（報告出品方/作者：國聯證券，賀朝暉、袁澎）

1 電力市場化，能源革命破局的核心舉措

20 世紀 90 年代以來，電力市場化在全球範圍內得到了快速的發展。我國也於 21 世紀初開展電力市場基礎機制的研究。2015 年 3 月，中共中央國務院發布《關於進 一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號），開啟了以電力市場化為改 革核心的新一輪大潮。

1.1 特殊的商品，特殊的市場

電力是一種特殊的商品，它以光速傳播，必須即時平衡，因此買賣電力的市場也 與我們常見的市場不太一樣。其特殊之處具體表現在以下若干方面。

現貨還是「線貨」

Spot Market，具有在固定時間、固定地點，進行一手交錢、一手交貨的「點」 交易的含義，這對於絕大多數的商品都是成立的。但是電力並不是一個這樣的商品， 電能量是功率和時間的乘積，商品數量需用二維空間描述，因此，無論買了多少電能 量，其最終的交易執行均是在一段時間內進行的，形成曲線式的交割，「Curve Market」 或許更加能夠體現電力市場的交割形式。因此，在報量報價方面，我們需要引入許多 種不同的機制來滿足交易雙方對曲線交易的需求，這是其他商品市場所不具備的。

數量決定質量

對於絕大多數商品，數量和質量幾乎是完全獨立的，且不會因為供需而影響商品 質量。但是對於電力，多生產就意味著可能頻率偏高或者電壓偏高，導致電能質量不 合格。這樣的不合格還有極強的外溢效應，會嚴重影響其他交易的執行情況，因此，充分維護電力商品的質量成了電力市場非常重要的課題。

用的不是買的

所見即所得，這是商品交易天然的屬性。但是電力在實際交易過程中，尤其是在 有交易對手的中長期市場中，是按照無約束報單，又按照安全約束與經濟調度的原則 撮合出清。用戶與交易對手之間的合約，很少會恰好符合經濟調度的結果，有時甚至 不能符合安全約束的要求，因此，經過潮流分解後，可以發現，用戶使用的電力大多 並不來自於交易對手。電力交易更像是權益的轉讓而不是真實物品的轉讓，也就是 「黑匣子」市場。

誤差很正常

絕大部分商品交易不僅可以精確計量，並且交割過程不會影響交割的數量。由於 電力是個曲線產品，運行過程會有難免有些波動，並且大部分用戶和新能源發電都難 以精確預測，因此實際使用的數量和交易的數量有些差別實屬正常。因此如何解決小 的偏差，並且處理大的偏差，對電力市場中的主體十分重要。

7*24 小時開市

電氣化社會發展到今天，用電已經成了最為基本的需求。目前用戶側基本無法大 量地長時間地囤積電力，因此需要連續不斷地併網用電，先進的電力市場自然得做到 連續開市、連續結算，尤其是日前、日內、實時等小周期級別的市場。這就對系統軟 硬體設計、調度運行提出了非常高的要求。 綜上，電力市場與我們常見的市場有較大的區別，設計、理解和參與電力市場並 不是一件非常容易的事情。但是，也只有電力市場才能從機制上擔負起充分消納新 能源的重任。

1.2 新能源消納離不開電力市場化

新能源發電有很多特點，有的特點只能通過市場手段予以解決，傳統機制將面臨 越來越大的問題。

不可控，保障消納壓力大

目前，我國新能源電力參與交易的比例很低，絕大部分電量都是通過電網進行保 障性收購消納。這在新能源發電量佔比較低時，不會有太大問題。隨著新能源發電量 佔比不斷攀升，電力系統調度平衡難度勢必會越來越大。2021 年，少數省份未能完 成消納責任權重目標值或貼最低值完成，凸顯消納壓力。

不入市，綠證發放成難題

「雙碳」目標是發展新能源的根源，新能源的價值最終應當體現在其綠色價值上。 目前各類用戶主體對綠色價值的需求不一樣，高碳排放企業需求可能更大，而低碳排 放企業和居民用戶的需求可能較低，各類主體希望付出的溢價以及支付的能力都相差 較大。 非市場機制下，即使電能的價格可以計算，但是綠色溢價部分卻很難計算。風光項目補貼、競爭性配置上網電價的制定過程均沒有對低碳需求強烈的用戶的參與，無 法反映用戶側的需求情況，因此，定價機制本身有欠缺。另外，保障性消納機制下， 不僅將綠色溢價均攤至所有用戶的頭上，而且，與綠證制度銜接存在諸多困難。依靠 市場定價、依靠市場分配綠證，或是綠色能源最終的途徑。

無市場，靈活資源無法定價

儲能是幫助新能源抹平在時間軸上波動的唯一手段。目前儲能等靈活性資源技 術路線多、成本差異大，政策無法一刀切地為所有儲能資源賦能。電力市場卻可以 很好地解決這個問題。在滿足用電需求的情況下，電力價差可以自然地為儲能提供良 好的商業模式，自然地篩選出有價值的儲能技術路線。

1.3 合約角度看「市場」，核心改什麼？

市場是由某種物品或服務的買者與賣者組成的一個群體，在裡面自由地簽訂合約， 完成交易。電力市場同樣如此，買者與賣者之間顯式地或者是隱式地簽訂電力交易合 約，進行結算。我們從合約的構成要素出發，可以比較清楚地看出電力市場改革的重 點方向。 一般而言，合約的要素包括：1）交易主體；2）交易標的；3）標的數量；4）標 的質量；5）標的價格；6）交割時間；7）交割方式；8）違約與糾紛處理等。電力合 約也不外乎如此。

2015 年電力市場化改革之前，我們可以將「電力市場」理解為，用戶、發電商 與做市商（電網企業）之間的簽訂交易合約。這些合約典型地均以電能量為標的，發 電廠和用戶「不報量不報價」參與交易，標的價格默認發改委電價或補貼電價，標的 數量默認按需，並且全部採用實物交割、即時交割，幾乎不存在違約與糾紛處理。 電力市場改革本質上是對合約要素的形成方式進行改革，目的是促進直接交易， 歸還定量與定價權，並以更加豐富的形式和內容完善交易，主要表現在以下幾點：

改變合約數量、價格形成方式，發揮市場資源配置與價格發現能力

其他的商品或金融市場的組織相對容易，幾乎全部以「報量報價」的方式形成合 約。實際上，參與交易的雙方還可以以「報量/不報量」、「報價/不報價」組成的四種 方式形成合約量價。由於電力交易組織複雜，因此目前各個省份暫未全部進入「報量 報價」的方式。

