1、2022年電力信息化行業(yè)現(xiàn)狀及未來趨勢分析1、電力交易放開，電力信息化迎黃金發(fā)展期售用電領域信息化為何現(xiàn)在值得關注？新一輪電改使供給成本得以向下傳導，打開售用電領域信息化市場。我國最初使用計劃 電價，核心目標是解決電力供應的嚴重短缺問題，原模式下電網(wǎng)企業(yè)為電能的“經(jīng)銷商”， 從發(fā)電企業(yè)處收購電能并出售給用戶，收購和銷售的電價均由國家能源發(fā)改部門核定。 隨著電改的逐漸深入，售用電方和電力價格在今年全面放開，真正建立“能漲能跌”的 市場化電價機制，上游成本得以向下傳導，電網(wǎng)企業(yè)重歸“高速公路”定位，僅賺取輸 配電服務費用收入。2021 年 12 月 3 日，廣東推行代理購電方案，提出將輔助服務費用

2、 （儲能、需求側響應）和市場分攤費用納入電價，由下游客戶分攤，利益機制理順后未 來電力輔助服務、綜合能源服務有望加速向全國滲透。今年 12 月“兩個細則”的發(fā)布 進一步明確了輔助服務費用“誰受益，誰承擔”的原則。電力交易對于售電用戶和電力 價格的放開，將催生出新的市場與新的商業(yè)模式，信息化企業(yè)作為新業(yè)務的基本技術支 撐將迎黃金發(fā)展期。在電力交易市場化背景下，電力價格和售用電側參與方進一步開放帶動行業(yè)進入加速發(fā) 展軌道。短期來看售電側電力營銷系統(tǒng)、交易系統(tǒng)將最先確定性受益；中長期來看，隨 著虛擬電廠、綜合能源服務等新模式的逐漸成熟，下游市場空間有望進一步打開：電力營銷系統(tǒng)價格波動加劇導致結算復雜

3、度激增帶動系統(tǒng)更新需求；同時由于售電側的放開，售 電市場競爭加劇，電力營銷成為競爭的重點，催生電力營銷系統(tǒng)升級需求。虛擬電廠、綜合能源服務等電價將輔助服務費用納入，打開了輔助服務市場空間，同時隨著現(xiàn)貨、中長期等電 力交易市場發(fā)展成熟，虛擬電廠等新興模式或將加速落地，打開廣闊想象空間。電 力用戶方面，電價提升引發(fā)高耗能企業(yè)節(jié)能降本需求，進一步利好虛擬電廠、綜合 能源服務市場發(fā)展。在此過程中，提供技術支撐或以此為基礎擴展運營業(yè)務的信息 化企業(yè)有望享受電力輔助市場擴容紅利。2、電力信息化行業(yè)與政策共振帶動營銷系統(tǒng)全面升級三問三答，電力營銷系統(tǒng)迎建設周期拐點“互聯(lián)網(wǎng)+電力營銷”已成為當前電力售電側建設

4、的主要方向。我國電力體制改革由來 已久，自 2002 年國家啟動了以“廠網(wǎng)分離”為主要內容的體制改革，電網(wǎng)企業(yè)的主要 利潤來源逐漸由發(fā)電側轉移至售電側，電力營銷的重要性迎來歷史性拐點；2015 年新 一輪的電力體制改革中提出“管住中間、放開兩頭”（放開兩頭是提高發(fā)電、售電和用電 的市場化程度，進行充分競爭；管住中間是在電網(wǎng)和配售電環(huán)節(jié)強化政府管理）的總體要求，使得電網(wǎng)企業(yè)的盈利模式再次受到?jīng)_擊，營銷的重要性進一步提升。2021 年伴 隨新一輪電改的推進，營銷系統(tǒng)將迎來新一輪升級周期。為什么需要電力營銷？電力營銷即指電力企業(yè)在不斷變化的市場環(huán)境中，以滿足人們電力消費需求為目的，通 過開展一系列與

