事件：世界气象组织官宣全球进入厄尔尼诺，多地高温会加剧缺电，越来越多投资人关注电力领域。在新能源消纳和电力IT领域，功率预测是大家比较关注方向。

KeyUpdates：

1、缺电情况：2023年年初国调讲，预测国家电网区域内会缺2000万瓦装机，2025年前都会很紧张。2022年下半年发改委批了一些火电，这批要到2025年才能修起来，靠电源侧解决电力不足的问题有三年空窗期，因此只能挖掘用户侧（虚拟电厂、需求响应）。

2、功率预测关键价值：未来电价波动核心取决于新能源发电出力情况，不仅是合规需求，未来利益关系的影响也会更大。电力现货市场的改革会给它带来比较大的提升，在电价波动频率（15min-5min-1min）和波动范围更大以后都会更加依赖功率预测。未来单客利润（交易辅助）和客户群（从新能源站到其他所有电源用户和储能电站）都会扩大。

3、功率预测壁垒：数据飞轮（谁积累了多的历史数据，谁的模型好，就会有比较好的效果）；地理组网效应（各省份布点情况提升预测准确度）；大型国企央企很难去做，民营企业在编制、高薪聘请优秀技术人才等机制的灵活程度上有优势。

4、电改政策未来方向和电改推进难点：1）2023年进一步推进电力体制改革，深入推进全国统一电力市场体系建设，加快推进电力现货市场建设，电价市场化形成机制，深化新能源上网电价市场化改革等。2）主要难点在地方政府诉求，有的省政府比较保守希望价格不要波动太大，有的省份希望峰谷差价拉大来解决平衡问题。推进代理购电改革后，电网已经没有动力阻碍现货市场改革了，新型负荷控制系统也能进输配电价。3）未来电力现货比例也会不断提升，目前年度长协要求80%，但特定情况下80%会成为风险本身，可能很多电厂因为当初签订的长协价格反而亏了。

5、未来电力IT变化：1）发电侧：放开现货之后，必然面对每15分钟出价一次，一天之内要操作96次，完全不是靠人力能操作、计算能搞定的，一定需要软件辅助服务，蒙西现在已经做到5分钟了。2）用户侧：用户侧资源很小，从调度员的视角看，过去调一个火电机组是1000MW，以后要调大量0.1MW的资源；另外用户侧资源也非常散和多样性，必须依赖新型负荷控制系统。另外未来电价机制和数据会更加复杂，就需要“营销2.0”和“采集2.0”。另外是分布式群调群控的需求。

6、虚拟电厂：未来缺电的几年会是虚拟电厂发展的重要窗口期，并且伴随新能源占比提升会越来越重要。比如重庆这种特别缺电的地方能给到15块钱一度电的需求响应，有些省份省级补贴和地方补贴加在一起可以达到20块钱一度电，这样的激励强度带来的经济性还是可以的。这个是非常乙方的苦活累活，大央企不一定适合做，更可能出品牌雇团队来做。

Q：功率预测的价值是什么？

各地能源局给新能源功率预测的准确率都制定了要求（双细则）。新能源装机越来越多，其随机性和波动性对电力系统产生显著影响。如果给定已知用电负荷，那么要看风电和光伏是否能发出来电，如果不能则要使用火电。

电力现货交易市场的模式下，新能源出力多、电价就会下降，电价是供需关系影响的，所有用电的人都会关心功率预测。而且不仅是预测错误之后罚款的合规需求，电价高低会直接影响能否收回成本的问题，因此未来利益关系的影响也会更大。

Q：各地对功率预测准确性要求是否有逐渐趋紧的过程？

是的。新能源装机越多，系统的混沌性越大，对于系统的威胁性也会越大。每个站都要做准确才能保证电力系统的安全性。

Q：各家厂商提供的功率预测能实现什么样的准确率？这一类的预测准确性的难度和壁垒有多高？

功率预测有一定壁垒看，需要用算法模型去拟合气象数据，谁积累了多的历史数据，谁的模型好，就会有比较好的效果，效应叫数据飞轮。结合业务场景还有一定地理组网的效应。比如预测河南地区风电，需要观测西伯利亚的风什么时候能吹到河南，那么在内蒙古、河北、河南等布点多的公司预测结果也会越准。

