公用環(huán)保行業(yè)市場分析

預(yù)計2023年用電增速為4.6%,清潔持續(xù)擠壓火電

預(yù)計2022-2024年全國用電增速為3.9%/4.6%/4.5%。2022年

M1-M10,仝社會用電量71,760億kWh,同比增長3.8%,10月國

內(nèi)用電同比增速下降使得1~10月累計增速較1?9月增速小幅回落

0.2個百分點；10月單月用電量6,834億kWh,同比上升2.2%,增

速較單9月用電增速0.9%提升1.3個百分點，天氣逐漸轉(zhuǎn)冷帶動居

民用電需求提升使得用電需求增速出現(xiàn)小嗝回升。月度環(huán)比來看，

2022年10月用電量環(huán)比9月下降3.6%,且降幅較2005-2022年28%

的環(huán)比波動中值拉大0.8個百分點。

高耗能地區(qū)2022年1~10月用電增速4.7%,10月單月增速4.0%,

較上月增速下降1.0個百分點。沿海地區(qū)2022年1~10月用電增速

2.3%,10月單月增速3.7%,較上月增速提升2.9個百分點，增速高

于全國整體增速。其他地區(qū)2022年1~10月用電增速5.2%,10月

單月增速較上月增速提升0.2個百分點。結(jié)合1?10月國內(nèi)

用電數(shù)據(jù)，我們采用宏觀彈性預(yù)測法，預(yù)計2022~2024年全國用電

量增速分別為3.9%/4.6%/4.5%o

經(jīng)濟疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價趨勢已定

火電盈利自底部進一步修復(fù)，經(jīng)濟疲弱制約電價區(qū)間進一步放開

預(yù)計2023年動力煤現(xiàn)貨價格和長協(xié)價格走勢高度分化仍將延續(xù)。從

中電聯(lián)編制的5,500大卡CECI沿海電煤采購價格指數(shù)走勢可以看出,

側(cè)重反映當(dāng)期市場真實成交的成交價指數(shù)和和側(cè)重反映綜合加權(quán)價

格的綜合價指數(shù)，兩者仍處于高度分化狀態(tài)，目前實際成交價居高不

下且最新成交價較綜合價高出約600元。價格差異巨大反映煤炭企

業(yè)的長協(xié)簽約意愿和長協(xié)履約率意愿仍然較低。展望2023年，考慮

全球能源供應(yīng)危機仍未解除，在不出現(xiàn)經(jīng)濟大幅衰退情況下，我們預(yù)

計現(xiàn)貨煤價仍將高企，即CECI成交價指數(shù)和綜合價指數(shù)，仍將呈現(xiàn)

較大的分化。

圖7：美國與加州居民及工業(yè)終端電價對比（美分/千瓦時）

加州（居民）加州（工業(yè)）

一?美國（居民）美國（工業(yè)）

我們假設(shè)2023年下水煤電廠的長協(xié)比例均值提升至60%,對應(yīng)

5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。我們估計目

前以下水煤為原料的電企中，嚴(yán)格執(zhí)行長協(xié)價格的長協(xié)比例大概在

30%~60%區(qū)間內(nèi)，其中央企普遍位于該區(qū)間上沿，地方國企普遍位

于該區(qū)間下沿。在政府推進長協(xié)煤執(zhí)行力度相關(guān)措施不斷加嚴(yán)、動力

煤市場新增供給逐步釋放等因素的助推下：我們假設(shè)2023年以下水

煤為主的電企，嚴(yán)格執(zhí)行長協(xié)價格的長協(xié)煤比例均值提升至60%,

此外跟隨現(xiàn)貨的長協(xié)煤比例約20%,其余部分為現(xiàn)貨價格采購。按

照此比例測算，我們5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930

元/噸。

預(yù)計2023年，以下水煤為原料的沿海電廠能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。沿海

地區(qū)火電標(biāo)桿電價均值為0.40元/千瓦時，假設(shè)市場交易電價在基準(zhǔn)

