电力及公用事业行业深度报告：绿证和碳市场稳步发展，协同助力能源结构转型

绿证制度经历四个发展阶段，最终明确其唯一性、流通性和权威性。绿证制度四阶段分别为补贴绿证、平价绿证、绿电交易下的绿证、绿证地位确定。 补贴阶段从2017年7月至2019年1月平价绿证项目进入市场，2021年1月开始实行配额制，2021年9月国家开展绿色电力交易试点，探索“证电分离”、“证电合一”的可行性，2023年8月出台文件，标志着绿证制度完善，地位确定。配额制形成的强制购买市场使得2021年绿证认购率从0.02%上升至7%，2022年8月三部委发文明确“绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证”，2022年8~12月，绿证核发量近1400万个，是当年前7个月核发量的2.1倍；绿证交易量达757万个，是前7个月交易量的3.6倍。 截至2023年9月22日，今年绿证已核发8092万张，交易量3813.5万张，认购率达到47.13%，在政策引导和市场推动下绿证市场逐渐活跃，平价风电、光伏项目核发绿证占比达到69.02%、83.67%，2021年至今环境权益价格自0.05元/千瓦时平缓下降至0.04元/千瓦时。 绿电交易将于绿证交易长期共存、优势互补。绿色电力交易是电力市场化交易的绿证，价格机制分别明确电能量价值及环境权益，是消纳绿电的直接方式，交易电力的同时提供绿证。在绿证地位没有确立前，我国以绿电交易作为主要手段、绿证交易作为补充措施，共同构成绿色电力的市场价值体系。 因绿电交易体现了环境价值在供给侧和需求侧的传递效果，前期市场认可度及流通性高，自2021年9月开始到2022年底，全国累计绿电交易电量达到518.66亿千瓦时，远高于2021年和2022年两年绿证总交易量103亿千瓦时，随着绿证的主要作用从最初减轻新能源补贴压力、完成消纳权重，逐渐扩大至作为可再生能源消费核算基础，今年的绿证交易量有明显的上升趋势，截至2023年9月22日，绿证交易对应电量已达到381.35亿千瓦时。两者在不同交易机制下的价值逐渐趋同，绿电交易中的环境权益定价将等同于绿证成交均价。 “配额+绿证”形成强制性交易市场，从消费测促进新能源行业发展。可再生能源消纳责任权重可以解决我国在可再生能源中长期发展中面临的消纳责任问题，以省级为单位、年为周期进行消纳责任权重考核，设定额度从消费侧限制非可再生能源使用、促进可再生能源消纳，同时开展超额消纳量与绿证交易市场，为平价时期新能源发电项目获得环境权益提供交易对手、缓解补贴延缓发放带来的现金流压力。 强制性分配碳排放权，CCER重启增加配额抵消储备。碳交易市场核心任务是为了降低碳排放，政府对各高排放行业及企业划分排放权重/碳配额分配，参与实体的实际排放量与发放量差距产生盈余或不足，形成碳排放权的供需，利用市场化手段对配额进行定价，从而形成碳交易流通，并通过不断缩减配额量，实现行业和总量的减排。自全国碳交易市场上线至2023年9月26日，我国CEA市场累计交易量2.85亿吨，成交均价为48.84元/吨，三年成交均价分别为42.85、55.3、62.23元/吨，共形成约140亿体量的交易市场。CCER作为碳市场中CEA的抵消清缴工具，因施行过程中存在温室气体资源减排交易量小、个别项目不够规范等问题，于2017年3月起暂停CCER项目备案，因此碳配额第二个履约周期可用的存量CCER项目有限，76%的存量CCER项目来自可再生能源电力企业。近期国家重启CCER信号开始频繁释放，可再生能源企业不仅为碳市场提供增量CCER，也扩大了实现环境价值的市场交易规模范围，促进行业持续的发展。 碳、电市场不断完善机制、扩大规模，两者联动对低碳发展有重要意义。在我国碳市场初级阶段，拟纳入电力、钢铁、建材、航空、有色、石化、化工、造纸等八个高排放行业，发电行业作为首个纳入全国碳市场的行业。生态环境规划部在2023年5月召开“扩大全国碳市场行业覆盖范围专项研究”工作会议，认为当前碳市场扩容条件已基本成熟，并在6月陆续召开石化、建材、钢铁行业纳入全国碳市场转型研究工作会议。碳市场和电力市场不断完善机制和扩大规模，为碳-电市场有效联动提供基础，进而促进能源结构转型。 从用户侧看，部分地区出台绿电零碳排放政策，使用绿电不计碳排放，导致用电侧碳配额富余、碳价下降；从发电侧看，国家在碳价下降后收紧碳配额使碳价回升，并增加化石能源发电成本，从而影响其在电力市场中的报价，让有碳排放的电源品种承担更高的成本，推动发电侧转型。 风险提示：宏观经济下行风险、政策推进不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、市场电价波动风险、模型假设偏离预期等。 1.绿证地位确定，明确环境价值核定及疏导路径 2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，对绿证核发、交易、应用和消费等问题进行了明确，标志中国在促进环境保护和可持续发展方面迈出了重要的一步。 1.1绿证政策完善，明确其唯一性、流通性和权威性 1.1.1绿证制度的四个阶段：补贴绿证、平价绿证、绿电交易下的绿证、绿证地位确定 补贴绿证阶段（2017年7月-2019年1月）：绿证制度于2017年1月由国家发改委等颁布，于同年7月启动可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，补贴目录中的陆上风电和集中式光伏可以申请绿证，挂牌上限价格为项目的电价附加补贴标准（批复上网电价-燃煤标杆电价），发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，未出售绿证对应的电量部分仍享受原有补贴。此阶段绿证实施的主要目的是减轻新能源补贴发放压力以及促进绿色电力消费，自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，处于有量无市的静默阶段。 平价绿证阶段（2019年1月-2021年9月）：绿证适时衔接新能源平价上网时代，核准范围扩大。