（报告出品方/作者：华泰证券，张馨元、王玮嘉）
10 月 24 日国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，目标在 2025 年非化石能源消费比重 达到 20%，较 2020 年单位 GDP 能耗/碳排放下降 13.5%/18%；在 2030 年非化石能源消 费比重达到 25%，单位 GDP 碳排放较 2005 年下降 65%以上，实现碳达峰目标。
以实现碳达峰为核心，方案提出“十大行动”。坚持“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内 外畅通、防范风险”的总方针，遵循“总体部署、分类施策；系统推进、重点突破；双轮 驱动、两手发力；稳妥有序、安全降碳”工作原则，将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程 和各方面，重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、 城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、循环经济助力降碳行动、绿色低碳科技创 新行动、碳汇能力巩固提升行动、绿色低碳全民行动、各地区梯次有序碳达峰行动等“碳 达峰十大行动”。
政策保障层面，将建立统一规范的碳排放统计核算体系，完善经济政策等。碳排放统计系 碳达峰过程中的重要工作之一，方案提出将加强碳排放统计核算能力建设，深化核算方法 研究，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系。经济政策方面，引导金融机构为绿色低 碳项目提供长期限、低成本资金；拓展绿色债券市场的深度和广度，支持符合条件的绿色 企业上市融资、挂牌融资和再融资。完善绿色电价政策，健全居民阶梯电价制度和分时电 价政策，探索建立分时电价动态调整机制。
“碳达峰+碳中和”背景下电源侧改革势不可挡
能源是经济社会发展的重要物质基础，也是碳排放的最主要来源。《2030 年前碳达峰行动 方案》提出，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。针对不 同的电力品种，《方案》分别给出更为清晰的产业路径：1）煤电严控新增，推动向基础保 障性和系统调节性电源并重转型，严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道 可再生能源电量比例原则上不低于 50%；2）风光发电全面推进，集中式与分布式并举，再 次强调到 2030 年风光总装机达到 1200GW 以上；3）水电开发因地制宜，十四五与十五五 分别新增 40GW 左右；4）核电积极安全有序发展，确保安全前提下保持平稳建设节奏。
风电与光伏发电有望成为主要电力品种。BP 数据显示，2019 年我国二氧化碳排放量约 100 亿吨，其中电力占比约 40%（2019 年电能终端消费比重 26%），是最大的排放部门。根据 能源基金会测算，2050 年我国能源消费总需求有望控制在 50 亿吨标煤（2019 年 48.7 亿 吨标煤），非化石能源占比将超过 85%，非化石电力比例将超过 90%。
预计“十四五”风光合计发电量 CAGR 达到 20%，预计 2020-30 年 CAGR 达 16%。我们 预测国内风电/光伏装机有望从 2020 年的 282/253GW 增加至 2025 年的 482/648GW，“十 四五”CAGR 分别为 11%/21%。按照 2025 年非化石能源占一次能源消费比重达到 20%测 算（前文所述 2030 年达到 25%），“十四五”期间年均新增风电+太阳能装机容量将达到 100-140GW，其中风电 30-50GW/年（CAGR 相当于 9%~14%），光伏 70-85GW/年（CAGR 相当于 19%-23%）。
技术进步与政策指引，铺就新能源发电平价之路
近年来，风电光伏度电成本持续下降。据 IRENA 数据，2010-2020 年我国陆上风电/海上 风电 LCOE（平准化度电成本）已分别由 0.089/0.162 美元/KWh 下降 56%/48%至 0.039/0.084 美元/KWh；2012-2020 年我国居民/商业光伏 LCOE 分别从 0.164/0.148 美元 /KWh 下降至 0.063/0.060 美元/KWh。未来，风电光伏度电成本将继续维持下降趋势。
2021 年陆上风电/2022 年海上风电进入平价时代。2019 年 5 月，国家发改委发布的《关于 完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）规定，2018 年底之前核准的 陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年 底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
2021 年国内新增光伏电站全面平价上网。2020 年 3 月，发改委颁布《关于 2020 年光伏发 电上网电价政策有关事项的通知》，通知明确 2020 年集中式光伏发电仍为指导价，I-III 类资 源区分别为每千瓦时 0.35/0.4/0.49 元，且不低于项目所在地燃煤发电基准价；新增集中式 光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不超过指导价。工商业分布式光伏发电 补贴标准降低。其中“自发自用、余量上网”模式项目补贴标准调整为每千瓦时 0.05 元， “全额上网”模式项目按所在资源区集中式指导价执行。
海上风电开发潜力可观。随着陆上风电资源开发的深入，海上风电作为新能源产业中相对 较新的分支，在最近十年内发展迅速。据国际可再生能源机构（IRENA）统计，2010-2020 年全球海上风电装机容量由 3.1GW 增长至 34.4GW，增幅超过 10 倍。目前全球海上装机 容量在风电总装机容量中占比不到 5%，但随着技术的成熟和成本降低，海上风电近几年以 及未来的部署和规划在不断扩大，2017-2020 年年均新增装机总量超过 5GW。
海上风电的安装及维护受海域水深、与海岸间距离以及电厂规模影响。随着技术的成熟和 进步，全球海上风电的建设正向着更深、更远的海域发展，风场规模也逐渐扩大。据 IRENA 数据显示，2001 年全球投产的海上风电场平均规模为 25MW，单个机组平均容量为 1.5MW， 海域平均水深 7 米，距海岸约 5 公里；而到 2020 年，海上风电场平均规模提升至 301MW， 单个机组平均容量为 6.5MW，海域平均水深 38 米，距海岸约 30 公里。同时，自 2015 年 后海上风电的建设时间已降至 1.5-2.5 年。
海风成本先升后降，规模效应开始显现。与陆上风电相比，海上风电的建设环境更加复杂， 因此总装机成本更高、建设时间更长。最近 20 年内全球海上风电的平均装机成本变化趋势 可分三个阶段：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/千瓦上下波动，2016-2020 年装机成本快速下降至 3,185 美元/千瓦。与之相对 应的，2010-2020 年全球海上风电的平准化度电成本（LCOE）由 0.162 美元/千瓦时降至 0.084 美元/千瓦时。随着装机容量的扩大，规模效应也开始显现。
我国海上风电发展前景广阔。近年来我国海上风电的建设成果显著，据国家能源局数据显 示，截至 2021 年 6 月底，我国海上风电并网容量达到 11.13GW，位居全球第二。据《中 国“十四五”电力发展规划研究》，我国将主要在广东、江苏、福建、浙江、山东、辽宁和 广西沿海等地区开发海上风电，重点开发 7 个大型海上风电基地。2020 年初 GWEC 预测中国在 2025/2030 年有望建 成投产海上风电总装机容量分别为 29GW/57GW，分别是 2020 年末的 3.2 倍/6.3 倍，可见 中国海上风电将迎来厚积薄发的发展时期。
中国海上风电成本优势明显。相比于海上风电市场最大的欧洲，中国拥有更低的人力成本， 且风电场距海岸距离相对较近，因此整体建设成本更低。据 IRENA 数据显示，2010-2020 年中国海上风电的装机成本由 4,476 美元/KW 下降至 2,968 美元/KW，低于全球平均水平， 也显著低于全球海上风电装机第一英国的 4,552 美元/KW。中国海上风电的 LCOE 与世界 平均水平相当，同样也显著低于大部分欧洲国家。由于风电场距海岸较近导致风力资源较 为匮乏，加上中国目前使用的风机较小，目前中国海上风电的容量系数低于欧洲各国，但 其在 2010-2020 年间提升 23%，增速位于世界前列，说明中国海上风电建设趋势向好。
国补退坡引发抢装潮，政策支持推进全产业发展。我国上一轮海上风电高速增长源于 2018 年国家能源局印发的《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，通知明确 2019 年 前核准的海上风电项目能取得 0.85 元/KWh 的上网电价，引发海上风电的“抢核准”潮。 根据国家政策，2021 年是海上风电并网补贴最后一年，受此影响行业出现“抢装潮”，船 机装备、风机设备等供货较为紧张，一定程度推高海上风电造价。
目前海上风电建设成本 依然较高，直接跨越到平价困难重重，“国补”退出后，如何权衡地方政府扶持力度和相关 产业链成熟度成为重大课题。广东省率先出台政策，明确 2022 年海上风电中央补贴取消后， 广东省对省管海域内 2022-2024 年全容量并网项目通过建设投资继续补贴三年，2022-2024 年补贴标准分别为 1,500/1,000/500 元/KW，对 2025 年起并网的项目将不再补贴。目前全 国共有九省份制定海上风电开发和产业链提升计划，类型包括：1）打造高端海上风电装备 制造基地；2）规划海上风电设备研发和服务基地；3）规划形成整机制造、关键零部件生 产、海上施工及相关服务业协调发展的全产业链基地。
水电开发由易到难，大型水电站将会成为稀缺资源
