能源利用转型升级「在21世纪,新能源必将取得快速发展」

今天带来能源利用转型升级「在21世纪,新能源必将取得快速发展」，关于能源利用转型升级「在21世纪,新能源必将取得快速发展」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/作者：招商证券，张夏、陈刚）

五. 光伏

1.光伏发电成本稳步下降，光电转换效率不断提升

光伏发电装机容量仅占 12%，渗透率提升空间巨大。光伏发电的原理是光电效应，通过将太阳光照射在半导体材料 上，光能转化成了电能。虽然中国光伏行业在过去几年里发展迅速，整个板块呈现爆发式增长趋势，光伏产业链景 气度始终维持高位，但是目前中国光伏发电装机容量仅占全国总装机容量的 12%，距离完全替代火电，成为能源结 构中的主力能源品种还有相当长的距离，光伏产业在“十四五”期间的渗透率存在巨大的提升空间。

光伏发电进入平价时代，竞争力优势凸显。回溯我国光伏行业的发展，欧美双反、“531 新政”和 2019 年国家能源 局的平价上网通知是三个具有标志性意义的事件，以这些事件为结点，我国光伏行业的发展大致可以划分为四个阶 段：

（1）两头在外（2012 年之前）：上游原材料依赖进口，下游组件绝大部分都用于出口，内需不足，缺乏核心技术；

（2）产业扶持（2013－2018 年）：政府陆续推出补贴政策，拉动内需，但是出现了一些结构性问题，比如财政补 贴窟窿越来越大、骗补现象盛行等；

（3）补贴退坡（2018－2020 年）：2018 年“531 新政”降低了光伏的补贴标准，限制了补贴规模，行业装机量出 现间歇性回落，劣质产能被淘汰，加速了平价时代的到来；

（4）平价时代（2021 年至今）：凭借低成本和规模化创新优势，目前我国光伏发电侧已经接近平价，部分地区光 伏发电价格已经低于传统电价，竞争力优势不断凸显。

光伏全产业链技术完备，国产化自主程度高。中国光伏行业已经完全具备上游高纯度晶硅、中游高效太阳能电池片 生产、到光伏电站的建设以及运营的全产业链，并且具备完整的自主知识产权。在我国全面取消行业补贴后，光伏 行业发展的重要任务是进一步且快速地降低成本。与此同时，我国开始以“整县推进”、国企与民企相结合的方式 推广分布式光伏，充分挖掘分布式光伏在节约场地成本和远距离传输成本方面的优势，推动光伏产业进一步发展。

光伏发电装机容量符合预期，新增和累积装机容量均为全球第一。根据中国光伏行业协会数据，2021 年，全国新增 光伏并网装机容量达 54.88GW，同比增长 13.9%。累计光伏并网装机容量达到 308GW，同比增长 21.7%。全年光 伏发电量为 3259 亿 kWh，同比增长 25.1%，约占全国全年总发电量的 4%。2017 至 2021 年期间，我国光伏发电装 机累计容量由 130GW 增长至 308GW，CAGR 为 24.1%。

新增分布式光伏装机容量首次超过集中式光伏电站，累计集中式光伏装机依旧占领市场主导地位。2021 年，全国新 增集中式光伏装机 25.6GW，分布式光伏装机 29.27GW，分布式光伏装机占全国全部新增光伏装机的 53.34%，历 史上首次突破 50%。全国累计集中式光伏装机 198.47GW，分布式光伏装机 107.5GW，分布式光伏装机占全国累计 光伏装机的 35.13%。

平准度电成本（LOCE）下降，分布式光伏电站平准度电成本低于光伏地面电站。2021 年，光伏地面电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LOCE 分别为 0.21、0.25、0.31、0.37 元/kWh，光伏 分布式电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LOCE 分别为 0.19、0.22、0.28、 0.33 元/kWh。

光伏产业降本提效路径主要依靠电价下行和各环节技术变革。光伏行业全产业链可以分为上游硅料和硅片环节，中 游电池片和组件环节，以及下游的光伏发电系统。光伏产业降本提效路径包括硅料环节的颗粒硅替代多晶硅，硅片 环节的单晶代替多晶以及硅片大尺寸化、薄片化，电池片环节的 N 型电池替代 P 型电池以及组件环节的半片和双面 组件技术。

2.硅料：颗粒硅市占率提升

多晶硅产量大幅提升，单位价格下降明显。硅料环节是指将粗硅通过化学提纯得到多晶硅的过程，多晶硅是太阳能 电池的基础原料，硅料环节的技术创新较为平稳。2010 年至 2021 年期间，我国多晶硅产量大幅上升，产量从 2010 年的 4.5 万吨增长 11 倍至 2021 年的 50.5 万吨，价格从 2011 年的 730,000 元/吨下降至 2022 年的 209,000 元/吨， 价格下降幅度高达 71%。

电价下降叠加多晶硅提取工艺进步驱动硅料环节降本。硅料环节的成本由金属硅、电力、人力等成本构成，其中， 电力成本和金属硅成本在各项成本中位居前二，分别占成本的 34.9%和 28%，是硅料环节的主要成本。基于此，电 力价格的下降和多晶硅提取工艺的进步是硅料环节降本的主要驱动因素。

2.1.降本提效驱动因素：电力成本

电力成本下降推动硅料行业降本。我国光伏电站指导电价的逐年下降，电价由 2011 年的 1 元/kWh 下降至 2020 年的 0.4 元/kWh，下降幅度达 60%，同时越来越多的企业选择到西部电费更低的地方（例如新疆等）建厂，硅料行业在 电力成本方面实现了大幅降本。

2.2.降本提效驱动因素：硅烷流化床法生产颗粒硅

棒状硅占市场主导地位，颗粒硅市占率逐步上上。目前主流的多晶硅生产工艺为改良西门子法和硅烷流化床法，产 品形态分别为棒状硅和颗粒硅。2021 年硅烷法颗粒硅市占率达到 4.1%，棒状硅占 95.9%。据中国光伏行业协会预 测，未来颗粒硅市占率将缓慢逐步上升，但棒状硅依然占据硅料市场主导地位。

改良西门子法不断降低生产成本和能耗。西门子法是德国西门子公司在 1955 年开发出的一种在 1100°C 左右的硅芯 上，用氢气(H2)还原高纯度三氯氢硅(SiHCl3)，最终将多晶硅沉积在硅芯上的多晶硅生产工艺。西门子法存在多晶硅 转化率低及产品排放污染度高（例如 SiCl4）的问题，改良西门子法是目前国内外最成熟最主流的多晶硅生产工艺， 其在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既避免了化学反应产品 直接排放污染环境，又通过尾气回收和还原实现物料的循环利用，大大降低了生产成本。除此之外，改良西门子法 采用多对棒、大直径还原炉，有效降低了还原炉消耗的电能。据中国光伏行业协会数据，2018-2021 年期间，使用 改良西门子法生产多晶硅的过程中的各项能耗逐年递减。

硅烷流化床法是生产颗粒硅的主要工艺。硅烷流化床法出现于上世纪 60 年代，其原理是将硅烷和氢气从流化床反应 器底部注入，并逐渐上升至反应器中间加热区，同时，反应器内的籽晶会随着气体的进入也逐渐悬浮至中间加热区， 与硅烷和氢气发生化学反应。随着反应的进行，硅逐渐沉积在悬浮状态的硅籽晶上，籽晶颗粒不断地变大，当增长 到足够重量的时候，硅颗粒将沉降到反应器的底部，排出的就是颗粒硅。

