碳中和专题研究报告：寻路碳中和制度与技术的上下求索.docx

碳中和专题研究报告：寻路碳中和,制度与技术的上下求索一、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=供电基准值义实际供电量义修正系数十供热基准值X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305kgkWh,对应碳排放约为0.9kgC02kWh,即使免费配额降到0.8kgC02kWh,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0.4kgC02kWh,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C02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C02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（EuropeanGreenDeaI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”（CarbonBorderAdjustmentIVIechanism,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%o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20222030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I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，PPl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(DynamicIntegratedModeIofCIimateandtheEconomy,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(RegionaIIntegratedModeIofCIimateandtheEconomy,RICE)o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(SociaICostsofCarbon,SCC),并探讨如碳价格等经济政策的最优值。基于DlCE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T2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PPl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PPl上升不会对货币政策构成严重制约。一方面，央行传统上对CPl的关注超过对PPl的关注。2021年政府工作报告提出的CPl目标为3%,设定相对宽松。另一方面，尽管CPl与PPl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PPl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570%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21OmnI,硅片的厚度依然可以降低，从目前的170775Um下降到160765um,远期可以下降至120UrT1；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一晶硅产业链。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PMl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Ikg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(FUeICeII)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120MJkg,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。C）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20OkrTl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20203Q的99%,而20203Q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2020Q3,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20203Q,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1,398446GW,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%T5%)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20202025年CAGR28%,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