大气治理

碳中和系列报告:碳中和背景下的路径指引及行业展望

2021-04-08 08:27:42 长城证券 作者:于夕朦 罗江南等

【核心观点】实现碳中和的意义、路径与政策抓手

实现碳中和是国家层面的顶层设计,是国家经济长期健康可持续发展的必要条件。根据国家政策,“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%。到2030年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右。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。

碳中和实现路径:能效提升、零碳排放与负碳技术。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%。根据我国的“30 60”目标,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。实现路径则包含能效提升、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。而提质增效主要是指再生资源回收利用,其中包括废弃物的能源化、资源化利用,高耗能行业产品的再生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)等。

实现碳中和的政策抓手包括碳交易和绿色金融。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。今年2月,全国碳市场落地,首先纳入的发电行业,预计最终将涵盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高排放行业。我们认为未来10年内我国的碳成交均价整体会有望呈现缓慢上升的态势,以此来促进企业进行节能减排,同时也避免企业成本大幅增长,影响经营。我国绿色金融体系在过去5年发挥了积极的作用,未来还将得到进一步发展和完善。绿色金融体系将发挥资源配置、风险管理、市场定价三大功能,支持绿色环保产业的发展。

碳中和背景下各行业展望

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保障行业的持续经营。水电发展潜力有限,关注抽水蓄能的发展。核能全产业链有望迎来新的发展良机。风光发电成本持续下降进入平价上网时代,发电量和装机规模都有望迎来第二次爆发式增长。为了配合风光大规模上网,储能行业也将得到快速发展。

交运:各运输方式绿色化程度不一,货运场景为减排关键。道路运输中电动车技术相对成熟,在客运场景乘用车与客车中已实现初步渗透,但货运场景因动力需求较高且多元技术暂不成熟;民航新能源技术成熟度低,减排以通过生物质燃油替换传统燃油结合运营优化为主;铁路已实现较高电气化率,全程电气化具备确定性,并可通过“公转铁”辅助减排;水运清洁能源技术实现可行,迭代前可通过“公转水”辅助减排。

有色:高耗能火法冶炼行业供给侧或受限制,光伏及新能源汽车行业上游材料需求有望爆发。1)硅:工业硅属高耗能行业,且目前多以火电为主要能源,未来供给侧限制强度或进一步加大;下游需求随着光伏产业爆发逐渐增长。2)镍钴锂:碳中和目标下新能源汽车迎来高速成长期,上游原材料需求有望迎来爆发。3)铝:电解铝行业耗电较高,非水电铝产能未来受电费影响未来成本线或上移;下游光伏及新能源汽车有望拉动电解铝消费。

建材:政策+技术+清洁能源+海外进口,共促碳排放量下降。建筑材料工业全面实现碳达峰的关键环节包括:1)处理好发展与碳减排的矛盾。2)抓好水泥、石灰等重点产业的碳排放总量控制。水泥行业成为建筑材料工业全面实现碳达峰的关键产业。3)积极推进能源结构调整。建筑材料工业使用替代燃料具备巨大潜力。4)调节国内外市场供需。进口水泥及水泥熟料将成为国内市场重要的调节因素。

基础化工:“碳中和”或将催生新一轮供给侧改革,从能耗控制、新能源材料和可降解三个角度挖掘投资机会。生产层面:“碳中和”将不断压缩高耗能产业供给,产业链中的中小公司或将在成本压力下被迫出清,技术先进且资金实力雄厚的化工企业,有望不断提高市场份额。材料应用层面:可降解塑料、生物质、碳捕捉等材料有望迎来发展机遇期,建议关注相关材料。能源消费层面:清洁能源在总能源消耗中占比有望大幅提升,清洁能源行业将迎来重大发展,建议关注相关新能源设备材料。

石油化工:提高能量利用效率,使用清洁能源逐步替代传统能源。石化行业减少碳排放,实现碳中和,需从两个方面着手:1)提高能量利用效率,通过减少单位产品的能量消耗;2)通过零碳排放比如氢能,抵消或者覆盖二氧化碳排放。提高能量利用效率主要在于装置规模的扩大以及一体化,降低单位产品的生产成本;利用清洁能源包括工业副产氢、生物能源等对传统化石能源的取代,从源头减少排放。

环保:碳中和背景下碳监测、负碳技术和垃圾分类处理需求将明显提升。碳监测主要指对二氧化碳等温室气体排放进行监测和核算,是实现碳中和的基本要求,在碳中和背景下需求将明显提升,CEMS或将成为主流监测方法。负碳技术是实现碳中和的必要条件,其中碳汇是目前主要减少碳浓度的方法,相关生态修复行业和园林绿化行业前景巨大。CCUS技术应用前景广阔,但目前经济性差难以产业化,建议关注技术升级。垃圾分类处理可以提高垃圾资源化比例、减少碳排,全产业链都将受益于碳中和。

【正文】

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

2020年9月,习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话中首次提出中国将力争在2030年前实现“碳达峰”,2060年前实现“碳中和”。

2020年12月,习主席在气候雄心峰会上发表题为《继往开来,开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话,明确提出到2030年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

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。

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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%。

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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。

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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。

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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。

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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。

欧洲:全球最大碳交易市场,碳交易体系进入稳固期

欧洲碳排放交易体系(EU-ETS)于2005年1月1日开始运行,是世界上最大的碳排放交易市场,通过对各企业强制规定碳排放量,实现碳减排。欧洲碳交易市场建设分为以下四个阶段:

阶段一(2005-2007)欧盟排放交易体系的试验期:该阶段作为试验性阶段,主要目的是实践和学习。各成员国制定各自限额(国家分配计划),排放配额均免费分配。但由于配额分配经验不足,部分排放实体分配到的排放额度远超该阶段实际排放量,配额供给出现过剩现象,欧盟排放配额(EUA)价格跌幅巨大。

阶段二(2008-2012)减排承诺期:该阶段是实现欧盟各成员国在《京都协议书》中全面减排承诺的关键期。期间,冰岛、挪威和列支敦士登加入。EUA分配总量下降了6.5%,对各个国家上报的排放额度仍是以免费分配为主。在这一阶段,开始引入排放配额有偿分配机制,即从配额总额中拿出一部分,以拍卖方式分配,排放实体根据需要有偿购买这部分配额。由于两次遭遇全球经济危机,能源相关行业产出减少,对EUA需求减少,而市场供给仍然过度,价格接连下跌。

阶段三(2013-2020)EU-ETS推行改革期:该阶段欧盟开始对EU-ETS推行改革,于2008年1月提出了修改碳排放交易体系指令的提案,制定统一排放上限。一方面每年对排放上限减少1.74%,另一方面,逐渐以拍卖取代免费分配,降低免费分配的比例。其中,能源行业要求完全进行配额拍卖,工业和热力行业根据基线法免费分配。同时碳交易涵盖更多的产业、更多种温室气体。

阶段四(2021-2030)EU-ETS稳定巩固期:该阶段的立法框架于2018年初进行了修改,使其与2030年气候和能源政策框架相符,以实现欧盟2030年减排目标,并作为欧盟对2015年巴黎协定的贡献之一。该阶段对作为推动投资的欧盟排放交易体系加以巩固,将碳排放配额年减降率自2021年起升至2.2%,并巩固市场稳定储备。同时通过若干低碳融资机制,帮助工业和电力部门应对低碳转型的创新和投资挑战。

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美国:未形成统一体系,地方政府分别区域层面的碳交易体系建设

美国与欧洲不同,美国没有承担《京都议定书》规定的强制减排义务,部分地方政府和企业分别探索区域层面的碳交易体系建设,比较知名的有美国芝加哥气候交易所的自愿交易、区域温室气体行动、西部气候倡议和加州总量控制与交易体系等。

芝加哥气候交易所(CCX)是全球第一个自愿参与温室气体减排的平台,2003年以会员制开始运营,涉及航空、汽车、电力、环境、交通等数十个不同行业,会员自愿但从法律上承诺减少自身的温室气体排放。区域温室气体行动(RGGI)是美国第一个以市场为基础的强制性减排体系,于2009年正式实施,由美国东北部的10个州组成,仅纳入电力行业。西部气候倡议(WCI)和加州总量控制与交易体系于2007年发起,参与方包括加拿大的4个省和美国的加利福尼亚州,采用区域限额与交易机制,目标是到2020年该地区的温室气体排放量在2005年基础上减少15%。

日本:以区域为对象,构建强制总量交易体系

日本作为全球较早着手低碳发展战略的国家,在减排领域做了大量的尝试,既有全国性的JVETS体系、JVER体系、JEET体系等,也有以东京、京都为代表的地区性强制交易体系。日本碳交易市场建设分为以下三个阶段:

阶段一:政策铺垫期:1990年日本政府推出《抑制全球变暖行动项目》,明确了到2020年将二氧化碳排放量维持在1990年水平的目标。伴随着《京都议定书》达成和确定减排承诺,日本经团联1997年推出《环境自愿行动计划》。该计划与主要针对工业和能源转换部门减排,由相关企业做出长期自愿承诺。1998年10月,颁布了《地球温暖化对策促进法》,作为世界上第一部应对气候变化的法律,明确规定了温室气体减排是国家、地方、企业、普通民众的职责与义务。

