碳达峰、碳中和“1+N”政策体系
“碳中和”这个概念最早源自《巴黎协定》，2015年在 巴黎举行的气候变化大会上，联合国成员国达成了共识， 要把全球平均气温上升控制在较工业化前不超过2°C之 内，并在本世纪后半叶，也就是2050-2100年之间，实现 全球“碳中和”。
2020年9月22日，习近平主席代表中国在联合国大会上向 世界宣布了2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和 的目标。 2021年3月15日中央财经委员会第九次会议， 习主席提出深化电力体制改革，构建以新能源为主体的 新型电力系统。
2021年3月5日，国务院总理李克强在2021年国务院政府 工作报告中指出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作， 制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能 源结构。这是“碳达峰”、“碳中和”首次写入政府工 作报告。
党中央、国务院印发的《意见》，作为“1”，在碳达峰 碳中和“1+N”政策体系中发挥统领作用；意见将与2030 年前碳达峰行动方案共同构成贯穿碳达峰、碳中和两个 阶段的顶层设计。
2021年10月24日,《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》发布，重点指出有力有 序有效做好碳达峰工作，明确各地区、各领域、各行业目标任务，加快实现生产生活方式绿 色变革，推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上，确保如期实现 2030年前碳达峰目标，其中重点目标包含：1）推进煤炭消费替代和转型升级 2）大力发展新 能源 3）因地制宜开发水电 4）积极安全有序发展核电 5）合理调控油气消费 6）加快建设 新型电力系统。
2021年10月24日,《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作 的意见》发布，指出了碳达峰碳中和工作的三个主要目标：
到2025年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，重点行业能源利用效率大幅提升，非 化石能源消费比重达到20%左右；
到2030年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用效率达到国 际先进水平，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千 瓦以上；
到2060年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源 利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。
新能源高质量发展，保障新能源消纳
2022年5月30日，国务院办公厅转发《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》。
《方案》中，明确了加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统的必要性与重要性。提出要 实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，必须加快构建适应新能源占 比逐渐提高的新型电力系统：
1）全面提升电力系统调节能力和灵活性。
2）着力提高配电网接纳分布式新能源的能力。《方案》中指出，推动电网企业加大投资建设改造力 度，提高配电网智能化水平，探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范。重点关注配 电网改造领域的投资机会。
3）稳妥推进新能源参与电力市场交易。随着新能源参与电力市场交易的稳步推进，新能源参与市场 能够有更明确的投资收益预期，将更好地保障新能源行业投资积极性。
4）完善可再生能源电力消纳责任权重制度。此前，在《“十四五”节能减排综合工作方案》中就已 明确：各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核。在此基础 上，将进一步建立完善可再生能源电力消纳责任考评指标体系和奖惩机制。
新型电力系统下我国电力发展路径
根据北大能源研究院气候变化与能源转型项目系列报告，结合实现 双碳目标的时间进程，将构建新型电力的远景展望分为两个阶段。 第一阶段到2035 年，称为构建新型电力系统的1.0 阶段，第二阶 段为2036 年到2060年，称为构建新型电力系统的2.0 阶段。
在新型电力系统1.0 阶段，我国新能源装机快速增长，光伏、光 热、陆上风电和海上风电的总装机到2025 年和2035 年分别达 11.2 亿千瓦和26.8 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比 重分别达43% 和61%。
在新型电力系统2.0 阶段，以光伏、风电为主的新能源开始大规 模替代存量化石能源。传统能源机组的角色和燃料产生巨变，煤 电由调峰电源逐渐转变为备用电源，发挥紧急情况下的安全保供 作用。到2060 年，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机 达56.3 亿千瓦，包括地热、氢电、海洋能等在内的新兴清洁发 电机组总量约2.7 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重 达95%。
在新型电力系统2.0 阶段，以电化学储能为主的短周期储能技 术和以氢储能为主的中周长期储能技术实现关键突破，发挥对 电力系统削峰填谷的关键作用。到2060 年，我国新型储能装机 超过5 亿千瓦。微电网得到爆发式增长，在局部地区扮演关键 的自平衡作用，到2060 年的总规模超过2 亿千瓦。需求响应得 到进一步开发利用，在2060年达到最大负荷的12%。我国还将引 领全世界终端用能的电气化进程，电气化率在2060 年超过70%。
