厂网合一，聚焦电力主业

广西能源股份有限公司（原广西桂东电力股份有限公司）系1998 年广西广投正润发展集团有限公司作为主要发起人，以合面狮水电厂和供电公司等经营性电源和全部经营性电网资产投入，注册成立的国有控股企业，于2001 年在上交所上市，主要业务为电力业务和油品业务。2023 年 5 月 16 日，公司更名为“广西能源股份有限公司”，打造有区域影响力的能源上市公司。公司实控人为广西国资委，控股股东为广西正润发展集团。目前，广西正润发展集团，持有公司 33.91%股权，广西能源集团直接持有和通过广投正润发展集团持有公司 50.99%股权。而广西能源集团受广西自治区人民政府全资设立的广西投资集团实际控制，因此公司实际控制人为广西壮族自治区人民政府国有资产监督管理委员会。

自有电网资产，厂网合一集发供电于一体。1992 年桂东电网首次形成110kV输变线路环网运行，2020 年 220kV 万立Ⅰ、Ⅱ线线路投运成功，首次形成220kV环网运行。公司供电营业范围主要覆盖广西贺州市辖区内三县两区、一个自治区级工业集中区和梧州市部分区域，与广西电网、湖南电网互为网间电力交换，2022年桂东电网线路长度合计 7548.8 千米。公司自有发电机组提供部分供电电量，外购电量补足用电需要，2022 年公司供电业务中自发电量13.19 亿千瓦时，约占34%；外购电量 25.17 亿千瓦时，约占 66%；累计供电量37.16 亿千瓦时。

发电业务以水火机组为主，自有电网供电价格高于核定上网电价。截至2022年底，公司自有及控股装机容量 157.76 万千瓦，其中水电85.76 万千瓦，主要包括桥巩水电厂、合面狮电厂等 6 个骨干电厂；火电 70 万千瓦，为贺州燃煤发电项目的 2 台 350MW 超临界燃煤发电机组；光伏 2 万千瓦。2022 年公司累计发电量66.91亿千瓦时，同比增长 14.78%，其中水电 38.70 亿千瓦时，火电27.99 亿千瓦时，光伏 0.21 亿千瓦时；总售电量 88.54 亿千瓦时，同比增长2.35%，平均售电价格0.4830 元/kWh，较上年同期提高了 0.0302 元/kWh。目前，公司供电业务中的自发电量主要来自除桥巩水电站之外的机组，约 13.19 亿千瓦时，约占总发电量的20%。2020 年核定的桥巩水电站上网电价为 0.2897 元/kWh，远低于同期水电平均售电价的 0.4787 元/kWh。

切入新能源费发电赛道，布局抽水蓄能。公司未来发电业务将重点发展光伏和风电。2023 年 5 月，公司收到广西发改委通知，受水利部印发《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》影响，控股子公司桥巩能源公司在来宾市的三个渔光互补光伏项目建设场址调整到地面后继续建设，装机规模合计21 万千瓦。公司八步上程风电场、平桂水口风电场合计 40 万千瓦项目列入广西2023 年第一批新能源项目建设方案；八步仁义风电场、平桂茶盘源风电场合计15 万千瓦项目列入第二批新能源项目建设方案。除此之外，2023 年 3 月12 日，公司广西贺州抽水蓄能电站预可行性研究报告通过审查，规划装机容量1200MW。

售电业务业绩稳定，发电业务随装机量持续增长

发电业务随装机量持续增长，营收占比提升。2022 年，公司实现营业收入174.35亿元（+2.08%），主要系来水情况同比改善及上年火电机组刚刚投产，水火发电量同比提高所致。分行业看，公司油品、电力生产、电力销售营业收入分别为132.22/20.34/19.93 亿元，分别占比 75.84%/11.66/11.43%。随着桥巩水电站注入和贺州燃煤发电项目建成投产，公司装机容量增长带动发电量提升，电力生产业务营收由 2019 年的 3.58 亿元提升至 2022 年的 20.34 亿元，复合增长率78.4%，占比由 1.56%提升至 11.66%。随着新增风光项目装机落地，公司发电业务有望进一步增长。售电业务受售电量增速较慢制约，2018-2022 年营收相对稳定，复合增长率 5.5%，2022 年实现营收 19.93 亿元。