截至 2020 年底全国仍有 1.7 亿千瓦技术可开发水电资源。根据国家发改委 2005 年发布的 全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发装机分别为 6.9 /5.4 亿 千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为 6.08/2.47 万亿千瓦时。根据中电联数据，截 至 2020 年底，我国水电装机容量 3.7 亿千瓦。其中，我国十三大水电基地总装机规模 2.8 亿千瓦。虽然截至 2020 年底，我国仍有 1.7 亿千瓦技术可开发水电资源，但我们认为，水 电站建设由易到难，往后大型水电站将成为稀缺性资源。
方案明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右。粗略统计， 我国预计将于十四五期间投产的乌东德/白鹤滩/两河口/杨房沟/苏洼龙等大型水电站的装机 容量分别为 1020/1600/300/150/120 万千瓦，合计 3190 万千瓦。方案中还提到推进雅鲁藏 布江下游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关 开发主体及项目方案落实。
水风光一体化发展系大势所趋，将为水电上市公司发展带来新空间，“1+1+1”远大于 3。水 风光清洁能源基地主要是将风光电站建设在水电站周围，利用已有水电外送通道将水风光电量 打捆外送，可以利用水电站优异的出力调节能力与风光出力不均进行互补，保障风光电力消纳 的同时充分利用水能。由于水电资源开发由易到难，除目前在运及在建大型水电站外，将来水 电站增量空间较小，开发性价比较低。各大水电上市公司未来增量方面或许还得依靠风光，方 案中也提到“推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。”
市场化电价逐步放开，电力运营商盈利模式迎利好
我国电改大体分为三个阶段：1）上世纪 80 年代电力投资上允许多家办电，改变过去独家 办电，初步扭转电力短缺问题；2）2002 年 2 月 5 号文启动的电改，实现了厂网分开、主 辅分离；3）2015 年 3 月中发 9 号文启动的新一轮电改，主要内容是“三放开、一独立、 三强化”，吸取之前的教训，进一步推进电力市场化。
市场电浮动范围扩大，且允许电价实际上浮。10 月 8 日国常会宣布改革完善煤电价格市场 化形成机制，有序推动煤电全部进入市场，在保持居民/农业/公益事业电价稳定的前提下， 将市场交易电价浮动范围由（-15%到+10%），调整为（原则上均不超过 20%），对高耗能 用电不设限制。浮动范围扩大符合我们一直以来的预期。虽然我们认为涨电价无法使煤电 获得超额利润，但市场化电价的逐步放开对电力运营商的盈利模式无疑是重大利好，间接 利好和火电一起竞价的水电/核电。
绿电交易意味着风光的绿色属性可以得到溢价。绿色电力交易试点工作方案已获国家发改 委与能源局批准，新能源发电市场化属性进一步强化。方案明确以平价风光发电项目为优 先售电方，鼓励在建项目签订长协，丰富潜在装机增量的消纳渠道，我们认为此举将有助 于缓解庞大的十四五装机规模与弃风/弃光限电率上升的矛盾。方案明确绿电交易价格设置 上下限，提升新能源发电项目价格弹性，我们认为将进一步体现绿电低碳属性。绿电交易 机制未来有望和碳交易、绿证机制衔接，激发用电侧参与积极性。
三类新能源运营商有望体现α
双碳目标驱动新能源发电行业有望长期成长（我们预计 2021-50 年风光电量 CAGR 10%）。 竞争格局呈国进民退之势，我们认为竞争力将决定新能源运营商α，三维度评价：1）运营 能力，发电量最为直观，综合体现开发/投资/建设/运维实力；2）盈利能力，对风电而言资 源区域>运营效率>融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键；3）融资能力，保障竞争 力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。（报告来源：未来智库）
碳达峰行动方案涉及到发电、输配电和用电等各个领域，新能源车、风光和储能等板块均 协助实现碳达峰。此次电新板块相关的政策与前期表述基本相同，在新能源车领域首次提 出 2030 年清洁能源交通工具比例目标（40%），在光伏领域首次提出 2025 年新建公共机 构和厂房的光伏屋顶覆盖率达到 50%。
新能源车：大力推广新能源车，加速电动化进程
政策支持态度明显，国内销量维持高位。《行动方案》提出要大力推广新能源汽车，逐步降 低传统燃油汽车在新车产销和汽车保有量中的占比，推动城市公共服务车辆电动化替代， 推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆。根据中汽协披露，我国新能源汽车 9 月销量 35.7 万辆，（环比+11%，同比+42%），1-9 月累计销量为 216 万辆，我们预计 21 年销量为 320-330 万辆，22 年仍将有新车型的刺激效应，且为补贴最后一年，可能有抢装， 22 年市场预期上修至 500 万辆。
政策夯实海外销量基本盘，延续高景气。欧洲以政策刺激（碳排放的负向激励+补贴的正向激 励）为主，车型刺激为辅, 我们预计 2021 年销量约为 200 万辆。政策逻辑在 2022 年会有所 弱化，一是补贴政策开始进入退坡期，退坡节奏相对平缓；二是碳排放政策在 2020-2021 年 约束力最强，2022 年边际的政策变化相对较小，22 年看欧洲车市的恢复，22 年预计 250-260 万辆。美国前 9 月销量合计 43 万辆，我们预计 21 年销量为 60-70 万辆，22 年看新车型以及 刺激政策（税收抵免政策最重要，还剩两院投票表决），维持 22 年 130 万辆以上的预期。
储能：建设预期逐步夯实，首提支持分布式能源配储
储能建设预期逐步夯实，首提支持分布式能源配储。《行动方案》提出积极发展“新能源+ 储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，首次在国家政 策层面提出鼓励新能源配储。加快新型储能示范推广应用，到 2025 年，新型储能装机容量 达到 30GW 以上，30GW 夯实电化学储能建设底线，考虑到电化学储能在频率调节方面的 优势，实际规模或远超规划值。
抽水蓄能与前期规划一致，协助能源结构转型。《行动方案》提出制定新一轮抽水蓄能电站 中长期发展规划，完善促进抽水蓄能发展的政策机制，到 2030 年，抽水蓄能电站装机容量 达到 1.2 亿千瓦左右。截至 20 年底国内抽水蓄能电站规划储备项目 679.3GW，其中 20 年 底前规划新建 110GW，抽水蓄能储备众多，实际落地情况仍需追踪。
储能种类与电力系统息息相关，抽水储能为前期发展重点，电化学储能占比持续提升。火 电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能 够满足前期大规模峰谷调节的需要。光伏与风电发电具有天然波动性，需要通过火电或者 储能进行频率和峰谷调节。相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地 限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等新技术。
电化学储能在频率/功率调节领域难以替代。储能主要解决两类问题：1）平衡各种发电设施 的频率波动，作为可调节容量，维持整个电网瞬时功率的稳定；2）调节电量供需时间错配 问题，包括将晚上充足的电量供给转移至白天，或将淡季的电往旺盛的月份去转（2010 年 以来国内峰谷月份用电量差别近 40%）。电化学储能在频率调节速度和精度上远高于其他 调节方式，频率调节是电化学储能的基本盘，很难被其他储能方式取代。
电化学储能成为新增储能装机的主流方式，锂电池渗透率提升是趋势。电化学储能的优势 在于安装灵活，反应速度快，频率调节能力强，契合以新能源为主体的新型电力系统需求。 随着成本下降，份额稳步提升。根据 CNESA 数据，截至 2020 年，全球电化学储能累计装 机 14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机的 7.4%；国内电化学储能累计装机 3.27GW （同比+91.2%），占整体储能的 9.2%。
电化学储能中，我们认为锂离子电池渗透率提升是 趋势，主要是降本路径清晰。电化学储能安装灵活，反应速度快，频率调节能力强，契合 以新能源为主体的新型电力系统需求。随着新能源逐步普及，电网的波动性快速增加，储 能需求旺盛。作为典型的制造业，动力电池符合“莱特定律”，即产量每翻一番，价格就会 下降约 15%左右。乘用车电动化率提升的高确定性带来了电池规模快速增长的确定性，变 相带来了电池降本曲线的高度可预见性。
健全新能源配储激励机制，发电侧储能政策逐步。2021 年 8 月 10 日，发改委和能源局发 布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，在电网企业 承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的 方式，增加可再生能源发电装机并网规模。各地为增加消纳能力，多个省份提出发电侧强 制配储政策，消纳责任转为发电侧和电网共同承担。
储能成长路径明确，有望进入成长快车道。短期来看，新能源强制配储及补贴政策带动， 国内电化学储能进入快速发展通道。根据此次碳达峰行动方案，到 2025 年，新型储能装机 容量达到 3000 万千瓦以上。到 2030 年，抽水蓄能电站装机容量达到 1.2 亿千瓦左右，省 级电网基本具备 5%以上的尖峰负荷响应能力。
长期来看，能源结构转型和降本持续催生储能需求，储能是未来全球范围的高成长赛道。 根据 BNEF 预测，基本场景下（不考虑补贴支持政策），全球储能市场累计装机量预计将从 2019 年的 11GW/22GWh（PCS 装机/电池装机，下同）增至 2050 年 1,676GW/5,827GWh， 30 年间 CAGR 有望达到 18%。乐观场景下（补贴支持带动），考虑储能的正外部性，若政 策给予税收以及电价补贴，储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的 30%，则 2050 年全球储能市场规模将达 3.7TW/14.0TWh，是基本情景下 2050 年市场规模的两倍有余。 结构上，到 2050 年全球电网级储能项目预计占比约 70%，其余约四分之一为居民及工商 业用户侧储能。