5、市場有關的經(jīng)營活動，提供滿足消費需要的電力產(chǎn)品與服務，從而實現(xiàn) 企業(yè)經(jīng)營目標。在當前電力營銷運營中，為了滿足多樣化的用戶需求，以電網(wǎng)企業(yè)為代表的電力營銷助 力積極開展形式多樣化的活動，通過借助如微信、支付寶等多種流量渠道向客戶推廣電 力產(chǎn)品。電力為什么需要營銷？長期以來，居民早已習慣了電力的生活使用屬性，電也早已成為 了和自來水一樣的生活必需品，用戶只需月度進行正常繳費便可持續(xù)使用，似乎并無營 銷的必要。當前時點，電力的商品屬性正逐漸被還原。隨著我國電力市場的不斷開放，電網(wǎng)企業(yè)單 一的售電主體地位被打破，售電側出現(xiàn)越來越多的競爭者。電力的商品屬性正在被逐漸 還原，面對越來越多的電力賣家，消費者

6、擁有了更多的選擇空間（即消費者擁有了用電 選擇權，這也是最為關鍵的原因）。在全面競爭環(huán)境下，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)躬身入局，必須采 取積極有效的營銷手段迎接市場化的挑戰(zhàn)（如渠道管理、分銷與促銷、客戶關系管理等）。展望未來，綜合能源服務市場的關鍵在于用戶側數(shù)據(jù)質量的比拼。在售電企業(yè)不斷涌現(xiàn) 的階段，各方都希望通過各種營銷手段獲得更多優(yōu)質客戶，而高質量的用戶數(shù)據(jù)也將為 綜合能源服務提供有力的原始積累。因此，電網(wǎng)企業(yè)作為電力改革的排頭兵，更應該以 客戶為中心、提升客戶體驗和用戶黏性，加強電力營銷刻不容緩。如何建設電力營銷系統(tǒng)？營銷信息化（電力營銷系統(tǒng)）更多的是借鑒應用互聯(lián)網(wǎng)+、云計算、大數(shù)據(jù)應用等先進 的互聯(lián)

7、網(wǎng)技術，打造新型電力營銷業(yè)務應用系統(tǒng)。涵蓋客戶服務、抄表管理、電費核算、 業(yè)擴管理、計量管理、售電業(yè)務、線損管理、用電檢查、檔案管理、輔助分析與決策等 營銷業(yè)務域，深度融合配網(wǎng)生產(chǎn)、電網(wǎng)調度、人財物 ERP 等企業(yè)內部系統(tǒng)無縫銜接， 連接銀行等代收機構，有效拓展支付寶、微信等企業(yè)外部線上服務渠道。支撐實現(xiàn)信息 高度共享、業(yè)務高度協(xié)同、服務便捷、管控實時在線、分析決策自動智能的現(xiàn)代電力營 銷運營管控能力。當前電力營銷系統(tǒng)機遇何在？售電價波動加劇+電價市場化改革的雙重因素將迫使電力營銷系統(tǒng)加速升級替換。隨著 風光等清潔能源發(fā)電占比不斷提升，波峰波谷整體波動率將持續(xù)加大，長期來看，為了 解決波峰波谷

8、波動率持續(xù)加大問題，通過增加用戶側用電成本以達到其自主調峰的效果 （國網(wǎng)側需做好電價的相關營銷方案以達到市場調節(jié)效果），將是未來行業(yè)發(fā)展的重要 方向，這將帶動相關配套的售電側能源管理系統(tǒng)需求。在營銷系統(tǒng) 1.0 時代，國網(wǎng)主要是以傳統(tǒng)營銷模式為主，即單一的以用戶使用量進行收 費。隨著近年來國家多次要求降低用電成本，2015 年到 2020 年之間，一般工商業(yè)每千 瓦時電價從 0.869 元降至 0.64 元，大工業(yè)每千瓦時電價從 0.682 元降至 0.632 元。面 對降電價、以及國家進一步推動電改帶來的壓力，國網(wǎng)開始了自身的轉型發(fā)展之路，提 出電力營銷 2.0。一方面更強調精益化發(fā)展、科學

9、決策，依靠科技進步和自動化技術帶 來降本增效，同時在企業(yè)管理上更強調往數(shù)字化、智能化方向發(fā)展。另一方面，電價市場化改革也將進一步加快營銷系統(tǒng)的更新迭代。2021 年 7 月 29 日， 國家發(fā)改委發(fā)布了關于進一步完善分時電價機制的通知，其中提到在保持銷售電價 總水平基本穩(wěn)定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，更好的引導用戶削峰填谷、 改善電力供需狀況以及促進新能源消納。具體包括：1、完善峰谷電價機制；2、建立尖峰電價機制；3、健全季節(jié)性電價機制。我們認為此舉將改變原有的行政指令主導錯峰 用電的情況，以市場化手段更健康地引導用戶側主動調整用電節(jié)奏。電價市場化改革同 時也將增加分時電價的波動性，