电力业务贡献主要利润，售电业务毛利率较为稳定。2022 年，公司发电业务毛利润亿 3.56 亿元，售电业务毛利润 4.09 亿元，电力业务贡献净利润合计占比达60.5%；油品业务毛利润 3.93 亿元，占比 30.5%。毛利率方面，2022 年公司发电业务、售电业务和油品业务分别为 17%、21%和 3%。桥巩水电站售电价格偏低、21年来水情况不佳叠加火电机组刚刚投产和燃煤价格居高等因素导致2021年公司发电业务毛利率大幅下降，22 年来水情况转好，且火电运营减亏，毛利率同比提高 12.79pct；售电业务方面，2022 年售电价格有所提升，毛利率同比提高8.86pct。

公允价值变动致 2022 年业绩亏损。2022 年，公司经营亏损，实现归母净利润-2.23亿元（-383.25%），实现扣非归母净利润-2.33 亿元，主要受其他非流动金融资产期间股价下跌公允价值变动、燃煤价格高企火电亏损以及油品业务利润同比大幅减少等主要因素影响。公司持有的国海证券股票价值变动-1.48 亿元、环球新材股票价值变动-2.31 亿元，对公司业绩产生较大影响。业绩短期仍承压，静待新能源装机落地推动盈利增长。2023 年前三季度，公司实现营业收入 147.56 亿元，同比增加 3.20%，主要系油品业务收入增加所致；归母净利润为 0.22 亿元，公司持有的股票公允价值变动增加，同比实现扭亏为盈；扣非归母净利润为-1.01 亿元（-283.25%），公司持有水电站来水情况不佳，水电发电量同比大幅降低，外购电增加、受燃煤价格影响火电亏损以及成品油市场价格波动，油品利润减少。

毛利率、净利率下降，新增火电机组拖累发电业务毛利率。油品业务营收占比高，但利润贡献少，致公司整体毛利率水平偏低，2022 年公司毛利率7.39%，同比下降 0.55pct，主要系油品业务受成品油市场价格波动影响，利差较去年同期减少，毛利率有所下降所致；公司净利率-0.86%，同比下降1.45pct，受投资股票公允价值变动影响，公司净利润有较大幅度下降。2023 年前三季度，公司水电站来水情况不佳，且火电盈利尚未修复，叠加油品业务受成品油价格市场波动影响，利润减少，毛利率 4.99%，同比降低 2.21pct，但公司持有股票公允价值变动增加致净利润不降反升。

费用率下降，23Q3ROE 回正。2022 年公司销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为 1.32%、1.48%、3.36%，三项费用率合计同比降低0.15pct。23 前三季度销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为 1.26%、1.26%、2.58%，三项费用率合计同比降低 0.31pct。因 2022 年业绩亏损，公司ROE 为-7.15%，同比降低10.33pct；23Q3 业绩同比实现扭亏为盈，ROE 为 0.69%，同比提高5.23pct。

资产负债率小幅下降，经营性现金流有所提高。2021 年9 月，公司非公开发行1.85亿股，共筹集 7.4 亿元，净资产规模增加，资产负债率降低6.66pct；2022年，公司资产负债率为 78.98%，较 2021 年降低 0.66pct，主要系带息付款减少所致。预计未来随着公司剥离油品业务、加快推进新能源业务发展，公司资产负债率水平或将有所提升。现金流方面，2022 年，公司经营性净现金流为12.90 亿元，同比增加 23.21%，主要系电量电价同比均有提升，收到的电费增长所致；投资性净现金流净额 0.99 亿元，主要系投资收益增加、处置子公司和项目投资减少所致；筹资性净现金流-13.58 亿元，较上年同期减少，主要系融资规模减小、偿还债务增加所致。 发行债券融资，优化财务结构。2023 年 12 月 12 日，公司董事会审议通过了《关于拟非公开发行公司债券的议案》，拟非公开发行不超过10 亿元的公司债券，发行期限不超过 5 年期，可分期发行，募集资金用于偿还有息负债、补充营运资金及项目建设等合法合规用途。该议案尚需在 12 月 28 日的临时股东大会审议批准，并经监管机构审核批复后方可实施。

