本文來自格隆匯專欄：中信證券研究，作者：楊澤原 華鵬偉
“雙碳”背景下，電力IT中長期景氣確定性高，建議關注新型電力系統建設和電力市場化改革兩條投資主線：電源側新能源發電功率預測、多能互補協同優化，電網側特高壓建設、分佈式智能電網，負荷側的電氣化帶來的充電樁、分佈式電源建設、虛擬電廠等；以及全產業鏈中的電力信息化、交易輔助決策、儲能、綜合能源服務等業態的機遇。
▍事件催化：南方區域首次實現區域間電力現貨交易，全國統一電力市場建設提速。
2022年7月23日，南方區域電力市場試運行啟動會舉辦，標誌着全國統一電力市場體系率先在南方區域落地，首次實現區域間電力市場現貨交易，繼2022年1月國家發展改革委、國家能源局聯合發佈《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》後，我國電力市場化改革再提速。
1）此前，2017年8月國家發改委、能源局選擇南方（以廣東起步）、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅、蒙西等8個地區作為第一批試點，2021年5月宣佈遼寧、江蘇、安徽、河南、上海等6個地區作為第二批試點，2022年江西省也加入電力現貨市場建設。
2）南方區域電力市場啟動後，電力現貨交易從廣東推廣到南方五省區，包括電力中長期市場、現貨市場和輔助服務市場。中長期交易週期將全面覆蓋年、月、周；現貨交易將由廣東拓展到雲南、貴州、廣西、海南，南方五省區的發電廠和用電企業可以實現電力現貨跨區跨省交易；輔助服務市場的品種與補償機制將進一步完善。
3）預計到2023年，南方區域電力市場將形成跨區跨省與省內聯合運營的統一大平台，開展多品種、高頻率的跨區跨省電力交易；到2023年底，市場化交易電量佔比將達到80%左右，參與交易的市場主體數量將增加到800多萬户，是之前的80倍。
4）南方區域電力市場的啟動，標誌着全國統一電力市場建設提速，跨區域電力現貨交易有助於電價的市場化發現，相關建設、運營、技術支持主體盈利空間進一步打開，促進其中長期健康發展，持續催化電力IT投資機遇。
▍我們認為電力IT領域主要有新型電力系統和電力市場化兩條投資主線。
主線一：新型電力系統——源網荷儲一體化，助力電力系統柔性可控。
1）電力系統特性：新能源佔比提升要求新型電力系統。“發電、輸電、變電、配電、用電”等環節實時完成，發電端與負荷端要時刻保持動態平衡。“雙碳”目標下，電力系統中風、光接入比例將顯著增加，系統“雙高”、“雙隨機”特點帶來挑戰——雙高（高比例可再生能源接入與電力電子設備應用），雙隨機（供給側和需求側隨機性）。傳統電力系統依靠“源隨荷動”的模式已難以適應新形勢，要求“源網荷儲”一體化的新型電力系統。
2）新型電力系統特性及機遇：“可觀測，可預測，可調控”。為了適應新能源佔比不斷提高的趨勢，2021年高層提出建設以新能源為主體的新型電力系統，提升電力系統調節能力和靈活性，以實現清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動基本特徵的電力系統。國務院《2030年前碳達峯行動方案》明確“加快建設新型電力系統，構建新能源佔比逐漸提高的新型電力系統，推動清潔電力資源大範圍優化配置”。南方電網也提出其2025年將具備新型電力系統“綠色高效、柔性開放、數字賦能”的基本特徵，預計2030年前基本建成新型電力系統。
3）投資機遇：新型電力系統將為產業鏈帶來新的機遇，電源側新能源發電功率預測、多能互補協同優化，電網側特高壓建設、分佈式智能電網，負荷側的電氣化帶來的充電樁、分佈式電源建設、虛擬電廠等，以及全產業鏈中信息化、交易輔助決策、儲能、綜合能源服務等業態的機遇。
主線二：電力市場化主線——市場化改革不斷深化，優化市場資源配置，打開多元主體盈利空間。
1）電力體制改革不斷深入：電網迴歸輸配電本源，多元化主體參與電力市場。我國自1998年撤銷電力部成立國家電力公司以來，進行了兩輪“電改”，2002年實行“廠網分離”，2015年新電改確立電網企業新的盈利模式、放開售電側和增量配電網，整體改革不斷深化，改善利益分配機制，促進電力市場向多元化競爭發展。國家電網不再以上網及銷售電價差作為收入來源，而是按照政府核定的輸配電價收取過網費，迴歸輸配電職能；同時，發電側和售用電側都將逐漸全面參與到市場化電力交易中。2022年1月18日，國家發展改革委、國家能源局聯合發佈《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，電力市場化改革再提速。
