2022年能源行业未来趋势研究分析

1、2022年能源行业未来趋势研究分析我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程（18 世纪 60 年代以前 煤炭逐步取代木炭和柴火、第一次工业革命煤炭和蒸汽机的大规模使用、第二次工业革 命石油、电力和内燃机逐步替代煤炭），发现在新能源替代传统能源的过程中，往往带 来能源领域重大机遇。1）绿电（风电、光伏运营），景气度高、增速快、市场空间广阔， 碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展；市场竞争格局好，绿电龙 头集中度更高，2020 年风电运营 CR4（总装机量口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上； 盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。2）氢能，市场空间广阔、

2、应用场景丰富， 政府和企业均明确规划加速发展加氢站，设备商有望率先获益。3）储能，是产业发展 必然趋势，期待技术突破带来的降本之后，行业空间快速释放。4）电网，通过特高压 建设缓解三北地区的新能源消纳问题、加大调峰备用电源的建设力度以应对设备和系统 故障、针对电力辅助服务建立合理的补偿机制三条途径，成为新型电力系统的重要保障。1. 能源领域百年未有之大变局，新、旧能源交替抢占基础作用和话语权我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程，发现在传统能源仍然 发挥支柱作用、新能源想要抢占能源领域话语权的过程中，新旧能源变革和交替，往往 带来能源领域重大的变化和发展机遇。1）煤炭逐步取代

3、木炭和柴火：18 世纪 60 年代以前（1500-1760 年）。需求：人口 规模增长+国防需求+工业需求；供给：需要与耕种谷物竞争耕地+进口受到美国革命的 影响+运输费用日益升高；产量：煤炭产量从 3.5 万吨/年提升至 46.7 万吨/年；价格： 1500-1630 年期间，英国的木材价格猛涨 7 倍。2）煤炭和蒸汽机的大规模使用：第一次工业革命（18 世纪 60 年代-19 世纪 40 年 代）。需求：焦炭炼铁技术出现+蒸汽机在各个工业领域的运用+煤炭供暖（取代木炭）； 供给：蒸汽机的出现提升了煤矿的开采效率+运河、铁路和货运等运输方式的变革；能 源结构的变化：在 18 世纪初，英国接近

4、 50%的能源需求需要煤炭供应；到了 19 世纪初， 这一比例超过了 75%，并且还在继续增加，而薪草燃料占比逐渐下降至 30%左右。产量： 1700 年，英国生产了 270 万吨煤炭，到 1815 年，英国的煤炭产量暴增至 2300 万吨，相 当于当时英国林地能源的 20 倍。价格：1550 年伦敦市场上的燃料木材价格与煤炭价格 已经没有太大差别，在此之后，木材价格更是一路飙涨，1600 年木材价格已经超过煤炭 价格的 2 倍。尤其是相比新运输方式出现以前（运河、铁路和货运），煤炭价格进一步 下降 50%。对经济和社会的影响：18 世纪期间，印度、中国和欧洲的 GDP 合计占全球 GDP 的

5、 70%，三者大致各占三分之一。但是到了 1900 年，中国占全球制成品的产量比 重下跌至 7%、印度下跌至 2%，而欧洲快速提升至 60%、美国提升至 20%，建立在煤 炭能源上的工业革命迅速改变了全球经济，全球的权力平衡也因此重新布局，全球霸权 中心从东方转移至欧洲。3）石油、电力和内燃机逐步替代煤炭：第二次工业革命（19 世纪 60 年代-20 世纪 初）。需求：石油作为主要民用燃料，逐渐被电力替代；军工领域，1911 年美国做出了 一项大改革决定：将军舰由烧煤改成烧油，从此石油从一种日常的照明燃料，突变成影 响国家安全的军工资源。以汽油和柴油为燃料的内燃机相继诞生，解决了交通工具发动

6、机的问题，从此，内燃汽车、远洋轮船、飞机等机械行业，也迅猛发展，带来了石油需 求的暴增。供给：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年蹿升至 2000 万吨。1870 年洛克菲勒创建标准石油公司，经过 20 年野蛮发展，成为美国最大原油生产商，垄断 美国 95%炼油能力、90%输油能力、25%原油产量，并将对美国石油工业垄断持续到 1911 年。价格：由于我们缺乏 1900 年以前的煤炭价格数据，我们采用英国煤矿矿工人数替 代，这个从逻辑上很容易理解，当煤炭价格高的时候，煤矿主有利可图，会扩大人员招 聘；反之，煤炭价格下行的时候，煤矿主盈利下降，会减少人员招聘，我们可以直观的

