本文來自格隆匯專欄：中金研究，作者：曲昊源，劉佳妮等
近日，國家發改委出台《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》。我們認為，電力市場加速建設是解決構建新型電力系統過程中各類主體間利益矛盾的最佳手段，在全國統一電力市場體系頂層設計下有望全面提速，市場化環境下具備靈活調節能力的火電、儲能、抽蓄等或優先受益，以售電和信息化角度切入電力市場領域的核心標的也有望收穫成長。
摘要
電力市場體系雛形初具。目前中國已經初步建立了覆蓋中長期、現貨、輔助服務交易的電力市場體系，2021年市場化交易電量佔比45.5%。各地區年度、月度電力中長期交易常態化開展，現貨試點陸續進入不間斷運行，省間交易力促大範圍資源優化配置。
電力市場建設有望提速。1）現貨市場試點逐步推廣，現貨電量比重或進一步提升；2）輔助服務市場機制逐漸完善，用户側參與費用分攤，市場規模有望擴大，我們預計到2025年輔助服務費用或突破千億元規模；3）新能源市場化交易比例提升，綠電交易規模有望擴大；4）容量成本回收機制有望出台，電網側獨立儲能容量電價或可期。
電源側關注三條主線：1）火電：煤價企穩+電價上浮改善基礎盈利，靈活調節能力帶來收益增厚；2）新能源：短期來看綠電交易提振項目回報，長期來看現貨市場促進新能源消納，同時帶來盈利能力分化；3）新型儲能及抽水蓄能：參與電力市場有望實現多重收入疊加改善項目經濟性。
售電公司及信息化服務商亦有望受益。大量用户入市有望帶來售電公司第二曲線，技術型售電公司、負荷聚合商、虛擬電廠等新業態有望脱穎而出。我們認為，隨着電力市場體系的完善，電力交易複雜度持續提高，對於運營平台、售電平台以及新能源功率預測和交易軟件的需求也將提升。
風險
改革政策落地不及預期，電力市場建設進度不及預期。
正文
回首過去：中國電力市場化改革成效初顯
中國電力體制改革的“前世今生”
三十餘年積累沉澱，我國電力市場化改革初露崢嶸。中國的電力體制由政企合一的垂直一體化經營過渡到廠網分開，再由發電側多元化競爭逐步向售電側市場化過渡。經歷三十餘年積累，目前我國已形成“管住中間，放開兩頭”的電力市場化體制架構以及在空間、時間、交易標的層面均有廣闊覆蓋面的全市場體系結構。
圖表：中國電力體制改革路線圖
資料來源：肖丹萍《中國電力行業的市場化改革研究》（2016），北極星輸配電網，中金公司研究部
電力市場化改革的核心：管住中間，放開兩頭
“放開兩頭”：發電、售電側充分競爭，引導經營性用户全部進入市場
電力市場化的核心是還原電力商品屬性，發電側、售電側放開是體現其商品屬性的必由之路。
► 在發電側，參與電力交易的機組以火電為主，水核風光亦部分參與。我們測算2021年10月前燃煤機組市場化電量佔比約為70%左右，在《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱“1439號文”）印發後，全部燃煤發電量的上網電價都將由市場化交易形成。此外，部分地區水電、核電、新能源也參與市場化交易，我們測算這幾類電源的市場化電量佔比約為10%-30%/15%-30%/~30%。
► 在用户側，目前44%的工商業用户通過市場化交易購電，售電公司數量逐年上升。2021年10月起，國家發改委要求10kV及以上工商業用户要全部進入電力市場，其他工商業用户也要儘快進入。由於工商業目錄銷售電價已取消，工商業用户購電主要有三種方式：1）直接參與電力市場交易：通過雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式直接與發電企業達成市場化購電協議，主要以用電量較大的工業用户為主；2）由售電公司代理參與電力市場交易：售電公司每年與用户簽訂售電協議，用電價格約定方式包括固定價格、分成模式等，由售電公司代理用户參與電力市場交易，從發電企業處購電；3）此前尚未進入電力市場的用户在過渡期可由電網代理購電。
