1、市场表现回顾：电力指数跑赢大盘
1.1 电力指数跑赢大盘
2023 年年初至 11 月 7 日，沪深 300 指数涨跌幅-6.51%，申万公用事业指数涨跌幅-2.34%，跑赢 沪深 300 指数，在 31 个申万一级行业中位列第 12 位。其中电力指数涨跌幅-2.89%。
1.2 传统能源与新能源表现分化：水>火>风>光
电力子板块中，2023 年年初至 11 月 7 日，申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数 涨跌幅分别为-6.87%、+7.05%、-21.67%、-19.48%。
分板块来看，火电板块，受 22 年电价上涨政策的延续及 23 年煤价整体下跌影响，收入、成本双 端均有明显改善，随着一季报业绩反转得到验证，尤其是煤价自 3 月起的持续下跌，上半年火电 板块迎来一波较大幅度上涨。三季度，受到进口煤冲击，煤价出现反弹。另一方面，夏季高温持 续时间相对较短，电力需求增长放缓，以及来水情况好转水电出力明显上升，三季度火电发电量 受到影响，再加上市场对煤价继续上升的担忧在一定程度上压制了火电标的的表现。年初至 11 月 7 日，涨幅前五的个股为：通宝能源（+57.17%）、皖能电力（+36.37%）、浙能电力 （+25.50%）、天富能源（+21.62%）、江苏国信（+16.30%）；跌幅前五的个股为：陕西能源 （-37.76%）、宝新能源（-25.69%）、华银电力（-18.62%）、华电能源（-17.16%）、华电国 际（-14.44%）。
水电板块，受异常气候以及去年同期相对较高的来水基数影响，上半年水电来水量同比降幅较大， 水电发电量显著下滑，水电标的阶段业绩受损，但得益于新增产能的投产以及水电资源的稀缺性 属性受到市场广泛认可，水电板块上半年表现较好。7 月开始，来水情况大幅改善，尤其是进入 主汛期后，大部分流域来水量同比大幅增长，Q3 水电标的业绩超预期，弥补了上半年的亏损，股 价表现相对平稳。年初至 11 月 7 日，涨幅前三的个股为：华能水电（+20.95%）、川投能源 （+20.58%）、国投电力（+13.59%）；跌幅前三的个股为：湖南发展（-24.31%）、韶能股份 （-8.09%）、闽东电力（-6.47%）。 风电、光伏发电板块， 产业发展维持强劲，装机及发电量均保持较高增速，板块标的业绩保持增 长，但受整体市场风格影响，其成长属性溢价有所折损。风电方面 1Q23 国内新增装机重回增长 轨道，但在全面平价上网背景下，各环节降本效果有差异，产业链整体盈利能力依旧承压。年初 至 11 月 7 日风电板块涨幅最大的个股为：龙源电力（+13.07%）；跌幅前三的个股为：川能动力 （34.47%）、立新能源（-23.23%）、广宇发展（-16.54%）。光伏发电方面，随着 4Q22 硅料 产能快速释放，供给增加产能过剩，硅料价格迅速下降。硅料降价向中下游硅片、电池片及组件 等环节传导，叠加中下游环节近两年扩产速度较快，已经超过实际光伏装机需求，光伏产业链盈 利能力依旧承压。年初至 11 月 7 日光伏发电板块涨幅前二的个股为：东旭蓝天（+9.54%）、珈 伟新能（+7.25%）；跌幅前三的个股为：晶科科技（-33.14%）、京运通（-28.46%）、聆达股 份（-25.45%）。
2、预计 2024 年全社会用电量增速 6%左右
2022年全社会用电量8.63万亿千瓦时，同比增长3.9%，其中第二产业用电量同比增长仅为1.4%。 2023 年国内经济活动快速恢复，前三季度全社会用电量 6.86 万亿千瓦时，同比增幅扩大至 5.8%， 其中第二产业用电量同比增长恢复至 5.6%。
我们使用月度电量比例法对 2023 年四季度（10-12 月）的全社会用电量进行预测。基于近五年 （2017-2022 年）数据，在中性假设下，我们预计：（1）情景一，2023 年第四季度用电量占前 三季度用电量的比例为 34.07%；（2）情景二，2023 年第四季度用电量占全年用电量的比例为 24.95%。弹性预测结果显示，在悲观、中性、乐观的假设下，2023 年全年用电量增速分别为 5.2%、6.3%、7.4%。
展望 2024 年我们结合往年分产业用电量复合增速以及 23 年前 9 个月实际增速，对分产业用电量 进行预测。 第一产业方面，2020 年以来，随着乡村振兴战略的逐步推进，农村电网升级改造进程加快，电气 化水平持续提高，尤其是在农光互补、渔光互补、林光互补等模式的应用和推广带动下，第一产 业用电量自 2020 年至 2022 年期间增速保持在 10%以上，23 年前 9 个月也达到了 13.7%，基本 符合我们此前预期。24 年预计保持较高增速，我们以近 3 年第一产业用电量的复合增速（13.6%） 作为 2024 年增速的中性预期。 第二产业方面，23 年以来经济社会全面恢复常态化运行，宏观政策靠前协同发力，需求收缩、供 给冲击、预期转弱三重压力得到缓解，经济增长好于预期，市场需求逐步恢复，经济发展呈现回 升向好态势，经济运行实现良好开局。但是当前我国经济运行好转主要是恢复性的，内生动力还 不强，需求稍显不足，经济转型升级面临新的阻力。10 月制造业 PMI 指数录得 49.5%（前值 50.2%），其中生产和新订单 PMI 分别为 50.9%、49.5%（前值分别为 52.7%、50.5%），均在 枯荣线附近，但较二季度相比有明显改善。23 年前 9 个月第二产业用电量同比增速已经恢复至 5.6%，由于去年三、四季度基数相对较低，24年继续保持高速增长的可能性较大。综合上述因素， 我们以近 3 年第二产业用电量的复合增速（4.9%）为基准上浮 1%，作为 2024 年第二产业用电量 增速的中性预期。