基礎(chǔ)上浮20%,對應(yīng)扣稅后銷售電價為0.42元/千瓦時，按照上述

930元/噸的綜合采購煤價我們測算，對應(yīng)火電度電利潤0.01元/kWh,

即沿海電廠基本能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。對于能夠簽訂更高長協(xié)比例、或

者電價更高的電廠而言，其盈利有望進一步抬升。

火電企業(yè)盈利仍在底部徘徊，但考慮到實體經(jīng)濟壓力相對較大且火電

已經(jīng)度過成本壓力峰值，預(yù)計2023年火電市場交易電價浮動區(qū)間進

一步放開概率較低。從盈利情況看，A股火電板塊2022Q1~3的ROE

為1.4%,我們預(yù)計2022年全年ROE約為1.8%,相比2021年雖

然回正但仍處于歷史底部。結(jié)合我們上述下水煤電廠盈利能力的分析

測算，預(yù)計2023年火電企業(yè)的盈利能力雖有一定修復(fù)，但修復(fù)后的

A股火電板塊ROE仍處在較低水平。在發(fā)改委于2021年下半年將

火電市場交易電價浮動區(qū)間上限放寬至基準(zhǔn)價格的1.2倍之后，2022

年的火電企業(yè)盈利能力仍在底部徘徊，這意味著火電市場交易電價的

浮動區(qū)間需要進一步放開以修復(fù)火電企業(yè)盈利能力。但考慮到火電企

業(yè)已經(jīng)普遍度過成本壓力峰值時刻，同時下游實體經(jīng)濟普遍壓力較大,

因此2023年的火電市場交易電價進一步放開概率較低。

推進分時電價和輔助服務(wù)成本疏導(dǎo)，終端用戶電價上漲趨勢明確

新能源發(fā)電具有間歇、波動、反調(diào)峰等特點，因此增加了系統(tǒng)的負(fù)荷

峰谷差與不穩(wěn)定性，對電力系統(tǒng)的調(diào)峰消納能力提出了更高的要求。

這意味著系統(tǒng)內(nèi)不僅需要接入更多當(dāng)前尚未完全實現(xiàn)平價的新能源，

還需要在電網(wǎng)側(cè)投入更多資本開支以應(yīng)對電力系統(tǒng)沖擊。在歐美國家,

由于發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的電價機制均鼓勵投資主體收回合理收益，額外

的投資通常意味著電價提升。近年來加州地區(qū)電價增幅明顯，而美國

全國平均電價僅為穩(wěn)中略升。2001—2020年美國全部門電價基本保持

穩(wěn)定，從2001年的7.29美分/千瓦增長到2020年10.26美分/千瓦

時，累計增長40.74%；相比之下，加州全部門電價從2011年11.22

美分/千瓦增長到2020年美.15美分/千瓦時,累計增長161.76%。

具體到居民及工業(yè)部門的電價，也呈現(xiàn)出類似的現(xiàn)象，加州地區(qū)的居

民和工業(yè)用電增幅明顯，而美國居民和工業(yè)用電增幅不明顯。

加州地區(qū)非水可再生能源發(fā)電量占比顯著高于全國水平，與當(dāng)?shù)仉妰r

上行呈現(xiàn)強相關(guān)。2001-2020年間美國總發(fā)電量基本保持在35至40

億兆瓦之間，非水可再生能源發(fā)電量持續(xù)走高，從2001年的2%到

2020年的10%,而加州的地區(qū)可再生能源占比更高,從2001年的

11%至IJ2020年的26%,可再生能源比例逐步提升。因此可以得出,

加州地區(qū)電價的逐步攀升與當(dāng)?shù)夭粩嗵岣叩目稍偕茉窗l(fā)電占比具

備較強的相關(guān)性。

圖9：加州歷年非水可再生能源發(fā)電量占比（百萬兆瓦，％）

■—加州非水可再生能源發(fā)電量

加州總發(fā)電量

德國可再生能源發(fā)電量大幅提升，德國電價也出現(xiàn)明顯漲幅。德國是

全球主要發(fā)達(dá)國家中電價最高的國家之一。根據(jù)德國能源和水業(yè)協(xié)會

BDEW的數(shù)據(jù)，德國居民電價中包括電力供應(yīng)成本、電網(wǎng)費（由聯(lián)

