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1、 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|行业深度报告 2023 年 10 月 16 日 电力及公用事业电力及公用事业 绿证绿证和和碳碳市场稳步发展,协同助力能源结构转型市场稳步发展,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”、“
2、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 812 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
3、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 2
4、021 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“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。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
5、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,强制性分配碳排放权,CCER 重启增加配额抵消储备。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
6、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 强于大市强于大市(维持维持评级评级)行业行业走势走势 作者作者 分析师分析师 于夕朦于夕朦 执业证书编号:S03 邮箱: 分析师分析师 范杨春晓范杨春晓 执业证书编号:S01 邮箱: 分析师分析师 邓逐原邓逐原 执业证书编号:S14 邮箱: 联系人联系人 何郭香池何郭香池 执业证书编号:S62 邮箱: 联系人联系人 杨天放杨天放 执业证书编号:S
7、26 邮箱: 相关研究相关研究 1、电力现货市场基本规则(试行)点评:致知力行,踵事增华2023-09-22 2、Q2 基金持仓环比改善,火电及水电持仓占比均有提升2023-08-03 3、6 月电量增速放缓,水电出力受挫,火电核电增速较快 2023-07-25 -9%-6%-3%-1%2%5%7%10%--10电力及公用事业沪深300行业深度报告 P.2 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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
8、 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。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
9、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: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
10、偏离预期等。YZMANAdWdUiYsOrNbRaO8OmOoOnPsRjMrQrRfQrQzRaQrRwPxNrNmQuOnRuN行业深度报告 P.3 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 内容目录内容目录 1.绿证地位确定,明确环境价值核定及疏导路径.4 1.1 绿证政策完善,明确其唯一性、流通性和权威性.4 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.4 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.5 1.2 绿色电力交易,与绿证长期共存、优势互补.11 1.2.1 推动补贴项目参与及省间交易,价格机制分别明
11、确电能量价值及环境权益.11 1.2.2 绿色电力交易与绿证市场长期并存,交易多元化优势互补.13 1.3“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.14 1.3.1 配额制以省级为单位分配权重,强制性政策促进新能源消纳.14 1.3.2 作为配额制的辅助手段,绿证的市场空间随配额收紧而扩大.16 1.4 绿证制度逐渐与国际接轨,欧盟碳关税试运行促进企业绿色消费.17 2.碳交易从供给侧减碳扩绿,环境权益亦可通过 CCER 兑现.17 2.1 强制性分配碳排放权,CCER 重启增加配额抵消储备.17 2.1.1 碳市场发展及交易数据情况.17 2.1.2 CCER 市场发展及
12、交易数据情况.18 2.2 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.20 2.2.1 碳市场有望扩容,碳-电联动模式需要进一步探索.20 2.2.2 火电机组参与碳市场后的盈利测算.21 3.风险提示.23 图表目录图表目录 图表 1:最新绿证政策详情(发改能源20231044 号).5 图表 2:2017-2023 年 9 月 22 日 历年绿证核发量、交易量、认购率.6 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.6 图表 4:分省份累计绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22)全部项目.7 图表 5:分省份累计绿证交易
13、情况(2017.7.1-2023.9.22)补贴项目.8 图表 6:分省份累计绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22)无补贴项目.9 图表 7:中国绿证挂牌交易成交年平均价格(2017.7.1-2023.9.22).10 图表 8:绿电交易相关政策(更新至 2023 年 8 月).13 图表 9:绿电、绿证交易特点对照表.14 图表 10:可再生能源消纳责任权重相关政策(更新至 2023 年 7 月).15 图表 11:2023 年各省(自治区、直辖市)可再生能源电力消纳责任权重及2024 年预期目标.15 图表 12:2021/2022/2023 年 CEA 的成交量、成交金额和
14、成交均价.18 图表 13:2021.7.16-2023.9.26,CEA 的成交量及成交均价.18 图表 14:按类型划分的 CCER 项目情况.19 图表 15:按区域划分的 CCER 项目情况.19 图表 16:对电力行业而言绿证与碳交易区别.20 图表 17:用电侧及发电侧的碳-电联动.21 图表 18:购买配额比例以及碳价变化对火电企业利润影响.22 图表 19:购买配额比例以及碳价变化对火电企业利润的敏感性分析.22 行业深度报告 P.4 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 1.绿证地位确定绿证地位确定,明确环境价值核定及疏导路径明确环境价值核定及疏导路径 2023
15、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,绿证政策完善,明确明确其唯一性、流通性和其唯一性、流通性和权威性权威性 1.1.1 绿证制度绿证制度的四个阶段的四个阶段:补贴绿证、平价绿证、:补贴绿证、平价绿证、绿电交易下的绿证、绿证地位确定绿电交易下的绿证、绿证地位确定 补贴绿证阶段(补贴绿证阶段(2017 年年 7 月月-2019 年年 1 月):月):绿证制度于 2017 年 1
16、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(平价绿证阶段(2019 年年 1 月月-2021 年年 9 月):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
17、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
18、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(绿电交易下的绿证阶段(2021 年年 9 月月-2023 年年 8 月月):):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,地位确定绿证制度完善,地位确定(2023 年年 8 月月-):2023 年 8 月 3 日,发
19、改能源20231044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。行业深度报告 P.5 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表1:最新绿证政策详情(发改能源20231044 号)1 文件名称文件名称 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 适用范围(一)绿证是我国可再生能源电量环境属
20、性的唯一证明,是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。(二)国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证,1 个绿证单位对应 1000 千瓦时可再生能源电量。(三)绿证作为可再生能源电力消费凭证,用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。核发范围(一)国家能源局负责绿证相关管理工作,对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。(二)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。对存量常规水电项目,暂不核发交易绿证,相应的绿证随电量直接无偿划转。对 20
21、23 年 1 月 1 日(含)以后新投产的安全市场化常规水电项目,核发可交易绿证。交易方式(一)绿证依托中国绿色电力证书交易平台,以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易,适时拓展至国家认可的其他交易平台,绿证交易信息应实时同步至核发机构。现阶段可交易绿证仅可交易一次。(二)绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。其中,双边协商交易由市场主体双方自主协商绿证交易数量和价格;挂牌交易中绿证数量和价格信息在交易平台发布;集中竞价交易按需适时组织开展,按照相关规则明确交易数量和价格。(三)对享受中央财政补贴的项目绿证,初期采用双边协商和挂牌方式为主,创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行
22、交易,绿证收益按相关规定执行。平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目,绿证交易方式不限,绿证收益归发电企业或项目业主所有。应用(一)支撑绿色电力交易。在电力交易机构参加绿色电力交易的,相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构,电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易,交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。(二)核算可再生能源消费。落实可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制,国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。(三)认证绿色电力消费。以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证,建立基于绿证
