（报告制作人/作者：长江证券、宗建树、于庚宗、胡士玉）

1“双碳”东风来袭，信息化助力发电侧结构性改革

与电网侧的信息化建设相比，发电侧的信息化建设相对缓慢。分析原因，一方面是以往发电企业整体效益不稳定，另一方面发电企业以火电、水电为主，具有机组集中、管理难度有限的特点但在当前时间点，我们认为发电侧信息化迎来了新的增长点。从结果来看，发电企业对信息化的关注度正在逐步提升。 2017年，发电企业大唐电力首次在年报中单独披露信息化投入情况。 2017年以来，大唐电力信息化投入以24%的复合增速快速增长，远超公司营收增速。五个发电集团之一，其对信息化的重视可以在一定程度上反映行业趋势。

政策驱动的能源结构改革是支撑发电侧信息化快速发展的核心驱动因素。 “十三五”以来，我国致力于发展清洁能源，煤炭消费比重将大幅下降。目前，我国供电结构发生了重大变化。随着煤电供给侧改革的推进和风电、光伏新增装机容量的快速增长，清洁能源在装机容量和电力结构中的比重快速提升。

特别是2020年以来，政策层面多次强调“双碳”，能源结构改革有望进一步加快。此后，政策层面反复强调“碳中和”和“碳达峰”。 2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动计划》，提出严格控制煤炭消费增长、加快新型电力系统建设、非化石能源占比达到20%等重大目标到2025年消费。此后，“双碳”目标被提高到了历史新高。

在此预期下，我国新能源装机有望继续增加。据预测，截至2025年，我国风电年新增装机容量有望接近90GW，2021-2025年复合增长率约为20%； 2023年复合增长率约为47%。

由于新能源与传统能源的巨大差异，现有的发电侧信息系统无法满足可再生能源规模化发展的需求，这是行业迎来新一轮发展的核心原因。生长。具体分析，我们认为新能源电力占比提升带来的信息化增量需求主要来自以下两条主线：

主线一，发电侧产出波动加大带来的相关信息化需求。随着新能源电源占比的增加，发电侧的输出稳定性有所下降。风电、光伏电源易受天气影响、稳定性差的缺点更加突出，发电侧供电容量波动也明显加大。同时，在当前的运行环境和技术成本下，新能源产量的高波动性暂时难以有效解决。随之而来的是发电侧的一系列问题：传统能源为主的电力系统无法完全满足风电、光伏等波动性可再生能源的并网运行需求；可再生能源与其他能源协调发展 技术管理体系尚未建立，可再生能源发电大规模并网还存在技术障碍。

主线2，分布式发电设备带来的管理困难带来的信息化需求。一方面，与传统火电机组和水电机组相比，单个风电和光伏电站/电站的发电能力相对有限，导致电站/电站数量急剧增加，使得企业管理难度较大；因此，电站往往具有面积广、机组复杂的特点，尤其是当前大力推广分布式光伏电站，进一步增加了管理难度。

由于以上两个变化，新模式下新能源的正常运行和发展必然会带来与传统能源发电端完全不同的信息系统建设需求。沿着新能源发电设施建设和运营的全过程，我们将新能源占比提升带来的增量发电侧信息化需求分解为设计、预测、并网、综合五个方面。电厂运维、企业信息化管理。

2新能源电力占比提升，增量IT需求旺盛

沿着新能源发电设施建设和运营的全过程，我们将新能源占比提升带来的增量发电侧信息化需求分解为五个方面：设计、预测、并网、综合运维和信息化管理。在本节中，我们将对这五类需求一一分解，讨论可能的商业模式和相应的市场空间。

对设计软件的需求正在上升，商业化过程需要改进

一般来说，设计环节在电厂项目建设的前端。在设计过程中，需要出具电厂规划容量、建设规模、机组形式、具体分布、机组参数等详细设计成果和设计图纸。 一般来说，电站的设计主要由区域设计院进行，因此我们认为省、地、县、民营或企业设计院将是此类光伏、风电设计软件的采购方。

目前功能强大的专业设计软件和通用设计软件（CAD）并存。作为最经典的辅助设计软件，至今仍是各大电力设计院电厂设计的主要选择，但一旦涉及到光伏、风电等领域所需的专业知识，如气象数据库、系统构件数据库、等等，还不够。

