安信策略：碳中和之“变”与“坚守”

投资要点

■ “2030年碳达峰，2060年碳中和”目标确立一年来，国际形势与国内进程都发生了不同程度的变化：

1）国际层面：国际社会持续加码减碳目标，碳中和逐渐成为一场国际竞赛，且部分国家减碳措施外部化显现，我国去碳进程更需加速。同时，我国亦与国际社会积极合作，展示了负责任的大国形象。

2）国内层面：能源端，光伏、风电均发展迅速，但在发电结构中占比仍有待提高，分布式光伏、海上风电大有可为；终端，新能源车终端渗透程度大幅加速，交运部门电气化进程提速。

3）共性问题升级：能源危机中，新能源脆弱性凸显，全球碳中和共性问题由量变问题升级至量变质变双难题

■ 我国始终坚守“碳达峰、碳中和”目标，各部门相关政策密集出台，齐齐指向目标的最终实现。 能源领域，以“总体目标——推进——配套设施”多层次的清洁能源政策与能效能耗政策共同推进；工业领域，重点管控高碳排行业，将迎一轮类供给侧改革；交运领域，推广新能源汽车为目前的主要政策方向。

■ 短期层面，碳中和的实现本质上需要新旧能源的转化以及新旧产能的更迭，在科学实践道路尚处于探索期，以及新旧转化更迭的衔接过渡阶段，拉锯格局难免出现。近期部分地区的“限产限电”情况实则是碳中和推进中部分进程新旧脱节的显现：

一方面，新旧产能更迭脱节导致能耗双控目标出现落差引发限产。 短期内上游高耗能工业品供给快速收窄，价格大幅上行，中下游企业承压。但纠偏政策跟进下，该态势大概率难有持续性，不具备硬需求的高能耗品将面临较大下行压力。

另一方面，新旧能源进退场速率错位导致电力缺口凸显从而出现限电。 短期层面电价政策或成为解决问题的关键，电价上调后，向新能源转型的火电企业及新能源发电企业有望受益。同时，考虑到绿电体量尚小，预计短期内我国火电仍为中流砥柱，短期内煤炭将继续保持紧平衡状态，相应板块受益。

■ 中长期层面，碳中和已成为当前我国重要政策主线，在其推进过程中，我们预计将有四大确定性趋势出现：

（1）能源转型仍是重中之重，新能源及储能板块迎来历史性发展机会；

（2）电价市场化趋势中，机制化大概率仍不会缺席，向新能源转型的发电企业基于成本优势将长期受益；

（3）欧盟经验下，作为推进碳中和的有效市场工具，碳交易机制将持续完善，受管控行业中的“减排先锋”具备较强碳资产转换能力，有望持续受益；

（4）部分周期品将迎来类供给侧改革，板块估值逻辑或面临重构，全行业利润面临限产和碳配额成本冲击，转型龙头有望迎来新机遇。

■ 风险提示 ： 1.相关政策推进不及预期；2.技术进展缓慢；3.国际合作困难。

正文

2020年9月22日，习主席于第75届联合国一般性辩论大会上提出我国力争于2030年实现“碳达峰”，2060年达到“碳中和”的远大目标。时隔一年，我国始终在推动“碳中和”的道路上坚定前行，各部门相关政策密集出台，一同指向“30碳达峰·60碳中和”目标的实现。 但值得注意的是，碳中和更是一个动态的进程， 在这一年之中，国际形势、国内进展及各国所面对的发展共性问题均发生了不同程度的变化。 在碳中和大目标的坚守与不变下，进程及局势的动态变化中，新旧拉锯期或时有出现，动态把握是“碳中和”主线投资的重点。

1.碳中和之“变”

1.1.国际形势变化

国际社会持续加码减碳目标，碳中和逐渐成为一场国际竞赛。 2021年4月，领导人气候峰会召开，各国纷纷更新其减碳目标：欧盟将其2030年的减碳目标再提升15%至55%；美国宣布2030年50%的减碳量，并再次正式提出2050年碳中和的承诺。此外，日本、加拿大、英国、巴西亦加大各自的减排承诺力度，其中巴西更是掷出提早原先计划10年实现碳中和的承诺。随各国减碳目标的持续加码，全球碳中和日历也被不断拨快，一场以“碳中和”为目标的竞赛正在全球范围内展开。

除自我碳中和外，部分国家减碳措施外部化初现，我国去碳进程更需加速。 2021 年 3 月， 欧盟议会通过 CBAM 决议，意味着欧盟碳边境税正式成为现实。碳边境税的初衷是为了防止碳泄露问题，以最大程度遏制欧洲高排企业转移碳排的行径，从而实现真正的碳中和。2021年 7 月，美国民主党亦提出边境碳调节制度，与欧洲做法类似，均计划向高碳排的进口品征收相应碳税。欧美的碳边境税政策均以公平竞争作为立法出发点，但都明显忽视了发达国家与发展中国家“共同但有区别的责任”这一原则，具有显著的外部性。我国作为欧美的主要进口国，若不加速自身的碳中和进程，恐未来在国际出口贸易方面将遭较大影响。

我国亦与国际社会积极合作，展示负责任的大国形象。 作为碳排大国，除了加速自身碳中和进程，我国亦积极与国际各方合作，共同推动全球碳中和目标的实现，以减缓气候变化的速率，降低气候危机悲剧发生的概率。2020 年 9 月，中欧环境与气候高层对话建立；2021 年4 月，中美双方气候特使于上海进行会谈，并发表《中美应对气候危机联合声明》，计划在之后就工业及电力行业减碳政策、可再生能源、绿色和气候韧性农业、节能建筑、低碳交通等方面继续讨论，并在非二氧化碳温室气体排放及国际航空航海方面进行合作。预计在气候层面未来我国将与国际各方更紧密合作，借鉴国际发展经验的同时亦承担大国责任，携手共促全球零碳目标。

