（本文作者：长城证券/于夕朦）
事件：近期国家发改委、能源局批准两网报送的绿色电力交易试点工作方案，将在部分试点省市开展绿证交易。
本次绿电交易明确了参与主体。附加收益归属等，提出了“证电合一”
绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，本次绿电交易试点工作方案结合了我国此前的绿电交易制度及绿证制度，主要内容有以下几点：
1）产品种类：初期产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。
2）参与主体：初期主要面向省内市场，售电方优先组织平价风光电量参与交易。如果无法满足需求（部分省份平价装机有限），则由电网代买购买符合条件的平价风光电量或带补贴的电量，补贴电量不领取补贴但也不计入项目的合理小时数（即可以拿补贴的利用小时数）。初期购电用户主要为有绿电消费需求的企业，后续将引导电动汽车、储能等市场主体参与。
3）价格形成机制：对于电力直接交易方式购买的绿电产品，交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿电产品，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。试点交易初期，按照平稳起步的原则，可参考绿电供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。
4）附加收益（即绿电交易价格高于上网电价的收益）归属：完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业；向电网企业购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业；其他保障上网的绿电，产生的附加收益专款用于新型电力系统建设工作，主要用于建设辅助调峰机组和设备。
5）浙江政策中提出用户侧绿电价格将由“交易价格+输配电价+辅助服务费用+政府性基金及附加”构成。
6）明确将优先进行绿电的交易组织、试行和结算，优先顺序高于其他优先发电计划和市场化交易结算，并鼓励用户与发电企业签订5-10年长期购电协议。
7）提出“证电合一”。绿电交易将提供的绿色电力消费认证，建立全国统一的绿证制度，国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户。
绿电保障性电量及部分补贴电量由电网统购统销，提升全行业谈判议价能力，差额由电网进行分配
根据政策，除完全市场化交易的绿电交易电量，其余的保障性收购电量及享有补贴的电量均由电网在交易中心代卖，差额收益部分未来将由电网企业统一进行安排，预计含补贴电量产生差价收益将进入可再生能源发展基金，用于发放补贴。其余资金将用于建设新型电力系统及购买辅助服务（如调峰火电和抽水蓄能的容量电费等），以增强电网侧新能源消纳能力。此外由于有电网统一负责代销，实质上提升了全行业的谈判议价能力，差额将由电网进行分配。
绿电交易优先交易属性促进消纳，增厚竞价项目利润，东部竞价项目及水电有望受益
由于绿电交易是优先组织、优先执行、优先结算，因此在用电紧张时段用户将有更强的购买意愿（即通过购买绿电锁定电量，避免限电影响），有望提升新能源的消纳。
东部地区是我国电力负荷中心，并且愿意为绿色环境属性额外付费的外向型出口企业更多，我们认为东部地区的绿电交易将更为活跃。由于东部地区购买西部地区绿电时的价格包含了包含输配电价及辅助调峰电价，因此东部企业购买东部绿电意愿更强烈。
根据政策，对于竞价项目而言，绿电交易带来的附加收益有部分将归属于新能源运营商，对于存量补贴项目而言，附加收益将冲抵政府补贴，减轻补贴欠账压力，有望提升补贴发放的节奏，改善现金流。我们预计绿电交易初期，度电超额收益在3-5分钱，以2020年我国风电和光伏利用小时数2097小时和1160小时计算，1GW风电和光伏装机营收将分别增加0.63亿元至1.05亿元和0.35亿元至0.58亿元。
本次政策提出未来水电可以进入绿电交易市场，水电由于其低电价，无补贴，体量大，将具有很强的竞争力，未来水电行业有望通过绿电交易增厚利润。此外，本次政策提出绿电附加收益主要用于建立新型电力系统，我们认为其中重要的投资方向为抽水蓄能，相关产业链有望受益。
绿电交易更好发挥了风光的环境价值，增强了消费侧购买溢价绿电的意愿
“双碳”目标的提出促使企业有了更多对环境属性的需求。目前许多国内大型先进企业以及海外知名企业为了实现企业自身的碳中和，纷纷开始进行碳足迹核算工作，并对自身上下游和产业链相关企业提出了减碳排放要求，因此企业对于具有减碳属性的商品需求愈发强烈。购买绿电和绿证可以帮助企业能源使用方面的无碳化，是其实现双碳的主要方法之一。此前由于绿证价格较高（风电绿证平均约0.18元/底，光伏绿证平均0.68元/度），购买意愿并不强。而绿电交易由于“证电合一”，大幅降低绿证购买成本，预计将显著提升企业溢价购买绿电热情，更好发挥了风光能源的环境价值。
“证电”分离脱离物理限制更加灵活，或是更优选择
本次绿电交易试点方案实质上采用“证电”合一的方式捆绑销售绿电和绿证，我们认为“证电”分离（即绿电和绿证分开单独交易）或为更优选择，主要原因为“证电”合一将电能和绿证绑定，会受到物理层面限制，而“证电”分离制度将分离绿电交易和绿证交易，更加灵活。具体来看：我国东部地区是电力负荷中心，经济发达且外向出口型企业多，因此消纳溢价绿电的意愿更强。而我国西部地区风光资源丰富，但本地经济发展相对较慢且出口型企业少。因此从全国一盘棋和资源最优化这个角度看，将西部的绿证卖给东部地区是最优选择。但由于实施“证电”合一，西部绿证向东部地区销售受到了物理限制：其一是西部地区绿电价格更高不具有竞争性；其二为西部部分地区没有充足的外送线路，绿证将无法向东部地区销售。而对于东部地区，由于风光机组规模相对较小，可能无法完全满足本地企业需求，无法最大化制度作用。如果实施“证电”分离制度，绿证将摆脱时间及空间的限制。绿证供给可以最大化匹配需求。
投资建议：绿电交易制度运行后有望提升新能源竞价项目和水电的度电收益，增加新能源消纳，同时还为电网建设新型电力系统提供增量资金。
风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、电价下降风险，绿证需求不及预期风险。
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