深度好文丨碳中和：吹響能源革命號角

摘要

我國一次能源以煤為主，未來有望加速轉(zhuǎn)向非化石能源

近年來我國一次能源消費總量呈逐步上漲趨勢，2019年我國一次能源消費量為48.7億噸標煤，同比增長3.3%，其中原煤占比高達57.7%。我國受限于自身資源稟賦，石油及天然氣對外依存度逐年提升，全面轉(zhuǎn)向油氣化存在一定困難。目前我國風電及光伏裝機占比處于世界領先水平，相關產(chǎn)業(yè)鏈也較為完備，我們預期我國能源結(jié)構轉(zhuǎn)型將跨過油氣時代直接步入清潔能源時代，新能源裝機快速提升替代燃煤發(fā)電將是我國能源結(jié)構轉(zhuǎn)型中至關重要的一環(huán)。

碳中和吹響能源革命號角，2060年非化石能源占比有望超過80%

根據(jù)清華大學、中國石油經(jīng)濟技術研究院、國網(wǎng)能源研究院等權威機構預期及我們對于未來我國能源結(jié)構演變的估計，我們建立能源供需平衡模型，預期2030年我國一次能源消費總量達峰，峰值為58.78億噸標煤。此后一次能源消費逐步下降，非化石能源占一次能源比重快速提升，至2060年占比超過80%。從碳排放角度來看，我們預期在2030年碳達峰之時我國二氧化碳排放總量為102億噸，至2060年下降至13.8億噸，屆時這部分二氧化碳有望通過森林碳匯、碳捕捉及碳封存等技術予以吸收對沖，從而實現(xiàn)2060年碳中和的目標。

電力行業(yè)脫碳將是碳達峰碳中和的勝負手

目前我國電力行業(yè)碳排放量居于各行業(yè)之首，當前我國碳減排最迫切的需求在于通過清潔能源發(fā)電替代燃煤發(fā)電。依據(jù)我國電力供需平衡模型，我們預計2030年前后我國燃煤發(fā)電裝機有望達峰，峰值為12.9億千瓦，此后裝機規(guī)模及利用小時均逐步下降；2060年風電及光伏裝機占總裝機比重有望超過70%。由于風光裝機占比提升對電網(wǎng)穩(wěn)定運行提出了更高要求，我們判斷未來電力輔助服務市場及儲能裝置均有進一步提升空間。根據(jù)我們的2060年日度電力負荷平衡模型測算， 2060年儲能裝機有望占發(fā)電側(cè)總裝機的19.9%，成為電力系統(tǒng)中不可或缺的組成部分。

零碳電力先行，CCS+森林碳匯將最終實現(xiàn)碳中和

綜上所述，我們預期在清潔能源裝機快速提升的推動下，我國二氧化碳排放量有望快速下降，屆時CCS+森林碳匯將最終實現(xiàn)碳中和。我們建議大家重點關注零碳電力、儲能、節(jié)能行業(yè)、碳捕捉碳匯集以及氫能產(chǎn)業(yè)鏈的投資機會。

風險分析：政策推進力度不及預期風險；相關行業(yè)技術變革風險。

正文

我國一次能源以煤為主，未來有望加速轉(zhuǎn)向非化石能源

我國一次能源以煤為主，石油天然氣對外依存度較高

近年來我國一次能源消費總量呈逐步上漲趨勢，但增速有所回落。2019年國內(nèi)能源消費為48.7億噸標準煤，同比增長3.3%；其中原煤消費占能源消費總量57.7%，原油消費占能源消費總量18.9%。未來在碳達峰及碳中和政策的引導下，我國有望加快調(diào)整優(yōu)化產(chǎn)業(yè)結(jié)構、能源結(jié)構，推動化石能源消費盡早達峰，同時大力發(fā)展新能源，使得水電、核電、風電占消費能源總量比重逐年增長，降低能源消費帶來的碳排放。

從一次能源結(jié)構變化趨勢來看，歐美發(fā)達國家普遍經(jīng)歷了煤炭時代到油氣時代的能源轉(zhuǎn)型歷程，部分國家正在大力推動風電、光伏等新能源裝機的快速發(fā)展，以期實現(xiàn)油氣時代到清潔能源時代的跨越。以美國為例，從1950年至2019年，煤炭占一次能源的比重從35.7%下降至11.3%，相對應的天然氣占比從17.3%提升至32.1%，可再生能源占比從8.6%微增至11.3%。考慮到美國核電發(fā)展較為迅捷，其化石能源占比從1950年的91%下降至80%，整體能源結(jié)構仍對化石能源依賴較高，仍處于油氣時代的階段。

從我國一次能源結(jié)構來看，從1962年至2019年，煤炭占一次能源的比重由89.2%下降至57.7%，仍是我國一次能源的主要來源。水能、核能、風能等非化石能源占比從3.2%提升至15.3%，仍處于快速增長階段。

由于我國本身“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦，隨著一次能源需求不斷提升，我國石油及天然氣對外依存度持續(xù)增長，目前已處于較高水平。與之相對的是，我國風電及光伏裝機占比處于世界領先水平，且得益于新能源裝機的持續(xù)增長，我國自身風電及光伏產(chǎn)業(yè)鏈也處于世界領先水平?？紤]到當前碳達峰及碳中和的政策催化，我們預期我國能源結(jié)構轉(zhuǎn)型將跨過油氣時代直接步入清潔能源時代，新能源裝機快速提升替代燃煤發(fā)電將是我國能源結(jié)構轉(zhuǎn)型中至關重要的一環(huán)。

我國當前二氧化碳排放量維持高位，結(jié)構與歐美有所不同

從各國碳排放量占比來看，受近年來我國經(jīng)濟總量快速增長、一次能源消費總量不斷提升的影響，我國占世界二氧化碳排放總量的比重不斷提升。美國的二氧化碳排放量近30年基本維持穩(wěn)定在60億噸左右，占世界碳排放比重的17.7%。得益于清潔能源占比的不斷提升，歐盟的碳排放總量從1990年的40億噸穩(wěn)步下降至2018年的31.5億噸。

對比2018年數(shù)據(jù)，從分業(yè)務部門的碳排放結(jié)構來看，中國的電力和熱力部門和工業(yè)部門的碳排放占比分別達51%、27.9%，均高于世界平均水平。對比西方發(fā)達國家來看，歐盟的電力和熱力部門和工業(yè)部門的碳排放占比分別為33%和13%，美國的電力和熱力部門和工業(yè)部門的碳排放占比分別為35%和10%，遠低于我國的相應占比。我國電力和熱力部門碳排放占比較高主要系發(fā)電量仍以煤電為主，凸顯零碳電力發(fā)展的緊迫性和必要性。

從分能源口徑的碳排放數(shù)據(jù)來看，中國煤炭消耗導致的碳排放占比高達79.8%，遠高于歐盟的27.9%和美國的23.2%，也高于世界平均水平44.1%。同樣作為化石能源，煤炭的碳排放強度遠高于石油及天然氣，我國以煤為主的資源稟賦也在一定程度上對我國節(jié)能減排提出了更高的要求與挑戰(zhàn)。

