【面板深度】关于LCD面板行业的三个判断

投资要点

判断一：面板供需紧张将贯穿2021全年，我们判断LCD涨价将持续至2021Q3。从需求端来看，TFT-LCD主要下游应用为TV、Monitor、Notebook等，其中，TV大尺寸化是推动TFT-LCD需求提升的主要动力。考虑到TV销量和平均尺寸上升等因素影响，根据我们测算数据，2021年全球TV-LCD需求面积将增长4.24%，从中长期看，我们认为TV、PC、车载等将驱动LCD行业需求持续稳健增长；从供给端来看，全球面板产能持续向中国大陆转移，DIGITIMES预计，2021年中国大陆大尺寸LCD面板产能将占全球68.2%，我们判断未来几年全球LCD产能将没有明显增长；从面板价格来看，考虑到玻璃基板和驱动IC缺货仍在持续，叠加面板需求端淡季不淡，整机厂库存水位持续偏低，我们判断TV面板涨价将延续至2021Q3，液晶面板供需紧张贯穿2021年全年。

判断二：我们判断LCD行业周期性将逐步减弱，估值中枢有望提升。考虑到全球LCD面板需求增长通常比较稳定，波动较小，面板供给的集中式扩产和退出，是面板周期波动的最大影响因素。我们认为最近几年面板价格剧烈波动是由于国内面板厂商大量扩产所致，当前随着大陆厂商高世代LCD产线的逐步爬坡完成以及韩国厂商逐步的退出，行业洗牌将逐步完成，竞争格局有望大幅优化。我们判断国内厂商后续不会有明显扩产计划，由于国内厂商扩产导致的LCD周期波动也会因此逐步弱化，最后的行业赢家有望迎来行业集中度提升、周期性变弱带来的行业长期盈利红利，行业估值中枢有望逐步提升。

判断三：寡头垄断下，行业龙头迎来盈利大时代。自2020M6以来，LCD面板价格连续10个月持续上涨，面板行业龙头业绩2020Q3快速增长，并预期2020Q4环比加速增长。展望后续面板价格我们依然乐观，再加上国内全球面板厂商加速整合、折旧高峰逐步过去，我们判断国内面板行业龙头将迎来盈利大时代，2021年季度业绩环比将快速增长。

行业评级：液晶面板行业景气度持续上行，我们判断TV面板涨价态势将延续至2021Q3，行业景气有望贯穿全年，随着面板行业洗牌结束，行业周期性逐渐减弱，行业盈利能力逐步提升，面板龙头将持续受益，给予行业“推荐”评级。

风险提示：新冠疫情海外扩散导致下游需求不及预期；面板产能大幅释放风险；贸易战持续恶化风险。

重点关注公司及盈利预测

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判断一：面板供应紧张将贯穿全年，LCD涨价将延续至2021Q3

1.1、需求分析：TV、PC、车载将驱动LCD面板需求稳健增长

1.1.1、TV：电视大尺寸化是面板需求增长的最大推动力

TV是全球大尺寸TFT-LCD的主要下游应用领域，TV出货量整体处于稳定状态。根据Statista数据，2018年全球TFT-LCD面板销售面积约为1.978亿平方米，其中，TV面板销售面积为1.547亿平方米，占比78%，因此我们可以把来自TV端的需求看作是大尺寸LCD面板下游需求的基本盘。根据奥维睿沃数据，2010年以来全球液晶TV销量整体进入了存量市场竞争的态势，年出货量在2-2.5亿台之间波动。2020年新冠疫情爆发，宅经济应运而生，液晶TV作为室内交互的重要大屏受到拥趸，根据群智咨询数据，受益于后疫情时代北美液晶TV需求大幅回暖，2020年全球液晶TV出货量达到新高的2.44亿台，同比增长2.95%，考虑到2020年TV旺盛的销量对2021年奥运会等赛事带来的需求产生了提前透支效应，预计2021年液晶TV市场将下滑至2.34亿台。

TV整体销量处于稳定状态，电视大尺寸化趋势显著。根据Omdia数据，2018年全球LCD-TV平均尺寸为44.1英寸，2019年增长至45.4英寸，同比增长1.3英寸，预计2020年增长1.6英寸至47英寸，2021年增长2英寸至49英寸，到2026年，平均尺寸将增长至51.5英寸。从终端销售占比来看，大尺寸TV的占比正在持续提升，小尺寸TV占比持续下降，根据群智咨询数据，32寸TV面板出货占比从2018H1的32.1%下降到了2020H1的26.9%，而65寸面板占比从2017H1的4.3%上升至了2020H1的8.9%，尽管销量处于存量市场，但TV大尺寸化趋势显著，体现终端用户对高端产品的需求正持续提升。

2020年全球电视面板出货量同比下降5.4%，出货面积同比上升3.6%，TV大尺寸化是面板需求增长的最大推动力。2020年在疫情影响下，电视面板产业链加速变革，供需关系重塑，2020年上半年电视面板供需关系先紧后松，面板价格呈现出先涨后跌的变化，下半年电视面板供需持续紧张，面板价格一路上涨。根据AVC奥维睿沃数据，2020年全球电视面板出货量272.2M，同比下降5.4%，与此同时，受益于大尺寸化推动，2020年全球电视面板出货面积169.9百万平方米，同比增长3.6%，而2018、2019年得出货面积也分别同比增长了11.1%和6.1%，可以看出当前TV面板市场的最大推动力是TV大尺寸化趋势。

TV面板需求测算：2021年全球TV-LCD出货面积将同比增长4.24%。根据Omdia对2021年TV平均尺寸增加2英寸的假设，我们做出了如下表的测算，根据群智咨询数据2020、2021年液晶TV出货量分别为2.44/2.34亿台，此外假设TV面板平均长宽比为16：9，不考虑切割损耗，在此基础上，2020年TV-LCD面积需求约为1.49亿平方米，2021年TV-LCD面积需求约为1.55亿平方米，意味着在TV销量下滑4.1%的情境下，TV面板尺寸从47英寸增长增长至49英寸仍之至少能带来约630万平方米的TFT-LCD面板需求增量，同比净增长4.24%，若考虑切割损耗，需求增量则将更高。

当前下游整机厂商库存持续处于低位，预示未来采购需求将保持旺盛。电视面板供不应求不只引发了面板持续涨价，也让中国电视厂商面临供应链困境。2020年1-10月，中国传统电视厂商面板采购同比增长4%，而全球出货(含自有品牌+ODM)增长了12%，根据奥维睿沃最新数据显示，截至2020年11月初中国传统电视厂商企业库存(面板+整机)只有4.3周，远低于5周的安全库存，年底前库存紧张局面也难以得到缓解，我们认为在2021年初终端需求淡季不淡，而上游供应链缺货持续的大环境下，整机厂商库存水位仍将持续处在低位。

1.1.2、 IT：线上化强势拉动Monitor/Notebook需求快速增长

线上化助推PC市场二次增长，显示器和笔记本LCD出货量同比快速上涨。受疫情在全球范围内影响时间持续，教育、办公线上化对PC的需求持续旺盛，推动PC市场二次增长，PC市场（含笔记本电脑）与TV市场类似，整体也处于一个存量市场竞争的状态，下游品牌集中度很高，联想、戴尔、惠普、苹果几大厂商占据了绝大部分市场份额。根据群智咨询数据，2020年全球显示器出货量达到1.4亿台，同比增长7.69%，2020年笔记本电脑出货量达2.1亿台，同比大增24.26%，我们认为，即使后续全球新冠疫苗接种乐观，疫情对人类生活习惯产生的影响不会迅速消失，线上化需求仍将长期存在，根据群智咨询预测，2021年显示器和笔记本电脑出货量预计分别为1.44亿台和1.98亿台，增速虽大幅放缓，但较疫情前水平仍有明显增量。

显示器面板同样存在大尺寸化的趋势，面板需求快速成长。根据奥维睿沃数据，显示器面板同样存在大尺寸化的趋势，2017-2020年，显示器面板的平均尺寸从22.7英寸增长到了24.3英寸，平均每年增长0.53英寸，且增速有所提升。显示器面板主流尺寸为21.5寸、23.8寸和27寸，2017-2020年，21.5寸面板出货占比从24%下降至18%，23.8寸面板占比从16%迅速增长至33%，27寸面板占比则从10%增长至20%，大尺寸化趋势显著。当前面板企业在产能紧缺的情况下，以盈利作为主要考量进行供应优先级排序，助推显示器面板尺寸结构加速大型化，2020年平均尺寸增幅创下新高。

显示器面板需求测算：2021年显示器面板面积将同比增长11.14%。根据奥维睿沃显示器面板平均尺寸增长的数据，我们假设2021年显示器面板平均尺寸增加0.7英寸，根据群智咨询数据，2020、2021年显示器出货量分别为1.60/1.68亿台，同样假设显示器面板平均长宽比为16：9，不考虑切割损耗，在此基础上，2020年显示器面板总需求为2604.55万平方米，2021年总需求将增长至2894.61万平方米，带来290万平方米的显示器LCD增量，同比增幅达11.14%。

1.1.3、 汽车：智能化是大势所趋，新兴应用是面板需求增长重要看点

疫情大幅冲击汽车市场，疫情后有望快速复苏。全球汽车市场在2017年达到顶峰后进入存量市场阶段，根据中国乘联会数据，2017年全球汽车销量达9408万辆，2019年为9302万辆。2019年全球汽车销量约为9000万辆，受疫情冲击2020年大幅降至7650万辆，汽车预测机构LMC Automotive预计2021、2022年将分别回升至8400万辆和9000万辆。群智咨询预测2020年全球车载面板出货量将由2019年的1.59亿片下降至1.33亿片，同比下降16.35%，我们认为，当前汽车智能化是大势所趋，以特斯拉、理想、蔚来为代表的纯电动新能源车正在使用越来越大的车载显示屏，且渗透率不断提升，叠加后续疫情恢复，汽车销量逐步复苏，车载面板需求也将以较快的速度成长。

汽车智能化、电动化提速将带动车均面板数量、平均面积提升。过去高解析度、大尺寸显示屏往往被用在高级车款，不过随着车载面板单价下滑，以及市场需求增加，车载面板也开始走向标准化。从需求上看，显示屏在汽车上的应用越来越广，需求数量强劲成长。从供给面来看，越来越多的面板厂商投注资源在车载面板上。在中小尺寸面板应用当中，平板电脑、智能手机都进入了成长高原期，而车载面板是少数增长潜力较大的细分类别，随着车联网、新能源车、无人驾驶等因素的推动，车载面板需求将快速回暖。

1.2、供给分析：LCD产能不断向大陆转移，全球后续无明显产能扩张

1.2.1、 大陆新增产能有限，韩企退出是大趋势

液晶面板产能进入存量时代，2021年全球产能将净缩减。根据DSCC数据，2017-2019年，我国高世代产线的陆续投产大幅抬升了液晶面板产能，2017年全球总产能为2.64亿平方米，到2019年已达到3.11亿平方米，两年时间17.95%的产能增量远远超过了终端市场需求的增长速度，直接导致LCD面板行业进入了两年多的寒冬，此后韩国三星、LG在退出LCD产能方面动作不断，DSCC预计2021年全球面板产能将净缩减约1000万平方米，根据全球其余面板产线的产能规划情况来看，未来五年内面板产能不会大规模的净增长，预计到2025年将缓慢增长至3.28亿平方米，较2020年仅增长约1262万平方米。

资金壁垒不断提升，三星、LG已退出的LCD产能重开的风险较低。LCD产线一旦关闭，重新开启难度较大，主要原因为面板行业是典型的资本密集型行业，越高世代对应产线投资越大，以一条月产能6万片玻璃基板的产线为例，5代线投资金额约为100亿元，而10代线则需要约380亿元，因此高世代产线的投产与老旧产线的退出也进一步抬高了行业的准入门槛，我们认为韩厂退出LCD产能将是永久性退出，下表是三星和LG退出LCD产线的历史及当前的规划情况，经过我们计算，若不考虑切割损耗，三星和LG在2019-2020年宣布开始退出的五条产线折算成玻璃基板面积约为3957万平方米。

短期来看，LG盈利需求旺盛，而三星自家TV品牌对面板的需求难以满足，韩厂延后关闭剩余产线在情理之中。当前LG延迟退出LCD产能主要是出于面板价格上涨有望弥补此前产线的明显亏损，而三星情况略有不同，2020年三星TV整机的面板需求为4850万片，而自身供给仅为2540万片，本身需要较大的外采来维持，若在当前缺货严重的情境下关闭LCD产线则有可能导致整机端无法优先拿到面板，导致三星整机品牌份额被蚕食，对集团业务产生更多压力。

长期来看，高世代产线对老旧产线形成降维打击，三星、LG退出剩余产线是大势所趋。面板行业存在“高世代打击低世代的逻辑”，高世代线的最优经济切割尺寸高于低世代线，能触及低世代线触碰不到的大尺寸市场，对低世代线应用市场形成打击;其二，高世代线能灵活决定产品尺寸大小，对低世代线生产成本形成打击。以京东方为例，其6代线(B3)最初是按照生产大中尺寸的需要设计的，在改造和追加新设备进行转型后，转产中小尺寸面板，以其更高的切割效率对生产小尺寸产品的成都4.5代线造成了较大的压力。因此我们判断韩厂退出LCD行业是大势所趋，当前韩厂剩余的产线为7代线和8.5代线，随着TV、显示器面板平均尺寸的提升，我国10.5代线不断爬坡，老产线切割效率的劣势将逐渐显露，最后转变为制造成本的劣势。

我国已主导LCD面板产能，未来格局趋于稳定。随着优质产线不断向龙头厂商集中，根据DIGITIMES数据，未来全球液晶面板产能将继续向中国集中，预计到2025年，我国将占据全球71.6%的液晶面板产能，中国台湾份额缓慢下降至22.6%，而韩国和日本份额则将迅速缩小至10%以内。

展望未来，LCD供给端BOE+华星光电双寡头格局已定。具体到企业来看，根据群智咨询预测，2020年开始全球产能将呈现以下趋势：1. 未来三年内，中国大陆依然有新的高世代面板产线陆续量产，产能持续增加，全球液晶电视面板产能面积高度向中国大陆厂商聚集；2. 韩厂将加快关停大尺寸液晶面板产能，预计未来2年内将关闭其韩国的所有液晶电视面板产能，且其在中国大陆的产线，也将分散到其他应用。根据群智咨询的测算，若韩厂持续退出，预计从2021年开始LGD和SDC的液晶电视面板产能全球占比均将减少到10%以内；3. 台湾面板厂投资保守，对于获利性较差的液晶电视面板产能将会持续收缩，市占率逐步下降。预计到2023年，不考虑产线并购，京东方和华星光电将分别占据23%和18%的液晶面板产能，若算上中电熊猫和三星苏州厂，BOE和华星光电双巨头的份额将超过50%。

京东方并购中电熊猫优质产线影响分析：京东方收购中电熊猫两条产线后，产能方面，产能集中度和市场主导权将提升，根据DISCIEN数据，收购完成后京东方LCD面板年产能TV面板份额将提升约3.5%，Monitor领域将提升6%，Notebook领域将提升4.5%；产品方面，京东方在50寸产品线较为空白，中电熊猫成都8.6代线有望填补这条产品线上的空白；客户结构方面，京东方客户主要为品牌客户，而中电熊猫以小客户乃至白牌客户为主，收购后有望进一步增加自身在下游客户的影响力；技术方面，中电熊猫主要使用Oxide（IGZO）技术，专利布局深厚，有望提升京东方Oxide产品良率，IGZO技术同时可应用到OLED等下一代显示技术，是大尺寸OLED绕不过的坎。

1.2.2、 TV-LCD：强者恒强，国内面板龙头优势愈加明显

TV面板方面，2020年京东方、华星光电TV-LCD出货面积位居前二。根据奥维睿沃数据，2020年京东方、华星光电的TV-LCD出货量分别为4640万片和3970万片，分别同比下降12%和2%，受益于TV面板大尺寸化趋势，两者的TV面板出货面积分别同比上升了3%和26%，尽管华星光电出货量略逊于群创，但由于华星光电大尺寸产品占比较高，在出货面积上仍大幅领先于群创光电。

2021年我国企业数条产线产能仍在继续爬坡。2020年京东方依旧在TV面板的供给端保持出货量和出货面积的行业第一，收购中电熊猫后，产能将得到进一步扩充，此外，华星光电表现亮眼，2020年出货面积大幅增长26%，收购三星苏州产线后其产能也将进一步提升。其余厂商的变动主要体现在韩厂的退出方面，其中LG在2020年的出货面积同比减少了30%，三星则减少了14%。

韩日系厂商产品结构相对高端，我国厂商产品结构有持续优化空间。从产品结构来看，我们根据各大厂商2020年液晶TV面板出货面积与出货量得出了各家厂商的平均单片TV面板出货面积，假设TV面板平均长宽比为16：9，得出各家TV面板厂商2020年TV液晶面板的平均出货尺寸如下图所示，从图中看可以看出，日韩厂商平均尺寸显著大于大陆厂商，说明产品结构相比大陆厂商更优，高端产品占比更高，对应有更好的盈利水平，大陆厂商仍有较大追赶空间。

1.2.3、 Monitor-LCD：供应短缺加剧，BOE稳居第一

显示器面板方面，2020年陆企和韩企出货量同比大增，京东方稳居第一，华星光电快速追赶。根据奥维睿沃数据，2020年京东方依旧稳居显示器面板行业出货量第一，出货量为4280万台，同比增长23%，其余企业中华星光电表现亮眼，2020年华星光电显示器面板出货量达620万台，同比大增343%。

2021年显示器面板出货规划预示供给端分化加大：从对2021年的显示器面板出货规划来看，三星退出的意愿明显，预计2021年出货量将下降87%，华星光电依旧保持高增速的目标，预计到2021年显示器面板将达到1500万台，同比增长142%，此外，惠科产能充裕，将2021年的目标定为1800万台，较2020年大幅增长718%，要完成该目标惠科需要在技术、品质和客户方面继续提升。

1.3、价格判断：供需紧张持续，面板价格将延续至2021Q3

TV：2020年5月开始涨价，正经历最长涨价周期。2020M5至今TV面板价格上涨幅度明显，随着二季度末电视面板需求的持续增长，电视面板一直供不应求，2020M6开始面板价格一路上涨，根据奥维睿沃数据，相比5月份的价格最低点，中小尺寸32 / 39.5 / 43 / 50 / 55英寸Open cell面板价格年内涨幅50%-100%，而大尺寸65英寸、75英寸Open cell面板价格也分别上涨33%、15%。

当前TV面板价格已涨至2017年高点水平。根据wind和奥维睿沃的32寸液晶面板价格数据显示，2021M2 32寸液晶TV面板价格为71美元，回顾历史价格我们可以看到当前价格已回升至2016年底到2017年的周期高点，面板价格仅用半年多的时间就收复了2017-2019年长达两年多的失地。

Monitor/Notebook：2020Q3起步涨价，价格涨幅弱于TV面板。主流尺寸的笔记本电脑用面板（11.6TN / 13.3IPS / 14TN / 14IPS / 15.6 IPS）12月结算价分别为28 / 51.9 / 29 / 42.3 / 42.2美元，环比涨幅分别为4.87% / 1.96% / 3.94% / 2.42% / 2.93%，预计2021年1月环比涨幅将达到5.00% / 2.31% / 4.48% / 2.84% / 3.08%，涨幅持续扩大。价格方面，主流尺寸显示器面板(21.5TN / 21.5IPS / 23.6TN / 23.8IPS / 27IPS)11月结算价格分别为44.3 / 45.7 / 47.6 / 50.6 / 68.4美元，环比涨幅分别为3.50% / 3.39% /  2.15% / 3.05% / 0.74%，预计12月环比涨幅将达到5.64% / 5.47% /  4.20% / 3.95% / 1.46%，涨幅显著提升。

考虑到玻璃基板和驱动IC缺货仍在持续，叠加面板需求端淡季不淡，整机厂库存水位持续偏低，我们判断TV面板涨价将延续至2021Q3，液晶面板供需紧张贯穿2021年全年。展望2021年，从面板供给端来看，玻璃基板、驱动IC、偏光片的缺货仍在持续，而疫情对大陆面板产能爬坡产生了推迟的影响，加剧了供给净收缩的局面，需求端来看，面板需求淡季不淡，导致整机渠道库存依旧紧张，主流整机厂商正积极提升备货计划，根据Omdia数据，韩国电视厂商2021Q1的面板采购数量预计环比增长5%，同比增长16%，我国电视厂商2021Q1采购预计环比增长6%，同比增长13%，且二季度采购计划涨幅将扩大，我们结合omdia对2021年glut值的预测，叠加近期上游供应链缺货加剧的影响，判断2021年四个季度的glut值分别为1%、2%、4%、5%，2021全年供需关系仍偏紧，我们判断TV面板涨价态势将至少延续至2021Q3，而面板供需偏紧将持续，行业景气趋势有望贯穿2021年全年，价格下跌风险较低。

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判断二：LCD行业周期性将逐步减弱，估值中枢有望提升 

2.1、行业议价能力提升，盈利能力长期改善

过去液晶面板制造在LCD产业链中议价能力低，毛利率水平较弱。液晶面板制造在整个产业链中处于中游的位置，上游主要为材料制造（主要包括玻璃基板制造、滤光片、偏光片、PCB板、背光模组等），下游主要为产品应用。和中游环节相比，上游环节因为技术水平高容易形成行业垄断，因而可以获得较高的毛利率，下游环节中的整机拥有品牌和渠道优势，则毛利率相对较高。具体来看，上游玻璃基板毛利率范围约为50%-60%，偏光片毛利率约为40%，化学物品毛利率范围为35%-40%，驱动IC格局较为分散，毛利率区间为8%-12%，下游行业来看，OEM代工技术含量较低，在全产业链中地位最低，毛利率范围在5%-10%的区间，品牌商、渠道商对下游客户具有较强的议价能力，毛利率分别为20%-25%、20%-30%。

行业格局向好，面板制造环节议价能力有望提升，盈利能力将长期改善，面板涨价或将最终由消费者买单。展望未来，随着液晶面板制造行业洗牌结束，行业内由少数几家企业寡头垄断后，对下游整机厂商的议价能力将快速提升，以友达、群创2020Q4业绩为例，二者的单季度毛利率分别为16.9%和20.4%，显著突破了5%-15%的毛利率区间，随着面板景气度在2021年的继续上行，面板厂商的盈利能力仍有进一步提升空间，面板产业链利润分配格局将显著变化。

2.2、周期性正在减弱，行业估值中枢有望提升

面板行业竞争格局将长期改善。根据波特五力模型，我们可以看到面板制造环节的竞争格局改善具备持续性的基础，行业内竞争者和潜在进入者方面，中小厂商很难再冒着大幅扩充产能、打乱市场供需关系的风险去新建高世代产线， LG、三星等显示大厂已把研发力量全面转向OLED、QLED领域，对他们而言，效仿日本厂商的做法，在液晶面板领域巩固自身在显示材料和设备领域的优势更为合理，面板行业投资周期长，门槛相对高，目前并无行业外潜在进入者；替代品方面，激光电视、VR当前对液晶TV替代能力有限，成本和体验还未达到理想状态，短期内造成的威胁较小，下游整机厂方面，品牌客户掌握较大渠道优势，但相对而言缺乏技术壁垒和资金壁垒，面板厂对购买者的议价能力有望提升；供应商方面，大多数面板材料技术壁垒仍较高，具有较强的议价能力，以玻璃基板为例，NEG、康宁和AGC三家企业占据了市场绝大部分产能，垄断力较强，综合来看，我们认为我国面板龙头竞争优势将持续扩大，而面板制造环节在产业链中地位也将提升，享受长期盈利红利。

面板需求稳中有升，供给端波动有限，行业周期属性减弱，估值中枢有望上调。面板行业过去是个周期性极强的行业，每隔数年就会形成一个明显的周期，当某种尺寸的面板获得市场认可后，需求增加，企业利润大幅增长，接着扩大投资，于是产品迅速供过于求，价格大跌，各家企业利润又大幅减少，甚至陷入亏损，面板价格下跌使得液晶显示产品应用范围进一步扩大，这又会导致供不应求，价格上涨，一个完整的周期包括供大于求、产业景气度衰退、供不应求、产业景气度上升，如此反复。展望未来，液晶面板行业格局已定，京东方、华星光电双寡头格局已定，行业需求稳中有增的前提下，供给端主要企业不会有动力进行更大规模的资本开支，过去供给端大规模增长（2011年后大陆高世代产线投产）或者大规模减少（三星2016年关停LCD转产OLED、韩厂2019年宣布陆续退出LCD产能）的情况再发生的概率将下降，即使供需失衡那么失衡的幅度也将大幅缩小，最终体现为行业周期性的逐步减弱。

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判断三：行业寡头垄断下，行业龙头迎来盈利大时代 

3.1、LCD行业规模、盈利水平呈现周期波动

近十年液晶面板行业经历了四次周期上行。过去十年我们看到面板行业呈现较为显著的周期性特征，根据wind数据，2011年-2020年全球TFT-LCD销售额分别为853 / 915 / 845 / 852 / 762 / 680 / 762 / 697 / 674 / 709亿美元，可以观察到2011年至今全球TFT-LCD销售额经历了四轮较为显著的周期上行以及两轮显著的周期下跌，而2011年以后TFT-LCD的终端需求呈现缓慢上升的态势，因此行业呈现周期性的主要原因在于面板供给周期性的扩张和收缩。

行业盈利能力与面板价格周期走势相关性极高。2017年面板价格进入景气周期，以群创、友达、LG为待变的液晶面板巨头净利率均达到了两位数水平，此后随着大陆高世代产线迅速投产，行业景气度迅速转跌，面板行业进入了长达两年多的寒冬，通过下图我们可以看到各家面板巨头的GAAP净利率连续数个季度处于负值。我们将32寸液晶面板价格走势作为参照，可以看到行业内企业盈利水平与面板价格走势基本一致，面板价格与行业内企业盈利能力相关度极高，2019Q4以后随着行业供需向好，面板价格迅速上涨，行业盈利水平也迅速回升。

