1 行動方案全面展開，堅定達成碳達峰目標
10 月 24 日國務院印發《2030 年前碳達峰行動方案》，目標在 2025 年非化石能源消費比重 達到 20%，較 2020 年單位 GDP 能耗/碳排放下降 13.5%/18%；在 2030 年非化石能源消 費比重達到 25%，單位 GDP 碳排放較 2005 年下降 65%以上，實現碳達峰目標。
以實現碳達峰為核心，方案提出“十大行動”。堅持“全國統籌、節約優先、雙輪驅動、內 外暢通、防范風險”的總方針，遵循“總體部署、分類施策；系統推進、重點突破；雙輪 驅動、兩手發力；穩妥有序、安全降碳”工作原則，將碳達峰貫穿于經濟社會發展全過程 和各方面，重點實施能源綠色低碳轉型行動、節能降碳增效行動、工業領域碳達峰行動、 城鄉建設碳達峰行動、交通運輸綠色低碳行動、循環經濟助力降碳行動、綠色低碳科技創 新行動、碳匯能力鞏固提升行動、綠色低碳全民行動、各地區梯次有序碳達峰行動等“碳 達峰十大行動”。
政策保障層面，將建立統一規范的碳排放統計核算體系，完善經濟政策等。碳排放統計系 碳達峰過程中的重要工作之一，方案提出將加強碳排放統計核算能力建設，深化核算方法 研究，加快建立統一規范的碳排放統計核算體系。經濟政策方面，引導金融機構為綠色低 碳項目提供長期限、低成本資金；拓展綠色債券市場的深度和廣度，支持符合條件的綠色 企業上市融資、掛牌融資和再融資。完善綠色電價政策，健全居民階梯電價制度和分時電 價政策，探索建立分時電價動態調整機制。
2 電力：全面推進風光發電，新能源有望長期成長
“碳達峰+碳中和”背景下電源側改革勢不可擋
能源是經濟社會發展的重要物質基礎，也是碳排放的最主要來源。《2030 年前碳達峰行動 方案》提出，大力實施可再生能源替代，加快構建清潔低碳安全高效的能源體系。針對不 同的電力品種，《方案》分別給出更為清晰的產業路徑：1）煤電嚴控新增，推動向基礎保 障性和系統調節性電源并重轉型，嚴控跨區外送可再生能源電力配套煤電規模，新建通道 可再生能源電量比例原則上不低于 50%；2）風光發電全面推進，集中式與分布式并舉，再 次強調到 2030 年風光總裝機達到 1200GW 以上；3）水電開發因地制宜，十四五與十五五 分別新增 40GW 左右；4）核電積極安全有序發展，確保安全前提下保持平穩建設節奏。
風電與光伏發電有望成為主要電力品種。BP 數據顯示，2019 年我國二氧化碳排放量約 100 億噸，其中電力占比約 40%（2019 年電能終端消費比重 26%），是最大的排放部門。根據 能源基金會測算，2050 年我國能源消費總需求有望控制在 50 億噸標煤（2019 年 48.7 億 噸標煤），非化石能源占比將超過 85%，非化石電力比例將超過 90%。
預計“十四五”風光合計發電量 CAGR 達到 20%，預計 2020-30 年 CAGR 達 16%。我們 預測國內風電/光伏裝機有望從 2020 年的 282/253GW 增加至 2025 年的 482/648GW，“十 四五”CAGR 分別為 11%/21%。按照 2025 年非化石能源占一次能源消費比重達到 20%測 算（前文所述 2030 年達到 25%），“十四五”期間年均新增風電+太陽能裝機容量將達到 100-140GW，其中風電 30-50GW/年（CAGR 相當于 9%~14%），光伏 70-85GW/年（CAGR 相當于 19%-23%）。
技術進步與政策指引，鋪就新能源發電平價之路
近年來，風電光伏度電成本持續下降。據 IRENA 數據，2010-2020 年我國陸上風電/海上 風電 LCOE（平準化度電成本）已分別由 0.089/0.162 美元/KWh 下降 56%/48%至 0.039/0.084 美元/KWh；2012-2020 年我國居民/商業光伏 LCOE 分別從 0.164/0.148 美元 /KWh 下降至 0.063/0.060 美元/KWh。未來，風電光伏度電成本將繼續維持下降趨勢。
2021 年陸上風電/2022 年海上風電進入平價時代。2019 年 5 月，國家發改委發布的《關于 完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882 號）規定，2018 年底之前核準的 陸上風電項目，2020 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019 年 1 月 1 日至 2020 年 底前核準的陸上風電項目，2021 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。
2021 年國內新增光伏電站全面平價上網。2020 年 3 月，發改委頒布《關于 2020 年光伏發 電上網電價政策有關事項的通知》，通知明確 2020 年集中式光伏發電仍為指導價，I-III 類資 源區分別為每千瓦時 0.35/0.4/0.49 元，且不低于項目所在地燃煤發電基準價；新增集中式 光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不超過指導價。工商業分布式光伏發電 補貼標準降低。其中“自發自用、余量上網”模式項目補貼標準調整為每千瓦時 0.05 元， “全額上網”模式項目按所在資源區集中式指導價執行。
海上風電開發潛力可觀。隨著陸上風電資源開發的深入，海上風電作為新能源產業中相對 較新的分支，在最近十年內發展迅速。據國際可再生能源機構（IRENA）統計，2010-2020 年全球海上風電裝機容量由 3.1GW 增長至 34.4GW，增幅超過 10 倍。目前全球海上裝機 容量在風電總裝機容量中占比不到 5%，但隨著技術的成熟和成本降低，海上風電近幾年以 及未來的部署和規劃在不斷擴大，2017-2020 年年均新增裝機總量超過 5GW。
海上風電的安裝及維護受海域水深、與海岸間距離以及電廠規模影響。隨著技術的成熟和 進步，全球海上風電的建設正向著更深、更遠的海域發展，風場規模也逐漸擴大。據 IRENA 數據顯示，2001 年全球投產的海上風電場平均規模為 25MW，單個機組平均容量為 1.5MW， 海域平均水深 7 米，距海岸約 5 公里；而到 2020 年，海上風電場平均規模提升至 301MW， 單個機組平均容量為 6.5MW，海域平均水深 38 米，距海岸約 30 公里。同時，自 2015 年 后海上風電的建設時間已降至 1.5-2.5 年。
海風成本先升后降，規模效應開始顯現。與陸上風電相比，海上風電的建設環境更加復雜， 因此總裝機成本更高、建設時間更長。最近 20 年內全球海上風電的平均裝機成本變化趨勢 可分三個階段：2000-2008 年由 2,592 美元/千瓦提升至 5,500 美元/千瓦，2008-2015 年在 5,000 美元/千瓦上下波動，2016-2020 年裝機成本快速下降至 3,185 美元/千瓦。與之相對 應的，2010-2020 年全球海上風電的平準化度電成本（LCOE）由 0.162 美元/千瓦時降至 0.084 美元/千瓦時。隨著裝機容量的擴大，規模效應也開始顯現。
我國海上風電發展前景廣闊。近年來我國海上風電的建設成果顯著，據國家能源局數據顯 示，截至 2021 年 6 月底，我國海上風電并網容量達到 11.13GW，位居全球第二。據《中 國“十四五”電力發展規劃研究》，我國將主要在廣東、江蘇、福建、浙江、山東、遼寧和 廣西沿海等地區開發海上風電，重點開發 7 個大型海上風電基地。2020 年初 GWEC 預測中國在 2025/2030 年有望建 成投產海上風電總裝機容量分別為 29GW/57GW，分別是 2020 年末的 3.2 倍/6.3 倍，可見 中國海上風電將迎來厚積薄發的發展時期。
中國海上風電成本優勢明顯。相比于海上風電市場最大的歐洲，中國擁有更低的人力成本， 且風電場距海岸距離相對較近，因此整體建設成本更低。據 IRENA 數據顯示，2010-2020 年中國海上風電的裝機成本由 4,476 美元/KW 下降至 2,968 美元/KW，低于全球平均水平， 也顯著低于全球海上風電裝機第一英國的 4,552 美元/KW。中國海上風電的 LCOE 與世界 平均水平相當，同樣也顯著低于大部分歐洲國家。由于風電場距海岸較近導致風力資源較 為匱乏，加上中國目前使用的風機較小，目前中國海上風電的容量系數低于歐洲各國，但 其在 2010-2020 年間提升 23%，增速位于世界前列，說明中國海上風電建設趨勢向好。
國補退坡引發搶裝潮，政策支持推進全產業發展。我國上一輪海上風電高速增長源于 2018 年國家能源局印發的《關于 2018 年度風電建設管理有關要求的通知》，通知明確 2019 年 前核準的海上風電項目能取得 0.85 元/KWh 的上網電價，引發海上風電的“搶核準”潮。 根據國家政策，2021 年是海上風電并網補貼最后一年，受此影響行業出現“搶裝潮”，船 機裝備、風機設備等供貨較為緊張，一定程度推高海上風電造價。
目前海上風電建設成本 依然較高，直接跨越到平價困難重重，“國補”退出后，如何權衡地方政府扶持力度和相關 產業鏈成熟度成為重大課題。廣東省率先出臺政策，明確 2022 年海上風電中央補貼取消后， 廣東省對省管海域內 2022-2024 年全容量并網項目通過建設投資繼續補貼三年，2022-2024 年補貼標準分別為 1,500/1,000/500 元/KW，對 2025 年起并網的項目將不再補貼。目前全 國共有九省份制定海上風電開發和產業鏈提升計劃，類型包括：1）打造高端海上風電裝備 制造基地；2）規劃海上風電設備研發和服務基地；3）規劃形成整機制造、關鍵零部件生 產、海上施工及相關服務業協調發展的全產業鏈基地。
水電開發由易到難，大型水電站將會成為稀缺資源
