绿电、绿证与碳排放权共同助力节能降碳目标。本篇专题我们针对于节能降碳目标及这三类市场展开分析。
▍再提节能降碳，尽最大努力完成“十四五”约束性指标“十四五”前三年全国能耗强度的降低仍滞后于时序进度，使得完成“十四五”节能降碳目标的任务十分艰巨，因此国务院于今年5月发布了《2024—2025年节能降碳行动方案》，旨在具体2024年与2025年的节能降碳目标：在2024年单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025年，非化石能源消费占比达到20%左右，同时每年重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。
绿电交易：从量上来看：2023年绿电交易量相较2022年同比增长284.2%，2024年前5个月的交易量同比增长327%，绿电交易市场不断扩大。从价上来看：绿电交易的价格由电能量价格与环境溢价组成，有助于增厚新能源运营商收益。以江苏省近三年为例，绿电价格均高于燃煤基准价，且溢价在18%到20%之间。
绿证交易：从量上来看：今年前5个月，我国绿证交易量达3907万张，同比增长1839%，或系相关政策对绿证消费的刺激使然。从价上来看：国网今年前5个月价格先升后降，其中峰值达到25.18元/张，最低值为7.73元/张，绿证交易价格的走低或系供过于求及绿证期限的影响。
从试点市场到全国市场，我国碳市场目前已完成两个履约周期。近日，生态环境部发布《2023、2024年度全国碳市场配额总量与分配方案（征求意见稿）》，延续了此前的总体框架，也在管控范围、履约年度、配额核定、修正系数、配额清缴和配额结转六个方面进行优化调整。从量上来看：由于第二次履约周期的期限迫近，2023年7至8月开始交易量大幅上涨，在10月达到峰值，之后回落。从价上来看：2023年前半年价格稳定，后半年开始快速上升并将趋势延伸到2024年前五个月，或系碳配额预期收紧、《碳排放权交易管理暂行条例》监管力度更大、碳市场有望扩容等等多方面原因。
▍投资建议：在新能源装机、电量占比日益提升的背景下，电力体制改革和电力市场建设需不断深化。国家发改委、国家能源局曾提出，推动优先发电计划转化为政府授权合同。在此机制下，新能源发电企业或可实现合理收益。同时，随着绿电市场、绿证市场、碳排放交易市场加速推进，“二氧化碳减排量”变现可期，新能源运营商盈利能力有望进一步提升。具体标的方面，建议关注【龙源电力（H）】【华润电力（H）】【福能股份】等。
▍风险提示：政策推行不及预期、行业竞争加剧、电力价格波动风险、新能源消纳不及预期风险等
正文
1.再提节能降碳，尽最大努力完成“十四五”约束性指标双碳目标提出后，节能降碳相关文件频出。《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》、《2030年前碳达峰行动方案》、《“十四五”节能减排综合工作方案》等诸多相关文件陆续发布，明确了十四五及更长时间维度节能降碳方面的目标。![]()
其中，《“十四五”节能减排综合工作方案》中明确提出了有关节能降碳的五年目标：到2025年全国单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%；化学需氧量、氨氮、氮氧化物、
挥发性有机物排放总量比2020年分别下降8%、8%、10%以上、10%以上。同时在实施节能
减排重点工程、健全节能减排政策机制与加强工作落实等方面，进行了详细的划分与阐述。
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据初步测算，前三年全国能耗强度累计降低约7.3%，在保障高质量发展用能需求的同时，节约化石能源消耗约3.4亿吨标准煤、少排放二氧化碳约9亿吨，全国能耗强度的降低仍滞后于时序进度，这是由于新冠疫情等因素的影响，使得完成“十四五”节能降碳目标的任务十分艰巨，因此国务院于今年5月发布了《2024—2025年节能降碳行动方案》，从而锚定“十四五”节能降碳目标任务，加大节能降碳攻坚力度。
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在《行动方案》中国务院指出，在2024年单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025年，非化石能源消费占比达到20%左右，同时每年重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。《行动方案》中还围绕能源、工业、建筑、交通、公共机构、用能设备等重点领域和重点行业，部署了节能降碳十大行动。
