计算机行业深度分析报告：电力信息化研究框架，(一)总章

电网结构分为五部分：电网作为电力系统的核心，承担着输送和分配电能的重要任务。电力从发电厂出发，通过输电环节到达最终用户，期间通过变电升高或降低电压以减少线路损耗；电力信息化在整个电路环节都有需求。在中国，发电装机容量由“五大四小”发电企业集团主导，而输配电则主要由国家电网和南方电网负责，覆盖了全国绝大多数地区。中国电网的投资持续增长，2024年1-10月投资额同比增长21%，显示出智能电网的发展方向。 电力改革进入市场化阶段：中国电力行业经历了从集资办电、政企分开、厂网分离到市场化四个阶段。市场化改革自2015年以来推动了电力交易机构和售电侧改革，旨在明晰电力成本构成、完善电价形成机制、优化资源配置。我们列举了五家典型的电力信息化公司，其中四家近八年净利润CAGR超15%，三家超20%，电力信息化需求增长显著。 目前，电力消费增加和新能源规模扩大对电网提出挑战，特别是新能源波动性影响电网安全运行。市场化改革通过电价改革、需求响应和电力市场建设促进新能源消纳。煤电灵活性改造、微电网、储能技术和虚拟电厂等灵活性改造措施提高新能源利用效率，成为电力市场化改革的重要组成部分。 投资建议：建议关注理工能科、朗新集团、安科瑞、东方电子、云涌科技、国网信通、远光软件、恒华科技、智洋创新等电力信息化相关标的。 风险提示：电力市场化改革不及预期；电力行业竞争格局加剧风险；技术出现重大变革风险；经济波动风险等。 1电力环节贯通发电到用电 电网是支撑整个输变电的电力传输网络。电网的任务是输送与分配电能，改变电压；从发电到用电各个环节均需要电力信息化企业的参与。 图1.电网结构及信息化公司 1.1主要发电企业集团：五大四小 发电环节主要由央企与各省地方能源集团组成，行业格局相对稳定。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中五大四小发电装机容量共15.32亿千瓦，占52.47%。2023年，国家能源集团、国家电投、华能集团分别新增装机约3600万千瓦、2763万千瓦、2201万千瓦。目前已有18省成立了能源集团，其中代表性的京能集团装机容量达4827万千瓦、浙能集团装机容量达3909万千瓦、内蒙古能源集团新增装机规模超3100万千瓦。 表1.“五大四小”发电企业介绍 1.2输配电环节主要由国网、南网实现 输配电环节主要由国网、南网实现。电网公司参与投资、建设和经营相关的输变电和联网工程。国家电网和南方电网是全国唯二的大范围跨省区市的电网企业。 国家电网供电范围覆盖26个省（自治区、直辖市），供电面积占国土面积88%，供电人口超11亿人。南方电网为两广、云贵、海南和港澳地区提供电力供应服务保障，供电人口约2.7亿人。还有一些小范围、区域性的地方电网企业，利用区位条件和自然资源优势建设地方电网为当地供电，如内蒙古的风力发电等。智能电网、新能源是未来电网的发展方向。 表2.主要电网公司供电范围分布 1.3电网可分为主网和配网，主网承担输电功能，配网发挥配电作用 电网可分为主网和配网，主网承担输电功能，配网发挥配电作用。主网是从发电厂一直到降压变电站输电的网络，电压一般在110kV及以上，输电干线一般采用500kV的超高压，输送容量更大、送电距离更长、线路损耗更低的特高压输电项目建设也在加速推进中。配网是从降压变电站出口到用户端这一段的系统，电压一般在35kV及以下，起到分配电能的作用。信息化技术和智能设备的应用能够进一步提高配电效率，国家对配网的合理规划和建设也愈加重视。 图2.电力系统 1.4售电公司是电力交易市场的主体 售电公司是电力交易市场的主体。电力体制改革后，打破了原有的电网公司从发电厂购电，向用户售电赚取价差的单一垄断模式，新增售电商环节，引入售电侧竞争，降低了社会用电成本。售电公司在电力交易市场中扮演双向角色，面向用户进行电力促销完成售电交易，同时也集合用户的用电需求与发电企业进行议价。 售电公司既可以是发电公司、电网公司成立的售电公司，也可以是第三方独立的售电公司。 