碳中和约束下的龙头企业选择

泊祎回收网说说:1.国内碳排放历史：化石能源占比高

1.1.八大行业占比90%

根据中国碳核算数据库，八大行业中，2017年二氧化碳排放量为93.39亿吨，碳排放占比分别为发电及供热（44%）、钢铁（18%）、建材（13%）、交运（含航空，8%）、化工（3%）、石化（2%）、有色（1%）、造纸（0.3%）。

从终端消费角度来看，发电及供热约占40%，建材约占13%，钢铁约占18%，交运（含航空）约占8%，其他约占20%。

从直接排放源角度来看，能源活动约占90%，其中，煤炭约占80%，石油约占15%，天然气约占5%；加工过程约占10%，其中，水泥约占75%，其他约占25%。

1.2.化石能源的下游依然集中于钢铁水泥化工

2018年，我国煤炭消费39亿吨，约70亿吨碳排放量。电力全年耗煤21亿吨左右，钢铁行业耗煤6.2亿吨，建材行业耗煤5亿吨，化工行业耗煤2.8亿吨。

2018年，石油消费量约为6.1亿吨，约13亿吨碳排放量。其中成品油消费量约3.3亿吨，汽油消费量1.31亿吨，乘用车100%替换锂电带来3.8亿吨碳减排。石油化工消费2.8亿吨石油，换算碳排放量约3亿吨。2018年，天然气消费量达到2808亿立方米，约3.6亿吨碳排放量。

2.减排路径推演和龙头战略选择

2.1.电力：用电量和GDP强相关，仍为正增长

电力碳排不但占比高，和钢铁、水泥、电解铝等重工业最大的不同在于，在2030年碳达峰之前，仍有年化个位数的增长。我们后面以2021-2025年复合增速5%，2026-2030年复合增速3%作为用电量的测算。

美国和日本的GDP和用电量呈同向变化，有强相关性。我们将美国和日本的GDP和用电量按时间维度划分，每十年为一组，其复合增速之间呈强相关性，其中，美国的GDP和用电量的变化趋势基本相同。

燃煤发电的度电碳排放量是燃气发电的两倍。根据我们测算，燃煤发电的度电碳排放大约在0.91kgCO2/kwh，燃气发电的度电碳排放大约在0.46kgCO2/kwh。

按照IEA公布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》的指引，要求到2030年，全球太阳能光伏发电新增装机达到630GW，风力发电的年新增装机达到390GW，这是2020年创纪录新增装机数据的4倍。我们按照中国光伏/风电装机全球占比40%简单测算（252GW、156GW）

假设1：我们以2021-2025年复合增速5%，2026-2030年复合增速3%作为用电量的测算，2025年同比2020年累计新增发电量2万亿度电都需要由清洁能源来提供，约占全社会总发电量的20%以上。

假设2：我们按照2030年光伏新增装机252GW倒算，2021-2030光伏新增装机的复合增速在17.56%，累计装机复合增速20.42%。（如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设新增装机复合增速25%，2026-2030年新增装机复合增速依然有10%）；

假设3：我们按照2030年风电新增装机156GW倒算，2021-2030年风电新增装机的复合增速在8.04%，累计装机复合增速17.54%；

我们测算，2025年光伏风电发电量占比超过25%，2030年光伏风电发电量占比近50%，间歇性的电力供应占比达到25-30%，已经对电网的运行造成了巨大的冲击，是否能实现的核心并不在于电站资产的运营和经济性，而在于电网的消纳和用电、发电、电网各个环节的储能配套。即便按照新增装机谨慎的配置20%的储能，2025年可以达到50GW的量级。与之相匹配的发电端、电网端、用电端的资本开支远超想象。

我们按照2030年全球新能源汽车5500万量（对应动力电池需求2500GW，不含换电）倒算，2021-2030年复合增速33.76%。（如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设复合增速50%，2026-2030年复合增速依然有20%）；与之相匹配的电池的循环回收、梯次利用于储能的体量也可能远远超过50GW的量级。

2.2.水泥：工业过程排放占比60%，减排难度最高

水泥虽然是碳排放大户，但是从具体碳排放看，生产过程中碳排放占总量的60%左右，剩下40%为燃煤消耗。

水泥的生产过程为用天然的石灰石及粘土（碳酸钙、二氧化硅）煅烧成熟料（氧化钙），熟料加适量石膏共同磨细后，即成硅酸盐水泥（主要由CaO.SiO2.Al2O3和Fe2O3）。而其中的煅烧过程，石灰石变成氧化钙的同时，其中碳与氧气结合生成二氧化碳；生产1吨普通硅酸盐水泥熟料需要使用到1.47吨生石灰原材料，假设其中硅酸盐矿物占比68%计算（国家标准要求66%以上），即生成0.534吨CO2。由于目前石灰石作为低价、易采原料的不可替代性，生产过程中寻求替代品压缩碳排放非常困难。

