碳中和专题研究报告碳中和背景下的路径指引及行业展望.docx
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碳中和专题研究报告碳中和背景下的路径指引及行业展望
碳中和专题研究报告
碳中和背景下的路径指引及行业展望
1.实现碳中和的意义、路径与政策抓手
1.1实现碳中和是国家层面的顶层设计，是经济长期可持续发展的必要条件
从首提碳中和概念到政策落地指明方向仅用时半年，体现了国家对实现碳中和的决心。
在今年发布的政府工作报告中，明确提出了在“十四五”期间，单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%的目标。
同时为实现碳达峰和碳中和指明了发展方向，包括：
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。
推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。
扩大环境保护、节能节水等企业所得税优惠目录范围，促进新型节能环保技术、装备和产品研发应用，培育壮大节能环保产业，推动资源节约高效利用。
加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。
实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。
提升生态系统碳汇能力。
达成碳中和是国家实现长期健康可持续发展的必要条件什么是碳达峰和碳中和？
碳达峰，就是指在某一个时点，二氧化碳的排放不再增长达到峰值，之后逐步回落。
而“碳中和”指的是，在一定时间内，通过植树造林、节能减排等途径，抵消自身所产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。
为什么我们要实现碳中和？
我们认为主要有五点原因：
保护环境：
碳排放是导致全球气温深高的主因，而气温深高带来的一系列环境问题已经对人类的生存和发展产生了威胁。
为了积极应对气候变化，保护我们的家园，实现可持续长期发展，需要实现碳中和。
实现能源独立：
我国的资源具有多煤、少油、缺气的特点，2020年我国对原油和天然气的对外依存度在72%和41%左右，能源需要大量进口。
实现碳中和后，我国可以依靠清洁能源产生的电能供给工业、农业和居民部门，实现能源独立。
推动相关产业科技创新和发展：
在碳中和背景下，清洁能源、环保等绿色产业的需求将快速增长，投融资环境因政策支持和行业景气度上升改善，行业迎来快速发展期。
同时广阔的市场前景和对产品更高的要求都将推动技术持续进步。
实现经济的长期可持续发展：
与发达国家相比，我国吨二氧化碳排放产生GDP值明显低于发达国家，说明我国目前产业结构能耗和污染较大。
为实现碳中和，我国经济增速可能在短期内出现阵痛，这主要体现在环境政策约束对资源配置方案的倒逼作用上。
但长期来看，实现碳中和会加速推动我国经济结构转型，高能耗、高污染产能将被逐步淘汰，高新产业占经济的比重持续提升，未来经济发展将由科技创新驱动。
实现碳中和目标将促使中国经济增长方式更加绿色、低碳和更可持续。
体现我国的大国责任和担当：
目前，实现碳中和是国际社会的主流认知，美日等发达国家也已经明确出台了碳中和的计划。
我国作为全球最大的碳排放国，提出碳中和承诺体现了我国的大国责任和担当，对推进《巴黎气候协定》在全球实质性落地具有重要意义，是“构建人类命运共同体”最重要的举措之一。
1.2碳中和实现路径：
能效提升、零碳排放与负碳技术
碳排放一般指温室气体排放，是人类生产经营活动或者自然形成的温室气体（水汽（H2O）、氟利昂、二氧化碳（CO2）、氧化亚氮（N2O）、甲烷（CH4）、臭氧（O3）等）的排放。
碳排放是造成温室效应，全球气温上升主因。
