电网排放因子更新趋势 - 2022年全国电力二氧化碳排放因子为0.5366千克/千瓦时，较此前三次更新值（0.5810、0.5703、0.5568）持续下降，反映非化石燃料装机占比提升及可再生能源消费增长 [1] - 电网排放因子下降是能源消费低碳化转型的重要表现，但受能源禀赋与电网安全限制，因子不能降为零 [1] 排放因子计算逻辑 - 全国平均电网排放因子=火电总碳排放量/总发电量，火电包括燃煤、燃气机组（不含生物质） [2] - 组合电网排放因子为电量边际（OM）与容量边际（BM）加权平均值，因考量新增高参数机组排放强度，数据低于平均排放因子 [2] - 平均排放因子反映社会平均排放水平用于核算，组合因子体现额外性原则用于减排量计算 [2] 可再生能源环境价值影响 - 绿证制度体现可再生能源电力的环境价值，通过修复化石燃料负外部性降低电网排放因子 [1] - 市场化交易的可再生电量扣除后，统计口径缩小导致排放因子上升，需研究如何将社会价值纳入核算 [3] - 欧盟通过GOs政策扣除绿电交易电量，我国近两次因子更新也扣除市场化非化石能源电量，但欧盟口径更小 [5][6] 避免重复计算机制 - 个体采购绿电后若重复纳入电量结构会导致排放因子下降被其他用户共享，存在重复计算风险 [4] - CCER与绿证存在重复补贴可能，2024年政策允许海上风电/光热项目选择绿证或CCER，但电量扣除问题待解决 [4] 企业排放因子修正方法 - 企业可通过绿电/绿证交易修正排放因子：绿电电量排放因子为零，绿证电量使用扣除非化石电量的平均因子，火电电量使用化石能源平均因子 [7][8] - 示例企业采购30%绿电+40%绿证+30%火电，组合排放因子为0.4839千克/千瓦时，较未采购环境权益显著降低 [8] 政策建议 - 加强国际谈判争取绿电/绿证互认，应对欧盟碳边境调节机制，降低出口企业碳关税风险 [9] - 明确统计规则以协调消纳保障机制、能耗双控与环境属性实现，避免重复计算 [9] - 允许企业通过不同环境权益采购路径修正排放因子，降低减碳成本并提升绿证消费意愿 [10]

绿色电力交易规模增长 - 2024年前5月贵州绿电交易电量达107亿千瓦时，同比增长282% [1] - 2022年贵州绿电交易量仅0.8亿千瓦时，2023年增长至7.9亿千瓦时，2024年达33.64亿千瓦时，同比增幅326% [2] - 全国层面2024年前5月绿电交易量超2200亿千瓦时，同比增长近50% [2] 新能源装机规模 - 截至2024年贵州统调装机规模达7059.6万千瓦，其中风电731.9万千瓦，光伏1578.6万千瓦 [2] - 2025年贵州风电和光伏装机规模预计突破3000万千瓦 [2] 绿电消费用户结构 - 截至2024年5月贵州绿电消费用户达551家，主要集中在电解铝、化工、黄磷等行业 [3] - 电解铝行业占贵州绿电总成交量一半以上 [3] 重点企业绿电应用 - 贵州茅台2023年采购绿电突破1亿千瓦时，实现"全绿电酿造" [4] - 中伟兴阳储能科技2024年采购1.5亿千瓦时绿电，要求实现100%绿电使用率 [4] 绿电应用场景拓展 - 贵州"村BA""村超"等乡村体育赛事首次实现绿电绿证消费 [4] - 台盘村"深山集市"文创店、主题茶饮店等商户全面接入绿电 [4] 绿电交易机制 - 绿证作为可再生能源电子凭证，为市场主体履行消纳责任提供方式 [6] - 发电企业在认购平台挂牌出售绿证 [6] 未来发展举措 - 推动算力、交通、建筑等领域使用绿电进行电能替代 [7] - 鼓励签订多年期绿电交易协议以锁定供应和降低价格波动风险 [7]

泉果基金调研江苏新能核心信息 - 泉果基金成立于2022年2月8日 管理资产规模170 90亿元 管理7个基金 6位基金经理 旗下最佳基金近一年收益18 34% [1] - 江苏新能一季度风力发电量8 77亿千瓦时 同比下降17 19% 主要受江苏地区风况不佳影响 [1] - 公司分布式光伏项目平均自发自用比例超70% 余电上网部分未被限电 [1] 新能源发电运营数据 - 2024年公司参与绿电交易电量46万度 价格0 43元/kWh 2025年4月全国绿证交易量3201万个 均价2 31元/个 环比增长63 24% [1] - 江苏2025年电力市场年度交易显示：风电均价407 03元/兆瓦时 光伏407 59元/兆瓦时 火电413 15元/兆瓦时 核电409 66元/兆瓦时 [1] 项目政策与规划 - 陆上风电项目全生命周期合理利用小时数36000小时 海上风电52000小时 补贴期限为并网后20年 主要设备折旧年限20年 [1] - 新项目开发将重点考虑造价、电价、当地消纳水平等因素 建设过程注重选址和设备选型的可靠性及经济性 [1]

