電力改革的“前世今生”

全國統一電力市場(chǎng)體系將會(huì )開(kāi)啟中國電力市場(chǎng)化改革的新篇章，相關(guān)領(lǐng)域的核心標的也有望收獲成長(cháng)。

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)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》（發(fā)改體改〔2022〕118號，下稱(chēng)“《意見(jiàn)》”），核心內容在于電力改革的市場(chǎng)化及轉型——市場(chǎng)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(chǎng)對高比例新能源的適應性。

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

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型體制機制和政策措施的意見(jiàn)》明確要求，“十四五”時(shí)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、標準、市場(chǎng)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(lǐng)的能源綠色低碳轉型推進(jìn)機制。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(mǎn)足能源需求增量又規?；娲茉创媪?、能源安全保障能力得到全面增強的能源生產(chǎn)消費格局。

電改“前世今生”

三十余年積累沉淀，中國電力市場(chǎng)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(kāi)了電力市場(chǎng)化改革的序幕。按照確定“廠(chǎng)網(wǎng)分開(kāi)、主輔分離、輸配分開(kāi)、競價(jià)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)電集團和四家輔業(yè)集團公司，為發(fā)電側市場(chǎng)塑造了市場(chǎng)主體。

2015年新一輪電改啟動(dòng)，標志性文件是《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》(9號文)，新一輪改革的整體目標有兩點(diǎn)，一是輸配電價(jià)核定，二是增量配網(wǎng)市場(chǎng)和售電市場(chǎng)放開(kāi)，提出“在全國范圍內逐步形成競爭充分、開(kāi)放有序、健康發(fā)展的市場(chǎng)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)電力交易機構獨立規范運行的實(shí)施意見(jiàn)》(發(fā)改體改[2020]234號)，提出：2022年底前，各地結合實(shí)際情況進(jìn)一步規范完善市場(chǎng)框架、交易規則、交易品種等，京津冀、長(cháng)三角、珠三角等地區的交易機構相互融合，適應區域經(jīng)濟一體化要求的電力市場(chǎng)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(xié)同、全國統一的電力交易組織體系。

2021年10月8日，國務(wù)院常務(wù)會(huì )議提出改革完善煤電價(jià)格市場(chǎng)化形成機制等多項改革措施。其中特別提到有序推動(dòng)燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，同時(shí)將市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍由分別不超過(guò)10%、15%，調整為原則上均不超過(guò)20%，對高耗能行業(yè)可由市場(chǎng)交易形成價(jià)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(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（下稱(chēng)“1439號文”），對電力市場(chǎng)化改革內容進(jìn)行了進(jìn)一步明確。

在推行廠(chǎng)網(wǎng)分離后，為保證電網(wǎng)安全，輸配環(huán)節仍由國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)等電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營(yíng)。由于電網(wǎng)環(huán)節具有自然壟斷屬性，需要對其進(jìn)行管制，輸配電價(jià)機制是世界普遍采取的電網(wǎng)環(huán)節管制措施。

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(chǎng)的工商業(yè)用戶(hù)，電網(wǎng)企業(yè)基于輸配電價(jià)收取電費；二是對于暫未直接從電力市場(chǎng)購電的用戶(hù)，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，也是基于輸配電價(jià)收取電費；三是對于居民、農業(yè)、公益性事業(yè)單位用戶(hù)，由電網(wǎng)公司售電，這部分收取購售電價(jià)的價(jià)差?？傮w來(lái)看，落實(shí)中發(fā)9號文“管住中間、放開(kāi)兩頭”要求，基于輸配電價(jià)收費將成現實(shí)，電網(wǎng)公司盈利模式會(huì )發(fā)生根本性變化。

電力市場(chǎng)現狀

9號文發(fā)布以來(lái)，為了加快推進(jìn)電力市場(chǎng)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(cháng)協(xié)、月度競價(jià)、現貨等多類(lèi)型交易品種，推進(jìn)了八個(gè)現貨試點(diǎn)市場(chǎng)陸續開(kāi)展，初步搭建了層次多元、品種多樣的市場(chǎng)交易體系，但是距離實(shí)現全國范圍的電力資源優(yōu)化配置還存在一定差距。

當前，中國的市場(chǎng)化交易電量占比已近一半。根據中電聯(lián)統計，2021年全國電力市場(chǎng)化交易電量37787.4億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)19.3%，占全社會(huì )用電量45.5%，同比提高3.3個(gè)百分點(diǎn)，占剔除城鄉居民用電后的生產(chǎn)用電的52.93%。

