新能源行業(yè)專題報告：綠電儲能進(jìn)軍電力市場

1、新能源行業(yè)專題報告：綠電儲能進(jìn)軍電力市場 HYPERLINK /SH601456.html 1 電力市場化，能源革命破局的核心舉措20 世紀(jì) 90 年代以來，電力市場化在全球范圍內(nèi)得到了快速的發(fā)展。我國也于 21 世紀(jì)初開展電力市場基礎(chǔ)機制的研究。2015 年 3 月，中共中央國務(wù)院發(fā)布關(guān)于進(jìn) 一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)20159 號），開啟了以電力市場化為改 革核心的新一輪大潮。1.1 特殊的商品，特殊的市場電力是一種特殊的商品，它以光速傳播，必須即時平衡，因此買賣電力的市場也 與我們常見的市場不太一樣。其特殊之處具體表現(xiàn)在以下若干方面。現(xiàn)貨還是“線貨” Spot Market，具

2、有在固定時間、固定地點，進(jìn)行一手交錢、一手交貨的“點” 交易的含義，這對于絕大多數(shù)的商品都是成立的。但是電力并不是一個這樣的商品， 電能量是功率和時間的乘積，商品數(shù)量需用二維空間描述，因此，無論買了多少電能 量，其最終的交易執(zhí)行均是在一段時間內(nèi)進(jìn)行的，形成曲線式的交割，“Curve Market” 或許更加能夠體現(xiàn)電力市場的交割形式。因此，在報量報價方面，我們需要引入許多 種不同的機制來滿足交易雙方對曲線交易的需求，這是其他商品市場所不具備的。數(shù)量決定質(zhì)量 對于絕大多數(shù)商品，數(shù)量和質(zhì)量幾乎是完全獨立的，且不會因為供需而影響商品 質(zhì)量。但是對于電力，多生產(chǎn)就意味著可能頻率偏高或者電壓偏高，導(dǎo)致電

3、能質(zhì)量不 合格。這樣的不合格還有極強的外溢效應(yīng)，會嚴(yán)重影響其他交易的執(zhí)行情況，因此，充分維護(hù)電力商品的質(zhì)量成了電力市場非常重要的課題。用的不是買的所見即所得，這是商品交易天然的屬性。但是電力在實際交易過程中，尤其是在有交易對手的中長期市場中，是按照無約束報單，又按照安全約束與經(jīng)濟調(diào)度的原則 撮合出清。用戶與交易對手之間的合約，很少會恰好符合經(jīng)濟調(diào)度的結(jié)果，有時甚至 不能符合安全約束的要求，因此，經(jīng)過潮流分解后，可以發(fā)現(xiàn)，用戶使用的電力大多并不來自于交易對手。電力交易更像是權(quán)益的轉(zhuǎn)讓而不是真實物品的轉(zhuǎn)讓，也就是 “黑匣子”市場。誤差很正常 絕大部分商品交易不僅可以精確計量，并且交割過程不會影響交

4、割的數(shù)量。由于 電力是個曲線產(chǎn)品，運行過程會有難免有些波動，并且大部分用戶和新能源發(fā)電都難 以精確預(yù)測，因此實際使用的數(shù)量和交易的數(shù)量有些差別實屬正常。因此如何解決小 的偏差，并且處理大的偏差，對電力市場中的主體十分重要。7*24 小時開市電氣化社會發(fā)展到今天，用電已經(jīng)成了最為基本的需求。目前用戶側(cè)基本無法大量地長時間地囤積電力，因此需要連續(xù)不斷地并網(wǎng)用電，先進(jìn)的電力市場自然得做到 連續(xù)開市、連續(xù)結(jié)算，尤其是日前、日內(nèi)、實時等小周期級別的市場。這就對系統(tǒng)軟 硬件設(shè)計、調(diào)度運行提出了非常高的要求。 綜上，電力市場與我們常見的市場有較大的區(qū)別，設(shè)計、理解和參與電力市場并 不是一件非常容易的事情。但

5、是，也只有電力市場才能從機制上擔(dān)負(fù)起充分消納新能源的重任。1.2 新能源消納離不開電力市場化新能源發(fā)電有很多特點，有的特點只能通過市場手段予以解決，傳統(tǒng)機制將面臨 越來越大的問題。不可控，保障消納壓力大 HYPERLINK /SH600617.html 目前，我國新能源電力參與交易的比例很低，絕大部分電量都是通過電網(wǎng)進(jìn)行保 障性收購消納。這在新能源發(fā)電量占比較低時，不會有太大問題。隨著新能源發(fā)電量 占比不斷攀升，電力系統(tǒng)調(diào)度平衡難度勢必會越來越大。2021 年，少數(shù)省份未能完 成消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)值或貼最低值完成，凸顯消納壓力。不入市，綠證發(fā)放成難題 “雙碳”目標(biāo)是發(fā)展新能源的根源，新能源的價值

6、最終應(yīng)當(dāng)體現(xiàn)在其綠色價值上。 目前各類用戶主體對綠色價值的需求不一樣，高碳排放企業(yè)需求可能更大，而低碳排放企業(yè)和居民用戶的需求可能較低，各類主體希望付出的溢價以及支付的能力都相差 較大。 非市場機制下，即使電能的價格可以計算，但是綠色溢價部分卻很難計算。風(fēng)光項目補貼、競爭性配置上網(wǎng)電價的制定過程均沒有對低碳需求強烈的用戶的參與，無 法反映用戶側(cè)的需求情況，因此，定價機制本身有欠缺。另外，保障性消納機制下， 不僅將綠色溢價均攤至所有用戶的頭上，而且，與綠證制度銜接存在諸多困難。依靠 市場定價、依靠市場分配綠證，或是綠色能源最終的途徑。無市場，靈活資源無法定價儲能是幫助新能源抹平在時間軸上波動的唯

7、一手段。目前儲能等靈活性資源技 術(shù)路線多、成本差異大，政策無法一刀切地為所有儲能資源賦能。電力市場卻可以 很好地解決這個問題。在滿足用電需求的情況下，電力價差可以自然地為儲能提供良好的商業(yè)模式，自然地篩選出有價值的儲能技術(shù)路線。1.3 合約角度看“市場”，核心改什么？市場是由某種物品或服務(wù)的買者與賣者組成的一個群體，在里面自由地簽訂合約， 完成交易。電力市場同樣如此，買者與賣者之間顯式地或者是隱式地簽訂電力交易合約，進(jìn)行結(jié)算。我們從合約的構(gòu)成要素出發(fā)，可以比較清楚地看出電力市場改革的重點方向。 一般而言，合約的要素包括：1）交易主體；2）交易標(biāo)的；3）標(biāo)的數(shù)量；4）標(biāo) 的質(zhì)量；5）標(biāo)的價格；6

8、）交割時間；7）交割方式；8）違約與糾紛處理等。電力合 約也不外乎如此。2015 年電力市場化改革之前，我們可以將“電力市場”理解為，用戶、發(fā)電商 與做市商（電網(wǎng)企業(yè)）之間的簽訂交易合約。這些合約典型地均以電能量為標(biāo)的，發(fā) 電廠和用戶“不報量不報價”參與交易，標(biāo)的價格默認(rèn)發(fā)改委電價或補貼電價，標(biāo)的 數(shù)量默認(rèn)按需，并且全部采用實物交割、即時交割，幾乎不存在違約與糾紛處理。 電力市場改革本質(zhì)上是對合約要素的形成方式進(jìn)行改革，目的是促進(jìn)直接交易， 歸還定量與定價權(quán)，并以更加豐富的形式和內(nèi)容完善交易，主要表現(xiàn)在以下幾點：改變合約數(shù)量、價格形成方式，發(fā)揮市場資源配置與價格發(fā)現(xiàn)能力 其他的商品或金融市場的

