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碳中和专题研究报告:寻路碳中和,制度与技术的上下求索
  • 作者:未来智库
  • 发布时间:2021-04-14 22:35:58
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(报告出品方/作者:中信证券,杨帆、敖翀)

一、制度建设的新格局:以市场化机制增强内生动力

全国碳交易市场正式启动,碳定价凸显清洁技术路线优势

全国碳市场以试点为基础,自 2017 年底启动筹备,经过基础建设期、模拟运行期, 2021 年进入真正的配额现货交易阶段。2013 年起,我国陆续在深圳、上海、北京等 8 省 市开展碳排放交易试点。2021 年 2 月 1 日《全国碳排放权交易管理办法(试行)》正式施 行,碳交易进入全国实施阶段,全国碳排 放权交易市场各项工作正在紧张有序开展过程中,计划于 2021 年 6 月底前启动全国碳交 易。

覆盖行业上,电力行业被率先纳入,未来将逐步扩大至八大重点行业。2021 年全国发 电行业率先启动第一个履约周期,2225 家发电企业分到碳排放配额。我国发电行业全年碳 排放总量约为 40 亿吨,尽管只有电力一个行业参与交易,全国市场启动后也将成为全球最 大碳市场。3 月 10 日,财联社报道称,拥有良好碳排放数据基础的水泥、电解铝行业将可 能优先纳入全国碳交易市场。若报道消息属实,大中型水泥、电解铝企业也有望于 2021 年 进入全国碳交易市场。随着全国碳排放交易体系运行常态化,“十四五”末期全国碳交易将 最终覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个行业。

配额分配将以免费分配为主,具体发电机组配额分配量将以基准法核算。排放配额分 配初期以免费分配为主,后续适时引入有偿分配,并逐步提高有偿分配的比例。机组配额 总量将采用基准法进行配额分配,即对单位产品的二氧化碳排放量进行限制,具体而言: 机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量,如 300MW 以下燃煤机组基准值为每度电 0.979kg 二氧化碳排放配额,而燃气发电机组基准 值为每度电 0.392kg 二氧化碳排放配额。

根据我们测算,目前碳交易成本占火电上网电价比例不足 1%,未来的关键变量是从 免费发放配额转向拍卖。2020 年全国平均发电煤耗约为 305kg/kWh,对应碳排放约为 0.9kgCO2/kWh,即使免费配额降到 0.8kgCO2/kWh,按照 40 元/吨二氧化碳的价格计算, 发电企业购买碳配额的成本也仅有 0.004 元/kWh,与 0.4 元/kWh 左右的煤电上网电价相 比差距甚远。未来,影响火电企业碳排放成本的两个关键变量为碳交易价格和免费配额量。 碳交易价格方面,我们认为 2030 年前中国碳交易价格都不会过快上涨,中性预期 2030 年 93 元/吨左右,因此碳交易价格对于碳排放成本的影响并不显著。免费配额量方面,目 前欧盟火电企业已经完全没有免费配额,而是全部要通过拍卖的方式获得。中国虽然目前 以免费分配为主,但是未来也很有可能引入拍卖制度,若免费配额下降到 0.4kgCO2/kWh, 即使碳交易价格仍维持在 40 元/吨,火电企业的碳成本也将上涨至 0.02 元/kWh,可以显 著影响火电企业的盈利。

欧盟发电行业已经基本取消免费配额,全部采用拍卖的形式发放,碳交易价格对于电 价的影响十分显著。2020 年欧盟总体有约 60%的配额是通过拍卖发放的,免费配额占比 仅有 40%。特别的,发电行业自从 2013 年起就几乎完全没有免费配额,碳交易价格对于 成本影响更加直接。2016 年初时,煤电和燃气发电的碳成本分别只占上网电价的 10%和 5%左右,但是自 2018 年起欧盟碳交易价格中枢显著抬升,到 2020 年底欧盟碳交易价格 已经达到 30 欧元,煤电和燃气发电的碳成本占的上网电价比例骤升至 60%和 27%左右。 随之而来的,煤电发电占比出现了明显的下降,从 2016-2017 年 20%左右的占比,下降 至 2020 年中最低仅有 10%左右。不过 2020 年煤价和天然气价格因为疫情而大幅受挫, 部分抵消了碳价格上升的冲击。

