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投资要点：
储能：国家层面提出建立容量电价机制，各省独储容量电价政策有望加快出台2026 年1 月30 日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114 号)，提出“分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制”，针对电网侧独立新型储能，提出“建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价”。我们预计更多省份有望出台容量电价政策，具备投决过会和项目开工落地条件的省级市场增多，国内独储市场规模有望变大，储能集成商、上游零部件及电池企业等有望受益。投资分析意见：建议关注1）集成商：海博思创、阳光电源、阿特斯；2)电池企业：宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、中创新航、欣旺达、国轩高科、瑞浦兰钧；3）储能变流器：科华数据、正泰电源、盛弘股份、禾望电气、上能电气；4）新布局储能行业并有望受益于赛道成长性的个股：海希通讯、壹连科技。电力：完善发电侧容量电价政策25 年电源新增装机创新高国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号，以下简称《通知》），从电源盈利模型看，114 号文的重要性或可媲美1439 号文、136 号文以及394 号文，每一份文件都为电力市场主要参与主体的盈利模型做出重要引导。此次通知为建全电力市场重要一环，为调节性电源正名，终极目标绿色低碳转型不变。在新能源全面入市与现货市场全面铺开后，如何更好衔接，本次114 号文给出了新的答案。我们分析对于各类电源的影响如下：1）煤电：容量电价各省有序推进，中长期电价电量限制松动。实际上，在114 号文发布之前，部分省已经根据自身电源结构、电力电量供需形势，对于煤电中长期交易价格、比例的限制做出了调整，此次发文，可谓是正名，也是顺应以新能源为主的电力市场化改革。2）气电：首次在国家层面统一机制框架与定价原则，气电机组盈利能力或有改善。我们认为，此次通知或加速各地天然气发电机组的盈利机制完善，也提升各地天然气机组的建设积极性。3）抽水蓄能：与633 号文衔接，进一步规范抽水蓄能充放电机制，规范合理收益。截至2025 年底，全国累计发电装机容量38.9 亿千瓦，全年新能源新增装机434GW，超出市场预期，其中风电119GW、光伏315GW。需要注意的是，火电新增95GW。单12 月看，太阳能新增装机41GW、风电新增装机38GW，远高于6-11 月单月情况，预计与年底风光大基地项目并网有关，与我们此前预期一致。我们再次强调，虽然2025 年全年新能源新增装机超预期，但是不可线性外推2026 年，预计在市场化与收益模型规范化等多约束下，全年新能源新增装机环比将明显下降。投资分析意见：114 号文边际利好气电机组，建议关注拥有较多天然气发电机组的华电国际（A/H）、粤电力A。重点推荐：1）兼具股息率与成长性的桂冠电力；2）已充分反映入市预期的龙源电力（H），3）兼具Alpha 与低估值的华润电力。4）低估值的绿醇公司嘉泽新能。建议关注：1）持续关注优质商业模式的大水电长江电力、国投电力、川投能源；以及港股低估值风电大唐新能源、中广核新能源、新天源引金融活水润泽中华大地第2页/ 共17页绿色能源；2）关注具备潜在装机增量与较高股息率的公司：大唐发电（A/H）、华能国际（H）、国电电力、中国电力等；3）绿色消纳方向（绿醇等）：吉电股份等；4）资产整合方向：远达环保、电投产融、黔源电力、新筑股份等。环保：“十五五”进入双碳攻坚期，碳减排明确成为发展主线2026 年作为“十五五” 开局之年，国家聚焦绿色转型与“双碳” 目标，明确能源转型、产业升级、全面节约、科学考核四大工作方向，“十五五” 作为碳达峰关键期及能耗双控从强度向总量转型的关键阶段，碳排放管控预计将持续趋严，碳市场（碳定价机制）和CCER 市场预计都将得到快速发展。对于“十五五”的碳市场的发展而言，扩容和配额是关键。一方面，从碳市场管控行业来看，当前碳市场仅纳入四大行业（电力、钢铁、水泥、铝冶炼），预计2027年剩余行业将陆续纳入碳市场。另一方面，从碳市场管控力度来看，当前控碳力度较低，预计未来免费配额将转向免费和有偿相结合。当前我国控排企业碳配额以免费配额为主，根据政策导向，到2027 年将形成免费分配为主、有偿分配为辅的配额分配与管理思路，我们预计届时免费配额将有所减少，倒逼企业提高控排强度。CCER 方法学持续增加，新型产业迎来需求释放。CCER 作为碳市场的配角，其用来标记温室气体减排量，控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买CCER 可用于抵消自身碳排放量（抵消上限5%）。