新能源行業專題報告：綠電儲能進軍電力市場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，電力市場化在全球范圍內得到了快速的發展。我國也于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《關于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”SpotMarket，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，這對于絕大多數的商品都是成立的。但是電力并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，“CurveMarket”

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。數量決定質量對于絕大多數商品，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。但是對于電力，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，經過潮流分解后，可以發現，用戶使用的電力大多并不來自于交易對手。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，并且交割過程不會影響交割的數量。由于電力是個曲線產品，運行過程會有難免有些波動，并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，并且處理大的偏差，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并網用電，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。這就對系統軟硬件設計、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并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。這在新能源發電量占比較低時，不會有太大問題。隨著新能源發電量占比不斷攀升，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”，核心改什么？市場是由某種物品或服務的買者與賣者組成的一個群體，在里面自由地簽訂合約，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，并且全部采用實物交割、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，并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。由于電力交易組織復雜，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。對于功率調節特別迅速的用戶，前一小時的出力并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。對于類似核電、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，要么不成交，要么全部成交，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。由于電力市場的特殊性，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復雜機制的理解，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《售電公司準入與退出管理辦法》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《關于有序放開發用電計劃的通知》（發改運行〔2017〕294號），明確2015年9號文以后新核準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，《國家發展改革委關于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愿參與。2022年6月7日，國家發改委、國家能源局發布《關于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、分布式電源等，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：由于電能能量與電能質量高度相關，并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占比越來越高，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。隨著新能源占比提升，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。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，不利于市場化改革進程。尤其對于綠電，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。1.42022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、國家能源局正式批復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《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》的基礎上，又發布《關于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于綠色低碳，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。2.1十余年探索，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）和自愿減排量（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》第一期承諾期結束后，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《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》，批準在北京、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后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，主要由于制度不完善、配額盈余、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，并且，由于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于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于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《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》的規定，經其備案并在國家登記系統登記的自愿減排項目減排量。CCER項目于2015年1月正式啟動交易，但是國家發改委于2017年3月公告暫緩受理溫室氣體自愿減排交易備案申請，但不影響已備案的溫室氣體自愿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。由于2021年煤炭價格大幅上漲，典型火電企業的燃料成本占比普遍從70%提升至了80%。由于火電行業碳排放核算較為清晰，社會碳排放量占比高，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，基準值相對寬松，大多數企業獲得的免費配額足以用于履約，盈余量約7%。因此對于大多數火電企業，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，相當于現行煤電標桿上網電價的1.2%-2%。另外，靈活性改造使得煤電機組后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《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿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愿認購規則（試行）》，提出“建立可再生能源綠色電力證書自愿認購體系”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，并被寄望于減輕財政補貼壓力。但是，由于《通知》中明確規定，綠色電力證書經認購后不得再次出售，且價格較高，對下游用戶的吸引力大幅降低，認購很快便趨于清淡，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，基于對綠色電力價值的認可和未來的期許，下游用戶認購意愿大幅提升，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臺的數據，自2021年7月份綠電交易試點逐步開始以后，不帶補貼的綠證價格基本維持在30-50元/張的范圍，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愿認購綠證，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的關系進一步理清，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，配額盈余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系以及煤電燃料成本變動影響較大，并且中短期內，這部分的變動仍將占據主導地位。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，只能采用自發自用的方式，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，自發電的冗余也將最大。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于最低的那些電源。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。電力市場并非如此，因為它是一個物流網絡，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，省級共用網絡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于“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于靈活穩定的需要，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，因此系統對于靈活性的需求陡然提升。核電對于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。相對于調峰，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），并且處于一個局部地區，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占比上限。由于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占比。因此，欲使風光裝機占比提升至50%以上，儲能在系統中的占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。但是對于調峰，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，雖然可以采用棄風棄光、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于短時大幅調頻、短時調峰，抽水蓄能等重力儲能形式適用于短時較小幅調頻、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，我們認為根源在于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于到日前這個時間段，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、居民用戶等并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于儲能，既然可以確定交易時間，有清晰的價差預期，那么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。鎖定谷電價后，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，由于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里面。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，占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《南方區域電力并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

《南方區域新型儲能并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，云南、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。我們再假設這29.055億元并非出自容量電價，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《南方區域新型儲能并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于調峰，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，對于抽水蓄能而言，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于能量平衡，有功輔助服務也服務于能量平衡，兩者實際上起完全相同的作用，那為什么要分這兩種機制呢，對相關主體有什么影響？我們認為主要有三點區別：技術可行性、定價與費用分攤。現貨市場時間分辨率無法無限小，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，那么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，由于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