公用事业行业专题：电碳市场划清界限，双碳转型框架下协同发力

绿电交易获得溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证：绿电交易是电力中长期交易的组成部分，电能量价值与绿色环境价值分开核算；从各地情况来看，绿电交易价格通常高于当地煤电基准价，度电环境溢价1-5分钱不等。可再生能源发电项目建档立卡后可申请核发绿证，绿证是绿电环境价值唯一凭证。新能源平价上网时代，绿电绿证收益逐步替代电价补贴，补充完成可再生能源消纳责任权重，能耗双控框架下绿证可抵扣能耗总量。 全国碳市场步入第三个履约周期，CCER市场2023年正式重启：2021年全国统一碳市场正式运行，2024年《碳排放权交易管理暂行条例》首次以行政法规的形式明确碳排放权市场交易制度。2023年我国CCER项目重新启动，项目方法学全面更新。碳配额强制市场+CCER自愿市场构成我国碳市场基本框架。 全国碳市场扩容+取消间接排放，CCER与绿证划清界限：为与国际接轨，全国碳市场不再核算间接排放，绿电消费抵扣碳排放无望；新纳管三大行业后，全国碳排放权交易市场覆盖排放量占全国总量比例有望达60%，取消间接排放有望避免碳成本双重履约问题。CCER与绿证正式划清界限，两年过渡期内深远海海上风电、光热发电项目自主决定申领绿证与申报CCER二选一，避免环境价值重复获益。 投资建议：绿电绿证市场加速扩容，绿色电力环境价值有望得到合理定价，新能源发电项目收益回收机制进一步打通，绿电运营商有望通过开展绿电绿证交易获得环境溢价，进一步增厚利润。建议关注绿电运营商龙源电力(A+H)、华润电力(H)、新天绿能(A)、新天绿色能源(H)、中国电力(H)、福能股份(A)。 风险提示：碳市场建设推进不及预期；绿证价格短期下行；市场电价下行 1引言：正式转型碳排双控，电碳市场建设加速 十四五收官在即，减排步伐落后于目标进度。2020年9月，我国首次提出“3060”双碳目标；此后十四五规划提出：到2025年，单位GDP能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%。在2021-2023年间，全国能耗强度累计降低约7.3%，少排放二氧化碳约9亿吨，全国能耗强度降低滞后于目标进度。 节能降碳方案出台，助力实现十四五目标。为加大节能降碳攻坚力度，国务院2024年5月发布的《2024-2025年节能降碳行动方案》提出新目标：2024年单位GDP能耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，年底实现绿证核发全覆盖； 2025年非化石能源消费占比达到20%左右，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。 碳排双控目标豁免绿电消费，电碳市场建设加速。绿电绿证、碳排放权市场均为我国经济社会绿色转型过程中的重要工具，但目前各市场建设尚未成熟，各自功能目标与实现途径有待明晰；2024年8月，国务院印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，提出建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，清洁能源消费得以“豁免”，客观上为绿电绿证与碳市场的发展提出更高要求。 2绿电交易产生溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证 2.1绿电：中长期电力交易品种，电能量及环境价值分别核算 以电能量及环境价值为标的物，电力中长期交易组成部分。据2024年8月最新发布的《绿色电力交易专章》，绿色电力（下文简称“绿电”）指的是已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量；绿电交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，是电力中长期交易的组成部分，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书。 省内省间分别组织交易，电能量与环境价值单独核算。