新型电力系统行业分析

新型电力系统行业分析

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。

表2：初期我国关于新型电力系统的阐述

时间文件新型电力系统表述传统火电

构建以新能源为主体

2021年3月中央财经委员会未提及

的新型电力系统

《中共中央国务院关于

统筹煤电发展和保供

完整准确全面货彻新发构建以新能源为主体

2021年10月（9月完稿）调峰，严控煤电装机

履理念做好碳达峰碳中的新型电力系统

规模

和工作的意见》

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。

全国大范围的缺电现象使得国家层面开始调整对于能源电力顶层设

计，2021年10月24日,国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》,

其中对于新型电力系统的表述首次发生变化，从此前的“构建以新能

源为主体的新型电力系统”变成构建新能源占比逐渐提高的新型电

力系统”，表述的差异反映出政策层面一方面虽然继续强调新能源的

快速增长，但另一方面也重视建设节奏以及增加对安全稳定的重视。

同时，政策对于煤电的态度也有所缓和，从此前的“严控煤电装机规

模”变成“严格控制新增煤电项目……有序淘汰煤电落后产能……推

动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，方向从控制总量

变为控制增量。但整体而言，对于煤电的态度依然偏向于压制状态。

随后在12月份的中央经济工作会议上，政策层面正式开始调整对于

传统能源的态度：“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替

代基础上，要立足以煤为主的基本国情。”2022年1月，国家发改委、

能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型钵制机制和政策措施的意

见》，首次提出“承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经

许可不得退出运行，经评估后可转为应急备用机组。”与此前“有序淘

汰煤电落后产能”的表述相比，对于煤电的态度发生巨大变化。整体

来看，2021年下半年全国大范围的电力供需紧缺的现象让政策层面

调整对于新型电力系统构建的看法，从此前专注于强调新能源的角色

转变为开始重视传统能源对于电力系统的安全保供作用。

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？》），木轮的缺电使得政

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

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嗝会更为显著。

图10:2022年新核准火电机组装机占比

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。艰据中电联统计，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.业可再生能源发也装

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“降低电网划、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'也电价再降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。

图15:2018年一般工商业电价降低10%的4批具体措施

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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%o

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”期间己经存

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。

12111月25号发花电力双赁市场市埃•本双则（。笊■见•）天点

电力现货市场基本规则亮点

保◎居民电价稔定市场化方向不变亚・价格电利呼叼容机制

电力•国・传机—61：

屈A

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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

图23:国网信息化硬件和调度类硬件招标情况（百个）

信息化硬件/百个调度类硬件/百个

■20152016>20172018»2019s20202021s2022

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%o

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）》，为第一次止式

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、也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。

图29:新能源电力波动性较强,力测曲线与实际曲线存在明显偏差__________________________

新能源预测与实际出力

日篇计tld(MW)—实时计外传(MW)-W»a(MW)

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凫供实时数据服务，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。

图33:D5000智能电网调度控制系统结构

统一安全整合成一套平台和四类应用

每个调度中心1傣套

独立的应用系统/

T器

D5000D5000D5000

平台平台平台

控制区I生产区II管理区IH

生产控制大区

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C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C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没备的状态，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）》，作为首个现货方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。

图38:市场化交易电量提升显著（单位：亿千瓦时）

40000

35000

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0

电力直接交易电量其他市场化交易电量yoy

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

市场体系基木建成。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。

图42:新一代电力交易平台技术架构

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。实现的主要功能包括

市场服务、市场出清、市场结算、信息发布、市场合规和系统管理。

新一代电力交易平台将具备以下六个方面能力：一是支撑现货市场有

序开展，具备实时业务开展能力；二是实现电量交易向电力交易转变,

具备考虑电网约束的优化计算能力；三是支撑全市场交易品种的市场

形态，具备对交易业务变化的快速响应能力；四是实现全交易品种日

清分结算，具备高性能结算运算处理能力；五是支撑百万级市场成员

进入电力市场，具备高性能接入和海量数据处理能力；六是支撑多种

方式便捷接入，具备数据即时共享和业务互动能力。

辅助报价软件决策需求兴起，行业Know-How成为立足之本

电力市场化定价复杂度提升，辅助报价决策软件助力企业实现利益最

大化。电力市场化定价的复杂程度主要源自两大方面影响：一是对于

主要通过双边协定完成直接交易的中长期市场来说，煤价联动及供需

曲线的不确定性使得电价存在潜在超预期浮动风险，导致企业亏损。

同时，市场参与用户增多，博弈双方定价越发谨慎。二是对于现货市

场来说，市场价格实时根据供需电量发生变化，新能源发电占比提升

已成确定趋势，供给和需求的间断性出现给市场蒙上神秘面纱，传统

的Excel列表已经无法解决海量交易数据和多影响因素的分析和预

测。在电力交易市场逐渐完善的过程中，发电企业有望通过搭建竞价

上网辅助决策平台，获取更多利益。该平台以信息技术为基础，以市

场为导向，通过市场需求分析、生产能力分析、经营成本分析、财务

状况分析等工作，支撑发电企业市场营销业务，适应电力市场发展，

支撑发电企业在电力市场取得竞争优势。同时由于交易平台管理软件

和辅助报价软件存在协同效应，并且均需要存在行业大量Know-How

经验才能真正达到预期效果，因此相关企业基本会在电力交易系统软

件完成全面布局，即发电企业、售电企业、交易机构均为用户目标。

用电波动性增加+成本承压，智慧能源运营重要性凸显

新型电力系统蓝皮书进一步提出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。积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚

合服务、综合能源服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式,

整合分散需求响应资源，打造具备实时可观、可测、可控能力的需求

响应系统平台与控制终端参与电网调度运行，提升用户侧灵活调节能

力。

波峰波谷差扩大，电价改革打开辅助服务市场

2021年12月3日，广东推行代理购电方案,提出将辅助服务费用（储

能、需求侧响应）和市场分摊费用纳入电价，由下游客户分摊。利益

机制理顺后，未来电力辅助服务、综合能源服务有望加速向全国渗透。

2021年12月“两个细则”的发布进一步明确了辅助服务费用“谁受益,

谁承担”的原则，并且明确除并网主体义务提供的无偿基本电力辅助

服务外，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提

供的电力辅助服务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力

辅助服务的并网主体。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电

力辅助服务。在此基础上，各地积极开展虚拟电厂及需求侧响应试点

工作，市场参与主体渐成规模，虚拟电厂管理平台需求相应产生。

在供给侧调控手段有限的情况下，通过实施需求侧管理可大幅降低资

金成本，高效解决实际问题。“双碳”政策下，新建大型煤电机组既不

利于我国能源可持续发展又缺乏经济性。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，电厂及配套电网需投

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400亿-570亿元。以山东省为例，假设存在持续时间100小时的

500万千瓦尖峰负荷缺口，采用“需求响应+延寿煤电”方案的年化成

本远低于“新建燃煤机组5x100万千瓦”方案，每年将降低14.3亿元

的开支。

图47:2021年广州市参与虚拟电厂的电力用户和负荷聚合商各类别企业数■（单位：个）

用户能源成本敏感性提升，综合能源运营管理需求爆发

政策叠加能源价格抬升催生用户节能减排需求。各省市均有明确节能

减排目标，为综合能源服务企业创造了市场空间。同时，分布式能源

的发展使管理复杂度上升，催生能源管理软件需求。

综合能源管理运营平台主要包括六大功能，分别是能源监控、分析、

管理、服务、交易和生态。能源监控是平台的基础功能模块，通过对

能源“产■输・储■用”纵向延伸，实现可度量的多为全景能源检测，支撑

企'也全面监管自身能耗；然后将收集到的海量能源数据资产利用大数

据及人工智能技术进行综合能效分析，为能源管理提供支撑，从而实

现多能互补和综合能源梯级利用；能源服务为满足客户多元化能源生

产与消费的能源服务方式，包括能源接入、能源定制、客户画像、设

备代为、能源信息推送等；以此为基础区域可形成能源网，发用一体，

空余能源可参与能源交易，平台提供能源结算、电能交易等功能；最

终达成多用户联动，打造综合能源生态链，精准定位能源用户及能源

服务商，达到用户利益最大化。

分布式光伏占比稳步提升,运营管理平台助力最大化提升电站价值。

分布式光伏运营管理平台提供数据采集，电站监控、运维运营的全套

监控管理产品，通过云端大数据分析平台，帮助用户实现旗下所有光

伏电站透明化管理、自动化运维、智能化诊断和辅助决策等核心功能,

减少发电量损失，降低运维费用；并具备完善售前，售中，售后服务

体系，全面满足用户在光伏电站生命周期中各层次管理需求。

能源电子：新型能源系统革命的基石

2023年1月17日，工业和信息化部、教育部、科学技术部、中国人

民银行、中国银行保险监督管理委员会、国家能源局联合发布《工业

和信息化部等六部门关于推动能源电子产业发展的指导意见》（下文

简称“指导意见”）。指导意见指出，能源电子产业是电子信息技术和

新能源需求融合创新产生并快速发展的新兴产业，其既是实施制造强

国和网络强国战略的重要内容，也是新能源生产、存储和利用的物质

基础，更是实现碳达峰碳中和目标的中坚力量。为推动能源电子产业

发展，六部门提出发展提升太阳能光伏和新型储能电池供给能力、支

持新技术新产品在重点终端市场应用、推动关键信息技术及产品发展

和创新应用等多个意见。到2025年，能源电子产业有望有效支撑新

能源大规模应用，成为推动能源革命的重要力量。本次指导意见着重

推动新技术、新产品、新应用、新需求的多元发展。指导意见提出发

展提升太阳能光伏和新型储能电池供给能力、支持新技术新产品在重

点终端市场应用、推动关键信息技术及产品发展和创新应用等多个意

见，其中与电子元器件相关的部分有（1）智能光伏组件（2）新型高

效率和高可靠性逆变器（3）超级电容器（4）电池管理系（5）功率

半导体器件（IGBT、SiC、GaN）（6）敏感元件及传感类器件（集

