云南绿色能源发展现状与优势 - 云南度电排放二氧化碳为0.13千克，为全国最低水平 [1] - 云南绿电装机规模和占比均居全国前列 [1] - 截至2025年底，云南绿色电力装机容量超过1.55亿千瓦 [1] 能源结构与产业协同发展 - 云南可再生能源装机占比不断提升，发电能源结构持续优化 [1] - “绿电+先进制造业”新优势加速形成 [1] - 绿色铝、硅光伏、新能源电池等产业合计产值年均增长30.4% [1] 绿色竞争力提升与国际市场拓展 - 云南正围绕水电、风电、光伏发电及绿色铝、硅光伏、新能源电池等产业，探索建立碳足迹核算方法和认证机制 [2] - 碳足迹核算和认证有助于突破“绿色壁垒”，助力企业进入欧盟、日韩等市场，提升云南产品的国际竞争力 [2] 绿色转型与区域示范建设 - 曲靖、祥云经开区已纳入国家级零碳园区建设名单 [2] - 大理州、丽江市入选国家碳达峰试点，普洱市入选国家生态产品价值实现机制试点 [2] 未来发展规划与目标 - “十五五”期间，云南将加快推进全面绿色转型，全力打造全国重要的清洁能源基地 [2] - 将稳步实施碳排放总量和强度双控制度，提升重点企业参与全国碳市场的竞争力，并建好零碳园区，拓展生态产品价值实现渠道 [2]

报告行业投资评级 - 投资评级：看好 [2] 报告核心观点 - 核心观点：国家在“十四五”及“十五五”新阶段对环境质量和工业绿色低碳发展提出更高要求，节能环保及资源循环利用行业有望维持高景气度 [3][47] - 核心观点：在化债背景下，水务与垃圾焚烧等运营类资产盈利稳健、现金流向好，叠加公用事业市场化改革，优质运营类资产有望迎来戴维斯双击 [3][47] - 核心观点：氢能产业快速发展，2025年燃料电池汽车产销量同比大幅增长，叠加零碳工厂、零碳园区建设政策驱动，绿色氢能应用需求有望持续抬升 [2][3][19] 根据相关目录分别总结 一、本周市场表现 - 市场回顾：截至2026年1月30日收盘，本周环保板块下跌2.78%，表现劣于大盘（上证综指下跌0.44%至4117.95）[3][11] - 行业比较：周涨幅前三的行业为石油石化（8.0%）、通信（5.8%）、煤炭（3.7%）；跌幅后三的行业为国防军工（-7.7%）、电力设备（-5.1%）、汽车（-5.1%）[3][11] - 子板块表现：环保细分子板块中，仅资源化板块上涨0.88%，其余板块均下跌，其中监测/检测/仪表板块跌幅最大，为-8.71% [3][14] 二、专题研究：氢能与零碳园区 - 政策驱动：2026年1月19日，工信部等五部委联合印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》，计划到2027年在汽车、锂电池、光伏、算力设施等重点行业形成一批零碳工厂示范，到2030年扩大至钢铁、石化化工、建材等高耗能产业，并明确支持绿色氢能应用 [3][19] - 燃料电池汽车产销：2025年全年，全国燃料电池汽车产量为7655辆，销量为7797辆，同比分别增长44.3%和38% [3][23] - 月度产销爆发：2025年12月，燃料电池汽车产销量分别为3179辆和3587辆，同比分别激增952.6%和1238.4% [23] - 电解槽招标规模：2025年电解槽公开招标制氢项目规模达6054.96MW，同比增长155.59%（2024年为2369MW） [26] - 电解槽技术路线：2025年公开招标中，碱性电解槽（ALK）占比96.67%，质子交换膜电解槽（PEM）占比1.89%，阴离子交换膜电解槽（AEM）占比1.44% [26][29] - 绿氢项目储备：截至2025年底，全国风光氢基能源项目共908个，已披露电解槽需求1381万Nm³/h，合计绿氢年产能约1526万吨 [26] - 市场集中度：电解槽市场头部企业包括阳光氢能（中标453.7MW）、华电科工（390MW）、中船派瑞氢能（374.05MW）等 [30][31] 三、行业动态 - 生态园区管理：生态环境部等三部门联合印发《生态文明建设示范区（生态工业园区）管理办法》，旨在建设减污降碳协同、智能化、绿色化的现代化产业园区 [3][31] - 工业节水管理：工信部发布《工业节水管理办法（征求意见稿）》，鼓励年用水量超10万立方米的工业企业设立水务经理，并要求规模以上取水企业安装在线计量设施 [3][33] - 公共机构节能：国管局印发2026年公共机构节约能源资源工作安排，提出优化用能结构、加大可再生能源推广力度、探索碳资产交易等 [34] - 低空氢动力应用：深圳市盐田区发布海洋巡检、港口作业等四大低空氢动力示范应用场景 [36] 四、公司公告 - 军信股份：签订吉尔吉斯共和国伊塞克湖州垃圾科技处置项目投资协议，项目垃圾处理总规模规划为2000吨/日，初期建设两个600吨/日的垃圾焚烧发电站，总投资额不少于1.4亿美元 [37] - 永兴股份：获证监会批复，同意向专业投资者公开发行面值总额不超过30亿元的科技创新公司债券 [38] - 博世科：全资子公司签订二氧化氯制备系统供货合同，合同总价约1亿元人民币 [45] - 侨银股份：收到广东省河源市源城区环卫园林绿化一体化服务项目中标通知书，中标金额6100万元，服务期3年 [46] - 其他公告：涉及华新环保出售子公司、中创环保放弃优先购买权、严牌股份与惠城环保可转债可能触发赎回条件、国林科技筹划重大资产重组、国中水务与启迪环境可能被实施退市风险警示等 [39][40][42][43][44][45] 五、投资建议 - 重点推荐：报告重点推荐瀚蓝环境、兴蓉环境、洪城环境 [3][47] - 建议关注：报告建议关注旺能环境、军信股份、武汉控股、英科再生、高能环境、青达环保 [3][47]

文章核心观点 文章基于中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的2025年度数据，全面总结了中国新型储能在“十四五”期间的发展里程碑与现状，并对“十五五”趋势进行展望。核心观点认为，中国新型储能产业在“十四五”期间实现了从示范培育到规模化、市场化发展的历史性跨越，已成为新型电力系统的核心支撑。行业正从高速增长转向高质量发展，技术持续进步、应用场景深化、市场机制完善，未来虽增速换挡，但绝对增量依然可观。 新型储能“十四五”发展里程碑 - **战略定位历史性跃升**：储能已完成从“被动配置”到“核心支撑”的跃升，定位为支撑新型电力系统建设的重要基础和发展新质生产力的新动能 [8] - **技术突破与产业全面进阶**：本体技术持续创新，系统集成不断优化，向低成本、高效率、高安全、国产化、电网适配方向发展 [9][10] - **技术路线格局重塑**：截至2025年底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比+54%，其中以锂电池为代表的新型储能累计装机占比超过2/3，技术路线从单一向多元化加速发展 [12][13] - **累计装机规模突破1亿千瓦**：新型储能累计装机规模达144.7GW，是“十三五”末的45倍，同比+85% [14][15] - **在新能源中渗透率大幅提升**：新型储能在风电和太阳能发电累计装机中的占比从“十三五”末的0.61%升至“十四五”末的6.88% [17][18] - **市场参与更加多元**：身份从“依附电源或电网”向“独立市场主体”转变，交易品种向“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”全品类进阶，收益模式向市场化多元收益叠加 [20][21] - **可靠性媲美传统电源**：2025年，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，江苏、山东等省份集中调用时容量可用率超95%，最高达98.5% [24] - **应用结构根本性变化**：应用结构从用户侧为主转向以独立储能为主，独立储能累计装机占比达58% [30][31][32] - **项目布局向“资源端”转移**：项目规模实现“MW级”向“几十GW级”跨越，西北、华北风光富集地区成为主力，内蒙古、新疆增长最迅猛，CAGR均在250%+ [33][34] 2025年新型储能项目规模 - **新增投运规模创新高**：2025年新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比分别+52%和+73%，能量规模已超过2024年底的历史累计总量（184.2GWh） [3][41] - **并网节点前移**：受政策调整影响，并网节点前移至“5·31”，5月新增投运11.59GW/29.81GWh，占比17%，同比+413%/+492% [41][42] - **项目平均时长持续增长**：2025年新增投运项目平均储能时长2.85小时，较2020年增长58%，“十四五”时期新增装机平均时长2.59小时，较“十三五”时期+21% [44][45] - **应用以独立储能和新能源配储为主**：二者新增合计装机近60GW，创历史新高，同比+50%，其中独立储能新增42GW，同比+59% [47][50] - **非锂与混合储能技术实现突破**：多个GW级独立储能电站投运，首个百兆瓦级4小时固态电池、吉瓦时级全钒液流电池、大型构网型锂钠混合储能电站等多个标志性项目投运 [50] - **省份分布集中度高**：Top10省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一 [3][48] 2025年新型储能招中标市场 - **中标节奏趋于理性**：中标数量基本持平甚至略降，行业从“多项目”向“优项目”过渡 [53] - **单体项目规模显著提升**：行业正向吉瓦级（GWh）大项目迈进 [57] - **行业集中度提升**：中标企业数量下降，市场份额向优势企业集中 [56][57] - **EPC中标价格波动下行**：2025年2小时储能EPC中标均价为1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4小时储能EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [58][63] 新型储能产业发展 - **CNESA储能指数展现超额收益**：历史回报基准（沪深300）近20个百分点，展现极强的赛道弹性和独立成长气质 [66] - **燃烧测试渐成趋势**：多家企业主动开展“真机燃烧测试”极限挑战，依据UL9540A等国际标准，以验证安全设计、满足出口需求并提升客户信任度 [67][68][69][70] 新型储能政策 - **规划目标基本完成**：截至2025年底，全国各省新型储能“十四五”规划目标总规模超91.6GW，多数省份已完成目标 [74] - **产值目标推动产业落地**：近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元，部分省份2027年目标较2025年新增约1.9万亿元，2030年目标将再增2.3万亿元 [77][78] - **工商业储能向市场化迈进**：2025年32个地区最大峰谷价差总体平均值为0.616元/kWh，同比下降9.4%，未来依赖固定价差套利模式不可持续，“市场化运营+多市场叠加”成为趋势 [81][82] - **储能与新能源融合发展强化**：多项政策推动新能源与储能一体化参与市场、就近消纳，并探索多产业协同、多维度一体化开发 [84] - **“制造+应用”双方案战略协同**：《新型储能制造业高质量发展行动方案（2025-2027年）》与规模化建设专项行动协同，旨在提升供给质量、扩大市场需求，带动项目直接投资2500亿元 [86] 新型储能市场展望 - **累计装机平均时长将加速提升**：预计至2030年，累计装机的平均时长将达到3.47小时，反映市场对长时储能需求增强 [3][95][96] - **累计装机规模持续增长但增速换挡**：预计2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率（CAGR）分别约为20.7%和25.5%，至2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦（370GW）以上 [4][98][99] - **行业向高质量发展过渡**：行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡 [98] - **应用场景拓展至零碳园区**：国家推进零碳园区建设，首批52个园区要求绿电直供比例不低于50%并配建储能 [91][94] - **海外市场潜力巨大**：2025年中国储能企业新增海外订单规模366GWh，同比+144%，覆盖全球60+个国家和地区，出海企业70+家 [93]