2021年7月起，隨著(zhù)電力供需形勢緊張，各地逐漸取消市場(chǎng)化交易電價(jià)“暫不上浮”的規定，允許交易電價(jià)在燃煤基準價(jià)（標桿價(jià)）向上浮動(dòng)至10%。2021年10月，1439號文將市場(chǎng)化電價(jià)上下浮動(dòng)范圍進(jìn)一步放開(kāi)至20%，此后多地集中競價(jià)成交電價(jià)實(shí)現頂格交易，標志著(zhù)“能漲能跌”的市場(chǎng)化電價(jià)機制初步形成。

此次《意見(jiàn)》的出臺恰逢其時(shí)?！兑庖?jiàn)》在國家“雙碳”戰略目標指引下，為解決中國當前在推進(jìn)電力市場(chǎng)改革過(guò)程中面臨的深層次問(wèn)題注入了一針“強心劑”，將有助于統籌市場(chǎng)機制的有效銜接，充分發(fā)揮市場(chǎng)機制在價(jià)格形成、價(jià)格傳導和資源配置上的決定性作用，更好的厘清市場(chǎng)與政府的關(guān)系，可以說(shuō)是繼9號文之后，未來(lái)一段時(shí)間內推動(dòng)電力市場(chǎng)改革、指引電力市場(chǎng)建設的又一重大綱領(lǐng)性文件。

新時(shí)代正開(kāi)啟

中金公司總結了全國統一電力市場(chǎng)體系未來(lái)發(fā)展的四大看點(diǎn)。

看點(diǎn)一：電力現貨市場(chǎng)建設加速推進(jìn)。

電力現貨市場(chǎng)反映電力實(shí)時(shí)供需、形成價(jià)格信號。

中金公司認為，現貨市場(chǎng)能夠促進(jìn)新能源消納，有利于儲能等靈活調節資源，未來(lái)有望加速推進(jìn)。國外電力市場(chǎng)一般先建設現貨（日前/實(shí)時(shí)）市場(chǎng)、后建設中長(cháng)期（期貨）市場(chǎng)。中國電力市場(chǎng)建設始于電力中長(cháng)期交易，隨著(zhù)新能源比例不斷攀升，現貨市場(chǎng)有望在新型電力系統和全國統一電力市場(chǎng)體系中扮演更加重要的角色。

省內現貨：首批8個(gè)現貨試點(diǎn)截至2022年1月均已開(kāi)展了結算試運行，其中山西、廣東、甘肅已基本進(jìn)入常態(tài)化運行狀態(tài)。浙江、山東自2021年12月起也在開(kāi)展結算試運行。中金公司預計現貨市場(chǎng)或將加速推廣至更多省份，第二批現貨試點(diǎn)2022年起有望陸續開(kāi)展試運行，第一批現貨試點(diǎn)不斷完善，現貨電量比例或隨著(zhù)新能源比例提高穩中有升。

省間現貨：國家電網(wǎng)自2017年開(kāi)展跨區域省間富余可再生能源現貨交易試點(diǎn)，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(shí)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(fā)，在此前試點(diǎn)的基礎上擴大了市場(chǎng)主體范圍（加入火電）和市場(chǎng)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(diǎn)二：電力輔助服務(wù)市場(chǎng)逐漸完善。

中金公司認為，隨著(zhù)新能源的滲透率逐步提升，電力系統對于輔助服務(wù)的需求會(huì )隨之增加，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的重要性逐漸凸顯，未來(lái)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)或有以下發(fā)展趨勢。

用戶(hù)側參與輔助服務(wù)費用分攤機制，有望增加輔助服務(wù)費用來(lái)源、減輕新能源分攤壓力。

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)濟性有望改善。

電力輔助服務(wù)市場(chǎng)全面擴容，著(zhù)力解決新能源電網(wǎng)消納痛點(diǎn)。

看點(diǎn)三：新能源市場(chǎng)化交易占比逐漸提升。

《意見(jiàn)》提出到有序推動(dòng)新能源參與電力市場(chǎng)交易，到2025年綠色電力交易規模顯著(zhù)提高，到2030年新能源全面參與市場(chǎng)交易。

