电力改革大幕启：还原电力商品属性，提升高比例新能源的适应性

全国统一电力市场体系将会开启中国电力市场化改革的新篇章，相关领域的核心标的也有望收获成长。

中国电力体制改革将步入整体优化提升的阶段。

2022年1月29日，国家发改委和能源局联合出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，下称“《意见》”），核心内容在于电力改革的市场化及转型——市场化，在全国更大范围内还原电力的商品属性；转型，提升电力市场对高比例新能源的适应性。

同时， 《意见》对“十四五”、“十五五”时期电力市场建设发展提出了总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

东吴证券认为，全国统一电力市场体系的提出，是与之前电改各个阶段政策文件的相互呼应，目标是建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。而转型则是电力市场发展的必然趋势，现有市场设计完善的方向是适应并且促进新型电力系统建设：随着新能源在发电装机中的占比越来越高，新能源置身于市场机制外已不可能。

因此，《意见》提出：

一是要提升电力市场的适应性，增强可再生能源特性需要的市场“流动性”，鼓励新能源采用报价报量的方式参与市场，并首次提出“报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”和通过现货市场实现调峰服务。

二是配合新能源“大电量、小容量”的生产特性，推动新型电力系统中传统机组由提供“大电量、大容量”转向提供“小电量、大容量”，建立适应这一变化需要的容量成本回收机制，实现传统机组主要依靠提供新型电力系统所需有效容量（即提供负荷高峰时段的“大容量”）生存发展新投资回报机制。

三是探索开展绿色电力交易，通过市场化方式发现绿色电力的环境价值，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放交易的有效衔接。

四是健全分布式发电市场化交易机构，鼓励“隔墙售电”、鼓励电力就地平衡，实现新能源就地平衡与扩大消纳范围的有机统一。

2月10日，国家发改委、能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确要求，“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。

中金公司认为，电力市场加速建设是解决构建新型电力系统过程中各类主体间利益矛盾的最佳手段，在全国统一电力市场体系顶层设计下有望全面提速，市场化环境下具备灵活调节能力的火电、储能、抽蓄等或优先受益，以售电和信息化角度切入电力市场领域的核心标的也有望收获成长。

东北证券表示，电力体制改革所撬动的投资和带有的经济杠杆，正是产业政策良好的发起点和落脚点，必须重视电力体制改革的潜在规模和社会效应。展望未来，在新基建成为稳增长、逆周期的主要发力点的大背景下，电力体制改革，特别是其涉及的新能源发电及电网改造，将是促进投资规模扩张的重要渠道。

电改“前世今生”

三十余年积累沉淀，中国电力市场化改革初露峥嵘。

2002年，国务院出台《电力体制改革方案》（5号文），拉开了电力市场化改革的序幕。按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为十一，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司，为发电侧市场塑造了市场主体。

2015年新一轮电改启动，标志性文件是《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文），新一轮改革的整体目标有两点，一是输配电价核定，二是增量配网市场和售电市场放开，提出“在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。

2020年2月，发改委、能源局联合发布《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改[2020]234号），提出：2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。

中金公司表示，中国的电力体制由政企合一的垂直一体化经营过渡到厂网分开，再由发电侧多元化竞争逐步向售电侧市场化过渡。经历三十余年积累，目前已形成了“管住中间，放开两头”的电力市场化体制架构以及在空间、时间、交易标的层面均有广阔覆盖面的全市场体系结构。

“放开两头”：发电、售电侧充分竞争，引导经营性用户全部进入市场。

电力市场化的核心是还原电力商品属性，发电侧、售电侧放开是体现其商品属性的必由之路。

在发电侧，参与电力交易的机组以火电为主，水核风光亦部分参与。

2021年10月8日，国务院常务会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施。其中特别提到有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，同时将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。10月12日，国家发改委正式出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“1439号文”），对电力市场化改革内容进行了进一步明确。

1439号文的印发，是中发9号文发布以来的一次重大改革节点，是对前期电改的升华与深化，目的是推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”的市场化电价机制，取消工商业目录电价，推动工商业用户全部入市，价格由市场形成。此次改革，对发、输、配、售全产业链，以及电改的未来发展方向将产生重要影响。

