中國電力體制改革將步入整體優(yōu)化提升的階段。

2022年1月29日，國家發(fā)改委和能源局聯(lián)合出臺了《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號，下稱“《意見》”)，核心內(nèi)容在于電力改革的市場化及轉(zhuǎn)型——市場化，在全國更大范圍內(nèi)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(yīng)性。

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

東吳證券認(rèn)為，全國統(tǒng)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(yīng)，目標(biāo)是建成主體規(guī)范、功能完備、品種齊全、高效協(xié)同、全國統(tǒng)一的電力交易組織體系。而轉(zhuǎn)型則是電力市場發(fā)展的必然趨勢，現(xiàn)有市場設(shè)計(jì)完善的方向是適應(yīng)并且促進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)：隨著新能源在發(fā)電裝機(jī)中的占比越來越高，新能源置身于市場機(jī)制外已不可能。

因此，《意見》提出：

一是要提升電力市場的適應(yīng)性，增強(qiáng)可再生能源特性需要的市場“流動性”，鼓勵新能源采用報(bào)價報(bào)量的方式參與市場，并首次提出“報(bào)價未中標(biāo)電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核”和通過現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)調(diào)峰服務(wù)。

二是配合新能源“大電量、小容量”的生產(chǎn)特性，推動新型電力系統(tǒng)中傳統(tǒng)機(jī)組由提供“大電量、大容量”轉(zhuǎn)向提供“小電量、大容量”，建立適應(yīng)這一變化需要的容量成本回收機(jī)制，實(shí)現(xiàn)傳統(tǒng)機(jī)組主要依靠提供新型電力系統(tǒng)所需有效容量(即提供負(fù)荷高峰時段的“大容量”)生存發(fā)展新投資回報(bào)機(jī)制。

三是探索開展綠色電力交易，通過市場化方式發(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)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(fā)電市場化交易機(jī)構(gòu)，鼓勵“隔墻售電”、鼓勵電力就地平衡，實(shí)現(xiàn)新能源就地平衡與擴(kuò)大消納范圍的有機(jī)統(tǒng)一。

2月10日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機(jī)制和政策措施的意見》明確要求，“十四五”時期，基本建立推進(jìn)能源綠色低碳發(fā)展的制度框架，形成比較完善的政策、標(biāo)準(zhǔn)、市場和監(jiān)管體系，構(gòu)建以能耗“雙控”和非化石能源目標(biāo)制度為引領(lǐng)的能源綠色低碳轉(zhuǎn)型推進(jìn)機(jī)制。到2030年，基本建立完整的能源綠色低碳發(fā)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(guī)?；娲茉创媪?、能源安全保障能力得到全面增強(qiáng)的能源生產(chǎn)消費(fèi)格局。

中金公司認(rèn)為，電力市場加速建設(shè)是解決構(gòu)建新型電力系統(tǒng)過程中各類主體間利益矛盾的最佳手段，在全國統(tǒng)一電力市場體系頂層設(shè)計(jì)下有望全面提速，市場化環(huán)境下具備靈活調(diào)節(jié)能力的火電、儲能、抽蓄等或優(yōu)先受益，以售電和信息化角度切入電力市場領(lǐng)域的核心標(biāo)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(jīng)濟(jì)杠桿，正是產(chǎn)業(yè)政策良好的發(fā)起點(diǎn)和落腳點(diǎn)，必須重視電力體制改革的潛在規(guī)模和社會效應(yīng)。展望未來，在新基建成為穩(wěn)增長、逆周期的主要發(fā)力點(diǎn)的大背景下，電力體制改革，特別是其涉及的新能源發(fā)電及電網(wǎng)改造，將是促進(jìn)投資規(guī)模擴(kuò)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(wù)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(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的原則，將原國家電力公司一分為十一，成立國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)兩家電網(wǎng)公司和華能、大唐、國電、華電、中電投五家發(fā)電集團(tuán)和四家輔業(yè)集團(tuán)公司，為發(fā)電側(cè)市場塑造了市場主體。

2015年新一輪電改啟動，標(biāo)志性文件是《關(guān)于進(jìn)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(biāo)有兩點(diǎn)，一是輸配電價核定，二是增量配網(wǎng)市場和售電市場放開，提出“在全國范圍內(nèi)逐步形成競爭充分、開放有序、健康發(fā)展的市場體系”。

