中金 | 碳中和之绿色能源：打造中国绿色能源新篇章

能源领域产生了我国近90%的碳排放，本章我们将探讨能源领域的减排解法。能源减排的难点不仅在于其存量体量巨大，更在于我国仍处于经济发展阶段，人均GDP持续追赶发达国家，能源消费总量仍有进一步提升的需求。因此能源消费增长的需求与碳减排压力的矛盾，是绿色能源的核心难点。我们将从绿色溢价的角度讨论电力能源和非电能源的减排解法，其中电力清洁化以及电能替代当前已经具备经济可行性和技术可得性，而氢能等选项在不同用能领域仍需技术进步和成本下降逐步实现经济可替代性。此外考虑到用能习惯以及用能方式改造给各行各业带来的变动影响，政策面和社会层面需要予以引导和支持，并对于尚未成熟的氢能等技术，在绿色溢价收窄到恰当水平后介入推动加速发展。根据中金公司研究部各行业组测算汇总，我们预计到2060年70%的能源将由清洁电力供应，约8%将由绿氢支撑，剩余约22%的能源消费将通过碳捕捉方式，从而实现碳中和。而实现这一变化，需要能源供给端和需求端的共同努力。

正文节选

我国近90%碳排放来自能源领域发展绿色能源供应体系刻不容缓

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，应对气候变化、减少碳排放已成为国际社会的共同课题。根据联合国环境规划署《2019年排放差距报告》，中国是全球最大的二氧化碳排放大国，2018年排放量占到全球的四分之一以上，2060年“碳中和”的目标下达正是我国自主给出国际社会的承诺，也为我国融入国际社会实现双循环提供支持。

因此，能源行业加快“低碳、零碳”步伐是我国能否完成碳中和目标的关键，任重道远、大有可为。

经济增长保持韧性虽然单位GDP能耗逐步走低但能源总需求或继续上行

根据统计局官方统计数据，我国当前人均GDP水平仅为发达国家的1/6~1/3，我们认为未来经济增长空间仍然可观。中金宏观组预计GDP增速到2030年、2040年、2050年和2060年将分达到4.2%、3.0%、2.5%和2.0%水平。人均角度来看，2019年我国实现人均GDP 10,276美元，较2010年4,628美元实现翻倍以上增长，达成了十八大提出的2020年建成全面小康社会以及人均10,000美元的目标。面向未来，在2035年基本实现现代化以及2050年实现伟大复兴的大方针下，我们预计人均GDP有望在2060年达成41,105美元，达到当前日本、德国水平。

单位GDP能耗在较高水平，未来有望受益结构变化、节能等措施走低。根据统计局和能源局官方统计数据，2019年，我国单位GDP能耗0.328千克标准煤/美元，仍高于发达国家的0.116~0.264千克标准煤/美元。随着经济结构不断改善、各行业加速单位能耗控制，我们预计单位GDP能耗有望在2060年下降至0.123千克标准煤/美元，较当前大幅回落63%，低于当前美国和日本能耗水平。

但即使考虑单位能耗走弱，我们预计经济增长将带动能源消费总量在2060年达到67.3亿吨标准煤，较当前上行38%。我们预测我国的能源消费总量将在2025/2035/2060年分别达到57.6/63.6/67.3亿吨标准煤，总体保持连年同比增长。但随着单位GDP能耗较低的三产比重不断扩大，能源消费增速将呈现放缓走势，其中2021~2025年复合增速达到+3.3%，随后在2025~2035年间增速放缓至1.0%，再到2035-2060年放缓至0.2%。

图表：人均GDP(中国 vs。 海外)

资料来源：统计局，各国政府网站，中金公司研究部

图表：单位GDP能耗(中国 vs。 海外)

资料来源：国家能源局，统计局，各国政府网站，中金公司研究部

图表：能源消费总量预测

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

当前能源结构下减排压力艰巨完成目标须顶层设计和更大力度的政策支持

作为全球碳排第二大来源，我国减排任务重、困难多。从资源禀赋条件来看，我国“富煤、缺油、少气”，因此煤炭占我国一次能源消费比重始终保持在60~70%。而碳中和目标的目标意味着我们需要打破过去几十年习惯的能源供应模式，但同时不能对实体经济运行带来较大影响。因此，其中的顶层设计和更大力度的政策支持将是至关重要的。