文章核心观点 - 当前新型电力系统“源网荷储”发展的核心痛点是缺乏智能化、数字化底座，导致各环节碎片化发展，难以发挥体系化效能 [1][3] - 零碳园区建设是破解上述痛点、实现“源网荷储”智慧融通的重要载体和关键抓手，有望带动行业技术突破与体制机制创新 [1][3] 新型电力系统“源网荷储”现状与痛点 - 新型电力系统建设以“源网荷储”四位一体协同发展为核心方向，其中储能是关键环节 [1][3] - 行业当前并非缺乏储能设施，布局已逐步推进，但核心短板在于各环节未能实现有机、智慧的联通，缺乏统一的智能化、数字化底座 [3] - 缺乏统一底座导致数据、算法及资源优化配置无法有效融通，呈现“各干各的”碎片化发展态势，难以发挥体系化效能 [3] 零碳园区的角色与作用 - 零碳园区的创建是破解“源网荷储”碎片化难题的伟大创举，它搭建了一个真实的应用场景 [3] - 零碳园区能够将“源网荷储”各环节汇聚到统一平台，打破环节壁垒、实现协同联动，是推动其真正意义上融通发展的关键抓手 [3] - 唯有依托零碳园区这样的具体场景，才能让数据、算法充分发挥作用，实现资源优化配置，让“源网荷储”体系真正落地见效 [3] 零碳园区的落地路径与发展格局 - 落地核心路径是通过推进重大工程、打造重大场景，带动重大技术进步与创新，同时推动电网体制改革等体制机制改革 [4] - 国家近期大力推进零碳园区创建工作，正是这一思路的具体实践，此举将催生大量新技术，甚至是人工智能赋能下的颠覆性技术 [4] - 零碳园区的“源网荷储”融通，应率先打造海绵化、智慧化、流动化、柔性化的能源网络，在局部区域实现试点先行 [4] - 发展格局是“局部突破、全面推广”，即先在局部区域落地见效，再逐步推广至国家电网、南方电网覆盖的更广泛区域 [4]

事件概述 - 2026中关村论坛系列活动—AI+能源发展大会在北京举行，会上国家级零碳园区创建专家指导委员会正式成立 [1] - 该委员会的成立标志着我国零碳园区建设迈入智库领航、生态协同的高质量发展新阶段 [1] 组织与参与方 - 国家级零碳园区专业委员会由18家成员单位于2025年12月28日共同发起成立 [1] - 参与方包括国央企、高校、科研机构、上市公司及行业代表性企业，例如科力远、中创新航、果下科技、先进储能材料国家工程研究中心等 [1] 零碳园区建设的背景与驱动力 - 零碳园区的规划与建设有“双碳”国家战略的指引 [1] - 园区企业有通过绿电降本、产业升级，落实碳排放总量和强度双控要求的发展需要 [1] - 应对国际绿色壁垒、护航“产品出海”和“产业链出海”是迫切需求 [1] 发展目标与规划 - “十五五”期间，我国力争建成约100个国家级零碳园区 [2] - 零碳园区将深刻重塑生产方式、能源结构、治理模式与商业模式，创造巨大社会、环境与经济价值 [2] 当前挑战与技术要求 - 当前全国园区单位能耗碳排放约为2.1吨/吨标煤 [2] - 国家发改委等部门要求未来3-5年内降至0.2—0.3吨/吨标煤，降幅高达90% [2] - 零碳园区涵盖八大任务、数十项核心技术，是融合能源、产业、技术、金融、政策与人才培养的系统工程 [2] - 建设需实现绿电供给、储能调节、智慧管控、循环减排等环节高度耦合，并实现从规划到运维的全链条协同 [2]

能源结构转型成果 - 山东省非化石能源发电装机在“十四五”期间达到1.39亿千瓦，占比从31%历史性提升至54%，超过煤电[1] - 能耗强度5年下降22%，碳排放强度下降20.5%，空气优良天数比例达到77.8%[1] - 传统煤电装机“十四五”期间累计关停1094.27万千瓦，30万千瓦及以上大型煤电机组占比超过87%，现役煤电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时[4] “两高”行业减污降碳 - 钢铁行业累计关闭能耗较高的长流程粗钢产能2356万吨，沿海钢铁产能占比从不足25%提升至53%[3] - 地炼行业推动“减量整合、上大压小”，“十四五”期间对500万吨以下产能进行整合转移[4] - 公布两批省级减污降碳协同创新试点名单，每批30家，覆盖钢铁、水泥、石化等重点行业[4] - 未来主攻方向转向源头替代，包括推广电炉短流程炼钢、绿电绿氢替代、源网荷储一体化及碳捕集技术[5] 绿色电力供应体系建设 - 实施“外电入鲁”战略20年，累计输送超1万亿千瓦时省外电力，其中清洁能源占比较高[6] - 