来源：华泰睿思

与市场不同之处：市场一致预期认为NDC是远期概念、绿证供给过剩价格难涨、绿电运营商仅是“类债”防御资产（港股仅0.6-0.9xPB-LF）。我们认为：1）2028-2030年碳达峰倒计时仅剩2-4年，NDC或成为年度考核硬约束；2）机制电量划转、有效期错配导致实际可交割新证供不应求，2026年2月新证交易占比已达84%，供需格局已逆转；3）市场未定价绿电运营商的“成长属性”，绿证收益显性化，有望驱动A/H股绿电估值中枢上移。我们认为环境价值重估将沿三条主线展开，利好绿电运营商与高耗能龙头绿电直连，关注绿色燃料板块。

核心观点

随着2035年NDC（国家自主贡献）硬约束落地，中国气候行动从“强度控制”转向“总量减排”，环境价值定价进入新时代。据我们测算，供需格局逆转将推升绿证价格中枢较当前实现翻倍以上增长，显著增厚绿电运营商度电收益与项目回报，推动板块估值体系重构，同时为高耗能行业转型、碳服务相关板块带来新机遇。推荐：1）低估值港股绿电运营商，充分受益于电-证-碳联动下的盈利增厚与估值修复；2）具备绿电一体化能力的高耗能龙头，可有效规避碳成本侵蚀与出口合规风险；3）绿色燃料受益于国际供应链碳壁垒升级与国内可再生能源替代需求，具备政策刚性与资源壁垒护城河。

NDC硬约束锚定碳达峰节点，2035年绿电需求底线明确

我们将 2035 年 NDC 目标转化为可量化的短期约束，我们测算国内碳排放于2028-2030年达峰，对应2035年非化石能源消费占比不低于30%。基于电量反推，2035 年绿电需求不低于6.59万亿度，2026-2035 年风光装机年均增量4.15亿千瓦，显著高于“十四五”年均的2.61亿千瓦。六大高耗能行业及数据中心面临明确的绿电消纳比例硬性要求，构成绿证需求的核心支撑，我们预计2030年绿证需求跃升至30~33亿个，需求增长明确。

政策重塑绿证供需格局，可交易绿证稀缺性持续凸显

我们认为政策已重塑供需结构：2025年136号文明确机制电量对应绿证划转至省级账户不再重复获取收益，发电企业可交易绿证供给收缩；叠加2年有效期约束，临期绿证（2024年生产）价格在2026年2月跌至1.21元/个，而新证（2025年生产）价格反涨至5.90元/个，新旧证溢价达380%。262号文将六大高耗能行业及数据中心纳入强制消费考核，绿证需求从自愿消费转向刚性考核，可交易率将从当前的64.2%向优质项目集中。

电-证-碳协同机制成型，碳价上行驱动绿证价值重估

国内碳价与绿证价格联动关系强化，我们测算碳价每上涨10元/吨，绿证理论价值提升1.5-2.0元/个。随着全国碳市场扩容至钢铁、水泥、铝冶炼等重点行业，覆盖排放量大幅提升，我们预计2027-2028年碳价有望升至100元/吨，对应绿证理论价值12-15元/个，较2026年2月价格涨幅达103%~154%。绿证收益的显性化，将推动新能源环境价值从“隐性补贴”转向“显性定价”，打开绿电板块的价值重估空间。

与市场观点不同之处

市场一致预期认为NDC是远期概念、绿证供给过剩价格难涨、绿电运营商仅是“类债”防御资产（港股仅0.6-0.9xPB-LF）。我们认为：1）2028-2030年碳达峰倒计时仅剩2-4年，NDC或成为年度考核硬约束；2）机制电量划转、有效期错配导致实际可交割新证供不应求，2026年2月新证交易占比已达84%，供需格局已逆转；3）市场未定价绿电运营商的“成长属性”，绿证收益显性化，有望驱动A/H股绿电估值中枢上移。

利好绿电运营商与高耗能龙头绿电直连

我们认为环境价值重估将沿三条主线展开：1）受益于电-证-碳联动下的盈利增厚与估值体系切换；2）具备绿电一体化能力的高耗能龙头，绿电自给率将成为核心竞争力，锁定低成本绿电规避碳成本侵蚀与CBAM出口合规风险；3）总量减排政策绑定下的高预期差赛道，关注绿色燃料板块。

风险提示：政策推进不及预期；绿电电价下行风险；碳价波动风险；新能源技术替代风险。

正文

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

2025年9月24日纽约当地时间，习近平主席在联合国气候变化峰会上视频致辞，郑重宣示中国2035年国家自主贡献（NDC）目标，标志着中国气候行动从“强度控制”正式转向“总量减排”，进入硬约束落地阶段。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%。

