2022年是电力市场改革全面提速的一年，除已启动的14个试点地区外，其余地区也将尽快开展现货市场建设。同时，绿电储能等新主体相关交易细则、顶层改革文件均已下发。我们认为，市场化改革提速使绿电储能的商业模式、盈利能力将出现明显的边际变化，孕育着巨大的投资机遇。
电力市场功能逐渐完善，多层次市场体系初显
中长期市场作为市场基石并起到控价作用，现货市场提供价格信号并发挥调峰功能，辅助服务市场为电能质量治理与备用应急能力定价，省间电力市场聚合全国资源进行更大范围优化配置。未来还将有容量市场作为全社会用电保险，并在电力金融市场中进行电力资产管理与交易风险对冲。
碳市场已步入正轨，电碳传导体现绿电价值
碳排放市场建设硕果累累，双碳目标将促使纳入更多行业、实施有偿递减配额，碳价有巨大上行空间。对比欧洲80-90€/t碳价，我国50元/t的碳价有10倍增长空间，按绿电减排0.877tCO2/MWh进行测算，则对应绿电环境溢价约为0.49元/kWh-0.55元/kWh，增长空间巨大。欧洲碳中和也仅处于初期，碳减排驱动下，未来全球的碳价增长潜力均较大。绿电运营商作为碳产品的生产制造商，也将具备很大的增长潜力。
储能运营商承接绿电价值再分配
相比于绿电运营商主要卖“碳”，储能运营商将承接其大部分卖“电”的能力，并获取相应的报酬。获取报酬的主要途径为辅助服务以及电力现货市场。根据《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》，广东省新型独立储能调峰补偿价格为0.792元/kWh，已超过广东绿电交易中长期电价，并大幅超过抽水蓄能的度电成本。随着绿电渗透率的提升，储能运营商尤其是抽水蓄能运营商的盈利能力还将不断强化。
双碳目标下碳市场、电力市场、绿电、储能之思辨
双碳目标需要付出成本，经济发展或需要降低成本，矛盾之下，未来大致有三种情景：1）碳市场全面提速，碳价格充分体现环境溢价，绿电价格上浮明显，依靠电力市场再分配给储能，储能商业模式打通，装机迅速发展，卖碳卖电互不耽误；2）碳市场发展缓慢，绿电消纳行政成份大，主要通过提高调峰补偿或储能容量价格刺激储能装机，环境溢价将跳过绿电直接体现在储能补偿之中；3）慎重提升终端成本，储能装机缓慢，绿电消纳困难，双双增长乏力。调和矛盾的重要途径包括：1）开发低成本快装机储能技术；2）电网柔性互联，以空间换时间；3）绿电降本提效，开发新型技术。
投资建议：
绿电运营商建议关注全国性龙头三峡能源、龙源电力，以及较发达省份区域性龙头，如江苏新能、浙江新能、中闽能源等；储能运营商建议关注抽蓄巨头文山电力、抽蓄新兵湖北能源、以及固体重力储能先锋中国天楹。
风险提示：
1）市场建设缓慢；2）电力交易价格风险；3）电力需求放缓。
