创新 • 创优 • 创见
搜索
当前位置:主页 > 新闻资讯 >

碳中和,离我们还有多远?

时间:  2020-12-04 15:41   来源:  中金点睛    作者:  网络转载

[汽车总站网 www.chianautoms.com欢迎你]

摘要

碳中和目标加速中国经济和能源转型。

我们认为随着碳中和目标的提出,中国未来能源转型发展的方向已经确定。我们预计到2060年中国经济会达到人均GDP4.8万美元水平,带来能源需求67.3亿吨标煤,较现在提升38%。如果我们以目前的能源结构不变,将会产生每年160亿吨二氧化碳的碳排放。

我们预计随着十四五开始执行碳中和目标,中国将在2028年达到碳排放峰值在134亿吨二氧化碳,较现在的115亿吨上升16%。而之后中国将通过电力领域提升非化石能源比例完成电力碳中和,非电领域先推动天然气替代再推动氢能替代完成能源碳中和,并在需求端通过碳排放权总量控制+交易的形式推动新技术在工业和交通等领域的应用、加速碳中和进程,从高碳向低碳最后向零碳三步走,完成2060年对能源,工业和农业领域的碳中和。

虽然碳中和目标从目前的位置来看实现难度较大,很多技术也并未成熟,但是我们认为中国经济目标的背后不仅仅是十四亿人生活质量的提升,也是随之而来的能源和资源更高需求,而碳中和一方面带来更清洁,更经济和更安全的能源将确保这一目标完成,另一方面也将打开中国的能源需求天花板,使得未来的科技浪潮不受环境问题的束缚。

电力碳中和是必经之路。

电力是需求端零排放的能源,但是在供给端电力目前占碳排放的32%,因此降低电力排放将是中国碳排放的主要工作,也是中国长期希望完成的能源转型任务。而随着中国非化石能源摆脱补贴,我们认为推动非化石能源比例在电力中不断提升将是成本最低也是最有效的电力碳中和方式。

考虑到非化石能源的不稳定性,就不得不考虑电网的消纳成本,因此如何增加和释放电网灵活性就成为非化石能源比例提升的关键。

最后,电力碳中和又将是开启能源碳中和最后一步氢能的基础。因此我们认为非化石能源的发展在平价之后仍然需要经历4个阶段,通过新能源+电网灵活性平价,新能源+储能用户侧平价,到新能源+储能发电侧平价,到最终氢能平价实现电力碳中和。

非电能源碳中和推动氢能发展:

目前中国能源需求中非电占53.8%,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,因此即使到2060年我们预计也将有30%的能源无法被电取代。

对于非电能源领域,我们认为目前将只有碳捕捉和氢能两种形式来完成,相比碳捕捉,我们认为氢能对于产业提升和技术进步带来的机会更高,因此我们大胆地预测氢能将会是最终完成能源碳中和的主要方向。

正文

经济继续增长的需求与碳排放下降的压力将加速中国能源转型革命

经济转型带来GDP增长逐步放缓但仍具韧性;中金宏观组预计GDP增速到2030年、2040年、2050年和2060年将分别至4.7%、3.6%、2.5%和1.4%水平。其中,经济结构的变化体现在三产比重将由2019年的54%提升至2030年达59%,并在2060年进一步提升至接近75%。2060年人均GDP或突破4.8万美元,超过当前日本、德国水平。

预计能源消费总量或在2060年达到67.3亿吨标准煤(总量较当前上行38%),增速逐步放缓。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。

从能耗和碳排放的角度来看,当前单位GDP能耗0.328千克标准煤/美元,而经济结构不断改善叠加各行业加速单位能耗控制,我们预计单位GDP能耗有望在2060年大幅回落64%至0.119千克标准煤/美元,低于当前美国和日本的能耗水平。而单位GDP排放水平也会从当前的0.778千克二氧化碳/美元不断走低,在2060年完成能源零排放、以及碳捕捉等方式达成非能源领域碳中和目标。

达成“碳中和”的4种主要途径和方法

当前我国能源供给仍以煤炭消费为主,能源是二氧化碳排放的第一大来源。2019年,我国共产生能源消费48.6亿吨标准煤,虽然提早完成了非化石能源15%的目标,但其中大部分仍来自于煤炭(占比57%)。根据我们估算,2019年我国或产生二氧化碳排放125.9亿吨(未扣除碳吸收部分),同比增长2.8%。其中能源部分同比增幅2.6%,仍占据碳排放总量的77%。