剥离油品业务，打造新能源第二极

剥离油品业务，聚焦电力主业。2021 年 11 月，公司股东大会通过了将广西永盛石化 49%股权转让给广投石化的决议。此后公司持续整合资产，2022 年完成8家企业退出，处置 4 项不良资产。6 月 26 日，公司拟进行重大资产重组，向广投产服集团出售控股子公司广西永盛石化 2%股权，交易完成后，永盛石化将不再纳入公司合并报表范围，公司剥离主要石化板块业务，聚焦电力主业，建成厂网合一的区域性能源上市公司。截至 2023 年 9 月 28 日，公司已累计收到永盛石化偿还资金 10.56 亿元，永盛石化已偿还完毕所欠公司全部款项；10 月31 日，标的资产已完成过户登记。11 月 29 日，公司再次公告发布股权转让方案，拟将持有的控股子公司恒润筑邦 51%股权、恒润石化 51%股权一并通过产权交易市场公开挂牌出售。恒润筑邦 51%股权挂牌底价不低于转让标的资产评估结果4.99 万元。恒润石化 51%股权挂牌底价不低于转让标的资产评估结果2126.84 万元。

油品业务营收占比高，盈利能力不佳，剥离后有望改善收益质量。2022 年，油品业务在公司营业收入中占比高达 76%，但毛利率仅 2.97%，贡献毛利润占比仅31%。控股子公司永盛石化净利润亏损 0.34 亿元，且资产负债率为91.71%，高于公司整体水平。此外，油品业务受成品油市场价格波动影响较大，周期性风险较高。油品业务的剥离，有利于提高公司资产质量，改善财务状况，降低油品价格变动对上市公司经营业绩的风险，增强持续盈利能力和抗风险能力。公司营业收入或有较大降幅，但收益质量和资产负债率等方面有望改善。随着风光装机落地，发电业务业绩有望快速增长。2022 年，公司光伏装机量2万千瓦，发电量 0.21 亿千瓦时，实现营业收入 0.14 亿元，毛利润0.04 亿元，毛利率 29.79%，高于公司发电业务平均水平。目前公司55 万千瓦风电、21 万千瓦光伏和 120 万千瓦抽水蓄能正在建设或推进前期工作，项目落地后，公司装机容量将有较大增长，有望带动发电量和业绩快速增长。

自发电量增加有利于提高售电业务业绩，外购电量补充售电缺口。2022 年，公司供电电量 38.36 亿千瓦时，其中自发水电 13.19 亿千瓦时，约占34.4%，外购电量 25.17 亿千瓦时，约占 65.6%。公司自发电量目前仅能满足供电区域内部分供电需求，需要外购电力满足供电需要，但外购电价相比自发水电价格偏高。随着新增电网落地和新增新能源机组贡献自发电量，公司供电能力提高，供电量中自发电量占比有望带动盈利能力持续增强。

电力市场化改革推进，电力行业市场化程度提升

电力市场化改革持续深化，售电侧市场化发展稳步推进。2015 年3 月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“9 号文”)，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价和有序向社会资本放开配售电业务成为深化电力体制改革的重点方向，输配电以外竞争性环节电价开始放开，电价形成机制逐步市场化；同时，配售电业务向社会资本放开，政策鼓励以混合所有制方式发展配电业务和支持多元市场主体参与售电市场，售电侧市场化程度提升。

2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件。会议强调，深化电力体制改革，构建新型电力系统，具体从三个方面着手：科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重；健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新；推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。

工商业用户电力市场化发展，售电市场空间进一步释放。国家政策持续推动工商业用户参与电力市场交易，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(以下简称“1439 号文”)提出，有序推动工商业用户全部进入电力市场，目前尚未进入市场的用户，10 千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。随着工商业用户全部进入电力市场，预计市场化代理售电规模将快速增加，售电行业市场空间有望持续扩张。

电力市场化交易电量持续增加，电力市场化改革成效逐步显现。电力市场化交易是本轮电力改革的重点内容，随着 9 号文以及 1439 号文政策逐步落地，全国市场化交易电量由 2017 年的 16324 亿千瓦时增至 2022 年的52543 亿千瓦时，期间年复合增长率达 26.34%，呈快速增长态势，且 2022 年市场化交易电量占全社会用电量的比重为 60.8%，同比提高 15.4pct。预计未来随着10kv 以上的工商业用户全部参与电力市场交易，电力市场化交易规模将进一步扩张。