23、的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证,时间自电量生产自然月(含)起,认证信息应及时同步至核发机构。(四)衔接碳市场。研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调,更好发挥制度合力。(五)推动绿证国际互认。我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证,在不影响国家自主贡献目标实现的前提下,积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定,提高绿证的国际影响力。收益归属(一)对不再享受中央财政补贴的项目(包括平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目以及 2
24、023 年 1 月 1 日及以后新投产的完全市场化常规水电项目),绿证收益归发电企业或项目业主所有,交易方式不限。对不再享受中央财政补贴的项目(包括平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目以及 2023 年 1 月 1 日及以后新投产的完全市场化常规水电项目),绿证收益归发电企业或项目业主所有,交易方式不限。(二)对享受中央财政补贴的项目,按照国家相关规定,属于国家保障性收购的,绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有;属于市场化交易的,绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时,对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式进行交易。资料来源:国家发改委,长城证
25、券产业金融研究院 1.1.2 随着绿随着绿证证制度的制度的完善完善,核发及认购数量快速增长,市场,核发及认购数量快速增长,市场活跃度提升活跃度提升 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 1 来源:国家发展改革委 财政部 国家能源局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
26、费的通知 行业深度报告 P.6 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 流动性。2021 年年、2022 年分别有刺激年分别有刺激性性绿证交易政策出台: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 812 月,绿证核发量近 1400 万个,是当年前
27、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 核发量(万个)核发量(万个)交易量
28、(万个)交易量(万个)认购率认购率(%)2017.07.16-2020.12.31 3017.4 0.67 0.02%2021.01.01-2021.12.31 876.6 61.3 7.00%2022.01.01-2022.12.31 2060.0 969.0 47.04%2023.01.01-2023.9.22 8092.0 3813.5 47.13%2017.07.16-2023.9.22 14046.0 4844.5 34.49%资料来源:国家发改委,国家能源局,中国绿证认购平台,长城证券产业金融研究院 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
29、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,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
30、率 绿证核发及交易情况(2017.7.1-2023.9.22)全部(全部(万万个)个)补贴(补贴(万万个)个)占比占比 无补贴(无补贴(万万个)个)占比占比 累计风电核发量 7868 3606 45.83%4256 54.10%累计风电挂牌量 1265 429 33.89%836 66.11%累计风电交易量 2273 704 30.98%1569 69.02%风电认购率风电认购率 28.89%19.53%-36.86%-累计光伏核发量 6178 967 15.65%5211 84.35%累计光伏挂牌量 1194 18 1.50%1176 98.50%累计光伏交易量 2571 420 16.33
31、%2152 83.67%光伏认购率光伏认购率 41.62%43.44%-41.29%-资料来源:中国绿证认购平台,长城证券产业金融研究院 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;挂牌量排名行业深度报告 P.7 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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
32、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
33、省份累计绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22)全部项目 分省份绿证交易情况(分省份绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22,单位:,单位:张张)全部全部 省份省份 风电核发量风电核发量 风电挂牌量风电挂牌量 风电交易量风电交易量 风电认购率风电认购率 光伏核发量光伏核发量 光伏挂牌量光伏挂牌量 光伏交易量光伏交易量 光伏认购率光伏认购率 河北 14388336 1510510 7919014 55.0%4901245 1393355 2345445 47.9%吉林 15006474 2254349 4514098 30.1%323494 257424 79.6%黑龙江
34、7485525 1964321 2253884 30.1%4560650 1052487 1117677 24.5%内蒙古 6745649 1208312 1317811 19.5%1480610 79416 44501 3.0%新疆 5434333 789432 164705 3.0%1527014 195514 141357 9.3%甘肃 5567362 494640 395638 7.1%4668192 1122158 1319398 28.3%山东 4313849 379761 746359 17.3%5746305 1935517 1729794 30.1%辽宁 4592900 12
35、83026 332579 7.2%4204119 1315277 2500854 59.5%广西 2962867 540092 1396791 47.1%1322891 104081 898949 68.0%江苏 2349493 168933 1712179 72.9%2461645 175475 1944758 79.0%江西 8492 8492 0.0%1757792 678117 833905 47.4%山西 1856407 91173 237239 12.8%2757091 348427 794440 28.8%宁夏 1193075 1092837 10015 0.8%6527804
36、1050624 3631081 55.6%云南 1211054 12533 29650 2.4%923318 201263 444 0.0%安徽 999908 181549 496802 49.7%4432698 830293 2052187 46.3%湖南 889028 187606 343858 38.7%187545 155444 31973 17.0%贵州 552112 5844 22 0.0%274260 251847 91.8%河南 544559 125703 40056 7.4%464708 39501 124722 26.8%福建 515833 266495 51.7%0.0%
37、湖北 470036 63195 84965 18.1%2238302 460283 896091 40.0%四川 390129 228401 1267 0.3%215408 18313 1 0.0%天津 375490 35823 120625 32.1%30601 10486 34.3%青海 381295 12512 117932 30.9%3658419 117722 1239306 33.9%广东 228344 19977 208367 91.3%3128763 409300 2136418 36.2%陕西 79214 0.0%2897223 228522 1132782 0.3%海南 5
38、1361 0.0%565682 38966 9779 1.73%新疆兵团 75499 0.0%57325 1007 6 0.0%北京 11128 11128 100.0%29172 5034 17.3%浙江 1000 1000 100.0%338599 262936 77.7%西藏 98073 1 0.0%合计合计 78680752 12650529 22730971 28.9%61778948 11951062 25713596 41.6%资料来源:中国绿证认购交易平台,长城证券产业金融研究院 分省份绿证(分省份绿证(带补贴项目带补贴项目)交易情况:)交易情况:(1)风电核发量排名前五的省份
39、有:河北、新疆、内蒙古、辽宁、山东;挂牌量排名行业深度报告 P.8 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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
40、、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。光伏带补贴项目挂牌量及交易量整体情况低于风电无补贴项目,这与光伏项目的补贴电价高于风电项目有关,所选 30 个地区中 17个地区的带补贴光伏项目认购率为 0%,河北、宁夏、江苏的带补贴光伏绿证认购率分别为 54.9%、89.7%、87.5%,吉林、广西、贵州、天津、广东的带补贴光伏绿证认购率分别为 100%,说明截至目前核发的带补贴光伏项目已全部进行绿证交易,增量绿证来自无补贴光伏项目。图表5:分省份累计绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22)补贴项目 分省份绿证交易情况(分省份绿证交易情况(2017.7.1-20
41、23.9.22,单位:张,单位:张)带补贴项目带补贴项目 省份省份 风电核发量风电核发量 风电挂牌量风电挂牌量 风电交易量风电交易量 风电认购率风电认购率 光伏核发量光伏核发量 光伏挂牌量光伏挂牌量 光伏交易量光伏交易量 光伏认购率光伏认购率 河北 11504205 1036899 6063978 52.7%1082928 1 594912 54.9%吉林 1399470 358910 925 0.1%196719 196719 100.0%黑龙江 1206242 129258 1014 0.1%内蒙古 3011218 17267 0.6%502289 9505 10559 2.1%新疆 43
