新能源行業(yè)專題報(bào)告：綠電儲(chǔ)能進(jìn)軍電力市場(chǎng)

1、新能源行業(yè)專題報(bào)告：綠電儲(chǔ)能進(jìn)軍電力市場(chǎng) HYPERLINK /SH601456.html 1 電力市場(chǎng)化，能源革命破局的核心舉措20 世紀(jì) 90 年代以來(lái)，電力市場(chǎng)化在全球范圍內(nèi)得到了快速的發(fā)展。我國(guó)也于 21 世紀(jì)初開展電力市場(chǎng)基礎(chǔ)機(jī)制的研究。2015 年 3 月，中共中央國(guó)務(wù)院發(fā)布關(guān)于進(jìn) 一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)20159 號(hào)），開啟了以電力市場(chǎng)化為改 革核心的新一輪大潮。1.1 特殊的商品，特殊的市場(chǎng)電力是一種特殊的商品，它以光速傳播，必須即時(shí)平衡，因此買賣電力的市場(chǎng)也 與我們常見的市場(chǎng)不太一樣。其特殊之處具體表現(xiàn)在以下若干方面?，F(xiàn)貨還是“線貨” Spot Market，具

2、有在固定時(shí)間、固定地點(diǎn)，進(jìn)行一手交錢、一手交貨的“點(diǎn)” 交易的含義，這對(duì)于絕大多數(shù)的商品都是成立的。但是電力并不是一個(gè)這樣的商品， 電能量是功率和時(shí)間的乘積，商品數(shù)量需用二維空間描述，因此，無(wú)論買了多少電能 量，其最終的交易執(zhí)行均是在一段時(shí)間內(nèi)進(jìn)行的，形成曲線式的交割，“Curve Market” 或許更加能夠體現(xiàn)電力市場(chǎng)的交割形式。因此，在報(bào)量報(bào)價(jià)方面，我們需要引入許多 種不同的機(jī)制來(lái)滿足交易雙方對(duì)曲線交易的需求，這是其他商品市場(chǎng)所不具備的。數(shù)量決定質(zhì)量 對(duì)于絕大多數(shù)商品，數(shù)量和質(zhì)量幾乎是完全獨(dú)立的，且不會(huì)因?yàn)楣┬瓒绊懮唐?質(zhì)量。但是對(duì)于電力，多生產(chǎn)就意味著可能頻率偏高或者電壓偏高，導(dǎo)致電

3、能質(zhì)量不 合格。這樣的不合格還有極強(qiáng)的外溢效應(yīng)，會(huì)嚴(yán)重影響其他交易的執(zhí)行情況，因此，充分維護(hù)電力商品的質(zhì)量成了電力市場(chǎng)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(shí)際交易過程中，尤其是在有交易對(duì)手的中長(zhǎng)期市場(chǎng)中，是按照無(wú)約束報(bào)單，又按照安全約束與經(jīng)濟(jì)調(diào)度的原則 撮合出清。用戶與交易對(duì)手之間的合約，很少會(huì)恰好符合經(jīng)濟(jì)調(diào)度的結(jié)果，有時(shí)甚至 不能符合安全約束的要求，因此，經(jīng)過潮流分解后，可以發(fā)現(xiàn)，用戶使用的電力大多并不來(lái)自于交易對(duì)手。電力交易更像是權(quán)益的轉(zhuǎn)讓而不是真實(shí)物品的轉(zhuǎn)讓，也就是 “黑匣子”市場(chǎng)。誤差很正常 絕大部分商品交易不僅可以精確計(jì)量，并且交割過程不會(huì)影響交

4、割的數(shù)量。由于 電力是個(gè)曲線產(chǎn)品，運(yùn)行過程會(huì)有難免有些波動(dòng)，并且大部分用戶和新能源發(fā)電都難 以精確預(yù)測(cè)，因此實(shí)際使用的數(shù)量和交易的數(shù)量有些差別實(shí)屬正常。因此如何解決小 的偏差，并且處理大的偏差，對(duì)電力市場(chǎng)中的主體十分重要。7*24 小時(shí)開市電氣化社會(huì)發(fā)展到今天，用電已經(jīng)成了最為基本的需求。目前用戶側(cè)基本無(wú)法大量地長(zhǎng)時(shí)間地囤積電力，因此需要連續(xù)不斷地并網(wǎng)用電，先進(jìn)的電力市場(chǎng)自然得做到 連續(xù)開市、連續(xù)結(jié)算，尤其是日前、日內(nèi)、實(shí)時(shí)等小周期級(jí)別的市場(chǎng)。這就對(duì)系統(tǒng)軟 硬件設(shè)計(jì)、調(diào)度運(yùn)行提出了非常高的要求。 綜上，電力市場(chǎng)與我們常見的市場(chǎng)有較大的區(qū)別，設(shè)計(jì)、理解和參與電力市場(chǎng)并 不是一件非常容易的事情。但

5、是，也只有電力市場(chǎng)才能從機(jī)制上擔(dān)負(fù)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(chǎng)化新能源發(fā)電有很多特點(diǎn)，有的特點(diǎn)只能通過市場(chǎng)手段予以解決，傳統(tǒng)機(jī)制將面臨 越來(lái)越大的問題。不可控，保障消納壓力大 HYPERLINK /SH600617.html 目前，我國(guó)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(wǎng)進(jìn)行保 障性收購(gòu)消納。這在新能源發(fā)電量占比較低時(shí)，不會(huì)有太大問題。隨著新能源發(fā)電量 占比不斷攀升，電力系統(tǒng)調(diào)度平衡難度勢(shì)必會(huì)越來(lái)越大。2021 年，少數(shù)省份未能完 成消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)值或貼最低值完成，凸顯消納壓力。不入市，綠證發(fā)放成難題 “雙碳”目標(biāo)是發(fā)展新能源的根源，新能源的價(jià)值

6、最終應(yīng)當(dāng)體現(xiàn)在其綠色價(jià)值上。 目前各類用戶主體對(duì)綠色價(jià)值的需求不一樣，高碳排放企業(yè)需求可能更大，而低碳排放企業(yè)和居民用戶的需求可能較低，各類主體希望付出的溢價(jià)以及支付的能力都相差 較大。 非市場(chǎng)機(jī)制下，即使電能的價(jià)格可以計(jì)算，但是綠色溢價(jià)部分卻很難計(jì)算。風(fēng)光項(xiàng)目補(bǔ)貼、競(jìng)爭(zhēng)性配置上網(wǎng)電價(jià)的制定過程均沒有對(duì)低碳需求強(qiáng)烈的用戶的參與，無(wú) 法反映用戶側(cè)的需求情況，因此，定價(jià)機(jī)制本身有欠缺。另外，保障性消納機(jī)制下， 不僅將綠色溢價(jià)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(chǎng)定價(jià)、依靠市場(chǎng)分配綠證，或是綠色能源最終的途徑。無(wú)市場(chǎng)，靈活資源無(wú)法定價(jià)儲(chǔ)能是幫助新能源抹平在時(shí)間軸上波動(dòng)的唯

7、一手段。目前儲(chǔ)能等靈活性資源技 術(shù)路線多、成本差異大，政策無(wú)法一刀切地為所有儲(chǔ)能資源賦能。電力市場(chǎng)卻可以 很好地解決這個(gè)問題。在滿足用電需求的情況下，電力價(jià)差可以自然地為儲(chǔ)能提供良好的商業(yè)模式，自然地篩選出有價(jià)值的儲(chǔ)能技術(shù)路線。1.3 合約角度看“市場(chǎng)”，核心改什么？市場(chǎng)是由某種物品或服務(wù)的買者與賣者組成的一個(gè)群體，在里面自由地簽訂合約， 完成交易。電力市場(chǎng)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(jìn)行結(jié)算。我們從合約的構(gòu)成要素出發(fā)，可以比較清楚地看出電力市場(chǎng)改革的重點(diǎn)方向。 一般而言，合約的要素包括：1）交易主體；2）交易標(biāo)的；3）標(biāo)的數(shù)量；4）標(biāo) 的質(zhì)量；5）標(biāo)的價(jià)格；6

8、）交割時(shí)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(chǎng)化改革之前，我們可以將“電力市場(chǎng)”理解為，用戶、發(fā)電商 與做市商（電網(wǎng)企業(yè)）之間的簽訂交易合約。這些合約典型地均以電能量為標(biāo)的，發(fā) 電廠和用戶“不報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與交易，標(biāo)的價(jià)格默認(rèn)發(fā)改委電價(jià)或補(bǔ)貼電價(jià)，標(biāo)的 數(shù)量默認(rèn)按需，并且全部采用實(shí)物交割、即時(shí)交割，幾乎不存在違約與糾紛處理。 電力市場(chǎng)改革本質(zhì)上是對(duì)合約要素的形成方式進(jìn)行改革，目的是促進(jìn)直接交易， 歸還定量與定價(jià)權(quán)，并以更加豐富的形式和內(nèi)容完善交易，主要表現(xiàn)在以下幾點(diǎn)：改變合約數(shù)量、價(jià)格形成方式，發(fā)揮市場(chǎng)資源配置與價(jià)格發(fā)現(xiàn)能力 其他的商品或金融市場(chǎng)的

