市场化改革之前，售用电IT以电网营销系统为主，行业短期增长点在于营销2.0落地。长期来看，市场化改革驱动售用电IT向广阔新场景延伸，供给侧、传输侧、售电侧主体新IT需求点涌现，我们看好产业链相关公司。
摘要
市场化改革前夜，售用电IT以电网营销系统为主线。（1）行业洞察、服务与客户资源为营销IT厂商竞争关键；（2）基于行业壁垒，朗新科技与国网信通之间差异化竞争。国网信通作为国网体系内公司，客户壁垒高筑，而朗新深度参与12个省网营销IT建设，数字化团队超过2,500人，在服务层面打造护城河；（3）电力营销IT短期增长点在于营销2.0落地。营销2.0总投资有望达到80亿元，以“微服务+中台化”打破1.0系统的封闭性。
市场化改革将售用电IT从狭义营销系统延展到广阔场景，赛道进入第二成长曲线。（1）随着电力供给中新能源增加，风能、太阳能的高波动性加大了电网供需失衡，电力市场化改革成为消纳新能源的有力手段，以价格为信号平滑负荷曲线；（2）市场化改革重塑发电厂、电网、售电公司等参与方的业态，带来新痛点的同时催生了新的IT需求；（3）借助市场化东风，电力产业价值链条中的新场景涌现，售用电IT行业进入第二成长曲线。
市场化浪潮下售电IT如何投资？我们认为售电IT短期/长期投资重心分别为发电交易辅助决策系统/电网营销系统与售电IT，赛道高弹性板块轮动，电网大B侧IT延续传统电力IT投资逻辑，赛道龙头优势依然稳固，发电/售电小B侧新场景为优质初创公司带来机会。（1）供给侧交易辅助决策IT协助发电厂完成报价预测与决策，考虑到发电厂强付费能力以及报价预测的刚需属性，我们认为该赛道在市场化浪潮中率先受益；（2）电网侧，电网回归输配电本源，根据德勤测算，深圳电网在市场化改革后的2017年毛利润减少约10亿元，营销IT需要延伸服务链以探索新增长点。另外，伴随着现货市场放开，电力数据采集频率提升，结算复杂度增加，电网营销IT有望在中期核心受益；（3）需求侧，长期来看，随着百万量级工商业用户涌入市场，售电公司客户大扩容，对标证券行业，我们预计售电公司有望配置专业交易系统来应对交易痛点，2030年售电IT空间有望达到80亿元。
风险
电力市场化改革推进不及预期；电网投资不及预期。
正文
1、市场化改革前夜，用电侧IT以电网营销系统为主线
电力市场化大规模推进之前，售用电侧IT局限于电网营销系统。厂网分离至电力市场化改革大幕拉开之前，我国电力的统购统销由电网企业负责，电网在电力销售侧占据较高的话语权，电力销售市场化程度较低，参与方与能源服务的场景均有限。因而，该阶段我国售用电侧的IT系统以电网公司内部的电力营销系统为主。
1.1 电网营销系统覆盖核心系统与周边模块
核心系统解决营销部门刚需，辅助系统提高效率。根据国网信通公告，电力营销的核心系统主要面向电力用户提供办电、保修、缴费等服务，为电网工作人员提供业务受理、计量计费、收费账务等服务，为管理人员提供辅助分析决策等服务，核心系统解决了电力营销部门的刚需，即办理业务与计量计费，在核心系统基础上，各省公司衍生出智能营业厅、充值卡管理系统等辅助系统，用于提高营销部门的效率。
1.2行业理解、服务能力、客户资源三浪叠加构成电力营销系统竞争壁垒
复杂的计费规则导致电力行业know-how构成壁垒。我国电力计费规则较为复杂，以四川省为例，用户首先被归类为大工业用户与其他用户，另外，基于用电季节确定用户的峰谷时段划分模式，主要包括三类：大工业用户夏季用电、大工业用户冬季用电、除大工业用户外的用户用电。每种模式内部，一天24小时被划分成8~9个峰谷时段，每个时段对应不同的电价上浮比例。电力营销系统需要基于用户类型、季节、用电时间点等参数确定上浮比例，再基于用户的计费模式确定电费核算公式：单一制电价/两部制电价/平均电价。在实际运行，电力营销系统需要对采集的数据进行长链条的逻辑判断、赋值以及计算。电力行业的know-how决定了厂商能否透彻理解电力计费的要点，并将其转化为简洁的程序。
