证券证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款寻路碳中和：制度与技术的上下求索碳中和系列报告之三｜2021-4-7▍中信证券研究部▍核心观点杨帆首席政策分析师S1010515100001敖翀首席周期产业分析师S1010515020001华鹏伟首席电新分析师S1010521010007李超首席有色钢铁分析师S1010520010001李想首席公用分析师S1010515080002宋韶灵首席新能源汽车分析师S1010518090002王喆首席能源化工分析师S1010513110001祖国鹏能源化工分析师S1010512080004林劼电新分析师S1010519040001华夏电力设备分析师S1010520070003武云泽公用分析师S1010519100003放眼未来，2060年碳中和路径下必由的制度改革与技术革命，预计将持续催生蓬勃增长的新赛道。制度方面，碳交易、碳边境税与可再生能源电力入市交易或深入推进。新能源技术方面，光伏和风电成本可持续下降，氢能和储能发展潜力广阔，电网与用电侧新技术将推广。传统行业方面，生物基技术有望部分取代石油/煤基化工技术，轻量化可支撑铝需求，天然气可在部分非电领域替代煤炭。碳捕捉技术方面，捕捉与封存经济性将提升，碳利用前景广阔。▍2060年实现碳中和的宏伟目标，将深刻影响中国未来的经济发展、产业变革与制度优化。本篇报告将以前瞻的视野，展望2060年碳中和路径下必由的制度改革与技术革命，探索未来的新赛道。▍展望一：制度建设的新格局。预计将深化全国碳交易市场建设，开展碳边境税谈判，推动可再生能源电力入市交易，综合权衡社会成本。（1）全国碳交易市场正式启动，未来或扩大至八大重点行业。并从2030年后逐步提价并由免费发放配额转向拍卖，倒逼节能减排。参考欧盟电力行业经验，其煤电的碳成本已涨至上网电价的60%左右。（2）欧盟碳边境税2023年或率先在水泥和电力行业开征，预计会影响全球贸易格局。预计未来将与碳排放交易体系挂钩，并将积极开展双边和多边谈判。（3）可再生能源电力入市交易是大势所趋，可缓解补贴缺口与“弃风弃光”问题。预计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，深化绿证机制，完善辅助服务市场。（4）碳中和路径下的电力成本、碳交易成本、原材料涨价成本、环保改造成本上升或温和可控，在环保成本与气候变化损失权衡下寻找最优增长路径。▍展望二：新能源技术的新前景。预计光伏和风电成本都有明显下降空间，推动投资成本和发电成本降低；氢能和储能发展潜力广阔；电网将强化枢纽与稳定器定位，用电侧电气化与数字化将加速。（1）光伏行业未来5年每年都或有5-10%的成本下降空间，在硅料、硅片、电池效率与组件等环节均有新技术应用。预计风电行业成本的下降主要集中在机组大型化的发展，如叶轮直径变大、传动链结构的完善、发电机成本和效率的提升等。（2）氢能是受益“双碳”目标的长坡赛道，可在交通动力、发电供暖、冶炼等领域逐步替代化石燃/原料。而氢能广泛利用建立在可再生能源发电成本降低的基础上。（3）储能产业大势所趋，电化学储能尤其是锂电池储能，具有很好的空间及环境适应性、响应快速、功率和能量密度高等特点，受益近年技术和规模驱动成本快速下降，有望成为主流路线。2025年电化学储能市场规模有望超千亿。碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款于翔政策分析师S1010519110003刘春彤政策分析师S1010520080003联系人：王希明联系人：遥远联系人：滕冠兴联系人：张柯（4）电力系统加速迈向“源网荷储”协同发展阶段，电网的枢纽与稳定器作用凸显，电网的改变需要从软硬件等技术升级与用能模式、商业模式等业态升级同时推进。配电网建设领域，主动配电网建设料将在配电网扩容与升级的过程中持续落地。而能源数字化预计将进一步改变综合能源服务（节能服务）的服务模式。▍展望三：传统行业的新革命。生物基技术有望部分取代石油/煤基化工技术；汽车轻量化可支撑铝需求，水电铝和再生铝将渐次推广；天然气可在部分非电领域替代煤炭。（1）化工行业方面，目前多数化工品以原油或煤炭作为基础原料，未来生物基技术有望部分取代石油/煤基化工技术。生物燃料、生物合成纤维、生物合成可降解塑料等拥有巨大发展前景。从碳中和角度来看，生物合成的PLA、PHAs和以二氧化碳为原料的PPC更具潜力。（2）铝行业方面，汽车轻量化支撑铝需求，预计中国燃油车/纯电动车/混合动力车未来五年单车用铝量增速为5.8%/7.5%/3.7%。碳达峰下能源成本抬升和碳交易的执行将凸显水电铝的成本优势。而未来国内再生铝产量占比有望从2019年的16.2%向发达国家50%以上的水平趋近。（3）天然气行业方面，天然气是单位热值碳排放最少的化石能源品种，或是过渡性能源，可在部分非电领域替代煤炭。▍展望四：碳捕捉技术的新赛道。碳捕捉是碳中和路径下不可回避的领域，预计碳捕捉投资的经济性劣势有望逐步消失；碳封存的经济性将随规模扩大而增强；化学领域依然有望保持对二氧化碳利用的领头羊地位。（1）在碳的捕捉环节，目前技术路径明确，但成本过高。随着技术进步和大规模应用以及碳排放价格的上升，碳捕捉投资的经济性劣势有望逐步消失。（2）在捕捉后的封存环节，手段主要包括地质封存、海洋封存和化学封存。目前封存资源有保障，但经济性依赖规模化。（3）在碳的利用环节，未来除了传统的能源、采掘等领域，化学领域依然有望保持对二氧化碳利用的领头羊地位。（4）预计到2030年中国每年碳捕集规模可以达到4亿吨二氧化碳，2050/2070年分别达到16亿吨/20亿吨二氧化碳。结合生物能的碳捕捉技术（BECCS）以及直接从大气捕集的技术(DACCS)，在碳中和之后，负排放的情景也指日可待。▍风险因素：经济增速下行风险；政策不及预期风险；电网消纳光伏风电能力不足；国际油价大幅波动；终端需求不及预期；行业竞争加剧。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款目录制度建设的新格局：以市场化机制增强内生动力..............................................................1全国碳交易市场正式启动，碳定价凸显清洁技术路线优势...............................................1欧盟碳边境税蓄势待发，外部压力倒逼国内改革..............................................................4推进可再生能源电力市场化交易，提升消纳能力..............................................................7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..........................................11新能源的新前景：以技术进步推动降本提效...................................................................14技术进步可推动光伏风电进一步降低成本.......................................................................14绿氢降本后全面应用，汽车先行.....................................................................................16储能产业序幕开启，全球竞争力可期..............................................................................19电网强化枢纽与稳定器定位，用电侧电气化与数字化加速.............................................23传统行业的新革命：以碳中和为契机促进转型升级........................................................25生物基技术有望部分取代石油/煤基化工技术..................................................................25汽车轻量化支撑铝需求，水电铝和再生铝渐次推广........................................................28天然气或是过渡性能源，可在部分非电领域替代煤炭.....................................................31碳捕捉的新赛道：以成本下降补齐碳中和必修课............................................................34碳捕捉（CCUS）现状：技术路径明确，但成本过高.....................................................34碳封存：封存资源有保障，但经济性依赖规模化............................................................36碳利用：应用领域丰富，前景无限可能..........................................................................38CCUS长周期展望...........................................................................................................39风险因素.........................................................................................................................4032716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款插图目录图1：欧盟碳交易价格上涨导致煤电占比明显下降...........................................................3图2：煤电与天然气发电的碳成本在电价中占比越来越高................................................4图3：2020年中国对欧盟出口商品结构...........................................................................7图4：2020年中国对欧盟出口钢铁有色产品结构.............................................................7图5：我国可再生能源弃电量与利用率.............................................................................8图6：可再生能源跨省区市场化交易电量.........................................................................8图7：可再生能源省内市场化交易电量.............................................................................8图8：绿证累计风电核发量地区分布...............................................................................11图9：绿证累计光伏核发量地区分布...............................................................................11图10：绿证累计核发及交易情况....................................................................................11图11：绿证平均成交价格...............................................................................................11图12：各国电价水平对比...............................................................................................12图13：PPI环比及移动平均............................................................................................12图14：不同减排路径下的温度变化趋势.........................................