硅烷流化床法成本纯度低，技术壁垒高。硅烷流化床法的反应原理是下方进气，会导致悬浮的颗粒不断与反应器内 壁撞击并发生反应，内壁腐蚀，造成成品颗粒硅中含有其他金属。除此之外，硅烷流化床法反应器的使用寿命较短， 由于气体的缘故，长期下来可能会导致硅粉堵塞出入口。最后，此方法对安全性的要求很高，由于硅烷易燃易爆的 化学属性，因此技术和装备的壁垒较高。

3.硅片：单晶替代多晶、硅片大尺寸化和薄片化

2021 年全国硅片产量约为 227GW，同比增长 40.6%。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 84%，且产量 均超过 10GW。随着头部企业加速扩张，据中国光行业协会预计，2022 年全国硅片产量将超过 293GW。

3.1.降本提效驱动因素：硅片材料和切割技术改良

硅片环节的降本提效主要体现在产品的变革，已经完成的技术进步是单晶硅片对多晶硅片的替代，当前市场正在进 行的产品变革是硅片的大尺寸化和薄片化。

单晶硅进一步替代多晶硅，市场占比接近 95%。2015 年以前，多晶硅片一直因其扩产快，对硅料技术要求低，生产 成本低等优势，一直占据市场主导地位；虽然单晶硅片的光电转换效率更高，但由于单晶硅片高昂的生产成本，一 直未能得到广泛应用。随着 2015 年切割和拉棒工艺的升级，单晶硅片的非硅成本（即长晶成本和切割成本）大幅下 降，从而获得生产成本优势，逐渐逆转了多晶硅片的主导地位。2021 年，中国单晶硅片市场占比约为 94.5%，而多 晶硅片的市场份额由 2020 年的 9.3%下降至 2021 年的 5.2%，根据 2021 年中国光伏产业发展路线图预测，未来多 晶硅片呈逐步下降趋势，但仍会在细分市场保持一定需求量。

金刚线切片技术国产化逐步替代砂浆切割。在金刚线切片技术大规模应用之前，绝大部分硅片厂商均采用砂浆切割， 从 2014 年开始，随着金刚线的国产化，金刚线切割开始逐步被引入到光伏硅片制造环节。与砂浆切割相比，金刚线 切割单晶硅能够有效提高切割效率、降低材料损耗、增加出片率以及减少污染。

硅片大尺寸化降低单位硅片的非硅成本，摊薄制造成本。硅片按边长的不同，从短到长依次分为 M0、M1、M2、 M4、G1、M6、M10、G12 八种。边长越长，其电池功率越大。M10 和 M12 两种大尺寸硅片的电池功率分别可达 7.4 瓦/片和 9.9 瓦/片。对于硅片制造企业而言，大尺寸硅片可以减少拉棒环节和切片环节的次数，从而降低每单位 硅片的非硅成本；对于硅片下游企业而言，大尺寸硅片能够在电池片、组件制造中摊薄制造成本，在组件封装环节 降低玻璃、背板、EVA 等辅材成本，在电站环节摊薄支架、桩基、汇流箱、直流电缆以及施工安装等成本。

硅片薄片化降低硅耗，减轻成本压力。根据中环股份统计，以 A 类客户 22.75%电池效率为参考，使用 180μm 减薄 至 160μm 厚度的硅片，电性能没有下降，同时对应电池单瓦成本下降幅度明显；当厚度减薄至 155μm 至 150μm 区 间，电池电性能下降明显。根据中环股份发布的《技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》，硅片厚度从 175μm 减薄至 160μm，可以覆盖多晶硅料 8 元/KG 的价格涨幅，减轻下游产业链的成本压力；产业链内全规格单晶 硅片全面转换到 160μm 厚度，预计可节省 6.8%的硅使用量，以 G12 产品功率测算全行业可增加 20GW/年以上产 出。（报告来源：未来智库）

4.电池片：N 型电池替代 P 型电池

P 型电池片转换效率接近理论上限，N 型电池片是未来发展方向。电池片环节是指在硅片的基础上，通过掺入杂质 元素，降低电阻率，形成载流子，实现光电转化的过程。电池片根据扩散元素的不同可分为 N 型电池片和 P 型电池 片。P 型电池片是指在 P 型硅片的基础上扩散磷元素，N 型电池片是指在 N 型硅片的基础上扩散硼元素，根据扩散 元素最外层电子个数的不同，P、N 型硅片分别通过空穴和电子导电。目前全球的太阳能电池大约 90%都采用了 PERC（发射极钝化和背面接触）技术；在技术指标上，PERC 类电池相较其他对应晶硅工艺的太阳能电池（比如 TOPCon、HJT、IBC 等）并没有太多的优势，但因为性价比高而被广泛应用。目前 PERC 类电池的转换效率在实践 中已经达到了 23%，接近其理论上限 24.5%。因此，TOPCon、HJT 和 IBC 等理论上有更高的光电转化效率的技术 越来越受到关注。2021 年，中国电池片产量约为 198GW，同比增长 46.9%。市占率方面，2021 年，电池片市场依 旧以 PERC 电池为主，市占率达 91.2%。中国光伏行业协会预计在未来 10 年，PERC 电池市占率将逐渐下降，N 型 电池占领市场主导地位，尤其是异质结电池和 TOPCon 电池。

4.1.降本提效驱动因素：电池片光电转换效率

电池片环节的提效核心在于不断提升光电转换效率。最早的光伏电池片技术是铝背场 BSF 电池，但由于转换效率过 低，迅速被 PERC 电池替代。发展至今，PERC 电池虽是市场主流，但其转换效率已逐渐达到上限，因此转换效率 更高的 N 型电池吸引了市场的注意。市占率方面，2021 年，电池片市场依旧以 PERC 电池为主，市占率达 91.2%。 中国光伏行业协会预计在未来 10 年，PERC 电池市占率将逐渐下降，N 型电池占领市场主导地位，尤其是异质结电 池和 TOPCon 电池。

PERC 电池优化电池背面技术提高转换效率。PERC 电池通过取代铝背场电池的全铝背场，采用钝化膜来钝化背面 实现提效，其主要的优化点体现三个方面：

（1）选择性发射极 SE：正面区别常规晶体硅电池在发射极均匀掺杂的思路，PERC 电池在金属栅线附近进行高浓 度掺杂深扩散，其他区域采取低浓度掺杂浅扩散，实现了接触电阻的有效降低，提升 FF，降低载流子表面复合速率 改善钝化，同时改善电池短波光谱响应等，平衡接触电阻和光子收集间的矛盾；

（2）AlOx/SiNx 背面钝化：背面沉积 AlOx/SiNx 叠层钝化膜（P 型衬底），提升背面长波反射能力，饱和晶体硅边 界的悬空键，且高负电荷密度形成高效场钝化；

（3）背面金属局部接触：PERC 在钝化层局部开孔兼顾减小复合和电流传导金属化的要求。局部接触造成了 PERC 电流传导由 BSF 的单一纵向增加二维的横向传导，造成横向电阻输运损耗，因而背面开孔深度、布局等对电阻、复 合等有较大的影响。

