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1、 公用事业/行业专题报告/2024.09.29 请阅读最后一页的重要声明！电碳市场划清界限，双碳转型框架下协同发力 证券研究报告 投资评级投资评级:看好看好(维持维持)最近 12 月市场表现 分析师分析师 张一弛 SAC 证书编号：S0160522110002 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 绿电绿证与碳市场机制解读绿电绿证与碳市场机制解读 核心观点核心观点 绿电交易获得溢价收益绿电交易获得溢价收益，绿证绿证为为环境

2、价值唯一凭证环境价值唯一凭证：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，全国碳市场步入第三个履约周期，CCER 市场市场 2023 年年正式正式重启重启：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。

3、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。全国全国碳碳市场市场扩容扩容+取消间接排放，取消间接排放，CCER 与绿证划清界限与绿证划清界限：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。投资投资建议建议：绿电绿证市场加速扩容，绿色电力环境价值有望得到

4、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：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 表表 1：重点公司投资评级：重点公司投资评级:代码代码 公司公司 总市值总市值（亿元）（亿元）收盘价收盘价（09.27）EPS（元）（元）PE 投资评级投资评级 2023A 2024E 2025E 2023A 2024E 2025E 001289 龙源电力 1,302.46 15.58 0

5、.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

6、.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 -14%-9%-3%3%9%14%公用事业沪深300上证指数 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 2 行业专题报告/证券研究报告 1 引言：正式转型碳排双控，电碳市场建设加速引言：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绿电交易产生溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证.4 2.

7、1 绿电：中长期电力交易品种，电能量及环境价值分别核算绿电：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，全国碳市场正式扩容，CCER 辅助完成配额辅助完成配额.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碳配额市场：地方试点到

8、统一市场，全国碳市场扩容在即.14 3.2 CCER 市场：时隔六年重新启动，项目方法学全面换新市场：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地方市场核算间接排放，绿电抵扣机制陆续出台.19 4.4

9、 绿电交易规模有待扩大，对碳配额市场冲击较小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 投资建议投资建议.23 7 风险提示风险提示.23 图图 1.绿电交易合同费用结算拆解绿电交易合同费用结算拆解.5 图图 2.不同交易组织方式下绿色电力交易价格的确定不同交易组织方式下绿色电力交易价格的确定.5 图图 3.2021-1H2024 全国绿电交易量（亿千瓦时）及占市场化电量比例全国绿电交易量（亿千瓦时）及占市场化电量比例.6 图图 4.2023 年分国网、南网区域绿电交易量情况年分国网、南网

10、区域绿电交易量情况.6 图图 5.2023 年分省内、省间市场绿电交易量情况年分省内、省间市场绿电交易量情况.6 图图 6.1H2024 多省份绿电环境溢价在多省份绿电环境溢价在 1-5 分分/kwh 不等不等.7 图图 7.2023 年国网地区月度绿电交易量与交易均价年国网地区月度绿电交易量与交易均价.7 图图 8.“证电合一”即为参加绿电交易，电能量与绿证捆绑销售“证电合一”即为参加绿电交易，电能量与绿证捆绑销售.8 图图 9.风电项目标杆上网电价风电项目标杆上网电价/指导价（元指导价（元/kwh）.9 图图 10.光伏标杆上网电价光伏标杆上网电价/指导价及补贴（元指导价及补贴（元/kwh

11、）.9 内容目录 图表目录 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 3 行业专题报告/证券研究报告 图图 11.可再生能源电费附加征收标准逐渐提高可再生能源电费附加征收标准逐渐提高.9 图图 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年各省（自治区、直辖市

12、）电解铝行业绿色电力消费比例.11 图图 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 图图 16.碳市场交易原理图碳市场交易原理图.13 图图 17.我国碳排放市场建设历程我国碳排放市场建设历程.14 图图 18.我国我国 CCER 市场经历了设立、暂停再重启的历程市场经历了设立、暂停再重启的历程.15 图图 19.2021 年电力二氧化碳排放因子（年电力二氧化碳排放因子（kgCO2/kWh）.17 图图 20.以美国为例，电力行业直接排放占比较高以美国为例，电力行业直接排

13、放占比较高.18 图图 21.全国碳市场纳管间接排放后产生的双重监管问题全国碳市场纳管间接排放后产生的双重监管问题.18 图图 22.碳市场间接排放核算方法与排放因子相关文件梳理碳市场间接排放核算方法与排放因子相关文件梳理.19 图图 23.地方碳市场绿电抵扣碳排放量机制（截至地方碳市场绿电抵扣碳排放量机制（截至 2024 年年 8 月）月）.19 图图 24.绿电交易市场与碳市场对应关系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绿电消费不参与全国市场碳排放抵扣.20 图图 25.2021-2024.7 绿证挂牌交易量绿证挂牌交易量(亿个亿个)及同比增速及同比增速.21 图图

14、 26.2022-2024.7 绿证挂牌交易均价绿证挂牌交易均价(元元/个个).21 图图 27.2021 年至今年至今 CEA 成交情况成交情况.22 图图 28.2023 年至今四川联合交易所年至今四川联合交易所 CCER 交易情况交易情况.22 表表 1.完成可再生能源消纳权重的三种方式（完成可再生能源消纳权重的三种方式（2019 年年 807 号文）号文）.11 表表 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全国碳排放权交易发电行业配额

15、总量和分配方案主要变化对比.17 表表 4.2023 年绿电交易对地方碳市场的影响测算年绿电交易对地方碳市场的影响测算.20 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 4 行业专题报告/证券研究报告 1 引言：引言：正式正式转型转型碳排双控碳排双控，电碳市场，电碳市场建设建设加速加速 十四五收官在即，十四五收官在即，减排步伐落后减排步伐落后于于目标进度目标进度。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

16、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。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，电碳市场碳排双控目标豁免绿电消费，电碳市场建设建设加速。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

17、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 绿电交易绿电交易产生产生溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证溢价收益，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。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

18、“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。省内省间省内省间分别组织交易，分别组织交易，电电能量与环境价值能量与环境价值单独单独核算。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