10、因此營銷計費系統(tǒng)端也將迎來全新的升級需求（提升穩(wěn) 定性和計費復雜度）。3、需求側帶動，新模式迎來藍海時代需求側靈活調控，引入虛擬電廠新模式為什么需要從需求側進行管理？電源結構問題導致尖峰負荷需求無法得到滿足。2020 年中國電力裝機總量高達 22.01 億千瓦，其中火電機組 12.45 億千瓦，遠高于全國主要電網(wǎng)每月最高的用電負荷。但是 我國用電高峰時段的電力缺口依然存在，其根源是我國電力系統(tǒng)的結構性問題：我國電 源側基荷電源過多、靈活性資源尤其是尖峰資源較少。尖峰資源存在年利用小時數(shù)較少、 度電成本過高的問題，難以在原有電價機制下獲取利潤空間，從而阻礙了尖峰資源的投 資積極性。因此在負荷特性

11、惡化、可再生能源滲透率提高的當前，我國現(xiàn)有電源結構難 以實施組合式資源調度，來有效滿足用戶側的需求。在供給側調控手段有限的情況下，通過實施需求側管理可大幅降低資金成本，高效解決 實際問題?！半p碳”政策下，新建大型煤電機組既不利于我國能源可持續(xù)發(fā)展又缺乏經(jīng)濟 性。據(jù)國家電網(wǎng)測算，若通過建設煤電機組滿足其經(jīng)營區(qū) 5%的峰值負荷需求，電廠及配套電網(wǎng)需投資約 4000 億元；若建設虛擬電廠，建設、運維和激勵的資金規(guī)模僅為 400 億-570 億元。以山東省為例，假設存在持續(xù)時間 100 小時的 500 萬千瓦尖峰負荷缺口， 采用“需求響應+延壽煤電”方案的年化成本遠低于“新建燃煤機組 5100 萬千瓦

12、”方 案，每年將降低 14.3 億元的開支。當前時點非水電可再生能源最低消納權重逐年提升，供電不穩(wěn)定性增加，需求側管理重 要性持續(xù)提升。目前，我國政府部門對各省市均限定了可再生能源（非水電）最低消納 權重，且權重逐年提升。隨著風電、光電總供電量占比提升，供電不穩(wěn)定性增加，靈活、 快速的調度需求增多，需求側管理變得愈發(fā)重要。什么是虛擬電廠模式？虛擬電廠是將不同空間的可調負荷、儲能、微電網(wǎng)、電動汽車、分布式電源等一種或多 種可控資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易的智 慧能源系統(tǒng)。它既可作為“正電廠”向系統(tǒng)供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電 廠”加大負荷消納，配合

13、填谷。虛擬電廠的發(fā)展是以可控負荷、儲能、分布式電源三類 可控資源的發(fā)展為前提，但由于我國目前儲能和分布式電源尚未發(fā)展成熟，目前實踐模式多為基于激勵的需求側響應，利用可調負荷進行調峰填谷。從長期發(fā)展視角下，成熟 的虛擬電廠廠商需要具備及時響應和把控三大資源的能力，從而更好地參與市場化交易。 目前河北、江蘇和廣東三個虛擬電廠試點省份發(fā)展已經(jīng)初現(xiàn)雛形?？烧{負荷可調負荷的重點領域包括工業(yè)、建筑和交通等。工業(yè)負荷的調節(jié)潛力主要來自于非 生產(chǎn)性負荷和輔助性負荷，不同工業(yè)行業(yè)間存在較大差異；商業(yè)和公共建筑可調負 荷主要為樓宇空調、照明、動力負荷，約占整個樓宇負荷的 25%，居民建筑可調 負荷因分布散、容量小

