导性文件，进一步提出了构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内和实时市场，同时鼓励省间市场放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。用电定价复杂度上升催生交易管理、辅助报价决策软件需求。电力交易市场按照买家提前下单的时间长短可分为中长期市场和现货市场，其中电力中长期交易指市场主体开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。而现货交易主要开展日前、日内、实时的电能量交易。市场主体主要包括四类，分别是发电企业、交易机构、电网企业、售电主体和电力用户。同时，由于我国目前电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市场政策更新频率较高，市场交易规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变都需要交易软件升级或重塑，从而催生持续性更新需求。对于交易机构来说，市场化放开使得市场参与用户和交易模式、数量增多，管理难度大幅上升，电力市场交易管理平台建设成为保证市场持续稳定发展的基础。对于发电、售电主体和电力用户来说，市场化定价催化双方电能量定价博弈，各自寻求最优价格方案，而传统Excel记录无法有效解决价格预测、市场需求分析等问题，催生辅助报价决策软件需求。电力交易平台成为刚需，交易规则更新带来二次升级现货交易市场和辅助服务进入蓄力发展期，电力交易平台迎来二次升级。电力交易平台是建设全国34个电力交易中心的配套刚需，基础版本已基本建设完成。但由于2018年以前，我国电力交易模式仅为中长期交易，即售电企业和发电企业直接双边协定签订中长期协议，电力交易平台初期主要功能仅为记录和披露。2018年8月31日，全国首个电力现货市场——南方（以广东起步）电力现货市场投入试运行，拉开我国电力现货交易市场序幕。2021年12月21日，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》明确有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，市场化产品品种持续扩容。新市场、新产品以及工商业新用户催生新一代电力交易平台更新需求。2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，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，全国统一电力市场体系基本建成。2022年11月，国家能源局印发《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，作为首个现货市场建设的指导性文件，进一步提出了构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内和实时市场，同时鼓励省间市场放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。我国统一电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市场政策更新频率较高，市场交易规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变会催生新的软件建设需求。新一代电力交易平台遵循“一平台、一系统、多场景、微应用”的建设理念，在充分继承前期建设成果的基础上，按照“需求导向、统一设计、集中研发、云端部署、稳步实施”的整体思路开展建设。依托云平台支持浏览器、移动应用等多种交互形式，为市场主体提供全方位的数据访问，满足高可用、高性能、高可靠等技术要求，为现货市场运营、全周期市场结算等新业务提供技术支撑。实现的主