资源描述
1 Table_First Table_First|Table_ReportType 行业报告行业深度研究 Table_First|Table_Summary 绿电储能进军电力市场 新型电力系统行业深度研究系列四 投资要点： 2022年是电力市场改革全面提速的一年，除已启动的 14个试点地区外，其余地区也将尽快开展现货市场建设。同时，绿电储能等新主体相关交易细则、顶层改革文件均已下发。我们认为，市场化改革提速使绿电储能的商业模式、盈利能力 将 出现明显的边际变化，孕育着巨大的投资机遇。 电力市场功能逐渐完善，多层次市场体系初显 中长期市场作为市场基石并起到控价作用，现货市场提供价格信号并发挥调峰功能，辅助服务市场为电能质量治理与备用应急能力定价，省间电力市场聚合全国资源进行更大范围优化配置。未来还将有容量市场作为全社会用电保险，并在电力金融市场中进行电力资产管理与交易风险对冲。 碳市场已 步入正轨，电碳传导体现绿电价值 碳排放市场建设硕果累累，双碳目标将促使纳入更多行业、实施有偿递减配额，碳价有巨大上行空间。对比欧洲 80-90 /t碳价，我国 50元 /t的碳价有 10倍增长空间，按绿电减排 0.877tCO2/MWh进行测算，则对应绿电环境溢价约为 0.49元 /kWh-0.55元 /kWh，增长空间巨大。欧洲碳中和也仅处于初期，碳 减排 驱动下，未来全球 的 碳价 增长潜力 均 较大 。绿电运营商 作为 碳产品的生产制造商， 也 将 具备很大的 增长潜力。 储能运营商承接绿电价值再分配 相比于绿电运营商主要卖“碳”，储能运营商将承接其大部分卖“电”的能力，并获取相应的报酬。 获取报酬 的主要 途径为辅助服务以及电力现货市场。根据南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则，广东省新型独立储能调峰补偿价格为 0.792元 /kWh，已超过广东绿电交易中长期电价，并大幅超过抽水蓄能的 度电 成本。随着绿电渗透率的提升，储能运营商尤其是抽水蓄能运营商的盈利能力还将不断强化。 双碳目标下碳市场、电力市场、绿电、储能之思辨 双碳目标需要付出成本，经济发展 或 需要降低成本，矛盾之下，未来大致有三种情景： 1） 碳市场全面提速 ，碳价格充分体现环境溢价，绿电价格上浮 明显 ，依靠电力市场再分配给储能，储能 商业 模式打通，装机 迅速发展，卖碳卖电互不耽误； 2） 碳市场发展缓慢，绿电消纳行政成份大 ，主要通过提高调峰补偿或储能容量价格刺激储能装机，环境溢价将跳过绿电直接体现在储能补偿之中； 3） 慎重提升终端成本 ，储能装机缓慢，绿电消纳困难，双双增长乏力。调和矛盾的重要途径包括： 1）开发低成本快装机储能技术；2）电网柔性互联，以空间换时间； 3）绿电降本提效，开发新型技术 。 投资建议： 绿电运营商建议关注全国性龙头 三峡能源、龙源电力 ，以及较发达省份区域性龙头，如 江苏新能、浙江新能、中闽能源 等；储能运营商建议关注抽蓄巨头 文山电力 、抽蓄新兵 湖北能源 、以及固体重力储能先锋 中国天楹 。 风险提示： 1） 市场建设缓慢； 2） 电力交易价格风险； 3）电力需求放缓。 证券研究报告 Table_First|Table_ReportDate 2022年 06月 27日 Table_First|Table_Rating 投资建议： 强于大市 (维持评级 ) 上次建议： 强于大市 Table_First|Table_Chart 相对大盘走势 Table_First|Table_Author 分析师：贺朝晖 执业证书编号： S0590521100002 邮箱： Table_First|Table_Contacter 联系人 袁澎 邮箱： 相关报告 1、电新行业 2022 中期策略：新基建、新格局、新技术驱动行业新成长一 2022.05.09 2、 2022 年度策略：将成长进行到底一2021.12.27 3、 新型电力系统行业深度研究系列三： 能源网络筑强国，电力线缆再出发 -2022.04.21 4、 新型电力系统行业深度研究系列二： 世纪轮回，直流装备千亿市场蓄势待发 -2022.04.02 5、新型电力系统行业深度研究系列一：新型电力系统：能源革命的必选项 -2022.02.21 6、宏发股份：全球继电器行业领先者，工匠精神引领高质量增长 -2022.06.18 7、储能市场化机制日趋完善，国内市场大有可为 -2022.06.07 8、光伏反规避或戛然而止，组件出口乘浪远航-2022.06.06 9、比亚迪： 5 月产销再创新高，产能释放未来可期 -2022.06.04 10、实施方案推动新能源系统性向高质量迈进-2022.05.31 请务必阅读 报告 末页的 重要 声明 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 2 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 投资聚焦 研究背景 为实现“双碳”国际承诺， 2021年 3月 15 日，习近平主席在中央财经委第九次会议上指出“要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。