2020年2月，發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于推進(jìn)電力交易機(jī)構(gòu)獨(dú)立規(guī)范運(yùn)行的實(shí)施意見》(發(fā)改體改[2020]234號)，提出：2022年底前，各地結(jié)合實(shí)際情況進(jìn)一步規(guī)范完善市場框架、交易規(guī)則、交易品種等，京津冀、長三角、珠三角等地區(qū)的交易機(jī)構(gòu)相互融合，適應(yīng)區(qū)域經(jīng)濟(jì)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(guī)范、功能完備、品種齊全、高效協(xié)同、全國統(tǒng)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(jīng)營過渡到廠網(wǎng)分開，再由發(fā)電側(cè)多元化競爭逐步向售電側(cè)市場化過渡。經(jīng)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(gòu)以及在空間、時間、交易標(biāo)的層面均有廣闊覆蓋面的全市場體系結(jié)構(gòu)。

“放開兩頭”：發(fā)電、售電側(cè)充分競爭，引導(dǎo)經(jīng)營性用戶全部進(jìn)入市場。

電力市場化的核心是還原電力商品屬性，發(fā)電側(cè)、售電側(cè)放開是體現(xiàn)其商品屬性的必由之路。

在發(fā)電側(cè)，參與電力交易的機(jī)組以火電為主，水核風(fēng)光亦部分參與。

2021年10月8日，國務(wù)院常務(wù)會議提出改革完善煤電價格市場化形成機(jī)制等多項(xiàng)改革措施。其中特別提到有序推動燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)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(diào)整為原則上均不超過20%，對高耗能行業(yè)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(fā)改委正式出臺《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(下稱“1439號文”)，對電力市場化改革內(nèi)容進(jìn)行了進(jìn)一步明確。

1439號文的印發(fā)，是中發(fā)9號文發(fā)布以來的一次重大改革節(jié)點(diǎn)，是對前期電改的升華與深化，目的是推動發(fā)電側(cè)和用電側(cè)建立“能漲能跌”的市場化電價機(jī)制，取消工商業(yè)目錄電價，推動工商業(yè)用戶全部入市，價格由市場形成。此次改革，對發(fā)、輸、配、售全產(chǎn)業(yè)鏈，以及電改的未來發(fā)展方向?qū)a(chǎn)生重要影響。

長江證券認(rèn)為，本次電價政策的調(diào)整具備重要的跨時代意義：放開發(fā)電側(cè)部分電源和部分用戶，標(biāo)志著中國電價機(jī)制由多年的“計(jì)劃”和“市場”雙軌并行制，開始向完全市場化的軌道探索。

根據(jù)中金公司的測算，2021年10月前，燃煤機(jī)組市場化電量占比約為70%左右，在1439號文印發(fā)后，全部燃煤發(fā)電量的上網(wǎng)電價都將由市場化交易形成。此外，部分地區(qū)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(cè)，目前44%的工商業(yè)用戶通過市場化交易購電，售電公司數(shù)量逐年上升。2021年10月起，國家發(fā)改委要求10kV及以上工商業(yè)用戶要全部進(jìn)入電力市場，其他工商業(yè)用戶也要盡快進(jìn)入。

由于工商業(yè)目錄銷售電價已取消，工商業(yè)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(xié)商、集中競價、掛牌交易等方式直接與發(fā)電企業(yè)達(dá)成市場化購電協(xié)議，主要以用電量較大的工業(yè)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(xié)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(fā)電企業(yè)處購電;三是此前尚未進(jìn)入電力市場的用戶在過渡期可由電網(wǎng)代理購電。

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

從價格形成機(jī)制來看，電網(wǎng)企業(yè)代理用戶電價與市場用戶電價的差異主要體現(xiàn)在購電價格上。按照文件要求，優(yōu)先發(fā)電電量的低價電源用于保障居民和農(nóng)業(yè)用戶，如有剩余，可作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)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(jī)制改變電網(wǎng)企業(yè)盈利模式。

在推行廠網(wǎng)分離后，為保證電網(wǎng)安全，輸配環(huán)節(jié)仍由國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)等電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營。由于電網(wǎng)環(huán)節(jié)具有自然壟斷屬性，需要對其進(jìn)行管制，輸配電價機(jī)制是世界普遍采取的電網(wǎng)環(huán)節(jié)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(jī)制，改變電網(wǎng)企業(yè)的盈利模式，由賺取購銷價差轉(zhuǎn)向賺取合理的輸配電價。改革前，用戶的目錄銷售電價和發(fā)電的上網(wǎng)電價均由政府核定，僅可通過計(jì)算最終銷售電價和上網(wǎng)電價的差值得到輸配環(huán)節(jié)的價格，難以反映電網(wǎng)業(yè)務(wù)的真實(shí)成本。改革后，輸配電價應(yīng)按照準(zhǔn)許成本和合理收益核定，電網(wǎng)企業(yè)賺取合理利潤，同時也有助于推動發(fā)電側(cè)價格信號向用電側(cè)傳導(dǎo)，建立真正的電力市場化交易機(jī)制。

