义柏研究院丨碳中和概念下的能源系统变革——光风储氢一体化（上）

        2022已至，碳中和热度不减。

      化石能源带来的温室气体排放引发全球气候变暖，使世界各国再次站在能源革命的路口。碳中和的背后既是合作也是竞争，更是一个国家政治、经济、科技、制造能力的整体比拼。我国于2020年9月正式提出“2030碳达峰、2060碳中和”，驱动中国社会全面向绿色转型，将会对中国的能源结构乃至经济社会产生巨大影响。如何顺应大势、正视挑战、抓住机遇，在实现碳中和的道路上顺利实现转型升级成为了共性而极具挑战性的目标。

      我国近90%的碳排放由能源领域产生，能源领域的变革是碳中和的最主要矛盾之一，供给侧实现清洁电力高占比、消费侧实现更高水平的电气化、氢能化将是未来的趋势，也是实现碳中和的重中之重。

      义柏资本从早期即开始关注碳中和概念下的能源系统性变革机会。我们研究认为，光风储氢一体化将是我国能源系统变革的方向；软硬科技有机结合，通过创新引领能源系统性升级，加以政策、科技、产业链、金融等多方面协同是推动能源转型、助力实现碳中和的破局之法。

      我国碳排放总量巨大。2004年，我国超过美国成为最大的碳排放国家，而后一直居世界碳排放首位。2019年，我国碳排放总量约占全球碳排放的28.8%，约是美国两倍、欧盟三倍。我国的人均碳排放量虽不及美国、日本，但仍处于上升趋势，拐点还未出现。这意味着如不进行优化转型，我国的碳排放总量将进一步上升。

数据背后存在两个逻辑：

      （一）我国经济发展带来的能耗体量上涨。当前，我国人均GDP水平不到发达国家的三分之一，未来经济增长势头依旧强劲。在完成了党的十八大提出的2020全面建成小康社会、人均GDP达到10000美元的目标基础上，我国仍处于经济发展阶段，随之而来会有进一步提升能源消费总量的需求。

      （二）我国单位GDP碳排放偏高。根据国家统计局数据，2020年单位GDP能耗为0.328kg标准煤/美元，高于发达国家的0.116-0.264kg标准煤/美元，我国单位GDP能耗仍在较高水平。

所以，同时解决经济发展与减排的矛盾，同时降低单位GDP的碳排放，是我国在实现碳中和道路上面临的双重压力。而美国、日本、欧盟等发达国家和地区发展起步早、发展较为充分，现有产业结构科技含量高、附加价值大、碳排放及污染相对较小，均已实现碳排放总量及人均碳排放达峰，为其实现碳中和铺垫了良好的基础与缓冲。

      引用中国科学院丁仲礼院士的观点，一个国家的发展程度同人均累计碳排放密切相关，我国人均累计碳排放远远低于主要发达国家，从这个角度来看，我国实现碳中和也难于其他国家。

      我国化石能源禀赋表现为多煤、贫油、少气。当前，我国仍保持以煤炭为主，石油、天然气和非化石能源为辅的能源供应体系。仅从电力角度考虑， 2020年煤电发电量为4.63万亿千瓦时，占全国全口径发电量达60.8%（中电联）。在碳中和的目标下，2050年中国非石化发电量占总电量的比例将超过90%，煤炭比例则将降至5%以下（清华大学气候变化与可持续发展研究院）。

      我国煤电占比高是有原因的，成本竞争力与能源安全性在传统电力行业尤为重要。我国煤炭资源丰富且优质，煤电是个十分经济的选择，即使加上脱硫脱硝电除尘，绝大多数的火电上网电价依然可以控制在0.25-0.45元/度之间，如此低的价格仅次于大型水电。另一方面，火电具有优异的调峰性能，在煤炭供应充足的情况下，受到外界因素的干扰相对于其他发电方式较小。也正因如此，我们预判在未来实现碳中和的那一天，火电不会完全退场，而会作为调峰调频的辅助能源存在。然而，煤电的碳排放是巨大的，同等热值下，原油和天然气的碳排放分别比煤炭少22%，41%。

