专栏名称: 华泰策略研究

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【华泰策略|深度】电气化趋势下电力缺口的最终解——碳中和专题系列（2）

华泰策略研究 · 公众号 · · 2021-01-03 19:08

正文

张馨元 S0570517080005 研究员

钱海 S0570518060002 研究员

报告发布时间：2021年1月3日

核心观点

终端电气化引发的两大思考，核能有望成为电力缺口的“最终解”

在12.18发布的碳中和专题报告中，我们梳理了碳中和背景下的四大主题，其中终端电气化是关键环节，但也引申出一系列新的思考：1）在宏观层面，碳中和要求非化石能源比重下降，而电气化带来的大量新增用电需求，产生电力供给缺口；2）在行业层面，能源消费的电气化转型需要考虑便利性、成本、能量转换效率等问题，不同行业电气化转换空间不同。本文从定量的角度，对上述问题进行详细测算，在保守假设下，若不考虑核电，预计2030年电力的供给缺口或达到2026亿KWh，长期来看，随着火电占比进一步下降，我们认为核能或是解决电力供给缺口的“最终解”。

碳捕集受制于成本短期推行难度较高，电气化路径相对更确定

在企业层面，“碳中和”主要有两种路径：1）减碳和固碳，主要以企业碳中和与政府碳中和计划为主，具体方式分别为能源电气化和碳捕集设备；2）碳交易，允许企业交易其排放配额，借助市场化手段为碳资产定价，推动企业扩大减碳或固碳的相关资本开支。上述两种路径的核心是增加企业的碳资产，根据我们测算，2020年每吨CO2排放权对应每年形成约80万的碳资产，而碳捕集仅每年的碳摊销成本至少为200万元，显著超过其形成的碳资产价值。因而我们认为中短期固碳技术路径（碳捕集）推进难度较高，而减碳路径（电气化等）相对确定性更高。

发电能源结构是电气化趋势核心影响变量，四类行业有望加速

从趋势看，不同行业的能源消费结构中：制造业、建筑业、交通运输、批发零售/住宿餐饮业等，未来或由于受到行业政策、便利性、转换成本等因素推动，其电气化逻辑更为顺畅，对应趋势有望实现加速。从条件看，发电能源结构是影响电气化的核心影响变量：以电动车为例，我们测算电动车在新增发电为100%火电的条件下，电动车实际新增碳排高于传统燃油车，而当新增火电的比重降至80%或以下时，电动车的实际碳排放才小于燃油车。因此，我们认为在“碳中和”的背景下，电力脱碳与电气化趋势需要协同并进，而部分轻质能源（汽油等）有望率先被替代。

电气化趋势下电力供给缺口测算，“风光”外核能或是终极答案

仅考虑电动车渗透率提升带来的增量电力需求，在碳中和约束条件下，保守估计长期我国火电占比有望持续降低至70%以下，预计2030年电力的供给缺口为2026亿KWh。未来随着火电占比的继续下降，而水电/光伏/风电等受自然条件限制，装机量增长空间有限，核电或成为少数可供选择的方案。根据我们测算，若2030年中国火电占比下降至65%，则对应2020-2030核电发电需求增长319%，而如果进一步考虑其他三类行业电气化趋势，2020-2030核电潜在增长空间或达到546%。从这个意义上来看，在新能源革命以前，核能或是解决电气化趋势下能源供给缺口的终极答案。

投资逻辑：核电的关注度有望逐步提升，长期的潜在空间较可观

当前出于安全性等因素考虑，核电并非政策首要考虑，而市场对核电的关注程度依然较低。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，由于多种因素约束（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。2018年中国核电占一次能源比重仅为2.03%，与美国（8.35%）、欧盟（11.09%）等发达经济体相比，仍有较大差距。长期来看，我们认为核电需求的增长空间取决于行业电气化转换的节奏，空间较为可观，产业链核心环节（设备、核燃料等）有望率先受益。

风险提示： 技术升级导致假设参数与实际偏差较大；氢能、地热能等新型新能源开发取得超预期进展；光伏、风电等新能源装机进程不达预期；大国关系不确定性，导致全球对于碳中和长期无法取得共识。