9、組織相對容易，幾乎全部以“報量報價”的方式形成合 約。實際上，參與交易的雙方還可以以“報量/不報量”、“報價/不報價”組成的四種 方式形成合約量價。由于電力交易組織復(fù)雜，因此目前各個省份暫未全部進(jìn)入“報量 報價”的方式。多樣化報量報價方式，滿足各類主體報量報價需求 正如前文所述，電力交易是“曲線市場”,因此交易的量無法單純的用一維數(shù)據(jù) “數(shù)量”來表示，而應(yīng)該用二維的曲線來表示，這在現(xiàn)貨市場中更加明顯。 對于功率調(diào)節(jié)特別迅速的用戶，前一小時的出力并不會對下一小時出力形成約束， 可以每小時按需要分別報量，成交與否不影響其運行，形成分時能量塊的報量方式。 對于類似核電、火電、以及需要連續(xù)生產(chǎn)的大工業(yè)

10、用戶等，功率調(diào)節(jié)速度較慢， 需要直接按曲線報量，要么不成交，要么全部成交，形成曲線能量塊的報量方式。 除此之外還可以設(shè)計出互斥塊、連接塊等多種報量方式，滿足交易者在不同應(yīng)用 場景下的報量需要。促進(jìn)直接交易，擴大交易主體 市場的作用需要大量的獨立交易者參與才能發(fā)揮，僅有少量獨立交易者參與的市 場極易形成壟斷、串謀、操縱等行為，擁有極強的市場力，會阻礙市場功能的發(fā)揮。由于電力市場的特殊性，各個省份的發(fā)電機組均由少數(shù)能源集團控股，同時參與電 力交易本身需要相當(dāng)?shù)闹R儲備和對復(fù)雜機制的理解，因此首批交易者基本是有規(guī) 模的發(fā)電商和大工業(yè)用戶、電網(wǎng)企業(yè)等，交易者的獨立程度相對較低。電力市場化需要增加市場用

11、戶，提升獨立性和流動性。2016 年年底，國家發(fā)改 委和能源局就印發(fā)了售電公司準(zhǔn)入與退出管理辦法和有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理 辦法，進(jìn)行售電側(cè)改革，希望提升用戶自主參與市場交易的能力。2017 年，國家發(fā) 改委關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的通知（發(fā)改運行2017294 號），明確 2015 年 9 號文以后新核準(zhǔn)的機組原則上不再安排發(fā)電計劃，全部納入電力市場形成發(fā)電量價， 推動發(fā)電側(cè)進(jìn)入市場。2021 年年底，國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng) 電價市場化改革的通知（發(fā)改價格20211439 號）指出，燃煤發(fā)電電量原則上全 部進(jìn)入電力市場，推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場，市場用戶規(guī)模出現(xiàn)十分明顯的增長。

12、2022 年上半年，北京、廣州均發(fā)布了綠色電力交易實施細(xì)則，納入無補貼風(fēng)光 新項目，鼓勵帶補貼風(fēng)光項目自愿參與。2022 年 6 月 7 日，國家發(fā)改委、國家能源 局發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知，鼓勵獨立儲能 電站參與電力市場。 顯而易見的是，隨著改革的深入，參與市場的主體仍將越發(fā)豐富，未來還將納 入更多的聚合主體、分布式電源等，相應(yīng)的，市場功能也將不斷完善。豐富交易標(biāo)的，讓市場為多種資源定價電能量是最為基本的交易標(biāo)的，但是要維持電能量的順利交易，還需要為許多其 他資源進(jìn)行定價。 電能質(zhì)量輔助服務(wù)：由于電能能量與電能質(zhì)量高度相關(guān)，并且電力交割出現(xiàn)偏差 的幾率極大，尤其

13、是未來難以預(yù)測的新能源占比越來越高，交易偏差會進(jìn)一步擴大。 為了滿足電能質(zhì)量的國家標(biāo)準(zhǔn)要求，必須得有額外的備用能量來輔助質(zhì)量達(dá)標(biāo)。隨著 新能源占比提升，電能質(zhì)量輔助服務(wù)成了重要的資源，需要市場對其合理定價。發(fā)電權(quán)交易：在計劃電時代，每個機組都會獲得保底發(fā)電小時數(shù)，確保其有收益， 能夠回收成本。在向市場化改革的過程中，大機組由于效率更高、排放更低、新能源 機組因為更加環(huán)保，其綜合發(fā)電社會效益會超出其他性能落后的機組。發(fā)電權(quán)交易應(yīng) 運而生，使得落后機組不用發(fā)電就可以獲得比自己發(fā)電更高一點的收益，而先進(jìn)機組 付出購買發(fā)電權(quán)成本的同時，也有了更高的發(fā)電收益。 未來還會包括容量服務(wù)、輸電權(quán)交易、電力期貨

14、、電力期權(quán)等新鮮交易品種，用 于控制風(fēng)險或發(fā)現(xiàn)價格。創(chuàng)新交割結(jié)算方式，物理結(jié)算與金融結(jié)算相得益彰 在沒有市場化改革或者沒有電力現(xiàn)貨市場之前，基本所有存量合約都會進(jìn)行物理 結(jié)算。在有現(xiàn)貨市場運行的省份中，部分如廣東、浙江等其中長期合約均按差價合 約執(zhí)行，即不進(jìn)行實際的電力物理交割，僅將合約價和電力現(xiàn)貨結(jié)算價之間的差額 做現(xiàn)金結(jié)算。這有兩個好處，一是為交易主體提供規(guī)避風(fēng)險的工具，通過中長期差價 合約提前鎖定電價，二是方便政府授權(quán)的差價合約與市場融合，調(diào)配市場交叉補貼。 預(yù)計我國未來金融結(jié)算性質(zhì)的合約比例仍將進(jìn)一步擴大。公平合理設(shè)計偏差考核機制，適應(yīng)不同主體的需求 電力市場中，各類主體的負(fù)荷特性、用

15、能需求均不相同，一刀切的擬定考核必然 對一部分主體非常不利，可能導(dǎo)致其參與市場的積極性大幅降低，不利于市場化改革 進(jìn)程。尤其對于綠電，天生就有巨大的波動性和不可預(yù)測性，對綠電實施嚴(yán)格的考核， 必然降低綠電入市積極性，但可以以此為抓手，在日前日內(nèi)等具備預(yù)測精度的時間尺 度內(nèi)開展考核，促進(jìn)預(yù)測能力提升。1.4 2022 年已開啟綠電儲能與電力市場融合之路2021 年 9 月，國家發(fā)改委、國家能源局正式批復(fù)了由兩網(wǎng)公司制定的綠色電 力交易試點工作方案。2022 年，依據(jù)方案，1 月 25 日，廣州電力交易中心印發(fā) 了南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行），5 月 23 日，北京電力交易中心印發(fā)了北 京電力

16、交易中心綠色電力交易實施細(xì)則。上述規(guī)則明確了綠電現(xiàn)階段為風(fēng)光發(fā)電、 綠證為對每兆瓦時非水可再生能源上網(wǎng)電量頒發(fā)的具有唯一代碼標(biāo)識的電子憑證 （由國家可再生能源信息管理中心核發(fā)，電力交易中心劃轉(zhuǎn)反饋）、綠電交易為針對 綠電的中長期交易。 2022 年 6 月 7 日，國家發(fā)改委、國家能源局在去年 7 月關(guān)于加快推動新型儲 能發(fā)展的指導(dǎo)意見的基礎(chǔ)上，又發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào) 度運用的通知，凸顯儲能參與電力市場的緊迫性。通知未明確定義新型儲能的范 圍，給予市場選擇技術(shù)路線的權(quán)利，公平競爭。通知還要求建立價格機制，鼓勵 擴大中長期、現(xiàn)貨市場價格上下限制，探索電網(wǎng)替代型儲能成本納入輸

