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

分析师：刘泽晶 SAC NO：S1120520020002 邮箱：liuzj1@hx168.com.cn 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，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。 新型电力系统：背景&蓝图 新型电力系统IT投资机会指南 投资建议与风险提示 新型电力系统：背景&蓝图 1.1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。 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。 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。 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。 1.1新型电力系统：应对“双碳”变革之需 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）。 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）。 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：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。 1.3新型电力系统的基础：供端“清洁化”与需端“电气化” 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70%。 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，2025~2030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、太阳能装机占比近80%，发电量超过70%。 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。 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。 ；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%。 1.3.2需端“电气化”之困：用电场景多元化，增强不稳定性 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。 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面临诸多掣肘，新能源消纳形势依然严峻。 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。 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。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。 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。 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