邦網(wǎng)絡(luò)局規(guī)定使用的使用費用7.09歐分/千瓦時，占比約25%）,可

再生能源附加費（向生產(chǎn)者支付可再生能源的國家保證價格6.41歐

分/千瓦時，占比高達(dá)約20%）、銷售增值稅，電力稅等費用。其中，

電網(wǎng)費與可再生能源附加費合計占比接近終端電價的一半，是德國電

價水平在全球偏高的主要原因。由于碳價走高、加速淘汰煤電與核電,

德國不僅需要加快建設(shè)可再生能源以彌補電力供給，也需要對電網(wǎng)進

行相應(yīng)擴建。與加州類似，這導(dǎo)致了近年來德國電價整體顯著上行。

2015年至2020年，德國僅發(fā)電側(cè)基荷上網(wǎng)電價就上行了約60%o

盡管風(fēng)電光伏的降本曲線顯著，已經(jīng)初步顯現(xiàn)出平價狀態(tài)，但對于電

力系統(tǒng)整體而言，風(fēng)光的沖擊性帶來的額外電網(wǎng)投資需求，通常完全

抵消了風(fēng)光自身在發(fā)電側(cè)的降本效果，導(dǎo)致系統(tǒng)整體供電成本大幅上

行。只有在電網(wǎng)為匹配以新能源為主體的新電力系統(tǒng)所開啟的資本開

支周期告一段落后，風(fēng)光的后續(xù)降本方可真正帶來電力系統(tǒng)整體成本

的下行。

我國在碳達(dá)峰、碳中和推動下，目前國內(nèi)正處于風(fēng)光裝機快速增長的

起步階段，且國內(nèi)裝機高速成長將持續(xù)較長時間周期。而從德國及美

國加州的經(jīng)驗看，在新能源裝機大幅上升后，電力系統(tǒng)綜合成本的達(dá)

峰可能需要較長時間周期。這意味著對于國內(nèi)終端用戶而言，從中長

期看面臨新能源裝機提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的電價上行壓力，即

通過分時電價、完善現(xiàn)貨市場、將輔助服務(wù)成本向下游疏導(dǎo)等方式,

將建設(shè)新型電力系統(tǒng)增加的成本逐步向下游轉(zhuǎn)移。

光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期

海外拉動力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環(huán)境正變得有利

月度數(shù)據(jù)顯示光伏組件出口增速近期已有明顯放緩，出口拉動作用正

在減弱。2022年年初迄今，俄烏沖突使得歐洲的能源向清潔化轉(zhuǎn)型

及能源保供的需求迫切，來自歐洲的光伏產(chǎn)品需求爆發(fā)式增長，帶動

國內(nèi)整體光伏出口數(shù)據(jù)量價齊升。2022年1~10月，國內(nèi)光伏組件

出口規(guī)模達(dá)到132GW,同比增長61%；2022年1?11月，國內(nèi)太陽

能電池出口金額高達(dá)433億美元，同比增長70%,全年出口金額及

其增速均有望創(chuàng)下自2012年有數(shù)據(jù)統(tǒng)計以來的新高。

圖10：2005?2020年德國可再生能源發(fā)電量及占比情況

2222222222222222

OOOOOOOOOOOOOOOO

。。。。。一k—k一一一一一k—k—X—k2

567890—234567890

從2022年1~11月的月度出口金額數(shù)據(jù)看，在經(jīng)歷前期接近100%

的爆發(fā)式增長后，國內(nèi)光伏出口增速在7月達(dá)到峰值并自9月以來已

經(jīng)明顯下降，其中11月出口金額同比增速已經(jīng)回落至23%。勞動力

短缺使得安裝人員無法滿足過快增長的訂單量，同時前期大量進口使

得歐洲累計了一定的庫存量，相應(yīng)導(dǎo)致海外需求強度對國內(nèi)光伏出口

的拉動力度明顯減弱。我們預(yù)計2023年國內(nèi)光伏組件出口將延續(xù)高

增，但增速或?qū)⒔抵?0%附近。展望全年，我們預(yù)計2022年國內(nèi)光

伏組件出口規(guī)模約155GW,同比增長約60%；2023年的海外需求

將受制于高基數(shù)及歐洲安裝人員短缺等制約因素，預(yù)計2023年國內(nèi)