引言：“碳中和” 四大主题下的引申问题思考

2020.12.18 ，我们发布了碳中和专题系列报告（ 1 ）《碳中和承诺下的十二个“长坡赛道”》，其中通过比较国内外碳中和的路径，进而自上而下挖掘出了电力脱碳、终端电化、节能提效、排放绿化等四大主题，以及对应十二个赛道。从根本上来看，宏观层面，实现“碳中和”涉及能源结构的改变，因而必须同时考虑能源效率、转换成本、自然资源等约束条件，因而对于某个行业是否电化改造需要经过复杂的测算和考虑；微观层面，除了能源结构的电气化转型以外，还通过可以设备投资（比如碳捕获、利用和封存技术（ CCUS ）等）减小生产环节的碳排放。除此之外，碳中和催生碳交易市场，企业通过碳交易形成碳资产或碳负债，可能对企业资产负债表产生实质性影响。因而，在碳中和背景下，终端电气化等或不可避免带来一定的电力供给、设备投资成本等一系列问题。

总结来看，碳中和既需要一次能源的可再生能源革命（如光伏、风电等），同时又包括终端以汽车为代表的电气化转变，本篇报告我们进一步从定量的角度，分析不同条件下，不同细分赛道的增长空间和约束条件，主要讨论以下4个关键问题：

（1）终端电化是否为实现碳中和的必要条件，电气化减少碳排放需要什么条件？

（2）电气化背景下，以电动车渗透率的提升为例，测算可能带来的新增电力需求。

（3）在风电和光伏的规划目标假设下，碳中和目标使得火电占比受到约束，经济增长叠加电气化转型趋势带来的电力供给缺口测算。

（4）在电力供给缺口下，可能通过何种路径弥补，并对应什么样的赛道机会

01. 碳中和实践：战略的三个阶段与实施的两种路径

碳中和的路径和阶段划分

“碳中和”的基本公式为：商业活动导致的碳排放=碳汇总量+碳信用总量。碳中和的技术手段不仅包括节能减排技术，同时还包括负碳排放技术，根据麦肯锡推出的温室气体减排成本曲线，根据各类减排措施的成本效益与实施难易度，对各类减排的技术与手段的先后顺序进行相应的排序，可以将“碳中和”路径大致分为三个阶段：

阶段I（2020年-2030年）：主要目标为碳排放达峰。在2030年达峰目标的基本任务下，主要任务是降低能源消费强度，降低碳排放强度，控制煤炭消费，大规模发展清洁能源，继续推进电动汽车对传统燃油汽车的替代，倡导节能（提高工业和居民的能源使用效率）和引导消费者行为。

阶段II（2030年-2045年）：主要目标为快速降低碳排放。而达峰后的主要减排途径转为可再生能源为主，大面积完成电动汽车对传统燃油汽车的替代，同时完成第一产业的减排改造，以CCUS等技术为辅的过程。

阶段III（2045年-2060年）：主要目标为深度脱碳，参与碳汇，完成“碳中和”目标。深度脱碳到完成“碳中和”目标期间，工业、发电端、交通和居民侧的高效、清洁利用潜力基本开发完毕，此时应当考虑碳汇技术，以碳捕集、利用与封存（CCUS）、生物质能碳捕集与封存（BECCS）等兼顾经济发展与环境问题的负排放技术为主。

碳中和路径之一：减碳和固碳

目前各国逐渐开展碳中和实施计划，主要以企业碳中和与政府碳中和计划为主。对于生产制造企业，利用理化和生物手段中和污染物，将污染物变废为宝且循环利用于生产中是目前大多企业主要探索路径。我们认为，国内外已经成功的碳中和经典案例一定程度上可以为我国企业提供逻辑和技术借鉴。

海外污水处理厂“减碳”实践： 传统的污水处理具有高能耗、高污染特征，增加了企业环境处理成本。故满足国家环境治理标准的同时降低处理成本，是每个高污染危险企业的必然选择。美国希博伊根污水处理厂、荷兰 Dokhaven污水厂均提供了优秀的污水处理经验。希博伊根污水处理厂利用热电联产(CHP)技术，利用污泥厌氧产电、产热，并添加高浓度食品废物催化这一过程。同时，希博伊根污水处理厂通过自筹资金更新设备，最大限度降低污水处理关键设备的能耗。根据中国水业网资料，通过开源节流方式，2013年希博伊根通过开源节流方式实现产电量与耗电量的比值约0.9至1.15，产热量与耗热量比值约0.85至0.9，基本满足碳中和目标。持续完善低碳规划，健全中和污染物产生能量以供企业生产循环的经济一体化模式，以及通过技术创新提升工艺量产率和降低能耗率，是碳中和实践的宝贵经验。

