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；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。

東吳證券認為，全國統一電力市場體系的提出，是與之前電改各個階段政策文件的相互呼應，目標是建成主體規范、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。而轉型則是電力市場發展的必然趨勢，現有市場設計完善的方向是適應并且促進新型電力系統建設：隨著新能源在發電裝機中的占比越來越高，新能源置身于市場機制外已不可能。

因此，《意見》提出：

一是要提升電力市場的適應性，增強可再生能源特性需要的市場“流動性”，鼓勵新能源采用報價報量的方式參與市場，并首次提出“報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核”和通過現貨市場實現調峰服務。

二是配合新能源“大電量、小容量”的生產特性，推動新型電力系統中傳統機組由提供“大電量、大容量”轉向提供“小電量、大容量”，建立適應這一變化需要的容量成本回收機制，實現傳統機組主要依靠提供新型電力系統所需有效容量(即提供負荷高峰時段的“大容量”)生存發展新投資回報機制。

三是探索開展綠色電力交易，通過市場化方式發現綠色電力的環境價值，做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放交易的有效銜接。

四是健全分布式發電市場化交易機構，鼓勵“隔墻售電”、鼓勵電力就地平衡，實現新能源就地平衡與擴大消納范圍的有機統一。

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。

中金公司認為，電力市場加速建設是解決構建新型電力系統過程中各類主體間利益矛盾的最佳手段，在全國統一電力市場體系頂層設計下有望全面提速，市場化環境下具備靈活調節能力的火電、儲能、抽蓄等或優先受益，以售電和信息化角度切入電力市場領域的核心標的也有望收獲成長。

東北證券表示，電力體制改革所撬動的投資和帶有的經濟杠桿，正是產業政策良好的發起點和落腳點，必須重視電力體制改革的潛在規模和社會效應。展望未來，在新基建成為穩增長、逆周期的主要發力點的大背景下，電力體制改革，特別是其涉及的新能源發電及電網改造，將是促進投資規模擴張的重要渠道。

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。

中金公司表示，中國的電力體制由政企合一的垂直一體化經營過渡到廠網分開，再由發電側多元化競爭逐步向售電側市場化過渡。經歷三十余年積累，目前已形成了“管住中間，放開兩頭”的電力市場化體制架構以及在空間、時間、交易標的層面均有廣闊覆蓋面的全市場體系結構。

“放開兩頭”：發電、售電側充分競爭，引導經營性用戶全部進入市場。

電力市場化的核心是還原電力商品屬性，發電側、售電側放開是體現其商品屬性的必由之路。

在發電側，參與電力交易的機組以火電為主，水核風光亦部分參與。

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。

1439號文的印發，是中發9號文發布以來的一次重大改革節點，是對前期電改的升華與深化，目的是推動發電側和用電側建立“能漲能跌”的市場化電價機制，取消工商業目錄電價，推動工商業用戶全部入市，價格由市場形成。此次改革，對發、輸、配、售全產業鏈，以及電改的未來發展方向將產生重要影響。

長江證券認為，本次電價政策的調整具備重要的跨時代意義：放開發電側部分電源和部分用戶，標志著中國電價機制由多年的“計劃”和“市場”雙軌并行制，開始向完全市場化的軌道探索。

根據中金公司的測算，2021年10月前，燃煤機組市場化電量占比約為70%左右，在1439號文印發后，全部燃煤發電量的上網電價都將由市場化交易形成。此外，部分地區水電、核電、新能源也參與市場化交易，這幾類電源的市場化電量占比約為10%-30%、15%-30%、30%。

在用戶側，目前44%的工商業用戶通過市場化交易購電，售電公司數量逐年上升。2021年10月起，國家發改委要求10kV及以上工商業用戶要全部進入電力市場，其他工商業用戶也要盡快進入。

由于工商業目錄銷售電價已取消，工商業用戶購電主要有三種方式：一是直接參與電力市場交易：通過雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式直接與發電企業達成市場化購電協議，主要以用電量較大的工業用戶為主;二是由售電公司代理參與電力市場交易：售電公司每年與用戶簽訂售電協議，用電價格約定方式包括固定價格、分成模式等，由售電公司代理用戶參與電力市場交易，從發電企業處購電;三是此前尚未進入電力市場的用戶在過渡期可由電網代理購電。

由于一次性將全部工商業用戶納入電力市場存在困難，目前引入電網企業代理購電機制進行過渡。對暫未直接進入電力市場購電的工商業用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。

