《公用事業及環保產業行業研究：海外視角看新能源環境價值如何變現？-240307（34頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用事業及環保產業行業研究：海外視角看新能源環境價值如何變現？-240307（34頁）.pdf（34頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、敬請參閱最后一頁特別聲明 1 結合歐盟碳市場、國內碳市場、CBAM 機制設計可見自發自用綠電、直接交易綠電的環境價值認可度更高。因此從落地性看，建議關注以綜合能源管理為傳統主業、拓展工商業分布式光伏的南網能源；建議關注可直接參與綠電交易、所在地區溢價接受度較高的江蘇新能。綠電環境價值變現是電改后續看點。國內綠電行業從“帶補貼”走向“平價”，經歷“全電量可消納+保量保價”、“全電量可消納，保量保價+保量限價結合”階段，正進入“全電量消納難度加大，保量保價部分的絕對量/比例雙降+剩余部分進現貨市場”階段，當前入市電量比例升至 47%+、常規電量交易中折價幅度約為 10%50%。23 年電改重磅政策

2、煤電容量機制出臺、為煤電轉型托底。往后看，“雙碳”目標不改，綠電仍將向主力電源地位邁進，而體現環境價值是綠電“揚長”方式。他山之石：歐盟破局點在“碳”。綠電環境價值于長期購電協議 PPA（付費主體為下游碳排企業）、現貨市場（付費主體為高碳排電源+下游碳排企業，高碳排電源碳成本傳導比例介于 60%100%、23 年碳均價 83 歐元/噸，對應環境溢價約 0.050.09 歐元/KWh）、GO 綠證（付費主體為下游碳排企業，環境溢價約 0.01 歐元/KWh）均可體現，前兩種變現方式采用碳-電聯動機制，與碳價及碳市場緊密連接?；仡櫄W盟碳市場碳價持續翻倍之路：供/需多因素調節下碳市場價格走強，拍賣收

3、入再用于綠電扶持。供給要素：總量控制趨嚴，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制建立；需求要素：碳排核查的覆蓋范圍擴大，俄烏戰爭后氣價波動，疫后經濟預期修復，每年設置固定履約時點?，F貨市場的環境溢價逐步可覆蓋度電成本：以 22 年內碳成本與光伏/陸風度電成本作比較，可見 60%可傳導情景下碳價即可覆蓋陸風度電成本，22 年歐洲光伏開發成本有所上行、需 80%100%完全傳導方可覆蓋度電成本。國內“綠電”、“綠證”、“碳”三線并行，碳市場-電力市場平行體系或更適合我國國情。全國碳市場電力行業 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-電聯動機

4、制難以傳導碳成本將加速火電產能出清、有違保供目標；同時，為水電/核電等清潔電源帶來額外收益，有違匹配低價用戶的初心。因此，綠電使用量對應碳排記“0”、綠證抵消可再生能源消納責任權重等定向支持方式更為可行?；诃h境溢價與對應當量碳價水平趨同的假設，度電環境溢價應在 0.070.5 元/KWh（下/上限分別對應國內碳價 70元/噸、CBAM 機制下 EUA 最新價 61 歐元/噸）。CBAM 利好綠電。在 26 年（全面實施年份）國內、EU ETS 碳價分別為 80 元/噸、100 歐元/噸的假設下，以 22 年出口量與出口金額測算，當 CBAM 僅對直接排放收費時，碳關稅占出口金額不足 2%；而

5、若預期擴至對間接排放收費，該比例將接近 30%。使用綠電可減輕征稅壓力。國內綠電、綠證需求側政策、碳市場政策釋放不及預期；國內綠電市場化比例提高，上網電價不及預期；國內用電需求不及預期風險等。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 1、綠電環境價值變現是電改后續看點.5 2、他山之石：歐盟破局點在“碳”.10 2.1 EU ETS 碳-電聯動機制，環境溢價置入電價.10 2.2 供/需多因素調節下碳價走強，拍賣收入再用于綠電扶持.14 2.2.1 供給要素：總量控制+配額付費+抵消趨嚴+余量回收.16 2.2.2 需求要素：覆蓋范圍+能源價格+經濟預期+履約時點.20 2

6、.2.3 拍賣收入可分配、可補償.21 3、國內“綠電”、“綠證”、“碳”三線并行.22 3.1 碳電聯動的本土化選擇.22 3.2 國內碳市場仍待政策發力，CBAM 利好綠電.27 4、投資建議.31 5、風險提示.32 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：能源不可能三角表明新型電力系統建設伴隨成本上升過程.5 圖表 2：電改推動各成本上升環節的“成本疏導、價值變現”.6 圖表 3：9M136M20 光伏補貼電價下降 0.510.55 元/KWh.6 圖表 4：20122020 年光伏電價降幅略小于 LCOE 降幅（元/KWh）.6 圖表 5：8M092020 年陸風補貼電價下降 0.140.22

7、元/KWh.7 圖表 6：20102020 年陸風電價降幅略小于 LCOE 降幅（元/KWh）.7 圖表 7：各地燃煤基準價分化、搶占優勢資源區位的重要性上升（元/KWh）.7 圖表 8：三北地區光伏利用率下滑趨勢較為顯著.8 圖表 9：風電利用率下滑情況總體好于光伏.8 圖表 10：各并網時期的風光機組按煤電基準價收購的電量占比.9 圖表 11：甘肅工商業用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準價.9 圖表 12：22 年各現貨省份分電源結算價格相比基準電價折/溢價情況.10 圖表 13：23 年各現貨省份風/光/綜合各電源價格相比基準電價折/溢價情況.10 圖表 14：銜接碳市場，利用碳成本傳導機

8、制實現減排效果.11 圖表 15：多數行業間接排放（范圍 2+范圍 3）占比在 90%以上（噸碳排/百萬美元投資）.11 圖表 16：基于科斯定理的碳排交易體系可實現帕累托最優.12 圖表 17：EU ETS 碳-電聯動機制下，能源價格成為碳價影響因素.12 圖表 18：歐洲電力現貨市場邊際出清機制.13 OXZYYYBZVW5XOY8OaO9PnPqQoMsOlOmMoNlOrRyQ7NqRpPNZnPnQvPoPuN行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 19：22 年歐洲分電源類型的邊際發電成本構成情況（歐元/KWh）.13 圖表 20：現貨市場煤電/綠電的收益/成本構成情況示

9、意圖.13 圖表 21：成本傳導機制下，碳價影響電價.14 圖表 22：碳成本 60%可傳導情景下碳價即可覆蓋陸風度電成本.14 圖表 23：減排目標、市場設計、供需基本面要素對 EU ETS 碳價的影響.15 圖表 24：EU ETS 形成現貨+期貨的市場結構.15 圖表 25：第二階段 EUA 現貨價格相比期貨價格具有溢價（季度數據，歐元/噸）.16 圖表 26：至 22 年 EUA 現貨/期貨價格已基本一致（月度數據，歐元/噸）.16 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.16 圖表 28：EU ETS 碳限額（Cap）年降系數擴大.17 圖表 29：NAP 計劃

10、轉為 NIM 計劃.17 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%.18 圖表 31：歷史法轉向基準線法，推動減排成為企業競爭要素.18 圖表 32：碳限額（Cap）與實際排放的差值反映自發減排成效（百萬噸）.19 圖表 33：可抵扣碳信用增多，實質上帶來配額供給端寬松.19 圖表 34：EU ETS 碳排放覆蓋行業（百萬噸）.20 圖表 35：天然氣價格波動引起氣-煤轉換，引起碳價波動.20 圖表 36：EU ETS 配額清繳周期為一年（截至 22-23 周期情況）.21 圖表 37：拍賣收入快速上升，主要用于氣候問題相關領域（十億歐元）.21 圖表 38：22

11、年合計約 86 億歐元用于 IF/MF 基金（百萬歐元）.21 圖表 39：平行體系下，仍可間接實現碳價與電價的聯動.22 圖表 40：度電環境溢價與碳價應為 1/1000 的關系.22 圖表 41：環境溢價擴大了自發自用電量的溢價空間.23 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 對系統成本、利用小時數的敏感性分析.24 圖表 44：集中式光伏全投資 IRR 對上網電價的敏感性分析.24 圖表 45：集中式光伏全投資 IRR 對系統成本、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

12、系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補償）.24 圖表 47：國內綠電交易與綠證交易比較.25 圖表 48：綠電/綠證市場建設重要政策梳理.25 圖表 49：CBAM 及國內綠電抵扣政策落地、價格上行.26 圖表 50：綠證供給側政策落地后供應增多、價格下行.26 圖表 51：嵌套式長期購電協議（SPPA）示意圖.26 圖表 52：展望未來與碳市場相關的 5 類銜接.27 圖表 53：7M21 上線至 4Q23 國內 CEA 累計成交量僅 4.4 億噸.28 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 圖表 54：歐洲 EUA 23 年成交量 75.1 億噸.28 圖表 55：CBA