1.2. 国内进程变化

1.2.1. 能源端

光伏、风电装机量均大幅提升，发电量显著增长，但在发电结构中占比仍有待提高。 截至2021年3月，我国光伏发电累计装机容量达25850万千瓦，较2020年二季末大幅增长19.78%。目前，我国光伏装机始终保持世界领先水平。根据SOLARZOOM数据，2020年第四季度，我国单季光伏安装量达29500兆瓦，为美国同期水平的逾5.2倍，德国的近21.52倍。2021年以来，我国太阳能(行情000591,诊股)发电量显著快速增长。据国家统计局数据，截至2021年8月，我国本年度太阳能发电量累计达1204.3亿千瓦时，同比大幅增长27.13%。此外，风电装机容量亦获大幅提升，截至2021年7月，累计发电装机容量达29310万千瓦，较去年9月大幅增长30.9%；截至8月，我国本年度风电发电量达3650.8亿千瓦时，较去年同期增长逾35%。但值得注意的是，当前我国风光发电占比仍然较低，截至8月，2021年风光发电量占总发电量仅为9.01%，远低于火力发电，亦较水电低约5.12个百分点。预计之后伴随储能、智慧电网等技术的大力发展，并网消纳问题有望得以完善，风光发电占比将获长足提高。

光伏上网电价持续下行，分布式光伏大有可为。 据发改委数据，2020年6月1日起，我国I类、II类及III类地区光伏上网电价分别为0.35元/千瓦时、0.4元/千瓦时、0.49元/千瓦时，价格较前期继续下行态势。此外，分布式光伏亦发展迅速，渗透率正快速提升。据国家能源局和中国光伏协会数据，2021年上半年我国光伏新增装机13.01GW，分布式合计占比62%，显著超过集中式，其中户用分布式占比42%，同比增24%，工商业分布式20%，同比持平。在整县政策落地推动下，预计未来我国分布式光伏将加速发展。

风电经济性开始凸显，陆上风电大机组化趋势凸显，海上风电开启由定式向浮式发展。据风电财经统计，自2020年12月，我国风电机组中标价开始持续下行。2021年9月，风电机组中标均价约为2592.45元，较2020年末水平大幅下降逾25%。此外，目前风电技术亦持续升级迭代：陆上风电正向大机组方向演进，以充分提升中东部低风力地区的发电效率；海上风电当前正朝“由定式转浮式，由近及远”方向转型，浮式海上风电有助于我国远海风电电能的开发，是对海上风电利用的更充分探索。2021年亦为海上浮式风电元年，已有首批四个项目计划审批通过。截至2021年6月末，我国累计海上风电装机1113.4万千瓦，较2020年三季末同比大增48.45%。在陆风进入平价通道后，我国海上风电也逐步迈向平价化。今年10月，中广核汕尾甲子一海上风电项目成为全国首个实现海上主体工程开工的平价海上风电项目，标志着我国平价海上风电建设正式展开。同月，浙江680MW海上风电项目开标，均价较2020年采购均价水平大幅低约40%-50%，我国海上风电平价化开始显现。

1.2.2. 终端

销量大增，新能源车终端渗透程度大幅加速，交运部门电气化进程提速。 据清华大学数据，当前交运部门碳排量占总碳排近9.9%。作为交运部门减碳进程中“终端电气化”的重要途径，新能源车替代传统燃油车在这一年间取得飞跃式进展。2021年起，我国新能源(行情600617,诊股)车销量较去年显著大幅增长。据中汽协数据，2021年8月，我国新能源车单月销量达逾32.09万辆，同比增长193.61%。销量大增的同时，我国新能源车渗透率也急剧提升，2021年8月，单月销量渗透率已达17.84%，较2020年9月水平大幅增长逾12个百分点。 目前，我国新能源车性能不断迭代，性价比持续提升，且充电桩等配套设施亦正加速布局，预计之后新能源车将继续高速发展，交运部门的电气化程度随之再度加深。

1.3. 共性问题变化

共性问题升级，全球各国能源转型面临新考题。 能源转型为碳中和目标实现的关键，亦为全球各国所面对的共性问题。 随碳中和目标的持续推进，该共性问题有所升级，由新能源发展的量变问题升级成为质变难题。新能源发展的量变问题，即各国开始具备新能源大规模转型观念、推进速度由缓及快的提升问题。 在世界各国的碳中和努力下，这一问题已得到充分重视，近年来以光伏、风电为代表的新能源推进迅速，据BP数据，2020年可再生能源已在欧洲占比达23.79%，较去年同期增长近2.8个百分点。 新能源发展的质变问题，则指的是新能源脆弱性、以及其对传统能源的充分替代问题。 目前，全球新能源发展虽正在加速，但以产出非稳定为代表的“质不稳”问题始终困扰各方。尤其2021年以来，极端气候频发，高度依赖自然环境条件的新能源脆弱性凸显。 碳中和下的能源转型难以在脆弱的新能源中得以顺利完成，新能源的“质变”问题亟待解决。同时，“质变”不仅要依赖储能等技术进步的推进，更要依靠新能源“量变”的持续加快进展。“质变”问题作为新能源发展新考题，与“量变”问题一同成为当前各国迈向碳中和目标所面临的两大共性问题。