................................13图15：不同减排路径下的全球最优碳价格（2018年美元现价）...................................13图16：CPI与PPI的同步变化.......................................................................................14图17：光伏电池板结构..................................................................................................15图18：风电叶片结构关键材料........................................................................................16图19：氢能下游应用及推进时间表................................................................................16图20：中国各技术路线制氢成本....................................................................................17图21：中国氢气供给结构及预测....................................................................................17图22：燃料电池结构示意...............................................................................................18图23：2040年短程2000km、165座氢能客机飞行成本...............................................18图24：2017-20203Q全球/中国电化学储能占新增储能比例、锂电储能占新增电化学储能比例.................................................................................................................................20图25：火储调频系统接线示意图....................................................................................21图26：广东某实际电站安装储能前后的调频效果对比...................................................21图27：近六年动力锂电池系统成本变化趋势..................................................................22图28：近三年国内储能锂电池系统招标价格变化趋势...................................................22图29：大型清洁能源基地及配套主要输电渠道示意图...................................................23图30：主动能源管理......................................................................................................24图31：油气开采及化工过程约占国内总碳排放量的4.5%~6.5%...................................25图32：石油化工行业碳排放量增速与国内总量基本一致................................................25图33：生物合成技术示意图...........................................................................................26图34：普通柴油中生物柴油比例对排放量的影响...........................................................27图35：石油化工路线制化纤...........................................................................................27图36：可降解塑料分类..................................................................................................28图37：燃油车到电动车的质量变化................................................................................29图38：不同型号的燃油车和电动车的重量.....................................................................29图39：中国不同车型的单车用铝量................................................................................29图40：2021年1月全国电解铝成本曲线.......................................................................30图41：2023年全国电解铝成本曲线...............................................................................30图42：中国电解铝低成本地区的成本变化.....................................................................3032716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款图43：2016-2019各国再生铝产量................................................................................31图44：中美再生铝使用率对比........................................................................................31图45：化石燃料单位热值含碳量....................................................................................32图46：我国天然气表观消费量及同比增速.....................................................................33图47：我国历年天然气占一次能源比例及2030年规划.................................................33图48：我国燃气表观消费量、国产量、进口量同比增速对比........................................33图49：我国LNG接收站接收能力预测...........................................................................33图50：城燃公司历年零售气量集中度.............................................................................34图51：龙头城燃公司的历年配气业务购销价差..............................................................34图52：全球已运营碳捕集项目规模统计.........................................................................35图53：全球在建碳捕集项目规模统计.............................................................................35图54：全球碳捕集成本统计...........................................................................................36图55：主要国家碳封存规模能力推算.............................................................................37图56：CCUS全流程链条..............................................................................................38图57：主要国家碳封存规模能力推算.............................................................................40表格目录表1：中国碳交易市场介绍...............................................................................................1表2：各类别发电机组碳排放基准值.................................................................................2表3：碳交易中免费配额比例与碳交易价格对火电企业成本的影响测算..........................2表4：水电铝的成本优势测算（以福建碳交易试点为例）................................................4表5：欧盟碳边境税与WTO非歧视性原则的冲突，以钢铁行业为例...............................5表6：碳边境税征收的行业特征分析.................................................................................6表7：欧盟碳边境税的设计方案可能性分析......................................................................7表8：近期各地方推动可再生能源电力市场化交易的政策................................................9表9：2021-2030年各省可再生能源电力非水电消纳责任权重预期目标建议.................10表10：储能技术分类....................................................................................................19表11：电化学储能技术路线对比....................................................................................20表12：化工行业主要原料...............................................................................................25表13：各类可降解材料性能对比....................................................................................28表14：2018及2025汽车各部件铝渗透预测.................................................................29表15：电解铝与水电铝对比...........................................................................................30表16：电解铝与再生铝对比...........................................................................................31表17：各类碳封存方式比较...........................................................................................3732716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款1▍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，中国人民银行上海总部党委副书记金鹏辉表示，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。