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

資料顯示，2002年廠網(wǎng)分開以來，中國推進(jìn)農(nóng)網(wǎng)升級改造和縣公司上劃，加快了電網(wǎng)建設(shè)，輸配電價持續(xù)上漲;2016年以來，新一輪輸配電價改革確立了“準(zhǔn)許成本加合理收益”的輸配電價機(jī)制，輸配電價開始下降;2018年、2019年，中國連續(xù)降低一般工商業(yè)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(wǎng)企業(yè)固定資產(chǎn)平均折舊率等措施，輸配電價進(jìn)一步降低;2020年，受新冠疫情影響，工商業(yè)電力用戶統(tǒng)一按原到戶電價水平的95%結(jié)算，基本由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，輸配電價進(jìn)一步降低。2015-2020年，輸配電價累計(jì)降低0.03元/kWh。

電力市場現(xiàn)狀

9號文發(fā)布以來，為了加快推進(jìn)電力市場化建設(shè)，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(xié)、月度競價、現(xiàn)貨等多類型交易品種，推進(jìn)了八個現(xiàn)貨試點(diǎn)市場陸續(xù)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(shí)現(xiàn)全國范圍的電力資源優(yōu)化配置還存在一定差距。

當(dāng)前，中國的市場化交易電量占比已近一半。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，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(diǎn)，占剔除城鄉(xiāng)居民用電后的生產(chǎn)用電的52.93%。

中金公司研報(bào)顯示，省內(nèi)交易方面：中長期交易常態(tài)化開展，主要以發(fā)電企業(yè)與電力用戶/售電公司直接交易為主(占省內(nèi)交易92.7%);現(xiàn)貨市場在全國第一批8個試點(diǎn)地區(qū)開展了多輪長周期結(jié)算試運(yùn)行，第二批6個試點(diǎn)地區(qū)正在加快建設(shè)。

省間交易方面：以中長期交易為主，其中發(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)與受端電網(wǎng)企業(yè)之間的省間外送交易電量占比約71.7%;現(xiàn)貨交易以跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易試點(diǎn)起步，自2017年起已試點(diǎn)運(yùn)行4年多，2021年11月經(jīng)國家發(fā)改委批復(fù)正式升級為“省間現(xiàn)貨交易”。

中金公司表示，市場化電價機(jī)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(fā)電企業(yè)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(jù)北京電力交易中心統(tǒng)計(jì)，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(guī)定，允許交易電價在燃煤基準(zhǔn)價(標(biāo)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(jìn)一步放開至20%，此后多地集中競價成交電價實(shí)現(xiàn)頂格交易，標(biāo)志著“能漲能跌”的市場化電價機(jī)制初步形成。

長江證券研報(bào)顯示，2021年12月份以來，各省份年度交易陸續(xù)開展，江蘇省、陜西省、海南省、河北省及廣西自治區(qū)2022年年度成交均價較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價均實(shí)現(xiàn)了15%以上的漲幅，廣東省2022年雙邊協(xié)商成交均價較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)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(zhǔn)價，并且從同比漲幅來看廣東省同比也實(shí)現(xiàn)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(xù)開展，預(yù)計(jì)全國2022年年度成交電價將實(shí)現(xiàn)整體中樞的明顯抬升。

國能經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院認(rèn)為，自2015年以來，中國電力市場建設(shè)穩(wěn)步有序推進(jìn)，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(xiàn)貨試點(diǎn)建設(shè)取得重大進(jìn)展，首批試點(diǎn)中山西等地已實(shí)現(xiàn)長周期連續(xù)運(yùn)行，市場在資源優(yōu)化配置中的作用顯著增強(qiáng)。但同時，通過現(xiàn)貨市場這個“探針”，也發(fā)現(xiàn)了電力市場仍然存在體系不完整、功能不完善、交易規(guī)則不統(tǒng)一、跨省跨區(qū)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(tǒng)一電力市場體系的角度去統(tǒng)籌解決。

此次《意見》的出臺恰逢其時?！兑庖姟吩趪?ldquo;雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)指引下，為解決中國當(dāng)前在推進(jìn)電力市場改革過程中面臨的深層次問題注入了一針“強(qiáng)心劑”，將有助于統(tǒng)籌市場機(jī)制的有效銜接，充分發(fā)揮市場機(jī)制在價格形成、價格傳導(dǎo)和資源配置上的決定性作用，更好的厘清市場與政府的關(guān)系，可以說是繼9號文之后，未來一段時間內(nèi)推動電力市場改革、指引電力市場建設(shè)的又一重大綱領(lǐng)性文件。