3.2、行业景气上行，面板龙头业绩兑现确定性强

友达、群创：2020Q4业绩强劲，其盈利能力对行业具有参照意义。台湾两大面板制造商已公布2020Q4业绩，且都实现了近三年多以来最好业绩，尽管受2020年上半年液晶面板量价齐跌带来冲击，但受益于下半年行业景气度迅速上行带来的积极对冲，两家企业全年都还是实现了正的净利润。友达和群创产线年限较久，已经不会受到折旧的影响，且两家企业主营业务均为LCD面板，因此他们的财报数据对LCD行业情况的判断有更好的参照价值。

友达2020Q4单季度毛利率为16.9%，净利率为11.0%。友达光电2020Q4整体营收为28.27亿美元，实现净利润3.12亿美元，大超市场预期，2020年全年实现营收92.29亿美元，净利润1.42亿美元。盈利能力方面，2020Q4单季度友达实现毛利率16.9%，实现净利率11.0%。

群创2020Q4实现单季度毛利率20.4%，净利率13.0%。群创2020Q4业绩同样大幅增长，推动全年业绩扭亏为盈，2020Q4群创收入达27.4亿美元，净利润为3.56亿美元，大超市场预期，2020全年公司实现营业收入91.93亿美元，实现净利润0.73亿美元，盈利能力方面，2020Q4单季度群创实现毛利率20.4%，实现净利率13.0%，随着行业景气度继续上行，我们预计台湾两家面板巨头的盈利能力仍有持续提升空间。

京东方A：周期与成长共振，BOE问鼎全球

公司LCD面板产线资本开支高峰已过，后续在LCD方面没有明显扩产计划。自2011年开始，京东方在LCD产线端的资本开支迅速提升，通过不断投产高世代产线抢占市场份额， 2018年公司资本开支达到了约544亿元的高峰，随后逐步走低，2019年降至约494亿元，2020年前三季度公司资本支出约为314亿元，同比继续下降。

2021年京东方液晶面板产线折旧高峰将过。除了价格因素外，产线折旧也是影响面板企业盈利的重要因素。液晶面板产线方面，当前京东方A还剩余6条产线未折旧完毕，其中，2021年合肥和鄂尔多斯的两条产线将折旧完毕，预计公司的液晶面板产线折旧高峰区间估将在2021年过去，展望未来，随着面板行业景气度提升以及周期性变弱，LCD面板产线将加速为公司贡献利润。此外，当前京东方在几条优质产线的股权占比仍较低，公司正积极通过定增募资的方式收购自身优质产线的股权以提升业绩规模。

寡头垄断下，液晶面板龙头持续盈利的大幕已开。2011年-2019年，京东方A业绩从127.41亿元增长至1160亿元，复合增长率为31.80%，2020年公司归母净利润业绩预告区间为48-51亿元，同比大幅增长。受益于对面板价格在2021年景气度高企的预期，叠加公司LCD、OLED产能持续提升的影响，2021年京东方A 的wind一致预测（2021.03.05）营收达1745.96亿元，归母净利润达118.87亿元，液晶面板龙头的盈利大时代大幕已开。

3.3、上游缺货加剧产能紧缺，对成本端影响有限

当前上游原材料短缺将加剧面板产能紧缺。在面板上游原材料中，玻璃基板、驱动IC、偏光片均遭到了供给短缺的情况，过去的六个月中，三大主要显示屏玻璃制造商都遇到了生产问题，根据群智咨询信息，NEG停电事件对2021年第一季度产能供应影响程度为2.5%，相当于G8.5代产能损失95K。此外，显示驱动IC市场整体供应偏紧，上游8寸晶圆代工产能偏紧，致使显示驱动IC供货缺口达15%~20%；偏光片方面，由于补偿膜供不应求，面板厂积极抢料，从需求面来看，电视、监视器都大尺寸化，特别是10.5代厂产能增加，吃掉很多偏光片产能，使得面积需求大幅增加。

上游供应链缺货对面板制造企业成本提升影响有限。根据IHS数据，典型的40-42寸TFT-LCD液晶面板成本构成中，滤光片/PCB/偏光片/玻璃基板/驱动IC/液晶的成本占比分别为31% / 18% / 15% / 13% / 6% / 6%，2020年下半年开始的全球8寸晶圆缺货潮使得驱动IC缺货严重，玻璃基板领域由少数几家龙头公司寡头垄断，日本NEG断电叠加地震影响使得玻璃基板的供给受到影响，偏光片缺货的问题则长期存在，我们根据市场信息假设驱动IC涨价20%，偏光片和玻璃基板分别涨价10%和5%，在此情境下液晶面板总成本将上涨3.4%。

面板价格涨幅远高于成本端涨幅，上游缺货对成本端影响有限。2020年6月到2021年2月，以主流的55寸液晶TV面板为例，价格累计涨幅高达70.54%，偏光片、驱动IC以及玻璃基板的缺货导致的成本上涨远不及面板价格涨幅，其中缺货相对最为严重的IC驱动在TFT-LCD成本占比极低，因此我们判断上游成本端的涨价对面板企业盈利能力影响有限，面板行业盈利仍将持续上行。来源吉森电子研究

化工碳中和系列报告二：化工行业碳排放压力有多大？（股）

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碳中和无疑是近期资本市场关注度最高的话题之一。实际上，我国减碳目标的提出与落地并非突然袭击，而是经历了不断的推进过程。“达峰”不是一蹴而就，“中和”更非一日之寒。2009年我国就首次提出2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%的量化目标。从强度目标到总量目标，从达峰再到净零，减排目标向更高难度的演进见证了我国在应对气候变化上长期且持续的投入。碳中和对包括新能源在内的新兴产业的利好简单易懂，但对于传统行业的影响却难以一概而论，尤其是对化工这种传统意义上的高耗能行业，市场将其解读为又一轮的供给侧改革，但“改革”的对象究竟是谁？尤其是近期内蒙古宣布除部分豁免项目外“十四五”期间不再新批现代煤化工项目，更加剧了市场对化工行业尤其是煤化工行业未来的担忧。我们认为，化工行业碳排放的特点可以总结为：1）排放总量有限但强度突出。2）煤化工过程排放的压力较大，但提前布局提效和减排的龙头企业具有充足的生存空间以及发展主动权。

目前我国二氧化碳年排放量达到100亿吨，化工行业（石油加工及炼焦业与化学原料和化学制品制造业）的碳排放量不到5亿吨，远小于电力、钢铁、水泥等排放大头，也就是说从总量看化工并非首当其冲的行业。但从强度看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业平均水平；且不同区域由于经济结构、能源结构及发展水平的不同，面临差异化的压力，使得化工行业在部分地区可能会面临来自碳排放的发展桎梏。

首先，从全社会碳排放总量看，19年全球二氧化碳排放总量达342亿吨，我国排放量达98亿吨。我国碳排放占比随着中国的经济发展同步提升，尤其是加入WTO之后排放量增速出现拐点，通过深度参与国际分工承接了全球碳排放的转移。过去十年，全球碳排放量复合增速为1.4%，而国内增速为2.5%，快于全球平均水平。目前我国占全球排放量近30%，已成为全球碳排放量最大的国家。我国在全面建成小康社会、消除贫困的壮举和成就有目共睹，然而碳排放的议题一直是中国与西方发达国家在未来发展权问题上角力的重点。在这一背景下，我国主动提出达峰和净零，把握气候治理主动权的必要性和前瞻性就显而易见了。

从碳排放产生的机理可将排放大致分为两类：能源相关排放和工业过程排放。前者比较好理解，主要就是化石能源直接燃烧造成的碳排放，根据核算边界的不同也会包含购入电力、热力的排放；后者则与能源消耗无关，而是特定的化学反应产生的排放，比如水泥玻璃生产过程中石灰石分解散逸、金属冶炼、合成气变换制氢等，其中水泥生产的过程排放占我国总工业过程排放的75%左右。

那么从我国碳排放的一次来源看，煤炭占据了75%的份额，其次是石油、过程排放以及天然气。而一次能源消费结构来看，煤炭占比仅为58%，说明煤炭单位排放强度也高于一次能源的平均水平。我国“富煤少油缺气”的资源现状以及煤炭的高单位排放量，导致了煤炭下游行业成为我国减碳工作的关注重点。

我们基于学术界具有较高权威性的CEADS数据库对国内分部门排放结构进行分析，原始数据包含47个国民经济行业，17项化石能源燃烧排放和1项过程排放。值得一提的是，对于过程排放，CEADS数据库仅考虑水泥生产相关的排放，而化石能源投入转化带来的过程排放则主要计入了能源相关。从产生碳排放的终端部门来看，17年我国工业部门（不含电力和热力部门）的碳排放量为36.7亿吨，占总排放量的39%，是继电力和热力领域外的第二大碳排放行业。进一步在工业部门内部，化工（石油加工及炼焦业+化学原料和化学制品制造业）的碳排放量约为4亿吨，仅占到工业总排放量的10.2%，占国内总排放量的4%。工业领域中的碳排放主要还是来自于非金属矿物及黑色金属冶炼，直接占到了工业碳排放总量的78%，国内碳排放总量的30%。

同时结合碳排放的能源结构和消费下游来看，煤炭消费作为碳排放的主力，其能源消费的73%用于电力和钢铁用途，化工消费仅占8%。而化工在原油和天然气下游消费结构中的占比分别是49%和10%。因此，从全国维度下的排放总量及占比看，化工行业的排放贡献非常有限。

虽然从全国维度看，化工行业的碳排放总量贡献不大，但在区域层面由于地区经济结构、能源结构及发展水平的不同依然面临差异化的压力。尤其是作为煤炭大省的内蒙古今年2月受到了国家发改委对未能完成能耗总量和强度“双控”考核的通报批评。我们根据部分省市统计年鉴中工业以及其细分化工行业的规模以上收入与能源消耗，简单测算了每万元收入对应的能源消耗以及碳排放。利用各省市煤炭、原油、天然气的消费占比计算出单位能源消费的碳排放量，以建立从能源消耗数据到碳排放量的转换。我们根据最新公布的分省（区、市）万元地区生产总值能耗降低率指标，选取了其中表现最差的三个省市（内蒙古、宁夏、辽宁）以及表现最好的三个省市（北京、河北、甘肃），并与全国测算数据进行比较。首先从行业的单位排放量来看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业的平均水平。其次地区差异上，对于万元能源消耗指标表现较差的省市，单位收入的碳排放代价也明显较高。所以从排放强度看，化工行业减排还是面临一定的挑战，并且在地区上的差异化非常明显。

总体而言，化工行业排放存在着总量有限但强度突出的特点。而且由于化工行业产品种类繁多，厘清产生碳排放的核心工艺对于识别未来的风险和机遇就非常重要。那么第一步就是明确化工行业碳排放的来源和核算方式。我国碳排放清单的建立是基于和算法而非在线监测，与IPCC的国际标准一致。根据我国官方的碳排放核算指南，化工生产中的碳排放来源主要可以细分为五个方面，分别是燃料燃烧排放、废气的火炬燃烧排放、工业生产过程排放、CO2回收利用量、净购入电力和热力隐含的CO2排放。本文我们将燃料燃烧排放和净购入电力和热力隐含排放归为公用工程排放，工业生产过程排放单列，废气的火炬燃烧排放和CO2回收利用量（除合成尿素消耗外）暂不考虑。

化工企业的公用工程排放主要就是能源相关排放。生产过程中能源消耗可以是一次能源和二次能源。不同的燃料在燃烧过程中的碳排放量不尽相同。电力属于二次能源，但因为产生电力的过程仍然需要发电厂的燃料燃烧，在核算指南中，电力也拥有碳排放系数，本文中我们以北京2020年新标准0.604吨CO2/MWh计算。一般我们将燃料燃烧排放、电/热力隐含的碳排放、火炬燃烧排放统称为公用工程排放，本文中我们重点计算燃料燃烧和电/热力隐含的碳排放。

过程碳排放测算是利用物质质量守恒原则，IPCC发布的《2006年IPCC国家温室气体清单指南》就假设了过程排放中所有损失的C元素都转换为CO2排出，原料与产物（包括次级产物）的碳含量差值就是该产品生产过程中CO2过程排放。过程排放和公用工程排放共同组成了化工制备中的所有碳排放。

此外，由于海外多以油气路线为主，工艺成熟且拥有完备的过程排放数据，因此我们可以直接利用IPCC和欧盟公布的油气路线排放因子来直接进行计算。对于我国的重要煤化工路线，我们将补充较为详细的碳排放量计算过程。

在本章节中，我们将较为详细地对重要的几类能化产品的单位碳排放量进行计算，以梳理主要化工生产流程中碳排放的主要来源以及具有较高环境代价的化工产品。在前期《炼化一体化正在解体，未来油煤气化工谁能胜出？》报告中，我们从碳原子经济性的角度比较了油煤气三条能源化工路线，在此我们进一步以这个视角分析各路线碳排放的强度及考虑放成本后的经济性。三条路径主要是在C1和C2领域有一定的竞争性；C3中主要是丙烯，与C2乙烯类似就不再单列。对于碳排放的两个核心来源，能源相关的排放未来能通过动力替代大幅缩减甚至归零，但过程排放因为反应机理和转化效率的因素则各有千秋。碳氢转化带来的碳排放是能化产品生产流程中最重要的过程排放。

由于煤炭主要由碳元素组成，氢碳摩尔比仅约0.2~1，需要牺牲一部分C来从其他原料中置换出氢，碳转换率比不上油气。从具体反应过程来看，煤炭是通过煤气化过程转换为煤气再进行后续的制备任务。在理想的水煤气制备反应中，一份C和水生成了一份CO和氢气。然而这个反应过程是强吸热反应，在实际煤气化过程中并不会单独存在，而是必须配合另外的碳氧化放热反应来给这一过程供热。这些放热反应消耗了C，却并没有从水分子中置换出等比例的氢气，从而导致了最终产物的碳氢比例大于1，甚至还生成了一些CO2。此外，以重要的化工中间产品甲醇为例，其原料的碳氢比例低至0.5，对氢气的消耗明显大于CO。因此，煤气化过程后往往会加一步变换反应来调节CO和氢气的比例。在这个过程中，消耗了一份CO和水分子，生成了一份氢气和CO2。这些煤化工路线中的主要CO2过程排放来源。另一方面，油的氢碳比为1.6-2，天然气的氢碳比则都在2以上，含氢量皆显著高于煤炭。以天然气的C1化工为例，由于甲烷本身氢碳比达到4，从最核心的反应方程式看，其第一步蒸汽重整制合成气过程产生的H2与CO的比例高达3倍，远大于煤化工路线中1倍，因此下游产品的过程排放量也会相对较低。

C1产业链我们列举甲醇、合成氨及相应下游短流程产品。

煤制甲醇主要由两个工艺流程组成，分别是煤气化和甲醇生产。每份甲醇合成大致需要1份CO和2份H2，即氢碳比为2。而代表性的先进煤气化工艺水煤浆和粉煤气化的粗煤气中，氢碳比的分别在1和0.5以下，所以必须通过变换过程来补氢。可以看出，如果将粗煤气中的碳氢比调成变换气中的1份CO和2份H2，无论是水煤浆还是粉煤气化，都会产生1.5-1.6份左右的CO2排放，我们简化以1份甲醇带来1.55份的CO2排放计算，即煤制甲醇过程排放为2.13吨CO2/吨甲醇。

燃烧排放方面，主要由提供蒸汽的燃煤工业锅炉、提供电力的燃煤电站锅炉、火炬排放等。国内某22.4万吨/年煤制甲醇项目，年燃料煤消耗19.44万吨，以排放系数1.9003吨CO2/吨煤计算，其燃料燃烧单位排放量约为1.65吨CO2/吨甲醇。电力部分，以0.21MWh/吨甲醇计算，每吨甲醇CO2排放量为0.13吨CO2/吨甲醇。煤制甲醇的公用工程碳排放量约为1.78吨/吨甲醇，煤制甲醇的总CO2排放量约为3.91吨/吨甲醇。

气头路线的过程排放量可参考IPCC发布的排放因子0.67吨CO2/吨甲醇，加上根据相关环评工程数据得出0.92吨CO2/吨的公用工程排放量（以天然气作为燃料），气头路线甲醇的总排放量为1.59吨CO2/吨。

合成氨需要洁净的1：3氮氢混合气进行合成。在煤化工合成氨路线中，氢气来自于煤的气化过程并经过变换过程以及各种净化方法后得到，而氮气则可以直接从空气中液化分离制得。氨气不含碳，含碳的副产品粉煤灰是产成品中主要的含碳物质。

过程排放方面，每份氨气要消耗1.5份H2，假设每份H2都是通过煤气变换反应以1份CO2排放得来的，即每份合成氨产生1.5份CO2，则每吨氨气的CO2排放量为3.88吨，这是理想的理论排放值。根据文献中50万吨年产量合成氨项目的工艺数据计算和质量守恒计算，吨氨的单位过程排放为4.22吨CO2，，相当于每份合成氨产生1.6份CO2，比理论值稍大。公用工程碳排放方面，该项目燃料煤的每年消耗量为44.9万吨，其含碳量由低位发热量19.570GJ/吨与单位热值含碳量26.18×10^-3吨/GJ可得0.5126吨C/吨燃料煤，碳氧化率为93%，则总CO2排放量为78.48万吨，即单吨合成氨的燃料燃烧排放1.57吨CO2。项目年购电量为21.7万MWh，计算得到单吨合成氨的电力隐含排放量为0.26吨CO2。热力部分，该企业蒸汽均为燃料燃烧得到，故不再另外计算。基于实际工程数据，煤制合成氨的单位碳排放约为6.05吨CO2/吨氨。

除了煤炭原料外，天然气也是合成氨的重要路线之一。IPCC给出的天然气制氨的过程排放量为2.10吨CO2/吨氨。相当于每份合成氨带来0.81份的CO2。我们根据相关资料算得公用工程排放为1.0吨CO2/吨氨，总排放量3.10吨CO2/吨氨，气头合成氨的碳排放优势明显。

合成氨企业大多通过回收CO2来制备尿素。每份尿素会消耗2份氨气和1份CO2，气头合成氨制过程中生成0.81×2份CO2，扣除消耗的1份CO2，气头尿素的过程碳排放量实际只有0.46吨CO2/吨尿素。公用工程的碳排放要同时考虑合成氨工序以及尿素工序，气头路线公用工程排放为1.06吨CO2/吨尿素，气头路线尿素总排放量约为1.52吨CO2/吨尿素。同理计算煤头尿素总排放量约为3.00吨CO2/吨尿素。

甲醇羰基化制备的醋酸也是甲醇的重要下游产品。全球40%的醋酸由该法生产，生成的每份醋酸消耗1份甲醇和1份CO。同时，甲醇羰基化工序的公用工程碳排放量约为0.36吨CO2/吨醋酸。煤头与气头甲醇路线下的单位质量醋酸总排放量约为2.45和1.21吨CO2/吨醋酸。

二甲胺羰基化是制备DMF原子经济性较高的路线（不会产生水之类的副产物），也是目前国外常用的合成方法。在该过程中，生成1份DMF需要消耗1份二甲胺和1份CO，二甲胺则可以通过甲醇氨化反应制的，即每份二甲胺消耗2份甲醇与1份氨气。结合煤化工路线中产生CO2的氨气（1.6份CO2）和甲醇（1.55×2份）的CO2份数相加，制备每份DMF将排出4.7份CO2，即其过程排放量为2.85吨CO2/吨DMF。公用工程方面，我们根据某年产10万吨DMF项目的公用工程消耗计算，以甲醇和氨气为原料从制备二甲胺工序开始，单吨DMF蒸汽用量9吨，耗电量600kWh，再加上煤制甲醇与氨气的工序，煤化工原料路线的公用工程碳排放量总计为5.43吨CO2/吨DMF，单位总碳排放量为7.69吨CO2/吨DMF。气头路线的排放差异在于甲醇和氨气制备过程，同理计算气头单位总碳排放量为5.56吨CO2/吨DMF。

C2产业链主要列举乙烯、乙二醇及PVC。

烯烃是甲醇的重要下游产品，主要有三条制备路线，分别是煤炭（甲醇）、石脑油和乙烷裂解和丙烷脱氢。在此着重讨论煤头MTO和石脑油、乙烷裂解路径。MTO的甲醇质量单耗按约2.8左右计，单吨煤制甲醇CO2工艺排放量为2.13吨，则单吨乙烯的过程排放量为5.97吨CO2/吨乙烯。丙烯与乙烯单位吨碳排放量基本一致。另外根据开滦集团60万吨煤烯烃项目（含煤气化过程）和宝丰宁夏三期的公用工程消耗计算，单吨煤制烯烃公用工程排放量为4.06吨，故煤制烯烃总排放量为10.03吨CO2/吨烯烃。

依据IPCC，石脑油裂解制乙烯的过程排放为1.73吨CO2/吨乙烯，乙烷裂解过程排放为0.95吨CO2/吨乙烯，基于国内项目测算的公用工程排放为0.94吨CO2/吨乙烯，故油头和气头裂解路径制乙烯的总排放分别为2.67和1.89吨CO2/吨乙烯。天然气中5%-10%的乙烷提供了气头裂解乙烯的主要原料，我国乙烷裂解制乙烯路线占比并不大，2019年仅占到乙烯总产能的2.4%，油头和煤头产能分别是73.1%和24.5%。

煤制乙二醇路线即草酸酯法制乙二醇，甲醇是中间产品。由于最后一步草酸二甲酯加氢会生出两个甲醇，因此生产甲醇隐含的CO2排放并不计算在内。根据草酸酯法的两步反应式，1份乙二醇需要消耗4份氢气，对应于煤化工变换反应的4份CO2排出，则煤炭原料下的乙二醇过程排放量为2.84吨CO2/吨乙二醇。

公用工程排放方面，从甲醇为原料走草酸酯路线制备的乙二醇消耗低压蒸汽5.2吨/吨乙二醇，以低压蒸汽折标系数0.1kgce/kg计算，每吨乙二醇蒸汽用煤的碳排放为1.44吨CO2/吨乙二醇。每吨电力消耗692KWh，即每吨乙二醇排放0.42吨CO2。则煤制乙二醇公用工程排放CO2约为1.86吨，煤制乙二醇的CO2总排放量为4.70吨/吨乙二醇。

油气制备乙二醇的路线中，普遍以乙烯为原料，通过乙烯氧化制环氧乙烷和环氧乙烷水合成乙二醇。其过程排放仍然以乙烯制备为主。基于IPCC的乙烯排放因子，油头、气头乙二醇过程排放为0.97和0.53吨CO2/吨乙二醇，而公用工程为1.31吨CO2/吨乙二醇，故油头、气头乙二醇总排放量分别为2.28和1.84吨CO2/吨乙二醇。

PVC的制备路线主要有煤头电石法和乙烯法。在电石法中，石油焦的制备、煅烧石灰石（碳酸钙）和用碳还原CaO这三个过程都会产生CO2。电石法的过程碳排放量为2.23吨CO2/吨PVC，公用工程碳排放量为5.14吨CO2/吨PVC，总排放量7.4吨CO2/吨PVC。乙烯法又可以分为煤基乙烯法和油气裂解乙烯法，它们的碳排放差异主要来自于制备乙烯过程。两个路线的总排放量分别根据相关文献以及IPCC的气头路线氯乙烯排放因子计算，煤头乙烯法为8.46吨CO2/吨PVC，气头约为2.25吨CO2/吨PVC。

不可否认的是，虽然化工行业排放总量占比不高，但是中游能化产品的碳排放强度还是较为突出。以单位收入排放的维度看，主要的能化产品排放强度基本都高于宏观数据所统计的化工行业平均排放水平。我们认为这其中很重要的原因来源于传统排放的统计和测算工作多集中在能源消费相关，而过程排放并不是关注的重点，尤其是对于化工这种流程长且产品门类极为复杂的行业更加难以做到完美覆盖。然而从能化产品全流程的排放看，过程排放往往能达到50%以上。而且随着未来可再生能源替代的逐步推进，能源相关排放还会大大缩减，那么过程排放将是决定产品碳排放压力的核心因素。所以客观来看，煤化工因为煤炭自身碳氢组分的原因自然会带来比油气路径更高的过程排放，另外也是因为转步骤更多流程更长带来了相应较高的能源相关排放。我们过去的报告曾经从生产成本的角度分析认为煤化工凭借中国的煤炭资源禀赋和持续的技术投入，在C1、C2领域有着极强的成本竞争力，但如果将碳排放的成本内部化，则有可能改变路径竞争性的格局。比如煤质烯烃全流程的CO2总排放达到10吨CO2/吨烯烃，其中过程排放就达到了6吨CO2/吨烯烃，以目前欧盟40欧元/吨CO2测算，碳排放的成本加成达到2800元/吨，占产品单价的30%以上，即使仅考虑过程排放，排放成本也占到近20%；煤头尿素的全流程碳排放成本占比甚至可达到产品价格的55%。从这个角度看，煤化工因为原料本身的“缺陷”，仿佛自带高排放的“原罪”，这也能部分解释前期市场上为何煤化工龙头明显杀跌。那么煤化工是不是开篇所说的“改革”的对象呢？我们认为，产业升级的必要性毋庸置疑，但绝不是一棒子打死。

首先，从产业结构看，C1产品主要是国内自给自足，其中合成氨、尿素与农业生产、粮食安全息息相关，煤头产能的经济性难以被取代，其供需结构经历前几年的环保主导供给侧改革已经修复至平衡甚至趋紧的状态；C2产品核心的烯烃进口依赖度还处于较高的水平，原料的供应安全需要牢牢把握在自己手里，所以煤头流程有更多的战略意义。