CO2对温室效应的贡献达60%，成为目前主要控制，削减的温室气体。
电力及供热行业碳排放量超5成，是我国最大的碳排放部门。
我国二氧化碳排放量在2017至2019年间同比增速逐渐提高，2019年二氧化碳排放量达到98.26亿吨，同比增涨3.4%。
我国二氧化碳的排放主要来源分别为电力及供热部门、制造业及建筑业、交通运输和其它，2018年占比分别为51%、28%、10%和11%。
综合已有研究，我们认为可以将碳排放治理大致划分为三个阶段，第一阶段（2021至2030）碳排放达峰期，第二阶段（2030-2045年）加速减排期和第三阶段（2045至2060年）深度脱碳期。
国家发改委在2021年1月份的新闻发布会中明确提出了六大路径以实现“碳达峰”以及“碳中和”。
具体路线包括了大力调整能源结构、加快推动产业结构转型、着力提升能源利用效率、加快低碳技术研发推广、健全低碳发展体制机制、努力增加碳汇。
我们认为实现碳中和的主要路线包括能效提升、零碳排放和负碳技术。
能效提升路线主要包括节能减排和提制增效两个方向。
其中节能减排主要是针对上游工业部门进行新一轮供给侧改革，预计会以碳排放、能源消耗等指标收紧产能，逐步淘汰高能耗、高排放产能。
此外节能技术和设备也将得到进一步发展和推广。
而提质增效主要是指再生资源回收利用，其中包括废弃物（生活垃圾、秸秆等）的能源化、资源化利用，高耗能行业产品的再生（废钢利用、再生铝、塑料循环利用等）以及动力电池回收利用。
零碳排放路线主要包括能源替代及终端再电气化两个方向。
能源替代指的是以风电、光伏、核电、储能、氢能等新能源以及水电、天然气等传统清洁能源代替传统的煤炭、石油、火电等高排放能源。
终端再电气化指在传统电气化基础上，充分利用现代能源、材料和信息技术，大规模开发利用清洁能源并替代化石能源，其中包括交通部门电气化、生产部门电气化和居民部门电气化。
负碳技术是指吸收转化二氧化碳技术。
负碳技术可以为可再生能源为主的电力系统增加灵活性，是最终实现碳中和目标的必要技术，这类技术主要包括农林碳汇，碳捕集、利用与封存应用（CCUS），生物质能碳捕集与封存（BECCS），以及直接空气碳捕集（DAC）等。
碳汇是指通过植树造林、森林管理、植被恢复等措施，利用植物光合作用吸收大气中的二氧化碳，并将其固定在植被和土壤中，从而减少温室气体在大气中浓度的过程、活动或机制。
碳捕集、利用与封存（CCUS），即把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中进行循环再利用或封存。
1.3实现碳中和的政策抓手：
碳交易与绿色金融
碳排放权交易市场将碳排放作为商品，加大企业节能减排意愿
碳排放权交易（简称碳交易），即把二氧化碳排放权作为一种商品，买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的二氧化碳排放权，从而形成了二氧化碳排放权的交易。
碳交易是为促进全球温室气体减排，减少二氧化碳排放所采用的市场机制。
1997年，全球100多个国家因全球变暖签订了《京都议定书》，该条约规定了发达国家的减排目标。
2005年2月，《京都议定书》正式生效。
这是人类历史上首次以法规的形式限制温室气体排放。
为了促进各国完成温室气体减排目标，议定书允许采取四种减排方式，其中就包含了碳排放权交易。
绿色金融体系将逐步完善，推动绿色环保行业快速发展
2016年我国提出构建绿色金融体系，激励更多社会资本投资绿色产业。
2016年8月，中国人民银行、财政部等七部委联合印发《关于构建绿色金融体系的指导意见》。
“意见”支出绿色金融是为支持环境改善、应对气候变化和资源节约高效利用的经济活动，即对环保、节能、清洁能源、绿色交通、绿色建筑等领域的项目投融资、项目运营、风险管理等所提供的金融服务。
“意见”提出了几个发展方向包括：
