公用事業(yè)及環(huán)保產(chǎn)業(yè)行業(yè)研究：海外視角看：新能源環(huán)境價值如何變現(xiàn)？20240307 -國金證券

公用事業(yè)及環(huán)保產(chǎn)業(yè)行業(yè)研究證券研究報告2024年03月07日買入(維持評級)行業(yè)深度研究行業(yè)觀點：價結(jié)合”階段，正進(jìn)入“全電量消納難度加大，保量保價部分的絕對量/比例雙降+剩余部分進(jìn)現(xiàn)貨市場”階段，為煤電轉(zhuǎn)型托底。往后看，“雙碳”目標(biāo)不改，綠電仍將向主力電源地位邁進(jìn)，而體現(xiàn)環(huán)境價值是綠電“揚長”方式?；仡櫄W盟碳市場碳價持續(xù)翻倍之路：供/需多因素調(diào)節(jié)下碳市場價格走強(qiáng)，拍賣收入再用于綠電扶持。①供給要素：總量控制趨嚴(yán)，拍賣配額比例提高，碳信用等抵消選項減少，短期/長期的富余配額回收機(jī)制建立；②需求√現(xiàn)貨市場的環(huán)境溢價逐步可覆蓋度電成本：以22年內(nèi)碳成本與光伏/陸風(fēng)度電成本作比較，可見60%可傳導(dǎo)情景下碳價即可覆蓋陸風(fēng)度電成本，22年歐洲光伏開發(fā)成本有所上行、需80%~100%完全傳導(dǎo)方可覆蓋度電成本。全國碳市場電力行業(yè)100%免費配額扭曲碳價信號，電力市場化尚未改革完全，采用歐盟碳-電聯(lián)動機(jī)制難以傳導(dǎo)碳成本將加速火電產(chǎn)能出清、有違保供目標(biāo)；同時，為水電/核電等清潔電源帶來額外收益，有違匹配低價用戶環(huán)境溢價與對應(yīng)當(dāng)量碳價水平趨同的假設(shè)，度電環(huán)境溢價應(yīng)在0.07~0.5元/KWh(下/上限分別對應(yīng)國內(nèi)碳價70元/噸、CBAM機(jī)制下EUA最新價61歐元/噸)。(BAM利好綠電。在26年(全面實施年份)國內(nèi)、EUETS碳價分別為80元/噸、100歐元/噸的假設(shè)下，以22年出口量與出口金額測算，當(dāng)CBAM僅對直接排放收費時，碳關(guān)稅占出口金額不足2%;而若預(yù)期擴(kuò)至對間接排放收費，該比例將接近30%。使用綠電可減輕征稅壓力。風(fēng)險提示敬請參閱最后一頁特別聲明內(nèi)容目錄1、綠電環(huán)境價值變現(xiàn)是電改后續(xù)看點 52、他山之石：歐盟破局點在“碳” 2.1EUETS碳-電聯(lián)動機(jī)制，環(huán)境溢價置入電價 2.2供/需多因素調(diào)節(jié)下碳價走強(qiáng)，拍賣收入再用于綠電扶持 2.2.1供給要素：總量控制+配額付費+抵消趨嚴(yán)+余量回收 2.2.2需求要素：覆蓋范圍+能源價格+經(jīng)濟(jì)預(yù)期+履約時點 2.2.3拍賣收入可分配、可補償 21 3.1碳電聯(lián)動的本土化選擇 3.2國內(nèi)碳市場仍待政策發(fā)力，CBAM利好綠電 274、投資建議 5、風(fēng)險提示 32圖表目錄圖表1:能源不可能三角表明新型電力系統(tǒng)建設(shè)伴隨成本上升過程 5圖表2:電改推動各成本上升環(huán)節(jié)的“成本疏導(dǎo)、價值變現(xiàn)” 6 6圖表4:2012~2020年光伏電價降幅略小于LCOE降幅(元/KWh) 6圖表5:8M09~2020年陸風(fēng)補貼電價下降0.14~0.22元/KWh 7圖表6:2010~2020年陸風(fēng)電價降幅略小于LCOE降幅(元/KWh) 7圖表7:各地燃煤基準(zhǔn)價分化、搶占優(yōu)勢資源區(qū)位的重要性上升(元/KWh) 7圖表8:三北地區(qū)光伏利用率下滑趨勢較為顯著 8圖表9:風(fēng)電利用率下滑情況總體好于光伏 8圖表10:各并網(wǎng)時期的風(fēng)光機(jī)組按煤電基準(zhǔn)價收購的電量占比 9圖表11:甘肅工商業(yè)用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準(zhǔn)價 9圖表12:22年各現(xiàn)貨省份分電源結(jié)算價格相比基準(zhǔn)電價折/溢價情況 圖表13:23年各現(xiàn)貨省份風(fēng)/光/綜合各電源價格相比基準(zhǔn)電價折/溢價情況 圖表14:銜接碳市場，利用碳成本傳導(dǎo)機(jī)制實現(xiàn)減排效果 圖表15:多數(shù)行業(yè)間接排放(范圍2+范圍3)占比在90%以上(噸碳排/百萬美元投資) 圖表16:基于科斯定理的碳排交易體系可實現(xiàn)帕累托最優(yōu) 圖表17:EUETS碳-電聯(lián)動機(jī)制下，能源價格成為碳價影響因素 圖表18:歐洲電力現(xiàn)貨市場邊際出清機(jī)制 敬請參閱最后一頁特別聲明2圖表19:22年歐洲分電源類型的邊際發(fā)電成本構(gòu)成情況(歐元/KWh) 圖表20:現(xiàn)貨市場煤電/綠電的收益/成本構(gòu)成情況示意圖 圖表21:成本傳導(dǎo)機(jī)制下，碳價影響電價 圖表22:碳成本60%可傳導(dǎo)情景下碳價即可覆蓋陸風(fēng)度電成本 圖表23:減排目標(biāo)、市場設(shè)計、供需基本面要素對EUETS碳價的影響 圖表24:EUETS形成現(xiàn)貨+期貨的市場結(jié)構(gòu) 圖表25:第二階段EUA現(xiàn)貨價格相比期貨價格具有溢價(季度數(shù)據(jù)，歐元/噸) 圖表26:至22年EUA現(xiàn)貨/期貨價格已基本一致(月度數(shù)據(jù)，歐元/噸) 