【平安电力】碳中和系列报告：碳中和下的能源电力维”新”变法

1.1 势在必行的“碳达峰、碳中和”

1.1.1 碳中和是全球共振的大趋势，事关应对气候变化和可持续发展

气候变化是全球性议题。为应对气候变化，2015年巴黎协定正式签订，目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内。根据联合国政府间气候变化专门委员会的科学评估，实现2℃目标需要全球于2070年左右实现碳中和，实现1.5℃目标需要于2050年实现碳中和。2017-2018年全球平均气温已比工业革命前高出1℃，按照当前的排放趋势和各国现有行动力度，2040年左右将达到1.5℃，2065年左右将达到甚至超过2℃，本世纪末将达到3-4℃甚至更高，无法实现《巴黎协定》的目标，并可能引发生态灾难和公共卫生事件等。

为应对气候变化，我国推出“碳达峰、碳中和”战略，并赋予了较高的重视程度。

2020年9月，习近平在联合国大会提出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争于2030年前实现二氧化碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和。

2020年12月，习近平主席在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

2021年3月，习近平主持召开中央财经委员会第九次会议，会议强调，我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。

应对气候变化需要全球共同的努力，海外诸多国家制定了碳中和时间表。2019年12月，新一届欧盟委员会发布《欧洲绿色协议》（European Green Deal），明确2030年碳减排目标从40%提高到50%-55%，将2050年的80%-90%减排目标上调为碳中和；日本、韩国、美国等国家计划在2050年实现碳中和。

以上表明，控制二氧化碳排放、应对气候变化已经成为全球共识。

1.1.2 我国具有加快实施“碳达峰、碳中和”的现实压力

根据BP统计数据，2019年我国二氧化碳排放量98.26亿吨，同比增长3.4%，约占全球总排放量的28.8%，是全球最大的二氧化碳排放国。美国是第二大二氧化碳排放国，2019年排放量约49.65亿吨，欧洲2019年排放量约41.11万吨，整体看，我国二氧化碳排放总量远高于其他国家。从人均二氧化碳排放量看，我国也高于世界平均水平。

与此同时，我国的二氧化碳排放量仍处于上升趋势，从近5年碳排放量的年平均增速来看，中国碳排放平均增速为1.2%，高于全球0.8%的水平，部分主要经济体（如英国、巴西、日本、德国、美国、墨西哥、法国）的碳排放量增速已经降为负值。

在气候问题日益凸显以及应对气候变化成为全球共识的背景下，如果不调整现有的模式，我国在二氧化碳排放方面可能将面临较现实的国际压力；因此，“碳达峰、碳中和”战略势在必行，结合我国在清洁能源等领域的竞争优势，有望实现化被动为主动。

1.2 如何实现“碳中和”，能源电力行业是重要抓手 

为实现“碳达峰、碳中和”的“30·60”目标，至少需要考虑从三条路径入手：一是控制和减少碳排放，包括限制化石能源的使用，增加清洁能源的使用；二是促进和增加碳吸收，主要包括技术固碳和生态固碳两种手段；三是通过建立绿色金融体系来支持碳中和目标的实现；其中，控制和减少碳排放是核心关键。

从我国二氧化碳排放明细拆分来看，根据国际能源署（IEA）的统计，煤炭、石油、天然气等化石能源的利用是我国二氧化碳排放的主要来源，其中煤炭利用排放的二氧化碳约占全国总排放量的80%，因此，为实现“碳达峰、碳中和”目标，能源的利用方式需要发生改变。

从我国能源消费端看，2020年全国一次能源消费总量约49.8亿吨标准煤，同比增长约2.3%。非化石能源消费占比近年来持续增长，到2019年升至15.3%，已提前完成到2020年非化石能源消费比重达到15%左右的目标。根据《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》，到2025年非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右；按照中国政府承诺，到2030年，这一指标将提升到25%左右。

我们认为，站在能源电力的角度，控制和减少碳排放应该着重把握以下三个方面。

1）在能源利用环节，发电及供热是我国最主要的二氧化碳排放来源，约占到总排放量的一半，其中，煤电又是最主要的发电排放形式。因此，电力生产端的变革至关重要，需要将以高碳排放的火电为主的电力生产模式转变为以低碳排放的可再生能源（包括光伏、风电、水电等）为主的电力生产模式。

2）基于电力生产环节的低碳化，应大力推动交通和工业环节的电能替代，尽量将采用化石能源作为动力的生产和使用环节改用电能作为动力，其中，交通运输环节的电能替代较为关键，其典型方式是电动汽车替代传统燃油汽车。

3）加强工业用能领域的能效管理，采用更先进的节能装置，实现能耗水平的降低。

根据中央财经委第九次会议精神，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。因此，可再生能源替代传统火电的趋势是比较明确的，核心的关切点主要包括三个方面：（1）可再生能源种类较多，各类可再生能源扮演什么样的角色；（2）可再生能源替代的节奏是怎样的；（3）如果通过可再生能源替代实现新能源成为主力电源，需要什么样的辅助支撑条件。

2.1 风电和光伏，合力构建我国未来的主力电源 

2.1.1 新能源大概率将成为我国未来的主力电源

我国的电力结构以火电（主要为煤电）为主，其他主要的电源包括水电、核电、风电和光伏等低碳排放的非化石电源。由上述分析可知，电力生产的低碳转型是未来的大趋势，火电以外的其他主要电源有望迎来发展机遇。

就水电、核电和新能源的关系而言，十四五期间西南水电开发进程有望加快，但国内水电资源已较高比例地开发利用，尚未开发的水资源有限，多集中在开发条件较差、开发难度较高的区域；核电在十四五期间的发展或好于十三五，但依然受大众对核电安全性问题担忧的影响，目前局限在稳妥地推动沿海核电建设。相对而言，风电和光伏等新能源发展的约束条件较弱，未来发展潜力更大；中央财经委第九次会议指出，要构建以新能源为主体的新型电力系统，也就基本明确了新能源未来的主力电源地位。

目前来看，风电、光伏等新能源相对煤电的经济性拐点的逐步显现，具备大发展、逐步迈向主力电源的有利条件。

受技术进步的推动，过去十年间光伏和风电实现了快速的成本下降。根据国际可再生能源署（IRENA）的统计，2019年全球新增地面光伏电站平均投资成本降至995美元/kW，平均度电成本降至68美元/MWh；2010-2019年，全球光伏电站投资成本下降幅度约79%，度电成本下降幅度约82%。风电的成本下降速度相对平缓，但也取得了全球陆上风电项目平均度电成本下降38%的优异成绩。

长期以来，国内光伏和风电的发展需要国家补贴支持，2020年，国内大量的平价光伏和风电项目已经开始涌现；2021年，国内新核准光伏和陆上风电项目将基本实现平价或低价。基于更陡峭的成本下降曲线，未来新能源有望获得相对煤电的经济性优势。

2、从新能源的格局和业态看光伏和风电的前景

光伏和风电是主要的新能源品种，未来光伏和风电的竞争关系备受关注。在“碳达峰、碳中和”的大战略之下，光伏和风电的发展需从系统的角度去考量，如何以系统最优的方式开发新能源并满足“碳达峰、碳中和”的需求值得重点关注。

整体来看，我国未来的新能源开发格局将是以集中式和分布式并举的方式，这一整体发展格局在《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》中得以明确，而这一格局的确立是由我国新能源资源和负荷中心的逆向分布所决定的。具体而言，我国陆上光照资源和风资源较好的地区主要分布在三北和西南地区，而负荷中心集中在东中部地区，因此，在资源丰富的三北和西南地区建设大型的新能源基地、在东中部负荷中心着力发展分布式新能源，构成了我国陆上新能源开发的整体格局。此外，东南沿海的风资源丰富，适合发展基地型的海上风电。结合位于三北和西南的陆上新能源基地和位于东南沿海的海上风电基地，就形成了围绕东中部负荷中心的新能源基地群。

我们认为，考虑资源和土地等因素，大基地模式将是我国未来新能源集中式开发的主要模式，而陆上新能源基地的开发一般依赖于输电通道将电力输送至负荷中心，为了平抑新能源基地的出力波动、提升输电通道的利用率、降低受端电网的调峰压力，目前规划的陆上新能源基地主要采用多能互补的模式，以寻求系统的最优。三北和西南地区是国内富集风资源和光照资源的重叠区，光伏和风电不仅在日内具有出力的互补性，也具有季节性的出力互补性，适合采用风光互补的开发模式。十四五规划纲要披露的9个拟规划建设的可再生能源基地均采用了风光打捆的模式。

在分布式这一端，目前分布式光伏相对比较成熟，2020年全国分布式光伏新增装机约15.5GW，占国内光伏新增装机总量的27.7%，其中主要构成是户用分布式。分散式风电的发展速度相对缓慢，但2019-2020年各省出台了大量的分散式风电项目，2021年将是分散式风电的抢装年，有望加快分散式风电的发展进程。根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，2021年将启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”，表明在分布式这一端风电和光伏也是协同开发的。

基于以上分析，我们认为未来陆上新能源的开发将是“风光并举”的模式，旨在寻求系统最优；光伏和陆上风电都有美好的明天。

对于海上风电，目前依然需要补贴支撑，高成本也是其被市场诟病的地方。但纵观国家规划布局的十四五期间的新能源基地，多数沿海省份都规划了海上风电基地，广东等地已经明确在十四五期间对新建的海上风电项目给与省级补贴。这种看似违背经济性原理的布局背后有其合理性：首先，海上风电具有很大的降本潜力，例如，目前国内正在建设的海上风电项目采用的风电机组以5-6MW单机容量的机组为主，而欧洲主流的海上风机企业已经开发出超过10MW的机组，国内企业也正在开发10MW及以上的机组，大兆瓦机组将产生巨大的降本效应，这一点已经在陆上得以验证；按照业内预测，十四五期间国内海上风电将实现平价。第二，海上风电具有靠近负荷中心、不占用土地、发电利用小时长等显著优点，多数沿海省份为用电大省，且经济较发达、土地较稀缺，发展集中式新能源则土地可能成为瓶颈，分布式新能源又难以形成足够的电量支撑，在考虑本省电源供应保障的情况下，海上风电可能是一个优选方案。因此，中长期看，国内海上风电的前景是广阔的。

2.2 十四五期间新能源总装机倍增，新增装机平稳增长

2020年，我国总发电量同比增长约4.1%，对应的增量发电量约0.3万亿度电，其中火电贡献增量电力的约43%，风电和光伏合计贡献增量电力的33%。在“碳达峰、碳中和”战略的引领之下，我国将从以煤电为主的电源结构向以新能源为主的电源结构转变，中短期看，这一过程伴随的是增量电力逐步地实现主要由新能源装机提供、煤电机组装机规模达峰。

在2030年前实现碳达峰的目标指引之下，新能源的开发节奏与达峰时间、峰值的碳排放量以及用电增速等诸多因素有关。参考全球能源互联网合作组织的情景假设，即2028年实现碳达峰、峰值的二氧化碳排放量约109亿吨、当年非化石能源占一次能源消费占比约27%，在此情景之下煤电机组装机规模将在2025年达峰，后续煤电装机规模开始回落。

按照全球能源互联网合作组织的情景假设以及相关预测，2025年我国总的发电量规模将达到9.3万亿度电（基于十四五期间发电量复合增速约4%估算），到十四五末，我国光伏+风电的装机规模将达到11亿千瓦，较2020年实现翻倍增长，相当于十四五期间年均净新增光伏、风电装机114GW，较十三五期间增长54%。实际上，十四五期间光伏和风电各自的新增装机受用电增速、是否发生对存量煤电的替代等因素影响，可能存在一定的波动区间。

短期来看，预计2021年国内光伏+风电新增装机有望达到0.9亿千瓦以上：

根据国家能源局发布的《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，2020年光伏平价项目规模33.05GW，考虑2019年第一批光伏平价示范项目14.78GW以及2020年竞价转平价项目8GW，2019-2020年出台的平价项目合计约55.8GW。根据政策要求，这些平价光伏项目须于2021年底前并网，未在规定时限内并网的项目将从2019年第一批、2020年光伏发电平价上网项目清单中移除。结合考虑户用、特高压配套以及2021年新出台的平价项目，估计2021年国内新增光伏装机持续增长，有望达到55GW以上。

2021年底将是国内分散式风电、海上风电项目、2019-2020年新核准的陆上风电项目获得补贴的并网截止时间，相关项目面临抢装。结合考虑平价基地和常规平价项目、部分2020年结转至2021年的项目，预计2021年国内新增风电装机规模将超过35GW。

基于十四五期间用电需求增速平稳以及新能源在增量电力环节逐步对煤电进行替代等假设，整体判断十四五期间国内光伏和风电新增装机将呈现平稳增长的态势。

2.3 构建新型电力系统，适配高比例的新能源 

随着电源端从以火电为主逐步转变为以新能源为主，需要构建以新能源为主体的新型电力系统与之配套，以满足大规模的新能源接入，同时保持系统安全稳定运行。

首先，大基地是未来新能源开发的重要模式，需要提前布局相关的输送通道以满足新能源大基地的电力外送需求。根据政策要求，对于新建的风光火打捆的能源基地，对应特高压外送通道输送的新能源电量占比不能低于50%。十四五规划纲要显示，十四五期间我国将建设白鹤滩至华东、金沙江上游外送等特高压输电通道，实施闽粤联网和川渝特高压交流工程，研究论证陇东至山东、哈密至重庆等特高压输电通道。预计十四五期间年均建设1-2条特高压直流，同时将加强受端电网特高压交流的建设，特高压有望迎来新一轮投资。

另外，大量新能源接入将会给电力系统带来诸多挑战，其中的关键挑战之一是高比例的光伏和风电并网将加大电力系统调峰压力。光伏、风电等新能源出力的随机性、波动性强，高比例新能源并网将导致电源出力波动大幅增加。2019年，国家电网经营范围内新能源日内最大功率波动超过1亿千瓦，山东、山西、宁夏、新疆等地区日内最大功率波动超过1000万千瓦。我国电源结构以火电为主，可灵活调节的电源较少，未来高比例新能源并网将导致电力平衡更为困难，系统调峰压力较大。

针对高比例新能源接入带来的调峰压力，大力发展储能是主要的应对手段之一。目前，应用于电力系统的主要的储能方式有两种，一种是抽水蓄能，另一种是电化学储能。

抽水蓄能具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势，十四五规划纲要已提出要加快建设一批抽水蓄能电站建设，国家电网公司表示将加快已开工的4163万千瓦抽水蓄能电站建设，同时力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机。

电化学储能具有响应时间短、能量密度大、维护成本低、灵活方便等优点，近年成本快速下降，目前已有部分地区要求新能源发电项目配置一定比例的储能。考虑新能源大规模发展对灵活性电源的需求以及抽水蓄能中长期发展受地形条件约束，未来电化学储能有望迎来重要发展机遇。

在电力消费端，基于电力生产环节的低碳化，加快实施电能替代，以电替煤、以电替油是碳中和战略之下的发展趋势，其中，汽车电动化是核心抓手之一；与此同时，控制能源消费总量亦是碳达峰、碳中和的重要手段，工业领域的节能减排、节能改造的重视程度有望提升，高效电机和节能型变频器迎发展机遇。

3.1 更多政企端措施有望出台，加速新能源汽车渗透率提升 

3.1.1 新能源汽车具有积极的碳减排效应

交通运输行业是我国二氧化碳排放最重要的领域之一，约占排放总量的10%。据公安部统计，2020年全国机动车保有量3.7亿辆，其中汽车2.8亿辆，小型载客汽车超2亿辆，2020年新注册登记的机动车3328 万辆。参照中汽数据等机构联合编制的《中国汽车低碳行动计划2020》，2019年中国量产乘用车生命周期碳排放总量达6.2亿吨CO2e（二氧化碳当量），其中汽油车贡献了乘用车碳排放总量的94.7%，约5.8亿吨CO2e。

汽车电动化被视为应对气候变化的主要途径之一。直观来看，电池内部的电化学反应替代了化石燃料的燃烧，在车辆运行阶段避免了CO2等废气的排放；追溯来看，从百公里二氧化碳排放的多少比较，根据中国碳排放交易网数据，2019年国内汽油的碳排放强度为2.361kg/L，汽油乘用车百公里油耗按6.6L计（工信部统计的2018年数据），则燃油车的百公里二氧化碳排放为15.6kg；目前纯电动汽车的百公里电耗近15kWh，国内每度电对应的二氧化碳排放约0.51kg（发改委2019年数据），则纯电车的百公里二氧化碳排放约7.6kg，仅为燃油车的一半。随着清洁能源发电占比的继续提升以及百公里电耗的进一步下降，未来新能源汽车的百公里碳排水平将持续降低。

以2亿辆汽油乘用车保有量测算，按年平均行驶里程1万公里计，则对应近3亿吨的年均二氧化碳排放量，占国内排放总量的近3%。新能源汽车渗透率的提升将对交通运输行业的减碳进程产生积极影响。

据公安部统计，截至2020年底，全国新能源汽车保有量达492万辆（其中纯电动400万辆），占汽车总量的1.75%，同比增加111万辆。参照2020年11月国务院发布的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，到2025年中国新能源汽车新车销量占比将达到20%左右，到2035年纯电动汽车成为新销售车辆的主流，推算2025年近700万辆的新能源车销量、2030年国内新能源汽车销量近1200万辆的销量；到2030年，国内新能源汽车保有量有望突破7千万辆，对应年减二氧化碳排放量近5千万吨。

3.1.2 碳中和约束之下，更多政企端激励措施有望出台

美国：拜登政府新能源汽车政策有望超预期

美国2014-2018年新能源汽车销量增速相对稳健，2019年同比下滑18.55%，主要原因为美国政府对于减排法规的相对放松一定程度影响了主机厂的电动化进程，进而影响了车型的供应。预计拜登政府将积极推行清洁能源革命计划，大幅提高美国新能源汽车渗透率。美国作为石油输出国、页岩油大国，在特朗普政府“美国优先”战略下，政策层面对新能源汽车的推动力度较弱；拜登则与奥巴马一脉相承，坚定支持新能源产业发展。

拜登竞选时提出的刺激新能源汽车发展的相关具体措施包括：

1）每年投入约5000亿美元实现100％清洁能源和零排放车辆计划，包括直接将联邦车队全部改为电动车等；

2）进一步提高燃油排放新标准，确保实现100％新销售轻型/中型车辆零排放，并恢复全额电动汽车税收抵免；

3）2030年前完成超50万个新公共充电网点。拜登参选前规划目标是2026年渗透率到25%，对应电车年销量到400万辆，增长空间巨大（2020年销量近33万辆）；

近期随着美国新冠疫苗接种速度的加快，新增感染逐步得到控制，在3月份刚通过1.9万亿美元的经济救助计划之后，据报道美国已开始着手制定一个覆盖广泛的经济复苏方案，其重点预计将对应基础设施投资、应对气候变化及促进制造业等，其中电动车相关有望迎来更多利好政策。继中国（2018年）、欧洲（2020年）之后，美国有望在2022年成为第三个新能源汽车年销量破百万的地区。

欧洲：最严碳排放标准实施，各国补贴政策加码

2020年9月，《欧盟绿色协议》更新了《2030年气候目标计划》草案，提出2030年乘用车每公里二氧化碳排放需减少到2021年的50%，即47.5g/km，比原先59.4g/km的目标下降了20%，欧盟节能减排法规不断收紧，电动化势在必行。未达排放标准的厂商将面临巨额的罚款，因此各主机厂面临着新能源转型的压力。

欧洲补贴加码，刺激新能源汽车消费。德国将始于2016年的12亿欧元补贴延长至2025年，同时提升单车补贴额；2020年7月开始，德国再次将售价4万欧元以内的纯电动汽车政府补贴额上调50%。英国方面，购置电动乘用车可获得3500英镑补贴，购置碳排放小于75g/km的电动货车最高可获得8000英镑补贴。其他国家（如法国、挪威、西班牙、葡萄牙等）也相继出台直接补贴政策、充电桩建设政策等，对欧洲电动车消费形成强有力的政策刺激。

2020年疫情影响下，欧洲汽车销量下降近20%，电动汽车销量则增长了近140%，据EVsales数据，2020年共有136.7万辆电动乘用车在欧洲注册，平均市场份额为11%。2021年2月欧洲电动车销量同比高增长，德国、法国、挪威、英国、瑞典、意大利六国电动车销量合计8.9万辆，同比增长76%，环比增长4%。随着疫情逐步得到控制，在碳排放收紧和更多新车型上市的推动下，预计欧洲将继续扮演全球电动车市场增长最显著的一极。

中国：补贴退坡趋缓，双积分考核趋严

国内现行的新能源汽车支持政策主要包含政府补贴、双积分、牌照路权等，补贴政策原定于2020年后退出，因疫情和补贴退坡过快影响到推广进程，2020年国内出台政策将补贴期限延长至2022年底，原则上2020 -2022年补贴标准分别在上一年基础上退坡10%、20%、30%；城市公交、出租网约车等符合要求的公共运营车辆，2020年补贴标准不退坡，2021-2022年分别在上一年基础上退坡10%、20%。

作为接力补贴支撑新能源汽车产业中长期发展的双积分政策，自2018年开始进入执行阶段，2019/2020年度新能源汽车积分比例要求分别为10%、12%。2020年中工信部发布关于修改《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法的决定》，明确了2021-2023年新能源汽车积分比例要求，分别为14%、16%、18%。

与2019年征求意见稿和2017年旧版双积分政策相比，此次正式稿在单车可获得积分上有如下变化：1）降低相同续航里程下的标准积分；2）增加调整系数的组成；3）中高端车型可获得更高的电耗调整系数。国家在政策制定上更加往中高端车型倾斜，引导国内电动车产品的升级。

在产业政策的加码下，得益于2020年国内疫情的较好控制，车企供给端也开始新一轮发力，诸如国产特斯拉、造车新势力、比亚迪汉等高端车型，以及五菱宏光MINI EV等高性价比车型轮番推出，推动国内新能源汽车市场强势回升。

疫情影响下公共运营市场需求大幅萎缩，但优质车型如Model 3/宏光MINI的供应增加，带动C端市场蓬勃发展。根据交强险数据，2020年前三季度国内非运营C端消费占比约71%，较2019年的54%有所提升；运营车辆销量占比由2019年28%下降至15%。

随着国内新能源汽车市场从百万辆向千万俩级别进发，C端客群将贡献最主要增量。从2020年的国内市场发展变化来看，中高端电动车型占比显著提升，这与更具吸引力车型的涌现相匹配，同时宏光MINI的现象级热卖也彰显出电动汽车在经济型市场的竞争力。

在“碳达峰、碳中和”背景下，双积分政策预计将进一步趋严，倒逼车企加快电动化，新能源汽车双积分政策一定程度上发挥着碳税的作用，主要调控车企在燃油车和电动车方面的步调，这与环保部主导建立的碳排放交易市场相辅相成，其主要就重点排放单位（年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量）的碳排放权进行配置交易。

从近年来双积分政策的制订和修改历程来看，政策的立意在两点，一是数量，二是质量，在实现短期目标到2025年20%渗透率的同时，推动电车品质的不断提升。从碳中和的角度出发，则要求新能源车不仅要“多快好”，还要能省——有效减少单车碳排放，这意味着车的减重以及电机效能的提升。

考虑到长续航对应着高电量，也就意味着更重的电池包、更高的电耗水平，因此从有效减少单车碳排的角度出发，未来政策面或将对中短续航如500公里以下的车型进行更多倾斜，在持续探索提升电池能量密度的同时，加快提升电池充电倍率，推广建设快充网络，以“轻、快”的方式有效舒解车主对里程焦虑的担忧。

对电池企业来讲，如何进一步提升电池的重量能量密度、体积能量密度和充电倍率，做到安全经济，仍是车企对他们的核心诉求，只不过不同车型定位下的优先考量各异。对材料企业来讲，在规模效应确保稳定盈利的同时，对新技术需求的研发响应应更加争先。

产业链横向来看，龙头企业具备规模、技术、成本以及客户优势，在行业快速成长的大背景下有望延续稳定的表现，成长确定性较强，但同时头部企业之间竞争激烈，在2021年上游原材料价格普涨的形势下，电池、主机厂的盈利能力预计仍将承压。二线企业业绩基数较低，下游单一客户放量也将带来较强的业绩弹性；同时市场预期较低，未来有望实现业绩和估值的共振。建议积极关注龙头企业的确定性成长空间和二线厂商的业绩弹性。

3.2 能耗要求趋严，高效电机和节能型变频器迎发展机遇 

3.2.1 碳中和推动工业领域的节能减排，高效电机渗透率有望加速

根据碳中和的政策目标，到2030年，国内单位GDP的碳排放相比2005年需要下降65%以上，这意味着在增大清洁能源占比的同时，工业领域的节能减排也是实现碳中和的重要措施。根据第三方咨询机构的数据，在工业领域，电机耗电量约占工业用电量的75%左右，因此提升工业电机的能效等级可以有效的降低单位GDP的能耗。

目前市场主流高效电机的效率等级为IE3，相比普通电机能效可以提升超过4个百分点，海外国家中美国已于2010年底强制要求工业电机满足IE3能效等级标准。国内对高效电机的推广应用相对滞后，尽管在产品层面主流电机企业均有满足IE3能效等级的产品，但是由于成本等原因，国内从2017年初才开始推广IE3能效等级标准。

从工业用户对高效电机的采购成本来看，IE3高效电机平均价格比普通电机高15%左右，故在标准实施之初替代相对缓慢。目前随着国家环保监督措施愈发严格，加上碳中和政策对单位GDP能耗降低的硬性要求，我们预计未来IE3高效电机的渗透率将加速提升。除了政策对节能的要求之外，在工业电机国家强制标准层面，2020年5月国家标委会批准公布了最新的电机能效强制标准，该标准将在2021年6月开始实施，届时IE3以下能效等级的标准工业电机将强制停产，意味着工业用户新增购买的电机都将为高效电机，推动IE3电机的渗透率加速提升。

我们预计在碳中和政策对能耗的考核压力和行业强制标准实施的双重作用下，未来三年将成为IE3高效电机份额快速提升时期。市场向高效电机的切换，一方面将提高单台电机的价值量，另一方面将淘汰一部分技术储备不足的中小电机厂商，市场集中度将得到提升。目前业内西门子、ABB和卧龙电驱等龙头企业在推广IE3高效电机的同时，还在布局技术壁垒更高的IE4能效等级电机，预计在未来IE3向IE4能效切换的过程中，龙头企业在产品设计和制造端积累的经验将推动其份额的进一步上升。

3.2.2 高能耗产业预计将加大节能改造力度，推动变频器需求上升

在工业领域，风机、泵类拖动电机的装机容量占整体电动机的装机容量比例在1/4左右，并且其中约有75%的风机、泵为变负荷运行。目前，此类变负荷运行的风机、泵主要依靠闸板或者阀门进行流量调节，电能的浪费比例估算在20%左右；通过加装变频器，可以有效节约在风机、泵应用领域的能源消耗。

由于小功率风机、泵配套的均为低压标准电机，功率以几千瓦至十几千瓦为主，采用低压变频器+变频电机进行负载调节的经济成本过高，更加现实的方案是推进IE3高效电机的更换；因此，预计节能改造仍将主要面向在冶金、采掘、水泥等高能耗行业的大功率风机、泵领域，例如钢铁企业的高炉鼓风机，电力行业的大功率给水泵等。

从具体产品来看，风机、泵在高能耗行业的节能改造主要受益的产品是高压变频器。根据睿工业的数据，2020年国内高压变频器的市场规模约为46.6亿元，最近三年复合增速超过10%，下游应用中前三大行业为冶金、石化和电力。目前供应商主要包括外资中的西门子、ABB、施耐德等和国产品牌汇川技术、合康新能等企业。

按应用类型划分，我们估算占高压变频器一半以上的应用为风机、泵类节能型应用，另外一大应用类型则是对动态响应和控制精度要求较高的电气传动类应用。从2017年开始，包括冶金在内的上游产业在进行新一轮的设备升级技改，过去外资品牌在这类上游行业的市占率较高，在本轮冶金等行业的技改中，国产品牌如汇川技术的份额有着明显的提升。从碳中和政策对高能耗行业的节能减排要求来看，我们预计冶金、电力、石化等行业在节能改造方面的投入将持续进行，并且由于用户对于国产品牌的选择意愿增强，以汇川技术为代表的国内龙头企业有望明显受益。

在碳中和背景下，新能源有望逐步成为主力电源，光伏、陆上风电、海上风电都具有广阔的发展前景，十四五期间光伏和风电将迎来更大规模的发展。

在降低碳排放、转型清洁能源的大背景下，随着政策端和车企端的加力以及私人消费的不断挖掘，新能源汽车在全球市场的渗透正迎来新一轮提速，行业景气高企。

在工业节能减排领域，碳中和政策的出台将推动IE3及以上高效电机的渗透率在未来几年加速提升，将有利于具有成熟产品和技术储备的龙头企业。

1、能源产业发展受宏观经济影响，如果经济发展以及用电增速不及预期，可能影响到清洁能源的投资需求和投资能力。

2、构建以新能源为主体的新型电力系统需要大量的技术创新作支撑，存在推进进度不及预期并导致新能源替代节奏不及预期的风险。

3、光伏、风电等新能源的快速发展依赖自身竞争力的提升，如果技术进步速度不及预期或其他更有竞争力的能源品种涌现，新能源可能难以兑现其主力电源地位。

4、尽管光伏、风电、新能源汽车需求有望持续增长，但有可能资本大量涌入，供给端产能快速增长，出现制造环节产能严重过剩和无序竞争的风险。