2021年の電力不足問題は中央から高度に重視され、市場化手段を用いて電力供給を保障することを要求された。電力市場化改革の加速推進。2022年を展望すると、第1陣の8つの現物試験市場は年間連続運行が期待され、補助サービス市場は建設を加速させることが期待され、新号(20232025年)の送電価格は査定される。2022年には重要な電力市場政策が引き続き打ち出される見込みで、その中で発電事業者のプレートは引き続き注目に値する。
発電側:異なる電源の出力特性を区別し、調整価値を重視し、効果に応じて価格を決める。石炭電気:(1)収益率の上昇が期待される。現物市場は石炭と電気のピーク調整の価値を反映している。現物市場は中長期市場と連動して運行し、中長期市場は金融化の特徴を呈し、石炭電気は中長期市場を通じて収益率の下限をロックし、現物市場を通じて機を選んで利益を得ることができる。補助サービス市場は石炭と電気の周波数調整、予備などの価値をさらに体現している。(2)新エネルギー設備の潜在的な成長率はそれ以上である。電力システムの調節能力は日増しに希少になり、調節性資源を持つ企業は新エネルギープロジェクトを開拓する優位性を持っている。水力発電&原子力発電:年内または市場化電力の割合と電気価格のレベルをさらに向上させることは難しい。1つは、工業・商業ユーザーが完全に市場化された後、交差補助金の不足がさらに増大し、低価格の水力発電、原子力発電は電源側交差補助金の重要な源であり、計画電力量をさらに低下させるには圧力がある。第二に、経済の下行圧力の下で、低価格の水力発電、原子力発電は電力網企業の代理購入ユーザー(中小零細企業が多い)を補助することができ、現在の政策要求に合致する。三つ目は、既存の価格で合理的な収益を得ることができ、市場に入ってより高い収益を得るべきかどうか、まだ議論が残っている。新エネルギー発電:現物市場、補助サービス市場は収益率の下落リスク(本質は新エネルギーが火力発電などの制御可能なユニットに調節サービス料を納めることである)をもたらすが、グリーン電気市場は環境割増をもたらし、未来の政策はあるいは2つの市場の間でバランスを取って、新エネルギー発電に相対的に合理的な収益率を与える。電力価値と環境価値はそれぞれ独立して価格を設定するか、より良いモデルであるが、現在、緑電市場は2種類の価値を合併して価格を設定し、市場メカニズムは依然として順調である。
電力網側:石炭電気、工業・商業ユーザーがすべて市に入り、電力網企業の購入・販売価格の差がさらに狭くなり、交差補助金問題の不足問題が明らかになった。今年の送電価格の査定過程で、あるいは交差補助金問題の解決に関連し、工業・商業ユーザー、発電事業者に影響を与える可能性がある。
ユーザー側:現物市場が運行し、ユーザー側の青海市場を醸成する。中長期市場のみの場合、販売会社は価格差を安定的に稼ぐモデルである。現物市場と中長期市場が連動して運行した後、販売会社は高い技術障壁を持つ「保険会社」モデルに転換し、電力市場の専門能力に欠けている会社は生存しにくく、火力発電事業者はその中で明らかな優位性を持っている。長期的に見ると、ユーザー側の資源統合能力を持ち、仮想発電所、総合エネルギーシステムを建設できる会社の発展が期待できる。
リスク要因:1、経済情勢が悪化し、電力使用量の伸び率が著しく低下し、電力市場化改革の減速を招いた。2、電気価格の浮動範囲を完全に開放することは難しく、政策の実施は予想に及ばない。