第二，煤头工艺上天生的“缺陷”无法改变，但我们认为龙头企业有充足的应对措施。即使过去没有“碳中和”的框架，龙头企业实际上也在不断地建立自己降耗减排的能力基础和产业布局。而随着达峰和中和的政策下压，它们也能有充足的生存空间并且把发展的主动权掌握在自己手里。从技术上看，能化产品过程排放的问题实际上就是碳原子利用率，即原料利用和转化率的问题；虽然从反应机理上难以短期逆转，但通过提升包括合成气等物料的利用效率，就能够降低无谓的碳原子损失，而这些则来自于企业长期在工程、技术上的积累以及对化学合成的深入理解。这一点在我们前期《华鲁恒升系列报告二：从公司成本竞争力看未来发展潜力》中就有过深入的分析，华鲁通过技术改造

实现不降负荷倒炉，实现了装置高负荷长周期运行，使得三大平台互联互通后合成气利用率提升。又如过程排放强度突出的煤制烯烃领域，宝丰能源去年4月投资14亿建设太阳能电解水项目，年产氢气1.6亿标方，用以耦合煤化工的氢气需求以降低过程排放。公用工程方面的举措就更加明显，龙头企业在蒸汽梯级利用方面的挖潜一直在持续，我们在基于环评的测算中也发现，宝丰煤制甲醇通过蒸汽利用，单吨甲醇公用工程排放CO2仅0.23吨，低于行业1.78吨的水平，若蒸汽均来自于副产，则实际排放可能更低。先进企业在节能减排上的布局实质上是与产业升级的方向高度一致的，类似于有些氮肥大省近年开始出政策要求退出固定床，然而华鲁在上市初就已经在积极进行水煤浆对固定床的替代。见微知著，龙头采取的措施都不是针对当下政策见招拆招，而是早有意识地进行了提前布局。总而言之，虽然市场偏向于将2060年碳中和的情景直接反向推延至当下，对存在潜在风险的版块“精确识别”，但事实上这一过程是双向的非线性的变化过程。但我们认为，即使在技术变革和路径选择上存在极大的不确定性，龙头企业在短、中、长期的维度下依旧是最具有生命力且掌握发展权的群体。

投资建议上，我们持续看好在技术、能效、环保上形成突出壁垒的龙头企业，推荐万华化学(600309，买入)、华鲁恒升(600426，买入)、宝丰能源(600989，买入)、金能科技(603113，买入)。尤其是煤化工龙头在前期市场反应中杀跌明显，我们认为随着政策推进节奏明朗以及市场对碳中和理解程度的加深，以华鲁恒升为代表的煤化工标杆企业的长期抗风险能力将得到认识，投资价值也将充分回归。原创-东方看化工

【天风Morning Call】晨会集萃20210322

【电石、有机硅、纯碱的短中长期演绎】-国信化工周观点

报告摘要

核心观点

本周国际油价呈下跌态势，布伦特和WTI原油期货连续五天累计下跌9%，截至 2021年3月18日收盘，WTI 区间58.28-66.02美元/桶，布伦特61.25-69.63美元/桶。美国商业原油库存连续四周的增长、欧洲疫苗接种放缓、部分国家增加原油供给预期、美元走强带来的通胀担忧等多种因素，均抑制了国际油价的上行。我们看到，目前的较高油价主要是由于OPEC+限制产量的结果，而这些措施都是暂时的，在新一轮OPEC+会议前，以及欧美疫情明朗之前，国际原油价格大概率将处于震荡走势，在市场恢复供需平衡之前，我们预计油价将主要由OPEC+减产力度和需求复苏决定。

本周重点行业跟踪

本周重点数据跟踪

【天风军工】“十四五”方向已确立 & 超跌后进入传统估值体系较低区域

• 两会2021年预算：
  

2021军费增长6.8%持续高于GDP预期增速，看好国防开支长期有序扩张

据中国网报道，我国2021年国防开支预算为13553.43亿元，近五年军费分别为2016年至2020年，中国国防预算增幅依次是7.6％、7％、8.1％、7.5％和6.6％，因此2021年6.8%的军费预算增幅结束了过去两年军费增速下滑的趋势，同时也延续了高于GDP预期增速的国防建设追赶态势。

我们认为我国国防开支将长期处于有序扩张状态，根据国防部11月26日发言我们可以知道，目前我国国防实力与经济实力还不匹配，通过国防开支占GDP比重可知，我国目前目前依然处于全球军费较低水平。近年，中国国防费用占ＧDP平均比重约1.3％，低于美国（3.5％）、俄罗斯（4.4％）、印度（2.5％）、英国（2.0％）、法国（2.3％）等，我们预计我国长期或将国防开支比例提升至印度、英、法等国的2%GDP占比水平，具备较大空间。

我国军费构成中装备采购费用占比预计持续提升，基础增速外关注结构变化

2010年我国装备采购费用占国防开支比重仅为33%，2017年提升至40%，我们认为由于退伍军人事务部的良好运转、军队文职人员体系的建立或持续推动我国装备采购费用占比长期处于提升阶段。参考俄罗斯60%的装备采购费用占比，我国依然存在较大空间。

• 《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》：

从全面加强练兵备战，确定2027年建军目标新节点

根据新华社《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中国防部分内容的摘要显示，“加快机械化信息化智能化融合发展，全面加强练兵备战，提高捍卫国家主权、安全、发展利益的战略能力，确保2027年实现建军百年奋斗目标。”本次草案摘要内容提出了新的发展方向，即强调了加强练兵备战，提出了2027年新建军目标节点。我们认为，顶层文件的目标节点是计划型经济行业的权威发展阶段判断依据，因此2021-2027我国防建设或处于快速发展阶段。

装备换代或加速：“加快武器升级换代、智能化武器发展，加速战略性、颠覆性发展”

文中提出“加快武器装备现代化，聚力国防科技自主创新、原始创新，加速战略性前沿性颠覆性技术发展，加速武器装备升级换代和智能化武器装备发展。”我们认为现阶段的武器装备升级换代或得到进一步的加速，此外未来方向的武器装备发展也已提上日程，如战略性武器装备、智能化武器（智能弹药、新一代战机、无人机、信息对抗装备等）将进入长期成长轨道。

• 投资建议：交易性恐慌或为本周下跌主因，超跌后企稳反弹可期

目前板块PEG相对估值历史分位仅为17%，上游企业进入低估值且PEG<1区间，下游企业也已较大幅度对“十四五”预期的远期估值进行了调整，交易性恐慌或为本周下跌主因，关注超跌后机遇。

目前板块估值十年估值分位仅为41.1%，为2020年7月行情启动后首次低于50%分位值以下。

目前PEG相对估值的历史分位值仅为17%左右，因此目前板块估值相对未来成长水平处于低位状态。

投资方向持续强调，关注超跌后“十四五”预期重新建立带来的估值修复机遇：聚焦“十四五”方向，行业长期成长趋势已确立，核心主抓装备加速换代产业大机遇，行业快速成长期获得新中期时间节点——2027年，行业或将跨越“十四五”长期处于成长阶段。维持行业评级“强于大市”，推荐下游核心主机+上游白马企业的组合配置思路。目前经过调整，上游企业已进入传统估值体系意义下的较低估值区域。

十四五投资标的框架

重点关注方向：长期产业趋势方向下的机构化趋势赛道。

1. 持仓长期机构化的核心赛道：双优选，下游主机厂+上游企业

• 优选1：权重主机类企业， GDP占比长期提升逻辑的核心终端受益者。

中航沈飞（整机中唯一做完股权激励）；航发动力（航空发动机总装，具备军民后维修市场+前端市场）；航天彩虹（无人机龙头）；洪都航空（导弹+无人机总装）

• 优选2.a：长期保持迭代趋势、电子化率提升、受益大换装量产提升方——电子元器件

火炬电子/鸿远电子（MLCC）、宏达电子（钽电容）、中航光电/航天电器（连接器）、睿创微纳/和而泰（集成电路），上述标的中长期（3-5年）具备较大需求增长空间，其中MLCC\钽电容\连接器类2021年依然存在短期PEG下的估值空间，同时具备长期维度较大增长确定性和空间。

• 优选2.b：材料类

ST抚钢/钢研高纳（高温合金）、三角防务/爱乐达（金属加工工序）、光威复材/中简科技/中航高科/北摩高科（装备代次提升后的单机需求增长+民航逻辑）、菲利华/神剑股份（复材构件）；5、西部材料（航空钛材）、宝钛股份（航天+航发钛材）、西部超导（新机型钛材）。

2.高弹性新兴配套装备：*ST湘电（电磁弹射、综合电力推进系统）、天箭科技（导引头）、中科星图（指控系统）

【天风Morning Call】晨会集萃20210319

电石-PVC行业点评 | 内蒙能耗双控电石价格暴涨，利好PVC一体化企业

近期电石价格大幅上涨，受需求增加及电石供给受限影响

电石价格大幅上涨，突破历史价格高点。春节过后，电石价格连续快速上涨。截至3月15日，乌海电石出厂价涨至4600元/吨，较2月10日价格上涨1450元/吨，涨幅46.0%，较1月19日涨价前上涨1700元/吨，涨幅58.6%，预计近日出厂价仍将继续上调400-500元/吨。目前天津地区电石到厂价格达到5200元/吨，山东部分采购价突破5300元/吨。电石出厂价历史最高点出现在2010年11月底，乌海出厂均价最高在4350元/吨，电石采购价最高点出现在2008年7月下旬，天津送到价在4700元/吨左右，目前电石出厂价及采购价均已突破历史高点。

电石持续供需紧平衡，2月涨价受PVC需求增加影响。根据卓创资讯数据，目前国内电石产能约4000万吨/年，实际有效开工产能约3300万吨/年，根据电石工业协会统计，2020年国内电石产量2888万吨，同比增长3.3%，行业实际开工率87.5%，开工率处于高位，我国电石下游84.1%用于生产聚氯乙烯（PVC）。春节后由于美国寒潮导致PVC行情大好，价格快速上涨，PVC个别市场价格上涨超过1000元/吨，价格接近9000元/吨。由于PVC利润水平极佳，电石法PVC开工率接近90%的高位，对电石需求明显增加。再叠加电石时常出现的限电和生产不正常，使得供需紧平衡的电石市场出现了货源缺口，带动电石价格上涨。此阶段乌海出厂价上涨550元/吨，下游的单次涨幅在50-100元/吨之间。电石涨幅并未超过PVC涨幅，电石货源虽紧，但相对处于供需紧平衡阶段。

3月份电石受内蒙限产影响，供需缺口拉大价格出现暴涨。能耗双控制度是指能源消费总量（万吨标准煤）和能耗强度(万元产值能耗）的控制，内蒙古自治区已于2020年12月底提前下达各盟市2021年能耗双控目标任务，先行确定了2021年全区单位地区生产总值能耗降低3%，能耗增量控制在500万吨标准煤以内的目标任务，因此部分高能耗工业将面临被限电限产。2021年3月9日，内蒙古自治区发展改革委、工信厅、能源局联合印发《关于确保完成“十四五”能耗双控目标若干保障措施》的通知，涉及电石的相关政策包括：（1）控制高耗能行业产能规模：从2021年起，不再审批焦炭（兰炭）、电石、聚氯乙烯（PVC）等新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换；（2）提高产业准入标准：新建高耗能项目，在满足本地区能耗双控要求的前提下，工艺技术装备须达到国内先进水平、能源利用效率须达到国家先进标准；（3）加快淘汰化解落后和过剩产能：30000千伏安以下矿热炉，原则上2022年底前全部退出；符合条件的可以按1.25:1实施产能减量置换；（4）实施绿色电价政策；（5）实施节能量交易制度。

目前内蒙古地区在产电石企业总产能约1178万吨，占全国有效开工产能35.7%，2020年产量约1030万吨。据卓创资讯不完全统计，目前内蒙古地区因能耗双控停车、提前检修或限产限电企业涉及电石的日损失量约4200吨，约合150万吨/年，约占内蒙总产能的12.7%，约占全国总产量的5.3%。根据隆众资讯，2021年内蒙古单位地区生产总值能耗降低目标为5%，即单个企业的能耗总值较去年相比降低5%，2021年内蒙古的电石总产量预计减少55万吨。在能耗“双控”政策影响下，2021年预计整体电石行业体现为供应紧张局面。

此外内蒙古发改委及工信厅调整部分行业电价政策和电力市场交易政策，（1）电石行业自备电厂按自发自用电量缴纳政策性交叉补贴，蒙西、蒙东电网征收标准分别为每千瓦时0.01元、0.02元（含税）；（2）是严格按照国家规定对电石行业实行差别电价，2021年征收标准为限制类每千瓦时0.1元、淘汰类每千瓦时0.3元，2022、2023年差别电价在现行水平的基础上分别提高30%、50%；（3）电石用电量不参与电力市场交易。

根据《产业结构调整指导目录（2019年本）》，单台炉容量小于30000千伏安的电石炉及开放式电石炉被列入限制类目录，单台炉容量小于12500千伏安的电石炉及开放式电石炉被列为淘汰类目录。根据卓创资讯统计，目前在产的30000及30000千伏安以下电石炉共涉及产能170万吨左右，占全国总产能（含部分停车企业）的4.2%左右，若按照3000千瓦时/吨电石能耗计算，限制类电石炉的差别电价对于成本的影响为300元/吨电石。目前约有83.5%的产能均为自备电厂且配套下游的一体化企业，我们认为该影响因素目前对电石供应及成本影响较为有限。来源-国信证券化工团队

【天风Morning Call】晨会集萃20210318

重点推荐

安信证券：锂矿价格正当加速上涨时 锂板块配置吸引力大幅提升

核心观点

■动力电池和储能领域将驱动全球锂需求2021-2025年高速增长。我们的测算表明，2021-2025年全球锂需求将从43.4万吨增至92.43万吨，CAGR高达21%。最主要的驱动因素来自动力电池和储能领域，其中，动力电池领域2021-2025年锂需求CAGR高达35%，占比将从的26%提升至60%；储能领域2021-2025年锂需求CAGR为31%，占比将从5%提升至11.9%。

■全球新能源汽车需求大潮势不可挡。国内方面，“政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内电动车的核心增长逻辑，随着爆款车型和新技术不断推出，电动车已表现出相对传统汽车的强劲竞争力。海外方面，“碳排放罚款+高补贴”驱动欧洲新能源汽车增长，未来碳排放罚款仍有望趋严；美国在政策转向后新能源汽车需求有望超出预期。我们预计2021-2025年全球新能源汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，CAGR为33%，对应全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35%。

■碳中和大背景下，储能锂电空间可期。电力储能和通信储能将成为储能锂电领域的两大主要增量，一是碳中和目标打开电力储能成长空间，二是5G基站建设周期将带动通信储能增量需求。2020年磷酸铁锂大幅导入储能市场主因其相对铅酸电池已经体现出经济性，有望持续替代。根据我们测算，2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为30Gwh、44Gwh、54Gwh、68Gwh、88Gwh，带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR为31%。

■2021-2023年供给增量有限，基本延续供需紧平衡的格局。一是澳矿新增产能仍需更高的价格激励，新增供给以建成产能为主；二是南美盐湖受疫情影响新产能投产全面延后，放量进度低于预期；三是国内锂矿及盐湖虽前期有一定资本开支，但增量对供给侧影响较小。我们的测算表明，2020-2021年锂行业将经历供需短缺，2022-2023年需求增长有望良好消化供给增量，预计2021-2023年全球锂动态供需平衡将分别-0.71万吨、+2.46万吨、+2.26万吨，基本维持紧平衡格局。

■受益于整体供需平衡延续抽紧趋势，前期大涨的锂盐价格在2021年仍将延续上涨趋势，但锂矿石相对滞涨；我们预计锂矿价格在2021Q1有望迎来加速上涨，涨幅和持续性有望超出市场预期。从价格上涨时间上看，本轮工碳、电碳、氢氧化锂、锂矿价格底部反转日期分别为2020年7月10日、8月14日、12月22日、10月27日，截至2021年3月15日，由底部涨幅分别为135%、113%、56%、17%，锂精矿从上涨时间到涨幅均相对滞后。

我们预计，2021Q1将迎来锂精矿价格的加速上涨。一是锂盐价格受益于供需抽紧，仍在上行趋势中；二是锂盐的高景气已驱动上游澳洲锂精矿产销率大幅提升和库存加速去化，锂供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游，前期滞涨的锂精矿相对于中游锂盐的议价能力有望提升，这将驱动锂精矿出现超越锂盐的加速上行；三是当前455美元/吨的锂精矿价格刚到大体覆盖主流澳矿现金成本的水平，甚至还低于Bald Hill等新投产矿山现金成本，澳洲锂矿系统性复产仍需更高以及持续时间更长的价格激励，本轮锂精矿加速上涨的高度和持续性有望超出市场预期。

■经过前期权益市场的估值调整之后，蓦然回首，锂矿正当加速上涨时，锂板块配置吸引力已大幅提升。我们认为，当前新能源车上游的产业趋势仍在扎实提升中，特别是锂系产品中上游锂精矿将有望出现超越中游锂盐的涨幅。权益市场估值经过大幅调整之后，盈利兑现和变化趋势必将成为主导锂板块更为主要的力量。建议重点关注资源自给率高以及矿山并购预期强的锂矿标的，如天齐锂业、赣锋锂业，ST融捷、盛新锂能、川能动力、雅化集团、永兴材料等标的。

■风险提示：1）全球新能源汽车产销增长低于预期；2）全球5g智能手机产销不及预期；3）锂新增供应超预期；4）国外疫情的爆发影响供需等。

正文

1.2021年全球锂供需抽紧，2022-2023年维持供需紧平衡格局

1.1. 需求侧：动力电池和储能领域将驱动全球锂需求2021-2025年高速增长

新能源动力和储能领域将贡献主要需求增量，占比有望持续提升。根据我们测算，2021-2025年全球锂需求将达到43.4万吨、53.7万吨、64.9万吨、78.1万吨、92.43万吨，CAGR高达21%。锂需求根据应用场景的不同可分为四大领域，动力领域2021-2025年锂需求CAGR高达35%，需求占比将从40%提升至60%，储能领域2021-2025年锂需求CAGR为31%，需求占比将从7%提升至10%。3C和传统领域在下游需求复苏带动下将维持稳定增长，3C领域2021-2025年锂需求CAGR为5.1%，占比将从15%下降到9%，传统领域2021-2025年锂需求CAGR为2.7%，占比将从33%下降到17%。

1.1.1. 以疫情为转折，全球新能源汽车进入高速增长通道

1.1.1.1 “政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内动力电池增长核心逻辑

政策补贴驱动2015-2018年新能源汽车加速导入市场。2014-2015年政策对于新能源汽车补贴额度、免税政策以及充电桩建设等政策的密集出台，刺激新能源汽车加速导入市场，从数据上看，2015-2018年中国新能源汽车销量翻了三倍有余，渗透率从1.3%大幅提升至4.7%。2019年在补贴退坡影响下新能源汽车产销增速显著回落，全年销量同比下降约4%，相应能源金属需求进入下行周期。

2020年中期国内疫情好转下新能源汽车需求重回增长轨道。2020年上半年新冠疫情封锁导致新能源汽车产销被强力压制，但下半年随着疫情影响减弱及高质量供给的推出，新能源汽车需求重回增长轨道。从数据上看，新能源汽车每月销量从9.2万辆增长至十二月22.6万辆的历史高点，且自七月以来持续大幅高于2019年同期。

“政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内新能源汽车稳定高增长的核心逻辑。新能源汽车产品驱动逻辑表现为相对传统汽车的相对竞争力，一是高性价比爆款车型频出，特斯拉Model Y、Model 3等降价大超预期，其重要意义在于特斯拉将成为电车市场的价格标尺，倒逼国内厂商推出优质低价的供给。二是蔚来、比亚迪等国内车企持续发布高续航固态电池等新技术，供给侧质量不断优化，未来电车竞争力超越传统车型将是大势所趋。

根据我们测算2021-2025年国内动力电池装机量增长CAGR为40%。预计2021-2025年国内新能源汽车销量分别为213万辆、302万辆、409万辆、553万辆、707万辆，CAGR为35.03%，带动2021-2025年国内动力电池装机量分别为113Gwh、164Gwh、230Gwh、323Gwh、430Gwh，CAGR高达39.53%。

1.1.1.2. 碳排放+高补贴驱动欧洲电车增长，政策仍有望进一步趋严

欧洲车市2020年经历V型反转。欧洲新能源汽车市场在2020年二季度受到疫情大幅冲击，并在四月份跌入谷底，当月新能源汽车销量为3.15万辆，环比-63%，同比-15%。自六月开始已出现回暖迹象，当月新能源汽车销量为9.29万辆，同比环比皆实现正增长，自九月开始随着疫情影响冲淡及各国经济复苏，欧洲新能源汽车销售持续超预期，带动2020年全年累计销量超135万辆，同比增长超140%。

欧洲电车增长的核心驱动力在碳排放罚款和政策优惠。碳排放罚款方面，欧洲碳排放法规为全球最严，其碳排放目标为2021年95g/km，2025年降至81 g/km，2030年降至59 g/km，违反碳排放规定的罚款严重，不达标的企业强制性为每克超限的二氧化碳排放支付95欧元的罚款，乘以前一年在欧盟登记出售的汽车数量得出其罚款的总额。根据PA Consulting研究展示，欧洲主流的汽车厂商中没有一家能够实现欧盟2021年的碳排放目标，因此或将面临总计146.5亿欧元的巨额罚款。展望未来，根据欧盟2020年10月提出的目标未来碳排放政策仍有望趋严，进一步倒逼新能源汽车增长。

优惠政策方面，欧洲以税收优惠+政策补贴鼓励新能源汽车产业发展。从税收优惠看，登记税、所有权税和公司用车税等均有免除优惠。从政策补贴看，欧洲在高额罚款同时针对新能源汽车的优惠政策持续加码，一是欧洲主要国家用于新能源汽车补贴的金额有所上调；二是对于充电桩等基础设施建设补贴加码，对充电桩安装的补贴比率多在50%-75%左右。

我们认为，2021年后即使欧盟补贴力度出现退坡，对欧洲新能源汽车整体发展趋势的影响也相对有限，一是考虑大众等领头车企及配套产业在电动化方面大幅转向，欧洲供给侧质量将不断优化，二是欧洲节能环保意识深入人心，即使补贴力度有所衰减也难改电动化大势。

1.1.1.3. 美国新能源将迎政策拐点，需求增长空间广阔

拜登上台后美国新能源汽车有望迎来政策拐点。根据乘联会数据，2019年、2020年美国新能源汽车销量分别为35.4万辆、32.3万辆，同比分别-1.9%、-8.8%，近两年美国新能源汽车增长乏力一是因为2018年末新能源补贴的退坡，二是疫情的影响。根据Edmunds数据，2020年美国汽车销售量约1450万辆，为全球第二大汽车市场，但对应新能源汽车渗透率不足2.5%，拜登上台后新能源政策有望迎来大转向，政策催化下美国新能源汽车市场增长空间广阔。

特斯拉新增优质供给将引领美国电动车市场增长。根据Carsalesbase数据，2020年特斯拉在美国销量约23.5万辆，对应美国新能源汽车市场渗透率约73%，已经确立在美国电动车市场的引领的地位。从供给侧来讲，2020年Model Y上市后接过Model 3的主力产品大旗，四季度美国特斯拉注册2.2万辆，已经超过同期Model 3的1.5万辆，特斯拉Model Y以及后续Cybertruck等优质车型的放量将引领美国市场增长。

根据我们测算2021-2025年海外动力电池装机量增长CAGR为32%。预计2021-2025年海外新能源汽车销量分别为256万辆、368万辆、485万辆、608万辆、742万辆，CAGR为30.47%，带动2021-2025年海外动力电池装机量分别为116Gwh、171Gwh、234Gwh、294Gwh、351Gwh，CAGR高达31.99%。

综合国内与海外情况，全球动力电池领域需求带来2021-2025年锂需求CAGR高达35%。预计2021-2025年全球新能源汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，CAGR为32.60%。带动全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35.00%。

1.1.2 成本替代逻辑正在演绎，碳中和带来储能锂电大机遇

电化学储能发展空间广阔。当前国内储能市场大规模商业化的储能技术主要有抽水储能和电化学储能两种路径，根据鑫椤锂电数据，2019年中国中国已投运储能项目累计装机规模180Gwh，其中抽水储能占比93.4%，仍为主要技术路线。电化学储能占比约4.5%，电化学储能主要以铅酸电池和磷酸铁锂电池为代表，相对抽水储能具有储能效率更高、配置灵活的优势，但当前成本经济性相对不足。

2020年磷酸铁锂大幅导入储能市场主因其成本经济性优势。根据鑫椤锂电数据，磷酸铁锂电池当前主流价格比铅酸电池贵约0.2元/wh，但磷酸铁锂循环寿命要长于铅酸，若计算全周期成本已经低于铅酸电池，这也是2020年磷酸铁锂电池开始大量替代铅酸导入储能市场的原因。磷酸铁锂电池在安装空间、充放电效率等方面相对铅酸电池优势明显，跨过成本拐点后有望持续替代铅酸电池。

电力储能和通信储能将成为储能锂电领域的两大主要增量，一是碳中和目标打开电力储能成长空间。努力争取2060年前实现碳中和，非化石能源占一次能源消费比重有望持续提升。光伏、风电等非化石能源发电将带动新能源并网的储能需求，根据我们测算2021-2025年全球新能源并网将新增储能需求26Gwh、40Gwh、59Gwh、85Gwh、118Gwh，CAGR高达46.0%。

二是5G基站建设周期将带动通信储能增量需求。相比4G基站，5G基站建设从建设数量到功耗上都将翻倍增长，对备用电池容量提出更高要求。假设：（1）单个5G基站功耗约3700W；（2）备电时长4个小时；（3）2020年后新增基站均配备锂电池，根据我们测算2021-2025年全球将新建5G基站122万个、168万个、133万个、98万个、73万个，带动通信领域储能需求18Gwh、25Gwh、20Gwh、15Gwh、11Gwh。

