公用事业：电力现货市场加速推进，储能与虚拟电厂或迎来爆发期

事件：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）》（以下简称“基本规则”）、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，要求按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场，稳妥有序推进新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易，推动省/区域市场逐步融合，扩大省/区域市场范围，向全国统一电力市场体系过渡。 电力现货市场建设逐步加快，新能源消纳有望获得保障。基本规则提出“稳妥有序推进新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接”。虽然我国的电力市场交易一直以中长期交易为主，但电力现货市场建设也一直在加快推进，此次电力现货市场基本规则的提出，为现货市场从试点向全国推广创造了条件。在电力现货市场，电能可以更好体现时空价值，特别是在低谷时期，电价较低，新能源可以充分发挥边际成本低的优势，从而争取到发电空间。因此，电力现货市场建设的加快也将在一定程度上保障新能源发电实现消纳。 短期预测偏差对现货交易产生影响，新能源功率预测具备广阔前景。新能源的波动性与随机性带来的功率预测偏差为新能源运营商参与现货交易带来不利影响，主要原因是新能源参与现货市场交易是基于单点功率进行偏差考核和超额收益回收，单点功率预测准确率将直接影响新能源运营商的收益，此时，新能源功率预测的作用逐步显现。新能源功率预测是基于历史出力数据，通过人工智能技术对未来出力进行预测，从而做出及时、合理的发电规划。我们预计随着新能源大规模参与电力市场交易，叠加考核标准逐步趋严，新能源功率预测也将实现快速发展。 推动新兴市场主体参与交易，储能与虚拟电厂迎来发展机遇。基本规则明确提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”。1）储能的盈利模式之一是实现峰谷价差套利，现货市场峰谷高价差为储能发展创造更大盈利空间，以山东省电力现货市场2022年4月结算试运行工作日报数据为例，最高价差为1.38元/千瓦时，最低价差为0.44元/千瓦时，推动储能参与电力现货市场交易，储能项目经济性将更加凸显。2）对于虚拟电厂而言，目前我国以邀约型为主，收入来源为参与需求侧响应获得的补贴收入，盈利模式较为单一。通过鼓励负荷聚合商、虚拟电厂参与电力现货交易，将逐步推动虚拟电厂运营模式从邀约型向市场型转换，虚拟电厂运营商可逐步通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场获取收益，盈利模式更加多元。 投资建议：随着电力现货市场建设日趋成熟，预计新能源参与电力市场交易比例将能逐步提升，新能源功率预测在行业发展中的作用也逐步凸显。此外，储能与虚拟电厂进入现货市场交易，盈利能力也将稳步提升。重点推荐：南网旗下、电源清洁化+电网智能化的储能龙头【南网科技】；储能订单不断落地的【林洋能源】；新能源运营商龙头【三峡能源】【龙源电力】。建议关注：国内新能源功率预测龙头并已开展虚拟电厂业务的【国能日新】；布局智慧能源系统，具备虚拟电厂业务支撑能力的【朗新科技】；全面投入综合能源服务并布局虚拟电厂资源的【恒实科技】。 风险提示：政策推进不及预期，产业发展不及预期，新能源发展不及预期。