Q：一方面从全球各个地方气象局去买数据，另一方面是布点的电站或感知传感设备提供增量数据帮助预测是吗？

是的。我国气象局也提供了一套气象数据作为公共基础设施，但是用来做新能源功率预测普遍反应不太好。基本上还是企业需要数据自己去做。

Q：伴随功率预测市场越来越大，存量玩家怎么保证竞争格局？

首先，如果想拓展空间，电力现货市场的改革会给它比较大的提升。因为激励你去做功率预测的经济激励不仅是国家能源局和地方政府的考核了，还有所代理服务的电站、客户和项目在电力市场当中的收益。

其次，对于存量玩家守住市场地位，第一点是上面提到的数据飞轮和组网效应；第二大型国企央企很难去做，因为他们在做决策的时候非常困难，编制、高薪聘请优秀技术人才等。还是民营企业在机制的灵活程度上有优势。

Q：目前电力交易已经更深入了一个阶段，功率预测会有什么价值性的变化？

影响最大的是电力现货市场。现在功率预测的价值=单客利润x用户数。在电力现货之前单客利润靠考核标准来驱动，电力现货之后两者都会有较大变化。

第一，提升单客利润，会因为进一步提供电力交易辅助决策，让客户有一定收益提升，厂商去分成提升单客利润。

第二，用户群从新能源电站扩展到其他所有电源用户和储能电站。变化具体来源是，电力现货交易会让电能量的价格能够根据供需关系更高频率和更自由的变化，就是电价频率更高、变动范围更大。

频率方面，高频率指的是我国电力现货市场技术选型是15min出电一次，每15min产生一个电价，一天生成96个电价。蒙西是属于行业头部的，大概和美国看齐，每5min生成一次电，那么一天生成288个电价。如果更先进一点例如像英国一样，那么就是每1min出电一次。

价格波动方面：价格的变化幅度非常大，在低谷用电和高峰用电的用电成本差距非常多。建立起机制后会有几方面的影响，新能源出力变动会是电价变动主要因素。比如市场的价格肯定由供需两方面来决定。负荷预测基本比较成熟，预测出来偏差较小。

第一个是新能源本身波动方差比较大，有时所有机组都满出力，有时会降到零。比如光伏发电，白天有电晚上没电。不确定程度非常高，所以它就会变成影响电价波动的主要因素。第二个是电价波动的影响程度会非常大。在现货里面价格上下限要比中长期的区间要大很多，第三个就是新能源出力会影响所有人的电价水平和成本收入。在过去考核的时候，政府只考核新能源电站自己，所以只有新能源电站关心、其他人不关心。但是如果市场定价之后，那所有人都要来市场买电。那么比如作为储能，需要在价格低的时候充电价格高的时候放电。那么新能源出力就会决定什么时候价格高低，影响电力市场的供需关系。

Q：山东、甘肃、山西等一些地方电力现货走的靠前是因为哪些政策机制？另外像其他省份推进节奏如何预期？

两批现货试点，17年我国公布第一批试点八个、21年第二批六个，第三批其实则是剩下所有省份。2002年发改委要求各省把自己现货方案和现货试点报上去。23年越来越多的省份开始跑起来，发展现货试点，包括陕西、新疆、福建、四川等。

各地区的诉求不太一样。跑的比较靠前的省份有山东、山西、甘肃、蒙西，这几个省共同特点是新能源消纳的压力比较大。南方发展较快的是福建，现在比较缺电，它是南方省份里相对不太确定的，所以省政府对于电价波动的事情不太担心。除了它之外，南方发展比较快的是安徽和江苏。但是它的逻辑和福建是相反的，政府迫切地希望通过放开现货，把峰谷差价的差距拉大，然后激励大家去填谷。不同省份情况不一样，有的省政府比较保守，会希望价格不要波动太大，有的省份认为峰谷差价拉大，平衡问题才能解决。

