1、绿电环境价值变现是电改后续看点
伴随新型电力系统建设，系统成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳 为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源 电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统 增量成本拖累。
23 年以来重磅电改政策密集出台，从制度层面实现“谁受益、谁承担（增量系统成本）” 和“谁出力、谁获益（各类价值变现）”的市场化机制。总体来看已出台的配套政策基 本实现重点内容全覆盖，包括电网成本疏导机制厘清、现货市场基本规则制定、煤电 容量补偿机制出台、需求侧响应市场建设、电力辅助服务价格机制出台等。在 23 年 中发布的《海外视角看：市场化如何促进新能源消纳？》中我们就欧洲电力市场/美 国 PJM 市场对电能量/辅助服务/容量机制的先进设计经验进行了学习，重点在于阐明 保供火电、灵活性调节资源在新型电力系统中的价值将有多种变现途径，而对于身处 “风暴眼”的绿电讨论缺失。本篇旨在进一步完善框架，研究欧盟碳市场 EU ETS 市场 上碳-电联动机制及碳价影响要素，探讨国内绿电（度电）电量收益下降背景下、环 境溢价予以补充的可能性，并分析欧盟碳边境调节机制 CBAM 作为外在驱动因素对 国内碳价及绿电发展的潜在影响。
伴随电力市场化的进程，我国绿电电量/电价的形成大致分为 3 个阶段，变化趋势明 显：（1）弃电风险增加；（2）产业链降本+出力不可控特性共同影响下，绿电上网电 价下行。
保量保价阶段（带补贴机组）：全电量根据所在资源区的“标杆电价”收购，“标杆电价” 与当地燃煤标杆电价（现称燃煤基准电价）差值为财政补贴。“标杆电价”经历多轮 下调，使得机组在不同并网时点所获补贴有别，但原则上执行该电价 20 年不变。通 过对比十年间成本下降情况，可见电价降幅基本略小于成本降幅，但补贴回收风险降 低。
保量保价+保量限价结合阶段（带补贴机组+平价机组）： （1） 保量保价部分：6M16 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》明确了重点地区风、光保障利用小时数，1M19 发布《关于规范优先发 电优先购电计划管理的通知》明确了保障利用小时数内的电量由电网保量保价收 购。价格为政府定价——21 年前带补贴机组为绿电标杆电价，21 年后平价机组 为当地燃煤基准价。由于各地价格分化、抢占优质资源区位变得重要。 （2） 保量限价部分：保障利用小时数外的电量由电网保量收购、但要参与市场定价。 由于绿电边际成本更低而出力波动性更大，若不考虑环境溢价，则市场化电量电 价低于燃煤基准价（燃煤基准价反映当地煤电边际成本+稳定出力价值）。21 年前 带补贴机组可额外获得“绿电标杆电价-当地燃煤电价”的固定财政补贴）。
电量消纳难度加大+保量保价部分的绝对量/比例双降+剩余部分进现货市场阶段（平 价机组）： （1） 量的视角：由于风光边际成本较低、绿电出清顺位仍然靠前。受风、光装机占比 提升、发电时段集中、外送电通道不足等物理限制，消纳正再次变得困难（带补 贴时代同样出现过因煤电“以热定电”挤占发电空间、外送能力受限等因素导致 的大规模弃电），其中光伏利用率下滑情况相较风电更严重。根据山东推动新能源 入市的有关政策：签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳， 市场化趋势确定。
（2） 价的视角：市场化电量增多，电价风险多于机遇。发电侧电价与用户侧分时电价 机制协同，进一步体现分时特征，而按时段交易既不利于集中出力的光伏也不利 于功率预测难度较大的风电。绿电进现货市场，意味着交易颗粒度进一步细化。