圖表27:二階段末歐盟提出的備選措施以影響碳市場供給端為主 圖表28:EUETS碳限額(Cap)年降系數(shù)擴(kuò)大 圖表29:NAP計劃轉(zhuǎn)為NIM計劃 圖表30:免費配額絕對量逐年下降，22年末拍賣配額占比約40% 圖表31:歷史法轉(zhuǎn)向基準(zhǔn)線法，推動減排成為企業(yè)競爭要素 圖表32:碳限額(Cap)與實際排放的差值反映自發(fā)減排成效(百萬噸) 圖表33:可抵扣碳信用增多，實質(zhì)上帶來配額供給端寬松 圖表34:EUETS碳排放覆蓋行業(yè)(百萬噸) 20圖表35:天然氣價格波動引起氣-煤轉(zhuǎn)換，引起碳價波動 20圖表36:EUETS配額清繳周期為一年(截至22-23周期情況) 圖表37:拍賣收入快速上升，主要用于氣候問題相關(guān)領(lǐng)域(十億歐元) 圖表38:22年合計約86億歐元用于IF/MF基金(百萬歐元) 圖表39:平行體系下，仍可間接實現(xiàn)碳價與電價的聯(lián)動 圖表40:度電環(huán)境溢價與碳價應(yīng)為1/1000的關(guān)系 圖表41:環(huán)境溢價擴(kuò)大了自發(fā)自用電量的溢價空間 圖表42:分布式光伏全投資IRR對各影響要素的敏感性分析 23圖表43:集中式光伏全投資IRR對系統(tǒng)成本、利用小時數(shù)的敏感性分析 24圖表44:集中式光伏全投資IRR對上網(wǎng)電價的敏感性分析 圖表45:集中式光伏全投資IRR對系統(tǒng)成本、儲能成本的敏感性分析(儲能作為純成本項) 24圖表46:集中式光伏全投資IRR對系統(tǒng)成本、儲能成本的敏感性分析(儲能獲取電能量補償) 24圖表47:國內(nèi)綠電交易與綠證交易比較 圖表48:綠電/綠證市場建設(shè)重要政策梳理 圖表49:CBAM及國內(nèi)綠電抵扣政策落地、價格上行 26圖表50:綠證供給側(cè)政策落地后供應(yīng)增多、價格下行 26圖表51:嵌套式長期購電協(xié)議(SPPA)示意圖 圖表52:展望未來與碳市場相關(guān)的5類銜接 27圖表53:7M21上線至4Q23國內(nèi)CEA累計成交量僅4.4億噸 敬請參閱最后一頁特別聲明3圖表54:歐洲EUA23年成交量75.1億噸 圖表55:CBAM機(jī)制與EUETS并行運作但關(guān)系緊密 圖表56:10M23起已進(jìn)入CBAM試點階段(過渡期) 29圖表57:CBAM稅費計算中的幾大變量變化趨勢 29圖表58:22年我國對歐盟出口的CBAM商品以鋼鐵/鋁為主(億歐元) 圖表59:原鋁CBAM費用測算假設(shè)表 圖表60:鋼鐵CBAM費用測算假設(shè)表 圖表61:納入間接排放后CBAM對鋁出口影響較大 圖表62:納入間接排放后CBAM對鋼鐵出口影響有限 圖表63:1H23工業(yè)節(jié)能業(yè)務(wù)營收占比達(dá)46.4% 圖表64:南網(wǎng)能源工商業(yè)分布式光伏業(yè)務(wù)增速較快 圖表65:22年末風(fēng)電業(yè)務(wù)營收占比達(dá)87% 圖表66:風(fēng)況較差拖累23年業(yè)績(百萬元) 圖表67:公司估值情況(更新至2024/3/6收盤價) 敬請參閱最后一頁特別聲明4圖表1:能源不可能三角表明新型電力系統(tǒng)建設(shè)伴隨成本上升過程(風(fēng)電有效容量10%,光伏0%)傳統(tǒng)電源為“1”“1+X+Y”經(jīng)濟(jì)性(?)和“誰出力、誰獲益(各類價值變現(xiàn))”的市場化機(jī)制?？傮w來看已出臺的配套本實現(xiàn)重點內(nèi)容全覆蓋，包括電網(wǎng)成本疏導(dǎo)機(jī)制厘清、現(xiàn)貨市場基本規(guī)則制定、煤電容量補償機(jī)制出臺、需求側(cè)響應(yīng)市場建設(shè)、電力輔助服務(wù)價格機(jī)制出臺等。在23年中發(fā)布的《海外視角看：市場化如何促進(jìn)新能源消納?》中我們就歐洲電力市場/美國PJM市場對電能量/輔助服務(wù)/容量機(jī)制的先進(jìn)設(shè)計經(jīng)驗進(jìn)行了學(xué)習(xí)，重點在于闡明保供火電、靈活性調(diào)節(jié)資源在新型電力系統(tǒng)中的價值將有多種變現(xiàn)途徑，而對于身處上碳-電聯(lián)動機(jī)制及碳價影響要素，探討國內(nèi)綠電(度電)電量收益下降背景下、環(huán)境溢價予以補充的可能性，并分析歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制CBAM作為外在驅(qū)動因素對自然壟斷掃碼獲取更多服務(wù)圖表2:電改推動各成本上升環(huán)節(jié)的“成本疏圖表2:電改推動各成本上升環(huán)節(jié)的“成本疏導(dǎo)、價值變現(xiàn)”增量調(diào)節(jié)資源調(diào)節(jié)成本增量傳統(tǒng)電源冗余成本減排成本增量電網(wǎng)電網(wǎng)成本輸電側(cè)：能量密度!、接入量需求1配電側(cè)：智能化需求1火電：發(fā)電量!、頂峰出力需求↑調(diào)節(jié)電源：輔助服務(wù)需求↑綠電：電價!(現(xiàn)貨市場)減排需求1輔助服務(wù)容量補償現(xiàn)貨市場+中長協(xié)(期貨市場)(度電)電量收益!需求側(cè)響應(yīng)市場市場(度電)電量收益電量收益」機(jī)制環(huán)境灌價容量補償碳市場顯：(1)棄電風(fēng)險增加；(2)產(chǎn)業(yè)鏈降本+出力不可控特性共同影響下，綠電上網(wǎng)電價下行。