碳中和下的水电价值再发现：涓滴不弃，江流入海-海通证券.pdf

吴 杰（公用事业首席分析师） SAC号码： S0850515120001 傅逸帆 （公用事业分析师） SAC号码： S0850519100001 2022年 12月 22日 证券研究报告 （优于大市，维持） 涓滴不弃，江流入海 ——碳中和下的水电价值再发现 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 目录 1、 我国水电开发现状： “十四五”预计 CAGR4.5%，存量装机价 值凸显 2、电量增长：大水电投产周期 +水风光储一体化 2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响 2.2 “十四五”稀缺的大水电投产周期 2.3 水风光储一体化打造增长新路径 2.4 抽水蓄能：电价机制完善，投资回报上行 3、 电价改善：电能量价值、绿色溢价及辅助服务的三重发现 4、 价值属性：被低估的现金流和确定性 5、投资建议 6、风险提示 2 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1. 我国水电开发现状： “十四五”预计 CAGR4.5%，存量装机价值凸显 3 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1.1 水能资源优渥，流域资源是核心竞争力 根据国家发改委 ， 我国水力资源理论蕴藏量年电量 6.08万亿千瓦时 ， 理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦 ， 技术可开发装机 5.42亿千瓦 。 其中 ， 我国规划的 “ 十三大 ” 水电基地 ， 规划总装 机规模达到 3.05 亿千瓦 ， 截至 2021年底 ， 已建及在建装机占比达到 73%。 表：我国“十三大”水电基地基本情况 水电基地 开发权所属集团 部分代表电站 规划总装机 （万千瓦） 已建成装机 （万千瓦） 在建装机 （万千瓦） 开发比例 金沙江 三峡集团 溪洛渡、向家坝 8167 4312 2258 80% 长江上游 三峡集团 三峡、葛洲坝 3128 2522 0 81% 雅砻江 国投、川投 二滩、锦屏 2881 1620 642 79% 澜沧江 华能集团 大朝山、景洪 2582 1906 356 88% 大渡河 国电集团 瀑布沟、深溪沟 2496 1737 464 88% 怒江 大唐集团 - 2132 360 17% 黄河上游 国投、国电投 小峡、大峡、乌金峡 2665 1508 380 71% 南盘江、红水河 大唐集团 龙滩、岩滩 1508 1208 160 91% 东北 国电集团 云峰、渭源 1132 483 0 43% 闽浙赣 闽东电力 新安江 1417 569 90 47% 乌江 华电、大唐 引子渡、彭水 1158 1110 48 100% 湘西 韶能集团 大 洑 潭、三江口 661 286 0 43% 黄河北 - 龙门 597 163 0 27% 合计 - - 30524 17424.4 4758 73% 4 注：闽浙赣水电基地在建装机具体情况无综合披露，澜沧江、怒江、东北、闽浙赣、湘西和黄河北数据 截至 2021.05，金沙江、长江上游、雅砻江、大渡河、黄河上游、南盘江红水河、乌江数据截至 2021年底 资料来源：中国电建，百度百科，国投小三峡官网，国电电力官网，全国水雨情信息网，闽东电力官网，水电水利规划设计总院官网， 李 昇 等 《 我国流域梯级水电开发的回顾与展望 》 ， 海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1.2 我国主要大水电基地 图：我国十三大水电基地分布图 (MW) 5 注：由于资料来源及口径差异，导致图中装机规模与前述表格有差异 资料来源：长江电力价值手册 2021，海通证券研究所 MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2250 1600 1386 1020 640 585 490 480 420 420 0 500 1000 1500 2000 2500 三峡 白鹤滩 溪洛渡 乌东德 向家坝 糯扎渡 龙滩 锦屏二级 小湾 拉西瓦 1.2 我国主要大水电基地 图：中国前十大水电站 （万千瓦） 现状： 运行期 全部投产 运行期 运行期 运行期 运行期 运行期 运行期 运行期 运行期 6 注：截至 2022年 12月 20日，白鹤滩电站 16台机组已全部投产。 