电改6大配套文件于今日发布，其中，售电侧改革配套文件涉及的售电放开有望成为本轮电改的最大红利。
面对如此海量的利润空间，电网企业会作出怎样的选择？会拒绝博弈吗？
本期电力急先锋用数据说话，带你来探究面对售电市场中的海量机遇，电网企业会怎样做。
延伸阅读：
【原因追踪：海量利润 电网企业不会拒绝博弈】
近日电力行业在热烈关注电网欲进入售电侧的传闻，相关媒体称目前已经基本明确，电网企业将会将其电力营销部门分拆出来成立国有手电公司参与售电侧市场竞争，而独立出来的售电公司获奖独立核算，不参与调度、报装、计费以及结算业务。电网企业博弈的明面理由是不让电网企业参与售电竞争会导致五十万人下岗，更深层的理由则是售电侧得来的利润，占电网企业利润构成的半数以上。
从电力市场化改革的长远发展趋势来看，电网企业参与售电侧竞争，是违背了电力市场化初衷的——在售电侧放开之前，全中国百分之九十的售电业务均隶属于电网企业，电网企业掌握着输配电调度大权，同时在售电侧拥有人才、技术、用户资源等方面的绝对优势，如果让电网企业参与售电侧竞争，实际上只不过是让电网企业成立一个分公司，继续售电，这对其他新进入售电领域的售电主体显然是不公平的，也难以真正达到售电侧市场化的真正目的。
目前，官方文件尚未发布，电网企业是否能够进入竞争性售电市场?它将会如何进入?对电网企业售电国家将会出台哪些限制性的监管政策?答案为何都还不得而知。但从国家针对大用户直购电、输配电价改革等售电侧的市场化改革举措来看。即使国家允许电网企业参与到竞争性售电环节，这必然也将会是一种过渡状态;电网企业最终将回归到输配电的公益性环节，主要收入为过网费而非售电差价，这是国家战略规划走向，是在电改九号文及之后发布的一系列文件中所明确提出来的，大方向是比较明确的。在未来时间里，电网企业所成立的售电公司很可能会成为兜底售电服务商，回归其公益角色。
针对中国售电侧放开模式的走向，前瞻产业研究院发布的售电公司报告深度研究了国外售电侧市场的放开模式，并结合中国售电侧市场改革现状，对未来中国售电侧放开模式做了深度分析，希望给业内人士以有益参考。
一、国外售电侧市场主要发展模式
向社会资本放开售电侧市场，赋予电力终端用户以购电选择权，是国外先进国家电力市场化改革的普遍战略。但鉴于各国国情不同，其售电侧引入竞争机制、实现市场化的路径也不尽相同，这也就导致了各个国家售电侧的放开模式也不同，并进而决定了国外售电公司的基本竞争格局。
根据前瞻产业研究院研究，目前，各个国家在售电侧引入竞争主要有两种方式：第一、放开售电侧，在维持电网企业继续从事售电业务的同时，引入独立的售电主体，允许非电网企业从事售电业务;第二、实行配售分开，这种方式是将售电业务与配电业务实行产权分离，禁止拥有配电资产的企业从事售电业务，允许其他企业从事售电业务。
国外大部分国家采取的都是第一种方式，即在保持原配电企业继续从售电事业务的同时，允许其他企业从事售电业务。如日本、法国、美国都是在维持发输配售一体化的基础上引入独立售电公司;英国则是在维持配售一体化的基础上引入独立的售电公司。仅仅有少数国家，如新西兰，采用配售分开的方式在售电侧引入竞争，但在新西兰售电侧市场中，百分之九十以上的市场份额都集中在少数几家发售一体化的公司中。
图表1:国外售电公司发展模式示意图
放开用户选择权是售电侧开放的核心内容，目前英国、法国、德国等欧洲大部分国家以及新西兰和澳大利亚我已经放开了所有用户的选择权，日本放开范围扩展到全部用电量的68%，美国约三分之一的州放开了全部用户的购电选择权，俄罗斯放开了除居民用户之外的其他用户选择权。从发展路径上看，绝大部分国家是按照电压等级和用电容量，分阶段的从大用户开始逐步放开用户选择权。
二、中国将采取何种售电侧放开模式?