多樣化報量報價方式，滿足各類主體報量報價需求

正如前文所述，電力交易是「曲線市場」,因此交易的量無法單純的用一維數據 「數量」來表示，而應該用二維的曲線來表示，這在現貨市場中更加明顯。 對於功率調節特別迅速的用戶，前一小時的出力並不會對下一小時出力形成約束， 可以每小時按需要分別報量，成交與否不影響其運行，形成分時能量塊的報量方式。 對於類似核電、火電、以及需要連續生產的大工業用戶等，功率調節速度較慢， 需要直接按曲線報量，要麼不成交，要麼全部成交，形成曲線能量塊的報量方式。 除此之外還可以設計出互斥塊、連接塊等多種報量方式，滿足交易者在不同應用 場景下的報量需要。

促進直接交易，擴大交易主體

市場的作用需要大量的獨立交易者參與才能發揮，僅有少量獨立交易者參與的市 場極易形成壟斷、串謀、操縱等行為，擁有極強的市場力，會阻礙市場功能的發揮。由於電力市場的特殊性，各個省份的發電機組均由少數能源集團控股，同時參與電 力交易本身需要相當的知識儲備和對複雜機制的理解，因此首批交易者基本是有規 模的發電商和大工業用戶、電網企業等，交易者的獨立程度相對較低。

電力市場化需要增加市場用戶，提升獨立性和流動性。2016 年年底，國家發改 委和能源局就印發了《售電公司准入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理 辦法》，進行售電側改革，希望提升用戶自主參與市場交易的能力。2017 年，國家發 改委《關於有序放開發用電計劃的通知》（發改運行〔2017〕294 號），明確 2015 年 9 號文以後新核准的機組原則上不再安排發電計劃，全部納入電力市場形成發電量價， 推動發電側進入市場。2021 年年底，《國家發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網 電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439 號）指出，燃煤發電電量原則上全 部進入電力市場，推動工商業用戶都進入市場，市場用戶規模出現十分明顯的增長。

2022 年上半年，北京、廣州均發布了綠色電力交易實施細則，納入無補貼風光 新項目，鼓勵帶補貼風光項目自願參與。2022 年 6 月 7 日，國家發改委、國家能源 局發布《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，鼓勵獨立儲能 電站參與電力市場。 顯而易見的是，隨著改革的深入，參與市場的主體仍將越發豐富，未來還將納 入更多的聚合主體、分散式電源等，相應的，市場功能也將不斷完善。

豐富交易標的，讓市場為多種資源定價

電能量是最為基本的交易標的，但是要維持電能量的順利交易，還需要為許多其 他資源進行定價。 電能質量輔助服務：由於電能能量與電能質量高度相關，並且電力交割出現偏差 的幾率極大，尤其是未來難以預測的新能源佔比越來越高，交易偏差會進一步擴大。 為了滿足電能質量的國家標準要求，必須得有額外的備用能量來輔助質量達標。隨著 新能源佔比提升，電能質量輔助服務成了重要的資源，需要市場對其合理定價。

發電權交易：在計劃電時代，每個機組都會獲得保底發電小時數，確保其有收益， 能夠回收成本。在向市場化改革的過程中，大機組由於效率更高、排放更低、新能源 機組因為更加環保，其綜合發電社會效益會超出其他性能落後的機組。發電權交易應 運而生，使得落後機組不用發電就可以獲得比自己發電更高一點的收益，而先進機組 付出購買發電權成本的同時，也有了更高的發電收益。 未來還會包括容量服務、輸電權交易、電力期貨、電力期權等新鮮交易品種，用 於控制風險或發現價格。（報告來源：未來智庫）

創新交割結算方式，物理結算與金融結算相得益彰

在沒有市場化改革或者沒有電力現貨市場之前，基本所有存量合約都會進行物理 結算。在有現貨市場運行的省份中，部分如廣東、浙江等其中長期合約均按差價合 約執行，即不進行實際的電力物理交割，僅將合約價和電力現貨結算價之間的差額 做現金結算。這有兩個好處，一是為交易主體提供規避風險的工具，通過中長期差價 合約提前鎖定電價，二是方便政府授權的差價合約與市場融合，調配市場交叉補貼。 預計我國未來金融結算性質的合約比例仍將進一步擴大。

公平合理設計偏差考核機制，適應不同主體的需求

電力市場中，各類主體的負荷特性、用能需求均不相同，一刀切的擬定考核必然 對一部分主體非常不利，可能導致其參與市場的積極性大幅降低，不利於市場化改革 進程。尤其對於綠電，天生就有巨大的波動性和不可預測性，對綠電實施嚴格的考核， 必然降低綠電入市積極性，但可以以此為抓手，在日前日內等具備預測精度的時間尺 度內開展考核，促進預測能力提升。

1.4 2022 年已開啟綠電儲能與電力市場融合之路

2021 年 9 月，國家發改委、國家能源局正式批複了由兩網公司制定的《綠色電 力交易試點工作方案》。2022 年，依據《方案》，1 月 25 日，廣州電力交易中心印發 了《南方區域綠色電力交易規則（試行）》，5 月 23 日，北京電力交易中心印發了《北 京電力交易中心綠色電力交易實施細則》。上述規則明確了綠電現階段為風光發電、 綠證為對每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有唯一代碼標識的電子憑證 （由國家可再生能源信息管理中心核發，電力交易中心劃轉反饋）、綠電交易為針對 綠電的中長期交易。 2022 年 6 月 7 日，國家發改委、國家能源局在去年 7 月《關於加快推動新型儲 能發展的指導意見》的基礎上，又發布《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調 度運用的通知》，凸顯儲能參與電力市場的緊迫性。《通知》未明確定義新型儲能的范 圍，給予市場選擇技術路線的權利，公平競爭。《通知》還要求建立價格機制，鼓勵 擴大中長期、現貨市場價格上下限制，探索電網替代型儲能成本納入輸配電價電價、 研究建立容量電價、單程收取輸配電價等。 我們認為，2022 年-2023 年將是電力市場改革全面提速的兩年，為雙碳目標的 達成夯實機制基礎。

2 電碳市場銜接促進綠電價值上升

綠電價值來自於綠色低碳，而低碳價值體現在各大碳排放權市場，唯有打通電力 市場與碳市場價值與成本傳導的通道，綠電價值才會被充分體現。

2.1 十餘年探索，我國碳市場已步入正軌

早在 2005 年，我國便已開發出核證減排量（CER）和自願減排量（VER），方便企 業以減排項目參與由《京都議定書》引入的清潔發展機制（CDM），從國際市場獲取減 排收益。2012 年，《京都議定書》第一期承諾期結束後，國際社會在氣候問題上出現 了分歧，我國 CER 和 VER 相應地失去了發展空間。但這一時期為我國清潔低碳發展積 累了寶貴的經驗，為開展國內碳排放市場奠定了基礎。 2011 年 10 月，國家發改革委下發《關於開展碳排放權交易試點工作的通知》， 批准在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東和深圳開展碳排放權交易試點工作。2013 年至 2014 年，7 個碳排放權交易試點省市先後開展了碳排放權交易。2016 年 12 月，福建省啟動碳排放權交易市場，成為中國第 8 個碳排放權交易試點地區。