另外一方面水泥碳排放来自于生产过程中的煤炭消耗，行业标准一般生产1吨水泥需要消耗108kg的标煤，大约排放：

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

2.2.1.碳中和约束下水泥龙头的未来

2018年，水泥熟料产能前三大企业，中国建材、海螺水泥、金隅冀东分别占全国水泥熟料总产能的19.75%、11.07%、5.26%，合计36%。我们假设以日本水泥产业史的发展作为2035年终局来测算，CR3达到70-80%的竞争格局，总量需求下滑一半，海螺、中国建材、金隅冀东几大龙头的产销量刚好维持不变。随着免费配额发放量的大幅缩水，企业碳排成本不断提升，以海螺和行业平均成本差距30-50元/吨作为公司长期盈利能力来实现行业的产能出清，仍有4亿左右的碳排放量需要CCUS来解决。同时，海螺也深耕水泥窑协同处置垃圾焚烧技术，成为水泥龙头加速减排的另一途径。

日本水泥产销量在96年达到峰值9449.2万吨，此后逐年下降，10年产量仅为峰值的54.5%。但龙头间收购+去产能提升行业集中度，到1998年日本已经形成了CR3超过80%的竞争格局。此外，日本于1998年开始了第三轮去产能以保证水泥产能利用率：第三轮去产能主要由大企业带头开始，水泥窑容量从9700万吨降到5500万吨，同时，几家大企业在主动减少自己的国内产能，CR3在过去二十年内市场份额共计下降了3.21%。水泥厂从69个关停到19个，产能水平更是降到了6200万吨，成功的将水泥产能利用率保持在85%左右。整体来看，产能下滑程度基本与需求相匹配，这使得产能利用率得到了很好的控制。

2.3.钢铁：电炉替代高炉的核心在于废钢回收

我国钢铁行业以高炉炼铁-转炉炼钢的长流程为主，占整体粗钢产量的90%左右。从生产过程看，高炉炼铁过程是在高炉高温环境中，以焦炭（主要化学成分为C）为还原剂将铁矿石（以Fe2O3、Fe2O3·H2O为主）还原为铁元素并释放二氧化碳的过程。

电弧炉炼钢以废钢为主要原料，因此除去所耗电力以及电炉中所需要的石墨电极，短流程并不会额外排放大量CO2。

2.3.1.碳中和约束下的钢铁龙头的未来

日本：不同于水泥行业1998-2010年，产销量下滑一半，2015年日本粗钢产量依然维持高位，且电炉占比不高，30%左右。

美国：1973-2015，产销量大幅下滑30-40%，欧美电炉比例较高，超过80%。

中国：以10年的设备折旧周期和20年的房屋折旧周期来看，累计废钢量的拐点是不是在2030年以前到来？那么电炉替代的核心在于“回收体系”的建立，以及下游家电、汽车、工业企业龙头的示范效应。

我们按照钢铁长流程5000元/吨的投资强度测算，而更换电炉单设备投资仅为100元/吨，按照长达20-30年的设备替换周期，以及行业自然的衰减（假设2060年同比2020年产能下滑30%），平均每年的投资额度仅为17.5亿元，电炉对于高炉的替代并不会给龙头企业带来过重负担。

2.4.电解铝：电气化程度高、减排路径清晰

电力为电解铝二氧化碳主要排放项：据IAI数据目前全球平均每生产一吨原铝，大约会排放16吨二氧化碳。其中铝土矿端约0.05吨，占比0.3%，主要系用电及热能释放；氧化铝端约3.1吨，占比19.6%，主要系热能释放过程排放；而电解环节排放最多为12.4吨（含电力+阳极），占比79.4%，且以电力排碳为主，约9.5吨占比约61.0%。若考虑全流程，则电力环节排放占比超50%达到63%左右（考虑铝土矿、氧化铝、电解铝及其他生产环节的总用电）。

火电占比较高，中国电解铝电力环节排放量远高于世界平均：国内铝行业电力能源结构严重依赖火电（占比85%左右）；而欧美铝厂的水电占比高达80%以上，其吨铝冶炼的电力碳排放量仅在2-3吨，远远低于中国的11.2吨。电解铝的减排路径非常清晰，以清洁能源替代火电即可，减排难度较低。

2.5.化工：碳排总量有限，但强度突出

化工、石化合计碳排放占比4%，约4-5亿吨，和水泥、钢铁相比总排放量并不高。但化工由于产品线和工艺路线繁多，碳排放强度较高，且工业过程占比较高，电气化转换困难。尤其是煤化工碳排强度远远高于石油化工、天然气化工。