传统行业以电解铝为例,碳交易或给水电铝带来 300 元以上的成本优势。电解铝行业 的碳排放主要来自于电解过程消耗的电力。电力主要有两种来源,一是来自于国家电网或 者自备火电,属于有碳排放的电力来源,二是来自于电力市场化交易购得的水电,没有碳 排放。参考福建地方碳交易所试点经验,电解铝的电解工序采用基准线法分配配额,每生 产一吨铝液可获得 8.19 吨 CO2 免费配额。实际碳排放方面,电网和自备电厂的度电碳排 放均为 0.6101 千克,而水电为 0 排放。因此水电铝企业可以将多余配额出售,而火电铝 企业则不得不额外购买配额。如果按照 40 元/吨 CO2 的交易价格计算,水电铝相对于火电 铝的成本优势可达 335 元/吨,而且还会随着碳交易价格的上涨而扩大。

欧盟碳边境税蓄势待发,外部压力倒逼国内改革

目前,欧盟对于碳边境税最为积极,或最早在 2021 年提出详细方案,2023 年正式征 收。在 2019 年 12 月的《欧洲绿色协议(European Green Deal)》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”(Carbon Border Adjustment Mechanism,实为碳边境税)。2020 年 1 月,欧盟委员会主席冯德莱恩在达沃斯世界经济 论坛上宣布,欧盟将从 2021 年开始建立“碳边境调节机制”。2020 年 7 月,欧盟为应对 疫情通过了 7500 亿欧元的“恢复基金”,法案中为了弥补赤字提出在 2021 年制定出碳边 境税的详细方案,并在 2023 年前开始征收。2021 年 3 月,欧洲议会高比例投票通过了支 持设立“碳边界调整机制”的决议,虽然决议不具有法律效力,但是表明欧洲议会在设立 碳边境税这个方向上高度一致。

欧盟提议碳边境税主要出于防止碳泄露,保护国内工业以及增加税收等三点原因。1) 碳泄露:欧盟应对气候变化的政策是全球最激进的之一,部分企业可能会为了逃避管制,将工厂转移到其他地区,把产品进口回到欧盟,这样一来全球大气中的二氧化碳并不会减 少。2)保护国内工业:碳排放交易机制等政策会导致欧盟的企业成本增加,削弱企业的 国际竞争力。3)增加税收:欧盟为应对疫情发行了大量的债券,需要增加税收来源以实 现财政平衡。

WTO 规则是欧盟设立碳边境税的最大阻碍,碳边境税本身的合法性有一定支撑,但 具体的征收方式上存在巨大争议。关税减让是 WTO 成员国的基本义务,各国均会提供最 惠国的关税减让表,不允许随意提高。不过 WTO 规则中也规定,成员国可以因为环保和 健康原因实施非关税壁垒,如中国从 2003 年起因为疯牛病而禁止进口大部分美国牛肉, 直到 2016 年才恢复。因此,出于环保的因素征收碳边境税理论上可以找到支撑,但是在 规则设定细节上可能会违反非歧视性原则和最惠国待遇。

非歧视性原则要求,对国内商品和进口商品一视同仁,因此对进口产品的碳边境税额 度不能超过国内企业为碳排放支付的成本。欧盟境内企业支付的碳排放成本主要体现为碳 配额,目前欧盟有 60%左右的碳配额是通过政府拍卖的方式发放的(其余 40%为免费发放,但计划到 2030 年完全取消免费发放),相当于从企业手中征收了一笔碳税。理论上说 对进口产品征收的碳边境税不能超过国内企业的碳税。但是在计量方式上较为复杂,如欧 盟碳交易的计价单位是欧元/吨二氧化碳,但是由于技术水平差异,中国的平均吨钢碳排放 高于欧盟。因此中国出口到欧盟的钢铁若以中国的实际碳排放为标准计税,则中国钢铁产 品吨钢的碳成本就将高于欧盟境内企业,违反非歧视性原则。而若按欧盟钢铁企业的吨钢 碳排放计算,则欧盟境内企业可能会产生抱怨。

最惠国待遇要求,对所有 WTO 成员国一致对待,因此欧盟对中国和美国征收的碳边 境税理论上应该是一致的。但是欧盟在制定碳边境税规则时提出,如果其他国家国内有类 似于欧盟碳交易体系的制度,则可以免于或部分免于碳边境税。这样一来便可能违反最惠 国待遇。一个可能的解决方案是,在自贸协定中豁免相关国家的碳边境税,因为 WTO 规 定国家间的自贸协定属于最惠国待遇的例外条款。不过即使欧盟通过自贸协定的方式对个 别国家豁免,也需要逐个重新进行谈判,程序较为繁琐。