表1：中国碳交易市场介绍规则方法介绍中国全国市场中国地方试点欧盟配额分配计算方法历史法以各企业上一年度实际总排放或单位产量为基准，官方设定同比降幅预计全部采用基准线法以历史总量法为主，基准线法较少2012年前为总量法，之后为基准线法基准线法官方设定全行业统一的单位产量碳排放额，乘以各企业当年实际产量获取途径免费发放通过历史总量法或基准线法等方式免费向企业发放配额初期全部免费发放，预计3-5年后开始部分拍卖多数为免费发放拍卖比例逐渐上升，2020年有超过60%的配额是拍卖分配的拍卖政府设定底价公开拍卖配额，价高者得行业范围只有有碳排放的企业才会获得免费配额，风电、光伏、水电等企业只能通过CCER的方式参与2021年发电企业已经确认纳入，水泥和电解铝有可能2021年纳入，其余高耗能行业业预计2-3年后纳入各地行业不同，多数为高耗能企业行业范围逐步扩大，目前包括电力、钢铁、炼焦、水泥、玻璃、造纸、航空、铝、石油化工等行业配额交易交易所预计在上海市设立各地方设立独立的交易所，限于省内交易ICE、EEX、Nasdaq、CME等交易者重点排放单位、符合条件的个人和机构投资者交易方式挂牌交易通过交易系统公开的竞价交易，类似于股票竞价交易预计挂牌交易比例逐渐增加协议转让相对较多初期协议转让为主，目前挂牌交易为主协议转让买卖双方自行协商量价，类似于股票协议转让交易品种现货初期只有现货交易，未来可能引入期货现货交易为主期货交易占90%以上期货配额清算测算方法通过能源和原料消耗推算碳排放量监督核查企业自行申报，生态环境主管部门可委托第三方机构核查企业或政府部门委托第三方机构核查企业委托第三方机构出具核查报告违规处罚责令限期改正，或处3万元以下罚款责令限期改正，或处一定数额罚款罚款100欧元/吨资料来源：《全国碳排放权交易管理办法（试行）》，各地方交易所官网，欧盟委员会官网，中信证券研究部32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款2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。表2：各类别发电机组碳排放基准值机组类别供电基准值（kgCO2/kWh）供热基准值（tCO2/GJ）300MW等级以上常规燃煤机组0.8770.126300MW等级及以下常规燃煤机组0.9790.126燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）1.1460.126燃气机组0.3920.059资料来源：《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（征求意见稿），中信证券研究部根据我们测算，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。表3：碳交易中免费配额比例与碳交易价格对火电企业成本的影响测算（元/kWh）碳交易价格10元/吨20元/吨30元/吨40元/吨50元/吨60元/吨70元/吨80元/吨免费配额0.8kg/kWh0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.7kg/kWh0.0020.0040.0060.0080.0100.0120.0140.0160.6kg/kWh0.0030.0060.0090.0120.0150.0180.0210.0240.5kg/kWh0.0040.0080.0120.0160.0200.0240.0280.0320.4kg/kWh0.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.3kg/kWh0.0060.0120.0180.0240.0300.0360.0420.04832716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款3碳交易价格0.2kg/kWh0.0070.0140.0210.0280.0350.0420.0490.0560.1kg/kWh0.0080.0160.0240.0320.0400.0480.0560.0640.0kg/kWh0.0090.0180.0270.0360.0450.0540.0630.072资料来源：中信证券研究部测算。注：假设煤电企业碳排放为0.9kgCO2/kWh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。图1：欧盟碳交易价格上涨导致煤电占比明显下降资料来源：Bloomberg，IEA，中信证券研究部32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款4图2：煤电与天然气发电的碳成本在电价中占比越来越高资料来源：Bloomberg，中信证券研究部。注：假设煤电企业碳排放为0.9kgCO2/kWh，燃气发电企业为0.4kgCO2/kWh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。表4：水电铝的成本优势测算（以福建碳交易试点为例）免费配额耗电碳排放因子实际碳排放差额碳交易价格配额买卖收益吨CO2/吨铝千度电/吨铝吨CO2/千度电吨CO2/吨铝吨CO2/吨铝元/吨CO2元/吨铝国家电网/自备火电8.1913.70.618.36-0.1740-7可再生能源（主要为水电）8.1913.7008.1940328资料来源：《福建省2018、2019年度碳排放配额分配实施方案》，《国家碳交易市场企业补充数据核算报告模板》，中信证券研究部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，010203040506070Jan-17Mar-17May-17Jul-17Sep-17Nov-17Jan-18Mar-18May-18Jul-18Sep-18Nov-18Jan-19Mar-19May-19Jul-19Sep-19Nov-19Jan-20Mar-20May-20Jul-20Sep-20Nov-20平均电价（欧元/mwh)煤电碳成本（欧元/mwh)燃气发电碳成本（欧元/mwh)32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款5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。表5：欧盟碳边境税与WTO非歧视性原则的冲突，以钢铁行业为例欧盟碳交易价格实际碳排放按照实际排放征税按欧盟平均碳放征税单位欧元/吨二氧化碳吨二氧化碳/吨钢欧元/吨钢欧元/吨钢中国钢铁产品出口352.173.563欧盟本地钢铁企业351.86363问题违反WTO非歧视性原则欧盟本地企业抱怨资料来源：世界金属导报，Wind，中信证券研究部最惠国待遇要求，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。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款6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。表6：碳边境税征收的行业特征分析行业贸易伙伴产业链复杂程度预计纳入开征时间水泥和电力欧盟周边国家简单早（2023年）钢铁和有色金属中国、美国、日本等简单中（2025-2030年间）汽车和电子中国、美国、日本等复杂晚（2030年后）资料来源：Wind，中信证券研究部计量：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，32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款7一是电力消耗，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。表7：欧盟碳边境税的设计方案可能性分析高可能性方案中可能性方案低可能性方案形式欧盟碳交易系统扩大到进口商直接修改关税税率设定新税种国家排除掉不发达国家和绿色国家只排除不发达国家所有国家行业水泥和电力钢铁、有色金属等基本原材料汽车、电子等复杂工业品计量各国电力碳排放+欧盟同行业碳排放强度欧盟同行业碳排放强度每个企业单独报告实际碳排放资料来源：中信证券研究部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。图3：2020年中国对欧盟出口商品结构图4：2020年中国对欧盟出口钢铁有色产品结构资料来源：Wind，中信证券研究部资料来源：Wind，中信证券研究部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。45%13%6%5%4%26%机电、电子设备纺织品化工品钢铁有色产品运输设备其他48%16%16%13%3%4%钢铁及钢铁制品金属餐具铝及其制品金属杂项制品铜及其制品其他32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款8图5：我国可再生能源弃电量与利用率（亿千瓦时，%）资料来源：《中国新能源发电分析报告2020》（国家电网），中信证券研究部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。图6：可再生能源跨省区市场化交易电量（亿千瓦时）图7：可再生能源省内市场化交易电量（亿千瓦时）资料来源：《中国新能源发电分析报告2020》（国家电网），中信证券研究部资料来源：《中国新能源发电分析报告2020》（国家电网），中信证券研究部38656649232221585.3%84.4%89.6%94.2%96.7%78.0%80.0%82.0%84.0%86.0%88.0%90.0%92.0%94.0%96.0%98.0%01002003004005006002015年2016年2017年2018年2019年弃电量利用率（右）1.52.615.3100.4190.4293.9363.1492.4722.6879.80100200300400500600700800900100020102011201220132014201520162017201820190100200300400500600201720182019电力直接交易发电权交易32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款9表8：近期各地方推动可再生能源电力市场化交易的政策时间地区具体内容2020年5月冀北电力与张家口市政府以战略合作协议为指导，创新构建政府、电网、电源、用户侧“四方协作机制”依托电力交易平台，电力用户每月发布下个月需求电量和挂牌电价，可再生能源发电企业自愿参加;通过市场化交易，将清洁电能直接销售给用户，就地满足电采暖等用电需求2020年8月广东省能源局发布《关于征求广东省可再生能源电力消纳保障实施方案和可再生能源电力交易实施方案意见的函》明确可再生能源消纳责任权重及分配、市场管理机制、考核要求等详细交易方案。交易方案在一定程度上类似于国外可再生能源的“购电协议”2020年11月山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室发布《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》自2021年起，集中式新能源发电企业将进入电力市场参与交易2020年12月新疆发改委发布《新疆维吾尔自治区2021年电力直接交易实施方案》预计2021年全年电力直接交易规模670亿千瓦时左右，年用电量在500万千瓦时及以上，且接入电压等级在10千伏及以上的经营性电力用户为大用户，其他用户为中小用户。大用户可自行参与或委托售电公司代理参与市场化交易，中小用户仅可通过售电公司代理后参与市场化交易2021年1月国家能源局华北监管局发布《京津冀绿色电力市场化交易规则》和《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》保障性收购年利用小时数以内的电量按价格主管部门核定的标杆上网电价全额结算，保障性收购年利用小时数以外的电量应参与绿色电力交易并以市场交易价格结算2021年1月陕西省发改委、国家能源局西北监管局发布《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》2021年度按照市场化规模逐年增加的原则，暂按近三年陕西新能源发电利用小时数15%左右的规模进入市场化交易资料来源：北极星电力网，中信证券研究部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。