储能领域磷酸铁锂电池相对三元路径更优。根据鑫椤锂电数据，目前三元型电芯相比磷酸铁锂型电芯要贵0.12-0.15元/Wh，其主要优点在能量密度更高，而在能量密度要求较低的储能领域磷酸铁锂路径在成本及安全性等方面更具优势。从当前市场格局看，国内储能锂电以磷酸铁锂电池为主，海外以三元电池为主，磷酸铁锂电池在储能锂电市场占比有望持续提升，预计2021-2025年磷酸铁锂电池占比分别为45%、48%、51%、54%、57%，三元电池占比分别为55%、52%、49%、46%、43%。

储能电池领域需求带来2021-2025年锂需求CAGR高达31%。根据我们测算，2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为44Gwh、65Gwh、79Gwh、100Gwh、129Gwh，带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR高达31%。

1.2. 供给侧：2021年供给低于预期，复产仍需时日

1.2.1. 2021年澳矿增量以建成产能为主

澳矿在旺盛需求下将恢复高负荷生产，2021年供给增量以建成产能为主。从澳矿端看，2021年主要供给增量来自两方面，一是泰利森二期（60万吨锂精矿）已建成产能的投产，当前二期产能富余主因两大股东配套锂盐产能尚未建成，天齐奎纳纳工厂的投产时间将取决于天齐的流动性及产线调试进度，预计21年增量有限；二是Mt Cattlin和Pilbara前期因需求低迷主动减产，21年在需求恢复背景下大概率将实现满产。

当前澳矿扩产及复产规划仍多处于融资阶段。近期澳矿企业普遍观察到中国锂盐价格大幅上涨，部分矿企已经开始做相关的扩产规划，一是Pilbara和银河资源进行融资以扩充产能，二是美国Austroid正在取得已破产矿山Bald Hill的所有权，并计划投资其设备更新和建设，三是Core公司通过定增募集资金推进Finniss矿山的项目进展。融资仅是扩产的初始阶段，从开始融资到投入市场仍需要经历必要周期，预计澳矿短期内增量有限。

预计2021-2023年澳洲锂矿供给将达到20.6万吨、25.7万吨、30.7万吨LCE，CAGR为22%。

1.2.2. 疫情影响2021年海外盐湖供给增量低于预期

受疫情拖累南美盐湖扩产进度不及预期。海外主要盐湖原扩产计划主要对应2021年投入市场以匹配需求增长，但2020年南美疫情严重影响盐湖扩产建设进度，一是雅宝、SQM、FMC、Orocobre等在产盐湖的扩产项目受疫情影响皆有所延后，二是C-O盐湖及Sal de Vida等新增盐湖产能受到疫情影响建设进度也慢于预期。

海外盐湖供给增量将在2022年后逐渐释放。根据公司指引，海外盐湖扩产产能将在2022年开始逐渐投入市场，南美盐湖供给的释放将呈现两大特点，一是不确定性相对较强，受疫情影响南美盐湖实际投产时间仍可能晚于预期，且新投产盐湖在提锂工艺上仍将面临挑战。二是新产能将分阶段逐步释放，盐湖产能达产所需时间一般要慢于硬岩锂矿且资本开支相对较高，如新投产盐湖Sal de vida将分阶段在两年内逐步达产。

预计2021-2023年海外盐湖供给将达到12.2万吨、17.0万吨、22.0万吨LCE，CAGR为34%。

1.2.3. 国内锂资源供给仍将作为补充产能

国内锂矿近年扩产相对积极，但仍将作为全球锂资源补充供给。国内锂矿对资源安全保障具有重要战略意义，近年虽经历锂价低谷但扩产相对积极。锂辉石方面，一是甲基卡扩产项目完工后其采选产能将扩张至105万吨/年，对应锂精矿15万吨以上，有望在21年投产。二是业隆沟一期7.4万吨/年锂精矿产能在2020年下半年投产，21年或将达产。锂云母方面江特、南氏、永兴及飞宇皆有扩产计划，但云母提锂从投产到达产仍存在一定不确定性。

国内盐湖方面供给增量有限。西藏盐湖虽自然禀赋优良，但因自然环境和基础设施原因产能释放难度较大，近期难以形成有效供给。青海盐湖方面，察尔汗及东台扩产相对积极，有望在2021年开始贡献一定增量。

预计国内锂矿2021-2023年供给将达到6.0万吨、8.3万吨、8.5万吨，CAGR为19%，国内盐湖2021-2023年供给将达到4.1万吨、5.0万吨、5.7万吨，CAGR为18%。

1.3. 供需平衡：2021年全球锂供需抽紧逻辑清晰，2022年后需求将消化供给增量

需求端核心假设：

根据中国动力电池产业创新联盟，纯电乘用车及插混乘用车单车带电量分别为48.04kwh/辆、18.42kwh/辆，且逐年增长；

根据乘联会数据，2020年乘用车三元电池占比77%，铁锂电池占比23%，预计短期铁锂需求返潮，长期三元仍为主流；

考虑15%损耗，不同型号三元电池消耗碳酸锂或氢氧化锂碳酸锂当量0.65-0.93kwh/kg，磷酸铁锂电池平均消耗碳酸锂当量0.64kwh/kg。

从需求端看，全球锂行业将进入新能源需求拉动的大时代。一是全球新能源汽车需求正步入高速增长的通道，必将大幅拉动锂电池需求。根据我们测算，2021-2025年全球新能源汽车汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，带动全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35%。

二是锂电池在通信基站及电力领域应用空间广阔，预计2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为44Gwh、65Gwh、79Gwh、100Gwh、129Gwh。带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR为31%。

供给端核心假设：

我们选取全球27大锂矿及盐湖项目为样本，包括当前全球主力锂资源项目及国内及巴西等补充产能项目，具体数据主要来源公司官网公告及公开会议。矿石端6%品位锂精矿按1:8转换系数折算为碳酸锂当量，盐湖端氢氧化锂苛化产能按1：0.88转化系数折算为碳酸锂当量。

从供给端看，预计2021年供给增量相对有限，2022年后海外锂矿及盐湖将集中放量。一是疫情导致南美盐湖扩产进程不及预期，投产多将推迟到21年末之后；二是2021年澳矿供给增量以建成产能为主，当前锂精矿价格难以引起澳矿响应，弹性产能复产仍需更高价格激励；三是国内供给增量对全球供给影响相对较小。

从供给结构看，澳矿和南美盐湖仍将作为供给增量主力，预计2021年澳洲锂矿、南美盐湖、中国锂矿、中国盐湖分别占比48%、32%、11%、9%，2021-2023年锂资源端供给分别为43.4万吨LCE、56.5万吨LCE、67.4万吨LCE，CAGR为25%。

从全球锂供需平衡看，2020-2021年锂行业将经历供需抽紧，2022-2023年需求增长有望良好消化供给增量，整体维持紧平衡格局。预计2021-2023年全球锂动态供需平衡将分别-0.71万吨，+2.46万吨、+2.26万吨。这意味着锂系价格中枢在2021年仍有进一步上行动能，2022-2023年将维持较高水平。

2. 上游供给结构性紧缺，锂精矿正在迎来加速上涨

2.1. 锂精矿前期滞涨，2021Q1有望成为价格拐点

供需抽紧驱动本轮锂盐底部反转，锂精矿相对滞后。回顾供需平衡讨论，2020-2021年全球锂供需处于从过剩状态抽紧到略微短缺的状态，驱动锂盐价格底部反转。从价格上涨时间上看，本轮工碳、电碳、氢氧化锂、锂矿价格底部反转日期分别为2020年7月10日、8月14日、12月22日、10月27日，截止2021年3月15日，由底部涨幅至今分别为135%、113%、56%、17%，锂精矿从上涨时间到上涨幅度均相对滞后。

锂精矿前期上涨滞后原因主要有二，一是上游锂精矿企业库存去化需经历必要周期，二是一季度发货多为前期签订的合约价，需求景气度尚未充分反映在价格上，我们认为这两点因素在一季度将会充分消化。

下游景气度提升驱动主流澳矿库存加速去化。产销率方面，我们统计了除泰利森外主要在产澳矿2020Q4产销率，整体从Q3的81%大幅提升102%，去库趋势明显。库存数据方面，从两家已披露锂精矿库存的矿企看，银河资源Q4锂精矿库存约1.70万吨，环比下降72.6%，pilbara锂精矿库存3.09万吨，环比下降-14.9%，库存水平已经处于历史低位。

新价格正在敲定，一季度有望成为锂精矿上行拐点。从定价模式上，澳矿多根据其经营情况及中国碳酸锂市场价格进行定价，合约价敲定到货物交付需要经历约三个月的销售周期，因此景气度反映到价格上会存在一定时滞，一季度发货的锂精矿价格多在前期已经敲定。根据主流澳矿2020年四季度报告，行业已经观察到下游需求的明显复苏，但前期中国锂盐上涨过快导致矿企对新价格的签订仍处于观望态度，随着新合约价格逐渐签订完成，二季度锂精矿价格有望迎来上行。

2.2. 结构性供给紧缺下，看好锂精矿价格加速上行

澳矿供给紧缺仍将持续。一是澳矿大规模供给响应仍需要更高的价格水平激励，根据亚洲金属网，当前锂精矿价格在455美金/吨水平，仅覆盖主流澳矿现金成本，甚至低于Bald Hill等新投产矿山现金成本，从运营回报及锂矿石资源稀缺性看，在低价位放量并非最优决定。二是澳矿产能从建设到大量投放市场需经历必要周期，一般锂矿产能的建设约需6-12个月，产能爬坡仍需至少半年，新产能短期内难以大量投入市场。

从结构上看，锂资源供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游。供给方面，2021年锂精矿现货的增量将十分有限，当前国内现货市场的锂精矿主要来自澳洲，但面对除股东以外市场供货的在产澳矿仅剩Mt Cattlin和Pilbara两家，且其多数产能已被长单锁定。泰利森二期富余产能根据股东协议仅可以向两大股东供货，Mt Marion的全部产能由其股东赣锋锂业包销，澳矿前期出清的弹性产能恢复尚需时日，而国内的矿山供给增量仅能作为补充。需求方面，新能源汽车需求景气度维持高位，预计三月开始锂盐厂逐渐恢复正常生产，下游冶炼端需求有望进一步强化，这将带来一个重要变化，锂资源供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游。

锂产业链上游相对于中游的议价能力有望提升，锂精矿将迎加速上行。以主流澳矿现金成本中枢在455美金/吨，碳酸锂加工费在1.5万元/吨的水平模拟各环节利润，可以看出本轮锂价上涨行情中锂盐厂利润空间与澳矿利润空间走势出现了大幅偏离，在当前锂精矿的价格水平下，主流澳矿仅处于盈亏平衡状态。

锂盐厂的加工费反映上下游的相对议价能力，以电池级碳酸锂的价格与锂矿成本的差额模拟锂盐厂加工费，可得当前锂盐厂加工费水平已经处于近6万元/吨的历史高位，远高于3.1万元/吨的近两年均值。当前锂精矿供给的结构性紧缺将带来澳矿企业相对锂盐厂议价能力的相对提升，锂盐厂加工费水平将逐渐均值回归，在锂盐价格延续上涨的背景下，锂精矿价格有望以更陡峭的斜率上行。

3、锂矿价格加速上行背景下，资源自给率高的公司有望强者恒强

资源自给率高的公司有望强者恒强。一是锂精矿上行将压缩依赖外购矿石冶炼企业的盈利空间，具备上游优质资源的企业将减少矿价上涨对利润的侵蚀。二是再获取资源难度进一步提高，当前世界范围内优质锂矿已基本被分割殆尽，锂价上行将导致资源价格水涨船高，冶炼企业获取资源在寻找优质标的和收购成本上都将面临更大的挑战。建议关注天齐锂业、赣锋锂业，ST融捷、盛新锂能、川能动力、雅化集团、永兴材料等标的。

锂精矿价格上行背景下，资源垄断力将是锂业核心竞争力，建议关注以下两条主线：

第一，资源自给率高的企业。海外资源方面，国内锂价为全球锂价的领先指标，在国内锂价大涨的背景下海外锂价及矿价必将迎来上行，天齐锂业掌握全球顶尖的矿山和盐湖，其核心资源价值将在上游涨价背景下进一步凸显。国内资源方面，川能动力控股的李家沟锂矿及ST融捷控股的甲基卡134号脉资源禀赋皆可匹敌海外锂矿资源，作为国内锂资源的战略意义更应受重视。

第二，资源属性有望强化，矿山并购预期强的企业。赣锋锂业资源布局以绿地资源为主，未来C-O盐湖和黏土锂矿的投产将成为赣锋资源属性进化的两大拐点。川能动力背靠省属新能源控股平台，有望进一步整合四川锂矿资源，未来并入鼎盛锂业补充锂盐产能，盈利能力改善空间广阔。盛新锂能是少有的具备本土锂矿开发经验的企业，在资源获取上优势显著。

3.1. 天齐锂业：掌握全球核心锂资源，资源优势显著

天齐锂业掌握全球锂业核心资产，资源优势得天独厚。天齐资源布局包括了全球顶尖的锂矿及盐湖，以及四川锂辉石矿山，其中最核心的资源是泰利森，在保障天齐当前冶炼产能的同时积极扩产。盐湖端天齐通过参股SQM分享智利Atacama盐湖的收益，SQM近期扩产计划积极，成长性显著。国内资源方面天齐子公司持有雅江措拉矿权，当前仍作为战略供给储备。

泰利森以供给两大股东为主，富余产能蓄势待发。泰利森当前具有锂精矿产能135万吨（120万吨化学级、15万吨技术级），根据股东协议，其中化学级按协议不能外售，仅供给两大股东冶炼产能，技术级由两大股东划分市场销售。当前二期60万吨化学级锂精矿产能已经完工，但两大股东配套锂盐产能尚未建成，将配合两大股东锂盐产能放量。未来泰利森产能仍有继续拓展空间，其远期规划建设三期锂精矿产能，投产后总产能将达到195万吨。

参股SQM布局全球最优质盐湖资源，分享SQM量价齐升红利。当前天齐锂业持有SQM25.87%的股份，SQM扩产规划积极，根据公司公告，SQM计划2021年底将Atacama盐湖产能扩张到12万吨LCE，23年达到18万吨LCE。当前SQM在Atacama盐湖的提锂的旧配额已经用完，新配额将采用阶梯定价的方式，但即使计入权益金影响SQM盐湖提锂成本水平仍处于相对较低位置。

雅江措拉项目将作为天齐国内战略资源储备。天齐通过子公司天齐盛合锂业控制四川雅江措拉项目开采权。资源方面，雅江措拉锂矿资源量达1971万吨，平均氧化锂品位1.30%，伴生氧化铍及氧化铌。产能方面，雅江措拉一期规划60万吨/年的采选产能，13年短暂建设后暂缓，当前作为天齐国内储备资源仍无开发计划。

3.2. 赣锋锂业：布局精巧，资源属性有望持续强化

赣锋资源布局以绿地项目为主，后续资源属性有望持续强化。矿石端当前赣锋的资源供给以Mt Marion为主，Pilbara及Altura为辅，其锂精矿成本虽难以匹敌格林布什但仍位于澳矿中游，可提供稳定资源保障。盐湖端当前赣锋的潜力资源主要在阿根廷的Cauchari-Olaroz盐湖，其储量仅次于Atacama，另外赣锋墨西哥Sonora黏土矿也极具潜力，计入伴生金属成本可能低于矿石提锂。

矿石端以Mt Marion为主，三大矿山合力保障供给。赣锋当前持有Mt Marion矿山50%的股份，并全部包销其45万吨锂精矿产能，Mt Marion近期无扩产计划但预计将满产保障赣锋资源供给。赣锋参股Pilbara项目6.86%的股份且包销一期每年16万吨锂精矿并参与定增锁定二期15万吨锂精矿。根据赣锋公告，赣锋虽没有持股Altura，但签订了每年7万吨的包销协议，合计锁定了约83万吨锂精矿产能。

盐湖端C-O盐湖资源禀赋仅次于Atacama，其投产将是赣锋资源进化的重要一步。资源禀赋方面，C-O盐湖储量仅次于Atacama，且阿根廷盐湖不受智利的提锂额度制约，扩张潜力极大。成本方面，根据可研其碳酸锂运营成本为3579美金/吨，这一成本水平已经接近Atacama提锂成本，且阿根廷盐湖提锂权益金相对更低。根据可研报告，C-O盐湖原计划2021年投产，但受疫情影响或将有所延迟，投产后将极大增强赣锋资源属性。

3.3. 盛新锂能：金川奥依诺增储，积极寻求资源布局

业隆沟资源储量相对较小，但仍有增储潜力。盛新锂能于19年收购盛屯矿业100%的股权，通过金川奥依诺间接控制业隆沟采矿权。业隆沟资源储量相对较小，2020年10月盛新锂能发布公告宣布业隆沟储量从654万增加到865万，平均品位1.29%，折合氧化锂约11.2万吨，且仍有增储潜力。业隆沟一期产能（7.4万吨锂精矿）已经于2020年下半年投产，后续将持续为盛新提供资源供给。

积极寻求上游布局，自给率有望进一步提高。当前盛新锂能具备锂盐产能约4万吨，规划2022年底将达到6万吨，当前金川奥依诺7.4万吨锂精矿产能对应1万吨碳酸锂当量，约占2022年预期产能的17%。公司通过金川奥依诺积淀锂矿开发经验，具有独到优势，有望继续拓展上游锂资源并提高资源自给率。

3.4. 川能动力：四川省属资源平台，控股亚洲最大锂辉石矿山

控股亚洲具备开采权证最大锂辉石矿山，有望继续整合四川锂矿资源。川能动力通过控股四川能投锂业控制李家沟锂矿的采矿权，李家沟矿山具有资源量4036万吨，平均品位在1.30%，折合氧化锂51.2万吨。根据公开交流，李家沟具有采选产能45万吨，产出锂精矿主要市场化供应，目前采矿扩能项目已开工，投产后采选产能将达到105万吨/年，对应6%品位锂精矿约18万吨。川能动力股东为省属国资平台四川能投集团，在四川锂矿资源的整合上有望得到股东的大力支持。

拟收购鼎盛锂业，打造一体化锂电平台。锂盐产能方面，川能动力2020年11月发布公告称将以基金清算方式直接分配鼎盛锂业股权，清算后预计川能动力持股25.5%，四川能投持股21.42%，若鼎盛锂业业绩恢复四川能投股权将全部转让入上市公司。根据公司公告，鼎盛锂业计划在甘眉工业园分三期建设5万吨锂盐产能，目前已具备一期5000吨碳酸锂和5000吨氢氧化锂产能，公司计划以锂盐为切入点，进行“锂矿—碳酸锂/氢氧化锂—电池材料—锂离子动力电池”全产业链布局，发展空间广阔。齐丁有色研究原创

【天风Morning Call】晨会集萃20210317

【天风金属新材料杨诚笑团队】有色金属：再议碳中和，加码电解铝供给刚性

全球经济需求复苏接棒流动性，支撑2021大宗商品持续上行

上周大宗商品小幅调整，但全球经济复苏预期有望接力流动性仍然支撑2021年大宗商品价格上行。国内房地产竣工数据有望持续收敛，18年开始持续挤压的地产项目有望在21年集中释放，基建托底同样带来需求增长；欧美疫苗进展可观，美国房屋成交数据持续高增长，海外房地产有望持续复苏，美国有望推出进一步财政政策刺激。我们判断本轮需求驱动的基本金属上涨行情大概率与16年的类似，铜铝锌的价格上涨有望维持18个月以上，有色趋势性机会仍有望持续。

铝：

供给端：两会明确碳中和任务，加码供给刚性

政府工作报告指出需扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构。铝的前三消费领域分别是建筑/电力和汽车，地产竣工后周期带动需求增长，氧化铝继续维持低位，新增产能集中在西南地区成本较低。2019年电解铝能源结构中85%以上仍为火电，考虑碳中和背景下清洁能源占比提升及西南地区水资源紧张，新增能释放或不及需求增长。

需求端：需求复苏强劲，开工旺季可能持续超预期

传统3-4月份进入北方开工旺季，目前来看由于“就地过年”政策，北方开工可能早于预期，铜铝材开工率有望不断抬升，叠加2020年疫情较低基数，旺季可能持续超预期。

水电成本优势有望延续，铝业高盈利可期

电解铝主要成本来自电价，随着电解铝产能逐步向西南低电费地区转移，电解铝综合成本中枢有望降低至12500-13000元/吨之间。即便电解铝价格不再上涨，21年电解铝企业的盈利也有望再创新高，具有水电成本优势的新增产能有望在新一轮的铝价上行中持续保持较高的盈利优势。推荐云铝股份，关注神火股份、天山铝业、中国宏桥。

金属价格

贵金属价格小幅调整。贵金属小幅上涨。上周贵金属价格小幅上涨，COMEX黄金/白银分别上涨1.25%、2.47%。锡价格强势上涨，镍铅铝调整。上周基本金属分化，锡价延续强势上涨5.11%，铜价反弹1.4%，镍价受到印尼高冰镍投产影响持续下跌2.29%。氧化钇价格强势上涨。重稀土钇价格持续上行，周涨幅达11.54%。氧化镨钕、氧氧化铽、氧化镝分别下跌3.22%、1.40%、1.97%。锂钨锑上涨，钴锗调整。上周小金属中锂、钨、锑价分别上涨1.2%、1.05%，4.29%，钴钼调整4.8%、1.13%，其他品种变化不大。

01

宏观动态

2021年经济社会发展主要预期目标-国内生产总值增长6%以上(WIND)

发改委关于2020年国民经济和社会发展计划执行情况与2021年国民经济和社会发展计划草案的报告指出，2021年经济社会发展主要预期目标包括，国内生产总值增长6%以上；城镇新增就业1100万人以上，城镇调查失业率5.5%左右；居民消费价格涨幅3%左右；单位国内生产总值能耗降低3%左右；粮食产量保持在1.3万亿斤以上。

中国2月社会融资规模增量1.71万亿元，比上年同期多8392亿元(WIND)

2021年2月社会融资规模增量为1.71万亿元，比上年同期多8392亿元。其中，对实体经济发放的人民币贷款增加1.34万亿元，同比多增6211亿元；对实体经济发放的外币贷款折合人民币增加464亿元，同比多增212亿元；委托贷款减少100亿元，同比少减256亿元；信托贷款减少936亿元，同比多减396亿元；未贴现的银行承兑汇票增加640亿元，同比多增4601亿元；企业债券净融资1306亿元，同比少2588亿元；政府债券净融资1017亿元，同比少807亿元；非金融企业境内股票融资693亿元，同比多244亿元。

乘联会：中国2月份广义乘用车零售销量119万辆，同比增长368%(WIND)

乘联会公布的数据显示，中国2月份广义乘用车零售销量119.4万辆，同比增长368%，环比下降45.2%；2月份新能源汽车零售销量9.7万辆，同比增长675%，环比下降42.1%。

法国央行行长维勒鲁瓦：2021年法国经济至少增长5% (WIND)

美国2月季调后非农就业人口新增37.9万人，预期增18.2万人，前值增4.9万人。美国2月失业率6.2%，预期6.3%，前值6.3%。美国劳工部表示，2月份大部分新增就业出现在休闲和酒店行业，临时帮助服务、医疗保健和社会援助、零售贸易和制造业的新增就业较少；在建筑和矿业、州和地方政府教育等行业的就业率下降。

美国2月未季调CPI同比升1.7%，创一年来最大升幅(WIND)

美国2月季调后CPI环比升0.4%，预期升0.4%，前值升0.3%；2月未季调CPI同比升1.7%，预期升1.7%，前值升1.4%；2月未季调核心CPI同比升1.3%，预期升1.4%，前值升1.4%。机构评美国2月CPI数据指出，因公共健康状况改善，航空旅行等服务需求逐渐升温，美国2月CPI稳固上升，录得一年来最大年度升幅，然而潜在通胀仍不温不火。

02

行业要闻

政协委员呼吁取消矿业权出让收益（长江有色）

矿业权出让收益作为矿产资源权益金制度的重要组成部分，此前由于所有者权益理论不完善、评估方法运用欠妥及没有相关配套细则等问题，导致新旧制度无法平稳过渡，企业税负出现较大幅度增加。全国政协委员、核工业北京地质研究院院长李子颖提案《停止执行“矿业权出让收益管理暂行办法”(财综[2017]35号)的意见及建议》

智利Los Pelambres铜矿劳资谈判不顺 罢工近在眼前？（上海有色网）

当地时间周二，Los Pelambres矿的工会成员以98%的投票结果赞成罢工。根据智利劳工规则，在罢工开始之前，政府还可介入调解，做最后的努力。智利矿山铜产量占全球铜产量的四分之一，该国矿山最近陷入了一系列劳资谈判，Los Pelambres矿谈判是其中之一。智利政府数据显示，Los Pelambres矿去年产量为37.21万吨。

AfriTin锡精矿产量稳步攀升至473吨（长江有色金属网）

外媒报道，在Aim上市的AfriTin Mining在截至2月28日的2021财年的总产量为来自纳米比亚Uis锡矿的473吨锡精矿。总产量由上一季度194.5吨的强劲产量支撑，季度产量增长28%，超过了公司设定的180吨目标。

秘鲁预计今年的铜产量将达到创纪录的250万吨（上海有色网）

秘鲁预计今年的铜产量将达到创纪录的250万吨，而2020年是215万吨。

能源和矿业部长Jaime Galvez在新闻发布会上说，大部分的新增产品将来自马可布雷（Marcobre）运营的Mina Justa, 其将于四月或五月开始运营。