我国工业企业的“固碳”实践： 工业排放二氧化碳是碳中和战略执行的痛点，工业排碳“变废为宝”经验是主要路径。中国安徽海螺集团实现全球首个水泥窑烟气二氧化碳捕集纯化项目，年可回收二氧化碳5万吨。通过对水泥产生碳的“灰”变“绿”，将碳循环回工业生产而不是释放到大气中，此种“固碳”逻辑为工业生产环保开辟先河。但碳的纯化和捕集需要高技术支持，技术分享与推广仍有一段路程要走。

碳中和的路径之二：碳交易

碳交易：碳排放配额通过免费分配和拍卖进入一级市场，在二级市场流通转让，企业碳排放量为碳排放配额+国家和政府自愿减排量+二级市场周转额度。碳交易是政府为完成控排目标采用的一种政策手段，即在一定的空间和时间内，将该控排目标转化为碳排放配额并分配给下级政府和企业，通过允许政府和企业交易其排放配额，最终以相对较低的成本实现控排目标。虽然短期内并未从根本层面减少总体碳排放，但对于不同企业之间，通过碳交易市场形成的“碳资产”，长期可以激励规模较大的企业进行“碳减排”相关的设备资本开支提升（通过碳交易获利），进而有利于碳排放减少。

碳交易原则的核心四要素： （1）交易主体：纳入配额管理的重点排放企业。（2）碳排放权的获得：政府等相关机构无偿初始分配及有偿竞拍分配；与其他企业协议有偿购买；碳排放权可以确认为无形资产或金融资产。（3）碳排放量配额的确定：国家发展与改革委员会确定每年排放配额总量，想各地分配免费排放配额，各地向本行政区内重点排放单位分配免费排放配额。若控排企业碳排量超出配额，需要在碳交易市场购买碳配额或者CCER（碳排放权富裕的企业、机构和个人）超出市场价值的价格缴纳罚款。（4）信息披露：根据2016年财政部会计准则委员会发布的《碳排放权试点有关会计处理暂行规定(征求意见稿)》，应当披露碳排放配额的具体来源，节能减排或超额排放情况。

我国中石油的“碳交易”实践： 中石油曾完成过国内最大的碳交易项目，2008年8月19日中石油宣布子公司辽阳石化氧化二氮减排CDM（清洁发展机制）项目已正式通过国际核准，首批994803吨碳指标获准交易，此清洁项目可帮助辽阳石化每年减排1200多万吨氧化二氮。碳交易逻辑与其他碳中和项目独特的是，在企业完成理化等过程进行含碳类产物中和或转化后，要将核定的减排碳数额出售给有着减排义务的发达国家，这是碳交易项目的重要逻辑。

鄂州发电公司的碳交易实践： 2014年，湖北省作为全国开展碳排放交易的试点省份之一，启动了碳排放权交易工作。鄂州发电公司基于多年来开展节能减排取得的经验，积极参与碳排放权交易。2014年4月2日，湖北省碳排放权交易正式启动，鄂州发电公司完成了全省首单交易。对鄂州发电公司来说，碳排放管理是在履行社会责任之余获取一定收益：根据公司披露，2014-2016年，鄂州发电公司参与碳排放总交易额达3334万元，交易手续费达16.7万元，实现收益370万元，截至2016年末公司有碳资产15.76万吨，通过节能减排获得的碳排放配额已经成为了公司的隐形资产。

总结来看，碳交易对企业本身影响较大，一方面，随着碳管制日趋严格，无法满足配额的企业将对生产经营一定负影响；另一方面，碳交易会倒逼企业技术进步，技术进步推动下最终实现最低成本化的收益，因而碳交易对于企业来说是一把双刃剑，长期来看可能会加剧企业之间的分化。