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款10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。表9：2021-2030年各省可再生能源电力非水电消纳责任权重预期目标建议年度2021202220232024202520262027202820292030全国12.7%14.2%15.6%17.1%18.6%20.0%21.5%23.0%24.4%25.9%北京17.5%19.0%20.4%21.9%23.4%24.8%26.3%27.8%29.2%30.7%天津17.0%18.5%19.9%21.4%22.9%24.3%25.8%27.3%28.7%30.2%河北16.0%17.5%18.9%20.4%21.9%23.3%24.8%26.3%27.7%29.2%山西20.0%21.5%22.9%24.4%25.9%27.3%28.8%30.3%31.7%33.2%山东12.5%14.0%15.4%16.9%18.4%19.8%21.3%22.8%24.2%25.7%内蒙古20.5%22.0%23.4%24.9%26.4%27.8%29.3%30.8%32.2%33.7%辽宁13.5%15.0%16.4%17.9%19.4%20.8%22.3%23.8%25.2%26.7%吉林21.0%22.5%23.9%25.4%26.9%28.3%29.8%31.3%32.7%34.2%黑龙江21.0%22.5%23.9%25.4%26.9%28.3%29.8%31.3%32.7%34.2%上海4.5%6.0%7.4%8.9%10.4%11.8%13.3%14.8%16.2%17.7%江苏11.0%12.5%13.9%15.4%16.9%18.3%19.8%21.3%22.7%24.2%浙江8.5%10.0%11.4%12.9%14.4%15.8%17.3%18.8%20.2%21.7%安徽14.5%16.0%17.4%18.9%20.4%21.8%23.3%24.8%26.2%27.7%福建7.0%8.5%9.9%11.4%12.9%14.3%15.8%17.3%18.7%20.2%江西12.5%14.0%15.4%16.9%18.4%19.8%21.3%22.8%24.2%25.7%河南20.0%21.5%22.9%24.4%25.9%27.3%28.8%30.3%31.7%33.2%湖北10.0%11.5%12.9%14.4%15.9%17.3%18.8%20.3%21.7%23.2%湖南14.5%16.0%17.4%18.9%20.4%21.8%23.3%24.8%26.2%27.7%重庆4.0%5.5%6.9%8.4%9.9%11.3%12.8%14.3%15.7%17.2%四川6.0%7.5%8.9%10.4%11.9%13.3%14.8%16.3%17.7%19.2%陕西15.0%16.5%17.9%19.4%20.9%22.3%23.8%25.3%26.7%28.2%甘肃20.0%21.5%22.9%24.4%25.9%27.3%28.8%30.3%31.7%33.2%青海26.0%27.5%28.9%30.4%31.9%33.3%34.8%36.3%37.7%39.2%宁夏22.0%23.5%24.9%26.4%27.9%29.3%30.8%32.3%33.7%35.2%新疆14.0%15.5%16.9%18.4%19.9%21.3%22.8%24.3%25.7%27.2%广东5.5%7.0%8.4%9.9%11.4%12.8%14.3%15.8%17.2%18.7%广西10.0%11.5%12.9%14.4%15.9%17.3%18.8%20.3%21.7%23.2%海南8.0%9.5%10.9%12.4%13.9%15.3%16.8%18.3%19.7%21.2%贵州9.5%11.0%12.4%13.9%15.4%16.8%18.3%19.8%21.2%22.7%云南15.0%16.5%17.9%19.4%20.9%22.3%23.8%25.3%26.7%28.2%资料来源：国家能源局，《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》，中信证券研究部第二，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32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款11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。图8：绿证累计风电核发量地区分布图9：绿证累计光伏核发量地区分布资料来源：中国绿色电力证书认购交易平台资料来源：中国绿色电力证书认购交易平台图10：绿证累计核发及交易情况图11：绿证平均成交价格资料来源：中国绿色电力证书认购交易平台，中信证券研究部资料来源：中国绿色电力证书认购交易平台，中信证券研究部第三，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2392.50413.20561.7046.507.300.020.00500.001000.001500.002000.002500.003000.00风电光伏核发量挂牌量交易量180.6186.1155.1160.9664673.4725655.201002003004005006007008002017201820192020风电光伏32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款12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。图12：各国电价水平对比（元/千瓦时）图13：PPI环比及移动平均（%）资料来源：国家电网，中信证券研究部资料来源：Wind，中信证券研究部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00.511.522.5工业电价居民电价-4.00-3.00-2.00-1.000.001.002.002002-012003-012004-012005-012006-012007-012008-012009-012010-012011-012012-012013-012014-012015-012016-012017-012018-012019-012020-012021-01PPI环比6期移动平均32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款13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。如下图所示，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。图14：不同减排路径下的温度变化趋势（摄氏度）图15：不同减排路径下的全球最优碳价格（2018年美元现价）资料来源：《Climatechange:TheUltimateChallengeforEconomics》（WilliamD.Nordhaus）。注：Base情景为不控制碳排放；Opt情景为最优减排路径；Opt(altdam)情景为考虑更多气候变化损失；T≤2情景为将未来温度变化完全控制在2摄氏度以内，T≤2(Nyr)情景为将未来温度变化在N年后控制在2摄氏度以内资料来源：《Climatechange:TheUltimateChallengeforEconomics》（WilliamD.Nordhaus，含预测），中信证券研究部此外，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。36130225431582751054137492951013459020040060080010001200Opt情景T≤2(100yr)情景T≤2情景2015年2020年2050年2100年32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款14图16：CPI与PPI的同步变化（%）资料来源：Wind，中信证券研究部▍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4-5MW发展，海上风电的主力机型逐渐从6-8MW向10MW以上级发展；叶轮直径逐渐增大，目前2MW机组的叶轮直径从3年前的不足100m提升至目前的约120m，而未来大兆瓦机组的发展，叶轮直径有望继续提升；传动链结构上，我们认为陆-10.00-5.000.005.0010.0015.002002-012002-082003-032003-102004-052004-122005-072006-022006-092007-042007-112008-062009-012009-082010-032010-102011-052011-122012-072013-022013-092014-042014-112015-062016-012016-082017-032017-102018-052018-122019-072020-022020-09PPI同比CPI同比CPI非食品同比32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款15上风电机组齿轮箱结构的传动链的占比将会继续提升，一方面得益于齿轮箱技术的不断发展，另一方面也来自发电机减重降本的压力；发电机上，通过改进设计和减重推动成本的降低和效率的提升。综上，风电行业依然受益于技术的发展，风电机组的报价低于3000元/Kw，未来依然有下降的空间。晶硅电池片上游为化工行业的工业硅—晶硅产业链。背板和胶膜太阳能背板是一种位于太阳能电池组件背面的光伏封装材料，在户外环境下主要用于保护太阳能电池组件抵抗光湿热等环境影响因素对封装胶膜、电池片等材料的侵蚀，起到耐候绝缘保护作用。太阳能电池封装胶膜处于太阳能电池组件的中间位置，包裹住电池片并与玻璃及背板相互粘结，为太阳能电池线路装备提供结构支撑、为电池片与太阳能辐射提供最大光耦合、物理隔离电池片及线路、传导电池片产生的热量等，主要有透明EVA、白色EVA及POE胶膜等。图17：光伏电池板结构资料来源：赛伍技术招股说明书关注风电高速发展过程中风电叶片相关材料的发展机遇。我们预测2060年国内风电总装机量将达到2020年的10-11倍。风力发电是将风的动能转化为机械动能，再进一步转化为电力动能，其中风力叶片会直接影响风能的转换效率。风电叶片主要由增强材料（梁）、基体材料、夹芯材料、表面涂料及不同部分之间的结构胶组成。目前，增强材料主要有碳纤维增强复合材料（CFRP）和玻纤增强复合材料（GFRP）：常用的基体材料包括不饱和聚酯树脂、环氧树脂、乙烯基树脂等，近年来聚氨酯也逐渐被应用到基体材料领域；夹芯材料以PVC泡沫最为常见，此外PMI泡沫、SAN泡沫、Balsa（轻木）以及天然纤维（竹纤维）也可被用作夹芯材料。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款16图18：风电叶片结构关键材料资料来源：国际先进材料与制造工程学会，中信证券研究部绿氢降本后全面应用，汽车先行氢在交通动力、发电供暖、冶炼等领域逐步替代化石燃/原料。在使用端，氢气是最清洁的二次能源，与氧气反应（电化学/燃烧）仅生成水，是未来能源结构脱碳任务的重要承担者。从推广节奏上看，氢能最应用先在交通动力、工业原料和热电联供等能源消耗端，预计十四五期间将率先深化交通领域的应用，2020年氢燃料电池车/加氢站保有量为0.7万辆/127座，2025年增加至约10万辆/1,000座。十五五阶段料将开启氢能在大功率长时间储能、分布式发电等能源生产端的应用。最终形成氢能从能源生产到消耗端的全面利用，逐步替代化石燃/原料实现去碳化。图19：氢能下游应用及推进时间表资料来源：HydrogenCouncil32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款17图20：中国各技术路线制氢成本（单位：元/kg）图21：中国氢气供给结构及预测资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（中国氢能联盟CHA），中信证券研究部资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（中国氢能联盟CHA），中信证券研究部预测氢能的广泛利用建立在可再生能源发电成本降低的基础上。目前氢能在能源消耗端的核心制约是成本，以氢燃料电池车用氢气为例，目前成本在60元/kg左右，而油氢平衡点为30-35元/kg。氢气成本可分为气体、储运和加注成本，其中储运和加注成本可以随着产业化和规模化下降，气体成本则相对刚性。从制氢路线来看，可再生能源电解水制氢最具低制氢成本潜力，且整个过程有望完全实现零碳化。一般电解水制备1kg氢气需要50-55度电，电价成本占电解水制氢成本70%以上，电价高低直接决定氢气成本。未来随着可再生能源发电成本持续下降，廉价电力下将带来廉价氢气，为氢能快速渗透提供基础。