2022年环保节能深度研究报告精选

2022年环保节能深度研究报告精选资料汇编

目录1、环保公用行业2022年投资策略：“双碳”目标下的行业价值重塑2、中国生漆产量为1.9万吨_绿色、环保生漆逐渐走进人们的生活_作为优良的装饰和保护材料广泛应用［图］3、2022年环保行业再生资源技术专题研究报告4、能源与环保行业研究及2022年投资策略报告5、节能环保材料——气凝胶的发展和应用

环保公用行业2022年投资策略：“双碳”目标下的行业价值重塑一、双碳顶层政策发布，达峰前目标明确（一）“双碳”顶层政策发布，环保公用发展方向明确“双碳”顶层政策正式发布。今年10月，中共中央、国务院先后发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》，作为“双碳”目标“1+N”政策体系中的纲领性文件，《意见》《方案》进一步明确我国实现达峰总体目标，部署重大举措，明确实施路径，对于统一全党认识和意志，汇聚全党全国力量来完成双碳目标具有重大意义。统筹设计，强化全国一盘棋。《意见》和《方案》明确提出要“全国统筹。全国一盘棋，强化顶层设计，发挥制度优势，实行党政同责，压实各方责任。根据各地实际分类施策，鼓励主动作为、率先达峰”。从地区层面，充分考虑地区发展的阶段性差异，立足各地区主体功能定位，按照共同但有区别的原则，制定各地区同向但不同步的碳达峰路线图。分解目标，实行差异化减排。《意见》和《方案》分别列出2025年、2030年和2060年的主要目标，从长期看，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立。从短期看，要将碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，实现减碳与节能、控污有效协同。同时《意见》和《方案》锚定“3060”目标，实施分地区、分行业的碳达峰行动方案，将远期目标分解为短期行动，分时序、有侧重地实施差异化的减排策略。（二）借助市场力量，推动“双碳”转型借助市场力量，推动“双碳”转型。近年来，节能减排和新能源发展一直得到政府政策和补贴的大力支持，而建立一个高质量高度完善的市场化机制则是我国现阶段实现“双碳”目标的重要前置条件。一方面政府政策和市场机制协同，可以引导能源结构和产业结构的调整，提升中国在可再生能源产业链的整体竞争力；另一方面利用市场化手段解决碳排放问题，可以让企业选择更灵活、成本更低的减排路径，保障企业平稳健康发展。全国碳市场总体运行平稳有序，价格发现功能逐步显现。今年7月，全国碳交易市场正式启动，截至11月底，全国市场排放配额（CEA）累计成交量达到了4323.17万吨，其中挂牌协议成交量899.84万吨，大宗协议成交量3423.33吨；累计成交额18.47亿元，成交均价42.72元/吨，其中挂牌协议成交额4.35亿元，成交均价48.34元/吨，大宗协议成交额14.12亿元，成交均价41.25元/吨。11月30日碳排放配额（CEA）收盘价为42.95元/吨，较开市时下降16.16%。自开市以来，全国碳市场每个交易日均有成交，单日最高成交量423.72万吨，日均成交量35.73万吨。目前全国碳市场尚处于起步阶段，8月末意来CEA价格表现相对较稳定，维持在42元/吨上下浮动，随着第一个履约周期步入尾声，12月CEA价格或有提升。全国碳市场首个履约期临近尾声，CCER市场交易持续活跃。10月末，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，明确全国碳市场第一个履约期，控排企业可使用CCER抵消碳排放配额清缴。根据规定，用于配额清缴抵消的CCER，应同时满足两个要求：一是抵消比例不超过应清缴碳排放配额的5%；二是不得来自纳入全国碳市场配额管理的减排项目。受此消息影响，CCER市场交易持续活跃。短期来看，CCER存量市场的供给小于短期需求。从供给端来看，CCER目前存量供给约为5300万吨，2017年CCER项目备案申请暂停后目前仍未开启，目前可供交易的均为2017年前完成申请认证的减排量；从需求端来看，假设电力行业一共发放40亿吨碳配额，其中5%的配额可用CCER抵消，那么全国碳排放权交易市场对CCER的需求量为2亿吨。短期来看，CCER存量市场的供给小于短期需求，CCER价格有望持续走高。以北京绿交所为例，CCER成交量自今年10月底以来明显上涨，年初至11月末合计成交量312.67万吨，其中11月单月成交量就达到308.33万吨，占交易总量的98.6%。此外，11月单笔交易成交价格大部分在35-40元/吨之间，较之前也有所上升。助力实现“双碳”目标央行推出碳减排支持工具。11月初，中国人民银行宣布将通过碳减排支持工具向金融机构提供低成本资金，引导金融机构在自主决策、自担风险的前提下，向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提供碳减排贷款，贷款利率应与同期限档次贷款市场报价利率(LPR)大致持平。碳减排支持工具发放对象暂定为全国性金融机构，人民银行通过“先贷后借”的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。二、电力：建设绿色电力体系，助力“双碳”目标实现（一）电力结构低碳转型持续推进电力消费总体保持平稳较快增长水平。根据中电联发布的数据，今年1-10月我国全社会用电量为68254亿千瓦时，同比增长12.2%，全国20个省份用电增速超过全国平均水平，上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增长的主要原因。分产业来看，今年1-10月第一产业用电量同比增长18.4%，第二产业用电量同比增长11.3%，第三产业用电量同比增长20.0%，居民生活用电同比增长7.4%，三次产业用电量均保持两位数增长。电力消费总体保持平稳较快增长水平。发电设备平均利用小时数提升明显。今年1-10月，全国发电设备累计平均利用小时3180小时，同比增加106小时。分类型看，1-10月，全国水电设备平均利用小时为3159小时，同比降低165小时；全国火电设备平均利用小时为3665小时，同比增加293小时；全国核电设备平均利用小时6471小时，同比增加372小时；全国并网风电设备平均利用小时1827小时，同比增加100小时；全国太阳能发电设备平均利用小时1097小时，同比降低18小时。电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。截至10月底，全国发电装机容量23.0亿千瓦，同比增长9.0%。其中，非化石能源装机容量10.6亿千瓦，同比增长17.1%，占总装机容量的45.8%，占比同比提高3.2pct。火电12.8亿千瓦，同比增长3.6%；水电3.8亿千瓦，同比增长5.1%；核电5326万千瓦，同比增长6.8%；风电3.0亿千瓦，同比增长30.4%；太阳能发电2.8亿千瓦,同比增长23.7%。在“双碳”目标催化下，电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。电力碳排放将进入峰值平台期。根据中电联发布的数据，2020年全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时，比2005年下降20.6%;全国单位发电量二氧化碳排放约565克/千瓦时，比2005年下降34.1%。以2005年为基准年，从2006年到2020年，通过开展非化石能源转型、降低供电煤耗和线损率等办法，电力行业累计削减二氧化碳排放约185.3亿吨。