2021 年以来，在电力市场环境发生重大影响下，电力行业迎来历史性变革，电改政策 取得重大突破，与之而来的是新兴用能需求的集中释放。
电力市场化改革取得突破，趋势性上浮电价增加企业成本
电力市场化交易量价齐升，用户专业服务需求增加。12 月份以来，各省份年度交易陆续 开展，江苏省、陕西省、海南省、河北省及广西自治区 2022 年年度成交均价较当地燃 煤基准价均实现了 15%以上的涨幅。虽然，广东省 2022 年双边协商成交均价较当地燃 煤基准价仅上浮 9.72%，但其主因或系广东省拥有全国最高的燃煤基准价，并且从同比 涨幅来看广东省同比也实现了 0.09755 元/千瓦时的涨幅，与江苏省的涨幅接近甚至超 过陕西省的交易电价涨幅。整体而言，随着各省份年度交易陆续开展，我们预计全国 2022 年年度成交电价将实现整体中枢的明显抬升。此外，在政策要求下，各省份工商 业目录销售电价陆续取消，10kv 以上的工商业用户全部进入市场，量价齐升下企业的用 能成本或将有所提升，进而催生出快速增长的增量专业服务需求：一方面，中枢上浮的 用能成本将直接带来企业节能需求的明显增加；另一方面，众多中小型企业及部分大型 企业此前并无参与电力市场化交易的经验，此番加入市场化交易之中也将带来海量的电 力市场交易专业化服务需求。
分时电价拉开峰谷差率，需求侧响应服务随之增加
2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出在 保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。其中特别提出 上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷价差原则上不低于 4:1，其他 地方原则上不低于 3:1。我们认为，政策进一步拉大峰谷价差，核心目的在于增加需求 侧自身调节能力，以降低电网侧在应对峰值负荷面临的供电压力，其核心抓手是增加用 户在负荷峰值用电经济成本，市场化经济账将逐步入场接替行政化手段驱动“碳中和” 背景下的电力平衡调节。值得注意的是，这与 2021 年 10 月 24 日中共中央、国务院发 布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中所提出的“从 有利于节能的角度深化电价改革”观点前后呼应，我国的电力体制改革开始进入崭新的 下一阶段。
耗能重点用户负荷稳定，应对峰谷调节能力较弱。从用户侧角度来看，工业是全国电力 消耗最大的行业，2021 年全年工业用电量占全社会用电量比重达 66.27%，其中钢铁、 有色、建材和化工行业又是传统的四大高耗能行业，2021 年仅四大高耗能行业用电量 占全社会用电量比重达 27.27%。其中，四大高耗能行业中钢铁、有色及建材中的耗电 主力水泥行业由于产线启停存在较高成本，因此多采取倒班的连续性作业方式，日内用 电负荷稳定性相对较高；而化工行业虽然也属于高耗能行业，但是其采用非连续性工作 模式，可采用避峰生产，因此负荷曲线相对有着明显波动；机械制造业生产形式为非连 续性作业，作业时段符合制造业工人的生产习惯，用电负荷表现出明显的峰谷特征，这 与以商场行业为代表的第三产业所表现出的峰谷特征相对类似。整体来说，对于传统部 分高耗能行业以及机械制造业或第三产业，其用电负荷可变性相对较弱，特别是第三产 业基本无法自主调节用电负荷，这也就直接使得其在面临尖峰或高峰电价显得束手无策， 但是企业降低成本的需求是刚性存在的，企业用电峰值成本的空间便是第三方提供负荷 调节供给切入的突破点。
能耗双控压力增大，催生节能及可再生能源需求
双控考核压力提升，各地完成目标难度增加。2021 年年初发布的《“十四五”国民经济 和社会发展规划与 2035 年远景目标纲要》提出，“十四五”期间全国单位 GDP 能耗和 二氧化碳排放分别降低 13.5%、18%的节能目标，要求 2021 年单位 GDP 能耗降低 3%。然而， 2021 年在多重因素的影响之下，全年我国单位 GDP 能耗比上年仅下降 2.7%， 并未完成全年目标。并且，在近三轮通报情况中，宁夏、广西、广东等多个省份能耗强 度考核始终未达标，而能源消费总量方面云南省持续为一级预警，广东、广西等多个省 份也始终未达标。2021 年，“碳中和”元年全国未完成全年的考核目标，一方面反应了 能耗双控考核完成的现实难度，另一方面也导致“十四五”后半程能耗管控压力陡增。
为了应对持续增加的能耗双控考核压力以及快速上浮的市场交易电价，企业对于自身能 源消费的控制力度也有望随之提升。此前，国家发改委于 2021 年 9 月 11 日发布的《完 善能源消费强度和总量双控制度方案》，对之前能源消费考核机制进行了进一步完善， 并且明确了超额可再生电力免计能耗双控考核。2021 年 10 月 8 日，国家进一步提出新 增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量考核。换而言之，在能耗双控考核 压力增大的大背景下，企业从降低自身能耗双控的压力出发，便可以衍生出两方面的需 求：即一方面扩大可再生能源电量的使用广度和深度，另一方面便是控制自身的能源消 费和能耗水平。
满足多样用能需求，综能市场势如破竹