      而非化石能源主要可分为水电、核电、光伏和风电四个路径，而光伏和风电具备成为主力能源的潜力。

      水电主要受自然条件限制空间有限。从占比来看，我国可再生能源以水电为主，2020年中国水力发电量达到了1.36万亿千瓦时，占全国电力供应的17.9%（中电联）。水电发电成本低、响应速度快、出力稳定，是理想的调峰调频和事故备用电源。但水电依赖水力资源严重，目前中国水电开发进程过半，未开发流域多处于基础设施条件差或生态环境脆弱的地区，开发难度大、环保要求高，我国水电发展的空间有限。

      核电因安全和核废料等问题难以成为主力能源。核电是也是清洁、稳定的电源选择。2020年我国核电发电量为3662亿千瓦时，占全国电力供应比例约5%（中国核能行业协会）。目前核电分布在沿海或海岛区域，主要面临安全问题的担忧，如自然灾害下的核电站泄露事件给世界各国敲响了警钟。核废料的处理是另一个问题，核电难以成为碳中和下的主力能源渠道。

      比较理想的清洁能源是光伏和风电，被寄予厚望。2010s全球光伏发电成本累计下降了82%、陆上风电和海上风电的发电成本也分别下降了39%和29%（IRENA），成本竞争力是未来实现可再生电力高速发展的驱动力。我国并网风电和并网太阳能发电量快速增长，2020年中国光伏风电发电量达7270亿千瓦时，发电占比约10%（国家能源局），但可再生能源发电具有不稳定性、间歇性、转动惯量低、抗扰动能力差的问题，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，需要依赖储能形成可控制、可调度的电网运营模式，构成新能源为主题的新型电力系统。

      此外，氢能作为来源广泛、清洁无碳、应用场景丰富的二次能源，将成为碳中和的重要推力。我们预计，未来的能源体系的主要特点如下：

光风储氢一体化能源体系蓝图如下：

      早在1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏打效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。

      我们分别从技术路径、成本下降、市场空间、产业链等角度来回顾光伏行业的发展历程。

      2009-2011年，随着改良西门子法的推出，多晶硅料生产成本大幅下降，光伏发电以多晶硅为主。2013-2017年，金刚线切割技术使得单晶硅片成本大幅下降，后续单晶硅片在电池端转换效率优势逐步体现，开始发展并逐渐取代多晶硅。2018年以来，PERC电池片技术推出，单晶硅片转换效率优势更加明显，使得单晶硅逐步完成对多晶硅的替代，BSF（铝背场电池）逐步被淘汰。

      以TOPCon、HJT、钙钛矿等为代表的全新太阳能电池路径正处于积累阶段，预计将先后进入商业化推广应用。其中，由于钙钛矿电池仍处于研究阶段，尚未有大规模量产落地，所以暂未列入上表。钙钛矿电池具有非常好的发展潜力，主要体现为光电转换效率高、生产成本和材料成本更低、核心材料对杂质不敏感等方面。而且钙钛矿的应用场景更广阔，不仅可以作为刚性单体电池或与晶硅电池叠层使用，甚至还可以制作柔性电池，进一步打开下游空间和应用场景。但目前仍有一些制约因素限制了钙钛矿电池产业化落地，如稳定性不足、大面积制备的产品良率限制等。待工艺技术进一步提升后，钙钛矿将迎来发展良机。

      随着技术工艺不断优化和非技术成本的持续压缩，光伏发电成本持续下降，根据IRENA测算，2010-2020年光伏发电系统成本降幅80%。LCOE方面，2010-2020年全球光伏加权平均度电成本由0.381美元/kWh下降至0.057美元/kWh，降幅高达85%，年均降幅17%。

      截至2020年底，全球光伏发电装机达707GW（IRENA），CAGR=33%。中国装机达254GW，CAGR=74%，中国光伏装机增长速度显著高于全球平均水平，占全球总装机容量超过三分之一，连续五年世界第一。

      据CPIA预测，2021-2025年，全球年均装机增量约210-260GW，中国年均装机70-90GW，依旧保持快速上涨的趋势。

      晶硅电池产业链分为上游硅料与硅片、中游电池片与组件、下游配套设施及发电系统等。

硅料端：

      多晶硅料为生产单晶硅片及多晶硅片的上游原料。根据CPIA统计，2020年中国多晶硅产能42万吨，产量39.6万吨，同比增长15.79%。2008-2020年中国多晶硅产量占全球比重总体保持增长趋势。2020年，中国多晶硅产量占全球比重达到75.43pct，比2019年提高8.11pct，多晶硅产业进一步向中国转移。且硅料生产有投资大、扩产周期长、产能启停柔性差的特点，当行业波动大时可调节度差。