新時代正開啟

9號文發(fā)布后的五年中，中國電力市場建設(shè)的腳步雖從未停歇，但多數(shù)文件僅聚焦于中長期交易或現(xiàn)貨交易，而非系統(tǒng)性的統(tǒng)籌推進(jìn)?！兑庖姟访鞔_了中國電力市場體系的頂層設(shè)計(jì)，錨定了“雙碳”目標(biāo)和新型電力系統(tǒng)下電力市場化改革的新航向，標(biāo)志著全國統(tǒng)一電力市場時代正式開啟。中金公司總結(jié)了全國統(tǒng)一電力市場體系未來發(fā)展的四大看點(diǎn)。

看點(diǎn)一：電力現(xiàn)貨市場建設(shè)加速推進(jìn)。

電力現(xiàn)貨市場反映電力實(shí)時供需、形成價格信號。相對于中長期交易，電力現(xiàn)貨交易一般在日前或日內(nèi)開展，交易標(biāo)的為各時段電力。因此，現(xiàn)貨交易成交量通常決定了每臺發(fā)電機(jī)組的實(shí)際開機(jī)與發(fā)電量，是電力交易與電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行產(chǎn)生耦合的重要環(huán)節(jié)。現(xiàn)貨交易能夠在發(fā)電側(cè)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(dǎo)各類發(fā)電資源進(jìn)行靈活調(diào)節(jié)。由于電力實(shí)時供需形勢不斷變化，現(xiàn)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(guī)避風(fēng)險。根據(jù)中金公司的初步統(tǒng)計(jì)，試點(diǎn)地區(qū)現(xiàn)貨結(jié)算電量約占10%-20%。

中金公司認(rèn)為，現(xiàn)貨市場能夠促進(jìn)新能源消納，有利于儲能等靈活調(diào)節(jié)資源，未來有望加速推進(jìn)。國外電力市場一般先建設(shè)現(xiàn)貨(日前/實(shí)時)市場、后建設(shè)中長期(期貨)市場。中國電力市場建設(shè)始于電力中長期交易，隨著新能源比例不斷攀升，現(xiàn)貨市場有望在新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場體系中扮演更加重要的角色。

原因在于一是現(xiàn)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(yù)測等特點(diǎn)。根據(jù)國家電網(wǎng)，跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易運(yùn)行4年間累計(jì)減少可再生能源棄電超230億千瓦時。

二是現(xiàn)貨交易形成分時價格信號，鼓勵靈活調(diào)節(jié)資源在供應(yīng)緊張價高時多發(fā)電/少用電，供應(yīng)寬松價低時少發(fā)電/多用電。如山西現(xiàn)貨市場在2021年7-8月晚高峰電力供應(yīng)緊張時段，現(xiàn)貨價格達(dá)到上限1.5元/千瓦時，充分激勵各類機(jī)組主動頂峰發(fā)電，保障省內(nèi)電力可靠供應(yīng)和外送電力。

省內(nèi)現(xiàn)貨：首批8個現(xiàn)貨試點(diǎn)截至2022年1月均已開展了結(jié)算試運(yùn)行，其中山西、廣東、甘肅已基本進(jìn)入常態(tài)化運(yùn)行狀態(tài)。浙江、山東自2021年12月起也在開展結(jié)算試運(yùn)行。中金公司預(yù)計(jì)現(xiàn)貨市場或?qū)⒓铀偻茝V至更多省份，第二批現(xiàn)貨試點(diǎn)2022年起有望陸續(xù)開展試運(yùn)行，第一批現(xiàn)貨試點(diǎn)不斷完善，現(xiàn)貨電量比例或隨著新能源比例提高穩(wěn)中有升。

省間現(xiàn)貨：國家電網(wǎng)自2017年開展跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易試點(diǎn)，主要目的是利用跨區(qū)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(qū)的“三棄”電量輸送到東中部地區(qū)。2021年11月，《省間現(xiàn)貨交易規(guī)則(試行)》印發(fā)，在此前試點(diǎn)的基礎(chǔ)上擴(kuò)大了市場主體范圍(加入火電)和市場交易范圍(增加了區(qū)域內(nèi)省間)，中金公司預(yù)計(jì)省間現(xiàn)貨交易規(guī)模也有望增加。