新能源：再次明确新能源装机容量目标，夯实行业需求底线
主要目标规定 25、30 年非化石能源比重及装机总量，为新能源装机提供坚实保障。《通知》 要求到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右；到 2030 年比重达到 25%左右。通 过对能耗消费占比进行测算，我们预计 20-25年光伏装机年均新增 100GW，风电60-70GW； 25-30 年光伏装机年均新增 150GW，风电 70-80GW。同时《通知》重点任务中要求到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，将是新能源装机需求的坚实保障。
再重申对风光大基地的要求。《通知》要求全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量 发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。坚持陆海并重，推动风 电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。“十四五”期间会议已经 提及要重点发展九大清洁能源基地、四大海上风电基地等，有望推动风电光伏装机高增。
首次提出对分布式光伏要求，分布式光伏需求有望超预期。分布式光伏的应用场景中，《通 知》首次在全国性文件中提出“加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新‘光伏+’模 式，推进光伏发电多元布局。”而在对应目标中，则提出“到 2025 年，城镇建筑可再生能 源替代率达到 8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%”。
对政策目标对应屋顶光伏新增量进行计算，1）新建厂房屋顶光伏，中国建筑业协会 2020 年厂房竣工面积平均值 4.85 亿平方米，按 50%发电比例、50%屋顶利用率及单平米 200W 估算，对应每年新增规模 24GW 左右。2）新增公共机构，以中国建筑业协会 2020 年科研、 教育和医疗用房屋建筑面积 1.6 亿平方米、假设建筑 2 层，按 50%的发电比例、50%屋顶 利用率及单平米 200W 估算，对应每年新增分布式规模 4GW。预计该目标对应年均新增分 布式光伏 28GW 左右。
《通知》要求积极发展除风光外，多种可再生能源发电形式，同时加强保障消纳。积极发 展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能 源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热 能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳 保障机制，有助于提升项目经济性，是未来新能源发电需求快速增长的强有力支撑保障。
锂电设备；受益全球电池产能扩张，设备公司在手订单充足
受益下游电池厂产能扩张，锂电设备需求旺盛
碳达峰目标明确推进运输工具低碳转型，提高新能源汽车、电动船舶、机场运行电动化水平， 预计到 2030 年新增新能源、清洁能源动力的交通工具比例达到 40%左右。基于中国在 2030 年达 40%渗透率，美国 2030 年达 50%渗透率及欧洲各国政策，我们预测 2025 年全球总锂 电装机量需求达 2.3TWh，设备需求达 2200 亿元：其中国内锂电装机量需求达 800GWh，锂 电设备需求达 700 亿元；国外总锂电装机量需求达 1.5TWh，设备需求达 1500 亿元。
下游锂电需求扩张促进电池龙头企业加快产能布局。2021 年宁德时代新增规划产能 340GWh，投资金额共计 1112 亿元，预计到 2025 年宁德时代规划总产能达 633GWh。国 内外锂电池龙头加大产能布局，预计到 2025 年全球锂电池龙头产能合计 2.3TWh，2025 年新增锂电设备需求 1500 亿元；其中中国锂电池龙头产能合计 1.6TWh，2025 年国内新 增锂电设备需求 1000 亿元。
锂电设备包括电极制作、电芯装配、后处理三个阶段，占整线价值量的比例分别为 35%、 30%、35%。前中段主要供应商包括先导智能、赢合科技、科恒股份等，后段主要供应商 包括杭可科技、先导智能、星云股份、利元亨。
锂电设备行业营收增长迅速，盈利能力承压。9M21 营收 166 亿元/yoy+64%，归母净利润 18.2 亿 元 /yoy+25% 。 盈 利 能 力 承 压 ， 9M21 毛 利 率 32.6%/yoy-5.2pct ， 净 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涨，同时，设备公 司加大研发和产能投入，前置的研发投入与产能爬升未达满产期间的前置费用，亦会降低 利润率水平。新签订单毛利有所提升，预计随新订单交付，盈利能力明年有望改善。
风电设备：大型化加速风电平价，零部件厂商迎发展良机
风电：“双碳”目标确立，风电装机步入“十四五”发展新阶段
风机价格大幅回落，平价元年竞争力凸显。2021 年之前国内风电行业对补贴的依赖程度相 对较高，降本速度相对较慢。据国际可再生能源署（IRENA），2010-2020 年间中国陆上及 海上风电的平均度电成本分别从 0.071/0.178 美元下降至 0.033/0.084 美元，降幅为 54%/53%，相比同时期光伏度电成本 86%的降幅，有较大的差距，主要系风电补贴退坡节 奏相对更为温和。而 2021 年作为陆上风电的平价元年，风机招投标价格大幅下降，从 2020 年初的 4000 元/kW 下探至 2021 年 9 月的 2326 元/kW。投资成本的大幅降低将进一步降低 风电度电成本，提升终端电站投资的吸引力。
招标量提前反映装机预期，2022 年陆上风电需求仍有较强持续性。在陆风补贴退出的催化 下，2020 年国内新增吊装容量创历史最高，达到 57.8GW，在 2019 年基础上实现翻番。 2021 年前三季度，国内公开招标市场新增招标量 41.9GW ，比去年同期增长了 115.1%， 按市场分类，陆上新增招标容量 40.9GW，海上新增招标容量 1GW。
分散式风电与老旧风场改造有望带来增量空间。2021 年 9 月国家能源局领导在座谈会上提 出“在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率”，我们 认为未来老旧风场的改造需求将逐渐显现，潜在的新增装机空间或可达到百兆瓦级别。据 CEWA，2018 年全国累计风电装机中 2MW 以下（不含）的占比达 48.1%，以此推算全国 2MW 以下的存量机组超过 100GW，其中大部分为 1.5MW 机组。
风电设备：优选受益于风机大型化、具备较高壁垒的零部件企业
风电零部件供应商毛利率水平通常优于整机厂。据各上市公司报表披露，零部件制造商的 毛利率水平通常高于中游整机厂，零部件中的主轴、轴承、法兰、电缆、变流器毛利率较 高，塔筒、叶片其次。叶片、齿轮箱和发电机是风电整机中价值量最大的零部件。其中除 了主轴承之外的其他零部件基本实现了全部国产化。
优选受益于风机大型化、海风平价、具备较高壁垒的零部件及相关设备企业。风机大型化主 要体现在三个方向：1）风电机组发电功率增大；2）高塔筒；3）叶片大型化。
光伏设备：工艺和产品端共促产业链持续降本增效
光伏作为国家重点发展的战略性新兴产业之一，除了提升能源结构中的清洁能源占比以外， 也需要不断进行技术迭代，优化生产工艺，将太阳能这一绿色能源的生产过程流程也转化 成绿色制造工程，从而构建完整的绿色制造体系。我们认为，光伏产业等新兴产业的降本 增效主要在生产过程工艺改进和产品技术突破这两个分支上。
工艺优化：国产设备助力生产端降本提效
硅料生产能耗高限制大，国产设备助力降本增效显优势。光伏硅料生产，主要是将冶金级 工业硅经过多次反应处理，提纯至光伏级的多晶硅材料；因能耗、环保等方面的限制，硅 料产能的扩充相较于其他环节壁垒较高、时间较长，助长了 20H2 以来的硅料价格上涨。以 主流的改良西门子法为例，硅料主要生产设备还原炉（系统），约占硅料设备总投资的 30% 左右。
在硅料环节占综合电耗 70%的还原炉，20 年行业平均还原电耗约 48kWh/kg-Si；而 龙头设备厂商通过技术迭代，部分炉型已将还原电耗做到 42kWh/kg-Si。多晶硅还原环节 主要通过充分的尾气余热利用，优化换热网络和还原流程涉及等方式降低综合能耗。20 年 行业平均还原余热利用率在 80%左右，据我们调研，双良节能的新型还原炉，通过扩大余 热回收范围/提升余热品味，还原余热利用率可达 90%左右，行业节能降耗水平持续提升。（报告来源：未来智库）
碳中和背景下，高温热泵等技术应用空间持续拓展。热泵是一种将低位热源的热能转移到高 位热源的装置，通常是先从自然界的空气、水或土壤中获取低品位热能，经过电力做功，并 把它传递给被加热的对象（温度较高的物体），其工作原理与制冷机相同，都是按照逆卡诺循 环工作的，核心部件都是压缩机，所不同的只是工作温度范围不一样，与一般的热泵而言， 效率更高，出水温度更高，应用范围更广。除吸收空气源中的热量之外，高温热泵还可以回 收工业排放的低品位余热，制取 80℃（含）以上热水或蒸汽，大大提升余热的使用效率。
技术突破：无止境的电池片转换效率提升与材料成本降低
电池片是提效降本的核心，下一世代技术不断优化前进。上游硅料、硅片偏标准品，但电 池片因为技术工艺较多，迭代更新速度快，有望走出差异化路线。产业链上下游围绕新技 术的讨论日趋激烈，但由于分布式光伏、BIPV、风光大基地等应用场景的逐渐增多，下一 代电池技术差异化显现，我们认为未来 2-3 年将出现多种技术路线并存的阶段。在推动现 有产能升级的基础上，N 型 TOPCon 电池组件与多主栅、半片、叠瓦等技术相配合，可以 实现更高的组件功率，有效的降低度电成本，是开启 N 型时代的敲门砖。HJT 技术作为最 具发展潜力的下一代大规模量产电池技术之一，实现关键辅助材料的研发和替代等将推动 非硅成本的进一步降低，将真正开启 HJT 低成本量产时代。