以光伏设计为例，设计阶段的核心重点是对光伏发电系统进行设计、建模和仿真，分析影响发电的各种因素，最后计算出最终发电曲线系统的。以目前国际光伏工程常用的仿真软件为例，可用于设计并网、离网、抽水系统和直流并网光伏系统，并包含广泛的气象数据库、光伏系统组件数据库和通用太阳能工具。

该软件提供三个层次的光伏系统研究：初步设计、项目设计和详细数据分析。可计算各种方阵、各种遮光条件下阵列上接收到的总辐射量，同时可考虑光伏组件中每个电池和旁路二极管的影响；强大的模组模组，可反映I-V曲线、弱光、温度效应等多种效果。模组库涵盖全球主流模组厂商产品；全面的系统公关考虑，涵盖从太阳能到并网电力的全过程。

除了仿真软件，光伏、风电领域在设计过程中还需要特殊的模块或产品，如经济评估软件、代码识别软件、微定位软件等。

考虑到电力设计项目涉及资质问题，此类设计软件的下游客户主要集中在电力设计院和各级设计公司。目前我国电力设计院的结构具有一定的区域性，分为区域性电力设计院（华北、华东、西南、东北、西北、中南电建集团下属的设计院） ）、中国能源建设集团下属电力设计院（含电力设计院规划设计院）、中国电建下属省区电力勘察设计院，以及各市级设计公司、民营企业设计公司、县级电力公司设计部门等

目前与发电端相关的设计软件，尤其是国产设计软件，仍以方式销售为主（一次性付款），但从长远来看，以设计软件为典型标准化的软件产品，从长远来看或可能实现订阅式支付转型。标杆建筑企业设计软件广联达，云转型驱动开启第二条增长曲线；同时，考虑到海外公司，目前是按订阅收费。 （报告来源：未来智库）

预测软件的重要性增加，产品能力决定竞争格局

在之前的传统能源时代，虽然也需要与发电量预测相关的产品，但准确度比较高，发电形式使得发电量在短时间内的波动比较小：例如，火力发电可直接根据燃料的发热量计算发电量，通过调节燃烧器控制功率。水电预测主要基于历史水文资料，对其准确性带来一定挑战。然而，考虑到将水储存在水库中更为方便和高效。调节水量，实现对其分级发电的控制。但随着清洁能源比重的不断提高，一方面风能和太阳能的不可控性高，目前缺乏直接的储能方式（现有的储能方式为化学储能，成本高且有一定的损耗。）用于短期功率调节，因此光伏发电的当前发电量（输出）与用户一天中大部分时间的用电量（用电负荷）不匹配。

为实现优先发展新能源的战略目标，要增加新能源发电收入，减少“弃风弃光”现象；而要增加新能源发电收入，就要保障新能源电站的发电量，促进新能源的发展。消能用电，促进新能源电力消纳，必须降低新能源电力波动对电网的影响，规范传统电力和新能源电力的日常发电量，尽可能做到保证电网安全的前提。实现新能源全发电。上述目标的实现，需要电网提前掌握各类电力的发电曲线，提前规划发电方案。

因此，新能源发电量预测已成为促进新能源消费、实现新能源快速发展的一项重要基础工作。 2011年和2012年，国家颁布了《风电场接入电力系统技术规定》（GB/-2011）和《光伏电站接入电力系统技术规定》） （GB/-2012），明确功率预测系统、有功功率、无功功率控制系统是新能源电厂并网的前提条件，各地能源局已进一步规定制定《电厂并网运行管理实施细则》，建立新能源电厂发电功率预测和发电控制考核机制。

具体来说，电力预测软件和服务主要包括以下功能步骤： ①获取原始天气预报数据（背景场数据）； ②根据原始天气预报数据，通过建模计算得到更高精度的天气预报数据； ③在后台数据中心计算短期电力预测数据； ④向服务站传输短期电力预报数据和气象预报数据； ⑤在电站软件中计算超短期电力预测数据；预报数据上传至电网调度。

考虑到电力预测软件本质上是为风能和太阳能发电厂提供实时数据服务，这类业务天生适合订阅支付。我们认为，电力预测软件可能会以早期项目收入+中后期订阅服务收入的商业模式开展相关业务，硬件投资（如风塔、环境监测仪、传感器、服务器等）将与首次安装预测系统所需），您可以通过项目方式获得收益，一次性覆盖公司成本；而对于后续的高频数据上报服务，一般以服务的形式收取服务费。