技术服务能力驱动产品贴近用户个性化需求。各省的电力营销系统由省网公司独立建设。由于不同地区经济发展水平、产业结构、能源政策差异较大，因而电力营销系统具有差异化的特点，以陕西和湖北电力营销1.0系统为例，陕西系统较为分散，而湖北建立统一的信息整合平台，加强抄表、计费、结算、客户管理等模块之间的数据交互能力。厂商需要精准挖掘客户需求并个性化落地，现场服务团队在产品的咨询设计、开发、测试、上线、优化等环节给予技术支持，服务能力成为电力营销厂商竞争的关键。
电力营销IT客户资源壁垒高筑。一方面，电力营销系统具有较强的定制属性，系统的二次开发往往需要原供应商参与，因而客户粘性较强。另一方面，电网营销IT的招投标需要考察供应商历史的项目案例与交付经验，因而新厂商较难切入赛道，行业客户资源壁垒高筑。
1.3 三大厂商寡头竞争
三大厂商寡头垄断
电力营销系统行业三大厂商寡头垄断市场。中电普华为国网信通旗下公司，根据我们测算，2021年电力营销系统行业朗新科技/中电普华/东软集团的市场份额分别约为40%/27%/27%，三家厂商寡头垄断。对于国网各省（市）公司的核心营销系统1.0，朗新覆盖12个省份，东软覆盖8个省份，中电普华覆盖6个省份。
产品：中电普华纵深国网IT系统，朗新横向延伸至多场景的用户服务
中电普华深耕国网系统，朗新横向切入能源数字化新场景。以电力营销系统为起点，朗新横向拓展至用电信息采集、水力营销系统、燃气营销系统、能源数字化运营等领域，依托在电力营销系统领域积淀的行业理解，朗新向其他业务场景横向拓展，培育多元的增长点，熨平电网投资波动对业绩的影响。而中电普华持续深耕电网客户，产品纵向延伸至云平台、ERP、企业运营支撑、掌上电力APP等，丰富在国网系统内的产品生态。
中电普华背靠国网客户资源，朗新技术与服务能力打造核心护城河
中电普华产业背景资深，客户壁垒高筑。中电普华由中国电力科学研究院与国网信息中心联合设立，吸收了中国电力科学研究院的人员、资源和经验，对电网公司营销端的业务逻辑与痛点具有深刻的把握。同时，作为电网系统内公司，国网部分项目由中电普华总包。根据我们统计，2021年国家电网数字化项目国电南瑞与国网信通（中电普华母公司）的中标份额分别为42.6%/40.9%，为国网信息化两大寡头厂商，中电普华龙头优势凸显，背靠国网产业资源，客户壁垒高筑。
技术积累与定制服务能力打造朗新护城河，与中电普华差异化竞争。根据公司公告，朗新数字化团队2,500人，远超同行业竞争者，覆盖客户需求的挖掘、咨询设计、开发、测试与上线等完整的IT服务链条，基于客户个性化需求定制产品，满足各省网公司的差异化诉求。另外，省网公司的营销系统深度参与用户用电计量计费结算，在计算性能、数据存储等层面门槛较高。朗新具有微服务、分布式存储等技术储备，支撑复杂的结算关系与海量集中高并发数据的计算。
1.4 营销2.0重塑底层架构，有望触达80亿元总市场空间
营销2.0打破集约化架构局限性，“微服务底层+中台化”支撑业务应用灵活构建，快速响应系统需求。营销1.0系统始建于2006年，已运行十几年，尽管各省网公司每年持续在营销系统投资以更新功能模块，但是营销1.0系统的底层架构较为陈旧，无法支撑电力营销业务日益复杂的业务逻辑与不断膨胀的数据体量，同时传统的集约化系统难以实现前端灵活构建新应用，进而无法响应用户瞬息万变的诉求。营销2.0作为营销系统的新一代核心版本，在底层架构层面进行革新，采用微服务与中台化的架构，支撑前端营销业务的弹性扩展，同时大幅提升系统存储计算的性能。
基于江苏与浙江技术积累，营销2.0有望加速渗透，触达80亿元总市场空间。电力营销2.0从2020年起在江苏与浙江进行试点，2021年1月，由中电普华牵头承建的营销2.0在江苏省正式上线，实现了原营销系统7套旧系统下线，业务切换至新系统。我们预计浙江省营销2.0系统有望在2022年上半年投入运行，基于浙江和江苏项目的技术积累， 2022年下半年起营销2.0有望向其他省份大面积铺开，我们测算2022/2023年营销2.0的投资规模有望达到11.4/24.4亿元，2020-2025年电力营销2.0累计投资有望达到80亿元。
