上一篇推送文章《 碳达峰、碳中和政策最全面的研究（或许是）》梳理了“碳达峰、碳中和”出台的前因后果，今天重点来谈谈我国在实现这一目标过程中对应的投资机会。
目录
概述
一、控制一次能源中碳的消费，提高非碳能源占比
1、火力发电
2、水力发电
3、风力发电
4、光伏
5、核电
综合对比
二、二次能源中新能源的机会
1、电能
1.1、上游——发电
1.2、中游——输、配、售、储
特高压
储能
抽水蓄能
电化学储能
制氢
1.3、下游——应用
2、氢能
2.1、氢能的优势
2.2、全球各国的政策
2.3、氢能的应用场景
2.3.1上游——氢气制备
2.3.2中游——储、运、加氢站
2.3.3下游
（1）燃料电池
（2）工业脱碳
三、碳中和过程中负排放技术应用的机会
1、NETs——负排放技术
1.1、CCUS 碳捕集、利用、封存技术的应用
1.1.1碳捕集
1.1.2碳利用
1.1.3碳封存
1.2、生态碳汇
2、我国CCUS技术的应用及前景
四、市场化路径——碳交易所
五、综述
1、重点关注趋势机会
2、主要投资标的
六、风险提示
以下是正文部分：
在全球实现“碳中和”的背景下，气候行动和“碳中和”的倡议已经不再是一个可选项，而是一个必需项。我国在2020年9月22日第七十五届联合国大会上提出了“中国二氧化碳排放力争于2030年达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标。中国是世界上最大的发展中国家，碳达峰、碳中和目标意味着，中国将完成全球最高的碳排放强度降幅，用全球历史上最短的时间实现从碳达峰到碳中和，达峰时人均GDP和人均碳排放将低于美、欧、日等发达国家达峰时的水平。面对目标与时间的双重挑战，碳中和转型如箭在弦。
碳达峰、碳中和，顾名思义是指二氧化碳的排放要实现先达峰、然后再中和，前段时间中央国务院印发了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（大家可以看我之前发布的《未来五十年唯二的主题之一》查看具体内容）和《2030年前碳达峰行动方案》，形成了碳达峰、碳中和“1+N”政策体系，明确了时间表、路线图、施工图。
从《意见》的主要内容结合中科院的学术报告，梳理出我国碳中和框架的路线图，如下：
概括的说“双碳”目标分为两个阶段，现在到2030年碳达峰阶段和达峰之后到2060年碳中和阶段，其中碳达峰阶段有两个发力点，首先短期最有效的手段是直接控制化石能源的消费，主要是煤炭；其次是发展新型能源，替代能源。碳中和阶段除了以上两个目标外，还要发展固碳、碳捕集等负排放技术。下面围绕上述三个方面展开聊聊。
一、控制一次能源中碳的消费，提高非碳能源占比
人类在使用能源的历史上，大概经历了三个阶段，从木柴、秸秆等植物能源到以煤炭、石油、天然气为首的化石能源，再到现如今风能、太阳能、核能等新能源的历程，碳中和进程加速了全球能源从化石能源向新能源转型，当前正处于第三次能源革命快速发展期。
能源是人类进行生产生活的物质基础，也是现代社会经济发展的重要支柱，更是事关国家命脉的战略资源。从我国的能源消费结构看，煤炭占比过高，原油和天然气对外依存度较高，在减碳和能源安全的背景下，需要加快风能、光电、可控核聚变、氢能、新材料储能等颠覆性技术攻关及工业化，以新能源为主从而实现中国“能源独立”战略。
有机构预计2030 年是新能源发展的转折年，新能源成本下降至可与化石能源相竞争；2030—2050 年新能源将大规模推广应用，碳排放下降趋势加快。2050 年全球大部分地区和国家将实现碳中和，新能源走上能源舞台中央成为主体能源。
未来中国也将逐步向世界能源消费结构新趋势靠拢发展，能源消费结构由现阶段的“煤炭独大”（上图煤炭发电占比超50%），转变为“一大三小”新格局（“一大”为新能源，“三小”为煤炭、石油、天然气）。在能源结构调整的过程中，意味着目前煤炭发电退出的市场空间需要水电、风电、太阳能、核电等发电渠道在未来这段时间内尽快弥补，对于其中任何一个发电渠道而言，存在数倍的增长空间。那么问题来了，哪种方式未来的机会更大一些呢？
我们来逐一分析一下。
1、火力发电
以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂，统称为火电厂，由于我国能源禀赋的原因，我们常说是富煤贫油少气的国家，因此在我国火力发电大多是以煤炭为燃料。
从上图我国的电力结构来源也可以看到，火电的占比超50%，近些年受环保、电源结构改革等政策影响，火力发电量市场占有比重呈逐年小幅下降态势，但考虑新能源结构还欠稳定、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。现在初步的认识是：非碳能源占比不会是线性提高的，主要靠技术组合和技术突破。煤炭作为主力能源，还会存在较长一段时期，因此煤炭清洁利用技术的进步仍需十分重视，火电行业未来只有不断提高火力发电技术，才能适应和谐社会的要求。
因此火电未来的发展方向是大型化、清洁化。大型化一般意味着效率更高，超临界和超临界机组、循环流化床锅炉可以有效提高煤炭资源的利用效率；而清洁化意味着要降低燃煤对环境的污染，洁净煤技术的应用也成为重点。未来，实现高效、清洁、绿色生产方式是火电发展的主要目标。
火电上市的企业主要有：华能国际、大唐发电、粤电力Ａ、皖能电力、建投能源、漳泽电力、吉电股份等。
2、水电
水力发电，指通过建设水电站、水利枢纽、航电枢纽等工程，将水能转换成电能的生产活动。水力发电利用江河水流从高处流到低处的落差所具备的势能做功，推动水轮机旋转，带动发电机发电。
水力发电是一种再生、清洁能源，既廉价又没有污染，所以受到很多国家欢迎。水电站在发电的同时还可以控制洪水泛滥，改善航运条件、生态环境，枯水期还可以为下游补水。
我国水力资源丰富，水能资源储量世界第一，但可开发的水能资源量还不足总量的一半，而且时、空分布不均。时间上，大多数河流年内、年际径流分布不均，丰、枯季节流量相差悬殊，碰到少雨季节或者突发洪水超过最大拦蓄容量，就只能采取少发电甚至停发电，稳定性较差，调节能力不够好。空间上，地理位置分布不均，中国的河网密度总的趋势是南方大，北方小，东部大，西部小。中国的河川径流，除了少数高山区有冰川融雪补给水，主要来源于大气降水。从水力发电装机量来看，水力发电量最多地区为四川，其次是云南地区，再次是湖北地区。