从云南/甘肃 24 年绿电电价政策与 22/23 年现货市场绿电电价表现来看： 1) 12M23 云南省发布《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》，进一步 降低了 24 年省内风光项目以“平价”收购的电量占比，更多电量将以市场化电价结 算。这一过程中，企业自行选择自主参与清洁能源市场化交易或执行清洁能源市场月 度交易均价，由于云南市场化电价以水电为锚，相比当地煤电基准价 0.336 元/KWh 折价约 6 分钱（12 月枯水季清洁能源市场月度交易均价为 0.276 元/KWh）。
2) 10M23 甘肃省发布《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》，明确约束 了绿电市场化电量交易价格：峰、谷、平各段交易基准价为燃煤基准价格乘以峰谷分 时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基 准价；对于出力时段集中在谷段的光伏，交易价格上限仅为燃煤基准价的一半。
3) 从 22/23 年现行现货省份情况看绿电普遍折价 10%~50%。现货市场电价波动更为剧 烈，绿电在与煤电等可控电源报价博弈中处于弱势地位。23 年除蒙西市场年现货均 价涨幅较大，风光搭便车价格上涨外，其余市场均有折价。其中，电力交易体现时/ 空要素对光伏更为不利。
往后看：绿电进市场是大势所趋，呼唤环境溢价作为收益补充。据智汇光伏统计与预 测：22 年全国绿电市场化比例约 40%，23 年前 8 个月该比例升至 47%，并预期 24 年将超过 50%。市场化带来电量折价，引发市场对绿电环境价值变现的诸多讨论。
2、他山之石：欧盟破局点在“碳”
2.1 EU ETS 碳-电联动机制，环境溢价置入电价
在欧洲，绿电环境价值变现主要于长期购电协议 PPA（可实现类似国内绿电交易市 场的专场交易效果）和现货市场得到体现，这两者变现方式与碳价及碳市场挂钩。此 外，也可通过交易欧洲 GO 绿证（欧盟来源担保证书，Guarantees of Origins，简称 GO）获得收益。
GO 绿证-企业自愿认购：于 2012 年正式在欧盟内部推行。多数欧盟国家不强制要求 企业认购，挪威、瑞典等国家有强制配额。环境溢价各国有别，据能源杂志统计德国 GO 绿证价格不到 0.01 欧元/KWh。
长期购电协议 PPA-衔接碳市场：直接置入环境溢价，此时下游用能单位为直接付费 方。由于欧洲为分散式电力市场模式，因此实物购电协议保证了绿电的物理消纳,用 能单位可以此作为减排依据，同时可减少火电电量购买（含碳成本）。 *实现前提：下游用能单位/电力行业有偿碳配额纳入 EU ETS 市场，扩大需求方。
电力现货市场-衔接碳市场：边际出清电价中内含环境溢价，此时火电与下游用能单 位共同分摊费用，分摊比例取决于火电的碳成本传导能力。23 年欧盟 EUA 碳价平均 83 欧元/吨，在 60%~100%传导比例（中电联专家口径数据）下对应光伏环境溢价约 在 0.05~0.09 欧元/KWh。 *实现前提：（1）电力行业采用 100%有偿配额、（2）电力完全市场化。前者目的是 真实反映电力生产过程产生的碳成本、并能够给下游提供准确的碳价格信号；后者目 的是给下游提供准确的电力价格信号。
在上述三种环境价值变现方式中，边际出清机制帮助实现了电力现货市场上的碳-电 联动，促进电力行业转型。
首先，电力是最早进入 EU ETS 市场的行业之一，并于第三阶段起设置了 100%拍卖 配额，在充分竞争环境下，配额价格（碳价）应为电力企业边际减排成本。
能源（电力）形成的碳排放主要以间接排放的形式体现，占总排放比例较大。根据 MSCI 对全球范围内各行业碳足迹的追踪（更新至 8M23）来看，能源、材料、公用 事业行业位居碳足迹前三，多数行业间接排放（范围 2+范围 3）占比在 90%以上。 因此间接排放成为碳市场需求侧重要的影响因素。根据温室气体核算体系 GHG Protocol 的划分: 1) 范围 1（直接排放）：来自公司拥有和控制的资源的直接排放； 2) 范围 2（间接排放）：由购买的能源（包括电力、蒸汽、加热和冷却）产生的间接排 放； 3) 范围 3（间接排放）：范围 2 中未包含的、公司价值链中发生的所有间接排放（包括 范围 2 未覆盖的与电力有关的活动，如燃料开采、生产和运输过程中的排放，这使得 该项占比较大）。
