发展历程：纵观我国电力工业已经发展 44 年，发展历程根据推进程度可以分为两个阶段：1）1978-2015 年称之为电力体制初步形成阶段 2）2015 年至今称之为电力市场新一轮深化建设阶段。通过改革与发展，我国电力 市场成长迅速，在‚双碳‛政策驱动下，电力系统 ‚电气化‛+‚能源转 型‛转型是实现碳中和的主要途径，新型电力系统的发展促进电力这一传统行业换发新生。

　　排放现状：消费侧电力排放 CO2占比最高。我国温室气体排放中，CO2 占 比约 80%；CO2 排放中 90%来自于能源活动；能源相关 CO2 从消费侧角 度来看，主要来自于电力/工业/建筑/交通，分别占比 40+%/40-%/10- %/10+%。另据国网能源研究院《中国能源电力发展展望 2020》研究显示， 深度碳减排情境下，2060 年我国电气化率将由 2020 年的 26.8%上升至 69.8%，终端能源需求主要由电力满足，一次能源需求主要由风、光、水、 核等非化石能源发电满足，所以电力系统转型升级‚电气化+能源转型‛是 实现碳中和的主要路径，新型电力系统升级是我国实现‚双碳‛目标的决 定性因素。

　　新能源爆发式增长重构电力系统物理形态。‚双碳‛目标的转型催生新能源 爆发式增长，从发电侧实现清洁能源电力化、电力供应低碳化，风电、光伏作为新增的主要装机来源将迎来长足发展。根据中国能源统计年鉴数据 预计 2030 年风光发电占比将从2020年的 9.5%提升至 2030 年的 39.7%；与此同时，风光作为一次能源以电力的形式出现，要求需求侧在建筑、交 通等领域大力推动电气化，大幅提升电能占终端能源消费比重，助力实现 碳达峰与碳中和。

　　新型电力系统目前问题:灵活性、电网、辅助服务市场、设备耦合。电力系统灵活性：电力系统灵活性是指在某一时间尺度下，满足电网运行、 经济约束，电力系统快速而有效地调配现有资源，匹配负荷波动和可再生 能源出力随机变化的能力。当系统电力供应小于需求时，系统可以‚向上 调节‛增加出力否则会导致电力短缺。当系统电力供应大于需求时，系统 可以‚向下调节‛减少出力否则会造成‚弃风、弃光‛。新能源装机的出力 具有随机性、波动性、间歇性等特征，在不同地域、不同季节表现出较为 显著的差异，增大了保供难度。目前新能源需要与传统火电发电空间相匹 配，提高电力系统灵活性，当新能源大发时，需要以火电为主的机组降低 自身出力，为新能源让出发电空间，同时注意火电存在最小出力的限制和 快速启停问题，合理调配发电空间，避免新能源的弃臵情况。

　　电网：电力系统的功率平衡体现在电网频率上，通常情况下电网保持在 50Hz 的频率。如果发电功率不足用电功率，则电网频率则会下降；反之频率上升通常情况下，电网运行需要保持在 50Hz±0.5Hz 的频率范围内，调节空间小。分布式新能源具有离散性、随机性接入配电网就地消纳，增加 了电网的复杂成都。电网建设是提升新能源接入能力的基础。

　　辅助服务：辅助服务是维持电力系统的安全稳定运行或恢复系统安全，保 证电能供应，满足电压、频率质量等要求。1）备用：运行中开机的机组总 容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差 部分称为备用，分为上备用与下备用。2）调频：机组出力还需随电力系统 的负荷波动而快速调整。机组还需要提前锁定一部分容量不能提供能量服 务。因此，应对现货能量与辅助服务的市场交易进行联合考虑，提高资源 优化配臵效率。

　　设备耦合：电力系统的运行会受到物理定律（基尔霍夫定律）的约束。物理上，用户与发电之间不是‚点对点‛的供应与交易关系，每个节点的电 功率变化，都会引致系统内多个节点的共同调节，并改变线路功率。当线 路达到传输功率上限时候则会‚阻塞‛，因此需要根据物理特性的优化电路， 适配最佳出清电价和出清容量。随着电网线路复杂度提升、和二次设备的 增加，新型电力系统运行管理充分考虑海量网络元件的耦合关系以求最优 解。