我国的水电发展主要经历了三个阶段，分别是起步发展阶段、快速发展阶段、自主创新阶段。近年来，我国出台多项与水电发力相关的政策，推动水力发电行业的建设和发展。但是目前来看我国水电开发程度相对发达国家而言依然不高，根据中国水电发展远景规划，到2030年水电装机容量约为5.2亿kW，其中，常规水电4.2亿kW，抽水蓄能1亿kW，水电开发程度约60%；到2060年，水电装机约为7.0亿kW，其中，常规水电5.0亿kW，新增扩机和抽水蓄能2.0亿kW，水电开发程度73%，届时基本达到西方国家的开发水平。
十四五期间，我国将因地制宜开发常规水电，并加快推进抽水蓄能等调节性电源建设。从我国未开发的水能资源和政策支持力度来看，未来的可发展空间仍然非常巨大，实际上水电资源的可开发量，还会随着资源普查的深入而增加。
不过为了有效利用天然水能，需要人工修筑能集中水流落差和调节流量的水工建筑物，如大坝、引水管涵等，因此初期工程投资大、建设周期较长也是比较明显的缺点。因此我国的水力发电行业以国有垄断为主，三峡集团的长江电力的水电装机量达到4550万千瓦，位居我国第一；其次是大唐集团，其水电装机容量达到2738万千瓦；华能集团排在第三，其水电装机容量达到2697万千瓦。
主要的上市企业有：长江电力、华电国际、华能水电、国电电力等。
3、风力发电
风力发电是指把风的动能转为电能。风电最大的优点就是清洁、可再生、零排放，1座10万千瓦的风电场一年可节约标煤9.3万吨，减排二氧化碳25.6万吨，减少向大气排放粉尘1.2万吨。风电最大的缺点就是只能“靠天吃饭”，当风速小于3米/秒或者高于25米/秒时，风电机组就只能停机待命了。
目前全球风电发展分为两类：海上风电和陆上风电。在中国，陆上风电起步较早，技术较为成熟；而海上风电起步较晚，但是在政策的支持下，却获得了较快的发展。截至2020年底，全球风电装机总量743GW，其中中国位居第一，装机总量达284.6GW，占世界总装机容量的38.3%，其中海上风机累计装机容量达到6.8GW，也于今年超过英国，拿下了全球第一的位置。
在我国整个电力体系中，虽然风电占总装机容量的比例已经达到12.7%，但是风电发电量占总发电量的比例仅为6.1%。由于风电可利用小时数相比火电、核电、水电利用小时数小，实现相同电量的替代需要更大的装机容量。考虑我国幅员辽阔、海洋资源丰富的地理优势，具备较大的发展优势。全球风能理事会（GWEC）预计未来十年风电在全球仍将保持高速增长，2021-2025年风电新增装机复合增长率17%，2025-2030年复合增长率12%（见下图）。
而在陆上和海上风电的布局方面，政策的路线图规划是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范；2021年-2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031年-2050年，实现在东中西部陆上和近远海风电的全面发展。目前来看国内陆地风能最丰富的主要在西部地区，不过用能主要集中在东部沿海。想要使用的话，就需要特高压线路实现远距离输送。而我国海岸线总长度超3.2万公里，有丰富的的海风资源，沿海地区也是用电集中地区，不需要长距离输电，未来海上风电的空间巨大。
另外，将产品化思路从风机扩展到整个风电场，可以使得风电场的建设成本再降低30%，而超大规模风场的建设也会通过规模效应降低成本，海上风电的规模化效应更加凸显。根据国际可再生能源署（IRENA）的统计，陆上风电平均度电成本已经从2010年的0.086美元/kWh降低到了2020年的0.039美元/kWh，海上风电的平均度电成本已经从2010年的0.162美元/kWh降低到了2020年的0.084美元/kWh。
经过这些年的发展，风机在生产成本和发电效率上不断进步，最新的智能风机技术可以大大提高风机设备的使用寿命，最长达到30甚至35年，这将大大降低度电成本。从另一个角度来看，风机使用寿命的提高，使得全球风电运维市场规模巨大，欧美地区由于发展风电时间早，成熟的市场经济体制为其运维市场积累不少经验，因此欧美地区风电运维市场发展较为成熟。但从全球主要国家的风电装机情况来看，中国风电运维市场的潜在空间巨大，未来有望快速发展，产业规模将迅速提高。
主要风电及运维的公司：金风科技、三峡能源、新天绿能、上海电气、明阳智能、湘电风能等。
4、光伏发电
太阳能光伏发电具有很多优点，比如发电过程简单，没有机械转动部件，不消耗燃料，不排放包括温室气体在内的任何物质，无噪声、无污染；太阳能资源分布广泛且取之不尽、用之不竭。我国太阳能光伏行业虽起步较晚，但发展迅速，在国家及各地区的政策驱动下，太阳能光伏发电在我国呈现爆发式增长。
来看一组数据：
2020年我国光伏新增装机48.2GW，连续8年位居全球首位。在光伏能源的发展方面，我国一直占据前沿，全球光伏发电第一大技术来源国为中国，中国光伏发电专利申请量占全球光伏发电专利总申请量的75.88%。
虽然我国在光伏发来电领域处于技术领先，但是劣势也非常明显，一是光伏产业链能耗依然较大，若从碳排放角度看，单晶的电能消耗很大，早期做单晶硅的电能大概一公斤需要300多度电，现在这个数字降到了60度电左右，但依然很高。中国的电力结构大部分还是煤炭，生产过程中有大量碳排放，因此国外普遍认为中国的硅产业链不环保。
还有就是太阳能电池的转换效率低是阻碍光伏发电大面积推广的瓶颈，但这一缺点会随着技术的提高逐渐淡化。而且光伏在2021年将彻底来到平价时代，这个模式决定了光伏发展的趋势，尤其是分布式光伏的发展，如果光伏的度电成本有了突破，那么度电成本下的光伏发展将会得到资本市场更多的青睐。
另外，土地利用率被认为是光伏产业发展的“硬伤”。未来如果大面积铺设光伏，可能会碰触一些环保及生态问题，光伏未来如要成为新型能源的主力能源，这也是需要思考和解决的。
行业内上市企业：保利协鑫、隆基股份、东方日升、晶澳科技、天合光能等。
5、核电
核能发电是利用核燃料在反应堆内发生裂变而产生大量热能，再用处于高压力下的水把热能带出，在蒸汽发生器内产生蒸汽，用蒸汽推动气轮机带着发电机一起旋转，从而产生电能。核能是安全、经济、高效的清洁能源，一座百万千瓦级核电站一年相当于减少燃煤约300万吨，减少排放二氧化碳600万吨，二氧化硫2.6万吨，氮氧化物1.4万吨，烟灰3500吨。这相当于每年新种植了1.7万公顷树木。
