国内绿电入市前后及绿色市场建设如何？

绿电入市进程加快，绿证需求侧弱支撑下环境溢价有待释放。

1.入市前：风光补贴逐步退坡，2021 年起进入平价时代

我国早期以定额补贴全额收购绿电。为促进国内风光装机规模化发展，2007年国家发改委发布《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》规定可再生能源电量全额并网；分别于 2009 年和 2013 年对陆风和光伏依据资源禀赋划分资源区并设置标杆电价，于 2015 年明确近海、潮间带海风上网电价。自此，国家对标杆电价与燃煤基准电价的差额进行补贴（按 20 年期限或全生命周期合理利用小时数），以保障绿电发电企业盈利。补贴资金源于可再生能源发展基金，由国家财政专项资金和向电力用户征收的可再生能源电价附加收入构成。

伴随装机量提升、技术成本下降，我国绿电补贴逐年退坡，于2021 年步入平价时代。一方面，随着风光上网电量规模不断增加，尽管可再生能源附加征收标准自2012 年 0.008 元/度（非居民用电）逐步上调至 2016 年0.019 元/度，因绿电电量增速远高于售电量增速，可再生能源发展基金出现资金缺口，2020 年绿电“抢装潮”后当年底补贴缺口突破 3000 亿元，2021 年补贴拖欠规模扩大至约4000亿元。另一方面，随着绿电技术进步，风光度电成本均迅速下降，2011-2022 年分别下降0.35、1.61 元/千瓦时。考虑到项目合理收益水平，我国风光补贴逐年退坡，陆风、光伏项目于 2021 年起、海风项目于 2022 年起平价上网（电价按各地燃煤基准电价）。

补贴阶段，由于绿电享受“全额保障性收购”制度与“保量保价”政策，盈利稳定性相对较高，主要风险为补贴款回收。

2.入市后：保障性收购规模缩减，市场化交易为大势所趋

目前绿电通过保障性收购和市场化交易两种方式消纳。2024 年3 月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，明确可再生能源上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。1）保障性收购，政府对保障性利用小数以内的电量以标杆电价“保量保价”收购；2）市场化交易，收益结构为电能量价格+环境价值-消纳成本。绿电参与市场化交易包括常规市场化交易和绿电市场化交易，前者与常规电力同台竞价实现电能量价值，并以绿证实现环境价值，后者为仅供绿电参与的具有环境溢价的交易方式，可同步兑现电能量与环境价值。

其中，关于存量补贴绿电项目，根据《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，可统一参加绿电或绿证交易；绿电交易溢价等额冲抵补贴（可优先兑付冲抵后剩余补贴）或归国家所有（超出补贴部分）；若放弃补贴则全部收益归发电企业所有。故当溢价超过补贴金额且收益相对稳定时，运营商才存在放弃补贴参与绿电交易的可能性。

保障性收购电量以标杆电价全额结算，份额逐年减少。2016 年，为有效缓解弃光弃风现象，国家发改委发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对各类资源区设置最低保障性收购小时数并要求地方政府对保障性收购电量以标杆电价全额结算。随着绿电并网增加以及成本下降，各省对保障性收购小时进行调整，总体呈现下降趋势。以新疆优先发电计划为例，2024 年风光保障性收购小时同比下降 270、420h，较 2016 年规定 I 类资源区最低保障性收购小时数已下调 570、700h。

推动新能源上网电量全面入市。随着各省保障性利用小时数下降，我国绿电市场化交易规模稳步提升。2022 年新能源市场化交易电量为3465 亿千瓦时，占绿电总发电量 38.4%，2023 年交易规模升至 6845 亿千瓦时、同比+97.5%，占绿电总发电量 47.3%、同比+8.9pct。2022 年 1 月国家发改委、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，2030 年实现新能源全面参与市场交易。

风光出力特性导致其市场化电价面临折价且存消纳风险。用电低谷通常出现于后半夜和午后，而前者为风电出力较强时段、后者为光伏大发时段，供需错配导致极端情况下绿电大幅折价且面临弃电率上升的风险。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 年多数省份新能源电价政策亦整体呈现降价趋势。尽管个别地区推出政府授权合约机制（如广西省）以稳定市场化电量电价（低于原燃煤基准价），但我们认为其为市场化的过渡政策，伴随风光入市比例增加和现货市场完善，综合电价进一步下行概率较大。此外，我国部分省区弃风、弃光率明显上升，如河南省、甘肃省2023 年弃风、弃光率同比+1.4、+3.2pct；2024 年 2 月全国弃风、弃光率均超6%。

