2023年电改政策驱动下的信息化投资机会专题研究报告

1、新型电力系统的新变化：源侧清洁低碳、荷侧多元互动、网侧柔性灵活

1.1 新的电源装机结构——能源结构向清洁低碳、多能互补转变

新型电力系统的发电结构需由传统的以煤为主转向低碳清洁的供应体系。 火电长期以来是我国电力系统中的主体电源。由于我国“富煤、贫油、少气”的能源 结构，虽然近年来煤电装机占比逐步降低，但燃煤发电一直以来仍为我国电源的主力。 2022 年火电累计装机容量达 13.3 亿千瓦、占总装机容量比重 52%，近 10 年来占比持 续维持在 50%以上；其中煤电累计装机容量 11.2 亿千瓦，占火电及总装机容量比重 分别为 84.1%/43.7%。2022 年全年我国火电发电量 58531.3 亿千瓦时，占总发电量的 69.8%。

“清洁低碳”是构建新型电力系统的核心目标。新型电力系统中，装机主体和电量主 体将逐步由火电转变为非化石能源发电。据国家电网预测，到 2030 年我国新能源发 电装机规模将超过煤电，成为第一大电源；根据北京大学能源研究院发布的《以新能 源为主体的新型电力系统的内涵与展望》，在新型电力系统的发展路径下我国光伏、 光热、陆上风电和海上风电总装机到 2025 年、2035 年和 2060 年预计将分别超过 11 亿千瓦、26 亿千瓦和 56 亿千瓦，非化石能源发电量占比分别达 43%、61%和 95%。

新能源占比提升的同时需落实“多能互补”，分布式能源和储能重要性愈发凸显。 新系统注重优化能源系统网络格局、实现多能耦合，这也意味着源侧将由多种能源的 简单叠加过渡为基于复杂多能流网络协同的多种能源联动性、系统性的大时空尺度优 化配置。 分布式电源由于实现就地生产和消纳，对于能源结构的改善尤为重要，据前瞻产业研 究院测算 2025 年分布式能源在电网体系比例将由目前的 6-7%提升至 15.6%；同时， 储能将是高比例新能源电力系统中维护发用平衡的主要方法，且可为分布式发电系统 提供调频、调压、能源备用、稳定输出等服务以实现局部平衡，因而新系统中覆盖全 周期的多类型储能将协同运行、助力能源系统运行灵活性提升。

1.2 新的负荷特性——电能替代带来负荷多元化，单向用电向需求响应、双向传输转变

新型电力系统的低碳目标驱使终端电气化水平大幅提升，带动负荷侧呈现多元化特征。

利用低碳电力实现中国经济体的普遍电气化是建成低碳新型电力系统的重要途径。据 中国能源基金会预测，除电力供应端的快速脱碳外，工业、交通和建筑等终端部门的 电气化对实现 2060 年碳中和目标的碳减排量贡献比例将达到 27%。根据中电联发布 的《中国电气化年度发展报告 2022》、国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案和壳 牌分析数据，2021 年全国电能占终端能源消费比重约 26.9%，预计 2025、2030、2060 年全国电能占终端能源消费比重将分别超过 30%、35%、60%，2060 年新型电力系统建 设完成时，建筑业（住宅和商业建筑）、轻工业和道路客运等部门将基本实现电气化。

终端电气化带动负荷侧多元化发展。根据《中国电气化年度发展报告 2022》，电气化 转型主要聚焦于工业、建筑、交通、农业农村四大用能部门，随着“以电代油”、“以 电代煤”等电能替代发展战略陆续落实，以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品将 逐渐抢占传统高排放产品的市场，电力负荷侧结构将更加多元化。

新系统中负荷属性将从传统电力系统中单纯的刚性消费者转变为响应电源、电网侧供 需平衡调控的需求侧资源。从能量流向看，新兴双向互动负荷资源的出现使得负荷侧 成为既消耗电能又可生产电能的“产消者”：如电力用户可通过自建分布式发电“自 发自用、余电上网”，分布式储能和电动汽车接入后的充放电行为也使用户负荷参与 电网侧的双向能量互动；即便是工业、生活等领域的单向可调节负荷，也可通过调整 运行时间或用电功率来参与需求响应，实现“源随荷动”向“源荷互动”的转变。

1.3 新的电网形态——“主+微”、“交+直”融合发展，电网弹性、柔性显著提升

电网形态将由单向逐级的链型网络，向以传统大电网为“主干网”、以微电网为“局 域网”的“能源互联网”转型，体现出具有较强恢复力的电网“弹性”特征。传统电网是大型的中心集中式电力系统，其“发、输、变、配、用”的单链流程表现 出基本仅调整集中式发电的“源随荷动”特征，即由核心供电站服务于庞大的输电网 络，负荷和储能未纳入调度范畴。因此，当用电负荷突然增高时，一旦电源侧发电能 力不足，就容易出现供需不平衡以致严重影响电网的安全运行。 新系统中传统主电网将与微电网融合发展，电网“弹性”将显著提升。在传统的大容 量、集中式远距离输电模式基础上，随着就地利用资源的分布式发电、充电汽车及其 他储能装置等大规模增加，未来配电系统将划分为多个独立运行的控制区域，面向终 端用户的区域电网和微型电网因此会大量出现。与传统电网相比，微电网能够在电网 局部传输出现问题时实现自我调节、自主供电，电网“弹性”得以大幅度提升。

供需双方的结构改变引导传统交流大电网与交直流配电网形成共存局面，体现出对电 压电流高度可控的电网“柔性”特征。 传统电网多采用交流传输形式。交流电网具有变换电压方便、传输同样功率采用高电 压可降低电流、长距离输电损耗显著减少等技术优势。火电厂、水电厂、核电厂等常 规能源发出的电力多为交流电以方便接入传统的交流大电网，现有交流配电网也实现 了广泛应用。 新型电力系统将由直流配电网配合传统的交流电网进行深度融合，驱动电网“柔性” 显著提升。新系统将发展出交直流混合配电网，就是在已有交流网架基础上详细规划 电源和负荷分布、建立直流配电系统，从而方便光伏直接并网和风电摆脱并网前的逆 变环节，且家用电器、电动汽车等中低压直流负荷也可享受集中配电、不再需要独立 配备整流器，在省去部分变流环节、减少系统损耗的同时实现交直流电网线路间“柔 性”互联，输配电效率、灵活性显著提升。