由於一次性將全部工商業用户納入電力市場存在困難，目前引入電網企業代理購電機制進行過渡。對暫未直接進入電力市場購電的工商業用户由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。
圖表：對暫未納入市場化的用户採取電網企業代理購電機制過渡
資料來源：國家發改委《關於組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》，中金公司研究部
“管住中間”：建立輸配電價機制改變電網企業盈利模式
在推行廠網分離後，為保證電網安全，輸配環節仍由國家電網、南方電網等電網企業經營。由於電網環節具有自然壟斷屬性，需要對其進行管制，輸配電價機制是世界普遍採取的電網環節管制措施。2015年以來，中國致力於建立輸配電價機制，改變電網企業的盈利模式，由賺取購銷價差轉向賺取合理的輸配電價。改革前，用户的目錄銷售電價和發電的上網電價均由政府核定，僅可通過計算最終銷售電價和上網電價的差值得到輸配環節的價格，難以反映電網業務的真實成本。改革後，輸配電價應按照準許成本和合理收益核定，電網企業賺取合理利潤，同時也有助於推動發電側價格信號向用電側傳導，建立真正的電力市場化交易機制。
圖表：輸配電價定價機制
資料來源：國家發改委，中金公司研究部
圖表：電網企業盈利模式發生轉變，由購銷價差轉向合理收益
資料來源：國家發改委，國網能源研究院，中金公司研究部
電力市場交易現狀：品種豐富，規模提升，價格“能漲能跌”
當前，中國電力市場體系已經初步形成，市場化交易電量佔比近一半。根據中電聯統計，2021年全國電力市場化交易電量37787.4億千瓦時，同比增長19.3%，佔全社會用電量45.5%，同比提高3.3個百分點。
圖表：2016-2021全國市場化交易電量持續增長
資料來源：中電聯，中金公司研究部
圖表：2021年全國市場化交易電量按類型劃分
資料來源：中電聯，中金公司研究部
圖表：中國電力市場體系交易品種
資料來源：國家電網，《電力現貨市場101問》，《能源市場知識》，中金公司研究部
► 省內交易方面：中長期交易常態化開展，主要以發電企業與電力用户/售電公司直接交易為主（佔省內交易92.7%）；現貨市場在全國第一批8個試點地區開展了多輪長週期結算試運行，第二批6個試點地區正在加快建設。
► 省間交易方面：以中長期交易為主，其中發電企業與電力用户/售電公司直接交易電量佔省間交易比重約26.9%，送端發電企業與受端電網企業之間的省間外送交易電量佔比約71.7%；現貨交易以跨區域省間富餘可再生能源現貨交易試點起步，自2017年起已試點運行4年多，2021年11月經國家發改委批覆正式升級為“省間現貨交易”。
市場化電價機制從“降價交易”到“能漲能跌”。在2021年以前，各地開展的電力市場化交易普遍以降價交易為主，通過電力直接交易的方式由發電企業直接讓利給終端用户，享受用電成本下降的市場化改革紅利。根據北京電力交易中心統計，2017-2020年平均每度電降低用户成本約0.023元。2021年7月起，隨着電力供需形勢緊張，各地逐漸取消市場化交易電價“暫不上浮”的規定，允許交易電價在燃煤基準價（標杆價）向上浮動至10%。2021年10月，1439號文將市場化電價浮動範圍進一步放開至-20%~+20%，此後多地集中競價成交電價實現頂格交易，標誌着“能漲能跌”的市場化電價機制初步形成。
圖表：市場化交易降低用電成本（2017-2020）
資料來源：北京電力交易中心，中金公司研究部
圖表：各類電源市場化交易電價情況（2017-2019）
資料來源：中電聯，中金公司研究部
圖表：江蘇月度集中競價成交電價
資料來源：江蘇電力交易中心，中金公司研究部
圖表：廣東月度集中競價成交電價
資料來源：廣東電力交易中心，中金公司研究部
展望未來：全國統一電力市場體系四大看點