预计2030/2060年可再生能源制氢占中国氢气来源比例为15%/80%。随着廉价的可再生能源制氢普及，预计2060年氢能将占国内能源结构10%以上份额。氢能为受益“双碳”目标下的长坡赛道，汽车先导燃料电池系统厂商受益。燃料电池是未来氢能利用的核心设备。一方面，目前氢能的推广应用通过燃料电池作为动力源，先于交通领域发力；另一方面，燃料电池与电解槽的原理是互为逆过程，燃料电池的发展亦将推动电解槽技术，即可再生能源发电制氢发展。2020年9月财政部等五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，宣布2020-2023年为燃料电池车示范期，重点发展中远途、中重载的商用车，依托龙头企业，集中聚焦优势企业产品推广，形成规模效应以降本。长期看，氢能与燃料电池行业为“双碳”目标下受益的长坡赛道，短期看，汽车板块先导，燃料电池为突破口，政策利好龙头，推荐燃料电池领跑者亿华通。燃料电池相关材料将成为氢能发展的关键抓手。我们认为未来10年将是绿色氢能产业链从0到1的发展阶段，氢能产业链从上游到下游可分为制氢、运氢、储氢和用氢环节，我们认为用氢环节的燃料电池将用到较多的关键材料。燃料电池(Fuelcell)是一种新型的能源技术，其通过电化学反应直接将燃料的化学能转化为电能，燃料电池本质上是水电解的一个逆装置。在燃料电池中，氢和氧通过化学反应生成水，并放出电能。燃料电池基本结构主要由阳极、阴极和电解质三部分组成，按电解质种类分为碱性燃料电池（AFC）、磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）和质子交换膜燃料电池（PEMFC）等五大类型。7.391058.9151640051015202530354045煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水3%15%45%70%80%0%20%40%60%80%100%20202030E2040E2050E2060E化石能源制氢工业副产氢可再生能源电解制氢生物制氢等其他技术32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款18图22：燃料电池结构示意资料来源：新能源汽车产业网氢能源飞机或需到2050年前后才能开始大规模商业化应用。航空业的碳排放占全球的2%-3%，而且仍在保持快速增长势头。飞机对于燃料能量密度的要求非常高，是实现碳中和的难点之一。氢燃料的能量密度约为120MJ/kg，是标准航空燃料的3倍，有望成为航空业脱碳的主要途径。但是目前还面临着推进技术、储存技术和成本三方面的问题。推进技术方面，氢燃料电池仍有发动机质量过大、使用寿命短和单体输出功率低等问题1。储存技术方面，液态氢燃料需要在超低温环境下（低于-253℃）储存，真空保温结构和冷却装置额外增加了储能系统的重量和复杂性，需要重新改进机体设计结构以提高空间利用效率。成本方面，“绿氢”价格的降低也有赖于光伏风电设备的技术进步。根据张扬军、彭杰在《氢能航空的关键技术与挑战》中预测，2040年，氢能飞机的短程飞行成本仍较传统航空石化燃料飞机要高约25%，而直到2050年“绿氢”使用成本才可以与传统石化燃料持平2。图23：2040年短程2000km、165座氢能客机飞行成本（每位乘客每千米飞行成本）资料来源：《氢能航空的关键技术与挑战》（张扬军、彭杰；含预测），中信证券研究部1《氢能航空的关键技术与挑战》，张扬军、彭杰，航空动力2《氢能航空的关键技术与挑战》，张扬军、彭杰，航空动力32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款19储氢环节，高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展。长期来看，固态材料储氢发展潜力较大。运氢环节，利用拖车对装有高压氢气的储氢管束进行运输是目前性价比最高的选择，在我国各种氢气储运方式中具有压倒性占比优势。该方式运输量小，适用于短距离运输氢气，经济运输半径在200km左右，未来液氢罐车可能成为主流。而随着上述环节成本的不断降低，加氢站的布局也将逐渐完善，将推动绿色氢能应用范围的扩大。储能产业序幕开启，全球竞争力可期储能应用场景丰富，大型电力系统中的应用分为发电侧、电网侧和用户侧三大类，包含多种子场景。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3大主场景，此外，还包括微电网、分布式离网等，细分应用如下：（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。（4）微电网：主要为离主电网络较远的无电、弱电地区，需要自建电网，可采用可再生能源与储能作为解决方案。（5）分布式离网：4G/5G基站供电；风景区驿站供电；森林监控站供电；油田采油站供电；高速加油站供电等。表10：储能技术分类分类细分种类特点物理储能抽水储能采用水、空气等作为储能介质；储能介质不发生化学变化压缩空气储能飞轮储能电化学储能铅酸电池利用化学元素做储能介质；充放电过程随储能介质的化学反应或者变价锂离子电池液流电池钠硫电池燃料电池超级电容热能存储显热储热热能与其他形式的能之间的转化或在不同物质载体之间的传递相变储热热化学储能储氢气态氢通过电解水、天然气重整等方式制取氢气，并将氢气存储于高效储氢装置中，再通过燃料电池等方式释放电能，或将氢气送入氢产业链直接利用液态氢储氢合金非金属化学储氢电动汽车纯电动汽车、插电式混合动力汽车、燃料电车汽车通过车辆充放电控制实现电动汽车有序充电、电动汽车与电网双向互动（V2G）及退役动力电池储能等电力系统调节资料来源：北极星储能网，中信证券研究部电化学储能成为新增主流，锂电池响应快、寿命长、适应场景多，优势凸显。由于电化学储能的可适用场景更多，受地理环境等外部因素影响较小，2017-2019年电化学储能占全球和中国新增储能装机比例分别为14%/66%/80%和3%/28%/58%，呈现逐年上升趋势。电化学储能成为新增储能项目中的主流技术，预计2020全年该趋势继续维持。电化学储能中，锂电储能由于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款20场景多等优势，2017年至今占全球新增电化学储能90%以上，国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从2017年51%上升到20203Q的99%，而20203Q新增规划/在建电化学储能项目几乎全部应用锂电池。预计锂电池储能技术将成为未来主流储能技术。图24：2017-20203Q全球/中国电化学储能占新增储能比例、锂电储能占新增电化学储能比例资料来源：高工锂电，中国储能网，中信证券研究部表11：电化学储能技术路线对比性能指标/电池类型铅酸电池锂离子电池(磷酸铁锂）液流电池钠硫电池全钒液流电池锌溴液流电池功率上限十兆瓦级兆瓦级百兆瓦级百兆瓦级十兆瓦级能量密度（Wh/kg）30~60130~20015~5075~85100~250循环寿命（次）500~30002500~5000>160002500~50002000~4500服役寿命（年）55>15>155倍率特性0.1~1C0.5~2C功率的1.5倍功率的1.5倍5-10C充放电效率（%）80-90%90-95%65-80%65-80%>90%储能系统效率（%)75-85%85-90%60-70%60-70%>80%自放电（%/月）2~50~1无自放电无自放电-工作温度充电：0-45℃放电：-20-55℃充电：0-45℃放电：-20-55℃5-40℃20-50℃300-350℃深度充放电能力不能深度充放电适宜15-85%SOC，深度充放电影响寿命0-100%SOC，深度充放电对寿命无影响0-100%SOC，深度充放电对寿命无影响适宜15-85%SOC，深度充放电严重影响寿命，对安全性有影响容量衰减后不可恢复衰减后不可恢复可在线再生可在线再生衰减后不可恢复电池一致性良好较差好好好安全性好，但环境污染严重一般，存在过热爆炸风险，安全性能已有较大突破好比较好，存在溴蒸气泄漏风险中，不可过充电，钠、硫泄露存在安全隐患系统成本（元/kWh）1200-18001500-25004500-60002000-35002000-3000度电成本（元/kWh）0.45-0.70.5-0.90.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV级占地（平米/MV）150-200100-150800-1500800-1500150-200资料来源：蔡世超《储能在电力系统中的应用》（2020年10月，第三届全国电源侧储能技术应用高层研讨会报告），中信证券研究部14%66%80%34%3%28%58%33%93%90%90%99%51%68%97%99%0%20%40%60%80%100%120%20172018201920203Q20172018201920203Q全球中国电化学储能占新增储能比例锂电储能占新增电化学储能比例32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款21储能处于从0到1阶段，临近商业爆发期拐点，有望从示范性应用转向运营性应用。根据CNESA数据，截至2020Q3，全球/中国储能累计装机总功率为186/33GW，而2020年全球/中国发电功率机组总并网功率为6,675/2,201GW，储能渗透率仅为2.8%/1.5%左右，仍有较大上升空间。从可再生能源发电角度看，截至20203Q，全球/中国电化学储能累计装机功率为10.98/2.25GW，2020年全球/中国风光发电累计装机总功率约为1,398/446GW，新能源配储功率比例仅为0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配储功率的比例区间（10%-15%）仍有广阔成长空间。需求端：新能源配储打开需求空间。（1）发电侧：国内从2009年开始风光进入规模化装机阶段，随着累计装机、发电量占比持续增加，出现弃风弃光现象，并且随着消纳能力与装机增速波动。2020年风光新能源发电功率/发电量占比仅24%/9.5%，预计2025/2030年非化石能源发电量占比将提升至20%/25%，风光发电预计将贡献主要增量。未来在光伏风电发电量占比持续提升下，为防止弃风弃光情况恶化和波动性电源对电网的冲击，配储渗透率有望提升，拉动储能需求。此外，光伏近10年来LCOE降幅81%，目前全球LCOE约为0.35元/kWh，已经在发电侧实现平价，预计2025年可继续下降至0.2元/kWh，还有50%空间。新能源发电成本下降将强化装机动力，持续打开储能配置空间。（2）电网侧：此前火电机组是调峰主力，在风电光伏并网比例不高时尚能满足调峰调频需求。随风电光伏并网量增加，电力系统调峰能力不足问题凸显，对火电深度调峰、快速爬坡、快速启停能力要求提升。由于火电机组频繁进入深度调峰工作状态，大幅调节会降低其使用寿命，增加煤耗，拉低效益。因此需要进行灵活性改造，火电机组自身的出力特性和较长的响应时间，限制了其在调峰时增大输出功率的速度，火电+储能则成为一种有效的解决方案。以广东某实际电厂为例，火储调频效果指标K值提升了3倍，带来更高收益。存量和增量火电均有望拉动配储需求。图25：火储调频系统接线示意图图26：广东某实际电站安装储能前后的调频效果对比资料来源：储能100资料来源：储能100，中信证券研究部0.820.860.370.730.984.950.972.960123456K1-响应速度K2-调节速率K3-调节精度K配储前配储后32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款22（3）用户侧：与日本、德国、澳大利亚等侧重居民侧不同，国内市场与美、韩类似，以工商侧储能为主。国内居民侧储能挑战较大，主要因为：（1）我国居民用电具备一户一表条件的可以选择峰谷电价计价，现阶段来看大多数居民仍选择均一电价计价，没有峰谷电价差；且电价便宜、电网稳定，按东部沿海约0.5元/kWh电价，仅为德、英等国的25%-30%。（2）国内居住特点为高楼密集型，屋顶面积有限而用电需求大，户用光伏难以大规模渗透。国内工商侧储能装机主要集中在江苏、广东等工商业峰谷电价差超过0.7元/kWh的地区。相比于发电侧和电网侧，2018年以来国内用户侧储能收速。国家发改委于2018/2020年发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》明确指出要加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。预计未来部分地区工商业峰谷价差有望进一步扩大，市场交易机制被逐步激活，用户侧储能市场增长潜力大。供给：锂电池成本近六年下降71%，未来还有40%空间。动力电池系统方面，以磷酸铁锂电池系统为例，其价格已下探至0.7-0.8元/Wh，预计2025年可继续下降至0.5元/Wh，还有40%左右空间。得益于动力领域对锂电池降本的贡献，储能系统方面，用于配套光伏发电的储能系统亦从2019年平均2.2元/Wh下降至2021年初近1元/Wh，近三年下降超50%。预计未来还将有年均10%左右降幅，将在供给侧持续降低储能系统成本。