辅助服务旨在平衡电力实时供需偏差，如绿电高发叠加用电低迷时段，通过火电降低出力等方式帮助风光上网消纳，故绿电作为主要受益方，按照“谁受益、谁承担”原则分摊相应系统费用。早期我国辅助服务需求较低，费用仅在发电企业内部分摊；随着绿电并网量提升，市场规模明显扩大（据国家能源局数据，2023H1为 278 亿元），但由于多数地区电力市场成熟度欠缺，费用未充分向用户侧传导，2024 年 2 月发改委明确现货市场未连续运行地区不向用户侧收取辅助服务费用，风光系统性成本压力仍然较大。此外，各细分市场定价机制逐步完善，如规定调峰价格上限不高于平价绿电上网电价，且随着现货市场建立，用户侧有望更加有效地参与费用分摊。

3.绿色市场：需求侧支撑较弱，盈利矛盾待政策完善

我国风光环境价值主要通过绿电交易溢价、绿证价格和碳市场价格实现。整体而言，与欧美国家对比，国内绿色市场建设仍有待完善，消费侧实际用电主体的强制考核指标需进一步明确。目前国内绿电环境溢价约2-3 分/千瓦时，较欧美国家偏低。

绿证成交规模持续扩张。我国自 2017 年起建立绿证交易体系，并于同年7月启动认购交易，但早期绿证主要定位为填补补贴退坡后绿电价格缺口，定价较高，导致市场积极性受挫。绿电平价上网后，低价绿证的供应为市场注入活力，2022 年无补贴绿证成交量大幅增长至384.60 万张。2023 年8月我国对绿证核发覆盖范围进一步扩大，绿证交易规模持续扩张，至2023年12月 13 日，国家电网绿证累计交易量已达到 2317 万张（截至2022 年底，全国累计交易绿证数量仅 1031 万张）。 绿证成交均价中枢小幅下行，2024 年 3 月成交价格约0.023 元/度。2021年我国风光无补贴绿证成交均价分别为 50.0、50.2 元/张，2023 年1-7 月成交均价分别降至 41.6、42.4 元/张。2023 年 8 月在绿证供给量扩大的背景下，绿证价格延续下滑趋势（例如广东省 2024 年度绿证成交均价为10.38 元/张，同比下降 51.1%）。据中国绿色电力证书认购交易平台公布数据，2024 年3 月挂牌交易成交价均价约 23 元/张，即 0.023 元/度。

企业消费积极性低为绿证价格低迷的主要原因。一方面，我国绿证消费以责任消纳与企业自愿参与为主，尽管可再生能源电力消纳责任权重对各省做出量化规定，但实际运行中存在责任指标松紧不一、责任未通过市场交易充分落实至用电侧、对市场主体考核惩罚措施缺失等问题，导致绿证购买积极性不足。另一方面，中国绿证与国际绿证的互认机制、电碳市场衔接尚未充分落实，企业所购买绿证通用性受限，影响外贸企业等用户的购买意愿。

绿电交易量提升，但仍仅较小比例电量参与。根据中电联数据，2023年全国绿电省内交易电量累计达 430.6 亿千瓦时，同比增加181.2 亿千瓦时，同比+72.65%；2024 年 1-2 月交易量达 129.7 亿千瓦时，同比增加96.6 亿千瓦时，同比+291.84%。但由于绿电交易主要以用电侧自愿认购为主，且证电合一受电力传输容量和电力市场交易机制约束，2023 年其交易规模占绿电发电量占比仅约 3.90%。

绿电交易成交价中包含环境价值，溢价保持 0.02 元/度以上。在我国2021年9 月首次启动的绿色电力交易中，17 省份交易电量达到79.35 亿千瓦时，绿电溢价约 0.03-0.05 元/千瓦时。广东、江苏等地后续电力中长期交易中可持续观测到此类溢价出现，2023、2024年广东省绿电长协交易溢价分别为0.088、0.023 元/千瓦时（包括绿电成交电价高于燃煤基准电价部分以及绿色环境价值成交价，下同），但广东受电能量价格调整的影响，至2024 年4 月，绿电交易溢价为 0.020 元/千瓦时。

CCER 市场重启月余，目前对应环境收益略高于0.03 元/度。自2017年3月发改委暂缓 CCER 项目备案以来，仅有存量 CCER 交易；2024 年1月22日于北京重启。根据复旦大学可持续发展研究中心碳价指数，2023 年期间我国CCER 价格走势有所分化，价格较高的北上广CCER 成交价格走低，而价格较低的其余地区 CCER 成交价格上升，市场价差缩减。至2024 年3月，全国范围 CCER 中间价格为 65.43 元/吨，若以1MWh 电量=0.5703t 二氧化碳=0.5703CCER 折算，约带来 0.037 元/千瓦时的环境价值。