2、市场化改革将售用电IT从狭义的营销系统延展到广阔的新场景，赛道进入第二成长曲线
2.1市场化背景下，各参与方新痛点与新IT需求点涌现
双碳浪潮下，电力市场化改革势在必行。随着双碳政策的落地，电力供给中新能源占比将逐渐扩大，而风能、太阳能发电高波动性的特点加大了电网供给端的不确定性，使电网供需之间的错配加剧，考虑到双碳浪潮下电力供给侧相对刚性，在用户侧以价格为杠杆调节用户需求，平抑负荷曲线的高波动成为消纳新能源的有力手段，因而我国不断推进电力市场化改革，回归电力的商品属性，通过价格反映供需关系，以价格为信号平滑负荷曲线。
国家政策层面积极推进电力市场化进程。中共中央国务院2015年“9号文”《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》开始启动新一轮电力体制改革，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，有序向社会资本放开配售电业务，电力市场化改革启动。按照时序的推进，电力市场可以分为中长期市场、日前市场与实时市场，三大市场之间彼此衔接，但具有差异化的交易机制，在电量平衡机制中扮演不同的角色。
电力市场化改革带来新的IT需求，将售用电侧IT从狭义的电网营销系统延展到多元场景，带来行业第二成长曲线。电力市场建设过程中，发电厂、电网企业、交易中心与售电公司等各参与方的商业模式发生变革，带来新的行业痛点，进而新的IT需求点涌现。同时，电力市场化交易催生电力产业价值链条中的新场景，比如充电桩运营、能效管理等，IT成为这些新场景服务的载体。因此，我们认为电力市场化改革有望驱动用电端IT重要性提升。
3、供给端：交易辅助系统有望触达年均50亿元空间
3.1 竞价机制催生电力供给侧交易决策辅助系统需求
日前市场单边集中竞价机制下，发电端报价策略关系到发电厂的利润空间。现阶段，日前市场普遍采取单边集中竞价的机制，日前市场发电端上报预测发电量与预期价格，用户侧上报预计负荷，交易系统将用户负荷加总，得到需求曲线，将发电厂的出力按照报价从低到高的原则排序，形成卖方序列，在满足电网安全约束等条件下，价格由低到高的机组依次中标。因此，我们认为报价策略是关系到厂商中标胜率以及利润空间的关键要素。
基于电力交易痛点，发电企业对于交易辅助决策系统的需求凸显。发电交易辅助决策系统有望整合市场价格预测、交易辅助决策、客户管理、结算管理等模块，核心功能为价格预测与交易辅助决策功能，基于发电能力预测数据、发电侧市场数据、用电侧市场数据、全网公开信息等预测交易价格的置信区间，提供现货交易、辅助服务交易等整体的申报建议和分析复盘。
3.2 电力供给侧交易辅助决策系统有望触达年均50亿元市场空间
发电交易辅助决策系统有望触达年均50亿元市场空间。基于电站数目、年服务费以及渗透率等几个维度的假设，我们预测发电交易辅助决策系统有望在2025/2030年触达年均22.1/52.3亿元的市场空间，2021-2025年CAGR为45.3%，行业短期弹性较高。
3.3 数据积累与电力行业know-how构成预测模型壁垒
数据积累驱动预测模型提高精度，场景高关联赛道厂商具有数据势能。根据CSDN，以机器学习预测模型中常见的监督式学习为例，通过学习的过程，模型将预测结果与“训练数据”的实际结果进行对比，不断地修正原有模型，因而随着训练数据的增多，模型的准确度不断提升。发电企业报价预测涉及的数据类型包括气象数据、燃料价格、发电厂历史功率数据、历史成交数据、调度数据等，而电力市场公开数据有限，考虑到数据获取门槛，我们认为发电垂类软件厂商、市场交易服务类等场景高关联厂商切入预测赛道具有数据势能优势。