17、配電價電價、 研究建立容量電價、單程收取輸配電價等。 我們認(rèn)為，2022 年-2023 年將是電力市場改革全面提速的兩年，為雙碳目標(biāo)的 達(dá)成夯實機制基礎(chǔ)。2 電碳市場銜接促進(jìn)綠電價值上升綠電價值來自于綠色低碳，而低碳價值體現(xiàn)在各大碳排放權(quán)市場，唯有打通電力 市場與碳市場價值與成本傳導(dǎo)的通道，綠電價值才會被充分體現(xiàn)。2.1 十余年探索，我國碳市場已步入正軌早在 2005 年，我國便已開發(fā)出核證減排量（CER）和自愿減排量（VER），方便企 業(yè)以減排項目參與由京都議定書引入的清潔發(fā)展機制（CDM），從國際市場獲取減 排收益。2012 年，京都議定書第一期承諾期結(jié)束后，國際社會在氣候問題上出現(xiàn) 了分

18、歧，我國 CER 和 VER 相應(yīng)地失去了發(fā)展空間。但這一時期為我國清潔低碳發(fā)展積 累了寶貴的經(jīng)驗，為開展國內(nèi)碳排放市場奠定了基礎(chǔ)。 2011 年 10 月，國家發(fā)改革委下發(fā)關(guān)于開展碳排放權(quán)交易試點工作的通知， 批準(zhǔn)在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東和深圳開展碳排放權(quán)交易試點工作。2013 年至 2014 年，7 個碳排放權(quán)交易試點省市先后開展了碳排放權(quán)交易。2016 年 12 月，福建省啟動碳排放權(quán)交易市場，成為中國第 8 個碳排放權(quán)交易試點地區(qū)。各試點基本都經(jīng)歷了碳價格不斷下探的過程，主要由于制度不完善、配額盈余、 企業(yè)對碳排放認(rèn)知不到位等原因造成。從成交量上看，基本以廣東、深圳、湖北等

19、交 易所為主，并且，由于二季度進(jìn)行配額履約清繳工作，因此成交量前幾年整體呈現(xiàn)明 顯的潮汐現(xiàn)象，存在突擊買賣配額完成清繳的情況。但是近幾年，在雙碳大政策背景 下，企業(yè)開始了碳資產(chǎn)日常管理，成交量“潮汐”明顯緩解。 HYPERLINK /SH601200.html 2020 年底，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布碳排放權(quán)交易管理辦法（試行），印發(fā)2019-2020 年全國碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)），正式啟動全國碳市 場第一個履約周期。2021 年 7 月 16 日，全國統(tǒng)一碳排放交易市場于上海環(huán)境能源交 易所正式開啟。 交易品種方面，各大交易所除了標(biāo)準(zhǔn)的基于碳排放權(quán)的配額交易產(chǎn)品，還有一些

20、資源減排產(chǎn)品，較為典型的有 CCER。CCER 指根據(jù)國家發(fā)展改革部門溫室氣體自愿 減排交易管理暫行辦法的規(guī)定，經(jīng)其備案并在國家登記系統(tǒng)登記的自愿減排項目減 排量。CCER 項目于 2015 年 1 月正式啟動交易，但是國家發(fā)改委于 2017 年 3 月公告 暫緩受理溫室氣體自愿減排交易備案申請，但不影響已備案的溫室氣體自愿減排項目 和減排量在國家登記簿登記，也不影響已備案的 CCER 參與交易。2.2 持續(xù)改革促使多途徑傳導(dǎo)綠電碳價值總體上，碳市場的碳價值傳導(dǎo)至綠電有兩大途徑：成本端與收入端：其中成本端 為碳排放配額引發(fā)的煤電成本抬升；收入端可分為綠證與 CCER（已暫停備案申請） 驅(qū)動路徑

21、。煤電成本推升中樞，綠電價格水漲船高燃煤發(fā)電成本主要由燃料成本、折舊成本、人工等其他成本構(gòu)成。由于 2021 年 煤炭價格大幅上漲，典型火電企業(yè)的燃料成本占比普遍從 70%提升至了 80%。由于火電行業(yè)碳排放核算較為清晰，社會碳排放量占比高，成為了第一個被納入 全國碳市場的行業(yè)。2020 年底，生態(tài)環(huán)境部印發(fā)2019-2020 年全國碳排放權(quán)交易配 額總量設(shè)定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)），開啟火電行業(yè)第一個履約周期。根據(jù) Refinitiv 的估計，全國碳市場 2019-2020 履約年度的配額發(fā)放額和排放總量大致相 當(dāng)，基準(zhǔn)值相對寬松，大多數(shù)企業(yè)獲得的免費配額足以用于履約，盈余量約 7%。因

22、此對于大多數(shù)火電企業(yè)，碳配額成本暫未體現(xiàn)在其成本當(dāng)中。 中短期看，假設(shè)火電企業(yè)平均碳配額出現(xiàn) 10%的缺口且碳價格為 60 元/t，則保 持發(fā)電量不變的情況下，需要在碳市場額外購買配額。假設(shè)按2019-2020 年全國碳 排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）所設(shè)定的 300MW 等級以上常規(guī)燃煤機組供電基準(zhǔn)值 0.877tCO2/MWh 作為當(dāng)前火電碳排放因子進(jìn)行計算，則發(fā)電成 本提升約 5.26 元/MWh，相當(dāng)于現(xiàn)行煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的 1.2%-2%。另外，靈活性改造使得煤電機組后續(xù)會更多的進(jìn)行深調(diào)峰，負(fù)荷利用率下降將進(jìn) 一步提升度電碳排放值，以及其他運行成本。我們認(rèn)為，隨著碳

23、價、配額缺口的上升 和運行方式的改變，火電成本上行壓力較大，電力市場化將越發(fā)順利的將火電成本 體現(xiàn)在市場電價上。CCER 暫停，綠證接力起跑 CCER 是直接頒發(fā)給風(fēng)光發(fā)電項目，可在碳排放市場上進(jìn)行交易，可按固定的比 例折算為配額進(jìn)行清繳，2017 年 3 月暫停前是風(fēng)光發(fā)電項目主要的額外收入來源。 2017 年 2 月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局印發(fā)關(guān)于試行可再生能源綠 色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知（發(fā)改能源2017132 號）以及綠色 電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購規(guī)則（試行），提出“建立可再生能源綠色電力證書自愿認(rèn) 購體系”和“試行可再生能源綠色電力證書的核發(fā)工作”，綠色電力證書正

24、式誕生， 接力 CCER 提升可再生能源項目收益，并被寄望于減輕財政補貼壓力。 但是，由于通知中明確規(guī)定，綠色電力證書經(jīng)認(rèn)購后不得再次出售，且價格 較高，對下游用戶的吸引力大幅降低，認(rèn)購很快便趨于清淡，2018-2020 年，年均認(rèn) 購量僅約 6000 張左右，對應(yīng)約 6000MWh 發(fā)電量，僅占 2017 年風(fēng)光發(fā)電量 4200 億 kWh 的 0.00143%。2021 年，在雙碳目標(biāo)和綠色電力交易試點工作方案的支撐下，基于對綠色 電力價值的認(rèn)可和未來的期許，下游用戶認(rèn)購意愿大幅提升，全年共計成交 57.7353 萬張，對應(yīng) 577353MWh 的發(fā)電量，占 2021年全年風(fēng)光發(fā)電量 98