“碳中和”意味着我国能源体系必须向更清洁+更安全的转型，且是更经济的能源结构。综上来看，能源需求的增长和碳排放下降的约束将使得我国完成碳中和目标更具挑战，需要强有力的政策支持和指引，但同时也将加速中国的能源转型、使得我国经济最终受益。碳中和目标是在美丽中国下实现能源革命战略目标思想的更进一步，将使得中国在2060年获得不仅是更清洁，也会是更经济和更安全的能源结构。

更清洁：以非化石能源为主的电能将成为一次能源主体，非电领域则由氢能和碳捕捉帮助完成净零排放。

更安全：中国新能源产业在全球市场具备领先地位，有较强的竞争力。能源转型也将有利于中国在能源供给上摆脱对海外的依赖，提升国家的能源安全。

更经济：相比传统化石能源，可再生能源的资源规模是前者的800倍，因此制造业属性远大于资源属性，即使在平价之后中国制造业也能更好的发挥优势，在光伏，风电，锂电池和氢能等产业产生规模效应和技术迭代后实现能源成本的进一步下降，带来更经济的成本。

为实现能源碳中和，我们认为中国在能源供给端或需要推动以非化石能源为主的电能将成为一次能源主体，加快提升电气化率，在非电能源领域将会加速推动氢能、碳捕捉等新技术应用。根据各行业组对于未来用能形式的推演，我们汇总预计到2060年70%的能源将由清洁电力供应，约8%将由绿氢支撑，剩余约22%的能源消费将通过碳捕捉方式，实现碳中和。而实现这一变化，需要能源供给端和需求端的共同努力。其中供给端将主要依靠电力的清洁化以及非电的清洁化，需求侧则需要推动电力、氢能等新用能形式的落地。

图表：中国能源结构图(2019~2060E)

资料来源：BP Energy，中金公司研究部

碳中和能源领域解法 – 先易后难，以更经济方式推动转型

能源行业能做什么？- 电力清洁化快于非电，提高电气化率释放电力清洁化红利

能源转型是我国完成碳中和目标的基础。根据中金宏观组碳排放量统计，我国当前的二氧化碳排放量中，能源占比90%。能源排放中，基于CEADs数据库2017年数据，68%来自煤炭，13%来自天然气，12%来自石油，其余7%来自能源逃逸排放。

若以当前的能源结构、现有技术条件和成本，水泥、钢铁、电解铝行业当前难以承受全部内部化的碳中和成本，化工行业可内部消化成本但盈利能力显著下滑，仅一般制造业对于碳中和成本相对可承受(详细阐述看绿色制造篇)。

能源领域实现碳中和路径中，为什么电力清洁化优先于然后非电领域清洁化？

电力清洁化：清洁能源替代火电成为主力电源是降低电力排放的有效选择。我们测算电力行业在2030年前就将实现绿色溢价率先转负。当前时点，零碳的电力结构已经接近具备经济可行性。即使考虑电网成本，电力能源也有望在10年内实现负的绿色溢价。

非电清洁化：加快提升电气化率以及节能减排+新技术(氢能、碳捕捉技术)，技术突破和政策支持必不可少。非电选项如氢能、碳捕捉在短期内绿色溢价较高，仍不具备可行性。因此以电能替代为起点的路径较为可行。我们测算，我国电气化率最高可以提升至70% 仍有30%需要非电碳中和技术支持。非电碳中和主要通过碳捕捉和氢能两种形式来完成，两个技术有不同应用场景。根据各行业组分析汇总，我们测算到2060年碳捕捉的应用比例或更高，主要在大宗环节，而氢能的应用则可能在交运、化工。我们测算2021年非电能源供应的全行业绿色溢价在~175%。假设化石能源的成本不变，随着碳捕捉和氢能成本的逐步下降，绿色溢价有望在2030/60年降至57%/14%，始终有正溢价。这意味着若要实现碳中和，全社会的非电用能成本将会增加。

