中國(guó)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(guó)家發(fā)改委和能源局聯(lián)合出臺(tái)了《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號(hào)，下稱“《意見》”)，核心內(nèi)容在于電力改革的市場(chǎng)化及轉(zhuǎn)型——市場(chǎng)化，在全國(guó)更大范圍內(nèi)還原電力的商品屬性；提升電力市場(chǎng)對(duì)高比例新能源的適應(yīng)性。

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

東吳證券認(rèn)為，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的提出，是與之前電改各個(gè)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(guó)統(tǒng)一的電力交易組織體系。而轉(zhuǎn)型則是電力市場(chǎng)發(fā)展的必然趨勢(shì)，現(xiàn)有市場(chǎng)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(chǎng)機(jī)制外已不可能。

因此，《意見》提出：

一是要提升電力市場(chǎng)的適應(yīng)性，增強(qiáng)可再生能源特性需要的市場(chǎng)“流動(dòng)性”，鼓勵(lì)新能源采用報(bào)價(jià)報(bào)量的方式參與市場(chǎng)，并首次提出“報(bào)價(jià)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(chǎng)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(dòng)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(shí)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(chǎng)化方式發(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價(jià)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(chǎng)化交易機(jī)構(gòu)，鼓勵(lì)“隔墻售電”、鼓勵(lì)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(guó)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(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(biāo)準(zhǔn)、市場(chǎng)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茉创媪俊⒛茉窗踩Ｕ夏芰Φ玫饺嬖鰪?qiáng)的能源生產(chǎn)消費(fèi)格局。

中金公司認(rèn)為，電力市場(chǎng)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(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系頂層設(shè)計(jì)下有望全面提速，市場(chǎng)化環(huán)境下具備靈活調(diào)節(jié)能力的火電、儲(chǔ)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(chǎng)領(lǐng)域的核心標(biāo)的也有望收獲成長(zhǎng)。

東北證券表示，電力體制改革所撬動(dòng)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(huì)效應(yīng)。展望未來，在新基建成為穩(wěn)增長(zhǎng)、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(guó)電力市場(chǎng)化改革初露崢嶸。

2002年，國(guó)務(wù)院出臺(tái)《電力體制改革方案》(5號(hào)文)，拉開了電力市場(chǎng)化改革的序幕。按照確定“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競(jìng)價(jià)上網(wǎng)”的原則，將原國(guó)家電力公司一分為十一，成立國(guó)家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)兩家電網(wǎng)公司和華能、大唐、國(guó)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(chǎng)塑造了市場(chǎng)主體。

2015年新一輪電改啟動(dòng)，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(hào)文)，新一輪改革的整體目標(biāo)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，提出“在全國(guó)范圍內(nèi)逐步形成競(jìng)爭(zhēng)充分、開放有序、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(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(hào))，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(chǎng)框架、交易規(guī)則、交易品種等，京津冀、長(zhǎng)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(chǎng)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(guó)統(tǒng)一的電力交易組織體系。

中金公司表示，中國(guó)的電力體制由政企合一的垂直一體化經(jīng)營(yíng)過渡到廠網(wǎng)分開，再由發(fā)電側(cè)多元化競(jìng)爭(zhēng)逐步向售電側(cè)市場(chǎng)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(chǎng)化體制架構(gòu)以及在空間、時(shí)間、交易標(biāo)的層面均有廣闊覆蓋面的全市場(chǎng)體系結(jié)構(gòu)。

“放開兩頭”：發(fā)電、售電側(cè)充分競(jìng)爭(zhēng)，引導(dǎo)經(jīng)營(yíng)性用戶全部進(jìn)入市場(chǎng)。

電力市場(chǎng)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(guó)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(jī)制等多項(xiàng)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10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過20%，對(duì)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(guó)家發(fā)改委正式出臺(tái)《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“1439號(hào)文”)，對(duì)電力市場(chǎng)化改革內(nèi)容進(jìn)行了進(jìn)一步明確。

