绿电交易开启17省参与 电力股掀涨停潮
发布日期：2021/9/8
电力行业碳减排责任大，电价上涨带来其业绩弹性，进而利好上游新能源。
9月8日，低估值的电力板块走强，截至午间收盘，宁波能源（600982）、桂东电力（600310）、京能电力（600578）、银星能源（000862）、上海电力（600021）、中国核电（601985）涨停，中闽能源（600163）5连板，内蒙华电（600863）、华银电力（600744）、甘肃电投（000791）等多只电力股冲高。
近日，国家发展改革委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司，推动开展绿色电力交易试点工作。9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，绿色电力交易试点正式启动。
据悉，这是国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，启动的首次绿色电力交易，吸引北京、江苏、浙江等共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。
其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域内成交电量10.37亿千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607.18万吨。
绿电是什么？绿电是单独定价品种
国家发改委网站指出，绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，积极引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算，通过相关政策措施激励用电侧购买绿色电力的积极性。
通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。
据介绍，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。
交易电价高于煤电标杆部分、一部分用以优先补偿参与交易的新能源发电企业，体现绿色电力的环境价值。
据报道，首批绿电较当地电力中长期交易价格增0.03-0.05元/千瓦时，当前国内各地中长期交易价格不一，约在-0.005元/千瓦时至-0.10元/千瓦时之间，因此，部分中长期协议在2021年或以低于平均价出售。
然而，由于煤价上涨导致限电，预计2022年多地市场中长期协议价将高于标杆电价，或为绿电带来高于3-5分/千瓦时的收益。
整体而言，这次绿电交易对于新能源运营商构成重要利好，参与交易的绿电电价溢价，绿电环境价值被国家认定。
除了电价上涨本身带来的业绩弹性，更重要的是电力作为最重要生产要素可以获得价值回归，水/风/光/核/储能等都将受益。
千亿千瓦时市场 利好新能源运营商
毕竟只有下游赚钱了，才能容忍中游和上游的涨价，因此一旦为新能源发电差异化定价，上游的光伏、风电制造商、储能等行业才会有更大发展空间。
与始于2017年的绿证相比，绿电的证书与物理电量捆绑销售，权属清晰，用户可在绿电市场交易直接购电+获得绿证。
目前，绿电的用户主要包括出口企业、承诺未来实现100%使用可再生能源电力的公司和国内自愿承诺购买绿电的公司。未来，如碳边境调节税开征，钢铁、铝等高耗能企业也将进入绿电交易市场。
初期绿电供应或主要为2021年后平价上网风光项目。
根据规则，当前的绿电交易分为三部分：完全按市场绿电、带补贴绿电和电网企业收购的带补贴绿电。
国金证券认为由于安全市场化绿电(即2021年后的平价项目发电量)的收益主要归电站所有，因此将成为最积极出售绿电的主体；由于带补贴项目一旦出售绿电，就要进入市场交易，相应电量不再享受电网企业保障性收购，因此大部分这类项目或处于观望状态。
中长期绿电交易或至千亿千瓦时级别市场。
首批绿电交易达成交易电量79.35亿千瓦时，国金证券预计2022年，随着绿电市场的推进，市场规模至少在200-300亿千瓦时(2021年仅半年规模)；2023年后，如欧盟碳边境调节税启动，将有更多高耗能企业进入市场，绿电交易规模或有望看到千亿千瓦时。
未来绿电的主要增量来自平价新能源上网，绿电溢价+市场空间扩容，双因素驱动新能源运营商成长。
来源： 同顺-异动眼