我国是世界上少数拥有比较完整核工业体系的国家之一，一直有序、积极的推进核电的应用。从核电装机容量来看，近年来保持向好的趋势。数据显示，2020年我国核电装机容量达4989万千瓦，2021年1-8月我国核电装机容量达5326万千瓦。
2020年中国是世界上核能发电量排名第二的国家，我国核能发展实施“热堆-快堆-聚变堆”三步走战略中，将聚变能作为解决能源问题的最终一步，如果国际热核聚变实验堆（ITER）计划一旦达到其既定目标，就有望打破聚变界“再等50年”魔咒 ，在本世纪中叶实现聚变能的利用。
核能虽然优势众多，但是对于核电站和核废料存储的安全性一直是被人诟病，另外核能电厂较不适宜做尖峰、离峰的随载运转，因而核能电厂选址要求高，初期投资成本大。近年来，部分发达国家“弃核”的呼声较高，并调整国家核电发展政策和发展计划。德国、比利时、瑞士和西班牙等国家计划逐步淘汰核电；韩国、瑞典、法国等国家则打算降低核电比例；美国一些小型、低效核电站提前关闭。
但是从我国的政策方向看，并没有追随某些“弃核国家”的脚步，仍在加强核能的利用。《核安全规划》《核电安全规划》《核电中长期发展规划》的均陆续获批，极大地促进了核电重启步伐的加快，为未来的核电发展建立了一个良好的政策环境，尤其是2021年两会政府工作报告首次用“积极”二字部署核电发展，表述更为积极。
按照目前计划的建设趋势，全球核电装机将在2030年后呈现下降态势，2040年的装机仅为456吉瓦，远低于国际能源署（IEA）的可持续发展情景（SDS）下所设定目标601吉瓦。
事实上，根据目前的趋势，全球核电发电增长速度将落后于电力需求增长速度。而发展中国家核电发电量将超过经合组织国家，为全球核电增长贡献最多的增量。其中，中国很可能是最大的核电增长国。
核电领域相关的上市公司主要包括：中国广核、中国核电、中国核建、中国一重、东方电气、台海核电等。
当然，以上各种发电方式各有利弊，在目前碳达峰、碳中和背景下，需要多维度、多视角分析，综合考虑。首先，从各种发电方式碳的排放量看，火力发电无疑是碳排放大户，而水、风、光伏、核电虽不产生直接排放，现阶段间接排放也不低，因此在水电、光伏、风电、核电等发电机组零部件的生产和运行上也需要实现低碳和无碳化。
其次从不同替代路线的减碳成本来看，水电的效益最高，但是地质勘察、开发周期、生态因素都影响水电的大规模开发，核电虽然减碳成本也比较有利，但是需要技术的突破。
除了成本效益的维度，有些还需要政策面的支持，比如核电站的建设需要国家高层机关的审批，另外从空间维度来看，还要充分挖掘不同区域、不同省区市开发新能源发电的自然资源潜力和土地资源潜力，实现均衡发展提高电力系统的可靠性和灵活性，从全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》市场化改革分析报告显示，未来新能源占比将逐步提升，尤其是太阳能和风能未来将占据大半江山。总之，新能源发展任重道远。
综合以上基础资料的研究和分析，对比各种发电模式，其优劣及未来的主要发力方向，用一张表总结一下：
二、二次能源中新能源的机会
在二次能源中，汽、煤、柴油都是化石能源的产物，在未来能源消费结构中都是属于需要进一步调控和替代的，因此不做重点分析，主要来分析一下最有潜力的电力和氢能。
1、电能
电力作为二次能源，在人们生产和生活中占据越来越重要的位置，我国电力生产和电力消费均稳步上升。
有机构推测未来电力消费的占比在能源消费中的占比将继续提升：
虽然电能对环境比较友好，也基本没有什么污染，现在很多国家也在大力发展电动汽车，但是电力的来源则是关注的重点，如果依然靠煤炭发电，那么二氧化碳的排放无非是从消费端转移到发电端而已，并不是真正意义上的清洁能源。因此电力的来源，也就是一次能源的结构需要有所调整，其中可再生能源占比较高时才能称之为清洁能源。关于一次能源转换电能的多种方式，上文已重点分析过了，就不再赘述。
下面主要从产业链的角度分析一下主要的投资机会，电力的产业链分为三个部分：上游发电；中游输配售电、储电和下游的用电。
1.1、上游——电力生产单位
电力行业的上游主要包括电力生产与供应，还有电力辅助行业（包括勘探、设计、建设、施工、设备等）。
电力的生产有多种方式，主要包括前文重点分析的火电、水电、风电、核电、光伏等，其主要优缺点及发展前景在上文已经分析了，在这里就不再多说，主要来谈谈上游涉及的一些公司。
其中电力建设的两大集团是：中国电建和中国能建；电力设备的提供主要有特变电工、国电南瑞、思源电气、许继集团、上海电气、东方电气、哈电集团等；发电的公司包括五大集团、四小豪门以及一些地方电厂，如下图：
1.2、中游——电力的输、配、售及储存
1.2.1、输、配、售电
电力的输、配、售环节主要是电网在运行，主要参与的企业有国家电网和南方电网。另外，在售电侧改革之后全国出现上千家售电的公司。
特高压
在输电环节中有一个产业值得关注，那就是特高压。特高压是指电压等级在交流1000千伏及以上和直流800千伏及以上的输电技术，具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。特高压能大大提升我国电网的输送能力。据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。
由于资源分布特点，我国煤炭供需区域性不平衡状态，京津冀、长三角、珠三角占据全国火电发电量的37%，但煤炭产量比重仅为5.47%，用电需求虽大但能源匮乏，晋陕蒙三省则占煤炭总产量的67%，因而“西煤东运”格局维持多年。在碳达峰、碳中和的大背景下，特高压电网已成为中国“西电东送、北电南供、水火互济、风光互补”的能源运输“主动脉”，破解了能源电力发展的深层次矛盾，实现了能源从就地平衡到大范围配置的根本性转变，有力推动了清洁低碳转型。
据有关消息，“十四五”期间，国网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。今年，国网计划开工“10交3直”。“十三五”期间特高压项目开工“9交6直”共15个项目涉及线路2.25万公司，建成投运“13交9直”，涉及线路长3.47万公里。如果规划线路如数或核准并开工，“十四五”期间特高压项目开工将超“十三五”一倍以上。
