证券研究报告 ＃industryId＃ 电力 ＃title＃ 推荐 ＃investSuggestion＃ ＃ ( investS 维持 ） ＃emailAuthor＃ 分析师： 蔡屹 新型电力体系绿色市场篇： 风险与机遇并存，静待政策拐点 uggesti onChan ge＃ ＃createTime1＃ 2024 年 5 月 7 日 投资要点 ＃summary＃  研究背景：矛盾日益显现，静待政策拐点。国内绿电由保量保价收购转变至 入市竞价上网，当前电价侧主要由电能量价格+环境溢价-消纳支出构成。因 其出力特征导致市场化电价折价，叠加辅助服务支出与消纳风险，市场对风 caiyi@xyzq.com.cn S0190518030002 光项目收益率存忧；而与此同时，双碳进程仍在加快，2 月习近平主席再次强 调“以更大力度推动我国新能源高质量发展”；绿电收益率与建设目标的矛盾 ＃assAuthor＃ 研究助理： 日益加重。参考容量电价出台前的火电，若要确保能源转型目标实现及运营 朱理显 商投资积极性，需环境价值合理回归。本文借鉴欧美国家绿电市场建设，发 现其同样经历补贴退坡与市场化建设过程。对比之下国内绿证价格整体低于 zhulixian@xyzq.com.cn 欧美，我们认为伴随新能源入市比例提升、强制消费比例进一步下顺、中长 期价格协议（类似 PPA）等机制探索，其商业模式有望逐步理顺。  国内：入市比例提升引发收益率风险，绿证需求侧弱支撑下环境溢价有待释 放。我国风光项目 2021 年起平价上网，随后各地保障性消纳小时数逐年减少、 入市比例逐年提升。2023 年风光市场化交易电量占比达 47.3%，同比+8.9pct； 发改委明确 2030 年新能源全面入市。由此带来电价中枢下行（例如据兰木达 电力现货统计，山东绿电日前均价普遍低于燃煤基准价 0.05-0.20 元/度；2024 年甘肃、宁夏规定光伏谷段交易价格上限为 0.1539、0.1817 元/度）以及弃电 率整体上升（2024 年 2 月全国弃风弃光率均超 6%） ，同时由于国内大部分省 份电力现货市场仍不成熟，辅助服务费用多由绿电企业承担而未充分向用户 侧疏导，故其收益率风险日益凸显。与此同时，由于此前国内可再生能源消 纳权重较宽松、惩罚机制缺失、电网保障性收购规模高，责任未充分下顺至 用电侧，且电碳市场衔接、绿证国际互认有待进一步落实，环境价值仍有释 放空间，目前国内绿电环境溢价约 20-30 元/MWh。  美国：强制市场配额制明确绿电需求，自愿市场多样机制提供交易活力。美 国绿电收益主要由电量电价、生产税抵扣或投资税抵扣、环境价值构成。1） 电能交易以中长期协议为主、现货市场为辅（加州及得州占比约 10%） ，其中 现货市场以节点边际电价主导，对供需失衡较为敏感；绿电高发时段电价下 跌概率较高，2022 年加州实时负电价出现频率为 3.6%。2）《通胀削减法案》 再次延期生产税抵免（按发电量减税）与投资税抵免（按投资成本减税） ，其 中 2022 年生产税抵免价格为 26 美元/MWh，投资税抵免比例为 30%。3）强 制与自愿绿色市场并行；其中可再生能源配额制 RPS 对绿电采购/销售占比提 出强制需求，并设置 10-50 美元/MWh 罚金，自愿市场包括非捆绑绿证、自愿 购电协议（PPA）等多类交易方式；2022 年强制与自愿市场规模占比分别为 55%/45%。过去十年中非太阳能及太阳能强制绿证约 1-50、150-680 美元 /MWh，自愿绿证约 1-10 美元/MWh（逐步提升，非捆绑绿证 2021M8 达 6.6 美元/MWh） ；此外需求扩张下 PPA 成交价格自 2020 年起攀升，2024Q1 北美 P25 购电协议（PPA）报价约 57 美元/MWh。此外，与国内不同，欧美国家辅 助服务费用主要由终端用户分摊。 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 行业深度研究报告 ＃summary＃  欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证 GO 与各国政策协同互补。欧洲绿电收益 主要由电量电价、各国补贴、环境价值构成。1）电能市场同样以中长期交易 为主（占比约 60%）、绿电发电占比提升&系统灵活性欠缺背景下 2023 年多 国现货市场负电价小时数再创新高，德国、英国全年负电价时长达 300h、214h。 2）各国补贴已逐步退坡，其中德国由固定上网电价（固定补贴）转向竞价招 标制度，英国 2017 年起以差价合约（投标固定履约价格）为主。3）与美国 类似，欧洲绿电 PPA 交易规模逐年提升，2024Q1 欧洲 P25 购电协议（PPA） 报价约 81 欧元/MWh；其作为 10-20 年长期购电协议，除固定价格外，亦对 售电量（物理 PPA 通常要求售电曲线）、违约责任等作出规定，风光机组出力 不足时应从现货市场中购电交付，故综合能源或含备用容量的发电企业更具 优势。此外，欧盟绿证 GO 于各成员国、挪威、瑞士等 28 个国家获认证且可 跨境交易，核销量 2019-2021 年 CAGR+13%；其中挪威/瑞典/荷兰为主要供 给国，德国/意大利/荷兰为主要需求国，绿证价格 2023 年逐步趋稳至 5-6 欧 元/兆瓦时，进口国（例如德国获补贴项目不能申请 GO，故供小于求）价格 整体较出口国高。  