25、26 億 kWh(中電聯(lián) 2021 年統(tǒng)計快報)的 0.059%。雖然該比例達(dá) 2017 年的約 40 倍，但仍有巨大的提升潛力。 根據(jù)中國綠色電力證書認(rèn)購交易平臺的數(shù)據(jù)，自 2021 年 7 月份綠電交易試點逐 步開始以后，不帶補貼的綠證價格基本維持在 30-50 元/張的范圍，即綠電溢價為 0.03-0.05 元/kWh?，F(xiàn)階段，綠證不可多次交易，其交易價值尚未體現(xiàn)，但是未來隨著綠證強制交易 的開展，政策上或可考慮允許多次交易，從而會進(jìn)一步激發(fā)交易活力。 目前，綠證的主要受眾是自愿認(rèn)購綠證，參與治理大氣污染，提升其社會形象和 社會責(zé)任的個人和企業(yè)。未來，我們認(rèn)為隨著綠證與 CCER 的關(guān)系

26、進(jìn)一步理清，功能 進(jìn)一步融合，綠證或許可以具備更多的價值，從而進(jìn)一步體現(xiàn)其環(huán)境正溢價。綠電環(huán)境溢價基礎(chǔ)來源越發(fā)多樣根據(jù)上述分析，綠電的環(huán)境溢價可以分為綠證等帶來的環(huán)境正溢價以及煤電碳配 額成本帶來的環(huán)境負(fù)溢價，其價值影響因素較多。綠電環(huán)境負(fù)溢價部分主要的影響因素包括： 1）碳排放配額市場價格，未來納入更多的高排放行業(yè)進(jìn)入全國碳排市場，會引 起配額需求增加，從而支撐碳價上行； 2）煤電碳配額收緊，缺口加大，配額盈余僅可能出現(xiàn)在政策試行初期，隨著低 碳意識普及，配額收緊的政策阻力將越來越小。我們認(rèn)為煤電碳配額收緊將是未來的 趨勢，助力國內(nèi)碳達(dá)峰。綠電環(huán)境正溢價部分主要的影響因素包括： 1）下游用戶

27、環(huán)保意識覺醒，自發(fā)地增加對低碳消費產(chǎn)生的榮譽感的追求，支撐 綠證溢價； 2）綠證或可與其他福利進(jìn)行捆綁，如各種評選、評優(yōu)等，或可納入綠證作為評 選依據(jù)之一，從而體現(xiàn)其價值； 3）綠證或可與 CCER、碳稅等機制進(jìn)一步融合，與國際碳制度進(jìn)一步接軌，從而 加大下游對綠證的需求。 我們認(rèn)為綠電環(huán)境溢價部分支撐力度很強，但電能部分仍受電力供求關(guān)系以及 煤電燃料成本變動影響較大，并且中短期內(nèi)，這部分的變動仍將占據(jù)主導(dǎo)地位。2.3 電網(wǎng)阻塞：市場化將體現(xiàn)地域電價差異現(xiàn)代經(jīng)濟學(xué)認(rèn)為，生產(chǎn)要素的順暢流通可以形成優(yōu)勢互補、降低生產(chǎn)成本、提升 社會福利，因此，誕生了國際化的生產(chǎn)方式。但這一切都與能否流通、流通成本

28、息息 相關(guān)。 電力也是如此。假設(shè)全社會沒有電網(wǎng)，只能采用自發(fā)自用的方式，毫無疑問，社 會用電綜合成本將會最高，絕大多數(shù)用戶在大多數(shù)時間都會無電可用，自發(fā)電的冗余 也將最大。如果僅有一部分電網(wǎng)，則大多數(shù)電力流通依然受阻，局部流通較為順暢的 地方的用電成本為局部最低發(fā)電成本。如果電網(wǎng)大到可以滿足電力能源任意流通，則 發(fā)用電成本都取決于最低的那些電源。連續(xù)交易的股票市場我們可以把他視為完全沒有阻塞的市場，每一個時刻，買方 可以且僅可以買到報價最低的股票，賣方可以且僅可以賣到報價最高的價格。 電力市場并非如此，因為它是一個物流網(wǎng)絡(luò)，每條通道的功率有上限，或者壓根 就沒有通道(上限為 0)，因此可能無法

29、傳遞電能，引發(fā)系統(tǒng)阻塞。在阻塞的情況，我們可以清楚的看出用電節(jié)點 X 和 Y 的用電成本是不一樣的，X 用到 200 元/MWh 的廉價電力，而 Y 只能用到 500 元/MWh 的電力，用電成本出現(xiàn)顯著 的差異。 目前，在大多數(shù)省份的電力市場設(shè)計中，用戶側(cè)是報量不報價參與市場的。因為 用戶沒有報價，因此給用戶不一樣的用電成本有失公平，所以目前大部分電力市場用 戶側(cè)按照全省統(tǒng)一的參考點進(jìn)行結(jié)算，即按用電側(cè)平均電價結(jié)算，上述例子中，X， Y的實際用電成本都是平均價 350 元/MWh。目前，省級共用網(wǎng)絡(luò)的輸配電價也是均攤 的，因此省級電網(wǎng)用戶的成本是一樣的，體現(xiàn)不出差別。未來隨著電力市場規(guī)則繼續(xù)

30、 深化，用戶側(cè)也報價參與市場時，用戶節(jié)點電價將出現(xiàn)差別。3 綠電的咖啡伴侶，儲能價值終將體現(xiàn)3.1 沒有完美的電源，只有合理的搭配 能源存在不可能三角，即“經(jīng)濟廉價-靈活穩(wěn)定-清潔低碳”。改革開放使我國走 上了高速發(fā)展的道路，發(fā)展是第一要務(wù)，因此能源三角的權(quán)重自然地傾向了“經(jīng)濟廉 價”且相對“靈活穩(wěn)定”的用能方式，即煤電，煤電裝機迎來了高速增長的 20 年。 但是“雙碳”目標(biāo)的提出，使得能源三角權(quán)重劇烈地傾向于“清潔低碳”，在高質(zhì)量 發(fā)展的環(huán)境中“經(jīng)濟廉價”或許是排在最末位的。中長期內(nèi)，我國可以大規(guī)模應(yīng)用的成熟發(fā)電技術(shù)主要包括燃煤、燃?xì)?、水電、?電、風(fēng)電、光伏等 6 種技術(shù)，其中風(fēng)電、光伏、

31、核電是可以持續(xù)擴大規(guī)模的清潔低碳 的發(fā)電方式。遺憾的是，該 3 種技術(shù)均無法滿足系統(tǒng)對于靈活穩(wěn)定的需要，風(fēng)光出力波動極大，而核電為保證安全運行，通常以極其穩(wěn)定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負(fù) 荷的波動，因此系統(tǒng)對于靈活性的需求陡然提升。核電對于電力系統(tǒng)運行的影響較小，風(fēng)電光伏等現(xiàn)行的綠電品種對系統(tǒng)運行的影 響較大，主要表現(xiàn)在：1）調(diào)峰；2）調(diào)頻。相對于調(diào)峰，調(diào)頻決定了系統(tǒng)能否持續(xù)運 行，避免出現(xiàn)事故，是更為重要的指標(biāo)。調(diào)頻性能通常有三個指標(biāo)描述：調(diào)節(jié)速率、 響應(yīng)時間、調(diào)節(jié)精度，我們以最重要的調(diào)節(jié)速率來看下風(fēng)光搭配怎樣的電源才是最有 效、最經(jīng)濟的。 納入對比的可搭配電源包括：燃煤、燃?xì)?、抽?水

