可再生能源市场研究报告

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文 / 本刊记者 郭艳“新冠肺炎疫情导致2020年全年能源需求下降5%，为第二次世界大战以来最大降幅。不过，可再生能源市场克服了这一位危机带来的挑战，在化石能源受到冲击的时候，表现出强劲的增长和韧性。”近日，国际能源署（IEA）发布《2020年可再生能源报告》（下称IEA报告）指出。同期由国家发展和改革委员会能源研究所发布的《2020年中国可再生能源发展展望报告》（下称展望报告）也显示，未来一段时间可再生能源已准备好在能源领域占据更重要的地位。尽管新冠肺炎疫情提出了挑战，可再生能源仍然具有发展韧性，并将在未来10年内引领全球电力部门发展。受疫情影响全球能源需求下降国际能源署可再生能源部高级能源分析师Heymi Bahar指出，2020年受新冠肺炎疫情影响，能源需求震荡对其在供热和交通领域的应用产生冲击，工业和运输领域的生物能源使用受到的冲击最大。国际能源署（IEA）曾预计2020年全球能源投资将增长约2%，自疫情暴发以来，IEA调整这一数字，认为全球能源投资将下降20%，减少近4000亿美元的投入。此前IEA执行主任Fatih Birol认为：“这一投资的下降将引发能源相关工作岗位的减少和经济发展的减退，对清洁能源技术投资的减少，可能会影响全球向更加灵活、稳定、可持续的能源系统转型。”据了解，全球消费者在石油领域的支出有史以来首次低于电力行业。全年电力行业的支出将同比减少10%，电网的投资下降约9%。全年油气行业的投资，同比下降约三分之一，页岩气行业投资同比下降50%左右。全球燃煤发电量下滑了5%左右，创历史上最大跌幅。一季度，大规模风能和太阳能项目投资，已跌落到3年前的水平。从地区分析看，2020年，传统电力消费大国美国、印度、日本、韩国等地的电力需求普遍呈下滑态势。如欧洲整体电力需求下滑约4%，美国约为3%。而与此同时，IEA报告指出，由于中国管控疫情得力，成为全球唯一实现正增长的主要经济体，电力需求维持稳定增长。据统计显示，从2020年第二季度开始，中国每月的电力需求均高于2019年同期，2020年全年的电力需求增长了2%。IEA署长比罗尔表示：“全球正加速向清洁能源转变，电力领域的清洁化趋势尤为明显。同时，受传统化石燃料需求和价格下滑、可再生能源逐渐成熟推动，2020年，全球平均电价也呈下滑趋势，降幅近30%，较2019年翻番。”可再生能源发电量在疫情逆境中创新高IEA报告显示，可再生能源发电增量在新冠疫情逆境中创下新高。Heymi Bahar指出，2020年虽然在工业和运输领域的生物能源受到较大冲击，但全球包括水电、风电和光伏发电在内的用于发电的可再生能源比2019年增长近7%。由于风力和水力发电的增加，可再生能源几乎占到全球新增发电总量的90%。全球不少国家将经济复苏的希望寄托在可再生能源，这促使可再生能源发展持续向好。2020年1—10月，在中国、印度和欧洲的引领下，世界各国拍卖的可再生能源容量同比高出15%，创下新纪录。在中国和美国的推动下，2020年全球可再生能源净装机容量将增长近4%，接近200吉瓦。2021年，在雄心勃勃的减排目标之下，欧盟和印度的发展提速，来自中美欧印之外其他国家和地区的增长造就了2015年后最快的可再生能源发展。投资者对可再生能源的需求依然强劲。IEA报告指出，上市可再生能源设备制造商和项目开发商的股票表现优于大多数主要股票市场指数和整个能源行业，这主要归功于对此类企业业务增长和财务状况在中期保持健康的预期。“2020年10月，全球范围内太阳能公司的股价比2019年12月翻了不止一番。”在中国、印度和欧洲的引领下，世界各国拍卖的可再生能源容量都达到了创纪录的水平。为确保全球可再生能源的增长，国际能源署还强调，各国政策制定者需要支持这一强劲的发展势头。企业报告称，政府激励框架可以确保可再生能源增量在2022年达到271吉瓦，仅中国一国就会占到增长的30%。虽然在新冠肺炎疫情中显现韧性，但IEA警告，可再生能源无法承受政策不确定性。在主情景预测中，关键市场中激励措施到期以及由此产生的政策不确定性将导致可再生能源增量在2022年小幅收缩。政策的不确定性和追溯性调整已经影响了许多国家陆上风电装机增长，造成了新增装机“涨—落”的交替循环。