事项：《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》发布，进一步推进全国统一电力市场建设。2022 年11 月25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，这是是2017 年开始电力现货若干试点省份持续推进以来首个全国范围内的电力现货市场基本规则的框架性文件，电力现货交易规则的明确有助于进一步促进电价的市场化发现，我国电力市场化改革再提速。

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》，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。我们认为，电力市场化改革是实现“双碳”目标、维护国家能源安全的必要保障，预计未来相关政策会坚定推进并持续催化产业链各环节发展，建议投资人保持重视。

1） “2015 年9 号文”开启我国新一轮电力体制改革的序幕，目标一是还原电力商品属性，二是形成多买多卖的市场新形态，三是更好地支持国民经济各行业健康发展；在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立、规范运行等。

2） 电力现货推进节奏：在电力现货市场领域，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。

2022 年7 月23 日，南方区域电力市场试运行启动会举办，首次实现区域间电力市场现货交易，电力现货交易从广东推广到南方五省区。

3） 电力市场交易电量现状：根据中电联，2022 年1-9 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889.3 亿千瓦时（同比+43.5%），占全社会用电量比重为59.9%（同比+16pcts）。

4） 2022 年11 月国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，标志着电力现货市场机制不断完善、逐渐走向全面推广，全国统一电力市场建设进一步提速，电力现货交易规则的明确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，促进相关主体中长期健康发展，持续催化电力IT 投资机遇。

推进电力现货市场对计算机电力IT 领域相关公司的意义：价格机制和调控机制复杂性提高新型电力系统信息化支撑要求，电力现货市场也进一步打开虚拟电厂/电能量运营服务等新业态盈利空间。此前我们已在报告中提出，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。

1） 在新型电力系统领域，电力系统源网荷储一体化/柔性可控的要求有望提升 产业链信息化投入规模。“双碳”目标下，新能源占比提升及其波动性/随机性要求新型电力系统建设，使电力系统可观测、可预测、可调控，国家电网、南方电网都分别提出了相应中远期规划。新型电力系统的持续建设有望提升电力领域信息化投入规模，为产业链带来新的机遇，如电源侧新能源发电功率预测、多能互补协同优化，电网侧分布式智能电网，负荷侧的电气化带来的充电桩、分布式电源、虚拟电厂建设和运营等，以及全产业链中电力信息化、交易辅助决策、储能、综合能源服务等业态的机遇。

2） 在电力市场化领域，新能源建设以及电力现货市场推进进一步提高电价波动范围，在优化市场资源配置的同时打开多元主体盈利空间。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，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。电力现货市场逐渐成熟后，电价波动价差预计将进一步提高，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。

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

投资策略。“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。推荐国能日新（功率预测+交易辅助平台+虚拟电厂）、朗新科技（新型电力系统+聚合充电等电能量运营服务）、国网信通（新型电力系统+虚拟电厂等），建议关注东方电子、远光软件、恒实科技、南网科技、南网储能、泽宇智能、煜邦电力等