碳市场价格走势 - 2025年7月全国碳排放配额买入价格预期为70 67元/吨 卖出价格预期为76 67元/吨 中间价为73 67元/吨 [1] - 买入价格指数为176 66 上涨3 37% 卖出价格指数为172 98 上涨2 52% 中间价格指数为174 73 上涨2 93% [1] - 6月最后一个交易日全国碳市场综合价格收盘价为75 02元/吨 较上月上涨9 58% [1] - 6月日均收盘价为71 04元/吨 较5月69 90元/吨上涨1 6% 月内价格从68 34元/吨推高至77 20元/吨 涨幅逾12% [1] 碳市场交易量变化 - 6月全国碳配额日均成交量为78 10万吨 较5月54 58万吨上涨43 1% [1] - 6月全部交易日成交量均在10万吨以上 五个交易日破百万吨 最高达185 46万吨 [1] 交易机制更新 - 全国碳排放权交易系统启用单向竞价交易方式 可采用统一价或申报价成交模式 [2] - 单向竞价按"价格优先 时间优先"原则排序 统一价以最低卖出申报价成交 申报价按买入方报价逐一成交 [2] - 意向卖出方单笔申报量不小于10万吨 可选择收盘价或收盘价-10%作为底价 买入方最高报价不超过收盘价+10% [2]

全国碳市场建设成效 - 全国碳市场运行四年以来管控碳排放量占全国排放总量60%以上，成为低成本推动"双碳"目标落地的关键机制 [1] - 通过技术及行政手段显著改善碳市场数据质量，解决早期数据造假担忧，提升市场可信度 [2] - 企业治理体系已深度纳入碳排放考量，经营理念从忽视转向主动减排 [2] - 碳价稳定在合理水平，与减排目标相匹配，支撑市场健康发展 [3] 自愿碳市场与强制碳市场协同 - 自愿碳市场通过CCER机制为控排企业提供配额外的第三种选择（购买核证减排量），增强减排灵活性 [4] - 双轨制降低全社会碳减排成本，太阳能热发电、深海风电为当前主要交易产品 [4][6] - 生态环境部正推进CCER方法学体系制定，未来将开发更具规模优势的小型项目，强化额外性和社会引导作用 [6] 中国碳市场的国际化潜力 - 依托国内强制与自愿市场基础，中国有望引领《巴黎协定》第六条下的全球自愿碳市场建设 [7] - 技术优势覆盖可再生能源、核能、森林经营及CCS领域，保障高质量碳信用供给 [8] - 国内需求庞大：仅5%抵消比例即超3亿吨需求量，叠加企业ESG需求形成独特优势 [8] - 北京绿色交易所国际化及与香港交易所合作潜力，强化金融基础设施竞争力 [8] 国际发展挑战与应对 - 需建立高标准规范体系以防范海外购碳信用风险，当前国内CCER方法学以"少而精"确保国际级诚信度 [9] - 亟待解决国际规则本土化、交易结算平台互联互通等金融基建难题 [10] - 需通过高诚信产品体系和基建提升欧盟、美国等国际社会信任度 [10]