展望未来，IEA预测，风电和光伏的总装机容量将在2023年超过天然气发电、在2024年超过煤电。可再生能源将在2025年超过煤炭成为全球最大的电力来源。届时，预计可再生能源将提供世界上电力的三分之一。水电将继续提供全球将近一半的可再生电力。目前水电是世界上明显最大的可再生电力来源，风能和太阳能光伏位居其次。中国在全球绿色转型中发挥核心作用当前，中国正在编制可再生能源发展的“十四五”规划。“十四五”规划高度重视新能源的发展，《建议》中涉及新能源规划要点分别提到了加强新能源、新能源汽车等战略新兴产业发展，加快推动绿色低碳发展、推动能源清洁低碳安全高效利用，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定2030年前碳排放达峰行动方案等。国家能源局新能源司副司长任育在致辞中强调，为推动能源转型、实现减排目标，中国将优先推动风电、光伏发电为代表的新能源和可再生能源高比例、高质量发展，努力提高非化石能源的比重，力争在“十四五”期间让清洁能源成为能源增量的主体。国际能源署副署长大卫·图尔克（David Turk）在IEA报告发布致辞中指出，在实现可持续增长的进程中，中国可以向全球发挥表率作用，以推动全球的长期减排努力。同时他表示，国际能源署愿意进一步深化同中国的合作。丹麦气候、能源和能效部常务副秘书长安德斯·霍夫曼（Anders Hoffmann）在致辞中指出，2005年，中国安装了1000兆瓦的风能，此后，中国持续拓展风能装机容量，2020年一年就增加了72吉瓦，再加上13吉瓦的氢能和48吉瓦的太阳能，中国有望在2030年实现1200吉瓦的可再生能源总体装机目标，这是一项令世人瞩目的成就。习近平主席发出“推动能源生产和消费革命”的号召，并承诺中国在2030年前实现二氧化碳排放峰值、在2060年前实现碳中和。对此，霍夫曼表示：“中国领导人做出的碳中和承诺让中国站到了全球气候变化应对舞台的中心。在中国一步步地实现2030年前碳达峰、2060年实现碳中和的过程中，丹麦非常希望加强与中国在可再生能源领域的合作，共同积极推动气候变化领域的国际合作。”丹麦驻华大使马磊也在致辞中称赞中国在减排方面做出的明确承诺。他表示：“中国参与推动气候变化议程将对国际社会产生难以被低估的影响。”IEA报告指出，在2020—2025年期间，中国占所有可再生能源容量增长的40％，并占全球光伏产能的80％。“十四五规划”是进一步加快可再生能源部署的关键机遇，将帮助加快实现中国2060年净零排放目标。国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源中心主任赵勇强在发布展望报告时指出，要实现2060年碳中和目标，中国应该在2050年前就实现清洁、低碳、安全、有效的绿色能源转型，而从技术上讲这是可以实现的。展望报告指出，能源转型将以可持续的方式促进中国经济增长，并培育出一些新兴经济产业，包括电动汽车、绿氢、创新产业和智能产业等。未来10年是中国碳达峰的关键时期，需要采取更有力的措施，不单是在新能源领域，也要在建筑、交通、土地管理各个方面共同努力。随着中国可再生能源装机的提高，赵勇强预测，到2030年，非化石能源在中国能源中的占比应该超过30%，到2035年超过40%。中国的可再生能源发展有巨大潜力。中国可再生能源成本有望成为全球最低水平，现在中国某些区域的风电、光伏成本已经可以做到0.2—0.3元以下，未来15年，实现0.15元的成本将不局限在极个别的地方。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星垃圾发电网讯:导语：补贴退坡背景下，垃圾焚烧企业短期盈利能力承压，垃圾分类加剧市场忧虑；但中长期看， 在生活水平提高+城镇化率提升+焚烧占比提升等因素驱动下，垃圾焚烧需求不悲观，行业 仍具备成长空间。1. 补贴退坡+垃圾分类，市场对行业成长性和盈利性存在担忧1.1. 新增产能增速放缓+垃圾分类推行，市场担忧行业成长性近年来，我国垃圾焚烧发电产业步入快速发展轨道。以城市为例，生活垃圾焚烧处理厂由 2006 年 69 座增长至 2019 年 389 座，焚烧处理能力由 2006 年 4.0 万吨/日上升至 2019 年 45.6 万吨/日，提升约 10 倍。