2、新变化带来的新问题：电力供需平衡难度升级，系统成本与风险提升

2.1 供需错配叠加源、荷波动性增加，电力供需平衡难度升级

2.1.1 新能源供需空间错配，特高压建设不足问题仍严峻

我国新能源资源与负荷中心逆向分布。我国新能源资源集中分布在西部、西北部地区, 其中风能资源主要分布于东北、华北北部和西北地区以及部分东南海上区域，其中内 蒙古、新疆、河北三省 2022 年风力发电量占比高达 31%；光伏主要分布于宁夏北部、 甘肃北部、新疆东南部、青海西部等高海拔地区。而我国用电负荷则主要集中于华北、 华东、华中等人口密度较高的地区。未来随着新能源发电占比提升，负荷中心与电力 资源的空间错配格局将愈发明显。

新能源传送有赖跨省跨区特高压电网建设，但我国特高压电网建设仍存在总体进度滞 后、资源配置能力不足等问题，成为新能源发展的一大掣肘。特高压是连接资源与负荷的重要“桥梁”，可通过远距离、大容量、低损耗输电实现 大范围资源优化配置，有利于将富集在我国西南、西北地区的清洁能源快速传运到经 济更为发达的中东部地区，解决电力供需矛盾。 特高压工程建设速度整体已滞后于风光大基地建设。一方面，从建设周期看，光伏电 站建设需要 3-6 个月、风电约需 1 年，而特高压建设周期一般为 1.5-2 年、建设进度 慢于新能源建设速度；另一方面，特高压电网一般需建设先行才能与建设速度更快的 风光电站形成“源网匹配”，以实现同时投产、良好消纳，而过去几年疫情、特高压 核准滞后等因素使电网工程建设进度在一定程度有所滞后。 目前已建成的特高压工程外送容量不足以满足清洁能源的送出需要。随着西北部地区 新能源装机规模快速提高，弃风、弃光现象仍然较严重；全国新能源消纳监测预警中 心数据显示，2022 年弃风最严重的蒙东地区风电利用率仅有 90%，弃光最严重的西藏 光伏利用率仅有 80%，特高压的建设速度以及资源配置能力均亟需提升。

2.1.2 “双随机”电力系统源、荷侧波动均增加，加大电力平衡难度

源侧波动性增加——新能源出力具有随机性、波动性和逆负荷性。 新能源出力功率的随机性、波动性使电源侧控制难度提升。以火电为主的传统电源由 于可控性较强，因而通常可以实现“以用定发”。而以风电、光伏为代表的新能源发 电出力则较大程度取决于风力大小、光照强度等不可控的自然条件因素，难以进行预 测和干预，导致风力发电和光伏发电具有较强随机性、波动性和间歇性。新型电力系 统中新能源占比提升后，电源侧整体出力控制难度将增加。 新能源出力高峰与用电负荷高峰匹配度较低，增大供需平衡复杂度。由于新能源出力 多取决于自然条件，因此风电出力集中于傍晚和夜间（18pm-6am）、光伏出力集中于 中午（10am-15pm），而与通常用电负荷的早晚高峰 8am-10am、18pm-22pm 匹配度较 低，导致了电力供需间存在时间错配问题。

荷侧波动性增加——除产业结构改变外，新型负荷增加为加剧负荷侧波动的全新因素。 近十年来三产及居民用电占比增加，加大负荷侧峰谷差。第二产业用电负荷较为平稳， 典型负荷曲线呈现直线形状，峰谷差小、负荷率较高；而第三产业和居民生活用电受 气候、节假日和生活习惯等影响，短时波动较大、峰谷差明显。随着我国人均收入的 提升以及经济结构的转型升级，2011-2022 年一产、二产用电量在总电量中的占比持 续走低，而三产和居民生活用电比例呈明显上升趋势，驱动负荷侧峰谷差持续增加。

新系统建设带来的新型负荷（电动车、储能等）成为影响尖峰负荷变化的全新因素， 在增加尖峰负荷波动性、时变性的同时驱动峰谷差显著提升。以新能源汽车为例，其 对充电的需求为随机事件，根据国网北京经济技术研究院测算，这种无序充电行为与 电网日常负荷曲线重合度可高达 85%，二者负荷叠加会提升负荷高峰、进一步拉大峰 谷差；世界资源研究所和国网能源研究院联合预测数据指出，在汽车高比例电动化和 快充普及的情境下，电动汽车的无序充电将导致 2030 年电网峰值负荷增加 12%-13%。

2.2 系统风险显著提升，系统成本随之增加

新能源大规模并网使电网运行工况波动加剧。新能源高比例接入电力系统后，系统转 动惯量减小、频率调节能力降低，使得系统短路容量下降、抗扰动能力降低；若系统 无功支撑能力也随之降低，暂态过电压问题突出，则新能源机组存在大规模电网解列 可能。以风力发电为例,由于风能不稳定、无法做到准确控制,风电出力会随风况变化 而出现时段性的功率变化或缺失,因此并网后将引起电网电压及频率的随机扰动且可 导致宽频率范围震荡失稳风险，从而影响电能的实时平衡和电网的安全稳定运行。

新型电力系统配网输入侧多元化将使电能质量与电网稳定性降低。随着分布式电源、 储能装置和微电网等系统元素增加，配电网侧从无源转为有源、潮流由单向变为双向 甚至多向，配电网电能质量将受到影响；此外，终端无序用电将会增加净负荷峰谷差， 功率波动问题将更加突出，影响配电网稳态运行。例如，分布式能源接入配电网后， 将可能产生配网规划难度提升、负荷节点电压被抬高甚至偏移超标、系统供电可靠性 下降等风险。