基于科斯定理的 EU ETS “Cap-Trade”碳排放交易体系覆盖包括电力在内的多个行业， 以“无形之手”形成碳价。理论上，碳价反映了全社会边际减排最小成本。
从企业角度看：企业可以根据分配以及拍卖得到的配额量，结合自身由于排放所清缴 的配额，在市场上出售多余的配额赚取收益（奖），或者购买配额以避免超额排放面 临的罚款（惩）。最终通过交易，找到成本最小化和利润最大化的方式进行减排和生 产。
从全社会角度看：不同行业减排难度不同，在减排总目标控制下（决定了主要高排放 行业必须纳入减排队伍），通过交易可实现减排难度从易到难、减排成本由低到高的 减排顺序。
借助 EU ETS 碳-电联动机制的设计，商品价值链上游电力生产过程的碳排放量对应 当前碳市场上的减排成本被置入电价，向下游制造加工依据各自的议价能力来分配传 导。最终，间接排放对应的碳成本内含在了商品生产成本里，而在碳市场上无需对商 品的间接排放做单独核算。这一机制下，碳价影响了电价。
碳-电联动的实现：在欧洲电力批发市场的现货出清阶段，通过对各类电源按照边际 发电成本升序排列，以边际出清机制完成出清，现货价格=边际生产成本。边际生产 成本取决于燃料成本、碳成本和可变运营管理成本，在成熟的电力市场化环境下，据 中电联专家统计煤电碳成本传导比例可达 60%~100%，碳价升高带动出清电价升高。
绿电环境溢价=（煤电-绿电碳排差）*碳价*传导系数。（暂将消纳成本视为电量收益 的抵减项，而非环境溢价的抵减项）
从碳价与现货电价走势视角看：22 年外因驱动下的能源价格大幅波动，在 8 月与 12 月的两波电力现货价格上涨趋势中，碳价与电价呈现正相关性，绿电在现货交易中的 度电环境溢价最高升至 0.1 欧元/KWh。23 年以后碳价与电价双双回落。
从绿电成本覆盖视角看，以 22 年内碳成本与光伏/陆风度电成本作比较，可见 60% 可传导情景下碳价即可覆盖陆风度电成本，22 年欧洲光伏开发成本有所上行、需 80%~100%完全传导方可覆盖度电成本。
2.2 供/需多因素调节下碳价走强，拍卖收入再用于绿电扶持
由上述分析可知：在欧洲，绿电环境溢价与碳价紧密挂钩，而碳价受全社会边际减排 成本、供需情况共同影响，且不同于其他市场、碳市场受“自上而下”政策影响更大。 通过回溯 EU ETS 的三阶段发展历程，可清晰看到碳市场各要素改善是如何抬高碳 价的。
复盘 EU ETS 主要交易标的 EUA 的价格走势（后文均以此价格代表碳价）：一/二阶 段价格低位、三/四阶段显著涨价。在市场发展过程中，交易层面制约逐步解除、供 需基本面调节措施逐渐生效。
二阶段起交易层面制约解除：针对“配额不可结转”的市场设计问题进行修正，期货 市场起到价格发现作用。EU ETS 从成立之初就开辟了现货与期货市场，进入第二阶 段后（2008 年后）碳配额具有了可连续交易预期，2006 年 EUA 期货价格暴跌的情 况不再重演；进入第三阶段后（2013 年后）EUA 期货与现货价格走势趋同；根据刊 载于河北省自然资源厅官网的文章《碳汇生态产品基本构架及其价值实现》提到：目 前 EU ETS 市场碳期货交易量占比已升至 90%以上。同时，从交易数据可见现货/期 货连续合约/期货活跃合约价格趋同。
二阶段末提出 6 大供需基本面调节措施：在欧盟对 EU ETS 第一/二阶段的总结报告 中，提出了 6 大备选的调节措施，且主要以供给侧调整为主。回头看，除唯一明确对 未来减排目标产生影响的“年降系数调整”措施是在第四阶段初完成并推行的，其余 措施均在第三阶段得到了实施（其中：16 年《巴黎气候变化协定》推出后减排目标 实际升至了 40%；19 年市场稳定机制 MSR 推出；覆盖范围持续扩大；碳信用抵扣 持续收紧；有偿配额占比持续提升、一级市场拍卖形成价格锚）。