分交易地区来看，绿电交易主要包括省内与跨省区交易，省内交易由各省电力交易中心组织开展，跨省区交易由北京、广州、内蒙古电力交易中心组织开展。从交易方式来看，绿电交易主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等。绿电交易与其他电力中长期交易品种的主要区别在于价值构成。普通电力交易品种只交易电能量价值，绿电同时交易电能量价值与环境价值，电能量部分与环境价值分开核算。 图1.绿电交易合同费用结算拆解 不同交易组织方式下，环境价值确定方式各不相同。在双方协商方式下，买卖双方协商确定绿电整体价格，分别明确电能量价格和环境价值。在挂牌交易方式下，挂牌方申报整体价格，同时明确电能量价格和环境价值，摘牌方为价格接收方； 在国网地区，绿色电力环境价值统一取交易组织前北京电力交易中心绿证市场成交均价。在集中竞价方式下，市场主体申报绿电整体交易价格，以购售双方平均值形成每个交易对的整体交易价格，再分解形成电能量价格和绿色电力环境价值； 国网、南网地区关于绿色电力环境价值的确定机制略有不同。 图2.不同交易组织方式下绿色电力交易价格的确定 2023年绿电交易同比+278%，市场处在起步阶段。从总量来看，2023年全国绿电交易量685亿千瓦时，同比+278%。分地域来看，2023年国网、南网区域绿电交易量分别为611、74亿千瓦时，分别占比89%、11%；分市场来看，2023年省内、省间市场绿电交易量分别为538、147亿千瓦时，分别占比78%、22%。截至2023年，绿电交易量占全国市场化交易电量比例为1.21%（2021年、2022年分别为0.23%、0.34%）。2024年上半年，国网区域绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍。当前我国绿电交易量占市场化电量比例仍较低，但增速较快，绿电交易市场正处于从零到一的快速扩张阶段。 图3.2021-1H2024全国绿电交易量（亿千瓦时）及占市场化电量比例 图4.2023年分国网、南网区域绿电交易量情况 图5.2023年分省内、省间市场绿电交易量情况 绿电价格高于煤电基准价，度电环境溢价1-5分钱不等。从1H2024各省交易情况来看，多数省份绿电交易价格超过0.4元/kwh，高于所在省份煤电基准价，度电环境溢价大多在1-5分/kwh不等，安徽省绿电环境溢价高达7分/kwh。电力交易中心优先组织绿电交易，绿电环境溢价有望提高绿电运营商参与绿电交易积极性，进一步扩大增强绿电市场供给，改善自身发电运营收益。 图6.1H2024多省份绿电环境溢价在1-5分/kwh不等 图7.2023年国网地区月度绿电交易量与交易均价 2.2绿证：绿电环境价值唯一凭证，证电分离打破交易边界 绿证是绿色电力环境价值的唯一凭证。可再生能源绿色电力证书（下文简称“绿证”）是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。绿证是绿电环境价值的唯一凭证，故绿电交易在确定环境价值时以绿证市场交易均价为基准。交易主体申请核发绿证时须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证。 绿证核发力争全覆盖，自发自用与存量水电绿证暂不可交易。目前，已建档立卡的风电（含分散式风电和海上风电）、光伏（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、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量均可核发绿证。考虑到存量常规水电项目发证量过大，若全部核发可交易绿证可能对市场价格形成较大冲击，而新投产常规水电项目开发建设成本明显提高，需要通过绿证交易补偿建设成本，故我国目前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。项目自发自用电量绿证现阶段同样不可交易。 图8.“证电合一”即为参加绿电交易，电能量与绿证捆绑销售 证电分离打破物理交易边界，两种交易方式互为补充。我国绿证交易方式分为“证电合一”和“证电分离”。“证电合一”意味着参与绿电交易，绿电和绿证打包售出。“证电分离”意味着用户不参加绿电交易，随后单独出售绿证。