资料来源：长江电力价值手册 2021，中国政府网，新华社，百度百科， 广西日报，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1.3“十三五”以来水电装机及电量增速趋缓 资料来源： Wind，海通证券研究所 图： 2010-2021年水电装机容量及增速 图： 2010-2021年水电发电量及增速 7 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 8 资料来源： Wind，海通证券研究所 1.3 “十三五”以来水电装机及电量增速趋缓 图： 2010-2021水电投资完成额 v.s.水电新增装机 图： 2010-2021水电投资增速 v.s.水电装机增速 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1.4 “十四五”规划重点关注雅鲁藏布江水电 “十四五”规划中提出，将建设雅鲁藏布江下游水电基地，建设金沙江上下游、雅 砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地。 所属集团 在建电站 装机规模 （万千瓦） （预计）投产时间 三峡集团 白鹤滩水电站 1600 2022年 12月 20日全部投产 三峡集团 乌东德水电站 1020 2021年 6月全部投产 国投电力 两河口水电站 300 2022年 3月全部投产 国投电力 杨房沟水电站 150 2021年 10月全部投产 国投电力 牙根一级水电站 30 2027年投产 国投电力 孟底沟水电站 240 2021年 3月获准建投， 2032年首台投产 国投电力 卡拉水电站 102 2020年 6月获准建投， 2031年竣工 华能水电 托巴水电站 140 2025年投产 华能水电 澜沧江上游西藏段 962 2035年投产 华电集团 苏洼龙水电站 120 2021年 10月首台运行 国电电力 双江口水电站 200 2024年投产 国电电力 金川水电站 86 2024年投产 合计 4947 表： 主要电力上市公司新增电站情况 资料来源： 国投电力关于两河口水电站 1号机组即将投产的公告、关于杨房沟水电站 4号、 3号机组投产的公告，关于投 资孟底沟水电站的公告、关于雅砻江卡拉水电站获得核准的公告 ，华能水电关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作的 公告、关于投资建设托巴水电站项目公告，哈电集团，新华社，四川水利厅，四川省发改委，水电水利规划设计总院， 中国电建，百度百科，中国政府网，海通证券研究所 9 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 10 能源种类 2020年 2025年 2030年 装机容量 占比 装机容量 占比 装机容量 占比 风能 2.8 13% 5.4 18% 8.0 21% 太阳能发电 2.5 11% 5.6 19% 10.3 27% 水电 3.7 17% 4.6 16% 5.5 15% 煤电 10.8 49% 11.0 37% 10.5 28% 气电 1.0 5% 1.5 5% 1.9 5% 核电 0.5 2% 0.7 3% 1.1 3% 生物质及其他 0.7 3% 0.7 2% 0.8 2% 合计 22 100% 29.5 100% 38 100% 清洁装机占比 43% 58% 68% 储能 - - 0.4 - 1.3 - 表： 2020年至 2030年电源装机总量及结构 （亿千瓦） 资料来源：全球能源互联网发展合作组织，海通证券研究所 1.4 “十四五”水电装机 CAGR或达 4.5% 截止 2020年，我国水电装机达 3.7亿千瓦。根据全球能源互联网发展合作组织发布的 《 中国 2030年能源电力发展规划研究及 2060年展望 》 ， 2025~2030年新增电力需求 将全部由清洁能源满足，水电装机预计在 2025年和 2030年分别达到 4.6亿千瓦和 5.5 亿千瓦， 5年和 10年 CAGR分别为 4.5%、 4.0%（ 2010-2020年，水电装机 10年 CAGR 为 5.7%）。 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2. 电量增长：大水电投产周期 +水风光储一体化 2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响 2.2 “十四五”稀缺的大水电投产周期 2.3 水风光储一体化打造增长新路径 2.4 抽水蓄能：电价机制完善，投资回报上行 11 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表：行业公司水电发电量波动情况 2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响 厄尔尼诺和拉尼娜：指赤道中东太平洋海温持续偏暖或冷、并造成全球大气 环流异常的气候现象。根据 《 ENSO循环与中国东部地区夏季和冬季降水关 系的研究 》 和国家气候中心，厄尔尼诺年次年，我国夏天长江及江南地区易 洪涝；拉尼娜年，我国“南旱北涝”，易出现冷冬，秋汛明显。 