13、M 機制與 EU ETS 并行運作但關系緊密.28 圖表 56：10M23 起已進入 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）.30 圖表 59：原鋁 CBAM 費用測算假設表.30 圖表 60：鋼鐵 CBAM 費用測算假設表.30 圖表 61：納入間接排放后 CBAM 對鋁出口影響較大.30 圖表 62：納入間接排放后 CBAM 對鋼鐵出口影響有限.31 圖表 63：1H23 工業節能業務營收占比達 46.4%.31 圖表 64：南網能源工商業分布式光伏業務增速較

14、快.31 圖表 65：22 年末風電業務營收占比達 87%.32 圖表 66：風況較差拖累 23 年業績（百萬元）.32 圖表 67：公司估值情況（更新至 2024/3/6 收盤價）.32 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 1、綠電環境價值變現是、綠電環境價值變現是電改電改后續后續看點看點 伴隨新型電力系統建設，系統成本長期上升。以保障用能安全為基本前提、清潔低碳為核心目標，由此形成了“1+X+Y”的新型電力系統，即傳統電源冗余配置，而新能源電量擴大，各類調節資源需求擴大。根據能源不可能三角可知，系統經濟性將受系統增量成本拖累。圖表圖表1：能源不可能三角表明新型電力系統建設伴隨成本上

15、升過程能源不可能三角表明新型電力系統建設伴隨成本上升過程 來源：國金證券研究所 23 年以來重磅電改政策密集出臺，從制度層面實現“誰受益、誰承擔（增量系統成本）”和“誰出力、誰獲益（各類價值變現）”的市場化機制?？傮w來看已出臺的配套政策基本實現重點內容全覆蓋，包括電網成本疏導機制厘清、現貨市場基本規則制定、煤電容量補償機制出臺、需求側響應市場建設、電力輔助服務價格機制出臺等。在 23 年中發布的海外視角看：市場化如何促進新能源消納？中我們就歐洲電力市場/美國 PJM 市場對電能量/輔助服務/容量機制的先進設計經驗進行了學習，重點在于闡明保供火電、靈活性調節資源在新型電力系統中的價值將有多種變現

16、途徑，而對于身處“風暴眼”的綠電討論缺失。本篇旨在進一步完善框架，研究歐盟碳市場 EU ETS 市場上碳-電聯動機制及碳價影響要素，探討國內綠電（度電）電量收益下降背景下、環境溢價予以補充的可能性，并分析歐盟碳邊境調節機制 CBAM 作為外在驅動因素對國內碳價及綠電發展的潛在影響。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 圖表圖表2：電改推動各成本上升環節的電改推動各成本上升環節的“成本疏導、價值變現成本疏導、價值變現”來源：國金證券研究所 伴隨電力市場化的進程，我國綠電電量/電價的形成大致分為 3 個階段，變化趨勢明顯：（1）棄電風險增加；（2）產業鏈降本+出力不可控特性共同影響下，綠電上

17、網電價下行。保量保價階段（帶補貼機組）：全電量根據所在資源區的“標桿電價”收購，“標桿電價”與當地燃煤標桿電價（現稱燃煤基準電價）差值為財政補貼?！皹藯U電價”經歷多輪下調，使得機組在不同并網時點所獲補貼有別，但原則上執行該電價 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，但補貼回收風險降低。圖表圖表3 3：9M139M136 6M20M20 光伏補貼電價下降光伏補貼電價下降 0 0.51.510 0.55.55 元元/KWhKWh 圖表圖表4 4：2012201220202020 年光伏年光伏電價降幅略小于電價降幅略小于 L LCOECOE 降幅（元降幅（元/KW

18、hKWh）I 類資源區（元/KWh）II 類資源區（元/KWh）III 類資源區（元/KWh）9M13 以后 0.9 0.95 1 2016 年 0.8 0.88 0.98 2017 年 0.65 0.75 0.85 1M185M18 0.55 0.65 0.75 6M18 以后 0.5 0.6 0.7 7M19 以后 0.4 0.45 0.55 6M20 以后 0.35 0.4 0.49 9M136M20價格變動-0.55-0.55-0.51 來源：北極星太陽能光伏網、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 00.020.040.060.08

19、0.10.120.140.160.182012A2020ALCOE-中國戶用屋頂光伏LCOE-中國工商業屋頂光伏-0.7-0.61行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 圖表圖表5 5：8M0920208M092020 年陸風補貼電價下降年陸風補貼電價下降 0 0.14.140 0.22.22 元元/KWhKWh 圖表圖表6 6：2010202020102020 年年陸風電價降幅略小于陸風電價降幅略小于 L LCOECOE 降幅降幅（元（元/KWhKWh）I 類資源區（元/KWh）II 類資源區（元/KWh）III 類資源區（元/KWh）IV 類資源區（元/KWh）8M09 以后 0.51

20、 0.54 0.58 0.61 2015 年 0.49 0.52 0.56 0.61 20162017年 0.47 0.5 0.54 0.6 2018 年 0.4 0.45 0.49 0.57 2019 年 0.34 0.39 0.43 0.52 2020 年 0.29 0.34 0.38 0.47 8M092020年價格變動-0.22-0.20-0.20-0.14 來源：北極星電力網、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 保量保價+保量限價結合階段（帶補貼機組+平價機組）：（1）保量保價部分：6M16 發布關于做好風電、光伏發電全額保障性收

21、購管理工作的通知明確了重點地區風、光保障利用小時數，1M19 發布關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知明確了保障利用小時數內的電量由電網保量保價收購。價格為政府定價21 年前帶補貼機組為綠電標桿電價，21 年后平價機組為當地燃煤基準價。由于各地價格分化、搶占優質資源區位變得重要。（2）保量限價部分：保障利用小時數外的電量由電網保量收購、但要參與市場定價。由于綠電邊際成本更低而出力波動性更大，若不考慮環境溢價，則市場化電量電價低于燃煤基準價（燃煤基準價反映當地煤電邊際成本+穩定出力價值）。21 年前帶補貼機組可額外獲得“綠電標桿電價-當地燃煤電價”的固定財政補貼）。圖表圖表7 7：各地燃煤基準

22、價分化、搶占優勢資源區位的重要性上升各地燃煤基準價分化、搶占優勢資源區位的重要性上升（元（元/KWhKWh）來源：北極星電力網、CPIA、國金證券研究所 電量消納難度加大+保量保價部分的絕對量/比例雙降+剩余部分進現貨市場階段（平價機組）：（1）量的視角：由于風光邊際成本較低、綠電出清順位仍然靠前。受風、光裝機占比提升、發電時段集中、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過因煤電“以熱定電”擠占發電空間、外送能力受限等因素導致的大規模棄電），其中光伏利用率下滑情況相較風電更嚴重。根據山東推動新能源入市的有關政策：簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納，

23、市場化趨勢確定。0.000.100.200.300.400.500.602010A2020ALCOE-中國陸風-0.230.000.100.200.300.400.500.600.700.800.90I類資源區II類資源區III類資源區燃煤基準價區間LCOE-22年集中式光伏行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 圖表圖表8：三北地區光伏利用率下滑趨勢較為顯著三北地區光伏利用率下滑趨勢較為顯著 來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研究所 圖表圖表9：風電利用率下滑情況總體好于光伏風電利用率下滑情況總體好于光伏 來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研究所（2）價的視角：市場化電量

24、增多，電價風險多于機遇。發電側電價與用戶側分時電價機制協同，進一步體現分時特征，而按時段交易既不利于集中出力的光伏也不利于功率預測難度較大的風電。綠電進現貨市場，意味著交易顆粒度進一步細化。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 從云南/甘肅 24 年綠電電價政策與 22/23 年現貨市場綠電電價表現來看：1)12M23 云南省發布關于進一步完善新能源上網電價政策有關事項的通知，進一步降低了 24 年省內風光項目以“平價”收購的電量占比，更多電量將以市場化電價結算。這一過程中，企業自行選擇自主參與清潔能源市場化交易或執行清潔能源市場月度交易均價，由于云南市場化電價以水電為錨，相比當地煤電基

25、準價 0.336 元/KWh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）。圖表圖表1010：各各并網并網時期時期的風光機組按煤電基準價收購的電量占比的風光機組按煤電基準價收購的電量占比 來源：云南省能源局、智匯光伏、國金證券研究所 2)10M23 甘肅省發布甘肅省 2024 年省內電力中長期年度交易組織方案，明確約束了綠電市場化電量交易價格：峰、谷、平各段交易基準價為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數（峰段系數=1.5，平段系數=1，谷段系數=0.5），各段交易價格不超過交易基準價；對于出力時段集中在谷段的光伏，交易價格上限僅為燃煤基準價的一半。圖表圖表11：