碳中和,离我们还有多远?
当前中国能源结构和碳排放来源细分

我们认为中国要达成2060年“碳中和”的目标,需要从能源需求侧和供给侧两方面进行:

供给侧:电力 + 非电碳中和

电力碳中和:电力领域的碳排放仍然占到了我国碳排放总量的30%以上,实现电力碳中和是中国碳排放的核心。一方面电力领域可再生能源发展将大幅降低中国的碳排放,加速碳达峰在2030年前的到来,另一方面,电能在终端完全零排放的特性,也使得电能替代成为诸多终端应用上实现碳中和的主要手段。

非电碳中和:还是有很多领域的能源需求无法通过电来替代,不仅仅是电力的成本问题,也是其利用能源的形式所致。比如在交通长距离领域能源使用难以通过电能实现,化工,金属&非金属冶炼等行业需要通过燃烧能源的使用形式也难以被电能满足。我们预计在2060年能源中30%的能源消费将以非电的形式存在,因此能源碳中和的最后一步将需要由氢能或者碳捕捉完成。

需求侧:“节能 + 减排”双管齐下

节能:我们认为在能源供给端转型加速的同时,在能源需求端政府也不会放松对于节能的需求,我们预计会在三个领域:1)提升生产能效,2)区域能源消费,特别是化石能源消费控制,3)加速经济结构转型,降低经济对高耗能产业的依赖。

减排: 由于二氧化碳在过去并非污染物,因此我们对于二氧化碳排放的监测并不完善,我们相信随着碳中和的目标推进,国家必然会建立一套完善的碳排放相关体系,从需求端加强对于减排的控制,才能在政策上做到有的放矢。

我们认为未来中国的能源发展将会经历从高碳到低碳到零碳的过程,分别是现在至2028年新能源平价时代来临,煤炭、石油消费量达峰,碳排放在2028年达峰;2028-2040年非电领域通过天然气代替石油煤炭降低碳排放,在电力领域新能源从增量替代逐渐开始存量替代,分别完成用户端储能+新能源和发电端储能+新能源平价,中国碳排放从高碳走向低碳;2040-2060年随着发电成本进一步降低、氢能迈向平价,完成能源碳中和。

非化石能源+氢能逐步形成传统能源替代,在不增加碳排放的情况下支撑能源消费上行。我们认为要达到最终“碳中和”目标,可预见的电能使用比例不断提升,各行业都最大范围实现电气化,并且电能逐步由非化石能源满足。化石能源方面,2025-2028年间,煤炭、石油消费量占比从2025年46.9%和21.1%,分别下滑至42.3%和19.7%,而天然气将从12.0%小幅上升至13.5%。此外,我们认为2035-40年氢能将起步,并在2040年后开始逐步迈向平价,与非化石能源电力一起形成对传统能源的替代,并带来天然气消费于2049年达峰后回落,由氢能支撑能源消费增长、同时不产生二氧化碳。随着煤炭、石油消费在2028年达峰,排放总量将同时实现峰值,并在2060年非化石能源和氢能全面取代后,达成零排放。

节能减排+碳吸收等手段完成非能源领域碳中和。非能源板块(工业、农业、废弃物处理)随着发展需求增速放缓、节能减排效果显现,整体碳排量走弱,剩余量或由森林碳吸收、碳捕捉等手段达成“碳中和”。

2060年电力需求或达18万亿度

长期:能源需求增长叠加电气化比例提升,电力需求增长持续超预期。作为能源需求增长和降低碳排放约束的主要手段,我们认为电能在能源结构中的占比将快速提升,各行业将尽可能地提升各自的电气化率,用清洁的电满足自身能源消费,并达到降低排放的目的。因此,我们判断我国的电力需求将保持坚挺走势,持续超预期。长期来看,我们认为2060年我国的全社会用电量或达到18.4万亿度,在2019年的水平上行151%。届时人均用电将实现13,611千瓦时,高于当前美国、韩国的人均12,546/10,665亿千瓦时。

短期:我们预计电力需求将在“十四五”保持5.6%的CAGR,高出行业预期的4%~5%增速。进入新的五年发展阶段,我们认为我国将从小康社会继续向社会主义现代化迈进,居民生活水平提升带来人均用电持续上升。传统行业将加快电能替代(客车有望最早实现纯电化,乘用车电动化也在加速渗透,铁路也将实现100%电气化)。数字经济社会发展将进一步推升通信基站、数据中心、比特币的用电需求。除了比特币由于币价较为波动无法预测,可以看作不可持续增长因素外,电能替代、居民需求和数据中心都是较为持续的增长点。