32、電)、電化學(xué)儲能等，我們先 合理假設(shè)其出力調(diào)節(jié)速率分別為 1.5%Pe/min、20%Pe/min、70%Pe/min，100%Pe/min （Pe 為額定功率，電化學(xué)實際速率可按 100%Pe/3s），并且處于一個局部地區(qū)，機組 出力特性趨同。則可以粗略計算出，在不同風(fēng)光出力損失速率的情況下，搭配不同其 他機組的風(fēng)光裝機占比上限。由于局部地區(qū)內(nèi)風(fēng)光的損失速率較大，因此如果將局部地區(qū)通過電網(wǎng)互相連接， 形成調(diào)頻支援能力，則綜合損失速率將會減少，從而進(jìn)一步提高風(fēng)光發(fā)電的占比。 因此，欲使風(fēng)光裝機占比提升至 50%以上，儲能在系統(tǒng)中的占比必須得到同步提 升。 調(diào)頻主要依靠功率，目標(biāo)是解決分鐘級系統(tǒng)

33、平衡問題，因此對容量的要求不是很 高。但是對于調(diào)峰，主要就得依靠容量解決數(shù)小時、數(shù)天、數(shù)周、甚至是季度級的 系統(tǒng)平衡問題。調(diào)峰不會影響電力系統(tǒng)本身的運行，極端無法平衡的情況下，雖然可 以采用棄風(fēng)棄光、拉閘限電、火電無限備用等手段實現(xiàn)平衡，但這些手段有違政策初 衷，不可以成為常規(guī)手段。因此，開發(fā)長周期、大容量的儲能系統(tǒng)依然非常有必要。 從儲能的技術(shù)路線來看，目前電化學(xué)儲能適用于短時大幅調(diào)頻、短時調(diào)峰，抽水 蓄能等重力儲能形式適用于短時較小幅調(diào)頻、長時調(diào)峰，氫能等儲能形式適合季節(jié)性 調(diào)峰。我們認(rèn)為，綠電搭配儲能是目前最佳的選擇。3.2 儲能參與電力現(xiàn)貨市場迎機遇 電力現(xiàn)貨市場的運行為儲能打開了市場

34、化的調(diào)峰商業(yè)模式，進(jìn)行低買高賣的操作 不僅滿足系統(tǒng)調(diào)峰需要，也可以獲得差價。我們將電力市場與 A 股市場進(jìn)行對比，來 解釋為何低買高賣在電力市場可以穩(wěn)定存在。電力現(xiàn)貨市場存在統(tǒng)計學(xué)意義上顯著的擇時套利機會 廣東電力現(xiàn)貨市場自 2021 年 11 月以來開始發(fā)布現(xiàn)貨結(jié)算試運行日報，截至 2022年 6 月份，我們提取共計 200 份日報數(shù)據(jù)。每份日報中，公布了日前最低價及其出現(xiàn) 的時間、日前最高價及其出現(xiàn)的時間、實時最低價及其出現(xiàn)的時間、實時最高價及其 出現(xiàn)的時間。為何廣東電力現(xiàn)貨市場可以簡單擇時套利而 A 股上證指數(shù)不行？究其原因，我們 認(rèn)為根源在于交易者擇時靈活性上差異。A 股市場的交易者幾

35、乎全部具備擇時靈活性， 實際上大多數(shù)其他市場的參與者都具備擇時靈活性。但是電力市場的大多參與者不具 備擇時靈活性，如工業(yè)負(fù)荷在白天開工，而不會隨時開工，照明負(fù)荷白天不開燈，光 伏晝出夜伏，風(fēng)電無規(guī)則地隨機波動，即使是火電擇時也有爬坡速率和啟停的限制。 因此電力市場充斥著大量的非靈活交易者，是造成價格上出現(xiàn)顯著簡單擇時套利機 會的原因。而儲能作為極其靈活的元素，將從電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)定獲得獎勵。電力現(xiàn)貨市場套利空間已現(xiàn)，未來有望進(jìn)一步加大由于到日前這個時間段，風(fēng)電、光伏、用戶等出力情況具備較好的預(yù)測精度，因 此如果掌握預(yù)測數(shù)據(jù)與方法，大致上是可以預(yù)判幾點是最低價、幾點是最高價，用來 輔助交易決策。我

36、們假設(shè)在廣東電力現(xiàn)貨日前市場中，可以在每日最低價至最高價之間進(jìn)行完全套利，則其每日收益分布情況如下，每日平均收益為 731.9 元/MWh，另外 出現(xiàn)了 2 次頂格差價 1500 元/MWh（廣東電力現(xiàn)貨限價 0-1500 元/MWh），概率約為 1%。目前，大量風(fēng)電光伏、居民用戶等并未實際進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場，沒有直接對現(xiàn)貨 價格產(chǎn)生影響，而是轉(zhuǎn)化到了輔助服務(wù)的上面。因此，我們認(rèn)為，隨著風(fēng)電光伏滲透 率提升、再電氣化使剛性負(fù)荷增長以及風(fēng)光用戶參與現(xiàn)貨市場比例提升，現(xiàn)貨市場 價差與套利空間有進(jìn)一步加大的趨勢，從而使更多的儲能資源獲得應(yīng)有的調(diào)峰收益。儲能參與中長期交易也具備可行性對于儲能，既然可以確

37、定交易時間，有清晰的價差預(yù)期，那么為了規(guī)避成交量和 價格風(fēng)險，實際上可以與例如火電、光伏、風(fēng)電等電源簽訂中長期低谷交易合同，幫 助火電避免深調(diào)峰甚至停機，幫助風(fēng)光消納，提前鎖定谷電價。鎖定谷電價后，還可 以用同樣的電量再與售電公司等主體簽訂中長期頂峰交易合同，從而提前鎖定套利收 益，規(guī)避風(fēng)險。這也將成為儲能主體參與中長期交易的方式，進(jìn)一步參與電力市場的 方式。3.3 輔助服務(wù)已打開儲能商業(yè)空間 如上文所述，由于現(xiàn)階段大部分的風(fēng)光發(fā)電與居民用戶依然由電網(wǎng)調(diào)度保障運行， 因此，絕大部分調(diào)節(jié)需求實際上都進(jìn)入到了輔助服務(wù)里面。目前，參與輔助服務(wù)是儲 能等靈活性資源最主要的商業(yè)模式。 輔助服務(wù)有固定補償

38、和市場化補償兩種形式，固定補償一般按照各省電力輔助服 務(wù)管理實施細(xì)則等規(guī)則中規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)獲取收益，而市場化補償按照地區(qū)輔助服務(wù)市場 運營規(guī)則獲取市場化收益。根據(jù)國家能源局電力輔助服務(wù)管理辦法（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)202161 號），輔 助服務(wù)分為有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)、事故及應(yīng)急恢復(fù)服務(wù)三類。其中有功平衡 服務(wù)包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡等品種，占據(jù)輔助服務(wù)費用絕大部分的 份額，是最為主要的輔助服務(wù)品種。電力市場化改革也是重點針對有功平衡服務(wù)開展。儲能參與輔助服務(wù)補償經(jīng)濟性初顯，抽水蓄能優(yōu)勢巨大（以南方為例）2022 年 6 月 13 日，國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布了新版南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行

39、管理實施細(xì)則和南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則系列規(guī)則。其中，附件 5 南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則中規(guī)定：“獨立儲能電站進(jìn) 入充電狀態(tài)時，對其充電電量進(jìn)行補償，具體補償標(biāo)準(zhǔn) 8R5（元/兆瓦時）”。 根據(jù)南方 5 省的 R5 取值，廣東省獨立儲能電站調(diào)峰充電電量補償標(biāo)準(zhǔn)實際已經(jīng) 達(dá)到了 0.792 元/千瓦時，云南、貴州標(biāo)準(zhǔn)也已破 0.6 元/千瓦時，達(dá)到了某些電化學(xué) 儲能成本的下限，經(jīng)濟性初顯。 HYPERLINK /SH600995.html 對于抽水儲能，目前仍按照關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發(fā) 改價格2021633 號）執(zhí)行兩部制電價，但文件中也明確提