第三产业方面，自 22 年年底以来，国务院逐步颁布了优化疫情防控措施，23 年 1 月从国内游到 跨境游， 文旅出行逐步解禁，多地颁发促消费政策，消费者信心低位回升， 餐饮、文旅等服务业 消费复苏态势良好。2023 年 1~9 月第三产业用电量同比增速已经恢复至 10.3%，24 年有望保持 较高增速。考虑到目前我国经济运行情况相对平稳，我们以 23 年前 9 个月第三产业用电量同比增 速（10.3%）上浮 1%作为 2024 年增速的中性预期。 居民方面，2022/2023 年冬季，全国平均气温总体较往年平均气温偏高，前冷后暖起伏大，全国 平均降水量较常年同期偏少，总体相对温和。而 23 年夏季高温持续时间相对较短，在此背景下， 23 年 1~9 月居民用电量增速仅为 1.2%，显著低于近年平均水平。国家气候中心预测称 23/24 年 冬季全国大部气温接近常年同期或偏高。考虑到 22 年居民用电量增长较快，已经达到较高基数， 以及受暖冬影响，居民用电出现大幅增长的可能性偏低，我们以 23 年前 9 个月居民用电量增速 （1.2%）作为 24 年居民用电增速的中性预期。 根据上述情景假设，我们预测在中性情景下，2024 年全社会用电量预计达到 9.74 万亿千瓦时， 较 2023 年同比增长 6.2%。乐观情景下，全社会用电量约 9.85 万亿千瓦时，较 2023 年同比增长 7.4%；悲观情景下，全社会用电量 9.66 万亿千瓦时，较 2023 年同比增长 5.3%。
3、火电：期待容量电价引领价值重估
3.1 火电仍是我国电力供给压舱石，兜底作用不容忽视
截至 2023 年 9 月，全国累计发电装机容量达到 2791GW，其中火电装机容量 1373GW，占比 49.2%，仍是我国最主要的电源种类。
近年来我国大力发展可再生能源发电，以风电、光伏为主的可再生能源发电装机规模增长迅猛， 2023 年 1-9 月，我国新增发电装机容量 227GW，其中风电新增装机 35GW、光伏新增装机 128GW，风电、光伏合计新增装机规模占总新增装机规模的 78%，而火电新增装机为 40GW， 在总新增装机规模中的占比仅为 19%。
虽然火电装机规模占比从 2012 年的 71.4%逐年降低至 2023 年首次低于 50%，但火电在我国电力 供给结构中依然发挥着极其重要的兜底作用。2022 年，全国规模以上发电企业总发电量 8.34 万 亿千瓦时，同比增加 3.7%，其中火电发电量同比增长仅为 1.5%。2023 年 1~9 月，全国规模以上 发电企业总发电量 6.59 万亿千瓦时，同比增加 7.5%，其中火电发电量 4.62 万亿千瓦时，同比涨 幅恢复至 6.1%。2023 年 1~9 月，火电发电量在总发电量中的占比达到 70%，仍是我国电力供给 的压舱石。
尤其是考虑到水电、风电、光伏发电量受气候或自然因素影响较大，具有一定的季节性和波动性， 火电不受天气和季节影响，持续稳定产生电力的特性使其在我国电力供给结构中始终起到兜底作 用。如今年 3-6 月枯水期，水电站来水普遍较往年偏枯，导致水电出力不足，水电发电量在总发 电量中的占比明显下降。同时期，火电发电量在总发电量中的占比较 22 年同期有明显上升，弥补 了水电出力不足，补位发挥了重要的托底保供作用。
3.2 核增产能投产、进口政策宽松，预计电煤供需结构持续改 善
2022 年以来，国务院常务会议多次谈及煤炭，明确要发挥煤炭的主体能源作用，立足我国国情， 应对外部挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目建设。 面对严峻复杂的国际能源形势和较大的国内能源保供压力，能源主管部门优化煤炭生产、项目建 设等核准政策，落实地方稳产保供责任，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。3 月，国家发展改革 委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业 全力挖潜扩能增供，年内再释放产能 3 亿吨以上。据全国能源工作会议披露，2022 年核准煤矿项 目 22 处、建设规模 8000 万吨/年，全国新增煤炭产能超 3 亿吨/年。
核准新增的产能中的大部分在 22-23 两年间达产，据国家统计局及国家海关总署数据显示，2022 年，规模以上企业原煤产量达到 44.86 亿吨，同比增长 11.4%。2023 年以来，保供政策持续发力， 新增产能加速投产，2023 年 1~9 月，规模以上企业原煤产量达到 34.61 亿吨，在 22 年高基数上 继续同比增长 4.18%，单三季度增速已回落至 2.02%，增速已经开始放缓，即将进入相对稳定阶 段。 预计 24 年煤炭产量和下游需求均保持小幅增长，但整体趋于稳定。产量方面，此前一轮保供政策 下的核增产能大部分已经达产，在煤炭供需结构持续改善至基本平衡的环境下，煤炭新增产能或 将减少。尤其是在长协煤比例不断提高的情况下，煤企再投资动力可能不足。煤炭产能的扩增受 到一定程度压制。而存量产能方面，近两年煤炭保供压力已经得到一定程度缓解，再加上安全事 故影响下安监常态化，使产能利用率难以在高位长期保持。 需求方面，在双碳背景下，新能源发电对燃煤发电的持续形成挤压，火电新增装机规模在全部新 增电力装机中的占比持续下降，增量空间较小。另一方面在优先保障可再生能源消纳的情况下， 火电还要额外承担调峰任务，存量火电的煤炭需求增速也可能受到影响。但基于对能源安全的保 障以及减少能源对外依赖的考虑，火电仍是我国最可靠的能源供给，电煤需求仍将保持较强韧性。 供需结构持续改善并趋于平稳。
