环保行业深度报告：固废专题1——电网排放因子更新+能耗考核趋严，关注垃圾焚烧绿证价值提升

电网排放因子更新：首次公布剔除市场化交易绿电的碳排因子，解决绿电双重计算问题，为绿证纳入碳核算体系创造条件。2024年4月12日，生态环境部发布2021年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5568kgCO2/kWh，并进一步细化披露扣除市场化交易的非化石能源电量的电力排放因子为0.5942 kgCO2/kWh。此前生态环境部于2024年3月15日发布公开征求《企业温室气体排放核算与报告指南铝冶炼行业》意见的通知，指南中提出电力排放因子采用0.5942 tCO2/MW∙h，并注释相较于2022年度全国电网平均碳排放因子0.5703tCO2/MW∙h，不包括市场化交易的非化石能源电量。电网排放因子的细化更新旨在解决绿电环境属性双重计算的问题，促进绿电绿证与碳排放核算体系的衔接协调，有利于提升绿电和绿证在国内外的价值认可。 能耗考核趋严：新政明确购买绿证抵消节能指标50%，预计2025年绿证需求对应绿电量约3.4万亿度，超2023年理论供应量。2024年2月，国家发改委发布通知将绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 1）需求端：“十四五”规划纲要将“单位GDP能源消耗降低13.5%”作为主要约束性指标之一，2021-2023年我国单位GDP能耗分别同比下降2.70%、0.10%、0.50%。政府工作报告提出2024年单位GDP能耗降低2.5%左右的目标。据此我们测算为完成十四五能耗目标，2025年绿证理论需求覆盖绿电量约为3.39万亿度。2）供给端：2023年8月，发改委明确可再生能源绿证实现核发实现全覆盖，对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证。2023年我国水电、风电、太阳能、生物质、地热能、海洋能发电量合计2.95万亿度，同比提升8.3%，剔除水电后的合计值为1.67万亿度，同比提升21.4%。2023年可交易绿证供应量对应绿电量约1.67万亿度，未来将随着可再生能源发电量的提升进一步增加。 关注垃圾焚烧绿证价值提升：1）垃圾焚烧绿证交易开启，国补到期/无补贴项目绿证收益归企业所有，国补期内的项目绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。初期垃圾焚烧企业绿证申请聚焦于国补到期项目及新投产项目。2）当前垃圾焚烧绿证对应度电0.03元，长期有望接轨真实减碳价值，垃圾焚烧度电减碳0.00132tCO2，按2021/7/16~2024/4/12全国碳市场配额交易均价60元/吨测算，度电减碳价值为0.08元/度，截至2024/4/12碳价为91.84元/吨，长期碳约束加强碳价上行，垃圾焚烧度电减碳价值随之提升。随着绿证需求释放交易活跃，以及绿证与碳市场衔接机制的完善，绿证价格有望向真实的绿色价值接轨。3）绿证市场化交易，改善现金流&提振盈利。①对补贴期内项目改善现金流：我们测算正常补贴情形下项目净现比1.70，绿证价格30、80、120元/个时，净现比有望提至1.85、2.11、2.31。②对无国补项目提振盈利：无绿证收益时，无国补项目净利润较有国补项目-50%；绿证价格30、80、120元/个时，净利润相较于无绿证收益情形+23%、61%、91%。 投资建议：垃圾焚烧在公用事业中最低估，当前正处在“自由现金流持续改善”和“绿证价值提升”两大关键期。1）估值：固废在公用事业中最低估，对应2024年普遍10倍以下，较水务燃气出现折价。进入稳定运营期后对标海外固废龙头估值提升空间大。2）现金流：固废自由现金流转正，企业分红方案接连落地。3）绿证：电网因子更新+购买绿证抵消能耗考核政策=绿证价值提升，当前垃圾焚烧绿证对应度电0.03元，长期有望接轨真实减碳价值0.08元/度。重点推荐【光大环境】【瀚蓝环境】等，建议关注【三峰环境】【军信股份】【永兴股份】等。 