碳中和背景下，利好哪些行业？
一、中国碳排放占全球 29%，碳排放与发展紧密关联
2019 年，全球碳排放总量达 341.69 亿吨，中国占 29%。2011-2019 年，全球碳排 放总量年复合增速分别为 0.83%；截至 2019 年，全球碳排放总量达 342 亿吨。纵 观中国，我国碳排放量占世界排放量比例逐年攀升，由 1990 年的 11%快速攀升至 2019 年的 29%。近十年（2011-2019），全球碳排放增量的 55%来自中国，我国碳 排放量年复合增速为 1.35%
我国碳排放占比提升的原因。碳排放的攀升并不意味着我国无视环境地发展，致 使我国碳排放占世界比例不断提升的原因有以下几个：1）欧美等发达国家已经经历了经济高速发展、大量排放温室气体的阶段。2）部分发达国家已经完成清洁能源改造，因此近些年的碳排放量有所减少，但累计排放量依然巨大。3）基于任何独立个人都拥有平等排放权的基本前提，我国的人均二氧化碳排放量仍处于相对低位。
我国单位 GDP 排放量较 2000 年下降 76%，低于其他发展中国家
二、本轮能源革命中，哪些行业受影响较大？
电力行业受影响最大。依据 2017 年 CEADs 的统计分析，电力行业受影响最大，其次是冶金、运输和炼化。细分来看：
1）电力行业中火电及供热空间将受到挤压，腾出的缺口将由风电、光伏、水电、核电等予以补充；
2）冶金和炼化行业中，清洁能源供电比例将增加，同样挤压火电的空间；3）交通运输方面，随着新能源车的普及，电能将对燃油形成强替代。殊途同归，无论是电力替代煤、气、油，抑 或是清洁电力替代火电，最终受影响的行业交汇点在发电行业及其产业链。
三、火电行业如何发展？
火电仍为中短期最重要的装机类型，但规模高增长时代基本宣告结束
与 2015 年相比，火电机组规模占比下降 7 个百分点，释放的容量份额被光伏等量替代；水电、核电、风电容量占比变化分别为-3、1、2 个百分点。从装机规模增速角度分析，2015-2019 年，火电装机规模同比增速从 7%下降到 4%。在“碳中和”的长期政策指引下，火电机组的规模增速在未来十年间预计会进一步放缓，且不排除出现负增长的可能性。
五大集团在西北五省亏损面超 50%，计划压降产能实现减亏。根据国资委数据， 2018 年，五大集团在西北五省共有燃煤电厂 474 户，其中 257 户亏损，亏损比例 达 54%，亏损额为 380 亿元。分区域看，央企煤电业务整体盈亏主要省份集中在 西南、西北和东北。在“十三五规划”提前完成的大背景下，煤电的规划预计将 转向调整区域结构
四、煤炭是否会被全面替代？煤炭行业如何发展？
能源消费结构拐点即将出现，清洁能源占比提高已成定局，但煤炭在我国能源结 构中依然无法被完全取代：在碳中和的推动下，清洁能源消费占比提升虽然刚刚开始， 但已成定局；
供给侧改革并未停止，“30 万吨以下”去产能正式开启，为实现 2021 年去产能目标，尚有 8200万吨煤炭产能可退出，优势地区的市占率会进一步提升。
煤炭供给趋于平稳，产量向优势地区和头部煤企集中。从煤炭市场的格局来看，2016 年实行供给侧改革以来，我国煤炭产量持续向晋陕蒙等优势资源地区集中。随着运输条件改善以及坑口电厂建设，晋陕蒙地区在煤炭产销方面的核心地位得到持续强化。截至 2019 年，晋陕蒙新四地贡献了当年 77%的全国新增的产量；
煤价逐渐失去周期属性，股价催化因素转向高分红。 历史 上，煤炭价格表现出了 极强的周期性。但是自 2017 年起，煤炭供给侧改革成果显现，煤价稳定性提高， 政策导向的价格绿色区间基本实现，煤价的周期性逐渐消失。目前，煤炭价格绿 色区间中枢依旧维持在 535 元/吨。
煤炭板块的股价催化因素顺势转变为“预期 EPS 提升（或稳定）+预期分红率提升”
五、大规模风光建设，消纳是否存在预期差
兼顾资源错配问题和“碳中和”的钥匙是特高压
我国能源资源和负荷中心的分布并不平衡：西北地区有丰富的煤炭、风力资源；西部地区有丰富的光照和水资源，但这些能源都远离东部负荷中心。
因此，若想兼顾资源错配问题并实现“碳中和”，解决问题的钥匙是西电东送《特高压》
特高压输电量存在预期差，非水可再生能源占比偏低。
目前，在运行的“西电东送”水电特高压与“风火打捆”特高压输送可再生能源占比区别明显。2018 年，国家能源局公布了 20 条特高压线路输电情况表，合计输送清洁能源占比高达 52%，其中，几条水电占比较高的线路表现远超于平均值。据此，在实现“碳中和”的初期，如建设进度出现预期差，特高压线路覆盖的区域的水电、火电的利用率可获得提升。
六、风、光、核电是否可以覆盖电力需求增量？
依照“碳中和”的目标做了测算，观察不同类型的电源发电量将受到什么影 响。基本假设如下： “碳中和”目标：风电和光伏的装机达到 12 亿千瓦； 假设 2020-2025 年，我国发电总量维持 4%的 CAGR。
假设到 2025 年风电+光伏发电量占比超过 20%。
假设各类型发电机组利用小时数为最近 5 年的平均值。 核电装机容量增长参考在建核电站规模
结论：1）未来 5 年，火电发电量仍为主力：截至 2025 年，我国发电量为 9.3 万亿千瓦时。其中：火电发电量占比约58%，较 2019 年下降 10 个百分点。