碳市场发展历程与机制设计 - 1997年COP3会议首次引入国际排放交易机制，允许国家间通过购买碳信用额完成减排承诺，分为强制性和自愿性两类市场 [1] - 欧洲率先建立排放交易体系，中国、韩国、日本等相继跟进，但国际标准缺失阻碍市场健全发展 [1] - 2025年5月联合国通过"巴黎协定碳信用机制"(PACM)，突破性解决基线测算和泄漏核算标准问题 [1] - 新标准推动下，新加坡、肯尼亚、英国成立首个政府主导的"发展碳市场联盟"，沙特发起自愿碳市场公司提供3000万吨碳信用额度 [1][2] 碳市场功能与全球现状 - 碳市场核心作用包括降低减排成本、教育公众、筹集资金及引导投资，欧盟采用绝对总量控制模式，中国创新CCER机制 [3] - 中国碳市场覆盖51亿吨CO2年排放量，纳入2257家重点企业，2025年拓展至钢铁、水泥、铝冶炼行业 [4] - 欧盟碳价驱动电力行业"煤改气"，预计2030年突破120欧元/吨，2040年达400欧元/吨以激活碳移除技术 [6] - 全球35国实施碳信用机制，其中27国可用于强制市场抵消，区域链接案例如加拿大魁北克-美国加州提供参考 [12] 企业与国家参与影响 - 碳市场推动企业资本向低碳技术倾斜，欧盟拍卖机制推高能源成本，中国免费分配短期对居民影响有限 [7] - 欧盟ETS促使煤电占比从2015年25%降至2023年12%，可再生能源发电占比从29%升至44% [7] - 发展中国家希望通过碳指标输出获取收益，巴西、非洲国家寻求与中国合作出售减排量 [12] 全球统一市场挑战 - 《巴黎协定》第六条因方法学、基准线标准不明确及各国NDC目标差异，导致全球市场构建进展缓慢 [9] - CDM时期低质量减排量问题损害市场公信力，当前自愿机制在方法学、监测核证等方面仍不完善 [11] - 欧盟倾向高标准规则主导市场，可能通过碳关税保护产业，与发展中国家诉求形成冲突 [12] 新标准实施与未来方向 - PACM新标准动态调整基准线，避免过度发放碳信用，确保与净零路径一致 [16] - 中国需从CDM卖家转向买家角色，CCER机制需对接国际标准，强化方法学与审核流程 [19] - 欧盟计划2026年改革ETS，2027年启动ETS2管控建筑交通排放，探索与英国市场链接 [18] 中国市场转型挑战 - 中国碳市场需从强度控制转向总量控制，平衡"双碳"目标与企业履约压力 [20] - 新标准下需协调国内减排责任与国际贸易规则，提升外贸企业应对能力 [20] - CCER需建立与国际标准匹配的监管体系，保障额外性认定和透明度 [19] 碳市场气候治理价值 - 碳市场初期重在培育减排意识，后期通过收益再投资可实现双倍减排效果 [21] - 机制设计需与其他政策协同，优化资源配置并引导资金流向高效减排领域 [21] - 美国环保协会研究显示碳市场资金循环机制能显著超越基准减排效果 [21]

碳市场发展与趋势 - 碳价短期下跌但市场活跃度提升，长期看2026年起配额收紧将推动碳价上涨 [2] - 欧盟碳关税将增加中国钢铁、铝等高碳产品出口成本，企业需平衡减碳投入与生产成本 [2] - 美国碳政策受政治因素影响存在不确定性，特朗普上台可能弱化碳政策 [2] 电力市场化改革 - 新能源装机量激增导致电网调峰压力增大，西部弃风弃光率上升 [3] - 136号文要求新能源电价全面市场化交易，政策生效前出现抢装潮导致6月起需求骤降 [3] - 电价市场化需与碳政策衔接，提高碳价以提升新能源竞争力，山东等地已出台细则 [3] 多晶硅市场现状 - 国内月产量稳定在9-10万吨，年产能超300万吨，社会库存高企 [4] - 价格跌至电价优势企业现金成本线附近，下行空间有限，期待产能整合或行业自律减产 [4] - 需求端因抢装结束明显疲软，组件招投标清淡 [4] 工业硅供需分析 - 价格跌破7000元/吨，低于头部企业最优成本线，新疆等地产能占比超80% [5] - 月产稳定在30万吨，需求端多晶硅和有机硅月耗各约11万吨，出口约5万吨 [5] - 成本端煤、石油焦降价提供下行空间，行业利润持续恶化 [5] 碳酸锂市场展望 - 2025年预计供应160万吨，需求130万吨，过剩20万吨，理论均衡价6.5万元/吨 [6] - 实际价格跌破6万元，高成本产能退出缓慢，长期依赖新能源需求复苏 [6] 铝合金期货行情 - 铝合金合约总持仓不超过一万手，交割仓库设在华东、华南和川渝地区 [10] - 成本参考废铝价格及进口价格，需求参考压铸件产量和汽车产销量 [12] - 预计6-7月2511合约运行区间19000-20000，高抛低吸为主 [18] 钢材市场预判 - 1-5月钢材出口同比增长8.9%，但板材系出口同比下滑，热轧板卷下降27.9% [27] - 短期需求季节性下滑，累库压力，热卷压力大于螺纹 [28] - 操作策略：淡季反弹视为做空机会，多螺纹空热卷 [29] 铁矿石供需 - 港口库存下降触发补库需求，主流矿山发运水平仅支撑财年目标下沿 [31] - 操作策略：中长期择机布空 [33] 焦煤焦炭市场 - 煤矿库存累库至1100万吨以上，焦化厂吨焦平均利润为-46元 [35] - 操作策略：短期关注基差修复与月差收敛，趋势性做多需等待政策明朗 [36] 房地产与基建数据 - 1-5月房地产施工面积下降9.2%，新开工面积下降22.8%，竣工面积下降17.3% [24] - 基建新增专项债发行1.67万亿，但未落实到实物工作量，水泥出货量低于去年 [25] 制造业与汽车家电 - 1-4月制造业投资同比增长8.8%，热卷韧性较强，汽车家电板块增速显著 [25] - 1-5月汽车产量同比增12.7%，销量同比增10.9%，出口同比增7.88% [26]

