碳中和系列报告：碳中和背景下的路径指引及行业展望

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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%。

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。

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）。

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%。

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。

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)。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。