公用事业行业市场前景及投资研究报告：系统成本最优解电力市场化改革全景储能

证券研究报告（优于大市，维持）电力市场化改革全景图----寻找系统成本最优解2024年7月10日目录本篇报告中，我们将着力回答以下几个问题（1）从能源保供过渡到新型电力系统发展下的成本最优，140万亿的碳中和投资怎么投（2）现货市场为什么重要：电力现货市场如何运行，现货对不同省份、不同电源的影响几何，现货如何指导电力投资（3）改革对火水核风光的影响及投资建议章节目录1.

电力产业链全景图2.

电改核心政策和当前使命3.

信号灯----价格机制的形成4.

市场的三维展开：容量市场、辅助服务、碳市场5.

电源价值的立体体现：各美其美，美美与共2一、电力产业链全景图31.电力产业链及价格构成1.1电力产业链构成发电输电变电配电售电火电、水电、核电等主干高压及特高压网城市配网、农村各地供电公司独立售电公司企业居民一次能源配网售电业务逐步市场化独立发电商电网公司1.2终端电价前后对比：顺价完善，减少阻塞环节=---+政府性基金及附加税费输配电价线损费用终端电价上网电价（电网收入）（用户电费）（发电厂收入）（电网代收上交财政）（政府）+++++=上网电价输配电价线损费用系统运行费用政府性基金及附加税费终端电价（市场化形成）（准许收益）（电网代收上交财政）（政府）（按峰谷电价规则浮动）抽水蓄能容量电费辅助服务费用煤电容量电费（抽蓄电站收入）（煤电厂收入）代理购电电价在：0.44-0.52元/度之间，占比61-73%输配电价：0.13-0.20元/度之间，占比18%-26%上网环节线损电价：0.01-0.02元/度，占比2%-3%系统运行费折价：0.02-0.06元/度之间，占比3%-9%政府基金及附加：0.03元/度左右，占比4%非分时度电合计：0.688元/度注：各环节电价以江苏、上海、浙江、广东

2024年3月两部制大工业1-10千伏电价为例，各省略有不同4资料：，新能源定参公众号，中国政府网，证券研究所二、电改核心政策和当前使命52.1

健全多层次统一电力市场体系表：电力市场化改革重点政策整理时间相关机构政策/报告内容优化峰谷电价，建立尖峰电价，健全季节性电价机制和丰枯电价，明确分时电价机制执行范围；加强与电力市场衔接，未健全电价地区按峰谷时段及浮动比例执行。2021年7月将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，高耗能行业不受上浮20%的限制；有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场。2021年10月2021年10月国常会有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户都进入市场，全面推进电力市场建设，避免不合理行政干预。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2025年，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配臵。2022年1月明确绿证适用范围；规定能源局负责绿证核发和管理，对符合条件的可再生能源实现绿证核发全覆盖；表明绿证依托中国绿色电力证书交易平台，规定相关交易规则和收益归属；推进绿证应用、鼓励绿电消费。2023年7月2023年9月2023年11月明确电力现货市场建设路径，包括模拟试运行、结算试运行和正式运行的各个阶段。规范电力现货市场机制设计，如市场准入、交易品种、交易时序等。能源局能源局建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。按照新能源项目消纳成2024年2月能源局本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限。6资料：中国政府网，，能源局，财政部，新华社，证券研究所2.1

核心政策梳理

电价机制促进新能源发展：、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2025年，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配臵和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。在政策解读中提出：（1）为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，统筹利用全网调节资源、深度挖掘消纳空间。（2）新型电力系统下电力向低边际成本、高系统成本发展，电能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的交易品种，通过辅助服务市场、容量成本回收机制等补偿灵活调节资源收入，激发市场主体活力。

电力行业定位的转变：能源局《新型电力系统发展蓝皮书》提出，电力系统功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变。

需求侧发力促进清洁能源消纳：国务院《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右。2025年，非化石能源消费占比达到20%左右。资料：，能源局，中国政府网，证券研究所72.2

输配电价新规助力新型电力系统建设表：输配电价政策变化对比第二监管周期（2020年1月1日起执行）用户用电价格可分为居民生活、第三监管周期（2023年6月1日起执行）要素核心变化简化用户分类，推动工商业同价，不再区分大工业用电和一般工商业用电用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类用电分类