阶段二:交易体系构建期:日本环境省于2005年和2008年分别推出了资源排放交易计划JVETS和核证减排计划JVER。JVETS是排放权交易系统,采用减排补贴手段,对于符合要求的项目,由环境省予以项目施工费用三分之一的补贴,激励企业参与到该体系中来;JVER是碳信用交易系统,是将碳汇和减排等方式产生的碳信用,用于抵消人类活动中无法避免的碳排放;2008年日本经济贸易产业省推出日本试验碳交易系统JEETS,该系统通过总量控制与强度控制两种方式对企业进行管制。

阶段三:地区强制总量交易体系:2010年4月,全世界第一个城市级的强制排放交易体系在东京正式启动。强制排放交易体系通过设定总排放额,以一定的配额落实到辖内企业,企业获得配额后可根据需求进行交易。该体系覆盖1400个场所(包括1100个商业设施和300个工厂),占到东京总排放的20%。随后,2011年绮玉县年建立排放权交易体系,2013年日本通过合并JVER和CDM推出日本排放信用体系(J-Credit Scheme)

韩国:采用总量控制模式,配额逐步将以免费分配为主、有偿拍卖为辅

韩国碳排放交易制度采用“总量控制型”交易模式,温室气体排放交易覆盖范围包括了发电行业、工业领域、农业、捕鱼业、公共废弃物处理行业、建筑物领域(包括公共建筑物)和交通行业。韩国目前共设定了三个承诺期,在三个承诺期期内,碳排放的配额分配从免费过渡到以免费分配为主、有偿拍卖为辅的方式。

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中国:全国碳市场落地,覆盖行业将由火电逐步扩大到八个高排放行业

我国碳交易市场建设大致可分为三个阶段:

第一阶段(2011年至2017年)地方试点阶段:2011年10月国家发展改革委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》,批准北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市开展碳交易试点工作。2013年6月,深圳碳排放权交易市场在全国七家试点省市中率先启动交易。2014年发布的《碳排放权交易管理暂行方法》首次从国家层面上明确了全国统一的碳市场总体框架。2015年9月,《中美元首气候变化联合声明》中我国首次提出将于2017年启动全国碳排放交易体系。

第二阶段(2017年-2020年)全国碳市场的建设、模拟与完善阶段:2017年12月国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》,这标志着全国碳市场完成总体设计,正式启动。在严格评审后,国家决定全国碳交易注册登记系统落户湖北,全国碳排放交易系统落户上海。截至2020年8月,试点省市碳市场累计成交量超过4亿吨,累计成交额超过90亿元。

第三阶段(2021年-)全国碳市场落地运行阶段:2020年12月25日,《碳排放权交易管理办法(试行)》由生态环境部部务会议审议通过,并于2021年2月1日起施行。本次《办法》的颁布是为了通过市场机制作用,推动温室气体减排,规定年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量且属于全国碳排放权交易市场覆盖行业的公司将被列入温室气体重点排放单位。目前我国仅有发电行业进入全国碳交易市场,根据生态环境部应对气候变化司司长李高此前介绍,“十四五”期间将进一步加快碳市场的建设,并把包括钢铁、水泥、化工等其他重点行业加快纳入进来。根据国合会专家介绍,碳交易市场最终将涵盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高排放行业。

2020年7试点省市累计碳成交量5784.26万吨,累计成交金额15.96亿元,成交均价为27.59元/吨。我国碳交易市场经过7年的发展后,各试点省份交易量和成交均价差别较大。广东省是交易最活跃的省份,2020年累计成交量和成交额分别达到3211.24万吨和8.20亿元,分别占七个试点省份总量的55.52%和51.35%。北京的成交均价持续高于其它试点省份,2020年平均吨成交价为91.81元/吨,而其它试点省份成交均价多处于20至40元/吨的区间中。

我们认为未来10年内我国的碳成交均价整体会有望呈现缓慢上升的态势,以此来促进企业进行节能减排,同时也避免企业成本大幅增长,影响经营。

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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%。

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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。

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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。

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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。

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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。

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核能:碳中和背景下全产业链有望迎来发展良机

核能发电的特点是高效、可靠、清洁。根据欧洲核能协会的统计数据,1kg标准煤、矿物油、铀的发电能力分别为8千瓦时、12千瓦时、24000千瓦时。核电受自然环境的影响较小,成本端受燃料价格波动影响也较小,供电稳定,可以承担电网基荷能源的角色。核能发电几乎不排放二氧化碳、氮氧化物,在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。据核能行业协会数据,当前核能发电规模相较于燃煤发电,每年可减少耗煤量超1亿吨、减排二氧化碳近3亿吨。

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自上世纪90年代秦山30万千瓦压水堆核电站、大亚湾100万千瓦压水堆核电站商运开始,中国核电产业历经30年的发展,已经跻身世界核电大国行列。继美国、法国、俄罗斯以后,我国已经成为第四个拥有自主三代核电技术和全产业链的国家,正处于从“核电大国”向“核电强国”迈进的阶段。

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截至2020年12月,我国大陆并网核电机组已达到49台,总计装机容量4989万千瓦,仅占全国发电装机规模的2.27%。2020年核电发电量3662亿千瓦时,占总发电量比例仅为4.7%,核电占比与法国、美国等发达国家相比差距较大,也远低于世界平均水平(约10%)。除了减排温室气体、减少空气污染的价值,从国家能源安全和能源结构优化的角度来看,核电也具有重要的战略意义。当前我国核电份额较低,未来发展空间广阔。

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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。

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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%。

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2019年,在所有新近投产的并网大规模可再生能源发电容量中,有56%的成本都低于最便宜的化石燃料发电,且成本降低的趋势并未出现减弱迹象。2019年大规模并网光伏发电成本降至0.068美元/千瓦时,同比下降13%。在2019年投产的项目中,陆上和海上风电的成本均同比下降约9%,分别降至0.053美元/千瓦时和0.115美元/千瓦时。

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根据竞拍和购电协议(PPA)的数据显示,在2021年投产的项目中,光伏发电的平均价格可能为0.039美元/千瓦时,与2019年相比下降42%,比使用最便宜化石燃料的竞争对手(即燃煤发电厂)低五分之一以上。到2021年,陆上风电的价格可能会降至0.043美元/千瓦时,比2019年下降18%。同时,海上风电和光热发电项目将面临较大的变化,其全球平均拍卖价格将分别较2019年下降29%和59%,将分别降至0.082美元/千瓦时(2023年)和0.075美元/千瓦时(2021年)。

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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%。

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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。

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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)。

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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。

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根据Wood Mackenzie数据显示,2019年全球前五的整机企业商Vestas、SGRE、GE、金风和远景,CR5为全球产能的68%,同比提升10%。全球风能发电设备制造商前15强中有8家中国企业,在全球光伏发电设备制造企业的营业收入中,中国企业占据前十中的七个席位。中国风电产业拥有全球40%的产业链资源,完整的风电生态已经形成。

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根据CPIA预测:在2019-2025年,可再生能源将满足99%的全球电力需求增速。到2025年,可再生能源在新增发电装机中占比将到达95%;光伏在所有可再生能源新增装机中占比将达到60%,风能占比将达到30%。一般情境下预期2021~2025年我国光伏年均新增装机为70GW,乐观情境下预期年均新增装机90GW。

在2020年国际风能大会上,风能企业联合签署了《风能北京宣言》,呼吁制定与碳中和目标相适应的“十四五”规划,保证中国年均新增风电装机50GW以上,2025年后年均新增风电装机不低于60GW。

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根据CPIA测算,到2030年可再生能源在全球发电量中占比将达到57%,其中风能和光伏的发电量、装机量均在其中占据主导地位,全球电力的三分之一将来自太阳能和风能,总规模将是当前的10倍。预计从2019-2030年,在可再生能源、能源效率、电气化和基础设施领域累计投资将增加49万亿美元,其中可再生能源领域的投资约为11万亿美元,在光伏领域的年度平均投资将达到3180万亿美元。

根据IRENA预测,大规模转向可再生能源和提高能源效率可以实现所需减排量的75%。加上电气化程度的提高,总排放量可减少90%。意味着到2050年,可再生能源在一次能源供应总量中的比重从目前的14%上升到至少65%,而可再生能源在电力行业中的份额则从目前的24%上升到2050年的86%。未来,全球可再生能源的年投资额必须从近年的每年约3000亿美元增加三倍,到2050年达到8000亿美元,以实现全球脱碳和气候目标。

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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。

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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。

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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。

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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。

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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年达到136.73万辆,其中纯电动车占比稳定在80%附近,而剩余部分以插电式混动为主,能量质量密度更高的氢燃料电池受制于成本并未实现大规模量产。另一方面,按用途分类,汽车主要分为乘用车与商用车,而商用车又分为客车与货车,故乘用车、客车覆盖客运场景。受制于锂离子电池能量密度,客运场景因运载重量较低、距离较短成为纯电动汽车主要应用所在。2020年纯电动汽车销售111.51万辆,其中95.94%用于客运。而乘用车与商用车在运力、用途上存在较大差异,下面我们将分别深入介绍。

