一 碳视角看新型电力系统

1.1 新型电力系统概述——为双碳服务

电力系统需要从“电视角”转变到“碳视角”，电力系统的演化将转变为节能减排、低碳发展的“外力驱动”倒逼机制（包含外部碳因 素）。 ◼ 新型电力系统特征——清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能。 ◼ 供需平衡是电力系统的刚性约束，新型电力系统的核心动因是“碳”，关键途径是“数”。

1.2 电力现货市场运行情况

电力现货市场的运行需要模拟试运行、结算试运行、连续运行3阶段。 ◼ 此前仅山西明确虚拟电厂是参与交易主体，目前市场主体地位被顶层文件确定。

二 电力现货市场的投资逻辑线

2.1电力现货市场投资逻辑线——计量

完备的电能量计量系统是保障准确结算的必要条件。电力现货市场需要确定每个参与市场的发电机组的分时电量和用户侧每个计量点的 分时电量，计量周期由月缩短至15min，缩短约3000倍，因此电力现货市场的前提是改造电表，例如浙江2019年（统调发电厂与110kV以 上电力用户），2022年6月辽宁改造243.45万只电表后（2021年第二批试点）成功开展第一次模拟试运行。 ◼ 只要参与电力现货市场则必须计量装置，除非能提供准确度/精度均可满足的计算方法（通过其他表计算出来）。

我们预计 ◼ 发电侧：（1）新增风光将直接进入电力市场，存量风光通过减少保障利用小时数进入电力市场； ◼ （2）现货市场领先地区，集中式新能源报量报价（山西规则V13.0），独立储能报量报价（储能既是发电商又是电力用户，本 文大储作为发用两侧，单独工商业储能作为纯用户侧）； ◼ （3）分布式新能源逐步入市，报量不报价（安徽规则V4.0作为主体），虚拟电厂报量报价（分布式能源在虚拟电厂系统里实质 报量报价）； ◼ 用户侧：逐步拓展低压电力用户（2023年10月7日广东发布低压工商业用户参与市场交易试点，工商业用户480万户，400多万户为低压用 户，本次试点1.6万家）；工商业储能需要单独配置双向电表（2023年11月3日《浙江省用户侧电化学储能技术导则》（征求意见稿））。

我们选取电力现货市场发展较快的广东、山东、山西、内蒙古、甘肃及出台全国首个用户侧储能技术标准的浙江省，预计电力现货市场 带来的6省智能电表增量空间2023年为5.3亿元。

2.2电力现货市场投资逻辑线——虚拟电厂（催化剂）

根据2023年《电力需求侧管理办法》,全面推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常态化运行，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式 纳入电力平衡，方法：实施尖峰电价（用户侧）、拉大现货市场限价区间（发电侧）等。 ◼ 在政策、技术、补贴等理想条件下，纺织行业最高可实现35%左右的响应潜力，电解铝最大可调节负荷比例约22%，钢铁行业也能实现最 高约20%的调节潜力，水泥、玻璃、设备制造等行业的响应潜力也均在20%以上。

美国为例，工业用户挖掘灵活性具有优势。根据RMI，德国工业需求响应潜力可达10GW，约占全国最大负荷的13%，2020年美国工业部门 电力消费占比为19%，但是根据美国环境署，2021年美国通过需求响应机制实现削峰12GW，其中工业用户贡献了45.6%。中国的钢铁用电 占比较高，钢铁行业需求侧灵活性潜力的开发需求尤为迫切。

电力现货市场的投资逻辑线——虚拟电厂（悖论）关键驱动力：电力市场的进一步发展。（虚拟电厂实现365天实时高频交易）  经济性很好：河北省平山县营里乡：2019年建设虚拟变电站投资929万元，占地650平方米，与传统变电站相比节约投资73%，节省土地占 用95%，光伏利用率可以提高20%。  本质：各类分布式能源和用电需求组合在一起，被价格驱动形成新的更加低碳高效的用能习惯；最终形态应该是人人都是售电公司或每 个工商业企业都是电厂。 系统性悖论：如果垄断力量从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的建构秩序，必然失去虚拟电厂广泛参与者 的多种可能性。而如果虚拟电厂形成了基于价格的自发秩序，那么从某种程度可能对将对原有格局形成挑战。 

