碳中和加速 环保行业受益几何

3. 完善绿证交易，利好新能源运营商

3.1. 绿证交易仍难成为替代财政补贴的有效手段

3.1.1 绿证交易制度是弥补国补缺口的重要手段

绿证是我国对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。2017 年，我国依托可再生能源发电项目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。2020 年，生物质发电纳入绿证交易范围。

绿证交易制度为减轻可再生能源补贴压力而制定，是可再生能源配额制的必要配套制度。可再生能源消纳保障制度及配套的绿证交易制度是国际普遍采用的可再生能源行业扶持政策。建立绿证交易机制，可再生能源发电企业可通过销售绿证对冲补贴拖欠的风险，有助于减轻国家可再生能源补贴压力。

目前我国绿证交易市场仍有待完善。1）对于绿证卖方来说，绿证交易实际上难以达到填补财政补贴缺口的效果。2）对于绿证买方来说，绿证并非唯一消纳方式，性价比较低，自愿认购动力不足。3）成交量方面，绿证市场极度不活跃。4）价格方面，政策规定绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。

3.1.2 绿证卖方：绿证交易难以填补财政补贴缺口

根据《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132 号)》规定，绿证的卖方包括国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电(陆上风电)和光伏发电项目(不含分布式光伏项目)。2020 年 10 月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426 号）将生物质发电纳入绿证交易范围。

可再生能源基金缺口压力大。目前可再生能源基金缺口较大。用于补贴可再生能源发电的可再生能源基金来源于向全社会扣除居民生活和农业用电后的用电量中征收的可再生能源附加费。由于全国可再生能源规模增长迅速，可再生能源基金入不敷出，补偿缺口逐年扩大。根据《关于检查可再生能源法实施情况的报告》，“十三五”期间 90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实，到 2019 年底，当年可再生能源补贴缺口已达 3000 亿元以上。

绿证交易难以填补国补退坡缺口： 绿证交易制度为减轻可再生能源补贴压力而制定。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，因此绿证交易制度的设计有助于减轻国家可再生能源补贴缺口的压力。但是目前绿证交易仍难以填补补贴缺口。对于可再生能源发电企业来说，通过销售绿证，部分国补可以提前回款，缩短了回款周期，优化了现金流，因此发电企业绿证核发申请仍比较积极。根据中国绿色电力证书认购交易平台，截止目前（2021/2/3），风电光伏累计绿证核发量 2776 万张，其中风电和光伏绿证占比分别为 86%、14%。但是，由于目前绿证交易市场不活跃，成交量低，实际上无法达到填补补贴缺口的目的，截至目前总体挂牌交易率仅为挂牌总数的1.19%，仅为核发总数的 0.26%。

3.1.3 绿证买方：购买绿证并非唯一消纳方式，性价比较低

绿证交易缺乏强制规定，也没有相关激励，因此买方购买意愿不足。

绿证认购为消纳主体的自愿行为。政策规定绿证交易为买方的自愿购买行为。买方包括社会基本涵盖所有社会主体，包括各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人等。绿证购买为自愿行为，体现绿色电力的公益属性。

绿证并非唯一消纳方式，性价比低。1）2019 年 5 月，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》规定于各省份 2020 年开始实施可再生能源消纳保障机制，是目前各地消纳新能源唯一具有强制性和约束力的考核规定。通知同时规定各市场主体通过：①实际消纳可再生能源电量、②购买其他市场主体超额消纳量、③自愿认购绿色电力证书等方式，完成消纳量。2）有消纳目标考核的主体来说，绿证价格贵，因此购买绿证性价比低。自己直接投资或购买绿色电力，或者购买超额可再生能源消纳量，都比购买绿证更有动力（资料来源：《财经》）。