产能扩增带动下，城市生活垃圾焚烧处置量由 2006 年 0.11 亿吨提升至 2019 年 1.22 亿吨，占无害化处置量的比例也由 2006 年 14%提升至 2019 年 51%。县城垃圾焚烧产业也在积极推进，据住建部最新数据，2018年县城焚烧处置量占比达17%， 较 2006 年提升 16pct。新增产能增速放缓，市场向四五线城市下沉趋势明显。2017 年以来，全国垃圾焚烧发电项 目新增投产规模较大，如 2019 年新增投产高达 9.53 万吨/日。但新增产能增速已由 2017 年 53%下降至 2019 年 10%。且从 2020 年上半年新增项目区域分布看，据 E20 统计，新增 的 42 个垃圾焚烧发电项目中，一线城市无新增，四五线城市项目数量占比达 44%。表明随 着垃圾焚烧行业快速发展，一二线城市等经济较发达地区产能逐渐饱和，行业整体新增需 求增速也有所放缓，市场担忧行业成长性或不可持续。垃圾分类制度逐步推行，加剧市场忧虑。2019 年 4 月，《关于在全国地级及以上城市全面 开展生活垃圾分类工作的通知》发布，全国地级及以上城市全面启动生活垃圾分类工作。2020 年 12 月，住建部表示 46 个重点城市已基本建成生活垃圾分类系统。由于垃圾分类 可将不同种类的生活垃圾，分别进行投放、收集、运输直至处理处置，市场担心随着垃圾 分类制度进一步推行，湿垃圾、可回收垃圾等资源化利用量提高，生活垃圾焚烧处置量会 有所下滑。例如，上海在实行分类政策后，2019 年日均干垃圾处置量 17731 吨，较 2018 年底减少 17.5%。1.2. 国补靴子落地，垃圾焚烧企业盈利性短期承压电价补贴是垃圾焚烧厂重要收入来源之一。为支持可再生能源，我国依据《可再生能源法》， 对可再生能源采用固定电价政策，电价差异由国家专门设立的可再生能源电价附加补足。以垃圾焚烧发电项目为例，政策规定全国统一垃圾发电标杆电价 0.65 元/Kwh，高出当地 脱硫燃煤机组标杆上网电价（0.35 元/Kwh 左右）的部分，实行两级分摊，当地省级电网 负担 0.1 元/Kwh，其余由可再生能源电价附加解决。目前可再生能源补贴工作正有序推进， 包括垃圾发电项目在内的存量生物质项目正逐步纳入补贴清单，2020 年新增生物质项目清 单也于 2020 年 11 月公布，共有 46 个新增垃圾发电项目纳入 2020 年补贴清单，装机规模 1163MW。国补靴子落地，将“合理利用小时数”作为补贴发放测算标准。2020 年 9 月，三部委发 布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》。《通 知》确定各类项目全生命周期合理利用小时数，在合理利用小时的基础上，项目全生命周 期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准（备案） 时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。新政施行后对垃圾焚烧项目盈利构成一定负面影响。我们对一个日处置量 1000 吨的垃圾 焚烧项目进行了测算，新政施行后，假设在项目运营满 15 年后，标杆上网电价按 0.45 元 /度确认，项目的 IRR/NPV 将分别减少 0.7%/43%；而对于优质的垃圾焚烧项目，其利用小 时数较高，假设其运营 10 年后已满足 82500 的全生命周期合理利用小时数，从第 11 年 起，标杆上网电价按 0.45 元/度确认，则项目的 IRR/NPV 将分别减少 1.2%/73%。从净利率 的角度，按 0.45 元/度确认标杆上网电价后，项目净利率将降低 12 pct 左右。1.3. 补贴退坡已被市场消化，期待垃圾发电企业的破局之道补贴退坡影响已被市场消化，板块估值处于历史低位。近两年，市场对垃圾焚烧补贴退坡 的担忧一直成为压制板块估值的重要因素之一，垃圾焚烧企业表现近年弱于市场。2020 年 9 月 29 日，《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补 充通知》发布，更是加剧了市场对焚烧发电企业的盈利性和成长性的担忧，造成短期板块 的明显下挫。