碳排放权交易市场改革 - 配额总量管理制度与碳排放总量及强度双控制度衔接 对稳定排放行业实施总量控制 为战略性新兴产业预留发展空间[2] - 有序降低石化化工 数据中心及水上运输业纳管门槛 拓展建筑类覆盖范围至高校医院 研究氧化亚氮等非二氧化碳温室气体纳管[2] - 分行业差异化设定有偿发放比例 2027年配额有偿发放比例控制在8%以内 2030年进一步提高有偿发放量占比[2] - 与全国碳市场衔接 进入全国市场的单位结余配额分三年结转 其他单位暂不实施结转[2] 温室气体自愿减排机制 - 实施方法学分级分类精细化管理 拓展减排行为与场景 构建常态化闭环消纳体系 应用区块链和AI数智化赋能管理[3] - 创新用户成长体系与个人碳信用评估体系 激发商业活力 吸引多元主体共建 倡导公益碳注销[3] - 政府及国有企事业单位带头示范 推动演出赛事会议展览等大型活动有计划实施碳中和[3] 碳金融市场发展 - 在风险可控前提下适时丰富市场参与主体 包括金融机构 符合监管的境外机构投资者及个人[3] - 支持上海碳市场交易的碳资产纳入金融机构合格担保品范围[3] - 建立碳市场与绿色金融市场信息互通互认机制 研究基于企业碳绩效的碳账户体系[3] 配套支撑体系建设 - 扶持规范碳排放管理领域技术服务机构发展[3] - 实施碳排放管理员社会化职业技能等级认定[3] - 争取《巴黎协定》下国际碳减排量交易平台落户上海 加强与国际碳市场对话交流[3]

核心政策框架 - 上海市政府印发《上海碳市场全面深化改革行动方案（2026-2030年）》 聚焦碳排放权交易市场提质增效 温室气体自愿减排引导激励 碳市场创新能力提升三大行动 提出16项重点改革任务 [1] 配额总量管理 - 合理确定碳排放配额总量 建立健全储备配额调控机制 [2] - 建立同碳排放总量与强度双控制度相衔接的配额分配制度 [2] - 对碳排放总量相对稳定行业试点实施配额总量控制 为战略性新兴产业和未来产业预留发展空间 [2] 市场覆盖范围扩展 - 按照"降门槛 扩类别 增种类"方式实施市场扩围 [2] - 自2026年起石化化工等高载能行业 数据中心纳管门槛降至年排放1万吨二氧化碳当量 [2] - 水上运输业纳管门槛降至年排放8万吨二氧化碳当量 [2] - 自2028年起年排放1万吨及以上二氧化碳当量的高等学校 医院等公共机构纳入市场管理并逐步实施配额管理 [2] - 研究氧化亚氮 甲烷等非二氧化碳温室气体纳入市场管理 [2] 市场机制优化 - 优化温室气体排放核算与报告方法学 [1] - 稳妥有序提高有偿分配比例 [1] - 规范配额有偿竞价发放和结转机制 [1] - 建立健全温室气体排放报告和碳市场信息发布制度 [1] 减排激励机制 - 推动企业自主减排 [1] - 健全碳普惠可持续运行管理机制 [1] - 不断创新碳普惠激励机制 [1] - 推动实施大型活动碳中和 [1] 金融与市场创新 - 丰富碳金融产品和服务体系 [1] - 创新碳市场与绿色金融市场协同机制 [1] - 大力培育技术服务机构 [1] - 丰富专业人才市场供给 [1] - 加强国际与区域合作交流 [1]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为3.49亿加元，同比增长3300万加元，主要受益于有利的辅助服务定价、阿尔伯塔省环境与税收属性的利用以及资产优化策略 [12] - 自由现金流为1.77亿加元，与去年同期持平，每股自由现金流为0.60加元 [8] - 阿尔伯塔省第二季度现货均价为40加元/兆瓦时，低于2024年的45加元/兆瓦时，主要由于新增燃气、风电和太阳能供应以及温和天气影响 [14] - 