2022年行业观察：积极消纳绿电行 风光助氢双碳赢
发布时间：2022-01-13 07:47:07来源：大唐财富智库
在12月8日至10日召开的中央经济会议上，领导层提出要正确认识和把握“碳达峰、碳中和”，传统能源的逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，一方面提升煤炭清洁高效利用，另一方面增加新能源消纳能力，推动煤炭与新能源优化组合。
领导层在本次会议上的表态相较于去年是有差异的，去年会议提出“推动煤炭消费尽早达峰”，而今年在煤价高涨、电力供需紧张的背景下，会议强调“要推动煤炭与新能源优化组合”，新能源电力消纳受到重视。此外，会议还提出新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现从能耗双控向碳排放总量和强度双控转变，加快形成减污降碳的激励约束机制。
经济工作会议的表态是在进一步推动对清洁能源发电的支持力度。因为鼓励下游企业通过购买绿电降低自身能耗，从而进一步释放清洁能源发电的需求。这里需要先解释一下绿电，绿电就是指在电力生产过程中，它的二氧化碳排放量为零或趋近于零，相较于火电等方式所生产的电力，对环境的冲击影响较低。也就是我们所说的清洁能源发电。
清洁能源与传统能源不同，大都是直接或者间接来自于太阳或地球内部深处所产生的热能，包括太阳能、风能、生物质能、地热能、水能、海洋能以及由可再生能源衍生出来的生物燃料和氢所产生的能量。而目前在我国装机量最大的就是风电、光电和水电。
2020年，太阳能光电装机量达到2.5亿千瓦，遍布全国；并网风电装机量2.8亿千瓦，主要集中在内蒙古、新疆和东北；水电装机容量3.7亿千瓦，主要在四川、云南、湖北；而相比之下，核电装机量只有5000万千瓦，主要集中在广东。而由于对氢能的终极追求就是绿氢——也就是用绿电解水的方式制氢，因此未来风电、光伏和氢能的协同作用也在发展中，这将是我国未来清洁能源的主要方向。
一、风电：以大代小老骥伏枥
过去的十年里，全球风电累计装机规模已经从2010年的198GW增长到2020年的743GW。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。而在全球各国风电装机量中，中国已经成为全球风电市场的龙头。
截至2020年底，全球风电累计装机规模排名前三的国家分别为中国、美国和德国，占比分别为38%、16%、9%。而2020年全球风电新增装机规模排名前五的国家分别为中国、美国、巴西、新西兰、德国，而中国自己就占比56%。
纵向对比来看，我国风电累计装机规模也在稳步增长。截至2021年三季度，我国风电累计装机规模为298GW。经历了2020年陆上风电抢装行情之后，2021年风电新增装机速度有所放缓。2021年前三季度我国风电新增装机容量16.4GW，同比增长25.8%，2021年1-9月新增装机规模与2020年前三季度17.3GW的招标规模基本持平。
而随着碳中和行动的不断推进，全球尤其是我国的风电都将迎来进一步的黄金发展期，尤其是叠加十四五，新增装机规模有望进一步向好。
早在2020年的10月14日，《风能北京宣言》就提出在“十四五”规划中，要保证年均新增风电装机50GW以上；2025年后年均新增装机不低于60GW；到2030年累计装机至少达到800GW，到2060年累计装机至少达到3000GW。而一直到2020年底，我国的风电累计装机容量在282GW，这也就意味着，如果《风能北京宣言》的计划能够顺利完成，那么“十四五”我国风电累计装机容量就会实现翻倍增长。
但其实，我国风力发电在建设的过程中还存在很多问题。比如，风电虽然是清洁能源，但在建设风电厂的过程中，对环境的破坏巨大。尤其是在西北部、中部等地区，植被受地理环境和气候影响本身恢复速度就比较慢，为修建风电场而做的场内道路几乎可以让一个郁郁葱葱的山头变成光秃秃的石头山。