19、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。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 5 行业专题报告/证券研究报告 图1.绿电交易合同费用结算拆解 数据来源：北京电力交易中心，朗新研究院，财通证券研究所 不同交易不同交易组织方式组织方式下，环境价值确定方式各不相同。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

20、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 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 绿电合同绿电合同费用结算费用结算电能量费用电能量费用电能量结算电量电能量结算电量电能量价格电能量价格环境价值费用环境价值费用环境价值结算电量环境价值结算电量11环境价值环境价值环境价值偏差补偿费用环境价值偏差补偿费用22注注1 1 绿色电力环境价值

21、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。注注2 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。双边协商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绿证市场成交均价11。集中竞价集中竞价整体交易价格为购售双方

22、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：国网区域国网区域南网区域南网区域绿色环绿色环境价值境价值交易组织前北京电力交易中心交易组织前北京电力交易中心绿证绿证市场成交均价市场成交均价11电能量电能量价格价格整体交易价格整体交易价格绿电环境绿电环境价值价值整体交易价格整体交易价格电能量价格电能量价格电力用户所在省区电力用户所在省区电网企业代理购电价格电网企业代理购电价格注注1 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。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 6 行业专题报告/证券研究报告 202

23、3 年年绿电绿电交易同比交易同比+278%，市场处在起步阶段，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%。截至 2023年，绿电交易量占全国市场化交易电量比例为 1.21%（2021 年、2022 年分别为0.23%、0.34%）。2024 年上半年，国网区域绿电交易为 980 亿千瓦时，是去年同期的 2.5 倍。当前我国绿电交易量占市

24、场化电量比例仍较低，但增速较快，绿电交易市场正处于从零到一的快速扩张阶段。图3.2021-1H2024 全国绿电交易量（亿千瓦时）及占市场化电量比例 数据来源：中国电力企业联合会，水电水利规划设计总院，落基山研究所，国家电网，南方电网，财通证券研究所 图4.2023 年分国网、南网区域绿电交易量情况 图5.2023 年分省内、省间市场绿电交易量情况 数据来源：国家电网绿色电力市场建设情况介绍，中国电力企业联合会，水电水利规划设计总院，落基山研究所，财通证券研究所 数据来源：国家电网绿色电力市场建设情况介绍，中国电力企业联合会，水电水利规划设计总院，落基山研究所，财通证券研究所 0.0%0.5%

25、1.0%1.5%0200400600800100012002021202220231H2024全国绿电交易量（亿千瓦时）国网地区绿电交易量（亿千瓦时）南网区域绿电交易量（亿千瓦时）绿电交易量占市场化交易电量比例国网区域611亿千瓦时89%南网区域74亿千瓦时11%省内交易538亿千瓦时78%省间交易147亿千瓦时22%谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 7 行业专题报告/证券研究报告 绿电价格绿电价格高于高于煤电基准价煤电基准价，度电度电环境环境溢价溢价 1-5 分钱不等分钱不等。从 1H2024 各省交易情况来看，多数省份绿电交易价格超过 0.4 元/kwh，高于所在省份煤电基

26、准价，度电环境溢价大多在 1-5 分/kwh 不等，安徽省绿电环境溢价高达 7 分/kwh。电力交易中心优先组织绿电交易，绿电环境溢价有望提高绿电运营商参与绿电交易积极性，进一步扩大增强绿电市场供给，改善自身发电运营收益。图6.1H2024 多省份绿电环境溢价在 1-5 分/kwh 不等 图7.2023 年国网地区月度绿电交易量与交易均价 数据来源：智汇光伏，财通证券研究所 数据来源：北京电力交易中心，财通证券研究所 2.2 绿证：绿电环境价值唯一凭证，证电分离打破交易边界绿证：绿电环境价值唯一凭证，证电分离打破交易边界 绿证是绿色电力环境价值的唯一凭证。绿证是绿色电力环境价值的唯一凭证。可再

27、生能源绿色电力证书（下文简称“绿证”）是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。绿证是绿电环境价值的唯一凭证，故绿电交易在确定环境价值时以绿证市场交易均价为基准。交易主体申请核发绿证时须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证。绿证核发力争全覆盖，自发自用与绿证核发力争全覆盖，自发自用与存量水电绿证存量水电绿证暂不可交易暂不可交易。目前，已建档立卡的风电（含分散式风电和海上风电）、光伏（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、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量均可核发绿证。考虑到存量常规水电项目发证量过大，若全部核发可交

28、易绿证可能对市场价格形成较大冲击，而新投产常规水电项目开发建设成本明显提高，需要通过绿证交易补偿建设成本，故我国目前对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转，对 2023 年 1 月 1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。项目自发自用电量绿证现阶段同样不可交易。0.431 0.436 0.436 0.462 0.300 0.402 0.421 0.417 0.416 0.04 0.07 0.02 0.01 0.05 0.05 0.04-0.10.00.10.20.30.40.5江苏安徽广西广东云南四川冀北天津辽宁绿电交易均价（元/kwh）环

29、境溢价（元/kwh）煤电基准价（元/kwh）0.420.430.440.450.460102030405060708090绿电成交量（亿千瓦时）绿电成交均价（元/kwh）谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 8 行业专题报告/证券研究报告 图8.“证电合一”即为参加绿电交易，电能量与绿证捆绑销售 数据来源：国家能源局，财通证券研究所 证电分离打破物理交易边界，两种交易方式互为补充证电分离打破物理交易边界，两种交易方式互为补充。我国绿证交易方式分为“证电合一”和“证电分离”。“证电合一”意味着参与绿电交易，绿电和绿证打包售出。“证电分离”意味着用户不参加绿电交易，随后单独出售绿证。我