此前被认可的方法仅有6 种，2025 年底-2026年初，生态环境部等主管部门集中发布了共计18 项全新的CCER 方法学，将市场支持范围一举拓展至油气回收、海洋与生态系统碳汇、农业沼气、绿氢、建筑节能以及强效温室气体减排等六大关键领域。投资分析意见：“十五五”作为碳达峰的关键时间和能耗双控从强度向总量的关键时间，碳排放管控或将更为严格，碳市场（碳定价机制）和CCER 市场预计都将得到快速发展。建议关注：1）碳检测方向，建议关注雪迪龙；2）降碳能源方向（氢能、绿色甲醇、UCO、绿色蒸汽），推荐嘉泽新能、中集安瑞科、光大环境、瀚蓝环境，建议关注山高环能、吉电股份、复洁科技等，同时建议关注生物质企业长青集团、光大绿色环保；3）部分CCER 方法学涉及方向，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造、氢能等，推荐海风运营商福能股份、中闽能源，建议关注岳阳林纸、长青集团等。风险提示：政策不及预期，储能装机增长不及预期，用电需求不及预期，新能源入市政策低于预期，煤价涨幅超预期。源引金融活水润泽中华大地第3页/ 共17页
图表2：国家发展改革委、国家能源局就《关于完善发电侧容量电价机制的通知》答记者
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1.储能：国家层面提出建立容量电价机制各省独储
容量电价政策有望加快出台2026 年1 月30 日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114 号)，提出“分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制”，针对电网侧独立新型储能，提出：“建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。”根据我们统计，当前已发布新型储能容量电价政策如下表所示：
图表1：各省新型储能相关容量电价/补偿政策（截至2026 年1 月）
省份政策名称发布时间补偿对象补偿标准湖北湖北发改委、能源局《关于建立新型储能价格机制的通知》20260104电网侧独立储能年度容量电价暂按165 元/千瓦·年执行。自2026 年2 月1 日起执行，执行期限暂定1 年。甘肃《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》20251231电网侧新型储能固定容量电价。年度暂定330 元/千瓦·年。试行2 年。具体的容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。自2026 年1 月1 日起执行。宁夏《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》20250912电网侧新型储能固定容量电价。煤电机组、电网侧新型储能容量电费由有效容量、容量电价标准和容量供需系数三者乘积确定。2025 年10 月至12 月按照100 元/千瓦·年执行，2026 年1 月起按照165 元/千瓦·年执行。内蒙《关于加快新型储能建设的通知》《内蒙古自治区能源局关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》2025031320251110独立储能每年投产的独立储能容量补偿标准按投产年度的标准执行，每年9月份公布次年补偿标准。2025 年执行0.35 元/kWh 标准，按放电量补偿。执行期10 年。2026 年执行0.28 元/kWh 标准，按放电量补偿。执行期10 年。河南《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》20251021独立储能电能量：以系统循环电效率75%为基准，按上网电量0.383 元/千瓦时给予兜底收益，不足部分补偿；效率低于75%的按实际效率折减。容量：按满功率放电时长与年度最长净负荷高峰时长比值，结合煤电容量电价标准给予补偿。辽宁《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》20250925电网侧新型储能固定容量电价。按贡献补偿，暂未明确金额。源引金融活水润泽中华大地第6页/ 共17页山东《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》20250807独立储能山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991 元（含税）。依托现货市场，推动新型储能市场化发展。对参与电力现货市场的示范项目按2 倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。上海《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030 年）》《上海市新型电力系统调节能力奖励资金管理办法》2024122720250513用户侧储能和发电侧独立储能2025 年9 月30 日前并网的项目：独立储能0.35 元/kWh，用户侧0.2 元/kWh，奖励期3 年。