报告的核心观点 - 国内绿电由保量保价收购转变至入市竞价上网,当前电价侧主要由电能量价格+环境溢价-消纳支出构成 [1][2][3] - 风光出力特征导致其市场化电价折价,叠加辅助服务支出与消纳风险,市场对风光项目收益率存忧 [4][5][6][7] - 与此同时,双碳进程仍在加快,需要环境价值合理回归以确保能源转型目标实现及运营商投资积极性 [1][12][13] 国内绿电市场分析 1. 入市前:风光补贴逐步退坡,2021年起进入平价时代 [17][18][19][20] 2. 入市后:保障性收购规模缩减,市场化交易为大势所趋 [23][24][25][26] 3. 风光出力特性导致其市场化电价折价,弃电率整体上升 [27][28][29][30] 4. 辅助服务费用为绿电主要消纳成本,定价与疏导机制逐步清晰 [38][39][40][41] 绿色市场建设 1. 绿证成交规模持续扩张,但需求侧支撑较弱 [43][44][45][46][47] 2. 绿电交易成交价中包含环境价值,溢价保持0.02元/度以上 [49][50] 3. CCER市场重启,目前对应环境收益略高于0.03元/度 [50] 借鉴欧美经验 1. 美国:强制市场配额制明确绿电需求,自愿市场多样机制提供交易活力 [54][55][61][62][63] 2. 欧洲:高绿电渗透率下,欧盟绿证GO与各国政策协同互补 [75][76][77][78][79][80] 3. 欧美绿电PPA价格中枢整体上行,绿证价格亦体现绿色价值 [92][93][94][95] 投资建议 1. 关注火电灵活性改造标的青达环保 [107] 2. 推荐纯火电运营商如华电国际、皖能电力、建投能源 [107] 3. 推荐综合性电力公司如国电电力、华润电力、华能国际 [107] 4. 持续跟踪绿电运营商政策拐点 [107] 风险提示 1. 政策不及预期 [108] 2. 电量电价大幅下降 [108] 3. 辅助服务市场支出大幅提升 [108] 4. 原材料价格上行 [108] 5. 宏观经济风险 [108]