新型电力系统的建设需要电力电子元器件高比例接入，使得电力系统稳定性受到挑战。

考虑到电力电子元器件具有响应速度快、精准控制等优点，新能源为实现顺利并网、 传输和消纳需在“源-网-荷”端引入更多电力电子装备，系统基本特性将由旋转电机 主导的机电稳态过程演变为电力电子装备主导的电磁暂态过程。

不同于火电、水电等传统机组多采用同步电机而具有较强的机械惯性，电力电子装置 具有低惯性、低短路容量、弱抗扰性和多时间尺度响应特性，导致电力电子化电力系 统时间常数更小、频域更宽、安全域更复杂，系统的机电暂态和电磁振荡等多重因素 会产生交互影响；目前新能源基地出现的暂态电压支撑不足、风电机组并网的高/低 电压穿越停机脱网、宽频振荡、多馈入直流换相失败等情况都是电力电子化带来系统 稳定性挑战的具体表现。

为控制系统风险、助力供需平衡，系统成本将显著提升。根据国网能源研究院测算， 到 2025 年我国新能源电量渗透率将超过 15%，包括辅助服务、电网建设等助力系统 消纳措施所带来的成本将是 2020 年的 2.3 倍。

新能源高比例接入对电网的“质”与“量”提出更高要求，带来增量电网成本。从“量” 来看，一方面，新能源能量密度较火电更低，且资源与负荷的空间错配问题突出，使 得新能源若要实现顺利输送消纳，主网侧的配套建设成本需大幅增加；另一方面，配 网侧为应对接入主体的多元化，增量配网的建设成本将提升。从“质”来看，源、荷 侧高波动带来的系统风险和供需匹配难度增加，使得输配电网侧调度优化、运行风险 防控等智能化相关的信息化技术投资会不断增加，且高比例电力电子元器件的接入也 带来了新的投资成本。

电源和负荷侧出力波动性催生辅助服务需求，电力调节成本提升。为确保电力系统的 安全稳定，电源侧安全并网以及负荷侧需求响应的实现需要配备一次调频、ACG、无 功调节、备用、黑启动等辅助服务，带来增量电力调节成本。据国家能源局初步统计， 现阶段包括调峰在内的辅助服务成本约占全社会总电费的 1.5%；而根据国际经验， 电力辅助服务成本一般可达到全社会总电费的 3%以上，且会随着新能源发电量的提 升而增加比例。

3、新问题的解决途径：“信息化技术+电改政策”双重途径并行

3.1 发电环节：提升功率预测和并网控制水平，技术升级+考核趋严+市场化缺一不可

3.1.1 为保障并网稳定性，高精度功率预测及智能并网技术需求提升

为解决新能源高波动带来的供需匹配难、系统风险高等问题，需要针对新能源的发电 功率精确预测和智能并网控制技术相互配合、协同发力。

新能源功率预测技术助力电网“科学决策”。信息化赋能的新能源功率预测技术可基 于数学模型和算法，通过对新能源发电设备的运行状态、天气预报、历史数据等多种 因素进行分析和计算，预测新能源发电设备未来一段时间内的发电功率。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、测光设备构成，技术服务流程包含 从气象数据的采集和高精度预测至功率测算及结果上传全流程。随着 IT 技术的发展， 更多 AI 算法的涌现和更强算力的支撑，使得支持向量机 (SVM)、多层感知器 (MLP) 等结合海量历史数据样本开展基于 AI 的智能预测方法具备了落地的条件，有效提升 了系统的预测准确率。

智能并网控制技术助力电网的“决策执行”。在功率预测助力电网进行“科学决策” 后，一旦功率、电压、频率等电能质量指标未达到并网发电要求，电网则需要依靠智 能并网系统对这些不良指标进行自检调节并将其控制在正常水平内，在上网过程中尽 量减少对电网的冲击，从而使电力生具备可调性、规律性和平滑性。根据控制方式不 同，新能源并网控制系统可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。

3.1.2 功率考核趋严+绿电市场化，强化功率预测技术在电力交易中的重要性

“双细则”对功率预测设备有强制安装要求，且偏差考核趋严对功率预测精准度提出 更高要求。

为保障新能源并网后电力系统安全、优质、经济运行，在国家能源局推行的《电力并 网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》的基础上，自 2018 年起各区域电力 监管机构先后制定并发布了全国及各区域《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》。“双细则”在要求新能源定期上报功率预测结果的 同时，进一步明确和加强了对新能源发电功率预测的考核罚款机制，以平衡电力系统 内所有电源的出力和利润分配。

在各区域的“双细则”中，西北区域的功率偏差衡量最为严格，华东、华北的功率考 核标准也在逐步趋严。西北地区幅员辽阔、气象观测站稀疏、因昼夜温差大易出现局 地阵风，导致风功率预测准确率较低，对当地电网调度产生更大的困难，因此仍保留 较平均值法更加严格的单点偏差考核；此外，从华东、华北监管局目前已完成公开意 见征求的新版“双细则”文件中可以看出功率预测考核指标在逐渐趋严，如华东区域 的短期功率预测准确率将从现阶段的 80%上升至 90%以上、超短期功率预测准确率将 从 85%上升至 95%以上。

双细则对功率预测偏差考核标准逐步趋严，新能源发电企业为了维持正向的投资回报 比、减少考核罚款将更依赖于精准的风光功率预测，使得更高时空分辨率、更高准确率的功率预测技术的重要性愈发显著。

