今天分享的是储能系列深度研究报告：《 电力设备及新型电力系统深度研究 》。（报告出品方：光大证券 ）
电力需求侧响应是指电力用户基于价格信号或激励措施，通过暂时调整其用电需求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定运行，促进电力供需平衡的行为，是建立新型电力系统并提升其灵活性的重要一环。
短期来看，缺电、中长期新能源发电比例不断提升等有望倒逼电力市场化改革进程加快推进，有利于电力需求侧响应套利机制的完善，从而打通需求侧响应的商业模式并推动市场规模稳步提升；长期来看，随着工商业电气化、电动车保有量提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，需求侧响应具备长期发展的重要潜力。
（1）5 月 19 日国家发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负 荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；（2）7 月 11 日中央全面深化 改革委员会第二次会议上通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统 的指导意见》；（3）7 月 13 日，国家能源局提出全面加快建设全国统一电力市场 体系，研究制定“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。需求侧响应的 相关制度和能力建设正加速推进，为需求侧响应商业模式的完善奠定基础。
电力需求侧响应及综合能源服务市场空间广阔，2030 年有望达到千亿级别。
电力需求侧响应方面，根据我们测算：（1）2025 年，我国县级负荷管理平台资 产存量市场空间将达 60 亿元（渗透率达 100%），虚拟电厂平台资产存量市场 空间达 204 亿元，聚合商、虚拟电厂邀约型/市场型运营空间达到 238/219 亿元。 （2）2030 年，我国虚拟电厂平台资产存量市场空间达 320 亿元，聚合商、虚 拟电厂邀约型/市场型运营空间有望达到 504/526 亿元。 综合能源服务方面，根据清大科越招股说明书（申报稿）中援引自中国电力企业 联合会《综合能源服务发展情况研究》中的有关数据，预计 2020-2025 年，我国包括能源互联网在内的综合能源服务产业市场潜力规模将由 0.5 万亿元增长 到 0.8~1.2 万亿元；2035 年步入成熟期，市场潜力规模约在 1.3~1.8 万亿元。完整版《电力设备及新型电力系统深度研究》来源于公众号：百家全行业报告 研究报告内容节选如下
构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容。为实现“双碳”目标，能源 是“主战场”，而电力是“主力军”。按照 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实 现碳中和的战略目标，国家能源局为新型电力系统建设制定“三步走”发展路 径：
（1）加速转型期（当前至 2030 年）： 用户侧，灵活调节和响应能力提升至 5%以上；电源侧，非化石能源消费比重达 25%；电网侧，加快推进大型风电光伏基地建设；储能侧，多技术路线规模化发 展以满足日内平衡调节需求。
（2）总体形成期（2030-2045 年）： 用户侧，虚拟电厂、电动汽车等优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；电 源侧，新能源逐渐成为装机主体电源，煤电清洁低碳转型加速；电网侧，向柔性 化、智能化、数字化、多元化转型发展；储能侧，长时储能技术（机械储能、热 储能、氢能为代表）取得技术突破，实现日以上时间尺度调节。
（3）巩固完善期（2045-2060 年）： 用户侧与电力系统高度灵活互动，消费电能同时生产电能的电力用户涌现；电源 侧，新能源逐步成为主体电源，电能与氢能深度融合利用；电网侧，有望打造输 电输气一体化的“超导能源管道”；储能侧，覆盖全周期的多类型储能协同运行。
电力需求侧响应（Demand Response）是指电力用户基于价格信号或激励措施， 通过暂时调整其用电需求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定 运行，促进电力供需平衡的行为，具体而言：
（1）电力需求侧响应和储能是一种竞合关系：均作为灵活性调节资源在新型电 力系统中发挥重要作用；电力需求侧响应基本技术（电力预测、电力交易、电力 调度等）也有助于储能设施的精准调控。
