（报告出品方/作者：国联证券，贺朝晖、袁澎）

1电力市场化，能源革命破局的核心举措

20世纪90年代以来，电力市场化在全球范围内得到了快速的发展。我国也于21世纪初开展电力市场基础机制的研究。年3月，中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔〕9号），开启了以电力市场化为改革核心的新一轮大潮。

1.1特殊的商品，特殊的市场

电力是一种特殊的商品，它以光速传播，必须即时平衡，因此买卖电力的市场也与我们常见的市场不太一样。其特殊之处具体表现在以下若干方面。

现货还是“线货”

SpotMarket，具有在固定时间、固定地点，进行一手交钱、一手交货的“点”交易的含义，这对于绝大多数的商品都是成立的。但是电力并不是一个这样的商品，电能量是功率和时间的乘积，商品数量需用二维空间描述，因此，无论买了多少电能量，其最终的交易执行均是在一段时间内进行的，形成曲线式的交割，“CurveMarket”或许更加能够体现电力市场的交割形式。因此，在报量报价方面，我们需要引入许多种不同的机制来满足交易双方对曲线交易的需求，这是其他商品市场所不具备的。

数量决定质量

对于绝大多数商品，数量和质量几乎是完全独立的，且不会因为供需而影响商品质量。但是对于电力，多生产就意味着可能频率偏高或者电压偏高，导致电能质量不合格。这样的不合格还有极强的外溢效应，会严重影响其他交易的执行情况，因此，充分维护电力商品的质量成了电力市场非常重要的课题。

用的不是买的

所见即所得，这是商品交易天然的属性。但是电力在实际交易过程中，尤其是在有交易对手的中长期市场中，是按照无约束报单，又按照安全约束与经济调度的原则撮合出清。用户与交易对手之间的合约，很少会恰好符合经济调度的结果，有时甚至不能符合安全约束的要求，因此，经过潮流分解后，可以发现，用户使用的电力大多并不来自于交易对手。电力交易更像是权益的转让而不是真实物品的转让，也就是“黑匣子”市场。

误差很正常

绝大部分商品交易不仅可以精确计量，并且交割过程不会影响交割的数量。由于电力是个曲线产品，运行过程会有难免有些波动，并且大部分用户和新能源发电都难以精确预测，因此实际使用的数量和交易的数量有些差别实属正常。因此如何解决小的偏差，并且处理大的偏差，对电力市场中的主体十分重要。

7*24小时开市

电气化社会发展到今天，用电已经成了最为基本的需求。目前用户侧基本无法大量地长时间地囤积电力，因此需要连续不断地并网用电，先进的电力市场自然得做到连续开市、连续结算，尤其是日前、日内、实时等小周期级别的市场。这就对系统软硬件设计、调度运行提出了非常高的要求。综上，电力市场与我们常见的市场有较大的区别，设计、理解和参与电力市场并不是一件非常容易的事情。但是，也只有电力市场才能从机制上担负起充分消纳新能源的重任。

1.2新能源消纳离不开电力市场化

新能源发电有很多特点，有的特点只能通过市场手段予以解决，传统机制将面临越来越大的问题。

不可控，保障消纳压力大

目前，我国新能源电力参与交易的比例很低，绝大部分电量都是通过电网进行保障性收购消纳。这在新能源发电量占比较低时，不会有太大问题。随着新能源发电量占比不断攀升，电力系统调度平衡难度势必会越来越大。年，少数省份未能完成消纳责任权重目标值或贴最低值完成，凸显消纳压力。

不入市，绿证发放成难题

“双碳”目标是发展新能源的根源，新能源的价值最终应当体现在其绿色价值上。目前各类用户主体对绿色价值的需求不一样，高碳排放企业需求可能更大，而低碳排放企业和居民用户的需求可能较低，各类主体希望付出的溢价以及支付的能力都相差较大。非市场机制下，即使电能的价格可以计算，但是绿色溢价部分却很难计算。风光项目补贴、竞争性配置上网电价的制定过程均没有对低碳需求强烈的用户的参与，无法反映用户侧的需求情况，因此，定价机制本身有欠缺。另外，保障性消纳机制下，不仅将绿色溢价均摊至所有用户的头上，而且，与绿证制度衔接存在诸多困难。依靠市场定价、依靠市场分配绿证，或是绿色能源最终的途径。

无市场，灵活资源无法定价

储能是帮助新能源抹平在时间轴上波动的唯一手段。目前储能等灵活性资源技术路线多、成本差异大，政策无法一刀切地为所有储能资源赋能。电力市场却可以很好地解决这个问题。在满足用电需求的情况下，电力价差可以自然地为储能提供良好的商业模式，自然地筛选出有价值的储能技术路线。

