碳中和专题研究报告寻路碳中和制度与技术的上下求索.docx
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碳中和专题研究报告寻路碳中和制度与技术的上下求索
2021年碳中和专题研究报告：
寻路碳中和，制度与技术的上下求索
一、制度建设的新格局：
以市场化机制增强内生动力
全国碳交易市场正式启动，碳定价凸显清洁技术路线优势
全国碳市场以试点为基础，自2017年底启动筹备，经过基础建设期、模拟运行期，2021年进入真正的配额现货交易阶段。
2013年起，我国陆续在深圳、上海、北京等8省市开展碳排放交易试点。
2021年2月1日《全国碳排放权交易管理办法（试行）》正式施行，碳交易进入全国实施阶段，全国碳排放权交易市场各项工作正在紧张有序开展过程中，计划于2021年6月底前启动全国碳交易。
覆盖行业上，电力行业被率先纳入，未来将逐步扩大至八大重点行业。
2021年全国发电行业率先启动第一个履约周期，2225家发电企业分到碳排放配额。
我国发电行业全年碳排放总量约为40亿吨，尽管只有电力一个行业参与交易，全国市场启动后也将成为全球最大碳市场。
3月10日，财联社报道称，拥有良好碳排放数据基础的水泥、电解铝行业将可能优先纳入全国碳交易市场。
若报道消息属实，大中型水泥、电解铝企业也有望于2021年进入全国碳交易市场。
随着全国碳排放交易体系运行常态化，“十四五”末期全国碳交易将最终覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个行业。
配额分配将以免费分配为主，具体发电机组配额分配量将以基准法核算。
排放配额分配初期以免费分配为主，后续适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。
机组配额总量将采用基准法进行配额分配，即对单位产品的二氧化碳排放量进行限制，具体而言：
机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量，如300MW以下燃煤机组基准值为每度电0.979kg二氧化碳排放配额，而燃气发电机组基准值为每度电0.392kg二氧化碳排放配额。
根据我们测算，目前碳交易成本占火电上网电价比例不足1%，未来的关键变量是从免费发放配额转向拍卖。
2020年全国平均发电煤耗约为305kg/kWh，对应碳排放约为0.9kgCO2/kWh，即使免费配额降到0.8kgCO2/kWh，按照40元/吨二氧化碳的价格计算，发电企业购买碳配额的成本也仅有0.004元/kWh，与0.4元/kWh左右的煤电上网电价相比差距甚远。
未来，影响火电企业碳排放成本的两个关键变量为碳交易价格和免费配额量。
碳交易价格方面，我们认为2030年前中国碳交易价格都不会过快上涨，中性预期2030年93元/吨左右，因此碳交易价格对于碳排放成本的影响并不显著。
免费配额量方面，目前欧盟火电企业已经完全没有免费配额，而是全部要通过拍卖的方式获得。
中国虽然目前以免费分配为主，但是未来也很有可能引入拍卖制度，若免费配额下降到0.4kgCO2/kWh，即使碳交易价格仍维持在40元/吨，火电企业的碳成本也将上涨至0.02元/kWh，可以显著影响火电企业的盈利。
欧盟发电行业已经基本取消免费配额，全部采用拍卖的形式发放，碳交易价格对于电价的影响十分显著。
2020年欧盟总体有约60%的配额是通过拍卖发放的，免费配额占比仅有40%。
特别的，发电行业自从2013年起就几乎完全没有免费配额，碳交易价格对于成本影响更加直接。
2016年初时，煤电和燃气发电的碳成本分别只占上网电价的10%和5%左右，但是自2018年起欧盟碳交易价格中枢显著抬升，到2020年底欧盟碳交易价格已经达到30欧元，煤电和燃气发电的碳成本占的上网电价比例骤升至60%和27%左右。
随之而来的，煤电发电占比出现了明显的下降，从2016-2017年20%左右的占比，下降至2020年中最低仅有10%左右。
不过2020年煤价和天然气价格因为疫情而大幅受挫，部分抵消了碳价格上升的冲击。