42、12533 166419 1336 0.0%970730 50245 8 0.0%甘肃 2055174 202750 1219 0.1%495485 4649 18 0.0%山东 2844009 112860 6291 0.2%412178 6516 1.6%辽宁 2904060 771203 114 0.0%20050 0.0%广西 161021 108116 67.1%154875 154875 100.0%江苏 855037 449543 52.6%1058532 15392 926374 87.5%江西 0.0%166080 52241 33 0.0%山西 777370 20976 5
43、023 0.6%16189 0.0%宁夏 1183075 1092837 15 0.0%2149768 26661 1928230 89.7%云南 883007 2241 0.3%507298 13070 1 0.0%安徽 127415 46 0.0%7216 0.0%湖南 192533 9969 5.2%贵州 540885 5844 22 0.0%100 100 100.0%河南 112345 85396 565 0.5%福建 515833 266495 51.7%湖北 346414 63195 2378 0.7%62767 0.0%四川 390129 228401 1267 0.3%197
44、094 0.0%天津 201947 0.0%4061 4061 100.0%青海 263440 12512 77 0.0%1191858 5756 45112 3.8%广东 92795 92795 100.0%324230 324230 100.0%陕西 79214 0.0%5683 1596 28.1%海南 51361 0.0%新疆兵团 34979 0.0%57325 1007 6 0.0%北京 11128 11128 100.0%29172 5034 17.3%浙江 1000 1000 100.0%42259 3 0.0%西藏 10513 1 0.0%行业深度报告 P.9 请仔细阅读本报告
45、末页声明请仔细阅读本报告末页声明 分省份绿证交易情况(分省份绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22,单位:张,单位:张)带补贴项目带补贴项目 合计合计 36057839 4287460 7042824 19.5%9665399 178527 4198388 43.4%资料来源:中国绿证认购交易平台,长城证券产业金融研究院 分省份绿证(分省份绿证(无无补贴补贴项目项目)交易情况:)交易情况:(1)风电核发量排名前五的省份有:吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、河北;挂牌量排名前五的省份有:吉林、黑龙江、内蒙古、新疆、广西;交易量排名前五的省份有:吉林、黑龙江、河北、内蒙古、广西。数据分布贴合
46、风资源分布,无补贴风电项目绿证交易量明显高于带补贴风电项目,吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西、江苏等省份绿证储备充足,无补贴风电项目绿证认购率分别为 33.2%、35.9%、34.8%、65.7%、46%、84.5%,其中江苏省交易量及认购率均排前列。(2)光伏核发量排名前五的省份有:山东、黑龙江、安徽、宁夏、辽宁;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:辽宁、河北、安徽、山东、宁夏。数据分布贴合太阳能资源分布,无补贴光伏项目绿证交易情况大幅好于带补贴光伏交易情况,山东、河北、辽宁无补贴光伏项目绿证认购率分别为 32.3%、45.8%、59.8%。图表6
47、:分省份累计绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22)无补贴项目 分省份绿证交易情况(分省份绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22,单位:张),单位:张)无补贴无补贴项目项目 省份省份 风电核发量风电核发量 风电挂牌量风电挂牌量 风电交易量风电交易量 风电认购率风电认购率 光伏核发量光伏核发量 光伏挂牌量光伏挂牌量 光伏交易量光伏交易量 光伏认购率光伏认购率 河北 2824995 473611 1855015 65.7%3818317 1393354 1750533 45.8%吉林 13607004 1895439 4513173 33.2%126775 60705 47
48、.9%黑龙江 6279283 1835063 2252870 35.9%4560650 1052487 1117677 24.5%内蒙古 3734431 1208312 1300544 34.8%978321 69911 33942 3.5%新疆 1121800 623013 163369 14.6%556284 145269 141349 25.4%甘肃 3512188 291890 394419 11.2%4172707 1117509 1319380 31.6%山东 1469840 266901 740068 50.4%5334127 1935517 1723278 32.3%辽宁 16
49、88840 511823 332465 19.7%4184069 1315277 2500854 59.8%广西 2801846 540092 1288675 46.0%1168016 104081 744074 63.7%江苏 1494456 168933 1262636 84.5%1403113 160083 1018384 72.6%江西 8492 8492 0.0%1591712 625876 833872 52.4%山西 1079037 70197 232216 21.5%2740902 348427 794440 29.0%宁夏 10000 10000 100.0%4378036
50、1023963 1702851 38.9%云南 328047 12533 27409 8.4%416020 188193 443 0.1%安徽 872493 181549 496756 56.9%4425482 830293 2052187 46.4%湖南 696495 187606 333889 47.9%187545 155444 31973 17.0%贵州 11227 0.0%274160 251847 91.9%河南 432214 40307 39491 9.1%464708 39501 124722 26.8%福建 湖北 123622 82587 66.8%2175535 46028
51、3 896091 41.2%四川 18314 18313 1 0.0%天津 173543 35823 120625 69.5%26540 6425 24.2%青海 117855 117855 100.0%2466561 111966 1194194 48.4%广东 135549 19977 115572 85.3%2804533 409300 1812188 64.6%陕西 2891540 228522 1131186 39.1%海南 565682 38966 9779 1.7%新疆兵团 40520 0.0%北京 行业深度报告 P.10 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 分省份
52、绿证交易情况(分省份绿证交易情况(2017.7.1-2023.9.22,单位:张),单位:张)无补贴无补贴项目项目 浙江 296340 262933 88.7%西藏 87560 合计合计 42563777 8363069 15688126 36.9%52113549 11772535 21515308 41.3%资料来源:中国绿证认购交易平台,长城证券产业金融研究院 绿证绿证的主要的主要作用从替代新能源补贴作用从替代新能源补贴,转变到转变到以促进以促进平价项目获得环境价值平价项目获得环境价值为主为主。平价或低价项目参与绿证交易市场的政策最早于 2019 年 1 月出台,因政策主要针对的无补贴平
53、价项目集中于 2020 年后(2020 年底前风光项目还处于补贴退坡阶段),因此大约自2021 年 7 月起,绿证交易市场上才出现无补贴项目的核发、挂牌和交易数据。补贴项目和无补贴项目的绿证定价区别在于,前者包含国家新能源补贴和绿色环境溢价,后者仅包含环境溢价。风力发电项目绿证交易价格情况:风力发电项目绿证交易价格情况:2017 年 7 月 1 日-2023 年 9 月 22 日(下同),风电项目绿证年平均价格分别为 180.6、186.1、155.1、160.4、145.9、61.5、28.1 元/兆瓦时,对应 0.18060.0281 元/千瓦时的绿色环境价值。2017 年-2023 年
54、9 月,带补贴风电项目绿证年平均价格分别为 180.6、186.1、155.1、160.4、193.2、201.1、214.3 元/兆瓦时,对应 0.18060.2143 元/千瓦时的绿色环境价值。无补贴平价项目所核发的绿证,根据政策规定自 2021 年 7 月开始进入绿证市场,20212023 年 9 月,无补贴风电绿证年平均价格分别为 50.2、44.5、38.1元/兆瓦时,对应 0.05020.0381 元/千瓦时的绿色环境价值。光伏发电项目绿证交易价格情况:光伏发电项目绿证交易价格情况:2017年7月1日-2023年9月22日(下同),光伏发电项目绿证年平均价格分别为664.0、673
55、.4、725.0、655.2、76.1、44.2、22.3 元/兆瓦时,对应 0.6640.0223 元/千瓦时的绿色环境价值。2017-2023 年 9 月,带补贴光伏发电项目绿证年平均价格分别为 664.0、673.4、725.0、655.2、649.9、622.8、682.1 元/千瓦时,对应 0.6640.6821 元/千瓦时的绿色环境价值。根据政策规定自 2021 年 7 月开始进入绿证市场,20212023 年 9月,无补贴光伏发电绿证年平均价格分别为 50.2、48.5、40.1 元/兆瓦时,对应0.05020.0401 元/千瓦时的绿色环境价值。图表7:中国绿证挂牌交易成交年平
56、均价格(2017.7.1-2023.9.22)中国绿证挂牌交易成交平均价格(中国绿证挂牌交易成交平均价格(2017.7.1-2023.9.22,单位:元,单位:元/兆瓦时兆瓦时)风电风电 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023.09 全部全部 最大值 330.0 289.5 241.5 330.0 382.3 382.3 382.3 最小值 137.2 128.6 128.6 128.6 50.0 0.4 0.4 平均值 180.6 186.1 155.1 160.4 145.9 61.5 28.1 补贴 最大值 330.0 289.5 241.5 330.0 3
57、82.3 382.3 382.3 最小值 137.2 128.6 128.6 128.6 128.6 128.6 128.6 平均值 180.6 186.1 155.1 160.4 193.2 201.1 214.3 无补贴 最大值-50.2 50 50 最小值-50.2 8 30 平均值-50.2 44.5 38.1 光伏光伏 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 全部 行业深度报告 P.11 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 中国绿证挂牌交易成交平均价格(中国绿证挂牌交易成交平均价格(2017.7.1-2023.9.22,单位:元,单位:元/
58、兆瓦时兆瓦时)最大值 772.3 900.0 725.0 750.0 872.8 91.3 283.3 最小值 600.7 586.6 725.0 518.7 46.3 0.3 0.4 平均值 664.0 673.4 725.0 655.2 76.1 44.2 22.3 补贴 最大值 772.3 900.0 725.0 750.0 872.8 622.8 750.0 最小值 600.7 586.6 725.0 518.7 518.7 622.8 614.2 平均值 664.0 673.4 725.0 655.2 649.9 622.8 682.1 无补贴 最大值-80.0 50.0 191.7