农业生产、大工业、一般工商业用电四类一般工商业及其他用户执行单一价格形式

制电价，大工业用户实行两部制电价不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，缩窄交叉补贴；促进电网形态向“大小网”兼容互补发展原则上按用电容量不同确定执行单一制电价或两部制电价工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、政府性基金及附加组成。参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。网损、系统运行费用单列，清晰反映各环节真实成本，为系统运行费用疏导创造空间，进一步强化电网准许收入监管价格组成工商业目录销售电价和输配电价并存的“双轨制”时期，输配电价通过对标电网购销价差确定涨（降）价金额后调整现行输配电价表核定在2021年国家全面取消工商业目录销售电价背景下，第三监管周期真正按照“准许成本+合理收益”原则核定输配电价按照“准许成本+合理收益”原则核定输配电价，从“管电价”迈向“管准许收入”输配电价核定选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按核定标准90%执行。对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升系统效率新增8资料：湖南，郴州，国家，中国政府网，证券研究所2.3

使命与动力核心目的及驱动系统成本优化能源保供新型电力系统发展（当下重点任务）（重要性逐步提升，与新型电力系统发展配套）（压力缓和但挑战仍大）资料：中国政府网，证券研究所92.4

新能源快速发展：机遇也是挑战新能源快速发展，矛盾不断产生。2023年全国光伏新增装机约216GW，风电新增装机约76GW，风光装机快速扩张，消纳压力不断加大。截至2023年，火电装机（含煤电+气电）对风光的保障比为1.3：1，我们预计2024年风光总装机将超过火电，火电对风光的保障比下降至1.1：1，2025或进一步降至0.9：1。图：火电和风光装机量变化（万千瓦）180000161083160000147833143571138987140000120000100000800006000040000200000133647132083129803124517119055105083758056350453496414732019202020212022风电+光伏20232024E2025E火电10资料：wind，证券研究所测算2.4

新能源快速发展：机遇也是挑战根据CPIA预测，

2024年保守情况下全球光伏新增装机约390GW，与23年持平，乐观情况下能够达到430GW，YOY+10.3%；2024年保守情况下我国光伏新增装机约190GW，YOY-12.4%，乐观情况下能够达到220GW，YOY+1.4%。图：全球光伏新增装机预测（GW）图：我国光伏新增装机预测11资料：中国光伏行业协会CPIA公众号，证券研究所2.4

新能源快速发展：机遇也是挑战根据CPIA预计，到2025年光伏项目造价将降至3元/瓦。图：我国光伏成本变化预测（元/W）图：我国光伏月度新增装机（GW）605040302010012资料：wind，CPIA《2023-2024年中国光伏产业发展路线图》，证券研究所测算2.4

新能源快速发展：机遇也是挑战风电项目收益率可观，但资源存在稀缺性。根据金风科技季度演示材料，23Q3风机全市场投标均价约1608元/千瓦，YOY-12%，QoQ-3%，降幅明显；23年9月风机全市场投标均价继续下探至1553元/千瓦。但因风电优质资源稀缺的特性，目前风电新增装机容量少于光伏。图：风机月度公开投标均价（元/千瓦）图：我国风电月度新增装机（GW）50004500400035003000250020001500100050002.0MW2.5MW3S4S平均13资料：wind，金风科技季度演示材料，证券研究所测算2.4

新能源快速发展：机遇也是挑战储能造价随碳酸锂价格下行。截至24年7月4日，储能电芯价格降至0.36元/Wh，同比下降45%。但受电价端影响，储能收益率仍不高，根据2023年广东电力市场年度报告，2023年储能参与现货日前市场平均充放电价差155厘/千瓦时，参与现货实时市场平均充放电价差177厘/千瓦时。图：储能造价随碳酸锂价格下行图：2023年1月储能电芯成本构成60.000.90.80.70.60.50.40.30.20.1050.0040.0030.0020.0010.000.00图：2024年1月储能电芯成本构成中国:平均价:碳酸锂(电池级,99.5%,国产,万元/吨)中国:价格:方形电芯:磷酸铁锂(国产，元/Wh)14资料：Wind，SMM储能公众号，证券研究所测算2.5

碳中和的投资测算根据主席在第75届联合国大会上的演讲，我国力争在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究》，预计2028年我国全社会碳排放达峰（2028/2030年我国全社会碳排放将分别为109/102亿吨）。根据北京大学能源研究院所发布《电力部门碳排放达峰路径与政策》，我国电力行业碳排放量约占总排放量超40%。双碳目标下，能源生产的清洁化以及能源使用的电气化将是碳达峰的主要路径。表：全社会二氧化碳排放及构成2028E102.376.317.28.82030E96.769.817.49.52035E77.151能源活动碳排放（亿吨）煤炭（亿吨）石油（亿吨）16天然气（亿方）10.111工业过程（亿吨）1311.7-5.90.2土地和林业（亿吨）废弃物处理（亿吨）碳移除（CCS和BECCS)（亿吨）全社会净排放（亿吨）-5.90.2-5.90.2-1-0.6109-0.71028115资料：全球能源互联网发展合作组织，证券研究所2.5

