电力市场化改革政策动态 - 国家发改委和能源局于2025年4月29日发布《电力辅助服务市场基本规则》和《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电力现货市场建设节奏，推进电力体系市场化进程[2] - 2022年1月印发的《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年初步建成、2030年基本建成全国统一电力市场体系的目标[3] - 2023年9月出台《电力现货市场基本规则（试行）》，10月发布进一步加快现货市场建设的通知，对各省现货市场建设进度提出具体要求[3] 电力市场体系架构演进 - 我国电力市场正从单一能量市场向"能量+容量+辅助服务"多元市场过渡，2015年"9号文"启动改革，2023年实现关键突破，2023年底煤电容量电价机制落地标志进入2.0阶段[5] - 电力市场体系包含：电能量市场（中长期+现货）、容量市场、辅助服务市场、输电权市场，其中电能量市场是建设重点，容量市场尚未完全建立[11] - 现货市场建设加速推进，2025年6月底前湖北转入正式运行，2025年底前浙江等16个地区启动连续结算试运行[3][9] 细分市场建设进展 - 中长期市场已较成熟，现货市场2023年以来在各省加速推进，2024年蒙西/山东/甘肃/山西/广东5地实现现货连续运行[6][7] - 辅助服务市场先于现货市场运行，《规则》要求现货连续运行地区完善规则并放宽限价，促进与现货市场协同融合[4][6] - 容量补偿机制方面，抽水蓄能和火电容量成本回收文件已出台，未来需探索市场化容量定价机制[6] 新型主体投资机会 - 储能盈利模式拓宽：现货市场峰谷价差达0.212-0.465元/kWh，辅助服务市场借鉴美国PJM经验将提升盈利空间[7] - 电力IT企业直接受益于市场化进程加速，建议关注电力交易系统、大数据相关领域[8] - 新型储能、虚拟电厂等将受益于盈利模式拓宽，特高压等跨省输电基建是中长期明确趋势[8] 区域市场建设规划 - 现货市场建设分批次推进：第一批试点包括山西/广东/蒙西/山东/甘肃，第二批包括浙江/福建等，非试点地区逐步启动试运行[9] - 建设进度分为模拟试运行、短周期结算、长周期结算、连续结算和正式运行五个阶段，各省进度差异明显[9]