中信证券研报指出，新一轮电力市场改革已然开启，电力现货市场建设是电改的关键环节，既具有战略层面的必要性，也在政策和制度层面具备充分性。从政策节奏看，区域融合为必然趋势，需进一步捋顺机制和扩容通道；新能源入市为必由之路，新型主体盈利场景得到拓宽；各市场关联密切，因而现货平稳运行尚需协同衔接。

短期内建议关注电力现货市场建设直接利好的电力IT领域，现货交易及辅助决策系统或将优先受益。此外，新型储能及需求侧主体的盈利空间得到拓宽，可关注容量机制等政策形成进一步催化。中长期持续关注特高压、配电网、智能电网等电力基建领域，以及参与现货市场建设的区域性电力主导企业。

▍电力现货市场建设具备战略层面的必要性，以及政策和制度层面的充分性。

2024年5月23日，习近平总书记主持召开企业和专家座谈会，着重关注深化电力体制改革议题。电力现货市场是电改的关键拼图。从必要性看，双碳目标与能源安全双重约束下，电力交易市场化改革成为大势所趋。作为电力系统发展的关键着力点，现货市场在上游能够拉动传统能源灵活改造促进新能源消纳，下游发现价格协调用电平衡，并驱动电力衍生产业发展。从充分性看，新一轮电改推动政策电转为市场电，是现货市场的先决条件；电价改革不断推进加之政策持续催化，电力现货市场应运而生。

区域融合为必然趋势，有赖于机制捋顺和通道扩容。省间市场建设有助于新能源消纳和电力余缺互济，基础交易规则已初步明确，但阻碍跨省区交易的制度和硬件壁垒有待破除，结算时序、报价方式等标准规范尚需统一；“三交九直”跨省区输电工程等电力基建正加速推进，根据国家电网数据我们估算，未来两年电力基建领域仍有万亿投资空间。预计省域融合将优先聚焦华北和南方等电力紧平衡区域，由山西、山东、广东等省级市场先导省份主导。

新能源入市成为必由之路，拓展新型主体盈利场景。新能源参与现货交易的确定性较高，但仍面临波动性和低收益问题，一方面通过“测-送-储-需”多路径促进新能源发电消纳，实现电力供需稳定；另一方面需要加快绿电市场在现货模式下的扩容增量。同时，参与现货市场将使得电力系统新型主体“如虎添翼”。现货交易引导峰谷价差拉大，为储能形成更宽的合理套利空间；负荷端，现货市场也为虚拟电厂等需求侧响应主体提供盈利场景。预计广东、山东等现货试点仍为先驱，率先提升新能源现货交易占比。

现货市场平稳运行需依靠多市场协同，市场间关系衔接尚需明确。中长期市场作为电力稳定的重要砝码，预计短期仍将占较大权重。随着配套机制完善，长期来看现货交易占比将稳步提升，2030年或为20%。辅助服务，《电力现货市场基本规则（试行）》已明确现货电能量市场应逐步代替调峰市场，未来需厘清调频、备用辅助服务市场与现货市场的出清逻辑。容量方面，初期以自上而下粗线条容量补偿机制为过渡，能够实现高效配置的容量市场建设为长期主线。

▍政策节奏：区域融合、主体入现和市场衔接三方面或为重点，将逐步推进。

区域层面，遵循“协同建设—省域融合—统一市场”的框架，预计2025年底初步建成全国电力现货市场。主体层面，根据发改办体改〔2023〕813号文，按照2030年节点，新能源发电将全面参与市场交易，新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等其他新型主体也将配套参与现货市场。衔接层面，优先进行中长期市场与现货市场时序衔接，后续容量市场建设及辅助服务市场与现货的机制衔接同样将提上日程。

▍投资策略：

1）电力现货市场建设的推进将直接利好电力IT相关企业，建议关注电力交易系统、电力大数据相关领域。

2）短期来看，新能源等新型主体参与现货市场具有较高确定性，建议关注能够增强新能源发电稳定性的相关领域，包括新型储能、需求侧响应等，例如钒流电池、压缩空气储能、熔盐储能、虚拟电厂、负荷聚合商等。

3）中长期来看，省间和区域现货市场建设是必然趋势，建议关注特高压等电力基建以及区域性电力主导企业，包括输配电设备上市公司。

▍风险因素：

双碳战略推进不及预期；省级电力现货市场试点进展不及预期；电力现货市场省区间协同不及预期；宏观因素引致电能需求不及预期。

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