碳中和主题投资策略：碳中和四大主题与十二赛道分析

核心观点

策略：碳中和下的四大主题与十二赛道“坡长雪厚”

根据清华大学课题组政策建议 告，2060 实现碳中和意味着在 2025 年左 右需进入碳排放平台期，2030 年前需实现碳排放达峰，2030 年后需沿着 最严格的“1.5℃路径”加速减排。十四五期间碳中和相关产业规划或将悉 数铺开，借鉴欧美日经验并考虑中国的特性，我们自上而下筛选出四大主题 （电力脱碳/终端电化/节能提效/排放绿化）与十二大细分的“长坡赛道”。 与此同时，我们认为随着碳中和条件下终端电气化的逐步推进，电力供给缺 口有望持续加大，由于火电受制于碳中和、风电/光电受制于政策规划和产 能、水电受制于自然条件，核电的关注度有望逐步提升。

电力：看好向新能源转型的传统电力企业

碳中和背景下风光独好，关注盈利能力与估值修复。碳中和碳达峰背景下新 能源运营商成长性无虞（未来 30 年收入 CAGR 有望达到 10%），然而平价 上 并不等于平价利用，当前机制设计中消纳成本还难以有效传导，新项目 盈利能力面临较大挑战。我们建议市场关注成本下行和电价交易的剪刀差， 拥有负荷预测/交易策略/区域层面议价能力优势的的新能源或多元化运营商 可以统筹发电权享有 alpha。当前风光运营商估值相对成长股时期的火电和 稳定期水电依然有较大折价，与此同时，我们看好向新能源 转型的传统电力企业。

上游：碳中和带来上游原材料行业供需两端变革

煤炭：供给侧方面，动力煤供给更加集中，焦煤供给或受限；需求侧方面， 动力煤、焦煤需求均偏负面。钢铁：假设行业在 2020 年碳达峰，2025 年 碳减排 30%，长期看，钢企需要工艺流程的重大变革，关注高强钢、不锈 钢及特钢等投资机会。有色：铝：供给释放再受限，成本曲线陡峭化抬升合 理价格中枢；钴锂：碳中和持续提振下游需求，行业需求高景气周期开启； 白银：受益于光伏和汽车电子需求增加，白银供需格局持续改善。

中游：能源结构变化以及成本曲线上移推动行业变革

电新：发电侧方面，风光是碳中和生力军，逐步迈向存量替代阶段；电 侧 方面，碳中和转型支撑，助力能源结构转型；用电侧方面，车辆全面电动化， 推进碳中和。机械：碳中和下关注光伏设备、锂电设备、氢能源/燃料电池、 核电等细分赛道。汽车：“碳中和”促进汽车新能源化，汽车行业走在“碳 中和”前列，新能源汽车上游供应商受益明显。化工：成本曲线上移，关注 供给受控及碳减排对应的化工材料细分赛道。

金融：碳交易制度完善，绿色金融有望迎来发展良机

银行业方面，碳减排促使传统行业进行技术改造、绿色新兴行业蓬勃发展， 进而创造投融资需求，银行业有望迎来发展机遇。政策也有望从风险权重、 不良容忍度、再贷款再贴现等多方面支持绿色金融发展，银行需逐步增加绿 色信贷投放，并适当压降棕色资产，以改善信贷结构，把握碳达峰发展机会。 国内 7 家赤道银行和国有四大行绿色金融布局领先，有望受益于政策红利而 再上一层楼。券商方面，政策逐步推动碳交易制度完善，未来内资证券公司 可把握行业发展机遇，在现有制度框架下积极参与碳债券承销发行、碳金融 市场投资咨询、碳金融领域投资等业务，拓宽业务边界。

一、策略：碳中和下的四大主题与十二赛道“坡长雪厚

碳中和承诺的三个意义：国际关系、能源安全、经济动能

中国提出碳中和承诺，并非处于一个被动追随者的立场，而更像是主动引领者。我们认为， 积极推进碳中和目标对于中国至少有三个层面意义：

1）国际关系。中美关系的“后特朗普时代”，强化低碳目标具有国际竞合的战略背景。

2）能源安全。逆全球化风波仍未平息，重塑能源体系具有重要的安全意义。

3）新经济动能与就业创造。

碳中和承诺下的十二个“长坡赛道”

基于中国碳中和的策略的共性以及中国路径的特殊性，我们梳理出图 19 所示的细分策略及 其涉及的相关行业。在这些行业中，部分领域，如光伏、风电、电动车、充电桩是已具备 较成熟的技术与市场规模的新兴赛道，也已被投资者充分关注，还有部分领域是具备过渡 性质的、相对低成长型的传统赛道，如水电与火电。我们认为，还有 12 个细分领域的“长 坡赛道”，有望受益于碳中和顶层设计下后续产业规划跟进，在未来 5-10 年增长空间高于 其所属行业，包括：

① 电力脱碳解决方案：储能系统、分布式光伏、特高压；

② 终端电气化+清洁化解决方案：废钢处理、石墨电极、氢能-燃料电池、生物燃料（生物 柴油）、装配式建筑；

③ 节能提效解决方案：功率半导体（IGBT）；

④ 排放绿化解决方案：生物降解塑料、塑料回收、CCUS。

电气化趋势下测算电力供给缺口下的最终解

历史数据表明，经济增长（GDP 现价）与发电量高度线性正相关，假设 2030 年每单位 GDP 耗电量与 2018 年保持不变，按未来 6%的增速测算，预计 2030 年中国名义 GDP 有望达到 29 万亿美元，因而，我们测算经济活动来带的 2030 年的总电力需求或达到 145249 亿 KWh， 同时叠加汽车电气化带来的新增用电需求 2255 亿 KWh，保守估计 2030 年总共用电需求或 达到 147054 亿 KWh。在发电结构方面，我们需要考虑：（1）火电占比或受到“碳中和”目 标的约束（2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右），我们预计 2030 年 继续下降，保守估计占比需要在 70%以下；（2）水电对于选址的要求较高，从国内来看新 建大规模的水电站概率较低，我们预计水电与经济增长基本同步，到 2030 年保持 5%左右 的复合增长；（3）光伏和风电方面，到 2030 年两者累计装机容 量不低于 12 亿 KW。虽然光伏和风电的发电效率存在一些差距，我们暂且假设比例为 1:1（对 总体测算影响结果并不大），即装机容量各为 6 亿 KW。

进一步的，我们测算在 12 亿 KW 的装机容量下，风电和光电的潜在发电量，我们同样做一 些基础数据的基础假设：（1）根据北极星风力发电 数据，我国大部分省份的弃风率在 5% 左右，年发电小时数在 2000 小时左右；（2）根据索比光伏 数据，2015-2019 年，光伏发 电的平均弃光率为 20%，年平均发电小时数为 1200 小时。在这些假设基础上，我们测算 2030 年风电+光伏合计发电量为 17160 亿 KWh。如果不考虑核电的增长，分别在仅考虑电动 车、同时考虑四类行业电气化趋势，我们预计 2030 年电力的供给缺口分别为 2026 亿 KWh、 10688 亿 KWh。在 2030 年“碳中和”目标的约束条件下，我们认为这个缺口未来可能通过 以下三个路径弥补：（1）在 12 亿 KW 规划的基础上继续增加风电和光伏的装机量；（2）核 电同样是低碳能源，可以扩大核电装机量的建设，增加核电供给；（3）增加其他非化石燃 料的清洁能源发电供给，如氢能、地热能等。