进步不止的光伏产业链，始终寻求效率与成本的最优解。我们认为，目前 PERC 电池或仍 然是最具性价比的电池产能且占据主要市场份额；TOPCon 有望在量产优化线上真正解决 大规模量产的良率和效率提升；存量超过 200GW 的 PERC 产线低成本迭代升级，进一步 提升良率、降低成本和盘活存量资产，也是目前头部厂商路线选择的重要考虑因素。HJT 更具备中长期的竞争优势，近年来在设备端已取得较大的进展和突破，单 GW 设备投资已 经从 8-10 亿下降至 4.5 亿以内且龙头设备厂商具备交钥匙能力。
设备厂商提前布局新技术，供应能力与经验积累重要性不断提升。随着下游持续加速扩产， 龙头设备供应商高端产能与设备设计调试能力的重要性与稀缺性将更加凸显，迈为股份、 捷佳伟创等龙头设备厂商纷纷提前布局，在建设 TOPCon/HJT 工艺设备产能的同时，自建 试验线助力上游供应商验证新产品，帮助下游客户完成前期数据积累。我们认为，新技术 的发展需密切关注产业链供需变化及供应链配套发展，各个技术路线的优胜劣汰仍取决于 量产技术成熟度及性价比，前瞻布局有望助力龙头企业持续领先。
碳捕集：示范项目先行，预计 2030 年国内 CCUS 设备市场规模 900 亿元
CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）是指将从工业过程、能源利用 或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现永久减排的过程。CCUS 按技术 流程可分为捕集、输送、利用与封存几大环节。负碳技术主要包括生物质能碳捕集与封存 （BECCS）和直接空气碳捕集与封存（DACCS），其中 BECCS 是指将生物质燃烧或转化 过程中产生的CO2进行捕集、利用或封存的过程；DACCS 则是直接从大气中捕集CO2，并 将其利用或封存的过程。
CUSS 定位和作用随碳减排工作推进愈加凸显，主要原因包括：1、CCUS 是目前实现化 石能源低碳化利用的唯一技术选择；2、CCUS 是碳中和目标下保持电力系统灵活性的主要 技术手段；3、CCUS 是钢铁水泥等难以减排行业低碳转型的可行技术选择；4、CCUS 与 新能源耦合的负排放技术是实现碳中和目标的重要技术保障。
我国已经具备大规模 CCUS 的工程能力，开展了多个 CCUS 示范项目。中国已投运或建设 中的 CCUS 示范项目约为 40 个，捕集能力 300 万吨/年，多以石油、煤化工、电力行业小 规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。2019 年以来， 主要进展包括：1、捕集：国家能源集团国华锦界电厂新建 15 万吨/年燃烧后CO2捕集项目； 中海油丽水 36-1 气田开展CO2分离、液化及制取干冰项目，捕集规模 5 万吨/年，产能 25 万吨/年。2、地质利用与封存：国华锦界电厂拟将捕集的CO2进行咸水层封存，部分 CO2-EOR 项目规模扩大。3、化工、生物利用：20 万吨/年微藻固定煤化工烟气CO2生物利用项目；1 万吨/年CO2养护混凝土矿化利用项目；3000 吨/年碳化法钢渣化工利用项目。
国务院《2030 年前碳达峰行动方案》中直接涉及对煤炭的描述包括，1) 主要目标: “十四 五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少；2）重点任务：加快煤炭 减量步伐。推动重点用煤行业减煤限煤，大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域， 多措并举、积极有序推进散煤替代，逐步减少直至禁止煤炭散烧。
我们认为，针对我国富 煤贫油少气的能源资源禀赋，碳达峰的重中之重必定要建立在对煤炭消耗的控制上。但是 我们同时也看到政府对于我国的资源结构有明确的认识，工作原则中也同样提到了稳妥有 序、安全降碳的大原则。坚持先立后破，稳住存量，拓展增量，以保障国家能源安全和经 济发展为底线，争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡。防止过度 反应，稳妥有序、循序渐进推进碳达峰行动，确保安全降碳。
根据我们测算，煤炭需求至少在未来五年还处于稳步增长期，尤其考虑到目前我国经济发 展的两大结构性背景，1）结构目标从十三五规划中提升服务业比重调整到十四五稳定制造 业比重；2）工业/交通/建筑部门电气化率提升。经济内部结构目标调整决定了电力弹性系 数（电力增长对实际 GDP 增长的比值）会维持在 1 以上的水平，而非按照发达国家路径服 务业比重提高下弹性系数的下滑。
终端电气化率提升和前端电力的深度脱碳作为减碳降碳 的关键，形成了从总量上提高电力需求，结构上减少燃煤电厂发电比例的过程。而这个过 程，对煤炭的需求节奏是先增后减，主要来自于电气化率提升和能源替代难易程度带来的 时间差。短期清洁能源的发展和相关基础设施的不足，导致电力系统的稳定性乘压，火电 仍将做为基础用电的压舱石。对应我们上文所提到在《行动方案》明确的先立后破，稳住 存量，拓展增量，以保证国家能源安全和经济发展的底线。
电力总量测算方面，按照上述电力需求和 GDP 的关系和终端电气化率抬升两方面考虑，逻 辑上应当把电力需求分为正常线性外推下GDP增长带来的电力需求增长和终端电气化带来 的附加电力需求增长。但是考虑到未来经济增长，尤其是制造业主驱动之一将来自于终端 电气化率提升和电力脱碳推动的电力链新增投资和设备改造升级，GDP 增长理应隐含至少 部分附加需求增长。按照相对保守的测算原则，我们对未来电力需求总量测算只考虑 GDP 带来的需求增长。
对于煤炭的需求，我们在测算总量的同时，需要对内部发电结构做相应测算。《行动方案》 中对非煤能源装机明确提出的量化目标包括，1）到 2030 年，风电、太阳能发电总装机量 达到 12 亿千瓦以上；2）“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦。 核电方面没有明确的量化目标，提出合理确定核电布局和开发时序，在确保安全的前提下 有序发展核电。我们看到，对风电和太阳能的总装机量明显低于预期，与前期市场 2025 年 风光装机总量达到 12 亿千瓦的测算相比推后 5 年；水电方面，“十四五”、“十五五”期间 新增水电装机容量分别为 4000 万千瓦，除去年和今年逐步投产的乌东德和白鹤滩水电站， 新增项目的规划仍缺失；核电方面，由于核电项目建设周期较长（一般在 6-7 年），按照目 前在建核电项目，5 年内增量贡献将非常有限。
我们按照总量倒减的方式以及保守的测算原则来推导 2021-2025 年火电发电量的需求 （2021 年预测数据按照 9M21 外推计算）：1）风电光伏，2022E-2025E 以每年增加 125GW 的速度增加新增装机（到 2025 年底，风光总装机量超过《行动方案》中对 2030 年 12 亿 千瓦的要求）；2）水电方面，乌东德 2022 年完成 1020 万千瓦机组的完全释放，白鹤滩 2023 年完成 1600 万千瓦机组的完全释放，“十四五”剩余 1380 万千瓦假设分 2024 和 2025 年 完成投产及发电能力完全释放；3）根据华泰公用事业团队对在建核电机组的跟踪和测算， 2022E-2025E，核电机组每年平均增加 4GW 新增装机。
严控新增炼油和传统煤化工产能，看好炼化一体化、轻烃及存量资源型企业
明确原油一次加工能力控制指标，民营炼化一体化规模和成本优势有望突显。碳中和背景 下，温室气体排放和化石能源使用将受到更严格的限制，《2030 年前碳达峰行动方案》（以 下简称“方案”）提出，严格项目准入，合理安排建设时序，严控新增炼油和传统煤化工生 产能力，明确要求到 2025 年，国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能 利用率提升至 80%以上。据商务部数据，2020 年国内原油加工能力约 8.9 亿吨，同比增长 3.1%。在新增炼油能力明确限制情况下，预计国内炼化及下游产业链相关企业资本开支将 下降，减量置换支持优质产能情况下，炼化一体化项目优势突出。
据中国石油和化学工业联合会 2021 年 8 月公布的 2020 年度石油和化工行业重点产品能效 “领跑者”名单，恒力石化、浙江独山能源等部分民营炼化装置能源利用效率和节能降耗 等指标已处于标杆地位。
推动石化化工原料轻质化，轻烃化工迎来发展空间。方案要求控制新增原料用煤，拓展富 氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。从调整原料结构的角度，通过丙烷脱氢（PDH）、 乙烷裂解、丙烷裂解等工艺，能够在获得乙烯或丙烯的同时副产绿氢。国内丙烷、乙烷原 料主要依赖进口，美国页岩气革命以来，NGL 产量增长迅速，带动乙烷、丙烷供给增加， 目前丙烷或乙烷为原料的轻烃化工相比油头路线已经具备一定的原料成本和环保等方面的 优势。自 2013 年天津渤化 60 万吨 PDH 投产后，国内轻烃化工迎来快速发展阶段。以丙 烯为例， 2020 年我国丙烯产能约 4100 万吨，其中 PDH 路线产能 770 万吨，占比提升至 19%左右，但仍然具备较大的提升空间。
高排放产能扩张困难，存量规模化资源型企业有望受益。方案提出，稳妥有序发展现代煤 化工，坚决遏制“两高”项目盲目发展。10 月 18 日，国家发改委等发布的《石化化工重 点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025 年）》，要求推动炼油、乙烯、合 成氨、电石等重点行业绿色低碳转型，严禁新建 1000 万吨/年以下常减压、150 万吨/年以 下催化裂化、100 万吨/年以下连续重整（含芳烃抽提）、150 万吨/年以下加氢裂化，80 万 吨/年以下石脑油裂解制乙烯、固定层间歇气化技术制合成氨装置，新建电石、尿素项目实 施产能等量或减量置换，推动 30 万吨/年及以下乙烯、10 万吨/年及以下电石装置加快退出。 据百川盈孚，截至 2021 年 9 月国内乙烯 30 万吨以上产能占比约 71%，电石 10 万吨以上 产能占比约 55%，未来需退出产能规模仍较多。