数据固定支出体量较大，龙头厂商规模效应释放。从成本角度来看，报价预测软件厂商每年均需投入固定支出用于购买数据以持续精进模型，我们测算单客户毛利随着报价预测软件厂商客户体量的扩大而提升，同时经营杠杆逐步下降，规模效应凸显的同时经营风险逐步下降。
行业know-how赋能调参、模型筛选等环节，提升训练效率与质量。发电交易辅助决策系统的定价采取成本加成、博弈、市场仿真交易等手段[1]，将海量多维度数据进行分析与策略回算，基于产业know-how对参数的设定、模型关系持续修正优化，进而寻找拟合价格曲线的最契合的因子以及数理模型，因而我们认为在预测模型训练优化的过程中，数据科学家的电力行业know-how，比如发电的逻辑链条（比如基于气候学模型的发电量预测、各环节的成本拆分、固定成本与边际成本等）、售电市场的交易机制（交易逻辑链条、供求关系、市场结构）等，是辅助机器学习提高训练效率、快速拟合出价格模型的关键。
3.4 不同省份具有差异化交易机制，服务能力为行业竞争关键
对于各省细则的差异化的理解与个性化服务构成竞争壁垒。不同省份具有差异化的交易规则，比如平台考核、报价的分散度、出清的策略等，需要厂商深入理解每个省份的交易逻辑，进而设计契合用户需求的辅助决策产品，同时需要基于后续交易规则的变更动态更新系统。
3.5 发电预测垂类软件厂商具有先发优势
赛道三大厂商具有差异化竞争优势。发电交易辅助决策赛道的玩家包括发电预测垂类软件厂商、老牌电力IT厂商、初创型公司，发电预测垂类软件厂商具有先发优势（以国能日新为例）：
►行业know-how层面，国能日新深耕发电信息化行业，产品矩阵覆盖功率预测软件、发电厂站智能运维、并网控制系统等，对于发电企业的业务链条以及预测技术具有较深的积累。
►数据层面，数据驱动的电力现货价格预测需要气象数据、地理数据、燃料数据、历史负荷、历史电价等。国能日新作为功率预测软件的龙头，平台沉淀了海量的原始气象数据、降尺度后高精度的气象数据、历史功率等多层级的数据，考虑到气象数据库成本较高，垂类的交易决策厂商难以购买，公司有望发挥数据的规模效应与产业链协同，短时间内提升模型的精度，把握先发优势。
►服务层面，国能日新在功率预测业务中，与各个省份的电网深度磨合，使得软件契合各省份差异化的考核机制，同时建立动态更新与持续追踪的良性机制。我们认为个性化的服务有望成为公司的底层能力，支撑公司向价格预测等场景延伸，发挥规模优势，卡位各省交易细则差异化的诉求。
4、传输端：存量模块升级与新增系统双轮驱动
4.1 电网侧新增电力现货市场技术支持系统，有望延续现有调度供应商
电网新增电力现货市场技术支持系统作为电力现货市场运行的底层支撑。类似于证券交易所IT系统，电力现货市场技术支持系统为电网内部搭建的电力现货市场交易运行的底层基础设施，发电厂/售电公司或其他电力用户通过该系统完成报价与委托交易，调度机构通过系统完成日前/日内市场出清、机组组合优化、市场模拟推演、潮流安全分析、申报发布数据管理等功能[2]。
电力交割特性使得电力现货市场技术支持系统与调度系统紧密耦合，调度供应商有望核心受益行业红利。电力现货市场技术系统与调度系统是紧密关联的，一方面，电力现货市场出清需要调度自动化系统提供的电网模型、断面限额、停电计划等[3]，另一方面，电力现货市场出清的结果需要层层上报至省调国调，作为调度计划安排的重要参考。因此电力现货市场技术支持系统与调度系统是紧密耦合的，因此原调度系统供应商有望核心受益行业红利。我们测算电力现货技术支持系统有望在2030年达到58.8亿元市场空间，而增量空间将主要向国电南瑞等龙头调度厂商倾斜。
4.2 市场化改革驱动电网营销/结算系统升级重构，老牌电力营销IT厂商竞争优势地位稳固
电网企业商业模式重构，电网营销系统算法适配同时延伸价值链条