又一里程碑文件出台，電力市場建設步入新時代。電改9號文發佈後的五年中，中國電力市場建設的腳步雖從未停歇，但多數文件僅聚焦於中長期交易或現貨交易，而非系統性的統籌推進。《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（以下簡稱“118號文”）明確了中國電力市場體系的頂層設計，錨定了“雙碳”目標和新型電力系統下電力市場化改革的新航向，標誌着全國統一電力市場時代正式開啟。我們總結了全國統一電力市場體系未來發展的四大看點。
圖表：中國電力市場體系建設進程
資料來源：國家發改委，中金公司研究部
看點一：電力現貨市場建設加速推進
電力現貨市場反映電力實時供需、形成價格信號。相對於中長期交易，電力現貨交易一般在日前或日內開展，交易標的為各時段電力。因此，現貨交易成交量通常決定了每台發電機組的實際開機與發電量，是電力交易與電網調度運行產生耦合的重要環節。現貨交易能夠在發電側形成分時電價，反映不同時段的電力供需，同時作為“指揮棒”引導各類發電資源進行靈活調節。由於電力實時供需形勢不斷變化，現貨價格通常波動劇烈，需要通過電力中長期合同鎖定價格、規避風險。根據我們初步統計，試點地區現貨結算電量約佔10%-20%。
現貨市場能夠促進新能源消納，有利於儲能等靈活調節資源，未來有望加速推進。國外電力市場一般先建設現貨（日前/實時）市場、後建設中長期（期貨）市場。中國電力市場建設始於電力中長期交易，隨着新能源比例不斷攀升，我們認為現貨市場有望在新型電力系統和全國統一電力市場體系中扮演更加重要的角色，主要原因：1）現貨交易頻次高（7*24h不間斷開市）、週期短（小時/15分鐘），更符合新能源波動性、難以預測等特點。根據國家電網，跨區域省間富餘可再生能源現貨交易運行4年間累計減少可再生能源棄電超230億千瓦時。2）現貨交易形成分時價格信號，鼓勵靈活調節資源在供應緊張價高時多發電/少用電，供應寬鬆價低時少發電/多用電。山西現貨市場在2021年7-8月晚高峯電力供應緊張時段，現貨價格達到上限1.5元/千瓦時，充分激勵各類機組主動頂峯發電，保障省內電力可靠供應和外送電力。
► 省內現貨：首批8個現貨試點截至2022年1月均已開展了結算試運行，其中山西、廣東、甘肅已基本進入常態化運行狀態。浙江、山東自2021年12月起也在開展結算試運行。我們預計現貨市場或將加速推廣至更多省份，第二批現貨試點2022年起有望陸續開展試運行，第一批現貨試點不斷完善，現貨電量比例或隨着新能源比例提高穩中有升。
► 省間現貨：國家電網自2017年開展跨區域省間富餘可再生能源現貨交易試點，主要目的是利用跨區域省間富餘的通道輸送能力，以短期、即時的交易形式將西北、東北等可再生能源富集地區的“三棄”電量輸送到東中部地區。2021年11月，《省間現貨交易規則（試行）》[1]印發，在此前試點的基礎上擴大了市場主體範圍（加入火電）和市場交易範圍（增加了區域內省間）。我們預計省間現貨交易規模也有望增加。
圖表：第一批現貨試點試運行進展
資料來源：國家電網，南方電網，內蒙古電力，中金公司研究部
圖表：山東、廣東、山西現貨市場某日分時價格
注：山東日前實時均為2021年12月某日，廣東為2022年1月某日，山西為2021年7月某日。
資料來源：各省電力交易中心、調度中心，中金公司研究部
圖表：廣東2021年5/11/12月發電側結算電量構成
資料來源：廣東電力交易中心，中金公司研究部
看點二：電力輔助服務市場逐漸完善
電力輔助服務指為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電側併網主體、新型儲能、能夠響應電力調度指令的可調節負荷提供的服務。我們認為，隨着新能源的滲透率逐步提升，電力系統對於輔助服務的需求會隨之增加，電力輔助服務市場的重要性有望逐漸凸顯，未來電力輔助服務市場或有以下發展趨勢：
圖表：輔助服務費用發電側“零和”模式vs發電+用户側共擔模式
資料來源：國家能源局《電力輔助服務管理辦法》，中金公司研究部
圖表：典型國家/地區電力輔助服務費用
資料來源：CAISO，Bundesnetzagentur，AER，NG，REE，中金公司研究部
注：按照當年匯率統一折算為美元