其中，非化石能源转型贡献率为62%，供电煤耗下降对电力行业二氧化碳减排贡献率为36%，线损率下降的二氧化碳减排贡献率为2.6%。终端用能电气化水平持续提高。2020年以来，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设计，为电气化发展营造了良好的政策环境。中国电气化发展进入以绿色低碳电力供应为牵引、以终端能源消费电气化为主线、以技术创新和体制改革为驱动的新阶段。从消费侧看，终端能源消费电气化水平稳步提升，2020年，全国电能占终端能源消费比重约26.5%，工业部门电气化率26.2%，电气化发展趋于平稳，其中四大高载能行业电气化率17.8%。建筑部门电气化发展水平快速提升，“十三五”以来电气化率累计提高10.9个百分点，达到44.1%。交通部门电气化率3.7%，电气化发展潜力巨大。电力市场对清洁能源转型具有显著支撑作用。今年11月中央深改委会议提出建设全国统一电力市场体系，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易。另外国家电网也发布了《省间电力现货交易规则》，提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励省间绿电交易。建设全国统一电力市场体系不仅可以提升绿电溢价，还可以提高绿电消纳比例，有利于保障新能源发电企业的盈利能力，从而加速推动电力系统清洁低碳转型。（二）新能源发电迎来发展良机政策推动下，绿电产业迎来发展良机。今年以来，国家发改委、国家能源局等部门从系统建设、项目开放、现货交易、上网电价、分时机制、绿电交易等多方面发布政策文件，进一步深化电力体制改革，保障我国顺利实现“双碳”目标。这些政策的落地，不仅促进了我国新能源和电网系统的健康发展，也为绿电产业发展带来机遇。积极鼓励地方增加可再生能源建设和消费。今年6月发布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》一文中明确，对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量考核；而12月召开的中央经济工作会议则提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”。对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消纳都不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。绿色电力交易试点启动，开启绿色电力消费新模式。今年9月，国家发改委、国家能源局共同推动在北京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独立的绿电品种。通过绿电交易，我国新能源发电量将得到优化配置，有利于促进新能源消纳，服务新能源发展，扩大新能源接入规模，逐步构建起以新能源为主体的新型电力系统，助力碳达峰碳中和目标加快实现。对于用电企业来说，绿电中包含的环境价值可以加速企业绿色转型，实现低碳甚至零碳发展。近十年全球范围内可再生能源LCOE持续下降，新能源发电经济性显著提升。根据IRENA披露，2020年全球光伏发电LCOE为0.057美元/千瓦时，相较于2010年的0.381美元/千瓦时，降幅超过85.0%；2020年全球陆上风电LCOE为0.039美元/千瓦时，相较于2010年的0.089美元/千瓦时，降幅约56.2%。近十年来随着技术进步、规模增加，新能源发电的LCOE大幅下降，其经济性提升显著。相较全球，中国新能源发电的度电成本较低。2020年中国光伏发电LCOE为0.044美元/千瓦时，比全球光伏发电LOCE低0.013美元/千瓦时，较2010年的0.305美元/kWh下降85.6%；2020年中国陆上风电LCOE为0.033美元/千瓦时，比全球陆上风电LOCE低0.006美元/千瓦时，较2010年的0.073美元/千瓦时下降54.8%。随着未来风电规模的增加，技术的更新迭代，我国新能源发电LCOE成本将更具优势，逐渐成为电力供应的主力。根据国家能源局发布的《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》中提到的定量目标，即2030年我国一次能源消耗总量为60亿吨标煤，发电量为11亿千瓦时，化石能源消耗占比26%，非水可再生电力消纳25.9%。以此为基准我们对2025年和2030年的风电、光伏装机量进行测算，最终测算可得，到2025年风电累计装机5.31亿千瓦，光伏累计装机6.44亿千瓦。到2030年风电累计装机7.64亿千瓦，光伏累计装机10.43亿千瓦。（三）火电水电业绩下降，新能源发电高歌猛进火电：煤价高涨压缩火电盈利空间。2021年前三季度火电新增装机32.5GW，火电发电量4.33万亿千瓦时，同比增长11.9%，发电量上升推动火电行业营业收入增加。但由于前三季度煤价呈现震荡上升趋势，火力发电成本大幅抬升。2021年前三季度火电板块营收达到7274.16亿元，同比增长25.4%；实现净利润91.69亿元，同比大幅下降83.1%。水电：来水偏枯影响水电业绩。2021年以来，来水整体偏枯的问题对水电板块整体业绩造成了一定负面影响。跟据中电联发布的数据，前三季度水电发电量9030亿千瓦时，同比下降0.9%，水电平均利用小时数2794小时，比上年同期降低100小时。2021年前三季度，水电板块实现营业收入1596.05亿元，同比增长2.2%；实现净利润426.72亿元，同比下降5.7%。第三季度来水没有改善，延续前两季度的颓势。新能源发电：新能源板块继续高歌猛进。政策驱动下,2021年我国新能源运营装机容量和发电量大幅增长，跟据中电联数据，2021年前三季度，风电和太阳能发电量分别为4715、2491亿千瓦时，同比分别增长41.6%和24.5%，新能源发电整体发展迅猛。截至2021年9月，风电装机容量达到3.0亿千瓦，同比增长32.8%。太阳能装机容量达到2.8亿千瓦，同比增长24.6%。2021年前三季度，新能源发电板块实现营业收入1478.29亿元，同比增长21.7%；实现净利润314.41亿元，同比增长16.9%。三、环保：循环经济推动再生资源行业发展（一）再生资源将成环保行业的“新主线”建设循环经济体系，促进生态文明建设。今年7月，国家发改委印发了《“十四五”循环经济发展规划》，《规划》指出大力发展循环经济，推进资源节约集约利用，构建资源循环型产业体系和废旧物资循环利用体系，对保障国家资源安全，推动实现碳达峰、碳中和，促进生态文明建设具有重大意义。循环经济体系可有效降低碳排放强度。从“双碳”视角来看，大力推广循环经济，通过减少高能耗的原料加工环节，最终来实现单位产品碳排放强度的降低。循环经济体系的特征是低开采、高利用、低排放，所有的物质和能源在这个不断进行的经济循环中得到合理和持久的利用，以把经济活动对自然环境的影响降低到尽可能小的程度。数据显示，以废钢为原料相比以铁矿石为原料炼钢，生产1吨钢可以减少约1.6吨二氧化碳排放，中国2020年废钢利用量约2.6亿吨，仅此一项就可以减少二氧化碳排放量约4.16亿吨。循环经济体系建设为再生资源领域带来发展良机。国家发改委于2021年7月印发的《“十四五”循环经济发展规划》提出，到2025年，主要资源产出率比2020年提高约20%，单位GDP能源消耗、用水量比2020年分别降低13.5%、16%左右，农作物秸秆综合利用率保持在86%以上，大宗固废综合利用率达到60%，建筑垃圾综合利用率达到60%，废纸、废钢利用量分别达到6000万吨和3.2亿吨，再生有色金属产量达到2000万吨，资源循环利用产业产值达到5万亿元。