7、 看到，在第二次工业革命初期和中期，伴随着新型能源石油和电力的出现，煤炭价格阶 段性上涨，1930 年前后开始逐步下行，一路走低。与此同时，作为新型能源的石油价格， 刚开采出来的时候高达 8 美元/桶，但是随着开采技术逐步成熟、开采规模快速扩大，原 油价格从 1864 年的 8 美元/桶以上逐步下降至 1879 年的 1 美元/桶，且如此低廉的价格 一直维持到 1915 年。能源结构的变化：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年 蹿升至 2000 万吨。对经济和社会的影响：1894 年美国超越英国，成为世界第一工业强 国，美国工业生产总值相当于英国 2 倍，法国 3 倍，接

8、近全球工作生产总值 1/3，1914年更是超过英、法、德、日四国总和。二战前美国是世界上石油产量最大国家，美国石 油生产占到了世界的一半以上，1939 年达到了 17094.6 万吨，二战时期美国石油产量一 度占到了世界石油生产的 70%以上，美国一举崛起成为超级大国。2. 大变局领域一：风电、光伏运营，景气度高+竞争格局好+降本速度快景气度高、增速快、市场空间广阔：碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将 持续高速发展。碳达峰和碳中和目前尚无明确定义，一般而言，碳达峰指特定区域（或 组织）年二氧化碳排放在一段时间内达到峰值，之后在一定范围内波动，然后进入平稳 下降阶段。碳中和是指企业、团体或

9、个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体 排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现 二氧化碳“零排放”。1）长期来看：根据国网能源研究院发布的中国能源电力发展展 望 2019 ，到 2050 年我国电源装机容量总额将达到 50 亿千瓦，其中风电和光伏的装机 容量占比超过 50%；电力需求达到 12.4-13.9 万亿千瓦时，其中风电和光伏发电量占比 接近 40%。2020 年我国电源装机容量总额约为 22 亿千瓦，其中风电为 2.81 亿千瓦、光 伏为 2.52 亿千瓦，假设到 2050 年风电+光伏装机容量合计占比达到 50%，则 2020-2030

10、年装机容量 CAGR 为 5.27%；假设到 2050 年风电+光伏发电量合计占比达到 40%，则 2020-2030 年发电量 CAGR 为 6.82%。2）短期来看：根据国家主席习近平在气候雄心 峰会上的表述，到 2030 年风电、光伏总装机容量将达到 12 亿千瓦以上，对应 2020-2030 年风电+光伏装机容量 CAGR 为 8.41%，保守估计每年新增风电+光伏装机合计为 70GW 以上。图：2011-2020 年风电的光伏的装机容量（万千瓦）市场竞争格局好，绿电龙头集中度更高：2020 年风电运营 CR4（总装机口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上。1）风电场行业依据企业

11、的风电场数量划分，可分为 3 个 竞争梯队。其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源集团、大唐集团；风电场数 量在 100-300 个之间的企业有：国家电投、中国广核、华能集团、华润电力、华电集团 和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。2）2020 年，按在风电装机容量 来看，国家能源集团的市场份额达 21.11%，而华能集团、国家电投和大唐集团的市场 份额也在 10%以上；按风电场数量来看，国家能源集团的市场份额达 18.98%，其次是 大唐集团，市场份额为 12.41% ；按优胜风电场数量来看，国家能源集团的市场份额为 20.14%，华能集团、大唐集团的市场份额在

12、10%以上。3）总体来看，我国风电场行业 的市场集中度较高，不论是从在运装机容量，或是发电量，2020 年，风电场运营市场 CR4 都在 50%以上，而 CR8 在 75%以上，主要是因为风电场行业具有高行业准入门槛、 高技术壁垒、高资金壁垒等投资特性。盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。1）根据 IEA 发布的全球风电储量， 2020 年全球海上风电技术可开发潜力超过 1200 亿千瓦，可以发电 420 万亿千瓦时，是 2040 年全球电力需求的 11 倍。即便只开发浅海近岸区域风资源（小于 60 米水深），每 年的发电量就超过 87 万亿千瓦时，可满足 2040 年全球电力需求的 2