1）大力发展绿色信贷，推动绿色信贷资产证券化；2）推动证券市场支持绿色投资；3）设立绿色发展基金，通过政府和社会资本合作（PPP）模式动员社会资本；4）发展绿色保险；5）完善环境权益交易市场、丰富融资工具（包括发展碳排放权、排污权、用能权等）。
绿色信贷：
央行通过再贷款带方式引导商业银行发放绿色贷款。
截至2020年底，本外币绿色贷款余额为11.95万亿元，居世界第一，占金融机构各项贷款余额比为6.92%。
2018年，央行将绿色贷款和绿色债券纳入货币政策操作的合格担保品范围，商业银行可通过抵押绿色贷款获得央行的低息再贷款。
此外人民银行发布政策，将绿色贷款余额占比、绿色贷款增量占比、绿色贷款余额同比增速等指标纳入宏观审慎考核。
2018年起，绿色贷款余额稳步增长，到2020年底，本外币绿色贷款余额达到11.95万亿元，其中投向交通运输、仓储和邮政业3.62万亿，占绿色贷款余额比为29.37%，投向电力、热力、燃气及水生产和供应业3.62万亿，占比为30.29%，两个行业合计占比达59.67%。
绿色债券：
过去5年绿债发行规模均超过2000亿元，公用事业、建筑业、交运仓储和金融是发行规模最大的4个行业。
绿债发行相对便利，根据证监会2017年发布的《中国证监会关于支持绿色债券发展的指导意见》中提出，绿色债券适用“即报即审”政策。
过去5年除2019年外，我国绿色债券发行规模没有明细增长，年发行金额维持在2100亿元左右。
从行业分布看，2020年发行额前四大的行业分布为电力、热力、燃气及水生产和供应业、建筑业、交通运输、仓储和邮政业以及金融业，发行金额占全部绿债发行规模比分别为21%、20%、19%和18%，合计占比78%。
除金融业以外，其他行业发行企业多为城投公司，绿债对民营企业的支持力度尚未显现。
我们认为未来随着绿色金融体系逐步完善，优质民营企业发行绿债的门槛有望降低。
绿色基金：
2020年7月国家绿色发展基金成立，首期募集资金885亿元，首先投向长江带沿线11个省市，重点投资环境保护、污染防治、能源资源节约利用等领域。
2020年7月15日，由财政部、生态环境部、上海市共同发起设立的国家绿色发展基金股份有限公司在上海揭牌运营，首期募资规模885亿元。
财政部出资100亿元，为第一大股东，持股比例达11.30%，国家开发银行、中国银行、建设银行、工商银行、农业银行各持股9.04%。
此次募集资金中，财政部和长江沿线11个省市出资286亿元，各大金融机构出资575亿元，部分国有企业和民营企业出资24亿元。
国家绿色发展基金首期募集资金将主要投向长江经济带沿线的11省市，同时将适当投向其他区域，基金将聚焦环境保护、污染防治、能源资源节约利用等绿色发展重点领域。
国家集成电路产业投资基金（简称“大基金”）一期和二期分别在2014年和2019年成立，规模超千亿，重点投向集成电路设计、制造、封装和测试产业链。
“大基金”的成立和投资推动了行业的进步，并带动了资本市场对相关产业的投资热情。
我们认为国家绿色发展基金有望复制这一逻辑，降低环保产业的融资难度，带动行业的发展。
ESG（Environmental、Social、Governance-环境、社会和公司治理）评价标准，是一种关注环境、社会、治理绩效而非财务绩效的投资理念和企业评价标准。
我国的ESG评价体系建设还处于早期阶段，2019年共有954家A股上市公司发布了独立的社会责任报告，占比约为25%，并且由于企业本身的专业能力和成本问题，报告的质量也有待提升。
ESG评价体系是绿色金融体系中的重要一环，有望随着我国绿色金融的发展逐步完善。
我们认为未来绿色信贷、绿债以及绿色基金等绿色金融将会更倾向融资给ESG评价高的公司，ESG评价高的公司有望享受更低的融资利率。
长远来看，随着重视环保、环境治理的思想作为普世价值观持续推广，新一代的投资者会更愿意投资给ESG评价高的企业。
未来我国绿色金融体系还将进一步发展完善，并发挥资源配置、风险管理、市场定价三大功能，支持绿色环保产业的发展。