能源转型中，世界各国可再生能源的推进进程不可谓不快。 据全球风能协会数据，全球风电持续快速发展，2020年更是呈现跃升态势，装机容量达70739.6万千瓦，同比大幅增长13.92%；新增产能8693.2万千瓦，同比增59.12%。据21世纪可再生能源政策网络数据显示，2020年全球太阳能光伏装机容量达76亿千瓦，同增21.21%，为2018年的逾15倍。此外，从能源消耗结构看，各国可再生能源占比均有显著增长。根据BP数据，2020年欧盟可再生能源占一次能源消耗约12.28%，较2019年增1.56个百分点；美国可再生能源消耗占比达7.01%，同比增近1个百分点。

近期的能源危机揭示了碳中和下能源转型的质变新难题。当前，以欧洲为代表，世界多地正受能源危机困扰：

？欧洲方面，天然气供需缺口激化。供给侧，疫情冲击与极端天气影响，叠加俄欧博弈，天然气供给显著收缩。 作为重要的天然气供给国，美国天然气产量自疫情以来大幅下降，目前仍处于相对低位。此外，德州极寒、飓风“艾达”先后引致美国天然气产量出现下滑；而西部的极高温气候亦拉升天然气的国内需求，导致美国天然气对外供给大幅收缩。此外，俄欧博弈一定程度上也导致了供给的收窄。 需求侧，欧洲激进的能源转型大幅拉升天然气需求。 为实现“气候中和”这一更高要求的目标，欧洲持续加速其脱煤进程。以法国、德国、英国为代表，多国提出明确的燃煤电厂淘汰进程目标，并严格执行落实。气候中和目标下，快速的脱煤进程严格限制欧洲的煤炭用量。同时，考虑到核能安全性问题，德国等也正加速去核电。此外，新能源发展虽快，但非正常气候放大凸显了其供给的非稳定性及脆弱性。今年以来，作为风力发电主要地区，欧洲北海持续小风，风力发电运行不佳。据风电纵横数据，Orsted离岸风电厂当季平均风速为7.8公尺/秒，较去年同期降低7.14%。激进式的去煤、去核以及新能源供给不足和不稳定等因素下，作为排碳量较小的一次能源，欧洲天然气需求大幅拉升。天然气供需缺口锐化引发欧洲气价一路飙升，10月8日IPE英国天然气期货结算价达222.21便士/色姆，为年初的3.74倍，去年同期的5.74倍。 短期层面，随着俄欧博弈暂告一段落，俄罗斯对欧洲供气量有望提升，欧洲能源紧缺态势有望得以部分缓解。但由于疫情发展及天气难以提前预判，今冬能源危机是否恶化仍难以判定。

？全球层面，受能源短缺影响，缺电问题大面积发生。 BP数据显示，欧洲气电占比近19.61%，此次受天然气短缺影响，欧洲电力告急，缺电问题严重，电价大幅飙升。中国方面，受煤产量收窄、发电成本高企影响，中国多地亦面临缺电问题，有序用电政策纷纷出台。巴西方面，发电占比超过6成的水电受干旱气候的影响，发电量出现明显下降，为了避免电网崩溃，巴西不得不使用天然气加大发电。此外，以煤炭为主要发电能源的印度亦受缺电困扰。近期，印度燃煤存量持续偏低，据印度电力部，截至10月1日，其135家火电厂燃煤存量平均仅剩4天。而据BP数据，2020年，煤炭在印度发电结构中占比达72.09%，因而此次印度的煤炭供给短缺直接导致了其缺电危机的发生。

新能源发展方面，量变仍需持续推进，稳定性问题亦亟待解决。一方面，虽进程迅速，但新能源体量尚小这一现状仍无法否认。 全球视角来看，部分主要国家新能源占比仍相对较低。BP数据显示，2020年美国发电结构中，可再生能源占比约12.87%，仍显著低于煤炭的19.69%，核能的19.40%，远低于天然气的40.56%。中国亦然，2020年可再生能源发电占约11.10%，远低于煤电的63.22%。因此，量变问题仍存，新能源发展的推进势必还需加速，量变是实现质变的重要前提。 另一方面，新能源脆弱性凸显。碳中和推进中，若新能源非稳定性始终未决，其量变亦难以达成质变，能源短缺或将成为困扰各国的长期痛点。 新能源的脆弱性在年初德州断电的事件中得到最先体现，之后在9月以来全球多国频发的能源短缺中再次得以验证。新能源脆弱性未解下，能源结构完全清洁转型与能源安全恐难以共存，因此新能源稳定性问题成为当下全球碳中和推进过程中的又一新的共性问题。

2.碳中和之“坚守”

一年来，我国始终坚定“2030碳达峰，2060碳中和”这一远大目标，各部门相关政策密集出台，齐齐指向碳中和目标的最终实现 。 2021年，我国“碳达峰、碳中和”目标在多次政策重大部署中不断明确强化。3月，李克强总理于《政府工作报告》中对“碳达峰、碳中和”工作再次予以强调；同月，“碳达峰、碳中和”目标被纳入我国十四五规划及2035年远景目标中；7月，国家发改委印发《“十四五”循环经济发展规划》，再提大力发展循环经济，促进实现“碳达峰、碳中和”目标。至此，碳中和这一政策主线在我国未来数十年的重要发展地位得以明确。

2.1.能源政策

能源端脱碳为降低碳排的根治之措，我国政策从“总体目标——推进——配套设施”多层面大力推动清洁能源发展。 2021年4月，国家能源局正式印发《2021年能源工作指导意见》，将能源转型作为着力推进点，并设定2021年煤炭消费比重降至56%以下，风光发电占全社会用电量达11%的量化目标；5月，国家发改委及国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，再明确了我国2025年非化石能源占一次能源消费占比提至20%的目标。同时，我国亦通过加大金融支持力度、完善能源价格机制以及相应补贴机制从而实现对新能源发展的直接推进。此外，送电、储能等配套设施的相关政策亦纷纷出台，其作为新能源的辅助，以保障清洁能源推进的顺利有效进行。