公司通过套期保值策略实现约1900吉瓦时的电力以70加元/兆瓦时的均价出售，较现货均价溢价75% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 水电业务调整后EBITDA增至1.26亿加元，去年同期为8300万加元，主要由于更高的内部销售和排放信用额度 [12] - 风电和太阳能业务调整后EBITDA为8900万加元，与2024年持平 [12] - 燃气业务调整后EBITDA降至1.28亿加元，去年同期为1.42亿加元，主要由于阿尔伯塔省电力价格下降以及碳和天然气价格上涨 [12] - 能源转型业务调整后EBITDA为1900万加元，同比增长1700万加元，主要由于市场优化效益和Centralia设施可用性提高 [12] - 能源营销业务调整后EBITDA降至2600万加元，同比减少1300万加元，主要由于北美天然气和电力市场波动性降低 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省电力市场面临供应过剩，公司通过套期保值策略实现显著溢价 [15] - 安大略省批发电力价格上涨，显示供需紧张，为风电设施重新签约创造有利条件 [9] - 阿尔伯塔省数据中心战略进展顺利，预计将带来大量投资并重新平衡省内电力供需 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先事项包括实现2025年财务目标、提升安全绩效、最大化传统热力能源园区价值、把握战略并购机会、保持财务灵活性以及实施ERP升级 [17] - 公司正在积极推动阿尔伯塔省数据中心战略和Centralia煤改气项目 [17] - 公司对北美天然气资产并购机会持积极态度，重点关注美国西部和加拿大安大略省市场 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对阿尔伯塔省数据中心行业发展前景持乐观态度，预计将带来显著投资并改善省内电力供需平衡 [10] - 公司预计阿尔伯塔省剩余约4300吉瓦时的电力已以69加元/兆瓦时的均价套期保值，远高于当前远期曲线的48加元/兆瓦时 [16] - 公司对2025年实现财务目标保持信心，并强调其多元化发电组合和资产优化能力是核心竞争力 [18] 其他重要信息 - 公司成功重新签约了安大略省的Melancthon 1、Melancthon 2和Wolf Island风电设施，新合同将分别延长至2031年和2034年 [8] - 阿尔伯塔省ISO已开始第二阶段数据中心战略工作，将建立增量数据中心开发框架 [9] - Centralia项目进展顺利，目标是在年底前达成最终协议 [11] 问答环节所有提问和回答 问题: 数据中心MOU执行的关键因素和额外容量机会 - 公司表示MOU最终条款需要时间敲定，但对进展感到满意，目前专注于已分配容量 [23] - 公司不排除后续阶段开发的可能性，但当前重点是确保第一阶段顺利执行 [24] 问题: 美国天然气资产并购战略 - 公司确认对美国天然气资产并购兴趣增加，重点关注美国西部和安大略省市场 [26] - 公司认为当前天然气资产估值具有吸引力，同时可再生能源资产估值有所压缩 [27] 问题: 数据中心项目时间表变化 - 公司解释时间表调整源于6月从ISO获得的新信息，需要与客户重新规划 [35] - 公司对阿尔伯塔省支持千兆瓦级数据中心的能力表示乐观，认为这将改善省内电力供需平衡 [36] 问题: 数据中心项目细节变化 - 公司澄清变化主要涉及ISO框架调整，而非客户或规模变化 [42] - 公司确认DTS合同执行时间表独立于MOU谈判进程 [45] 问题: 阿尔伯塔省发电资产利用率 - 