59、 最小值-46.3 22.4 30.0 平均值-50.2 48.5 40.1 资料来源:中国绿证认购平台,长城证券产业金融研究院 对 20172023 年 9 月 22 日中国绿证认购平台数据进行分析,可得到下列结论:(1)绿证交易活跃的地区(指核发量及交易量比较高的地区)多来自:第第 I、II、III 类类风资源优渥风资源优渥的三北地区的三北地区:吉林、黑龙江、河北、内蒙古、宁夏、辽宁等地区;第第 I、II 类太阳能资源优渥的地区:类太阳能资源优渥的地区:宁夏、新疆、甘肃、青海、内蒙古等地区;积极推动新能源建设及绿证市场环境良好的地区:积极推动新能源建设及绿证市场环境良好的地区:山东、安徽、
60、江苏、广东等地区,截至 2023H1,山东省是我国累计光伏并网容量第一的省份,安徽省是继 2022 年上半年国网区域、南网区域发布区域绿电交易规则后,国内首个发布绿电交易试点规则的省级单位,江苏和广东地区经济增速快、用电需求量大,具备绿证交易的优秀土壤。(2)自绿证交易起,带补贴的风电项目所发绿证的绿色环境价值在 0.18060.2143元/千瓦时之间,带补贴的光伏项目所发绿证的绿色环境价值在 0.6640.6821元/千瓦时之间。两者差异来源于风电和光伏项目在 2020 年之前的补贴力度和退坡的速度不同导致,风电、光伏发电所核发的绿证在交易时无任何本质差异,导致带补贴的风电项目核发的绿证交易
61、量明显高于明显高于带补贴的光伏项目所发绿证,带补贴项目没有价格优势,大量核发项目无人认购。(3)自 2021 年 7 月初,无补贴风电、光伏项目进入绿证市场后,无补贴的风电项目所发绿证的绿色环境价值在 0.05020.0381 元/千瓦时之间,无补贴的光伏项目所发绿证的绿色环境价值在 0.05020.0401 元/千瓦时之间。针对无补贴项目,风电和光伏发电的环境价值波动基本相近,绿色权益的单位交易价格随着交易量的大幅上涨而下行,从最初的5分下行至4分的稳定水平,但受益于政策的推动,交易量提升为绿电项目带来的正面影响远大于价格的下降。1.2 绿绿色电力交易色电力交易,与绿证长期共存、优势互补与绿
62、证长期共存、优势互补 1.2.1 推动补贴项目参与及省间交易,价格机制推动补贴项目参与及省间交易,价格机制分别明确电能量价值及环境权益分别明确电能量价值及环境权益 绿色电力交易绿色电力交易是电力市场化交易的绿证、消纳绿电的直接方式。是电力市场化交易的绿证、消纳绿电的直接方式。绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易,交易电力同时提供绿证,用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求。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,建立绿色电力市场机制,构成全面反映绿色电力的电能价值和环境价值的市场机制体系。在经历交易试点、试行
63、区域性(国网区域、南方区域)绿电交易制度、国家层面进一步完善、明确绿证地位等一系行业深度报告 P.12 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 列政策出台,2023 年 8 月 9 日,北京电力交易中心发布北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(修订稿),对 2022 年 5 月 23 日发布的绿电交易细则进行修订,细则更新内容包括:(1)绿色电力交易主体增加“承担可再生能源发展结算服务的机构”绿色电力交易主体增加“承担可再生能源发展结算服务的机构”,按照国家相关政策要求,承担可再生能源发展结算服务的机构单独记账、专户管理带补贴新能源参与绿电交易的溢价收益,本年度归集后由国家电网有限公
64、司按程序报财政部部门批准,专项用于解决可再生能源补贴缺口。(2)“带补贴新能源”从自愿参与变为稳步推进“带补贴新能源”从自愿参与变为稳步推进,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,在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。发电企业放弃补贴的电量,参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。(3)绿色电力交易组织方式包括双边协商、挂牌,新增加集中竞价方式新增加集中竞价方式,市场主体购售双方均通过绿色电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等信息,按照报价撮合法出清形成交易结果。(4)省间省间绿色电力交易组织流程绿色电力交易组织流程细化:细化:购、售方所在电网企业会同省级电力交易中心在绿色电力交
65、易平台收集汇总省间绿色电力交易意向信息,包括电量(电力)、价格、绿色电力环境价值偏差补偿方式等,提交北京电力交易中心,北京电力交易中心根据省间通道输送能力等条件有序开展省间绿色电力交易。对于集中竞价交易/挂牌交易方式,电力用户、售电公司或发电企业通过绿色电力交易平台申报省间绿色电力交易电量(电力)、电价等需求,省级电力交易中心汇总后提交北京电力交易中心,北京电力交易中心根据省间通道输送能力及送端省送出能力等条件有序开展省间单通道或多通道的绿电集中竞价交易。省间绿色电力交易在落实国家跨省跨区优先计划的前提下开展。年度(多年)交易按照先双边协商、后集中竞价或挂牌交易的顺序开展,月度(多月)及月内(
66、旬、周、日滚动)交易开展集中竞价或挂牌交易。北京电力交易中心汇总交易申报数据,由相关省级电力交易中心会同调度机构电量校核后,出清并发布无约束交易结果。(5)绿色电力交易价格应充分体现绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值,市场主体应分别绿色电力的电能价值和环境价值,市场主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值明确电能量价格与绿色电力环境价值:双边协商交易方式下,购售双方自行协商确定绿电交易整体价格,并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值。挂牌交易方式下,挂牌方确定绿电交易整体价格,并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值;摘牌方摘牌,则等同于接受绿电交易整体价格及其
67、电能量与绿色电力环境价值分量。集中竞价交易方式下,市场主体申报绿电交易整体价格,按照整体价格报价撮合法出清,以购售双方报价的平均值形成每个交易对的整体交易价格;再按以下原则将整体交易价格分解形成电能量价格与绿色电力环境价值:绿电电力环境价值统一取交易组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价,整体交易价格扣减绿色电力环境价值后形成电能量价格。(6)绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算:电能量以电能量价格,按照省间、省内市场交易规则开展结算。绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量
68、(以兆瓦时为单位取证书,尾差不累计),以绿色电力环境价值结算,绿色电力环境价值偏差电量按照合同明确的绿色电力环境价值偏差补偿条款执行,由违约方向合同对方支付补偿费用。电网企业按照电力交易机构出具的绿色电力交易结算依据,在用户电费账单中单列绿色电力环境价值电量、价格及费用。行业深度报告 P.13 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表8:绿电交易相关政策(更新至 2023 年 8 月)时间 文件 2020.6.10 发改能源规2020889 号 电力中长期交易基本规则 2021.8.28 发改体改20211260 号 关于绿电电力交易试点工作方案的复函 2022.1.18 发改体
69、改2022118 号 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 2022.2.25 广州交易202215 号 南方区域绿色电力交易规则(试行)2022.5.23 京电交市202224 号 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则 2022.5.23 京电交市202226 号 北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则修订稿 2022.9.22 发改体改2022821 号 有序推进绿色电力交易有关事项的通知 2022.12.29 发改办体改2022797 号 推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知 2023.2.15 发改体改202375 号 关于享受中央财政补贴的绿电项目参与绿电交易有关
70、事项的通知 2023.8.9 京电交市202344 号 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(修订稿)资料来源:国家、地方发改委及能源局,长城证券产业金融研究院 试点及初期运行情况反映环境溢价存在区域性差异试点及初期运行情况反映环境溢价存在区域性差异:自 2021 年 9 月绿色电力交易试点启动以来,截至 2022 年底,全国累计绿色电力交易电量 518.66 亿千瓦时,国网和南网经营区分别交易 448.86、69.8 亿千瓦时,宁夏交易量最大,达 31.66 亿千瓦时。绿电成交电价普遍高于当地中长期市场均价,溢价幅度为 20.53-105.52 元/兆瓦时,宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江
71、、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮 20%后的水平。截至 2023 年 5 月 4 日,今年国网累计已完成 218 笔绿电交易,绿电交易量达到310 亿千瓦时,突破 300 亿千瓦时的年度目标,同比翻一番。电力交易机构也可进行绿证交易:电力交易机构也可进行绿证交易:2022 年 9 月,国家发改委、国家能源局印发关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知(发改办体改2022797 号),除中国绿色电力证书交易平台外,电力交易机构也可以开展绿证交易,其优势在于可以充分发挥平台型优势,促进扩大交易规模:电力交易平台汇聚全部市场主体;贯通绿色电力生产、证书交易、划转、结算等权业务环节;同
72、步为市场主体提供绿电、绿证交易服务。2022 年 9 月-2022 年年底,北京电力交易中心交易绿证 145.53 万张,交易均价 28.1 元/张。江苏绿证交易量最大,达到 76.38 万张,占总量 52.52%。从售方看,从售方看,国网经营区内,黑龙江、吉林为绿证主要售卖省份,两省交易量占绿证总交易量的 75%;从购方看,从购方看,国网经营区内,江苏、新疆为绿证主要购买省份,两省交易量占绿证总交易量的 74%;分行业看分行业看,售电公司绿证成交量最大,占绿证总成交量的 46.56%,交易均价 29.3 元/张;制造企业成交量占比 44.96%,交易均价 27.5 元/张;有色金属加工业绿证