14、從而聚合難度較大；交通可調負荷主要增量為電動交通。據(jù) 測算，遠期國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)可調負荷理論潛力可達 9000 萬 kW，未來 35 年，通過加 強技術研發(fā)、完善補貼政策和交易機制，可力爭實現(xiàn) 40005000 萬 kW，約占最 大負荷 5%。分布式電源在用戶現(xiàn)場或靠近用電現(xiàn)場配置較小的發(fā)電機組以滿足特定用戶的需要，或支持 現(xiàn)存配電網(wǎng)經(jīng)濟運行，包括小型燃機、光伏、風電、水電、生物質等或其發(fā)電組合。儲能儲能設備主要包括機械儲能、化學儲能、電磁儲能和相變儲能四類。虛擬電廠的發(fā)展除了所需要的三大資源，還需要外圍電力市場的支撐。電力市場主要包 括電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和中長期市場。輔助服務市場主要是指為

15、維護電力系統(tǒng) 的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，除正常電能 生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng) 經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務，最主要形式為調峰、調谷、調頻等服務。根據(jù)電力市 場成熟程度的不同，其發(fā)展階段分為邀約型虛擬電廠、市場型虛擬電廠和自由調度型虛 擬電廠。邀約型虛擬電廠：由政府部門和調度機構發(fā)出邀約信號，由虛擬電廠（聚合商）、 電力用戶組織資源（以可調負荷為主）進行響應，隨后進行執(zhí)行和效果評估，然后 根據(jù)激勵標準進行兌現(xiàn)。市場型虛擬電廠：以電力市場配置電力資源運行驅動，通過協(xié)調、優(yōu)化和控制可控 負荷、分布式電源和儲能三大資源聚合而成的分布式能源集群，作為一個整體參與 各類電力市場交易并為電力

16、系統(tǒng)運行提供調峰、調頻、緊急控制等輔助服務的分布 式能源聚合商。自由調度型虛擬電廠：在市場型虛擬電廠的基礎上，可以實現(xiàn)跨空間自由調度。我國虛擬電廠處在什么發(fā)展狀態(tài)？我國虛擬電廠發(fā)展仍處于初期階段，部分地區(qū)開啟虛擬電廠試點。由于國內目前電力市 場仍在發(fā)展初期，現(xiàn)有已經(jīng)開啟需求響應試點的省（區(qū)域）中，除冀北試點外均采用了 邀約型模式，目標多是構建占上年最大直調用電負荷 3%-5%的需求側機動調峰能力。 隨著電力市場機制逐漸完善，虛擬電廠模式將由邀約型向市場型轉變，變成以電力市場 配置電力資源運行驅動，通過協(xié)調、優(yōu)化和控制可控負荷、分布式電源和儲能三大資源， 作為整體參與各類電力市場交易的分布式能源

17、聚合商。參與廠商方面，由于我國儲能發(fā)展尚未成熟，現(xiàn)試點城市虛擬電廠運營商和負荷聚合商 并未產(chǎn)生較大差異。以廣州市所披露的 2021 年廣州市參與虛擬電廠的電力用戶和負荷 聚合商名單為例分析，負荷聚合商一般由具備能源資源優(yōu)勢的售電企業(yè)、能源及能源設 備企業(yè)、電力施工企業(yè)和具備能源管理優(yōu)勢的軟件服務企業(yè)組成。軟件服務企業(yè)目前的 盈利模式大致分為兩類，一是為虛擬電廠運營商和負荷聚合商提供 IT 服務，另一種是 憑借自身技術優(yōu)勢成為運營商參與市場活動。盈利模式方面，虛擬電廠運營商和負荷聚合商通過聚合電力用戶可調負荷，利用可控負 荷進行需求側響應，一方面可以節(jié)約用戶能源費用獲取收益，另一方面可獲得參與需

18、求 側響應的電量補貼收入，補貼收入由虛擬電廠運營商和負荷聚合商與電力用戶進行分成， 政策并不限定分成比例。虛擬電廠運營商和負荷聚合商的投入成本主要為電能監(jiān)控系統(tǒng) 投入的軟硬件成本和電力用戶的柔性負荷使用成本，收入為分成后的響應電量補貼收入 以及可能存在的提供電力用戶節(jié)能服務的服務費用。目前整體參與用戶的收入來自各省 市建立的獎勵基金池來自國家補貼、于電價外附加征收的差別電價收入或通過增加年度 跨省區(qū)交易電量計劃形成的購電價差盈余疏導。響應資源方面，各地根據(jù)自身稟賦因地制宜。邀約型虛擬電廠試點城市中，上海、江蘇、 江西、山西這些條件成熟、起步較早的區(qū)域，在響應資源方面也進行了多元化的嘗試， 當前