截至 2020 年底全國仍有 1.7 億千瓦技術可開發水電資源。根據國家發改委 2005 年發布的 全國水利資源復查結果，我國水電資源理論蘊藏量裝機/技術可開發裝機分別為 6.9 /5.4 億 千瓦；理論蘊藏量/基數可開發年電量分別為 6.08/2.47 萬億千瓦時。根據中電聯數據，截 至 2020 年底，我國水電裝機容量 3.7 億千瓦。其中，我國十三大水電基地總裝機規模 2.8 億千瓦。雖然截至 2020 年底，我國仍有 1.7 億千瓦技術可開發水電資源，但我們認為，水 電站建設由易到難，往后大型水電站將成為稀缺性資源。
方案明確“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量 4000 萬千瓦左右。粗略統計， 我國預計將于十四五期間投產的烏東德/白鶴灘/兩河口/楊房溝/蘇洼龍等大型水電站的裝機 容量分別為 1020/1600/300/150/120 萬千瓦，合計 3190 萬千瓦。方案中還提到推進雅魯藏 布江下游水電開發，由于開發難度較大，我們預計十四五后期或十五五期間可以看到相關 開發主體及項目方案落實。
水風光一體化發展系大勢所趨，將為水電上市公司發展帶來新空間，“1+1+1”遠大于 3。水 風光清潔能源基地主要是將風光電站建設在水電站周圍，利用已有水電外送通道將水風光電量 打捆外送，可以利用水電站優異的出力調節能力與風光出力不均進行互補，保障風光電力消納 的同時充分利用水能。由于水電資源開發由易到難，除目前在運及在建大型水電站外，將來水 電站增量空間較小，開發性價比較低。各大水電上市公司未來增量方面或許還得依靠風光，方 案中也提到“推動西南地區水電與風電、太陽能發電協同互補。”
市場化電價逐步放開，電力運營商盈利模式迎利好
我國電改大體分為三個階段：1）上世紀 80 年代電力投資上允許多家辦電，改變過去獨家 辦電，初步扭轉電力短缺問題；2）2002 年 2 月 5 號文啟動的電改，實現了廠網分開、主 輔分離；3）2015 年 3 月中發 9 號文啟動的新一輪電改，主要內容是“三放開、一獨立、 三強化”，吸取之前的教訓，進一步推進電力市場化。
市場電浮動范圍擴大，且允許電價實際上浮。10 月 8 日國常會宣布改革完善煤電價格市場 化形成機制，有序推動煤電全部進入市場，在保持居民/農業/公益事業電價穩定的前提下， 將市場交易電價浮動范圍由（-15%到+10%），調整為（原則上均不超過 20%），對高耗能 用電不設限制。浮動范圍擴大符合我們一直以來的預期。雖然我們認為漲電價無法使煤電 獲得超額利潤，但市場化電價的逐步放開對電力運營商的盈利模式無疑是重大利好，間接 利好和火電一起競價的水電/核電。
綠電交易意味著風光的綠色屬性可以得到溢價。綠色電力交易試點工作方案已獲國家發改 委與能源局批準，新能源發電市場化屬性進一步強化。方案明確以平價風光發電項目為優 先售電方，鼓勵在建項目簽訂長協，豐富潛在裝機增量的消納渠道，我們認為此舉將有助 于緩解龐大的十四五裝機規模與棄風/棄光限電率上升的矛盾。方案明確綠電交易價格設置 上下限，提升新能源發電項目價格彈性，我們認為將進一步體現綠電低碳屬性。綠電交易 機制未來有望和碳交易、綠證機制銜接，激發用電側參與積極性。
三類新能源運營商有望體現α
雙碳目標驅動新能源發電行業有望長期成長（我們預計 2021-50 年風光電量 CAGR 10%）。 競爭格局呈國進民退之勢，我們認為競爭力將決定新能源運營商α，三維度評價：1）運營 能力，發電量最為直觀，綜合體現開發/投資/建設/運維實力；2）盈利能力，對風電而言資 源區域>運營效率>融資成本，對光伏而言融資成本與電價是關鍵；3）融資能力，保障競爭 力的可持續性，杠桿是內在約束，央/國企融資成本壁壘牢固。（報告來源：未來智庫）
3 電新：構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統
碳達峰行動方案涉及到發電、輸配電和用電等各個領域，新能源車、風光和儲能等板塊均 協助實現碳達峰。此次電新板塊相關的政策與前期表述基本相同，在新能源車領域首次提 出 2030 年清潔能源交通工具比例目標（40%），在光伏領域首次提出 2025 年新建公共機 構和廠房的光伏屋頂覆蓋率達到 50%。
新能源車：大力推廣新能源車，加速電動化進程
政策支持態度明顯，國內銷量維持高位。《行動方案》提出要大力推廣新能源汽車，逐步降 低傳統燃油汽車在新車產銷和汽車保有量中的占比，推動城市公共服務車輛電動化替代， 推廣電力、氫燃料、液化天然氣動力重型貨運車輛。根據中汽協披露，我國新能源汽車 9 月銷量 35.7 萬輛，（環比+11%，同比+42%），1-9 月累計銷量為 216 萬輛，我們預計 21 年銷量為 320-330 萬輛，22 年仍將有新車型的刺激效應，且為補貼最后一年，可能有搶裝， 22 年市場預期上修至 500 萬輛。
政策夯實海外銷量基本盤，延續高景氣。歐洲以政策刺激（碳排放的負向激勵+補貼的正向激 勵）為主，車型刺激為輔, 我們預計 2021 年銷量約為 200 萬輛。政策邏輯在 2022 年會有所 弱化，一是補貼政策開始進入退坡期，退坡節奏相對平緩；二是碳排放政策在 2020-2021 年 約束力最強，2022 年邊際的政策變化相對較小，22 年看歐洲車市的恢復，22 年預計 250-260 萬輛。美國前 9 月銷量合計 43 萬輛，我們預計 21 年銷量為 60-70 萬輛，22 年看新車型以及 刺激政策（稅收抵免政策最重要，還剩兩院投票表決），維持 22 年 130 萬輛以上的預期。
儲能：建設預期逐步夯實，首提支持分布式能源配儲
儲能建設預期逐步夯實，首提支持分布式能源配儲。《行動方案》提出積極發展“新能源+ 儲能”、源網荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統，首次在國家政 策層面提出鼓勵新能源配儲。加快新型儲能示范推廣應用，到 2025 年，新型儲能裝機容量 達到 30GW 以上，30GW 夯實電化學儲能建設底線，考慮到電化學儲能在頻率調節方面的 優勢，實際規模或遠超規劃值。
抽水蓄能與前期規劃一致，協助能源結構轉型。《行動方案》提出制定新一輪抽水蓄能電站 中長期發展規劃，完善促進抽水蓄能發展的政策機制，到 2030 年，抽水蓄能電站裝機容量 達到 1.2 億千瓦左右。截至 20 年底國內抽水蓄能電站規劃儲備項目 679.3GW，其中 20 年 底前規劃新建 110GW，抽水蓄能儲備眾多，實際落地情況仍需追蹤。
儲能種類與電力系統息息相關，抽水儲能為前期發展重點，電化學儲能占比持續提升。火 電站發電功率高，頻率波動較小，儲能需求更多來自下游負荷端的波動，抽水儲能電站能 夠滿足前期大規模峰谷調節的需要。光伏與風電發電具有天然波動性，需要通過火電或者 儲能進行頻率和峰谷調節。相較于抽水和飛輪等機械儲能，電化學儲能能量密度高、場地 限制低、投資周期短，成熟度亦高于電磁儲能等新技術。
電化學儲能在頻率/功率調節領域難以替代。儲能主要解決兩類問題：1）平衡各種發電設施 的頻率波動，作為可調節容量，維持整個電網瞬時功率的穩定；2）調節電量供需時間錯配 問題，包括將晚上充足的電量供給轉移至白天，或將淡季的電往旺盛的月份去轉（2010 年 以來國內峰谷月份用電量差別近 40%）。電化學儲能在頻率調節速度和精度上遠高于其他 調節方式，頻率調節是電化學儲能的基本盤，很難被其他儲能方式取代。
電化學儲能成為新增儲能裝機的主流方式，鋰電池滲透率提升是趨勢。電化學儲能的優勢 在于安裝靈活，反應速度快，頻率調節能力強，契合以新能源為主體的新型電力系統需求。 隨著成本下降，份額穩步提升。根據 CNESA 數據，截至 2020 年，全球電化學儲能累計裝 機 14.2GW（同比+49.2%），占儲能系統裝機的 7.4%；國內電化學儲能累計裝機 3.27GW （同比+91.2%），占整體儲能的 9.2%。
電化學儲能中，我們認為鋰離子電池滲透率提升是 趨勢，主要是降本路徑清晰。電化學儲能安裝靈活，反應速度快，頻率調節能力強，契合 以新能源為主體的新型電力系統需求。隨著新能源逐步普及，電網的波動性快速增加，儲 能需求旺盛。作為典型的制造業，動力電池符合“萊特定律”，即產量每翻一番，價格就會 下降約 15%左右。乘用車電動化率提升的高確定性帶來了電池規模快速增長的確定性，變 相帶來了電池降本曲線的高度可預見性。
健全新能源配儲激勵機制，發電側儲能政策逐步。2021 年 8 月 10 日，發改委和能源局發 布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，在電網企業 承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的 方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。各地為增加消納能力，多個省份提出發電側強 制配儲政策，消納責任轉為發電側和電網共同承擔。
儲能成長路徑明確，有望進入成長快車道。短期來看，新能源強制配儲及補貼政策帶動， 國內電化學儲能進入快速發展通道。根據此次碳達峰行動方案，到 2025 年，新型儲能裝機 容量達到 3000 萬千瓦以上。到 2030 年，抽水蓄能電站裝機容量達到 1.2 億千瓦左右，省 級電網基本具備 5%以上的尖峰負荷響應能力。
長期來看，能源結構轉型和降本持續催生儲能需求，儲能是未來全球范圍的高成長賽道。 根據 BNEF 預測，基本場景下（不考慮補貼支持政策），全球儲能市場累計裝機量預計將從 2019 年的 11GW/22GWh（PCS 裝機/電池裝機，下同）增至 2050 年 1,676GW/5,827GWh， 30 年間 CAGR 有望達到 18%。樂觀場景下（補貼支持帶動），考慮儲能的正外部性，若政 策給予稅收以及電價補貼，儲能資本支出經調整后是基本情景下儲能成本的 30%，則 2050 年全球儲能市場規模將達 3.7TW/14.0TWh，是基本情景下 2050 年市場規模的兩倍有余。 結構上，到 2050 年全球電網級儲能項目預計占比約 70%，其余約四分之一為居民及工商 業用戶側儲能。
新能源：再次明確新能源裝機容量目標，夯實行業需求底線