N 型 PERT 电池通过改变衬底实现提效。N 型 PERT 电池是在 PERC 电池工艺的基础上研制而来，衬底由 P 型变为 N 型。N 型衬底较 P 型衬底有少子寿命高、对杂质容忍度高、无硼氧对符合影响和双面率高的优势。除此之外，生 产 N-PERT 电池可直接升级现有产线升级，更新成本低。

TOPCon 电池通过增加氧化层和沉积多晶硅的钝化方式实现提效。Topcon 电池在电池背面先增加 1-2nm 的隧穿氧 化层 SiOx，再沉积一层掺杂多晶硅 npolySi，形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层的选择性透过能力允许多数载流 子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层，大幅减少载流子复合损失。同时，掺杂的多晶硅层与基体形成 n /n 高低场，阻 止少数载流子运动至表面，形成选择性钝化接触。TOPCon 技术的转换效率较高，最终优化效率预计可达到 26%。

HJT 电池通过沉积非晶硅薄膜的钝化方式实现提效。异质结电池片里同时存在晶体和非晶体级别的硅，非晶硅的出 现能更好地实现钝化效果。异质结电池综合了晶体硅电池与薄膜电池的优势，具有结构简单、工艺温度低、钝化效 果好、开路电压高、温度特性好、双面发电等优点，主要有三个方面的优势： （1）低衰减：由 HJT 电池组成的组件首年衰减率小于 1%，线性年度衰减 0.4%； （2）低温度系数：PERC 电池功率温度系数为-0.38%/℃，而 HJT 电池功率温度系数仅为-0.24%/℃， 在高温、高 辐照区域有较大优势，当工作温度为 60℃时，功率输出相差约 4.5%;（3）高双面率：据爱康光电统计，HJT 电池是目前双面率最高的电池技术之一，双面率越高，背面发电占比越大。

IBC 电池通过减少正面电机反射损失实现提效。IBC 电池即交叉式背接触电池，通过将正负电极都置于电池背面， 减少置于正面电级反射一部分入射光带来的阴影损失。IBC 电池是 N 型电池中光电转换效率最高的，理论光电转换 效率可以超过 26.2%，但其技术难度高，各类成本也远超其他 N 型电池。 PERC 技术的单晶和多晶电池片转换效率遥遥领先。自 2008 年以来，各类电池片转换效率大幅上升，其中，采用 PERC 技术的单晶和多晶电池片转换效率遥遥领先。据中国光伏行业协会数据，未来 10 年各类电池片转换效率将稳 步提升，IBC 电池的转换效率将在 2030 年超过异质结电池，达到 26.2%。

4.2.降本提效驱动因素：设备和辅料国产化

不同类型电池成本结构类似，均由硅片、辅材（银浆、靶材）、人工等部分构成。降本路径主要有设备国产化、辅 材国产化及减少辅材耗量等。 设备国产化：以 HJT 电池为例，HJT 电池生产设备已从早期的进口设备 10 亿元/GW 下降至目前国产设备的 4 亿元 /GW，目前国内厂商迈为、捷佳、钧石已具备 HJT 整线设备供应能力。

辅材国产化趋势&减少用量：以低温银浆为例，技术壁垒较高，由杜邦、贺利氏、三星 SDI等海外厂商长期垄断，但 近年来，我国银浆厂商不断实现突破，例如帝科股份、晶银新材、聚合新材、苏州锢得等企业。目前我国辅材国产 化虽尚未实现完全国产化，但国产银浆占比不断提升；减少辅材用量方面，通过改进工艺（如多主栅、银包铜、细 栅印刷工艺）来减少银浆用量。根据中国光伏行业协会数据，2019 年-2021 年，P 型电池正面银浆耗量、P 型电池 背面银浆耗量、Topcon 正面银铝浆耗量、HJT 双面低温银浆耗量分别下降了约 13.3%、22.8%、20.9%和 36.7%。

4.3.晶科能源 HOT2.0 Topcon 电池

HOT2.0 Topcon 电池转换效率创世界纪录。晶科能源 Topcon 电池采用 HOT2.0 技术，应用了前沿高效钝化接触技 术，微纳米隧穿氧化层和载流子选择叠层技术的导入，并在近两年突破了绕镀难题，实现了钝化性能和导电性能的 双向提升。2021 年底，HOT2.0 电池量产效率已超过 24.4%。2021 年 10 月，创造了破实验室转换效率 25.4%的世 界纪录，量产转换效率达 24.5%，极限效率达 28.7%。

Topcon 电池产业化，为全球量产规模最大的 N 型电池组件公司。2019 年晶科能源率先建立了 N 型 Topcon 电池量 产线，规模达 900MW。2021 年快速实现从实验室到工厂的智能化产线落地，电池量产效率接近 24.5%。同时， 2021 年 11 月晶科能源推出应用 Topcon 电池技术的 Tiger Neo 系列高端组件，广受市场认可。2022 年上半年，公 司安徽、浙江两个 8GW TOPCon 电池项目陆续投产，预计到年中公司 TOPCon 产能将逐步爬升至 16GW。

4.3.爱康光电 iCell 异质结电池

HJT 技术开发领域第一梯队厂商，电池参数性能优。爱康光电 iCell 量产平均效率达 24.5%以上，发电量增益 12%以 上，温度系数低，最高制成工艺温度不超过 250℃，双面率达 95%，更易保持高良率，无 PID，更低 LID，无氨氮废 水产生，可实现 100μm 硅片量产厚度。

具备行业领先的技术研发团队。爱康光电异质结光伏电池研发团队成员均为业内杰出专家，由“国家 863 高效异质 结太阳能电池项目”总负责人彭德香，异质结电池技术的主要发明人木山精一博士，国家“千人人才引进计划”徐根保 博士，中国光伏行业协会标委会委员、中科院上海应用物理研究所博士倪志春，国内薄膜太阳能电池专家、荷兰代 尔夫特理工大学博士杨广涛等近 10 名领军型博士人才组成，覆盖 HJT 电池从研发到产业化实施的各个技术环节。

5.组件：半片和双面组件技术及一体化布局

组件环节是光伏产业链的最末端，其主要任务是将上一环节中生产的电池片封装并销售给发电站客户。2021 年，全 国组件产量达到 182GW，同比增长 46.1%，以晶硅组件为主。

5.1.降本提效驱动因素：组件功率和一体化生产

组件环节为物理封装，对生产工艺的技术要求不高。现行的降本提效工艺主要由半片组件和双面组件技术。此外， 龙头企业也通过产业一体化的战略来实现组件环节的降本提效。

半片组件技术提升组件功率。常规的全片组件生产工艺大体需经过串焊-叠层-层压-装框-装接线盒-固化-测试 7 个工 艺环节。而半片组件新增切片环节，配置激光切片机，随后将串焊、层叠过程进行调整。半片组件通过激光切割的 方法将标准规格的电池片切割为两个相等的半片。在半片电池片中，每根主栅的电流降低为原来整片的 1/2，半片电 池的发热量也会降低为全片的 1/4，因此减少了因组件温度升高带来的内部功率损耗。同时，半片组件的低电流特点 可以减少热斑问题的风险，提高组件寿命。据晶科能源官网统计，半片组件的工作温度比整片组件低 2 摄氏度。 2021年，半片组件市场占比为 86.5%，同比增加 15.5 个百分点。由于半片或更小片电池片的组件封装方式可提升组 件功率，预计未来其所占市场份额会持续增大。