► 用户側參與輔助服務費用分攤機制，有望增加輔助服務費用來源、減輕新能源分攤壓力。一直以來，多省區輔助服務市場為發電側“零和”市場，即由新能源和不具備調節能力的電源承擔火電調峯的費用，限制了輔助服務市場規模。根據《電力中長期交易基本規則》[2]，市場用户的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。目前已公佈的電網代理購電價格中部分省份也已將輔助服務費用單獨列支。我們認為用户側參與輔助服務費用分攤，有望達到輔助服務費用“開源增支”效果，短期內減輕新能源調峯費用分攤壓力。
圖表：風電輔助服務費用度電分攤
資料來源：國家能源局西北能監局、河南能監辦、甘肅能監辦，中金公司研究部
圖表：光伏輔助服務費用度電分攤
資料來源：國家能源局西北能監局、河南能監辦、甘肅能監辦，中金公司研究部
► 源網荷儲多元主體共同參與輔助服務，儲能及抽水蓄能經濟性有望改善。除傳統電源外，新版細則將風光、新型儲能、抽水蓄能、用户可調節負荷納入主體範圍內，充分調動源網荷儲各類資源參與電網調節，共建新型電力系統。我們認為需求側響應、新型儲能、抽水蓄能有望直接參與輔助服務市場獲得收益。
► 電力輔助服務市場全面擴容，着力解決新能源電網消納痛點。根據國家能源局統計，輔助服務費用目前佔全社會電費比重約為1.5%，從國際經驗來看，電力輔助服務費用一般在全社會總電費的3%以上，該比例隨着新能源大規模接入還將不斷增加。按照2021-2025年用電量CAGR 5%、輔助服務費用佔全社會電費比重每年增加0.1ppt、平均銷售電價0.6元/千瓦時等關鍵假設，我們預計輔助服務費用到2025年有望突破千億元規模。
看點三：新能源市場化交易佔比逐漸提升
118號文提出到有序推動新能源參與電力市場交易，到2025年綠色電力交易規模顯著提高，到2030年新能源全面參與市場交易。我們認為，隨着新能源的規模提升和成本下降，新能源市場化收益模式有望逐漸替代原有的保障性收益模式，通過良性競爭提高新能源項目管理水平，促進新型電力系統構建。
► 常規電力中長期交易：與常規能源一樣，直接與電力用户/售電公司通過雙邊協商、集中競價等方式達成中長期合同，此前以降價交易為主。新能源參與中長期交易的主要難點在於新能源預測難度大，簽訂分時段或帶曲線的中長期合同具有一定挑戰。根據118號文，電力中長期交易機制也將逐步適應新能源特點，並且鼓勵簽訂多年中長期合約，類似於海外電力市場新能源簽訂的長期購電協議（PPA）。
► 綠色電力交易：118號文要求體現綠色電力在交易組織、電網調度等方面的優先地位，結合此前中央經濟工作會議明確新增可再生能源不納入能源總量控制，我們認為未來購買綠電的用户不僅能夠滿足自身企業可再生能源消納責任權重和能耗指標要求，更有望在有序用電等方面享受更多優先權益，電力用户對綠電的需求有望進一步擴大。
► 現貨交易：截至2021年底，山西、甘肅、蒙西、山東現貨試點已經將新能源納入電力現貨交易範疇。118號文鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。我們認為，1）目前對於新能源整體上網電量影響仍有限：現階段僅甘肅、蒙西新能源報量報價參與現貨市場，且現貨電量佔比相對較低；2）現貨市場機制本身對於促進新能源消納具有重要作用：現貨市場能夠兼容新能源波動性強、預測難度大等特點，同時在現貨市場競爭機制下，新能源發電邊際成本較低，能夠自動實現優先調度。
► 分佈式交易：118號文提出鼓勵分佈式電源與周邊用户直接交易。我們認為，隨着分佈式發電直接交易的試點開展，分佈式光伏的消納水平或得到提升，低谷時段棄電現象有望緩解。
圖表：新能源參與現貨交易的主要方式
資料來源：各省電力現貨市場規則，中金公司研究部
看點四：容量成本回收機制有望出台
容量成本回收機制保障傳統電源固定成本回收和長期電力供應安全。目前，山東省已制定容量補償價格0.0991元/kWh，廣東省能源局、國家能源局南方監管局於2020年11月發佈《廣東電力市場容量補償管理辦法（試行，徵求意見稿）》。