中国的电力产业市场跟国外有所不同，国外的售电业务百分之五十以上由发输配售一体化公司所承担，独立售电公司占一部分比重(其中美国的独立售电公司发展较好，市场份额达到百分之四十)。而中国的新电改前的售电市场，主要是发售一体化(主要呈现为大用户直购电)和输配售一体化。按照目前的电改原则，是“管住中间、放开两头”，即加大对输配企业(也就是电网企业)的监管，在发电和售电侧引入竞争。很明显，发输配售一体化和输配售一体化都是不受政策鼓励的。那么，接下来，根据国外的成功经验，中国售电侧整体发展模式应该是：发售一体化、独立售电公司及初期电网企业通过力量博弈而短期内将会存在的输配售一体化模式。
图表2:中国售电侧放开模式预测
电网企业对售电侧市场的垄断严重地限制了中国电力市场化进程，同时让中国电网投资回报率整体偏低，这种现象违背了市场经济的原则，必将成为国家的重点改革对象。而事实上，国家近期所发布的系列电力市场化改革文件，都强调要加强对电网企业的监管，电改9号文中提到：
“改革和规范电网企业运营模式，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。”
同时，9号文发布以后，国家发改委在4月份又发布了《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知(发改价格[2015]742号)》，通知提出：
“通过加快输配电价改革，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。在输配电价核定过程中，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。”
在这两份文件中，都着重强调了要改变电网企业的收入来源渠道。目前电网企业的盈利模式是依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利;根据现行文件及输配电价改革状况，未来政府将严格监控电网企业实行总收入，电网企业的收入模式将会转变为收取过网费，其总收入将会被固定。同时，文件还强调要对电网企业的输配电成本、价格及收入进行全方位监管，规范电网企业的投资和资产行为。事实上，话外之音即是电网企业要将更多的投资行为放在输配电环节，优化输配电成本，做好输配电服务，提高电网投资回报率;同时将被电网企业所垄断的售电市场放开，让更多的售电主体进入，让市场而非政府来决定终端用户售电价格。因此，未来时间里，大用户直购或新的售电主体出现将蚕食很大一部分供电局电量潜在增长量。
为此，前瞻分析预测，在售电侧放开初期，因为其他售电主体业务模式都不成熟，电网企业仍旧将扮演着较为重要的角色，但随着其他售电主体(尤其是拥有发电资产的企业及拥有配电资产的节能服务企业)商业模式渐趋成熟，将会蚕食很大一部分供电局潜在增长电量，未来电网企业在售电侧的市场化角色将会慢慢弱化。而拥有发电资产的售电企业、新能源类售电企业及对能源互联网有独到理解的节能服务企业，在未来的售电侧市场将会拥有更大的竞争优势。（来源：前瞻网）
【数据说话：电网企业去年多赚1000亿？】
电价改革一直是电力体制改革最为核心的环节，而理不清的电价一直被视为改革的难点。
9月14日，国家能源局官网发布《2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报》(下称《通报》)，表示要全面、准确反映电价水平变化，促进电价形成机制改革。
该《通报》统计分析了全国(不含西藏)主要电力企业的六项价格指标，全国综合水平看，发电企业平均综合厂用电率呈下降趋势，平均上网电价有升有降;电网企业平均线损率进一步降低，政府性基金及附加增长逾一成。
其中最为引入注意的是，2014年，电网平均购销差价、平均销售电价呈上升趋势。
购销差价指电网企业赚取每度电的差价。“除去电网输配电等的成本，以及税收、线损、基金补贴电网等，剩下的则为电网的利润，”一位不愿具名的业内人士对界面新闻记者表示，“目前电网输配电成本不透明，业内对电网企业获利有质疑。”
