全球范围内强烈的碳中和趋势、企业减排需求的持续增加，推动了全球自愿碳市场的飞速发展，据世界银行统计，2021年碳信用市场同比增长了48%。 在此背景下，核证减排标准（VCS）、黄金标准（GS）、美国碳注册登记处（ACR）等第三方独立自愿减排机制飞速发展，已成为国际主流的自愿减排机制和强制碳市场的重要补充。 其中，VCS是国际市场中交易量最大、机制最完善的自愿减排项目机制，目前VCS在中国的已注册项目有462个，碳信用存量7824.58万吨。 近日，国家能源集团龙源碳资产公司在英国伦敦Carbon Trade Exchange (CTX)自愿碳交易所完成首笔碳信用场内线上现货交易，交易产品为自主开发的风电项目国际自愿减排标准(VCS)。 这是国家能源集团在国际自愿碳市场挂单成交的首笔碳信用交易，标志着国家能源集团成功布局英国自愿碳市场，为我国企业参与国际碳信用市场提供了典范。 国际碳信用交易如何做？ 龙源碳资产公司是国家能源集团旗下龙源电力的全资子公司，主要从事自愿减排项目开发与交易、企业碳盘查、碳配额交易和履约服务、电改研究和售电等业务。 母公司龙源电力是全球装机容量最大的风电运营商，旗下有丰富的碳资产。龙源碳资产公司早年在CDM时期有很多注册的项目，当时在VCS机制下也做了注册。 从2022年开始，龙源碳资产把早期注册过的项目进行了梳理和挖掘，重新开发出了自愿减排量。这次在CTX成交的减排量也是来自于过往梳理的风电项目。 “我们通过公开与交易所建立了联系，完成了开户，随后在平台上按照程序进行减排量的挂单。”龙源碳资产公司一位交易负责人说。 碳信用大多为场外交易，通过询价然后找到买方进行线下的磋商、签合同然后做划转。而交易所的性质相当于一种场内交易，交易标的物VCS跟国内的绿证不一样，可以多次买卖，在主动注销前可以一直流转。 “我们把减排量挂在交易所平台上，进行减排量的销售，等待买方摘走。”该负责人表示。 场内交易实际上没有合同，交易双方在交易所开户成为会员，交易所作为平台承担了交易撮合的服务，但是买方是匿名的。 据悉，此次交易所在地英国CTX (Carbon Trade Exchange) 碳交易所是2009年成立的全球碳市场先锋之一。与其他碳交易所相比，CTX采用基于会员的现货交易模式，吸引了从个体经纪人、项目开发商到大型公司等多种参与者。这些成员可以将其碳信用直接列入CTX的注册账户，并能够在全球范围内进行数字化交易。 此外，CTX支持多种核准机制下的碳信用交易，其中包括黄金标准（GS）、Verra的核证碳标准（VCS）、联合国气候变化框架公约（UNFCCC）下的清洁发展机制（CDM）以及生物碳登记（BCR）。 场外交易是主流 自愿碳排放交易市场的运行主要出于碳抵消的目的，其背后的推动力来自于全球越来越多的企业，尤其是大企业将碳中和作为自己的战略目标。对美国和欧洲的500多家中大型企业进行的一项调查发现，近90%的企业认为碳信用对于抵消他们目前无法减少的排放非常重要。 随着全球范围内自愿减排量的激增，企业对减排项目的质量和种类要求也越来越多元。对比强制减排体系，碳信用基本上是异质的。信用之间有各种各样的不同，包括底层的项目类型、发行信用的标准、年份以及活动的共同利益。因此，不同类型的信用之间的价格经常有很大的差异，这反映了项目实施的不同成本和买家的偏好。 “买方通常有明确的需求，例如他会很明确地表达需要的是可再生电力或是林业碳汇。而这通常与买方的公司性质或需求有关。例如，为了打造高科技的企业形象，买方可能会选择技术含量更高的项目。或者对于一些重视市场形象的公司，可能只是为了达到某个减排目标，就更看重价格而非品质。”有碳信用交易专业人士说。 买方对产品的质量有要求，会关心项目的来源、项目类型、项目的可靠性等。买方认为，通过场外建立联系，进行交流沟通，达成的协议会更可靠。因此，目前来看，很多人更倾向于通过场外磋商的方式达成协议。 自愿减排项目除了我们比较熟悉的风光发电，还有林业碳汇、农业或其他的一些形式。在企业的多元化诉求下，碳信用产品并不是一个完全标准化的产品。 据了解，虽然美国的芝加哥商品交易所（Chicago Mercantile Exchange，CME）进行了标准化期货的尝试，但现在这个市场的价格和交易活跃度都比较平庸。因为即使是标准化产品，实际上每个项目都有自己的特点。在交易完成后，买下来的产品是否真的是买方需要的并不一定，因为这个因素是不可控的。 如果这样看，期货的应用或推广会有一定的困难，因为如果它是标准化的，但每个买方的需求都有所不同，那么这种标准化产品可能并不适合每个买方。CME的交易所可能要重新设计合约，因为他们的尝试可能并不那么成功。 对于龙源碳资产公司来说，未来会采用场内场外交易相结合的方式，“但现在来看，场内的交易量没有场外的大。透明度、标准化的程度目前还不高。所以这种交易平台的模式也只是我们策略中的一种交易方式。” 市场冷却 纵观全球整个自愿减排市场，自2018年以来，第三方独立自愿减排机制飞速发展，已超过国际碳减排机制（如CDM）成为国际主流的自愿减排机制。 据世界银行统计数据，2021年，第三方独立自愿减排市场签发的碳信用数量增长了88%，总共达到3.52亿吨，占当年碳信用总签发量的74%。 但经过两年的快速增长，2022年碳信用市场的增速放缓。新信用的供应和终端用户的需求均略有下降，这与2021年的急剧增长形成了鲜明对比。越来越多的国家正在考虑建立国内的信用机制，我国的CCER市场也即将重启。 据世界银行发布的 State and Trends of Carbon Pricing 2023 报告，2022年，第三方独立自愿减排机制再次发放了最多的碳信用，但2022年的数量有所下降，总共发放了2.75亿份信用，占2022年发放的4.75亿份信用的58%。与2021年相比，发放的信用量减少了22%。 这是由于宏观经济的糟糕状况影响了碳信用市场，另外，碳信用市场的低迷同样受到了某些对碳信用完整性的公开批评的影响。 从碳信用市场的项目供应结构来看，目前的供应仍主要集中在来自可再生能源活动的信用，自2018年以来，来自可再生能源活动的信用发放量的百分比一般都在增加，到2022年，发行的信用中有55%是来自可再生能源活动。 碳信用价格方面，由于俄乌战争导致所有类别的交易所交易信用的价格都有所下降。 另外，碳信用产品的标准化合同的使用日益增加是导致价格下降的另一个来源。 世界银行分析，通过对满足一定最低标准的信用进行分组，交易所增加了市场流动性并促进了投资，但最高质量项目的特定属性，以及它们的价值，可能会因为"最低公约数"效应而失去。 为了避免这种情况，拥有高质量碳信用项目的卖家可能选择通过双边交易而不是在交易所进行销售。结果是场外交易(OTC)和场内交易之间的价格和可用信用出现了两级分化。 “2021年碳信用市场迎来了一波价格上涨。但是最近2年又出现了下降趋势。总的来看，碳信用市场与大环境呈现强烈的正相关性。未来决定市场走势的还会是公众对于减排的认知和宏观环境。”

随着环境问题日益严重，世界各国都加大了对可再生能源的开发利用，提出能源转型的战略规划。我国也提出了“双碳”目标，致力于构建清洁、低碳、安全、高效的新型能源体系。随着国家对环保的要求日益严格，对用户用能的考核也日趋严格，外贸型企业及外资企业绿色电力消费需求也日益增长；此外，随着新能源装机持续大规模并网，新能源消纳也面临着新的压力，绿色电力交易需求呈爆发式增长。 2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好地实现绿色电力环境价值给出有关要求，扫清了补贴项目参与绿电交易的障碍，发电企业可以在绿电溢价收益和补贴之间二选一。与此同时，绿色电力市场建设过程也暴露出诸多问题，随着市场体系的逐步完善，这些问题将逐一得到解决，未来我国绿色电力市场将迎来广阔的发展前景。 绿电交易存在的三大挑战 省间-省内适配的绿色电力交易机制需要进一步完善 目前，全国电力市场“统一市场、两级运作”的框架基本建成，省间市场定位为资源优化配置型市场，省内市场定位为平衡型市场，省间市场交易结果作为省内市场运营的边界条件。但根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等相关要求，绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。由于各省省内市场独特的运营特点，绿电交易存在交易组织、交易结算等环节衔接不流畅的问题，绿色电力证书虽然最终能流转至零售用户，但流转过程却相对繁琐，且交易成本过高，建议做好绿色电力市场的顶层设计，同步做好省间与省内市场的衔接。 尚未建立完善的新能源交易价格体系 绿色电力市场建设初期，为引导电力用户通过市场化方式消纳新能源，快速推进绿色电力市场建设，新能源交易以降价交易为主，交易价格未能反映绿色电力的环境价值，难以保障新能源行业的投资积极性，不利于新能源行业的健康可持续发展。随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，电力市场体系建设进入新时代。