9、組織相對(duì)容易，幾乎全部以“報(bào)量報(bào)價(jià)”的方式形成合 約。實(shí)際上，參與交易的雙方還可以以“報(bào)量/不報(bào)量”、“報(bào)價(jià)/不報(bào)價(jià)”組成的四種 方式形成合約量?jī)r(jià)。由于電力交易組織復(fù)雜，因此目前各個(gè)省份暫未全部進(jìn)入“報(bào)量 報(bào)價(jià)”的方式。多樣化報(bào)量報(bào)價(jià)方式，滿足各類主體報(bào)量報(bào)價(jià)需求 正如前文所述，電力交易是“曲線市場(chǎng)”,因此交易的量無(wú)法單純的用一維數(shù)據(jù) “數(shù)量”來(lái)表示，而應(yīng)該用二維的曲線來(lái)表示，這在現(xiàn)貨市場(chǎng)中更加明顯。 對(duì)于功率調(diào)節(jié)特別迅速的用戶，前一小時(shí)的出力并不會(huì)對(duì)下一小時(shí)出力形成約束， 可以每小時(shí)按需要分別報(bào)量，成交與否不影響其運(yùn)行，形成分時(shí)能量塊的報(bào)量方式。 對(duì)于類似核電、火電、以及需要連續(xù)生產(chǎn)的大工業(yè)

10、用戶等，功率調(diào)節(jié)速度較慢， 需要直接按曲線報(bào)量，要么不成交，要么全部成交，形成曲線能量塊的報(bào)量方式。 除此之外還可以設(shè)計(jì)出互斥塊、連接塊等多種報(bào)量方式，滿足交易者在不同應(yīng)用 場(chǎng)景下的報(bào)量需要。促進(jìn)直接交易，擴(kuò)大交易主體 市場(chǎng)的作用需要大量的獨(dú)立交易者參與才能發(fā)揮，僅有少量獨(dú)立交易者參與的市 場(chǎng)極易形成壟斷、串謀、操縱等行為，擁有極強(qiáng)的市場(chǎng)力，會(huì)阻礙市場(chǎng)功能的發(fā)揮。由于電力市場(chǎng)的特殊性，各個(gè)省份的發(fā)電機(jī)組均由少數(shù)能源集團(tuán)控股，同時(shí)參與電 力交易本身需要相當(dāng)?shù)闹R(shí)儲(chǔ)備和對(duì)復(fù)雜機(jī)制的理解，因此首批交易者基本是有規(guī) 模的發(fā)電商和大工業(yè)用戶、電網(wǎng)企業(yè)等，交易者的獨(dú)立程度相對(duì)較低。電力市場(chǎng)化需要增加市場(chǎng)用

11、戶，提升獨(dú)立性和流動(dòng)性。2016 年年底，國(guó)家發(fā)改 委和能源局就印發(fā)了售電公司準(zhǔn)入與退出管理辦法和有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理 辦法，進(jìn)行售電側(cè)改革，希望提升用戶自主參與市場(chǎng)交易的能力。2017 年，國(guó)家發(fā) 改委關(guān)于有序放開發(fā)用電計(jì)劃的通知（發(fā)改運(yùn)行2017294 號(hào)），明確 2015 年 9 號(hào)文以后新核準(zhǔn)的機(jī)組原則上不再安排發(fā)電計(jì)劃，全部納入電力市場(chǎng)形成發(fā)電量?jī)r(jià)， 推動(dòng)發(fā)電側(cè)進(jìn)入市場(chǎng)。2021 年年底，國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng) 電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知（發(fā)改價(jià)格20211439 號(hào)）指出，燃煤發(fā)電電量原則上全 部進(jìn)入電力市場(chǎng)，推動(dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場(chǎng)，市場(chǎng)用戶規(guī)模出現(xiàn)十分明顯的增長(zhǎng)。

12、2022 年上半年，北京、廣州均發(fā)布了綠色電力交易實(shí)施細(xì)則，納入無(wú)補(bǔ)貼風(fēng)光 新項(xiàng)目，鼓勵(lì)帶補(bǔ)貼風(fēng)光項(xiàng)目自愿參與。2022 年 6 月 7 日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源 局發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知，鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能 電站參與電力市場(chǎng)。 顯而易見的是，隨著改革的深入，參與市場(chǎng)的主體仍將越發(fā)豐富，未來(lái)還將納 入更多的聚合主體、分布式電源等，相應(yīng)的，市場(chǎng)功能也將不斷完善。豐富交易標(biāo)的，讓市場(chǎng)為多種資源定價(jià)電能量是最為基本的交易標(biāo)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(jìn)行定價(jià)。 電能質(zhì)量輔助服務(wù)：由于電能能量與電能質(zhì)量高度相關(guān)，并且電力交割出現(xiàn)偏差 的幾率極大，尤其

13、是未來(lái)難以預(yù)測(cè)的新能源占比越來(lái)越高，交易偏差會(huì)進(jìn)一步擴(kuò)大。 為了滿足電能質(zhì)量的國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)要求，必須得有額外的備用能量來(lái)輔助質(zhì)量達(dá)標(biāo)。隨著 新能源占比提升，電能質(zhì)量輔助服務(wù)成了重要的資源，需要市場(chǎng)對(duì)其合理定價(jià)。發(fā)電權(quán)交易：在計(jì)劃電時(shí)代，每個(gè)機(jī)組都會(huì)獲得保底發(fā)電小時(shí)數(shù)，確保其有收益， 能夠回收成本。在向市場(chǎng)化改革的過程中，大機(jī)組由于效率更高、排放更低、新能源 機(jī)組因?yàn)楦迎h(huán)保，其綜合發(fā)電社會(huì)效益會(huì)超出其他性能落后的機(jī)組。發(fā)電權(quán)交易應(yīng) 運(yùn)而生，使得落后機(jī)組不用發(fā)電就可以獲得比自己發(fā)電更高一點(diǎn)的收益，而先進(jìn)機(jī)組 付出購(gòu)買發(fā)電權(quán)成本的同時(shí)，也有了更高的發(fā)電收益。 未來(lái)還會(huì)包括容量服務(wù)、輸電權(quán)交易、電力期貨

14、、電力期權(quán)等新鮮交易品種，用 于控制風(fēng)險(xiǎn)或發(fā)現(xiàn)價(jià)格。創(chuàng)新交割結(jié)算方式，物理結(jié)算與金融結(jié)算相得益彰 在沒有市場(chǎng)化改革或者沒有電力現(xiàn)貨市場(chǎng)之前，基本所有存量合約都會(huì)進(jìn)行物理 結(jié)算。在有現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的省份中，部分如廣東、浙江等其中長(zhǎng)期合約均按差價(jià)合 約執(zhí)行，即不進(jìn)行實(shí)際的電力物理交割，僅將合約價(jià)和電力現(xiàn)貨結(jié)算價(jià)之間的差額 做現(xiàn)金結(jié)算。這有兩個(gè)好處，一是為交易主體提供規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)的工具，通過中長(zhǎng)期差價(jià) 合約提前鎖定電價(jià)，二是方便政府授權(quán)的差價(jià)合約與市場(chǎng)融合，調(diào)配市場(chǎng)交叉補(bǔ)貼。 預(yù)計(jì)我國(guó)未來(lái)金融結(jié)算性質(zhì)的合約比例仍將進(jìn)一步擴(kuò)大。公平合理設(shè)計(jì)偏差考核機(jī)制，適應(yīng)不同主體的需求 電力市場(chǎng)中，各類主體的負(fù)荷特性、用

15、能需求均不相同，一刀切的擬定考核必然 對(duì)一部分主體非常不利，可能導(dǎo)致其參與市場(chǎng)的積極性大幅降低，不利于市場(chǎng)化改革 進(jìn)程。尤其對(duì)于綠電，天生就有巨大的波動(dòng)性和不可預(yù)測(cè)性，對(duì)綠電實(shí)施嚴(yán)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(nèi)等具備預(yù)測(cè)精度的時(shí)間尺 度內(nèi)開展考核，促進(jìn)預(yù)測(cè)能力提升。1.4 2022 年已開啟綠電儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)融合之路2021 年 9 月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局正式批復(fù)了由兩網(wǎng)公司制定的綠色電 力交易試點(diǎn)工作方案。2022 年，依據(jù)方案，1 月 25 日，廣州電力交易中心印發(fā) 了南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行），5 月 23 日，北京電力交易中心印發(fā)了北 京電力