南非1月黄金产量同比下降14.1％（金十数据）

秘鲁矿产勘查开发投资将大幅增长（长江有色）

据BNAmericas网站报道，秘鲁能矿部长海梅·加尔维兹（Jaime Gálvez）日前在参加加拿大勘探开发者年会（PDAC）举办的网络会议上预计，2021-22年，秘鲁的矿产勘查投资将达到5.06亿美元，其中2021年为3亿美元。勘查投资将分布在16个大区的60个项目。从矿种上看，黄金勘查投资预计为1.78亿美元，占35%。铜为1.55亿美元，占31%。银为1.01亿美元，占20%，其余为锌、锡和铅。从地区上看，阿雷基帕大区投资最多，其中主要为铜项目。其余的1.34亿美元将来自正在建设项目补充勘查工作。

秘鲁Antapaccay铜矿表示矿山遭到当地社区封锁 矿山停止运营（上海有色）

2021年3月11日，嘉能可旗下秘鲁Antapaccay铜矿表示矿山遭到当地社区封锁，矿山停止运营。政府已安排矿山与当地社区在当地时间3月12日见面调解，为受矿山运营影响的当地居民制定赔偿计划。3月9日，嘉能可旗下秘鲁Antapaccay矿业公司表示8日以来，秘鲁Espinar附近的社区对Antapaccay铜矿发起抗议，通往采矿设施的通道受阻，铜矿生产受到影响。Antapaccay是秘鲁第六大铜矿山，2020年Antapaccay自有铜产量18.6万吨，同比减少6%，主要由于Antapaccay矿石品位下降。

澳大利亚稀土生产商与韩国签署协议，将为LG和三星加工稀土（长江有色）

澳大利亚稀土生产商澳大利亚战略材料公司（ASM）与韩国两个地区的政府达成协议，表示ASM将在韩国建立第一个稀土加工的工厂。ASM在澳大利亚新南威尔士州的一个矿区拥有锆、铌、铪和稀土资源，该公司周二与忠清北道政府和忠州市政府签署了一份工厂谅解备忘录。该协议的内容包括执照、许可证和补助金，允许ASM将工厂设在需要金属的韩国制造业企业附近，包括LG化学和三星SDI。新工厂最初将生产高纯度钕铁硼粉和钛粉。

03

金属价格

贵金属小幅上涨。上周贵金属价格小幅上涨，COMEX黄金/白银分别上涨1.25%、2.47%，沪金/沪银分别上涨1.39%、3.69%。中期来看，美联储点阵图预计低利率环境保持至2023年同时预计保持现有资产购买规模，经济复苏可能带动通胀回升，低利率环境有望持续，贵金属价格中枢震荡，白银同时受益工业属性有望弹性更强。

锡价格强势上涨，镍铅铝调整。上周基本金属分化，锡价延续强势上涨5.11%，铜价反弹1.4%，镍价受到印尼高冰镍投产影响持续下跌2.29%。全球经济复苏有望接棒流动性持续带动大宗价格上行，通胀预期持续爬升。电解铝需求修复有望持续，碳中和背景有望加码供给刚性，中期来看在多国宽松政策和国内地产后周期有望复苏的背景下，经济敏感性较强的铜锌和地产后周期相关电解铝有望持续修复反弹。

氧化钇价格强势上涨。重稀土钇价格持续上行，周涨幅达11.54%。氧化镨钕、氧氧化铽、氧化镝分别下跌3.22%、1.40%、1.97%。2021年第一批稀土矿总量释放符合预期，全球疫情背景下战略资源属性强化， 磁材需求全面回暖下游补库有望带来主要轻重稀土品种价格中枢上行。

锂钨锑上涨，钴锗调整。上周小金属中锂、钨、锑价分别上涨1.2%、1.05%，4.29%，钴钼调整4.8%、1.13%，其他品种变化不大。

04

板块及公司表现

上周沪深300下跌2.2%，有色板块小幅上涨0.5%。子版块中铝大幅上涨9.6%，金属新材料上涨4.0%；黄金和铜受通胀预期影响分别上涨1.4%，稀土磁材板块上周跌4.3%，4.8%，跌幅较大。个股中，南山铝业（铝）、格林美（三元前驱体）涨幅均达到达到10%，园城黄金（黄金）、吉翔股份（钼）跌幅较大。

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公司公告及重要信息

【赣锋锂业】收购伊犁鸿大100%财产份额：伊犁鸿大通过持有五矿盐湖有限公司（以下简称“五矿盐湖”）49%的股权间接拥有青海省柴达木一里坪锂盐湖项目的权益。公司于3月8日召开董事会同意公司及全资子公司青海良承矿业有限公司（以下简称“青海良承”）以自有资金 14.70亿元人民币的价格收购朱乃亮、西藏鸿大新能源科技有限公司（以下简称“西藏鸿大”）及中信证券股份有限公司（代表“中信证券鸿大1号定向资产管理计划”，以下简称“中信证券”）持有的伊犁鸿大100%财产份额。本次交易完成后，公司持有伊犁鸿大0.18%的财产份额，青海良承持有伊犁鸿大99.82%的财产份额。

【铂科新材】拟与河源江东新区管理委员会签署项目投资合同书：公司拟与管理委员会签订《项目投资合同书》，计划在河源市江东新区投资人民币6.3亿元，建设高端合金软磁材料生产基地（一期）。公司于2021年2月与河源江东新区管理委员会（以下简称“管理委员会”）签署了《项目合作协议》，公司计划投资人民币约10亿元，分两期在河源江东新区投资建设高端合金软磁材料生产基地。

【北方稀土】与关联方内蒙古包钢钢联股份有限公司签订《稀土精矿供应合同》：北方稀土与关联方内蒙古包钢钢联股份有限公司签订《稀土精矿供应合同》，稀土精矿价格拟自2021年1月1日起调整为不含税16269元/吨（干量，REO=51%），REO每增减1%，不含税价格增减319元/吨（干量），稀土精矿2021年交易总量不超过18万吨（干量，折REO=50%），2021年此项日常关联交易总金额预计不超过人民币33亿元（含税）。双方约定，每季度可根据稀土市场产品价格波动情况协商调整稀土精矿交易价格，如遇稀土市场产品价格发生较大波动，稀土精矿交易价格随之浮动。一个季度内稀土市场产品价格平稳，稀土精矿交易价格不做调整。如稀土精矿关联交易价格调整，相应调整稀土精矿关联交易总金额。

【厦门钨业】投资建设年产4000吨高性能稀土永磁材料项目：公司下属全资子公司福建省长汀金龙稀土有限公司（以下简称“金龙稀土”）拟投资42,334万元，建设年产4000吨高性能稀土永磁材料项目。

【和胜股份】关于全资子公司签署项目投资合同的公告：根据公司经营发展需要，广东和胜工业铝材股份有限公司全资子公司安徽和胜新能源汽车部件有限公司拟在马鞍山经济技术区（示范园区）投资建设和胜新能源汽车高端部件项目，进行电池箱体、铝壳、电芯、模组零件、车身部件等的研发制造，预计项目总投资约10亿元。安徽和胜与马鞍山经济技术开发区管理委员会拟就上述项目签订《投资合同》及其《补充协议》。

【华友钴业】关于公司第一大股东部分股份解除质押及再质押的公告：2021年3月11日，浙江华友钴业股份有限公司收到第一大股东华友控股的通知，华友控股办理了股份解除质押及再质押业务。截至本公告日，浙江华友控股集团有限公司持有本公司股份200,241,513股，占公司总股本的16.51%；其中已累计质押72,800,000股，占其所持公司股份总数的36.36%，占公司总股本的6.00%。

【兴业矿业】关于对外投资设立全资子公司的进展公告：内蒙古兴业矿业股份有限公司于2021年1月28日召开第九届董事会第二次会议，审议通过了《关于投资设立香港全资子公司的议案》及《关于投资设立北京全资子公司的议案》。

【国城矿业】关于收购赤峰宇邦矿业有限公司65%股权的交割完成暨进展公告：截至2021年3月11日，国城矿业股份有限公司已向交易方支付完毕股权转让价款。2021年3月12日，标的公司65%的股权已过户至公司名下。

有机硅行业点评 | 需求旺季叠加供给受限，有机硅价格大幅上涨

有机硅产品价格大涨，

行业盈利能力大幅改善

有机硅库存低位，短期受供给影响价格上涨有望持续

未来有机硅新增产能集中在我国，

项目大量投产有机硅价格中长期承压

【公司点评】TCL科技：2020年业绩符合预期，面板行业龙头快速崛起

【天风Morning Call】晨会集萃20210316

重点推荐

【国君研究】周期依然在左侧——国君周期论剑周观点

周期依然在左侧——国君周期论剑电话会邀请函

周期股尚处于盈利弹性的左侧

业绩弹性将是股价核心驱动

横盘震荡消化估值及筹码压力

市场的下跌是在基本面预期充分透支的背景下，利率上行的预期及微观结构恶化的结果。分子端基本面预期的打满、分母端利率预期的上行和交易层面抱团股微观结构的恶化令周内的盘跌尽数回吐开年以来的收益，“A股史上首次蓝筹股泡沫”破裂。沪深300所隐含的预期收益率与十年期国债收益率2.8%的差值已降至过去十年的最低位，预示高估值股票对利率抬升的高敏感。增长预期+通胀预期抬升下远端现金流的贴现价值降低。而市场的调整又引发微观交易结构崩塌这一更深层次的问题。往后看，整个市场上行的动能在于结构上的盈利的修复，下行的压力来自利率上行的预期和微观交易结构的问题。对于后市，我们维持震荡的趋势，以高估值龙头股为代表的股票未来需要横盘震荡消化筹码集中及估值的压力。

不用过分担心股灾的风险，但也不可怀着抄底之心。微观结构修复“非一日之功”，利率上行的预期伴随美国通胀可能进一步上调，这令大盘短期仍有下探可能。但是同样的，2021年周期性的高景气与服务业的复苏是支撑市场上行的结构动能，同时阶段性的流动性收紧预期已逐步被市场充分反映，市场下行亦是有底。具体来看，“外围低利率+弱美元环境”结束之下流动性拐点体现为全球资金再平衡而非国内央行流动性收紧。一方面疫苗接种进程+2月美国非农和PPI数据的超预期令期限利差拉开加速上行的步伐，针对短端利率美联储边际“更鸽”已无空间；另一方面与汇率高度相关的中美实际利率的差值已出现扭转，强美元+强美债的组合令全球资金回流，此类预期已在市场逐步反映。因此，波动仍是主旋律，市场上有顶、下有底。

低估值防守不是最佳策略，进攻才是最好的防守。抱团股能否继续追逐？抱团之外是否还有风景？我们认为抱团股内部将出现分化，有业绩有成长的抱团股有望卷土重来，跟随风格上涨但成长性不足的抱团股将会继续调整。A股与美股适用相同的“蓝筹规律”，复盘美股1972-1976年蓝筹股泡沫的破灭与修复，抱团股会跟随盈利与景气度的分化而分化。纯粹的低估值防守不可取，高成长进攻才是王道。此外盈利改善更快、估值相对合理、具备竞争优势的公司，包括细分赛道的白马及龙二、龙三等，我们称之为中盘蓝筹，抱团之外风景独好。

继续看好周期，变化在于全球原材料周期的末端与碳中和概念的开端。后疫情时代周期行情经历“逆周期对冲的基建地产周期”-“全球复苏”-“碳中和的供需格局颠覆”三阶段，当下推荐碳达峰、碳中和部署主题：钢铁（宝钢股份）/新能源（宁德时代、亿纬锂能）。此外，推荐三条主线：1）需求与盈利扩散+外延信贷依赖削弱、内生现金流创造能力增强+中游成本可转嫁的共振方向：机械（纽威股份/博实股份）；2）高景气延续的全球原材料周期：有色（紫金矿业）/石化（中海油服）；3）预期充分调整、回归基本面增长的科技：电子（立讯精密）。同时继续推荐具备稀缺性的互联网港股龙头。 

当顺周期遇到碳中和，铝和锂迎最好投资机会

有色邬华宇/汤龑/朱敏

结论：顺周期高弹性低估值铝铜、新能源金属锂，这两条主线仍是最强的赛道。在碳中和的时代大背景下，电解铝高耗能行业迎来新一轮“供给侧改革”，锂电需求长期发展确定性更强，铝和锂迎最好投资机会。

一、基本金属：碳中和时代大背景下，电解铝迎新一轮“供改”，铜继续受益全球经济复苏

1. 碳中和背景下，电解铝盈利中枢抬升，有望迎来双击：

内蒙率先开始高能耗行业管控。内蒙古包头市Q1能耗双控红色预警响应措施要求相关铝企停产停建。此次涉及的限产企业（原铝）为包铝和东方希望，运行产能分别约56万吨/88万吨，若按文件要求各减少用电15000万千万时或当月减少能耗4万吨煤标，估算实际影响量各1万吨/月，年化24万吨产能，占比内蒙古/全国总产能约3.8%/0.6%。

从内蒙双控看，电解铝行业的管控基本来自三方面。①现有产能产量的影响，②新增产能投放的低于预期，③电力成本变化，成本曲线出现结构性变化。内蒙古限产或只是开始，碳中和背景下，不排除其他省份陆续出台相应措施。

铝需求超预期，盈利有望持续走高。①供给刚性，17年供给侧改革和目前碳中和的大时代背景下，电解铝产能天花板4400万吨，且未来有望进一步游化。②需求超预期，2021年春季，淡季国内累库存低于预期，反应竣工和制造业需求不弱，看好铝价持续上涨。③成本项氧化铝产能无序投放持续过剩（预计2021年产能9500万吨严重过剩），随着国内进口铝土矿价格中枢下滑及进口量增加将对氧化铝价格支撑减弱，铝价高位的同时也系原材料氧化铝价格持续弱势，判断此轮高盈利可持续。标的：云铝股份、神火股份、中国宏桥（HK）、天山铝业、南山铝业、中国铝业（AH）、明泰铝业。

2. 铜，受益全球经济复苏，铜价有望创新高：对全球定价的铜的宏观背景：①全球经济的复苏预期。②全球货币和流动性依旧是宽松的，在这个时间窗口就是全球定价大宗商品最好的时间窗口。供给端资本开支过去5年一直维持低水平，未来供给增量有限，预计2021年供给增量可能在2%左右；需求端，全球经济复苏影响叠加产业趋势，预估2021年总体需求增长75万吨左右（+4%）（传统60万吨+新兴15万吨），铜行业供需更加紧张，叠加目前低库存水平，需求超预期，铜价的弹性极大。标的：紫金矿业（AH）、西部矿业、五矿资源（HK）、江西铜业（AH）、云南铜业。

二、电车超预期，锂行业迎价格拐点，有望长期维持高位

锂价短期企稳，静待需求旺季进一步上涨。目前电池级碳酸锂价格成交在8.5-8.8w，涨价速度开始变慢，成交量有所下滑。锂价在1-2月份快速上涨之后，下游需要时间消化，也属正常。仍看好后面旺季锂价继续上涨。

锂矿短缺已经显现。目前主流报价机构锂精矿价格依旧是500美元左右，体现了锂精矿月单调价的滞后，现在市场真实状态：①即使出的起700美元的价格，依旧是买不到货的（700美元锂精矿，折LCE成本在5.8w左右，锂价8.5w，还是很赚钱），②二三线锂盐厂已经出现缺矿的状态，很可能已经开始影响开工率了。③最近锂业公司公告的锂资源布局也能体现目前锂资源短缺的窘迫。

3年内锂价中枢看9-10w。本轮锂行业需求周期强劲，每年复合增速30%，但受限于全球供给侧锂资源和锂冶炼相互不匹配，锂价维持高位的时间有望超预期。主要系，优质锂资源多在海外锂企业手上，但海外企业资源开发的效率低，时间长，中国企业冶炼能力独步天下，但资源拥有较少，因此，未来全球锂行业Capex释放速度和新增产能的节奏，将远远跟不上锂行业的需求。

标的：永兴材料、ST融捷、赣锋锂业、天齐锂业、盛新锂能、中矿资源。

化工景气仍上行，关注一季报行情

本周重要变化：

辛醇价格上涨明显，多产品维持高景气，持续推荐煤化工龙头华鲁恒升：本周公司主要产品尿素/DMF/醋酸/乙二醇/辛醇/己二酸价格较上周涨幅分别为-4.23%/0.00%/0.00%/-3.45%/+8.90%/+0.89%，最新含税价格分别为2040/10550/6300/5600/15900/11300元/吨，多款产品如DMF、醋酸、辛醇维持高景气状态。

（1）本轮辛醇涨价主要是供给趋紧。供给端，根据百川盈孚，本周辛醇产量39277吨，环比下降9.38%，开工率82.25%，环比下降9%，叠加全国辛醇库存处于低位，辛醇出厂价格自本周一起开始普遍上涨。需求端，下游DOP、DOTP周度开工率分别环比上涨0.4pct、9.1pct，主流大厂开工稳定，部分厂家负荷降低，其价格跟随原料辛醇价波动。成本端，丙烯价格相对稳定，提供一定支撑。

（2）本轮己二酸涨价主要是成本支撑。供给端，根据百川盈孚，本周己二酸产量和开工率较上周略有上升，太化降负荷运行，其他己二酸装置正常运行，整体供应稳定。需求端，本周己二酸下游PA66开工稳定且价格坚挺，PU浆料开工率稳定，TPU装置负荷缓慢回升。成本端，本周国内纯苯市场价格震荡，受国际原油价格上涨影响，外盘纯苯不断推涨，对国内价格形成支撑。

龙蟒钛白粉调涨1000元/吨，持续推荐绝对龙头龙蟒佰利：根据百川资讯，钛白粉（龙蟒，硫酸法）和钛白粉（锦州钛业，氯化法）本周出厂价较上周涨幅分别为+5.43%、+0%，最新含税价格分别为19400、22500元/吨。国内方面，本周多企业上调钛白粉售价，其中龙蟒佰利于3月10日上调公司各型号钛白粉（包括硫酸法及氯化法）1000元/吨或150美元/吨。我们认为，本轮钛白粉涨价主要是供需紧平衡叠加成本支撑。（1）供给端：根据百川资讯，本周国内钛白粉产量预计7.5万吨，环比增加0.06%，企业生产节奏平稳，产能充分释放，且多为依照早前海外订单进行生产。（2）需求端：由于即将计入国内备货采购旺季，且出口欠单待发状态尚未转变，本周需求旺盛。（3）成本端：本周钛白粉成本高居不下，主要由于进口矿回运数量较少，而国内现存少量澳矿、莫桑比克矿价格较高，叠加辅料硫酸、石灰价格上涨，导致钛白粉生产成本加大。（4）库存端：本周国内钛白粉市场库存量预计4万吨，环比增加0.38%，但仍处于低位。

原油是疫情压制最深且复苏最晚的品种，当前时点持续推荐油价端资产:油价处于历史较低百分位，截至2021年3月5日，WTI原油及布伦特原油价格分别处于近十年价格百分位的55%和50%左右（剔除负油价），疫苗推出后预计刺激经济复苏，油价中枢或上移。此外我们复盘2016H2-2018H1国内化工品大周期，发现油价复苏和见顶都滞后于化工品，且2018年前10月油价端资产整体收益跑赢化工品涨价资产。因此，站在当前，原油是疫情压制最深且复苏最晚的品种，随着未来疫苗逐步落地，经济复苏驱动油价中枢边际抬升，煤化工优势凸显，推荐煤化工龙头华鲁恒升。

轮胎：原材料天胶价格不具备暴涨基础，中长期看国内龙头对内（新零售）和对外（海外建厂）抢份额，持续推荐玲珑轮胎和森麒麟。天胶价格不具备暴涨基础。本周天然橡胶（活跃合约）期货收盘价15265元/吨，周涨幅-0.6%，周跌幅-4.0%。我们认为此前天胶上涨更多是需求边际提升但供应端处于真空期的因素。其中，中国、越南以及泰国部分地区均已停割。泰南地区预计2月末也开始逐步停割，全面停割期，东南亚供应量呈现季节性的下降。泰国原料价格上行，胶水价格大幅提高。泰国1月对中国出口量同环比均降也使到港及累库压力得到一定缓解，然而4月起随着国内等其他地区陆续开割，供需偏紧有望较快缓解。中长期看，根据ANRPC协会预测2021年天胶不会过于紧缺，2021年需求量在1343.6万吨，而供给端1367.8万吨，不具备暴涨的基础。规模和渠道竞争加速国内分化，龙头剑指全球：1）出海占据相对优势。面对美国等国家对中国设置的关税壁垒，国内有实力有资金的企业纷纷布局东南亚或欧洲地区建设生产基地，回报颇丰同时也使得这些企业能够持续扩充产能，从而拉大和其他国内企业的差距。2）渠道厮杀加速分化。国内如玲珑、赛轮、森麒麟等优秀企业不断加码国内替换市场的开拓，打造新零售模式，将传统轮胎销售数字化，工厂可直接掌握零售店需求从而掌控更多渠道数据。此外，新零售模式需要强大的生产、仓储、物流、营销网络等人力物力支持，也仅有极少头部企业才有实力能够大规模铺开运用，未来渠道端的竞争也有望加速国内轮胎企业的分化进程，看好国内优秀轮胎企业份额提升。

维生素：供给趋紧叠加成本支撑，VA、VE价格稳步上涨。根据百川资讯，VA方面，3月3日新和成上调VA出厂报价至450元/公斤，又由于同日巴斯夫路德维希厂区发生火灾事故，VA全球产量有所影响，3月12日VA市场实际成交价格由370元/公斤上调至375元/公斤，目前实际成交价格在375～380元/公斤；VE方面，因原材料价格普遍升高，2月22日浙江医药报价上调至85元/公斤，又因2月26日新和成计划4月份对VE生产线停产检修4周，3月3日巴斯夫火宅影响VE中间体异植物醇合成原料氢气供应中断，VE市场报价上涨，3月9日，浙江医药VE停报停签，目前市场报价80～85元/公斤。（1）供应端：厂家库存保持稳定，但巴斯夫火灾对生产有一定影响。（2）需求端：年后大宗化工原料价格上涨，终端用户提前新一轮备货，市场询价活跃。（3）成本端：延续南方等地区环保，限电等因素，引致多项化工原料价格上涨，成本增加。（4）利润端：VA价格随原材料价格上涨，利润并未有大改变，VE价格上涨幅度大于原材料上涨幅度，相对利润有所增加。（5）库存端：库存整体保持稳定，市场发展需看生产厂商后续策略以及市场供需变化。

MDI：供给偏紧叠加需求边际改善，价格有望维持高位，持续推荐万华化学

中长期看，MDI供给有序下价格有望继续维持高位。从行业供给端看，MDI技术壁垒高，全球仅7家公司掌握生产技术，缺乏成熟工艺包从源头上阻挡新进入者。新建一套MDI的装置，从动工到投产至少3-5年，预计未来3年全球实际新增产能较为有限，供需有望维持紧平衡（预计2019-2023年产能年均复合增速约4.8%，而MDI需求增速一般在6%左右），且供给端未来新增产能主要集中在万华等极少数企业，行业集中度和龙头协同性有望进一步提升，参照2020年疫情冲击下企业扩产有序（推迟原计划）。此外海外装置多数已超长服役，带来较大不确定性。

万华50万吨MDI扩产落地，盈利中枢大幅提升。本次烟台MDI装置技改落地后，单套MDI装置规模从60万吨增至110万吨，公司总产能达260万吨（占全球总产能26%)，全球第一大MDI厂商地位进一步巩固。本次装置从2019年6月备案起耗时约20个月，至2021年2月累计投资2.84亿元人民币，投资额较小我们认为主要是因为公用工程等其他相关原料配套装置前期已经投入。根据我们按公司聚MDI和纯MDI产出比测算，现价下公司50万吨产能满产年化净利润有望在50亿元。

本周价格价差分位图&价格价差变化&价格/价差维度景气图：

未来哪些化工品正在涨价/可能会涨价/偏底部？我们梳理了代表性化工品的价格及当前所处历史分位水平(10年维度），我们以正在涨价/可能会涨价+价格偏底部去梳理有望涨价超预期的品种，我们认为应重点关注钛白粉、煤化工、MDI、粘胶短纤、氨纶、农药等产品的机会。

本周核心推荐主线：

基于海内外库存周期共振，看好本轮化工行情持续性，从三条主线以及自下而上出发精选优质周期成长龙头。1）海内外库存周期共振带动商品供需错配，同时预计未来疫苗落地+海外刺激政策下海外供给修复弹性弱于需求复苏，本轮行情仍有望持续；2）相对宽松的流动性也放大了大宗商品的价格弹性。

—推荐行业及标的：

1）复苏早期的品种。复盘2020年至今资产轮动顺序，推荐油价中枢上行受益子行业，推荐煤化工（华鲁恒升）、气头烯烃（万华化学）等主线；

2）梳理供需格局较好，价格弹性大的子行业：钛白粉（龙蟒佰利）、煤化工（华鲁恒升）、MDI（万华化学）、粘胶短纤、氨纶、轮胎（玲珑轮胎）；

3）底部未复苏的子赛道：农药（扬农化工、联化科技）、甜味剂（金禾实业）、化妆品活性成分（科思股份）；

4）自下而上筛选细分子行业龙头：危化仓储龙头（密尔克卫、宏川智慧）、新材料龙头（国瓷材料、万润股份）等。

海内外库存周期共振，看好本轮化工行情持续性：1）海内外库存周期共振带动商品供需错配，同时预计未来疫苗落地+海外刺激政策下海外供给修复弹性弱于需求复苏，本轮行情仍有望持续；2）相对宽松的流动性也放大了大宗商品的价格弹性。因此，站在当前时点，我们推荐三条投资主线：油价中枢上行受益品种、供需格局优异的子赛道以及刚需且价格底部未复苏的子赛道。同时，在选择标的方面，紧拥优质周期成长龙头，以行业景气和自身成长驱动的业绩增长来进行长期配置。