2026 年至2028 年奖励标准在上述标准基础上逐年递减：虚拟电厂资源聚合平台、V2G 调节能力项目每年下降5%；新型储能项目每年下降10%。河北《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》20250325独立储能固定容量电价。年度容量电价标准为100 元/千瓦，月度标准按8.333 元/千瓦执行。已按退坡执行的追补至100 元/千瓦。2025 年1 月1 日起实施。有效期20271231。广东《关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》20241010独立储能可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100 元/千瓦（含税）。有效期暂定至2025 年12 月31 日。浙江《新型储能容量补偿资金分配方案》20240429电网侧新型储能历年电力直接交易结余资金、总额约7.15 亿，总规模不超过130万千瓦。2024-2026 年分别按200 元/千瓦·年，180 元/千瓦·年、170 元/千瓦·年的补偿标准发放补偿。新疆《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》2023051920250618独立储能固定容量电价。按放电量补偿。2025 年底前，补偿标准按放电量计算：2023 年为0.2 元/千瓦时，2024 年起逐年递减20%，2024 年0.16 元/千瓦时，2025 年0.128元/千瓦时。我们预计更多省份有望出台容量电价政策，具备投决过会和项目开工落地条件的省级市场增多，国内独储市场规模有望变大，储能集成商、上游零部件及电池企业等有望受益。投资分析意见：建议关注1）集成商：海博思创、阳光电源、阿特斯；2)电池企业：宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、中创新航、欣旺达、国轩高科、瑞浦兰钧；3）储能变流器：科华数据、正泰电源、盛弘股份、禾望电气、上能电气；4）新布局储能行业并有望受益于赛道成长性的个股：海希通讯、壹连科技
2.电力：完善发电侧容量电价政策25 年电源新增装
机创新高2.1.114 号文完善发电侧容量电价政策气电盈利或有改善源引金融活水润泽中华大地第7页/ 共17页国家发改委、国家能源局于1 月30 日发布114 号文，完善发电侧容量电价机制。根据国家能源局官方公众号，为加快建设新型能源体系、引导调节性电源平稳有序建设，维护电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号，以下简称《通知》）。我们认为，从电源盈利模型看，114 号文的重要性或可媲美1439 号文、136 号文以及394 号文，每一份文件都为电力市场主要参与主体的盈利模型做出重要引导，后三者分别明确煤电入市的电量交易、新能源入市交易以及现货全面铺开。建全电力市场重要一环，为调节性电源正名，终极目标绿色低碳转型不变。自2015 年电改9 号文以来，889 号文（2020 年）、1217 号文（2023 年）分别明确电力中长期交易、电力现货交易基本规则，现目前我国已基本形成中长期为主、现货为辅的电量市场，各类电源的电量价值得以充分体现，可以说电量市场的框架已成。而我们强调，电源价值应该由电量、容量、绿色分别体现，其中容量价值为其时间与安全的映射，过去曾有633 号文（2021年）、1501 号文（2023 年）、196 号文（2024 年）分别明确抽水蓄能价格机制、煤电的容量价值以及辅助服务市场的价格机制，但在新能源全面入市与现货市场全面铺开后，如何更好衔接，本次114 号文给出了新的答案。需要明确的是，1）本次发电侧容量电价政策适用对象为煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能；2）容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用；3）可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。
图表2：国家发展改革委、国家能源局就《关于完善发电侧容量电价机制的通知》答记者问主要内容
