一、国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，以下为重点提及内容梳理：

1、电力市场主体：包括各类型发电企业、电力用户、售电企业、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等。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。

2、各地探索建立容量补偿机制：各地需结合实际需要，探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。

3、辅助服务市场与现货市场相结合：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。

4、健全电力辅助服务市场。结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。

5、现货市场起步阶段，可单独开展调频辅助服务交易；具备条件时，电能量市场与调频辅助服务市场联合出清。

二、市场影响

我们认为，本次政策的推出，将从容量补偿、现货市场两个角度在全国范围内确定独立储能的商业模式（可以理解为山东模式在全国范围内推广）。

往23年看，我们看好国内独立储能的商业模式进一步跑通，带来相关产业链健康化发展：

1、容量补偿机制：

极大利好储能建设，国内储能当前存在利用率较低的问题，往未来看，各省份的储能主动提高利用率，将能提高容量补偿收入。

2、电力现货市场：

此前的电力现货市场推进，处于个别省份级别（试点省份17年8个省、21年再推5个省），各试点省份的实际运行情况各异。

而此次文件为国家能源局层面发布，未来现货市场有望在全国范围加速推广。

从山东经验看，独立储能的收入来源主要来自现货市场+租赁收入+容量补偿。

山东模式的全国推广，将有望带动国内储能项目主动探索获利可能（不再仅强配作为成本项）。

投资层面，储能利用率提升、商业模式跑通，将有望带动下游对供应商的选择从成本优先转向质量优先，未来看好具备产品优势的相关供应商跑出alpha优势。

三、关注发电核心标的

高发电成本背景下成本疏导机制逐步建立完善：

无论是实行两部制电价、上调基准电价、提高交易电价上浮比例、扩大居民阶梯电价等市场预期，还是电力现货市场、辅助服务市场、广东一次能源价格传导机制、山东容量电价机制、蒙西居民农业用户纳入现货市场等当前具体措施...

本质上都是将上游高煤价向下传导至用户侧，电力运营商疏导成本压力的能力不断增强.

电力紧缺背景下保电力重要性大于保电价，用户侧电价不能涨的逻辑被打破，制约电力板块估值提升最大短板逐步补齐，估值中枢有望持续提升。

当前煤价、光伏产业链价格均处于下行周期，叠加近日全国范围寒潮临近，用电需求或激增，火绿电力运营商均有望受益。

经济下行压力下，利率处于下降通道，电力作为重资产、高杠杆行业深度受益。

防疫政策仍不明朗，资金风险偏好较低，电力板块防御属性较强。

电力板块央国企集中度高，有望受益于当前新一轮国企改革及估值提升。

重点关注：粤电力A、国电电力。