為了進一步細分我國分工業(yè)部門的碳排放情況，我們選取中國碳核算數(shù)據(jù)庫（簡稱：CEADs）的碳排放數(shù)據(jù)予以進一步分析。CEADs的統(tǒng)計口徑整體上接近統(tǒng)計局的行業(yè)劃分，與國際能源署（簡稱：IEA）有一定的區(qū)別。根據(jù)CEADs數(shù)據(jù)顯示，我國近年來二氧化碳排放量維持在90億噸以上，碳排放量最多的三個部門為生產(chǎn)和供應的電力、蒸汽和熱水、黑色金屬冶煉、非金屬礦產(chǎn)與運輸、倉儲、郵電服務部門，其中2017年生產(chǎn)和供應的電力、蒸汽和熱水部門碳排放量41.43億噸，占全國總碳排放量42.59%。此處數(shù)據(jù)與IEA略有區(qū)別，或是由于CEADs統(tǒng)計口徑未包括電網(wǎng)系統(tǒng)線損因素所致。其他行業(yè)中，黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)碳排放量16.77億噸，占全國總碳排放量17.24%，非金屬礦產(chǎn)部門碳排放11.71億噸，占全國總碳排放量12.03%。整體而言，電力、鋼鐵、水泥、交運及化工等行業(yè)部門是我國碳排放的主要來源。

碳中和吹響能源革命號角

碳中和的基本概念及技術路線

碳中和是指通過各類技術應用，抵消自身產(chǎn)生的二氧化碳或溫室氣體排放量達到相對“零排放”的過程。其并不是要求絕對的凈零排放，而是可以通過植樹造林和一些積極的技術活動來抵消人類活動產(chǎn)生的CO2，通過碳排放和碳去除達到平衡的效果。要實現(xiàn)碳中和的目標，我們需要通過政策性的措施降低碳排放，并采取技術手段針對難脫碳行業(yè)的排放問題進行對沖。目前我國已在發(fā)電行業(yè)推動碳排放權交易配額總量設定與分配實施，引入碳配額等交易政策推動企業(yè)實現(xiàn)節(jié)能減排。未來從技術路線角度出發(fā)，我們預期脫碳路徑主要包括以下三類：

碳捕集與封存技術（CCS）：將工業(yè)生活活動所產(chǎn)生的二氧化碳收集起來，并用各種方法儲存以避免其排放到大氣中。這種技術被認為是未來大規(guī)模減少溫室氣體排放、減緩全球變暖較為經(jīng)濟、可行的方法。

提升各部門電氣化率：在交通、建筑以及工業(yè)生產(chǎn)部門提升電氣化率，通過使用清潔能源電力替代化石能源，進而減少碳排放量。例如在工業(yè)領域中，把工業(yè)鍋爐、工業(yè)煤窯爐的用煤改為用電，大力普及電鍋爐，減少化石能源的燃燒，可以實現(xiàn)零污染、零碳排放。

改變工業(yè)生產(chǎn)流程：我國屬于制造業(yè)大國，但是現(xiàn)有的生產(chǎn)流程對煤炭、石油等能源依賴度較高，通過改進生產(chǎn)流程可以有效降低碳排放，例如在鋼鐵生產(chǎn)中推廣應用氫氣還原鐵的新技術流程（氫能來自于清潔電力生產(chǎn)提供）、航空運輸中使用生物航空燃油等。

碳中和對我國能源需求結(jié)構的演變

根據(jù)清華大學氣候變化與可持續(xù)發(fā)展研究院、中國石油經(jīng)濟技術研究院、國網(wǎng)能源研究院作出的預測，我國的一次能源需求將2030-2035年前后達峰，一次能源需求峰值有望控制在56-60億噸標準煤左右。

此后，用能結(jié)構升級疊加節(jié)能潛力釋放將推動能源利用效率持續(xù)提升，單位GDP能耗水平有望于2040年以后達到世界先進水平。在保持經(jīng)濟穩(wěn)步增長的前提下，一次能源總需求2050年下降至50億噸標準煤左右的水平，2060年下降至46億噸標準煤水平，其中終端能源需求2060年下降至24-31億噸標準煤的水平。

在一次能源結(jié)構方面，隨著風能、太陽能的發(fā)展，非化石能源在一次能源中占比將快速上升，2019年就已經(jīng)接近此前預定“十三五”末15%的水平。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院的預測，非化石能源占比有望在2035年前后超過煤炭，2040年左右超過50%，成為我國能源供應的主體，2060年非化石能源占一次能源比重有望達到約80%。其中風能、太陽能成為主要的非化石能源品種，2050年占一次能源需求總量比重分別為26%和17%，2060年進一步提升至31%和21%。在終端能源品種結(jié)構方面，由于電力深度脫碳并且作為可再生能源的載體，電氣化將成為實現(xiàn)碳中和的關鍵。電能占終端能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分別達到約30%、45%、60%、70%。分部門來看，工業(yè)部門電氣化率穩(wěn)步提升，2060年電氣化率從2020年的26%提升至69%；建筑部門電氣化水平最高、提升潛力最大，2060年電氣化水平提升至80%；交通部門電氣化水平提升最快，將從2020年的3%提升到2060年的53%。

根據(jù)上述權威機構預期及我們對于未來我國能源結(jié)構演變的估計，我們建立2030年至2060年我國一次能源供需平衡模型如下所示。根據(jù)模型測算，假定未來十年我國單位GDP能耗復合增速為-2%（2019年為-2.6%），GDP復合增速為3.8%，對應2030年我國一次能源消費總量為58.78億噸標煤，這一數(shù)據(jù)與主流機構預期的58~60億噸標煤耗的數(shù)據(jù)較為吻合。我們預測一次能源消費總量在2030年達峰后，會保持穩(wěn)步下降趨勢；能源供給結(jié)構中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我們預測到2060年，非化石能源占一次能源比重超過80%，化石能源中天然氣占比相對較高，碳排放強度較大的原煤占比相對較低。

我們依據(jù)一次能源結(jié)構，推算分能源類型的碳排放趨勢如下圖所示。我們預期在2030年碳達峰的時點，我國二氧化碳排放總量達102億噸，較當前排放情況略有提升，煤炭仍是二氧化碳排放的主要來源。此后隨著非化石能源發(fā)電裝機占比提升、工業(yè)電氣化率不斷增長，電力耗煤及其他工業(yè)耗煤快速下降。我們預期到2050年，我國二氧化碳排放總量有望降至27.8億噸，到2060年有望降至13.8億噸。屆時這部分二氧化碳有望通過森林碳匯、碳捕捉及碳封存等技術予以吸收對沖，從而實現(xiàn)2060年碳中和的目標。

我國碳市場發(fā)展現(xiàn)狀及未來碳價走勢預期

我國碳市場發(fā)展及當前交易情況

碳排放交易是控制溫室氣體排放的重要政策性工具，其重要特點是其引入市場機制來降低整體溫室氣體減排成本。碳市場分為配額交易市場與國家核證自愿減排量（CCER）市場。

配額交易是政府為完成控排目標采用的一種政策手段，即在一定的空間和時間內(nèi)，將該控排目標轉(zhuǎn)化為碳排放配額并分配給下級政府和企業(yè)，若企業(yè)實際碳排放量小于政府分配的配額，則企業(yè)可以通過交易多余碳配額，來實現(xiàn)碳配額在不同企業(yè)的合理分配，最終以相對較低的成本實現(xiàn)控排目標。