近年来国内合成氨和电石整体处于供给过剩格局，但过去几年间在环保压力和供给侧改革 等调整下，总体产能已有所缩减。在碳中和背景下，十四五期间全国各省区的能耗控制目 标预计将更为严格，新增高耗能、高排放项目在审批上或将遇到困难。以内蒙古为例，自 2021 年起将不再审批电石、聚氯乙烯、烧碱和纯碱等项目。目前国内行业产能相对分散， 存在大批零散小产能，未来政策引导下落后小产能将加速淘汰，供给格局有望优化。
合成氨和电石之外，单生产环节排放较高的甲醇、炭黑等产品和单吨能耗较高的甲醇、氨 碱法纯碱、工业硅、烧碱等行业，在增量严格控制以及落后产能持续退出背景下，未来行 业供给端有望持续优化，规模化的存量企业尽管短期可能受到成本上行的影响，但中长期 而言有望迎来盈利端的持续修复。
光伏/风电/锂电材料持续受益于新能源发展，再生材料应用前景广阔
方案鼓励大力发展新能源，包括全面推进太阳能、风电发电大规模开发和高质量发展，到 2030 年，风电、太阳能发电总装机量达到 12 亿千瓦以上，同时大力推广新能源汽车，到 2030 年，当年新增新能源、清洁能源动力交通工具比例达到 40%左右。在此背景下，光伏、 风电及新能源车上游相关材料领域企业有望持续受益于新能源行业的长期成长。
方案同时要求大力发展循环经济，全面提高资源利用效率，到 2025 年，大宗固废年利用量 达到 40 亿吨左右，到 2030 年达到 45 亿吨左右；同时加强资源再生产品和再制造产品推 广应用，到 2025 年，再生资源循环利用量达到 4.5 亿吨，到 2030 年达到 5.1 亿吨。循环 经济理念下，再生材料及废物利用等领域有望迎来快速发展，包括再生塑料、生物可降解 材料以及合成生物制造等领域企业均有望持续受益。
工业硅方面，据百川盈孚，截至 2021 年 9 月末国内生产企业近 200 家，规模 10 万吨以上 企业仅有 6 家，规模 5 万吨以下的企业有 180 余家，行业产能分散。工业硅生产过程需消 耗大量电力，属于高耗能行业，工厂多集中在新疆、云南、四川等具有廉价电力资源的地 区，目前国家对工业硅采取限制和淘汰落后小产能的政策，不少高能耗小产能企业实际上 处于停工状态且复产困难的状态。今年下半年以来，在全国各地限电和能耗双控政策影响 下，工业硅行业整体开工受限明显，而下游多晶硅行业需求持续旺盛，工业硅价格一度突 破 6 万元/吨的历史高位。
目前，新疆、云南等地已明确提出限制工业硅新增产能要求，预计未来两地工业硅新项目 通过审批难度加大，而四川虽然拥有丰富水电但受限于石英矿供给，新建硅厂需较高原料 成本。据百川盈孚，目前仅有三家企业有扩产计划，预计未来产能难有大规模扩张。
EVA 胶膜方面，国内进口依存度较高，且 2017-2020 年期间新增产能较少。据百川盈孚， 2020 年国内产能 97.2 万吨，产量 75 万吨，表观消费量 188 万吨，进口依存度 63%。目 前国内 EVA 产能进入扩张期，据百川盈孚，截至 2021 年 9 月产能 147.2 万吨，较 2020 年增加 50 万吨，前 9 个月表观消费量约 150 万吨，进口依存度 57%，整体上仍处于供不 应求状态，在光伏封装胶膜需求持续增长带动下，EVA 价格整体维持上升趋势。
EVA 现有产能包括斯尔邦石化、延长榆林各 30 万吨，燕山石化和扬子巴斯夫各 20 万吨等， 计划新增产能方面，包括浙江石化 30 万吨、新疆天利高新 20 万吨、古雷石化 30 万吨、中 科炼化 10 万吨及宝丰能源 25 万吨等，实际产能投产存在一定不确定性，且部分新增产能 以电缆料、发泡料等为主，我们预计未来 2-3 年内行业有望延续景气。
其他材料方面，POE 胶膜是除 EVA 胶膜外主要的光伏胶膜材料，POE 胶膜在电阻率、水 汽阻隔率等方面性能较 EVA 胶膜有一定优势，目前 POE 生产仍以国外企业为主，国内尚 未完全突破 POE 工业化生产技术，在需求和政策推动下，国内企业有望迎来技术突破。
风电领域：关注碳纤维和聚醚胺等复合材料应用拓展
风电组件主要由风电叶片、塔架和风电主机等构成，上游原材料包括基体树脂、增强纤维、 夹层材料、结构胶和涂料等。其中，基体树脂通常采用环氧树脂复配聚醚胺固化剂制造， 增强纤维主要包括碳纤维增强复合材料（CFRP）和玻纤增强复合材料（GFRP）。
基体树脂材料方面，固化剂聚醚胺具有低色泽、低粘度、韧性好及可操作时间长等特点， 采用环氧树脂复配聚醚胺固化剂制造的风电叶片能够适应不同环境的特殊需要。2016-2020 年，全球聚醚胺销量规模由 18.4 万吨增加至 28.6 万吨，年复合 增速近 12%，2020 年销售规模达 71.9 亿元，其中风电行业需求是聚醚胺市场增长的主要 驱动因素之一。未来伴随风电装机量持续增加，聚醚胺需求空间有望继续扩展，据弗若斯 特沙利文预测，至 2025 年全球聚醚胺市场空间有望达 145 亿元，国内约 44 亿元。
锂电池材料领域：电解液和正极材料等相关原料需求均有望持续增长
锂电池产业链包括正极材料、负极材料、隔膜材料、电解液和电池外壳等。上游原料方面， 正极材料包括磷酸铁锂、聚偏氟乙烯（PVDF）和三元材料等，负极材料包括石墨材料、钛 酸锂等，隔膜材料包括超高分子量聚乙烯，电解液上游包括锂盐材料六氟磷酸锂、溶剂材 料碳酸酯类以及添加剂材料双氟磺酰亚胺锂（LiFSI）等。
正极材料方面，目前三元材料是最主流的锂电池正极材料，磷酸铁锂凭借安全、低成本等 优势也得到广泛应用，在补贴退坡和安全性要求提升的背景下，磷酸铁锂电池市占率有所 提升。据百川盈孚，近年来国内磷酸铁锂产能快速增长，截至 2021 年 9 月国内产能约 55.4 万吨，较 2020 年底增加约 20 万吨，且至 2024 年未来规划新增产能超 50 万吨。目前国内 主要磷酸铁锂生产企业包括德方纳米（12 万吨）和湖南裕能（11 万吨）等。
PVDF 在锂电池材料中应用范围较广，可用于粘结剂、隔膜涂层、分散剂和电解质等，也可作为 光伏氟膜背板材料。据百川盈孚，截至 2021 年 9 月国内PVDF 产能约 7.15 万吨，进口依存度 仍有 40%左右。受需求端持续带动及供给不足影响，今年下半年以来国内 PVDF 价格大幅上涨。
新增产能方面，至 2022 年底国内新增 PVDF 产能约 14 万吨，供给压力预计逐步有所缓解， 但新增规模普遍产能较小，短期供给困难仍难以解决。目前国内生产企业方面，包括阿科 玛氟化工 1.45 万吨、东岳化工 1 万吨、内蒙三爱富 1 万吨等。
锂盐材料方面，六氟磷酸锂是目前最主流的电解质材料，近年来国内六氟磷酸锂产能规模 快速增长，据百川盈孚，截至 2021 年 9 月国内产能约 7.3 万吨。随着下游需求快速增长， 国内六氟磷酸锂产能利用率得到提升，2021 年以来价格持续上涨，至 10 月 29 日已达 52 万元/吨。目前国内六氟磷酸锂进入规模扩张期，据百川盈孚，未来较大产能扩张包括天赐 材料（合计增加 13.7 万吨）和多氟多（合计增加 12.5 万吨）。
溶剂方面，目前锂电池电解液溶剂主要以碳酸酯类为主，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 为例，2020-2021 年 国内产能规模维持较快增长，同时进口依赖度下降至 10%左右，由于下游需求持续旺盛， 今年下半年以来 DMC 价格亦维持上涨态势。生产企业方面，华鲁恒升新增 30 万吨产能于 10 月投产，目前已成为国内产能规模前列的 DMC 企业，其他企业包括浙江石化（20 万吨）、 石大胜华（12.5 万吨）等。（报告来源：未来智库）
再生资源：关注再生塑料、生物基材料及合成生物制造等领域的循环经济优势
据商务部数据，2019 年我国再生资源回收企业约 10 万家，废钢铁、废有色金属、废塑料、 废轮胎、废纸等十大品种回收总量约 3.54 亿吨，同比增长 10.2%，回收总额约 9003.8 亿 元，同比增长 3.7%。按照方案，到 2025 年，废钢铁、废铜、废铝、废铅、废锌、废纸、 废塑料、废橡胶、废玻璃等 9 种主要再生资源循环利用量达到 4.5 亿吨，到 2030 年达到 5.1 亿吨，政策推动下未来再生资源发展空间较大。
以废塑料为例，2019 年国内回收总量约 1890 万吨，全国塑料制品产量约 8184 万吨，回收 率仅 23%左右，提升空间明显。目前国内主要的废弃塑料回收方式仍是机械处理法，将废 弃塑料经过破碎、清洗、分拣和加工后由塑料制品厂加工成型，从可回收塑料种类看，包 括 PET、HDPE、PVC、LDPE、PP、PS 等，主要来源包括废旧家电壳、儿童玩具、塑料 管道、塑料膜及医用塑料等。
目前 PET 是再生塑料循环利用较为成熟的品种之一，如废旧 PET 瓶加工为再生瓶片继续用 于 PET 瓶（瓶到瓶）或降级再生用于聚酯短纤（瓶到丝），据百川盈孚，截至 2021 年 9 月 国内再生聚酯产能已有 245 万吨，生产企业包括宁波大发（35.2 万吨）、秋盛资源（15 万 吨）等。其他再生塑料方面，国内主要生产企业包括三联虹普（再生聚酯和再生纤维素纤 维）、英科再生（再生 PS）和金发科技（再生 PE 和再生 PP）等。
同时，从循环经济的角度，利用生物质为原料或生物制造得到生物醇、有机酸、烷烃、烯 烃等基础产品，或者得到生物基聚合物、生物基塑料、生物基化学纤维、生物基橡胶、生 物基涂料、生物基材料助剂和生物基复合材料等各类生物基材料，通常也具备原料可再生、 环境友好、资源节约等特点。
以生物基塑料为例，据 European Bioplastics（欧洲生物塑料协会）数据，2020 年全球生 物基塑料产能达 211.1 万吨，其中可生物降解塑料的产能为 122.7 万吨，预计随着全球各 国环保产业的发展，可生物降解塑料产能占比将不断增长，至 2025 年全球生物基塑料产能 将突破 287 万吨其中可降解生物基塑料产能占比将提升至 60%以上。