碳中和的投资测算表：碳中和的投资测算发布时间机构报告/论坛碳中和投资规模预测清华大学气候变化与可持续发展研究院2020/10《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》实现1.5℃目标导向转型路径需新增投资约138万亿元。中国投资协会和落基山研究

《零碳中国•绿色投资：以实现碳中和为目

在碳中和愿景下，中国在可再生能源、能效、零碳技术和储能技术等七个领域可撬动2020/112021/42021/42021/42021/52021/62021/122022/42022/5所标的投资机遇》投资70万亿元。2030年前，中国碳减排需每年投入2.2万亿元；2030-2060年，需每年投入3.9万亿元（根据此计算，到2060年合计需要140.7万亿元）。中国人民银行行长易纲

“绿色金融和气候政策”高级别研讨会2021-2060年，我国绿色投资年均缺口约3.84万亿元。其中，2021-2030年均缺口约2.7万亿元，2031-2060年均缺口约4.1万亿元（合计约150亿元）。红杉中国《迈向零碳——基于科技创新的绿色变革》北京绿色金融与可持续发展研究院院长马骏《碳中和背景下的投资机遇和金融风险》

未来30年内，“碳中和”带来投资需求达500万亿元以上。为达成碳中和目标，2060年前中国在脱碳进程中需进行高达人民币127-192万亿元的渣打全球研究团队《充满挑战的脱碳之路》投资，相当于平均每年投资人民币3.2-4.8万亿元。碳达峰碳中和需要的资金投入规模预计在150-300万亿元之间，相当于年均投资3.75-7.5万亿元。中国人民银行副行长刘桂平

第十三届陆家嘴论坛中国金融学会绿色金融专业委员会按报告口径计算，未来三十年内我国在《绿色产业目录》确定的211个领域内将产生487万亿的绿色低碳投资需求。《碳中和愿景下的绿色金融路线图研究》能源基金会《聚焦稳增长：绿色投资支撑绿色复苏》

到2050年面向中国碳中和的直接投资可达140万亿元。为实现碳达峰碳中和目标，到2060年，我国新增气候领域投资需求规模将达约139万亿元，年均约为3.5万亿元。国家气候战略中心/《2022-2027年中国碳中和产业调研与投资未来30年，中国为实现碳中和目标，仅在能源相关基础设施建设领域的投资规模将达2022/112023/5中研普华研究院分析报告》到100万亿元。IMF副总裁朱民及其团队国是论坛之“能源中国”到2050年，中国碳中和累计投资规模约为180万亿元资料国，环保亚洲，渣打银行，中国金融学会绿色金融专业委员会，人民网，河北省自然资源厅，：清华大学气候变化与可持续发展研究院，落基山研究所，中国人民银行，红杉中16中研网，中国新闻网等，证券研究所三、信号灯----价格机制的形成173.1

现货交易：市场建设加速推进表：电力现货市场建设进度间断（小于一年）结算试运

不间断（大于一年）结算试模拟试运行阶段调电试运行阶段行阶段运行阶段2020年8月2021年4月2021年11月2021年12月2022年1月2022年6月福建山西2019年6月2018年12月2018年9月2019年6月2018年12月2019年6月2019年5月2019年6月2022年1月2022年6月2022年7月2022年6月2022年3月2022年7月2022年11月2022年6月2022年11月2022年12月2022年12月2022年12月2023年1月2023年5月2019年9月2019年7月2019年5月2019年9月2019年9月2020年5月2019年9月2019年9月2022年7月2022年11月2022年11月2023年1月2023年3月已完成2020年4月2019年9月2019年5月2019年9月2019年9月2019年9月2019年9月2019年9月2022年7月2022年11月2022年12月2023年1月2023年3月广东（南方区域）山东第一批甘肃蒙西浙江四川2021年12月江苏河南湖北第二批辽宁安徽上海江西2023年3月2023年4月2023年4月2023年5月2023年5月2023年7月2023年12月2023年12月2023年6月湖南陕西2023年12月2023年9月2023年11月2023年12月冀南其他重庆宁夏青海新疆资料：国家能源局，中国政府网，人民网，四川电力交易中心，江苏省，河南省，18山西日报、新华社、人民日报、南方能源观察、国研网、青海省人民政府办公室、重庆市人民政府官网、宁夏

