2021年的缺电问题受到中央高度重视，要求运用市场化手段保障电力供应。电力市场化改革加速推进。展望2022年，第一批8个现货试点市场有望全年连续运行，辅助服务市场有望加速建设，新一期（2023-2025年）输配电价将要核定。2022年有望继续出台重要电力市场政策，其中发电运营商板块值得持续关注。发电侧：区分不同电源的出力特性，重视调节价值，按照效果进行定价。煤电：（1）收益率有望上行。现货市场反映煤电调峰价值；现货市场与中长期市场联动运行，中长期市场呈现金融化特征，煤电能够通过中长期市场锁定收益率下限，通过现货市场择机套利。辅助服务市场进一步体现煤电调频、备用等价值。（2）新能源装机潜在增速或更高。电力系统调节能力日益稀缺，拥有调节性资源的企业更具拓展新能源项目优势。水电&核电：年内或难以进一步提升市场化电量占比和电价水平。一是工商业用户完全市场化后，交叉补贴缺口进一步增大，低价水电、核电是电源侧交叉补贴的重要来源，进一步降低其计划电量存在压力；二是经济下行压力下，低价水电、核电能够补贴电网企业代理购电用户（多为中小微企业），符合当前政策要求；三是既有定价下已能够获得合理收益，是否应进入市场获得更高收益，仍存争议。新能源发电：现货市场、辅助服务市场带来收益率下行风险（本质是新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费），但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。电量价值与环境价值分别独立定价或为较好模式，但目前绿电市场将两类价值合并定价，市场机制仍待理顺。电网侧：煤电、工商业用户全部入市，导致电网企业购销价差进一步收窄，交叉补贴问题缺口问题凸显。今年输配电价核定过程中，或将涉及交叉补贴问题的解决，对工商业用户、发电运营商可能产生影响。用户侧：现货市场运行，酝酿用户侧蓝海市场。仅有中长期市场时，售电公司为稳赚价差模式；现货市场与中长期市场联动运行后，售电公司转变为具有较高技术壁垒的“保险公司”模式，缺乏电力市场