与此同时，全球气候变暖的影响同厄尔尼诺 /拉尼娜相叠加： 1.西北地区湿暖 化，北方降水偏多； 2.南方降水极端性增加，暴雨利好径流式水电； 3.青藏 高原雪山融水加速，长江黄河流域来水量有望提高。 上市公司 流域范围 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 22Q1-3 厄尔尼诺 厄尔尼诺 厄尔尼诺 拉尼娜 厄尔尼诺 厄尔尼诺 拉尼娜 拉尼娜 拉尼娜 长江电力 金沙江下游 18% -10% 7% -5% 2% -2% 8% -8% -3% 国投电力 雅砻江流域 11% -11% 5% 3% 2% 2% 2% -5% 17% 华能水电 澜沧江流域 -1% 16% -11% -3% 6% 桂冠电力 红水河流域 30% 12% -15% 5% 11% -6% 2% -20% 28% 桂东电力 桂江和贺江流域 -6% 20% 2% -15% -7% 20% -9% -10% 20% 黔源电力 北盘江 112% -4% -26% 24% -1% -9% 26% -29% 20% 12 注 ：各公司均 为水电发电量 变化 且已剔除水电装机增速影响 ， 中等以上强度的厄尔尼诺年和拉尼娜年标红，来水较好 /差年份，波动率数据标红 /绿 资料来源：国家气象中心，金祖辉 《 ENSO循环与中国东部地区夏季和冬季降水关系的研究 》 ，中国气象科普网，王亚俊 《 中国西北气候由暖干 向暖湿转型问题评估 》 ， 《 冰冻圈告急： 2018气候变化影响下中国冰川研究 》 ，各公司历年年报、半年报， 各公司经营数据公告，各公司发电量公告，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图：分省水电利用小时 注：选取水电装机容量前十省份 资料来源： Wind，海通证券研究所 2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响 装机三强云南、四川、湖北地处主要水资源基地，利用小时均较高，且随着流域梯级电站 的建设成熟，大水电基地利用小时波动逐渐减小。 13 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响 14 注：三峡入库流量和出库流量为月度合计值。 资料来源： Wind，海通证券研究所 图：三峡入库流量（万立方米） 图：三峡出库流量（万立方米） 图：三峡蓄水量（亿立方米） 图：三峡水位（米） 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表：主要水电公司“十四五”水电装机增速 2.2 “十四五”稀缺的大水电投产周期 当前各流域水电开发进度均已较高，随着 2021年 -2022年雅砻江中游两河口、杨房 沟，金沙江上游乌东德、白鹤滩电站陆续投产，我国除西藏段外的大水电基本开 发完毕。我们认为上市公司装机规模扩张的同时，清洁、廉价且相对稳定的大水 电资产稀缺性有望日益凸显。 上市公司 2020年末装机 （万千瓦） 2021年末装机 （万千瓦） “十四五”拟新增 （万千瓦） “十四五”水电装机增速 长江电力 4550 4550 2620（集团注入） 58% 国投电力 1677 2077 450（自建） 27% 华能水电 2295 2295 140（自建） 6% 15 注 ：公司装机数据 为 期末境内水电装机。 资料来源：国投电力关于两河口水电站 1号机组即将投产的公告，国投电力关于杨房 沟水电站 4号、 3号机组投产的公告，华能水电关于投资建设托巴水电站项目公告， 各公司 2020-2021年度报告，长江电力公司官网，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图：“四库联调”下年均增发电量（溪 向都是 2014年中投产） 资料来源：长江电力 2008-2014年发电量公告，长江电力 2015-2021年度报告，长 江电力价值手册 2021，长江电力 2021年度社会责任报告，海通证券研究所 图：下游电站利用小时数（小时） 2.2 联合调度提升水能资源综合利用效率 长江电力实现四库联调后 ， 年均增发电量约 100亿度 ， 占三峡 、 葛洲坝发电量的 8%。 根据 三峡集团公众号 “ 三峡小微 ” ， 六库联调实现以后 ， 公司预计还将有 60-70亿度的增发电量 。 16 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表：主要水电公司新能源装机规划及增速 2.3 水风光储一体化打造增长新路径 发改委和国家能源局提出，要积极开展“风光水火储一体化”、“源网荷 储一体化”建设，以进一步提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率， “十四五”规划也强调了大型清洁能源基地的建设。 