考核趋严+新能源参与市场，功率预测偏差将承受多重惩罚，凸显高精度预测价值。

新能源占比逐渐提升，参与电力市场是发展的必经之路。新能源参与市场后可通过市 场化收益吸引社会资本投资建设新能源项目，有利于推动形成有更强新能源消纳能力 的新型电力系统。2021、2022 年新能源参与电力市场的比例分别约 30%、35%，国家 发展改革委、国家能源局在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提 出，2030 年全国统一电力市场体系基本建成、新能源将全面参与市场交易。此外， 2017、2021 年两批电力现货市场试点打开，为新能源参与市场化交易提供了新渠道。

从超短期功率预测看，预测偏差影响新能源在电力市场中的消纳和考核。调度机构在 运行日当天会依据电站申报的超短期功率预测组织实时市场出清，超短期预测误差会 导致下达的发电计划指令与实际发电能力不符并影响市场出清：若指令小于发电能力， 场站容易出现限电而导致弃风弃光、浪费发电资源；若指令大于发电能力，则会因不 能及时完成调度下达的发电计划指令而面临执行偏差考核。

从短期功率预测看，预测偏差对新能源参与现货交易的收益产生直接影响。若日前风 电预测功率不准确，实际发电低于或高于预测值，电站在承担双细则偏差考核时还会 发生以高实时价格购买少发电量或超发电量低价上网的情形，且可能存在现货结算的 超额获利回收，从而影响到新能源电站整体收益水平。

从中长期功率预测看，预测偏差还会对中长期交易产生影响。在参与日滚动交易时， 由于新能源在 3 天以上尺度功率预测较不准确，因此新能源企业往往只敢对 4%以下 的装机容量进行交易，即便出现合适的交易机会，也会因为有承担考核的风险而交易 意愿不足，在月旬市场中这种情况更为常见，不利于新能源在长尺度上的消纳。因此 只有对中长期功率的合理预测才能有效辅助电站交易人员及时通过滚动交易进行持 仓量的调整。

从技术使用成本和考核成本两方面测算比较，我们发现在考核政策与市场化参与的背 景下，高精度功率预测技术的使用具有较强经济性。

使用成本方面，以新能源功率预测龙头公司国能日新的产品为例，其风电短期、超短期预测精度已分别超过 80%、90%，可基本避免偏差考核；根据其市场上测风塔、测 风仪、环境监测仪、反向隔离装置等产品售价以及国能日新产品价格信息，可假设风 电/光伏功率预测设备约 25/10 万元、功率预测服务平均 5-6 万/年，采用 2022 年各 省风电、光伏利用小时数据，以 75GW 的典型新能源发电站体量测算，山西、山东采 用高精度功率预测技术的度电成本均为 0.002 分，可几乎忽略不计。

考核成本方面，以山西、山东电力市场公开披露的 2022 年全部新能源企业参与现货 市场因短期功率预测偏差（忽略节点价格差异）产生的亏损数据为例，山西省、山东 省总亏损分别为 5.3 亿元和 19.9 亿元，度电亏损均为约 1 分钱。对比来看，在仅考 虑短期功率预测偏差时，考核成本已远高于高精度功率预测技术的使用成本。

3.1.3 双细则对新能源并网控制提出考核，并可保障一定辅助服务收益

以“双细则”在内的政策对并网控制系统的安装、考核有明确要求。

全国层面相关政策已对新能源智能并网控制系统提出明确的安装和考核要求。并网智 控系统适用于几乎所有发电模式，而相比于传统的火电或水电，新能源发电因具有波 动性、随机性而对 AGC/AVC 的需求尤为强烈。中电联在风电和光伏的接入技术规定中 明确提出新能源电厂应具备有功和无功的功率控制能力；国家能源局在最新发布的 《电力并网运行管理规定》中也再次强调了并网控制系统的重要性，对智能并网控制 系统提出明确的配置要求，并对 AGC、AVC 的服务提出严格的考核标准。

各地“双细则”进一步加强针对本地的新能源并网控制的考核。以西北最早发布的 2018 版双细则为例，细则首次要求新能源电站必须配备高电压穿越、一次调频、功率因数 动态可调功能，不配备或性能不满足要求者，月度单位容量考核扣分折算费用最高可 达 4200 元/MW；同时，新细则首次提出新能源 AVC 配备及性能考核要求，不配备或性 能不满足要求者，月度单位容量考核扣分折算费用最高可达 5000 元/MW。因此，各地 新能源电场为规避考核风险而对智能并网系统的配备和升级有了更高需求。

“双细则”在加严考核的同时，也明确了新能源通过有偿辅助服务获得收益的机会， 为新能源智能并网控制系统提供应用激励和成本分摊途径。

新版《电力辅助服务管理办法》中明确提出辅助服务市场遵循“谁提供、谁获利；谁 受益、谁承担”的原则，而新能源出力间歇性、不确定性等特点决定了其更多为传统能源提供辅助服务的获益方而承担更多成本。但随着新能源装机达到一定规模且逐步 具备调频调压能力，各地新版“双细则”中的《辅助服务管理实施细则》对新能源辅 助服务补偿的完善也给予了其参与有偿辅助服务并获得收益的机会；以西北地区为例， 2018 版新细则首次提出允许新能源电场参加 AGC、无功调节及 AVC 调压等有偿辅助服 务盈利，月度单位容量有偿服务盈利最高可达 1500 元/MW。

补偿机制的完善为新能源电场提供了除售电以外的盈利途径、助力新能源提高收益， 更对分摊并网控制系统成本、保障并网控制投资回报起重要作用。

3.2 输变电&调度环节：以电网智能化为技术工具，有待输配电价改革实现成本疏导

3.2.1 电网建设和调度要求提升，需 BIM 和电网智能调度、运维技术加以支持

在电网建设方面，需要 BIM 三维建模技术助力新型电力系统的电网建设工程。

BIM信息化技术在新型电力系统的电网建设中应用空间可期。BIM最初起源于建筑业， 是一种由二维模型到三维模型的转变技术，催化了传统施工中从被动“遇到问题、解 决问题”到主动“发现问题、解决问题”的转变过程。相比之下，电力工程生产环节 多、地域分布广、现场环境各异以及工程个体间联系性强等的特征尤为明显，且新型 电力系统的建设对于特高压电网建设需求、对电网灵活性要求大幅提升，使得 BIM 技 术应用有较高潜在需求，从而衍生出适用于电力领域的 BIM 设计平台和核心软件。