在建设循环经济体系的背景下，再生资源领域迎来发展良机。再生资源领域将成为环保行业的“新主线”。再生资源产业是循环经济的重要组成部分，也是提高生态环境质量、实现绿色低碳发展的重要途径。废弃的有色金属、钢铁、塑料等资源通过一系列过程进行回收再生，既可以处置废弃物又可深度资源化提炼，具有资源循环+节能环保双重属性。因此，再生资源领域将成为碳中和背景下环保行业的“新主线”。（二）资源化将成为危废处置的主流我国危废产生量快速增长，行业空间广阔。我国工业门类全，产废行业多，包含半导体制造、装备制造、化工、制药、采矿等新兴和传统制造业。相比一般固废和水废，危险废物具有种类多，处理技术难度高的特点。2017-2019年，全国工业危废产生量分别为6581、7370、8126万吨，同比分别增长26.1%、13.5%、8.8%，近三年增幅有所放缓。随着国家监管政策日渐趋严，我国对危废的认证、统计也将进一步细化，未来被纳入危废进行管控的废弃物可能更多。危废处置量快速攀升，但仍无法满足实际需求。2019年，我国危废持证单位核准能力是12896万吨/年，实际收集、利用处置量为3558万吨，实际利用率为仅为28%，表明危险废物利用处置能力结构与需求不匹配，不同危险废物种类利用处置能力发展不平衡的问题依然存在。行业特性决定企业经营稳定性有保障。近年来，危废行业受人追捧，许多上市公司、企业集团凭借资本和技术力量纷纷进入，行业集中度有所提升，龙头企业管理进一步规范，危废资源化利用与处置企业逐渐走向正规化、专业化，借助盈利带来的竞争优势以及自身融资优势将进行多地域布局，形成规模效应。从危废资源化的企业来看，其上游是产废企业，下游的大宗商品产物也进入市场自由流通，市场竞争较为充分，不会受传统环保行业那样有政府关系和应收账款等问题的困扰，企业经营稳定性有保障。（三）再生塑料应用前景广阔塑料应用广泛，亚洲塑料树脂产量占全球过半。塑料以重量轻、可塑性强、制造成本低、功能广泛等特点在现代社会中得到了广泛的应用，已成为人类不可或缺的重要材料。全球塑料产量稳步增长，2019年全球塑料树脂产量达到了36,800万吨，同比增长2.5%。亚洲是全球最大的塑料树脂生产地，占全球总产量超过50%。“禁废令”改变了全球可再生塑料综合利用业的产业格局。在过去较长一段时间内，我国从全球回收塑料并逐步成为重要的塑料回收国，对全球废塑料的处理、加工做出巨大贡献。2017年7月《禁止洋垃圾入境推进固体废物进口管理制度改革实施方案》颁布后，我国禁止从海外进口废塑料，我国废塑料进口量断崖式下降。对中国市场而言，改变了鱼龙混杂的进口供应链体系。对全球市场而言，欧美等主要废塑料出口国失去了全球最大的废料处理市场，不少国家和地区开始为固废寻找新的处理市场。两网融合促进可再生塑料回收体系建立。目前国内的塑料循环利用行业长期存在可再生塑料资源分散化和循环再生产业规模化之间的矛盾，各地政府积极布局两网融合，协调政府主导的生活垃圾分类收运体系和市场自发形成的再生资源回收利用市场，实现生活源再生资源与其他类别生活垃圾的统一分类交投、分类收运和资源循环利用。在政策的指导下，我国可再生塑料回收体系正在逐步建立完善，有助于我国可再生塑料综合利用业的发展。（四）环保企业稳步增长，固废板块值得关注环保企业业绩分化显著。2021环保企业三季报披露完毕，扣除因计提资产减值损失而带来大额亏损的启迪环境后，2021前三季度环保相关上市公司实现营业收入2282.62亿元，同比增长23.4%；净利润292.90亿元，同比增长17.5%。随着各省市陆续发布“十四五”生态环境保护规划，环保项目加速释放，环保企业业绩增速回归到疫情前水平。分板块来看，监测、节能、修复领域营收小幅增长，净利润则同比降低。其余板块营收和净利润增速均实现正增长，大气领域净利润高速增长主要是由于有部分企业扭亏为盈，且龙头切入其他赛道；固废领域特别是垃圾焚烧和危废企业业绩提升十分明显；水务及水处理板块扣除首创环保后，业绩增速在10%左右。整体来看固废领域业绩表现最好，景气度最高。2021前三季度销售/管理/财务/研发费用率分别为+2.2/+5.9/+2.4/+3.8%，同比变动-0.4/-0.4/+0.3/-0.3pct,期间费用率下降0.8pct，上市公司通过提升管理效率、加大运营投入等手段进一步降低费用支出。分板块来看，以精细化监测设备销售为主的监测企业拥有行业最高的销售费用和研发费用，资金需求较大的水务及水处理企业则具有较高的财务费用，而绝大部分环保企业均有运营服务业务，因此存在相对较高的管理费用。资产负债率略有提升，应收账款占比稳定。2021前三季度环保行业上市公司的资产负债率为57.5%，同比增加0.4pct。分板块来看，需要进行项目工程建设的大气、固废、水务、水处理、修复等领域的资产负债率较高，均超过50%，而以设备销售为主的监测、工业节能领域资产负债率相对较低。PPP模式兴起以来，企业通过扩大杠杆率来承接地方政府的基建类型项目，因此这几年行业整体资产负债率大幅增长。随着行业逐步向轻资产运营模式转变，未来资产负债率也会逐步企稳。营收高增导致收现比下降。2021前三季度环保行业整体收现比为88.7%，同比减少8.1pct，在回款能力并没有显著恶化的前提下，收现比的大幅降低是因为营业收入的快速增长，从销售商品、提供劳务收到的现金这项指标来看，2021前三季度较去年同期增长了13.2%。分板块来看，固废相关企业收现比最高，达到了101.7%，环境监测达到92.1%，其他领域均不超过90%。节能服务类的企业收现比仅为46.2%。工程建设或设备销售业务为主的企业，存在回款周期，本身回款就相对较差，叠加其收入同比增快速增长，因此出现收现比显著下降的情况。之前期金流较差的水务及水处理方向，其收现比也高于80%，一定程度上说明该领域的现金流保障性持续增强。四、投资分析随着“双碳”领域1+N政策体系中的核心内容落地，各领域“双碳”政策与“十四五”规划也将陆续发布，环保公用作为减碳的核心领域，其规划将直接影响未来我国“双碳”目标进度，预计“十四五”期间我国将围绕以下两个方向推进。建设绿色电力体系，助力“双碳”目标实现。经济发展的命脉是能源，能源的核心是电力，电力的清洁与否最终将关系到我国“双碳”目标能否实现，因此，建设以新能源为主的绿色电力体系是实现“双碳”目标的关键。风电和光伏的平准化度电成本仍处在下降通道，也会进一步保障新增项目的盈利能力。在火电价格上涨、全国统一电力市场体系建设等背景下，社会对新能源发电接受度提高，绿电溢价和消纳比例仍有提升空间。再生资源利用将成为“十四五”大力发展重点。近年来，我国出台了一系列再生资源利用的相关的法律法规和政策，对再生资源利用水平及建立健全绿色低碳循环发展体系起到了良好的指导与促进作用。根据《“十四五”循环经济发展规划》，到2025年我国资源循环型产业体系基本建立，覆盖全社会的资源循环利用体系基本建成，资源利用效率大幅提高，再生资源对原生资源的替代比例进一步提高。再生资源行业加速发展，市场空间快速打开，相关企业也将迎来高速增长期。危废资源化、垃圾焚烧、再生塑料等领域值得关注。底部话题追加内容

