摘要：

1.源网荷储会有新的元素需要加入，为使源网荷储有机发挥作用，信息化将需要在其中扮演重要作用，以实现各环节的高效互动。能源互联网主要有三大布局：生产控制大区-新一代调度自制系统与变电自动化系统；管理信息大区-新能源云、新能源语音、电网、国网新一代交易系统等；互联网大区-如车联网、智慧能源服务平台、新一代电力交易系统（中长期、现货交易）等。

2.十四五投入来看，主要聚焦在生产控制大区。今年国网在这一大区投入超300亿，预计2025年接近650亿，年化增长25%-30%，为重点区域。管理和互联网大区增长不多，今年投入超140亿，2025年将提升到180亿，年化增长10%左右。

3.新一代主网调度数据系统这块，因为壁垒较高，在电网调度制系统里面应该是处于一个主导的地位，主要是国电南瑞；管理信息大区中，电网企业在做项目中台，预期通过这种中台方式使得目前分散的财务营销，调度交易等专业系统数据能够实现互联互通和线上化。其中包括用采系统、电费结算系统、财务的ERP 、电网基建系统等，彼此间都需要打通，方式为基于中台。

4.虚拟电厂现在只有三种方式，一个是电源型的虚拟电厂，一个是复合型的虚拟电厂，一个是混合型的，现在大部分都是复合型的。未来基于分布储能分布式光伏这种聚合型的虚拟电厂一定是发展趋势。复合控制系统现在非常迫切，还有智能电表需求也很大，因为智能电表在电力市场或系统调节中不可或缺。

【专家讲解】

双碳目标、新型电力系统构建对于电网信息化智能化提出更多要求。新背景下，底层会发生质的变化。从三方面展开介绍，第一方面，了解未来的电网的样子和发展方向；第二方面，发电测智能化的提升和用户侧的新方向；第三方面，国网的重点信息化项目，如新能源云、车联网等。第一方面，未来智能电网的功能和形态。目前能源主要仍为煤电主导，煤电装机占56%，在发电量结构中占75%，目前电网各项投入都和煤炭重要相关。未来新能源占比将产生变化，2050年将超50%，目前渗透率12%。未来一次设备要因此发生改变，如光伏接入，配电网升级改造等。一次设备中变压器的扩容，高低压、配电自动化等升级都是为了适应高占比的光伏接入。未来电网会由于新能源的接入产生变化，其中信息化将会扮演重要作用。因此未来电网具有三大特征：新能源的高占比、电力电子化设备、多能互补。去年电力市场化改革工商业用户加入，如微电网、电动汽车、分布式储能、清洁供暖设备等都会在复合端呈现出新的元素，因此终端需要改造，如打造虚拟电厂等，为适应终端多能互补的趋势。

源网荷储会有新的元素需要加入，但在目前的电网之下，并没有明显的互动，只有复合在波动，整体运行平稳。未来源端、复合端都会产生波动，送电也存在不确定性。为使源网荷储有机发挥作用，信息化将需要在其中扮演重要作用，以实现各环节的高效互动。

基于这一认识，未来电网会出现两张网，第一张为物理电网，由一次设备构成的能源电力技术网，包括能源、电网、复合、储能等。在此之上将叠上第二张信息化智能电网。这两张网合起来统称能源互联网。能源互联网覆盖能源电力的云网端，是新时代的新产品。能源互联网实时连接能源的生产传输消费等环节的客户、设备、数据，全面承载了电网的运营、企业的运营、客户的服务、新型业态等全业务新一代的这种信息通信系统，具有终端的泛代接入、整个平台的开放共享以及计算的云物协同、数据的驱动型的业务等，与物理电网实现精准融合。

从发展趋势来看将体现四方面的特征。第一为精准反应。整合各个专业的电网的设备拓扑等数据，统一源网荷储各个环节对象的数据标准，来更精准地反映整个实体电网，比如变电站的关系和位置的信息。实际上对整个就物理电网的数字化，就是我们的用数字孪生对整个实体电网一个准确的映射，从而提升可观测可描述能力。

第二特征为实时状态。传统电网中对主要设备为实时监控，但未来由于波动频繁，需要基于物联感知和分析计算，全面提升整个电力系统运行各个环节的状态的及时感知能力，实现用户的分钟级采集与精准控制，满足各个环节对象的灵活控制需要。