√保量保價階段(帶補貼機(jī)組):全電量根據(jù)所在資源區(qū)的“標(biāo)桿電價”收購，“標(biāo)桿電價”與當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(現(xiàn)稱燃煤基準(zhǔn)電價)差值為財政補貼?！皹?biāo)桿電價”經(jīng)歷多輪下調(diào)，使得機(jī)組在不同并網(wǎng)時點所獲補貼有別，但原則上執(zhí)行該電價20年不變。通過對比十年間成本下降情況，可見電價降幅基本略小于成本降幅，但補貼回收風(fēng)險降圖表3:9M13~6M20光伏補貼電價下降0.51~0.55元/KMh圖表4:2012~2020年光伏電價降幅略小于LCOE降幅(元■1類資源區(qū)(元/KWh)Ⅱ類資源區(qū)(元/KWh)類資源區(qū)(元/KWh)■9M13以后16M18以后7M19以后6M20以后價格變動0來源：北極星太陽能光伏網(wǎng)、國金證券研究所來源：IRENA、國金證券研究所注：采用2020年美元兌人民幣匯率敬請參閱最后一頁特別聲明6/KWhI類資源區(qū)(元/KWh)Ⅱ類資源區(qū)(元/KWh)I類資源區(qū)(元/KWh)IV類資源區(qū)(元/KWh)8M09以后年年價格變動√保量保價+保量限價結(jié)合階段(帶補貼機(jī)組+平價機(jī)組):(1)保量保價部分：6M16發(fā)布《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》明確了重點地區(qū)風(fēng)、光保障利用小時數(shù)，1M19發(fā)布《關(guān)于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》明確了保障利用小時數(shù)內(nèi)的電量由電網(wǎng)保量保價收購。價格為政府定價——21年前帶補貼機(jī)組為綠電標(biāo)桿電價，21年后平價機(jī)組由于綠電邊際成本更低而出力波動性更大，若不考慮環(huán)境溢價，則市場化電量電價低于燃煤基準(zhǔn)價(燃煤基準(zhǔn)價反映當(dāng)?shù)孛弘娺呺H成本+穩(wěn)定出力價值)。21年前√電量消納難度加大+保量保價部分的絕對量/比例雙降+剩余部分進(jìn)現(xiàn)貨市場階段(平(1)量的視角：由于風(fēng)光邊際成本較低、綠電出清順位仍然靠前。受風(fēng)、光裝機(jī)占比提升、發(fā)電時段集中、外送電通道不足等物理限制，消納正再次變得困難(帶補貼時代同樣出現(xiàn)過因煤電“以熱定電”擠占發(fā)電空間、外的大規(guī)模棄電),其中光伏利用率下滑情況相較風(fēng)電更嚴(yán)重。根據(jù)山東推動新能源市場化趨勢確定。陜西寧夏蒙西山西全國廣東遼寧貴州四川蒙東山東寧夏遼寧山東廣東四川貴州蒙西全國山西陜西蒙東(2)價的視角：市場化電量增多，電價風(fēng)險多于機(jī)遇。發(fā)電側(cè)電價與用戶側(cè)分時電價機(jī)制協(xié)同，進(jìn)一步體現(xiàn)分時特征，而按時段交易既不利于集中出力的光伏也不利于功率預(yù)測難度較大的風(fēng)電。綠電進(jìn)現(xiàn)貨市場，意味著交易顆粒度進(jìn)一步細(xì)化。國金證券從云南/甘肅24年綠電電價政策與22/23年現(xiàn)貨市場綠電電價表現(xiàn)來看：降低了24年省內(nèi)風(fēng)光項目以“平價”收購的電量占比，更多電量將以市場化電價結(jié)折價約6分錢(12月枯水季清潔能源市場月度交易均價為0.276元/KWh)。圖表10:各并網(wǎng)時期的風(fēng)光機(jī)組按煤電基準(zhǔn)價收購的電量占比2)10M23甘肅省發(fā)布《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》,明確約束時系數(shù)(峰段系數(shù)=1.5,平段系數(shù)=1,谷段系數(shù)=0.5),各段交易價格不超過交易基時段時間(元/KWh)新能源交易基準(zhǔn)價(元/KWh)13)從22/23年現(xiàn)行現(xiàn)貨省份情況看綠電普遍折價10%~50%?，F(xiàn)貨市場電價波動更為劇烈，綠電在與煤電等可控電源報價博弈中處于弱勢地位。23年除蒙西市場年現(xiàn)貨均價漲幅較大，風(fēng)光搭便車價格上漲外，其余市場均有折價。其中，電力敬請參閱最后一頁特別聲明9國金證券掃碼獲取更多服務(wù)圖表12:22年各現(xiàn)貸省份分電源結(jié)算價格相比基準(zhǔn)電價圖表13:23年各現(xiàn)貨省份風(fēng)/光/綜合各電源價格相比基折/溢價情況準(zhǔn)電價折/溢價情況■火電■光伏■風(fēng)電■光伏■風(fēng)電■綜合往后看：綠電進(jìn)市場是大勢所趨，呼喚環(huán)境溢價作為收益補充。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計與預(yù)測：22年全國綠電市場化比例約40%,23年前8個月該比例升至47%,并預(yù)期24年將超過50%。市場化帶來電量折價，引發(fā)市場對綠電環(huán)境價值變現(xiàn)的諸多討論。2、他山之石：歐盟破局點在“碳”2.1EUETS碳-電聯(lián)動機(jī)制，環(huán)境溢價置入電價在歐洲，綠電環(huán)境價值變現(xiàn)主要于長期購電協(xié)議PPA(可實現(xiàn)類似國內(nèi)綠電交易市場的專場交易效果)和現(xiàn)貨市場得到體現(xiàn)，這兩者變現(xiàn)方式與碳價及碳市場掛鉤。此外，也可通過交易歐洲GO綠證(歐盟來源擔(dān)保證書，GuaranteesofOrigins,簡稱GO)獲得收益。