1. 國內碳排放歷史：化石能源占比高

1.1. 八大行業占比 90%

根據中國碳核算數據庫，八大行業中，2017 年二氧化碳排放量為 93.39 億噸，碳排放占比分別為發電及供熱(44%)、鋼鐵(18%)、建材(13%)、 交運(含航空，8%)、化工(3%)、石化(2%)、有色(1%)、造紙(0.3%)。

從終端消費角度來看，發電及供熱約占 40%，建材約占 13%，鋼鐵約占 18%，交運(含航空)約占 8%，其他約占 20%。

從直接排放源角度來看，能源活動約占 90%，其中，煤炭約占 80%，石 油約占 15%，天然氣約占 5%;加工過程約占 10%，其中，水泥約占 75%， 其他約占 25%。

1.2. 化石能源的下游依然集中于鋼鐵水泥化工

2018 年，我國煤炭消費 39 億噸，約 70 億噸碳排放量。電力全年耗煤 21 億噸左右，鋼鐵行業耗煤 6.2 億噸，建材行業耗煤 5 億噸，化工行業耗 煤 2.8 億噸。

2018 年，石油消費量約為 6.1 億噸，約 13 億噸碳排放量。其中成品油消費量約 3.3 億噸，汽油消費量 1.31 億噸，乘用車 100%替換鋰電帶來 3.8 億噸碳減排。石油化工消費 2.8 億噸石油，換算碳排放量約 3 億噸。 2018 年，天然氣消費量達到 2808 億立方米，約 3.6 億噸碳排放量。

2. 減排路徑推演和龍頭戰略選擇

2.1. 電力：用電量和 GDP 強相關，仍為正增長

電力碳排不但占比高，和鋼鐵、水泥、電解鋁等重工業最大的不同在于，在 2030 年碳達峰之前，仍有年化個位數的增長。我們后面以 2021-2025 年復合增速 5%，2026-2030 年復合增速3%作為用電量的測算。

美國和日本的 GDP 和用電量呈同向變化，有強相關性。我們將美國和日本的 GDP 和用電量按時間維度劃分，每十年為一組，其復合增速之間 呈強相關性，其中，美國的 GDP 和用電量的變化趨勢基本相同。

燃煤發電的度電碳排放量是燃氣發電的兩倍。根據我們測算，燃煤發電的度電碳排放大約在 0.91 kgCO2/kwh，燃氣發電的度電碳排放大約在 0.46 kgCO2/kwh。

按照 IEA 公布的《2050 年凈零排放：全球能源行業路線圖》的指引，要 求到 2030 年，全球太陽能光伏發電新增裝機達到 630GW，風力發電的 年新增裝機達到 390GW，這是 2020 年創紀錄新增裝機數據的 4 倍。我 們按照中國光伏/風電裝機全球占比 40%簡單測算(252GW、156GW)

假設 1：我們以 2021-2025 年復合增速 5%，2026-2030 年復合增速 3%作 為用電量的測算，2025 年同比 2020 年累計新增發電量 2 萬億度電都需 要由清潔能源來提供，約占全社會總發電量的 20%以上。

假設 2：我們按照 2030 年光伏新增裝機 252GW 倒算，2021-2030 光伏 新增裝機的復合增速在 17.56%，累計裝機復合增速 20.42%。(如果以更 合理的制造業生產邏輯擬合，2021-2025年假設新增裝機復合增速25%， 2026-2030 年新增裝機復合增速依然有 10%);

假設 3：我們按照 2030 年風電新增裝機 156GW 倒算，2021-2030 年風 電新增裝機的復合增速在 8.04%，累計裝機復合增速 17.54%;

我們測算，2025 年光伏風電發電量占比超過 25%，2030 年光伏風電發 電量占比近 50%，間歇性的電力供應占比達到 25-30%，已經對電網的運 行造成了巨大的沖擊，是否能實現的核心并不在于電站資產的運營和經 濟性，而在于電網的消納和用電、發電、電網各個環節的儲能配套。即 便按照新增裝機謹慎的配置 20%的儲能，2025 年可以達到 50GW 的量 級。與之相匹配的發電端、電網端、用電端的資本開支遠超想象。