主要目標規定 25、30 年非化石能源比重及裝機總量，為新能源裝機提供堅實保障。《通知》 要求到 2025 年，非化石能源消費比重達到 20%左右；到 2030 年比重達到 25%左右。通 過對能耗消費占比進行測算，我們預計 20-25年光伏裝機年均新增 100GW，風電60-70GW； 25-30 年光伏裝機年均新增 150GW，風電 70-80GW。同時《通知》重點任務中要求到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上，將是新能源裝機需求的堅實保障。
再重申對風光大基地的要求。《通知》要求全面推進風電、太陽能發電大規模開發和高質量 發展，堅持集中式與分布式并舉，加快建設風電和光伏發電基地。堅持陸海并重，推動風 電協調快速發展，完善海上風電產業鏈，鼓勵建設海上風電基地。“十四五”期間會議已經 提及要重點發展九大清潔能源基地、四大海上風電基地等，有望推動風電光伏裝機高增。
首次提出對分布式光伏要求，分布式光伏需求有望超預期。分布式光伏的應用場景中，《通 知》首次在全國性文件中提出“加快智能光伏產業創新升級和特色應用，創新‘光伏+’模 式，推進光伏發電多元布局。”而在對應目標中，則提出“到 2025 年，城鎮建筑可再生能 源替代率達到 8%，新建公共機構建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到 50%”。
對政策目標對應屋頂光伏新增量進行計算，1）新建廠房屋頂光伏，中國建筑業協會 2020 年廠房竣工面積平均值 4.85 億平方米，按 50%發電比例、50%屋頂利用率及單平米 200W 估算，對應每年新增規模 24GW 左右。2）新增公共機構，以中國建筑業協會 2020 年科研、 教育和醫療用房屋建筑面積 1.6 億平方米、假設建筑 2 層，按 50%的發電比例、50%屋頂 利用率及單平米 200W 估算，對應每年新增分布式規模 4GW。預計該目標對應年均新增分 布式光伏 28GW 左右。
《通知》要求積極發展除風光外，多種可再生能源發電形式，同時加強保障消納。積極發 展太陽能光熱發電，推動建立光熱發電與光伏發電、風電互補調節的風光熱綜合可再生能 源發電基地。因地制宜發展生物質發電、生物質能清潔供暖和生物天然氣。探索深化地熱 能以及波浪能、潮流能、溫差能等海洋新能源開發利用。進一步完善可再生能源電力消納 保障機制，有助于提升項目經濟性，是未來新能源發電需求快速增長的強有力支撐保障。
4 機械：推進清潔能源裝備及減碳節能設備
鋰電設備；受益全球電池產能擴張，設備公司在手訂單充足
受益下游電池廠產能擴張，鋰電設備需求旺盛
碳達峰目標明確推進運輸工具低碳轉型，提高新能源汽車、電動船舶、機場運行電動化水平， 預計到 2030 年新增新能源、清潔能源動力的交通工具比例達到 40%左右。基于中國在 2030 年達 40%滲透率，美國 2030 年達 50%滲透率及歐洲各國政策，我們預測 2025 年全球總鋰 電裝機量需求達 2.3TWh，設備需求達 2200 億元：其中國內鋰電裝機量需求達 800GWh，鋰 電設備需求達 700 億元；國外總鋰電裝機量需求達 1.5TWh，設備需求達 1500 億元。
下游鋰電需求擴張促進電池龍頭企業加快產能布局。2021 年寧德時代新增規劃產能 340GWh，投資金額共計 1112 億元，預計到 2025 年寧德時代規劃總產能達 633GWh。國 內外鋰電池龍頭加大產能布局，預計到 2025 年全球鋰電池龍頭產能合計 2.3TWh，2025 年新增鋰電設備需求 1500 億元；其中中國鋰電池龍頭產能合計 1.6TWh，2025 年國內新 增鋰電設備需求 1000 億元。
鋰電設備包括電極制作、電芯裝配、后處理三個階段，占整線價值量的比例分別為 35%、 30%、35%。前中段主要供應商包括先導智能、贏合科技、科恒股份等，后段主要供應商 包括杭可科技、先導智能、星云股份、利元亨。
鋰電設備行業營收增長迅速，盈利能力承壓。9M21 營收 166 億元/yoy+64%，歸母凈利潤 18.2 億 元 /yoy+25% 。 盈 利 能 力 承 壓 ， 9M21 毛 利 率 32.6%/yoy-5.2pct ， 凈 利 率 11.0%/yoy-2.3pct，ROE7.4%/yoy-0.4%。盈利能力下降主要受原材料上漲，同時，設備公 司加大研發和產能投入，前置的研發投入與產能爬升未達滿產期間的前置費用，亦會降低 利潤率水平。新簽訂單毛利有所提升，預計隨新訂單交付，盈利能力明年有望改善。
風電設備：大型化加速風電平價，零部件廠商迎發展良機
風電：“雙碳”目標確立，風電裝機步入“十四五”發展新階段
風機價格大幅回落，平價元年競爭力凸顯。2021 年之前國內風電行業對補貼的依賴程度相 對較高，降本速度相對較慢。據國際可再生能源署（IRENA），2010-2020 年間中國陸上及 海上風電的平均度電成本分別從 0.071/0.178 美元下降至 0.033/0.084 美元，降幅為 54%/53%，相比同時期光伏度電成本 86%的降幅，有較大的差距，主要系風電補貼退坡節 奏相對更為溫和。而 2021 年作為陸上風電的平價元年，風機招投標價格大幅下降，從 2020 年初的 4000 元/kW 下探至 2021 年 9 月的 2326 元/kW。投資成本的大幅降低將進一步降低 風電度電成本，提升終端電站投資的吸引力。
招標量提前反映裝機預期，2022 年陸上風電需求仍有較強持續性。在陸風補貼退出的催化 下，2020 年國內新增吊裝容量創歷史最高，達到 57.8GW，在 2019 年基礎上實現翻番。 2021 年前三季度，國內公開招標市場新增招標量 41.9GW ，比去年同期增長了 115.1%， 按市場分類，陸上新增招標容量 40.9GW，海上新增招標容量 1GW。
分散式風電與老舊風場改造有望帶來增量空間。2021 年 9 月國家能源局領導在座談會上提 出“在風能資源優質地區有序實施老舊風電場升級改造，提升風能資源的利用效率”，我們 認為未來老舊風場的改造需求將逐漸顯現，潛在的新增裝機空間或可達到百兆瓦級別。據 CEWA，2018 年全國累計風電裝機中 2MW 以下（不含）的占比達 48.1%，以此推算全國 2MW 以下的存量機組超過 100GW，其中大部分為 1.5MW 機組。
風電設備：優選受益于風機大型化、具備較高壁壘的零部件企業
風電零部件供應商毛利率水平通常優于整機廠。據各上市公司報表披露，零部件制造商的 毛利率水平通常高于中游整機廠，零部件中的主軸、軸承、法蘭、電纜、變流器毛利率較 高，塔筒、葉片其次。葉片、齒輪箱和發電機是風電整機中價值量最大的零部件。其中除 了主軸承之外的其他零部件基本實現了全部國產化。
優選受益于風機大型化、海風平價、具備較高壁壘的零部件及相關設備企業。風機大型化主 要體現在三個方向：1）風電機組發電功率增大；2）高塔筒；3）葉片大型化。
光伏設備：工藝和產品端共促產業鏈持續降本增效
光伏作為國家重點發展的戰略性新興產業之一，除了提升能源結構中的清潔能源占比以外， 也需要不斷進行技術迭代，優化生產工藝，將太陽能這一綠色能源的生產過程流程也轉化 成綠色制造工程，從而構建完整的綠色制造體系。我們認為，光伏產業等新興產業的降本 增效主要在生產過程工藝改進和產品技術突破這兩個分支上。
工藝優化：國產設備助力生產端降本提效
硅料生產能耗高限制大，國產設備助力降本增效顯優勢。光伏硅料生產，主要是將冶金級 工業硅經過多次反應處理，提純至光伏級的多晶硅材料；因能耗、環保等方面的限制，硅 料產能的擴充相較于其他環節壁壘較高、時間較長，助長了 20H2 以來的硅料價格上漲。以 主流的改良西門子法為例，硅料主要生產設備還原爐（系統），約占硅料設備總投資的 30% 左右。
在硅料環節占綜合電耗 70%的還原爐，20 年行業平均還原電耗約 48kWh/kg-Si；而 龍頭設備廠商通過技術迭代，部分爐型已將還原電耗做到 42kWh/kg-Si。多晶硅還原環節 主要通過充分的尾氣余熱利用，優化換熱網絡和還原流程涉及等方式降低綜合能耗。20 年 行業平均還原余熱利用率在 80%左右，據我們調研，雙良節能的新型還原爐，通過擴大余 熱回收范圍/提升余熱品味，還原余熱利用率可達 90%左右，行業節能降耗水平持續提升。（報告來源：未來智庫）
碳中和背景下，高溫熱泵等技術應用空間持續拓展。熱泵是一種將低位熱源的熱能轉移到高 位熱源的裝置，通常是先從自然界的空氣、水或土壤中獲取低品位熱能，經過電力做功，并 把它傳遞給被加熱的對象（溫度較高的物體），其工作原理與制冷機相同，都是按照逆卡諾循 環工作的，核心部件都是壓縮機，所不同的只是工作溫度范圍不一樣，與一般的熱泵而言， 效率更高，出水溫度更高，應用范圍更廣。除吸收空氣源中的熱量之外，高溫熱泵還可以回 收工業排放的低品位余熱，制取 80℃（含）以上熱水或蒸汽，大大提升余熱的使用效率。
技術突破：無止境的電池片轉換效率提升與材料成本降低
電池片是提效降本的核心，下一世代技術不斷優化前進。上游硅料、硅片偏標準品，但電 池片因為技術工藝較多，迭代更新速度快，有望走出差異化路線。產業鏈上下游圍繞新技 術的討論日趨激烈，但由于分布式光伏、BIPV、風光大基地等應用場景的逐漸增多，下一 代電池技術差異化顯現，我們認為未來 2-3 年將出現多種技術路線并存的階段。在推動現 有產能升級的基礎上，N 型 TOPCon 電池組件與多主柵、半片、疊瓦等技術相配合，可以 實現更高的組件功率，有效的降低度電成本，是開啟 N 型時代的敲門磚。HJT 技術作為最 具發展潛力的下一代大規模量產電池技術之一，實現關鍵輔助材料的研發和替代等將推動 非硅成本的進一步降低，將真正開啟 HJT 低成本量產時代。
進步不止的光伏產業鏈，始終尋求效率與成本的最優解。我們認為，目前 PERC 電池或仍 然是最具性價比的電池產能且占據主要市場份額；TOPCon 有望在量產優化線上真正解決 大規模量產的良率和效率提升；存量超過 200GW 的 PERC 產線低成本迭代升級，進一步 提升良率、降低成本和盤活存量資產，也是目前頭部廠商路線選擇的重要考慮因素。HJT 更具備中長期的競爭優勢，近年來在設備端已取得較大的進展和突破，單 GW 設備投資已 經從 8-10 億下降至 4.5 億以內且龍頭設備廠商具備交鑰匙能力。
