中信证券：电力IT中长期景气确定性高，关注新型电力系统建设和电力市场化改革两条主线

计算机+电新｜电力市场化再提速，电力IT持续催化：产业互联网之能源篇

“双碳”背景下，电力IT中长期景气确定性高，建议关注新型电力系统建设和电力市场化改革两条投资主线：电源侧新能源发电功率预测、多能互补协同优化，电网侧特高压建设、分布式智能电网，负荷侧的电气化带来的充电桩、分布式电源建设、虚拟电厂等；以及全产业链中的电力信息化、交易辅助决策、储能、综合能源服务等业态的机遇。

▍事件催化：南方区域首次实现区域间电力现货交易，全国统一电力市场建设提速。

2022年7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地，首次实现区域间电力市场现货交易，继2022年1月国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》后，我国电力市场化改革再提速。

1）此前，2017年8月国家发改委、能源局选择南方（以广东起步）、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、蒙西等8个地区作为第一批试点，2021年5月宣布辽宁、江苏、安徽、河南、上海等6个地区作为第二批试点，2022年江西省也加入电力现货市场建设。

2）南方区域电力市场启动后，电力现货交易从广东推广到南方五省区，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，南方五省区的发电厂和用电企业可以实现电力现货跨区跨省交易；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。

3）预计到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易；到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体数量将增加到800多万户，是之前的80倍。

4）南方区域电力市场的启动，标志着全国统一电力市场建设提速，跨区域电力现货交易有助于电价的市场化发现，相关建设、运营、技术支持主体盈利空间进一步打开，促进其中长期健康发展，持续催化电力IT投资机遇。

▍我们认为电力IT领域主要有新型电力系统和电力市场化两条投资主线。

主线一：新型电力系统——源网荷储一体化，助力电力系统柔性可控。

1）电力系统特性：新能源占比提升要求新型电力系统。“发电、输电、变电、配电、用电”等环节实时完成，发电端与负荷端要时刻保持动态平衡。“双碳”目标下，电力系统中风、光接入比例将显著增加，系统“双高”、“双随机”特点带来挑战——双高（高比例可再生能源接入与电力电子设备应用），双随机（供给侧和需求侧随机性）。传统电力系统依靠“源随荷动”的模式已难以适应新形势，要求“源网荷储”一体化的新型电力系统。

2）新型电力系统特性及机遇：“可观测，可预测，可调控”。为了适应新能源占比不断提高的趋势，2021年高层提出建设以新能源为主体的新型电力系统，提升电力系统调节能力和灵活性，以实现清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确“加快建设新型电力系统，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置”。南方电网也提出其2025年将具备新型电力系统“绿色高效、柔性开放、数字赋能”的基本特征，预计2030年前基本建成新型电力系统。

3）投资机遇：新型电力系统将为产业链带来新的机遇，电源侧新能源发电功率预测、多能互补协同优化，电网侧特高压建设、分布式智能电网，负荷侧的电气化带来的充电桩、分布式电源建设、虚拟电厂等，以及全产业链中信息化、交易辅助决策、储能、综合能源服务等业态的机遇。

主线二：电力市场化主线——市场化改革不断深化，优化市场资源配置，打开多元主体盈利空间。

1）电力体制改革不断深入：电网回归输配电本源，多元化主体参与电力市场。我国自1998年撤销电力部成立国家电力公司以来，进行了两轮“电改”，2002年实行“厂网分离”，2015年新电改确立电网企业新的盈利模式、放开售电侧和增量配电网，整体改革不断深化，改善利益分配机制，促进电力市场向多元化竞争发展。国家电网不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，回归输配电职能；同时，发电侧和售用电侧都将逐渐全面参与到市场化电力交易中。2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，电力市场化改革再提速。

2）电力市场建设：市场化交易电量占比近半，现货交易、辅助服务持续扩大。从交易对象上，电力市场可以分为电量市场（实际买卖电量）、辅助服务市场（调峰、调频、备用等）、容量市场以及金融输电权等电力金融市场；从交易时序上，电力市场可以分为中长期市场（年前至日前）和现货市场（日前、日内、实时）。国家发改委提出，我国将于2025年初步建成全国统一电力市场，2030年基本建成全国统一电力市场，其中就伴随着电力现货市场等领域的不断深化建设和相关机制改革。根据中电联，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（yoy+19.3%），占全社会用电量比重为45.5%（yoy+3.3pcts）。

3）投资机遇：现货市场逐渐成熟后，电价波动价差将进一步提高，火电企业从“抢电量”转变为“要利润”；新能源企业通过提高功率预测精度和参与市场化交易，提高消纳效率和度电收益；售电公司由“赚价差”转变为“做服务”，管理用户负荷曲线、优化用电行为；储能、虚拟电厂等新业务态也将打开更大盈利空间。

▍虚拟电厂：新型电力系统和电力市场化双主线的重要参与主体，电力市场化持续打开盈利空间。

1）定义：虚拟电厂是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车充电桩等主体的聚合和协调优化，作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。我们认为，虚拟电厂既是支持新型电力系统运行的重要技术手段与协调平台，同时也是电力市场化交易的重要参与主体，是实现“双碳”目标的重要抓手。

2）虚拟电厂分类：目前虚拟电厂尚无统一分类。2022年6月23日，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，首次将虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂。“负荷类”虚拟电厂指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户，作为一个整体组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务；“源网荷储一体化”虚拟电厂建成后，新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。

3）虚拟电厂特性：兼具“源”（供电、调峰等）、“荷”属性（填谷、储能等）。虚拟电厂具备常规电厂的一些功能（如发电参与电量市场，对电网提供调峰、调频、备用参与辅助服务市场等），以及一些外特性参数（额定功率、爬坡速率、AGC调频限值等）。因此虚拟电厂并非仅用于需求侧响应，也可以参与电力辅助服务市场实现调峰调频等，同时具备“源”与“荷”的属性。

4）虚拟电厂在新型电力系统中的作用：电源侧多能互补，负荷侧柔性互动调控，协同电网提供调峰、调频、备用等辅助服务，是未来新型电力系统的重要参与主体和发展方向。过去电力系统是“源随荷动”，主要依赖发电端火电机组等主体的调峰调频能力，而新能源发电调节能力有限，未来在新能源占比越来越高的背景下，单纯依靠火电机组难以满足调峰需求，因此就需要电网侧、负荷侧同时进行调控。虚拟电厂基于源网荷储一体化机制，除了对“源、储”等的协调外，可对用户侧可控负荷等主体的感知和聚合，以需求侧响应等方式对其进行智能调控或市场化激励调控，以实现负荷侧对电力系统的动态适应。

5）虚拟电厂商业模式：当前以参与需求响应为主，电力市场建设全面深化后现货交易、辅助服务盈利空间大。当前阶段，我国多数虚拟电厂的商业模式以参与需求侧响应为主，通过市场化激励的方式调整用户侧负荷曲线，获取需求响应补贴；中长期看，伴随新能源占比提升带来的更大峰谷价差空间，以及电力市场机制的完善和全面推广，虚拟电厂有望从现货交易、辅助服务等方面获取更大盈利空间。

▍风险因素：

新能源建设进度不及预期，电力市场化改革进度不及预期，商业模式盈利空间不足，市场竞争加剧。