我們按照2030年全球新能源汽車5500萬量(對應動力電池需求2500GW， 不含換電)倒算，2021-2030 年復合增速 33.76%。(如果以更合理的制造業生產邏輯擬合，2021-2025年假設復合增速 50%，2026-2030 年復合增速依然有 20%);與之相匹配的電池的循環回收、梯次利用于儲能的體量 也可能遠遠超過 50GW 的量級。

2.2. 水泥：工業過程排放占比 60%，減排難度最高

水泥雖然是碳排放大戶，但是從具體碳排放看，生產過程中碳排放占總 量的 60%左右，剩下 40%為燃煤消耗。

水泥的生產過程為用天然的石灰石及粘土(碳酸鈣、二氧化硅)煅燒成 熟料(氧化鈣)，熟料加適量石膏共同磨細后，即成硅酸鹽水泥(主要由 CaO.SiO2 .Al2O3 和 Fe2O3)。而其中的煅燒過程，石灰石變成氧化鈣的 同時，其中碳與氧氣結合生成二氧化碳;生產 1 噸普通硅酸鹽水泥熟料 需要使用到 1.47 噸生石灰原材料，假設其中硅酸鹽礦物占比 68%計算 (國家標準要求 66%以上)，即生成 0.534 噸 CO2。由于目前石灰石作為 低價、易采原料的不可替代性，生產過程中尋求替代品壓縮碳排放非常 困難。

另外一方面水泥碳排放來自于生產過程中的煤炭消耗，行業標準一般生 產 1 噸水泥需要消耗 108kg的標煤，大約排放：

108*7000*4.10*26.10*44/12*0.98/1000000=0.291 噸的二氧化碳。

2.2.1.碳中和約束下水泥龍頭的未來

2018 年，水泥熟料產能前三大企業，中國建材、海螺水泥、金隅冀東分 別占全國水泥熟料總產能的 19.75%、11.07%、5.26%，合計 36%。我們 假設以日本水泥產業史的發展作為 2035 年終局來測算，CR3 達到 70-80% 的競爭格局，總量需求下滑一半，海螺、中國建材、金隅冀東幾大龍頭 的產銷量剛好維持不變。隨著免費配額發放量的大幅縮水，企業碳排成 本不斷提升，以海螺和行業平均成本差距 30-50 元/噸作為公司長期盈利 能力來實現行業的產能出清，仍有 4 億左右的碳排放量需要 CCUS 來解 決。同時，海螺也深耕水泥窯協同處置垃圾焚燒技術，成為水泥龍頭加 速減排的另一途徑。

日本水泥產銷量在 96 年達到峰值 9449.2 萬噸，此后逐年下降，10 年產 量僅為峰值的 54.5%。但龍頭間收購+去產能提升行業集中度，到 1998 年日本已經形成了 CR3 超過 80%的競爭格局。此外，日本于 1998 年開 始了第三輪去產能以保證水泥產能利用率：第三輪去產能主要由大企業 帶頭開始，水泥窯容量從 9700 萬噸降到 5500 萬噸，同時，幾家大企業 在主動減少自己的國內產能，CR3 在過去二十年內市場份額共計下降了 3.21%。水泥廠從 69 個關停到 19 個，產能水平更是降到了 6200 萬噸， 成功的將水泥產能利用率保持在 85%左右。整體來看，產能下滑程度基 本與需求相匹配，這使得產能利用率得到了很好的控制。

2.3. 鋼鐵：電爐替代高爐的核心在于廢鋼回收

我國鋼鐵行業以高爐煉鐵-轉爐煉鋼的長流程為主，占整體粗鋼產量的90% 左右。從生產過程看，高爐煉鐵過程是在高爐高溫環境中，以焦炭(主 要化學成分為 C)為還原劑將鐵礦石(以 Fe2O3、Fe2O3·H2O 為主) 還原為鐵元素并釋放二氧化碳的過程。

電弧爐煉鋼以廢鋼為主要原料，因此除去所耗電力以及電爐中所需要的石墨電極，短流程并不會額外排放大量 CO2。

2.3.1. 碳中和約束下的鋼鐵龍頭的未來

日本：不同于水泥行業 1998-2010 年，產銷量下滑一半，2015 年日本粗鋼產量依然維持高位，且電爐占比不高，30%左右。

美國：1973-2015，產銷量大幅下滑 30-40%，歐美電爐比例較高，超過 80%。

中國：以 10 年的設備折舊周期和 20 年的房屋折舊周期來看，累計廢鋼 量的拐點是不是在 2030 年以前到來?那么電爐替代的核心在于“回收體系”的建立，以及下游家電、汽車、工業企業龍頭的示范效應。