综上，供给侧成本持续下降将为储能市场提供长期动力。图27：近六年动力锂电池系统成本变化趋势（元/Wh）图28：近三年国内储能锂电池系统招标价格变化趋势（元/Wh）资料来源：GGII，中信证券研究部资料来源：北极星储能网，中信证券研究部预测我们测算，2020年电化学储能约23GWh，2025年合计100-170GWh，中性预计2020-2025年CAGR28%，2025年电化学储能市场规模有望超千亿，而整个储能设备（电池、逆变器、EMS、BMS等）市场空间有望超1500亿。0.00.51.01.52.02.53.0磷酸铁锂电池三元电池-71%2.21.23~176.25.14012345678201920202021E光储-1C火储-2C32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款23电网强化枢纽与稳定器定位，用电侧电气化与数字化加速电力系统加速迈向“源网荷储”协同发展阶段，电网的枢纽与稳定器作用凸显。“双碳目标”下，电力系统的清洁化（电源侧）、电气化（用电侧）与数字化（全环节）发展是大势所趋。可再生能源装机及发电占比大幅度提升，与用电侧受电能替代拉动迎来二次增长，都将进一步考验电网作为未来能源体系、电力系统枢纽的稳定性与安全性：电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，调频、调压能力不足；我国用电冬、夏“双峰”特征愈发显著，考验清洁发展与电力保障的协同。因此，国家发改委能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，强调充分挖掘常规电源、储能、用户负荷等各方调节能力，同时也需要电网侧从软件（系统）、硬件（设备）、业态（模式及机制）上加以升级和配合。因此，电网的改变需要从软硬件等技术升级与用能模式、商业模式等业态升级同时推进。从技术领域来看，电网中长期重点诉求来源于：1）平衡我国清洁能源与重点负荷区域之间的地理差异矛盾；2）控制非基荷电源装机占比提升对电网稳定安全运行的影响；3）满足电能替代带动用电量持续增长的扩容需求；4）满足用电侧能源利用智能化、精细化的升级需求。大电网骨干网架建设领域，特高压直流配套大型能源基地外输与重点区域环网架（华中环网、成渝环网）的完善有望继续推进，“十四五”期间跨区域调配输送能力预计将成为重点建设方向之一，特高压工程的持续推进与新一代跨区域调度系统的推广有望协同推进；同时伴随海上风电的稳步推进，未来柔性直流输电技术的商业化应用有望逐步展开。图29：大型清洁能源基地及配套主要输电渠道示意图资料来源：北极星电力网32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款24图30：主动能源管理资料来源：施耐德官网配电网建设领域，主动配电网建设料将在配电网扩容与升级的过程中持续落地。预计将率先围绕我国重点城市群及核心负荷区域展开，以一二次融合设备、带电作业机器人、智能电力通信开关等智能终端迈入大规模应用阶段，与此相应产生的海量数据流的利用将催生电网领域加速与云平台、IDC、边缘计算等新型数字技术融合落地。在此基础上，我们预计终端用能领域的模式将发生深刻的变化，能源数字化将进一步改变综合能源服务（节能服务）的服务模式。以电力流为载体，追求能源使用低碳化、数字化（可视化）的主动能源管理，预计将广泛辐射工业项目、数字新基建项目、商业园区、住宅、公共事业项目等全领域用电主体。综合能源服务（节能服务）的商业模式预计将持续快速增长，并进一步带动传感器、电能计量等产品需求和电能管理系统采购增长。投资建议：预计电网作为电力系统的枢纽环节，未来发展将围绕大电网骨架完善、主动配电网升级以及用电侧综合能源服务模式三大方向持续发展，带动电网高端设备、智能终端、调度及管理系统以及综合能源服务商持续发展。重点推荐：国电南瑞、许继电气，建议关注思源电气、宏力达、南网能源、涪陵电力。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款25▍传统行业的新革命：以碳中和为契机促进转型升级生物基技术有望部分取代石油/煤基化工技术油气开采及化工过程约占工业过程总碳排放量的30%。2011年以来，国内油气开采及化工过程碳排放总量相对稳定甚至略有下降。2017年，国内油气开采及化工过程碳排放量约4.26亿吨，占当年国内碳排放总量的4.56%，占当年国内工业过程碳排放总量的29.61%。石化和化工占比在90%以上。2017年国内油气开采及化工过程中，油气开采、石油加工和化学工业占比分别为9.26%、32.12%和58.62%，石油化工板块工业过程的碳排放总量主要来自于石化及化工过程。图31：油气开采及化工过程约占国内总碳排放量的4.5%~6.5%资料来源：Wind，中信证券研究部图32：石油化工行业碳排放量增速与国内总量基本一致资料来源：Wind，中信证券研究部多数化工品以原油或煤炭作为基础原料。基础化工板块分为4个二级行业和26个三级行业，目前国内市场约2万多种化工品，保守估计石油、天然气及煤炭为原料的化工品种类和市场规模占比在60%以上。石油、天然气和煤炭均为富含碳的化工原料，是有机化学品的基础，经过加工、使用及废弃环节，这三类原料中的碳最终会与大气中的氧结合而形成二氧化碳，变成碳排放的一部分，且这一过程是不可逆的。因此，尽管化工过程在总碳排放量中的占比不大，但是以原油、天然气和煤炭为基础的有机化工工业，其排放效应相当于能源部门使用化石燃料，本质上是将岩石圈中的碳向大气层中转移。表12：化工行业主要原料资源基础下游化工门类石油石油全部用作石油化工的原料，石油化工是化学工业的主体，大多数化工产品直接或间接来自石油，油价是化工产品价格体系的基础天然气在天然气资源丰富的国家，天然气是重要的化工原料，用于生产尿素、甲醇等；我国天然气近40%依赖进口，气价高，天然气化工缺乏竞争力，仅在西南、西北等天然气产地有少量天然气化工装置。煤在中国、南非等少数国家，煤是重要的化工原料。煤化工包括传统煤化工和现代煤化工，传统煤化工产品主要是尿素、电石、甲醇等，现代煤化工主要包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等，在中低油价下煤化工竞争力不强。盐盐化工主要包括氯碱和纯碱，氯碱主要为石油化工、煤化工等其它化工门类提供氯等辅助原料，纯碱主要为玻璃工业配套。其它化学矿磷矿主要用于生产磷肥和精细磷化工产品，钾矿主要用于生产钾肥，萤石主要用于生产氟化工产品等。资料来源：中信证券研究部整理4.0%4.5%5.0%5.5%6.0%6.5%0123456油气开采及化工过程占总碳排放量的比例0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%油气开采石油加工化学工业32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款26生物合成技术有望迎来快速发展。传统石化、化工生产活动对化石资源持续消耗，环境污染和碳排放均成为社会高度关注的问题。随着基因组学与系统生物学在20世纪90年代的兴起，合成生物学于21世纪初应运而生，生物合成技术是综合了科学与工程的一项崭新的生物技术，借助生命体高效的代谢系统，通过基因编辑技术改造生命体以设计合成，使得在生物体内定向、高效组装物质和材料逐步成为可能，该技术应用于生物燃料、生物纤维、生物材料、生物发酵和生物医药等多个领域。图33：生物合成技术示意图资料来源：凯赛生物招股书生物燃料有助于显著降低碳排放。目前，生物燃料是以大豆、油菜籽等油料作物，油棕、黄连木等油料林木果实，工程微藻等水生植物，以及动物油脂、废餐饮油等为原料制成的液体燃料，是优质的石化成品油代用品，主要包括燃料乙醇和生物柴油两类。生物燃料相比传统化石燃料的优势有二：（1）从碳排放的角度来说，生物燃料通过大气—生物—生物燃料—大气的能源和碳循环，经生物将太阳能转化为燃料，燃烧后提供能量，并将生物从大气中吸收的碳返还到大气中，整个循环不经过岩石圈，不会导致大气中新增二氧化碳；（2）生物燃料主要成分是碳水化合物，硫、氮等有害杂质很少，不含易对环境造成污染的芳香族化合物，同时含氧量较高且更易充分燃烧，对环境更为清洁友好。伍斯特理工学院（WorcesterPolytechnicInstitute）研究发现，与同等重量的石化柴油相比，生物柴油可导致燃烧后的碳氧化合物、PM、HC（高碳氢化合物）排放分别减少50%、50%、70%，平均每1吨生物柴油可以实现2.83吨的碳减排。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款27图34：普通柴油中生物柴油比例对排放量的影响资料来源：AComparativeAnalysisofBiodieselandDieselEmissions（AlexanderMacGrogan等）碳中和已成为生物合成纤维技术的新使命。原油是目前化纤产业链的基础原料，不可避免的会产生碳排放。生物合成纤维的使用由来已久，蚕丝、竹纤维和粘胶短纤等常用纤维均可被归为生物合成纤维。近年来，通过生物合成二元酸与二元胺，缩聚合成尼龙的技术逐渐成熟，代表着通过生物合成技术制备高强度工业用纤维成为可能。图35：石油化工路线制化纤资料来源：中信证券研究部生物合成可降解塑料拥有巨大发展前景。由于塑料制造具有成本低、塑形性好、抗腐蚀能力强、易于大规模生产等优势，自1907年第一种完全人工合成的酚醛树脂塑料产品贝克兰塑料问世以来，塑料产业呈现蓬勃发展之势，至2018年总产量已近4亿吨，大量塑料被用于汽车制造、包装材料、房屋建造等领域，用途广泛。相比于普通塑料而言，可降解塑料具有能在自然环境中快速降解为对环境无害的水和二氧化碳的优异性能。根据降解原理，可降解塑料可分为光降解塑料、生物降解塑料和光-生物双降解塑料，其中生物降解塑料降解条件更宽泛，因此为目前市场化程度最高的可降解塑料类型。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款28图36：可降解塑料分类资料来源：《生物可降解塑料的研究现状及展望》（杨云鹏），中信证券研究部各材料在产品性能上各有所长，如PBS和PHAs耐热性好、PLA硬度高、PBAT韧性好、PCL生物相容性好、PPC透明度高、淀粉基塑料成膜性能较好。从替代目前通用的PE、PP的角度，通常需要强度高的PLA、PHAs和延展性好的PBAT、PPC等材料混用。从碳中和角度来看，生物合成的PLA、PHAs和以二氧化碳为原料的PPC更具潜力。表13：各类可降解材料性能对比性能淀粉基塑料PPCPCLPLAPHAsPBSPBAT热变形温度较低低低高高高较高硬度和脆性较低低较高高高较低低韧性和延展性低高较低低低较高高生物相容性差好好好好好差透明性低高低高高低低耐水解性差好好差好好好资料来源：中塑协，《生物可降解塑料的发展现状与趋势》（陆海旭），中信证券研究部汽车轻量化支撑铝需求，水电铝和再生铝渐次推广电动车比燃油车重100-250公斤/辆，更加需要轻量化。因为电动车的电池包+电机及变速器的质量普遍大于同一规格的燃油车的发动机+变速器的质量，电动车的质量比燃油车重100-250公斤/辆，其中A、A0、SUV(C)级的差别均在200公斤/辆以上。此外，电动车因为里程焦虑的问题，更加需要车身重量的减轻，对于铝这类轻量化的结构材料具备更强的需求。预计中国燃油车/纯电动车/混合动力车未来五年单车用铝量增速为5.8%/7.5%/3.7%。根据CMGroup的数据，2020年中国燃油车/纯电动车/混合动力车的单车用铝量分别为136/158/198公斤。CMGroup预测，随着汽车悬架、轮毂等部件铝制件渗透率的提升和电池包外壳等单车重量的提升，中国燃油车/纯电动车/混合动力车2025年的单车用铝量可达180/227/238公斤，对应未来5年增速为5.8%/7.5%/3.7%。中国燃油车/纯电动车/混合动力车2030年的单车用铝量可达223/284/265公斤，对应未来10年增速为5.1%/6.0%/3.0%。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款29图37：燃油车到电动车的质量变化（单位：公斤/辆）资料来源：CMGroup，中信证券研究部图38：不同型号的燃油车和电动车的重量（单位：公斤/辆）资料来源：CMGroup，中信证券研究部图39：中国不同车型的单车用铝量（单位：公斤/辆）资料来源：CMGroup（含预测），中信证券研究部表14：2018及2025汽车各部件铝渗透预测铝渗透2018（公斤/辆，%）2025（公斤/辆，%）2030（公斤/辆，%）底盘和悬架11.626%39.570%59.494%车轮和刹车24.666%44.796%49.796%电池系统42.2100%53.3100%59.3100%传动系统9.866%17.493%19.493%换热器11.190%14.996%16.696%车身构造9.98%18.511%25.314%车身开闭件8.012%23.328%36.339%碰撞管理系统6.966%9.471%11.175%其他部件4.493%5.897%6.497%总共128.431%31%50%283.556%资料来源：CMGroup（含预测），中信证券研究部1248148702004006008001000120014001600-210-138+264+323050010001500200025003000燃油车电动车116136180223118158227284160198238265050100150200250300201720202025E2030E燃油车ICE纯电动BEV混合动力车Hybrid32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款30碳达峰下能源成本抬升和碳交易的执行将凸显水电铝的成本优势。