我们认为水电公司发展一体化项目的优势： 1. 使用水电现有征地范围及外 送通道，节约成本。 2. 水电和光伏可实现日内调节，和风电可实现季度调 节， 避免单体新能源电站的限电、弃风弃光问题，提高水电和新能源的系 统利用小时。 3. 优化上网电价。 上市公司 流域范围 装机规划 2020年装机 （万千瓦） “十四五”风光装机 累计增速 “十四五”水电装机 累计增速 长江电力 金沙江下游 1500万千瓦 4550 33% 58% 国投电力 雅砻江流域 1500万千瓦 3183 47% 14% 华能水电 澜沧江流域 1000万千瓦 2318 43% 6% 黔源电力 北盘江 530万千瓦框架协议 323 164% 湖北能源 清江流域 1000万千瓦 1054 95% 17 注：“十四五”风光和水电累计增速根据 2020年底总装机规模计算 资料来源：华能水电关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作的公告，各公司 2020-2021年度报告，湖北能源公司官网，中国电力新闻网，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图： 2019-2021全国各月水电、火电、核电、风电、光伏平均 发电量 （亿度） 2.3 丰枯季发电量波动显著，存在调峰空间 图： 2018-2021水风光季度平均利用小时数（小时） 18 资料来源： Wind ，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 抽水蓄能电站 利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再 放水至下水库发电的水电站。可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰 时期的高价值电能，适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，为事故备 用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。 2.4 抽水蓄能电站原理与现状 地区 已建装机容量 在建装机容量 华北电网 547 1490 华东电网 1321 1868 华中电网 499 880 东北电网 405 765 西北电网 480 南方电网 858 410 西南电网 9 260 合计（全国） 3639 6153 注：抽水蓄能已建和在建装机容量数据截至 2021年底 资料来源：广东省水力发电工程学会，百度百科，中国可再生能源学会， 《 抽水 蓄能产业发展报告 2021 》 ，海通证券交易所 表：抽水蓄能站分区开发情况（万千瓦） 图：抽水蓄能水电站原理图 19 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.4 抽水蓄能装机 10年 CAGR或达 14% 投产规模： 2025年和 2030年投产总规模将分别达到 6200万千瓦 、 1.2亿千瓦 ， 5年 和 10年 CAGR分别为 14.3%、 14.2%。 定价机制：优化两部制电价 。 （ 1） 在电力现货市场运行的地方 ， 抽水电价 、 上网 电价按现货市场价格； （ 2） 尚未运行的地方 ， 抽水电量由电网企业提供 ， 抽水电 价按燃煤发电基准价的 75%执行 （ 东南沿海地区约 0.31元 /度 ） ； （ 3） 收益分享机 制 。 执行抽水电价 、 上网电价形成的收益 ， 20%由抽水蓄能电站分享 ， 80%在下 一周期核定电站容量电价时相应扣减 ， 形成的亏损由抽水蓄能电站承担 。 承担主体： 下游用户 （ 《 广东省电网企业代理购电实施方案 (试行 )》 ） 峰谷价差扩大利好抽蓄电站盈利性： 发改委 《 关于进一步完善分时电价机制的通 知 》 中提出 ， 在最大系统峰谷差率超过 40%的地方 ， 峰谷电价价差原则上不低于 4:1， 其他地方原则上不低于 3:1（ 以广州为例 ， 峰谷价差比扩大到 4.5） 。 我们认 为随着峰谷比扩大 ， 抽蓄电站盈利能力有望显著提升 。 20 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.4 抽水蓄能盈利能力的参考指标 1. 建设成本及周期： 抽水蓄能分上下两个电站 ， 建设周期通常为 6年以上 。 如果在 现有小水电基础上额外再建水库 ， 可以节约 1-2年左右的时间 。 2. 电价： 峰谷价差越高的地区 ， 抽水蓄能的收益率越好 ， 整体来看 ， 东部地区抽 水蓄能的盈利能力或好于中西部 。 历史上 ， 由于峰谷价差过低 ， 电网调度意愿小 ， 导致抽蓄电站收入主要依靠容量电费 。 此外 ， 抽蓄的价格机制尚在完善期 ， 电 网支付能力也有可能影响到电费 （ 尤其是容量电费 ） 的回收 。 