1439號(hào)文的印發(fā)，是中發(fā)9號(hào)文發(fā)布以來的一次重大改革節(jié)點(diǎn)，是對(duì)前期電改的升華與深化，目的是推動(dòng)發(fā)電側(cè)和用電側(cè)建立“能漲能跌”的市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)制，取消工商業(yè)目錄電價(jià)，推動(dòng)工商業(yè)用戶全部入市，價(jià)格由市場(chǎng)形成。此次改革，對(duì)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(zhǎng)江證券認(rèn)為，本次電價(jià)政策的調(diào)整具備重要的跨時(shí)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(guó)電價(jià)機(jī)制由多年的“計(jì)劃”和“市場(chǎng)”雙軌并行制，開始向完全市場(chǎng)化的軌道探索。

根據(jù)中金公司的測(cè)算，2021年10月前，燃煤機(jī)組市場(chǎng)化電量占比約為70%左右，在1439號(hào)文印發(fā)后，全部燃煤發(fā)電量的上網(wǎng)電價(jià)都將由市場(chǎng)化交易形成。此外，部分地區(qū)水電、核電、新能源也參與市場(chǎng)化交易，這幾類電源的市場(chǎng)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(chǎng)化交易購電，售電公司數(shù)量逐年上升。2021年10月起，國(guó)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(chǎng)，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(jià)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(chǎng)交易：通過雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)、掛牌交易等方式直接與發(fā)電企業(yè)達(dá)成市場(chǎng)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(chǎng)交易：售電公司每年與用戶簽訂售電協(xié)議，用電價(jià)格約定方式包括固定價(jià)格、分成模式等，由售電公司代理用戶參與電力市場(chǎng)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(chǎng)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(chǎng)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(duì)暫未直接進(jìn)入電力市場(chǎng)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(jià)格主要通過場(chǎng)內(nèi)集中競(jìng)價(jià)或競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式形成。

從價(jià)格形成機(jī)制來看，電網(wǎng)企業(yè)代理用戶電價(jià)與市場(chǎng)用戶電價(jià)的差異主要體現(xiàn)在購電價(jià)格上。按照文件要求，優(yōu)先發(fā)電電量的低價(jià)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(chǎng)化采購。電源的差異決定了代理購電價(jià)格和市場(chǎng)化價(jià)格有可能存在差異。

“管住中間”：建立輸配電價(jià)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(guó)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(jié)具有自然壟斷屬性，需要對(duì)其進(jìn)行管制，輸配電價(jià)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(guó)致力于建立輸配電價(jià)機(jī)制，改變電網(wǎng)企業(yè)的盈利模式，由賺取購銷價(jià)差轉(zhuǎn)向賺取合理的輸配電價(jià)。改革前，用戶的目錄銷售電價(jià)和發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)均由政府核定，僅可通過計(jì)算最終銷售電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)的差值得到輸配環(huán)節(jié)的價(jià)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(jià)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(rùn)，同時(shí)也有助于推動(dòng)發(fā)電側(cè)價(jià)格信號(hào)向用電側(cè)傳導(dǎo)，建立真正的電力市場(chǎng)化交易機(jī)制。

按照1439號(hào)文，電網(wǎng)企業(yè)的收入主要分為三部分：一是對(duì)于進(jìn)入市場(chǎng)的工商業(yè)用戶，電網(wǎng)企業(yè)基于輸配電價(jià)收取電費(fèi);二是對(duì)于暫未直接從電力市場(chǎng)購電的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，也是基于輸配電價(jià)收取電費(fèi);三是對(duì)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(jià)的價(jià)差。總體來看，落實(shí)中發(fā)9號(hào)文“管住中間、放開兩頭”要求，基于輸配電價(jià)收費(fèi)將成現(xiàn)實(shí)，電網(wǎng)公司盈利模式會(huì)發(fā)生根本性變化。