海外补库：以美国为例。根据国君宏观团队观点，截至9月，美国整体上已至新一轮库存周期低点。我们以美国制造业存货的季调同比作为判断美国库存周期的指标，以PCE指数作为美国终端需求在价格维度上的表征。两者同上为主动补库存，存货量同比上升而 PCE 指数下行则为被动补库存，存货量同比下行而 PCE 指数上行为被动去库存，两者同下为主动去库。同时，库销比下降态势趋缓，部分行业或已开始补库。库销比作为领先指标看，2020Q2期间库销比快速下滑表明前期累积库存加速去化，但Q3以来逐步趋缓，可能意味着部分行业已经开始补库。

海外供给修复弹性有限，或难以满足疫苗落地后需求反弹力度。根据CEFIC，欧盟和北美地区的全球化工品合计占全球比重约30%，从供给修复弹性来看，截至2020年10月，美国化工品产能利用率74.8%，已经恢复到19年同期98%的水平，向上空间有限，欧盟方面化工品供给也开始逐步恢复。我们认为，海外供给修复弹性有限，不足以弥补后续疫苗落地后全球终端消费需求以及资本开支进一步打开带来的需求增长。

化工品整体价格仍然处于历史低位，不要低估向上弹性！从价格维度看，根据12月最新数据，国内化工产品价格指数为4262，处于2012年5月以来的历史31.1%分位，同时，以2019年(化工景气下行年）数据来看，2020年12月的化工品价格处于2019年全年36.5%的分位，不要低估向上弹性！

下一个复苏节奏：我们看好油价上行主线下的化工品行情，推荐煤化工（华鲁恒升）和气头烯烃（万华化学）

2020年一季度以来商品价格上涨的轮动顺序如下，内需端率先恢复推升玻璃，黑色系等商品价格上涨、海外疫情发酵引发流动性大宽松抬升贵金属价格、内需强劲出口改善推高的MDI、钛白粉等化工品、和出口超预期带动纺服链反弹。当前油价由于表征全球需求，并非短期供需错配的品种，站在当前时点，在疫苗未开始普及前人们的出行需求限制了宏观需求的全面复苏，未来随着疫苗全面铺开，整个宏观需求的复苏进程加速，我们认为受压制最惨的油价相关品种或开启反弹。推荐以下三条主线：

1）煤化工：竞争力上升，价格趋势向上。受疫情影响，20Q2油价大跌，油头产品转移至成本曲线左侧且全球化工品价格大降，煤化工企业竞争力下降、盈利处于低谷。如今，油价已回升至50美金附近且预期向上，油头产品向成本曲线右侧移动，与之形成直接竞争的煤化工企业的竞争力上升。同时，全球经济弱复苏叠加冷冬预期下，油价、天然气、煤炭价格的上涨也将从成本端推动整体化工品价格上涨，尤其部分煤化工下游行业供需关系向好，产品价格上涨具备可持续性。

-华鲁恒升：公司是成本最低的煤化工龙头企业，推荐迎来量价齐升阶段的华鲁恒升。（1）价：产品价格趋势向上。从需求角度来看，DMF、醋酸、乙二醇产品的下游需求很大部分来自纺服业，受海外订单转移及冷冬预期影响，产品需求有望超预期。长期来看，公司主要产品如乙二醇/己二酸仍处于历史低百分位，需求端回暖、成本端支撑加强后，价格将持续上涨。公司作为最具成本优势的企业，盈利弹性大。（2）量：短期新增产能带动销量增长，长期成长空间打开。公司目前在建项目有16.66万吨精己二酸、30万吨己内酰胺、20万吨尼龙6，新建成的项目有10万吨草酸、10万吨DMF，多个项目总计有望新增收入44.4亿元、毛利7.8亿元。长期来看，曾制约公司成长的原料端桎梏有所松动，且公司正着手于十四五规划，荆州基地取得重大进展，远期成长空间打开。

乙二醇：乙二醇价格自底部开始复苏，本周乙二醇（华东）最新价格为4435元/吨，周涨幅为4.35%，本月累计涨幅为14.6%。本轮乙二醇涨价主要是需求稳步复苏及成本端支撑。需求端，下游涤纶长丝及PET瓶级需求旺盛，其中涤纶长丝本周开工率为83%(卓创资讯)，处于近四年较高水平。供给端，国内乙二醇周度库存量不断下行，根据卓创资讯，本周周度库存量已下降至68万吨，较上周下降3%，目前处于近三年库存中枢位置。成本端，国际市场乙二醇多为油头路径，而原料乙烯本周涨幅7%，近两个月涨幅逾20%，乙烯价格的不断上涨推动煤头路径之外的全球乙二醇成本曲线上移。中长期来看，疫情后期全球需求稳步复苏，油价中枢上移是大势所趋。考虑华鲁恒升乙二醇产能为55万吨，本月公司乙二醇出厂价（不含税）涨幅为442元/吨，有望总计环比增加公司月利润2028万元左右。

2）气头烯烃：油头工艺仍占主导地位，我国轻烃裂解占比有望提升。全球石脑油及轻烃裂解工艺占比均较高，而我国以石脑油为主、CTO/MTO为辅，轻烃裂解渗透率较低。考虑到近两年我国企业对轻烃裂解装置投资加大，我国轻烃裂解占比有望提升。在原油50美元/桶、煤500元/吨的能源价格下，轻烃裂解及石脑油路径成本低，煤头路径成本偏高。在油价上行的环境下，油头工艺将向成本曲线右侧移动，气头轻烃裂解路线相对油头路线的成本优势将扩大。

3）长丝：油价上行有利于涤纶长丝景气回暖。聚酯产业链价差走势与油价呈现一定正相关性。当油价上涨时，聚酯产业链价差均扩大。尤其是产业链一体化程度较高的企业，其价差扩大将最为明显。并且考虑到纺服需求回暖明显、供给不断集中化，涤纶长丝价差有望扩大。

梳理供需格局较好，价格弹性大的子行业：地产竣工端—钛白粉（龙蟒佰利）、MDI（万华化学）

1）龙蟒公告，自1月8日，对国内客户提价500元/吨，对国际客户提价100美元/吨。淡季开始提价。2）思考：海内外需求复苏已成市场一致预期，出口是需求持续增加的关键边际力量 ，出口能否持续超预期应该作为考量的方向。我们认为不同子行业间或有分化，所以如何选择确定性最高的赛道，我们基于两条标准：对于大宗品，要寻求海外供给低弹性（MDI，钛白粉等）；对于差异化品种，基于竞争力（供应能力，性价比，品牌等）提升，抢海外份额不可逆转（轮胎等）。3）与众不同的观点：市场认为钛白粉出口高增或不可持续，导致钛白粉价格上涨动力匮乏；但我们认为，钛白粉出口高增可持续。海外需求持续提升但供给低弹性，出口仍将向好，为钛白粉需求边际回暖提供强支持，促使价格进一步上涨。（4）信息与逻辑：1、出口高增，持续性成为重要担忧。2020年，我国钛白粉需求344万吨，同比增长6%；其中内需238万吨，和去年基本持平；出口122万吨，占比36%，出口增速为22%，基本贡献所有边际需求增量。从行情演绎来看，经历了2季度出口大幅下滑至暗时刻（5月下滑同比25%），8月份以来，单月同比增速均在33%以上，出口成为钛白粉价格上涨的重要边际力量。所以市场担心出口不可高增下，钛白粉价格上涨难持续。2、海外新增停滞，开工率低弹性，预计在海外需求复苏下，高出口具备持续性。a）海外供给端：从产能端分析，未来全球新增集中于国内，国内新增集中于龙蟒佰利。当前全球接近900万吨产能，海外占比53%，海外六家巨头（科慕14%，特诺12%，龙蟒11%，Venator 9%）占全球产能46%。海外钛白粉产能增长停滞 ；国内硫酸法限制新增产能且加速淘汰中小产能；国内政策支持的氯化法钛白粉成为全球唯一的增量来源。但氯化法技术壁垒高，当前龙蟒具备绝对优势。从开工率端分析。相较于20Q2，20Q3海外龙头供给已有大幅修复，科慕69%（环比+11pct）/特诺71%（环比+11pct）/泛能特74%（环比+2%），开工率已恢复至疫情前水平，三家占海外总产能的66%，海外开工率向上弹性已大幅收窄。b）需求端内外需持续向好。钛白粉56%比例用于涂料，和地产竣工关联度高。1-11月地产新开工、竣工面积累计同比增速跌幅分别较1-10月收窄0.6、1.9 pct，10月。根据国君预测，预计2021年竣工增速或达20%。而海外，在印度巴西美国等地区地产数据大幅回暖带动下，海外需求仍可持续。3、供需平衡表：中性假设，钛白粉需求增速或达6.7%；而供给增速预计5%。供给增速小于需求增速，价格上涨仍具备持续性。（5）催化剂：钛白粉出口高增；价格上涨。

全球钛白粉未来新增供给以国内氯化法为主。海外钛白粉产能、产量增长停滞，而国内限制硫酸法工艺的新增产能且加速淘汰中小产能，未来新增供给主要以国内氯化法为主。当前国内仅龙蟒等极少数企业掌握氯化法钛白粉规模量产技术，且新建产线调试时长具有不确定性，预计新增供给释放节奏可控，长期看钛白粉行业仍有望维持紧平衡。

-龙蟒佰利：公司是亚洲第一、全球第三大钛白粉生产企业。未来行业供给端由公司主导，全球钛白粉新增供给看中国氯化法，中国氯化法看龙蟒佰利。氯化法产能释放后公司远期利润中枢有望站上45亿，再造一个龙蟒。

2）MDI：万花Q4业绩略超预期，上调盈利中枢。中长期看MDI供给有序下，巨头前期因疫情对盈利冲击较大、诉求和提价协同性或加强，价格持续看涨，推荐万华化学。

产品量价齐升，Q4业绩略超预期。公司发布2020年业绩预告，预计实现归母净利润96~101亿元，同比减少5.3%~0.3%，其中2020Q4单季度实现归母净利润42.5~47.5亿元，同比增长90.5%~113.0%，环比增长69.1%~89.0%，Q4单季度业绩超预期主要原因是，三季度末随着全球化工行业下游需求快速好转，部分地区需求快速增长，同时海外部分装置遭遇不可抗力和检修，叠加成本端油价中枢上移支撑，公司聚氨酯业务等主要产品量价齐升。其中，从市场价看，根据Wind资讯，聚MDI/纯MDI/TDI/硬泡聚醚/软泡聚醚2020Q4价格分别为20249/27177/14046/14696/18257元/吨，分别同比增长57.3%/60.3%/17.8%/69.3%/73.8%，分别环比Q3增长39.5%/80.3%/5.0%/29.5%/30.0%。

中长期看，MDI供给有序下价格有望逐步回归。

从行业供给端看，MDI技术壁垒高，全球仅7家公司掌握生产技术，缺乏成熟工艺包从源头上阻挡新进入者。新建一套MDI的装置，从动工到投产至少3-5年，预计未来3年全球实际新增产能较为有限，供需有望维持紧平衡（预计2019-2023年产能年均复合增速约4.8%，而MDI需求增速一般在6%左右），且供给端未来新增产能主要集中在万华等极少数企业，行业集中度和龙头协同性有望进一步提升，参照2020年疫情冲击下企业扩产有序（推迟原计划）。此外海外装置多数已超长服役，带来较大不确定性。

底部未复苏的刚需行业龙头：农药（扬农化工）、甜味剂（金禾实业）

1）农药：2004-2019年全球农药市场规模年均复合增速为4.1%，长期看农药仍是需求刚性且稳步增长的行业，预计全年受疫情冲击较小。19年国内原药产量触底反弹，落后产能出清效应边际递减。环保安监高压下压缩中小企业扩产空间，未来新增供给由龙头主导。在需求稳增长态势下，国内农药龙头企业市占率有望进一步提升。

-扬农化工：国内领先的研发驱动型农药生产企业，具备优秀的产品选择能力和竞争优势，短期受益优嘉三期、四期投产放量，长期看好背靠先正达集团带来的协同效应。

-联化科技：公司是国内精细化工CDMO领域老兵，技术沉淀极为雄厚。江苏盐城基地9个产品线已复产，后续产品线复产工作将持续推进，看好公司在传统强项农化领域的盈利回归。医药定制板块行业存在高β，同时叠加自身的长期储备，公司医药定制业务有望迎来爆发期。长期看，充足的土地储备和持续大额的资本开支能够支撑公司长期发展。

2）甜味剂：无糖化趋势明显，替代空间广阔；行业集中度提升，供给格局向好。2018年全球甜味剂市场规模近百亿元，而我国是全球最大的功能性甜味剂生产国，主要品种为糖精、甜蜜素、阿斯巴甜、安赛蜜、三氯蔗糖等。国内糖精和甜蜜素等传统甜味剂的产能有9.5万吨左右，仅考虑新型甜味剂对其进行替代30%，以安赛蜜和三氯蔗糖为代表的新型甜味剂国内市场仍有翻倍的空间。替代50%市场下可贡献25亿市场增量。再考虑对蔗糖的加速替代及内生6%-8%增速，安赛蜜及三氯蔗糖需求将高速增长。第四代甜味剂安赛蜜呈寡头垄断格局，全球5家主要企业：金禾实业（12000吨）、苏州浩波（4000吨）、德国Nutrinova（3500吨）、北京维多（1500吨）和江西北洋（1000吨）。金禾市占率55%，而第二大厂家苏州浩波面临破产重组，单寡头垄断格局进一步巩固。第五代甜味剂三氯蔗糖目前全球仅有不到10家企业生产三氯蔗糖，合计名义产能17400吨，但有效产能只有8900吨。目前全球需求约11850吨，有效产能低于需求，供给端格局较好，且多数小产能面临被淘汰风险。

-金禾实业：公司是甜味剂龙头企业，安塞蜜产能12000吨，占全球市场的60%以上 ，三氯蔗糖产能 3000 吨，排名全球第二，此外拟扩建5000吨进一步加大市场份额；麦芽酚产能 6000 吨，其中甲基麦芽酚市场占有率 70%，乙基麦芽酚市场占有率 50%，另公司拟新增5000吨麦芽酚产能。公司在以煤为原料，生产液氨、碳酸氢铵、尿素的工艺流程的传统合成氨行业基础上，持续拓展产品线，具备产业链延伸经济优势。此外，定远循环经济产业园逐步投产，为公司长期发展注入动力。

看好纺服链复苏，推荐原料端粘胶短纤和氨纶：纺服下游需求边际改善，外需端2020年1-12月纺服、服饰业出口交货值累计同比-18.10%，较1-11月跌幅收窄1.2 pct，其中12月单月同比-10.30%，较11月单月跌幅收窄6.5pct；内需端2020年1-12月国内服装鞋帽针纺织品类零售额累计同比-6.60%，较1-11月跌幅收窄1.3 pct，其中12月单月同比增速+3.8%，增速较11月单月下滑0.8 pct。我们认为随着疫苗逐步推广，需求边际改善下关注纺服链化学品，我们推荐粘胶短纤和氨纶。

1）粘胶短纤：扩产已步入尾声，价格及盈利有望继续上行。根据隆众资讯，2020年上半年江西第二条12.5万吨/年新线投产完毕，意味着行业近5年来的扩产进度步入尾声，后续无明显新增投产计划。2020H1粘胶短纤产能524.5万吨（含台湾省），剔除无效产能后同比增长仅1.06%。我们认为随着需求边际改善叠加新增供给趋缓态势下有望带动产品价格及盈利持续上行。截至3月14日，粘胶短纤价格15650元/吨，较上周基本持平。

2）氨纶：产能扩张趋缓，未来景气回暖可期。氨纶产能扩张趋缓，龙头集中度有望持续提升。伴随国民经济的增长、人民对衣物穿着的日益重视，氨纶表观消费量自2014年的47.84万吨增长至2019年的62.29万吨，年均复合增速5.42%，而供给端增速逐步放缓，且国内行业集中度CR5由2013的42%提升至2019年的64%，其中华峰氨纶占比约20%。预计2021-2022年新增产能中较为确定的主要有华峰重庆4万吨以及新乡白鹭3万吨，泰和的新增产能用于老厂置换，供给扩张趋缓且主要集中在龙头、未来龙头集中度有望持续提升。截至3月14日，氨纶40D价格65000元/吨，较上周基本持平。

自下而上筛选细分行业龙头

—新材料赛道：进口替代和政策推动下的新材料子行业，催化材料（万润股份、国瓷材料），可降解塑料

1）催化材料（进口替代+国六标准政策推动）：国六排放标准即将大面积铺开，标准较国五大幅提高，倒逼产业升级，看好相关材料，蜂窝陶瓷载体进口替代空间大。自2020年7月1日起，全国范围实施轻型汽车国六排放标准，禁止生产国五排放标准轻型汽车，进口轻型汽车应符合国六排放标准。国六排放标准执行推动下，根据测算，国五升级至国六标准，陶瓷载体需求将增长超100%，分子筛需求从0到7000吨/年，市场空间巨大。美国康宁公司自上世纪70年代发明蜂窝陶瓷载体并应用于汽车尾气净化领域以来，逐渐和日本NGK公司共同垄断蜂窝陶瓷载体市场至今，两者占据全球90%市场份额（两者在国内合计销售额约200亿），未来替代空间大。

-万润股份：沸石产能持续扩张，有望享受国六标准下需求增长。重型汽车国六已于19年7月起分阶段实施，而轻型汽车将于20年7月起分阶段实施。公司是车用催化材料龙头庄信万丰核心供应商，19年底产能扩至5850万吨，另在建7000吨产能预计将于20、21年分批投产，有望充分受益国六铺开下的需求增长。此外液晶材料客户优势显著，OLED材料已量产供货，未来有望逐步放量。

-国瓷材料：公司作为全球主要的 MLCC 配方粉供应商，产能持续扩张。目前产能已经达到 1 万吨/年以上，未来规划扩产至1.2万吨。受益电子产品快速迭代升级、汽车新能源化和智能化发展，公司MLCC 配方粉有望持续放量。全球蜂窝陶瓷市场约100亿美金，几乎被美、日垄断，蜂窝陶瓷国产替代进程正加快。公司是全球少有的能够提供全系列催化材料的产品的供应商之一。现有蜂窝陶瓷产能1700吨，在东营规划了4000万升的产能，建成投产500万升，后续随国六到来，预计公司催化剂业务将持续放量。

2）可降解塑料（进口替代+新版禁塑令政策推动）：2020年初国家发改委、生态环境部发布“新版禁塑令”，提出分三个阶段、分应用场所禁限使用不可降解的塑料袋等一次性塑料用品，同时以可降解塑料做成的相关制品予以替代，政策推动下未来可降解塑料市场需求有望快速增长。从市场空间看，待2025年该政策最后一阶段完全贯彻执行后，国内可降解塑料替换需求有望达到数百万吨规模级别，相较于2018年国内13.5万吨的产量，其增量空间巨大，未来几年的增长也较为确定。聚乳酸（PLA）和PBAT材料因性能、成本等综合优势有望占据未来可降解塑料市场的主导位置。我们认为需求增速确定背景下未来市场节奏依靠供给端放量，其中PLA的关键核心中间体丙交酯成熟技术主要由Corbion-Purac、NatureWorks等海外企业掌控，急需进口替代。

—危化品仓储和物流行业是好赛道，持续推荐密尔克卫和宏川智慧

密尔克卫

1）化工物流行业发展空间大，公司成长天花板极高。随着全球化工产业向中国转移、化工企业 “退城入园”和安全环保政策加强，化工品仓储和物流需求得以释放。目前第三方物流市场规模达3500亿元，且行业集中度低。公司作为行业龙头，市占率约1%，成长天花板极高。

2）密尔克卫具备稀缺性、确定性和领先性，看好公司长期发展。（1）稀缺性：危化品仓储资源属于稀缺资源，优质的民营仓储龙头更为稀缺。（2）确定性：从量价角度出发，业绩的确定性强。量方面，公司仓储量增长主要靠自建和并购，仓储增量确定。（3）领先性：管理能力和异地扩张能力具备领先性，物流和仓储逐步形成网络化，领先全国。

推荐液体危化品仓储行业

1）液体化学品仓储行业空间大，集中度低，领先企业扩张边界大。调研显示全国石化（不含原油）罐容合计4275万立方米，保守预计液体化学品仓储市场规模200亿元以上。当前行业竞争格局较分散，领先企业市占率也仅为5.13%。我们认为，具备核心竞争力的领先企业扩张边界巨大。

2）资质+建设时长+资金，铸就较高行业壁垒。资质方面，相关审核步骤繁琐、耗时较长、要求严格，获取难度高。建设时长方面，一般液体仓储从审批到完成建设基本需要5年左右周期，并且国家安全监管政策趋严，进一步提升了新项目审批和建设的难度，拉长了建设周期。资金方面，经测算每立方米投资额基本高于2000元，仅50万立方米储容项目保守需要近10亿资金。

3）高壁垒保障仓储项目较强的盈利性。2019年行业内领先企业仓储业务毛利率高达62.7%，净利率高于30%，盈利能力强且趋于上行趋势。从单个成熟仓库项目来看，部分项目ROA水平自2016年的6.77%提升至10.33%。

—宏川智慧：公司是国内液体化学品仓储行业龙头，其仓储业务可类比密尔克卫的核心资产（危化品仓储），我们认为公司扩张边界高，盈利能力强且周期波动性较低，业绩有望快速增长。1）液体仓储行业空间大（行业第三方总储容量约为4300 万立方米），公司成长天花板高（当前市占率仅4.85%），且产能快速扩张。2）液体危化品仓储存在资质壁垒、新库建设周期长和资金壁垒，长期看行业高壁垒铸就高盈利（公司长三角成熟仓库平均ROE 约15%），且公司盈利波动较小。供需紧平衡下，仓储的价格及出租率或将长期保持高位，公司业绩有望快速增长。

石化板块在经历调整后具备较好配置价值，看好一季报盈利好于市场预期

原油：俄罗斯乌龙原油增产事件可能让OPEC增产节奏更加谨慎

本周原油数据：本周WTI收于65.61美元，环比-0.48美元；BRENT收于69.38美元，环比+0.34美元。EIA3月5日当周商业原油库存环比+1379.8万桶，前值+2156.3万桶。其中库欣原油环比+52.6万桶，前值+48.5万桶。汽油库存环比-1186.9万桶，前值-1362.4万桶。本周炼厂开工率13%至69%。美国原油库存上升，净进口量环比减少。本周美国产量1090万桶/天。本周美国净进口数据环比-23.3%。截至3月12日当周，美国活跃石油钻机数环比-1部至309部。我们判断未来3-6个月继续保持去库的概率较高，3-6个月内原油价格未来时点将冲击80美元/桶。从长期来看，我们预计2年内原油价格整体保持强势。

俄罗斯乌龙增产消息原油价格盘中波动，说明市场情绪依然比较敏感。本周三晚，俄罗斯诺瓦克表示，俄罗斯将在4月份提高石油产量，外媒误报道为5月起增产89万桶/天。意味俄罗斯耗尽所有闲置产能，实质退出OPEC+协议。原油价格快速跳水，但其后拉回跌幅。原因在于俄罗斯意思是在2020年5月基础上增产89万桶/天。本质上与3月初的OPEC+会议结果并无变化。整体说明市场情绪比较脆弱，预演了增产的价格演变。这可能会使OPEC在未来增产的态度上更加谨慎。

原油价格长期观点：未来2年原油价格中枢将进一步抬升好于市场预期，主要由于供需出现阶段性错配。主要由于①供给端OPEC的减产托底价格以及美国页岩油产量短期无法反弹。②需求端我们看到疫苗落地后大宗商品的需求预期逐渐改善，新能源对于传统能源需求的冲击将逐步体现而非一蹴而就。同时我们判断未来2年时间，由于传统能源资本开支不足以及需求疫情后时代温和复苏导致的供需错配，原油价格的上涨可能超市场预期。2022年原油价格中枢可能将进一步高于2021年。

聚酯：涤纶长丝现金流处于高水平

在原油的利好刺激下，终端再次补原料涤纶工厂上调丝价，但产销相对清淡。本周五个工作日产销为40%附近。本周POY/FDY/DTY现金流上升，分别为965/828/456元/吨。终端加弹，织机开工处于较高水平；刚需消化好，但由于终端综合原料备货量依旧较大，备货较少的用到月底，较多的有1-2个月，甚至2个月以上。本周长丝库存小幅上升，POY/FDY/DTY分别为9/15/21天。同时，本周PTA加工费下降至300元/吨 。1月平均PTA加工费423元/吨，较12月下降20%。一季度以来PTA装置集中投产，百宏250万吨，虹港250万吨，逸盛350万吨预计在1-3月份先后投产。

聚烯烃及炼油：整体保持平稳

美国德州寒潮后聚烯烃装置开工缓慢修复，根据远大期货数据以HDPE为例，待重启装置从3月2号的47%下降至3月9日的25.8%。PP方面，预计3月下旬装置开工率将恢复至60.7%，4月下旬将恢复至86%以上。本周油制PE利润为2159元/吨,环比下跌9.3%。煤制PE毛利整体保持稳定，平均毛利为3099元/吨。主要由于原油价格上涨，终端产品价格涨幅低于原油。本周主营炼厂开工负荷为72.1%，基本持平。山东地炼为73.1%，环比下滑1.0个百分点。截止3月11日，山东地炼汽油库存占比20.0%，环比下滑0.8个百分点。地炼柴油库存占比23.2%，环比下滑0.7个百分点。前期社会单位库存偏高，市场新采购需求谨慎。国内成品油价格涨至较高水平，业者采购意愿谨慎观望。截止3月10日，山东地炼综合炼油利润为291元/吨，环比上涨85元/吨。

石化板块行情的后续看法：

我们认为近期石化板块整体出现调整，主要由于①市场预期原油价格短期有压力。②2021年初以来石化板块涨幅较大，累积调整需求。③碳中和背景下，市场担忧企业环保成本上升。我们认为①原油价格2021年整体将好于市场预期，未来2年油价中枢可能进一步好转。②石化企业一季报盈利能力将比市场预期的更强。③我们预计碳中和背景下大企业的成本控制能力更强，行业集中度长期来看将进一步上升。