GO綠證-企業(yè)自愿認(rèn)購：于2012年正式在歐盟內(nèi)部推行。多數(shù)歐盟國家不強(qiáng)制要求企業(yè)認(rèn)購，挪威、瑞典等國家有強(qiáng)制配額。環(huán)境溢價各國有別，據(jù)能源雜志統(tǒng)計德國GO綠證價格不到0.01歐元/KWh。長期購電協(xié)議PPA-銜接碳市場：直接置入環(huán)境溢價，此時下游用能單位為直接付費方。由于歐洲為分散式電力市場模式，因此實物購電協(xié)議保證了綠電的物理消納，用能單位可以此作為減排依據(jù)，同時可減少火電電量購買(含碳成本)。*實現(xiàn)前提：下游用能單位/電力行業(yè)有償碳配額納入EUETS市場，擴(kuò)大需求方。電力現(xiàn)貨市場-銜接碳市場：邊際出清電價中內(nèi)含環(huán)境溢價，此時火電與下游用能單位共同分?jǐn)傎M用，分?jǐn)偙壤Q于火電的碳成本傳導(dǎo)能力。23年歐盟EUA碳價平均83歐元/噸，在60%~100%傳導(dǎo)比例(中電聯(lián)專家口徑數(shù)據(jù))下對應(yīng)光伏環(huán)境溢價約在0.05~0.09歐元/KWh。*實現(xiàn)前提：(1)電力行業(yè)采用100%有償配額、(2)電力完全市場化。前者目的是真實反映電力生產(chǎn)過程產(chǎn)生的碳成本、并能夠給下游提供準(zhǔn)確的碳價格信號；后者目的是給下游提供準(zhǔn)確的電力價格信號。圖表14:銜接碳市場，利用碳成本傳導(dǎo)機(jī)制實現(xiàn)減排效果效率■在上述三種環(huán)境價值變現(xiàn)方式中，邊際出清機(jī)制幫助實現(xiàn)了電力現(xiàn)貨市場上的碳-電■首先，電力是最早進(jìn)入EUETS市場的行業(yè)之一，并于第三階段起設(shè)置了100%拍賣配額，在充分競爭環(huán)境下，配額價格(碳價)應(yīng)為電力企業(yè)邊際減排成本?！棠茉?電力)形成的碳排放主要以間接排放的形式體現(xiàn)，占總排放比例較大。根據(jù)MSCl對全球范圍內(nèi)各行業(yè)碳足跡的追蹤(更新至8M23)來看，能源、材料、公用事業(yè)行業(yè)位居碳足跡前三，多數(shù)行業(yè)間接排放(范圍2+范圍3)占比在90%以上。因此間接排放成為碳市場需求側(cè)重要的影響因素。根據(jù)溫室氣體核算體系GHG1)范圍1(直接排放):來自公司擁有和控制的資源的直接排放；2)范圍2(間接排放):由購買的能源(包括電力、蒸汽、加熱和冷卻)產(chǎn)生的間接排3)范圍3(間接排放):范圍2中未包含的、公司價值鏈中發(fā)生的所有間接排放(包括圖表15:多數(shù)行業(yè)間接排放(范圍2+范圍3)占比在90%以上(噸碳排/百萬美元投資)■范圍1(左軸)■范圍2(左軸)!■范圍3(左軸)——間接排放占比(右軸)來源：MSCl、國金證券研究所注：紅色虛線為各行業(yè)間接排放占比均值，為90.3%掃碼獲取更多服務(wù)掃碼獲取更多服務(wù)的配額，在市場上出售多余的配額賺取收益(獎),或者購買配額以避免超額排放面臨的罰款(懲)。最終通過交易，找到成本最小化和利潤最大化的方式進(jìn)行減排和生從全社會角度看：不同行業(yè)減排難度不同，在減排總目標(biāo)控制下(決定了主要高排放行業(yè)必須納入減排隊伍),通過交易可實現(xiàn)減排難度從易到難、減排成本由低到高的圖表16:基于科斯定理的碳排交易體系可實現(xiàn)帕果托最優(yōu)CBC圖表17:EUETS碳-電聯(lián)動機(jī)制下，能源價格成為碳價影響因素碳價個，化石能源邊際機(jī)組成本個，出清電價個，綠電環(huán)境價值1電力現(xiàn)貨市場氣價個，煤機(jī)需求個(替代品),推動碳價1氣價」,煤機(jī)需求!(替代品),推動碳價碳交易市場碳價↓,化石能源邊際機(jī)組成本↓,出清電價↓,綠電環(huán)境價值↓■碳-電聯(lián)動的實現(xiàn)：在歐洲電力批發(fā)市場的現(xiàn)貨出清階段，通過對各類電源按照邊際發(fā)電成本升序排列，以邊際出清機(jī)制完成出清，現(xiàn)貨價格=邊際生產(chǎn)成本。邊際生產(chǎn)掃碼獲取更多服務(wù)圖表19:22年歐洲分電源類型的邊際發(fā)電成本構(gòu)成情況(歐元/KWh)圖表20:現(xiàn)貸市場煤電/綠電的收益/成本構(gòu)成情況示意圖■綠電環(huán)境溢價=(煤電-綠電碳排差)*碳價*傳導(dǎo)系數(shù)。(暫將消納成本視為電量收益的抵減項，而非環(huán)境溢價的抵減項)√從碳價與現(xiàn)貨電價走勢視角看：22年外因驅(qū)動下的能源價格大幅波動，在8月與12月的兩波電力現(xiàn)貨價格上漲趨勢中，碳價與電價呈現(xiàn)正相關(guān)性，綠電在現(xiàn)貨交易中的度電環(huán)境溢價最高升至0.1歐元/KWh。23年以后碳價與電價雙雙回落。國金證券掃碼獲取更多服務(wù)圖表21:成本傳導(dǎo)機(jī)制下，碳價影響電價√從綠電成本覆蓋視角看，以22年內(nèi)碳成本與光伏/陸風(fēng)度電成本作比較，可見60%可傳導(dǎo)情景下碳價即可覆蓋陸風(fēng)度電成本，22年歐洲光伏開發(fā)成本有所上行、需80%~100%完全傳導(dǎo)方可覆蓋度電成本。圖表22:碳成本60%可傳導(dǎo)情景下碳價即可覆蓋陸風(fēng)度電成本2.2供/需多因素調(diào)節(jié)下碳價走強(qiáng)，拍賣收入再用于綠電扶持■由上述分析可知：在歐洲，綠電環(huán)境溢價與碳價緊密掛鉤，而碳價受全社會邊際減排成本、供需情況共同影響，且不同于其他市場、碳市場受“自上而下”政策影響更大。