30、国绿证出台的时间早于绿电交易，故“证电分离”是国内绿证的初始交易模式。证电分离方式的存在解决了绿电的物理边界问题，在采购时间维度上更为灵活，有利于自建分布式项目的绿证交易。绿证绿证有效期有效期 2 年，单次年，单次交易交易限制防止重复获益。限制防止重复获益。现阶段我绿证有效期为 2 年，2024年之前可再生能源发电量对应绿证有效期可延至 2025 年底，有效期的设定可防范绿证囤积扰乱市场交易的风险。此外，绿证仅可交易一次，避免多次出售导致同一单位绿电环境价值重复获益。2.3 可再生能源补贴缺口扩大，环境溢价进行市场化替代可再生能源补贴缺口扩大，环境溢价进行市场化替代 国补与国补与保障收购相伴相

31、生，从保价保量步入平价时代保障收购相伴相生，从保价保量步入平价时代。2006 年可再生能源法设立，电价补贴与全额保障性收购机制由此诞生，新能源电量采取“保量保价”全额收购机制。保“价”的上网电价与燃煤基准价的差额由可再生能源发展基金承担。我国风光标杆价在十几年间逐渐降低，保“价”的电价水平逐步降低，2016 年的全额保障性收购管理办法提出“保障性收购利用小时数”，“保量”部分同步减少。2021 年正式步入新能源平价上网时代，到 2024 年全额保障性收购办法出台，保量保价机制逐步退出。企业生产绿电企业生产绿电项目建档立卡项目建档立卡参加绿电交易：参加绿电交易：绿电与绿证捆绑销售绿电与绿证捆绑销

32、售负责绿证具体政策设计制定核发交易相关规则指导机构开展具体工作国家能源局国家能源局具体负责绿证核发工作国家能源局资质中心国家能源局资质中心依托中国绿色电力证书交易平台、北京&广州电力交易中心开展绿证单独交易依托北京、广州、内蒙古电力交易中心开展跨省区绿色电力交易依托各省（区、市）开展省内绿色电力交易参加其他电力交易：参加其他电力交易：只出售绿电，绿证可单独交易只出售绿电，绿证可单独交易 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 9 行业专题报告/证券研究报告 图9.风电项目标杆上网电价/指导价（元/kwh）图10.光伏标杆上网电价/指导价及补贴（元/kwh）注：三角形标记为陆上风电，菱

33、形标记为海上风电 注：三角形标记为集中式电站，菱形标记为分布式光伏；分布式项目补贴为“自发自用，余电上网”模式下的全电量补贴 数据来源：国家发改委，财通证券研究所 数据来源：国家发改委，财通证券研究所 国补缺口国补缺口逐步扩大逐步扩大，附加基金征收标准不断提高附加基金征收标准不断提高。由于可再生能源装机规模快速增长，可再生能源附加基金征收标准的提高速度远不及补贴项目规模增长，叠加电价附加未依法严格征收，国家财政补贴压力逐渐加大。根据风能专委会发布的数据，截至 2021 年底补贴拖欠累计在 4000 亿元左右。随新能源发电项目技术不断成熟、造价下降，国补终将退出历史舞台，应当逐步建立市场化机制来

34、补偿新能源发电项目的绿色环境价值、接替存量项目的补贴，绿电绿证交易则是最有效的市场化机制之一。图11.可再生能源电费附加征收标准逐渐提高 数据来源：国家发展改革委，财通证券研究所 绿电绿电（证证）溢价）溢价收益等额抵扣补贴，市场化机制逐步替代财政手段。收益等额抵扣补贴，市场化机制逐步替代财政手段。2023 年，三部委发布发改体改【2023】75 号文，明确带补贴项目参与绿电（证）交易的溢价收益回收机制；2024 年 9 月，北京电力交易中心发布绿色电力交易实施细则（2024 年修订稿），以上两个文件均对国补和绿电（证）溢价收益的衔接做出了详细的规定：0.20.30.40.50.60.70.80

35、.9200920142015201620172018201920202021I类资源区II类资源区III类资源区IV类资源区近海潮间带平平价价上上网网0.00.51.01.52010 2011 2013 2016 2017 2018 2018 2019 2020 2021I类资源区II类资源区III类资源区工商业分布式户用分布式0.10.20.40.81.51.90.00.51.01.52.02006/6/302008/7/12009/11/202012/12/12013/9/252016/1/1至今工商业用电可再生能源电价附加（分/kwh）谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 1

36、0 行业专题报告/证券研究报告（1）带补贴绿电项目：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等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有；稳步推进带补贴项目参与交易，参与绿电交易的可优先兑付补贴。（2）无补贴绿电项目：绿电交易溢价与绿证收益归发电项目业主所有；优先组织无补贴项目参与绿电交易。收益抵扣缓解国补财政压力，绿电绿证供给规模受限。收益抵扣缓解国补财政压力，绿电绿证供给规模受限。在收益抵扣机制下，绿电（证）环境溢价收益有望对可再生能源电价补贴进行市场化替代，减轻国家财政压力，但多数绿电运营商选择补贴项目原则上不参与绿电绿证交

37、易，在尚有大量存量补贴项目的情况下，绿电绿证交易的供给规模受到一定限制。2.4 绿证为绿电消费绿证为绿电消费基本凭证，推动电力需求侧绿色转型基本凭证，推动电力需求侧绿色转型 绿证通常源于可再生能源绿证通常源于可再生能源配额制配额制。可再生能源配额指一个国家或地区强制性规定电力系统所供电力中须有一定比例为可再生能源供应，这个强制的比例即为配额。在我国政策语境下，配额制指可再生能源电力消纳责任权重机制。2019 年我国可再生能源电力消纳责任权重机制正式确立，国家按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。在此机制下，能源结构转型的

38、任务逐步由发电侧向消费侧拓展。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 数据来源：国家发展改革委办公厅，国家能源局综合司，财通证券研究所 0%5%10%15%20%25%30%35%北京天津河北山西山东内蒙古辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆四川陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西海南贵州云南20232024预期20242025预期 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 11 行业专题报告/证券研究报告 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 数据来源：国家发展改革委办公厅，国家能源

