电碳市场环境下的新能源及储能的发展新机遇及潜力预测

全国碳市场的建立与电力市场的不断完善，给新能源及储能发展带来新机遇，解构新能源、储能的核心价值及对应的市场空间，核心观点如下：

1.新能源更大规模发展将带来系列问题，新型电力系统提供了整体解决方案。电力系统是我国最强大的能源基础设施，依托无处不在的电网支撑新能源的发展，是实现“双碳”战略最主要的路径。充分考虑政策、产业、市场、技术等约束因素，解决新能源随机波动性、低抗扰性和弱支撑性等问题，在安全、经济、环保几个方面实现各方可接受的平衡，是发展新型电力系统的整体目标。

2.建立健全的市场机制是构建新型电力系统的重要方面。新能源具有低边际成本、高系统成本以及绿色环保的特性，构建完善的市场机制：通过电碳市场联动体现新能源绿色环保的价值；通过辅助服务、容量市场等电力市场新品种的设计，促使新能源通过自建和购买调节资源，是实现新能源与电力系统协同发展的重要条件。从最近发布的政策来看，能源主管部门正在推进针对新能源不同特性的市场的建设。

3.全国碳交易市场是能源绿色价值定价的场所。碳排放权交易市场基本原理在于构建“碳资产”来衡量碳排放权的稀缺性，以“总量-交易”的原则通过确定社会排放总量，允许自由交易来实现碳资产定价，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型。一定的流动性是碳市场可持续发展的生命线，当前市场流动性仍较差，但是9月最后几个交易日的交易量逐步放量，特别在9月30日，创下了开市以来单日最大交易量。随着全国碳市场的扩围和新产品的丰富，碳市场价格及交易量仍值得期待。

4.绿电市场使新能源绿色价值凸显。绿电交易市场通过体制机制创新，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道。绿电市场中，绿证代表的环境价值与电量价值并轨及统一出售，实现了交易中的溢价（附加电价），也实现了绿电与绿证的“电证合一”，以此提升新能源进入电力市场的意愿。推进绿电减碳效果在全国碳市场及国际上得到认可，能降低控排企业在碳市场的履约成本，化解出口企业被征收“碳关税”的风险，同时可再生能源超额消纳量在能源“双控”中不被考核，此三点是绿电市场产生较高溢价的主要原因。与申请CCER资产相比，由于CCER受到抵消比例限制，通过绿电市场实现新能源的绿色价值相对来说更具普遍意义，理论上，电碳两个市场充分联动下，绿电溢价应与对应的碳配额价格挂钩。

5.通过市场手段促进新能源建设或购买调峰资源，是储能发展的重要推动力，也是绿电市场持续扩大的支撑。如果新能源作为主体能源大规模进入市场，当前针对绿电交易结果的优先交易组织和执行难以为继，入市新能源必将需要考虑自身发电曲线并接受偏差考核，迫使新能源自建或购买调峰资源。近期发改委、能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》已初见政策方向，通知要求超过电网企业保障性并网以外的新能源初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上），采用自建、合建或购买的方式配置调峰能力。较长时长储能迎来发展机遇，以此推算，新型储能在“十四五”期间将有10倍容量增长，“十五五”期间仍有4倍容量增长。同时，由于火电灵活性改造成本较低，且在电力系统中保持必要容量的火电机组是维持电力系统惯量与稳定性的重要基础，10亿千瓦级别的火电灵活性改造也能产生万亿级别的市场。当然，新型储能与火电灵活性改造具有此消彼长的关系，后续取决于两者技术发展与成本的对比。

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