煤炭进口方面，随着进口政策逐渐放开以及年内进口煤价格的快速回落，进口量大幅增长，2022 年，煤及褐煤进口总量 2.93 亿吨，同比减少 9.4%；2023 年 1~9 月，煤及褐煤进口量达到 3.48 亿吨，同比大幅增长 73.0%。 预计 24 年，国内煤炭进口政策有望维持开放，进口煤对国内产量的短期波动有望形成良好补充， 有利于平抑国内市场煤价格波动。但目前来看海外市场的供需也存在较强的不确定性。欧洲方面 在经历了去年冬天的天然气短缺以及针对俄罗斯的制裁导致能源进口受到影响后，多国延长现役 燃煤电厂的运营或拟重启燃煤电厂以保障电力及能源供应。而欧洲自有的煤炭产能本就十分有限， 这一举措可能导致国际市场的动力煤出口向欧洲方向倾斜，对进口价格造成冲击。
3.3 煤炭全环节库存保持相对高位，煤价中枢下移或将持续
火电发电量增速低于煤炭总供给的增速，煤炭供给相对过剩，主要体现在产业链各环节库存上。 2023 年以来全国国有重点煤矿库存持续上升，至 6 月最高达到 2256.9 万吨，明显高于往年同期 水平。而后进入夏季用电高峰，下游电厂煤炭日耗量增加，补库需求上升，煤矿库存有所下降。 今年以来环渤海港煤炭库存较往年水平也相对较高，至 5 月 31 日达到 3042 万吨，为 2021 年以 来最高水平。6 月起，水电来水情况好转，出力开始反弹，对火电形成了较强的替代作用，下游 电厂煤耗逐渐见顶回落，煤炭需求减弱煤价开始下滑，下游补库动力加强，港口库存进入下行通 道。目前，冬储煤需求开始释放，叠加金九银十传统开工旺季催化，以及煤矿安全检查影响煤炭 产能，煤价开启新一轮反弹周期。煤矿开始去库并加紧向港口调入，港口库存触底反弹持续至今。 煤炭全环节库存保持相对高位，叠加国际煤价持续走低在一定程度上冲击沿海地区煤价，整体下 行压力较大。 国家气象局近期预测 2023/2024 年冬季厄尔尼诺事件将持续至明年 4 月，峰值强度在 1.5～2℃之 间，强度为中等，类型为东部型，我国中东部大部气温将较常年同期偏高。暖冬的预期将抑制冬 储煤需求，再加上秋季北方气温异常偏高，电厂日耗量相对较低补库需求本就不强，预计冬储煤 期间煤价上行动力不足，或将保持在当前煤价中枢附近。当前国内煤炭供需结构基本平衡，24 年 需持续关注受安监影响关停产能的恢复情况以及下游非电用煤需求的提升情况。预计煤价中枢仍 将在今年下半年基础上继续下移。
市场煤价格是火电成本的主要影响因素，我们以华电国际为例，测算煤价变化对火电公司业绩的 影响。我们以华电国际 2022 年长协煤履约比例 59%以及 23 年市场煤均价（秦皇岛港 5500 大卡 平仓价，截至 2023 年 10 月 30 日）971 元/吨为基准场景，基于市场煤价格单一要素变化，测算 了 24 年相应的业绩弹性，测算结果显示：市场煤价格变化+200/+100/-100/-200 元/吨，公司 24 年业绩弹性分别为-63%/-31%/31%/63%。
3.4 长协煤政策有望带来火电成本端持续改善
2023 年 11 月 10 日，国家发改委印发《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》 (发改办运行〔2023〕870 号)， 对做好2024年电煤中长期合同签订履约工作进行了安排、部署。 此次方案较 23 年的方案进行了细节调整，主要涵盖供需、签约比例、履约要求等方面。
长协合同的签约和履约比例在很大程度上影响着火电企业的动力煤成本，我们以华电国际为例， 对长协煤比例的变化对公司业绩弹性进行测算。我们以长协煤770元/吨的上限签约价格、公司22 年长协履约比例59%及23年市场煤均价（秦皇岛港5500大卡平仓价，截至2023年10月30日） 971 元/吨为基准场景，基于长协煤比例单一要素变化，测算基于 24 年煤电预计发电量的业绩弹 性。结果显示，当长协比例变化-10/+10/+20/+30pct 的情况下，预计公司业绩弹性分别为12%/12%/24%/36%。
3.5 中长协交易电价有望保持高位
2021 年 10 月 12 日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。 《通知》明确的四项重要改革措施中对火电运营企业影响较大的主要是两条：①有序放开全部燃 煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下 浮动”范围内形成上网电价。②扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动 范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%， 高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。 该政策自 4Q21 开始落地发挥作用，我们统计了部分样本电力公司近三年平均结算电价变化情况。 结果显示，在政策执行后的首个完整年度，2022 年各样本公司平均结算电价均有较大幅度上涨， 平均涨幅 20%。从 23 年前三季度来看，平均结算电价基本保持稳定，变化范围在-22.69 元/兆瓦 时至+14.00 元/兆瓦时之间，变化幅度不超过 5%，9 家样本公司中有 4 家 23 年前三季度平均结算 电价较 22 年全年水平有所提高。
各地2024年电力中长期合同签订履约工作正在开展，电价主要由当地电力市场供需关系决定，较 难预测，虽然陕西、广东、甘肃、宁夏、湖南等多地都制订了与煤炭价格联动的燃煤火电市场交 易价格上限浮动机制，但市场煤价变化幅度大、频率高，中长协电价的响应存在一定时滞性，难 以做到实时响应。尤其是中长协电力合同的签约工作在年底开展，正处于冬储煤旺季，市场煤价 有一定支撑，并存在较强的上行动力，中长协电力合同签约价格向下调整的阻力较大。我们认为 24 年中长协交易电价将与 23 年全年水平基本持平或有小幅度下降，后续需持续关注各地方签约 结果。