我們按照鋼鐵長流程 5000 元/噸的投資強度測算，而更換電爐單設備投資僅為 100 元/噸，按照長達 20-30 年的設備替換周期，以及行業自然的 衰減(假設 2060 年同比 2020 年產能下滑 30%)，平均每年的投資額度 僅為 17.5 億元，電爐對于高爐的替代并不會給龍頭企業帶來過重負擔。

2.4. 電解鋁：電氣化程度高、減排路徑清晰

電力為電解鋁二氧化碳主要排放項：據 IAI 數據目前全球平均每生產一 噸原鋁，大約會排放 16 噸二氧化碳。其中鋁土礦端約 0.05 噸，占比 0.3%， 主要系用電及熱能釋放;氧化鋁端約 3.1 噸，占比 19.6%，主要系熱能釋 放過程排放;而電解環節排放最多為 12.4 噸(含電力+陽極)，占比 79.4%， 且以電力排碳為主，約 9.5 噸占比約 61.0%。若考慮全流程，則電力環節 排放占比超 50%達到 63%左右(考慮鋁土礦、氧化鋁、電解鋁及其他生 產環節的總用電)。

火電占比較高，中國電解鋁電力環節排放量遠高于世界平均：國內鋁行 業電力能源結構嚴重依賴火電(占比 85%左右);而歐美鋁廠的水電占比高達 80%以上，其噸鋁冶煉的電力碳排放量僅在 2-3 噸，遠遠低于中國的 11.2 噸。電解鋁的減排路徑非常清晰，以清潔能源替代火電即可，減排難度較低。

2.5. 化工：碳排總量有限，但強度突出

化工、石化合計碳排放占比 4%，約 4-5 億噸，和水泥、鋼鐵相比總排放 量并不高。但化工由于產品線和工藝路線繁多，碳排放強度較高，且工 業過程占比較高，電氣化轉換困難。尤其是煤化工碳排強度遠遠高于石 油化工、天然氣化工。

2.5.1. 合成氨和甲醇合計約占總化工排放的 50%

煤制甲醇以某年產能 22.4 萬噸的化工廠為例，其燃料煤炭消耗為 19.44 萬噸，單噸電力消耗 0.21MWh，我們測算，燃燒過程的二氧化碳單噸排 放為 1.78 噸。

合成氨碳排放主要來源于過程、燃燒和用電層面。過程排放二氧化碳量 為 3.88 噸二氧化碳/噸;燃燒排放為 1.59 噸二氧化碳/噸;用電過程排放 為 0.26 噸二氧化碳/噸，合計 5.73 噸二氧化碳/噸合成氨。

以乙烯的三種工藝測算為例，天然氣是碳排強度最低的路線，但與此同 時，天然氣(甲烷)以及其共生的乙烷、丙烷又是國內最為稀缺的資源。碳中和約束下的困局在于，如何實現“產業鏈能源供應安全”、“糧食安 全”(煤制尿素)和“碳減排”之間的矛盾和再平衡。而煤化工龍頭長期積累的成本優勢和工藝端的核心競爭力如何更快地釋放?

2.5.2. 碳中和約束下的龍頭萬華化學

性能優越的 MDI 產品：一直受成本制約的聚合 MDI 應用于建筑保溫領 域或有突破，很可能帶來 mdi 新一輪的成長。

石化產品路線的拓展選擇碳排最小的路線。化工的過程排放控制，解決 氫氣的來源問題是核心。和其他制氫方式相比，輕烴裂解裝置產生的氫氣屬于藍氫，幾乎不產生碳排放。2015 年之后，萬華的大石化項目陸續 投產，PDH、大乙烯項目一期二期(分別投資 168 億、200 億)。

規劃可降解塑料 PBAT 全產業鏈。四川眉州基地的 10 萬噸 BDO 產能及 配套的天然氣制乙炔和甲醛產業鏈，為四川基地的 6 萬噸 PBAT 項目做原料配套。

2.5.3. 提升精細化工率是減少碳排放強度的最佳方式

未來，全世界化學原料超過 50%在中國生產，從最初的基礎產品慢慢過渡到功能性產品，從化學的角度就是精細化工，這才是化工產業升級以 及降低碳排的最佳方式。目前國內的精細化工率大概在 30-40%，而海外 大概在 70%左右。精細化工的產業難點在于如何在 10 萬個產品中不斷 地選出更適合企業發展的品類，龍頭新和成已經走出了一條在精細化工 領域不斷復制的路徑。