各試點基本都經歷了碳價格不斷下探的過程，主要由於制度不完善、配額盈餘、 企業對碳排放認知不到位等原因造成。從成交量上看，基本以廣東、深圳、湖北等交 易所為主，並且，由於二季度進行配額履約清繳工作，因此成交量前幾年整體呈現明 顯的潮汐現象，存在突擊買賣配額完成清繳的情況。但是近幾年，在雙碳大政策背景 下，企業開始了碳資產日常管理，成交量「潮汐」明顯緩解。

2020 年底，生態環境部發布《碳排放權交易管理辦法（試行）》，印發《2019-2020 年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》，正式啟動全國碳市 場第一個履約周期。2021 年 7 月 16 日，全國統一碳排放交易市場於上海環境能源交 易所正式開啟。 交易品種方面，各大交易所除了標準的基於碳排放權的配額交易產品，還有一些 資源減排產品，較為典型的有 CCER。CCER 指根據國家發展改革部門《溫室氣體自願 減排交易管理暫行辦法》的規定，經其備案並在國家登記系統登記的自願減排項目減 排量。CCER 項目於 2015 年 1 月正式啟動交易，但是國家發改委於 2017 年 3 月公告 暫緩受理溫室氣體自願減排交易備案申請，但不影響已備案的溫室氣體自願減排項目 和減排量在國家登記簿登記，也不影響已備案的 CCER 參與交易。

2.2 持續改革促使多途徑傳導綠電碳價值

總體上，碳市場的碳價值傳導至綠電有兩大途徑：成本端與收入端：其中成本端 為碳排放配額引發的煤電成本抬升；收入端可分為綠證與 CCER（已暫停備案申請） 驅動路徑。

煤電成本推升中樞，綠電價格水漲船高

燃煤發電成本主要由燃料成本、折舊成本、人工等其他成本構成。由於 2021 年 煤炭價格大幅上漲，典型火電企業的燃料成本佔比普遍從 70%提升至了 80%。

由於火電行業碳排放核算較為清晰，社會碳排放量佔比高，成為了第一個被納入 全國碳市場的行業。2020 年底，生態環境部印發《2019-2020 年全國碳排放權交易配 額總量設定與分配實施方案（發電行業）》，開啟火電行業第一個履約周期。根據 Refinitiv 的估計，全國碳市場 2019-2020 履約年度的配額發放額和排放總量大致相 當，基準值相對寬鬆，大多數企業獲得的免費配額足以用於履約，盈餘量約 7%。因 此對於大多數火電企業，碳配額成本暫未體現在其成本當中。 中短期看，假設火電企業平均碳配額出現 10%的缺口且碳價格為 60 元/t，則保 持發電量不變的情況下，需要在碳市場額外購買配額。假設按《2019-2020 年全國碳 排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》所設定的 300MW 等級以上常規燃煤機組供電基準值 0.877tCO2/MWh 作為當前火電碳排放因子進行計算，則發電成 本提升約 5.26 元/MWh，相當於現行煤電標杆上網電價的 1.2%-2%。

另外，靈活性改造使得煤電機組後續會更多的進行深調峰，負荷利用率下降將進 一步提升度電碳排放值，以及其他運行成本。我們認為，隨著碳價、配額缺口的上升 和運行方式的改變，火電成本上行壓力較大，電力市場化將越發順利的將火電成本 體現在市場電價上。

CCER 暫停，綠證接力起跑

CCER 是直接頒發給風光發電項目，可在碳排放市場上進行交易，可按固定的比 例折算為配額進行清繳，2017 年 3 月暫停前是風光發電項目主要的額外收入來源。 2017 年 2 月，國家發改委、財政部、國家能源局印發《關於試行可再生能源綠 色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》（發改能源[2017]132 號）以及《綠色 電力證書核發及自願認購規則（試行）》，提出「建立可再生能源綠色電力證書自願認 購體系」和「試行可再生能源綠色電力證書的核發工作」，綠色電力證書正式誕生， 接力 CCER 提升可再生能源項目收益，並被寄望於減輕財政補貼壓力。 但是，由於《通知》中明確規定，綠色電力證書經認購後不得再次出售，且價格 較高，對下游用戶的吸引力大幅降低，認購很快便趨於清淡，2018-2020 年，年均認 購量僅約 6000 張左右，對應約 6000MWh 發電量，僅占 2017 年風光發電量 4200 億 kWh 的 0.00143%。

2021 年，在雙碳目標和《綠色電力交易試點工作方案》的支撐下，基於對綠色 電力價值的認可和未來的期許，下游用戶認購意願大幅提升，全年共計成交 57.7353 萬張，對應 577353MWh 的發電量，占 2021 年全年風光發電量 9826 億 kWh(中電聯 2021 年統計快報)的 0.059%。雖然該比例達 2017 年的約 40 倍，但仍有巨大的提升潛力。 根據中國綠色電力證書認購交易平台的數據，自 2021 年 7 月份綠電交易試點逐 步開始以後，不帶補貼的綠證價格基本維持在 30-50 元/張的範圍，即綠電溢價為 0.03-0.05 元/kWh。

現階段，綠證不可多次交易，其交易價值尚未體現，但是未來隨著綠證強制交易 的開展，政策上或可考慮允許多次交易，從而會進一步激發交易活力。 目前，綠證的主要受眾是自願認購綠證，參與治理大氣污染，提升其社會形象和 社會責任的個人和企業。未來，我們認為隨著綠證與 CCER 的關係進一步理清，功能 進一步融合，綠證或許可以具備更多的價值，從而進一步體現其環境正溢價。

綠電環境溢價基礎來源越發多樣

根據上述分析，綠電的環境溢價可以分為綠證等帶來的環境正溢價以及煤電碳配 額成本帶來的環境負溢價，其價值影響因素較多。

綠電環境負溢價部分主要的影響因素包括： 1）碳排放配額市場價格，未來納入更多的高排放行業進入全國碳排市場，會引 起配額需求增加，從而支撐碳價上行； 2）煤電碳配額收緊，缺口加大，配額盈餘僅可能出現在政策試行初期，隨著低 碳意識普及，配額收緊的政策阻力將越來越小。我們認為煤電碳配額收緊將是未來的 趨勢，助力國內碳達峰。