新能源将逐步成为电量供应主体，火电等传统电源将逐步转变为电力供应主体，电力商品价值将逐渐呈现精细化和差异化特性，亟需重构电力市场价值体系。考虑到新能源发电的绿色价值和波动性，新能源交易价格除电能价格外，还应包含其绿色环境权益价格及其应承担的电力系统调节成本。为平抑新能源波动产生的辅助服务费用、容量补偿费用，即为新能源应承担的电力系统调节成本。同时“电-碳”交易尚未和谐联动，制约了价格的真实性。 全社会主动消费绿电的意识尚未形成，初期仍需政策激励。现阶段，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿色证书制度之间的衔接机制尚不完善，绿电市场与碳市场的协同机制尚未建立，绿电交易结果难以在能源“双控”、碳核查等领域得到应用。大多数电力用户对绿电交易仍持观望态度，亟需完善相关市场机制、出台激励政策，引导电力用户积极主动参与绿电交易。 绿电供给不足，影响交易规模持续扩大。尽管总体上平价新能源电量可以满足目前的绿电交易需求，但地区间供需不平衡情况严重，绿电需求旺盛的中东部地区供给能力明显不足。考虑到即将到来的20%高耗能电量购买绿电，以及可再生能源消纳责任权重分摊至具体用户的场景，平价新能源电量远无法满足市场需求，亟需引入带补贴机组参与绿电交易。由于我国绿证的国际认可度不高，且部分用户也对带补贴项目环境价值权属存在疑虑，带补贴机组参与绿电交易的意愿不强。此外，“1439号”文件印发后，部分省份将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，制约了新能源入市规模。此外，在需求侧，由于消费绿电与碳核查、能源“双控”之间的关系尚不明确，在缺乏实质性激励政策的前提下，用户参与绿色电力交易的积极性尚待挖掘。 新型主体参与绿电市场路径不清晰。随着新型电力系统建设的进一步推进，在发、用两侧，虚拟电厂、储能、电动汽车（V2G）、分布式光伏等新型市场主体将持续大规模接入电网，由于新型市场主体参与电力市场的技术规范等政策尚不完善，新型主体参与绿电市场的路径并不清晰。 服务“双碳”目标的绿电市场展望 “十四五”及今后一段时期是世界能源转型的关键期，全球能源将加速向低碳、零碳方向演进，可再生能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源；我国将坚决落实碳达峰、碳中和目标任务，大力推进能源革命向纵深发展，我国可再生能源发展正处于大有可为的战略机遇期。 据国际能源署（IEA）预测，若要达成“双碳”目标，中国在2020～2060年期间，电力行业快速低碳转型的同时用电量将增长130%，2030年和2060年的用电量将分别超过9万亿千瓦时、16万亿千瓦时，其中可再生能源电力比重将从2020年的约25%上升到2030年的40%和2060年的80%。据此可推算出2030年来自可再生能源发电的绿电将超过3万亿千瓦时，与2021年我国新能源年发电量1万亿千瓦时相比，未来9年，可再生能源发电具有巨大的增长空间。多元化、智能化、标准化、市场化的绿色电力市场，是以新能源为主体、以电能为核心的清洁低碳、安全高效的能源供应体系的必要组成部分。 我国绿电交易发展趋势 一是绿电交易周期向长周期拓展。借鉴国外长期购电协议的设计思路，建立风电、光伏项目通过长期购电协议（PPA）参与绿电交易机制。鼓励电力用户与在建、已建发电企业签订5～10年的长期购电协议（PPA），建立促进绿色电力发展的长效机制。考虑到在建风电、光伏项目尚未纳入市场主体，需做好在建风电、光伏项目的市场准入和注册等工作的衔接，健全避险、违约机制及条款，PPA中明确电量、电价机制、支付方式、协议期限、因无法按时并网等因素导致的违约责任等相关合同文本。 二是绿电交易与可再生能源消纳责任权重、能耗“双控”、碳排放等机制有序衔接。推动市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重；推动参与用能权交易的企业通过购买绿色电力或绿证，在用能权核算中扣减一定比例的能源消费量；推动将发电以外的行业纳入全国碳市场，并在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量。 三是市场主体范围进一步拓展，交易模式更加丰富。推动配电网下分布式电源通过聚合方式参与绿电交易的模式逐渐常态化，探索研究基于短期潮流追踪等技术条件下的小时级或更短周期的分散式交易模式，并根据行业发展情况，逐步将海上风电、生物质发电等新能源纳入绿电交易范畴，激发市场活力。 远景展望 2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件提出到2025年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。同时明确“十四五”时期我国现代能源体系建设的主要目标为“能源保障更加安全有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强、普遍服务水平持续提升”。2025年我国必将全面建成一个“机制创新、技术一流、服务优质”的绿色电力交易市场，主要体现在以下四个方面： 市场结构方面：在全国统一大市场框架下，随着全国统一电力市场体系建设工作逐步向前推进，省间交易壁垒被逐步打破，省内-省间市场逐步融合，中长期市场与区域现货市场有效衔接。我国绿色电力市场必将展现出一个顺应电力体制改革潮流、有效承载新型电力系统运行、结构完善、层次丰富的新型电力市场形态；突破电网物理约束，交易能够在多维度、多层次任意开展。 交易机制方面：随着未来电力市场结构的逐步完善、丰富，我国绿色电力市场将建成面向多元化市场主体的，覆盖电能量市场、绿色环境市场、辅助服务市场、容量市场、输电权市场、金融衍生品市场等全方位的电力市场，以及批发-零售市场和谐运作的电力交易机制；形成一种高度自动化的类似“淘宝式”电力交易平台，发用两侧的用户仅简单提出交易需求或由系统自动形成需求后，系统自动拟合匹配发用两侧需求、自动进行校核与计划，将目前交易-计划-运行等业务环节进行一体化封装，大大降低了交易参与、组织难度。 技术支撑方面：全面建成基于区块链技术的智慧能源交易服务平台，支撑海量多元市场主体包括新型小微主体的广泛接入，支撑多元主体批发、零售协同的绿电购买及转让交易，支撑海量用户入市后聚合商进行灵活绿电转让交易的市场结算，实现绿电交易全过程溯源可查、可信、可验，支持绿电减碳量的核定、存证及查询，全方位提升用户绿色电力的获得感。 用户服务方面：用户服务水平将极大提升，主要体现在用户能够“无感”参与交易，市场主体交易需求被极大满足，交易成本、互信成本被降低。

回顾2023年上半年光伏行业与光伏板块行情的对比，可谓冰火两重天。 一方面，光伏行业装机量猛增，国内装机量翻番，行业内上市公司大多量利齐升，但股价经历了血雨腥风的下跌，令人不解。 都说股价是基本面的先行指标，那么，是否意味着光伏行业发展的天花板已经到来了？而弄清楚这样的基本面，才是我们是否要坚守或加大投资或进入投资的理性参考。 01天花板已至？ 今年上半年国内光伏装机量达到惊人的78.42GW，如果按照这一速度计算，年内装机量将突破160GW以上，超出年初一致预期。那么160GW是个什么概念呢？1、相当于去年全球光伏装机总量的67%；2、相当于中国2022年电力装机总量（2560GW）的6.25%，相当于2022年全部新增电力装机容量的86%。以上数字代表了什么？中国近几年电力需求增长每年平均也就在3%-6%左右。那么装机量增长相当于透支了全部的电力需求增量，从装机增量口径来看，占比86%，也就意味着新增渗透率几乎没有增长空间了。所以，二级市场投资者开始担忧未来光伏装机增量的市场空间，并且担心过剩的行业产能带来的雪崩。但事实确实是如此吗？我认为的答案当然是否定的。首先，基于上述论调的投资者忽视了，火电、水电、风电与太阳能发电之间装机容量与实际发电的区别。我们通过以下表格来做分析。以下各种能源单位装机量与发电量系数之间的差异：所以，基于此，160GW的光伏新增装机量也只相当于火电的30-40GW，仅相当于电力增量的约2%。通过以上表格，我们可以清晰的看到光伏发电单位所产生的年发电量大致为火电的四分之一甚至五分之一。水电略逊于火电，风电高于光伏约2倍。这样来看的，数值还如此吓人吗?如果考虑到占比新 增需求的绝对大头以及替代传统能源的角度，目前这一数值仍然有较大的空间。300GW以上？不为过。所以通过以上数据来源，我们可以简单的得到一些初步的结论，事实上单靠新增量，其实也没有那么可怕了。那么事实仅仅如此吗？ 02传统能源的需求增长模型将被击穿 展望中国内外，近若干年，随着工业革命发展到顶部阶段，电力需求相对平稳，大致维持在2%-6%的增长区间。能源消费增长的天花板似乎已经到来。而如果能源需求量大幅增加，则可能意味着能源价格的飙升，如2007年，则反之抑制能源消费。传统能源所创造的物质天花板确实上限可期。但我们知道，以光伏为代表的新能源不仅仅是从环保的角度来解决人类面临的问题。