3. 碳中和約束下十年的產業投資機會(2020-2030 年)

3.1. 儲能：解決電網消納問題的必然選擇

歷史上儲能的產業規劃的制定，路徑依賴于成本下降的經濟性。但在光 伏風電發電量占比達到 25-30%的零界上(2025)，儲能成為解決電網消 納問題的必然選擇，經濟性的考慮退居其次。

電力是即發即用、無法直接儲存的能源形態。從整個電力系統的角度看， 儲能的應用場景可分為發電側儲能、輸配電側儲能和用電側儲能三大場 景。其中，發電側對儲能的需求場景類型較多，包括電力調峰、輔助動 態運行、系統調頻、可再生能源并網等;輸配電側儲能主要用于緩解電 網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等;用電側儲能主要用于電力自發自 用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。

電池組成本是電化學儲能系統的主要初始成本。根據高工鋰電數據，一 套完整的電化學儲能系統中，電池組成本占比最高達 67%，其次為儲能 逆變器 10%，電池管理系統和能量管理系統分別占比 9%和 2%。

作為成本占比最高的電池環節，成本曲線的陡峭下滑的拐點可能在于新 能源車的快速普及(2021-2025 復合增速 50%)，帶來動力電池的梯次利 用于儲能，由此衍生出來的動力電池回收、檢測等產業鏈機會，同時， 鐵鋰電池路線的成本在設備和原料創新端仍有大幅下降的空間。

另外，儲能系統里，BMS、EMS、逆變器都有著巨大的創新機會。

3.2. 工業電氣化：碳中和的必經之路

工業電氣化過程(包括鋼鐵改電爐、靈活電網系統重建、水泥有色化工節能減排設備再投入)催生設備端的機會，需要依靠電力設備和機械設備龍頭的研發創新能力。

3.3. 未來工業過程減排依靠 CCUS

工業過程的未來碳減排路徑主要是通過 CCUS 的方式實現。根據 IEA 發 布的《2050 年凈零排放：全球能源行業路線圖》，化工、鋼鐵、水泥的減 排方式主要是通過 CCUS 來實現，其次為氫能。根據預測，截止2020年， 全球工業的碳排放量存在 20 億噸。我們保守估計國內情況，實現碳中和，水泥仍有4億噸碳排、石化化工2-3億噸碳排、天然氣3.6億噸， 合計 10 億噸碳排要靠 CCUS。

2019年中國共有18個捕集項目在運行，二氧化碳捕集量約170萬噸/年; 12 個地質利用項目運行中，地質利用量約 100 萬噸/年;化工利用量約 25 萬噸/年、生物利用量約 6 萬/年噸。

在 CCUS 捕集、輸送、利用與封存環節中，捕集是能耗和成本最高的環 節。二氧化碳排放源可以劃分為兩類：一類是高濃度源(如煤化工、煉 化廠、天然氣凈化廠等)，另一類是低濃度源(如燃煤電廠、鋼鐵廠、水 泥廠等)。高濃度源的捕集成本大大低于低濃度源。

捕集環節：典型項目(低濃度燃煤電廠)的成本約在 300-500 元/噸;運 輸環節：罐車運輸成本約為 0.9-1.4 元/噸/公里，管道運輸成本約為 0.9- 1.4 元/噸/公里;利用封存環節：驅油封存技術成本約在 120-800 元/噸， 同時可以提高石油采收率。咸水層封存的成本約為 249 元/噸。

4. 討論與借鑒

4.1. 產業發展和企業的戰略選擇依賴于“政策機制的設計”

將不同行業納入同一碳交易市場是否合理?以水泥為例，60%的排放來 源于過程排放，而未來解決大部分過程排放的方式大概率只有最高成本 的 CCUS;而同為碳排大戶的火電，可以靠簡單的新能源(光伏、風電) 裝機來替代，經濟性已經體現。

從制度設計上，碳稅 VS 碳交易如何選擇?由于增加了碳排放的成本， 因此無論是碳稅還是碳交易，都是有助于降低碳排放的。相對于碳稅， 碳交易的減排效果更確定;相比于碳市場，碳稅機制的交易成本較小。

參考光伏鋰電的歷史，是否需要補貼儲能、CCUS，亦或者工業龍頭的 電氣化改造?