能效政策亦为清洁能源发展的重要补充 。 清洁能源的发展为碳中和目标实现进程的重中之重，但新能源的发展具备一定的窗口期以及技术壁垒，短时无法达到大规模推广与应用。该情况下，能效的提升以减少能源总耗量从而降低碳排成为一个重要的减碳途径。在能耗方面，我国亦有以“能耗双控”为代表的多项政策予以推进。2021年9月，国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出2025/2030/2035总体目标，对“双高”项目予以坚决管控，强化完善能耗双控考核机制，同时推行用能指标市场化交易，从而从多方面完成能耗控制以协助完成碳达峰碳中和的目标。

2.2.工业政策

根据国际能源署（IEA）披露的数据，2018年中国二氧化碳排放量达95亿吨，其中工业领域排放量居第二，占总排放量27.9%。工业亦成为我国节能减排的关键领域之一。 从工业消费端来看，有色化工钢铁建材部分行业都属于高碳排行业，在推动碳中和的背景下，这些行业将迎来一轮类供给侧改革。

2021年1月，工信部部长肖亚庆接受新华社记者采访表示，要在2021年全年做好工业领域节能减排，鼓励工业企业、园区建设绿色微电网。在上半年，工信部、生态环境部等各部门从“治理存量、治理增量”的角度对各行业低碳行动提出指导意见，并将节能监察作为持续推进工业绿色高质量发展、助力碳达峰碳中和目标实现的重要手段。在未来，全国统一碳交易机制的推行将使得超排的高耗能行业产生利润上的损失，而减排企业和项目则将切实获得利润上的加成。对于未纳入管控行业，碳交易亦带来道德压力和隐性损失。预计在碳中和的大力推行之下，市场各主体都面临主动或被动减碳的压力。

2.3. 交通运输政策

绿色交通是“双碳”目标实现的重要环节，推广新能源汽车是目前的主要政策方向。 根据IEA测算，2018年交通运输碳排放整体占比9.7%。1990年至2018年期间复合增速8.3%。交通运输需求规模的日益扩大，为交通运输行业的节能减排带来较大压力。为此，各部委及省份纷纷制定相关政策，以推进交通运输的节能减排：交通部和发改委共同制定了《绿色出行创建行动方案》，提出到2022年，力争60%以上的创建城市绿色出行比例达到70%以上，绿色出行服务满意率不低于80%。

新能源汽车对传统燃油车的替代可以有效降低交通运输业碳排放量，政策上主要从供给与需求两侧共同推进。 供给侧层面，工信部更新双积分政策部分条款，引导促进车企布局新能源汽车，推动新能源汽车市场的快速发展；消费侧层面，财政部等通过免征新能源汽车车辆购置税，促进新能源车的市场放量。

在各部委政策指导之下，各地区亦相继推出新能源汽车发展规划。 其中，北京计划在2023年前，推广氢燃料电池汽车3000辆、建成加氢站37座；浙江则提出到2025年，全省新能源汽车产业规模持续做大，推广应用进一步扩大，综合发展水平位居全国前列。

3. 短期层面：科学道路探索中，新旧拉锯时有出现

碳中和的实现本质上需要新旧能源的转化以及新旧产能的更迭。在新旧转化及更迭的衔接过渡阶段，拉锯期难免出现。近期部分地区的“限产限电”情况实则是碳中和推进中部分进程新旧脱节的显现——新旧产能更迭脱节导致能耗双控目标出现落差引发限产，以及新旧能源进退场速率错位导致电力缺口凸显从而出现限电。

3.1.新产能与旧产能：具备硬需求的高能耗产品 有较高投资价值

实际上，“能耗双控”并非碳中和下的新政策，其作为约束性指标最早可追溯至“十一五”时期。虽与前些年相较，2021年单位能耗3%左右的控制目标相对持平甚至有所放松，但在部分地区产能升级推进未达预期的情况下，其完成难度一定程度上实际有所提高：

首先，能耗减排目标看似不变，但其边际实现难度时序性递增；“双控”目标实际上是针对新产能稳步推进的合理实现目标。 2021年初，我国各省市区纷纷提出其年度能耗控制计划，并多围绕3%作为单位GDP能耗降低目标，其中部分地区较2020年目标提升，部分地区则继续维持前期目标。即使每年目标数值整体变动不大，但依据诺德豪斯的气候变化综合评估模型，边际减排成本具有伴随减排量增加而递增的规律。而我国学者的研究亦显示，同样减排量目标下，具备技术进步的情景中，减排成本相对较为便宜。也就是说，技术进步推动下，性价比更高的减碳技术以及新产能的发展运用将使边际成本曲线非线性递增的速率有所放缓。即新产能稳步推进的前提下，减排目标的边际实现难度将有所减轻。从另一个角度，若我们以物理学中运动与静止来看，亦不难理解该目标内涵的科学性。能耗双控目标的边际实现难度具有绝对运动性，若产能未发生或仅发生小幅更迭升级，目标边际难度与产能发展之间的相对运动性则可近似于前者的绝对运动情况，之间的差距会不断拉大，目标实现愈发困难；若在新产能稳步推进的前提下，边际难度与产能发展的相对运动性将大幅得以减弱，目标的实现则是合理且不难达成的要求。因此，能耗双控目标实质上是对应新产能稳步推进下的合理要求。但若新旧产能更迭脱节，在执行层面，即使各地区维持与上期相同的递减目标，实现难度实质上已显著增大。