但是需要注意的是,WTO 采用“不告不理”原则,只要当事双方国家能够自行协商 一致,即使规定违反了 WTO 规则,也不会主动介入。WTO 规则中存在大量模糊地带,复 杂的诉讼需要耗费大量的人力物力,所以实际上很多争议问题是通过双边或多边谈判私下 解决的,并非都要 WTO 专家组裁定。因此,我们考虑到欧盟碳边境税在规则方面的巨大 争议,碳边境税很难做到完全不与 WTO 规则发生冲突。因此,欧盟大概率会与相关国家 协商一致后再实施,而且越是争议大的行业,可能会越晚适用于碳边境税。

目前欧盟碳边境税的具体方案尚未出炉,我们以欧盟官方评估报告为参考,从形式、 国家、行业、计量等四个主要方面分析可能的结果。

形式:或将欧盟进口商也纳入碳排放交易体系,与欧盟境内企业类似,同样需要购买 碳排放配额。欧盟碳边境税的形式存在三种可能:1)将碳交易系统扩大到进口商;2)直 接修改关税税率;3)在进口环节设定新税种(类似于进口消费税或进口增值税)。我们认 为将碳交易系统扩大到进口商是最有可能的,因为欧盟的碳交易价格是每日变动的,这意 味着欧盟境内企业承担的碳排放成本也是实时变动的。但关税或者新税种的税率不可能实 时变动。因此,将碳交易系统扩大到进口商能够确保碳边境税对于进口商和欧盟境内企业 都是相对公平的。不过碳交易系统是这三种方案中执行成本最高的一种,因为碳排放的核 算和监督检查非常复杂。

国家:欧盟或将赦免最不发达国家和已有减排措施的绿色国家。一方面,《联合国气 候变化框架公约》确认了“共同但有区别的责任”原则,即发达国家的减排责任更大,因 此欧盟或赦免最不发达国家。另一方面,欧盟出台碳边境税的初衷之一是防止碳泄露,并 激励其他国家共同控制全球变暖,因此大概率会赦免或者部分减免其他绿色国家的碳边境 税。举例来看,如果中国的碳交易市场运行效果良好,欧盟很有可能会赦免中国,或者仅 要求中国企业支付中欧碳成本的差额。截至 2020 年底,全球各区域及国家的 28 个碳排放 交易体系(ETS),包括中国、日本、韩国、加拿大和美国部分州等。

行业:预计 2023 年首先在水泥和电力行业开征碳边境税,钢铁和有色金属等基础原 材料或在数年后被纳入,汽车、电子等复杂工业品 2030 年前被纳入的可能性较低。行业 方面主要有贸易伙伴和产业链复杂度两方面考虑。贸易伙伴方面,因为水泥和电力两种产 量运输较为困难,因此欧盟主要从周边国家进口,即使开征边境税,影响的国家数量也相 对较少,谈判的难度较低。而钢铁等品种则涉及到中国、美国、日本等国家,谈判的难度 更大,可能无法在短期推出。产业链复杂度方面,水泥、电力、钢铁、有色金属等基本原 材料多数为出口国自行生产,而汽车、电子等复杂工业品多数为全球产业链供货,较难详 细拆分零件原产地和具体的碳排放量,因此可能较晚纳入碳边境税体系。

计量:无论是采用碳交易系统还是关税税率的形式,欧盟大概率会对不同国家设定差 异化待遇,计算的基准可能是各国电力系统碳排放和欧盟同行业碳排放强度。最为准确和 公平的碳边境税计量方法,应该是每个企业单独计算和报告自己的实际碳排放量,但是这 种方法的执行成本和监督成本都过高,尤其是考虑到进口商分布在欧盟之外的其他地区, 欧盟政府无法实现有效的监督。因此,参考欧盟同行业的碳排放强度是一种更为可行的方 案。同时,如果想更精准地计量,还可以把各国电力系统的实际碳排放纳入考虑,因为发 电数据通常容易获得。因此,我们认为最终的方案可能是将企业的碳排放来源分为两类,一是电力消耗,二是其他的碳排放来源。其中电力消耗以其本国实际电力系统碳排放计算, 而其他碳排放来源则参考欧盟同行业的碳排放。