（2）电力需求侧响应的商业模式随着电力市场化制度的不断深化而完善：短期 缺电、中长期新能源发电比例不断提升，倒逼电力市场化改革进程不断推进，有 利于电力需求侧响应套利机制的完善。 抽水蓄能、煤电灵活性改造是 2030 年之前新能源改造的主要方式，短时新型储 能也在不断发展；2030 年以后，储能和需求响应成为电力系统灵活性提升的主 力，电动汽车参与灵活性调节比重逐步提升；未来随着工商业电气化、电动车保 有量提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，电力需求侧响 应具备长期发展的重要潜力。
建立清洁低碳、安全高效的新型能源体系，明确以消纳可再生能源为主的增量配 电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加强电力需求侧管理，是中央关于 实现碳达峰、碳中和的重要工作内容，也是“十四五”期间和未来一段时期内电 力行业发展的关键方向。随着新能源大规模并网，电源侧的波动性和不确定性增 强，构建新型电力系统将为新时代能源电力发展指明方向。 新型电力系统的四大特征包括：
清洁低碳：作为首要目标，满足经济社会高质量发展的电力需求，非化石能源发 电逐步转变为装机主体和电量主体，能源消费低碳化、绿色电力市场化；
柔性灵活：作为重要支撑，源网荷储多向协同、灵活互动；发展灵活发电技术、 各类储能技术和柔性电网；
智慧融合：作为基础保障，进行技术创新和机制体制创新，将数字信息技术融合电网。
电力系统的最终目标在于满足用户的用电需求，电力规划和电力系统运行需要以 负荷曲线为基础。为了优化“驼峰形”的负荷曲线，需要提前调度需求侧资源以 引导用户行为。具体措施为：
充分调度需求侧资源在电力规划和运行管理中非常重要。通过设计合理的电价和 激励政策，提倡绿色节能的生活方式等措施，从而引导电力用户调整其用电行为、 自发优化负荷曲线，在电力运行管理之前或期间缩小负荷曲线的峰谷差，平滑负 荷曲线，在负荷高峰时段提供需求向下灵活性，降低电力供给难度和成本，保障 电力系统安全稳定运行。
（1）考虑前期需求侧响应平台建设和固定资产投入等成本投入，需求响应的固 定成本投入为 200-400 元/千瓦，相较于其他资源，需求响应提升电力系统灵活性的成本更低。
（2）在调节尺度上，目前可做到的是日度级的中时调节。随着电力系统数字化 的不断升级及电力市场化的不断深入，未来需要做到日前及日内级别的短时调 节。
2023 年 5 月 19 日，发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电 力负荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；目标为应对电力供需紧 张、可再生能源电力消纳；开展需求侧响应工作，提升信息及数字化水平。
（1）新增需求响应工作内容：结合新形势与新任务，基于电力市场建设进展与 地方实践，新增了需求响应的工作内容。
（2）强化用电安全底线，拓宽绿色发展内容。进一步扩展和完善了需求响应、 节约用电、电能替代、绿色用电、 智能用电、有序用电的内容。
（3）充分运用新一代信息技术手段。结合“云大物移智”等新一代信息技术的 快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方 式的变革。
具体措施包括：县级及以上地方政府尽快构建电力需求响应资源库，电网企业成立电力负荷管理中心；建立和完善电力需求侧资源与电力运行调节的衔接机制； 配电网增容及线路改造和智能化升级。若2023 下半年正式稿能够推出，2024 年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。
电力需求侧响应的管理机构为县级以上地方人民政府电力运行主管部门。实施主 体主要包括电力用户、电网企业（省级及以上电网企业、地方电网企业以及增量 配电网企业）、电力需求侧管理服务机构（负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运 营商、综合能源服务商）、电力相关行业组织等。
电力需求侧响应可归纳为三级架构：一级架构由交易中心、调度中心和未来成立 的负荷管理中心组成。三者形成良性配合，该管理机构由政府主导；
二级架构为虚拟电厂（VPP）或负荷聚合商。该级架构需要具有负荷资源；电网 供应商或电网下属公司及有一定资源的发电企业、售电公司将具有更多优势，虚拟电厂短、中期服务电网的整体调度及负荷管理，中长期有望参与电力市场化交 易；虚拟电厂的高效运营需要计量、通信、调度三大核心技术作为支撑。利用人 工智能和大数据技术，可以帮助虚拟电厂运营商实现对可调电量的准确预测与动 态调优；