投资建议：2024 年 1 月发改委提出将绿证用量纳入省级政府节能责任考核并 加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，广西探索绿电市场电价政府 授权合约制，绿电交易中长期交易、绿证核发与交易规则等相关政策正逐步 出台，我们认为风光收益率下行与双碳建设目标的矛盾正待拐点。1）考虑到 火电灵活性改造需求迫切，建议关注灵活性改造标的青达环保；2）火电商业 模式由基荷转变为基荷+调峰，重点推荐纯火电运营商，如华电国际（H+A）、 皖能电力、建投能源等；3）中长期考虑到用能终端电力化和清洁化趋势不变， 用电需求增速维持 4%-5%，我们认为长远来看，综合性的电力公司将更胜一 筹，重点推荐国电电力、华润电力、华能国际（H+A）等；4）风险与机遇并 存，持续跟踪绿电运营商政策拐点。  风险提示：政策不及预期、电量电价大幅下降、辅助服务市场支出大幅提升、 原材料价格上行、宏观经济风险 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -2- 行业深度研究报告 目 录 1、国内：绿电入市进程加快，绿证需求侧弱支撑下环境溢价有待释放 ...........- 7 2、我国绿电发展进程晚于欧美，他国绿电市场建设经验可供参考 .................- 18 2.1、借鉴美国：强制市场配额制明确绿电需求，自愿市场多样机制提供交易活 力 ............................................................................................................................- 19 2.2、借鉴欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证 GO 与各国政策协同互补 ......- 27 3、投资建议 ..............................................................................................................- 40 4、风险提示 ..............................................................................................................- 40 - 图目录 图 1、绿电环境价值构成示意图 .............................................................................. - 7 图 2、我国风电电价政策演变（元/千瓦时） ......................................................... - 7 图 3、我国光伏电价政策演变（元/千瓦时） ......................................................... - 8 图 4、我国绿电装机容量变化（GW） ....................................................................- 8 图 5、我国绿电发电量及全社会用电量增速对比 .................................................. - 8 图 6、陆上风电度电成本变化（元/千瓦时） ......................................................... - 9 图 7、光伏度电成本变化（元/千瓦时） ................................................................. - 9 图 8、平价阶段绿电交易模式 .................................................................................. - 9 图 9、补贴项目参与绿电交易模式 ........................................................................ - 10 图 10、新疆非平价风光保障性收购小时（小时） .............................................. - 10 图 11、蒙西常规风光保障性收购小时（小时） .................................................. - 10 图 12、我国新能源入市节奏 .................................................................................. - 11 图 13、单位 MW 机组风光出力曲线：发电量（KWh） .................................... - 11 图 14、山东省 1-9 月电力负荷曲线 ....................................................................... - 11 图 15、2