证券研究报告行业深度报告2023年10月16日电力及公用事业绿证和碳市场稳步发展，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。绿证制强于大市（维持评级）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行业走势月开始实行配额制，2021年9月国家开展绿色电力交易试点，探索“证电分离”、“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，电力及公用事业沪深300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10%定的基本凭证”，2022年8~12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。7%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、5%光伏项目核发绿证占比达到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。2%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-1%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-3%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-6%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2021年和2022年两年绿证总交易量103亿千瓦-9%2023-022023-062023-10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2022-10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。两者作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。分析师于夕朦执业证书编号：S1070520030003“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。可再邮箱：yuximeng@cgws.com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分析师范杨春晓任问题，以省级为单位、年为周期进行消纳责任权重考核，设定额度从消费执业证书编号：S1070521050001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邮箱：fycx@cgws.com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、缓解分析师邓逐原补贴延缓发放带来的现金流压力。执业证书编号：S1070121050014邮箱：dengzhuyuan@cgws.com强制性分配碳排放权，CCER重启增加配额抵消储备。碳交易市场核心任务联系人何郭香池是为了降低碳排放，政府对各高排放行业及企业划分排放权重/碳配额分配，执业证书编号：S1070121120062参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，邮箱：hgxc@cgws.com利用市场化手段对配额进行定价，从而形成碳交易流通，并通过不断缩减配联系人杨天放额量，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，执业证书编号：S1070122080026我国CEA市场累计交易量2.85亿吨，成交均价为48.84元/吨，三年成交均邮箱：yangtianfang@cgws.com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》2023-09-222、《Q2基金持仓环比改善，火电及水电持仓占比均有提升》2023-08-033、《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请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告作为碳市场中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。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：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。P.2请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告内容目录1.绿证地位确定，明确环境价值核定及疏导路径................................................................................................41.1绿证政策完善，明确其唯一性、流通性和权威性......................................................................................41.1.1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...........................41.1.2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................................................51.2绿色电力交易，与绿证长期共存、优势互补...........................................................................................111.2.1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....................................111.2.2绿色电力交易与绿证市场长期并存，交易多元化优势互补............................................................131.3“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...........................................................141.3.1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.........................................................141.3.2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.........................................................161.4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............................................................172.碳交易从供给侧减碳扩绿，环境权益亦可通过CCER兑现................................................................................172.1强制性分配碳排放权，CCER重启增加配额抵消储备..............................................................................172.1.1碳市场发展及交易数据情况.........................................................................................................172.1.2CCER市场发展及交易数据情况....................................................................................................182.2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.................................................202.2.1碳市场有望扩容，碳-电联动模式需要进一步探索.........................................................................202.2.2火电机组参与碳市场后的盈利测算...............................................................................................213.风险提示.........................................................................................................................................................23图表目录图表1：最新绿证政策详情（发改能源〔2023〕1044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..................................................................22P.3请仔细阅读本报告末页声明qRuNpNnOmOmRtNmOrNwPvN6McMbRmOpPmOnOlOnMnNlOmNoR6MqRsPuOrRmMxNsOnM行业深度报告1.绿证地位确定，明确环境价值核定及疏导路径2023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，明确其唯一性、流通性和权威性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、绿证地位确定补贴绿证阶段（2017年7月-2019年1月）：绿证制度于2017年1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（2019年1月-2021年9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（2021年9月-2023年8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（2023年8月-）：2023年8月3日，发改能源〔2023〕1044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。P.4请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告图表1：最新绿证政策详情（发改能源〔2023〕1044号）1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》（一）绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。适用范围（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。（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、核发范围生物质发电、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2023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。