13、倍。2）根据国家 气象局发布的数据，2020 年我国海上风资源技术开发潜力超过 35 亿千瓦，其中小于 50 米水深的有 15 亿千瓦，50 到 100 米水深的还有 20 亿千瓦。3）海风项目中，风机和基 础合计占项目投资成本的 60%左右，因此是最主要的降本环节。机组大型化是目前海上 风电机组降本的主要方向，举例来看 2MW 和 4MW 设备技术路线相同的情况下，4MW 的造价会低很多，如果 2MW 机组 3500 元/KW 左右，4MW 可能会低于 2000 元/KW， 未来 8MW 设备可能单价在 1000 元/KW 左右。风机零部件国产化比例越来越高，风机 零部件成本还会继续下降。4

14、）塔筒方面，东部区域选用 140m-170m 左右塔筒，高度越 高，风速越高，度电成本越低。塔筒越高，发电量越高，但是成本增长较小。5）风机 和塔筒之外，随着海上风电规模的扩大，海缆和机组基础仍然存在比较明显的降本空间， 2021 年海缆毛利率平均水平在 40%以上，我们估计到十四五末期均有望下降 10 个百分 点以上（海上风电降成本速度快，随着技术迭代+规模上升毛利率有望下降）；同时，工 程能力和施工环节的毛利率也存在明显的下降空间。3. 大变局领域二：政府和企业端氢能产业政策持续落地，设备商率先获益氢作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传 统化石能源清洁高效

15、利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，也是实现交通 运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。经过多年的工业积累，中国已经 是世界上最大的制氢国，根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书，初步评估 2019 年 工业制氢产能为 2500 万吨/年，而且中国富集的煤炭资源配合二氧化碳捕集、利用和封 存技术可以提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。目前，制氢主要有 3 种技术路线：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢。利用气化技术将煤炭转化为合成 气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、 天然气等多种产品的原料，广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。煤

16、制氢技术路线成 熟高效，可大规模稳定制备，是当前成本最低的制氢方式。其中，原料煤是最主要的消 耗原料，2020 年约占制氢总成本的 50%，按照每小时产能为 54 万方合成气、原料煤（6000 大卡、含碳量 80%以上）价格为 600 元/吨估算，制氢成本约为 8.85 元/公斤。2）以焦炉煤企、氯碱尾气、丙烷脱氢未达标的工业副产品制氢。中国是全球最大 的焦炭生产国，每吨焦炭可以产生焦炉煤气 350-450 立方米，2018 年焦炉煤气中氢气含 量约占 50%-60%，除了用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产以外，剩余部分可采用变压吸附提纯技术制取高纯氢。中国烧碱年产量稳定在 3000-35

17、00 万吨之间，副产氢 气 75-87.5 万吨，其中约 60%氢气被配套聚氯乙烯和盐酸利用，剩余 28-34 万吨（2018 年数据）。甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢项目的合成气含氢量在 60%-95%之间，可通过 纯化技术制取满足燃料电池应用的氢气，目前中国已建和在建丙烷脱氢项目 17 个，副 产含氢约 37 万吨/年。3）电解水制氢。主要有碱性水电解槽、质子交换膜水电解槽、固体氧化物水电解 槽三种技术，其中碱性水电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为 1000 立方米/小时；质子交换膜水电解槽流程简单、能效较高，国内单台最大产气量为 50 立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂

18、等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采 用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。政府和企业均明确规划加速发展加氢站，氢能源发展市场空间广阔、应用场景丰富。 政府端，江苏、山东、上海、广东等省份和城市均出台政策，明确规划加速发展加氢站。1）2019 年 8 月，江苏省发布江苏省氢燃料汽车行动规划，至 2025 年，基本建立完 整的氢燃料电池汽车产业体系，力争全省整车产量突破 1 万辆，建设加氢站 50 座以上。2）2020 年 7 月，山东省发布山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030 年），2023 年到 2025 年，累计推广燃料电池汽车 10000 辆，累计

19、建成加氢站 100 座。3）2020 年 11 月，上海市印发了上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划，到 2023 年，规划 加氢站接近 100 座并建成运行超过 30 座、形成产出规模约 1000 亿元、推广燃料电池汽 车接近 10000 辆。4）广东省公布的 2021 年重点建设项目计划中，涉及氢能产业的 5 个 项目合计投资超 600 亿元，省内包括佛山、广州、深圳、茂名等多个城市均已制定出台 了氢能规划。企业端，中石化、中石油、国家能源集团等大型能源龙头均布局和推动加氢站建设。 1）中国石化规划，到 2025 年，利用原有 3 万座加油站、870 座加气站的布局优势，建 设 1000