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中国生漆产量为1.9万吨_绿色、环保生漆逐渐走进人们的生活_作为优良的装饰和保护材料广泛应用［图］生漆是目前人类所知最早使用的天然涂料。我国是世界上最早使用生漆的国家，也是最主要的产地，生漆各种成分的含量随漆树品种、生长环境、采漆时期等而有不同。按产地分四类：即毛坝漆、城口漆、西南漆、西北漆。我国天然生漆按产地分类毛坝漆城口漆安康漆贵州漆产于湖北恩施，漆酚含量高，漆膜厚度好，粘度大、光亮度好、燥性好。产于重庆城口，漆酶含量高，亮度好、漆酸香味浓，干燥快。产于陕西安康（秦岭、巴山），漆酚含量高，酸香味、亮度好，干燥稳定。产于毕节和铜仁，漆酚含量高，黑度大、粘度大、干燥特快。随着人们生活水平的提高，绿色、环保的生漆走进人们的生活，作为优良的装饰和保护材料，生漆广泛应用于纺织、印染、工艺品和高档家具等行业。天然生漆在中国主产区有：贵州、云南、河南、山西、四川、陕西、甘肃、湖北等省。2018年我国生漆产量为1.9万吨，较2017年增加855吨，同比增长4.71%。2018年我国生漆出口数量从2017年42.7吨减少至33.7吨，同比降低21.03%，出口金额为173.8万美元，较2017年减少337万美元，同比降低16.24%。

智研咨询发布的《2019-2025年中国生漆行业市场运营态势及发展前景预测报告》显示：目前生漆作为超耐久的优良生态涂料，在生活用品方面生漆消耗和用量较大。随着我国生漆市场发展，传统文化对生漆市场推动，中国居民消费者对生漆的喜好与需求上升，对漆器，家居用品的需求将会持续上升。2018年我国生漆出口总量为33.7吨，国内表观消费量为18966.3吨，我国生漆需求市场规模从2011年的38.33亿元增长至2018年的61.51亿元。2011-2018年中国生漆应用市场需求总规模生漆是涂饰化工、轻工、发电厂防腐蚀、特定耐高温工程等方面的特殊必须材料，漆籽是优质的生物质能源材料，为我国重要的出口产品。随着科学技术的发展和传统工艺的延伸，生漆产品市场前景广阔，产品销售供不应求，需求量日益增大。2011-2018年中国生漆应用市场细分情况我国生漆主要企业概况企业概况开远市泽森茂种植有限责任公司2014年4月，泽森茂种植公司成立。公司在云南省开远市政府职能部门的指导下，把发展漆树种植作为公司的主导产业来培育。目前公司种植1700亩漆树林。四川中树艺流材料科技有限公司四川中树艺流材料科技有限公司成立于2015年1月，位于绵阳市国家经济开区科技企业孵化中心，注册资金500万元，是一家专注于生漆种植、采割、研发、生产、销售及相关产品（桐油）生产、销售的全产业链科技企业。陕西秦乔农林生物科技有限公司主要从事农林科学实验研究和农林产业化发展、农林产品加工销售、林木繁育、生态农业观光旅游等项目。陕西中合生漆科技有限公司陕西中合生漆科技有限公司是由中华全国供销合作总社西安生漆涂料研究所全资设立的科技型企业，注册资本100万元，日前已经获得进出口权，可以商接从事进出口业务。武汉市国漆有限公司武汉市国漆有限公司是以有近五十年历史的原武汉市国漆厂为核心组建成立的股份制企业，在国内是生产漆酚系列特种高温防腐涂料规模最大的企业。重庆渝桑林业开发有限公司重庆渝桑林业开发有限公司注册地在城口县商业街，于2006年4月正式挂牌成立。公司是一家集林产品研究开发、加工贸易以及林下种（植）养（殖）业为一体的，向林副业高附加值产品开发方向发展的新型林业产业开发公司。

2022年环保行业再生资源技术专题研究报告1.综述：回收种类+利用及提纯能力+深加工构筑技术壁垒现阶段我国再生资源行业整体技术尚存较大提升空间。在再生资源回收产业的布局中，企业规模总体偏小，无组织、无管理的“散兵”型回收主体在整个回收行业中所占比重较大。核心原因如下，1）前端回收环节分散、回收渠道不通畅：回收端市场集中度低、地域分散，各供应商废料供应有限使得全国化布局的龙头公司稀少。2）部分赛道依赖补贴：部分赛道消费者“汰旧换新”意识较弱（如废家电回收），国家出台补贴政策扶持企业发展（如废旧家电拆解、建筑垃圾处置、船舶拆解等），但同时也会使业内企业对补贴形成依赖，丧失研发动力。3）行业区域性、结构性产能错配：以危废行业为例，牌照发放速度与实际的处理量增速错配、产业结构调整也导致行业中存在大量资金实力有限、回收技术较为落后，金属综合回收效率较低的企业，造成了资源的二次浪费。从客观上来看，随着监管趋严，“双碳”目标激发市场需求，未来再生资源技术在行业发展中的作用愈发凸显。1）环保要求的日益提高加速工艺水平落后、污染排放较大、运行稳定性差、负荷率低的再生资源产能出清。2）随着碳交易制度建立完善，排放成本增高，企业更有意愿通过循环再生来实现减排，增加对高质量再生资源产品的需求。从企业主观能动性角度来看，再生资源行业景气度高企，各个细分赛道存量玩家及新进入者数量庞大，倒逼企业利用技术壁垒构建差异。以动力电池回收和危废行业为例，2021年我国动力电池回收企业数量同比高增661.5%，新增企业注册量1.07万家；2019年全国危废许可证数量为4195份，2014-2019年我国危废许可证数量CAGR为16.9%。我们认为再生资源行业技术壁垒主要体现在以下四方面：可利用更低品味的废弃物、可再生提取更多种类或更高纯度产品、向下游延伸制备附加值更高的产品，帮助企业获得超额利润率。同时，技术壁垒反哺上游收料，技术优势带来的高利润使企业能接受收料成本上行，从而在上游竞争废料的过程中获取更多的份额，技术优势也成为渠道获取、渠道合作的重要保障。1.可再生提取种类丰富。以危废金属深度资源化为例，大部分资源再生利用企业，通常仅可回收生产电解铜、金、银、钯产品，原材料铜合金产品中的镍、锡元素反而成为杂质，影响其生产效率和生产成本。具备多金属综合回收、深度提炼能力的危废企业可以提取出铜、金、银、钯、锡、镍、铅、锌、铂等，毛利率更高。2.可利用低品位废物，来料适应性广。以废油脂再生为例，我国废油脂分为潲水油、地沟油、下脚料油，原料来源多样，杂质含量多，提纯技术难。卓越新能工艺技术满足各类废油脂制备生物柴油的要求，能处置的各类废油脂种类多，转酯化率高，来料适应性广。3.提取纯度高，产品销售价格高于同业。以危废金属资源化公司浙富控股子公司申能环保为例，申能环保产出的铜合金产品与江西省主要供应商供应的铜合金产品相比，金、银、钯、锡、镍品位普遍显著高于江西省主要供应商。以2017年为例，合金产品单吨价格为4.89万元，比江西省主要供应商平均销售价格4.19万元高出16.7%。4.产业链向高附加值产品延伸。我们按照产业链延伸可以将再生资源行业，划分为“资源化”和“再利用”两大类。1）“资源化”模式的本质是赚取加工费，把废弃物处理成为可进一步利用的资源，售价与成本两者之间的价差构成加工企业的盈利空间，以危废资源化、餐厨垃圾处理和动力电池初步回收为代表。2）“再利用”可通过深加工形成终端产品，来延伸应用场景，实现更高的附加值，典型代表为再生塑料制品、酒糟饲料化、动力电池深度处理等，尤其是前两者，通过技术的创新和新模式的探索，产品形式具备更强的可塑性，类似消费品属性。再生塑料：英科再生实现了“塑料回收——塑料再生——再生塑料制品——循环回收”全产业链布局，其后端产品成品框、线条毛利率显著高于PS塑料粒子。一体化生产优势使得公司能够减少中间材料环节的利润流失，因而能够在2017-2021年整体毛利率保持在28%-30%区间。酒糟饲料资源化：路德环境收购酱酒废酒糟，通过有机糟渣微生物固态发酵技术将其制成饲料产品，类似消费品属性。动力电池回收：以天奇股份为例公司产业链由“电池回收—原料再造”延伸至“电池回收—原料再造—材料再造”的新能源材料全生命循环体系。2.危废金属资源化：回收种类横向扩张，产品纵向深化生产流程：高温熔融工艺为行业主流对于固体无机危险废物，行业内主要采用高温熔融处理工艺；相较于常规的填埋、焚烧、水泥窑协同等，高温熔融无害化处置物料范围广，偏好包含重金属的物料，且可处置焚烧底渣及烟尘灰，实现了危险废物的无害化处理及资源高效回收。高温熔融工艺的流程如下：烘干系统与逆流焙烧系统：高含水率的危险固体废物先经烘干，得到干污泥，再将此干污泥与含水率较低的危险固体废物一起加入逆流焙烧系统，与相关物料一起配伍。