看點(diǎn)二：電力輔助服務(wù)市場逐漸完善。

電力輔助服務(wù)指為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，促進(jìn)清潔能源消納，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、新型儲能、能夠響應(yīng)電力調(diào)度指令的可調(diào)節(jié)負(fù)荷提供的服務(wù)。中金公司認(rèn)為，隨著新能源的滲透率逐步提升，電力系統(tǒng)對于輔助服務(wù)的需求會隨之增加，電力輔助服務(wù)市場的重要性逐漸凸顯，未來電力輔助服務(wù)市場或有以下發(fā)展趨勢。

用戶側(cè)參與輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制，有望增加輔助服務(wù)費(fèi)用來源、減輕新能源分?jǐn)倝毫ΑＲ恢币詠?，多省區(qū)輔助服務(wù)市場為發(fā)電側(cè)“零和”市場，即由新能源和不具備調(diào)節(jié)能力的電源承擔(dān)火電調(diào)峰的費(fèi)用，限制了輔助服務(wù)市場規(guī)模。根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)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(wù)費(fèi)用、政府性基金及附加等構(gòu)成。目前已公布的電網(wǎng)代理購電價格中部分省份也已將輔助服務(wù)費(fèi)用單獨(dú)列支。中金公司認(rèn)為用戶側(cè)參與輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)?，有望達(dá)到輔助服務(wù)費(fèi)用“開源增支”效果，短期內(nèi)減輕新能源調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)倝毫Α?/p>

源網(wǎng)荷儲多元主體共同參與輔助服務(wù)，儲能及抽水蓄能經(jīng)濟(jì)性有望改善。除傳統(tǒng)電源外，新版細(xì)則將風(fēng)光、新型儲能、抽水蓄能、用戶可調(diào)節(jié)負(fù)荷納入主體范圍內(nèi)，充分調(diào)動源網(wǎng)荷儲各類資源參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)，共建新型電力系統(tǒng)。中金公司認(rèn)為需求側(cè)響應(yīng)、新型儲能、抽水蓄能有望直接參與輔助服務(wù)市場獲得收益。

電力輔助服務(wù)市場全面擴(kuò)容，著力解決新能源電網(wǎng)消納痛點(diǎn)。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計(jì)，輔助服務(wù)費(fèi)用目前占全社會電費(fèi)比重約為1.5%，從國際經(jīng)驗(yàn)來看，電力輔助服務(wù)費(fèi)用一般在全社會總電費(fèi)的3%以上，該比例隨著新能源大規(guī)模接入還將不斷增加。按照2021-2025年用電量CAGR 5%、輔助服務(wù)費(fèi)用占全社會電費(fèi)比重每年增加0.1ppt、平均銷售電價0.6元/千瓦時等關(guān)鍵假設(shè)，中金公司預(yù)計(jì)輔助服務(wù)費(fèi)用到2025年有望突破千億元規(guī)模。

看點(diǎn)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(guī)模顯著提高，到2030年新能源全面參與市場交易。中金公司認(rèn)為，隨著新能源的規(guī)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(xiàng)目管理水平，促進(jìn)新型電力系統(tǒng)構(gòu)建。

常規(guī)電力中長期交易：與常規(guī)能源一樣，直接與電力用戶/售電公司通過雙邊協(xié)商、集中競價等方式達(dá)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(diǎn)在于新能源預(yù)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(zhàn)。根據(jù)《意見》，電力中長期交易機(jī)制也將逐步適應(yīng)新能源特點(diǎn)，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(xié)議(PPA)。

綠色電力交易：《意見》要求體現(xiàn)綠色電力在交易組織、電網(wǎng)調(diào)度等方面的優(yōu)先地位，結(jié)合此前中央經(jīng)濟(jì)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(yè)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重和能耗指標(biāo)要求，更有望在有序用電等方面享受更多優(yōu)先權(quán)益，電力用戶對綠電的需求有望進(jìn)一步擴(kuò)大。

現(xiàn)貨交易：截至2021年底，山西、甘肅、蒙西、山東現(xiàn)貨試點(diǎn)已經(jīng)將新能源納入電力現(xiàn)貨交易范疇?！兑庖姟饭膭钚履茉磮?bào)量報(bào)價參與現(xiàn)貨市場，對報(bào)價未中標(biāo)電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核。中金公司認(rèn)為，目前對于新能源整體上網(wǎng)電量影響仍有限：現(xiàn)階段僅甘肅、蒙西新能源報(bào)量報(bào)價參與現(xiàn)貨市場，且現(xiàn)貨電量占比相對較低;現(xiàn)貨市場機(jī)制本身對于促進(jìn)新能源消納具有重要作用：現(xiàn)貨市場能夠兼容新能源波動性強(qiáng)、預(yù)測難度大等特點(diǎn)，同時在現(xiàn)貨市場競爭機(jī)制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，能夠自動實(shí)現(xiàn)優(yōu)先調(diào)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(rèn)為，隨著分布式發(fā)電直接交易的試點(diǎn)開展，分布式光伏的消納水平或得到提升，低谷時段棄電現(xiàn)象有望緩解。

