浅析绿证、配额制和碳交易市场对电力行业影响
为了促进新能源电力行业在的中长期发展和解决补贴退出后的市场激励问题，绿证制度和可再生能源消纳权重政策应运而生，在新能源消费侧发挥积极作用。
绿证：我国2017 年起开始实施绿证交易，目前采取自愿交易，补贴目录内的陆风和集中式光伏以及平价项目均可以申请。我国实施绿证制度的目的主要是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。目前，处于自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，处于有量无市的静默阶段。我们认为随着碳中和的理念和价值观持续的普及和深化，绿证代表的环境价值将会被更多人认知和重视，消费者购买绿证的积极性会明显提升。而为了更好的发挥绿证制度的作用，绿证制度也有望得到进一步完善。
我们认为未来有三个可能的完善方向：1)绿证由自愿交易转变为强制交易，由消费端强制承担绿证成本；2)设计实质性激励政策，鼓励消费者购买绿电；3)取消配额制，配额的约束直接由绿证消纳百分比完成。
配额制：可再生能源消纳责任权重(配额制)出台主要是为解决我国可再生能源中长期发展责任问题，从需求侧入手促进新能源行业发展。配额制的责任主体是电力消费者，通过电源消纳结构引导行业发展。配额制配合绿证制度实施，为绿证定价并为新能源电力在平价时代获得补贴提供交易对手和源动力。我国非水可再生能源消纳权重将自2021 年起逐年提升，预计到2030 年时将达到25.9%。根据政策，各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升1.5%左右，并遵循“只升不降”原则。2022 年全国可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到23382 亿千瓦时和25037 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了8.5%和16.2%。2022年全国非水可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到11199 亿千瓦时和12192 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了31.1%和42.7%。
碳交易市场：以减碳排为主，从供给侧划分碳排放权责，促进能源转型？ 7 月16 日，全国碳交易正式上线，目前有2000 余家发电企业参与交易。
根据上海环境能源交易所数据，前十六个交易日，碳排放配额(CEA)收盘价均超过50 元，平均收盘价为54.0 元/吨，平均成交价为50.45 元/吨。
成交量方面：除去首日实现较大交易量外，其余交易日CEA 成交量整体呈萎缩态势，日均成交量为13.6 吨(不含首日)，若日常成交量维持在这个水平，以一年250 个工作日计算，全年CEA 成交量约3392 万吨，以平均成交价50.45 元/吨计算，全年成交额将达到17.11 亿元。
碳交易市场划分了各行业碳排放权重，从供给侧入手改变能源结构。以电力行业为例，碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。基于四方面原因，我们认为碳市场运行后中短期内优质火电企业受影响较小：1)为实现通过电价来引导用户端使用低碳能源的目的，火电企业未来有望将部分碳排放成本传导至终端，由电能消费者承担；2)火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力相对较小；3)主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以提供CCER；4)火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本将由下游承担。对于风光等新能源而言，在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。
绿证：我国2017 年起开始实施绿证交易，目前采取自愿交易，补贴目录内的陆风和集中式光伏以及平价项目均可以申请。我国实施绿证制度的目的主要是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。目前，处于自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，处于有量无市的静默阶段。我们认为随着碳中和的理念和价值观持续的普及和深化，绿证代表的环境价值将会被更多人认知和重视，消费者购买绿证的积极性会明显提升。而为了更好的发挥绿证制度的作用，绿证制度也有望得到进一步完善。
我们认为未来有三个可能的完善方向：1)绿证由自愿交易转变为强制交易，由消费端强制承担绿证成本；2)设计实质性激励政策，鼓励消费者购买绿电；3)取消配额制，配额的约束直接由绿证消纳百分比完成。
配额制：可再生能源消纳责任权重(配额制)出台主要是为解决我国可再生能源中长期发展责任问题，从需求侧入手促进新能源行业发展。配额制的责任主体是电力消费者，通过电源消纳结构引导行业发展。配额制配合绿证制度实施，为绿证定价并为新能源电力在平价时代获得补贴提供交易对手和源动力。我国非水可再生能源消纳权重将自2021 年起逐年提升，预计到2030 年时将达到25.9%。根据政策，各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升1.5%左右，并遵循“只升不降”原则。2022 年全国可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到23382 亿千瓦时和25037 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了8.5%和16.2%。2022年全国非水可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到11199 亿千瓦时和12192 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了31.1%和42.7%。
碳交易市场：以减碳排为主，从供给侧划分碳排放权责，促进能源转型？ 7 月16 日，全国碳交易正式上线，目前有2000 余家发电企业参与交易。
根据上海环境能源交易所数据，前十六个交易日，碳排放配额(CEA)收盘价均超过50 元，平均收盘价为54.0 元/吨，平均成交价为50.45 元/吨。
成交量方面：除去首日实现较大交易量外，其余交易日CEA 成交量整体呈萎缩态势，日均成交量为13.6 吨(不含首日)，若日常成交量维持在这个水平，以一年250 个工作日计算，全年CEA 成交量约3392 万吨，以平均成交价50.45 元/吨计算，全年成交额将达到17.11 亿元。
碳交易市场划分了各行业碳排放权重，从供给侧入手改变能源结构。以电力行业为例，碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。基于四方面原因，我们认为碳市场运行后中短期内优质火电企业受影响较小：1)为实现通过电价来引导用户端使用低碳能源的目的，火电企业未来有望将部分碳排放成本传导至终端，由电能消费者承担；2)火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力相对较小；3)主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以提供CCER；4)火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本将由下游承担。对于风光等新能源而言，在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。