图表：清洁电气化+非电清洁化是实现碳中和的最优解

资料来源：中金公司研究部

电力篇 – 以成本下降推动电力向非化石能源为主体转型

电力行业的碳中和绿色溢价计算

电力行业的成本计算包括发电、消纳、输配三个环节，碳中和情形vs。 基准情形的三个关键变量为：1)发电侧，电力结构中不同能源形式(火电、水电、核电、风电、光伏)的占比，以及各自的度电成本；2)消纳侧，不同灵活性电源(火电调峰、抽水蓄能、电化学储能)的占比，以及各自的度电成本；3)发电与消纳的联动，随着发电侧风电、光伏渗透率的提升，对于消纳的需求(消纳电量占全部发电量的比例)也会提升，因此，碳中和情形相比基准情形，不仅仅是电源成本的变化、更需要考虑电网消纳需求的增长。对于输配电环节，我们假设成本保持固定。

基于这准则，我们测算电力行业在2030年前就可实现绿色溢价转负：

2021年当前：碳中和情形较基准情形的度电成本，在发电环节有6%的正溢价、消纳环节有36倍的正溢价(我们的测算基于消纳成本=度电调峰成本*调峰需求占发电量的比例。基准情形下，调峰电量的需求为全部发电量的1.3%，以火电灵活性为主力的调峰成本为0.14元/度，得出消纳成本=1.8厘/度；碳中和情形下，由于电力系统以间歇性可再生能源为发电主力，调峰电量的需求提升至全部发电量的~12%，以零碳的电化学储能为主力的调峰成本为0.58元/度，得出消纳成本=0.068元/度，为基准情形的36倍)，输配电成本假设不变，电力行业合计有17%的正绿色溢价。

2030年预期：碳中和情形较基准情形的度电成本，在发电环节有17%的负绿色溢价、消纳环节有约5倍的正绿色溢价，电力行业合计的绿色溢价转负至-4%。

中金研究部电新组预计自2051年起，我国火电有望实现全部退役，电力系统由零碳的水、核、风、光构成，实现电力碳中和目标。

图表：电力行业绿色溢价2021/30(中金研究部电新组预测2051年起我国电力系统实现碳中和)

资料来源：中电联，公司公告，GGII，LEK咨询，中金公司研究部，注：当前度电成本的测算参考中电联、风光水核公司公告、GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测

发电环节：非化石能源的更低度电成本驱动电源结构的清洁化转型

2021年，如下图左所示，水电、风电的度电成本已经低于火电，而核电、光伏从全国平均来看还略高于火电，根据火电/水电/风电/核电/光伏在发电量中分别占比68%/16%/7%/5%/4%的电源结构，我们测算电力系统的综合度电发电成本在293元/兆瓦时。而碳中和情形下，应用2060年的电源结构预期(零碳结构)，我们测算度电绿电成本为311元/兆瓦时，碳中和情形下发电端的绿色溢价为6%。

2030年，如下图中所示，我们测算国内光伏、风电成本有望下降至低于水电、核电，清洁电源的成本全面低于火电，根据中金电新组预测的2030年电源结构(火电/光伏/风电/水电/核电在发电量中占比分别54%/14%/13%/12%/7%)，我们测算电力系统的度电发电成本在257元/兆瓦时。而碳中和情形下，应用2060年的电源结构预期(零碳结构)，类似的计算方式得到度电绿电成本为213元/兆瓦时，由于风水核光成本全面低于火电，这一时间节点碳中和发电端的绿色溢价转负至-17%。

2060年，如下图右所示，随着2030年往后清洁电力成本全面低于火电，以及火电机组的到期退役，中金电新组预计发电端的碳中和转型将自发实现，因此到2060年，电力系统将实现零碳。

图表：度电发电成本构成拆分(电源成本排序指导电源结构变化)

资料来源：中电联，公司公告，GGII，LEK咨询，中金公司研究部，注：当前度电成本的测算参考中电联、风光水核公司公告、GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测