3.6 容量电价政策有望引领火电价值重估
近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自 2024 年 1 月 1 日起建立煤电容量电价机制。
政策明确：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量 电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定成 本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025 年多数地方 为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右（各省级电网煤电容量电价 水平具体见下表）。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。 关于容量电费分摊，政策明确规定：煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组 申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行 煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例 分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。
单一制电价向两部制电价转型
当前，新型电力系统建设处于关键时点，新的形势下，煤电将向基础保障性和系统调节性电源并 重转型。在这一背景下，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，才能更好保障电 力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。 近年来，我国的电力市场化改革不断实现突破，电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协 同的电力市场体系逐步完善，今后又将逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部 制电价机制。当前阶段，适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价， 其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，可充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值， 确保煤电行业持续健康运行。 煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。目前，我国 对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价， 即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。我国建立煤电容量电价机制、 对煤电实行两部制电价政策，既是近年来我国新能源快速发展的现实需要，也是下一步推动新能 源进一步加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。
一方面，近年来国内新能源快速发展，迫切需要煤电更好发挥基础性支撑调节作用。2022 年我国 新能源新增装机达 1.2 亿千瓦、新增发电量约 2000 亿千瓦时，均占全国新增总量的三分之二左 右。根据市场机构测算，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长。由于新能源发电具有间歇 性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国 最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时 段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。 另一方面，现行单一电量电价机制不能充分体现煤电的支撑调节价值。在现行单一制电价体系下， 煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报。随着煤电转变经营发展模式，煤电机组越来越多时 间“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，近年来出现行业预期不稳等现象，长此 以往可能影响电力系统安全运行，并导致新能源利用率下降。因此，建立煤电容量电价机制、通 过容量电价回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行，为承 载更大规模的新能源提供有力支撑，更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。 从煤电企业经营层面来看，“市场煤”和“计划电”的长期错位近年来在政策引导下已在逐步修 正；容量电价政策的出台，有望进一步减小煤电的业绩波动、提高盈利下限，以及对冲中长期电 力结构转型过程中大概率将发生的利用小时数下滑。我们有望看到煤电未来的业绩周期性进一步 弱化，逐渐回归公用事业属性，从而有望以更为稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，并支撑转 型发展的资本开支或可观的分红规模。
