中信建投：碳排放管控收紧有望打开绿色甲醇市场空间

中信建投证券近日发布研报指出，随着“双碳”考核顶层设计的完善，地方政府的碳排放管控有望持续趋严。在此背景下，绿色燃料与绿色原料的需求预计将实现增长，绿色电力的非电利用市场也将加速拓展。

绿色甲醇经济性依赖碳排放管控

研报分析认为，在现有的生产条件下，绿色甲醇的经济性主要依赖于碳排放管控的力度。对于全球航运企业以及欧盟内的甲醇消费而言，仅从燃料所产生的碳排放成本来看，绿色甲醇已具备市场竞争力。

“综合来看，在现有的生产条件下，绿色甲醇的经济性依赖碳排放管控，对于全球航运企业以及欧盟内甲醇消费来说，仅考虑燃料所带来的碳排放成本（不考虑可再生燃料奖励等条款），绿色甲醇已具备经济性，下游市场需求有望打开。”

减排政策趋严推动经济性提升

该机构进一步指出，绿色甲醇作为绿色燃料的一种，其经济性在碳排放成本上升的背景下得以显现。欧盟碳减排政策的持续趋严，将进一步提升绿色甲醇的经济性，从而为下游市场的拓展提供动力。研报认为，这一趋势有望带动相关产业链的加速发展。

• 核心驱动因素：“双碳”考核顶层设计完善，地方政府碳排放管控收紧。
• 需求侧变化：绿色燃料、绿色原料需求有望增长，绿色电力非电利用市场拓展。
• 市场前景：仅考虑燃料碳排放成本，绿色甲醇已具备经济性，下游需求空间有望打开。

　　全文如下

中信建投电力公用环保中期策略：2030碳达峰目标在即，绿电氢氨醇确定性增强

中信建投证券近日发布电力公用环保行业2026年中期投资策略报告。报告指出，截至2026年6月9日，Wind电力板块今年以来上涨12.5%，同期沪深300指数上涨3.7%，电力板块累计跑赢大盘8.8个百分点。伴随“双碳”考核的顶层设计逐步完善，地方政府的碳排放管控有望持续收紧，绿色燃料及绿色原料需求预期增长，绿色电力的非电利用市场将加速拓展。

火电：燃料成本可控，月度交易存涨价空间

在可再生能源出力政策影响下，报告判断动力煤价格大幅上涨可能性较小，火电燃料成本涨幅可控。同时，火电2026年年度长协电价同比下降，后续月度交易存在涨价空间。这意味着在年度合同价格锁定后，火电企业可通过月度电量交易争取更高电价。

“火电26年年度长协电价同比下降，后续月度交易存在涨价空间。”——中信建投证券

新能源：非电消纳与算电协同潜力待释放

报告关注新能源消纳压力持续增长、装机规模有望继续扩大的背景。在此背景下，中信建投预期“新能源非电消纳”及“算电协同”市场潜力有望逐渐兑现。所谓“非电消纳”，是指将新能源发电转化为非电力形式的能量载体（如氢、氨、甲醇）进行利用，从而缓解电网消纳压力；“算电协同”则指利用数据中心等算力需求的电力灵活性，与新能源出力进行协同调度。

绿电氢氨醇：碳达峰临近推动确定性增强

• 碳达峰目标临近：2030年碳达峰目标在即，政策考核收紧趋势明确。
• 绿色燃料需求：绿色燃料（氢、氨、甲醇）及绿色原料作为非电消纳的重要方向，需求预期增长。
• 市场拓展：绿色电力的非电利用市场有望加速拓展，相关产业链投资机会受关注。

报告整体观点显示，电力板块在双碳政策驱动下具备结构性机会，火电成本可控与新能源非电消纳为两大关键主线。行业参与者需关注后续月度交易电价走势及新能源消纳政策落地节奏。