以德国为例，组建平衡基团（德国电力市场设计核心），虚拟电厂是负责平衡基团的电力交易公司上市的必备工具。 ◼ “隔墙售电”实际上是单节点下的最优解，但这对统一大市场下并不一定是社会福利最大化，若仅是“隔墙售电”，则必然是一种市场 割裂。例如，四川既要从西北受电又向沿海输电，若仅从四川视角看，这样的电力传输是不经济的，但在全国视角下，这样的资源配置 要更优。 

“增强版隔墙售电”加速推进。2023年10月12日国家能源局和发改委联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，其中 明确提到分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源参与市场。分布式能源参与电力市场，实际上是一种“增强版隔墙售 电”。虚拟电厂在更大范围内实现资源的优化配置，是分布式能源参与电力市场的重要催化剂。“增强版隔墙售电”将提升工商业储能、 分布式能源的收益，虚拟电厂作为重要催化剂尤其受益。

电力现货市场的投资逻辑线——虚拟电厂（空间）目前虚拟电厂处于0-1的过程中，因此市场空间的测算存在较多假设： ◼ （1）2025年虚拟电厂投资强度800元/kW，最大负荷调节能力为3%~5%； ◼ （2）2025年虚拟电厂调节电量占比2%； ◼ （3）响应电量中标价格参考a国电投中标广东省市场化需求响应价格和b浙江金华武义响应价格，早期推动虚拟电厂发展会有部分补贴， 假定2025年中标价格为0.15元/kwh； ◼ （4）虚拟电厂分成比例：参考参考2021-2022年广东市场化需求响应运行中虚拟电厂作为聚合商收益分成比例为24%，考虑到虚拟电厂处 于推广期，收益比例会有所上升，因此假定2025年虚拟电厂收益占比为30%。

2.3欧盟碳关税的重大冲击——电碳联动

2023年3月，欧盟碳价首次超过100欧元/t。 ◼ 欧盟碳市场收入从2017年开始增长了7倍，原因（1）碳价升高（2）覆盖范围扩大（3）免费配额逐步转为拍卖（目前免费比例为35%）。 2022年，欧盟碳市场收入420亿美元，同比增长23%。欧盟碳市场改革主要有3点：（1）原欧盟碳市场扩大范围，（2）建立全新欧盟碳市场并扩大范围，（3）CBAM（“碳关税”）。 ◼ 欧盟CBAM在2023年10月开始试运行，2026年正式实施，将征收进口产品原产国与欧盟之间的碳价格差价，碳计量范围包括间接排放，核 心就是“碳税全球同价”。

欧盟现有的免费配额将逐步退出，欧盟的碳价将进一步提升。欧盟的年度免费配额削减计划为（2026年：2.5%，2027年：5%，2028年： 10%，2029年：22.5%，2030年：48.5%，2031年：61%，2032年：73.5%，2033年：86%，2034年：100%）。

即使不考虑“欧盟碳关税”实施及免费配额减少的影响，假设欧盟碳价为100欧元/t，煤炭发电的生命周期碳排放因子为820 gCO2eq/kWh， 以2023年11月11日欧元汇率7.79，则煤电的碳成本为0.64元/kWh。 ◼ 根据商务部国际贸易经济合作研究院绿色经贸合作研究中心主任许英明的解答（1）目前欧盟不认可绿证，只认可绿电购电协议。低碳产 品不能减免碳关税（2）在一级市场中，碳排放配额大多由政府免费发放，由于没有支付对价，根据CBAM的规定无法抵扣碳关税。在二级 市场购买的碳配额可以抵扣但非常有限。