我们认为上述第一种路径（继续大幅增加风电和光伏的投入）概率较低，主要原因在于风 电和光伏比较依赖气候条件等自然资源因素，同时有需要大量土地，国内中西部地区地广 人稀，风能和光能均较充足，较为适宜，但大规模建设除了土地、资本，还要受制于原材 料和设备的产能，而在原有 12 亿 KW 基础上继续大幅增加的难度较高。氢能、地热能等新 型清洁能源虽然好，但技术尚且不成熟，通常从技术研发，到设备投入，再到供应链的形 成，需要一轮完整的 8-10 年左右的朱格拉周期，我们预计到 2030 年新型清洁能源的发电 总占比仍比较小。与此同时，2018 年中国与海外相比，在一次能源的消费结构中核能占比 仅为 2.03%，因此，我们认为核电具备发电高效率、低碳的特性，可能成为碳中和框架下 尚未被市场充分认知的优质赛道。

由于碳中和的最终目标是实现碳的零排放，这意味着长期来看火电占比有望进一步降低， 如果我们继续放宽假设条件，随着火电占比的下降，而水电、光伏、风电等其他能源受制 于自然条件限制，装机量增长空间有限，核电的需求量有望显著增长。根据我们测算结果： （1）仅考虑电动车渗透率提升，如果 2030 年中国火电占比下降至 65%，则对应核电需求 或增长 319%；（2）同时考虑四类行业电气化趋势，如果 2030 年中国火电占比下降至 65%， 则对应核电需求增长 546%。从这个意义上来讲，在新的能源革命（氢能、地热能等）出来 以前，核能或是解决能源供给缺口的终极答案。此外，值得注意的是，上述测算空间仅仅 是发电量，如果对应到核电装机量，则可以近似理解为发电量的斜率。

二、电力：看好向新能源转型的传统电力企业

碳中和背景下风光独好，关注盈利能力与估值修复。碳中和碳达峰背景下新能源运营商成 长性无虞（未来 30 年 CAGR 有望达到 10%），然而平价上 并不等于平价利用，当前机制 设计中消纳成本还难以有效传导，新项目盈利能力面临较大挑战。我们建议市场关注成本 下行和电价交易的剪刀差，拥有负荷预测/交易策略/区域层面议价能力优势的的新能源或多 元化运营商可以统筹发电权享有 alpha。当前风光运营商估值相对成长股时期的火电和稳定 期水电依然有较大折价，与此同时，我们看好向新能源转型的传统电力企 业：华能国际。

新能源发电：未来 30 年有望迎来较明朗的成长机会，“十四五”期间行业规模 CAGR=20%。 中国定下 2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的新目标。根据国家气候中心观点，如果中 国可以建成 67%的高比例风光电，将有能力实现 1.5℃温控目标和碳中和目标，也意味着 2050 年风光发电是 11.1 万亿度，其中风电是 7.6 万亿度，光伏 3.5 万亿度；相较于 2020 年（风电 4665 亿度、光伏 2605 亿度）有 13-20 倍的提升空间，未来 30 年 CAGR=10%。 我们预测国内风光发电量“十四五”CAGR=20%，2020-30 年 CAGR=16%。

复盘“五朵金花”火电和“印钞机”水电估值空间可观。当前 A 股风电运营商 P/B（LF） 1.6-2.0x，光伏太阳能 P/B0.8x；H 股 P/B 0.4-0.8x，我们觉得有较大的修复空间：1）复盘 在 2003-05 电力成长股时期 A 股 P/B 普遍在 2.5-5x，H 股 P/B 相对稳定华能（1.9-2.1x）、 华电（1.3-1.5x）、大唐（1.4-2.2x）；当前成长性更高的风光运营商应该享有更高的估值。2） 与盈利模式更类似的水电（P/B 2x）相比，当前新能源运营商 ROE 受到应收国补拖欠（推 高净资产）和财务费用（拉低净利润）的双重影响。我们判断存量国补的解决叠加平价项 目现金流改善，运营商资产负债表有望修复。我们测算正常回款下运营商的经营现金流可 以满足“十四五”装机规模的成长。

新能源平价上 并不等于平价利用，新项目盈利能力承压。当前机制设计中消纳成本还难 以有效传导。根据中国人民大学研究测算，若中国 2030 年达到 20%-30%的风光渗透率， 可能带来全社会度电成本增加 3.1-5.9 分；芝加哥大学研究显示，美国实施可再生能源配额 制的区域，7 年后可再生能源电量比例提高 2%零售电价提高 11%，12 年后可再生能源电 量比例提高 5%售电价提高了 17%；英国 Drax 研究指出，风光伏发电占比每增加一个百分 点，系统平衡成本就增加约 0.1 英镑每兆瓦时。我们判断，额外的消纳成本对发电企业的盈 利压制将体现在 1）辅助服务支出 2）储能成本 3）市场化交易与 4）弃电率提升。

关注电价与成本的剪刀差，负荷预测与交易能力将决定运营商 alpha。随着风光全面平价/ 电价市场化提速/新路条竞价/强制储能要求等政策不断深入，且参与者内卷式竞争，新项目 IRR 承压；加之补贴资金拖欠一直未能得到彻底解决，集中式项目国进民退趋势明显。我 们认为，新项目的盈利能力取决于成本下行和电价交易的剪刀差，有较强负荷预测/交易策 略的新能源运营商在带曲线的市场化竞价中有望获得超额回 率，区域层面市占率较高的 多元化发电主体（水火风光核等）可以统筹发电权坐拥核心竞争力。

三、煤炭：供给侧下行或快于需求侧

供给侧：动力煤供给更加集中，焦煤供给或受限

按规划，除三大基地外，其余基地产能规划趋向收缩。据发改委《全国矿产资源规划 2016-2020 年》，全国共 14 个煤炭基地，包括神东基地、陕北基地、新疆基地等，合计 162 个煤炭矿区。而据《煤炭工业“十三五”规划》，从各个煤炭基地所处的地理位置、煤矿条 件等因素考虑，未来煤炭开发总体布局是压缩东部、限制中部和东北、优化西部，仅有陕、 内蒙古、晋的陕北、神东基地以及新疆基地可进行适度的产能扩张；而由于新疆地区由于 地理位置，煤炭市场相对封闭，供给变化对国内其余市场基本不产生明显影响。因此，未 来除神东基地、陕北基地、新疆基地之外，其余基地煤炭新增产能均受限，且需要陆续退 出落后产能。