（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交易方式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。（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，建立基于应用绿证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。（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。对不再享受中央财政补贴的项目（包括平价（低价）项目、自愿放弃中央财政收益归属补贴、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，长城证券产业金融研究院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费的通知》P.5请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告流动性。2021年、2022年分别有刺激性绿证交易政策出台：(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8~12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。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）交易量（万个）认购率(%)0.02%2017.07.16-2020.12.313017.40.677.00%47.04%2021.01.01-2021.12.31876.661.347.13%34.49%2022.01.01-2022.12.312060.0969.02023.01.01-2023.9.228092.03813.52017.07.16-2023.9.2214046.04844.5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，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、认购率绿证核发及交易情况（2017.7.1-2023.9.22）全部（万个）补贴（万个）占比无补贴（万个）占比累计风电核发量7868360645.83%425654.10%33.89%83666.11%累计风电挂牌量126542930.98%156969.02%36.86%累计风电交易量2273704-5211-15.65%117684.35%风电认购率28.89%19.53%1.50%215298.50%16.33%41.29%83.67%累计光伏核发量6178967--累计光伏挂牌量119418累计光伏交易量2571420光伏认购率41.62%43.44%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：（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P.6请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告前五的省份有：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（2017.7.1-2023.9.22，单位：张）—全部省份风电核发量风电挂牌量风电交易量风电认购率光伏核发量光伏挂牌量光伏交易量光伏认购率河北143883361510510791901455.0%49012451393355234544547.9%79.6%吉林150064742254349451409830.1%32349425742424.5%3.0%黑龙江74855251964321225388430.1%4560650105248711176779.3%28.3%内蒙古67456491208312131781119.5%1480610794164450130.1%59.5%新疆54343337894321647053.0%152701419551414135768.0%79.0%甘肃55673624946403956387.1%46681921122158131939847.4%28.8%山东431384937976174635917.3%57463051935517172979455.6%0.0%辽宁459290012830263325797.2%42041191315277250085446.3%17.0%广西2962867540092139679147.1%132289110408189894991.8%26.8%江苏2349493168933171217972.9%246164517547519447580.0%40.0%江西849284920.0%17577926781178339050.0%34.3%山西18564079117323723912.8%275709134842779444033.9%36.2%宁夏11930751092837100150.8%6527804105062436310810.3%1.73%云南121105412533296502.4%9233182012634440.0%17.3%安徽99990818154949680249.7%4432698830293205218777.7%0.0%湖南88902818760634385838.7%1875451554443197341.6%贵州5521125844220.0%274260251847河南544559125703400567.4%46470839501124722福建51583326649551.7%湖北470036631958496518.1%2238302460283896091四川39012922840112670.3%215408183131天津3754903582312062532.1%3060110486青海3812951251211793230.9%36584191177221239306广东2283441997720836791.3%31287634093002136418陕西792140.0%28972232285221132782海南513610.0%565682389669779新疆兵团754990.0%5732510076北京1112811128100.0%291725034浙江10001000100.0%338599262936西藏980731合计78680752126505292273097128.9%617789481195106225713596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（带补贴项目）交易情况：（1）风电核发量排名前五的省份有：河北、新疆、内蒙古、辽宁、山东；挂牌量排名P.7请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告前五的省份有：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、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（2017.7.1-2023.9.22，单位：张）—带补贴项目省份风电核发量风电挂牌量风电交易量风电认购率光伏核发量光伏挂牌量光伏交易量光伏认购率54.9%河北115042051036899606397852.7%10829281594912100.0%吉林13994703589109250.1%1967191967192.1%0.0%黑龙江120624212925810140.1%0.0%1.6%内蒙古3011218172670.6%5022899505105590.0%100.0%新疆431253316641913360.0%97073050245887.5%0.0%甘肃205517420275012190.1%4954854649180.0%89.7%山东284400911286062910.2%41217865160.0%0.0%辽宁29040607712031140.0%20050100.0%广西16102110811667.1%1548751548750.0%江苏85503744954352.6%1058532153929263740.0%100.0%江西0.0%16608052241333.8%100.0%山西7773702097650230.6%1618928.1%宁夏11830751092837150.0%21497682666119282300.0%17.3%云南88300722410.3%5072981307010.0%0.0%安徽127415460.0%7216湖南19253399695.2%贵州5408855844220.0%100100河南112345853965650.5%福建51583326649551.7%湖北3464146319523780.7%62767四川39012922840112670.3%197094天津2019470.0%40614061青海26344012512770.0%1191858575645112广东9279592795100.0%324230324230陕西792140.0%56831596海南513610.0%新疆兵团349790.0%5732510076北京1112811128100.0%291725034浙江10001000100.0%422593西藏105131P.8请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告分省份绿证交易情况（2017.7.1-2023.9.22，单位：张）—带补贴项目合计360578394287460704282419.5%9665399178527419838843.4%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（无补贴项目）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：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（2017.7.1-2023.9.22，单位：张）—无补贴项目省份风电核发量风电挂牌量风电交易量风电认购率光伏核发量光伏挂牌量光伏交易量光伏认购率45.8%河北2824995473611185501565.7%38183171393354175053347.9%24.5%吉林136070041895439451317333.2%126775607053.5%25.4%黑龙江62792831835063225287035.9%45606501052487111767731.6%32.3%内蒙古37344311208312130054434.8%978321699113394259.8%63.7%新疆112180062301316336914.6%55628414526914134972.6%52.4%甘肃351218829189039441911.2%41727071117509131938029.0%38.9%山东146984026690174006850.4%5334127193551717232780.1%46.4%辽宁168884051182333246519.7%41840691315277250085417.0%91.9%广西2801846540092128867546.0%116801610408174407426.8%江苏1494456168933126263684.5%1403113160083101838441.2%0.0%江西849284920.0%159171262587683387224.2%48.4%山西10790377019723221621.5%274090234842779444064.6%39.1%宁夏1000010000100.0%4378036102396317028511.7%云南32804712533274098.4%416020188193443安徽87249318154949675656.9%44254828302932052187湖南69649518760633388947.9%18754515544431973贵州112270.0%274160251847河南43221440307394919.1%46470839501124722福建湖北1236228258766.8%2175535460283896091四川18314183131天津1735433582312062569.5%265406425青海117855117855100.0%24665611119661194194广东1355491997711557285.3%28045334093001812188陕西28915402285221131186海南565682389669779新疆兵团405200.0%北京P.9请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告分省份绿证交易情况（2017.7.1-2023.9.22，单位：张）—无补贴项目浙江29634026293388.7%41.3%西藏87560合计4256377783630691568812636.9%521135491177253521515308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的主要作用从替代新能源补贴，转变到以促进平价项目获得环境价值为主。