9 月 29 日至今，垃圾焚烧(长江)指数下降 12.3%；而同期上证综指上涨 1.8%， 大幅跑输市场 14.1 个百分点。从估值层面看，截至最新，我们选取的 8 家垃圾焚烧发电企 业，综合市盈率 19 倍，处历史低位。我们认为垃圾焚烧发电企业仍有成长及盈利优化空间。我国垃圾焚烧企业运营收入包括上 网电费收入及垃圾处理服务费收入，占比大致为 7：3。发电收入中，吨上网电量受入炉垃 圾热值、技术工艺、厂用电率等因素影响；上网电价受政策调控，由当地脱硫燃煤机组标 杆上网电价、省级电网负担和国家可再生能源电价附加基金负担三部分构成。垃圾处置费 根据吨垃圾处置单价（竞标决定）和处理量确定，由项目所在地政府支付。本篇报告将从 行业成长性（与焚烧处理量相关），以及垃圾发电企业盈利性（与企业财务状况、吨上网 电量、吨垃圾处理费单价相关）两方面出发，解析国补退坡及垃圾分类背景下，为何依旧 看好行业的发展前景。2. 成长性方面，国内垃圾焚烧市场仍大有可为2.1. 复盘国外：焚烧处置量趋稳，分类制度并未产生明显减量效果2.1.1. 日本：焚烧是垃圾处置主流方式，多年占比超 70%1980s 开始，日本大规模实施垃圾分类，并未造成焚烧处置量下降。1960s，在经济高速 发展背景下，日本多个地区垃圾处置产能与处置需求间存在较大缺口，政府加大焚烧处置 推进力度，垃圾焚烧产业得到快速扩张。1975 年-2000 年，日本垃圾焚烧处置比例由 52.20% 逐步提升至 77.40%，焚烧比例快速提升。这个过程伴随着经济增长带来的人均垃圾产量的 持续增长，和垃圾分类从 1980s 开始大规模实施。事实上，1980-2000 年期间，日本垃圾 分类造成的资源化比例提升，并未造成焚烧处置量的下降，焚烧量和焚烧处置比例持续保 持正增长。21 世纪以来，行业步入整合期，焚烧占比维持在高位。1997 年，受“二恶英事件”影响， 日本政府制订了新的法律来规范二恶英排放，许多老焚烧厂被迫关停。政府也要求相邻的 市合作以提高垃圾管理水平，通过建造更大、更高效的焚烧炉减少二恶英排放。同时，政 府相应改变了国家补贴的发放门槛，只有大型的焚烧厂才能获得补贴。在此背景下，日本 垃圾焚烧厂经历了环保去产能及整合阶段，焚烧处置量有所下滑，但焚烧占比始终处于高 位，2012-2018 年维持在 80%。2.1.2. 美国：以填埋为主，焚烧占比维持在 12%左右美国垃圾产生总量及人均垃圾产量趋于平稳。1990 年，美国开始建立资源垃圾分类回收系 统，人均垃圾产量在实行垃圾分类后开始逐步趋于稳定，1990 年人均垃圾产量为 4.57 磅/ 每天，2018 年为 4.9 磅/每天；垃圾产生总量则由 1990 年 208.3 百万吨增加至 2018 年 292.4 百万吨。以填埋方式为主，焚烧量近年来保持稳定，焚烧占比维持在 12%左右。1980 年起，美国垃 圾焚烧产业得到快速增长，垃圾焚烧量由 1980 年 280 万吨迅速提升至 1990 年 2980 万吨， 垃圾焚烧占比由 1980 年 1.8%增长至 1990 年 14.3%。高速发展期后，美国垃圾焚烧量并未 因 1990 年资源垃圾分类回收系统的建立而出现明显下降，21 世纪以来基本维持在 3000 万吨以上，焚烧占比也维持在 12%左右。相较于日本等国家，美国焚烧占比较低的一个重 要原因在于土地面积大，经济成本较低的填埋方式更受青睐。免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

（报告出品方/作者：长江证券、张韦华、金宁、司旗、宋尚、于倩）“碳达峰·碳中和”趋势再起，海内外减排几何？进入 21 世纪以来，中国经济的快速腾飞使得碳排放压力与日俱增，在全世界二氧化碳排放量年均增长 1.85%的背景下，中国二氧化碳排放量年均增速高达 5.51%，2019 年中国的二氧化碳排放总量已经达到 98.25 亿吨，相较 2000 年增长 2.92 倍。人均方面， 2019 年我国人均二氧化碳排放量已经达到世界平均水平的 1.58 倍，虽然距离发达经济体仍有差距，但按照目前的趋势，2030 年左右我国人均碳排放量便将超越美国。