欧盟若开征碳边境税,则对中国影响最大的为钢铁有色产品,2020 年出口额为 213.8 亿美元,占中国对欧盟出口的 5%,若开征碳边境税吨钢成本将增加 84 欧元左右。根据我 们判断,水泥和电力大概率在 2023 年首批被征收碳边境税,钢铁和有色金属在数年后纳 入。中国几乎完全不对欧盟出口水泥和电力产品,因此在碳边境税设立的初期,可能并不 会对中国产生实质性影响。钢铁有色产品属于中国对欧盟的主要出口品之一,2020年出口额 213.8 亿美元,占中国对欧盟出口的 5%,其中钢铁和钢铁制品出口额 101.5 亿美元, 是最主要的部分。中国对欧盟钢铁出口重量约为 600 万吨,若按照中国平均吨钢碳排放 2.1 吨和约 40 欧元/吨的中欧碳价差计算,中国出口到欧盟的钢铁,或需缴纳 84 欧元/吨税 收。

推进可再生能源电力市场化交易,提升消纳能力

推动市场化交易是解决可再生能源发电补贴资金缺口的良好途径。在可再生能源发展 初期,通过财政补贴的方式助力其发展是各国的普遍措施。然而随着可再生能源装机规模 的迅速扩大,也出现了补贴资金缺口扩大、低效产能过剩等问题。财政部在答复十三届全 国人大二次会议第 9258 号建议中表示,2012 年以来财政部累计安排补贴资金超过 4500 亿元,其中 2019 年安排 866 亿元。2019 年 1 月,国家发改委和国家能源局发布了《关于 积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,提出促进风电、光伏发电通 过电力市场化交易无补贴发展。

推动市场化交易是解决“弃风弃光”问题的有效手段。近年来由消纳问题带来的“弃 风弃光”明显减少。2019 年,我国可再生能源弃电量 215 亿千瓦时,同比下降 35.2%, 利用率达 96.7%,同比提升 2.5 个百分点。随着未来可再生能源装机容量的提升,消纳矛 盾仍然突出,特别是大规模跨省区消纳仍存在技术和制度的多重障碍。受制于消纳问题, 近年来可再生能源装机布局已经出现向消纳较好的地区转移的现象。如 2019 年“三北” 地区风电累计装机占比较 2018 年下降 6 个百分点,中东部地区提高 5 个百分点。2019 年 中东部光伏发电装机占比较 2018 年提高 3.5 个百分点,占比首次超过了“三北”地区。 因此,适应可再生能源发展的市场交易机制未来亟待改善。

近年来可再生能源市场化交易电量已经在稳步提升,地方政府政策频出,未来参与市 场化交易的比例仍可持续提升。2019 年可再生能源市场化交易规模 1451 亿千瓦时,同比 增长 26.2%。其中省内市场化交易电量 571 亿千瓦时,同比增长 34%;省间交易电量 880 亿千瓦时,同比增长 21.8%。此外,近期地方政府推动可再生能源电力市场化交易的政策 频出。目前能够参与现货市场交易的可再生能源电力为超出合理利用小时数之外的超额电 量,平价上网部分合理利用小时数以内的电量仍然“保价保量”收购。而随着平价时代的 到来,未来可再生能源电力参与市场化交易的比例仍可持续提升。

可再生能源电力入市交易是大势所趋,但这并不意味着失去了政策保护。推进可再生 能源市场化交易核心目的是在保障项目合理收益水平的前提下,以市场化的方式促进消纳, 提高利用率,这与保障性收购政策的目的是一致的。从成本看,光伏风电发展初期成本较 高,难以直接参与市场竞争,而随着光伏风电走向平价,边际成本已经大幅降低,具备参 与市场竞争的可能。从市场看,推动光伏风电进入市场交易意味着消纳的空间更为广阔。

第一,未来进一步推动可再生能源市场化交易,或将着力优化可再生能源消纳责任权 重指标,特别是完善跨省区消纳机制。我国可再生能源大型基地远离负荷中心,这是我国 与欧洲等可再生能源占比较高国家相比的最大障碍。“三北”地区整体“弃风弃光”问题 近年来虽在持续缓解,但仍有进一步下降的空间和必要,特别是跨省区消纳能力有待提升。 除技术层面的问题外,跨省区消纳也有一系列制度问题有待破局。一方面,未来或做好全 国范围内的可再生能源消纳责任权重指标设定统筹,在基础设施建设和技术进步的基础上 逐步平衡各省的消纳责任权重,增强受端省份消纳可再生能源电力的意愿,减轻送端省份 的消纳与调峰压力。另一方面,未来或提高跨省区输电通道输电电价灵活性,打破省际壁 垒,建立完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系,完善可再生能源发电参与跨省区 市场交易的机制,促进新能源在更大范围内消纳。

