2023年电力IT行业研究：乘信创东风，电力IT护航新型电力系统

1. 电力 IT 护航新型电力系统，数据要素及 AI 开创新空间

1.1. 源网荷储均产生变革新需求，新型电力系统转型迫切

电力由发电、输电、变电、配电及用电五大环节构成。发电是电能产生 的最初环节，是指利用动力发电装置将水能、石化燃料(煤、油、天然 气)的热能、核能等原始能源转换为电能的生产过程。输电是电力系统 的重要环节之一，通过输电可以将电能输送到远离发电厂的负荷中心， 使电能的开发和利用不受地域限制。变电作为发电厂和电力用户之间的 纽带，是利用一定设备将低等级电压转为高等级电压（升压）或者将高 等级电压转为低等级电压（降压）的过程。配电指电能的分配，配电系 统由配电变电所、高压配电线路、配电变压器、低压配电线路以及相应 的控制保护设备组成。用电即为电能的消耗，是电力最后一环。

虽然煤电当前仍是电力安全保障的基石，但新能源正逐步成为发电量增 量中的主体部分，随之电源侧、电网侧、用户侧和储能侧均在发生重大 变化。作为基础保障性电源，我国仍将在很长一段时间内保持煤电装机 和发电量的适度增长，随着大型风电光伏基地建设推进，电网资源优化 配置平台的作用凸显，西电东送的跨省通道规模也在快速增长。配电网 层面，为了保障新能源就近消纳利用，各类新型负荷在快速接入，分布 式智能电网也在快速发展之中；储能层面，目前是多应用场景、多技术 路线发展状态，技术路线诸如压缩空气储能、电化学、抽水蓄能等，重 点是满足系统日内平衡调节的需求，场景形态诸如“新能源+储能”、基 地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷、共享储 能等模式，在源、网、荷各侧开展布局应用。

终端用能侧，当前不断涌现新的电力消费模式，电气化水平也在逐步提 升，以新能源为导向的新业态逐步成型。目前新型能源在跨领域融合、 负荷聚合服务、综合能源服务等贴近终端用户的新业态正快速涌现，负 荷侧的多源负荷、分散化需求响应资源正在快速整合，电子电气设备大 量接入，因此对用户侧的灵活调节控制和快速响应能力提出了新的高要 求，新能源就近消纳需求也十分刚需。同时，工业、基建以及交通等领 域的终端用能电气化水平在快速提升，因此，建立高效节能的电力系统 也越发迫切。

传统电力系统转型是当务之急，整体电力系统发展已经开始由传统电力 系统向新型电力系统逐步转型。在新能源渗透率越来越高的背景下，多 源负荷广泛接入，终端电气化水平愈发提升，对快速响应能力和实时平 衡能力都提出了新要求。新能源的接入也给供电侧、电网侧、配电侧的 带来重大变化。所以技术方面、管理方面以及市场体制机制方面都需要 有很多的创新，才能应对新型能源电力所提出的新发展需求，因此电力 系统转型十分迫切。

1.2. 新型电力系统既是传统电力系统的沿袭又是突破与创新

新型电力系统跟传统电力系统的区别主要体现在功能定位、供给结构、 系统形态、运行调控体系等层面上。功能定位上，新型电力系统是通过 源网荷储各环节的关键核心技术创新和重大装备攻关，来促进产业结构 提档升级；供给结构上，传统以化石能源发电为主体要转向新能源提供 支撑转变；系统形态上，要从原来“源网荷”三要素向“源网荷储”四 要素去延伸，考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来将仍 以交直流区域互联大电网为基本形态的同时，推进柔性交直流输电等新 型输电技术普及，同时推广分布式智能电网，就地就近消纳新能源，形 成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局；运行机理和调控体系 方面，伴随大规模新能源和分布式能源接入，电力系统调度运行与新能 源功率预测、气象条件等外界因素结合更加紧密，源网荷储各环节数据 信息海量发展，需要实时状态采集、感知和处理能力逐渐增强，调度层 级多元化扩展，由单个元件向多个元件构成的调控单元延伸，调度模式 需由源荷单向调度向适应源网荷储多元互动的智能调控转变。

新型电力系统在装备形态上也与传统电力系统有着显著差异。传统电力 系统大都以同步电动机形式发电，而新型电力系统接入了多种电子化器 件，例如逆变器中采用了 ICVT 设备，ICVT 通常采用先进的控制算法和 智能电子器件实时监测电力系统中的电压状态，并且可以基于需要来调 整。所以新型电力系统的形态跟传统系统就有着显著的区别。

新型电力系统并未否决传统电力骨架网络体系，但分布式能源的发电层、 输电层和配电层均有显著区别。传统电力系统除了发电厂、电网和电力 用户三大核心环节，还涉及到配电、机电保护、自动化、通讯等二次设 备以及一些辅助系统组成的网络系统。发电层是电力系统的起点，传统 发电来源包括燃煤、核能、水电等，针对集中式的电量，其需要先通过 变压器升压以便在输电过程中减少能量损失，升压之后再逐级降压，降 到 380 伏或 220 伏送到用户侧，而分布式电源的方式是直接接到 10 千 伏及以下的中低压，选择就地平衡或者穿越上级变压器来传输。输电层 设备包括变电站、高压输电线路和变压器。配电层电力通常经过变压器 降压，随后通过低压配电线路传送。

新要素进入电力系统，冲击了原有电网平衡状态，源荷两端的变化是新 型电力系统的主要特征。电力供给侧和需求侧的实时平衡是传统电力系 统和新型电力系统均要满足的基本原则，电力的“即发即用”的物理特 性决定了实时平衡这个基本规律。因此，在新型电力系统中风光储能和 多元负荷大量接入的时候，考虑到源网荷储的各个要素跟传统电力系统 不同，加之又要满足实时平衡的客观规律，所以边界条件会发生变化。 例如，水电、核电和火电的源端燃料控制手段十分成熟，在燃料可控以 及终端负荷波动较小的情况下，负荷的预测较为准确，偏差在 0.2%左右， 因此传统电力运行十分平稳。但以风、光为代表的新型能源，源端能量 处于较大波动之中，同时负荷侧受端又接入了电动车、电采暖、变频制 冷系统等，使得负荷侧弹性更大，因此源荷两端的变化给新型电力系统 的安全、经济和稳定运行提出了较大挑战。

1.3. 新型电力系统的长效发展也面临着五大类挑战

首先，新型电力系统在保供压力上的挑战是空前的。极端天气频发导致 了保供难度提升，而新能源的接入更放大了这种压力。在保供的时候， 一般尖峰负荷以脉冲的形式出现，时间极短，但很多电源建设有周期性、 滞后性，同时新能源靠天吃饭，同时率有时不足 5%，所以高峰时段顶 峰的贡献十分有限，因此保供中的作用也有限，所以这也是要配储的原 因之一。考虑十四五规划之后，限电情况依然会存在，这类问题是新型 电力系统面临的重要挑战之一。

新能源的接入导致的电源侧和负荷侧的强不确定性，导致调节能力缺失。 相比于国外，其新能源消纳较为理想的原因是燃气在电网装机中占主要 比例，例如美国加州，主力电源是燃机，燃机跟燃煤相比，它能够在 1 分钟的时间范围内将额定装机出力从 0 提升到 50%以上，火电在相同时 间内只能提升到 2%左右，所以我国以煤电为主的发电构成使得自身的 出力变化无法与新能源的变化同步协调，也一定程度降低了接入新能源 以后的调节能力，从而电力平衡无法得到有效保障。

新型电力系统也是“双高”电力系统，双高系统的特性决定了内生的功 率变化特性，对安全稳定带来挑战。新能源占比高和电力电子设备占比 高意味着“双高”，在这种系统中，惯性、阻尼都较低，惯性是用来衡 量当电力频率变化时整个系统的一个缓冲能力。例如在传统火电的同步 机中，倘若发生事故，转子不会立刻降为 0，慢慢降低的这个过程，称 之为惯性，因此，电网故障发生的时候，惯性会注入功率和电压来继续 支撑，从而一定程度缓和甚至免除故障。然而在双高电力系统中，逆变 器为代表的电子化设备接入，从而系统不是高惯性，所以故障的时候光 伏和风机组件容易脱网，从而导致局部电压崩溃。所以，这也是在辅助 服务中增加了转动惯量、快速调压等新交易品种的原因所在。

新能源发电的规模要控制，否则会增加控制难度。传统千万千瓦级火电 站的调度相对单一，一对一的调度指令相对简单。但风光的项目体量小， 要达到火电相同发电量则要建设好几百个风光电站，所以调度任务也从 一对一到“一对多”，控制系统复杂度指数级增长。从负荷侧来看，现 在也要把多源负荷纳入调度范围，所以，源端数量增加叠加需求侧数量 级增加，因此，在当前新能源调度和消纳还未充分完成的背景下，控制 其规模的进一步增加有利于将来的良性发展。