通過回溯EUETS的三階段發(fā)展歷程，可清晰看到碳市場各要素改善是如何抬高碳■復(fù)盤EUETS主要交易標(biāo)的EUA的價格走勢(后文均以此價格代表碳價):一/二階段價格低位、三/四階段顯著漲價。在市場發(fā)展過程中，交易層面制約逐步解除、供需基本面調(diào)節(jié)措施逐漸生效。EuAEuA期貨結(jié)算價(歐元噸)掃碼獲取更多服務(wù)圖表23:減排目標(biāo)、市場設(shè)計、供需基本面要素對EUETS碳價的影響之s之■二階段起交易層面制約解除：針對“配額不可結(jié)轉(zhuǎn)”的市場設(shè)計問題進(jìn)行修正，期貨市場起到價格發(fā)現(xiàn)作用。EUETS從成立之初就開辟了現(xiàn)貨與期貨市場，進(jìn)入第二階段后(2008年后)碳配額具有了可連續(xù)交易預(yù)期，2006年EUA期貨價格暴跌的情況不再重演；進(jìn)入第三階段后(2013年后)EUA期貨與現(xiàn)貨價格走勢趨同；根據(jù)刊載于河北省自然資源廳官網(wǎng)的文章《碳匯生態(tài)產(chǎn)品基本構(gòu)架及其價值實現(xiàn)》提到：目前EUETS市場碳期貨交易量占比已升至90%以上。同時，從交易數(shù)據(jù)可見現(xiàn)貨/期貨連續(xù)合約/期貨活躍合約價格趨同。交易類別現(xiàn)貨歐洲碳排放配額(EuropeanUnionAllowances,EUAs)歐洲航空碳排放配額(EuropeanUnionAviationallowances,EUAAs)金融衍生品歐洲碳排放配額期貨(EUAFutures)歐洲碳排放配額期權(quán)(EUAOptions)歐洲航空碳排放配額期貨(EUAAFutures)核證減排量期貨(CERFutures)敬請參閱最后一頁特別聲明15圖表25:第二階段EUA現(xiàn)貸價格相比期貨價格具有溢價圖表26:至22年EUA現(xiàn)貨/期貸價格已基本一致(月度(季度數(shù)據(jù)，歐元/噸)數(shù)據(jù)。歐元/噸)二階段末提出6大供需基本面調(diào)節(jié)措施：在歐盟對EUETS第一/二階段的總結(jié)報告中，提出了6大備選的調(diào)節(jié)措施，且主要以供給側(cè)調(diào)整為主。回頭看，除唯一明確對響應(yīng)速度映當(dāng)前舉措的未來影響)從20%到30%(VS1990高配額年降系數(shù))否否慢是是擴(kuò)大碳市場覆蓋范圍需求端慢否改變國際碳信用證抵扣規(guī)則慢否否格下限)慢影響量的行為)否√第一階段(2005-2007):1997年的《京都議定書》提出：以1990年為基準(zhǔn)，歐盟在2012年將碳排放降低8%。2000年3月，歐盟委員會提出關(guān)于歐盟碳排放交易系統(tǒng)(ETS)設(shè)計的初步想法，并于2005年啟動。第二階段(2008-2012):2008年1月歐盟發(fā)布《氣候變化行動與可再生能源一攪子計劃》提出：以1990年為基準(zhǔn)，在2020年將碳排放降低20%。與之對應(yīng)的，EUETS第三階段(2013-2020):2016年11月的《巴黎氣候變化協(xié)定》提出：以1990年為基準(zhǔn)，歐盟在2030年將碳排放降低40%。與之對應(yīng)的，EUETS在碳配額供需兩側(cè)第四階段(2021-至今):2021年7月歐盟發(fā)布《“Fitfor55”一攬子提案》提出：以1990年為基準(zhǔn)，在2030年將碳排放降低55%。與之對應(yīng)，4M23發(fā)布的EUETS改革法案提出：以2005年為基準(zhǔn)，在2030年將EUETS市場覆蓋的碳排放降低62%;圖表28:EUETS碳限額(Cap)年降系數(shù)擴(kuò)大碳限額(Cap)(左軸)碳限額(Cap)年降系數(shù)(右軸)總量確定地區(qū)關(guān)系自下而上自下而上自上而下自上而下占比顯著提升至52%,作為碳排主要構(gòu)成的電力行業(yè)取消免費配額。免費配額背后號，帶來了價格扭曲。進(jìn)入第三階段后有償配額占比的提升，一級市場拍賣形成了價國金證券圖表30:免費配額絕對量逐年下降，22年末拍賣配額占比約40%■免費碳配額(左軸，百萬噸)圖表31:歷史法轉(zhuǎn)向基準(zhǔn)線法，推動減排成為企業(yè)競爭要素■碳限額(Cap)與實際排放差值反映自發(fā)減排成效。第三階段免費配額量逐年減少+減排力度預(yù)期增強(qiáng)的背景下，相比于每年的Cap減排量逐年擴(kuò)大(2020年額外減排量較大主因突發(fā)的公共衛(wèi)生事件對需求端沖擊較大)。近兩年由于Cap遞減進(jìn)程加快+歐洲能源危機(jī)導(dǎo)致的電力行業(yè)(煤電)碳排上國金證券圖表32:碳限額(Cap)與實際排放的差值反映自發(fā)減排成效(百萬噸)■短期措施：核減機(jī)制(Back-loading)。歐盟在第三階段將合計9億噸富余配額收回(14/15/16年分別收回4/3/2億噸)并推遲到2019~2020年拍賣。期配額過剩，歐盟建立MSR機(jī)制，將過剩配額總數(shù)的12%轉(zhuǎn)存入MSR;在2019至2023年間，MSR從市場中回收配額的比例升至24%。配額供給的減少對碳價形成了有效的支撐。根據(jù)歐盟委員會的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至22年末累計有3001.2萬噸碳■碳信用(CERs)在四階段發(fā)展過程中認(rèn)可度逐步下降。