20、 座加氢站或油氢合建站，5000 座充换电站，7000 座分布式光伏发电站点，致力 于打造成为中国第一氢能公司。截至 2021 年 5 月，中国石化已在广东、上海、浙江、 广西、贵州等 13 个省市建成投运 20 个加氢站。2）2021 年 2 月，中国石油合资建设的 太子城服务区加氢站正式投入使用，年内还有 3 座加氢站（崇礼北油氢合建站、福田加 氢站、北京金龙油氢合建站）投运，未来中国石油还将在全国范围投运 50 座加氢站。3） 2019 年 11 月，国家能源集团旗下首个加氢站如皋加氢站国内首台 70MPa 加氢机调 试成功，该站设计日加氢能力 1000Kg，固定储氢能力 600Kg，是

21、国内加氢能力最大的 加氢站；全天候 24 小时持续运营，能有效满足各类氢燃料电池车的快速连续加氢需求。根据中国氢能联盟的预测，到 2030 年，中国氢气需求量将达到 3500 万吨，在终端 能源体系中占比为 5%；到 2050 年，需求量将达到 6000 万吨约占能源体系 10%。全国 加氢站达到 10000 座以上，燃料电池车产量达到 520 万辆/年，固定式电源/电站 2 万座/ 年，燃料电池系统产能 550 万套/年。4. 大变局领域三：储能是发展趋势和解决方案，期待技术突破带来降本储能即能量的存储，根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢 储能三类。电储能是最主要的储能方

22、式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械 储能两种技术类型：其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、 铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。抽水蓄能技术最为成熟，但是发展空间有限。抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能 技术，早在 20 世纪 90 年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调 相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模 的 90%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能， 电化学储能受地理

23、条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各 类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发 明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本 仍有较大下降空间，发展前景广阔。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计， 截至 2018 年，全球电力系统已投运储能项目的累计装机规模达到 181.0GW，抽水蓄能 依然是当前累计装机规模最大的一类储能技术，达到 170.7GW，同比增长 1.0%，所占 比重为 94.3%，同比下降 2.0 个百分点；电化学储能紧随其后，累计装机规模 6.6GW， 同比增长 126.4%

24、，所占比重为 3.7%，同比上升 2.0 个百分点。锂电池是电化学储能主流技术路线。目前，锂离子电池在全球电化学储能市场中占据主导地位，这主要得益于锂离子电池成本大幅降低，技术性能不断突破，推动着锂离 子电池在全球范围内实现商业化、规模化应用。根据 CNESA 的统计，截至 2018 年， 全球已投运电化学储能项目中锂离子电池的累计装机规模最大，为 5.7GW，占比 86.3%。 钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为 6.0%和 5.9%。与其他电化学储 能技术相比，锂离子电池已经连续六年占据全球新增投运总规模的最大比重，装机规模 也在 2018 年迎来了历史新高，达到 3.5GW

25、，是截至 2017 年锂离子电池累计投运规模的 1.58 倍。图：全球已投运储能项目累计装机规模（GW）中国电化学储能累计装机突破“GW”大关，迈进规模化发展阶段。与全球市场类 似，电化学储能技术在中国同样连续多年保持了快速增长的态势。根据 CNESA 的统计， 2013-2017 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.03GW 增加至 0.1GW，年均复合增速为 45%；2018 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规 模为 0.7GW，同比增长 465%。截至 2018 年，中国电力系统中已投运电化学储能项目累 计装机规模为 1.1GW，同比增长 175%，首次突破“

26、GW”大关。电化学储能技术在电 力系统中的应用迎来高速增长，其核心驱动因素来自于以下几个方面：1）锂电储能成 本快速下降，技术经济性大幅提升；2）全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层 面需要储能来提升消纳与电网稳定性；3）电力自发自用需求推动家用储能市场快速增 长；4）电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；5）政策支持为储能发展 创造良好市场机遇。储能技术突破后，广阔市场空间有望充分打开，风光+储能将是产业发展必然趋势。 展望未来，伴随着全球可再生能源的大规模发展以及对电力系统要求的不断提升，电化 学储能技术在电力系统的应用空间广阔，根据 IHS 的预测，2019-2023 年全

