沙特王储兼首相与卡塔尔埃米尔就地区局势通电话

按照文件要求，优先发电电量的低价电源用于保障居民和农业用户，如有剩余，可作为电网企业代理工商业用户的部分电量来源，不足部分才通过市场化采购。

首次引入抽水蓄能电站、核电机组进入跨省区市场。规划未来十年投资约2000亿元，建设3600万千瓦抽水蓄能。

风电、光伏发电利用率均达99.8%，区域能源结构转型成效显著。加大了新能源送出通道投资建设力度，投产粤西网架完善及电力外送新通道等工程，保障大规模海上风电等新能源及时接入和足额消纳。加强辅助服务市场建设，建成投运全国首个区域统一调频服务市场系统，实现南方区域内调频资源的高效利用。2021年底提前投产阳江抽水蓄能电站和梅州抽水蓄能电站首台机组，进一步提升电力系统调节能力。首次开展南方区域可再生能源电力消纳量交易，实际成交凭证3292个，折合电量329.2万千瓦时。

积极引导工业、交通等领域推进新电气化，实现电能替代电量359亿千瓦时，同比增长14.3%课上，授课老师结合网络赌博典型案例进行讲解，通过身边的活教材，以案为鉴、引以为戒，警钟长鸣、防微杜渐。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。

中金公司认为，复杂的电力市场交易或带来可再生能源盈利能力差异化，利好具备专业交易能力、管理水平较高的新能源运营商。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：短期来看，绿电交易有望快速扩大，改善新能源运营商盈利能力。资料显示，2002年厂网分开以来，中国推进农网升级改造和县公司上划，加快了电网建设，输配电价持续上涨。电力现货市场反映电力实时供需、形成价格信号。

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）。不带补贴的平价项目或补贴项目超出合理利用小时数的部分（即完全市场化绿色电力）成交电价与标杆电价之间的溢价部分将归发电企业所有。

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。根据国家电网，跨区域省间富余可再生能源现货交易运行4年间累计减少可再生能源弃电超230亿千瓦时。其次，补贴项目有望提前回笼资金。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。

目前已公布的电网代理购电价格中部分省份也已将辅助服务费用单独列支。在2021年以前，各地开展的电力市场化交易普遍以降价交易为主，通过电力直接交易的方式由发电企业直接让利给终端用户，享受用电成本下降的市场化改革红利。新时代正开启9号文发布后的五年中，中国电力市场建设的脚步虽从未停歇，但多数文件仅聚焦于中长期交易或现货交易，而非系统性的统筹推进。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。

伴随着2021年5月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能容量电价机制落地，经济性获得初步保障，投资主体也逐渐多元化。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。

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。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。

中金公司认为，目前对于新能源整体上网电量影响仍有限：现阶段仅甘肃、蒙西新能源报量报价参与现货市场，且现货电量占比相对较低。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。按照2021-2025年用电量CAGR 5%、辅助服务费用占全社会电费比重每年增加0.1ppt、平均销售电价0.6元/千瓦时等关键假设，中金公司预计辅助服务费用到2025年有望突破千亿元规模。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。新能源入市趋势下，新能源功率预测与交易软件还有望增加电力市场收益。

短期来看，多地2022年电力长协价格上浮，煤炭价格初步得到合理控制，火电盈利得到修复。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%。

三是此前尚未进入电力市场的用户在过渡期可由电网代理购电。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。

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。由于电力实时供需形势不断变化，现货价格通常波动剧烈，需要通过电力中长期合同锁定价格、规避风险。

此次改革，对发、输、配、售全产业链，以及电改的未来发展方向将产生重要影响。中金公司表示，2015年以来，中国致力于建立输配电价机制，改变电网企业的盈利模式，由赚取购销价差转向赚取合理的输配电价。中金公司研报显示，省内交易方面：中长期交易常态化开展，主要以发电企业与电力用户/售电公司直接交易为主（占省内交易92.7%）。2021年10月起，国家发改委要求10kV及以上工商业用户要全部进入电力市场，其他工商业用户也要尽快进入。

中金公司表示，中国的电力体制由政企合一的垂直一体化经营过渡到厂网分开，再由发电侧多元化竞争逐步向售电侧市场化过渡。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。

2018年、2019年，中国连续降低一般工商业电价，出台了包括临时性降低输配电价、降低增值税措施、降低电网企业固定资产平均折旧率等措施，输配电价进一步降低。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。

相对于中长期交易，电力现货交易一般在日前或日内开展，交易标的为各时段电力。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。

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。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。根据国家能源局统计，辅助服务费用目前占全社会电费比重约为1.5%，从国际经验来看，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。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。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。

体量较小的分布式电源、负荷以及储能具有较高的不确定性，单独参与市场议价能力差，但聚合后可实现与大电网优势互补，在赚取收益的同时保障电网稳定运行，运营商可获得可观收益。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。

根据中金公司的初步统计，试点地区现货结算电量约占10%-20%。根据《电力中长期交易基本规则》，市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。