中国银行易纲行长于年初发表的讲话表示下一步将做好绿色金融政策设计和规划，发挥出金融支持绿色发展的三大功能——资源配置、风险管理、市场定价。
并逐步完善绿色金融体系的五大支柱：
1）健全绿色金融标准体系，做好统计、评估和监督等工作；2）完善金融机构监管和信息披露要求，对社会公开披露碳排放信息；3）构建政策激励约束体系，增加碳减排的优惠贷款投放，科学设置绿色资产风险权重等；4）不断完善绿色金融产品和市场体系，发展绿色信贷、绿色债券、绿色基金等产品，建设碳市场，发展碳期货；5）加强绿色金融国际合作，绿色金融标准要“国内统一、国际接轨”，争取年内完成《中欧绿色金融共同分类目录》。
2.碳中和背景下各行业展望
2.1电力：
新能源迎来快速发展期，火电角色将发生改变
火电：
逐步由主力电源变为辅助电源，容量电价政策有望出台
火电作为最大碳排放源，预计未来10年内装机容量到顶，利用小时数整体呈下降态势。
由于风光电源特性，大规模上网将对电网造成冲击，必须配备储能或调峰电源。
而目前储能成本较高，风光发电+储能据平价尚需时间，因此未来5至10年内仍需增加火电机组满足新增用能及辅助调峰需求。
我们认为火电机组容量将在“十五五”期间达到顶峰，这期间火电将继续淘汰落后机组，新增机组将以燃机和大容量机组为主。
此外由于发电任务将尽量由清洁能源承担，我们认为火电利用小时数将整体呈下降态势。
容量电价政策有望出台促使火电角色转型。
由于电化学储能成本较高，抽水蓄能对地理环境有要求，目前只有火电具有大规模调峰能力。
因此为了确保清洁能源的快速发展，未来火电的角色将由主力电源逐步变为以调峰、应急为主的辅助电源。
若依照现行的商业模式，成为辅助电源的火电必然会出现亏损，因此我们认为国家将出台火电的容量电价政策，对以辅助服务为主的火电机组给予合理的补偿报酬，确保火电企业的合理收益。
水电：
发展潜力有限，关注抽水蓄能的发展
随着“十四五”期间，雅砻江中游的两河口、杨家沟以及金沙江下游的乌东德、白鹤滩四座巨型水电站规划陆续投运，我国具有经济的水电资源已基本开发完毕，水电装机规模增速将会持续放缓。
我们预计在不进行雅鲁藏布江水电开发的前提下，2030年左右我国水电装机规模将达到顶峰。
同时。
由于目前电化学储能成本较高，为了配合风光电源快速发展，未来5年将是抽水蓄能发展的高峰期，预计抽水蓄能的装机规模将快速扩大。
核能：
碳中和背景下全产业链有望迎来发展良机
今年3月发布的“十四五”规划为核能发展定调：
安全稳妥推动沿海核电建设。
建设华龙一号、国和一号、高温气冷堆示范工程，积极有序推动沿海三代核电建设。
推动模块式小型堆、60万千瓦级商用高温气冷堆、海上浮动式核动力平台等先进堆型示范。
建设核电站中低放废物处置场，建设乏燃料后处理厂。
开展山东海阳等核能综合利用示范。
核电运行装机容量达到7000万千瓦。
“十四五”规划除了对核电发展技术路线进行定调，也预示着核能应用将越加多元化。
与耗资不菲、建造周期漫长的传统大型核电站相比，小型模块化核反应堆意味着更低的造价、更易于建造安装、建造周期更短，也更安全灵活。
小型堆能够满足中小型电网的供电、城市供热、工业供汽和海水淡化等各种领域应用的需求，近年来美国、俄罗斯、法国、英国、中国等都在积极推进部署。
海上浮动式核动力平台、核动力破冰船都是小堆技术的应用方向。
核能清洁供热也是颇有潜力的发展方向。
2019年，山东海阳核能供热项目一期工程第一阶段正式投用，首开国内核能商业供热先河；二期工程将于2021年投产；按照规划未来有望实现整个海阳市乃至胶东半岛的核能清洁供暖。
核能供热的初始建设投资高于传统燃煤锅炉，但运行成本远低于传统锅炉，且使用寿命可达60-80年，是传统锅炉的3-4倍，所以全寿期来看仍具有较好的经济效益。
目前，清洁化、低碳化已经成为全球能源发展主基调，我国也在积极推动能源转型。