消纳环节：电力结构将保持多能互补，帮助实现消纳成本最优化

新能源渗透率提升带来消纳压力，电网灵活性调度带来额外电网成本。电网接纳更多新能源、缓解弃风弃光问题的主要方式要是通过在辅助服务市场加强电网灵活性资源调度。在新能源出力高的时段，付费要求火电机组降低功率、抽水蓄能机组抽水或储能电站充电，从而让出可再生能源的消纳空间。复盘海外市场发展经验，注意到消纳成本(以度电发电摊销的辅助服务成本来近似)会随着风电+光伏在发电结构中渗透率提升而增长，视不同的电力市场设计机制，比例可以达到10~20%，构成电力系统显著增长的一块成本，延后发电+电网消纳的绿色溢价降至零的时间点。

图表：高比例可再生能源带来消纳需求增长-英国

资料来源：英国国家电网，中金公司研究部注：消纳需求以度电发电摊销的辅助服务成本来近似

图表：高比例可再生能源带来消纳需求增长-澳大利亚

资料来源：澳大利亚电网，中金公司研究部注：消纳需求以度电摊销的辅助服务成本来近似

电力结构将保持多能互补，或有望帮助实现电网消纳成本最优化：

火电灵活性调峰带来最低的电网调度消纳成本，因此可能不会过快退出电力系统。我们测算消纳环节未有技术进步、成功降本的情况下，电网的绿色溢价为正。而电化学储能的度电成本将始终高于火电灵活性以及抽水蓄能，因此消纳环节系统会偏好火电调峰、从而延火电的生命周期。而2030年后，电化学储能在调峰结构中的占比提升，主要是由于火电厂到期退役、以及国内抽水蓄能的开发量达到资源量的上限，倒逼电化学储能担当消纳环节的大任所致，而消纳成本在碳中和情形始终保持较基准情形的正绿色溢价。

通过智能电网调度实现多能互补，也是有效降低消纳需求和成本、缩小发电+电网绿色溢价的重要手段。在我国特色的区域互联互通的大电网中，通过风电光伏的多能互补可以有效降低消纳环节的需求一半以上：日度上，我们测算风+光与典型的负荷曲线匹配后，一天内只有13%的发电量需要被调峰；而光伏、风电独立则分别有44%、28%的电量需要被调峰，多能互补可以减少调峰需求一半以上。此外，水电作为可调电源、核电作为稳定基荷电源，基本不需要调峰、不构成额外的消纳成本，成本具备竞争力。因此，中金电新组预计2060年最终的电源结构中，是风、光、水、核多能互补的格局，而非成本最低的光伏一家独大。

看好电化学储能若能在政策支持下实现技术突破，成本端实现超预期下降，则对消纳环节降本将是重大利好，加速电力清洁化进程。

图表：度电消纳成本构成拆分(消纳成本排序指导消纳结构变化)

资料来源：当前度电成本的测算参考GGII，LEK咨询，并对标能源局、各区域电网披露的电价水平；2030年成本为中金研究部预测

图表：风光日度互补性，多能互补降低储能需求(示意图)

资料来源：中金公司研究部

非电篇 – 电气化、氢能、碳捕捉多管齐下，完成能源转型

我国电气化率最高提升至70% 仍有30%需要非电碳中和技术支持

从各行业细分情况来看，电气化率的提升主要会集中在黑色金属(钢铁)、交运仓储(新能源车、铁路等)、生活消费(采暖)。

黑色金属冶炼及压延加工：电炉炼钢部分替代高炉；

交运仓储：铁路、乘用车以及中轻卡全部实现电气化；

生活消费(采暖)：当前采暖仍以燃煤热电联产机组、散煤、天然气、电采暖等形式满足。未来电采暖作为更加环保的方式，在经济性改善后，将实现对其他方式的替代，从而实现全面清洁能源电气化。

我们估算2019年我国能源消费总量中非电能源消费占比约54%，但是在能源使用中，部分使用形式需要更高的能量密度、长期的储存，以及燃烧释放热能的形式，无法用电取代。结合中金各行业组对于未来用能形式的预测，我们汇总得到2060年预计的电气化率最高升至70%，仍将有30%的能源无法被电取代。

