海外视角看新能源环境价值变现研究报告： EU ETS 碳-电联动机制、国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行（35页）

行业报告下载 2024年04月15日 08:11 管理员

伴随新型电力系统建设，系统成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统增量成本拖累。23 年以来重磅电改政策密集出台，从制度层面实现“谁受益、谁承担（增量系统成本）” 和“谁出力、谁获益（各类价值变现）”的市场化机制。总体来看已出台的配套政策基本实现重点内容全覆盖，包括电网成本疏导机制厘清、现货市场基本规则制定、煤电容量补偿机制出台、需求侧响应市场建设、电力辅助服务价格机制出台等。在 23 年中发布的《海外视角看：市场化如何促进新能源消纳？》中我们就欧洲电力市场/美国 PJM 市场对电能量/辅助服务/容量机制的先进设计经验进行了学习，重点在于阐明保供火电、灵活性调节资源在新型电力系统中的价值将有多种变现途径，而对于身处 “风暴眼”的绿电讨论缺失。本篇旨在进一步完善框架，研究欧盟碳市场 EU ETS 市场上碳-电联动机制及碳价影响要素，探讨国内绿电（度电）电量收益下降背景下、环境溢价予以补充的可能性，并分析欧盟碳边境调节机制 CBAM 作为外在驱动因素对国内碳价及绿电发展的潜在影响。伴随电力市场化的进程，我国绿电电量/电价的形成大致分为 3 个阶段，变化趋势明显：（1）弃电风险增加；（2）产业链降本+出力不可控特性共同影响下，绿电上网电价下行。保量保价阶段（带补贴机组）：全电量根据所在资源区的“标杆电价”收购，“标杆电价” 与当地燃煤标杆电价（现称燃煤基准电价）差值为财政补贴。“标杆电价”经历多轮下调，使得机组在不同并网时点所获补贴有别，但原则上执行该电价 20 年不变。通过对比十年间成本下降情况，可见电价降幅基本略小于成本降幅，但补贴回收风险降低。

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