实际上，以光伏为代表的新能源在某种意义上，正是突破了传统能源为我们构造的“物质天花板”。如果没有新能源，人类如果想扩大能源消费，最终会导致能源价格的飙升甚至通货膨胀。但平价的光伏解决了这一问题。光伏能源理论上来说是用无止境的。首先它的量可以做到绝对绝对的大。另外量大之后反而会廉价，而不会导致能源价格的飙升。这一点非常重要。廉价能源与突破能源消费的物质天花板，是人类展开新一轮工业革命的基础，如果没有廉价而宽广的能源，数字经济与人工智能的发展在更大维度上将会变得难以施展，之后的新一轮电气化浪潮也无从谈起。 某知名机构通过模型测算，认为到2030年AI将消耗全球电力供应的30%-50%。多么惊人的数据。确实如此吗？无独有偶。咨询机构Tirias Research通过建模测算，到2028年数据中心功耗将达到4250MW，比2023年增加212倍。调查显示，仅 2017 年美国的数据中心就消耗了超过 900 亿千瓦时的电量，需要 34 家大型燃煤电厂发电，才能满足美国这些数据中心的电力需求。在全球范围内，数据中心的功耗总计约 416 太瓦，约占地球发电总量的 3％。通过对比发现，全球数据中心的能耗比英国这个拥有 6500 万人口的工业化国家的能耗高 40％。另一本关于人工智能的著作也阐述了：在摩尔定律已走向失效的情况下，AI模型所需算力被预测为每100天翻一倍，也就是说5年后AI所需算力超100万倍。我们知道算力大幅提高对于电力需求意味着什么。事实如此简单不过。是的，如果按照未来以AI为代表的数字经济耗电占全球总量的50%，那么意味着全球在2030年电力需求总量至少得翻番以上？将中国电力发电装机量完全以火电为标准折算为2000GW火电，如果实现翻番，则意味着8000GW以上的光伏需求，对应每年超1000GW。如此可怕。我们相信未来人工智能技术的发展可以通过某种形式节约能源，但趋势也无法逆转。 每一轮工业革命的诞生，都代表了全球物质天花板上限的打开，也标志着能源天花板同样要打开。所以，能源需求的结构与增量，不仅仅只是通过过往需求增长的模型。我们还似乎还没有考虑到AI技术大发展，对于新能源汽车渗透率继续大幅提高所做的贡献，继而继续对光伏能源需求形成刺激。此外光伏制氢在2030年前后对于光伏装机增量也是百GW级。未来已来，从未如此美好！我们愿景人工智能、新能源汽车与光储、氢能为代表的新能源交汇在一起，带给人类新一轮工业革命。所以，目前全球高歌猛进的光伏需求装机增量并不值得一提。我们还需要放之更长远。此外，我们仍要关注到，人工智能对于全球电力需求的刺激，可能导致美国装机量增长尤为强劲。众所周知，光伏在美国市场的盈利能力远高于其他地区，但同时贸易摩擦是否也意味着盈利增长仍一定程度受限。 03产能过剩与盈利隐忧？ 接过前面的话题，我们来阐述对于未来行业产能过剩与竞争导致的盈利隐忧的话题。说实话，这个话题其实挺大，另外从行业盈利周期波动的角度来看，亦是十分复杂的关系，受到多种因素的制约，而我只能从更长的维度去分析这个结果。首先，我们无论是从隆基的李振国还是天合的高纪凡都在此前给出了1000GW以上全球新增装机量的中期判断。但我认为，他们仍然是基于传统能源增长框架所做的预判，并没有结合未来人工智能奇点爆发所带来的经济数字化、智能化与新一轮电气化的方向。所以其假设或许仍然保守。所谓产能过剩，在需求增长面前或许也远没有那么可怕。前阵子，通过一些研究报告的统计来看，硅料等环节其实很多规划产能并没有如期开工，不乏也表现为其他环节。李振国所说阶段性产能过剩其实强调的只要是制造业环节，都会产生产能过剩，这是任何一个行业都会有的现象，并不是表明其对于产能过剩的过分担心。其次，其认为有一半以上的企业将会淘汰。事实本就如此，在近几年高歌猛进大发展之下，未来光伏行业这个技术、资本及渠道壁垒强化的行业，尤其是一体化加速的背景下，马太效应仍将明显。一半以上的企业淘汰出局也已十分客气。从过往来看，皆是如此，无需过度解读。根据WIND统 计，行业龙头隆基绿能2022年年报销售净利率低于30只制造业公司0.68%，毛利率低25%，尚不及制造业龙头平均水平——而其无论是在毛利率还是净利率方面均处于行业领先位置。目前一体化单W盈利较高，但考虑多是多环节加总后的结果，加之毛利率仍处于制造业偏下水平，我认为整体盈利在较长维度可以维持，出清之后，必将波动向上。 所以产能过剩冲击及盈利隐忧皆是短期假设并不构成对长期成长性的创伤，反而会在波动上寻找向上拟合的态势。所以，接下来，如果所谓的产能过剩冲击盈利，及竞争加剧带来龙头企业市场份额略有下滑，可能视为逆境反转的起点。当然我强调的是一体化企业、光储龙头、设备龙头等，其他环节，我们应该审慎判断。 04展望未来 去年某时，我曾经说过2023年对于全球光伏装机展望的增长是50%，当时颇受质疑，但实际上甚至超过这一数值。对于接下来毫无疑问的是，普遍预期明年装机增速会下滑到比较低的数值，其实我并不理解这一原因所在。相反，展望常规的数据推演，至2030年，装机增量复合增长也在20%以上，明天无论如何也在这一数值之上。首先，按照常规电力增长需求，认为明年增长应该在30%或稍高一点。主要因为原材料价格下行导致的组件成本下修，全球IRR水平达到非常高的位置；N型组件放量刺激行业边际需求加码；光储评价、光氢平价刺激需求上行。我现在正在思考2025年后的光伏需求增量不仅不会减速反而在增加的可能性：1、电池叠层技术有望实现突破，异质结大规模量产。2、AI等数字经济耗电量占比提高带来的需求增量边际加大。3、光氢平价演变。4、无人驾驶汽车刺激智能汽车渗透率提高。是的，未来已来。而我们似乎仍在踌躇。任何一个行业作为投资品种，都是有周期波动的，不但是其盈利波动还有反馈投资者情绪波动，博弈波动等等，唯有守望初心。展望后市行业的机会，仍然看好一体化龙头企业的优势，以及部分环节逆境反转方向的机会，光储消化后仍存在弹性。这次就说一些我认识的重点内容，就不多赘 述一些其他论点了。我觉得足以解答投资者担忧的一些长期的疑问。长期主义何其难。

近期，多地再出台工商业储能补贴政策。广东广州市黄埔区对装机容量1MW及以上的新型储能电站，给予0.2元／kWh放电补贴；浙江温州市瓯海区，对容量在300kWh及以上的用户侧储能项目，给予0.1元/W的一次性建设补贴；深圳福田对实际投入100万元以上的电化学储能项目，给予0.5元/kWh的放电补贴。2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等多个地区陆续工商业储能直接补贴政策。对工商业储能给予直接补贴政策，也成为一些地方政府争取项目投资、产业落地的重要手段之一。峰谷价差套利、需求响应、补贴激励、备用电源等是目前工商业储能主要收益来源。 工商业储能应用场景&盈利模式工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储（充）一体、微电网等。工商业储能主要盈利模式是自发自用、峰谷价差套利、作为备用电源使用。商业模式方面，有工商业用户自行安装储能设备、能源服务企业采用合同能源管理模式等模式协助安装储能、用户侧储能新型场景。 国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价进行充放电套利。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业用户侧储能在浙江、海南、广东（部分区域）、上海、湖北等多个省份可实现优良经济性。 2023年上半年共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前5位分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。 2023年上半年全国各地最大峰谷电价差平均值（元/kwh） 补贴政策提升工商业储能经济性 2022年至今，全国个地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，鼓励工商业用户兴建储能电站，推动用户侧储能的应用落地。这些政策一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。放电补贴方面，浙江温州瓯海区、龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴；重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴；深圳福田、天津高新区滨海高新区对在区域内投运的项目，0.5元/kWh的补贴。 在容量补贴方面，今年浙江、重庆、安徽、广东等多省地区出台了储能容量直接补贴政策；在2022至今各地发布的工商业储能补贴政策中，整体补贴标准在100-300元/kW之间；补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴。浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-200元/kW/年。在投资补贴方面，今年浙江、广东、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-1000万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中今年5月深圳发布的《深圳市发展和改革委员会关于发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）的通知》中补贴力度一骑绝尘，提出储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高补贴1000万元。 叠加峰谷电价差和直接补贴政策优势，浙江、广东、重庆、江苏、湖南、安徽等省份成为目前用户侧储能的主要开发区域。 2023年被称为工商业储能的爆发“元年”。机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略，缩短成本回收周期。随着各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格下降，未来工商业储能项目的投资回收期有望进一步缩短。