第三特征为全域计算。目前基本都为局部计算，但未来由于波动频繁，需要基于这一阶段预测下一阶段的情况，进行风险评估。目前做的各项中台都是为了统筹全局计算，提供全环节全业务的计算服务，支撑各类资源在更大空间、更大时间范围内的优化配置。

第四是源网荷储的协同互动。对外构建互动生态，推动源网荷储的协同互动与市场主体的广泛参与。

基于这些特征，在能源互联网中主要有三大布局。

一、生产控制大区。第一重点做新一代调度自制系统，第二为变电自动化系统。从人工运维到智慧运维，需要许多信息化承载。同时整线分布光谱接进来之后，大量的配网的升级，涉及到一次设备，二次设备。在信息化里面主要是聚焦在配电自动化的全面升级，要做到实时的在线的状态估计和风险预警。

二、管理信息大区。新能源云、新能源语音、电网、国网新一代交易系统等都在其中。这一大区与实际运行连接不是特别紧密，主要做的是效率、管理绩效的提升。

三、互联网大区。如车联网、智慧能源服务平台、新一代电力交易系统（中长期、现货交易）等。

十四五投入来看，主要聚焦在生产控制大区。今年国网在这一大区投入超300亿，预计2025年接近650亿，年化增长25%-30%，为重点区域。管理和互联网大区增长不多，今年投入超140亿，2025年将提升到180亿，年化增长10%左右。

生产控制大区中的几个大类介绍。新一代主网调度数据系统这块，因为壁垒较高，主要是南瑞国电，在电网调度制系统里面应该是处于一个主导的地位。这块改进的原因是应对未来新能源接入后终端负荷的变化，使主网系统做到实时感知控制。十四五规划中，目前在20家省公司实施升级，之后还会衍生到市级、县级中。主要涉及软硬件方面的投入，软件目前从离线到在线，从准实时到全面实时的一个状态估计、风险的预警、故障的辨识、精准的控制等等。主要在算法算力，比如说我们的一个像甘肃省网的这么一个调度制系统，优化变量肯定有十几万个或者说几百万个，但以前离线算，现在需要做到秒级，对整个算法的提升有很大要求。所以这块为电网主要的重点，目前在江苏，在山东浙江这几个地方铺展，可能在新能源富有的地方投入更多一些，存在省间区别。

但是目前来看基本上在省侧投这么一套，新开主网数据系统投入大约有 5 个亿以上，后续延伸到市一级的。目前来看南瑞也在这块处于一个比较大的主要地位。其他厂商的介入主要是以分包的方式，像思源、东方电子等等都是一种分包的方式给出去。

第二新一代配电自动化系统，整线的光伏的推进，以及在终端的复合的接入都要有全面升级，在做精细化，把原来的配电自动化系统、用采系统、物联管理平台等很多的功能集成在一个智能融合终端里面。

主网交互系统我们的通信信道基本现在都有。但现在配网，因为以前都比较薄弱，尤其在农村电网，县域电网里面，很多分布光网信息都是没有采集的，所以大量的要加传感器，信息通道很缺失。但是这块投资额现在我们没有定，因为现在目前来看，电网的重心还是在主网那边，所以配网这个投资还没有体现，但我认为是挺大的。如果要接纳一个整线的分布光伏，配网改造一个线就得 10 个亿。其中40%是基建，剩下60%设计一次二次设备的全面升级。这块还没有纳入十四五统一规划。

变电自动化系统。传统人工巡检方式不适应新能源的大量接入，因此智能全局非接触式的巡检方式已经是迫在眉睫。在中东部几个比较经济发达的地方，像山东、浙江、江苏，还有福建很多地方，已经广泛用无人机机器智能巡检的机器人，以及非接触式的这种红外的射频激光雷达巡演等等这种在线的监测，这是未来的趋势。

整体空间挺大的。现在在110，未来向配网10千伏领域扩张，目前我国10千伏的电站超过40万座，每一座配两台智能巡检机器人，一台10-15万，体量空间巨大。无人机的使用也是110使用较多，未来会向10千伏延申。现在无人机30-40公里一台，用于线路巡检大概4-5万一台，现在10千伏的大约1400公里，智能变电站确实是未来的趋势。

