$吉电股份(SZ000875)$ 结合全国碳市场建设完成后的政策框架、吉电股份业务结构及公开数据，其利润增长主要来自碳配额交易、CCER（核证自愿减排量）收益、绿电溢价及绿氢项目减排等路径。以下从核心业务场景出发，量化分析潜在利润增量：

一、火电业务配额交易收益

配额分配逻辑
吉电股份 2024 年底火电装机容量为 330 万千瓦，占总装机的 22.85%。若全国碳市场全面建成后，火电配额分配完全市场化（即免费配额取消），其理论配额需求可通过公式估算：
理论配额 = 火电装机容量 × 利用小时数 × 基准值
假设利用小时数为 5000 小时，基准值为 380 克 CO₂/ 千瓦时（参考生态环境部 2025 年政策），则理论配额为：330万千瓦×5000小时×0.38千克/千瓦时=627万吨CO2
若吉电股份通过节能改造使实际排放降至 550 万吨，则剩余配额 77 万吨可出售，按当前碳价 70 元 / 吨计算，可增加收入5390 万元。

政策敏感性分析

若碳价上涨至 200 元 / 吨（北京理工大学预测值），剩余配额收入将达1.54 亿元。若火电装机进一步缩减（如 2026 年降至 200 万千瓦），剩余配额可能增至 120 万吨，对应收入8400 万 - 2.4 亿元。

二、CCER 项目收益

存量与增量项目

历史项目：2022 年发行的碳中和债已投项目年减排量 24.61 万吨，按 70 元 / 吨计算，年收益1722 万元。新增项目：大安风光制绿氢项目：年减碳 65 万吨，对应收入4550 万元。光伏 / 风电项目：假设 2025 年新增 CCER 项目年减排量 30 万吨，收入2100 万元。合计 CCER 收益：约8372 万元。

机制红利
CCER 重启后，抵消比例可能从当前 5% 逐步提升至 10%-15%，若吉电股份每年通过 CCER 覆盖 10% 的火电配额需求（62.7 万吨），可减少履约成本4389 万元（按 70 元 / 吨计算）。

三、绿电溢价与交易收入

绿电交易量与溢价率
2024 年吉电股份绿电交易量为 3400 万元，对应溢价率约 0.05 元 / 千瓦时。若全国碳市场建成后，绿电溢价率提升至 0.08 元 / 千瓦时，且清洁能源发电量达 220 亿千瓦时（按 1114 万千瓦装机 ×2000 小时利用小时数计算），则绿电溢价收入为：220亿千瓦时×0.08元/千瓦时=17.6亿元。
扣除当前已实现的 3400 万元，新增溢价收益约17.26 亿元。

绿证交易补充
若绿证交易规模扩大至 500 万张（参考 2023 年 340 万张），按 9 元 / 张计算，可增加收入4500 万元。

四、绿氢项目碳资产价值

直接减排收益
大安项目年减碳 65 万吨，若全部通过 CCER 交易，收入4550 万元；若通过碳配额置换（如替代灰氢生产），可额外节省火电配额需求，间接减少履约成本约4550 万元（按 70 元 / 吨计算）。
合计绿氢碳资产收益：约9100 万元。

产业链延伸
绿氨产品获得欧盟低碳燃料认证后，出口溢价可达 200-300 元 / 吨，18 万吨绿氨对应收入3600 万 - 5400 万元，进一步增厚利润。

五、综合利润增量估算

收益来源保守估计（亿元）中性估计（亿元）乐观估计（亿元）火电配额交易0.541.542.40CCER 项目收益0.841.201.80绿电溢价17.2617.2617.26绿氢碳资产0.911.362.00合计19.5521.3623.46

六、关键变量与风险提示

碳价波动
当前碳价 70 元 / 吨，若受政策收紧或国际碳关税（如 CBAM）推动上涨至 200 元 / 吨，利润增量将翻倍。

政策落地节奏

CCER 抵消比例：若维持 5% 上限，收益将减少约 50%。绿电交易机制：跨省跨区交易规模不足可能制约溢价空间。

项目进度
大安项目产能释放、新增 CCER 项目核证进度等因素可能导致收益滞后 1-2 年。

七、结论

在全国碳市场建设完成、政策全面落地的情景下，吉电股份每年可通过碳配额交易、CCER、绿电溢价及绿氢项目实现19 亿 - 23 亿元的利润增量，相当于 2024 年归母净利润（10.99 亿元）的 1.7-2.1 倍。这一估算的核心驱动因素包括绿电溢价的规模化释放、CCER 机制的全面激活以及绿氢项目的碳资产价值重估。建议重点关注 2025 年 CCER 抵消比例调整、碳价走势及大安项目产能爬坡进度。