第二階段(2008-2012):(1)質(zhì)量限制：剔除土地變化、林業(yè)、核能發(fā)電項目產(chǎn)生第三階段(2013-2020):(1)質(zhì)量限制：2012年以后產(chǎn)生的國際信用需來自最不發(fā)達(dá)國家的項目。只有在2012年底前注冊和(2)數(shù)量限制：第二、第三階段期間，信用抵消總比例不得超過應(yīng)清繳配額總量的配額(EUA)明確可排放的溫室氣體量(有償/無償)價格<減排成本)滿足社會責(zé)任要求/滿足企業(yè)低成本履約需要(當(dāng)碳信用可抵扣時，當(dāng)碳信用證價格<配額價格)碳排放權(quán)交易市場(ETS)碳排放權(quán)交易市場(ETS)、自愿減排系統(tǒng)交易√第一階段(2005-2007):僅涵蓋電力和能源密集型行業(yè)，違規(guī)罰款為40歐元/噸。第二階段(2008-2012):冰島、列支敦士登和挪威加入了EUETS,并實現(xiàn)了全歐碳交易的統(tǒng)籌管理。航空業(yè)于2012年起納入。違規(guī)罰款升至100歐元/噸。第三階段(2013-2020):歐盟與瑞士、加利福尼亞和魁北克的碳市場建立聯(lián)系。將鋁業(yè)、石油化工等更多行業(yè)納入碳排放監(jiān)管。在氣體監(jiān)管體系中引入了全氟化碳和六氟化硫，基于其不同GWP折算CO?當(dāng)量。當(dāng)前ETS覆蓋的碳排放量圖表34:EUETS碳排放覆蓋行業(yè)(百萬噸)求提高：在歐洲燃機(jī)與煤機(jī)互為替代品，22年俄烏沖突帶來歐洲能源價上漲、使得氣-煤轉(zhuǎn)換進(jìn)入經(jīng)濟(jì)性區(qū)間，煤電需求旺盛帶動碳需求上上漲。圖中可見4Q21年起幾波氣價攀升與碳價攀升的時間點吻合度較高。圖表35:天然氣價格波動引起氣-煤轉(zhuǎn)換，引起碳價波動③經(jīng)濟(jì)預(yù)期經(jīng)濟(jì)預(yù)期偏弱，碳配額需求下降，拉低碳價(如2008年金融危機(jī)期間)。《歐盟碳市果表明歐洲經(jīng)濟(jì)政策不確定性和全球經(jīng)濟(jì)政策不確定性都可以對歐盟碳市場的碳價運營商于每年固定日期于系統(tǒng)完成足額登記，為避免二階段以后開始實行的100歐圖表36:EUETS配額清繳周期為一年(截至22-23周期情況)“非重大”改變12月來源：Ricardo、易碳數(shù)科、國金證券研究所收入的增加。在總計約388億歐元拍賣收入中297億歐元(占比約76.5%)直接流向27個成員國。其中，約25%的拍賣收入專門用于特定的氣候和能源行動，27%用于專門的環(huán)境基金(IF/MF基金),48%用于國家預(yù)算。圖表37:拍賣收入快速上升，主要用于氣候問題相關(guān)領(lǐng)城圖表38:22年合計約86化歐元用于IF/MF基金(百萬(十億歐元)歐元)敬請參閱最后一頁特別聲明21碳-電聯(lián)動機(jī)制生效要求兩個基本前提：(1)取消電力行業(yè)免費配額量，不同電源類型、不同機(jī)組碳排水平通過碳價體現(xiàn)；(2)電力市場化，碳成本可向下傳導(dǎo)。生效前提在國內(nèi)尚不具備：目前國內(nèi)碳市場上電力行業(yè)仍為100%免費配額，主因電力市場仍處于“計劃”向“市場”轉(zhuǎn)型期，碳成本傳導(dǎo)難度較大；同時，電量占比仍有69.7%,在一個市場中的運營情況會直接影響到另一個市場，在碳成本生效后果難以承受：在浮而生存困難，歐盟因此探討了對低邊際成本電源征收暴利稅的方案(以德國為例，對光伏、海上風(fēng)電、核電等清潔電源，自12M22起征收130歐元/MWh以上電價90%的暴利稅，用于補貼用戶);后續(xù)英國開始研究低價高波的綠電與傳統(tǒng)穩(wěn)定電源分市(針對集中式裝機(jī))以及自發(fā)自用的綠電(針對分布式裝機(jī))在間接排放核算中的電圖表39:平行體系下，仍可間接實現(xiàn)碳價與電價的聯(lián)動碳價個，減排成本個，綠電環(huán)境價值1碳價個，減排成本個，綠電環(huán)境價值1碳交易市場碳價↓,減排成本↓,綠電環(huán)境價值↓(對應(yīng)國內(nèi)碳價70元/噸)?？紤]到CBAM機(jī)制中，也允許了歐盟進(jìn)口商品在電力排的度電環(huán)境溢價最高可至0.5元/KWh。國內(nèi)碳市場碳價(元/噸)減排量-風(fēng)電(千克/KWh)減排量-光伏(千克/KWh)度電環(huán)境溢價-風(fēng)電(元/KWh)度電環(huán)境溢價-光伏(元/KWh)空間。分時電價推出后，掛鉤工商業(yè)用戶銷售電價的自發(fā)自用部分受到不利影響，上國金證券假設(shè)：光伏成本降至3元W,首年利用小時數(shù)取廣東地區(qū)1070小時，自發(fā)自用電量√結(jié)論：考慮環(huán)境溢價后，綜合電價由低值0.54元/KWh升至0.6元/KWh,可使全投資IRR由12.8%升至14.9%。圖表41:環(huán)境溢價擴(kuò)大了自發(fā)自用電量的溢價空間工商業(yè)銷售電價自發(fā)自用溢價空間運營商/用電客戶利潤分配來源發(fā)電收益+環(huán)境溢價，發(fā)電成本(政府性基金及附加費用輸配電價系統(tǒng)運行費用線損費用+環(huán)境溢價)余電上網(wǎng)自發(fā)自用單瓦投資價格(元/瓦)數(shù)(小時)(1)自發(fā)自用80%(2)綜合電價0.583元/KWh優(yōu)質(zhì)客戶自發(fā)自用比例(%)(1)首年利用小時數(shù)1070小時(2)綜合電價0.583元/KWh(元(1)自發(fā)自用80%(2)首年利用小時數(shù)1070小時■√有下降趨勢)+環(huán)境溢價(與碳價趨同，有上升趨勢)-發(fā)電成本(隨組件降本，有下降趨勢)-消納成本(隨配儲要求提高，有上升趨勢)。