綠電環境正溢價部分主要的影響因素包括： 1）下游用戶環保意識覺醒，自發地增加對低碳消費產生的榮譽感的追求，支撐 綠證溢價； 2）綠證或可與其他福利進行捆綁，如各種評選、評優等，或可納入綠證作為評 選依據之一，從而體現其價值； 3）綠證或可與 CCER、碳稅等機制進一步融合，與國際碳制度進一步接軌，從而 加大下游對綠證的需求。 我們認為綠電環境溢價部分支撐力度很強，但電能部分仍受電力供求關係以及 煤電燃料成本變動影響較大，並且中短期內，這部分的變動仍將佔據主導地位。

2.3 電網阻塞：市場化將體現地域電價差異

現代經濟學認為，生產要素的順暢流通可以形成優勢互補、降低生產成本、提升 社會福利，因此，誕生了國際化的生產方式。但這一切都與能否流通、流通成本息息 相關。 電力也是如此。假設全社會沒有電網，只能採用自發自用的方式，毫無疑問，社 會用電綜合成本將會最高，絕大多數用戶在大多數時間都會無電可用，自發電的冗餘 也將最大。如果僅有一部分電網，則大多數電力流通依然受阻，局部流通較為順暢的 地方的用電成本為局部最低發電成本。如果電網大到可以滿足電力能源任意流通，則 發用電成本都取決於最低的那些電源。

連續交易的股票市場我們可以把他視為完全沒有阻塞的市場，每一個時刻，買方 可以且僅可以買到報價最低的股票，賣方可以且僅可以賣到報價最高的價格。 電力市場並非如此，因為它是一個物流網路，每條通道的功率有上限，或者壓根 就沒有通道(上限為 0)，因此可能無法傳遞電能，引發系統阻塞。

在阻塞的情況，我們可以清楚的看出用電節點 X 和 Y 的用電成本是不一樣的，X 用到 200 元/MWh 的廉價電力，而 Y 只能用到 500 元/MWh 的電力，用電成本出現顯著 的差異。 目前，在大多數省份的電力市場設計中，用戶側是報量不報價參與市場的。因為 用戶沒有報價，因此給用戶不一樣的用電成本有失公平，所以目前大部分電力市場用 戶側按照全省統一的參考點進行結算，即按用電側平均電價結算，上述例子中，X， Y 的實際用電成本都是平均價 350 元/MWh。目前，省級共用網路的輸配電價也是均攤 的，因此省級電網用戶的成本是一樣的，體現不出差別。未來隨著電力市場規則繼續 深化，用戶側也報價參與市場時，用戶節點電價將出現差別。

3 綠電的咖啡伴侶，儲能價值終將體現

3.1 沒有完美的電源，只有合理的搭配

能源存在不可能三角，即「經濟廉價-靈活穩定-清潔低碳」。改革開放使我國走 上了高速發展的道路，發展是第一要務，因此能源三角的權重自然地傾向了「經濟廉 價」且相對「靈活穩定」的用能方式，即煤電，煤電裝機迎來了高速增長的 20 年。 但是「雙碳」目標的提出，使得能源三角權重劇烈地傾向於「清潔低碳」，在高質量 發展的環境中「經濟廉價」或許是排在最末位的。

中長期內，我國可以大規模應用的成熟發電技術主要包括燃煤、燃氣、水電、核 電、風電、光伏等 6 種技術，其中風電、光伏、核電是可以持續擴大規模的清潔低碳 的發電方式。

遺憾的是，該 3 種技術均無法滿足系統對於靈活穩定的需要，風光出力波動極 大，而核電為保證安全運行，通常以極其穩定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負 荷的波動，因此系統對於靈活性的需求陡然提升。

核電對於電力系統運行的影響較小，風電光伏等現行的綠電品種對系統運行的影 響較大，主要表現在：1）調峰；2）調頻。相對於調峰，調頻決定了系統能否持續運 行，避免出現事故，是更為重要的指標。調頻性能通常有三個指標描述：調節速率、 響應時間、調節精度，我們以最重要的調節速率來看下風光搭配怎樣的電源才是最有 效、最經濟的。 納入對比的可搭配電源包括：燃煤、燃氣、抽蓄(水電)、電化學儲能等，我們先 合理假設其出力調節速率分別為 1.5%Pe/min、20%Pe/min、70%Pe/min，100%Pe/min （Pe 為額定功率，電化學實際速率可按 100%Pe/3s），並且處於一個局部地區，機組 出力特性趨同。則可以粗略計算出，在不同風光出力損失速率的情況下，搭配不同其 他機組的風光裝機佔比上限。

由於局部地區內風光的損失速率較大，因此如果將局部地區通過電網互相連接， 形成調頻支援能力，則綜合損失速率將會減少，從而進一步提高風光發電的佔比。 因此，欲使風光裝機佔比提升至 50%以上，儲能在系統中的佔比必須得到同步提 升。 調頻主要依靠功率，目標是解決分鐘級系統平衡問題，因此對容量的要求不是很 高。但是對於調峰，主要就得依靠容量解決數小時、數天、數周、甚至是季度級的 系統平衡問題。調峰不會影響電力系統本身的運行，極端無法平衡的情況下，雖然可 以採用棄風棄光、拉閘限電、火電無限備用等手段實現平衡，但這些手段有違政策初 衷，不可以成為常規手段。因此，開發長周期、大容量的儲能系統依然非常有必要。 從儲能的技術路線來看，目前電化學儲能適用於短時大幅調頻、短時調峰，抽水 蓄能等重力儲能形式適用於短時較小幅調頻、長時調峰，氫能等儲能形式適合季節性 調峰。我們認為，綠電搭配儲能是目前最佳的選擇。

3.2 儲能參與電力現貨市場迎機遇

電力現貨市場的運行為儲能打開了市場化的調峰商業模式，進行低買高賣的操作 不僅滿足系統調峰需要，也可以獲得差價。我們將電力市場與 A 股市場進行對比，來 解釋為何低買高賣在電力市場可以穩定存在。（報告來源：未來智庫）

電力現貨市場存在統計學意義上顯著的擇時套利機會

廣東電力現貨市場自 2021 年 11 月以來開始發布現貨結算試運行日報，截至 2022年 6 月份，我們提取共計 200 份日報數據。每份日報中，公布了日前最低價及其出現 的時間、日前最高價及其出現的時間、實時最低價及其出現的時間、實時最高價及其 出現的時間。

為何廣東電力現貨市場可以簡單擇時套利而 A 股上證指數不行？究其原因，我們 認為根源在於交易者擇時靈活性上差異。A 股市場的交易者幾乎全部具備擇時靈活性， 實際上大多數其他市場的參與者都具備擇時靈活性。但是電力市場的大多參與者不具 備擇時靈活性，如工業負荷在白天開工，而不會隨時開工，照明負荷白天不開燈，光 伏晝出夜伏，風電無規則地隨機波動，即使是火電擇時也有爬坡速率和啟停的限制。 因此電力市場充斥著大量的非靈活交易者，是造成價格上出現顯著簡單擇時套利機 會的原因。而儲能作為極其靈活的元素，將從電力現貨市場穩定獲得獎勵。

