2026年公用环保行业碳排放与绿电系列专题Ⅰ：从能源安全与减排约束看绿电价值重估

与市场观点不同之处

市场一致预期认为 NDC 是远期概念、对行业短期影响有限，绿证供给过剩价格难涨、绿电 运营商仅是“类债”防御资产，我们与市场认知的核心差异主要体现在以下三方面： 市场普遍将 2035 年 NDC 目标视为短期无实质约束力的远期概念，认为其对行业短期经营 和投资逻辑影响有限。我们认为 2028-2030 年碳达峰倒计时仅剩 2-4 年，NDC 或将转化为 可落地、可考核的年度硬约束，并非遥不可及的远期目标。2035 年国家自主贡献目标的郑 重宣示，标志着中国气候行动正式从“强度控制”转向“总量减排”：核心锚点是 2028-2030 年碳排放或需进入峰值平台，对应 2035 年非化石能源消费占比需不低于 30%，由此反推 2035 年绿电需求底线为 6.59 万亿度，2026-2035 年风光装机年均新增规模需达到 4.15 亿 千瓦，显著高于“十四五”期间年均 2.6 亿千瓦的装机水平，同时六大高耗能行业 2030 年 45%~50%、国家枢纽节点新建数据中心 80%~100%的绿电消纳硬性要求，也已纳入行业 考核体系，这些都意味着 NDC 目标的影响将在短期内持续释放，而非等到 2035 年才集中 兑现，市场显著低估了政策落地的紧迫性和对行业需求的短期拉动作用。

市场主流观点认为绿证核发总量充足、整体供给过剩，价格缺乏持续上行的基础。我们认 为机制电量划转与有效期错配已重塑供给格局，实际可交割新证已呈现供不应求的状态， 绿证市场供需格局已发生根本性逆转。市场对绿证供给的认知仍停留在核发总量层面，却 忽略了 136 号文带来的供给结构剧变，该文件明确机制电量对应绿证将划转至省级账户， 不再进入发电企业账户重复获取收益，直接从源头收缩了可交易绿证的有效供给。同时绿 证两年有效期的规则，进一步加剧了有效供给的结构性分化，临期旧证因即将过期出现大 幅折价，2024 年生产的临期绿证价格在 2026 年 2 月已跌至 1.21 元/个，而 2025 年生产的 新证价格反涨至 5.90 元/个，新旧证溢价高达 380%，2026 年 2 月新证交易占比已达 84%， 市场交易的核心已转向稀缺的新证，而非市场认知的整体过剩供给。需求端 2025 年 262 号文已将六大高耗能行业及数据中心纳入绿证强制消费考核，我们测算 2030 年刚性绿证需 求跃升至 30~33 亿个，占当年可交易绿证供给的 82~92%，刚性需求已形成对有效供给的 强承接，绿证市场已从供给过剩转向供需紧平衡，这一格局变化是市场尚未充分定价的。

市场始终将绿电运营商视为类债属性的防御性资产，仅关注其股息率与电价波动，却未充 分定价绿电运营商的成长属性。我们认为绿证收益显性化将推动板块估值体系重构，当前 港股绿电运营商 PB-LF 仅 0.6-0.9x，估值水平完全基于类债资产的定价逻辑，市场忽略了 绿电行业两大核心成长逻辑：一是 NDC 硬约束下的规模高增长，我们预计 2026-2035 年 风光装机累计增量可达 41.5 亿千瓦，年均新增规模较“十四五”期间提升超 50%，行业仍 处于高速扩张期，具备明确的成长底色；二是电-证-碳协同带来的盈利新增量，绿证价格每 提升 10 元/个，绿电运营商度电收益即可增厚 0.01 元，项目全投资 IRR 提升 0.5 个百分点。 随着全国碳市场扩容至钢铁、水泥、铝冶炼等行业，我们预计 2027-2028 年碳价有望升至 100 元/吨，对应绿证理论价值可达 12-15 元/个，较当前价格涨幅达 190%，将显著增厚运 营商盈利水平，打破此前仅靠电费收入的单一盈利模式。更重要的是，136 号文明确新能源 电价与绿证收益二选一，让新能源的环境价值从“隐性补贴”转向“市场化显性定价”，盈 利的稳定性进一步增强，将推动绿电运营商的估值体系从类债的 PB 估值向成长股估值切换， 估值中枢有望上移。