39、局综合司，财通证券研究所 绿证为绿证为配额制配套工具配额制配套工具，替代，替代完成可再生能源消纳完成可再生能源消纳。根据国家 2019 年发布的 807号文，承担消纳责任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，同时可通过另外两种方式作为替代方式完成消纳量：1）购买超额消纳量；2）自愿认购绿证，对应的电量等量记为消纳量。表1.完成可再生能源消纳权重的三种方式（2019 年 807 号文）方式一 实际消纳可再生能源电量 方式二 向其他市场主体购买超额消纳量 方式三 自愿认购绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量 数据来源：国家发改委，国家

40、能源局，财通证券研究所 消纳责任未消纳责任未落实到落实到用能单位，对绿证消费促进有限。用能单位，对绿证消费促进有限。可再生能源消纳责任权重机制本该是绿证市场发展的最大驱动力量，但从我国实践来看，消纳责任仅在省级行政区范围统计核算，在早期保障性收购制度下，新能源作为优先发电电量首先通过政府协议锁定，消纳责任权重落实到各省级行政单位，真正应该采购绿证的终端电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致需求未充分释放。电解铝绿电消费比例出台，消纳电解铝绿电消费比例出台，消纳主体主体进一步落实。进一步落实。2024 年 8 月国家发改委、能源局发布关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的

41、通知，通知新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，电解铝行业企业完成情况以绿证核算。绿色电力消费比例的出台是推动绿电消纳从省级行政单位向重点用能主体分解，有望进一步压实责任主体，释放绿电绿证市场需求。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 数据来源：国家发展改革委办公厅，国家能源局综合司，财通证券研究所 0%20%40%60%80%北京天津河北山西山东内蒙古辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆四川陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西海南贵州云南20232024预期20242025预期20%30%40%50%60%70%北京天津河北山西山东内蒙古辽宁

42、吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆四川陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西海南贵州云南2024年2025年预期值 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 12 行业专题报告/证券研究报告 能耗总量考核剔除绿电消费，绿证为能耗总量考核剔除绿电消费，绿证为环境价值环境价值基本凭证。基本凭证。我国能耗双控目标在“十三五”期间正式建立，2019 年 807 号文提出“超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗双控考核”，“十四五”节能减排综合工作方案提出“各地区十四五新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核”，2022 年 1258 号文提出“以绿证

43、作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证”，2024 年发改环资 113 号文明确“以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策”。绿证挂钩能耗双控目标框架，政策指标再次成为绿电绿证市场的主要推动力。能耗双控向碳排双控转型，电碳市场衔接进程加速能耗双控向碳排双控转型，电碳市场衔接进程加速。2024 年 8 月，国务院发布 加快构建碳排放双控制度体系工作方案，方案提出“能耗双控向碳排放双控全面转型”，绿电因不产生碳排放而由此“豁免”，客观上为绿电绿证市场、碳排放市场的建设以及双方衔接提出更高要求。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

44、 数据来源：国家发改委，国务院办公厅，中国电力网，财通证券研究所 可再生能源可再生能源消纳责任权重消纳责任权重绿电（证）交易绿电（证）交易能耗双控考核能耗双控考核碳排双控考核碳排双控考核碳市场建设碳市场建设20172017年年绿证自愿认购机制建立建立可再生能源消纳责任权重；自愿认购绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量；超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入能耗“双控”考核【发改能源2019807号】20192019年年绿色电力交易试点工作方案获得国家发改委、国家能源局正式批复，绿电交易正式开启。2021.92021.9超出最低消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当

45、期能源消费总量考核【发改环资20211310号】十四五期间每年新增可再生能源消费量不计入能源消费总量考核【国发202133号】2021.112021.11以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。可再生能源消费量以电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准【发改运行20221258号】2022.82022.82022.12022.1研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性【发改就业2022107号】绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算；实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策【发改环资2024113号文】202

46、4.12024.1建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制；建立健全地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度和管理机制，并与全国碳排放权交易市场有效衔接【加快构建碳排放双控制度体系工作方案】2024.82024.8 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 13 行业专题报告/证券研究报告 3 全国碳市场正式扩容，全国碳市场正式扩容，CCER 辅助完成配额辅助完成配额 三种常见三种常见碳减排方式碳减排方式，碳交易为重要市场机制。，碳交易为重要市场机制。对于政府而言，减少碳排放的方式主要分为直接管制、碳税和碳交易三种类型。其中，直接管制属于直接减排方式，碳税与碳

47、交易属于间接减排方式，主要依靠市场调节机制实现，能够为企业提供灵活性与经济激励。碳交易主要指将温室气体的排放权作为商品进行交易。碳交易主要指将温室气体的排放权作为商品进行交易。在碳配额制度下，政府设置全社会总排放量限额，根据该限额发放配额，政府可以免费分配这些配额，也可以组织拍卖出售。在我国的碳排放权交易市场上，主要有两种交易产品：碳排放配额（Chinese Emission Allowance,CEA）与国家核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction,CCER）。全国全国碳碳市场市场配额免费分配，配额免费分配，CEA+CCER 交易以补足超额排放。交

48、易以补足超额排放。目前我国全国碳市场排放配额实行免费分配，纳入碳排放权配额管理的市场主体被称为“重点排放单位”。重点排放单位出现超额排放时，可通过以下两种方式满足碳配额监管：（1）通过碳排放权交易市场购买碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴；（2）购买 CCER 用于抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。图16.碳市场交易原理图 数据来源：四川联合交易所，财通证券研究所 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 14 行业专题报告/证券研究报告 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碳配额市场：地方试点到统一市场，全国碳市场扩容在即

49、我国的碳排放权市场建设主要分为地方试点与全国统一市场两个阶段：1）地方市场试点阶段：）地方市场试点阶段：2011 年，发改委发布关于开展碳排放权交易试点工作的通知，同意北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳排放权交易试点；2013-2014 年，七个碳交易试点地区相继启动区域性的碳排放权交易工作；至 2016 年底，上述七省市和四川、福建试点均已启动。2）全国市场建设阶段：）全国市场建设阶段：2016 年发改委发布通知，提出“确保 2017 年启动全国碳排放权交易”；2017 年，全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）发布；2021 年，全国统一碳排放权交易市场正式运行