看點(diǎn)四：容量成本回收機(jī)制有望出臺。

容量成本回收機(jī)制保障傳統(tǒng)電源固定成本回收和長期電力供應(yīng)安全。目前，山東省已制定容量補(bǔ)償價格0.0991元/kWh，廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局于2020年11月發(fā)布《廣東電力市場容量補(bǔ)償管理辦法(試行，征求意見稿)》。

電網(wǎng)側(cè)獨(dú)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(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)”。中金公司認(rèn)為，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站是重要的電網(wǎng)調(diào)頻資源，目前由于電價機(jī)制缺失不具備經(jīng)濟(jì)性，未來有望通過建立類似于抽水蓄能的容量電價機(jī)制，鼓勵電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站的投資建設(shè)。

改革影響幾何

《意見》立足國家深化改革和市場建設(shè)大局，對于加快構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場，實(shí)現(xiàn)電力資源在全國范圍內(nèi)的自由流通和優(yōu)化配置意義重大。

對于傳統(tǒng)電源如火電，中金公司認(rèn)為，其在電力轉(zhuǎn)型過渡期中在保供方面仍然發(fā)揮著不可或缺的重要支撐作用，火電資產(chǎn)的重要性正在凸顯，“能漲能跌”的電力市場交易機(jī)制與日臻完善的輔助服務(wù)市場機(jī)制、容量電價機(jī)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(xié)價格上浮，煤炭價格初步得到合理控制，火電盈利得到修復(fù)。江蘇、陜西、安徽等多地2022年度電力長協(xié)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(qū)交易方案中雖明確“鼓勵購售雙方在中長期合同中設(shè)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(xiàn)貨價格尚未回落至長協(xié)價格調(diào)整區(qū)間(550-850元/噸)，中金公司認(rèn)為短期內(nèi)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(xié)基準(zhǔn)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(biāo)桿電價在0.414元/千瓦時，若市場電可在基準(zhǔn)價基礎(chǔ)上溢價銷售10%-20%，除稅后點(diǎn)火價差可修復(fù)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(yè)的邊際利潤貢獻(xiàn)水平。

火電靈活性仍是當(dāng)前最具備經(jīng)濟(jì)性、可規(guī)?；恼{(diào)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(rèn)為未來火電的收益模式將從當(dāng)前以電能量為主逐漸過渡至獲取電能量、輔助服務(wù)、容量服務(wù)三重收入。

對于新能源，中金公司認(rèn)為全國統(tǒng)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(kuò)大，改善新能源運(yùn)營商盈利能力;長期來看，隨著現(xiàn)貨試點(diǎn)的推廣和新能源參與現(xiàn)貨交易，新能源參與電力市場交易策略的復(fù)雜程度提高，現(xiàn)貨市場中新能源盈利能力或呈現(xiàn)差異化局面。

綠電交易有望提振新能源項(xiàng)目收益：首先，平價項(xiàng)目有望溢價交易。不帶補(bǔ)貼的平價項(xiàng)目或補(bǔ)貼項(xiàng)目超出合理利用小時數(shù)的部分(即“完全市場化綠色電力”)成交電價與標(biāo)桿電價之間的溢價部分將歸發(fā)電企業(yè)所有。2022年江蘇、廣東綠電交易在煤電基準(zhǔn)價基礎(chǔ)上分別溢價0.072元、0.061元/千瓦時。

其次，補(bǔ)貼項(xiàng)目有望提前回籠資金。根據(jù)綠電交易試點(diǎn)工作方案，補(bǔ)貼項(xiàng)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(lǐng)取補(bǔ)貼，合理利用小時數(shù)相應(yīng)延后;二是綠電交易溢價直接用于對沖政府補(bǔ)貼，相當(dāng)于提前獲取一部分補(bǔ)貼資金。

整體來看，中金公司認(rèn)為，綠電交易將體現(xiàn)可再生能源的綠色環(huán)境屬性，有望提升平價項(xiàng)目回報(bào)，改善補(bǔ)貼項(xiàng)目現(xiàn)金流表現(xiàn)，有助于新能源運(yùn)營商的資金寬松，為后續(xù)項(xiàng)目開發(fā)助力。