作為補充，在配額市場之外引入自愿減排市場交易，即CCER交易。CCER交易指控排企業(yè)向?qū)嵤疤嫉窒被顒拥钠髽I(yè)購買可用于抵消自身碳排的核證量。“碳抵消”是指用于減少溫室氣體排放源或增加溫室氣體吸收匯，用來實現(xiàn)補償或抵消其他排放源產(chǎn)生溫室氣體排放的活動，即控排企業(yè)的碳排放可用非控排企業(yè)使用清潔能源減少溫室氣體排放或增加碳匯來抵消。抵消信用由通過特定減排項目的實施得到減排量后進行簽發(fā)，項目包括可再生能源項目、森林碳匯項目等。

2011 年，國家發(fā)展改革委設立碳配額交易試點區(qū)域，北京、上海、深圳、重慶、廣東、天津、湖北7個省市成為試點區(qū)域。其中深圳的碳排放交易所在2013年率先建立，其余交易試點也在2014 年年中之前相繼建立。2020年11月20日，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布關于公開征求 《2019~2020 年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》及相關文件意見的通知，將以電力行業(yè)為突破口，啟動上線交易的各項準備工作?！?019~2020年全國碳排放權交易配額總量設定預分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》意見稿在此前發(fā)布的《全國碳排放權交易市場建設方案（發(fā)電行業(yè)）》基礎上，進一步明確了管理單位、配額總量的確定和分配方式、配額分配等內(nèi)容。此外，實施方案還針對重點排放單位的合并、分立和關停制定了相關措施?！秾嵤┓桨浮吠瑫r還提供了2019-2020年燃煤、燃氣機組配額分配和各類機組碳排放基準值。

2021年1月5日生態(tài)環(huán)境部發(fā)布了《碳排放權交易管理辦法（試行）》，并于2月1日起實行，《辦法》指出生態(tài)環(huán)境部組織建立全國碳排放權注冊登記機構和全國碳排放權交易機構，正式開啟全國碳排放權交易系統(tǒng)。管理辦法明確屬于全國碳排放權交易市場覆蓋行業(yè)且年度溫室氣體排放量達到2.6萬噸二氧化碳當量的企業(yè)應當被列入溫室氣體重點排放單位。辦法指出，全國碳排放權交易市場的交易產(chǎn)品為碳排放配額，生態(tài)環(huán)境部可以根據(jù)國家有關規(guī)定適時增加其他交易產(chǎn)品；碳排放權交易應當通過全國碳排放權交易系統(tǒng)進行，可以采取協(xié)議轉(zhuǎn)讓、單向競價或者其他符合規(guī)定的方式。此外，碳排放額分配以免費分配為主，可以根據(jù)國家有關要求適時引入有償分配。在CCER抵消方面，辦法規(guī)定重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。相關規(guī)定由生態(tài)環(huán)境部另行制定。

生態(tài)環(huán)境部數(shù)據(jù)顯示，自2013-~2014 年全國7個碳配額交易試點交易所相繼建立起，至2020年8月，累計配額成交量約4.06億噸二氧化碳當量，CCER成交量約2.4億噸，成交額約為 92.8億元。共有2837家重點排放單位、1082家非履約機構和11169個自然人參與試點碳市場。

現(xiàn)行試點交易：各區(qū)域價格不一，一般在20~50元之間

2019年全國碳市場配額總交易量8819萬噸，配額總交易額19.74億元。六大碳排放權交易所中，北京碳排放權配額成交均價最高，2020年北京碳配額成交均價達到87.13元/噸，上海配額總體均價在40元/噸左右，廣東碳配額成交量最高，2020年達到3211萬噸，成交均價27.22元/噸，天津、重慶和福建的碳排放權交易價格較低，且價格的波動性較強；其他試點市場的價格整體水平為20~50元/噸。

CCER交易：交易價格暫時低于配額

由于《碳排放權交易管理辦法（試行）》中規(guī)定企業(yè)可用CCER抵消比例不得超過企業(yè)總碳排放的5%，且目前碳配額免費分配，發(fā)放量大，同時企業(yè)自身減排潛力較為充裕，使企業(yè)對CCER的需求有限，因而導致CCER價格遠低于碳配額價格。未來隨著碳交易市場的成熟、配額發(fā)放的收緊以及CCER抵消比例的放松，兩者價格將逐漸統(tǒng)一，且碳價將隨著政策收緊而逐年上升。

2019年全國CCER年度總成交量4321.49萬噸，CCER交易以上海碳交易市場為主，多采用協(xié)議轉(zhuǎn)讓的交易方式，2019年上海CCER均價長期維持在4-7元/噸，成交量1512.52萬噸。北京2018 CCER交易量164.6萬噸，成交均價約為5.55元/噸。

未來碳價走勢預期

我們判斷隨著未來政策力度的不斷加碼，碳排放配額的分配比例不斷下行，疊加相關交易機制的理順，CCER交易價格有望逐步和配額價格趨同，最終形成一個統(tǒng)一的碳價格。但隨著碳中和政策的不斷推動，各行業(yè)碳排放基準線將逐步歸零，理論上新增的零碳電力可能將不會獲得碳收益。未來各行業(yè)將形成碳資產(chǎn)或碳負債，對于難脫碳行業(yè)，其需要向負碳排放的行業(yè)（森林碳匯等）購買碳資產(chǎn)以平衡自身的碳負債，或者通過CCS（碳捕捉+封存）技術實現(xiàn)脫碳。所以我們判斷，長遠來看碳資產(chǎn)價格有望于CCS技術的成本趨同。

國碳論壇、ICF國際咨詢公司開展的2020年中國碳價調(diào)查中，收集了數(shù)百名利益相關方對中國碳價未來的預期，匯集了各利益相關方的最佳預期——全國碳市場的平均價格預期從2020年的49元/噸升至2025年的71元/噸，并在2030年增至93元/噸，2050年的平均碳價預期為167元/噸。

森林碳匯方面，目前在我國還處于試點階段，北京的森林碳匯交易價格區(qū)間為15-38元/噸。森林碳匯的應用程序較為復雜，審批手續(xù)比較繁瑣，也在一定程度上限制了其快速推廣和活躍交易。根據(jù)中科院植物所所長方精云團隊模型預測——中國森林的生物量碳儲量在2005年到2050年之間將累積增加35.5億噸，這意味著到2050年中國森林將是一個穩(wěn)定且顯著的生物量碳匯。2019年，中國森林面積2.2億公頃，森林覆蓋率23.0%，森林蓄積量175.6億立方米。據(jù)評估，目前總共還有4000多萬公頃土地可以用來擴大森林面積，我國森林覆蓋率最大潛力有可能達到28%左右，對應森林蓄積量約285億立方米。根據(jù)目前已有數(shù)據(jù)，不同樹木品種在其不同的生長階段吸收二氧化碳的能力存在較大差異，通常生長期的林木年化吸收二氧化碳的能力約為1噸/畝。假定未來我國森林面積達到2.6億公頃，其中25%的面積處于生長期（相應森林結(jié)構處于動態(tài)更新中），對應森林碳匯有望達到9.75億噸。

之前的測算模型顯示，2060年我國仍會有13.8億噸二氧化碳排放，假定森林碳匯為9.75億噸，還需要對剩余的4.05億噸二氧化碳進行碳捕捉及碳封存以實現(xiàn)碳中和。在《可完成的任務》基于全球碳捕集與封存倡議的研究顯示，不同部門應用中的碳捕集成本可能存在顯著差異，如在甲烷重整中可低至每噸二氧化碳12美元，鋼鐵生產(chǎn)中每噸二氧化碳約60美元，水泥生產(chǎn)中約90美元。對于全球而言，陸上運輸加封存的成本為每噸7-12美元，海上運輸加封存的成本為每噸16-37美元。