50、。2024 年，水泥、钢铁、电解铝行业碳市场工作方案征求意见稿发布，三大高排行业即将纳入全国碳市场管理。2024年发布的碳排放权交易管理条例提出，不再新建地方碳排放权交易市场，重点排放单位不再参与相同温室气体种类和相同行业的地方碳排放权交易市场的碳排放权交易。全国优先于地方，全国统一碳排放权市场扩容在即。图17.我国碳排放市场建设历程 数据来源：国家发展改革委，生态环境局，新华社，财通证券研究所 3.2 CCER 市场：时隔六年重新启动，项目方法学全面换新市场：时隔六年重新启动，项目方法学全面换新 2023 年年 CCER 重新启动，推出重新启动，推出 2 批共批共 6 个方法学个方法学。国家

51、发改委于 2012 年首次提出 CCER 机制，相关主管部门随后陆续公布了 12 批共 203 项方法学。2017 年，由于存在部分温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范的问题，CCER 项目的备案申请受理暂停。2023 年，随温室气体自愿减排交易管理办法（试行）的发布，我国 CCER 正式重启。2023 年，生态环境部发布了首批 4 个项目方法学，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风电与红树林营造，2024 年 7 月发布第二批 2 个项目方法学，包括煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统节能。地方市场试点阶段地方市场试点阶段全国市场建设阶段全国市场建设阶段-发改委发布关于开展

52、碳排放权交易试点工作的通知-北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7个省、市启动碳排放权交易地方试点工作7个试点碳市场陆续开始上线交易，覆盖了电力、钢铁、水泥20多个行业近3000家重点排放单位全国碳市场正式上线-发改委发布关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知-提出确保2017年启动全国碳排放权交易-发改委发布全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）-明确在发电行业率先启动全国碳排放交易体系-生态环境部发布2019-2020年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）-发布碳排放权交易管理办法（试行）-发布2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施

53、方案（发电行业）-发布碳排放权交易管理暂行条例-我国首次以行政法规的形式明确碳排放权市场交易制度。-发布2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）-发布全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）-全国碳排放权交易市场扩容在即201120112013201320162016201720172020202020212021202320232024.12024.12024.72024.72024.92024.9 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 15 行业专题报告/证券研究报告 图18.我国 CCER 市场经历了设立、暂停

54、再重启的历程 数据来源：国家发展改革委，生态环境局，中国碳排放交易网，人民日报，财通证券研究所 依据项目方法学确定基准线依据项目方法学确定基准线&减排量，海上风电项目继续保留。减排量，海上风电项目继续保留。CCER 项目的基准线，指当项目不存在时在既有条件下达到申报项目目的所产生的排放若某绿电项目发了一度电，那么这一度电的基准线即为在没有该绿电项目时、既有条件下（可简单理解为利用火电项目发电）生产一度电的排放量，减排量是指基准线减去该绿电项目发一度电的排放。方法学是确定基准线、计算减排量的方法指南。在 20122017 年之间已开发项目中，风电和光伏发电项目合计占比曾超过 60%，在重启后的方

55、法学中，常见可再生能源发电项目只有海上风电、光热发电予以保留。4 绿电碳市场绿电碳市场衔接衔接：回归环境价值本质，减排量有待：回归环境价值本质，减排量有待合理定价合理定价 绿电绿电环境价值在于环境价值在于减少碳排放减少碳排放，碳价为电价重要组成元素，碳价为电价重要组成元素。可再生能源电价补贴是计划体制下对绿电环境价值的定价，步入平价时代，绿电环境价值需要由市场决定，因此需要回到绿电环境价值的本质减排作用。因此，碳排放权的价格应是电价的重要组成部分，绿电市场势必与碳市场产生联动。20122012年年国家发改委正式印发温室气体自愿减排交易管理暂行办法和温室气体自愿减排项目审定与核证指南201320

56、13年年中国自愿减排交易信息平台上线，发布CCER项目审定、备案，以及减排量核查、签发等相关信息。20172017年年国家发改委暂停暂停了原中国温室气体自愿减排项目体系（原CCER 项目体系)的新项目开发和减排量签发。20152015年年-国家自愿减排交易注册登记系统的上线-中国温室气体自愿中国温室气体自愿减排交易市场正式运减排交易市场正式运行行20232023年年1010月月-生态环境部印发温室气体自愿减排交易管理办法（试行）-标志着新标志着新CCERCCER项目体项目体系正式启动系正式启动20232023年年1010月月-生态环境部印发了首批首批4 4个个项目方法学项目方法学，包括造林碳汇

57、、并网光热发电、并网海上风力并网海上风力发电发电、红树林营造，明确了首批新CCER体系支持的项目领域。20232023年年1010月月-生态环境部印发关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排的通告-对原CCER体系下已经签发的减排量做出了制度性安排。20242024年年1 1月月-全国温室气体自愿减排交易市场正式启动。20242024年年7 7月月-生态环境部引发第第2 2批批2 2个项目方法学个项目方法学，包括煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统节能。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 16 行业专题报告/证券研究报告 4.1 外购电力产生间接排放，排放因子明

58、确绿电零碳价值外购电力产生间接排放，排放因子明确绿电零碳价值 绿电市场与碳市场的联动需要明确两个问题绿电市场与碳市场的联动需要明确两个问题：1）碳排放量的核算是否包含间接排放？2）如何将购买绿电的间接排放核算为零？外购电力外购电力产生间接碳排放。产生间接碳排放。根据温室气体核算体系，温室气体排放分为直接排放与间接排放两大类。直接排放的排放源由企业直接控制或拥有，比如企业燃烧化石燃料产生温室气体排放；间接排放的排放源不由企业控制，但企业的活动导致了排放，比如企业用户外购电力，企业不拥有火电机组但购电行为间接导致了排放。间接排放的核算适用于电力市场化程度较低、发电碳成本无法从上游向下游有效传导的地