設備廠商提前布局新技術，供應能力與經驗積累重要性不斷提升。隨著下游持續加速擴產， 龍頭設備供應商高端產能與設備設計調試能力的重要性與稀缺性將更加凸顯，邁為股份、 捷佳偉創等龍頭設備廠商紛紛提前布局，在建設 TOPCon/HJT 工藝設備產能的同時，自建 試驗線助力上游供應商驗證新產品，幫助下游客戶完成前期數據積累。我們認為，新技術 的發展需密切關注產業鏈供需變化及供應鏈配套發展，各個技術路線的優勝劣汰仍取決于 量產技術成熟度及性價比，前瞻布局有望助力龍頭企業持續領先。
碳捕集：示范項目先行，預計 2030 年國內 CCUS 設備市場規模 900 億元
CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）是指將從工業過程、能源利用 或大氣中分離出來，直接加以利用或注入地層以實現永久減排的過程。CCUS 按技術 流程可分為捕集、輸送、利用與封存幾大環節。負碳技術主要包括生物質能碳捕集與封存 （BECCS）和直接空氣碳捕集與封存（DACCS），其中 BECCS 是指將生物質燃燒或轉化 過程中產生的CO2進行捕集、利用或封存的過程；DACCS 則是直接從大氣中捕集CO2，并 將其利用或封存的過程。
CUSS 定位和作用隨碳減排工作推進愈加凸顯，主要原因包括：1、CCUS 是目前實現化 石能源低碳化利用的唯一技術選擇；2、CCUS 是碳中和目標下保持電力系統靈活性的主要 技術手段；3、CCUS 是鋼鐵水泥等難以減排行業低碳轉型的可行技術選擇；4、CCUS 與 新能源耦合的負排放技術是實現碳中和目標的重要技術保障。
我國已經具備大規模 CCUS 的工程能力，開展了多個 CCUS 示范項目。中國已投運或建設 中的 CCUS 示范項目約為 40 個，捕集能力 300 萬噸/年，多以石油、煤化工、電力行業小 規模的捕集驅油示范為主，缺乏大規模的多種技術組合的全流程工業化示范。2019 年以來， 主要進展包括：1、捕集：國家能源集團國華錦界電廠新建 15 萬噸/年燃燒后CO2捕集項目； 中海油麗水 36-1 氣田開展CO2分離、液化及制取干冰項目，捕集規模 5 萬噸/年，產能 25 萬噸/年。2、地質利用與封存：國華錦界電廠擬將捕集的CO2進行咸水層封存，部分 CO2-EOR 項目規模擴大。3、化工、生物利用：20 萬噸/年微藻固定煤化工煙氣CO2生物利用項目；1 萬噸/年CO2養護混凝土礦化利用項目；3000 噸/年碳化法鋼渣化工利用項目。
4 煤炭：先立后破，煤炭需求仍在增長期
國務院《2030 年前碳達峰行動方案》中直接涉及對煤炭的描述包括，1) 主要目標: “十四 五”時期嚴格合理控制煤炭消費增長，“十五五”時期逐步減少；2）重點任務：加快煤炭 減量步伐。推動重點用煤行業減煤限煤，大力推動煤炭清潔利用，合理劃定禁止散燒區域， 多措并舉、積極有序推進散煤替代，逐步減少直至禁止煤炭散燒。
我們認為，針對我國富 煤貧油少氣的能源資源稟賦，碳達峰的重中之重必定要建立在對煤炭消耗的控制上。但是 我們同時也看到政府對于我國的資源結構有明確的認識，工作原則中也同樣提到了穩妥有 序、安全降碳的大原則。堅持先立后破，穩住存量，拓展增量，以保障國家能源安全和經 濟發展為底線，爭取時間實現新能源的逐漸替代，推動能源低碳轉型平穩過渡。防止過度 反應，穩妥有序、循序漸進推進碳達峰行動，確保安全降碳。
根據我們測算，煤炭需求至少在未來五年還處于穩步增長期，尤其考慮到目前我國經濟發 展的兩大結構性背景，1）結構目標從十三五規劃中提升服務業比重調整到十四五穩定制造 業比重；2）工業/交通/建筑部門電氣化率提升。經濟內部結構目標調整決定了電力彈性系 數（電力增長對實際 GDP 增長的比值）會維持在 1 以上的水平，而非按照發達國家路徑服 務業比重提高下彈性系數的下滑。
終端電氣化率提升和前端電力的深度脫碳作為減碳降碳 的關鍵，形成了從總量上提高電力需求，結構上減少燃煤電廠發電比例的過程。而這個過 程，對煤炭的需求節奏是先增后減，主要來自于電氣化率提升和能源替代難易程度帶來的 時間差。短期清潔能源的發展和相關基礎設施的不足，導致電力系統的穩定性乘壓，火電 仍將做為基礎用電的壓艙石。對應我們上文所提到在《行動方案》明確的先立后破，穩住 存量，拓展增量，以保證國家能源安全和經濟發展的底線。
電力總量測算方面，按照上述電力需求和 GDP 的關系和終端電氣化率抬升兩方面考慮，邏 輯上應當把電力需求分為正常線性外推下GDP增長帶來的電力需求增長和終端電氣化帶來 的附加電力需求增長。但是考慮到未來經濟增長，尤其是制造業主驅動之一將來自于終端 電氣化率提升和電力脫碳推動的電力鏈新增投資和設備改造升級，GDP 增長理應隱含至少 部分附加需求增長。按照相對保守的測算原則，我們對未來電力需求總量測算只考慮 GDP 帶來的需求增長。
對于煤炭的需求，我們在測算總量的同時，需要對內部發電結構做相應測算。《行動方案》 中對非煤能源裝機明確提出的量化目標包括，1）到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機量 達到 12 億千瓦以上；2）“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量 4000 萬千瓦。 核電方面沒有明確的量化目標，提出合理確定核電布局和開發時序，在確保安全的前提下 有序發展核電。我們看到，對風電和太陽能的總裝機量明顯低于預期，與前期市場 2025 年 風光裝機總量達到 12 億千瓦的測算相比推后 5 年；水電方面，“十四五”、“十五五”期間 新增水電裝機容量分別為 4000 萬千瓦，除去年和今年逐步投產的烏東德和白鶴灘水電站， 新增項目的規劃仍缺失；核電方面，由于核電項目建設周期較長（一般在 6-7 年），按照目 前在建核電項目，5 年內增量貢獻將非常有限。
我們按照總量倒減的方式以及保守的測算原則來推導 2021-2025 年火電發電量的需求 （2021 年預測數據按照 9M21 外推計算）：1）風電光伏，2022E-2025E 以每年增加 125GW 的速度增加新增裝機（到 2025 年底，風光總裝機量超過《行動方案》中對 2030 年 12 億 千瓦的要求）；2）水電方面，烏東德 2022 年完成 1020 萬千瓦機組的完全釋放，白鶴灘 2023 年完成 1600 萬千瓦機組的完全釋放，“十四五”剩余 1380 萬千瓦假設分 2024 和 2025 年 完成投產及發電能力完全釋放；3）根據華泰公用事業團隊對在建核電機組的跟蹤和測算， 2022E-2025E，核電機組每年平均增加 4GW 新增裝機。
5 化工：供給格局優化、高效企業受益，新能源、環保新材看點多
嚴控新增煉油和傳統煤化工產能，看好煉化一體化、輕烴及存量資源型企業
明確原油一次加工能力控制指標，民營煉化一體化規模和成本優勢有望突顯。碳中和背景 下，溫室氣體排放和化石能源使用將受到更嚴格的限制，《2030 年前碳達峰行動方案》（以 下簡稱“方案”）提出，嚴格項目準入，合理安排建設時序，嚴控新增煉油和傳統煤化工生 產能力，明確要求到 2025 年，國內原油一次加工能力控制在 10 億噸以內，主要產品產能 利用率提升至 80%以上。據商務部數據，2020 年國內原油加工能力約 8.9 億噸，同比增長 3.1%。在新增煉油能力明確限制情況下，預計國內煉化及下游產業鏈相關企業資本開支將 下降，減量置換支持優質產能情況下，煉化一體化項目優勢突出。
據中國石油和化學工業聯合會 2021 年 8 月公布的 2020 年度石油和化工行業重點產品能效 “領跑者”名單，恒力石化、浙江獨山能源等部分民營煉化裝置能源利用效率和節能降耗 等指標已處于標桿地位。
推動石化化工原料輕質化，輕烴化工迎來發展空間。方案要求控制新增原料用煤，拓展富 氫原料進口來源，推動石化化工原料輕質化。從調整原料結構的角度，通過丙烷脫氫（PDH）、 乙烷裂解、丙烷裂解等工藝，能夠在獲得乙烯或丙烯的同時副產綠氫。國內丙烷、乙烷原 料主要依賴進口，美國頁巖氣革命以來，NGL 產量增長迅速，帶動乙烷、丙烷供給增加， 目前丙烷或乙烷為原料的輕烴化工相比油頭路線已經具備一定的原料成本和環保等方面的 優勢。自 2013 年天津渤化 60 萬噸 PDH 投產后，國內輕烴化工迎來快速發展階段。以丙 烯為例， 2020 年我國丙烯產能約 4100 萬噸，其中 PDH 路線產能 770 萬噸，占比提升至 19%左右，但仍然具備較大的提升空間。
高排放產能擴張困難，存量規模化資源型企業有望受益。方案提出，穩妥有序發展現代煤 化工，堅決遏制“兩高”項目盲目發展。10 月 18 日，國家發改委等發布的《石化化工重 點行業嚴格能效約束推動節能降碳行動方案（2021-2025 年）》，要求推動煉油、乙烯、合 成氨、電石等重點行業綠色低碳轉型，嚴禁新建 1000 萬噸/年以下常減壓、150 萬噸/年以 下催化裂化、100 萬噸/年以下連續重整（含芳烴抽提）、150 萬噸/年以下加氫裂化，80 萬 噸/年以下石腦油裂解制乙烯、固定層間歇氣化技術制合成氨裝置，新建電石、尿素項目實 施產能等量或減量置換，推動 30 萬噸/年及以下乙烯、10 萬噸/年及以下電石裝置加快退出。 據百川盈孚，截至 2021 年 9 月國內乙烯 30 萬噸以上產能占比約 71%，電石 10 萬噸以上 產能占比約 55%，未來需退出產能規模仍較多。
近年來國內合成氨和電石整體處于供給過剩格局，但過去幾年間在環保壓力和供給側改革 等調整下，總體產能已有所縮減。在碳中和背景下，十四五期間全國各省區的能耗控制目 標預計將更為嚴格，新增高耗能、高排放項目在審批上或將遇到困難。以內蒙古為例，自 2021 年起將不再審批電石、聚氯乙烯、燒堿和純堿等項目。目前國內行業產能相對分散， 存在大批零散小產能，未來政策引導下落后小產能將加速淘汰，供給格局有望優化。