绿证核发情况 - 2025年5月国家能源局核发绿证2.15亿个，环比下降0.59%，涉及可再生能源发电项目12.71万个，其中可交易绿证1.30亿个，占比60.31% [1] - 2025年4月可再生能源电量对应绿证1.57亿个，占5月核发总量的73.20% [1] - 2025年1-5月累计核发绿证10.93亿个，可交易绿证7.62亿个 [1] - 分类型核发量：风电8232万个（5月）/4.66亿个（1-5月）、太阳能发电4055万个/2.10亿个、常规水电7448万个/3.38亿个、生物质发电1637万个/7505万个、其他可再生能源123万个/528万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年5月全国交易绿证2987万个，其中绿色电力交易绿证1005万个 [4] - 2025年1-5月累计交易绿证2.87亿个，绿色电力交易绿证9623万个（含调减1-4月数据168万个） [4] - 分类型交易量：风电1543万个（5月）/1.47亿个（1-5月）、太阳能发电1091万个/1.21亿个、生物质发电242万个/1300万个、其他可再生能源111万个/647万个 [5] - 5月绿证单独交易1982万个，平均价格2.73元/个，环比上涨18.12% [5]

行业背景 - 2021年起新增垃圾焚烧发电项目采取竞价上网 国家补贴逐步退出 [3] - 存量项目在运行15年或利用82,500小时后也将不再享受国家补贴 [3] - 补贴退出期限临近 行业面临盈利缺口问题 [3] 行业应对措施 - 行业普遍采取自主增加供热业务（"绿热"）弥补盈利缺口 [3] - "垃圾焚烧+IDC"和"绿证交易"概念曾被市场热炒 但未成为主流解决方案 [3] 公司表现 - 光大环境（0257 HK）2024年垃圾处理量约5 600万吨 同比增7% 供热量近600万吨 同比增37% [3] - 瀚蓝环境（600323 SH）供热量148万吨 同比增35% [3] - 节能环境（300140 SZ）供热量144万吨 同比增34% [3] - 绿色动力（601330 SH）供热量56万吨 同比增31% [3] - 头部公司供热量增速均远高于个位数的垃圾处理量增速 [3][4] 行业关注点 - "绿热"业务成为行业弥补盈利缺口的主要方向 [3] - 行业内关注哪家公司"绿热"业务表现最突出 [5]

近年来，甘肃依托省内、省外市场，推动新能源科学健康发展，助力资源优势向发展优势转变，绿 电"红利"加速释放。目前，甘肃已经形成全尺度、全形态、全品种电力市场体系，市场化交易用户增加 至8.7万户，2024年省内绿电、绿证交易同比分别增长1.51倍、16.3倍。 据了解，陇东—山东工程配套电源1450万千瓦，其中新能源1050万千瓦，并首次在送端基地配置储能 105万千瓦，将风、光、火电打捆外送，可实现多能互补，有效提升新能源消纳利用水平。 甘肃风光资源富集，是全国重要的新能源及新能源装备制造基地，目前已建成全国首个千万千瓦级风电 基地、6个百万千瓦级光伏基地及5个百万千瓦级风电基地。截至今年5月底，甘肃全省电源装机1.07亿 千瓦，其中，新能源装机7062.49万千瓦，占比65.81%，发电量占比40%，均居全国前列。 5月8日，我国首个风光火储一体化大型综合能源基地外送工程——陇东到山东±800千伏特高压直流工 程竣工投产。至此，甘肃4条新能源外送大通道中，祁韶直流、陇电入鲁均已建成投运。截至6月8日， 陇电入鲁工程投运首月累计送电7亿千瓦时。 "陇电入鲁工程是甘肃第二条自有特高压电力外送通道，投运后每年可 ...

氢能政策解读 - 国家能源局发布氢能试点工作通知，明确2028年6月前为试点完成期限，聚焦绿色电力和绿色化工两大领域，鼓励就近消纳并首次将管道运氢列为首要大跨区输送方式[2] - 试点分为项目试点（业主单位申报）和区域试点（城市牵头），覆盖11个发展方向，配套专项资金、优先纳入制造业中长期贷款等政策支持[2][6][8] - 政策激励包括：智能电网专项安排中央财政资金9.6亿元（含氢发电）、首台套装备地方补助达500万元、超长期特别国债1.3万亿元中8000亿元支持"两重"领域[6][9] 制氢技术方向 - 规模化制氢要求电解槽装机≥100MW，负荷调节能力50%-100%，配套可再生能源上网电量≤20%，推动绿电制氢与化工（氨/醇/炼化）耦合[12] - 离网制氢试点针对电网薄弱地区，要求电解槽规模≥10MW，国内首个25MW风电离网制氢项目已商业化运行[13] - 工业副产氢就近开发需氢纯化规模≥5000标方/时，支撑交通/发电领域用氢及合成氨/甲醇等产业低碳转型[15] 储运技术突破 - 管道输氢被列为首要大跨区输送方式，要求管道长度≥100公里，液氢工厂单套液化能力≥5吨/天，单车运输能力≥600kg[16] - 多元化储氢技术试点包括高压气态/有机液体/固态金属等，单项目储氢规模需≥20000标方[19] 氢能应用场景 - 炼油/煤制油气绿色替代要求可再生能源制氢替代规模≥1000吨/年，如中石化新疆库车项目已用绿氢替代天然气制氢[20] - 电力领域掺氢/掺氨比例明确：燃机类项目≥15%、燃煤锅炉类≥10%，2027年煤电改造目标要求绿氨掺烧能力≥10%[21][22] - 氢储能项目要求发电侧容量≥1MW且连续发电≥4小时，支撑风光装机（15.3亿千瓦超火电）消纳与电网调节[23] 产业支撑体系 - 实证实验平台需测试ALK/PEM/AEM电解槽等多技术，支撑国家标准制定[26] - 园区低碳转型试点要求80%能源消费清洁化，探索"绿电直连"模式，如近期政策明确新能源专线直供用户机制[28]

