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碳中和产业链研究第一章碳中和概览注释1、碳中和指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放，实现二氧化碳的“零排放”。而碳达峰则指的是碳排放进入平台期后，进入平稳下降阶段。简单来说，也就是让二氧化碳排放量“收支相抵”；2、生物碳汇通过植树造林等措施，吸收二氧化碳，减少温室气体在大气中浓度的过程、活动与机制；3、碳捕捉、利用与储存（CCUS）收集从排放点源产生的二氧化碳，运输至储存地点，长期与空气隔离的技术过程；4、生物能源与碳捕捉、储存（BECCS）一种将生物质能的使用与碳捕获和储存结合以创造负碳排放的技术；5、碳交易基本原理是，合同的一方通过支付另一方获得温室气体减排额，买方可以将购得的减排额用于减缓温室效应从而实现其减排的目标。在6种被要求排减的温室气体中，二氧化碳（CO2）为最大宗，所以这种交易以每吨二氧化碳当量（tCO2e）为计算单位，所以通称为“碳交易”。中国碳中和产业链全景图上游中游下游（一）碳排放（一）能源替代（二）节能减排（三）碳吸收（四）碳交易 1.太阳能2.风能3.氢能4.核能 1碳铺集2碳输送3碳利用4碳封存 ①生物利用-合成化肥、饲料、食物等②地质利用-强化石油天然气开采（EOR）③化学利用-生合成气、甲醇等1）海上咸水层封存2）陆上咸水层封存3）枯竭油气田封存（一）新能源发电（二）新能源汽车（三）储能（四）绿色建筑（五）林业（六）碳交易市场等1植树造林 1 、碳中和产业链全景图1.电力领域火电2.工业领域热电厂、钢铁厂、水泥厂、石油化工厂3.建筑领域建材生产、建筑施工、建筑运行4.交通领域燃油车 1.生物碳汇2.CCUS3.BECCS占比4 0 5 0 占比2 5 3 5 占比1 0 1 5 占比7 9 2 、碳中和行业概况“碳中和”即净零碳排放，旨在实现碳吸收端与碳排放端的抵消，实现全球范围内的碳平衡。碳排放电力交通建筑工业碳吸收生物碳汇 CCUS BECCS 净零碳排放碳中和碳中和进程国家碳达峰时间碳中和时间英国 20世纪70年代达到峰值后，较长时间处于平台期，目前排放相对峰值水平下降约40 2050德国 20世纪70年代达到峰值后，较长时间处于平台期，目前排放相对峰值水平下降约35 2050美国美国2007年达到峰值后，呈缓慢下降趋势，目前相对于峰值水平下降约20 2050日本日本2013年的排放水平是历史最高，未来趋势还有待观察 2050韩国韩国排放还未达到峰值 2050中国 2030年之前（预计） 2060 3 、碳中和内外发展逻辑中国“缺油/少气/多煤”的能源结构调整及产业转型内在需求，叠加全球气候变化、发展主权、金融体系之大变局（1）国内“碳中和”是中国经济的内在需求“工业革命的核心，其实是能源转换的革命”，历史上能源革命带来工业革命。在能源保障方面2 0 1 9 年底，我国原油进口依赖度高达7 3 ，天然气进口依赖度也在4 0 以上，发展新能源具有必要性，而我国已在新能源领域建立起全球优势。根据麦肯锡测算，我国在太阳能电池板领域的表现远超美国，在所有行业对比中位列第一。在产业转型方面在能源与资源领域、网络信息领域、先进材料与制造领域、农业领域、人口健康领域等出现科技革命的可能性较大。“碳减排”作为重要的抓手，通过 “碳成本”这一要素的流动，推动我国产业结构性改革。（2）国际气候变化是人类面临的全球性问题（3）国际发展中国家发展权之争（4）国际石油美元的终结工业革命以来的人类活动导致地球气温异常地快速上升，这已经是主流科学界的共识。全球变暖会带来严重的气候灾害两极冰川融化、海平面上升、极端天气灾害增加、土地沙漠化和海洋酸化等 2 0 0 0 年至2 0 1 9 年全球记录了6 6 8 1 起气候灾害，相比之前2 0 年的统计数据增加了8 3 。放任全球变暖的潜在经济损失也是惊人的。如果按本世纪末的全球升温为3 °C、4 °C和5 °C的情境测算，届时对应的全球年度经济损失分别为GDP的2 .3 、4 和6 .5 。首先能源的使用是碳排放最重要的来源，而人类的经济发展、生活水平的提高和对能源的利用是紧密相关的。