降价促销、抢占市场，是上半年新能源汽车行业的主题，特斯拉自然也不例外。反映到财报上，特斯拉的赚钱速度在放慢。 7月19日美股盘后，特斯拉公布二季度财报。数据显示，特斯拉二季度总营收为249.27亿美元，同比增长47%，净利润27.03亿美元，同比增长20%；但毛利润率如行业预期的一样，进一步下降，低至18.2%，整体营业利润率下降到10%以下。 这一毛利率水平，为特斯拉近两年新低，去年同期，特斯拉的毛利率为25%。利润率的降低，缘于特斯拉从今年1月份开始的大幅降价。二季度，特斯拉虽然价格有小幅回调，但多次推出优惠活动。 降价反馈到销量上也很明显，二季度，特斯拉销量创新高，全球交付46.61万辆，前半年累计交付88.8万辆，完成了年度KPI的近一半，这个完成率让国内一众新能源厂商格外羡慕。 在中国市场，行业更加关心的问题是特斯拉还会不会进一步降价。针对这一点，特斯拉CEO马斯克表示，如果宏观环境不能保持稳定，特斯拉也不得不降价。 这给了友商们不小压力，尽管特斯拉的毛利率在下降，但单车利润仍然处于相对较高的水平，有很大的降价空间。 马斯克回应了毛利率下降的问题，他表示：“与长期前景相比，毛利率和盈利能力的短期差异真的很小，从长远来看，自动驾驶（收入）会让所有这些数字看起来都很愚蠢。” 不过，华尔街的投资者们并不是很认同特斯拉降价换取市场的行为。财报发布后，特斯拉股价在盘后交易中下跌了4%。 在马斯克的设想中，特斯拉赚钱靠的不只是汽车，还有FSD等软件收入。上半年，多家车企加入特斯拉的充电网络，这些车企的用户也将为特斯拉带来持续的利润。 除此之外，Cybertruk也为特斯拉开辟了新的赛道，传闻中的低价车型也极有可能改变行业格局。 降价拖累毛利率，但特斯拉可能还会降 2023年上半年，降价是中国新能源市场的主旋律，引发降价风波的是特斯拉。 1月6日，特斯拉对国产的Model 3和Model Y进行了大幅度的降价，其中Model 3的起售价从26.59万元降至22.99万元，Model Y起售价从28.89万元降至25.99万元。特斯拉在中国市场的售价本来就是全球最低，如此一来，竞争力更加明显。 彼时，降价的原因是上游电池原料价格下降，整车成本有所下降。但这一行为，在行业内掀起风暴。 5月，特斯拉对汽车价格进行了小幅涨价，但仍然处于相对较低的水平。业内人士分析，这一次的价格回调更像是与消费者的博弈，告诉消费者短期内不会继续降价，不用再观望。但6月又在中国市场推出保险补贴、优惠利率贷款的优惠方案。 虽然降价拖累了利润率，但特斯拉的降价还在继续。 7月1日，特斯拉宣布购买Model S/X现车，享3.5万元-4.5万元不等的现金直降优惠。但因为这两款车型并非主销车型，并没有引起太大波澜。 7月6日，在2023中国汽车论坛上，比亚迪、特斯拉、长城汽车等16家车企，联合签署了《汽车行业维护公平竞争市场秩序承诺书》，要求车企不以非正常价格扰乱市场公平竞争秩序，同时不得夸大虚假宣传。 但很快该承诺书中涉及到价格的表述，因为违反《反垄断法》精神而被删除，但特斯拉没过几天就推出购车引荐奖励规则，订购Model 3和Model Y可获得3500元引荐奖励，订购Model S和Model X可获得7000元，老车主获得积分，新车主直接减免，实际上就是变相降价。 在全球新能源汽车竞争最为激烈的中国市场，特斯拉的价格波动总能引发行业风暴，并站在风暴中心。今年以来，从特斯拉开始的降价影响到了行业众多企业，3月份，上演了行业史无前例的价格战，波及范围极广。 6月，此前坚持不降价的蔚来也将起售价下调3万元；6月末，对标特斯拉Model Y的车型小鹏G6直接将起售价拉到20.99万元，最高配置为27.69万元，而Model Y当前指导价为26.39万-36.39万元。 在财报会上，马斯克表示可能会进一步降价，这意味着，后半年降价带来的市场风暴，依旧会在中国汽车行业上演。 对于特斯拉来说，虽然毛利率下降，但其整体单车利润仍然处于较高的水平。频繁的价格波动，也是因为其单车利润够高。近期国家信息中心副主任徐长明表示，特斯拉的单车利润为10426 美元，约合人民币74829元（当前汇率）。 而比亚迪销量虽然比特斯拉高，但在单车利润上，完全不在一个量级。根据近期比亚迪发布的业绩预告，行业机构推算出其汽车业务单车利润约为7600元-9300元。 值得一提的是，特斯拉虽然还有降价空间，但是在产量上可能会放缓。二季度，上海工厂处于满负荷运转，因此，马斯克表示三季度产量可能会有所下降。 除了在价格上的调整之外，一直在营销上只靠马斯克的特斯拉也开始做广告，并和高端护肤品品牌赫莲娜联名，一起亮相多个音乐节。 今年，头部车企抢占市场还在继续，陪跑的车企们可能会一个比一个辛苦，淘汰赛还在继续。 特斯拉如何赚钱？ 毛利率下降，并不影响特斯拉在营收上创下新高。二季度，特斯拉实现了249.27亿美元的营业收入，27.03亿美元的净利润。 在特斯拉的营收中，汽车业务带来了212.68亿美元，能源业务带来15.09亿美元，其他业务为21.50亿美元。 众所周知，特斯拉是一家车企，但又不止是一家车企。虽然当前的主要营收还是来自于车辆的销售，但是特斯拉一直在积极开发其他增收渠道。 马斯克一直表示，可以零利润卖车，靠FSD等软件挣钱。并且他认为FSD等软件是车辆价值增长的关键点，预计在2023年年底推出完整功能。马斯克不止一次表示当前的车还太贵，但在此次财报电话会上，马斯克表示目前FSD1.5万美元的售价并不昂贵，随着功能完整，订阅价格可能会进行调整。 现阶段，特斯拉未将FSD等软件的收入单独披露。 马斯克在财报会上透露，特斯拉允许车主“一次性”转让FSD；对FSD软件的许可也是持开放态度，目前正在与一家汽车制造商进行初步讨论。 在北美市场之外，未来随着自动驾驶法律法规的开放，以及用户对于自动驾驶的感知，特斯拉的自动驾驶可能继续迎来新的增长点。 除了软件方面，特斯拉在补能上的持续布局与开放策略也可能为其带来大量收入。 2023年以来，奔驰、大众、福特、通用、沃尔沃等多家车企宣布加入特斯拉的北美充电网络，这也意味着，特斯拉有望一统海外充电江湖。特斯拉充电网络的开放，不仅可以加速电动车的普及，巩固特斯拉的行业地位，也能为特斯拉持续吸金。 数据显示，特斯拉在美国拥有超1万个超级充电站，占全美快速充电站的60%以上。特斯拉在财报会上最新透露，超级充电网络在5000个地点安装了5万个充电桩。 在北美之外，今年上半年，特斯拉陆续在其他地区试点向其他品牌开放自己的充电网络。 根据美国投行高盛的预测，如果特斯拉的充电桩增长到50万个，特斯拉年度的收益将会增长250亿美元。不过目前充电网络的收益同样未体现在财报当中。 值得一提的是，除了软件和充电网络有望成为新的增长点之外，特斯拉还表示，二季度从《通胀削减法案》税收优惠中获益1.5亿至2.5亿美元。 一再跳票的Cybertruck，会是特斯拉的第二增长点吗？ 7月15日，特斯拉德州工厂制造完成了第一辆Cybertruck，这台传闻已久的电动皮卡终于被造出来了。 不过，按照特斯拉一惯“跳票”的作风，计划在2023年第三季度末交付的Cybertruck还不知道何时能正式进入市场。 在中国市场，皮卡的市场份额不大。以6月为例，乘用车总销量为226.8万辆，而皮卡销量为4.6万辆，只占到总销量的2%。 但是在美国市场，皮卡的市场份额高达20%。特斯拉Cybertruck将和燃油皮卡车型瓜分现有市场。 特斯拉曾在官网上短暂更新Cybertruck的价格，不过很快删除。 近日，美国皮卡市场长期的销冠福特F系列宣布降价。马斯克在推特上表示降价后的福特皮卡车型Lightning“是一款好车，但是有点贵”。这一表述也被业内人士解读为Cybertruck价格可能低于福特F-150Lightning。下调之后，基本配置的F-150Lightning起售价为49995美元。 马斯克在推特上表示，2023年上半年，特斯拉在美国电动车市场的占有率为69%。