73、成交价格最高,达到 35 元/张。1.2.2 绿色电力交易与绿证市场长期并存,交易多元化优势互补绿色电力交易与绿证市场长期并存,交易多元化优势互补 绿电交易体现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。绿电交易体现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。绿电交易试点从 2021 年 9 月开始到 2022 年底,全国累计绿电交易电量518.66 亿千瓦时,2021 和 2022 年两年的绿证交易共计 1030 万张,对应 103 亿千瓦时,绿电交易的成交电量远高于绿证交易电量。在绿证地位确定之前,需求侧更偏向在交易电量的同时付费环境权益,绿证在减轻新能
74、源补贴压力和完成消纳权重两方面发挥更大的作用。截至2023 年 5 月 4 日,国网地区绿电交易量达到 310 亿千瓦时;截至 2023 年 9 月 22 日,根据绿电认购平台数据,绿证交易对应电量达到 381.35 亿千瓦时,绿证交易量有明显的上升趋势,市场认可度和流通性也逐渐提升。绿电交易中环境权益与电能量价格分离,定价绿电交易中环境权益与电能量价格分离,定价将等同将等同于绿证成交均价。于绿证成交均价。通过对绿证地位的确定、以及绿色电力交易机制的完善,两者在不同交易机制下的价值逐渐等同:(1)无论是“证电合一”还是“证电分离”,用户均可获得等量的可再生能源消费凭证;(2)根据北京电力交易中
75、心绿色电力交易实施细则(修订稿),绿电电力环境价值统一取交易行业深度报告 P.14 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价,整体交易价格扣减绿色电力环境价值后形成电能量价格。图表9:绿电、绿证交易特点对照表 交易机制交易机制 绿电交易绿电交易 绿证交易绿证交易 交易组织方 电力交易机构 电力交易机构 交易标的 电能量+绿证 初期主要为风电和光伏上网电量 绿证 全范围覆盖可再生能源 交易方式 挂牌、双边协商、集中竞价 挂牌、双边协商、集中竞价,初期以挂牌、双边协商为主 交易价格 电能量价格和环境价值 环境价值 交易结算 按照相关
76、中长期交易规则按月结算 交易意向形成后用户需及时完成全部资金的支付 交易特点 证电合一 证电分离 交易范围 省间、省内 不受地理范围限制 交易优先级 优先组织、优先调度、优先结算、优先保障/资料来源:北京电力交易中心,长城证券产业金融研究院 1.3“配额“配额+绿证”形成强制性交易市场,绿证”形成强制性交易市场,从消费测促进新能源行业发展从消费测促进新能源行业发展 1.3.1 配额制以省级为单位分配配额制以省级为单位分配权重权重,强制性政策促进新能源消纳强制性政策促进新能源消纳 可再生能源消纳责任权重(配额制)最早在 2016 年国家能源局发布的关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见
77、 中出现,首次涉及到配额+绿证的强制性体系。经过 2018 年三次配额和考核征求意见稿,在 2019 年 5 月 10 日,国家发改委、国家能源局正式颁布了 关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知,规定国家按照省级行政区为单位,设定每个区域的可再生能源电量比重,包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重,并对各省级行政区域规定分别应达到的最低总量和非水电消纳责任权重。消纳责任权重的责任主体为两类,其一为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司,该类主体按照其年售电量设定消纳量;其二为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业,该类主体按照年用电
78、量设定消纳量。各省级能源主管部门会同其他部门组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案,将本省的消纳责任权重分配到各责任主体。各承担配额义务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,同时可通过以下补充(替代)方式完成配额:(1)向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量实现,双方自主确定转让价格。(2)自愿认购绿证,绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。可再生能源电力消费量由各省级行政区域内生产且消纳的可再生能源电量和区域外输入的可再生能源电量两部分组成。省级行政区域消纳责任权重主要是根据区域内生产的可再生能源电力、区域外可再生能源电力净输入量,以及全
79、社会总用电量的预测值来确定当年应达到的可再生能源电量比重,再根据各市场主体的实际售电量或用电量进行分配。消费责任权重计算公式有:(1)区域最低非水消纳责任权重=(预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电量+预计年净输入非水电可再生能源电量)预计本区域年全社会用电量。(2)区域最低总量消纳责任权重=(预计行业深度报告 P.15 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 本区域生产且消纳年可再生能源电量+预计年净输入可再生能源电量)预计本区域年全社会用电量。北京电力交易中心和广州电力交易中心在 2021 年 1 月和 2 月分别发布了与可再生能源电力超额消纳量相关的交易规则,进一步细化超额
80、消纳量和绿证交易规则,其中需要注意的关键有:(1)不足 1MWh 部分的消纳量不再生成可再生能源电力超额消纳凭证。超额消纳凭证不能跨年计入市场主体消纳责任权重。(2)1 个绿证等同于 1MWh 非水电消纳量,参与消纳责任权重计算,但不能在超额消纳量市场中交易。绿证不能跨年度计入市场主体消纳责任权重。(3)超额消纳凭证只允许交易一次,成交后不能再次出售。图表10:可再生能源消纳责任权重相关政策(更新至 2023 年 7 月)时间 文件 2016.2.29 国能新能201654 号 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 2018.3.23 可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)第一
81、版 2018.9.13 可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)第二版 2018.11.13 征求关于实行可再生能源电力配额制的通知意见的函 2019.5.10 发改能源2019807 号 关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知 2020.2.29 发改办能源2020181 号 省级可再生能源电力消费保障实施方案编制大纲的通知 2020.5.18 发改能源2020767 号 关于印发各省级行政区 2020 年可再生能源电力消纳责任权重的通知 2021.1.26 北京电力交易中心可再生能源电力超额消纳量交易规则(试行)2021.2.5 关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和
82、2022-2030 年预期目标建议的函 2021.2.26 粤发改规20213 号 广东省发展改革委关于我省可再生能源电力消纳保障的实施方案(试行)2021.5.21 发改能源2021704 号 关于 2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知 2022.4.21 国能发新能202247 号 关于 2021 年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报 2022.7.29 发改办能源2022680 号 关于 2022 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知 2023.7.16 发改办能源2023569 号 关于 2023 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知 资料来源:
83、国家能源局,国家发改委,北京电力交易中心,广州电力交易中心,长城证券产业金融研究院 非水可再生能源消纳权重将自非水可再生能源消纳权重将自 2021年起逐年提升,预计到年起逐年提升,预计到 2030年时将达到年时将达到 25.9%。为确保完成 2030 年碳达峰目标,2021 年 2 月,国家能源局下发关于征求2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 20222030 年预期目标建议的函(以下简称 建议函),提出为确保完成 2030 年非化石能源占一次能源消费比重达 25%的目标,2030 年全国统一可再生能源电力消纳责任权重要达到 40%,其中非水可再生能源电力消纳责任权重从2021 年的 1
84、2.7%上升至 2030 年的 25.9%。建议函同时对各省 20212030 年的非水可再生能源消纳目标提出要求,在 2021 年目标的基础上,要求各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升 1.5%左右,并遵循“只升不降”原则。根据 7 月出台的最新政策,2023 年、2024 年各省份每年总量消纳权重和非水消纳权重大部分增加 1%、1.7%。图表11:2023 年各省(自治区、直辖市)可再生能源电力消纳责任权重及 2024 年预期目标 2023 年责任权重 2024 年责任权重预期目标 2023 年月 2024 年差额 省(区、市)总量权重 非水权重 总量权重 非水权重 总量消纳差值 非水消
85、纳差值 北京 20.10%20.00%21.70%21.70%1.60%1.70%天津 19.50%18.70%20.50%20.40%1.00%1.70%河北 19.10%19.00%20.70%20.70%1.60%1.70%山西 22.50%21.50%23.50%23.20%1.00%1.70%山东 17.10%15.70%18.10%17.40%1.00%1.70%内蒙古 23.00%22.00%24.00%23.70%1.00%1.70%辽宁 19.20%16.00%20.20%17.70%1.00%1.70%吉林 31.30%23.50%32.30%25.20%1.00%1.70
86、%行业深度报告 P.16 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2023 年责任权重 2024 年责任权重预期目标 2023 年月 2024 年差额 黑龙江 24.50%22.70%25.50%24.40%1.00%1.70%上海 30.00%6.00%31.00%7.70%1.00%1.70%江苏 20.90%13.00%21.90%14.70%1.00%1.70%浙江 21.60%11.00%22.60%12.70%1.00%1.70%安徽 19.60%16.50%20.60%18.20%1.00%1.70%福建 20.60%10.00%21.60%11.70%1.00%1.7
87、0%江西 26.40%14.50%27.40%16.20%1.00%1.70%河南 26.90%21.00%27.90%22.70%1.00%1.70%湖北 38.00%12.50%39.00%14.20%1.00%1.70%湖南 46.80%16.00%47.80%17.70%1.00%1.70%重庆 40.70%6.50%41.70%7.70%1.00%1.20%四川 70.00%8.00%70.00%9.70%0.00%1.70%陕西 23.00%18.50%26.00%20.20%3.00%1.70%甘肃 50.00%21.50%51.00%23.20%1.00%1.70%青海 70.