電力現貨市場套利空間已現，未來有望進一步加大

由於到日前這個時間段，風電、光伏、用戶等出力情況具備較好的預測精度，因 此如果掌握預測數據與方法，大致上是可以預判幾點是最低價、幾點是最高價，用來 輔助交易決策。我們假設在廣東電力現貨日前市場中，可以在每日最低價至最高價之 間進行完全套利，則其每日收益分布情況如下，每日平均收益為 731.9 元/MWh，另外 出現了 2 次頂格差價 1500 元/MWh（廣東電力現貨限價 0-1500 元/MWh），概率約為 1%。

目前，大量風電光伏、居民用戶等並未實際進入電力現貨市場，沒有直接對現貨 價格產生影響，而是轉化到了輔助服務的上面。因此，我們認為，隨著風電光伏滲透 率提升、再電氣化使剛性負荷增長以及風光用戶參與現貨市場比例提升，現貨市場 價差與套利空間有進一步加大的趨勢，從而使更多的儲能資源獲得應有的調峰收益。

儲能參與中長期交易也具備可行性

對於儲能，既然可以確定交易時間，有清晰的價差預期，那麼為了規避成交量和 價格風險，實際上可以與例如火電、光伏、風電等電源簽訂中長期低谷交易合同，幫 助火電避免深調峰甚至停機，幫助風光消納，提前鎖定谷電價。鎖定谷電價後，還可 以用同樣的電量再與售電公司等主體簽訂中長期頂峰交易合同，從而提前鎖定套利收 益，規避風險。這也將成為儲能主體參與中長期交易的方式，進一步參與電力市場的 方式。

3.3 輔助服務已打開儲能商業空間

如上文所述，由於現階段大部分的風光發電與居民用戶依然由電網調度保障運行， 因此，絕大部分調節需求實際上都進入到了輔助服務裡面。目前，參與輔助服務是儲 能等靈活性資源最主要的商業模式。 輔助服務有固定補償和市場化補償兩種形式，固定補償一般按照各省電力輔助服 務管理實施細則等規則中規定的標準獲取收益，而市場化補償按照地區輔助服務市場 運營規則獲取市場化收益。

根據國家能源局《電力輔助服務管理辦法》（國能發監管規〔2021〕61 號），輔 助服務分為有功平衡服務、無功平衡服務、事故及應急恢復服務三類。其中有功平衡 服務包括調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等品種，佔據輔助服務費用絕大部分的 份額，是最為主要的輔助服務品種。電力市場化改革也是重點針對有功平衡服務開展。

儲能參與輔助服務補償經濟性初顯，抽水蓄能優勢巨大（以南方為例）

2022 年 6 月 13 日，國家能源局南方監管局發布了新版《南方區域電力併網運行 管理實施細則》和《南方區域電力輔助服務管理實施細則》系列規則。其中，附件 5 《南方區域新型儲能併網運行及輔助服務管理實施細則》中規定：「獨立儲能電站進 入充電狀態時，對其充電電量進行補償，具體補償標準 8×R5（元/兆瓦時）」。 根據南方 5 省的 R5 取值，廣東省獨立儲能電站調峰充電電量補償標準實際已經 達到了 0.792 元/千瓦時，雲南、貴州標準也已破 0.6 元/千瓦時，達到了某些電化學 儲能成本的下限，經濟性初顯。

對於抽水儲能，目前仍按照《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發 改價格〔2021〕633 號）執行兩部制電價，但文件中也明確提出「鼓勵抽水蓄能電站 參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，…，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一 監管周期核定電站容量電價時相應扣減」。 我們假設抽水蓄能也與新型獨立儲能電站一樣參與廣東省的輔助服務補償機制， 那麼它和兩部制電價收入差別有多大呢？ 根據文山電力《重大資產置換及發行股份購買資產並募集配套資金暨關聯交易報 告書（草案）》，南網雙調抽蓄電站共計產生營業收入 33.105 億元，假設容量電價占 比 95%並且各站容量電價水平一致，則廣東省內的 4 座抽蓄電站的容量電價收入合計 為 29.055 億元。

我們再假設這 29.055 億元並非出自容量電價，而是全部為現貨市場低買高賣形 成的電量電費收入。根據《交易報告書（草案）》，電量電費=上網電量*上網電價-抽 水電量*抽水電價，2021 年 4 座抽蓄電站上網電量共計 766249 萬千瓦時，抽水電量 共計 952461 萬千瓦時，則在假設的不同的平均抽水電價水平下，產生 29.055 億元需 要的平均上網電價分別如下，綜合來看，所需套利價差為 0.4-0.5 元/千瓦時。

在公平前提下，假設 2021 年 4 座抽蓄電站按照廣東省獨立儲能電站調峰充電電 量補償標準 0.792 元/千瓦時執行，則 4 座電站應產生收入為 952461 萬千瓦時*0.792 元/千瓦時=75.435 億元，比 2021 年 5 座抽蓄電站實際收入 33.105 億元高出 127.8%。 原因也很簡單，即補償的價差 0.792 元/千瓦時已經超過了隱含的價差 0.4-0.5 元/千瓦時。根據前文廣東省電力現貨市場的價格分析，過去 200 天的現貨市場高低 價的平均價差目前最大為 0.7319 元/千瓦時，也是超過了隱含的價差。需要注意的是， 4 座電站的 2021 年抽發電量已經被實際調用，因此也不存在現貨市場能不能成交的 問題。 上述計算是將所有抽發電量都作為調峰電量，當然，實際上肯定不會全部是調峰 電量，還有小部分調頻電量。按照《南方區域新型儲能併網運行及輔助服務管理實施 細則》，調頻動作電量的補償標準如下（忽略調節容量和電量補償），我們不難發現， 調頻動作合格的情況下，調頻電量補償標準遠高於調峰，只會更加提高收入。

綜上，在目前輔助服務補償費用調高的趨勢下，對於抽水蓄能而言，如果可以公 平地參與輔助服務拿補償或者參與電力現貨市場，其效益或許已經超過僅拿容量電 價的機制。未來隨著綠電等波動性、剛性源荷進一步加大滲透，調頻調峰的需求只增 不減，其價格將漲至使更多的儲能項目達到經濟平衡點，而成本幾乎不變的抽水蓄 能將會有更大的收益空間。