成高端传感器、MEMS、智能传感器、电声器件、图像传感器件）,

核心是提升电力供给侧整体的能源转换效率和智能化维护水平。

IGBT和碳化硅：能源转换效率的重要器件

逆变器中的功率器件作为发电、输电、用电中的电能转换器件，其效

率和成本很大程度上影响到整体电力建设的进度，如2022年光伏

IGBT短缺对光伏整体装机带来一定阻滞，功率器件是能源电子中较

为关键的环节。在指导意见中，六部门指出要面向光伏、风电、储能

系统、半导体照明等，发展新能源用耐高温、耐高压、低损耗、高可

靠IGBT器件及模块，SiC、GaN等先进宽禁带半导体材料与先进拓

扑结构和封装技术，新型电力电子器件及关键技术。

IGBT（lnsulatedGateBipolarTransistor,绝缘栅双极型晶体管），

是由BJT（双极结型晶体三极管）和MOS（绝缘栅型场效应管）组成的复

合全控型、电压驱动式功率半导体器件。IGBT既有MOSFET的开

关速度高、输入阻抗高、控制功率小、驱动电路简单、开关损耗小的

优点，又有BJT导通电压低、通态电流大、损耗小的优点，是电力

电子领域较为理想的开关器件。IGBT的应用领域非常广泛，小到家

电、数码产品，大到航空航天、高铁等领域，新能源汽车、智能电网

等新兴应用也会大量使用IGBTo按电压需求分类，消费类电子应用

的IGBT电压通常在600V以下，太阳能逆变器需要1200V的低损耗

IGBT,动车使用的IGBT电压在1700V至6500V之间，智能电网应

用的IGBT通常为3300V。而以SiC（SiliconCarbon,碳化硅）和

GaN（GalliumNitride,氮化钱）为代表的第三代半导体正在催化电

力电子行业变革。SiC和GaN是典型的第三代半导体材料，相比硅

基半导体具有高功率、高频、耐高温高压及抗辐射干扰强等特点，因

此在射频、功率等领域具有广泛的发展前景。

图52:在中高压范圉IGBT、SiC是未来发展的关键

100MW

power

10MW

1MW

100kW

10kW

分立SiCMOSFET

IGBT

1kW

100W

10Hz1kHzFrequency

超级电容：储能迭代关键技术方向之一

超级电容是通过极化电解质来快速储存和释放电能的一种电化学元

件，其工作原理介于传统电容（通常指电解电容）和二次电池（可充

电电池，目前主要是铅酸蓄电池、锂电池等）之间，兼有传统电容的

高功率特性和电池的高能量特性，同时:超级电容器还具有高比功率、

大电流充放电能力、长寿命、温度范围广尤其超低温性能好、高可靠

性、免维护、绿色环保等特点，是能源电子元件中提高能源转换和储

能效率的重要发展方向。指导意见中要求加强高性能体系、高电压电

解液技术、低成本隔膜及活性炭技术的研发，提高超级电容器在短时

高功率输出、调频稳压、能量回收、高可靠性电源等领域的推广应用。

未来，随着电网、轨道交通、消费电子等下游应用领域对超级电容应

用的增长，中国的超级电容器市场将继续保持高速增长态势。

连接器：并网用量大幅增加的连接组件

连接器作用是用于电子系统设备之间进行电流或信号传输与交换，不

同领域的连接器需要的电气性能、机械性能和环境性能不同，因此功

能和技术难度不一样。经过多年的发展，连接器应用范围已经是十分

的广泛，成为在各类设备中能量、信息稳定流通的桥梁，连接器总体

市场规模保持稳定的增速。按照下游领域划分，全球连接器主要的5

大应用领域包括：汽车、通讯、消费电子及外设、工业与军工航天，

未来随着整体碳中和碳达峰目标的推进和电力系统的升级，连接器在

新能源电力领域将有更大的发展空间。

智能控制模块：电池管理、隔离芯片与MCU

可以留意到，指导意见中对智能控制模块类的功能反复提及，如“智

能组件及逆变器。发展具有优化消除阴影遮挡功率损失、失配损失、

消除热斑、智能控制关断、智能光照跟踪、实时监测运行等功能的智

能光伏组件产品，提升光伏组件轻质化、柔性化、智能化水平。开发

新型高效率和高可靠性逆变器，提高光伏电站监控运维水平。”、“电

池系统集成、检测评价和回收利用。开发安全高效的储能集成系统,

针对电芯衰减、不一致性提高精细化管理水平，增强储能系统高效温

控技术，提升电池管理系统性能、可用容量及系统可用度。开发电池

全自动信息化生产工艺与装备。加强储能包池多维度安全测试技术、

热失控安全预警技术和评价体系的开发与应用，突破电池安全高效回

收拆解、梯次利用和再生利用等技术。”对智能化检测控制类功能均

有涉及，体现出在整体电力系统升级中除了能源效率外，对智能化的

要求也在逐步提升。对于智能检测控制类功能，我们可以拆解为感知

端、控制端与配套器件，其中较为重要的组成是电池管理系统(BMS,

包含信号感知、采样和BCU等)、MCU、隔离芯片等。

BMS电池管理系统(BatteryManagementSystem),是专用于通

过监测