2）電力市場建設：市場化交易電量佔比近半，現貨交易、輔助服務持續擴大。從交易對象上，電力市場可以分為電量市場（實際買賣電量）、輔助服務市場（調峯、調頻、備用等）、容量市場以及金融輸電權等電力金融市場；從交易時序上，電力市場可以分為中長期市場（年前至日前）和現貨市場（日前、日內、實時）。國家發改委提出，我國將於2025年初步建成全國統一電力市場，2030年基本建成全國統一電力市場，其中就伴隨着電力現貨市場等領域的不斷深化建設和相關機制改革。根據中電聯，2021年全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787.4億千瓦時（yoy+19.3%），佔全社會用電量比重為45.5%（yoy+3.3pcts）。
3）投資機遇：現貨市場逐漸成熟後，電價波動價差將進一步提高，火電企業從“搶電量”轉變為“要利潤”；新能源企業通過提高功率預測精度和參與市場化交易，提高消納效率和度電收益；售電公司由“賺價差”轉變為“做服務”，管理用户負荷曲線、優化用電行為；儲能、虛擬電廠等新業務態也將打開更大盈利空間。
▍虛擬電廠：新型電力系統和電力市場化雙主線的重要參與主體，電力市場化持續打開盈利空間。
1）定義：虛擬電廠是通過先進信息通信技術和軟件系統，實現分佈式電源、儲能系統、可控負荷、電動汽車充電樁等主體的聚合和協調優化，作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統。我們認為，虛擬電廠既是支持新型電力系統運行的重要技術手段與協調平台，同時也是電力市場化交易的重要參與主體，是實現“雙碳”目標的重要抓手。
2）虛擬電廠分類：目前虛擬電廠尚無統一分類。2022年6月23日，山西省能源局發佈《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，首次將虛擬電廠分為“負荷類”虛擬電廠和“源網荷儲一體化”虛擬電廠。“負荷類”虛擬電廠指虛擬電廠運營商聚合其綁定的具備負荷調節能力的市場化電力用户，作為一個整體組建成虛擬電廠，對外提供負荷側靈活響應調節服務；“源網荷儲一體化”虛擬電廠建成後，新能源、用户及配套儲能項目通過虛擬電廠一體化聚合，作為獨立市場主體參與電力市場，原則上不佔用系統調峯能力，具備自主調峯、調節能力，並可以為公共電網提供調節服務。
3）虛擬電廠特性：兼具“源”（供電、調峯等）、“荷”屬性（填谷、儲能等）。虛擬電廠具備常規電廠的一些功能（如發電參與電量市場，對電網提供調峯、調頻、備用參與輔助服務市場等），以及一些外特性參數（額定功率、爬坡速率、AGC調頻限值等）。因此虛擬電廠並非僅用於需求側響應，也可以參與電力輔助服務市場實現調峯調頻等，同時具備“源”與“荷”的屬性。
4）虛擬電廠在新型電力系統中的作用：電源側多能互補，負荷側柔性互動調控，協同電網提供調峯、調頻、備用等輔助服務，是未來新型電力系統的重要參與主體和發展方向。過去電力系統是“源隨荷動”，主要依賴發電端火電機組等主體的調峯調頻能力，而新能源發電調節能力有限，未來在新能源佔比越來越高的背景下，單純依靠火電機組難以滿足調峯需求，因此就需要電網側、負荷側同時進行調控。虛擬電廠基於源網荷儲一體化機制，除了對“源、儲”等的協調外，可對用户側可控負荷等主體的感知和聚合，以需求側響應等方式對其進行智能調控或市場化激勵調控，以實現負荷側對電力系統的動態適應。
5）虛擬電廠商業模式：當前以參與需求響應為主，電力市場建設全面深化後現貨交易、輔助服務盈利空間大。當前階段，我國多數虛擬電廠的商業模式以參與需求側響應為主，通過市場化激勵的方式調整用户側負荷曲線，獲取需求響應補貼；中長期看，伴隨新能源佔比提升帶來的更大峯谷價差空間，以及電力市場機制的完善和全面推廣，虛擬電廠有望從現貨交易、輔助服務等方面獲取更大盈利空間。
▍風險因素：
新能源建設進度不及預期，電力市場化改革進度不及預期，商業模式盈利空間不足，市場競爭加劇。
▍投資策略：
“雙碳”背景下，電力IT中長期景氣確定性高，建議關注新型電力系統建設和電力市場化改革兩條投資主線：電源側新能源發電功率預測、多能互補協同優化，電網側特高壓建設、分佈式智能電網，負荷側的電氣化帶來的充電樁、分佈式電源建設、虛擬電廠等；以及全產業鏈中的電力信息化、交易輔助決策、儲能、綜合能源服務等業態的機遇。