BIM 技术可用于电网建设工程全寿命周期中的电网模型建立以及模型各类属性信息的 管理。BIM 技术具有可视化、协调性、模拟性、优化性和可出图性等特点，对电网建 设各环节的信息管理和运维都有重要作用。如输电线路的 BIM 模型当中不仅包含可视 化的三维模型，还包括各类施工信息和现场实景监控录像等；在电网建设过程中，BIM 模型不仅能模拟和监控施工进度，还可以管理和控制施工物资的进场情况、堆放位置 等从而提升施工效率；在电网建设完工后，BIM 系统还可通过设备芯片、传感器等实 时监测和预警电网运行情况以确保电网安全运行。

在电网调度方面，新型电力系统为实现高波动性的供需双方电力平衡，急需提升电网 调度响应能力，催生电网调度自动化系统需求。

新型电力系统源、荷双侧的变化对电网调度响应提出更高要求。随着发电侧新能源占 比提升及负荷侧多元化共同导致的供需波动性提升、电力平衡难度加大，现有的电网 调度响应速度不足以保证电网的及时响应和运行稳定。而电力调度自动化系统可通过 信息化技术进行信息采集、分析、统计，从而实现电网安全分析、负荷预测及高效调 度控制，以适应新型电力系统对于电网灵活性的需求。

电网调度自动化系统是用于信息集中处理的自动化系统，由调控中心主站系统、厂站 系统和数据传输通道三部分构成。系统通过设置在各变电站和发电厂的远动终端（RTU) 采集电网运行的实时信息后由信道传输至设置在调度中心的主站系统,主站再根据收 集到的电网信息进行电网系统的全息感知和在线精准计算，从而进行实时的运行组织 和调度管理。

在电网运维方面，输变电智能运维系统可助力电网的全息感知、降低电网运行风险。

输、变电环节易存在低效和安全隐患问题，对运维水平提出更高要求。输电线路具有 分布范围广、跨度大、运行环境复杂、隐患种类较多等特点，且变电站设备及运行环 境运维管理通常存在辅助监控设备互相孤立、缺乏联动，以及普通监控系统无法进行 巡视工作、运维过度依赖人工、周期性运维难以及时发现隐患等问题。

新型电力系统的电网运行复杂度提升，将对输变电环节运维和风险管控提出更高要求， 对输电线路、变电站运行状态的全面监测、智能分析管理逐渐成为发展趋势。其中， 输电线路智能运维分析管理系统根据实现方式的不同，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方式进行相互补充和协同，可对输电线路通道 隐患和本体缺陷进行人工智能识别及预警、告警推送、辅助决策和移动巡检；变电智能运维分析管理系统主要包括变电站智能辅助系统、直流电源智能监控管理系统以及 变电站智慧消防系统，可实现对变电站设备和运行环境进行在线监测和控制以实现全 面感知、信息融合、智能分析及智能联动以及性能分析、状态评估和故障预警。

3.2.2 输配电价改革持续完善，有望利好输电侧增量成本分摊

前两轮输配电价监管周期中，输配电价整体有所下调且未真正解决“差价”结算问题。

为缓解发电侧价格压力、降低终端电价并刺激用电需求，2017-2019、2020-2022 年的 前两轮监管周期中输配电价曾出现过一定下调。第一次输配电价改革共核减与输配电 业务不相关或者不合理的成本费用达到 1180 亿元、平均核减比例为 14.5%，改革后 平均独立输配电价较购销差模式减少近 1 分钱/千瓦时，32 个省级电网准许收入减少 约 480 亿元。第二轮监管周期中，除北京、河北南部、冀北、蒙东等少数地方省级输 配电价有普遍上调外，其他地方省级输配电价均出现不同程度的下调，尤其西北、华 东区域下调面较广、幅度较大。

前两个监管周期中，由于电网企业仍然负责按照目录销售电价向大部分工商业用户售 电等原因，采用对标电网购售价差确定涨价或降价金额进而调整输配电价表的方式核 价，使电网企业的准许收入仍一定程度上与购售价差产生了关联。

2023 年开启第三轮输配电价监管周期，“顺价”机制正式理顺，为输配电价上涨留出 空间，有利于未来主网增量成本的分摊。

新型电力系统的建设对电网主网的“量”（增量建设）与“质”（智能化需求）提出 更高要求，给电网带来增量成本，输配电价理应呈上涨趋势，价格成本监审办法、输 配电价结构均亟待完善。且新能源占比提升后电网投资整体较为低效，输电价提升带 来的电网收入增加也将有利于弥补未来投资的低效、带来包含输电网侧在内的增量投 资。

第三轮监管周期改革正式理顺电网企业收入模式，为输配电价上涨提供前提条件。第 三监管周期在省级电网输配电价核定、输配电价结构优化上实现了突破，输配电价第 一次实现真正按照“准许成本+合理收益”直接核定，而不再采用对原有电网购销价 差进行微调的方式。“顺价”机制助力电网端摆脱了“价差”结算下“发电降价多少 对应用户降价多少”的困局，为输配电价的上涨提供了有利前提和空间。

此次改革后输电价格整体上已呈现上涨趋势。从区域电网输电价格看，华东、西北区 域的电量电价有所下降，而华北、华中、东北区域电网的电量电价分别上调了 15.5%、 122.0%、87.4%，且各区域输电价中容量电价也基本实现了上涨。

3.3 配用电环节：需求响应相关技术亟待应用，市场机制发展助力落实“源荷互动”