据测算，GDP增速与能源用量增速的相关系数高达9 0 。其次，碳减排是需要全球合作的，而达成如何分担责任的共识很困难。以现目前碳排放量看，中国是最大的碳排放国，2 0 1 9 年排放量占全球2 7 .9 美国占1 4 .5 ，其它发展中国家的碳排也在增长。但从历史累计来看，自1 7 5 1 年以来，美国的碳排放量约4 0 0 0 亿吨，占历史排放量的2 5 ，欧盟2 8 国贡献2 2 ，中国排放占比为1 3 。另外，从人均排放来看，中国的人均碳排量为7 .1 吨/年，仅为美国的4 4 ，而印度人均碳排量甚至仅为中国的2 6 。发展中国家总排量最大，应该承担责任，但从历史和人均来说，与发达国家相比，发展中国家还可以排放更多。布雷顿森林体系瓦解后，美国在美元脱钩黄金而贬值威胁其国际货币地位的不利条件下，在1 9 7 4 年，以石油危机为契机，将美元与石油挂钩，成功挽救了美元的世界货币霸主地位。但石油美元仍然存在“特里芬难题”，体系依旧不稳定。以光伏、氢能等新能源为代表的第三次工业革命及全球绿色低碳发展的大趋势终将改变传统的化石能源格局。如果原油不再是“工业生产的血液”，石油的商品属性消失，石油的金融属性就不再重要了，石油美元没有实际意义。对中国而言，“碳中和”趋势下的人民币国际化之路，与其与俄罗斯和伊朗等国家发展石油人民币，不如发掘新的具有全球刚需的硬通货，并加强人民币对它的定价权。 4 、中国“碳中和”能源消费结构现状“缺油/少气/多煤”的能源结构下从供给端和需求端双向发力，含“碳”量高的供给侧改革和低“碳”需求侧的节能减排供给侧-能源生产需求侧-能源消费供需两端“碳中和”一次能源二次能源石油天然气煤炭化石能源太阳能风能核能非化石能源水能电力氢能乘用车商用车航空航天交通领域轨道交通钢铁水泥玻璃工业领域 .居民生活.民用领域我国实现“碳中和”目标的技术路径需要从供给端和需求端共同发力；一方面，含“碳”量高的化石能源，煤炭要面对供给侧改革；控制化石能源总量，提高利用效能，从化石能源转换为电能方面需要继续提高效率；另一方面，在需求侧，依托技术改造的节能减排是核心。已实现产业化未实现产业化 5 、中国“碳中和”碳排现状以电力、工业、建筑、交通高碳排为核心抓手，推动降低碳排，实现传统产业能源结构调整 2020年，中国二氧化碳排放量约为99亿吨。当前，中国的能源结构仍以煤炭为主；因此，以火力发电占主导的电力行业、燃煤取暖的热力行业、高炉冶炼钢铁的工业与制造行业便成为了中国碳排放量最大的三个行业。中国“碳中和”各领域市场预期目标电力领域排放占比4 0 -4 5 预期中和方式降低传统煤电比例，大力发展清洁电力2 0 6 0 年清洁能源供应占比近8 0 ，剩余部分通过碳捕捉实现中和工业领域排放占比2 5 -3 5 预期中和方式推动产业优化升级，争取2 0 2 5 年前钢铁碳排放达峰与2 0 2 2 年前石化行业达峰，2 0 6 0 年实现工业碳排放较2 0 2 0 年降低7 0 -8 0 建筑领域排放占比1 0 -1 5 预期中和方式发展绿色建筑材料和建筑能效管理，争取2 0 6 0 年碳中和时期城镇商业绿色建筑覆盖率达7 0 -9 0 交通领域排放占比7 -9 预期中和方式大力发展新能源，推动汽车与交通行业2 0 2 8 年提前达峰，2 0 6 0 年实现核心城区新能源汽车与配套设施全覆盖预期目标第二章碳中和之电力领域产业链分析 1 、“碳中和”电力领域产业链分析围绕发电侧、储能侧为主航线，输配及用电侧为辅助，革新发电侧能源结构，配套储能侧完成产业“调峰”发电侧储能侧输配及用电侧1 2 3从总量上看，在实现碳中和的过程中，需要发电量从目前的约7万亿千瓦时增加到2050年的15万亿千瓦时。同时提高风、光、核占比。火电2050年发电占比降至5以下；水电中国主要的水电资源开发近80，受环保限制、资源开发难度影响，水电未来发展空间有限；核电核电仍面临较为严峻的安全问题，难以成为碳中和背景下中国电力系统的主力能源；风电和光伏在中国电力系统中，风电和光伏发电量的占比仍然很低，由于技术进步和发电成本大幅度下降，风电和光伏将有巨大的发展前景。