类别内容为什么要建立可靠容量补偿机制？各地电力现货市场连续运行后，根据可靠容量这一“标尺”公平给予补偿，不再区分机组类型分别制定容量电价。有利于促进不同技术类型公平竞争，这也是成熟电力市场通行做法。为什么要完善发电侧容量电价机制？随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到一些新情况新问题：1）部分地区煤电发电小时数快速下降，现行容量电价水平保障力度出现不足苗头；2）现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展；3）各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境。煤电、气电容量电价机制各地将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165 元；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。抽水蓄能容量电价机制对633 号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633 号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。电网侧独立新型储能容量电价机制各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。电力市场交易和价格机制作了哪些优化？1）推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场。特别是633 号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场。2）优化煤电中长期市场交易价格下限。各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限。3）鼓励供需双方签订灵活价格机制。各地不得强制要求签订固定价，可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格，如与现货价格等挂钩。源引金融活水润泽中华大地第8页/ 共17页对终端用户有什么影响？对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，发电侧容量电价机制完善后，调节性电源需要通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对工商业用户的购电成本影响不大。结合国家发改委、国家能源局答记者问内容，我们分析对于各类电源的影响如下：煤电：容量电价各省有序推进，中长期电价电量限制松动。容量电价方面，本次文件内容与1501 号文实则没有明显变动，各省煤电容量电价仍由省政府补偿，目前我们统计2026年各省煤电容量电价在50%~100%期间，差异由各省煤电利用小时、煤电盈利能力、低碳转型等多因素造成。需要注意的是，114 号文明确各地区可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。这是首次国家级政策文件明确煤电20%中长期交易下限松动，并且煤电中长期交易比例松动。实际上，在114 号文发布之前，部分省已经根据自身电源结构、电力电量供需形势，对于煤电中长期交易价格、比例的限制做出了调整，此次发文，可谓是正名，也是顺应以新能源为主的电力市场化改革。
图表3：2024-2026 年各地煤电容量电价（元/千瓦·年，含税）
气电：首次在国家层面统一机制框架与定价原则，气电机组盈利能力或有改善。114 号文明确，省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。在各地区经济发展约束以及天然气资源约束下，我国天然气发电机组集中在珠三角、长三角以及京津冀三大经济发达负荷中心，以及川渝等气源富集且负荷集中区域。目前仅少量地区出台天然气发电的容量电价机制（补偿），多地天然源引金融活水润泽中华大地第9页/ 共17页气发电机组收入无法补偿其成本。我们认为，此次通知或加速各地天然气发电机组的盈利机制完善，也提升各地天然气机组的建设积极性。抽水蓄能：与633 号文衔接，进一步规范抽水蓄能充放电机制，规范合理收益。对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633 号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。需要注意的是，114 号文进一步规范抽水蓄能充电放电电价机制。对于现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发电价按市场规则或现货实时价格执行；抽水蓄能抽水时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用；发电（放电）电量相应退减输配电费。我们认为，114 号文更加规范了抽水蓄能运营的收益合理性，或更加有序地推进行业发展，规范运营商的合理预期。根据央视网，截至2024 年底，我国抽水蓄能在运装机5869 万千瓦，在建规模约2 亿千瓦；2025 年底我国抽水蓄能在运规模预计超过6600 万千瓦。当前在运在建装机远超1.2 亿千瓦（2021 年提出的2030 年装机规划）。新型储能：详见上文分析。2.2.2025 年风光新增434GW 火电新增95GW国家能源局在1 月28 日发布2025 年全国电力统计数据。截至2025 年底，全国累计发电装机容量38.9 亿千瓦，同比增长16.1%，当年新增装机543GW，创历史新高。其中，太阳能发电装机容量12.0 亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4 亿千瓦，同比增长22.9%。全年新能源新增装机434GW，超出市场预期，其中风电119GW、光伏315GW。需要注意的是，火电新增95GW。
