PM电子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。2015 年 3 月，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〔2015〕9 号），开启了以电力市场化为改 革核心的新一轮大潮。

　　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。

　　Spot Market，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，“Curve Market” 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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。2021 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。

　　“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。

　　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 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。

　　2015 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：

　　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。

　　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。

　　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。2016 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。2017 年，国家发 改委《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294 号），明确 2015 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。2021 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〔2021〕1439 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。

　　2022 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。2022 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。

　　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）

　　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。

　　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。

　　2021 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》。2022 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。 2022 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，2022 年-2023 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。

　　早在 2005 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。2012 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。 2011 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。2013 年至 2014 年，7 个碳排放权交易试点省市先后开展了碳排放权交易。2016 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PM电子，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。

　　2020 年底，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《2019-2020 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。2021 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 2015 年 1 月正式启动交易，但是国家发改委于 2017 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。

　　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。

　　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 2021 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。2020 年底，生态环境部印发《2019-2020 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 2019-2020 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《2019-2020 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 300MW 等级以上常规燃煤机组供电基准值 0.877tCO2/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%。

　　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，2017 年 3 月暂停前是风光发电项目主要的额外收入来源。 2017 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[2017]132 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，2018-2020 年，年均认 购量仅约 6000 张左右，对应约 6000MWh 发电量，仅占 2017 年风光发电量 4200 亿 kWh 的 0.00143%。

　　2021 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 57.7353 万张，对应 577353MWh 的发电量，占 2021 年全年风光发电量 9826 亿 kWh(中电联 2021 年统计快报)的 0.059%。虽然该比例达 2017 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 2021 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。

　　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。

　　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。

　　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 200 元/MWh 的廉价电力，而 Y 只能用到 500 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 350 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。

　　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。

　　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，100%Pe/min （Pe 为额定功率，电化学实际速率可按 100%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。

　　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）

　　广东电力现货市场自 2021 年 11 月以来开始发布现货结算试运行日报，截至 2022年 6 月份，我们提取共计 200 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。

　　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 731.9 元/MWh，另外 出现了 2 次顶格差价 1500 元/MWh（广东电力现货限价 0-1500 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。

　　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。

　　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〔2021〕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PM电子，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。

　　2022 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 0.792 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〔2021〕633 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 33.105 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 29.055 亿元。

　　我们再假设这 29.055 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，2021 年 4 座抽蓄电站上网电量共计 766249 万千瓦时，抽水电量 共计 952461 万千瓦时，则在假设的不同的平均抽水电价水平下，产生 29.055 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 2021 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 0.792 元/千瓦时执行，则 4 座电站应产生收入为 952461 万千瓦时*0.792 元/千瓦时=75.435 亿元，比 2021 年 5 座抽蓄电站实际收入 33.105 亿元高出 127.8%。 原因也很简单，即补偿的价差 0.792 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 200 天的现货市场高低 价的平均价差目前最大为 0.7319 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 2021 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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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 0.792 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 0.453 元/kWh，而调峰的费用却为 0.792 元/kWh。按照“谁受益、谁承担”的原则， 则风光应承担全部的 0.792 元/kWh 调峰成本，由于风光仅收入 0.453 元/kWh，因此 该时段内，用户还需要支付 0.339 元/kWh，合计承担电费为 0.792 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 0.453 元/kWh 的标杆煤电上网电价。

　　这 0.339 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。

　　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。

　　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。

　　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（2021-2035 年）》，到 2030 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。

　　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。

　　绿电运营商整体驱动逻辑有四点：1）装机高增速，规模扩张带动营利双增；2） 碳价值叠加，绿电价格中长期向好，营收增量直接作用于净利润；3）装机成本不断 走低，产出投入比走高；4）绿色金融支持力度大，工具变多，融资成本将不断降低。

　　目前，上市的绿电运营商较多，火电转型绿电的运营商也较多。四个驱动力中， 各个运营商在装机成本和融资成本方面较为公平，差异主要体现在绿电价格和装机增 速上。装机增速取决于各运营商的背景以及新项目资源获取能力，我们较为看好背 靠大型央企集团的绿电运营商。绿电价格方面，环境溢价均受益于碳价传导，差异 主要体现在由电网阻塞引起的省级电网电价差异，我们较为看好扎根广东、浙江、 江苏、福建等用电大省的绿电运营商。（报告来源：未来智库）