02. 碳中和下的电气化趋势与空间定量测算

2020.11.03，新华社受权发布《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》（简称“十四五规划”），明确提出：进一步加强温室气体的管理工作，总体上将基本建成制度完善、交易活跃、监管严格、公开透明的全国碳市场。根据2020.12.21国务院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书：2019年我国清洁能源占能源消费总量比重达23.4%，比2012年提高8.9个百分点，水电、风电、太阳能发电累计装机规模均位居世界首位。中国2019年碳排放强度比2005年降低48.1%，提前实现了2015年提出的碳排放强度下降40%-45%的目标。中国已经成为世界上最大的能源生产国和消费国，2019年我国非化石能源消费比重达15.3%，白皮书预计2020年底，非化石能源消费比重将达15.8%。

结合此前习近平总书记在气候雄心峰会的发言（2020.12.12），我们总结2030年需要实现的4个有明确数量的目标要求，主要包括： （1）非化石能源消费比重2030年要达到25%左右；（2）2030年前达到二氧化碳排放峰值，2060年前实现碳中和；（3）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；（4）森林蓄积量2030年将比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。

行业维度：“碳中和”下的电气化 占比提升空间测算

能源消耗是碳排放的主要来源之一，通常来看，行业能源的消耗主要包括：电力、煤炭、汽油、柴油等，我们按照能量等价原理统一这些能源品的单位为“万吨标准煤”。根据国家统计局数据，经过统一口径的计算后，2018年我国能源占比消耗最大的行业为制造业，达到54.8%，其次交通运输业为9.24%，而建筑业、农林牧渔、批发零售/住宿餐饮能耗相对较少，分别为1.84%、1.86%和2.7 5%。

从细分行业的碳排放来看，根据国家统计局数据，2017年碳排放占比前五的细分行业分别为：电力/蒸汽/热水的生产和供应业、黑色金属冶炼及压铸业、非金属矿物制品业、运输、仓储和有点服务业、化工原料和化工产品业，主要以中上游的原材料和制造行业为主；而碳排放较少的行业（计入其他项）为别为：伐木业、自来水生产供应业、仪器/仪表/文化和办公机械业、烟草制造业、燃气生产供应业，主要以下游消费类行业为主。

电力作为重要的能源之一，近年来电力的需求持续稳定增长，从1994-2018，电力总消耗同比增速几乎每年均为正值。从结构来看，制造业电力消耗最大，2018年达到51.54%，其次为电力/煤气/水生产和供应业，2018年用电占比达到12.4%，而农林牧渔和建筑业电力消耗占比相对较小，分别为1.73%、1.24%。总结来看，制造业作为我国能耗和电力需求第一大行业，其未来能源结构调整的空间也相对较大。

农林牧渔：电气化难度较高，电力或逐步替代轻质油

对于农林牧渔行业， 能量消耗结构中柴油和煤炭消费占比相对较高，2018年分别达到37.31%、29.44%，而电力消费占比相对较少，2018年仅为26.65%。2013-2018年，农林牧渔的电力消费占比又不断提升的趋势（9.26%-12.7%）。考虑到农林牧渔的行业属性和能量转化效率，需要大面积的作业，由于电池储能的限制，电力对于轻质油取代相对容易，对重质油取代较难。 我们认为未来碳中和的路径可能是通过电力取代轻质油，进而减少碳排放，对应电气化的潜在增长空间为占比提升6.24%。

采掘业：自然条件等因素限制，电气化进程难度较高

对于采掘行业， 煤炭消费的占比显著较高，2018年达到74.63%，2013-2018年煤炭消费占比有不断减小的趋势（81.88%-74.63%），而与此同时，电力消费占比不断提升（9.26%-12.70%），我们认为煤炭行业电气化的趋势正在显现，但相对替代较慢。考虑采掘行业受到自然地理环境和条件限制（大多数开采环境并不适合利用电能），其电气化难度相对较高。