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乘用车:我国新能源汽车主力,主要面向城市居民。根据中国汽车工业协会,当前我国乘用车市场销量逐年递减,2017-2020三年复合降低率为6.54%,而新能源乘用车销量持续高增,同期复合增长率高达29.19%,使得乘用车市场中的新能源份额逐年提升,从2017年的2.34%提升至2020年的6.18%。根据《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》,2025年新能源新车市场份额目标达到20%左右,当前市场份额与目标仍存在一定距离。在新能源汽车品类之内,乘用车为销量主力且占比逐年提升,在2020首次突破90%达到91.15%。分动力来源看,我国新能源乘用车分为纯电动与插电混动两类,其中纯电动车占据主要地位,在新能源乘用车销量中占比保持在80%附近。纯电动乘用车、插电式混动乘用车2020年销量分别实现99.96、24.67万辆,同比分别增长19.82%、9.12%。销售地区层面,纯电动汽车通过实用蓄电池供电驱动,受制于电池能量密度存在续航焦虑,故主要适用于市内通勤场景,对城市居民而言具备较强实用价值。在销售新能源乘用车的335座城市中,销量前23名的城市占总销量的64%,其中多为东南地区一二线城市。

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各厂商跟进填补需求,销量结构趋于合理。随着新能源汽车行业展现出强劲的发展趋势,各类汽车厂商争先进入这一行业。传统车企如比亚迪、特斯拉、北汽新能源等得益于其成熟的上下游供应链体系,在前期占领了较大的市场规模。而新兴企业如蔚来、小鹏汽车等由于缺乏生产基地及造车准入证,前期产品只能由传统车企代工,市场竞争力较弱。而随着整体市场规模扩大,消费者对市场新进入者的态度较为友好,部分新兴车企也得到了快速发展的机会,推出的新型产品如蔚来ES8、小鹏P7、理想ONE均在2020年四季度创造了销售历史新高。目前乘用车市场份额零散,品牌呈现多样化,同时按车型等级划分的销量结构趋于合理。2017年以前补贴政策倾向于续航较短的微型车,而随着电池技术发展与政策导向鼓励生产长续航车型,2020年紧凑型车已占最大比重,占比达到37%,车型的完善赋予消费者更多选择权,是市场化更充分的体现。

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技术进步持续推进节能减排,市场低饱和构建成长空间。展望未来,技术端将持续进步响应节能减排,而市场需求端的低饱和将为新能源乘用车的渗透创造良机。技术端主要从轻量化材料、混动推广、锂电池大规模量产三个方向实现进一步节能减排。其中轻量化材料方向将推广铝合金、镁合金、碳纤维材料等的应用;混动技术可避免当前电池技术下存在的续航焦虑从而加速新能源汽车普及,将在电动车全面覆盖前充当节能减排的重要角色,据中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》预测将在2035年全面替代传统燃油车;锂电池方面将逐步进入大规模量产,一方面持续优化当前电池材料体系,另一方面研发新型电池解决续航焦虑痛点以满足市场需求。市场需求端,得益于庞大的乘用车保有量上升空间,新能源乘用车加速渗透趋势确定性高。以2019年数据为例,我国千人乘用车保有量173辆仅为美国845辆的20.47%、日本575辆的30.09%、欧盟423辆的40.90%,随着技术迭代与政策持续推进,新能源乘用车将加速渗透。

商用车:纯电动为主流动力来源,客车应用相对广泛。我国新能源汽车市场的另一重要成分商用车年销量走势与乘用车相反,近年来持续下滑,2020年完成销量12.10万辆,同比下降16.91%,2017-2020三年复合降低率为15.13%。当前我国商用车市场销量逐年递增,2017-2020三年复合增长率为7.25%,叠加新能源商用车销量持续下滑使得商用车市场中的新能源份额逐年下降,从2017年的4.76%下滑至2020年的2.36%。按动力来源分类,新能源商用车分为纯电动、插电式混动商、燃料电池三类,与乘用车类似,纯电动车占据主要地位,在新能源商用车中份额占比则保持在95%附近,而插电式混动、燃料电池占比分别保持在2%-4%、1%-2%的区间。从用途上看,新能源商用车主要用于运送人员和货品,一般划分为客车与货车两大类,下面我们将分别深入研究。

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客车:侧重落地于城市,公交车为主要应用。客车为新能源商用车主要成分,近年来占比保持在65%附近;同时在整体客车市场中,新能源客车销量份额达到17%-20%,已实现一定程度的渗透。从技术层面看,客车市场已高度实现电气化,2020年纯电动客车已占新能源客车销量中的93.22%,而又由于电池能量密度等技术层面限制与成本因素大部分使用场景局限于市内,2020年售往城市的新能源客车占比达到79.99%。

按用途分类,新能源客车主要分为小型巴士、公交车、大型巴士三种,分别用于特定路线接驳等、市内旅客运输、跨市长途旅客运输,其中小型巴士一般车长6米及以下,公交车与长途巴士一般车长6-12米。从销量看,2020年新能源客车实现销量7.90万辆,其中小型巴士、公交车、长途巴士分别占比22.71%、72.08%、5.34%,公交车占据绝对份额。据城市公交智能化实验室统计,新能源公交车保有量渗透率从15年的15%提升至19年的59%。而新能源公交车快速普及的主因在于政策持续鼓励与运营成本优势。政策端,自2009年“十城千辆”节能与新能源汽车示范推广应用工程试点推广,中国国家层面推广目标、购置和运营补贴在过去的十余年为新能源公交车的普及提供了推力;成本端,根据世界资源研究所,传统柴油公交车燃料成本是纯电动公交车2至3倍,纯电动公交车单车成本低;此外,纯电动公交车由于结构简单,单车定期维护次数和费用均低于传统天然气及燃油公交车。市场扩张方面,政府的大批量采购已使新能源客车达到一定程度的渗透,而随着政策持续利好叠加技术进步,预计新能源客车以公交车为发力点逐步取代传统客车。

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货车:量产新能源技术待突破,叠加多元应用场景取代传统车辆难度较大。货车填补新能源商用车除客运外的多元应用场景,作为新能源商用车重要组成部分近年来占比保持在35%附近;而在2020年整体货车市场中,新能源货车销量份额仅0.90%,在绝大多数场景并未具备取代传统燃油车的能力,主要系技术层面上货车缺乏量产新能源技术,其中锂电池能量密度有限难以支持长时间高能耗,而氢燃料虽可满足运输需求但制氢过程碳排放较高,与节能减排的目的相悖。

按用途分类,新能源货车主要分为轻卡、重卡,其中轻卡主要适用于货物较小且时效性要求较高的需求,如快递运输等,受限于运输规模使用场景较窄;重卡主要适用于货物较大且时效性要求较低的需求,如建筑、仓储、环卫等,较大的运输规模赋予业务上的灵活性,使用场景较为广泛。由于货车整体上使用场景较为多元,当前技术适应各场景的难度相对客车较高、推广难度较大,故销量相对较低,进而难以形成规模降低成本。因此,买家采购与否取决于对成本的敏感程度,如短期内对成本敏感度较高的货车司机等用户更偏好选择传统燃油货车,而相对易于形成规模、考虑长期运营成本的物流公司等用户对新能源货车顾虑较少。

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货运场景为道路节能减排的关键,技术突破与应用场景优化为两大方向。展望未来,由于客运场景电气化发展程度相对较高、改善空间相对较小,货运场景将成为道路节能减排边际改善的关键。从技术层面看,由于锂电池难以满足货运场景需求,货运节能减排技术将集中在燃油与燃料电池两个方向。一方面,燃油效率的提升将在当前技术进步难度较高的时期帮助减少货运途中能耗浪费;另一方面,燃料电池的发电效率、储氢能力等指标存在较大的提升空间,虽技术发展方向明确,但起步阶段突破难度与成本双高,而理想状况下的性能决定燃料电池为高能耗货运场景新能源化的中长期解决方案。应用端,一方面数字化线路、智能驾驶等软件技术等提升可提升公路货运效率,直接减少道路及整体碳排放;另一方面,通过“公转铁”、“公转水”调整货运结构可使货运需求在更绿色的渠道释放,从而间接减少道路及整体碳排放。随着政策推动新能源汽车市场化、创新化,长期看道路场景预计率先实现完全新能源驱动,为实现碳中和奠基。

民航:新能源技术成熟度低,燃油替换与运营优化为减排方向

新能源技术尚未成熟,生物质燃油与运营优化为主要绿色化方向。与相对成熟并已实现量产的新能源汽车不同,民航新能源技术完成度较低,且技术突破难度较高,而除从技术上替换传统航空燃油外仅可在运营过程中寻求减排机会。