　　三峡能源是长江三峡集团新能源业务战略实施主体，主营业务为风能、太阳能开 发、投资和运营。截至2021年底，公司已投运风电装机14.3GW，已投运光伏装机8.4GW， 在建风电规模 5.02GW，在建光伏规模 6.05GW，合计 33.77GW，绿电行业排名前二。 公司 2021 年应收账款已经达到 234.8 亿元，应收新能源补贴款 181.7 亿元。新能源 补贴加速发放后将继续支撑装机规模加速成长，预计规模可达 15GW。 公司背靠长江三峡集团，实施“风光三峡”和“海上风电引领者”战略，资源优 势明显。公司海上风电战略指引将助力公司进一步提升风电利用小时数。公司业务遍 布全国，东部省份占比较大，海上风电更是直接供给沿海经济较发达的省份，电力交 易价格有清晰的支撑。

　　龙源电力是国家能源集团下唯一纯新能源上市平台。截至 2021 年底，公司控股 装机容量 26.7GW，其中风电装机 23.67GW，火电装机：1.87GW。公司 2021 年新增项 目储备 56.46GW，是现有装机量 2 倍以上，新增风电资源储备 11.76GW，光伏 36.7GW，多能互补项目 8GW，均位于资源较好地区。 公司为国家能源集团风电业务整合平台，2022 年初完成换股吸收合并平庄能源 后登陆 A 股市场，实现 A+H 两地上市，打通融资渠道。同时国家能源集团将在公司吸 收平庄能源交易完成后的 3 年内（2022-2024 年）将存续风电业务注入公司，预计后 续注入后将大幅提升公司风电装机规模，强化公司龙头地位。 公司 2021 年底应收款项融资 269.42 亿元（绝大多数为应收补贴），占总资产的 14.23%，2022 年补贴加速发放后有望解决欠款问题，现金流有望明显改善。集团助 力公司在项目储备、运营管理、资金成本等方面优势明显。

　　江苏新能是江苏省国信集团旗下新能源业务战略实施主体。截至 2021 年底，公 司控股装机容量 155 万千瓦，权益装机容量 131 万千瓦，其中，风电项目权益装机容 量 114 万千瓦，光伏发电项目权益装机容量 7 万千瓦，生物质发电项目权益装机容量 10 万千瓦。 公司在运项目极为优质，风光发电利用小时数均超全国平均水平。公司背靠江苏 省沿海开发集团、盐城市国能投资、江苏省农垦集团，平价风电、“光伏+”综合利用 和分布式光伏项目资源丰富。海上风电方面，江苏省十四五规划超 12GW，首批 2.65GW 海风项目中，控股股东国信集团牵头的联合体竞得大丰 0.85GW 项目。根据公司公告， 待大丰项目满足注入上市公司的条件后，控股股东将优先以公允价格向公司转让其持 有的大丰项目公司的股权，并通过《股权委托管理协议》，将其持有的项目 51%股权 立即委托上市公司管理。围绕特高压送江苏通道，公司将发挥自身优势，在送端持续 获取项目资源。

　　公司应收账款 19.76 亿元，其中 19.5 亿元来自江苏省电力公司，主要系新能源 补贴，随着补贴发放，公司持续发展能力获得强化。公司 2021 年对生物质发电计提 2.18 亿元减值，主要系全生命周期合理利用小时数殆尽，且燃料成本过高，失去了 持续运行的价值。2021 年，生物质发电资产包袱已卸，2022 年，欠补发放有望解决 应收账款，风光发展基础扎实，将使公司成长性凸显。

　　浙江新能是浙江省国资委旗下新能源业务实施主体，截至 2021 年底PM电子，公司控股 装机容量 3.79GW，其中水电 1.13GW，光伏 1.77GW、风电 0.88GW，2021 年新增投产 控股装机 1.1GW，公司依托国资委优势当前核准项目风电 0.3GW，抽蓄项目 1.2GW， 抽蓄参与项目 2.9GW。 公司以“区域聚焦、重点突破、购建并举”战略积极发展新能源业务，2021 年 公司新增控股装机容量 1.1GW，发展迅速，公司光伏、陆风均分布于西北新疆、甘肃、 青海、宁夏等资源较好地区，海上风电位于浙江、江苏海上风电资源强劲大省，未来 装机规模和装机质量有望并行提升。公司应收账款 33.4 亿，主要系可再生能源补贴， 国补资金发放后，将显著提升公司活力。

　　公司积极发展氢能战略，联手“中国航天”成立浙江浙能航天氢能技术子公司， 建立浙江省首座氢电综合供能站，日加氢可达 500 千克。同时开展全国首套《1m/h 氢液化系统关键技术研究及示范项目》和《液氢储氢型加氢单元示范项目》建设、建 成国内首套 5 吨/天液氢生产工厂、无高压储存快速加氢站，计划 2022 年建成 30 座 加氢站，实现浙江全省氢能覆盖。

