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。
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。
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。
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。
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。
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。
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%。
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。
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
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
常规电力中长期交易：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。
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”。
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，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。
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。其次，补贴项目有望提前回笼资金。
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。
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。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。
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。
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。
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。
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。
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。