但同期，纯电车型在美国市场的渗透率仅为8%。有数据显示，Cybertruck的订单量已经超过150万辆。所以，一些分析师认为，Cybertruck可能进一步提升特斯拉在美国市场的总体份额。 不过，目前对于Cybertruck的不确定性在产能上。马斯克曾在股东大会上说这台车的年产量在25万至50万台之间。 与比亚迪在车型上的广撒网不同，特斯拉在销量上，长期依赖Model 3和Model Y两款车型，且这两款车型长期未进行更新。有消息称，特斯拉的改款Model 3将在2023年三季度推出，Model Y的改款也在同步推进，预计将于明年推出。 除了Cybertruck和改款车型之外，特斯拉传闻中的Model 2更让行业焦灼。在计划中，这台车会是特斯拉有史以来价位最低的一台。久谦咨询硬科技负责人王逸洲对“定焦”分析，这台车会改变当前的市场格局。 他表示，Model 2或model Q历史上已经推迟了好几年。从今天的新能源车供给来看，市场上非常缺少15万元以下的车型。从马斯克个人技术普惠的理念来看，他肯定会去做这个价位段。只是过去两三年，由于供应链和原材料成本的高涨，中低价位段受到了影响。低价版特斯拉上市后，第一个可能受到冲击的就是15万到20万的价位段。新势力在这个价位段的车不多，而比亚迪销量的很大一部分在这个区间，所以比亚迪受到的冲击应该会比较明显。 综合来看，卷王特斯拉正在全方位卷汽车行业。

储能的火热从海外又传回了国内。而国内储能结构也出现了一些新变化。 7月17日，最新国内储能装机数据出炉，1-6月累计装机8GW/18.2GWh，已超2022全年新增装机规模，再次印证储能的高景气。然而今年储能最亮眼的细分却不是大储，而是工商业储能。工商业储能赛道为何比大储还火？ 01为何工商业储能今年特别火？ 年初，市场很多声音认为本年是大储的爆发之年，认为今年大储是储能最值得看的环节。正在大家纠结大储的盈利模式的时候，工商业储能却悄悄爆发，产业飞速进展，紧抓投资人的眼球。储能可分为电源侧、电网侧和用户侧三类，其中用户侧包括户储和工商业储能，相比户储，工商业似乎提及的较少。其实工商业储能并不是新鲜事，只是应用场景的不同，工商业的主流应用场景是工厂、商场等领域。今年为何工商业储能悄悄火了一把？ 1、政策驱动是核心。今年工商业储能政策利好十分明显，上半年国家级和省级政策密集出台，尤其是放电、容量、投资等各方面的补贴政策，鼓励工商业用户建设储能电站。仅6月当月，就有广东、浙江等地，纷纷推出补贴明细。政策强驱动下，工商业储能想不快速发展都难。 2、峰谷价差持续拉大，利好收益。相比于去年，今年各地的峰谷价差持续拉大。根据CNESA数据，2023年6月，我国19省的最大峰谷价差超0.6元/Kwh，广东是峰谷价差最大的地区，达到1.347元/Kwh，所以广东也是工商业储能经济性最明显的地区。之所以说峰谷价差重要，是因为国内目前工商业储能处于早期阶段，目前主要的盈利模式是以峰谷价差套利为主，所以峰谷价差越大，投资收益越大，投资回本周期越短。 3、上游碳酸锂原材料的降价，降低工商业储能成本。目前国内储能用的电芯是磷酸铁锂电池，其中电池级碳酸锂2022年11月价格约60万元/吨，但随后价格一直下跌，目前电池级碳酸锂价格已跌破30万元/吨。储能的原材料占比较高的成本，所以原材料价格下降对储能行业都是利好。因此，今年工商业储率先于大储爆发的理由也非常明晰。工商业储能相对于大储商业模式各方面更简单，目前主要是赚峰谷套利的钱，随着分时电价政策刺激的推进，峰谷价差拉大，迅速盈利。大储主要指的是源网侧的储能电站，大储要参与电网调度，所以对系统控制要求比工商业高，且大储对PCS（储能变流器）和EMS（能量管理系统）的要求都会高于工商业。应用场景上，工商业储能更灵活，所以多重因素下带动了今年工商业储能率先爆发。 02工商业储能尚在早期 至于说工商业储能会不会昙花一现，不会，因为目前工商业储能也是处于刚起步阶段，离上限空间还很遥远。况且，目前储能装机持续在超预期。根据7月17日，中关村储能产业联盟发布数据，6月国内新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh，1-6月累计装机8GW/18.2GWh，已超去年全年新增装机规模。细分行业方面，见智研究认为，工商业储能爆发行情后，自然会带动相关电芯、储能PCS、以及EPC及运营商等环节的机会。这里包括一些老牌企业，如阳光电源、固德威、锦浪科技、盛弘股份、科华数据等等。近期部分代表企业公布的半年报预增数据，也反映储能赛道火热的事实：盛弘股份一季度储能收入同比增长446.97%，在国内主要聚焦大储，国内工商业储能约占据10-20%的份额；海外储能主要是工商业，二季度海外储能出货中70-80%是工商业。今年国内工商业同比增速预计至少翻2-3倍。 科士达也公布了2023年上半年业绩预增公告，其中分业务看，储能业务上半年营收约14.3亿，同比增长600%；单二季度，储能营收7.3亿，同比增长500%，工商业储能目前占比不高，主要产品包括变流器、储能柜、能量管理模块等。 储能也吸引了大批新进入者：如开勒股份，以HVLS风扇起家，2022年6月进军工商业储能领域，主要做用户侧储能项目开发、建设与投资。如跨界充电桩的绿能慧充也表示，公司有望凭借充电桩的客户优势快速打开工商业储能市场。 总体看来，工商业储能成为今年储能最热的赛道自有道理，但因为其较大储环节更市场化、格局更分散，且处于起步期，有显著的赛道红利，未来还会吸引更多玩家入局。所以比起担心这个行业不热，上市企业更需要关心的是如何在行业爆发前期占据更大的份额。

7月20日，光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会举行，水电水利工程总院信息数据中心副主任艾琳就我国绿证交易机制及应用分析作出演讲，以下为演讲主要内容。 绿证交易，从2017年7月开始启动，至今六年时间内，绿证交易对于推动我国绿色电力消费以及能源转型，具有积极作用。尤其是近两年以来，以国家能源局等部委为首，出台了一系列推动绿证交易、绿电消费以及与能耗双控挂钩的政策，在国家的顶层政策设计上面进一步明确了绿证作为全部可再生能源的基本计量凭证，下一步绿证还要实现对全部可再生能源品种的覆盖。 绿证定义及国际经验 从绿色电力本身来讲，唯一能够区分使用电力是否为绿色电力的方式，是给这种绿色低碳的环境价值颁发一个特殊的标识、凭证，这个凭证就叫绿色电力证书。对于国际惯例来讲，用户要宣称自己使用绿色电力，是需要购买代表绿色环境价值的绿色证书来证明自己使用绿色电力。 从绿证的核发范围来看，由于各个国家对于可再生能源发展的需求不同，在核发范围方面有所区分，但总体来讲绿证覆盖的是可再生能源的发电范畴。从交易类型来看，主要分为两大类，一类是和配额制这种强制交易所结合的强制配额交易，第二类的参与主体和参与范围更加广泛，即绿证的自愿认购，我国目前开展的也是这一类绿证交易。 从国际上来看，绿证至今已有20多年的发展历程，发展最早以及目前开展最好的是美国。绿证代表的绿色环境消费的理念是一个需要逐步培育的过程，以美国为例，美国绿证最初起步较为缓慢，随着绿色环境消费挂念被大众接受，绿证发展迅速。美国从最开始的一种消费途径，到现在已经有九种消费的途径，其中44%来源于绿证的单独交易。在国别之外，还有一些证书是由国际NGO组织来推动的，我们称之为国际绿证，包括I-REC、APX TIGR、欧盟GO等。 我国绿证制度及应用分析 绿证是一个政策性的工具，我们可以把它归结为价格政策的一种。中国在2006年可再生能源法颁布的时候，实行的价格政策是固定电价。随着电力市场化改革的推进，未来我们更多的是基于市场化和电量的激励政策，也就是说绿证会在未来风光这种可再生能源的发展中，对于它的环境价值的体现，实现更大的价格的激励作用。 从绿证发展的政策制度梳理来看，随着国家能源局等相关部委系列政策的推动，以下总结了三类绿证的应用场景。除了绿证本身作为绿电消费一个应用证明以外，在我们国家还有三类的场景。第一类，是从2019年开始把它作为消纳责任权重的补充方式，在2022年又进一步明确，下一步要建立以绿证为计量销量的相关制度。第二个场景是绿电交易，绿电交易从2021年开始建立，到2022年进一步规范，绿电交易是目前绿证应用场景里增长非常快的一个领域。第三，去年年底把绿证跟我国的能耗双控政策做了进一步挂钩，希望在从能耗双控到碳排放双控整体的政策中发挥更大的绿证作用。 目前绿证的类型包括两大类，一个是主要针对补贴清单以内的项目核发绿证，叫补贴绿证，核发范围包括陆上风电、集中式光伏，在价格政策上面，不高于补贴强度，即出售电量以后不能再享受国家补贴。另一类是无补贴绿证，核发范围除了陆上风电，集中式光伏以外，还包括在之前2020年竞价转平价清单内发布过的一些分布式发电项目，在认购的价格机制上更加灵活，主要以市场化的方式形成价格。 绿证主要分为两个步骤，一个是绿证的核发环节，第二个是绿证的交易环节。目前，绿证核发交易的总体管理工作，是国家部委委托国家可再生信息管理中心负责。具体的核发标准，是参照国际惯例1000度电一个证书。