2）风、光发电量开始高增长：至 2025年，预计风力发电 1 万亿千瓦时，光伏发电 8537 亿千瓦时；未来 5 年，风电的发电量 CAGR 为 18%，光伏 CAGR 为 25%。
3）2020-2025 年的发电量 CAGR，火电仍有 1.1%，水电 2%，核电 5%。
实现碳中和的过程中，随着电网逐步建设，风电、光伏运营商通过特高压实现消纳，带来的上网电量边际改善；
看好利用小时数相对有保障的水电、核电项目对火电电量的边际替代；以及为了生产清洁能源设备，在碳达峰的几年里，煤炭消费前置带来的煤炭行业的短暂改善
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数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。
不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。
事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。
以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。
根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。
财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。
另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。
一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。
二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。
三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。
国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。
Article 2 For the purpose of this Law, "regenerable energies" refers to non-fossil energies, such as wind energy, solar energy, hydroenergy, bioenergy, geothermal energy and ocean energy,
1985年第一台风电机组在荣成市马兰湾建成标志着山东探索风能源开发利用的开始。随着国家和各级政府对发展新能源的日益重视，从2006年开始，华能、鲁能、华电、大唐和国华等大型电力公司积极投入到山东的风电建设中，山东风电产业出现了迅速增长的态势。截至2007年底，山东全省总计有106台并网风机，总装机容量达到9.22万千瓦。
2008年下半年，受国际国内宏观经济形势影响，山东省供电负荷增长趋缓，传统电力行业面临亏损，但风力发电发展势头依然迅猛。随着又一批风电项目陆续开工建设，山东风力发电装机规模持续扩张。积极开发节能环保的新能源已成为大势所趋，山东风电产业迎来历史性发展机遇。
由于电煤供应不足，山东省电力供应较为紧张。大力发展风力发电，不仅可以有效利用风能资源，创造丰厚的社会效益和环境效益，而且可以在一定程度上补充山东电力缺口，缓解山东供电压力。山东省各级政府按照规模经济化、装机大型化、设备本地化的原则，加快推进风电发展，同时通过风电发展的规模化来带动风电设备的产业化。山东重点在烟台、青岛、威海、滨州、东营、潍坊等沿海地区建设大型风电场，并逐步向浅近海域发展，建设一批海上风电项目。
我国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展。随着风电装机的国产化和规模化，风力发电成本可望再降。因此风电产业开始成为越来越多投资者的逐金之地。在国际国内经济走势尚不明朗、扩大内需政策不断出台、风电市场前景乐观等方面因素的共同作用下，风力发电成为投资热点。凭借丰富的风能能源和日益优化的投资环境，山东风电市场吸引着众多国内外风电企业纷纷抢滩。“十一五”期间山东积极推进风电建设，规划到2010年，全省风电新装机容量达到92万千瓦，风电装机总容量达到100万千瓦；从2011年到2020年，将新增风电装机容量300万千瓦，风电装机总容量达到400万千瓦。
中国投资咨询网2009-2012年山东省风力发电行业投资分析及前景预测报告
2014年6月13日，国家领导人在中央财经领导小组第六次会议上指出，能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。
能源安全由总量安全、结构安全和成本安全三个方面构成，无论哪方面缺失，都会给国家安全构成重大威胁。
（一）总量安全。一般认为，我国能源需求的峰值应该出现在基本实现中国特色社会主义现代化之时，即2030耀2035年左右。按照我国能源规划预测，到2030年，我国能源需求总量为60亿吨标煤，较2018年增长29.3%。然而，2018年我国人均能源消费仅为主要发达国家平均水平的44.2%，为美国的1/3。到我国基本实现现代化，城市化率将达到75%以上，意味着我国还有2亿农村人口将转为城市人口。国外经验表明，城市人口的人均能源消费量是农村人口的十倍左右。考虑科技进步、能源使用效率的提高等因素，2030年我国能源消费量应在70亿吨标煤更为可靠。即便如此，也仅为美国人均消费的一半。能源实际生产能力与总量计划目标的偏差，会给能源总量供应带来短缺的风险。