據(jù)麥肯錫公司2008年發(fā)表的一份研究顯示，2012年到2015年啟動的CCS示范項目的總成本，將在每噸二氧化碳84美元到127美元左右，2020年之后將降至每噸49美元到70美元。

對于發(fā)展中國家，煤基近零排放項目以及中歐CCS合作行動（COACH）認為，發(fā)展中國家的CCS項目可能會具有成本上的優(yōu)勢，大規(guī)模CCS項目的全部成本可能在每噸二氧化碳35美元到42美元左右。根據(jù)中科院武漢巖土力學研究所的研究，中國有豐富的碳封存容量，封存成本估計介于渤海灣的每噸2美元到鄂爾多斯盆地的每噸10美元之間，考慮到中國的經(jīng)濟和工業(yè)部門的巨大規(guī)模，中國的碳捕集成本可能會進一步降低。如要實現(xiàn)每年封存10億噸碳封存量，各種應用領域中碳捕集、運輸和封存的總成本平均值可能在每噸二氧化碳55美元左右，未來遠期碳價有望向碳捕捉成本趨近靠攏，我們預期其價格區(qū)間為200~400元人民幣/噸二氧化碳。

電力行業(yè)脫碳將是碳達峰碳中和的勝負手

電氣化+零碳電力將是各行業(yè)降低碳排放的重要手段

通過前述內(nèi)容，我們可以看到，目前我國電力行業(yè)碳排放量居于各行業(yè)之首，且煤電占我國發(fā)電量比重仍在60%以上。當前我國碳減排最迫切的需求在于通過清潔能源發(fā)電替代燃煤發(fā)電，從而降低電力行業(yè)的碳排放。在此基礎上，針對各個難脫碳的工業(yè)領域，通過采用零碳電力供應+電氣化的生產(chǎn)流程，可以顯著降低其碳排放強度。

以鋼鐵行業(yè)為例，根據(jù)CEADs的數(shù)據(jù)，黑色金屬冶煉行業(yè)碳排放占2017年全國二氧化碳排放總量的15%左右，其中主要碳排放來自鋼鐵冶煉環(huán)節(jié)。目前我國鋼鐵行業(yè)90%以上的產(chǎn)能是采用高爐技術生產(chǎn)的長流程鋼。使用廢鋼和電力的電爐技術生產(chǎn)的短流程鋼僅占生產(chǎn)總量的9%，并主要用于生產(chǎn)高端特殊鋼制品。按照目前中國電力系統(tǒng)的平均碳排放強度計算，高爐鋼生產(chǎn)路線的碳排放強度約為每噸鋼鐵2.1噸CO2，而電爐鋼生產(chǎn)路線的碳排放強度只有每噸鋼鐵0.5噸CO2左右。

根據(jù)上述數(shù)據(jù)可以看出，電爐鋼（即短流程鋼）比高爐鋼（即長流程鋼）碳排放強度低很多，因此通過提升短流程鋼在鋼鐵冶煉行業(yè)的占比可以有效降低碳排放強度。而如果改變工藝流程，譬如采用還原劑直接還原生產(chǎn)鐵，也有助于降低全生產(chǎn)流程的碳排放，具體降幅則取決于還原劑是否來自零碳電力。

綜合而言，目前長流程高爐煉鋼的噸鋼碳排放為2.0~2.1噸二氧化碳（取決于是否使用零碳電力），如果采用甲烷做還原劑，其噸鋼碳排放降低至0.6~1.1噸二氧化碳；如果采用氫氣做還原劑，其噸鋼碳排放為0~2.1噸二氧化碳（取決于制備氫氣是否產(chǎn)生碳排放）；如果是電爐短流程煉鋼，其噸鋼碳排放僅為0~0.5噸二氧化碳．未來隨著電力行業(yè)低碳化，鋼鐵行業(yè)或?qū)⒁劳袣錃饬鞒碳半姞t流程降低碳排放。

非化石能源+碳捕捉推動電力深度脫碳

我國發(fā)電總量穩(wěn)步提升，從2015年的57399億千瓦時到2020年的76236億千瓦時，復合增長率4.19%。電氣化率提升和發(fā)電量不斷增長導致碳排放總量增加，截取2015-2017年的數(shù)據(jù)分析，碳排放量由38.37億噸上升至41.43億噸。

對于碳排放占比最大的火電而言，單位發(fā)電量二氧化碳排放量總體呈下降趨勢，主要原因系中國針對燃煤火電機組采取了超低排放改造措施以及逐步關閉小型燃煤電廠取得了成效?！吨袊弘娗鍧嵃l(fā)展報告》指出2016年火電單位發(fā)電量二氧化碳排放量比2005年下降21.6%，倒算得到2005年火電單位發(fā)電量二氧化碳排放量為1004克/千瓦時；根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》、《中國煤電清潔發(fā)展報告》以及中電聯(lián)給出的數(shù)據(jù)計算可得2015、2016和2018火電單位發(fā)電量二氧化碳排放量分別為869、822、841克/千瓦時。

根據(jù)前面我們得出的結(jié)論，即使考慮到儲能情況下，電力行業(yè)仍需要保持少部分化石能源機組進行調(diào)峰調(diào)頻、應急響應，因此實現(xiàn)電力行業(yè)零排放主要有以下兩點：

提升非化石能源發(fā)電占比。前面我們得出的結(jié)論，2060年我國風電、光伏、水電、核電、生物質(zhì)等非化石能源將占到總體電量的80%以上，零碳電力將是電力行業(yè)降低碳排放的最有效路徑。

提升發(fā)電效率，碳捕捉技術。在保留的化石能源中，優(yōu)先使用高參數(shù)大容量的先進燃機，降低煤耗使度電排放強度保持較低水平。未來此類機組需要加裝一定比例的碳捕捉裝置，降低碳排放強度。關于碳捕捉成本業(yè)內(nèi)有較多討論，綜合而言目前電力行業(yè)碳捕捉+封存的全流程成本預期為300~400元/噸（考慮系統(tǒng)能耗），BP認為未來碳捕捉及封存成本有50%以上的下降空間。

結(jié)論：度電成本變化不大

假設2060年我國所發(fā)電量中包括10%左右的化石能源，需要通過碳捕捉技術脫碳，根據(jù)目前水平煤電約0.9噸/MWh和氣電約0.4噸/MWh來計算，在不考慮技術重大進步的情況下，碳捕捉使得平均度電成本上升約2分錢左右。但隨著光伏、風電的技術進步，未來整體發(fā)電成本還有下降空間，應該能夠抵消由此帶來的碳捕捉成本。

煤電裝機2030年達峰，未來光伏風電將成為主力機組

依據(jù)我國用電量需求增長預測模型，疊加相關權威機構對風電、光伏裝機增長的預測和我們對于非化石能源占一次能源比重的推算，我們對未來電力行業(yè)裝機及電量規(guī)模和結(jié)構預測如下。我們預期2030年前后我國燃煤發(fā)電裝機有望達峰，峰值為12.9億千瓦，此后裝機規(guī)模及利用小時均逐步下降，成為電網(wǎng)調(diào)峰輔助能力的重要組成部分。

水電裝機增長有望趨緩，2030年預期為4.68億千瓦，之后逐步達到5.58億千瓦的經(jīng)濟開發(fā)容量。核電仍有望保持快速增長，2020至2030年間預期年化新增裝機為900萬千瓦左右，2030年至2050年的年化新增核電裝機有望達1200萬千瓦。