資料顯示，2002年廠網(wǎng)分開以來，中國(guó)推進(jìn)農(nóng)網(wǎng)升級(jí)改造和縣公司上劃，加快了電網(wǎng)建設(shè)，輸配電價(jià)持續(xù)上漲;2016年以來，新一輪輸配電價(jià)改革確立了“準(zhǔn)許成本加合理收益”的輸配電價(jià)機(jī)制，輸配電價(jià)開始下降;2018年、2019年，中國(guó)連續(xù)降低一般工商業(yè)電價(jià)，出臺(tái)了包括臨時(shí)性降低輸配電價(jià)、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(jià)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(jià)水平的95%結(jié)算，基本由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，輸配電價(jià)進(jìn)一步降低。2015-2020年，輸配電價(jià)累計(jì)降低0.03元/kWh。

電力市場(chǎng)現(xiàn)狀

9號(hào)文發(fā)布以來，為了加快推進(jìn)電力市場(chǎng)化建設(shè)，國(guó)家層面成立了北京和廣州兩大國(guó)家級(jí)電力交易中心，各省成立省級(jí)電力交易中心，形成年度長(zhǎng)協(xié)、月度競(jìng)價(jià)、現(xiàn)貨等多類型交易品種，推進(jìn)了八個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)市場(chǎng)陸續(xù)開展，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(xiàn)全國(guó)范圍的電力資源優(yōu)化配置還存在一定差距。

當(dāng)前，中國(guó)的市場(chǎng)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(guó)電力市場(chǎng)化交易電量37787.4億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)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(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(zhǎng)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(chǎng)在全國(guó)第一批8個(gè)試點(diǎn)地區(qū)開展了多輪長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行，第二批6個(gè)試點(diǎn)地區(qū)正在加快建設(shè)。

省間交易方面：以中長(zhǎng)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(guó)家發(fā)改委批復(fù)正式升級(jí)為“省間現(xiàn)貨交易”。

中金公司表示，市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)制已從“降價(jià)交易”過渡到“能漲能跌”。在2021年以前，各地開展的電力市場(chǎng)化交易普遍以降價(jià)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(chǎng)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(shì)緊張，各地逐漸取消市場(chǎng)化交易電價(jià)“暫不上浮”的規(guī)定，允許交易電價(jià)在燃煤基準(zhǔn)價(jià)(標(biāo)桿價(jià))向上浮動(dòng)至10%。2021年10月，1439號(hào)文將市場(chǎng)化電價(jià)上下浮動(dòng)范圍進(jìn)一步放開至20%，此后多地集中競(jìng)價(jià)成交電價(jià)實(shí)現(xiàn)頂格交易，標(biāo)志著“能漲能跌”的市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)制初步形成。

長(zhǎng)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(jià)較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)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(jià)較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)上浮9.72%，但其主因或系廣東省擁有全國(guó)最高的燃煤基準(zhǔn)價(jià)，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(shí)的漲幅，與江蘇省的漲幅接近甚至超過陜西省的交易電價(jià)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(guó)2022年年度成交電價(jià)將實(shí)現(xiàn)整體中樞的明顯抬升。

國(guó)能經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院認(rèn)為，自2015年以來，中國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)穩(wěn)步有序推進(jìn)，市場(chǎng)化交易電量比重大幅提升，多元競(jìng)爭(zhēng)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(zhǎng)周期連續(xù)運(yùn)行，市場(chǎng)在資源優(yōu)化配置中的作用顯著增強(qiáng)。但同時(shí)，通過現(xiàn)貨市場(chǎng)這個(gè)“探針”，也發(fā)現(xiàn)了電力市場(chǎng)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(chǎng)壁壘等問題，這些暴露出來的問題需要從更高層面、從全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的角度去統(tǒng)籌解決。

此次《意見》的出臺(tái)恰逢其時(shí)。《意見》在國(guó)家“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)指引下，為解決中國(guó)當(dāng)前在推進(jìn)電力市場(chǎng)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(chǎng)機(jī)制的有效銜接，充分發(fā)揮市場(chǎng)機(jī)制在價(jià)格形成、價(jià)格傳導(dǎo)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，可以說是繼9號(hào)文之后，未來一段時(shí)間內(nèi)推動(dòng)電力市場(chǎng)改革、指引電力市場(chǎng)建設(shè)的又一重大綱領(lǐng)性文件。

