核心观点：
事件：
11月25日，国家能源局发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》意见的通知。
电改市场化进程加速，看好电力现货长期增长空间
电力现货交易是电力市场化交易的重要组成部分，现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。本次公开征求意见标志着电力市场化改革进程加速。
目前电力现货市场仍处于快速发展阶段，首批8个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。从南方（以广东起步）电力现货市场运行结果来看，连续结算运行一年以来中长期电量累计约2769亿千瓦时，现货电量累计约200亿千瓦时，占市场化交易电量约6.7%。随着未来电力现货在全国各省有序展开，以及新能源占比增加带来的电网波动性提升，电力现货交易长期增长的潜力极大。
明确近期及中远期建设任务，确定电力现货市场发展方向
《基本规则》明确电力现货市场近期建设的8点主要任务以及中远期建设的4点主要任务。近期主要任务包括构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场，做好辅助服务市场与现货市场的衔接、推动新能源以及新型市场主体参与及交易、探索建立市场化容量补偿机制等。
《基本规则》中电力现货市场建设路径和2022年2月《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》保持一致，在保障电力安全的前提下，遵循稳中求进、循序渐进的原则推进现货市场建设。建设节奏方面，2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高。
推动新能源、储能等各市场主体参与交易，提升电力系统调节能力以及能源安全保障能力
《基本规则》提出，稳妥有序推动新能源参与电力市场，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。目前新能源配储能的意愿较低，如果新能源和储能参与现货市场，新能源运营商将更有动力通过储能调控出力，在现货市场中获取收益，并促进新能源消纳。其他新型市场主体参与现货交易有利于调动调峰积极性，提升电力系统调节能力。
向用户侧合理疏导辅助服务费用，有望体现火电兜底保供价值《基本规则》提出，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。随着新能源占比增加带来的电网波动性提升，火电将由主体电源逐渐转变为调峰电源或备用电源。通过完善现货市场与辅助服务市场，并向用户侧合理疏导成本，有利于火电投资和灵活性改造积极性，发挥火电兜底保供的作用。以南方电力现货市场为例，2021年11-12月一次能源价格持续高位运行的情况下，现货均价上涨至0.68元/千瓦时，较燃煤基准价上涨近50%，充分体现了火电保供的价值。
建议关注：
《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》出台，明确电力现货市场近期建设的8点主要任务以及中远期建设的4点主要任务，后续现货市场建设有望加速推进。对于发电企业，需要通过提高机组性能水平、优化机组运行策略、提高电网负荷预测能力、新能源企业优化风光互补运行策略等方式，应对现货市场带来的挑战和机遇。我们预计具有较强运行管理能力的龙头发电企业有望受益。我们建议关注：（1）新能源运营商：三峡能源（600905.SH）、龙源电力（001289.SZ）、太阳能（000591.SZ）、中闽能源（600163.SH）、江苏新能（603693.SH）；（2）火电+新能源互补发展：华能国际（600011.SH）、国电电力（600795.SH）、协鑫能科（002015.SZ）;（3）水电+新能源互补发展：华能水电（600025.SH）、川投能源（600674.SH）。
风险提示：
政策支持力度不及预期；经济下行导致用电需求不及预期；行业竞争加剧等。