1.3合约角度看“市场”，核心改什么？

市场是由某种物品或服务的买者与卖者组成的一个群体，在里面自由地签订合约，完成交易。电力市场同样如此，买者与卖者之间显式地或者是隐式地签订电力交易合约，进行结算。我们从合约的构成要素出发，可以比较清楚地看出电力市场改革的重点方向。一般而言，合约的要素包括：1）交易主体；2）交易标的；3）标的数量；4）标的质量；5）标的价格；6）交割时间；7）交割方式；8）违约与纠纷处理等。电力合约也不外乎如此。

年电力市场化改革之前，我们可以将“电力市场”理解为，用户、发电商与做市商（电网企业）之间的签订交易合约。这些合约典型地均以电能量为标的，发电厂和用户“不报量不报价”参与交易，标的价格默认发改委电价或补贴电价，标的数量默认按需，并且全部采用实物交割、即时交割，几乎不存在违约与纠纷处理。电力市场改革本质上是对合约要素的形成方式进行改革，目的是促进直接交易，归还定量与定价权，并以更加丰富的形式和内容完善交易，主要表现在以下几点：

改变合约数量、价格形成方式，发挥市场资源配置与价格发现能力

其他的商品或金融市场的组织相对容易，几乎全部以“报量报价”的方式形成合约。实际上，参与交易的双方还可以以“报量/不报量”、“报价/不报价”组成的四种方式形成合约量价。由于电力交易组织复杂，因此目前各个省份暂未全部进入“报量报价”的方式。

多样化报量报价方式，满足各类主体报量报价需求

正如前文所述，电力交易是“曲线市场”,因此交易的量无法单纯的用一维数据“数量”来表示，而应该用二维的曲线来表示，这在现货市场中更加明显。对于功率调节特别迅速的用户，前一小时的出力并不会对下一小时出力形成约束，可以每小时按需要分别报量，成交与否不影响其运行，形成分时能量块的报量方式。对于类似核电、火电、以及需要连续生产的大工业用户等，功率调节速度较慢，需要直接按曲线报量，要么不成交，要么全部成交，形成曲线能量块的报量方式。除此之外还可以设计出互斥块、连接块等多种报量方式，满足交易者在不同应用场景下的报量需要。

促进直接交易，扩大交易主体

市场的作用需要大量的独立交易者参与才能发挥，仅有少量独立交易者参与的市场极易形成垄断、串谋、操纵等行为，拥有极强的市场力，会阻碍市场功能的发挥。由于电力市场的特殊性，各个省份的发电机组均由少数能源集团控股，同时参与电力交易本身需要相当的知识储备和对复杂机制的理解，因此首批交易者基本是有规模的发电商和大工业用户、电网企业等，交易者的独立程度相对较低。

电力市场化需要增加市场用户，提升独立性和流动性。年年底，国家发改委和能源局就印发了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，进行售电侧改革，希望提升用户自主参与市场交易的能力。年，国家发改委《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔〕号），明确年9号文以后新核准的机组原则上不再安排发电计划，全部纳入电力市场形成发电量价，推动发电侧进入市场。年年底，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔〕号）指出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，推动工商业用户都进入市场，市场用户规模出现十分明显的增长。

年上半年，北京、广州均发布了绿色电力交易实施细则，纳入无补贴风光新项目，鼓励带补贴风光项目自愿参与。年6月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励独立储能电站参与电力市场。显而易见的是，随着改革的深入，参与市场的主体仍将越发丰富，未来还将纳入更多的聚合主体、分布式电源等，相应的，市场功能也将不断完善。

丰富交易标的，让市场为多种资源定价

电能量是最为基本的交易标的，但是要维持电能量的顺利交易，还需要为许多其他资源进行定价。电能质量辅助服务：由于电能能量与电能质量高度相关，并且电力交割出现偏差的几率极大，尤其是未来难以预测的新能源占比越来越高，交易偏差会进一步扩大。为了满足电能质量的国家标准要求，必须得有额外的备用能量来辅助质量达标。随着新能源占比提升，电能质量辅助服务成了重要的资源，需要市场对其合理定价。

发电权交易：在计划电时代，每个机组都会获得保底发电小时数，确保其有收益，能够回收成本。在向市场化改革的过程中，大机组由于效率更高、排放更低、新能源机组因为更加环保，其综合发电社会效益会超出其他性能落后的机组。发电权交易应运而生，使得落后机组不用发电就可以获得比自己发电更高一点的收益，而先进机组付出购买发电权成本的同时，也有了更高的发电收益。未来还会包括容量服务、输电权交易、电力期货、电力期权等新鲜交易品种，用于控制风险或发现价格。（报告来源：未来智库）