新時(shí)代正開啟

9號(hào)文發(fā)布后的五年中，中國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)的腳步雖從未停歇，但多數(shù)文件僅聚焦于中長(zhǎng)期交易或現(xiàn)貨交易，而非系統(tǒng)性的統(tǒng)籌推進(jìn)。《意見》明確了中國(guó)電力市場(chǎng)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(chǎng)化改革的新航向，標(biāo)志著全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)時(shí)代正式開啟。中金公司總結(jié)了全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系未來發(fā)展的四大看點(diǎn)。

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

電力現(xiàn)貨市場(chǎng)反映電力實(shí)時(shí)供需、形成價(jià)格信號(hào)。相對(duì)于中長(zhǎng)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(shí)段電力。因此，現(xiàn)貨交易成交量通常決定了每臺(tái)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)?，F(xiàn)貨交易能夠在發(fā)電側(cè)形成分時(shí)電價(jià)，反映不同時(shí)段的電力供需，同時(shí)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(shí)供需形勢(shì)不斷變化，現(xiàn)貨價(jià)格通常波動(dòng)劇烈，需要通過電力中長(zhǎng)期合同鎖定價(jià)格、規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)。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(chǎng)能夠促進(jìn)新能源消納，有利于儲(chǔ)能等靈活調(diào)節(jié)資源，未來有望加速推進(jìn)。國(guó)外電力市場(chǎng)一般先建設(shè)現(xiàn)貨(日前/實(shí)時(shí))市場(chǎng)、后建設(shè)中長(zhǎng)期(期貨)市場(chǎng)。中國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)始于電力中長(zhǎng)期交易，隨著新能源比例不斷攀升，現(xiàn)貨市場(chǎng)有望在新型電力系統(tǒng)和全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)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(shí)不間斷開市)、周期短(小時(shí)/15分鐘)，更符合新能源波動(dòng)性、難以預(yù)測(cè)等特點(diǎn)。根據(jù)國(guó)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(shí)。

二是現(xiàn)貨交易形成分時(shí)價(jià)格信號(hào)，鼓勵(lì)靈活調(diào)節(jié)資源在供應(yīng)緊張價(jià)高時(shí)多發(fā)電/少用電，供應(yīng)寬松價(jià)低時(shí)少發(fā)電/多用電。如山西現(xiàn)貨市場(chǎng)在2021年7-8月晚高峰電力供應(yīng)緊張時(shí)段，現(xiàn)貨價(jià)格達(dá)到上限1.5元/千瓦時(shí)，充分激勵(lì)各類機(jī)組主動(dòng)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(gè)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(chǎng)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(guó)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(shí)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(chǎng)主體范圍(加入火電)和市場(chǎng)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(chǎng)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(chǔ)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(duì)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，未來電力輔助服務(wù)市場(chǎng)或有以下發(fā)展趨勢(shì)。

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(chǎng)為發(fā)電側(cè)“零和”市場(chǎng)，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(chǎng)規(guī)模。根據(jù)《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》，市場(chǎng)用戶的用電價(jià)格由電能量交易價(jià)格、輸配電價(jià)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(jià)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(chǔ)多元主體共同參與輔助服務(wù)，儲(chǔ)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(chǔ)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(dòng)源網(wǎng)荷儲(chǔ)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(chǔ)能、抽水蓄能有望直接參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得收益。

電力輔助服務(wù)市場(chǎng)全面擴(kuò)容，著力解決新能源電網(wǎng)消納痛點(diǎn)。根據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，輔助服務(wù)費(fèi)用目前占全社會(huì)電費(fèi)比重約為1.5%，從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)來看，電力輔助服務(wù)費(fèi)用一般在全社會(huì)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(huì)電費(fèi)比重每年增加0.1ppt、平均銷售電價(jià)0.6元/千瓦時(shí)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(chǎng)化交易占比逐漸提升。