技术层面上,航空燃料的替代品主要有生物质燃油、氢能与电能三类,而综合对比下采用生物质燃油可行性最优。各能源品类差异集中在碳排放量情况与技术现状两大方面。对比碳排放量,生物质燃油作为使用如秸秆等有机废物加工而成的燃料无法实现0碳排放,根据联合国粮农组织,生物质燃油依采用的工艺可实现传统航空燃油20%-80%的排放量,相对可实现0排放的氢能与电能在节能减排能力上存在劣势。而对比技术现状,生物质燃油已有可行方案,发展瓶颈在于产能过低且上游原材料采集难度较大;氢能方面,开发氢电飞机动力技术的ZeroAvia公司在2020年9月完成了世界上第一架氢动力商用飞机的短时间飞行,但该飞机采用的ZA-600动力系统仅可支持10-20座飞机飞行500英里,而对于通用客机而言,氢燃料的储存需要体积庞大且重量偏重的储氢罐,故飞机架构需重新设计及测试,在短期内难以落地;电能方面,我国的智能新能源飞机ET480应用“燃料电池+锂电池”电电混合动力系统,目标用于少量载客的市内立体交通,但当前电池技术由于能量密度过低而重量过高,需将电池能量密度提高6-8倍才可支持通用客机的载客量与飞行距离,故短期内电能用于民航亦难以落地。相比之下,生物质燃油虽在减排上存在劣势,但技术实现的可能性更高,具备较高可行性。

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运营层面,当前飞行过程、飞行线路存在一定能耗浪费,而通过优化同样可达到节能减排的目的,且在短期内可由航空公司实现,可行性大幅高于能源替换。在飞行过程中,EUROCONTROL的研究发现可通过连续上升以及利用飞机自重连续下降实现降低少量油耗;而在运营线路上,通过雷达引导直飞或增开临时线路以缩短航行距离等方式亦可减少排放。对航空公司而言,上述措施在当下已存在可行性,可弥补短期技术成熟度低的不足。

铁路:已实现高电气化率,全程电气化确定性高

已实现高电气化率,技术持续进步降低推广门槛。截至2020年末,我国铁路运营里程为14.63万公里,最近三年复合增长率为4.83%,其中电气化运营里程高达10.65万公里,最近三年复合增长率为6.98%,电气化率逐步抬升并以72.8%在各运输方式中居首。在电气化铁路中,列车以电力牵引供电系统为动力来源,主要依靠铁路沿线的变电所和接触网运行。因此,变电所与接触网的建设成为铁路电气化的门槛,而降低此门槛的以锂电池为动力来源的电力列车在技术上已实现可行,未来电气化铁路推广难度预计降低。2016年我国首创的以锂电池动力包为牵引动力的空中悬挂式轨道列车在成都投入试运行,该系统采用新能源、新材料、新设计、集成若干相关成熟技术建造,标志着新能源空铁项目取得巨大突破。由于采用锂电池驱动方式,运行过程中保留无排放的优势且无需高压输变电设备,便于电气化铁路建设,降低投资成本,更利于后期推广。

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未来全程电气化确定性高,吸收公路货运需求间接节能减排。随着电气化铁路逐步渗透,全程电气化具备可行性,未来脱碳在各运输方式中确定性较强。展望未来,得益于较高的电气化率以及远低于公路货运的能耗水平,铁路或将以“公转铁”的形式承担公路的部分货运需求,从而避免部分货车新能源化进程较低导致的高排放,间接实现整体上的节能减排。另一方面,货运过程对时效与覆盖地区存在一定要求,而高铁可实现比公路运输更高的时效,同时复线铁路可实现更高的运营效率以容纳更多需求。2020年我国高铁运营里程以3.79万公里占铁路运营里程的25.91%,且最近三年复合增长率高达14.88%远高于铁路运营里程水平;而复线里程达8.70万公里,最近三年复合增长率高达6.53%略高于铁路运营里程水平,复线率为59.50%。随着高铁网络深入渗透、铁路复线率逐步提升,铁路对货运需求的处理能力预计逐步增强,为交运网络长期节能减排奠基。

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水运:清洁能源技术可行,迭代前“公转水”与能效优化辅助减排

电动技术支持短途轻量运输,长途货运采用液化天然气实现可行。在节能减排的途径上,以清洁能源代替传统燃油为主要方向。航运的清洁能源主要包含电能、氨、氢、液化天然气四种,其中电动船在技术上已实现可行,但受制于当前技术环境下的电池能量密度仅适用于运距较短、运输需求平均吨位较小的内河运输:在2020年1月16日上午,我国首艘通过CCS系统认证的18米级纯电动推进快艇“长江航道电001”正式下水,作为国内第一艘新能源纯电动船,其采用了磷酸铁锂电池电源驱动、双全回转舵桨推进,配置了多种防污染措施,具有零污染、零排放、无噪音、低振动等优点,但仅适用于航道维护;同年12月24日,宁德时代宣布其纯电动邮轮“长江三峡1号”正式开工,作为全球第一艘采用高压充电低压补电方案的电动船舶,解决了大功率港口的充电难题,但仅适用于运输重量较轻的客运场景。另一方面,在跨境等长途运输场景中则液化天然气可行性较高,主要系无硫符合国际海事组织的限硫令要求,同时根据SEA-LNG联盟2020年2月的报告,液化天然气碳排放可较传统高硫燃油降低21%,而氨、氢应用于航运能源的技术仍处于探索阶段成熟度较低。随着技术进一步突破,后续新能源化程度预计逐步提升。

“公转水”与能效优化可在技术迭代前辅助减排。除替代传统燃油外,“公转水”与能效优化为航运节能减排的辅助方向。一方面,水运单位能耗大幅低于公路运输,可通过“公转水”分担部分公路货运,从而间接实现整体减排;另一方面,船舶能效优化方案中的EEDI、SEEMP经CE Delf & UMAS测算可实现最高减少8%的碳排放,在清洁能源替换落地之前可达到部分节能减排的目的。

2.3有色:碳中和目标推动清洁能源市场成长,建议关注光伏硅产业、新能源镍钴锂产业及水电铝企业

光伏产业推动上游硅材需求增长

光伏产业蓬勃发展,推动上游工业硅需求增长:光伏发电是目前国内发展较为迅速的清洁能源,根据CPIA,“十三五”期间光伏发电在我国呈现迅速增长态势,目前我国光伏行业已达到了产业规模全球第一、生产制造全球第一、技术水平全球第一和企业实力全球第一的绝对领先水平。光伏发电的蓬勃发展推动上游工业硅需求增长,根据硅业分会数据,光伏行业已成为工业硅三大主要下游之一,2019年占比达到27.1%。

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硅行业耗能严重,火电硅企未来或受供给侧约束:硅行业属于高耗能行业,工业硅生产单吨耗电达1.3万kWh,成本占比达到34%(合盛硅业)。在碳中和目标确立、各地高碳排放企业管理强度加大的背景下,硅行业未来供给侧限制强度或进一步加大,以火电为主要能源的大部分硅企业或面临无法扩产乃至于减产的情况。

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部分硅企布局水电资源,有望受益于碳中和政策:水电资源丰富的云南省2018年出台了《关于推动水电硅材加工一体化产业发展的实施意见》,着力构建以工业硅和绿色能源为基础的“硅光伏、硅化工、硅电子”产业链。为充分利用水电资源,合盛硅业、隆基股份等硅产业链巨头纷纷布局云南,其中上游硅原料领域中,合盛硅业昭通水电硅循环经济项目计划分两期建设80万吨有机硅单体及硅氧烷下游深加工项目;云南能投在曲靖投资每年40万吨有机硅单体及配套项目。以水电作为能源,云南布局的硅企有望受益于碳中和背景下行业政策变更。

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全球新能源汽车蓬勃发展,钴锂镍需求迎来爆发

根据《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》,2014年我国温室气体排放总量111.86亿吨二氧化碳当量,而能源活动是最主要的温室气体排放活动,占比达77.7%。在能源活动中,交通运输占比9.2%,是第三大温室气体排放活动。随着近年来我国乘用车、商务车、卡车保有量逐年增长,交通运输领域二氧化碳排放量进一步提升,为实现碳中和目标,由电力驱动的新能源汽车成为国家重点推动的方向。

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全球共赴碳中和目标,电动汽车已成趋势:国内新能源车的国家补贴将延续至2022年,补贴温和退坡,同时重视新能源车企产品质量监管,加大僵尸企业重整和退出力度,对行业进行积极引导。国内新能源车市场将从补贴推动下的快速繁荣期,转向优质供给推动的高性价比消费时期。各地政府也更加重视新能源汽车产业的发展,上海率先颁布地方新能源汽车产业发展实施计划。

欧盟推出全球最严排放目标,要求2020年欧盟范围内95%乘用车平均CO2排放降低至95g/km,商用车则降为147g/km,到2021年100%新车要达到此要求,超额部分每辆汽车每超出1g/km罚款95欧元,相比2015年碳排放水平要下降26.92%。美国方面,拜登将电动汽车置于最高优先级,支持推出扶持新能源汽车产业的税收抵免政策。

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新能源汽车需求保持持续高增长:新能源汽车行业总体仍处于成长早期阶段,在政策推动和优质供给的双引领下,中美欧三大新能源汽车市场持续扩大。中汽协数据显示,2020年全国总计销售新能源汽车136.7万辆,占汽车销量的5.4%,渗透率高于2019年0.72%,据EV Sales统计,2020年全球新能源汽车销量312.5万辆,同比增长41%,处于高增长阶段。

过去五年,全球新能源车复合增长率达35%,国内新能源汽车复合增长率达到28%,根据国务院印发的《新能源汽车产业发展规划(2021—2035年)》以及各国制定的新能源汽车推动政策,预计2021-2025年全球新能源车复合增长率将维持在35%,国内新能源汽车复合增长率将达到 30%,至2025年全球新能源车销量为1379万辆,国内新能源车销量为515万辆。