40、出“鼓勵抽水蓄能電站 參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一 監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減”。 我們假設(shè)抽水蓄能也與新型獨立儲能電站一樣參與廣東省的輔助服務(wù)補償機制， 那么它和兩部制電價收入差別有多大呢？ 根據(jù)文山電力重大資產(chǎn)置換及發(fā)行股份購買資產(chǎn)并募集配套資金暨關(guān)聯(lián)交易報 告書（草案），南網(wǎng)雙調(diào)抽蓄電站共計產(chǎn)生營業(yè)收入 33.105 億元，假設(shè)容量電價占 比 95%并且各站容量電價水平一致，則廣東省內(nèi)的 4 座抽蓄電站的容量電價收入合計 為 29.055 億元。我們再假設(shè)這 29.055 億元并非出自容量電價，而是全部為現(xiàn)貨市場低買高賣形成的電量電費

41、收入。根據(jù)交易報告書（草案），電量電費=上網(wǎng)電量*上網(wǎng)電價-抽 水電量*抽水電價，2021 年 4座抽蓄電站上網(wǎng)電量共計 766249 萬千瓦時，抽水電量 共計 952461 萬千瓦時，則在假設(shè)的不同的平均抽水電價水平下，產(chǎn)生 29.055 億元需 要的平均上網(wǎng)電價分別如下，綜合來看，所需套利價差為 0.4-0.5 元/千瓦時。在公平前提下，假設(shè) 2021 年 4 座抽蓄電站按照廣東省獨立儲能電站調(diào)峰充電電 量補償標(biāo)準(zhǔn) 0.792 元/千瓦時執(zhí)行，則 4 座電站應(yīng)產(chǎn)生收入為 952461 萬千瓦時*0.792 元/千瓦時=75.435 億元，比 2021 年 5 座抽蓄電站實際收入 33.10

42、5 億元高出 127.8%。 原因也很簡單，即補償?shù)膬r差 0.792 元/千瓦時已經(jīng)超過了隱含的價差 0.4-0.5 元/千瓦時。根據(jù)前文廣東省電力現(xiàn)貨市場的價格分析，過去 200 天的現(xiàn)貨市場高低 價的平均價差目前最大為 0.7319 元/千瓦時，也是超過了隱含的價差。需要注意的是， 4 座電站的 2021 年抽發(fā)電量已經(jīng)被實際調(diào)用，因此也不存在現(xiàn)貨市場能不能成交的 問題。 上述計算是將所有抽發(fā)電量都作為調(diào)峰電量，當(dāng)然，實際上肯定不會全部是調(diào)峰 電量，還有小部分調(diào)頻電量。按照南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施 細(xì)則，調(diào)頻動作電量的補償標(biāo)準(zhǔn)如下（忽略調(diào)節(jié)容量和電量補償），我們不難發(fā)現(xiàn)，

43、 調(diào)頻動作合格的情況下，調(diào)頻電量補償標(biāo)準(zhǔn)遠(yuǎn)高于調(diào)峰，只會更加提高收入。綜上，在目前輔助服務(wù)補償費用調(diào)高的趨勢下，對于抽水蓄能而言，如果可以公平地參與輔助服務(wù)拿補償或者參與電力現(xiàn)貨市場，其效益或許已經(jīng)超過僅拿容量電 價的機制。未來隨著綠電等波動性、剛性源荷進(jìn)一步加大滲透，調(diào)頻調(diào)峰的需求只增 不減，其價格將漲至使更多的儲能項目達(dá)到經(jīng)濟平衡點，而成本幾乎不變的抽水蓄能將會有更大的收益空間。3.4 現(xiàn)貨市場與有功輔助服務(wù)的本質(zhì)區(qū)別 現(xiàn)貨市場服務(wù)于能量平衡，有功輔助服務(wù)也服務(wù)于能量平衡，兩者實際上起完全 相同的作用，那為什么要分這兩種機制呢，對相關(guān)主體有什么影響？我們認(rèn)為主要有 三點區(qū)別：技術(shù)可行性、定

44、價與費用分?jǐn)偂，F(xiàn)貨市場時間分辨率無法無限小，秒級平衡仍依賴調(diào)頻與慣性我國電力現(xiàn)貨市場出清的時間間隔為 15 分鐘，也就是說，15 分鐘以上時間的有 功平衡，現(xiàn)貨市場完全可以勝任，無需調(diào)峰輔助服務(wù)。用現(xiàn)貨市場取代調(diào)峰輔助服務(wù) 不僅是歐美電力市場現(xiàn)在的實踐，也是我國未來的發(fā)展趨勢。 假設(shè)現(xiàn)貨市場計算出清的速度可以無限快，那么理論上根本不需要有功輔助服務(wù)， 只要現(xiàn)貨市場就可以。但是，由于現(xiàn)貨市場需要時間報價，需要時間計算出清，因此， 技術(shù)上已基本無法實現(xiàn)更小時間尺度上的有功平衡，分鐘級別只能依靠自動發(fā)電控制 技術(shù)（AGC）實現(xiàn)調(diào)頻，秒鐘級別則更加依賴于旋轉(zhuǎn)機械慣性來緩沖。因此，調(diào)頻、 轉(zhuǎn)動慣量等輔助

45、服務(wù)仍將長期存在。誰參與定價是現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)的重要區(qū)別 擁有固定補償標(biāo)準(zhǔn)的輔助服務(wù)當(dāng)然是有關(guān)部門定價的。 市場化的輔助服務(wù)通常由輔助服務(wù)的提供者在日前、日內(nèi)進(jìn)行單邊報價，由調(diào)度 機構(gòu)按規(guī)則由低到高進(jìn)行排序，取用需要的容量。因此市場化的輔助服務(wù)價格是在供 給側(cè)單邊報價形成的競爭性配置的結(jié)果，用戶側(cè)并未參與定價。 現(xiàn)貨市場是買賣雙方自由報價報量形成的，定價過程由供需雙方直接參與，因此， 其價格必然更加客觀，更加真實。費用分?jǐn)偡绞讲町惥薮螅瑱C制變化或?qū)ο嚓P(guān)主體形成沖擊不論是固定補償標(biāo)準(zhǔn)的輔助服務(wù)還是市場化的輔助服務(wù)，輔助服務(wù)費用的分?jǐn)傄?guī) 則均是由有關(guān)部門制定，依據(jù)的原則是“誰提供，誰獲利；誰受益

46、、誰承擔(dān)”，需要 考慮的因素包括在哪些主體之間分?jǐn)偂词裁幢壤謹(jǐn)偟取?有功不平衡，本質(zhì)上來說，是由波動的電源和負(fù)荷引起的，負(fù)荷大多是波動的， 因此用戶側(cè)一般參與分?jǐn)偅▌拥碾娫粗饕獮轱L(fēng)電和光伏等，因此部分省份的分?jǐn)?實踐會酌情提高風(fēng)電和光伏的分?jǐn)偙壤鴥δ芤话悴粎⑴c分?jǐn)偂?在電力現(xiàn)貨市場中，調(diào)峰費用分?jǐn)傄彩鞘袌龌?，真實客觀。頂峰用電的負(fù)荷、 低谷大發(fā)的電源將在交易價格上直接體現(xiàn)出分?jǐn)偟男Ч＞G電與居民用戶正是典型的 頂用谷發(fā)型元素，而他們目前在政策正受到照顧，所以，暫未將其納入電力現(xiàn)貨市場 也體現(xiàn)了對其的傾斜與保護(hù)。4 投資分析4.1 低碳產(chǎn)業(yè)鏈上的價值羈絆綠電和儲能在低碳產(chǎn)業(yè)鏈中，既