公用事业板块分化明显 火电环保涨幅居前

截至2026年6月9日，公用事业板块内部表现呈现明显分化态势。其中，火电子板块今年以来累计上涨25.0%，大幅跑赢同期沪深300指数21.3个百分点；水电子板块上涨5.1%，跑赢沪深300指数1.4个百分点；而燃气子板块则下跌5.2%，跑输沪深300指数8.9个百分点。

环保指数跑赢大盘

在环保领域，截至2026年6月9日，环保指数今年以来累计上涨4.5%。该表现在Wind一级行业中位居前列，并累计跑赢大盘0.8个百分点。市场分析人士指出，环保板块在公用事业整体格局中展现出相对较强的韧性。

板块表现解读：火电与燃气差异显著

从子板块对比来看，火电板块的涨幅与燃气板块的跌幅形成鲜明反差，两者之间的差距超过了30个百分点。业内人士表示，火电板块的强势表现是其跑赢同期沪深300指数的核心驱动力，而燃气板块则相对承压。

数据来源：公开市场数据 统计期：2026年1月1日-2026年6月9日

Wind一级行业分类简介

在此次统计中，Wind一级行业分类是市场常用的行业划分标准之一，它将上市公司按行业属性划分为多个大类，用于横向对比不同板块的表现。环保指数在该分类体系下，与其他一级行业（如能源、材料、工业等）一起参与排名。

• 火电子板块：上涨25.0%，跑赢沪深300指数21.3个百分点
• 水电子板块：上涨5.1%，跑赢沪深300指数1.4个百分点
• 燃气子板块：下跌5.2%，跑输沪深300指数8.9个百分点
• 环保指数：上涨4.5%，跑赢大盘0.8个百分点

双碳顶层设计完善驱动绿电氢氨醇需求 绿色甲醇经济性依赖碳排放管控

随着“双碳”考核顶层设计逐步完善，地方政府的碳排放管控持续收紧，绿色燃料及绿色原料的需求增长预期增强。在新型电力系统转型背景下，新能源装机规模仍将持续增长，而电网建设相对缓慢以及电力供需时空失衡问题或将长期存在，电网消纳压力边际增长，电力行业减排难度边际提升。

新能源非电消纳拓展应用场景

新能源非电消纳是指将机组所生产的电能量转化为热能、冷能、氢能等其他形式的能量，这一过程有助于减轻电网消纳压力，并促进下游用能产业减排。在现有的生产条件下，绿色甲醇的经济性取决于碳排放管控力度。对于全球航运企业或欧盟内甲醇消费而言，仅考虑燃料带来的碳排放成本（不考虑可再生燃料奖励等条款），绿色甲醇已具备经济性，下游市场需求有望打开。

伴随欧盟碳减排政策的趋严，绿色甲醇经济性仍有提升空间。

绿电氢氨醇确定性增强

业内人士指出，新能源非电消纳拓展兼备改善电网消纳及促进非电领域减排的能力，有望成为“十五五”期间优化产业格局、保障减排目标的重要途径。在此基础上，绿色电力的非电利用市场将加速拓展。

• 绿色甲醇经济性依赖碳排放管控，欧盟碳减排政策趋严将进一步提升其经济性。
• 新能源非电消纳有助于减轻电网消纳压力，促进下游用能产业减排。

一季度火电发电量同比增长 新能源消纳利用率边际下行

2026年一季度，国内电力行业呈现分化格局：火电发电量实现同比增长，但电价整体承压；新能源装机持续扩容，消纳利用率出现边际下行；水电受一季度来水偏丰影响，发电量同步增长。

火电：长协电价下行，燃料成本可控

受2025年动力煤价格整体下行以及电力供需偏宽松的影响，2026年火电年度长协电价整体呈下行趋势。综合来看，目前国内原煤生产维持相对稳定，在可再生能源出力政策的情况下，动力煤价格大幅上涨可能较小，火电燃料成本涨幅可控。