從價格形成機制來看，電網企業代理用戶電價與市場用戶電價的差異主要體現在購電價格上。按照文件要求，優先發電電量的低價電源用于保障居民和農業用戶，如有剩余，可作為電網企業代理工商業用戶的部分電量來源，不足部分才通過市場化采購。電源的差異決定了代理購電價格和市場化價格有可能存在差異。

“管住中間”：建立輸配電價機制改變電網企業盈利模式。

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。

中金公司表示，2015年以來，中國致力于建立輸配電價機制，改變電網企業的盈利模式，由賺取購銷價差轉向賺取合理的輸配電價。改革前，用戶的目錄銷售電價和發電的上網電價均由政府核定，僅可通過計算最終銷售電價和上網電價的差值得到輸配環節的價格，難以反映電網業務的真實成本。改革后，輸配電價應按照準許成本和合理收益核定，電網企業賺取合理利潤，同時也有助于推動發電側價格信號向用電側傳導，建立真正的電力市場化交易機制。

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。

資料顯示，2002年廠網分開以來，中國推進農網升級改造和縣公司上劃，加快了電網建設，輸配電價持續上漲;2016年以來，新一輪輸配電價改革確立了“準許成本加合理收益”的輸配電價機制，輸配電價開始下降;2018年、2019年，中國連續降低一般工商業電價，出臺了包括臨時性降低輸配電價、降低增值稅措施、降低電網企業固定資產平均折舊率等措施，輸配電價進一步降低;2020年，受新冠疫情影響，工商業電力用戶統一按原到戶電價水平的95%結算，基本由電網企業承擔，輸配電價進一步降低。2015-2020年，輸配電價累計降低0.03元/kWh。

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%。

中金公司研報顯示，省內交易方面：中長期交易常態化開展，主要以發電企業與電力用戶/售電公司直接交易為主(占省內交易92.7%);現貨市場在全國第一批8個試點地區開展了多輪長周期結算試運行，第二批6個試點地區正在加快建設。

省間交易方面：以中長期交易為主，其中發電企業與電力用戶/售電公司直接交易電量占省間交易比重約26.9%，送端發電企業與受端電網企業之間的省間外送交易電量占比約71.7%;現貨交易以跨區域省間富余可再生能源現貨交易試點起步，自2017年起已試點運行4年多，2021年11月經國家發改委批復正式升級為“省間現貨交易”。

中金公司表示，市場化電價機制已從“降價交易”過渡到“能漲能跌”。在2021年以前，各地開展的電力市場化交易普遍以降價交易為主，通過電力直接交易的方式由發電企業直接讓利給終端用戶，享受用電成本下降的市場化改革紅利。根據北京電力交易中心統計，2017-2020年平均每度電降低用戶成本約0.023元。

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。

長江證券研報顯示，2021年12月份以來，各省份年度交易陸續開展，江蘇省、陜西省、海南省、河北省及廣西自治區2022年年度成交均價較當地燃煤基準價均實現了15%以上的漲幅，廣東省2022年雙邊協商成交均價較當地燃煤基準價上浮9.72%，但其主因或系廣東省擁有全國最高的燃煤基準價，并且從同比漲幅來看廣東省同比也實現了0.09755元/千瓦時的漲幅，與江蘇省的漲幅接近甚至超過陜西省的交易電價漲幅。整體而言，隨著各省份年度交易陸續開展，預計全國2022年年度成交電價將實現整體中樞的明顯抬升。

國能經濟技術研究院認為，自2015年以來，中國電力市場建設穩步有序推進，市場化交易電量比重大幅提升，多元競爭主體格局初步形成，尤其是電力現貨試點建設取得重大進展，首批試點中山西等地已實現長周期連續運行，市場在資源優化配置中的作用顯著增強。但同時，通過現貨市場這個“探針”，也發現了電力市場仍然存在體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易仍存在市場壁壘等問題，這些暴露出來的問題需要從更高層面、從全國統一電力市場體系的角度去統籌解決。