电力市场化改革趋势下，电网盈利模式被重构，盈利空间收窄。我国电力行业在厂网分离后，电网企业承担电力输送、电力统购统销、调度交易等业务，电网企业核心利润来源为目录电价与上网电价的差价。在电力市场化改革趋势下，根据中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，电网企业业务模式将调整为从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全。改革浪潮之下，电网回归输配电本质，利润空间有所收窄[4]，根据德勤测算，电力市场化改革先行试验田深圳市电网在改革后的2017年毛利润减少10亿元左右。
面临盈利空间收窄的局面，电网公司需要利用营销IT延伸价值链条。（1）电网的商业模式从赚取购销差价到单纯收取过网费，计费的模式改变，营销系统需要进行与之适配的升级，包括计费算法、计量点、统计报表等；（2）拓展增值服务，比如基于积淀的海量用户数据，推出客户能效分析、负荷精准预测等精细化管理，创造多元增长点。
电力数据采集频率指数级提升，结算模块计算复杂度升级
电力市场化交易模式下，电费结算模式复杂度提升。根据发展改革委与能源局印发的《售电公司管理办法》，电力交易机构负责出具售电公司以及零售电力用户等零售侧结算依据，电网企业根据结算依据对零售电力用户进行零售交易资金结算，对售电公司零售价差、偏差考核等进行结算。一方面，电网营销系统的结算对象增加了售电公司；另一方面，营销系统结算的难度提升，改革之前按照政府制订的目录电价结合月度电量计算电费，相对比较简单。电力现货市场模式下的电费结算方式则是按照零售用户和售电公司签署的零售合同、零售套餐来计算电费，每一个客户均采取差异化的结算模式[5]。
现货市场带来电力营销系统电力计量/结算频率与数据体量大规模提升，营销系统性能有待优化。随着现货市场与实时市场的放开，电力数据采集以及结算的周期缩短，计算的频率与数据体量指数级上升，系统架构需要迭代升级，实现海量数据接入下的高性能运算。
电网营销系统有望触达年均140亿元空间，传统电力营销IT厂商核心受益
综合考虑市场化改革与新能源转型的协同影响，电网营销系统有望触达年均约140亿元市场空间。综合考虑电网“十四五”规划、电网新能源转型驱动以及电力市场化改革带来的业态重构，我们测算电网营销系统在分时计价、电力负荷精准预测、实时计价、能源物联网四个阶段年均市场空间分别为64.3/86.0/112.4/140.0亿元。详见我们此前报告《朗新科技：双碳驱动能源数字化高景气，平台运营未来可期》。
考虑到客户粘性，传统电力营销IT厂商有望核心受益行业红利。由于电网营销系统将在原有系统中升级，二次开发具有很强的供应商捆绑属性，朗新与国网信通有望占据客户粘性优势。同时，朗新/国网信通有望核心受益行业红利。
长期来看，电力跨省交易的浪潮下，各省电力营销系统有望趋于统一，标准化程度提升，商业模式转好。随着全国统一的电力市场建立，省间电力交易有望扩大规模，能源跨省交易下，不同省份电网与电力交易中心的合作频率提升，各省电力营销系统数据接口、交易流程等有待统一以缩减跨省交易的沟通成本，因而我们预计各省网公司电力营销系统有望从差异定制化走向统一，行业标准化与市场化程度有待提升。缩短开发的周期、减少实施交付，毛利率上升。
5、需求端：售电IT短期看负荷预测，长期看交易系统
5.1 短期售电竞争激烈，负荷预测与增值服务为利润核心驱动因子
售电行业竞争激烈，负荷预测精准度与增值服务决定了公司的利润空间，相关软件需求凸显。市场化改革激发了电力市场活力的同时，带来售电行业激烈的市场竞争。根据各省电力交易中心公示数据，截止2021年1月底，我国共有4,000家以上售电公司，竞争格局分散，我们测算我国售电公司平均净利润率约为1.6%，利润空间较窄。通过调整假设以及分场景测算，我们认为售电行业的核心利润驱动因子在于负荷预测精度与增值服务，而提升负荷预测精准度与增值服务主要依托IT手段实现，因而我们认为售电公司的软件需求点目前体现在此两个方面：
►负荷预测层面，售电公司根据前期负荷预测配置中长期与日前购电量，交割前超短期负荷预测与前期购电量之间偏差部分参与实时市场交易，由于中长期市场与日前市场价格相对稳定，若负荷预测不准，售电公司将面临承担实时市场尖峰价格的风险，根据我们测算，若售电公司的前期负荷预测准确度从99.6%降为95%，净利率将从1.6%下降为1.0%。售电IT的核心模块之一为负荷预测与交易辅助决策。