合成氨和電石之外，單生產環節排放較高的甲醇、炭黑等產品和單噸能耗較高的甲醇、氨 堿法純堿、工業硅、燒堿等行業，在增量嚴格控制以及落后產能持續退出背景下，未來行 業供給端有望持續優化，規模化的存量企業盡管短期可能受到成本上行的影響，但中長期 而言有望迎來盈利端的持續修復。
光伏/風電/鋰電材料持續受益于新能源發展，再生材料應用前景廣闊
方案鼓勵大力發展新能源，包括全面推進太陽能、風電發電大規模開發和高質量發展，到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機量達到 12 億千瓦以上，同時大力推廣新能源汽車，到 2030 年，當年新增新能源、清潔能源動力交通工具比例達到 40%左右。在此背景下，光伏、 風電及新能源車上游相關材料領域企業有望持續受益于新能源行業的長期成長。
方案同時要求大力發展循環經濟，全面提高資源利用效率，到 2025 年，大宗固廢年利用量 達到 40 億噸左右，到 2030 年達到 45 億噸左右；同時加強資源再生產品和再制造產品推 廣應用，到 2025 年，再生資源循環利用量達到 4.5 億噸，到 2030 年達到 5.1 億噸。循環 經濟理念下，再生材料及廢物利用等領域有望迎來快速發展，包括再生塑料、生物可降解 材料以及合成生物制造等領域企業均有望持續受益。
工業硅方面，據百川盈孚，截至 2021 年 9 月末國內生產企業近 200 家，規模 10 萬噸以上 企業僅有 6 家，規模 5 萬噸以下的企業有 180 余家，行業產能分散。工業硅生產過程需消 耗大量電力，屬于高耗能行業，工廠多集中在新疆、云南、四川等具有廉價電力資源的地 區，目前國家對工業硅采取限制和淘汰落后小產能的政策，不少高能耗小產能企業實際上 處于停工狀態且復產困難的狀態。今年下半年以來，在全國各地限電和能耗雙控政策影響 下，工業硅行業整體開工受限明顯，而下游多晶硅行業需求持續旺盛，工業硅價格一度突 破 6 萬元/噸的歷史高位。
目前，新疆、云南等地已明確提出限制工業硅新增產能要求，預計未來兩地工業硅新項目 通過審批難度加大，而四川雖然擁有豐富水電但受限于石英礦供給，新建硅廠需較高原料 成本。據百川盈孚，目前僅有三家企業有擴產計劃，預計未來產能難有大規模擴張。
EVA 膠膜方面，國內進口依存度較高，且 2017-2020 年期間新增產能較少。據百川盈孚， 2020 年國內產能 97.2 萬噸，產量 75 萬噸，表觀消費量 188 萬噸，進口依存度 63%。目 前國內 EVA 產能進入擴張期，據百川盈孚，截至 2021 年 9 月產能 147.2 萬噸，較 2020 年增加 50 萬噸，前 9 個月表觀消費量約 150 萬噸，進口依存度 57%，整體上仍處于供不 應求狀態，在光伏封裝膠膜需求持續增長帶動下，EVA 價格整體維持上升趨勢。
EVA 現有產能包括斯爾邦石化、延長榆林各 30 萬噸，燕山石化和揚子巴斯夫各 20 萬噸等， 計劃新增產能方面，包括浙江石化 30 萬噸、新疆天利高新 20 萬噸、古雷石化 30 萬噸、中 科煉化 10 萬噸及寶豐能源 25 萬噸等，實際產能投產存在一定不確定性，且部分新增產能 以電纜料、發泡料等為主，我們預計未來 2-3 年內行業有望延續景氣。
其他材料方面，POE 膠膜是除 EVA 膠膜外主要的光伏膠膜材料，POE 膠膜在電阻率、水 汽阻隔率等方面性能較 EVA 膠膜有一定優勢，目前 POE 生產仍以國外企業為主，國內尚 未完全突破 POE 工業化生產技術，在需求和政策推動下，國內企業有望迎來技術突破。
風電領域：關注碳纖維和聚醚胺等復合材料應用拓展
風電組件主要由風電葉片、塔架和風電主機等構成，上游原材料包括基體樹脂、增強纖維、 夾層材料、結構膠和涂料等。其中，基體樹脂通常采用環氧樹脂復配聚醚胺固化劑制造， 增強纖維主要包括碳纖維增強復合材料（CFRP）和玻纖增強復合材料（GFRP）。
基體樹脂材料方面，固化劑聚醚胺具有低色澤、低粘度、韌性好及可操作時間長等特點， 采用環氧樹脂復配聚醚胺固化劑制造的風電葉片能夠適應不同環境的特殊需要。2016-2020 年，全球聚醚胺銷量規模由 18.4 萬噸增加至 28.6 萬噸，年復合 增速近 12%，2020 年銷售規模達 71.9 億元，其中風電行業需求是聚醚胺市場增長的主要 驅動因素之一。未來伴隨風電裝機量持續增加，聚醚胺需求空間有望繼續擴展，據弗若斯 特沙利文預測，至 2025 年全球聚醚胺市場空間有望達 145 億元，國內約 44 億元。
鋰電池材料領域：電解液和正極材料等相關原料需求均有望持續增長
鋰電池產業鏈包括正極材料、負極材料、隔膜材料、電解液和電池外殼等。上游原料方面， 正極材料包括磷酸鐵鋰、聚偏氟乙烯（PVDF）和三元材料等，負極材料包括石墨材料、鈦 酸鋰等，隔膜材料包括超高分子量聚乙烯，電解液上游包括鋰鹽材料六氟磷酸鋰、溶劑材 料碳酸酯類以及添加劑材料雙氟磺酰亞胺鋰（LiFSI）等。
正極材料方面，目前三元材料是最主流的鋰電池正極材料，磷酸鐵鋰憑借安全、低成本等 優勢也得到廣泛應用，在補貼退坡和安全性要求提升的背景下，磷酸鐵鋰電池市占率有所 提升。據百川盈孚，近年來國內磷酸鐵鋰產能快速增長，截至 2021 年 9 月國內產能約 55.4 萬噸，較 2020 年底增加約 20 萬噸，且至 2024 年未來規劃新增產能超 50 萬噸。目前國內 主要磷酸鐵鋰生產企業包括德方納米（12 萬噸）和湖南裕能（11 萬噸）等。
PVDF 在鋰電池材料中應用范圍較廣，可用于粘結劑、隔膜涂層、分散劑和電解質等，也可作為 光伏氟膜背板材料。據百川盈孚，截至 2021 年 9 月國內PVDF 產能約 7.15 萬噸，進口依存度 仍有 40%左右。受需求端持續帶動及供給不足影響，今年下半年以來國內 PVDF 價格大幅上漲。
新增產能方面，至 2022 年底國內新增 PVDF 產能約 14 萬噸，供給壓力預計逐步有所緩解， 但新增規模普遍產能較小，短期供給困難仍難以解決。目前國內生產企業方面，包括阿科 瑪氟化工 1.45 萬噸、東岳化工 1 萬噸、內蒙三愛富 1 萬噸等。
鋰鹽材料方面，六氟磷酸鋰是目前最主流的電解質材料，近年來國內六氟磷酸鋰產能規模 快速增長，據百川盈孚，截至 2021 年 9 月國內產能約 7.3 萬噸。隨著下游需求快速增長， 國內六氟磷酸鋰產能利用率得到提升，2021 年以來價格持續上漲，至 10 月 29 日已達 52 萬元/噸。目前國內六氟磷酸鋰進入規模擴張期，據百川盈孚，未來較大產能擴張包括天賜 材料（合計增加 13.7 萬噸）和多氟多（合計增加 12.5 萬噸）。
溶劑方面，目前鋰電池電解液溶劑主要以碳酸酯類為主，包括碳酸二甲酯（DMC）、碳酸乙 烯酯（EC）、碳酸二乙酯（DEC）和碳酸丙烯酯（PC）等。以 DMC 為例，2020-2021 年 國內產能規模維持較快增長，同時進口依賴度下降至 10%左右，由于下游需求持續旺盛， 今年下半年以來 DMC 價格亦維持上漲態勢。生產企業方面，華魯恒升新增 30 萬噸產能于 10 月投產，目前已成為國內產能規模前列的 DMC 企業，其他企業包括浙江石化（20 萬噸）、 石大勝華（12.5 萬噸）等。（報告來源：未來智庫）
再生資源：關注再生塑料、生物基材料及合成生物制造等領域的循環經濟優勢
據商務部數據，2019 年我國再生資源回收企業約 10 萬家，廢鋼鐵、廢有色金屬、廢塑料、 廢輪胎、廢紙等十大品種回收總量約 3.54 億噸，同比增長 10.2%，回收總額約 9003.8 億 元，同比增長 3.7%。按照方案，到 2025 年，廢鋼鐵、廢銅、廢鋁、廢鉛、廢鋅、廢紙、 廢塑料、廢橡膠、廢玻璃等 9 種主要再生資源循環利用量達到 4.5 億噸，到 2030 年達到 5.1 億噸，政策推動下未來再生資源發展空間較大。
以廢塑料為例，2019 年國內回收總量約 1890 萬噸，全國塑料制品產量約 8184 萬噸，回收 率僅 23%左右，提升空間明顯。目前國內主要的廢棄塑料回收方式仍是機械處理法，將廢 棄塑料經過破碎、清洗、分揀和加工后由塑料制品廠加工成型，從可回收塑料種類看，包 括 PET、HDPE、PVC、LDPE、PP、PS 等，主要來源包括廢舊家電殼、兒童玩具、塑料 管道、塑料膜及醫用塑料等。
目前 PET 是再生塑料循環利用較為成熟的品種之一，如廢舊 PET 瓶加工為再生瓶片繼續用 于 PET 瓶（瓶到瓶）或降級再生用于聚酯短纖（瓶到絲），據百川盈孚，截至 2021 年 9 月 國內再生聚酯產能已有 245 萬噸，生產企業包括寧波大發（35.2 萬噸）、秋盛資源（15 萬 噸）等。其他再生塑料方面，國內主要生產企業包括三聯虹普（再生聚酯和再生纖維素纖 維）、英科再生（再生 PS）和金發科技（再生 PE 和再生 PP）等。
同時，從循環經濟的角度，利用生物質為原料或生物制造得到生物醇、有機酸、烷烴、烯 烴等基礎產品，或者得到生物基聚合物、生物基塑料、生物基化學纖維、生物基橡膠、生 物基涂料、生物基材料助劑和生物基復合材料等各類生物基材料，通常也具備原料可再生、 環境友好、資源節約等特點。
以生物基塑料為例，據 European Bioplastics（歐洲生物塑料協會）數據，2020 年全球生 物基塑料產能達 211.1 萬噸，其中可生物降解塑料的產能為 122.7 萬噸，預計隨著全球各 國環保產業的發展，可生物降解塑料產能占比將不斷增長，至 2025 年全球生物基塑料產能 將突破 287 萬噸其中可降解生物基塑料產能占比將提升至 60%以上。
在生物合成材料領域，利用淀粉、纖維素、二氧化碳等可再生資源為原料，進行化學品、 藥品、食品、生物能源、生物材料等物質的加工與合成，可大幅減少二氧化碳、廢水等排 放，同樣具備循環經濟優勢。據世界自然基金會（WWF）估測，到 2030 年，工業生物技 術每年將可降低 10-25 億噸二氧化碳排放。CB Insights 預計 2019-2024 年合成生物學市場 規模年復合增長率將達到 28.8%，至 2024 年市場規模有望達 189 億美元。目前國內合成 生物制造領域相關上市公司包括華恒生物和凱賽生物等。
6 有色：重視再生鋁和稀土投資機會