电力市场堪称新型电力系统的灵魂，将发挥出不可替代的作用。 2022 年上半年，广州、北京电力交易中心纷纷发布绿电交易细则，国家发改委能源局印发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，绿电和储能参与电力市场已整装待发。 不同于市场的观点 与 创新之处 关于电力市场，大多报告都在围绕“是什么”展开论述，但是电力市场元素极多，专业概念五花八门，非专业人士理解起来 比较 吃力。本报告 试图围绕电力市场“为什么”、“改什么”，使投资者从根源对电力市场要“干什么”产生 一些 理解，进而对参与电力市场的主体 “获得了什么”、“失去了什么”有更深的认知。 从 2015年 实施 中发 9号文电力市场改革，到如今纳入绿电和储能， 这些都 是党中央最高领导层高瞻远瞩、谋篇布局的大政方针。碳市场、电力市场（电网）、绿电、储能是完整且不可分割的整体，而市场较少从全局角度看待它们。 本文先零后整，分别从电力市场、绿电与碳、储能三个维度出发，进行 全面 分析，最后以绿电和储能运营商为价值锚点，深入解析电力碳中和 的价值分 配与未来前景 。 核心结论 我们认为，先进的电碳市场机制设计将引导碳价值客观地、高效地、迅速地流转与分配。作为电力碳中和的绝对主力， 绿电储能进军电力市场之后， 或 将充分享受到市场化改革带来的红利，投资运营商将获得相应的回报 。 电力是特殊的商品，电力市场改革核心目的是为电力商品客观定价。主要手段是建立多层次电力市场，丰富参与主体与交易标的，形成自主报量报价机制，优化出清与交割方式，培育壮大市场的资源配置能力。 绿电运营商的价值在于“绿”，而不在于“电” 。充分消纳“电”需要很高的系统成本。碳市场是“绿”价值的来源，电碳市场衔接是前提条件。我们认为，随着更多行业被纳入、免费配额持续收紧、绿证功能逐步完善、与国际接轨等， “绿”价本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 3 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 值或有 大幅上升的 空间，作为电力碳中和价值入口的绿电运营商， 或 将受益匪浅 。 储能运营商的价值来自于绿电的高系统成本 。商业模式包括现货调峰和辅助服务，相对份额与绿电参与电力现货市场的量有关。目前，多省份已上调辅助服务价格， 抽水蓄能作为成本最低的储能方式，其商业模式有望实现从两部制电价到辅助服务，再到电力现货市场的转变，盈利能力或持续攀升。 建议关注 三峡能源、龙源电力、江苏新能、浙江新能、中闽能源、文山电力、湖北能源、中国天楹 等。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 4 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 正文目录 1 电力市场化，能源革命破局的核心举措 . 6 1.1 特殊的商品，特殊的市场 . 6 1.2 新能源消纳离不开电力市场化 . 7 1.3 合约角度看 “ 市场 ” ，核心改什么？ . 10 1.4 2022年已开启绿电储能与电力市场融合之路 . 14 2 电碳市场衔接促进绿电价值上升 . 14 2.1 十余年探索，我国碳市场已步入正轨 . 14 2.2 持续改革促使多途径传导绿电碳价值 . 17 2.3 电网阻塞：市场化将体现地域电价差异 . 22 3 绿电的咖啡伴侣，储能价值终将体现 . 24 3.1 没有完美的电源，只有合理的搭配 . 24 3.2 储能参与 电力现货市场迎机遇 . 26 3.3 辅助服务已打开储能商业空间 . 31 3.4 现货市场与有功辅助服务的本质区别 . 35 4 投资建议：积极关注绿电与储能运营商 . 36 4.1 低碳产业链上的价值羁绊 . 36 4.2 绿电运营商：建议关注全国性龙头与较发达省份区域性龙头 . 38 4.3 储能运营商：建议关注抽水蓄能与固体重力储能方向 . 41 5 风险提示 . 43 图表目录 图表 1：电力市场的特殊之处 . 6 图表 2：电力 “ 黑匣子 ” 市场的交易和执行路径不一样 . 7 图表 3： 2021 年可再生能源总量消纳责任权重完成情况 . 8 图表 4： 2021 年可再生能源非水消纳责任权重完成情况 . 8 图表 5：电力交易中心与可再生能源信息管理中心颁发的绿证 . 9 图表 6：山东电力现货 2022/06/01 价格波动 . 9 图表 7：德国电力现货 2022/06/08 价格波动 . 9 图表 8：电力市场合约的要素构成与其他市场一样 . 10 图表 9：电力市场化改变量价形成方式 . 11 图表 10：按分时能量块进行报量 . 11 图表 11：按曲线能量块进行报量 . 11 图表 12：电力市场主体日渐丰富 . 12 图表 13：电力交易标的将日渐完善 . 13 图表 14：欧洲电力金 融合约成交量远大于物理现货 . 13 图表 15：八大碳排放权试点历史碳排放配额价格走势 (元 /吨 CO2)(至 2022/06/12) . 