16、交易中心綠色電力交易實(shí)施細(xì)則。上述規(guī)則明確了綠電現(xiàn)階段為風(fēng)光發(fā)電、 綠證為對(duì)每兆瓦時(shí)非水可再生能源上網(wǎng)電量頒發(fā)的具有唯一代碼標(biāo)識(shí)的電子憑證 （由國(guó)家可再生能源信息管理中心核發(fā)，電力交易中心劃轉(zhuǎn)反饋）、綠電交易為針對(duì) 綠電的中長(zhǎng)期交易。 2022 年 6 月 7 日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局在去年 7 月關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ) 能發(fā)展的指導(dǎo)意見的基礎(chǔ)上，又發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào) 度運(yùn)用的通知，凸顯儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)的緊迫性。通知未明確定義新型儲(chǔ)能的范 圍，給予市場(chǎng)選擇技術(shù)路線的權(quán)利，公平競(jìng)爭(zhēng)。通知還要求建立價(jià)格機(jī)制，鼓勵(lì) 擴(kuò)大中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格上下限制，探索電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能成本納入輸

17、配電價(jià)電價(jià)、 研究建立容量電價(jià)、單程收取輸配電價(jià)等。 我們認(rèn)為，2022 年-2023 年將是電力市場(chǎng)改革全面提速的兩年，為雙碳目標(biāo)的 達(dá)成夯實(shí)機(jī)制基礎(chǔ)。2 電碳市場(chǎng)銜接促進(jìn)綠電價(jià)值上升綠電價(jià)值來(lái)自于綠色低碳，而低碳價(jià)值體現(xiàn)在各大碳排放權(quán)市場(chǎng)，唯有打通電力 市場(chǎng)與碳市場(chǎng)價(jià)值與成本傳導(dǎo)的通道，綠電價(jià)值才會(huì)被充分體現(xiàn)。2.1 十余年探索，我國(guó)碳市場(chǎng)已步入正軌早在 2005 年，我國(guó)便已開發(fā)出核證減排量（CER）和自愿減排量（VER），方便企 業(yè)以減排項(xiàng)目參與由京都議定書引入的清潔發(fā)展機(jī)制（CDM），從國(guó)際市場(chǎng)獲取減 排收益。2012 年，京都議定書第一期承諾期結(jié)束后，國(guó)際社會(huì)在氣候問題上出現(xiàn) 了分

18、歧，我國(guó) CER 和 VER 相應(yīng)地失去了發(fā)展空間。但這一時(shí)期為我國(guó)清潔低碳發(fā)展積 累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)，為開展國(guó)內(nèi)碳排放市場(chǎng)奠定了基礎(chǔ)。 2011 年 10 月，國(guó)家發(fā)改革委下發(fā)關(guān)于開展碳排放權(quán)交易試點(diǎn)工作的通知， 批準(zhǔn)在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東和深圳開展碳排放權(quán)交易試點(diǎn)工作。2013 年至 2014 年，7 個(gè)碳排放權(quán)交易試點(diǎn)省市先后開展了碳排放權(quán)交易。2016 年 12 月，福建省啟動(dòng)碳排放權(quán)交易市場(chǎng)，成為中國(guó)第 8 個(gè)碳排放權(quán)交易試點(diǎn)地區(qū)。各試點(diǎn)基本都經(jīng)歷了碳價(jià)格不斷下探的過程，主要由于制度不完善、配額盈余、 企業(yè)對(duì)碳排放認(rèn)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

19、交 易所為主，并且，由于二季度進(jìn)行配額履約清繳工作，因此成交量前幾年整體呈現(xiàn)明 顯的潮汐現(xiàn)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(yè)開始了碳資產(chǎn)日常管理，成交量“潮汐”明顯緩解。 HYPERLINK /SH601200.html 2020 年底，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布碳排放權(quán)交易管理辦法（試行），印發(fā)2019-2020 年全國(guó)碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實(shí)施方案（發(fā)電行業(yè)），正式啟動(dòng)全國(guó)碳市 場(chǎng)第一個(gè)履約周期。2021 年 7 月 16 日，全國(guó)統(tǒng)一碳排放交易市場(chǎng)于上海環(huán)境能源交 易所正式開啟。 交易品種方面，各大交易所除了標(biāo)準(zhǔn)的基于碳排放權(quán)的配額交易產(chǎn)品，還有一些

20、資源減排產(chǎn)品，較為典型的有 CCER。CCER 指根據(jù)國(guó)家發(fā)展改革部門溫室氣體自愿 減排交易管理暫行辦法的規(guī)定，經(jīng)其備案并在國(guó)家登記系統(tǒng)登記的自愿減排項(xiàng)目減 排量。CCER 項(xiàng)目于 2015 年 1 月正式啟動(dòng)交易，但是國(guó)家發(fā)改委于 2017 年 3 月公告 暫緩受理溫室氣體自愿減排交易備案申請(qǐng)，但不影響已備案的溫室氣體自愿減排項(xiàng)目 和減排量在國(guó)家登記簿登記，也不影響已備案的 CCER 參與交易。2.2 持續(xù)改革促使多途徑傳導(dǎo)綠電碳價(jià)值總體上，碳市場(chǎng)的碳價(jià)值傳導(dǎo)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(fā)的煤電成本抬升；收入端可分為綠證與 CCER（已暫停備案申請(qǐng)） 驅(qū)動(dòng)路徑

21、。煤電成本推升中樞，綠電價(jià)格水漲船高燃煤發(fā)電成本主要由燃料成本、折舊成本、人工等其他成本構(gòu)成。由于 2021 年 煤炭?jī)r(jià)格大幅上漲，典型火電企業(yè)的燃料成本占比普遍從 70%提升至了 80%。由于火電行業(yè)碳排放核算較為清晰，社會(huì)碳排放量占比高，成為了第一個(gè)被納入 全國(guó)碳市場(chǎng)的行業(yè)。2020 年底，生態(tài)環(huán)境部印發(fā)2019-2020 年全國(guó)碳排放權(quán)交易配 額總量設(shè)定與分配實(shí)施方案（發(fā)電行業(yè)），開啟火電行業(yè)第一個(gè)履約周期。根據(jù) Refinitiv 的估計(jì)，全國(guó)碳市場(chǎng) 2019-2020 履約年度的配額發(fā)放額和排放總量大致相 當(dāng)，基準(zhǔn)值相對(duì)寬松，大多數(shù)企業(yè)獲得的免費(fèi)配額足以用于履約，盈余量約 7%。因

22、此對(duì)于大多數(shù)火電企業(yè)，碳配額成本暫未體現(xiàn)在其成本當(dāng)中。 中短期看，假設(shè)火電企業(yè)平均碳配額出現(xiàn) 10%的缺口且碳價(jià)格為 60 元/t，則保 持發(fā)電量不變的情況下，需要在碳市場(chǎng)額外購(gòu)買配額。假設(shè)按2019-2020 年全國(guó)碳 排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實(shí)施方案（發(fā)電行業(yè)）所設(shè)定的 300MW 等級(jí)以上常規(guī)燃煤機(jī)組供電基準(zhǔn)值 0.877tCO2/MWh 作為當(dāng)前火電碳排放因子進(jìn)行計(jì)算，則發(fā)電成 本提升約 5.26 元/MWh，相當(dāng)于現(xiàn)行煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的 1.2%-2%。另外，靈活性改造使得煤電機(jī)組后續(xù)會(huì)更多的進(jìn)行深調(diào)峰，負(fù)荷利用率下降將進(jìn) 一步提升度電碳排放值，以及其他運(yùn)行成本。我們認(rèn)為，隨著碳

23、價(jià)、配額缺口的上升 和運(yùn)行方式的改變，火電成本上行壓力較大，電力市場(chǎng)化將越發(fā)順利的將火電成本 體現(xiàn)在市場(chǎng)電價(jià)上。CCER 暫停，綠證接力起跑 CCER 是直接頒發(fā)給風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目，可在碳排放市場(chǎng)上進(jìn)行交易，可按固定的比 例折算為配額進(jìn)行清繳，2017 年 3 月暫停前是風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目主要的額外收入來(lái)源。 2017 年 2 月，國(guó)家發(fā)改委、財(cái)政部、國(guó)家能源局印發(fā)關(guān)于試行可再生能源綠 色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購(gòu)交易制度的通知（發(fā)改能源2017132 號(hào)）以及綠色 電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購(gòu)規(guī)則（試行），提出“建立可再生能源綠色電力證書自愿認(rèn) 購(gòu)體系”和“試行可再生能源綠色電力證書的核發(fā)工作”，綠色電力證書正

24、式誕生， 接力 CCER 提升可再生能源項(xiàng)目收益，并被寄望于減輕財(cái)政補(bǔ)貼壓力。 但是，由于通知中明確規(guī)定，綠色電力證書經(jīng)認(rèn)購(gòu)后不得再次出售，且價(jià)格 較高，對(duì)下游用戶的吸引力大幅降低，認(rèn)購(gòu)很快便趨于清淡，2018-2020 年，年均認(rèn) 購(gòu)量?jī)H約 6000 張左右，對(duì)應(yīng)約 6000MWh 發(fā)電量，僅占 2017 年風(fēng)光發(fā)電量 4200 億 kWh 的 0.00143%。2021 年，在雙碳目標(biāo)和綠色電力交易試點(diǎn)工作方案的支撐下，基于對(duì)綠色 電力價(jià)值的認(rèn)可和未來(lái)的期許，下游用戶認(rèn)購(gòu)意愿大幅提升，全年共計(jì)成交 57.7353 萬(wàn)張，對(duì)應(yīng) 577353MWh 的發(fā)電量，占 2021年全年風(fēng)光發(fā)電量 98