再生鋁：鋁行業碳達峰是重中之重，看好再生鋁進入量價齊升發展階段
再生金屬優勢明顯，發展方向明確。一方面，中國是有色金屬消費大國，同時卻是有色金 屬資源短缺國家，有色金屬礦產資源供給不足是我國可持續發展的重要制約因素。另一方 面，再生金屬節能減排效益突出，是推動碳達峰進程的重要途經。當前我國再生金屬主要 有銅鋁鉛鋅四種，其中再生鉛發展較為領先，主因國家環保力度不斷加強，廢舊鉛蓄電池 原料供應有保障。再生鋅相對落后，主因鋅用途分散且重視程度不足。再生銅鋁近年發展 較快，但距離發達國家仍有較大差距。
有色金屬行業中，鋁行業碳達峰是重中之重。根據有色金屬工業協會，2020 年我國有色金 屬行業二氧化碳排放量約 6.6 億噸，占全國總排放量的 4.7%，鋁工業二氧化碳排放量約 5.5 億噸，占有色金屬行業的 83%，其中電解鋁碳排放量 4.2 億噸，是有色金屬行業的主要排 放來源。此外，預計有色金屬行業碳排放峰值將于 2025 年后達到，其中鋁產業峰值為 6 億 噸，有色金屬行業峰值為 7.5 億噸，再生鋁對電解鋁的加速替代將成為推動有色金屬行業碳 排放下降的主要因素。在此背景之下，我們更加看好再生鋁行業發展前景。
電解鋁高耗能、高排放問題突出，再生鋁替代路徑更優
電解鋁高耗能、高排放問題突出。從生產工藝上來看，氧化鋁生產需要在高溫高壓條件下 進行，消耗大量熱能；而電解鋁生產一方面會直接排放溫室氣體(2Al2O3+3C→4Al+3CO2↑)，另一 方面每冶煉一噸鋁需要消耗 13500 千瓦時電能，耗能量巨大，而中國電解鋁能源結構中又 以火力發電為主，是電解鋁行業高碳排放量的最主要原因。
發展清潔能源與再生鋁是兩條明確替代路徑。從單噸排放來看，每噸煤電鋁碳排放量超過 20 噸，而清潔能源約為 5.4 噸（電力環節排放幾乎為 0，主要為氧化鋁等環節排放），再生 鋁僅為 0.6 噸，減排優勢明顯。據 IAI 測算，若要達到全球升溫不超過 2℃這一目標（2050 年全球達到碳中和），全球鋁行業碳排放量要從 2018 年的 11 億噸減少至 2050 年的 2.5 億 噸，其中 0.8 億噸電解鋁排放 2 億噸二氧化碳，0.9 億噸再生鋁排放 0.5 億噸二氧化碳。因 此，清潔能源替代與再生鋁是兩條明確替代路徑。
水電資源有限且不穩定，替代空間有限。根據國家能源局數據，截至 2021 年 6 月，我國水 電裝機量達 3.78 億千瓦，主要集中在四川、云南地區；據 ALD，2020 年云南省水電鋁規 劃產能為 783 萬噸，四川省水電鋁規劃產能為 108 萬噸，總計僅 891 萬噸。考慮四川省及 云南省水電資源技術可開發容量分別為 1.2 億千瓦、0.9 億千瓦，水電鋁產能空間僅為 1100 萬噸。此外，水力發電在枯、豐水期發電量差別較大，水電鋁產能不穩定，2021 年受電力 緊張影響，已建成約 400 萬噸產能尚不能滿足。因此，水電鋁未來增長空間或十分有限。
再生鋁減排效果好、具有顯著經濟優勢，是最優替代路徑。從生產工藝上看，再生鋁不需 要氧化鋁高溫高壓生產工藝及電解鋁高耗能電解過程，減排效果直接、顯著。此外，鋁金 屬抗腐蝕性強、使用期間損失小、具有很強的可回收性。因此，再生鋁具有顯著經濟優勢， 是目前來看最優的替代路徑。2019 年出臺的《產業結構調整指導目錄》已明確將再生金屬 利用列入鼓勵類行業，且預計未來將持續獲得政策支持。
相關政策支持下，看好再生鋁進入量價齊升發展階段
未來再生鋁產業政策將持續改進。據中國有色金屬工業協會再生金屬分會，“十四五”期間 將在以下幾方面解決制約產業高質量發展的難點和堵點：1.產業歸類進一步明細規范，推進 政策落實；2.產業政策進一步優化完善，例如拓寬增值稅退稅優惠政策范圍；3.進一步強化 健全原料保障體系，推出再生銅鋁配送中心、拓寬進口原料范圍、促進海外布局；4.鼓勵關 鍵技術水平和智能化水平的提升，加強基礎研究，提高精細化分選、保級利用技術。政策 不斷支持下，行業發展有望超預期。
看好再生鋁企業進入量價齊升高景氣階段。產量方面，隨著我國經濟高速發展，我國鋁制 品存量規模不斷積累，按照鋁制品平均壽命 15-18 年測算，我國即將迎來高報廢量時期， 我們測算中國再生鋁產量到 2030 年復合增速或達 8.2%。利潤方面，從歷史數據看，再生 鋁產品價格隨鋁價同向波動，且廢鋁價差與電解鋁價格呈現一定正相關性，同時，隨著廢 鋁添加比例逐步提高，再生鋁企業利潤將進一步增厚。
長期來看，推動產業鏈高質量發展的各項技術是長期壁壘。在我國資源回收體系不斷完善 之后，保級利用技術、危廢處理技術、智能分選技術、低碳生產技術等是支持產業鏈向高 質量發展的核心，是再生鋁未來發展的必然方向。此外，技術領先也會使企業有效降低成 本、增加產品附加值，從而帶來超額收益。因此長期來看，再生技術領先的企業更具優勢。
稀土：碳達峰下中國高度可控的戰略性金屬資源，成長屬性超過周期屬性
稀土作為“工業維生素”，科技行業必不可少。稀土的終端應用范圍廣泛，據 Roskill，全球 稀土下游需求從用途角度看占比最大的是永磁材料（2020 年占比近 29%）。而稀土永磁（由 稀土合金組成的永磁材料），作為永磁材料的一種，當前已經發展形成具有實用價值的三代產 品。釹鐵硼是迄今為止綜合素質最優的第三代稀土永磁體，其中，中低端釹鐵硼多用于箱 包扣、門扣、玩具、磁選等領域；高能釹鐵硼由于性能優異，被廣泛應用于汽車、風電、 智能制造等眾多新興產業中。
從 2018 年數據來看，我國高性能釹鐵硼需求主要集中在汽車領域，其中傳統汽車占比 38%， 新能源車占比接近 12%，風電、消費電子、變頻空調、節能電器領域，占比均在 8%-10%區 間。未來，我們認為在碳中和的長期背景下，節能改造需求將帶動稀土永磁電機在新能源汽 車、風電、工業等領域滲透率逐步提升，從而拉動輕稀土中鐠釹，中重稀土中鏑鋱的需求。
全球輕稀土開采進入多元供給格局，冶煉分離產能仍主要在中國
全球稀土資源儲量集中，CR5 高達 90%；國內呈現“北輕南重”格局。全球方面，據 20 年 USGS 統計數據，全球稀土資源總量為 1.2 億噸，其中中國 4400 萬噸，占比達到 37%； 越南和巴西探明儲量分別為 2200、2100 萬噸，合計占比 35.8%；俄羅斯探明儲量 1200 萬 噸，占比 10%；印度探明儲量 690 萬噸，占比約 6%，資源儲量分布較為集中，全球前五 國家儲量占比接近 90%。但其中，中重稀土主要分布在中國和緬甸。國內方面，稀土儲量 分布亦高度集中，呈現“北輕南重”格局。其中北方輕稀土礦以包頭白云鄂博、四川冕寧、 山東微山的氟碳鈰礦為主；南方重稀土礦以江西、廣東等地區的離子型礦為主。
全球輕稀土進入多元供應格局。從 USGS 公布的歷史數據看，18 年前，全球主要依賴中國 供應稀土礦，中國稀土礦供應總量占比常年維持高位。18 年起，海外開始強化對自有礦山 稀土資源的開采，稀土產量貢獻占比逐漸提高。據 USGS，2020 年中國配額產量占全球總 供應量的 58%，較 2017 年 80%的占比顯著下降。但因中重稀土資源主要集中在中國和緬 甸，因此實際全球只有輕稀土進入多元供應格局，中重稀土仍主要由中國和緬甸產出。
海外公司竭力彌補冶煉產能缺乏的弱勢，但目前全球稀土冶煉分離仍主要依靠中國。據 Lynas (LYC AU)公告，公司在馬來西亞的冶煉廠獲得繼續經營的許可，避免了因環評不合 格而關停的厄運，是目前海外唯一具有稀土冶煉產能的供應商；美國加州 Mountain Pass 礦由 MP Materials(MP US)持有，是中國以外最大的稀土礦山，目前主要通過盛和資源 (600392 CH)包銷到國內，自身冶煉產能仍處關停中；
政策驅動稀土行情時代結束，行業或已恢復健康，基本面驅動時代來臨
我們依據歷史庫存、產品價格、市場供需將行業發展劃分為了三個時代：1）09-16 年的政 策驅動時代，由于無新增需求出現，供給處于嚴重無序狀態，稀土行情僅靠短期政策催化 驅動，形成短暫的脈沖性行情；2）16-18 年的過渡時期，打黑、環保、收儲等政策共同發 力致使黑稀土逐漸消失，白稀土實施配額制管理，供給開始由無序轉為有序，伴隨累庫趨 勢變緩，稀土價格觸底回升，標志著政策驅動稀土行情的時代結束；3）18 年后風電和新能 源汽車的快速發展帶動稀土新增需求出現，供需格局不斷優化，庫存開始去化，我們認為 這標志著行業或已恢復健康，基本面驅動時代來臨。
21-25 年全球磁材需求 CAGR 預計達 12.9%，驅動稀土供需格局持續向好
在碳中和+電驅化+智能化的趨勢下，新能源汽車、汽車 EPS、節能家電、風電等領域的快 速發展將持續拉動磁材——釹鐵硼的需求，我們預計到 2025 年，新能源汽車對高性能釹鐵 硼的需求占比將達到 39.8%；直驅永磁風機滲透率提升也有望撬動釹鐵硼需求加速釋放， 2025 年需求占比達到 12.4%，而節能電梯、3C 消費電子產品、傳統汽車對高端釹鐵硼需 求占比變化相對平穩。值得注意的是，我們認為在重卡和工程機械電驅化的背景下，工業 永磁電機滲透提升或貢獻較大潛在新增需求。
2025 年全球新能源汽車銷量有望達到 2090 萬輛，21-25 年 CAGR 高達 38.3%，對高性能 釹鐵硼需求增速 CAGR 高達 44%。2021 年以來，新能源行業進入快速發展期，根據國務 院發布的《新能源汽車產業規劃 2021-2035》，到 2025 年我國新能源車銷量滲透率要達到 20%。而碳中和已逐漸成為海內外大國未來強有力約束，全球新能源汽車高景氣周期將持 續。據此，我們認為新能源汽車銷量有望在 2021-2025 年維持快速增長，測算行業銷量有 望在 2025 年全球有望達到 2090 萬輛。
鑒于永磁同步電機能量轉換效率較高、且能耗較低， 在同等功率下永磁同步電機的體積更小，預計未來或有更多電動車型使用永磁同步電機， 疊加未來電動車的功率需求提升，新能源汽車的永磁驅動電機或為未來高性能釹鐵硼需求 最重要的增量。
21-25年全球風電領域對高性能釹鐵硼需求增速CAGR達 11.1%。風力發電相對于太陽能， 開發成本較低；相對于水電，儲量較大、建設周期較短且對環境影響較小；相對于核能， 建設成本較低，因此風電是全球降低碳排放的重要途徑。