抽水蓄能-累计装机占比89.3（2020年）抽水蓄能是当前主要储能方式，但受地理选址和建设施工的局限，近几年新增装机已停滞，未来发展空间相对有限电化学储能-累计装机占比9.2（2020年）锂电池是电化学储能主流技术路线，磷酸铁锂电池更适用于储能场景钠离子电池从实验室走向实用化阶段，已有多家企业布局。其他储能飞轮储能率先在城市地铁和电气化铁路领域实现示范应用，产业化尚需时日氢能有望成为长时间、跨区域储能方案熔盐储能，目前大规模高温储热技术的首选。储能氢储能电储能热储能电化学储能机械储能锂离子、铅蓄、钠硫、液流电池抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能在发电与用电侧都频繁波动的情况下，电网需要对电力供需进行实时的平衡。贯穿短中长期来看需要通过对电网的持续升级提升电网的平衡管理能力。可再生能源具有波动幅度大、功率扰动大等特点，对于电网来说可以通过优化升级增强电网的稳定性，应对可再生能源占比提升后的波动问题。需要配套软件系统，例如分析预测能力的提升；硬件设备的匹配升级，例如加强远距离输电通道建设等；电网业态的配合，例如电力交易机制市场化的改革。火电水电输电变电配电居民用电工业用电调度传统电网火电水电输电变电配电居民用电工业用电智能调度智能电网新能源风光储电动汽车能量流信息流第三章碳中和之电力领域光伏 1 、“碳中和”电力领域光伏产业链分析光伏装机量持续上升，产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、配套件、光伏电站七大细分领域。 CAGR25.9 CAGR26.9 中国光伏发电累计装机容量市场规模从2016年的77.4GW增长到2020年的244.7GW，年复合增长率为25.9。得益于国家政策支持和光伏发电平价上网的实现，预计在2021-2025年中国光伏发电累计装机容量市场规模保持高速增长，预测2021-2025年复合增长率为26.9。光伏发电累计容量市场规模（GW）光伏产业链1 2 3 45 6硅料硅片电池片组件逆变器硅片 CR5为86，硅片环节技术和资金壁垒均较高，行业集中度持续提升，隆基与中环作为单晶硅片领军企业，市场份额持续快速提升；电池 CR5为33，电池环节集中度提升，技术迭代较为高频，通威等企业凭借单晶PERC产能实现市场份额提升; 组件 CR5为43，电池组件行业集中度过去三年逐渐提升，头部企业晶科、晶澳、天合均采取垂直一体化的业务布局。硅片工艺铸锭单晶与单晶硅片无性价比优势，主要作为协鑫等企业消化现有多晶硅片产能的过渡路线，市场有限。硅片尺寸大面积化、薄型化，设备侧国产替代存在部分机会 M6是主流硅片规格M2的连续演进，而M12是打破产业链现有设备生态的创新规格，产品降本收益显著，但设备投资要求高； M6与M12的投资收益率取决于市场对大尺寸的接受速度；M12降本幅度大，绝对投资收益高于M6，且产品需求兼容性更好；电池产品围绕光电转换效率 PERC-22.8、HJT-27.5TOPCon-28.7、钙钛矿-42.5；对比电池技术路线，HJT/TOPCon理论转化效率领先，但目前进口设备昂贵，国产设备生产效果不理想，且成本仍较高；未来头部电池厂的份额变化取决于TOPCon与HJT孰能率先实现设备国产化，降低设备成本，提升产品转化效率；综合各项技术变革影响，钙钛矿作为新型发电材料，技术布局较为优势，属于行业早期发展机会。 3 、“碳中和”光伏领域案例分析隆基股份发展重心从半导体过渡到太阳能科技，同时垂直布局光伏发电全产业链，形成一体化发展成立时间西安隆基硅材料股份有限公司以下简称隆基股份于2000年设立。上市时间2012年，隆基其股份成功在上海证券交易所主板上市代码601012。总部位置位于西安国家民航航天产业基地，拉晶工厂位于宁夏中宁和银川，切片工厂位于西安和无锡。主要产品包括6英寸、6.5英寸、8英寸单品硅棒、单品硅片，以及M1、M2规格单晶硅片，主要应用于各类太阳能光伏电池。