长江证券认为，本次电价政策的调整具备重要的跨时代意义：放开发电侧部分电源和部分用户，标志着中国电价机制由多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。

根据中金公司的测算，2021年10月前，燃煤机组市场化电量占比约为70%左右，在1439号文印发后，全部燃煤发电量的上网电价都将由市场化交易形成。此外，部分地区水电、核电、新能源也参与市场化交易，这几类电源的市场化电量占比约为10%-30%、15%-30%、30%。在用户侧，目前44%的工商业用户通过市场化交易购电，售电公司数量逐年上升。2021年10月起，国家发改委要求10kV及以上工商业用户要全部进入电力市场，其他工商业用户也要尽快进入。

由于工商业目录销售电价已取消，工商业用户购电主要有三种方式：一是直接参与电力市场交易：通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式直接与发电企业达成市场化购电协议，主要以用电量较大的工业用户为主；二是由售电公司代理参与电力市场交易：售电公司每年与用户签订售电协议，用电价格约定方式包括固定价格、分成模式等，由售电公司代理用户参与电力市场交易，从发电企业处购电；三是此前尚未进入电力市场的用户在过渡期可由电网代理购电。

由于一次性将全部工商业用户纳入电力市场存在困难，目前引入电网企业代理购电机制进行过渡。对暂未直接进入电力市场购电的工商业用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。

从价格形成机制来看，电网企业代理用户电价与市场用户电价的差异主要体现在购电价格上。按照文件要求，优先发电电量的低价电源用于保障居民和农业用户，如有剩余，可作为电网企业代理工商业用户的部分电量来源，不足部分才通过市场化采购。电源的差异决定了代理购电价格和市场化价格有可能存在差异。

“管住中间”：建立输配电价机制改变电网企业盈利模式。

在推行厂网分离后，为保证电网安全，输配环节仍由国家电网、南方电网等电网企业经营。由于电网环节具有自然垄断属性，需要对其进行管制，输配电价机制是世界普遍采取的电网环节管制措施。

中金公司表示，2015年以来，中国致力于建立输配电价机制，改变电网企业的盈利模式，由赚取购销价差转向赚取合理的输配电价。改革前，用户的目录销售电价和发电的上网电价均由政府核定，仅可通过计算最终销售电价和上网电价的差值得到输配环节的价格，难以反映电网业务的真实成本。改革后，输配电价应按照准许成本和合理收益核定，电网企业赚取合理利润，同时也有助于推动发电侧价格信号向用电侧传导，建立真正的电力市场化交易机制。

按照1439号文，电网企业的收入主要分为三部分：一是对于进入市场的工商业用户，电网企业基于输配电价收取电费；二是对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价收取电费；三是对于居民、农业、公益性事业单位用户，由电网公司售电，这部分收取购售电价的价差。总体来看，落实中发9号文“管住中间、放开两头”要求，基于输配电价收费将成现实，电网公司盈利模式会发生根本性变化。

资料显示，2002年厂网分开以来，中国推进农网升级改造和县公司上划，加快了电网建设，输配电价持续上涨；2016年以来，新一轮输配电价改革确立了“准许成本加合理收益”的输配电价机制，输配电价开始下降；2018年、2019年，中国连续降低一般工商业电价，出台了包括临时性降低输配电价、降低增值税措施、降低电网企业固定资产平均折旧率等措施，输配电价进一步降低；2020年，受新冠疫情影响，工商业电力用户统一按原到户电价水平的95%结算，基本由电网企业承担，输配电价进一步降低。2015-2020年，输配电价累计降低0.03元/kWh。

电力市场现状

9号文发布以来，为了加快推进电力市场化建设，国家层面成立了北京和广州两大国家级电力交易中心，各省成立省级电力交易中心，形成年度长协、月度竞价、现货等多类型交易品种，推进了八个现货试点市场陆续开展，初步搭建了层次多元、品种多样的市场交易体系，但是距离实现全国范围的电力资源优化配置还存在一定差距。

当前，中国的市场化交易电量占比已近一半。根据中电联统计，2021年全国电力市场化交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量45.5%，同比提高3.3个百分点，占剔除城乡居民用电后的生产用电的52.93%。