2025年建成“五交四直一环网”的全国最大省域特高压交直流混联大电网，陇东—山东特高压直流工程总投资202亿元，输电距离915公里[7] - 省内光伏发电装机连续8年居全国第一，新型储能规模达717.7万千瓦，新增新能源和可再生能源累计装机突破1.15亿千瓦，占电力总装机48.3%[7] - 新能源利用率达97.6%，实现新增用电全部由“绿电”供应[7] 电力市场机制创新 - 山东省是全国首批电力现货市场建设试点中市场规模最大的地区[8] - 全国首个引入容量补偿制度和电力爬坡辅助服务市场，2025年底又率先引入电价零售价格封顶制度[9] - 2025年新能源机制电价竞价总规模94.67亿千瓦时，风电中标电价0.319元/千瓦时，光伏中标电价0.225元/千瓦时[10] - 新的“五段式”分时电价政策使工商业储能在山东的回本周期缩短至3.8年—7年[10] 清洁能源多元发展与项目规划 - 初步形成“风、光、核、热”互补格局，2025年新型储能规模已突破1100万千瓦[10][11] - 2026年将开工建设海阳核电三期、沂源石桥抽水蓄能、鲁苏互济用电直流联网工程等项目，加快推进荣成石岛湾核电扩建一期、半岛北N2海上风电等项目[11] - “十五五”时期目标非化石能源装机达到1.5亿千瓦，打造20家省级以上零碳园区[2] 零碳园区与源网荷储一体化发展 - 零碳园区旨在实现园区内二氧化碳排放“净零”，源网荷储一体化通过自建新能源项目为工商业提供绿电[12] - 2025年山东省公布18个省级零碳园区创建名单，其中2个园区入选首批52个国家级零碳园区建设名单[13][14] - 山东欣旺达零碳园区项目规划20MW分布式光伏、5MW/10MWh储能系统等，通过“源网荷储云一体化”实现能源自给自足和高效调度[14] - 园区选址考量资源、负荷与空间，利用厂房屋顶铺设光伏实现土地集约，依托锂电产业集群就近消纳能源[14]

合资公司成立与战略布局 - 2025年12月，中集储能与融和元储合资设立的上海中集元融新能源科技有限公司正式揭牌，落地临港新片区 [1] - 合资公司预计每年为临港新片区带来10亿元产值增量 [1] - 合资公司整合了中集在箱体集成与新材料领域的技术优势，以及融和元储在零碳能源运营的实战经验 [1] - 合资公司业务聚焦于“零碳园区”和“绿电交通”等应用场景，并共享全球服务网络，深耕澳洲、欧洲和东南亚等高潜力市场 [1] 储能业务发展现状与市场地位 - 储能业务是公司重点发展的新兴战略领域之一，近年来业务持续进阶壮大，已成为公司高质量发展的重要动能之一 [1] - 公司储能业务立足“制造集成+全链服务”优势，坚持传统客户深化与新客户拓展并举，出货规模稳步提升 [1] - 公司储能装备已广泛交付至亚洲、北美、欧洲等全球主要市场，储能装备累计出货量超60GWh，处于全球领先地位 [1] 应用场景拓展与技术创新 - 公司持续拓展多元化应用场景，推进新技术研发与产品创新 [1] - 公司已在城市超充、绿色交通、港口岸电、数据中心、高耗能工业等场景成功落地示范性项目 [1] - 公司的产品力与交付力已获得市场认可 [1]

政策背景与行业趋势 - 国家政策明确推动零碳园区建设 要求2025年底前发布第一批国家级零碳园区建设名单 并推动绿电直连等绿色电力直接供应模式在园区落地 [2] - 国家鼓励打造高比例消费绿色电力的绿电工厂和绿电园区 并鼓励出口外向型企业探索存量负荷绿电直连 云南 河北 陕西 山东等地已出台实施方案 [2] - 工业园区被视为能源利用低碳化转型和绿色电力消费的重要载体 [2] 培训核心内容与目标 - 培训旨在帮助企事业单位了解绿电直连最新政策 物理落地路径 项目规划思路及其与企业园区用电结合方式 零碳园区标准体系及创建评估标准 [2] - 培训课程涵盖绿电直连政策研讨 各省区政策异同 应用场景 价格机制 规划设计 投资与收益 配套新能源电站建设 以及在零碳园区中的应用等模块 [4][5] - 课程还涉及零碳园区创建政策 评价指标体系 建设基础与现状 选址投资分析 关键技术路径 以及典型案例分析 [5] 目标受众与市场参与方 - 培训面向各省市电力公司 发电集团 地方电力及能源集团 城燃企业 [3] - 新能源企业（风电 光伏 储能等） 电力设计院 源网荷储一体化设计单位是用能侧重要参与方 [3] - 用能企业 环保节能企业 综合能源服务企业 设备商 信息集成商 科研院所 评估服务机构 工程咨询机构 环评机构 清洁生产审核机构 零碳园区产业投资公司等均为相关产业链参与者 [3] 培训具体安排 - 培训由《中国能源报》社有限公司主办 中国能源经济研究院提供学术支持 [3] - 培训时间为3月6日至7日 地点在杭州 [3] - 培训收费标准为3900元/人 费用包含培训费 交通食宿需自理 [5]