核发平台是目前我们风光项目进行建档立卡以及补贴审核的平台。 绿证交易平台现在已经实现1+N的交易模式，所有交易，包括其他交易平台的信息都会汇总到中国绿证认购平台上面。除了中国绿证认购平台以外，2021年开始已经拓展到了北京、广州电力交易中心，下一步按照国家相关要求和市场需求，还将拓展到更多的交易渠道。 我国绿证交易模式主要有两类，一类就是从2017年开始的绿证单独交易的模式，另一类就是把绿证跟物理电量进行捆绑交易，即绿电交易。具体的交易模式一个是单向挂牌，另一个是线下双边协议转让。目前从交易的情况来看，99%以上都是通过线下协议转让，未来可能会进一步采取集中竞价方式。 绿证是绿色电力消费的唯一凭证，对绿色电力的追踪溯源尤为重要。所谓的追踪溯源就是要对绿色电力从生产到证书的核发交易，以及到绿电消费以及证书的注销全流程进行追踪。 截止到今年上半年，绿证累计核发已经超过一个亿，全国累计交易3450万张，其中，无补贴绿证占比60%左右。截止到2022年年底，绿证交易共计1500万张左右，意味着今年上半年已经超过了以往五年来的所有的绿证交易，预计今年绿证总体的交易量会上升较快。 在交易主体方面，卖方主要是以能源央企为主，共计683家项目企业，其中出售10万张以上的有89家。买方企业据统计已超过7500家，其中，制造业占绝大多数，占比73%，信息软件类占比16%。 绿证的应用和发展展望 从国家的总体机制来看，在以双碳发展为主的背景下，国家确立了一系列绿色发展机制，并明确把绿证作为绿色发展机制的重要环节。从绿证的消费需求来看，面对国内和国际一系列的形势下，对绿证消费的需求提出了引导，分别是以下四个方面，包括国家绿色转型相关政策的引导、企业碳中和目标实现、绿证金融支持、国际低碳发展要求等。 从绿证的发展趋势来看，绿证是我国绿色电力消费的唯一凭证，目前国家部委，在通过系列文件进一步强调绿证的权威性。绿证作为环境价值的代表，对于可再生能源未来长远的发展非常重要。 对于绿证机制本身来讲，在核发范围方面，绿证现在主要覆盖的还是风光的集中式的电站，尤其针对光伏来讲，分布式光伏的新增装机，已经连续两年超过了集中式。如果分布式光伏纳入到绿证的核发范围，对于光伏发展会起到更大的推动作用。随着核发范围的拓展，交易规则、交易渠道，都会进行相应的调整。包括价格机制，在补贴和无补贴绿证之间需要做到统一，以及绿电消费的认证体系，需要进一步完善。

7月19日，由宁德时代新能源科技股份有限公司、中国商用飞机有限责任公司、上海交大企业发展集团有限公司共同持股的商飞时代（上海）航空有限公司正式成立，公司经营范围含民用航空器零部件设计和生产、民用航空器（发动机、螺旋桨）生产、电池销售等。 中国商飞是中国实施国家大型飞机重大专项中大型客机项目的主体，也是统筹干线飞机和支线飞机发展、实现中国民用飞机产业化的主要载体，目前已完成ARJ21新支线喷气客机和C919大型客机生产交付。此次宁德时代与中国商飞成立合资公司，意味着宁德时代也将切入到飞机制造领域。目前宁德时代与飞机最直接的关系就是电池。在今年4月份的上海车展上，宁德时代发布了自己旗下最前沿的电池技术——凝聚态电池，该电池技术首发应用领域跳出了汽车圈子，将应用于航空领域，并且宁德时代还称已经在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，执行航空级的标准与测试，满足航空级的安全与质量要求，同时，还将推出凝聚态电池的车规级应用版本，可在今年内具备量产能力。 在发布会上，宁德时代介绍到，该电池采用了高动力仿生凝聚态电解质，构建微米级别自适应网状结构，调节链间相互作用力，在增强微观结构稳定性的同时，提高电池动力学性能，提升锂离子运输效率。更重要的是，凝聚态电池还聚合了包括超高比能正极、新型负极、隔离膜、工艺等一系列创新技术，使之既具有优秀的充放电性能，又具备高安全性能。根据这次发布的数据，宁德时代凝聚态电池的能量密度提升到了 500Wh/kg，这不仅意味着与当下在电动汽车动力电池领域最高不到 300Wh/kg 的数据提升了将近两倍，更意味着它满足了支线客机的能量密度要求，对于 100 座以内、600-1200km 航程的航空用途来说，电动化成为可能。 倘若宁德时代凝聚态电池正能在对安全要求更高的飞机上成功应用，那么应用于电动汽车也是不在话下了，这也将为宁德时代电池开拓出新的应用领域。正如宁德时代在一份声明中所述，“这项尖端技术的推出打破了长期以来限制电池行业发展的限制，并将开辟一个以高安全性和轻量化为中心的电气化新场景。”而今与中国商飞合资的航空公司已经成立，宁德时代凝聚态电池“上天”越来越近了。

7月13日，天齐锂业发布公告称，将以自有资金1.5亿美元（人民币约10.73亿元）参与SM的 A 轮股权融资，SM为智马达汽车有限公司控股股东，而智马达就是吉利与奔驰合资的新能源品牌——smart。 这意味着，市值超千亿的锂矿巨头天齐锂业正式将触角伸到了下游整车制造领域，根据天齐锂业此次发布的公告，投资SM或许只是开始，未来还将继续投资其他车企。 从投资电池到投资整车 在新能源汽车上下游产业链中，最核心的一条就是锂矿-电池材料-动力电池-整车制造。天齐锂业是全球领先的以锂为核心的新能源材料供应商，拥有优质锂矿山和盐湖卤水矿资源。 随着新能源汽车产销规模的快速增长，对上游电池及电池材料的需求也在猛长，天齐锂业作为上游核心材料供应商，近几年营收与利润一路水涨船高，2022年净利润同比增超10倍。为了巩固自身优势，天齐锂业此前就将业务触角伸到了电池领域。 2022年天齐锂业就作为基石投资者出资不超过1亿美元参与中创新航港股IPO。在固态电池方面，天齐锂业通过成都天齐持有北京卫蓝新能源科技有限公司约3.26%的股权，通过天齐锂业香港持有SES约7.97%的股权，以保持跟踪行业前沿技术趋势和商业化进程。 此次入股SM则是天齐锂业首次介入整车制造领域。 在投资入股SM的公告中，天齐锂业还提到，公司拟通过全资子公司天齐锂业香港投资新能源产业链下游车企，为公司展开业务拓展新的触角和反馈。本次拟投资标的 SM 的现有主要股东为吉利控股集团及梅赛德斯-奔驰。通过吉利控股集团和梅赛德斯-奔驰的影响力，有利于 SM 触及中国和欧洲两大新能源汽车市场。 从上述公告内容可以看出，未来天齐锂业还有继续投资其他整车企业的可能。 加深与下游企业的绑定 虽然前几年业绩出现大爆发，但主营电池原材料的天齐锂业不是没有隐忧。 首先是电池级碳酸锂这样的核心材料价格已经出现下行趋势，这就会对天齐锂业的销售收入产生直接影响。 此外，宁德时代、比亚迪这样的电池巨头一方面通过自己布局上游材料的方式控成本，一方面又与部分上游企业签订长单来锁定价格。并且电池领域的竞争也在加剧，势必也要通过控制成本来抢占市场。 对于天齐锂业而言，下游的刚需是肯定长期存在的，但要想继续实现大幅增长已十分困难。从今年电池材料企业一季度报就能明显看出，部分企业的归母净利润已经出现下滑。 在这样的背景下，将业务触角向产业链下游延伸似乎已成为行业共识。 宁德时代从2021年开始就通过投资入股的方式进入到了哪吒汽车、极氪、阿维塔，赣锋锂业、欣旺达也在去年成为了东风集团旗下岚图汽车的股东。 天齐锂业投资下游车企也是同样的道理，加深产业链上下游的绑定程度，共享行业成长红利。 天齐锂业称，本次投资将加深公司与下游产业链的合作，为公司展开业务拓展新的触角和反馈，有利于公司在践行垂直一体化发展战略的同时探索产业链循环发展的机会。新能源汽车作为锂电产业链的最末端，也是最接近需求端的窗口，从公司长远发展的战略方向而言，本次投资预计将为公司未来的业务发展带来积极影响。

近年来，我国风电、光伏装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。截至2023年4月底，我国风电、光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，风光发电量占比接近15%。由于新能源存在波动性、随机性和间歇性，同时取暖制冷负荷占比不断提高，尖峰用电需求快速增长，负荷峰谷差不断加大，我国电力保供形势十分严峻，亟需针对高比例新能源发展，统筹优化电价政策，充分发挥价格信号引导作用，保障电力系统安全稳定运行。 高比例新能源发展对电力系统安全保供的影响 新能源发电和负荷侧用电在时间上难以有效匹配，存在系统平衡风险。一是日内供需匹配度较低。新能源发电具有波动性、随机性和间歇性。光伏发电一般集中在上午10点至下午3点，风力发电集中在夜间12点以后；而用电负荷主要集中在上午（8点-10点）和傍晚（18点-22点），傍晚的晚高峰是目前供需矛盾最为突出的时段。随着光伏的大规模发展，白天呈现供大于求，系统净负荷曲线形成低谷或者深谷，新能源面临消纳困难的局面，而到太阳下山，负荷快速爬升，系统又面临供不应求的局面。此外，一些新型负荷如电动汽车充电等，存在用电集中性和随机性，在缺乏有效的引导下，将对系统安全造成影响。二是季节性供需匹配度较低。系统用电高峰期通常是满足夏季降温负荷和冬季取暖负荷的需要，但夏季新能源又常面临极热无风和冬季光照不足等问题，难以和负荷侧需求相匹配。 