1Table_FirstTable_ReportType行业报告│行业深度研究Table_FirstTable_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_FirstTable_ReportDate2022年06月27日Table_FirstTable_Rating投资建议：强于大市(维持评级)上次建议：强于大市Table_FirstTable_Chart相对大盘走势Table_FirstTable_Author分析师：贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cnTable_FirstTable_Contacter联系人袁澎邮箱：yuanp@glsc.com.cn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》一2022.05.092、《2022年度策略：将成长进行到底》一2021.12.273、《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》-2022.04.214、《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》-2022.04.025、《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》-2022.02.216、《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》-2022.06.187、《储能市场化机制日趋完善，国内市场大有可为》-2022.06.078、《光伏反规避或戛然而止，组件出口乘浪远航》-2022.06.069、《比亚迪：5月产销再创新高，产能释放未来可期》-2022.06.0410、《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。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................................61.1特殊的商品，特殊的市场...........................................................................61.2新能源消纳离不开电力市场化....................................................................71.3合约角度看“市场”，核心改什么？.......................................................101.42022年已开启绿电储能与电力市场融合之路...........................................142电碳市场衔接促进绿电价值上升.....................................142.1十余年探索，我国碳市场已步入正轨.......................................................142.2持续改革促使多途径传导绿电碳价值.......................................................172.3电网阻塞：市场化将体现地域电价差异...................................................223绿电的咖啡伴侣，储能价值终将体现.................................243.1没有完美的电源，只有合理的搭配...........................................................243.2储能参与电力现货市场迎机遇..................................................................263.3辅助服务已打开储能商业空间..................................................................313.4现货市场与有功辅助服务的本质区别.......................................................354投资建议：积极关注绿电与储能运营商...............................364.1低碳产业链上的价值羁绊.........................................................................364.2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...................384.3储能运营商：建议关注抽水蓄能与固体重力储能方向.............................415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)........................................165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).........................426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”SpotMarket，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，“CurveMarket”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，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。724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。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。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。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。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。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。1.42022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，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。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30601201802403003604205%1.322.635.267.8910.5213.1615.7918.4210%2.635.2610.5215.7921.0526.3131.5736.8315%3.957.8915.7923.6831.5739.4747.3655.2520%5.2610.5221.0531.5742.1052.6263.1473.6725%6.5813.1626.3139.4752.6265.7878.9392.0930%7.8915.7931.5747.3663.1478.9394.72110.5035%9.2118.4236.8355.2573.6792.09110.50128.9240%10.5221.0542.1063.1484.19105.24126.29147.3445%11.8423.6847.3671.0494.72118.40142.07165.7550%13.1626.3152.6278.93105.24131.55157.86184.17来源：国联证券研究所，基于0.877tCO2/MWh排放基准值另外，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%。