图表4：2025 年累计装机以及新增装机情况（万千瓦）
累计装机新增装机
2025 年
占比yoy
2025 年
2024 年
yoy水电4480211.5%2.9%-16.2%火电15390439.6%6.3%74.7%核电1.6%2.7%-57.9%风电6400116.4%22.9%1193350.4%太阳能发电12017330.9%35.4%315072771713.7%合计389134100.0%16.1%542724289726.5%源引金融活水润泽中华大地第10页/ 共17页单12 月看，太阳能新增装机41GW、风电新增装机38GW，远高于6-11 月单月情况，预计与年底风光大基地项目并网有关，与我们此前预期一致。我们再次强调，虽然2025 年全年新能源新增装机超预期，但是不可线性外推2026 年，预计在市场化与收益模型规范化等多约束下，全年新能源新增装机环比将明显下降。
图表5：2018-2025 年光伏单月新增装机情况（万千瓦）
图表6：2021-2025 年风电单月新增装机情况（万千瓦）
源引金融活水润泽中华大地第11页/ 共17页投资分析意见：114 号文边际利好气电机组，建议关注拥有较多天然气发电机组的华电国际、粤电力A。重点推荐：1）兼具股息率与成长性的桂冠电力；2）已充分反映入市预期的龙源电力（H），3）兼具Alpha 与低估值的华润电力。4）低估值的醇公司嘉泽新能。建议关注：1）持续关注优质商业模式的大水电长江电力、国投电力、川投能源；以及港股低估值风电大唐新能源、中广核新能源、新天绿色能源；2）关注具备潜在装机增量与较高股息率的公司：大唐发电（A/H）、华能国际（H）、国电电力、内蒙华电、中国电力、申能股份、建投能源等；3）绿色消纳方向（绿醇等）：吉电股份等；4）资产整合方向：远达环保、电投产融、黔源电力、新筑股份等。
3.环保：“十五五”进入双碳攻坚期，碳减排明确
成为发展主线2026 年1 月20 日，国务院新闻办公室举行新闻发布会，国家发展改革委资源节约和环境保护司司长王善成系统地阐述了我国在“十五五”开局之年的绿色转型与“双碳” 工作部署，明确2026 年是“十五五”开局之年，政府将进一步强化工作举措，抓好四个方面工作：1）加快能源转型。以更大力度发展非化石能源，加快建设新型电力系统，提升电网调节能力，发展绿电直供等模式，扩大绿电消纳规模等。2）推动产业升级。一手做“加法”，大力发展绿色低碳产业，推动重点行业节能降碳改造和煤炭清洁替代，建设零碳园区、零碳工厂，鼓励新产业、新业态发展。一手做“减法”，强化标准约束，加快淘汰落后低效产能；发挥节能审查和碳排放评价的源头把关作用，坚决遏制“两高”项目盲目发展。3）强化全面节约。大力发展循环经济，倡导节粮、节水、节电和生活垃圾分类，推广绿色低碳产品，推动形成绿色低碳生产生活方式。4）科学开展考核。全面实施碳排放总量和强度双控，建立健全碳达峰碳中和综合评价考核、行业碳管控和产品碳足迹等制度等。我们分析，“十五五”作为碳达峰的关键时间和能耗双控从强度向总量的关键时间，碳排放管控或将更为严格，碳市场（碳定价机制）和CCER 市场预计都将得到快速发展。碳定价机制通过建立碳排放权交易市场，对发电企业的碳排放行为进行量化约束与市场化定价。全国碳市场自2021 年启动（此前部分省份碳市场早已开始运行），其交易标的为碳排放配额，实际操作中由政府确定碳排放总量目标，给纳入碳市场的行业限定碳排放配额（即碳排放权），排放主体若年度碳排放规模超标，可以采取两种措施履约：1）一是到市场上购买碳配额；2）二是购买CCER 抵消碳排放量，从碳市场的清缴机制来看，重点排放单位需在履约截止日期前，提交不少于自身实际排放量的配额用于履约，若实际排放量高于配额，重点排放单位可以通过碳市场购买碳排放配额，或者通过购买CCER 抵消碳排放量，不过其抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。源引金融活水润泽中华大地第12页/ 共17页对于“十五五”的碳市场的发展而言，扩容和配额是关键。一方面，从碳市场管控行业来看，当前碳市场仅纳入四大行业（电力、钢铁、水泥、铝冶炼），预计2027 年剩余行业（石化、化工、航空、造纸）将陆续纳入碳市场。