新型电力系统行业深度研究系列四：绿电储能进军电力市场

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0.877t CO2 /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。 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。 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 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，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 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。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 图表4：2021年可再生能源非水消纳责任权重完成情况 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 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 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。 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 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。 图表9：电力市场化改变量价形成方式 目前，已启动电力现货市场的第一批试点的交易规则基