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下游新能源汽车迅速成长必然将带动上游原材料需求爆发。目前动力电池中三元电池(NCM/NCA)与磷酸铁锂电池各占半壁江山,磷酸铁锂电池占据成本优势以及安全性优势,而三元电池则在能量密度方面更胜一筹,同时在低温环境下表现更好。目前来看三元电池与磷酸铁锂两条技术路线仍将在未来数年内占据主流,三元电池技术路线内部则存在由523-622-811高镍低钴化演进的情况,因此在新能源汽车产销逐渐增长的背景下,未来数年内镍和锂的用量有望迎来大幅增长,而钴用量或由于单电池用钴量下滑略受影响,但在三元电池总体产销推动下也将保持小幅增长。

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碳中和目标下水电铝企有望受益

有色金属冶炼、精炼过程中,无论是火法还是湿法(电解)均需要消耗大量能量以实现金属还原,如电解铝、工业硅生产过程中电耗超过1万度,海绵钛单吨电耗更达到4.4万度。从耗能总量上来看,电解铝是有色行业中耗能最大的品种:2020年我国电解铝产量达3708万吨,以单吨耗电13500kWh计算总耗电量达5005.8亿kWh,占全社会用电量达6.5%。以火电每度电产生0.87公斤二氧化碳计算,生产单吨电解铝将排放11.7吨二氧化碳,假设电解铝全部依靠火电为能源,则将产生4.36亿吨二氧化碳。

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电费为电解铝最主要成本,电解铝成本对于电价弹性较高:以目前电解铝单吨耗电13500kWh计算,电解铝成本总成本约为13600元/吨,其中35%为电力成本。电解铝企业电价每提高0.01元,单吨成本将提高135元,对于电价的敏感性较高。

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电解铝企火电价格或有所提升,抬高电解铝平均成本:在碳中和目标已确立、各地节能减排压力加大的背景下,内蒙已取消对于电解铝等高耗能行业的电价优惠,开始实施阶梯电价政策,2022、2023年将在现行基础上分别提高30%、50%,并将对自备电厂征收0.01元/0.02元每度的政策性交叉补贴;甘肃4月起将取消电解铝优待电价,对电解铝行业在内的八类高耗能企业实行阶梯电价。随着各地对于高耗能企业监管趋严,以火电为主要能源的电解铝行业面临成本端抬升,布局云南水电资源的神火股份、云铝股份、山东魏桥等企业有望受益。

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光伏与新能源汽车有望带动铝需求增长:据SMM模型测算,2017年每GW光伏装机量可拉动约2万吨相关铝型材需求(边框型材+支架型材)。此外,由于铝材相对钢材更轻,且技术已较为成熟,目前已在汽车轻量化领域发挥重要作用,新能源汽车平均单车用铝量已超过250千克,而非电动车单车用铝量也已达到200千克。随着全球光伏以及新能源汽车产业蓬勃发展,铝材需求有望逐渐提升。

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2017年受供给侧改革以及“2+26+3”冬季限产政策影响,年内关停违规违建产能超过500万吨/年,叫停违规违建在建产能超过600万吨/年,极大改善了电解铝供应过剩的情况。受此推动,2017年6月起电解铝价格3个月涨幅超过25%,神火股份、云铝股份等标的涨幅超过100%,电解铝行业迎来一轮行情。与2017年相比,我们认为本次受影响产能无法与之相比,且经历2020年底以来大宗商品价格上涨后铝价再度大涨空间有限,但鉴于碳中和背景下电解铝产能上限不太可能突破,随着汽车、建材、光伏等领域铝材需求不断提升,铝价有望步入缓涨阶段。

2.4建材:政策+技术+清洁能源+海外进口,共促碳排放量下降

根据中国建筑材料联合会发布的《中国建筑材料工业碳排放报告(2020年度)》经初步核算,中国建筑材料工业2020年二氧化碳排放14.8亿吨,比上年上升2.7%,建材工业万元工业增加值二氧化碳排放比上年上升0.2%,比2005年下降73.8%。其中,燃料燃烧过程排放二氧化碳同比上升0.7%,工业生产过程排放(工业生产过程中碳酸盐原料分解)二氧化碳同比上升4.1%。水泥、石灰行业的二氧化碳排放量分别位居建材行业前两位。

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建筑材料工业碳排放构成中,燃料燃烧过程排放同比上升0.7%,工业生产过程排放同比上升4.1%。其中,建筑材料工业燃料燃烧过程排放中,煤和煤制品燃烧排放同比上升0.6%,石油制品燃烧排放同比上升1.4%,天然气燃烧排放同比上升1%。

2020年水泥、石灰行业的二氧化碳排放量分别位居建材行业前两位,排放量分别同比上升1.8%和14.3%。2020年,水泥工业二氧化碳排放12.3亿吨,同比上升1.8%,其中煤燃烧排放同比上升0.2%,工业生产过程排放同比上升2.7%。此外,水泥工业的电力消耗可间接折算约合8955万吨二氧化碳当量。石灰石膏工业二氧化碳排放1.2亿吨,同比上升14.3%,其中煤燃烧排放同比上升5.5%,工业生产过程排放同比上升16.6%。此外,石灰石膏工业的电力消耗可间接折算约合314万吨二氧化碳当量。

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水泥行业碳中和实现路径:政策+技术减排

水泥行业碳排放量占全国总量的13.5%

据数字水泥网报道,水泥行业碳排放占当前全国碳排放总量约13.5%,碳排放峰值会在“十四五”期间到来。据数字水泥网报道及预测,我国水泥行业碳达峰时水泥熟料年产量为16亿吨左右,按照当前的行业平均碳排放量系数折算,预测年碳排放量为13.76亿吨,占当前全国碳排放总量约(约102亿吨)13.5%。因此水泥行业是实现碳达峰、碳中和的重点行业。

针对水泥生产企业,碳减排主要途径包括市场与产业政策结合减排及技术减排。1)市场与产业政策结合减排,即通过淘汰落后产能等手段进行碳减排;2)技术性减排,即通过改善工艺优化指标、使用替代原燃料、添加矿化剂降低熟料烧成温度、利用水泥窑余热进行发电、新能源技术、水泥窑烟气二氧化碳捕集纯化、提高熟料品质量以及强化生产管理。

政策途径:产能减量置换、错峰生产及绩效分类评级等

水泥行业的政策减排主要包括产能减量置换、错峰生产及绩效分类评级等。1)2020年12月16日,工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法(修订稿)》的征求意见稿,提高了水泥玻璃行业产能置换的比例。修订稿规定,位于国家规定的大气污染防治重点区域实施产能置换的水泥熟料建设项目,产能置换比例为 2:1;位于非大气污染防治重点区域的水泥熟料建设项目,产能置换比例分别为 1.5:1。2)2020年12月,工信部、生态环境部联合发布关于进一步做好水泥常态化错峰生产的通知,推动全国水泥错峰生产地域和时间常态化,所有水泥熟料生产线都应进行错峰生产。错峰政策延续,13省2020-2021平均错峰天数达到118天,与上一年基本持平。做好水泥常态化错峰生产,减少碳排放,有利于促进行业绿色健康可持续发展。3)2020年,我国应急减排措施针对重点行业绩效分级、实施差异管控,A级企业可自主采取减排措施,更有利于实现碳中和目标。2020年7月最新修订的应急减排措施全面推行差异化减排措施,评为A级和引领性的企业,可自主采取减排措施;B级及以下企业和非引领性企业,减排力度应不低于技术指南要求。更为严格的管控标准更有利于推动碳中和目标的实现。

技术途径:能源替代、生产线改造、碳捕集及绿色智能化等

水泥行业需大力推广应用节能减排技术,进而为达到碳中和目标做出积极贡献。水泥行业是二氧化碳排放大户,其排放主要来碳酸盐的分解、燃料的燃烧和电力消耗。进一步在生产工艺碳减排(如替代原料、熟料替代技术等)、生产能耗碳减排(如替代燃料、富氧燃烧技术、高效粉磨、余热发电等)、新技术碳减排(如水泥窑二氧化碳捕集利用)及新能源技术等方面加强技术研发力度。

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海螺水泥通过一系列手段降低碳排放实现碳中和,2020年预期将吨熟料二氧化碳排放较2016年减少0.0045吨,2025年预期将吨熟料二氧化碳排放较2020年下降0.0031吨。同时引进新技术将二氧化碳废气转化为二氧化碳产品。根据水泥网报道,海螺水泥通过一系列手段降低碳排放实现碳中和。如新型干法水泥生产线、富氧助力水泥熟料煅烧和水泥窑烟气二氧化碳捕集利用等方法。其中水泥窑烟气二氧化碳捕集利用技术拥有世界首条水泥窑烟气二氧化碳捕集纯化示范项目,规模为50000吨CO2/年,实现了二氧化碳资源化利用。水泥行业的碳中和新技术对水泥厂商技术实力均有较高的要求,显然有利于龙头企业。