Q：现在在推电力市场化改革，难点是什么？

目前来讲是地方政府的想法。有的地区害怕电价波动太大，而有些地区是认为电价波动大了才能推动电改。

有人认为电网企业会阻碍电力市场改革，其实不是的。1439号文和809号文出台之后，电网企业就没有什么动力去阻碍现货市场了。因为当时搞了代理购电的改革，电网企业整个商业模式都发生了变化，之前电网企业有很大一块收入来自购销差价，就是电网企业从发电企业购电，然后再把电卖给用户，然后电网赚差价。那个时候电网担心发电侧市场化之后价格会上行，但是政府又控制电网企业不让他涨下游给用户的价格，那所有发电侧产生的增量成本就都在电网这里了。但2021年之后电网企业就严格落实了顺价制度，就是电网在电厂那采购多少电加上固定的输配电价的值，就能得到用户侧的电价。那这样对于电网企业，发电侧涨多少电都能传导给用户侧，它其实对于电力现货改革推的如何或者改的进度如何，相对而言没有那么大压力。所以说现在可能有些省份走的快、有些走得慢，主要原因还是在地方政府。

Q：新能源和火电有没有利益冲突？

第一，发电集团企业一般新能源、火电都会投入。第二，先做个负荷预测得到的数据是明天某个时段有多少用电，它功率是多少，然后用功率减去新能源出力得到净负荷，净负荷是剩下的所有的进入市场的发电企业去真正竞价的空间，就会导致新能源出力多，系统实际需求小，出清价格就低。新能源出力大小影响现货电价，影响真实需求大小。

Q：电改政策推进方面未来如何预期？

历史上比较重要的电改政策，2002国发5号文，2009年中发9号文，这几个叫做大政策。现在产业内对政策内容或者电力行业的改革方向讨论的很充分，行业预期差比较小。

比如今年两会发改委做了一个公开的报告，叫《关于 2022 年国民经济和社会发展计划执行情况与 2023 年国民经济和社会发展计划草案的报告》，这是关于各个行业在2022和2023 都做了哪些改革工作，以及2023年将会做哪些改革工作。

国家发改委总结2022年做的工作是，电力体制改革向纵深推进，全面推动电力现货市场建设和绿电绿证进市场，深化电网企业设计施工改革。提到的全面推动电力现货市场建设就是有没有所谓第三批试点，而第三批就是第一二批剩下的所有省份都要把方案在2022年报到国家发改委，这就是所谓在22年全面推动电力现货市场。

关于2023年的规划是，进一步推进电力体制改革，深入推进全国统一电力市场体系建设，加快推进电力现货市场建设，完善跨省跨区送电，电价市场化形成机制，深化新能源上网电价市场化改革，完善供热价格机制，还有最近周四国家能源局局长和国家发改委郑主任都在人民报发了文章，可以参考他们的观点和思路的。

Q：目前我国电价波动和现货占比比较有限，中期、远期什么情况？

外国相对激进，美国德州价格上限可达9999美元每兆瓦。

价格方面。目前国内各个试点中，各地也在结合自己的实际情况，它是有一定梯度的，比如蒙西是做到5块钱每千瓦时，是国内走的最快最远的。山东其次，除了蒙西之外应该是广东，它的价格上限是随着煤价和天然气价格波动，目前到1.8—2元。山东山西都在1.5元左右。这些都指的批发侧的电价，或者说电能量本身的价格。上面还要大概加上一毛钱左右的电网收费电价和剩下一部分的税费，才能是用户的到户电价。对于用户来讲峰谷差和整个水平还是比较大。

另一个是电力现货比例，因为国家管控整体风险，设定了中长期和现货比例，现在要求年度长协80%，这个未来是要逐步放开的。因为并不是长协签到80%就没有风险了，很多时候这个80%会成为风险本身，可能很多电厂因为当初签订的长协价格反而亏了。以后慢慢降下去到0甚至都有可能，肯定是逐步下降的。