風電及光伏在2020至2030年間，有望分別維持年化2900萬千瓦、8500萬千瓦的裝機增速，并在未來得益于儲能裝置降低調(diào)峰成本，裝機增長進一步提升。到2030年時，我們預期風電及光伏裝機分別為5.7億、11億千瓦，滿足政策對于2030年風電光伏裝機合計達12億千瓦以上的預期。到2050年，風電及光伏裝機分別為13.3億、29億千瓦；到2060年，風電和光伏裝機分布為16.3億和36.5億千瓦，占電力總裝機的比重超過70%。

從發(fā)電量角度出發(fā)，我們預測2030年非化石能源發(fā)電量有望占總發(fā)電量的比重達到接近一半。后續(xù)隨著各類清潔能源裝機不斷增長，化石能源在電力行業(yè)中的貢獻也將不斷下降，電力行業(yè)碳排放量有望快速降低。我們預期2030年水電、核電、風電、光伏及生物質(zhì)發(fā)電量分別為17317、9434、11098、12698和4013億千瓦時，到2050年各自發(fā)電量分別為21206、24997、27912、36302和12173億千瓦時，年化復合增速分別為1%、5%、4.7%、5.4%和5.7%，此時非化石能源發(fā)電量已占總發(fā)電量比重超過80%。

清潔電力占比提升推動電力系統(tǒng)改革

風電光伏裝機占比提升影響電網(wǎng)運行穩(wěn)定

電力商品作為一類特殊的商品，具備以光速傳播、難以大規(guī)模儲存的特點，因此電網(wǎng)的供電端和用電端必須時時保持供需平衡，以保證電網(wǎng)的穩(wěn)定和安全。近年來，我國電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，新能源電源發(fā)展迅猛，使我國電源結(jié)構、網(wǎng)架結(jié)構等發(fā)生重大變化。風、光等新能源電源主要出力時間與我國電網(wǎng)需求高峰時段有明顯偏差，導致發(fā)電端和用電端峰谷不匹配問題愈發(fā)嚴重。

在能此前的報告中，我們也重點討論了風電及光伏裝機占比提升對電網(wǎng)調(diào)節(jié)力提出的挑戰(zhàn)。從發(fā)用電動態(tài)平衡的角度來看，風電及光伏發(fā)電出力受自然資源稟賦影響較大，且在不同地區(qū)不同氣候環(huán)境出力曲線都有不同。我們選取典型項目負荷率變化來看，風電出力呈現(xiàn)“夜峰晝谷”的特性，其出力高峰往往集中于夜間。在晴天，光伏出力呈現(xiàn)“單峰”的特性，在中午12時到14時之間出力較大，晚20時到早5時無出力。

而從用電負荷來看，城市電網(wǎng)負荷通常有早晚2個高峰，根據(jù)某區(qū)域典型電網(wǎng)負荷曲線來看，早高峰多出現(xiàn)在上午9-10點，晚高峰多出現(xiàn)在18-19點。由此可見，新能源發(fā)電出力與用電峰值之間存在一定的時間不平衡，而美國加州的鴨子曲線便是發(fā)用電出力不平衡的典型代表。下圖所示曲線是用電側(cè)負荷減去光伏總出力所得到的負荷曲線，可以看到隨著時間推移、光伏裝機的不斷增長，負荷曲線在中午12時至下午3時光伏出力較大的時點快速下降，而從下午6時起又快速提升（光伏出力逐步歸零），形成類似鴨子的剪影，相當于其他電源出力在此時間段必須迅速增加才能彌補光伏出力下降的缺口。鴨子曲線的出現(xiàn)對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行提出了更高的挑戰(zhàn)，美國加州地區(qū)也在通過提升電網(wǎng)調(diào)峰能力（抽水蓄能、電化學儲能等）和能源需求側(cè)管理（虛擬電廠等）手段來應對。

由前述可知，如果電網(wǎng)內(nèi)新能源裝機占比不斷上升，如果不能像我國的青海甘肅等省份或者德國丹麥那樣依托其他區(qū)域電網(wǎng)進行負荷調(diào)節(jié)的話，勢必會對自身電網(wǎng)的穩(wěn)定運行造成挑戰(zhàn)，從而要求電網(wǎng)進一步提升調(diào)峰能力。如果以我國作為一個整體電網(wǎng)來考量，那么周邊沒有任何國家能夠?qū)ξ覈陌l(fā)用電波動進行調(diào)峰，在現(xiàn)有裝機結(jié)構和技術條件下，如果不考慮儲能裝置的大規(guī)模應用，新能源發(fā)電裝機存在理論上的天花板。

電力輔助服務市場將是引導新能源有序消納的重要一環(huán)

電力市場輔助服務是除發(fā)、輸、配、用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)、電力用戶和售電主體為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量所提供的服務。電力輔助旨在解決電網(wǎng)運行中的各種意外波動，保持電網(wǎng)兩端供需平衡，穩(wěn)定關鍵物理參數(shù)，使電網(wǎng)穩(wěn)定安全的運行。

經(jīng)過十余年發(fā)展，我國電力輔助服務市場的服務內(nèi)容逐漸明確。從提供服務的性質(zhì)進行分類，電力輔助可分為有功、無功、黑啟動三類，其中有功內(nèi)涵最為豐富，可進一步細分為調(diào)峰、調(diào)頻、備用三大類有功服務。從是否獲得補償?shù)慕嵌冗M行分類，輔助服務也可分為無償輔助服務和有償輔助服務。有償電力輔助服務通過在中長期市場和電力現(xiàn)貨市場進行交易，交易價格受市場供需情況和成本等因素影響，雙方達成交易后由服務提供者向服務購買者提供對應時段的電力輔助服務?，F(xiàn)階段市場上主要交易品種為深度調(diào)峰、自動發(fā)電控制（AGC）和旋轉(zhuǎn)備用。

調(diào)峰：

調(diào)峰服務指發(fā)電機組在規(guī)定的處理范圍內(nèi)，為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調(diào)節(jié)速度進行的發(fā)電機組出力調(diào)整所提供的服務。我國現(xiàn)有電源結(jié)構下，發(fā)電端和用電端均有不同的峰谷特征，而調(diào)峰服務的目的正是解決發(fā)電端和用電端峰谷不匹配問題。

具體來看，調(diào)峰主要指具備控制自身發(fā)電功率能力的煤電、氣電、抽水蓄能水電、生物質(zhì)發(fā)電等電源，根據(jù)電網(wǎng)負荷變化靈活調(diào)節(jié)自身發(fā)電功率，使電網(wǎng)發(fā)電端與負荷端時時保持供需平衡的一類服務。調(diào)峰服務并非總是有償?shù)模陔娫礄C組的正常運行功率范圍內(nèi)，電源應當為電網(wǎng)提供無償調(diào)峰服務，僅當電源發(fā)電功率低于有償調(diào)峰基準線時，電源被視為擠壓自身發(fā)電能力為電網(wǎng)提供調(diào)峰服務，此時應當由超發(fā)電量的電源予以經(jīng)濟補償。我國供電格局整體寬松，因此現(xiàn)階段主要有償調(diào)峰服務類型為煤電實時深度調(diào)峰，旨在調(diào)低火電發(fā)電功率，從而給新能源電力消納留出足夠空間，

