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？

（以下内容从国金证券《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？》研报附件原文摘录）
投资建议
结合欧盟碳市场、 国内碳市场、 CBAM 机制设计可见自发自用绿电、直接交易绿电的环境价值认可度更高。 因此从落地性看， 建议关注以综合能源管理为传统主业、拓展工商业分布式光伏的南网能源； 建议关注可直接参与绿电交易、所在地区溢价接受度较高的江苏新能。
行业观点
绿电环境价值变现是电改后续看点。
国内绿电行业从“带补贴”走向“平价”，经历“全电量可消纳+保量保价”、“全电量可消纳，保量保价+保量限价结合”阶段，正进入“全电量消纳难度加大，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，当前入市电量比例升至 47%+、常规电量交易中折价幅度约为 10%~50%。23 年电改重磅政策——煤电容量机制出台、为煤电转型托底。往后看，“双碳”目标不改，绿电仍将向主力电源地位迈进，而体现环境价值是绿电“扬长”方式。
他山之石： 欧盟破局点在“碳”。
绿电环境价值于长期购电协议 PPA（付费主体为下游碳排企业）、现货市场（付费主体为高碳排电源+下游碳排企业，高碳排电源碳成本传导比例介于 60%~100%、 23 年碳均价 83 欧元/吨，对应环境溢价约 0.05~0.09 欧元/KWh）、GO 绿证（付费主体为下游碳排企业，环境溢价约 0.01 欧元/KWh）均可体现，前两种变现方式采用碳-电联动机制，与碳价及碳市场紧密连接。
回顾欧盟碳市场碳价持续翻倍之路： 供/需多因素调节下碳市场价格走强，拍卖收入再用于绿电扶持。 ①供给要素：总量控制趋严，拍卖配额比例提高，碳信用等抵消选项减少，短期/长期的富余配额回收机制建立； ②需求要素：碳排核查的覆盖范围扩大，俄乌战争后气价波动，疫后经济预期修复，每年设置固定履约时点。
现货市场的环境溢价逐步可覆盖度电成本： 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。
国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行， 碳市场-电力市场平行体系或更适合我国国情。
全国碳市场电力行业 100%免费配额扭曲碳价信号，电力市场化尚未改革完全，采用欧盟碳-电联动机制难以传导碳成本将加速火电产能出清、有违保供目标； 同时， 为水电/核电等清洁电源带来额外收益，有违匹配低价用户的初心。 因此，绿电使用量对应碳排记“0”、绿证抵消可再生能源消纳责任权重等定向支持方式更为可行。基于环境溢价与对应当量碳价水平趋同的假设，度电环境溢价应在 0.07~0.5 元/KWh（下/上限分别对应国内碳价 70元/吨、 CBAM 机制下 EUA 最新价 61 欧元/吨）。
CBAM 利好绿电。 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%；而若预期扩至对间接排放收费，该比例将接近 30%。使用绿电可减轻征税压力。
风险提示
国内绿电、绿证需求侧政策、碳市场政策释放不及预期； 国内绿电市场化比例提高，上网电价不及预期；国内用电需求不及预期风险等