同時，中金公司認(rèn)為，現(xiàn)貨市場環(huán)境下新能源預(yù)測管理水平和交易能力或成為影響收益的關(guān)鍵因素：電力市場化交易改變了新能源項(xiàng)目保量保價的收益模式，而電力現(xiàn)貨市場將大大提高新能源參與電力市場的復(fù)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(xiàn)貨偏差結(jié)算和執(zhí)行偏差考核等一系列風(fēng)險，需要通過提升新能源功率預(yù)測準(zhǔn)確率，加強(qiáng)風(fēng)險管控。另一方面，由于電力市場交易品種繁多，現(xiàn)貨交易要求高頻次報(bào)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(shí)現(xiàn)交易自動化。

中金公司認(rèn)為，復(fù)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(yè)交易能力、管理水平較高的新能源運(yùn)營商。

中金公司表示，具備靈活調(diào)節(jié)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(dǎo)機(jī)制能夠有效疏導(dǎo)因新能源波動性所產(chǎn)生的系統(tǒng)平衡成本，而在電力系統(tǒng)中承擔(dān)平衡調(diào)節(jié)責(zé)任的靈活調(diào)節(jié)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(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)前，新能源配置儲能的主要是出于政府強(qiáng)制要求下獲取新能源項(xiàng)目指標(biāo)，收益來源僅僅是減少棄風(fēng)棄光電量和“兩個細(xì)則”考核費(fèi)用，儲能電站多數(shù)僅作為新能源項(xiàng)目的成本項(xiàng)。此外，常規(guī)的配套儲能項(xiàng)目往往僅服務(wù)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(wǎng)調(diào)度使用，并且儲能系統(tǒng)具有投資規(guī)模大和回報(bào)周期長的特點(diǎn)，發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展面臨諸多阻礙。為打破原有商業(yè)模式，新能源側(cè)儲能正逐漸往共享模式進(jìn)行探索，具有兩種主流模式。

一是共享調(diào)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(diào)峰輔助服務(wù)市場為多個新能源場站調(diào)峰，實(shí)現(xiàn)資源全網(wǎng)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(shí)際上是“以租代建”，由第三方投資建設(shè)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(guī)則參與輔助服務(wù)市場獲得調(diào)峰調(diào)頻收益。根據(jù)測算，目前全國范圍內(nèi)普遍的租賃費(fèi)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(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制缺失情況下的重要經(jīng)濟(jì)來源。

中金公司表示，抽水蓄能是目前較為經(jīng)濟(jì)、技術(shù)成熟的儲能技術(shù)，也是中國電力系統(tǒng)重要的靈活性來源。伴隨著2021年5月《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》，抽水蓄能容量電價機(jī)制落地，經(jīng)濟(jì)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(bǔ)償因抽發(fā)效率損失的能量，并不構(gòu)成額外收益，抽蓄電站資產(chǎn)相當(dāng)于IRR為6.5%的“固收類”產(chǎn)品。但文件還明確鼓勵抽水蓄能電站參與現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)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(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減。中金公司認(rèn)為，電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場收益未來有望助力抽蓄電站獲得更高項(xiàng)目回報(bào)。

對于售電公司，中金公司認(rèn)為經(jīng)歷一輪優(yōu)勝劣汰后，其價差模式恐難以為繼。

2016年售電側(cè)改革啟動后，由于門檻較低，大量售電公司涌入市場，但技術(shù)水平參差不齊，抗風(fēng)險能力較差，業(yè)務(wù)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(yè)務(wù)難度越來越大，加之2021年的電力供應(yīng)緊張形勢帶來批發(fā)側(cè)價格上漲，使售電公司雪上加霜。

1439號文件放開全部工商業(yè)用戶目錄電價，未來預(yù)計(jì)新增百萬數(shù)量級用戶參與電力市場，售電業(yè)務(wù)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(fā)電企業(yè)沒有選擇和議價的能力，許多用戶也并不具備進(jìn)入市場的計(jì)量裝置，尋找售電公司或者由電網(wǎng)企業(yè)代理或許是最好的途徑。加之“能漲能跌”市場機(jī)制業(yè)已建立，售電公司需要深耕業(yè)務(wù)能力，加強(qiáng)服務(wù)水平和風(fēng)險管控能力。

中金公司認(rèn)為，在售電市場發(fā)展初期，發(fā)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(fā)展，一些擁有核心技術(shù)優(yōu)勢的獨(dú)立售電公司有望脫穎而出。