2014年全国社会用电量为5.52万亿千瓦时。
“扣除线损，电网企业平均购销差价有10.17%的同比增长，这就相当于1000亿元的利润增长。”
一位不愿具名的券商研究员对界面新闻记者表示，“电网公司不会主动公布成本，国家能源局公开电价数据，是倒逼电网企业，利于电价机制改革。”
《通报》显示，2014年，电网企业平均购销差价(不含税、含线损)为0.208元/千瓦时，同比增长8.0%。扣除线损，2013年、2014年的电网企业平均购销差价分别约为0.168元/千瓦时、0.185元/千瓦时，2014年同比增长10.17%。
从各省(区、市)情况看，2013年江西省购销差价(含线损)最高，为0.244元/千瓦时，宁夏省最低，为0.095元/千瓦时;2014年，江西省仍最高，为0.251元/千瓦时，青海最低，为0.095元/千瓦时。
电网企业平均销售电价方面，2014年，呈现了1.82%的同比增长，包含税收为0.647元/千瓦时。从各省(区、市)平均销售电价看，深圳平均销售电价最高，为0.828元/千瓦时，青海最低，为0.384元/千瓦时。
在输电、配电、售电都集中于电网企业的电力体制下，电网以挣取购销差价来获得利润的模式，正是此次电力改革的焦点。
根据电改“9号文”提出的要求，今后将单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，输配电价与发售电价在形成机制上分开，并向社会资本放开配售电业务。
“实行输配电价改革，售电放开，电网企业只收取输配过网费，就不存在统购统销时成本和利润不透明的情况，也更利于监管部门的监管。”上述业内人士对界面新闻记者表示。
目前，6省(区)1市已经获准进行输配电价改革试点，其中深圳、蒙西、宁夏的试点改革方案已经获批。
此外，从各省(区、市)居民用电类别平均电价水平看，2014年，居民用电平均电价水平最高的前五位分别是：深圳0.715元/千瓦时、广州0.654元/千瓦时、广东0.647元/千瓦时、江西0.619.元/千瓦时、湖南0.607元/千瓦时。
排在后五位的分别是：云南0.476元/千瓦时、广西0.461元/千瓦时、宁夏0.456元/千瓦时、内蒙古(西部)0.440元/千瓦时、青海0.407元/千瓦时。
该《通报》还显示，随销售电价征收的政府性基金及附加主要有重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源发展基金、城市公用事业附加5种。2014年全国平均水平为0.039元/千瓦时(电网企业省内售电量口径平均值、含税)，同比增长11.17%。（来源：搜狐财经）
【未来走向：“互联网+电力营销”是电网企业的必然选择】
今年的政府工作报告指出，要“制定‘互联网+’行动计划，推动移动大数据、云计算、物联网、移动互联网等与现代制造业结合，促进电子商务、工业互联网和互联网金融健康发展”。“互联网+”就是互联网+各个传统行业，利用信息通信技术及互联网平台，将互联网与传统行业进行深度融合，改变我们的生产、工作、生活方式，引领创新驱动发展的“新常态”。
对于具有上百年历史的我国电力行业，近年来一直致力于创新发展，正率先迈向全球能源互联网和智能电网时代。国家电网公司提出，要明确创新方向，把创业、创新、创造作为各项工作的出发点，通过“三创”实现创新能力大幅提升。互联网作为这个时代最具特征的新技术，如何实现与传统的电力企业融合，特别是在电力营销服务领域，改进创新运营模式，打造新的生态，提升企业与客户的价值，值得我们积极探索和实践。
“互联网+电力营销”是电网企业的必然选择
研究“互联网+”带来的经济形态变化，构建智能化、互动化的用电服务体系，既是适应客户需求变化趋势、推动新型服务模式拓展、提升客户用电服务体验的外在要求，也是电网企业适应和引领新常态，建设坚强智能电网，实现电源、电网和客户资源友好交互和相互协调的内生动力。
电力体制改革倒逼“互联网+电力营销”服务。随着电力体制改革的深入推进、电力市场化主体的多元化，电网企业必须开展积极开展服务模式的创新研究，满足多变的市场需求，更好地服务各类市场主体和广大客户。