2019年1月国家发改委和能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，明确风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目可以申请绿证，通过绿证交易获得合理收益补偿，以及促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。 配额制实施：2019年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确可再生能源电力消纳责任权重，承担消纳责任的主体可通过补充（替代）方式完成消纳量，向超额完成年度消纳量的责任主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，也可自愿认购绿证对应的可再生能源电量等量计为消纳量。 2021年1月1日开始实行配额制下的绿证交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模。 绿电交易下的绿证阶段（2021年9月-2023年8月）：2021年9月，国网、南网公司开展绿色电力交易试点，和绿证“证电分离”的方式不同，绿电交易为“证电合一”，由国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心进行绿证核发并转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。市场建设初期主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时将逐步扩大至符合条件的水电。 绿证制度完善，地位确定（2023年8月-）：2023年8月3日，发改能源〔2023〕1044号进一步健全完善绿证制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用。 图表1：最新绿证政策详情（发改能源〔2023〕1044号） 1.1.2随着绿证制度的完善，核发及认购数量快速增长，市场活跃度提升 绿证在自愿认购阶段交易量低迷，2017年7月至2020年底，全国累计核发绿证约3017万个，累计认购数量约为6700个，认购率仅有0.02%。认购率低迷的原因有：（1）在未配合消纳权重制度之前，绿证对于认购方来讲实际意义有限，因此需求量不高；（2）出售方挂牌价格与补贴水平相同、降价意愿低；（3）政策未确定是否可转让导致较弱的流动性。 2021年、2022年分别有刺激性绿证交易政策出台：(1)2021年绿证作为配额制辅助手段形成强制购买市场后，当年全国核发绿证876.6万个，交易数量61.3万个，认购率约为7%。(2)2022年8月15日三部委发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，同时明确绿证原则上可以转让，扩大绿证市场需求和流动性。2022年8~12月，绿证核发量近1400万个，是当年前7个月核发量的2.1倍；绿证交易量达757万个，是前7个月交易量的3.6倍。 2022年全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2023年9月22日，全年已核发绿证8092万个，交易数量为3813.5万个，认购率持续提升至47.13%，展望2023年全年绿证交易市场相较2022年将有更大突破。 图表2：2017-2023年9月22日历年绿证核发量、交易量、认购率 绿证项目分成风电项目（全部、补贴、无补贴）和光伏项目（全部、补贴、无补贴）。根据中国绿证认购平台数据，截至2023年9月22日，我国累计风电项目绿证核发量为7868万个，其中补贴和无补贴分别为3606、4256万个，占比分别为45.83%、54.1%； 光伏项目绿证核发量为6178个，其中补贴和无补贴分别为967、5211万个，占比分别为15.65%、84.35%。认购率方面，风电项目平均认购率为28.89%，补贴和无补贴项目认购率分别为19.53%、36.86%；光伏项目平均认购率为41.62%，补贴和无补贴项目认购率分别为43.44%、41.29%。 图表3：风电/光伏全部/补贴/无补贴项目绿证核发量、挂牌量、交易量、认购率 各省份开展绿证交易情况不同，核发量与地区风光资源分布相关，绿证通过绿证认购平台进行交易，没有地区限制，可以在省内或省间交易，实际交易量与补贴项目占比和价格，以及省内、省间需求、价格等因素相关。 分省份绿证（全部）交易情况： （1）风电核发量排名前五的省份有：吉林、河北、黑龙江、内蒙古、甘肃；挂牌量排名前五的省份有：吉林、黑龙江、河北、辽宁、内蒙古、宁夏；交易量排名前五的省份有：河北、吉林、黑龙江、江苏、广西、内蒙古。其中，风电绿证核发和交易量均排名前三的吉林、黑龙江、河北的风电认购率分别为30.1%、30.1%、55%，内蒙古、广西、江苏的风电认购率分别为19.5%、47.1%、72.9%。 （2）光伏核发量排名前五的省份有：宁夏、山东、河北、甘肃、黑龙江；挂牌量排名前五的省份有：山东、河北、辽宁、甘肃、黑龙江；交易量排名前五的省份有：宁夏、辽宁、河北、广东、安徽。光伏绿证核发量和交易量均为全国第一的宁夏自治区，认购率达到55.6%；在交易量较高的情况下，江苏省的认购率达到79%，处于较高水平，说明绿电市场较活跃，辽宁省、河北省情况类似。 图表4：分省份累计绿证交易情况（2017.7.1-2023.9.22）—全部项目 分省份绿证（带补贴项目）交易情况： （1）风电核发量排名前五的省份有：河北、新疆、内蒙古、辽宁、山东；挂牌量排名前五的省份有：宁夏、河北、辽宁、吉林、四川；交易量排名前五的省份有：河北、江苏、福建、广西、广东。带补贴风电项目各省份差距较大，所选30个地区中11个地区带补贴风电项目认购率近似为0%，河北、广西、江苏、福建的风电认购率分别为52.7%、67.1%、52.6%、51.7%；北京、浙江、广东认购率为100%，到目前为止，风电绿证项目均为带补贴项目，没有无补贴项目。 （2）光伏核发量排名前五的省份有：宁夏、青海、河北、江苏、新疆；挂牌量排名前五的省份有：新疆、江西、宁夏、江苏、云南；交易量排名前五的省份有：宁夏、江苏、河北、广东、吉林。