光伏組件出口規(guī)模約為220GW,同比增長約40%。

在持續(xù)上漲的高硅料價格刺激下，多晶硅企業(yè)紛紛擴產(chǎn)。2022年上

半年，大全能源、合盛硅業(yè)、東方希望、四川永祥、上機數(shù)控、特變

電工等硅料廠商共計發(fā)布約200萬噸的硅料擴產(chǎn)計劃。按照硅料常

見的1~2年投產(chǎn)周期，按照各家企業(yè)投產(chǎn)計劃估計，預(yù)計2023年國

內(nèi)有約25萬噸產(chǎn)能投放，2024年約有80萬噸產(chǎn)能投放。

我們按照國內(nèi)各家企業(yè)的硅料計劃投產(chǎn)產(chǎn)能推算，遠(yuǎn)期國內(nèi)硅料產(chǎn)能

足以支撐每年新能1Q00G光伏裝機的裝機目標(biāo)，遠(yuǎn)超當(dāng)前全球光伏

約200GW的實際新增裝機。隨著上游硅料產(chǎn)能的逐步釋放，硅料市

場供需格局有望逐步從嚴(yán)重短缺走向市場平衡并邁入過剩階段。按照

硅料產(chǎn)能投放進度，結(jié)合近期的價格下行態(tài)勢，我們硅料價格新一輪

下行周期已經(jīng)到來。硅料價格拐點出現(xiàn)有望帶動組件價格重新回歸下

行通道，提升終端光伏電站P1報并有效刺激綠電運營商裝機積極性。

光伏上中游產(chǎn)業(yè)鏈價格已全線松動，降價正從預(yù)期走向現(xiàn)實

近期，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游及中游價格已經(jīng)開始全線松動。硅料方面，單

晶用料價格已經(jīng)重新回歸300元/千克之下，部分產(chǎn)品最新報價已經(jīng)

降至250元/噸左右；硅片價格呈現(xiàn)斷崖式下跌，2022年12月中旬

的182mm及210mm單晶硅片已經(jīng)跌至6.2元/片及8.10元/片，相

比10月份的近期價格高點已經(jīng)下跌約20%,且價格進一步明顯下跌

的概率較高。

2022年年初以來，硅料價格上漲帶來的成本壓力以及海外組件出口

需求強勁增長刺激，推動組件價格持續(xù)上漲，推動光伏電站的組件招

標(biāo)價格上漲至約2元/瓦的水平。但是，從周度高頻數(shù)據(jù)看，隨著上

游產(chǎn)能大規(guī)模投產(chǎn)預(yù)期的不斷強化以及需求拉動力度的邊際減弱，國

內(nèi)組件價格已經(jīng)掉頭向下，12月中的組件價格已經(jīng)回落至1.90元/

瓦的水平，相比近期價格高點已經(jīng)回落了5%左右。

圖18：2021年5月以來國內(nèi)單晶光伏組件月度價格趨勢（元/瓦）

光伏組件：210單晶組件元/瓦

2.050]

2.000-

1.950-

1.900-

1.850-

1.800-

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回報及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期