電網側獨立儲能電站容量電價或可期。118號文提出“鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設”。我們認為，電網側獨立儲能電站是重要的電網調頻資源，目前由於電價機制缺失不具備經濟性，未來有望通過建立類似於抽水蓄能的容量電價機制，鼓勵電網側獨立儲能電站的投資建設。
電力市場化改革對各類主體影響幾何？
火電：煤價企穩+電價上浮改善基礎盈利，靈活調節能力帶來收益增厚
我們認為，傳統電源如火電在電力轉型過渡期中在保供方面仍然發揮着不可或缺的重要支撐作用，火電資產的重要性正在凸顯，“能漲能跌”的電力市場交易機制與日臻完善的輔助服務市場機制、容量電價機制等有望為火電帶來多重收益。
短期來看，多地2022年電力長協價格上浮，煤炭價格初步得到合理控制，火電盈利得到修復。江蘇、陝西、安徽等多地2022年度電力長協成交價格上浮幅度接近20%，鎖定大部分中長期電量價格。部分地區交易方案中雖明確“鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價隨煤炭、天然氣市場價格變化合理浮動的條款”，但從目前情況來看，煤炭現貨價格尚未回落至長協價格調整區間（550-850元/噸），我們認為短期內電力市場交易價格或維持上浮水平。基於700元/噸煤炭長協基準價及單位煤耗約300克/千瓦時，我們粗略測算火電單位燃料成本在0.267元/千瓦時。下水煤主要省份（江浙滬、廣東、福建）平均燃煤標杆電價在0.414元/千瓦時，若市場電可在基準價基礎上溢價銷售10-20%，除税後點火價差可修復到0.136~0.172元/千瓦時，可回升甚至超過2019-2020年火電龍頭企業的邊際利潤貢獻水平。
圖表：煤炭價格逐漸趨於穩定
資料來源：萬得資訊，中金公司研究部
圖表：多地2022年電力交易價格上浮10%~20%
資料來源：各省電力交易中心，中金公司研究部
長期來看，火電角色將逐步由主要電源向調頻、備用、容量服務提供者轉變，電量+輔助服務+容量三重收益共同確保火電合理收益。火電靈活性仍是當前最具備經濟性、可規模化的調峯能力，是提升新能源消納能力的重要手段。“十三五”期間火電靈活性改造規模不及預期，主要是由於市場機制不健全導致經濟激勵缺失。隨着電力市場體系不斷完善，我們認為未來火電的收益模式將從當前以電能量為主逐漸過渡至獲取電能量、輔助服務、容量服務三重收入。
圖表：部分地區2020年調頻補償金額
資料來源：儲能與電力市場，中金公司研究部
新能源：綠電交易凸顯環境價值，現貨交易能力逐漸分化
結合此前分析，我們認為全國統一電力市場下，新能源參與電力市場比例或逐漸提高：短期來看，綠電交易有望快速擴大，改善新能源運營商盈利能力；長期來看，隨着現貨試點的推廣和新能源參與現貨交易，新能源參與電力市場交易策略的複雜程度提高，現貨市場中新能源盈利能力或呈現差異化局面。
► 綠電交易有望提振新能源項目收益：1）平價項目有望溢價交易。不帶補貼的平價項目或補貼項目超出合理利用小時數的部分（即“完全市場化綠色電力”）成交電價與標杆電價之間的溢價部分將歸發電企業所有。2022年江蘇、廣東綠電交易在煤電基準價基礎上分別溢價7.2/6.1分/千瓦時。2）補貼項目有望提前回籠資金。根據綠電交易試點工作方案，補貼項目參與綠電交易的溢價部分主要有兩種處理方式：一是參與綠電交易部分電量可獲取溢價但不領取補貼，合理利用小時數相應延後；二是綠電交易溢價直接用於對沖政府補貼，相當於提前獲取一部分補貼資金。整體來看，我們認為綠電交易將體現可再生能源的綠色環境屬性，有望提升平價項目回報，改善補貼項目現金流表現，有助於新能源運營商的資金寬鬆，為後續項目開發助力。
