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

投资评级:看好(维持) 最近12月市场表现 公用事业 沪深300 上证指数 14% 9% 3% -3% -9% -14% 分析师张一弛 SAC证书编号：S0160522110002 zhangyc02@ctsec.com 相关报告 1.《全社会用电量数据公布，周均来水波动提升》2024-09-23 2.《绿证核发量激增，碳市场行业范围扩大》2024-09-17 3.《绿证CCER衔接机制出台，充分明确市场边界》2024-09-12 证券研究报告 绿电绿证与碳市场机制解读 核心观点 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 表1：重点公司投资评级: 代码 公司 总市值 （亿元） 收盘价（09.27） EPS（元） PE 投资评级 2023A 2024E 2025E 2023A 2024E 2025E 001289 龙源电力 1,302.46 15.58 0.75 0.81 0.91 19.5 19.23 17.12 无评级 00916 龙源电力 550.91 6.59 0.74 0.88 0.96 8.16 7.49 6.86 无评级 00836 华润电力 1,005.38 20.90 2.29 2.78 3.16 9.01 7.52 6.61 无评级 600956 新天绿能 312.48 7.43 0.53 0.61 0.73 13.43 12.18 10.18 无评级 00956 新天绿色能源 148.46 3.53 0.51 0.62 0.71 6.4 5.69 4.97 无评级 02380 中国电力 452.75 3.66 0.22 0.40 0.50 16.65 9.15 7.32 无评级 600483 福能股份 256.19 9.74 1.03 1.11 1.19 9.41 8.77 8.18 无评级 数据来源：wind数据，财通证券研究所；注：各公司EPS来源wind一致性预期 请阅读最后一页的重要声明！ 内容目录 1引言：正式转型碳排双控，电碳市场建设加速4 2绿电交易产生溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证4 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4 2.2绿证：绿电环境价值唯一凭证，证电分离打破交易边界7 2.3可再生能源补贴缺口扩大，环境溢价进行市场化替代8 2.4绿证为绿电消费基本凭证，推动电力需求侧绿色转型10 3全国碳市场正式扩容，CCER辅助完成配额13 3.1碳配额市场：地方试点到统一市场，全国碳市场扩容在即14 3.2CCER市场：时隔六年重新启动，项目方法学全面换新14 4绿电碳市场衔接：回归环境价值本质，减排量有待合理定价15 4.1外购电力产生间接排放，排放因子明确绿电零碳价值16 4.2全国碳市场新纳管三大行业，不考虑间接排放以对接国际市场17 4.3地方市场核算间接排放，绿电抵扣机制陆续出台19 4.4绿电交易规模有待扩大，对碳配额市场冲击较小20 5展望：电碳市场划清界限，双碳框架下协同发力21 6投资建议23 7风险提示23 图表目录 图1.绿电交易合同费用结算拆解5 图2.不同交易组织方式下绿色电力交易价格的确定5 图3.2021-1H2024全国绿电交易量（亿千瓦时）及占市场化电量比例6 图4.2023年分国网、南网区域绿电交易量情况6 图5.2023年分省内、省间市场绿电交易量情况6 图6.1H2024多省份绿电环境溢价在1-5分/kwh不等7 图7.2023年国网地区月度绿电交易量与交易均价7 图8.“证电合一”即为参加绿电交易，电能量与绿证捆绑销售8 图9.风电项目标杆上网电价/指导价（元/kwh）9 图10.光伏标杆上网电价/指导价及补贴（元/kwh）9 图11.可再生能源电费附加征收标准逐渐提高9 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10 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11 图14.2024-2025年各省（自治区、直辖市）电解铝行业绿色电力消费比例11 图15.绿电绿证与可再生能源消纳责任权重、能耗双控、碳排双控、碳市场相关主要政策梳理12 图16.碳市场交易原理图13 图17.我国碳排放市场建设历程14 图18.我国CCER市场经历了设立、暂停再重启的历程15 图19.2021年电力二氧化碳排放因子（kgCO2/kWh）17 图20.以美国为例，电力行业直接排放占比较高18 图21.全国碳市场纳管间接排放后产生的双重监管问题18 图22.碳市场间接排放核算方法与排放因子相关文件梳理19 图23.地方碳市场绿电抵扣碳排放量机制（截至2024年8月）19 图24.绿电交易市场与碳市场对应关系——绿电消费不参与全国市场碳排放抵扣20 图25.2021-2024.7绿证挂牌交易量(亿个)及同比增速21 图26.2022-2024.7绿证挂牌交易均价(元/个)21 图27.2021年至今CEA成交情况22 图28.2023年至今四川联合交易所CCER交易情况22 表1.完成可再生能源消纳权重的三种方式（2019年807号文）11 表2.碳排放分为直接排放和间接排放两大类，外购电力需核算间接排放16 表3.全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案主要变化对比17 表4.2023年绿电交易对地方碳市场的影响测算20 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 电能量费用 电能量结算电量 电能量价格 绿电合同 环境价值费用 环境价值结算电量[1] 环境价值 环境价值偏差补偿费用[2] 费用结算 注[1]绿色电力环境价值按当月合同总电量（按购方所在节点确定，省间交易还应考虑实际输电量）、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取消的原则确定结算量。 注[2]绿色电力环境价值偏差补偿是经营主体上网电量或用电量对应的环境价值未达到合同约定要求时，按照偏差量向对方支付的违约补偿。 数据来源：北京电力交易中心，朗新研究院，财通证券研究所 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 双边协商 自行协商确定绿电交易整体价格，分别明确其中的电能量价格和绿色电力环境价值。绿色电力环境价值各时段价格保持一致。 挂牌交易 挂牌方申报绿电交易整体价格，包括电能量价格和绿色环境价值，摘牌方为价格接收者。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[1]。 整体交易价格为购售双方报价的平均值，进一步分解成电能量价格和绿色环境价值，分解方式如下： 南网区域 绿色环境价值 电能量 价格 交易组织前北京电力交易中心绿证市场成交均价[1] 国网区域 电力用户所在省区电网企业代理购电价格 绿电环境价值 整体交易价格 电能量价格 整体交易价格 集中竞价 注[1]年度交易取交易组织近12个月的绿证市场成交加权均价，月度（月内）交易区交易组织前上月绿证市场成交加权均价。 数据来源：北京电力交易中心《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》，广州电力交易中心《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，财通证券研究所 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%