新一轮电力体制改革之前，我国电力行业发展中存在诸多问题亟需通过改革解决。自2002年我国电力体制改革实施以来，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局，促进了电力行业快速发展。但电力行业发展还存在如交易机制缺失、价格关系没有理顺、政府职能转变不到位、立法修法工作相对滞后等问题亟需通过改革解决。
2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文），标志着我国启动新一轮电力体制改革。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
7年来，我国新一轮电力体制改革取得了重要成果。 新一轮电力体制改革以来，我国有序推进电价改革，理顺电价形成机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。输配电价改革、增量配电业务改革、电力现货等各类试点以点带面、全面开花，取得了阶段性胜利。
立足当下，未来我国要建设全国统一电力市场。 全国统一电力市场更能适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
电力体制改革，未来电力商品属性将更加凸显，各类电力投资的不确定性将增加，机会和风险并存。本报告全面梳理我国新一轮电力体制改革主要内容、推进进展，便于统性了解我国电力体制改革及发展方向，为电力领域投融资提供参考。
业务机会： 关注增量配电网企业的贷款和现金管理业务机会；关注售电公司的现金管理业务机会；随着电力市场建设，燃机、抽水蓄能、储能等电力系统灵活性项目的投资成本将逐渐疏导至用户侧，关注电力系统灵活性项目的项目贷机会。
风险提示： 关注售电公司业务风险，仅开展售电业务的售电公司抗风险能力较差。关注电价波动风险，用户端看，未来电价上涨压力大，发电端看，短期新能源电站电价将继续锚定煤电电价波动，在缺电严重地区有上涨动力，长期新能源电站的电价将随着新能源度电成本的下降缓慢降低。
新能源交易迎变革，绿电交易冲先锋—绿电产业系列报告
绿电交易已施行，环境溢价明显。经历近十年的改革，新能源电价不断降低，光伏与风电分别由最初的标杆电价逐步进入市场化交易形成的“平价上网”时代。当前，新能源市场化交易主要分为绿电中长期交易、现货交易两大类别。根据多方文件说明，绿电交易特指绿色电力中长期交易，本文即以此类交易为分析重点，现货交易规则将在后续报告中分析。我国自2021年9月开始试点绿电中长期交易，而后交易规模逐渐扩大，现今我国绿电交易平均价格较当地燃煤发电基准价增加环境溢价约3-7分/千瓦时。伴随着绿电交易规则逐渐成熟，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》与《南方区域绿色电力交易规则（试行）》相继发布，本文将以上述2分文件为基础进行分析。
用户侧电价将处于上行通道，短期看新能源发电企业将受益，长期看新能源上网电价不确定性增加。用户侧购电价格形成机制：购电价格=绿色电力交易价格+辅助服务费用+输配电价+政府性基金及附加，其中影响未来电价趋势的将主要是“绿色电力交易价格+辅助服务费用”部分。调研显示，预计我国2021-2030年用户侧的电价将处于上行通道，分析新能源上网电价：短期来看，在新能源在不是主力能源阶段且其消纳良好的情况下，新能源发电企业分摊的辅助服务费用较少，新能源上网电价将上涨；长期来看，随着新能源占比逐步增加，辅助服务需求所产生的成本将转移至新能源电价之中，新能源发电企业收益呈现不确定性，其远期新能源交易电价将逐步趋同于燃煤机组发电边际成本。
银行需关注绿电交易的电量、电价、未来趋势三方面情况。当前绿电中长期交易占比仍然很小，但预计未来将占新能源总市场化交易电量的80%，因此中长期交易电量占比较高的电站盈利更为稳定。而近期绿电中长期交易平均价格与火电中长期交易平均价格基本一致，评估绿电交易相关项目时可以参考当地火电中长期交易平均价格。进一步分析表明，绿电交易中的购电用户在付出与火电基本相当的成本后，将实现电力能量与绿证双重获利，因此市场将驱动电力用户自主购买绿电，绿电交易电量将提升。但银行需注意新能源发电企业电价波动风险，甚至可能出现负电价。其形成原因为，新能源电站通过中长期交易锁定发电量，但某段时间出力不能满足合约电量，此时新能源电厂为避免违约惩罚，需从现货市场购买电量以满足合约要求。此时，若现货市场购买电量电价大于中长期合约电价时，新能源发电企业的发电价格即为负值，呈现出负电价。