公司表示若1.2吉瓦数据中心负荷全部接入，现有资产将需要高利用率运行 [52] - 相关资本支出预计为数千万加元级别，主要用于维持设备运行能力 [53] 问题: 碳信用销售策略 - 公司认为环境属性资产是重要竞争优势，将继续优化其使用 [59] - 碳信用可能成为数据中心客户解决方案的一部分 [59] 问题: 数据中心容量分配细节 - 公司未透露具体分配量，但表示对分配结果满意 [63] - 公司强调整个发电组合均可用于服务数据中心客户，而不仅限于特定机组 [66] 问题: Centralia项目进展 - 公司确认仍专注于单一客户的煤改气项目 [77] - 同时探索在该地点增加可再生能源发电的可能性 [78]

全国碳市场扩容计划 - 钢铁 水泥 铝冶炼三个行业将于近期公开征求意见年度碳排放配额总量和分配方案 并于2024年底前启动首次碳排放配额分配和清缴履约工作 [1] - 此次扩围将新增1500家重点排放单位 新增覆盖温室气体排放量约30亿吨二氧化碳当量 [1] - 扩围后全国碳市场将覆盖全国60%以上碳排放 较当前40%的覆盖率提升20个百分点 [1] 当前碳市场覆盖情况 - 现有全国碳排放权交易市场覆盖发电行业重点排放单位2200家 年覆盖二氧化碳排放量超过50亿吨 [1] - 钢铁 水泥 铝冶炼三大行业占全国二氧化碳排放总量20%以上 是重要碳排放大户 [1] 政策监管要求 - 《碳排放权交易管理暂行条例》已明确重点排放单位的数据质量管理和配额清缴等权利义务 [1] - 相关企业需强化主体责任意识 做好数据质量管理工作 并提前制定年度配额清缴科学计划 [1] 碳市场发展方向 - 生态环境部将按照"成熟一个纳入一个"原则 推动更多高排放行业进入碳市场 [2] - 将稳妥推行免费与有偿相结合的配额分配方式 逐步提升市场活力 [2] - 计划不断丰富交易主体与交易方式 加快构建更有效 更具活力 更具国际影响力的碳市场体系 [2]

碳价指数预测 - 2025年8月全国碳排放配额(CEA)买入价格预期为71 25元/吨 卖出价格预期为76 04元/吨 中间价为73 65元/吨 [1] - CEA买入价格指数178 13(上涨0 83%) 卖出价格指数171 57(下跌0 82%) 中间价格指数174 68(下跌0 03%) [1] - 2025年8月CCER买入价格预期76 25元/吨 卖出价格预期83 59元/吨 中间价79 91元/吨 [1] - CCER买入价格指数191 68(上涨2 49%) 卖出价格指数201 08(上涨3 45%) 中间价格指数196 46(上涨2 98%) [1] 绿证价格动态 - 2025年8月集中式项目绿证价格7 82元/个(价格指数142 22) 分布式项目6 94元/个(140 87) 生物质发电6 77元/个(131 20) [2] - 2025年7月对比显示2024年生产的集中式/分布式绿证价格下跌 生物质发电绿证价格上涨 [2] - 2025年生产的绿证中集中式项目价格上涨 分布式/生物质发电价格下跌 [2] 碳市场运行情况 - 7月CEA日均收盘价73 64元/吨 较6月71 51元/吨上涨约3% [3] - 碳价呈波动下跌走势 从月初74 28元/吨降至月末73 7元/吨 价格区间收窄 [3] - 7月碳配额日均成交量51 03万吨 较6月79 42万吨下跌35 75% [3] - 成交量虽缩水但仍处高位 同比增长236% 反映市场活跃度显著提升 [3]