制造业：电气化进程较快，电力或率先取代燃油类能源

对于制造业， 煤炭消费占比相对较高，2018年煤炭消费占比达到64.39%，其次为电力，达到25.41%，同样的趋势在1994-2018煤炭消费的比重不断下降，从81.94%下降至64.39%，下降超过17个百分点，而电力消费的占比在不断提升，从12.02%上升至25.41%，上升幅度超过13个百分点。与此同时，天然气消费的占比提升明显，从2.49%上升至9.37%，幅度接近7个百分点。因而对于制造业来说，由于生产场所相对固定，且电力相比于其他能源使用更便捷，理论上来说电气化难度相对较低。但部分长流程制造企业其能源消耗量大（以煤炭为主），电力替代过程涉及全套装置和设备，成本较高，因而可能相对较慢；而对于离散型短流程企业，能耗相对较小（煤炭和油类混合），则替代相对容易。因此，中期来看，受到碳中和的约束，我们认为电力有望率先取代制造业燃油类能源，而由于成本考虑取代煤炭或相对较慢，由此测算，短期电力较容易替代的部分潜在占比提升空间约0.83%，长期替代空间取决于制造业去煤炭化过程。

公用事业：能源转换效率制约，行业电气化推进难度较高

对于电力/煤气/水生产和供应业， 煤炭是第一大消费能源，2018年煤炭消费占比达到88.2%，而电力和天然气消费占比7.51%和4.22%，并且自1994年以来（至2018年），该行业煤炭消费占比下降较为缓慢（92.91%-88.20%）。与制造业等行业相比，该行业业务直接涉及基础能源，考虑到能量转换效率的问题，我们认为电气化转换的难度可能相对较大。

建筑业：电气化进程较快，电力有望逐步取代煤炭消费

对于建筑业， 其能源消耗消费结构较为均衡，2018年电力、柴油、汽油、煤炭消费占比分别为34.74%、25.19%、23.65%、14.78%，并且自1994年以来（至2018年），煤炭消费占比下降幅度最大，为26.6个百分点，而电力占比上升最快，达到13.6个百分点。从其能源结构的变化来看，我们认为建筑业受益于装配式建筑推广和专用设备的普及，其向电气化全面转化或相对容易。与此同时，考虑到建筑业电力使用的便捷性，以及煤炭更容易造成碳排放与环境污染，我们预计长期建筑业煤炭消费或被其他能源取代。

交通运输：技术进步叠加政策大力助推，电力或全面取代轻质油

对于交通运输业， 2010年以来已经基本实现了去煤炭化，而柴油和汽油是其主要使用两大能源，2018年占比分别为44.82%和24.59%，而电力占比相对较小，2018年仅为5.44%。从趋势来看，2010年以来，电力占比虽有提升，但提升幅度并不明显。我们认为交通运输业的电气化趋势更多依赖于新能源汽车的推广政策，尤其是轻型汽油车，在政策和产业链的共同推动下，渗透率有望逐渐提升，而其电气化趋势也或将稳步推进。考虑到行业属性，乘用车主要涉及汽油消费，工程车辆和航空主要涉及重质油（柴油、煤油等）消费，我们预计汽油和煤炭部分替代较为容易。

下游消费：电气化进程加快，煤炭和重质油或全面被取代

对于批发零售和住宿餐饮业， 处于下游，电力和煤炭是其两大主要能源需求，2018年占比分别为50.69%和27.29%，其余能源消费占比相对较小。我们认为对于下游消费来说，电力相比于其他能源使用更方便、快捷和安全，在基础设施具备的条件下，具备较好的电动转换的基础，2013年以来，行业电气化进程明显加快，我们认为电力和天然气未来有望全面取代煤炭、柴油等碳排放较大的能源。

总结来看，不同行业电气化趋势有所不同，其中：制造业、建筑业、交通运输、批发零售/住宿餐饮业等，由于受到行业政策、便利性等推动，其电气化的趋势和逻辑更为顺畅，而农林牧渔、采掘业、电力/煤气/水生产和供应业等行业，由于其行业属性需要同时考虑能源的使用便利性和转换效率，因而其电气化进程可能相对较慢。

产业维度：电气化趋势或使低碳清洁能源产业进一步扩容

汽车电气化是实现碳中和的重要手段，而“十四五”政策方向已经明确。 2020.11.02，国务院发布《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》提出：要以纯电动汽车、插电式混合动力（含增程式）汽车、燃料电池汽车为“三纵”，布局整车技术创新链，以动力电池与管理系统、驱动电机与电力电子、网联化与智能化技术为“三横”，构建关键零部件技术供给体系，“三纵三横”的战略意味着规划更加细化，并落实到产业链各细分领域，具备更强的可执行性。同时《规划》明确提出：到2025年，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0千瓦时/百公里，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右，结合2020.10工业和信息化部指导、中国汽车工程学会组织全行业编制发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，指引了2025/2030/2035年国内新能源车渗透率达20%/40%/50%，其中纯电占比的目标在90%以上。

