电力信息化是指应用通信、自动控制、计算机、网络、传感等信息技术，结合企业管理理念，驱动电力工业旧传统工业向知识、技术高度密集型工业转变，为电力企业生产稳定运行和提升管理水平提供支撑和引领变革的过程。

2023年电力信息化需求持续加大

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5月22日研报认为,预期双碳目标下,电力市场化改革将在近年内加速深化,电力信息化需求持续加大。

“五一”期间，山东电力现货市场实时交易电价大幅波动，多次出现负电价，甚至刷新了国内电力现货市场负电价持续时间纪录。对于负电价，很多人不理解，甚至认为是市场机制失灵了。实际上，通过竞价产生的负电价给出了有效的市场信号，对我国推动能源绿色低碳转型，如期实现“双碳”目标具有重要意义。

负电价是指市场中的电力价格低于零。它意味着，发电企业在销售电力时，不仅赚不到钱，反而要给电网企业或者电力用户支付一定费用，吸引他们将多余的电力消纳掉。

负电价并不是什么新鲜事。2019年12月，山东电力现货市场出现了每兆瓦时-40元的价格，这也是国内首次出现负电价，随后几年内负电价又频繁出现。负电价也并非我国独有，早在2007年，为探索解决新能源消纳问题，德国电力日内交易市场首次引入负电价。此后，奥地利、法国、瑞士陆续引入负电价。

负价格也不是电力行业的“专利”，原油、天然气甚至洋葱等商品都出现过负价格。2020年3月，美国怀俄明州沥青酸油曾出现负报价，生产商支付费用请人运走以减少储量。2019年3月，美国西得克萨斯州出现了天然气价格跌至负值的情况。1956年3月，美国市场上洋葱出现负价格，农民被迫支付费用处置堆积的洋葱。出现负价格的商品，往往都有一个共同特征，即生产设备启停成本较高、储存和运输不便。

由于电力是一种极为特殊的商品，看不见也摸不着，且难以大规模储存，其生产、流通及消费几乎是瞬间同步完成的，电力供需必须保持实时平衡，否则可能出现系统风险。随着“靠天吃饭”的新能源大量并网，想要维持这种平衡越来越困难。一天中新能源发电量较大的时段，往往用电需求不足，而一些新能源企业发电享受政府补贴且发电边际成本较低，就会选择报负电价的方式来确保发出的电量可以上网，从而促进新能源消纳。对于煤电、核电等传统机组而言，短期启停成本较高、损耗大，为了维持机组正常运行，只能倒贴钱买需求。

当电力市场引入负电价机制后，随着可再生能源占比提升，出现负电价的概率就会大幅增加。负电价的背后，是电力市场在通过“看不见的手”优化资源配置。虽然负电价的影响还有待观察，但负价格带来的电价波动范围扩大，将对发电端和需求端都形成一定的激励。在发电侧，有助于纠正盲目的电源投资，电力现货市场中各类电源的市场表现，最终会以价格的形式反馈出来，为电源投资提供经济性参考，方便科学决策优化电力结构，而不是简单拍脑袋就提出装机规模。同时，还将引导企业加大储能设施建设力度，提升既有储能设施利用效率，激励火电企业进行发电设备灵活性改造，更好地匹配电网需求和新能源的不稳定性，而不是简单地抱怨“弃风弃光”。

在用电侧方面，会激励电力大户改变用电模式，错峰进行生产活动，并主动优化生产工艺降低能耗，进而降低生产成本增强企业竞争力，最终提升社会总效能。从更广阔的电力消费层面看，将增加电力消费侧的整体弹性，释放需求侧响应、虚拟电厂等技术应用以及售电公司的潜在价值，通过增强电力需求灵活度，来解决电力系统中短期供需波动的问题，提高电力投资的经济性。

新型电力系统建设进入新阶段

为推动能源绿色低碳转型，实现“双碳”目标，我国要推动建立新能源占比不断提升的新型电力系统，同步加强电力输配网络和储能设施建设。面对更为复杂的新型电力系统，如何合理高效地调配各类电源资源，需要还原电力的商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制。

我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，完善电力市场建设就一直是改革的重中之重，其中价格机制又是市场机制的核心。山东省是全国首批8个电力现货市场建设试点之一，负电价的出现意味着改革离市场化更近了一步。我们在看到负电价展现市场力量的同时，也应看到一些国家在电力市场化改革中出现了电力供应紧张、电价快速上涨的问题。因此，在市场化改革向全国纵深推进的过程中，还是应该分阶段、分地区循序渐进地推动，做到与承受能力相匹配，逐步建立健全符合我国国情的电力市场，完善市场规则和监管机制，确保能源转型安全可靠可负担。