（二）结构安全。按照规划，到2030年我国能源结构中，煤炭占比将降至45%，石油、天然气与非化石能源分别提升至20%、15%和20%。根据测算，届时我国需要进口石油6.6亿吨，天然气4，300亿立方米，石油和天然气对外依存度分别将达到76.7%和60.6%。由于石油关系交通运输工具的动力保障，天然气关系民生用能，都具有一定的不可替代性。长期依赖大量进口，必将成为国家安全的重大隐患。
（三）成本安全。2012年后，我国非水可再生能源得到快速发展，风能、太阳能比重迅速提高，加之后期石油及天然气进口的扩大，对我国能源保障和环境改善发挥了重要作用。但与此同时，也大大增加了我国的用能成本。粗略测算，与2012年相比，2018年仅因能源结构调整，我国能源成本就增加了8，500亿元。到2030年，若按石油70美元/桶、天然气3.5元/立方米价格测算，仅因能源结构调整，全社会能源成本将较2018年增加2.36万亿元。浙江能源集团首创的燃煤发电超低排放技术，有效解决了全国21亿吨电煤的清洁利用问题。如果用其他能源替代，仅就成本而言，我国一年将多支出能源成本1.33万亿元。能源成本对我国安全的影响还表现在国际价格变动对国民经济冲击的不可控性上。按2030年规划目标的石油、天然气进口量，如果国际油价每上涨10美元/桶，天然气价格上涨1美元/百万英热单位，我国能源成本将相应增加605亿美元/年和343亿美元/年。这对我国国民经济平稳运行无疑是巨大的变数。因此，制定能源国策，必须运用底线思维，守好安全底线，确保我国能源安全。
广西推动绿色低碳发展的重要举措包括：
1、推进产业生态化和生态产业化
2、加快发展大健康产业
3、积极发展绿色金融
4、促进资源节约和高效利用
广西：以节能降碳推动绿色发展迈上新台阶
一、稳步控制二氧化碳排放增长
印发《广西节能减排降碳和能源消费总量控制“十三五”规划》《广西“十三五”控制温室气体排放工作实施方案》，每年发布能耗双控及控制温室气体排放工作要点，分解落实重点任务。积极推动召开自治区应对气候变化及节能减排工作领导小组会议，定期召开厅际联席会议，研究部署重点工作。多措并举控制二氧化碳排放过快增长。
二、产业结构调整取得积极进展
制定《广西优化主导产业布局基本思路》，引导各地结合实际确立主导产业。推动传统产业转型升级，持续壮大先进制造业和战略性新兴产业，积极打造了汽车、电子信息等10个千亿级工业产业集群，形成了蔬菜、优质家畜等6个千亿级特色农业产业集群。新能源汽车产能达23万辆、在建产能达26万辆。
三、能源利用绿色化水平明显提高
“十三五”新增投产核电109万千瓦，可再生能源930万千瓦，非水可再生能源发电装机占全区发电总装机的19.9%，较2015年提高14个百分点。2018-2020年实现清洁能源全额消纳，核电、风电利用小时位居全国前列。天然气管道总里程达2683公里，消费量占能源消费总量的7%，较2015年提高3.5倍。
四、林业碳汇稳步增长
实施珠江防护林、沿海防护林、退耕还林等重点工程，全区森林资源总量稳步增长，森林碳汇规模逐渐扩大。2020年，森林碳储量超过4.2亿吨，森林碳汇功能不断增强；累计建立自然保护地223处，总面积3384万亩，基本形成覆盖全区的自然保护网络。
一次能源，即天然能源，指在自然界现成存在的能源。如：煤炭、石油、天然气、水能，化石燃料、核燃料、生物质能、水能、风能、太阳能、地热能、海洋能、潮汐能等。
二次能源是一次能源经过加工，转化成另一种形态的能源。主要有电力、焦炭、煤气、沼气、蒸汽、热水和汽油、煤油、柴油、重油等石油制品。
在生产过程中排出的余能，如高温烟气、高温物料热，排放的可燃气和有压流体等，都属二次能源，也称“次级能源”或“人工能源”，是由一次能源经过加工或转换得到的其他种类和形式的能源。
一次能源开发利用和发展：
从取火到机械能、水能、煤、油、天然气、核能、光能、风能、潮汐能、可燃冰和氢能等，人类对于能源的利用虽然经历了不同阶段和类型，但每种能源的使用时间都并不漫长，尤其是化石能源的开发利用所耗时间，与其形成过程相比微不足道。
按照能源类型分类，人类对一次能源的利用大致经历了四个发展阶段：第一个阶段是相对漫长的薪柴时代；
第二个阶段是煤炭时代，第一次工业革命特别是蒸汽机的发明和使用，促进了煤炭的大量使用，使之成功替代薪柴，大大促进了世界工业化进程；
第三个阶段是石油时代，随着内燃机的发明和使用，动力机械中石油迅速取代煤炭，成为第三代主体能源，煤炭转为电力、制造和热力能源主体；
第四个阶段是目前正在发生的向多能利用转型过渡的阶段，为了保障能源供应安全，降低环境污染，减缓气候变暖，世界各国能源结构不断优化，向低碳化发展的进程持续推进，天然气和以新能源为代表的各类非化石能源成为能源发展的主要方向。
《BP世界能源展望》（2020年版）显示，在现有的政策及技术发展趋势不变的情景下，到2050年以风、光为主的非水可再生能源在一次能源中的占比将达到20%，天然气需求将在未来30年持续增长，到2050年比2018年增加三分之一。