隆基股份企业简介隆基股份发展历程 2014年-至今 2014年5月8日，控股子公司西安隆基清洁能源公司正式成立，标志公司正式进军光伏电站建设及EPC业务 2019年5月，隆基72型双面半片组件正面功率突破450，刷新世界纪录太阳能科技时代硅片时代 2006-2013年 2006年12月，全资控股子公司宁夏隆基硅材料有限公司成立，致力于单晶硅棒的研发和制造，是西安隆基重要的研发和制造基地 2013年12月19日，隆基等五家中国主流单晶制造商联合会发布“单晶M1M2产品”半导体时代 2000-2005年 2000年2月14日，西安新盟电子科技有限公司成立，以半导体材料半导体设备的开发、制造、销售为主要业务 2005年底，隆基股份形成年产30吨器件级单晶硅生产能力隆基股份产业链布局上游中游下游多晶硅料单晶硅料单晶硅片香港隆基（2010）宁夏隆基（2006）、银川隆基（2009）古晋隆基（2016）、保山隆基（2016）丽江隆基（2017）银川隆基（2009）、无锡隆基（2010）古晋隆基（2016）、楚雄隆基（2017）单晶电池片单晶组件隆基乐叶（2015）、泰州乐叶（2015）合肥乐叶（2015）、古晋隆基（2016）浙江乐叶（2015）、隆基乐叶（2015）泰州乐叶（2015）、古晋隆基（2016）单晶地面电站单晶分布式电站隆基新能源（2014）第四章碳中和之电力领域储能 1 、“碳中和”电力领域储能行业概况光伏、风电资源供需区域错配以及“储能配额制”政策，共同推动储能领域发展为什么要发展储能中国可再生资源供需存在空间错配问题，即可再生资源丰富的地区和需求负荷中心错配，推高发电的系统成本。要解决空间错配，一方面要从技术层面继续推动特高压、分布式、储能和调峰等技术的发展。 2 0 2 1 年1 1 月，发改委、能源局正式发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知。通知要求，对于超出电网消纳能力的部分，由可再生能源发电企业按照不小于1 5 时长4 小时的方式配置调峰资产。调峰资源包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等资源。储能市场规模中国储能规模稳步增长。在政策红利、技术进步以及新能源发电产业高速发展的带动下，中国储能项目装机规模呈稳步上升趋势，由2 0 1 6 年2 4 .3 GW增长至2 0 2 0 年的3 5 .6 GW，年均复合增长率为1 0 。中国电化学储能高速发展，贡献近半储能新增装机规模。在新增装机规模方面，2 0 2 0 年中国储能项目新增装机规模为3 .2 GW，同比增长1 9 1 。其中，电化学储能新增装机规模为1 .6 GW，同比增长1 6 7 ，占中国全部新增储能项目的5 0 。抽水蓄能是中国目前应用最广泛的储能形式。抽水蓄能在中国和全世界范围内均为最广泛的储能形式。在2 0 2 0 年中国己投运的储能项目中，抽水蓄能项目累计装机规模为3 1 .8 GW，占比高达8 9 .3 ，而已投运的电化学储能项目累计装机规模为3 .3 GW，占比为9 .2 ，其中锂电池储能项目累计装机规模为2 .9 GW，占电化学储能项目规模的8 8 .8 ，是中国目前最主要的电化学储能形式。锂离子电池88.89 铅蓄电池10.21 液流电池0.7超级电容0.2 2 、“碳中和”电力领域储能行业发展机遇围绕“安全、成本、寿命”为核心，以储能电池为主力，成本影响下重点关注技术路线、能量密度及储能效率储能产业链梳理总结电池环节行业集中度逐渐提升，未来向高安全、长寿命、低成本发展，锂离子电池在未来十年有望一直保持综合成本最低的电化学储能技术，而长期来看钠离子凭借丰富的资源和材料成本优势具有更大的成本下降空间，并有望在2035年成为成本最低的短周期储能技术。PCS（储能变流器）关注三大核心竞争力（迭代降本能力、品牌力、渠道能力），判断未来竞争格局与光伏逆变器趋同。BMS（电池管理系统）当前技术成熟度低、缺乏行业标准、竞争格局分散；未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局。EMS（能量管理系统）需与电网进行交互，现有EMS公司主要是国网系，未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力。