常規電力中長(cháng)期交易：根據《意見(jiàn)》，電力中長(cháng)期交易機制也將逐步適應新能源特點(diǎn)，并且鼓勵簽訂多年中長(cháng)期合約，類(lèi)似于海外電力市場(chǎng)新能源簽訂的長(cháng)期購電協(xié)議（PPA）。

綠色電力交易：《意見(jiàn)》要求體現綠色電力在交易組織、電網(wǎng)調度等方面的優(yōu)先地位，結合此前中央經(jīng)濟工作會(huì )議明確新增可再生能源不納入能源總量控制，未來(lái)購買(mǎi)綠電的用戶(hù)不僅能夠滿(mǎn)足自身企業(yè)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(yōu)先權益，電力用戶(hù)對綠電的需求有望進(jìn)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(diǎn)已經(jīng)將新能源納入電力現貨交易范疇。

分布式交易：《意見(jiàn)》提出鼓勵分布式電源與周邊用戶(hù)直接交易。中金公司認為，隨著(zhù)分布式發(fā)電直接交易的試點(diǎn)開(kāi)展，分布式光伏的消納水平或得到提升，低谷時(shí)段棄電現象有望緩解。

看點(diǎn)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(cháng)期電力供應安全。目前，山東省已制定容量補償價(jià)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(fā)布《廣東電力市場(chǎng)容量補償管理辦法（試行，征求意見(jiàn)稿）》。

電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價(jià)或可期?！兑庖?jiàn)》提出“鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠(chǎng)等調節電源的投資建設”。

改革影響幾何

《意見(jiàn)》立足國家深化改革和市場(chǎng)建設大局，對于加快構建全國統一電力市場(chǎng)，實(shí)現電力資源在全國范圍內的自由流通和優(yōu)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(cháng)協(xié)基準價(jià)及單位煤耗約300克/千瓦時(shí)，粗略測算火電單位燃料成本在0.267元/千瓦時(shí)。下水煤主要省份（江浙滬、廣東、福建）平均燃煤標桿電價(jià)在0.414元/千瓦時(shí)，若市場(chǎng)電可在基準價(jià)基礎上溢價(jià)銷(xiāo)售10%-20%，除稅后點(diǎn)火價(jià)差可修復到0.136-0.172元/千瓦時(shí)，可回升甚至超過(guò)2019-2020年火電龍頭企業(yè)的邊際利潤貢獻水平。

火電靈活性仍是當前最具備經(jīng)濟性、可規?；恼{峰能力，是提升新能源消納能力的重要手段。隨著(zhù)電力市場(chǎng)體系不斷完善，中金公司認為未來(lái)火電的收益模式將從當前以電能量為主逐漸過(guò)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，中金公司認為全國統一電力市場(chǎng)下，新能源參與電力市場(chǎng)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(jià)項目有望溢價(jià)交易。其次，補貼項目有望提前回籠資金。

整體來(lái)看，中金公司認為，綠電交易將體現可再生能源的綠色環(huán)境屬性，有望提升平價(jià)項目回報，改善補貼項目現金流表現，有助于新能源運營(yíng)商的資金寬松，為后續項目開(kāi)發(fā)助力。

同時(shí)，中金公司認為，現貨市場(chǎng)環(huán)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(guān)鍵因素：電力市場(chǎng)化交易改變了新能源項目保量保價(jià)的收益模式，而電力現貨市場(chǎng)將大大提高新能源參與電力市場(chǎng)的復雜度。

共享儲能+電力市場(chǎng)模式有望改善新能源配儲項目經(jīng)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(lái)源僅僅是減少棄風(fēng)棄光電量和“兩個(gè)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(wù)于單一的可再生能源電站，各個(gè)電站的儲能裝置并不能直接被電網(wǎng)調度使用，并且儲能系統具有投資規模大和回報周期長(cháng)的特點(diǎn)，發(fā)電側儲能發(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。