新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差异性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，需要依靠远距离输送，才能在空间上进行有效匹配，而目前这种匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，导致输电效率难达预期；二是跨省区输电价格机制单一，导致沙戈荒等大型风光基地能源外送落地价格不经济，交易难以达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰度夏期间有效发电能力不足，电力供需紧张已经向送端省份延伸，导致受端省用电难以和送端外送电有效匹配。 新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特性与现行政策机制尚未匹配，易引发潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特性，随着新能源未来逐步成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和长期容量充裕的服务，进而造成系统性成本升高，而目前我国电力市场化改革尚处于起步期，辅助服务机制不完善，补偿费用偏低、品类不健全、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺失，在整个政策机制设计中尚未有效解决高比例新能源发展下电力系统短期保供平衡和中长期容量充裕问题。 价格政策和市场机制方面有关建议 在用户侧加快完善分时电价政策，有效发挥价格信号引导作用。一是全面扩大分时电价执行范围，推动包含居民用户在内的全部用户类别执行分时电价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化完善居民阶梯分时电价执行方式，推动阶梯电价全面按“月”执行，并在居民阶梯电价基础上，执行居民季节性分时电价，最大限度反映迎峰度夏、度冬节电需要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，区分季节，优化峰谷电价时段划分，提升分时电价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷电价政策，对冬夏“两峰”设置尖峰电价，提高尖峰电价执行日期和时段划分调整频次，对重大节假日设置深谷电价。五是进一步拉大高耗能企业峰谷价差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷电价在现有基础上结合各地峰谷差调节需要进一步拉大，严格落实中长期交易电价上浮不受20%限制。六是畅通分时价格信号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制定体现分时信号的零售套餐；售电公司尚不具备制定零售套餐能力的，各地应采用明确峰谷时段、规定价差下限、订立标准套餐等方式促进分时信号传递。七是建立居民充电桩充电分时价格机制。结合充电便利性、系统 调节需求等制定居民充电桩峰谷时段，科学设置居民充电峰谷价差，合理引导居民充电行为。 完善市场交易机制和输电价格机制，提升电力在更大空间范围的互济水平。 一是建立跨省区送电长效机制，出台合理的跨省区输电两部制电价机制，促进跨省区交易。近期电量电价按送受端价差空间制定，容量电价回收剩余部分成本，促进省间交易。中远期逐步过渡到容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本，并对同一大型风光基地不同外送通道价格实行打捆定价。二是强化中长期合同责任，提升中长期合同履约率。三是建立健全跨省区辅助服务机制，丰富辅助服务品种。四是建立跨省区应急交易机制。 加快完善市场化机制，充分发挥市场机制的引导作用。加快完善需求响应市场机制。一是进一步增强需求响应激励水平。开展用户需求响应特性和成本特性分析，实施分行业分用户类别需求响应意愿调查，分析阻碍用户参与需求响应的因素，进一步制定有效的响应激励机制。二是推动激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中长期交易耦合。逐步推动允许需求侧资源常态化报价、调用；按季节等因素区分平常期与保供期，区分补偿标准或竞价上限，避免形成过大资金压力。三是细化激励型需求响应产品分类。在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节因素等进一步细化。四是建立需求响应合理基线标准和惩罚规则。基于基线标准，对响应质量进行评价，对未履行响应责任的参与用户进行惩罚，降低违约风险。五是进一步巩固和拓宽响应资金来源渠道。各地结合实际，探索通过系统运行费等渠道拓宽现行需求响应资金渠道，并逐步向市场化方向融合。优化省间和省内市场限价机制和配套机制。一是区分民生和非民生设置限价规则。民生保供体现我国社会主义制度优势，非民生直接关联的工商业用电应充分发挥市场作用。现阶段，省间购电宜不高于2倍省内现货价格设置（即不超过3元/千瓦时）， 在保障外送省供电需求的同时，避免过大推高受端省用电成本。二是结合实际情况调高电力中长期合同基准价或扩大价格浮动范围，适当调高省内电力现货市场价格上限，增加顶峰机组收入。三是远期逐步降低市场力，促进电力市场有效竞争，降低稳价压力。对目前以“一省一企”的煤电运营模式为主的省份，重新整合为“一省多企”的运营模式，在省内形成煤电竞争的格局。建立容量充裕度保障机制。按照先容量补偿、后容量市场的路径设计和建设容量机制。初期可针对存量机组建立容量补偿机制，根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等确定容量电价。未来，逐步建立容量市场机制，以长期市场均衡引导容量投资布局。完善辅助服务市场机制，提升系统灵活性。一是进一步完善电力辅助服务市场体系，研究设计各类满足调频、备用、无功等系统调控场景需求的交易品种，建立用户与发电共同承担的成本分摊机制。二是完善火电在短期应急保供中的配套市场机制，允许火电在供需紧张时超过铭牌容量上报出力上限，并免于考核。探索在保障安全的情况下，允许部分煤电机组在供需紧张时提供超铭牌发电能力，相关电量在“两个细则”中免于考核。 加强煤炭产能规划和价格管理，保障煤炭安全可靠供应。一是积极核增煤炭产能，加强煤电规划引导，稳定煤电投资经营预期。二是强化煤炭中长期合同履约监管。三是探索对煤炭企业征收超额收益金，煤炭企业超额利润由政府进行“二次分配”，降低煤炭企业报高价的冲动。四是完善煤炭中长期合约履约监督机制，将煤炭合同履约纳入“信用中国”等征信平台，保障煤炭中长期合同履约。

7月14日，国家发改委、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，提出以下发展目标： 到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。 到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。 为如期实现目标，要进一步加强农村电网薄弱地区电网建设改造，合理规划布局电源点，加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题。 加快解决西部地区115个公用电网未覆盖乡镇、逐步解决其他公用电网未覆盖村寨的电力保底供应矛盾，在合理供电范围内有序推动公用电网延伸覆盖，因地制宜通过合理配置分布式光伏和风电、储能、柴油发电机等建设改造可再生能源局域网。 加强新划转县域农村电网建设改造，逐步实现“统一规划、统一标准、统一管理、统一服务”。加强频繁停电、低电压等突出问题的整治，保障夏季高温、春节等用电高峰时段农民群众的用电需求。