其次，疫后国内工业生产恢复，叠加海外疫情延续造成订单持续回流，能耗需求被大幅拉动，旧产能下能耗红线更易被触及。 2020年第四季度起，我国疫后生产恢复势头迅猛，工业生产的强劲复苏带来了更多的能源消耗需求。从两年平均复合增速的视角，自2020年9月，我国工业增加值增速总体上均高于往年同期，而2021年继续维持该态势。此外，在海外疫情反复下，国内迅速的复工复产也带来了大量制造业订单持续回流。我国工业出口交货值自2020年Q4起迅速增长，同比增速大幅提升；2021年增势不减，且在印度、东南亚等地疫情爆发之际，这一回流趋势再度强化，8月出口交货值达12055亿元，同比增加14.8%。我国出口额自2020年Q4起亦显著增长，并于12月达到历史高位；之后今年8月出口额再创历史新高，达2943.15亿美元，两年平均复合增速为17.03%。制造业的大幅回流很大程度上拉动了能耗需求。 预计能耗强需求在未来将继续维持。短期层面，新兴经济体供给尚无法快速恢复，叠加节日备货旺季，海外需求仍强。 出于圣诞节及元旦备货准备，欧美订单需求将继续维持较强水平，且当前越南政府的疫情响应程度仍处于相对高位，预计疫情下的制造业转移回流仍会维持，能耗需求短期或仍较强。 中长期层面，海外需求或有收窄，但国内内需恢复扩大进程加速，预计对制造业能耗仍存一定需求。 需求侧随出口旺季过去预计将有所收窄；供给侧，伴随疫苗接种，疫情正在好转，海外生产逐渐修复，“中国+N”生产模式或有重现可能。国内层面，目前受点状疫情时发影响，消费复苏仍然相对疲软，8月社零同比增速2.5%，商品零售同比3.3%。但预计中长期下，疫情得到进一步稳定控制，同时双循环的强势推动，我国内需有望获加速扩张，制造业能耗需求仍存。

综上，新产能推进不及预期是能耗目标落差的根本原因。 一方面，虽能耗双控目标数值层面看似不变，甚至有所放松，但其本质上是对应新产能推进的新实践目标。在经济持续发展的需求下，部分地区“旧产能囤积，新产能未及”的情况最终势必造成其能耗目标难以实现。另一方面，短期层面，若海外疫情持续无法得以稳定控制，制造业回流趋势继续维持，能源消耗需求预计将持续强化。而此时若产能升级未加快提上日程，能效提升不及预期，能耗目标实现的落空也将成为大概率事件。

当前，部分地区经济发展与产能升级未充分协调，能耗中期答卷已亮红灯 。2021年8月，国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》。整体上看，与2020年前三季度相较，我国各地能耗目标完成情况在2021年显著较差。若细化地区看，在除西藏外的30个省市自治区中，青海、宁夏、广东、广西、福建等19个地区能耗强度降低率未达进度要求，甚至出现不降反升；另外亦有13个地区能耗总量控制目标处于一、二级预警。其中，宁夏、广西、广东三省自2020年Q3起，连续三次通报均为一级预警；而新疆、云南、青海在2021年一季度及半年度中亦均为一级预警；陕西、福建、江苏能耗强度在时间序列上则呈现逐渐恶化态势。

部分地方政府期末“赶作业”，以“双限”达“双控”，运动式脱碳显现。 第四季度已至，但有些地区距能耗双控目标尚远，且其新产能发展推进尚未及预期。为顺利通过年度考核，部分地方政府开启“运动式脱碳”，以“限产限电”措施限制高耗能企业生产，以期在短时间内恶补年度减排目标。其中，连续多次“一级预警”的地区尤甚：广东省针对高耗能产业，实行“开二停五”的用电方案；广西对铁合金、钢铁、水泥、电解铝行业实行限产措施；云南则对其钢铁、水泥、黄磷、绿色铝、工业铝等行业提出明确限产规定。

“双限”政策短期内利好上游高耗能工业品板块，中下游企业承压，但该情况预计不具备持续性。 “双限”政策中的部分地区为我国工业原材料重要生产地，快速踩下急刹车致使上游生产停滞，供给快速收缩，进而导致原材料价格大幅上涨，短期内上游高耗能工业品板块受益，中下游制造业利润空间遭严重挤压。但考虑到利润严重挤压下中下游中小制造业企业面临的较大破产风险，以及运动式脱碳造成的经济运行不正常扰动，目前纠偏政策已经出台。10月8日，国常会提出要纠正部分地区“一刀切”式停产限产以及“运动式”脱碳。 纠偏政策下，上游供给收缩幅度或得以部分纾解，原材料价格快速上行的态势预计难具备持续性。供给端不正常收紧纠偏下，后续价格演绎需关注至需求侧，不具备硬性需求支撑的周期股业绩表现或受价格及需求双回落影响。

3.2.新能源与旧能源：煤电短期内或仍为中流砥柱

电力缺口是限电的最主要原因，终端电力需求强化、新能源体量尚且不足共同构成碳中和推进过程中的新电力缺口。 2020年末起，部分地区发布限电通知，限电潮初起；今年8月，多地再度发布限电指示，新一轮更大范围的限电措施在全国范围展开。实际上，我国各地区本轮限电与“能耗双控”关联相对较小，其应主要归因于缺电问题。“碳达峰·碳中和”目标推进下，“终端电力化”的迅速推广展开大幅提升我国部分产业整体用电需求，但“电力清洁化”中新旧能源发电出现脱节则导致供给掉队，从而最终引致了新电力缺口的出现。

