企业数字化转型 释放数智生产力2022年以来，国网福鼎市供电公司以深化三项制度改革为契机，紧握数字化这把时代秘钥，开启了一个又一个的改革新篇章。
明确供电主体运行维护费用解决方式，保障转供电主体合理利益。此政策执行范围更广，电网代理购电中不满1千伏工商业用户全部纳入优惠范围，惠及我省362.95万户中小微企业和个体工商户，相当于一次惠及了80%以上的市场主体。
优惠政策直接通过用户电费环节体现，市场主体获得感更强。及时跟进，完善促进新能源协调发展电价政策。省发展改革委出台政策进一步明确转供电环节价格政策，即明确终端用户用电价格形成方式，确保转供电环节价格构成更加清晰。2022年，省发展改革委深入贯彻落实省委、省政府关于稳住经济大盘、惠企解难纾困系列政策措施，充分发挥电价政策调节作用，释放政策红利，推出一套稳市场主体、优化营商环境、助力新能源发展的组合拳，惠企成效明显，电力安全稳定运行得到加强，新能源产业得到快速发展。国家发展改革委就实施支持性电价政策开展压缩空气储能项目示范相关措施征求了各省意见，将张家口百兆瓦先进压缩空气储能电站纳入示范项目支持范围。
通过这套组合拳，转供电随意加价、不合理加价的势头得到有效遏制，从源头上杜绝了转供电主体加价的可能性，有效保障了广大市场主体的权益。根据省电力公司测算，此项政策实施后，通过优化峰谷时段划分，预计可增加新能源消纳能力近100万千瓦。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。
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。此次《意见》的出台恰逢其时。除该项业务直接带来的收益外，做负荷聚合商可以为公司提供大量用户资源，进而拓宽其他服务项目覆盖面，贡献可观业绩增量。其中特别提到有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，同时将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
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。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。
为了提高管理效率和收益，售电公司需要加强信息化建设，借助自动化的售电运营平台提升核心竞争力。按照1439号文，电网企业的收入主要分为三部分：一是对于进入市场的工商业用户，电网企业基于输配电价收取电费。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。同时，中金公司认为，现货市场环境下新能源预测管理水平和交易能力或成为影响收益的关键因素：电力市场化交易改变了新能源项目保量保价的收益模式，而电力现货市场将大大提高新能源参与电力市场的复杂度。
电力辅助服务市场全面扩容，着力解决新能源电网消纳痛点。《意见》提出鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。结算频率的加快也对电力交易结算业务平台提出更高要求。源网荷储多元主体共同参与辅助服务，储能及抽水蓄能经济性有望改善。
中国电力市场建设始于电力中长期交易，随着新能源比例不断攀升，现货市场有望在新型电力系统和全国统一电力市场体系中扮演更加重要的角色。对于传统电源如火电，按照中金公司的测算，基于700元/吨煤炭长协基准价及单位煤耗约300克/千瓦时，粗略测算火电单位燃料成本在0.267元/千瓦时。
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。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。
目前，电网调度机构、交易机构分别负责组织运营电力现货市场和电力中长期市场，需要相应配置电力现货市场技术支持系统及新一代电力交易平台。为了方便电网调度系统实施调节各类电源出力保证电网平衡稳定，各地陆续出台对新能源功率预测准确性的考核要求。小微主体进入电力市场步伐加快，虚拟电厂构建可有效降低小微主体用电成本，下游需求广阔。中金公司认为，在售电市场发展初期，发售一体的售电公司可以凭借低价电资源占有一席之地，而随着电力市场不断向纵深发展，一些拥有核心技术优势的独立售电公司有望脱颖而出。2021年11月，《省间现货交易规则（试行）》印发，在此前试点的基础上扩大了市场主体范围（加入火电）和市场交易范围（增加了区域内省间），中金公司预计省间现货交易规模也有望增加。共享储能+电力市场模式有望改善新能源配储项目经济性。
看好国内综合能源服务商开展虚拟电厂业务带来的业绩增量。国外电力市场一般先建设现货（日前/实时）市场、后建设中长期（期货）市场。
中金公司认为，随着新能源的渗透率逐步提升，电力系统对于辅助服务的需求会随之增加，电力辅助服务市场的重要性逐渐凸显，未来电力辅助服务市场或有以下发展趋势。看点一：电力现货市场建设加速推进。
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。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。
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。尖峰缺电力现象频现，负荷聚合商有望成为售电公司新业态。综合能源运营商具备专业服务平台，在聚合资源方面具备优势。看点三：新能源市场化交易占比逐渐提升。
除此以外，储能电站还有可能按照规则参与辅助服务市场获得调峰调频收益。2月10日，国家发改委、能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确要求，十四五时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗双控和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。
1439号文件放开全部工商业用户目录电价，未来预计新增百万数量级用户参与电力市场，售电业务面临翻倍增长空间。容量成本回收机制保障传统电源固定成本回收和长期电力供应安全。
绿电交易有望提振新能源项目收益：首先，平价项目有望溢价交易。按照确定厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网的原则，将原国家电力公司一分为十一，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司，为发电侧市场塑造了市场主体。
《意见》提出到有序推动新能源参与电力市场交易，到2025年绿色电力交易规模显著提高，到2030年新能源全面参与市场交易。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。一是共享调峰模式：主要是将储能电站配置在新能源汇集站，通过参与调峰辅助服务市场为多个新能源场站调峰，实现资源全网共享。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。
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。二是对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价收取电费。
电力市场现状9号文发布以来，为了加快推进电力市场化建设，国家层面成立了北京和广州两大国家级电力交易中心，各省成立省级电力交易中心，形成年度长协、月度竞价、现货等多类型交易品种，推进了八个现货试点市场陆续开展，初步搭建了层次多元、品种多样的市场交易体系，但是距离实现全国范围的电力资源优化配置还存在一定差距。按照文件目前给出的抽蓄收益模式，电量电价仅补偿因抽发效率损失的能量，并不构成额外收益，抽蓄电站资产相当于IRR为6.5%的固收类产品。
当前，中国的市场化交易电量占比已近一半。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。