特高压相关产业链：
特高压相关产业链可以分为上游的电源控制端、中游的特高压传输线路与设备、下游的配电设备。其中特高压线路与设备是特高压建设的主体，可进一步分为交/直流特高压设备、缆线和铁塔、绝缘器件、智能电网等。
产业链相关公司主要有，上游：卧龙电驱、华明装备；中游：国电南瑞、许继电气、中国西电、四方股份、特变电工、保变电气、平高电气、国网英大、永福股份、中天科技、汉缆股份、通光线缆、长缆股份、杭电股份、德威新材、通达股份、宝胜股份、安靠智能、大连电瓷、金利华电、东材科技、中环装备、中元股份、积成电子、亨通光电；下游：特锐德、林洋能源、涪陵电力、海兴电力、森源电气、国网信通、内蒙华电等。
1.2.2、储电
目前的电网其实还只能按需供电，用多少供多少，并不能做到自己储电，如果可再生能源成为未来发电组合中的最大份额，那么要解决太阳能和风能在电网中传播时的随机性、易变性和间歇性问题，对电能的存储需求将变得更加迫切。
电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。储能可分为机械类储能、电器类储能、电化学类储能、热储能、化学类储能等。虽然现在发电技术已经趋于成熟，但是储电的技术相对比较原始。现阶段应用比较广泛的储能方式有两种：一是物理方式的蓄水储能，占比非常高；二是电化学储能，近些年发展较快；另外，如果氢能源的下游应用广泛展开，利用可再生电力电解水制氢将是比较有前景的储能方式。
根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4MW。
下面来接单介绍一下主流的储能方式：
（1）抽水蓄能
这种方法的原理就是利用两个蓄水池之间的高差，制造出能量转化的可能。当有多余电力需要储存时，这些电力会传送给水池的发电机，发电机带动涡轮运动，将较低位置的水运送到较高位置的水池。而当需要用到这些电力的时候，只需要把高处水池的水释放，水里带动涡轮旋转，就可以产生能用的电力了。
这种方法最大的优点，就是成本低，毕竟水资源往往可以就地取材，像是中国地大物博，很容易找到天然的环境去建造抽水蓄电站，不算在建和规划中的，我国光是运营中的抽水蓄电站就有 30 座。
（2）电化学储能
另外，就是利用蓄电池储能，马斯克曾于2017 年就在南澳花 100 天时间搭建出了一套 100 兆瓦的锂电池组，并且把南澳从一场因为电厂设备故障导致电力短缺供电不足的 “ 灾难 ” 中解决了出来。
电化学储能近年来发展速度较快，在今年马斯克的超级锂电池技术还被引进到了日本大阪，以保障铁路系统的安全运行。根据CNESA统计数据，截至2020年底，全球电化学储能市场累计投运规模突破10GW，中国首次突破1GW。
根据CNESA全球储能项目库和已公开渠道获取的项目信息以及企业自主披露的项目信息，分别对储能技术提供商、储能逆变器提供商、储能系统集成商，按照2020年中国新增投运项目的装机规模排名情况如下：
2020年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商，依次为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电、国轩高科；海外电化学储能（不含家用储能）市场中，出货量排名前五位的中国储能技术提供商，依次为：比亚迪、南都电源、海基新能源、圣阳电源和力神。
2020年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能逆变器提供商，依次为：阳光电源、科华、索英电气、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科陆电子、许继、英博电气和智光储能；海外电化学储能（不含家用储能）市场中，出货量排名前五位的中国储能逆变器提供商，依次为：阳光电源、比亚迪、科华、昆兰新能源和盛弘股份。
2020年，中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名前十位的储能系统集成商，依次为：阳光电源、海博思创、平高、上海电气国轩新能源、猛狮科技、科华、南都电源、科陆电子、南瑞继保和库博能源。海外电化学储能（不含家用储能）市场中，功率规模排名前五位的中国储能系统集成商，依次为：阳光电源、比亚迪、南都电源、沃太能源和圣阳电源。
2020年，中国新增投运的电化学储能项目中，能量规模排名前十位的储能系统集成商，依次为：海博思创、阳光电源、上海电气、国轩新能源、猛狮科技、平高、科华、南都电源、库博能源、科陆电子和南瑞继保；海外电化学储能（不含家用储能）市场中，能量规模排名前五位的中国储能系统集成商，依次为：比亚迪、阳光电源、南都电源、沃太能源和圣阳电源。
2020年，我国电化学储能产业再次呈现高速增长态势，保守场景下，2021年电化学储能市场继续保持快速发展，“十四五”期间是储能探索和实现市场的刚需应用，系统产品化和获取稳定商业利益的重要时期，届时电化学储能市场累计规模2021-2025年复合增长率为57.4%，市场呈现稳步、快速增长的趋势；理想场景下，“碳达峰”和“碳中和”目标对可再生能源和储能行业形成巨大利好，在政策鼓励和推动下，2021年市场累计规模再创新高，随着新能源为主体的新型电力系统的建设，储能的规模化应用广泛展开，未来两年出现稳定的盈利模式，照此发展，“十四五”后期将再形成一轮高速增长。
基于以上两种场景，“十四五”期间，我国的电化学储能市场将正式跨入规模化发展阶段。目前国内电化学储能行业，储能技术提供商主要有：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气、国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电、国轩高科、圣阳电源；逆变器提供商有：阳光电源、科华、索英电气、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科陆电子、许继、英博电气、智光储能、比亚迪、昆兰新能源；系统集成的主要公司有：阳光电源、海博思创、平高、上海电气、国轩新能源、猛狮科技、科华、南都电源、科陆电子、南瑞继保、库博能源、比亚迪、沃太能源、圣阳电源等。