监管和市场的体制机制更是新型电力系统安全运行的基础性支撑，适应 新型电力系统的体制机制亟待完善。当前面临主要矛盾是，一方面要多 负荷互动协调，而且要实时平衡，另一方面又要保证传统电网的稳定运 行规律。但我国目前电力现货市场改革刚刚起步，又例如新型储能的商 业模式也不太清晰，相应成本无法有效疏导。而且输配电价、上网电价、 销售电价的改革也有待深化。所以，要真正能实现源网荷储的各要素调 动来保证电网系统稳定运行，相应的监管机制和市场机制应该要发挥基 础性支撑作用。

因此要控制电网安全稳定运行，就要综合整个电网的要素进行高效高频 互动融合。原先在传统电力系统中，各要素的互动能力没必要很强，因 为负荷侧基本刚性，源侧做发电计划即可，调节幅度也不大。但如今， 随着新能源接入，资源调节能力出现了瓶颈，出现调节瓶颈的主要原因 就是主力电源的调节性差，比如火电爬坡效率、出力的变化速度等方面 要落后于新能源的变化。因此，这时候就要其他类似抽水蓄能、储能、 燃气甚至将来的小微发电等电能接入到系统里，然后用信息化、数字化 智能化方式去反应、互动和链接，保证各要素高效互动。因此，新型电 力系统的灵活性要求比传统电力系统更高。要完成这种要素互动融合， 就涉及到了电力信息化技术，电力信息化技术是新型电力系统提出的新 要求。

1.4. 信息化技术智能融合，护航电力系统全生命周期

新能源发电受气候影响较大，导致其发电具有较强间歇性与波动性，将 影响电网运行安全，先进的软件信息化技术可以精准有效解决行业痛点 与需求。“大云数物移智”等技术在电力领域的大规模、大范围应用赋 能软、硬件设备，能实现电源侧、电网侧、负荷侧及储能侧各类可控资 源与信息的数据接入与处理，全面提升我国电力产业数字化、网络化和 智能化水平。数字化技术与“电、气、热、信”等多网进行横向紧密耦 合，与“源网荷储”等各环节进行纵向高效深度融合，有助于多终端、 跨地域、跨业务电网的建设，实现万物互联及人机交互。

电力系统各个环节催生不同电力 IT 需求。电力 IT 在发电环节主要提供 功率预测、电站设计、装备检测、智能并网和电厂及企业内部运维管理 等服务。在输电环节，起电路设计、自动化监控、自动化运维和智能调 度的作用。在变电环节，有电路设计、配网故障定位检测、自动化监控、 自动化运维和配电网自动化系统的需求。电力 IT 在配电环节提供自动 化监控、运维和控制相关产品及服务。在最后环节，电力 IT 能实现用 电环节的交易结算、用电信息采集整理、智能营销系统、智能电表、虚 拟电厂、综合用能服务等等。

输电、变电、配电与调度作为电网生产部门和调度部门的主要环节，其 数字化转型关系着“源网荷储”的协调互动以及能源互联网的构建。智 能输电：除了特高压输电线路建设，输电环节的数字化建设主要在于通 过智能巡检、AI 与 ORC 等技术实现在线监测线路故障，提高线路防灾 减灾能力，降低线损率；智能变电：建设智能变电站实现信息采集自动 化以及在线分析决策，最终实现变电站无人值守；智能配电：利用分布 式电源接入、微电网、配电自动化等技术对配电网进行智能化监控管理， 提高供电稳定性，实现电网经济高效运行；智能调度：构建智能调度系 统，实时监测电网运营情况，确保电力供需平衡，辅助电网运行实施方 案。

从实践角度来看，信息化技术智慧融合的细分领域就涉及到了功率预测、 虚拟电厂等“发输变配用”的各个应用环节的数字化和智能化。当前我 国传统电力信息化、互动性程度较低，要提高各电力要素之间的互动， 就要提升信息化水平。例如之前对低压侧的分布式光伏处理比较简单， 如果发电较多，之后就直接控制表机，不让它发电，这样名义上虽然是 进入了整个电网，但潜在系统性没有体现出来，所以需要信息化技术提 供一种柔性的调送电能机制。比如聚合形成虚拟电厂，跟配电侧自动化 系统对接。再例如智能配电网，特别是低压下的元素调控、观测和预测， 这是未来新型电力系统信息化技术的着力点。所以，深度融合长时间尺 度新能源资源评估和功率预测、智慧调控、新型储能等技术应用十分刚 需，智慧融合相关技术可以推动系统友好型“新能源+储能”电站建设， 优化调度运行方式，新能源与储能协调运行也能大幅提升发电效率和可 靠出力水平，也能提升新能源主动支撑能力，使其逐步具备与常规电源 相近的涉网性能。

新型电力系统下，发电功率预测尤为重要。采用相关新能源软件，通过 与物联网设备相结合对新能源发电设备进行部署跟踪，对定时定点采集 的数据上传到新能源云平台数据库，从而实现数字技术为新能源产业赋 能的目标。包括，①对新能源场站发电设备的发电功率进行科学预测与 有效控制，保证新能源电力安全上网，提升能源企业的综合运营效率； ②并网智能控制软件，实现电力的实时平衡，电力系统需要根据整体电 力供需情况对新能源发电实现有效管控，使其具备可调性、规律性和平 滑性；③微电网能源管理：微电网控制提供了集成的模型驱动设计软件 和控制硬件解决方案，以开发、模拟、优化，测试和部署微电网，使得 微电网具有可微调的能力，以实现最大的系统弹性。新能源软件通过协 调各方共同搭建线上线下全面相互支撑的产业能源云和数据库，有助于 打破产业链各参与者的数据壁垒。

本质上讲，新型电力并网带来的难题就是新能源可控性太弱，所以就需 要新能源发电并网主动支撑技术。原来新能源方面还没有有功控制、无 功调节、频率控制和电压控制等等能力，在低、高电压穿越这种电网故 障应对上的能力也有限，所以新型电力系统中，需要自动发电控制 AGC 技术来协助有功功率变化，也需要在网内配置同步调相机或 SVG 来应 对无功缺失问题。再者，新能源并网后，预测方面有挑战，那就要多套 预测系统辅助实现精度的提升。所以，多类新能源发电并网中的支撑技 术的目的就一个，就是要保证新型电力系统下新能源跟常规的水电、火电等都成为可控的有效电源，所以新能源要向常规电源的控制能力和性 能要求去靠齐。

1.5. 乘信创与数据要素东风，AI 技术助力电力 IT 价值倍增

电力是行业信创领域八大重点行业之一，两大电网集团聚焦信创发展。 自 2013 年开始，国家正式开始实施 2+8+N 的信创体系建设。电力是关 系国计民生的基础产业，电力供应和安全事关国家安全战略，事关经济 社会发展全局。两大电网领军企业率先布局，国网、南网强调信创发展 重要性：南网《“十四五”电网发展规划》中提出逐步构建“合理分区、 柔性互联、安全可控、开放互济”的主网架形态，安全可控是重要要求 之一。国网发布实施国内企业首个“双碳”行动方案和构建新型电力系 统行动方案，大力实施新型电力系统科技攻关行动计划，努力打造新型 电力系统原创技术策源地。相关企业也纷纷布局，国网信通、远光软件、 东方电子、南网科技等相关能源消费、电网管理及数字运营的服务商纷 纷布局电力信创产品，推出相关嵌入式设计、物联网应用平台等相关产 品，为抓住电力信创市场机遇做准备。

新型电力系统网络将从“用”、“存”、“传”、“采”四大场景实现信息化， 拉动招标进度。新型电力系统支撑体系架构整体分为“三区四层”即生 产控制大区、管理信息大区和互联网大区，以及数据采、传、存、用四 层。其中数据传输层、应用层等信息化建设将加速电力信息化招标进度。

国网全面推行“数据主人制”，数据在电力产业链中的价值倍增作用呼 之欲出。根据国家电网报 2023 年 8 月 11 日披露，国家电网印发关于全 面推行数据主人制的实施意见，实施意见提出了全面推行数据主人制的 工作目标，坚持管业务必须管数据、管数据就是管业务，横向建立业务 负责制的数据管理模式，纵向促进数据管理职责落实到一线人员，实现 数据管理延伸到业务源头、下沉到基层一线，形成横向协同、纵向贯通、 源头治理的常态机制，全面提升数据质量水平，支撑新型电力系统建设 和数字化转型。同时，在具体行动路径上，国家电网明确在 2023 年聚 焦电网生产、客户服务、电力能量流三类基础数据，组织 27 家省级电 力公司完成数据主人的认定发布，初步建立基于数据主人的数据责任体 系；2024 年，加强数据主人制体系的迭代完善，推动数据主人有效发挥 作用；2025 年，实现数据主人制的制度化、常态化运转。