全球能源互联需要“互联网+电力营销”服务。能源互联网的发展带动分布式能源的广泛接入，需求侧响应、能效服务、能源保险等新型的电能衍生产品将会陆续出现。电网企业要充分利用现有的业务经验优势和业务数据积累，提前研究并布局拓展服务形态，抢占市场的先机。
技术发展推动“互联网+电力营销”服务。目前我国互联网覆盖客户已接近6.5亿户，为发展“互联网+电力营销”提供了广阔空间。大数据、云计算、物联网等互联网技术和理念，为电网企业提升营销策划、丰富客户画像、实施精准营销提供了解决方案。
客户需求促进“互联网+电力营销”服务。随着经济社会发展，各行业在服务体验方面的创新，用电群体对电力服务提出了新的要求。电网企业需要建立面向市场竞争环境和互联网模式的新型营销服务体系，为电力客户提供快捷、流畅、愉悦又兼具个性化的服务，赢得客户信任，实现企业与客户双赢。
积极构建“互联网+电力营销”的智能用电互动服务体系
“互联网+电力营销”不是简单的供电服务业务上网，而是融合互联网思维、方法、技术，以客户为中心，以市场为导向，以大数据应用为驱动，以客户满意度为目标，围绕服务全业务流程，打造一条前端触角敏锐、后端高度协同的服务链，推动服务渠道之间、前端后台之间、相关专业之间的无缝衔接，实现电网企业从被动粗放向主动创新型营销服务模式的转型。
线上全天候受理，线下“一站式”办电。将来，低压客户可通过微信、手机APP等线上渠道申请业扩报装，工单调度后台自动派送任务到相关人员进行现场作业。现场作业人员通过移动作业终端，在客户现场完成信息验证、确定供电方案、签订电子化合同、安装计量装置、通电，实现低压客户“一站式”的办电服务。
基于客户信用的差异化服务。供电企业可与征信机构开展征信信息的共建共享合作，对于信用良好的客户，提供受电设备健康检查、用能指导等延伸服务。对于信用差的客户，采取缩短电费结算周期、电费保全(预收冻结)、预付费控等措施。
基于客户画像的电力精准营销服务。积极开展“大数据”分析挖掘，以“标签库”的形式，构建立体化、多层次、多视角的客户全景画像，实现对电力客户特征的精细刻画。针对不同特征的客户，提供差异化的办电、催电费、交电费、咨询等业务，主动精准地推荐用电套餐、电费垫付信贷、智能家居节能计划、分布式电能接入等用电产品及服务。
基于LBS(地理位置服务)的自助式故障报修服务。利用LBS，实现客户报修地点自动定位、智能判断故障点落位;通过互联网渠道完成故障抢修流程，并实时告知故障信息和抢修进度，实现自助式故障报修和抢修进度定向推送、局部范围计划停电便捷查询。
主动式小区负荷预测及需求侧响应。建立与外部单位(生产厂家、电商、实体卖场、快递公司等)的合作渠道，获取其销售的大功率电器及用户地理数据，构建基于电器销售数据的小区负荷预测模型，为配网改造提供基础数据支持。在用电高峰期，自动定位超负荷配变供电范围内的客户，提示客户调减主要电器负荷，对于实时响应的客户进行相应的激励和补偿，实现小区客户需求侧响应。
基于SAAS(软件即服务)商业模式的售电公司运营托管服务。利用电网企业的技术、设施、服务渠道和大数据资源优势，为售电公司提供企业信息化运营所需要的业务运作平台和差异化运营托管服务，支撑其计量计费、需求侧响应、客户服务、分布式能源管理等主要业务。
构建“互联网+电力营销”的智能互动用电服务创新体系，将推动电网企业从产品供应商到服务提供商的角色转变、从管理向运营的机制转变、从单一向多元的服务转变，实现市场营销能力、客户关系管理能力、渠道运营能力、资源协同能力、技术应用能力的综合提升，成功塑造“安全、便捷、智能”的电力服务品牌。（来源：国家电网报）
【重点分析：电网企业如何用好大数据】
2014年3月，“大数据”被写入我国《政府工作报告》，2015年8月19日，国务院常务会议通过了《关于促进大数据发展的行动纲要》，特别强调通过大数据的发展，提升创业创新活力和社会治理水平。