管理信息大区中，电网企业在做项目中台，预期通过这种中台方式使得目前分散的财务营销，调度交易等专业系统数据能够实现互联互通和线上化。目前的调度 omis 系统，网上电网网上国网营销的一个用采系统，还有我们的电费结算系统，财务的ERP 、电网基建系统等，彼此间都需要打通，方式为基于中台。因此国网内部在做专业间的打通，同时各自的业务也在进行全面升级，每年计划项目大概投入 3-4亿。未来线上电费收缴会越来越普及，因此在对推进的几大系统升级。新能源云是国网对外打造的服务新能源发展的互联网产品，按照新能源产业的发展，包括资源建站选址、年度计划安排、新能源并网等。目前已经接入的新能源电站约300万座，在这一平台中可以看到每座电站的实时处理曲线，发电量条数等。还可以分层分区域看。新能源相关的财务系统也可以打通，因此许多分布式电源已经实现了线上的财务操作，未来财务的资金拨付会通过新能源品牌向发电企业拨付。新能源的政策、技术，辅助决策等功能也会在新能源平台中承载。

整个新能源云设计15个平台，涵盖全产业链，整个对外服务的方式通过新能源云打开，目前由信息化项目推进，未来新能源要依托这个平台，做商业化拓展和增值服务，如利用数据优势给发电企业做建站选址，进行消纳能力测算，预测内部收益率。后续规划新能源工业互联网平台，

后续会把设备级数据，比如说光伏电站里，设备数据量大概是 10 万个以上，涉及到很多方面，会把设备数据全部接入到平台。后续电站不用人事值班，完全通过信息监控系统，用发指令控制的方式。所以，未来新能源工业互联网平台也会在新能源上承载这种方式。

对商业模式，整个把它当成一个信息化项目建，每年信息化费用约不到一个亿。后续会逐步地开放，对外很多如商业化的业务，会依托平台去慢慢长出来。关于发电侧，聚焦于电网侧，第一，我们的风光储信息化系统需要开发，每年的新能源的新增多，像今年预期，整个光伏大概新增 90 个G ，风电大概是 60 个G ， 储能2025 年要到 30 个G 。风光储在十四五这几年里会呈现非常快的发展。

比如一个光伏电站，单位造价大概6000元，信息化通信占整个电站成本的3%到5%，风电约5%。所以大家可以依据新能源年发展和单位造价估计总投资额，总投资额的3%-5%应用于信息化设备和软硬件投资，可估计出发电企业尤其风和光的占比。储能也一样，国家政策在推动储能在系统的落地，储能这里稍微高一些，因为储能有电子管理系统和能量管理系统，占储能的15%，光伏大约占3%-5%。目前储能投资约为8000元每千瓦，可以预计储能发展规模，预计投资总额，从而预测储能中的信息化占比。

从本体信息化考量市场化空间，体量还是比较大的。另外还有新的业态，如虚拟电厂。目前集中式电站需要做单独的通信系统和调度自动化系统，但未来分布式光伏如果这样做投入巨大。因此未来需要虚拟电场，比如几百个，你达到装机规模达到十万千瓦级别以上的可以聚合起来，形成一个虚拟电场，去参与整个市场化交易、需求响应、辅助服务市场等。虚拟电厂式加快发展的一个态势。目前来看虚拟电厂对电网调控由贡献，目前电网调控主要依靠储能和火电灵活性改造，扩大电网范围等，但这几种方式解决调峰，时效性或者说难度较大，建成速度比虚拟电厂慢。虽然目前整个电销没有完全推开，但通过需求响应，参与辅助服务，虚拟电网还是有一定收益从中获得的。

虚拟电厂现在只有三种方式，一个是电源型的虚拟电厂一个是复合型的虚拟电厂，一个是混合型的，现在大部分都是复合型的。未来基于分布储能分布式光伏这种聚合型的虚拟电厂一定是发展趋势。

复合控制系统现在非常迫切，还有智能电表需求也很大，因为智能电表在电力市场或系统调节中不可或缺。目前情况为全球共6.5亿只，大概 8 年换一次。智能电表升级就是复合控制系统。目前都是邀约型，要求在某一节点把复合用起来压下去，未来会走向智能化，实现自动的信息匹配，调度的指令下达到用电的复合控制系统，然后用电复合控制系统通指令来调节用电设施，也改变用户的行为。因此这也纳入十四五规划，但目前还没有做具体的投资规划。目前保供电和电网调控压力比较大，因此这种复合型的参与电网调节一定是未来趋势。十四五期间电力平衡都是偏紧的，缺电趋势会经常出现，因此十四五这几年，复合控制等会逐渐体现。