汽车作为广泛使用的交通工具，理论上来说，其电气化的趋势，一方面会增加消费用电的需求；另一方面从终端层面能减少碳排放。 根据世界银行的数据测算，当前我国发电的主要来源依然是火电，2018年占比达到73.23%，虽然1980-2018年，我国火电的占比已经从80.64%持续下降超过7个百分点，但从全球来看，我国火电占比依然较高。其次水电和核电占比分别为17.70%和4.23%，而风电/光伏等占比相对较低，分别为3.81%和1.03%。从碳排放来看，根据北极星电力网数据，2018年火电的碳排放强度的均值达到841g/KWh，是光伏的10倍，核电/水电/风电的30倍。因此，如果考虑到国内的发电结构，汽车的电气化虽然从终端减少了碳排放，但由于增加耗电的需求，却可能增加了发电端的碳排放。

我们做一个简单的测算，并做一些中性的参数假设：（1）能耗假设：根据AutoLab数据，2020年中国主要的157款纯电动车的百公里耗电量大致分布在12-20KWh之间（事实根据环境和路况的不同耗电差距比较大），我们假设为16KWh，而纯汽油车在平滑路面上每百公里耗油量为4-8L，我们假设为6L；（2）输电和充放电效率假设：根据美国能源局的研究，2019年电动车能源转换效率约为90%左右，同时考虑远距离输电效率约90%；（3）根据中国碳排放交易网数据，2019年汽油的碳排放强度为2.361kg/L，而根据上文火电的碳排放强度假设为841g/KWh。根据上述数据假设，我们测算电动车在新增发电为100%火电的条件下，电动车实际新增碳排放为17.43kg/百公里，高于传统燃油车的14.17kg/百公里，而当新增火电的比重降至80%或以下时，电动车的实际碳排放才小于燃油车。 因此，我们认为在“碳中和”的背景下，汽车电气化需要与低碳清洁能源的推进协同并进。

赛道维度：测算电力供给缺口下的投资指向

在“十四五”规划的框架下，电气化是汽车终端的最终趋势，根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》指引的渗透率要求，2025/2030/2035年国内新能源车渗透率分别达到20%/40%/50%。目前国内的汽车消费已经进入成熟期，根据iFind数据，2018年整个交通运输行业汽油消费6068万吨（主要为乘用车），我们假设在没有新能源汽车的条件下，2018年以后汽油消耗的年均复合增速为5%，因而测算下来到2030年汽油消费量将达到10897万吨，在基础上，我们再做一些重要参数的中性假设：（1）国内外汽车内燃机的热转换效率一般约30-40%，我们假设为35%；（2）根据国际煤炭网数据，2019年汽油转换为标准煤系数为1.4714，电力转换为标准煤系数为1.229，因而汽油转换为度电的系数为（1.4714/1.229=1.197）。在上述假设基础上，在2030年电动车40%渗透率的条件下，新增用电需求达到2255亿KWh。

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，根据世界银行的预测，2030年中国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，2020到2030年保持5%左右的复合增长；（3）光伏和风电方面，根据习近平总书记的指示，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网数据，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/年左右；（2）根据索比光伏网数据，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/年。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，仅考虑电动车电气化趋势，我们预计2030年电力的供给缺口为2026亿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。

在上述测算的过程中，我们假设2030年火电的占比为70%是相对保守的，与此同时在电力新增方面仅考虑了新能源车渗透带来的需求，而没有将制造业、建筑业等其他传统行业电气化带来的新增需求计入，若同时考虑，意味着到2030年，为实现“碳中和”目标，电力供给缺口可能更大。我们将除了电动车以外的其他三类电气化趋势有望加速的行业纳入2030年的电力需求测算模型，根据上文的分析，假设：（1）制造业较容易替代部分为能源消耗占比结构中油类占比的0.83%+煤炭占比的5%；（2）建筑业相对较容易替代的部分为14.78%的煤炭；（3）批发零售与住宿餐饮为油类的37.77%，但这部分替代品并非完全为电力，而是电力+天然气的组合，我们假设电力和天然气的结构比不变。根据上述假设，我们计算2030年的电力供给缺口可能达到7744亿KWh（相当于再增加5亿KW的风电和光伏的装机量）。