大数据正在改变着各行各业，电商的成功、互联网业的爆发式增长以及互联网金融的高速发展向各大行业展现了互联网与行业融合的巨大发展潜力和独特的创新路径。而在这其中，大数据扮演着核心角色。互联网的本质是信息的互联和处理，而信息则以数据为载体。电力行业蕴含了巨大的数据资源，同时也呈现出突出的数据价值需求。据估算，电力行业的生产、管理、用户、计量、资产等方面数据已达到20PB。来自于复杂大电网的调度运行、新能源与负荷的时空变异、电力资产寿命与运行状态、主动配电与需求响应等都存在着巨大的以数据为支撑的决策与配置需求。
近年来，在电力领域大数据已经得到了广泛关注，一些发达国家作为先行者开展大数据的研究工作：自2008年开始，美国电力研究协会(EPRI)、美国能源信息署(EIA)等研究机构，法国EDF、德国E.ON等电力公司，以及西门子、C3 Energy、Opower等科技公司，先后围绕输电、配电、用电及基于电力信息的政府决策等领域的大数据问题开展了广泛研究和示范应用;国际电工委员会(IEC)研究并发布了一系列统一信息模型(CIM)标准和接口标准，为电力系统的数据流通共享和信息交换奠定基础。
国内的一些专业机构和高校开展了电力大数据理论和技术研究，我国电力行业也在积极开展大数据研究的应用开发，电网企业、发电企业在电力系统各专业领域开展大数据应用实践，国家电网公司启动了多项智能电网大数据应用研究项目。
智能电网是解决能源安全和环境污染问题的根本途径，是电力系统的必然发展方向;全球能源互联网则是智能电网的高级阶段，“互联网+智慧能源”进一步丰富了智能电网的内涵;这些新概念均与大数据密切相关，大数据为智能电网的发展和运营提供了全景性视角和综合性分析方法。
就物理性质而言，智能电网是能源电力系统与信息通信系统的高度融合;就其规划发展和运营而言，智能电网离不开人的参与，且受到社会环境的影响，所以智能电网也可被看作是一个由内、外部数据构成的大数据系统。内部数据由智能电网本身的系统产生，外部数据包括可反映经济、社会、政策、气候、用户特征、地理环境等影响电网规划和运行的数据。在智能电网的发展过程中，大数据必将发挥越来越重要的作用。
大数据在电网企业的应用价值
提升运营管理水平
电力系统是实现电能生产、传输、分配和消费瞬时平衡的复杂大系统。智能电网需进一步实现各类新能源、分布式能源、各种储能系统、电动汽车和用户侧系统的接入，并借助信息通信系统对其进行集成，实施高效的管理和运行。
风、光、海洋能等新能源发电的发展和电能生产受到国家政策、激励机制、地理环境和天气状况的影响;分布式能源和电动汽车的发展和接入运行、用户侧系统与电网的互动受社会环境、用户心理的影响;随着智能电网的发展，电网的复杂性和不确定性进一步加剧，不同环节的时空关联性更加密切，使电网的发展和运行受外部因素的影响加大。与此同时，社会对电力供应的经济、安全、可靠性和电能质量提出了更高的要求，智能电网中部署的WAMS系统、AMI系统、调度自动化系统、PMS系统、输变电设备监控系统等为认识电网特性、预测电网发展和可能的运行风险提供了依据。
借助大数据技术，对电网运行的实时数据和历史数据进行深层挖掘分析，可掌握电网的发展和运行规律，优化电网规划，实现对电网运行状态的全局掌控和对系统资源的优化控制，提高电网的经济性、安全性和可靠性。基于天气数据、环境数据、输变电设备监控数据，可实现动态定容、提高输电线路利用率，也可提高输变电设备运检效率与运维管理水平;基于WAMS数据、调度数据和仿真计算历史数据，分析电网安全稳定性的时空关联特性，建立电网知识库，在电网出现扰动后，快速预测电网的运行稳定性，并及时采取措施，可有效提高电网的安全稳定性。
近来国内发生的天津港口爆炸、湖北的电梯“吃人”等事故，使人们想起了海恩法则。海恩法则针对航空界的飞行安全指出，每一起严重事故的背后，必然有29次轻微事故和300起未遂先兆以及1000起事故隐患。该法则强调了两点：一是事故的发生是量的积累的结果;二是再好的技术，再完美的规章，在实际操作层面，也无法取代人自身的素质和责任心。结合这一法则，通过对实时数据和历史数据的分析，可加强对电力设备、资产的预防性维护管理，并将人和社会等因素纳入进去，优化管理操作流程。
