全國統一電力市場體系將會開啟中國電力市場化改革的新篇章，相關領域的核心標的也有望收獲成長。

中國電力體制改革將步入整體優化提升的階段。

2022年1月29日，國家發改委和能源局聯合出臺了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號，下稱“《意見》”），核心內容在于電力改革的市場化及轉型——市場化，在全國更大范圍內還原電力的商品屬性；轉型，提升電力市場對高比例新能源的適應性。

同時， 《意見》對“十四五”、“十五五”時期電力市場建設發展提出了總體目標：到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。

2月10日，國家發改委、能源局發布《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》明確要求，“十四五”時期，基本建立推進能源綠色低碳發展的制度框架，形成比較完善的政策、標準、市場和監管體系，構建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領的能源綠色低碳轉型推進機制。到2030年，基本建立完整的能源綠色低碳發展基本制度和政策體系，形成非化石能源既基本滿足能源需求增量又規模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增強的能源生產消費格局。

電改“前世今生”

三十余年積累沉淀，中國電力市場化改革初露崢嶸。

2002年，國務院出臺《電力體制改革方案》（5號文），拉開了電力市場化改革的序幕。按照確定“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的原則，將原國家電力公司一分為十一，成立國家電網、南方電網兩家電網公司和華能、大唐、國電、華電、中電投五家發電集團和四家輔業集團公司，為發電側市場塑造了市場主體。

2015年新一輪電改啟動，標志性文件是《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(9號文)，新一輪改革的整體目標有兩點，一是輸配電價核定，二是增量配網市場和售電市場放開，提出“在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系”。

2020年2月，發改委、能源局聯合發布《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》(發改體改[2020]234號)，提出：2022年底前，各地結合實際情況進一步規范完善市場框架、交易規則、交易品種等，京津冀、長三角、珠三角等地區的交易機構相互融合，適應區域經濟一體化要求的電力市場初步形成。2025年底前，基本建成主體規范、功能完備、品種齊全、高效協同、全國統一的電力交易組織體系。

2021年10月8日，國務院常務會議提出改革完善煤電價格市場化形成機制等多項改革措施。其中特別提到有序推動燃煤發電電量全部進入電力市場，同時將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。10月12日，國家發改委正式出臺《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（下稱“1439號文”），對電力市場化改革內容進行了進一步明確。

在推行廠網分離后，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。由于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采取的電網環節管制措施。

按照1439號文，電網企業的收入主要分為三部分：一是對于進入市場的工商業用戶，電網企業基于輸配電價收取電費；二是對于暫未直接從電力市場購電的用戶，由電網企業代理購電，也是基于輸配電價收取電費；三是對于居民、農業、公益性事業單位用戶，由電網公司售電，這部分收取購售電價的價差。總體來看，落實中發9號文“管住中間、放開兩頭”要求，基于輸配電價收費將成現實，電網公司盈利模式會發生根本性變化。

電力市場現狀

9號文發布以來，為了加快推進電力市場化建設，國家層面成立了北京和廣州兩大國家級電力交易中心，各省成立省級電力交易中心，形成年度長協、月度競價、現貨等多類型交易品種，推進了八個現貨試點市場陸續開展，初步搭建了層次多元、品種多樣的市場交易體系，但是距離實現全國范圍的電力資源優化配置還存在一定差距。

當前，中國的市場化交易電量占比已近一半。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%，占全社會用電量45.5%，同比提高3.3個百分點，占剔除城鄉居民用電后的生產用電的52.93%。

2021年7月起，隨著電力供需形勢緊張，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（標桿價）向上浮動至10%。2021年10月，1439號文將市場化電價上下浮動范圍進一步放開至20%，此后多地集中競價成交電價實現頂格交易，標志著“能漲能跌”的市場化電價機制初步形成。

此次《意見》的出臺恰逢其時。《意見》在國家“雙碳”戰略目標指引下，為解決中國當前在推進電力市場改革過程中面臨的深層次問題注入了一針“強心劑”，將有助于統籌市場機制的有效銜接，充分發揮市場機制在價格形成、價格傳導和資源配置上的決定性作用，更好的厘清市場與政府的關系，可以說是繼9號文之后，未來一段時間內推動電力市場改革、指引電力市場建設的又一重大綱領性文件。

新時代正開啟

中金公司總結了全國統一電力市場體系未來發展的四大看點。

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。

中金公司認為，現貨市場能夠促進新能源消納，有利于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、后建設中長期（期貨）市場。中國電力市場建設始于電力中長期交易，隨著新能源比例不斷攀升，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。