中金公司研报显示，省内交易方面：中长期交易常态化开展，主要以发电企业与电力用户/售电公司直接交易为主（占省内交易92.7%）；现货市场在全国第一批8个试点地区开展了多轮长周期结算试运行，第二批6个试点地区正在加快建设。

省间交易方面：以中长期交易为主，其中发电企业与电力用户/售电公司直接交易电量占省间交易比重约26.9%，送端发电企业与受端电网企业之间的省间外送交易电量占比约71.7%；现货交易以跨区域省间富余可再生能源现货交易试点起步，自2017年起已试点运行4年多，2021年11月经国家发改委批复正式升级为“省间现货交易”。

中金公司表示，市场化电价机制已从“降价交易”过渡到“能涨能跌”。在2021年以前，各地开展的电力市场化交易普遍以降价交易为主，通过电力直接交易的方式由发电企业直接让利给终端用户，享受用电成本下降的市场化改革红利。根据北京电力交易中心统计，2017-2020年平均每度电降低用户成本约0.023元。

2021年7月起，随着电力供需形势紧张，各地逐渐取消市场化交易电价“暂不上浮”的规定，允许交易电价在燃煤基准价（标杆价）向上浮动至10%。2021年10月，1439号文将市场化电价上下浮动范围进一步放开至20%，此后多地集中竞价成交电价实现顶格交易，标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。

长江证券研报显示，2021年12月份以来，各省份年度交易陆续开展，江苏省、陕西省、海南省、河北省及广西自治区2022年年度成交均价较当地燃煤基准价均实现了15%以上的涨幅，广东省2022年双边协商成交均价较当地燃煤基准价上浮9.72%，但其主因或系广东省拥有全国最高的燃煤基准价，并且从同比涨幅来看广东省同比也实现了0.09755元/千瓦时的涨幅，与江苏省的涨幅接近甚至超过陕西省的交易电价涨幅。整体而言，随着各省份年度交易陆续开展，预计全国2022年年度成交电价将实现整体中枢的明显抬升。

国能经济技术研究院认为，自2015年以来，中国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升，多元竞争主体格局初步形成，尤其是电力现货试点建设取得重大进展，首批试点中山西等地已实现长周期连续运行，市场在资源优化配置中的作用显著增强。但同时，通过现货市场这个“探针”，也发现了电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易仍存在市场壁垒等问题，这些暴露出来的问题需要从更高层面、从全国统一电力市场体系的角度去统筹解决。

此次《意见》的出台恰逢其时。《意见》在国家“双碳”战略目标指引下，为解决中国当前在推进电力市场改革过程中面临的深层次问题注入了一针“强心剂”，将有助于统筹市场机制的有效衔接，充分发挥市场机制在价格形成、价格传导和资源配置上的决定性作用，更好的厘清市场与政府的关系，可以说是继9号文之后，未来一段时间内推动电力市场改革、指引电力市场建设的又一重大纲领性文件。

新时代正开启

9号文发布后的五年中，中国电力市场建设的脚步虽从未停歇，但多数文件仅聚焦于中长期交易或现货交易，而非系统性的统筹推进。《意见》明确了中国电力市场体系的顶层设计，锚定了“双碳”目标和新型电力系统下电力市场化改革的新航向，标志着全国统一电力市场时代正式开启。中金公司总结了全国统一电力市场体系未来发展的四大看点。

看点一：电力现货市场建设加速推进。

电力现货市场反映电力实时供需、形成价格信号。相对于中长期交易，电力现货交易一般在日前或日内开展，交易标的为各时段电力。因此，现货交易成交量通常决定了每台发电机组的实际开机与发电量，是电力交易与电网调度运行产生耦合的重要环节。现货交易能够在发电侧形成分时电价，反映不同时段的电力供需，同时作为“指挥棒”引导各类发电资源进行灵活调节。由于电力实时供需形势不断变化，现货价格通常波动剧烈，需要通过电力中长期合同锁定价格、规避风险。根据中金公司的初步统计，试点地区现货结算电量约占10%-20%。