2.5.1.合成氨和甲醇合计约占总化工排放的50%

煤制甲醇以某年产能22.4万吨的化工厂为例，其燃料煤炭消耗为19.44万吨，单吨电力消耗0.21MWh，我们测算，燃烧过程的二氧化碳单吨排放为1.78吨。

合成氨碳排放主要来源于过程、燃烧和用电层面。过程排放二氧化碳量为3.88吨二氧化碳/吨；燃烧排放为1.59吨二氧化碳/吨；用电过程排放为0.26吨二氧化碳/吨，合计5.73吨二氧化碳/吨合成氨。

以乙烯的三种工艺测算为例，天然气是碳排强度最低的路线，但与此同时，天然气（甲烷）以及其共生的乙烷、丙烷又是国内最为稀缺的资源。碳中和约束下的困局在于，如何实现“产业链能源供应安全”、“粮食安全”（煤制尿素）和“碳减排”之间的矛盾和再平衡。而煤化工龙头长期积累的成本优势和工艺端的核心竞争力如何更快地释放？

2.5.2.碳中和约束下的龙头万华化学

性能优越的MDI产品：一直受成本制约的聚合MDI应用于建筑保温领域或有突破，很可能带来mdi新一轮的成长。

石化产品路线的拓展选择碳排最小的路线。化工的过程排放控制，解决氢气的来源问题是核心。和其他制氢方式相比，轻烃裂解装置产生的氢气属于蓝氢，几乎不产生碳排放。2015年之后，万华的大石化项目陆续投产，PDH、大乙烯项目一期二期（分别投资168亿、200亿）。

规划可降解塑料PBAT全产业链。四川眉州基地的10万吨BDO产能及配套的天然气制乙炔和甲醛产业链，为四川基地的6万吨PBAT项目做原料配套。

2.5.3.提升精细化工率是减少碳排放强度的最佳方式

未来，全世界化学原料超过50%在中国生产，从最初的基础产品慢慢过渡到功能性产品，从化学的角度就是精细化工，这才是化工产业升级以及降低碳排的最佳方式。目前国内的精细化工率大概在30-40%，而海外大概在70%左右。精细化工的产业难点在于如何在10万个产品中不断地选出更适合企业发展的品类，龙头新和成已经走出了一条在精细化工领域不断复制的路径。

3.碳中和约束下十年的产业投资机会（2020-2030年）

3.1.储能：解决电网消纳问题的必然选择

历史上储能的产业规划的制定，路径依赖于成本下降的经济性。但在光伏风电发电量占比达到25-30%的零界上（2025），储能成为解决电网消纳问题的必然选择，经济性的考虑退居其次。

电力是即发即用、无法直接储存的能源形态。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

电池组成本是电化学储能系统的主要初始成本。根据高工锂电数据，一套完整的电化学储能系统中，电池组成本占比最高达67%，其次为储能逆变器10%，电池管理系统和能量管理系统分别占比9%和2%。

作为成本占比最高的电池环节，成本曲线的陡峭下滑的拐点可能在于新能源车的快速普及（2021-2025复合增速50%），带来动力电池的梯次利用于储能，由此衍生出来的动力电池回收、检测等产业链机会，同时，铁锂电池路线的成本在设备和原料创新端仍有大幅下降的空间。

另外，储能系统里，BMS、EMS、逆变器都有着巨大的创新机会。

3.2.工业电气化：碳中和的必经之路

工业电气化过程（包括钢铁改电炉、灵活电网系统重建、水泥有色化工节能减排设备再投入）催生设备端的机会，需要依靠电力设备和机械设备龙头的研发创新能力。

3.3.未来工业过程减排依靠CCUS

工业过程的未来碳减排路径主要是通过CCUS的方式实现。根据IEA发布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》，化工、钢铁、水泥的减排方式主要是通过CCUS来实现，其次为氢能。根据预测，截止回顾2020年，全球工业的碳排放量存在20亿吨。我们保守估计国内情况，实现碳中和，水泥仍有4亿吨碳排、石化化工2-3亿吨碳排、天然气3.6亿吨，合计10亿吨碳排要靠CCUS。

2019年中国共有18个捕集项目在运行，二氧化碳捕集量约170万吨/年；12个地质利用项目运行中，地质利用量约100万吨/年；化工利用量约25万吨/年、生物利用量约6万/年吨。

在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中，捕集是能耗和成本最高的环节。二氧化碳排放源可以划分为两类：一类是高浓度源（如煤化工、炼化厂、天然气净化厂等），另一类是低浓度源（如燃煤电厂、钢铁厂、水泥厂等）。高浓度源的捕集成本大大低于低浓度源。