假設(shè)：位于內(nèi)蒙的光伏集中式電站，當(dāng)?shù)毓夥昶骄眯r數(shù)為1553小時(資源稟賦介于I/II類資源區(qū)之間);當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價為0.283元/KWh掃碼獲取更多服務(wù)光伏成本降至3~3.1元/W,利用小時數(shù)降200h,可維持全投資IRR6.6%以上。IRR-棄電情景光伏投資價格(元W)首年發(fā)電利用小時數(shù)(h)√結(jié)論②:以價換量保證利用小時數(shù)維持1553h,組件降本可抵消電價折損影響(未配儲，未考慮環(huán)境溢價):光伏成本降至3~3.2元W,平均電價下降10%,可維持全投資IRR6.6%以上。但若電價下降達(dá)20%,IRR水平將跌至6%以下，需要環(huán)境溢價上網(wǎng)電價(元/KWh)√結(jié)論③:假設(shè)環(huán)境溢價0.03~0.06元/KWh,使得上網(wǎng)電價回到煤電基準(zhǔn)價0.283元IRR-配儲情景(純成本)光伏投資價格(元W)儲能投資價格(元/KWh)來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所√結(jié)論④:儲能賺調(diào)峰收益，可增加配儲吸引力：假設(shè)環(huán)境溢價使得上網(wǎng)電價回到煤電基準(zhǔn)價0.283元/KWh,光伏成本降至3元W。儲能在幫助消納的同時作為收益項，償)RR-配儲情景(有收益)調(diào)峰價格/現(xiàn)貨價差(元/KWh)儲能投資價格(元/KWh)敬請參閱最后一頁特別聲明綜上所述：光伏降本+儲能降本+環(huán)境溢價體現(xiàn)后，測算結(jié)果表明集中式光伏平價機(jī)但現(xiàn)狀來看，環(huán)境溢價體現(xiàn)仍不充分。綠電/綠證市場由于認(rèn)可度不同，環(huán)境溢價差√一方面，參與綠電市場交易的電量占比仍然較?。?1/22年綠電交易占總發(fā)電量比例分別僅有0.9%/1.5%(22年綠電市場化電量占比總體為38.4%)。企業(yè)在常規(guī)市場上購得的電量無法證明100%來源于綠電，因此綠證暫未進(jìn)入上述的綠電交易綠證交易綠電交易市場專場交易證市場可交易交易標(biāo)的電能量+環(huán)境權(quán)益交易特點證電合一電能量價值和環(huán)境溢價交易范圍省間+省內(nèi)無地理限制/在附件4中提出：只有在生產(chǎn)企業(yè)與電源直連(自發(fā)自用)或通過電力采購協(xié)議(綠電市場PPA)從電廠直接購電兩種情形下，可綠證。(2)國內(nèi)相關(guān)政策提法：10M23生態(tài)環(huán)境部發(fā)布的《關(guān)于做好2023~2025年部分重點行業(yè)企業(yè)溫室氣體排放報告與核查工作的通知》提出：電力消費的碳排放計算中僅(1)企業(yè)自發(fā)自用的非化石能源電量；(2)通過市場化交易購入使用非化石能源電量(包括《綠色電力消費憑證》或直供電力的交易、結(jié)算證明)對應(yīng)的碳日期對電力消費設(shè)定可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)明確以綠證作為電力消費量認(rèn)定的基本憑證在綠證自愿認(rèn)購基礎(chǔ)上，增加雙邊協(xié)商、掛多種方式組織開展綠證交易推動帶補貼新能源參與綠電市場交易電市場PPA)從電廠直接購電兩種情形下，可不使用缺省值自發(fā)自用的非化石能源電量及綠電市場交易電量碳排記為“0”敬請參閱最后一頁特別聲明掃碼獲取更多服務(wù)掃碼獲取更多服務(wù)圖表49:CBAM及國內(nèi)綠電抵扣政策落地、價格上行圖表50:綠證供給側(cè)政策落地后供應(yīng)增多、價格下行綠電交易量(左軸，億千瓦時)■綠證交易量-折算電量(左軸，億千瓦時)圖表51:嵌套式長期購電協(xié)議(SPPA)示意圖電網(wǎng)電網(wǎng)命(2)CBAM-國內(nèi)碳市場-綠電市場的量價提升路徑：綠電與碳市場銜接已獲國內(nèi)政策圖表52:展望未來與碳市場相關(guān)的5類銜接綠色電力消費憑證綠色電力消費憑證(綠電憑證)碳配綠電可再生電力權(quán)證銜接①:保留“證電合一”標(biāo)記銜接②:消納責(zé)任權(quán)重以綠電綠證核算銜接③:CCER可抵消碳配額CCEER銜接④:綠電綠證消費可扣減碳排量銜接⑤:能耗雙控轉(zhuǎn)向碳排雙控用能權(quán)綠色電力證書(綠證)可再生能源消納量綠電碳配額■僅開設(shè)現(xiàn)貨市場、僅納入電力行業(yè)(且配額為事后分配),使得全國碳市場流動性較差。目前全國碳市場覆蓋主體合計碳排放超過50億噸，自7M21上線以來累計配額交易量4.4億噸；對比EUETS23年覆蓋的碳排放約13億噸(EU27范圍),年配額成交量約75.1億噸。學(xué)者在《歐盟碳市場的交易特征研究》一文中提到在配額交易不活躍的情況下，市場交易很容易受到市場交易成本、信息不對稱和監(jiān)管力度的影響，偏離實際邊際減排成本?！淌袌鲈O(shè)計：全國碳市場目前只進(jìn)行現(xiàn)貨交易?！坦┬杌久妫?1)需求側(cè)有待擴(kuò)大。