再比如，风电分为海上风电和陆上风电，而陆上风电存在最大的问题就是，资源较好的区域已经被大量技术落后的老旧风电机组占据，比如已经办理建设用地审批手续的三北地区风电场，目前面临的情况就是想再办理相关手续难度大幅增加，而已经有的风电场却在最好的风源用着最烂的机组。
针对这一情况，国家能源局近期发布《风电场改造升级和退役管理办法》的征求意见。鼓励并网运行超过15年的风电场改造升级和退役，推进风电“以大代小”改造。同时提出风电厂运营期未满20年且累计发电量未超过改造前项目全生命周期补贴电量的项目继续享受补贴，每年补贴电量为改造前项目全生命周期补贴电量的5%，项目上网电价补贴电量部分按原项目电价政策执行，其余电量部分按项目重新备案当年电价政策执行。
“以大代小”政策执行后，由于早期风电项目所在地的风资源比较优质，老旧风机改造后可以继续受益于优质风资源，装机容量和利用小时预计都将迎来增长，进而提升风电的运营效率。此外，由于老牌风电企业进入行业的时间比较早，早期投运的风电项目占比相对较大，“以大代小”改造后公司的整体装机容量提升也将给风电企业带来更大的业绩弹性。
此外，从风电的产业链来看，风电产业链可以分为上游原材料、中游制造和下游的风电运营商三大部分。关键原材料包括用于发动机制造的稀土永磁材料，用于叶片制造的玻璃纤维、碳纤维，以及用于塔架制造的中厚板钢材。关键零部件包括发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制系统、叶片、塔架这几个部分。
目前，叶片、齿轮箱、主轴承几个环节市场集中度比较高。而风塔已经100%实现国产，风塔、发电机、机舱、齿轮箱、变流器、叶片、主轴承的国产化率分别为100%、93%、89%、80%、75%、73%、33%。这里尤其需要着重说一下叶片。
风电机的叶片主要由树脂、增强纤维、夹层材料、结构胶构成，这其中的内部核心材料是巴沙木，这是世界上最轻的木头，密度是水的1/10，还不导热不变形，把它当作材料放到叶片里面，3米/秒的风就能吹动，3个叶片每转一圈，就能发出2度电，但就是这么完美的一个材料，现在1.5万/立方米还买不到，因为国内产量很少，几乎都在美洲，尤其是2019年-2020年风电行业景气度快速提升，巴沙木价格更是极具飞涨，全球各国都在抢着用它做叶片风力发电。因此，寻找替代材料，就成了非常重要的事。
目前替代巴沙木的新型结构芯材一般就是PVC和PET，其中PVC现在应用的比较多，但是存在高温固化烧焦与难以回收利用的问题。PET结构泡沫芯材耐高温、性能优越，属于热塑性材料，也可以回收利用，是未来芯材发展的方向。2021年-2025年PVC和PET的市场需求复合增长率预计分别在15%和16%，处在良好的发展态势。
此外，叶片的发展还面临着一个更新的挑战，就是如何做的更轻。陆上风电平价后，风电整机行业正在步入机组功率大型化进程，受大瓦兆风机的推动，叶片大型化趋势明显。尤其是海上风电，由于技术难度更高，因此对风电机的叶片长度有更高的要求，叶片及风轮尺寸大型化的迭代趋势还在持续推进。叶片长度的增长会使其重量增加，从而导致气动效率降低，进而影响发电量，因此，叶片轻量化的重要性就进一步增强。为实现叶片轻量化，对叶片新型结构的设计以及对碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料的研发也将成为未来的发展方向。
二、光伏：硅产破局降本增效
全球目前正在经历从化石能源向可再生能源发展的第三次能源革命，各国政府对于应对气候变化、“碳中和”已经形成了高度共识。随着全球能源结构转型的进程不断加速，越来越多的国家也积极出台各项政策推动可再生能源的发展。而对比所有的清洁能源，光伏是最具有开发潜力的。为什么这么说呢？
