2024年绿电行业专题报告：利多因素量变引发质变，看多绿电板块

1. 从理论出发：如何给绿电公司估值

新能源运营商的商业模式非常简单，从估值的角度看，如果收益率确定，新能源单个 项目的本质就是一次性资本支出，陆续收回成本和收益的过程。然后站在公司层面，公司 再将存量项目赚取的现金流，一部分用于分红，另一部分用于投资新的项目，实现企业价 值的滚动增厚。项目和公司的理论估值可通过资本金 IRR、折现率、项目期限和分红率确定。

1.1 从 IRR 模型拆解看再投资价值增厚的来源

首先以一个极简的单项目 DCF 模型说明（方便起见，数值采用模板化数值）：假设某 项目的初始投资金额为 100 元，项目期限 5 年，每年获得净现金流入 30 元，使用年金公 式可以算出该项目内部收益率 IRR 的 15.24%，内部收益率只与项目本身的现金流有关。 但是在计算项目估值时，我们需要引入一个新的参数，即折现率，折现率的本质是外 部收益率，即外部投资者要求的必要收益率，与估值时点的市场环境、利率环境和风险偏 好有关。该案例假设为 10%，则项目的净现值为 13.72 元，投产后项目价值为 113.72 元。

为了更清楚的展现出内部收益率 IRR、折现率与项目价值增厚的关系，我们将该过程 拆解：采用摊余成本法处理，将项目未来 5 年的现金流分解成等价的 5 笔单独投资，视为 第 0 年投资 100 元，第 1 年按照 15.24%的收益率获得 115.24 元，取走 30 元，将剩余 85.24 元进行第二次投资，收益率维持 15.24%，然后以此类推，第五年末项目价值摊到 0。 定义每一期的经济增加值 EVA（economic value added）=（内部收益率-必要收益 率）*每期投资本金。经济增加值的数学内涵就是每一期资本金的实际收益减去机会成本后 的净收益。我们将每一期的经济增加值，按照必要收益率折现到第 0 年的时点。

1.2 构建绿电滚雪球模型 联动 DCF 计算 PB 估值锚

对于更真实的绿电运营，绿电公司的基本模式即存量项目产生现金流，一部分资金用 于分红，富余资金用于投资新的项目，只要资本金 IRR 大于折现率，即可实现企业价值的 滚动增厚。因此，资本金 IRR、折现率以及分红比例（项目拓展速度）是决定公司价值的 核心因素。 在标准模型中，我们以风电为例，假设基期项目为 5500 元/千瓦初始总投资，30%资 本金比例，调节电价、利用小时数等参数，使得项目的资本金 IRR 为 8%（即 8%的资本金 IRR 为原始输入参数，在该资本金 IRR 下，初始投资成本、电价、利用小时数的组合不唯 一，但是对估值的影响很小）。 假设绿电公司每年分红金额保持在净利润的 40%（以净利润为基数而非权益现金流为 基数），使用富余权益现金作为资本金进行再投资，新项目保持 70%资产负债率（资本金 比例 30%），增量项目盈利能力与存量项目相同，自我增殖 20 年后不再扩张。

项目 IRR 测算年限为 20 年。但是考虑到可行性分析年限通常较为保守，风电光伏实际 使用寿命更长，考虑延寿后，真实 IRR 可能更高。我们分别采用 20 年和 25 年实际使用寿 命进行 DCF 折现，将未来 40 或 45 年（滚动 20 次+寿命 20 或 25 年）分红折现值加总， 再除以初始投资成本，即可得到绿电公司在理想状态下的合理 PB。 我们以标准模型进行敏感性分析，可以看到，绿电公司合理 PB 对 IRR 和折现率的敏感 度极高。或者说，IRR 与折现率的差值才是绿电公司估值最具决定性的因素。