19、正逐步探索電動汽車、虛擬電廠、居民用戶的參與。同時，除工業(yè)企業(yè)用戶資源外， 各個區(qū)域根據(jù)自己的負荷結構特征或者能源產(chǎn)業(yè)布局規(guī)劃，對響應資源的挖掘側重也有 所不同，比如上海側重商業(yè)樓宇；陜西、山西、浙江側重電動汽車；江西、天津側重居 民用戶。目前由于我國虛擬電廠仍處于發(fā)展初期，暫無第三代的自由調度型虛擬電廠。國外由于 電力市場發(fā)展較為成熟，目前歐洲、澳大利亞、美國均出現(xiàn)了較為成熟的自由調度型虛 擬電廠，包括德國 Next Kraftwerke、南澳大利亞的 Telsa/Housing SA 虛擬電廠計劃、 AGL 虛擬電廠計劃、Simply Energy 虛擬電廠計劃；和美國 Sunrun 等。

20、虛擬電廠模式 逐漸發(fā)展成熟后，可以利用其三類資源的聚合性完成多用戶多情景的電能靈活調控，同 時提供電力交易等增值服務，創(chuàng)造雙贏局面。綜上所處，我們認為虛擬電廠是最具生態(tài) 圈特色的一種綜合能源服務。政策推動，電力交易系統(tǒng)市場持續(xù)擴容2021 年 5 月 25 日國家發(fā)改委已經(jīng)發(fā)布關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方 案的通知，提出重點圍繞助力“碳達峰、碳中和”目標實現(xiàn)，深入推進價格改革，完善 價格調控機制。其中，電力方面明確要求持續(xù)深化電價改革，完善綠色電價政策：進一步完善省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項工程、增量配電網(wǎng)價格形成機制， 加快理順輸配電價結構。持續(xù)深化燃煤發(fā)電、燃氣發(fā)電、水電、

21、核電等上網(wǎng)電價市 場化改革，完善風電、光伏發(fā)電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。 平穩(wěn)推進銷售電價改革，有序推動經(jīng)營性電力用戶進入電力市場，完善居民階梯電 價制度。針對高耗能、高排放行業(yè)，完善差別電價、階梯電價等綠色電價政策，強化與產(chǎn)業(yè) 和環(huán)保政策的協(xié)同，加大實施力度，促進節(jié)能減碳。實施支持性電價政策，降低岸 電使用服務費，推動長江經(jīng)濟帶沿線港口全面使用岸電。電價現(xiàn)貨交易有望全面推行。2017 年，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了關于開展 電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知（發(fā)改能源20171453 號），選擇南方地區(qū)（以廣東 起步）、蒙西經(jīng)濟區(qū)、浙江省、山西省、山東省、福建省、四川省

22、和甘肅省等 8 個地區(qū)作為電力現(xiàn)貨市場作為電力現(xiàn)貨第一批試點市場。2018-2019 年，8 個電力現(xiàn)貨市場全 部完成結算試運行。對于風光可再生能源來說，電力現(xiàn)貨市場是一種短時和即時市場，能夠實時兼容新能源 發(fā)電的波動性、隨機性的特點，有利于擴大新能源電力的消納空間，從而保證了以風電、 光伏發(fā)電為主的新能源電力在電力現(xiàn)貨市場獲得更多的交易份額。對于傳統(tǒng)火電來說， 電力現(xiàn)貨市場有助于增加火電的調峰收益。我們認為電價改革并非政府直接漲電價或者降電價，核心在于明確機制：通過市場化的 手段讓供需決定價格，改變產(chǎn)業(yè)結構，解決供需矛盾的問題。如：1、居民端的階梯化電 價；2、用戶端出臺了分時電價（拉高峰谷

23、價差，峰值電價將越來越貴）；3、電力市場化 完全放開（引入現(xiàn)貨交易，未來參與現(xiàn)貨交易的主體將主要為高耗能用戶，因為此類用 戶需求更強且有能力承擔高額電價，另外各地政府在產(chǎn)業(yè)轉型的背景下，也將更有動力 去讓高耗能企業(yè)更多的參與交易）。隨著電價市場化改革的進一步推進，售電系統(tǒng)軟件或將成為售電公司建設剛需。早期大 部分電力售電公司更多的是借助簡單的 excel 手段進行用戶用電情況收集和分析，而非 專業(yè)的售電系統(tǒng)開展工作。當前時點我們認為，隨著電價市場化改革的進一步推薦，電 力交易市場日漸復雜、電力交易中心規(guī)范細則越來越規(guī)范、以及交易數(shù)據(jù)量大規(guī)模提升， 傳統(tǒng)手段已無法滿足售電公司的日常分析需求，且整