本文给出了银行获得新能源企业上网电量与电价的方法。精确探知：通过北京电力交易中心/广州电力交易中心注册企业账号获得新能源企业真实交易的电量与电价；定性推测：①通过查询当地省份电网每月公布的代理购电工商业用户电价中的平均上网电价定性推测当地上网电价情况；②通过调研项目周边新能源发电厂电力情况了解消纳电量与电价。
山西新能源电力现货交易增量不增利—电力市场改革系列专题
在电力市场化交易中，依据合约时间跨度可以将交易类型分为：中长期交易、现货交易，其中现货交易包含：日前交易与实时交易。我国已分2批共14个省开展电力现货市场交易，其中山西省为新能源参与现货市场的优秀践行省份，其现货试运营连续结算满一年以上。
报告以山西某光伏电站为例（注：该电站数据仅为分析特定市场化交易数据参考使用，不代表电力市场整体水平），分析了新能源企业参与电力市场的相关情况。研究发现，案例电站收入主要来自基数电量电费、中长期交易电量电费与现货交易电量电费。
基数电量：电量占比55.8%，收入占电费净收入81%。基数电量仍是山西新能源企业交易的主要电量，该类交易执行山西燃煤发电基准价332元/MWh结算，是企业收入的主要来源。
中长期交易电量：电量占比15.6%，收入占电费净收入19%。案例电站主要以“双方协商”的方式按月与客户签订中长期合同，该类交易是公司的第二财源，未来完全市场化后中长期交易将占80%，是市场的“压舱石”。
现货市场交易电量：电量占比28.6%，整体略微亏损，呈现“增量不增利”的特点。新能源电量虽在现货市场得到有效消纳，但企业在该市场盈利能力较弱。预计山西的新能源电站将会对储能建设更加积极，通过能量的时空平移对冲电力现货市场风险，同时交易机构可能会对新能源交易电量出现一定电价保护政策，以维持新能源行业的健康发展。
投资应对策略：针对银行在投资山西新能源企业时，对其财务模型应考虑现货市场亏损的可能，并提前预留好安全垫。在投资其他省份新能源企业时，应充分调研当地新能源占比、新能源消纳、参与现货交易的量与价等情况，综合分析现货市场对新能源企业的影响。
电力辅助服务市场的变革与方向—电力市场改革系列专题
电力辅助服务的定义： 为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。
电力辅助服务市场挑战与机遇并存。 随着新能源装机占比逐步提升，新型电力系统所面临众多挑战，如：系统安全稳定风险的提升、电能量供给与负荷波动性增强等。为实现电力系统的稳定运行，需通过辅助服务市场调节。从功能的角度区分，电力辅助服务主要分为有功功率平衡服务、无功功率平衡服务、事故恢复服务三类。辅助服务正走向市场化，模式主要有统一型（补偿型）、投标型、双边合同型三种，其可独立或两两结合。
依据兴业研究新能源案例库数据分析我国非现货试点地区与现货试点地区辅助服务对新能源电站收益的影响。 在非现货试点地区，青海省新能源电站的辅助服务总费用占当月电费总收入的比例为0.12-1.2%。在现货试点地区以山西省新能源企业辅助费用较当月电费总收入占比高，范围为：5.08%-24.36%，月均占比为12.39%；甘肃省新能源电站辅助服务费用较少，案例电站某典型月辅助服务费用占比仅为0.013%。
新能源的高装机比例催生了储能电站的需求，并且已初步具备经济性。 对于调峰辅助服务， 根据当前各地区峰谷差电价，浙、苏、沪、皖、粤、琼地区项目具有经济性； 对于调频辅助服务，各地区政策差异较大，其收入主要来源于里程补偿与容量补偿费用， 分析认为调用频率少于8min或里程补偿多于10元/MW的项目将具有良好收益。
业务机会：
随着我国新能源装机占比不断提升，辅助服务市场空间将迎来增长。 目前布局该领域的企业主要为储能公司与电网设备公司，国企主要有：文山电力、宝光股份、南网科技；民企主要有：万里扬、苏文电能、宝馨科技。
（作者：李崇，冯俊淇，王广举）
聚沙成塔，虚拟电厂为新型电力系统筑基—电力市场改革系列报告
虚拟电厂的概念：虚拟电厂是一种通过先进信息通信和监测控制技术，聚合并调度大量分布式新能源、储能系统、可中断负荷、充电桩（电动汽车）等，作为一个特殊电厂参与电网运行和电力市场的管理系统，对外表现为一个可控电厂。虚拟电厂如同电力行业的滴滴出行和美团外卖，聚沙成塔，不是电厂（车队/食堂），却胜似电厂（车队/食堂）。
国家密集出台政策支持虚拟电厂发展。虚拟电厂可以为电网提供灵活性调节资源，保障电源并网和消纳，为用户提供优质供电服务，并降低电力系统整体运营成本，是新型电力系统建设重要一环，国家近期密集出台政策支持发展。
虚拟电厂按照聚合的资源类型，可分为以聚集用户侧资源的需求侧响应型、聚集发电侧资源的供给侧资源型和混合型三种。虚拟电厂并不陌生，我国各地开展的需求侧响应即为需求响应型虚拟电厂。