我们分析以上两张表格揭示了绿电板块近年来估值大幅波动的原因。由于上述标准模 型中引入了很多理想化假设，如增量项目与存量项目 IRR 相同，分红率、资产负债率保持 不变等，因此相比 PB 的绝对值，PB 的边际变化更有意义。 表面上看，资本金 IRR 与折现率是两个独立参数，但是实际上两者具有一定的相关性。 从金融学原理上看，对于权益资产，折现率最主要的影响因素是风险溢价。当绿电行业基 本面确定性强时（如双碳战略初期的政策鼓励、补贴回收顺畅、消纳压力较小、电价预期 稳定等），绿电再投资的资本金 IRR 预期相对较高，此时的风险溢价也可以相对较低，绿 电的估值水平整体向表格的右上角移动。 但是从 2022 年开始，随着补贴拖欠、消纳压力增大、央地博弈加剧等因素影响，再投 资回报率 IRR 预期下降的同时，风险溢价同步上升，使得 IRR 与折现率“双向奔赴”，两 者差值的收缩幅度，显著大于 IRR 自身的变化。在这种情况下，再投资时间和空间的乘数 作用非常有限，绿电的估值水平向表格的左下角移动。 从敏感性分析中可以看出，在这种“滚雪球”模式下，绿电公司估值的扩张和收缩都 非常剧烈。站在当前时点，我们认为绿电行业面临的压力客观存在，但是基本面的变化已 经悄然积累，在流动性宽松、政策纠偏、电力体制改革等诸多利好影响下，绿电 IRR 有望 企稳回升，同时带动折现率下降，绿电行业有望迎来媲美 2020-2022 年的第二波大行情。

2. 复利的力量：2020-2022 年绿电行情复盘

绿电行业迄今为止最大的行情发生在 2020 年下半年至 2022 年初，本章我们对此轮行 情的启动和回落进行复盘，以求寻找经验，作为后续行情的指导。 需要指出的是，我们认为绿电板块 2020 年下半年启动的主要驱动力为新能源平价上 网与双碳战略打开空间，但是 2022 年后的回落是多方面利空共同作用的结果，包括补贴拖欠加剧、消纳压力激增、现货市场中的电价压力、竞价上网乱象等，更多是渐变而非突 变，背后涉及深层次的新型电力系统机制建设、央地权责划分等。

2.1 2020-2021 年的波澜壮阔——确定性溢价

当时港股绿电板块（当时 A 股绿电公司很少，龙头三峡能源和龙源 电力均未上市）主要有两轮行情，分别是以龙源电力 H、大唐新能源等纯绿电公司为代表 的第一波行情，主升浪启动于 2020 年 10 月；以及以华润电力、中国电力等火电转型绿电 公司为代表的第二轮行情，主升浪启动于 2021 年 7 月，滞后前者接近 1 年。

纯绿电行情的启动是双碳承诺的回音，双碳承诺彻底打开绿电市场空间。在双碳承诺 之前，新能源始终是替代能源，市场空间并不确定（不是不够大，而是不确定有多大）。 甚至在一定程度上，我国可再生能源补贴政策可以视为是应对欧美光伏“双反”（反倾销、 反补贴）、扶持国内产业的不得已之举，对于新能源的远期空间，市场难以形成共识。 虽然早在 2006 年，我国就颁布了《可再生能源法》，参考德国建立可再生能源补贴政 策，2007 年开始从终端用户征收可再生能源电费附加，用于补贴新能源发电。但是最初的 征收标准只有 2 厘/千瓦时，2009 年 11 月提高至 4 厘/千瓦时，国内市场规模和支持力度 尚不足以消纳我国新能源产业链的产能，新能源产能（尤其是光伏）仍然主要靠欧美需求。 然而，由于我国光伏产业的快速发展，2011 年 10 月以德国 solarworld 为首的七家 在美企业向美国商务部正式提出针对中国光伏产品的“双反”调查申请，2012 年 5 月美国商务部公布反倾销初裁决定，惩罚税率高达 31.14%-249.96%，随后欧盟跟进。在外部的 严峻冲击下，提升国内新能源需求就成为了拯救我国新能源产业链的必要措施，可再生能 源电费附加征收标准连续两次翻倍，2012 年 1 月提高到 8 厘/千瓦时，2013 年 9 月提高 至 1.5 分/千瓦时（2016 年 1 月提高到 1.9 分/千瓦时，沿用至今）。

当时间来到 2020 年时，双碳承诺给予了新能源运营商至少在量上的极强保障，第一 章中滚雪球模型的复利力量开始显现。2020 年 9 月我国在联合国大会承诺 2030 年实现碳 达峰、2060 年实现碳中和，双碳承诺是我国能源行业发展历史上划时代的时间。至此，新 能源的市场空间就变得非常清晰，实现碳中和就是要尽可能地减少化石能源消费量，增加 非化石能源消费量，但是非化石能源（水风光核）最主要的利用方式就是发电，因此低碳 转型的路径可以简化为“电力行业脱碳，其他行业全部改用电”。 2020 年我国电能占终端能源消费量的比例不足 30%（其他都是直接作为燃料的煤油 气），市场普遍预计碳中和时电能占比要提高到 90%，是 2020 年的 3 倍。2020 年我国新 能源占总发电量的比例只有 10%，预计碳中和时要提高到 60-70%，是 2020 年的 6-7 倍。 两个数一乘，我国新能源发电量就是约 20 倍的增长空间。 而且，只要碳中和的目标明确，在现有技术条件下，新能源在量上的空间就是一个纯 粹的数学问题，这个问题时至今日也鲜有质疑。而彼时新能源的收益率也较为稳定，市场 对收益率的稳定性进行线性外推，于是不难得出，新能源就是能源领域最确定的成长赛道。

