投资建议:
　　结合欧盟碳市场、国内碳市场、CBAM机制设计可见自发自用绿电、直接交易绿电的环境价值认可度更高。因此从落地性看，建议关注以综合能源管理为传统主业、拓展工商业分布式光伏的南网能源:建议关注可直接参与绿电交易、所在地区溢价接受度较高的江苏新能。
　　行业观点:
　　绿电环境价值变现是电改后续看点。
　　国内绿电行业从“带补贴”走向“平价”，经历“全电量可消纳+保量保价”、“全电量可消纳，保量保价+保量限价结合”阶段，正进入“全电量消纳难度加大，保量保价部分的绝对董/比例双降+剩余部分进现货市场”阶段,当前入市电量比例升至47%+、常规电量交易中折价幅度约为10% *50%.23年电改重磅政策一煤电容量机制出台、为煤电转型托底。往后看，“双碳”目标不改，绿电仍将向主力电源地位迈进，而体现环境价值是绿电“扬长”方式。
　　他山之石:欧盟破局点在“碳”。
　　绿电环境价值于长期购电协议PPA (付费主体为下游碳排企业)、现货市场(付费主体为高碳排电源+下游碳排企业,高碳排电源碳成本传导比例介于60%~ 100%.23年碳均价83欧元/吨,对应环境溢价约0.05 ~0.09欧元/KWh)、GO绿证(付费主体为下游碳排企业,环境溢价约0.01欧元/KWh)均可体现,前两种变现方式采用碳-电联动机制，与碳价及碳市场紧密连接。
　　回顾欧盟碳市场碳价持续翻倍之路:供/需多因素调节下碳市场价格走强，拍卖收入再用于绿电扶持。①供给要素:总量控制趋严，拍卖配额比例提高，碳信用等抵消选项减少，短期/长期的富余配额回收机制建立:②需求要素:碳排核查的覆盖范围扩大，俄乌战争后气价波动，疫后经济预期修复，每年设置國定履约时点。
　　现货市场的环境溢价逐步可覆盖度电成本:以22年内碳成本与光伏/陆风度电成本作比较，可见60%可传导情景下碳价即可覆盖陆风度电成本，22年欧洲光伏开发成本有所上行、需80%~100%完全传导方可覆盖度电成本。
　　国内“绿电”、“绿证”、“碳”三线并行，碳市场-电力市场平行体系或更适合我国国情。
　　全国碳市场电力行业100%免费配额扭曲碳价信号，电力市场化尚未改革完全，采用欧盟碳-电联动机制难以传导碳成本将加速火电产能出清、有违保供目标:同时，为水电/核电等清洁电源带来额外收益，有违匹配低价用户的初心。因此，绿电使用量对应碳排记“0”、绿证抵消可再生能源消纳责任权重等定向支持方式更为可行。基于环境溢价与对应当量碳价水平趋同的假设，度电环境溢价应在0.07 *0.5元/KWh (下/上限分别对应国内碳价70元/吨、CBAM机制下EUA最新价61欧元/吨)。
　　CBAM利好绿电。在26年(全面实施年份)国内、EUETS碳价分别为80元/吨、100欧元/吨的假设下，以22年出口量与出口金额测算，当CBAM仅对直接排放收费时，碳关税占出口金额不足2%:而若预期扩至对间接排放收费，该比例将接近30%。使用绿电可减轻征税压力。
　　风险提示
　　国内绿电、绿证需求侧政策、碳市场政策释放不及预期:国内绿电市场化比例提高，上网电价不及预期:国内用电需求不及预期风险等。