国家电网以数据为抓手加快数字化转型，旨在有效支撑电网生产和经营 管理。随着电力系统各环节信息化应用日趋增加，数据呈现指数级增长， 这对数据质量的治理提出了更高要求。因此通过这种“谁产生、谁负责” 数据主人制，以数据为抓手来抓治理，从根本上完善了责任体系，也保 障了物理电网和数字电网精准映射，从而推动了数据源端治理，为将来 进一步的业数融合也打下基础。从安全角度看，数据主人制也将支撑电 网安全生产和保障客户优质服务，为数字化转型和精益管理提效提速。

前沿技术在电网智能化应用中演绎较快，人工智能技术首次规模化应用 于输电线路发热检测。2023 年 8 月 14 日，国网电力空间技术有限公司、 华北电力大学等研发出了输电线路红外缺陷智能识别系统，并产业化应 用在了超特高压线路运维领域，这也是首次 AI 技术能够规模化应用在 输电线路发热检测领域。传统的输电线路发热检测依赖人工判断，效率 低、准确性小，从而导致的危险也大。在 AI 技术赋能下，系统只要上 传巡检红外视频，就可以识别发热缺陷，进而助力运维单位将跳闸停电 等隐患扼杀在萌芽中。技术团队正是利用了“最小化标注+阶梯式学习+ 干扰点屏蔽”的技术路线，实现了 90%的精度。由此可见，随着电网集 团这类公司试点大模型为代表的新型 AI 应用，再进行推广，电力各环节的智能化应用也将有广阔的市场空间。

2. 发输变配用各环节信息化能力已成为新型电力系 统的核心竞争力

2.1. 发电侧：新能源电站 IT 需求巨大，全方位智能化赋能

目前从发电侧出发，新能源发电厂的 IT 需求更大更迫切。传统能源发 电厂经过数年实践，智能化改造较为完备，现阶段更关注新一代数字技 术与生产、服务环节的深度结合；随着分布式光伏、风电等能源形式的 普及，可再生及分布式能源正在迅速增长，新能源发电站的信息化需求 与日俱增，相应的信息化技术日新月异。

电力 IT 的核心目标是提升能源系统的效率（能源利用率）和安全性（运 维稳定性），新能源发电侧的 IT需求重点包含两方面：一是电站建设及 运营，即电站设计及选址、电站智能运维及设备监测、电站内部管理软 件三大信息化需求；二是发电规划与调控，即功率预测、智能并网两大 信息化需求。

2.1.1. 因地制宜而建站，电站设计数字化赋能能源 EPC

新能源具有“靠天吃饭”的特性，因此发电 IT 体系从电站建设的设计 和选址开始就至关重要。EPC 包括设计、采购和施工三个阶段。随着新 能源产业近年来的快速发展，风电场、大型光伏电站的开发条件也愈发 复杂多样，基于平面化的二维地理信息系统在项目设计、施工和运维在 精细化、集成化、协同化等方面遇到瓶颈，逐渐无法解决设计成果质量 和效率之间的矛盾。

数字化解决方案可以赋能新能源资产选址与设计。在选址方面，基于物 联网、大数据等技术，利用无人机进行建设现场勘察，根据现场条件对 地形、阴影、土壤类型分析、植被剖面、面积/围栏等进行智能评估和筛 选，并根据所选地址的实际情况进行场址优化与自动出具设计方案；在 设计方面，BIM（建筑信息模型）技术是一种基于数字化的建筑设计、 施工和管理方法，它通过三维可视化模型，实现建筑物全生命周期的信 息管理。首先，线上 BIM 系统可以简化从内部设计、施工签约、监理到 技术方案审批的整套流程，通过系统线上操作即可实现跨地域、跨施工 单位之间的协调。其次，可以将三维数字化协同设计施工一体化技术应 用在工程全生命周期管理上，同时利用数字化技术协助质量考察和工程 电力文档的在线归档。最后，配套的数字化管理考核体系也可协助进行 施工管理。

以海上风电为例，数字化统筹管理尤为重要。海上风电场的选址要比陆 地选址复杂得多，风能资源、建设条件、施工条件及运营环境与陆上项 目均有不同，必须要符合海洋功能区划和岸线利用规划。在选址时，首 先要考虑必要的建设条件，包括并网、交通和施工条件等；其次，要考 虑自然条件因素，如风力、光照、气象及地质资源等；最后，其它考量 因素包括水动力及泥沙冲淤影响、生态环境影响和鸟类影响等。因此， 对海上风电 EPC 项目而言，数字化统筹管理尤为重要。由于距离陆地较 远，加之海上天气多变，海上建设作业需要缜密的工作计划，考虑建设 时间、工序、以及材料与备品备件的准备等。运用数字化解决方案能够 有所助益。

2.1.2. 功率预测助力电网调控与管理，保证电力供需平衡

新型电力系统首要解决的问题就是功率预测问题，功率预测系统在提升 了新能源利用效率的同时保证了电力系统的安全稳定。传统电力系统可 以在准实时前提下做风险预案，但风光电的波动近秒级变化，若发电侧 功率低于负荷侧一定幅度，会造成局部停电及社会生活和生产停滞等众 多严重的后果，产生较大的经济损失；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。因此就要求很窄的时段内要计算出下一个时间段的潮流变化以及故 障潜在点，调控方式从离线准实时向实时在线演进成了一个必然趋势， 因此在稳定可靠性控制方面，新型电力系统首要解决的问题就是功率预 测问题。为了化解新能源发电的随机性、波动性对电力系统平衡造成的 困扰，电网调度部门要求并网新能源电站需每日上报功率预测结果，以 制定合理的电力调度计划。通过对新能源场站发电功率的精准预测，可 方便电网企业预先了解不同时间段内新能源电力的发电规模，电网调度 部门提前做好传统电力与新能源电力的调控计划，改善电力系统的调峰 能力，增加新能源电力的并网容量，从而提高新能源电力的利用效率。

预计未来随着考核进一步收紧、电力市场和分布式能源大量接入，功率 预测需求将进一步提升。新能源装机越多，系统的混沌性越大，对于 系统的威胁性也会越大，新能源发电的考核将继续收紧。目前整体 政策对新能源调度考核区间容忍度较高，对火电只赋予了 2%左右的偏 差要求，而风光在 20%的偏差范围内不考核。随着新能源发电量的迅速 提升，宽松的考核区间难以维持电力系统的电力平衡，电网安全风险随 之增加，因此未来新能源的考核区间进一步收紧是可预见的趋势，在此 情景下功率预测的重要性将持续提升；随着分布式光伏不断接入国家网络，功率预测技术也能辅助分布式的小量级能源成功耦合到主配网当中 或发电计划当中，功率预测能保证新型电力系统的可观测、可调控。

电力现货市场的快速发展也对功率预测技术提出高要求，功率预测精准 与否也能降低成本投入。未来随着电价波动频率（从 15min 到 5min、1min） 的提升和波动范围的扩大，发电侧将更加依赖功率预测。电力现货交易 市场的模式下，电价受供需关系影响，火电充任光电和风电的后备部 队，在负荷侧的预测用电量给定情况下，新能源出力多、电价就会下 降。因此不仅是预测错误之后罚款的合规需求，电价高低会直接影响能 否收回成本的问题。新能源项目在投资规划中，将不再与以往一样，完 全按照固定电价、固定小时数收益的因素去核算，而是要结合市场化因 素对项目的接入电价进行预测。在新能源进入市场化交易后，项目的发 电优先排序、出力曲线等都将成为收益测算的重要指标，在这样的趋势 下，唯有充分有效的功率预测可以保证现货市场量价的高水平。

功率预测系统由服务器、测风测光设备以及预测模型等共同构成。功率 预测系统主要由预测服务器、安装于服务器内的软件和测风或测光设备 构成，系统为功率预测软件提供运算环境、数据传输、电站当地气象数 据的监测和获取等；功率预测软件内有预测模型，主要用于超短期功率 的计算和预测。短期功率预测数据报送与电网后，用于电网调度做未来 1 天或数天的发电计划；超短期功率预测系对新能源电站及时发电功率 的预测，用于电网调度做不同电能发电量的实时调控。