除了双碳承诺外，另一个催化剂是新能源平价时代的到来。在补贴时代，我国新能源 电价呈逐年退坡态势，2021 年起所有新增陆上风电和集中式光伏平价上网，2022 年起所 有新增海上风电平价上网。由于 2016 年之后我国可再生能源基金缺口扩大，补贴拖欠严重， 因此市场当时普遍视新增项目平价上网为利好。平价上网对股价的影响通过现金流量表实 现，具体分为增量机组和存量机组两部分： 对于增量机组，平价上网顾名思义，没有补贴就自然不存在补贴拖欠问题，在合理的 利润率下，现金流直接与净利润匹配，长坡厚雪赛道打开估值空间。 但是对于绿电公司短期业绩以及现有现金流量表而言，存量机组更为重要。在补贴时 代，由于可再生能源电价附加征收不力，不仅历史拖欠的补贴无法收回，每年新增的补贴 金额都大于收到的电价附加，因此存量补贴收回就变得遥遥无期，在港股市场，相当部分 的投资者直接不给补贴部分的收入估值。但是随着平价上网临近，新增项目不再需要补贴， 因此每年需要补贴的项目总盘不再增长，只要每年全社会用电量还在增长，存量的拖欠补 贴终究会迎来“曙光”，市场开始给补贴部分估值。 在上述两大因素中，很显然，双碳承诺起的绝大部分作用。从龙源电力港股的 PB 估值 来看，纯绿电公司的股价启动时点与双碳承诺时点基本重合。龙源电力港股 PB 在 2021 年底最高达到 2.5 倍，可以理解为确定性和复利的力量。参考第一章的理想模型计算，考 虑延寿 5 年，通过股价倒算，可以认为市场预期的绿电资本金 IRR 至少要高于折现率 3 个 百分点（如资本金 IRR 9%，折现率 6%；或资本金 IRR 8%，折现率 5%）。

相比之下，以华润电力为代表的火电转型公司股价启动时点则相对滞后，需要等到 2021 年 7 月。我们分析主要原因在于，从存量装机规模来看，当时华润电力、中国电力等 公司仍被视为火电公司，在双碳战略催化下，利好程度没有龙源电力等纯绿电公司直观； 另一方面在于当时海外投资者普遍关注 ESG 标准，部分机构将火电公司列入“禁投名单”。 当时间来看 2021 年 7 月时，龙源等纯绿电公司已经将估值空间彻底打开，叠加华润 电力 2021 年 8 月 20 日发布中报，新能源板块核心利润达到 44.65 亿港币，大超市场预期， 而火电板块核心利润只有 8.12 亿港币，从利润口径来看，华润电力已然是一家绿电公司， 中报成为华润电力股价上涨的进一步驱动力。随后 2021 年 10 月，中国电力举办“建设世 界一流低碳企业发展论坛暨中国电力新战略发布会”，提出 2025 年可再生能源装机占比不 低于 90%，火电转型公司凭借本身的低估值，接棒纯绿电公司进入舞台中央。

2.2 2022 年后的巨幅回调——不确定性折价

然而，绿电板块相比上涨时的酣畅淋漓，2022 年之后的下跌过程则是诸多利空积累的 结果。不过，对比龙源电力与恒生中国企业指数，至少在 2022 年 7 月之前，龙源电力并 没有跑输指数，2022 年 7 月之前的震荡下跌主要受指数整体影响。 2022 年 7 月下跌的导火索是福建海风超低价中标1以及山西光伏现货市场乱象2，引发 市场对新能源中长期回报率的担忧。两个事件看似彼此孤立，但是风起于青萍之末，2021 年新能源平价上网以来，新能源竞价基准直接对标当地煤电基准电价，部分省份煤电基准 电价过低，导致新能源回报率不及预期；同时，新能源调峰储能成本难以传导，火电参与 调峰也难以获得收益，在弃风弃光率抬头压力下，多省增加新能源强制配置储能要求，进 一步增加新能源成本。在 2021-2022 年上半年市场乐观情绪下，上述利空并未在股价中反 映，直到 7 月福建海风和山西现货市场新闻将长时间积累的利空集中引爆，引发股价回调。 另一个导火索是由于补贴长期拖欠，市场担心国家补贴核查政策严格，或导致大量存 量补贴作废，对新能源运营行业造成潜在冲击。