59、区。由于绿电并不产生直接排放，所以碳市场纳管间接排放是讨论绿电消费抵扣碳排量的基础。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 排放类型排放类型 范围范围 定义定义 举例举例 直接排放 范围 1 由核算企业直接控制或拥有的排放源所产生的排放 企业拥有或控制的锅炉燃煤排放、车辆燃油排放和工艺过程排放 间接排放 范围 2 核算企业自用的外购电力、整齐、供暖和供冷等产生的间接排放 外购的电力外购的电力、热水、蒸汽和冷气 范围 3 核算企业范围二之外的所有间接排放，包括价值链上游和下游的排放 购买原材料的生产排放、售出产品的使用排放等 数据来源：世界资源研究所，财通证券研究所 绿

60、电绿电如何抵扣碳排放如何抵扣碳排放取决于排放取决于排放因子因子的的设定设定。外购电力产生间接排放的计算公式为“间接排放=购电量 排放因子”。若碳市场纳管间接排放，为了体现绿电的零碳属性，需要区分外购火电与外购绿电的排放因子。根据温室气体核算体系的规定，企业外购电力间接排放核算方法分为两种：基于位置的方法；基于市场的方法。绿电抵扣碳排要求采用绿电抵扣碳排要求采用基于市场基于市场的方法，的方法，技术技术与与监管难度较大。监管难度较大。在基于位置的方法下，企业对于所有外购电力采用统一的排放因子，一般是所在地区或国家的平均电力排放因子。在基于市场的方法下，可以根据不同电力类型采用不同的排放因子。基于市

61、场的方法要求电能量“可追溯”，以确保绿色电力消费的真实性和绿色权益的唯一性，故技术门槛相对较高、监管难度较大，但在此方法下，可以将外购的不同电源类型的电力进行区分，从而将绿电排放核算为零。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 17 行业专题报告/证券研究报告 我国不同领域的大多数碳排放核算方法均采用基于位置的方法来核算外购电力间接排放，但在 2024 年发布的水泥、铝冶炼行业的温室气体核算指南中，首次采用了基于市场的排放因子，电力排放因子口径为不包含市场化交易的非化石能源电量，即市场化绿电的间接排放按 0 计算。图19.2021 年电力二氧化碳排放因子（kgCO2/kWh）数据来源

62、：生态环境部，财通证券研究所 4.2 全国碳市场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新纳管三大行业，不考虑间接排放以对接国际市场 发电行业发电行业外购电力占比较低外购电力占比较低，不，不考虑间接排放以考虑间接排放以提高市场效率。提高市场效率。全国统一碳排放权市场由发电行业起步，2024 年 7 月最新发布的2023、2024 年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案(征求意见稿)不再将间接排放纳入管理范围，并相应调整了配额基准值。对于发电行业企业而言，自身外购电力较少，间接排放量占比较低，仅核算直接排放足以对发电企业产生约束，不核算间接排放能够在一定程度上提高市场的监管

63、和运行效率。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 20192019-20202020 年年 20212021-20222022 年年 20232023、20242024 年（征求意见稿）年（征求意见稿）配额计算公式配额计算公式 机组配额总量=供电基准值实际供电量修正系数+供热基准值实际供热量 机组配额总量=发电发电基准值实际发电发电量修正系数+供热基准值实际供热量 履约周期履约周期 2 年（2019-2022 年）2 年（2021-2022 年）1 1 年年（2023 年、2024 年）碳排放范围碳排放范围 直接排放+间接排放 直接排放+间接排放 直接排放直接排放 数据

64、来源：生态环境部，财通证券研究所 0.55680.59420.84260.7120.60120.59920.53540.59510.43260.211300.10.20.30.40.50.60.70.80.9全国平均全国平均化石能源华北东北华东华中西北南方西南全国区域（不包括市场化交易的非化石能源电量）谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 18 行业专题报告/证券研究报告 图20.以美国为例，电力行业直接排放占比较高 数据来源：安永分析，财通证券研究所 全国市场新增纳管三个行业，为与国际接轨不核算间接排放。全国市场新增纳管三个行业，为与国际接轨不核算间接排放。2024 年 9 月生

65、态环境部发布关于公开征求全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）意见的函，提出积极稳妥有序将水泥、钢铁、电解铝行业纳入全国碳排放权交易市场覆盖范围。此外，文件提到考虑与国际碳市场规则对接，管控范围限于直接排放。电力电力市场市场改革步入深水区，改革步入深水区，核算间接排放加重双重履约核算间接排放加重双重履约。在碳电联动紧密、碳价向电价传导率较高的市场中，火电企业为满足发电需求需额外购买碳配额，碳价波动直接影响火电企业发电成本及其电力市场的报价，碳价至此传导至消费端电力价格。当前全国碳市场碳配额实施全部免费发放，且市场建设初期配额限制相对宽松，碳配额价格对企业成本影响有

66、限。但据生态环境部评估，在新增纳管水泥、钢铁、电解铝三个行业后，全国碳排放权交易市场覆盖排放量占全国总量的比例将达到约 60%，核算间接排放可能加重电力产品碳成本的双重履约问题；同时考虑到与国际碳市场充分对接，全国碳市场不再核算间接排放具备合理性。图21.全国碳市场纳管间接排放后产生的双重监管问题 数据来源：电联新媒，财通证券研究所 1.30%1.80%3.60%5.80%27.60%30%92.80%97.80%98.70%98.20%96.40%94.20%72.40%70%7.20%2.20%批发和零售贸易信息及其他公用事业服务金融、保险、房地产、租赁农业、采矿和建筑制造交通运输发电直接

67、排放占比间接排放占比 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 19 行业专题报告/证券研究报告 图22.碳市场间接排放核算方法与排放因子相关文件梳理 数据来源：生态环境部，财通证券研究所 4.3 地方市场核算间接排放，绿电抵扣机制陆续出台地方市场核算间接排放，绿电抵扣机制陆续出台 地方市场地方市场存在产业结构导向，间接排放仍需继续核算。存在产业结构导向，间接排放仍需继续核算。随全国碳市场逐渐扩容，地方碳市场面临覆盖行业范围缩小、排放规模缩小的局面，纳管排放主体更多集中在先进制造业、城市交通和服务业等领域的企业，该类企业碳排放量中的间接排放占比大，因此地方碳市场有必要将间接排放纳入覆盖