双面组件提高转换效率。双面组件是指组件的正、反面都铺有电池，都具备发电能力。当太阳光照射时，除了正面 电池接收到的太阳光，组件的背面电池也可以吸收到被周围环境反射的光，从而降低光学损失，产生电能，提供转 换效率。据晶科能源统计，双面组件比常规组件有更长的发电时长，发电增益最高可达 25%。

组件一体化实现价格优势。组件环节的大部分成本由上游企业决定（例如电池片），议价能力较弱。因此一些光伏 产业链中的龙头企业会倾向于实现产业一体化，将“硅料、硅片、电池片、组件”各环节的成本纳入自身，用其余高利 润环节弥补组件低利润环节，实现价格优势。据招商证券电新团队 2021 年 6 月统计，只做组件的企业毛利为 0.25 元/w，一体化毛利可实现 0.44 元/w。

六.风电 1. 风电成本大幅下降，风电进入平价时代

中国海上风电装机容量成为全球第一，海上风电优势巨大。截至 2021 年 6 月底，我国海上风电的装机容量超过 11GW，超过英国成为全球第一。海上风电具有储量大、效率高和就近便利三大优势。

（1）储量大：根据全国 900 多个气象站的测算，我国近海区域可开发的风能储量大概有 7.5 亿 kW，是陆地风能资 源的近 3 倍。如果这部分资源能得到充分利用，风电是有可能成为主力的； （2）效率高：由于没有山脉阻挡，海上风机每年运行的有效时间高达 4000 小时以上，效率比陆上风机高出 20%~40%。而且海上风电场远离陆地，不占用土地，也不必担心噪音、电磁波等对居民的影响，大规模开发的副作 用就小； （3）就近便利：东南沿海的浙江、福建、广东正好是用电大省。过去它们长期需要外省的电力输入，现在直接就近 建设海上风电，既解决了用电问题，又缓解了电网压力。

风电成本大幅下降，陆上风电成为最便宜的清洁能源。2010 年至 2020 年十年期间，我国陆上风电和海上风电的总 安装成本分别下降31%和32%；陆上风电平准化度电成本从0.58 元/kWh下降至 0.25元/kWh，下降幅度高达 56%； 海上风电平准化度电成本从 1.05 元/kWh 下降至 0.54 元/kWh，下降幅度高达 48%。截至 2020 年，陆上风电平准化 度电成本已经低于水力发电和光伏发电，陆上风电已成为现阶段最便宜的清洁能源。

平价时代开启，市场份额提升提高综合实力。平价时代随着风电开发规模化，市场对风电机组的产品技术水平、历 史记录、规模、运维服务能力和资金实力等都提出了更高的要求。未来市场将向几大龙头整机厂商集中，内部竞争 也会进一步加大，带来整机厂商技术迭代和成本管控。成本竞争，提高供应链管控能力。风电主机产业成本中，原 材料占比超 90%，对供应链的成本管控能力显得非常重要。平价时代加剧整机厂商的竞争，未来竞争是成本的竞争。

2. 降本提效驱动因素：风机大型化，碳纤维叶片和规模效应

2.1.风机大型化

风机大型化有效降低风电成本，提升风电整体经济性。风机成本中原材料占比超过 90%，其中，叶片、齿轮箱、发 电机、变频器、机座、主轴等为风机主要原材料。根据 IRENA 数据显示，风电整机成本以叶片、齿轮箱和发电机为 主，其中，叶片占比为 24%，齿轮箱占比为 19%，发电机占比为 7%，三者合计占比达 40%。风机单机容量大型化 是风电产业的发展趋势，风机大型化可以有效降低风电成本，单机大功率可以提高发电量，摊薄初始投资成本，同 时降低风速要求，提高发电小时数，有效提高风能资源利用效率，提升风电项目的整体经济性。

风机单机容量稳定增加，单机功率逐年提高。2014-2018 年，我国风机单机容量整体处于 2-2.5MW 机组替代 1.5- 2MW 机组的阶段，单机功率逐年提高；“十四五”期间，国内风机单机容量进一步增长，2021 年风电招标数据显 示，单机容量 4MW 及以上机组逐步成为“三北”（东北，华北和西北）及西南地区主要机型，未来我国风机有望进 一步升级至 6-7MW 机型。

风机大型化的经济效益来自成本和效率的平衡。风机供应链的快速成熟，技术更新迭代，风电机组单位功率平均售 价持续下降。同时大型化降低对风速的要求，增加发电可利用小时数。在大功率趋势下，风机单价下降带来度电成 本下降。 叶片直径增加，轮毂高度提升和机组大型化是未来风机技术发展的主要方向。在其他条件不变的情况下，更大的叶 片能捕获更多风能，轮毂高度提升也能是机组获得更高的风速。发电量随风速增加，带来容量系数的增加，同时推 动更大规模项目的建设，降低风电的安装成本。2010-2020 年陆上风电度电成本下降明显。

2.2.碳纤维叶片

碳纤维材料解决风机大型化材料难题。风机大型化是未来的发展趋势，风机大型化将会带来风机各项零部件尺寸的 增大，目前，风机叶片的长度已经突破百米。由于风机旋转半径与叶片重量呈指数关系，叶片长度的增加将会使得 叶片重量呈指数型增加，为了有效减轻叶片重量并且提高叶片刚度，现有的玻璃纤维材料很难满足叶片的设计要求， 碳纤维材料成为解决这一设计难题的有效方案，碳纤维材料的风机叶片能够在保证叶片长度的同时，减轻叶片重量， 除此之外，碳纤维材料可以有效提高叶片耐候性。

碳纤维叶片有效降低了综合风力发电成本。使用碳纤维材料对叶片的减重将带来风电整机成本的降低，由于风机轮 毂的重量通常与叶片重量呈线性关系，叶片的减重也会带来轮毂的减重；碳纤维叶片降低了运输和吊装成本；碳纤 维叶片对机组相关部件的强度和刚度要求降低，延长了风电机组的使用寿命，提升了机组的整体性能和效率；碳纤 维叶片降低了检修和维护成本，虽然目前碳纤维材料的成本高于玻璃纤维材料，但随着碳纤维叶片在降低整体成本 方面经济性不断凸显以及未来碳纤维材料本身成本的降低，预期未来碳纤维叶片将会广泛使用。

2.3.规模效应

风力发电具有明显的规模效应，在其他条件不变的情况下，风力发电的规模越大，其单瓦投资费用越低。（报告来源：未来智库）

七.氢能

1.“双碳”目标下，氢能迎来新的机遇

中国作为世界第一大产氢国，氢能产业正在迅速发展，2019 年两会期间氢能及燃料电池首次被写入政府工作报告中， 2021 年氢能被正式写入“十四五”规划中，中央政府及地方地方各级政府推广氢能的政策密集出台，补贴力度进一 步加大，截至 2021 年底，全国范围内省及直辖市级的氢能产业规划超过 10 个，地级市及区县级的氢能专项规划超 过 30 个。预期在未来，氢能在我国将会有巨大的发展空间。