电改催生新兴市场主体，综能服务满足多样需求
电改催生新兴市场主体，多样化服务满足用户需求。本轮电力体制改革后电力系统发生 了深刻变化，电网公司将回归电能的传输主体职能，而为满足用户多样化的用能需求， 售电公司及服务公司作为新兴主体参与电力市场，在新兴主体提供的多样化服务中，综 合能源服务受到了市场广泛关注。
综合能源服务具有天生的 To B 特性，主要客户为工商业用户，为满足企业多样化需求， 综合能源服务具体包括能源销售服务、分布式能源服务、节能减排服务和需求响应服务。其中，能源销售服务主要是指能源供给侧以多能互补、梯级利用和综合供应为核心，协 调优化电、热、冷、气、水等多种能源的供应、转化、存储、消费，以提高综合效益的 新型区域能源系统，当前热、电、气多联供较为普遍，因此后文将主要从售电侧讨论；分布式能源服务主要包括分布式光伏、分布式风电等，对企业用户而言，工商业分布式 光伏更为普遍。综合能源服务的目的之一便是降低企业能源成本，其中主要通过三条路 径实现：降低能源消费产品价格、降低能源消费量、降低交易成本。
降本费用成为综能收入之源，高效运营保障收益分成。综合能源服务公司在其专业化运 营下，相较于客户自身运营会产生较大的能源成本的优化，而这部分的成本优化便成为了综能服务公司收入来源，而为了确保用户对综合能源服务需求的持续存在，综能服务 公司理论上需要将这部分优化的成本空间与用户进行分享。
从用户角度来看，优化自身而最终付出的能源成本无疑是重要的决策参考之一。相应的， 从综能公司为客户节约成本角度来看，为了在竞争中取得优势地位可以将两个方面作为 主要抓手：1）一方面，可以通过加大对用户的节约能源成本费用的分成。主要可以通过 优化节能设备采购成本、优化运维成本以及降低项目收益率实现，其中优化节能设备采 购成本依赖于自身平台实力向上游维持强势地位，但相对较难实现；而优化运维成本则 依赖于公司深厚的运维经验，降低项目收益率则更多类似于恶性竞争。2）另一方面，可 以通过更大幅度的节约费用实现，其主要是通过定制化服务，实现高效运维，以实现更 大幅度的降本，此外还包括采购高效节能设备，但这会随之带来采购成本的提升。
因此，我们认为，从综合能源公司角度来看，深耕主业，通过定制化实现高效运维将是 取得竞争优势同时保障收益率的重要途径。此外，依托主业实现增值业务拓展也将是增 加用户粘性的重要途径，短期内由于综合能源服务仍处于启蒙阶段，运维差异化相对较 弱，但随着时间的推移综合能源服务由于改造后会对用户能源支出产生长期影响，用户 侧在选择服务商的过程中也会更加谨慎，因此初期强大的平台实力将是获取用户资源的 重要途径，后续品牌及口碑效应将是用户选择服务商重要的参考指标之一。
售电业务：市场容量迅速扩张，综合能源业务基石
电力市场扩容，售电再迎成长。根据国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》，我国燃煤发电要求原则上全部进入市场，有序推动工商业用 户全部进入市场。然而截至 2021 年，我国市场化售电量 3.78 万亿千瓦时，占剔除城乡 居民用电后的生产用电的 52.93%，我国仍留存大量工商业用户未参与市场化。从发电 侧来看，2021 年我国市场化交易电量与火电发电量比值为 65.49%。此外，考虑到绿电 市场的建成以及清洁能源市场化比例持续提升，未来我国市场化售电规模将依然存在广 阔的扩容空间。
售电业务平台化，成为业务拓展的基石。从欧美发达国家的发展经验来看，随着改革进 程的推进和深化，售电市场的参与者将逐步增多，售电公司的核心竞争力便体现在电力 采购成本之中。但是，在不考虑环境属性的情况下，电力本身是一个同质化商品，多数 用户主要关注产品的绝对价格，因此在改革的后半程售电公司通常被迫面临激烈的价格 竞争，因此整体利润较低。因此，不少售电公司选择开始加强用户粘性，即提供增值服 务来实现差异化，以此避免单纯价格竞争。售电增值服务是指根据电力客户的实际需求， 为客户提供超过基础售电服务范围的服务，在为客户减少用能支出、提高能源利用效率、 增加投资收益、提升用能体验的同时，帮助售电主体增加用户粘性、扩大市场规模、提 升企业品牌效应和盈利能力，从而实现电力客户和售电主体的双赢。尤为关键的是，售 电公司在销售电量的过程中掌握用户的重要实时用电数据，相对于其他增值服务提供主 体具备完全的信息优势，因此在设计增值业务方案时更具竞争力。
日本东京电力公司的售电转型之路
东京电力公司创立于 1951 年，是一家集发电、输电、配电于一体的日本大型电力企 业，是亚洲乃至全球最大的私营电力企业。2016 年日本全面放开电力零售市场后，东 京电力顺势进行业务重组，确立依托售电业务顺势拓展综合能源服务商的战略决策， 并成立专业公司，力求提供多种电力能源产品及新型能源服务。其综合能源服务主要 涵盖家庭节能管理、商业节能管理、智慧能源解决方案、清洁能源、需求响应、全电 厨房等业务。这类业务的核心在于两个方面：一是搭建公平、中立、旨在接入可再生 能源的输配电力网络，二是搭建物联网平台，通过可视化工具，提供用电信息服务。