3.3.1 需求响应的落实需虚拟电厂、配电自动化以及用户营销管理相关技术助力

负荷侧多元化、高波动特征对需求响应能力提出要求，负荷侧向“双向传输”的转变 催生配用电侧的虚拟电厂技术需求。

新型电力系统电力供需平衡难度加大，需求响应能力亟待提升。在电力市场价格明显 提升或降低以及系统安全可靠性存在风险时，负荷侧的需求响应可实现电力用户根据 价格信号或激励措施改变其用电行为，从而减少或增加用电以促进电力供需平衡、保 障电网稳定运行。

虚拟电厂技术助力实现需求侧响应，且是需求侧响应的延伸。虚拟电厂技术的本质为 通过先进信息通信技术和软件平台系统实现配用侧能源资源的聚合、协调和优化，是 实现需求侧响应的重要技术路径。此外，新型电力系统中，分布式电源、储能系统、 可控负荷、电动汽车等分布式能源资源的增加使得配网侧接入主体更加多元化，使得 虚拟电厂在实现需求响应聚焦的“削峰”功能的基础上兼顾“削峰”和“填谷”，侧 重点除用户自身用电调节以外还包括了增加供给，部分具有储能特征的虚拟电厂会将 “源、网、荷、储”都包含在内，调节方式和手段更为丰富。

虚拟电厂在电网中扮演“负荷”和“电厂”的双重角色。虚拟电厂主要分为站控层、 过程层和资源层三层结构，各个逻辑层级在应用功能上协调配合。从具体作用来说， 一方面，虚拟电厂可作为“负荷”减少或者增加用电，即在电力负荷高峰时段削减聚 合资源功率、助力供电调峰，在电力负荷低谷时段可增加聚合资源功率以加大负荷消 纳、配合系统填谷；另一方面，虚拟电厂也可作为特殊“电厂”参与中长期、现货、 辅助服务等各类电力市场交易。

虚拟电厂为顺利实现需求响应，配网侧接入主体逐步多元化，对配电感知响应能力和 管控水平提出更高要求，从而催生配电自动化系统需求。

配电网输入、输出侧衔接主体类型均增加，配网难度提升。在落实需求响应的过程中， 一方面，随着分布式电源快速发展以及电动汽车、储能装置等大量应用，配电网由传 统的无源网络成为有源网络，功能和形态正在发生显著变化；另一方面，电气化趋势 下用户负荷更加多元复杂，对供电安全性、可靠性、适应性的要求提升；同时，配电 网量的增加使得管理、调度难度进一步加大，因此配电网侧亟需信息化技术助力管控 水平提升。

配电网自动化系统主要由配电主站、配电子站（常设在变电站内，可选配）、配电远 方终端（FTU、DTU、TTU 等）和通信网络组成。该系统具备配电 SCADA、馈线自动化、 电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，可对配电网运行调度、配网故障抢修、 配电设备检修维护、分布式电源运行接入控制等方面进行全方位的智能化改善，使配 电网始终处于安全、可靠、优质、 经济、高效的最优运行状态。

随着更多社会电力资源被调动参与市场，负荷侧信息管理和用户服务难度提升，催生 用电信息采集系统、数字化电力营销系统需求。

用电信息采集系统是集现代数字通信技术、计算机软硬件技术、用电异常智能判断告 警技术、电能计量技术、电力负荷控制技术和电力营销技术为一体的综合实时信息采 集与分析处理系统。该技术通过与营销业务应用系统的业务集成，可及时、完整、准 确地为营销业务应用提供实时用电信息数据，从而实现自动抄表、预付费管理、计量 设备在线监测、用电异常报警、线损统计分析等功能以提升供电服务水平和能力。

数字化电力营销系统是利用大数据、物联网、移动互联网和其他技术创建的具有自动 化操作、智能、适应性和柔性特征的集成电力营销管理平台。一方面，系统可以根据 用户的需求自行启动，以标准化、高效和协调的方式进行各类营销操作，并为电力消 费者和生产商提供数据信息交互的界面；另一方面，系统数据资源中心和信息管理中 心具有海量存储、智能计算和快速响应的特点，可以实施整个营销过程全面的运营监 控、数据分析和建模，增加支持决策的水平并实现智能化控制。

3.3.2 利好政策陆续出台，助力虚拟电厂技术的发展和应用

虚拟电厂的发展将伴随局域网、微电网增多导致的配网侧成本提升，第三轮监管周期 输配电价改革进一步利好增量配网成本的控制和分摊。

（1）改革建立负荷率约束激励机制，提升配电经济效益。

包括峰谷特性、负荷率、同时率在内的用户的用电负荷特性是影响输配电成本的主要 因素。其中用户侧提高负荷率可以有效减少用电变压器容量、降低高峰负荷并提升配 电设施利用率，从而利好配电成本的控制。

此次改革提出“选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到 260 千瓦及以上的，当月需量电价按标准价格水平的 90%执行”，相当于对高负荷率 用户降低了需量电价水平，从而通过电价信号来有效引导用户合理报装容量，提升了 配电网建设的经济性。 （2）改革提出分电压等级核定容量电价，更好反映了供电成本差异，利好增量配网建设。

前两个监管周期中，输配电价均沿袭了原有目录销售电价制度下各电压等级容需量电 价相同的结构，仅通过不同的分电压等级电量电价来部分地反映输配电成本差异，该 模式难以满足增量配网、局域网、微网回收投资的需要。

第三轮监管周期改革提出，输配电价根据不同电压等级成本、电量等情况分电压等级 核定容需量电价，使得不同电压等级用户用电成本差异得以合理体现，为实现需求响 应所需的增量配电网创造有利条件。未来从整体趋势上看，越是低电压等级的输配电 价上行趋势将越明显，有望利好虚拟电厂建设所需的增量配网成本的分摊。