在生物合成材料领域，利用淀粉、纤维素、二氧化碳等可再生资源为原料，进行化学品、 药品、食品、生物能源、生物材料等物质的加工与合成，可大幅减少二氧化碳、废水等排 放，同样具备循环经济优势。据世界自然基金会（WWF）估测，到 2030 年，工业生物技 术每年将可降低 10-25 亿吨二氧化碳排放。CB Insights 预计 2019-2024 年合成生物学市场 规模年复合增长率将达到 28.8%，至 2024 年市场规模有望达 189 亿美元。目前国内合成 生物制造领域相关上市公司包括华恒生物和凯赛生物等。
再生铝：铝行业碳达峰是重中之重，看好再生铝进入量价齐升发展阶段
再生金属优势明显，发展方向明确。一方面，中国是有色金属消费大国，同时却是有色金 属资源短缺国家，有色金属矿产资源供给不足是我国可持续发展的重要制约因素。另一方 面，再生金属节能减排效益突出，是推动碳达峰进程的重要途经。当前我国再生金属主要 有铜铝铅锌四种，其中再生铅发展较为领先，主因国家环保力度不断加强，废旧铅蓄电池 原料供应有保障。再生锌相对落后，主因锌用途分散且重视程度不足。再生铜铝近年发展 较快，但距离发达国家仍有较大差距。
有色金属行业中，铝行业碳达峰是重中之重。根据有色金属工业协会，2020 年我国有色金 属行业二氧化碳排放量约 6.6 亿吨，占全国总排放量的 4.7%，铝工业二氧化碳排放量约 5.5 亿吨，占有色金属行业的 83%，其中电解铝碳排放量 4.2 亿吨，是有色金属行业的主要排 放来源。此外，预计有色金属行业碳排放峰值将于 2025 年后达到，其中铝产业峰值为 6 亿 吨，有色金属行业峰值为 7.5 亿吨，再生铝对电解铝的加速替代将成为推动有色金属行业碳 排放下降的主要因素。在此背景之下，我们更加看好再生铝行业发展前景。
电解铝高耗能、高排放问题突出，再生铝替代路径更优
电解铝高耗能、高排放问题突出。从生产工艺上来看，氧化铝生产需要在高温高压条件下 进行，消耗大量热能；而电解铝生产一方面会直接排放温室气体(2Al2O3+3C→4Al+3CO2↑)，另一 方面每冶炼一吨铝需要消耗 13500 千瓦时电能，耗能量巨大，而中国电解铝能源结构中又 以火力发电为主，是电解铝行业高碳排放量的最主要原因。
发展清洁能源与再生铝是两条明确替代路径。从单吨排放来看，每吨煤电铝碳排放量超过 20 吨，而清洁能源约为 5.4 吨（电力环节排放几乎为 0，主要为氧化铝等环节排放），再生 铝仅为 0.6 吨，减排优势明显。据 IAI 测算，若要达到全球升温不超过 2℃这一目标（2050 年全球达到碳中和），全球铝行业碳排放量要从 2018 年的 11 亿吨减少至 2050 年的 2.5 亿 吨，其中 0.8 亿吨电解铝排放 2 亿吨二氧化碳，0.9 亿吨再生铝排放 0.5 亿吨二氧化碳。因 此，清洁能源替代与再生铝是两条明确替代路径。
水电资源有限且不稳定，替代空间有限。根据国家能源局数据，截至 2021 年 6 月，我国水 电装机量达 3.78 亿千瓦，主要集中在四川、云南地区；据 ALD，2020 年云南省水电铝规 划产能为 783 万吨，四川省水电铝规划产能为 108 万吨，总计仅 891 万吨。考虑四川省及 云南省水电资源技术可开发容量分别为 1.2 亿千瓦、0.9 亿千瓦，水电铝产能空间仅为 1100 万吨。此外，水力发电在枯、丰水期发电量差别较大，水电铝产能不稳定，2021 年受电力 紧张影响，已建成约 400 万吨产能尚不能满足。因此，水电铝未来增长空间或十分有限。
再生铝减排效果好、具有显著经济优势，是最优替代路径。从生产工艺上看，再生铝不需 要氧化铝高温高压生产工艺及电解铝高耗能电解过程，减排效果直接、显著。此外，铝金 属抗腐蚀性强、使用期间损失小、具有很强的可回收性。因此，再生铝具有显著经济优势， 是目前来看最优的替代路径。2019 年出台的《产业结构调整指导目录》已明确将再生金属 利用列入鼓励类行业，且预计未来将持续获得政策支持。
相关政策支持下，看好再生铝进入量价齐升发展阶段
未来再生铝产业政策将持续改进。据中国有色金属工业协会再生金属分会，“十四五”期间 将在以下几方面解决制约产业高质量发展的难点和堵点：1.产业归类进一步明细规范，推进 政策落实；2.产业政策进一步优化完善，例如拓宽增值税退税优惠政策范围；3.进一步强化 健全原料保障体系，推出再生铜铝配送中心、拓宽进口原料范围、促进海外布局；4.鼓励关 键技术水平和智能化水平的提升，加强基础研究，提高精细化分选、保级利用技术。政策 不断支持下，行业发展有望超预期。
看好再生铝企业进入量价齐升高景气阶段。产量方面，随着我国经济高速发展，我国铝制 品存量规模不断积累，按照铝制品平均寿命 15-18 年测算，我国即将迎来高报废量时期， 我们测算中国再生铝产量到 2030 年复合增速或达 8.2%。利润方面，从历史数据看，再生 铝产品价格随铝价同向波动，且废铝价差与电解铝价格呈现一定正相关性，同时，随着废 铝添加比例逐步提高，再生铝企业利润将进一步增厚。
长期来看，推动产业链高质量发展的各项技术是长期壁垒。在我国资源回收体系不断完善 之后，保级利用技术、危废处理技术、智能分选技术、低碳生产技术等是支持产业链向高 质量发展的核心，是再生铝未来发展的必然方向。此外，技术领先也会使企业有效降低成 本、增加产品附加值，从而带来超额收益。因此长期来看，再生技术领先的企业更具优势。
稀土：碳达峰下中国高度可控的战略性金属资源，成长属性超过周期属性
稀土作为“工业维生素”，科技行业必不可少。稀土的终端应用范围广泛，据 Roskill，全球 稀土下游需求从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 稀土合金组成的永磁材料），作为永磁材料的一种，当前已经发展形成具有实用价值的三代产 品。钕铁硼是迄今为止综合素质最优的第三代稀土永磁体，其中，中低端钕铁硼多用于箱 包扣、门扣、玩具、磁选等领域；高能钕铁硼由于性能优异，被广泛应用于汽车、风电、 智能制造等众多新兴产业中。
从 2018 年数据来看，我国高性能钕铁硼需求主要集中在汽车领域，其中传统汽车占比 38%， 新能源车占比接近 12%，风电、消费电子、变频空调、节能电器领域，占比均在 8%-10%区 间。未来，我们认为在碳中和的长期背景下，节能改造需求将带动稀土永磁电机在新能源汽 车、风电、工业等领域渗透率逐步提升，从而拉动轻稀土中镨钕，中重稀土中镝铽的需求。
全球轻稀土开采进入多元供给格局，冶炼分离产能仍主要在中国
全球稀土资源储量集中，CR5 高达 90%；国内呈现“北轻南重”格局。全球方面，据 20 年 USGS 统计数据，全球稀土资源总量为 1.2 亿吨，其中中国 4400 万吨，占比达到 37%； 越南和巴西探明储量分别为 2200、2100 万吨，合计占比 35.8%；俄罗斯探明储量 1200 万 吨，占比 10%；印度探明储量 690 万吨，占比约 6%，资源储量分布较为集中，全球前五 国家储量占比接近 90%。但其中，中重稀土主要分布在中国和缅甸。国内方面，稀土储量 分布亦高度集中，呈现“北轻南重”格局。其中北方轻稀土矿以包头白云鄂博、四川冕宁、 山东微山的氟碳铈矿为主；南方重稀土矿以江西、广东等地区的离子型矿为主。
全球轻稀土进入多元供应格局。从 USGS 公布的历史数据看，18 年前，全球主要依赖中国 供应稀土矿，中国稀土矿供应总量占比常年维持高位。18 年起，海外开始强化对自有矿山 稀土资源的开采，稀土产量贡献占比逐渐提高。据 USGS，2020 年中国配额产量占全球总 供应量的 58%，较 2017 年 80%的占比显著下降。但因中重稀土资源主要集中在中国和缅 甸，因此实际全球只有轻稀土进入多元供应格局，中重稀土仍主要由中国和缅甸产出。
海外公司竭力弥补冶炼产能缺乏的弱势，但目前全球稀土冶炼分离仍主要依靠中国。据 Lynas (LYC AU)公告，公司在马来西亚的冶炼厂获得继续经营的许可，避免了因环评不合 格而关停的厄运，是目前海外唯一具有稀土冶炼产能的供应商；美国加州 Mountain Pass 矿由 MP Materials(MP US)持有，是中国以外最大的稀土矿山，目前主要通过盛和资源 (600392 CH)包销到国内，自身冶炼产能仍处关停中；
政策驱动稀土行情时代结束，行业或已恢复健康，基本面驱动时代来临
我们依据历史库存、产品价格、市场供需将行业发展划分为了三个时代：1）09-16 年的政 策驱动时代，由于无新增需求出现，供给处于严重无序状态，稀土行情仅靠短期政策催化 驱动，形成短暂的脉冲性行情；2）16-18 年的过渡时期，打黑、环保、收储等政策共同发 力致使黑稀土逐渐消失，白稀土实施配额制管理，供给开始由无序转为有序，伴随累库趋 势变缓，稀土价格触底回升，标志着政策驱动稀土行情的时代结束；3）18 年后风电和新能 源汽车的快速发展带动稀土新增需求出现，供需格局不断优化，库存开始去化，我们认为 这标志着行业或已恢复健康，基本面驱动时代来临。
21-25 年全球磁材需求 CAGR 预计达 12.9%，驱动稀土供需格局持续向好
在碳中和+电驱化+智能化的趋势下，新能源汽车、汽车 EPS、节能家电、风电等领域的快 速发展将持续拉动磁材——钕铁硼的需求，我们预计到 2025 年，新能源汽车对高性能钕铁 硼的需求占比将达到 39.8%；直驱永磁风机渗透率提升也有望撬动钕铁硼需求加速释放， 2025 年需求占比达到 12.4%，而节能电梯、3C 消费电子产品、传统汽车对高端钕铁硼需 求占比变化相对平稳。值得注意的是，我们认为在重卡和工程机械电驱化的背景下，工业 永磁电机渗透提升或贡献较大潜在新增需求。
2025 年全球新能源汽车销量有望达到 2090 万辆，21-25 年 CAGR 高达 38.3%，对高性能 钕铁硼需求增速 CAGR 高达 44%。2021 年以来，新能源行业进入快速发展期，根据国务 院发布的《新能源汽车产业规划 2021-2035》，到 2025 年我国新能源车销量渗透率要达到 20%。而碳中和已逐渐成为海内外大国未来强有力约束，全球新能源汽车高景气周期将持 续。据此，我们认为新能源汽车销量有望在 2021-2025 年维持快速增长，测算行业销量有 望在 2025 年全球有望达到 2090 万辆。
鉴于永磁同步电机能量转换效率较高、且能耗较低， 在同等功率下永磁同步电机的体积更小，预计未来或有更多电动车型使用永磁同步电机， 叠加未来电动车的功率需求提升，新能源汽车的永磁驱动电机或为未来高性能钕铁硼需求 最重要的增量。