为了更好利用自身作为发输配售一体化平台的优势，东京电力公司于 2018 年 2 月成立 Energy Gateway 公司，并引入战略合作伙伴 Informeties 公司（持有 Energy Gateway 公司 40%股权，负责提供核心技术）。该公司基于物联网平台，利用非入户式负荷分离 技术对用户用电信息进行收集，形成商业化的用电数据。Energy Gateway 一方面对用 户能源管理系统进行规划和设计，另一方面将信息进行分析和加工，提供给其他服务 型企业，这些服务型企业可以进一步为用户提供包括能源服务、能源管理服务、警备 等多种服务。通过收集用户信息并加以分析同时进行精准推送， Energy Gateway 公 司转型成为一家类电商的平台公司，作为沟通上游服务型企业以及下游用户的中间 商，公司拥有核心数据资产，在面向下游时具备强势地位，盈利护城河也更加坚固。
法国电力公司的售电转型之路
法国的电力体制改革始于上世纪 90 年代中期，早于现行的中国新一轮电力体制改革 20 年，整个过程有着较大的借鉴意义。1996 年法国能源市场逐步向竞争性市场放 开；2000 年左右发输分开并成立输电公司，同时允许用电量超过 1600 万千瓦时的用 户自由选择供电商；2003 年出台法令要求市场完全放开并成立配电部门，对 3200 家 用电量超过 700 万千瓦时的用户放开电力市场；2004 年允许所有非居民用户自由选择 供电商；2007 年电力市场对所有居民用户开放；2008 年成立配电网公司，2009 年一 体化公司的模式正式结束。法国电力公司（EDF）作为法国最大的电力运营商在法国 电力市场化过程中也发生巨大变化，随着其垄断地位不再，积极拥抱极具竞争性的综 合能源服务市场成为其必然的转型道路，在此期间积极成立多个子公司，通过母子品 牌策略，充分发挥母公司品牌价值，提升其综合能源服务业务辨识度。
为了更好开拓新兴业务，法国电力公司首先依托售电业务将搜集到的电表数据、用电合 同数据、电网数据等数据资源整合为企业大数据库，将其作为重要资产管理对象；随后 成立独立的服务型运营分析中心，对数据库进行专业分析与管理，从多个角度对市场消 费群体进行精确区分，并通过数据分析对企业自身、市场、环境进行准确判断，为推进 综合能源服务的发展提供了强有力的数据分析支撑。最后，法国电力公司通过对数据资 产的分析利用，实现了精确定位目标客户、推出更具盈利性的新产品、扩大企业市场份 额、提升客户服务响应速度、提升企业商业运作灵活度等一系列成效，促进了数据资产 价值增值。
综合来看，无论是法国电力公司还是东京电力公司，均依托于售电业务获取的用户用能 数据，通过专业分析和管理，向用户精准推送综合能源服务。这类服务一方面实现了用 户能效的提升，另一方面也实现了自身业务的拓展。虽然短期内公司的售能总量并不一 定有积极的扩张，但通过业务协同无疑增加了用户的粘性，在此基础之上所拓展的综合 能源业务也是对售能业务的有效补充。（报告来源：未来智库）
分布式光伏：兼具消纳及电价优势，步入快速扩张期
分布式光伏主要是根据企业屋顶资源情况和光照资源特点，运营商向客户提供分布式光 伏系统设计、投资建设、运营维护等服务，最终以折扣电价销售给工业企业并将剩余电 量销售给电网公司的方式获取收益，同时降低了工业企业的用能成本。
使用厂房闲置屋顶，兼具土地及消纳优势。与传统集中式光伏发电不同，分布式光伏发 电主要利用闲置工业厂房屋顶，与传统集中式光伏需要大量集中连片的土地相比，节省 了大量的土地资源，并且闲置屋顶与集中连片的土地相比，可以节省大量土地租用成本， 从而在一定程度上增厚了发电运营商的收益率。从电量角度看，分布式发电系统所发电 量首先满足工业用能单位的用电需求，该部分电量实现就地消纳，降低了电网对可再生 能源的消纳压力。
自发自用+余电上网，电价优势明显。分布式光伏使用“自发自用+余电上网”的运营模 式，即按照用能单位原有电价协商确定折扣向其提供电力，剩余发电量并入所在区域电 量。根据财政部发布的《分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知》， 分布式光伏发电企业自用电量无需征收政府性基金，且由于自发自用电量不并入电网， 也无需缴纳输配电价，因此政府性基金和输配电价共同构成了用能单位折扣电价和分布式光伏获得较高电价的来源。根据南网能源投资者关系活动记录表公布数据，自用电量 普遍给予客户的电费价格折扣为 90%左右。即随着自发用电的占比提升，分布式项目平 均上网电价也会随之升高，最终拉动项目收益率的提升，整体来看，分布式由于电价优 势的存在，会较集中式项目存在一定的盈利能力的优势。
分布式光伏优势显著，占比稳步提升。在分布式光伏具备多项优势的拉动下，分布式光 伏装机占光伏总装机占比持续提升，其背后是新增分布式光伏装机增量占比同步持续增 加。截至 2021 年底，我国光伏发电并网装机容量达到 3.06 亿千瓦，其中分布式光伏达 到 1.075 亿千瓦，突破 1 亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一，新增光 伏发电并网装机中分布式光伏新增约 2900 万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的 55%， 分布式光伏的优越性表现愈加明显。
