绿电板块在经历接近 3 年的蛰伏后，有望重新进入上行趋势。
国资委呼吁新能源发展从规模扩张向专业化、集约化发展转变，预计未来运营端将转 向“降增速、保收益”，有望带来消纳问题以及现货市场电价压力缓解，进而带动运营端 回报率提升。2023 年初国资委副主任讲话强调新能源发展要从规模扩张向专业化、集约化 转变，央企要形成“一盘棋”，未来新能源业务将逐步向新能源主业企业和优势企业集中。 2023 年 2 月国务院国资委要求中央企业进一步聚焦主责主业，有望避免非电力央企过度跨 界投资，带来新能源行业无序竞争，“只求规模、不求利润”。
央企新能源发展更加注重质量，关注相关措辞发生较大变化，2025 年乃至十五五期间 或大幅降速。2024 年 9 月 19 日大唐集团党组书记邹磊主持召开党组会议，强调要坚持绿 色发展，重点抓好新能源大基地平稳开发和传统煤电水电改造和设备更新，推进风光一体 化开发重大战略性新兴产业，因地制宜发展新质生产力。 关键词变成“平稳开发”而非“积极推进”，同时考虑到五大发电集团“十四五”新 能源规划完成进度较高，未来建设或大幅降速。
目前我国已经意识到，在消纳以及绿电的环境价值等问题解决之前，现货市场建设过 快不利于稳定绿电预期，政府授权合约模式有望护航电价。在国际上，政府授权差价合约 是一种行之有效的保护新能源电价措施，2023 年底，广西省发改委在《2024 年广西电力 市场交易实施方案》中提出集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约机制，成为我国 首个实行该机制的省份。新能源企业市场化部分收益将由合约电量（即政府授权合约电量）、 合约价格（2024 年合约价格为 0.38 元/kWh）、对标价格（标的月各时段批发交易用户市 场交易计划加权平均价格）决定。 简而言之：当市场化交易价格大于合约价格时，要向新能源场站回收超过 0.38 元/kWh 部分的电价，且该场站越接近市场均价，回收数额越低（即结算电价越高）。当市场化交 易价格小于合约价格时，此时要向新能源场站补贴低于 0.38 元/kWh 部分的电价，且该场 站越接近市场均价，补贴数额越高（即结算电价越高）。
总的来看，由于目前我国电力市场仍然主要靠火电定价，因此政府授权合约的核心目 的是给新能源一个合理的“标准电价“，使得市场价较高时避免新能源获得过高的超额收 益，市场价较低时避免新能源过度亏损。此政策与非市场化的”标杆电价“区别在于，最 终回收或补贴的力度仍然与电力市场的交易结果相关，这样既可以限定新能源的电价范围、 又可以相对保证电力市场交易的完整性。 考虑到各省电力供需格局差异，新能源消纳能力差异以及当地综合发电成本差异，我 们预计广西省率先试点的新能源电价政府授权合约，或有望在全国范围内推广，具体合约 电价以及执行方案或有所差异。但是可以明确的是，如果政府授权合约将对新能源收益率进行兜底，将成为推动新能源健康发展的有利途径。政府授权合约的本质是用行政手段赋 予新能源隐性碳价格，在碳市场建立之前对新能源保驾护航。
从不认可绿证到全面认可绿证，2024 年 7 月以来相关文件措辞出现实质性变化，绿电 的环境价值有望逐步释放。从欧美经验来看，建设碳市场（能耗双控等机制也可以视为隐 性碳市场），实现碳-电市场协同，通过收紧免费配额提高全社会绿电需求，是赋予电力环 境价值，提高绿电收益率的有效手段。然而，从国内外实践来看，碳市场的建设难度远远 高于现货市场，因为现货市场交易的标的仍然是电力，不需要确权；而碳市场的交易标的 是碳排放权，确权流程复杂且需要极高的交易成本，涉及碳排放权的核算、分配、豁免、 抵扣、交易以及事后监管。 虽然我国在多个文件中强调绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定 可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，但是生态环境部 2023 年 10 月文件不认可绿证， 是制约绿电环境价值释放的重要因素。在生态环境部 2023 年 10 月发布的文件中，“通过 市场化交易购入使用非化石能源电力的企业，对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子 进行计算”，也就是说，该版本文件不认可绿证对碳排放量的抵扣机制，无论是否购入非 化石能源电力，计算碳排放量时，均要按照全国电网平均水平计算，导致绿证与碳市场无 法衔接，绿证缺乏内在需求，严重制约绿电的环境价值释放。
2024 年 7 月以来相关进展迅速，多处细节有实质性变化。在碳市场完全建立之前，我国仍然采用能耗双控和可再生能源消纳责任权重机制，通过行政手段提升新能源需求，相 当于赋予绿证隐性碳价格。但是由于考核对象多为省级政府，不考核具体企业，具体企业 购买绿电/绿证并不能使自己直接受益，存在收益成本不匹配问题，进而缺乏购买动力。 内蒙古自治区发改委 2024 年 7 月 17 日发文，拟实施存量高耗能企业可再生能源电力 强制消费机制。我们分析此次内蒙古要求高耗能产业强制消纳一定绿电，最值得关注的点 有两个，其一是将消纳责任分解到具体企业，也就是实现市场化交易中最重要的部分—— 确权。在权责统一、收益成本匹配的情况下，高耗能企业将更有动力购买绿电、绿证。 其二是提出实行以物理电量为基础、绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。 明确绿证的作用，做到“证-电分离”交易，将打破绿电交易的物理限制，该文件与生态环 境部文件有本质区别，如果全国推广，将显著提升绿证价值。