从各种清洁能源发电来看，水力发电的累计装机容量是最高的，并且水电的发电效率高、成本低，但是建设水电站对生态环境的破坏很大，而土地和植被的破坏也会造成较高的碳排放，属于本末倒置；核电站和地热发电站的优点都是可以一年四季、不分昼夜的稳定发电，但核电站的安全隐患问题太大，并且核废料的处理也很麻烦，而地热发电站主要受限在火山活动地带附近；生物质能发电主要是利用农林生物质、垃圾焚烧和沼气发电，但由于现在行业发展规模还比较小，并且成本高，因此并不是主流的发电方式。
风电和太阳能是目前成本下降最快、应用最广泛的两种可再生能源，风能相对于太阳能劣势主要是对于地理位置的要求，风力发电要求在风力资源丰富的地方，太阳能发电的地理范围就要大得多，不管是城市还是沙漠都可以布局。
目前这两种能源的最大障碍并不是发电成本，而是稳定性的问题，风不是一直刮、太阳也不是一直照耀，会受到季节和天气的影响，比如2021年9月的时候东北爆发过一次能源危机，居民停电，其中的原因之一就是风电输出骤降，东三省风电总装机约3500万千瓦，占全东北发电量的18%，显著高于平均水平，但在限电期间，风电输出还不到装机容量的10%，就是因为没风了。
因此，风力和光伏发电的不稳定性还需要通过改进电网和传输技术、发展储能来进一步解决。但总体比较下来，光伏的发展潜力还是最高的。
现在中国是全球光伏行业中占比规模最大的国家，不仅设备全部国产化，产量也占了全球的7成，中国的光伏军团，横扫了整个产业链。隆基是全球最大的硅片制造商，通威股份是最大的硅材料商、光伏玻璃大王福莱特玻璃，甚至在光伏逆变器领域，华为也一直是世界第一。这些企业带来的效果就是，过去十年，光伏发电的度电成本已经下降了89%，青海省的平价光伏项目，上网电价每度电仅需要0.227元，光伏发电成本甚至低于燃煤。
这里就不得不再提到装机成本，我国在2012-2013年开始对光伏行业实行电价补贴政策，而到了2018-2019年，随着装机规模的超预期增长，财政补贴缺口越来越大，因此531新政下调了补贴标准，也限制了分布式电站的规模。退补带来的结果就是当年的光伏新增装机增速首次下滑，并且对产业链各环节价格形成负面反馈，国内各环节价格基本腰斩。
而到了2020年和2021年，随着装机成本大幅下降，海外多个国家需求出现爆发式增长，多国步入GW级时代，这就使我国光伏产业链充分受益；去年9月，随着双碳目标的提升，国家对新能源的重视再次上升到一个新高度，其中光伏发电就是一个重要领域。
尤其是在刚刚过去的经济工作会议中，领导层明确新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。9月份以来，受多地能耗双控政策影响，光伏产业链中能耗水平较高的工业硅、多晶硅等均有部分产能被迫停产，新增产能的扩张也受到能耗指标的限制，其实是激化了今年以来多晶硅产能相对下游需求不足的矛盾，引起了市场对于硅料产能是否能顺利扩张的最大担忧。而这一政策提出后，未来硅料价格进入下降通道基本已经是确定的，光伏产业降本增效将会得到进一步保障。同时垂直的硅片制造领域企业将会受益。
我们前面提到，风光相比，光伏发电虽然相较于风电，在地域选择上更广泛，但其实，光电也并不是完全不受自然条件的限制。比如在城市和沙漠中对比，沙漠中的光照强度肯定是更大的，发电效率也更高，比亚迪的王传福就曾经说过，如果把1%的沙漠面积铺上太阳能板，中国的电力问题就解决了，所有的发电厂都可以取消。
理论没错，但问题在于，我国沙漠集中在西部地区，而我国的光电资源也遵循着西北高、东南低的地理分布，这和我国的用电需求完美相反。比如西北光照资源最丰富的新疆和甘肃两省，“弃光率”高达30%，也就是说，发出来的电有三成都被浪费了，因为发电中心距离电力消费中心太远了。所以就要把电高效的运出去。