全国碳排放权交易市场运行情况 - 全国碳市场启动交易四周年 总体运行健康有序 交易活跃度明显增强 减排成本降低作用显著 [1] - 截至7月15日累计成交量突破6.7亿吨 累计成交额超462亿元 交易规模持续扩大 [1] - 2024年全年成交额超180亿元 同比上升25% 创历史新高 [1] - 碳排放配额价格在2024年11月突破每吨100元 近期稳定在70-80元/吨 较开市初期上涨近一倍 [1] 发电行业参与碳市场成效 - 首批参与交易的2000多家火电企业树立"排放有成本 减排有收益"理念 推动技改降本增效 [1] - 厦门华夏电力嵩屿电厂淘汰两台服役30年旧机组 投用66万千瓦二次再热发电机组 年节约标煤超9万吨 减少CO2排放25万吨以上 [2] - 华电湖北襄阳电厂投用生物质气化耦合发电机组 年发电5900万度 替代标煤1.8万吨 减少CO2排放5万吨 [2] - 华电湖北发电公司通过减排对外出售60万吨碳配额 获6000多万元收益 [2] - 纳管发电企业2023年发电碳排放强度比2018年降低8.78% 碳排放总量降2.8% 年均减排成本降低120-130亿元 [2]

核心制度调整 - 年度碳排放配额清缴截止时间从每年6月30日延长至10月31日，清缴周期增加4个月 [2][11] - 核证减排量抵销比例由应清缴碳排放配额的10%下调至5%，与国家碳市场标准一致 [2][11] - 新增不超过年度配额总量5%的调整量，用于配额调整、有偿发放和市场调节 [2][11] 监管架构优化 - 建立"市级统筹—属地落实"监管架构，天津市生态环境局负责配额总量及分配方案，区生态环境局承担属地监管 [12] - 发展改革、工信、国资等7个部门按职责分工协同监督 [12] - 技术服务机构不得同时从事排放报告编制与审核业务，从源头防范数据造假 [12] 市场运行机制 - 温室气体排放单位需制定数据质量控制方案，原始记录和管理台账保存期限从5年起 [14] - 交易机构需建立风险管理机制，异常情况可采取限制交易或临时停市措施 [14] - 支持重点排放单位以碳排放配额质押融资，并优先申报节能降碳扶持项目 [14] 政策制定流程 - 配额分配方案需征询区政府、行业协会、企业及公众意见 [11] - 异议处理程序明确：重点排放单位可在7个工作日内申请复核，生态环境局10个工作日内作出决定 [12] - 违规行为举报纳入信用信息系统并依法公开 [13] 术语与定义 - 系统性规范温室气体、碳排放权等6个专业术语定义 [12]

碳市场发展历程与机制设计 - 1997年COP3会议首次引入国际排放交易机制，允许国家间通过购买碳信用额完成减排承诺，分为强制性和自愿性两类市场 [1] - 欧洲率先建立排放交易体系，中国、韩国、日本等相继跟进，但国际标准缺失阻碍市场健全发展 [1] - 2025年5月联合国通过"巴黎协定碳信用机制"(PACM)，突破性解决基线测算和泄漏核算标准问题 [1] - 新标准推动下，新加坡、肯尼亚、英国成立首个政府主导的"发展碳市场联盟"，沙特发起自愿碳市场公司提供3000万吨碳信用额度 [1][2] 碳市场功能与全球现状 - 碳市场核心作用包括降低减排成本、教育公众、筹集资金及引导投资，欧盟采用绝对总量控制模式，中国创新CCER机制 [3] - 中国碳市场覆盖51亿吨CO2年排放量，纳入2257家重点企业，2025年拓展至钢铁、水泥、铝冶炼行业 [4] - 欧盟碳价驱动电力行业"煤改气"，预计2030年突破120欧元/吨，2040年达400欧元/吨以激活碳移除技术 [6] - 全球35国实施碳信用机制，其中27国可用于强制市场抵消，区域链接案例如加拿大魁北克-美国加州提供参考 [12] 企业与国家参与影响 - 碳市场推动企业资本向低碳技术倾斜，欧盟拍卖机制推高能源成本，中国免费分配短期对居民影响有限 [7] - 欧盟ETS促使煤电占比从2015年25%降至2023年12%，可再生能源发电占比从29%升至44% [7] - 