到 2030 年各省或需实现同等可再生能源电力消纳责任权重,公平承担责任。2021 年 2 月国家能源局下发《关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030 年 预期目标建议的函》,提出到 2030 年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责 任权重,公平承担可再生能源发展和消纳责任。其目标设定的基本思路是在 2030 年非化 石能源占比 26%、一次能源消费总量 60 亿吨标准煤、全社会用电量 11 万亿千瓦时的边界 条件下,测算得到 2030 年各省可再生能源电力责任权重统一达到 40%,未来稳步提升。当前已超过 40%的省份也应逐年提高至 70%后再浮动。在此基础上,再测算得到 2030 年 各省非水可再生能源电力责任权重。

第二,未来进一步推动可再生能源市场化交易,或将着力深化绿证机制,用于调节消 纳责任。绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的电子证书。绿证 的购买者通常为未完成年度可再生能源消纳量的市场主体,以及有志于打造企业绿色环保 形象的企业。绿证的价格以补贴额度(新能源标杆上网电价-脱硫标杆电价)为上限,不允 许自我交易和二次转让,出售后相应电量不再获得国家补贴。因此,绿证实质上是财政补 贴的替代。当前绿证市场发展明显滞后,市场交易冷清。根据中国绿色电力证书认购交易 平台数据,截至 2021 年 3 月 18 日,风电绿证累计核发 2393 万份,挂牌数仅 562 万份, 而成交数仅有 7 万份。对购买方而言,现阶段购买绿证的实际意义有限;对出售方而言, 其或更愿意等待未来补贴的落实。2020 年 1 月,财政部、国家发改委和国家能源局发布 了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》,提出“自 2021 年 1 月 1 日起, 实行配额制下的绿色电力证书交易,同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业 煤炭进口等与绿证挂钩,持续扩大绿证市场交易规模,并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴”。实行配额制下的绿证交易或有望缓 解当前绿证市场冷清的现状。此外,研究绿证的二次交易放开、绿证挂钩的金融工具创新、 绿证与碳交易市场的衔接等,都是提升市场规模与流动性的可行手段。

第三,未来进一步推动可再生能源市场化交易,或将着力完善辅助服务市场。可再生 能源出力具有间歇性、波动性、难以预测等特点,导致电力系统运行对辅助服务的需求增 加。未来或持续完善调峰辅助服务市场机制,完善辅助服务补偿机制,做好与现货市场设 计衔接,激励各类资源为系统提供灵活的调节能力,以进一步促进新能源消纳。

碳达峰的社会成本基本可控,限产涨价或不会制约货币政策

从微观尺度看,碳达峰与碳中和路径下有四类成本:电力成本、碳交易成本、原材料 涨价成本、环保改造成本。但总体来看,这四类成本的上升是温和可控的。

电力成本:中国电价在世界范围内属于较低水平,且光伏和风电仍有通过技术进 步降低成本的空间。2019 年中国工业电价约 0.64 元/千瓦时,虽高于美国的 0.47 元/千瓦时,但与英国、德国、日本等相比价格更低,与土耳其、墨西哥等发展中国家也基本接近。此外,未来随着光伏和风电技术的持续进步,成本下降仍有空 间,具备在能源结构切换的过程中保持电价稳定的可能性。

碳交易成本:预计将扩大实施范围,但短期内不会提高价格。目前全国性的碳交 易市场已经开始运行,后续各高耗能行业或将陆续纳入碳交易范畴。但是我们预计碳交易价格在 2030 年之前不会大幅提高,以确保社会成本的稳定。而在 2030 年后,或有逐步向欧洲等接轨的可能性。

原材料涨价成本:短期因供需缺口价格上涨,中长期市场可重新回归均衡。尽管 如钢铁等领域的限产将带来制造业上游原材料价格上涨,但从历史来看,PPI 在 冲高后通常将伴随着原材料市场重新回归均衡而回落,价格上涨很难持续数年。 如在供给侧改革后 PPI 持续上行,但 2017 年后环比增速即进入持续下行区间。

环保改造成本:从全社会角度看,环保将催生新的绿色经济产业链。对传统企业 而言,环保改造成本将在客观上加大生产成本,但从全社会角度看,环保改造将 催生一系列新的公司,创造新的绿色产业增加值。