碳市场运行成效 - 北京市2013年启动碳排放权交易试点建设 已构建碳交易政策法规体系 涵盖电力 水泥制造 石油化工 热力供应 公共交通等行业 涉及重点碳排放单位约900家 碳排放总量约4500万吨 [1] - 北京市碳市场平稳运行11个履约周期 碳排放配额线上成交均价从50元/吨上涨至2024年的111元/吨 [1] - 配额短缺单位通过购买配额完成减排任务 配额富余单位出售盈余配额获取收益 碳排放量较大行业企业降碳成效显著 [1] 绿电交易机制 - 企业每消纳1度绿电可获得碳市场6分钱补偿 抵销2分钱增量成本后实现净收益约4分钱 [2] - 2024年参与绿电交易单位达140余家 购买消纳量占市场化交易绿电份额近70% [2] 配额分配机制 - 北京市碳市场配额以免费发放为主 有偿发放为辅 2022年起尝试有偿竞价发放 增加市场流动性和活跃度 [2]

报告行业投资评级 - 看好（维持）[4] 报告的核心观点 - 我国构建绿色电力交易市场体系解决电力环境价值定价问题，政策工具相互联动影响，碳市场与绿电绿证市场从碳电联动到碳电分离，CCER发展迅速 [5] - 国内政策推动和国际认可度提高使绿电绿证需求扩容，136号文使绿证供给减少，供需格局有望改善，绿电交易溢价更高 [5][68][69] - 建议关注碳检测、绿电运营、海风运营、绿电直供相关企业，以及其他CCER方法学方向企业 [6] 根据相关目录分别进行总结 前言 - 电力价值由能量价值、时间价值和环境价值构成，当前碳市场建设滞后使环境价值未纳入定价，影响新能源发展 [9][10] 碳市场与绿电绿证市场：从碳电联动到碳电分离 - 我国构建了以碳市场、绿电交易市场和绿证交易市场为核心的绿色电力交易市场体系，还催生出CCER抵消机制 [5][13] - 全国碳市场自2021年启动，扩容进度慢，对下游用户不再核算间接排放，与绿电脱钩 [5] 碳市场的配角：CCER，碳市场的抵消机制 - CCER是对可再生能源等项目温室气体减排效果量化核证的减排量，用于碳市场重点排放单位履约抵消，抵消比例不超5% [19] - 国内被认可的CCER方法学有6种，2025年CCER开启交易，首批以海上风电和光热发电项目为主 [35][36] - CCER与绿证双重认证问题解决，海上风电CCER受欧盟CBAM认可，价格提升至120元/吨 [37] 碳电分离后，绿电/绿证交易需求来源于政策要求 - 国内绿电绿证需求源于政策要求，包括地方政府考核、部分省份政策和部分行业强制消纳等，政策从省级下沉至企业层面 [5][38] 国际降碳政策：绿电认可度更高 - 国际上影响较大的可再生能源电力消费政策有CBAM、电池法案和RE100 [51] - CBAM不认可绿证，认可绿电，对CCER审查后认可抵消；电池法案倒逼我国出台绿电直供政策；RE100对我国绿证从有条件认可到无条件认可 [52][56][65] 绿电绿证：供需格局有望改善 绿电交易溢价更高 - 国内政策和国际认可度提升使绿电绿证需求增加，136号文使绿证供给减少，供大于求态势有望扭转 [68][69] - 绿电交易规模持续提升，溢价较高，未来绿证价格有望提高 [74][76] 投资分析意见 - 国内碳市场扩容，建议关注碳检测企业雪迪龙 [6][77] - 绿证价格中枢有望抬升，建议关注绿电运营企业，尤其是生物质发电企业 [6][78] - 海上风电CCER认可度高，推荐海风运营商福能股份、中闽能源，建议关注其他相关企业和CCER方法学方向企业 [6][79] - 绿电直供政策出台，推荐韶能股份、银星能源等企业，垃圾焚烧发电企业推荐永兴股份等 [6][80]

