公用事业及环保产业行业研究-海外视角看-新能源环境价值如何变现？-国金证券_34页_4mb

绿电环境价值变现是电力市场化改革的后续重点。随着新型电力系统建设推进，系统成本持续上升，绿电需通过环境溢价实现价值补偿。国内绿电市场化比例提升至47%以上，但电价折价幅度达10%~50%，需通过碳市场机制释放环境溢价。欧盟经验表明，碳价与电力市场联动机制能有效提升绿电价值，通过长期购电协议（PPA）、现货市场及GO绿证实现碳排放成本向电价传导，环境溢价占比约0.05~0.09欧元/KWh。国内碳市场仍以免费配额为主，电力行业未能实现碳成本有效传递，导致火电产能出清风险及清洁电源收益扭曲。建议关注综合能源管理业务占主导、拓展分布式光伏的南网能源，以及可直接参与绿电交易、所在地区溢价空间大的江苏新能。

欧盟碳市场（EUETS）通过总量控制、配额拍卖、抵消趋严等措施推动碳价上涨，2023年EUA均价达83欧元/吨。碳价上涨带动电力现货价格提升，同时通过拍卖收入支持绿电发展。国内碳市场流动性不足，仅电力行业纳入，且采用事后分配机制，免费配额占比高。碳边境调节机制（CBAM）将间接影响国内碳价，2026年全面实施后，若延伸至间接排放，铝业出口碳关税占比将达30%左右，推动绿电需求及环境溢价变现。当前国内CBAM对钢铁出口影响有限，但铝业需通过水电省区绿电消纳降低关税压力。

国内绿电与碳市场衔接需政策支持，碳电联动机制更适用于高排放行业。绿电交易中，自发自用电量及直接交易的溢价空间更大，而绿证市场因“证电分离”机制未能体现环境价值。2022年国内绿电交易占比仅15%，绿证需求侧政策仍需完善。CBAM机制下，绿电抵扣政策可降低出口碳成本，但国内碳价短期内难以匹配欧盟水平，绿电市场化仍面临电价波动及需求不足风险。预计2024年绿电市场化比例将超50%，但电价未达预期可能影响IRR，需依赖环境溢价及储能技术提升经济性。

投资建议聚焦绿电市场化程度高、具备环境溢价潜力的公司。南网能源依托综合能源管理优势，工商业分布式光伏业务增速显著，光伏发电成本下降与环境溢价协同可提升IRR。江苏新能因所在地区对绿电溢价接受度高，且绿电交易量快速增长，具备增长潜力。风险方面，政策进展不及预期、绿电市场化电价低于预期、用电需求不足可能抑制绿电消纳，导致利用率下降及收益受损。需关注国内碳市场机制改革与CBAM政策对绿电价格的长期推动作用。