20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22：全国绿色电力证书年度销售量(万张)来源：中国绿色电力证书认购交易平台，国联证券研究所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。图表23：不带补贴的绿色电力证书近一年价格走势来源：中国绿色电力证书认购交易平台，国联证券研究所现阶段，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21请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究根据上述分析，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。图表24：绿电环境总溢价可分为正负环境溢价来源：国联证券研究所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。22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25：全国碳排放市场配额价格(元/tCO2)来源：Wind，国联证券研究所图表26：欧盟碳排放配额期货价格(欧元/tCO2)来源：Wind，国联证券研究所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。23请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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。如下图所示，假设发电节点A、B和用电节点X、Y之间存在四条通道，其中仅AY存在阻塞的可能，其他通道不会发生阻塞，则按下图所示的报量报价情况，AY不阻塞，系统发电成本为200元/MWh，AY阻塞，系统发电成本平均为350元/MWh。由于阻塞，没有通道可以送电，所以无论发电节点A的报价多低，仍然无法成交。图表27：电网阻塞下将按照次低价成交来源：国联证券研究所在阻塞的情况，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。但是，我国省间电力市场并非统一结算的。我们把省视为一个个用电节点，省间电力通道的送电能力还是有限的，因此省间电网的阻塞实际上将影响各省之间电价的差异水平，进一步体现各省的资源禀赋、供求状况等。我们认为，电力市场化改革将使得地域之间的电价差异得到非常客观的体现，处于高电价地区的电力运营商会获24请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究得电价上进一步的支撑。图表28：电力市场化将使得电价地域差异越发明显(元/MWh)来源：电价百科，国联证券研究所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“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。图表29：能源的“不可能”三角来源：国联证券研究所中长期内，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。25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30：主流发电技术缺乏既清洁低碳又灵活稳定的品种发电技术能源三角优势能源三角劣势燃煤经济廉价碳排放最高燃气灵活可控，调节能力较强碳排放较高、发电成本较高水电丰水期调节能力较强，碳排放较低季节性调节能力较差、选址受限核电碳排放较低灵活性较差，均匀出力工况较多风电碳排放较低灵活性较差，出力波动不受控光伏碳排放较低灵活性较差，出力波动不受控来源：国联证券研究所遗憾的是，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。图表31：光伏出力波动短时变化巨大图表32：风电出力波动频繁来源：《多时间尺度的光伏出力波动特性研究》，国联证券研究所来源：《新疆风电出力特性统计分析及应用》，国联证券研究所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。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）风电功率损失速率（%Pe/min）燃煤（1.5%Pe/min）燃气（20%Pe/min）抽蓄（70%Pe/min）电化学储能（100%Pe/min）10%13.04%66.67%87.50%90.91%15%9.09%57.14%82.35%86.96%26请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究20%6.98%50.00%77.78%83.33%25%5.66%44.44%73.68%80.00%30%4.76%40.00%70.00%76.92%35%4.11%36.36%66.67%74.07%40%3.61%33.33%63.64%71.43%光伏功率损失速率（%Pe/min）燃煤（1.5%Pe/min）燃气（20%Pe/min）抽蓄（70%Pe/min）电化学储能（100%Pe/min）30%4.76%40.00%70.00%76.92%35%4.11%36.36%66.67%74.07%40%3.61%33.33%63.64%71.43%45%3.23%30.77%60.87%68.97%50%2.91%28.57%58.33%66.67%55%2.65%26.67%56.00%64.52%60%2.44%25.00%53.85%62.50%来源：国联证券研究所从上表可以看出，仅从调频可行性角度看，在局部地区内，风煤配合风电最大占比约为15%以下，风燃配合风电最大占比约为50%，风储配合最大占比可达70%以上；光煤配合光伏占比5%以下，光燃配合装机可达约30%，光储配合光伏可达60%以上。因此，西北风光大基地外送电力目前的搭配比例约为风光10：火电4：储能2，目的就包括降低送出电力的波动性，使受端可调。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。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。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202227请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究年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。据此，我们统计了一天24个时段，每个时段出现最高价及最低价的概率，如下所示。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时间日前最低电价概率日前最高电价概率实时最低电价概率实时最高电价概率0:0016.67%5.56%9.18%6.63%1:003.03%4.55%4.08%0.51%2:003.03%0.51%5.10%0.51%3:006.06%1.01%7.65%0.51%4:0030.81%1.01%16.33%0.00%5:009.60%0.00%8.67%0.00%6:001.52%0.51%1.02%0.00%7:002.53%0.00%1.53%1.53%8:002.02%1.01%3.06%5.61%9:001.52%13.64%1.02%10.71%10:000.51%10.61%6.12%12.24%11:002.53%5.05%2.55%3.57%12:005.05%1.01%13.27%0.51%13:003.03%2.02%4.59%1.02%14:003.03%3.54%1.53%4.08%15:002.02%5.05%1.53%2.55%16:001.52%6.57%1.02%9.69%17:000.51%3.54%1.02%4.08%18:000.00%6.06%2.55%7.65%19:000.00%13.13%0.51%7.14%20:001.52%7.07%1.02%9.18%21:000.00%4.04%1.02%9.69%22:001.01%2.02%2.04%1.53%23:002.53%2.53%3.57%1.02%来源：广东电力交易中心，国联证券研究所做成概率直方图，我们可以直观地看出，广东电力现货日前和实时市场，凌晨出现最低价的概率较大，而上午9-10点以及晚上4-9点出现最高价的概率较大，有明显的倾向性。