我们认为石化板块2021年的投资机会可能集中在以下主线，在经历调整后，石化板块具备比较好的配置价值：

①2021年预计油服板块及上游油气资源景气度回暖。推荐中海油(H)，中海油服，海油工程。

①在原油价格上涨背景下，中海油发布2021年资本开支，好于市场预期，打开海上油服板块成长通道。

2021年中海油预计将完成资本开支900-1000亿元，2020年预计实际完成资本开支额为795亿元，同比增长13%-26%，好于市场预期。国内资本开支的比例对应分别为648-720亿元，较2020年的完成额557亿元预计同比增长16%-29%。

900-1000亿资本开支总量好于市场预期，高增长打开海上油服板块成长通道。2021年的资本开支，基于50美元/桶油价的前提做出的决策。资本开支总额好于此前市场预期，同时国内资本开支比例较高提高了海上油服板块国内业绩的确定性。国内资本开支的比例对应分别为648-720亿元，较2020年的完成额557亿元预计同比增长16%-29%。2021年海上油服板块国内业务确定性好转。在2021年原油价格中枢抬升超出中海油完全成本(截止2021年上半年中海油主要桶油成本26美元/桶，我们预计完全成本介于35-40美元/桶)的背景下，我们预计2021年资本开支完成率将进一步提升，可能接近资本开支计划的上限，低油价导致公司资本开支完成率低于预期的风险极低。

从公司设置的产量目标来看，未来中海油产量目标增速提速，预计资本开支将在兼顾分红，产量目标和利润基础上保持较好水平。从产量规模来看，2021年预计实现5.45-5.55亿桶油当量，2022年和2023年的目标则为5.9-6亿桶油当量和6.4-6.5亿桶油当量，年均增幅约为4000-5000万桶油当量，增幅超过此前数年平均值。假定油价中枢抬升背景下海上油气服务价格保持不变或者稳健改善，则在工作量上升背景下我们预计中海油资本开支将保持稳健增长水平，2021-2025年给海上油气服务板块打开持续的增长空间。

推荐：中海油(H)：中海油作为成本最低之一的纯上游油公司油价每涨10美元，预计业绩弹性在31亿美元。特朗普将中海油放入实体清单。但根据路透社报道，该禁令不会影响到中海油集团的原油，燃油及液化天然气的生产；以及现有的与中海油进行合作开发油田的油公司。我们认为影响比较有限。2020年10月17日以来截止1月29日，中海油(H)及中海油田服务(H)的沪深港通持股占流通股的占比，已经分别从2.8%上升至28.9%及从14.6%上升至45.6%。

1月21日，美国明晟公司（MSCI）在官网宣布，将把中海油（00883.HK）剔除出MSCI明晟全球市场指数（MSCI ACWI）和MSCI中国全股票指数（MSCI China All Shares Indexes）。由1月26日起生效，本周跟踪MSCI及富时罗素的指数基金减持完毕。截止1月29日，11月26日以来外资减持占自由流通股本比例为48.4%，而南下增持占自由流通股本比例为26.0%。我们认为外资减持集中抛压已经基本结束，后续股价将逐渐回归基本面影响。

推荐：中海油服：①中海油服我们预计2021年业绩将出现显著改善，我们测算中海油服业绩将从2020年23亿以上业绩提升至2021年37亿左右的水平。公司作为海上钻探及油田技术服务领域的龙头企业，受益于海油资本开支的增长以及自身业务结构优化带来的业绩改善，同时技术领域不断突破也帮助公司打开了成长空间。

推荐：海油工程：公司股价处于相对底部，中海油资本开支持续稳定增长及油价稳定预期将使公司长期业绩温和复苏。

②其他工艺路线对油头路线的替代，推荐卫星石化及宝丰能源。本周新增推荐金能科技。

卫星石化：在油价上升背景下，气头及煤头制烯烃路线成本优势扩大。公司在主业保证稳定盈利的同时，乙烷裂解制乙烯项目打开公司业绩增长空间，一期项目生产装置于10月完成中交，预计公司二期乙烯项目预计将于2022年二季度建成。同时拜登赢得270张选举人票，预计短期中美贸易可能边际缓和，有利于公司乙烷项目提升估值。

宝丰能源：公司借助区位优势积极扩张，二期项目投产后煤制烯烃产能达到120万吨/年，规模全国领先，内蒙基地远期投产后将达到620万吨/年。在行业 jik   h中成本优势明显，我们预计2021年油价上行背景下公司估值将提升。

金能科技：公司青岛一期项目（90万吨PDH,45万吨PP）预计2021年4月投产，打开成长空间。

③油价温和上涨背景下炼化受益。推荐民营炼化的荣盛石化,恒力石化,东方盛虹。同时推荐主营炼化企业的上海石化。民营炼化全球竞争力显著，主要体现在①规模优势显著②化工品占比高③能耗物耗等领先行业。 2020年疫情叠加油价暴跌极端压力测试下仍保持高盈利，已经证明其一体化优势。参照台塑石化投产后估值提升，当前国内民营炼化估值处于合理水平，若考虑远期规划产能投产，民营炼化应享受一定估值溢价。原油价格波动及全球疫情加速落后产能出清，龙头企业长期市场份额提升。（详细内容请参考我们的行业深度报告《民营炼化：具备全球竞争力的核心资产》）。

荣盛石化：浙石化二期投产后盈利能力将进一步增加。浙石化二期化工品收率进一步提高。舟山具备区位优势，预计远期产能将进一步扩大。

恒力石化：公司乙烯投产后盈利能力增加。我们预计公司分红将保持在较高水平。且公司具备较多项目规划，打开远期成长空间。

东方盛虹：公司1600万吨/年炼化一体化项目建设稳步推进，预计将于2021年底投产。炼化项目①单线产能规模国内最大②同时化工品收率较高，成品油产量降至约31%。炼化项目取得实质性进展为公司最大催化剂。

上海石化：汽柴油价格上涨同时受益于油价上涨带来库存收益，预计2021年业绩好转。

④纺织服装产业链2021年景气度的回升，推荐桐昆股份及新凤鸣。

桐昆股份：预计2021年春节后长丝景气度提升。长丝产能市占率第一，截止中报，市占率为18%。同时浙石化二期投产后投资收益进一步扩大。

新凤鸣：涤纶长丝产能/市值弹性最大。2020年底形成500万吨长丝+500万吨PTA产能。长丝成本优势在。

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报告摘要

核心观点

本周国际油价继续震荡上涨，OPEC+延长减产力度的决定支撑油价，但全球通胀担忧及EIA库存超预期增长，抑制国际原油价格的涨幅。截至2021年3月11日收盘，WTI区间 63.83-66.09美元/桶，布伦特66.74-69.36美元/桶，国际油价整体迈入65-70美元/桶。我们预计下周原油价格高位震荡为主，美国新的刺激计划或提振需求，美伊关系进展同样值得关注，整体国际油价仍然处于温和上行通道。

本周，化工产品价格整体延续上涨趋势，但整体涨势继续趋缓，部分前期涨幅巨大产品价格出现回落或滞涨。国际原油价格在2月份持续上涨、美国德州寒潮对当地化工企业的影响，以及海外新冠疫情的缓解都推动了本轮化工产品价格的史诗级上涨。此外，部分产品因例行检修导致阶段内的供需错配也是支撑化工产品价格上涨的原因之一。我们看到2016-2018年的化工大周期上涨首先是受益于当时的化工产品主要下游房地产、家电、汽车的繁荣周期；其次是当时的“环保督察”、“安全生产检查”及化工企业“退城入园”在供给侧大量去除低效、无序产能，许多不符合规定的产能被陆续关停，行业供给面进一步收缩，细分行业的基本面改善，这也导致了周期内化工品价格的上涨行情；第三，2016-2018年，国际原油价格从约30美元/桶上涨至85美元/桶对上游石化工产业链相关化工品价格的上涨形成有效支撑，同时煤炭供给侧改革推高了煤炭价格，也推动了煤化工相关产品的价格上涨。

目前来看，由于环保治理的常态化和化工行业“小、散、乱”的有效治理，化工行业供给端的阶段性收缩已经完成，未来将进入细分行业头部企业的扩产周期；需求端，全球经济在“疫情后周期”的背景下有望复苏，因此将有效拉动化工行业需求，也已经从去年三季度以来行业下游的充分复苏得到了印证；原油价格目前已经上涨至65-70美元/桶区间，未来OPEC+的减产协议或将逐步退出，国际油价大概率大幅上涨空间有限。因此从上面三个因素分析，本轮化工行业景气周期的持续性或将略逊于2016-2018年的产品涨价周期，化工行业整体将进入再平衡阶段，全球化工行业的供给与需求将重新寻找新的平衡点，在未来一段时间，整体化工行业仍然将享受阶段性错配的超额红利，但在目前整体化工产品已经大幅上涨的背景下，未来细分品种分化的局面将出现，近期我们仍然重点看好EVA、丁辛醇、MDI、有机硅、纯碱和油脂化工基于基本面的驱动上涨，同时建议关注业绩增长与公司估值匹配的相关标的。

与我们今年年初的判断一致，EVA价格在春节后出现了明显的拉涨，本周国内三大光伏料生产企业斯尔邦、联泓、台塑(宁波)分别上调EVA产品价格200-800元/吨，国内EVA市场价格持续上涨，目前华东地区发泡料价格上涨至21500-22000元/吨，线缆料价格上涨至22000-23000元/吨，较春节前价格大幅上涨3000元/吨以上，泰国TPI 5月份船期价格上调350美元/吨，折合约23500-24000元/吨，较目前市场价格上涨1000元/吨以上，未来EVA价格仍然存在持续上涨预期，目前EVA行业毛利润超过1万元/吨。EVA光伏料VA含量在28%-33%，其生产为超高压工艺，工艺复杂难度大，技术垄断性强，EVA装置从开车运行到生产出高端光伏料一般长达2-3年，国内只有斯尔邦石化、联泓新科、台塑宁波等少数企业掌握，产能约15万吨/年，进口依赖度高达70%以上，但2021年EVA光伏料需求端增量可达15-20万吨，未来三年的需求复合增速可达20%以上，供需紧张格局进一步加剧，我们认为1-2年内EVA行业仍然处于高景气周期，重点推荐具备12万吨EVA产能、可以生产高端光伏料的【联泓新科】。

近期丁辛醇价格大幅上涨，节后华东地区辛醇价格最高上涨至16500-17000元/吨，正丁醇价格上涨至约15500元/吨，2月份以来产品价格上涨超过50%，目前丁辛醇行业毛利均超过7000元/吨，下游增塑剂同样涨幅巨大，目前DOP市场价格约14000元/吨，DOTP市场价格约14400元/吨。国内目前辛醇产能约为250万吨，2月国内辛醇装置平均开工率在110%，而多家工厂在3、4月份也计划例行检修，预计会导致辛醇减产2万吨左右。辛醇主要下游DOP和DOTP装置开工率高于往年同期，分别达到了55%以及65%的水平，受益于终端下游塑料手套产线的大幅增长， 2021-2022年国内DOPT计划新增94.5万吨，预计将会带动国内辛醇需求60万吨以上，且未来2年国内没新增产能。正丁醇方面，海外方面共75万吨/年装置不可抗力，美国德州极寒天气导致美国55万吨/年装置停产，国内近期检修预计减少供给18万吨/年，部分装置转产辛醇导致供给紧张。正丁醇下游约55%用于生产丙烯酸丁酯，国内丙烯酸丁酯开工率已达58%，较去年同期增加15个百分点，拉动对于正丁醇的需求。经过前期市场的充分消化后，本周丁辛醇价格重新上涨超过1000元/吨，随着行业检修季的到来，以及下游开工率的提升，我们认为4月份丁辛醇价格仍然有望再创新高，重点关注具备合计75万吨丁辛醇产能的【鲁西化工】、32万吨丁辛醇产能的【华昌化工】。

春节后，有机硅DMC价格从21000元/吨大幅上涨到约27000元/吨，节后国内市场复苏，下游市场需求旺季，而国外企业由于受公共卫生事件影响，开工率普遍偏低，以陶氏、瓦克、信越为主的外资品牌货源春节后供应持续偏紧，也加剧了国内供需紧张的局面。原材料端，由于川滇地区仍处枯水期，以及下游全面复苏，推动了金属硅原料成本上涨。与去年四季度的有机硅行情不同，本次的有机硅涨价是建立在传统需求旺季支撑下、全球经济复苏逐渐明朗化及国内供应趋紧的大背景下，因此本轮有机硅涨价行情持续时间或将超预期，重点建议关注50万吨/年单体产能的【新安股份】、36万吨/年产能的【兴发集团】和20万吨/年产能的【三友化工】。

美国德州寒潮导致了北美70%的MDI产能不可抗力，约占全球产能的12%，美国产能此次因天气原因导致的生产停顿和减产，使得原来就处于货源紧张的全球MDI供应市场加剧，本周中东市场地区价格上涨至约3300-3500美元/吨，北非地区价格较上周上涨75美元约3200-3300美元/吨，东南亚地区价格上涨至3200-3300美元/吨，海外市场货源更加紧。考虑到美国MDI装置很可能1-2个月都无法恢复正常供应，且3月份国内重庆40万吨装置将检修一个月，而3、4月份是国内冰箱冰柜的销售旺季，将有利拉动聚合MDI市场需求，我们判断未来聚合MDI价格仍然存在上涨的可能性。我们重点推荐【万华化学】，随着烟台基地MDI装置扩产的完成，公司目前MDI国内和欧洲产能合计达到260万吨，未来国内宁波和福建三个基地仍将有70万吨产能投放，将进一步提升公司全球MDI行业龙头的地位。

本周重点行业跟踪

本周重点数据跟踪

【天风Morning Call】晨会集萃20210312

重点推荐

中信建投：碳中和-吹响能源革命号角 未来有望加速转向非化石能源

摘要

我国一次能源以煤为主，未来有望加速转向非化石能源

近年来我国一次能源消费总量呈逐步上涨趋势，2019年我国一次能源消费量为48.7亿吨标煤，同比增长3.3%，其中原煤占比高达57.7%。我国受限于自身资源禀赋，石油及天然气对外依存度逐年提升，全面转向油气化存在一定困难。目前我国风电及光伏装机占比处于世界领先水平，相关产业链也较为完备，我们预期我国能源结构转型将跨过油气时代直接步入清洁能源时代，新能源装机快速提升替代燃煤发电将是我国能源结构转型中至关重要的一环。

碳中和吹响能源革命号角，2060年非化石能源占比有望超过80%

根据清华大学、中国石油经济技术研究院、国网能源研究院等权威机构预期及我们对于未来我国能源结构演变的估计，我们建立能源供需平衡模型，预期2030年我国一次能源消费总量达峰，峰值为58.78亿吨标煤。此后一次能源消费逐步下降，非化石能源占一次能源比重快速提升，至2060年占比超过80%。从碳排放角度来看，我们预期在2030年碳达峰之时我国二氧化碳排放总量为102亿吨，至2060年下降至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。

电力行业脱碳将是碳达峰碳中和的胜负手

目前我国电力行业碳排放量居于各行业之首，当前我国碳减排最迫切的需求在于通过清洁能源发电替代燃煤发电。依据我国电力供需平衡模型，我们预计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；2060年风电及光伏装机占总装机比重有望超过70%。由于风光装机占比提升对电网稳定运行提出了更高要求，我们判断未来电力辅助服务市场及储能装置均有进一步提升空间。根据我们的2060年日度电力负荷平衡模型测算， 2060年储能装机有望占发电侧总装机的19.9%，成为电力系统中不可或缺的组成部分。

零碳电力先行，CCS+森林碳汇将最终实现碳中和

综上所述，我们预期在清洁能源装机快速提升的推动下，我国二氧化碳排放量有望快速下降，届时CCS+森林碳汇将最终实现碳中和。我们建议大家重点关注零碳电力、储能、节能行业、碳捕捉碳汇集以及氢能产业链的投资机会。

风险分析：政策推进力度不及预期风险；相关行业技术变革风险。

正文

我国一次能源以煤为主，未来有望加速转向非化石能源

我国一次能源以煤为主，石油天然气对外依存度较高

近年来我国一次能源消费总量呈逐步上涨趋势，但增速有所回落。2019年国内能源消费为48.7亿吨标准煤，同比增长3.3%；其中原煤消费占能源消费总量57.7%，原油消费占能源消费总量18.9%。未来在碳达峰及碳中和政策的引导下，我国有望加快调整优化产业结构、能源结构，推动化石能源消费尽早达峰，同时大力发展新能源，使得水电、核电、风电占消费能源总量比重逐年增长，降低能源消费带来的碳排放。

从一次能源结构变化趋势来看，欧美发达国家普遍经历了煤炭时代到油气时代的能源转型历程，部分国家正在大力推动风电、光伏等新能源装机的快速发展，以期实现油气时代到清洁能源时代的跨越。以美国为例，从1950年至2019年，煤炭占一次能源的比重从35.7%下降至11.3%，相对应的天然气占比从17.3%提升至32.1%，可再生能源占比从8.6%微增至11.3%。考虑到美国核电发展较为迅捷，其化石能源占比从1950年的91%下降至80%，整体能源结构仍对化石能源依赖较高，仍处于油气时代的阶段。

从我国一次能源结构来看，从1962年至2019年，煤炭占一次能源的比重由89.2%下降至57.7%，仍是我国一次能源的主要来源。水能、核能、风能等非化石能源占比从3.2%提升至15.3%，仍处于快速增长阶段。

由于我国本身“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，随着一次能源需求不断提升，我国石油及天然气对外依存度持续增长，目前已处于较高水平。与之相对的是，我国风电及光伏装机占比处于世界领先水平，且得益于新能源装机的持续增长，我国自身风电及光伏产业链也处于世界领先水平。考虑到当前碳达峰及碳中和的政策催化，我们预期我国能源结构转型将跨过油气时代直接步入清洁能源时代，新能源装机快速提升替代燃煤发电将是我国能源结构转型中至关重要的一环。

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。

对比2018年数据，从分业务部门的碳排放结构来看，中国的电力和热力部门和工业部门的碳排放占比分别达51%、27.9%，均高于世界平均水平。对比西方发达国家来看，欧盟的电力和热力部门和工业部门的碳排放占比分别为33%和13%，美国的电力和热力部门和工业部门的碳排放占比分别为35%和10%，远低于我国的相应占比。我国电力和热力部门碳排放占比较高主要系发电量仍以煤电为主，凸显零碳电力发展的紧迫性和必要性。

从分能源口径的碳排放数据来看，中国煤炭消耗导致的碳排放占比高达79.8%，远高于欧盟的27.9%和美国的23.2%，也高于世界平均水平44.1%。同样作为化石能源，煤炭的碳排放强度远高于石油及天然气，我国以煤为主的资源禀赋也在一定程度上对我国节能减排提出了更高的要求与挑战。

为了进一步细分我国分工业部门的碳排放情况，我们选取中国碳核算数据库(简称：CEADs)的碳排放数据予以进一步分析。CEADs的统计口径整体上接近统计局的行业划分，与国际能源署(简称：IEA)有一定的区别。根据CEADs数据显示，我国近年来二氧化碳排放量维持在90亿吨以上，碳排放量最多的三个部门为生产和供应的电力、蒸汽和热水、黑色金属冶炼、非金属矿产与运输、仓储、邮电服务部门，其中2017年生产和供应的电力、蒸汽和热水部门碳排放量41.43亿吨，占全国总碳排放量42.59%。此处数据与IEA略有区别，或是由于CEADs统计口径未包括电网系统线损因素所致。其他行业中，黑色金属冶炼及压延加工业碳排放量16.77亿吨，占全国总碳排放量17.24%，非金属矿产部门碳排放11.71亿吨，占全国总碳排放量12.03%。整体而言，电力、钢铁、水泥、交运及化工等行业部门是我国碳排放的主要来源。

碳中和吹响能源革命号角

碳中和的基本概念及技术路线

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。

碳中和对我国能源需求结构的演变

根据清华大学气候变化与可持续发展研究院、中国石油经济技术研究院、国网能源研究院作出的预测，我国的一次能源需求将2030-2035年前后达峰，一次能源需求峰值有望控制在56-60亿吨标准煤左右。

此后，用能结构升级叠加节能潜力释放将推动能源利用效率持续提升，单位GDP能耗水平有望于2040年以后达到世界先进水平。在保持经济稳步增长的前提下，一次能源总需求2050年下降至50亿吨标准煤左右的水平，2060年下降至46亿吨标准煤水平，其中终端能源需求2060年下降至24-31亿吨标准煤的水平。

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%。

根据上述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如下图所示。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。

我国碳市场发展现状及未来碳价走势预期

我国碳市场发展及当前交易情况

碳排放交易是控制温室气体排放的重要政策性工具，其重要特点是其引入市场机制来降低整体温室气体减排成本。碳市场分为配额交易市场与国家核证自愿减排量(CCER)市场。

配额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，若企业实际碳排放量小于政府分配的配额，则企业可以通过交易多余碳配额，来实现碳配额在不同企业的合理分配，最终以相对较低的成本实现控排目标。

作为补充，在配额市场之外引入自愿减排市场交易，即CCER交易。CCER交易指控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排的核证量。“碳抵消”是指用于减少温室气体排放源或增加温室气体吸收汇，用来实现补偿或抵消其他排放源产生温室气体排放的活动，即控排企业的碳排放可用非控排企业使用清洁能源减少温室气体排放或增加碳汇来抵消。抵消信用由通过特定减排项目的实施得到减排量后进行签发，项目包括可再生能源项目、森林碳汇项目等。

2011 年，国家发展改革委设立碳配额交易试点区域，北京、上海、深圳、重庆、广东、天津、湖北7个省市成为试点区域。其中深圳的碳排放交易所在2013年率先建立，其余交易试点也在2014 年年中之前相继建立。2020年11月20日，生态环境部发布关于公开征求 《2019~2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》及相关文件意见的通知，将以电力行业为突破口，启动上线交易的各项准备工作。《2019~2020年全国碳排放权交易配额总量设定预分配实施方案(发电行业)》意见稿在此前发布的《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》基础上，进一步明确了管理单位、配额总量的确定和分配方式、配额分配等内容。此外，实施方案还针对重点排放单位的合并、分立和关停制定了相关措施。《实施方案》同时还提供了2019-2020年燃煤、燃气机组配额分配和各类机组碳排放基准值。

2021年1月5日生态环境部发布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，并于2月1日起实行，《办法》指出生态环境部组织建立全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构，正式开启全国碳排放权交易系统。管理办法明确属于全国碳排放权交易市场覆盖行业且年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的企业应当被列入温室气体重点排放单位。办法指出，全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额，生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品；碳排放权交易应当通过全国碳排放权交易系统进行，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。此外，碳排放额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。在CCER抵消方面，办法规定重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。相关规定由生态环境部另行制定。

生态环境部数据显示，自2013-~2014 年全国7个碳配额交易试点交易所相继建立起，至2020年8月，累计配额成交量约4.06亿吨二氧化碳当量，CCER成交量约2 。4亿吨，成交额约为 92.8亿元。共有2837家重点排放单位、1082家非履约机构和11169个自然人参与试点碳市场。

现行试点交易：各区域价格不一，一般在20~50元之间

2019年全国碳市场配额总交易量8819万吨，配额总交易额19.74亿元。六大碳排放权交易所中，北京碳排放权配额成交均价最高，2020年北京碳配额成交均价达到87.13元/吨，上海配额总体均价在40元/吨左右，广东碳配额成交量最高，2020年达到3211万吨，成交均价27.22元/吨，天津、重庆和福建的碳排放权交易价格较低，且价格的波动性较强；其他试点市场的价格整体水平为20~50元/吨。

CCER交易：交易价格暂时低于配额

由于《碳排放权交易管理办法(试行)》中规定企业可用CCER抵消比例不得超过企业总碳排放的5%，且目前碳配额免费分配，发放量大，同时企业自身减排潜力较为充裕，使企业对CCER的需求有限，因而导致CCER价格远低于碳配额价格。未来随着碳交易市场的成熟、配额发放的收紧以及CCER抵消比例的放松，两者价格将逐渐统一，且碳价将随着政策收紧而逐年上升。

2019年全国CCER年度总成交量4321.49万吨，CCER交易以上海碳交易市场为主，多采用协议转让的交易方式，2019年上海CCER均价长期维持在4-7元/吨，成交量1512.52万吨。北京2018 CCER交易量164.6万吨，成交均价约为5.55元/吨。

未来碳价走势预期

我们判断随着未来政策力度的不断加码，碳排放配额的分配比例不断下行，叠加相关交易机制的理顺，CCER交易价格有望逐步和配额价格趋同，最终形成一个统一的碳价格。但随着碳中和政策的不断推动，各行业碳排放基准线将逐步归零，理论上新增的零碳电力可能将不会获得碳收益。未来各行业将形成碳资产或碳负债，对于难脱碳行业，其需要向负碳排放的行业(森林碳汇等)购买碳资产以平衡自身的碳负债，或者通过CCS(碳捕捉+封存)技术实现脱碳。所以我们判断，长远来看碳资产价格有望于CCS技术的成本趋同。

国碳论坛、ICF国际咨询公司开展的2020年中国碳价调查中，收集了数百名利益相关方对中国碳价未来的预期，汇集了各利益相关方的最佳预期——全国碳市场的平均价格预期从2020年的49元/吨升至2025年的71元/吨，并在2030年增至93元/吨，2050年的平均碳价预期为167元/吨。