3.4 現貨市場與有功輔助服務的本質區別

現貨市場服務於能量平衡，有功輔助服務也服務於能量平衡，兩者實際上起完全 相同的作用，那為什麼要分這兩種機制呢，對相關主體有什麼影響？我們認為主要有 三點區別：技術可行性、定價與費用分攤。

現貨市場時間解析度無法無限小，秒級平衡仍依賴調頻與慣性

我國電力現貨市場出清的時間間隔為 15 分鐘，也就是說，15 分鐘以上時間的有 功平衡，現貨市場完全可以勝任，無需調峰輔助服務。用現貨市場取代調峰輔助服務 不僅是歐美電力市場現在的實踐，也是我國未來的發展趨勢。 假設現貨市場計算出清的速度可以無限快，那麼理論上根本不需要有功輔助服務， 只要現貨市場就可以。但是，由於現貨市場需要時間報價，需要時間計算出清，因此， 技術上已基本無法實現更小時間尺度上的有功平衡，分鐘級別只能依靠自動發電控制 技術（AGC）實現調頻，秒鐘級別則更加依賴於旋轉機械慣性來緩衝。因此，調頻、 轉動慣量等輔助服務仍將長期存在。

誰參與定價是現貨市場與輔助服務的重要區別

擁有固定補償標準的輔助服務當然是有關部門定價的。 市場化的輔助服務通常由輔助服務的提供者在日前、日內進行單邊報價，由調度 機構按規則由低到高進行排序，取用需要的容量。因此市場化的輔助服務價格是在供 給側單邊報價形成的競爭性配置的結果，用戶側並未參與定價。 現貨市場是買賣雙方自由報價報量形成的，定價過程由供需雙方直接參与，因此， 其價格必然更加客觀，更加真實。

費用分攤方式差異巨大，機制變化或對相關主體形成衝擊

不論是固定補償標準的輔助服務還是市場化的輔助服務，輔助服務費用的分攤規 則均是由有關部門制定，依據的原則是「誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔」，需要 考慮的因素包括在哪些主體之間分攤、按什麼比例分攤等。 有功不平衡，本質上來說，是由波動的電源和負荷引起的，負荷大多是波動的， 因此用戶側一般參與分攤，而波動的電源主要為風電和光伏等，因此部分省份的分攤 實踐會酌情提高風電和光伏的分攤比例，而儲能一般不參與分攤。 在電力現貨市場中，調峰費用分攤也是市場化的，真實客觀。頂峰用電的負荷、 低谷大發的電源將在交易價格上直接體現出分攤的效果。綠電與居民用戶正是典型的 頂用谷髮型元素，而他們目前在政策正受到照顧，所以，暫未將其納入電力現貨市場 也體現了對其的傾斜與保護。

4 投資分析

4.1 低碳產業鏈上的價值羈絆

綠電和儲能在低碳產業鏈中，既是相輔相成的關係，也是競爭價值的關係。競爭 的實質上是電碳價值的再分配。 繼續以廣東為例，《南方區域電力輔助服務管理實施細則》及其附件 5 中規定「燃 煤機組、生物質機組深度調峰出力在額定容量 30%-40%之間的，按照 8×R5（元/兆瓦 時）的標準補償」，「獨立儲能電站進入充電狀態時，對其充電電量進行補償，具體補 償標準為 8×R5（元/兆瓦時）」，我們可以約把它認為是有關部門對於深度調峰的定 價，即 0.792 元/kWh。

假設廣東某時段僅平價風光出力大增，其他出力不變，則需要煤電深調或儲能充 電，給予消納空間。那麼按照廣東目前燃煤標杆電價測算，平價風光的度電收入僅為 0.453 元/kWh，而調峰的費用卻為 0.792 元/kWh。按照「誰受益、誰承擔」的原則， 則風光應承擔全部的 0.792 元/kWh 調峰成本，由於風光僅收入 0.453 元/kWh，因此 該時段內，用戶還需要支付 0.339 元/kWh，合計承擔電費為 0.792 元/kWh。我們發 現，此時在風光煤或儲的模式下，用戶實際支付的電費變為深度調峰的價格。但是， 如果只用煤電，由於沒有深調峰，用戶仍然支付 0.453 元/kWh 的標杆煤電上網電價。

這 0.339 元/kWh 的價格差異，實際上體現了風光發電的綠色溢價。但是該部分 溢價並未體現在風光發電的價格中，其發電價值和綠色溢價全部被深度調峰資源捕 獲。 電力市場和碳市場改革的最終目的是為了在市場環境中體現各類資源主體的價 值，以市場為載體，尋求最客觀、最有效、成本最低的價值分配方式，取代類似固定 補貼、行政分攤等較為主觀、模糊、低效的價值分配方式。在這樣的改革浪潮中，我 們認為，碳-綠電-儲能將形成一條完整的價值分配鏈條，綠電和儲能運營商將成為 碳價值再分配的主要對象，只有具備運營價值，其上游產業鏈才能繁榮，促使各類主體各司其職、物盡其用，助力雙碳目標達成。

情景 1：堅定不移碳中和，碳市場改革迅速，碳價明顯上行

該情景下，碳價將敦促煤電成本進一步抬升，從而使得電價水平進一步抬升，如 果再配合綠證交易、CCER、碳稅等制度的銜接，綠電價格將有明顯空間。綠電參與電 力市場會熱情高漲，充分享受改革紅利將使得其營利雙增。由於波動電源大量入市， 現貨市場也將反映出更大的價差，1-1.5 元的度電收入將使得目前絕大多數儲能技術 具備經濟性，同時將激發出更多的需求側響應。在此激勵之下，靈活性資源擴張速度 將明顯加快，充分響應綠電調峰調頻等消納需求。 但是該情景以碳價和電價雙雙上漲為代價，終端用戶將感覺到明顯的成本和減排 壓力。穩妥推進、審慎決策可能還是該情景下的關鍵字。

情景 2：碳市場進展緩慢，但加速風光電源替代，完成消納責任目標

該情境下，碳市場發展較為緩慢，碳價止步不前，綠證交易或將流於形式。但為 達成裝機與消納目標，風光發電替代仍在加速進行。由於碳價值傳導受阻，綠電或將 更加依賴於電力中長期市場進行交易，價格較難體現環境溢價。消納綠電也將更加依 賴於輔助服務中的煤電深調、儲能充電和需求側響應，輔助服務費用或將上調以調動 更多調節性資源。此時，綠電的環境溢價將通過輔助服務費用體現，最終依然傳導 至下游用戶，只是環境溢價將跳過綠電直接被靈活性資源捕獲，綠電卻仍按中長期 價格進行交易。