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在《行动方案》发布之后，相关行业也陆续发布了具体行动计划，比如《钢铁行业节能降碳专项行动计划》、《水泥行业节能降碳专项行动计划》以及《炼油行业节能降碳专项行动计划》等，方便各行业主管机构和地方的主管部门实施相关行动。在《行动方案》中，国务院还对管理机制和支撑保障方面分别提出了要求，前者包括强化节能降碳目标责任和评价考核、严格固定资产投资项目节能审查和环评审批等5个方面；后者则包含健全制度标准、完善价格政策等6个方面。绿电即绿色电力，指的是利用特定的发电设备，将可再生能源转化为电能，这个过程中二氧化碳排放量接近或者等于零。绿电交易就是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。在这个过程中，电力价值交易与可再生能源属性并未分离，从发电端到输配使用的整个电力供应链都具有可再生能源属性。
绿证则是可再生能源绿色电力证书，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生电力能源生产、消费的唯一凭证。绿证交易就是买卖绿证的交易，1个绿证对应1000千瓦时的可再生能源电量，可以替代部分财政对可再生能源项目的补贴。现在的绿电交易其实是“证电合一”的交易方式，用户可以通过电力交易的方式购买风电和光伏等新能源电力，同时获得绿证，实现绿电与绿证环境属性的统一。二者区别在于绿证相当于是用户消费绿色电力的一个间接证明，而绿电交易则是直接证明。![]()
从交易方式上来说，绿电交易主要有两种交易方式，分别是直接购买电力进行交易和向电网企业购买。其中前者主要在省内进行交易，包含双边协商、集中撮合、挂牌交易等形式；后者则是购电方购买由电网企业保障收购的绿电，可以在省内或省间通过集中竞价和挂牌等方式进行交易。而绿证交易目前同样通过双边协商、集中撮合和挂牌交易三种形式进行买卖，但是已购买的绿证不能再转手交易。![]()
2.2. 绿电交易：交易规模快速扩张，环境溢价增厚新能源运营商收益绿电交易相关机制逐步完善。2018年我国首次在京津冀和浙江等地区开展区域绿电交易试点。2021年我国绿电交易试点正式启动，绿电交易开始正式进入市场。2022年我国出台政策完善绿电交易的制度，使市场发展更加稳健；2024年政府出台政策进一步扩大了绿电交易的需求。此外，我国也陆续出台了相关政策，鼓励绿电消费。![]()
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从绿电交易的量上来看，自2021年9月开始，我国绿电交易市场不断扩大。2023年绿电交易量相较2022年同比增长284.2%，2024年前5个月的交易量同比增长327%。绿电交易量不断增加的趋势，一是由于政策对交易体制的完善和需求的引导促进了绿电交易的增多；二是企业自身出于落实减碳责任、产品出口需要、上游企业需求、国外总部或客户要求等动因也变得更加积极参与绿电交易。![]()
从绿电交易的价格上来看，绿电价格由两部分组成，一是电能量的价格，二是其所具有的环境价值，后者就以环境溢价的形式展现。从购电企业的角度，购买绿电可以完成可再生能源消纳任务，树立企业绿色形象，生产具有绿色环境属性的产品，在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增加竞争力。以江苏省近三年为例，绿电价格均高于燃煤基准价，溢价在18%到20%之间。![]()
2.3. 绿证交易：相关机制稳步推进，近期交易量增而价降2017年，我国开始试行绿证核发和自愿认购制度；2019年，我国将风电和光伏发电纳入绿证交易范围；2022年我国出台政策明确了绿证是可再生能源电力消费量认证的基本凭证，促进了绿证消费；2023年，我国明确了绿证其权威性、唯一性和通用性，进一步提升了绿证需求量。![]()
从绿证交易的量上来看，我国近三年绿证交易量逐年上升，尤其在今年前5个月，绿证交易量达3907万张，同比增长1839%，这或系三方面因素影响：一是我国从中央到地方都在推动“双碳”行动，很多大型央企都在积极主动转型、选择消费绿色电力；二是政府相关部门在不断完善绿电、绿证相关制度，提升了绿电、绿证的应用场景，刺激了绿电、绿证的需求；三是我国出口产品通过参与绿电、绿证交易，一定程度上可以提升自身品牌价值和全球竞争力。![]()
从绿证交易的价格上来看，国网今年前5个月价格先升后降，其中峰值达到25.18元/张，最低值为7.73元/张。近期绿证交易价格持续走低，主要有两个原因：一是绿证交易目前供大于求，市场调节导致价格下降；二是由于绿证有效期限为两年，大量到期绿证使得价格下降。![]()
3. 碳市场：从试点到全国，助力碳减排目标
3.1. 碳市场：从试点到全国，目前已完成两个履约周期
“碳市场”即交易碳排放权的市场。碳排放权交易就是借助市场力量将“二氧化碳的排放权利”转化为一种有偿使用的生产要素，并将其作为商品在市场上交易。“碳市场”可分为强制碳配额交易市场和自愿碳交易市场。前者以碳排放配额为基础产品，后者是指没有强制减排任务的主体自愿购买项目减排量以实现自身碳中和。目前所说的“碳市场”通常指前者。