平价时代,非化石能源走上前台

在电力碳中和的目标下,我们预计2025、2030、2035、2060年非化石能源电力装机将分别达到1,527、2,856、4,524、9,898吉瓦,占到全部电力装机的54%、69%、79%、100%。其中十四五期间光伏、风电年均新增装机分别达到74吉瓦和40吉瓦。发电量方面,随着装机量提升、传统能源退役,我们预计2060年非化石能源将贡献全部电量。

1、可再生能源发展改变中国对于能源资源的依赖

我们认为以可再生能源大范围应用来跨越油气能源时代,有望提高我国的能源独立性,改变能源生产和分配结构,从而最终使得能源消费不再受限,全面提高社会经济发展能力和人民生活水平:

能源独立,可再生能源资源禀赋远大于化石能源。根据国家气象局以及中科院的资源调查结果,我国光伏和风电理论可开发资源量分别达到186万吉瓦以及5000吉瓦以上,我们测算,2060年碳中和目标所需的约14,720吉瓦光伏与约1,660吉瓦风电,只相当于开发了资源量的1%和33%;同时由于我国在光伏和风电发电设备制造领域具备产业链优势,风光作为主力能源后将助力我国实现能源独立,保障能源安全以及满足长期能源需求。

降低能源的区域依赖,资源分布更加均匀。由于我国国土大部分位于中纬度地区,整体光照辐射资源分布相对均匀,中东部地区多数具备900-1,100小时的有效光伏利用小时能力。不同于此前煤炭、石油、天然气资源在西部、北部地区的富集,我们认为光伏发电的分布式开发能力,将打破此前能源富集区域与负荷中心的错配,实现能源生产与能源消费的一体化,减低运输成本与损耗,并提升系统灵活性。

2、可再生能源发展带来能源成本下降

我们认为随着国内能源需求总量未来持续增长,人均能源需求向发达经济体进一步看齐的过程中,能否实现单位能源成本的维持或下降,将是能源结构可持续发展的重中之重。我们认为资源属性仍将导致传统能源(煤、石油、天然气)的边际开采成本稳中有升,而制造业属性将继续驱动新能源发电技术的持续降本,随着新能源占比的稳步提升,我们认为我国的综合能源成本将在未来40年下降13%,主要受益于两个维度:(1)2035年后,光储、光储氢平价后新能源装机加速,能源成本加速下降;(2)化石能源减量退出,压低边际成本,也促进了综合成本下降。也意味着中国将以更小的经济代价、完成能源结构转型。

我们认为光伏和风电的全面平价是推动综合能源成本下降的主要动力。其中西部大基地项目由于利用小时和造价优势(光伏超过1,500小时与3元/瓦的成本,风电近3,000小时与6.5元/瓦的成本),在2020年前已实现了发电侧平价。我们预计随着造价的进一步下降以及特高压成本的改善,到十四五末,大基地+0.07元/度特高压送电成本将会与沿海地区的火电实现平价。而由于外送费用的节省,尽管造价较大基地略高,我们测算中东部分布式光伏接近20个省区已经在2020年实现对于沿海火电的平价。

3、三大因素决定风光成为主体能源

制造业属性+技术迭代带来的可再生能源成本优势

传统能源:资源属性制约可经济开发空间,成本稳中有升。1)煤电:成本主要随机组利用小时波动,我们预计先降后升。煤电投资成本趋于平稳。2)水电:单位投资造价走高,我们预计未来度电竞争力较以往有所削弱。

新能源:制造业属性随着规模效应将带来量升价跌,改变过去能源价格随需求上涨的逻辑。1)光伏:更高的转换    效率是行业永恒追求。2)风电:成本下降主要通过风机大型化,对资源区禀赋相对更依赖。3)核电:远期通过批量化建设以及技术迭代压降CAPEX实现度电成本降低。

分布式应用:改变电力结构,从坚强电网走向智能电网

由于光伏项目可以进行分布式开发的特性,并从3个层面改变我国的电力结构:1)实现无差别的电源分布,降低对于能源供应点电力外送通道的压力;2)用户自发自用、隔墙售电打破了此前发用电二元结构,在提升电力系统灵活性的同时,降低了用能成本;3)降低了发电行业的门槛,引发能源革命。我们预计未来电网、电源结构将会发生根本性改变,从传统只聚焦电网稳定性与可靠性的集中性网络,向更加智能与灵活的分布式网络迈进。