　　中闽能源是福建省新能源运营平台，主营业务为风电、光伏、生物质发电。截至 2022 年 Q1，公司控股并网装机容量 0.96GW，其中风电 0.91GW，陆风 0.61GW，海风 0.29GW，光伏 0.02GW，生物质 0.03GW。 福建省十四五能源规划加速，福建省内规划十四五海上风电新增 4.1GW，新增开 发省管海域 10.3GW，深远海风电开工 4.8GW，政策规划清晰利好公司未来装机规模提 升。福建海风资源优质，省内资源较好地区莆田、福州部分项目利用小时数可达 4000-5000 小时。2021 年公司在福建省陆上风场、海上风场利用小时数分别为 3030 小时、4224 小时，高于福建省平均水平 2836 小时，风电业务毛利率行业领先。 控股股东承诺未来优质资产有待注入，根据控股股东福建省投资开发集团的承诺， 目前待注入项目包括闽投海电、宁德闽投、霞浦闽投、闽投抽水蓄能、永泰抽水蓄能， 待注入项目规模总计 2.4GW，是现有装机量 2.5 倍。公司截至 2021 年应收账款 16.99 亿，主要系新能源补贴欠款，存量补贴得到逐步解决后，新能源项目的现金流有望显 著提升，带动新项目投资建设加速。

　　相对于绿电运营商有数十家上市公司，储能运营商上市企业相当稀缺。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）》， 全国第二大储能运营商“南方电网调峰调频发电有限公司”拟置入上市公司，成为目 前唯一有体量的标的。截至 2021 年底，双调公司已投运 5 座抽水蓄能电站，装机高 达 788 万千瓦。2022 年底，预计可以再投运 2 座 120 万千瓦抽蓄电站，合计装机可 达 1028 万千瓦。2025 年，预计还可以再投运 1 座 120 万千瓦抽蓄电站，并且还有 11 座抽水蓄能电站已进入前期工作阶段，总装机容量 1,260 万千瓦，将于“十四五”到 “十六五”陆续建成投产。除上述资产外，公司还持有 2 座调峰水电站共计 192 万千 瓦时，以及部分电化学储能资产。

　　湖北能源是三峡集团唯一综合能源平台，主营业务为水电、火电、风电、光伏及 煤炭天然气贸易。2021 年公司水电、火电、风电、光伏装机规模分别为 4.66、4.63、 0.84、1.56GW，天然气业务在湖北省内建成高压管网 675 公里，中低压管网 229 公里， 覆盖湖北全省，投产煤炭铁水联运储配基地工程，煤炭中转能力达 2000 万吨/年。 公司背靠三峡集团，是集团在湖北省内核电、中小水电、新能源开发的唯一业务 发展平台，同时三峡能源是湖北省内唯一能源央企，享受省内资源倾斜，2022 年湖 北能源规划新增新能源装机 2.08GW，“十四五”规划新能源装机新增 10GW，显著带动 新能源业务增长。公司水电业务表现较高，预计夏季来临后流域水量有望进一步提升 带动增长。动力煤回归合理价格，煤电电价机制改革有望带动公司煤电扭亏为盈。

　　中国天楹以垃圾焚烧和环保设备为始，通过不断并购和买断海内外先进技术，构 建自身研究院团队，实现城市环境综合服务全产业链布局。截至 2021 年底，公司运 营垃圾焚烧发电项目处理规模达 11550 吨/天，在建及筹建的垃圾焚烧发电项目日处 理规模约 2 万吨，未来将释放产能弹性 173%。城环服务业务为 35 个城市提供了专业 环境服务，危废处理业务已拥有 7 个医疗废物处置项目和 3 个飞灰处置项目。资源分选业务合计设计规模为 310 吨/天。 公司出售海外资产 Urbaser，资本结构明显改善，轻资产化后现金流充沛。截至 2022 年 5 月 31 日,公司已陆续回购 1.12 亿股份用于股权激励，彰显公司信心。公司 积极拓展重力储能业务，获得 EV 国内独家技术许可，EV 公司重力储能项目研发超 5 年，技术迭代 2 次，转化效率为 80%-95%左右。公司有望抢占国内重力储能行业先机， 同时公司与如东政府、国网、电建、三峡等央企合作优势互补。原有环保全产业链优 势完美适配重力储能业务，打开公司成长第二曲线。