2020 年 9 月 22 日，我国在第 75 届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力争在 2030 年前达峰，努力争取 2060 年实现“碳中和”，是中国在《巴黎气候协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期“碳中和”问题上设立的更高目标。该目标提出后，“碳排放”、“碳中和”以及我国可再生能源发展空间等话题再次引发市场广泛关注。能源消费结构优化已现，碳减排仍需加码在“碳达峰”和“碳中和”两个概念中，“碳达峰”相对更好理解和单一，而“碳中和”则更加深刻和多元。“碳达峰”，即二氧化碳排放总量达到峰值，且此后开始逐年减少，主要实现路径便是减少二氧化碳排放。按照此前的承诺，我国“碳达峰”将力争于 2030 年完成，但部分地区如上海等已进一步加码承诺将确保在 2025 年提前完成“碳达峰”。“碳中和”是指企业、团体或个人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、节能减排等形式抵消自身产生的二氧化碳排放，实现二氧化碳的“零排放”。基于这一点来说，要想实现“碳中和”，广义上来说有 2 种路径：一是通过特殊的方式去除温室气体，总体思路是在温室气体排放后尽可能地对其进行弥补和中和，例如碳补偿；二是尽可能使用“可再生能源”，从源头上减少碳排放。遏制温室气体无序排放，“碳中和”承诺彰显大国雄心：其实，早在 2009 年，我国就已在国际上做出了“碳减排”承诺，并分别于 2016 年和 2020 年又首次在国际社会上做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺。截至 目前，我国历次在国际社会上做出的“碳减排”承诺均较好地完成：1）截至 2019 年， 我国碳排放强度比2005 年降低 48.1%，提前实现了 2015 年提出的“2020 年碳排放强 度比 2005 年下降 40%~45%”承诺。2）截至 2019 年，我国非化石能源消费占比为 15.3%，提前完成 2020 年非化石能源消费占比达到 15%目标。2020 年 12 月 18 日，中央经济工作会议将做好“碳达峰”、“碳中和”工作列入 2021 年要抓好的八大重点任务之一，进一步强调了“碳中和”工作的重要性，并提出调整能源结构、加快碳市场建设、国土绿化等更细化的要求。随后，多部委跟进发布所在领域的相应部署和安排，促进“碳中和”的工作以全方位、高姿态的形式铺开。能源消费总量随经济发展提升，但结构有所优化：社会和经济的发展离不开能源的供给，参考发达国家的发展历程，能源消费强度与工业化进程密切相关。通常来说，在经济发展迈入工业化进程的初期和中期，能源消耗越多，国民生产总值就越大，社会也就愈发先进和富裕。近年来，伴随着宏观经济的发展和工业化进程的推进，我国能源消费总量整体呈现逐年上升趋势，2019 年总体规模达到 48.70 亿吨，同比增长 3.19%，相较 2010 年增加 35.03%。在我国能源消费中，占据主导地位的依然是原煤，其次依次是原油、非化石能源和天然气。从占比的结构来看：2010-2019 年原煤在我国能源消费中的占比逐年下降，但 2019 年57.70%的比例表明原煤仍然占据着绝对主导地位；原油同期占比相对保持平稳，2019 年 18.90%的比例仅比 2010 年高出 1.50 个百分点；能源消费中的非化石能源占比在过去的一段时间里快速提升，2019 年已经达到 15.30%，相较 2010 年提升 5.90 个百分点；天然气在能源消费中占比低、增长快，2019 年我国能源消费中天然气的比例达到 8.10%，占比相较 2010 年实现翻倍。我国现有能源消费结构与固有资源禀赋密切相关：在能源行业的研究和分析中，通常难以像消费或者科技等赛道一样，通过“中外对比” 或者“线性外推”的形式获得有效结论，其核心原因在于：能源行业的需求很大程度上受限于供给，而供给因为资源禀赋存在着天花板。“多煤、少油、缺气”的资源格局，正是煤炭长期以来担任我国能源消费中主力地位的核心原因。根据《2020 年中国矿产资 源报告》以及世界能源委员会数据，2019 年我国原油已探明技术可采储量为 261.90 亿桶，仅占全世界总量的 1.51%，天然气已探明技术可采储量为 8.40 万亿立方米，仅占全世界总量的 4.23%，而煤炭已探明可采储量为 1415.95 亿吨，占全球总量高达 13.20%。