25、26 億 kWh(中電聯(lián) 2021 年統(tǒng)計(jì)快報(bào))的 0.059%。雖然該比例達(dá) 2017 年的約 40 倍，但仍有巨大的提升潛力。 根據(jù)中國(guó)綠色電力證書認(rèn)購(gòu)交易平臺(tái)的數(shù)據(jù)，自 2021 年 7 月份綠電交易試點(diǎn)逐 步開始以后，不帶補(bǔ)貼的綠證價(jià)格基本維持在 30-50 元/張的范圍，即綠電溢價(jià)為 0.03-0.05 元/kWh?，F(xiàn)階段，綠證不可多次交易，其交易價(jià)值尚未體現(xiàn)，但是未來(lái)隨著綠證強(qiáng)制交易 的開展，政策上或可考慮允許多次交易，從而會(huì)進(jìn)一步激發(fā)交易活力。 目前，綠證的主要受眾是自愿認(rèn)購(gòu)綠證，參與治理大氣污染，提升其社會(huì)形象和 社會(huì)責(zé)任的個(gè)人和企業(yè)。未來(lái)，我們認(rèn)為隨著綠證與 CCER 的關(guān)系

26、進(jìn)一步理清，功能 進(jìn)一步融合，綠證或許可以具備更多的價(jià)值，從而進(jìn)一步體現(xiàn)其環(huán)境正溢價(jià)。綠電環(huán)境溢價(jià)基礎(chǔ)來(lái)源越發(fā)多樣根據(jù)上述分析，綠電的環(huán)境溢價(jià)可以分為綠證等帶來(lái)的環(huán)境正溢價(jià)以及煤電碳配 額成本帶來(lái)的環(huán)境負(fù)溢價(jià)，其價(jià)值影響因素較多。綠電環(huán)境負(fù)溢價(jià)部分主要的影響因素包括： 1）碳排放配額市場(chǎng)價(jià)格，未來(lái)納入更多的高排放行業(yè)進(jìn)入全國(guó)碳排市場(chǎng)，會(huì)引 起配額需求增加，從而支撐碳價(jià)上行； 2）煤電碳配額收緊，缺口加大，配額盈余僅可能出現(xiàn)在政策試行初期，隨著低 碳意識(shí)普及，配額收緊的政策阻力將越來(lái)越小。我們認(rèn)為煤電碳配額收緊將是未來(lái)的 趨勢(shì)，助力國(guó)內(nèi)碳達(dá)峰。綠電環(huán)境正溢價(jià)部分主要的影響因素包括： 1）下游用戶

27、環(huán)保意識(shí)覺醒，自發(fā)地增加對(duì)低碳消費(fèi)產(chǎn)生的榮譽(yù)感的追求，支撐 綠證溢價(jià)； 2）綠證或可與其他福利進(jìn)行捆綁，如各種評(píng)選、評(píng)優(yōu)等，或可納入綠證作為評(píng) 選依據(jù)之一，從而體現(xiàn)其價(jià)值； 3）綠證或可與 CCER、碳稅等機(jī)制進(jìn)一步融合，與國(guó)際碳制度進(jìn)一步接軌，從而 加大下游對(duì)綠證的需求。 我們認(rèn)為綠電環(huán)境溢價(jià)部分支撐力度很強(qiáng)，但電能部分仍受電力供求關(guān)系以及 煤電燃料成本變動(dòng)影響較大，并且中短期內(nèi)，這部分的變動(dòng)仍將占據(jù)主導(dǎo)地位。2.3 電網(wǎng)阻塞：市場(chǎng)化將體現(xiàn)地域電價(jià)差異現(xiàn)代經(jīng)濟(jì)學(xué)認(rèn)為，生產(chǎn)要素的順暢流通可以形成優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)、降低生產(chǎn)成本、提升 社會(huì)福利，因此，誕生了國(guó)際化的生產(chǎn)方式。但這一切都與能否流通、流通成本

28、息息 相關(guān)。 電力也是如此。假設(shè)全社會(huì)沒有電網(wǎng)，只能采用自發(fā)自用的方式，毫無(wú)疑問，社 會(huì)用電綜合成本將會(huì)最高，絕大多數(shù)用戶在大多數(shù)時(shí)間都會(huì)無(wú)電可用，自發(fā)電的冗余 也將最大。如果僅有一部分電網(wǎng)，則大多數(shù)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(fā)電成本。如果電網(wǎng)大到可以滿足電力能源任意流通，則 發(fā)用電成本都取決于最低的那些電源。連續(xù)交易的股票市場(chǎng)我們可以把他視為完全沒有阻塞的市場(chǎng)，每一個(gè)時(shí)刻，買方 可以且僅可以買到報(bào)價(jià)最低的股票，賣方可以且僅可以賣到報(bào)價(jià)最高的價(jià)格。 電力市場(chǎng)并非如此，因?yàn)樗且粋€(gè)物流網(wǎng)絡(luò)，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(wú)法

29、傳遞電能，引發(fā)系統(tǒng)阻塞。在阻塞的情況，我們可以清楚的看出用電節(jié)點(diǎn) X 和 Y 的用電成本是不一樣的，X 用到 200 元/MWh 的廉價(jià)電力，而 Y 只能用到 500 元/MWh 的電力，用電成本出現(xiàn)顯著 的差異。 目前，在大多數(shù)省份的電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)中，用戶側(cè)是報(bào)量不報(bào)價(jià)參與市場(chǎng)的。因?yàn)?用戶沒有報(bào)價(jià)，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(chǎng)用 戶側(cè)按照全省統(tǒng)一的參考點(diǎn)進(jìn)行結(jié)算，即按用電側(cè)平均電價(jià)結(jié)算，上述例子中，X， Y的實(shí)際用電成本都是平均價(jià) 350 元/MWh。目前，省級(jí)共用網(wǎng)絡(luò)的輸配電價(jià)也是均攤 的，因此省級(jí)電網(wǎng)用戶的成本是一樣的，體現(xiàn)不出差別。未來(lái)隨著電力市場(chǎng)規(guī)則繼續(xù)

30、 深化，用戶側(cè)也報(bào)價(jià)參與市場(chǎng)時(shí)，用戶節(jié)點(diǎn)電價(jià)將出現(xiàn)差別。3 綠電的咖啡伴侶，儲(chǔ)能價(jià)值終將體現(xiàn)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(jīng)濟(jì)廉價(jià)-靈活穩(wěn)定-清潔低碳”。改革開放使我國(guó)走 上了高速發(fā)展的道路，發(fā)展是第一要?jiǎng)?wù)，因此能源三角的權(quán)重自然地傾向了“經(jīng)濟(jì)廉 價(jià)”且相對(duì)“靈活穩(wěn)定”的用能方式，即煤電，煤電裝機(jī)迎來(lái)了高速增長(zhǎng)的 20 年。 但是“雙碳”目標(biāo)的提出，使得能源三角權(quán)重劇烈地傾向于“清潔低碳”，在高質(zhì)量 發(fā)展的環(huán)境中“經(jīng)濟(jì)廉價(jià)”或許是排在最末位的。中長(zhǎng)期內(nèi)，我國(guó)可以大規(guī)模應(yīng)用的成熟發(fā)電技術(shù)主要包括燃煤、燃?xì)?、水電、?電、風(fēng)電、光伏等 6 種技術(shù)，其中風(fēng)電、光伏、

31、核電是可以持續(xù)擴(kuò)大規(guī)模的清潔低碳 的發(fā)電方式。遺憾的是，該 3 種技術(shù)均無(wú)法滿足系統(tǒng)對(duì)于靈活穩(wěn)定的需要，風(fēng)光出力波動(dòng)極大，而核電為保證安全運(yùn)行，通常以極其穩(wěn)定的出力帶基荷運(yùn)行，都無(wú)法去跟蹤負(fù) 荷的波動(dòng)，因此系統(tǒng)對(duì)于靈活性的需求陡然提升。核電對(duì)于電力系統(tǒng)運(yùn)行的影響較小，風(fēng)電光伏等現(xiàn)行的綠電品種對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影 響較大，主要表現(xiàn)在：1）調(diào)峰；2）調(diào)頻。相對(duì)于調(diào)峰，調(diào)頻決定了系統(tǒng)能否持續(xù)運(yùn) 行，避免出現(xiàn)事故，是更為重要的指標(biāo)。調(diào)頻性能通常有三個(gè)指標(biāo)描述：調(diào)節(jié)速率、 響應(yīng)時(shí)間、調(diào)節(jié)精度，我們以最重要的調(diào)節(jié)速率來(lái)看下風(fēng)光搭配怎樣的電源才是最有 效、最經(jīng)濟(jì)的。 納入對(duì)比的可搭配電源包括：燃煤、燃?xì)?、抽?水