3. 调度规则： 由电网负责调度 ， 未来通过市场化交易竞争上网 。 4. 总结：我们认为 ， 从调度及统筹的角度 ， 电网是抽蓄电站最合适的建设者 。 但 在过往的运营历史中 ， 由于电价机制不完善 ， 导致电网收取过高的管理费 ， 但资 产使用效率较低 。 因此 ， 管理部门正在从完善电价制度及引入市场竞争两方面双 管齐下 ， 鼓励抽蓄电站的发展 。 我们认为对大水电来说 ， 基于水电站运行的经验 积累及良好的电网合作关系 ， 投建抽蓄电站一方面可实现规模扩张 、 利润增厚 ， 也为新能源大量并网后的电网调度提供了更大的话语权 。 21 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3. 电价改善：电能量价值、绿色溢价及辅助服务的 三重发现 3.1 水电电价远低于其他电源品种 3.2 被低估的绿色溢价 3.3 辅助服务机制完善，有望取得额外收益 22 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3.1 水电电价远低于其他电源品种 23 资料来源：各公司 2016-2021年年度报告，海通证券研究所 图： 2016-21年主要上市公司水电上网电价情况（元 /兆瓦时） “ 十三五 ” 期间 ， 我国水电市场电占比较小 （ 约 20%） ， 低于多数电源种类： 1. 水电 是我国电价最低的电源品种 ， 而 “ 十三五 ” 期间的市场化交易主要以降成本 为目的 。 我们认为在完全市场化的交易环境下 ， 水电有望实现价格上浮 。 2. 部分跨省区送电由水电公司 、 地方政府 、 电网协商决定电量电价 ， 虽然名义上属 于市场交易电量 ， 但价格并非由市场决定 。 100 200 300 400 100 200 300 400 2016 2017 2018 2019 2020 2021 长江电力 华能水电 国投电力 川投能源 桂冠电力 湖北能源 黔源电力 桂东电力 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3.1 水电电价远低于其他电源品种 24 图：各种电源平均上网价（元 /兆瓦时） 注： 2018年以后，发改委未再披露全国的上网电价及销售电价； 除增值税外，各省基准电价无调整 资料来源：国家能源局，中国政府网，历年全国电力价格情况监 管通报，海通证券研究所 2018年全国平均上网电价 0.37元 /度，其中燃煤 0.37元 /度，水电 0.27元 /度，核电 0.40元 /度，风电 0.53元 /度，光伏 0.86元 /度；水电电价较全国平均低 0.1元 /度。 根据我们对行业重点上市公司的电价统计， 2021年火电 /水电 /核电 /风光公司平均 上网电价分别为 0.40/0.31/0.40/0.53元 /度。 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图： 2018年分省火电、水电价格对比 注： 2018年以后，发改委未再披露全国的上网电价及销售电价； 除增值税外，各省基准电价无调整 资料来源：国家发改委，能源局，中国政府网，海通证券研究所 25 3.1 水电电价远低于其他电源品种 水电上网电价有三种模式： 1）按照“还本付息电价” 或“经营期电价”制定的独立电价； 2）省内执行的 标杆电价； 3）跨省跨区送电的协商电价。 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2020年 ， 云南省市场电占比 63%， 居全国首位 。 2021/22年 ， 受省内用电需求上 行驱动 ， 云南省市场化交易电价 YOY+9.8%/10.0%。 图： 2016-2022云南省交易电价变化（元 /千瓦时） 资料来源：昆明电力交易中心，海通证券研究所 3.1 若市场化交易放开，水电电价有望上行 26 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2017 2018 2019 2020 2021 2022 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明  需求侧发力 ， 地方政府考核机制转变引导清洁能源消费意愿提升 。 2021年 12月以来 ， 国家政策中对于清洁能源发展的表述 ， 从此前重点强调供给侧 （ 装机增长 ） ， 转向通过需求侧 （ 绿电 、 碳排放 、 清洁能源消纳机制设计 ） 鼓励可再生能源消费 ， 对地方政府的考核要求具体体现在： （ 1） 能耗 “ 双控 ” 考核向碳排放总量和强度 “ 双控 ” 转变； （ 2） 清洁 能源消纳考核趋严 ， 2021年新疆 、 甘肃两省未完成清洁能源消纳考核 要求 。  