组件价格迎来拐点，分布式光伏有望持续高增。2021 年，受供需形势趋严影响，硅料价 格快速上涨，多晶硅致密料价格一度高达 269 元/吨，较年初增幅高达 220.24%，上游 硅料价格快速上涨拉动下游组件价格也存在明显涨幅，单晶 182 组件和 210 组件价格 也在 11 月初均上涨至 2.1 元/W，较年初增幅均为 23.53%，快速上涨的组件价格也在 一定程度上压制了光伏装机的进度。而 2021 年 12 月以来随着硅料产能持续投放，硅 料及组件价格已经呈现出明显的拐点，随着供需环境持续改善，未来组件价格中枢有望 有所回落，产业链利润分配格局或将有所变化，光伏行业及分布式光伏装机快速扩容的 预期持续增强。
节能业务：政策催化需求，建筑及工业节能高增可期
节能行业快速发展，工业及建筑节能为行业主流。“十三五”期间节能服务产业总产值 持续增长，根据 EMCA（中国节能协会节能服务产业委员会）披露数据，2020 年我国 节能服务业总产值达到 5916 亿元，同比增长 13.29%，较 2016 年累计增长达 65.85%。并且，从具体项目分类来看，工业节能和建筑节能是其中两种主要节能服务类型，“十三 五”期间我国共开展节能服务项目 2787 个：其中工业节能项目 1177 个，占比达到 42%， 建筑节能项目达到 1189 个，占比达 43%，二者项目合计占比达到 87%。
商业模式选择多样，合同能源管理为主要方式。节能服务开展方式多样，主要分为非投 资类、合同能源管理和其他种类，其中非投资类主要是设备销售模式和工程总承包（EPC） 模式，不涉及到最终设备的所有权；合同能源管理是当前节能服务开展的主流商业模式， 合同能源管理模式占节能合同总量的 65%，其主要分为节能效益分享型、能源费用托管 型和节能量保障型，其收益来源实际是用户减少的能源费用，项目的投资主体主要是综 合能源公司，合同结束后设备所有权将无偿移交给用户。
控能及控碳效果优异，节能业务将迎来快速增长。根据 IEA（国际能源署）披露数据， 在节能业务稳步发展下，我国能源消费总量得到了有效的控制，2018 年节能业务降低 4300 万吨标准煤潜在能源消耗，降低潜在碳排放量 1.17 亿吨。2020 年，虽然节能总 量有所回落，但依然降低 4100 万吨标准煤的潜在消耗。毫无疑问，节能业务以其优秀 的碳减排以及能源消费控制情况，在“碳中和”的时代号召和能耗双控坚决推进下有望 迎来快速增长。
建筑节能
建筑节能是指通过诊断办公楼、酒店、学校、医院、数据中心、交通枢纽、商业综合体 等高耗能建筑的能耗情况，分析该建筑的用能需求，提供有针对性的节能和用能服务方 案，并通过投资改造用能设施，利用智慧用能控制系统，向客户提供既有建筑及新建建 筑的节能改造、用能设施投资、运营维护和高效的综合能源服务。
建筑节能主要分为既有建筑节能服务和新建建筑节能服务。其中，既有建筑节能服务主 要是因为建筑内机电设备使用寿命的延长，效率持续衰减，耗电量也逐年增加，节能服 务提供商通过了解项目能耗构成，设计节能改造方案，以降低项目的能耗，如更换高效 机电设备、系统调试、建设智能控制系统等。改造后为项目提供专业化的运行管理服务， 确保机电可靠高效运行，从而实现节能和经济的效果。新建建筑节能服务是将节能目标 贯彻到新建建筑用能设备的设计、建造、以及长期运行的全过程之中。建筑节能收入来 源是能源费用的消减，但这部分收益需要与用户共同分摊。
建筑节能市场规模庞大，且呈持续扩张趋势。近年来，随着我国经济持续发展，我国建 筑行业能耗总量也在持续增加。2019 年，我国建筑行业能耗总量达到 10.32 亿吨标准 煤，占我国能源消费总量的 21.17%；其中公共建筑耗能为 4.16 亿吨，占建筑能耗总量 的 40.33%，在庞大的建筑能耗背景下，建筑节能也存在广阔的市场空间。以上海市为 例，以医疗卫生建筑及商场建筑为代表的单个建筑面积大的公共建筑年均用电强度超过 140 千瓦时/平方米，旅游饭店建筑平均用电强度也高达 95.8 千瓦时/平方米。考虑到单 个建筑面积常达到数万平方米，则单个公共建筑每年的电费支出可达数百万元，具备节 能改造必要性。并且从用户电量消耗来看，照明与插座以及空调用电占据单个建筑用能 的 70%以上，电力消费相对较为集中。在市场化电价呈现出大幅上涨的背景下，用户的成本端压力也将会快速增加，并且考虑到用能相对较为集中，节能改造性价比凸显，因 此预计用户侧对于自身节能需求将会快速提升，从而带来快速扩张的建筑节能市场。
工业节能
工业节能是指通过诊断工业企业用能需求，针对性的提供能源设备运维及改造、余热余 压和煤矿瓦斯等综合利用等其他综合节能服务，工业领域用能设备多样，因此具体改造 方式也种类繁多，其中以余热余压综合利用及设备运维为其中重要的节能服务路线。
工业企业用能规模大，存在广阔潜在节能市场。工业企业是耗能大户，据国家统计局公 布数据，2019 年工业耗能达 32.25 亿吨标准煤，占我国能源消费总量的 66%，能源消 费以电力、煤及焦炭为主。诸如水泥、化工、钢铁、冶炼等行业企业生产过程中会产生 大量余热余压，如不能加以利用会造成能源浪费和环境污染。据国家发改委官网披露， 我国在钢铁、化工等工业生产过程中产生的余热资源可换算成标准煤约 6 亿吨，其中以 钢铁为例，全行业工业余热资源量约 1.8 亿吨标准煤，但当前余热回收率仅约三分之一。在电价抬升的背景下，面向工业企业开展节能改造、余热余压利用，具有广阔的综合能 源服务市场空间。