市场机制在电力资源配置中起到决定性作用。市场中的卖方主要是发电厂，而买方包括售电公司、电力用户等，他们根据需求购买电能。电力用户可以直接在批发市场向发电厂买电，也可以向售电公司买电；售电公司在批发市场向发电厂买电。交易方式主要包括双边协商、集中竞价、挂牌三种。2023年，全国电力交易中心累计完成市场交易电量56679亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量的61.4%。全国中长期电力直接交易电量为44289亿千瓦时，同比增长7.0%。电力现货市场试点工作稳步推进，截至2023年底全国共有29个地区开展电力现货市场（试）运行。 图3.电力市场交易方式 图4.电力市场商业模式 1.5电网总投资稳定提升，是国家重要的基建方向 电网工程投资稳定提升。根据中国电力企业联合会，2024年1-10月中国电网工程投资完成额为4502亿元，同比增长21%。根据国家电网和南方电网建设规划，“十四五”期间全国电网总投资预计近3万亿元，以加快数字电网和现代化电网建设进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。 用电、变电、配电环节将成为智能电网未来发展的重点。根据观研天下数据中心，随着电网智能化进程不断向电力需求侧推进，用电、变电、配电环节将成为智能电网未来发展的重点，其市场占比分别为42.7%、26.8%、15%，预计未来市场占比将持续增加。电力供给侧在智能化先期建设初步完成的背景下，市场空间被逐渐压缩，发展速度趋缓。 图5.电网工程:投资完成额 图6.2023年中国智能电网行业各个环节的市场占比 2电力改革进入市场化阶段 中国电力体制改革可以分为4个阶段： 第一阶段：集资办电（1985-1996年）。1985年开始电力投资与价格体制改革，集资办电是我国电力投资体制的重大改革，是从国家独家办电到多元化投资办电的突破，在当年计划经济条件下解决了办电资金的问题。 第二阶段：政企分开（1996-2002年）。国家电力公司的成立标志着第二轮电力改革开始。改革目标是通过完成公司改制，实现政企分开，打破垄断，引入竞争，优化资源配置，建立规范有序的电力市场。 第三阶段：厂网分离（2002-2015年）。2002年5号文《电力体制改革方案》被视为电力市场化改革的里程碑，在政企分开、厂网分离、主辅分离方面取得了巨大进展。国家电力公司按厂网分离原则组建了两大电网公司、五大发电集团。2011年，两大电力辅业集团中国电力建设集团、中国能源建设集团挂牌成立，电力行业完成主辅分离。 第四阶段：市场化（2015年至今）。2015年启动新一轮电力体制改革，主要内容包括输配电价改革、电力交易机构组建、售电侧改革等方面，改革旨在明晰电力成本构成、完善电价形成机制、优化电力市场资源配置。 图7.中国电力体制改革历程 2.1中国电力体制改革近二十年经历过两个阶段 厂网分离阶段：2002年《电力体制改革方案》指导实施厂网分离，即国家电力公司按照发电和电网两类业务划分分别进行资产重组，历时9年组建完成两大电网公司、五大发电集团。“十一五”规划强调坚持信息化带动工业化，提高重大技术装备国产化水平，特别是输变电等领域实现突破；“十二五”规划指导开展智能电网试点，信息技术与能源等传统工业产业融合加快。全国主要信息系统开始统一，国电南瑞、电力营销行业的朗新集团、东软集团等，都开始快速成长。 表3.部分信息化公司在厂网分离阶段的发展 市场化阶段：2015年启动新一轮电力体制改革，主要内容包括输配电价改革、电力交易机构组建、售电侧改革等方面，改革旨在明晰电力成本构成、完善电价形成机制、优化电力市场资源配置。信息化变化：打造新型电力系统，核心可以理解为打通电网的上下游，融合“源-网-荷-储”，适应当前分布式发电和用电需求响应两大特性的“微电网、全生态、全链条管理”。在这一阶段，电力信息化的发展目标主要集中在管理信息方面、企业资产、集团控制和生产管理等方面全面展开，总体来看已经完成从操作层面向管理层面的发展，并在管理层方面开展深度应用探索。 表4.