从中长期视角来看，目前可靠发电装机容量不足，电力供需非常紧张。2025年之后中长期会看到煤炭价格也在往下走，硅和锂的价格也在往下走。这一块强制性规定是会放的越来越松的，比例呈现下降趋势。

Q：目前电力交易推进情况包括未来应用前景怎么看？

放开现货之后，必然面对每15分钟出价一次，一天之内要操作96次，它涉及大量要分析大量的数据，涉及到新能源很强的随机性。这个就完全不是靠人力能操作、计算能搞定的，一定需要软件辅助服务。蒙西现在已经做到5分钟了。

Q：在用电侧负荷端这边有哪些新的变化？

电力用户侧有一些需求。目前有三个推动力：

1）缺电。2023年年初国调讲，预测国家电网区域内会缺2000万瓦装机，2025年前都会很紧张。20、21、22年我们国家缺电都挺厉害的，2022年下半年发改委批了一些火电，这批就要到2025年才能修起来，靠电源侧解决电力不足的问题有三年空窗期，因此只能挖掘用户侧（虚拟电厂、需求响应）。虚拟电厂对信息系统要求很高，用户侧资源很小，比如V2G，一个快充桩100Kw，也就是0.1mw。从调度员的视角看，过去调一个火电机组是1000MW，以后要调0.1MW，以前找一个人干的事以后要找一万个人去干；另外用户侧资源也非常散和多样性，有些是充电桩，有些是空调，有些是冷库，没有统一特性，必须要有人来封装聚合形成统一接口交给调度，建立信息系统实现通信控制和策略优化。

上面是资源侧，那么电网企业如何再封装一次跟原来的调度融合到一起，比如新型负荷控制系统，去年471号文说的，让虚拟电厂、用户侧分布式电源等，统一通过这个系统做成借口让调度去调用。另外471号文也说了，允许这个建设成本进输配电价，保障相关需求建设。

2）电力市场化推动。对于电网来讲，原来就算有分时电价，也只是两个小时或者连续多少小时对应一个电价，原来峰谷平尖峰就四个电价；现在15min就要生成一个电价、一天96个电价，对电表管理、通信、生成数据管理都有很大影响，这个项目叫做“采集2.0”，把这些数据提出来跟电价数据进行计算，形成最后的价格单据提供给我的电力用户，而且第三监管周期以后我们看到系统运行费，两部制进一步扩大了，导致最后给到用户是一个很复杂的价格结算单，那么需要一套比较复杂的数据处理逻辑，这个项目叫做“营销2.0”。

对于市场主体，要求都去参与市场交易，跟炒股有点类似。第一基于价格预测做策略，价格低的时候充电、高的时候放电，前提是我知道价格什么时候高什么时候低；第二凭借可调节能力做调节。前提是资源本身是可控的，要么是储能、要么是火电水电、要么是虚拟电厂（包括用户侧储能），要把该接的系统都接起来。

3）新能源装机增加电力系统混沌性。新能源对于虚拟电厂的调节能力有长期需求，并不是2025年那批火电修起来了就不需要虚拟电厂了，2025年新能源装机占比肯定比现在更高，调节能力的需求也会更高。

另外是分布式群调群控的需求。过去在工商业/户用分布式，用户装上以后填个表格，电网知道这件事就可以了，但是并没有装表、没有装开关、AGC等调节，很多时候电网也不知道到底多少，就会产生一些危险性。比如山东，供大于求，想弃电都没有办法弃，长远看有很多要升级的点。

Q：2025年前都比较紧张，不论是新型的负荷控制系统还是虚拟电厂在近几年能帮上多少忙呢？

一方面是前段实际的负荷侧、需求侧管理的意见，那里面提到3-5%两档；基础之上，用户侧储能也会发挥一些作用，加起来大概能削到10-15%。

Q：虚拟电厂离真正落地或者商业化应用是否还有比较远的距离？不论从商业机制还是技术上，单论虚拟电厂的模式的化，未来几年会处于什么样的发展节奏之中？

缺电的几年会是虚拟电厂很大发展的一个窗口期，因为大家会愿意为这个事情付钱，一个是我们前面所说的471号为电网这个新型负荷管理系统，明确说了可以进输配电价，这个待遇其实比新型储能要高，新型储能那么多人喊了那么长时间想进输配电价、都没有开这个口子。