虽然随后福建海风最低价中标被取消、山西现货市场规则多次修改，政策方向整体有 利于新能源运营商，但是市场对新能源中长期回报率的信心仍未修复。 结合第一章中绿电估值理论的探讨，我们分析核心原因是消纳率压力、电价压力等超 预期利空影响下，市场下修了绿电中长期回报率预期，甚至由于收益率的不稳定性加大， 上调了模型中的折现率，IRR 与折现率的差值收窄，导致绿电行业的复利增长被严重削弱。 叠加A+H市场连续近3年的低迷，市场整体风险偏好偏低，导致市场空间的期权价值降低， 龙源电力港股 PB 一度跌回双碳承诺之前。 至于绿电中长期收益率预期下修，则是硬件建设不同步、机制改革滞后等诸多因素的 共同结果。一个显而易见的解释是，新能源发电的随机性和波动性较大，势必需要其他电 源、电网设施予以配合解决消纳问题。随着新能源装机比例越来越高，新能源短时间内过 剩概率越来越大，于是导致弃风弃光愈演愈烈。由于配套设施建设相对滞后，为了解决消 纳，我国推出的电力现货市场却反过来影响了新能源的电价，新能源企业收入又受到了压 制，从而产生恶性循环。

更深层的原因有两个，一是与电力行业改革进程如影随形的央地博弈。2021 年由于是 平价初年，彼时新能源项目回报率亮眼，叠加碳中和的宏大背景，央企积极争抢绿电资源， 地方政府通过市场化交易等，推动新能源运营商持续降电价、让利实体，地方利益与中央 利益并不一致。与此同时，与电源侧相比，电网建设需要协调的资源显著更多，不仅包括 送出和送入省份，还涉及途经省份的土地、环评、安检等部门，途经省份由于没有直接好 处，“大干快上”的动力不足，电源、电网建设进度不一导致消纳问题加剧。 二是碳-电市场机制建设不同步导致绿电的环境价值难以体现。从新型电力系统可持续 发展的视角来看，当前新能源困境的根源是机制缺位，或者说电力体制改革不同步带来的。 新能源的最大优势、甚至唯一优势是没有碳排放，因此新能源需要获得环境价值溢价，在 没有环境价值的情况下，常规的电力交易机制均无法弥补新能源的时间价值劣势。自从 2021 年 6 月提出建立全国性碳市场后，至今碳市场建设进度严重滞后，核心原因是确权困 难与交易成本高企，绿电的环境价值体现不足，制约了全社会的绿电需求。

3. 为什么我们认为当前绿电机遇大于风险

简而言之，我国绿电行情当前面临的困境是诸多因素的耦合结果，然而，我们认为从 建设全国统一电力市场的视角来看，所谓央地博弈，不利于电力要素在全国的最优配置， 不利于新能源行业行稳致远。随着电改持续深化，打破省间壁垒，规范各地电力交易政策， 央企新能源开发商与地方政府有望重回良性互动状态。7 月以来，能耗双控、碳市场等政策 进展迅速，相关政策缺位正在迅速补齐，制约绿电中长期收益率绝对值与稳定性的因素逐 步解除，我们分析绿电板块在经历接近 3 年的蛰伏后，有望重新进入上行趋势。

3.1 边际变化一：电源建设从冲锋式开发逐步回归理性

国资委呼吁新能源发展从规模扩张向专业化、集约化发展转变，预计未来运营端将转 向“降增速、保收益”，有望带来消纳问题以及现货市场电价压力缓解，进而带动运营端 回报率提升。2023 年初国资委副主任讲话强调新能源发展要从规模扩张向专业化、集约化 转变，央企要形成“一盘棋”，未来新能源业务将逐步向新能源主业企业和优势企业集中。 2023 年 2 月国务院国资委要求中央企业进一步聚焦主责主业，有望避免非电力央企过度跨 界投资，带来新能源行业无序竞争，“只求规模、不求利润”。

