核心观点
　　近日，生态环境部在6月新闻发布会上提出将加快推动各项制度和基础设施建设，力争今年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，并支持林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目发展。我国CCER此前在2017年停止，本次重启后主管部门将从发改委变成生态环境部，并且将推出林业、分布式光伏等新方法学。CCER重启有望为分布式光伏、林业碳汇、海上风电、生物性发电等节能减排项目的碳资产提供一种变现渠道，增厚相关项目综合收益率。
　　行业动态信息
　　行情回顾：6月26日-6月30日电力板块（882528.WI）上涨1.53%，沪深300指数下跌0.56%。电力板块跑赢大盘0.68个百分点。2022年初至今来看，电力板块上涨7.61个百分点，沪深300指数同期下跌0.75%。分子板块看6月26日-6月30日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为-0.67%、-0.54%、2.15%。
　　动力煤现货价格环比上升6.54%，同比下降39.63%
　　7月1日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为835元/吨，环比为0%，同比下降32.93%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤6月30日价格为920元/吨，环比下降0.54%，同比下降31.65%。
　　秦港库存环比减少0.70%，同比减少2.76%
　　煤炭库存方面，截至7月1日，秦港库存564万吨，环比减少0.70%，同比减少2.76%。而广州港6月30日库存为317.4万吨，环比增加6.51%，同比减少0.28%。
　　投资建议
　　电力方面，我们仍然持续看好火电转型新能源运营的标的，包括上海电力、华电国际、华能国际、福能股份、大唐发电、华润电力，稳健性标的推荐中国核电、三峡能源、中闽能源。此外我们还推荐智能配电工程运维一体化企业苏文电能，乌白电站注入提升公司盈利水平的水电龙头长江电力、受益于省内市场电价持续改善的华能水电。
　　风险分析
　　煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
　　区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
　　电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。
　　新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
　　新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。