26、甘肅工商業用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準價甘肅工商業用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準價 時段 時間 燃煤基準價 (元/KWh)分時系數 新能源交易基準價（元/KWh）峰段 7:009:00 17:0023:00 0.3078 1.5 0.4617 平段 23:0024:00 0:007:00 0.3078 1 0.3078 谷段 9:0017:00 0.3078 0.5 0.1539 來源：甘肅省能源局、國金證券研究所 3)從 22/23 年現行現貨省份情況看綠電普遍折價 10%50%?，F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 年除蒙西市場年現貨均價漲幅較

27、大，風光搭便車價格上漲外，其余市場均有折價。其中，電力交易體現時/空要素對光伏更為不利。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%7M238M2312M231M246M247M2412M24風電光伏行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表1212：2222 年各現貨省份分電源結算價格相比基準電價年各現貨省份分電源結算價格相比基準電價折折/溢價情況溢價情況 圖表圖表1313：2 23 3 年年各現貨省份各現貨省份風風/光光/綜合各電源價格相比基綜合各電源價格相比基準電價折準電價折/溢價情況溢價情況 來源：智匯光伏、國金證券研究所 來源：蘭木達電力現貨、國金證

28、券研究所 往后看：綠電進市場是大勢所趨，呼喚環境溢價作為收益補充。據智匯光伏統計與預測：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%，并預期 24年將超過 50%。市場化帶來電量折價，引發市場對綠電環境價值變現的諸多討論。2、他山之石：歐盟破局點在、他山之石：歐盟破局點在“碳碳”2.1 EU ETS 碳碳-電聯動機制，電聯動機制，環境溢價環境溢價置入電價置入電價 在歐洲，綠電環境價值變現主要于長期購電協議 PPA（可實現類似國內綠電交易市場的專場交易效果）和現貨市場得到體現，這兩者變現方式與碳價及碳市場掛鉤。此外，也可通過交易歐洲 GO 綠證（歐盟來源擔保證書，

29、Guarantees of Origins，簡稱GO）獲得收益。GO 綠證-企業自愿認購：于 2012 年正式在歐盟內部推行。多數歐盟國家不強制要求企業認購，挪威、瑞典等國家有強制配額。環境溢價各國有別，據能源雜志統計德國GO 綠證價格不到 0.01 歐元/KWh。長期購電協議 PPA-銜接碳市場：直接置入環境溢價，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，因此實物購電協議保證了綠電的物理消納,用能單位可以此作為減排依據，同時可減少火電電量購買（含碳成本）。*實現前提：下游用能單位/電力行業有償碳配額納入 EU ETS 市場，擴大需求方。電力現貨市場-銜接碳市場：邊際出清電價

30、中內含環境溢價，此時火電與下游用能單位共同分攤費用，分攤比例取決于火電的碳成本傳導能力。23 年歐盟 EUA 碳價平均83 歐元/噸，在 60%100%傳導比例（中電聯專家口徑數據）下對應光伏環境溢價約在 0.050.09 歐元/KWh。*實現前提：（1）電力行業采用 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過程產生的碳成本、并能夠給下游提供準確的碳價格信號；后者目的是給下游提供準確的電力價格信號。-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%火電光伏風電-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%山西甘肅蒙

31、西山東光伏風電綜合行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 圖表圖表14：銜接碳市場，利用銜接碳市場，利用碳碳成本成本傳導傳導機制實現機制實現減排效果減排效果 來源：國金證券研究所 在上述三種環境價值變現方式中，邊際出清機制幫助實現了電力現貨市場上的碳-電聯動，促進電力行業轉型。首先，電力是最早進入 EU ETS 市場的行業之一，并于第三階段起設置了 100%拍賣配額，在充分競爭環境下，配額價格（碳價）應為電力企業邊際減排成本。能源（電力）形成的碳排放主要以間接排放的形式體現，占總排放比例較大。根據MSCI 對全球范圍內各行業碳足跡的追蹤（更新至 8M23）來看，能源、材料、公用事業行業位

32、居碳足跡前三，多數行業間接排放（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重要的影響因素。根據溫室氣體核算體系 GHG Protocol 的劃分:1)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）產生的間接排放；3)范圍 3（間接排放）：范圍 2 中未包含的、公司價值鏈中發生的所有間接排放（包括范圍 2 未覆蓋的與電力有關的活動，如燃料開采、生產和運輸過程中的排放，這使得該項占比較大）。圖表圖表15：多數行業間接排放（范圍多數行業間接排放（范圍2+范圍范圍3）占比在）占比在90%以上（噸碳

33、排以上（噸碳排/百萬美元投資）百萬美元投資）來源：MSCI、國金證券研究所 注：紅色虛線為各行業間接排放占比均值，為 90.3%基于科斯定理的 EU ETS“Cap-Trade”碳排放交易體系覆蓋包括電力在內的多個行業，以“無形之手”形成碳價。理論上，碳價反映了全社會邊際減排最小成本。0%20%40%60%80%100%120%0500100015002000250030003500范圍1（左軸）范圍2（左軸）范圍3（左軸）間接排放占比（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 從企業角度看：企業可以根據分配以及拍賣得到的配額量，結合自身由于排放所清繳的配額，在市場上出售多余的配額賺

34、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行減排和生產。從全社會角度看：不同行業減排難度不同，在減排總目標控制下（決定了主要高排放行業必須納入減排隊伍），通過交易可實現減排難度從易到難、減排成本由低到高的減排順序。圖表圖表16：基于科斯定理的碳排交易體系可實現帕累托最優基于科斯定理的碳排交易體系可實現帕累托最優 來源：EU ETS Handbook、國金證券研究所 借助 EU ETS 碳-電聯動機制的設計，商品價值鏈上游電力生產過程的碳排放量對應當前碳市場上的減排成本被置入電價，向下游制造加工依據各自的議價能力來分配傳導。最終，間

35、接排放對應的碳成本內含在了商品生產成本里，而在碳市場上無需對商品的間接排放做單獨核算。這一機制下，碳價影響了電價。圖表圖表17：EU ETS碳碳-電聯動機制下，能源價格成為碳價影響因素電聯動機制下，能源價格成為碳價影響因素 來源：EU ETS Handbook、國金證券研究所 碳-電聯動的實現：在歐洲電力批發市場的現貨出清階段，通過對各類電源按照邊際發電成本升序排列，以邊際出清機制完成出清，現貨價格=邊際生產成本。邊際生產成本取決于燃料成本、碳成本和可變運營管理成本，在成熟的電力市場化環境下，據中電聯專家統計煤電碳成本傳導比例可達 60%100%，碳價升高帶動出清電價升高。行業深度研究 敬請參

36、閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表18：歐洲電力現貨市場邊際出清機制歐洲電力現貨市場邊際出清機制 圖表圖表19：22年歐洲分電源類型的邊際發電成本構成年歐洲分電源類型的邊際發電成本構成情況情況（歐元（歐元/KWh）來源：EC JRC、國金證券研究所 來源：EC JRC、國金證券研究所 圖表圖表20：現貨市場煤電現貨市場煤電/綠電綠電的的收益收益/成本構成情況示意圖成本構成情況示意圖 來源：國金證券研究所 注：此圖僅反映歐洲電力現貨市場上煤電作為邊際機組的出清結果，綠電實際收益還需扣除輔助服務市場上支出的消納成本 綠電環境溢價=（煤電-綠電碳排差）*碳價*傳導系數。（暫將消納成本視為電量收益的抵

37、減項，而非環境溢價的抵減項）從碳價與現貨電價走勢視角看：22 年外因驅動下的能源價格大幅波動，在 8 月與 12月的兩波電力現貨價格上漲趨勢中，碳價與電價呈現正相關性，綠電在現貨交易中的度電環境溢價最高升至 0.1 歐元/KWh。23 年以后碳價與電價雙雙回落。00.050.10.150.20.250.3燃料成本碳成本可變運維管理成本行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 圖表圖表21：成本傳導機制下，碳價影響電價成本傳導機制下，碳價影響電價 來源：EEX、Wind、國金證券研究所 從綠電成本覆蓋視角看，以 22 年內碳成本與光伏/陸風度電成本作比較，可見 60%可傳導情景下碳價即可覆蓋

38、陸風度電成本，22 年歐洲光伏開發成本有所上行、需80%100%完全傳導方可覆蓋度電成本。圖表圖表22：碳成本碳成本60%可傳導情景下碳價即可覆蓋陸風度電成本可傳導情景下碳價即可覆蓋陸風度電成本 來源：EEX、Wind、國金證券研究所 注：23 年風電光伏 LCOE 為假設值，假設與 22 年持平 2.2 供供/需多因素調節下碳價走強，拍賣收入需多因素調節下碳價走強，拍賣收入再再用于綠電扶持用于綠電扶持 由上述分析可知：在歐洲，綠電環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 EU ETS 的三階段發展歷程，