情景 3：仍將穩電價視為穩經濟穩發展的要素之一

該情境下，雙碳成本將缺乏向下傳導的機制，交易電價、輔助費用都很難上調。 輔助服務費用不上調或進行限價使得該情景下，僅剩煤電深調和抽蓄電站等規模化的 靈活性資源可以調度。煤電長時間深調可能提升運行費用、增加碳排放。抽蓄電站或 是極少數具備經濟性的調節資源，但是根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，到 2030 年，裝機目標才 1.2 億千瓦，而風電和光伏一年的裝機增量就將超過 1 億千瓦。靈活性資源與風光裝機的剪刀差將持續擴大，使得調節性資源將變得匱乏， 風光最終消納困難，棄風棄光率升高，利用小時數走低，綠電運營商投資意願減弱， 雙碳目標可能面臨一些困境。

如何調和雙碳目標與經濟降本之間的矛盾？

我們認為核心就是技術創新驅動降本。可以突破的方向包括：

1）創新低成本與快裝機的儲能技術。目前火電靈活性深度改造與抽水蓄能均存 在施工裝機速度無法與風光相匹配的問題，而施工周期較短的電化學儲能成本與抽蓄 等存在脫節斷檔，導致輔助服務費用或峰谷價差距離能夠調動電化學的目標價還存在 一個很大的空檔。一些施工周期較短、成本又較低的新型儲能技術如固體重力儲能 等，可以被加快發展，形成技術補位，助力降本。

2）加強電網柔性互聯，使區域與區域之間互為「儲能」，加強調峰調頻支援能 力。小區域內的風光波動是趨同的、是巨大的，但是大區域內的氣候相關性、負荷相 關性將明顯降低，整體波動性將減弱。波動性減弱，調峰調頻的壓力也將自然減弱。 同時，加強互聯通道，也將緩解省間電網阻塞，形成全國統一大電網、全國統一大市 場，資源配置的效率也將進一步提升，終端成本將有所降低。

3）新技術驅動綠電建設成本進一步降低，能源轉化效率進一步提升。如風機大 型化快速驅動風電降本、新型光伏電池技術快速提升光電轉化效率、太陽能光熱發電 技術創新降本，均有利於終端成本的降低。 綜上所述，我們認為，終端成本的壓力將由技術創新迭代來緩解，綠電和儲能 運營商在這一過程中均將充分受益。

4.2 綠電運營商：建議關注全國性龍頭與較發達省份區域性龍頭

綠電運營商整體驅動邏輯有四點：1）裝機高增速，規模擴張帶動營利雙增；2） 碳價值疊加，綠電價格中長期向好，營收增量直接作用於凈利潤；3）裝機成本不斷 走低，產出投入比走高；4）綠色金融支持力度大，工具變多，融資成本將不斷降低。

目前，上市的綠電運營商較多，火電轉型綠電的運營商也較多。四個驅動力中， 各個運營商在裝機成本和融資成本方面較為公平，差異主要體現在綠電價格和裝機增 速上。裝機增速取決於各運營商的背景以及新項目資源獲取能力，我們較為看好背 靠大型央企集團的綠電運營商。綠電價格方面，環境溢價均受益於碳價傳導，差異 主要體現在由電網阻塞引起的省級電網電價差異，我們較為看好紮根廣東、浙江、 江蘇、福建等用電大省的綠電運營商。（報告來源：未來智庫）

三峽能源：綠電運營巨擘，集團助力發展

三峽能源是長江三峽集團新能源業務戰略實施主體，主營業務為風能、太陽能開 發、投資和運營。截至2021年底，公司已投運風電裝機14.3GW，已投運光伏裝機8.4GW， 在建風電規模 5.02GW，在建光伏規模 6.05GW，合計 33.77GW，綠電行業排名前二。 公司 2021 年應收賬款已經達到 234.8 億元，應收新能源補貼款 181.7 億元。新能源 補貼加速發放後將繼續支撐裝機規模加速成長，預計規模可達 15GW。 公司背靠長江三峽集團，實施「風光三峽」和「海上風電引領者」戰略，資源優 勢明顯。公司海上風電戰略指引將助力公司進一步提升風電利用小時數。公司業務遍 布全國，東部省份佔比較大，海上風電更是直接供給沿海經濟較發達的省份，電力交 易價格有清晰的支撐。

龍源電力：全球風電龍頭，歸回 A 股打通融資通道

龍源電力是國家能源集團下唯一純新能源上市平台。截至 2021 年底，公司控股 裝機容量 26.7GW，其中風電裝機 23.67GW，火電裝機：1.87GW。公司 2021 年新增項 目儲備 56.46GW，是現有裝機量 2 倍以上，新增風電資源儲備 11.76GW，光伏 36.7GW，多能互補項目 8GW，均位於資源較好地區。 公司為國家能源集團風電業務整合平台，2022 年初完成換股吸收合併平庄能源 後登陸 A 股市場，實現 A H 兩地上市，打通融資渠道。同時國家能源集團將在公司吸 收平庄能源交易完成後的 3 年內（2022-2024 年）將存續風電業務注入公司，預計後 續注入後將大幅提升公司風電裝機規模，強化公司龍頭地位。 公司 2021 年底應收款項融資 269.42 億元（絕大多數為應收補貼），佔總資產的 14.23%，2022 年補貼加速發放後有望解決欠款問題，現金流有望明顯改善。集團助 力公司在項目儲備、運營管理、資金成本等方面優勢明顯。

江蘇新能：小而精的綠電運營商，背靠國信，區位優勢顯著

江蘇新能是江蘇省國信集團旗下新能源業務戰略實施主體。截至 2021 年底，公 司控股裝機容量 155 萬千瓦，權益裝機容量 131 萬千瓦，其中，風電項目權益裝機容 量 114 萬千瓦，光伏發電項目權益裝機容量 7 萬千瓦，生物質發電項目權益裝機容量 10 萬千瓦。 公司在運項目極為優質，風光發電利用小時數均超全國平均水平。公司背靠江蘇 省沿海開發集團、鹽城市國能投資、江蘇省農墾集團，平價風電、「光伏 」綜合利用 和分散式光伏項目資源豐富。海上風電方面，江蘇省十四五規劃超 12GW，首批 2.65GW 海風項目中，控股股東國信集團牽頭的聯合體競得大豐 0.85GW 項目。根據公司公告， 待大豐項目滿足注入上市公司的條件後，控股股東將優先以公允價格向公司轉讓其持 有的大豐項目公司的股權，並通過《股權委託管理協議》，將其持有的項目 51%股權 立即委託上市公司管理。圍繞特高壓送江蘇通道，公司將發揮自身優勢，在送端持續 獲取項目資源。