政策推进重点领域节能降碳，工业节能增长确定性增强。2021 年 10 月 21 日，国家发 改委发布《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》，提出到 2025 年通过 实施节能降碳行动，钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、电石等重 点行业和数据中心达到标杆水平的产能比例超过 30%，考虑到各行业基准水平是根据行业实际情况、发展预期、生产装置整体能效水平等划定，而标杆能耗较基准能耗有超 过 10%的节能效果，因此随着政策强力推进重点领域节能降碳，工业节能增长确定性进 一步增强。
工业节能工艺复杂，配售电企业存在竞争优势。工业企业综合能源服务与其他领域相比 难度较大，必须深入了解生产工艺，掌握可通过服务产生效益的技术。在对生产工艺不 够了解的工业领域，需要配电设施代运维为切入点，先接入用户的用能数据，分析用户 的用能结构，了解主要用能设施和工艺，才能深入挖掘综合能源服务的潜力。因此工业 节能对企业的电力运维能力及分析能力较高，配售电企业或在工业节能存在竞争优势。
需求响应：冉冉升起的新星
电力需求响应是指电力市场中的用户针对市场价格信号或激励机制做出响应，并主动改 变常规电力消费模式的市场参与行为。其中，基于价格的需求响应是指根据市场价格信号，当电价处于高位时用户自主调节用电策略；基于激励机制做出响应主要是指用户在 电力系统需要或电力紧张时减少电力需求，以此获得直接补偿或其他时段的优惠电价， 但基于激励机制的响应调度机构需要提前与用户签署合同，在合同中约定需求响应的内 容，提前通知时间、补偿或电价折扣标准、以及违约的惩罚措施等。此外，按照电网运 行需要，电力需求响应分为削峰需求响应和填谷需求响应。
需求侧响应市场仍与规划目标存较大差距。2017 年，《电力需求侧管理办法（修订版）》 中明确提出“支持、激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、 调频服务，逐步形成占年度最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重 缺电情况下电力供需平衡”。随后，我国需求侧响应的形式、规模、参与用户数量、市场 机制均有较大的变化，并呈现出快速发展的态势。2019 年，受年内高温影响，全国削峰 次数达 51 次，削峰响应量达 703.3 万千瓦，但如果按照 2019 年 7 月最高用电负荷 10.53 亿千瓦的 3%测算，则需要需求侧机动调峰能力约 3160 万千瓦，我国现有需求侧 响应调峰能力距规划目标值存在较大差距。
非市场化运营及储能成本过高限制需求侧响应市场发展。此前我国需求侧响应市场仍是 以政府为主导，电网企业为实施主体、负荷集成商为中介、全社会共同参与的商业模式 运作，模式依赖于政府行政指令及电网激励政策，市场化程度较低。从响应方式来看， 国内需求响应开展以基于激励的需求响应为主，通过响应的补贴政策，引导用户参与需 求响应。但是这种方式补贴资金来源有限，难以形成有效的激励。此外，由于多数用户 自身负荷主动调节能力相对较弱，多需要储能设施辅助调节，但由于抽水蓄能装机规模较大且建设周期较长，因此在用户侧配置市场有限，而电化学储能成本相对较高，在分 时电价价差相对有限背景下，电化学储能的盈利性相对较弱，因此用户侧需求侧响应市 场发展相对较为缓慢。
峰谷价差拉大叠加现货市场建立，有望直接刺激工商业、大工业储能削峰填谷的需求爆 发。用户侧储能的削峰填谷收益包括两部分，一是谷电价储存、峰电价释放的价差收益， 二是通过储能需量管理，减少企业的容量电价。此外随着现货市场的发展，市场电价不 确定性预计将进一步增加，对于用户侧实时响应能力也会进一步增加。2021 年 7 月份 分时电价政策出台后，随着峰谷价差进一步拉大，用户侧储能经济性将进一步凸显，预 计将刺激工商业、大工业储能削峰填谷需求快速增长，需求响应服务将随之迎来快速扩 张期。
《电力辅助服务管理办法》出台，需求响应业务再迎政策催化。2021 年 12 月 24 日， 国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》（以下简称办法），办法扩大了提供电力 辅助服务新主体，由发电厂扩大到包括新型储能、传统高载能工业负荷、工商业可中断 负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体。此外政策进一步明确了补偿方式 与分摊机制，强调“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，与老政策体制下辅助 服务费用主要依赖于发电侧集资形成有限的资金池相比，本次政策将辅助服务分摊费用 扩大到上游发电企业和下游用户，扩大了资金来源，并且提出由市场化交易形成辅助服 务价格。短期间，我国需求侧调峰能力与目标差距仍大，并且供给侧调峰能力也有缺口， 而随着我国电力峰谷价差持续拉大，对调峰需求将会持续增加，因此预计辅助服务价格 将会获得支撑，需求响应作为重要的辅助服务之一，辅助服务价格获得的支撑有望利好 需求响应主体业绩提升。