（3）较有前景的电解水制氢
对比前两种储能方式，还有一种虽然没被大规模利用但是极具潜力的能量存储介质——氢气，而它可以通过可再生能源电力来获得，并存储起来。也就是常说的电解水，在直流电的作用下，通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气，分别在阴、阳两极析出。
根据不同的技术划分，可分为碱水电解（AWE）、质子交换膜（PEM）水电解、固体氧化物（SOE）水电解、固体聚合物阴离子交换膜（AEW）水电解，其中SOE水电解技术处于初步示范阶段，而AEM水电解研究刚起步，目前实际应用的电解水制氢技术主要为前两者。
虽然碱性电解槽已经很成熟并已商业化应用，质子交换膜和固体氧化物电解槽在降低初期投资和提高效率方面有更大的发展潜力。
通过电解水获得的氢气作为储能载体的优势在于：氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；电解方式获得的氢气纯度较高，可达99.9%以上，无论是对氢气纯度要求较高的精密电子器件制造行业还是传统工业都有广泛的应用，可以说具有成比例放大到电网规模应用的潜力。
对于可再生和可持续能源电力来说，利用平时富余的电来制氢，把氢气储存起来，在短缺的时候再来转化为电能或者直接利用，不仅可以大规模储存，而且储存时间也较长。
抽水蓄能往往受限于地理条件，而锂离子电池在几天或几周内就会耗尽，氢能则可储存数月甚至数个季度，期间几乎不会发生能量衰减，并且储存和运输也较为方便，如果所制得的氢气在未来有广阔的应用空间，那么利用制氢这种方式储能将有非常大的前景。
制氢相关公司：在碱性电解水设备方面，目前国内设备的水平最大可达1000标方/h。代表企业有苏州竞立制氢设备有限公司、天津市大陆制氢设备有限公司等。国内的PEM水电解技术研究起步于20世纪90年代，针对特殊领域制氢、制氧的需求，主要研发单位有中科院大连化学物理研究所、中船重工集团718研究所、中国航天科技集团公司507所。
1.3、下游——生产生活的应用
电力的终端应用从大类上划分，主要包括工业及日常生活，工业用电在我国占比最大超过70%，另外是居民生活超过10%，关于电力的应用是大家都熟悉的场景，这一块基本属于消费领域范畴这里不作重点分析。
2、氢能
2.1、氢能是能源转型中的理想替代能源
氢能相比于传统化石能源具备诸多优势：
蕴藏丰富:氢是世界上最普遍的元素，构成宇宙质量的75%，主要以化合物形态贮存于水中，而水是地球上存在最多的物质；
清洁低碳:传统能源含碳量高，燃烧过程中会排放CO2等温室气体,氢的最终产物为水，燃烧不会产生污染物与温室气体；
热值高:氢气的单位热值为142.5MJ/kg，超过所有的化石燃料,是天然气的2.5倍，汽油的3倍，煤炭的4.3倍；
形式多样,适应不同需求:制氢方式有烃类裂解、蒸汽转化、电解水制氢以及工业副产等多种途径；氢气的不同形态可适应多种运输技术方案。
2.2、全球各国政策支持不断
在全球碳中和大背景下，推进氢能源的生产和利用已成为大部分国家或地区的共识，其中美国、欧盟以及日本等发达国家或地区氢能源政策相对完善。
（1）美国:氢能发展早，政策加码巩固领先地位
（2）欧盟:碳排放要求趋严，氢能加速降碳减排
（3）日本:政策扶持力度大，氢能开发最全面
（4）中国:氢能发展从零突破，政策密集出台
2.3、应用场景广泛
氢能产业链分为三个主要环节:上游制氢、中游储运及下游氢能应用。
上游氢能的制备包括传统能源化石原料制氢、工业副产制氢以及电解水制氢；中游环节是储运，目前氢能的主要储运技术包括高压气态、低温液态、固体材料储运和有机液态运输等；氢能的下游应用可以广泛渗透到传统能源的各个方面，包括交通运输、工业燃料、发电等，未来氢气的主要需求将集中于工业以及燃料电池汽车等领域。
从产业链的角度来分析主要蕴含的投资机会：
2.3.1、上游方面——氢气的制备
制备氢气的方法已较为成熟，主要分为以下四大技术路线：1）化石燃料制氢：通过煤、焦炭气化，石油、天然气重整制氢等；2）化工原料制氢：甲醇裂解、氨分解制氢；3）工业尾气副产氢：石油炼厂尾气、氯碱盐化工、合成氨尾气制氢；4）电解水制氢：利用可再生能源制氢。
化石能源为目前我国制氢主要来源，优点在于原料丰富、成本低廉、制氢效率更高，但化石燃料制氢其生命周期内的碳排放量远高于其他制氢方式。我国在化石燃料制氢方面碳排放量大，与发展清洁低碳的氢能源存在一定矛盾。使用可再生能源，例如太阳能、风能、核能等制造氢气，在生产该类氢气的过程中，可以实现完全无碳化。
按照目前的发展趋势，我国近期将以工业副产氢为主，中长期以可再生能源电力制氢为发展方向，关于电解水制氢的主要技术和公司在上文储能部分有所提及，到2050年可再生能源电解制氢将占我国氢气供给的70%。未来利用可再生能源发电然后电解水制氢很可能成为氢能的主要来源，也是最理想的制氢方式。
未来随着电解槽等技术发展以及规模化生产，制氢的成本会不断下降，2040年前制氢成本有望下降至1美元/kg。随着我国可再生能源的快速发展，光伏、风电装机量正不断提升，同时可再生能源的发电成本也在持续下降，利用弃风及弃光电力可以有效降低电解制氢成本。
现阶段具备制氢能力或有布局的上游企业：华昌化工、东华能源、昊华科技、中泰股份、嘉化能源、鸿达兴业等。
2.3.2、中游——氢气的储运及加氢站
（1）氢气储存——高压气态储氢应用广泛
氢气储存主要有三种路径:高压气态储氢、低温液态储氢，以及固态储氢。高压气态储氢技术将氢气压缩成高密度气态形式储存，目前应用广泛;低温液氢储存将氢气液化，体积储氢密度大，在国外应用较多，国内技术尚处于航空用阶段，民用技术尚处于起步阶段，与国际先进水平存在差距；储氢材料储氢技术目前国内外产业化极少，基本处在小规模实验阶段。
（2）氢气运输——管道运输优势明显
目前氢气运输主要有气氢拖车、液氢槽车以及氢气管道三种方式运输。国内现阶段普遍采用氢气拖车进行运输，气氢拖车运输节省了液化成本和管道运输的前期投资成本，在一定储运距离内经济性较高，比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨的用户端。液态氢运输主要利用液氢槽车，液氢的单车运氢能力是气氢的10倍以上，运输效率提高，综合成本降低。管道运输适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。管道输送方式以高压气态或液态氢的管道输送为主，具备运量大、能耗低、规模成本低诸多优势，是实现长距离、大规模输氢的重要环节。