绿证：2030年刚性需求或超30亿个，供需逆转有望推升价格

绿证纳入强制考核，需求刚性凸显

262号文强制消费政策将催生绿证需求增长。2025年2月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（262号文）明确划定六大强制消费行业——钢铁、有色、建材、石化、化工及数据中心，要求2030年绿电消纳比例不低于全国可再生能源电力总量消纳权重（预计45%-50%），国家枢纽节点新建数据中心绿电消纳比例不低于80%，鼓励绿电工厂、绿电园区达到100%。2024/2025年全国交易绿证数分别为4.46/9.31亿个，我们认为国内对于绿电和绿证的真实需求正在逐步显现。

基于强制消费行业用电量及政策目标，我们测算2026-2030年绿证需求将快速增长。基准情景下，2030年跃升至29.9亿个、五年CAGR达12%；乐观情景（政策执行力度超预期）下，2030年需求可达33.3亿个、五年CAGR达14%。分行业看，数据中心因不低于80%绿电消纳的硬性要求成为最大需求增量来源，基准情景下2030年需求预计达7.9亿个，占强制消费行业总需求的26%。

政策重塑绿证供给格局，2026-2030年可交易绿证占比有望稳步提升

根据国家能源局数据统计，2024年核发绿证数47.34亿个、可交易31.58亿个、可交易率为66.7%，2025年核发29.47亿个、可交易18.93亿个、可交易率降至64.2%。不可交易的绿证包括自发自用电量、离网项目电量、2023年以前投产的常规水电电量。根据发改价格〔2025〕136号文和《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》，由机制电量产生的绿证不进入发电企业账户、而是由省级部门统筹。基于各类可再生能源上网电量的预测，我们测算2026-2030年国内核发绿证数有望从31.44亿个增加至48.32亿个，其中可交易绿证数有望从20.58亿个增加至36.22亿个，可交易率稳步提升。

新证价格呈现“阶梯式上涨”态势，2030年有望突破12元

交易数量结构演变。2025年4-9月，2023年及以前年份的临期绿证交易量较大、每月500-910万个，但价格较低、从0.63元/个降至0.23元/个。2025年10月起，随着2023年绿证陆续过期，2024年生产绿证成为“低价主力”，10-11月旧证折价率从51%短暂降至17%。2026年2月，2024年生产绿证因临近过期（有效期至2026年2月底），交易量仅722万个，价格跌至1.21元/个；而2025年生产绿证交易占比高达84%（3,831万个），价格环比涨至5.90元/个。

临期绿证折价率显著。2025年12月临期绿证（2024年生产绿证）价格仅1.12元/个，较11月的4.28元/个大跌73.8%。而新证（2025年生产绿证）价格始终维持在5-8元/个区间，2025年12月至2026年2月，临期绿证较新证的折价率分别为78%/77%/79%。

交易量与价格背离。2025年5-8月绿证交易出现“量价齐升”现象，2025年核发绿证的交易量从650万个增至2,013万个，价格从4.91元/个涨至8.10元/个，主要是2025年3月五部门《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》出台后，强制消费政策推动2025年生产绿证价格上涨。

电-证-碳联动：协同机制成型，环境价值有望重估

电-证-碳闭环机制成型，协同效应开启价值重估

新能源环境价值将从“隐性补贴”转向“显性定价”，打开价值重估空间。2025年“136号文”明确新能源电价与绿证收益二选一，叠加“262号文”将绿证纳入强制消费考核，标志着电-证-碳市场从割裂走向协同。生态环境部官网披露，2025年碳市场扩容至钢铁、水泥、铝冶炼后，碳排放权交易市场将在现有发电行业基础上，新增企业约1500家，覆盖碳排放量新增约30亿吨。我们测算，当碳价从当前62元/吨上涨至100元/吨时，绿证理论价值将从5.5元/个提升至12-15元/个，涨幅达118%-172%。

碳价上行驱动绿证需求，价格联动弹性约0.15-0.20

碳价每上涨10元/吨，绿证理论价值提升1.5-2.0元/个，价格联动弹性约0.15-0.20，碳市场成为绿证定价的“锚”。2025年全国碳市场均价62.3元/吨，年底收盘价75.9元/吨，年内最高触及97.01元/吨。根据我们的测算模型，在CCER与绿证替代关系下，当碳价为60元/吨时，绿证理论价值为4.5-5.5元/个；当碳价升至100元/吨时，绿证理论价值有望升至12-15元/个。