系统集成环节国内系统集成商玩家众多，兼具集成能力、运维服务、当地渠道和品牌力的公司会胜出。储能方式对比类型启动时间放电时间容量效率能量密度优点劣势电化学储能铅蓄电池 10-20s 1-20h 1KW-50MW 60-70 30Wh/kg 技术成熟、成本低寿命短、污染严重锂离子电池（三元锂） 10-20s 1-10h 1KW-50MW 70-80 210-250Wh/kg 寿命长、能量密度大价格偏高、安全风险锂离子电池（磷酸铁锂） 10-20s 1-10h 1KW-50MW 70-80 110-160Wh/kg 寿命长、相对安全能量密度偏低锂离子电池（钛酸锂） 10-20s 1-10h 1KW-50MW 70-80 30-110Wh/kg 寿命长、相对安全成本高钠离子电池＜1s 1-10h 100KW-10MW 70-80 50-230Wh/kg 寿命长、能量密度大成本高、衰减快液流电池＜1s 1-10h 100KW-10MW 65-75 15-25Wh/kg 寿命长、安全性好能量密度低机械储能抽水储能 5-10min 几小时-几天 100-3600MW 50-85 / 功率高、技术成熟地理环境要求高压缩空气储能 5-10min 1-20h 10-300MW 40-50 / 寿命长、功率高地理环境要求高飞轮储能 1s 几秒-20min 5KW-10MW 70-80 / 响应快、寿命长成本高、噪音大 3 、“碳中和”电力领域储能行业案例分析宁德时代全球领先的动力电池系统提供商，新能源汽车动力电池系统及储能系统成立时间宁德时代新能源科技股份有限公司以下简称宁德时代于2011年设立。上市时间2018年6月，宁德时代成功在深圳证券交易所创业板上市代码300750。总部位置位于福建省宁德市蕉城区主要产品动力电池，锂电材料、储能系统市占率2020年国内动力电池装机量31.5Gwh（含时代上汽），市占率50.1，全球装机量35.4Gwh，市占率26，动力电池使用量连续四年问鼎全球。发展概况2012年与德国宝马达成战略合作，正式进入动力电池系统行业。2015年公司收购广东邦普循环科技有限公司，布局锂离子电池产品梯次利用及回收产业链，提供全生命周期服务，并形成产业链循环闭环。2017年公司研发生产的动力电池系统使用量攀升至全球第一并保持至今。宁德时代企业简介储能产品品类齐全宁德时代储能系统产品主要包括电芯、模组、电箱和电池柜，主要采用方型磷酸铁锂电池，涵盖大型太阳能、风电发电储能配套、工业企业储能、储能充电站、数据中心储能、商业楼宇储能和通信基站后备电源等。宁德时代竞争优势高度重视产品和技术工艺的研发宁德时代的研发费用瑶瑶领先于其他同行，2020年支出35.69亿元，五年复合增速33.2。研发支出占营收比例在7左右。企业拥有涵盖产品研发、工程设计测试验证、工艺制造等领域完善的研发体系。储能全产业链布局宁德时代陆续加大产业链上下游环节延展，先后进入锂、钴、镍、三元、磷酸铁锂、锂电设备和储能设备等环节。在储能业务方面，宁德时代先后与科士达、星云股份合作开发储能变流器及系统集成，与国网综合合资设立国网时代面向大规模电网侧储能。1999创办ATL，打造消费力电池全球龙头 2011 创立宁德时代 2012与德国宝马合作，成为核心供应商 2013建立青海生产基地，量产LFP动力电池产品 2014成立首个海外子公司德国时代 2015收购邦普循环，批量供应乘用车三元动力电池 2016承担“十三五”新能源汽车及智能电网研发工作 2017动力代持系统使用量全球第一 2018在深交所上市，在德国建设首个海外生产基地 2019牵头设立电化学储能技术国家工程研究中心第五章碳中和之电力领域输电和配电侧 1 、“碳中和”电力领域输配电侧以“电网”为核心，围绕智能电网转型机遇，实现能量流与信息流的交互，关注信息采集、传输、处理、AI的能力。国家电网投资额及增长情况（亿元；）近年来，在国家政策的调控下，我国电网投资金额呈下降趋势。2019年，国家电网发布关于进一步严格控制电网投资的通知，2019年全国电网投资额达到4473亿元，同比下滑8.51，达到近5年最低值。