创新交割结算方式，物理结算与金融结算相得益彰

在没有市场化改革或者没有电力现货市场之前，基本所有存量合约都会进行物理结算。在有现货市场运行的省份中，部分如广东、浙江等其中长期合约均按差价合约执行，即不进行实际的电力物理交割，仅将合约价和电力现货结算价之间的差额做现金结算。这有两个好处，一是为交易主体提供规避风险的工具，通过中长期差价合约提前锁定电价，二是方便政府授权的差价合约与市场融合，调配市场交叉补贴。预计我国未来金融结算性质的合约比例仍将进一步扩大。

公平合理设计偏差考核机制，适应不同主体的需求

电力市场中，各类主体的负荷特性、用能需求均不相同，一刀切的拟定考核必然对一部分主体非常不利，可能导致其参与市场的积极性大幅降低，不利于市场化改革进程。尤其对于绿电，天生就有巨大的波动性和不可预测性，对绿电实施严格的考核，必然降低绿电入市积极性，但可以以此为抓手，在日前日内等具备预测精度的时间尺度内开展考核，促进预测能力提升。

1.4年已开启绿电储能与电力市场融合之路

年9月，国家发改委、国家能源局正式批复了由两网公司制定的《绿色电力交易试点工作方案》。年，依据《方案》，1月25日，广州电力交易中心印发了《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，5月23日，北京电力交易中心印发了《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。上述规则明确了绿电现阶段为风光发电、绿证为对每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证（由国家可再生能源信息管理中心核发，电力交易中心划转反馈）、绿电交易为针对绿电的中长期交易。年6月7日，国家发改委、国家能源局在去年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》的基础上，又发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，凸显储能参与电力市场的紧迫性。《通知》未明确定义新型储能的范围，给予市场选择技术路线的权利，公平竞争。《通知》还要求建立价格机制，鼓励扩大中长期、现货市场价格上下限制，探索电网替代型储能成本纳入输配电价电价、研究建立容量电价、单程收取输配电价等。我们认为，年-年将是电力市场改革全面提速的两年，为双碳目标的达成夯实机制基础。

2电碳市场衔接促进绿电价值上升

绿电价值来自于绿色低碳，而低碳价值体现在各大碳排放权市场，唯有打通电力市场与碳市场价值与成本传导的通道，绿电价值才会被充分体现。

2.1十余年探索，我国碳市场已步入正轨

早在年，我国便已开发出核证减排量（CER）和自愿减排量（VER），方便企业以减排项目参与由《京都议定书》引入的清洁发展机制（CDM），从国际市场获取减排收益。年，《京都议定书》第一期承诺期结束后，国际社会在气候问题上出现了分歧，我国CER和VER相应地失去了发展空间。但这一时期为我国清洁低碳发展积累了宝贵的经验，为开展国内碳排放市场奠定了基础。年10月，国家发改革委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作。年至年，7个碳排放权交易试点省市先后开展了碳排放权交易。年12月，福建省启动碳排放权交易市场，成为中国第8个碳排放权交易试点地区。

各试点基本都经历了碳价格不断下探的过程，主要由于制度不完善、配额盈余、企业对碳排放认知不到位等原因造成。从成交量上看，基本以广东、深圳、湖北等交易所为主，并且，由于二季度进行配额履约清缴工作，因此成交量前几年整体呈现明显的潮汐现象，存在突击买卖配额完成清缴的情况。但是近几年，在双碳大政策背景下，企业开始了碳资产日常管理，成交量“潮汐”明显缓解。

年底，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《-年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。年7月16日，全国统一碳排放交易市场于上海环境能源交易所正式开启。交易品种方面，各大交易所除了标准的基于碳排放权的配额交易产品，还有一些资源减排产品，较为典型的有CCER。CCER指根据国家发展改革部门《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其备案并在国家登记系统登记的自愿减排项目减排量。CCER项目于年1月正式启动交易，但是国家发改委于年3月公告暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请，但不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记簿登记，也不影响已备案的CCER参与交易。