火电现行交易电价普遍同比下降，如果动力煤价格进一步提高，火电可通过提高电价的方式部分对冲成本波动影响。

新能源：全面入市叠加消纳压力

伴随136号文的实施，新能源上网电量全面入市，市场供需偏向宽松运行，新能源平均上网电价存在下行压力。同时，受风光装机容量增长较多的影响，2026年以来新能源消纳整体承压，消纳利用率边际下行。

在消纳压力增长且装机规模有望持续增长的背景下，市场预期“新能源非电消纳”及“算电协同”领域的潜力有望逐渐兑现。其中，非电消纳指将新能源电力转化为氢能、热能等非电能形式加以利用；算电协同指通过数据中心等计算负荷的灵活调节，匹配新能源的波动性出力。

水电：一季度来水偏丰，后续关注汛期变化

一季度来水偏丰，水电发电量同比增长。后续水电出力情况需要关注汛期来水变化情况，这将直接影响水电的发电季节性节奏。

• 火电燃料成本涨幅可控，电价下行但具备部分对冲能力。
• 新能源消纳利用率边际下行，全面入市后电价承压。
• 非电消纳与算电协同被视为潜在增长方向。

地缘冲突影响全球市场 城燃用气成本整体可控

年初以来，受全球地缘冲突频发影响，国际油气市场波动较大。综合进口气价变化与三桶油合同定价情况，城燃公司用气成本波动整体可控，三桶油的合同定价机制在一定程度上对冲了进口气价波动的影响。

燃气板块：两只标的获机构重点关注

分析指出，中国燃气通过双轮驱动实现业绩成长，高股息凸显投资价值；新奥股份则具备天然气全场景布局，拥有多元化气源优势与LNG接收站布局，两者在城燃成本可控环境下具备较强竞争力。

环保板块：化债政策有望改善企业现金流

在环保方面，伴随近期政府化债政策的推进，部分环保企业应收账款与现金流周转情况有望改善，进而提升盈利质量。这一变化有助于缓解行业资金压力。

“综合考虑进口气价变化以及三桶油合同定价情况，我们认为城燃公司用气成本波动整体可控。”——素材来源

• 中国燃气：双轮驱动业绩成长，高股息投资价值
• 新奥股份：天然气全场景布局，多元化气源及LNG接收站
• 环保企业：化债政策推进下应收账款与现金流有望改善

电力行业风险提示：四大变量考验运营稳定性

根据中国证券报·中证金牛座近日发布的行业分析，电力市场面临用电量增长、电价政策、利用小时数及燃煤成本等四个层面的潜在波动风险。这些因素若发生超预期变化，将直接影响发电企业的经营预期。

用电量增长不及预期

各省用电量增长受当地经济发展、气候条件等多种因素制约。如果用电量增长速度不及预期，电力市场出现供过于求的局面，则上网电价的下跌幅度可能高于原有预测水平。

“如果用电量增长速度不及预期，电力市场出现供过于求的情况，则上网电价的下跌幅度可能高于预期。”

电价政策变动风险

各地的年度长协上网电价确定机制受所在省份的电价政策制约。若各地电价政策发生变化，年度长协电价的波动可能超出预期水平，进而影响发电企业的收入稳定性。

利用小时数及燃煤成本波动

可再生能源的利用小时数受当地自然条件制约。以风电为例，当地来风情况若出现显著变化，会对电力市场的供需格局形成冲击；类似地，来水情况的变化也会影响水电出力。

燃煤价格受原煤生产、国际能源市场等多重因素综合影响。如果相关条件发生改变，导致燃煤价格大幅上行，火电企业的盈利能力或将受到挤压。

• 用电量增长风险：受经济及气候约束，供过于求可能压低电价。
• 电价政策风险：各省长协电价机制依赖地方政策，变动可能扩大波动。
• 利用小时数风险：自然条件变化（如来风、来水）影响可再生能源出力。
• 燃煤成本风险：原煤生产与国际能源市场变动，可能推高火电成本。

业内人士指出，上述风险项之间往往存在联动效应，例如用电需求低迷叠加新能源出力大增，可能进一步压低火电利用小时数及电价，从而对整体电力行业经营形成复合压力。