39、可清晰看到碳市場各要素改善是如何抬高碳價的。復盤 EU ETS 主要交易標的 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。在市場發展過程中，交易層面制約逐步解除、供需基本面調節措施逐漸生效。0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00.000.020.040.060.080.100.12德國電力現貨價格-峰時均值（右軸，歐元/KWh）德國電力現貨價格-平時均值（右軸，歐元/KWh）度電碳成本體現-光伏（60%可傳導，歐元/KWh）度電碳成本體現-光伏（100%可傳導，歐元/KWh）度電碳成本體現-風電（60%可傳導，歐元/KWh

40、）度電碳成本體現-風電（100%可傳導，歐元/KWh）0.020.040.060.080.100.12度電碳成本體現-光伏（60%可傳導，歐元/KWh）度電碳成本體現-光伏（100%可傳導，歐元/KWh）光伏LCOE-均值（歐元/KWh）度電碳成本體現-風電（60%可傳導，歐元/KWh）度電碳成本體現-風電（100%可傳導，歐元/KWh）陸風LCOE-均值（歐元/KWh）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 圖表圖表2323：減排目標、市場設計、供需基本面要素對減排目標、市場設計、供需基本面要素對 EU ETSEU ETS 碳價的影響碳價的影響 來源：Wind、中國氣候變化信息網、光明

41、網、中國法院網、碳排放交易網、國金證券研究所 二階段起交易層面制約解除：針對“配額不可結轉”的市場設計問題進行修正，期貨市場起到價格發現作用。EU ETS 從成立之初就開辟了現貨與期貨市場，進入第二階段后（2008 年后）碳配額具有了可連續交易預期，2006 年 EUA 期貨價格暴跌的情況不再重演；進入第三階段后（2013 年后）EUA 期貨與現貨價格走勢趨同；根據刊載于河北省自然資源廳官網的文章碳匯生態產品基本構架及其價值實現提到：目前 EU ETS 市場碳期貨交易量占比已升至 90%以上。同時，從交易數據可見現貨/期貨連續合約/期貨活躍合約價格趨同。圖表圖表24：EU ETS形成形成現貨現

42、貨+期貨的期貨的市場市場結構結構 交易類別 EU ETS 交易標的 現貨 歐洲碳排放配額（European Union Allowances,EUAs)歐洲航空碳排放配額(European Union Aviation allowances,EUAAs)核證減排量（Certified Emission Reductions，CERs)減排單位（Emission Reduction Units,ERUs)金融衍生品 歐洲碳排放配額期貨（EUA Futures)歐洲碳排放配額期權（EUA Options)歐洲航空碳排放配額期貨（EUAA Futures)核證減排量期貨（CER Futures)來源

43、：歐盟碳市場的交易特征研究、羅戈網、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 圖表圖表25：第二階段第二階段EUA現貨價格相比期貨價格具有溢價現貨價格相比期貨價格具有溢價（季度數據（季度數據，歐元，歐元/噸噸）圖表圖表26：至至22年年EUA現貨現貨/期貨價格已基本一致（期貨價格已基本一致（月月度度數據數據，歐元，歐元/噸噸）來源：歐盟碳期貨與現貨價格引導關系及啟示、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 二階段末提出 6 大供需基本面調節措施：在歐盟對 EU ETS 第一/二階段的總結報告中，提出了 6 大備選的調節措施，且主要以供給側調整為主?；仡^看，除唯一明確

44、對未來減排目標產生影響的“年降系數調整”措施是在第四階段初完成并推行的，其余措施均在第三階段得到了實施（其中：16 年巴黎氣候變化協定推出后減排目標實際升至了 40%；19 年市場穩定機制 MSR 推出；覆蓋范圍持續擴大；碳信用抵扣持續收緊；有償配額占比持續提升、一級市場拍賣形成價格錨）。圖表圖表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二階段末歐盟提出的備選措施以影響碳市場供給端為主 影響供給端/需求端 響應速度 是否影響 2020 年后減排目標（反映當前舉措的未來影響）是否影響免費配額分配 提高歐盟溫室氣體減排目標從 20%到 30%（VS 1990年）供給端 取決于機制設計（

45、直接減少配額或提高配額年降系數）取決于機制設計 取決于機制設計 從市場收回部分配額 供給端 相對較快 否 否 提前提高配額年降系數 供給端 慢 是 是 擴大碳市場覆蓋范圍 需求端 慢 取決于機制設計 否 改變國際碳信用證抵扣規則 供給端 慢 否 否 適當的碳價干預（如設置價格下限）供給端 慢 否（假設不涉及取消富余配額等影響量的行為）否 來源：The state of the European carbon market in 2012、國金證券研究所 2.2.1 供給要素：總量控制供給要素：總量控制+配額付費配額付費+抵消趨嚴抵消趨嚴+余量回收余量回收 減碳目標驅動、控制總量減少減碳目標驅動

46、、控制總量減少 減碳目標持續提高，碳市場節奏與之匹配。第一階段（2005-2007）：1997 年的京都議定書提出：以 1990 年為基準，歐盟在 2012 年將碳排放降低 8%。2000 年 3 月，歐盟委員會提出關于歐盟碳排放交易系統（ETS）設計的初步想法，并于 2005 年啟動。第二階段（2008-2012）：2008 年 1 月歐盟發布氣候變化行動與可再生能源一攬子計劃 提出：以 1990 年為基準，在 2020 年將碳排放降低 20%。與之對應的，EU ETS碳排放監管趨嚴，覆蓋的行業與國家范圍擴大。第三階段（2013-2020）：2016 年 11 月的巴黎氣候變化協定提出：以

47、1990 年為基準，歐盟在 2030 年將碳排放降低 40%。與之對應的，EU ETS 在碳配額供需兩側制度上大幅改進，碳價進入上行通道。第四階段（2021-至今）：2021 年 7 月歐盟發布“Fit for 55”一攬子提案提出：以1990 年為基準，在 2030 年將碳排放降低 55%。與之對應，4M23 發布的 EU ETS改革法案提出：以2005年為基準，在2030年將EU ETS市場覆蓋的碳排放降低62%；45505560657075808590951001M222M223M224M225M226M227M228M229M2210M2211M2212M221M232M233M234

48、M235M236M237M238M239M2310M2311M2312M231M242M24EUA結算價-現貨EUA結算價-期貨活躍合約EUA結算價-期貨連續合約行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 并進一步明確了后續年份的碳限額（Cap）遞減系數、并提出碳邊境調節機制 CBAM。圖表圖表28：EU ETS碳限額碳限額（Cap）年降系數擴大年降系數擴大 來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 第三階段后“自上而下”確定碳配額總量，配額收縮。第一/二階段，EUA 根據國家配額發放計劃（NationalAllocation Plan,NAP）來免費發放至各國。第三階段開始取消歐盟國

49、家發行計劃，只有一個單一的歐盟總配額上限，配額根據統一的規則進行分配或者拍賣。圖表圖表29：NAP計劃轉為計劃轉為NIM計劃計劃 階段 總量確定 衡量標準 預估方式 地區關系 第一階段 2005-2007 年 基于總量 祖父法 自下而上 NAP 計劃 第二階段 2008-2012 年 基于總量 祖父法 自下而上 NAP 計劃 第三階段 2013-2020 年 基于總量 基準法 自上而下 NIM 計劃 第四階段 2021-2030 年 基于總量 基準法 自上而下 NIM 計劃 來源：歐盟碳市場的交易特征研究、羅戈網、國金證券研究所 免費免費配額配額收縮收縮、分配引入競爭分配引入競爭 第三階段免費

50、配額大幅減少，反映真實價格信號。進入第三階段后拍賣/購買碳配額占比顯著提升至 52%，作為碳排主要構成的電力行業取消免費配額。免費配額背后的含義是邊際減排成本為“0”，無法反映企業實際成本，進而無法對應準確的價格信號，帶來了價格扭曲。進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格錨，確定了價格下限。-5.0%-4.5%-4.0%-3.5%-3.0%-2.5%-2.0%-1.5%-1.0%-0.5%0.0%050010001500200025002005A2006A2007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2

51、019A2020A2021A2022A2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030EMtCO2e碳限額（Cap）（左軸）碳限額（Cap）年降系數（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表30：免費配額絕對量逐年下降，免費配額絕對量逐年下降，22年末年末拍賣配額占比約拍賣配額占比約40%來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 免費配額分配轉向基準線法，引入同行競爭。歷史法分配原則下所獲配額與企業自身對標，行業內減排優秀企業的競爭優勢無法體現，不利于行業優勝劣汰；轉向基準線法后，碳排量處于基準線以下的企業可通過出售富余配額獲得碳收益，尾