需求侧来看，碳中和目标下终端电力需求的明显扩张是构成缺电的一大原因。 “2030碳达峰、2060碳中和”目标对我国产业终端电气化的比例提出了较高的要求。在此背景下，一方面，旧产能纷纷加速进行底层能源结构改革，提高电气化占比；另一方面，新产能、新需求多数亦需依托于电气化和能源清洁化等条件才能得以发展。2021年以来，我国交通运输业、工业、制造业等多行业用电量同比增速均显著高于往年。以交运行业为例，新能源车出现爆发式增长，带来新的用电需求增长点，导致交运行业年初以来用电量暴增，同比增速横向远高于其他行业，纵向亦超越其往年同期。而工业、制造业类似，随生产模式转型，其用电量相较往年亦发生明显增长。

供给侧来看，新旧能源进退场速率脱节引发供给掉队，碳中和下电力供需缺口再度恶化。旧能源方面，煤供给收窄、价格飙升导致火电发电不足，过快退场。 当前我国的发电结构仍以火电为主，据BP数据，2020年我国仍有63.22%的发电能源来自于煤炭，相较水电高逾46个百分点。但碳中和推进下，煤炭产能批复减缓，产量同比增速持续下行，供应紧张使得价格在今年以来不断上抬，进而导致火电企业成本高企、运营艰难，火电供给显著收缩，一定程度上造成了能源结构中的火电急剧退场。 新能源方面，虽发展态势乐观，但目前体量尚小，叠加并网消纳问题仍有待完善，进场步伐尚为缓慢。 2020年，我国新能源发电量占比仅约11.10%，远低于旧能源。且当前我国可再生能源仍存在较大的并网消纳问题，一方面可再生能源地理区位供需错配、电力系统灵活性不足，并网工作未充分展开，导致弃风弃光频现，使得部分新能源供电耗损浪费；另一方面则是其极易受气候影响导致供电不稳定、波动性大。因此，基于目前的现实情况，在旧能源供给减少下，我国新能源尚且无法形成较好的电力补充，挑起发电大梁。 新旧能源的衔接不畅引发了电力供给缩减，导致电力缺口再恶化，最终催生了“限电”政策的必要性出台。

短时限电无法根治缺电问题，电价政策或成为解决问题的核心。 新能源发展尚未完全成熟，距其实现较好补给仍需一段时间，我国电力供需硬缺口或将继续长期存在。限电措施囿于时限性并无法从根本上解决缺电难题，电价政策则成为解决问题的重点。基于还原电力商品属性，使电价能够更好地反映供电成本的考虑，当前我国正全面深化电价改革，推动完善电价制度，通过电价调节这一机制实现用电需求调节，缓解用电紧张状态。在燃煤发电成本高企严重压缩发电企业利润，导致煤炭库存偏低、发电能力难以维持、电力供给出现缺口的背景下，8月12日，11家发电企业联合递交《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》，建议上浮交易价格。10月8日，国常会上提出，要求主要产煤省及重点煤企落实增产增供任务，以及中央发电企业保障其所属煤电机组应发尽发。此外，国常会还提出推动燃煤发电电量全部进入电力市场，完善煤电价格市场化形成机制，并将电价上下浮动空间放宽至20%，其中高耗能行业可由市场形成价格，不受20%限制。 电力交易价格上浮一定程度上将帮助解决发电企业成本倒挂、利润压缩的问题，同时保障电力的稳定供应能力。电价上调后，中短期向新能源转型的火电企业及新能源发电企业有望受益。

此外，目前我国绿电供给能力尚不足，短期内仍需火电给予较大能源支撑。 煤炭新增产能释放需要一定时间，而枯水期降至、工业用电亦将在年末达到峰值， 预计煤炭在短期内仍将呈现紧平衡态势，煤炭板块将继续受益。 同时，兼具低碳排以及发电稳定性，作为另一种清洁能源，我国核电发展迅速，大有可为。截至2021年8月，我国核电产量占总发电量约5.01%。2021年9月突破性技术高温气冷堆核电站成功临界，并有望于年内并网发电。 预计在风光发展规模尚未充分、并网消纳问题尚未完善下，核电在电力保供方面重要性将有所凸显，中短期内核电板块亦值得关注。

4. 中长期层面：把握碳中和进程中的动态变化

4.1. 能源结构转型仍是重中之重：新能源及储能板块 迎来历史性发展机遇

长远来看，新能源的发展势必成为碳中和进程里一贯始终的重点。 碳中和的两大抓手“电力清洁化”与“终端电力化”虽为并行措施，但其中亦包含了重要的前提关系：

首先，“终端电力化”以实现碳中和必须建立在“电力清洁化”的基础之上。 “终端电力化”要求各部门将电力作为主要的二次能源消耗种类，最典型的即交运部门通过新能源车大量替代传统燃油车，以减少化石燃料使用从而降低碳排。然而，目前我国电力结构中仍有63.22%来自煤电，若能源结构不发生改变，这种电动化的推广措施非但无法达到目的，反而实则将增加碳排。“终端电力化”措施理论层面对于减碳的可行性及贡献不容置否，但 另一方面其将造成终端用电量的大增，在电力尚未完全清洁的前提下，实则亦无法充分实现零碳目标。因此，对“电力清洁化”推进的重要性应更高于“终端电力化”。

其次，新能源若要实现真正的“清洁”必须具备“电力清洁化”的加速推进及充分实现。新能源的实质清洁性往往被人们所忽视。实际上，若将生产全过程考虑在内，当前我国的清洁能源尚未达真正的“全清洁”状态。光伏、风电的发展需要相应机组设备，这些设备的制造亦需要电量消耗，若将这些制造用电的碳排考虑在内，在新能源电量产量、并网消纳未妥善解决引致弃风弃光、新能源设备制造电量耗量间的多方博弈中，目前我国风光能源尚未实现绝对零碳化，甚至一定程度上仍是产碳状态。若要进一步促进新能源生产全过程近零碳化，则需要大力推动新能源发电技术的提高突破以及消纳并网问题的加速完善，实现新能源电量产量的大幅放量。