8 月 2 日国家发改委、能源局下发《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有 关事项的通知》，包括：1）2024 年、2025 年，各省可再生能源电力和非水可再生能源电 力消纳责任权重；2）2024 年、2025 年电解铝行业绿电消费比例。 我们分析该文件值得注意的有两点：1）消纳责任权重空前提高。2024 年消纳责任权 重不仅远远高于 2023 年权重，同时远远高于 2023 年提出的 2024 年预期值；2025 年消 纳责任权重预期值在 2024 年版本上进一步提高；2）首次针对特定行业（电解铝）提出了 可再生能源消纳责任权重。提出确定电解铝行业企业清单，以持有的绿证核算完成情况。 该文件不仅与此前生态环境部文件有本质差别，而且相比内蒙古政策提出实行以物理 电量为基础、绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策，全国性文件突破明显，强调了以绿证为基础，真正做到了“证-电分离”交易，打破绿电交易的物理限制。 9 月 13 日，《能源法》（草案二次审议稿）开始公开征求意见。相比于 4 月的初审稿， 我们总结主要变化体现在如下方面： 二审稿第五条强调：国家建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控，全 面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。初审稿相关表述为：国家优化 能源消耗总量和强度调控,推动能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控转变。
如果此条最终落实，则从法律层面规定我国将来会实行碳排放双控体系，结合 7 月 30 日国务院办公厅印发的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》： （1）十五五期间：实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达 峰碳中和综合评价考核制度，加强重点领域和行业碳排放核算能力，健全重点用能和碳排 放单位管理制度，开展固定资产投资项目碳排放评价，构建符合中国国情的产品碳足迹管 理体系和产品碳标识认证制度，确保如期实现碳达峰目标。 （2）碳达峰后：实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度，建立碳中和 目标评价考核制度，进一步强化对各地区及重点领域、行业、企业的碳排放管控要求，健 全产品碳足迹管理体系，推行产品碳标识认证制度，推动碳排放总量稳中有降。 二审稿第三十三条：国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费 促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。初审稿相关表述：国家建 立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源. 二审稿与初审稿区别在于再一次明确将绿证作为绿色能源消费促进核心机制。对比生 态环境部 2023 年 10 月颁布的《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放 报告与核查工作的通知》不认可绿证，以及 8 月 2 日能源局《关于 2024 年可再生能源电 力消纳责任权重及有关事项的通知》认可绿证，再到 9 月 13 日能源法二审稿，可以看出， 绿证在绿色消费促进机制中的地位逐渐加强，且有望在法律层面予以确认，有望促进绿电 环境价值体现，利好绿电运营商长期发展。
补贴拖欠是影响绿电估值的核心因素之一，2022 年开启补贴项目全面核查并发放大量 补贴，在新一轮财政政策预期下，绿电补贴发放有望成为经济刺激抓手。2022 年 3 月，国 家发改委、财政部、国家能源局下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》， 开启全面核查，核查主要围绕六方面展开：合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环保。 2022 年 10 月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目 清单的公告》，第一批合规项目共计 7344 个，2023 年绿电公司补贴回收进展明显加速。
2022 年 8 月，国家发改委、财政部、国务院国资委《关于授权设立北京、广州可再生 能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》。国家电网和南方 电网将成立二级公司进行专项融资，解决可再生能源补贴年度增量缺口；在财政拨款基础 上，补贴资金缺口按照市场化原则专项融资，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中 列支。截至目前，第二批补贴核查持续推进，补贴核查有助于确定存量项目补贴资金规模， 并陆续兑现合规项目历史拖欠补贴。 预计补贴发放将极大缓解绿电公司现金流压力，提升潜在分红能力。但是对于港股公 司，我们分析补贴发放最大的意义不在于通过节约财务费用提升 EPS，而在于打消海外投 资者对补贴作废的担忧，当前绿电板块 AH 价差显著高于两地市场整体价差，我们分析其 中一个重要原因即海外投资者担心补贴作废，部分公司应收账款余额已超过市值。