32、電)、電化學(xué)儲(chǔ)能等，我們先 合理假設(shè)其出力調(diào)節(jié)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(xué)實(shí)際速率可按 100%Pe/3s），并且處于一個(gè)局部地區(qū)，機(jī)組 出力特性趨同。則可以粗略計(jì)算出，在不同風(fēng)光出力損失速率的情況下，搭配不同其 他機(jī)組的風(fēng)光裝機(jī)占比上限。由于局部地區(qū)內(nèi)風(fēng)光的損失速率較大，因此如果將局部地區(qū)通過電網(wǎng)互相連接， 形成調(diào)頻支援能力，則綜合損失速率將會(huì)減少，從而進(jìn)一步提高風(fēng)光發(fā)電的占比。 因此，欲使風(fēng)光裝機(jī)占比提升至 50%以上，儲(chǔ)能在系統(tǒng)中的占比必須得到同步提 升。 調(diào)頻主要依靠功率，目標(biāo)是解決分鐘級(jí)系統(tǒng)

33、平衡問題，因此對(duì)容量的要求不是很 高。但是對(duì)于調(diào)峰，主要就得依靠容量解決數(shù)小時(shí)、數(shù)天、數(shù)周、甚至是季度級(jí)的 系統(tǒng)平衡問題。調(diào)峰不會(huì)影響電力系統(tǒng)本身的運(yùn)行，極端無(wú)法平衡的情況下，雖然可 以采用棄風(fēng)棄光、拉閘限電、火電無(wú)限備用等手段實(shí)現(xiàn)平衡，但這些手段有違政策初 衷，不可以成為常規(guī)手段。因此，開發(fā)長(zhǎng)周期、大容量的儲(chǔ)能系統(tǒng)依然非常有必要。 從儲(chǔ)能的技術(shù)路線來(lái)看，目前電化學(xué)儲(chǔ)能適用于短時(shí)大幅調(diào)頻、短時(shí)調(diào)峰，抽水 蓄能等重力儲(chǔ)能形式適用于短時(shí)較小幅調(diào)頻、長(zhǎng)時(shí)調(diào)峰，氫能等儲(chǔ)能形式適合季節(jié)性 調(diào)峰。我們認(rèn)為，綠電搭配儲(chǔ)能是目前最佳的選擇。3.2 儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)迎機(jī)遇 電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的運(yùn)行為儲(chǔ)能打開了市場(chǎng)

34、化的調(diào)峰商業(yè)模式，進(jìn)行低買高賣的操作 不僅滿足系統(tǒng)調(diào)峰需要，也可以獲得差價(jià)。我們將電力市場(chǎng)與 A 股市場(chǎng)進(jìn)行對(duì)比，來(lái) 解釋為何低買高賣在電力市場(chǎng)可以穩(wěn)定存在。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)存在統(tǒng)計(jì)學(xué)意義上顯著的擇時(shí)套利機(jī)會(huì) 廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)自 2021 年 11 月以來(lái)開始發(fā)布現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行日?qǐng)?bào)，截至 2022年 6 月份，我們提取共計(jì) 200 份日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)。每份日?qǐng)?bào)中，公布了日前最低價(jià)及其出現(xiàn) 的時(shí)間、日前最高價(jià)及其出現(xiàn)的時(shí)間、實(shí)時(shí)最低價(jià)及其出現(xiàn)的時(shí)間、實(shí)時(shí)最高價(jià)及其 出現(xiàn)的時(shí)間。為何廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)可以簡(jiǎn)單擇時(shí)套利而 A 股上證指數(shù)不行？究其原因，我們 認(rèn)為根源在于交易者擇時(shí)靈活性上差異。A 股市場(chǎng)的交易者幾

35、乎全部具備擇時(shí)靈活性， 實(shí)際上大多數(shù)其他市場(chǎng)的參與者都具備擇時(shí)靈活性。但是電力市場(chǎng)的大多參與者不具 備擇時(shí)靈活性，如工業(yè)負(fù)荷在白天開工，而不會(huì)隨時(shí)開工，照明負(fù)荷白天不開燈，光 伏晝出夜伏，風(fēng)電無(wú)規(guī)則地隨機(jī)波動(dòng)，即使是火電擇時(shí)也有爬坡速率和啟停的限制。 因此電力市場(chǎng)充斥著大量的非靈活交易者，是造成價(jià)格上出現(xiàn)顯著簡(jiǎn)單擇時(shí)套利機(jī) 會(huì)的原因。而儲(chǔ)能作為極其靈活的元素，將從電力現(xiàn)貨市場(chǎng)穩(wěn)定獲得獎(jiǎng)勵(lì)。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)套利空間已現(xiàn)，未來(lái)有望進(jìn)一步加大由于到日前這個(gè)時(shí)間段，風(fēng)電、光伏、用戶等出力情況具備較好的預(yù)測(cè)精度，因 此如果掌握預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)與方法，大致上是可以預(yù)判幾點(diǎn)是最低價(jià)、幾點(diǎn)是最高價(jià)，用來(lái) 輔助交易決策。我

36、們假設(shè)在廣東電力現(xiàn)貨日前市場(chǎng)中，可以在每日最低價(jià)至最高價(jià)之間進(jìn)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(xiàn)了 2 次頂格差價(jià) 1500 元/MWh（廣東電力現(xiàn)貨限價(jià) 0-1500 元/MWh），概率約為 1%。目前，大量風(fēng)電光伏、居民用戶等并未實(shí)際進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，沒有直接對(duì)現(xiàn)貨 價(jià)格產(chǎn)生影響，而是轉(zhuǎn)化到了輔助服務(wù)的上面。因此，我們認(rèn)為，隨著風(fēng)電光伏滲透 率提升、再電氣化使剛性負(fù)荷增長(zhǎng)以及風(fēng)光用戶參與現(xiàn)貨市場(chǎng)比例提升，現(xiàn)貨市場(chǎng) 價(jià)差與套利空間有進(jìn)一步加大的趨勢(shì)，從而使更多的儲(chǔ)能資源獲得應(yīng)有的調(diào)峰收益。儲(chǔ)能參與中長(zhǎng)期交易也具備可行性對(duì)于儲(chǔ)能，既然可以確

37、定交易時(shí)間，有清晰的價(jià)差預(yù)期，那么為了規(guī)避成交量和 價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)際上可以與例如火電、光伏、風(fēng)電等電源簽訂中長(zhǎng)期低谷交易合同，幫 助火電避免深調(diào)峰甚至停機(jī)，幫助風(fēng)光消納，提前鎖定谷電價(jià)。鎖定谷電價(jià)后，還可 以用同樣的電量再與售電公司等主體簽訂中長(zhǎng)期頂峰交易合同，從而提前鎖定套利收 益，規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)。這也將成為儲(chǔ)能主體參與中長(zhǎng)期交易的方式，進(jìn)一步參與電力市場(chǎng)的 方式。3.3 輔助服務(wù)已打開儲(chǔ)能商業(yè)空間 如上文所述，由于現(xiàn)階段大部分的風(fēng)光發(fā)電與居民用戶依然由電網(wǎng)調(diào)度保障運(yùn)行， 因此，絕大部分調(diào)節(jié)需求實(shí)際上都進(jìn)入到了輔助服務(wù)里面。目前，參與輔助服務(wù)是儲(chǔ) 能等靈活性資源最主要的商業(yè)模式。 輔助服務(wù)有固定補(bǔ)償

38、和市場(chǎng)化補(bǔ)償兩種形式，固定補(bǔ)償一般按照各省電力輔助服 務(wù)管理實(shí)施細(xì)則等規(guī)則中規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)獲取收益，而市場(chǎng)化補(bǔ)償按照地區(qū)輔助服務(wù)市場(chǎng) 運(yùn)營(yíng)規(guī)則獲取市場(chǎng)化收益。根據(jù)國(guó)家能源局電力輔助服務(wù)管理辦法（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)202161 號(hào)），輔 助服務(wù)分為有功平衡服務(wù)、無(wú)功平衡服務(wù)、事故及應(yīng)急恢復(fù)服務(wù)三類。其中有功平衡 服務(wù)包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、爬坡等品種，占據(jù)輔助服務(wù)費(fèi)用絕大部分的 份額，是最為主要的輔助服務(wù)品種。電力市場(chǎng)化改革也是重點(diǎn)針對(duì)有功平衡服務(wù)開展。儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)補(bǔ)償經(jīng)濟(jì)性初顯，抽水蓄能優(yōu)勢(shì)巨大（以南方為例）2022 年 6 月 13 日，國(guó)家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布了新版南方區(qū)域電力并網(wǎng)運(yùn)行

39、管理實(shí)施細(xì)則和南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則系列規(guī)則。其中，附件 5 南方區(qū)域新型儲(chǔ)能并網(wǎng)運(yùn)行及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則中規(guī)定：“獨(dú)立儲(chǔ)能電站進(jìn) 入充電狀態(tài)時(shí)，對(duì)其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 8R5（元/兆瓦時(shí)）”。 根據(jù)南方 5 省的 R5 取值，廣東省獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰充電電量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)實(shí)際已經(jīng) 達(dá)到了 0.792 元/千瓦時(shí)，云南、貴州標(biāo)準(zhǔn)也已破 0.6 元/千瓦時(shí)，達(dá)到了某些電化學(xué) 儲(chǔ)能成本的下限，經(jīng)濟(jì)性初顯。 HYPERLINK /SH600995.html 對(duì)于抽水儲(chǔ)能，目前仍按照關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見（發(fā) 改價(jià)格2021633 號(hào)）執(zhí)行兩部制電價(jià)，但文件中也明確提

