公用事业行业深度研究：海外视角看：新能源环境价值如何变现？

结合欧盟碳市场、国内碳市场、CBAM机制设计可见自发自用绿电、直接交易绿电的环境价值认可度更高。因此从落地性看，建议关注以综合能源管理为传统主业、拓展工商业分布式光伏的南网能源；建议关注可直接参与绿电交易、所在地区溢价接受度较高的江苏新能。 绿电环境价值变现是电改后续看点。 国内绿电行业从“带补贴”走向“平价”，经历“全电量可消纳+保量保价”、“全电量可消纳，保量保价+保量限价结合”阶段，正进入“全电量消纳难度加大，保量保价部分的绝对量/比例双降+剩余部分进现货市场”阶段，当前入市电量比例升至47%+、常规电量交易中折价幅度约为10%~50%。23年电改重磅政策——煤电容量机制出台、为煤电转型托底。往后看，“双碳”目标不改，绿电仍将向主力电源地位迈进，而体现环境价值是绿电“扬长”方式。 他山之石：欧盟破局点在“碳”。 绿电环境价值于长期购电协议PPA（付费主体为下游碳排企业）、现货市场（付费主体为高碳排电源+下游碳排企业，高碳排电源碳成本传导比例介于60%~100%、23年碳均价83欧元/吨，对应环境溢价约0.05~0.09欧元/KWh）、GO绿证（付费主体为下游碳排企业，环境溢价约0.01欧元/KWh）均可体现，前两种变现方式采用碳-电联动机制，与碳价及碳市场紧密连接。 回顾欧盟碳市场碳价持续翻倍之路：供/需多因素调节下碳市场价格走强，拍卖收入再用于绿电扶持。①供给要素：总量控制趋严，拍卖配额比例提高，碳信用等抵消选项减少，短期/长期的富余配额回收机制建立；②需求要素：碳排核查的覆盖范围扩大，俄乌战争后气价波动，疫后经济预期修复，每年设置固定履约时点。 现货市场的环境溢价逐步可覆盖度电成本：以22年内碳成本与光伏/陆风度电成本作比较，可见60%可传导情景下碳价即可覆盖陆风度电成本，22年欧洲光伏开发成本有所上行、需80%~100%完全传导方可覆盖度电成本。 国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行，碳市场-电力市场平行体系或更适合我国国情。 全国碳市场电力行业100%免费配额扭曲碳价信号，电力市场化尚未改革完全，采用欧盟碳-电联动机制难以传导碳成本将加速火电产能出清、有违保供目标；同时，为水电/核电等清洁电源带来额外收益，有违匹配低价用户的初心。因此，绿电使用量对应碳排记“0”、绿证抵消可再生能源消纳责任权重等定向支持方式更为可行。基于环境溢价与对应当量碳价水平趋同的假设，度电环境溢价应在0.07~0.5元/KWh（下/上限分别对应国内碳价70元/吨、CBAM机制下EUA最新价61欧元/吨）。 CBAM利好绿电。在26年（全面实施年份）国内、EUETS碳价分别为80元/吨、100欧元/吨的假设下，以22年出口量与出口金额测算，当CBAM仅对直接排放收费时，碳关税占出口金额不足2%；而若预期扩至对间接排放收费，该比例将接近30%。使用绿电可减轻征税压力。 国内绿电、绿证需求侧政策、碳市场政策释放不及预期；国内绿电市场化比例提高，上网电价不及预期；国内用电需求不及预期风险等。 内容目录 1、绿电环境价值变现是电改后续看点5 2、他山之石：欧盟破局点在“碳”10 2.1EUETS碳-电联动机制，环境溢价置入电价10 2.2供/需多因素调节下碳价走强，拍卖收入再用于绿电扶持14 2.2.1供给要素：总量控制+配额付费+抵消趋严+余量回收16 2.2.2需求要素：覆盖范围+能源价格+经济预期+履约时点20 2.2.3拍卖收入可分配、可补偿21 3、国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行22 3.1碳电联动的本土化选择22 3.2国内碳市场仍待政策发力，CBAM利好绿电27 4、投资建议31 5、风险提示32 图表目录 图表1：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程5 