虚拟电厂作为需求响应实现的关键技术，2021 年起国家层面相关鼓励政策频出。

从国家层面政策来看，我国在 2020 年前对于发展虚拟电厂技术以实现需求响应的政 策已有一定储配，而相关政策于 2021 年开始密集推出。2023 年 9 月国家发改委进一 步发布《电力需求侧管理办法（2023 版）》，提出逐步将需求侧资源以虚拟电厂等 方式纳入电力平衡以提高电力系统的灵活性，并将重点推进新型储能、虚拟电厂、微 电网等技术的创新和应用，再次确立了虚拟电厂的主体地位；《办法》同时提出，到 2025 年各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%，计划 2030 年形成规模化的 实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易实现电网区域内可调节资源 共享互济。

3.3.3 市场规则完善+市场化改革推进是虚拟电厂技术落实的重要途径

我国虚拟电厂目前正处于邀约型向市场型过度阶段，仍处于发展起步期。

虚拟电厂发展分为邀约型、市场型和跨空间自主调度型三阶段，由于我国储能、分布式电源以及电力交易市场尚未发展成熟，虚拟电厂仍处于邀约型向市场型过渡的阶段。

从我国虚拟电厂已开展的部分早期试点来看，资源调度能力仍有待提升。目前应用场 景多数局限于单一的楼宇空调群、工业负荷群、充换电站群或非统调并网的分布式发 电资源群等，因其资源分散、控制方式较为单一而只能实现其所在地的单一功能应用， 还未完全实现虚拟电厂对各类资源的“聚合”与“解聚”功能。

从商业模式分析，目前我国虚拟电厂盈利模式主要为需求响应补贴，部分地区可参加 辅助服务赚取收益。

需求响应是“邀约型”虚拟电厂可实现的主要盈利方式。该模式由政府机构或电力调 度机构发出邀约信号，虚拟电厂组织资源进行削峰填谷等需求响应后获取补贴收益， 包括增量发电补贴、装机容量补贴、消纳补贴等。以 2021 年广州率先开展的虚拟电 厂需求响应市场为例，其响应类型主要有邀约型与实时型，可响应容量均需大于 0.3MW； 其响应补贴标准随响应类型浮动，度电补贴波动幅度在 0-5 元；目前广州市工信部对 虚拟电厂需求响应市场计划安排补贴资金 3000 万元、补贴期限为 3 年。

辅助服务收益是“邀约型”向“市场型”转型期虚拟电厂的额外盈利方式，以给大电 网提供调峰、调频等辅助服务赚取收益为主。在调峰服务中，虚拟电厂在接受调度指 令后通过调整自身的用电行为，全面缓解电网负荷高峰资源不足的情况，包括了削峰 调峰和填谷调峰；调频辅助服务主要包括一次调频和二次调频。目前华北、华中及部 分华东地区已在市场准入、报价方式、出清方式和结算方式等方面对虚拟电厂参与辅 助服务市场做出一定规定。

从本质看，目前国内虚拟电厂盈利主要来自电网和政府的补贴，盈利模式较为单一且 效益较低是制约发展的重要因素。

我国虚拟电厂盈利模式较为单一，主要从政府补贴型需求响应邀约以及电网的辅助服 务购买中获得补偿。而成熟的虚拟电厂收益还应包括电力现货交易套利，即虚拟电厂帮助新能源发电厂、售电公司、配售电公司、可控负荷等电力市场主体优化发电出力 或用电负荷，进行峰谷套利或避免偏差考核并获取分成收入。

发展初期收益主要来源于电网和政府侧的背后逻辑是为电网投资提供了经济效益后 获得的补偿。根据国家电网的测算,通过火电厂实现电力系统削峰填谷,满足 5%的峰 值负荷需要投资 4000 亿,而通过虚拟电厂仅需投资 500-600 亿元,虚拟电厂的成本仅 为火电厂的 1/8-1/7。虚拟电厂带来的投资效益使得电网和政府侧初期理论上应为其 提供一定补贴，而这类补偿性收入仍较为微薄且可持续性不足： （1）从需求响应补贴盈利来看，当前需求响应的补贴资金主要来源于国家及各省市 设立的需求侧响应专项管理资金、额外征收的差别电价收入（如用电高峰期的加价电 价）以及年度跨省区交易电量计划形成的购电价差盈余等。而政府补贴整体金额较为 有限，使得该方式盈利微薄，且政策补贴型需求响应每年的开展频次较为有限，全年 运行时间、调用次数较少，使该方式获利具有一定不确定性。 （2）从辅助服务补偿盈利来看，由于用户侧储能当前装机规模较小，现阶段虚拟电 厂的辅助服务盈利来源仍以电网的调峰补偿为主。即便是部分参与了调峰辅助服务的 虚拟电厂运营商也暂时无法单纯靠此业务盈利，且调峰市场并非每天开市、存在间歇 性参与问题，使得该模式的盈利规模较小、可持续性较低。

我国虚拟电厂目前盈利模式单一且低效的本质原因是现阶段电力市场发展成熟度不 够，虚拟电厂进入市场各环节还存在一定阻碍。

其一，我国辅助服务市场发展不够完善。①目前我国辅助服务市场规模小、品种少， 总费用约占全社会总电费的比例仍为国际普遍水平的一半，调峰为主要交易品种，调 频市场未针对响应速度进行细分，其他服务品种如电压支撑、黑启动、爬坡等较为欠 缺，虚拟电厂价值难以充分体现。②目前我国辅助服务正处于市场化探索建设阶段， 且省间和省内市场间、日前和日内市场间未能形成协调衔接机制，限制了虚拟电厂在 更大时空范围参与优化配置。③虚拟电厂参与辅助服务时报价递增单位和报价上限有 相应限制，且多数情况仍遵循电网公司购买辅助服务成本最小化原则进行市场出清， 不利于虚拟电厂经济价值的实现。

其二，现货市场发展成熟度较低，对虚拟电厂接纳程度仍不够。目前我国电力现货市 场仍未全面铺开，现有峰谷价差尚不足以刺激用户产生需求侧响应；此外，虚拟电厂 对现货市场的参与度仍较低，主要因为虚拟电厂具有发电、负荷两种特性，但多数省份的现货市场处于发展试点阶段、仅为发电侧单边市场，使得虚拟电厂无法直接参与 或只能以价格接受者参与，因而其灵活调节价值难以体现。