提高用户服务水平
用户端的数据是一个待挖掘的金矿。大数据将各行业的用户、供电服务、发电商、设备厂商融入到一个大环境中，促成了电网企业对用户的需求感知，依据数据的分析来进行运行调度、资源配置决策，并基于分析来匹配服务需求。
在智能电网中，用户扮演的角色越来越重要，传统意义上被动的用户正在被主动的“能源生产/消费者(Prosumer)”代替。用户系统不仅可对内实现能源的生产和消费管理，并在一定的区域内实现能源交易，还将对外参与需求响应或作为虚拟电站参与调度运行。促进用户与电网的互动是提高大电网灵活性、进而提高其接纳大规模间歇性新能源的有效途径。了解用户用能特性，制定有效的政策和市场机制，是有效激励用户改善能效、参与需求响应、需求调度的途径。根据AMI数据(反映用户用能情况、用户分布式发电、储能系统和电动汽车的应用情况，参与电网互动情况)，结合用户特征数据(住房、收入和社会心理)和社会环境数据(气候、政策激励等)，可分析预测用户的能源生产和消费特征，为电网规划和运行方式安排提供参考;也可促进电力需求侧管理，鼓励和促进用户参与需求响应，实现与用户的高效互动，提高用户侧能效水平，改善用户用电体验，提高用户满意度。
提供政府决策支持
电网作为载体承载着能源与用能两大主体，它关联着诸多因素。今天的能源政策与机制应超出基于因果关系和条件评估的判断，需要以数据为基础、关联分析为依据的决策。如：电价特别是阶梯电价定位，基于综合用能行为数据和生产、生活各因素以及电力生产成本等多因素进行数据分析，才能有效地激活各个要素，实现最佳效果。再如新能源、分布式能源、电动汽车、需求响应等技术的大规模实施，不仅取决于技术成熟度和经济性，还取决于能源政策和各种激励机制是否有效。能源政策和机制是否有效，通常并没有普适性，而是应符合本国的实际、符合精准的感知和预测。
当前我国已开启新一轮的电力改革，一系列配套文件正在逐步出台。这些政策和机制是否有利于智能电网发展，应在政策条例的试行阶段进行分析和检验，大数据是最有效的手段。此外，电力与经济发展、社会稳定和群众生活密切相关，电力需求变化能够真实、客观地反映国民经济的发展状况与态势。通过分析用户用电数据和新能源发电数据等信息，电网企业可为政府了解全社会各行业发展状况、产业结构布局、预测经济发展走势提供数据支撑，为相关部门在城市规划建设、推广新能源和电动汽车、促进智慧城市发展等方面提供辅助决策。
支撑未来电网发展
国家电网公司站在全球能源发展高度，提出了全球能源互联网发展蓝图，以最大化地开发利用新能源，实现能源资源在全球范围的优化配置。未来电网具有长距离、广范围、泛在智能和共享互联的特点，将发生电网运行机制与商业模式的重构。在庞大而广泛的未来电网中，将呈现电源多样性、遍布性、时移性，负荷移动性、互动性，用能终端大量信息接入，各类管理终端大量介入，要求电网具有柔性和自适应能力，以满足送受端的时空变异和方式的多重复杂。在这种情况下，依靠传统的状态信号指令无法完成决策，需要复杂的负荷预测、分析及实时呈现，需要以大量的、多维的、高密度的数据来支撑预测、预警、机器决策和人工判断。在智能电网向更高阶段发展过程中，地域更加广泛，需基于全球数据实现能源电力大范围平衡来保障电网及其他系统的安全。这就是大数据对电网发展与未来电网目标实现路径的支撑。
电力大数据研究和应用及其面临的挑战
企业级大数据研究框架可分三个层次开展：第一层是基础理论研究，重点研究电力大数据知识体系和方法论;第二层是关键技术研究，重点研究IT技术和数据分析挖掘方法;第三层是应用研究，重点是各技术领域的详细需求分析、场景设计、分析模型和专业方法研究。