我国虚拟电厂邀约型为主。虚拟电厂按照不同发展阶段，可划分为邀约型、市场型和自主型三个阶段。当前我国各地开展的虚拟电厂试点以邀约型为主，通过政府部门或电网调度机构发出邀约信号，工商业可中断负荷或者虚拟电厂聚合商组织可中断负荷进行响应，一般政府通过建立专项资金或补贴对响应的主体进行激励。
我国虚拟电厂还处于前期试点探索阶段，但发展空间广阔，依据国家电网测算，我国虚拟电厂市场空间约500-600亿元。
虚拟电厂产业链上游主要为可聚合资源，蔚来汽车、奥动新能源等换电站运营商和中国铁塔通信基站运营商由于拥有大量电池资产将显著受益。中游技术解决方案提供商主要为能源数字化企业，相关企业有恒实科技、朗新科技等。下游为资源聚合商，包括综合能源服务公司、售电公司等。
业务机会：关注虚拟电厂产业链业务机会。
风险控制：虚拟电厂发展可能不及预期。
（作者：冯俊淇，王广举）
“隔墙售电”是指分布式发电市场化交易，试点政策始于2017年。我国在2017年10月出台分布式发电市场化交易试点政策，2019年第一批试点项目名单产生，共26个项目。2020年末，第一个试点项目在常州市并网，项目规模5MW。5年来“隔墙售电”发展速度较为缓慢。
“隔墙售电”是搭建分布式能源体系的重要一环。“隔墙售电”可以缩短电力传输距离、降低输配电成本，从而降低用电成本和相关风险。该模式可以提升光伏、风电、生物质能等新能源项目应用场景，同时带动储能等多能互补产业。
“隔墙售电”现行模式下，电网侧承担较多责任义务，积极性不高。“隔墙售电”的现行机制主要以激励分布式能源发展为目的，有一定程度的政策倾斜。多数分布式发电项目需要由电网企业承担系统容量备用和兜底供电保障。现行电网“责权利”关系较为失衡，电网企业售电(或输配电价)收入减少，导致积极性不高。
“隔墙售电”未来走势与政策制定强相关。未来在完善现有价格政策、考虑分布式能源的经济效益和应承担的责任、建立科学合理的分摊机制和市场体系的前提下，“隔墙售电”有望成为电力市场重要一环。
在中国第一批试点电力现货交易的省份中，个别区域遇到市场电价过低、光伏电站难以盈利等问题，海外一些电力市场化较成熟的国家，在长期电力市场改革中产生出的市场机制可以作为中国电力市场的启示。
澳大利亚电力市场主要由现货竞价市场和辅助服务市场组成，现货竞价市场采用的是单边竞价机制，由AEMO（能源市场运营机构）提供发电预测和竞价平台，辅助服务市场同样通过竞价机制参与电网的调频调压，目前在澳大利亚，被调用的辅助服务平均容量约占总发电装机容量的3.5%，其中燃煤火电和天然气发电占比超50%，电化学储能占到了约24%的份额。
德国电力市场最大的特点是以电力平衡机制为基础，然后通过日前现货市场、日内现货市场、期货市场以及平衡机制下的多级调频辅助服务市场协同合作来构成电力市场结构，并且还可以通过跨境电力交易，进一步稳定本土的电力平衡。电力平衡机制中，预留储备加上可开断负荷的容量占到了总装机容量的3.5%以上，其中电化学储能在一级控制储备中占到了30%至40%的份额，二级和三级控制储备则主要由燃煤火电和天然气发电提供。
澳大利亚、德国等国家在内的电力市场都会有PPA（电力购买协议），可以在中远期锁定电价和电量以避免电价波动造成的风险，主要面向可再生能源发电，价格通常比现货交易平均价低15%-30%。
对中国电力市场的启示：1）完善服务市场的竞价机制来增加辅助服务收入，充分调动参与的积极性，增加电力系统灵活调节能力。目前国内辅助服务市场价格由政府管制，仅为澳大利亚的1/10，市场化竞价会提高价格，激励参与者加入辅助服务市场。2）将可关断负荷加入辅助服务竞价机制中，完善用电端市场化，加强需求侧对电力平衡的响应。可开断负荷使用竞价机制会提升其收益，促使可开断负荷主动参与市场，增强需求侧的实时响应能力，用电端的市场化可以改变用户用电习惯，提升需求侧的长期响应能力。3）实现省份区域间电力现货交易，可以加强电网稳定性和灵活性。扩大电力交易范围并统一交易规则，可以有效缓解时段性供需不平衡的问题。
完善市场化机制后，在供需达到平衡的情况下，预计上网电价会有所升高并逐渐平稳。需要特别关注区域电力市场内的电力供需平衡，远期的稳定电价受可再生能源发电度电成本和辅助市场成本共同作用。
短期来看，储能端以及售电端的盈利能力较弱，在现货交易市场的试点区域内，还需要注意光伏电站收入波动性变强。由于政府对电力市场机制推进较为谨慎，整体机制的完善需要时间消化。中长期来看，在辅助服务市场和用电端市场机制完善后，可优先关注储能业务和售电业务。储能系统在国外辅助服务市场占比较高，机制完善带来的服务价格上升，增加了储能系统的盈利能力，用电端的民用电价未来上涨预期大，售电业务的盈利模式将更加清晰。区域上建议关注山西、蒙西和长三角区域。