高温熔融系统：经搅拌、制粒后加入逆流焙烧系统，制取的焙烧料，经筛分，得到焙烧块；将焙烧块、熔剂及燃料一起加入高温熔融系统，同时配入一定量的一般固废以提升危废金属的富集效率，熔融得到铜合金块与水渣。烟气处理：烘干系统、逆流焙烧系统、新型强化熔融系统所产生的烟气，经除尘、脱硫及除雾处理后达标排放。技术壁垒：拓宽种类+利用低品位+提高纯度+纵深产业链增厚利润空间可提取金属种类丰富：具备多金属综合回收能力的危废企业利润空间更大。以高能环境子公司阳新鹏富为例，2019年下半年技改完成前阳新鹏富可回收、富集原料中的铜、金、银、钯，而电镀污泥、电子污泥中含有丰富金属的镍则作为杂质不计价，公司技改后实现了对贵金属镍的富集，2020年净利润0.67亿元，相较于2019年提升36.7%。利用低品位原料：危废行业具备单个产废企业废料产出量较小，所含金属元素的品位不固定，产品标准化程度较低等特点，低品位利用能力使得企业来料适应性广。高能环境子公司阳新鹏富拥有“低品位多组分污泥协同处理技术”，基于传统火法熔炼金属回收工艺原理，筛选合适的一般工业固废与重金属类危险废物进行配伍，解决低品位多组分重金属污泥金属回收率低、处理成本高的问题，铜的综合回收率超过90%，渣铜品位控制小于0.3%。金属提取品位较高，产品销售价格高于同业：对于前端合金产品，除毛利率较低的铜之外，含有金、银、钯、锡、镍等几种金属元素的品位越高原料品质越高，销售价格越高。以浙富控股子公司申能环保为例，2017-2019H1其前端合金产品销售价格相较于同业高出16.7%、14.4%、35.0%。产业链纵向延伸至金属产品、金属材料：危废金属资源化行业中的大部分公司仅赚取前端资源化中合金产品的加工费，仅高能环境、浙富控股、飞南资源具备前后端一体化处理能力，后端深度资源化最终生成价值较高的金属产品及化合物，做到对危险废物的充分利用；此外以高能环境为例，公司通过鑫盛源和正弦波进一步延伸金属产业链至金属材料（氧化亚镍、硫酸钴、硫酸镍），实现产品的增值。经济性测算：技术优势带来差异化盈利能力我们以浙富控股《公司发行股份及支付现金购买资产暨关联交易报告书（修订稿）》中披露的申能环保及江西自立2017-2019H1的经营数据定量测算：可提取金属种类、金属提取品位、产业链纵向延伸至金属产品的影响。1.可提取金属种类对单吨原料盈利性的影响1）申能环保披露了2017-2019H1原材料危废和固废的处理量，以及产成品各类金属销售量（考虑到浙富控股的产销率基本维持在100%左右，故以销售量代替产量），以各类金属销售量/（危废量+固废量）得到单吨原料产出比例，即金属提取率。2）申能环保披露了2017-2019H1各类金属产品的销售价格，因此以金属提取率*金属销售价格可以得到单吨原料（危废+固废）对应的收入。3）申能环保披露了主营业务成本，2017-2019H1资源化产品成本占总成本比重分别为90.9%、86.5%、86.5%，除以原材料（危废+固废）处置量，可以得到处置单吨原料的成本。4）我们逐步增加金属种类，则销售端收入会逐步增加，成本端保持不变，分析增加不同金属对公司毛利率影响。从收入端来看，金属铜占比始终超过50%，金的收入贡献其次，其他金属相对较为均衡。可以发现2017-2019H1仅回收金属铜的毛利率分别为8.5%、17.2%、9.6%，回收铜金银钯镍锡6种金属的毛利率分别为32.3%、39.6%、48.5%，毛利率差异分别为23.8pct、22.4pct、39.0pct。其中，2017-2019H1回收金使得毛利率提升最多，分别增加8.7pct、9.2pct、19.0pct。2.产业链纵向延伸至金属产品对单吨原料盈利性的影响产业链延伸在持续提升上下游物料匹配度的同时，能做到对危险废物的充分利用，提升利润，并进一步抵御大宗商品价格波动带来的风险。从后端单体来看，能享受到前端原料优势：金属资源化过程前端富集水平对后端深加工效率有较大影响，进而影响危废资源化企业的盈利能力。以浙富控股为例，公司前端内供的黑铜含有价金属元素类别丰富、各金属品位普遍高于其他阳极炉原料。后端江西自立从内部采购相同数量的铜合金产品可获得盈利高于本省主要供应商。能做到对危险废物的充分利用：与侧重前端危险废物处置的企业相比，后端的多金属综合回收可将前端工厂处理危险废物所产生的初步合金产品以及烟尘等副产品进行深度资源化处理，并产出阴极铜、金、银等多种金属产品及化合物，金属产品纯度较高，能获取最后一道环节的利润。接下来我们对产业链纵向延伸至金属产品对单吨合金原料盈利性的影响进行测算：浙富控股披露了子公司申能环保和江西省其他供应商提供的单吨金属合金原料的价格、各类金属的品位；我们取平均值得到其他供应商单吨金属合金产品的价格，以及各类金属的品位。收入端：1）方式1：后端公司江西自立从前端申能环保处购入原材料；2）方式2：后端江西自立从江西省其他厂商处购进原材料。江西自立后端各类金属销售价格已经披露，假设金属提取率为100%，则可比较两种方式下的收入。成本端：两种方式下的原材料成本已经披露（注：这里缺少了制造成本，测算的毛利率有偏差），可以得到从前端自供和外部采购的差异。可以发现2017-2019H1从前端申能环保采购原材料的毛利率要显著高于从江西省其他供应商采购，分别高出19.1pct、9.8pct、10.5pct。3.动力电池回收：关注回收率与产品延伸能力生产流程：湿法处理为行业主流动力电池整体回收流程分为预处理过程、分离提取过程和产品制备过程，其中分离提取过程为核心。1）预处理是将废旧动力电池放入食盐水中深度放电，进行拆解、破碎、分类，去除金属外壳得到电极材料。2）分离提取过程是通过火法治金、湿法治金、生物治金等方法，得到镍钴合金与镍/钴/锂溶液。3）产品制备过程是通过共沉淀法、水热法、高温固相合成、溶胶-凝胶法，制备出金属盐及前驱体。湿法回收工艺技术成熟，以其回收率高、金属纯度高的优势，成为企业采用的主流技术路线。目前回收方法主要包括干法回收、湿法回收、生物技术回收：1）湿法技术相对成熟，即利用酸液和碱液将电极材料溶解，然后在液相中实现各元素的分离和提纯，回收得到的金属盐产品纯度能够达到生产动力电池材料的品质要求。2）火法冶金技术：金属或金属化合物在高温条件下发生氧化还原、分解、置换等化学反应，再通过后续工艺，实现废旧锂离子电池中金属类物质回收。火法冶金技术缺点为能耗成本与环境污染成本高，且纯度低，对技术要求高。3）生物回收技术：集中于钴酸锂电池的回收，目前停留在实验室阶段。目前格林美、邦普集团、天奇股份、光华科技等国内龙头，以及AEA、ME等国际龙头企业，大多采用了湿法技术路线。技术壁垒：金属提取率&产品延伸能力分离提取过程关系到拆解后的各类废料中高价值组分的回收率，影响提纯度与回收价值，提高金属提取率成为竞争力所在。对比天奇股份、格林美、邦普循环、华友循环，从回收率来看，各企业钴锰镍平均回收率均超98%，较为同质；邦普循环的金属锂提取率达98%，显著高于同业；此外各龙头均布局或正在布局三元前驱体材料再造。经济性测算：回收率±10pct，毛利率+4.52pct/-5.31pct我们以单吨三元电池进行论证回收率影响测算得单吨NCM622电池回收收入合计11.3万元，营业成本合计7.5万元，毛利率为33.40%。主要假设：1）原料为1吨NCM622电池包，对应所含金属锂约为2.6%、金属钴约为4.39%、金属镍约为8.58%、金属锰约为9.65%；2）钴、镍、锰回收率均为98%，锂的回收率为85%；3）材料采购和销售价格按照锂、钴、镍、锰金属单质2022/07/15最新的价格，分别为305.00万元/吨、37.00万元/吨、16.98万元/吨、1.51万元/吨；4）自2021年以来锂价大幅上涨，电池回收常出现倒挂倾向，因此我们假设折价系数选取150%，对应2022/07/15单吨三元聚合物回收价格为4.62万元/吨；5）辅助材料成本、燃料动力成本、人工成本、折旧摊销、其他制造成本参考项目环评报告及可行性报告，合计1.42万元。