2.2.1 供给要素：总量控制+配额付费+抵消趋严+余量回收
① 减碳目标驱动、控制总量减少
减碳目标持续提高，碳市场节奏与之匹配。
第一阶段（2005-2007）：1997 年的《京都议定书》提出：以 1990 年为基准，欧盟 在 2012 年将碳排放降低 8%。2000 年 3 月，欧盟委员会提出关于欧盟碳排放交易系 统（ETS）设计的初步想法，并于 2005 年启动。
第二阶段（2008-2012）：2008 年 1 月欧盟发布《气候变化行动与可再生能源一揽子 计划》提出：以 1990 年为基准，在 2020 年将碳排放降低 20%。与之对应的，EU ETS 碳排放监管趋严，覆盖的行业与国家范围扩大。
第三阶段（2013-2020）：2016 年 11 月的《巴黎气候变化协定》提出：以 1990 年为 基准，欧盟在 2030 年将碳排放降低 40%。与之对应的，EU ETS 在碳配额供需两侧 制度上大幅改进，碳价进入上行通道。
第四阶段（2021-至今）：2021 年 7 月欧盟发布《“Fit for 55”一揽子提案》提出：以 1990 年为基准，在 2030 年将碳排放降低 55%。与之对应，4M23 发布的 EU ETS 改革法案提出：以2005年为基准，在2030年将EU ETS市场覆盖的碳排放降低62%；并进一步明确了后续年份的碳限额（Cap）递减系数、并提出碳边境调节机制 CBAM。
第三阶段后“自上而下”确定碳配额总量，配额收缩。第一/二阶段，EUA 根据国家 配额发放计划（NationalAllocation Plan, NAP）来免费发放至各国。第三阶段开始取 消欧盟国家发行计划，只有一个单一的欧盟总配额上限，配额根据统一的规则进行分 配或者拍卖。
② 免费配额收缩、分配引入竞争
第三阶段免费配额大幅减少，反映真实价格信号。进入第三阶段后拍卖/购买碳配额 占比显著提升至 52%，作为碳排主要构成的电力行业取消免费配额。免费配额背后 的含义是边际减排成本为“0”，无法反映企业实际成本，进而无法对应准确的价格信 号，带来了价格扭曲。进入第三阶段后有偿配额占比的提升，一级市场拍卖形成了价 格锚，确定了价格下限。
免费配额分配转向基准线法，引入同行竞争。历史法分配原则下所获配额与企业自身 对标，行业内减排优秀企业的竞争优势无法体现，不利于行业优胜劣汰；转向基准线 法后，碳排量处于基准线以下的企业可通过出售富余配额获得碳收益，尾部高碳排企 业需购买配额履约。
碳限额（Cap）与实际排放差值反映自发减排成效。第三阶段免费配额量逐年减少+ 减排力度预期增强的背景下，相比于每年的 Cap 量，实际减排更为激进，使得额外 减排量逐年扩大（2020 年额外减排量较大主因突发的公共卫生事件对需求端冲击较 大）。近两年由于 Cap 递减进程加快+欧洲能源危机导致的电力行业（煤电）碳排上 升，额外减排量有所收窄。
③ 完善余量回收、平衡各期供给
短期措施：核减机制（Back-loading）。欧盟在第三阶段将合计 9 亿吨富余配额收回 （14/15/16 年分别收回 4/3/2 亿吨）并推迟到 2019~2020 年拍卖。
长期措施：市场稳定储备机制（Marker stability reserve）。为了应对需求侧冲击和长 期配额过剩，欧盟建立 MSR 机制，将过剩配额总数的 12%转存入 MSR；在 2019 至 2023 年间，MSR 从市场中回收配额的比例升至 24%。配额供给的减少对碳价形 成了有效的支撑。根据欧盟委员会的统计数据，截至 22 年末累计有 3001.2 万吨碳 配额纳入 MSR。
④ 信用抵消趋严、避免潜在宽松
碳信用（CERs）在四阶段发展过程中认可度逐步下降。
第一阶段（2005-2007）：清洁发展机制（Clean Development Mechanism，简称“CDM”） 和联合履约（Joint Implementation，简称“JI”）信用无限制使用。但碳价较低、实践 中并没有使用信用抵消。