4、绿电：政策积极推动，绿色价值有望逐步兑现
4.1 绿证核发全覆盖，绿电交易快速增长
首次明确风、光等可再生能源发电电量绿证核发的全覆盖 8 月 3 日，国家发改委、 财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工 作促进可再生能源电力消费的通知》。《通知》明确，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、 太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发 电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。 此次《通知》的出台对我国可再生能源发电的生产和消费都将产生积极影响。《通知》首次明确 了风、光等可再生能源发电电量绿证核发的全覆盖，大大扩充了绿证交易市场的供给量，为绿证 自愿交易转向强制与自愿相结合的市场交易模式做好铺垫，最终为全面实施可再生能源电力配额 及考核提供支撑。另外，绿证交易的持续完善能够冲抵风电、光伏发电国家补贴的退出或拖欠对相关企业的影响，全面落实后有望提高风电、光伏项目的盈利能力，增厚风电、光伏运营商的业 绩。同时对电力消费端也形成正向引导，促进企业更好履行社会责任，提升上市公司 ESG 表现。
国际绿证交易制度的启示
以绿证认定可再生能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿色能源消费是国际通行做法。 目前，美国、日本、德国等 20 多个国家均在实行绿色电力证书交易，这些国家也均实施了配额制 政策。国际经验来看，绿证交易市场中存在差异的要素主要包括配额义务主体、交易平台、价格 决定方式以及可以被核准的可再生能源种类。其中承担强制配额的主体方面，有的国家是售电企 业（如美国大部分州、英国、澳大利亚等），有的国家是发电企业（如意大利、墨西哥等）。交 易平台方面主要以能源监管机构、电网公司或这二者所共建的交易平台为主。绿证价格的决定方 式除印度采用统一价格拍卖外，其他均以市场化价格为主。可再生能源种类方面主要的分歧在于 是否将水电纳入其中。若仅考虑温室气体的排放强度，水电虽然略高于风/光等可再生能源发电形 式，但显著低于气电及其他化石能源发电形式，因此在部分国家的实践过程中将水电纳入绿色电 力范围，核发绿证。
从实施效果来看，英国 2002 年起开始实施配额制，截至 2015 年底，可再生能源发电量在总电力 供应量中的占比已从 3.6% 提高到 25.2%，超过其制订的 15.4%的发展目标。瑞典自 2003 年开始 实施绿色电力证书制度，至 2020 年，可再生能源消费在能源总消费中的占比达到 42.6%，接近 其制订的 50%政策目标。 澳大利亚政府于 2009 年 8 月出台《可再生能源目标》，确定了 2020 年可再生能源电力占总电力 供应的比例目标提高到 20%。配额制政策为澳大利亚可再生能源发展提供了资金支持保障，激励 了澳大利亚可再生能源的大力发展，可再生能源发电量占总发电量的比例逐年提高，平均每年以 1%的速度增长。2009 年，澳大利亚可再生能源发电量占总发电量的比例为 7.4%，到 2010 年， 这个比例达到 8.7%，2011 年的比例为 9.6%，到 2014 年这一比例达到了 13%。 美国绝大多数实施配额制的州都顺利如期完成了配额义务，极大推动了风电、太阳能发电产业的 发展。
证电合一与证电分离
绿证和电力既可以捆绑出售（即“证电合一”），也可以单独交易（即“证电分离”）。 “证电合一”包括企业间的购电合同、地方售电公司的购电合同、政府授权合同等。由于“证电合 一”的形式在交易绿证的同时涉及电力的实体交付，受到电网运行的物理约束，适用于地方性的可 再生能源的就地消纳。“证电合一”的绿证交易主要为强制性市场，用于完成当地强制性可再生能 源消纳责任。 而“证电分离”则是将绿证与绿电完全分割并分别进行交易。根据地方电力市场的架构及职能，甚 至可能在两个不同的市场分别交易绿电和绿证。因此可以电网的物理约束，为绿证的潜在买方提 供有效的购买途径，也更加适用于分散的、小型的电力用户，即企业和个人用户。“证电分离”的 绿证交易主要为自愿性市场。
对比来看，我国绿证交易市场借鉴并采纳了国际主流的安排。其中绿证强制交易市场属于“证电 合一”的绿电+绿证捆绑模式。2021 年 8 月 28 日国家发改委和能源局于出具了《关于绿色电力交 易试点工作的复函》，同意中国南方电网有限公司和国家电网有限公司通过广州电力交易中心和 北京电力交易中心开展以电力中长期交易为主的绿色电力交易，并引入了绿电与绿证的捆绑交易 机制，即在完成绿电交易的同时绿证直接归属并分配至购电方。而此次新政策下的自愿交易市场 则是“证电分离”的模式，即绿证首先核发给满足条件的可再生能源发电企业，而作为购买方， 仅仅取得绿证的认购证明，不实际交割电力。
绿电交易虽启动较晚，但相对绿证交易更为活跃
2021 年 8 月，由国家发展改革委、国家能源局两部门正式批复《绿色电力交易试点工作方案》， 9 月 7 日，绿电交易试点启动会在北京召开，开展了方案批复后的首次绿电交易。由国家电网公 司、南方电网公司开展试点交易。 到目前为止，国内绿电交易与绿证交易同步开展，供用户自主选择。然而因为某些认知的错误与 市场机制的不健全因素影响，国内绿电交易相对活跃，新能源电力消费中绿电交易占据主导位置， 反观绿证交易市场一直处于不温不火的状态。