陕西煤业、中国神华近年来资本支出开始低于折旧摊销，经营策略趋于保守。陕北、神华 两大基地的主要煤炭企业分别是陕西煤业、中国神华，从近 年来资本支出与折旧摊销关系看，中国神华煤炭业务部分，自 13 年开始资本支出已低于折 旧摊销，陕西煤业则 18-19 年已连续两年资本支出低于折旧摊销。

中国神华、陕西煤业两家头部煤企经营策略趋于保守，我们认为主要因近年来风电、光伏 等新能源发展迅速、政策支持力度大，煤企对于碳减排、碳达峰等政策或有一定预期，且 国家层面对新增产能有一定限制，因此未来煤炭行业产能或将加速收缩。

焦煤主产地在山西，政策导向是保护性开发等。据煤炭资源 ，山西省是焦煤的主要生产 地，2020 年全国产量占比达 50%，产量占比排名第二、三的分别为山东和安徽两地，合计 占比达 18%。据《煤炭工业发展“十三五”规划》，山西政策是“控制蒙东（东北）、晋北、 晋中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模”，而山东、安徽两地政策则是“降低鲁西、 冀中、河南、两淮煤炭基地规模”，因此，未来国内焦煤供给端增量空间有限，且部分区域 处产能收缩格局。

需求侧：动力煤、焦煤需求均偏负面

我国较早起步降低煤炭消费占比、优化能源消费结构。我国能源结构优化、降低煤炭消费 起步较早，早在 2001 年，《国民经济和社会发展第十个五年计划能源发展重点专项规划》 就提出要优化一次能源结构，减少煤炭终端消费的数量。之后的能源发展规划中这一目标 被不断明确和加强，《能源发展十一五规划》要求 2010 年煤炭在一次能源消费中比重下降 3 个百分点，《能源发展十二五规划》进一步要求 2015 年煤炭消费比重降低到 65%左右。

动力煤需求主要集中于电力和四大高能耗产业，19 年占比超过 80%。据 Wind，我们将动 力煤（原煤扣除焦煤）下游需求进行拆分，其中电力占据 51%，其余占比较高的为四大高 能耗行业，分别为建材、化工、供热和冶金。

碳达峰、碳中和背景下，动力煤下游需求偏负面。动力煤下游中，电力及几大高能耗产业， 在碳达峰、碳中和背景下，均是削减趋势。电力行业，虽然目前火电具有灵活性，对于调 峰有较为重大意义，但伴随着储能设备的发展，未来大幅提升风电、光伏等新能源占比或 成必然，电力行业对动力煤需求或逐步下行；但从能源安全角度考虑，由于火电最为传统 且稳定，火电装机或仍将维持一定比例。建材、化工和冶金行业，动力煤主要作为能源供 应方式，未来降低动力煤消费、需求或为必然；而供热则较为特殊，但同样有正在逐渐发 展的解决方案，包括进一步开发利用工业余热、大力发展被动式保温建筑等等。因此，整 体来看，动力煤下游需求在碳达峰、碳中和的大背景下，未来需求偏负面。

焦煤受钢铁行业碳减排影响，需求或呈负面。焦煤终端下游主要集中于钢铁行业，即应用 于长流程高炉环节的焦炭产品，而 2021 年 1、3 月，工信部两次在新闻发布会上提及钢铁 行业碳减排，压减钢铁产能、产量等，对焦煤需求或带来负面影响。

针对钢铁行业碳减排，如果从生产方式上看，据清华-力拓资源能源与可持续发展研究中心， 2018 年长流程吨钢碳排放水平短流程碳排放水平为 2.64 吨，而短流程可降低至 1 吨以下， 因此从以长流程为主的生产模式转变到短流程为主的生产模式是实现碳减排的可行手段之 一，而短流程生产模式仅以废钢作为原料，“焦煤——焦炭”原料产业链或受到冲击。从技 术手段看，若实现碳减排，必然带来钢铁生产成本上涨，推动供给曲线上移，在需求曲线 不变的情况下，产量可能减少，同样将对焦煤需求带来影响。因此，在钢铁行业碳减排的 大背景下，焦煤需求或呈负面。

预计煤炭供给侧下行速度快于需求侧，煤价或有一定支撑。供给侧方面，动力煤未来除神 东、陕北、新疆三大基地外，其余生产基地产能扩张均受限，且行业内或已对碳减排有一 定预期，行业龙头中国神华、陕西煤业近年来已开始缩减资本支出；焦煤方面，山西、山 东和安徽等主产地，均处于产能受限区域。需求侧，在碳减排背景下，动力煤、焦煤需求 均偏负面已较为明确，但短期由于储能技术的限制，从能源安全性考虑，煤电仍将保持一 定占比。

由于行业多对碳减排有一定预期，资本开支已现收缩，我们预计未来煤炭供给侧下行速度 或快于需求侧，煤炭价格在碳减排过程中或仍有一定支撑。

四、钢铁：碳政策下的钢铁结构性投资机会

钢铁或需要在 2025 年之前碳达峰

国内钢铁行业碳减排研究和国企碳减排实践起步早。国内钢铁厂从本世纪初开始实践钢铁 低碳生产技术，这些技术在原理上主要包括三大类：提高能量利用效率、提高副产品利用 效率、新近的突破性冶炼技术。 据冶金规划院，新近突破的冶炼技术较多，如中晋太行-中国石油大学-中石化联合建设的焦 炉煤气直接还原铁项目、宝武-清华大学-中核集团联合开展的核能制氢与氢能炼钢项目、河 钢集团富氧气体直接还原铁项目等，这些突破性项目大多已通过研发阶段，部分已建成示 范项目并成功运行。

推测国内钢铁行业碳达峰时间点或在 2025 年前。据 ICCSD（清华大学气候变化与可持续 发展研究院），为实现 2060 碳中和，工业行业应在 2025 年进入排放平台期，2030 年后显 著减少。钢铁行业是工业行业中最主要的碳排放部门，若工业行业在 2025 年碳达峰，则钢 铁行业需要在 2025 年实现碳减排，为其他新兴工业部门提供碳排放空间。

相比于电力企业，钢企公布碳达峰时间表的企业较少，仅中国宝武发布碳减排宣言，据公 司官 ，中国宝武将在 2023 年力争实现碳达峰，2025 年具备减碳 30％工艺技术能力，2035 年力争减碳 30％，2050 年力争实现碳中和。国内钢铁行业碳减排研究起步早，中国宝武等 钢企碳减排积累了较多实践经验，参考中国宝武的时间表，我们认为钢铁行业或有能力较 工业整体更早实现碳达峰、碳减排。另外，从工信部近 3 次发言看，钢铁行业碳减排迫在 眉睫，进度或在各行业中处靠前位置。

碳减排或推高生产成本 122 元/吨

钢铁初步减排技术选项较多，深度减排需要全新工艺。据力拓中心 告，中国十二五发展 规划中提出的 25 项主要工艺改进技术若都得到了积极的推广和采纳，则可给尚未采用这些 技术的钢企带来总 CO2减排潜力为 0.9 吨 CO2/吨粗钢，约占 40%的粗钢碳排放。总体来看， 实现了余热回收及再利用的新技术工艺（如轧钢余热回收技术、喷吹煤粉技术、回收高炉 煤气技术、球团废热回收技术、厚料层烧结技术、降低漏风率技术、干熄焦技术以及煤调 湿技术）的推广较为容易，在减排的同时提高了经济效益，是当前成本较优的技术选择。