政策鼓励售电主体发挥负荷集成作用，售电主体或将成为需求响应核心参与者。2022 年 1 月 18 日，国家发改委及国家能源局联合下发《关于加快建设全国统一电力市场体系 的指导意见》其中提出鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增 值服务。由于市场变化的复杂性，相较于单一用户参与需求侧响应，售电公司通过负荷 集成可以最大程度发挥储能设施的利用率，专业化程度也远高于单一用户，因此售电公 司通过负荷集成可以降低用户投资以及用电成本，从而使得售电公司有望成为快速扩张 的需求响应市场核心参与者，享受市场扩张红利。
软件赋能综合能源服务，电力系统迎信息化时代
为实现“双碳”目标，我国供给侧新能源电力占比提升，需求侧电气化成为终端能源消 费的重要方向。但由于新能源发电不稳定、配套电网设施不完善、核心技术未突破等一 系列问题，供需两侧电力稳定性承压。市场化交易和电价改革 成为现阶段实现电力供需匹配、保障电力稳定的两大措施。电力体制改革加速前行，交 易价格抬升、交易主体增多，以综合能源运营管理、购售电一体化等为主营业务的综合 能源服务厂商迎来黄金发展时期。其中，软件企业作为赋能者，以数据为中心，帮助使 用者探求最优购售电方案以及最优能源运营管理方案，实现利益最大化，由此催生交易 管理、辅助报价决策、调度以及综合能源管理运营、虚拟电厂平台等软件的增量需求。
市场化交易提速，催生管理、报价、调度软件新需求
近年来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。2021 年全 国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占 全社会用电比重达到 45.5%，相较于 2016 年大幅度提升2022 年 1 月 28 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见》，旨在实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和 灵活调节能力，推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。截至 2021 年 12 月 31 日，我国已建成 34 个电力交易中心，支持中长期市场交易。同时已经选择 14 个地 区作为现货市场试点，包括一批南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、 四川、甘肃共 8 个试点和二批辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北共 6 个试点。
用电定价复杂度上升催生交易管理、辅助报价决策软件需求。电力交易市场按照买家提 前下单的时间长短可分为中长期市场和现货市场，其中电力中长期交易指市场主体开展 的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。而现货交易主要开展日前、日内、实 时的电能量交易。市场主体主要包括四类，分别是发电企业、交易机构、电网企业、售 电主体和电力用户。同时，由于我国目前电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市 场政策更新频率较高，市场交易规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变都需要交 易软件升级或重塑，从而催生持续性更新需求。
对于交易机构来说，市场化放开使得市场参与用户和交易模式、数量增多，管理难度大 幅上升，电力市场交易管理平台建设成为保证市场持续稳定发展的基础。对于发电、售 电主体和电力用户来说，市场化定价催化双方电能量定价博弈，各自寻求最优价格方案， 而传统 Excel 记录无法有效解决价格预测、市场需求分析等问题，催生辅助报价决策软 件需求。在此背景下，电网调度由计划支配变为市场支配，智能化调度成为刚需。
电力交易平台成为刚需，交易规则更新带来二次升级
现货交易市场和辅助服务进入蓄力发展期，电力交易平台迎来二次升级。电力交易平台 是建设全国 34 个电力交易中心的配套刚需，基础版本已基本建设完成。但由于 2018 年 以前，我国电力交易模式仅为中长期交易，即售电企业和发电企业直接双边协定签订中 长期协议，电力交易平台初期主要功能仅为记录和披露。2018 年 8 月 31 日，全国首 个电力现货市场——南方（以广东起步）电力现货市场投入试运行，拉开我国电力现货 交易市场序幕。2021 年 12 月 21 日，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》明确 有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，市场化产品品种持续扩容。新市 场、新产品以及工商业新用户催生新一代电力交易平台更新需求。