（3）加氢站——建设提速
根据H2Station的数据，2020年全球新增加氢站119座，累计建成553座。其中大部分集中在亚洲、欧洲与北美地区；2020年我国累计建成118座加氢站，其中建成的加氢站已投入运营101 座，待运营17座，投用比例超过85%，与全球其他发达国家与地区相比，我国加氢站数量处于领先水平。
目前我国加氢站建设投资成本较高，建设一个典型日均加氢量600kg的35Mpa外供氢的高压气氢加氢站，需要2000万的投资，其中设备费用占比最大比例(约45%)，主要是压缩机、储氢瓶、加氢和冷却系统等。随着生产规模的增加，设备成本等费用会进一步下降，以 35Mpa固定式加氢站为例，当生产规模从每年10套提高至每年 100套时，总投资成本下降21%，其中核心设备下降幅度超40%。
加氢站现金流“死亡谷”可能会持续10~15年，直到累计现金流转为正值。此外，目前我国加氢站的核心设备依赖进口，其中压缩机的成本占比较高(约30%)，根据《中国氢能产业发展报告 2020》的测算，随着未来国产化的推进，预计加氢站的设备费用在未来每年至少按照20-30%的速度下降。
2020年10月，工信部发布《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，提出2030年我国加氢站建设目标至少为5000座，年复合增长率超过45%。全球主要国家，比如美国、欧洲、日本均规划了相当数量的加氢站。
未来随着加氢站成本的下降以及终端需求的发展，将迎来大规模建设。加氢站作为连接上下游的重要枢纽，未来拥有广阔的空间。其中加氢站设备建设、运营及提供商有厚普股份、中集安瑞科、鸿达兴业、嘉化能源；储氢瓶供应商有中材科技、富瑞特装、京城股份、深冷股份、中集安瑞科；以及关键设备供应商中集安瑞科、雪人股份等。
2.3.3、下游——关键应用为交通领域和工业生产
（1）交通领域——氢燃料电池汽车
燃料电池车是电动车的一种，其核心部件为氢燃料电池系统，通过氢气和氧气的化学作用直接转换成电能，反应过程中不会排放任何有害气体。此外燃料电池的能量转换效率比内燃机要高 2-3倍，因此从能源的利用和环境保护方面，燃料电池汽车是一种理想的车辆。
燃料电池汽车产业链划分为上游电堆及零部件/材料、中游辅助件以及系统集成、下游的整车制造应用。
全球燃料电池汽车市场发展趋势整体向上。2020年全球燃料电池汽车销量为9006辆，相比于2019年下滑约15%。其中韩国为全球最大的氢燃料电池汽车销售市场，销量达5823台，同比增长39%，占当年全球销量的65%。2020年全球氢燃料电池汽车保有量为32535台，同比增长38%，韩国的保有量从2019年的 5083台跃升至10906台，排名第一。随着能源战略的布局以及碳排放压力增加，继中日美韩四国后，德国、荷兰等欧盟国家也加快燃料电池汽车的推广。
从国际上来看，燃料汽车主要发力于乘用车市场，集中以丰田Mirai、本田Clarity 为代表的轿车市场和现代NEXO、奔驰GLC为代表的SUV市场。我国氢能源在交通领域的应用遵循商用车先发展，乘用车后发展的路径。根据新能源汽车国家检测与管理平台的数据显示，2020年我国燃料电池客车、货车、物流车保有量分别为 2500辆、4070辆、780辆；从结构上而言，物流车等商用车仍占多数，占比达到60.5%，公交客车等比例占比约39%，乘用车仅用于租赁，占比为0.1%。其中中通客车、上汽大通、上海申龙以及佛山飞驰四家企业2019年的产量占比全年总量的 72.3%，其中上海申龙全年总产量903辆，位居全国第一，占比约30%。
氢燃料电池汽车现阶段仍然依赖于政府补助以及政策支持，根据《氢燃料电池汽车全生命周期经济性分析2020》的研究结果，目前商用车燃料电池系统的价格国内行业平均水平在1万元/kW，商用车用储氢系统的国内平均水平在5000元/kg。随着未来质子交换膜燃料电池技术突破与规模效应带来的成本下降，燃料电池重卡、乘用车等车型的市场化进程将加速。规模效应带来的成本下降是氢燃料电池市场化的重要因素。
燃料电池系统为下游氢能运用的最重要环节，随着燃料电池汽车未来的快速放量，燃料电池产业链将大为受益。目前“以奖代补”不得用于支持燃料电池整车生产投资项目以及加氢站的建设，因此整车厂商在推广示范阶段的受益程度有限，燃料电池系统及电池设备制造厂商将持续受益。其中燃料电池系统提供商包括：大洋电机、亿华通；空气/氢气循环系统提供商：汉钟精机、冰轮环境、雪人股份、潍柴动力；质子交换膜、膜电极、双极板制造商：雄韬股份、东岳集团、长城电工、美锦能源、腾龙股份、安泰科技等；整车制造商包括：美锦能源、中通客车、福田汽车、东方电气等。
（2）工业生产——化工和钢铁、冶金
氢气在工业中用途广泛，根据IEA统计数据，2018年全球的氢气使用量达1.15亿吨，其中主要用于原油精炼、氨制备、甲醇制备以及冶金炼钢，占比分别达到33%、27%、11%与3%。化工行业当中，大部分氢气用于加氢处理、加氢裂化和脱硫；富氢气体可用作钢生产的替代方法中的还原剂，利用氢气可以从氧化合物中夺取氧的性质，在冶金工业可以冶炼金属；氢气可以用来制造氨，并进一步制造化肥。
碳中和背景下，氢能可助力工业领域脱碳，在炼化行业，以低碳氢代替通过煤炭和天然气生产的常规氢作为切入，随后探索用低碳氢和碳捕获方式生产合成燃料，有助于炼化行业深度脱碳；炼钢行业，可以利用氢气直接从固态铁矿石中除掉氧气，是钢铁行业前景有利的脱碳途径；在冶金行业，全球各国开始积极探索利用氢气代替煤炭作为高炉的还原剂，减少乃至完全避免钢铁生产中二氧化碳的排放，并取得了一定的进展。
展望未来，氢能在炼化、钢铁、发电、交通运输等领域有望形成规模化的需求，加速深度脱碳。
三、碳中和过程中负排放技术应用的机会
碳中和的过程主要包括自然过程（海洋吸收、侵蚀-沉积过程的碳埋藏、碱性土壤的固碳等）和人为因素（木材蓄积量、土壤有机碳、工程封存等）。自然过程吸收二氧化碳的量，只能理解为自然界存在的一个基数，在对待那些无法替代的碳排放情况下，重点考虑的是如何依靠人为努力，比如生态建设、工程封存、土壤固碳等负排放技术和措施来进行碳的利用和封存。