52、部高碳排企業需購買配額履約。圖表圖表31：歷史法轉向基準線法，推動減排成為企業競爭要素歷史法轉向基準線法，推動減排成為企業競爭要素 來源：低碳新風、羅戈網、國金證券研究所 碳限額（Cap）與實際排放差值反映自發減排成效。第三階段免費配額量逐年減少+減排力度預期增強的背景下，相比于每年的 Cap 量，實際減排更為激進，使得額外減排量逐年擴大（2020 年額外減排量較大主因突發的公共衛生事件對需求端沖擊較大）。近兩年由于 Cap 遞減進程加快+歐洲能源危機導致的電力行業（煤電）碳排上升，額外減排量有所收窄。0%10%20%30%40%50%60%05001000150020002500免費碳配額（

53、左軸，百萬噸）拍賣/購買碳配額（左軸，百萬噸）占比-拍賣/購買碳配額（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 圖表圖表32：碳限額（碳限額（Cap）與實際排放的差值反映自發減排成效與實際排放的差值反映自發減排成效（百萬噸）（百萬噸）來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 完善余量回收、平衡各期供給完善余量回收、平衡各期供給 短期措施：核減機制（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 20192020 年拍賣。長期措施：市場穩定儲備機制（Marker stability reserve）

54、。為了應對需求側沖擊和長期配額過剩，歐盟建立 MSR 機制，將過剩配額總數的 12%轉存入 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。根據歐盟委員會的統計數據，截至 22 年末累計有 3001.2 萬噸碳配額納入 MSR。信用信用抵消趨嚴、抵消趨嚴、避免潛在寬松避免潛在寬松 碳信用（CERs）在四階段發展過程中認可度逐步下降。第一階段（2005-2007）：清潔發展機制（Clean Development Mechanism，簡稱“CDM”）和聯合履約（Joint Implementation，簡稱“JI”）信用無

55、限制使用。但碳價較低、實踐中并沒有使用信用抵消。第二階段（2008-2012）：（1）質量限制：剔除土地變化、林業、核能發電項目產生的 CERs；對 20MW 以上的大型水電項目條件嚴格。（2）數量限制：CDM/JI 信用的數量限制根據各國 NAP 決定，未使用的份額可轉移至第三階段。第三階段（2013-2020）：（1）質量限制：2012 年以后產生的國際信用需來自最不發達國家的項目。只有在2012年底前注冊和實施的來自其他國家的CDM/JI信用有效。2015 年 3 月后，不再接受京都議定書第一承諾期中產生減排的項目的碳信用。（2）數量限制：第二、第三階段期間，信用抵消總比例不得超過應清繳

56、配額總量的50%。第四階段（2021-2030）：不允許使用碳信用抵銷。圖表圖表33：可抵扣碳信用增多，可抵扣碳信用增多，實質上實質上帶來配額供給端寬松帶來配額供給端寬松 配額（EUA）碳信用（CER）包含權力的差異 明確可排放的溫室氣體量 減少的排放量 產生方式的差異 政府發放給企業，配額事先確定（有償/無償）減排行為發生+專業機構核證，事后產生 交易目的差異 滿足企業低成本履約需要（當配額價格減排成本）滿足社會責任要求/滿足企業低成本履約需要（當碳信用可抵扣時，當碳信用證價格配額價格）交易系統的差異 碳排放權交易市場（ETS）碳排放權交易市場（ETS）、自愿減排系統交易 來源：杭州綠碳咨詢

57、、國金證券研究所 05001000150020002500MtCO2eETS歷史排放ETS排放預測額外減排量/富余配額碳限額（Cap）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 2.2.2 需求要素：覆蓋范圍需求要素：覆蓋范圍+能源價格能源價格+經濟預期經濟預期+履約時點履約時點 覆蓋行業覆蓋行業/國家國家/氣體種類增多氣體種類增多 第一階段（2005-2007）：僅涵蓋電力和能源密集型行業，違規罰款為 40 歐元/噸。第二階段（2008-2012）：冰島、列支敦士登和挪威加入了 EU ETS，并實現了全歐碳交易的統籌管理。航空業于 2012 年起納入。違規罰款升至 100 歐元/噸。第三階

58、段（2013-2020）：歐盟與瑞士、加利福尼亞和魁北克的碳市場建立聯系。將鋁業、石油化工等更多行業納入碳排放監管。在氣體監管體系中引入了氫氟碳化物、全氟化碳和六氟化硫，基于其不同 GWP 折算 CO2當量。當前 ETS 覆蓋的碳排放量約占 EU27 總碳排的 41%。圖表圖表34：EU ETS碳排放覆蓋行業碳排放覆蓋行業（百萬噸）（百萬噸）來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 能源價格影響替代品電源的碳配額需求能源價格影響替代品電源的碳配額需求 碳-電聯動機制實現雙向作用。前文已對電力市場上邊際出清機制帶來的碳-電聯動進行了闡述，碳價推高電價，可擴大綠電環境溢價。而碳價升高本身源于

59、煤電碳配額需求提高：在歐洲燃機與煤機互為替代品，22 年俄烏沖突帶來歐洲能源危機，驅動氣價上漲、使得氣-煤轉換進入經濟性區間，煤電需求旺盛帶動碳需求上升、引發碳價上漲。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。圖表圖表35：天然氣價格波動引起氣天然氣價格波動引起氣-煤轉換，引起碳價波動煤轉換，引起碳價波動 來源：Wind、國金證券研究所 0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%0500100015002000250030003500400045005000MtCO2e碳排放-總量（EU27，左軸）碳排放-ETS覆蓋量（EU27，左軸）覆蓋比例（右軸）行業

60、深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 經濟預期經濟預期 經濟預期偏弱，碳配額需求下降，拉低碳價（如 2008 年金融危機期間）。歐盟碳市場的交易特征研究一文針對經濟政策預期和 EU ETS 碳價的相關性進行研究，結果表明歐洲經濟政策不確定性和全球經濟政策不確定性都可以對歐盟碳市場的碳價收益率波動作出解釋，且后者解釋強度高于后者。履約時點履約時點 臨近清繳、碳配額需求上升，抬升碳價。EU ETS 配額清繳周期為一年，覆蓋的實體運營商于每年固定日期于系統完成足額登記，為避免二階段以后開始實行的 100 歐元/噸碳排放處罰，清繳前幾個月碳交易趨于活躍，碳價短期上升。圖表圖表36：EU ETS配額

61、清繳配額清繳周期為一年周期為一年（截至（截至22-23周期情況）周期情況）來源：Ricardo、易碳數科、國金證券研究所 2.2.3 拍賣收入拍賣收入可可分配分配、可、可補償補償 EU ETS 機制設計下配額拍賣產生的收入由政府獲得，可分配用于綠電/減碳新技術的扶持，也可補償部分生產企業在購電環節所承擔的間接排放成本。扶持綠電/減碳新技術：根據歐盟委員會的數據，22 年 EU ETS 碳價上漲帶來了拍賣收入的增加。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%用于專門的環境基金（I

62、F/MF 基金），48%用于國家預算。（1）創新基金 Innovation Fund：側重于支持創新的技術、工藝或設備,以及具備高度減排潛力的項目。（2）現代化基金 Modernisation Fund：專注于由傳統化石能源向可再生能源轉型方面的投資。圖表圖表37：拍賣收入快速上升，主要用于氣候問題相關領域拍賣收入快速上升，主要用于氣候問題相關領域（十億歐元）（十億歐元）圖表圖表38：22年合計約年合計約86億歐元用于億歐元用于IF/MF基金（百萬基金（百萬歐元）歐元）來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 來源：EU ETS、歐盟委員會、國金證券研究所 補償生產企業間接排放成本。能源

63、密集型企業受碳排放成本上升導致的電價上升影響3192,37%5446.4,63%Innovation FundModernisation Fund行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 較大，為避免碳泄露，也可通過拍賣收入予以補償。3、國內、國內“綠電”、“綠證”、“碳綠電”、“綠證”、“碳”三線并行三線并行 3.1 碳電聯動的本土化選擇碳電聯動的本土化選擇 綠電環境價值變現方式需要合理設計。EU ETS 碳-電聯動機制在國內暫難以適用。碳-電聯動機制生效要求兩個基本前提：（1）取消電力行業免費配額量，不同電源類型、不同機組碳排水平通過碳價體現；（2）電力市場化，碳成本可向下傳導。生效前

64、提在國內尚不具備：目前國內碳市場上電力行業仍為 100%免費配額，主因電力市場仍處于“計劃”向“市場”轉型期，碳成本傳導難度較大；同時，23 年火電電量占比仍有 69.7%，在一個市場中的運營情況會直接影響到另一個市場，在碳成本傳導不暢的背景下可能出現火電承擔過多環境成本、經營困難提前退役。生效后果難以承受：在 22 年中天然氣價格暴漲期間，售電公司受電價/碳價超預期上浮而生存困難，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）；后續英國開始研究低價高波的綠電與

