电改的核心，就是解决绿电不稳定性对电网的安全冲击，最底层逻辑是维护国Jia安全之一。
电力系统当前的挑战是绿电装机提升带来的消纳问题。我国绿电发电量占比过去10年从3.3%升至15.5%，波动性过大导致电力系统稳定性受到挑战。
西南水电、东部沿海海上风电、北方火电、西部光伏新能源，都是中国能源安全重要的潜力支撑，需要大力开发，同时配置输电通道，实现电力资源在全国范围内配置。
新能源不能保证稳定产出电能。电改，就是要用稳定的火电水电来调峰。
真正好的电力公司，不单纯是水电或火电，最好是风光水储于一体的综合性电力能源公司。
电改背景与现状：电改不是一个新概念，电改从05年开始，这些年实质取得了不小进展。
1.市场主体。目前，所有煤电企业已参与市场交易，新能源逐步市场化，除居民、农业和保障性用户外，其他用电主体均参与市场交易。
2.交易电价。电价市场化取得显著进展，所有电压等级的输配电价已核定，煤电和工商用户的上网电价及销售电价均通过中长期协议确定。
3.交易品种。中长期交易频繁，占比超过90%；现货市场发展较慢，占比约5%-6%；辅助服务市场全覆盖；绿电和绿证交易正在规模化发展，占比不足10%。
深化电改的紧迫性、迫切性，主要有三个方面：
1.电力保障性供应。进入“十四五”期间，电力供求关系出现意料之外的变化，部分地区由送电大省转为缺电大省。现货市场发展缓慢，成本传导机制未通过市场化改革建立。
2.新能源消纳问题。去年装机量超过消纳能力，体制机制、成本疏导、商业模式不清晰，影响新业态如虚拟电厂、新型储能等的发展
3.电网改造的问题。中国电网面临两端薄弱问题，特高压电网建设滞后，主网省间互联不足，配网尤其中低压配网薄弱，影响户用光伏等的接入。
电改未来方向，与可预见性内容：
1.市场主体拓展。煤电全面入市，新能源、水电、核电等其他交易品种将逐步加入市场化交易体系，新型市场主体如储能、区域电厂、微电网将全面参与。
2.电价市场化。容量电价范围扩大，煤炭、煤电中长期价格可能变化，居民电价可能调整三档阶梯电价，分时电价预计调整，下一轮输配电价可能创新高。
3.交易品种拓宽。中长期交易市场化推进，现货和辅助服务市场发展，电力容量市场预计2030年建立完善，绿电和绿证交易需求迫切，交易中心正在开展相关教育。
电改的进度，其实已经明晰、开会的意义，是加速推进，电改有三个步骤：
1.首先，要反映每个电源的所有价值。如环境价值、调节价值、基荷价值、煤炭成本，也是电价改革加速的原因。
2.其次，是市场化交易引入大比例的绿电，若电价机制不完备，很容易导致价格极端。
3.各类电源的价值均应得到反映，例如“绿电电价+调节成本”挂钩”火电电价+环境成本”。
除了水电，火电作为在运规模大、覆盖效果好、调节能力强的基荷电源，是全社会消纳成本的左侧。未来将通过容量、电量和辅助服务，未来ROE中枢将维持在10%。
电改的节奏可归纳为：2023看容量电价，2024看辅助服务+分时电价+煤电联动，2025看环境溢价及现货等市场化交易，脉络非常清晰。
电力系统要扩大蛋糕，一方面，通过“时间的煤硅”，带来短期发电成本下降的契机。另一方面，长期则通过市场化交易，实现销售价格传导，通过容量、辅助服务等机制重分配，电力系统将重回稳定性。
相关公司参考（综合ROE、股息率、成长性等）
火电：浙能+华润+国电+皖能+申能+华电+华能；
水电：长电+华能+国投+川投；
核电：中核、广核；
绿电：龙源+中国电力+福能+吉电。
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