1、NETs——Negative Emission Technologies（负排放技术）
在难以完全零排放的情景下，NETs（负排放技术）成为碳中和技术路径的重要组成，通过此类技术的大规模应用，可以在深度脱碳期保障碳中和目标的最终实现。在全面提高能效、推动能源系统脱碳等技术的基础上，还需要大力发展关键负排放技术。
根据《科学》杂志的情景分析，如果没有应用减排技术（“一切照旧”），CO₂排放量将继续上升。如果要实现相对工业化水平前，将全球平均气温的上升幅度控制在+2℃以内，就需要将传统减排技术与负排放结合起来。在这种“低于+2℃”的情景下，全球净排放水平在2075年左右将变为负。
根据中科院整理的现有的负排放技术路径主要有：将二氧化碳制成化学品、将二氧化碳制成燃料、微藻的生产、混凝土碳捕集、提高原油采集率、生物能源的碳捕捉和存储、硅酸盐岩石的风化和矿物碳化、植树造林、土壤有机碳和土壤无机碳、农作物的秸秆烧成木炭还田等等。
当前主要的负排放技术从大的方向分，主要包括CCUS（也就是碳捕获、利用、封存技术）和生态碳汇技术。上图这些负排放技术中，前面六项是国际上所谓的CCUS技术，下文来逐一分析：
1.1、CCUS（碳捕获、利用与封存）技术
CCUS即二氧化碳捕集、利用与封存，是指将二氧化碳从排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现二氧化碳减排的工业过程。CCUS技术作为二氧化碳减排重要措施之一，将在中国2030年碳达峰后的去峰阶段发挥重要作用。CCUS可以在避免能源结构过激调整、保证能源安全的前提下完成减排，是支撑国家能源安全的必然选择。
CCUS在技术成熟的前提下有可能实现近零排放，是全球气候解决方案的重要组成部分。CCUS在促进煤清洁利用方面具有重要作用，有可能对油气、燃煤发电、煤化工等行业的优化发展能起到明显的推进作用，对世界能源供给也具有战略意义，碳捕集也将是未来治理大气污染的重要一环。
CCUS全路径主要由二氧化碳来源、捕获、运输、利用/封存这四个环节构成。
1.1.1、碳捕获技术
从碳捕获的技术路径可分为三种：1）燃烧前捕集，通过燃烧前将碳从燃料中脱除；2） 燃烧后捕集，从燃烧生成的烟气中分离二氧化碳；3）富氧燃烧，又称氧气、二氧化碳燃烧技术或空气分离、烟气再循环技术。其中燃烧前捕集技术只能用于新建发电厂，另两种技术则可同时应用于新建和已投产的发电厂、化工厂等。
水泥和钢铁生产、化石燃料制氢、垃圾焚烧和发电等行业产生的CO₂ 在排放到大气之前就能够被捕获，通过不同的工程方法，可以有效地从点源捕获CO₂ ，捕获水平超过90%。然后，被压缩到超过100个大气压，注入到地下一千米以下的多孔岩石层中，在不透水的岩石下，保存数万年到数百万年。CO₂也可以被纳入建筑材料等产品中，只要它们能够长期储存。在生物质能碳捕获与封存技术（BECCS）中，CO₂ 由植被从大气中提取出来，然后在生物质燃烧时从燃烧产物中回收。在直接空气碳捕获与封存技术（DACCS）中，CO₂ 直接从空气中捕获。
1.1.2、碳利用技术
在节能减排的国家发展策略下，发展高效有益的二氧化碳利用技术取代传统的工艺，在节能减排的同时创造直接或间接的效益，将是 CCUS 发展的新方向。由于碳捕获和储存具有前沿的技术体系和巨大的工程规模的两个特点，需要花费巨额资本和运营成本，以及额外的能耗。因此，合理的利用捕获、储存的二氧化碳也十分关键。
（1）主要集中领域
当前 CCUS 技术中碳的利用主要集中在矿化应用、化工应用和生物应用。1）矿化：将CO₂ 融入混凝土最有潜力在短期内成为一个巨大的CO₂ 市场；2）化学：CO₂目前被少量用于制造尿素肥料和一些特殊聚合物。在未来的氢经济中，CO₂可以与氢气结合，制造合成燃料、合成气和甲醇。合成气和甲醇是基本的化学原料，许多化学品和聚合物都可以用它们来生产；3）生物：CO₂被用来促进植物生长，并可以通过使用生物炭捕获，提高土壤质量。
但是，某些碳应用方案，如在某些化工过程中使用CO₂ 、灭火产品等，并不等同于混凝土或碳酸盐等永久封存解决方案。需要与直接空气碳捕获与封存技术结合，以解决CO₂ 的再释放问题，达到碳中和。
（2）碳利用市场和潜在的CO₂需求
对于化工产品，CO₂的利用只有在它取代石油化工产品时才会带来净效益。并且，化学产品的寿命太短，不能被认为是碳汇。为了更好的环境影响，CO₂必须来自生物质能碳捕获与封存技术、直接空气碳捕获与封存技术或废物流。利用CO₂ 生产骨料和混凝土最具吸收CO₂ 的潜力，每年的市场规模总计约为2.5万亿美元。然而，现有产品价格低廉，使得这类产品的市场渗透具有挑战性。甲醇和乙醇的生产也为在产品中吸收CO₂ 创造了机会，但由于液体燃料最终会燃烧，它们不被视为长期的CO₂吸收解决方案，除非与直接空气碳捕获与封存技术、生物质能碳捕获与封存技术和绿色氢结合，以创造替代化石燃料的燃料。其余的产品作为CO₂解决方案的潜力有限，因为与化石燃料市场相比，这些产品的市场规模较小，且加工成本较高。
1.1.3、碳封存技术
现阶段大规模储存与固定仍然是CO₂减排的主要途径。目前大多数正在进行的 CCUS 项目都是将CO₂注入沉积盆地或者深海层，但此方法捕集时间可能过长，存在二氧化碳泄露的风险，甚至会破坏贮藏带的矿物质，改变地层结构，海洋储存运输成本高昂以及会对海洋生态系统带来影响。另一种方式是，将捕集的碳注入活性岩石中来封存，激发CO₂的矿化作用，从而达到永久固碳的目的，这样碳返回大气的风险可忽略不计。
全球陆上理论封存容量为6~42 万亿吨，海底理论封存容量为2~13 万亿吨。在所有封存类型中，深部盐水层封存占据主导位置，其封存容量占比约98%，且分布广泛，是较为理想的CO₂封存场所；油气藏由于存在完整的构造、详细的地质勘探基础等条件，是适合CO₂封存的早期地质场所。
1.2、生态碳汇
生态碳汇是通过加强森林资源培育，开展绿化行动，不断增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统固碳能力。通过植树造林、植被恢复等措施，吸收大气中的二氧化碳，从而减少温室气体在大气中浓度的过程、活动或机制。生态碳汇主要有陆地生态碳汇和海洋生态碳汇，其中陆地生态碳汇又包括耕地碳汇和森林碳汇、草地碳汇、土壤碳汇等。