目前国内绿证交易没有与其他激励挂钩，且无法二次交易，因此买方购买动力不足。1）在国外，绿证交易一般与实质性激励挂钩，例如在美国的一些州，企业或个人使用绿电达一定比例后，将在贷款上享有优惠政策（资料来源：太阳能光伏网）。2）而目前在国内，绿证仅为购买者为支持绿色能源发展付出的额外成本，购买后无法二次交易，也无法抵消相关电力消费成本，因此买方动力不足。

绿证交易因此也并不活跃。截止目前（2021/2/3），累计总体成交72534 张，总体挂牌交易率仅为挂牌总数的 1.19%，仅为核发总数的 0.26%。

3.1.4 价格：绿证与补贴挂钩，价格受阻

政策规定绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。1）政策规定绿证的认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。不能超过国补金额，绿证价格天花板明确；但如果定价较低，卖方将无法完全收回该部分电量所对应的补贴。政策设计绿证价格与补贴挂钩，在一定程度上阻碍了绿证价格市场化。2）对于自愿交易的主体，如果绿证价格过高将影响其积极性；3）对于强制交易的主体，一般也是能源转型的责任主体，绿证定价应更高以反映可再生能源项目的绿色价值和保障产业的合理收益。

根据绿证认购平台，从 2017 年 7 月 1 日至今，风电绿证成交价格最大值 330 元，最小值 128.6 元，平均值 176.3 元；光伏绿证成交价格最大值 900 元，最小值 518.7 元，平均值 670.5 元。由于光伏绿证价格与风电绿证相比没有竞争力，因此成交极少，已成交的所有绿证中，光伏绿证占比不足 1%。

3.2. 破局：静待相关金融支持出台

完善绿证交易制度对我国实现可再生能源目标意义重大。碳中和顶层制度加速推进的背景下，后续相关政策出台值得期待。

3.2.1“十四五”将是我国未来深度脱碳的最关键五年时期：

习主席关于碳中和的重要宣示明确指明了中国要通过加快经济发展方式转变和经济结构调整推进低碳转型，更好地参与和引领包括气候变化在内的全球治理。我国提出碳达峰、碳中和的目标和愿景，意味着我国更加坚定地贯彻新发展理念，构建新发展格局，推进产业转型和升级，走上绿色、低碳、循环的发展路径，实现高质量发展。这也将引领全球实现绿色、低碳复苏，引领全球经济技术变革的方向，对保护地球生态、推进应对气候变化的合作行动，具有非常现实和重要的意义。

“十四五”将是中国未来向零碳发展这一过程中最关键的五年时期。

1）“十四五”时期将是中国经济发展中一个非常重要的转折点，将是中国未来向零碳发展这一过程中最为关键的五年时期。中国势必将在“十四五”时进一步转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力，这将为中国经济的深度低碳转型提供充分的条件（资料来源：WRI）。2）在所有国家可实现的全面脱碳情景中，电力脱碳都必须先于更大范围的整体经济脱碳。因此，我国电力系统在未来十年的发展对于其在 2030 年前实现达峰和在 2060 年或更早时间实现碳中和目标至关重要。要完成习主席提出的目标，我国必须在“十四五”大幅提高可再生能源的投资速度（资料来源：RMI）。

3.2.2 期待绿证相关的可再生能源政策方向

完善绿证交易制度对我国实现可再生能源目标意义重大，后续相关政策出台值得期待。  从国际经验来看，可再生能源配额考核制及配套绿色电力证书交易机制是国际普遍采用的可再生能源产业扶持政策，对推动可再生能源产业发展有显著效果。国际上可再生能源配额制政策体系主要对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源发电配额指标要求，并通过绿证交易制度实现配额指标流转。可再生能源电力企业在获得电价收入之外，还可通过绿证交易获得额外收入，补贴问题也可通过市场化机制得到解决。

期待出台后续完善绿证交易制度的政策。如同上文所提到，我国绿证制度仍有待完善。在碳中和的大背景下，后续持续出台相关完善绿证交易制度的政策可期待。主要可能的方向包括：