2.2持续改革促使多途径传导绿电碳价值

总体上，碳市场的碳价值传导至绿电有两大途径：成本端与收入端：其中成本端为碳排放配额引发的煤电成本抬升；收入端可分为绿证与CCER（已暂停备案申请）驱动路径。

煤电成本推升中枢，绿电价格水涨船高

燃煤发电成本主要由燃料成本、折旧成本、人工等其他成本构成。由于年煤炭价格大幅上涨，典型火电企业的燃料成本占比普遍从70%提升至了80%。

由于火电行业碳排放核算较为清晰，社会碳排放量占比高，成为了第一个被纳入全国碳市场的行业。年底，生态环境部印发《-年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，开启火电行业第一个履约周期。根据Refinitiv的估计，全国碳市场-履约年度的配额发放额和排放总量大致相当，基准值相对宽松，大多数企业获得的免费配额足以用于履约，盈余量约7%。因此对于大多数火电企业，碳配额成本暂未体现在其成本当中。中短期看，假设火电企业平均碳配额出现10%的缺口且碳价格为60元/t，则保持发电量不变的情况下，需要在碳市场额外购买配额。假设按《-年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》所设定的MW等级以上常规燃煤机组供电基准值0.tCO2/MWh作为当前火电碳排放因子进行计算，则发电成本提升约5.26元/MWh，相当于现行煤电标杆上网电价的1.2%-2%。

另外，灵活性改造使得煤电机组后续会更多的进行深调峰，负荷利用率下降将进一步提升度电碳排放值，以及其他运行成本。我们认为，随着碳价、配额缺口的上升和运行方式的改变，火电成本上行压力较大，电力市场化将越发顺利的将火电成本体现在市场电价上。

CCER暂停，绿证接力起跑

CCER是直接颁发给风光发电项目，可在碳排放市场上进行交易，可按固定的比例折算为配额进行清缴，年3月暂停前是风光发电项目主要的额外收入来源。年2月，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源[]号）以及《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》，提出“建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系”和“试行可再生能源绿色电力证书的核发工作”，绿色电力证书正式诞生，接力CCER提升可再生能源项目收益，并被寄望于减轻财政补贴压力。但是，由于《通知》中明确规定，绿色电力证书经认购后不得再次出售，且价格较高，对下游用户的吸引力大幅降低，认购很快便趋于清淡，-年，年均认购量仅约张左右，对应约MWh发电量，仅占年风光发电量亿kWh的0.%。

年，在双碳目标和《绿色电力交易试点工作方案》的支撑下，基于对绿色电力价值的认可和未来的期许，下游用户认购意愿大幅提升，全年共计成交57.万张，对应57MWh的发电量，占年全年风光发电量亿kWh(中电联年统计快报)的0.%。虽然该比例达年的约40倍，但仍有巨大的提升潜力。根据中国绿色电力证书认购交易平台的数据，自年7月份绿电交易试点逐步开始以后，不带补贴的绿证价格基本维持在30-50元/张的范围，即绿电溢价为0.03-0.05元/kWh。

现阶段，绿证不可多次交易，其交易价值尚未体现，但是未来随着绿证强制交易的开展，政策上或可考虑允许多次交易，从而会进一步激发交易活力。目前，绿证的主要受众是自愿认购绿证，参与治理大气污染，提升其社会形象和社会责任的个人和企业。未来，我们认为随着绿证与CCER的关系进一步理清，功能进一步融合，绿证或许可以具备更多的价值，从而进一步体现其环境正溢价。

绿电环境溢价基础来源越发多样

根据上述分析，绿电的环境溢价可以分为绿证等带来的环境正溢价以及煤电碳配额成本带来的环境负溢价，其价值影响因素较多。

绿电环境负溢价部分主要的影响因素包括：1）碳排放配额市场价格，未来纳入更多的高排放行业进入全国碳排市场，会引起配额需求增加，从而支撑碳价上行；2）煤电碳配额收紧，缺口加大，配额盈余仅可能出现在政策试行初期，随着低碳意识普及，配额收紧的政策阻力将越来越小。我们认为煤电碳配额收紧将是未来的趋势，助力国内碳达峰。

绿电环境正溢价部分主要的影响因素包括：1）下游用户环保意识觉醒，自发地增加对低碳消费产生的荣誉感的追求，支撑绿证溢价；2）绿证或可与其他福利进行捆绑，如各种评选、评优等，或可纳入绿证作为评选依据之一，从而体现其价值；3）绿证或可与CCER、碳税等机制进一步融合，与国际碳制度进一步接轨，从而加大下游对绿证的需求。我们认为绿电环境溢价部分支撑力度很强，但电能部分仍受电力供求关系以及煤电燃料成本变动影响较大，并且中短期内，这部分的变动仍将占据主导地位。

2.3电网阻塞：市场化将体现地域电价差异

现代经济学认为，生产要素的顺畅流通可以形成优势互补、降低生产成本、提升社会福利，因此，诞生了国际化的生产方式。但这一切都与能否流通、流通成本息息相关。电力也是如此。假设全社会没有电网，只能采用自发自用的方式，毫无疑问，社会用电综合成本将会最高，绝大多数用户在大多数时间都会无电可用，自发电的冗余也将最大。如果仅有一部分电网，则大多数电力流通依然受阻，局部流通较为顺畅的地方的用电成本为局部最低发电成本。如果电网大到可以满足电力能源任意流通，则发用电成本都取决于最低的那些电源。