15 图表 16：八大碳排放权试点累计配额成交量 (万吨 CO2)(截至 2022/06/12) . 15 图表 17：碳排放配额成交量 “ 潮汐 ” 近几年有所缓解 (tCO2) . 16 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 5 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 图表 18：各大碳交易所产品主要为配额与 CCER . 16 图表 19：电碳价值传导路径分为成本与收入端 . 17 图表 20： 2020-2021 年火力发电企业成本构成燃料比例上升明显 . 17 图表 21：不同碳配额缺口及碳价假设下煤电成本提升量 (元 /MWh) . 19 图表 22：全国绿色电力证书年度销售量 (万张 ) . 20 图表 23：不带补贴的绿色电力证书近一年价格走势 . 20 图表 24：绿电环境总溢价可分为正负环境溢价 . 21 图表 25：全国碳排放市场配额价格 (元 /tCO2) . 22 图表 26：欧盟碳排放配额期货价格 (欧元 /tCO2) . 22 图表 27：电网阻塞下将按照次低价成交 . 23 图表 28：电力市场化 将使得电价地域差异越发明显 (元 /MWh) . 24 图表 29：能源的 “ 不可能 ” 三角 . 24 图表 30： 主流发电技术缺乏既清洁低碳又灵活稳定的品种 . 25 图表 31：光伏出力波动短时变化巨大 . 25 图表 32：风电出力波动频繁 . 25 图表 33：风光搭配不同电源的装机占比上限（仅考虑调频可行性） . 25 图表 34：广东电力现货市场日前和实时不同时段出现高低电价概率 . 27 图表 35：广东现货日前市场最低价概率分布 . 28 图表 36：广东现货日前市场最高价概率分布 . 28 图表 37：广东现货实时市场最低价概率分布 . 28 图表 38：广东现货实时市场最高价概率分布 . 28 图表 39： A股上证指数 24时段最低价概率分布 . 29 图表 40： A股上证指数 24时段最高价概率分布 . 29 图表 41：广东电力现货日前市场存在 99%置信度下的高低价简单择时套利机会 . 29 图表 42： A股上证指数不存在 99%置信度下的日内高低价简单择时套利机会 . 30 图表 43：广东电力现货日前市场每日收益单价分布图 . 31 图表 44：调峰、调频等有功平衡服务将逐步进行市场化改革 . 32 图表 45：南方区域新型独立储能调峰充电电量补偿标准 . 32 图表 46：南网双调 5座抽蓄电站 2020-2021年运营数据 . 33 图表 47：南网双调广东 4座抽蓄电站等效抽发电价水平 . 33 图表 48：南方区域调频电量补偿标准高于调峰电量 . 34 图表 49：公平机制下广东 2021年在运的 4座抽蓄电站电量电价模式收入更高 . 34 图表 50：现货市场与有功平衡服务的本质区别 . 35 图表 51：双碳巨轮驱动绿电与储能价值流转 . 37 图表 52：绿电运营商的四大主要驱动力 . 39 图表 53：抽水蓄能运营商未来的三大主要商业模式 (以南网双调为例 ). 42 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 6 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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 2015 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。 图表 1：电力市场的特殊之处 来源：国联证券研究所 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”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，会严重影响其他交易的执行情况，因此，本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 7 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 2：电力“黑匣子”市场 的 交易和执行路径不一样 来源：国联证券研究所 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 。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 8 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 3： 2021年可再生能源总量消纳责任权重完成情况 来源：国家能源局，国联证券研究所，数字为实际值 -最低值 图表 4： 2021年可再生能源非水消纳责任权重完成情况 来源：国家能源局，国联证券研究所，数字为实际值 -最低值 大量新能源涌入保障性发电，使得该项制度可能无法持续为增量新能源护航。电力市场或成为后续消纳的最佳手段， 新增机组将在市场中寻找合理的商业模式 。 