第二阶段（2008-2012）：（1）质量限制：剔除土地变化、林业、核能发电项目产生 的 CERs；对 20MW 以上的大型水电项目条件严格。（2）数量限制：CDM/JI 信用的 数量限制根据各国 NAP 决定，未使用的份额可转移至第三阶段。
第三阶段（2013-2020）：（1）质量限制：2012 年以后产生的国际信用需来自最不发 达国家的项目。只有在2012年底前注册和实施的来自其他国家的CDM/JI信用有效。 2015 年 3 月后，不再接受《京都议定书》第一承诺期中产生减排的项目的碳信用。 （2）数量限制：第二、第三阶段期间，信用抵消总比例不得超过应清缴配额总量的 50%。
第四阶段（2021-2030）：不允许使用碳信用抵销。
2.2.2 需求要素：覆盖范围+能源价格+经济预期+履约时点
① 覆盖行业/国家/气体种类增多
第一阶段（2005-2007）：仅涵盖电力和能源密集型行业，违规罚款为 40 欧元/吨。 第二阶段（2008-2012）：冰岛、列支敦士登和挪威加入了 EU ETS，并实现了全欧 碳交易的统筹管理。航空业于 2012 年起纳入。违规罚款升至 100 欧元/吨。 第三阶段（2013-2020）：欧盟与瑞士、加利福尼亚和魁北克的碳市场建立联系。将 铝业、石油化工等更多行业纳入碳排放监管。在气体监管体系中引入了氢氟碳化物、 全氟化碳和六氟化硫，基于其不同 GWP 折算 CO2当量。当前 ETS 覆盖的碳排放量 约占 EU27 总碳排的 41%。
② 能源价格影响替代品电源的碳配额需求
碳-电联动机制实现双向作用。前文已对电力市场上边际出清机制带来的碳-电联动进 行了阐述，碳价推高电价，可扩大绿电环境溢价。而碳价升高本身源于煤电碳配额需 求提高：在欧洲燃机与煤机互为替代品，22 年俄乌冲突带来欧洲能源危机，驱动气 价上涨、使得气-煤转换进入经济性区间，煤电需求旺盛带动碳需求上升、引发碳价 上涨。图中可见 4Q21 年起几波气价攀升与碳价攀升的时间点吻合度较高。
③经济预期
经济预期偏弱，碳配额需求下降，拉低碳价（如 2008 年金融危机期间）。《欧盟碳市 场的交易特征研究》一文针对经济政策预期和 EU ETS 碳价的相关性进行研究，结 果表明欧洲经济政策不确定性和全球经济政策不确定性都可以对欧盟碳市场的碳价 收益率波动作出解释，且后者解释强度高于后者。
④履约时点
临近清缴、碳配额需求上升，抬升碳价。EU ETS 配额清缴周期为一年，覆盖的实体 运营商于每年固定日期于系统完成足额登记，为避免二阶段以后开始实行的 100 欧 元/吨碳排放处罚，清缴前几个月碳交易趋于活跃，碳价短期上升。
2.2.3 拍卖收入可分配、可补偿
EU ETS 机制设计下配额拍卖产生的收入由政府获得，可分配用于绿电/减碳新技术 的扶持，也可补偿部分生产企业在购电环节所承担的间接排放成本。
扶持绿电/减碳新技术：根据欧盟委员会的数据，22 年 EU ETS 碳价上涨带来了拍卖 收入的增加。在总计约 388 亿欧元拍卖收入中 297 亿欧元（占比约 76.5%）直接流 向 27 个成员国。其中，约 25%的拍卖收入专门用于特定的气候和能源行动，27%用 于专门的环境基金（IF/MF 基金），48%用于国家预算。 （1） 创新基金 Innovation Fund：侧重于支持创新的技术、工艺或设备,以及具备高度 减排潜力的项目。 （2） 现代化基金 Modernisation Fund：专注于由传统化石能源向可再生能源转型方面 的投资。
3、国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行
3.1 碳电联动的本土化选择
绿电环境价值变现方式需要合理设计。
EU ETS 碳-电联动机制在国内暂难以适用。
碳-电联动机制生效要求两个基本前提：（1）取消电力行业免费配额量，不同电源类 型、不同机组碳排水平通过碳价体现；（2）电力市场化，碳成本可向下传导。