整体而言中国煤炭资源在成矿空间上展现出西部多、东部少；北部多、南部少的地质特征。但是从煤炭消费需求来看，除一些产煤大省外，排名前列的地区多为山东、江苏、广东、浙江等东南沿海经济强省，因此供需逆向的格局使得我国被迫兴建大量“北煤南运”、“西煤东运”的铁路运输通道，进而导致能源消耗进一步加大。石油和天然气同样面临着资源供给与需求在地理分布上的错配。我国石油资源集中分布在例如渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、东海陆架等八大盆地，这些地区的可采资源量占据全国总量约八成左右；而天然气资源则集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、渤海湾等九大盆地，其可采资源量同样占据全国总量的八成以上。从地理分布来看，东南沿海及中部地区作为经济较发达、能源消费较强地区，距离华北、西北等盆地较远，因此“西气东输”等跨区域能源调配工程便成为了我国能源供给侧的“大动脉”。此外，除了区域资源的地理错配，我国的原油和天然气如前文所说还面临着整体资源储量匮乏的禀赋瓶颈。全球“碳达峰”颇具成效，“碳中和”任重道远根据《BP 世界能源统计年鉴（2020）》，2019 年全球碳排放量为 341.69 亿吨，同比仅微增 0.47%，对比之下 2010 年碳排放量相较 2000 年的 236.76 亿吨基础上大增至 310.86 亿吨，2000-2010 年间全球碳排放量 CAGR 高达 2.76%。换而言之，进入 21 世纪以来，全球碳排放量增速明显下滑，节能减排成为主要共识和历史趋势。全球能源消费总量增速放缓，煤炭消费占比下降。从一次能源消费量视角来看，2019 年 全球一次能源消费总量达到 583.90EJ，较 2018 年增长 7.67EJ，同比增速降至 1.3%， 低于过去十年的平均水平（1.6%）。从能源消费种类上看，2019 年全球一次能源消费构成中化石能源（石油、天然气和煤炭）消费量占总消费量的 84.3%，其中石油消费量仍是全国能源中占比最高的，2019 年石油占一次能源消费总量的比例便高达达 33.1%。在 OECD 需求急剧下降的带动下，煤炭消费量在过去 6 年中出现第 4 次下降，2019 年 煤炭消费同比降低 0.5%，在一次能源结构中比重创出近 16 年以来最低水平。我们认为，近年来全球碳排放量增速放缓主因系主要碳排放国家已逐步实现“碳达峰”：碳排放量排名前列的国家中，美国、俄罗斯、日本、巴西、印度尼西亚、德国、加拿大、韩国、英国等都已经实现碳排放达峰；中国、墨西哥等国家则承诺在 2030 年前实现“碳达峰”，届时全球将约有 58 个国家实现“碳达峰”，约占全球碳排放量的 60%。从更广的维度来看，全球目前已经有 54 个国家的碳排放实现达峰。目前实现“碳达峰” 的国家中，一部分是由于经济衰退和经济转型碳达峰，另一部分则因为在经济发展的同 时实行了严格气候政策。具体分析目前已实现“碳达峰”国家在气候行动上采取的措施，一方面，在履行《巴黎气候协定》要求和推进能源转型的双重背景下，目前 80 多个国家和地方政府及企业加入“燃煤发电联盟”，承诺逐步淘汰燃煤发电，减少“化石能源”依赖；另一方面，各国加大可再生能源投资，尤其是近年来海上风电投资屡创历史新高。截至 2019 年底，可再生能源发电装机容量占全球装机容量的 34.7%，同比提升 1.4 个百分点；2019 年水电、光伏和风电发电量占全球发电量提升至 23.6%，同比提升 1.0 个百分点，可再生能源发电量增长的贡献率达到 72%，其中约 90%来自光伏和风电，全球能源消费增量已经从“化石能源”转向“清洁能源”。减排现状与巴黎协定目标存在差距，碳中和仍需大力推进：2015 年 12 月，巴黎气候变化大会通过《巴黎气候协定》，核心目标是将全球气温上升控制在远低于工业革命前水平的 2℃以内，并努力控制在 1.5℃以内。根据 IPCC 发布的《Global warming of 1.5℃》，只有在 21 世纪中叶实现全球范围内的净零碳排放——“碳中和”目标，才有可能将全球变暖幅度控制在 1.5℃以内，从而减缓气候变化带来的极端危害。