部分信息化公司在市场化阶段的发展 2.2目前电力行业面对挑战 消费量节节攀升。国家能源局发布数据显示，随着持续性高温天气的影响，全国用电负荷不断攀升，多次刷新历史纪录，全国已有多个省级电网负荷创历史新高，给电力系统带来了前所未有的压力。截至2024年11月，全社会用电量已经达到89,686亿千瓦时，同比增长7.1%。此外，截至2024年6月底，我国新能源发电装机规模已经超过了煤电在同一时期的装机规模，高比例新能源大幅接入电网，也给配电网带来了新的挑战。在这种背景下，电力转型显得尤为迫切，俨然成为了提高电网对清洁能源接纳、配置和调控能力的关键。一边是用电负荷屡创新高，另一边是高比例新能源大幅接入，如何有效提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力对于电力保供而言十分重要。作为新型电力系统的重要组成部分，配电系统是促进分布式新能源并网消纳的关键。 图8.全社会用电量 新能源具有不稳定性特征，消纳面临挑战。风力发电和光伏发电都具有间歇性、波动性、季节性及对天气依赖较大等特征，对电网的安全稳定运行提出了挑战。 如光伏在上午9时至下午3时发电效率最高，风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而这两个时段的用电负荷均不高，傍晚时段才是用电的高峰期，电源和负荷的差异将对电网的安全性和稳定性造成冲击。 图9.2016年山东各地区风电出力期望日内变化曲线 图10.2016年山东各地区风电出力期望随月份变化曲线 图11.佛山某光伏电站2016年典型日发电功率曲线 图12.2016年风电及用电负荷曲线对比 2.3深化电力市场化改革 深化电力改革，促进新能源消纳。国家发改委先后多次发文，在电价改革、需求响应主体、建设电力市场等多方面进行电力改革深化。 “管住中间、放开两头”。电价改革为加速新能源发电上网的基石，放开两头电价让电力市场从计划制走向开放市场。2015年，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布，部署了单独核定输配电价、有序放开输配以外的竞争性环节电价的改革任务。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，有助于终端用户和发电侧企业发挥市场化作用，加速新能源发电上网。 新增“需求响应”章节并拓宽其主体范围。需求响应，是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进新能源电力消纳。 多层次电力市场体系释放活力。构建中长期交易容量市场、现货交易市场、辅助服务市场等多层次的电力市场体系，价格机制能够提高资源跨时空配置效率，增强市场活力。新能源以其低成本、高清洁性在竞争中占据优势，完善的市场体制有利于加速新能源入市。辅助服务市场：由于电力供需无法完全准确预测，辅助服务市场可以帮助平衡实时运行中产生的偏差。辅助服务包括二次调频、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等，目前国内市场的主要产品为调峰辅助服务。 表5.近期电力改革政策 2.3.1发电：引入灵活性改造推动新能源发展 全链条灵活性推动新能源发展。“源-网-荷-储”各环节灵活性资源存在优势互补，灵活性多元提升方案能够兼顾提升效果和经济性，实现电力系统多时间尺度灵活性的整体提升，以推动新能源消纳。 煤电灵活性改造是提升电力系统调节能力的主要手段。煤电机组单机容量大、输出稳定，但未经灵活性改造的火电机组调节范围受限、调节速率慢且启动时间较长，导致了系统调峰能力严重不足，也成为我国新能源消纳的关键掣肘。目前，国内煤电灵活性改造的核心目标是降低最小出力、快速启停、快速升降负荷等，其中降低最小出力即增加调峰能力，是目前最为广泛和主要的改造目标。但即使进行了灵活性改造，煤电满足秒级和分钟级功率调整需求的能力仍然一般，因此更适合参与深度调峰，发挥存量大的优势，进行小时级、跨日的出力调整。