全国碳市场行情 - 今日全国碳市场收盘价73.01元/吨，较前一日下跌0.59% [1] - 开盘价72.82元/吨，最高价73.68元/吨，最低价72.82元/吨 [1] 交易数据 - 挂牌协议交易成交量182898吨，成交额13479883.30元 [1] - 大宗协议交易成交量650000吨，成交额47405000.00元 [1] - 全国碳排放配额总成交量832898吨，总成交额60884883.30元 [1] 累计交易数据 - 2025年1月1日至6月20日，全国碳市场碳排放配额成交量31638826吨，成交额2374472020.03元 [1]

全国碳市场价格走势 - 全国碳市场价格持续回落，截至6月11日碳排放配额（CEA）收于68 48元/吨，较去年11月历史高点105元/吨累计下降约35% [1] - 价格下行主要受需求趋弱、供给预期增加及市场情绪转弱等因素叠加影响 [1] - 长期看，随着政策收紧、产业升级及国际联动深化，碳价仍有望保持稳中有升态势 [1] 需求端影响因素 - 火电是碳市场最大需求方，1-4月全国总发电量累计同比仅增长0 1%，低于去年同期的6 1% [2] - 4月制造业PMI跌破50%，工业用电增速放缓，叠加气温偏高导致居民取暖用电减少 [2] - 1-4月光伏和风力发电量均保持10%以上快速增长，压缩火电份额，火电发电量累计同比下降4 1% [2] 供给端影响因素 - 新增钢铁、水泥、铝冶炼行业配额基于实际排放量等量分配，行业整体无缺口 [3] - CCER项目重启引入6个自愿减排方法学，增加碳配额替代品供给 [3] - 火电机组节能降碳改造与CCER方法学扩容将长期影响碳配额供需 [3] 长期支撑因素 - 配额总量将随"双碳"目标逐年收紧，稀缺性终将显现 [4] - 欧盟碳边境调节机制（CBAM）2026年征收碳关税，促进国内碳价与国际接轨 [4] - 高排放行业技术转型需要更高碳价信号，预计长期价格稳中有升 [4] 碳金融创新 - 证监会提出稳妥推进碳期货研发上市，支持金融机构参与碳排放权交易 [5] - 碳期货、期权可帮助控排企业通过套期保值管理碳价波动风险 [5] - 未来需建立机构主导的、具有3-5年远期价格曲线的碳配额期货市场 [6]

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]

上海交通大学党委常委、副校长蒋兴浩：全球气候治理进入关键十年，能源体系革命性的重塑已成大势 所趋，如何以科技为刃，以创新为篱，开辟绿色低碳转型的新路径，是时代赋予我们的共同课题。 中国远洋海运集团有限公司科技创新工作本部总经理辜忠东：当前，船用清洁能源的路径仍面临很大的 不确定性，航运脱碳面临着巨大的压力。为此，产学研用深度合作就显得尤为重要。 第一财经常务副总经理杜坚：企业是实现双碳目标的主体力量。越来越多的企业正从"要我减排"转 向"我要减排"，以绿色技术突破，抢占产业变革先机，以碳管理能力提升构筑新竞争力。 中国工程院院士、清华大学碳中和研究院院长贺克斌：当我们为实现碳中和走向新能源时，实际上，我 们也在解决现有化石能源在未来数百年后会用光的紧迫问题，可再生能源会使我们的资源量得到更可持 续的保障。 上海市发展和改革委员会副主任朱明林：上海能源的绿色转型需要深度融入国家战略，我们抓好"一东 一西"两个绿电的超级工程，一方面向西融入沙戈荒战略，另一方面向东融入海洋强国国家战略。 国家气候变化专家委员会副主任王毅：建立新型能源体系和新型电力系统要先立后破，但是不立就永远 破不了，这个立是非常艰难的改革，不仅 ...