88、00%27.20%70.00%28.90%0.00%1.70%宁夏 26.50%24.50%27.50%26.20%1.00%1.70%新疆 23.50%12.80%广东 29.60%7.50%30.60%9.20%1.00%1.70%广西 45.10%12.50%46.10%14.20%1.00%1.70%海南 17.80%10.50%18.80%12.20%1.00%1.70%贵州 36.80%11.00%37.80%12.70%1.00%1.70%云南 70.00%17.00%70.00%19.20%0.00%2.20%资料来源:国家发改委,长城证券产业金融研究院 注:(1)2023年全
89、国非水发电量不低于1.6万亿千瓦时;2024年全国非水发电量不低于 1.82亿千瓦时。(2)云南2022年未完成的非水电消纳责任权重滚动调整至 2024-2025年,2024年云南叠加2022年末未完成非水电消纳责任权重0.5个百分点。(3)新疆2023年只监测、不考核,2024年消纳责任权重监测值根据2023 年实际完成情况确定。(4)西藏不考核。1.3.2 作为配额制的辅助手段,绿证的市场空间随配额收紧而扩大作为配额制的辅助手段,绿证的市场空间随配额收紧而扩大 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
90、中面临的消纳责任问题,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。结合2022 年 11 月 16 日发布的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、2023 年 8 月 3 日发布的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两则政策,绿证作为可再生能源电力消费量唯一凭证且实现全覆盖,新增可再生能源不再纳入能源消费总量(2020 年可再生能源电力消费量为基数),对
91、配额制产生了两个影响:对配额制产生了两个影响:(1)绿证作为可再生能源消纳的唯一凭证,核发范围实现全覆盖,各省在完成消纳权重中选择的绿证种类增加,将提高市场供给量及流动性;(2)可再生能源不计入电力消费总量政策,叠加我国资源禀赋错配的特点,将使得省间绿电交易更加活跃,有利于各省份配额考核完成。行业深度报告 P.17 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 1.4 绿证制度逐渐与国际接轨,绿证制度逐渐与国际接轨,欧盟碳关税试运行促进企业绿色消费欧盟碳关税试运行促进企业绿色消费 推动推动国内绿证与国际互认,进一步提升国内绿证与国际互认,进一步提升在国际社会和跨国企业间的影响力在国际社会和
92、跨国企业间的影响力。绿证既是可再生能源电力环境属性价值体现,又是精准的可再生能源电力消费量核算工具,也是国际通行的绿色电力消费证明方式。目前,国内绿证已纳入国际绿电消费倡议(100%Renewable Electricity,简称 RE100)的认可范围,在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大。为进一步提升国内绿证的国际影响力和认可度,通知明确,我国可再生能源电量原则上只能申领国内绿证,在不影响国家自主贡献目标实现的前提下,积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定,提高绿证的国际认可度和影响力。欧盟碳关税制度试运行,促进出口企业消费绿色电
93、力。欧盟碳关税制度试运行,促进出口企业消费绿色电力。欧盟谈边境调节税 10 月 1 日起,CBAM(欧盟碳边境调节机制)正式进入试运行阶段,过渡期持续至 2025 年底,2026年正式起征“碳关税”,并在 2034 年之前全面实施。根据 CBAM,欧盟将对从境外进口的特定产品额外征收碳边境调节费用,被称为“碳关税”,建立中央交易平台负责 CBAM证书的交易结算,产品覆盖范围包括“电力、钢铁、铝业、水泥、化工、氢”六大行业。CBAM 实施初期对我国企业的总体影响较为有限。我国与欧盟之间没有电力贸易,对欧盟出口的化肥、水泥、氢气规模非常小,主要受影响的将是钢铁及铝行业的产品,直接造成相关产品出口成
94、本的上升。从长远来看,随着 CBAM 覆盖范围的不断扩大,将对我国出口带来一定程度冲击2。随着欧盟碳关税执行,世界各国对环保提出更高要求,出口企业对绿色电力以及绿证的需求量也将大幅增加;若国内碳市场扩容,纳入出口企业所在行业,使商品在出口时就已包含国内碳排放成本,只需补齐国内和欧盟的碳价差值,也能降低欧盟碳关税带来的成本不利影响3。2.碳交易碳交易从供给侧减碳扩绿,环境权益亦可通过从供给侧减碳扩绿,环境权益亦可通过 CCER 兑现兑现 2.1 强制强制性性分配分配碳排放权,碳排放权,CCER 重启重启增加配额抵消储备增加配额抵消储备 2.1.1 碳市场发展碳市场发展及交易数据情况及交易数据情况
95、 碳碳交易交易市场划分了各行业碳排放权重,从供给侧入手改变能源结构市场划分了各行业碳排放权重,从供给侧入手改变能源结构。CEA 即碳排放配额权(Chinese Emission Allowances),指分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度,1 个单位配额代表持有的重点排放单位被允许向大气中排放 1 吨二氧化碳当量的温室气体的权利。CCER 即国家核证自愿减排量(Chinese Certified Emission Reduction),是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量,1 吨
96、 CCER可抵消 1 吨碳配额。碳交易市场核心任务是为了降低碳排放,政府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对各高排放行业及企业划分排放权重/碳碳配额配额分配分配,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,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,实现通过不断缩减配额量,实现行业和总量的减排。行业和总量的减排。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
97、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,生态环境部明确,市场启动初期,只在发电行业重点排放单位之间开展配额现货交易,并衔接中国正在实行的碳排放强度管理制度,采取基准法对全国发电行业重点排放单位分配 2 参考资料:快速了解!关于欧盟碳关税的十大问答,生物质能观察,2023 年 10 月7 日 3 参考资料:过渡期开启,“第一个吃螃蟹”的机制 CBAM 对我国企业影响几何?,中国环境,2023 年10 月2 日 行业深度报告 P.18 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 核发首批配额。全国碳市场第一个履约周期为全国碳市场第一个履约周期为 2021 年,完成年,完成 20
98、19 年和年和 2020 年的配额履约,目前在年的配额履约,目前在第二个履约期,截止时间为第二个履约期,截止时间为 2023 年年 12 月月 31 日,完成日,完成 2021 年和年和 2022 年的配额履年的配额履约。约。2023 年 3 月 15 日,生态环境部正式发布了2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业),较 2019、2020 年分配实施方案的区别在于:(1)2019 和 2020 年采用相同的配额分配基准值、两年合并履约的做法,2021、2022年度采用了不同的配额分配基准值。(2)2021、2022 年增加履约豁免机制及灵活机制:豁免燃气
99、机组、履约缺口率上限豁免、控排企业可进行预支配额和结转配额、统筹研究对承担重大民生保障任务的重点排放单位的个性化纾困方案。(3)首次引入平衡值:平衡值是各类机组供电、供热碳排放配额量与其经核查排放量(应清缴配额量)平衡时对应的碳排放强度值,是制定供电、供热基准值的重要参考依据。经过 2011 年 10 月到 2021 年 6 月,7 个省份的碳排放权交易试点后,2021 年 7 月 16日,全国碳交易市场正式上线,首批共 2162 家火电企业和自备电厂,发放配额约 45 亿吨,该数据占 2022 年全国总排放量的 35.1%左右。根据 2021 年 7 月 16 日到 2023 年9 月 26
100、 日的交易数据,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。图表12:2021/2022/2023 年 CEA 的成交量、成交金额和成交均价 成交量(万吨)成交金额(亿元)成交均价(元/吨)2021 17,879 76.61 42.85 2022 5,089 28.14 55.30 2023 5,535 34.44 62.23 合计 28,503 139.20 48.84 资料来源:Wind,上海环境能源交易所,长城证券产业金融研究院 图表13:2021.7.16