传统行业以电解铝为例，碳交易或给水电铝带来300元以上的成本优势。
电解铝行业的碳排放主要来自于电解过程消耗的电力。
电力主要有两种来源，一是来自于国家电网或者自备火电，属于有碳排放的电力来源，二是来自于电力市场化交易购得的水电，没有碳排放。
参考福建地方碳交易所试点经验，电解铝的电解工序采用基准线法分配配额，每生产一吨铝液可获得8.19吨CO2免费配额。
实际碳排放方面，电网和自备电厂的度电碳排放均为0.6101千克，而水电为0排放。
因此水电铝企业可以将多余配额出售，而火电铝企业则不得不额外购买配额。
如果按照40元/吨CO2的交易价格计算，水电铝相对于火电铝的成本优势可达335元/吨，而且还会随着碳交易价格的上涨而扩大。
欧盟碳边境税蓄势待发，外部压力倒逼国内改革
目前，欧盟对于碳边境税最为积极，或最早在2021年提出详细方案，2023年正式征收。
在2019年12月的《欧洲绿色协议（EuropeanGreenDeal）》中，除了将2050年实现碳中和写入法律之外，还提出建立欧盟“碳边境调节机制”（CarbonBorderAdjustmentMechanism，实为碳边境税）。
2020年1月，欧盟委员会主席冯德莱恩在达沃斯世界经济论坛上宣布，欧盟将从2021年开始建立“碳边境调节机制”。
2020年7月，欧盟为应对疫情通过了7500亿欧元的“恢复基金”，法案中为了弥补赤字提出在2021年制定出碳边境税的详细方案，并在2023年前开始征收。
2021年3月，欧洲议会高比例投票通过了支持设立“碳边界调整机制”的决议，虽然决议不具有法律效力，但是表明欧洲议会在设立碳边境税这个方向上高度一致。
欧盟提议碳边境税主要出于防止碳泄露，保护国内工业以及增加税收等三点原因。
1）碳泄露：
欧盟应对气候变化的政策是全球最激进的之一，部分企业可能会为了逃避管制，将工厂转移到其他地区，把产品进口回到欧盟，这样一来全球大气中的二氧化碳并不会减少。
2）保护国内工业：
碳排放交易机制等政策会导致欧盟的企业成本增加，削弱企业的国际竞争力。
3）增加税收：
欧盟为应对疫情发行了大量的债券，需要增加税收来源以实现财政平衡。
WTO规则是欧盟设立碳边境税的最大阻碍，碳边境税本身的合法性有一定支撑，但具体的征收方式上存在巨大争议。
关税减让是WTO成员国的基本义务，各国均会提供最惠国的关税减让表，不允许随意提高。
不过WTO规则中也规定，成员国可以因为环保和健康原因实施非关税壁垒，如中国从2003年起因为疯牛病而禁止进口大部分美国牛肉，直到2016年才恢复。
因此，出于环保的因素征收碳边境税理论上可以找到支撑，但是在规则设定细节上可能会违反非歧视性原则和最惠国待遇。
非歧视性原则要求，对国内商品和进口商品一视同仁，因此对进口产品的碳边境税额度不能超过国内企业为碳排放支付的成本。
欧盟境内企业支付的碳排放成本主要体现为碳配额，目前欧盟有60%左右的碳配额是通过政府拍卖的方式发放的（其余40%为免费发放，但计划到2030年完全取消免费发放），相当于从企业手中征收了一笔碳税。
理论上说对进口产品征收的碳边境税不能超过国内企业的碳税。
但是在计量方式上较为复杂，如欧盟碳交易的计价单位是欧元/吨二氧化碳，但是由于技术水平差异，中国的平均吨钢碳排放高于欧盟。
因此中国出口到欧盟的钢铁若以中国的实际碳排放为标准计税，则中国钢铁产品吨钢的碳成本就将高于欧盟境内企业，违反非歧视性原则。
而若按欧盟钢铁企业的吨钢碳排放计算，则欧盟境内企业可能会产生抱怨。
最惠国待遇要求，对所有WTO成员国一致对待，因此欧盟对中国和美国征收的碳边境税理论上应该是一致的。
但是欧盟在制定碳边境税规则时提出，如果其他国家国内有类似于欧盟碳交易体系的制度，则可以免于或部分免于碳边境税。
这样一来便可能违反最惠国待遇。
一个可能的解决方案是，在自贸协定中豁免相关国家的碳边境税，因为WTO规定国家间的自贸协定属于最惠国待遇的例外条款。
不过即使欧盟通过自贸协定的方式对个别国家豁免，也需要逐个重新进行谈判，程序较为繁琐。