調(diào)頻：

我國電網(wǎng)工頻為50赫茲±0.2赫茲，但在電網(wǎng)正常運行過程中，負荷端的不斷變化會引起電網(wǎng)頻率隨之變化，為穩(wěn)定整個電網(wǎng)的工頻在50赫茲左右，發(fā)電端需要隨之調(diào)整自身出力大小。這種當電力系統(tǒng)頻率偏離目標頻率時，發(fā)電機組通過調(diào)速系統(tǒng)的自動反應，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務就是調(diào)頻服務。根據(jù)調(diào)頻目的、參與調(diào)頻對象、調(diào)節(jié)周期等因素的差別，調(diào)頻服務可分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻。一次調(diào)頻是外界負荷波動時，機組調(diào)速器自動參與調(diào)節(jié)作用，改變各機組所帶負荷，盡力減少電網(wǎng)頻率的變化。一次調(diào)頻的特點是調(diào)控周期短、所有機組參與、非人為調(diào)節(jié)、屬于有差調(diào)節(jié)。二次調(diào)頻指通過人為控制使某個或某些機組，依靠變頻器精準匹配負荷需求，從而使電網(wǎng)頻率精準保持定值。二次調(diào)頻特點是調(diào)控周期中等、部分機組參加、人為調(diào)節(jié)、無差調(diào)節(jié)。三次調(diào)頻是根據(jù)負荷預計曲線，各廠機組按計劃出力曲線調(diào)整，使電力分配達到最優(yōu)狀態(tài)。三次調(diào)頻特點是調(diào)控周期長、人為調(diào)節(jié)。

備用：

備用服務指為了保證可靠供電，電力調(diào)度交易機構指定的發(fā)電機組通過預留發(fā)電容量所提供的服務。備用分為旋轉(zhuǎn)備用和非旋轉(zhuǎn)備用，目前我國只對旋轉(zhuǎn)備用進行補償。旋轉(zhuǎn)備用特指運行正常的發(fā)電機維持額定轉(zhuǎn)速，隨時可以并網(wǎng)，或已并網(wǎng)但僅帶一部分負荷，隨時可以加出力至額定容量的發(fā)電機組。非旋轉(zhuǎn)備用則指發(fā)電機平時處于未開機狀態(tài)，接到指令后方開機并網(wǎng)，提供備用容量。

近年來我國輔助服務市場發(fā)展十分迅速， 據(jù)國家能源局綜合司數(shù)據(jù)顯示，2018H至2019H，我國輔助服務參與企業(yè)數(shù)從3530家增至4566家，同比增長29.35%；裝機容量由12.45億千瓦增至13.7億千瓦，同比增長10.04%；補償費用從70.09億元增至130.31億元，同比增長85.92%。

從補償費用的結(jié)構上來看，我國最主要的電力輔助補償費用發(fā)生于調(diào)峰服務和備用服務。2019H調(diào)峰服務補償費用為50.09億元，同比增長100.28%，占比38.44%；調(diào)頻服務補償費用為27.01億元。同比增長34.18%，占比20.73%；備用服務補償費用為47.41億元，同比增長141.52%，占比36.38%；調(diào)壓服務補償費用為5.51億元，同比增長6.99%，占比4.23%；其他輔助服務補償費用為0.29億元，同比增長70.59%，占比0.22%。

從補償費用的來源上看，補償費用主要來源于發(fā)電機組分攤。具體來看，2019H發(fā)電機組分攤支付的補償費用為114.29億元，同比增長110.32%，占比87.71%；網(wǎng)外合計方式支付的補償費用為0.36億元，同比增長33.33%，占比0.28%；新機差額方式支付的補償費用為0.79億元，同比增長203.85%，占比0.61%；考核等其他費用方式支付的補償費用為14.87億元，同比增長10.80%，占比11.41%。

從收費端組成結(jié)構來看，火電機組收獲了絕大多數(shù)補償費用。具體來看，2019H火電機組收費120.62億元，同比增長89.86%，占發(fā)電機組收費總額的94.97%；水電機組收費4.34億元，同比減少30.45%，占收費總額的3.42%；風光核及其他機組收費合計2.05億元，同比增長438.95%，占比1.61%。

從付費端組成結(jié)構來看，火電機組付費62.65億元，同比增長73.98%，占當期付費總額的49.33%；水電付費9.28億元，同比增長78.12%，占當期付費總額的7.31%；風電付費26.72億元，同比增長163.51%，占當期付費總額的21.04%；光伏付費2.25億元，同比增長125.00%，占當期付費總額的1.77%；核電付費9.6億元，同比增長407.94%，占當期付費總額的7.56%。

未來儲能將成為平滑新能源出力波動的重要手段

儲能技術是指通過某種介質(zhì)或者裝置，把以電能、機械能、熱能、化學能為代表的某種能源形式用同一種或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲，并基于未來應用需要以特定的能量形式釋放出來的一系列技術和措施，包括煤、石油、燃氣等化石能源及電力、熱能、氫能、成品油等二次能源的存儲技術。根據(jù)不同能量形式及技術原理，儲能技術主要分為物理儲能（抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等）、電磁儲能（超級電容器儲能和超導磁儲能等）、電化學儲能（鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池等）、熱能存儲等，其技術特點和應用場景存在差異。

我國發(fā)布一系列政策，加速儲能技術進步和產(chǎn)業(yè)升級，從而推進多能源品種協(xié)同發(fā)展，加快構建清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系。2017年五部委聯(lián)合印發(fā)《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，從技術創(chuàng)新、應用示范、市場發(fā)展、行業(yè)管理等方面對我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展進行了明確部署。2019年國家電網(wǎng)公司辦公廳印發(fā)《關于促進電化學儲能健康有序發(fā)展的指導意見》，明確了國家電網(wǎng)公司對儲能的支持和發(fā)展的思路。

短期來看，我國儲能技術仍將保持抽水蓄能技術為主，電化學儲能規(guī)?？焖僭鲩L的局面。據(jù)《2019中國儲能產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析與展望藍皮書》顯示，截至2019年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模32.4GW，占全球市場總規(guī)模的17.6%，同比增長3.6%。其中，抽水蓄能累計裝機規(guī)模達到30.3GW，占比為93.4%。抽水蓄能相對其他儲能方式成本較低、技術相對成熟，短期看來，其在儲能應用中的主導地位不會被動搖。電化學儲能項目的累計裝機規(guī)模緊隨其后，為1709.6MW，占比為5.3%，同比增長59.4%。

長期來看，儲能技術是實現(xiàn)高比例可再生能源接入電網(wǎng)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、推動能源轉(zhuǎn)型的關鍵支撐技術。一方面，隨著儲能技術的不斷發(fā)展，儲能技術的成本將持續(xù)下降，在未來將成為電網(wǎng)調(diào)節(jié)的關鍵技術手段。以電化學儲能為例，液流電池從2015年的3500~4000元/（kWh）降至2020年的2500~3000元/（kWh）；鋰離子電池從2015年的1500~4000元/（kWh）降至2020年的1000~1500元/（kWh），儲能成本的快速下降，為其大規(guī)模商業(yè)化應用奠定了基礎。另一方面，我國儲能技術產(chǎn)業(yè)鏈逐步完善，已經(jīng)從材料生產(chǎn)、設備制造、系統(tǒng)集成、資源回收等方面初步建立了較為完備的產(chǎn)業(yè)鏈，并且在主流技術和前沿技術上都有所布局，并培育了以寧德時代、比亞迪、中科儲能等為代表的一批技術領先的儲能廠商。完善的產(chǎn)業(yè)鏈不僅帶來生產(chǎn)規(guī)模效應，而且有助于企業(yè)自主研發(fā)適合市場需求的儲能產(chǎn)品，進一步擴展儲能技術的應用領域，有助于我國儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展。