特高压可开发空间有限,分布式光伏开发具备优势,因而有短期爆发的可能性。1)特高压所需架空占地面积较大,可用线路通道有限。2)特高压接入落地端电网后带来较大的脉冲输入,冲击电网稳定运行。3)成本下降有极限。由于特高压建设的瓶颈,大基地建设受到总量限制,因此我们认为未来中东部分布式光伏开发具备必要性:国内分布式光伏开发空间达到12,106吉瓦,即使按80%的开发比例测算,将可以贡献9,700吉瓦的装机量,约为我们2060年光伏装机需求(含制氢)的66%。我们认为分布式光伏将成为支撑零碳电源体系的关键。

资源禀赋充足,相对平均:

光伏方面,我国75%的国土面积光伏资源开发潜力在一般或丰富,中国气象局风能太阳能资源中心2015年估计以此辐照能力相当于186万吉瓦的光伏装机空间。风电方面,沿海有足够资源,风能资源储量5,000吉瓦以上,大基地与海上风电具备竞争力。核电支撑多能互补,但需加速技术迭代、静待政策支持。水电与生物质资源受限,参与多能互补但难以成为主力。

平价之后,可再生能源市场空间存在4个阶段

电力系统辅助服务市场即将起航:可再生能源从过去替补能源到主力能源不仅是电量,更重要是电力支撑的转变。其在可调度性和可预测性上逊于传统能源,因而可再生能源渗透率的提升将带来电力系统平衡和安全的新挑战,驱动电力辅助服务市场的快速增长。我们认为在高可再生能源渗透比例的电力系统中,辅助服务市场的电量规模可以达到电力交易市场的10~20%。而辅助服务市场收入规模的占比可能更高,以体现系统安全性的价值,因此这将会是潜力可观的一个增量市场。

电力系统辅助服务市场的特征是多样、复杂、动态,市场的发展受到多重因素的影响。我们认为,虽然短期辅助服务市场发展易受到多重因素的干扰,但长期来看我们认为成本是电力辅助服务能源的核心竞争力:1)火电灵活性改造成本最优,碳排、响应性能欠佳,资源量随火电机组到期退役减少。2)抽水蓄能成本、性能介于火电和电化学之间,零碳排但资源量受到地域限制。3)电化学储能性能最佳、不受地域限制、可以匹配分布式,当前成本偏高但远期下降空间可期。

基于成本和资源可得性的推演,我们认为可再生能源+储能会经历四个平价阶段。

第一阶段(2020~2025):发电侧+火电灵活性全面平价。这一阶段,火电灵活性改造可以提供最低成本的辅助服务,光伏发电+火电灵活性的成本低于标杆电价。电力系统仍以火电为主力电源支撑,灵活性改造释放电力系统冗余,再配比少量电化学储能提升响应性能,即能满足系统的辅助服务需求。当前火电提供辅助服务的收益模式尚不清晰,企业灵活性改造积极性未得到充分调动。电网的灵活性政策会极大的影响最终电网接纳可再生能源的成本,若利好政策出台,电力系统冗余得到释放,可再生能源的装机和消纳空间有望快速打开。

第二阶段(2025~2035):用户侧+电化学储能全面平价。这一阶段,由于零售端电价高于发电上网电价,光储在用户侧有望较发电侧更早达到平价条件,在用户端直接满足新增电力需求,而不需要电网增加电力供应能力。发、用电边界模糊,创造出新的电力供给形式。且即使用户侧平价,也一样存在不同商业模式带来储能成本的不同,因此从应用场景看,通过数字化的更高效配置和调度,在用户侧应用上会出现较大的成本差异,产生新的商业机会。

第三阶段(2035~2050):发电侧+电化学储能全面平价。这一阶段,可再生能源渗透率提升+火电机组到期退役,而光伏+储能成本继续下降至发电侧平价空间完全打开,光伏扔掉拐杖成为主力电源。基于此,我们2060年的电力结构预测光伏多于风电,而非落在多能互补的最优配比,本质是光伏降本的更大潜力,使得光储达到完全平价条件。