三级架构为可调资源（电力用户、储能或新能源发电）。该级架构较为市场化， 涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。如果是规模化电 力用户，可直接参与需求侧响应，可跳过负荷聚合商。
三级架构信息交流方式包括控制指令、电价激励、需求申报和状态量测等。电力负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等 方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活 性与更强的稳定性。
电力需求响应市场执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、 效果评估、结果公示、资金发放等环节。
（1）电力运行主管部门根据电力供需情况启动实施需求响应，向市场主体发布 需求响应招标通知；
（2）电力负荷管理中心在新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应 邀约、过程监测、效果评估等工作；
价格机制方面，完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规 则获取经济收益。
（1）目前大多数省份进行电力需求侧响应主要是由地方政府与电网进行补贴， 或通过辅助服务市场进行补助，更多的仍然是非市场化机制，电力用户也是重要 的承担方之一；
（2）未来随着电力需求侧响应能够更多、更好的参与电力市场化交易，可以实 现更好的价格反馈机制和调控精准性。
（1）响应能力低于 1000 千瓦（四川、云南、甘肃）、200 千瓦（福建）的用 户须通过负荷聚合商代理参与；
（2）响应能力在 1000 千瓦及以上（四川、云南、甘肃）、200 千瓦及以上（福 建）的用户，可选择直接参与需求响应。
（1）聚合商：具备聚合 1000 千瓦及以上响应负荷能力（福建）；具备集成 2500 千瓦及以上响应能力（云南）；聚合削峰能力不低于 5000 千瓦（甘肃、河北）。
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（2）售电公司：交易代理电量超过 10 亿千瓦时，或缴纳履约保障凭证额度超 过 800 万元的售电公司（四川）。
（3）独立储能：聚合商响应能力 2500kW 或储能充放电功率不低于 5000kW， 充放时间不低于 2h（云南）。
各地需求侧响应的核心需求来自于缺电，而缺电时刻的电价相对较高，一般是 0-4 元/kWh。
以《2023 年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，需求响应的交易办 法如下：
D-3：电力调度中心提前预估 3 日后出现电力缺口，于 15:00 前推送至电力公司 和交易中心；电力交易中心提前 3 日于 17:00 前向主体发布响应需求数据。
D-2：电力调度中心预估 2 日后发生重大变化时，于 15:00 前推送新需求至电力 公司和交易中心；电力交易中心向主体发布新的响应需求数据，主体即可进行响 应申报。
D-1：电力调度中心提前一日于 13:00 前确认次日响应需求；电力交易中心采用 边际出清方式组织市场出清；电力交易中心于 14:00 前发布出清结果，告知市场 主体中标结果。
响应执行后，电力公司与 D+5 日向交易中心按用电户号推送实际用电负荷，交 易中心于 D+7 日出具 D 日的日清分结算单，按月对主体进行结算。
有效响应容量计算：有效响应必须同时满足实际最大负荷不超过基线最大负荷、 实际平均负荷不超过基线平均负荷这两个条件，否则为无效响应。
若实际响应负荷小于或等于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=实际响应 负荷；若实际响应负荷大于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=中标响应 容量×1.1+（实际响应负荷-中标响应容量×1.1）×0.5。
需求响应考核费用：对有效响应容量低于中标响应容量 90%的部分进行考核， 考核费用按小时结算。考核价格=出清价格×1.1。
我们将以《四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，计算需求响应收益。 假设国网四川省电力公司发布，某天某一小时内为需要响应时段，某具备参与资 格的 10 千伏工业用户积极参与并中标，且在实际响应中为有效响应。