我国碳市场于2021 年7 月16 日正式上线，期初仅有发电行业重点排放单位纳入，其已经历经两个履约周期；2025 年3 月，生态环境部正式印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》（以下简称《方案》），明确将钢铁、水泥、铝冶炼三大重点行业纳入全国碳市场，覆盖温室气体排放量新增约30 亿吨二氧化碳当量，占全国总量的比例从45%跃升至60%以上，碳市场正式实现扩容，此外该政策首次官宣了清晰的扩围时间表，明确到2027 年，化工、石化、民航、造纸等行业也将被纳入，届时碳市场将基本覆盖工业领域主要排放行业，管控全国约75%的二氧化碳排放。另一方面，从碳市场管控力度来看，当前控碳力度较低，预计未来免费配额将转向免费和有偿相结合。当前我国控排企业碳配额以免费配额为主，根据政策导向，到2027 年将形成免费分配为主、有偿分配为辅的配额分配与管理思路，我们预计届时免费配额将有所减少，倒逼企业提高控排强度。
图表7：国内各种政策工具（碳市场、绿电/绿证交易市场、CCER）关系图
源引金融活水润泽中华大地第13页/ 共17页从过去两年的履约表现来看，碳市场交投活跃度显著上升，交易价格稳中有升。据生态环境部的数据，截至2025 年12 月31 日，全国碳排放权交易市场配额累计成交量8.65 亿吨，累计成交额576.63 亿元。其中，2025 年全年配额成交量2.35 亿吨，同比增长约24%，成交额146.30 亿元，交易规模持续扩大。交易价格保持在合理区间，年底收盘价为74.63 元/吨，全年交易均价为62.36 元/吨。CCER 方法学持续增加，新型产业迎来需求释放。CCER 作为碳市场的配角，是指“对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量”，其用来标记温室气体
图表8：2021 年以来碳市场配额发放方法
履约周期履约期分配方案计算公式变化第一履约周期免费分配，采用基准法核算重点排放单位所拥有机组的配额量机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量第二履约周期机组配额量=供电基准值×机组供电量×修正系数+供热基准值×机组供热量2021 年基准值大幅下调，300MW等级以上常规燃煤机组、300MW 等级以下常规燃煤机组、燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组2021 年供电基准值分别较2020 年（2019 年与
2020 年基准值相同）降低7%、
10%、18%，供热基准值均降低12%第三履约周期未列出具体计算公式
图表9：2025 年碳市场成交量（万吨）及收盘价（元/吨）
源引金融活水润泽中华大地第14页/ 共17页减排量，控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买CCER 可用于抵消自身碳排放量（抵消上限5%）。此前被认可的方法仅有6 种，“十五五”开年方法学就大幅扩容。方法学是指导温室气体自愿减排项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据，即被官方政府认可的方法学，可以前往申报CCER，2025 年之前我国认可的方法学仅6 种，分别为造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造、公路隧道照明系统节能和甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用，2025 年底-2026 年初，生态环境部等主管部门集中发布了共计18 项全新的CCER 方法学，将市场支持范围一举拓展至油气回收、海洋与生态系统碳汇、农业沼气、绿氢、建筑节能以及强效温室气体减排等六大关键领域。我们认为，一个覆盖能源、工业、农业、林业、废弃物处理乃至海洋的多元减排体系已初具雏形。从交易规模来看，2024 年1 月至2026 年1 月中旬，CCER 累计成交量约921.94 万吨，成交额约6.50 亿元，成交均价约70 元/吨（与碳市场配额价格基本相当）。随着碳市场扩容提上日程，以及方法学大举扩容，预计CCER 市场活跃度将大幅提升。根据生态环境部的数据，截至2026 年1 月中旬，已有140 余个项目完成公示，其中33 个项目完成CCER 登记，登记减排量达到1776.37 万吨，这些已登记的项目预计在未来可实现约1.25 亿吨温室气体自愿减排。投资分析意见：“十五五”作为碳达峰的关键时间和能耗双控从强度向总量的关键时间，碳排放管控或将更为严格，碳市场（碳定价机制）和CCER 市场预计都将得到快速发展。建议关注：1）碳检测方向，建议关注雪迪龙；2）降碳能源方向（氢能、绿色甲醇、UCO、绿色蒸汽），推荐嘉泽新能、中集安瑞科、光大环境、瀚蓝环境，建议关注山高环能、吉电股份、复洁科技等，同时建议关注生物质企业长青集团、光大绿色环保；3）部分CCER 方法学涉及方向，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造、氢能等，推荐海风运营商福能股份、中闽能源，建议关注岳阳林纸、长青集团等。