在当前技术条件下，钢铁行业碳减排 30%需总投资 2 万亿。不同高能耗行业边际减排成本 曲线差异很大，当前技术条件下要实现相同的减排量，交通、造纸和有色金属部门边际减 排成本最高，减排难度最大，电力部门边际成本最低，减排难度最小，石油炼化、化工、 非金属、钢铁部门减排难度适中。

对钢铁行业而言，初期减排成本较低，随减排幅度增加边际减排成本将迅速上升。据 Wind， 2020 年粗钢产量 10.65 亿吨、生铁产量 8.88 亿吨，参考 2019 年短流程占比 10%，据此估 算碳排放总量 23.14 亿吨。若在此基础上减排 30%，则全行业需要支付 2 万亿，按 2019 年 10.60 亿吨产能测算（最新数据），吨钢投资 1825 元。

假设每年碳减排进度一样，从 2021 到 2025 年实现碳减排 30%，则总成本为 2 万亿；如果 考虑技术进步带来减排成本下降，据相关文献资料2，到 2030 年钢铁行业减排成本相比当 前或约可减少 40%，年度减排成本 CAGR 为-5%，则测算总成本为 1.55 万亿，吨粗钢产能 成本为 1461 元，按 12 年折旧，吨钢成本上行 122 元。

长期看，钢铁生产成本上行推动供给曲线上移，产量或下降。钢铁企业减排一次性投入大， 如 1000 万吨产能钢厂投资额高达 146 亿，部分区位优势较差的钢厂或选择退出市场。如果 钢铁行业减排 30%，吨钢折旧成本上升 122 元，将会推动供给曲线上移，在需求曲线不变 的情况下，产量可能减少、价格可能上行。

关注高强钢、不锈钢及特钢等投资机会

碳减排将促使钢铁行业扩大资本开支，折旧成本上行，长期供给曲线将上移，对钢材产量 和价格分别是负面影响和正面影响。对钢铁行业的会带来结构性的影响，比如由于北方碳 价格更贵、减排压力更大，钢铁产量可能从北方向南方转移，更加接近消费地，有效缩短 运距，另外，一些钢材需求将会被替代，如钢结构住宅替代混凝土钢筋住宅，高强钢替代 强度一般的钢材，不锈钢替代普碳钢，不仅降低生产流程中的碳排放，也将降低产品全生 命周期的碳排放。

五、有色：碳中和对有色行业的影响

碳中和对有色行业工业金属（如铜、银），新能源金属（如钴、锂、镍）的影响主要为需求 端明显的正向提振作用，影响偏正面；对电解铝行业的影响则有供给、需求、成本曲线三 重维度，正负影响均有。

铝：供给释放再受限，成本曲线陡峭化抬升合理价格中枢

据 Wind，2020 年有色金属冶炼及压延加工业用电量在全国占比为 8.6%，其中铝冶炼占比 约 80%；据上海钢联，2019 年国内电解铝能源结构中，火电占比合计约 90%，水电等占 比仅 10%，且在电解铝冶炼中，用火电生产 1 吨铝电力环节排放 CO2约 11.2t，用水电生 产吨铝几乎不排放 CO2，因此电解铝在有色行业碳排放中占比最大。碳交易所披露数据表 明，2020年国内电解铝行业CO2总排放量约为4.26亿吨，约占全社会CO2排放总量的5%。

供给端影响：以小见大，内蒙政策具有指导意义

2017 年供给侧改革划定行业天花板，目前产能新建已接近尾声。2017 年供给侧改革划定 行业供给天花板为 4500 万吨，截至 2021 年 2 月，全国电解铝已建成产能 4420 万吨，运 行产能 3936 万吨，行业天花板将至，产能新建已近尾声。

内蒙能耗控制开先例，供给释放再受限。因 2019 年双控考核未达标，2021 年 2 月 25 日， 内蒙发布《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施》（征求意见稿），提 出对高耗能行业结构进行调整。对电解铝重点的影响在于：1）严禁新增：从 2021 年起， 不再审批新增项目建设，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换；2）节能改 造：2021- 2023 各盟市分年度至少按照 40%、40%、20%的进度完成全部改造任务，火电 实施灵活性改造；3）调整电价：取消蒙西地区折算电价，自备电厂按自发自用电量缴纳政 策性交叉补贴，对电解铝行业执行阶梯电价政策。

此外，据百川盈孚，21 年锦联、霍煤等电解铝厂已初步计划将以检修性质减产，蒙东地区 压减能耗影响电解铝产能合计 15.5 万吨。据 SMM，3 月 12 日包头发改委下发《包头市能 耗双控（一季度）红色预警响应措施》，包铝股份（未上市）和东方希望（未上市）包头稀 土至 3 月底分别减少用电 1.5 亿千瓦时，若按行业平均吨铝电耗 1.35 万千瓦时测算，3 月 合计影响 2 万吨左右。 综合来看，我们认为内蒙政策的影响可能不仅局限于内蒙待建产能落地困难加剧，而更重 要及深远的影响在于或对其他省市具备指导意义，电解铝供给释放再受限。

成本端影响：火电铝成本预期逐步增加，抬升行业成本中枢

优惠政策取消及严格差别电价，火电成本将上行。据 SMM，截至 2021 年 3 月 12 日，全 国电解铝平均现金成本中，氧化铝及电力成本分别占 41%、40%，二者对电解铝成本影响 最大。据前述内蒙要求，自 2021 年 2 月 10 日起，取消优惠电价政策，严格按国家规定对 区域内火电铝用电采取差别电价策略，21 年征收标准为每千瓦时 0.1 元，2022、2023 年 加价标准在现行水平的基础上分别提高 30%、50%，区域内火电铝成本预期将提升。基于 此 政策 ，我 们预期 21-23 年 内蒙 区域 部分 电解铝 产能 吨铝 生产成 本将分 别增 加 1350/1755/2025 元，届时部分电解铝成本将涨超 1.5 万元/吨。

电解铝或纳入碳交易，利好水电铝。据财联社，除电力已纳入外，石化、化工、建材、钢 铁、有色金属、造纸、航空剩余七大行业，将在“顺利对接、平稳过渡”的基调下逐步纳 入全国碳市场，电解铝行业或优先纳入全国碳交易市场。因碳排放交易主要基于行业碳配 额值，若电解铝行业纳入全国碳交易市场，对于超额排放的火电铝或需外购配额以弥补超 额排放的部分，而几无碳排放的水电铝则或可出售多余配额间接降低成本。

综合来看，碳中和大背景下，电解铝作为高能耗行业之一，我们认为政策将导致铝企供给 和成本出现分化；其中主要分布于云南的水电铝及成本相对稳定的再生铝优势将日益凸显， 部分火电铝成本可能将抬升甚至关停。