但是需要注意的是，WTO采用“不告不理”原则，只要当事双方国家能够自行协商一致，即使规定违反了WTO规则，也不会主动介入。
WTO规则中存在大量模糊地带，复杂的诉讼需要耗费大量的人力物力，所以实际上很多争议问题是通过双边或多边谈判私下解决的，并非都要WTO专家组裁定。
因此，我们考虑到欧盟碳边境税在规则方面的巨大争议，碳边境税很难做到完全不与WTO规则发生冲突。
因此，欧盟大概率会与相关国家协商一致后再实施，而且越是争议大的行业，可能会越晚适用于碳边境税。
目前欧盟碳边境税的具体方案尚未出炉，我们以欧盟官方评估报告为参考，从形式、国家、行业、计量等四个主要方面分析可能的结果。
形式：
或将欧盟进口商也纳入碳排放交易体系，与欧盟境内企业类似，同样需要购买碳排放配额。
欧盟碳边境税的形式存在三种可能：
1）将碳交易系统扩大到进口商；2）直接修改关税税率；3）在进口环节设定新税种（类似于进口消费税或进口增值税）。
我们认为将碳交易系统扩大到进口商是最有可能的，因为欧盟的碳交易价格是每日变动的，这意味着欧盟境内企业承担的碳排放成本也是实时变动的。
但关税或者新税种的税率不可能实时变动。
因此，将碳交易系统扩大到进口商能够确保碳边境税对于进口商和欧盟境内企业都是相对公平的。
不过碳交易系统是这三种方案中执行成本最高的一种，因为碳排放的核算和监督检查非常复杂。
国家：
欧盟或将赦免最不发达国家和已有减排措施的绿色国家。
一方面，《联合国气候变化框架公约》确认了“共同但有区别的责任”原则，即发达国家的减排责任更大，因此欧盟或赦免最不发达国家。
另一方面，欧盟出台碳边境税的初衷之一是防止碳泄露，并激励其他国家共同控制全球变暖，因此大概率会赦免或者部分减免其他绿色国家的碳边境税。
举例来看，如果中国的碳交易市场运行效果良好，欧盟很有可能会赦免中国，或者仅要求中国企业支付中欧碳成本的差额。
截至2020年底，全球各区域及国家的28个碳排放交易体系（ETS），包括中国、日本、韩国、加拿大和美国部分州等。
行业：
预计2023年首先在水泥和电力行业开征碳边境税，钢铁和有色金属等基础原材料或在数年后被纳入，汽车、电子等复杂工业品2030年前被纳入的可能性较低。
行业方面主要有贸易伙伴和产业链复杂度两方面考虑。
贸易伙伴方面，因为水泥和电力两种产量运输较为困难，因此欧盟主要从周边国家进口，即使开征边境税，影响的国家数量也相对较少，谈判的难度较低。
而钢铁等品种则涉及到中国、美国、日本等国家，谈判的难度更大，可能无法在短期推出。
产业链复杂度方面，水泥、电力、钢铁、有色金属等基本原材料多数为出口国自行生产，而汽车、电子等复杂工业品多数为全球产业链供货，较难详细拆分零件原产地和具体的碳排放量，因此可能较晚纳入碳边境税体系。
计量：
无论是采用碳交易系统还是关税税率的形式，欧盟大概率会对不同国家设定差异化待遇，计算的基准可能是各国电力系统碳排放和欧盟同行业碳排放强度。
最为准确和公平的碳边境税计量方法，应该是每个企业单独计算和报告自己的实际碳排放量，但是这种方法的执行成本和监督成本都过高，尤其是考虑到进口商分布在欧盟之外的其他地区，欧盟政府无法实现有效的监督。
因此，参考欧盟同行业的碳排放强度是一种更为可行的方案。
同时，如果想更精准地计量，还可以把各国电力系统的实际碳排放纳入考虑，因为发电数据通常容易获得。
因此，我们认为最终的方案可能是将企业的碳排放来源分为两类，一是电力消耗，二是其他的碳排放来源。
其中电力消耗以其本国实际电力系统碳排放计算，而其他碳排放来源则参考欧盟同行业的碳排放。
欧盟若开征碳边境税，则对中国影响最大的为钢铁有色产品，2020年出口额为213.8亿美元，占中国对欧盟出口的5%，若开征碳边境税吨钢成本将增加84欧元左右。
根据我们判断，水泥和电力大概率在2023年首批被征收碳边境税，钢铁和有色金属在数年后纳入。
中国几乎完全不对欧盟出口水泥和电力产品，因此在碳边境税设立的初期，可能并不会对中国产生实质性影响。
钢铁有色产品属于中国对欧盟的主要出口品之一，2020年出口额213.8亿美元，占中国对欧盟出口的5%，其中钢铁和钢铁制品出口额101.5亿美元，是最主要的部分。