　　1）广泛互联：形成更坚强的互联互通网络平台，可以实现季节差互补、风光水火互调、跨地区跨领域补偿调节等，实现各类发电资源共享及备用；

　　2）智能互动：将现代通信技术与电力技术融合，将电网打造成高度感知、 双向互动、智能高效的系统；

　　3）灵活柔性：电网要充分具备调峰调频能力，实现灵活柔性性质，增强抗扰动能力；

　　4）安全可控：加大支撑电源发展，解决顶峰出力问题，实现交流与直流电压等级协调发展，防范系统故障及大面积停电风险。

　　政策指导电力市场体系建设迈入新阶段。《指导意见》正式印发，强调要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易， 科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑 作用。事实上，自 2015年以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场 化交易电量比重大幅提升，多元竞争主体格局初步形成，尤其是电力现货 试点建设取得重大进展，首批试点中山西等地已实现长周期连续运行，市 场在资源优化配臵中的作用显著增强。但同时，我们通过现货市场这个 ‚探针‛，也发现了电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则 不统一、跨省跨区交易仍存在市场壁垒等问题，这些暴露出来的问题需要 从更高层面、从全国统一电力市场体系的角度去统筹解决。此次《指导意 见》的出台恰逢其时。《指导意见》在国家‚双碳‛战略目标指引下，为解 决我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、 价格传导和资源配臵上的决定性作用，更好地厘清市场与政府的关系，是 继‚中发 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。

　　多层次电力市场体系（时间周期）。电力商品在时间、空间维度具有价值， 现货价格为中长期交易提供参考，现货价格、中长期价格逐渐趋同维持市场动态平衡。中长期市场：电力中长期交易在‚日‛以上的时间尺度上组织，包括：年 度、月度和周，交易标的物主要是电量。中长期合同本质上属于金融合约， 合同约定的电量不强制要求物理执行，不会对电网安全运行造成限制。一次能源价格、电力电量平衡、电网运行方式等影响价格的因素不确定， 所以未来现货价格存在波动风险；为了规避风险，市场主体依据对未来预 测、参照过去现货市场价格，买卖双方签订中长期合同。

　　现货市场：电力现货市场是在‚日‛以内的时间尺度上，即：日前、日内 和实时，实现电能量与辅助服务交易的市场，交易标的物具有电力属性， 本质上是每个小时的平均发/用电功率。现货市场基于电网安全约束统一出 清，形成发电计划及用于市场结算的分时分区价格，确保市场出清结果可 调度执行，有效保障电网安全运行。1）日前市场。市场成员申报全电量发电能力，并倾向于按照发电成本报价；满足次日不同时段的电力平衡，发现电力商品在不同时段的价格；满足电 网。2）实时市场。电力平衡的市场化调节、电网安全约束的市场化调整；发现 电力商品在不同时段的价格，实时平衡调整；发现电力商品在不同地区的 价格，实时阻塞管理。

　　多层次电力市场（电力平衡），电离平衡由粗略到精细。中长期市场包括双 边交易（场外）、集中撮合交易（场内）、挂牌交易（场内）、容量交易（场 内）。进而锁定远期价格，规避现货市场价格波动风险。日前市场设备状态 基本确定，形成可执行交易计划，形成日前分时价格。实时市场目的修正 日前预测偏差，确保实时电力平衡，反应系统超短期资源稀缺程度。

　　多层次电力市场（合约处理模式）。中长期合约分为物理合约与差价合约两 类物理合约：中长期签订的合约分解后的电力合约曲线，在电力现货市场 中需实际执行，现货市场优化的是增量空间，交易空间小、竞争程度低、优化效果差差价合约：中长期签订的合约分解后的电力合约曲线，在电力 现货市场中无需实际执行，现货市场优化的是全电量空间，交易空间大、 竞争程度高、优化效果好。

　　建设多层次的电力市场。电力无法大量储存的特点使得电力必须分层次， 计划体制时代，发用电计划的分配制度包括两个层次：第一保证年度电量 平衡，主要由地方经信委和政府安排年度发用电指标分配制度（市场化签 订年内长协，签订完除非双方同意，否则无法修改，月度可以实时定）；第 二实时电力平衡：电力调度机构（电网）执行的按天、按小时的发用电指 标分配制度。放开发用电计划后，市场机制推动直接交易，随着计划电的 大幅缩减，市场交易的结果将主要决定机组的开机及发电负荷，从而影响 电网的潮流分布，影响大电网的安全稳定运行。

　　美国目前电力市场交易标的物为分为电能、辅助服务、输电权和容量。2002 年美国成立由多个电力市场构成 PJM 市场，交易标的物分为电能、 辅助服务、输电权和容量，其中辅助服务又细分为调频服务、备用服务、 无功电压服务和黑启动服务。目前 PJM 市场已经成为美国最大的区域电力 市场，覆盖 13 个州和哥伦比亚特区。加州 ISO 于 2014 年 11 开始建立 EIM 市场（美国西部平衡市场），先后将西部 8 个州及加拿大部分地区的平 衡资源纳入市场。