根据中研普华研究院《2023-2028年中国电力信息化行业发展分析与投资前景预测报告》显示：

为实现“双碳”目标，2021年3月，我国提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。两年多来，以光伏、风电为代表的可再生能源装机规模迅速上升。国家能源局统计数据显示，截至2022年底，我国已经实现可再生能源装机总量超过煤电装机的历史性壮举。作为输送清洁能源的大通道，电网投资建设也在持续加码，两大电网公司不断调高电网投资额，多条特高压线路核准及建设提速。

然而，新型电力系统是一个源、网、荷、储一体协同的系统。从电源侧看，随着新能源装机比例快速上升，其带来的发电随机性、波动性问题，促使相关方面必须加快推动储能项目建设;从电网侧看，保障供电可靠、运行安全，则需要大幅提升电力系统调峰、调频和调压等能力，需要配置相关技术设备。

近期新鲜出炉的多个文件，正是从上述方面进一步推动新型电力系统的建设。针对抽水蓄能、调节性电源的规划建设和运营，相关文件明确指出，当前抽水蓄能电站在部分地区存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况，要求相关方面分省分区域、未来合理需求开展需求论证，重点聚焦“十四五”、统筹“十五五”开工项目规模，以2030年和2035年为规划水平年开展需求论证，并对2040年进行初步分析和展望。针对发电和电网企业，有关方面则将开展抽水蓄能、煤电灵活性改造机组、燃气发电、调节性水电、新型储能等灵活调节性电源及资源建设运营综合监管，全面摸清底数。

《电力负荷管理办法(征求意见稿)》和《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》提出，省级电力运行主管部门应组织电网企业制定需求响应实施方案。到2025年，各地需求响应能力达到最大用电负荷的3%至5%。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。

电力企业业绩普遍好转

一季度，电力企业净利润普遍好转。五大电力央企上市公司中，大唐发电与华能国际两家企业扭亏为盈。大唐发电净利润1.37亿元，上年同期亏损约4亿元，增幅133%;华能国际净利润22.5亿元，上年同期亏损约10亿元，增幅335%;华电国际净利润11.34亿元，同比增长82.3%。

煤价和电价是影响煤电企业业绩的核心因素。2021年4月起，受供需等因素影响，国内煤炭价格开启涨势。10月中旬，5500大卡动力煤价格突破每吨2600元，刷新历史高位。有关部门及时出手干预，一方面加快释放先进煤炭产能，另一方面督促企业全面签订落实电煤中长期合同，同时，对电煤长协和现货价格的合理区间分别进行规定，要求5500大卡下水动力煤中长期交易价格在570元/吨至770元/吨运行，对应的现货价格不得超过长协上限的150%。此后，煤炭价格大幅回落。

电煤成本得到控制后，电价涨跌幅限制也进行了调整。2021年10月，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

“成本和电价的双重提振，扭转了电力上市公司业绩。”中国煤炭地质总局勘查研究总院地质封存技术研究所所长杜松说，在燃料端，煤炭供应长协全覆盖得到了更好的执行，让火电有了更充足的低价煤炭资源;在售电端，政府提高了高耗能企业电价上限，企业则提升了盈利性较好的新能源发电占比，使得企业利润得到有效保障。

受当前我国经济运行企稳回升拉动，全社会用电量继续增长也扩大了售电市场的整体规模。中电联数据显示，一季度，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点，电力消费增速稳中有升。一季度第一、二、三产业合计用电量1.78万亿千瓦时，同比增长4.2%。

虽然煤炭价格从最高点大幅回落，但去年以来仍保持相对高位运行，未来发电企业如何减轻煤价的影响?大唐国际发电股份有限公司董事长梁永磐表示，将进一步控降燃料成本，提升煤电子公司盈利水平。

对此，杜松建议，绝大部分时间进口煤价均低于内贸价格，且中低卡的印尼煤具备单卡价格优势，沿海电力企业应加大拓展进口煤渠道的力度，并适度在价格低位时提高煤炭库存，尽量规避在旺季价格高位时进行过多的现货采购。

近一年内，国资委多次会议提及煤电联营、煤电与可再生能源联营，各大发电集团积极响应。“煤电联营最直观的益处就是可以让电力企业不受煤价波动影响，供应和成本都相对稳定。不过，过多的煤电联营会造成市场煤份额大幅下降，加大现货市场的波动率。”杜松认为，对发电企业来说，由于新增煤电更多的只是调峰作用，因此会造成利用小时数下降和长时间低负荷运行，增加发电企业成本，对电力企业的成本端带来压力。

《2023-2028年中国电力信息化行业发展分析与投资前景预测报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。

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