但联合国环境署（UNEP）发布的《排放差距报告 2019》指出，当前各国的减排现状与 1.5℃目标的要求之间仍存在较大差距。为此，越来越多的国家在气候变化国际条约进程的长期低排放发展战略（LTS）中通过碳中和目标来明确面向 21 世纪中叶的长期减排任务，《巴黎气候协定》鼓励各缔约方在 2020 年底前提交 LTS。截至 2020 年 11 月 10 日，已有 19 个国家向联合国气候变化框架公约秘书处（UNFCCC）提交了 LTS 文件，多个国家明确提出了碳中和目标。日本已在 2020 年 10 月宣布在 2050 年碳中和目标。从未来实现“碳中和”目标的技术行动与手段方面来看，能源系统低碳转型是重要的技术手段，主要包括大力发展可再生能源、推动能源消费终端电气化等。能效提高则是核心技术，如欧盟提出最大程度提高能效，到 2050 年能源消耗减少至 2005 年的一半。此外，“碳中和”承诺强调了温室气体净零排放，考虑到深度减排的成本和难度，多数国家强调相对于某一基准年实现某一比例的减排目标（小于 100%），而非完全意义上的“零排放”，因此通过负排放技术来抵消一部分温室气体排放是保障碳中和目标实现的关键。目前负排放技术主要是碳捕捉、利用和封存技术（CCUS），现阶段仍面临减排成本较高、工程难度较大等问题，发展中国家对于该技术的接受度仍较低。“碳达峰·碳中和”下，能源电力怎么发展？根据国家统计局初步核算，2020 年我国全年能源消费总量比上年增长 2.2%，全年单位 GDP 能耗比上年下降 0.1%，其中天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年提高 1.1 个百分点，煤炭消费所占比重下降 1.0 个百分点。据此计算，我国 2020 年能源消费总量约为 497714 万吨标准煤，其中煤炭占比 56.7%，约为 282204 万吨标准煤，天然气、水电、核电、风电等清洁能源占比 24.5%。更长期来看，“十二五”以来我国能源结构中煤炭占比在 2011 年达到高点后持续下降，原油占比稳中略升，清洁能源消费占比持续增加。从“十二五”以来我国的能源消费情况来看，虽然能源消费总量逐年増长，但单位 GDP 能耗水平持续下降，其中 2020 年虽受限于疫情影响，但能耗强度依然实现了 1%的下降。在气候雄心峰会上我国提出力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取 2060 年前实现“碳中和”，在“碳达峰、碳中和”的目标下，未来我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。什么样的能源消费总量规模是合理的？对于 2025 年我国能源消费总量的预测，2020 年中以来来自国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、电力规划设计总院、北京理工大学能源与环境政策研究中心和深圳大学深地科学与绿色能源研究院多个机构的研究给出了相对差异不大的判断，即 54.5-56 亿吨标准煤左右。对于 2030 年能源消费总量的预测差异较大，其中 2016 年的相关研究预期值偏低，2020 年以来的两份研究均给出了≤60 亿吨标准煤的指引。根据我国近年能源消费情况以及未来经济增速的预期，假设 2025 年能源消费总量约为 56 亿标准煤、2030 年能源消费总量约为 60 亿标准煤。从增速上来看这一设定也是较为合理的：根据计算，“十五五”期间我国能源消费总量年均复合增速 1.39%，较“十四五”期间 2.39%有所降低，我们认为能源消费总量增速的放缓其中一部分来自经济增速的放缓，另一部分来自生产能耗水平的降低。能源消费结构如何变化？为了测算能源消费结构的变化，我们在确定能源消费总量后，需要进一步确定各个细分能源类别的消费占比。首先确定原油和天然气消费占比，随后能源消费结构中其他的两 项，煤炭和非化石能源，呈现互相挤压、确定的关系。 原油：《能源发展“十三五“规划》提出 2020 年原油消费占比目标 17%，2020 年 实际完成 18.8%，且“十三五”期间原油消费占比均在 18.7%-18.9%附近。