2000 年，無錫尚德成立，2005 年于紐約交易所上市。誰也沒有想到 20 年的光伏歷史是這樣走過(轉換效率的持續提升和產業鏈各個環節的持 續成本下降，是光伏產業發展和技術進步的推動力)，不要低估時間的力 量和持續的創新。

光伏是典型的重資產行業，加之技術迭代速度快，資本的協同和穩定的 政策預期對于龍頭企業和產業的發展來講至關重要。優秀的隆基也是在 2019 年才實現了正向的現金流。隆基 2012 年在登陸 A 股之后，通過增發、可轉債、配股、公司債、短融等多種融資方式，8 年累計融資 147 億 元，是所有光伏行業上市公司中股權融資最多的公司，也是相對友好的 融資環境給了龍頭企業更為廣闊的發展空間。

4.2. 技術路線之爭：選擇優秀的性能而非當下的經濟性

光伏鋰電的歷史值得所有涉及碳中和約束的行業學習。2012 年，隆基堅 定不移地選擇成本更高地單晶路線，需要對抗的是整條產業鏈的阻撓。

在單晶多晶技術路線之爭時，看準行業的方向可能并不困難，但能夠持 續堅持戰略選擇，且在遇到下游組件廠商阻力之時，以極高的戰略執行 力將產業鏈拓展至下游單晶組件(2014)，引領 PERC 技術成為主流，打 敗了歷史上的“亞洲硅王”保利協鑫，完成了產業鏈一體化。

動力電池領域，寧德選擇高能量密度和高功率密度的三元而非更穩定地 鐵鋰，以及恩捷選擇更高能量密度但資本開支強度更大的濕法。龍頭的 技術路線之爭往往不拘泥于當下的性價比和技術突破的困難，更在于長 周期的產品性能的領先。

4.3. 三代半導：資本選擇更優秀的性能，不確定的只是時間

第三代半導體在高功率領域的應用成為 2020 年一級市場最為熱門的投 資方向。表面催化劑在于特斯拉使用碳化硅替代 IGBT，深究其原因，在 于材料端更優秀的性能，帶來 5-10 年后產品在節能降耗層面的性價比，同目前的碳中和約束下的產業選擇有異曲同工之妙。

具體來看，GaN-on-Si 價格是 Si 的 2 倍左右，SiC 價格是 Si 的 7 倍左右，GaN-on-GaN 價格是 Si 的 70 倍左右。單從材料本身，我們認為 SiC 和 GaN 由于工藝的復雜性，比 Si 不太可能有成本優勢，即便隨著技術的進 步和規模化生產，我們認為 5 年內，材料端成本下降幅度可能只有 30- 50%，以 SiC 為例，依然是 Si 價格的 3 倍左右。

基于第三代半導體的高性能指標，我們認為在高功率器件和高頻率器件 下游領域的推廣，不單純基于材料本身的價格優勢，更多在于器件和系 統的價格以及使用成本。按照英飛凌報告中展示的，2018 年 125kw 功率 的 SiC 系統重量只有 77kg，比 2008 年同等功率的 1129kg，重量下降了 93%，期間節省的材料成本(包括電容電阻等)和系統運行后的能耗都 將大幅下降。

Rohm 公司 2017 年提供給國際汽聯 E 級方程式錦標賽中賽車的逆變器，使用全功率 SiC 電源模組，其封裝尺寸明顯小于 Si 模組，約 43%，重量 減輕 6kg，同時開關損耗降低 75%。

以 5 年的維度來看整條產業鏈，第三代半導體器件和系統的成本(包括 運行費用)，比 Si 器件和系統將會具備性價比優勢，從而快速地推動行 業的發展。如果目前功率器件中硅基芯片的成本占比在 30%左右，我們 猜想未來完全替換為碳化硅之后，芯片在系統中的成本占比很可能提升 到 70-80%，與之相伴隨的材料占比也會大幅提升。

對于材料企業而言，核心能力除了技術之外，更在于下游的技術服務能 力，是否可以同下游器件、系統的優秀企業綁定，共同推進終端的產業 化和信價比。我們關注，第三代半導體的器件和系統龍頭是否具備核心 競爭力，像光伏和鋰電的隆基、寧德一樣，給整個產業鏈帶來活力。