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.pdf

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。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放。我国风光项目2021年起平价上网，随后各地保障性消纳小时数逐年减少、 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。

欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证GO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易 为主（占比约60%）、绿电发电占比提升&系统灵活性欠缺背景下2023年多 国现货市场负电价小时数再创新高，德国、英国全年负电价时长达300h、214h。 2）各国补贴已逐步退坡，其中德国由固定上网电价（固定补贴）转向竞价招 标制度，英国2017年起以差价合约（投标固定履约价格）为主。3）与美国 类似，欧洲绿电PPA交易规模逐年提升，2024Q1欧洲P25购电协议（PPA） 报价约81欧元/MWh ；其作为10-20年长期购电协议，除固定价格外，亦对 售电量（物理PPA通常要求售电曲线）、违约责任等作出规定，风光机组出力 不足时应从现货市场中购电交付，故综合能源或含备用容量的发电企业更具 优势。此外，欧盟绿证GO于各成员国、挪威、瑞士等28个国家获认证且可 跨境交易，核销量2019-2021年CAGR+13%；其中挪威/瑞典/荷兰为主要供 给国，德国/意大利/荷兰为主要需求国，绿证价格2023年逐步趋稳至5-6欧 元/兆瓦时，进口国（例如德国获补贴项目不能申请GO，故供小于求）价格 整体较出口国高 。