绿证与补贴脱钩：  如同上文提到，目前绿证价格与补贴挂钩，阻碍价格市场化。只有绿证价格市场化，才能够达到制度设计的初衷，市场参与者自主定价，根据能源转型的要求自发进行利益分配，充分激发市场参与者的主观能动性，有效控制可再生能源发展节奏，因此绿证与补贴脱钩是政策的发展趋势。

推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标：在我国，单独依靠自愿交 易市场的情景下，绿证作用十分有限。若是绿证强制交易可以推出，推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标将极大的促进绿证市场的交易。

2019年5月出台的《建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》提出，各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过以下补充（替代）方式完成消纳量：

1）向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，双方自主确定转让（或交易）价格；2）自愿认购可再生能源绿色电力证书，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

目前可再生能源发电项目与电网的结算（无国补）只能体现所购电力的一般商品属性，而不能体现电力的绿色低碳属性。而绿色电力证书是对补贴资金的部分替代，只有完成了绿色证书的购买，才能被确认为实现了绿色电力的消费，因此应推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标（资料来源：国家能源局）。期待政策推动绿证成为唯一可再生能源消纳计量指标，强制交易市场将得到快速发展。

3.3. 垃圾焚烧：绿证+顺价是未来长期趋势

2020 年 10 月，可再生能源电价附加补助资金结算规则（《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知）出台，明确财政部补贴退坡预期，加速经济欠发达地区垃圾焚烧项目出清，绿证+顺价将是垃圾焚烧行业未来长期趋势。

明确补贴期限，加速垃圾焚烧项目顺价，促进经济欠发达地区项目出清。

明确垃圾焚烧项目补贴期限：按照 5 号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，1）所发电量超过全生命周期补贴电量部分（合理利用小时数为 82500 小时），或者，2）生物质发电项目自并网之日起满 15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

垃圾焚烧项目顺价过程加速。1）垃圾焚烧特许经营协议一般约定项目将保持合理的内部收益率，若是政策变动将可依协议规定启动垃圾处置费调价。我们判断，对于上市公司项目密集的经济发达地区的地方政府，顺价过程或更加顺畅，顺价完成后，优质项目的现金流有望出现一定改善。2）顺价更加符合行业良性发展，政策主要是加速经济欠发达地区项目出清。

未来绿证将成为垃圾焚烧项目补贴的重要补充。政策明确垃圾焚烧项目补贴期满之后可核发绿证准许参与绿证交易，生物质发电纳入绿证交易后将使得绿证交易市场更多样化，垃圾焚烧绿证价格相对更有竞争力，我们预计在未来绿证相关制度更加完善之后，将成为国补的重要补充。

3.4. 平价时代绿证价格劣势有望消除，新能源运营商受益

存量补贴总额实现封口，为解决补贴拖欠问题奠定基础。2020 年 10 月，财政部、发改委、能源局联合印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426 号），建立了按项目“全生命周期合理利用小时数”停止补贴机制，即可再生能源项目一旦达到“全生命周期合理利用小时数”或是并网满 20 年两项条件之一者，就不再享受中央财政补贴资金，同时还对补贴电量计算公式、补贴标准、加强项目核查等细项都做出了细化规定，这意味着全部存量的可再生能源项目需要的补贴资金总额实现了封口，为此后国家解决存量补贴拖欠问题奠定了基础。

2021 年集中式光伏电站及陆上风电正式进入平价时代。回顾我国新能源过去 20 年的发展路径，行业的成长高度依赖于政策和补贴。在新能源发展初期对其进行适当补贴，是扶植新行业发展的必经之路，但补贴绝非长久之计。随着规模的扩大、技术的成熟，风光的发电成本逐步下降，补贴下降具备了基础，因此国家近几年不断降低对于风光项目的电价补贴，风电光伏发展逐步向平价过渡。2018 年 9 月，能源局发文开始推动平价风电和光伏试点建设，2019 年 5 月，发改委发文将集中式光伏电站和陆上风电的标杆上网电价改为指导价，2021 年我国集中式光伏电站和陆上风电正式进入平价时代。