基于我們前述模型測算的裝機結(jié)構，我們針對日度電力系統(tǒng)負荷平衡進行核算，以推斷未來儲能裝置的裝機規(guī)模。我們預期到2060年，風電、光伏裝機占總裝機比重分別為22.6%、50.6%，煤電及氣電僅作為電網(wǎng)調(diào)峰平衡機組維持電網(wǎng)穩(wěn)定運行。在合理匹配用電負荷變化、風電及光伏出力波動的前提下，我們建立電力供需平衡模型如下所示。

我們將各類裝機出力加總，即可得到發(fā)電裝機總出力曲線，將其與用電需求曲線結(jié)合，即可測算儲能裝置在日度電力供需平衡中的充放電過程。根據(jù)模型測算顯示，在此條件假設下，儲能裝置日度間充放電電量基本平衡，其在18時光伏出力歸零、用電需求提升的重要節(jié)點為電網(wǎng)系統(tǒng)提供約占實時用電負荷近三分之一的電力供應。我們預期在2060年風光裝機大幅提升的假設下，儲能裝機約占發(fā)電側(cè)總裝機的19.9%，對應裝機容量達14.36億千瓦。未來四十年，電力系統(tǒng)儲能有望從當前的百萬千瓦級成長為電力系統(tǒng)中不可或缺的組成部分。

不過，即使電化學儲能成本下降到較低水平，但由于其本身存在的自放電性質(zhì)，其儲能時間仍然只能在日度之間調(diào)節(jié)，當出現(xiàn)季度之間的用電需求不匹配時，如果沒有充足的裝機冗余，電網(wǎng)還是容易出現(xiàn)危機（類似德州大停電）。而如果要實現(xiàn)長期的、季度之間的調(diào)節(jié)，還有賴于新的能源載體。

電氫耦合——Power to X

傳統(tǒng)對氫的認識主要是氫氣，密度僅有空氣的1/14，是世界上已知密度最小的氣體。但實際上氫是宇宙中分布最廣泛的物質(zhì)，構成了宇宙質(zhì)量的75%，在地球上主要以化合態(tài)的形式出現(xiàn)，比如說水。

氫作為一種能源，有非常多的優(yōu)點：

一、熱值高。氫燃燒的熱值高居各種燃料之冠，每千克氫燃燒放出的熱量為1.4×108J，約為汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍。

二、氫為燃料最潔凈。氫的燃燒產(chǎn)物是水，對環(huán)境不產(chǎn)生任何污染。

三、資源豐富。以水為原料，電解便可獲得，資源量相對于目前主要的化石能源也更為豐富。

正因為有這些特點，氫可以作為一種優(yōu)質(zhì)的二次能源，與電耦合在一起，在多個難脫碳的領域和場景應用。在實現(xiàn)電力行業(yè)深度脫碳后，通過電解方式從水中制備而成的氫氣被稱為“綠氫”，由于電解所使用的電能完全來自可再生能源，氫能能夠?qū)崿F(xiàn)零碳生產(chǎn)。“綠氫”能夠廣泛的應用在儲能、工業(yè)、交通、建筑及碳捕捉方面。

氫能可作為跨季節(jié)的長期儲能介質(zhì)

正如前文所說，風光電等可再生能源大規(guī)模推廣應用，會因為其供給和用電需求時間并不完全匹配（無論是晝夜還是季節(jié)之間）而產(chǎn)生問題，因此必須解決電力儲存和調(diào)峰調(diào)頻的需求。在這種情況下，氫的優(yōu)勢使得它可以大規(guī)模并且靈活地部署。

一、在電力供過于求的時候，電解水可以將多余的電能轉(zhuǎn)化為氫氣。產(chǎn)生的氫氣既可用于在電力不足時提供備用能源，也可用于其他行業(yè)，例如交通、工業(yè)或住宅。

二、氫可以用作長期儲能介質(zhì)。雖然超級電容、電池也可以在一段時間儲能，但它們?nèi)狈鉀Q長期，特別是季節(jié)性供需失衡所需的功率及時間跨度。除氫以外，抽水蓄能是目前大規(guī)模、長期的能量存儲方式，但是其發(fā)展?jié)摿κ忠蕾嚨乩項l件，限制了其廣泛應用。由此看來，氫是長期儲能的最佳解決方案。

三、類似于天然氣，使用氫（或其化合物）的電源可以快速啟停，對于電網(wǎng)調(diào)峰起到非常大的作用。另外，電解槽可以向電網(wǎng)提供輔助服務，例如頻率調(diào)節(jié)。

類似LNG，氫能在未來可作為可再生能源進行國際貿(mào)易 

由于地理、氣候等因素，部分國家或者地區(qū)不一定能很好地依賴風能或太陽能發(fā)電，或者另一些國家或地區(qū)的可再生能源資源條件更好，使得可再生能源貿(mào)易更加經(jīng)濟。相較于長距離輸電會造成能量損失，而且電網(wǎng)與電網(wǎng)之間不一定連通。氫及其化合物具有高能量密度并且可以通過管道或者液化運輸，其運輸效率幾乎能接近100%。

因此或許可以通過新建或者將天然氣管道、LNG碼頭等進行改造，從而實現(xiàn)大規(guī)模且長距離地運輸可再生能源，推動低成本的跨地區(qū)、跨國的可再生能源貿(mào)易。

氫能助力交通運輸領域脫碳

雖然目前電池電動車（BEV）是主要的交通運輸碳減排發(fā)展方向，但我們認為未來燃料電池電動汽車（FCEV）也將擔負起重要作用，例如氫燃料電池電動車。兩種電動車都使用相似和互補的技術，特別適合為不同的細分市場和客戶提供服務，燃料電池汽車具有許多明顯的好處。

首先，它們與現(xiàn)在傳統(tǒng)燃油車輛相似，能夠快速（3至5分鐘）補充滿燃料，而且加氫站等基礎設施可以建立在現(xiàn)有的汽油分銷和零售基礎設施之上，從而增加了消費者的便利性。

其次，單次補充燃料后，可行駛很長的距離，并不弱于傳統(tǒng)燃油車輛。

第三，由于儲氫系統(tǒng)與電池相比具有更高的能量密度，因此氫燃料電池電動車動力總成成本和重量對儲能容量的敏感度較低，這增加了需要大量儲能容量車輛（例如重載工程機械或長途運輸車輛）使用燃料電池的可能性。

2020年9月，國家財政部、工信部、科技部、發(fā)改委、能源局五部門聯(lián)合下發(fā)了《關于開展燃料電池汽車示范推廣的通知》，指出截至2020年7月，我國累計推廣燃料電池汽車超過7200輛，建成加氫站約80座。工信部也表示將加快推進《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》的報批發(fā)布工作，明確氫燃料電池汽車發(fā)展目標、重點任務，促進氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