监管动态 - 五部门联合印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》，目标在2027年前于汽车等重点领域培育零碳工厂 [2] - 2025年全社会用电量累计103,682亿千瓦时，同比增长5.0%，为全球首次突破10万亿千瓦时 [2] - 生态环境部召开2026年全国生态环境保护工作会议，部署持续深入打好蓝天、碧水、净土保卫战等七大重点任务 [3] - 国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》，对绿证核发、划转、核销等环节进行全面细化 [3] - 国务院常务会议审议通过《中华人民共和国自然保护区条例（修订草案）》，旨在与《国家公园法》衔接，为全国2600多处自然保护区提供法治保障 [3] - 中国气象局与国家能源局联合发布指导意见，推进能源气象服务体系建设，明确完成全国风电和光伏发电资源普查等20项重点任务 [3] 零碳园区与工厂建设 - 首批52个国家级零碳园区建设名单已出炉，需以2025年为基准年制定建设路线图，但目前首批15个样本园区的核心碳排放数据均未公布 [4] - 零碳工厂旨在为企业提供低碳转型的标准化途径，未来或参照绿色工厂模式，形成“1+N”标准评价体系 [5] - 远景科技集团首席可持续发展官表示，国家级零碳园区是应对绿色贸易挑战的桥头堡，其布局零碳产业园的初衷是为应对海外市场的碳壁垒 [7] - 专家指出，零碳园区供电将呈现“3+2”互补格局：绿电直连、就近接入增量配电网、分布式自发自用三种直供模式，以及绿电绿证交易、虚拟电厂两种补充方式 [7] - 零碳园区建设面临技术集成应用、资金平衡、政策机制协同及稳定运行等多重挑战，入选名单仅是起点 [7] 行业ESG进展与挑战 - 截至2026年1月21日，中国人寿、中国平安等5家A股上市险企已被纳入ESG强制信披范围，需在未来3个月内披露最新ESG报告 [4][5] - 新茶饮行业面临ESG挑战，霸王茶姬因店员徒手处理报废物料的视频，暴露出加盟模式下的废弃物治理难题 [5] - 欧盟碳边境调节机制于2026年1月1日正式步入收费期，钢铁行业因贸易体量大、碳排放强度高，成为受冲击最显著的领域 [5] - 截至2026年初，中国CCER方法学总数达18项，累计成交额6.5亿元，其中林业碳汇和新能源项目受市场青睐 [6] - 2026年是“十五五”规划开局之年，ESG强制信披时代开启，对企业而言既是合规硬约束，也是重塑竞争力的战略机遇 [6] 绿色金融与能源转型 - 截至2025年末，中国本外币绿色贷款余额达44.77万亿元，全年增加7.72万亿元，同比增速超过20% [6] - 2025年ESG发展呈现国际分化与监管细化并存的特点，中国通过法律框架、细则指南和准则层层推进ESG信披体系建设 [7] - 专家指出，北京市在能源转型中面临绿氢消纳瓶颈，存在本地可再生能源资源有限、绿氢制备与消纳能力不匹配、天然气掺氢应用面临政策滞后等问题 [7][8]

行业与公司 * 本次纪要涉及的行业为中国的碳排放权交易市场（碳市场）及相关政策影响下的多个行业[1] * 核心讨论围绕中国从“能耗双控”向“碳双控”的政策转变、全国碳市场的发展规划、零碳园区建设以及欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际政策的影响展开[1] 核心观点与论据 **1 中国双控政策转向：从能耗到碳排放** * 十四五期间能耗与碳排放考核因疫情实际有所放松，但完成目标仍困难，因此考核不会过于严格[3] * 十五五期间将从“能耗双控”转向“碳双控”，不再单独考核能耗，重点考核碳排放强度和总量[3] * 碳排放强度将成为约束性指标，碳排放总量为推荐性指标，这一变化将使地方政府更加重视低碳发展[3] * 