绿证和碳市场稳步发展，协同助力能源结构转型_24页_838kb

电力及公用事业行业总结

核心内容

电力及公用事业行业在推动绿色能源转型方面取得了显著进展，绿证制度与碳市场协同作用，促进了可再生能源的发展与应用。绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，其制度经历了多个阶段的完善，最终确立了其在市场中的地位，成为环境价值核定与疏导的重要工具。同时，碳交易市场通过强制性分配碳排放权和重启CCER（国家核证自愿减排量）市场，进一步推动了低碳发展。

主要观点

• 绿证制度逐步完善：绿证制度经历了补贴绿证、平价绿证、绿电交易下的绿证以及绿证地位确定四个阶段，最终在2023年8月确立其唯一性、流通性和权威性，成为可再生能源电力消费核算的基础。
• 绿证市场活跃度提升：随着政策引导和市场推动，绿证核发及认购数量快速增长，认购率从最初的0.02%上升至47.13%。绿证市场活跃度的提升主要得益于政策的明确和市场机制的完善。
• 绿电交易与绿证协同共存：绿电交易作为直接消纳绿色电力的方式，与绿证市场形成互补关系。绿电交易不仅体现电能量价值，还包含环境权益，与绿证共同构成绿色电力的市场价值体系。
• 配额制与绿证结合：配额制通过省级单位分配消纳责任权重，形成强制性交易市场，促进新能源行业发展。绿证作为配额制的辅助手段，市场空间随配额收紧而扩大。
• 碳市场与绿证联动：碳市场与绿证市场之间的联动机制有助于推动低碳发展，通过绿证核发与交易，可再生能源企业不仅为碳市场提供增量CCER，还扩大了环境价值的交易规模。

关键信息

绿证市场发展

• 绿证核发与交易数据：
  • 截至2023年9月22日，全国累计核发绿证8092万张，交易量达3813.5万张，认购率提升至47.13%。
  • 2021年至今，环境权益价格从0.05元/千瓦时平缓下降至0.04元/千瓦时。
• 风电与光伏项目绿证核发情况：
  • 风电项目累计核发7868万个，其中无补贴项目占比54.1%，补贴项目占比45.83%。
  • 光伏项目累计核发6178万个，其中无补贴项目占比84.35%，补贴项目占比15.65%。
• 认购率与地区分布：
  • 风电认购率较高的省份有江苏（84.5%）、广西（67.1%）、河北（65.7%）等。
  • 光伏认购率较高的省份有宁夏（55.6%）、江苏（59.8%）、辽宁（59.8%）等。

绿证价格机制

• 风电绿证价格：
  • 2017-2023年，风电绿证年平均价格从180.6元/兆瓦时降至28.1元/兆瓦时，对应绿色环境价值从0.1806元/千瓦时降至0.0281元/千瓦时。
  • 无补贴风电绿证年平均价格为38.1元/兆瓦时，对应绿色环境价值0.0381元/千瓦时。
• 光伏绿证价格：
  • 2017-2023年，光伏绿证年平均价格从664元/兆瓦时降至22.3元/兆瓦时，对应绿色环境价值从0.664元/千瓦时降至0.0223元/千瓦时。
  • 无补贴光伏绿证年平均价格为40.1元/兆瓦时，对应绿色环境价值0.0401元/千瓦时。

碳市场发展

• 碳交易市场：
  • 截至2023年9月26日，全国碳排放权交易市场（CEA）累计交易量达2.85亿吨，成交均价为48.84元/吨。
  • 碳市场扩容，涵盖电力、钢铁、建材、航空、有色、石化、化工、造纸等八个高排放行业。
• CCER重启：
  • CCER市场重启，为碳配额抵消提供储备，促进可再生能源项目参与碳市场，推动低碳发展。

未来展望

• 绿证与绿电交易将长期共存，形成互补机制，促进绿色电力的市场价值体现。
• 碳市场与绿证市场的联动将进一步加强，推动低碳发展和能源结构转型。
• 绿证市场将继续扩大，特别是在无补贴项目方面，随着政策的推进和市场需求的增加，绿证交易量有望进一步提升。

风险提示

• 宏观经济下行风险：可能影响电力及公用事业行业的整体发展。
• 政策推进不及预期：政策执行力度不足可能影响绿证与碳市场的联动效果。
• 用电量需求下滑：可能导致绿证市场需求减少。
• 装机量不及预期：影响绿证核发量及交易量。
• 市场电价波动风险：可能影响绿证交易的稳定性。
• 模型假设偏离预期：可能影响市场分析的准确性。