65、傳統穩定電源分市場交易的可能性?？梢娞?電聯動有一定的弊端。當前碳市場-電力市場平行體系或更適合我國國情。根據零點能源智庫對碳市場-電力市場平行體系下運作機制的梳理可見：目前，企業在綠電交易市場上交易獲得的綠電（針對集中式裝機）以及自發自用的綠電（針對分布式裝機）在間接排放核算中的電力排放量均記為 0。由于直接減少對應當量的碳成本，環境溢價將接近對應當量的碳價水平。圖表圖表39：平行體系下，仍可間接實現碳價與電價的聯動平行體系下，仍可間接實現碳價與電價的聯動 來源：零點能源智庫、國金證券研究所 基于環境溢價與對應當量碳價水平應當趨同的假設，度電環境溢價應在 0.07 元/KWh（對應國內碳價

66、70 元/噸）?？紤]到 CBAM 機制中，也允許了歐盟進口商品在電力排放核算時使用的綠電碳排以“0”計算，則以 EU ETS 61 歐元/噸的碳價測算，綠電的度電環境溢價最高可至 0.5 元/KWh。圖表圖表40：度電環境溢價與碳價應為度電環境溢價與碳價應為1/1000的關系的關系 國內碳市場 CBAM*碳價（元/噸）70 80 90 100 482 減排量-風電（千克/KWh）0.969 減排量-光伏（千克/KWh）1.028 度電環境溢價-風電（元/KWh）0.068 0.078 0.087 0.097 0.467 度電環境溢價-光伏（元/KWh）0.072 0.082 0.093 0.1

67、03 0.495 來源：Wind、世界核能協會、國金證券研究所 注*：CBAM 情景：允許在電力排放核算時綠電碳排以“0”計算，EU ETS碳價選取 12M24 均價 61 歐元/噸 考慮環境溢價后的分布式光伏：自發自用電量電價相比于上網電價，存在包括政府性基金及附加、輸配電價、輸配電價、系統運行費用、線損費用、環境溢價在內的溢價空間。分時電價推出后，掛鉤工商業用戶銷售電價的自發自用部分受到不利影響，上行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 網部分也存在入市風險；而環境溢價在其中作為收益補充。假設：光伏成本降至 3 元/W，首年利用小時數取廣東地區 1070 小時，自發自用電量占比達 8

68、0%（自發自用部分電費折扣 20%，對應綜合電價中值 0.58 元/KWh）。結論：考慮環境溢價后，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%。圖表圖表41：環境溢價環境溢價擴大了自發自用電量的溢價空間擴大了自發自用電量的溢價空間 來源：國金證券研究所 圖表圖表42：分布式光伏全投資分布式光伏全投資IRR對各影響要素的敏感性分析對各影響要素的敏感性分析 工商業分布式光伏 IRR 敏感性情況 單瓦投資價格(元/瓦)假設 2.60 2.80 3.00 3.20 3.40 優質區位差異 首年發電利用小時數（小時）870 12.6

69、%11.5%10.5%9.6%8.9%（1）自發自用 80%（2）綜合電價 0.583 元/KWh 970 14.7%13.4%12.4%11.4%10.5%1070 16.8%15.4%14.2%13.1%12.2%1170 18.9%17.4%16.0%14.9%13.8%1270 21.0%19.3%17.8%16.6%15.4%優質客戶差異 自發自用比例（%）60%15.5%14.2%13.1%12.1%11.2%（1）首年利用小時數 1070 小時（2）綜合電價 0.583 元/KWh 70%16.2%14.8%13.7%12.6%11.7%80%16.8%15.4%14.2%13.

70、1%12.2%90%17.4%16.0%14.8%13.7%12.7%95%17.7%16.3%15.0%13.9%12.9%優質區位+客戶差異 綜合電價（元/KWh）0.54 15.2%14.0%12.8%11.8%11.0%（1）自發自用 80%（2）首年利用小時數 1070 小時 0.56 16.0%14.7%13.5%12.5%11.6%0.58 16.8%15.4%14.2%13.1%12.2%0.60 17.5%16.1%14.9%13.8%12.8%0.62 18.3%16.8%15.5%14.4%13.4%來源：南網能源公司公告、國金證券研究所 考慮環境溢價后的集中式光伏配儲平

71、價模型：綠電利潤=電量電價（隨現貨市場推廣，有下降趨勢）+環境溢價（與碳價趨同，有上升趨勢）-發電成本（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：位于內蒙的光伏集中式電站，當地光伏年平均利用小時數為 1553 小時（資源稟賦介于 I/II 類資源區之間）；當地煤電基準價為 0.283 元/KWh 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 結論：平價上網，組件降本可抵消利用小時數下降影響（未配儲、未考慮環境溢價）：光伏成本降至 33.1 元/W，利用小時數降 200h，可維持全投資 IRR 6.6%以上。圖表圖表4343：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRR

72、IRR 對系統成本、利用小時數的敏感性分析對系統成本、利用小時數的敏感性分析 IRR-棄電情景 光伏投資價格(元/W)3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 首年發電利用小時數（h）1153 5.09%4.74%4.41%4.09%3.79%3.50%2.96%1353 7.05%6.66%6.28%5.93%5.60%5.27%4.68%1553 8.93%8.50%8.08%7.69%7.32%6.97%6.63%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 結論：以價換量保證利用小時數維持 1553h，組件降本可抵消電價折損影響（未配儲，未考慮環境溢價）：光伏成本降至 3

73、3.2 元/W，平均電價下降 10%，可維持全投資 IRR 6.6%以上。但若電價下降達 20%，IRR 水平將跌至 6%以下，需要環境溢價補充收益。圖表圖表4444：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRRIRR 對對上網電價的上網電價的敏感性分析敏感性分析 IRR-降電價情景 光伏投資價格(元/W)3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 上網電價（元/KWh）0.226 5.98%5.62%5.27%4.93%4.62%4.31%4.02%0.255 7.48%7.08%6.70%6.34%5.99%5.66%5.35%0.283 8.93%8.50%8.08%7.69%7

74、.32%6.97%6.63%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 結論：假設環境溢價 0.030.06 元/KWh，使得上網電價回到煤電基準價 0.283 元/KWh。儲能降本、作為純成本項，可使配儲比棄電更具經濟性：當儲能成本降至 1.4元/Wh，可使 IRR 高于棄電情景（光伏成本降至 3/3.1/3.2 元/W 情景）。圖表圖表4545：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRRIRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能作為純成本項）對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能作為純成本項）IRR-配儲情景（純成本）光伏投資價格(元/W)3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

75、 3.6 儲能投資價格（元/KWh）2000 6.48%6.16%5.85%5.56%5.28%5.01%4.75%1700 6.78%6.45%6.13%5.82%5.53%5.25%4.98%1400 7.09%6.74%6.41%6.10%5.79%5.50%5.22%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 結論：儲能賺調峰收益，可增加配儲吸引力：假設環境溢價使得上網電價回到煤電基準價 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，賺取調峰收益。即使調峰價格/現貨價差僅 0.10.2 元/KWh，也使多數情景下 IRR 高于棄電情景（IRR 7.

76、05%）；當調峰價格/現貨價差進一步升至 0.3 元/KWh，可使 IRR高于降電價情景。圖表圖表4646：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRRIRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補償）償）IRR-配儲情景（有收益）調峰價格/現貨價差(元/KWh)0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 儲能投資價格（元/KWh）2000 7.54%7.36%7.19%7.01%6.83%6.66%1700 7.86%7.68%7.50%7.32%7.14%6.96%1400 8.19%8.01%7.83%7.64%7.46%7.

77、28%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 25 綜上所述：光伏降本+儲能降本+環境溢價體現后，測算結果表明集中式光伏平價機組的收益率風險可以得到控制。但現狀來看，環境溢價體現仍不充分。綠電/綠證市場由于認可度不同，環境溢價差距較大、且價格趨勢分化。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%）。另一方面，覆蓋面更廣的綠證認可度受限：由于發展綠證是采用“證電分離”的思路，企業在常規市場上購得的電量無法證明 100%來源于綠電，因此綠證暫未

78、進入上述的碳電平行體系，主要用于達成可再生能源消納責任（這一設定與歐盟 GO 綠證一致）。圖表圖表4747：國內綠電交易與綠證交易比較國內綠電交易與綠證交易比較 綠電交易 綠證交易 產生背景 綠電交易市場專場交易 每售出 1000KWh 綠電對應 1 張綠證，于綠證市場可交易 交易標的 電能量+環境權益 環境權益 交易特點 證電合一 證電分離 交易價格 電能量價值和環境溢價 環境溢價 交易范圍 省間+省內 無地理限制 交易優先級 優先組織、優先執行、優先結算、優先保障/來源：北京電力交易中心、國金證券研究所（1）CBAM法案提法：5M23發布的 關于建立碳邊境調節機制的第2023/956號條例