随着国家电网投资结构持续优化，国家电网投资额下降趋势将起止回升，2020年投资规模达到4699亿元左右特高压工程建设正在有序推进结合发改委与电网的规划来看，预计“十四五”期间可投运的特高压通道约10-15条。特高压输电通道的建设对于大型基地清洁能源电力的外送至关重要，在“十四五”规划和国家电网的“碳达峰、碳中和行动方案”中，都明确提出了要继续建设以输送清洁能源为主的跨区输电通道。智能电网发展空间大早在2009年左右，国内就开展了智能电网的建设并且在特高压、城乡配网方面已经实现了突破，初步形成了电网智能运动控制和基础的数字化能力。但是在新能源从初步发展走向主力电源的过程中，尤其是分布式间歇式电源占比越来越高，电网所面临的信息采集、传输、处理和共享等多方面问题，难度都将指数式增长。电网投资结构将会转变在上述转型方向上，电网投资的结构也会产生相应转变。特高压建设运行方面，国内已经有成熟经验，交直流特高压设备的国产化率均超过了90。智能电网的数字化升级则是系统性的工程，体现在配网投资的方方面面，既有“5G电力”探索试点期业务，也包括电表终端、巡检机器人等具体设备的采购更新。正因如此，配网投资从金额来看年度间波动性会比较小，中长期来看都将在电网投资中占据重要地位。第六章碳中和之工业领域 1 、“碳中和”工业领域现状热电厂、钢铁厂、水泥厂与石油化工厂排放总量大、付费能力强，是工业碳中和的主力付费客户。主要工业部门碳排放量及基本数据年碳排放量（亿吨）年产值（万亿元）有色金属年产值5.4万亿元年碳排放0.7亿吨规上企业数量7646家非金属矿产年产值5.8万亿元年碳排放11.1亿吨规上企业数量39675家黑色金属年产值7.3万亿元年碳排放18.5亿吨规上企业数量5307家电力/蒸汽/热水年产值8.2万亿元年碳排放46.4亿吨规上企业数量15210家石油化工年产值13.9万亿元年碳排放3.4亿吨规上企业数量46842家热电厂排放总量高，是低碳转型的主力钢铁厂付费能力极强，平均排放量超高，急迫于进行转型水泥厂排放量大且企业数量多，付费能力稍微弱石油化工厂付费能力强，付费企业数量众多，低碳压力较小 2 、“碳中和”工业领域CCUS短期看，CCUS是目前工业领域最直接的低碳技术；长期看，各大领域需要对能源及产业设备完成底层革新才可实现。注释碳捕捉、利用与储存（CCUS）Carbon Capture, Utilization and Storage，碳捕获、利用与封存是实现碳中和关键技术之一，是指将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离开来，直接加以利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程，2060年预测我国将基于CCUS技术减排10-18亿吨CO2，随着技术成熟及成本降低，存在巨大发展机会。 CCUS全过程火电化工水泥钢铁航空工业排放CO2 碳封存碳利用 1、海上咸水层封存2、陆上咸水层封存3、枯竭油气田封存1、生物利用-合成化肥、饲料、食物等2、陆上咸水层封存-强化石油天然气开采（EOR）3、枯竭油气田封存-生合成气、甲醇等捕集运输第一代碳捕集技术已经应用于工厂之中2 .1 、“碳中和”CCUS碳捕集（DAC）燃烧前捕集将煤高压富氧气化变成煤气，再经过水煤气变换后将产生二氧化碳和氢气，将二氧化碳进行捕集，氢气可以被当作燃料使用。空气分离水煤气变换空气燃料燃烧 N2，O2，H2O流程相对复杂富氧燃烧通过制氧技术将空气中大比例的氮气脱除，采用高浓度氧气进行燃烧，燃烧后高浓度的二氧化碳气体可以直接进行处理和封存空气分离燃烧空气燃料 CO2压缩运输和储存最具潜力的大规模碳捕集技术之一，产生的CO2浓度高（约9095）更易于捕获。发展迅速，可用于新建燃煤电厂和部分改造后的火电厂。燃烧后捕集在燃烧排放的烟气中捕集二氧化碳，主要有化学吸收法（利用酸碱性吸收）和物理吸收法（变温或变压吸附）以及膜分离法技术。