中金公司认为，现货市场能够促进新能源消纳，有利于储能等灵活调节资源，未来有望加速推进。国外电力市场一般先建设现货（日前/实时）市场、后建设中长期（期货）市场。中国电力市场建设始于电力中长期交易，随着新能源比例不断攀升，现货市场有望在新型电力系统和全国统一电力市场体系中扮演更加重要的角色。

原因在于一是现货交易频次高（7×24小时不间断开市）、周期短（小时/15分钟），更符合新能源波动性、难以预测等特点。根据国家电网，跨区域省间富余可再生能源现货交易运行4年间累计减少可再生能源弃电超230亿千瓦时。

二是现货交易形成分时价格信号，鼓励灵活调节资源在供应紧张价高时多发电/少用电，供应宽松价低时少发电/多用电。如山西现货市场在2021年7-8月晚高峰电力供应紧张时段，现货价格达到上限1.5元/千瓦时，充分激励各类机组主动顶峰发电，保障省内电力可靠供应和外送电力。

省内现货：首批8个现货试点截至2022年1月均已开展了结算试运行，其中山西、广东、甘肃已基本进入常态化运行状态。浙江、山东自2021年12月起也在开展结算试运行。中金公司预计现货市场或将加速推广至更多省份，第二批现货试点2022年起有望陆续开展试运行，第一批现货试点不断完善，现货电量比例或随着新能源比例提高稳中有升。

省间现货：国家电网自2017年开展跨区域省间富余可再生能源现货交易试点，主要目的是利用跨区域省间富余的通道输送能力，以短期、即时的交易形式将西北、东北等可再生能源富集地区的“三弃”电量输送到东中部地区。2021年11月，《省间现货交易规则（试行）》印发，在此前试点的基础上扩大了市场主体范围（加入火电）和市场交易范围（增加了区域内省间），中金公司预计省间现货交易规模也有望增加。

看点二：电力辅助服务市场逐渐完善。

电力辅助服务指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体、新型储能、能够响应电力调度指令的可调节负荷提供的服务。中金公司认为，随着新能源的渗透率逐步提升，电力系统对于辅助服务的需求会随之增加，电力辅助服务市场的重要性逐渐凸显，未来电力辅助服务市场或有以下发展趋势。

用户侧参与辅助服务费用分摊机制，有望增加辅助服务费用来源、减轻新能源分摊压力。一直以来，多省区辅助服务市场为发电侧“零和”市场，即由新能源和不具备调节能力的电源承担火电调峰的费用，限制了辅助服务市场规模。根据《电力中长期交易基本规则》，市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。目前已公布的电网代理购电价格中部分省份也已将辅助服务费用单独列支。中金公司认为用户侧参与辅助服务费用分摊，有望达到辅助服务费用“开源增支”效果，短期内减轻新能源调峰费用分摊压力。

源网荷储多元主体共同参与辅助服务，储能及抽水蓄能经济性有望改善。除传统电源外，新版细则将风光、新型储能、抽水蓄能、用户可调节负荷纳入主体范围内，充分调动源网荷储各类资源参与电网调节，共建新型电力系统。中金公司认为需求侧响应、新型储能、抽水蓄能有望直接参与辅助服务市场获得收益。

电力辅助服务市场全面扩容，着力解决新能源电网消纳痛点。根据国家能源局统计，辅助服务费用目前占全社会电费比重约为1.5%，从国际经验来看，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。按照2021-2025年用电量CAGR 5%、辅助服务费用占全社会电费比重每年增加0.1ppt、平均销售电价0.6元/千瓦时等关键假设，中金公司预计辅助服务费用到2025年有望突破千亿元规模。

看点三：新能源市场化交易占比逐渐提升。

《意见》提出到有序推动新能源参与电力市场交易，到2025年绿色电力交易规模显著提高，到2030年新能源全面参与市场交易。中金公司认为，随着新能源的规模提升和成本下降，新能源市场化收益模式有望逐渐替代原有的保障性收益模式，通过良性竞争提高新能源项目管理水平，促进新型电力系统构建。