，南方电网报，青海省人民政府，新疆

等，

证券研究所3.2

市场电：广东现货电价图：广东电力现货市场交易价格（元/度）截至24年7月5日，广东24Q3日前燃煤现货均价为0.367元/度，YOY-7.4%，较燃煤基准价-20.7%；广东24Q2日前燃煤现货均价为355元/度，YOY-19.9%，较燃煤基准价-23.3%1.201.000.800.600.400.200.001/12/13/14/15/16/17/18/19/110/111/112/12022年2023年2024年燃煤基准价19资料：广东电力交易中心公众号，证券研究所3.2

市场电：山东现货电价图：山东电力现货市场交易价格（元/度）截至24年7月5日，山东24Q3日前现货均价为0.461元/度，YOY+0.8%，较燃煤基准价+16.7%；山东24Q2日前现货均价为0.392元/度，YOY-15.7%，较燃煤基准价-0.8%1.801.401.000.600.20-0.201000095009000850080007500700065006000550050004500400023/1/1

23/1/26

23/2/20

23/3/17

23/4/11

23/5/6

23/5/31

23/6/25

23/7/20

23/8/14

23/9/8

23/10/323/10/2823/11/2223/12/1724/1/11

24/2/5

24/3/1

24/3/26

24/4/20

24/5/15

24/6/9

24/7/4实际最高用电负荷(万千瓦，右轴)实时市场最高价（元/度，左轴）实时市场最低价（元/度，左轴）日前市场叠加容量补偿后的算数均价（元/度，左轴）燃煤基准价（元/度，左轴）实时市场叠加容量补偿后的算数均价（元/度，左轴）20资料：山东电力交易中心，证券研究所3.2

市场电：山西现货电价图：山西电力现货市场交易价格（元/度）1.401.201.000.800.600.400.200.00截至24年7月5日，山西24Q3日前现货均价为343元/MWh，YOY+18.5%，较燃煤基准价+3.2%；山西24Q2日前现货均价为344元/MWh，YOY-0.3%，较燃煤基准价+3.7%11.010.09.08.07.06.05.0日前出清电量（亿度，右轴）实时出清算术均价（元/度，左轴）实时出清电量（亿度，右轴）日前出清算术均价（元/度，左轴）燃煤基准价（元/度，左轴）注：2024年日前、实时出清算术均价均已叠加容量补偿资料

：山西电力交易中心公众号，

证券研究所213.2

现货结算价格：省内v.s省间，火电v.s绿电表：山西电力市场化交易结构电量（单位：亿千瓦时）均价（单位：元/兆瓦时）按发电类型划分结算情况2022年

2022年

2023年

2022年

2022年

2023年相对基准电价平均值Q2Q3Q1Q2383.96

1914.32

404.36250.05

497.97

255.04235.97

1086.73

260.07Q3Q1火电风电0.760.6827.160.077.261.28900.88171%1%334.35527.59868.27428.53277.91252.40394.87428.02266.54278.79277.16392.33省间现货结算情况光伏小计火电风电光伏小计火电水电风电光伏小计0.080.020.2359%162%29%-16%-24%19%29%-20%-16%-17%18%1.5227.25552.2571.0328.33651.61555.304.698.77316.14

1909.86378.8410.04248.25245.13372.44409.60425.75109.1533.28568.18428.733.93520.70130.8326.14677.68523.743.99402.66248.00197.43360.93402.33472.88337.48314.64451.24472.12省调现货机组结算情况259.84

271.28

268.51省调机组结算情况110.8644.66588.1772.9539.25672.19139.3340.63707.69249.77242.07360.45335.72315.00446.74250.89274.41369.8022资料：山西电力交易中心公众号，证券研究所3.3

现货电价促进新能源消纳火电顶峰发电：2022年迎峰度夏期间，山西晚高峰现货均价0.974元/度，是全年均价的2倍，部分时段高达1.5元/度。提升消纳：白天新能源大发期间，火电主动降低出力；晚高峰火电顶峰出力。图：山西省日前现货市场节点电价图：山西日内新能源、火电出力情况23资料：电力工业网，证券研究所3.3