中国电力科学研究院自2013年启动了大数据研究与应用工作。在基础理论研究方面，开展了智能电网大数据理论基础和技术体系的研究，提出大数据发展驱动力和面临的挑战，分析重点应用领域，确定研究框架，制定出技术发展路线图。在关键技术研究方面，整合了业界主流的先进技术和数据处理理念，采用传统数据仓库与新型数据处理技术混搭的架构，搭建了电力大数据平台，全面支撑电科院大数据研究工作。在应用研究方面，围绕支撑公司运营发展、服务电网用户、服务社会与政府三条主线开展了应用场景的研究工作。目前已在配电网可靠性关键因素分析、电网运营效能分析、关键时期电网供电保障预警分析、电力数据支撑宏观经济形势评价与预测、用户用电行为分析、城市电力地图等领域开展专题研究工作，并与多家网省电力公司合作开展研究成果落地的试点建设。
大数据在电网企业的研究和应用任重道远，特别是在基础数据获取、多领域数据融合和专业数据解析等各个层面存在诸多困难。如果说电网内部的数据问题尚且容易解决，那外部数据的获取则更为困难。展望未来的全球能源互联网和智能电网的发展，上述问题将更加突出。由于大数据是一项综合性技术，场景设计和应用开发过程需要多学科、多领域的合作，目前没有成熟的系统性的研究方法可采用，研究工作具有实验性和探索性，上述原因将导致在短期内难以获得令人信服的研究成果。
电网企业发展大数据的关键要素
顶层设计
电网企业发展大数据，需要具备清晰的战略目标和发展重点，依托全局化的研究思路，统筹谋划大数据关键技术的研发、典型应用的推广以及相关标准规范制定。顶层设计对企业数据管理进行整体统筹，对基础硬件设施和上层软件配置进行长远规划，提前设计数据治理与质量提升的有效方案，以集中有效资源应对未来企业内部和外部数据种类和数据体量的快速性增长，达到全面支持企业内部经营管理，服务电力用户和社会的目的。
数据源
电力大数据的研究和应用已开展近两年的时间，各方对成果寄予期盼，现在的问题已不是技术，而是数据来源。一方面是数据开放程度低，这是企业、政府甚至全社会共同遇到的问题;另一方面是数据质量问题，仅能拿到的数据却难以使用，数据在产生维度、采集密度、统计口径、存储方式、异常辨识等方面存在问题，为数据融合带来很大的技术挑战。也就是说，目前的数据源情况难以支撑全行业的大数据研究。因此，在电力行业层面建立统一数据模型与主数据管理模式，打破行业中存在的数据壁垒，同时培育产生多维数据，在全业务链条间充分实现数据融合共享，对电网企业发展大数据至关重要。
管理模式
数据管理模式创新。数据已经成为支撑企业发展的重要战略资源之一。目前的数据保存在不同的系统中，而这些系统由不同部门和支撑团队来运维管理，这给数据在跨部门业务之间的顺畅流通带来了困难。而大数据恰恰需要开展跨部门、跨业务分析，需要通过创新数据管理模式，建立数据交互与共享机制，才能更好地发挥数据资产价值。
人才管理模式创新。电力大数据是交叉学科，在研究方面需要电力领域专家、数据分析专家和信息通信技术专家等广泛协作，但目前各专业人员还存在交流上的知识壁垒，而跨专业的复合型人才非常稀缺。当前急需符合专业需求的专家和分析师，因此需要在企业内培养一支电力大数据专家队伍，并放手引进高端人才;在工程应用方面，电力大数据应用场景建设需要跨部门、多业务层级工作人员的协作配合，探索新型联合攻关和跨部门协同推进机制，这是优化配置企业人力资源的关键。
电网企业大数据应用展望
在美国硅谷，正在兴起一个“新硬件时代”。其中一个重要的技术是软件定义装置，这项技术将使IT植入电网的各个环节。我们看到ICT技术正在从支撑系统走向与电网核心系统的融合，电网IT化、能量信息化、信息数据化成为新的形态与特征。在电网由传统电网向智能电网、泛在智能电网、全球能源互联网的发展过程中，大数据如影随形，贯穿始终，成为电网企业创新和能力提升的重要路径。
我们正处于一个变革的时代，在新的能源变革、工业革命和“互联网+”行动计划带来的社会变革中，电网企业担当着重要角色并面临着转型发展的机遇。大数据演化着一场模式与价值功能的重构，为智能电网、全球能源互联网的发展提供了新思路、新方法和新的解决方案，也为我国电网企业赶超国际先进水平，在应用领域采取跨越式的方法吸收创新，提供了新的机遇。可以预见，电力大数据将迎来最好的时代，成为产业风口。这需要我们积极面对，需要得到强烈认知和战略上的认同，从而推进大数据从概念走向现实。（来源：英大网）
延伸阅读：
【布局售电 电网+发电齐上阵】配售电一周要闻(1123-1127)