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中国碳市场从发展进程上看可分为试点市场与全国市场两个阶段。2011-2017年为试点碳市场时期，在此期间先后共有包括上海北京在内的8家碳市场加入试点，为全国碳市场的筹备建设提供了宝贵经验。2017年12月，全国碳市场宣布正式启动。2021年1月，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法(试行)》。之后，生环部陆续发布政策对碳市场核查、交易和履约的关键性、原则性规则进行了明确说明。全国碳市场于2021年7月正式开展交易，此后不再新增地方市场，现有8家试点碳市场仍然保留，未来一段时期内将与全国市场并行。![]()
根据《碳排放权交易管理暂行条例》，目前我国碳排放权实行免费分配，并将逐步推行免费分配和有偿分配相结合。重点排放单位可以通过全国碳排放权交易市场购买或者出售碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴；也可以按照国家有关规定购买经核证的温室气体减排量用于清缴其碳排放配额。![]()
碳市场的履约期即控排企业需要在规定的履约周期内完成此期间的年度配额清缴。全国碳市场目前已完成两个履约周期。第一个履约周期是2019-2020年，2021年年底之前完成履约，第二个履约周期是2021年、2022年，2023年底之前完成履约。第二个履约周期共纳入发电行业控排企业2257家，年覆盖碳排放量超过50亿吨，履约完成率超过99%。![]()
近日，生态环境部发布《2023、2024年度全国碳市场配额总量与分配方案（征求意见稿）》。据此《方案》，2023年的基准值是在2023年各类别机组盈亏平衡（即平衡值）的基础上，综合行业减排责任和企业履约压力，按照全行业0.5%的配额缺口率设计，总体来看行业缺口率依然保持在较低水平。2024年的基准值在2023年的基础上下降0.5%。《方案》延续了《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）》的总体框架，主要体现五个方面：配额全部免费分配；延续基准线法分配配额，不设配额绝对总量约束；纳入配额管理的机组范围与分类方式不变；配额分配的鼓励导向不变；延续履约优惠政策。同时，《方案》也在管控范围、履约年度、配额核定、修正系数、配额清缴和配额结转六个方面进行优化调整，进一步提高配额分配的精确性，简化配额管理流程，完善鼓励导向，并与核算指南的调整保持衔接。![]()
3.2. 碳价走高，配额收紧、监管力度增大等共同发挥作用从碳市场交易的量上来看，2023年7至8月开始交易量大幅上涨，在10月达到峰值，之后有所回落。这是由于全国碳市场第二个履约期于2023年12月31日截止，且各行政区域95%的重点排放单位需在11月15日前完成履约，导致控排企业的履约配额需求大幅上升，交易量短期大量增加。![]()
从碳排放权交易的价格上来看，自2023年1月开始，交易均价整体呈上升趋势，其中在2023年前半年价格走势平稳，后半年开始快速上升并将趋势延伸到2024年前五个月。价格变化或系碳配额预期收紧、《碳排放权交易管理暂行条例》的发布、近期全国碳市场行业扩容的强烈信号等等多方面原因。![]()
在新能源装机、电量占比日益提升的背景下，新能源消纳形势严峻，需不断深化电力体制改革和电力市场建设。国家发改委、国家能源局曾提出，推动优先发电计划转化为政府授权合同。中电联也曾提出建议，以试点方式推动新能源政府授权合约过渡机制，给予成本较高的新能源项目部分政府授权合约电量。在此机制下，新能源发电企业或可实现合理收益。同时，随着绿电市场、绿证市场、碳排放交易市场加速推进，“二氧化碳减排量”变现可期，新能源运营商盈利能力有望进一步提升。具体标的方面，建议关注【龙源电力（H）】【华润电力（H）】【福能股份】等。政策推行不及预期：碳中和背景下国家大力发展新能源产业，出台绿电绿证等相关政策，若政策推进较慢，环境溢价对企业的盈利增厚或低于预期。行业竞争加剧：碳中和背景下行业景气有望保持，预计会有越来越多的企业进入光伏、风电发电领域，行业竞争可能加剧。电力价格波动风险：随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。新能源消纳不及预期风险：随着新能源装机占比的日益提升，若配套输电通道、调节资源等进展不及预期，或将导致消纳压力增大![]()
文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。证券研究报告：绿电、绿证、碳减排，多市场助力节能降碳
对外发布时间：2023年7月30日
报告发布机构：天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）
本报告分析师：
郭丽丽 执业证书编号：S1110520030001
王钰舒 执业证书编号：S1110524070006
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