绿证市场发展 - 中国绿证市场进入快速发展期，政策体系不断完善，交易规模持续扩大，市场主体参与度显著提升 [2] - 前5个月累计核发绿证10.93亿个，交易绿证达2.89亿个，同比增长4.9倍，参与交易的消费主体达9.6万个 [2] - 绿证作为绿色电力消费的核心凭证，助力企业低碳转型并提升国际竞争力 [2] 长三角绿证推广活动 - "中国绿证：畅行中国走向世界——绿证走进长三角"活动在上海第三届碳博会举办，旨在推动绿证在长三角地区广泛应用 [1] - 活动由北京电力交易中心主办，国网上海电力、国网英大集团协办，200余位嘉宾出席 [1] - 活动通过平台发布、政策宣贯、企业对接等方式推动绿证在工业企业和数据中心等领域的规模化应用 [1] 绿证交易平台2.0 - 国网信通股份中电启明星承建的北京电力交易中心绿证交易平台2.0正式发布，优化操作流程和系统性能 [3] - 新平台开发全链路绿证状态追踪功能，使用人工智能技术提升交易体验，提高交易效率和透明度 [3] - 平台将畅通绿证消费"最后一公里"，未来将持续优化功能、拓展应用场景和深化生态合作 [3] 绿证市场影响 - 绿证活动凝聚政府、企业、市场交易机构共识，推动绿证在更大范围、更深层次的应用 [2] - 绿证交易主体遍布全国34个省级行政区域，绿色电力消费理念日益深入人心 [2] - 绿证市场为构建清洁低碳、安全高效的能源体系注入强劲动力 [2]

电力营商环境改革 - 国家能源局表示中国"获得电力"改革已全面完成"三零""三省"目标 近5年累计为用户节省办电投资超3000亿元 办电时限压减40%以上 [1] - 新印发的《意见》提出到2029年基本建成办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化的现代化用电营商环境 [2] 办电便捷化措施 - 低压办电"零投资"范围扩大至160千瓦及以下民营经济组织 预计5年新增受益群体150万户 北京等城市已将标准提升至200千瓦 [2] - 无电力外线工程的低压非居民办电时间从15个工作日压减至5个工作日 [2] - 推广供电方案线上答复、远程视频竣工检验 推动实现"全程网上办"和"一次都不跑" [3] 企业用电服务升级 - 国家电网推动由"项目等电"向"电等项目"转变 加强新兴产业电能质量监测 深化"供电+能效"服务 [4] - 国网江苏公司应用供电方案智能生成技术 为超5万个项目提供服务 方案生成时间压缩50%以上 [5] - 南方电网在广州和深圳设立绿电绿证服务中心 一季度深圳绿证交易超1000万张 [6] 农村电网建设 - 2024年农网用户平均停电时间较2020年下降超40% 2025年已下达50亿元专项资金解决电网"卡脖子"问题 [7] - 宁夏推出"共享电源"扫码用电模式 南方电网"十四五"累计农网投资超1700亿元 2024年计划投资312亿元 [8] - 南方电网采用微电网组网技术保障远海岛屿供电 通过海缆联网实现近海岛屿与大电网互联 [8] 长期发展规划 - 计划打造具有国际竞争优势的用电营商环境一流城市 建设示范性先进地区和特色城镇乡村 [9]

服务外贸稳定增长的用电保障措施 - 公司针对外贸企业推出"快用电"服务模式 通过组建联合服务专班和专属高端客户经理团队 提供"保姆式代办"和"敏捷式帮办"服务 实现电等客户的快速响应机制 [1] - 公司建立"用好电"服务机制 针对高端制造业用户对电能质量的高要求 组建"电能质量客户工程师"团队并发布《企业电能质量服务指引》 从"外防闪动 内治谐波"方向保障供电稳定性 [1] 绿电绿证服务布局 - 公司在广州和深圳成立政企联动的绿电绿证服务中心 覆盖绿电"发输配用"全链条和绿证"核发-交易-消费-核销"全流程 [2] - 南方电网经营区非化石能源装机占比达63% 发电量占比达53% 一季度深圳绿证交易量超1000万张 [2]