我国绿证出台的时间早于绿电交易，故“证电分离”是国内绿证的初始交易模式。证电分离方式的存在解决了绿电的物理边界问题，在采购时间维度上更为灵活，有利于自建分布式项目的绿证交易。 绿证有效期2年，单次交易限制防止重复获益。现阶段我绿证有效期为2年，2024年之前可再生能源发电量对应绿证有效期可延至2025年底，有效期的设定可防范绿证囤积扰乱市场交易的风险。此外，绿证仅可交易一次，避免多次出售导致同一单位绿电环境价值重复获益。 2.3可再生能源补贴缺口扩大，环境溢价进行市场化替代 国补与保障收购相伴相生，从保价保量步入平价时代。2006年可再生能源法设立，电价补贴与全额保障性收购机制由此诞生，新能源电量采取“保量保价”全额收购机制。保“价”的上网电价与燃煤基准价的差额由可再生能源发展基金承担。 我国风光标杆价在十几年间逐渐降低，保“价”的电价水平逐步降低，2016年的全额保障性收购管理办法提出“保障性收购利用小时数”，“保量”部分同步减少。 2021年正式步入新能源平价上网时代，到2024年全额保障性收购办法出台，保量保价机制逐步退出。 图9.风电项目标杆上网电价/指导价（元/kwh） 图10.光伏标杆上网电价/指导价及补贴（元/kwh） 国补缺口逐步扩大，附加基金征收标准不断提高。由于可再生能源装机规模快速增长，可再生能源附加基金征收标准的提高速度远不及补贴项目规模增长，叠加电价附加未依法严格征收，国家财政补贴压力逐渐加大。根据风能专委会发布的数据，截至2021年底补贴拖欠累计在4000亿元左右。随新能源发电项目技术不断成熟、造价下降，国补终将退出历史舞台，应当逐步建立市场化机制来补偿新能源发电项目的绿色环境价值、接替存量项目的补贴，绿电绿证交易则是最有效的市场化机制之一。 图11.可再生能源电费附加征收标准逐渐提高 绿电（证）溢价收益等额抵扣补贴，市场化机制逐步替代财政手段。2023年，三部委发布发改体改【2023】75号文，明确带补贴项目参与绿电（证）交易的溢价收益回收机制；2024年9月，北京电力交易中心发布《绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》，以上两个文件均对国补和绿电（证）溢价收益的衔接做出了详细的规定： （1）带补贴绿电项目：参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有；稳步推进带补贴项目参与交易，参与绿电交易的可优先兑付补贴。 （2）无补贴绿电项目：绿电交易溢价与绿证收益归发电项目业主所有；优先组织无补贴项目参与绿电交易。 收益抵扣缓解国补财政压力，绿电绿证供给规模受限。在收益抵扣机制下，绿电（证）环境溢价收益有望对可再生能源电价补贴进行市场化替代，减轻国家财政压力，但多数绿电运营商选择补贴项目原则上不参与绿电绿证交易，在尚有大量存量补贴项目的情况下，绿电绿证交易的供给规模受到一定限制。 2.4绿证为绿电消费基本凭证，推动电力需求侧绿色转型 绿证通常源于可再生能源配额制。可再生能源配额指一个国家或地区强制性规定电力系统所供电力中须有一定比例为可再生能源供应，这个强制的比例即为配额。 在我国政策语境下，配额制指可再生能源电力消纳责任权重机制。2019年我国可再生能源电力消纳责任权重机制正式确立，国家按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。在此机制下，能源结构转型的任务逐步由发电侧向消费侧拓展。 图12.2023-2025年各省（自治区、直辖市）非水电可再生能源电力消纳责任权重 图13.2023-2025年各省（自治区、直辖市）总量可再生能源电力消纳责任权重 绿证为配额制配套工具，替代完成可再生能源消纳。根据国家2019年发布的807号文，承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过另外两种方式作为替代方式完成消纳量：1）购买超额消纳量；2）自愿认购绿证，对应的电量等量记为消纳量。 表1.完成可再生能源消纳权重的三种方式（2019年807号文） 消纳责任未落实到用能单位，对绿证消费促进有限。可再生能源消纳责任权重机制本该是绿证市场发展的最大驱动力量，但从我国实践来看，消纳责任仅在省级行政区范围统计核算，在早期保障性收购制度下，新能