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：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0.1806~0.0281元/千瓦时的绿色环境价值。2017年-2023年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0.1806~0.2143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，2021~2023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0.0502~0.0381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：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、673.4、725.0、655.2、76.1、44.2、22.3元/兆瓦时，对应0.664~0.0223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0.664~0.6821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，2021~2023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0.0502~0.0401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均价格（2017.7.1-2023.9.22）中国绿证挂牌交易成交平均价格（2017.7.1-2023.9.22，单位：元/兆瓦时）风电2017201820192020202120222023.09全部最大值330.0289.5241.5330.0382.3382.3382.3最小值137.2128.6128.6128.650.00.40.4平均值180.6186.1155.1160.4145.961.528.1补贴最大值330.0289.5241.5330.0382.3382.3382.3最小值137.2128.6128.6128.6128.6128.6128.6平均值180.6186.1155.1160.4193.2201.1214.3无补贴最大值----50.25050最小值----50.2830平均值----50.244.538.1光伏2017201820192020202120222023全部P.10请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告中国绿证挂牌交易成交平均价格（2017.7.1-2023.9.22，单位：元/兆瓦时）最大值772.3900.0725.0750.0872.891.3283.3最小值600.7586.6725.0518.746.30.30.4平均值664.0673.4725.0655.276.144.222.3补贴最大值772.3900.0725.0750.0872.8622.8750.0最小值600.7586.6725.0518.7518.7622.8614.2平均值664.0673.4725.0655.2649.9622.8682.1无补贴最大值----80.050.0191.7最小值----46.322.430.0平均值----50.248.540.1资料来源：中国绿证认购平台，长城证券产业金融研究院对2017~2023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：①第I、II、III类风资源优渥的三北地区：吉林、黑龙江、河北、内蒙古、宁夏、辽宁等地区；②第I、II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；③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、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0.1806~0.2143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0.664~0.6821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量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0.0502~0.0381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0.0502~0.0401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绿色电力交易，与绿证长期共存、优势互补1.2.1推动补贴项目参与及省间交易，价格机制分别明确电能量价值及环境权益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。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P.11请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告列政策出台，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”，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，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，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）省间绿色电力交易组织流程细化：①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。②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。③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（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：①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。②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电能量与绿色电力环境价值分量。③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：①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。②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（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。③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。P.12请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告图表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〔2020〕889号《电力中长期交易基本规则》2021.8.28发改体改〔2021〕1260号《关于绿电电力交易试点工作方案的复函》2022.1.18发改体改〔2022〕118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〔2022〕15号《南方区域绿色电力交易规则（试行）》2022.5.23京电交市〔2022〕24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〔2022〕26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〔2022〕821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〔2022〕797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〔2023〕75号《关于享受中央财政补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》2023.8.9京电交市〔2023〕44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：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、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：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〔2022〕797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，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，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，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，定价将等同于绿证成交均价。