图表2：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”6 图表3：9M13~6M20光伏补贴电价下降0.51~0.55元/KWh6 图表4：2012~2020年光伏电价降幅略小于LCOE降幅（元/KWh）6 图表5：8M09~2020年陆风补贴电价下降0.14~0.22元/KWh7 图表6：2010~2020年陆风电价降幅略小于LCOE降幅（元/KWh）7 图表7：各地燃煤基准价分化、抢占优势资源区位的重要性上升（元/KWh）7 图表8：三北地区光伏利用率下滑趋势较为显著8 图表9：风电利用率下滑情况总体好于光伏8 图表10：各并网时期的风光机组按煤电基准价收购的电量占比9 图表11：甘肃工商业用户峰谷时段划分及新能源交易基准价9 图表12：22年各现货省份分电源结算价格相比基准电价折/溢价情况10 图表13：23年各现货省份风/光/综合各电源价格相比基准电价折/溢价情况10 图表14：衔接碳市场，利用碳成本传导机制实现减排效果11 图表15：多数行业间接排放（范围2+范围3）占比在90%以上（吨碳排/百万美元投资）11 图表16：基于科斯定理的碳排交易体系可实现帕累托最优12 图表17：EUETS碳-电联动机制下，能源价格成为碳价影响因素12 图表18：欧洲电力现货市场边际出清机制13 图表19：22年欧洲分电源类型的边际发电成本构成情况（欧元/KWh）13 图表20：现货市场煤电/绿电的收益/成本构成情况示意图13 图表21：成本传导机制下，碳价影响电价14 图表22：碳成本60%可传导情景下碳价即可覆盖陆风度电成本14 图表23：减排目标、市场设计、供需基本面要素对EUETS碳价的影响15 图表24：EUETS形成现货+期货的市场结构15 图表25：第二阶段EUA现货价格相比期货价格具有溢价（季度数据，欧元/吨）16 图表26：至22年EUA现货/期货价格已基本一致（月度数据，欧元/吨）16 图表27：二阶段末欧盟提出的备选措施以影响碳市场供给端为主16 图表28：EUETS碳限额（Cap）年降系数扩大17 图表29：NAP计划转为NIM计划17 图表30：免费配额绝对量逐年下降，22年末拍卖配额占比约40%18 图表31：历史法转向基准线法，推动减排成为企业竞争要素18 图表32：碳限额（Cap）与实际排放的差值反映自发减排成效（百万吨）19 图表33：可抵扣碳信用增多，实质上带来配额供给端宽松19 图表34：EUETS碳排放覆盖行业（百万吨）20 图表35：天然气价格波动引起气-煤转换，引起碳价波动20 图表36：EUETS配额清缴周期为一年（截至22-23周期情况）21 图表37：拍卖收入快速上升，主要用于气候问题相关领域（十亿欧元）21 图表38：22年合计约86亿欧元用于IF/MF基金（百万欧元）21 图表39：平行体系下，仍可间接实现碳价与电价的联动22 图表40：度电环境溢价与碳价应为1/1000的关系22 图表41：环境溢价扩大了自发自用电量的溢价空间23 图表42：分布式光伏全投资IRR对各影响要素的敏感性分析23 图表43：集中式光伏全投资IRR对系统成本、利用小时数的敏感性分析24 图表44：集中式光伏全投资IRR对上网电价的敏感性分析24 图表45：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能作为纯成本项）24 图表46：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能获取电能量补偿）24 图表47：国内绿电交易与绿证交易比较25 图表48：绿电/绿证市场建设重要政策梳理25 图表49：CBAM及国内绿电抵扣政策落地、价格上行26 图表50：绿证供给侧政策落地后供应增多、价格下行26 图表51：嵌套式长期购电协议（SPPA）示意图26 图表52：展望未来与碳市场相关的5类衔接27 图表53：7M21上线至4Q23国内CEA累计成交量仅4.4亿吨28 图表54：欧洲EUA23年成交量75.1亿吨28 