生效前提在国内尚不具备：目前国内碳市场上电力行业仍为 100%免费配额，主因电 力市场仍处于“计划”向“市场”转型期，碳成本传导难度较大；同时，23 年火电 电量占比仍有 69.7%，在一个市场中的运营情况会直接影响到另一个市场，在碳成本 传导不畅的背景下可能出现火电承担过多环境成本、经营困难提前退役。
生效后果难以承受：在 22 年中天然气价格暴涨期间，售电公司受电价/碳价超预期上 浮而生存困难，欧盟因此探讨了对低边际成本电源征收暴利税的方案（以德国为例， 对光伏、海上风电、核电等清洁电源，自 12M22 起征收 130 欧元/MWh 以上电价 90% 的暴利税，用于补贴用户）；后续英国开始研究低价高波的绿电与传统稳定电源分市 场交易的可能性。可见碳-电联动有一定的弊端。
当前碳市场-电力市场平行体系或更适合我国国情。根据零点能源智库对碳市场-电力 市场平行体系下运作机制的梳理可见：目前，企业在绿电交易市场上交易获得的绿电 （针对集中式装机）以及自发自用的绿电（针对分布式装机）在间接排放核算中的电 力排放量均记为 0。由于直接减少对应当量的碳成本，环境溢价将接近对应当量的碳 价水平。
基于环境溢价与对应当量碳价水平应当趋同的假设，度电环境溢价应在 0.07 元/KWh （对应国内碳价 70 元/吨）。考虑到 CBAM 机制中，也允许了欧盟进口商品在电力排 放核算时使用的绿电碳排以“0”计算，则以 EU ETS 61 欧元/吨的碳价测算，绿电 的度电环境溢价最高可至 0.5 元/KWh。
考虑环境溢价后的分布式光伏：自发自用电量电价相比于上网电价，存在包括政府性 基金及附加、输配电价、输配电价、系统运行费用、线损费用、环境溢价在内的溢价 空间。分时电价推出后，挂钩工商业用户销售电价的自发自用部分受到不利影响，上网部分也存在入市风险；而环境溢价在其中作为收益补充。 假设：光伏成本降至 3 元/W，首年利用小时数取广东地区 1070 小时，自发自用电量 占比达 80%（自发自用部分电费折扣 20%，对应综合电价中值 0.58 元/KWh）。 结论：考虑环境溢价后，综合电价由低值 0.54 元/KWh 升至 0.6 元/KWh，可使全投 资 IRR 由 12.8%升至 14.9%。
考虑环境溢价后的集中式光伏配储平价模型：绿电利润=电量电价（随现货市场推广， 有下降趋势）+环境溢价（与碳价趋同，有上升趋势）-发电成本（随组件降本，有下 降趋势）-消纳成本（随配储要求提高，有上升趋势）。
假设：位于内蒙的光伏集中式电站，当地光伏年平均利用小时数为 1553 小时（资源 禀赋介于 I/II 类资源区之间）；当地煤电基准价为 0.283 元/KWh。
结论①：平价上网，组件降本可抵消利用小时数下降影响（未配储、未考虑环境溢价）： 光伏成本降至 3~3.1 元/W，利用小时数降 200h，可维持全投资 IRR 6.6%以上。
结论②：以价换量保证利用小时数维持 1553h，组件降本可抵消电价折损影响（未配 储，未考虑环境溢价）：光伏成本降至 3~3.2 元/W，平均电价下降 10%，可维持全投 资 IRR 6.6%以上。但若电价下降达 20%，IRR 水平将跌至 6%以下，需要环境溢价 补充收益。
结论③：假设环境溢价 0.03~0.06 元/KWh，使得上网电价回到煤电基准价 0.283 元 /KWh。储能降本、作为纯成本项，可使配储比弃电更具经济性：当储能成本降至 1.4 元/Wh，可使 IRR 高于弃电情景（光伏成本降至 3/3.1/3.2 元/W 情景）。
结论④：储能赚调峰收益，可增加配储吸引力：假设环境溢价使得上网电价回到煤电 基准价 0.283 元/KWh，光伏成本降至 3 元/W。储能在帮助消纳的同时作为收益项， 赚取调峰收益。即使调峰价格/现货价差仅 0.1~0.2 元/KWh，也使多数情景下 IRR 高 于弃电情景（IRR 7.05%）；当调峰价格/现货价差进一步升至 0.3 元/KWh，可使 IRR 高于降电价情景。
