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。