能源产业趋势深度研究：论能源革命的核心降本和提效（下）

能源产业趋势深度研究：论能源革命的核心，降本和提效（下）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。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

HOT2.0Topcon电池HOT2.0Topcon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TigerNeo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8GWTOPCon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10003Nmh/,国内已有兆瓦级制氢应用；PEM电解槽单槽制氢规模约2003Nmh/,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