79、，在附件 4 中提出：只有在生產企業與電源直連（自發自用）或通過電力采購協議（綠電市場 PPA）從電廠直接購電兩種情形下，可不使用缺省值。適用范圍不含綠證。（2）國內相關政策提法：10M23 生態環境部發布的關于做好 20232025 年部分重點行業企業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）企業自發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、結算證明）對應的碳排以“0”計算。適用范圍不含綠證。圖表圖表48：綠電綠電/綠證綠證市場建設重要政策梳理市場建設重要政策梳理 日期 政策名稱 政策內容 政策分類 5M

80、19 關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知 對電力消費設定可再生能源電力消納責任權重，自愿認購綠證對應的電量等量記為消納量 綠證-需求側 8M21 綠色電力交易試點工作方案 建立綠電交易市場 綠電-市場建設 8M22 關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知 明確以綠證作為電力消費量認定的基本憑證 綠證-需求側 9M22 關于推動電力交易機構開展綠色電力證書交易的通知 在綠證自愿認購基礎上，增加雙邊協商、掛牌、集中競價等多種方式組織開展綠證交易 綠證-市場建設 2M23 關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知 推動帶補貼新能源參與綠電市場交

81、易 綠電-供給側 7M23 關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知 擴大綠證核發范圍，實現供給側全覆蓋 綠證-供給側 5M23 關于建立碳邊境調節機制的第 2023/956 號條例 生產企業與電源直連（自發自用）或通過電力采購協議（綠電市場 PPA）從電廠直接購電兩種情形下，可不使用缺省值 綠電-需求側 10M23 關于做好 20232025 年部分重點行業企業溫室氣體排放報告與核查工作的通知 自發自用的非化石能源電量及綠電市場交易電量碳排記為“0”綠電-需求側 來源：北京電力交易中心、EU、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 26 圖表圖表4

82、949：C CBAMBAM 及國內綠電抵扣政策落地、價格上行及國內綠電抵扣政策落地、價格上行 圖表圖表5050：綠證供給側政策落地后供應增多、價格下行綠證供給側政策落地后供應增多、價格下行 來源：北京電力交易中心、電新智庫、國金證券研究所 來源：北京電力交易中心、電新智庫、國金證券研究所 往后展望改善路線：綠電方面：（1）綠電跨省跨區交易、年度/多年合約：物理層面隨著特高壓建成、外送通道的傳輸限制降低；制度層面期待省間/省內綠電市場銜接政策完善、適應綠電發電特性的年度/多年合約定價機制完善（如嵌套式長期購電協議 SPPA 模式：發用雙方簽訂綠電 PPA 提前鎖定合約周期內的電價/電量、降低現貨

83、風險；引入售電公司、通過嵌套服務協議采購平衡電量；實現了風險三方共擔、同時內含環境溢價）。圖表圖表5151：嵌套式長期購電協議嵌套式長期購電協議（S SPPAPPA）示意圖）示意圖 來源：嵌套式長期購電協議在中國的應用與發展、國金證券研究所（2）CBAM-國內碳市場-綠電市場的量價提升路徑：綠電與碳市場銜接已獲國內政策/CBAM 政策支持，未來量/價情況隨著 CBAM 倒逼、國內碳市場發展而存在提升邏輯。分析詳見后文。綠證方面：綠證需求側政策繼續釋放。綠證需求側已與可再生能源消納保障機制銜接，售電企業/直接參與批發市場的電力用戶/自備電廠用戶為消納責任人。但當前綠證仍為自愿認購，未來期待實現強

84、制配額制。綠證與綠電融合，并實現與碳市場銜接。通過保留“證電合一”的標記，綠證也可能與綠電融合，并與碳市場銜接。不同于物理傳輸限制導致的當前電力市場仍以區域性為主、反映區域內供需；碳市場滿足全國統一定價的先天條件。場景落地，將利好低煤電基準價地區的機組、獲得更大的電價彈性。00.010.020.030.040.050.060.0701002003004005006007002021A2022A110M23綠電交易量（左軸，億千瓦時）綠電市場環境溢價（右軸，元/KWh）00.0050.010.0150.020.0250.0305101520253035402022A110M23綠證交易量-折算電

85、量（左軸，億千瓦時）綠證價格-折算度電（右軸，元/KWh）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 27 圖表圖表52：展望未來與展望未來與碳市場碳市場相關的相關的5類銜接類銜接 來源：綠電綠證的政策、市場及交易（二）、復旦大學可持續發展研究中心、國金證券研究所 3.2 國內碳市場仍待政策發力，國內碳市場仍待政策發力，CBAM 利好利好綠電綠電 僅開設現貨市場、僅納入電力行業（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 EU ETS 23 年覆蓋的碳排放約 13 億噸（EU 27 范圍）

86、，年配額成交量約 75.1 億噸。學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、信息不對稱和監管力度的影響，偏離實際邊際減排成本。市場設計：全國碳市場目前只進行現貨交易。供需基本面：（1）需求側有待擴大。目前全國碳市場僅納入電力行業，10M23 生態環境部發布關于做好 20232025 年部分重點行業企業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。未來覆蓋面有望擴大。（2）供給側偏寬松。目前電力行業 100%免費配額，且配額量取決于行業基準值及企業履約年份的實際發電量（目前碳排放核算核查水平以及

87、數據質量監管能力有待提升，故采用“事后分配”機制）。只要排放強度低于基準值，則發電量越大、配額越多，實則是強度控制、而非 EU ETS 目前采用的總量控制。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 28 圖表圖表53：7M21上線上線至至4Q23國內國內CEA累計成交量僅累計成交量僅4.4億噸億噸 圖表圖表54：歐洲歐洲EUA 23年成交量年成交量75.1億噸億噸 來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 碳邊境調節機制（CBAM）或成為促進國內碳市場發展的外在驅動。CBAM 機制存在于歐盟為實現 2030 減排目標推出的一攬子計劃。CBAM 與 EU ETS 并行運作，通

88、過征稅解決生產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，歐盟境內部分企業可能選擇將投資和生產轉移到碳定價機制不完善的境外國家，造成碳泄漏的風險；另一方面，碳排放成本相對更低地區的競爭對手，可能對本地市場帶來沖擊。鑒于此，CBAM 將與 EU ETS 并行運作，防止歐盟企業生產轉移或進口碳密集產品。圖表圖表55：CBAM機制與機制與EU ETS并行運作但關系緊密并行運作但關系緊密 來源：CBAM Regulation、國金證券研究所 CBAM 機制已于 10M23 起進入過渡期。在 2025 年前為試點階段，只有申報義務，無需繳納任何費用；202620

89、34 年為第二階段，進口商須于每年 5 月 31 日前申報上一年進口到歐盟的貨物數量，以及其中含有的碳排放量，購買相應數量的 CBAM 證書。010203040506070809010002,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,00018,0004Q21 1Q22 2Q22 3Q22 4Q22 1Q23 2Q23 3Q23 4Q23國內CEA成交量-僅現貨（左軸，萬噸）均價（右軸，元/噸）020406080100050,000100,000150,000200,000250,000300,000350,0004Q211Q222Q223Q224Q221Q

90、232Q233Q234Q23歐洲EUA成交量-現貨（左軸，萬噸）歐洲EUA成交量-期貨（左軸，萬噸）均價-期貨活躍合約（右軸，歐元/噸）均價-現貨（右軸，歐元/噸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 29 圖表圖表56：10M23起已進入起已進入CBAM試點階段（過渡期）試點階段（過渡期）來源：易碳家、國金證券研究所 目前存在幾個抵減項：（1）歐盟同類產品企業獲得的免費排放額度可以扣除。（2）目前由于 ETS 內部分成員國每年給予鋼鐵、鋁行業企業間接碳成本補貼，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，電力排放進行核算時綠電碳

91、排記為“0”。（3）在原產國已支付的碳成本可以扣除。往后看抵減項的變化趨勢：總體上，CBAM 稅費壓力或變大、或影響國內出口。（1）2035 年后，預計歐盟將完全取消 CBAM 覆蓋產品的免費配額）。（2）實行間接碳成本補貼的主要出于碳泄露風險的考慮（避免國際碳價差異使歐盟內高耗能企業具有競爭劣勢），CBAM 推出后逐步降低碳泄露風險，補貼也將退坡，因此覆蓋產品范圍及收費范圍也將擴大。綠電抵扣政策預計不變。（3）碳價差距取決于國內碳市場成熟速度。圖表圖表57：CBAM稅費計算中的幾大變量變化趨勢稅費計算中的幾大變量變化趨勢 來源：CBAM Regulation、國金證券研究所 對 CBAM 商

92、品稅費影響進行測算：從 CBAM 商品出口金額的結構看，鋼鐵和鋁為主要受影響商品。根據歐盟中國商會披露的數據，22 年我國對歐盟出口的鋼鐵/鋁金額分別達 151/45 億歐元，而化肥/水泥金額分別僅 3.3/0.1 億歐元（23 全年數據暫未更新）。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 30 圖表圖表58：22年我國對歐盟出口的年我國對歐盟出口的CBAM商品以鋼鐵商品以鋼鐵/鋁為主（億鋁為主（億歐歐元）元）來源：Eurostat、國金證券研究所 鋁和鋼鐵排放結構不同。原鋁生產的直接排放占比僅 14.2%，電力消耗對應的間接排放是大頭；鋼鐵直接排放占比則為 81.5%，鐵水生產過程中的燃料燃燒