“尖峰缺電力”現(xiàn)象頻現(xiàn)，負(fù)荷聚合商有望成為售電公司新業(yè)態(tài)。由于系統(tǒng)峰谷差不斷拉大、尖峰負(fù)荷持續(xù)攀升，中國電力裝機(jī)雖整體過剩，但難以應(yīng)對短時尖峰電力缺口問題，呈現(xiàn)出“火電利用小時數(shù)下降，但尖峰缺電”的現(xiàn)象。需求側(cè)響應(yīng)將是重要的用戶側(cè)調(diào)節(jié)資源，解決電力供需緊張及清潔能源消納問題。

虛擬電廠運(yùn)營商核心競爭力來源于強(qiáng)大的資源聚合能力，整合小規(guī)模源、荷、儲協(xié)同發(fā)力。體量較小的分布式電源、負(fù)荷以及儲能具有較高的不確定性，單獨(dú)參與市場議價能力差，但聚合后可實(shí)現(xiàn)與大電網(wǎng)優(yōu)勢互補(bǔ)，在賺取收益的同時保障電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，運(yùn)營商可獲得可觀收益。

國內(nèi)電力市場化持續(xù)推進(jìn)，疊加微小主體接入需求快速增長，負(fù)荷聚合與虛擬電廠前景廣闊。小微主體進(jìn)入電力市場步伐加快，虛擬電廠構(gòu)建可有效降低小微主體用電成本，下游需求廣闊?？春脟鴥?nèi)綜合能源服務(wù)商開展虛擬電廠業(yè)務(wù)帶來的業(yè)績增量。綜合能源運(yùn)營商具備專業(yè)服務(wù)平臺，在聚合資源方面具備優(yōu)勢。除該項(xiàng)業(yè)務(wù)直接帶來的收益外，做負(fù)荷聚合商可以為公司提供大量用戶資源，進(jìn)而拓寬其他服務(wù)項(xiàng)目覆蓋面，貢獻(xiàn)可觀業(yè)績增量。

中金公司表示，電力市場建設(shè)加速推進(jìn)帶來對電力交易平臺軟件需求快速增長。目前，電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)、交易機(jī)構(gòu)分別負(fù)責(zé)組織運(yùn)營電力現(xiàn)貨市場和電力中長期市場，需要相應(yīng)配置電力現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)及新一代電力交易平臺。同時，隨著經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電的放開，海量零售用戶將會進(jìn)入市場，針對批發(fā)、零售不同客戶，電力交易平臺需要具備差異化的服務(wù)能力;結(jié)算頻率的加快也對電力交易結(jié)算業(yè)務(wù)平臺提出更高要求。

海量工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場對售電公司管理運(yùn)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(shù)據(jù)，增加用戶負(fù)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(qiáng)信息化建設(shè)，借助自動化的售電運(yùn)營平臺提升核心競爭力。

新能源入市步伐加快，或?qū)⒗眯履茉垂β暑A(yù)測與交易軟件供應(yīng)商。

電網(wǎng)將新能源功率預(yù)測準(zhǔn)確性納入“兩個細(xì)則”考核，催生新能源功率預(yù)測軟件需求。新能源發(fā)電間歇性、波動性等特點(diǎn)將會對電網(wǎng)平衡造成較大的沖擊。為了方便電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)實(shí)施調(diào)節(jié)各類電源出力保證電網(wǎng)平衡穩(wěn)定，各地陸續(xù)出臺對新能源功率預(yù)測準(zhǔn)確性的考核要求。

新能源入市趨勢下，新能源功率預(yù)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(zhǔn)確的功率預(yù)測系統(tǒng)能夠助力新能源場站參與電力交易，合理定制報(bào)價、報(bào)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(jié)算費(fèi)用的關(guān)鍵因素。同時，在儲能逐漸成為新能源場站標(biāo)配的趨勢下，準(zhǔn)確的功率預(yù)測還能夠使新能源場站精準(zhǔn)調(diào)節(jié)儲能充放電策略，配合風(fēng)光發(fā)電在現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場中實(shí)現(xiàn)收益最大化。

中金公司看好新能源裝機(jī)持續(xù)增長和電力市場建設(shè)雙重驅(qū)動下對新能源場站功率預(yù)測和交易軟件的需求景氣度增長。根據(jù)沙利文《中國新能源軟件及數(shù)據(jù)服務(wù)行業(yè)研究報(bào)告》預(yù)測，2019-2024年中國新能源發(fā)電功率預(yù)測市場年均復(fù)合增長率有望達(dá)到16%以上。