绿电交易是在现有中长期交易框架下设立的独立交易品种。绿电交易可以引导有绿电需求的企业 直接与绿电发电企业进行交易，相应地，绿电也能够在电力市场、电网调度中获得组织、安排、 执行和结算方面的优先权。以绿电交易为路径，风、光电项目可以直接参与电力市场，一方面， 可以体现绿电的环境价值，产生的收益还可以进一步推动绿色能源的可持续发展; 另一方面，让有 意愿承担更多社会责任的用户也能够拥有更多元、畅通的交易渠道，建立更加完善的市场机制。 2022 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通 知》，要求进一步体现绿色电力的环境价值，鼓励各类用户自愿消费绿色电力，要求中央企业和 地方国有企业、高耗能企业、地方机关和事业单位承担绿色电力消费社会责任。在政策推动下， 绿电交易规模进一步扩大。 根据中电联统计数据显示，在试点开启的2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电 量 37787.4 亿千瓦时，其中绿色电力交易仅为 6.3 亿千瓦时。2022 年，全国各电力交易中心累计 组织完成市场交易电量 52543.4 亿千瓦时，其中绿电交易 227.8 亿千瓦时。2023 年 1-9 月，全国 各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 42048.3 亿千瓦时，其中绿电交易 371.8 亿千瓦时。 虽然在全部电力市场交易量中占比仍较低，但与绿证交易相比，活跃度相对较高。2022 年全年绿 证交易量 384.6 万张，每张绿证合 1000 千瓦时，约合 38.5 亿千瓦时，同年绿色电力交易量 227.8 亿千瓦时。
绿电交易价格方面，绿电拥有环境溢价，为了补偿可再生能源开发企业、体现环境价值，在当前 的绿电交易机制下，绿电价格理应普遍比火电更高。但实际情况是，绿电具有较强的波动性和不 确定性，另外也受到供需关系的影响，在一些地区出现绿电交易价格略低于火电交易价格的情况。 如在 2023 年 3-6 月期间，湖南省电力交易中心数据显示，月度绿电双边协商交易价格为尖峰平谷 时段平均价差上浮 8.51 至 8.82 分/千瓦时。同时期火电交易价格为尖峰平谷时段平均价差上浮 9 分/千瓦时，绿电上浮略低。而 2022 年 2 月-5 月期间，江苏省电力交易中心数据显示，绿电双边 协商交易价格较火电集中竞价交易价格低 2 至 5 元/兆瓦时。
配额制实施后，绿证交易量激增
2017 年，《国家发展改革委、财政部、国家能源局关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿 认购交易制度的通知》的出台，宣告我国绿证交易正式开启。在政策出台的第一年（2017 年）， 全国售卖的绿证数量超过 2.27 万张，而 2018~2020 年绿证交易市场遇冷，年售卖量分别骤减至 6625、6377、5428 张。主要原因是据政策要求，彼时绿证仅向国家可再生能源电价附加资金补 助目录内的陆上风电和陆地集中光伏项目核发，总体供给量并不大；同时由于配额制尚未正式实 施，绿证的需求得不到验证，市场流动性明显不足。 另一方面，政策规定发电企业出售补贴绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资 金的补贴，也就是说绿证收益和国家补贴只能二选一。而绿证交易价格不得高于证书对应电量的 补贴金额，也给绿证的收益设置了上限。使得发电企业在量价确定的拖欠补贴与量价均无保障的 绿证之间，倾向于选择前者。
根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号）的规定，自 2021 年 1 月 1 日起，我国正式全面实行配额制下的绿色电力证书交易，后又出台了多部政策推广 绿证交易。在此刺激下，21 年起绿证交易活跃度明显上升。2021 年全国售卖的绿证数量达到 55.2 万张，22 年一跃增长至 384.6 万张。
其中影响最直观的便是配额制的落地实施。可再生能源配额制是由政府制定的强制可再生能源配 额目标，通过法律、法规形式对可再生能源电力的市场份额做出强制性规定，未完成配额义务的 责任主体需要缴纳相应的罚款。国际经验表明，配额制及绿证强制交易制度是促进可再生能源产 业可持续健康发展的重要手段之一。目前已有英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩 国等 20 多个国家以及美国多个州实施了配额制政策。 2019 年 5 月，国家发改委印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省级 行政区域电力消费中的可再生能源电量设定最低责任目标以及激励目标。其中还明确了承担消纳 责任的市场主体为电网企业、配售电公司、电力用户和自备电厂企业。 消纳量的核算按照责任主体实际消纳的可再生能源发电量为主要方式。同时可通过自愿认购绿证， 绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。2020-2023 年各地可再生能源消纳责任权重来看， 非水电消纳责任权重（风电、光伏）稳定提高，年均增幅达到 1.5pct。
绿证价格机制有望进一步完善