2022 年 1 月 28 日，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见》，明确到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场 与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联 合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能 等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成。我国统一电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市场政策更新频率较高，市场交易 规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变会催生新的软件模建设需求。
新一代电力交易平台遵循“一平台、一系统、多场景、微应用”的建设理念，在充分继 承前期建设成果的基础上，按照“需求导向、统一设计、集中研发、云端部署、稳步实 施”的整体思路开展建设。依托云平台支持浏览器、移动应用等多种交互形式，为市场 主体提供全方位的数据访问，满足高可用、高性能、高可靠等技术要求，为现货市场运 营、全周期市场结算等新业务提供技术支撑。实现的主要功能包括市场服务、市场出清、 市场结算、信息发布、市场合规和系统管理。
新一代电力交易平台将具备以下六个方面能力：一是支撑现货市场有序开展，具备实时 业务开展能力；二是实现电量交易向电力交易转变，具备考虑电网约束的优化计算能力；三是支撑全市场交易品种的市场形态，具备对交易业务变化的快速响应能力；四是实现 全交易品种日清分结算，具备高性能结算运算处理能力；五是支撑百万级市场成员进入 电力市场，具备高性能接入和海量数据处理能力；六是支撑多种方式便捷接入，具备数 据即时共享和业务互动能力。（报告来源：未来智库）
辅助报价软件决策需求兴起，行业 Know-How 成为立足之本
电力市场化定价复杂度提升，辅助报价决策软件助力企业实现利益最大化。电力市场化 定价的复杂程度主要源自两大方面影响：一是对于主要通过双边协定完成直接交易的中 长期市场来说，煤价联动及供需曲线的不确定性使得电价存在潜在超预期浮动风险，导 致企业亏损。同时，市场参与用户增多，博弈双方定价越发谨慎。二是对于现货市场来 说，市场价格实时根据供需电量发生变化，新能源发电占比提升已成确定趋势，供给和 需求的间断性出现给市场蒙上神秘面纱，传统的 Excel 列表已经无法解决海量交易数据 和多影响因素的分析和预测。
在电力交易市场逐渐完善的过程中，发电企业有望通过搭建竞价上网辅助决策平台，获 取更多利益。该平台以信息技术为基础，以市场为导向，通过市场需求分析、生产能力 分析、经营成本分析、财务状况分析等工作，支撑发电企业市场营销业务，适应电力市 场发展，支撑发电企业在电力市场取得竞争优势。同时由于交易平台管理软件和辅助报价软件存在协同效应，并且均需要存在行业大量 Know-How 经验才能真正达到预期效果，因此相关企业基本会在电力交易系统软件完 成全面布局，即发电企业、售电企业、交易机构均为用户目标。
根据各省市电力交易中心官网已披露注册售电公司和发电企业数据，以及能源局披露截 至 2020 年我国持证发电企业共有 12066 个，持证发电企业数量最多的前五个省（区） 为山东 1030 个、云南 757 个、四川 751 个、新疆 676 个、江苏 670 个。其中江苏、 山东为负荷集中地区，其余均为能源富集地区。我们以此粗略估计目前全国售电公司注 册数量约为 6000 家，发电企业注册数量约为 11000 家，以下预测仅考虑现有市场参与 用户与目前系统大致售价，未来随着电力交易市场发展市场参与者数量与系统单价或将 持续扩张。
电网侧调度复杂度上升，软件升级迫在眉睫
电网调度由计划驱动转为市场驱动，对调度的实时性和预测性提出更高要求。智能电网 调度控制系统由国家电网公司总部统一组织，立足安全性高的软硬件,采用多核计算机 集群技术提高系统运行可靠性和处理能力,采用面向服务的体系结构(SOA)提升系统互 联能力,将原来一个调度中心内部的 10 余套独立的应用系统, 横向集成为由一个基础平 台和四大类应用(实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理)构成的电网调度控 制系统。但由于电力交易市场化发展，电网调度由计划驱动转为市场驱动，调度实时性 要求提升，调度控制系统亟待升级。新一代智能电网调度控制系统将通过加入全周期负 荷预测及调度计划等模块，充分利用电力数据进行动态分析，寻求在新能源电力占比提 升的情况下，保障电力供应的最优调度方案。
用电波动性增加+成本承压，智慧能源运营重要性凸显
波峰波谷差扩大，电价改革打开辅助服务市场
2021 年 12 月 3 日，广东推行代理购电方案，提出将辅助服务费用（储能、需求侧响应） 和市场分摊费用纳入电价，由下游客户分摊。利益机制理顺后，未来电力辅助服务、综 合能源服务有望加速向全国渗透。今年 12 月“两个细则”的发布进一步明确了辅助服 务费用“谁受益，谁承担”的原则，并且明确除并网主体义务提供的无偿基本电力辅助 服务外，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供的电力辅助服务 应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体。鼓励新型储能、 可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。在此基础上，各地积极开展虚拟电厂及需求 侧响应试点工作，市场参与主体渐成规模，虚拟电厂管理平台需求相应产生。