去年各地为了完成保供任务，发布了不允许拉闸限电的命令，那只好花钱让大家做需求响应。比如重庆这种特别缺电的地方，能给到15块钱一度电的需求响应。蒙西5块钱一度的价格上限都被认为很高了，那么需求响应愿意给到15块钱，甚至有些省份省级补贴和地方补贴加在一起可以达到20块钱一度电。这样的激励强度带来的经济性还是可以的。

16. 虚拟需求响应这种模式，一年可能就在极端情况下开启几次。常态化盈利模式还是靠电力市场交易来做，那这一部分盈利空间未来几年会有吗？

会有。比如现货价差高了之后肯定会有更强的动力去优化空调算法，现在已经有很多人在做，把商业楼宇的空调改造一下，在电网低谷的时候让它的空调制冷，把这个制的冷存在地下车库的防冻液或者水的罐子里面，把它冻成冰；白天的时候可能电价比较高一点，就不开制冷机了，直接把昨晚冻得冰吹上来，从节能角度来讲就是降低了用电的支出成本，这些东西其实都是虚拟电厂，随着差价提高，会有越来越多的人进入。

Q：电网、发电集团如果亲自做虚拟电厂，其他人还有机会吗？

这个是特别苦、特别累的乙方的活，大家可以判断适不适合大型国企去做。

国有企业或比较大的品牌可以出一个牌子去赢得用户信任，用品牌去融资，然后再找一个具体干活的团队来帮他干活，这样大家也都有钱赚。央企直接进入做事战斗力不会很强；通过一些商业模式设计，可以把央企这个牌子引进更好地推广市场和融资。

Q：南瑞、一些细分方向的民企，在预测、调度、配电、数据分析等环节，大家有没有明显技术上的差异？

我自己做了一些草根调研，目前大家觉得做得比较好的还是主要在民企里面。像有些省份的调度，买的也是国能日新的预测软件，你想他是电网的都不去买南瑞的而是买国能日新的，也比较能说明问题。做甲方，服务的好，你也愿意继续找他；也可能你们关系近，对方也不会下那么大工夫去服务你。所以并不是国网内的企业就有多优先。

你看许继电气、平高在电网体系内的时候，每年电网还会向体系外采购很多设备，不然四方这种企业都不会存在的。

有些南瑞干的活，比如D5000，太重要了所以不放心让外面做他们自己做。但在服务层面，细致程度等等，民企优势更大。

Q：未来1~3年，增速最快、最有潜力、市场空间最广阔的方向是什么？

1年的话功率预测，正比于新能源装机，今年光伏、风电装机都很快。3年的话，功率预测的交易辅助服务价值提升；虚拟电厂的建设，大家会看到真的有人愿意为此付钱，赚到激励调节的钱。

电网内，需求响应是电网营销部门在牵头，跟营销部门比较密切的公司机会比较大。国网信通、朗新科技、东方电子都比较多。

虚拟电厂很大的问题是说服用户接入，用户担心复杂度和影响生产；同时未来作为虚拟电厂运营者，要对电力交易规则、本地政策等都很了解。比如像朗新科技，本身跟营销部门合作比较密切，对需求响应政策比较了解，同时自身也有充电桩运营业务，聚合了一部分可调资源。像安科瑞，一开始卖低压配电设备，在用户那稳定跑了几年，再去跟用户去营销新业务也相对更容易。

Q：分布式电源预测会不会简单一些？

现在分布式应该还没有强制要求，未来趋势肯定是要做到可观可测可调可控，群调群控的要求什么时候会升级到预测数据也要报、这个时间节点不知道。趋势是会越来越严。

Q：像国网综能这些单位未来会不会是虚拟电厂的主要运营方？

虚拟电厂这个事是非常乙方、非常细致、要干很多苦活累活新活，因此很多央企下属单位更多可能是出牌子，雇人去干；亲自下场未必效率最高。