93、帶來的碳排占主導地位。圖表圖表59：原原鋁鋁CBAM費用測算假設表費用測算假設表 圖表圖表60：鋼鐵鋼鐵CBAM費用測算假設表費用測算假設表 鋁 出口量-22 年（萬噸）134.2 單位排放量 直接排放量（tCO2e/噸）2.4 間接排放量（tCO2e/噸）14.5 總排放量 直接排放量（萬 tCO2e）316.4 間接排放量（萬 tCO2e）1943.9 碳價 國內碳市場價格（元/tCO2e）80.0 EU ETS 價格（歐元/tCO2e）100.0 歐盟免費配額 歐盟免費配額（tCO2e/噸）1.4 鋼鐵 出口量-22 年（萬噸）389.0 單位排放量 直接排放量（tCO2e/噸）2.2

94、間接排放量（tCO2e/噸）0.5 總排放量 直接排放量（萬 tCO2e）862.4 間接排放量（萬 tCO2e）202.3 碳價 國內碳市場價格（元/tCO2e）80.0 EU ETS 價格（歐元/tCO2e）100.0 歐盟免費配額 歐盟免費配額（tCO2e/噸）0.2 來源：Eurostat、國金證券研究所 來源：Eurostat、國金證券研究所 CBAM 范圍進一步擴至對間接排放收費，則對鋁出口影響顯著增強。在 26 年（全面實施年份）國內、EU ETS 碳價分別為 80 元/噸、100 歐元/噸的假設下，以 22 年出口量與出口金額測算，當 CBAM 僅對直接排放收費時，碳關稅占出口

95、金額不足 2%；而擴至對間接排放收費后，該比例將接近 30%。圖表圖表61：納入間接排放后納入間接排放后CBAM對鋁出口影響較大對鋁出口影響較大 國內碳市場 歐盟 CBAM 未減免碳關稅（億元）國內碳成本（億元）應付碳關稅（億元）碳關稅占出口金額比例 不考察 直接排放 6.1 0.0 6.1 1.7%直接+間接排放 101.3 0.0 101.3 28.5%直接排放 直接排放 6.1 0.6 5.5 1.5%直接+間接排放 101.3 0.6 100.7 28.3%直接+間接排放 直接排放 6.1 10.3 0.0 0.0%直接+間接排放 101.3 10.3 91.1 25.6%來源：Eur

96、ostat、國金證券研究所 鋼鐵商品的直接+間接碳排低于鋁，影響總體有限。相同假設條件下，即使增加對鋼鐵商品間接排放的收費，鋼鐵商品的碳關稅占出口金額比例也不超過 7%。151,76%45,22%3.3,2%0.1146,0%鋼鐵鋁化肥水泥行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 31 圖表圖表62：納入間接排放后納入間接排放后CBAM對鋼鐵出口影響有限對鋼鐵出口影響有限 國內碳市場 歐盟 CBAM 未減免碳關稅（億元）國內碳成本（億元）應付碳關稅（億元）碳關稅占出口金額比例 不考察 直接排放 61.7 0.0 61.7 5.3%直接+間接排放 77.7 0.0 77.7 6.7%直接排放 直接

97、排放 61.7 6.2 55.4 4.8%直接+間接排放 77.7 6.2 71.4 6.1%直接+間接排放 直接排放 61.7 7.9 53.8 4.6%直接+間接排放 77.7 7.9 69.8 6.0%來源：Eurostat、國金證券研究所 綜上所述，CBAM 擴容預期下同樣直接利好綠電，長期會作為外在驅動力、促進國內碳市場發展。CBAM 認可綠電（含水電）碳排記為“0”，利好高間接排放商品避稅。經測算，現有核查商品范圍內，當收費范圍擴至間接排放，鋁商品受影響最大。通過產能遷移至水電省份（云南）、綠電富余地區可較好避稅，直接利好綠電需求及環境價值變現。碳市場價差過大，短時間追平有難度。C

98、BAM 機制要求拉齊商品原產國與 EU ETS的碳價水平，掌握碳的定價權。預計該制度會在長期作為外在驅動力，促進國內碳市場的發展；但基于上述對國內碳市場現狀的分析，短期碳價上漲暫不具備條件。4、投資建議、投資建議 當前國內碳市場/CBAM 機制更認可自發自用及直接交易綠電，該類資產環境溢價變現或更快落地。建議關注：以綜合能源管理為傳統主業、拓展工商業分布式光伏的南網能源。工商業分布式光伏裝機擴大、驅動公司業績增長。受到“能耗雙控”政策驅動，工商業用戶節能需求進一步增強，公司發揮客戶資源優勢，立足南網區域開發工商業分布式光伏項目，1H23 業務增速近 20%。此外，傳統主業建筑節能業務持續開拓，

99、經公司初步統計預計全年新增建筑節能服務面積約160萬平方米（公司1M24投資者交流公告所述）。圖表圖表63：1H23工業節能業務營收占比達工業節能業務營收占比達46.4%圖表圖表64：南網能源工南網能源工商業分布式光伏業務增速較快商業分布式光伏業務增速較快 來源：南網能源公司公告、國金證券研究所 來源：南網能源公司公告、國金證券研究所 建議關注：后續可直接參與綠電交易、所在地區溢價接受度較高的江蘇新能。風電/分布式光伏裝機擴大、貢獻業績增量。集團聯合體中標大豐 85 萬千瓦海風競配項目，投運后將以江蘇燃煤基準價 0.391 元/KWh 上網。江蘇綠電交易市場 24 年度交易量31.7 億千瓦時

100、，同比+78.8%；加權均價 0.464 元/KWh，相較燃煤基準價上浮 18.8%，反映較高的用戶接受度。當前公司整縣分布式光伏上網電量仍以平價消納為主，隨著裝機量提高未來有望參與綠電市場獲得環境溢價。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2019A2020A2021A2022A1H23工業節能建筑節能照明系統節能節能工程咨詢資源綜合利用0%5%10%15%20%25%30%35%40%02004006008001,0001,2002019A2020A2021A2022A1H23分布式光伏系統營收（左軸，百萬元）YOY(右軸)行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明

101、 32 圖表圖表65：22年末風電年末風電業務營收占比達業務營收占比達87%圖表圖表66：風況較差拖累風況較差拖累23年業績年業績（百萬元）（百萬元）來源：江蘇新能公司公告、國金證券研究所 來源：江蘇新能公司公告、國金證券研究所 圖表圖表67：公司估值情況公司估值情況（更新至（更新至2024/3/6收盤價）收盤價）EPS（元/股）市盈率 PE 22A 23E 24E 25E 22A 23E 24E 25E 南網能源 0.1500 0.15 0.19 0.23 34.07 33.68 26.26 22.31 江蘇新能 0.5300 0.58 0.74 0.81 19.57 17.88 14.01

102、 12.80 來源：Wind、國金證券研究所 注：江蘇新能盈利預測取自 Wind 一致預期 5、風險提示、風險提示 國內綠電、綠證需求側政策、碳市場政策釋放不及預期風險。文中通過對標歐盟碳市場，可知碳市場發展情況與“自上而下”的政策導向相關度大。目前我國碳市場建設仍處于初級階段，在市場設計與供需基本面要素改善方面有待進一步的政策落地。同理，在持續進行的電改過程中，綠電、綠證供給側政策陸續出臺，而需求側政策仍有待進一步觀察。若需求側政策出臺不及預期或將使得供給寬松、綠電的環境價值得不到正確體現。國內綠電市場化比例提高，上網電價不及預期風險。相比于政府定價，電力市場化對市場參與主體的交易策略提出更

103、高要求，且價格波動性增大。入市的綠電具備出力不可控且波動的特性、使其相比傳統化石能源發電存在電價折價。若綠電運營商不具備通過儲能等設施控制出力能力、不具備參與現貨市場交易能力，在綠電環境價值尚不能充分變現的背景下，或將面臨度電利潤下滑風險。國內用電需求不及預期風險。當前新能源市場化電量占比提升，即保障收購部分以外的部分競爭性上網。若未來國內用電需求不及預期，將不利于市場化電量的消納，或將出現風光利用率指標的惡化。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018A2019A2020A2021A2022A風電光伏供汽供水生物質發電其他-10%-5%0%5%10%15%20

104、%25%05001,0001,5002,0002,5002018A2019A2020A2021A2022A 13Q23營收YOY-營收行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 33 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 34 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具

105、備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不

106、一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來

107、的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多

108、種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任

109、。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-80234211 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 5 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-86695353 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806