连续交易的股票市场我们可以把他视为完全没有阻塞的市场，每一个时刻，买方可以且仅可以买到报价最低的股票，卖方可以且仅可以卖到报价最高的价格。电力市场并非如此，因为它是一个物流网络，每条通道的功率有上限，或者压根就没有通道(上限为0)，因此可能无法传递电能，引发系统阻塞。

在阻塞的情况，我们可以清楚的看出用电节点X和Y的用电成本是不一样的，X用到元/MWh的廉价电力，而Y只能用到元/MWh的电力，用电成本出现显著的差异。目前，在大多数省份的电力市场设计中，用户侧是报量不报价参与市场的。因为用户没有报价，因此给用户不一样的用电成本有失公平，所以目前大部分电力市场用户侧按照全省统一的参考点进行结算，即按用电侧平均电价结算，上述例子中，X，Y的实际用电成本都是平均价元/MWh。目前，省级共用网络的输配电价也是均摊的，因此省级电网用户的成本是一样的，体现不出差别。未来随着电力市场规则继续深化，用户侧也报价参与市场时，用户节点电价将出现差别。

3绿电的咖啡伴侣，储能价值终将体现

3.1没有完美的电源，只有合理的搭配

能源存在不可能三角，即“经济廉价-灵活稳定-清洁低碳”。改革开放使我国走上了高速发展的道路，发展是第一要务，因此能源三角的权重自然地倾向了“经济廉价”且相对“灵活稳定”的用能方式，即煤电，煤电装机迎来了高速增长的20年。但是“双碳”目标的提出，使得能源三角权重剧烈地倾向于“清洁低碳”，在高质量发展的环境中“经济廉价”或许是排在最末位的。

中长期内，我国可以大规模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等6种技术，其中风电、光伏、核电是可以持续扩大规模的清洁低碳的发电方式。

遗憾的是，该3种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，风光出力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以极其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需求陡然提升。

核电对于电力系统运行的影响较小，风电光伏等现行的绿电品种对系统运行的影响较大，主要表现在：1）调峰；2）调频。相对于调峰，调频决定了系统能否持续运行，避免出现事故，是更为重要的指标。调频性能通常有三个指标描述：调节速率、响应时间、调节精度，我们以最重要的调节速率来看下风光搭配怎样的电源才是最有效、最经济的。纳入对比的可搭配电源包括：燃煤、燃气、抽蓄(水电)、电化学储能等，我们先合理假设其出力调节速率分别为1.5%Pe/min、20%Pe/min、70%Pe/min，%Pe/min（Pe为额定功率，电化学实际速率可按%Pe/3s），并且处于一个局部地区，机组出力特性趋同。则可以粗略计算出，在不同风光出力损失速率的情况下，搭配不同其他机组的风光装机占比上限。

由于局部地区内风光的损失速率较大，因此如果将局部地区通过电网互相连接，形成调频支援能力，则综合损失速率将会减少，从而进一步提高风光发电的占比。因此，欲使风光装机占比提升至50%以上，储能在系统中的占比必须得到同步提升。调频主要依靠功率，目标是解决分钟级系统平衡问题，因此对容量的要求不是很高。但是对于调峰，主要就得依靠容量解决数小时、数天、数周、甚至是季度级的系统平衡问题。调峰不会影响电力系统本身的运行，极端无法平衡的情况下，虽然可以采用弃风弃光、拉闸限电、火电无限备用等手段实现平衡，但这些手段有违政策初衷，不可以成为常规手段。因此，开发长周期、大容量的储能系统依然非常有必要。从储能的技术路线来看，目前电化学储能适用于短时大幅调频、短时调峰，抽水蓄能等重力储能形式适用于短时较小幅调频、长时调峰，氢能等储能形式适合季节性调峰。我们认为，绿电搭配储能是目前最佳的选择。

3.2储能参与电力现货市场迎机遇

电力现货市场的运行为储能打开了市场化的调峰商业模式，进行低买高卖的操作不仅满足系统调峰需要，也可以获得差价。我们将电力市场与A股市场进行对比，来解释为何低买高卖在电力市场可以稳定存在。（报告来源：未来智库）

电力现货市场存在统计学意义上显著的择时套利机会

广东电力现货市场自年11月以来开始发布现货结算试运行日报，截至年6月份，我们提取共计份日报数据。每份日报中，公布了日前最低价及其出现的时间、日前最高价及其出现的时间、实时最低价及其出现的时间、实时最高价及其出现的时间。