风险提示：政策执行进展不及预期，碳价下行，应收账款回收风险等。 1.电网排放因子更新，解决绿电双重计算 电网排放因子分类细化，首次公布剔除市场化交易绿电的碳排因子。2024年4月12日，生态环境部发布2021年电力二氧化碳排放因子，分为三种口径：1）2021年全国、区域及省级电力平均二氧化碳排放因子，即单位发电量（包括火电、水电、风电、核电、太阳能发电等所有电力类型发电量）的二氧化碳排放量，计算方法和数据时效性均具有国际可比性，其中2021年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5568kgCO2/kWh。 2）2021年全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）0.5942kgCO2/kWh，即单位发电量（包括火电、水电、风电、核电、太阳能发电等所有电力类型发电量，但扣除市场化交易的非化石能源电量）的二氧化碳排放量。3）2021年全国化石能源电力二氧化碳排放因子0.8426kgCO2/kWh，即单位化石能源电力发电量（从火电中扣除生物质发电量）的二氧化碳排放量。生态环境部和国家统计局后续将建立电力碳排因子常态化发布机制。根据基础数据更新情况，拟于2024年尽早发布2022年电力二氧化碳排放因子，后续将及时更新和定期发布电力二氧化碳排放因子。同时，生态环境部正在组织开展电力碳足迹因子研究，成熟后将进一步发布电力碳足迹因子。 表1：全国电网排放因子发布及更新情况 得益于新能源发电占比提升，2021年全国电力平均碳排放因子较2015年下降9%，双重计算问题阻碍绿电/绿证碳排价值的互认。全国电网排放因子从2015年的0.6101 kgCO2/kWh降至2021年的0.5568kgCO2/kWh，降幅8.74%，主要得益于可再生能源发电比重的提高。由于风光水的发电的排放近乎为零，整个电网的平均碳排放数值降低，全国电网排放因子数值随之下调，使得所有的电力消费者均实现了减排。如果可再生能源发电量通过市场化交易卖给了特定用户，且在该用户碳排放核算中进行相应的抵消，那么这部分电量再计入电网就造成了绿电环境效益的双重计算。基于此，欧盟碳关税在间接排放计算中不认可绿证，并且有条件地承认绿电购电协议。CBAM法案明确，在计算货物的间接电力排放量时，需要排除企业在购电协议（PPA）下的累计电量，并且计算电力出口国的电网排放强度时，必须排除直购（PPA）电量。欧盟法案强调必须确保环境完整性，防止“双重计算”。 铝冶炼行业碳核算指南采用不含市场化交易绿电的电力排放因子，旨在解决绿电环境属性双重计算的问题，为绿证纳入碳市场核算体系创造条件。2024年3月15日，生态环境部发布公开征求《企业温室气体排放核算与报告指南铝冶炼行业》意见的通知，指南中提出电力排放因子采用0.5942 tCO2/MW∙h，并注释相较于《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》中的全国电网平均排放因子0.5703t CO2/MWh，该指南所指电力排放因子口径不包括市场化交易的非化石能源电量。 温室气体排放核算指南中电网排放因子口径的变化旨在解决绿电环境属性双重计算的问题，实现绿电和绿证与碳排放核算体系的衔接协调，有利于提升绿电和绿证在国内外的价值认可。 2.能耗考核趋严，绿证需求放量 绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，最高可抵消所需节能量的50%。2024年2月，国家发改委印发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，明确了绿证与能耗双控政策的衔接机制，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 为完成十四五能耗目标，我们测算2025年绿证理论需求量对应的绿量约3.39万亿度，超过2023年我国可再生能源发电量2.95万亿度。 1）需求端：能耗考核趋严，绿证需求有待释放。