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

9號文發布后的五年中，中國電力市場建設的腳步雖從未停歇，但多數文件僅聚焦于中長期交易或現貨交易，而非系統性的統籌推進。《意見》明確了中國電力市場體系的頂層設計，錨定了“雙碳”目標和新型電力系統下電力市場化改革的新航向，標志著全國統一電力市場時代正式開啟。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。相對于中長期交易，電力現貨交易一般在日前或日內開展，交易標的為各時段電力。因此，現貨交易成交量通常決定了每臺發電機組的實際開機與發電量，是電力交易與電網調度運行產生耦合的重要環節。現貨交易能夠在發電側形成分時電價，反映不同時段的電力供需，同時作為“指揮棒”引導各類發電資源進行靈活調節。由于電力實時供需形勢不斷變化，現貨價格通常波動劇烈，需要通過電力中長期合同鎖定價格、規避風險。根據中金公司的初步統計，試點地區現貨結算電量約占10%-20%。

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。

原因在于一是現貨交易頻次高(7×24小時不間斷開市)、周期短(小時/15分鐘)，更符合新能源波動性、難以預測等特點。根據國家電網，跨區域省間富余可再生能源現貨交易運行4年間累計減少可再生能源棄電超230億千瓦時。

二是現貨交易形成分時價格信號，鼓勵靈活調節資源在供應緊張價高時多發電/少用電，供應寬松價低時少發電/多用電。如山西現貨市場在2021年7-8月晚高峰電力供應緊張時段，現貨價格達到上限1.5元/千瓦時，充分激勵各類機組主動頂峰發電，保障省內電力可靠供應和外送電力。

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。

電力輔助服務指為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電側并網主體、新型儲能、能夠響應電力調度指令的可調節負荷提供的服務。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。一直以來，多省區輔助服務市場為發電側“零和”市場，即由新能源和不具備調節能力的電源承擔火電調峰的費用，限制了輔助服務市場規模。根據《電力中長期交易基本規則》，市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。目前已公布的電網代理購電價格中部分省份也已將輔助服務費用單獨列支。中金公司認為用戶側參與輔助服務費用分攤，有望達到輔助服務費用“開源增支”效果，短期內減輕新能源調峰費用分攤壓力。

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。除傳統電源外，新版細則將風光、新型儲能、抽水蓄能、用戶可調節負荷納入主體范圍內，充分調動源網荷儲各類資源參與電網調節，共建新型電力系統。中金公司認為需求側響應、新型儲能、抽水蓄能有望直接參與輔助服務市場獲得收益。

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。根據國家能源局統計，輔助服務費用目前占全社會電費比重約為1.5%，從國際經驗來看，電力輔助服務費用一般在全社會總電費的3%以上，該比例隨著新能源大規模接入還將不斷增加。按照2021-2025年用電量CAGR 5%、輔助服務費用占全社會電費比重每年增加0.1ppt、平均銷售電價0.6元/千瓦時等關鍵假設，中金公司預計輔助服務費用到2025年有望突破千億元規模。

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。中金公司認為，隨著新能源的規模提升和成本下降，新能源市場化收益模式有望逐漸替代原有的保障性收益模式，通過良性競爭提高新能源項目管理水平，促進新型電力系統構建。

常規電力中長期交易：與常規能源一樣，直接與電力用戶/售電公司通過雙邊協商、集中競價等方式達成中長期合同，此前以降價交易為主。新能源參與中長期交易的主要難點在于新能源預測難度大，簽訂分時段或帶曲線的中長期合同具有一定挑戰。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。《意見》鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。中金公司認為，目前對于新能源整體上網電量影響仍有限：現階段僅甘肅、蒙西新能源報量報價參與現貨市場，且現貨電量占比相對較低;現貨市場機制本身對于促進新能源消納具有重要作用：現貨市場能夠兼容新能源波動性強、預測難度大等特點，同時在現貨市場競爭機制下，新能源發電邊際成本較低，能夠自動實現優先調度。

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”。中金公司認為，電網側獨立儲能電站是重要的電網調頻資源，目前由于電價機制缺失不具備經濟性，未來有望通過建立類似于抽水蓄能的容量電價機制，鼓勵電網側獨立儲能電站的投資建設。

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，中金公司認為，其在電力轉型過渡期中在保供方面仍然發揮著不可或缺的重要支撐作用，火電資產的重要性正在凸顯，“能漲能跌”的電力市場交易機制與日臻完善的輔助服務市場機制、容量電價機制等有望為火電帶來多重收益。

