建立健全地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业各负其责的多层次天然气储气调峰和应急体系。

如果用户不使用合同范本，而与售电公司约定了交易系统外的零售套餐，这种情况下交易中心无法通过系统自动计算出用户的电能量和电费。输配电价由政府分电压等级核定，反映输配电网络运营成本及合理收益，包含电能传输过程的损耗。

具体落实到电力市场中表现为：从2022年开始，工商业用户不再执行目录销售电价。用户务必要谨慎保管好收到的对公账号打款金额，在向他人提供打款金额前先确定清楚对方的使用目的，不要随意提供给他人，避免在不知情的情况下被人认证管理员、签订零售合同。服务费是独立于电能量价格的费用，售电公司可与用户约定每使用一度电，向售电公司缴纳相应的服务费用，用户可将该项费用看作是中介费或手续费。如用户不使用零售合同范本，应注意售电公司是否在合同中添加隐性条款，额外增加用户电费负担。在制定市场范本时，交易中心已尽可能地考虑市场主体的需求，市场主体可以通过填写不同的量、价信息，便可自由组合零售套餐。

2合同约定的电能量价格并非用户最终用电价格取消工商业目录销售电价后，用户所缴纳的电费由电能量电费、输配电费、政府性基金及附加、辅助服务费用、市场分摊等费用组成。假设用户的峰段价格签订的比例为平段价格的1.9倍，那么该用户在10-12时、14-19时电能量单价是平段用电的1.9倍，输配电价不受影响，峰段用电的成本将会升高。现货交易：截至2021年底，山西、甘肃、蒙西、山东现货试点已经将新能源纳入电力现货交易范畴。

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。2002年，国务院出台《电力体制改革方案》（5号文），拉开了电力市场化改革的序幕。根据国家能源局统计，辅助服务费用目前占全社会电费比重约为1.5%，从国际经验来看，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。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。

新能源入市步伐加快，或将利好新能源功率预测与交易软件供应商。同时，随着经营性电力用户发用电的放开，海量零售用户将会进入市场，针对批发、零售不同客户，电力交易平台需要具备差异化的服务能力。

体量较小的分布式电源、负荷以及储能具有较高的不确定性，单独参与市场议价能力差，但聚合后可实现与大电网优势互补，在赚取收益的同时保障电网稳定运行，运营商可获得可观收益。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。根据中金公司的初步统计，试点地区现货结算电量约占10%-20%。根据《电力中长期交易基本规则》，市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。

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。虚拟电厂运营商核心竞争力来源于强大的资源聚合能力，整合小规模源、荷、储协同发力。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。中金公司看好新能源装机持续增长和电力市场建设双重驱动下对新能源场站功率预测和交易软件的需求景气度增长。

改革影响几何《意见》立足国家深化改革和市场建设大局，对于加快构建全国统一电力市场，实现电力资源在全国范围内的自由流通和优化配置意义重大。东吴证券认为，全国统一电力市场体系的提出，是与之前电改各个阶段政策文件的相互呼应，目标是建成主体规范、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。

中金公司表示，电力市场建设加速推进带来对电力交易平台软件需求快速增长。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。

电源的差异决定了代理购电价格和市场化价格有可能存在差异。看点四：容量成本回收机制有望出台。看点一：电力现货市场建设加速推进。一直以来，多省区辅助服务市场为发电侧零和市场，即由新能源和不具备调节能力的电源承担火电调峰的费用，限制了辅助服务市场规模。《意见》鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。需求侧响应将是重要的用户侧调节资源，解决电力供需紧张及清洁能源消纳问题。

2022年江苏、广东绿电交易在煤电基准价基础上分别溢价0.072元、0.061元/千瓦时。电网侧独立储能电站容量电价或可期。

由于电网环节具有自然垄断属性，需要对其进行管制，输配电价机制是世界普遍采取的电网环节管制措施。除传统电源外，新版细则将风光、新型储能、抽水蓄能、用户可调节负荷纳入主体范围内，充分调动源网荷储各类资源参与电网调节，共建新型电力系统。

同时，在储能逐渐成为新能源场站标配的趋势下，准确的功率预测还能够使新能源场站精准调节储能充放电策略，配合风光发电在现货市场和辅助服务市场中实现收益最大化。一方面，新能源全面参与电力市场竞争面临中长期分时合同签约难度大、现货偏差结算和执行偏差考核等一系列风险，需要通过提升新能源功率预测准确率，加强风险管控。

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。长江证券认为，本次电价政策的调整具备重要的跨时代意义：放开发电侧部分电源和部分用户，标志着中国电价机制由多年的计划和市场双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。电改前世今生三十余年积累沉淀，中国电力市场化改革初露峥嵘。展望未来，在新基建成为稳增长、逆周期的主要发力点的大背景下，电力体制改革，特别是其涉及的新能源发电及电网改造，将是促进投资规模扩张的重要渠道。

中金公司认为，电力市场加速建设是解决构建新型电力系统过程中各类主体间利益矛盾的最佳手段，在全国统一电力市场体系顶层设计下有望全面提速，市场化环境下具备灵活调节能力的火电、储能、抽蓄等或优先受益，以售电和信息化角度切入电力市场领域的核心标的也有望收获成长。中金公司认为，电网侧独立储能电站是重要的电网调频资源，目前由于电价机制缺失不具备经济性，未来有望通过建立类似于抽水蓄能的容量电价机制，鼓励电网侧独立储能电站的投资建设。

到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。此外，部分地区水电、核电、新能源也参与市场化交易，这几类电源的市场化电量占比约为10%-30%、15%-30%、30%。

根据测算，目前全国范围内普遍的租赁费范围为250-350元/千瓦。二是配合新能源大电量、小容量的生产特性，推动新型电力系统中传统机组由提供大电量、大容量转向提供小电量、大容量，建立适应这一变化需要的容量成本回收机制，实现传统机组主要依靠提供新型电力系统所需有效容量（即提供负荷高峰时段的大容量）生存发展新投资回报机制。

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。中金公司表示，具备灵活调节能力的资源如储能、抽水蓄能等或成为电力市场化改革中的最大赢家。四是健全分布式发电市场化交易机构，鼓励隔墙售电、鼓励电力就地平衡，实现新能源就地平衡与扩大消纳范围的有机统一。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。

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。当前，中国的市场化交易电量占比已近一半。

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。根据中金公司的测算，2021年10月前，燃煤机组市场化电量占比约为70%左右，在1439号文印发后，全部燃煤发电量的上网电价都将由市场化交易形成。

共享储能+电力市场模式有望改善新能源配储项目经济性。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。

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