基于此，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，当前，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%，则对应核电需求相对于2018年或增长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。

投资逻辑： 核电的关注度有望逐步提升，长期的潜在空间较可观。当前出于安全性等因素考虑，核电并非政策首要考虑，而市场对核电的关注程度依然较低。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，由于多种因素约束（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。2018年中国核电占一次能源比重仅为2.03%，与美国（8.35%）、欧盟（11.09%）等发达经济体相比，仍有较大差距。长期来看，我们认为核电需求的增长空间取决于行业电气化转换的节奏，若制造业、建筑业、交通运输、批发零售/餐饮旅游等四大行业电气化进程加速，则对应核电增长空间进一步扩大，而核电产业链核心环节（如核电设备：东方电气（600875 CH）、江苏神通（002438 CH）、中核科技（000777 CH）；设备材料：久立特材（002318 CH）；核燃料：中广核技（000881 CH）；工程建设：中国核建（601611 CH）等）有望率先受益。

公司维度：碳捕集设备相关投资 成本依然较高

碳捕集与封存（Carbon Capture andStorage，简称CCS）是指将大型发电厂所产生的二氧化碳（CO2）收集起来，并用各种方法储存以避免其排放到大气中的一种技术。这种技术是从企业层面减少碳排放的有效方法。

根据中国碳排放交易网资料，目前国内正在开展中比较著名的CCS项目主要包括：

（1）华能上海石洞口第二电厂：华能上海石洞口第二电厂碳捕获项目是在其二期新建的两台66万千瓦的超临界机组上安装碳捕集装置，该装置总投资约1亿元，由西安热工研究院设计制造，处理烟气量为66000标准立方米/小时，约占单台机组额定工况总烟气量的4%，设计年运行时间为8000小时，年生产食品级二氧化碳10万吨。该项目已于2009年12月30日投入运营。

（2）中电投重庆合川双槐电厂：中电投重庆合川双槐电厂是在一期两台30万千瓦的机组上建造碳捕集装置，总投资约1235万元，由中电投远达环保工程有限公司自主研发设计，年处理烟气量为5000万标准立方米，年生产工业级二氧化碳1万吨，该碳捕集项目于 2010年1月20日投入运营。

（3）绿色煤电计划（Greengen）：绿色煤电计划是中国华能集团公司于2004年提出的，计划的总体目标是研究开发、示范推广以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主、并对污染物和CO2进行高效处置的煤基能源系统；大幅度提高煤炭发电效率，使煤炭发电达到污染物和CO2的近零排放。2009年7月6日，绿色煤电天津IGCC示范电站开工建设，总投资21亿元，采用华能自主研发的具有自主知识产权的每天2000吨级两段式干煤粉气化炉，首台机组将于2011年建成。

从这些项目的具体介绍来看，国内华能和中电投的项目碳捕集每万吨的投资成本分别为1500万人民币、2470万人民币，粗略假设为2000万人民币，考虑到设备通常的折旧年限为8-10年。根据中国碳交易网数据，2020年每吨CO2排放权的价值在60-100元之间，暂且假设为80元，意味着一万吨碳捕集每年形成约80万的碳资产。而即使不考虑能源、耗材等、场地、人工等成本因素，碳捕集仅每年的碳摊销成本就达到200万元（假设折旧期10年），显著超过形成的碳资产价值，除此之外还需要管道运输、地质封存等成本，因而对于很多企业来说，并没有进行资本开支购买相关设备的动力。短期来看，我们认为只有部分规模较大的龙头企业，可能出于社会责任等因素，抑或是与其他业务能够产生较大协同效应（比如发电厂），因而会进行资本开支。从长期来看，我们认为未来如果碳捕集设备的成本能够大幅下降，或者碳交易权的价格大幅上升，使得两者达到均衡，则相关设备投资才有望回升。