常规电力中长期交易：与常规能源一样，直接与电力用户/售电公司通过双边协商、集中竞价等方式达成中长期合同，此前以降价交易为主。新能源参与中长期交易的主要难点在于新能源预测难度大，签订分时段或带曲线的中长期合同具有一定挑战。根据《意见》，电力中长期交易机制也将逐步适应新能源特点，并且鼓励签订多年中长期合约，类似于海外电力市场新能源签订的长期购电协议（PPA）。

绿色电力交易：《意见》要求体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位，结合此前中央经济工作会议明确新增可再生能源不纳入能源总量控制，未来购买绿电的用户不仅能够满足自身企业可再生能源消纳责任权重和能耗指标要求，更有望在有序用电等方面享受更多优先权益，电力用户对绿电的需求有望进一步扩大。

现货交易：截至2021年底，山西、甘肃、蒙西、山东现货试点已经将新能源纳入电力现货交易范畴。《意见》鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。中金公司认为，目前对于新能源整体上网电量影响仍有限：现阶段仅甘肃、蒙西新能源报量报价参与现货市场，且现货电量占比相对较低；现货市场机制本身对于促进新能源消纳具有重要作用：现货市场能够兼容新能源波动性强、预测难度大等特点，同时在现货市场竞争机制下，新能源发电边际成本较低，能够自动实现优先调度。

分布式交易：《意见》提出鼓励分布式电源与周边用户直接交易。中金公司认为，随着分布式发电直接交易的试点开展，分布式光伏的消纳水平或得到提升，低谷时段弃电现象有望缓解。

看点四：容量成本回收机制有望出台。

容量成本回收机制保障传统电源固定成本回收和长期电力供应安全。目前，山东省已制定容量补偿价格0.0991元/kWh，广东省能源局、国家能源局南方监管局于2020年11月发布《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》。

电网侧独立储能电站容量电价或可期。《意见》提出“鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设”。中金公司认为，电网侧独立储能电站是重要的电网调频资源，目前由于电价机制缺失不具备经济性，未来有望通过建立类似于抽水蓄能的容量电价机制，鼓励电网侧独立储能电站的投资建设。

改革影响几何

《意见》立足国家深化改革和市场建设大局，对于加快构建全国统一电力市场，实现电力资源在全国范围内的自由流通和优化配置意义重大。

对于传统电源如火电，中金公司认为，其在电力转型过渡期中在保供方面仍然发挥着不可或缺的重要支撑作用，火电资产的重要性正在凸显，“能涨能跌”的电力市场交易机制与日臻完善的辅助服务市场机制、容量电价机制等有望为火电带来多重收益。

短期来看，多地2022年电力长协价格上浮，煤炭价格初步得到合理控制，火电盈利得到修复。江苏、陕西、安徽等多地2022年度电力长协成交价格上浮幅度接近20%，锁定大部分中长期电量价格。部分地区交易方案中虽明确“鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动的条款”，但从目前情况来看，煤炭现货价格尚未回落至长协价格调整区间（550-850元/吨），中金公司认为短期内电力市场交易价格或维持上浮水平。

按照中金公司的测算，基于700元/吨煤炭长协基准价及单位煤耗约300克/千瓦时，粗略测算火电单位燃料成本在0.267元/千瓦时。下水煤主要省份（江浙沪、广东、福建）平均燃煤标杆电价在0.414元/千瓦时，若市场电可在基准价基础上溢价销售10%-20%，除税后点火价差可修复到0.136-0.172元/千瓦时，可回升甚至超过2019-2020年火电龙头企业的边际利润贡献水平。

火电灵活性仍是当前最具备经济性、可规模化的调峰能力，是提升新能源消纳能力的重要手段。随着电力市场体系不断完善，中金公司认为未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。

对于新能源，中金公司认为全国统一电力市场下，新能源参与电力市场比例或逐渐提高：短期来看，绿电交易有望快速扩大，改善新能源运营商盈利能力；长期来看，随着现货试点的推广和新能源参与现货交易，新能源参与电力市场交易策略的复杂程度提高，现货市场中新能源盈利能力或呈现差异化局面。

绿电交易有望提振新能源项目收益：首先，平价项目有望溢价交易。不带补贴的平价项目或补贴项目超出合理利用小时数的部分（即“完全市场化绿色电力”）成交电价与标杆电价之间的溢价部分将归发电企业所有。2022年江苏、广东绿电交易在煤电基准价基础上分别溢价0.072元、0.061元/千瓦时。

