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？

　　投资建议：
　　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。
　　行业观点：
　　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+制余部分进现货市场”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、EU ETS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%；而若預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。
　　风险提示
　　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。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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