现货电价促进新能源消纳图：分时电价——湖北（2023.9）图：分时电价——湖北（2023.10）图：分电源电价——新疆（2023）图：分电源电价——湖南（2023）24资料：能见公众号，飔合科技，证券研究所3.4

市场电：长期看，价格向中枢靠拢图：火电价格修复，水电跟随上涨（元/千瓦时）0.600.500.400.300.200.100.00火电水电核电风光20132014201520162017201820192020202120222023图：市场化占比较高的云南省交易电价持续提升（元/千瓦时）0.350.300.250.200.150.101月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20172018201920202021202220232024注：2013-2018年各电源平均上网电价来自平均上网电价为统计行业样本上市公司平均电价（2018年以后，资料

：国家能源局，中国政府网，历年全国电力价格情况监管通报，昆明电力交易中心，披露《历年全国电力价格情况监管通报》，2019-2023年各电源未25再披露全国的上网电价及销售电价）四、

市场的三维展开：容量市场、辅助服务、碳市场264.1

容量电价：煤电功能再定位2023年11月国家、国家能源局两部门发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》：1、煤电的重要性明显提升：充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。2、成本由下游分摊。3、再次强调电量电价市场化形成机制。表：分省容量电价测算20-22火电平均利用小时容量电价标准对应基准电价上浮2020-22火电平均利用小时容量电价

折合度电

对应基准电地区基准电价折合度电地区基准电价标准（元/度）

价上浮小时434828593842341034303594366336993713387539964073409442034252元/度0.37元/千瓦%小时428742914366441944404448445645314619461947374867497250495141元/度0.36820.41610.42070.332元/千瓦100100165100100100100100100100100100100100100元/度0.0230.0230.0380.0230.0230.0220.0220.0220.0220.0220.0210.0210.0200.0200.019%全

国云

南四

川河

南青

海黑龙江上

海吉

林辽

宁天

津贵

州海

南湖

南重

庆广

东河

北湖

北广

西山

西江

苏山

东浙

江陕

西福

建宁

夏安

徽甘

肃内蒙古江

西新

疆6%6%9%7%6%6%5%6%6%8%5%7%7%5%8%0.33580.40120.37790.32470.3741651651651651001001001001001001001651651000.0580.0430.0480.0480.0280.0270.0270.0270.0260.0250.0250.0400.0390.02417%11%13%15%7%0.3910.39490.41530.35450.39320.25950.38440.29780.29320.41430.250.41550.37310.37490.36550.35150.42980.37790.39640.4537%7%7%7%7%6%11%10%5%27资料：Wind，，国际能源网，证券研究所测算4.2

辅助服务：新能源增加辅助调峰需求截至23H1，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%（2019年为1.5%，海外平均水平3%以上）。从结构上看，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。图

电力辅助服务分类调峰VS调频一次调频二次调频调频调峰：为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。电力辅助服务分类基本调峰深度调峰启停调峰非旋转备用有功平衡服务调峰备用调频：电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。旋转备用基本无功调节无功平衡服务有偿无功调节事故应急及恢复服务28资料：《电力辅助服务管理办法》《关于印发<湖南省电网火电厂调峰管证券研究所理办法>的通知》，北极星售电网，电工之家，4.2

辅助服务：新能源增加辅助调峰需求2024年5月印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》中，将新型储能2025装机规划由此前的3000万千瓦以上调高至4000万千瓦。截至2023年底，我国在运新型储能装机规模为3139万千瓦，其中2023年新增2260万千瓦。图：储能技术的分类表：关键储能技术对比循环寿命/次储能技术

响应速度

能量密度

效率/%成本/元/KW储能技术抽水蓄能

秒至分钟级

很低75~85＞10000

1000~6000物理形式化学形式电化学储能毫秒级毫秒级很高高90~100

2000~30002000~3000（锂电池）电化学储能机械能电磁场能60~95

2500~3000500~1000（铅酸电池）动能：飞轮储能电场能：超级电池储能：铅酸、锂离子储能等机械储能（压缩空气）电容器秒至分钟级

较低80＞10000

3000~4000势能：抽水蓄能；CAES（压缩空气储能）热储能氢储能秒至分钟级

适中秒级

较高50~9025~85＞10000

500~4000磁场能：超导磁储能相变储能20000~500约100000资料：陈启鑫;

房曦晨;

郭鸿业;

何冠楠;

张达;

夏清《储能参与电证券研究所资料：徐谦;

孙轶恺;

刘亮东;

章坚民;

张利军;