68、范围。部分地区允许绿电抵扣碳排，实践机制各不相同。部分地区允许绿电抵扣碳排，实践机制各不相同。在地方碳市场中，北京、上海多地已出台文件表明绿电可对碳排放进行抵扣。（1）北京、上海及天津的绿电扣减机制是在 MRV（监测、报告、核查）阶段进行扣减：北京市生态环境局明确“重点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”；上海市将通过省间交易购入的绿电排放因子调整为零；天津市政策为核算碳排量时扣除外购绿电电量，是目前唯一认可绿证抵扣唯一认可绿证抵扣的市场。（2）湖北与深圳的机制则是在配额清缴阶段，绿电核减量可用于抵扣超额碳排量。图23.地方碳市场绿电抵扣碳排放量机制（截至 2024 年 8

69、月）数据来源：上海市生态环境局，天津市生态环境局，北京市生态环境局，湖北省生态环境厅，深圳市生态环境局，财通证券研究所 2023.32023.32023.102023.102024.32024.3-4 42024.72024.72024.92024.92021、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）-核算核算直接排放和间接排放间接排放关于做好2023-2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知-开始摸排重点行业企业的绿电交易，但绿电暂时不能抵扣碳排放-绿证无法作为消费证明企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业(征求意见稿)、企业温室气体排放核算与

70、报告指南 水泥熟料生产(征求意见稿)-核算核算直接排放和间接排放间接排放-采用基于市场方法的排放因子-市场化非化石能源电量的间接排放按市场化非化石能源电量的间接排放按0 0计算计算2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案(征求意见稿)-不核算间接排放不核算间接排放全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案(征求意见稿)-不核算间接排放不核算间接排放 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 20 行业专题报告/证券研究报告 4.4 绿电交易规模有待扩大，对碳配额市场冲击较小绿电交易规模有待扩大，对碳配额市场冲击较小 绿绿电电交易规模较小，难以对碳市场

71、造成冲击。交易规模较小，难以对碳市场造成冲击。部分市场观点认为，若全面允许绿电对碳排量的抵扣，可能会对碳市场的造成一定的冲击。由于全国市场不核算间接排放，且大多地方市场不允许绿证抵扣碳排放，我们针对主要地方市场对绿电交易抵扣碳排量的比例进行测算，以 2023 年上海、深圳、天津为例，绿电消费量抵扣碳排量占当年碳配额总量的比例分别为 0.86%、2%、1.82%，绿电市场对碳排放权市场的影响较小。表4.2023 年绿电交易对地方碳市场的影响测算 绿电消费量绿电消费量 （亿（亿 kwhkwh）电力排放因子电力排放因子 （kgCO2/kwhkgCO2/kwh）配额总量配额总量 （万吨（万吨 CO2C

72、O2）绿电抵扣碳排量绿电抵扣碳排量 （万吨（万吨 CO2CO2）绿电抵扣占配绿电抵扣占配额比例额比例 上海 21.5 0.42 10500 90.3 0.86%深圳 5.9 0.9489 2800 55.99 2.00%天津 18.33 0.7355 7400 134.82 1.82%*上海市绿电消费量为外购绿电交易量；天津市排放因子选取 2024 年 4 月国家生态环境局公布的 2021 年省级电力平均二氧化碳排放因子 数据来源：各省市生态环境部、发改委、经济信息化委，国家生态环境部，财通证券研究所 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 数据来源：中电联，电联

73、新媒，财通证券研究所 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 21 行业专题报告/证券研究报告 5 展望：电碳市场划清界限，双碳框架下协同发力展望：电碳市场划清界限，双碳框架下协同发力 绿电抵扣碳排绿电抵扣碳排放放无望，无望，购电方承担购电方承担双重负担。双重负担。铝冶炼、水泥行业碳市场工作方案的出台为全国碳市场与绿电市场的发展指明了方向，碳市场不再纳管间接排放，绿电消费不能抵扣碳排放，绿电市场与碳市场初步划清界限。此外，绿电交易的环境溢价增加了企业经营成本，但在减免关税等政策支持方面尚未有明确指引，用户同时还需上缴可再生能源附加基金，面临附加基金和环境溢价的双重负担，参与绿色电力交

74、易的积极性大打折扣。溢价收益溢价收益抵扣抵扣限制限制供给规模，供给规模，市场顶层设计有待明确市场顶层设计有待明确。从供给角度来看，绿电交易优先组织平价新能源项目参与，带补贴项目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。大多企业现行策略为补贴项目原则上不参与绿电交易，故在尚有大量存量补贴项目的情况下，参与绿电交易的新能源电量规模受限。此外，我国新能源参与市场的顶层设计仍有待明确，新能源入市面临的收益波动风险问题仍有待解决，应建成覆盖绿电绿证交易、新能源市场化交易、非化石能源交易等多类范畴的市场整体架构，同时逐步缩小新能源保障性收购规模，推动新能源有

75、序参与市场。2024 年底年底将将实现绿证全覆盖，实现绿证全覆盖，供给供给激增带动激增带动价格下行。价格下行。2024 年 5 月，国务院印发2024-2025 年节能降碳行动方案，提出“2024 年底实现绿证核发全覆盖”；7 月能源局发布 关于进一步做好可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知，明确“建档立卡是可再生能源项目获得绿证，参与绿证交易，实现可再生能源环境效益的前提”。短期内可再生能源项目建档立卡加速，预计带动绿证供给激增，市场价格下行。图25.2021-2024.7 绿证挂牌交易量(亿个)及同比增速 图26.2022-2024.7 绿证挂牌交易均价(元/个)*数据截至 2024