从市场规模来看，目前新能源电力预测软件市场规模在10亿元左右，随着装机容量的不断增加，行业空间有望持续增长。根据相关公司的客户单价，我们对行业空间做一个简单的计算。 2020年市场规模约12亿；同时，根据国能日新风电预测软件市场占有率，市场占有率约20%，预计可用产业空间约10亿规模。两者相互验证，我们认为这个数据是比较可信的。考虑到新能源电力预测软件市场规模与新能源电站数量存在一定的相关性，随着近年来装机容量的不断推进，行业空间有望实现快速增长，预计2020-2023年行业复合增长率约为24%。

细分行业小而美，产品实力决定竞争格局。由于新能源电站将实时上传预测软件的结果，并由电网进行统一的精度评估，因此软件产品功率将是客户选择服务商时的核心考虑因素之一。提供计量不准确情况下的收入扣除，进一步辅助行业公司产品实力的筛选。从目前的行业竞争格局来看，行业内各大公司在新能源电站功率预测领域深耕多年，专业性强。

并网智能控制成刚需，增量空间稳步释放

为了实现电力的实时平衡，电力系统需要根据整体电力供需情况对发电源进行有效的管理和控制，使其具有可调节性、规律性和平稳性。根据控制方式的不同，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。

一般来说，并网智能控制系统适用于所有发电方式，但与传统火电或水电相比，新能源发电对AGC/AVC的需求更强。在功能上，AGC/AVC保证电厂发电具有稳定的频率和电压，并尽量减少并网过程中对电网的影响，从而保证电力安全稳定运行并减少网络损耗。

因此，从政策层面提出了AGC/AVC在新能源电厂应用的强制性要求。风电场和光伏电站接入电力技术规定国家标准中对有功/无功控制系统有要求，国家能源局最新发布的《电网运行管理规定》再次强调这个系统。并提出有功/无功控制系统的考核要求。

以风电场为例，AGC/AVC模块常与功率预测相结合，两者功能相互支持，达到新能源站有功和电压波动防治的目的。具体来说，首先功率预测模块向AGC模块提供5min功率预测，AGC模块根据数据完成两个功能：一是实现以5min预测为重要输入参数的有功功率分配策略；能源站未来5分钟发电量，是辅助主站完成对新能源站的科学精准管控。其次，功率预测模块向AVC模块提供5min功率预测值，AVC模块根据该数据实现自由发电状态下新能源电站的电压波动预防控制。第三，AGC模块向AVC模块提供负载指令，AVC根据负载指令实现未来新能源站的电压和无功分配，实现电压的提前控制。最后，AGC模块为功率预测模块提供新能源站的停电时段，预测模块实现以下两个功能：一是实现预测模型的高精度自校正；二是实现新能源站的消耗分析。

考虑到AGC/AVC模块往往伴随硬件销售，目前相关产品主要以项目系统形式交付，在硬件安装及配套实施服务完成后一次性确认收入。因此，我们认为并网智能控制领域的市场规模与当年新增的新能源电厂/电站数量直接相关。未来，随着风电和光伏电站年度新增装机容量的变化，目前新能源电站投资增加的趋势将保持行业规模稳定增长的趋势。

需要关注的是，虽然并网问题是新能源电力大规模并网过程中瓶颈的核心环节，但有功/无功（AGC/AVC）控制系统并网所需的技术其实是比较成熟的。虽然风光光伏AGC/AVC需要对内部逻辑做些小改动，但总的来说，新能源电力难以实现有效并网的根本原因不在于并网智能控制系统本身，而在于是否它可以与功率预测系统和有功/无功功率相结合。电力控制系统形成相互支撑，实现有效协调。

因此，我们判断并网智能控制AGC/AVC系统的主要玩家仍将由传统巨头厂商主导，新进入者获得份额相对困难。在传统电源时代，众多功率器件厂商通过软硬件结合进入AGC/AVC系统领域，如国电南子、国电南瑞、许继电气等，另一方面也有着良好的合作关系与大型电厂，新进入者相对较难攻克。但考虑到并网智能控制系统需要与电力预测软件有机结合，我们相信在电力预测软件领域积累了足够优势的企业或许能够分一杯羹。