综上所述：光伏降本+储能降本+环境溢价体现后，测算结果表明集中式光伏平价机 组的收益率风险可以得到控制。 但现状来看，环境溢价体现仍不充分。绿电/绿证市场由于认可度不同，环境溢价差 距较大、且价格趋势分化。 一方面，参与绿电市场交易的电量占比仍然较小：21/22 年绿电交易占总发电量比例 分别仅有 0.9%/1.5%（22 年绿电市场化电量占比总体为 38.4%）。 另一方面，覆盖面更广的绿证认可度受限：由于发展绿证是采用“证电分离”的思路， 企业在常规市场上购得的电量无法证明 100%来源于绿电，因此绿证暂未进入上述的 碳电平行体系，主要用于达成可再生能源消纳责任（这一设定与欧盟 GO 绿证一致）。
（1） CBAM法案提法：5M23发布的《关于建立碳边境调节机制的第2023/956号条例》， 在附件 4 中提出：只有在生产企业与电源直连（自发自用）或通过电力采购协议 （绿电市场 PPA）从电厂直接购电两种情形下，可不使用缺省值。适用范围不含 绿证。
（2） 国内相关政策提法：10M23 生态环境部发布的《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》提出：电力消费的碳排放计算 中仅（1）企业自发自用的非化石能源电量；（2）通过市场化交易购入使用非化石 能源电量（包括《绿色电力消费凭证》或直供电力的交易、结算证明）对应的碳 排以“0”计算。适用范围不含绿证。
往后展望改善路线：
绿电方面： （1） 绿电跨省跨区交易、年度/多年合约：物理层面随着特高压建成、外送通道的传输 限制降低；制度层面期待省间/省内绿电市场衔接政策完善、适应绿电发电特性的 年度/多年合约定价机制完善（如嵌套式长期购电协议 SPPA 模式：发用双方签订 绿电 PPA 提前锁定合约周期内的电价/电量、降低现货风险；引入售电公司、通 过嵌套服务协议采购平衡电量；实现了风险三方共担、同时内含环境溢价）。
（2） CBAM-国内碳市场-绿电市场的量价提升路径：绿电与碳市场衔接已获国内政策 /CBAM 政策支持，未来量/价情况随着 CBAM 倒逼、国内碳市场发展而存在提升 逻辑。分析详见后文。 绿证方面：绿证需求侧政策继续释放。绿证需求侧已与可再生能源消纳保障机制衔接， 售电企业/直接参与批发市场的电力用户/自备电厂用户为消纳责任人。但当前绿证仍 为自愿认购，未来期待实现强制配额制。 绿证与绿电融合，并实现与碳市场衔接。通过保留“证电合一”的标记，绿证也可能 与绿电融合，并与碳市场衔接。不同于物理传输限制导致的当前电力市场仍以区域性 为主、反映区域内供需；碳市场满足全国统一定价的先天条件。场景落地，将利好低 煤电基准价地区的机组、获得更大的电价弹性。
3.2 国内碳市场仍待政策发力，CBAM 利好绿电
仅开设现货市场、仅纳入电力行业（且配额为事后分配），使得全国碳市场流动性较 差。目前全国碳市场覆盖主体合计碳排放超过 50 亿吨，自 7M21 上线以来累计配额 交易量 4.4 亿吨；对比 EU ETS 23 年覆盖的碳排放约 13 亿吨（EU 27 范围），年配 额成交量约 75.1 亿吨。学者在《欧盟碳市场的交易特征研究》一文中提到在配额交 易不活跃的情况下，市场交易很容易受到市场交易成本、信息不对称和监管力度的影 响，偏离实际边际减排成本。 市场设计：全国碳市场目前只进行现货交易。 供需基本面： （1） 需求侧有待扩大。目前全国碳市场仅纳入电力行业，10M23 生态环境部发布《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》， 涉及石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航七个重点行业。未来覆盖面有 望扩大。 （2） 供给侧偏宽松。目前电力行业 100%免费配额，且配额量取决于行业基准值及企 业履约年份的实际发电量（目前碳排放核算核查水平以及数据质量监管能力有待 提升，故采用“事后分配”机制）。只要排放强度低于基准值，则发电量越大、配 额越多，实则是强度控制、而非 EU ETS 目前采用的总量控制。