根据阿拉丁的数据，截至2021年1月，新疆/云南/内蒙古/山东四大电解铝产地的单吨完全成本分别为1.30/1.31/1.33/1.33万元/吨，均位于行业的前50%分位，其中云南水电铝的成本分位为前24%。随着碳达峰相关政策推广，1）以内蒙古为代表地区的电力补贴开始逐步取消，对应抬升成本140-270元/吨，后续可能在其他省份推广；2）1吨电解铝产生12吨二氧化碳，按二氧化碳的交易价格为40-50元/吨计算，在碳排放政策执行后的火电铝可能抬升吨铝成本500-600元/吨。后续火电铝的单吨成本可能抬升，水电铝的成本优势将逐步凸显。图40：2021年1月全国电解铝成本曲线（元/吨）资料来源：阿拉丁，中信证券研究部图41：2023年全国电解铝成本曲线（元/吨）资料来源：中信证券研究部预测图42：中国电解铝低成本地区的成本变化资料来源：阿拉丁，中信证券研究部预测表15：电解铝与水电铝对比差别电解铝水电铝单吨碳排放12.8吨1.8吨国内铝产量占比88%11%新增产能预期负面正面对环境影响大较小碳中和政策限制支持资料来源：IAI,中信证券研究部新疆云南内蒙古山东广西青海青海10000110001200013000140001500016000050010001500200025003000350090%成本分位线13900元/吨云南新疆青海广西山东内蒙甘肃100001100012000130001400015000160000500100015002000250030003500400090%成本分位线14500元/吨32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款31再生铝具有明显的节能、环保优势，将成为中国发展循环经济的突破口。再生铝是废铝料经过熔化、合金化、精炼等工艺生成的铝合金。再生铝行业属于资源再生行业和循环经济范畴，具有显著的节能减排的生产优势。根据IAI的数据，碳排放方面，再生铝的单碳排放为0.23吨，是电解铝单吨碳排放11.2吨的2.0%。能源损耗方面，与生产等量的原铝相比，生产1吨再生铝相当于节约3.4吨标准煤，节水14立方米，减少固体废物排放20吨。低能耗、低污染、低排放的特点使得再生铝在碳中和背景下将加速发展。表16：电解铝与再生铝对比差别电解铝再生铝生产工艺化学分解、电解预处理、熔炼、精炼能源消耗耗能高耗能低对环境影响大较小碳中和政策限制支持产业经济模式传统资源消耗型循环经济资料来源：中信证券研究部国内再生铝产量占比较低，未来有望达到发达国家水平。目前全球铝产品产量9600多万吨，其中再生铝产量约3200万吨，其余均为电解铝。2019年，我国再生铝产量仅占铝产量的16.2%，远低于日本、美国、德国等主要发达国家均超过50%的水平。综合考虑到我国目前废铝供应、产业政策支持和再生铝下游应用市场拓展，我国再生铝行业具有广阔的发展空间。图43：2016-2019各国再生铝产量（万吨）图44：中美再生铝使用率对比（%）资料来源：Wind，中信证券研究部资料来源：Wind，中信证券研究部天然气或是过渡性能源，可在部分非电领域替代煤炭天然气是单位热值碳排放最少化石能源品种。化石能源燃烧过程主要是为了提供热量，但是不同化石能源产生相同热值释放的二氧化碳并不相同。相同热值，煤炭产生的碳排放量约为石油的1.5倍、天然气的2倍。因此天然气是最清洁的化石能源。由于目前主要的可再生能源均会受到季节和昼夜因素的影响，因此天然气可作为冬季、夜间清洁能源低谷、能源需求峰期时的有效补充能源，我们预计国内天然气需求在未来15-20年内仍将持续增长。01002003004005006007008002016201720182019美国中国日本德国0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%美国中国32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款32图45：化石燃料单位热值含碳量（吨二氧化碳/吨标煤）资料来源：省级温室气体清单编制指南（2011年），浙江省温室气体清单编制指南（2018年修订版），中信证券研究部天然气在中长期内能源替代的战略地位难以取代。2020年我国天然气终端应用领域中，约17%用于发电，约10%用于化工原料，其余73%均用于工商业和居民等非电领域的供热燃料。在非电领域，天然气替代煤、油等高碳化石能源的战略作用在中期内无可替代。在当前我国煤炭占比近60%的能源结构下，天然气具备可观的替代发展空间，有望在2030年达到国家提出的15%一次能源占比目标。工业高温应用场景或成为天然气长期护城河。在中低温非电领域，风光+储能可能在5~8年后逐步成熟，并相对天然气具备初步竞争力。然而，在高温场景，尤其是对温度的精密控制、灵活调整要求较高的工业领域，当前全球新能源技术的应用基本仍全部处于试验阶段（来自国际能源署《能源技术展望2020》），天然气凭借高热值属性，有望维持长期护城河。预计“十四五”期间天然气复合增速超过8%。2020年，全国天然气表观消费量3240亿方，同比增长5.6%。我们预计2021年，在2020年疫情造成的低基数的影响下，全国天然气表观消费量增速将提升至10.7%，随后年度增速伴随基数扩大而自然小幅回落，“十四五”期间复合增速有望达到8%以上。龙头城市天然气公司凭借内生渗透率提升、外延并购以及中游改革带来的气源多元化与渠道扩张机会，有望稳定实现超出行业的销气量增速。远期卡位综合能源与氢能。由于天然气仍属于含碳能源，远期尺度下用气需求可能面临被替代风险。尽管如此，我们仍看好城燃公司的商业模式持续，主因是城燃公司已经密集开展综合能源业务，锁定了一批高附加值的工商业核心客户。同时，城燃公司卡位了几乎所有大中城市核心区域的地下中高压管网。未来，天然气与可再生能源的综合能源耦合有望持续受到力推；而参考海外龙头城燃SempraEnergy等的转型试点，氢能在燃料汽车以外的应用场景拓展也有望借助存量的城燃管网，而非重新自行铺设管网。由此，城燃公司商业模式有望持续。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款33图46：我国天然气表观消费量及同比增速图47：我国历年天然气占一次能源比例及2030年规划资料来源：国家发改委，中信证券研究部资料来源：国务院，国家发改委，BP世界能源展望，中信证券研究部燃气行业供需格局持续改善。近年来，燃气行业供需关系整体由趋紧转向边际宽松。其中，国产气增速在能源安全的政策导向下已经连续2年跑赢进口量增速，带动对外依存度小幅下滑；在进口气方面，中俄东线、中俄远东线、以及沿海LNG接收站均有望贡献持续增量。供给的充分叠加国家管网公司改革，意味着城燃公司可以更灵活地调度气源，尤其是利用更宽裕的LNG接收能力灵活采购低成本海气。图48：我国燃气表观消费量、国产量、进口量同比增速对比图49：我国LNG接收站接收能力预测资料来源：国家发改委，国家能源局，国家统计局，中信证券研究部资料来源：国家管网公司，中海油，中石油，中石化等官网，中信证券研究部预测规模效应与管网改革带来集中度提升机会。对于5~6家龙头城燃公司而言，过去几年销气量市占率平均每年上升1个百分点。我们认为这一集中度提升的趋势有望持续，主因是龙头公司具备更强的资金实力与整合能力，并购能力强者恒强。同时，国家管网公司改革意味着龙头公司有望优先获取LNG接收站窗口期与液来气走分销渠道，有助于龙头公司拓展小城燃、大用户等增量下游客户，其中部分下游也可能成为龙头城燃较为便捷的并购对象。0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%05001,0001,5002,0002,5003,0003,500201220132014201520162017201820192020累计表观消费量-亿方增速3.4%4.0%4.3%4.8%5.4%5.7%6.3%7.0%8.0%8.1%15.0%0%2%4%6%8%10%12%14%16%201020112012201320142015201620172018201920300%5%10%15%20%25%30%35%40%201220132014201520162017201820192020国产增速进口增速消费量增速0%5%10%15%20%25%30%35%40%020406080100120140160接收能力-百万吨/年同比-右轴32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款34行业定价机制趋于完善，商业模式风险减轻。城市燃气行业是广义公用事业板块中稀缺的，主营业务基本接轨发达国家实现准许收益率改革的市场。其中，城燃配气环节准许ROA为7%，接驳业务准许全成本（含税费）收益率为10%。近年来，结合配气价格改革，城燃公司配气价差普遍在大幅下行后连年企稳，体现核心业务商业模式风险大幅减轻。图50：城燃公司历年零售气量集中度图51：龙头城燃公司的历年配气业务购销价差（元/方）资料来源：各公司公告，中信证券研究部资料来源：各公司公告，中信证券研究部▍碳捕捉的新赛道：以成本下降补齐碳中和必修课碳捕捉（CCUS）现状：技术路径明确，但成本过高CCS即碳捕获与封存（carboncaptureandstorage,CCS）技术，是将CO2气体从工业过程或相关排放源中收集起来，并进行分离，封存运输到特定地点埋藏，实现长期与大气隔绝的目标。CCUS即在CCS基础上增加了利用(U,Utilization)环节，也代表了未来CCS的发展趋势。仅依靠捕集CO2并不能达到理想的减碳状态，因为单纯封存涉及到运输成本、潜在泄露的问题，如果能有效利用，将更有利于优化碳减排效果．中国以煤为主的能源结构也推动了对CCS的研发和实践，长期以来以燃煤电厂为主的高耗能企业，一直将CCS作为减碳的重要研究对象。早在“十一五”（2005～2010年）初期，政府就投入了资金和研究力量用于CCS的研发，这其中以国企为代表的电力、化工企业，也推广应用了CCS试点和示范项目。例如，中石油吉林油田2007年启动了二氧化碳捕集封存与提高采收率（CCS-EOR）示范项目，年碳减排能力为10万吨；华能北京热电联产燃烧后捕集试点项目于2008年开始运行，年捕集能力为3000吨，同时华能天津整体煤气化联合循环电厂还从2011年开始进行燃烧前碳捕集技术的试验；2011年，华中科技大学开展了富氧燃烧碳捕集试点，年二氧化碳捕集能力为5～10万吨。近两年华润电力海丰电厂及国华电力锦界电厂的碳捕集项目建成，单个项目的碳捕集规模也不断扩大，技术应用趋势向好。0%10%20%30%40%20152016201720182019华润燃气新奥能源北京燃气中国燃气昆仑能源香港中华煤气0.50.60.60.70.70.80.820152016201720182019港华燃气华润燃气中国燃气新奥能源32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款35工业过程碳捕集技术主要分为三类，分别是燃烧前捕集、燃烧中捕集（富氧捕集）以及燃烧后捕集。燃烧前捕集：主要是将煤高压气化，生成水煤气，再分解出氢气和CO2，在燃烧前就对CO2进行收集。燃烧中捕集：又称富氧捕集，是通过制氧技术将空气中的氮气脱除，直接用氧气和脱氮后的烟气部分替代空气参与燃烧，这样烟气中的CO2气体比例提高，便于捕捉。燃烧后捕集：主要将燃烧后的烟气收集并进行分离，捕集分离的方法主要有化学吸收法、物理吸附法、膜分离法以及化学链分离法。目前工业过程里燃烧后捕集是多数项目应用的技术路线，应用的领域主要集中在化工、发电、氢气制取、油气生产过程。此外，直接进行大气中CO2捕集的DACCS技术，也逐步走上应用舞台。从大气中直接碳捕集难度更高，主要是大气中的CO2浓度较低，捕集中所消耗的能源及溶剂、吸附剂也更多。目前DAC主要捕集原理也分为化学吸收和物理吸附两类，前者是通过化学反应将大气中的CO2变为碳酸盐，再通过煅烧释放出纯二氧化碳进行捕集；后者（以瑞典公司Climeworks和美国公司Globalthemostat项目为代表）靠固态吸收材料从空气中吸收CO2，主要应用的是变温吸附法，同时也可以从空气中捕集大量水作为副产品。目前全球在运行的碳捕集项目最大捕集能力接近40Mtpa，其中以美国项目规模占比最高，大约占55%，行业分布以天然气相关的最多。而在建项目中，英国及美国项目的捕集规模都较大，分别为40/21Mtpa，全球在建项目的捕集能力大约接近75Mtpa。但中国在建项目的规模不足2Mtpa，还有较大的提升空间。