图表：主要能源应用领域的电气化率预期(2017 vs。 2060E)

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

非电领域：氢能+碳捕捉是可行的碳中和技术

非电碳中和是迈向能源碳中和的最后一步。目前只有通过碳捕捉和氢能两种形式来完成，碳捕捉的应用比例或更高，主要在大宗环节，而氢能的应用则可能在交运、化工。两个技术有不同应用场景，需要同步发展。

碳捕捉和氢能2060年分或分别达到22%和8%：

氢能：基于几个重点排放行业的减排测算累加，在2060碳中和中性和乐观情形下，我们汇总得到氢能消费量将分别达到1.1亿吨和1.3亿吨，折合5.4和6.5亿吨标煤消费量，相当于贡献2060年能源消费总量的8%~10%。

交通领域：氢燃料电池适合对占用空间要求不高、长续航的交运场景，例如公路、重卡和航空。主要由于氢能具有1)高质量能量密度；2)低体积能量密度的特点。同时其较快的充能速度也有利于商业化应用。根据中金交运组的测算，乐观情形下氢能重卡有望全面转用氢能，而航空、航运业也有部分能源消费可转为氢能。

化工：合成氨与甲醇工业是主要的氢能替代场景，其中合成氨工艺逐步从AEC，过渡到PEM以及最终的SOEC路线，从而实现氢能对于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工艺也将经历类似的工艺迭代历程。

一般制造：通过兼并重组、优胜劣汰，一般制造业各门类有望逐步提升集中度，减少企业数量。而随着企业数量的减少，集约化、先进生产工艺将获得更广泛应用。

图表：可由氢能取代的主要用能领域及其消费量占比(2060年)

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

碳捕捉：由于部分行业的化石原料、燃料从当前工艺路线预测角度，无法用电能或氢能取代。因此基于各行业组测算反推，约22%的化石能源可能需要继续消费，相当于13.4亿吨标准煤，等价于34亿吨二氧化碳排放。

水泥：欧美国家现在替代燃料对煤的热量替代率TSR已达30%左右。根据高长明等学者预测，全国水泥工业的TSR 2030年将达到25%，2050年达到70%。但即便在工艺技术迭代假设下，单吨水泥在碳酸钙工艺环节仍将释放0.36吨二氧化碳，而燃料段也仍有0.18吨二氧化碳排放。即使考虑水泥总产量凭借循环利用和整体基建开发减少推动，但剩余二氧化碳将需要通过碳捕捉来抵消。

钢铁：从潜在技术路线角度，如果以高炉直接还原铁，消除化石燃料使用存在一定可行性，但从工艺角度来说存在无法实现的可能性。因此中金大宗组仍然基于需要化石燃料、以及作为重要还原剂化石原料的焦炭的情形进行碳中和测算。

铝：由于氧化铝工艺无法避免化石燃料的使用，需要通过碳捕捉来抵消。

图表：需要通过碳捕捉实现零碳的主要用能领域及其消费量占比(2060年)

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

非电碳中和技术成本对比及绿色溢价测算

如前所述，在碳中和场景下约还有30%的能源消费在形式上无法被电气化。非电能源消费中，约33%可以通过氢能替代实现零碳，其余保留为煤炭、石油、天然气的消费形式，通过末端碳捕来中和。

基于这些假设，对比碳中和情形和基准情形，我们测算2021年非电能源供应的全行业绿色溢价在~175%。假设化石能源的成本不变，随着碳捕捉和氢能成本的逐步下降，绿色溢价有望在2030/60年降至57%/14%，始终有正溢价。这意味着若要实现碳中和，全社会的非电用能成本将会增加。

图表：非电能源供应的绿色溢价趋势

资料来源：中金公司研究部

我们测算这主要是由于：

氢能方面，到2060年，氢能使用的单位成本会由2021年估算的~13,000元/吨标煤(vs煤炭、石油、天然气根据当前的消费结构加权平均在~2400元/吨标煤)，降至~4000元/吨，但仍高于传统能源的加权平均值，构成绿色溢价。