40、出“鼓勵(lì)抽水蓄能電站 參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一 監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減”。 我們假設(shè)抽水蓄能也與新型獨(dú)立儲(chǔ)能電站一樣參與廣東省的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制， 那么它和兩部制電價(jià)收入差別有多大呢？ 根據(jù)文山電力重大資產(chǎn)置換及發(fā)行股份購(gòu)買資產(chǎn)并募集配套資金暨關(guān)聯(lián)交易報(bào) 告書（草案），南網(wǎng)雙調(diào)抽蓄電站共計(jì)產(chǎn)生營(yíng)業(yè)收入 33.105 億元，假設(shè)容量電價(jià)占 比 95%并且各站容量電價(jià)水平一致，則廣東省內(nèi)的 4 座抽蓄電站的容量電價(jià)收入合計(jì) 為 29.055 億元。我們?cè)偌僭O(shè)這 29.055 億元并非出自容量電價(jià)，而是全部為現(xiàn)貨市場(chǎng)低買高賣形成的電量電費(fèi)

41、收入。根據(jù)交易報(bào)告書（草案），電量電費(fèi)=上網(wǎng)電量*上網(wǎng)電價(jià)-抽 水電量*抽水電價(jià)，2021 年 4座抽蓄電站上網(wǎng)電量共計(jì) 766249 萬(wàn)千瓦時(shí)，抽水電量 共計(jì) 952461 萬(wàn)千瓦時(shí)，則在假設(shè)的不同的平均抽水電價(jià)水平下，產(chǎn)生 29.055 億元需 要的平均上網(wǎng)電價(jià)分別如下，綜合來(lái)看，所需套利價(jià)差為 0.4-0.5 元/千瓦時(shí)。在公平前提下，假設(shè) 2021 年 4 座抽蓄電站按照廣東省獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰充電電 量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 0.792 元/千瓦時(shí)執(zhí)行，則 4 座電站應(yīng)產(chǎn)生收入為 952461 萬(wàn)千瓦時(shí)*0.792 元/千瓦時(shí)=75.435 億元，比 2021 年 5 座抽蓄電站實(shí)際收入 33.10

42、5 億元高出 127.8%。 原因也很簡(jiǎn)單，即補(bǔ)償?shù)膬r(jià)差 0.792 元/千瓦時(shí)已經(jīng)超過了隱含的價(jià)差 0.4-0.5 元/千瓦時(shí)。根據(jù)前文廣東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格分析，過去 200 天的現(xiàn)貨市場(chǎng)高低 價(jià)的平均價(jià)差目前最大為 0.7319 元/千瓦時(shí)，也是超過了隱含的價(jià)差。需要注意的是， 4 座電站的 2021 年抽發(fā)電量已經(jīng)被實(shí)際調(diào)用，因此也不存在現(xiàn)貨市場(chǎng)能不能成交的 問題。 上述計(jì)算是將所有抽發(fā)電量都作為調(diào)峰電量，當(dāng)然，實(shí)際上肯定不會(huì)全部是調(diào)峰 電量，還有小部分調(diào)頻電量。按照南方區(qū)域新型儲(chǔ)能并網(wǎng)運(yùn)行及輔助服務(wù)管理實(shí)施 細(xì)則，調(diào)頻動(dòng)作電量的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)如下（忽略調(diào)節(jié)容量和電量補(bǔ)償），我們不難發(fā)現(xiàn)，

43、 調(diào)頻動(dòng)作合格的情況下，調(diào)頻電量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)遠(yuǎn)高于調(diào)峰，只會(huì)更加提高收入。綜上，在目前輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用調(diào)高的趨勢(shì)下，對(duì)于抽水蓄能而言，如果可以公平地參與輔助服務(wù)拿補(bǔ)償或者參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，其效益或許已經(jīng)超過僅拿容量電 價(jià)的機(jī)制。未來(lái)隨著綠電等波動(dòng)性、剛性源荷進(jìn)一步加大滲透，調(diào)頻調(diào)峰的需求只增 不減，其價(jià)格將漲至使更多的儲(chǔ)能項(xiàng)目達(dá)到經(jīng)濟(jì)平衡點(diǎn)，而成本幾乎不變的抽水蓄能將會(huì)有更大的收益空間。3.4 現(xiàn)貨市場(chǎng)與有功輔助服務(wù)的本質(zhì)區(qū)別 現(xiàn)貨市場(chǎng)服務(wù)于能量平衡，有功輔助服務(wù)也服務(wù)于能量平衡，兩者實(shí)際上起完全 相同的作用，那為什么要分這兩種機(jī)制呢，對(duì)相關(guān)主體有什么影響？我們認(rèn)為主要有 三點(diǎn)區(qū)別：技術(shù)可行性、定

44、價(jià)與費(fèi)用分?jǐn)偂，F(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí)間分辨率無(wú)法無(wú)限小，秒級(jí)平衡仍依賴調(diào)頻與慣性我國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清的時(shí)間間隔為 15 分鐘，也就是說，15 分鐘以上時(shí)間的有 功平衡，現(xiàn)貨市場(chǎng)完全可以勝任，無(wú)需調(diào)峰輔助服務(wù)。用現(xiàn)貨市場(chǎng)取代調(diào)峰輔助服務(wù) 不僅是歐美電力市場(chǎng)現(xiàn)在的實(shí)踐，也是我國(guó)未來(lái)的發(fā)展趨勢(shì)。 假設(shè)現(xiàn)貨市場(chǎng)計(jì)算出清的速度可以無(wú)限快，那么理論上根本不需要有功輔助服務(wù)， 只要現(xiàn)貨市場(chǎng)就可以。但是，由于現(xiàn)貨市場(chǎng)需要時(shí)間報(bào)價(jià)，需要時(shí)間計(jì)算出清，因此， 技術(shù)上已基本無(wú)法實(shí)現(xiàn)更小時(shí)間尺度上的有功平衡，分鐘級(jí)別只能依靠自動(dòng)發(fā)電控制 技術(shù)（AGC）實(shí)現(xiàn)調(diào)頻，秒鐘級(jí)別則更加依賴于旋轉(zhuǎn)機(jī)械慣性來(lái)緩沖。因此，調(diào)頻、 轉(zhuǎn)動(dòng)慣量等輔助

45、服務(wù)仍將長(zhǎng)期存在。誰(shuí)參與定價(jià)是現(xiàn)貨市場(chǎng)與輔助服務(wù)的重要區(qū)別 擁有固定補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的輔助服務(wù)當(dāng)然是有關(guān)部門定價(jià)的。 市場(chǎng)化的輔助服務(wù)通常由輔助服務(wù)的提供者在日前、日內(nèi)進(jìn)行單邊報(bào)價(jià)，由調(diào)度 機(jī)構(gòu)按規(guī)則由低到高進(jìn)行排序，取用需要的容量。因此市場(chǎng)化的輔助服務(wù)價(jià)格是在供 給側(cè)單邊報(bào)價(jià)形成的競(jìng)爭(zhēng)性配置的結(jié)果，用戶側(cè)并未參與定價(jià)。 現(xiàn)貨市場(chǎng)是買賣雙方自由報(bào)價(jià)報(bào)量形成的，定價(jià)過程由供需雙方直接參與，因此， 其價(jià)格必然更加客觀，更加真實(shí)。費(fèi)用分?jǐn)偡绞讲町惥薮螅瑱C(jī)制變化或?qū)ο嚓P(guān)主體形成沖擊不論是固定補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的輔助服務(wù)還是市場(chǎng)化的輔助服務(wù)，輔助服務(wù)費(fèi)用的分?jǐn)傄?guī) 則均是由有關(guān)部門制定，依據(jù)的原則是“誰(shuí)提供，誰(shuí)獲利；誰(shuí)受益

46、、誰(shuí)承擔(dān)”，需要 考慮的因素包括在哪些主體之間分?jǐn)?、按什么比例分?jǐn)偟取?有功不平衡，本質(zhì)上來(lái)說，是由波動(dòng)的電源和負(fù)荷引起的，負(fù)荷大多是波動(dòng)的， 因此用戶側(cè)一般參與分?jǐn)?，而波?dòng)的電源主要為風(fēng)電和光伏等，因此部分省份的分?jǐn)?實(shí)踐會(huì)酌情提高風(fēng)電和光伏的分?jǐn)偙壤鴥?chǔ)能一般不參與分?jǐn)偂?在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)傄彩鞘袌?chǎng)化的，真實(shí)客觀。頂峰用電的負(fù)荷、 低谷大發(fā)的電源將在交易價(jià)格上直接體現(xiàn)出分?jǐn)偟男Ч＞G電與居民用戶正是典型的 頂用谷發(fā)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(xiàn)貨市場(chǎng) 也體現(xiàn)了對(duì)其的傾斜與保護(hù)。4 投資分析4.1 低碳產(chǎn)業(yè)鏈上的價(jià)值羈絆綠電和儲(chǔ)能在低碳產(chǎn)業(yè)鏈中，既