21-25年全球风电领域对高性能钕铁硼需求增速CAGR达 11.1%。风力发电相对于太阳能， 开发成本较低；相对于水电，储量较大、建设周期较短且对环境影响较小；相对于核能， 建设成本较低，因此风电是全球降低碳排放的重要途径。
整体来看，在海外增量有限、环保和打黑政策常态化格局下，稀土（尤其是中重稀土）供 应弹性进一步被削弱，在国家政策严格控制国内稀土供给的背景下，六大集团掌控的稀土 开采冶炼配额或将成为未来 3-5 年影响全球稀土供应的主要可变量。
展望后市，虽然包钢集团的尾矿库可保证未来轻稀土的供应，但氧化镨钕的每年实际产出 仍受限于国内冶炼配额指标，在海外增量有限情况下，考虑到国家在匹配稀土下游需求的 同时力求保持稀土产业可持续发展的良性态势，我们给出国内配额复合增速保持在 20%的 假设，测算预计 21-25 年轻稀土镨钕或处供应偏紧格局，而中重稀土镝铽或持续供不应求。（报告来源：未来智库）
建材方面，此次碳达峰行动方案重点要求“加强产能置换监管，加快低效产能退出，严禁新 增水泥熟料、平板玻璃产能，引导建材行业向轻型化、集约化、制品化转型。推动水泥错峰 生产常态化，合理缩短水泥熟料装置运转时间。鼓励建材企业使用粉煤灰、工业废渣、尾矿 渣等作为原料或水泥混合材。加快推进绿色建材产品认证和应用推广，加强新型胶凝材料、 低碳混凝土、木竹建材等低碳建材产品研发应用。”我们认为总体与此前的要求基本一致，主 要表现为对水泥和平板玻璃“两高”产能的严格限制、对绿色建材认证和应用推广的鼓励。
自 2005 年我国在“十一五”规划中首次提出“两高一资”（高耗能、高污染、资源性）以来， 建材中水泥、玻璃等传统建材行业备受关注，其中水泥、玻璃有明确的产能置换办法，新增 产能压减自 2017 年以来取得明显成效。
2021 年 5 月 31 日，生态环境部发布《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控 的指导意见》，其中明确规定：“两高”项目暂按煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼、 建材等六个行业类别统计，后续对“两高”范围国家如有明确规定的，从其规定。随后，山 东、河南、海南、江西多个地方出台相关规定。
从耗能角度看，非金属矿物制品业 2019 年能源消费总量占比达到 6.8%/同比-0.1pct，位于 钢铁（13.4%/同比+0.2pct）及化工行业（10.9%/同比持平）之后，压减弹性相对较低。
水泥：供给管控更严，竞争格局更优
10 月 26 日国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》(《行动方案》)，对水泥行业的碳达 峰路径有了更为明确的规划，提出了加强产能管理、提升清洁能源应用以及加强工业尾矿、 残渣和电厂粉煤灰等废弃物的应用等工作内容。我们认为，加强水泥产能的管理应当是其 中的重中之中，对水泥行业会产生更为深远的影响。
在这一路径的引导下，水泥行业会呈 现三方面的重要变化：1.未来几年将看到更为广泛的、力度更大的技改，以降低水泥熟料生 产的能耗强度；2. 限产将会更为常态化，尤其对于部分能耗强度偏高的生产线，限产可能 会变得更具有强制性。3. 新生产线的审核将会更加严格，在严格执行此前产能置换政策的 基础上，能耗控制也将成为新产能投放的重要约束。这三方面的变化，都将使得水泥行业 在供给端进一步优化，新产能的投放将会放缓，低效产能的退出将会加快，行业的有效产 出将会呈下降态势，行业的竞争格局将会更为稳固。
现状：水泥行业碳排放总量大，吨水泥碳排放量仍未见顶
我们测算水泥行业约占全国二氧化碳排放总量 12%，是仅次于电力供应和钢铁冶炼的重要 碳排放行业。根据中国建筑材料联合会的测算，2020 年水泥工业二氧化碳排放达到 12.3 亿吨，同比+1.8%。其中燃煤排放同比+0.2%，工业生产过程排放同比+2.7%。由于工业生 产过程的排放增长增长速度较快的缘故，2020 年综合二氧化碳排放增速快于产量增速 （(2020 年全国水泥产量 23.77 亿吨，同比增 1.6%)，吨水泥的碳排放强度也仍然处于上升 中。虽然全行业通过工艺技术的进步、技术创新的研发和生产装备水平的不断提升，已经 在碳排放强度的削减上实现了长足的进步，但考虑到行业的需求仍在高位平台期，同时碳 排放强度仍有提升，通过更多的政策引导，为水泥行业开启碳达峰行动，已刻不容缓。
路径：加强供给侧管理是碳达峰行动的关键
考虑到水泥生产存在排放总量大、排放强度高这些特点，我们认为加强产能管控应当是重 中之重。在此次印发的《行动方案》中，我们也看到了更多对产能管控方面的表述，其中 既包含了对增量产能的限制，也包含了对存量产能的管理。后续，如何将行政性监督和产 业政策的引导相结合，来落实《行动方案》中的纲领，将会至关重要。
增量产能管控：坚决遏制“两高”
得益于产能置换政策的实施，2015 年以来，水泥行业的新增产能已经显著放缓。然而，随 着近两年水泥价格的提升，部分地方政府开始利用产业政策的漏洞，将部分低效甚至闲置 的生产线，通过跨省置换的形式，从产能利用率低的区域转移到产能利用率高的区域，变 向实现了新增产能。在这一背景下，近年来部分区域的产能投放有加速的态势。广西和云 南是其中的典型。
在 2021 年修订的最新的产能置换政策，主管部门显然关注到了这一现象，并对其中的漏洞 已经加以修正。对于低运转率的生产线，新政策做了更多的限制(要求用于置换的产能不得 出现自 2013 年以来停产两年及以上)；对于跨省置换的项目，则要求落实更高的置换比例(置 换比例较非跨省项目高 33%)；此外对于限制类生产线(2000t/d 以下)作为被置换指标的，同 样要求更高的置换比例(置换比例较 2000t/d 以上生产线作为指标高 33%)。
《行动方案》中多次重申了遏制“两高”项目的重要性。在 2021 年结束的第三轮第二批中 央环保督察中，环保部门也对云南、广西这些近年来水泥产能增长快、未来规划项目多的 省份、又恰好是能耗强度控制频繁亮红灯的省份，给予了批评。我们预计，在加强新项目 审查的背景下，未来新产能从立项、审批到建设投产的周期将会更长，产能投放的速度会 放缓。我们也不排除部分项目因为无法通过更严格的审批而放弃的可能性。
存量产能管控：加快低效产能退出+错峰生产常态化
对存量产能的管控，《行动方案》中主要包含了两方面，即加快低效产能退出和错峰生产常 态化。在引导低效企业退出方面，我们认为政府会综合发挥能耗、排放等约束性指标的共 同作用，严格执行行业标准和政策、加强监督。发改委在 2021 年 10 月 21 日印发了《冶 金、建材重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案》，对水泥行业节能降碳的目标给出 了指引，同时也释放了未来能耗的约束性指标也可能提高的信号。
考虑到 2500t/d 及以下规模的生产线普遍能耗强度高、改造难度大，如果后续能耗约束指标 同步收紧，该区间规模的生产线可能会逐步退出历史舞台。截至 2021 年 6 月 30 日，全国 2500t/d 及以下规模生产线的产能占全国水泥产能的 26%。在前 5 大企业中，这一占比为 22%；若剔除中国建材(中国建材此前通过收购整合了大量小生产线，近年正在通过内部的 产能置换提升整体装备水平)，这一比例为 14%。由此可见，能耗约束性指标的提升可能不 仅加速低效产能的退出，也将带来行业集中度的进一步提升。
错峰生产一直是水泥行业调节阶段性供需关系的工具，但其效用同政府执行该政策的坚决 性和执行的范围有很大关系。过去地方政府对错峰生产的执行力度并不始终如一，在环保 减排压力较大的年份，执行力度往往更严，对环保减排压力较小的年份，执行相对趋弱。
2014 年 12 月，在部分政协委员的提议下，错峰生产首先在东北和新疆地区展开试点。在 取得斐然成效之后， 2015-2016 年冬天错峰生产在整个北方地区推行。但是当时错峰生产 在这些省份仍是根据水泥企业的意愿自愿执行。但由于不能确保全范围参与的错峰生产， 供给实际减少有限。2017 年，为确保实现空气质量的显著改善，环保部要求北京、天津、 河北、河南、山西和山东的 2+26 个城市的几乎所有水泥生产线在冬季参与错峰生产。 这 一期间生产自律从自愿走向强制，有效供给大幅减少。
在《行动方案》中，对错峰生产常态化应用给予了明确，并补充了应当“合理缩短水泥熟料 装置运转时间”。我们认为这将进一步肯定错峰生产对行业碳达峰的重要作用。这有望加强 这一政策的执行效力，从而带来更为显著的有效供给削减。
玻璃：浮法玻璃碳达峰压力不大，光伏玻璃助力双碳
双碳政策对平板玻璃新增产能形成长期约束，光伏玻璃产能施行有条件放开。供给侧改革 期间，政府已严禁平板玻璃新增产能，并指出发展建筑节能等高端玻璃。2017 年版产能置 换办法，明确提出置换比例不低于 1.25，且不扩大产能的技改、熔窑能力超 150 万吨/天的 工业玻璃、光伏玻璃及汽车玻璃可不制定产能方案。
2021 年修订稿正式版产能置换办法， 维持相应的置换比例，但同样把汽车玻璃纳入置换范围，因部分浮法玻璃企业以生产汽车 玻璃的名义生产平板玻璃。我们认为玻璃行业政策明确，双碳背景下浮法玻璃新建产能仅 能通过技改及减量置换，伴随落后产能清除、工业高端玻璃占比提升，中长期呈净减少、 高质量发展趋势；光伏玻璃新建产能目前则无较强约束。
双碳及双控力度趋严下，玻璃新增产能投放承压。从产能看，据卓创资讯，截至 2021 年 10 月底，全国在产浮法玻璃生产线 265 条，占总数 307 条的 86%，同比+4pct，位于近 5 年最高，在环保和双碳双控背景下，停产产能大规模复产难度较大，且冷修等有望进一步 压缩产能增量。从平板玻璃产量占比分布来看，河北、广东、湖北、山东、四川 2020 年产 量合计占到全国产量的 50%，是平板玻璃生产集中地区。
从双控角度看，2020 年玻璃用电量占比仅 0.22%，双控压力较小；但从全国范围看双控预 警，能耗强度降低进展目标一级/二级/三级预警的地区中 2020 年平板玻璃占比 27%/32%/45%，能源消费总量控制目标一级/二级/三级预警的地区中 2020 年平板玻璃占比 35%/18%/47%，一、二级预警地区对新上双高项目更为敏感，整体来看双控对平板玻璃生 产形成一定压力，并在一定程度上延缓玻璃新增产能投放。