补贴欠款有望一次性解决
2022年3月24日,国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发 电补贴自査工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步 摸清可再生能源发电补贴底数。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月 31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及 生物质发电项目。
2022年3月24日，财政部官网发布《2022年中央政府性基金支出预算表》，其中“其他政府 性基金支出”中“中央本级支出”从2021年的928亿元增加至4,528亿元，较去年增加3,600 亿元，预算数为上年执行数的487.8%。据风能专委会综合各项因素测算，截至2021年底， 可再生能源发电补贴拖欠累计约4,000亿元，预算支出新增规模与补贴缺口基本吻合。综合 各方判断，大概率用来一次性解决可再生能源补贴拖欠问题。
2022年6月24日，财政部正式下发《财政部关于下达2022年可再生能源电价附加补助地方资 金预算的通知》（以下简称《通知》），下达山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、 重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海、新疆等省（自治区、直辖市）可再生能源电价附 加补助资金预算。本次下达可再生能源电价附加补助27.5496亿元，其中风电项目14.7061 亿元，光伏项目12.5545亿元，生物质发电项目2,890万元。
碳交易机制不断健全利好清洁能源
我国碳市场建设主要分为三个阶段: 第一阶段从2002年至2011年，主要参与国际CDM项目； 第二阶段从2011年至2020年，在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建八 省市开展碳排放权交易试点； 第三阶段从2021年开始建立全国碳交易市场。从CDM到CCER,我国碳市场迎风起航。
全国碳市场于今年7月16日正式启动上线交易。根据安排，第一个碳市场履约周期纳入 了全国燃煤发电行业2,162家企业，总共覆盖了45亿吨二氧化碳排放量。自启动以来， 全国碳市场运行平稳，交易价格也从首日开盘价的每吨48元上升到8月17日收盘价每吨 51.76元。官方最新数据显示，开市一个月来，全国碳市场排放配额累计成交量达到了 702万吨，累计成交额是3.55亿元。
国内碳排放权交易市场包括碳排放权配额（CEA）和国家核证自愿减排量（CCER）两种 交易产品；目前，碳交易以碳配额为主（主角），CCER作为补充（配角）。
2017年，由于市场交易量小、部分项目不够规范等原因，国家发改委暂停了对CCER项目 的审批备案。截至2021年4月，国家发改委公示CCER审定项目累计达到2,871个，备案项 目1,047个，获得减排量备案项目287个。获得减排量备案的项目中挂网公示254个。从 项目类型看，风电、光伏、农村户用沼气、水电等项目较多。
CCER对清洁能源运营商的业绩弹性
CCER需求是实际碳排放与配额的差值，受到配额政策松紧的影响。当前碳市场仅纳入电力行业，按5%最大抵减 比例测算，CCER最大需求约2.3亿吨，未来若化工、造纸等高耗能行业部纳入，CCER最大需求有望增长至4.22 亿吨。目前CCER正在北京筹备管理和交易中心。 不同CCER价格，不同清洁能源项目所获CCER对项目收入弹性不同，以风电为例：
深化市场化电价改革，绿电交易有望扩容
2021年10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确从10月15日起有 序放开全部燃煤发电电量上网电价，并扩大市场交易电价的上下浮动范围。
《通知》将燃煤发电交易价格浮动范围由“上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%”扩大至上下浮原则上均不超 过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行 阶段性优惠政策，进一步打开了价格波动空间，有利于充分发挥市场机制作用。
保障居民、农业用电价格稳定，推动工商业用户全部进入市场： 居民、农业用电仍执行目录销售电价，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。要求各地有序推动尚未进入市场 的工商业用户全部进入市场，并同步取消目录电价。
未来碳价上涨有利绿电溢价
现阶段，绿电市场的主要需求方是一些跨国企业、外贸企业和行业龙头企业，需求来源既有承担社会 责任的自愿、也有来自供应链的压力。在节能减排大趋势下，未来政策法规有望为绿电市场创造一部 分“强制性”需求。目前随着欧盟碳边界调整机制（CBAM）的出台，国内碳交易与国际联动机制给了 市场巨大的想象空间，未来绿电供给和需求都会不断增加，绿电交易市场有望不断扩容。
当煤炭价格上涨导致燃煤电价向上浮动较大幅度时，绿电价格也会随煤电价格水涨船高，但由于绿电 几乎没有运行成本，电价不存在必须上涨的压力，所以其价格有可能低于燃煤电价和市场平均电价。 根据江苏电力交易中心发布的交易结果，2022年开展的5次绿电双边交易均价为0.465元/kWh，相较江 苏省燃煤基准价（0.391元/kWh）上浮7.4分/kWh，相较同时期开展的其他电力集中竞价成交价（0.468 元/kWh）低0.3分/kWh。