在欧盟“碳关税”冲击下，电碳联动有望加速。2023年8月，3部委发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源 电力消费的通知》，绿证全覆盖（包括分布式光伏），并明确推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协 调（电碳联动）。 ◼ CCER加速重启。生态环境部：2023年10月22日，发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，2023年10月24日，发布首批CCER项 目方法学（造林、光热、海上风电、红树林营造）。2023年11月16日颁布《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》《温室气体自愿减 排注册登记规则（试行）》《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》。 ◼ 碳足迹国标开始征求意见。2023年11月2日，国家标准《温室气体产品碳足迹量化要求和指南》开始征求意见。该文件在产品碳足迹影响 评价中增加了产品碳足迹计算公式和全球增温潜势（GWP）参考值。

2.4电力现货市场投资逻辑——大储IRR提升

1.山东独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）容量补偿（4）辅助服务（如爬坡服务，其中调频服务和现货目前只能2选 1）；山西独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）辅助服务（一次调频）（4）补贴。其中： ◼ （1）现货套利=发电侧平均峰谷价差*可用容量*系统综合效率*年使用天数； ◼ （2）容量租赁=租赁单价*可用容量*租赁比例 ◼ （3）容量补偿=发电侧容量补偿收入-用电侧容量补偿支出（独立储能既是发电厂商也是电力用户）； ◼ （4）一次调频服务收入=申报价格*调节里程*调频次数*K（一次调频性能指标）*年运行天数 ◼ 实际情况：根据兰木达数据，实际峰谷价差套利目前只能做到50%左右，其次随着新能源电力进入市场，2充2放策略很难。

我们对山西、山东独立储能IRR进行敏感性分析，发现 ◼ （1）若调频调用次数上升为1000次，K值提升到7，则IRR提升到10.4%，随着辅助服务费用逐步疏导到用户侧，辅助服务费用占电费的比例将提升， 独立储能在辅助服务市场的收益有望增厚； ◼ （2）现货市场价差对IRR影响很大，山东峰谷价差提升至0.6元/kWh，其他条件不变下，IRR提升3.8pcts； ◼ （3）若山东储能EPC价格为1.1元/Wh，其他条件不变，IRR提升1.8pcts，在此基础上若年运行次数达到360次，则IRR将提升至2.6%； ◼ （4）容量租赁的价格和比例承压，若山东容量租赁价格下降到200元/kWh·年，其他条件不变，IRR下降2.0pcts。 ◼ 综上，若现货价差为0.6元/kWh，年运行市场360天，储能EPC价格1.1元/Wh，储能电芯0.4元/Wh，其余情况不变下，山东独立储能税后IRR为5.7%。

2.浙江地区（暂时无法电力现货套利）100MW/200MWh独立储能电站 ◼ （1）容量补贴：前3年分别为2000、1800、1600万元（浙江暂时没有容量租赁指导价，此处暂不计入）； ◼ （2）调峰收益：参考《浙江省第三方主体参与电力辅助服务市场交易规则 (试行)》，填谷补贴不高于320元/MWh，顶峰补贴不高于1000 元/MWh；假设年运行300次；注：调峰与现货市场套利2选1 ◼ 调频收益：参考根据2021年4~6月第四次结算时，调频容量平均出清价格为117元/MWh，平均调频里程出清价格为8.85元/MW，调频容量按 15%额定装机出力 15MW，每天中标 12h，一年按 350 天计算:调频容量出清价 100 元/MWh; ◼ 调节里程出清价 8 元/MW: ◼ （3）现货市场套利：按350次充放，10年寿命，峰谷价差为583.9元/MWh。 ◼ 我们计算浙江地区独立储能IRR为7.6%。

2.5电力现货市场投资逻辑——火电灵活性改造

“煤电深调悖论”:核心在于“新能源平价上网不等于平价消纳”,即使在2021年新版辅助服务细则出来后，60%仍由火电集团掏钱，年度 输血200亿元以上。 ◼ 保供需要煤电增加（出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石，煤电是我国热发电机组主力）；煤电同时又是灵活性资源的供应主体。 保供和消纳新能源双重目标下，煤电必然需要深调，深调既存在安全问题，也存在经济问题。 ◼ 煤电容量电价的建立。2023年11月10日国家建立煤电容量机制，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元，煤电灵活性 改造有望提升，未来随着电力市场的进一步发展，我们预计容量补偿机制将逐步变为容量市场机制（即根据负荷确定容量电价水平）。

 

编辑：520中国