公用事业行业：十五五”加码碳排放双控 电力何去何从？

　　2026年1月20日，国新办举行新闻发布会，会上再度重申了“双碳”目标，并提出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，完善激励约束政策。电力行业作为纳入碳市场的第一个行业，已经经历了多个履约周期，每个履约周期配额分配基准值均按照年均下降0.5%设定，其中2023 年综合考虑“十四五”全国碳排放强度目标完成进度和第一个履约周期配额发放实际情况，额外增加0.5%的基准值下降率，同等口径下基准值下降1%左右。在“十五五”碳排放双控加强的预期下，电力行业的碳排放控制也存在趋严的可能，对火电和绿电将带来不同程度的影响。

    　　火电减排压力下，优质个体获得交易回报

    　　根据中电联数据统计，2020 年以来全国单位火电发电量二氧化碳排放量呈现整体下滑的态势，反映出电力碳减排的显著成效，但其中2024 年出现了一定程度的逆势提升，或因持续大规模增加的新能源装机，导致火电深度调峰次数增加，从而拖累碳排放强度表现。基于2025 年全年火电发电量和2024 年单位电量碳排放情况，若后续电力行业的排放强度考核保持0.5%的下滑，不考虑电量变动和其他任何减碳行为的推进，对应的需要购买配额的碳排放量约为0.25亿吨，参照当前80 元/吨的碳配额均价，则对应约20 亿元的碳配额或CCER 绿证购买压力。

    　　需要说明的是，单位发电量温室气体排放量指标还需考虑口径变化，以及个体减碳行为有效性的差异，例如2022 年大唐发电通过在生产过程中使用减碳技术、研发生产助于减碳的新产品等，实现二氧化碳当量排放减少875.28 万吨，使得2022 年单位发电量排放强度低于常态水平。在减排压力下，排放强度高、碳配额不足的主体，将面临购买碳配额或者CCER 绿证的支出压力；反之，排放控制得当、碳配额盈余的主体，可以通过出售碳配额的方式获取额外收益。

    　　高耗能约束推进，利好绿电价值提升

    　　2021 年起我国逐步建立绿电绿证交易体系，但需求不足使得绿电的环境价值未能有效体现。

    　　2025 年7 月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，一方面2025 年电解铝行业绿电消费比例由2024 年的监测转为考核，预计2025 年的绿电消费比例将带动非水绿证需求约1.5 亿个；另一方面2025 年增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，据测算预计新增重点用能行业绿电消费比例将带来潜在非水绿证需求约4.6 亿个。虽然展望长期绿电供给或仍将维持较高增速，但综合来看，随着碳排放双控的推进，绿电绿证需求侧的显著扩容仍有望扭转此前绿证市场“供强需弱”的格局，绿证供给过剩的压力将会迎来缓解，从而对绿证价格形成显著催化，为新能源项目环境溢价的有效兑现提供重要支撑。

    　　投资建议

    　　碳排放双控的落实，将带来考核行业的扩容以及绿色属性的经济性变现，利好能够拿到绿证的风电光伏运营商收益率提升，看好估值低、综合实力雄厚的龙源电力H，高股息、聚焦风电的新天绿能H，以及沿海地区消纳和电价问题弱于内陆的中闽能源和福能股份。

    　　风险提示

    　　1、碳排放双控推进不及预期风险；

    　　2、宏观经济表现不及预期。