      值得一提的是，颗粒硅的出现有望打破传统西门子法的格局。其主要优势在于生产能耗大幅降低，较西门子法节约2/3，且单位投资额可节省30%左右。目前下游客户主要将颗粒硅作为掺料使用，主要考虑到颗粒硅的粉尘、含氢量高、无法连续生产等限制性问题尚未完全解决。如颗粒硅得到市场进一步认可，将有机会重塑行业格局。

硅片端：

      截至2020年底，全球硅片总产能约为247.4GW，产量约为167.7GW，继续保持快速增长趋势，尤其是单晶硅片规模大幅提升。中国凭借晶硅技术、规模化、成本控制以及产业链齐备等优势，国内光伏硅片制造领先于世界，2020年中国大陆硅片产能约为240GW，占全球的97%，占据绝对领先地位。从技术路线看，硅片环节的发展特点是单晶取代多晶、大尺寸化提速（182mm和210mm尺寸）、薄片化、N型硅片趋势。

电池片端：

      根据CPIA统计，2020年，新建量产产线仍以PERC电池产线为主。N型电池（主要包括异质结电池和TOPCon电池）相对成本较高，量产规模仍较少；时间方面，预计TOPCon电池产能将于2022年开启规模化产业落地进程，异质结电池在未来2-3年内落地。

组件端：

      2020年，采用166、182、210mm尺寸PERC单晶电池的组件功率已分别达到450W、540W、540W。大尺寸组件之争在2021年进入了白热化阶段。

      此外，光伏产业链还涉及辅材及配套设备，诸如电子浆料、光伏背板与玻璃、光伏支架、EVA等，下游系统还包括逆变器、电池设备等环节。

      光伏按照建设形式可分为集中式和分布式，相比于集中式光伏，分布式光伏打破了资源和负荷的错配，实现发用电一体化，其具备建设门槛低，发用电灵活的优势，降低了电力运输成本及损耗。

      参考国家电网关于分布式电源并网服务管理规则，分布式光伏的指标如下：

      A．10kV电压等级及以下接入且单个项目容量≤6MW；

      B． 35kV电压等级接入，年自发自用电量大于50%；或10kV且单个项目容量超过6MW，年自发自用电量大于50%。

      在光伏发电成本尚在高位之时，补贴和上网电价是促进分布式光伏产业发展最重要的政策之一。根据电价和补贴的变化，对分布式光伏发电划分为“金太阳阶段”、“高度电补贴阶段”、“度电补贴下降阶段”及“平价上网阶段”：

金太阳阶段（2012年及以前）：不区分集中式或分布式电站，无度电补贴，但系统安装补贴4元/W；

高度电补贴阶段（2013-2017年）：度电补贴0.42元/度，持续稳定的高补贴和高水平上网电价驱动下，分布式光伏发展迅速；

度电补贴下降阶段（2018-2020年）：“531新政”发布，光伏补贴力度大幅下降，分布式新增装机增速放缓；

平价上网阶段（2021年起）：工商业分布式光伏不再补贴，户用分布式光伏全发电量补贴标准为0.03元/度，2022年起新建户用分布式光伏不再补贴；

      为进一步推进分布式光伏的装机，国家能源局于2021年9月下发《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，各省共上报676个试点项目，披露规模合计68.1GW（含292个县/区），平均容量233MW。以此推算，676个试点合计容量158GW，项目完成时间2023年或2025年。

      但是分布式光伏也面临着单个项目规模不大、屋顶结构不一、屋顶产权复杂的问题，获取优质屋顶资源及协调能力成为了开发分布式光伏的限制条件。从运维角度来讲，分布式光伏的优缺点也比较明显。

      分布式光伏电站的开发，央企民企各具优势，分工合作是最佳发展模式。央企较民企在资金成本方面具备优势；而民企具备下沉至分布式电站的开发、建设、运维全流程的能力和经验。