《意見》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(guī)模顯著提高，到2030年新能源全面參與市場(chǎng)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(chǎng)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(jìng)爭(zhēng)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(zhǎng)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(jìng)價(jià)等方式達(dá)成中長(zhǎng)期合同，此前以降價(jià)交易為主。新能源參與中長(zhǎng)期交易的主要難點(diǎn)在于新能源預(yù)測(cè)難度大，簽訂分時(shí)段或帶曲線的中長(zhǎng)期合同具有一定挑戰(zhàn)。根據(jù)《意見》，電力中長(zhǎng)期交易機(jī)制也將逐步適應(yīng)新能源特點(diǎn)，并且鼓勵(lì)簽訂多年中長(zhǎng)期合約，類似于海外電力市場(chǎng)新能源簽訂的長(zhǎng)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(huì)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(duì)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。《意見》鼓勵(lì)新能源報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，對(duì)報(bào)價(jià)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(duì)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(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，且現(xiàn)貨電量占比相對(duì)較低;現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制本身對(duì)于促進(jìn)新能源消納具有重要作用：現(xiàn)貨市場(chǎng)能夠兼容新能源波動(dòng)性強(qiáng)、預(yù)測(cè)難度大等特點(diǎn)，同時(shí)在現(xiàn)貨市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，能夠自動(dòng)實(shí)現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度。

分布式交易：《意見》提出鼓勵(lì)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(shí)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(tái)。

容量成本回收機(jī)制保障傳統(tǒng)電源固定成本回收和長(zhǎng)期電力供應(yīng)安全。目前，山東省已制定容量補(bǔ)償價(jià)格0.0991元/kWh，廣東省能源局、國(guó)家能源局南方監(jiān)管局于2020年11月發(fā)布《廣東電力市場(chǎng)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(chǔ)能電站容量電價(jià)或可期。《意見》提出“鼓勵(lì)抽水蓄能、儲(chǔ)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(chǔ)能電站是重要的電網(wǎng)調(diào)頻資源，目前由于電價(jià)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(jià)機(jī)制，鼓勵(lì)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站的投資建設(shè)。

改革影響幾何

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

對(duì)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(chǎng)交易機(jī)制與日臻完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制、容量電價(jià)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(zhǎng)協(xié)價(jià)格上浮，煤炭?jī)r(jià)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(zhǎng)協(xié)成交價(jià)格上浮幅度接近20%，鎖定大部分中長(zhǎng)期電量?jī)r(jià)格。部分地區(qū)交易方案中雖明確“鼓勵(lì)購售雙方在中長(zhǎng)期合同中設(shè)立交易電價(jià)隨煤炭、天然氣市場(chǎng)價(jià)格變化合理浮動(dòng)的條款”，但從目前情況來看，煤炭現(xiàn)貨價(jià)格尚未回落至長(zhǎng)協(xié)價(jià)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(chǎng)交易價(jià)格或維持上浮水平。

按照中金公司的測(cè)算，基于700元/噸煤炭長(zhǎng)協(xié)基準(zhǔn)價(jià)及單位煤耗約300克/千瓦時(shí)，粗略測(cè)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(biāo)桿電價(jià)在0.414元/千瓦時(shí)，若市場(chǎng)電可在基準(zhǔn)價(jià)基礎(chǔ)上溢價(jià)銷售10%-20%，除稅后點(diǎn)火價(jià)差可修復(fù)到0.136-0.172元/千瓦時(shí)，可回升甚至超過2019-2020年火電龍頭企業(yè)的邊際利潤(rùn)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)模化的調(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(chǎng)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(duì)于新能源，中金公司認(rèn)為全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)下，新能源參與電力市場(chǎng)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(yíng)商盈利能力;長(zhǎng)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(chǎng)交易策略的復(fù)雜程度提高，現(xiàn)貨市場(chǎng)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(jià)項(xiàng)目有望溢價(jià)交易。不帶補(bǔ)貼的平價(jià)項(xiàng)目或補(bǔ)貼項(xiàng)目超出合理利用小時(shí)數(shù)的部分(即“完全市場(chǎng)化綠色電力”)成交電價(jià)與標(biāo)桿電價(jià)之間的溢價(jià)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(jià)基礎(chǔ)上分別溢價(jià)0.072元、0.061元/千瓦時(shí)。