核能在构建清洁低碳能源体系中的关键作用不可或缺，未来有望形成核能与其他清洁能源协同发展、逐步替代传统火电的新局面。
光伏、风电等发电品种未来将迈入确定性极高的高速发展期，但是核电作为清洁低碳的基荷电源，可以在电力系统中承担压舱石的作用，与风、光发电互为补充，因此也有望同步打开成长空间。
我们预计，从“十四五”开始，我国核电建设节奏有望趋于稳定，“华龙一号”、“国和一号”等自主化三代核电技术有望进入规模化、批量化建设阶段。
我国核电产业链在经历了多年的积淀和一定的波折之后，也有望进入良性循环、均衡发展的新阶段。
目前天然铀供应体系已逐步完善，核燃料加工产能持续优化，对核电未来持续发展提供了重要支撑。
同时我国核电装备自主化水平持续提高，“华龙一号”三代核电技术的国产化率已近90%。
另一方面，乏燃料后处理已经逐步形成工业化处理能力，随着技术进步及处理产能的增加，乏燃料问题将不再是制约核电发展的后顾之忧。
另一方面，除了商用核电厂以外，核能的多用途综合利用有望逐渐登上舞台。
海上核动力破冰船、海上浮动核电站、核能供热堆等科研和设计工作已经逐步展开，个别项目已经落地；传统的压水堆之外，高温气冷堆、钠冷快堆、模块化小堆等示范工程即将逐步建成投产。
除了发电，核能未来有望在供热、供汽、制氢、海水淡化等领域发挥重要作用，对传统化石能源形成替代。
不管是核电的份额占比，还是核能及核技术应用的产业规模，我国目前都处于较低的水平，与美国等发达国家存在较大差距，行业发展空间广阔。
从上游的原材料，到中游的设备，以及下游的核电运营商，都有望迎来发展良机。
风光：
发电成本持续下降进入平价上网时代，有望迎来第二轮爆发式增长
风光发电成本持续下降，2021年进入平价上网时代，开始对火电增量和存量项目进行替代。
随着可再生能源增长规模化、制造工艺提升、技术持续迭代、供应链竞争加剧以及各项支持政策落地，近十年期间全球可再生能源成本进一步降低。
根据IRENA（国际可再生能源署）数据，自2010年以来光伏发电（PV）、光热发电（CSP）、陆上风电和海上风电的度电成本分别下降了82%、47%、39%和29%。
为实现碳中和目标，非化石能源消纳占比将迅速提升，促进风电光伏快速发展。
碳中和目标将加速我国能源结构转型，传统化石能源占比将快速下降，低碳、零碳排放的清洁能源（风电、光伏、生物质、水电、核能、天然气等）占比需快速提升。
2019年中我国非化石能源消费占一次能源消费比重达15.3%，已提前达成“十三五”规划设定的2020年15%的目标，预计2020年有望超额达到约16.0%。
未来10年中国将进入绿色发展新阶段，我们预计2025/2030年非化石能源消费占比中枢有望进一步提升至20%/25%，预计“十四五”期间，非化石能源占新增能源消费贡献度超过58%，其中光伏发电对新增能源消费的贡献度超过21%。
绿证或将强制执行，提高风光项目收益率，助推行业发展。
目前，我国绿证交易秉承自愿交易原则，交易极不活跃，截至2021年1月15日，我国绿证成交量占和核发总量的约0.15%，并未起到绿证出台时预期的效果。
我们认为未来绿证交易或将转变为强制交易，通过政策强制用能用户购买绿证（类似可再生能源附加）。
届时，风光项目将会获得由绿证带来额外的收益，新能源运营的盈利能力得到提升，助推整个产业链的发展。
新能源设备：
“十四五”期间，风、光、储装机容量都将实现快速增长
2020年我国光伏新增装机规模48.2GW，同比增涨60%，累计光伏装机规模达253GW。
全国光伏发电量2605亿千瓦时，全国弃光电量52.6亿千瓦时，全国平均弃光率2%。
我国新增光伏装机连续8年居世界首位，累计装机连续6年居世界首位。
预计2021年新增规模55GW-65GW，分布式光伏（含户用）20-23GW，集中式地面电站35GW-42GW。
我国光伏产业已有多项技术取得全球领先水平。