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行业龙头中国建材、海螺水泥、金隅集团等在排放密度上相对其他企业略低,2019年中国建材和金隅集团碳排放密度分别为0.81和0.61,规模较小的东吴水泥碳排放密度为0.9。水泥行业在碳排放中和路径方面具有一定规模效应,2019年中国建材、海螺水泥和金隅集团碳排放密度分别为0.81、0.84和0.61,熟料生产量分别为315,348千吨、253,000千吨和11000千吨,东吴水泥碳排放密度为0.9而熟料产量仅为86.1万吨。

总体来说,水泥行业主要依靠行业政策、减少供给减排,目前技术减排作用有限,仍需要不断的发展应用。水泥不同于其他行业,目前有60%的碳排放是由石灰石分解产生,35%是煤炭,剩下是电等,通过节能带来的碳下降效果远不够。业内人士指出,目前核心还是对石灰石的用量。但是水泥的特质,石灰石用量下降,产量就会下降,因此主要还是控制产量。想达峰,熟料的产量必须下降,后面还有能源效率提升,碳捕捉技术等。

玻璃行业碳中和:推广清洁能源

在平板玻璃生产中,二氧化碳排放源类型主要有化石燃料燃烧排放(60%以上)、过程排放(25%以上)、购入和输出去的电力及热力产生的排放三大类。其中化石燃料燃烧排放占比最高,占整个碳排放的60 %以上,燃料燃烧产生的二氧化碳排放包括三部分:1)玻璃液熔制过程中使用重油或天然气等燃料燃烧产生的排放;2)生产辅助设施使用燃料燃烧产生的排放(生产辅助设施主要包括用于厂内搬运和运输的叉车、铲车、吊车等厂内机动车辆以及厂内机修、锅炉、氮氢站等设施);3)厂内自有车辆外部运输过程中燃料消耗产生的排放。过程排放占比达25%以上,主要包括原料配料中碳粉氧化产生的排放和原料碳酸盐分解产生的排放。

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CO2总排放量与平板玻璃的产量密切相关,2005—2014年期间随着平板玻璃产量逐年增加,CO2排放量也逐年增加,并于2011年达到峰值后逐渐趋缓。从单位重量箱玻璃碳排放总量分析,一直处于下降趋势,从2005年的58.79kg下降到2015年的52.46kg,下降幅度达12%。其中,燃料燃烧碳排放下降10.1%,生产工艺碳排放下降12.5%,电力碳排放下降20.0%.这主要是由于浮法生产技术带来的生产水平提高、生产规模扩大等原因引起的。浮法生产技术的最大优势是能耗的降低,浮法技术的推广使得更大的熔窑得以应用,相较于中小型熔窑,大型熔窑的保温效果更好和燃料利用效率更高,使得浮法玻璃每重量箱熔化标准煤耗比普通玻璃低10%左右,碳排放相对较少。

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在平板玻璃行业3大主要碳排放类型中,化石燃料燃烧占整个碳排放的60%以上,所以节约能源、优化燃料结构、提高燃烧效率等是减少碳产生和排放的主要途径。通过玻璃熔窑引入氧气燃烧系统、优化燃料结构、燃料低碳化和组合电力与化石燃料能够实现节约能源;玻璃熔窑内保温、改进燃烧器并且采用低温熔化技术能够提高燃烧效率,减少碳排放。此外,采用配合料预热技术可以大大降低熔化温度,减少燃料用量,燃烧生成的C02也会随之减少。如以流化床预热或特殊预热器预热,则C02的排放量可降低15%以上。与此同时,大型熔窑在节能、保温等方面要优于中、小型熔窑,熔化单位质量的配合料所需燃料更少。对于新建的平板玻璃项目,推荐使用天然气并配备大型熔窑( 日熔化量 650t 以上) 的浮法玻璃生产线,以减少CO2排放。

瓷砖行业碳中和实现路径:煤改气+技术降排

在陶瓷生产中,二氧化碳排放源类型主要有燃料燃烧、电力生产和碳酸盐分解过程三个阶段。燃料燃烧、电力生产和碳酸盐分解过程二氧化碳排放贡献比分别为63%、32%和5%。陶瓷砖CO2排放的主要环节为陶瓷砖的干燥烧成(喷雾干燥塔和烧成窑炉为高能耗设备)和原料粉磨,CO2的主要来源是燃料燃烧的直接排放和电力生产的间接排放。

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建筑陶瓷生命周期碳排放量为9.59kg CO2/m2。彭军霞等在《建筑陶瓷碳计量与优化模型研究》中的研究表明,坯砖、抛光砖和釉面砖的碳足迹分别为每平方米产生15.02kg、16.8kg和15.96kgCO2,曾杰等在《基于生命周期理论的建筑卫生陶瓷碳足迹研究》中综合考虑原材料生产、上游能源生产、原材料运输和产品制备四个阶段的碳排放过程,计算出建筑陶瓷生命周期碳排放量为9.59kg CO2/m2。

燃料燃烧过程中二氧化碳排放量最大,瓷砖行业碳中和主要靠煤改气实现。近年来“煤改气”力度进一步加大,集中度有望进一步提升。部分落后产能以及环保不达标的陶瓷企业被逐步淘汰及出现被关停整改。

至2020年底,全国陶瓷企业天然气使用率达53%,非天然气(含水煤气、煤层气、焦化气、电等)使用率达47%。其中,天然气使用率排名前五的省份分别为山东(天然气使用率为96.30%),四川(天然气使用率为95.50%),福建(天然气使用率为93.10%),广东(天然气使用率为82.20%),辽宁(天然气使用率为63.80%)。据中国建筑卫生陶瓷协会会长缪斌预测,2021年结束之后,全国陶瓷企业天然气使用率会达到60%以上。

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受到燃料价格上涨的影响,不同陶瓷产区各类陶瓷产品燃料成本均有所上涨。在普遍能耗下,厚度为11mm的800×800mm抛釉砖用天然气生产燃料成本普遍增加超过2元/㎡,身处气源地的四川夹江在天然气价格上涨后仅增加0.7元/m²。山东淄博、河北高邑用气比用煤成本增加均超过3元/㎡。

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虽然煤改气普遍提高了原料成本,但陶瓷生产企业在实施“煤改气”政策后,具有较大的节能效益和环保效益。根据《陶瓷企业燃料“煤改气”技术措施及节能环保效益》一文分析,陶瓷生产企业在实施“煤改气”政策后,具有较大的节能效益和环保效益。1)节能效益方面,一条日产地砖24000平方米的窑炉对比节能率为:(3.24-2.11)/3.24×100%=34.88%。该窑炉每小时使用煤制气量为10650m3/h,生产每平方米产品的煤气单耗为10.65m3/平方米产品。实际上由上述煤气站生产热值为6281kJ/Nm3的煤制气,其煤气产率为3.08m3/kg时,由于存在煤气发生炉制造煤制气的工艺过程中各项损失,需要使用热值为27416kJ/kg的原煤量为3.46kg/平方米产品。使用原煤折标准煤3.24kgce/平方米。如果该窑炉使用天然气时,若按窑炉使用热值为35335kJ/平方米,每小时使用天然气量为1850m3/h,天然气单耗为1.75Nm3/平方米,使用天然气折标准煤2.11kgce/平方米。对比原来使用的煤制气,无煤气发生炉制造煤制气的工艺过程中存在较大的各项能量损失,而且改为使用天然气之后,由于降低窑炉燃烧过程空气系数,减少了入窑的助燃风量和出窑的排烟量,减少了排烟热量损失,从而降低了窑炉实际运行能耗。2)环保效益方面,节约基建投资1200万元,节约设备投资1000万元。“煤改气”后不使用燃煤,消除了烟气SO2排放,燃烧过程粉尘排放,减轻了环保设备的负担。厂区取消了燃煤堆放仓储、煤气站、煤•渣堆放场地,减少了陶瓷企业的用地面积。以日产60000平方米仿古砖,4条窑炉生产线规模的陶瓷厂来预计,可节约用地20000平方米,节约基建投资1200万元,节约设备投资1000万元。

除此之外,“十三五”规划中建筑陶瓷行业提出的重点节能减排措施包括:瓷砖薄型化技术、新型干法制粉技术、清洁能源实用技术、窑炉燃料循环利用技术、低温烧成技术等。干法制粉、低温快烧和多层干燥窑技术的碳减排潜力分别达50.76%、13.98%和1.44%,建筑陶瓷行业推进技术的革新将有效降低碳排放。根据碳排放核算结果可知,采用湿法和干法制粉技术碳排放分别为17.200kgCO2eq./m2和8.450kg CO2eq./m2,碳减排潜力达50.76%。能源生产阶段和产品生产阶段碳减排潜力分别贡献21.13%和29.63%。低温快烧技术与普通烧成技术相比,陶瓷砖生产阶段能耗降低10MJ/m2,碳排放降低13.98%,每平方米陶瓷砖可降低温室气体2.40kgCO2eq./m2,核算边界内CO2、CH,和N2O排放量折合成二氧化碳当量相比传统烧成工艺分别降低14.12%、0.70%和16.72%。