一是共享調峰模式：主要是將儲能電站配置在新能源匯集站，通過(guò)參與調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)為多個(gè)新能源場(chǎng)站調峰，實(shí)現資源全網(wǎng)共享。二是共享租賃模式：實(shí)際上是“以租代建”，由第三方投資建設儲能電站，將容量租賃給新能源場(chǎng)站，以較低價(jià)格滿(mǎn)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(wù)市場(chǎng)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(jià)僅補償因抽發(fā)效率損失的能量，并不構成額外收益，抽蓄電站資產(chǎn)相當于IRR為6.5%的“固收類(lèi)”產(chǎn)品。但文件還明確鼓勵抽水蓄能電站參與現貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，所形成的市場(chǎng)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(jià)時(shí)相應扣減。中金公司認為，電力現貨市場(chǎng)及輔助服務(wù)市場(chǎng)收益未來(lái)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(jīng)歷一輪優(yōu)勝劣汰后，其價(jià)差模式恐難以為繼。

1439號文件放開(kāi)全部工商業(yè)用戶(hù)目錄電價(jià)，未來(lái)預計新增百萬(wàn)數量級用戶(hù)參與電力市場(chǎng)，售電業(yè)務(wù)面臨翻倍增長(cháng)空間。

中金公司認為，在售電市場(chǎng)發(fā)展初期，發(fā)售一體的售電公司可以憑借低價(jià)電資源占有一席之地，而隨著(zhù)電力市場(chǎng)不斷向縱深發(fā)展，一些擁有核心技術(shù)優(yōu)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(yè)態(tài)。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(guò)剩，但難以應對短時(shí)尖峰電力缺口問(wèn)題，呈現出“火電利用小時(shí)數下降，但尖峰缺電”的現象。需求側響應將是重要的用戶(hù)側調節資源，解決電力供需緊張及清潔能源消納問(wèn)題。

國內電力市場(chǎng)化持續推進(jìn)，疊加微小主體接入需求快速增長(cháng)，負荷聚合與虛擬電廠(chǎng)前景廣闊。小微主體進(jìn)入電力市場(chǎng)步伐加快，虛擬電廠(chǎng)構建可有效降低小微主體用電成本，下游需求廣闊?？春脟鴥染C合能源服務(wù)商開(kāi)展虛擬電廠(chǎng)業(yè)務(wù)帶來(lái)的業(yè)績(jì)增量。綜合能源運營(yíng)商具備專(zhuān)業(yè)服務(wù)平臺，在聚合資源方面具備優(yōu)勢。除該項業(yè)務(wù)直接帶來(lái)的收益外，做負荷聚合商可以為公司提供大量用戶(hù)資源，進(jìn)而拓寬其他服務(wù)項目覆蓋面，貢獻可觀(guān)業(yè)績(jì)增量。

中金公司表示，電力市場(chǎng)建設加速推進(jìn)帶來(lái)對電力交易平臺軟件需求快速增長(cháng)。目前，電網(wǎng)調度機構、交易機構分別負責組織運營(yíng)電力現貨市場(chǎng)和電力中長(cháng)期市場(chǎng)，需要相應配置電力現貨市場(chǎng)技術(shù)支持系統及新一代電力交易平臺。同時(shí)，隨著(zhù)經(jīng)營(yíng)性電力用戶(hù)發(fā)用電的放開(kāi)，海量零售用戶(hù)將會(huì )進(jìn)入市場(chǎng)，針對批發(fā)、零售不同客戶(hù)，電力交易平臺需要具備差異化的服務(wù)能力；結算頻率的加快也對電力交易結算業(yè)務(wù)平臺提出更高要求。

海量工商業(yè)用戶(hù)進(jìn)入電力市場(chǎng)對售電公司管理運營(yíng)支撐平臺提出更高要求。電力市場(chǎng)新增用戶(hù)大多是電壓等級相對較低、用電量相對較小的中小型用戶(hù)，將會(huì )為售電公司帶來(lái)海量數據，增加用戶(hù)負荷曲線(xiàn)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(dòng)化的售電運營(yíng)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(wǎng)將新能源功率預測準確性納入“兩個(gè)細則”考核，催生新能源功率預測軟件需求。新能源發(fā)電間歇性、波動(dòng)性等特點(diǎn)將會(huì )對電網(wǎng)平衡造成較大的沖擊。為了方便電網(wǎng)調度系統實(shí)施調節各類(lèi)電源出力保證電網(wǎng)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(cháng)和電力市場(chǎng)建設雙重驅動(dòng)下對新能源場(chǎng)站功率預測和交易軟件的需求景氣度增長(cháng)。根據沙利文《中國新能源軟件及數據服務(wù)行業(yè)研究報告》預測，2019-2024年中國新能源發(fā)電功率預測市場(chǎng)年均復合增長(cháng)率有望達到16%以上。