从宏观尺度看,环保成本与气候变化损失之间可取得平衡,寻找最优的增长路径。诺 德豪斯因将气候变化纳入长期宏观经济分析而获得 2018 年诺贝尔经济学奖。温室气体排 放引起的气候变化,将通过极端天气等形式带来经济损失,这种气候变化带来的负外部性 在传统经济学研究框架下是缺失的。1992 年,诺德豪斯等提出了气候与经济动态综合模 型(Dynamic Integrated Model of Climate and the Economy,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(Regional Integrated Model of Climate and the Economy,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(Social Costs of Carbon, SCC),并探讨如碳价格等经济政策的最优值。

基于 DICE 模型可得到最优的减排政策路径,以及 2020 年 43 美元/吨二氧化碳的最 优碳价格。当然,该结论只是一种理论分析,且存在众多敏感的假设条件。在 DICE 模型的 2016 版本中,全球平均气温每升高 3 或 6 摄氏度,将带来全球 2%或 8%的年经济产出 损失。基于气候变化的经济损失、环保减排成本以及经济的可承受能力等因素,可得到最 优的碳排放控制路径。最优的减排政策选择,既不是不加控制的 Base 情景, 也不是激进的 T≤2 情景(将温度变化控制在 2 摄氏度以内),而是在 Opt 情境下取得环保 成本与气候变化损失之间的平衡。此外,基于碳的社会成本的概念,该模型认为 2020 年 时点上全球最优的碳价格应是 43 美元/吨二氧化碳(2018年美元现价)。当然,以上结论 只是一种理论模型的结果,但其在环保成本与气候变化损失之间取得平衡的思路值得借鉴。

此外,预计限产导致的 PPI 上升不会对货币政策构成严重制约。近期钢铁等领域的限 产,叠加全球经济复苏下的涨价周期,PPI 明显触底反弹,类比供给侧改革时期经验,后 续仍将有上行压力。但是,预计限产导致的 PPI 上升不会对货币政策构成严重制约。一方 面,央行传统上对 CPI 的关注超过对 PPI 的关注。2021 年政府工作报告提出的 CPI 目标 为 3%,设定相对宽松。另一方面,尽管 CPI 与 PPI 具备一定相关性,但这种相关性或仅 在二者随经济周期同步涨落时体现的较为明显。而当二者各自出现较大的外生冲击时(如 原油价格上涨、大规模限产、猪肉价格上涨),相关性明显减弱。如 2015-2017 年 PPI 因 供给侧改革大幅上升时,CPI 则基本保持平稳。

二、新能源的新前景:以技术进步推动降本提效

技术进步可推动光伏风电进一步降低成本

在可见的时间内,光伏和风电都有着明显的成本下降的空间,从而推动可再生能源投 资成本和发电成本的降低。光伏行业,我们预计未来 5 年每年都有 5-10%的成本下降的空 间,而其中可以应用的技术包括:

在硅料环节,颗粒料开始应用,并在拉棒环节可以掺杂一定的比例。目前掺杂的比例 在 10-20%,而随着部分问题的解决,掺杂比例可以提升至 30%,而颗粒料的生产成本因 为在还原过程中硅料是颗粒状而不是改良西门子法的棒状,故能耗较少,可以在一定程度 上降低成本;

在硅片环节,随着工艺水平的不断提升,硅棒的拉速依然有改善的空间,硅片的尺寸 有提升,从目前的 166mm 提升至 182mm 和 210mm,硅片的厚度依然可以降低,从目前 的 170-175um 下降到 160-165um,远期可以下降至 120um; 电池效率上,PERC 电池的效率可以逐渐从目前的不足 23%提升至 23.3-23.5%,随 着 N 型电池技术的进步,光伏电池效率可以提升至 24.5-26%,如果叠加钙钛矿等形成叠 层电池转化效率远期可以提升至 30%;

组件环节,封装技术不断提升,叠瓦、无缝焊接等工艺的推广也在不断提升单位面积 的输出功率。

风电行业,我们认为成本的下降主要集中在机组大型化的发展,叶轮直径变大、传动 链结构的完善、发电机成本和效率的提升等。我们能明显的看到,陆上风电的主力机型逐 渐从 2-3MW 向 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。

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。

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。

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。

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(Fuel cell)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。

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。

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。

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 2020 3Q 的 99%,而 2020 3Q 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。

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 2020 Q3,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 2020 3Q,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。

(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。

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 CAGR 28%,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。

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。

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。

三、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。

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。

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。

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(Worcester PolytechnicInstitute)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。

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。

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。

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。

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 CM Group 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。CM Group 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%。

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。

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。

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。

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。

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 Sempra Energy 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。

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。

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。

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。

四、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(carbon capture and storage, 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。

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、

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