4.定期数据更新
图表10：秦皇岛5500 大卡煤炭（元/吨）
图表11：环渤海港煤炭库存（万吨）
源引金融活水润泽中华大地第15页/ 共17页
图表12：三峡入库流量(立方米/秒）
图表13：三峡出库流量(立方米/秒）
图表14：多晶硅致密料价格（元/kg）
图表15：双面双玻组件(元/W）
注：2025 年5 月7 日起改为topcon 型组件价格
图表16：现货市场周度数据1.19-1.25（元/兆瓦时）
源引金融活水润泽中华大地第16页/ 共17页
图表17：中国液化天然气出厂价格指数(元/吨)
图表18：全球主要市场LNG 价格指数（美元/百万英热）
5.风险提示
政策不及预期，储能装机增长不及预期，用电需求不及预期，新能源入市政策低于预期，煤价涨幅超预期。源引金融活水润泽中华大地第17页/ 共17页本报告署名分析师在此声明，本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，本报告表述的所有观点均准确反映了本人对标的证券和发行人的个人看法。本人以勤勉的职业态度，专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观的出具此报告，本人所得报酬的任何部分不曾与、不与，也不将会与本报告中的具体投资意见或观点有直接或间接联系。一般声明华源证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告是机密文件，仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司客户。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测等只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特殊需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告所载的意见、评估及推测仅反映本公司于发布本报告当日的观点和判断，在不同时期，本公司可发出与本报告所载意见、评估及推测不一致的报告。本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。本公司不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告的版权归本公司所有，属于非公开资料。本公司对本报告保留一切权利。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式修改、复制或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。如征得本公司许可进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“华源证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。本公司销售人员、交易人员以及其他专业人员可能会依据不同的假设和标准，采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论或交易观点，本公司没有就此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。信息披露声明在法律许可的情况下，本公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司将会在知晓范围内依法合规的履行信息披露义务。因此，投资者应当考虑到本公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。证券的投资评级：以报告日后的6 个月内，证券相对于同期市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：买入：相对同期市场基准指数涨跌幅在20％以上；增持：相对同期市场基准指数涨跌幅在5％～20％之间；中性：相对同期市场基准指数涨跌幅在－5％～＋5％之间；减持：相对同期市场基准指数涨跌幅低于-5％及以下。无：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。行业的投资评级：以报告日后的6 个月内，行业股票指数相对于同期市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：看好：行业股票指数超越同期市场基准指数；中性：行业股票指数与同期市场基准指数基本持平；看淡：行业股票指数弱于同期市场基准指数。我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。本报告采用的基准指数：A 股市场基准为沪深300 指数，香港市场基准为恒生中国企业指数（HSCEI），美国市场基准为标普500 指数或者纳斯达克指数。