2.1.3. 智能并网管控电力生产，保障电力实时平衡

为实现电力实时平衡，电力系统需要根据整体电力供需情况对新能源发 电进行有效管控，使其具备可调性、规律性和平滑性。新能源电站通过 引入并网智能控制系统来实现根据电网的要求对电力生产情况进行实 时管控。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。

自动发电控制系统（AGC 系统）以光伏/风电的并网有功功率为控制目 标。根据电网需求的变化和电网调度指令，结合电站内机组的状态、损 耗等，通过优化算法，制定优化控制策略等，使电站满足电网的电能调 控需求。

自动电压控制系统（AVC 系统）以光伏/风电的无功功率为控制目标。 将采集的逆变器/风机和无功补偿装置实时运行数据上传电网调度，同时 接收电网调度下发的电压控制指令，经过模型分析和策略模块的分析计 算，通过对逆变器/风机、无功补偿装置、调压变压器分接头等设备的统 一协调控制，实现电站并网点电压的闭环控制和电站的优化运行，满足 电网的调控要求。

自动发电控制系统和自动电压控制系统的控制过程涉及到了用户端、电 站端和调度部门。在流程上，电网调度部门收集各个新能源电站的功率 预测数据和其他生产计划数据，然后电网调度部门根据对区域用电需求 进行的预测以及省级联络线的输电计划，制定电能生产需求。随后，根 据电能预测数据、用户端电能需求预测数据以及电力系统现状，制定发 电计划和调度计划；调度层面，电网调度部门根据发电计划形成调控命 令，下发每个新能源电站，新能源电站根据命令进行电能生产的调整和 控制，新能源场站实时向电网调度部门反馈生产电能情况，双方对命令 执行情况进行修正。

快速频率响应系统以电力系统频率为调控目标。频率是电力系统主要的 安全稳定指标，频率不稳定会直接影响电网安全。频率的大小由发电端 有功出力和用户端负荷消耗的供需平衡关系决定，供大于求时频率偏高， 供不应求时频率偏低，只有供需基本平衡时频率才会稳定在50Hz左右， 这时常规的按照 50Hz 额定频率生产制造的电器设备才能最大效率地运 转。基于频率的这一特点，发电端频率调整的主要方法是调整发电有功 功率。

2.1.4. 电站智能运营及设备监测解放生产力，增加便利性

新能源资产人工运维成本高，数据实时采集难，智能运维监测系统化解 困境。新能源资产数量大、分布广、地点偏，风电资产还具备体型高、 设备转动等特点，导致人工运维成本交高，同时数据实时采集难，不便 对突发事故进行动态实时监测。智能运维监测系统可以通过物联网传感 设备对发电设备进行监测控制，并且实时采集数据上传到云端进行人工 智能分析管理。运维工作人员远程操控无人机设备对场站内的进行实时 维稳，能够最大程度提升场站设备的运行效率，降低发电损耗。

具体的智能运维检测一般有三个维度：无人监控与巡检、设备健康预警、 数字孪生。在无人监控与巡检领域，企业可以通过结合机器人定位系统、 监控系统和预警系统等，实时监控新能源资产的设备状态，及巡检机器 人的状态和路径。根据埃森哲研究数据，无人监控与巡检可降低巡检成 本 25%-30%，降低维护成本 20%-30%，减少安全事故发生率 70%-90%， 因避免生产效率下降而造成损失所带来的收入增加约为 5%-10%。

设备的智能运维需要建立在对关键部件状态的充分采集和监测的基础 上，进行风险分析和预警。在设备健康预警领域，一般利用 SCADA、 CMS、智能传感器等对设备的状态进行实时追踪，全面了解所有关键部 件的健康状况，并对存在风险的设备进行预警，以便维修人员提前准备 检修方案。

发电站的数字孪生映射可以实现整体结构的实时运维分析。数字孪生下， 通过三维可视化的手段将整个新能源发电站的整体结构、设备分布情况 在系统上进行立体化呈现，满足多样化展示需求，方便运维人员了解设 备信息，从而集中控制设备并实现远程维护。

对于风电发电侧，智能化有线监测系统在风电行业中逐步获得广泛应用。 由于风电的核心设备发电机组主要分布在戈壁、丘陵、沿海或海洋等地 域偏远、人员稀少地区，风电行业具有设备运行位置高、设备维修费用 高、日常巡检难度大、现场工作人员易流失等行业特点。目前通过使用 有线监测系统可有效实现对风力发电机组远程集中实时监测，提升设备 监测和管理智能化水平。

光伏组件维护是运维中的重中之重，巡检与缺陷诊断数字化手段十分刚 需。光伏组件的污渍、遮挡、热斑等高频问题是导致电站设备故障的主 要原因，若能及时发现这些问题并处理，电站的总体发电效率将大幅提 升。现有的光伏组件的运维是通过光伏组件后置监控器、人工手持热像 仪穿梭检查面板并记录热斑位置来实施，这种传统的人工运维方式面临 着效率低、成本高的问题。针对光伏电站巡检与缺陷诊断受制于复杂地 形的问题，应用旋翼无人机和激光雷达高精度定位技术和相配合的光伏 电站智能巡检与缺陷诊断策略已成为当前较为有效的解决方案。利用无 人机巡检现场，采集海量多源（可见光/红外）图像数据，通过利用 AI 技术进行融合分析，精准判断故障类型（组件热斑与隐裂状态）及其对 电站发电效率（索结构外观与光伏组件缺陷）的影响，为电站运维提供 辅助决策，人员经验依赖性弱，设备故障发现效率高，提升光伏发电厂 效益。

随着新能源电站数量和装机容量的不断提升，如何提高电站的运营管理 效率也已成为关注的重点。新能源电站智能运营系统基于先进小微传感 单元采集多源数据，融合 AI 和大数据分析技术。对电站所相关的各类 数据进行实时采集、分析，并通过终端显示电站运行情况，对故障、问 题提供预警及警报。在整个环节中大幅提高了设备运行的保障度和人员 的安全性。智能运营系统通过配备智能监测、告警管理、运维管理、统 计分析、日常办公等模块，可实现电站远程监控、数据统一管理、智能 运维、运营指标分析等功能，可减少电站的人员配置，提高电站的运营 效率和管理效率。

2.2. 输电侧：自动运行监测，实时评估预警

输电线路分布广泛，传统人工巡检存在实时性差等诸多问题。我国能源 资源与负荷（供给与需求）呈现逆向分布，煤炭资源多集中在西部和北 部，水能、太阳能主要分布在西北和西南地区，而能源需求则集中在东 部。因此输电线路分布广泛、线路长、基塔高，路径多选择分布在山地、 丘陵等地带，传统人工巡检的方式存在安全性低、管理难、效率低、响 应慢、实时性差等问题。

输电环节的数字化建设主要在于通过智能巡检、AI 与 ORC 等技术实现 在线监测线路故障，提高线路防灾减灾能力，降低线损率。输电线路智 能运维管理主要分为通道可视化及本体状态监测、无人机巡检及机器人 巡检，三种输电线路智能运维管理方式应用于不同的具体场景，相互补 充，共同参与完成整个输电线路的智能运维管理。

通道可视化及本体状态监测能够全天候全时段在线自动运行监测，可以 及时发现输电线路通道的安全隐患及对本体整体运行状态进行评估。国 家电网研发出一套输电线路巡视图像智能分析系统，该系统能够对输电 线路中的绝缘子爆裂、鸟巢、线夹倾斜等典型故障的识别率高达 94%以 上，同时，系统运行效率是传统人工的 3～5 倍，技术性能总体达到国 内领先水平，部分技术指标国际领先，目前该技术已在全国 27 个省试 点应用。

作为线路特巡的一种手段，无人机巡检对线路进行巡视，用于发现线路 较为细节的缺陷，大部分还需要专业人员在现场操控。目前我国电网规 模已居世界首位，架空输电线路巡检是保证我国输电线路安全运行的关 键技术手段。我国特高压线路杆塔一般高达 50m 以上，人工检测变得很 难准确识别故障。这就需要一个合理的智能巡检方法，目前我国架空输 电线路巡检的重要手段是依靠无人机，人工操作巡检，减小了巡检危险 性，远程操控无人机代替巡检人员到恶劣环境下进行巡检，但此方法依 然依靠人为主观判断，随着人工智能技术的发展，我国开始研制能够自 动判断线路故障的巡检无人机，不过数据分析、图像识别仍然需要极大 的分析做支撑，研究人员还正在努力将算法轻量化。目前绿土基于机器 学习算法和缺陷样本训练了缺陷识别模型，开发了 AI 缺陷识别工具， 可对散股、销钉缺失、绝缘子、金具锈蚀、导线绑扎、树障进行 AI 自 动缺陷识别，可以进行精确、高效的自动巡检任务。