碳捕捉方面，到2060年，每吨二氧化碳的捕捉成本将由2021年估算的465元/吨降至262元/吨，由于碳捕捉是加装在传统能源工艺的末端，因此相较于使用传统能源的基准情形，碳中和是额外的一道成本，永远构成绿色溢价。

我们测算氢能较柴油+碳捕捉能实现成本优势，在煤炭+碳捕捉、天然气+碳捕捉则较难实现，因此在使用柴油的场景，更可能实现氢能替代。从复盘海外经验和国内可再生能源发展初始阶段的补贴政策来看，当非电技术(氢能、碳捕捉)的成本溢价接近200%时，就可以通过政策进行支持。

图表：非电零碳能源的成本对比

资料来源：中金公司研究部

政策建议：以电改加速非化石能源消纳，以产业化推动非电技术突破

对部分已经有成熟路径，靠成熟技术路径可以大幅减排的行业，合适的公共政策组合能够推动碳排放在企业能负担的情况下大幅下降。在我们看来，在光伏、风电已经实现平价且有望继续保持成本下降的趋势下，电力领域碳中和的核心问题是如何提升电网消纳可再生能源的能力。非电领域由于部分行业在当前技术下较难做到零碳，应考虑推出配套零碳、减碳技术运用的政策支持，以及设立奖惩机制等。

电力领域政策建议：公共政策应着力在解决电力系统对新能源消纳的稳定性角度

完善能源辅助服务市场建设

辅助服务市场的完善是适合我国当前国情的政策路径，在电储能经济性尚且不足的情况下，完善电力辅助服务市场可能是更优解。可采取的主要措施包括完善能源辅助服务市场的定价机制，以合理的回报吸引电力系统存量的灵活性资源(主要是具备主动功率调节能力的火电、抽水蓄能、储能及需求侧响应)参与电网的调度，在可再生能源出力高的阶段降低灵活性资源的负荷，从而减少可再生电力的弃用。

启动现货市场交易体系

启动现货市场交易体系的同时做好机制配套。电力现货市场交易可通过价格信号反映实时供求关系，平抑不必要的电力尖峰需求，也会拉升谷段的电力需求，同时将使得储能峰谷套利的商业模式走通、加速储能需求增长。但完善的现货市场体系的建立非一日之功，且可能出现现货价格波动不可控的风险。总体而言，应当启动电力现货市场交易，引导灵活性资源的投资和运行决策，以及需求侧行为，但同时也应做好相关机制的配套，避免极端情形下市场交易带来的潜在风险。

推广储能示范项目

新能源发电侧配储能，提升并网点的稳定性和可调度性，这是未来在新能源+储能平价后最佳的提升电网可再生能源消纳能力的方法。现阶段，我们认为如果在新能源发电侧强配储能改革难度最小、起效最快，不需要市场机制的建立，也不挑战电网的安全要求，但会造成投资回报率降低。在推广储能的政策支持上，可以推出储能示范项目，在补贴、税收等方面给予优惠，在项目开发建设中享受包括土地、接网等便利的利好政策等。

非电领域政策建议：着力在解决减碳、零碳过程遇到的规模化配套困难问题，以及通过设立奖惩机制推动相关行业清洁化发展

推广煤改气、煤改电过程中着重解决配套问题

推广减碳、零碳化过程中要注重配套。以煤改气、煤改电为例，在推广过程中遇到了天然气气源供应保障度不高、配套资金补贴不到位和相关输送管道等基础设施建设不到位的问题。在规划相关低碳、零碳技术的推广中，不光要考虑技术本身的可用性，也要考虑技术运用中产生的相关配套问题。

启动碳交易奖惩机制，给氢能、碳捕捉等技术产业化发展带来更高经济性

碳交易市场启动，通过对碳排放总量的控制倒逼企业进行非电节能减排技术创新。对于排放量较大的企业来说，支付额外的环境成本将加大生产经营压力，带来竞争力下降。碳交易的推行，让企业不得不重视碳排放不达标带来的成本增加，也将给氢能、碳捕捉等零碳、负碳技术产业化的发展带来经济补偿，提高经济性。