我们认为建材中玻璃行业的能耗占比不高，且行业单位能耗水平已较低，碳达峰压力不高。
1） 玻璃行业总能耗占比较低。首先，如前所述，玻璃所属的非金属矿物制品业总体能耗压 减弹性相对较低。其次，建材行业中，玻璃相对水泥行业而言，碳排放压减弹性较小。
2） 玻璃行业清洁能源生产所占比例已加速提升。据中国建筑材料联合会，2020 年建筑玻 璃碳排放中，天然气/石油焦/燃料油/焦炉煤气燃烧碳排放同比+4.2％/+1.9％/-48.1％ /+1.6％，天然气占比加速提升/燃料油工艺加速淘汰，且玻璃/玻纤/陶瓷行业天然气消耗 量占建材工业天然气消耗总量的 80%。
3） 行业单位综合能耗水平距离碳达峰目标较近。发改委 2021 年 10月 22 日发布的《冶金、 建材重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025）》，指出到 2025 年平 板玻璃标杆产能占比超过 30%。据工信部节能与综合利用司，2020 年浮法玻璃单位产 品平均综合能耗为 11.56 千克标准煤/重量箱，较 2015 年下降 11.7%，已低于日熔量大 于 800t/d 的基准水平目标 12 千克标准煤/重量箱。
能源消耗端优化和窑炉大型化是平板玻璃行业碳减排的主要方式。2014 年我国单位重箱玻 璃碳排放化石燃料/工艺过程/间接（电力）排放 63.5%/22.4%/14.1%，其中主要来自于生产 过程直接排放，占比在 85.9%，节能减耗是促进平板玻璃行业碳减排的主要方式，天然气+ 大型窑炉的浮法玻璃产线可以有效减排。
细化来看，据工信部平板玻璃行业能效“领跑者” 实践经验，提高能效相关途径有：1）应用先进节能工艺技术。采用富氧燃烧技术和氨分解 制氢装备等，减少天然气和电能消耗。利用玻璃窑炉高温烟气余热发电，年发电 6000 万千 瓦时，节能 7300 余吨标准煤。优化燃烧器，调整火焰长度和燃烧风气比，增加热辐射面积 并提高氧化性，每吨玻璃液节约天然气 0.8-1.0 标准立方米。2）加强熔窑节能改造。熔窑 能耗占平板玻璃生产线总能耗的约 85%，是节能降耗的关键。吴江南玻玻璃有限公司通过 加强熔窑透红部位保温，对池壁砖进行二次绑砖等措施减少热损失，延长耐火材料使用寿 命，采用熔窑大碹陶瓷焊补技术修补鼠洞，定期摘帽疏通格子体，每吨玻璃液可节约天然 气 1-3 标准立方米。3）积极利用可再生能源。吴江南玻玻璃有限公司建成 11 兆瓦屋顶分 布式光伏发电站，年发电 920 万千瓦时，节能 1130 吨标准煤。
消费建材结构区域分化，防水/陶瓷减排最具看点
虽然水泥和平板玻璃作为“两高”项目在各地实现了共识，并在产能控制方面取得了显著成 效，但玻璃纤维、建筑陶瓷、耐火材料、沥青基防水材料、保温材料等小建材受益于需求快 速增长，新增产能也呈现大幅增长，行业竞争格局十分分散。2030 年碳达峰需求下，低效无 效产能有望受限，中长期有利于供给端优化、加快龙头企业份额提升。 根据目前已经出台“两高”具体项目规定的地方政策来看，消费建材中建筑陶瓷和沥青防水 材料是较多被提及的两大细分行业。而据前文所述，卫生陶瓷的碳排放也相对较高。
光伏建筑指引首次明确量化指标，“十四五”市场 CAGR+40%
我们认为《碳达峰行动方案》中光伏建筑领域政策超预期，首次提出“到 2025 年，新建公 共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%”的量化目标；绿色建筑延续原有政 策，新增 2025 年目标，要求城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准；建筑工业化发展要求则 未有新增变化。我们将展开对各细分领域内容进行现状分析及未来市场空间测算。
绿色建筑可以理解为是建筑体节能降碳的综合解决方案，其行评价标准及行动方案指引了 具体的节能减排方向和实施路径，建筑工业化、光伏建筑均是其中重要发展方向。20 年 7 月，住建部、发改委等七部门联合发布《绿色建筑创建行动方案》，提出八大重点任务，包 括推动新建建筑全面实施绿色设计、完善星级绿色建筑标识制度、提升建筑能效水效水平、 提高住宅健康性能、推广装配化建造方式、推动绿色建材应用、加强技术研发推广、建立 住宅使用者监督机制。
光伏建筑包括 BAPV（建筑物应用光伏）和 BIPV（建筑光伏一体化）两种类型，均归属于 分布式光伏，其中由于 BIPV 更具经济性和环保性，作为建筑体一部分在美观、使用寿命、 受力、防水、维护等方面均拥有优势。近年随着光伏成本快速下降，分布式装机容量快速 增长。据能源局和光伏行业协会，近 10 年来光伏发电项目单位千瓦平均造价下降 75%， 2016-2020 年分布式光伏装机容量 CAGR 达 66.8%。截至 2020 年底，分布式光伏装机容 量 78.3GW，当年新增装机容量 15.5GW，BIPV 装机容量 709MW，总安装面积为 377.4 万㎡，约占全球 BIPV 市场七成。
据整县推进试点政策测算，理想状态下至 2023 年可带动新增装机规模约 143GW。据能源 局，全国共有 676 个整县（市、区），被列为屋顶分布式光伏开发试点，约占全国县城总量 的 24%。根据我们对部分地区披露的试点县预计建设规模测算，试点县平均装机规模约 212MW，若全国按照此平均规模建设，且至 2023 年全部试点符合要求，预计本次试点县 新增总装机规模约 143GW，约为 20 年底分布式装机容量 1.83 倍，则 21-23 年仅以此带动 的分布式光伏装机容量年均增速约 41%。
根据本次《碳达峰行动方案》新增政策目标，到 2025 年新建公共机构建筑、新建厂房屋顶 光伏覆盖率力争达到 50%，我们测算预计 21-25 年新建建筑可带动分布式光伏新增装机 208GW，叠加考虑整县推进政策，可带动规模 342GW，对应 1 万亿市场空间。其中 21-23 年与整县推进理想状态预期下增长相近，装机规模 CAGR 约 43%，24-25 年预计将实现年 均 36%左右高增长。
2025 年装配式产业链市场预计达 2.7 万亿，装修、钢结构细分表现较好
装配式建筑近年在政策助力下迎来快速发展，2017-2020 年新开工装配式面积 CAGR 约 53.3%。其中，2020 年全国新开工装配式建筑共计 6.3 亿平，同比增长 50%，占新建建筑 面积的比例约为 20.5%，同比提高 7.1pct，已超额完成 20 年达 15%的政策目标。分结构类 型，由于成本优势，目前装配式混凝土结构（PC）发展仍快于钢结构（PS），2020 年新开 工 PC/PS 分别为 4.3/1.9 亿平，同比增长 59.3%/46%，占新开工装配式建筑的比例为 68.3%/30.2%，其中，新开工装配式钢结构住宅 1206 万㎡，同比增长 33%。装配式相关产 业在此带动下亦飞速发展，特别是构件生产、装配化装修成为新的亮点。（报告来源：未来智库）
本次《碳达峰行动方案》未提出新目标，我们根据历史住建部规定的 2025 年装配式建筑占 新建建筑的比例达到 30%的目标测算，预计 2025 年末装配式产业链市场规模达 2.69 万亿， “十四五”期间 CAGR 约 8.5%，其中装配式装修由于刚处于发展初期，基数较低，有望 随着产业成熟迎来较快增长，“十四五”CAGR 约 18%；钢结构模式虽成本仍有劣势，但在 建筑节能减排方面具备较大优势，在双碳目标下有望获得政策青睐，“十四五”CAGR 约 14%。
新能源基建引领，电力工程建设有望重回高增
碳达峰行动方案落地，电力建设目标更清晰。据中国碳排放交易网，电力行业是我国碳排 放的最主要来源，占比约 40%，因此电力系统的清洁低碳转型是碳达峰的必然路径。10 月 26 日，国务院发布《2030 年前碳达峰行动方案》（以下简称《方案》），提出要加快构建新 能源占比逐渐提高的新型电力系统。作为碳达峰阶段的总体部署，方案在目标、原则、方 向等方面与前序相关政策保持有机衔接的同时，对相关指标和任务更加细化、实化、具体 化。
具体来看，我们认为 1）对火电尤其是煤电的新增限制更加严格；2）风电、光伏装机 容量目标不变，更加鼓励大基地建设，首次提出新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%；3） 首次明确水电装机容量目标；4）抽水蓄能目标与此前新规一致，新增对省级电网尖峰负荷 响应能力要求；5）核电发展态度与政府工作报告一致，与十三五相比更积极。
十四五电力基建投资有望重回高增势头。碳达峰、碳中和以及相关国家政策规划是电力工 程建设的目标和指引，而电力基建投资则是电力工程建设的直接驱动力。我国电力基建投 资可分为电源投资和电网投资，其中电源投资主要是火电、水电、风电、光伏、核电等发 电厂及相关建设的投资，而电网投资则包括输电线路、变电设备安装建设及传统输配电网 的智能化升级改造等投资。2011 到 2020 年，我国电力投资由 7614 亿元增长至 9943 亿元， 整体呈上升趋势。21 年前三季度，我国电源/电网基建投资累计同比+1.8%/-0.3%,相比上半 年增速放缓，但随着《方案》的落地与实施，电力建设的目标和路径更加清晰，尤其是在 风电、光伏和抽水蓄能等方面给当前电力建设市场带来了增量空间，十四五期间我国电力 基建投资有望重回高增势头。
电力工程建设覆盖电力行业从发电到用电的各个环节，是电力行业发展的基础。具体而言， 电力建设主要可分为电力勘察与设计（E），电力设备供应（P），电力工程施工（C）三个 环节。目前行业内以 EPC 总承包为主流建设形式，部分企业在此基础上还发展延伸出了运 维及智能用电管理（O）等服务。目前电力工程建设市场呈金字塔状竞争格局，中国电建、 中国能建等少数央企/国企在不同领域均有较高市场份额，其优势主要体现在资质、技术和 资金上。具体来看，中国能建在火电、核电常规岛、特高压建设上市占率第一；中国电建 在新能源、水电、抽水蓄能上市占率第一；中国核建在核岛建设上拥有垄断地位。而随着 分布式光伏和分散式风电的推广，其规模小、布局散、更靠近用户侧的特点使得部分区域 性民企在其主要经营区域的优势也开始逐渐显现，苏文电能、永福股份等公司通过个性化 的服务，也有希望在相应区域抢占更大市场份额。
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