2022年年初以來，對組件價格接受能力更強的歐洲需求大幅爆發(fā)，

將組件價格接受能力弱于歐洲的國內(nèi)綠電運營企業(yè)推向不利地位，高

組件環(huán)境將國內(nèi)綠電運營企業(yè)陷入保成長還是保股東回報的兩難境

地，大量集中式光伏項目在組件價格上漲環(huán)境下已經(jīng)不能滿足企業(yè)的

收益率標(biāo)準(zhǔn)要求。我們模擬假設(shè)了一個光伏項目，按照1.95元/瓦的

組件采購價格、4.28元/瓦的單位投資成本、1400小時的利用小時假

設(shè)以及0.35元/千瓦時的含稅上網(wǎng)電價等關(guān)鍵參數(shù)假設(shè)，我們測算得

到該項目的權(quán)益IRR為5.9%。從該項目的回報測算可以看出，今年

有大量光伏項目（如項目所在地區(qū)標(biāo)桿電價較低、儲能配置需求要求

較高、市場化相對激進等）的投資回報不能滿足企業(yè)的底線投資回報

標(biāo)準(zhǔn)，進而導(dǎo)致大量集中式光伏項目無法按照原定投資計劃順利投產(chǎn)。

從2022年1~11月并網(wǎng)數(shù)據(jù)看國內(nèi)光伏裝機增長迅速，1~11月國內(nèi)

光伏發(fā)電新增裝機容量高達(dá)6,571萬千瓦，相比上年同期增加3,088

萬千瓦。在高組件對集中式電站投資意愿構(gòu)成明顯壓制情況下，光伏

并網(wǎng)增長仍能迅速增長，背后的原因是工商業(yè)及戶用分布式光伏電站

出現(xiàn)爆發(fā)式增長，填補了集中式光伏電站增長乏力的缺口。和集中式

光伏電站對標(biāo)項目所在省火電標(biāo)桿電價不同，分布式光伏項目對標(biāo)電

價為價格較高的終端用戶電價，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的不斷推進以

及市場化改革的持續(xù)加深，終端工商業(yè)用戶電價上漲明顯，明顯提振

工商業(yè)企業(yè)投資分布式光伏電站的積極性。

2022年前三季度，戶用及工商業(yè)分布式光伏在光伏裝機中的占比高

達(dá)65%,分布式光伏在光伏新增裝機中占比創(chuàng)下歷史新高。仍以上

述模擬光伏項目為例，從敏感性分析測試結(jié)果看，如果組件價格回落

0.2元/瓦，在其他邊界條件不變的情況下，組件降價帶動該模擬項目

的權(quán)益回報提升至7.1%；如果組件降價回報0.4元/千乩時，該項目

的權(quán)益回報將進一步增加至8.5%o

我們預(yù)計2022年國內(nèi)光伏并網(wǎng)規(guī)模約為8,500萬千瓦，相比2021

年的5,493萬千瓦增長約3,000萬千瓦。在組件價格步入降價周期、

各地十四五規(guī)劃陸續(xù)發(fā)布、大基地建設(shè)持續(xù)推進等因素刺激下，我們

預(yù)計2023年光伏裝機有望增至120GW,其中集中式光伏是裝機增

長核心驅(qū)動力。

圖20：2016年以來國內(nèi)新增光伏奘機類型及分布式光伏在當(dāng)前新增光伏裝機中占比（萬千瓦）

一■分布式新ttt■中式新增t一%分砧式占比

6,00080%

I.||HE

:MITTII三

2016201720182019202020213Q22

行業(yè)投資提速，預(yù)計2023年電源投資超8000億元

預(yù)計2023-2025年火電新增裝機將達(dá)到80/80/75GW

隨著局部性缺電頻發(fā)等問題的暴露，傳統(tǒng)火電在電力系統(tǒng)的保供壓艙

石地位得到重新審視；與此同時，煤電在經(jīng)過靈活性改造后通過較低

出力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰，可以緩解我國新能源裝機增長與靈活調(diào)節(jié)電

源建設(shè)不同步的矛盾。經(jīng)濟增速下行壓力較大帶動地方政穩(wěn)增長壓力,

地方政府現(xiàn)階段也希望將火電作為重大基礎(chǔ)設(shè)施項目建設(shè)投資以發(fā)