47、是相輔相成的關(guān)系，也是競(jìng)爭(zhēng)價(jià)值的關(guān)系。競(jìng)爭(zhēng) 的實(shí)質(zhì)上是電碳價(jià)值的再分配。 繼續(xù)以廣東為例，南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則及其附件 5 中規(guī)定“燃 煤機(jī)組、生物質(zhì)機(jī)組深度調(diào)峰出力在額定容量 30%-40%之間的，按照 8R5（元/兆瓦 時(shí)）的標(biāo)準(zhǔn)補(bǔ)償”，“獨(dú)立儲(chǔ)能電站進(jìn)入充電狀態(tài)時(shí)，對(duì)其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ) 償標(biāo)準(zhǔn)為 8R5（元/兆瓦時(shí)）”，我們可以約把它認(rèn)為是有關(guān)部門對(duì)于深度調(diào)峰的定 價(jià)，即 0.792 元/kWh。假設(shè)廣東某時(shí)段僅平價(jià)風(fēng)光出力大增，其他出力不變，則需要煤電深調(diào)或儲(chǔ)能充 電，給予消納空間。那么按照廣東目前燃煤標(biāo)桿電價(jià)測(cè)算，平價(jià)風(fēng)光的度電收入僅為 0.453 元/kWh，而

48、調(diào)峰的費(fèi)用卻為 0.792 元/kWh。按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則， 則風(fēng)光應(yīng)承擔(dān)全部的 0.792 元/kWh 調(diào)峰成本，由于風(fēng)光僅收入 0.453 元/kWh，因此 該時(shí)段內(nèi)，用戶還需要支付 0.339 元/kWh，合計(jì)承擔(dān)電費(fèi)為 0.792 元/kWh。我們發(fā) 現(xiàn)，此時(shí)在風(fēng)光煤或儲(chǔ)的模式下，用戶實(shí)際支付的電費(fèi)變?yōu)樯疃日{(diào)峰的價(jià)格。但是， 如果只用煤電，由于沒有深調(diào)峰，用戶仍然支付 0.453 元/kWh 的標(biāo)桿煤電上網(wǎng)電價(jià)。這 0.339 元/kWh 的價(jià)格差異，實(shí)際上體現(xiàn)了風(fēng)光發(fā)電的綠色溢價(jià)。但是該部分 溢價(jià)并未體現(xiàn)在風(fēng)光發(fā)電的價(jià)格中，其發(fā)電價(jià)值和綠色溢價(jià)全部被深度調(diào)峰資源捕 獲。 電

49、力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)改革的最終目的是為了在市場(chǎng)環(huán)境中體現(xiàn)各類資源主體的價(jià)值，以市場(chǎng)為載體，尋求最客觀、最有效、成本最低的價(jià)值分配方式，取代類似固定 補(bǔ)貼、行政分?jǐn)偟容^為主觀、模糊、低效的價(jià)值分配方式。在這樣的改革浪潮中，我 們認(rèn)為，碳-綠電-儲(chǔ)能將形成一條完整的價(jià)值分配鏈條，綠電和儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商將成為 碳價(jià)值再分配的主要對(duì)象，只有具備運(yùn)營(yíng)價(jià)值，其上游產(chǎn)業(yè)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(biāo)達(dá)成。情景 1：堅(jiān)定不移碳中和，碳市場(chǎng)改革迅速，碳價(jià)明顯上行 該情景下，碳價(jià)將敦促煤電成本進(jìn)一步抬升，從而使得電價(jià)水平進(jìn)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(jià)格將有明顯空

50、間。綠電參與電 力市場(chǎng)會(huì)熱情高漲，充分享受改革紅利將使得其營(yíng)利雙增。由于波動(dòng)電源大量入市， 現(xiàn)貨市場(chǎng)也將反映出更大的價(jià)差，1-1.5 元的度電收入將使得目前絕大多數(shù)儲(chǔ)能技術(shù) 具備經(jīng)濟(jì)性，同時(shí)將激發(fā)出更多的需求側(cè)響應(yīng)。在此激勵(lì)之下，靈活性資源擴(kuò)張速度 將明顯加快，充分響應(yīng)綠電調(diào)峰調(diào)頻等消納需求。 但是該情景以碳價(jià)和電價(jià)雙雙上漲為代價(jià)，終端用戶將感覺到明顯的成本和減排 壓力。穩(wěn)妥推進(jìn)、審慎決策可能還是該情景下的關(guān)鍵字。情景 2：碳市場(chǎng)進(jìn)展緩慢，但加速風(fēng)光電源替代，完成消納責(zé)任目標(biāo) 該情境下，碳市場(chǎng)發(fā)展較為緩慢，碳價(jià)止步不前，綠證交易或?qū)⒘饔谛问?。但?達(dá)成裝機(jī)與消納目標(biāo)，風(fēng)光發(fā)電替代仍在加速進(jìn)行。

51、由于碳價(jià)值傳導(dǎo)受阻，綠電或?qū)?更加依賴于電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)進(jìn)行交易，價(jià)格較難體現(xiàn)環(huán)境溢價(jià)。消納綠電也將更加依 賴于輔助服務(wù)中的煤電深調(diào)、儲(chǔ)能充電和需求側(cè)響應(yīng)，輔助服務(wù)費(fèi)用或?qū)⑸险{(diào)以調(diào)動(dòng) 更多調(diào)節(jié)性資源。此時(shí)，綠電的環(huán)境溢價(jià)將通過輔助服務(wù)費(fèi)用體現(xiàn)，最終依然傳導(dǎo) 至下游用戶，只是環(huán)境溢價(jià)將跳過綠電直接被靈活性資源捕獲，綠電卻仍按中長(zhǎng)期 價(jià)格進(jìn)行交易。情景 3：仍將穩(wěn)電價(jià)視為穩(wěn)經(jīng)濟(jì)穩(wěn)發(fā)展的要素之一該情境下，雙碳成本將缺乏向下傳導(dǎo)的機(jī)制，交易電價(jià)、輔助費(fèi)用都很難上調(diào)。 輔助服務(wù)費(fèi)用不上調(diào)或進(jìn)行限價(jià)使得該情景下，僅剩煤電深調(diào)和抽蓄電站等規(guī)?；?靈活性資源可以調(diào)度。煤電長(zhǎng)時(shí)間深調(diào)可能提升運(yùn)行費(fèi)用、增加碳排放

52、。抽蓄電站或 是極少數(shù)具備經(jīng)濟(jì)性的調(diào)節(jié)資源，但是根據(jù)抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年），到 2030 年，裝機(jī)目標(biāo)才 1.2 億千瓦，而風(fēng)電和光伏一年的裝機(jī)增量就將超過 1 億千瓦。靈活性資源與風(fēng)光裝機(jī)的剪刀差將持續(xù)擴(kuò)大，使得調(diào)節(jié)性資源將變得匱乏， 風(fēng)光最終消納困難，棄風(fēng)棄光率升高，利用小時(shí)數(shù)走低，綠電運(yùn)營(yíng)商投資意愿減弱， 雙碳目標(biāo)可能面臨一些困境。如何調(diào)和雙碳目標(biāo)與經(jīng)濟(jì)降本之間的矛盾？ 我們認(rèn)為核心就是技術(shù)創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)降本?？梢酝黄频姆较虬ǎ?）創(chuàng)新低成本與快裝機(jī)的儲(chǔ)能技術(shù)。目前火電靈活性深度改造與抽水蓄能均存 在施工裝機(jī)速度無(wú)法與風(fēng)光相匹配的問題，而施工周期較短的電化學(xué)儲(chǔ)能成本

53、與抽蓄 等存在脫節(jié)斷檔，導(dǎo)致輔助服務(wù)費(fèi)用或峰谷價(jià)差距離能夠調(diào)動(dòng)電化學(xué)的目標(biāo)價(jià)還存在 一個(gè)很大的空檔。一些施工周期較短、成本又較低的新型儲(chǔ)能技術(shù)如固體重力儲(chǔ)能 等，可以被加快發(fā)展，形成技術(shù)補(bǔ)位，助力降本。2）加強(qiáng)電網(wǎng)柔性互聯(lián)，使區(qū)域與區(qū)域之間互為“儲(chǔ)能”，加強(qiáng)調(diào)峰調(diào)頻支援能 力。小區(qū)域內(nèi)的風(fēng)光波動(dòng)是趨同的、是巨大的，但是大區(qū)域內(nèi)的氣候相關(guān)性、負(fù)荷相 關(guān)性將明顯降低，整體波動(dòng)性將減弱。波動(dòng)性減弱，調(diào)峰調(diào)頻的壓力也將自然減弱。 同時(shí)，加強(qiáng)互聯(lián)通道，也將緩解省間電網(wǎng)阻塞，形成全國(guó)統(tǒng)一大電網(wǎng)、全國(guó)統(tǒng)一大市 場(chǎng)，資源配置的效率也將進(jìn)一步提升，終端成本將有所降低。 HYPERLINK /SZ000591.h