燃烧空气燃料 CO2分离 N2，O2，H2O目前最成熟的捕集技术，用于大部分火电厂的脱碳改造O2高浓度CO2直接捕集（物理吸收） CO2吸收 2 .2 、“碳中和”CCUS碳捕集（DAC）碳捕集碳捕集三种方式 1、燃烧前捕获2、燃烧后捕获3、富氧燃烧捕获混合气体高浓度CO2 物理法物理吸收法、吸附法、膜分离法、低温蒸馏法化学法化学吸收法、化学吸附法、膜吸附法、电化学法、水合物法捕获分离 CO2压缩脱水 2 .3 、“碳中和”CCUS碳封存、碳利用碳封存行业十分传统，碳利用行业存在较大发展潜力，围绕利用后产物，根据投入产出比计算，寻找最优经济模型。碳封存和利用序号技术介绍产物1 化工利用以CO 2为原料，与其他物质发生化学转化，产出附加值较高的化工产品无机产品纯碱、小苏打、白炭黑、硼砂以及各种金属碳酸盐等；有机产品合成气，低碳烃，各种含氧有机化合物单体，高分子聚合物；2 电化学利用在熔盐体系下，通过调控CO2反应途径和采用不同电极材料和催化剂，能够将CO2电化学转化为高附加值的碳纳米材料碳纳米管、石墨烯及S掺杂碳3 生物利用微藻固碳技术以微藻固定CO2 CO2气肥技术将CO2调节到一定浓度注入温室，来提升作物光合作用速率，以提高作物产量液体燃料、化学品、生物肥料、食品和饲料添加剂4 CO 2矿化利用模仿自然界CO2矿物吸收过程，利用天然硅酸盐矿石或固体废渣中的碱性氧化物，将CO2化学吸收转化成稳定的无机碳酸盐的过程无机盐5 地质封存 CO2注入地质体内（不可采煤层、深部咸水层和枯竭尤其层等），利用地下矿物或地质条件生产或强化有利用价值的产品，同时将CO2封存煤层气、天然气、页岩气、地热资源、铀、液体矿产资源和深部水资源 2 .4 、“碳中和”CCUSDAC和CCS之争DAC成本依旧高企，CCSU成为未来或许成为工业场景中最优的解决方案源局（排碳格局）式（排碳方式）技（CCUS技术）价（美元/吨）碳源分布式碳源交通 DAC 222463建筑 DAC生活 DAC固定集中式碳源石油产业 CCS 121.8钢铁产业 CCS 78.5 水泥产业 CCS 40.6煤电产业 CCS 2537分布式碳源目前基于分布式碳源的DAC技术（空气直接捕集，DirectaircaptureDAC）利用化学吸附剂到，以空气作为CO2 ，的输运媒介，直接从低浓度的气体分压4 0 Pa下富集CO2 的技术。其固体/液体吸附剂、反应设备价格高，大部分以小试或者中试线为主，成本短期难以下降。固定式碳源工业集中式碳源二氧化碳浓度高，可进行直接压缩/收集/运输等，目前成本处于下降的状态，同时基于富碳利用，可以形成新型产物，其商业价值较高，在CCSU成本产物产值下，可以规模化装机，是未来极具效益的负碳方向。 2 .5 、“碳中和”CCUS发展机会创业企业机会集中于碳捕集与利用的技术优化、工业物联网及工厂数字化系统。CCUS创业企业机会碳捕集碳输送碳利用碳封存硬件设备工业CO2传感器及物联网解决方案软件系统碳排放的核算和数字化管理系统、工业数字孪生、碳排放管理软件新技术/材料研究二代碳捕集技术膜分离技术、生物质能碳捕集、直接空气碳捕集罐车与船舶输送较成熟，管道输送创业企业机会缺乏机会较少CO2的存储及运输技术，机会较少机会较少机会较少生物及化工的碳利用钢渣、混凝土、化合物制备等机会较少机会较少机会较少 3 、“碳中和”工业领域钢铁减产是最直接的减排手段，技术主要关注废铁相关的粗钢工艺流程改造，碳捕捉与替换技术仍处于研究当中。钢铁行业钢铁行业是我国碳排放最多的工业部门，碳排放主要集中于长流程的高炉和烧结工序，电炉短流程碳排放强度较低，到2050年中国钢铁行业须减排近100。综合考量成本、技术成熟度和资源可用性，需求减少、能耗提升，以及废钢再利用、碳捕集利用与封存（CCUS）等技术的加速推动是中国钢铁行业碳中和的重要抓手。强制减产钢铁厂重组强制减产河北省限产常态化，唐山市粗钢限产规模达到3050强制重组到2025年，中国钢铁产业CR10达到60，包括8000万吨级的钢铁集团3家4家、4000万吨级的钢铁集团6家8家减产是最有效的减排方式国家强政策规定下，粗钢产量将进一步下降且集中度大幅提升，掌握头部客户资源成为关键工艺流程改造粗钢生产工艺 90 铁矿石还原为粗钢高炉--转炉法10 废钢重新冶炼电弧炉冶炼法不用化石能源用电每吨粗钢要排放1.82.2吨CO2每吨粗钢要排放0.40.8吨CO2 