揮其在穩(wěn)增長中的積極作用。在上述多種因素合力推動下，從2022

年沿海省份出臺的“十四五”能源規(guī)劃和后續(xù)的項目審批情況看，廣東、

浙江、福建均將煤電新增或擴建作為能源規(guī)劃重要構(gòu)成，并在2022

年下半年明顯加快煤電項目審批節(jié)奏。

2022年1~10月，國內(nèi)火電行業(yè)投資規(guī)模已經(jīng)達(dá)到640億元，同比

增長43%,已經(jīng)明顯超出同期19%的電源整體建設(shè)投資增速。綜合

考慮火電在保供、保障新能源消納、拉動地方經(jīng)濟等方面的積極作用，

預(yù)計火電新增裝機在2022年后將迎來較快發(fā)展，具體而言，我們預(yù)

計2022~2025年火電新增裝規(guī)模為4,500/8,000/8,500/7,500萬千瓦。

強化電力體系靈活性電帶動抽蓄發(fā)展

對比中國靈活性電源（氣電、抽水蓄能）在整體電源中的裝機占比可

以看出，2020年末我國靈活調(diào)節(jié)電源占比僅為5.9%,遠(yuǎn)低于法國/

西班牙/英國/美國的14.0%/30.4%/38.3%/39.4%,靈活調(diào)節(jié)電源與風(fēng)

光裝機比值僅為0.24,低于法國（0.65）與西班牙（0.67）同期水平，

國內(nèi)靈活調(diào)節(jié)資源明顯不足。

考慮到抽水蓄能項目的建設(shè)通常需要5?10年，在“十四五”期間難以

大規(guī)模投產(chǎn)；天然氣資源不足疊加國家LNG價格暴漲下，氣電不能

作為主力調(diào)峰電源；新型儲能尚不具備普遍商業(yè)化的條件，“十四五”

期間煤電靈活性改造有望成為補充靈活調(diào)節(jié)資源，以保障新能源大規(guī)

模接入的主要途徑。國家發(fā)改委、能源局在2021年發(fā)布的《關(guān)于開

展全國煤電機組改造升級的通知》中預(yù)計*十四五”期間我國將完成煤

電靈活性改造2.0億千瓦、煤電靈活性制造1.5億千瓦。靈活性改造

有望進一步強化煤電在我國電力系統(tǒng)中的地位，加速推進容量電價機

制與輔助服務(wù)分?jǐn)倷C制改善煤電盈利模式。

圖22：2020年末各國靈活調(diào)節(jié)電源與風(fēng)光笠機規(guī)模占比情況

預(yù)計2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資將增加至8200億元

電源建設(shè)投資提速明顯，我們預(yù)計2023年增加32%至8,200億元。

在火電新增裝機發(fā)展提速、風(fēng)光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展

提速以及配套風(fēng)光消納的火電靈活性改造及抽蓄項目密集建設(shè)等一

系列因素的共同推動下，我們預(yù)計2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資將增加

至8200億元，同比增長超過30%,并在2025年增至1.1萬億元。

數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式

數(shù)字化全面貫徹新型電力系統(tǒng)，電力信息化投資近300億元

在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，傳統(tǒng)電力結(jié)構(gòu)、技術(shù)特征、運行機制、

發(fā)展模式等將發(fā)生革命性的變化，將催生大量新技術(shù)、新模式、新業(yè)

態(tài)。實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)下源網(wǎng)荷儲全環(huán)節(jié)的智能互動、精準(zhǔn)控制，亟

待運用數(shù)字技術(shù)，具備融“采集感知+算力算法+運行控制+智慧運營”

于一體的能力，加快推動電力企業(yè)數(shù)字化轉(zhuǎn)型升級。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計,

2021年，國內(nèi)在電力信息化領(lǐng)域的投入規(guī)模為283億元。電網(wǎng)領(lǐng)域，

2021年信息化投入達(dá)154億元，其中國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、內(nèi)蒙古

電力的投入分別為97/53/3億元。電源領(lǐng)域，2021年信息化投入達(dá)