2020 年 9 月，中国明确提出了 2030 年“碳达峰”与 2060 年“碳中和”的目标。目前，中国每年的二氧化碳排放量 达 100 亿吨以上，位于全球第一位，高于第二、三、四位国家碳排放量的总和。据统计，我国二氧化碳的主要排放 来源，第一是工业领域，即终端用能和生产过程用能领域，年排放量在 50 亿吨以上；其次是发电领域，年排放量在 40 亿吨以上；建筑领域和交通领域，年排放量都在 10 亿吨左右。随着工业生产的进一步发展，预计 2030 年中国二 氧化碳排放量将在 130 亿吨以上。实现“双碳”目标，主要有两条路径：一是转变终端用能的生产工艺，从技术上、 源头上减少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。氢能作为完全零碳排放的清 洁能源，将承担这一历史使命，氢能可以帮助人类脱碳、固碳，甚至实现负碳。对于终端用能来说，可以把氢能作 为主要能源，通过氢电互补体系实现工业用能领域二氧化碳排放量的减少甚至消除。在交通等方面，以氢能代替柴 油、汽油等能源，也可以实现碳减排。

国氢能联盟的测算，到 2030 年，中国氢气需求将有目前的 2000 多万吨达到 3,500 万吨，在终端能源体系中占比由 不到 3%提升至 5%；到 2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到 10%，氢气需求接近 6,000 万吨，产 业链年产值约 12 万亿元。

建立绿色、经济、高效、便捷的氢能供应体系。中国将力争在氢制取，氢储运和氢加注各环节上逐渐突破，通过上 游产业链制氢、储运、加氢各环节的整合降低氢气的终端价格，寻找更绿色经济的氢气来源、采用更高效的氢气制 取方式和更安全的氢气运输方式。长期来看，随着用氢需求的扩大，凸显了大规模绿色制氢的需求性，因此结合可 再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将会是未来的主要发 展方向。

以交通运输领域作为应用市场发展的突破口，逐渐向储能、工业、建筑领域拓展。中国的氢燃料电池商用车将率先 实现产业化应用与运行，氢燃料电池客车、物流车、重卡等车型将在 2030 年前取得与纯电动车型相当的全生命周期 经济性，在市场需求端形成一定的竞争力。

氢能的降本提效驱动因素包括制氢成本的降低，相关工艺提升以及政策补贴。根据所处的产业链环节，可以将氢能 产业链划分为由氢制取，氢储运，氢加注组成的上游，由燃料电池系统及电堆组成的中游和以氢燃料电池汽车为代 表的下游。在制氢环节，现阶段制氢以化石燃料制氢为主，电解水制氢是未来的发展方向，制约电解水制氢渗透率 进一步提升的关键因素是成本因素，随着光伏和风电等可再生能源发电成本的大幅下降，电解系统技术的进步以及 电解槽设备成本的国产化和规模化，电解水制氢的成本有望大幅降低。在储运氢环节，现阶段储运氢普遍采用高压 气态储运，液氢储运在大规模长距离储运中成本优势明显，液氢储运技术的发展将使得液氢储运成本持续下降，大 规模液氢储运有望实现民用化。在加氢环节，目前中国加氢站建设技术趋于成熟，实现了国产化，加氢站发展初期 的政策补贴以及技术进步与规模效应带来的加氢站成本下降是提升加氢站渗透率的关键性驱动因素。在氢燃料电池 整车环节，现阶段氢燃料电池汽车处于起步阶段，以氢燃料电池商用车为主，氢燃料电池乘用车占比不到 0.1%，氢 燃料电池汽车的全生命周期成本总拥有成本（TCO）与纯电动汽车等竞争产品的成本在未来达到平衡是氢燃料电池 汽车在各细分领域市场渗透率提升的重要转折点，政策补贴的发力将在整车市场的发展过程中起到巨大的激励作用。

2.制氢：电解水制氢

以煤、天然气等化石燃料为原料的传统煤制氢技术路线在制氢过程中会排放大量的 CO2 ，并且制得的氢气中含有的 硫、磷等杂质会对燃料电池系统组件造成腐蚀，因此对提纯技术有着较高的要求。相比之下，电解水制氢纯度等级 高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最有发展潜力的绿色氢能供应方式。

目前国内电解水制氢主要有碱性电解，质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解三条技术路线： （1）碱性电解技术：已实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标接近国际先进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，适用于电网电解制氢。 （2）PEM 电解技术：在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面与国际先进水平差距较大，在国外已有 通过多模块集成实现百兆瓦级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。PEM 电解技术运行灵活性，反应效率较高， 能够以最低功率保持待机模式，因此与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。 （3）SOEC 电解技术：电耗低于碱性和 PEM 电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。 由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。

2050 年电解水制氢达 70%，电解槽系统市场规模破 7000 亿。根据相关研究，中国氢能需求到 2030 年将超过 3500 万吨，到 2050 年将接近 6000 万吨，可再生能源电解水制氢将逐步作为中国氢能供应的主体，在氢能供给结构的占 比将在 2040、2050 年分别达到 45%、70%。中国电解水制氢的生产环节中，电解设备将是千亿级的市场。随着氢 能供需量的提升，制氢系统装机规模将大幅提高，规模经济将有效降低单位投资,设备折旧在成本中的比例降低，因 此可以通过减少设备的满负荷利用小时数以降低平均用电成本，从而降低制氢成本，促进氢燃料电池应用的经济性。 至 2050 年，中国电解槽系统的装机量达到 500GW,预期市场规模将会突破 7000 亿。

2.1.降本提效驱动因素：可再生能源发电成本下降和电解槽技术国产化

电力成本和和设备成本是电解水制氢的主要成本。电解水制氢的各项成本中，电力成本占比最大，一般为 40~80%， 设备成本中电解槽成本占比约 40~50%，系统辅机占比约 50~60%。对比碱性制氢和 PEM 制氢两种已经商业化的制 氢技术，碱性电解制氢成本更低：在两种电解水制氢路线中，电解槽成本分别占制氢系统设备成本的 50%和 60%； 假设年均全负荷运行时间为 7500 小时，使用电价为 0.3 元/kWh,则碱性电解与 PEM 电解的制氢成本分别约为 21.6 元/kg 和 31.7 元/kg，其中电费成本是电解水制氢成本构成的主要部分，占比分别为 86%和 53%。碱性电解与 PEM 电解制氢的成本存在差异的原因有两点：一是商业化发展阶段不同，碱性电解槽基本实现国产化，设备成本为 2000~3000 元/kW；PEM 电解槽由于关键材料与技术仍需依赖进口，设备成本为 7000-12000 元/kW；二是制氢规模 不同，国内碱性电解槽单槽产能已达到 1000 3 Nm h/ ,国内已有兆瓦级制氢应用；PEM 电解槽单槽制氢规模约 200 3 Nm h/ ,但国内还未有大规模制氢应用的案例，规模化使得碱性电解在设备折旧，土建折旧，运维成本上低于 PEM 电解。

电解水制氢的规模在中国仍处于兆瓦级，尚未发挥规模效应。目前电价很难达到 0.3 元/kWh 的价格，即当前电解水 制氢尚未体现经济性。通过可再生能源发电电解水制氢是未来制氢的发展方向，也是实现绿氢的最好途径。目前通 过可再生能源发电电解水制氢主要面临成本高的问题：一方面，光伏、风电等可再生能源发电成本较高；另一方面， 电解槽的能耗和初始投资成本较高，规模较小。随着可再生能源发电成本下降，电解槽能耗和投资成本下降以及碳 税等政策的引导，电解水制氢的经济性将会不断提高。5-10 年内，电解水制氢成本将降至 20 元/kg 以内，具备极高 经济性，推动渗透率显著提升，驱动因素主要来自两方面：