► 現貨市場環境下新能源預測管理水平和交易能力或成為影響收益的關鍵因素：電力市場化交易改變了新能源項目保量保價的收益模式，而電力現貨市場將大大提高新能源參與電力市場的複雜度。一方面，新能源全面參與電力市場競爭面臨中長期分時合同簽約難度大、現貨偏差結算和執行偏差考核等一系列風險，需要通過提升新能源功率預測準確率，加強風險管控。另一方面，由於電力市場交易品種繁多，現貨交易要求高頻次報價，新能源想要在電力市場中獲得超額收益，必須提升交易決策水平，實現交易自動化。我們認為，複雜的電力市場交易或帶來可再生能源盈利能力差異化，利好具備專業交易能力、管理水平較高的新能源運營商。
新型儲能及抽水蓄能：電力市場下經濟性有望顯著改善
我們認為具備靈活調節能力的資源如儲能、抽水蓄能等或成為電力市場化改革中的最大贏家。完善的電力市場體系和價格傳導機制能夠有效疏導因新能源波動性所產生的系統平衡成本，而在電力系統中承擔平衡調節責任的靈活調節資源有望率先獲益。
圖表：美國獨立儲能參與電力市場IRR可達19.1%
資料來源：Lazard，中金公司研究部
圖表：美國光儲項目參與電力市場IRR可達24.2%
資料來源：Lazard，中金公司研究部
新型儲能
共享儲能+電力市場模式有望改善新能源配儲項目經濟性。當前，新能源配置儲能的主要是出於政府強制要求下獲取新能源項目指標，收益來源僅僅是減少棄風棄光電量和“兩個細則”考核費用，儲能電站多數僅作為新能源項目的成本項。此外，常規的配套儲能項目往往僅服務於單一的可再生能源電站，各個電站的儲能裝置並不能直接被電網調度使用，並且儲能系統具有投資規模大和回報週期長的特點，發電側儲能發展面臨諸多阻礙。為打破原有商業模式，新能源側儲能正逐漸往共享模式進行探索，具有兩種主流模式：
► 共享調峯模式：主要是將儲能電站配置在新能源彙集站，通過參與調峯輔助服務市場為多個新能源場站調峯，實現資源全網共享。目前，青海、新疆主要開展此類共享儲能模式。
► 共享租賃模式：實際上是“以租代建”，由第三方投資建設儲能電站，將容量租賃給新能源場站，以較低價格滿足配儲要求。除此以外，儲能電站還有可能按照規則參與輔助服務市場獲得調峯調頻收益。根據測算，目前全國範圍內普遍的租賃費範圍為250-350元/千瓦。以一個100MW/200MWh的儲能電站為例，採用租賃模式每年可獲得約3000萬元固定收入，是獨立儲能電站容量電價機制缺失情況下的重要經濟來源。
圖表：共享儲能的運營模式
資料來源：董凌等《能源互聯網背景下共享儲能的商業模式探索與實踐》（2020），中金公司研究部
抽水蓄能
抽水蓄能是目前較為經濟、技術成熟的儲能技術，也是我國電力系統重要的靈活性來源。伴隨着2021年5月《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，抽水蓄能容量電價機制落地，經濟性獲得初步保障，投資主體也逐漸多元化。按照文件目前給出的抽蓄收益模式，電量電價僅補償因抽發效率損失的能量，並不構成額外收益，抽蓄電站資產相當於IRR為6.5%的“固收類”產品。但文件還明確鼓勵抽水蓄能電站參與現貨市場和輔助服務市場，所形成的市場化收益20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管週期核定電站容量電價時相應扣減。我們認為，電力現貨市場及輔助服務市場收益未來有望助力抽蓄電站獲得更高項目回報。
售電公司：技術型售電與聚合新業態帶來第二曲線
售電公司經歷一輪優勝劣汰，價差模式恐難以為繼。2016年售電側改革啟動後，由於門檻較低，大量售電公司湧入市場，但技術水平參差不齊，抗風險能力較差，業務模式僅限於靠價差套利。隨着降電價紅利漸盡，以價差模式為主的售電公司業務難度越來越大，加之去年的電力供應緊張形勢帶來批發側價格上漲，使售電公司雪上加霜。
百萬用户進市場，售電公司迎來第二曲線。發改委1439號文件放開全部工商業用户目錄電價，未來預計新增百萬數量級用户參與電力市場，售電業務面臨翻倍增長空間。對於一些電壓等級低、用電量小的用户，面對發電企業沒有選擇和議價的能力，許多用户也並不具備進入市場的計量裝置，尋找售電公司或者由電網企業代理或許是最好的途徑。加之“能漲能跌”市場機制業已建立，售電公司需要深耕業務能力，加強服務水平和風險管控能力。我們認為，在售電市場發展初期，發售一體的售電公司可以憑藉低價電資源佔有一席之地，而隨着電力市場不斷向縱深發展，一些擁有核心技術優勢的獨立售電公司有望脱穎而出。
