从“5号文”到“4号文”，电力市场化持续推进。2002年“5号文”确定电改雏形，提出1）厂网分开重组国有电力资产，2）竞价上网实行电价新机制，开启电力市场化改革。2015年“9号文”进一步加快上网电价市场化的步伐，明确1）输配电价改革，2）电力市场建设，3）电力交易结构，4）有序放开发用电计划，5）售电侧改革等方向。此次《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（“4号文”）继“9号文”之后电力体制改革的又一里程碑式顶层设计，确定1）推进全国统一电力市场：2030年基本建成统一市场，除保障性用户外全主体入市，市场化电量占比70%左右；2035年全面建成，反映电能量、调节、环境、容量的多维价值。2）推动电力资源在全国范围内优化配置：打通国网、南网经营区间交易通道，跨经营区常态化交易；从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。3）健全电力市场的各项功能：现货（价格发现，调节供需，27年前基本实现正式运行），中长期（电力保供基本盘），辅助服务（扩容；现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本）：加快备用市场，探索爬坡，与现货联合出清，成本“谁受益、谁承担”，绿电（完善全国统一的绿证市场，体现绿电溢价，推进消纳），容量市场（推进容量市场，体现支撑性调节电源价值）。
　　基荷电源调节性功能凸显，各类参与主体商业模式持续完善。火电由以往高度依赖年度长协电量、电价（煤价成本为盈利主要影响因素）向中长期市场（电量电价，稳定盘）、现货市场（电量电价，反映实时电量供需；辅助服务收入，体现火电基荷电源溢价）和容量市场（容量电价，反映实时负荷供需；另外，此次政策全国性布局有望解决火电跨省交易容量补贴问题）转型，市场化全面推进。其他调节性电源同步有序推进其商业模式，包括有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场，探索建立体现核电低碳价值的制度；推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场。
　　绿电环境溢价逐渐确认，推进各应用场景提升整体消纳。能耗双控向碳排放双控大背景下，绿证是实现绿电环境溢价（是公用事业体现其环境属性的重要出口），打造碳排放核算的重要路径；同时也是推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准的重要方式。对于绿电运营商而言，绿证收入有望成为其重要营收渠道；同时，新能源非电应用、绿电直连等应用场景持续落地，有望提升绿电消纳水平。我们认为再提升绿电盈利稳定性是推进电力市场化的重要前提之一。
　　投资建议：火电及绿电在电力市场中相互交织（如绿电需向火电支付调节性费用；火电利用小时数受新能源挤压等），两者协同推进有利于互相完善市场化结构。
　　我们认为当下火电市场化推进方向主要是商业模式优化，多维度并行，体现基荷电源价值。绿电主要是应用场景扩容，提升消纳能力；碳证入市，实现其环境溢价；两者同步助力绿电盈利能力企稳，增强企业发电、装机意愿，实现我国绿色低碳转型，并加强国际对接。随着市场化推进，电价逐渐呈现顺周期属性，具备资源稀缺性电源有望实现一定电价溢价。红利板块依然具备很强的配置价值，需重视资源稀缺性及股息率，建议关注长江电力、华能国际（A&H）、国电电力。碳市场深化，基于新型复合应用场景扩容（如算力，绿电制氢氨醇，源网荷储一体化），绿电盈利有望企稳，建议关注电投绿能、金开新能、龙源电力（H）。现货市场、虚拟电厂等持续推进，利好电力数字化板块，建议关注国能日新、朗新科技、安科瑞、国网信通。
　　风险分析：终端用电需求下滑；新能源转型进度不达预期；煤价长协落实情况不及预期；风电、光伏装机成本大幅提升。