101、-2023.9.26,CEA 的成交量及成交均价 资料来源:Wind,上海环境能源交易所,长城证券产业金融研究院 2.1.2 CCER 市场发展及交易数据情况市场发展及交易数据情况 我国碳市场以我国碳市场以 CEA 市场为主,市场为主,CCER 市场为辅,其中前者属于强制性市场,后者属于自市场为辅,其中前者属于强制性市场,后者属于自愿减排市场。愿减排市场。CEA市场与CCER市场通过抵消机制进行联动,重点排放单位可以使用CCER抵消 CEA 的清缴。CCER 最早于 2012 年 6 月,由国家发改委在温室气体自愿减排交易管理暂行办法中提出,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
102、够规范等问题,于 2017 年 3 月起暂停 CCER 项目备案。全国碳市场采用履约周期的方式,周期为两年。2021 年 10 月 26 日,生态环境部发布全国碳市场第一个履约周期使用 CCER 抵销配额清缴程序,要求CCER作为碳排放配额抵消指标,需同时满足:(1)抵销比例不超过应清缴碳排放配额的 5%;(2)不得来自纳入全国碳市场配额管理的减排项目。第一个履约周期可用 CCER 均为 2017 年 3 月前产生。02040608005001,0001,5002,0002,500CEA成交量(万吨)CEA成交均价(元/吨)行业深度报告 P.19 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声
103、明 根据中国核证减排交易信息平台上的公示信息4,目前我国审定公示的 CCER 项目总计2871 个,其中已备案的项目 861 个,已完成签发的项目 254 个。按照地域分布,按照地域分布,审定公示项目最多的地区为西北地区,华东地区位列第二;签发项目最多的地区为西南地区,西北地区位列第二。按照项目类型,按照项目类型,可再生能源利用项目数量占总量的 76%(包含风力发电、太阳能发电、垃圾焚烧发电、水力发电、生物质发电和地热供暖,其余 CCER 类型有猪粪便沼气利用、碳汇造林、垃圾填埋气发电、低浓度瓦斯发电、工业余热利用、森林经营碳汇、热电联产等)。截止 2017 年 3 月,共有 254 个项目完
104、成签发,合计减排量 5071.75 万吨,此外还有 33个项目的 764.14 万吨减排量获得了签发批准,但尚未在CCER 注册系统完成登记。地域分布方面,西南地区的减排签发量 2105.69 万吨,占全国比重为 36.02%,此外华北、华东和西北地区的减排签发量占比也高于 10%。从类型来看,水力发电项目共获得1719.46 万吨的减排量签发,风力发电、热电联产和猪粪便沼气利用分别获得了1454.75万吨、663.17 万吨和 628.81 万吨的减排量签发。图表14:按类型划分的 CCER 项目情况 类型类型 审定公示审定公示 已备案已备案 已签发已签发 风力发电 946 337 91 太
105、阳能发电 827 166 47 猪粪便沼气利用 393 118 41 垃圾焚烧发电 160 20 6 水力发电 134 83 32 生物质发电 106 54 16 碳汇造林 71 11 1 垃圾填埋气发电 48 18 4 低浓度瓦斯发电 43 21 5 工业余热利用 28 11 3 森林经营碳汇 24 0 0 热电联产 16 10 6 其他细分类型 75 12 2 总计 2871 861 254 资料来源:中国核证减排交易信息平台,长城证券产业金融研究院 图表15:按区域划分的 CCER 项目情况 地区地区 审定公示审定公示 已备案已备案 已签发已签发 东北 151 66 25 华北 485
106、150 35 华东 608 149 28 华南 187 48 14 华中 386 123 39 西北 624 162 49 西南 430 163 64 总计 2871 861 254 资料来源:中国核证减排交易信息平台,长城证券产业金融研究院 CCER 重启信号明确,重启信号明确,新能源新能源企业将为碳市场带来增量,申报项目具有唯一性企业将为碳市场带来增量,申报项目具有唯一性。自 2017年 CCER 暂停签发后,CCER 交易进入存量阶段,作为碳排放配额交易的有效补充,国家重启 CCER 的信号开始频繁释放:2023 年 2 月,北京绿色交易所董事长王乃祥表示全国统一的 CCER 注册登记系
107、统和交易系统已开发完成;2023 年 3 月,生态环境部发布关 4 IIGF 观点|CCER 一级市场开发情况梳理与展望,郭敏平,中央财经大学绿色金融国际研究院 行业深度报告 P.20 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函(环办便函202395 号),向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议;2023 年 6 月,生态环境部 6 月例行新闻发布会上,生态环境部新闻发言人刘友宾也明确表示,力争今年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场。2023 年 7 月 7 日,生态环境部发布温室气体资源减排交易管理办法(试行)意见的通知,进一
108、步加快重启进程。我国 76%的存量 CCER 项目来自可再生能源电力企业,同时可再生能源企业同时也是绿证市场和绿电交易的主要参与方,根据通知第九条的第三点,“不具唯一性的项目”不得申请 CCER 项目登记,依据该条款,可再生能源只能参与绿证或者 CCER 市场,避免对其形成双重激励、重复考核问题。可再生能源企业不仅为碳市场提供增量,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。2.2 碳、电市碳、电市场不断场不断完善机制、完善机制、扩大规模,两者扩大规模,两者联动联动对低碳发展有重要意义对低碳发展有重要意义 2.2.1 碳市场有望扩容,碳市场有望扩容,碳碳-电电联动模式需要进一步
109、探索联动模式需要进一步探索 纳入碳市场的行业数量在政策和市场引导下纳入碳市场的行业数量在政策和市场引导下扩容,钢铁行业已召开两次专项会议扩容,钢铁行业已召开两次专项会议。2021年 7 月 16 日,全国碳交易在上海环境能源交易所正式启动,纳入发电行业重点排放单位 2162 家,全国碳市场第一个履约周期年覆盖约 45 亿吨,成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。根据国环规气候20231 号文件,第二个履约周期中暂不纳入纯生物质发电机组、掺烧发电机组、特殊燃料发电机组、使用自产资源发电机组,未来随着碳市场运行机制成熟,发电行业碳排放单位数量将逐渐增长。2023 年 5 月 18 日,生态环境部环境规
110、划院召开“扩大全国碳市场行业覆盖范围专项研究”工作会议,各专家及代表一致认为当前碳市场扩容条件已基本成熟。石化、建材行业分别在今年 6 月 21 日、6月 27 日召开纳入全国碳市场专项研究第一次工作会议,钢铁行业分别在 6 月 16 日和 6月 30 日召开第一次、第二次专项会议,有望尽快纳入全国碳市场。绿证和绿证和 CCER 的环境权益的环境权益分别在分别在电力市场和碳市场中电力市场和碳市场中体现体现,两者,两者有共同点和不同点。有共同点和不同点。绿证和 CCER 市场在减排目标上具有一致性:通过增加低碳能源价值,降低高碳能源价值,并将价值量化为可参与市场交易的权证,作为电力市场及碳市场交
111、易的重要辅助手段。两个市场在我国均处于初期建设阶段,可再生能源消纳责任(配额制)结合绿证的设计体系与碳排放配额结合 CCER 的设计体系类似:在总量目标之下,继续细化非水可在生能源消纳指标(以绿电为主要能源类型)和碳配额的分配,并逐年提升消纳权重、降低碳配额改变市场供需,通过交易价格的变动影响各类能源企业的收入及成本,促进低碳发展。绿证和 CCER 市场目前是两个独立的市场,两者在直接目的、发力方式、交易方式、出售和认购主体等方面均有所不同。图表16:对电力行业而言绿证与碳交易区别 直接目的直接目的 发力方式发力方式 交易方式交易方式 出售主体出售主体 认购主体认购主体 单位单位 绿证绿证 促
112、进新能源消纳,引导绿色能源消费理念 从消费侧入手,引导消费绿色电力,改变能源消费结构 自愿认购,同时作为配额制核算基础 新能源发电项目 各级政府机关、企事业单位、社会和个人 元/张 碳交易碳交易 减少二氧化碳为主的温室气体的排放 从供给侧入手,引导高碳发电方式向低碳发电方式转变,改变能源供给结构 强制交易,同时自愿购买 CCER 抵消碳配额 目前为发电企业,最终将涵盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八大行业 同出售主体,未来有望加入金融机构及个人 元/吨 资料来源:浅析绿证、配额制和碳交易市场对电力行业影响碳中和系列报告(四),2021年 8月 8日,长城证券产业金
113、融研究院 行业深度报告 P.21 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 如何实现碳如何实现碳-电联动?电联动?5(1)用电侧的碳电联动:绿电抵消间接碳排放用电侧的碳电联动:绿电抵消间接碳排放。2023 年以来,北京、天津、上海三个区域碳市场陆续出台了绿电零碳排放政策,均将外购绿电排放因子调整为 0。电网排放因子,指的是全国电网每生产一度上网电量的二氧化碳排放量。今年各地电网连续下调电网排放因子,反映出电网中新能源的发电比例在提升。今年 3月,天津市发布文件,提到各重点排放单位在核算净购入使用电量时,可申请扣除购入电网中绿色电力电量;今年 4 月,北京市生态环境局发布了通知,提到重点