27、球电力系统 电化学储能新增装机规模年均复合增长率达 53.0%。随着电化学储能的规模化推广和应 用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题，未来需要在电池材 料、制造工艺、系统集成及运行维护等方面实现技术突破，降低制造和运行成本。根据 国际可再生能源机构的预计，到 2030 年，储能电池成本将在 2016 年基础上降低 50%-70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。随着电池储能技术的 不断创新发展，我们判断风电光伏等清洁能源+储能将是碳中和目标下，能源行业发展 的必然趋势。5. 大变局领域四：电网是新型电力系统保障，特高压+灵活电源+补偿机制2021 年 1

28、月 29 日，国家电网董事长辛保安在院士、专家座谈会上表示，“碳达峰、 碳中和”对电网发展提出了新的更高要求：1）从电源侧来看，新能源主要转化为电能 使用，且具有随机性、间歇性、波动性特征，大规模并网后，电力系统“双高”“双峰” 的特性非常明显，电网安全稳定运行和电力电量平衡将面临较大考验。2）从用能侧来 看，随着分布式能源系统、电动汽车等交互式能源设施广泛接入，各种新型能源需求不 断涌现。此外，储能技术发展迅速，未来也将从源网荷各个环节，深刻影响电力系统运 行。我们分析认为，从大电网的角度，实现碳中和目标，主要依赖三条路径：1）特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题：根据电网头条的公开信息，

29、2020 年 7 月 15 日，世界第一条以输送清洁能源为主的特高压通道青海河南800 千伏特高压工程启动送电，该通道全长 1578 千米，仅 15 日一天就输送了 3199 万千瓦时的 电量，按照一台一匹空调标准工况下每小时耗电 0.735 千瓦时来算，可供河南省 181.3 万台 1 匹空调运行一整天。该通道采用风光水打捆+西北大电网调节+省间互济的方式， 建成后供给端可外送青海丰富的清洁能源（青海清洁能源装机 2801 万千瓦，占比高达 88%，其中新能源装机占比达 50.5%，是全国新能源装机占比最高的省份）；需求端可弥 补河南省快速增长的清洁能源需求（河南电力负荷占华中电网四省负荷的

30、 40%，且省内 能源结构以煤为主）。2020 年 2 月，国家电网出台全力恢复建设助推企业复工复产 12 条举措，其中全面复工青海-河南、雅中-江西800 千伏特高压直流、张北柔性直流、 蒙西-晋中、张北-雄安 1000 千伏特高压交流等一批重大项目建设，并新开工陕北-湖北 800 千伏特高压直流工程等，总投资规模接近千亿，预计该批特高压工程投产后，将 有效缓解我国三北地区的新能源消纳问题。2）加大调峰备用电源的建设力度以应对设备和系统故障：根据中电联专职副理事 长王志轩的文章，新能源大规模应用后，两类风险骤然加大：一是风光波动性、不稳定 性、随机性对电力安全稳定带来的影响，有可能会导致发生

31、大面积电力系统崩溃的风险； 二是大面积持续性长时间的阴天、雨天、静风天对风光为主体的电力系统造成重大电力 断供的风险。为了消除这两种风险，必须要发展与新能源相匹配的调峰和备用电源，众 所周知，对电力系统而言，必须将交流电压的幅值、频率以及通过输变电设备的电流维 持在限额之内，才能安全有效传输电能，而这需要电力系统中的电源能够为系统运行提 供足够的旋转备用、电压支撑和转动惯量，以应对各种设备故障。火电由于具备日内调 节能力、容量备用（云南省水电资源充足，但仍要保留 1000 万千瓦的火电机组，甚至 让火电机组“破产不停产”，就是为了确保水电不出力阶段可以发挥火电的容量备用）、 转动惯量（维持物体

32、原来运动状态的能力，能力大小与质量有关），因此被作为最主要 的调峰和备用电源。根据南方能源观察上刊载的谷峰专家的测算，以山东省为例，目前停电时间约为 20 分钟/年，假设未来风电、光伏分别增加 800 万千瓦装机，需求负荷增加 800 万千 瓦时/年，那么在不增加火电机组的情况下，山东电网停电时间将变成 1759 小时/年，意 味着一年中有五分之一的时间可能停电。新建火电机组以后，当火电增加 200 万千瓦， 停电时间将接近 1000 小时/年；当火电增加到 600 万千瓦，电停电时间将缩短至 60 小时 /年左右，核心原因在于火电机组的有效容量远超水电、光伏和风电（火电有效容量约为 80%。以 100 万千瓦机组为例，扣减厂用电、检修时间、缺煤（气）时间、非停时间以 后，有效容量约为 80 万千瓦，水电仅有 40%、风电约为 10%、光