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。中金公司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，現貨電量比例或隨著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余可再生能源現貨交易試點，主要目的是利用跨區域省間富余的通道輸送能力，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）》印發，在此前試點的基礎上擴大了市場主體范圍（加入火電）和市場交易范圍（增加了區域內省間），中金公司預計省間現貨交易規模也有望增加。

看點二：電力輔助服務市場逐漸完善。

中金公司認為，隨著新能源的滲透率逐步提升，電力系統對于輔助服務的需求會隨之增加，電力輔助服務市場的重要性逐漸凸顯，未來電力輔助服務市場或有以下發展趨勢。

用戶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。

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。

電力輔助服務市場全面擴容，著力解決新能源電網消納痛點。

看點三：新能源市場化交易占比逐漸提升。

《意見》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。

常規電力中長期交易：根據《意見》，電力中長期交易機制也將逐步適應新能源特點，并且鼓勵簽訂多年中長期合約，類似于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：《意見》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，未來購買綠電的用戶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，電力用戶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范疇。

分布式交易：《意見》提出鼓勵分布式電源與周邊用戶直接交易。中金公司認為，隨著分布式發電直接交易的試點開展，分布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。

看點四：容量成本回收機制有望出臺。

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于2020年11月發布《廣東電力市場容量補償管理辦法（試行，征求意見稿）》。

電網側獨立儲能電站容量電價或可期。《意見》提出“鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設”。

改革影響幾何

《意見》立足國家深化改革和市場建設大局，對于加快構建全國統一電力市場，實現電力資源在全國范圍內的自由流通和優化配置意義重大。

對于傳統電源如火電，按照中金公司的測算，基于700元/噸煤炭長協基準價及單位煤耗約300克/千瓦時，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）平均燃煤標桿電價在0.414元/千瓦時，若市場電可在基準價基礎上溢價銷售10%-20%，除稅后點火價差可修復到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。

火電靈活性仍是當前最具備經濟性、可規模化的調峰能力，是提升新能源消納能力的重要手段。隨著電力市場體系不斷完善，中金公司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。

對于新能源，中金公司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。

綠電交易有望提振新能源項目收益：首先，平價項目有望溢價交易。其次，補貼項目有望提前回籠資金。

整體來看，中金公司認為，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，有助于新能源運營商的資金寬松，為后續項目開發助力。

同時，中金公司認為，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復雜度。

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于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于單一的可再生能源電站，各個電站的儲能裝置并不能直接被電網調度使用，并且儲能系統具有投資規模大和回報周期長的特點，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。

一是共享調峰模式：主要是將儲能電站配置在新能源匯集站，通過參與調峰輔助服務市場為多個新能源場站調峰，實現資源全網共享。二是共享租賃模式：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峰調頻收益。

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，并不構成額外收益，抽蓄電站資產相當于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%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。中金公司認為，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。

對于售電公司，中金公司認為經歷一輪優勝劣汰后，其價差模式恐難以為繼。

1439號文件放開全部工商業用戶目錄電價，未來預計新增百萬數量級用戶參與電力市場，售電業務面臨翻倍增長空間。

中金公司認為，在售電市場發展初期，發售一體的售電公司可以憑借低價電資源占有一席之地，而隨著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脫穎而出。

“尖峰缺電力”現象頻現，負荷聚合商有望成為售電公司新業態。由于系統峰谷差不斷拉大、尖峰負荷持續攀升，中國電力裝機雖整體過剩，但難以應對短時尖峰電力缺口問題，呈現出“火電利用小時數下降，但尖峰缺電”的現象。需求側響應將是重要的用戶側調節資源，解決電力供需緊張及清潔能源消納問題。

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臺，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戶資源，進而拓寬其他服務項目覆蓋面，貢獻可觀業績增量。

中金公司表示，電力市場建設加速推進帶來對電力交易平臺軟件需求快速增長。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臺。同時，隨著經營性電力用戶發用電的放開，海量零售用戶將會進入市場，針對批發、零售不同客戶，電力交易平臺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臺提出更高要求。

海量工商業用戶進入電力市場對售電公司管理運營支撐平臺提出更高要求。電力市場新增用戶大多是電壓等級相對較低、用電量相對較小的中小型用戶，將會為售電公司帶來海量數據，增加用戶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，借助自動化的售電運營平臺提升核心競爭力。

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沖擊。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，各地陸續出臺對新能源功率預測準確性的考核要求。

中金公司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告》預測，2019-2024年中國新能源發電功率預測市場年均復合增長率有望達到16%以上。