其次，补贴项目有望提前回笼资金。根据绿电交易试点工作方案，补贴项目参与绿电交易的溢价部分主要有两种处理方式：一是参与绿电交易部分电量可获取溢价但不领取补贴，合理利用小时数相应延后；二是绿电交易溢价直接用于对冲政府补贴，相当于提前获取一部分补贴资金。

整体来看，中金公司认为，绿电交易将体现可再生能源的绿色环境属性，有望提升平价项目回报，改善补贴项目现金流表现，有助于新能源运营商的资金宽松，为后续项目开发助力。

同时，中金公司认为，现货市场环境下新能源预测管理水平和交易能力或成为影响收益的关键因素：电力市场化交易改变了新能源项目保量保价的收益模式，而电力现货市场将大大提高新能源参与电力市场的复杂度。

一方面，新能源全面参与电力市场竞争面临中长期分时合同签约难度大、现货偏差结算和执行偏差考核等一系列风险，需要通过提升新能源功率预测准确率，加强风险管控。另一方面，由于电力市场交易品种繁多，现货交易要求高频次报价，新能源想要在电力市场中获得超额收益，必须提升交易决策水平，实现交易自动化。

中金公司认为，复杂的电力市场交易或带来可再生能源盈利能力差异化，利好具备专业交易能力、管理水平较高的新能源运营商。

中金公司表示，具备灵活调节能力的资源如储能、抽水蓄能等或成为电力市场化改革中的最大赢家。完善的电力市场体系和价格传导机制能够有效疏导因新能源波动性所产生的系统平衡成本，而在电力系统中承担平衡调节责任的灵活调节资源有望率先获益。

共享储能+电力市场模式有望改善新能源配储项目经济性。当前，新能源配置储能的主要是出于政府强制要求下获取新能源项目指标，收益来源仅仅是减少弃风弃光电量和“两个细则”考核费用，储能电站多数仅作为新能源项目的成本项。此外，常规的配套储能项目往往仅服务于单一的可再生能源电站，各个电站的储能装置并不能直接被电网调度使用，并且储能系统具有投资规模大和回报周期长的特点，发电侧储能发展面临诸多阻碍。为打破原有商业模式，新能源侧储能正逐渐往共享模式进行探索，具有两种主流模式。

一是共享调峰模式：主要是将储能电站配置在新能源汇集站，通过参与调峰辅助服务市场为多个新能源场站调峰，实现资源全网共享。目前，青海、新疆主要开展此类共享储能模式。

二是共享租赁模式：实际上是“以租代建”，由第三方投资建设储能电站，将容量租赁给新能源场站，以较低价格满足配储要求。除此以外，储能电站还有可能按照规则参与辅助服务市场获得调峰调频收益。根据测算，目前全国范围内普遍的租赁费范围为250-350元/千瓦。以一个100MW/200MWh的储能电站为例，采用租赁模式每年可获得约3000万元固定收入，是独立储能电站容量电价机制缺失情况下的重要经济来源。

中金公司表示，抽水蓄能是目前较为经济、技术成熟的储能技术，也是中国电力系统重要的灵活性来源。伴随着2021年5月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能容量电价机制落地，经济性获得初步保障，投资主体也逐渐多元化。

按照文件目前给出的抽蓄收益模式，电量电价仅补偿因抽发效率损失的能量，并不构成额外收益，抽蓄电站资产相当于IRR为6.5%的“固收类”产品。但文件还明确鼓励抽水蓄能电站参与现货市场和辅助服务市场，所形成的市场化收益20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。中金公司认为，电力现货市场及辅助服务市场收益未来有望助力抽蓄电站获得更高项目回报。

对于售电公司，中金公司认为经历一轮优胜劣汰后，其价差模式恐难以为继。

2016年售电侧改革启动后，由于门槛较低，大量售电公司涌入市场，但技术水平参差不齐，抗风险能力较差，业务模式仅限于靠价差套利。随着降电价红利渐尽，以价差模式为主的售电公司业务难度越来越大，加之2021年的电力供应紧张形势带来批发侧价格上涨，使售电公司雪上加霜。