为何广东电力现货市场可以简单择时套利而A股上证指数不行？究其原因，我们认为根源在于交易者择时灵活性上差异。A股市场的交易者几乎全部具备择时灵活性，实际上大多数其他市场的参与者都具备择时灵活性。但是电力市场的大多参与者不具备择时灵活性，如工业负荷在白天开工，而不会随时开工，照明负荷白天不开灯，光伏昼出夜伏，风电无规则地随机波动，即使是火电择时也有爬坡速率和启停的限制。因此电力市场充斥着大量的非灵活交易者，是造成价格上出现显著简单择时套利机会的原因。而储能作为极其灵活的元素，将从电力现货市场稳定获得奖励。

电力现货市场套利空间已现，未来有望进一步加大

由于到日前这个时间段，风电、光伏、用户等出力情况具备较好的预测精度，因此如果掌握预测数据与方法，大致上是可以预判几点是最低价、几点是最高价，用来辅助交易决策。我们假设在广东电力现货日前市场中，可以在每日最低价至最高价之间进行完全套利，则其每日收益分布情况如下，每日平均收益为.9元/MWh，另外出现了2次顶格差价1元/MWh（广东电力现货限价0-1元/MWh），概率约为1%。

目前，大量风电光伏、居民用户等并未实际进入电力现货市场，没有直接对现货价格产生影响，而是转化到了辅助服务的上面。因此，我们认为，随着风电光伏渗透率提升、再电气化使刚性负荷增长以及风光用户参与现货市场比例提升，现货市场价差与套利空间有进一步加大的趋势，从而使更多的储能资源获得应有的调峰收益。

储能参与中长期交易也具备可行性

对于储能，既然可以确定交易时间，有清晰的价差预期，那么为了规避成交量和价格风险，实际上可以与例如火电、光伏、风电等电源签订中长期低谷交易合同，帮助火电避免深调峰甚至停机，帮助风光消纳，提前锁定谷电价。锁定谷电价后，还可以用同样的电量再与售电公司等主体签订中长期顶峰交易合同，从而提前锁定套利收益，规避风险。这也将成为储能主体参与中长期交易的方式，进一步参与电力市场的方式。

3.3辅助服务已打开储能商业空间

如上文所述，由于现阶段大部分的风光发电与居民用户依然由电网调度保障运行，因此，绝大部分调节需求实际上都进入到了辅助服务里面。目前，参与辅助服务是储能等灵活性资源最主要的商业模式。辅助服务有固定补偿和市场化补偿两种形式，固定补偿一般按照各省电力辅助服务管理实施细则等规则中规定的标准获取收益，而市场化补偿按照地区辅助服务市场运营规则获取市场化收益。

根据国家能源局《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔〕61号），辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务、事故及应急恢复服务三类。其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等品种，占据辅助服务费用绝大部分的份额，是最为主要的辅助服务品种。电力市场化改革也是重点针对有功平衡服务开展。

储能参与辅助服务补偿经济性初显，抽水蓄能优势巨大（以南方为例）

年6月13日，国家能源局南方监管局发布了新版《南方区域电力并网运行管理实施细则》和《南方区域电力辅助服务管理实施细则》系列规则。其中，附件5《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》中规定：“独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准8×R5（元/兆瓦时）”。根据南方5省的R5取值，广东省独立储能电站调峰充电电量补偿标准实际已经达到了0.元/千瓦时，云南、贵州标准也已破0.6元/千瓦时，达到了某些电化学储能成本的下限，经济性初显。

对于抽水储能，目前仍按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔〕号）执行两部制电价，但文件中也明确提出“鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，…，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减”。我们假设抽水蓄能也与新型独立储能电站一样参与广东省的辅助服务补偿机制，那么它和两部制电价收入差别有多大呢？根据文山电力《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，南网双调抽蓄电站共计产生营业收入33.亿元，假设容量电价占比95%并且各站容量电价水平一致，则广东省内的4座抽蓄电站的容量电价收入合计为29.亿元。

我们再假设这29.亿元并非出自容量电价，而是全部为现货市场低买高卖形成的电量电费收入。根据《交易报告书（草案）》，电量电费=上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价，年4座抽蓄电站上网电量共计万千瓦时，抽水电量共计万千瓦时，则在假设的不同的平均抽水电价水平下，产生29.亿元需要的平均上网电价分别如下，综合来看，所需套利价差为0.4-0.5元/千瓦时。