112億元，其中規(guī)模較大的有中國華能13.4億元、國家能源集團28

億元、國家電投14億元、中國三峽集團14億元。電建領(lǐng)域，2021

年信息化投入16億元。

隨著新型電力系統(tǒng)數(shù)字化技術(shù)的應(yīng)用實踐持續(xù)推進，數(shù)字化技術(shù)有望

全面應(yīng)用于新型電力系統(tǒng)中發(fā)電、輸電、變電、配電、用電等各個環(huán)

節(jié)，提升電力系統(tǒng)的智能化、自動化、數(shù)字化程度，推動傳統(tǒng)電網(wǎng)加

速向能源互聯(lián)網(wǎng)升級。其中，發(fā)電側(cè)的新能源功率預(yù)測技術(shù)與用戶側(cè)

的虛擬電廠技術(shù)在提升電網(wǎng)安全性、輔助客戶參與電力市場交易方面

表現(xiàn)優(yōu)秀，有望伴隨電網(wǎng)數(shù)字化加速與電力市場逐步完善實現(xiàn)快速成

長，市場規(guī)模增長前景廣闊。

圖23：2013~2025年國內(nèi)電源建設(shè)投資完成額及其增速

電源基本建設(shè)投資完成額億元T-%增長

12,00011.00060%

50%

10,000

40%

8,00030%

20%

10%

4.0000%

-10%

2,000

-20%

-30%

2013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E

新能源功率預(yù)測應(yīng)用場景不斷打開

在新能源占比日益增多情況下，強化新能源發(fā)電功率預(yù)測是電網(wǎng)端進

行電力調(diào)控和電力管理的必要前提。和自帶調(diào)節(jié)能力的火電及水電等

傳統(tǒng)電源不同，風(fēng)光新能源出力具有間歇性、波動性、隨機性等典型

特征，其大規(guī)模接入會提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻壓力，加大頻率穩(wěn)定、

電壓穩(wěn)定等方面的潛在安全隱患。為降低新能源大規(guī)模接入對電力系

統(tǒng)的沖擊，電網(wǎng)端相應(yīng)需求為可視化新能源發(fā)電曲線，及時掌握新能

源出力情況，并據(jù)此做出及時、合理的發(fā)電規(guī)劃，實現(xiàn)發(fā)電端和用電

端的實時平衡，維持電網(wǎng)穩(wěn)定，新能源功率預(yù)測需求相應(yīng)誕生。

國家發(fā)改委及能源局等主管部門正持續(xù)加強對新能源功率預(yù)測的考

核。2018年以來，國家能源局區(qū)域監(jiān)管局紛紛更新所轄區(qū)域《發(fā)電

廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》，

要求新能源電站對發(fā)電功率進行預(yù)測，并對上傳率、準(zhǔn)確率、合格率

等指標(biāo)進行偏差考核，推動發(fā)電功率預(yù)測類軟硬件產(chǎn)品的市場需求顯

著提升。隨著電力輔助服務(wù)補償機制的不斷完善，新能源發(fā)電功率預(yù)

測考核以及并網(wǎng)智能控制考核等考核獎懲制度也相應(yīng)明確，且考核要

求也史為嚴(yán)格，新能源電站承擔(dān)的功率預(yù)測考核成本也顯著增加，功

率預(yù)測準(zhǔn)確性成為影響電站盈利能力的重要因素，催生了功率預(yù)測需

求并帶動功率預(yù)測產(chǎn)品出現(xiàn)。

圖25：20142025年國內(nèi)新能源發(fā)電功率頸清產(chǎn)品市哥規(guī)橫及頸測（億元）

新能源發(fā)電功率預(yù)測產(chǎn)品將在電源側(cè)的運維管理與電網(wǎng)側(cè)的電力調(diào)

控方面發(fā)揮關(guān)鍵作用，在風(fēng)光裝機規(guī)?？焖偬嵘?、現(xiàn)貨市場加速推進

等因素催化下，預(yù)計“十