把电运输出去，就要靠常见的高压线，电压越高，输送电力就越远，常见的高压线一般是220千伏，而作为高压线加强版的特高压，则是800千伏，甚至1000千伏的高压，基本就相当于电力高铁。我国从2006年就开始大手笔投资特高压，14年下来豪掷6000亿，终于是将光伏和特高压完美结合，解决了能源运输的问题。
而另一个自然条件带来的问题就是，利用光照，白天有电、晚上没电，怎么办？这种时候，把白天用不完的电能储存起来，就非常重要。目前综合考虑效果和成本，最有效的方式就是大规模建设抽水蓄能电站。
这种电站被誉为超级“充电宝”，其工作原理是利用电力系统负荷低的时候，比如说白天，用光伏发出来的电或者说电网的剩余电能，用水泵把水从低洼的下水库抽水至上水库，这个上水库和下水库之间的海拔差距能到700米以上，将电能转化为水的势能储存起来，反之，到晚上光伏不能发电了，或者说在其他用电高峰时，就把这个水从上水库开闸，然后在下游的水电站再度发电，把势能转化为电能，这就可以给电网起到削峰填谷的作用。现在全国有34个运行的蓄能电站，如果电网缺电了，紧急启动之后，10分钟左右就能达到120万千瓦的输出，可保证电网的稳定。
新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制后，光伏产业将进一步降本增效，同时利好储能领域。
三、氢能：风光助氢多元储能
氢能一直被认为是一种终极能源，氢气相比于其它燃料，燃烧产物最清洁，只产生无污染的水，而燃烧产生的水又可以继续制氢，反复利用；并且，氢气燃烧的比能量高，是除了核燃料以外发热值最高的，是汽油发热值的3倍。氢能如果能大规模利用，则很有可能让人类告别碳基能源。
我国从2019年起首次将氢能写进《政府工作报告》，也开启了全国各地的氢能发展热潮。而国际上，氢能更是进入快速发展期，美国、欧洲、俄罗斯、日本等主要工业化国家早就将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐在加快。根据国际氢能委员会发布的数据，从今年2月以来，全球范围内已经宣布了131个大型氢能开发项目，全球项目总数达到359个。
预计到2030年，全球的氢能领域投资会增长到5000亿美元，到2050年，全球的碳排放量会减少60亿吨，创造2.5万亿美元的市场规模。而我国未来有望领跑全球氢能产业发展。
目前的氢能从生产方式上看分为三大类：绿氢、蓝氢、灰氢。
灰氢：从天然气或煤炭中提取的氢，提取过程每年排放8.3亿吨二氧化碳。
蓝氢：在灰氢基础上，进一步把二氧化碳通过捕集、埋存、利用，从而避免大量排放的氢。
绿氢：使用可再生能源（例如风电、核电）对水进行电解提取的氢，是最清洁的。
绿氢最环保，但制取复杂，目前全球每年在工业加工过程中会消耗7000万吨氢，几乎全部由天然气蒸汽转化成灰氢或蓝氢，只有少量由水电解成绿氢。
我国也符合氢能发展的这一规律，目前我国的主流制氢方式一共有两种，一种是灰氢，并且由于我国煤资源丰富，以煤制氢为主；另一种就是工业副产气制氢。我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，足以满足中短期的氢气增量需求。而在所有的工业副产气中，丙烷脱氢、乙烷裂解等获取的氢气浓度较高。到2022年，丙烷脱氢和乙烷裂解产生的氢气每年可供36万辆氢燃料电池车行驶，工业副产氢几乎可以覆盖京津冀、长三角和广东地区。因此在中期阶段，丙烷脱氢和乙烷裂解仍然会是制氢领域的主要赛道。