整體來看，在海外增量有限、環保和打黑政策常態化格局下，稀土（尤其是中重稀土）供 應彈性進一步被削弱，在國家政策嚴格控制國內稀土供給的背景下，六大集團掌控的稀土 開采冶煉配額或將成為未來 3-5 年影響全球稀土供應的主要可變量。
展望后市，雖然包鋼集團的尾礦庫可保證未來輕稀土的供應，但氧化鐠釹的每年實際產出 仍受限于國內冶煉配額指標，在海外增量有限情況下，考慮到國家在匹配稀土下游需求的 同時力求保持稀土產業可持續發展的良性態勢，我們給出國內配額復合增速保持在 20%的 假設，測算預計 21-25 年輕稀土鐠釹或處供應偏緊格局，而中重稀土鏑鋱或持續供不應求。（報告來源：未來智庫）
7 建材：低效產能退出，綠色建材產品認證和應用推廣
建材方面，此次碳達峰行動方案重點要求“加強產能置換監管，加快低效產能退出，嚴禁新 增水泥熟料、平板玻璃產能，引導建材行業向輕型化、集約化、制品化轉型。推動水泥錯峰 生產常態化，合理縮短水泥熟料裝置運轉時間。鼓勵建材企業使用粉煤灰、工業廢渣、尾礦 渣等作為原料或水泥混合材。加快推進綠色建材產品認證和應用推廣，加強新型膠凝材料、 低碳混凝土、木竹建材等低碳建材產品研發應用。”我們認為總體與此前的要求基本一致，主 要表現為對水泥和平板玻璃“兩高”產能的嚴格限制、對綠色建材認證和應用推廣的鼓勵。
自 2005 年我國在“十一五”規劃中首次提出“兩高一資”（高耗能、高污染、資源性）以來， 建材中水泥、玻璃等傳統建材行業備受關注，其中水泥、玻璃有明確的產能置換辦法，新增 產能壓減自 2017 年以來取得明顯成效。
2021 年 5 月 31 日，生態環境部發布《關于加強高耗能、高排放建設項目生態環境源頭防控 的指導意見》，其中明確規定：“兩高”項目暫按煤電、石化、化工、鋼鐵、有色金屬冶煉、 建材等六個行業類別統計，后續對“兩高”范圍國家如有明確規定的，從其規定。隨后，山 東、河南、海南、江西多個地方出臺相關規定。
從耗能角度看，非金屬礦物制品業 2019 年能源消費總量占比達到 6.8%/同比-0.1pct，位于 鋼鐵（13.4%/同比+0.2pct）及化工行業（10.9%/同比持平）之后，壓減彈性相對較低。
水泥：供給管控更嚴，競爭格局更優
10 月 26 日國務院印發《2030 年前碳達峰行動方案》(《行動方案》)，對水泥行業的碳達 峰路徑有了更為明確的規劃，提出了加強產能管理、提升清潔能源應用以及加強工業尾礦、 殘渣和電廠粉煤灰等廢棄物的應用等工作內容。我們認為，加強水泥產能的管理應當是其 中的重中之中，對水泥行業會產生更為深遠的影響。
在這一路徑的引導下，水泥行業會呈 現三方面的重要變化：1.未來幾年將看到更為廣泛的、力度更大的技改，以降低水泥熟料生 產的能耗強度；2. 限產將會更為常態化，尤其對于部分能耗強度偏高的生產線，限產可能 會變得更具有強制性。3. 新生產線的審核將會更加嚴格，在嚴格執行此前產能置換政策的 基礎上，能耗控制也將成為新產能投放的重要約束。這三方面的變化，都將使得水泥行業 在供給端進一步優化，新產能的投放將會放緩，低效產能的退出將會加快，行業的有效產 出將會呈下降態勢，行業的競爭格局將會更為穩固。
現狀：水泥行業碳排放總量大，噸水泥碳排放量仍未見頂
我們測算水泥行業約占全國二氧化碳排放總量 12%，是僅次于電力供應和鋼鐵冶煉的重要 碳排放行業。根據中國建筑材料聯合會的測算，2020 年水泥工業二氧化碳排放達到 12.3 億噸，同比+1.8%。其中燃煤排放同比+0.2%，工業生產過程排放同比+2.7%。由于工業生 產過程的排放增長增長速度較快的緣故，2020 年綜合二氧化碳排放增速快于產量增速 （(2020 年全國水泥產量 23.77 億噸，同比增 1.6%)，噸水泥的碳排放強度也仍然處于上升 中。雖然全行業通過工藝技術的進步、技術創新的研發和生產裝備水平的不斷提升，已經 在碳排放強度的削減上實現了長足的進步，但考慮到行業的需求仍在高位平臺期，同時碳 排放強度仍有提升，通過更多的政策引導，為水泥行業開啟碳達峰行動，已刻不容緩。
路徑：加強供給側管理是碳達峰行動的關鍵
考慮到水泥生產存在排放總量大、排放強度高這些特點，我們認為加強產能管控應當是重 中之重。在此次印發的《行動方案》中，我們也看到了更多對產能管控方面的表述，其中 既包含了對增量產能的限制，也包含了對存量產能的管理。后續，如何將行政性監督和產 業政策的引導相結合，來落實《行動方案》中的綱領，將會至關重要。
增量產能管控：堅決遏制“兩高”
得益于產能置換政策的實施，2015 年以來，水泥行業的新增產能已經顯著放緩。然而，隨 著近兩年水泥價格的提升，部分地方政府開始利用產業政策的漏洞，將部分低效甚至閑置 的生產線，通過跨省置換的形式，從產能利用率低的區域轉移到產能利用率高的區域，變 向實現了新增產能。在這一背景下，近年來部分區域的產能投放有加速的態勢。廣西和云 南是其中的典型。
在 2021 年修訂的最新的產能置換政策，主管部門顯然關注到了這一現象，并對其中的漏洞 已經加以修正。對于低運轉率的生產線，新政策做了更多的限制(要求用于置換的產能不得 出現自 2013 年以來停產兩年及以上)；對于跨省置換的項目，則要求落實更高的置換比例(置 換比例較非跨省項目高 33%)；此外對于限制類生產線(2000t/d 以下)作為被置換指標的，同 樣要求更高的置換比例(置換比例較 2000t/d 以上生產線作為指標高 33%)。
《行動方案》中多次重申了遏制“兩高”項目的重要性。在 2021 年結束的第三輪第二批中 央環保督察中，環保部門也對云南、廣西這些近年來水泥產能增長快、未來規劃項目多的 省份、又恰好是能耗強度控制頻繁亮紅燈的省份，給予了批評。我們預計，在加強新項目 審查的背景下，未來新產能從立項、審批到建設投產的周期將會更長，產能投放的速度會 放緩。我們也不排除部分項目因為無法通過更嚴格的審批而放棄的可能性。
存量產能管控：加快低效產能退出+錯峰生產常態化
對存量產能的管控，《行動方案》中主要包含了兩方面，即加快低效產能退出和錯峰生產常 態化。在引導低效企業退出方面，我們認為政府會綜合發揮能耗、排放等約束性指標的共 同作用，嚴格執行行業標準和政策、加強監督。發改委在 2021 年 10 月 21 日印發了《冶 金、建材重點行業嚴格能效約束推動節能降碳行動方案》，對水泥行業節能降碳的目標給出 了指引，同時也釋放了未來能耗的約束性指標也可能提高的信號。
考慮到 2500t/d 及以下規模的生產線普遍能耗強度高、改造難度大，如果后續能耗約束指標 同步收緊，該區間規模的生產線可能會逐步退出歷史舞臺。截至 2021 年 6 月 30 日，全國 2500t/d 及以下規模生產線的產能占全國水泥產能的 26%。在前 5 大企業中，這一占比為 22%；若剔除中國建材(中國建材此前通過收購整合了大量小生產線，近年正在通過內部的 產能置換提升整體裝備水平)，這一比例為 14%。由此可見，能耗約束性指標的提升可能不 僅加速低效產能的退出，也將帶來行業集中度的進一步提升。
錯峰生產一直是水泥行業調節階段性供需關系的工具，但其效用同政府執行該政策的堅決 性和執行的范圍有很大關系。過去地方政府對錯峰生產的執行力度并不始終如一，在環保 減排壓力較大的年份，執行力度往往更嚴，對環保減排壓力較小的年份，執行相對趨弱。
2014 年 12 月，在部分政協委員的提議下，錯峰生產首先在東北和新疆地區展開試點。在 取得斐然成效之后， 2015-2016 年冬天錯峰生產在整個北方地區推行。但是當時錯峰生產 在這些省份仍是根據水泥企業的意愿自愿執行。但由于不能確保全范圍參與的錯峰生產， 供給實際減少有限。2017 年，為確保實現空氣質量的顯著改善，環保部要求北京、天津、 河北、河南、山西和山東的 2+26 個城市的幾乎所有水泥生產線在冬季參與錯峰生產。 這 一期間生產自律從自愿走向強制，有效供給大幅減少。
在《行動方案》中，對錯峰生產常態化應用給予了明確，并補充了應當“合理縮短水泥熟料 裝置運轉時間”。我們認為這將進一步肯定錯峰生產對行業碳達峰的重要作用。這有望加強 這一政策的執行效力，從而帶來更為顯著的有效供給削減。
玻璃：浮法玻璃碳達峰壓力不大，光伏玻璃助力雙碳
雙碳政策對平板玻璃新增產能形成長期約束，光伏玻璃產能施行有條件放開。供給側改革 期間，政府已嚴禁平板玻璃新增產能，并指出發展建筑節能等高端玻璃。2017 年版產能置 換辦法，明確提出置換比例不低于 1.25，且不擴大產能的技改、熔窯能力超 150 萬噸/天的 工業玻璃、光伏玻璃及汽車玻璃可不制定產能方案。
2021 年修訂稿正式版產能置換辦法， 維持相應的置換比例，但同樣把汽車玻璃納入置換范圍，因部分浮法玻璃企業以生產汽車 玻璃的名義生產平板玻璃。我們認為玻璃行業政策明確，雙碳背景下浮法玻璃新建產能僅 能通過技改及減量置換，伴隨落后產能清除、工業高端玻璃占比提升，中長期呈凈減少、 高質量發展趨勢；光伏玻璃新建產能目前則無較強約束。
雙碳及雙控力度趨嚴下，玻璃新增產能投放承壓。從產能看，據卓創資訊，截至 2021 年 10 月底，全國在產浮法玻璃生產線 265 條，占總數 307 條的 86%，同比+4pct，位于近 5 年最高，在環保和雙碳雙控背景下，停產產能大規模復產難度較大，且冷修等有望進一步 壓縮產能增量。從平板玻璃產量占比分布來看，河北、廣東、湖北、山東、四川 2020 年產 量合計占到全國產量的 50%，是平板玻璃生產集中地區。
從雙控角度看，2020 年玻璃用電量占比僅 0.22%，雙控壓力較小；但從全國范圍看雙控預 警，能耗強度降低進展目標一級/二級/三級預警的地區中 2020 年平板玻璃占比 27%/32%/45%，能源消費總量控制目標一級/二級/三級預警的地區中 2020 年平板玻璃占比 35%/18%/47%，一、二級預警地區對新上雙高項目更為敏感，整體來看雙控對平板玻璃生 產形成一定壓力，并在一定程度上延緩玻璃新增產能投放。
我們認為建材中玻璃行業的能耗占比不高，且行業單位能耗水平已較低，碳達峰壓力不高。