24、體工作效率較低。因此，從短期維 度剖析，完善的售電交易系統(tǒng)將成為售電公司接下來建設的剛需。由點及面，綜合能源服務帶來萬億空間綜合能源服務目前尚未有確定的商業(yè)模式出現(xiàn)，我國當前仍處于早期發(fā)展階段。簡單理 解，綜合能源服務實際上就是圍繞國家和政府的能源方針和政策，通過綜合能源系統(tǒng)， 為用戶供應綜合能源產(chǎn)品或提供能源應用相關的綜合服務。通過梳理，綜合能源服務產(chǎn)業(yè)的出現(xiàn)主要源自以下四方面的轉變：能源供應結構：從以“傳統(tǒng)能源為主”向“傳統(tǒng)能源與新能源協(xié)同開發(fā)利用”轉變， 增加了達到最優(yōu)能源管理方案的復雜性。能源消費主導者：從“以生產(chǎn)者為中心”向“以消費者為中心”轉變，國家頒布一 系列政策加強電力等能源的

25、需求側管理，開放市場化交易，提升用戶側在市場中的 重要性。供能形式：從“以集中式為主”向“以集中式和分散式相結合”轉變，供電側新能 源占比的提升同時也意味著能源逐漸分散化，同時可調負荷、微電網(wǎng)等模式出現(xiàn)， 使得整體分布式資源增多，管理復雜度、協(xié)同必要度上升。技術革新：云計算、人工智能、通信技術的快速發(fā)展，促使能源生產(chǎn)、運輸、數(shù)據(jù) 傳輸和利用向更加智能化、信息化、數(shù)字化方向轉變，帶來了更多商業(yè)模式創(chuàng)新和新業(yè)態(tài)。與此同時，配合政策和新使用場景引導，用戶側需求有望爆發(fā)，為綜合能源服務市場發(fā) 展帶來巨大潛力。隨著電力體制改革的不斷深入，分布式可再生能源及“大云物移智” 等技術的迅速發(fā)展，以及電動汽車、

26、充電樁新場景的引入，開展綜合能源服務成為提升 能源效率、降低用能成本的重要發(fā)展方向。能耗承壓疊加成本上升，節(jié)能服務迎來發(fā)展良機政策和能源使用價格上漲雙重促使節(jié)能減耗仍為重中之重。各省市均有明確節(jié)能減排目 標，為綜合能源服務企業(yè)創(chuàng)造了市場空間。節(jié)能服務產(chǎn)業(yè)總產(chǎn)值不斷上升。2020 年我國節(jié)能服務產(chǎn)業(yè)總產(chǎn)值達到 5826 億元，同比 增長 11.57，隨著電力成本上升刺激用戶側自主控電需求上升，節(jié)能服務將持續(xù)保持 增長勢頭。新興場景落地，聚合充電平臺模式有望迎來爆發(fā)式增長新能源車市場高速增長將帶動充電市場快速崛起。國家近年多次發(fā)布關于新能源汽車產(chǎn) 業(yè)多項相關政策，行業(yè)整體景氣度持續(xù)攀升。銷量方面，從 2015 年開始整體銷量迎來 爆發(fā)性增長，雖然 2019 年出現(xiàn)負增長，主要原因是國家對于新能源汽車補貼的下降， 以及在 2019 年燃油車從國五到國六的切換時，大批量國五燃油車的拋售打壓了新能源 汽車的整體銷量。2021 年，預計新能源車整體銷量有望達到 340 萬輛，整體呈現(xiàn)爆發(fā) 式增長。從長遠看，新能源汽車未來市場空間廣闊，因此市場對于充電樁的需求也會逐 步加大。2021 年公用充電樁保有量相較 2020 年出現(xiàn)大幅提升（其中 12 月份數(shù)據(jù)為預測值）， 預計 2021 年將同比上升近 60 個百分點。我們認為，充電樁作為新能