碳排放：2035 NDC 硬约束，开启环境价值定价新时代

2035 年 NDC 核心目标明确，全经济范围温室气体净 排放量比峰值下降 7%-10%，力争做得更好；非化石能源消费占能源消费总量的比重不低 于 30% ；风电和太阳能发电总装机容量达到 2020 年的 6 倍以上、力争达到 36 亿千瓦； 森林蓄积量达到 240 亿立方米以上；新能源汽车成为新销售车辆的主流；全国碳排放权交 易市场覆盖主要高排放行业；气候适应型社会基本建成。在此背景下，碳排放达峰路径、 化石能源替代节奏、绿电供给缺口、绿证需求，成为公用事业行业及高耗能领域的核心变 量，也为机构投资者提供了长期配置机遇。

宏观假设：“十五五”规划提出 2035 年我国 GDP 比 2020 年实际翻一番的目标，假设 2026-2035 年中国 GDP 年均增速维持 4.5%-5.0%。假设 2026-2035 年全社会用电量年均 增速 4.7%-6.3%，核心逻辑是“经济增速与用电需求强联动”：一方面，工业、服务业仍为 用电需求主力，高耗能行业节能改造与新兴产业（如数据中心、新能源汽车）用电增长形 成对冲；另一方面，随着电气化率提升与能源替代升级，用电增速略高于 GDP 增速。据此 测算，2035 年全社会用电量约 17.58 万亿 kWh，为后续绿电消纳比例、绿证需求等核心数 据测算提供基准支撑。

碳排放总量预测：碳排放峰值出现在 2028-2030 年，峰值区间为 114~118 亿吨 CO₂e，锚 定 2035 年 NDC 硬约束与能源结构转型节奏：我们测算煤炭需求 2028-2030 年达峰、主要 是煤电的动力煤需求有望见顶，化石能源碳排放总量在 2028-2030 年进入平稳峰值平台， 叠加绿电装机逐步放量形成对冲，碳排总量难以持续突破 118 亿吨，同时受经济增速 （4.5%-5.0%）带来的能源需求支撑，或不低于 114 亿吨，形成合理峰值区间。我们测算 2035 年净排放较峰值下降 7.2%~8.4%，即 105~109 亿吨 CO₂e，该降幅可通过绿电替代、 CCER 项目落地、节能降碳技术推广等手段实现。由此测算 2035 年单位 GDP 碳排较 2020 年下降 52%~55%，满足 NDC 强度约束要求。

行业角度：预计 2028-2030 年电力行业进入峰值区间

当前中国碳排放主要集中在高耗能行业及能源供给领域。根据 CEADs 数据统计，2022 年 全社会碳排放约 105 亿吨 CO₂，其中电力、蒸汽和热水供应行业（54 亿吨、占比 52%）、 黑色金属冶炼及压延加工业（19 亿吨、占比 18%）、非金属矿产制造业（11 亿吨、占比 11%） 分列前三，也是减排核心抓手。

仅考虑直接碳排放，2025 年电力微降，钢铁行业仍在增长，建材与交运行业提前达峰。 2011-2025 年电力、蒸汽和热水供应业碳排放由 36 亿吨增长至 61 亿吨，年复合增速 3.8%， 主要是火电发电量逐年提升；黑色金属冶炼及压延加工业碳排放由 16 亿吨增长至 20 亿吨， 年复合增速 1.6%，其中 2015-2017 年受供给侧改革影响碳排放量小幅下降；非金属矿产加 工业由 12 亿吨减少至 10 亿吨，年复合增速-1.5%，主要是房地产调整导致需求减少与长期 产能过剩叠加的结果，而政策约束（能耗双控、错峰生产）进一步放大了产量下滑幅度； 运输、仓储、邮电服务业碳排放在 2018 年达到峰值 7.4 亿吨、后逐步降至 2025 年的 6.2 亿吨，得益于新能源车渗透率提升。