广西暂停实施尖峰电价，第三监管周期工商业用电电网输配电价降低。2023年7月 31 日，广西发改委发布《关于优化峰谷分时电价机制的通知》指出，自2023年 8 月起暂停实施尖峰电价机制，峰谷比价继续按现行政策规定执行，峰段电价在平段电价基础上上浮 50%，谷段电价在平段电价基础上下浮50%。5 月30日，广西发改委、工信厅发布《关于做好第三监管周期输配电价和电网企业代理购电落实工作有关事项的通知》，自 6 月 1 日起全面执行第三监管周期电网输配电价，与第二监管周期相比，工商业用户电量电价和容量电价整体均有降低。公司运营的桂东电网输配电价按国家发改委规定的相关文件执行，与广西电网执行同一标准，输配电价降低可能对公司业绩产生一定影响。

配售电产业依托自有电网，供电电量电价均有提高

地区经济快速发展，带动用电量提升。公司配售电业务主要服务桂东电网覆盖的广西贺州及梧州部分地区。2019-2020 年，两市合计全社会用电量CAGR为8.5%，合计国民生产总值 CAGR 为 12.2%，均高于全国和广西总体水平。供电区域经济快速发展带动用电量增加，进而提升公司配售电业务电力需求。

供电量波动上升，业务盈利能力与自发电量占比挂钩。公司配售电业务年度供电量具有一定的波动性，2019 年-2022 年年度增长率分别为9.95%、-5.22%、8.78%和-8.84%，整体呈小幅波动上升趋势。由于外购电价相对较高，供电业务毛利率与自量占比挂钩。而自发电量占比主要与公司水电上网电量相关，2021 年公司水电站来水情况不佳，发电量同比下降 10%，因此供电业务毛利率11.65%，同比降低了 1.86pct。2022 年来水修复，叠加售电单价明显提高，毛利率提升至20.51%，同比提高 8.86pct。

电网建设持续推进，扩大供电业务范围。目前，公司贺州市工业区配电网络完善工程、110kV 路花输变电工程已开工建设，贺州市城市配电网改造建设项目已完成项目核准，里松、大数据、灵峰三个 110kV 输变电工程获得项目建设权。随着新增电网落地和新增新能源机组贡献自发电量，公司供电能力和盈利水平有望持续提高。 供电“两率”高位运行，供电电价上浮增强盈利能力。根据网上营业厅公布的数据，公司城市和农村的供电可靠率和电压合格率长期保持99%以上，供电质量良好。从用户侧来看，2023 年全年公司代理购电工商业用户电价整体水平同比有所提高；从公司业务数据来看，2023 年前三季度公司平均售电价格为0.5183元/千瓦时（含税），同比提高 11.90%。随着供电价格的提高，公司售电业务的盈利能力有所增强。

来水较差拖累 23 年业绩，新能源落地将带动电力业务增长

2023 年来水较差，静待来水改善修复业绩。2023 年前三季度，公司发电量44.95亿千瓦时，同比下降 10.98%；售电量 61.87 亿千瓦时，同比减少3.91%，降幅较上半年均有所收窄。公司火电发电量同比增长 16.8%，水电发电量同比减少24.5%，是公司总发电量降低的主要原因。前三季度水电版块毛利2.56 亿元，同比减少1.69 亿元，同时由于自发电量减少，导致供电业务供电成本增加，供电版块毛利3.16 亿元，同比减少 0.12 亿元。公司下属水电站主要位于红水河、桂江、贺江和湘江流域，其中红水河和桂江装机容量 75.74 万千瓦，占公司水电总装机的88%。虽然桥巩水电站所在的红水河下半年来水有所改善，但整体上看今年红水河和桂江来水情况属较差水平。

火电业务短期依旧承压，煤炭保供力度增强。2023 年前三季度，公司火电机组发电量 19.3 亿千瓦时，同比增加 16.8%。上半年因燃煤价格仍处于高位，公司火电业务扣非归母净利润减少约 0.4 亿元，三季度受市场煤价下行因素影响，燃煤均价下降，叠加市场交易电价增加，火电版块毛利同比增加0.12 亿元。23年煤炭增产保供力度加强，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤价保持平稳，略有下降。2023 年 1-10 月全国生产原煤 38.3 亿吨，同比增长3.1%；进口煤炭3.8亿吨，同比增长 66.8%，12 月 20 日环渤海动力煤平均价格指数732 元/吨。预计2024年我国煤炭供需将延续平稳态势。