1）计算实际响应负荷：实际响应负荷=基线）计算有效响应容量：本例中，有效响应负荷小于中标响应容量的 1.1 倍，4000 ＜5000×1.1，则有效响应负荷=实际响应负荷=4000（千瓦）。
3）计算响应费用：响应费用=有效响应容量×出清价格=4000×2=8000（元）。
4）计算考核费用：考核费用=MAX(中标响应容量×90%-有效响应容量，0)×考 核价格=(5000×0.9-4000)×1.1×2=1100（元），其中考核价格=1.1×出清价格。
。6）用户与负荷聚合商对响应收益的两种约定分配方式：“保底+分成”模式； “固定价格”模式。
1）目前需求侧响应还是通过日度调节模式解决缺电问题，整体交易频度不高，用 一般的招标模式就能解决，需求侧响应的制度和能力建设还不够；
2）对负荷聚合商而言，需要具有用户的历史负荷资源数据，掌握负荷运行规律， 并具有预测和计算能力，同时了解电力市场交易基本原理，制定最佳的策略；
3）对电力用户而言，需要有电力控制、参与电力交易的数据接口，需要和聚合商 共同形成最佳的控制和交易策略；
4）无论是何种分成模式，聚合商及电力用户谁付出的贡献更大，谁理应获得更多的收益。
其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上（峰谷差率为统计时间内峰谷差与最高负荷的比值）， 负荷监测能力达到经营区域内最大用电负荷的 70%以上，负荷控制能力达到经营区域内最大用电负荷的 10%以上；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。电网企业依托新型电力负荷管理系统开展负荷精准调控，各地负荷监测能力应逐 步达到本地区最大用电负荷的 70%以上，负荷控制能力应逐步达到本地区最大 用电负荷的 10%以上。各地 10 kV（6 kV）及以上高压电力用户应全部纳入负荷 管理范围。
。目前我 国还处在邀约型的第一阶段，由政府机构组织发出邀约信号，组织资源完成需求 响应。第二阶段为交易型，是在电力现货市场和辅助服务市场建成后，通过电力 交易引导市场主体加入电力市场以获得收益。第三阶段发展为自治型，能够实现 灵活调度电力资源、通过信息强化市场主体参与力度。
数字信息技术是新型电力系统的重要驱动。为适应新能源在源网荷储多环节的接 入、交互和调度，“云大物移智链边”等数字技术将在新型电力系统中广泛应用。
负荷侧方面，通过微电网、虚拟电厂、综合能源管理服务（智慧楼宇、智慧园区、 智慧家庭、车联网等）等技术加持，用户将积极参与需求侧响应，从而提升电力 系统灵活性，最终实现“源网荷储”的协同运行、灵活互动。
电源侧方面，未来将建设更多的风光发电基地和分布式电源设备，数字化技术可 以为供给侧的灵活调度提供有力的技术支持。
电网侧方面，推动分布式智能电网广泛应用，促进分布式新能源并网消纳，利用电网智能巡线、智能变电站、边缘智能等数字化技术，保障电网的高效运转和安全运行。
。电力需求侧响应市场空间：主要包括电网数字化和电力需求侧响应各级架构，核 心为电改进度（峰谷价差倒逼电改政策，完善商业模式是盈利的前提）；各级架 构的软件（功率预测、调度、交易、负控软件等）。
根据我们的测算，我国电力需求侧响应相关市场空间为：（具体测算过程请参见 我们前期于 2023 年 7 月外发的《新电改政策提速，我国电力需求侧响应市场空 间几何？》——新能源、环保领域碳中和动态追踪（八十五）报告）
综合能源服务市场空间：根据清大科越招股说明书（申报稿）中援引自中国电力 企业联合会《综合能源服务发展情况研究》中的有关数据，
目前，国内的虚拟电厂仍处于邀约型（需求响应为主）的试点和探索阶段。虚拟 电厂把分布式能源、储能、可调负荷等分散在电网的各类可调资源相聚合，进行 协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧的多能互补与负荷侧的灵活互动，搭 建与电力系统与可调资源之间的桥梁。
电力市场化为虚拟电厂厚植创新发展土壤。为保证电力市场供需平衡，峰谷分时 电价机制（Time-of-use tariffs）和电力交易通过市场手段鼓励用户调整用电量， 释放需求侧灵活性，实现削峰填谷，有助于提高可再生能源的渗透率。
以较早电力市场化的加州为例，非居民用户强制实行峰谷分时电价，售电公司根 据用户分类、最大需电量等标准，提前划分出百余种电价资费标准，电费与分时 电价、冬夏时令等因素有关，不按照批发市场调整每日电价。居民可自愿选择实 行分时电价，电价在一年内会进行多次调整。由加州非营利性的独立系统运营商 （CAISO）负责监管电力系统、输电线路和电力市场的运行。