能源角度：预计 2028-2030 煤炭消费达峰，天然气消费仍有上升空间

结合 2035 年 NDC 硬约束，2028-2030 年碳达峰核心逻辑为“化石能源稳降、非化石能源 提速”，避免“一刀切”压减化石能源，兼顾能源安全与减排目标。煤炭是化石能源减量核 心，根据 CEADs 数据统计，2022 年分能源形式的碳排放量中，煤炭占 77%、石油占 12%、 天然气占 5%、能源加工转换过程占 6%。

从能源消费的角度测算，我们预计煤炭的碳排放量于 2028-2030 年达峰、峰值约 90.75 亿 吨 CO₂e，至 2035 年下降至 82.87 亿吨 CO₂e、较峰值减少 7.89 亿吨 CO₂e，煤炭消费量 较峰值减量约 4.2 亿吨。石油的碳排放量已达峰并持续下降，我们预计 2035 年降至 12.01 亿吨、较 2025 年减少 1.61 亿吨 CO₂e，石油消费量较峰值减量 1.09 亿吨。天然气在能源 转型过程中举足轻重，我们预计天然气消费量由 2025 年的 4,266 亿方增至 2035 年的 5,697 亿方，天然气的碳排放量于 2035 年达到 7.98 亿吨 CO₂e、较 2025 年增长 2.0 亿吨 CO₂e。

绿电：NDC 硬约束托底需求，装机与电量有望超预期

2035 年 36 亿千瓦只是底线，风光装机加速释放供给潜力

根据国家能源局数据，2025 年底风光装机达 18.42 亿千瓦，历史性超过火电装机。按照 NDC 目标，2035 年风光装机不低于 36 亿千瓦，这意味着 2026-2035 年仅需新增装机 17.6 亿千瓦、年均仅新增 1.76 亿千瓦，远低于“十四五”年均新增规模（2.6 亿千瓦）。因此， 36 亿千瓦只是底线，绿电实际需求与电网承载能力将决定绿电装机上限。我们认为 2026-2035 年风光装机有望超预期、基于能源替代、能源安全与能源自主的三重考量；十 年累计装机增量可达 41.5 亿千瓦，2035 年发电量较 2025 年增长 6.06 万亿 kWh、年均复 合增长率达 13.8%，显著高于全社会用电量增速。

绿电新增装机大幅增长面临三大挑战：一是低开发成本的资源区逐渐用尽，新项目向“沙 戈荒”与远海深度推进；二是消纳压力持续加大，2025 年以来风电/光伏发电利用率均跌破 95%；三是配储成本上升，新型电力系统建设需要配套储能，将推高绿电综合成本。

从 NDC 消费占比反推，2035 年绿电需求或不低于 6.59 万亿度

根据中国能源统计年鉴数据，2023 年全国终端能源消费量（按电热当量计）为 41.01 亿吨 标煤，参考历史单位 GDP 能耗下行趋势，我们预计 2035 年全国终端能源消费量可达到 56.38 亿吨标煤。2023 年非化石能源消费量约合 7.34 亿吨标煤、占比 18%。若要达成 NDC （国家自主贡献）硬约束，2035 年非化石能源消费占比需不低于 30%、对应消费量将不低 于 16.91 亿吨标煤。

基于 NDC 硬约束反推，2035 年电力形式的终端能源消费量不低于 16.71 亿吨标煤，对应 总电量不低于 13.73 万亿 kWh，绿电需求量不低于 6.59 万亿 kWh。根据前文电力装机预 测，我们预计 2033年左右可提前达成 NDC硬约束下的绿电需求量（不低于 6.59万亿kWh） 与非化石能源消费占比目标（不低于 30%），到 2035 年绿电有望达到 8.36 万亿 kWh、可 满足 48%的全社会用电需求。

高耗能行业、新基建、出口导向型企业构成绿电需求的“三驾马车”。我们预计 2035 年三 大领域绿电需求合计达 5.2 万亿 kWh，占绿电总需求的 62%。其中，数据中心需求 1.97 万亿 kWh（占 24%），充换电服务 0.86 万亿 kWh（占 10%），四大高耗能行业需求 1.05 万亿 kWh（占 13%），出口导向型企业需求 0.84 万亿 kWh（占 10%）。数据中心绿电需求 受 AI 算力及“东数西算”工程配套政策驱动，2026-2035 年复合增长率高达 19%。

编辑：火腿肠