金属锂提取率影响毛利率：1）我们测算金属锂回收率波动+10pct/-10pct，毛利率+4.52pct/-5.31pct；2）辅料、人工、运费、折旧等其他成本在总成本中占比较小，对电池回收毛利率影响不大。3）提取率更高则单吨废料提取出的产品售价更高，金属价格带来的毛利波动对毛利率的影响更小，可平滑价格波动。4.废油脂再生：品位利用能力+高纯度+高得率铸就优质产品力生产流程：酯基经济成本低，烃基性能更优生物柴油目前主要分为酯基（FAME）和烃基（HVO）生物柴油。酯基生物柴油是由通过酯交换法生产，将油脂中的脂肪酸甘油三脂与甲醇或乙醇发生酯交换反应，生成脂肪酸酯。酯基生物柴油技术成熟，推广经济成本更低。烃基生物柴油采用加氢脱氧法生产，其性能与化石柴油相近，具有更好的低温流动性、更高十六烷值、更优的氧化安定性等性能指标，烃基生物柴油还可以通过深加工应用于航空燃油领域，但生产成本更高。技术壁垒：产品纯度&产品收率产品纯度：我国废油脂分为潲水油（餐厨垃圾分类处理后得到）、地沟油（下水道的隔油池收集的废油）、下脚料油（屠宰企业、肉类加工加工后剩余），原料来源多样。废油脂主要是以脂肪酸和甘油酯组成，杂质含量多，提纯技术难。欧美生物柴油标准对生物柴油的硫、磷、酸值、氧化安定性、水分含量进行了详细规定。以卓越新能为例，产品水分和甘油含量明显低于市场水平，有利于客户与其他货源调合，使得产品具有较强的吸引力。ISCC认证：我国出口欧盟的生物柴油企业需要经过ISCC认证，ISCC认证实行一年一续办的制度，2021年底我国共有41家公司获得ISCC认证。率先获得ISCC认证资格的公司，能较早接触优质客户，提高与客户的粘性。产品收率：生物柴油的收率定义为，(最终获得的生物柴油的质量/油脂的质量)X100%，即单吨原料能提取的生物柴油的质量。制取生物柴油工艺流程中，甲酯化反应作为失败率较高的可逆反应，其反应效果直接决定生物柴油的收率。以卓越新能为例，经过多年技术经验积累，2021年公司废油脂转酯化率达到99%，2019Q1生物柴油产品收率已高达100.1%，业内竞争对手三聚环保2021年产品收率目前约为88%。经济性测算：收率±1pct，毛利率约±1pct测算过程：假设收率从95%-100%波动，单吨地沟油采购成本及制造成本参考卓越新能招股说明书，单吨生物柴油销售价格参考卓越新能销售价格。可以得到单吨地沟油对应的毛利率和单吨收入。测算结果发现收得率每下降一个点，毛利率平均下降0.9pct1.0pct。5.废塑料再生：技术助力平级循环利用生产流程：再生塑料“资源化”和“再利用”生产流程：资源化：回收的PS塑料，经过微细粉碎、自动化除杂分离等预处理后，通过螺杆挤出机熔融塑化、高精细过滤、蒸发排气、一体式切粒等工艺处理，运用分子链修复技术和塑料改性技术等再生造粒技术，制得再生PS粒子。再利用：利用环节将再生PS塑料粒子经多层共挤、表面处理等工艺深加工制作成再生PS塑料框条和成品框等产品。技术壁垒：再生塑料纯净度影响盈利性再生塑料纯净度：再生塑料的循环利用往往具有降级使用的特点，即前次用于食品级的塑料，经过回收利用后，仅能作为非食品级原材料使用，比如用于生产短纤、编织袋、打包带等，其价格往往低于新料。而技术先进的公司可以产出达到高洁净水平的再生PET材料，可实现平级循环利用，可产出具备“瓶到瓶”（将回收的饮料瓶加工成食品级PET再生料）、“瓶到丝”（将回收的饮料瓶加工成长丝级PET再生料）要求的高价值再生PET材料。以英科再生为例，公司的生产线已取得美国FDA食品级认证，公司具备生产食品级和高端长丝级再生PET材料的能力，该再生PET材料可用于生产食品级包装盒、饮料瓶、高端纺织品，产品附加值高。公司自产的再生PS粒子，有较高比例自用深加工为再生PS线条和环保成品框产品。2018-2020年，自用比例由67.8%提升至76.6%。成品框、线条产品因外销定制化程度较高享有高毛利，2021年毛利率分别为31.7%、32.9%，远高于PS再生粒子19.4%毛利率，一体化意义凸显。

能源与环保行业研究及2022年投资策略报告1公用事业及环保板块行情回顾今年以来电力板块跑赢沪深300指数17.63个百分点2021年市场波动较大，电力及公用事业作为传统防御性板块，走势显著强于大盘。截止到2021年11月14日，Wind电力板块今年以来上涨11.43%，与其他中信一级行业指数相比处于第11位；同期沪深300指数下跌6.2%，电力板块累计跑赢大盘17.63个百分点。火电、水电、煤气子板块上涨截止到2021年11月12日，据中信行业指数分类，水电子板块上涨10.44%，跑赢沪深300指数16.64个百分点；火电子板块上升14.50%，跑赢沪深300指数20.70个百分点；燃气上升12.48%，跑赢沪深300指数18.68个百分点。整体来看，电力行业中火电板块与燃气板块表现相对较好。电力及公用事业板块估值处于行业中下游水平截止到2021年11月14日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为23.54倍，居于各行业中下游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业只有1.77倍，在所有行业中也处于中后的位置。今年以来环保行业跑赢沪深300指数19.14个百分点截止到2021年11月14日，申万环保工程及服务二级指数今年以来上涨12.94%，与其他Wind一级行业相比位居第10位，在140个申万二级行业指数中处于第32位；同期沪深300指数下跌6.20%，环保行业累计跑赢大盘19.14个百分点。2021年以来污水处理、环境监测板块涨幅较大我们在环保板块选择了71家A股和10家H股进行跟踪研究，并将这些公司细分为水务运营、污水处理、固废处理、大气治理、节能减排、环境监测以及生态园林7个子板块。从各子板块今年年初以来的涨跌幅来看，污水处理、环境监测、节能减排、固废处理、水务运营、大气治理板块分别上涨28.55%、24.66%、22.78%、11.42%、10.17%、5.35%，生态园林板块下跌8.49%。截至2021年11月14日，环保行业一致预期PE为39倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，环保行业只有1.64倍，在所有行业中也处于中后的位置。2碳中和推动我国能源结构持续转型我国当前二氧化碳排放量维持高位，结构与欧美有所不同从各国碳排放量占比来看，受近年来我国经济总量快速增长、一次能源消费总量不断提升的影响，我国占世界二氧化碳排放总量的比重不断提升。美国的二氧化碳排放量近30年基本维持稳定在60亿吨左右，占世界碳排放比重的17.7%。得益于清洁能源占比的不断提升，欧盟的碳排放总量从1990年的40亿吨稳步下降至2018年的31.5亿吨。零碳电力叠加电气化率提升推动碳中和预期不断落地碳中和是指通过各类技术应用，抵消自身产生的二氧化碳或温室气体排放量达到相对“零排放”的过程。其并不是要求绝对的净零排放，而是可以通过植树造林和一些积极的技术活动来抵消人类活动产生的CO2，通过碳排放和碳去除达到平衡的效果。要实现碳中和的目标，我们需要通过政策性的措施降低碳排放，并采取技术手段针对难脱碳行业的排放问题进行对冲。目前我国已在发电行业推动碳排放权交易配额总量设定与分配实施，引入碳配额等交易政策推动企业实现节能减排。未来从技术路线角度出发，我们预期脱碳路径主要包括以下三类：碳捕集与封存技术（CCS）：将工业生活活动所产生的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存以避免其排放到大气中。