无论是晶硅还是薄膜、产业化或是理论基础，产品性价比全球最优，各环节产能规模全球第一，产业自给率也最强，基本上实现国产化（设备、零部件、原辅材、软件系统、标准体系等）。
十三五期间，我国风电装机规模继续领跑全球，发展的步伐较“十二五”时期更加稳健，而平稳的新增市场规模也成为产业进步的最大基础和推动力。
2020年新增风电并网装机容量71.67GW，新增吊装容量为52GW，创造了中国年度新增风电装机量的历史纪录。
储能行业应用场景丰富，在电力系统主要有发电侧、电网侧、用户侧三大主场景，具体细分的应用场景超过20种。
1）发电侧：
火储联合调频，稳定输出功率，新能源发电配储，平抑出力波动，提高消纳等。
2）电网侧：
调峰、二次调频、冷备用、黑启动等；3）用户侧：
峰谷套利、需量管理、动态扩容。
用户主要分为家庭、工业、商业、市政等。
从宽泛的定义来看，储能的应用空间来自于：
平抑可再生能源发电波动带来的需求空间、利用电力需求波动带来的电价套利空间、改善电能质量的需求空间。
根据能量存储方式的不同，储能主要分为物理储能、电化学储能、热能储能、氢能源。
电化学储能根据不同的储能介质可分为铅酸电池、锂离子电池、液流电池等细分种类，锂电储具备能量密度高、循环寿命长、响应时间快等优势；过去十年，锂电池价格降低了接近90%，使得锂电池应用于电动汽车和电化学储能具备了商业可行性。
根据NREL的研究显示，根据其低、中、高三个版本的成本预测，到2030年，4小时电池储能系统投资成本将会下降到$144/kWh、$208/kWh和$293/kWh；到2050年，将会达到$88/kWh、$156/kWh和$219/kWh。
2020年全球储能装机创出新高，新增装机达5.3GW/10.7GWh;其中，中国和美国旗鼓相当，引领了全球储能市场，新增装机都超过1GW。
从发展趋势看，未来三年全球主要市场将在美国。
与此同时，去年开始储能应用有了一定转变，早期储能最大热点是在工商业用户侧，后面变成了调频，2020年开始整个行业的应用趋势变成可再生能源加储能，并且成为近期整个储能市场发展的主要驱动力。
从产业发展的阶段来看，光伏风电处于成长期，已经具备大规模推广条件，平价后随着成本不断降低需求激增；储能处于起步的关键阶段，已经接近商业爆发期的拐点，2021年有望成为储能大规模发展的元年；我们预计国内未来新增新能源配储功率的比例将超过10%，具备较强的成长空间。
根据BNEF预测，2025年全球储能累计装机所有市场在运的项目是1.676GW/5.827Wh。
2.2交通运输：
各运输方式绿色化程度不一，货运场景为减排关键
据国际能源署统计，2018年中国碳排放量已达到95.71亿吨，其增速在2014年达到峰值16.34%后进入缩窄通道，2015-2018年三年复合增长率为1.56%。
其中交通运输碳排放量为9.25亿吨，占总量的9.66%。
分运输方式看，交运碳排放结构可大致分为道路、航空、铁路、水运四类，其中道路作为主要成分在2018年以7.56亿吨占交运碳排放的81.77%，而航空、铁路、水运碳排放占比分别为10%-13%、2%-3%、6%-11%。
目前四种运输方式新能源化的程度不一，下面我们将从上述四个运输方式分别深入研究。
道路：
客运场景实现高度渗透，货运场景为减排关键
电动车为新能源汽车主力，技术端决定客运为主要应用。
汽车为道路主要交通工具，其中新能源汽车按动力来源主要细分为锂离子电池、插电式混动、氢燃料电池三种。
在各细分品类中，得益于“纯电驱动”产品路线的制定、相关补贴及汽车限购等政策激励，我国汽车电气化进展迅速，故当前我国新能源汽车以纯电动为主，2018年纯电动汽车保有量已占新能源汽车保有量的81%，领先全球平均水平约10个百分点。
从销量看，我国新能源汽车销量持续增长，2020年达
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