新型电力行业体系绿色市场篇：风险与机遇并存静待政策拐点-240507（41页）.pdf

1、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明证券研究报告证券研究报告industryId电力电力推荐推荐(维持维持）emailAuthor分析师：分析师：蔡屹蔡屹S0190518030002assAuthor研究助理：研究助理：朱理显朱理显投资要点投资要点summary研究背景：矛盾日益显现，静待政策拐点。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

2、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放。我国风光项目 2021 年起平价上网，随后各地保障性消纳小

3、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

4、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：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

5、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

6、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。title新型电力体系绿色市场篇：新型电力体系绿色市场篇：风险与机遇并存，静待政策拐点风险与机遇并存，静待政策拐点createTime12024 年年 5 月月 7 日日 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-2-行业深度研究报告行业深度研究报告summary欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证 GO 与各国政策协同互补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