目前全國碳市場僅納入電力行業(yè)，10M23生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《關(guān)于做好2023—2025年部分重點行業(yè)企業(yè)溫室氣體排放報告與核查工作的通知》,涉及石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、民航七個重點行業(yè)。未來覆蓋面有望擴(kuò)大。(2)供給側(cè)偏寬松。目前電力行業(yè)100%免費配額，且配額量取決于行業(yè)基準(zhǔn)值及企業(yè)履約年份的實際發(fā)電量(目前碳排放核算核查水平以及數(shù)據(jù)質(zhì)量監(jiān)管能力有待提升，故采用“事后分配”機(jī)制)。只要排放強(qiáng)度低于基準(zhǔn)值，則發(fā)電量越大、配額越多，實則是強(qiáng)度控制、而非EUETS目前采用的總量控制。圖表53:7M21上線至4Q23國內(nèi)CEA黑計成交量僅4.4圖表54:歐洲EUA23年成交量75.1億噸億噸一均價(右軸，元/噸)4Q211Q222Q223Q224Q221Q232Q23歐洲EUA成交量-現(xiàn)貨(左軸，萬噸)■歐洲EUA成交量-期貨(左軸，萬噸)一均價-期貨活躍合約(右軸，歐元/噸)一均價-現(xiàn)貨(右軸，歐元/噸)4Q211Q222Q223Q224Q221Q232Q233■碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制(CBAM)或成為促進(jìn)國內(nèi)碳市場發(fā)展的外在驅(qū)動。CBAM機(jī)制存在于歐盟為實現(xiàn)2030減排目標(biāo)推出的一攬子計劃。CBAM與EUETS并行運作，通過征稅解決生產(chǎn)主體碳排放成本不對稱問題。一方面，在歐盟碳市場配額價格上漲、免費配額逐漸減少的背景下，歐盟境內(nèi)部分企業(yè)可能選擇將投資和生產(chǎn)轉(zhuǎn)移到碳定價機(jī)制不完善的境外國家，造成碳泄漏的風(fēng)險；另一方面，碳排放成本相對更低地區(qū)的競爭對手，可能對本地市場帶來沖擊。鑒于此，CBAM將與EUETS并行運作，防止歐盟企業(yè)生產(chǎn)轉(zhuǎn)移或進(jìn)口碳密集產(chǎn)品。圖表55:CBAM機(jī)制與EUETS并行運作但關(guān)系緊密■CBAM機(jī)制已于10M23起進(jìn)入過渡期。在2025年前為試點階段，只有申報義務(wù)，無需繳納任何費用；2026~2034年為第二階段，進(jìn)口商須于每年5月31日前申報上一年進(jìn)口到歐盟的貨物數(shù)量，以及其中含有的碳排放量，購買相應(yīng)數(shù)量的CBAM證掃碼獲取更多服務(wù)圖表56:10M23起已進(jìn)入CBAM試點階段(過渡期)付碳價),并購買相應(yīng)數(shù)量的完全階段(2035-)完全階段(2035-)√目前存在幾個抵減項：(1)歐盟同類產(chǎn)品企業(yè)獲得的免費排放額度可以扣除。(2)目前由于ETS內(nèi)部分成員國每年給予鋼鐵、鋁行業(yè)企業(yè)間接碳成本補貼，出于公平原則、暫不對這兩類商品的間接排放征稅，而電力、水泥、化肥商品已明確提出考慮間接排放碳成本。這其中，電力排放進(jìn)行核算時綠電碳排記為“0”。(3)在原產(chǎn)國已支付的碳成本可以扣除?！掏罂吹譁p項的變化趨勢：總體上，CBAM稅費壓力或變大、或影響國內(nèi)出口。(1)2035年后，預(yù)計歐盟將完全取消CBAM覆蓋產(chǎn)品的免費配額)。(2)實行間接碳成本補貼的主要出于碳泄露風(fēng)險的考慮(避免國際碳價差異使歐盟內(nèi)高耗能企業(yè)具有競爭劣勢),CBAM推出后逐步降低碳泄露風(fēng)險，補貼也將退坡，因此覆蓋產(chǎn)品范圍及收費范圍也將擴(kuò)大。綠電抵扣政策預(yù)計不變。(3)碳價差距取決于國內(nèi)碳市場成熟速圖表57:CBAM稅費計算中的幾大變量變化趨勢取決于碳市場發(fā)展節(jié)奏/市場內(nèi)供需×出口量覆蓋核算范圍至間接排放↑免費排放額度」■對CBAM商品稅費影響進(jìn)行測算：√從CBAM商品出口金額的結(jié)構(gòu)看，鋼鐵和鋁為主要受影響商品。根據(jù)歐盟中國商會披露的數(shù)據(jù)，22年我國對歐盟出口的鋼鐵/鋁金額分別達(dá)151/45億歐元，而化肥/水泥金額分別僅3.3/0.1億歐元(23全年數(shù)據(jù)暫未更新)。圖表58:22年我國對歐盟出口的CBAM商品以鋼鐵/鋁為主(億歐元)√鋁和鋼鐵排放結(jié)構(gòu)不同。原鋁生產(chǎn)的直接排放占比僅14.2%,電力消耗對應(yīng)的間接排放是大頭；鋼鐵直接排放占比則為81.5%,鐵水生產(chǎn)過程中的燃料燃燒帶來的碳排占主導(dǎo)地位。鋁出口量-22年(萬噸)出口量-22年(萬噸)直接排放量(tCO2e/噸)直接排放量(tCO2e/噸)間接排放量(tCO2e/噸)間接排放量(tCO2e/噸)直接排放量(萬tCO2e)直接排放量(萬tCO2e)間接排放量(萬tCO2e)間接排放量(萬tCO2e)國內(nèi)碳市場價格(元/tCO2e)國內(nèi)碳市場價格(元/tCO2e)EUETS價格(歐元/CO2e)EUETS價格(歐元/tCO2e)歐盟免費配額(tCO2e/噸)歐盟免費配額(tCO2e/噸)√CBAM范圍進(jìn)一步擴(kuò)至對間接排放收費，則對鋁出口影響顯著增強(qiáng)。在26年(全面碳價分別為80元/噸、100歐元/噸的假設(shè)下，以22年出口量與出口金額測算，當(dāng)CBAM僅對直接排放收費時，碳關(guān)稅占出口金額不足2%;而擴(kuò)至對間接排放收費后，該比例將接近30%。國內(nèi)碳市場歐盟CBAM(億元)國內(nèi)碳成本(億元)