1） 玻璃行業總能耗占比較低。首先，如前所述，玻璃所屬的非金屬礦物制品業總體能耗壓 減彈性相對較低。其次，建材行業中，玻璃相對水泥行業而言，碳排放壓減彈性較小。
2） 玻璃行業清潔能源生產所占比例已加速提升。據中國建筑材料聯合會，2020 年建筑玻 璃碳排放中，天然氣/石油焦/燃料油/焦爐煤氣燃燒碳排放同比+4.2％/+1.9％/-48.1％ /+1.6％，天然氣占比加速提升/燃料油工藝加速淘汰，且玻璃/玻纖/陶瓷行業天然氣消耗 量占建材工業天然氣消耗總量的 80%。
3） 行業單位綜合能耗水平距離碳達峰目標較近。發改委 2021 年 10月 22 日發布的《冶金、 建材重點行業嚴格能效約束推動節能降碳行動方案（2021-2025）》，指出到 2025 年平 板玻璃標桿產能占比超過 30%。據工信部節能與綜合利用司，2020 年浮法玻璃單位產 品平均綜合能耗為 11.56 千克標準煤/重量箱，較 2015 年下降 11.7%，已低于日熔量大 于 800t/d 的基準水平目標 12 千克標準煤/重量箱。
能源消耗端優化和窯爐大型化是平板玻璃行業碳減排的主要方式。2014 年我國單位重箱玻 璃碳排放化石燃料/工藝過程/間接（電力）排放 63.5%/22.4%/14.1%，其中主要來自于生產 過程直接排放，占比在 85.9%，節能減耗是促進平板玻璃行業碳減排的主要方式，天然氣+ 大型窯爐的浮法玻璃產線可以有效減排。
細化來看，據工信部平板玻璃行業能效“領跑者” 實踐經驗，提高能效相關途徑有：1）應用先進節能工藝技術。采用富氧燃燒技術和氨分解 制氫裝備等，減少天然氣和電能消耗。利用玻璃窯爐高溫煙氣余熱發電，年發電 6000 萬千 瓦時，節能 7300 余噸標準煤。優化燃燒器，調整火焰長度和燃燒風氣比，增加熱輻射面積 并提高氧化性，每噸玻璃液節約天然氣 0.8-1.0 標準立方米。2）加強熔窯節能改造。熔窯 能耗占平板玻璃生產線總能耗的約 85%，是節能降耗的關鍵。吳江南玻玻璃有限公司通過 加強熔窯透紅部位保溫，對池壁磚進行二次綁磚等措施減少熱損失，延長耐火材料使用壽 命，采用熔窯大碹陶瓷焊補技術修補鼠洞，定期摘帽疏通格子體，每噸玻璃液可節約天然 氣 1-3 標準立方米。3）積極利用可再生能源。吳江南玻玻璃有限公司建成 11 兆瓦屋頂分 布式光伏發電站，年發電 920 萬千瓦時，節能 1130 噸標準煤。
消費建材結構區域分化，防水/陶瓷減排最具看點
雖然水泥和平板玻璃作為“兩高”項目在各地實現了共識，并在產能控制方面取得了顯著成 效，但玻璃纖維、建筑陶瓷、耐火材料、瀝青基防水材料、保溫材料等小建材受益于需求快 速增長，新增產能也呈現大幅增長，行業競爭格局十分分散。2030 年碳達峰需求下，低效無 效產能有望受限，中長期有利于供給端優化、加快龍頭企業份額提升。 根據目前已經出臺“兩高”具體項目規定的地方政策來看，消費建材中建筑陶瓷和瀝青防水 材料是較多被提及的兩大細分行業。而據前文所述，衛生陶瓷的碳排放也相對較高。
8 建筑：基礎設施節能升級改造市場空間廣闊
光伏建筑指引首次明確量化指標，“十四五”市場 CAGR+40%
我們認為《碳達峰行動方案》中光伏建筑領域政策超預期，首次提出“到 2025 年，新建公 共機構建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到 50%”的量化目標；綠色建筑延續原有政 策，新增 2025 年目標，要求城鎮新建建筑全面執行綠色建筑標準；建筑工業化發展要求則 未有新增變化。我們將展開對各細分領域內容進行現狀分析及未來市場空間測算。
綠色建筑可以理解為是建筑體節能降碳的綜合解決方案，其行評價標準及行動方案指引了 具體的節能減排方向和實施路徑，建筑工業化、光伏建筑均是其中重要發展方向。20 年 7 月，住建部、發改委等七部門聯合發布《綠色建筑創建行動方案》，提出八大重點任務，包 括推動新建建筑全面實施綠色設計、完善星級綠色建筑標識制度、提升建筑能效水效水平、 提高住宅健康性能、推廣裝配化建造方式、推動綠色建材應用、加強技術研發推廣、建立 住宅使用者監督機制。
光伏建筑包括 BAPV（建筑物應用光伏）和 BIPV（建筑光伏一體化）兩種類型，均歸屬于 分布式光伏，其中由于 BIPV 更具經濟性和環保性，作為建筑體一部分在美觀、使用壽命、 受力、防水、維護等方面均擁有優勢。近年隨著光伏成本快速下降，分布式裝機容量快速 增長。據能源局和光伏行業協會，近 10 年來光伏發電項目單位千瓦平均造價下降 75%， 2016-2020 年分布式光伏裝機容量 CAGR 達 66.8%。截至 2020 年底，分布式光伏裝機容 量 78.3GW，當年新增裝機容量 15.5GW，BIPV 裝機容量 709MW，總安裝面積為 377.4 萬㎡，約占全球 BIPV 市場七成。
據整縣推進試點政策測算，理想狀態下至 2023 年可帶動新增裝機規模約 143GW。據能源 局，全國共有 676 個整縣（市、區），被列為屋頂分布式光伏開發試點，約占全國縣城總量 的 24%。根據我們對部分地區披露的試點縣預計建設規模測算，試點縣平均裝機規模約 212MW，若全國按照此平均規模建設，且至 2023 年全部試點符合要求，預計本次試點縣 新增總裝機規模約 143GW，約為 20 年底分布式裝機容量 1.83 倍，則 21-23 年僅以此帶動 的分布式光伏裝機容量年均增速約 41%。
根據本次《碳達峰行動方案》新增政策目標，到 2025 年新建公共機構建筑、新建廠房屋頂 光伏覆蓋率力爭達到 50%，我們測算預計 21-25 年新建建筑可帶動分布式光伏新增裝機 208GW，疊加考慮整縣推進政策，可帶動規模 342GW，對應 1 萬億市場空間。其中 21-23 年與整縣推進理想狀態預期下增長相近，裝機規模 CAGR 約 43%，24-25 年預計將實現年 均 36%左右高增長。
2025 年裝配式產業鏈市場預計達 2.7 萬億，裝修、鋼結構細分表現較好
裝配式建筑近年在政策助力下迎來快速發展，2017-2020 年新開工裝配式面積 CAGR 約 53.3%。其中，2020 年全國新開工裝配式建筑共計 6.3 億平，同比增長 50%，占新建建筑 面積的比例約為 20.5%，同比提高 7.1pct，已超額完成 20 年達 15%的政策目標。分結構類 型，由于成本優勢，目前裝配式混凝土結構（PC）發展仍快于鋼結構（PS），2020 年新開 工 PC/PS 分別為 4.3/1.9 億平，同比增長 59.3%/46%，占新開工裝配式建筑的比例為 68.3%/30.2%，其中，新開工裝配式鋼結構住宅 1206 萬㎡，同比增長 33%。裝配式相關產 業在此帶動下亦飛速發展，特別是構件生產、裝配化裝修成為新的亮點。（報告來源：未來智庫）
本次《碳達峰行動方案》未提出新目標，我們根據歷史住建部規定的 2025 年裝配式建筑占 新建建筑的比例達到 30%的目標測算，預計 2025 年末裝配式產業鏈市場規模達 2.69 萬億， “十四五”期間 CAGR 約 8.5%，其中裝配式裝修由于剛處于發展初期，基數較低，有望 隨著產業成熟迎來較快增長，“十四五”CAGR 約 18%；鋼結構模式雖成本仍有劣勢，但在 建筑節能減排方面具備較大優勢，在雙碳目標下有望獲得政策青睞，“十四五”CAGR 約 14%。
新能源基建引領，電力工程建設有望重回高增
碳達峰行動方案落地，電力建設目標更清晰。據中國碳排放交易網，電力行業是我國碳排 放的最主要來源，占比約 40%，因此電力系統的清潔低碳轉型是碳達峰的必然路徑。10 月 26 日，國務院發布《2030 年前碳達峰行動方案》（以下簡稱《方案》），提出要加快構建新 能源占比逐漸提高的新型電力系統。作為碳達峰階段的總體部署，方案在目標、原則、方 向等方面與前序相關政策保持有機銜接的同時，對相關指標和任務更加細化、實化、具體 化。
具體來看，我們認為 1）對火電尤其是煤電的新增限制更加嚴格；2）風電、光伏裝機 容量目標不變，更加鼓勵大基地建設，首次提出新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到 50%；3） 首次明確水電裝機容量目標；4）抽水蓄能目標與此前新規一致，新增對省級電網尖峰負荷 響應能力要求；5）核電發展態度與政府工作報告一致，與十三五相比更積極。
十四五電力基建投資有望重回高增勢頭。碳達峰、碳中和以及相關國家政策規劃是電力工 程建設的目標和指引，而電力基建投資則是電力工程建設的直接驅動力。我國電力基建投 資可分為電源投資和電網投資，其中電源投資主要是火電、水電、風電、光伏、核電等發 電廠及相關建設的投資，而電網投資則包括輸電線路、變電設備安裝建設及傳統輸配電網 的智能化升級改造等投資。2011 到 2020 年，我國電力投資由 7614 億元增長至 9943 億元， 整體呈上升趨勢。21 年前三季度，我國電源/電網基建投資累計同比+1.8%/-0.3%,相比上半 年增速放緩，但隨著《方案》的落地與實施，電力建設的目標和路徑更加清晰，尤其是在 風電、光伏和抽水蓄能等方面給當前電力建設市場帶來了增量空間，十四五期間我國電力 基建投資有望重回高增勢頭。
電力工程建設覆蓋電力行業從發電到用電的各個環節，是電力行業發展的基礎。具體而言， 電力建設主要可分為電力勘察與設計（E），電力設備供應（P），電力工程施工（C）三個 環節。目前行業內以 EPC 總承包為主流建設形式，部分企業在此基礎上還發展延伸出了運 維及智能用電管理（O）等服務。目前電力工程建設市場呈金字塔狀競爭格局，中國電建、 中國能建等少數央企/國企在不同領域均有較高市場份額，其優勢主要體現在資質、技術和 資金上。具體來看，中國能建在火電、核電常規島、特高壓建設上市占率第一；中國電建 在新能源、水電、抽水蓄能上市占率第一；中國核建在核島建設上擁有壟斷地位。而隨著 分布式光伏和分散式風電的推廣，其規模小、布局散、更靠近用戶側的特點使得部分區域 性民企在其主要經營區域的優勢也開始逐漸顯現，蘇文電能、永福股份等公司通過個性化 的服務，也有希望在相應區域搶占更大市場份額。