随着全球对气候变化问题关注度不断提升，碳排放已经成为影响企业运营的重要因素。碳资产管理对于能源央企来说，已经成为一个重要的课题。各大能源央企正在转变发展战略，向清洁能源转型，作为国家的重要能源供应商和经济支柱，其碳资产管理的现状备受关注。本文将梳理各大能源央企的碳资产管理情况。 由于各能源央企在发展战略、自身定位、已有基础等方面的差异，其碳资产管理的组织架构大致可分为三类。 现有碳资产部门独立运营 第一类是现有碳资产管理部门独立运营，以国家电网、大唐集团和中广核集团为例。 国网英大碳资产管理（上海）有限公司成立于2013年11月，2021年1月划归国网英大股份有限公司直接管理，是国家电网有限公司系统内唯一的专业碳资产管理公司。前身为上海置信碳资产管理有限公司，成立于1998年，于2021年2月5日完成股权变更。国网英大碳资产管理（上海）有限公司主要业务为碳审核、碳资产开发、碳交易、低碳研究与培训、碳金融等，拥有全国范围碳交易所会员资质和国际排放贸易协会会员资质，是国家电网在能源低碳转型过程中的核心枢纽。目前，国网英大碳资产已为上百家机构投资者提供服务，并与多家企业签署碳资产开发合同，累计碳资产开发量达数百万吨。 大唐碳资产有限公司成立于2016年4月，主要业务为碳资产开发、交易、碳金融、低碳咨询等，为低碳经济发展提供方案，同时，业务范围还涉及投资管理、资产管理、低碳领域的技术咨询、开发、管理、推广等，并与数千家企业建立稳定投资合作关系。2022年全国碳排放权交易量，大唐APP占比34%，总交易量超16000万吨。据了解，目前大唐集团碳资产相关业务转归2021年9月成立的中国大唐集团绿色低碳发展有限公司负责，两公司合署办公。 中广核碳资产管理（北京）有限公司成立于2012年5月，负责中国广核集团有限公司的碳资产管理相关工作，主要业务为资产管理、技术咨询等，是中国广核集团旗下唯一的碳资产管理和交易平台。目前，中广核碳资产负责中广核集团内境内所有碳资产项目开发与管理工作，保持碳资产管理服务覆盖范围100%，已完成62个国内自愿减排项目备案，签发减排量超663万吨，项目备案数量和减排量签发量均排名全国第一。2014年，采用“固定利率+浮动利率”模式发行国内首单10亿元碳债券项目，助力碳中和。 整合下属部门职能运营 第二类是整合下属部门职能运营，主要包括中石油、中石化、中海油等集团。 中国石油天然气集团有限公司的碳相关业务分工较为细分化。其中，中国石油国际事业有限公司主要业务为进出口、原油及其他石化产品的仓储等，负责集团碳交易相关工作；中国石油上游业务碳资产开发技术支持中心面向所有油气田企业，提供碳交易、碳核查、碳评估、碳科研等业务的专业技术支持，目前，该中心已具备CDM、CCER、VCS、德国UER等多个自愿减排机制的碳资产开发能力；中国石油安全环保技术研究院负责集团碳排放可测量、可报告和可核查（MRV）工作；中油资本有限责任公司主要负责碳金融相关业务。 中石化碳产业科技股份有限公司成立于2022年9月，主要从事二氧化碳捕集和进行项目股权投资和碳资产运营相关工作，负责中国石油化工集团有限公司的碳产业相关业务，支撑中石化引领我国CCUS产业链发展。2022年8月，中国石化百万吨级CCUS示范项目——“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”正式注气运行，标志着我国CCUS产业开始进入成熟的商业化运营。“十三五”至今，中石化已累计减排二氧化碳近1500万吨。据统计，目前中石化已经部署“碳达峰八大行动”和33项具体措施，削减碳排放总量、增强绿色能源供给、优化企业能源结构、攻坚绿色低碳技术。 中海石油气电集团有限责任公司成立于2002年12月，是中国海洋石油集团有限公司的全资子公司，负责统一经营和管理中国海油天然气及发电板块业务，在LNG资源统筹、设施布局、核心技术、产业链运作、商务模式等方面具有核心竞争优势。目前，中海石油气电集团主要负责中海油集团的碳资产相关业务。今年，气电集团旗下公司海油电投实现首单远期CCER交易，形成了碳盘查、碳数据管理及碳中和服务等碳咨询综合服务；下一步将加速打造涵盖碳配额、自愿减排量、碳汇项目以及绿电等多种组合的碳资产池。 中国三峡新能源（集团）股份有限公司是三峡集团新能源业务的实施主体，成立于1985年9月。三峡能源作为新能源发电企业，具备丰富的碳减排项目资源。为更好实现碳减排，公司配备了专门的碳资产管理团队，建立了相关管理制度，根据国际和国内碳市场形势、项目实际情况开发了各种类型的碳减排项目。2022年度，提供清洁能源共计3600亿千瓦时，减排二氧化碳3.1亿吨。 中国节能环保集团有限公司是目前国内唯一一家主业为节能减排、环境保护的中央企业。据了解，目前中节能的碳产业相关业务主要授权给下属中节能太阳能股份有限公司、中节能节能科技有限公司两家公司。截至目前，中国节能绿色电力装机容量1444.2万千瓦，发电量92.3亿千瓦时，相当于减排二氧化碳702.9万吨，节约标煤281.9万吨。“节能云平台”是中国节能下属太阳能公司自主研发的智能制造系统。该平台已全面应用于31个光伏电站，据统计，仅2022年上半年的发电量就已达9.8亿度，相当于节约标准煤39万吨、等效植树1.5亿棵、减排二氧化碳97.2万吨、减排二氧化硫2.9万吨。 中电建新能源集团股份有限公司成立于2004年7月，目前中国电力建设集团碳资产相关业务由中电建新能源主要负责。2022年中电建新能源集团10个新能源项目就集中开工，总装机容量达907.4兆瓦，项目横跨甘肃、湖北、四川、江西、云南5省，全部建成后预计每年可提供21亿度清洁能源，可节约标煤67.75万吨，减少二氧化硫排放量约1.23万吨，减少灰渣排放量约18.69万吨。截至2022年5月，中国电建新能源在建和运营装机已超过800万千瓦。 成立新的碳资产管理子公司 第三类是成立新的碳资产管理子公司运营，主要包括四家大型发电集团、南方电网以及中核集团。 龙源（北京）碳资产管理技术有限公司是国家能源投资集团的碳资产管理公司，成立于2008年8月。6月，由国家能源集团龙源碳资产公司开发的“碳盘查数字化管控系统”正式投入使用。该系统是可实现碳盘查清单化、流程化、标准化运行，有效提高碳盘查工作的数字化和专业化水平。同月，龙源电力碳资产公司完成大连开发区热电厂碳核查工作，标志着国家能源集团所属110家火电企业完成2022年度碳排放政府核查任务，为企业核减碳排放量约17万吨，增加碳配额约6万吨，为国家能源投资集团节省碳履约成本共计1318万元。截至目前，龙源碳资产管理公司共启动80多个CCER项目开发，其中备案项目43个，位居全国前列。 国家电力投资集团的碳资产相关业务主要由2022年4月成立的国家电投集团智慧能源投资有限公司负责，智慧能投与2021年11月成立的国家电投集团碳资产管理有限公司为同一体系。2022年度，智慧能投参与香港国际碳市场的顶层设计和首批交易，与中金公司联合完成了新加坡国际碳市场首批碳信用标准化合约交易，积极推动欧盟分支机构成立，与欧盟知名气候治理智库开展合作，推动集团公司碳业务的全球联动。在这一年内，智慧能投成功发布3只碳债券，累计实现注册额度21.3亿元，实现融资额近2亿元，为集团内兄弟单位减污降碳改造、建设新能源项目筹集低成本资金，引领全国碳金融发展。 华能碳资产经营有限公司成立于2010年7月，是中国华能集团碳资产统一经营运作的平台公司。华能碳资产的碳资产经营管理业务主要包括碳资产交易、碳配额管理与履约服务、碳减排项目开发、碳排放核算与第三方核查服务、碳资产信息系统研发与管理、碳交易经纪、低碳规划咨询等；节能减排业务，包括合同能源管理项目投资、节能减排技术开发与项目实施、节能减排产品销售等；碳金融业务主要包括碳减排指标与碳配额投资、低碳产业基金管理、节能减排项目投资、低碳产业财务顾问等。2014年，华能碳资产经营公司联合诺安基金创立了中国第一只经证监会备案的碳交易基金，规模为3000万元人民币。6月30日，全国首个“风火打捆”外送新能源大基地项目——华能上都百万千瓦级风电基地项目全容量并网，标志着中国华能集团有限公司新能源装机规模突破6000万千瓦，该项目每年可为京津唐地区输送清洁电力65亿千瓦时，相当于减排二氧化碳约540万吨，具有显著的经济效益和生态环保效益。 中国华电集团碳资产运营有限公司成立于2021年6月，主要负责中国华电集团的碳资产相关业务。今年2月，华电碳资产完成2023年全国首笔碳排放配额捐赠及自愿注销，用于抵消2023年中碳登拟组织开展的全国碳市场大型活动部分温室气体排放。中国华电建立完善碳排放管理“1+2+3”组织体系和“1+5+N”制度体系，加快能源结构调整，清洁能源装机大幅提升，2016至2022年碳减排8.53亿吨。积极参与全国碳市场建设，发挥专业公司碳资产集约化管理平台作用，累计完成碳交易3亿多元。 南网碳资产管理（广州）有限公司成立于2022年1月，工作重点为碳实业、碳服务和碳金融等，提供碳资产管理综合服务，是中国南方电网有限责任公司的碳资产管理公司。2022年5月9日，南方电网公司联名卡在广州试点上线发行，推出普惠碳中和电力金融服务账户。这是南方电网在大力发展产业金融，服务实体经济的同时，面向个人用电客户提供的一项普惠性碳金融服务。2023年7月11日，南方电网深圳供电局发布数据显示，去年6月上线的由深圳供电局、深圳市生态环境局和深圳排放权交易所联合打造的国内首个居民低碳用电“碳普惠”应用，近一年来已有80.5万户家庭开通碳账户，全市用户占比超1/4，累计减碳量约1.2万吨，等效节约标准煤约4516吨。 中核碳资产经营有限公司成立于2022年5月，为中国核工业集团有限责任公司及下属中国核电。新华发电等公司提供碳资产服务、碳金融服务以及碳技术服务等。中核集团“8+N”产业体系的核能利用、天然铀、核燃料、工程建设、核环保、新能源等先进产业中含有大量待开发的碳资产。中和碳资产通过绿色金融咨询顾问服务，促进绿色金融资源推动集团产业高质量发展。结合中核集团原创技术，面向系统内外双向推广低碳、零碳和负碳技术，助力集团打造原创技术策源地和产业链链长。此外，中核碳资产还将助力核电绿色能源标准的制定。