电力市场化带来的功率预测及电力交易需求展望

一、政策背景与市场驱动1.核心政策（136号文） 。推动新能源上网电价全面市场化，覆盖存量与新增风光电站，取消保障性收购固定电价模式，以2023年6月1日为分界点分类管理。 。要求新能源电站参与电力市场交易，需配套功率预测、交易策略软件等工具以应对市场化电价波动和调度考核。 2.地方政策落地 南网：广东、海南等地要求存量分布式光伏功率预测渗透率2024年达50%，2025年进一步提升。 。 国网：江苏、山东等试点省份明确要求新增分布式光伏配置动态功率装置， 提供72小时发电预测（误差≤20%），未来三年逐步推广至全国27个省。二、功率预测市场需求与空间 1.增量与存量需求 。增量市场：2024年新增分布式光伏工商业场站预计6400个（10MW/个），户用光伏新增80万户；集中式风光场站分别增长1800个（光伏）和3200个（风电）。 存量市场：存量分布式光伏需升级功率预测系统，否则面临电价惩罚（如江苏偏差1%罚0.5元/度，月上限50万元）。 2.市场规模测算 。以100MW光伏电站为例，功率预测偏差1%可能导致单日罚款1.25万元，年损失超75万元，凸显软件需求刚性。 。工商业分布式光伏中，10MW以上项目占比约30%，需强制配置功率预测系统。 三、功率预测技术考核标准1.核心指标 。准确率：短期（24小时）合格率290%，超短期（15分钟）297%（江苏）；西北地区要求超短期290%。 偏差惩罚： ·江苏：偏差1%按0.5元/度罚款；·山西：偏差1%按0.3元/度罚款，月上限10万元；·河北：偏差1%按0.2元/度罚款。 2.技术体系 。依赖“算力+Al”，结合气象数据、负荷预测等，采用机器学习算法（如Transformer)优化模型。 。高并发处理能力是关键（如头部企业实时处理达1万笔/秒）。四、竞争格局与头部企业优势 1.市场份额 。国能日新：功率预测市占率24%—25%（埃森哲数据），接入超1000个新能 源场站，覆盖27省；电力交易软件支持全品类交易（长期/现货），并发量行业领先。 其他厂商：清能互联（市占率18%）、科大讯飞（AI预案型交易）、南瑞继保（电网系）。 2.核心壁垒 数据积累：国能日新拥有12年历史数据，AI模型迭代优化能力更强。 属地化服务：通过电网项目孵化，建立全国服务网络，客户粘性高。五、电力交易软件与虚拟电厂前景 1.交易软件需求 。2024年机制电价改革后，运营商需优化交易策略以减少偏差损失（如中长期合约+现货组合）。 。软件收费模式：一次性买断（200—300万元）、订阅制（年费20—30万元）、按交易量分成。 2.虚拟电厂布局 国能日新通过聚合分布式资源（风光、储能、充电桩），向虚拟电厂运营商转型，未来可通过能源托管和收益分成盈利 政策目标：2027年虚拟电厂规模达2000万千瓦，2030年5000万千瓦。六、分布式光伏政策争议 1.自发自用与并网矛盾 部分地方要求工商业分布式光伏自发自用率250%，但专家认为配电网强化后（2027—2028年）将逐步放开全量上网，以支持电力系统调控需求。 。当前10MW以上工商业项目仍需并网（占比30%），小容量项目（2MW以下）占比6%但基数庞大。 七、投资建议 推荐标的：国能日新（功率预测+交易软件龙头，虚拟电厂先发优势）。 ·核心逻辑：政策强制驱动功率预测渗透率提升，高精度软件需求刚性；电力交易市场化加速，软件厂商从工具提供商向能源服务商转型，长期空间广阔。 风险提示：政策执行不及预期、配电网建设延迟、行业竞争加剧。