►增值服务方面，对标国外售电公司，基础的购售电交易收入天花板较低，主要起到引流的作用，售电公司的第二成长曲线为衍生的增值服务，比如能效服务、市场运营等衍生服务领域。根据我们测算，若售电公司的增值服务占价差收入比例从3%提升为3.5%，净利率将从1.6%上升为2.1%。
5.2 长期海量用户涌入市场，售电IT交易系统大有可为
海量工商业主体涌入市场，售电公司客户体量大扩容。发改委1439号文《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出各地要有序推进工商业用户全部进入电力市场，现阶段进入电力市场的用户以10kV及以上的工商业用户为主，未来百万数量级的中小工商业主体将涌入市场，但是电力市场的参与门槛较高，中小用户相对发电厂议价能力有限，长期来看，我们预计中小工商业主体将主要采取与售电公司合作的模式，售电公司聚合订单后向发电厂“集采”，为中小用户降低用电成本，因而我们预计长期售电公司客户体量有望大规模扩容。
我们预计用户数激增导致售电交易管理难题，与证券业交易环节痛点具有一致性。通过梳理证券公司和售电公司交易环节的特点，我们认为两者在底层痛点具有相似性。
证券行业以专业的交易系统打破交易环节的问题。在我国证券投资的IT架构中，交易系统为核心，以金融IT行业龙头公司恒生电子为例，公司大零售和大资管中支柱产品均为交易系统。交易系统功能囊括：投资者账户信息管理、证券交易委托和成交、各种维度的查询等。交易系统与沪深交易所打通，对内作为“内核”，打通其他各种系统。
聚焦交易痛点，对标证券行业，我们认为售电IT中交易系统大有可为。根据国家发改委和国家能源局发布的《售电公司准入与退出办法》，售电公司应具有电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，以满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订等功能。我们认为现阶段政策已经对售电公司报价交易IT有所要求。而对标证券行业，我们预计当全体工商业用户涌入电力市场后，售电公司或将建设电力现货市场专用工作站[6]，内部配置与证券公司类似的集中交易系统，来应对交易环节的瓶颈。我们猜想售电交易系统有望对接交易中心接口，实现交易数据的自动下载和交易方案的自动申报，以此对海量用户交易订单进行有序管理、有效控制风险和通过程序化的流程管理确保交易合规，一个入口打通各省电力交易中心，实现跨市场以及跨品种交易的全覆盖。现阶段售电公司IT以负荷预测、交付辅助决策、增值服务等为核心模块，未来我们预计售电公司交易系统建设有望带动整体价值量提升。
5.3 售电IT市场空间有望在2030年达到十五倍增长
售电公司购电与增值业务均是以客户购电量为基本盘，因此售电行业利润与全社会用电总量呈线性关系。我们采用售电公司利润占全社会交易电量比例*全社会用电总量*交易电量占比*售电公司IT投入占比的方法测算售电IT的市场空间。
售电IT有望于2030年触达年均80亿元市场空间。对标英国相对成熟的售电市场，我们预计2030年我国售电公司利润/全社会交易电量有望增加30%，我们预计2020年我国售电行业IT投入占利润比例平均为0.7%，对标交易IT系统同等重要的证券行业，我们预计2030年售电公司IT投入占比有望达到2.5%，同时结合国家能源局预测的全社会用电总量的增速，我们测算2030年售电软件行业市场空间有望增长至80亿元。
5.4 售电IT在技术与服务两个维度具有较高的参与门槛
用户需求洞察构成增值服务板块核心竞争力。在购电交易之外，增值服务决定了售电公司的业绩天花板。而对于用户需求的深刻洞察驱动公司打造业务支撑度和场景契合度更高的增值服务功能，带动客户收入增长。