虚拟电厂管理平台包含虚拟电厂市场准入、分布式资源泛在接入、资源特性聚合仿真测 试、优化协同互动响应、市场化运营交易结算等多种业务功能，对电网提供调峰、调频、 备用等辅助服务，并为电力用户与分布式能源能市场主体提供参与电力市场交易的途径。
用户能源成本敏感性提升，综合能源运营管理需求爆发
政策叠加能源价格抬升催生用户节能减排需求。各省市均有明确节能减排目标，为综合 能源服务企业创造了市场空间。同时，分布式能源的发展使管理复杂度上升，催生能源 管理软件需求。
综合能源管理运营平台主要包括六大功能，分别是能源监控、分析、管理、服务、交易 和生态。能源监控是平台的基础功能模块，通过对能源“产-输-储-用”纵向延伸，实现 可度量的多为全景能源检测，支撑企业全面监管自身能耗；然后将收集到的海量能源数 据资产利用大数据及人工智能技术进行综合能效分析，为能源管理提供支撑，从而实现 多能互补和综合能源梯级利用；能源服务为满足客户多元化能源生产与消费的能源服务 方式，包括能源接入、能源定制、客户画像、设备代为、能源信息推送等；以此为基础 区域可形成能源网，发用一体，空余能源可参与能源交易，平台提供能源结算、电能交 易等功能；最终达成多用户联动，打造综合能源生态链，精准定位能源用户及能源服务 商，达到用户利益最大化。
分布式光伏占比稳步提升,运营管理平台助力最大化提升电站价值。分布式光伏运营管 理平台提供数据采集，电站监控、运维运营的全套监控管理产品，通过云端大数据分析 平台，帮助用户实现旗下所有光伏电站透明化管理、自动化运维、智能化诊断和辅助决策等核心功能，减少发电量损失，降低运维费用；并具备完善售前，售中，售后服务体 系，全面满足用户在光伏电站生命周期中各层次管理需求。
新兴场景落地，聚合充电平台模式有望迎来爆发式增长。国家近年多次发布关于新能源 汽车产业多项相关政策，行业整体景气度持续攀升。销量方面，从 2015 年开始整体销 量迎来爆发性增长，虽然 2019 年出现负增长，主要原因是国家对于新能源汽车补贴的 下降，以及在 2019 年燃油车从国五到国六的切换时，大批量国五燃油车的抛售打压了 新能源汽车的整体销量。2021 年，预计新能源车整体销量有望达到 340 万辆，整体呈 现爆发式增长。从长远看，新能源汽车未来市场空间广阔，因此市场对于充电桩的需求 也会逐步加大。
2021 年公用充电桩保有量相较 2020 年出现大幅提升（其中 12 月份数据为预测值）， 预计 2021 年将同比上升近 60%。我们认为，充电桩作为新能源车必备的基础设施，未 来伴随新能源车整体销量的大幅提升，充电桩的保有量也将迎来建设高峰期。从充电总 量来看，2021 年相较 2020 年同比提升近 52%，我们认为由于充电桩市场目前仍处于 硬件建设初期，未来随着充电桩保有量的大规模增长，充电量将会持续迎来爆发增长期。
目前在充电市场，主要的商业模式分为两种：1、拥有充电桩的硬件供应商提供充电服 务（每度电进行收费）如国电南瑞、特来电和星星充电等厂商；2、搭建聚合充电平台 （自身并不经营充电桩，对所充的每度电进行服务费抽成）如“朗新科技”聚合平台商。从用户角度分析，用户可能更倾向选择在统一入口完成不同品牌充电桩的充电全流程， 因此我们认为聚合充电平台将凭借轻资产模式迎来快速增长。
目前支付宝二级入口“蚂蚁充电”便由朗新运营，同时朗新科技旗下的“新电途”桩联网 为充电桩生产厂商、充电设施运营商提供扫码充电、支付结算、营销活动、运维监控等 高效精准运营管理，为不同类型运营商搭建生态共享的充电服务运营平台，可满足公交 场站充电、企业集团充电、网约车及私家车充电多样性需求，赋能企业打造“智慧+充电 设施”创新服务。
从长期市场空间看，我们认为在乐观情况下，2030 年公用充电桩总充电量有望达到 1747.2 亿度。根据朗新最新披露的数据显示，截至 2021 年二季度末，平台已累计接入 充电运营商超 300 家，实现了和国家电网、南方电网、星星充电、云快充等头部运营商 的平台互联互通，在运营充电桩数量超过 20 万，服务新能源充电车主数超过 105 万， 累计充电量超 18,000 万度。
根据国家电网官方统计，2021 年 1-6 月国网累计充电量达到 11.3 亿度电，按照国网充 电桩数量占整体市场的 18%推算（充电量占比假设同为 18%），2021 年 1-6 月市场总 充电量达到 62.8 亿度电。因此朗新目前市占率大约在 3%左右，未来我们认为随着聚合 平台接入的运营商越来越多，以及充电桩的快速上量，聚合平台的整体充电量将会呈现 爆发式增长。
软件市场利好主线：格局未定，新用户叠加新需求
综合能源服务目前尚未有确定的商业模式出现，我国当前仍处于早期发展阶段，市场格 局未定，仍处于市场参与者积极进入时期。市场参与者的增多叠加电力交易市场化催生 的新兴需求，相关软件市场得以持续扩容。电力行业由于涉及大量 Know-How，具有行 业经验积累的软件厂商有望取得卡位优势。