（1）光伏、风电等可再生能源发电成本的大幅下降。未来可再生能源将成为一次能源消费中的主体，到 2050 年， 可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到 61%,其中风电和光伏在可再生能源中的合计占比将超过 70%。可再 生能源电价将大幅下降，到 2025 年可降至 0.3 元/kWh,到 2035 年可降至 0.2 元/kWh。

（2）电解槽设备成本随着技术进步和规模化将在 2030 年前下降 60%-80% ,电解水制氢系统的耗电量和运维成本降 低。电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。其技术路线、性能水平、成本的发展是影响绿氢市场趋势的重 要因素。PEM 电解水和碱性电解水技术目前已商业化推广，未来具备较强的商业价值。目前来看，碱性电解槽成本 较低，经济性较好，市场份额较 PEM 电解槽高一些。不过随着燃料电池技术的不断成熟，质子交换膜国产化的不断 加速突破，长期来看，PEM 电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平，并根据各自与可再生能 源电力系统的适配性应用在光伏、风电领域。

3.储运氢：液氢储运

高压气氢储存是主要储存方式。根据氢的物理特性与储存行为特点，可将储氢方式分为：压缩气态储氢、低温液态 储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢(氢化物/液体有机氢载体(LOHC) ) 等。压缩气态储氢以其初始投资成本低，匹配当 前氢能产业发展，技术难度低等优势在国内外得到广泛应用。低温液态储氢在国内主要应用于航空领域，民用领域 有待进一步推广。液氨/甲醇储氢和吸附储氢在国内尚处于实验室阶段。中国的氢储存技术尚未完全解决能效性、安 全性等问题，目前普遍采用高压气态储氢方式，存在储氢密度低、压缩能耗高，储氢罐材料成本较高等缺点。

液态运氢满足大规模长距离运氢需求。氢的运输按形态主要可以分为三种：气态运输、液态运输和固体运输；按运 输方式可以分为三种：即陆运、海运和管网运输。目前，气态运输和液态运输是主流的运氢方式，高压气态氢运输 主要有长管拖车和管道运输两种方式。全球范围内，韩国主要采用了“高压气态 管道”的运输方式，日本正探索通 过液氢船将澳大利亚褐煤制氢气通过海运运回国。由于与远距离（1500 公里以上）输电相比，直接输氢更具经济性， 全球范围内输氢管道长度有限，不到 4500 公里。其中，美国和欧洲分别有 2500 公里和 1569 公里，我国目前仅有 100 公里。现阶段中国氢的运输方式以 20MPa 高压气氢拖车为主，在加氢站日需求量 500kg 以下以及短距离运输的 情况下，气氢拖车节省了液化成本与管道建设的前期投资成本。在用氢规模较大，长距离运输的情况下，采用液态 槽车和管道气氢的运输方式可以满足高效经济的要求，液态槽车运氢在大规模长距离运氢上相较于 20MPa 高压气氢 拖车储运有着显著的成本优势，随着氢能产业的发展，液态运氢是大规模长距离运氢的方向之一。目前我国在液氢 产业链各环节包括氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等均已基本具备自主国产化的技术和产品。

3.1.降本提效驱动因素：液氢工艺技术提升

液氢工艺技术水平的提升将会驱动液氢渗透率在未来的进一步提升，在解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题 以及相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的生产与运输将实现民用化，液氢的生产与储运成本将会快速下降， 以满足大规模的液氢生产需求，预期至 2050 年，液氢储运成本有望降低 50%至 8-10 元/kg。

4.加注氢：政策补贴发力

加氢站建设技术趋于成熟，国产化程度高。根据氢气的存储方式可以把加氢站分为高压气氢站和液氢站。相比气氢 储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积更小、存储量更大、成本更低，但是建设难度也相对更高，适合满足大规模 加氢需求。根据《全球氢能产业发展的现状与趋势》统计，全球约 30%加氢站为液氢储运加氢站，主要分布在美国 和日本，中国现阶段的加氢站主要为高压气氢站。在加氢站技术方面，中国的 35MPa 加氢站技术已经趋于成熟，在 加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa 大容积储氢罐、35MPa 加氢机和 45MPa 隔膜式压缩机全部实现国 产化。目前，中国已经开始主攻 70MPa 加氢站技术，2016 年中国首座利用风光互补发电制氢的 70MPa 加氢站(同 济-新源加氢站) 在大连建成，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa 超高压氢气压缩和存储技术、70MPa 加注技 术以及 70MPa 加氢站集成技术。

加氢站成本较高，设备成本约占 70%。中国氢能联盟数据显示，建设一座日加氢能力 500 公斤，加注压力为 35 MPa 的加氢站投资成本达 1200 万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的 3 倍。考虑设备维护、运营、人工、 税收等费用折合加注成本约 13-18 元/公斤。截至 2021 年上半年，中国累计建成 141 座加氢站(不含 3 座已拆除加氢 站)，从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，随着近年氢能行业发展逐渐加快，加 氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和 气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运 营企业。大型能源化工企业大都是从 2018 年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程 明显快于其他参与者。

2050 年加氢站数量有望达到 1.2 万座，市场规模达到千亿元。中国加氢站将于 2050 年达到 1.2 万座,随着加氢设备 的国产化与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，至 2050 年，单座加氢站的平均建设成本将下降到 800 万元 （不含土地成本）。中国未来加氢基础设施的市场规模在 2030-2050 年间将突破千亿规模，于 2050 年达到千亿元 的市场规模。（报告来源：未来智库）

4.1.降本提效驱动因素：政策补贴和规模效应

2014 年起，财政部、科技部、工信部和国家发改委等部门相继出台了一系列相关政策推动加氢站行业的发展。

在氢能发展初期，尤其是 2020-2030 十年期间，加氢站市场规模较小，单纯依靠市场资本，加氢站建设与运营的盈 利空间较小，政府补贴将起到很大的激励作用，预期中国政府将会进一步加大对加氢站的补贴。

技术进步及规模效应导致加氢站成本下降。加氢站成本下降的空间主要取决于于加氢站设备成本的下降以及对加氢 站系统设备进行优化配置和选型包括采用站内制氢方式，集中在固定时间段进行加氢、加氢站用设备的国产化等方 面。在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。

5.氢燃料电池汽车：燃料电池乘用车

氢燃料电池汽车的交通领域的应用主要有氢燃料电池物流车，氢燃料电池客车，氢燃料电池重卡和氢燃料电池乘用 车。目前氢燃料电池汽车在我国的应用主要集中在客车，物流车和客车等商用车领域，乘用车尚未实现商业化。根 据新能源汽车国家监测与管理平台的统计数据，截至2019年底，国内已接入平台的氢燃料电池物流车占比为60.5%, 氢燃料电池客车占比为 9.4%,氢燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为 0.1%。2016 至 2019 年，中国氢燃料电池汽 车销量及保有量均实现大幅增长，分别由 2016 年的 629 辆和 639 辆上升至 2019 年的 2737 辆和 6175 辆，年复合 增长率分别为 63%和 114%；2020 年因受疫情等因素影响，中国氢燃料电池汽车的销量大幅下降，仅为 1177 辆，同比下降 57%，2021 年氢燃料电池汽车销量为 2000 辆。