数据+行业know-how提升负荷预测模型精度，交易系统技术门槛较高。类比发电报价预测软件，数据以及行业know-how可以在短时间内提高预测模型的精度。对于交易系统，超大容量订单的并发处理能力、清算性能、系统架构的开放性等构成技术端壁垒。
5.5 传统电力IT厂商有望成为售电IT行业龙头
售电运营平台行业厂商具有差异化竞争优势。由于售电运营平台行业的进入门槛相对较低，传统电力IT厂商、通用型软件厂商、初创公司等纷纷切入赛道，根据技术以及服务能力两个维度的分析，我们认为传统电力IT厂商竞争优势较为凸显：
传统电力IT厂商兼具行业know-how与数据积累。传统电力IT厂商依托在大B电力IT业务中沉淀的电力行业理解与海量营销数据，有望短时间快速提升负荷预测的模型精度。对于交易系统，传统电力IT厂商在电力营销系统、财务系统等重型应用的锤炼中沉淀了性能优化的方法论，具有快速提升性能以支撑海量并发的能力，同时探索了强中台+活前台的灵活架构，使得交易系统各模块之间解耦，各子系统可以弹性地二次拓展。
传统电力IT厂商具有深刻的用户需求洞察。传统电力IT厂商在B端C端业务中积淀深刻的电力营销行业理解与平台运营服务经营，打造竞争护城河。
5.6 电力市场化浪潮下，用电/用能侧新场景需求涌现，IT价值凸显
电力IT价值链向售电/用户侧延伸。随着电价市场化的推进以及电力系统集成高波动性可再生能源的比例增加，电价的波动逐步加大，电力消费者承担的能源价格风险加剧，基于用户痛点，各类能源服务的场景涌现，电力IT产业链向用户侧延伸，具体包括售电运营服务、充电+电力趸售、终端能耗分析、用户侧储能服务、综合能源服务等场景，传统老牌电力IT厂商有望向能源运营场景延伸，探索新增长点。
6、售用电IT高弹性板块轮动，竞争范式趋向多元
6.1 电力市场化短期投资重心在供给侧，长期投资机会向传输/用户侧迁移
电力市场改革浪潮下，售用电IT短期投资重心为供给侧辅助决策系统。短期电力市场初步建成，市场各参与方中，发电企业利润体量较大，同时发电报价软件与利润高度关联，因此发电企业兼具对IT系统的付费意愿与付费实力，我们预计在电力市场化浪潮中最先受益，此时售电公司业绩体量较小， IT投入较小，电网公司所需的增值模块较少。
中长期维度，售用电IT的投资机会向传输与用户侧迁移。随着全体工商业用户涌入市场，以及新能源成为电力供给侧的主体，电网侧的现货市场技术支持系统需要重构以适配新型调度系统，电网营销系统在数据采集、结算、增值服务等模型需要提升计算复杂度以应对海量客户与高频市场。而用户侧，随着售电公司用户大扩容，售电公司收入体量有望大幅度提升，而海量客户同时为售电公司带来交易管理与风险控制难题，建设专业的交易系统有望成为售电公司打破增长瓶颈的有力手段，售电公司的IT投入比例有望大规模提升，因而我们认为行业的远期增长点在于售电IT与电网侧营销IT。
6.2 市场化驱动行业竞争范式多元化，老牌厂商与初创公司齐飞
大B端延续传统电力IT投资逻辑，老牌厂商护城河依旧稳固，小B新场景赛道优质初创公司有望突出重围。对于电网侧现货市场技术支持系统与电网营销系统，依然采取专家式购买与项目定制化模式，竞争格局维持稳定，行业红利主要趋向于原调度自动化/电网营销系统。而供给侧交易辅助决策系统以及售电IT等，下游客户市场化程度更高，需求点相对同质，工具属性较强，开发定制的技术门槛较低，市场竞争也较为开放，因此我们认为这类新场景的赛道行业赋予优质初创公司成长的契机。
[1] 华北电力大学经济与管理学院能源市场研究所所长董军主题演讲《智慧电力交易及电厂智能报价辅助决策系统构建》
[2]《电力现货市场101问》
[3]《省级电力现货市场技术支持系统技术架构设计》
[4] 德勤咨询
[5]《国家电网：创新电费结算模式 支撑电力市场化交易》
[6] 《电力现货市场101问》
文章来源
本文摘自：2022年5月11日已经发布的《电力IT系列3：营销2.0落地，市场化改革打开售用电IT第二成长曲线》