47、是相輔相成的關(guān)系，也是競爭價值的關(guān)系。競爭 的實質(zhì)上是電碳價值的再分配。 繼續(xù)以廣東為例，南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則及其附件 5 中規(guī)定“燃 煤機組、生物質(zhì)機組深度調(diào)峰出力在額定容量 30%-40%之間的，按照 8R5（元/兆瓦 時）的標(biāo)準(zhǔn)補償”，“獨立儲能電站進(jìn)入充電狀態(tài)時，對其充電電量進(jìn)行補償，具體補 償標(biāo)準(zhǔn)為 8R5（元/兆瓦時）”，我們可以約把它認(rèn)為是有關(guān)部門對于深度調(diào)峰的定 價，即 0.792 元/kWh。假設(shè)廣東某時段僅平價風(fēng)光出力大增，其他出力不變，則需要煤電深調(diào)或儲能充 電，給予消納空間。那么按照廣東目前燃煤標(biāo)桿電價測算，平價風(fēng)光的度電收入僅為 0.453 元/kWh，而

48、調(diào)峰的費用卻為 0.792 元/kWh。按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則， 則風(fēng)光應(yīng)承擔(dān)全部的 0.792 元/kWh 調(diào)峰成本，由于風(fēng)光僅收入 0.453 元/kWh，因此 該時段內(nèi)，用戶還需要支付 0.339 元/kWh，合計承擔(dān)電費為 0.792 元/kWh。我們發(fā) 現(xiàn)，此時在風(fēng)光煤或儲的模式下，用戶實際支付的電費變?yōu)樯疃日{(diào)峰的價格。但是， 如果只用煤電，由于沒有深調(diào)峰，用戶仍然支付 0.453 元/kWh 的標(biāo)桿煤電上網(wǎng)電價。這 0.339 元/kWh 的價格差異，實際上體現(xiàn)了風(fēng)光發(fā)電的綠色溢價。但是該部分 溢價并未體現(xiàn)在風(fēng)光發(fā)電的價格中，其發(fā)電價值和綠色溢價全部被深度調(diào)峰資源捕 獲。 電

49、力市場和碳市場改革的最終目的是為了在市場環(huán)境中體現(xiàn)各類資源主體的價值，以市場為載體，尋求最客觀、最有效、成本最低的價值分配方式，取代類似固定 補貼、行政分?jǐn)偟容^為主觀、模糊、低效的價值分配方式。在這樣的改革浪潮中，我 們認(rèn)為，碳-綠電-儲能將形成一條完整的價值分配鏈條，綠電和儲能運營商將成為 碳價值再分配的主要對象，只有具備運營價值，其上游產(chǎn)業(yè)鏈才能繁榮，促使各類主體各司其職、物盡其用，助力雙碳目標(biāo)達(dá)成。情景 1：堅定不移碳中和，碳市場改革迅速，碳價明顯上行 該情景下，碳價將敦促煤電成本進(jìn)一步抬升，從而使得電價水平進(jìn)一步抬升，如 果再配合綠證交易、CCER、碳稅等制度的銜接，綠電價格將有明顯空

50、間。綠電參與電 力市場會熱情高漲，充分享受改革紅利將使得其營利雙增。由于波動電源大量入市， 現(xiàn)貨市場也將反映出更大的價差，1-1.5 元的度電收入將使得目前絕大多數(shù)儲能技術(shù) 具備經(jīng)濟性，同時將激發(fā)出更多的需求側(cè)響應(yīng)。在此激勵之下，靈活性資源擴張速度 將明顯加快，充分響應(yīng)綠電調(diào)峰調(diào)頻等消納需求。 但是該情景以碳價和電價雙雙上漲為代價，終端用戶將感覺到明顯的成本和減排 壓力。穩(wěn)妥推進(jìn)、審慎決策可能還是該情景下的關(guān)鍵字。情景 2：碳市場進(jìn)展緩慢，但加速風(fēng)光電源替代，完成消納責(zé)任目標(biāo) 該情境下，碳市場發(fā)展較為緩慢，碳價止步不前，綠證交易或?qū)⒘饔谛问健５珵?達(dá)成裝機與消納目標(biāo)，風(fēng)光發(fā)電替代仍在加速進(jìn)行。

51、由于碳價值傳導(dǎo)受阻，綠電或?qū)?更加依賴于電力中長期市場進(jìn)行交易，價格較難體現(xiàn)環(huán)境溢價。消納綠電也將更加依 賴于輔助服務(wù)中的煤電深調(diào)、儲能充電和需求側(cè)響應(yīng)，輔助服務(wù)費用或?qū)⑸险{(diào)以調(diào)動 更多調(diào)節(jié)性資源。此時，綠電的環(huán)境溢價將通過輔助服務(wù)費用體現(xiàn)，最終依然傳導(dǎo) 至下游用戶，只是環(huán)境溢價將跳過綠電直接被靈活性資源捕獲，綠電卻仍按中長期 價格進(jìn)行交易。情景 3：仍將穩(wěn)電價視為穩(wěn)經(jīng)濟穩(wěn)發(fā)展的要素之一該情境下，雙碳成本將缺乏向下傳導(dǎo)的機制，交易電價、輔助費用都很難上調(diào)。 輔助服務(wù)費用不上調(diào)或進(jìn)行限價使得該情景下，僅剩煤電深調(diào)和抽蓄電站等規(guī)模化的 靈活性資源可以調(diào)度。煤電長時間深調(diào)可能提升運行費用、增加碳排放

52、。抽蓄電站或 是極少數(shù)具備經(jīng)濟性的調(diào)節(jié)資源，但是根據(jù)抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年），到 2030 年，裝機目標(biāo)才 1.2 億千瓦，而風(fēng)電和光伏一年的裝機增量就將超過 1 億千瓦。靈活性資源與風(fēng)光裝機的剪刀差將持續(xù)擴大，使得調(diào)節(jié)性資源將變得匱乏， 風(fēng)光最終消納困難，棄風(fēng)棄光率升高，利用小時數(shù)走低，綠電運營商投資意愿減弱， 雙碳目標(biāo)可能面臨一些困境。如何調(diào)和雙碳目標(biāo)與經(jīng)濟降本之間的矛盾？ 我們認(rèn)為核心就是技術(shù)創(chuàng)新驅(qū)動降本?？梢酝黄频姆较虬ǎ?）創(chuàng)新低成本與快裝機的儲能技術(shù)。目前火電靈活性深度改造與抽水蓄能均存 在施工裝機速度無法與風(fēng)光相匹配的問題，而施工周期較短的電化學(xué)儲能成本

53、與抽蓄 等存在脫節(jié)斷檔，導(dǎo)致輔助服務(wù)費用或峰谷價差距離能夠調(diào)動電化學(xué)的目標(biāo)價還存在 一個很大的空檔。一些施工周期較短、成本又較低的新型儲能技術(shù)如固體重力儲能 等，可以被加快發(fā)展，形成技術(shù)補位，助力降本。2）加強電網(wǎng)柔性互聯(lián)，使區(qū)域與區(qū)域之間互為“儲能”，加強調(diào)峰調(diào)頻支援能 力。小區(qū)域內(nèi)的風(fēng)光波動是趨同的、是巨大的，但是大區(qū)域內(nèi)的氣候相關(guān)性、負(fù)荷相 關(guān)性將明顯降低，整體波動性將減弱。波動性減弱，調(diào)峰調(diào)頻的壓力也將自然減弱。 同時，加強互聯(lián)通道，也將緩解省間電網(wǎng)阻塞，形成全國統(tǒng)一大電網(wǎng)、全國統(tǒng)一大市 場，資源配置的效率也將進(jìn)一步提升，終端成本將有所降低。 HYPERLINK /SZ000591.h