      近年以来，技术进步驱动机组发电效率的提高、机组成本和维护费用的降低，叠加EPC设计优化、供应链成熟等因素的共同催化下，风机成本、风电项目装配成本出现一定程度上的下降，已逐渐具有平价开发吸引力。依据国际可再生能源署IRENA于2021年6月发布的《Renewable Power Generation Cost in 2020》报告，2010-2020年内，陆上风电装机成本自1971美元/kW下降31%至1355美元/kW，成本降幅明显，目前我国的风力发电成本已与煤电相当。随着风电度电成本的降低，风电竞争力增强，风电发展模式将由补贴驱动转向成本驱动，风电在电源市场的综合竞争力不断提升。

      风电行业受补贴政策以及弃风率的影响而呈现典型的周期性。传统陆上风电较早进入产业规模化发展阶段；影响海上风电发展的核心因素是能否尽快实现相对煤电的平价，海上风电的发展逻辑已经基本脱离与陆上风电、光伏比较度电成本：

      2006-2010年“十一五”时期：行业爆发式增长，风电设备装备制造大幅提升，但受电网适配能力及出力不稳定等问题，弃风限电问题开始浮现；

      2011-2015年“十二五”时期：2012年全国弃风率达到顶点，风电装机增量停滞。此后弃风限电问题有所缓解；

      2016-2020年“十三五”时期：2016年弃风限电情况重新浮现，压低业主装机需求。伴随《关于有序放开发用电计划的通知》与《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策的出台，风电消纳问题得到保障，弃风率快速下降。2020年底是又一轮陆上风电补贴电价的结束时点，下年并网将面临大幅的补贴退坡，故2020年出现了一波抢装潮，全年风电装机达72GW。

      根据全球风能理事会（GWEC）发布的数据，截至2020年底，全球风电装机量达743GW，其中陆上风电累计装机707GW，海上风电累计装机35GW。其中，2020年全球风电新增装机规模93GW，同比增长54%，新增装机规模创历史新高。全球风电累计装机排名前三的国家分别为中国282GW、美国122GW、德国63GW。展望未来，GWEC预测2021-2025年全球新增风电装机规模平均超90GW，且海上风电占比将提升至逾20%。

      风光大基地将成“十四五”装机主力。根据《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》，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、四大海上风电基地。此后，习总书记在2021年10月提出，将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约100GW的项目已于近期有序开工。

      2021年底为此前海上风电国家补贴的最后时限，若在此时限前未完成并网，将不再享受0.85/0.80/0.75元/度的三档补贴电价。因此，2021年实际为海上风电的抢装之年，叠加风机招标价格的普遍下降与大型机组的逐步上装，海上风电年内预计将提供较为可观的装机增量。

      此外，分布式风电装机也有一定的空间。2021年10月17日，118个城市与600多家风电企业共同发布了风电伙伴行动具体方案，明确“十四五”期间，在全国100个县，优选5000个村，安装1万台风机，总装机规模达到50GW。

      风电产业链可分为上游原材料、中游部件及主机制造、下游风电运营三个环节。具体而言，零部件制造环节包含叶片、轮毂等铸件、轴承、齿轮箱、主轴等锻件、变流器、法兰等主要环节，该环节主要为风机整机制造各类零部件；整机制造及配套环节包含整机制造、风机塔筒、电缆等主要环节，该环节主要为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装。

整机制造端：

      大型化趋势或将加深行业壁垒，龙头企业所具备的资源整合、产业链话语权将帮助整机环节龙头企业扩大优势。目前来看，半直驱与直驱风机是大型化浪潮下逐渐占据主流的技术路线，得到龙头厂商如明阳智能、金风科技等采用，其他厂商新发机型则以中小型风机为主，多为双馈式、高速齿轮鼠笼型风机，技术路线的代际差异同样是大型化起步阶段龙头企业构筑护城河的一大优势。

零部件及配套环节：

      轴承为风电设备核心零部件，技术壁垒高、国产替代空间大。风机轴承可分为偏航轴承、变桨轴承、主轴轴承等，其中主轴轴承因技术壁垒原因依赖进口，国产替代需求较大。

      储能贯穿新能源开发与利用的全部环节，是能源转换与缓冲、调峰与提效、传输与调度、管理与运用的核心技术，可以配置在“发、输、配、用”任一环节。储能是实现新能源电力高比例接入电网的必要支撑，是未来智慧电网和先进能源管理系统的关键一环。