绿证收益增厚运营商盈利，每10元对应IRR提升0.5个百分点

绿证价格每提升10元/个，相当于绿电运营商度电收益增厚0.01元，我们测算IRR可提升0.5个百分点。以典型电站为例（光伏/风电利用小时1,200/2,000小时，上网电价0.21元/kWh），当绿证价格从5.5元/个提升至15元/个时；10万kW装机规模的光伏电站，年增收益约114万元，项目全投资IRR将从3.98%提升至4.47%；10万kW装机规模的风电，年增收益约190万元，项目全投资IRR将从5.09%提升至5.6%。

国际碳价对标，国内碳市场存在2-3倍上行空间

国内碳价相比于欧/英/美碳价大幅折价，绿证环境价值重估或远未结束。2025年欧盟EUA碳价在65-85欧元/吨区间波动，按汇率折算约520-690元/吨，是国内碳价的8-10倍。即使考虑发展阶段差异，国内碳价在2030年碳达峰目标下仍有显著上行空间。我们预测，国内碳价有望在2027-2028年升至100元/吨，与欧美碳价的剪刀差有望持续收窄。

投资策略：把握环境价值重估的三条主线

一、绿电运营商：电-证-碳联动有望驱动估值体系向“成长”切换

市场普遍将绿电运营商视为类债防御资产（港股仅0.6-0.9x PB-LF），忽视了其双重成长属性。一是规模高增长，我们预计2026-2035年风光装机年均新增4.15亿千瓦，较“十四五”提升超50%，行业仍处于高速扩张期；二是盈利新增量，绿证价格每提升10元/个，度电收益增厚0.01元，项目全投资IRR提升0.5个百分点。随着136号文明确“电价与绿证收益二选一”，新能源环境价值从“隐性补贴”转向“市场化显性定价”。叠加NDC硬约束下碳价有望上行（我们预计2027-2028年升至100元/吨），绿证理论价值有望达12-15元/个，较当前涨幅超100%，将显著增厚运营商盈利，打破此前仅靠电费收入的单一盈利模式，有望推动估值中枢从PB估值向成长股估值切换。

结合前文电-证-碳联动逻辑与运营商资源禀赋，我们重点绿电龙头，核心原因在于其兼具“高弹性+高壁垒+估值有望修复”三重优势。

绿证/电量电价对绿电公司的利润弹性，请见研报原文。

二、绿电直连龙头：锁定低成本电力，把握碳成本内部化的竞争优势

随着碳市场扩容至建材、钢铁、化工等行业，碳成本内部化将重塑高耗能行业竞争格局。具备“绿电直连”一体化能力的龙头企业，可通过提升绿电自给率锁定低成本电力，有效规避两方面风险：一是国内碳成本侵蚀，碳配额收紧将直接推升高耗能企业用电成本；二是CBAM（碳边境调节机制）出口合规风险，欧盟CBAM已进入过渡期，绿电溯源成为出口企业刚需。

推荐个股请见研报原文。

三、绿色燃料：总量减排政策催化下的细分赛道机遇

在2035年NDC硬约束推动中国气候行动从“强度控制”转向“总量减排”的大背景下，UCO（废弃食用油）、生物航煤（SAF）、绿色氢氨醇等绿色燃料方向与碳中和政策高度绑定，且存在明确的强制掺混政策落地节点，如欧盟SAF强制比例要求、IMO国际航运业减排目标。这类细分领域直接受益于国际供应链碳壁垒升级与国内可再生能源替代需求，具备政策刚性与资源壁垒双重护城河，成为电力主线之外具备高预期差的配置方向。重点方向包括生物航煤（SAF）、废弃油脂（UCO）深加工、绿氢氨醇一体化项目。

风险提示

政策推进不及预期。碳市场扩容进度、绿证交易政策、SAF强制掺混政策等存在不确定性，若政策推进不及预期，将影响相关标的业绩释放。

绿电电价下行风险。电力市场化改革深化可能导致电价波动，绿电运营商的电价下行风险需持续关注。

碳价波动风险。碳价受配额分配、经济形势等因素影响，存在大幅波动可能，影响绿证价格联动预期。

新能源技术替代风险。海风建设、氢冶金、生物航煤等技术路线存在不确定性，技术迭代可能影响相关标的竞争力。

相关研报

研报：《从能源安全与减排约束看绿电价值重估》2026年3月24日

王玮嘉 分析师 S0570517050002 | BEB090

黄波 分析师 S0570519090003 | BQR122

李雅琳 分析师 S0570523050003 | BTC420

康琪 联系人 S057012407010

来源：券商研报精选