排放了钢铁全流程73.6的CO2距世界平均值（28）美国（70）有较大差距在铁矿石中加入废钢，提高废钢比，问题在于转炉无法大量熔化废钢，技术关注炉气二次燃烧，熔池喷碳粉，以及废钢预热目前我国报废钢材有限（目前年产值2.6亿吨，2030年达到3.5亿吨，远小于粗钢需求量10.5亿吨）废钢工艺有纯度限制，我国城镇化完成后，废钢电弧炉冶炼法将获得长远提升，废钢收集/交易运输价值较低，重点关注废钢提纯和处理加工技术碳捕捉碳替换 CCUS仍然是“长期且对”的碳中和手段，但技术仍处于研究当中碳捕捉“高炉碳捕捉”技术还处于早期试用阶段，对于钢铁行业来说更是还未得到大规模应用碳替换碳替换技术（CDA）主要集中于直接还原铁（DRI）技术与电解法冶炼利用天然气作为直接还原冶炼的技术已经成熟，但对铁矿的品质要求高，且天然气消耗量巨大，生产成本高于传统高炉炼铁；利用氢能源做直接还原的冶炼技术和电解铁技术仍处于初级阶段 4 、“碳中和”工业领域水泥现有技术无法完成100碳中和，有赖于新技术的发现探索，现下目前重点关注可替代原料，如再生混凝土、高炉矿渣等工业副产物水泥行业水泥制造行业的碳排放占到建材行业的 84，国内总量的14。水泥行业的碳中和面临两大难题1）水泥在生产环节中原料受热分解天然会产生 CO2，排放，难以根本性遏制-水泥窑内的生料碳酸盐CaCO3和MgCO3受热导致碳酸根分解产生CO2，生料中的有机碳也会产生CO2，占水泥碳排放的652）水泥作为高耗能行业对原燃料价格敏感，很难脱离对煤炭的依赖。化石燃料燃烧产生的温室气体排放，占比31.57。水泥行业碳中和的实现要么在生产工艺和原燃料使用上实现变革，要么便需要在后端的碳中和技术上产生额外投入。水泥减产我国水泥消费量已于2014年见顶，目前2020年为24亿吨，2030年将减至21.5亿吨，2040年将减至17.5亿吨，房地产红利下降的背后，水泥减产成为主旋律重点关注替代水泥的新型建筑材料工艺流程改造生产工艺改革原料替代燃料替代玄武岩与黏土的化学成分接近，可替代作为原料生产水泥熟料；高炉矿渣制成矿渣超细粉活性极高，可替代水泥直接作为混泥土的掺合料；将再生混凝土经破碎分级成为粗细骨料，用以代替混凝土中部分砂石欧盟水泥行业替代燃料使用量占其总燃料消耗量百分比达43，德国达65，中国仅为8。废旧轮胎，固体废弃物，废弃塑料，废机油及生物质燃料等可能将逐步被利用中短期内关注水泥可替代原料，但可替代原料的替代比例存在局限；中长期关注可替代燃料，废旧料的处理技术值得重点关注碳捕集头部水泥企业如海螺水泥，已开始初步应用碳捕集技术减排，仍处于商业化落地早期长期关注CCUS技术的发展和演进新材料与新技术根据测算，27的CO 2排放在目前技术背景下无法实现清零，必须有新技术诞生长期关注水泥行业的新材料与新技术 5 、“碳中和”工业领域煤化工煤化工行业中高浓度CO2最适合开展CCUS，中短期内关注电解氢和燃料电气化的成本下降趋势煤化工行业煤化工行业在2015年约贡献了中国碳排放总量的10，是化工行业中碳排放主力。相比其他国家，中国的化工行业更多使用高碳排放的煤炭作为原料（比如合成氨与甲醇，占到煤化工行业煤耗的一半以上），导致中国煤化工行业的碳强度高于其他国家，化工行业需要在2050年之前将碳排放量降低90以上。减产合成氨主要下游用途为氨肥生产，约90的合成氨会被加工为氨肥。预计到2050年，中国的氨肥用量有潜力下降40，这是由更低减少和化肥使用效率提高共同驱动的创业企业机会较少，可以关注农业自动化/数字化相关标的工艺流程改造粗钢生产工艺新兴气化炉电解氢我国现有气化炉仍以老旧固定床为主，预计在2030年，通过升级煤气设备，行业单位煤耗有潜力减少30，从而将碳排放量降低约15 重点关注燃煤电气化和电解氢的成本问题，出现技术突破/政府补贴有望实现大规模推广燃料电气化燃煤电气化（比如将燃煤锅炉改造为电锅炉）可以消除燃煤碳排放（占总体的50），该项技术已经实现商业落地，但在高温流程中会显著提高运营成本，预计减排1吨CO2的成本超过100美元使用电解氢生产合成氨代替煤制氢，技术已相对成熟但成本较高，成本是煤制氢的3倍以上，需要工业电价进一步下降/转化效率提升碳捕集 CCUS同煤化工的发展具有很好的耦合性，因为CO2浓度高，捕集成本远低于其他行业煤化工行业有望成为CCUS落地的首批场景