114、碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。一般情况下,区域性电力排放因子在指定之初就将区域内消耗的绿电纳入考虑,因此,绿电零碳排放机制促进企业购买绿电的同时,也存在减排效果在碳市场中的重复两次计算的问题。(2)发电侧的碳电联动:碳价影响电价。发电侧的碳电联动:碳价影响电价。在成熟的电力市场和碳市场环境下,碳价的变化将通过配额制的实施,有效传导至化石能源的发电成本(煤电企业需要购买碳配额以满足发电需求),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。我国现阶段的碳配额制度对煤炭企业的发电成本影响较小,由碳价上涨带来的配额购买成本上涨,也由煤电企业
115、承担,并未继续传导至用电侧电价,碳价和电价还未确立起明确的联动机制。随着绿电交易、CCER 和碳市场交易量的逐步扩大,如何有效联动环境权益在各市场的核准、运行、价格机制?如何通过环境权益、合理成本分摊保障各电源的长期发展?都需要进一步的探索和实践。图表17:用电侧及发电侧的碳-电联动 资料来源:长城证券产业金融研究院 2.2.2 火电机组参与碳市场后的盈利测算火电机组参与碳市场后的盈利测算 我国碳市场已经完整运行两年,并将在 2023 年底完成第二个履约期,碳配额较两年前已明显收紧,部分存量 CCER 项目在第一个履约期抵消,三年 CEA 成交均价由 42.85 上涨至 62.23 元/吨,火
116、电企业购买碳配额的比例将增加。我们以 30 万千瓦的火电机组为例,对单机组在碳市场运行后的利润进行测算,以下为测算数据选取来源和假设依据:(1)利用小时数:采用 2022 年全国火电机组利用小时数 4329 小时;(2)供电煤耗:采用 2022 年 2 月-12 月全国供电煤耗均值 299.391 克/千瓦时;(3)标煤二氧化碳的排放系数:根据中电联公布的 2022 年煤电排放数据倒算;(4)火电企业需购买的碳排放配额比例逐渐收紧:假设需要购买配额的企业平均购买3%的配额;5 参考资料:财经十一人,碳科普|碳电联动和绿色交易机制的完善,2023 年9 月20 日 行业深度报告 P.22 请仔细
117、阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明(5)火电度电收入和成本:假设度电收入和成本不变,采用华能国际、华电国际、大唐发电及国电电力4家公司2022年报公布的火电/煤电板块度电收入和度电成本均值,分别为 0.420、0.413 元/千瓦时;(6)暂不考虑购买碳配额产生的费用。图表18:购买配额比例以及碳价变化对火电企业利润影响 火电 参与碳市场前 参与后 利用小时数 4379 4379 机组容量(万千瓦)30 30 年发电量(亿千瓦时)13.14 13.14 供电煤耗(克/千瓦时)299 299 标煤二氧化碳的排放系数 2.75 2.75 火电度电供电碳排放(克/千瓦时)824 824 机组
118、年二氧化碳排放量(万吨)108 108 购买的年碳配比例(%)-3.0%购买年碳排放配额(万吨)-3.25 碳价(元/吨)60 60 购买配额费用(万元)-194.86 度电成本增加(元)-0.0015 火电度电营业成本(元)0.413 0.413 市场运行后火电营业成本增加比例-0.36%净利润变化的测算净利润变化的测算 火电度电收入(元)0.420 0.420 营业收入(万元)55,139 55,139 营业成本(包含购买配额成本)(万元)54,277 54,472 毛利(万元)862 668 期间费用率 8.00%8.00%营业利润(万元)-3,549-3,744 所得税率 25%25%
119、净利润(万元)-2,662-2,808 参与碳市场后净利润下降比例 5.49%资料来源:长城证券产业金融研究院 注:因 2022 年燃煤上网电价涨幅不足以平衡燃料成本上涨幅度,净利润为负数,“参与碳市场后净利润下降比例”为正数,若未来燃料成本下降,火电企业净利润为正,“参与碳市场后净利润下降比例”显示为负数,两种情况表示影响程度百分比。图表19:购买配额比例以及碳价变化对火电企业利润的敏感性分析 配额比/碳价 30 40 50 60 70 80 90 100 1%0.92%1.22%1.53%1.83%2.14%2.44%2.75%3.05%2%1.83%2.44%3.05%3.66%4.27
120、%4.88%5.49%6.10%3%2.75%3.66%4.58%5.49%6.41%7.32%8.24%9.15%4%3.66%4.88%6.10%7.32%8.54%9.76%10.98%12.20%5%4.58%6.10%7.63%9.15%10.68%12.20%13.73%15.25%6%5.49%7.32%9.15%10.98%12.81%14.64%16.47%18.30%7%6.41%8.54%10.68%12.81%14.95%17.08%19.22%21.35%资料来源:长城证券产业金融研究院 行业深度报告 P.23 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.风
121、险提示风险提示 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。行业深度报告 P.24 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 免责声明免责声明 长城证券股份有限公司(以下简称长城证券)具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户(以下统称客户)提供,除非另有说明,所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可,任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布,亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据,不得用于未经允许
122、的其它任何用途。如引用、刊发,需注明出处为长城证券研究院,且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息,但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用,并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下,本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易,或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务
123、支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系,并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。特别声明特别声明 证券期货投资者适当性管理办法、证券经营机构投资者适当性管理实施指引(试行)已于 2017 年7 月 1 日 起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容,仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者,请取消阅读,请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置,若给您造成不便,烦请见谅!感谢您给予的理解与配合。分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明:本人具有中国证券业
124、协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力,在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则,独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点,不曾因,不因,也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。投资评级说明投资评级说明 公司评级公司评级 行业评级行业评级 买入 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅 15%以上 强于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现战胜市场 增持 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于 5%15%之间 中性 预期未来 6 个月内行业整体表现与市场同步 持有 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%5%之间 弱于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现弱于市场 卖出 预期未来 6 个月内股价相对行业指数跌幅 5%以上 行业指中信一级行业,市场指沪深 300 指数 长城证券产业金融研究院长城证券产业金融研究院 北京北京 地址:北京市西城区西直门外大街 112 号阳光大厦 8 层 邮编:100044 传真:86-10-88366686 深圳深圳 地址:深圳市福田区福田街道金田路 2026 号能源大厦南塔楼 16 层 邮编:518033 传真:86- 上海上海 地址:上海市浦东新区世博馆路 200 号 A 座 8 层 邮编:200126 传真: