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（报告出品方/作者：华泰证券，张馨元、王以）
报告综述
碳中和承诺远比 2060 更近，四大主题与十二赛道“坡长雪厚”
中国政府承诺将在 2060 年实现 碳中和，这是中国首次在国际社会上提出碳中和承诺。根据清华大学课题 组政策建议报告，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，我们在本文中自上而下地筛选出四大主题（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”。
碳中和意义：“低”碳经济，战略“高”地
在碳中和承诺前，中国就已积极参与国际社会碳减排，从 09 年哥本哈根会 议到 15 年巴黎会议，中国减排承诺力度加强、范围扩大，且迄今均超额完 成目标，2060 碳中和承诺是在当下几个特殊时点共振下，具有高度战略意 义的顶层设计：1）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）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）中国新旧经济动能转换的质变时刻，借低碳产业在“微笑曲线” 中的有利地位，乘胜追击，或有助全球价值链地位进一步向上迁移。
碳中和路径：拐点不远，成色待验
按照强度由强到弱，中国执行低碳经济转型有四个路径：政策路径（沿 15 年巴黎协定国家自主贡献目标）、强化政策路径（在 15 年目标基础上加大 减排力度）、2℃路径（与 2050 年全球温升 2℃相契合的路径）、1.5℃路径 （与 2050 年全球温升 1.5℃相契合的路径）。2060 碳中和承诺意味着，长 期发展路径需向最严格的 1.5℃路径靠拢，2030 年前碳排放需达峰，2025 年左右碳排放需进入平台期，考虑到 2019 年中国碳排放仍处于上升通道， 2060 年的远期承诺实则在十四五期末即将面临重要考验。
碳中和方式：策略共性，路径特性
对照欧美日，中国实现碳中和的总体策略大致类似，即围绕碳排放的主要 部门和环节，实现“电力部门深度脱碳、终端非电力部门深度电气化、终 端耗电设备节能提效、碳排放端充分绿化”。但路径上或有差异，第一，中 国从碳排放高峰到碳中和的时间显著更短，这意味着政策助力具有紧迫性， 且电力部门脱碳的制约因素，如储能、风光资源与负荷错配等亟需解决； 第二，电气化难度较高的工业部门在中国经济结构中占比更高，这意味着 替代路径，如氢能等清洁燃料也大有可为；第三，从电力结构转型来看， 中国电力部门脱碳跳过油气时代，直接从燃煤时代进入“风光”时代。
碳中和机遇：四大主题，十二赛道
沿碳中和总体策略及每个策略中的“堵点”，自上而下地思考，我们认为四 大主题及对应的十二个细分赛道有望受益于碳中和承诺带来的边际变化， 且“坡长雪厚”：1）电力脱碳主题：风电/光电实现对火电的规模化替代是 “堵点”，对应储能、分布式光伏、特高压产业链；2）终端电化主题：化 工/商用车/建筑等较难电气化的领域脱碳是“堵点”，对应废钢处理、石墨 电极、氢能-燃料电池、生物燃料、装配式建筑产业链；3）节能提效主题： 对应功率半导体 IGBT 产业链；4）排放绿化主题：废塑料等废弃材料脱碳 与碳收集是“堵点”，对应生物降解塑料、塑料回收、CCUS 产业链。 风险提示：碳中和政策制定力度不及预期；行业低碳转型执行情况不及预 期；国产化率速度低于预期；全球风险偏好大幅回落。
碳中和之于中国——不止于“追随者”与“2060”
碳中和承诺的前世今生：09 哥本哈根→15 巴黎→21 格拉斯哥
2009 哥本哈根：中国早在 2009 年联合国第九届世界气候大会哥本哈根会议前夕，就已提 出量化减排目标，彼时的承诺针对碳排放强度：到 2020 年，单位 GDP 二氧化碳排放量 较 2005 年下降 40%-45%；根据 IEA 数据，2018 年中国单位 GDP 二氧化碳排放量较 2005 年下降 42%，已提前完成哥本哈根承诺。
2015 巴黎：2015 年联合国第十五届世界气候大会巴黎会议前夕，中国进一步更新有关碳 排放的定量目标（后成为《巴黎协定》中国的自主贡献目标，NDC），巴黎承诺相比于哥 本哈根承诺覆盖面进一步扩大，包括 4 个定量目标和 1 个定性目标：1）碳排放规模：2030 年前后，二氧化碳排放量达到峰值并尽早达峰；2）碳排放强度：2030 年单位 GDP 二氧 化碳排放量较 2005 年下降 60%—65%；3）非化石能源占比：2030 年非化石能源占比要 达到 20%；4）森林碳汇：2030 年森林碳汇达到 45 亿立方米；5）定性目标：到 2030 年， 中国在适应气候变化的工作开创一个局面，早期预警，把风险降到最小。
2021 格拉斯哥：根据 2015 年《巴黎协定》，缔约国应当每五年更新一次国家自主贡献目 标，按原定计划，中国应当在今年 11 月联合国气候变化大会格拉斯哥会议前提交更新版 本的 NDC 计划，由于疫情，2020 年格拉斯哥会议推迟到 2021 年举行。在 2060 年实 现碳中和的长期目标下，新 NDC 计划进一步提升巴黎承诺的减排力度：1）碳排放规模： 二氧化碳排放量争取在 2030 年前达峰，2025 年后进入峰值平台期且控制在 105 亿吨以 内；2）碳排放强度： 2030 年单位 GDP 二氧化碳排放量较 2005 年下降 65%以上；3） 非化石能源占比：2030 年非化石能源占比达到 25%；4）森林碳汇：2030 年森林积蓄量 达到 60 亿立方米；5）新能源装机：2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦 以上。
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。根 据 ECIU 数据，全球有 125 个国家/地区提出碳中和愿景，6 个已实现立法， 5 个处于立 法议案阶段，13 个已有相关政策文件，99 个处于政策文件制定讨论中。自巴黎协定以来， 尽早实现碳中和、控制温升已成为全球共识性议题。我们认为，相比特朗普，拜登的外交 政策更加强调与欧洲、亚太盟友的合作，中美关系新阶段，中国主动参与碳中和是强化与 国际社会战略合作的重要手段。
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。中国油气资 源相对匮乏，原油与天然气高度依赖进口，2020 年 1-9 月中国原油、天然气的对外依存 度分别为 73%、42%。与此同时，中国在清洁能源领域却具备全球领先优势，根据 IRENA 数据，2019 年中国陆上风电、太阳能光伏、水电累计装机规模分别占全球总量的 34%、 35%、27%，均居全球第一，推进能源结构从化石燃料向清洁能源转化，有助于提升中国 能源独立性。十四五规划建议第一次提出统筹发展和安全，办好发展和安全两件大事，把 安全提到从未有过的高度，而能源安全与独立是安全这一大范畴下重要的细分议题。
3）新经济动能与就业创造。通常中国在全球价值链中位于偏中低端，面临上游材料与设 备短缺，下游市场利润低“两头在外”困境，早期中国光伏产业也面临类似局面，上游技 术密集型的光伏设备、硅料、硅片依赖进口，下游资金密集型的市场环节受欧美日等打压， 仅具备中游低利润率环节——电池片与组件的竞争优势，但随着保利协鑫（3800 HK）等 领军企业改良西门子法实现技术突破后，国内硅料生产发展迅速，设备、硅料、硅片从自 己自足进化为排放优势品种，而随着下游光伏装机上升与成本的下降，光伏电站的竞争优 势也明显上升。中国光伏产业从“两头在外”发展为全产业链的全球领军者，这在其他多 数行业中并不常见。借助“微笑曲线”的有利位置，发展清洁能源有助于向经济转型注入 更多动能、创造更多就业。据 IEA 首席经济学家测算，光伏、风电与能效领域的就业创造 率是传统化石燃料的 1.5-3 倍（《China’s net-zero ambitions: the next Five-Year Plan will be critical for an accelerated energy transition》，2020 年 10 月发布）
碳中和承诺的四个路径：2060 承诺“比你想象得更近”
根据清华大学气候研究院《中国低碳发展战略与转型路径研究》（2020 年 10 月发布），中 国实现低碳转型有 4 个路径：
① 政策路径：落实并延续 2015 旧版本 2030 年中国自主贡献目标，这一路径下，中国 CO2 排放量将于 2030 前后达峰；
② 强化政策路径：在 2020 年更新版本的中国自主贡献目标中，加大 2030 年减排承诺（图 表 2 所示），这一路径下，中国 CO2 排放量将于 2030 年前达峰，2025 年后进入平台 期；
③ 2℃路径：按照《巴黎协定》全球温升最低要求，2050 年实现与温升 2℃目标相契合 的减排路径，在这一路径下，中国 CO2 排放量需要于 2025 年前达峰；
④ 1.5℃路径：按照《巴黎协定》全球温升理想状态，2050 年实现与温升 1.5℃目标相契 合的减排路径；在这一路径下，中国 CO2 排放量需要从 2020 年起进入下行通道，2050 年将基本实现 CO2 净零排放，全部温室气体深度减排。
上述四种路径面临的两难在于：一方面，长期执行“政策路径”或“强化政策路径”无法 实现《巴黎协定》2050 年最低温升要求，也无法实现 2060 碳中和承诺；另一方面，如果 减排路径直接向 2℃或 1.5℃路径靠拢，由于能源与体系的惯性以及经济稳增长的需要， 执行可行性低。因此，清华大学气候研究院建议的“长期低碳转型”路径是上述基础路径 的叠加：2030 年前执行“强化政策路径”，其后加速向“1.5℃路径”靠拢。在“长期低 碳转型”路径下，中国将于 2050 年基本实现 CO2 净零排放，于 2060 年实现全部温室气 体净零排放（碳中和）。因此，碳中和承诺实质上并非 2060 年才得以验证的“远期支票”， 要兑现这一承诺，2030 年前我们需要看到 CO2 排放量拐点出现。
中国与欧美碳中和方式的异同及其启示
策略的共性：电力脱碳，终端电化，节能提效，排放绿化
设计碳中和策略，首先需要分析碳排放的来源。按照经济部门，可将碳排放源分为五类： 电力与热力部门（主要为发电环节碳排放）、工业部门（主要为金属冶炼与化工品制造环 节碳排放）、交运部门（主要为陆运、航运、空运碳排放）、建筑部门（建筑施工与家庭生 活环节碳排放）、其他部门。基于 2018 年数据，中国电力与热力部门碳排放占比最高，达 到 51%，其次为工业部门（28%）、交运部门（10%）、建筑部门（4%）；美欧日等发达经 济体的相同点在于电热部门均为碳排放主力，差异点在于工业部门碳排放占比更低，建筑 部门碳排放占比更高，与产业结构差异大致相匹配（二产占比更低，三产占比更高）。
基于上述五大碳排放源，中国实现碳中和的策略整体思路与发达经济体是类似的，即①电 力部门深度脱碳、②非电力部门深度电气化、③终端设备节能提效、④碳排放端“绿化” （即采用碳捕捉封存等技术实现碳排放的终极“回收”），且上述策略具有优先顺序的差异， 电力部门脱碳居于最优先地位。简言之，若不率先实现发电环节的脱碳，其余环节电气化 反倒可能使得碳排放增加（比如用煤炭发的电给电动车充电）。
I.电力脱碳。用清洁燃料代替化石燃料发电是碳中和的重中之重。综合清洁程度、开发性 能、安全性能，发电能源可大致分为三类：煤炭（清洁程度最低，不可再生）→次优能源 （原油、天然气、水电、核电；原油/天然气清洁度高于煤炭，但不可再生，核电可再生但 有安全性隐忧，水电可再生但有开发上限）→优质能源（除水核电外的可再生能源，主要 为风、光、生物质，可再生且安全性、开发性等均较优），2018 年中国煤炭发电占比高达 66%，其次为次优能源 24%（水电 17%、核电 4%、天然气 3%），风光等优质能源发电 占比合计 9%。对比海外发达经济体，美欧日次优能源是发电主力（美国与日本气电占比 最高，欧洲核电占比最高），煤炭发电占比分别仅为 24%、15%、32%。
根据全球能源互联网合作组织测算，到 2025 年，中国发电结构中，煤炭占比将从 67%下 降至 49%，风光发电占比将从 8%上升至 20%，气电、水电、核电等次优能源占比从 25% 微升至 28%；到 2050 年，煤炭发电占比大幅下降至 6%，风光发电上升为主力，合计占 比 66%，气电、水电、核电等次优能源占比维持在 28%左右，此外生物质发电占比约 6%。 整体趋势可概括为，煤炭发电持续削减、风光发电持续扩张、次优能源稳定支持、生物质 作为补充力量。
II.终端电化。拥有清洁电源后，将终端非电力部门所使用的能源从化石燃料转向电力即可 实现非电部门脱碳。根据国家电网（未上市）能源研究院（《国家电网 2050：“两个 50%” 的深度解析》，2019 年 12 月发布），2019 年中国终端能耗整体电气化率仅为 26%，工业、 建筑、交运部门分别为 25%、37%、3%。国家电网预计，2025 年整体电气化率将提升至 34%，2050 年有望提升至 52%，其中交运部门受益于电动车和高铁渗透率上升，潜在电 气化提升力度最大。细分领域来看，到 2050 年，建筑部门中的照明、电器、制冷，交运 部门中的铁路电气化率有望达到 90%以上，工业部门中的化工、建材、有色、钢铁，建筑 部门的采暖、炊事电气化率预计仍将低于 80%，交运部门中的航运、航空电气化预计低于 10%。
III．节能提效。通过技术手段与节能产品的普及，降低设备运行所需要的电力同样可以达 到减排效果。目前可预见的节能提效方式包括，工业部门中的工控与工业自动化解决方案、 建筑部门中的变频家电等。
IV．排放绿化。在上述三种途径均无法避免的碳排放，通过森林碳汇、CCUS（碳捕捉、 利用与封存技术）、回收（塑料回收、生物可降解塑料）等方式实现最终环节的减排。
路径的特性：两点劣势与一点优势
虽然策略类似，但中国碳中和路径与欧美日明显不同，体现为两点劣势与一点优势。第一， 2060 碳中和承诺下，中国减排路径斜率明显高于欧美日。以碳排放高点作为低碳转型起 点，欧盟、美国、日本分别于 1979 年、2007 年、2008 年达到碳排放顶峰，至 2050 年 碳中和，分别有 71 年、43 年、42 年转型时间，而即使在强化政策路径、2030 年前达到 碳排放顶峰的情形下，留给中国的转型时间也仅有 30 年，这意味 1）后续较长时间内低 碳转型均会是五年规划的重要约束性目标，2）以风光发电为导向的电力脱碳，作为低碳 转型的第一要务，其紧迫性不低，约束风光发电份额扩张的核心因素，如储能成本问题、 风光资源与负荷错配、逆变器容配比等，有望在政策推动下得以改善。
第二，我们在上文中提到，工业与建筑部门相比于交运部门，未来预计电气化提升幅度更 加有限，国家电网预计 2050 年工业部门中的钢铁、化工、有色、建材电气化率均不及 80%， 而由于经济结构的差异，中国工业部门碳排放占比显著高于欧美日，这意味着，在这些电 气化难度较高的领域，氢能等清洁燃料有望成为过渡时期电气化的替代方案。
另一方面，中国相比欧美日也具备时代背景优势。从欧美日电力部门转型来看，三者均沿 着燃煤时代→油气时代→“风光”时代的路径逐步电力脱碳，过渡能源——天然气的发电 份额在三者低碳转型过程中均经历一段时间的较强增长，欧盟、日本目前已进入“风光” 为主导的转型阶段，美国或仍处于天然气主导的转型阶段。中国的路径明显不同，自 2005 年后，中国煤炭发电占比开始下降，风光与天然气发电占比开始提升，且风光发电提升幅 度明显高于天然气，反映中国直接从燃煤时代向“风光”时代演进。其背后原因，一是中 国油气资源相对匮乏，天然气依赖进口，二是技术突破使得风光的度电成本明显下移。
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。
电力脱碳：储能/分布式光伏/特高压
如前文所述，电力部门脱碳是实现碳中和的第一顺位要务，这要求风光发电从当前的补充 能源地位上升为主力能源地位。事实上，2018 年后中国弃风弃光问题已明显改善，2019 年全年弃风率与弃光率分别降至 4%、2%，叠加主要光伏原料成本的下降，2019 年光伏 度电成本已经降低至 0.44 元，同期全国脱硫燃煤均价为 0.36，光伏发电处于平价上网临 界点阶段，CPIA 预测，2021 年后光伏发电即有望实现用户侧平价。后平价上网时代，制 约风光发电广泛替代火电的瓶颈体现为：1）风光发电的间歇性/随机性，火电仍需要承担 较重的调峰任务，2）风光资源与负荷地理分布错配，风光资源聚集在西北地区，而电力 负荷集中在东部沿海，上述“堵点”的出路在于储能系统、分布式光伏与特高压。
储能系统。由于风光出力具有较强的间歇性与随机性，为了实现出力与负荷实时平衡，当 前主要通过调节相对可控的发电能源——水电与火电来适应用户端实时负荷的变化。因此， 风光发电想要深度取代火电，实现电力脱碳，需要其出力保持相对稳定，而这一关卡的突 破则依赖储能。图 22 以美国加州某电站为例，展示光伏+储能配套实现电力平滑输出。美 欧日等发达市场化石燃料发电的度电成本较高，已基本实现“光伏+储能平价”（光储平价）， 国内较低的火电度电成本下，储能系统尚未达到经济型拐点。BNEF 预计，随着主要成本 器件锂电池的价格下行，2025 年电化学储能系统成本有望较 2019 年下降 40%，国内部 分地区或将率先从用户侧“光伏平价”走向“光储平价”，驱动储能装机规模爆发式增长。
分布式光伏。对照全国日照时数热力图与用电负荷热力图，中国光照资源集中在西北地区， 而用电负荷集中在东部沿海与东南地区，陆上风电亦有类似的资源-负荷错配的困扰。单纯 加大风光资源丰富的西北地区装机容量无法解决地区错位问题，反而导致弃风弃光率上升， 而分布式光伏能有效改善这一问题。
分布式光伏的特殊性在于，在东部沿海地区建立集中式光伏电站，对标标杆上网电价（0.4 元/kwh），尚不具备较强经济性，但在商业楼宇或工厂楼顶安装“自发自用、余电上网” 的分布式光伏，对标工商业电价（0.8 元/kwh），在保持较高消纳比例的情形下，已具备较 强的经济性。以累计装机率计，截至 2020 年二季度末，国内分布式光伏渗透率仅 31%， 显著低于发达市场 67%的平均水平（IEA，2018）。2020 年 6 月《2020 能源工作指导意 见》提出，“有序推进集中式风电、光伏和海上风电建设，加快中东部和南方地区分布式 光伏、分散式风电发展”，碳中和顶层设计下，十四五期间分布式光伏政策助力或将高于 集中式光伏。此外，后续绿色建筑相关政策也有望催化分布式光伏产业，海外已有政策先 行，2018 年加州能源委员会通过全美首个应用太阳能系统建筑标准，该标准要求加州三 层及以内新建住宅楼都必须安装太阳能板，于今年开始实施。
特高压。另一个化解资源与负荷错位问题的出路是，将风光资源转换为电能后传输到负荷 中心，由于特高压的输送电压在 800kv（直流电）或 1000kv（交流电）以上，相比传统 高压输电，特高压在远距离传输时损耗下降 60%，使得“西电东送”具备经济适用性条件。 十四五期间，碳中和+新基建双重顶层设计下，特高压产业链有望受政策助力。赛迪顾问 预测，到 2022 年，中国将完成安徽芜湖、山西晋中等十余个特高压变电站扩建工程，预 计开展“五交五直”共 10 条新规划特高压线路工程的核准和动工建设；到 2025 年，中 国将有超过 30 条新建特高压线路工程迎来相继核准。2020-2025 年特高压及其带动产业 年投资规模将从 3154 亿元增长至 5870 亿元，2020 与 2023 是两个投资高峰。特高压三 大投资领域，核心设备、铁塔、电缆中，特高压核心设备市场集中度较高，龙头赛道更优。
终端电化：废钢处理/石墨电极/氢能-燃料电池/生物燃料/装配式建筑
电炉钢产业链：废钢处理+石墨电极。钢铁冶炼是工业领域碳排放“大户”，根据车百智库 测算（《中国氢能产业发展报告 2020》，2020 年 10 月发布），低电气化的长流程（高炉转炉）制造吨钢产生 2.1 吨碳排放，而高电气化的短流程（电弧炉）+清洁电力制造吨钢 仅产生 0.6 吨碳排放。目前国内炼钢仍以长流程为主，2019 年短流程炼钢渗透率仅 10%， 对照海外发达经济体，2019 年美国/欧盟/日本电炉钢渗透率分别为 70%/41%/25%。电炉 炼钢所需重要原料——废钢的成本问题是制约短流程工艺渗透的重要因素，当前中国废钢 供给相对海外发达经济体不足，成本偏高。
根据 2019 年 9 月工信部发布的《电炉炼钢指导意见》，十四五期间，将通过推动长流程钢 厂转型短流程、优化短流程炼钢产能布局等方式，将电炉钢渗透率提升至 20%，单位能耗 降低 10%，全国钢铁工业废钢比提升至 30%，废钢供给能力提升至 3 亿吨左右。电炉钢 渗透率的提升将直接带动废钢处理设备市场规模增长，此外，电炉炼钢中石墨电极的消耗 贯穿在整个冶炼工艺过程中，石墨电极（尤其是高功率石墨电极）也有望在供给端环保限 产、需求端电炉钢渗透率推动下迎来供需共振。
氢能-燃料电池产业链。氢能与燃料电池是非电力部门中较难实现电气化领域的解决方案， 主要用途体现在：1）交运领域的商用车、航运、航空等长距离、载重运输设备较难采用 动力电池实现电气化，氢燃料电池是较优的替代方案，尤其是商用车领域，氢燃料电池技 术已基本成型；2）工业领域的炼钢使用氢气替代天然气作为还原剂，能在当前的电炉钢 技术上进一步减排，同时氢能未来也有望在化工领域实现对化石燃料的替代（即氢化工）。 尽管当前尚未出台中央层面产业规划，但“2020 国民经济与社会发展计划”中的一项是 制定氢能产业战略发展规划，顶层设计有望跟进，且地方参与氢能的积极性非常高，已有 超过 10 个省及直辖市发布了产业规划。中国氢能联盟预测，2020-2025 年中国氢能-燃料 电池产业规模 CAGR 达 22%，其中加氢站、燃料电池车、燃料电池系统数量 CAGR 有望 分别达 43%、71%、35%。
具体地，根据中国氢能联盟预测，基准情形下，2030 年氢能商用车市场份额有望从当前 的 0.02%上升至 7%，2020-2030 年 CAGR=52%，乐观情形下，2030 年氢能商用车市场 份额有望达到 13%，2020-2030 年 CAGR=62%。2050 年，氢燃料电池商用车有望成为 主流，基准情形/乐观情形下市场份额分别达 37%/70%。
氢炼钢与氢化工技术成熟度较氢燃料电池更低，是更长期的发展目标。如前文所述，电炉 钢+零碳电力能将吨钢碳排放从长流程的 2.1 吨降低至 0.6 吨，若用零碳电力电解水制氢 （即“绿氢”），使用绿氢替代天然气作为还原剂，那么上述炼钢过程可实现零碳排放。氢 炼钢工艺目前在日本、瑞典、德国已有企业先行且取得一定进展。
生物燃料。除氢燃料电池外，生物柴油同样可以降低较难电气化的商用车的碳排放，且生 物柴油性能与石化柴油相近，其可直接或以任意比例与化石柴油混合用于内燃机燃烧，无 需对原用的柴油引擎、加油设备、储存设备和保养设备进行改动。欧洲的生物燃料推广走 在世界前列，欧盟《可再生能源指令》（2009）要求所有成员国 2020 年生物燃料在交通 领域掺混比例达到 10%，2018 年修订版本中进一步要求 2030 年生物燃料在运输领域掺 混比例达到 14%，国内目前尚未出台相关的顶层设计与强制添加规定，但以卓越新能为代 表的生物柴油企业通过技术改进，利用地沟油等废油脂生产生物柴油，在欧盟《可再生能 源指令》下可享受双倍积分（废弃物生产生物燃料遵循双倍计数原则），已具备一定全球 竞争力，有望受益于欧美日等发达市场生物燃料政策红利。
装配式建筑。建筑施工是建筑部门碳排放较重的环节，降低建筑施工环节碳排放的有效措 施是提升装配式建筑的比重。根据住建部测算，装配式住宅的单位平米碳排放，比传统住 宅低近 30kg，减排主要来自于保温材料与水泥砂浆的消耗。对照海外发达经济体，当前 中国装配式建筑渗透率提升空间较大，2019 年中国装配式建筑渗透率为 13%，海外发达 经济体普遍为 70-90%。住建部《“十三五”装配式建筑行动方案》明确，2020 年装配式 建筑占新建面积比例达 15%以上，2016 年国务院办公厅《关于大力发展装配式建筑的指 导意见》指出，力争用 10 年左右时间（即 2025 年末），使装配式建筑占新建面积的比例 达 30%，预计碳中和顶层设计下，十四五期间装配式建筑相关政策有望持续跟进。
节能提效：IGBT
IGBT 产业链。在零碳电力完全渗透前，通过技术手段降低设备运行对电力的消耗，也可 达到减排效果。当前技术手段相对成熟的节能提效领域主要为家电（变频家电）与工业（工 业控制与自动化），两者的核心部件均对应功率半导体，尤其是具备低能耗属性的 IGBT， 工控+家电领域合计占 IGBT 下游需求约 47%。2013 年以来三大白电的能效新标陆续出台， 推动变频家电渗透率提升，以销量计算，2020Q3 变频空调渗透率达到 70%左右，变频冰 洗渗透率达到 50%左右，能效标准趋严的背景下，后续渗透率仍有可观的提升空间，增速 高于白电行业整体；工控与自动化领域，根据前瞻产业研究院，2020 至 2025 年，变频器 市场规模 CAGR 有望达 10%。
其次，IGBT 产业链的下游需求中，电动车+充电桩占 30%，新能源发电占 11%，上述两 个领域同样是碳中和顶层设计下的高增长赛道。根据集邦咨询预测，2018-2025 年 IGBT 产业规模 CAGR 有望达 18%。此外，国内 IGBT 企业仍有较大的国产替代空间，以 IGBT 模块为例，全球前十大供应商中，仅斯达半导一家中资企业，市场份额占比仅 2%。
排放绿化：生物降解塑料/塑料回收/CCUS