图表55：CBAM机制与EUETS并行运作但关系紧密28 图表56：10M23起已进入CBAM试点阶段（过渡期）29 图表57：CBAM税费计算中的几大变量变化趋势29 图表58：22年我国对欧盟出口的CBAM商品以钢铁/铝为主（亿欧元）30 图表59：原铝CBAM费用测算假设表30 图表60：钢铁CBAM费用测算假设表30 图表61：纳入间接排放后CBAM对铝出口影响较大30 图表62：纳入间接排放后CBAM对钢铁出口影响有限31 图表63：1H23工业节能业务营收占比达46.4%31 图表64：南网能源工商业分布式光伏业务增速较快31 图表65：22年末风电业务营收占比达87%32 图表66：风况较差拖累23年业绩（百万元）32 图表67：公司估值情况（更新至2024/3/6收盘价）32 1、绿电环境价值变现是电改后续看点 伴随新型电力系统建设，系统成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统增量成本拖累。 图表1：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程 来源：国金证券研究所 23年以来重磅电改政策密集出台，从制度层面实现“谁受益、谁承担（增量系统成本）”和“谁出力、谁获益（各类价值变现）”的市场化机制。总体来看已出台的配套政策基本实现重点内容全覆盖，包括电网成本疏导机制厘清、现货市场基本规则制定、煤电容量补偿机制出台、需求侧响应市场建设、电力辅助服务价格机制出台等。在23年中发布的《海外视角看：市场化如何促进新能源消纳？》中我们就欧洲电力市场/美国PJM市场对电能量/辅助服务/容量机制的先进设计经验进行了学习，重点在于阐明保供火电、灵活性调节资源在新型电力系统中的价值将有多种变现途径，而对于身处“风暴眼”的绿电讨论缺失。本篇旨在进一步完善框架，研究欧盟碳市场EUETS市场上碳-电联动机制及碳价影响要素，探讨国内绿电（度电）电量收益下降背景下、环境溢价予以补充的可能性，并分析欧盟碳边境调节机制CBAM作为外在驱动因素对国内碳价及绿电发展的潜在影响。 图表2：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现” 来源：国金证券研究所 伴随电力市场化的进程，我国绿电电量/电价的形成大致分为3个阶段，变化趋势明显：（1）弃电风险增加；（2）产业链降本+出力不可控特性共同影响下，绿电上网电价下行。 保量保价阶段（带补贴机组）：全电量根据所在资源区的“标杆电价”收购，“标杆电价”与当地燃煤标杆电价（现称燃煤基准电价）差值为财政补贴。“标杆电价”经历多轮下调，使得机组在不同并网时点所获补贴有别，但原则上执行该电价20年不变。通过对比十年间成本下降情况，可见电价降幅基本略小于成本降幅，但补贴回收风险降低。 图表3：9M13~6M20光伏补贴电价下降0.51~0.55元/KWh图表4：2012~2020年光伏电价降幅略小于LCOE降幅（元 /KWh） I类资源区 （元/KWh） II类资源区 （元/KWh） III类资源区 （元/KWh） LCOE-中国户用屋顶光伏LCOE-中国工商业屋顶光伏 0.180.160.14-0.7-0.610.12 0.1 0.080.060.040.02 0 2012A2020A 9M13以后 0.9 0.95 1 2016年 0.8 0.88 0.98 2017年 0.65 0.75 0.85 1M18~5M18 0.55 0.65 0.75 6M18以后 0.5 0.6 0.7 7M19以后 0.4 0.45 0.55 6M20以后 0.35 0.4 0.49 9M13~6M20价格变动 -0.55 -0.55 -0.51 来源：北极星太阳能光伏网、国金证券研究所来源：IRENA、国金证券研究所注：采用2020年美元兑人民币汇率 图表5：8M09~2020年陆风补贴电价下降0.14~0.22元 /KWh 图表6：2010~2020年陆风电价降幅略小于LCOE降幅 （元/KWh） I类资源区 （元