最新出台的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》中 则将可开发绿证的项目范围进一步扩大，全国风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。其中不仅 包含了所有分散式风电及分散式光伏项目，23 年起新投产的完全市场化常规水电项目也包含其中。 此前政策中仅补贴目录内的陆上风电和集中式光伏可以核发绿证。据国家能源局数据，至2022年 底共计核发绿证数量 5954 万张，对应电量为 595.4 亿千瓦时，在 2017 年 7 月至 2022 年 12 月期 间的风电、光伏总发电量中的覆盖率仅为 2.2%。2022 年全年核发绿证 2060 万张，约合前 5 年核 发数量总和的 53%，较 2021 年增长 135%，但在当年的风光总发电量中的占比也仅有 2.7%。此 次的核发范围大幅度扩大，目标是达到绿证核发的全覆盖，若实现则绿证交易市场的供给将扩大 数十倍。另外新的绿证核发范围与 IREC 的范围高度相似，也将推动我国绿证的国际互认。
2017 年的《自愿认购规则》中明确，绿证只能出售一次，使得绿证仅能为买方完成可再生能源电 力消纳权重配额义务，大幅削弱了绿证的金融属性。对于补贴绿证而言，绿证一旦交易则发电企 业将不能享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，同时，在自愿认购制度下绿证交易存在不高 于补贴价格的价格上限，实质上降低了卖方的交易意愿。 目前我国绿证的价格不能达到发现市场价值和传导市场信息的功能。根据政策要求，绿证交易价 格不设下限，上限为不高于补贴金额（价格主管部门批复的项目上网电价-当地脱硫燃煤标杆电 价）。补贴绿证与无补贴绿证的价格存在较大差异。根据绿色电力证书认购交易平台的数据，自 政策执行至今，补贴风电绿证和补贴光伏绿证的价格分别稳定在 200 元/张和 700 元/张左右。而 无补贴绿证的平均成交价格仅为 40~50 元/张，且在 21-23 年间连续下降。
目前的绿证交易价格可能无法反应绿电真实的环境价值，在核发范围扩大后，将有大量新核发绿 证涌入交易市场，可能迎来绿证市场的重新定价。对于新核发绿证的可再生能源发电项目来说， 绿证的收益将在一定程度上对冲补贴取消带来的影响，进一步提高项目盈利能力。
4.2 CCER 重启，绿电项目碳价值有望凸显
2023 年 10 月 19 日，生态环境部发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，意味着国 家核证自愿减排量（CCER）项目备案在 2017 年国家发展改革委宣布暂缓受理 CCER 项目的申 请6年后正式重启。10月24日，生态环境部公布了首批CCER项目新的方法学，旨在加快CCER 的重启进程。
CCER 于 2017 年暂停后再度重启
CCER 代表国家核证自愿减排量（Chinese Certified Emission Reduction），需经过第三方核证 并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记，具体减排项目可包括在我国境内开展的甲 烷利用、林业碳汇和可再生能源等类别。CCER 可用于重点排放企业碳排放配额清缴，亦可由自 愿减排企业购买用于碳抵消。 从历史的角度来看，我国 CCER 机制建设可分为三个阶段，即 CDM 机制阶段（2005 至 2012 年）、地方试点阶段（2013 至 2017 年）、备案申请受理中断与重启准备阶段（2017 年至 2023 年）。 2013 年之前，我国尚未开展碳市场地方试点，国内自愿减排项目只有通过 CDM 机制参与国际碳 市场。欧盟碳市场是我国自愿减排项目的主要收购方，收购的目的是用于欧盟碳市场履约配额的 抵消。 考虑到自愿减排机制的历史与 CCER 机制建设的复杂性，我国 CCER 机制在项目开发流程、方法 学、备案与核查等方面充分借鉴了较为成熟的 CDM 机制，两者相似处较多。尽管如此，我国的 CCER 机制与 CDM 之间仍存在一定的差异。
2013 年开始，欧盟碳市场不再接受我国的 CER，导致我国 CER 国际需求急剧下降。为了弥补市 场空缺，我国开始着手国内碳市场建设，先后在北京、天津、上海、广东、深圳、湖北、重庆、 福建开始地方碳市场试点。在这一阶段，我国借鉴 CDM 机制，搭建适用于国内的核证减排机制 （CCER），初步形成了包括项目审定、减排量核证、CCER 注册登记、交易、注销管理的流程。 2012 年，国家发改委正式启动 CCER 项目注册流程。2014 年底及 2015 年初，国家发展改革委 先后发布《碳排放权交易管理暂行办法》和《关于国家自愿减排交易注册登记系统运行和开户相 关事项的公告》，CCER 正式进入交易阶段。这一阶段，各试点碳市场规定强制履约单位可以用 CCER 按照 1∶1 的比例抵消碳配额，但可抵消比例有限制，通常为实际碳排放量的 5%—10%。 通常各地方试点碳市场还有 CCER 来源地及开发时间限制。这一阶段，我国 CCER 项目发展较 快。
由于 CCER 交易量小、个别项目不够规范等问题，2017 年 3 月，国家发展改革委发布了暂缓受 理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请的公告， 暂停了 CCER 项目的备案申请受理和签发，开始酝酿 CCER 机制改革。近年来，一系列有关 CCER 重启准备工作的政策相继发布。直至 2023 年 10 月 19 日生态环境部发布了《温室气体自 愿减排交易管理办法（试行）》，意味着国家核证自愿减排量（CCER）项目备案在 2017 年国家 发展改革委宣布暂缓受理 CCER 项目的申请 6 年后正式重启。10 月 24 日，生态环境部公布了首 批 CCER 项目新的方法学，旨在加快 CCER 的重启进程。