捕集环节：典型项目（低浓度燃煤电厂）的成本约在300-500元/吨；运输环节：罐车运输成本约为0.9-1.4元/吨/公里，管道运输成本约为0.9-1.4元/吨/公里；利用封存环节：驱油封存技术成本约在120-800元/吨，同时可以提高石油采收率。咸水层封存的成本约为249元/吨。

4.讨论与借鉴

4.1.产业发展和企业的战略选择依赖于“政策机制的设计”

将不同行业纳入同一碳交易市场是否合理？以水泥为例，60%的排放来源于过程排放，而未来解决大部分过程排放的方式大概率只有最高成本的CCUS；而同为碳排大户的火电，可以靠简单的新能源（光伏、风电）装机来替代，经济性已经体现。

从制度设计上，碳税VS碳交易如何选择？由于增加了碳排放的成本，因此无论是碳税还是碳交易，都是有助于降低碳排放的。相对于碳税，碳交易的减排效果更确定；相比于碳市场，碳税机制的交易成本较小。

参考光伏锂电的历史，是否需要补贴储能、CCUS，亦或者工业龙头的电气化改造？

2000年，无锡尚德成立，2005年于纽约交易所上市。谁也没有想到20年的光伏历史是这样走过（转换效率的持续提升和产业链各个环节的持续成本下降，是光伏产业发展和技术进步的推动力），不要低估时间的力量和持续的创新。

光伏是典型的重资产行业，加之技术迭代速度快，资本的协同和稳定的政策预期对于龙头企业和产业的发展来讲至关重要。优秀的隆基也是在2019年才实现了正向的现金流。隆基2012年在登陆A股之后，通过增发、可转债、配股、公司债、短融等多种融资方式，8年累计融资147亿元，是所有光伏行业上市公司中股权融资最多的公司，也是相对友好的融资环境给了龙头企业更为广阔的发展空间。

4.2.技术路线之争：选择优秀的性能而非当下的经济性

光伏锂电的历史值得所有涉及碳中和约束的行业学习。2012年，隆基坚定不移地选择成本更高地单晶路线，需要对抗的是整条产业链的阻挠。

在单晶多晶技术路线之争时，看准行业的方向可能并不困难，但能够持续坚持战略选择，且在遇到下游组件厂商阻力之时，以极高的战略执行力将产业链拓展至下游单晶组件（2014），引领PERC技术成为主流，打败了历史上的“亚洲硅王”保利协鑫，完成了产业链一体化。

动力电池领域，宁德选择高能量密度和高功率密度的三元而非更稳定地铁锂，以及恩捷选择更高能量密度但资本开支强度更大的湿法。龙头的技术路线之争往往不拘泥于当下的性价比和技术突破的困难，更在于长周期的产品性能的领先。

4.3.三代半导：资本选择更优秀的性能，不确定的只是时间

第三代半导体在高功率领域的应用成为2020年一级市场最为热门的投资方向。表面催化剂在于特斯拉使用碳化硅替代IGBT，深究其原因，在于材料端更优秀的性能，带来5-10年后产品在节能降耗层面的性价比，同目前的碳中和约束下的产业选择有异曲同工之妙。

具体来看，GaN-on-Si价格是Si的2倍左右，SiC价格是Si的7倍左右，GaN-on-GaN价格是Si的70倍左右。单从材料本身，我们认为SiC和GaN由于工艺的复杂性，比Si不太可能有成本优势，即便随着技术的进步和规模化生产，我们认为5年内，材料端成本下降幅度可能只有30-50%，以SiC为例，依然是Si价格的3倍左右。

基于第三代半导体的高性能指标，我们认为在高功率器件和高频率器件下游领域的推广，不单纯基于材料本身的价格优势，更多在于器件和系统的价格以及使用成本。按照英飞凌报告中展示的，2018年125kw功率的SiC系统重量只有77kg，比2008年同等功率的1129kg，重量下降了93%，期间节省的材料成本（包括电容电阻等）和系统运行后的能耗都将大幅下降。

Rohm公司2017年提供给国际汽联E级方程式锦标赛中赛车的逆变器，使用全功率SiC电源模组，其封装尺寸明显小于Si模组，约43%，重量减轻6kg，同时开关损耗降低75%。

以5年的维度来看整条产业链，第三代半导体器件和系统的成本（包括运行费用），比Si器件和系统将会具备性价比优势，从而快速地推动行业的发展。如果目前功率器件中硅基芯片的成本占比在30%左右，我们猜想未来完全替换为碳化硅之后，芯片在系统中的成本占比很可能提升到70-80%，与之相伴随的材料占比也会大幅提升。

对于材料企业而言，核心能力除了技术之外，更在于下游的技术服务能力，是否可以同下游器件、系统的优秀企业绑定，共同推进终端的产业化和信价比。我们关注，第三代半导体的器件和系统龙头是否具备核心竞争力，像光伏和锂电的隆基、宁德一样，给整个产业链带来活力。