这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖较为经济、可行的方法。提升各部门电气化率：在交通、建筑以及工业生产部门提升电气化率，通过使用清洁能源电力替代化石能源，进而减少碳排放量。例如在工业领域中，把工业锅炉、工业煤窑炉的用煤改为用电，大力普及电锅炉，减少化石能源的燃烧，可以实现零污染、零碳排放。改变工业生产流程：我国属于制造业大国，但是现有的生产流程对煤炭、石油等能源依赖度较高，通过改进生产流程可以有效降低碳排放，例如在钢铁生产中推广应用氢气还原铁的新技术流程（氢能来自于清洁电力生产提供）、航空运输中使用生物航空燃油等。在一次能源结构方面，随着风能、太阳能的发展，非化石能源在一次能源中占比将快速上升，2019年就已经接近此前预定“十三五”末15%的水平。根据国网能源研究院的预测，非化石能源占比有望在2035年前后超过煤炭，2040年左右超过50%，成为我国能源供应的主体，2060年非化石能源占一次能源比重有望达到约80%。其中风能、太阳能成为主要的非化石能源品种，2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%，2060年进一步提升至31%和21%。在终端能源品种结构方面，由于电力深度脱碳并且作为可再生能源的载体，电气化将成为实现碳中和的关键。电能占终端能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分别达到约30%、45%、60%、70%。分部门来看，工业部门电气化率稳步提升，2060年电气化率从2020年的26%提升至69%；建筑部门电气化水平最高、提升潜力最大，2060年电气化水平提升至80%；交通部门电气化水平提升最快，将从2020年的3%提升到2060年的53%。根据相关权威机构预期及我们对于未来我国能源结构演变的估计，我们建立2030年至2060年我国一次能源供需平衡模型如下所示。根据模型测算，假定未来十年我国单位GDP能耗复合增速为-2%（2019年为2.6%），GDP复合增速为3.8%，对应2030年我国一次能源消费总量为58.78亿吨标煤，这一数据与主流机构预期的58~60亿吨标煤耗的数据较为吻合。我们预测一次能源消费总量在2030年达峰后，会保持稳步下降趋势；能源供给结构中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我们预测到2060年，非化石能源占一次能源比重超过80%，化石能源中天然气占比相对较高，碳排放强度较大的原煤占比相对较低。我们依据一次能源结构，推算分能源类型的碳排放趋势。我们预期在2030年碳达峰的时点，我国二氧化碳排放总量达102亿吨，较当前排放情况略有提升，煤炭仍是二氧化碳排放的主要来源。此后随着非化石能源发电装机占比提升、工业电气化率不断增长，电力耗煤及其他工业耗煤快速下降。我们预期到2050年，我国二氧化碳排放总量有望降至27.8亿吨，到2060年有望降至13.8亿吨。届时这部分二氧化碳有望通过森林碳汇、碳捕捉及碳封存等技术予以吸收对冲，从而实现2060年碳中和的目标。煤电装机2030年达峰，未来光伏风电将成为主力机组依据我国用电量需求增长预测模型，叠加相关权威机构对风电、光伏装机增长的预测和我们对于非化石能源占一次能源比重的推算，我们对未来电力行业装机及电量规模和结构预测如下。我们预期2030年前后我国燃煤发电装机有望达峰，峰值为12.9亿千瓦，此后装机规模及利用小时均逐步下降，成为电网调峰辅助能力的重要组成部分。水电装机增长有望趋缓，2030年预期为4.68亿千瓦，之后逐步达到5.58亿千瓦的经济开发容量。核电仍有望保持快速增长，2020至2030年间预期年化新增装机为900万千瓦左右，2030年至2050年的年化新增核电装机有望达1200万千瓦。风电及光伏在2020至2030年间，有望分别维持年化3900万千瓦、9000万千瓦的装机增速，并在未来得益于储能装置降低调峰成本，装机增长进一步提升。到2030年时，我们预期风电及光伏装机分别为6.7亿、11.5亿千瓦，满足政策对于2030年风电光伏装机合计达12亿千瓦以上的预期。到2060年，风电和光伏装机分别为17.3亿和37亿千瓦，占电力总装机的比重超过70%。未来储能将成为平滑新能源出力波动的重要手段储能技术是指通过某种介质或者装置，把以电能、机械能、热能、化学能为代表的某种能源形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储，并基于未来应用需要以特定的能量形式释放出来的一系列技术和措施，包括煤、石油、燃气等化石能源及电力、热能、氢能、成品油等二次能源的存储技术。根据不同能量形式及技术原理，储能技术主要分为物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电磁储能（超级电容器储能和超导磁储能等）、电化学储能（铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等）、热能存储等，其技术特点和应用场景存在差异。短期来看，我国储能技术仍将保持抽水蓄能技术为主，电化学储能规模快速增长的局面。截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，同比增长3.6%。其中，抽水蓄能累计装机规模达到30.3GW，占比为93.4%。抽水蓄能相对其他储能方式成本较低、技术相对成熟，短期看来，其在储能应用中的主导地位不会被动摇。电化学储能项目的累计装机规模紧随其后，为1709.6MW，占比为5.3%，同比增长59.4%。长期来看，储能技术是实现高比例可再生能源接入电网的必要手段，是提高能源利用效率、增加可再生能源利用比例、保障能源安全、推动能源转型的关键支撑技术。一方面，随着储能技术的不断发展，储能技术的成本将持续下降，在未来将成为电网调节的关键技术手段。以电化学储能为例，液流电池从2015年的3500~4000元/（kWh）降至2020年的2500~3000元/（kWh）；锂离子电池从2015年的1500~4000元/（kWh）降至2020年的1000~1500元/（kWh），储能成本的快速下降，为其大规模商业化应用奠定了基础。另一方面，我国储能技术产业链逐步完善，已经从材料生产、设备制造、系统集成、资源回收等方面初步建立了较为完备的产业链，并且在主流技术和前沿技术上都有所布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、中科储能等为代表的一批技术领先的储能厂商。完善的产业链不仅带来生产规模效应，而且有助于企业自主研发适合市场需求的储能产品，进一步扩展储能技术的应用领域，有助于我国储能产业规模化发展。基于我们前述模型测算的装机结构，我们针对日度电力系统负荷平衡进行核算，以推断未来储能装置的装机规模。我们预期到2060年，风电、光伏装机占总装机比重分别为22.6%、50.6%，煤电及气电仅作为电网调峰平衡机组维持电网稳定运行。我们将各类装机出力加总，即可得到发电装机总出力曲线，将其与用电需求曲线结合，即可测算储能装置在日度电力供需平衡中的充放电过程。根据模型测算显示，在此条件假设下，储能装置日度间充放电电量基本平衡，其在18时光伏出力归零、用电需求提升的重要节点为电网系统提供约占实时用电负荷近三分之一的电力供应。我们预期在2060年风光装机大幅提升的假设下，储能装机约占发电侧总装机的19.9%，对应装机容量达14.36亿千瓦。