图52：全球已运营碳捕集项目规模统计（Mtpa）资料来源：《全球碳捕集与封存现状2020》，全球碳捕集与封存研究院，中信证券研究部图53：全球在建碳捕集项目规模统计（Mtpa）资料来源：《全球碳捕集与封存现状2020》，全球碳捕集与封存研究院，中信证券研究部0510152025天然气处理化肥生产化工/醇类生产制氢发电钢铁制造石油精炼01020304050美国挪威阿联酋澳大利亚巴西加拿大卡塔尔沙特阿拉伯中国爱尔兰韩国荷兰新西兰英国化肥生产发电化工生产空气捕集水泥生产垃圾焚烧天然气处理石油精炼发电合并制氢制氢32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款36对于碳捕捉的成本而言，目前普遍处于高成本的状态，也削弱了碳捕集的竞争力。一方面技术进步使得光伏、风力发电的成本逐步降低，部分有减碳约束且有条件的项目可以采用新能源作为替代，而不再使用化石能源+碳捕集的减碳路线。另一方面是政策因素，碳排放的成本普遍未计算在排放企业成本中，导致碳捕集的投资很难获得经济性的回报。但从趋势上看，随着碳捕集技术的进步和大规模应用，单位捕集成本有望获得明显的下降，加上未来碳排放价格的上升，碳捕集投资的经济性劣势有望逐步消失。图54：全球碳捕集成本统计（美元/吨）资料来源：‘Iscarboncapturetooexpensive?’（AdamBaylin-Stern/NielsBerghout，IEA网站），中信证券研究部影响碳捕集成本的重要因素之一是气体的浓度，这与CO2来源及工业过程密切相关。具体来看，高浓度CO2气体捕集单吨CO2成本大约在15～25美元左右，代表性的工业过程以化工为主，如乙醇生产或天然气加工；而气体浓度偏低的情况下，单吨CO2的捕集成本则上升到40～120美元/吨，代表性的工业过程如钢铁捕集成本约为60美元/吨，水泥捕集成本约为90美元/吨。以上是“点对点”捕集的成本，如果直接从大气中捕获二氧化碳则成本更高，约300～400元/吨。因此，对碳成本不高的经济体而言，微观企业投资碳捕集项目的意愿会非常低。碳封存：封存资源有保障，但经济性依赖规模化对于碳封存环节，我们将运输和储存合并讨论。CO2运输目前主要分为管道和罐装两种方式。管道运送分成气态、液态、超临界态运送，运送工艺也伴随运送介质相态的差别而异。其中超临界态（近似液态CO2，兼具气态和液态的部分性质）运送是管道运输常见的方式，管道传输的优势是距离远、传送量大，但缺点是基础设施投资规模大；罐装运输的优势则是短途运输更灵活，受终端地理条件约束小，但长距离不具备经济性。在美国，陆上管道运输的成本在2～14美元/吨。对于全球而言，陆上运输加封存的成本为每吨7-12美元，海上运输加封存的成本为每吨16-37美元。碳封存的手段主要包括地质封存、海洋封存和化学封存。目前以地质封存最常见。地质封存CO2的原理较为简单，任何地质构造，只要足够大、足够深（深度超过800米）、孔隙度和渗透性足够高，且被其他不可渗透的岩层覆盖以阻止二氧化碳逸出，都是潜在的封存点。134406040135025252515153428012010025803535352525050100150200250300350400直接空气捕集发电水泥钢铁仅压缩制氢环氧乙烷生物乙醇制氨煤炭化工天然气处理32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款37图55：主要国家碳封存规模能力推算（Gt二氧化碳）资料来源：《全球碳捕集与封存现状2020》，全球碳捕集与封存研究院，中信证券研究部表17：各类碳封存方式比较封存方式主要技术原理优势缺点陆上封存为了使CO2维持在超临界状态，通常将CO2地质封存储存的深度定为800米以下。储存地点包括：废弃的油气田；有碳氢化合物的圈闭。油气田中回注CO2可以提升油气田采收率。空间广阔，使用全球废弃的油气田封存CO2的质量估计为9230亿吨，预估可以抵消全球火电厂的排放。封存地点可能较为集中，运输成本高海洋封存CO2通过管道或者船舶运送并储存在深海的海洋水或者深海海床上，分为溶解型和湖泊型。溶解型海洋封存即让CO2自然分解然后变成自然界碳循环的组成部分；湖泊型海洋封存是指将CO2送入到地下3000米的深海里，利用密度差，CO2的在海底变成液态，成为CO2湖，进而推迟了CO2分解到环境中的时间。储存空间广阔威胁海洋中的环境和生物，长期也存在泄漏风险化工封存化学反应将CO2转变成部分稳定的碳酸盐，进而达到长久封存的目标。形式多样，受区域约束小，可延伸更多产业链。较为新型的技术，经济性和终极减排效率有待完善。资料来源：《碳捕捉和碳封存技术一瞥》（田泽，马海良），科学出版社网站，中信证券研究部预计半数以上的陆地储存成本低于10美元/吨（‘Iscarboncapturetooexpensive？’，AdamBaylin-Stern/NielsBerghout，IEA）。如果将二氧化碳注入油田以提高采率，综合储存成本甚至可能为负。CCS与其他工业工程一样，同样具有规模效应，如果将工业排放与邻近的油田等储存地结合起来构建网络，成本有望大幅降低，能够很好的利用大型贮存点，以及周围多个大型排放源的分布优势。这类CCS集群或者网络可将各排放源的气体汇流在一起进行压缩、脱水、再运输或再利用，可以有效降低单位气体的运输成本，也可以大幅降低压缩设备和管道的单位投资成本。因此，未来CCS的理想应用场景大概率是以集群形式出现，大型高耗能行业聚集的区域配套相应的封存利用设备，有助于降低储运过程的单位成本，体现CCS的经济性。具体到中国而言，根据中科院武汉岩土力学研究所的研究，中国封存成本估计介于渤海湾的每吨2美元到鄂尔多斯盆地的每吨10美元之间，主要集中在北方地区。如果按照封存10亿吨的规模测算，预计全流程的单位封存成本大约在55美金/吨左右。0100020003000400050006000700080009000未经发现半商业化封存量已封存32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款38碳利用：应用领域丰富，前景无限可能目前来看，CO2的利用还处于相对初级阶段。从全球范围统计，目前全球每年利用的CO2量约在2.3亿吨，主要利用大户是化工行业，特别是尿素生产企业，大致每年消耗CO2规模约为1.25亿吨。油、汽开采过程中使用的CO2（EOR），大约在0.7～0.8亿吨，能源化工行业占到了CO2消费比重的约87%，其他应用领域主要是食品及制冷剂领域。展望未来，能源领域、化工品领域和建材领域的CO2或有发展前景。（1）在能源领域，未来可利用CO2与氢气合成烃类等液体燃料，燃料具有更高的能量密度和更低的碳排放水平；可用于微藻、甲醇和化学合成的生物燃料等。也可以用在航空燃料等领域，替代航空煤油。除了在传统油气开采中发挥作用，CO2可以用在地热系统增强上，降低供热来源的碳排放。（2）在化工品领域，除传统的尿素产品外，CO2未来可作为原料生成甲醇和乙烯类产品，进一步生产塑料类产品等。与高能物质环氧乙烷为原料合成碳酸乙烯酯，再分别经醇解生产碳酸二甲酯联产乙二醇。（3）在建材领域，未来可将CO2与矿物质反应，形成碳酸盐，作为混凝土原料，形成水泥生产过程中的循环利用。可将CO2与废弃建材反应，生产复合建材。图56：CCUS全流程链条资料来源：《CCUS全球进展与中国对策建议》（秦积舜等，《油气地质与采收率》），中信证券研究部32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款39CCUS长周期展望CCUS是中国在迈向碳中和的过程中不可回避的领域，它与节能减排及工业脱碳一样，是实现净零排放的重要推手。除此之外，CCUS的意义还在于“公平转型”，传统高耗能企业以及化石能源等资源型企业在碳中和过程中面临的一个重要问题就是产业规模的收缩，对于依赖高耗能产业的城市或者资源型城市，新兴产业转型还未完成的情境下，可能会出现大规模工作岗位流失现象，而CCUS的出现或可减缓高耗能行业退出的速度，在行业转型和碳减排之间作为过渡和平衡，使产业转型对就业方面的效应更加公平。我们对中国CCUS成本下降及普及的前景也较为乐观，主要基于以下四大逻辑：学习曲线效应：目前CCUS还处在试验和示范阶段，项目的数量逐步增多，单个项目的规模也逐步增大，涉足的工业领域也更为广泛。随着这些项目的稳定运行，预计学习曲线将发挥重要作用，基于管理效率的提升，各环节成本有望降低和优化，学习曲线有助于CCUS的成本下降。技术进步：CCUS的技术进步可以体现在各个方面，从源头端的捕捉技术到最下游的应用技术，都可能出现成本的显著下降，如随着材料的进步，捕集端吸附剂或者化学反应过程对气体的收集效率或变得更高，运氢设备相关材料的升级或带来更低的运输成本，下游应用技术的不断创新或带来更高附加值的CO2转化产品。这些都有望提升CCUS的经济性。商业模式升级：目前的CCUS示范项目还以点状分布，未来随着工业布局的优化，高耗能行业在碳捕集地质条件较好的区域富集，可以形成很好的规模效应，节省储运和利用成本，提升整体项目的经济性。金融支持和碳交易政策：目前CCUS缺乏经济性，很大因素是因为碳排放成本过低，如果将碳排放成本内部化，企业就可能因为过高的排放成本而上马捕集项目，预计未来随着碳交易价格的上升，CCUS的相对经济性也能得以体现。同时相关绿色金融政策如果对CCUS项目有较大幅度的倾斜，也有望降低项目的财务成本。根据IEA的数据并结合我们判断，预计到2030年中国每年碳捕集规模可以达到4亿吨CO2。2050/2070年分别达到16亿/20亿吨CO2的水平。同时结合生物能的碳捕捉技术（BECCS）以及直接从大气捕集的技术(DACCS)，在碳中和之后，负排放的情景也指日可待。32716421/53957/2021040720:56碳中和系列报告之三｜2021.4.7请务必阅读正文之后的免责条款40图57：主要国家碳封存规模能力推算（亿吨CO2）资料来源：《EnergyTechnologyPerspectives2020》（IEA），中信证券研究部预测▍风险因素经济增速下行风险；政策不及预期风险；电网消纳光伏风电能力不足；国际油价大幅波动；终端需求不及预期；行业竞争加剧。▍相关研究碳中和系列报告之二：全国碳市场扬帆起航，绿色化转型箭在弦上(2021-03-24)碳中和系列报告之一：碳达峰全景图：新目标、新结构、新机遇(2020-03-02)05101520252030E2050E2070E工业电力相关能源转化32716421/53957/2021040720:56分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上其他声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas,LLC（下称“CLSAAmericas”）除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧盟与英国由CLSAEuropeBV或CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：孟买（400021）NarimanPoint的DalamalHouse8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则定义且CLSAAmericas提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSAgroupofcompanies获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡《证券及期货法》s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡《财务顾问法》下《财务顾问（修正）规例（2005）》中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35条的规定，《财务顾问法》第25、27及36条不适用于CLSASingaporePteLtd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSASingaporePteLtd.（电话：+6564167888）。MCI(P)024/12/2020。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。欧盟与英国：本研究报告在欧盟与英国归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在欧盟与英国由CLSA（UK）或CLSAEuropeBV发布。CLSA（UK）由（英国）金融行为管理局授权并接受其管理，CLSAEuropeBV由荷兰金融市场管理局授权并接受其管理，本研究报告针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士，且涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。对于由英国分析员编纂的研究资料，其由CLSA（UK）与CLSAEuropeBV制作并发布。就英国的金融行业准则与欧洲其他辖区的《金融工具市场指令II》，本研究报告被制作并意图作为实质性研究资料。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号:350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2021版权所有。保留一切权利。32716421/53957/2021040720:56