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采用不同的干燥技术对瓷砖生产的碳排放量也会产生影响,多层干燥窑技术可以节约能源、降低碳排放。采用多层干燥窑技术能源生产阶段CO2、CH,和N₂O分别增加1.08%、1.01%和1.17%,陶瓷生产阶段降低3.31%、3.61%和0.00%。采用五层干燥窑相比一层干燥窑,干燥烧成阶段能源利用率高、散热面积小、煤耗降低5.5%,从而降低了陶瓷砖生产阶段燃料燃烧的温室气体排放;同时,需增加8.8%的电力用于传送陶瓷砖,增加了电力生产阶段的碳排放,碳减排潜力为1.44%。多层干燥窑技术中CO2、CH,对降低碳排放贡献分别为1.019%和0.421%。额外需要的电力生产间接排放的N2O提高碳排放比为0.002%。

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总体来说,建筑材料工业全面实现碳达峰的关键环节包括:1)处理好发展与碳减排的矛盾。2014年建筑材料工业碳排放达到历史高点以后,全行业碳排放量缓慢下降,但以2018年为节点,随着建筑材料工业生产增长,2019年和2020年全行业碳排放量有所回升,再次达到14.8亿吨。依靠创新驱动,加快转变行业发展方式、推进产业结构调整和技术进步等手段将是处理好发展与碳减排矛盾的关键。2)抓好水泥、石灰等重点产业的碳排放总量控制。2015年以后受水泥产品结构变化等因素影响,全行业碳排放量呈连续增长态势。目前,水泥碳排放占全行业碳排放总量84.3%,其中燃料燃烧排放占全行业燃料燃烧排放总量的75.5%,过程排放占全行业生产过程排放总量的89.9%。水泥行业成为建筑材料工业全面实现碳达峰的关键产业。冶金、化工、火电等行业石灰需求量的增长,使2018年以后石灰行业产量迅速回升,石灰行业碳排放总量呈现上升态势。3)积极推进能源结构调整。建筑材料工业使用替代燃料具备巨大潜力。建筑材料工业增加对天然气等清洁能源的利用,还需要与清洁能源供给能力及建筑材料各行业工艺适用性相衔接。4)调节国内外市场供需。以水泥为例,2020年我国水泥熟料进口3337万吨,相当于国内水泥工业减少二氧化碳排放2500万吨。在国内水泥及水泥熟料市场需求及价格、各个国家水泥产能及市场等因素综合作用下,进口水泥及水泥熟料将成为国内市场重要的调节因素,也将对我国建筑材料工业控制碳排放总量产生重要影响。

2.5基础化工:“碳中和”或将催生新一轮供给侧改革,从能耗控制、新能源材料和可降解三个角度挖掘投资机会

中国是世界第一大CO2排放国,碳中和或将催生化工行业新一轮供给侧改革。根据BP公司统计数据,2019年我国CO2总排放量达98.26亿吨,碳排放量位列世界第一,其中钢铁、水泥、化工三大行业CO2排放量达到50亿吨,占全国碳排放总量的50%左右。碳中和概念的提出或将加速我国能源结构的调整升级,化工行业将面临新一轮供给侧改革,高能耗化工子行业或将迎来产能结构的重新布局。在碳中和的大背景下,高耗能行业的龙头企业或凭优质存量资产脱颖而出,推动行业集中度进一步提升。

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针对碳中和问题,我们从生产端、材料应用端以及能源消费端,三个层面分析化工行业或将迎来的机遇与挑战。具体观点如下:

①生产层面:“碳中和”将不断压缩高耗能产业供给,产业链中的中小公司或将在成本压力下被迫出清。在碳中和背景下,技术先进且资金实力雄厚的化工企业,有望不断提高市场份额。建议关注煤化工、氯碱等行业的投资机会。

②材料应用层面:可降解塑料、生物质、碳捕捉等材料有望迎来发展机遇期。发展绿色、环保的可降解材料,有利于减少碳排放以及自然界的存留,促进碳循环,同时保护环境。建议关注:PVA,生物柴油、尾气处理材料等板块投资机会。

③能源消费层面:清洁能源在总能源消耗中占比有望大幅提升,清洁能源行业将迎来重大发展。在能源领域,光伏、风力、水利以及核能发电,占我国总发电量比重存在增长空间。在交通运输领域,发展新能源汽车是实现道路交通“碳中和”的关键。能源革命,建议关注光伏、风电等新能源材料端的投资机会,如:工业硅、碳纤维等。

高耗能、高排碳行业或将迎来二轮供给侧改革,建议关注煤化工、氯碱投资机会

煤化工行业必不可少,二轮供给侧改革预计加速强者恒强趋势。我国是一个“富煤、贫油、少气”的国家,约70%的能源消耗直接依赖于煤炭的燃烧与加工,煤化工行业作为以煤为原料的排碳大户,经化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程中不得不排放CO2。但又由于传统煤化工行业在化工工业生产中具有举足轻重的作用,其产品端对应的多种工业原料(如甲醇、烯烃等)与人们日常生活息息相关,因而煤化工工艺路线即使放眼未来40年,依然不可或缺。另一个层面,目前我国在很多煤化工产品如聚烯烃等材料依然要依赖进口,截至2020年底,聚乙烯树脂和聚苯乙烯树脂的对外依存度依然分别高达46.5%和27.7%。

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氯碱属于高耗能行业,未来产能扩张或将受限,行业存在景气度结构性提升发展机遇。氯碱产业属于化工板块中典型的高耗能产业,由于我国电力能源消费结构中,目前70%仍依赖火电,在“碳中和”背景下,高耗能化工产业预计将会受到产能扩张限制。以近期内蒙古出台的《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施》政策为例,自2021年起,PVC、纯碱等高耗能行业新项目不再获得审批,由此可见氯碱行业未来的产能扩张正在受到限制。从产能结构层面分析,根据卓创资讯数据,截至2020年底,国内PVC行业总共名义产能2712万吨,根据我们的分析,当前行业有效产能大约在2300万吨。从需求层面分析,PVC主要应用于房地产领域,截至2020年底国内PVC的表观消费量达到2075万吨。基于上述供需数据计算出的行业名义产能利用率及实际产能利用率分别为76.5%和90%,我们认为随着未来限产限电等产业趋势的影响,未来PVC行业供给或将继续收缩,行业存在景气度结构性提升发展机遇。

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新能源材料板块迎机遇,关注碳纤维行业投资机会

风电叶片大型化,碳纤维逐步替代玻纤趋势逐步确立。目前全球风电巨头为了降低风电的度电成本,提升产品盈利能力,均采用了风电叶片大型化、轻量化的发展目标。为降低成本,必须增加发电时间,提升风机捕捉风能的能力,其中一个最主要的途径就是增加叶片的扫风面积、增大叶片的直径。据统计,风电叶片尺寸迅速发展,2010到2019年,叶片的长度从100米逐步增长到125米,预计未来叶片尺寸还将进一步增大到150米甚至更高。随着叶片的长度逐渐增加,对于叶片的质量控制便提出了更高的要求。据了解,传统的叶片制造材料主要为玻璃纤维复合材料,但玻纤叶片重量比较大,已经无法满足风电叶片大型化的发展趋势。而碳纤维复合材料比玻璃纤维复合材料具有更低的密度,更高的强度,可以保证风电叶片在增加长度的同时, 大大降低叶片重量。

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国内风电碳纤维需求强劲。2018年,全球风电装机容量达到592GW,同比增长9.48%。根据 GWEC 的预测到 2023年风电累计装机容量将达到 909GW,2019-2023 五年复合增速将达9%。根据《2018年碳纤维复合材料市场报告》数据,2018年我国风电叶片所需碳纤维达到8000吨,同比增长161%,成为我国碳纤维产业重要增长点。

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尚未被发掘的可降解材料,PVA行业存在潜在机遇

PVA是一种应用领域尚未被完全挖掘的可降解材料。聚乙烯醇(PVA)是一种用途广泛的水溶性高分子聚合物,能够快速溶解于水中,形成稳定胶体,其性能介于塑料和橡胶之间,特点是粘结力强、致密性好、结晶度高,除了作纤维原料外,还被广泛用于生产粘结剂、涂料、纸加工剂、乳化剂、分散剂和薄膜等产品。另一方面,PVA是唯一可被细菌作为碳源和能源利用的乙烯基聚合物,在细菌和酶的作用下,46天可降解75%,属于一种生物可降解高分子材料,可由非石油路线大规模生产,价格低廉,其耐油、耐溶剂及气体阻隔性能出众,在食品、药品包装方面具有独特优势。在碳中和大背景下,可降解材料具备广阔应用前景,我们认为PVA是应用领域尚未被完全挖掘的材料,未来发展具有广阔机遇。

据我们此前统计,国内PVA企业在2000年以前投产的约37万吨,2000~2012年投产的约48万吨,2012年后投产的约40万吨。目前行业名义产能达到120.6万吨,而从我们的产业调研来看,实际上行业内的有效产能仅为80万吨/年左右,行业内存在较多无效产能,特别是2000年之前投产的产能,在行业盈利低迷时期已处于关停状态,甚至有些产能已处于长期停产。此外,近年来,国内中东部PVA生产商也因其成本较高而陆续关停或向下游转型,国内PVA行业已处于重新洗牌后的新局面。

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2.6石油化工:落后产能加速出清,氢能发展潜力

碳中和主要是减少二氧化碳的排放量,对于石化化工企业,主要有两种途径减少二氧化碳的排放:

提高能量利用效率,通过减少单位产品的能量消耗;