工业副产氢、蓝氢主要还是灰氢后的一个过渡阶段，绿氢仍然是氢气制取的终极方向。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高以及副产高价值氧气等特点，但它的单位能耗在4-5千万时/立方氢，电价占到总成本的70%以上。如果采用现有电力进行生产，制氢成本大概在30-40元/公斤，因此，只有当电价低于0.3元/千瓦时才具备比较好的经济性。目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE），这其中碱性电解槽技术相对最成熟，生产成本也比较低。
随着碳市场的推进，对绿氢的需求会逐步增加，未来大规模光伏发电或风力发电配套电解水生产绿氢将成为趋势。
但目前，氢能没有成为我国最主要的清洁能源、氢燃料电池汽车也相对占市场规模较小，原因之一就是氢气的安全问题和储氢问题。
氢气是爆炸范围最宽的气体，如果在空气中的体积浓度小于4.0%或大于75%时，即使遇到火源，它也不会爆炸。但是在4%到74%这个很宽的范围内，遇火星就爆。2019年韩国工人对容量为400升的氢气罐进行测试时发生爆炸炸死了6个人，炸塌了一栋楼，炸伤了3栋楼，8公里外都能听到爆炸声。而氢气不仅轻，分子也小，这就意味着储氢设备的任意一个零部件出现老化，都有可能导致氢气外泄进而引发剧烈爆炸。现在，如果一辆运载氢燃料的卡车运输量超过一定范围，是没法过隧道的。
那么，氢燃料怎么储运？
储氢方面一共有三种方式：气态储氢、液态储氢和固体储氢。目前，高压气态储氢已经得到广泛应用，低温液态储氢主要应用在航天等特定领域，而有机液态储氢和固态储氢目前仍在示范阶段。
因此，氢气储运目前也以高压气态为主，采用长管拖车，车内储氢瓶则是采用铝内胆碳纤维缠绕，燃料运输管道采用不锈钢材质，目的是抗氢脆。
目前，我国储氢造价成本27055元，储氢瓶售价38650元，储氢瓶配套系统单车价值量达15万元。随着技术的发展和生产规模的扩大，2050年新增储氢瓶市场规模预计将达到2400亿元。由于中国市场拥有庞大的重卡基数，因此可以预计，未来十年内，中国市场的车载储氢瓶市场份额将提升至39%，成为全球最大的车载储氢瓶市场。
低温液态储氢由于成本高昂，目前主要作为航天火箭推进器燃料，其储罐和拖车已经在我国航天等领域应用，随着技术的不断成熟，中期来看，液态氢会成为工业氢气的主要储存形式。而从长期来看，固态储氢方式是最具有发展潜力的，因为它能克服高压气态和低温液态两种储氢方式的不足，具有能量密度大、操作容易、运输方便、成本低、安全程度高等优点，尤其适合对体积和安全性能要求非常高的场合，比如氢燃料电池汽车和加氢站。
储氢是制约氢燃料电池发展的重要问题。目前，我国在氢气储运环节，体系尚不成熟，输氢管网、加氢站等基础设施仍需要大量投入。但随着双碳目标的进一步推进，对氢气储运的研究力度还将进一步加大，氢能储运将按照“低压到高压”、“气态到多项态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力，预计到2050年储氢密度会达到6.5wt%。氢能储运的发展，也将进一步提高氢燃料电池汽车和加氢站的应用范围。
因此，不论从我国长远的“碳达峰、碳中和”目标，到地方提出的“十四五”规划建议，再到近期中央经济工作会议中对双碳工作的调整，都是清洁能源发展的重大机遇，风、光、储、氢等行业发展前景值得期待。随着风电、光伏发电等可再生能源的进一步发展，同时随着储能成本的下降和氢能产业的发展成熟，未来可再生能源风、光与储能和氢能的融合也成为发展趋势。
目前，风电、光伏技术的进步已经推动了成本的大幅下降，而智慧能源也跨入了实践阶段，为未来的长期发展奠定良好基础。中长期来看，随着新能源行业瓶颈的破解，我国将进入新能源大幅替代化石能源阶段，未来将需要可再生能源发电、可再生能源制氢、储能等技术发挥更大的作用，也给了光伏、风电、氢能更大的投资空间。
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