碳边境调节机制（CBAM）或成为促进国内碳市场发展的外在驱动。CBAM 机制存在 于欧盟为实现 2030 减排目标推出的一揽子计划。CBAM 与 EU ETS 并行运作，通过 征税解决生产主体碳排放成本不对称问题。一方面，在欧盟碳市场配额价格上涨、免 费配额逐渐减少的背景下，欧盟境内部分企业可能选择将投资和生产转移到碳定价机 制不完善的境外国家，造成碳泄漏的风险；另一方面，碳排放成本相对更低地区的竞 争对手，可能对本地市场带来冲击。鉴于此，CBAM 将与 EU ETS 并行运作，防止 欧盟企业生产转移或进口碳密集产品。
CBAM 机制已于 10M23 起进入过渡期。在 2025 年前为试点阶段，只有申报义务， 无需缴纳任何费用；2026~2034 年为第二阶段，进口商须于每年 5 月 31 日前申报上 一年进口到欧盟的货物数量，以及其中含有的碳排放量，购买相应数量的 CBAM 证 书。
目前存在几个抵减项：（1）欧盟同类产品企业获得的免费排放额度可以扣除。（2） 目前由于 ETS 内部分成员国每年给予钢铁、铝行业企业间接碳成本补贴，出于公平 原则、暂不对这两类商品的间接排放征税，而电力、水泥、化肥商品已明确提出考虑 间接排放碳成本。这其中，电力排放进行核算时绿电碳排记为“0”。（3）在原产国已 支付的碳成本可以扣除。
往后看抵减项的变化趋势：总体上，CBAM 税费压力或变大、或影响国内出口。（1） 2035 年后，预计欧盟将完全取消 CBAM 覆盖产品的免费配额）。（2）实行间接碳成 本补贴的主要出于碳泄露风险的考虑（避免国际碳价差异使欧盟内高耗能企业具有竞 争劣势），CBAM 推出后逐步降低碳泄露风险，补贴也将退坡，因此覆盖产品范围及 收费范围也将扩大。绿电抵扣政策预计不变。（3）碳价差距取决于国内碳市场成熟速 度。
对 CBAM 商品税费影响进行测算： 从 CBAM 商品出口金额的结构看，钢铁和铝为主要受影响商品。根据欧盟中国商会 披露的数据，22 年我国对欧盟出口的钢铁/铝金额分别达 151/45 亿欧元，而化肥/水 泥金额分别仅 3.3/0.1 亿欧元（23 全年数据暂未更新）。
铝和钢铁排放结构不同。原铝生产的直接排放占比仅 14.2%，电力消耗对应的间接排 放是大头；钢铁直接排放占比则为 81.5%，铁水生产过程中的燃料燃烧带来的碳排占 主导地位。
CBAM 范围进一步扩至对间接排放收费，则对铝出口影响显著增强。在 26 年（全面 实施年份）国内、EU ETS 碳价分别为 80 元/吨、100 欧元/吨的假设下，以 22 年出 口量与出口金额测算，当 CBAM 仅对直接排放收费时，碳关税占出口金额不足 2%； 而扩至对间接排放收费后，该比例将接近 30%。
钢铁商品的直接+间接碳排低于铝，影响总体有限。相同假设条件下，即使增加对钢 铁商品间接排放的收费，钢铁商品的碳关税占出口金额比例也不超过 7%。
综上所述，CBAM 扩容预期下同样直接利好绿电，长期会作为外在驱动力、促进国 内碳市场发展。 CBAM 认可绿电（含水电）碳排记为“0”，利好高间接排放商品避税。经测算，现 有核查商品范围内，当收费范围扩至间接排放，铝商品受影响最大。通过产能迁移至 水电省份（云南）、绿电富余地区可较好避税，直接利好绿电需求及环境价值变现。 碳市场价差过大，短时间追平有难度。CBAM 机制要求拉齐商品原产国与 EU ETS 的碳价水平，掌握碳的定价权。预计该制度会在长期作为外在驱动力，促进国内碳市 场的发展；但基于上述对国内碳市场现状的分析，短期碳价上涨暂不具备条件。
（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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