短期來看，多地2022年電力長協價格上浮，煤炭價格初步得到合理控制，火電盈利得到修復。江蘇、陜西、安徽等多地2022年度電力長協成交價格上浮幅度接近20%，鎖定大部分中長期電量價格。部分地區交易方案中雖明確“鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價隨煤炭、天然氣市場價格變化合理浮動的條款”，但從目前情況來看，煤炭現貨價格尚未回落至長協價格調整區間(550-850元/噸)，中金公司認為短期內電力市場交易價格或維持上浮水平。

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：短期來看，綠電交易有望快速擴大，改善新能源運營商盈利能力;長期來看，隨著現貨試點的推廣和新能源參與現貨交易，新能源參與電力市場交易策略的復雜程度提高，現貨市場中新能源盈利能力或呈現差異化局面。

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。不帶補貼的平價項目或補貼項目超出合理利用小時數的部分(即“完全市場化綠色電力”)成交電價與標桿電價之間的溢價部分將歸發電企業所有。2022年江蘇、廣東綠電交易在煤電基準價基礎上分別溢價0.072元、0.061元/千瓦時。

其次，補貼項目有望提前回籠資金。根據綠電交易試點工作方案，補貼項目參與綠電交易的溢價部分主要有兩種處理方式：一是參與綠電交易部分電量可獲取溢價但不領取補貼，合理利用小時數相應延后;二是綠電交易溢價直接用于對沖政府補貼，相當于提前獲取一部分補貼資金。

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。

一方面，新能源全面參與電力市場競爭面臨中長期分時合同簽約難度大、現貨偏差結算和執行偏差考核等一系列風險，需要通過提升新能源功率預測準確率，加強風險管控。另一方面，由于電力市場交易品種繁多，現貨交易要求高頻次報價，新能源想要在電力市場中獲得超額收益，必須提升交易決策水平，實現交易自動化。

中金公司認為，復雜的電力市場交易或帶來可再生能源盈利能力差異化，利好具備專業交易能力、管理水平較高的新能源運營商。

中金公司表示，具備靈活調節能力的資源如儲能、抽水蓄能等或成為電力市場化改革中的最大贏家。完善的電力市場體系和價格傳導機制能夠有效疏導因新能源波動性所產生的系統平衡成本，而在電力系統中承擔平衡調節責任的靈活調節資源有望率先獲益。

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。目前，青海、新疆主要開展此類共享儲能模式。

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。根據測算，目前全國范圍內普遍的租賃費范圍為250-350元/千瓦。以一個100MW/200MWh的儲能電站為例，采用租賃模式每年可獲得約3000萬元固定收入，是獨立儲能電站容量電價機制缺失情況下的重要經濟來源。

中金公司表示，抽水蓄能是目前較為經濟、技術成熟的儲能技術，也是中國電力系統重要的靈活性來源。伴隨著2021年5月《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，抽水蓄能容量電價機制落地，經濟性獲得初步保障，投資主體也逐漸多元化。

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。

2016年售電側改革啟動后，由于門檻較低，大量售電公司涌入市場，但技術水平參差不齊，抗風險能力較差，業務模式僅限于靠價差套利。隨著降電價紅利漸盡，以價差模式為主的售電公司業務難度越來越大，加之2021年的電力供應緊張形勢帶來批發側價格上漲，使售電公司雪上加霜。

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。對于一些電壓等級低、用電量小的用戶，面對發電企業沒有選擇和議價的能力，許多用戶也并不具備進入市場的計量裝置，尋找售電公司或者由電網企業代理或許是最好的途徑。加之“能漲能跌”市場機制業已建立，售電公司需要深耕業務能力，加強服務水平和風險管控能力。

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。

虛擬電廠運營商核心競爭力來源于強大的資源聚合能力，整合小規模源、荷、儲協同發力。體量較小的分布式電源、負荷以及儲能具有較高的不確定性，單獨參與市場議價能力差，但聚合后可實現與大電網優勢互補，在賺取收益的同時保障電網穩定運行，運營商可獲得可觀收益。

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。

新能源入市趨勢下，新能源功率預測與交易軟件還有望增加電力市場收益。在電力市場中，一套準確的功率預測系統能夠助力新能源場站參與電力交易，合理定制報價、報量策略，是新能源場站能否在市場中獲得高收益、減少偏差結算費用的關鍵因素。同時，在儲能逐漸成為新能源場站標配的趨勢下，準確的功率預測還能夠使新能源場站精準調節儲能充放電策略，配合風光發電在現貨市場和輔助服務市場中實現收益最大化。

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。