机器人巡检主要用于电缆隧道场景应用，按照设定的线路或铺设的导轨 对重点点位进行巡视。机器人巡检可以对山体等地形复杂地区进行巡检， 人工巡检复杂地形有时需要经过沟壑、沼泽，甚至还要面临高反等困难， 机器人巡检可以解放人工，目前能够做到人工效率的 6 倍以上。广东电 网能源技术公司已研发出标准式室外轮式巡检机器人智能巡检机器人 系列产品，具有异常温升检测、设备状态识别、室外环境监控检测等功 能，可实现全天候、全自主、全方位智能巡检。

配合巡检等工具，输电线路智能运维平台实现输电网络精细化管理。该类平台是集全方位感知、监控、分析、预警为一体的三维可视化平台。 目前，输电线路智能运维平台具备线路通道三维可视化、输电线路通道 缺陷隐患分析、输电线路工况模拟分析、电网调度决策可视化等功能。 通过打造设备、通道环境、运行状态的三维数字可视化，来服务于输电 线路精细化管理；平台可以汇聚输电线路设备数据、缺陷数据、隐患数 据、三跨数据、运行数据，建立各设备资源的全生命周期管理，实现多 源数据管理与共享；针对直升机巡检、无人机巡检和移动端巡检，平台 支持巡检路线绘制、轨迹回放及巡检仿真漫游，从而实现巡检任务管理 和巡检进度监控。

2.3. 变电侧：变电站设备检修监测向自动化、状态化发展

电力设备维修方式包括事故检修、定期检修和状态检修。电气设备监测 一般分为在线监测、带电检测和离线检测。带电检测、在线监测一般与 状态检修模式相匹配；离线监测则与被动检修、定期检修的模式相匹配。 随着电网规模扩大、电力设备数量增加和运行标准要求的日趋严格以及 电网智能化发展的快速推进，以运维巡视和停电试验为主的传统运检手 段已不能全面评估设备的健康状况，尤其对大型设备、全封闭型设备的 潜伏性缺陷更不易提前发现。

智能变电站与传统变电站最核心的区别之一，是设备检修监测从人工化、 定期化向自动化、状态化过渡，对智能电网建设意义重大。变电站的自 动化可以分为两方面：一是设备状态监测与管理，二是变电站智能运维。 设备监测与管理主要是通过各种信息平台，借助信息化的方式整合变电 站内的各种数据和信息，以此实现相关电气设备的管理，保证整个变电 站的集成。通过利用智能技术，强化数字平台的构建，进而保证了电网 的正常运转；同时，还可以优化变电站，提高电网的质量和效率。

变电站智能运维系统能够通过信息采集自动化以及在线分析决策，最终 实现变电站无人值守。对配电室进行智能化改造，需要通过安装在现场 的智能采集元件将变配电设施运行状态、数据、温度、视频等电气量和 动环量信息上传至管控平台，并在平台大厅对其进行 24 小时远程监控， 实现对配电设备资产信息、电气运行信息和运维服务信息进行多维度监 测分析，实现云端实时监控、专家集中值班，达到无人值班、少人值守， 并提高供电可靠性、提高配电管理水平的目的。实时监测高压配电、低 压配电、直流屏监、变压器温度、配电室环境及安全等，同时还可以根 据企业和行业的需要，进行定制化配置监测，通过动环系统进行整体把 控监控，让设备能够在良好的环境下进行运作，保证了电力系统的自动 化运行和维护，为变电站的整体稳定运行打下了良好的基础。

2.4. 配电侧：设计软件为基，自动化技术为用

2.4.1. 配电网智能化要求提升，分布式智能电网快速开启

配电网是能量流与信息流融合而成的网络，也决定了它对信息和物理系 统的整合难度较大。通常 110kV 及以下的电力网络属于配电网络，配电 网是从输电网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地或逐级分配给 用户的电力网，它在电力网中起着分配电能的重要作用，具有规模大、 结构复杂、点多面广等重要特征。并且配电网中信息系统与物理系统高 度融合、电源和负荷高度融合，所以面对分布式电源广泛接入，能源和 信息要能够保证双向流动。这些配电网的特征就决定了新型电力系统下， 配电网智能化要求要更高。

配电网的智能化、智慧化水平在不断提升，分布式智能电网在逐步开启。 当前源端和终端加了很多传感器，在调控以及配电自动化里面，也有了 很多算法和加密装置，智能配电网在持续演进，但因为配电网投资体量 较大，假定一个县城投资 10 亿左右，全国有 2000 多个县城，投资体量 之大导致配网的改造不能快速完成，因此智能配电网演进的过程是个循 序渐进的过程。在配电网领域的分布式电网层面，基于分布式新能源的 接入方式和消纳特性，就得建设分布式新能源规模化开发和就地消纳为 目标的智能电网。

首先实现配电网的信息化才可能实现配电网的智能化，配网系统中通信 系统是核心，设计软件是基石。智能配网系统配用电自动化系统由主站、 通信系统、自动化监控终端设备三大部分构成，形成一个完整的信息传 输与处理系统，实现对配电网运行的远程管理。对于智能配网系统来说， 三大部分中通信系统是实现数据传输的关键和核心，通信系统将主站的 控制命令准确地传送到众多的远方终端，且将远方设备运行状况的数据 信息收集到控制中心。智能配网通信系统可由多种通信方式组成，主要 采用光纤和电力载波通信方式。另外，在配电网设计上就需要相应的软 件产品来整合各类设备模块，进行整体模拟和实验，从而为施工进行指 导。

随着配电网愈发分散，系统复杂度日益提升，配电网运营管理的主要落 脚点是方便设备、检修和用电的管理。当前配电网已经包含了大量设备， 遍布于整个供电区域，传统的人工管理方式已经不能满足日常管理工作 的需求。所以，这时候可以借助地理信息系统平台，应用自动绘图工具， 以地理图形为背景绘出并可分层显示网络接线、用户位置、配电设备及 属性数据等，支持设备档案的计算机检索、调阅，并可查询、统计某区 域内设备数量、负荷、用电量等。

2.4.2. 功能模块化，设计软件提效显著

配电设计软件可以在有效辅助设计人员贯彻执行典型设计标准同时提 高了设计工作的效率和质量。在以新能源接入与消纳为主的配电网工程 量陡增背景下，软件面向设计企业，以智能技术手段带来配电网设计质 量提升和设计效率提高，从而实现降本增效，通过产品的推广可以进一 步提升公司的经济效益。通过标准化的操作范例，配网设计软件可以符 合地区选材标准，而且能满足绝大多数条件下的需求，随着软件的便捷 性提高，可以进一步保证图数一体化、制图快、统计准、报表多且运行 稳定、结果可靠等特性。

设计软件通常包括五大模块，即“线路平面图设计”、“线路断面图设计”、 “线路设计优化”、“材料统计输出”以及“设计物料管理”模块。“线 路平面图设计”模块下，工程师可以完成线路路径图的设计绘图，并能 够处理工程线路的新建、拆除、改建、并架及入地等情况；“线路断面 图设计”模块下，可对 GPS、全站仪等勘测仪器输出的测绘数据进行分 析处理；设计人员利用“线路设计优化”模块可以在平面图上进行杆号 排布、杆位升降、移动杆塔及删除杆塔等杆位调整；软件在成图后，通 过配置默认材料模块及设置材料模块对各设备实体进行材料赋值，继而 通过材料统计输出模块生成多种材料统计报表；“设计物料管理”模块 中， 支持用户自主维护地区数据标准，结合地区工程所需的杆塔、变压器、开关等杆上设备及拉线等支撑设备数据完善数据库，确保设计功能 模块调用设备材料的准确性。

2.4.3. 配电网自动化技术助力配网体系状态管控和生产运营

除了基本的配网设计，还需要在运行和管理层面对配网进行状态管控和 生产自动化运营。配电自动化是指以配电网一次网架和设备为基础，利 用计算机、信息化及通信技术，通过相关集成系统，实现对配电网的监 测、控制和快速故障隔离。配电自动化的基本功能可分为运行自动化功 能和管理自动化功能两方面。数据采集与监控、故障自动隔离及恢复供 电、高压及无功管理、负荷管理、自动读表等，称为配电网运行自动化 功能；设备管理、检修管理、停电管理、规划及设计管理、用电管理等， 称为配电网管理自动化功能。