　　电力市场：采用节点边际电价（LMP）的电能定价机制，在日前和实时电 能市场中，每个母线节点的价格由发电报价、购电报价和输电网络共同决 定。输电权市场：为规避电网阻塞带来的价格风险，拥有输电权的市场成员可 以获取阻塞收益。容量市场：根据对未来负荷需求的预测，出清容量电价，引导发电投资， 保障电力的长期可靠供应。

　　我国目前形成‚8+6‛现货市场试点。现货试点：至 2020 年 12 月，8 个现货试点已全部启动结算试运行，部分 已完成以月为单位的连续结算试运行。2021 年 5 月，确定辽宁、江苏、安 徽、河南、湖北及上海 6 个地区为第二批电力现货市场试点建设单位。非试点地区：全面启动现货市场建设，建设方案已全部完成编制，宁夏、 吉林、新疆已正式发布，部分地区已明确发布时间。现货市场建设工期确 定，包括规则编制、技术支持系统建设情况、模拟试运行和结算试运行开 展时间。

　　我国中长期建设规划（2022-2024）加快构建全国统一电力市场体系。加 快组建全国电力交易中心，建设国家层面电力市场，探索在南方、长三角、 京津冀等地区开展区域电力市场建设。2022 年全面放开发用电计划。推动经营性用户用电计划全面放开推动气电、 可再生能源发电等具备放开条件的优先发电计划有序放开。2022 年全面建立需求响应机制。研究制定需求侧响应支持政策，探索多元 化补偿资金渠道。充分调动需求响应资源，鼓励将大规模分散的小微主体 聚合起来，削减尖峰负荷。

　　2022-2023 年完善电力中长期交易。切实提高中长期合同签约履约质量。推动开展峰谷分时交易，约定分时曲线或曲线形成方式，有效拉大峰谷差 价。2022-2023 年完善辅助服务市场机制。丰富辅助服务交易品种。建立源网 荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。探索建立跨省跨区 辅助服务市场机制。2023 年深化电力现货交易。全面推动用户侧参与电力现货交易。推动具备 条件的优先发电主体参与现货市场。加快推动第一批试点长周期运行，推 进第二批试点建设。（报告来源：未来智库）

　　技术升级与市场化改革共同推进新型电力系统建设。针对前述新型电力系 统的需求多元化、平衡概率化、供应随机化、资源需求不匹配（区域性、 时间性）等方面的挑战，电力行业将通过技术与政策两方面应对：技术上 运用综合能源系统（火电灵活性改造，风光大规模装机）、数字化转型(电 网数字化)、储能在内的技术升级，另一方面是推进市场化改革，释放相关 政策，重新定位火电，发现绿电价值、理顺储能商业模式，利用市场自发 调控供需与价格的关系，共同推进电力系统转型。

　　市场化改革推动成本向用户侧转移，形成电力板块推荐逻辑。新一轮电力 市场化改革最终推动成本向下游传导的机制，2022 年火电因煤价下跌带来 业绩反弹、市场化政策带来公用事业属性下必然出现业绩兑现与估值修复 过程，且“在储能和调峰能力为基础支撑的新型电力装机发展机制中”，火电 转型绿电运营商既有业绩反弹逻辑又有绿电高成长属性，是 2022 年最值 得期待的板块；同时，具备市场独立主体地位的储能因现货市场价差与分 时电价价差扩大将迎来投资爆发期；在电网侧，我们认为受大基地建设需 求影响叠加新基建拉动效应，2022 年与 2023 年将成为特高压建设大年。

　　投资机会：2022 年电价回归商品属性，火电电价上行趋势确定，绿电、核 电等市场化交易溢价抬升。火电板块业绩修复，核电回暖，加速推进绿色 转型。煤电联动带来火电板块公用事业转型，估值上行，绿电高成长性带 来 2 亿/GW 利润，PE 约 20 倍；核电板块依托市场化电量价齐增。光伏、 风能度电成本不断下降，投资回报率提高，风电、光伏基地建设扩大装机 资源。市场政策催化抽水蓄能装机量小幅度提升，负荷侧调峰需求带来成 长性、IRR6.5%保底。电化学储能材料成本暴增或影响装机进度，现货市 场+辅助服务市场+材料成本下降提振投资回报率，大幅提升业绩。