需求端：受益于汽车轻量化及光伏，稳定增长可期

碳中和背景下，国内外新能源汽车产销预期快速增长，因电动车质量普遍较燃油车大，因 此对铝等轻量化材料的应用更为迫切；此外，光伏作为新能源在能源结构中的占比将大幅 提升，据 2020.11.16 华泰电新《能源革命加速，行业景气上行》，21-25 年全球光伏新增装 机复合增速预期 15%，因光伏边框及支架均可用铝，我们预期将对铝下游需求形成持续拉 动。

基于此，据华泰有色 2020.12.03《电解铝：冬去春来》，我们认为电解铝 21-22 年国内电解 铝供需格局持续供不应求；全球电解铝供需格局有望改善，逐步从过剩转为短缺。此外， 基于全球电解铝过剩比例和边际成本曲线，我们认为 21-22 年铝价有望维持在 1.5-1.75 万 元/吨运行，铝企盈利维持高景气。且碳中和将使供给释放再受限制，随着未来政策逐步明 细，行业成本曲线陡峭化或进一步抬升合理价格中枢，水电铝及再生铝电力成本提升的幅 度预期小于火电铝，盈利优势将更明显。

钴锂：碳中和持续提振下游需求，行业需求高景气周期开启

我们认为未来全球对钴锂需求的增量主要来自 3C 领域及新能源汽车动力电池。

全球新能源汽车行业需求高景气周期开启。2020 年 11 月 2 日，国务院办公厅发布《新能 源汽车产业发展规划（2021—2035 年）》，规划到 2025 年，我国新能源汽车新车销售量达 到汽车新车销售总量的 20%左右，国内新能源汽车产销有望长期向上。

碳中和承诺以及碳排放政策奠定欧洲电动化基础，是海外电动化的强约束。在低碳行动带 动下，部分海外国家对碳达峰和碳中和等内容做出承诺，交通领域电动化是降低各国碳排 放的重要抓手。根据欧盟碳排放政策要求，2020 年 95%的乘用车需达到平均碳排放 95g/km 的门槛，2021 年需全部乘用车达到 95g/km 的排放要求，对于不能达到的车企，2019 年起， 每超出目标值 1g/km，需缴纳 95 欧元，以碳排放政策促进欧洲车企全面转向电动化。

我们认为全球新能源汽车产销快增将持续提振钴锂需求，行业需求高景气周期开启。因无 钴化应用尚需时日，我们认为短期新能源汽车产销持续向好反而将增加钴用量，钴下游需 求无虞，20-21 年供需格局仍将持续改善。锂行业重回景气上行通道，我们认为寻找投资机 遇应关注有望优先享受市场规模增长红利的企业，掌握上游资源、明确的产能扩张、绑定 头部客户三要素缺一不可。

白银：受益于光伏和汽车电子需求增加，白银供需格局持续改善

碳中和趋势下，光伏作为新能源在能源结构中的占比将大幅提升，而制造、交通和通讯等 产业电气化和智能化趋势也在持续增强。白银作为目前重要的电接触材料、焊料、感光材 料和和催化剂，已成为光伏新能源和电子电器领域中不可或缺的基础材料。据 Metals Focus， 19 年白银在工业领域中的需求占比约为 51.5%，其中光伏需求占比约为 10%，电子电器及 焊料需求占比约为 35.1%。21-25 年白银需求的主要增量我们认为是来自于光伏和汽车电子 两个领域。

据 Metals Focus 21.01《SILVER’S GROWING ROLE IN THE AUTOMOTIVE INDUSTRY》， 新能源汽车单车银消耗预期是传统乘用车的 1.6-2.2 倍，20 年汽车电子相关银需求 55Moz （约为 1600t），至 25 年预期增至 88Moz（约为 2500t）。针对光伏，据 20.12 华泰电新《能 源革命加速，行业景气上行》，21-25 年全球光伏新增装机复合增速预期 15%，技术革命可 能导致银单耗以每年 10%的幅度减少，但整体银需求预期仍将从 20 年的 96.1Moz 增至 109.2Moz。

六、电新：新能源产业发展逻辑深刻变化，重塑未来能源供给结构

发电侧：风光是碳中和生力军，逐步迈向存量替代阶段

碳中和风起，能源革命加速推进。过去 10 年，风电、光伏成本大幅下降，全球至少三分之 二的人口生活在光伏发电及陆上风电最便宜的国家。推动清洁能源低碳高效利用，加速新 能源产业发展成为中国在国际社会最高优先级的话题。光伏、风电等非化石能源是清洁低 碳能源体系的重要组成部分,预计“十四五”期间发展将进一步提速。BoloombergNEF 预测， 2020-2050年全球平均年光伏装机267GW，到2050年全球一半发电量将来自风电和光伏。 预计到 2050 年，全球光伏装机将达到 8500GW，风电装机 6000GW，光伏和风电将占到 全球电力装机的 71.5%，可再生能源将占全球发电量 86%。我们认为，“碳中和”有望推动 新能源年均装机中枢上移，行业进入高质量发展的新阶段。光伏、风电作为主要的新增电 源，是实现能源替代，开启零碳时代的生力军。

2020 年非化石能源占一次能源消费比重 15.9%；预计 2025 年和 2030 年全部非化石能源 占一次能源消费比重达到 20% 和 25%。我们按照 2020-2025 年用电量复合增速 3%， 2025 年非化石能源发电量占比为 36%/38%/40%做不同假设条件下的光伏年均新增装机 测算。在水电、生物质等其他非化石能源发电量不增长的假设情况下，对应风电、光伏总 发电量约为 1498.2 TWh /1585.7TWh /1673.2TWh。截止到 2020 年底，光伏、风电累计 装机分别达到 253GW 和 281.7GW，综合考虑发电小时数及资源禀赋等因素，我们预计“十 四五”期间光伏年均新增装机中枢抬升至 70-90GW，风电年均新增装机中枢抬升至 30-40GW。

光伏迎来补贴退出前最后一年，2021 年国内大概率迎来抢装。部分 2020 年项目受组件价 格抬升影响或将结转至 2021 年；我们认为，平价示范项目是除竞价项目外最大的增量市场， 随着抢装潮后组件价格的回落，部分前期对价格较为敏感的 2019、2020 年平价示范项目 将进入施工并 期，进一步推动 2021 年国内需求的上行。海外部分，欧洲陆续推出光伏行 业激励措施，法国、葡萄牙等明确将并 节点延期至明年，美国市场需求旺盛，越南 8 月 已跃居海外第一大出口市场。我们认为，美国、欧洲、东南亚、中东市场将是 2021 年海外市场亮点，光伏的经济性在全球范围内超越传统能源，将进一步激发终端需求。2021Q1 受 短期产业链价格叠加年假影响，产业链上下游博弈加深，一季度出现短暂回落后，二季度 需求重回高增长；Q3/Q4 全球需求取决于供应链价格。2021 年全球市场转暖，受部分递延 项目并 及欧洲、美国等强势需求影响，我们预计 2021 年全球新增装机 150-170GW。

产业链集中度快速提升，强者恒强局面已经形成。上游硅料、硅片行业洗牌已基本完成，行业格局基 本稳定；疫情过后，尺寸变化及品牌、渠道优势加速电池片、组件环节集中度提升。以组件环节为例， 头部企业继续加速扩张，2019 年产量 CR10 接近 70%；疫情影响下，订单加速向一线厂商倾斜，结 合各龙头厂出货规划，我们预计 2020 年达到 85%左右。组件除了制造环节需满足低成本和高性能要 求外，还需要解决品牌、渠道、交付、供应链等多方面问题，我们认为组件逐步成为龙头厂商角逐的 主战场，组件环节的格局也将在 2021 年更加清晰。

持续推动技术进步加速，迈向低电价时代。光伏转换效率持续提升，行业技术仍处于快速 革新状态，行业竞争格局逐渐从规模竞争向优势技术和规模效应相结合转变。得益于制造 端的技术进步，通过提高效率、减少材料消耗和用地面积等，2010-2020 度电成本成本下 降 89%。未来的成本下降在系统应用端仍有挖掘潜力，高效的系统解决方案将主导未来光 伏电力 LCOE 的进一步下降，打开光伏行业新的一片蓝海。

陆上风电平价开启，海上风电加速抢装。2020 年陆上风电补贴退出，2021 年海上风电迎 来国补退出的最后一轮抢装，行业景气度维持高位。在技术升级和原材料降本带动下，风 电整机招标价格持续下行，度电成本持续下降。机组大型化和发电高效化是行业的趋势， 在技术升级和风电抢装带来的规模效应带动下，风电项目 LCOE 进一步降低，风电有望真 正步入低电价时代。风电平价受风电场建设成本、当地风资源和电价共同影响，根据水规 总院披露，国内大部分地区具有平价的潜力，补贴退出后风电行业仍有较大发展空间。

三北和海上风电建设投资有望进一步下降。在风机大型化及原材料降本带动下，十四五期 间单位千瓦风电投资有望持续下降，我们认为考虑风电资源、建设规划和技术发展空间， 三北和海上风电或成十四五期间风电发展主体。根据水规总院和能源局统计，三北地区风 电利用小时数高，风资源属性优异。叠加土地费用低，适用于大型风机，单瓦建设成本优 势明显，我们认为三北平价大基地将支撑陆上风电装机规模。三北地区随着弃风率下降有 望加速回归，大风电基地落地，为行业长期发展注入持续动力。根据明阳智能披露，21 年三北陆上建设单位千瓦投资降至 5500-6000 元/千瓦（20 年单位千瓦投资在 6000 元以上），海上建设单位千瓦投资降至 15000-17000 元/千瓦，进一步提高风电的经济性。

海上风电、大基地和高电价优质资源区支撑后补贴时代行业稳定发展。我们认为平价后国 内风电行业主要有海上风电、三北大基地和中东南高电价优质资源区三大发展支点。海上 风力资源充裕，当前 6S 级机组已经相对成熟，随着吊装和消纳条件改善，海上风电或为未 来新的增长点。三北地区随着弃风率下降有望加速回归，三北大风电基地落地，为行业长 期发展注入持续动力；而中东南高电价优质资源区或将成为分布式风电发展的主要动力。

新能源估值系统性提升，风电估值有望迎来修复。我们认为，在坚持市场化发展的背景下，度 电成本仍然是不同能源之间竞争的核心要素。从行业竞争格局来看，中长期看行业向大功率机 型发展，行业从价格竞争走向全生命周期度电成本竞争，龙头厂商竞争优势将更加凸显，行业 格局也将进一步集中，优质风电企业将直接受益。

电 侧：碳中和转型支撑，助力能源结构转型

电 侧：碳中和支撑电 建设需求，关注特高压、信息化、调度系统以及配 节能。电 是一个需要时刻能量平衡复杂系统，传统能源结构以火电为主，终端用电规律可测，通过 控制火电的输出功率，配合抽水蓄能进行昼夜峰谷调节，基本可以维持系统的稳定性。碳 中和背景下，发电侧新能源装机量持续提升，用电侧新能源车广泛接入，电力系统的调节 压力凸显。从碳中和对电 系统要求看，能源基地与负荷之间区域分布不均主要是通过特 高压输送，多能互补主要通过电 信息化建设和新一代调度系统协助调解，储能系统协助 一二次调频，减少发电系统输出功率波动性。此外，碳中和要求下电 节能减排要求增加， 原有配 节能和园区级综合能源业务或加速，带动相关企业订单增加。

十四五纲要推出，碳排放重要性凸显，电 建设需求支撑明显。2021 年 3 月 13 日，新华 社公开了正式版的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景 目标纲要》，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系。提高能源供给保障能力， 十四五期间非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右，推进以电代煤。可再生能源 转型催生电 建设需求，规划提出提高特高压输电通道利用率，我们认为输电端的火电和 储能基础设施是提升利用率的重要保障，有助于提升清洁能源的传输比例。此外，规划提 出加快电 基础设施智能化改造和智能微电 建设，提高电力系统互补互济和智能调节能 力，我们认为与电 信息化建设直接呼应，用电侧的清洁能源接入和负荷端电动车等大功 率用电设施给电 稳定性提出更高要求，信息化是提升电 稳定性的重要措施。

大型清洁能源基地建设稳步推进，十四五期间或仍有新特高压线路规划推出。根据十四五 期间能源基地布局，十四五期间建设金沙江上游清洁能源基地、雅砻江清洁能源基地和金 沙江下游清洁能源基地，推动雅鲁藏布江下游水电开发工作，大型能源基地周边负荷不足， 我们认为特高压是推动清洁能源外送的有效措施。根据国 披露，当前西南电力外送有锦 屏、向家坝、洛溪渡三条外送特高压线路投产，雅中-江西、白鹤滩外送线路在建，金上水 电外送线路处于预可研环节，我们认为现有清洁能源基地加大规模以及雅鲁藏布江下游水 电建设将进一步催生特高压外输线路建设需求。针对主干 架，国 提出送端完善西北、 东北主 架结构，加快构建川渝特高压交流主 架，支撑跨区直流安全高效运行；受端扩 展和完善华北、华东特高压交流主 架，加快建设华中特高压骨干 架。川渝特高压环 等前期尚未正式立项的线路有望逐步落地，十四五期间或仍有新特高压线路推出。

国 “碳达峰、碳中和”行动方案已出，从电 建设、调度消纳、节能增效和减排等方面 助力能源结构转型。行动方案主要包括以下四大方面：1）推动电 向能源互联 升级，着 力打造清洁能源优化配置平台。2）推动 源协调发展和调度交易机制优化，着力做好清洁 能源并 消纳；3）推动全社会节能提效，着力提高终端消费电气化水平；4）推动公司节 能减排加快实施，着力降低自身碳排放水平。

技术和线路储备双管齐下，现有特高压线路建设速度有望加快。从国 建设方向看，行动 方案从技术和线路建设两方面规划特高压工作，研发并全面掌握特高压核心技术和全套设 备制造能力，我们认为柔性直流输电和 IGBT 是核心技术重点;从线路规划上，“十四五”规 划建成 7 回特高压直流，根据国 披露的 20 年加快建设的特高压线路方案，当前仍有 3 条 预可研线路、2 条白鹤滩外送等特高压直流线路在建设中，我们认为 7 回特高压直流的表态 或进一步加快已有线路的建设速度。

碳中和下新能源装机有望持续提升，电 消纳压力凸显，弃电率仍有上升压力。复盘光伏， 2015-2017 年光伏装机大幅提升，国内弃光率在 16 年一度达到 10.16%，新疆和甘肃等主 要新能源基地弃光率在 30%以上。随着各地特高压外送通道完善，各省消纳条件提升，弃 风弃电率下降至较低水平。考虑到碳中和背景下可再生能源装机需求旺盛，为保障消纳能 力，我们认为十四五期间弃风弃电率或呈现上升态势，发电侧储能重要性凸显。

储能系统价值优异，有望增加电 消纳能力，减少弃电率水平。储能抑制光伏出力的波动 性，减少电 调度难度和功率输出限制，系统增益发电或远高于储能电量。光伏出力受光 照强度和天气情况影响，波动性较大，能源基地在可调节余量和上 通道不足时，限制光 伏电站总出力功率，导致光伏电站弃电发生。储能增加光伏系统出力（输出功率）的稳定 性，降低对电 调节余量需求，增加电 的消纳空间。此外，在下游需求不足时，储能系统直接储电，减少弃电量。考虑储能降低发电波动性后可降低调度难度，实际增发电量或 远高于储能容量。

调度系统要求提升，需求侧响应进一步催生信息化设备需求。新能源、直流等大量替代常 规机组，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，为电力系统的调频和 调压带来压力，电力调度系统有望加强。十四五期间国 将通过供给侧结构调整和需求侧 响应“双侧”发力，解决“双高”、“双峰”问题，推动能源清洁低碳安全高效利用。此外， 国 针对电 内部线损等问题，提出优化电 结构，推广节能导线和变压器，强化节能调 度，提高电 节能水平，电 节能改造节奏或进一步加快。

信息化设备市场较为集中，南瑞和信产系优势明显。南瑞集团（未上市）和信产集团（未 上市）作为国 信息化建设的主力，建设项目针对性强，新开发项目亦需要南瑞集团和信 产集团进行总包集成，在信息化项目中市占率处于前列。以 2018-2019 年信息化设备招标 金额看，南瑞集团和信产集团合计中标市占率达 75.4%，直接受益于国 信息化建设。

我国线损率仍处于较高水平，碳中和下输电侧配 线损关注度有望提升，加快配 改造节 奏。我国线损率距发达国家仍有较大差距，降低线损率是提高输配电能力，减少输配电成 本的必然举措。根据国家能源局披露，2019 年我国社会用电量 7.23 万亿千瓦时，电 综 合线损率为 5.90%，线损电量超 4265 亿千瓦时。韩国、德国、日本等国线损率早在 2012 年就降至 3.39%、 4.36%和 4.62%的水平，我国线损率高于这些国家约 2 个百分点，国 内线损率仍有较高下降空间。国家电 重视降低线损率水平，通过节能改造、全天候监控、 实施线损同期管理等方式，2013-2019 年我国线损率下降约 1.02pct。我国线损率仍与韩 国德国等国家有较大差距，配 节能需求旺盛。

用电侧：车辆全面电动化，推进碳中和

各国政府针对碳排放目标，对发展新能源车给予积极的政策支持。发展绿色经济，支持碳 中和已经成为全球共识，中国、美国、欧盟等国家或者经济体纷纷提出了远期的碳中和目 标。相应的，为鼓励汽车电动化，新能源车相关支持政策也在持续加码，包括但不限于税 收减免、直接补贴等。

除了政策助推，电动化+智能化浪潮持续推进，电动车 C 端需求崛起。我们认为，政策是助 力新能源车产业发展的推手，但是内生需求是产业持续发展的终极力量，而制造成本下降+ 配套设施完善+电动智能化带来的新体验是车企推出热销车型的核心驱动力，助推新能源车 C 端需求崛起。根据 EV sales 数据，20 年全球新能源汽车销量 312.5 万辆，同比+41%， 渗透率从 19 年的 2.5%提升至 4.2%，排名前三的车型分别为特斯拉 Model 3、五菱宏光 MINI、雷诺 ZOE。我们认为，特斯拉代表了以智能化打造高端科技感的高端品牌，五菱宏 光和雷诺 ZOE 则代表了以高性价比在短途代步领域替代燃油车的低端品牌，这些车型的热 销将树立标杆效应，推动其他车企开发新车型来抢夺市场。

我们认为国内锂电产业链各环节已经诞生具备全球竞争力的龙头公司。除了人力成本、能 源成本、产业链资源优势之外，国内电池企业在电池材料、电池结构、成组等技术创新逐 步引领全球。以宁德时代为代表的动力电池龙头企业在国内站稳脚跟后，在海外市场开始 攻城略地，相继斩获宝马全球、大众 MEB 平台、戴姆勒 MMA 平台、现代 GMP 平台等大 车企平台大单。

行业高景气持续，短期调整后配置价值凸显。近期板块延续高波动特点，部分个股短期有 较大调整，但是我们认为行业政策面没有利空、销量和排产持续验证行业高景气，一季 窗口期即将来临，板块龙头公司一季 有望同比高增长。我们建议抓住调整机会加配，两 条主线：1、锂电产业链上有竞争力的电池和材料龙头；2、供需错配带来涨价或未来可能 涨价的环节，包括碳酸锂、钴、六氟磷酸锂、铜箔。

七、机械：碳中和主题下的机械行业赛道梳理

由于机械行业对应的下游细分行业板块众多，且各个行业的生产布局与产能扩张都需要一 定的时间提前策划与落实，因此我们从中梳理出碳中和主题下相关度较高、逻辑较为清晰 的细分板块，找寻有望提前受益的相关标的。我们认为，机械行业主要受益子行业为：1） 借助可再生能源技术，实现清洁能源发电与利用的设备，分别是光伏设备、锂电池设备、 氢燃料电池设备、核电设备；2）节能减排设备，包括使用新工艺、新设备提升传统能源使 用效率，以及更有效的减少碳排放的新技术和新设备，包括通过催化工艺，将二氧化碳进 行捕捉并转化为有用的产品与资源等。

光伏设备：新增装机预期提升、政策保障、新技术迭代推动设备需求向上

我们认为，碳达峰碳中和将从两大方面有力支撑光伏设备行业的长期稳定发展。一方面是 政策引导下光伏作为核心清洁能源的需求提升，光伏新增装机提升有望带来光伏设备需求 的长期稳定增长。据国际能源署（IEA）20 年 11 月的预测，21 年全球光伏（新增）装机容 量为 142GW，2020-2025 年均新增有望达到 165GW。今年 2 月 23 日彭博新能源（BNEF） 的 21 年光伏装机量预测值上限提升至 209GW，作为对比，1 月 19 日 BNEF 的预测值为 194GW，行业景气度预期不断提升。同时国家政策的支持也有望稳定光伏设备行业现金流， 保持设备企业较高的研发投入占比。3 月 12 日，发改委联合财政部、人民银行、保监会、 能源局印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》， 提出十项措施，用于解决存量可再生能源项目补贴拖欠问题。