中国对欧盟钢铁出口重量约为600万吨，若按照中国平均吨钢碳排放2.1吨和约40欧元/吨的中欧碳价差计算，中国出口到欧盟的钢铁，或需缴纳84欧元/吨税收。
推进可再生能源电力市场化交易，提升消纳能力
推动市场化交易是解决可再生能源发电补贴资金缺口的良好途径。
在可再生能源发展初期，通过财政补贴的方式助力其发展是各国的普遍措施。
然而随着可再生能源装机规模的迅速扩大，也出现了补贴资金缺口扩大、低效产能过剩等问题。
财政部在答复十三届全国人大二次会议第9258号建议中表示，2012年以来财政部累计安排补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。
2019年1月，国家发改委和国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。
推动市场化交易是解决“弃风弃光”问题的有效手段。
近年来由消纳问题带来的“弃风弃光”明显减少。
2019年，我国可再生能源弃电量215亿千瓦时，同比下降35.2%，利用率达96.7%，同比提升2.5个百分点。
随着未来可再生能源装机容量的提升，消纳矛盾仍然突出，特别是大规模跨省区消纳仍存在技术和制度的多重障碍。
受制于消纳问题，近年来可再生能源装机布局已经出现向消纳较好的地区转移的现象。
如2019年“三北”地区风电累计装机占比较2018年下降6个百分点，中东部地区提高5个百分点。
2019年中东部光伏发电装机占比较2018年提高3.5个百分点，占比首次超过了“三北”地区。
因此，适应可再生能源发展的市场交易机制未来亟待改善。
近年来可再生能源市场化交易电量已经在稳步提升，地方政府政策频出，未来参与市场化交易的比例仍可持续提升。
2019年可再生能源市场化交易规模1451亿千瓦时，同比增长26.2%。
其中省内市场化交易电量571亿千瓦时，同比增长34%；省间交易电量880亿千瓦时，同比增长21.8%。
此外，近期地方政府推动可再生能源电力市场化交易的政策频出。
目前能够参与现货市场交易的可再生能源电力为超出合理利用小时数之外的超额电量，平价上网部分合理利用小时数以内的电量仍然“保价保量”收购。
而随着平价时代的到来，未来可再生能源电力参与市场化交易的比例仍可持续提升。
可再生能源电力入市交易是大势所趋，但这并不意味着失去了政策保护。
推进可再生能源市场化交易核心目的是在保障项目合理收益水平的前提下，以市场化的方式促进消纳，提高利用率，这与保障性收购政策的目的是一致的。
从成本看，光伏风电发展初期成本较高，难以直接参与市场竞争，而随着光伏风电走向平价，边际成本已经大幅降低，具备参与市场竞争的可能。
从市场看，推动光伏风电进入市场交易意味着消纳的空间更为广阔。
第一，未来进一步推动可再生能源市场化交易，或将着力优化可再生能源消纳责任权重指标，特别是完善跨省区消纳机制。
我国可再生能源大型基地远离负荷中心，这是我国与欧洲等可再生能源占比较高国家相比的最大障碍。
“三北”地区整体“弃风弃光”问题近年来虽在持续缓解，但仍有进一步下降的空间和必要，特别是跨省区消纳能力有待提升。
除技术层面的问题外，跨省区消纳也有一系列制度问题有待破局。
一方面，未来或做好全国范围内的可再生能源消纳责任权重指标设定统筹，在基础设施建设和技术进步的基础上逐步平衡各省的消纳责任权重，增强受端省份消纳可再生能源电力的意愿，减轻送端省份的消纳与调峰压力。
另一方面，未来或提高跨省区输电通道输电电价灵活性，打破省际壁垒，建立完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系，完善可再生能源发电参与跨省区市场交易的机制，促进新能源在更大范围内消纳。
到2030年各省或需实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担责任。