SCADA 系统功能是配电自动化的基础性功能。数据采集与监控又称为 SCADA，是远动“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）功能的深化和扩 展，使调度员能够从主站系统计算机界面上，实时监视配电网设备运行 状态，并进行远程操作和调节。配电自动化的负荷管理层面，负荷管理 功能需要监视用户电力负荷状态，并利用降压减载、对用户可控负荷周 期性投切、故障情况下拉闸限电三种控制方式削峰、填谷、错峰，改变 系统负荷曲线的形状，以提高电力设备利用率，降低供电成本。传统的 负荷管理主要是供电企业控制用户的负荷，而新型电力系统下，更加需 要在需求侧的管理，根据用户不同用电设备的特性、用电量并结合天气 情况及建筑物的供暖特性，依据市场化的电价机制，如分时电价、论质 电价等，对用户负荷及其经营的分布式发电资源进行直接或间接控制， 供需双方共同进行供电管理，以节约电力、降低供电成本、推迟电源投 资、减少电费支出，形成双赢局面。

2.5. 用电侧：能源服务、交易预测与虚拟电厂护航电力市场

在用电侧，“能源互联”将成为未来的主要转型趋势。用户侧能源形式丰 富，既包括分布式光伏等发电设备，也包括各类用电设备和电力储能设 备。“能源互联”将更加注重零售侧的服务和用能管理，发电企业有机会 针对分布式光伏、 储能、电动汽车充电等提供更多种类的服务。同时， 随着电气化和智能化的普及，终端用电设备将更加多样化，发电企业可 以提供电车用能服务、能效提升、需求侧响应等服务。

新能源企业在电力市场化交易中的参与程度越来越高。2022 年，在新能 源参与交易的现货试点区域，为保障新能源充分消纳，政府相继颁布了 一系列政策法规，在强调新能源优先发电的同时，鼓励采用多种市场化 手段促进新能源消纳，开展了新能源消纳机制创新实践，如调峰辅助服 务、新能源直接交易、省间电力现货交易等。目前，第一批试点中甘肃、 山西、山东和蒙西已经进入了长周期结算运行。第二批试点省份中河南、 辽宁、湖北等省份也在 2022 年进行了多次模拟试运行，其中，湖北已 经在 2022 年底进行了试结算。青海、新疆、陕西等省份作为非试点省 份亦发布了现货相关规则，其中陕西同时组织了试运行。

随着电力体制改革的深化和落地，“十四五”期间市场化交易电量将迅 猛发展。根据埃森哲统计，自 2015 年以来，全国电力市场化交易量始 终保持两位数增速。根据国家能源局数据，2021 年全年市场化交易电量 约 3,500TWh，同比增长 15.7%，占全社会用电量的 40%以上。同时，深 化辅助服务市场建设，挖掘调峰能力约 90GW，增加清洁能源发电量约 80TWh。

2.5.1. 电力交易预测助力电力市场平稳有效运行

电力交易辅助预测市场积极开拓，与电力市场化进程相伴相随。对于现 货市场，价格分析预测主要应用于两个重要场景，分别对应中长期交易 决策和现货交易辅助决策。一是日前现货交易场景下，对日前和实时价 差分析预测，二是配套现货的中长期交易场景下，对未来日前现货价格， 以及集中、挂牌等中长期价格水平的预测。按照规划，未来我国成熟的 电力市场中，会有双边交易、中长期交易、日前和实时交易等多种交易 方式，特别是在风、光、储等新能源迅速发展，大电网结构日趋复杂的 背景下，完善优质的辅助服务是能量市场和电网安全可靠运行的基础。

2.5.2. 能源即服务，促进能源供需互动和市场化发展

综合能源服务具备 2B 和 2C 双重属性，能源互联网平台赋能多样化场 景。一方面，企业可以通过软件应用和技术服务，助力国家电网、南方 电网、能源集团等客户实现数字化升级，沉淀中台能力和平台产品；另 一方面，企业可以通过构建自有能源互联网平台，携手合作伙伴开展能 源需求侧的服务和运营，通过聚合分布式光伏、电动汽车、中小工商业、 居民端等需求侧资源，为终端用户构建多种能源服务新场景，实现电力 能源的供需互动和资源优化配置，促进终端能源消费电气化和电力市场 化发展。例如，通过能源互联网平台，C 端可以实现生活缴费、聚合充 电等，B 端还可以进行市场化售电、需求响应等能源运营场景，并结合 分布式光伏云平台、储能等，可以形成更加丰富的能源互联网平台业务。

能源综合服务主要市场参与主体可分为能源公司、售电公司、服务公司 和技术公司四类。技术公司将信息技术与能源相融合，包括传统能源技 术公司和以大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等新兴技术为 主的公司，通过云计算和大数据平台体系架构以及组件技术和微服务理 念， 来实现云平台内的各项服务和应用。能源公司和售电公司有望成为综合能源服务领域的主要力量，大型国企和有实力的民营企业将发挥重 要作用，同时，售电公司也将以售电为切入点，迅速崛起，推动业务拓 展。

营销 2.0 是综合能源服务的典型代表，也是国网公司“数字新基建”重 点建设任务，系统建设需求量逐年递增。目前，国家电网公司能源互联 网营销服务系统（简称营销 2.0）已经形成了市场、服务、业扩、计费、 管理、计量等 21 个业务类，66 个业务子类，560 个业务项，2410 个业 务子项。根据国网信通统计，截至 2023 年 5 月，营销 2.0 已实现在江苏、 浙江、安徽、山东、福建、天津、上海、湖南、山西 9 家省（市）公司 上线运行，共支撑 20 万员工应用，服务 2 亿多客户，累计登录 19.18 亿 人次，生成工单 1.18 亿条，收费 14.3 亿笔。现阶段，营销专业待演进 系统 25 套，以省侧营销核心业务系统为始，分四个阶段梯次完成现有 系统演进，至 2023 年 12 月底，完成总部、省侧所有营销业务系统演进。

2.5.3. 多源聚合创新商业模式，虚拟电厂加速电改进程

通过对分布式电源、储能、柔性负荷等多电源的有效聚合，虚拟电厂实 现电网智能控制，革新电力商业模式。2018 年 3 月，国际电工委员会 （International Electrotechnical Commission,IEC）立项首批虚拟电厂国际 标准，国网冀北电力有限公司牵头开展了虚拟电厂国际标准编制。随后，重新给出了虚拟电厂的标准定义：虚拟电厂是一种聚合电网调度中原本 看不到、控制不了的负荷侧可调节资源，形成可调控、可交易单元，直 接参与电网调度控制和电力市场交易的智能控制技术和商业模式。

在具体展现形式上，虚拟电厂具有多种组合方式。根据埃森哲论述，目 前常见的虚拟电厂类型包括分布式风电+储能、分布式风电+电动汽车、 楼宇+储能等。通过对具有不同负荷特征的用户主体进行组合，利用各 自负荷在日负荷率、日峰谷差率、日最大利用时间等特征值上的错峰互 补效应，引入人工智能技术对负荷曲线进行聚类，可以在一定程度上平 抑虚拟电厂内部分布式能源主体的自身波动。所以，其中算法是虚拟电 厂的核心，通过多维度的时间序列和信息的输入，包括电力交易中心价 格预测、输电运营商的节点数据、天气预测数据、实时的发电资产状态 数据、历史数据等，输出最优的运营策略，完成对发电资产的自动控制。

虚拟电厂根据组成结构可分为：电源型、负荷型、储能型、混合型。电 源型虚拟电厂具有能量出售能力，可以参与能量市场，并视实际情形参 与辅助服务市场。负荷型虚拟电厂具有功率调节能力，可以参与辅助服 务市场，能量出售属性不足。储能型虚拟电厂可参与辅助服务市场，也可以部分时段通过放电来出售电能。混合型虚拟电厂则定位全能型选手。

虚拟电厂产业链由上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方构成。 上游基础资源主要包括可调负荷、分布式电源和储能设备。中游集中了 虚拟电厂市场的主要玩家，其中资源聚合商主要依靠互联网、大数据等， 整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，增强虚拟电厂的统一 协调控制能力，是虚拟电厂产业链的关键环节。产业链下游为电力需求 方，由电网公司、售电公司和大用户构成。电网公司作为电网运营商， 是电力市场的重要买方。售电公司包括独立售电公司、拥有配网运营权 的售电公司和电网领域的售电公司。大用户主要指 B 端可直接参与电力 批发市场交易的工商业电力大用户，各省从用电量、电压等级、产业类 别等方面设计各自的大用户标准。