政策转向利好绿电和清洁能源应用，因为使用高比例可再生能源的部分被视为零排放[4][5] **2 绿电使用与考核的实现方式** * 企业可通过购买绿证或参与绿电交易来实现绿电使用，最终以持有绿证为证明[6] * 零碳园区要求单位能耗排放强度低于0.2吨二氧化碳/吨标煤，其中50%的可再生能源需通过绿电直连提供，其余可通过绿电交易或购买绿证实现[22] * 绿电直连是零碳园区的核心要素之一，对新增负荷项目更容易实现，难点在于周边可再生能源资源及物理直连距离（不超过550公里）[22][24] **3 地方政府实施碳考核的主要手段** * 手段包括：鼓励或强制企业购买消纳可再生能源、制定地方降碳政策、进行区域碳预算分解、要求存量项目降碳、设定行业碳排放标准等[7] **4 全国碳市场发展现状与未来纳入行业** * 目前全国碳市场以电力行业为主[2] * 未来将逐步纳入非电行业，造纸和平板玻璃可能在下一阶段纳入，随后是基础化工、煤化工、炼油及铜冶炼等[17] * 预计到2030年基本上将剩余主要行业全部纳入[17] **5 碳配额分配与收紧趋势** * **电力行业**：碳强度下降率将提高，免费配额将逐步转变为有偿分配，有偿分配比例逐渐增加[10] 预计2027年或2028年是有偿初始发放配额的大变化节点[11] 配额持续收紧且速度将越来越快[18] * **非电力行业**：2025、2026年新纳入的三个行业配额整体不缺，盈缺控制在3%以内，对碳市场价格影响小[12][13][15] 从2027年开始将面临整体收紧并实施总量控制[18] * 2027年是关键节点，可能首先对钢铁、水泥等已纳入行业实行总量控制，意味着排放总量需要下降[10] **6 碳市场价格影响因素** * 结转限制政策影响碳价，若无新结转要求，2026、2027年碳价预计相对稳定[14] * CCER市场至少2026年上半年仍供不应求，随着签发量增加，价格将回归价值，一般低于或等于碳配额价格[28] **7 零碳园区建设与经济性** * 零碳园区旨在示范低排放区域，国家并不要求绝对零碳[21] * 目前政策支持包括类似超长期国债的补贴，每个项目上限约1亿元[21] * 尚无任何园区完全达到标准，预计到2030年建成[21] * 经济性取决于周边可再生能源资源及绿电直连成本，若直连成本低于传统购电成本则具备经济性[23] **8 非电可再生能源政策预期** * 非电可再生能源（如生物燃料、绿色氢氨醇）考核目标预计将参考可再生电力消纳责任制，由国家下达至各省[25] * 生物航煤和绿色氢氨醇发展受国际谈判进展影响，国内近期不会有大的政策动作，可能出台试点[26] * 绿氢发展前景较好，未来两年内可能有更多政策和补贴出台[26] * 生物航煤和绿色氢氨醇价格受国际需求和欧盟碳价影响[27] 短期内控制地沟油原料来源具优势[27] 未来关键在于不稳定可再生电力制绿氢技术的突破[27] **9 欧盟碳关税（CBAM）的影响与应对** * 对中国钢铁、电解铝出口影响较大，因出口量较大[29] 水泥、化肥等行业出口欧洲少，影响有限[29] * 欧盟可能将碳关税范围扩大至制品产业（如家用电器、汽车零部件），具体时间未定，可能在2028年更新政策，2027年发布评估报告[29] * 目前欧盟对中国出口产品使用的碳排放默认值明显偏高，不合理[30] 未来是否修正取决于中方反对意见的力度，可能在2027或2028年调整[30] * 欧盟逐步取消免费配额，到2030年减半，2034年完全取消，将推高企业碳成本[31] 若欧盟2030年减排55%目标不变，预计未来几年欧盟碳价将持续上涨[31] **10 其他值得关注的欧盟双碳布局方向** * 需关注航空航海业政策、包装法案（要求塑料含一定比例循环物料）、电池与车辆及光伏产品的碳足迹要求[32] * 这些领域可能在2028年后引入更严格的市场准入门槛[32] * 中国工信部已开始要求企业报送储能电池等产品的碳足迹数据以应对国际标准[32] 其他重要内容 * 零碳园区还需满足清洁能源比例达到90%等指标，但这些相对容易实现[22] * 新纳入的基础化工、煤化工、炼油等行业转为总量控制后影响显著，企业需通过购买配额来增加产量，交易策略将发生重大变化[20] * 对于欧盟碳关税，大型钢铁和电解铝企业通常采用实测值，而贸易商面临数据传递和第三方核查证明文件的问题，增加了负担[30]