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11月 25日，国家能源局发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》意见的通知。
电改市场化进程加速，看好电力现货长期增长空间电力现货交易是电力市场化交易的重要组成部分，现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。本次公开征求意见标志着电力市场化改革进程加速。
目前电力现货市场仍处于快速发展阶段，首批 8个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。从南方（以广东起步）电力现货市场运行结果来看，连续结算运行一年以来中长期电量累计约 2769亿千瓦时，现货电量累计约 200亿千瓦时，占市场化交易电量约 6.7%。随着未来电力现货在全国各省有序展开，以及新能源占比增加带来的电网波动性提升，电力现货交易长期增长的潜力极大。
明确近期及中远期建设任务，确定电力现货市场发展方向《基本规则》明确电力现货市场近期建设的 8点主要任务以及中远期建设的 4点主要任务。近期主要任务包括构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场，做好辅助服务市场与现货市场的衔接、推动新能源以及新型市场主体参与及交易、探索建立市场化容量补偿机制等。
《基本规则》中电力现货市场建设路径和 2022年 2月《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》保持一致，在保障电力安全的前提下，遵循稳中求进、循序渐进的原则推进现货市场建设。建设节奏方面，2022年 1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到 2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高。
推动新能源、储能等各市场主体参与交易，提升电力系统调节能力以及能源安全保障能力《基本规则》提出，稳妥有序推动新能源参与电力市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。目前新能源配储能的意愿较低，如果新能源和储能参与现货市场，新能源运营商将更有动力通过储能调控出力，在现货市场中获取收益，并促进新能源消纳。其他新型市场主体参与现货交易有利于调动调峰积极性，提升电力系统调节能力。
向用户侧合理疏导辅助服务费用，有望体现火电兜底保供价值《基本规则》提出，做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。随着新能源占比增加带来的电网波动性提升，火电将由主体电源逐渐转变为调峰电源或备用电源。通过完善现货市场与辅助服务市场，并向用户侧合理疏导成本，有利于火电投资和灵活性改造积极性，发挥火电兜底保供的作用。
以南方电力现货市场为例，2021年 11-12月一次能源价格持续高位运行的情况下，现货均价上涨至 0.68元/千瓦时，较燃煤基准价上涨近 50%，充分体现了火电保供的价值。
建议关注：
《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》出台，明确电力现货市场近期建设的 8点主要任务以及中远期建设的 4点主要任务，后续现货市场建设有望加速推进。对于发电企业，需要通过提高机组性能水平、优化机组运行策略、提高电网负荷预测能力、新能源企业优化风光互补运行策略等方式，应对现货市场带来的挑战和机遇。我们预计具有较强运行管理能力的龙头发电企业有望受益。我们建议关注：
（1）新能源运营商：三峡能源（600905.SH）、龙源电力（001289.SZ）、太阳能（000591.SZ）、中闽能源（600163.SH）、江苏新能（603693.SH）；
（2）火电+新能源互补发展：华能国际（600011.SH）、国电电力（600795.SH）、协鑫能科（002015.SZ）;
（3）水电+新能源互补发展：华能水电（600025.SH）、川投能源（600674.SH）。
风险提示：
政策支持力度不及预期；经济下行导致用电需求不及预期；行业竞争加剧等。
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