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(jià)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(jià)但不領(lǐng)取補(bǔ)貼，合理利用小時(shí)數(shù)相應(yīng)延后;二是綠電交易溢價(jià)直接用于對(duì)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(jià)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(yíng)商的資金寬松，為后續(xù)項(xiàng)目開發(fā)助力。

同時(shí)，中金公司認(rèn)為，現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境下新能源預(yù)測(cè)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(xiàng)目保量保價(jià)的收益模式，而電力現(xiàn)貨市場(chǎng)將大大提高新能源參與電力市場(chǎng)的復(fù)雜度。

一方面，新能源全面參與電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)面臨中長(zhǎng)期分時(shí)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(xiǎn)，需要通過提升新能源功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率，加強(qiáng)風(fēng)險(xiǎn)管控。另一方面，由于電力市場(chǎng)交易品種繁多，現(xiàn)貨交易要求高頻次報(bào)價(jià)，新能源想要在電力市場(chǎng)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(dòng)化。

中金公司認(rèn)為，復(fù)雜的電力市場(chǎng)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(yíng)商。

中金公司表示，具備靈活調(diào)節(jié)能力的資源如儲(chǔ)能、抽水蓄能等或成為電力市場(chǎng)化改革中的最大贏家。完善的電力市場(chǎng)體系和價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制能夠有效疏導(dǎo)因新能源波動(dòng)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(chǔ)能+電力市場(chǎng)模式有望改善新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)前，新能源配置儲(chǔ)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(gè)細(xì)則”考核費(fèi)用，儲(chǔ)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(chǔ)能項(xiàng)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(chǔ)能裝置并不能直接被電網(wǎng)調(diào)度使用，并且儲(chǔ)能系統(tǒng)具有投資規(guī)模大和回報(bào)周期長(zhǎng)的特點(diǎn)，發(fā)電側(cè)儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǎng)為多個(gè)新能源場(chǎng)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(chǔ)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(chǔ)能電站，將容量租賃給新能源場(chǎng)站，以較低價(jià)格滿足配儲(chǔ)要求。除此以外，儲(chǔ)能電站還有可能按照規(guī)則參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得調(diào)峰調(diào)頻收益。根據(jù)測(cè)算，目前全國(guó)范圍內(nèi)普遍的租賃費(fèi)范圍為250-350元/千瓦。以一個(gè)100MW/200MWh的儲(chǔ)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(chǔ)能電站容量電價(jià)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(chǔ)能技術(shù)，也是中國(guó)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(jià)格形成機(jī)制的意見》，抽水蓄能容量電價(jià)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(jià)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(lì)抽水蓄能電站參與現(xiàn)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(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減。中金公司認(rèn)為，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)及輔助服務(wù)市場(chǎng)收益未來有望助力抽蓄電站獲得更高項(xiàng)目回報(bào)。

對(duì)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(jià)差模式恐難以為繼。

2016年售電側(cè)改革啟動(dòng)后，由于門檻較低，大量售電公司涌入市場(chǎng)，但技術(shù)水平參差不齊，抗風(fēng)險(xiǎn)能力較差，業(yè)務(wù)模式僅限于靠?jī)r(jià)差套利。隨著降電價(jià)紅利漸盡，以價(jià)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(shì)帶來批發(fā)側(cè)價(jià)格上漲，使售電公司雪上加霜。

1439號(hào)文件放開全部工商業(yè)用戶目錄電價(jià)，未來預(yù)計(jì)新增百萬數(shù)量級(jí)用戶參與電力市場(chǎng)，售電業(yè)務(wù)面臨翻倍增長(zhǎng)空間。對(duì)于一些電壓等級(jí)低、用電量小的用戶，面對(duì)發(fā)電企業(yè)沒有選擇和議價(jià)的能力，許多用戶也并不具備進(jìn)入市場(chǎng)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(chǎng)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(xiǎn)管控能力。