容量电价政策出台，供热改造增厚火电收益。2023 年11 月8 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，广西的煤电容量电价为165 元/千瓦·年，处于各省中较高水平。煤电容量电价有助于煤电盈利稳定，实现煤电从主体电源向灵活支撑电源功能转变。根据公司目前煤电装机测算，预计公司煤电业务每年将获取约 1.16 亿元容量电费。另外，根据公司答投资者问披露的信息，公司正积极开展供热改造，项目建成后将有效提高机组热能利用率，降低电厂供电标煤耗，增厚火电盈利水平。 抽水蓄能项目可研和预可研通过审查，有望进一步增强电网调节能力。公司广投贺州抽水蓄能电站是国家和广西规划重点实施项目，规划装机容量1200MW，包含4 台单机容量 300MW 的可逆式水轮发电机组，初步估算总投资84 亿元。贺州抽蓄预可行性研究报告和可研“三大专题”分别于 2023 年3 月12 日和9 月20日通过审查。抽蓄落地后，将增强公司电网调节能力，降低公司对外购电力的依赖程度，改善售电业务收益。

以风电为代表的新能源发电有望快速增长，获集团海风资产注入支持

广西发展向海而兴，海上风电增长有望进一步提高。2023 年10 月，广西海洋局发布了《广西大力发展向海经济建设海洋强区 三年行动计划（2023-2025年）》，其中提到优先开发北部湾近海风电资源，加快钦州、防城港海上风电示范项目建设；到 2025 年，力争海上风电装机核准开工 750 万千瓦、投产300 万千瓦。电力业务开拓风电赛道，可为桂东电网贡献自发电量。2023 年5 月12 日，广西发改委印发关于 2023 年第一批新能源项目建设方案，公司获得400MW 风电项目建设指标，包括位于贺州市八步区步头镇的 200MW 八步上程风电场项目和位于贺州市平桂区水口镇的 200MW 平桂水口风电场项目；7 月31 日，印发第二批新能源项目建设方案，公司 100MW 八步仁义风电场和 50MW 平桂茶盘源风电场入列。目前，四个项目均已得到得到核准。新增项目位于公司桂东电网覆盖范围内，建成后可为供电业务提供自发电量。

集团对陆上风电有投产要求，公司风电装机增长确定性较高。广西能源集团2023年面向专业投资者公开发行绿色科技创新公司债券(第一期)(低碳转型挂钩)募集说明书中提到，“本期低碳转型挂钩债券与公司发展战略低碳转型挂钩，预设“广西能源新增陆上风电控股装机容量”作为关键绩效指标（KPI），低碳转型目标（SPT）为‘2023 年 8 月 1 日至 2025 年 7 月 31 日，广西能源新增陆上风电控股装机容量不低于 60 万千瓦’”。公司作为目前集团陆上风电项目主要项目单位，预计已核准的 55 万千瓦项目投产确定性较高，同时未来可能进一步争取陆上风电指标。集团获广西首个海风项目开发权，公司获海风资产注入。2022 年8 月30日，广西投资集团旗下广西广投海上风电开发有限责任公司牵头的联合体竞得防城港海上风电示范项目 180 万千瓦开发权（持股比例 51%），并参股钦州90 万千瓦海上风电示范项目（持股比例 5%），上市公司董事长姚若军兼任董事长。上市公司作为广西投资集团旗下能源上市公司，2023 年 11 月2 日，公司临时股东大会通过了收购广西广投海上风电（以下简称交易标的）60%股权的议案，拟以自有资金收购交易标的 60%股权，交易价格为 1.65 亿元。截至12 月18 日，交易标的工商变更登记手续已完成。 海风项目 A 场址首先开工建设。广西防城港海上风电项目A 场址于2022年12月21 日首先获得核准，海上工程于 2023 年 6 月 30 日全面开工建设。A 场址离岸最近距离约 15 公里，海深 15-18 米，涉海面积约 98km 2，总投资约97.6 亿元，规划总装机容量 700MW，拟安装 83 台单机容量 8.5MW 及以上风机，风机叶片长111.5米，单支叶片重 42.4 吨。8 月 19 日，首台风机顺利完成吊装，计划于2023年底实现首批机组并网发电。

