全國統(tǒng)一電力市場體系將會開啟中國電力市場化改革的新篇章，相關(guān)領(lǐng)域的核心標的也有望收獲成長。

　　本刊特約作者楊慶/文

　　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;轉(zhuǎn)型，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：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。

　　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)型體制機制和政策措施的意見》明確要求，“十四五”時期，基本建立推進能源綠色低碳發(fā)展的制度框架，形成比較完善的政策、標準、市場和監(jiān)管體系，構(gòu)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(zhuǎn)型推進機制。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)電集團和四家輔業(yè)集團公司，為發(fā)電側(cè)市場塑造了市場主體。

　　2015年新一輪電改啟動，標志性文件是《關(guān)于進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有兩點，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)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》(發(fā)改體改[2020]234號)，提出：2022年底前，各地結(jié)合實際情況進一步規(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)的交易機構(gòu)相互融合，適應(yīng)區(qū)域經(jīng)濟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。

　　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制等多項改革措施。其中特別提到有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，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)容進行了進一步明確。

　　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，需要對其進行管制，輸配電價機制是世界普遍采取的電網(wǎng)環(huán)節(jié)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;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;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?？傮w來看，落實中發(fā)9號文“管住中間、放開兩頭”要求，基于輸配電價收費將成現(xiàn)實，電網(wǎng)公司盈利模式會發(fā)生根本性變化。

　　電力市場現(xiàn)狀

　　9號文發(fā)布以來，為了加快推進電力市場化建設(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，推進了八個現(xiàn)貨試點市場陸續(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，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，占剔除城鄉(xiāng)居民用電后的生產(chǎn)用電的52.93%。

　　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價(標桿價)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一步放開至20%，此后多地集中競價成交電價實現(xiàn)頂格交易，標志著“能漲能跌”的市場化電價機制初步形成。

　　此次《意見》的出臺恰逢其時。《意見》在國家“雙碳”戰(zhàn)略目標指引下，為解決中國當(dāng)前在推進電力市場改革過程中面臨的深層次問題注入了一針“強心劑”，將有助于統(tǒng)籌市場機制的有效銜接，充分發(fā)揮市場機制在價格形成、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

　　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。

　　看點一：電力現(xiàn)貨市場建設(shè)加速推進。

　　電力現(xiàn)貨市場反映電力實時供需、形成價格信號。

　　中金公司認為，現(xiàn)貨市場能夠促進新能源消納，有利于儲能等靈活調(diào)節(jié)資源，未來有望加速推進。國外電力市場一般先建設(shè)現(xiàn)貨(日前/實時)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。

　　省內(nèi)現(xiàn)貨：首批8個現(xiàn)貨試點截至2022年1月均已開展了結(jié)算試運行，其中山西、廣東、甘肅已基本進入常態(tài)化運行狀態(tài)。浙江、山東自2021年12月起也在開展結(jié)算試運行。中金公司預(yù)計現(xiàn)貨市場或?qū)⒓铀偻茝V至更多省份，第二批現(xiàn)貨試點2022年起有望陸續(xù)開展試運行，第一批現(xiàn)貨試點不斷完善，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，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)，在此前試點的基礎(chǔ)上擴大了市場主體范圍(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)計省間現(xiàn)貨交易規(guī)模也有望增加。

　　看點二：電力輔助服務(wù)市場逐漸完善。

　　中金公司認為，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)費用分攤機制，有望增加輔助服務(wù)費用來源、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)市場全面擴容，著力解決新能源電網(wǎng)消納痛點。

　　看點三：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。

　　常規(guī)電力中長期交易：根據(jù)《意見》，電力中長期交易機制也將逐步適應(yīng)新能源特點，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一步擴大。

　　現(xiàn)貨交易：截至2021年底，山西、甘肅、蒙西、山東現(xiàn)貨試點已經(jīng)將新能源納入電力現(xiàn)貨交易范疇。

　　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。中金公司認為，隨著分布式發(fā)電直接交易的試點開展，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(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償管理辦法(試行，征求意見稿)》。

　　電網(wǎng)側(cè)獨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)”。

　　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，按照中金公司的測算，基于700元/噸煤炭長協(xié)基準價及單位煤耗約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)平均燃煤標桿電價在0.414元/千瓦時，若市場電可在基準價基礎(chǔ)上溢價銷售10%-20%，除稅后點火價差可修復(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)的邊際利潤貢獻水平。

　　火電靈活性仍是當(dāng)前最具備經(jīng)濟性、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。

　　綠電交易有望提振新能源項目收益：首先，平價項目有望溢價交易。其次，補貼項目有望提前回籠資金。

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

　　同時，中金公司認為，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。

　　共享儲能+電力市場模式有望改善新能源配儲項目經(jīng)濟性。當(dāng)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，收益來源僅僅是減少棄風(fēng)棄光電量和“兩個細則”考核費用，儲能電站多數(shù)僅作為新能源項目的成本項。此外，常規(guī)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)模大和回報周期長的特點，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，實現(xiàn)資源全網(wǎng)共享。二是共享租賃模式：實際上是“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。

　　按照文件目前給出的抽蓄收益模式，電量電價僅補償因抽發(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，其價差模式恐難以為繼。

　　1439號文件放開全部工商業(yè)用戶目錄電價，未來預(yù)計新增百萬數(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。

　　中金公司認為，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)勢的獨立售電公司有望脫穎而出。

　　“尖峰缺電力”現(xiàn)象頻現(xiàn)，負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、尖峰負荷持續(xù)攀升，中國電力裝機雖整體過剩，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。

　　國內(nèi)電力市場化持續(xù)推進，疊加微小主體接入需求快速增長，負荷聚合與虛擬電廠前景廣闊。小微主體進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。看好國內(nèi)綜合能源服務(wù)商開展虛擬電廠業(yè)務(wù)帶來的業(yè)績增量。綜合能源運營商具備專業(yè)服務(wù)平臺，在聚合資源方面具備優(yōu)勢。除該項業(yè)務(wù)直接帶來的收益外，做負荷聚合商可以為公司提供大量用戶資源，進而拓寬其他服務(wù)項目覆蓋面，貢獻可觀業(yè)績增量。

　　中金公司表示，電力市場建設(shè)加速推進帶來對電力交易平臺軟件需求快速增長。目前，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)、交易機構(gòu)分別負責(zé)組織運營電力現(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)用戶進入電力市場對售電公司管理運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，售電公司需要加強信息化建設(shè)，借助自動化的售電運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)測準確性納入“兩個細則”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)測準確性的考核要求。

　　中金公司看好新能源裝機持續(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)合增長率有望達到16%以上。

　　來源：證券市場周刊 原標題 《電力改革大幕啟》，內(nèi)容有較多刪節(jié)