而各地方的相關規(guī)劃已經(jīng)紛紛出臺，比如《北京市氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2020-2025年）》提出，2023年前，力爭推廣氫燃料電池汽車3000輛、建成加氫站37座；2025年前，力爭實現(xiàn)氫燃料電池汽車累計推廣量突破1萬輛、再新建加氫站37座（共計 74 座）。而《上海市燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展實施計劃》則提出，2023年實現(xiàn)“百站、千億、萬輛”總目標，即規(guī)劃加氫站接近100座并建成運行超過30座，加氫網(wǎng)絡全國最大，形成產(chǎn)出規(guī)模約1000億元，發(fā)展規(guī)模全國前列，推廣燃料電池汽車接近10000輛。

此外，由于在航運和航空領域，完全實現(xiàn)電氣化會比較困難，而用氫制成的合成燃料在航運和航空中的應用也正在探索中。

工業(yè)應用及碳捕捉

氫還能夠在一些難脫碳的重工業(yè)領域?qū)崿F(xiàn)零碳的過程中發(fā)揮重要作用。首先，氫有著極強的還原性，可在直接還原技術中被用作還原劑，以生產(chǎn)零碳鋼鐵和其他金屬。其次，通過燃燒產(chǎn)生的熱量也可以廣泛應用在水泥、陶瓷、玻璃、造紙等許多工業(yè)提供直接熱源。

此外在化工行業(yè)，基于原油而來的煉化產(chǎn)品和所有的有機化學品都含有氫元素和碳元素。如今化工行業(yè)的三大產(chǎn)品合成氨、甲醇以及HVC（高價值化學品，包括輕烯烴和芳烴）都是如此。Power-to-X生產(chǎn)路徑是將氫氣以及工業(yè)排放的二氧化碳作為原料，以零碳電力作為能源，實現(xiàn)了碳的回收再利用。在合成氨生產(chǎn)方面，氫氣可以用于哈伯法合成氨工藝；在甲醇生產(chǎn)方面，二氧化碳和氫氣反應可用于甲醇生產(chǎn)；在HVC生產(chǎn)方面，主要原料來自于上述氫氣和二氧化碳生產(chǎn)的甲醇。最終，在化工行業(yè)，氫和二氧化碳能夠?qū)㈦娏D(zhuǎn)換成幾乎所有的化工產(chǎn)品。

并且這種氫和碳的結(jié)合，將為其他難以脫碳的行業(yè)提供有效的碳捕捉方法。

氫能可用于住宅

暖氣和熱水供應約占住宅能耗的80%。氫將成為建筑物供熱脫碳解決方案組合的一部分。氫氣本身可以用作燃料，對于目前大部分使用天然氣的住宅，切換到基于氫燃燒的供熱將能夠繼續(xù)使用現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)，只需要相對較小的調(diào)整和投資，經(jīng)濟型較好。

同時，如果利用分布式氫燃料電池，將氫氣作為燃料，將能夠為住宅提供電、冷、熱等綜合能源，提升能源利用效率，滿足建筑物用能多樣化需求。

總結(jié)：零碳電力先行，CCS+森林碳匯將最終實現(xiàn)碳中和

CCS+森林碳匯將最終實現(xiàn)碳中和

綜合來看，結(jié)合BP、發(fā)改委能源研究所、國網(wǎng)能源研究院及能源轉(zhuǎn)型委員會等權威機構的預測，我們認為中國工業(yè)、建筑和交通部門最終實現(xiàn)脫碳在經(jīng)濟及技術上是完全可行的。依托我國在風電、光伏、核電等清潔能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上的優(yōu)勢，我國清潔能源裝機有望快速提升，有效降低電力行業(yè)的碳排放總量。此外，即便考慮保障電力供應所需的調(diào)峰機組和儲能設施的成本后，得益于未來新能源裝機成本的快速下降和儲能裝置規(guī)?；瘞淼慕当拘?，以新能源電力為主的電力系統(tǒng)有望在2030年代中期就完全可以與基于化石燃料的系統(tǒng)相競爭，因此我國電力行業(yè)的長期邊際減排成本將為零甚至為負值。

與此同時，得益于廉價的可再生能源電力的供應，其他行業(yè)的生產(chǎn)流程也將加速電氣化，降低對于化石能源的依賴。最終剩余的難以避免的少量二氧化碳排放將通過CCS及森林碳匯予以最終抵消。根據(jù)我們模型測算，預期2060年我國二氧化碳排放量約為13.8億噸，前述我們估算未來我國年化森林碳匯為9.75億噸，則屆時我們僅需要4.05億噸的碳捕捉+碳封存的產(chǎn)能即可實現(xiàn)碳中和。

進一步分析來看，對于難脫碳領域的二氧化碳脫除有可能導致其中間產(chǎn)品價格提升很大。盡管其對GDP總量或消費者生活水平影響相對有限，但其仍有可能對具體企業(yè)經(jīng)營造成一定不利影響。例如，鋼鐵生產(chǎn)脫碳可能會使每噸鋼鐵的成本增加 20%，但對于完全使用零碳鋼鐵的汽車而言，制造成本增量將不超過目前普通汽車價格的1%。未來我國有望通過逐步建立國內(nèi)碳定價體系并建立各國碳價的互聯(lián)機制，合理平衡脫碳成本及森林碳匯、CCER等機制的價格體系，避免相關企業(yè)在脫碳進程中在國際競爭力上受到削弱。

重點關注受益行業(yè)及標的

零碳電力：我們預計隨著電氣化率提升至70%的水平，未來主要的終端用能將會以電力為主，這也是為什么我們認為電力行業(yè)脫碳是碳中和能否實現(xiàn)的關鍵。零碳電力中，光伏和風電當然是絕對的主力，同時水電、核電等零碳電力也會成為非化石能源重要的組成部分。

儲能：由于光伏、風電自身的一些局限性，必須通過調(diào)峰、調(diào)頻+儲能的方式得以解決。按照相關模型測算，我們預計到2060年我國儲能裝機約占發(fā)電側(cè)總裝機的19.9%，對應裝機容量達14.36億千瓦。在氫能大規(guī)模應用以前，電化學儲能還有相當大的發(fā)展前景。

節(jié)能行業(yè)：節(jié)能是短期碳減排最快速、最有效的手段，企業(yè)通過節(jié)能一方面能夠降低生產(chǎn)成本，另一方面降低能耗后多出來的排放權能形成有價值的“碳資產(chǎn)”。目前應用前景比較大的有工業(yè)節(jié)能、建筑節(jié)能、多能聯(lián)供等。

碳捕捉、碳匯集：基于目前的技術來看，無論哪種能源路徑，都不可能實現(xiàn)絕對的零碳排放。根據(jù)我們測算，即使我國在2060年實現(xiàn)碳中和，也可能還會有10-15億噸的碳排放，這部分碳需要通過CCUS（碳捕捉、利用、封存）或者通過森林匯集的方式來中和。如果以我們預測碳交易價格200-400元/噸來看，將形成2000-6000億的市場空間。

氫能產(chǎn)業(yè)鏈：氫能和電力一起，將基本能夠覆蓋未來人類所有的零碳用能場景。但目前氫氣生產(chǎn)大部分以工業(yè)生產(chǎn)的副產(chǎn)品為主，其生產(chǎn)過程中就伴隨著大量的碳排放，這種氫產(chǎn)品通常被稱為“灰氫”。只有加上了CCUS的“藍氫”和完全采用可再生能源電解水的“綠氫”才能最終被廣泛應用。所以，從制氫、儲氫，到氫的運輸、氫的應用，未來會誕生一個全新的能源產(chǎn)業(yè)鏈條。

風險分析： 政策推進力度不及預期風險；相關行業(yè)技術變革風險。