在公平前提下，假设年4座抽蓄电站按照广东省独立储能电站调峰充电电量补偿标准0.元/千瓦时执行，则4座电站应产生收入为万千瓦时*0.元/千瓦时=75.亿元，比年5座抽蓄电站实际收入33.亿元高出.8%。原因也很简单，即补偿的价差0.元/千瓦时已经超过了隐含的价差0.4-0.5元/千瓦时。根据前文广东省电力现货市场的价格分析，过去天的现货市场高低价的平均价差目前最大为0.9元/千瓦时，也是超过了隐含的价差。需要注意的是，4座电站的年抽发电量已经被实际调用，因此也不存在现货市场能不能成交的问题。上述计算是将所有抽发电量都作为调峰电量，当然，实际上肯定不会全部是调峰电量，还有小部分调频电量。按照《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》，调频动作电量的补偿标准如下（忽略调节容量和电量补偿），我们不难发现，调频动作合格的情况下，调频电量补偿标准远高于调峰，只会更加提高收入。

综上，在目前辅助服务补偿费用调高的趋势下，对于抽水蓄能而言，如果可以公平地参与辅助服务拿补偿或者参与电力现货市场，其效益或许已经超过仅拿容量电价的机制。未来随着绿电等波动性、刚性源荷进一步加大渗透，调频调峰的需求只增不减，其价格将涨至使更多的储能项目达到经济平衡点，而成本几乎不变的抽水蓄能将会有更大的收益空间。

3.4现货市场与有功辅助服务的本质区别

现货市场服务于能量平衡，有功辅助服务也服务于能量平衡，两者实际上起完全相同的作用，那为什么要分这两种机制呢，对相关主体有什么影响？我们认为主要有三点区别：技术可行性、定价与费用分摊。

现货市场时间分辨率无法无限小，秒级平衡仍依赖调频与惯性

我国电力现货市场出清的时间间隔为15分钟，也就是说，15分钟以上时间的有功平衡，现货市场完全可以胜任，无需调峰辅助服务。用现货市场取代调峰辅助服务不仅是欧美电力市场现在的实践，也是我国未来的发展趋势。假设现货市场计算出清的速度可以无限快，那么理论上根本不需要有功辅助服务，只要现货市场就可以。但是，由于现货市场需要时间报价，需要时间计算出清，因此，技术上已基本无法实现更小时间尺度上的有功平衡，分钟级别只能依靠自动发电控制技术（AGC）实现调频，秒钟级别则更加依赖于旋转机械惯性来缓冲。因此，调频、转动惯量等辅助服务仍将长期存在。

谁参与定价是现货市场与辅助服务的重要区别

拥有固定补偿标准的辅助服务当然是有关部门定价的。市场化的辅助服务通常由辅助服务的提供者在日前、日内进行单边报价，由调度机构按规则由低到高进行排序，取用需要的容量。因此市场化的辅助服务价格是在供给侧单边报价形成的竞争性配置的结果，用户侧并未参与定价。现货市场是买卖双方自由报价报量形成的，定价过程由供需双方直接参与，因此，其价格必然更加客观，更加真实。

费用分摊方式差异巨大，机制变化或对相关主体形成冲击

不论是固定补偿标准的辅助服务还是市场化的辅助服务，辅助服务费用的分摊规则均是由有关部门制定，依据的原则是“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”，需要考虑的因素包括在哪些主体之间分摊、按什么比例分摊等。有功不平衡，本质上来说，是由波动的电源和负荷引起的，负荷大多是波动的，因此用户侧一般参与分摊，而波动的电源主要为风电和光伏等，因此部分省份的分摊实践会酌情提高风电和光伏的分摊比例，而储能一般不参与分摊。在电力现货市场中，调峰费用分摊也是市场化的，真实客观。顶峰用电的负荷、低谷大发的电源将在交易价格上直接体现出分摊的效果。绿电与居民用户正是典型的顶用谷发型元素，而他们目前在政策正受到照顾，所以，暂未将其纳入电力现货市场也体现了对其的倾斜与保护。

4投资分析

4.1低碳产业链上的价值羁绊

绿电和储能在低碳产业链中，既是相辅相成的关系，也是竞争价值的关系。竞争的实质上是电碳价值的再分配。继续以广东为例，《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及其附件5中规定“燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量30%-40%之间的，按照8×R5（元/兆瓦时）的标准补偿”，“独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为8×R5（元/兆瓦时）”，我们可以约把它认为是有关部门对于深度调峰的定价，即0.元/kWh。

假设广东某时段仅平价风光出力大增，其他出力不变，则需要煤电深调或储能充电，给予消纳空间。那么按照广东目前燃煤标杆电价测算，平价风光的度电收入仅为0.元/kWh，而调峰的费用却为0.元/kWh。按照“谁受益、谁承担”的原则，则风光应承担全部的0.元/kWh调峰成本，由于风光仅收入0.元/kWh，因此该时段内，用户还需要支付0.元/kWh，合计承担电费为0.元/kWh。我们发现，此时在风光煤或储的模式下，用户实际支付的电费变为深度调峰的价格。但是，如果只用煤电，由于没有深调峰，用户仍然支付0.元/kWh的标杆煤电上网电价。