【Q&A】

Q：新能源云的商业模式和收入规模如何？

A：目前没有商业模式，现在全流程接网、补贴申报审核，都是国网公司面向企业都是免费的，是由国家补贴的，并网也是一样，原本是线下办理，现在都走线上，隐去了一定成本，因此目前都是免费的，基本没有收益。

比如建站选址，会以咨询报告的方式给出。我们在新疆给合资公司给发电企业已经做了一些咨询报告，每份咨询报告大概在 100 万到 200 万左右，每年至少得做个二三十份这种咨询报告，所以体现在小区域内发电企业是有建站选址咨询需求的。新能源的工业互联网未来是有商业模式的。很多电站有能源托管，现在在宁夏推动。每个电站接入新能源，每年做一些智能运维、数据分析、设备监测一些相关的服务，五万千瓦一个光伏电站大概要交10万元以上。这些是监测，未来还会有控，投入更多收费也会更多，商业模式还在设计。目前很多业务还没有推开，主要收入为信息化项目的收入，每年约一亿左右。

Q：储能信息化的主要玩家和评价？

A：储能现在其实像明德像国轩，其实已经覆盖电池管理系统、能量管理系统了。所以现在这个主要的玩家我认为还是电池主模块出售商。

Q：市场其实对虚拟电厂关注度还是很高的，未来的主要参与对象简单评价一下。

A：虚拟电脑其实刚才说它目前有三大类，其实国外都有，像德国和日本，它侧重于电源类，澳大利亚、美国侧重于复合型。现在我们国家目前来看虚拟电台主要在像上海有个虚拟电台试点，冀北有一个江苏有一个，然后浙江的丽水也是一个，但它的运营方都是当地的电网企或供电企业。技术提供方会有所不同，比如像冀北那个旭云电厂，他是找北京恒石科技，然后上海那个他是找国网信产集团中电普化这种方式，江苏那个是找了南瑞和国网信通下面的相关的党委这种方式。但目前来看这个运营方主要还是当地的电网企业，除了冀北是混合型的，其他像上海、江苏、浙江都是复合型的。目前来看，整个电网跟用户有天然的联系，知道整个用户的用电的行为什么时候调节，什么时候在高峰时候必须顶下，然后到低谷时候填谷，这种方式电网企业还是比较清楚的。目前为应对整个电网调控的压力，电网主动间的虚拟电站的一个主控系统个地方就不一样。所以从目前现状来看是复合型的，但是我更看好它未来还在电源型这种接入。

现在电源型接入还是有困难，因为虚拟电商不是凭空的，需要接入到电网内，能够为电网注入电压和电流，才能在虚拟电厂中发挥作用。比如过户用光伏，能把能量注入到电网里发挥作用才能形成虚拟电厂，虚拟电厂不是凭空的，现在的户用光伏大多都在农村，在县里接电网，现在配网升级改造成本太大，现在主要的投资侧还在主网，配网的投资额不大，所以现在的很多户用光伏接不进去。户用光伏未来渗透率会越来越高的趋势，我们都是点多面广的方式，形成未来可管可控可测，所以未来必须在十四五基于电源侧的虚拟电厂，规模会越来越大，而且是跨区域，跨省的，现在的虚拟电厂更多的是在省级里，未来可能是跨区域的。虚拟电厂和微电网不一样，微电网是区域性的，不太可能突破区域，但是虚拟电厂可以跨区。现在冀北也在研究，希望通过把华北的可调节的能源聚集在一起进行操作。未来比较看好虚拟电厂的商业模式，现在头痛的是，海外有成熟的现货交易市场，和成熟的辅助服务市场，在这里里面，是可以做峰谷价差套利的，是有商业模式的，所以是比较可观的，但是现在在我们国家，并没有什么需求侧的响应，更多的是电网的参与，例如江苏，每天晚上10块-15块不等，看调用，调用多给的多。现在现货市场第一批7个，第二批6个，在不断适应的阶段，现在国际发改委的梁主任在推，预计今年年底，会有1-2个真正运行的，结算的市场出现。奠定了非常大的一个市场基础，虚拟电厂在年底和明年里，会受到市场的加快。无论是商业模式，还是丰富程度，还是看好的。

Q：微电网的问题，微电网也是在早期阶段，微电网更多是基于园区和企业，或者一栋楼的载体，国网很多的应用的终端是否能够触达这一块，或者是更多的是企业，工商业自发的采购和启动的模式，这就是两种商业模式，一种是自上而下类似于电表的，一种是自下而上，哪种的可能性更大？

