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1、新能源行业专题报告：绿电储能进军电力市场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。2015 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20159 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” 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
2、” 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。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
3、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
4、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
5、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。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。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
6、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
7、 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。2015 年电力市场化改革之前，
8、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”、“
9、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
10、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。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
11、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2017294 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20211439 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
12、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。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
13、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。创新交割结算方式，物理结算与金融结算相得益彰 在没有
14、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
15、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 2022 年已开启绿电储能与电力市场融合之路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
16、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
17、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 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
18、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，因此成交量前几年整体呈现明 显的潮汐现象，存在突击买
19、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
20、 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。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 2021 年 煤炭价格大幅上涨，典型火电企业的燃料成本占
21、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
22、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%。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
23、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2017132 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
24、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
25、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。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
26、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，
27、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
28、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 200 元/MWh 的廉价电力，而 Y 只能用
29、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。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“
30、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
31、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，100%Pe/min （Pe 为额定
32、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
33、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
34、。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 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
35、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 731.9 元/MWh，另外 出现了 2
36、 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。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
37、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
38、据国家能源局电力辅助服务管理办法（国能发监管规202161 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）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
39、，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准 8R5（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2021633 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，
40、 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
41、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
42、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
43、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
44、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
45、，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
46、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
47、的，按照 8R5（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 8R5（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
48、 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。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