绿电作为一种减排措施，其溢价受到两个因素影响：减排率和碳价。随着全国电网排放因子逐步下降， 绿电的减排率会越来越低，用户因为使用绿电从而减少排放带来的碳收益也会降低，进而拉低绿电溢 价；未来碳价逐步上涨将有利于推高绿电溢价。初步测算假设碳价从50元/吨逐年上涨到2030年100元/ 吨，全国电网排放因子从0.5810tCO2/MWh下降到2030年0.0367tCO2/MWh，在此边界条件下，预计绿电溢 价在2030年前将保持在3-4分/kWh。
总体来看，碳交易市场将逐步从区域试点阶段过渡到全国交易阶段。可再生能源企业也将受益于CCER 的推广、绿电市场交易扩容，绿电溢价等实现企业价值重估。
受益风机价格下降，风电运营商IRR不断提升
2020年陆上风电抢装结束后，因为大功率风机带来成本的大幅下降以及整机环节整体竞争较为激烈，陆上风机价 格开始快速回调，风机价格继续走低。 2022年上半年，由于主机厂竞争激烈、压价求标，风机价格持续下降，2022年2月份风机价格降至1,500-1,600元 /KW。随着招标市场持续超预期，4月-5月底的风机中标均价已经开始有所回升，最近陆上风机报价回升到1,700- 1,900元/千瓦区间，海风稳定在4,000元/千瓦左右。
期待下半年风电装机反弹
据金风科技统计，1Q22风电招标规模达24.7GW，其中海风招标5.4GW，1Q22招标量创历史单季 度新高。市场多方数据统计截至2022年5月末，2Q22招标规模达17.70GW，其中海风招标达 2.8GW。截至2022年5月底我国招标量已达43.7GW，2022年4-5月我国风电行业单月招标量均在 10GW以上。根据吊装机械工程预测，预计全年风电装机量在50-60GW，基于1-5月新增装机约 10.8GW，下半年需要完成装机目标的75%以上，较大概率出现抢装。
2021年12月，国家发改委、国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重 点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，第一批风光大基地项目总规模97.05GW。2021 年底已有75GW项目开工建设，其余项目在2022年一季度陆续开工，其中明确要求在2022年底 前投产有超过45GW风光大基地项目，有超52GW风光大基地项目明确要求在2023前投产。
2022年2月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的 大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，其 中，"十四五"时期规划建设风光基地总装机约2亿千瓦，“十五五"时期规划建设风光基地总 装机约2.55亿千瓦。
中电联和国家能源数据显示: 1-5月，全国全社会用电量33526亿千瓦时，同比增长2.5%，其中，5月份全国全社会用电量 6,716亿千瓦时，同比下降1.3%。1-5月份，全国并网风电厂发电量3,256亿千瓦时，同比增 长9.5%。
截至5月底，全国发电装机容量约24.2亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.4 亿千瓦，同比增长17.6%；太阳能发电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长24.4%。 1-5月份，全国发电设备累计平均利用1,462小时，比上年同期减少69小时。其中，火电 1,720小时，比上年同期减少97小时；核电3,081小时，比上年同期减少41小时；风电976小 时，比上年同期减少78小时。全国太阳能发电设备平均利用小时563小时，比上年同期增加 22小时。
中电联发布《中国电力行业年度发展报告2022》预计，2022年全国电力供需总体平衡，迎 峰度夏、迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧，预计全年全社会用电量增速在5%-6%。上半 年受疫情影响，用电增速有所放缓，预期下半年有望提速。
火电板块盈利有望边际改善
2022年2月24日，国家发展改革委召开新闻发布会，围绕进一步完善煤炭市场价格形成机制介绍有关情况。重点强调“两 个明确”：
一是明确了煤炭价格合理区间。从目前阶段看，秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格在每吨570—770元之间较为 合理，是行业的普遍共识。考虑中间环节流通费用等因素，明确了山西、陕西、内蒙三个重点产区煤炭出矿环节中长期交 易价格合理区间。将综合采取措施，引导煤炭价格在上述合理区间运行。
二是明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导。目前，燃煤发电执行的是“基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价 机制。完善煤炭市场价格形成机制，与燃煤发电价格机制相衔接，实现了“区间对区间”。明确了合理区间内煤、电价格 可以有效传导，燃煤发电企业可在基准价上下浮动不超过20%范围内及时合理传导燃料成本变化。并指出，煤炭价格合理 区间是在充分考虑成本的基础上确定的，兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机制作了妥善衔接，可以有效实现 “上限保电、下限保煤”。当煤炭价格超出合理区间时，政府就会出手，针对具体情况采取法律法规规定的一切必要手段， 也包括价格干预等措施，进行调控监管。
2022年6月20日前后，在国家发改委统一部署下，各地发改部门会同市场监管等部门组成调查组，全面开展落实煤炭价格 调控监管政策拉网式调查。调查组以重点燃煤电厂5月份电煤采购情况为切入点，全面调阅电煤采购合同，查阅相应煤炭 生产流通企业的合同和发票，并对煤炭、电力企业的交易凭证进行交叉比对，形成调查结论。 我们认为，火电企业加速清洁能源转型，受益单位煤炭成本下降以及电价上浮，火电板块盈利有望边际改善。
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