2022 年，德国可再生能源发电量再创新高，占总用电量的 46.3%。德国政府要 求可再生能源电厂参与市场交易，因为中型电厂单独参与电力市场交易的边际成 本较高，虚拟电厂可以通过整合电力资源为其提供服务。德国实行分时电价， 端用户可以自由选择售电公司。形成日前、日内
（在欧洲电力现货 交易所 EPEX SPOT 交易）、电力期货市场（在欧洲能源交易所 EEX 交易）与多 级调频辅助服务市场的电力市场结构。日间电力市场允许接近实时的电力交易。 允许供过于求、可再生能源发电过剩等原因导致的负电价。 平衡基团是电量平衡的核心机制。
中，必须通过买入或卖出电量达到平 衡，该机制使电量像证券一样可以交易，同时预测服务公司对可再生能源发电量 。完善的平衡基团机制、精准预测和弹性负荷，为德国虚拟电厂的高水 平发展奠定了重要基础。
德国私营公司 Next Kraftwerke（NEXT）成立于 2009 年，是欧洲最大的虚拟电 厂之一，也是欧洲最大的可再生能源电力交易商之一。截止 2022 年 Q4，公司 已拥有 15346 个聚合单元，聚合装机容量达 12.29 GW，占德国 2022 年净发电 装机容量的 5.39%，2019 年参与电力交易规模为 15.1 Twh。主营业务为能源现 货市场交易、电力销售、用户结算、虚拟电厂相关业务等。
交易品种主要包括 EPEX 现货、EXAA 以及其他欧洲电力交易品种。交易方式则 涵盖日内交易、日前交易、短期交易平台、平衡服务、期货平台和场外交易。 NEXT 提供
，为发电厂、聚合商和 消费者用户提供数据分析、数据预测、市场参与、能源管理等功能。数据分析功 能可以对用户上传的发电、购电、电力消费和电力计量数据进行实时分析；数据 预测功能可以预测和量化投资组合中的不平衡数据，帮助消费者做出更好的商业 决策；市场参与功能可以帮助消费者参与电力市场交易，从而获得更好的价格和 更高的收益；能源管理帮助聚合商和发电厂更好地通过软件平台管理资产。
市场价格变化巨大（日前交易市场电力价格每天变化 24 次，EPEX 现货市场电 力价格每天变化 96 次），期间价格差异可能超过 50 欧元/kWh。供电参与者可 以通过在电价高峰时发电，电价低谷时让资产休息，创造灵活性收入；需电参与 者则可以在电价低谷时使用电力，电价高峰时减少用电，以降低能源成本。NEXT 公司的专业分析员将为参与者提供高质量的时间表，其中包括
通过虚拟电厂聚合风电场、太阳能电厂、沼气发电厂、水电厂等可调资源，形成 规模优势，帮助稳定和平衡其公司分布地区的电网，从而为电力供给者创造收入。虚拟电厂将具有较短反应时间的小型发电资源进行聚合，可以提供更长的时间尺 度和更高的灵活性。NEXT 为 7 个欧洲输电系统运营商区域提供电网辅助服务。
，从 2016 年的 2.83 亿欧元增长至 2019 年的 7.35 亿欧元，2019 年营收同比增长 46.85%。受新冠疫情影响，2020 年营 收有所下降。随着疫情影响减弱，2021 年营收回升，同比增长 3.87%。
。公司 聚合装机容量自 2009 年成立以来，总体增势迅猛，可以反映虚拟电厂服务的市 场需求较大。2019 年，NEXT 公司成为德国最大的光伏电站聚合商；2021 年被 壳牌公司收购，壳牌的目标是帮助 NEXT 公司自 2030 年起每年销售 560 Twh 电力
3.2.3、特斯拉 Autobidder：美国虚拟电厂平台的先行者与标杆
集为一体的综合管理平台，实现了“车+桩+光+储+荷+智”的新能源生态 闭环，是特斯拉分布式能源的核心与管理交易枢纽。目前，Autobidder 已实现 从 2C 业务的聚合到 2B 业务的规模化运行。根据 Electrek 统计，Autobidder 管理的储能资源超过1.2 GWh。而 2022 年特斯拉储能产品出货量为 6.5 GWh， 仍有大量负荷侧资源并未归入 Autobidder 管理。
2015 年，特斯拉成立能源部门 Tesla Energy，布局储能项目和 小型家用级（Powerwall）、中型商用级（Powerpack）和大型公用级（Megapack） 储能产品的开发。2016 年，收购光伏企业 Solarcity，开发光储一体的太阳能发 电屋顶 Solar Roof。2017 年，特斯拉推出虚拟电厂管理平台 Autobidder，建立 新能源生态体系的整体架构，打通“车桩光储荷智”的数据交互和结算通道。