通过零碳排放比如氢能,抵消或者覆盖二氧化碳排放;

化石燃料用量减少是一个渐进的过程,前半段主要通过单位热值更大的天然气、氢气(氢含量高)等对煤炭的逐步取代,后半段通过光伏、核电、风电等实现对化石燃料的替代。

碳中和促使全球炼厂落后产能加速出清

太阳能、风能、地热等都是可再生的清洁环保能源。在技术进步与政策引导的双重作用下,太阳能和风能成为近年发展最快的可再生能源。国际石油公司对生物能源的投入虽有反复,但近两年明显加大投入,通过资本运作快速进入市场,借助与领先企业的合作实现共赢发展。全球炼厂在传统项目上的资本开支明显在缩减,从油气供应商向综合能源供应商转变。

Valero, Marathon Petroleum, Phillips 66, HollyFrontier, PBF Energy和Delek US,这几家公司总炼能占美国总炼油能力的一半。2020年以来,从以上6家代表性美国炼厂可以看出一个大趋势,美国的独立炼厂公司在大量关停自己的传统炼油厂,生物燃料获得了增量投资。传统炼厂转向生物质燃料,关停传统原油加工炼厂。从资本开支方面也可以看出,传统炼厂的资本开支更多的往生物燃料上倾斜。

总体来讲,全球的炼厂结构性调整将加剧,中国的大型炼化项目陆续投产,美国等其他海外炼厂尤其是单体小、竞争力差的炼厂持续淘汰。2021年,中国就将超过美国成为全球第一大炼能的国家。

氢能未来潜力巨大

氢能前景广阔

根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》,2030年,氢能源产业链目标市场空间将达10000亿元,能源形式利用氢规模将达到1000亿立方米/年。国际氢能委员会预测到2050年全球氢能产业链产值将达到2.5万亿美元,占能源比重约为18%。氢能具备明显优势, 优化能源结构、保障国家能源安全的战略选择。

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煤炭仍是主要的制氢来源

供给端:制氢路线多元化,煤制氢为最大供氢方式占比62%。工业制氢技术主要有以煤、天然气、石油等为原料的催化重整制氢,氯碱、钢铁、焦化等工业副产物制氢,生物质气化或垃圾填埋气生物制氢,采用网电或未来直接利用可再生能源电力电解水制氢;

制氢技术正向在可再生能源制氢转变,处于实验室阶段但潜力大的有光催化分解水、高温热化学裂解水和微生物催化等先进制氢技术。煤炭和天然气是我国人工制氢的主要原料,占比分别为62%和19%,电解水占比4%,可再生能源电解水制氢占比不足1%,未来发展潜力大。

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氢气规划逐渐加速

截至2018年底时,全球共有369座加氢站,新增48座。中国排名第四,在运营15座,已建成22座,80%的加氢站集中在广东、上海、江苏、湖北、辽宁五个省份地区。规划2025年,全球有望超过1000座,日本、德国和美国分别达到320、400和100座,挪威、意大利和加拿大约5-7座。

据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》,对我国中长期加氢站建设和燃料电池车辆的发展目标做出了规划,我国计划在2020、2025、2030年分别建成100、300和1000座加氢站,建设将由政府、产业联盟和企业将共同参与。加氢站单站建设成本1200-2000万元以单站建设投资1500万元,单站补贴300万计算,加氢站投资市场规模在135亿元左右,政策建设补贴在27亿元左右。

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当前化石原料是主要的用氢场所,但汽车后续潜力大

中国化石原料方面用氢达数千亿规模,年需求量达千万吨级。2017年需求量和产量分别为1910万吨和1915万吨,均居世界首位。主要用在提炼原油。对人造黄油、食用油等其它产品中的脂肪氢化。在玻璃及电子微芯片制造中去除残余的氧。用作合成氨、合成甲醇、合成盐酸的原料,冶金用还原剂。由于氢的高燃料性,航天工业使用液氢作为燃料等。

汽车后续潜力大,年需求量将达百万吨级,随着用氢规模扩大以及技术进步,用氢成本将明显下降,根据中国氢能联盟预计,未来终端用氢价格将降至25-40元/kg。同时燃料电池和电池零部件的更新发展将进一步推动氢能源汽车发展,汽车氢能需求将有极大的上升空间。

2.7环保:碳中和背景下碳监测、负碳技术和垃圾分类处理需求将明显提升

碳监测:碳中和背景下需求将明显提升,CEMS或将成为主流监测方法

碳监测主要指对二氧化碳等温室气体排放进行监测和核算。目前国际上主要存在两种监测温室气体排放的方法,即核算法和测量法。核算法主要通过燃烧原料的量计算温室气体排放量,而测量法主要通过使用烟气在线监测系统(CEMS)直接测量排放量。

碳排放的监测与核算是实现碳中和的基本要求。3月25日,发改委环资司召开碳排放核算专家座谈会。与会专家一致认为,建立统一规范的核算体系、摸清碳排放“家底”,是做好碳达峰、碳中和工作的当务之急,也是开展碳达峰前景分析的基本要求。下一步,环资司将组织有关机构和专家,尽快研究提出科学合理、简明适用的碳排放核算要求,明确核算边界与核算方法,指导各地区各行业扎实开展碳排放摸底和达峰前景分析。

使用CEMS的测量法在精度具有一定优势,未来有望得到推广。传统核算法由于各种类型锅炉燃效煤炭效率不同、人为干扰多等因素,核算法存在一定的误差。而研究表明,使用CEMS的测量法通过直接测量烟气流速、CO2浓度和湿度等参数即可得到温室气体排放量,相较核算法而言,数据精确度有明显提升。同时随着技术的进步,以及大规模使用后产生的规模效应,单套设备的成本有望下降。目前欧盟同时使用核算法和测量法,而美国目前主要使用测量法。我国在发展环保产业时参考欧美的环保经验较多,未来在精度和成本的驱使下可能将CEMS作为主要监测方法。

纳入碳排放权交易市场的行业与公司都是潜在的CEMS客户。目前电力行业已进入全国碳交易市场,首批纳入的电力企业达到2225家。随着碳交易市场建设的持续推进,预计“十四五”期间钢铁、建材、有色等高耗能行业企业也会纳入碳交易市场,对应碳监测的需求巨大。

负碳技术:实现碳中和的必要条件,相关行业前景广阔

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。土壤是陆地生态系统中最大的碳库,在降低大气中温室气体浓度、减缓全球气候变暖中,具有十分重要的独特作用。有关资料表明,森林面积虽然只占陆地总面积的1/3,但森林植被区的碳储量几乎占到了陆地碳库总量的一半。

中国2019年森林覆盖率为22.96%,还有很大的提升空间。根据世界银行数据,2016年,全球森林覆盖面积为30.72%,2018年日本的森林覆盖率为68.4%、韩国为64.7%、加拿大为38.7%、美国为33.9%、德国为32.7%、法国为31.2%。中国的森林覆盖率还有很大的提升空间。我国城市园林绿地面积稳步提升,2019年达到41.51%。

碳中和背景下生态修复及园林绿化需求将会持续提升。由于国家对生态环境治理的重视,我国生态修复和园林绿化行业在过去10年实现了快速发展。碳汇是实现碳中和目标的必要手段,不仅可以吸收温室气体,同样对保护环境有巨大的作用,我们认为未来生态修复和园林绿化行业都将得到快速的发展,市场规模有望迅速扩大。

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碳捕集、利用与封存(CCUS)技术,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。目前我国对CCUS技术的研发和示范给予了积极的关注,在国家气候变化相关规划中的文件中也明确提出加强CCUS技术的开发。目前我国开展CCUS试点项目的行业涉及火电、煤化工、水泥和钢铁行业。发达国家日益重视CCUS技术的规划与应用,美国、英国、加拿大等国家不仅将CCUS视为推动传统产业结构调整和优化的重大减排技术,更瞄准该技术未来可观的市场效益。

二氧化碳的资源化利用前景广阔,但目前由于技术原因,经济性差,难以实现产业化,建议关注技术升级带来的成本下降。二氧化碳的资源化利用技术包括合成高纯一氧化碳、可降解塑料、烟丝膨化、化肥生产、油田驱油等,其中合成可降解塑料和油田驱油技术产业化应用前景广阔。目前CCUS由于技术原因,捕集、运输、利用等各个环节成本都较高,中短期内都难以实现经济化。负碳技术是实现碳中和的必要技术,CCUS技术的研发有望得到政策和资金支持,我们认为可以持续关注CCUS技术进步带来的成本下降。

垃圾分类处理:提高垃圾资源化比例、减少碳排

垃圾的分类处理对实现碳中和目标具有积极帮助。上游端的垃圾分类可以通过分类投放、收集,将可回收的资源(塑料、橡胶。金属等)从垃圾中分离出来,实现更高效的资源化。同时,干湿垃圾的分类可以提高垃圾焚烧的吨垃圾发电量,提高能效。下游端的垃圾焚烧发电可以对垃圾进行有效的减量化、无害化、资源化处理。与垃圾填埋相比,可以有效减少占地面积并降低土地二次污染的风险。与火力发电对比,焚烧发电用焚烧余热利用代替化石燃料从而在一定程度上减少温室气体排放。

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