央企新能源发展更加注重质量，关注相关措辞发生较大变化，2025 年乃至十五五期间 或大幅降速。2024 年 9 月 19 日大唐集团党组书记邹磊主持召开党组会议，强调要坚持绿 色发展，重点抓好新能源大基地平稳开发和传统煤电水电改造和设备更新，推进风光一体 化开发重大战略性新兴产业，因地制宜发展新质生产力。 关键词变成“平稳开发”而非“积极推进”，同时考虑到五大发电集团“十四五”新 能源规划完成进度较高，未来建设或大幅降速。

3.2 边际变化二：电价政策酝酿纠偏 广西试点值得关注

目前我国已经意识到，在消纳以及绿电的环境价值等问题解决之前，现货市场建设过 快不利于稳定绿电预期，政府授权合约模式有望护航电价。在国际上，政府授权差价合约 是一种行之有效的保护新能源电价措施，2023 年底，广西省发改委在《2024 年广西电力 市场交易实施方案》中提出集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约机制，成为我国 首个实行该机制的省份。新能源企业市场化部分收益将由合约电量（即政府授权合约电量）、 合约价格（2024 年合约价格为 0.38 元/kWh）、对标价格（标的月各时段批发交易用户市 场交易计划加权平均价格）决定。 简而言之：当市场化交易价格大于合约价格时，要向新能源场站回收超过 0.38 元/kWh 部分的电价，且该场站越接近市场均价，回收数额越低（即结算电价越高）。当市场化交 易价格小于合约价格时，此时要向新能源场站补贴低于 0.38 元/kWh 部分的电价，且该场 站越接近市场均价，补贴数额越高（即结算电价越高）。

总的来看，由于目前我国电力市场仍然主要靠火电定价，因此政府授权合约的核心目 的是给新能源一个合理的“标准电价“，使得市场价较高时避免新能源获得过高的超额收 益，市场价较低时避免新能源过度亏损。此政策与非市场化的”标杆电价“区别在于，最 终回收或补贴的力度仍然与电力市场的交易结果相关，这样既可以限定新能源的电价范围、 又可以相对保证电力市场交易的完整性。 考虑到各省电力供需格局差异，新能源消纳能力差异以及当地综合发电成本差异，我 们预计广西省率先试点的新能源电价政府授权合约，或有望在全国范围内推广，具体合约 电价以及执行方案或有所差异。但是可以明确的是，如果政府授权合约将对新能源收益率进行兜底，将成为推动新能源健康发展的有利途径。政府授权合约的本质是用行政手段赋 予新能源隐性碳价格，在碳市场建立之前对新能源保驾护航。

3.3 边际变化三：碳市场与能源双控相关进展迅速

从不认可绿证到全面认可绿证，2024 年 7 月以来相关文件措辞出现实质性变化，绿电 的环境价值有望逐步释放。从欧美经验来看，建设碳市场（能耗双控等机制也可以视为隐 性碳市场），实现碳-电市场协同，通过收紧免费配额提高全社会绿电需求，是赋予电力环 境价值，提高绿电收益率的有效手段。然而，从国内外实践来看，碳市场的建设难度远远 高于现货市场，因为现货市场交易的标的仍然是电力，不需要确权；而碳市场的交易标的 是碳排放权，确权流程复杂且需要极高的交易成本，涉及碳排放权的核算、分配、豁免、 抵扣、交易以及事后监管。 虽然我国在多个文件中强调绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定 可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，但是生态环境部 2023 年 10 月文件不认可绿证， 是制约绿电环境价值释放的重要因素。在生态环境部 2023 年 10 月发布的文件中，“通过 市场化交易购入使用非化石能源电力的企业，对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子 进行计算”，也就是说，该版本文件不认可绿证对碳排放量的抵扣机制，无论是否购入非 化石能源电力，计算碳排放量时，均要按照全国电网平均水平计算，导致绿证与碳市场无 法衔接，绿证缺乏内在需求，严重制约绿电的环境价值释放。

2024 年 7 月以来相关进展迅速，多处细节有实质性变化。在碳市场完全建立之前，我国仍然采用能耗双控和可再生能源消纳责任权重机制，通过行政手段提升新能源需求，相 当于赋予绿证隐性碳价格。但是由于考核对象多为省级政府，不考核具体企业，具体企业 购买绿电/绿证并不能使自己直接受益，存在收益成本不匹配问题，进而缺乏购买动力。 内蒙古自治区发改委 2024 年 7 月 17 日发文，拟实施存量高耗能企业可再生能源电力 强制消费机制。我们分析此次内蒙古要求高耗能产业强制消纳一定绿电，最值得关注的点 有两个，其一是将消纳责任分解到具体企业，也就是实现市场化交易中最重要的部分—— 确权。在权责统一、收益成本匹配的情况下，高耗能企业将更有动力购买绿电、绿证。 其二是提出实行以物理电量为基础、绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。 明确绿证的作用，做到“证-电分离”交易，将打破绿电交易的物理限制，该文件与生态环 境部文件有本质区别，如果全国推广，将显著提升绿证价值。

