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 臵税，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。
4.1. 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臵否，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臵扭曲，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臵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 源的合理配臵更尤为重要。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。
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。
4.4. 部分周期品面临类供给侧改革
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。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。