      按应用场景划分：可分为电源侧（增加发电量和电力辅助服务）、电网侧（电力辅助服务和节省成本）、用户侧（节省成本和提高供电可靠性）和辅助服务；

      按技术路径分：可分为电储能、储热和储氢，其中电储能可分为物理储能和电化学储能。

      按功率和能量比（W:Wh，简称C）：可分为容量型（约≤0.25C）、能量型（0.5-1C）和功率型（≥2C），C值越大，功率密度越高、容量密度越低。

      截至2020年底，全球已投运储能项目的累计装机量达191.1GW，同比增长3.5%；中国累计装机量达35.6GW，占全球的18.6%，同比增长9.8%。

      技术分类方面，抽水蓄能是当下储能技术的绝对主力。全球范围内抽水蓄能装机达172.5GW，占比超90%；电化学储能装机为14.2GW，其中锂离子电池13.1GW，占据电化学储能的92%。技术综合优势和动力电池场景的成本下降优势，锂电储能目前发展最快、商业化最成熟；但有放电时长和安全性问题。

      考察储能技术的参数一般包括安全性、系统效率、能量密度、充放电次数、成本、响应速度等，储能技术路径的选择往往是这些参数的权衡。

抽水储能

      属于物理储能的一种，主要包括上水库、下水库和输水发电系统。在用电负荷较低时，电站利用过剩的电力驱动水泵，将水从位置较低的下水库抽蓄到上水库，将电能转化为势能；在负荷高峰时，利用反向水流发电。抽水蓄能具有装机容量大、持续放电时间长等优势，是目前装机容量最大的储能方式，主要用于电网侧调峰、调频、备用电源、黑启动等。2021年9月，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模62GW以上；到2030年，投产总规模120GW左右，相比目前31.79GW，缺口分别30.21GW，88.21GW。

飞轮储能

      一种物理储能方式，利用高速旋转的飞轮将电能以动能形式储存。飞轮储能凭借响应时间短，功率密度高等优点，可用在电力系统、UPS、能量回收、国防领域。我们已经可以看到一些飞轮储能的成功应用案例，如泓慧能源与中石油合作，通过飞轮储能+柴油发电机方案进行钻机功率补偿，节省了成本。另外，轨道交通中涉及频繁的启停动作，飞轮储能的适用匹配度非常高，能量回收优势明显。

液流电池

      属于电化学储能方式，利用电解质内活性物质在正负极发生可逆氧化还原反应实现电能和化学能转化。从技术路径上比较适合大规模储能，虽然能量密度较低，但安全性较锂离子更优，且循环次数较高、寿命更长。目前，以全钒液流电池为代表的产品已有多个示范项目落地，但初始成本较高、钒化合物有毒等因素在一定程度上限制了产业化发展。

锂离子电池

      是发展最迅速的电化学储能方式，其中磷酸铁锂电池具有稳定性高、循环寿命长等优点，是国内电力储能系统的热门及应用最多的锂离子电池技术，储能用磷酸铁锂电池能量密度120~150Wh/kg，系统能量转换效率85%~88%，小倍率充放电循环寿命3500~5000次，储能系统投资成本1600~2000元/kWh，度电成本0.7~1.0元/kWh。近年来受磷酸铁锂成本下降及综合性能提升的影响，该技术被广泛应用在电力系统发输配用各个环节。

钠离子电池

      与锂离子电池工作原理类似、同属电化学储能方式，在锂资源供应紧张、价格暴涨的背景下，发展钠离子电池有助于缓解国内锂资源80%依赖进口的窘境。钠离子电池的产业链与锂电基本相同，但在正负极材料方面有较大差异。规模化投产后，钠离子电池的材料成本可较锂离子电池下降30%-40%，且安全性、高低温性能表现优异。但目前正极材料的技术路径仍有技术难题尚待突破，能量密度和循环性能仍有提升空间。未来钠离子电池在部分储能场景有望的得到普及，并在低速电动车领域对铅酸电池形成替代。

      锂离子电池储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统，主要包括电芯、PCS（双向变流器）、EMS（能量管理系统）、BMS（电池管理系统）等部分。电芯通常指单个含有正负极的电化学电芯，主要由正极材料、负极材料、电解液、隔膜和外壳构成，是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

未完待续，下篇内容敬请期待