集团获取广西新能源项目能力较强，集团承诺注入能源资产。广西投资集团是广西本地重要的投融资主题和国有资产经营实体，获取当地新能源项目具有优势。在广西 2023 年两批新能源项目建设方案中，广西能源集团先后获得了99/31万千瓦陆上风电项目指标，其中上市公司直接获取 40/15 万千瓦；集团储备陆上风电、光伏等新能源项目容量超 300 万千瓦 1。根据公司 2018 年3 月27 日公告，广西投资集团将择机将旗下优质能源资产逐步注入桂东电力，并承诺将所属企业电容量指标注入桂东电力，推进其发电机组顺利启动、运营。2020 年12 月31 日，公司向广西能源集团（曾用名广西广投能源集团有限公司）发行股份及支付现金接受了桥巩能源发展有限公司的资产注入。目前，广西能源集团已投产运营的总权益装机为 655.78 万千瓦，可控装机容量为 355.96 万千瓦，其中火电266.01万千瓦，水电 86.73 万千瓦；参股装机包括参股防城港核电（在运336 万千瓦，持股比例39%）、天生桥一级水电（120 万千瓦，持股比例 20%）及国投钦州（326万千瓦，远期规划共 720 万千瓦，持股比例 39%）等公司的装机容量。

光伏项目调整建设场址后有望加速落地，分布式光伏前景良好。2021 年12月，公司的全资子公司桥巩能源的来宾市迁江镇方庆-大里-赵村水库85MW 渔光互补平价光伏项目、来宾市平阳镇北洛水库 40MW 渔光互补平价光伏项目、来宾市良江镇那刀-白面水库85MW渔光互补平价光伏项目纳入广西2021年保障性并网光伏发电项目建设方案，但受《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》影响，长期未正式开工建设。2023 年 5 月，广西发改委同意将三个项目建设场址调整到地面后继续建设，建设规模保持不变。此外，公司分布式光伏项目正处于拟开工状态。自有电网背景下，工商业分布式光伏优势显著，发展前景良好。

电价上浮叠加碳排放双控，新能源发电收益有望进一步提升

供电形势偏紧叠加电价上浮，电力板块盈利有望改善。2023 年上半年全国全社会用电量 4.31 万亿千瓦时，同比增长 5.0%；中电联预计下半年全社会用电量同比增长 6%-7%，电力供需关系呈紧平衡态势。截至 2023 年11 月，我国全社会用电量累计 83678 亿千瓦时，同比增长 6.3%。自 1439 号文发布以来，由于煤电燃料成本压力较大和电力市场供需关系变化，电力市场化交易电价呈上浮态势。电力板块量价双升，盈利有望改善。

绿电交易可促进绿电需求，提升绿电收益。当前绿电交易市场供需偏紧，绿电交易较燃煤标杆电价存有溢价，体现出绿电的环境价值，北京电力交易中心数据显示，多数省份绿电交易价格均高于当地中长期市场成交价格，上涨幅度为0.2053-1.0552 元/千瓦时，多地绿电交易成交价格高于当地燃煤标杆电价上浮20%后的水平。绿电交易量也逐步增加，预计未来绿电交易市场需求将持续释放。

绿证核发全覆盖。2023 年 7 月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，实现绿证核发全覆盖，对集中式风电（含海上风电）、分散式风电、集中式太阳能发电（含光热发电）、分布式光伏、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证；对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023 年1 月1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。12 月13 日，国家能源局在京召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证约1191 万个，涉及项目1168个，发电企业 755 家。 CCER 重启加速，能耗双控逐步转向碳排放双控。2023 年6 月29 日，生态环境部表示，CCER 交易市场启动前的准备工作正在推进，《温室气体自愿减排交易管理办法（实行）》即将面向全社会公开征求意见，CCER 的交易平台将先于管理办法上线。7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，文件要求完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度。

碳交易价格维持稳定，未来价格或有望迎来上行。上海环境能源交易所数据显示，2022 年以来，碳交易市场的碳排放权成交价格均保持在55—60 元/吨之间，整体保持在较为稳定的水平。预计未来随着发电设施碳排放基准值不断调低，以及