未来 5 年预期年复合增长率有望达到 68%，2025 年预期市场规模有望达到 800 亿元。根据《中国氢能产业发展报 告 2020》测算，中国氢燃料电池汽车保有量将由 2020 年的 7352 辆增长至 2025 年的 10 万辆，未来五年预期年复 合增长率有望达到 68%，至 2025 年氢燃料电池汽车市场规模有望达到 800 亿元。根据 2016 年发布的《节能与新能 源汽车技术路线图》，2030 年中国氢燃料电池汽车的保有量将达到 100 万辆。氢燃料电池客车的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 5%、25%、40%；氢燃料电池物流车的市场渗透率有望在 2030 年、2050 年分别达 到 5%、10%。氢燃料电池重卡的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 0.2%、15%、75%。氢燃料电 池乘用车的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 0.08%、2.0%、12.0%。

氢燃料电池汽车的全生命周期成本总拥有成本（TCO）与纯电动汽车等竞争产品的成本平衡点，是氢燃料电池汽车 在各细分领域市场渗透率提升的重要转折点。下面从面向消费者的全生命周期总拥有成本（TCO）角度分析，研究 氢燃料电池汽车未来的 TCO 发展趋势，研判各车型的产业化途径。

（1）氢燃料电池客车

氢燃料电池客车中公交客车占比达到 60%以上，较长续航里程的氢燃料电池客车将于 2030 年左右 TCO 成本经济性 优于纯电动车型，氢燃料电池客车的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 3.72 元/km,相比 2020 年的降幅达到 42.3%, 到 2035 年、2050 年分别降到 2.73 元/km、1.62 元/km。

（2）氢燃料电池物流车

氢燃料电池物流车是氢能在城市或城际中长距离货运领域的应用场景，载荷能力  3 吨、续航里程〉400km 的氢燃 料电池物流车将于 2025-2030 年间 TCO 成本经济性优于纯电动车型。氢燃料电池物流车的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 2.20 元/km, 相比 2020 年的降幅达到 40.5%,到 2035 年、2050 年分别降到 1.51 元/km、1.03 元/km。

（3）氢燃料电池重卡

氢燃料电池重卡是重卡领域减排脱碳的重要替代方案，目前国内已推出多款车型，并已展开小范围小批量的试运营。 对于载荷能力  35 吨的重卡,在城际干线或支线物流等长距离运输场景（续航里程  500km）下，氢燃料电池重卡 的 TCO 将在 2030 年左右超过纯电动车型。从消费者角度看，氢燃料电池重卡的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 5.60 元/km,相比 2020 年的降幅达到 43.3%,到 2035 年、2050 年分别降到 3.21 元/km、1.94 元/km。

（4）氢燃料电池乘用车

目前，国内氢燃料电池乘用车尚未量产，整车处于样车试制阶段，整车购置成本约接近 150 万元。续航里程在 500km 以上的乘用车将于 2040 年后达到与同等续航能力的纯电动车型相当的全生命周期成本经济性。由于小型纯 电动乘用车的发展较为成熟且 TCO 成本经济性更优，氢燃料电池在 SUV、大型乘用车等领域更具商业化推广的潜 力，预计 2035 年以后氢燃料电池乘用车的每公里 TCO 成本与同等续航里程的纯电动乘用车差距小于 0.1 元/km。

5.1.降本提效驱动因素：氢燃料电池系统和储氢系统价格

燃料电池系统和储氢系统的价格是目前制约氢燃料汽车大规模商用的关键因素因素。随着生产规模的不断扩大，燃 料电池系统和储氢系统的价格已有大幅下降，目前国内商用车用燃料电池系统的价格约为 1 万元/kW,商用车用储氢 系统的价格约为 5000 元/kg。随着氢燃料电池汽车应用的范围与规模扩大，核心零部件及系统价格的规模效应逐步 显现，商用车用燃料电池系统的价格预计在 2025、2035、2050 年分别降至 3500、1000、500 元/kW, 商用车用储 氢系统的价格预计在 2025、2035、2050 年分别降至 3500、2000、1200 元/kg。

5.2.降本提效驱动因素：政策补贴

中国政府优先选择有条件的城市作为氢能示范试点并采取“以奖代补”的方式奖励示范城市。根据财政部 2020 年 4 月发布的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择 有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，将采取“以奖 代补”方式对示范城市给予奖励。2020 年 9 月，财政部发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，根据示范 城市在燃料电池汽车推广应用、氢能供应等方面的实际情况给予奖励。

目前我国氢燃料电池汽车尚处于起步阶段，整车的 TCO 与同类竞争产品相比劣势明显，政府补贴能够有效弥补这一 劣势。通过政府补贴，促进燃料电池汽车销量的提高，提升氢燃料电池汽车渗透率，进一步带动产业链中游和上游 的规模扩张。目前氢燃料电池汽车的推广对政府补贴的敏感度极高，预期 2035 年前政府补贴都将在整车市场发挥巨 大的激励作用。（报告来源：未来智库）

八.核电

1.核电发展迎来新机遇，核电装机量稳步提升

我国核电发展经历了三个阶段，20世纪 70 年代由于我国华东地区“缺煤少油”，我国决定正式发展核电，自此，我 国核电大致经历了三个阶段，按照时间可以分为起步阶段、适度发展阶段和积极发展阶段。随着我国经济的持续增 长，工业化作为直接影响经济水平关键要素的加速发展导致我国对电力的需求持续攀升。由于化石能源对环境以及 人类健康的不良影响越发显著，我国相继出台了多项绿色环保能源政策，推进了能源结构的优化，其中包括作为清 洁能源的核电的发展。国家发改委《核电中长期发展规划（2005-2020）》的发布，明确了核电在我国可持续发展 战略中的地位，能源结构从以煤电为主转变为核电逐渐替代部分煤电，明确要求至 2020 年，我国核电运行装机容量 应达 4000 万千瓦，发电量应达 2600-2800 亿千瓦时，在建核电容量应保持 1800 万千瓦，实现核电由“适度发展” 的补充能源转变为“积极发展”的替代能源。截至 2021 年底，我国在运核电机组 53台，装机容量 54646.95MWe， 发电量 4071.41 亿 kWh，同比上升 11.17%，占全国累积发电量的 5.02%，在建核电机组 16 台，装机容量 1750.779MWe。

目前我国大多数核电站属于第二代核电站，核电站发电的作业模式是核能-热能-机械能-电能，一系列反应均在核电 站的核反应堆内进行。从核电技术方案发展角度看，核电发展可分为四代；我国核电发展相对较晚，第一台核电机 组为二代压水堆，目前在运大多数核电站属于二代技术方案。

2. 降本提效驱动因素：第四代核电技术

核电的应用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。针对这 三个问题，各国开始探索第四代核电技术。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替 代水，解决对水的依赖问题。在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料 的总量。根据冷却剂的不同，核反应堆可分为水冷堆、气冷堆、液态金属冷却堆和熔盐堆。目前在运大多数反应堆 属于压水堆。我国核电站发展已步入四代技术方案，四代方案在经济性、安全性、乏燃料后处理以及放置核扩散问 题等方面均将得到了一定程度的解决于完善。目前四代方案主要包括超临界水冷堆、超高温气冷堆、气冷快堆、钠 冷快堆、铅（铅铋）快堆以及熔盐堆，四代方案的发展将有效解决核电的安全性、经济性以及乏燃料后处理等一系 列问题。