54、tml 3）新技術(shù)驅(qū)動(dòng)綠電建設(shè)成本進(jìn)一步降低，能源轉(zhuǎn)化效率進(jìn)一步提升。如風(fēng)機(jī)大 型化快速驅(qū)動(dòng)風(fēng)電降本、新型光伏電池技術(shù)快速提升光電轉(zhuǎn)化效率、太陽(yáng)能光熱發(fā)電 技術(shù)創(chuàng)新降本，均有利于終端成本的降低。 綜上所述，我們認(rèn)為，終端成本的壓力將由技術(shù)創(chuàng)新迭代來(lái)緩解，綠電和儲(chǔ)能 運(yùn)營(yíng)商在這一過程中均將充分受益。4.2 綠電運(yùn)營(yíng)商：建議關(guān)注全國(guó)性龍頭與較發(fā)達(dá)省份區(qū)域性龍頭綠電運(yùn)營(yíng)商整體驅(qū)動(dòng)邏輯有四點(diǎn)：1）裝機(jī)高增速，規(guī)模擴(kuò)張帶動(dòng)營(yíng)利雙增；2） 碳價(jià)值疊加，綠電價(jià)格中長(zhǎng)期向好，營(yíng)收增量直接作用于凈利潤(rùn)；3）裝機(jī)成本不斷 走低，產(chǎn)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

55、運(yùn)營(yíng)商較多，火電轉(zhuǎn)型綠電的運(yùn)營(yíng)商也較多。四個(gè)驅(qū)動(dòng)力中， 各個(gè)運(yùn)營(yíng)商在裝機(jī)成本和融資成本方面較為公平，差異主要體現(xiàn)在綠電價(jià)格和裝機(jī)增 速上。裝機(jī)增速取決于各運(yùn)營(yíng)商的背景以及新項(xiàng)目資源獲取能力，我們較為看好背 靠大型央企集團(tuán)的綠電運(yùn)營(yíng)商。綠電價(jià)格方面，環(huán)境溢價(jià)均受益于碳價(jià)傳導(dǎo)，差異 主要體現(xiàn)在由電網(wǎng)阻塞引起的省級(jí)電網(wǎng)電價(jià)差異，我們較為看好扎根廣東、浙江、 江蘇、福建等用電大省的綠電運(yùn)營(yíng)商。 HYPERLINK /SH600905.html 三峽能源：綠電運(yùn)營(yíng)巨擘，集團(tuán)助力發(fā)展 HYPERLINK /SH600905.html 三峽能源是長(zhǎng)江三峽集團(tuán)新能源業(yè)務(wù)戰(zhàn)略實(shí)施主體，主營(yíng)業(yè)務(wù)為風(fēng)能、太陽(yáng)能開

56、發(fā)、投資和運(yùn)營(yíng)。截至2021年底，公司已投運(yùn)風(fēng)電裝機(jī)14.3GW，已投運(yùn)光伏裝機(jī)8.4GW， 在建風(fēng)電規(guī)模 5.02GW，在建光伏規(guī)模 6.05GW，合計(jì) 33.77GW，綠電行業(yè)排名前二。 公司 2021 年應(yīng)收賬款已經(jīng)達(dá)到 234.8 億元，應(yīng)收新能源補(bǔ)貼款 181.7 億元。新能源 補(bǔ)貼加速發(fā)放后將繼續(xù)支撐裝機(jī)規(guī)模加速成長(zhǎng)，預(yù)計(jì)規(guī)?？蛇_(dá) 15GW。 公司背靠長(zhǎng)江三峽集團(tuán)，實(shí)施“風(fēng)光三峽”和“海上風(fēng)電引領(lǐng)者”戰(zhàn)略，資源優(yōu) 勢(shì)明顯。公司海上風(fēng)電戰(zhàn)略指引將助力公司進(jìn)一步提升風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)。公司業(yè)務(wù)遍 布全國(guó)，東部省份占比較大，海上風(fēng)電更是直接供給沿海經(jīng)濟(jì)較發(fā)達(dá)的省份，電力交 易價(jià)格有清晰的支撐

57、。 HYPERLINK /SZ001289.html 龍?jiān)措娏Γ喝蝻L(fēng)電龍頭，歸回 A 股打通融資通道 HYPERLINK /SZ001289.html 龍?jiān)措娏κ菄?guó)家能源集團(tuán)下唯一純新能源上市平臺(tái)。截至 2021 年底，公司控股 裝機(jī)容量 26.7GW，其中風(fēng)電裝機(jī) 23.67GW，火電裝機(jī)：1.87GW。公司 2021 年新增項(xiàng) 目?jī)?chǔ)備 56.46GW，是現(xiàn)有裝機(jī)量 2 倍以上，新增風(fēng)電資源儲(chǔ)備 11.76GW，光伏 36.7GW，多能互補(bǔ)項(xiàng)目 8GW，均位于資源較好地區(qū)。 公司為國(guó)家能源集團(tuán)風(fēng)電業(yè)務(wù)整合平臺(tái)，2022 年初完成換股吸收合并平莊能源 后登陸 A 股市場(chǎng)，實(shí)現(xiàn) A+H 兩地上

58、市，打通融資渠道。同時(shí)國(guó)家能源集團(tuán)將在公司吸 收平莊能源交易完成后的 3 年內(nèi)（2022-2024 年）將存續(xù)風(fēng)電業(yè)務(wù)注入公司，預(yù)計(jì)后 續(xù)注入后將大幅提升公司風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模，強(qiáng)化公司龍頭地位。 公司 2021 年底應(yīng)收款項(xiàng)融資 269.42 億元（絕大多數(shù)為應(yīng)收補(bǔ)貼），占總資產(chǎn)的 14.23%，2022 年補(bǔ)貼加速發(fā)放后有望解決欠款問題，現(xiàn)金流有望明顯改善。集團(tuán)助 力公司在項(xiàng)目?jī)?chǔ)備、運(yùn)營(yíng)管理、資金成本等方面優(yōu)勢(shì)明顯。 HYPERLINK /SH603693.html 江蘇新能：小而精的綠電運(yùn)營(yíng)商，背靠國(guó)信，區(qū)位優(yōu)勢(shì)顯著 HYPERLINK /SH603693.html 江蘇新能是江蘇省國(guó)信集團(tuán)旗

59、下新能源業(yè)務(wù)戰(zhàn)略實(shí)施主體。截至 2021 年底，公 司控股裝機(jī)容量 155 萬(wàn)千瓦，權(quán)益裝機(jī)容量 131 萬(wàn)千瓦，其中，風(fēng)電項(xiàng)目權(quán)益裝機(jī)容 量 114 萬(wàn)千瓦，光伏發(fā)電項(xiàng)目權(quán)益裝機(jī)容量 7 萬(wàn)千瓦，生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目權(quán)益裝機(jī)容量 10 萬(wàn)千瓦。 公司在運(yùn)項(xiàng)目極為優(yōu)質(zhì)，風(fēng)光發(fā)電利用小時(shí)數(shù)均超全國(guó)平均水平。公司背靠江蘇 省沿海開發(fā)集團(tuán)、鹽城市國(guó)能投資、江蘇省農(nóng)墾集團(tuán)，平價(jià)風(fēng)電、“光伏+”綜合利用 和分布式光伏項(xiàng)目資源豐富。海上風(fēng)電方面，江蘇省十四五規(guī)劃超 12GW，首批 2.65GW 海風(fēng)項(xiàng)目中，控股股東國(guó)信集團(tuán)牽頭的聯(lián)合體競(jìng)得大豐 0.85GW 項(xiàng)目。根據(jù)公司公告， 待大豐項(xiàng)目滿足注入上市公司的條件

60、后，控股股東將優(yōu)先以公允價(jià)格向公司轉(zhuǎn)讓其持 有的大豐項(xiàng)目公司的股權(quán)，并通過股權(quán)委托管理協(xié)議，將其持有的項(xiàng)目 51%股權(quán) 立即委托上市公司管理。圍繞特高壓送江蘇通道，公司將發(fā)揮自身優(yōu)勢(shì)，在送端持續(xù) 獲取項(xiàng)目資源。公司應(yīng)收賬款 19.76 億元，其中 19.5 億元來(lái)自江蘇省電力公司，主要系新能源 補(bǔ)貼，隨著補(bǔ)貼發(fā)放，公司持續(xù)發(fā)展能力獲得強(qiáng)化。公司 2021 年對(duì)生物質(zhì)發(fā)電計(jì)提 2.18 億元減值，主要系全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)殆盡，且燃料成本過高，失去了 持續(xù)運(yùn)行的價(jià)值。2021 年，生物質(zhì)發(fā)電資產(chǎn)包袱已卸，2022 年，欠補(bǔ)發(fā)放有望解決 應(yīng)收賬款，風(fēng)光發(fā)展基礎(chǔ)扎實(shí)，將使公司成長(zhǎng)性凸顯。 HYP