绿电系列12——双碳巨轮驱动绿电与储能价值流转

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昨天和大家分享了绿电系列的第十一部分：现货市场与有功辅助服务的本质区别

今天和大家分享第十二部分：双碳巨轮驱动绿电与储能价值流转

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，促使各类主体各司其职、物尽其用，助力双碳目标达成。

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。

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。

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付费服务（零碳工厂、零碳园区）：

1、个人和企业层面的碳排放管理、碳资产管理培训

2、上市企业组织层面碳盘查、产品层面碳足迹、碳中和规划、碳配额资产托管、国内外碳信用申请和交易（CCER、林业碳汇、VCS、GS等）