在我国碳中和目标的推进进程中，新能源的大力发展是必然之举，预计之后将有更密集政策落地予以推进促进。因而 在中长期层面上，新能源板块将持续受益。 此外，发电非平稳、地理区位供需错配、并网消纳问题严峻为我国新能源发展痛点，储能的发展为我国能源结构向新能源顺利转型的关键，故 在我国“碳达峰·碳中和”目标的大力推进中，储能作为能源基础配套设施，亦必将获得持续支持推进与发展，储能板块中长期也将受到长期利好。

4.2. 电价市场化或为中长期大趋势：向新能源转型的发电企业长期受益

居民及工商业电价长期倒挂引发电力资源配置扭曲，电价市场化或为大趋势。 目前，我国电价始终处于较低水平。据国网能源研究院数据，2019年我国销售电价平均为0.611元/千瓦时，仅为OECD国家水平的59%。另外，与世界其他国家相较，我国居民电价显著偏低，工商业用户缴纳了高昂的交叉补贴，居民电价与工商业电价长期倒挂。基于还原电力商品属性，使电价能够更好地反映供电成本的考虑，充分发挥价格机制合理引导电力资源需求的作用，改变稀缺电力资源配置情况扭曲与低效的局面，我国正全面深化电价改革，推动完善电价制度，通过电价调节这一机制实现用电需求调节，缓解用电紧张状态。7月26日，国家发改委出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出优化分时电价机制，拉大峰谷电价，并健全季节性电价机制；之后于8月24日，南方电网发布《关于推动落实国家进一步完善分时电价机制的通知》，要求尖峰电价上浮比例不低于20%；10月8日，国务院常务会议提出，将市场交易电价上下浮动范围调整至20%。 碳中和下，新旧能源结构切换，终端电力化推进带来巨大能源需求，新电力缺口逐渐显现。在此背景下，电价市场化以推动稀缺电力资源的合理配置更尤为重要。同时，电价市场化一定程度上也能帮助新能源的发展实现汰劣留良，以价格机制推进高效高性价比的新能源产业发展 。

欧洲经验下，未来我国电价大概率市场化与机制化并行，发电企业中长期将继续以成本为利润核心，向新能源转型的发电企业具备动态成本优势，或将长期受益。 天然气是欧洲重要的发电能源，据BP数据，2020年，欧洲天然气占其发电结构约19.61%。但由于低库存且供给偏紧，今年以来欧洲天然气价格持续上扬，目前仍处于飙升态势。天然气价格大幅上涨，叠加风电等新能源供给不足，欧洲电价持续暴涨，造成居民生活成本及企业生产成本的大幅上升，生活生产及经济运行秩序受到较大影响。据Mysteel数据，欧洲电价的上涨使得钢材成本显著上升40-50欧元，部分企业甚至险些出现利润被电价上升吞噬的情况。以此为鉴，考虑到民生生活保障及经济生产平稳运行，预计我国电价大概率会是有规划地、合理区间的市场化，“看不见的手”仍不会缺席。因此， 未来我国电价上浮调节的空间有限，发电企业售价端获利终面临天花板，成本端的压降仍然是其利润的核心关键。 目前，虽我国光伏已实现上网平价，陆上风电亦步入平价时代，然而若将储能成本以及弃风弃光造成的沉没成本考虑在内，风光资源目前实则尚不平价。但之后 伴随碳中和进一步推进，我国未来火力发电成本预计大概率将逐步上行，而随着风光发电成本再降，新能源发电与旧能源发电成本的剪刀差将出现，新能源的经济性终现。而对于向新能源转型的发电企业而言，在能源转型全过程中的其最低运行成本可视作Min{火电成本，新能源发电成本+储能成本}，一升一降之下这些企业有望在我国电力新能源转型过程中长期获益。

4.3.碳交易机制将持续完善：管控行业的先进减排企业动态受益

全国统一碳交易市场初起，电力行业被首先纳入，但目前我国碳交易市场发展尚不完善。 继全国八大碳交易试点开展运行数年后，2021年7月16日，我国正式启动全国统一碳交易市场，首日成交量达410.3953万吨，成交金额逾2.1023亿元。根据国网能源院数据，2018年，我国电力及热力部门碳排占比达近51.4%。电力部门作为我国最大的碳排放部门，亦率先被纳入碳排放交易体系中。但值得注意的是，截至目前，我国碳交易市场发展仍处探索阶段，距离完善化仍有一定距离。碳市场开闸首日，碳配额成交价为51.15元/吨，之后短期价格始终高位波动，于8月11日达55.9元/吨。然而自8月12日起，我国碳市场配额交易价开始一路下行，截至10月11日，碳配额最新交易价为46.03元/吨，相较碳市场开市首月均价下降近15%。此外，我国碳交易量在开市起初的大幅放量后亦始终较低。 配额交易价格的持续下行恐一定程度上削弱碳市场利用价格机制以促管控企业加快减碳进程的作用，成交量尚小亦大幅约束碳市场在减排中发挥的作用，未来我国碳交易机制仍有待继续完善。