76、年 7 月 31 日 *数据截至 2024 年 7 月 31 日 数据来源：中国绿色电力证书交易平台，财通证券研究所 数据来源：中国绿色电力证书交易平台，财通证券研究所 0.11 0.94 1.07 0.17 1.01 0.85 0%500%1000%1500%2000%2500%3000%3500%4000%00.511.522.52021202220232024YTD风电水电光伏生物质发电合计yoy-100%-90%-80%-70%-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%0501001502002503002022202320242024yoy 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股

77、票和行业评级标准 22 行业专题报告/证券研究报告 政策政策考核考核+两年有效期两年有效期产生产生“需求“需求潮汐潮汐”，碳排双控转型，碳排双控转型后绿证需求仍未可知后绿证需求仍未可知。由于数据的不可追溯性，我国绿证的国际公信力仍有待提升，而国内绿证需求主要来消纳责任权重、能耗双控等政策考核，在政策压力下两年有效期的规定可能导致市场需求呈现“潮汐”现象。2024 年 8 月发布的正式版 绿证核发与交易规则新增延期规则，2024 年之前的项目电量对应绿证有效期延至 2025 年底，有望缓解临期绿证低价抛售现象。此外，在由能耗双控向碳排双控转型后，“零碳”的绿电消费从考核中豁免，该部分的绿证凭证需

78、求将逐步消失；电解铝行业绿电消费比例的出台，表明国家正积极推动可再生能源消纳责任权重向重点用能单位分解，消纳责任权重可能接续成为新的需求点。新能源步入平价时代，不再满足新能源步入平价时代，不再满足 CCER 额外性要求。额外性要求。CCER 项目的基本条件包括真实性、唯一性、额外性，其中额外性是指在没有 CCER 的支持下项目不具备商业可行性、不会产生减排量，因此在 CCER 的支持下可以克服融资等方面的障碍产生“额外”的减排量。经过多年发展，我国的风电、光伏新能源发电技术已逐步成熟，项目造价逐步下降，平价时代的新能源项目已不再满足额外性要求，常规新能源项目需要与 CCER 划清界限。绿证与绿

79、证与 CCER 衔接机制出台，过渡期内两者二选一。衔接机制出台，过渡期内两者二选一。2024 年 8 月，国家能源局与生态环境部发布关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知，提出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，避免可再生能源项目重复获益。未来，CCER 的发展方向更倾向于基于自然的碳减排项目以及可实现长期存储的碳清除项目，将与绿电绿证项目方向逐渐划清界限。图27.2021 年至今 CEA 成交情况 图28.2023 年至今四川联合交易所 CCER 交易情况 注：数据截至 2024 年 9 月 23 日 注：数据截至 2024

80、年 9 月 20 日 数据来源：wind，财通证券研究所 数据来源：iFind，财通证券研究所 02040608010012006001200180024002021/7/162022/7/162023/7/162024/7/16CEA成交量（万吨）-左轴CEA最新价（元/吨）-右轴0501001502000510152025302023/1/62023/7/62024/1/62024/7/6CCER当周成交量（万吨）-左轴CCER当周成交均价（元/吨）-右轴 谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 23 行业专题报告/证券研究报告 初期免费配额约束较宽松，初期免费配额约束较宽松，远

81、期远期仍需重视火电成本疏导机制。仍需重视火电成本疏导机制。全国统一碳市场目前实行免费配额，市场建设初期配额约束较为宽松，多数企业仍有配额盈余。随未来碳配额逐步收紧或引入有偿配额，火电企业碳履约成本加重，而煤电基准价存在 20%上下浮动限制，故仍需不断完善容量电价机制，加大煤电企业参与系统调节的激励力度，为煤电企业提供碳排放成本市场化疏导途径。能源转型框架下能源转型框架下市场建设加速，市场建设加速，电碳市场协同发力。电碳市场协同发力。远期来看，绿电（绿证）与碳市场均为全面实现经济社会绿色转型目标下的重要市场工具，需要形成更加清晰明确的顶层机制设计和发展路线图，在双碳目标的总框架下形成合力。6 投

82、资建议投资建议 环境溢价增厚利润环境溢价增厚利润，绿电运营商有望绿电运营商有望充分充分受益。受益。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)。7 风险提示风险提示 碳市场建设推进不及预期：碳市场建设推进不及预期：我国碳市场仍处于建设初期，诸多行业标准、技术规范有待明晰，存在碳市场建设推进不及预期的风险。绿证价格短期下行：绿证价格短期下行：可再生能源发电项目建档立

83、卡加速，绿证核发量短期激增，需求端尚未完全打通，供给短期过剩导致绿证面临价格短期下行的风险。市场市场电价下行：电价下行：新能源入市进程加速，特殊出力曲线及边际成本较低的特性可能导致市场电价下滑，加大绿电运营商业绩压力。谨请参阅尾页重要声明及财通证券股票和行业评级标准 24 行业专题报告/证券研究报告 分析师承诺分析师承诺 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，并注册为证券分析师，具备专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解。本报告清晰地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，作者也不会因本报告中的具体推荐意见或

84、观点而直接或间接收到任何形式的补偿。资质声明资质声明 财通证券股份有限公司具备中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。公司评级公司评级 以报告发布日后 6 个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于 10%；增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在 5%10%之间；中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%5%之间；减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%；无评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。A 股市场代表性指数以沪深 300 指

85、数为基准；中国香港市场代表性指数以恒生指数为基准；美国市场代表性指数以标普 500指数为基准。行业评级行业评级 以报告发布日后 6 个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数；中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平；看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数。A 股市场代表性指数以沪深 300 指数为基准；中国香港市场代表性指数以恒生指数为基准；美国市场代表性指数以标普 500指数为基准。免责声明免责声明 本报告仅供财通证券股份有限公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的信息来源于已公开的资料，本公

86、司不保证该等信息的准确性、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邀请或向他人作出邀请。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司通过信息隔离墙对可能存在利益冲突的业务部门或关联机构之间的信息流动进行控制。因此，客户应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务

87、顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告仅作为客户作出投资决策和公司投资顾问为客户提供投资建议的参考。客户应当独立作出投资决策，而基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前应咨询所在证券机构投资顾问和服务人员的意见；本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。信息披露信息披露