朱国荣《储能电站功证券研究所力市场机制：现状与展望》

，能及典型应用场景分析》，294.3

碳市场：机制亟待接轨表：欧盟碳边境调节机制（CBAM

）的主要内容执行进程时间点过渡期正式生效期2023.10.1-2025年2026年征收范围首批纳入钢铁、铝、电力、水泥、化肥、有机化学品、塑料、氢和氨行业。直接排放和外购电力产生的间接排放。欧盟CBAM的温室气体排放与欧盟ETS所涵盖的温室气体排放相对应，即核算范围核算方式二氧化碳（CO

）、氧化亚氮（N

O）和全氟碳化物（PFCs）。22电力采用默认值计算，其他进口产品采用实际排放值计算。如果在进口货物时无法获得实际排放量，进口商可暂时根据默认值确定需要购买的证书数量。无需付费，仅需履行报告义务。非欧盟生产商告知欧盟授权进口商碳排放信息，进口商按要求于每年5月31日前申报上一年进口到欧盟的产品总量和所含碳排放量，并购买相应CBAM证书。征收方式碳价（CBAM证书价格）///根据EUETS每周的二氧化碳排放限额的平均拍卖价格计算。年度结算方式，欧盟进口商在每年5月31日前申报上一年进口到欧盟的货物数量及其碳排放量，同时上交与碳排放量对应的CBAM证书。结算方式免费配额现有的免费配额将削减将从2026年开始，直到2034年所有免费配额退出。每年5月31日之前，未向CBAM当局提交与上一年度进口货物中对应排放的若干CBAM证书或提交虚假信息的，罚款力度为上一年度CBAM证书平均价格的三倍，同时仍需向CBAM当局交出未结数量的CBAM证书。惩罚力度收入用途//用于欧盟预算，支持最不发达国家实现制造业脱碳。资料百家号，易碳家公众号，屠新泉《欧盟碳边境调节机制及贸易影响分析》，：中国能源杂志社公众号，武汉大学气候变化与能源经济研究中心，中国商务新闻网30证券研究所4.3

碳市场：机制亟待接轨24H1欧洲碳市场均价为64欧元/吨（YOY-26%），我国碳市场（CEA）均价为87元/吨(YOY54%)，汇率换算后欧洲碳价493元/吨，为我国碳价的近6倍。图：欧洲碳价自23年末震荡回调（欧元/吨）

图：中国碳价持续走高，成交集中在履约期前250020001500100050011010090120.0100.080.060.040.020.00.08070605040030期货结算价(连续):欧盟排放配额(EUA)成交量（万吨，左轴）成交价（元/吨，右轴）表：碳价与绿电溢价换算表（90元/吨碳价对应绿电溢价约0.072元/度）对应碳价（元/吨）102030405060708090100绿电溢价（元/度）

0.0080.0160.0240.0320.040.0480.0560.0640.0720.08资料：Wind，王彦哲等《中国核电和其他电力技术环境影响综合评价》，

证券研究所31五、

电源价值的立体体现：各美其美，美美与共325.1“十四五”电力行业投资主线图：“十四五”电力行业投资主线新能源为主要增量，激励投资保供电火电增容控量，保障稳定收益核电加速扩张两条主线电源资产重新定价电网互联互通及灵活性提升推改革：关注效率提升的环节灵活性调节容量与储能市场定价探索需求侧管理33资料：证券研究所5.2

顶层设计：电力商品属性全面体现打破能源不可能三角，需依靠技术进步和电力市场化改革，是一个长期、循序渐进的过程。我们认为在当下新能源装机占比持续提升的过程中，系统主要矛盾集中在消纳环节，因此政策有望向提供稳定性及灵活性的电源倾斜。图：能源不可能三角（政府侧）图：能源不可能三角（行业侧）清洁（环境价值）转型廉价（电能量价值）稳定/灵活（安全稳定、容量价值）保供/安全稳价34资料：《BP世界能源展望》，中国社会科学院，证券研究所5.3

“十四五”各电源发展趋势展望表：“十四五”各电源发展趋势展望装机利用小时总电量电价辅助服务收入增加碳成本长期看通过容量电价保障稳定收益率火电水电增容控量先升后降小幅增长碳成本增加稳定，市场化后有上升空间（受政策约束强）跟随来水情况波动有绿电收入增加的可能稳步增长微增收入增加波动，受现货冲击最大绿电、绿证收入增加新能源核电快速增长核准加速面临消纳约束高增成本增加稳定在接近满负荷稳定，现行交易机制下跟随火电波动为主有绿电收入增加