超临界水堆提升作业功率，降低建造成本。超临界水冷堆是四代技术方案中唯一的水冷堆型，不同于之前的水冷堆， 超临界水冷堆可设计为快堆，并且在机组热效率、核燃料利用率以及经济性等方面更具优势。超临界水冷堆因其相 比现有水冷堆具备更高温高压的特点，从而使作业功率以及铀资源的利用率大幅提升；因采用核燃料循环的工作方 式，大幅简化了反应堆系统，如不再需要蒸汽发生器、主循环泵、稳压器以及汽水分离等系统，从而使水装量更少， 反应堆体积更小，建造成本及后续成本大幅降低，是水冷堆内更优质的选择。

超高温气冷堆具有功率更高、安全性更高的特点，是高温气冷堆的升级版。超高温气冷堆在出口温度上要求更高， 需要达到 1000℃，因此在热效率方面更优。相比高温气冷堆 38%左右的热效率，超高温气冷堆热效率可达 50%以 上。从燃料元件结构与形状看，可分为包覆颗粒球床型核燃料和包覆颗粒棱柱型核燃料，一般来说，功率的大小取 决于燃料的多少。每个球床型燃料球的直径为 60mm，内芯包覆燃料颗粒由四层保护层，包括外置密热解碳层、碳 化硅层、内置密热解碳层和疏松热解碳层，以及 0.5mm 二氧化铀燃料组成，总直径为 0.92mm。而棱柱形由于其结 构、形状的特殊性相比球床型更复杂，且易在高温下出现变形从而使流道堵塞的情况，因此在性能相同的情况下， 球床型核燃料使更优质的选择。从安全性看，由于高温、超高温气冷堆热熔大且功率低，因此在极端情况下，如当 作为冷却剂的氦气全部流失的情况下，堆芯也可通过热传导、自然对流以及辐射等方式进行热量传出，不存在堆芯 熔毁、辐射外泄等安全事故。

液态金属冷却堆更具可持续发展属性。液态金属冷却堆包括钠冷快堆和铅合金快堆。目前全球范围内在运、在建以 及待建的液态金属冷却堆多以钠冷快堆为主，因铀 238 经轰击后所产生的钚 239 相比燃烧的多，且通过乏燃料后处 理可以提取“生产”的钚 239，因此钠冷快堆在运行一段时间后可“生产”的钚 239 可装备一座规模相同的快堆， 两座装备四座，并持续以倍数增加。因此钠冷快堆可在有效进行乏燃料后处理的同时大幅提升铀资源的利率，在不 缺乏铀资源的情况下，更具可持续发展属性。其中行波堆是钠冷快堆的一种，不同于钠冷快堆，行波堆不需要乏燃 料后处理提取生成的钚 239，生产作业可直接在堆内实现，因此理论上行波堆可自行运行数十年且无效换料，并且 在最终燃料卸出后基本不需要后燃料后处理工作。铅冷快堆不同于钠冷快堆，铅冷快堆不具备核燃料增值属性，同 时铅基材料在经过中子辐照后会产生一种具有放射性性和挥发性的剧毒物质–钋 210，并伴有半衰期较长的问题，因 此就目前发展形态看，钠冷快堆是比铅冷快堆更好的选择。

钍基熔盐堆（TMSR）是未来相对最安全的技术方案之一。熔盐堆在核燃料使用方面不同于其他任何一种堆型，铀 235、钚 239 以及铀 233 均可作为熔盐堆核燃料。其中钍基熔盐堆（TMSR）是最主要的堆型，同时也是未来相对最 安全的技术方案之一。相比铀资源的稀缺，我国钍资源十分丰富，储备量位于世界第二。钍基熔盐堆具有热熔大的 特点，无需压力容器便可在高温高压状态下获得比铀更好的能量转换效率以及使用率，不需要消耗大量水资源，辐 射也更低，因此可以以低成本的小型模块化的结构进行建设。由于熔盐燃料在常温情况时为固态，而在作为应用燃 料时为熔化状态，因此无需使用燃料元件，从经济角度出发不仅降低了科研成本，也节省了后续加工制造成本，从 安全角度出发很大程度避免了因燃料泄漏而导致的核污染，以及因燃料元件破损或熔毁等带来的安全事故，具有固 有安全性。另外，因熔盐堆可在堆内进行乏燃料后处理以及加料作业，更具可持续发展属性。

九.总结

能源效率的提升和成本的降低是能源革命永恒的主题。回溯复盘人类历史所经历的历次能源革命即以掌握植物能源 为标志的第一次能源革命和以化石能源替代植物能源为标志的第二次能源革命，如何获取高效率和低成本的能源是 历次能源革命需要解决的最大问题。当下，以可再生能源代替不可再生能源，以低碳能源代替高碳能源的第三次能 源革命已经开启，降本提效将成为本次能源革命的主题。

煤炭中期占主导地位，实现绿色开采与应用。煤炭是我国的主导能源，中期看占绝对份额，通过科技进步实现煤炭 安全、高效、智能、绿色开采和清洁高效利用是我国煤炭工业高质量发展的方向，在生产端，智能矿山技术提高了 煤炭开采效率，减少了煤炭开采过程中的损耗；在应用端，煤制氢技术的进步降低了二氧化碳的排放，为煤炭清洁 高效利用提供了有效的技术支撑。

动力电池的降本提效路径包括材料升级，结构升级，工艺升级和模式升级四种模式。正极材料升级是提升动力电池 能量密度的突破口，高镍化，低钴化，单晶化的三元正极材料同时兼备高能量密度和安全性，是三元正极的升级方 向；磷酸锰铁锂正极独特的双电压平台以及高能量密度是磷酸铁锂正极新的发展方向；结构升级的代表是特斯拉 4680 圆柱电池和比亚迪的刀片电池，4680 圆柱电池是平衡降本和续航的最优解，是未来高端电动车的选择具有结 构简单，能量密度高的优点，刀片电池则具有能量密度高，安全性高的优势；换电模式和快充模式缓解纯电汽车的 里程焦虑，是动力电池模式升级的有效路径。

风电成本大幅下降，风电进入平价时代。风机大型化可以有效降低风电成本，是未来风机的发展方向，碳纤维叶片 则可以解决风机大型化的尺寸和重量难题，提升风电整体经济性，除此之外规模效应也可以有效降低风电成本。

双碳”目标下，氢能迎来新的机遇。制氢环节，电解水制氢是未来的发展方向；储运氢环节，大规模液氢储运有望 实现民用化；加氢环节，政策补贴带来的规模化是加氢站成本下降的关键性驱动因素；氢燃料电池整车环节，氢燃 料电池系统和储氢系统价格下降以及政策补贴发力是整车降本的主要驱动因素。

第四代核电站技术增强核能安全性，提升发电功率。第四代核电站技术增强核能安全性，提升发电功率。核电的应 用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。针对这三个问 题，各国开始探索第四代核电技术。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替代水， 解决对水的依赖问题。在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料的总 量。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站