“十四五”规划纲要将“单位GDP能源消耗降低13.5%”作为经济社会发展主要约束性指标之一，2021-2023年我国单位GDP能耗分别同比下降2.70%、0.10%、0.50%。政府工作报告提出，2024年单位GDP能耗降低2.5%左右的目标。我们测算为完成十四五能耗目标，2025年绿证理论需求空间约3.39万亿度。 表2：绿证理论需求空间测算 2）供给端：可再生能源绿证实现核发实现全覆盖。2023年8月，国家发改委等三部门发布《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》，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。其中，对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转，对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证；其余类型项目上网电量均核发可交易绿证。根据中电联数据，2023年我国水电、风电、太阳能、生物质、地热能、海洋能发电量合计2.95万亿度，同比提升8.3%，剔除水电后的合计值为1.67万亿度，同比提升21.4%。2023年可交易绿证供应量对应绿电量约1.67万亿度，未来将随着可再生能源发电量的提升进一步增加。 表3：2022-2023年可再生能源发电量 3.关注垃圾焚烧绿证价值的提升 3.1.垃圾焚烧绿证交易开启，初期集中于补贴到期及新投产项目 垃圾焚烧绿证核发及交易机制理顺。2020年10月，政策明确生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。但绿证交易政策仅涉及陆上风电和光伏发电，2023年8月绿证实现全覆盖后，垃圾焚烧绿证交易成为现实。 表4：垃圾焚烧绿证相关政策规定 初期绿证申请聚焦于国补到期项目及新投产项目。根据绿证收益相关规定，1）对于国补到期/无补贴项目：绿证收益归企业所有，将提升企业盈利水平。2）对于国补期内项目：绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减，由于绿证为市场化交易，企业收入结构和现金流将改善，对国补依赖度降低。旺能环境、绿色动力、瀚蓝环境已率先开启垃圾焚烧项目绿证申请和交易，已申请的项目主要有两类，一是国补15年到期项目； 二是2021年后新建项目。 表5：垃圾焚烧上市企业绿证申请情况 3.2.当前垃圾焚烧绿证对应度电0.03元，长期有望接轨真实减碳价值 当前垃圾焚烧绿证增量收入0.03元/度，长期绿证价格有望接轨真实的减碳价值。 目前垃圾焚烧绿证单价30元/个（即0.03元/度），绿证交易核心在于体现资产的绿色（减碳）价值。参考CCER重启前114个已审定的生活垃圾焚烧项目的设计处理规模、发电量、上网电量及碳减排量的数据，可以得到这些生活垃圾焚烧项目兆瓦时温室气体减排量均值为1.32 tCO2e/MWh（即0.00132tCO2/度）。全国碳市场自开市以来，碳价总体呈上行趋势，2024年3月28日，碳价突破90元/吨，截至2024年4月12日，碳排放配额最新价为91.84元/吨创新高。保守按2021/7/16~2024/4/12碳配额交易均价60元/吨进行测算，垃圾焚烧度电减碳价值为0.08元/度。我们认为随着碳约束的加强，碳价将保持上行趋势，垃圾焚烧度电减碳价值有望随着提升。随着绿证需求释放交易活跃，以及绿证与碳市场衔接机制的完善，绿证交易价格有望向真实的绿色价值接轨。 图1：垃圾焚烧度电减碳价值敏感性测算 图2：全国碳市场碳配额交易量价 3.3.绿证市场化交易，改善现金流&提振盈利 绿证市场化交易，对补贴期内项目改善现金流，对无国补项目提振盈利。以1000吨/日的垃圾焚烧项目进行测算，我们假设项目单吨投资50万元/（吨/日），年有效运行天数330天，垃圾处理费70元/吨，吨垃圾上网电量320元/度，成本结构参照行业平均水平，在现金流方面，垃圾处理费、电网企业支付的电费以及省补当期都100%收回，国补当期收回0%，垃圾焚烧上网电量对应的绿证可全部售出。