碳交易机制的最大目的是减排。为充分发挥市场化手段推进企业低碳转型，在总量控制原则下，碳交易市场大概率向短缺市场发展，未来碳配额价格上涨预期较强。 一个例子是2005年正式启动欧盟碳交易体系（EU ETS），作为全球首个主要碳交易市场，同时也是全球规模最大的碳交易体系，根据Refinitiv数据，2020年EU ETS交易量达8096Mt，占全球78.37%，交易价值达2013.57亿欧元，占全球约87.89%，在促进欧盟实现气候中和的进程中发挥了巨大作用。EU ETS的规则调整曾分四阶段展开，排放限额量设定逐年下降，碳交易市场由紧平衡市场转变为弱短缺市场，进而再发展成为强短缺市场，碳配额价格大幅抬升。当前，欧盟碳交易处于第四阶段，按照其发展规划，在2021-2030年间，其碳排放限额的年度递减率将比上一阶段再低0.46个百分点，即排放限额每年以2.2%线性系数递减，欧盟碳交易预计将在强紧缺市场方向继续发展，以更强的力量推动欧盟气候中和进程。

借鉴欧盟经验，为更充分发挥碳交易促高排企业减碳功能，我国碳交易市场还需从两大方面进一步完善机制：

1）首先，进一步增加覆盖行业范围。 目前国内碳交易仅纳入发电这一个高排放行业，作为碳排的重点部门，预计工业、交运等行业在未来几年也将相继纳入碳交易体系。今年5月，生态环境部委托中国建筑(行情601668,诊股)材料联合会，在水泥等建材行业进行配额分配及基准值测算，并组织碳市场运行测试；6月，生态环境部应对气候变化司发出《关于委托中国钢铁工业协会开展钢铁行业碳排放权交易相关工作的函》，委托开展钢铁行业纳入全国碳市场的相关工作。7月，生态环境部在例行新闻会上表明，下一步在发电行业碳市场运行良好的基础上，将逐渐纳入更多的高排行业；而在生态环境部连续多年开展的对钢铁、水泥等建材行业以及有色、石化、化工、造纸、航空这些高排行业的数据工作下，这些行业亦已具备一定的数据基础。这些举动表明了继电力行业之后，水泥等建材行业、钢铁、航空这些高排行业亦有望纳入全国碳市场。相关行业的先进减排企业亦值得跟进关注。

2）其次，碳配额的发放方式也将不断完善。 以欧盟为例，其碳配额的发放经历了以免费发放为主，到拍卖法占比逐步上升，再到现在配额总量收紧以及RGGI碳市场的初始配额分配全部通过拍卖进行的变化。在经历了未来几年的普及后，我国碳交易市场大概率亦将朝短缺市场发展，届时碳配额价格将具备强上涨预期。在此之下，高碳价方能充分反映排碳成本，以促进高排企业加速去碳。 在碳市场加强管控，碳价持续上涨下，受管控行业中的部分先进企业将率先实现减碳升级，碳负债有望转化为碳资产，从而获得业绩增厚。伴随碳市场逐步发展，中长期层面管控行业的“减排先锋”企业值得关注。

4.4.部分周期品面临类供给侧改革：估值逻辑重构 ，龙头迎来机遇

一方面，供给侧收紧、供给量稳定下，周期品的强周期性或将被逐渐淡化，估值逻辑面临重构。 周期品的生产过程中能源耗量巨大，在我国能源结构尚未充分向清洁化转型的背景下，高耗能产业也是高碳排产业，因此在碳中和目标推进进程中将面临较严格的生产约束与管控，经历类供给侧改革的过程。周期股通常估值偏低的原因在于其强周期性，而周期品的强周期性成因来源于：需求端周期性波动，供给侧应声而上，供需缺口的周期性动态变化下，相应商品价格亦出现周期性波动。但在碳中和的推进进程中，这一传导链或将逐渐模糊化。为达成碳中和目标，以钢铁为代表，高耗能周期品的供给面临产能产量约束，向上弹性趋弱，因而在产能过剩时代的价格强周期性波动亦将弱化。碳中和推进下，产能逐渐成为紧资源，供给侧对需求端的满足性趋弱，周期品价格波动低线上浮，整体价格中枢相应上抬，中长期估值中枢相应上抬。

另一方面，碳中和推进进程中高耗能周期品将逐步实现产能出清，龙头企业迎来机遇。 对于高耗能周期品产业而言，为帮助实现碳中和目标，其必须逐步清除淘汰旧产能，加快推进新产能发展，从而提高整体能源利用效率，降低能耗。对于全行业而言，其利润水平将受到总产量的萎缩以及购买碳排放配额成本（要支付的碳税）的冲击。但在此过程中，龙头企业基于其良好的基础条件、充分的研发投入以及较强的议价能力更快更易地实现新产能的更迭，在能耗控制目标持续严苛、生产成本逐渐陡峭的情况下仍有望保持较好的利润水平，在行业产能受限的背景下迎来发展新机遇。

总而言之，碳中和的推进是我国未来几十年发展中一个势在必行的过程。我们认为，“碳中和”在未来数十年内都将是明确的投资主线，对该目标推进过程中动态变化的把握则是该主线投资的主要逻辑所在。

短期层面：在碳中和科学实现途径尚未充分探索明晰之时，新旧更替的脱节所引发的拉锯局面或有发生。 为保障民生及经济生产，纠偏政策下，不具备硬性需求支撑的周期股业绩表现易面临下行压力。

中长期层面：

（1）能源转型仍是重中之重， 新能源及储能板块迎来历史性发展机会；

（2）电价市场化趋势中，机制化大概率仍不会缺席， 向新能源转型的发电企业基于成本优势将长期受益；

（3）欧盟经验下，作为推进碳中和的有效市场工具，碳交易机制将持续完善， 受管控行业中的“减排先锋”具备较强碳资产转换能力，有望持续受益；

（4）部分 周期品将迎来类供给侧改革，板块估值逻辑或面临重构，全行业利润面临限产和碳配额成本冲击，转型龙头有望迎来新机遇。

说明：本文内容均来源于安信证券研究中心策略团队所公开发布的证券研究报告