其三，虚拟电厂的市场定位和市场准入标准仍不够完善。由于虚拟电厂聚合资源的多 元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，而不同的市场定位决 定了其参与市场的类型、策略以及享受的权利义务差异较大。此外，各地针对虚拟电 厂准入辅助服务市场的规则完善度、统一度不够，且实践过程中以华北、上海为代表 的部分地区出于安全运行等因素的考虑而对虚拟电厂设置了较高准入门槛，降低了市 场主体的参与积极性。

对比德国，从政策机制角度看，系统规则的完善和市场价格机制的畅通是虚拟电厂发 挥价值的重要前提。

从规则制定角度看，德国法律对虚拟电厂发展有更细致的系统规则和更强制的要求。 尤其是德国对分布式电源提出了强制要求，明确提出可再生能源电厂（尤其是 100kW 以上中型可再生能源电厂）需参与市场交易，同时允许通过市场纽带将大量小型分布 式电源聚合在一起形成具备规模效应并且可统一调控的有价值资源。对比来看，目前 虽然我国个别省份出台了鼓励负荷侧虚拟电厂、储能虚拟电厂参与需求响应项目的政 策文件，但国家层面的具体管理办法及权利义务规定还较为缺乏，且对虚拟电厂定位 和职责划分暂无具有全国普遍性的强制要求。

从市场参与角度看，德国虚拟电厂商业化程度较高得益于电力市场较为成熟。德国电 力市场中，虚拟电厂运营商可以在现货电能量市场的日前市场中销售可再生能源的发 电量，在日间市场中销售生物质发电和水电等灵活性较高机组的发电量，还可参与平 衡基团管理、平衡市场和再调度，为虚拟电厂运营带来规模化、常态化、市场化的赢 利机会。而目前我国仅在少数地区初步建立了虚拟电厂参与调峰、调频的市场机制， 且现货市场仍处于试点阶段、市场交易机制不健全，阻碍了虚拟电厂商业模式的完善。

从德国虚拟电厂的发展路径可看出，虚拟电厂的发展有赖电力系统规则的细化，以及 电力市场成熟度提升后对交易机制的完善。尤其是电能量套利的盈利模式中，电能量 销售市场需要根据价格信号正确引导企业登记参与调节，要求虚拟电厂被聚合对象具 有价格敏感性、自然地理特性和市场出清过程的可操作性，从而对现货市场的发展成 熟度提出了较高要求。

我国电力市场化改革持续推进，改革过程漫长但已步入加速周期，中长期看有望助力 虚拟电厂技术商业化应用取得实质性进展突破。

回顾我国电力市场发展历程，现货市场的建设主要通过打破垄断、引入主体、完善竞 争机制等措施持续推进，辅助服务市场也逐渐随着交易市场的完善由交叉补偿模式开 始进入市场化探索阶段。经过数十年的电力市场发展，我国目前在空间、时间范畴上 初步构建起全市场体系结构，已开展现货市场试点并基本建立了“省间+省内”两级 市场架构及“中长期+现货”的电能量市场和辅助服务等市场，虚拟电厂也正处于长 期制度基础持续推进、市场基础逐步形成的商业化初期。

2023 年 7 月中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统 的指导意见》，预示电力体制改革进程正步入加速周期。9 月发改委、能源局联合发 布《电力现货市场基本规则（试行）》，“地方试点-经验总结-全国推广”的路线已 加快进入推广阶段，且现货/辅助服务市场联合优化出清、现货市场取代调峰辅助服 务市场等更接近海外成熟市场的未来建设方向逐步明晰，现货市场的价格发现功能将 得到更好的实现。

综上，从中长期角度看，待未来市场化改革取得实质性推进，叠加相关定位和准入规 则进一步细化，将有效助力解决虚拟电厂商业模式不完善的核心问题，促进技术应用 顺利落地。

3.4 从政策角度看信息化技术商业模式落地：短期看好发电侧，中长期看好输配用电侧

我们认为，新型电力系统带来的供需匹配难、系统风险和成本提升问题，需要信息化 技术和政策模式两方面共同完善进行解决，其中政策发展对信息化技术的商业模式完 善起到重要作用。

我们从政策改革角度分析发、输、配、用各侧相关信息化技术的商业模式落实情况：

发电侧技术相关政策以强制性考核为主，考核奖惩细则已经较为清晰，且华东、华北 等地更严格的修订版政策细则已出具征求意见稿。随着新能源占比持续提升，发电主 体为减少或避免考核惩罚而采用相关信息化技术的积极性较高，预计短期内可对技术 的落地、发展起到实质性助推作用。

输、配电侧技术相关政策以成本分摊类为主。从政策强度看，该类政策所起到的促进 作用相较考核类而言略弱；从政策完善度看，第三轮配电价政策的定价机制已较前两 轮做出了较大改善，输配电价整体可看到一定上涨趋势或上涨空间，有待后续改革深 化有望对此轮留出的部分涨价空间进行进一步落实。按照输配电价改革 3 年一个核价 监管周期的规律看，预计中期维度可对输配电网侧增量成本的分摊提供有效助力。

包含了配用电环节的虚拟电厂技术相关政策可从两方面分析。一方面，输配电价改革 的完善利好虚拟电厂建设时增量配网成本的分摊；另一方面，虚拟电厂的发展需要系 统规则的进一步明确，且更有赖于辅助服务市场和现货市场的发展对盈利机制的完善， 而这两类市场目前发展仍处于初期。我国电力市场化改革过程漫长但已步入加速周期， 从中长期维度看，电改政策持续深化及相关市场规则的不断完善将对虚拟电厂的商业 模式改善起重要助推作用，有望助力虚拟电厂的技术落地实现“从 0 到 1”的关键性 转变。

编辑：火腿肠