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P.13请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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绿电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+绿证绿证初期主要为风电和光伏上网电量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交易意向形成后用户需及时完成全按照相关中长期交易规则按月结算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优先组织、优先调度、优先结算、优交易优先级先保障/资料来源：北京电力交易中心，长城证券产业金融研究院P.141.3“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》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=（预计请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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〔2016〕54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发改能源〔2019〕807号征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函2019.5.10《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〔2020〕181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〔2020〕767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2022-2030年预期目标建议的函》2021.2.26粤发改规〔2021〕3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〔2021〕704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〔2022〕47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〔2022〕680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〔2023〕569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：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2021年起逐年提升，预计到2030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2022—2030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12.7%上升至2030年的25.9%。《建议函》同时对各省2021—2030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年差额总量消纳差值非水消纳差值省（区、市）总量权重非水权重总量权重非水权重北京20.10%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%P.15请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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%1.70%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70.00%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%46.10%14.20%1.00%1.70%广西45.10%12.50%18.80%12.20%1.00%1.70%37.80%12.70%1.00%1.70%海南17.80%10.50%70.00%19.20%0.00%2.20%贵州36.80%11.00%云南70.00%17.00%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。P.16请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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推动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。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%RenewableElectricity，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.碳交易从供给侧减碳扩绿，环境权益亦可通过CCER兑现2.1强制性分配碳排放权，CCER重启增加配额抵消储备2.1.1碳市场发展及交易数据情况碳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。CEA即碳排放配额权（ChineseEmissionAllowances），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（ChineseCertifiedEmissionReduction），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。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P.17请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告核发首批配额。全国碳市场第一个履约周期为2021年，完成2019年和2020年的配额履约，目前在第二个履约期，截止时间为2023年12月31日，完成2021年和2022年的配额履约。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）202117,87976.6142.8520225,08928.1455.3020235,53534.4462.2348.84合计28,503139.20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13：2021.7.16-2023.9.26，CEA的成交量及成交均价2,500CEA成交量（万吨）CEA成交均价（元/吨）802,0001,500601,000405000200P.18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2.1.2CCER市场发展及交易数据情况我国碳市场以CEA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。请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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，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，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项目情况类型审定公示已备案已签发33791风力发电9461664711841太阳能发电8272068332猪粪便沼气利用3935416111垃圾焚烧发电160184215水力发电13411300生物质发电106106122碳汇造林71861254垃圾填埋气发电48低浓度瓦斯发电43工业余热利用28森林经营碳汇24热电联产16其他细分类型75总计2871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项目情况地区审定公示已备案已签发东北151662515035华北485149284814华东6081233916249华南18716364861254华中386西北624西南430总计2871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，新能源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P.19请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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〔2023〕95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2.2.1碳市场有望扩容，碳-电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〔2023〕1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CCER的环境权益分别在电力市场和碳市场中体现，两者有共同点和不同点。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发力方式交易方式出售主体认购主体单位元/张绿证促进新能源消从消费侧入手，引导新能源发电项目各级政府机关、企自愿认购，同时作事业单位、社会和元/吨纳，引导绿色能消费绿色电力，改变个人为配额制核算基础源消费理念能源消费结构碳交易减少二氧化碳从供给侧入手，引导强制交易，同时自目前为发电企业，最终将涵为主的温室气高碳发电方式向低愿购买CCER抵消同出售主体，未来碳发电方式转变，改体的排放碳配额盖发电、石化、化工、建材、变能源供给结构有望加入金融机钢铁、有色金属、造纸和国构及个人内民用航空等八大行业资料来源：《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，长城证券产业金融研究院P.20请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告如何实现碳-电联动？5（1）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。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P.21请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告（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4379利用小时数43793013.14机组容量(万千瓦）302992.75年发电量（亿千瓦时）13.14824供电煤耗（克/千瓦时）2991083.0%标煤二氧化碳的排放系数2.753.2560火电度电供电碳排放（克/千瓦时）824194.860.0015机组年二氧化碳排放量（万吨）1080.4130.36%购买的年碳配比例（%）-0.420购买年碳排放配额（万吨）-55,13954,472碳价（元/吨）606688.00%购买配额费用（万元）--3,74425%度电成本增加（元）--2,8085.49%火电度电营业成本（元）0.413市场运行后火电营业成本增加比例-净利润变化的测算火电度电收入（元）0.420营业收入(万元）55,139营业成本（包含购买配额成本）(万元）54,277毛利（万元）862期间费用率8.00%营业利润（万元）-3,549所得税率25%净利润（万元）-2,662参与碳市场后净利润下降比例资料来源：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304050607080901002.14%2.44%2.75%3.05%1%0.92%1.22%1.53%1.83%4.27%4.88%5.49%6.10%6.41%7.32%8.24%9.15%2%1.83%2.44%3.05%3.66%8.54%9.76%10.98%12.20%10.68%12.20%13.73%15.25%3%2.75%3.66%4.58%5.49%12.81%14.64%16.47%18.30%14.95%17.08%19.22%21.35%4%3.66%4.88%6.10%7.32%5%4.58%6.10%7.63%9.15%6%5.49%7.32%9.15%10.98%7%6.41%8.54%10.68%12.81%资料来源：长城证券产业金融研究院P.22请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告3.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。P.23请仔细阅读本报告末页声明行业深度报告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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