2021年2月国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》，提出到2030年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担可再生能源发展和消纳责任。
其目标设定的基本思路是在2030年非化石能源占比26%、一次能源消费总量60亿吨标准煤、全社会用电量11万亿千瓦时的边界条件下，测算得到2030年各省可再生能源电力责任权重统一达到40%，未来稳步提升。
当前已超过40%的省份也应逐年提高至70%后再浮动。
在此基础上，再测算得到2030年各省非水可再生能源电力责任权重。
第二，未来进一步推动可再生能源市场化交易，或将着力深化绿证机制，用于调节消纳责任。
绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的电子证书。
绿证的购买者通常为未完成年度可再生能源消纳量的市场主体，以及有志于打造企业绿色环保形象的企业。
绿证的价格以补贴额度（新能源标杆上网电价-脱硫标杆电价）为上限，不允许自我交易和二次转让，出售后相应电量不再获得国家补贴。
因此，绿证实质上是财政补贴的替代。
当前绿证市场发展明显滞后，市场交易冷清。
根据中国绿色电力证书认购交易平台数据，截至2021年3月18日，风电绿证累计核发2393万份，挂牌数仅562万份，而成交数仅有7万份。
对购买方而言，现阶段购买绿证的实际意义有限；对出售方而言，其或更愿意等待未来补贴的落实。
2020年1月，财政部、国家发改委和国家能源局发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出“自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。
企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴”。
实行配额制下的绿证交易或有望缓解当前绿证市场冷清的现状。
此外，研究绿证的二次交易放开、绿证挂钩的金融工具创新、绿证与碳交易市场的衔接等，都是提升市场规模与流动性的可行手段。
第三，未来进一步推动可再生能源市场化交易，或将着力完善辅助服务市场。
可再生能源出力具有间歇性、波动性、难以预测等特点，导致电力系统运行对辅助服务的需求增加。
未来或持续完善调峰辅助服务市场机制，完善辅助服务补偿机制，做好与现货市场设计衔接，激励各类资源为系统提供灵活的调节能力，以进一步促进新能源消纳。
碳达峰的社会成本基本可控，限产涨价或不会制约货币政策
从微观尺度看，碳达峰与碳中和路径下有四类成本：
电力成本、碳交易成本、原材料涨价成本、环保改造成本。
但总体来看，这四类成本的上升是温和可控的。
电力成本：
中国电价在世界范围内属于较低水平，且光伏和风电仍有通过技术进步降低成本的空间。
2019年中国工业电价约0.64元/千瓦时，虽高于美国的0.47元/千瓦时，但与英国、德国、日本等相比价格更低，与土耳其、墨西哥等发展中国家也基本接近。
此外，未来随着光伏和风电技术的持续进步，成本下降仍有空间，具备在能源结构切换的过程中保持电价稳定的可能性。
碳交易成本：
预计将扩大实施范围，但短期内不会提高价格。
目前全国性的碳交易市场已经开始运行，后续各高耗能行业或将陆续纳入碳交易范畴。
但是我们预计碳交易价格在2030年之前不会大幅提高，以确保社会成本的稳定。
而在2030年后，或有逐步向欧洲等接轨的可能性。
原材料涨价成本：
短期因供需缺口价格上涨，中长期市场可重新回归均衡。
尽管如钢铁等领域的限产将带来制造业上游原材料价格上涨，但从历史来看，PPI在冲高后通常将伴随着原材料市场重新回归均衡而回落，价格上涨很难持续数年。
如在供给侧改革后PPI持续上行，但2017年后环比增速即进入持续下行区间。
环保改造成本：
从全社会角度看，环保将催生新的绿色经济产业链。
对传统企业而言，环保改造成本将在客观上加大生产成本，但从全社会角度看，环保改造将催生一系列新的公司，创造新的绿色产业增加值。
从宏观尺度看，环保成本与气候变化损失之间可取得平衡，寻找最优的增长路径。