在新能源大规模装机和电网加大投资的背景下，家用级、商 用级和公用级能源产品需求量不断提升，储能装机量自 2018 年起逐年增加。 2023 年第一季度特斯拉该业务实现营业收入 13.61 亿美元，同比增长 148.21%， 毛利率为 10.99%。2023 年 4 月，特斯拉宣布在中国上海新建储能超级工厂（Megafactory），计划于 2024 年第二季度投产，初期规划公用储能电池年产量达 1 万台，储能规模近 40 GWh，和 2022 年相比产能直翻六倍多，储能市场 前景广阔。
施耐德电气（Schneider Electric）是一家成立于 1836 年的法国电气公司。公 司致力于推动数字化和电力化转型，服务于家居、楼宇、数据中心、基础设施和 工业市场。公司通过集成世界领先的工艺和能源管理技术，从终端到云的互联互 通产品、控制、软件和服务，贯穿业务全生命周期，实现整合的企业级管理。
在综合能源管理方面，公司于 2007 年推出 EcoStruxure 架构与平台。 EcoStruxure 是公司研发的基于物联网、即插即用、开放式且具有互操作性的 架构和平台，主要应用在
：施耐德电气对已运行 30 余年的京城大厦进行全面评估，充 分应用了基于物联网架构的 EcoStruxure 整体解决方案和分步实施计划，在保 证安全运营的基础上，实现高效运维。借助施耐德电气 EcoStruxure 配电和楼 宇整体解决方案，京城大厦的配电系统得到全面升级， 80%的电力故障问题得到了远程解决，减少 33%的客户投诉，初步实现有效节能 20%以上。楼内舒适 度和运营综合效应得到显著提高，能效和成本得到有效节约，总体实现了能源可 视化和绿色智能化改造。
，服务于电力能源消费领域，是能源行业领先的科技企业。主要业务分为 能源数字化、能源互联网和互联网电视，综合能源服务主要体现于前两个业务：
公司深耕能源行业，通过给电网做软件的解决方案，帮助国家电网、南方电网、 能源集团等客户实现数字化升级，沉淀中台能力和平台产品，参与电网数字化转 型和新型电力系统建设。2022 年，公司全面参与多个省新一代营销系统、采集 系统、市场化交易系统、负荷管理系统的推广与建设，完成了电网营销 2.0 系 统在浙江、山东、福建、天津等网省的上线，在能源大数据、综合能源业务、营 销运营业务和国际业务等领域实现新的突破。
综合能源业务方面，公司推出综合能源服务一体化云平台，该平台是一套 PaaS 云平台，提供集成的应用开发框架、环境及标准的技术服务。基于先进开源技术， 采用云架构、微应用的设计思想，实现从软件开发、验证、到发布、运维及运营 等完整生命周期的云应用解决方案，帮助企业快速完成云计算与大数据平台技术 的转换升级。产品功能包括：企业应用开发平台、物联网平台、4A 安全平台（同 一账号管理、统一认证管理、统一访问控制管理和统一审计）、监控平台和技术 服务。 图 21：朗新科技综合能源服务云平台架
在能源供给端，公司的“新耀光伏云平台”以能源物联网技术为支撑，为分布式 光伏电站等提供软件产品和 SaaS 服务，提高电站发电效率，实现降本增效。 在能源需求端，公司打造了聚合充电服务平台“新电途”，通过互联互通技术聚 合车/桩网络，通过支付宝、高德、微信、百度等成熟入口为新能源车主提供“多 快好省”的充电服务。据公司年报统计，截止 2022 年底，“新电途”平台已累计接入充电运营商 550 多家，与特来电、星星充电、国家电网、南方电网等头 部运营商的合作取得快速发展，平台聚合充电设备数量超过 70 万，服务新能源 充电车主用户超过 550 万，累计充电量超过 26 亿度。
在工商业领域，公司为社区园区、工商业客户提供能耗监测、能源管理、智慧节 能等平台或系统，提高客户用电效率、减少运维人员投入，帮助客户实现节能降 耗、低碳运营。
在居民生活领域，公司与支付宝等入口合作，为超过 4 亿居民和工商业用户提供 “水电燃热”的“查询·缴费·账单·票据”线上闭环服务。据公司年报统计，截 止 2022 年底，该项业务覆盖全国 400 多个城市、连接 5,600 水电燃热等公共事 业机构，生活缴费日交易笔数近 660 万，平台日活用户超 1,380 万。
安科瑞于 2021 年推出安科瑞企业微电网能效管理平台（AcrelEMS），通过在“源、 网、荷、储、充”的各个关键节点安装监测、分析、保护、治理装置，利用高性 能边缘计算网关采集数据并上传至企业微网平台。平台包括变电站综合自动化系 统、能效管理系统、电气消防及用电安全系统等多个子系统及配套所需的端设备 （用户端智能电力仪表、边缘计算网关等）。平台根据新的电网价格、用电负荷、 电网调度指令等情况，调整各系统控制策略并远程下发，使企业微电网始终高效 稳定运行，降低企业用电成本，实现能源互联、信息互动。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