另一方面，市场驱动促进企业对更低成本新技术的不断探索，从而带来生产设备的迭代更 新需求。1）光伏电池向大尺寸迁移的替换需求。受益于大尺寸电池对终端 BOS 以及 LCOE 成本的降低，包括 182mm 与 210mm 在内的大尺寸硅片/电池片或逐渐淘汰较小尺寸的产 能。据 PVInfoLink 预计 23-25 年大尺寸的市占率有望从 20 年的 2%提升至 70%。2）技术 迭代加速 HJT 等新技术渗透率提升。类似于 PERC 技术对 BSF 电池的替代，HJT、TopCon 等技术凭借对生产步骤的简化，或更高的单片转化效率有望成为下一代电池技术主流。我 们认为，小尺寸或落后产能或将加快淘汰，加快异质结技术的发展速度与产业化落地；同 时存量产能向 PERC+或 TOPCon 升级或成为延长其使用时间的必然之选。

锂电：设备公司产业链全覆盖，受益全球电池产能扩张

碳中和目标明确促电池龙头加快产能布局。作为交通领域电动化与清洁能源占比提升的重 要组成部分，碳中和目标明确也使得动力电池与储能电池的广阔需求更加清晰与迫切，促 使海内外玩家纷纷加快布局锂电池产能。国内的产能扩建主要由宁德时代、 比亚迪、中航锂电（未上市）、国轩高科等企业领导，宁德 时代近 3 个月公布的扩产计划已达 785 亿元，我们测算对应新增产能超过 250GWh；国轩 高科 2023 年规划产能 80GWh，2025 年提升至 100GWh。海外的主要扩产主力则来自 LG 新能源（未上市）、SKI（未上市）、三星 SDI（未上市）、Northvolt（未上市）等。LG 新能 源在韩国、中国、波兰、美国均布局有生产基地，2023 年规划产能 260GWh。SKI 在匈牙 利扩建电池工厂，拟新建美国第二座电池工厂，计划 2025 年扩产至 125GWh。

电池行业的头部效应加剧，2023 年动力电池供不应求提升设备产能稀缺性。据 SNE，2020 年宁德时代与 LG 化学分列全球动力电池装机量/出货量的一二名，同时二者 2021 年的产能 利用率也有望保持在较高水平。LG 新能源或提前至 21 年 Q3 在韩国上市，早于此前的 21 年底/22 年初预期。SNE 预测 2023 年的全球动力电池装机 需求量（电动车+储能）或将超过供应量，我们认为，未来 2-3 年设备企业高端产能同样将 处于供不应求状态，从而引导下游电池厂扩产进度加快，提前锁定设备企业产能。

国产锂电设备产业链全覆盖，引领技术创新拥抱迭代革新。我们认为，随着目前国内锂电 设备企业完成对前道、中端工艺、后端工艺的电池生产全工序覆盖，同时宁德时代、比亚 迪、国轩高科等中国企业发挥电池制造优势，在电芯结构上连续推出 CTP、刀片、J2M 等 技术，中国电池企业与相关设备企业共同成长，引领了电池系统结构技术创新。先导智能、 杭可科技等国产锂电设备企业作为电池结构等技术创新的最终实现者，已经具备获得国际 领先汽车厂与电池厂认可的全球竞争力；凭借行业领先的研发水平和快速响应能力，将更 加受益于全球电动车景气度的提升与电池技术的迭代革新。

氢能源/燃料电池：政策不断加码，氢能发展进入快车道

政策助推氢燃料电池产业化，氢能发展进入快车道，行业高成长可期。氢能源作为清洁能 源，在保障国家能源安全、推进产业升级等方面具有重要意义。中国政府积极推动氢能源 及燃料电池发展，推出一系列建设规划与补贴政策。从发布时间看，2017-2020 年分别推 出地方政策 2 个、10 个、38 个、55 个，对应的省市分别为 2 个、5 个、15 个、19 个。据 2020 年 10 月 27 日《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》规划显示，到 2025 年我国加氢 站的建设目标为至少 1000 座, 燃料电池车保有量至少 10 万辆，到 2035 年加氢站的建设至 少 5000 座，燃料电池车保有量至少 100 万辆。据《中国氢能源及燃料产业白皮书》，远期 目标是在 2050 年实现中国建设加氢站数量 10,000 座，燃料电池车保有量 500 万辆。据前 瞻产业研究院测算，到 2050 年中国氢能源行业市场规模有望突破 4 万亿。

燃料电池系统、加氢站及相关设备需求或率先释放。性能提升和成本下降是氢燃料电池车 产业化的关键，技术进步和国产化是主要路径。氢能基础设施的布局和建设，是燃料电池 汽车产业商业化发展的突破口，因此燃料电池系统、加氢站及相关核心设备/零部件的需求 或率先释放。氢能源产业链核心环节包括燃料电池系统：亿华通、大洋电机；空气/氢气循 环系统：汉钟精机、雪人股份；储氢瓶：中集安瑞科、富瑞特装、中材科技；加氢站：厚 普股份、嘉化能源等。

核电：政府工作 告时隔 3 年重提核电，碳中和背景下长期空间较可观

碳中和背景下长期空间较可观。两会上政府工作 告中时隔 3 年首次提出“在确保安全的 前提下积极有序发展核电”，也是 2012-2021 年间政府工作 告中信号最为明确的一次。据 上海市核电办公司的《核电观察》测算，在碳中和背景下，考虑风光电、火电的政策及产 能限制，结合核电的年平均利用小时数约为 7300 小时，2030 年核电装机容量需达到约 1.07 亿千瓦，相比当前需要增加约 3500 万千瓦。

考虑到核电五年左右的建设周期，这些机组需要在“十四五”期间全部开工，意味着未来 5 年需要新增约 30 到 35 台百万千瓦机组，年均新增 6 至 7 台机组，对比“十三五”期间一 共开工 10 台机组，增长空间较为可观。如假设单台机组投资 200 亿，其中约 50%是设备 投资，则“十四五”期间核电投资有望达到 6000 亿元，设备投资 3000 亿元。核电产业链 核心环节包括：1）核电设备：上海电气、东方电气、江苏神通、中核科技；2）核燃料： 中广核矿业；3）工程建设：中国核建等。

八、汽车：“碳中和”促进汽车新能源化

汽车行业走在“碳中和”前列

由于节能减排是过去几十年汽车行业重点关注和投入的方向之一，且全球多国也把汽车行 业作为节能减排的重点行业，并制定了降低油耗和 CO2 排放的政策框架和发展目标。中国 政府也在 2020 年 10 月印发了《新能源汽车产业发展规划（2021—2035 年）》，为汽车行 业的节能减排和绿色发展方面制定了中远期政策框架，即持续的节能减排和新能源化。