我们认为 ， 上述针对地方政府考核指标的变化有望推升地方政府对新能源装 机建设及外来清洁电力的重视程度 ， 引导电力消费结构转型 。 3.2 “碳中和”背景下清洁电力应有溢价 27 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1. 碳排放考核 范围或扩大： 自 2021年 2月起 ， 碳排放权交易已在火电行业试点实 行 ， 我们认为未来或扩大至石化 、 化工 、 建材 、 钢铁 、 有色金属 、 造纸等其他 行业 。 2. 大用户纳入 清洁能源消纳考核 ： 南方区域可再生能源电力消纳量交易规则 （ 试 行 ） 印发 ， 承担消纳的市场主体包括电网公司 、 配售电公司 、 电力用户等 ， 按 水电和非水可再生能源 （ 风光为主 ） 进行考核 ， 市场主体可购买消纳量凭证或 绿证作为消纳量的补充替代 。 3. 碳成本存在上升风险： 2021年我国碳交易价格约 44元 /吨 ， 显著低于欧洲及美 国 ， 我们认为国内碳价随着配额收紧及纳入排放考核的行业增加有上行风险 （ 2022年 1-11月 ， 我国 、 欧洲平均碳价分别为 58元 /吨 、 80欧元 /吨 ） 。 4. 海外碳关税推进 ， 客户对碳排放的考核趋严： 欧盟碳关税 （ 碳边境调节机制 CBAM） 旨在对碳排放限制相对宽松的国家和地区的进口商品征收相关税费 ， 具体计算方式为该产品的隐含碳排放量乘以出口国与欧盟之间的碳价差 。 3.2 企业端面临碳成本上行 28 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表：欧盟碳边境调节机制（ CBAM ）的主要内容 资料来源： 《 可持续发展经济导刊 》 ，行星数据 PlanetData 百家号 ，商务部，奇点能源公众号，海通证券交易所 执行进程 过渡期 正式生效期 时间点 2023.10.1-2025年 2026年 征收范围 首批纳入 钢铁、铝、电力、水泥、化肥、有机化学品、塑料、氢和氨 行业。 核算范围 直接排放 和 外购电力产生的间接排放 。欧盟 CBAM管制的温室气体排放与欧盟 ETS所涵盖的温室气体排放相对应，即二氧化碳（ CO 2）、氧化亚氮（ N2O）和全氟碳化物（ PFCs）。 核算方式 电力采用默认值计算，其他进口产品采用实际排放值计算。 如果在进口货物时无法获得实际排放量，进口商可暂时根据默认值确定需要购买的证书数量。 征收方式 无需付费，仅需履行报告义务。 非欧盟生产商告知欧盟授权进口商碳排放信息，进口商按要求于每年 5月 31日前申报上一年进口到欧盟的产品总量和所含碳排放量，并购买相应 CBAM证书。 碳价（ CBAM 证书价格） / 根据 EU ETS每周的二氧化碳排放限额的平均拍卖价格计算。 结算方式 / 年度结算方式，欧盟进口商在每年 5月 31日前申报上一年进口到欧盟的货物数量及其碳排放量，同时上交与碳排放量对应的 CBAM证书。 免费配额 / 现有的免费配额将削减将从 2026年开始，直到 2034年所有免费配额退出。 惩罚力度 / 每年 5月 31日之前，未向 CBAM当局提交与上一年度进口货物中对应排放的若干 CBAM证书或提交虚假信息的， 罚款力度为上一年度 CBAM证书平均价格的三 倍，同时仍需向 CBAM当局交出未结数量的 CBAM证书。 收入用途 / 用于欧盟预算，支持最不发达国家实现制造业脱碳。 3.2 碳关税机制有望倒逼清洁能源消费提升 29 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3.2 长期看，市场化交易及绿电交易利好水电 交易方式 地区 定价机制 现货市场 （长期） 南方电网 逐步推进西电东送优先发电计划放开，“保量保价”电量逐步转为“保量竞价”电量， 支持省外电源参与广东电力市场交易；与南方区域现货市场相衔接，推动完善跨省区中 长期市场机制，有序稳妥推动西电与省内用户（售电公司）进行直接市场交易。 绿电交易 （长期） 全国 由发电企业与用户通过双边协商、集中撮合等方式形成价格；或由电网企业与用户通过 挂牌、集中竞价等方式形成价格。 绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电。 跨省送电 全国 《 关于强化市场监管 有效发挥市场机制作用 促进今冬明春电力供应保障的通知 》 指出 积极推进跨省区送电协议签订，送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整， 电价上浮以当地燃煤基准价为参考进行上浮。 表：水电参与现货市场及绿电交易的政策整理 我们认为短期来看 ， 水电电价大范围上涨的概率较小 。 但中长期来看 ， 随着 “ 可涨可跌 ” 的电力市场化交易制度的完善 ， 水电作为稳定 、 清洁的可再生能源 ， 有望实现电价上浮 。 30 资料来源：发改委，国家能源局，广东省能源局，中国政府网，海通证券研究所