中金公司認(rèn)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(shì)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(guó)電力裝機(jī)雖整體過剩，但難以應(yīng)對(duì)短時(shí)尖峰電力缺口問題，呈現(xiàn)出“火電利用小時(shí)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(yíng)商核心競(jìng)爭(zhēng)力來源于強(qiáng)大的資源聚合能力，整合小規(guī)模源、荷、儲(chǔ)協(xié)同發(fā)力。體量較小的分布式電源、負(fù)荷以及儲(chǔ)能具有較高的不確定性，單獨(dú)參與市場(chǎng)議價(jià)能力差，但聚合后可實(shí)現(xiàn)與大電網(wǎng)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，在賺取收益的同時(shí)保障電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，運(yùn)營(yíng)商可獲得可觀收益。

國(guó)內(nèi)電力市場(chǎng)化持續(xù)推進(jìn)，疊加微小主體接入需求快速增長(zhǎng)，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(chǎng)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?guó)內(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(jī)?cè)隽?。綜合能源運(yùn)營(yíng)商具備專業(yè)服務(wù)平臺(tái)，在聚合資源方面具備優(yōu)勢(shì)。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(jī)?cè)隽俊?/p>

中金公司表示，電力市場(chǎng)建設(shè)加速推進(jìn)帶來對(duì)電力交易平臺(tái)軟件需求快速增長(zhǎng)。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(yíng)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)和電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)，需要相應(yīng)配置電力現(xiàn)貨市場(chǎng)技術(shù)支持系統(tǒng)及新一代電力交易平臺(tái)。同時(shí)，隨著經(jīng)營(yíng)性電力用戶發(fā)用電的放開，海量零售用戶將會(huì)進(jìn)入市場(chǎng)，針對(duì)批發(fā)、零售不同客戶，電力交易平臺(tái)需要具備差異化的服務(wù)能力;結(jié)算頻率的加快也對(duì)電力交易結(jié)算業(yè)務(wù)平臺(tái)提出更高要求。

海量工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場(chǎng)對(duì)售電公司管理運(yùn)營(yíng)支撐平臺(tái)提出更高要求。電力市場(chǎng)新增用戶大多是電壓等級(jí)相對(duì)較低、用電量相對(duì)較小的中小型用戶，將會(huì)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(dòng)化的售電運(yùn)營(yíng)平臺(tái)提升核心競(jìng)爭(zhēng)力。

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

電網(wǎng)將新能源功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性納入“兩個(gè)細(xì)則”考核，催生新能源功率預(yù)測(cè)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(duì)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(tái)對(duì)新能源功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性的考核要求。

新能源入市趨勢(shì)下，新能源功率預(yù)測(cè)與交易軟件還有望增加電力市場(chǎng)收益。在電力市場(chǎng)中，一套準(zhǔn)確的功率預(yù)測(cè)系統(tǒng)能夠助力新能源場(chǎng)站參與電力交易，合理定制報(bào)價(jià)、報(bào)量策略，是新能源場(chǎng)站能否在市場(chǎng)中獲得高收益、減少偏差結(jié)算費(fèi)用的關(guān)鍵因素。同時(shí)，在儲(chǔ)能逐漸成為新能源場(chǎng)站標(biāo)配的趨勢(shì)下，準(zhǔn)確的功率預(yù)測(cè)還能夠使新能源場(chǎng)站精準(zhǔn)調(diào)節(jié)儲(chǔ)能充放電策略，配合風(fēng)光發(fā)電在現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)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(zhǎng)和電力市場(chǎng)建設(shè)雙重驅(qū)動(dòng)下對(duì)新能源場(chǎng)站功率預(yù)測(cè)和交易軟件的需求景氣度增長(zhǎng)。根據(jù)沙利文《中國(guó)新能源軟件及數(shù)據(jù)服務(wù)行業(yè)研究報(bào)告》預(yù)測(cè)，2019-2024年中國(guó)新能源發(fā)電功率預(yù)測(cè)市場(chǎng)年均復(fù)合增長(zhǎng)率有望達(dá)到16%以上。