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。风光本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 9 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 5：电力交易中心与可再生能源信息管理中心颁发的绿证 来源：湖北电力交易中心，湖北碳排放权交易中心，北京电力交易中心，国家可再生能源信息管理中心，国联证券研究所 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。 图表 6：山东电力现货 2022/06/01 价格波动 图表 7：德国电力现货 2022/06/08 价格波动 来源：山东电力交易中心，国联证券研究所 来源： Epexspot，国联证券研究所 因此，电力市场 改革 是以新能源为主体的电力系统 必须要走的道路 。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 10 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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 。 图表 8：电力市场合约的要素构成与其他市场一样 来源：国联证券研究所 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： 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。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 11 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 图表 9：电力市场化改变量价形成方式 项目 用电侧 发电侧 电网企业 不报量不报价 改革前所有用户，改革后 的居民用户 改革前的多数机组 / 报量不报价 改革后的多数现货市场， 中长期挂牌交易 改革前后的保障性 机组 / 报价不报量 售电公司对下游用户 / 改革前的统购统销，改革后的代理购电对下游用户 报量报价 甘肃现货、中长期长协、集中竞价等，多数省份推进现货用户报量报价 大多数中长期、现货市场卖方主体报量报价 差额电量参与市场 来源：国联证券研究所 目前，已启动电力现货市场的第一批试点的交易规则基本明确了 未来将推动用户侧以“报量报价”的形式参与电力市场 ，进一步完善市场电价形成机制，将资源配置和定价能力进一步还给市场。 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。 图表 10：按分时能量块进行报量 图表 11：按曲线能量块进行报量 来源：国联证券研究所 来源：国联证券研究所 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。本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 12 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 12：电力市场主体日渐丰富 来源： 国家发改委 ， 电力交易中心 ， 国联证券研究所 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。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 13 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 13：电力交易标的将日渐完善 项目 用电侧 标的作用 电能量 多时间尺度电能量市场 开展年度、多月、月度、周度、多日、日前、日内、实时等时间尺度 合约转让 定期开展中长期合约转让 辅助服务 开展调峰 (无现货市场 )、调频、调相、无功支持等 容量服务 支撑系统持续稳定运行、起用电保险作用 衍生品 电力期货 中长期合约标准化、开展全国性电力金融市场 电力期权 提供风险管理工具 发电权 进行压小上大、节能环保的发电替代 输电权 规避网络阻塞风险 来源：国联证券研究所 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。 图表 14：欧洲电力金融合约成交量远大于物理现货 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 14 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 来源：欧洲能源交易所 EEX，国联证券研究所 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 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。 