在当下的虚拟电厂赛道，主要玩家有三类，即电网领域信息化板块企业， 智慧能源和 IT 领域方案提供商，新能源、新型储能等领域企业。虚拟 电厂作为资本、资源和技术高度密集型行业，具有一定进入壁垒，但由 于行业发展潜力巨大，吸引了众多领域企业入局，企业类型多样，但市 场集中度不高，竞争较为激烈。一是电网领域信息化板块企业，依托在 电力、通信领域经验技术和电网公司丰富的信息通信资源，具有开展虚 拟电厂业务的先天优势，成为当前示范项目主力，如国网信通、国电南 瑞、远光软件等；二是智慧能源和 IT 领域方案提供商，主要依托能源领 域系统开发、控制计量、数字化转型等技术储备实现虚拟电厂系统优化， 通过与能源领域企业合作实现资源整合与业务拓展，如恒实科技、华为、 易事特、金智科技、科陆电子、东方电子等；三是新能源、新型储能等 领域企业也开展虚拟电厂技术研发和布局，如天楹股份、电享科技、国 能日新等新能源科技企业与部分新能源车企。

3. 双碳战略引领，电力数字化空间广阔

3.1. “双碳”与新型电力系统双重战略推动电力 IT 产业建设

随着“双碳”战略的持续推动，电力市场化改革加速落地。中国的电力 行业经历着分布式发电逐步取代集中式发电、新能源发电逐渐取代传统 能源发电，以及终端能源电能替代传统用能的趋势。2021 年 10 月，国 家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》， 一方面推动燃煤发电量全部进入电力市场，并扩大市场交易电价上下浮 动范围至 20%；另一方面全面取消目录电价，推动工商业用户全部进入 电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。2022 年 1 月，国 家发改委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明 确全国统一电力市场体系到 2025 年初步建成，到 2030 年基本建成。中 国的电力市场随着电力体制改革的深化和落地，市场化程度不断提升， 中国的碳交易市场正在快速崛起，未来有望成为全球最大的碳交易市场。

双碳目标下，以新能源供应为主体的新型电力系统将给现有电力系统带 来战略性、全局性变革。2022 年，我国发布了一系列政策文件，强调加 速风电和太阳能发电发展，推动大型风电光伏基地建设，积极发展非化 石能源，构建新型电力系统。这些政策涵盖了新型电力系统的顶层设计， 要求绿色低碳发展，技术升级，电源结构协调，数字化智能化运行等方 面的优化。为实现可再生能源目标，我国提出多项行动计划，包括陆上 风电和光伏发电基地建设，光伏多场景融合开发，支持大型风电光伏基 地和分布式能源的开发建设与并网运行。此外，我国还强调加强可再生 能源标准体系建设，尤其以光伏和风电为主，以及加快储能标准体系的 完善，以支持新型电力系统的建设和运行。同时，推动储能、分布式发 电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易， 也成为电力现货市场发展的重要方向。

为推动新型电力系统发展，明确“三步走”路径。2023 年 6 月，国家能 源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，制定了新型电力系统“三步 走”的发展路径。2023 年 7 月 11 日召开的中央全面深化改革委员会第 二次会议强调，要科学合理设计新型电力系统建设路径。《蓝皮书》指 出，新型电力系统是构建在确保能源电力安全和满足高质量发展需求基 础上的关键组成部分，以高比例新能源供应为主线任务，具备源网荷储 多向协同、灵活互动的特征。发展路径分为三个阶段：加速转型期，以 新能源逐步主导发电，电网进一步扩大，用户侧电力消费模式变革，灵 活调节能力提升；总体形成期，碳排放稳步降低，新能源发展着重于安 全可靠替代能力，系统清洁化进一步提速；巩固完善期，新能源成为主 要发电源，传统电源转型为系统调节性电源，储能技术协同运行，系统 实现动态平衡，能源系统运行灵活性大幅提升。

在“双碳”与新型电力系统构建的双重战略目标驱动下，电力能源系统 数字化转型加快。传统电力产业背景下，“发-输-变-配-用”各环节是孤 立的，协同难度较大从而导致电力效率低。随着 5G、大数据、IoT 等数 字化技术与生产经营及管理等各环节融合，可以减少电力生产环节的冗 余，构建安全可控和高效敏捷的综合性能源基础设施，因此新兴技术的 运用也成为能源生产架构、存储方式及终端消费模式均在变化下的破局 之道。国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》提出，加快能源产 业数字化智能化升级，实施智慧能源示范工程，并对智慧电厂等建设进 行了规划。其中包括推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机器 人替代、大数据辅助决策等技术应用，推进电站数字化与无人化管理， 开展新一代调度自动化系统示范。

功率预测需求相关政策应运而生，功率预测精度和数据服务质量将对电 站的运营与盈利情况产生直接影响。国家有关部门制定了《电厂并网运 行管理实施细则》、《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个 细则”）等一系列相关管理政策及技术规范，其中《电厂并网运行管理 实施细则》设有单独条款规定新能源电站定时向电网调度部门报送功率 预测数据，以及新能源电站报送的功率预测结果精度评估规范及应达到 的精度指标，对于不符合精度指标要求的情况，则规定了具体的考核条 款，因此功率预测精度和数据服务质量将对电站的运营与盈利情况产生 直接影响。另外，随着新能源电站并网装机规模的不断扩大，各地区能 源监管机构、电网公司及电力研究院等通过持续更新发布“两个细则”、 功率预测系统技术功能规范标准文件等相关政策和技术规范的方式，对 新能源发电功率预测精度、功率预测时长和功率预测数据类别等方面持 续断提出更多和更高要求，这使得新能源电站发电功率预测系统的功能 更加复杂，对于预测精度的考核也日趋严格，市场对于功率预测服务厂 商在预测系统功能、预测精度和技术服务及时性等方面的持续提升也有 着迫切的需求。

3.2. 电力企业投入巨大，电力数字化市场快速攀升

我国电力数字化市场规模呈稳健增长态势。“十四五”规划明确了智慧 电网、智慧电厂的建设目标，两大电网及发电集团在数字平台、物联网 平台及场景化应用软件上的投入需求将持续释放。据艾瑞咨询建模测算， 2021 年中国电力数字化核心软件及服务市场规模为 414 亿元，2021-2025 年复合增长率为 19.3%，预计 2025 年市场规模达 839 亿元。

电力数字化技术发展持续推进，电力相关企业投入逐年提升。根据中国 电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告 2023》， 2022 年， 电力行业主要电力企业数字化投入为 373.3 亿元，比上年增长 22.3%， 电力数字化领域的专利数量、软件著作数量、获奖数分别为 2872 项、 38794 项、4971 项。

3.3. 电力 IT 各环节应用层出不穷，细分市场成长迅速

数字化技术渗透至电力产业“发-输-变-配-用”各个环节，电力数字化应 用场景广阔。随着国内外电力行业的转型，发电企业也将从“重资产、 轻服务”的旧模式逐步向以客户服务为中心的新模式转型。未来，根据 发电侧、输配电侧和用电侧的转型方向，发电企业在不同的细分领域均 有参与的机会，并提供多样化的数字化解决方案。同时，数字化技术也 将加速发电企业的低碳转型之路。因此，电力 IT 各环节的企业主体参与 市场的广度和深度在快速拓展，在发电侧可以提供新能源资产全生命周 期管理、智慧运营、出力预测、碳管理以及能源交易等方面的解决方案； 在输配电侧可以提供智能配电网的解决方案；在用电侧，由于用电场景 的多样化与复杂性，对企业来讲有更多提供服务的机会，例如光储充一 体化、综合智慧能源管理、用户侧储能和智能充电桩解决方案等。

3.3.1. 风光发电催化，功率预测和并网控制市场快速拓展

风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，价格竞争力持续增强。光 伏与风能度电成本不断下降，促进光伏与风能装机并网容量提升，预计 2024 年中国风力、光伏发电量将达 551.7 和 476.9 百万千瓦：伴随着风 力、光伏发电机组大规模并网发电，新能源电力消纳能力的瓶颈也愈发 凸显。风力与光伏发电的自然特征十分明显，且风、光发电的随机性和 偶然性因素较难预测，大规模接入对地方电网安全、运行将会产生重大 的影响。在新能源装机规模较小的时候，其对电网冲击影响有限。但当 新能源发电渗透率超过基准线后，大规模新能源机组发电上网后当地电 网调峰与送出的压力陡增。因此，充足、动态的感性和容性无功调节能 力对电网而言十分刚需，同时各类发电机组与电网协同调压也十分必要， 从而实现电网电压的平衡稳定控制。