综合管理运维需求上升，平台渗透率稳步提升

与传统发电厂发电设备相对集中不同，风能和太阳能发电厂往往存在面积大、设备分散、发电部件复杂等问题。难以实时监控生产数据，难以有效统计和分析生产数据。维护运维量大、效率低，设备问题难以及时发现。因此，需要通过信息化手段对厂区进行统一的监控、管理、运维。通过电厂实时数据采集、现场配置监控、云平台数据分析、移动APP运维四维一体化整体解决方案，实现多分布式。风电场、光伏电站的集中化、集约化、智能化运维管理，将推动新能源电站运维智能化升级。

从功能上看，新能源电站综合管理运营系统应具备智能故障监测、报警管理、运维管理、统计分析、日常办公等模块，可以实现电站远程监控、统一数据管理、智能运维、运行指标分析等功能，可减少电站人员配备，提高电站运行管理效率。其中，故障监控和报警管理模块的要求比较严格，或者是新能源电厂需要先投入的领域，以及涉及提高运行效率的模块，我们判断整体渗透率可能在一种缓慢而稳定的改善状态。

以风电为例，一般来说，故障检测、诊断和报警系统由前端故障监测传感器和后端智能监测软件及诊断平台组成。前端采集站和传感器连续工作电力信息化，实时采集设备的各种运行数据，做到监控无时间盲区；传输层采用边缘计算，选取数据质量最高、最能代表设备运行状态的数据进行存储，使得保存的数据都是当前最优数据，避免大量无用占用网络带宽和存储空间的数据；后端数据智能报警技术采用“特征值报警”综合报警评价体系，与传统技术相比，提高了报警的准确性，减少了误报。率和误报率。

从长远来看，要实现新能源电厂的智能化管理，新能源电厂综合管理运营系统的功能应该更加丰富，相应的客户单价将也会增加。一套完整的新能源电站综合管理运营系统应具备智能故障监控、报警管理、运维管理、统计分析、日常办公等模块，可实现电站远程监控、统一数据管理，智能运维，分析运营指标。可以减少电站的人员配备，提高电站的运行效率和管理效率。

进一步分析行业参与者，考虑到此类一体化管理运营平台本身技术壁垒有限，其壁垒主要体现在行业Know-How和与各大发电企业的现有客户关系上，我们认为有全面的产品。深耕电力行业多年的能力、信息化软件企业、与电力集团深度合作的综合服务企业竞争力明显，有望在竞争中获得更多份额。 （报告来源：未来智库）

发电群管理软件，稳定发布更新需求

之前，我们主要讨论了新能源电厂/电站产生的相关信息化需求。在这一部分，我们主要关注发电集团的信息化需求。一般来说，发电企业的信息化管理软件包括比较通用的ERP、OA，以及生产过程中涉及到的比较特殊的安全管理、生产管理等，以及相关配套的底层DCS系统。目前，发电集团正在进行改革，新能源发电占比不断提升，业务逐渐复杂化。大型发电集团的信息系统相应产生了原有的系统更新需求，持续支撑相关信息技术投资的稳定增长。

我们认为，发电企业信息系统的更新需求主要体现在以下两个方面：

一是上层管理软件产品的更新和更换要求。一方面，新能源动力占比逐步提升，相应的功能模块需求也随之而来；另一方面，发电企业自身也需要配合“火电调峰”，目前往往选择将新能源电厂选址在火电厂周边。为了促进调峰措施，企业内部的这种能源“协同”需要数据层面的进一步开放。此前，同一能源企业的电厂之间可能存在数据混乱、相互隔离、对整个业务流程支持不足等问题。因此，目前的管理软件系统可能是围绕“数据互通”构建的。目前，五大发电集团相继制定了综合信息系统规划，形成了以数据中心、数据总线、数据交换为核心的统一信息平台建设趋势。

二、底层控制软件的更新和更换要求。这部分主要针对发电系统的原始工业软件。对于现有火电厂来说，当新能源发电比例不断提高时，火电厂将承担更多的调峰填谷作用。发电负荷可以在70%到100%之间波动。目前可以灵活改造，使火力发电负荷在30%~100%之间波动，实现更有效的调峰。实现火电柔性改造的解决方案之一是通过更新DCS系统来优化锅炉系统，同时生产线的改造会引起配套工业软件的变化，导致更新需求可观目前我国DCS市场规模约90亿元，其中电力占比约24%，对应约20亿元至25亿元。

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