生物降解塑料。生物降解塑料是指利用生物质能（如庄稼等）为原料制造的塑料，在植物 的生长过程中，通过光合作用消耗了一定量的 CO2，而再其被废弃后，被微生物分解释放 出同等量的 CO2，又可以供下一年的庄稼吸收，从而实现了碳循环与零碳排放。根据国际 标准化组织塑料技术委员会，相比传统的聚乙烯塑料，每制造 1kg 塑料，生物基技术可减 少 3.14kg 碳排放。根据欧洲生物可降解塑料协会，如果将全球每年生产的聚乙烯塑料全 部替换为生物降解塑料，可减少 4200 万吨碳排放，相当于 1000 万次国际航班产生的碳 排放。为解决白色污染与生态危害问题，发改委“废塑令”于今年年底前在部分地区先行 生效，有望推动生物降解塑料渗透率显著提升。当前生物降解塑料中具备经济性的主要为 PBAT 与 PLA，以金发科技为代表的国内企业 PBAT 技术相对成型，亦具备国际竞争力。
塑料回收。除采用生物可降解塑料外，加强塑料回收利用率同样可以降低碳排放。当前塑 料处理的三种方式——焚烧、填埋、回收中，仍以焚烧与填埋为主，全球回收率均偏低（根 据 OECD，2018 年全球塑料回收率仅 9%），无论是焚烧、填埋还是直接丢弃，均将产生 较多温室气体，塑料回收与再加工是相对低碳环保的处理方式。利用废塑料回收制造再生 塑料，下游行业应用主要为两类：1）再生 PS 塑料下游产品以家居建材为主，2）再生 PET 塑料下游产品以包装盒、饮料盒等日常消费品为主。
政策方面，欧盟与日本已制定了相对清晰的塑料回收目标：1）欧盟：2018 年“循环经济 一揽子计划”要求到 2025 年包装类废旧塑料再利用率达到 50%，2）日本：塑料回收的 战略目标—到 2030 年塑料容器和包装的再利用率上升至 60%。国内目前尚未制定针对塑 料回收的具体目标，但对于生活垃圾回收率有清晰目标，2017 年发改委与住建部发布的 《生活垃圾分类制度实施方案》要求到 2020 年底，在实施垃圾强制分类的城市，生活垃 圾回收利用率达到 35%以上。预计碳中和顶层设计下，十四五期间针对塑料或垃圾回收的 后续规划有望跟进。
CCUS（碳捕集、利用与封存）。CCUS 技术是本文提到的十二个赛道中壁垒最高、发展 阶段最早的技术，但若技术进步后形成经济适用性，则实现了真正的 CO2“负排放”，从 而可以抵消部分难以实现碳中和领域的排放（如航空、航运）。根据 IEA，当前全球范围 内仅有 21 个运营中的大型 CCUS 项目，其中美国占据 10 个（9 个独立项目+1 个与加拿 大的合作项目），中国仅有 1 个（中国石油吉林油田 CCUS 项目），21 个 CCUS 项目中有 16 个项目捕捉 CO2 用于 EOR（强化采油，即使用二氧化碳驱油以提高采收率），项目开 展主体以国际大型油气企业为主。
当前 CCUS 发展缓慢的主因是，当前技术条件下项目运营成本高昂，即使有政府补贴，火 电厂或者钢厂安装碳捕集设备仍然会面临巨额亏损，而仅靠油气企业捕集 CO2 用于 EOR， CO2 整体需求量较低，难以实现 CCUS 的规模化推广。根据中国碳捕集与封存协会，未 来实现 CCUS 大规模使用的出路是：1）技术进步使得碳捕集与运输成本减半以上，以及 2）发展碳排放交易市场，捕集 CO2 的火电厂通过在碳排放交易市场上出售其排放限额来 获得收入，当碳排放价格在 200-30 元/吨时，叠加前述的成本优化，可基本实现盈亏平衡。
碳中和细分赛道上市龙头汇总（详见报告原文）。
风险提示
碳中和政策制定力度不及预期，中央或地方政府十四五纲要对相关产业未做出明确规划， 或规划力度不及预期；行业低碳转型执行情况不及预期，政策相关行业减排力度、电气化 力度或燃料清洁化力度未达预期进度；国产化率提升不及预期，国内市场占有率提升速度 较慢或市占率下降；全球风险偏好大幅回落，资金大幅流出股市。
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