8 月 2 日国家发改委、能源局下发《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有 关事项的通知》，包括：1）2024 年、2025 年，各省可再生能源电力和非水可再生能源电 力消纳责任权重；2）2024 年、2025 年电解铝行业绿电消费比例。 我们分析该文件值得注意的有两点：1）消纳责任权重空前提高。2024 年消纳责任权 重不仅远远高于 2023 年权重，同时远远高于 2023 年提出的 2024 年预期值；2025 年消 纳责任权重预期值在 2024 年版本上进一步提高；2）首次针对特定行业（电解铝）提出了 可再生能源消纳责任权重。提出确定电解铝行业企业清单，以持有的绿证核算完成情况。 该文件不仅与此前生态环境部文件有本质差别，而且相比内蒙古政策提出实行以物理 电量为基础、绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策，全国性文件突破明显，强调了以绿证为基础，真正做到了“证-电分离”交易，打破绿电交易的物理限制。 9 月 13 日，《能源法》（草案二次审议稿）开始公开征求意见。相比于 4 月的初审稿， 我们总结主要变化体现在如下方面： 二审稿第五条强调：国家建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控，全 面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。初审稿相关表述为：国家优化 能源消耗总量和强度调控,推动能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控转变。

如果此条最终落实，则从法律层面规定我国将来会实行碳排放双控体系，结合 7 月 30 日国务院办公厅印发的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》： （1）十五五期间：实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达 峰碳中和综合评价考核制度，加强重点领域和行业碳排放核算能力，健全重点用能和碳排 放单位管理制度，开展固定资产投资项目碳排放评价，构建符合中国国情的产品碳足迹管 理体系和产品碳标识认证制度，确保如期实现碳达峰目标。 （2）碳达峰后：实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度，建立碳中和 目标评价考核制度，进一步强化对各地区及重点领域、行业、企业的碳排放管控要求，健 全产品碳足迹管理体系，推行产品碳标识认证制度，推动碳排放总量稳中有降。 二审稿第三十三条：国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费 促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。初审稿相关表述：国家建 立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源. 二审稿与初审稿区别在于再一次明确将绿证作为绿色能源消费促进核心机制。对比生 态环境部 2023 年 10 月颁布的《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放 报告与核查工作的通知》不认可绿证，以及 8 月 2 日能源局《关于 2024 年可再生能源电 力消纳责任权重及有关事项的通知》认可绿证，再到 9 月 13 日能源法二审稿，可以看出， 绿证在绿色消费促进机制中的地位逐渐加强，且有望在法律层面予以确认，有望促进绿电 环境价值体现，利好绿电运营商长期发展。

3.4 边际变化四：补贴发放有望加速 缓解资金压力

补贴拖欠是影响绿电估值的核心因素之一，2022 年开启补贴项目全面核查并发放大量 补贴，在新一轮财政政策预期下，绿电补贴发放有望成为经济刺激抓手。2022 年 3 月，国 家发改委、财政部、国家能源局下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》， 开启全面核查，核查主要围绕六方面展开：合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环保。 2022 年 10 月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目 清单的公告》，第一批合规项目共计 7344 个，2023 年绿电公司补贴回收进展明显加速。

2022 年 8 月，国家发改委、财政部、国务院国资委《关于授权设立北京、广州可再生 能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》。国家电网和南方 电网将成立二级公司进行专项融资，解决可再生能源补贴年度增量缺口；在财政拨款基础 上，补贴资金缺口按照市场化原则专项融资，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中 列支。截至目前，第二批补贴核查持续推进，补贴核查有助于确定存量项目补贴资金规模， 并陆续兑现合规项目历史拖欠补贴。 预计补贴发放将极大缓解绿电公司现金流压力，提升潜在分红能力。但是对于港股公 司，我们分析补贴发放最大的意义不在于通过节约财务费用提升 EPS，而在于打消海外投 资者对补贴作废的担忧，当前绿电板块 AH 价差显著高于两地市场整体价差，我们分析其 中一个重要原因即海外投资者担心补贴作废，部分公司应收账款余额已超过市值。

编辑：火腿肠