“尖峯缺電力”現象頻現，負荷聚合商有望成為售電公司新業態。由於系統峯谷差不斷拉大、尖峯負荷持續攀升，我國電力裝機雖整體過剩，但難以應對短時尖峯電力缺口問題，呈現出“火電利用小時數下降，但尖峯缺電”的現象。需求側響應將是重要的用户側調節資源，解決電力供需緊張及清潔能源消納問題。
圖表：主要省份需求側相應政策總結，負荷聚合商為重要參與主體
資料來源：各省官網，中金公司研究部
虛擬電廠運營商核心競爭力來源於強大的資源聚合能力，整合小規模源、荷、儲協同發力。體量較小的分佈式電源、負荷以及儲能具有較高的不確定性，單獨參與市場議價能力差，但聚合後可實現與大電網優勢互補，在賺取收益的同時保障電網穩定運行，運營商可獲得可觀收益。
國內電力市場化持續推進，疊加微小主體接入需求快速增長，負荷聚合與虛擬電廠前景廣闊。小微主體進入電力市場步伐加快，虛擬電廠構建可有效降低小微主體用電成本，下游需求廣闊。看好國內綜合能源服務商開展虛擬電廠業務帶來的業績增量。綜合能源運營商具備專業服務平台，在聚合資源方面具備優勢。除該項業務直接帶來的收益外，做負荷聚合商可以為公司提供大量用户資源，進而拓寬其他服務項目覆蓋面，貢獻可觀業績增量。
電力市場信息化服務提供商：平台服務與交易服務空間廣闊
市場化加速對交易平台提出新需求，看好電力交易平台供應商
電力市場建設加速推進帶來對電力交易平台軟件需求快速增長。目前，電網調度機構、交易機構分別負責組織運營電力現貨市場和電力中長期市場，需要相應配置電力現貨市場技術支持系統及新一代電力交易平台。同時，隨着經營性電力用户發用電的放開，海量零售用户將會進入市場，針對批發、零售不同客户，電力交易平台需要具備差異化的服務能力；結算頻率的加快也對電力交易結算業務平台提出更高要求。
圖表：電力現貨市場技術支持系統與電網調度系統緊密結合，國電南瑞、清大科越、中國電科院是主要供應商
資料來源：國家電網，中金公司研究部
海量工商業用户進入電力市場對售電公司管理運營支撐平台提出更高要求。電力市場新增用户大多是電壓等級相對較低、用電量相對較小的中小型用户，將會為售電公司帶來海量數據，增加用户負荷曲線和偏差管理難度。為了提高管理效率和收益，售電公司需要加強信息化建設，藉助自動化的售電運營平台提升核心競爭力。目前，市場上售電平台的供應商包括國網信通（中電啟明星）、遠光軟件、深電能、海頤軟件、恆華科技、朗新科技、清大科越等。
新能源入市步伐加快，或將利好新能源功率預測與交易軟件供應商
電網將新能源功率預測準確性納入“兩個細則”考核，催生新能源功率預測軟件需求。新能源發電間歇性、波動性等特點將會對電網平衡造成較大的衝擊。為了方便電網調度系統實施調節各類電源出力保證電網平衡穩定，各地陸續出台對新能源功率預測準確性的考核要求。
新能源入市趨勢下，新能源功率預測與交易軟件還有望增加電力市場收益。在電力市場中，一套準確的功率預測系統能夠助力新能源場站參與電力交易，合理定製報價、報量策略，是新能源場站能否在市場中獲得高收益、減少偏差結算費用的關鍵因素。同時，在儲能逐漸成為新能源場站標配的趨勢下，準確的功率預測還能夠使新能源場站精準調節儲能充放電策略，配合風光發電在現貨市場和輔助服務市場中實現收益最大化。
看好新能源功率預測與交易軟件行業景氣度向上。目前，新能源場站功率預測和交易軟件供應商主要有國能日新、南瑞繼保、金風科技、東潤環能、遠景能源、中科伏瑞等。我們看好新能源裝機持續增長和電力市場建設雙重驅動下對新能源場站功率預測和交易軟件的需求景氣度增長。根據沙利文《中國新能源軟件及數據服務行業研究報吿》預測，2019-2024年我國新能源發電功率預測市場年均複合增長率有望達到16%以上。
圖表：光伏功率預測市場主要供應商市佔率（2019）
資料來源：國能日新招股説明書，中金公司研究部
圖表：風電功率預測市場主要供應商市佔率（2019）
資料來源：國能日新招股説明書，中金公司研究部