28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35：广东现货日前市场最低价概率分布图表36：广东现货日前市场最高价概率分布来源：广东电力交易中心，国联证券研究所来源：广东电力交易中心，国联证券研究所图表37：广东现货实时市场最低价概率分布图表38：广东现货实时市场最高价概率分布来源：广东电力交易中心，国联证券研究所来源：广东电力交易中心，国联证券研究所为了与A股市场进行对比，我们把A股市场上证指数的一天按10分钟一个间隔，同样划分为24个时间段，来统计每个时间段出现最高价和最低价的概率。我们同样也选取了过去200天的样本数量进行统计，概率分布图结果如下。从中可以看出，我们很难分辨那个时间段是最高价和最低价。29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39：A股上证指数24时段最低价概率分布图表40：A股上证指数24时段最高价概率分布来源：iFind，国联证券研究所，样本区间为2021/05/31-2022/05/18来源：iFind，国联证券研究所，样本区间为2021/05/31-2022/05/18为了进一步从统计学角度验证直观感受，我们把广东电力现货日前市场的200个样本分为20组，每组10个样本，来验证每个时间段在99%置信度下是否是统计学意义上的高低价时间点，结果如下。从表中可以看出，凌晨4点和5点显著为低价，上午9点和10点、晚上18点、19点和21点显著为高价。广东省电力现货市场具备至少2小时以上的高低价简单择时套利机会。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时间T值99%置信度下的显著性0:001.696不显著1:00-0.629不显著2:001.981不显著3:002.304不显著4:004.593显著为低价5:003.477显著为低价6:000.975不显著7:001.981不显著8:000.680不显著9:00-4.372显著为高价10:00-4.750显著为高价11:00-1.281不显著12:001.753不显著13:000.607不显著14:00-0.318不显著15:00-1.991不显著16:00-2.453不显著17:00-1.632不显著18:00-3.843显著为高价19:00-4.353显著为高价20:00-2.538不显著21:00-2.914显著为高价22:00-1.416不显著30请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究23:000.000不显著来源：广东电力交易中心，国联证券研究所为了进一步作对比，我们同样将上证指数200多天的样本进行分组统计，结果如下。从表中可以看出，上证指数仅在14:40-14:50这个时间段获得显著低价的统计学属性，但是没有显著高价的位置，因此，可以认为A股上证指数并不存在显著的日内高低价简单择时套利机会。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时间T值99%置信度下的显著性9:301.359不显著9:400.208不显著9:500.747不显著10:00-1.135不显著10:10-0.246不显著10:20-0.553不显著10:300.407不显著10:400.000不显著10:500.427不显著11:000.975不显著11:10-0.607不显著11:200.000不显著13:00-0.629不显著13:10-1.127不显著13:201.253不显著13:300.218不显著13:401.666不显著13:50-1.991不显著14:001.416不显著14:100.000不显著14:20-1.386不显著14:30-0.867不显著14:403.591显著为低价14:50-2.260不显著来源：iFind，国联证券研究所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。电力现货市场套利空间已现，未来有望进一步加大31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%。图表43：广东电力现货日前市场每日收益单价分布图来源：广东电力交易中心，国联证券研究所，按每日最大收益计算目前，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。32请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究根据国家能源局《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，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。图表44：调峰、调频等有功平衡服务将逐步进行市场化改革来源：国联证券研究所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，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。图表45：南方区域新型独立储能调峰充电电量补偿标准省份独立储能电站充电电量补偿标准(元/千瓦时)广东0.792广西0.396云南0.6624贵州0.648海南0.5952来源：国家能源局南方监管局，国联证券研究所33请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究对于抽水储能，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。图表46：南网双调5座抽蓄电站2020-2021年运营数据电站名称年度装机容量(万千瓦）上网电量（万千瓦时）抽水电量（万千瓦时）发电利用小时抽水利用小时广蓄2020240215,983280,0549061,1672021203,545236,778853987惠蓄2020240254,203325,3911,0661,3562021257,234332,2691,0791,384清蓄2020128158,294200,5371,2441,5672021150,387191,1391,1821,493深蓄2020120165,503210,1771,3921,7342021155,083192,2751,2851,586海蓄20206013,28215,164223253202118,51221,905310365来源：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）》，国联证券研究所我们再假设这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。图表47：南网双调广东4座抽蓄电站等效抽发电价水平假设的平均抽水电价(元/kWh)计算得到的平均上网电价(元/kWh)电价差异(元/kWh)0.050.4410.3910.10.5030.4030.150.5660.4160.20.6280.4280.250.6900.4400.30.7520.4520.350.8140.4640.40.8760.476来源：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）》，国联证券研究所34请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究在公平前提下，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。