森林碳汇方面，目前在我国还处于试点阶段，北京的森林碳汇交易价格区间为15-38元/吨。森林碳汇的应用程序较为复杂，审批手续比较繁琐，也在一定程度上限制了其快速推广和活跃交易。根据中科院植物所所长方精云团队模型预测——中国森林的生物量碳储量在2005年到2050年之间将累积增加35.5亿吨，这意味着到2050年中国森林将是一个稳定且显著的生物量碳汇。2019年，中国森林面积2.2亿公顷，森林覆盖率23.0%，森林蓄积量175.6亿立方米。据评估，目前总共还有4000多万公顷土地可以用来扩大森林面积，我国森林覆盖率最大潜力有可能达到28%左右，对应森林蓄积量约285亿立方米。根据目前已有数据，不同树木品种在其不同的生长阶段吸收二氧化碳的能力存在较大差异，通常生长期的林木年化吸收二氧化碳的能力约为1吨/亩。假定未来我国森林面积达到2.6亿公顷，其中25%的面积处于生长期(相应森林结构处于动态更新中)，对应森林碳汇有望达到9.75亿吨。

之前的测算模型显示，2060年我国仍会有13.8亿吨二氧化碳排放，假定森林碳汇为9.75亿吨，还需要对剩余的4.05亿吨二氧化碳进行碳捕捉及碳封存以实现碳中和。在《可完成的任务》基于全球碳捕集与封存倡议的研究显示，不同部门应用中的碳捕集成本可能存在显著差异，如在甲烷重整中可低至每吨二氧化碳12美元，钢铁生产中每吨二氧化碳约60美元，水泥生产中约90美元。对于全球而言，陆上运输加封存的成本为每吨7-12美元，海上运输加封存的成本为每吨16-37美元。

据麦肯锡公司2008年发表的一份研究显示，2012年到2015年启动的CCS示范项目的总成本，将在每吨二氧化碳84美元到127美元左右，2020年之后将降至每吨49美元到70美元。

对于发展中国家，煤基近零排放项目以及中欧CCS合作行动(COACH)认为，发展中国家的CCS项目可能会具有成本上的优势，大规模CCS项目的全部成本可能在每吨二氧化碳35美元到42美元左右。根据中科院武汉岩土力学研究所的研究，中国有丰富的碳封存容量，封存成本估计介于渤海湾的每吨2美元到鄂尔多斯盆地的每吨10美元之间，考虑到中国的经济和工业部门的巨大规模，中国的碳捕集成本可能会进一步降低。如要实现每年封存10亿吨碳封存量，各种应用领域中碳捕集、运输和封存的总成本平均值可能在每吨二氧化碳55美元左右，未来远期碳价有望向碳捕捉成本趋近靠拢，我们预期其价格区间为200~400元人民币/吨二氧化碳。

电力行业脱碳将是碳达峰碳中和的胜负手

电气化+零碳电力将是各行业降低碳排放的重要手段

通过前述内容，我们可以看到，目前我国电力行业碳排放量居于各行业之首，且煤电占我国发电量比重仍在60%以上。当前我国碳减排最迫切的需求在于通过清洁能源发电替代燃煤发电，从而降低电力行业的碳排放。在此基础上，针对各个难脱碳的工业领域，通过采用零碳电力供应+电气化的生产流程，可以显著降低其碳排放强度。

以钢铁行业为例，根据CEADs的数据，黑色金属冶炼行业碳排放占2017年全国二氧化碳排放总量的15%左右，其中主要碳排放来自钢铁冶炼环节。目前我国钢铁行业90%以上的产能是采用高炉技术生产的长流程钢。使用废钢和电力的电炉技术生产的短流程钢仅占生产总量的9%，并主要用于生产高端特殊钢制品。按照目前中国电力系统的平均碳排放强度计算，高炉钢生产路线的碳排放强度约为每吨钢铁2.1吨CO2，而电炉钢生产路线的碳排放强度只有每吨钢铁0.5吨CO2左右。

根据上述数据可以看出，电炉钢(即短流程钢)比高炉钢(即长流程钢)碳排放强度低很多，因此通过提升短流程钢在钢铁冶炼行业的占比可以有效降低碳排放强度。而如果改变工艺流程，譬如采用还原剂直接还原生产铁，也有助于降低全生产流程的碳排放，具体降幅则取决于还原剂是否来自零碳电力。

综合而言，目前长流程高炉炼钢的吨钢碳排放为2.0~2.1吨二氧化碳(取决于是否使用零碳电力)，如果采用甲烷做还原剂，其吨钢碳排放降低至0.6~1.1吨二氧化碳；如果采用氢气做还原剂，其吨钢碳排放为0~2.1吨二氧化碳(取决于制备氢气是否产生碳排放)；如果是电炉短流程炼钢，其吨钢碳排放仅为0~0.5吨二氧化碳。未来随着电力行业低碳化，钢铁行业或将依托氢气流程及电炉流程降低碳排放。

非化石能源+碳捕捉推动电力深度脱碳

我国发电总量稳步提升，从2015年的57399亿千瓦时到2020年的76236亿千瓦时，复合增长率4.19%。电气化率提升和发电量不断增长导致碳排放总量增加，截取2015-2017年的数据分析，碳排放量由38.37亿吨上升至41.43亿吨。

对于碳排放占比最大的火电而言，单位发电量二氧化碳排放量总体呈下降趋势，主要原因系中国针对燃煤火电机组采取了超低排放改造措施以及逐步关闭小型燃煤电厂取得了成效。《中国煤电清洁发展报告》指出2016年火电单位发电量二氧化碳排放量比2005年下降21.6%，倒算得到2005年火电单位发电量二氧化碳排放量为1004克/千瓦时；根据《电力发展“十三五”规划》、《中国煤电清洁发展报告》以及中电联给出的数据计算可得2015、2016和2018火电单位发电量二氧化碳排放量分别为869、822、841克/千瓦时。

根据前面我们得出的结论，即使考虑到储能情况下，电力行业仍需要保持少部分化石能源机组进行调峰调频、应急响应，因此实现电力行业零排放主要有以下两点：

提升非化石能源发电占比。前面我们得出的结论，2060年我国风电、光伏、水电、核电、生物质等非化石能源将占到总体电量的80%以上，零碳电力将是电力行业降低碳排放的最有效路径。

提升发电效率，碳捕捉技术。在保留的化石能源中，优先使用高参数大容量的先进燃机，降低煤耗使度电排放强度保持较低水平。未来此类机组需要加装一定比例的碳捕捉装置，降低碳排放强度。关于碳捕捉成本业内有较多讨论，综合而言目前电力行业碳捕捉+封存的全流程成本预期为300~400元/吨(考虑系统能耗)，BP认为未来碳捕捉及封存成本有50%以上的下降空间。

结论：度电成本变化不大

假设2060年我国所发电量中包括10%左右的化石能源，需要通过碳捕捉技术脱碳，根据目前水平煤电约0.9吨/MWh和气电约0.4吨/MWh来计算，在不考虑技术重大进步的情况下，碳捕捉使得平均度电成本上升约2分钱左右。但随着光伏、风电的技术进步，未来整体发电成本还有下降空间，应该能够抵消由此带来的碳捕捉成本。

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2900万千瓦、8500万千瓦的装机增速，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5.7亿、11亿千瓦，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2050年，风电及光伏装机分别为13.3亿、29亿千瓦；到2060年，风电和光伏装机分布为16.3亿和36.5亿千瓦，占电力总装机的比重超过70%。

从发电量角度出发，我们预测2030年非化石能源发电量有望占总发电量的比重达到接近一半。后续随着各类清洁能源装机不断增长，化石能源在电力行业中的贡献也将不断下降，电力行业碳排放量有望快速降低。我们预期2030年水电、核电、风电、光伏及生物质发电量分别为17317、9434、11098、12698和4013亿千瓦时，到2050年各自发电量分别为21206、24997、27912、36302和12173亿千瓦时，年化复合增速分别为1%、5%、4.7%、5.4%和5.7%，此时非化石能源发电量已占总发电量比重超过80%。

清洁电力占比提升推动电力系统改革

风电光伏装机占比提升影响电网运行稳定

电力商品作为一类特殊的商品，具备以光速传播、难以大规模储存的特点，因此电网的供电端和用电端必须时时保持供需平衡，以保证电网的稳定和安全。近年来，我国电网规模不断扩大，新能源电源发展迅猛，使我国电源结构、网架结构等发生重大变化。风、光等新能源电源主要出力时间与我国电网需求高峰时段有明显偏差，导致发电端和用电端峰谷不匹配问题愈发严重。

在能此前的报告中，我们也重点讨论了风电及光伏装机占比提升对电网调节力提出的挑战。从发用电动态平衡的角度来看，风电及光伏发电出力受自然资源禀赋影响较大，且在不同地区不同气候环境出力曲线都有不同。我们选取典型项目负荷率变化来看，风电出力呈现“夜峰昼谷”的特性，其出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现“单峰”的特性，在中午12时到14时之间出力较大，晚20时到早5时无出力。

而从用电负荷来看，城市电网负荷通常有早晚2个高峰，根据某区域典型电网负荷曲线来看，早高峰多出现在上午9-10点，晚高峰多出现在18-19点。由此可见，新能源发电出力与用电峰值之间存在一定的时间不平衡，而美国加州的鸭子曲线便是发用电出力不平衡的典型代表。下图所示曲线是用电侧负荷减去光伏总出力所得到的负荷曲线，可以看到随着时间推移、光伏装机的不断增长，负荷曲线在中午12时至下午3时光伏出力较大的时点快速下降，而从下午6时起又快速提升(光伏出力逐步归零)，形成类似鸭子的剪影，相当于其他电源出力在此时间段必须迅速增加才能弥补光伏出力下降的缺口。鸭子曲线的出现对电网的安全稳定运行提出了更高的挑战，美国加州地区也在通过提升电网调峰能力(抽水蓄能、电化学储能等)和能源需求侧管理(虚拟电厂等)手段来应对。

由前述可知，如果电网内新能源装机占比不断上升，如果不能像我国的青海甘肃等省份或者德国丹麦那样依托其他区域电网进行负荷调节的话，势必会对自身电网的稳定运行造成挑战，从而要求电网进一步提升调峰能力。如果以我国作为一个整体电网来考量，那么周边没有任何国家能够对我国的发用电波动进行调峰，在现有装机结构和技术条件下，如果不考虑储能装置的大规模应用，新能源发电装机存在理论上的天花板。

电力辅助服务市场将是引导新能源有序消纳的重要一环

电力市场辅助服务是除发、输、配、用外，由发电企业、电网经营企业、电力用户和售电主体为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量所提供的服务。电力辅助旨在解决电网运行中的各种意外波动，保持电网两端供需平衡，稳定关键物理参数，使电网稳定安全的运行。

经过十余年发展，我国电力辅助服务市场的服务内容逐渐明确。从提供服务的性质进行分类，电力辅助可分为有功、无功、黑启动三类，其中有功内涵最为丰富，可进一步细分为调峰、调频、备用三大类有功服务。从是否获得补偿的角度进行分类，辅助服务也可分为无偿辅助服务和有偿辅助服务。有偿电力辅助服务通过在中长期市场和电力现货市场进行交易，交易价格受市场供需情况和成本等因素影响，双方达成交易后由服务提供者向服务购买者提供对应时段的电力辅助服务。现阶段市场上主要交易品种为深度调峰、自动发电控制(AGC)和旋转备用。

调峰：

调峰服务指发电机组在规定的处理范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。我国现有电源结构下，发电端和用电端均有不同的峰谷特征，而调峰服务的目的正是解决发电端和用电端峰谷不匹配问题。

具体来看，调峰主要指具备控制自身发电功率能力的煤电、气电、抽水蓄能水电、生物质发电等电源，根据电网负荷变化灵活调节自身发电功率，使电网发电端与负荷端时时保持供需平衡的一类服务。调峰服务并非总是有偿的，在电源机组的正常运行功率范围内，电源应当为电网提供无偿调峰服务，仅当电源发电功率低于有偿调峰基准线时，电源被视为挤压自身发电能力为电网提供调峰服务，此时应当由超发电量的电源予以经济补偿。我国供电格局整体宽松，因此现阶段主要有偿调峰服务类型为煤电实时深度调峰，旨在调低火电发电功率，从而给新能源电力消纳留出足够空间，

调频：

我国电网工频为50赫兹±0.2赫兹，但在电网正常运行过程中，负荷端的不断变化会引起电网频率随之变化，为稳定整个电网的工频在50赫兹左右，发电端需要随之调整自身出力大小。这种当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务就是调频服务。根据调频目的、参与调频对象、调节周期等因素的差别，调频服务可分为一次调频、二次调频和三次调频。一次调频是外界负荷波动时，机组调速器自动参与调节作用，改变各机组所带负荷，尽力减少电网频率的变化。一次调频的特点是调控周期短、所有机组参与、非人为调节、属于有差调节。二次调频指通过人为控制使某个或某些机组，依靠变频器精准匹配负荷需求，从而使电网频率精准保持定值。二次调频特点是调控周期中等、部分机组参加、人为调节、无差调节。三次调频是根据负荷预计曲线，各厂机组按计划出力曲线调整，使电力分配达到最优状态。三次调频特点是调控周期长、人为调节。

备用：

备用服务指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用，目前我国只对旋转备用进行补偿。旋转备用特指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。非旋转备用则指发电机平时处于未开机状态，接到指令后方开机并网，提供备用容量。

近年来我国辅助服务市场发展十分迅速， 据国家能源局综合司数据显示，2018H至2019H，我国辅助服务参与企业数从3530家增至4566家，同比增长29.35%；装机容量由12.45亿千瓦增至13.7亿千瓦，同比增长10.04%；补偿费用从70.09亿元增至130.31亿元，同比增长85.92%。

从补偿费用的结构上来看，我国最主要的电力辅助补偿费用发生于调峰服务和备用服务。2019H调峰服务补偿费用为50.09亿元，同比增长100.28%，占比38.44%；调频服务补偿费用为27.01亿元。同比增长34.18%，占比20.73%；备用服务补偿费用为47.41亿元，同比增长141.52%，占比36.38%；调压服务补偿费用为5.51亿元，同比增长6.99%，占比4.23%；其他辅助服务补偿费用为0.29亿元，同比增长70.59%，占比0.22%。

从补偿费用的来源上看，补偿费用主要来源于发电机组分摊。具体来看，2019H发电机组分摊支付的补偿费用为114.29亿元，同比增长110.32%，占比87.71%；网外合计方式支付的补偿费用为0.36亿元，同比增长33.33%，占比0.28%；新机差额方式支付的补偿费用为0.79亿元，同比增长203.85%，占比0.61%；考核等其他费用方式支付的补偿费用为14.87亿元，同比增长10.80%，占比11.41%。

从收费端组成结构来看，火电机组收获了绝大多数补偿费用。具体来看，2019H火电机组收费120.62亿元，同比增长89.86%，占发电机组收费总额的94.97%；水电机组收费4.34亿元，同比减少30.45%，占收费总额的3.42%；风光核及其他机组收费合计2.05亿元，同比增长438.95%，占比1.61%。

从付费端组成结构来看，火电机组付费62.65亿元，同比增长73.98%，占当期付费总额的49.33%；水电付费9.28亿元，同比增长78.12%，占当期付费总额的7.31%；风电付费26.72亿元，同比增长163.51%，占当期付费总额的21.04%；光伏付费2.25亿元，同比增长125.00%，占当期付费总额的1.77%；核电付费9.6亿元，同比增长407.94%，占当期付费总额的7.56%。

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。

我国发布一系列政策，加速储能技术进步和产业升级，从而推进多能源品种协同发展，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。2017年五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。2019年国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，明确了国家电网公司对储能的支持和发展的思路。

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。据《2019中国储能产业现状分析与展望蓝皮书》显示，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。在合理匹配用电负荷变化、风电及光伏出力波动的前提下，我们建立电力供需平衡模型如下所示。

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，还有赖于新的能源载体。

电氢耦合——Power to X

传统对氢的认识主要是氢气，密度仅有空气的1/14，是世界上已知密度最小的气体。但实际上氢是宇宙中分布最广泛的物质，构成了宇宙质量的75%，在地球上主要以化合态的形式出现，比如说水。

氢作为一种能源，有非常多的优点：

一、热值高。氢燃烧的热值高居各种燃料之冠，每千克氢燃烧放出的热量为1.4×108J，约为汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍。

二、氢为燃料最洁净。氢的燃烧产物是水，对环境不产生任何污染。

三、资源丰富。以水为原料，电解便可获得，资源量相对于目前主要的化石能源也更为丰富。

正因为有这些特点，氢可以作为一种优质的二次能源，与电耦合在一起，在多个难脱碳的领域和场景应用。在实现电力行业深度脱碳后，通过电解方式从水中制备而成的氢气被称为“绿氢”，由于电解所使用的电能完全来自可再生能源，氢能能够实现零碳生产。“绿氢”能够广泛的应用在储能、工业、交通、建筑及碳捕捉方面。

氢能可作为跨季节的长期储能介质

正如前文所说，风光电等可再生能源大规模推广应用，会因为其供给和用电需求时间并不完全匹配(无论是昼夜还是季节之间)而产生问题，因此必须解决电力储存和调峰调频的需求。在这种情况下，氢的优势使得它可以大规模并且灵活地部署。

一、在电力供过于求的时候，电解水可以将多余的电能转化为氢气。产生的氢气既可用于在电力不足时提供备用能源，也可用于其他行业，例如交通、工业或住宅。

二、氢可以用作长期储能介质。虽然超级电容、电池也可以在一段时间储能，但它们缺乏解决长期，特别是季节性供需失衡所需的功率及时间跨度。除氢以外，抽水蓄能是目前大规模、长期的能量存储方式，但是其发展潜力十分依赖地理条件，限制了其广泛应用。由此看来，氢是长期储能的最佳解决方案。

三、类似于天然气，使用氢(或其化合物)的电源可以快速启停，对于电网调峰起到非常大的作用。另外，电解槽可以向电网提供辅助服务，例如频率调节。

类似LNG，氢能在未来可作为可再生能源进行国际贸易

由于地理、气候等因素，部分国家或者地区不一定能很好地依赖风能或太阳能发电，或者另一些国家或地区的可再生能源资源条件更好，使得可再生能源贸易更加经济。相较于长距离输电会造成能量损失，而且电网与电网之间不一定连通。氢及其化合物具有高能量密度并且可以通过管道或者液化运输，其运输效率几乎能接近100%。

因此或许可以通过新建或者将天然气管道、LNG码头等进行改造，从而实现大规模且长距离地运输可再生能源，推动低成本的跨地区、跨国的可再生能源贸易。

氢能助力交通运输领域脱碳

虽然目前电池电动车(BEV)是主要的交通运输碳减排发展方向，但我们认为未来燃料电池电动汽车(FCEV)也将担负起重要作用，例如氢燃料电池电动车。两种电动车都使用相似和互补的技术，特别适合为不同的细分市场和客户提供服务，燃料电池汽车具有许多明显的好处。

首先，它们与现在传统燃油车辆相似，能够快速(3至5分钟)补充满燃料，而且加氢站等基础设施可以建立在现有的汽油分销和零售基础设施之上，从而增加了消费者的便利性。

其次，单次补充燃料后，可行驶很长的距离，并不弱于传统燃油车辆。

第三，由于储氢系统与电池相比具有更高的能量密度，因此氢燃料电池电动车动力总成成本和重量对储能容量的敏感度较低，这增加了需要大量储能容量车辆(例如重载工程机械或长途运输车辆)使用燃料电池的可能性。

2020年9月，国家财政部、工信部、科技部、发改委、能源局五部门联合下发了《关于开展燃料电池汽车示范推广的通知》，指出截至2020年7月，我国累计推广燃料电池汽车超过7200辆，建成加氢站约80座。工信部也表示将加快推进《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》的报批发布工作，明确氢燃料电池汽车发展目标、重点任务，促进氢燃料电池汽车产业高质量发展。

而各地方的相关规划已经纷纷出台，比如《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划(2020-2025年)》提出，2023年前，力争推广氢燃料电池汽车3000辆、建成加氢站37座；2025年前，力争实现氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆、再新建加氢站37座(共计 74 座)。而《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》则提出，2023年实现“百站、千亿、万辆”总目标，即规划加氢站接近100座并建成运行超过30座，加氢网络全国最大，形成产出规模约1000亿元，发展规模全国前列，推广燃料电池汽车接近10000辆。

此外，由于在航运和航空领域，完全实现电气化会比较困难，而用氢制成的合成燃料在航运和航空中的应用也正在探索中。

工业应用及碳捕捉

氢还能够在一些难脱碳的重工业领域实现零碳的过程中发挥重要作用。首先，氢有着极强的还原性，可在直接还原技术中被用作还原剂，以生产零碳钢铁和其他金属。其次，通过燃烧产生的热量也可以广泛应用在水泥、陶瓷、玻璃、造纸等许多工业提供直接热源。

此外在化工行业，基于原油而来的炼化产品和所有的有机化学品都含有氢元素和碳元素。如今化工行业的三大产品合成氨、甲醇以及HVC(高价值化学品，包括轻烯烃和芳烃)都是如此。Power-to-X生产路径是将氢气以及工业排放的二氧化碳作为原料，以零碳电力作为能源，实现了碳的回收再利用。在合成氨生产方面，氢气可以用于哈伯法合成氨工艺；在甲醇生产方面，二氧化碳和氢气反应可用于甲醇生产；在HVC生产方面，主要原料来自于上述氢气和二氧化碳生产的甲醇。最终，在化工行业，氢和二氧化碳能够将电力转换成几乎所有的化工产品。

并且这种氢和碳的结合，将为其他难以脱碳的行业提供有效的碳捕捉方法。

氢能可用于住宅

暖气和热水供应约占住宅能耗的80%。氢将成为建筑物供热脱碳解决方案组合的一部分。氢气本身可以用作燃料，对于目前大部分使用天然气的住宅，切换到基于氢燃烧的供热将能够继续使用现有天然气管网，只需要相对较小的调整和投资，经济型较好。

同时，如果利用分布式氢燃料电池，将氢气作为燃料，将能够为住宅提供电、冷、热等综合能源，提升能源利用效率，满足建筑物用能多样化需求。

总结：零碳电力先行，CCS+森林碳汇将最终实现碳中和

CCS+森林碳汇将最终实现碳中和

综合来看，结合BP、发改委能源研究所、国网能源研究院及能源转型委员会等权威机构的预测，我们认为中国工业、建筑和交通部门最终实现脱碳在经济及技术上是完全可行的。依托我国在风电、光伏、核电等清洁能源发电产业链上的优势，我国清洁能源装机有望快速提升，有效降低电力行业的碳排放总量。此外，即便考虑保障电力供应所需的调峰机组和储能设施的成本后，得益于未来新能源装机成本的快速下降和储能装置规模化带来的降本效应，以新能源电力为主的电力系统有望在2030年代中期就完全可以与基于化石燃料的系统相竞争，因此我国电力行业的长期边际减排成本将为零甚至为负值。

与此同时，得益于廉价的可再生能源电力的供应，其他行业的生产流程也将加速电气化，降低对于化石能源的依赖。最终剩余的难以避免的少量二氧化碳排放将通过CCS及森林碳汇予以最终抵消。根据我们模型测算，预期2060年我国二氧化碳排放量约为13.8亿吨，前述我们估算未来我国年化森林碳汇为9.75亿吨，则届时我们仅需要4.05亿吨的碳捕捉+碳封存的产能即可实现碳中和。

进一步分析来看，对于难脱碳领域的二氧化碳脱除有可能导致其中间产品价格提升很大。尽管其对GDP总量或消费者生活水平影响相对有限，但其仍有可能对具体企业经营造成一定不利影响。例如，钢铁生产脱碳可能会使每吨钢铁的成本增加 20%，但对于完全使用零碳钢铁的汽车而言，制造成本增量将不超过目前普通汽车价格的1%。未来我国有望通过逐步建立国内碳定价体系并建立各国碳价的互联机制，合理平衡脱碳成本及森林碳汇、CCER等机制的价格体系，避免相关企业在脱碳进程中在国际竞争力上受到削弱。

重点关注受益行业及标的

零碳电力：我们预计随着电气化率提升至70%的水平，未来主要的终端用能将会以电力为主，这也是为什么我们认为电力行业脱碳是碳中和能否实现的关键。零碳电力中，光伏和风电当然是绝对的主力，同时水电、核电等零碳电力也会成为非化石能源重要的组成部分。我们建议大家重点关注新能源运营企业福能股份、龙源电力(H)，水电龙头长江电力，核电装机有确定性成长的中国核电和中国广核。

储能：由于光伏、风电自身的一些局限性，必须通过调峰、调频+储能的方式得以解决。按照相关模型测算，我们预计到2060年我国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。在氢能大规模应用以前，电化学储能还有相当大的发展前景。

节能行业：节能是短期碳减排最快速、最有效的手段，企业通过节能一方面能够降低生产成本，另一方面降低能耗后多出来的排放权能形成有价值的“碳资产”。目前应用前景比较大的有工业节能、建筑节能、多能联供等。我们建议大家重点关注分布式光伏+建筑节能双主业的南网能源。

碳捕捉、碳汇集：基于目前的技术来看，无论哪种能源路径，都不可能实现绝对的零碳排放。根据我们测算，即使我国在2060年实现碳中和，也可能还会有10-15亿吨的碳排放，这部分碳需要通过CCUS(碳捕捉、利用、封存)或者通过森林汇集的方式来中和。如果以我们预测碳交易价格200-400元/吨来看，将形成2000-6000亿的市场空间。我们建议大家重点关注潜在受益于森林碳汇的园林绿化企业。

氢能产业链：氢能和电力一起，将基本能够覆盖未来人类所有的零碳用能场景。但目前氢气生产大部分以工业生产的副产品为主，其生产过程中就伴随着大量的碳排放，这种氢产品通常被称为“灰氢”。只有加上了CCUS的“蓝氢”和完全采用可再生能源电解水的“绿氢”才能最终被广泛应用。所以，从制氢、储氢，到氢的运输、氢的应用，未来会诞生一个全新的能源产业链条。

【天风Morning Call】晨会集萃20210311