1439号文件放开全部工商业用户目录电价，未来预计新增百万数量级用户参与电力市场，售电业务面临翻倍增长空间。对于一些电压等级低、用电量小的用户，面对发电企业没有选择和议价的能力，许多用户也并不具备进入市场的计量装置，寻找售电公司或者由电网企业代理或许是最好的途径。加之“能涨能跌”市场机制业已建立，售电公司需要深耕业务能力，加强服务水平和风险管控能力。

中金公司认为，在售电市场发展初期，发售一体的售电公司可以凭借低价电资源占有一席之地，而随着电力市场不断向纵深发展，一些拥有核心技术优势的独立售电公司有望脱颖而出。

“尖峰缺电力”现象频现，负荷聚合商有望成为售电公司新业态。由于系统峰谷差不断拉大、尖峰负荷持续攀升，中国电力装机虽整体过剩，但难以应对短时尖峰电力缺口问题，呈现出“火电利用小时数下降，但尖峰缺电”的现象。需求侧响应将是重要的用户侧调节资源，解决电力供需紧张及清洁能源消纳问题。

虚拟电厂运营商核心竞争力来源于强大的资源聚合能力，整合小规模源、荷、储协同发力。体量较小的分布式电源、负荷以及储能具有较高的不确定性，单独参与市场议价能力差，但聚合后可实现与大电网优势互补，在赚取收益的同时保障电网稳定运行，运营商可获得可观收益。

国内电力市场化持续推进，叠加微小主体接入需求快速增长，负荷聚合与虚拟电厂前景广阔。小微主体进入电力市场步伐加快，虚拟电厂构建可有效降低小微主体用电成本，下游需求广阔。看好国内综合能源服务商开展虚拟电厂业务带来的业绩增量。综合能源运营商具备专业服务平台，在聚合资源方面具备优势。除该项业务直接带来的收益外，做负荷聚合商可以为公司提供大量用户资源，进而拓宽其他服务项目覆盖面，贡献可观业绩增量。

中金公司表示，电力市场建设加速推进带来对电力交易平台软件需求快速增长。目前，电网调度机构、交易机构分别负责组织运营电力现货市场和电力中长期市场，需要相应配置电力现货市场技术支持系统及新一代电力交易平台。同时，随着经营性电力用户发用电的放开，海量零售用户将会进入市场，针对批发、零售不同客户，电力交易平台需要具备差异化的服务能力；结算频率的加快也对电力交易结算业务平台提出更高要求。海量工商业用户进入电力市场对售电公司管理运营支撑平台提出更高要求。电力市场新增用户大多是电压等级相对较低、用电量相对较小的中小型用户，将会为售电公司带来海量数据，增加用户负荷曲线和偏差管理难度。为了提高管理效率和收益，售电公司需要加强信息化建设，借助自动化的售电运营平台提升核心竞争力。

新能源入市步伐加快，或将利好新能源功率预测与交易软件供应商。

电网将新能源功率预测准确性纳入“两个细则”考核，催生新能源功率预测软件需求。新能源发电间歇性、波动性等特点将会对电网平衡造成较大的冲击。为了方便电网调度系统实施调节各类电源出力保证电网平衡稳定，各地陆续出台对新能源功率预测准确性的考核要求。

新能源入市趋势下，新能源功率预测与交易软件还有望增加电力市场收益。在电力市场中，一套准确的功率预测系统能够助力新能源场站参与电力交易，合理定制报价、报量策略，是新能源场站能否在市场中获得高收益、减少偏差结算费用的关键因素。同时，在储能逐渐成为新能源场站标配的趋势下，准确的功率预测还能够使新能源场站精准调节储能充放电策略，配合风光发电在现货市场和辅助服务市场中实现收益最大化。

中金公司看好新能源装机持续增长和电力市场建设双重驱动下对新能源场站功率预测和交易软件的需求景气度增长。根据沙利文《中国新能源软件及数据服务行业研究报告》预测，2019-2024年中国新能源发电功率预测市场年均复合增长率有望达到16%以上。