诺德豪斯因将气候变化纳入长期宏观经济分析而获得2018年诺贝尔经济学奖。
温室气体排放引起的气候变化，将通过极端天气等形式带来经济损失，这种气候变化带来的负外部性在传统经济学研究框架下是缺失的。
1992年，诺德豪斯等提出了气候与经济动态综合模型（DynamicIntegratedModelofClimateandtheEconomy，DICE），在新古典增长理论框架之内，考虑了气候变化因素，进而探讨最优的增长路径。
1996年，诺德豪斯等进一步提出了气候与经济区域综合模型（RegionalIntegratedModelofClimateandtheEconomy，RICE）。
与DICE模型所有国家同步行动的假设不同，RICE模型可纳入不同国家的不同决策，此外，基于上述模型，还可以计算碳的社会成本（SocialCostsofCarbon，SCC），并探讨如碳价格等经济政策的最优值。
基于DICE模型可得到最优的减排政策路径，以及2020年43美元/吨二氧化碳的最优碳价格。
当然，该结论只是一种理论分析，且存在众多敏感的假设条件。
在DICE模型的2016版本中，全球平均气温每升高3或6摄氏度，将带来全球2%或8%的年经济产出损失。
基于气候变化的经济损失、环保减排成本以及经济的可承受能力等因素，可得到最优的碳排放控制路径。
最优的减排政策选择，既不是不加控制的Base情景，也不是激进的T≤2情景（将温度变化控制在2摄氏度以内），而是在Opt情境下取得环保成本与气候变化损失之间的平衡。
此外，基于碳的社会成本的概念，该模型认为2020年时点上全球最优的碳价格应是43美元/吨二氧化碳（2018年美元现价）。
当然，以上结论只是一种理论模型的结果，但其在环保成本与气候变化损失之间取得平衡的思路值得借鉴。
此外，预计限产导致的PPI上升不会对货币政策构成严重制约。
近期钢铁等领域的限产，叠加全球经济复苏下的涨价周期，PPI明显触底反弹，类比供给侧改革时期经验，后续仍将有上行压力。
但是，预计限产导致的PPI上升不会对货币政策构成严重制约。
一方面，央行传统上对CPI的关注超过对PPI的关注。
2021年政府工作报告提出的CPI目标为3%，设定相对宽松。
另一方面，尽管CPI与PPI具备一定相关性，但这种相关性或仅在二者随经济周期同步涨落时体现的较为明显。
而当二者各自出现较大的外生冲击时（如原油价格上涨、大规模限产、猪肉价格上涨），相关性明显减弱。
如2015-2017年PPI因供给侧改革大幅上升时，CPI则基本保持平稳。
二、新能源的新前景：
以技术进步推动降本提效
技术进步可推动光伏风电进一步降低成本
在可见的时间内，光伏和风电都有着明显的成本下降的空间，从而推动可再生能源投资成本和发电成本的降低。
光伏行业，我们预计未来5年每年都有5-10%的成本下降的空间，而其中可以应用的技术包括：
在硅料环节，颗粒料开始应用，并在拉棒环节可以掺杂一定的比例。
目前掺杂的比例在10-20%，而随着部分问题的解决，掺杂比例可以提升至30%，而颗粒料的生产成本因为在还原过程中硅料是颗粒状而不是改良西门子法的棒状，故能耗较少，可以在一定程度上降低成本；
在硅片环节，随着工艺水平的不断提升，硅棒的拉速依然有改善的空间，硅片的尺寸有提升，从目前的166mm提升至182mm和210mm，硅片的厚度依然可以降低，从目前的170-175um下降到160-165um，远期可以下降至120um；电池效率上，PERC电池的效率可以逐渐从目前的不足23%提升至23.3-23.5%，随着N型电池技术的进步，光伏电池效率可以提升至24.5-26%，如果叠加钙钛矿等形成叠层电池转化效率远期可以提升至30%；
组件环节，封装技术不断提升，叠瓦、无缝焊接等工艺的推广也在不断提升单位面积的输出功率。
风电行业，我们认为成本的下降主要集中在机组大型化的发展，叶轮直径变大、传动链结构的完善、发电机成本和效率的提升等。
我们能明显的看到，陆上风电的主力机型逐渐从2-3MW向
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