陆地生态系统固碳是当前国际社会公认的最经济可行和减缓大气CO₂浓度升高的重要途径之一。根据中科院做过一些关于碳收支项目的研究数据表明，我国陆地生态系统的碳汇可以抵消人为碳源的10%-40%，现在认为，我国目前地表碳储量相当于363亿吨二氧化碳，每年固碳速率是10到40亿吨二氧化碳，我们估计森林在2060年以前将会达到固碳的峰值，之后固碳速率就会降低。干旱半干旱区的土壤还很难估计。
不过关于陆地生态系统碳汇的功能与速率以及不同有机碳之间什么时候会达到平衡，还有碱性土壤这个问题，目前的研究还很少。但是从我国建设的生态工程固碳总量来看，效果还是很明显的，约占我国陆地生态系统年固碳总量的56%。
2、我国CCUS技术的应用及前景
CCUS 技术作为CO₂减排重要措施之一，其发展潜力可期。考虑我国“富煤、贫油、乏气” 的资源存储状况及全球能源低碳转型的不可逆趋势，CCUS 可以在避免能源结构过激调整、保证能源安全的前提下完成减排，是支撑国家能源安全的必然选择。中国目前已投运或建设中的CCUS 示范项目约为40 个，捕集能力300 万吨/年。多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。
2019 年以来，主要进展如下：1）捕集：国家能源集团国华锦界电厂新建15 万吨/ 年燃烧后CO₂捕集项目；中海油丽水36-1 气田开展CO₂分离、液化及制取干冰项目，捕集规模5 万吨/ 年，产能25 万吨/ 年。2）地质利用与封存：国华锦界电厂拟将捕集的CO₂进行咸水层封存，部分CO₂-EOR 项目规模扩大。3）化工、生物利用：20 万吨/ 年微藻固定煤化工烟气CO₂生物利用项目；1 万吨/ 年CO₂养护混凝土矿化利用项目；3000 吨/ 年碳化法钢渣化工利用项目。
根据国内外的研究结果，碳中和目标下中国CCUS减排需求为：2030年0.2~4.08 亿吨，2050 年6~14.5 亿吨，2060 年10~18.2 亿吨。各机构情景设置中主要考虑了中国实现1.5℃目标、2℃目标、可持续发展目标、碳达峰碳中和目标，各行业CO₂排放路径，CCUS技术发展，以及CCUS可以使用或可能使用的情景。
碳中和将带来各行业产业和基础设施绿色升级，节能环保、清洁生产、清洁能源是大势所趋，负排放技术不可或缺。这一领域中的主要公司有：涉及林业碳汇、园林生态：绿茵生态；生物质能源发电领域：维尔利；垃圾焚烧领域：瀚蓝环境、上海环境；CCUS相关领域的监测设备公司：雪迪龙、先河环保；气体传感器、气体分析仪器的企业：四方光电等。
四、市场化路径——碳交易所助力碳中和
实现碳中和需要的资金之大，不可能仅仅依靠政府补贴，也需要市场发力。碳交易所就是一种市场化途径。全国碳排放权交易也于今年7月16日正式开市。全国众多专家均表示，碳中和是一个市场信号，意义是重大的。不论是中国的，还是欧盟的，碳市场的交易对象，都是化石能源碳，方向是准确的。
根据已有规划，全国碳市场上线交易，首先从电力系统推进，电力工业覆盖中国二氧化碳排放量的35%；第二步将会引入建材行业的水泥和有色金属行业的电解铝，这两个行业引入后，覆盖的二氧化碳排放量会达到47%；之后引入化工、建材、石化等八大行业，这八大行业会覆盖全国二氧化碳排放量的70%。未来还会从生产领域扩展到生活领域，在我们生活中也会逐步引入碳市场的概念和实际应用，也就是我们个人的碳足迹。
然而，碳交易所并不完美。从世界经验来看，碳交易所发展的过程——从新创建的市场走向成熟是一个相当长的过程，而且也会出现很多问题。欧盟碳交易市场早在2005年就启动，但仍然经历了价格暴跌和价格震荡等问题，欧盟这16年的实践中，也并没有因为有了碳交易所，就实现了碳中和，只是在一定程度上缓和了碳排放的速度。
当前，碳交易所面临的挑战主要有三个。首先，要准确地测算不同经济主体的碳排放量，这本身就不容易；其次，碳交易市场涵盖的范围应该如何界定。可能在开始阶段把一些主要的、相对比较清楚的碳排放经济主体或厂商包括进来，但是这毕竟不是全部，甚至可能不占碳排放的大部分，从长远来看，怎样把更多的碳排放经济主体纳入进碳交易体系，这也是一个挑战；第三，碳排放的定价机制。目前来看，开始阶段大家都认为应该是免费的配额，随着时间推进，对市场运行机制更加了解之后，可能会走向竞拍的模式。
另外过去没有碳交易市场，现在人为地通过政策或者机制的设计来创造一个新的市场，这就涉及到所谓的交易成本的问题，碳交易中的碳是无形产品，企业排放了多少碳，需要核算，而核算是需要成本和投入的。企业核算以后，还需要第三方机构再核查一遍，也不可能免费。最后企业要去碳交易登记中心登记，登记可以免费，但是对企业来讲是免费的，对社会来讲是社会成本，并不是没有成本的。企业在碳交易中心买卖二氧化碳，上海碳交易所可以是非盈利的，但是有交易所，就要有楼、租金、工资等运行费用。即使对企业免费，对社会来说也不可能是零成本。
在这种情况下，就要防止资本的炒作和垄断。从长远来看，碳交易市场是一个重要机制，应该说有积极意义，但是在短期不能寄予太高期望。如何建立比较完善的机制，需要一定的发展过程。
五、综述
“碳中和”过程既是挑战又是机遇，其过程将会是经济社会的大转型，将会是一场涉及广泛领域的大变革。要求由要素投入驱动向技术创新驱动跨越，“技术为王”将在此进程中得到充分体现，即谁在技术上走在前面，谁将在未来国际竞争中取得优势。因此需要积极研究与谋划，谋定而动，系统布局，组织力量，特殊支持，力争以技术上的先进性获得产业上的主导权，使之成为民族复兴的重要推动力，我们必须要积极地看待这个问题。而完成这个大转型，需要在能源结构、能源消费、人为固碳“三端发力”，所需的资金将会是天文数字，决不可能依靠政府财政补贴得以满足，必须坚持市场导向，鼓励竞争，稳步推进。政府的财政资金应主要投入在技术研发、产业示范上，力争加快我国技术和产业的迭代进步速度。
最后，来两张图总结一下主要的投资机会：
1、产业趋势：
2、具体投资标的：
五、风险提示
政策推进不及预期；
绿色经济领域的相关技术发展不及预期；
竞争加剧，碳交易收益不及预期等。
附双碳研究系列文章：
碳达峰、碳中和政策最全面的研究（或许是）
碳排放权就是发展权，就是基本人权
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