54、tml 3）新技術(shù)驅(qū)動綠電建設(shè)成本進(jìn)一步降低，能源轉(zhuǎn)化效率進(jìn)一步提升。如風(fēng)機大 型化快速驅(qū)動風(fēng)電降本、新型光伏電池技術(shù)快速提升光電轉(zhuǎn)化效率、太陽能光熱發(fā)電 技術(shù)創(chuàng)新降本，均有利于終端成本的降低。 綜上所述，我們認(rèn)為，終端成本的壓力將由技術(shù)創(chuàng)新迭代來緩解，綠電和儲能 運營商在這一過程中均將充分受益。4.2 綠電運營商：建議關(guān)注全國性龍頭與較發(fā)達(dá)省份區(qū)域性龍頭綠電運營商整體驅(qū)動邏輯有四點：1）裝機高增速，規(guī)模擴張帶動營利雙增；2） 碳價值疊加，綠電價格中長期向好，營收增量直接作用于凈利潤；3）裝機成本不斷 走低，產(chǎn)出投入比走高；4）綠色金融支持力度大，工具變多，融資成本將不斷降低。目前，上市的綠電

55、運營商較多，火電轉(zhuǎn)型綠電的運營商也較多。四個驅(qū)動力中， 各個運營商在裝機成本和融資成本方面較為公平，差異主要體現(xiàn)在綠電價格和裝機增 速上。裝機增速取決于各運營商的背景以及新項目資源獲取能力，我們較為看好背 靠大型央企集團的綠電運營商。綠電價格方面，環(huán)境溢價均受益于碳價傳導(dǎo)，差異 主要體現(xiàn)在由電網(wǎng)阻塞引起的省級電網(wǎng)電價差異，我們較為看好扎根廣東、浙江、 江蘇、福建等用電大省的綠電運營商。 HYPERLINK /SH600905.html 三峽能源：綠電運營巨擘，集團助力發(fā)展 HYPERLINK /SH600905.html 三峽能源是長江三峽集團新能源業(yè)務(wù)戰(zhàn)略實施主體，主營業(yè)務(wù)為風(fēng)能、太陽能開

56、發(fā)、投資和運營。截至2021年底，公司已投運風(fēng)電裝機14.3GW，已投運光伏裝機8.4GW， 在建風(fēng)電規(guī)模 5.02GW，在建光伏規(guī)模 6.05GW，合計 33.77GW，綠電行業(yè)排名前二。 公司 2021 年應(yīng)收賬款已經(jīng)達(dá)到 234.8 億元，應(yīng)收新能源補貼款 181.7 億元。新能源 補貼加速發(fā)放后將繼續(xù)支撐裝機規(guī)模加速成長，預(yù)計規(guī)?？蛇_(dá) 15GW。 公司背靠長江三峽集團，實施“風(fēng)光三峽”和“海上風(fēng)電引領(lǐng)者”戰(zhàn)略，資源優(yōu) 勢明顯。公司海上風(fēng)電戰(zhàn)略指引將助力公司進(jìn)一步提升風(fēng)電利用小時數(shù)。公司業(yè)務(wù)遍 布全國，東部省份占比較大，海上風(fēng)電更是直接供給沿海經(jīng)濟較發(fā)達(dá)的省份，電力交 易價格有清晰的支撐

57、。 HYPERLINK /SZ001289.html 龍源電力：全球風(fēng)電龍頭，歸回 A 股打通融資通道 HYPERLINK /SZ001289.html 龍源電力是國家能源集團下唯一純新能源上市平臺。截至 2021 年底，公司控股 裝機容量 26.7GW，其中風(fēng)電裝機 23.67GW，火電裝機：1.87GW。公司 2021 年新增項 目儲備 56.46GW，是現(xiàn)有裝機量 2 倍以上，新增風(fēng)電資源儲備 11.76GW，光伏 36.7GW，多能互補項目 8GW，均位于資源較好地區(qū)。 公司為國家能源集團風(fēng)電業(yè)務(wù)整合平臺，2022 年初完成換股吸收合并平莊能源 后登陸 A 股市場，實現(xiàn) A+H 兩地上

58、市，打通融資渠道。同時國家能源集團將在公司吸 收平莊能源交易完成后的 3 年內(nèi)（2022-2024 年）將存續(xù)風(fēng)電業(yè)務(wù)注入公司，預(yù)計后 續(xù)注入后將大幅提升公司風(fēng)電裝機規(guī)模，強化公司龍頭地位。 公司 2021 年底應(yīng)收款項融資 269.42 億元（絕大多數(shù)為應(yīng)收補貼），占總資產(chǎn)的 14.23%，2022 年補貼加速發(fā)放后有望解決欠款問題，現(xiàn)金流有望明顯改善。集團助 力公司在項目儲備、運營管理、資金成本等方面優(yōu)勢明顯。 HYPERLINK /SH603693.html 江蘇新能：小而精的綠電運營商，背靠國信，區(qū)位優(yōu)勢顯著 HYPERLINK /SH603693.html 江蘇新能是江蘇省國信集團旗

59、下新能源業(yè)務(wù)戰(zhàn)略實施主體。截至 2021 年底，公 司控股裝機容量 155 萬千瓦，權(quán)益裝機容量 131 萬千瓦，其中，風(fēng)電項目權(quán)益裝機容 量 114 萬千瓦，光伏發(fā)電項目權(quán)益裝機容量 7 萬千瓦，生物質(zhì)發(fā)電項目權(quán)益裝機容量 10 萬千瓦。 公司在運項目極為優(yōu)質(zhì)，風(fēng)光發(fā)電利用小時數(shù)均超全國平均水平。公司背靠江蘇 省沿海開發(fā)集團、鹽城市國能投資、江蘇省農(nóng)墾集團，平價風(fēng)電、“光伏+”綜合利用 和分布式光伏項目資源豐富。海上風(fēng)電方面，江蘇省十四五規(guī)劃超 12GW，首批 2.65GW 海風(fēng)項目中，控股股東國信集團牽頭的聯(lián)合體競得大豐 0.85GW 項目。根據(jù)公司公告， 待大豐項目滿足注入上市公司的條件

60、后，控股股東將優(yōu)先以公允價格向公司轉(zhuǎn)讓其持 有的大豐項目公司的股權(quán)，并通過股權(quán)委托管理協(xié)議，將其持有的項目 51%股權(quán) 立即委托上市公司管理。圍繞特高壓送江蘇通道，公司將發(fā)揮自身優(yōu)勢，在送端持續(xù) 獲取項目資源。公司應(yīng)收賬款 19.76 億元，其中 19.5 億元來自江蘇省電力公司，主要系新能源 補貼，隨著補貼發(fā)放，公司持續(xù)發(fā)展能力獲得強化。公司 2021 年對生物質(zhì)發(fā)電計提 2.18 億元減值，主要系全生命周期合理利用小時數(shù)殆盡，且燃料成本過高，失去了 持續(xù)運行的價值。2021 年，生物質(zhì)發(fā)電資產(chǎn)包袱已卸，2022 年，欠補發(fā)放有望解決 應(yīng)收賬款，風(fēng)光發(fā)展基礎(chǔ)扎實，將使公司成長性凸顯。 HYP