图表48：南方区域调频电量补偿标准高于调峰电量项目一次调频小频差一次调频大频差计算方法超过理论动作积分电量70%的一次调频月度动作积分电量（兆瓦时）×0.5×R1元/兆瓦时）超过理论动作积分电量70%的一次调频月度动作积分电量（兆瓦时）×10×R1（元/兆瓦时）R115万元/兆瓦时15万元/兆瓦时补偿标准75元/千瓦时1500元/千瓦时假设实际动作为80%时的电量单价9.375元/千瓦时187.5元/千瓦时来源：国家能源局南方监管局，国联证券研究所综上，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。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来源：国联证券研究所35请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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，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。图表50：现货市场与有功平衡服务的本质区别36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：国联证券研究所4投资建议：积极关注绿电与储能运营商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37请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究主体各司其职、物尽其用，助力双碳目标达成。图表51：双碳巨轮驱动绿电与储能价值流转来源：国联证券研究所然而，改革的进度、彼此的配合也不会一帆风顺，尤其是双碳目标带来的成本压力让终端用户感受明显。展望未来，我们认为大致有三种情景代表了电力碳中和未来的前途。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。情景2：碳市场进展缓慢，但加速风光电源替代，完成消纳责任目标该情境下，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。38请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究情景3：仍将稳电价视为稳经济稳发展的要素之一该情境下，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。如何调和双碳目标与经济降本之间的矛盾？我们认为核心就是技术创新驱动降本。可以突破的方向包括：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。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。39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52：绿电运营商的四大主要驱动力来源：国联证券研究所目前，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。建议积极关注全国性绿电龙头三峡能源和龙源电力，以及江苏、浙江、福建本地上市绿电运营商江苏新能、浙江新能、中闽能源等。三峡能源：绿电运营巨擘，集团助力发展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：全球风电龙头，归回A股打通融资通道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，40请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究多能互补项目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：小而精的绿电运营商，背靠国信，区位优势显著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：新能源布局全国优质地区，氢能战略加快发展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，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。41请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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：区位优势明显，后续资产注入打开成长空间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。4.3储能运营商：建议关注抽水蓄能与固体重力储能方向文山电力：南网双调重组注入，唯一上市抽蓄巨头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。公司目前已投运5座抽蓄电站分别为广蓄（广州）、惠蓄（惠州）、清蓄（清远）、深蓄（深圳）、海蓄（海南），在建的5座抽蓄电站分别为阳蓄（阳江）、梅蓄（梅州）、南蓄（南宁）、肇庆抽蓄、惠州中洞抽蓄等。其中8座电站位于广东，4座已经投运。根据《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）提出的“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”，我们认为顶42请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究层政策实际已留有商业模式转换的可能，按目前现货市场价差与辅助服务补偿水平，如果后续政策允许抽水蓄能较为公平地参与电力市场或辅助服务，盈利空间将调增至全新的水平。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)来源：国联证券研究所湖北能源：区域优质综合能源公司，新能源和抽蓄业务拓展良好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。公司抽蓄未来发展迅速，《湖北省能源发展“十四五”规划》中，11个大型抽水蓄能重点建设项目中，公司掌握资源项目高达6个，装机规模达7.4GW，上市公司中仅次于文山电力、三峡能源。中国天楹：重力储能补位，环保主业延伸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43请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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。5风险提示市场建设缓慢碳市场作为价值源泉，在双碳目标中必须发挥先锋作用，缓慢的发展将使得绿电储能产生内卷，进而拖累整体进度。而电力市场承担价值分配的功能，不完善的电力市场会使得价值出现扭曲，不利于整体发展。电力交易价格风险绿电和储能运营商盈利能力对价格十分敏感，错误的预测、激进的交易策略可能会导致非常严重的后果。电力需求放缓如果经济发展不及预期，电力需求放缓将直接导致供过于求，从而使得交易价格回落，对绿电运营商产生不利影响。44请务必阅读报告末页的重要声明分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们无锡：江苏省无锡市太湖新城金融一街8号国联金融大厦9层上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场1座37层电话：0510-82833337电话：021-38991500传真：0510-82833217传真：021-38571373北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场4层深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心29层电话：010-64285217电话：0755-82775695传真：010-64285805