A：微电网还是有门槛的，国家规定微电网的能源自给率达到70%以上，可再生占比50%，目前企业难度比较大，尤其70%的自给率，同时又是风光占比50%。微电网必然大量配储能，微电网只有配储能才能实现，但是储能很贵，微电网如果达到这样的比列，储能的配比至少要达到20-30%的比列，如果完全靠储能，达到全生命周期的成本是7-8毛钱，很贵。电网不限制，都是自发性的，如果你有意愿建立微电网和电网互动不会有问题，问题是企业投入的经济性很差。另外，和大电网交互有痛点，微电网接入电网，电压等级，接入的电压等级越高，买电成本约低，中国工商业补贴居民，输配电压有很多交叉补贴，以前110千伏的输配电价大概是1毛钱，交叉补贴叠加到输配电价后大概是1毛5，或者是2毛。微电网在在能源不能够满足的情况下，必须从大电网买电，必须要支付交叉补贴的经济性，所以进一步抑制了微电网的经济性，从05年开始推，没有开始往前推多少，经济性和技术上都不行，技术上是微电网的控制系统，南瑞做的好。但是经济性是制约微电网的发展，自下而上的推动是微电网的发展方向。

Q：营销侧投入的增速不是很大，营销有的是做营销2.0，怎么理解营销侧的概念？

A：原来在1.0或1.5升级到2.0，不是单独切除一块，是升级。

Q：一般一个省升级要多少钱？

A：江苏每年大概是投入3个亿左右，其他地方不清楚，估计差不多，根据用户的体量来看。明年底就差不多了，改的比较快，江苏比较快。

Q：虚拟电厂，江苏是国网信通和南瑞，上海是国网信产，冀北是恒实科技，怎么看网内企业优势的看法？

A:虚拟电厂还是有技术的，目前还在负荷侧，技术含量不高，在原来技术上加东西就可以，这是为什么供应商选择信通和南瑞，因为他们之前就做这个，冀北的原因是混合，有电源还有分布式储能，控制系统来看，响应调度指令，技术上还是有些壁垒的。所以认为恒实科技有技术，也不排除有关系的存在。虚拟电厂规模未来不断扩大，交易更复杂，对于技术要求更高，德国是标杆。控制系统里是核心技术，未来这么多元素进来后，如何最优化和利益最大化是主要发展方向，所以整个虚拟电厂的主控技术投入是非常大的，无论系统内和系统外，只要具备技术，还是能占据地位的，不认为国网内的系统可以做到国内领先，反而是恒实，精智，国能日新比较先进。

Q: 请问下南网那边的虚拟电厂跟冀北和上海相同么？盈利模式也是负荷型么？

A：南网是深圳国电投，主要是电源型，和江苏上海不一样，目前没有商业模式，只是建设好，参与需求侧响应，深圳给补偿，技术上没有太大差别。

Q:负荷侧的虚拟电厂的项目，基础场景是在工业园还是什么？

A:上海是智能楼宇，是一块区域，现在也不限制区域，是把很多智能楼宇接到区域里。每个楼里有电力电子设备，还有控制设备。硬件和软件都需要投入，是上海电网投入。

Q:运营商都是国网，是否有运营参加？

A：目前是负荷性，电网还是有优势，所以还是国网，后面都会进来，分布式电源的业主，还可以自发的参与现货市场的交易，就不需要和电网有大的交互，民营企业在未来参与会变多。

Q:工商业的工业园区做虚拟电厂，盈利方式是什么样的？

A:上海江苏没有参与市场，原来做需求响应，原来是调用没KW,给你补贴10块钱等，现在是给虚拟电厂的方式是在原来补偿的基础上做的，冀北是有华北调峰辅助，2015就开始了，市场成熟，所以冀北是虚拟电厂不是做需求响应，做削峰调谷的功能，从这个市场里拿钱，不是补贴的模式。商业模式很有限。成本的传导不是很顺利

Q:浙江丽水的项目？

A:是小水电聚合在一起，参与整个电网的调节，电网给补偿，也没有商业模式。

Q:工商业的企业现在的电价高，有没有可能给他们做，让他们付费？

A:有可能，高峰少用电，电网给补偿，需求响应电。

Q:加储能后，工商业场景，机器不控制生产的功率和用电负荷，有储能的话，高峰做自己的峰谷套利，不用转嫁给电厂，可以吗？

A:可以，这种就直接参与当地的现货市场就可以了，不需要虚拟电厂