《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（下称《管理办法》）该文件包含 8 章共 51 条内 容，分别是总则、项目审定与登记、减排量核查与登记、减排量交易、审定与核查机构管理、监 督管理、罚则和附则 8 个章节。
基于以上最新发布的《管理办法》以及“关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排的 通告”等文件，我们认为减排项目类型未限制于可再生能源、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等， 预计未来接受登记备案的项目会更加多样化；文件强调减排项目的唯一性，即申请登记的项目不 可参与其他温室气体减排交易机制，以避免发生项目重复认定或者减排量重复计算的情况，方便 与国际标准接轨；项目方法学统一由生态环境部负责组织制定和发布，且减排量登记需符合生态环境部发布的项目方法学，即往年的方法学可能不再适用；减排量可以分期申请登记，但每期申 请登记的减排量需在登记之日前 5 年以内产生；在 2017 年 3 月 14 日前获得备案的减排项目需按 照《管理办法》规定重新申请项目登记，即这部分已备案项目将全部作废；在 2017 年 3 月 14 日 前获得备案的减排量可在 2024年 12 月 31 日前用于全国碳排放权交易市场抵消碳排放配额清缴， 即自 2025 年 1 月 1 起该部分减排量不可在全国碳市场交易以抵消碳排放配额清缴。
第一批新方法学发布，光热发电、海上风电纳入
10 月 24 日，生态环境部又公布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电和红树林营造四 类 CCER 项目方法学，明确了碳汇开发项目的适用条件、项目边界、计入期和减排量核算方法等 内容，为以上四类碳汇开发提供了开发指南和方法路径。 和之前的 CCER 项目宽泛的覆盖领域不同，目前公布的方法学只有造林碳汇、并网光热发电、并 网海上风力发电和红树林营造四类。也就是说，目前为止，只有种树、光伏发电、风力发电和红 树林营造可以纳入 CCER 配额，这些项目在减碳领域边界相对清晰，几乎毫无争议。在每个方法 学的文件当中，有着详细的边界条件和计算方法。虽然目前只有四个方法学，但生态环境部也表 示要常态化开展方法学的评估、遴选工作，按照“成熟一个，发布一个”的原则，逐步扩大自愿 减排交易市场支持领域。
电、碳市场有望进一步耦合，助力绿电价值兑现
《管理办法》中也明确了 CCER 项目和配额的原则：唯一性、额外性和保守性。其中唯一性是指 项目和配额是唯一的，没有参与其他交易，这里的其他交易主要是针对绿电和绿证政策。此次生 态环境部公布的方法学纳入了并网光热发电和并网海上风力发电，这两个领域同时也属于可再生 能源领域。2023 年 8 月 3 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于做好可再 生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》提出：“绿证是中国可再生能 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”，“可交易绿证还 可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让”。而绿证的发放范围，也同样包 括了海上风电、光伏等。“绿证”和 CCER 的配额，出现了交叉和重叠。 CCER、绿电交易和绿证交易是三个平行的交易市场，对需求方而言存在一定的替代性。对供给 方而言，绿电和绿证交易都能够为可再生能源发电企业提供额外的补贴，而 CCER 项目覆盖范围 更广，可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目也能为减排企业提供环境收益，而且 CCER 能够 与碳排放权交易市场衔接，有助于实现全社会低成本减排。
我国新能源的建设步骤是与市场化、低碳化同步推进的。碳价格或碳配额约束对机组发电成本、 决策、在电力现货市场中的调度都将产生深远影响。尤其是在新能源发电上网平价后，是否能通 过完善的碳市场对电价收入形成合理的补充，也是新能源运营商必须面对的问题。 电力市场和碳市场虽在运营上相对独立，但从市场主体的角度看，两个机制紧密耦合。其耦合关 系表现在：一方面，碳配额交易的引入会使燃煤、燃气等常规机组产生额外的能源成本或者收入， 改变机组边际成本和市场的“优先次序”，进而影响现货市场的报价和最后的成交量、价格；另 一方面，常规机组在电力市场的发电量和二氧化碳排放量直接相关，由于 CCER 抵消比例的存在， 其在 CCER 市场的购买量也与电力市场的发电量相关。光伏和风电减排量与现货市场中标量有关， 投资容量又受电力市场和 CCER 市场收入共同影响。碳市场和电力市场不同的是，电力现货市场 的结果需要被物理执行，而碳市场的结果仅用于金融结算。
目前，能产生 CCER 的项目主要有光伏、风电、水电、生物质发电等可再生能源发电项目，还有 林业碳汇、甲烷利用等减排项目。重启 CCER 交易市场将支持、促进上述这些项目和产业的开发 建设，在可再生能源发电平价上网的大背景下推动电碳耦合的完善。未来有望实现碳价向电价传 导，形成良好的市场机制，使可再生能源发电“绿色”属性更加明确，“绿色”价值更加凸显。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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