发展中国家希望通过碳指标输出获取收益，巴西、非洲国家寻求与中国合作出售减排量 [12] 全球统一市场挑战 - 《巴黎协定》第六条因方法学、基准线标准不明确及各国NDC目标差异，导致全球市场构建进展缓慢 [9] - CDM时期低质量减排量问题损害市场公信力，当前自愿机制在方法学、监测核证等方面仍不完善 [11] - 欧盟倾向高标准规则主导市场，可能通过碳关税保护产业，与发展中国家诉求形成冲突 [12] 新标准实施与未来方向 - PACM新标准动态调整基准线，避免过度发放碳信用，确保与净零路径一致 [16] - 中国需从CDM卖家转向买家角色，CCER机制需对接国际标准，强化方法学与审核流程 [19] - 欧盟计划2026年改革ETS，2027年启动ETS2管控建筑交通排放，探索与英国市场链接 [18] 中国市场转型挑战 - 中国碳市场需从强度控制转向总量控制，平衡"双碳"目标与企业履约压力 [20] - 新标准下需协调国内减排责任与国际贸易规则，提升外贸企业应对能力 [20] - CCER需建立与国际标准匹配的监管体系，保障额外性认定和透明度 [19] 碳市场气候治理价值 - 碳市场初期重在培育减排意识，后期通过收益再投资可实现双倍减排效果 [21] - 机制设计需与其他政策协同，优化资源配置并引导资金流向高效减排领域 [21] - 美国环保协会研究显示碳市场资金循环机制能显著超越基准减排效果 [21]

能源消费结构 - 2024年煤炭消费量占能源消费总量比重为53 2% 较2023年下降1 6个百分点 [1] - 天然气 水电 核电 风电 太阳能发电等清洁能源消费量占比达28 6% 较2023年上升2 2个百分点 [1] 碳排放权交易市场 - 截至2024年底全国碳排放权交易市场配额累计成交量6 3亿吨 [1] - 累计成交额达430 33亿元 [1]

空气质量 - 地级及以上城市PM2 5平均浓度29 3微克/立方米 同比下降2 7% 空气质量优良天数比例87 2% 同比上升1 7个百分点 重污染天数比例0 9% 同比下降0 7个百分点 [2] - 京津冀及周边地区 长三角地区和汾渭平原PM2 5浓度同比分别下降0 9% 0 9%和4 8% 优良天数比例分别上升3 9 1 5和2 6个百分点 [2] - 全国空气质量达标城市222个 同比增加19个 [2] 地表水环境 - 地表水I～Ⅲ类水质断面比例90 4% 同比上升1 0个百分点 劣Ⅴ类比例0 6% 同比下降0 1个百分点 [3] - 重要湖库水质优良比例77 1% 同比上升2 5个百分点 长江 黄河干流连续5年和3年保持Ⅱ类水质 松花江流域水质首次由轻度污染改善为良好 [3] - 地下水Ⅰ～Ⅳ类水质点位比例77 9% 同比上升0 1个百分点 [3] 海域水质 - 管辖海域一类标准面积占比97 7% 同比下降0 2个百分点 近岸海域优良水质比例83 7% 劣四类比例8 6% [4] - 283个海湾中162个优良水质面积超85% 其中125个达100% [4] 土壤环境 - 农用地受污染耕地安全利用率92% 重点建设用地污染管控率75% 农村生活污水治理率超45% [5] 自然生态 - 生态质量指数59 95 评价为"二类" 陆域生态保护红线占比超30% 森林覆盖率超25% [6] 声环境 - 地级及以上城市声环境功能区昼间 夜间达标率分别为95 8%和88 2% 同比分别下降0 3和上升1 2个百分点 [7] 能源结构 - 煤炭消费占比53 2% 同比下降1 6个百分点 清洁能源消费占比28 6% 同比上升2 2个百分点 [9] - 全国碳市场累计成交量6 3亿吨 累计成交额430 33亿元 [9] 固废治理 - "无废城市"建设覆盖113+8个城市和地区 启动23个新污染物治理试点项目 [10]