第四阶段(2050+):光伏制氢平价打开新的装机空间。2050年以后,光伏度电成本降到0.12元/度左右的水平,实现氢能在工业领域较传统能源的平价,打开非电领域碳中和、氢能替代、以及可再生能源装机的新机遇。考虑电气化率的极限,我们预期2050年后仍有1/3的能源消费没有电气化,这部分需要绿氢替代,因此带来的新能源装机需求和发电侧的装机在一个数量级,是具备爆发潜力、可能超预期的一个市场。

天然气替代将完成碳减排的第一步,氢能可能是非电的最终解决方案

从排放来看能源消费中存在一部分能源利用形式难以被电力替代,而因此最终需要另外的能源形式实现碳中和。我们预计到2060年如果不考虑非电领域的能源突破,中国电气化率在70%水平,则仍然有20亿吨标准煤的能源需要完成脱碳。

天然气替代实现高碳到低碳:1)在提供相同能量的情况下,天然气相比石油和煤炭将减少33%和53%的碳排放;2)天然气可以带来多少替代:我们预计到2030年,天然气占比增长6.9个百分点,天然气消费量约增加4000亿立方米,可减少碳排放约3.7-8.4亿吨。3)天然气的过渡能力:中国天然气供应保障能力增强,未来要实现国产多元化、进口多渠道的供应格局。

氢能可能是最终解决方案。我们认为要实现能源最终的能源碳中和必须在非电领域推动新的技术发展和应用,目前来看主要有三个解决方案,分别是氢能源,碳捕捉和生物质。但是考虑到生物质资源上的限制,以及碳捕捉对于政策要求,氢能在产业发展,技术迭代上优势更强,因此更有可能是最终解决方案。

氢能具备能量密度与可商业化的充能时间。1)氢燃料电池适合对占用空间要求不高的交运场景,例如商用车、航运或者航空,因为高质量能量密度、低体积能量密度,同时其较快的充能速度也有利于商业化应用。2)氢能或可用替代煤用作水泥窑的燃料。3)氢能冶金存在一定可行性。

氢能发展的3个阶段

2021E-2030E:应用初期,平价起点。我们认为,在这一阶段,燃料电池技术应用得到提速,从终端应用层面带来规模化与成本下降,同时推动能源供给端的运输与加注成本受益规模化与环节效率提升得到快速下降,带来供给与应用环节并行的降本。从氢能源角度,目前天然气/煤气重整+碳捕捉制氢短期内成本优于可再生能源电解水制氢,成本的制约主要来源于运输与加注环节,其中运输受限于高压IV型瓶应用、液氢运输、管路运输的不完善,而加注环节受益于加氢站设备依赖进口CAPEX较高且目前综合运营效率较低。我们认为随着燃料电池终端应用的起量,终端氢价格可由目前的70-80元/kg(含税)下降至2025年的约35-40元/kg(含税),并至2030年下降至约30元/kg(含税)。

2031E-2050E:步入平价,应用领域拓宽,供给与应用规模大幅提升。我们认为,在这一阶段,氢能源的成本受益于富电区域新能源发电的低电价,与逐步完备的中长距离运输/管路,使得加氢成本逐步下降至近20元/kg。同时新能源电解水制氢也将逐步成为氢能供给的主流模式。对于燃料电池车辆,当不考虑柴油针对碳排成本上升时,氢成本下降至20元/kg可直接与柴油平价。此外,此阶段的非交通领域用氢的价格已逐步下降至18-20元/kg(即不考虑加氢站的加注成本),在工业与家庭供暖领域已逐步具备一定经济性基础,我们认为通过初期与天然气的混合使用,以及伴随氢价格的进一步下降,在供暖领域,氢能也将逐步提升应用渗透率。

2051E-2060E:全面平价,碳中和目标驱动其余非电领域渗透率全面提升。我们认为,此阶段受益于新能源发电成本进一步下降,储运规模的大幅提升下应用环节成本的进一步下降,氢加注成本将下降至20元/kg以下,非交通领域氢应用成本将下降至15元/kg以下。应用领域将全面拓展至供热供暖、船舶等非电领域,补足非电领域碳中和的拼图。
 

[汽车总站网 www.chianautoms.com欢迎你]


读者留言
看不清?点击更换

汽车总站网

  • www.chinaautoms.com/由北京茂胜文化传媒有限公司版权所有@2019

    京ICP备18056018号-1

    合作QQ: 305140880

    地址:北京市朝阳区清河营国际城乐想汇3号楼1612室