2022年是電力市場改革全面提速的一年，除已啟動的14個試點地區外，其余地區也將盡快開展現貨市場建設。同時，綠電儲能等新主體相關交易細則、頂層改革文件均已下發。我們認為，市場化改革提速使綠電儲能的商業模式、盈利能力將出現明顯的邊際變化，孕育著巨大的投資機遇。

電力市場功能逐漸完善，多層次市場體系初顯中長期市場作為市場基石并起到控價作用，現貨市場提供價格信號并發揮調峰功能，輔助服務市場為電能質量治理與備用應急能力定價，省間電力市場聚合全國資源進行更大范圍優化配置。未來還將有容量市場作為全社會用電保險，并在電力金融市場中進行電力資產管理與交易風險對沖。

碳市場已步入正軌，電碳傳導體現綠電價值

碳排放市場建設碩果累累，雙碳目標將促使納入更多行業、實施有償遞減配額，碳價有巨大上行空間。對比歐洲80-90EURO/t碳價，我國50元/t的碳價有10倍O增2/M長Wh空進間行，測按算綠，電則減對排應0綠。8電77環tC境溢價約為0.49元/kWh-0.55元/kWh，增長空間巨大。歐洲碳中和也僅處于初期，碳減排驅動下，未來全球的碳價增長潛力均較大。綠電運營商作為碳產品的生產制造商，也將具備很大的增長潛力。

儲能運營商承接綠電價值再分配

相比于綠電運營商主要賣“碳”，儲能運營商將承接其大部分賣“電”的能力，并獲取相應的報酬。獲取報酬的主要途徑為輔助服務以及電力現貨市場。根據《南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則》，廣東省新型獨立儲能調峰補償價格為0.792元/kWh，已超過廣東綠電交易中長期電價，并大幅超過抽水蓄能的度電成本。隨著綠電滲透率的提升，儲能運營商尤其是抽水蓄能運營商的盈利能力還將不斷強化。

雙碳目標下碳市場、電力市場、綠電、儲能之思辨雙碳目標需要付出成本，經濟發展或需要降低成本，矛盾之下，未來大致有三種情景：1)碳市場全面提速，碳價格充分體現環境溢價，綠電價格上浮明顯，依靠電力市場再分配給儲能，儲能商業模式打通，裝機迅速發展，賣碳賣電互不耽誤;2)碳市場發展緩慢，綠電消納行政成份大，主要通過提高調峰補償或儲能容量價格刺激儲能裝機，環境溢價將跳過綠電直接體現在儲能補償之中;3)慎重提升終端成本，儲能裝機緩慢，綠電消納困難，雙雙增長乏力。調和矛盾的重要途徑包括：1)開發低成本快裝機儲能技術;2)電網柔性互聯，以空間換時間;3)綠電降本提效，開發新型技術。

投資建議：

綠電運營商建議關注全國性龍頭三峽能源、龍源電力，以及較發達省份區域性龍頭，如江蘇新能、浙江新能、中閩能源等;儲能運營商建議關注抽蓄巨頭文山電力、抽蓄新兵湖北能源、以及固體重力儲能先鋒中國天楹。

風險提示：

1) 市場建設緩慢;2) 電力交易價格風險;3)電力需求放緩。

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