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，本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 15 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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。 图表 15：八大碳排放权试点历史碳排放配额价格走势 (元 /吨 CO2)(至 2022/06/12) 来源： Wind，国联证券研究所 图表 16：八大碳排放权试点累计配额成交量 (万吨 CO2)(截至 2022/06/12) 来源： Wind，国联证券研究所 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。 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 16 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 图表 17：碳排放配额成交量“潮汐”近几年有所缓解 (tCO2) 来源： Wind，国联证券研究所 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。 图表 18：各大碳交易所产品主要为配额与 CCER 项目 成立时间 交易产品 全国碳排放交易所 2021年 6月 碳排放配额 上海环境能源交易所 2008年 8月 上海碳排放配额 (SHEA)、国家核证资源减排量(CCER)、上海碳配额远期 北京绿色交易所 2008年 8月 北京市碳排放权配额 (BEA)、国家核证自愿减排量(CCER)、北京核证自愿减排、自愿减排量 (VER) 深圳排放权交易所 2010年 深证碳排放配额 (SZA)、国家核证自愿减排量(CCER)、碳普惠核证减排量 广州碳排放权交易所 2012年 9月 广东省碳排放权配额 (GDEA)、国家核证自愿减排量(CCER)、广东省碳普惠制核证自愿减排量 (PHCER) 天津排放权交易所 2008年 9月 天津碳排放配额 (TJEA)、国家核证自愿减排量(CCER)、自愿减排量 湖北碳排放权交易中心 2012年 9月 湖北省碳排放配额 (HBEA)、国家核证自愿减排量(CCER)、远期产品 重庆碳排放权交易中心 2014年 6月 重庆碳排放配额 (CQEA)、国家核证自愿减排量(CCER) 海峡股权交易中心 /环境 2016年 12 福建碳排放配额 (FJEA)、国家核证自愿减排量本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 17 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 能源交易平台 月 (CCER)、福建林业碳汇减排量（ FFCER） 四川联合环境交易所 2011年 9月 碳配额、国家核证自愿减排量 (CCER) 来源：各交易所官网，国联证券研究所 目前，我国已经形成了全国统一碳排放交易市场、八大地方试点碳排放市场、经国家备案非试点的四川联合环境交易所等 10 个碳市场共同发展格局，主要交易品种为碳排放配额、存量 CCER等，机制已逐渐理清，交易日趋活跃。 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。 图表 19：电碳价值传导路径分为成本与收入端 来源：国联证券研究所 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比普遍从 70%提升至了 80%。 图表 20： 2020-2021年火力发电企业成本构成燃料比例上升明显 本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 18 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 来源：公司公告，国联证券研究所 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 等级以上常本报告仅供邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 19 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究 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%。 图表 21：不同碳配额缺口及碳价假设下煤电成本提升量 (元 /MWh) 碳价 (元 /t) 碳配 额缺口 30 60 120 180 240 300 360 420 5% 1.32 2.63 5.26 7.89 10.52 13.16 15.79 18.42
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