未来四十年，电力系统储能有望从当前的百万千瓦级成长为电力系统中不可或缺的组成部分。不过，即使电化学储能成本下降到较低水平，但由于其本身存在的自放电性质，其储能时间仍然只能在日度之间调节，当出现季度之间的用电需求不匹配时，如果没有充足的装机冗余，电网还是容易出现危机（类似德州大停电）。而如果要实现长期的、季度之间的调节，还有赖于氢能等新型能源载体的应用。从国家规划来看，我国也在不断加强抽水蓄能、电化学储能的发展。今年8月份国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划》，文件提出抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。当前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，约60%分布在华东和华北。已建和在建规模均居世界首位。规划提到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。3电力：高煤价拖累火电业绩，汛期来水偏枯水电出力下滑火电：需求向好，高煤价拖累业绩电力供需偏紧推动火电利用小时上行，市场化电价边际改善受益于下游经济需求持续向好及去年同期的低基数效应，今年以来我国发用电需求持续向好，1-9月份我国全社会用电量增速为12.9%。9月份我国全社会用电量为6947亿千瓦时，同比增长7.6%。今年1-9月份火电累计发电增速为11.9%，增速比上年同期上升12.2个百分点。从利用小时来看，今年1-9月我国火电利用小时为3339小时，较去年同期上升280个小时。长期来看，我们预测我国电力需求中枢有望保持在5%左右，而随着煤电去产能政策持续推进，火电装机增速将长期处于低位，火电利用小时稳中向好的趋势仍将长期维持。考虑到今年用电需求向好叠加去年低基数效应，我们在10%的用电增速假设下，测算电力供需平衡，预期2021年火电利用小时为4511小时，同比增长295小时，火电利用小时将迎来确定性改善。我们判断今年用电增速高增长主要系出口产业链拉动叠加电价机制错位致使市场化电价过低等多重因素影响，展望明年，一方面出口需求有可能同比下降，另外在市场化电价机制调整后，电价上涨有望压降一部分用电需求。综合而言我们判断明年用电增速中枢有望回归5%附近，电力行业对上游煤炭需求的拉动有望明显回落。煤价高位震荡，煤炭产量稳中有升2021年1-9月，我国原煤产量达29.3亿吨，同比增长3.7%；9月单月原煤产量为3.3亿吨，同比下降0.9%。尽管我国原煤产量稳中有升，但由于下游能源需求保持快速增长，导致煤炭供需格局持续偏紧。未来考虑到煤炭先进产能不断释放，我们预期后续原煤煤炭产量整体稳中向好。近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2021年1-9月，我国累计进口煤2.3亿吨，同比下滑3.6%；9月单月进口煤为3288万吨，同比上涨76.02%。前五个月进口煤数量受贸易政策影响明显收紧，6月开始我国进口煤数量有所恢复，并整体呈现逐渐走高的趋势，我们预期我国全年进口煤量或将小幅下降。从市场价来看，今年现货价格波动较大，近期维持高位震荡。2021年年初秦皇岛港5500大卡动力煤市场价先快速上行，一度连续突破900、1000元/吨两个关口，随后快速回落。后续随着我国用电需求高增长拉动火电发电增速，煤炭需求持续提升，供需缺口被不断拉大，现货煤价持续上涨。自9月底开始，受部分煤企执行保供政策减少市场煤销售、山西洪水影响煤炭生产等因素影响，煤价出现罕见的暴涨，5500大卡现货煤价一度突破2500元/吨，远超历史极值。后续发改委启动调控措施，通过政策干预、边际产能核增、推动长协煤保供等手段，使得电厂煤炭库存快速提升、现货煤价持续回落。电价新政落地，电价市场化程度进一步提升此前我国火电上网电价主要以标杆电价机制+煤电联动为主，但由于煤电联动政策在调整过程中受到各类因素影响，调整往往不及预期，也在一定程度上影响了我国市场化电价改革的进程。2020年1月1日起，我国开始取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定，但2020年暂不上浮。今年以来受煤价大幅上涨、年度长协电价难以调整等因素影响，火电企业经营情况不断恶化，煤电倒挂压力巨大。2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。通知明确，扩大市场交易电价上下浮动范围，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。通知将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。《通知》表明要推动工商业用户都进入市场，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。对于居民、农业用电价格，《通知》要求继续执行现行目录销售电价政策，并强调居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。新的电价政策体现了政府进一步理顺火电电价机制的决心。政策一方面使得火电企业可以向下游疏导燃料成本上涨、保障冬季电力供应的稳定，另一方面也有望通过合理的高电价抑制高耗能行业无序的用电需求，从而助力能耗双控目标的进一步落实。自政策落地以来，广东、江苏、山东、湖北、山西等地新增市场交易价格已按价格政策实现近20%的上浮，起到了疏导煤、电价格矛盾关系和缓解当前电力供应紧张局面的作用，部分省份高耗能电价涨幅也超过20%。长期来看，随着我国有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场化交易电价上下浮动范围，确保价格形成机制更具灵活性、针对性，同时叠加成本端煤炭保供稳价举措等利好，未来煤电企业盈利有进一步修复预期，盈利稳定性也有望得到加强。水电：汛期来水偏枯，水电利用小时亟待复苏汛期来水偏枯，利用小时数仍待改善受益于去年汛期来水较好，主要水库蓄水水位较高，年初枯期（除三月外）我国水电发电量同比保持较高增长，但今年汛期来水偏枯，水电汛期出力不及去年。2021年1-9月水电累计实现发电量9029.9亿千瓦时，同比下降0.9%，其中9月份单月实现发电量1408.8亿千瓦时，同比下降0.3%。从利用小时来看，2021年1-9月我国水电累计平均利用小时为2794小时，同比减少100个小时，主要系今年汛期来水较差所致。从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年份，水电的全年装机利用小时也较高。例外的是2016年降水量大幅提升但水电利用小时并没有明显增加，主要受消纳能力不足及外送通道不畅等因素影响，全年累计弃水635亿千瓦时，占当年全年水电发电量比重为6.04%，弃水对2016年水电利用小时压制明显。2021年1-9月，降水量累计达到583.4毫米，较去年同期下降51.3毫米。受降水量影响1-9月份水电利用小时2794小时，同比减少100个小时。整体来看，考虑到我国降水“偶丰奇枯”的历史规律，叠加去年汛期来水较好，我们预期今年全年水电利用小时同比可能小幅下降，在一定程度上影响冬季用电高峰期的电力供需平衡。分省份来看，除浙江省外，2021年前三季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同程度下降，青海、广东、广西的水电利用小时较去年同期分别降低584、281、240小时。分月份来看，我国2018-2021年降雨量变化趋势基本相同，总体呈现1-7月逐月递增，8月