计算机行业：乘信创东风，电力IT护航新型电力系统

投资建议：电力IT已成为新型电力系统的核心竞争力，电力各环节信息化市场规模快速攀升，投资机会明显。推荐在细分赛道技术领先以及卡位头部电力集团客户的公司，推荐标的：国能日新、朗新科技、云涌科技，受益标的：远光软件、国网信通、金现代。 综合整个电网的要素，通过数字化技术进行高效高频互动融合，是破局新型电力系统难题的关键。新型电力系统转型加速，源网荷储各环节面临较大挑战，即保供压力、调节能力缺失、功率变化导致的安全稳定风险以及实时平衡的负荷供需和电网稳定运行的矛盾，而智慧融合的信息化技术是破局挑战的关键。规划、建设、运营、管理和服务相关的IT产品及解决方案在“发输变配用”的各个应用环节均有体现，并且电力系统各个环节催生不同的电力IT需求。其中，发电功率预测、并网主动支撑技术以及智能运维管理尤为重要。因为，只有做到功率预测才能从根本上保证新能源电力安全上网，而且只有在并网控制系统下，才能实现对新能源发电的有效管控。智能运维更是解放生产力的主要工具，能提高巡检的效率和安全性；另外，虚拟电厂通过聚合多源电力，更会释放用电侧海量的应用场景，配合综合能源服务可以有效促进电力市场建设，助力真正能源互联网的实现。 乘信创与数据要素东风，国网“数据主人”制度率先垂范。电力是行业信创领域八大重点行业之一，两大电网集团也正聚焦信创发展，各大电力集团内部对于数字化转型的需求也十分紧迫，电力信息化招标进度也在加快，潜在国产化商业机遇巨大；同时，随着国网全面推行“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，我们认为，随着国网以数据为抓手加快数字化转型，且在各省公司铺开，形成良好的示范效应，其他公司也将开拓数据治理蓝海，卡位电力集团的数字化服务厂商将具有显著优势。 AI助力电力IT价值倍增，电力IT各玩家优势各异。近日，国网电力联合华北电力大学等研发出了输电线路红外缺陷识别系统，这是首次人工智能技术规模化应用于输电线路发热检测，并产业化应用在了超特高压线路运维领域。我们认为，随着电力集团试点大模型为代表的新型AI技术并随之推广，电力各环节的智能化应用也将有巨大商业潜力，卡位各细分赛道的公司也将迎来技术、产品和业务的突破。 风险提示：电网投资支出不及预期、行业政策不及预期风险 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。 图1电力由“发输变配用”五大环节组成 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。 图2传统电力与新能源发电装机容量增量对比如下（单位：万千瓦） 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。 图3电力新业态发展迅猛，贴近多行业与多用户 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。 图4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。 表1:新型电力系统vs传统电力系统 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。 图5分布式光伏为例，发电流程如下 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。 图6新型电力系统理想蓝图是负荷柔性、多源协同互补、动态延时平衡 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。 图7我国电力供需一直呈现紧平衡状态，对新型电力并网提出了要求 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。 图8根据各类电源装机结构可以看出，主力主要还是靠煤炭发电 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。 图9高比例新能源电力系统中，频率具有时空分布特性和响应多样性 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。 图10近年来我国新能源电力利用率已经趋于稳定 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。 图11监管体制及标准、市场化机制是解决新环境下电力问题的基石 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