中国新能源发电功率预测市场经历快速发展，国能日新有望保持市场的领导地位。根据头豹研究院统计，2020 年中国新能源发电功率预测市场 规模为 7.41 亿元，预计到 2024 年将达到 13.4 亿元。在这个趋势下，光 伏发电功率预测系统预计将以 16.5%的年均增长率增长，而风电发电功 率预测系统预计将以 14.9%的年均增长率增长。随着新能源装机规模不 断扩大，市场潜力巨大。预测到 2025 年，光伏总装机容量将达到 702GW， 风电总装机容量将达到 543GW。尽管功率预测服务客单价可能下滑，但 由于新增装机容量的强劲增长以及现有设备的替换需求，市场总体增量 依然强劲。预计到 2024 年，新能源功率预测服务市场规模将达到 13.5 亿元，其中光伏发电功率预测系统市场规模预计为 6.5 亿元，风力发电 功率预测服务市场规模预计为 6.9 亿元。在竞争格局中，国能日新在光 伏和风力发电功率预测领域都独占鳌头，国能日新的功率预测产品可有 效帮助风电场、光伏电站制定生产计划，合理安排运行方式，增收提效。

近年来，随着新能源装机规模迅猛增长，并网智能控制系统的新增长机 遇再次显现。根据头豹统计，预计到 2024 年，新能源并网智能控制系 统市场规模将达到 4.7 亿元，其三年复合增长率将达到 7.4%。国家发改 委颁布的《关于健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》要求在各省 份设定可再生能源电力消纳责任权重，这强化了电网企业对新能源消纳 的责任，一定程度催化了电网和用电企业迫切需要管理新能源的能力、 统计预测能力以及新能源发电和消纳能力等。因此，企业也将加大对新 能源软件及数据服务产品包括并网智能控制系统的采购力度，将来全国 范围内的新能源场站也将广泛推广快速频率调整与响应系统。根据头豹 研究数据，2020 年新能源并网控制系统市场规模为 3.5 亿元，预计到 2024 年，新能源并网智能控制软件市场规模将达到 4.7 亿元，其复合增长率 为 7.4%。

3.3.2. 输/变/配电侧智能化投资比例不断加码

在双碳目标和“互联网+”的风口下，布局智能电网成为国家抢占未来 低碳经济制高点的重要战略。国网和南网作为国家智能电网建设的主要 参与方，在电网智能化方面投资比例逐年提高，其中变电、配电和用电 环节的智能化为建设重点。据 2020 年《国家电网智能化规划总报告》， 国家电网智能化投资比例不断提升，在 2016 年至 2020 年间，占总投资 额比例达 12.5%，其中约 54%用于输、变、配电环节智能化建设；配电 网作为连接客户的最后一公里，对供电质量有着决定性影响，是实现“双 碳”目标的基础，根据国网、南网的发展规划，国电配网预计投入超 1.2 万亿，占电网建设总投资 60%以上。南网配网计划投入 3200 亿元，预 计占电网建设总投资的 48%左右。

在电网投资规模始终维持较高的水平下，市场对输电线路智能运维分析 管理系统的需求也在增加。国家电网于 2021 年 2 月发布了《输电线路 通道智能监拍装置技术规范》，输电线路智能运维迎来了催化。另外， 据国家电网《2020 年度社会责任报告》显示，国家电网 110（66）千伏 及以上输电线路累计长度由 2015 年的 88.8 万千米增至 2020 年的 114.2 万千米。据南方电网《2020 年企业社会责任报告》显示，南方电网 110（66）千伏及以上输电线路累计长度 2020 年末 24.85 万千米，根据 2020 年末 110 千伏及以上输电线路长度 139.05 万千米逐基安装测算，以 110kV 输电线路杆塔间距约为 250 米为基础（假定安装间距为 250~500 米），虽然整体覆盖线路较少，但仍然具有海量的市场空间。此外，根 据电网公司招标技术规范，对输电可视化产品的性能也提出了要求，一 般要求输电可视化相关产品的使用寿命为 5~10 年。

3.3.3. 端侧海量场景催化，能源服务与虚拟电厂市场潜力巨大

需求侧变化对负荷调节能力需求对虚拟电厂的需求极大。可再生能源的 接入使得电网“双高”、“双峰”特征十分显著，也导致了备用容量的缺口。 根据中能传媒研究院测算，极端情况下，2030 年电网备用容量缺口将达 到 2 亿千瓦。预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到 36%,“十 五五”期间将达到 40%，电网调峰压力持续增加。电力系统时段性、灵 活性调节能力不足现象进一步加剧，需要多措并举提升系统调节能力， 保障供需平衡。截至统计到 2021 年底，全国最大负荷大约为 12 亿千瓦， 按照规定的 5%的可调节能力测算，6000 万千瓦大约就是可调负荷能力 规模，考虑到各省响应能力差异明显，应对未来的极端峰谷也存在短板， 因而虚拟电厂的建设可以弥补备用容量的缺口，建设虚拟电厂刻不容缓。

按最低调节能力测算，虚拟电厂未来拥有千亿市场空间。预计未来终端 电气化将快速提升，用电量和最大负荷将呈现双极增长。据能源蓝皮书 和中国电力网统计，预计 2025 年全社会用电量达 9.5 万亿千瓦时，2030 年全社会用电量达 10 万亿千瓦时，而最大负荷将达到 15.7、17.7 亿千 瓦，最大负荷增速高于用电量增速。从可调负荷需求看，按照在全国构 建不少于最大负荷 5%的可调节负荷资源库，预计到 2025 年，需构建可 调负荷资源库约 7850 万千瓦。到 2030 年底，由于可再生能源占比提高， 需构建的可调负荷资源响应能力提高，按 6%计算届时资源库容量约为 10620 万千瓦。考虑项目可行性，虚拟电厂可构建的可调资源潜力按照 响应能力需求容量、投资成本按 1000 元/千瓦计算，预计 2025 年、2030 年，虚拟电厂投资规模分别至少约为 785 亿元、1062 亿元。

虚拟电厂可实现需求侧响应，电动汽车是可参与需求响应的主要参与主 体。利用 V2G 技术，将单向充电设施升级为双向充电设施，利用电动汽 车具有双向调节和响应速度快的特点，通过虚拟电厂，使电动汽车提供 调频和旋转备用服务，同时完成电网和电动汽车之间的电能供给与需求的平衡和优化。从各地的实践情况来看，公共充电桩、小区直供充电桩 已有参与的实例，基于快速增长的全国电动汽车体量，即便只有小部分 配备双向充电能力，实现向电网输出电力，就能创造巨大的服务市场。

充电服务需求日益增加，虚拟电厂有望盘活充电市场。充电桩作为新能 源汽车的基础配套设施，成为了一个增长快速的巨大市场机遇。同时， 中国的地域辽阔决定了充电服务市场将会是一个有更多独立充电运营 商参与的区域分散的庞大市场，大量新能源车主需要通过公共充电桩来 获得充电服务，而众多的独立充电运营商由于区域市场占有率有限、服 务场景单一，很难形成对大量用户有粘性的活跃平台，从而导致了供需 错配，充电运营商盈利难、车主充电难。所以，借助虚拟电厂这个具有 流量优势、场景丰富的“超级入口”与具备资源整合、运营服务优势的 “聚合充电平台”联合运营的模式，将具备更强的竞争力和提供更好的 用户体验，从而成为未来充电服务市场的主流模式之一。

电力市场化的核心是还原电力商品属性，随着电力体制改革的深化和落 地，市场化交易电量将迅猛发展，电力交易相关软件市场规模将快速提 升。2017 年到 2022 年间，全国市场化交易电量（含省内和省间）从 2017 年的 16324 亿千瓦时逐年提升至 52543 亿千瓦时，占全社会用电量比重 从 25.9%跃升至 60.8%，年均复合增长率（CAGR）为 26%。同时，深 化辅助服务市场建设，挖掘调峰能力约 90GW，增加清洁能源发电量约 80TWh。在电力市场化改革新政策的持续推动下，电力现货交易试点范 围继续扩大，参与电力交易的主体也将更广泛，新能源发电参与现货交 易的比例也将增大，因此电力交易辅助预测市场规模也必将进一步扩大。 目前电力交易辅助预测市场主体以国能日新、朗新科技、远光软件、国 能日新、安科瑞等为主。

我国综合能源服务行业在双碳政策的催化下，近年来发展明显加速。根 据观研天下网统计，2021 年综合能源服务的行业市场规模达到 9203 亿 元，规模拓展源于供能侧和用能侧，例如通过能源输送网络、信息物理 系统、综合能源管理平台以及信息和增值服务，可以实现能源流、信息 流、价值流的交换与互动等场景。从地区来看，目前我国综合能源服务 在各地区发展不平衡，营收规模、业务结构差异较大。华东、华北区域 综合能源服务业务规模较大，累计营收分别为 106.22 亿元、79.27 亿元， 分别占比 35%、26%；而西南、东北区域综合能源服务业务营收分别只 有 17.88 亿元、27.96 亿元，占比 6%、9%，不足 10%。

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