这0.元/kWh的价格差异，实际上体现了风光发电的绿色溢价。但是该部分溢价并未体现在风光发电的价格中，其发电价值和绿色溢价全部被深度调峰资源捕获。电力市场和碳市场改革的最终目的是为了在市场环境中体现各类资源主体的价值，以市场为载体，寻求最客观、最有效、成本最低的价值分配方式，取代类似固定补贴、行政分摊等较为主观、模糊、低效的价值分配方式。在这样的改革浪潮中，我们认为，碳-绿电-储能将形成一条完整的价值分配链条，绿电和储能运营商将成为碳价值再分配的主要对象，只有具备运营价值，其上游产业链才能繁荣，促使各类主体各司其职、物尽其用，助力双碳目标达成。

情景1：坚定不移碳中和，碳市场改革迅速，碳价明显上行

该情景下，碳价将敦促煤电成本进一步抬升，从而使得电价水平进一步抬升，如果再配合绿证交易、CCER、碳税等制度的衔接，绿电价格将有明显空间。绿电参与电力市场会热情高涨，充分享受改革红利将使得其营利双增。由于波动电源大量入市，现货市场也将反映出更大的价差，1-1.5元的度电收入将使得目前绝大多数储能技术具备经济性，同时将激发出更多的需求侧响应。在此激励之下，灵活性资源扩张速度将明显加快，充分响应绿电调峰调频等消纳需求。但是该情景以碳价和电价双双上涨为代价，终端用户将感觉到明显的成本和减排压力。稳妥推进、审慎决策可能还是该情景下的关键字。

情景2：碳市场进展缓慢，但加速风光电源替代，完成消纳责任目标

该情境下，碳市场发展较为缓慢，碳价止步不前，绿证交易或将流于形式。但为达成装机与消纳目标，风光发电替代仍在加速进行。由于碳价值传导受阻，绿电或将更加依赖于电力中长期市场进行交易，价格较难体现环境溢价。消纳绿电也将更加依赖于辅助服务中的煤电深调、储能充电和需求侧响应，辅助服务费用或将上调以调动更多调节性资源。此时，绿电的环境溢价将通过辅助服务费用体现，最终依然传导至下游用户，只是环境溢价将跳过绿电直接被灵活性资源捕获，绿电却仍按中长期价格进行交易。

情景3：仍将稳电价视为稳经济稳发展的要素之一

该情境下，双碳成本将缺乏向下传导的机制，交易电价、辅助费用都很难上调。辅助服务费用不上调或进行限价使得该情景下，仅剩煤电深调和抽蓄电站等规模化的灵活性资源可以调度。煤电长时间深调可能提升运行费用、增加碳排放。抽蓄电站或是极少数具备经济性的调节资源，但是根据《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》，到年，装机目标才1.2亿千瓦，而风电和光伏一年的装机增量就将超过1亿千瓦。灵活性资源与风光装机的剪刀差将持续扩大，使得调节性资源将变得匮乏，风光最终消纳困难，弃风弃光率升高，利用小时数走低，绿电运营商投资意愿减弱，双碳目标可能面临一些困境。

如何调和双碳目标与经济降本之间的矛盾？

我们认为核心就是技术创新驱动降本。可以突破的方向包括：

1）创新低成本与快装机的储能技术。目前火电灵活性深度改造与抽水蓄能均存在施工装机速度无法与风光相匹配的问题，而施工周期较短的电化学储能成本与抽蓄等存在脱节断档，导致辅助服务费用或峰谷价差距离能够调动电化学的目标价还存在一个很大的空档。一些施工周期较短、成本又较低的新型储能技术如固体重力储能等，可以被加快发展，形成技术补位，助力降本。

2）加强电网柔性互联，使区域与区域之间互为“储能”，加强调峰调频支援能力。小区域内的风光波动是趋同的、是巨大的，但是大区域内的气候相关性、负荷相关性将明显降低，整体波动性将减弱。波动性减弱，调峰调频的压力也将自然减弱。同时，加强互联通道，也将缓解省间电网阻塞，形成全国统一大电网、全国统一大市场，资源配置的效率也将进一步提升，终端成本将有所降低。

3）新技术驱动绿电建设成本进一步降低，能源转化效率进一步提升。如风机大型化快速驱动风电降本、新型光伏电池技术快速提升光电转化效率、太阳能光热发电技术创新降本，均有利于终端成本的降低。综上所述，我们认为，终端成本的压力将由技术创新迭代来缓解，绿电和储能运营商在这一过程中均将充分受益。

4.2绿电运营商：建议

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