公司應收賬款 19.76 億元，其中 19.5 億元來自江蘇省電力公司，主要系新能源 補貼，隨著補貼發放，公司持續發展能力獲得強化。公司 2021 年對生物質發電計提 2.18 億元減值，主要系全生命周期合理利用小時數殆盡，且燃料成本過高，失去了 持續運行的價值。2021 年，生物質發電資產包袱已卸，2022 年，欠補發放有望解決 應收賬款，風光發展基礎紮實，將使公司成長性凸顯。

浙江新能：新能源布局全國優質地區，氫能戰略加快發展

浙江新能是浙江省國資委旗下新能源業務實施主體，截至 2021 年底，公司控股 裝機容量 3.79GW，其中水電 1.13GW，光伏 1.77GW、風電 0.88GW，2021 年新增投產 控股裝機 1.1GW，公司依託國資委優勢當前核准項目風電 0.3GW，抽蓄項目 1.2GW， 抽蓄參與項目 2.9GW。 公司以「區域聚焦、重點突破、購建並舉」戰略積極發展新能源業務，2021 年 公司新增控股裝機容量 1.1GW，發展迅速，公司光伏、陸風均分布於西北新疆、甘肅、 青海、寧夏等資源較好地區，海上風電位於浙江、江蘇海上風電資源強勁大省，未來 裝機規模和裝機質量有望並行提升。公司應收賬款 33.4 億，主要系可再生能源補貼， 國補資金髮放後，將顯著提升公司活力。

公司積極發展氫能戰略，聯手「中國航天」成立浙江浙能航天氫能技術子公司， 建立浙江省首座氫電綜合供能站，日加氫可達 500 千克。同時開展全國首套《1m/h 氫液化系統關鍵技術研究及示範項目》和《液氫儲氫型加氫單元示範項目》建設、建 成國內首套 5 噸/天液氫生產工廠、無高壓儲存快速加氫站，計劃 2022 年建成 30 座 加氫站，實現浙江全省氫能覆蓋。

中閩能源：區位優勢明顯，後續資產注入打開成長空間

中閩能源是福建省新能源運營平台，主營業務為風電、光伏、生物質發電。截至 2022 年 Q1，公司控股併網裝機容量 0.96GW，其中風電 0.91GW，陸風 0.61GW，海風 0.29GW，光伏 0.02GW，生物質 0.03GW。 福建省十四五能源規劃加速，福建省內規劃十四五海上風電新增 4.1GW，新增開 發省管海域 10.3GW，深遠海風電開工 4.8GW，政策規劃清晰利好公司未來裝機規模提 升。福建海風資源優質，省內資源較好地區莆田、福州部分項目利用小時數可達 4000-5000 小時。2021 年公司在福建省陸上風場、海上風場利用小時數分別為 3030 小時、4224 小時，高於福建省平均水平 2836 小時，風電業務毛利率行業領先。 控股股東承諾未來優質資產有待注入，根據控股股東福建省投資開發集團的承諾， 目前待注入項目包括閩投海電、寧德閩投、霞浦閩投、閩投抽水蓄能、永泰抽水蓄能， 待注入項目規模總計 2.4GW，是現有裝機量 2.5 倍。公司截至 2021 年應收賬款 16.99 億，主要系新能源補貼欠款，存量補貼得到逐步解決後，新能源項目的現金流有望顯 著提升，帶動新項目投資建設加速。

4.3 儲能運營商：建議關注抽水蓄能與固體重力儲能方向

文山電力：南網雙調重組注入，唯一上市抽蓄巨頭

相對於綠電運營商有數十家上市公司，儲能運營商上市企業相當稀缺。根據文山 電力《重大資產置換及發行股份購買資產並募集配套資金暨關聯交易報告書（草案）》， 全國第二大儲能運營商「南方電網調峰調頻發電有限公司」擬置入上市公司，成為目 前唯一有體量的標的。截至 2021 年底，雙調公司已投運 5 座抽水蓄能電站，裝機高 達 788 萬千瓦。2022 年底，預計可以再投運 2 座 120 萬千瓦抽蓄電站，合計裝機可 達 1028 萬千瓦。2025 年，預計還可以再投運 1 座 120 萬千瓦抽蓄電站，並且還有 11 座抽水蓄能電站已進入前期工作階段，總裝機容量 1,260 萬千瓦，將於「十四五」到 「十六五」陸續建成投產。除上述資產外，公司還持有 2 座調峰水電站共計 192 萬千 瓦時，以及部分電化學儲能資產。

湖北能源：區域優質綜合能源公司，新能源和抽蓄業務拓展良好

湖北能源是三峽集團唯一綜合能源平台，主營業務為水電、火電、風電、光伏及 煤炭天然氣貿易。2021 年公司水電、火電、風電、光伏裝機規模分別為 4.66、4.63、 0.84、1.56GW，天然氣業務在湖北省內建成高壓管網 675 公里，中低壓管網 229 公里， 覆蓋湖北全省，投產煤炭鐵水聯運儲配基地工程，煤炭中轉能力達 2000 萬噸/年。 公司背靠三峽集團，是集團在湖北省內核電、中小水電、新能源開發的唯一業務 發展平台，同時三峽能源是湖北省內唯一能源央企，享受省內資源傾斜，2022 年湖 北能源規劃新增新能源裝機 2.08GW，「十四五」規劃新能源裝機新增 10GW，顯著帶動 新能源業務增長。公司水電業務表現較高，預計夏季來臨後流域水量有望進一步提升 帶動增長。動力煤回歸合理價格，煤電電價機制改革有望帶動公司煤電扭虧為盈。

中國天楹：重力儲能補位，環保主業延伸

中國天楹以垃圾焚燒和環保設備為始，通過不斷併購和買斷海內外先進技術，構 建自身研究院團隊，實現城市環境綜合服務全產業鏈布局。截至 2021 年底，公司運 營垃圾焚燒發電項目處理規模達 11550 噸/天，在建及籌建的垃圾焚燒發電項目日處 理規模約 2 萬噸，未來將釋放產能彈性 173%。城環服務業務為 35 個城市提供了專業 環境服務，危廢處理業務已擁有 7 個醫療廢物處置項目和 3 個飛灰處置項目。資源分選業務合計設計規模為 310 噸/天。 公司出售海外資產 Urbaser，資本結構明顯改善，輕資產化後現金流充沛。截至 2022 年 5 月 31 日,公司已陸續回購 1.12 億股份用於股權激勵，彰顯公司信心。公司 積極拓展重力儲能業務，獲得 EV 國內獨家技術許可，EV 公司重力儲能項目研發超 5 年，技術迭代 2 次，轉化效率為 80%-95%左右。公司有望搶佔國內重力儲能行業先機， 同時公司與如東政府、國網、電建、三峽等央企合作優勢互補。原有環保全產業鏈優 勢完美適配重力儲能業務，打開公司成長第二曲線。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站

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