现阶 段（截至 2021 年 1 月底）国家对原油消费占比尚无相关规划，考虑到相关产业的 发展需要，预计在 2025 年之前原油消费量仍将增长，但增速趋缓，从能源消费占比角度看，考虑我国贫油的资源禀赋，预计原油消费量占比下降，且 2020 年已经出现占比下降。假设 2025 年原油消费占比为 18.4%，2030 年进一步下降到 17%。 天然气：2016 年国家发改委曾提出目标，2020、2030 年天然气能源消费占比分别达到 10%和 15%。虽然 2020 年数据尚未披露，但从 2019 年天然气 8.1%的占比及历史变化来看，2020 年大概率无法达到 10%的目标；同时考虑我国天然气资源并不富裕，且天然气亦属化石能源，同样存在碳排放的问题，因此我们预计 2030 年 15%的目标也应下调。假设 2025 年天然气消费占比为 11%，2030 年为 12.5%。 考虑到 2030 年 25%的非化石能源消费占比是我国面向世界许下的目标，这一占比目标的实现不仅关系到我国能源结构的转型和碳减排，更关系到大国责任担当，因此我们预计这一目标能够在国家重点推进之下顺利完成。2025 年非化石能源消费占比并无国家层面指导性目标，根据相关研究的测算，假设 2025 年非化石能源消费占比为 20%。 此外，在不同推进进程之下，2030 年目标存在超额完成的可能，因此在 2030 年 25% 这一“完成目标”的谨慎情景以外，同时考虑不同程度超额完成的略超目标和快速推进 情景，略超目标情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 21%和 26.5%，快速推进情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 22% 和 28%。无论针对哪一情景，我国煤炭消费占比均有明显下降，“十五五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下，能源消费转向以新能源为主的非化石能源是必然性的结果。能源转型下电力供给的新面貌非化石能源消费占比的提升，对水电、核电、风电、光伏提出的更高的增长要求，但是水电和核电的建设周期较长，通常需要 5-6 年左右的建设时间，且我国未经开发且具备开发价值的水资源比较有限，此前核电审批的“断档”使得当前处于在建状态的核电机组偏少，“十四五”期间的核电新增装机也不多，风电光伏将肩负更重要的作用和使命。根据当前在建的水电与核电机组情况，“十四五”水电新增主要考虑尚未投产的乌东德机组、白鹤滩电站、杨房沟电站和两河口电站，外加其他中小电站，假设水电“十四五” 新增 3000 万千瓦（不考虑抽水蓄能）；核电新增主要考虑福清 5-6 号机组、田湾 6 号机 组、红沿河 5-6 号机组、防城港 3-4 号机组、漳州 1-2 号机组和惠州 1-2 号机组，考虑到部分预期 2025 年投产的机组可能在年底或次年初投产，假设核电“十四五”新增 1000 万千瓦。“十五五”方面，虽然雅砻江中游其他电站滚动开发，以及其他流域电站有望在“十四五”期间核准开工并于“十五五”期间投产，但总体预计水电新增规模较比“十四五”略有减少，假设水电“十五五”新增装机 2000 万千瓦；核电方面则考虑审批常态化， “十四五”期间以 6-8 台/年的进度审批机组并大部分于“十五五”期间投产，预计核“十五五”新增装机 3000 万千瓦。在相对合理的利用小时之下，可以由装机容量和利用小时得到 2025 年和 2030 年水电、核电的发电量水平。为了匹配非化石能源消费量，剩余发电空间主要由风电和光伏提供，同样在合理利用小时预期下，风电和光伏的装机增量即可确定。在以上测算逻辑及预期之下，我们预计风电光伏的新增容量将在“十四五”迎来显著提升，且高增长将延续到“十五五”：从电力供给的绝对量来看，风电、光伏装机容量和发电量提升的趋势和幅度十分明显，水电虽有增长但增幅相对有限，核电在低基数下同样实现较高的增长，火电装机仅有少量增长，即增量的需求主要由风电、光伏和核电的增长来满足。从电力供给的结构占比来看，风电、光伏占比显著提升，火电、水电由于增量规模不大，占比呈现下降趋势，核电装机的绝对量虽然显著提升，但由于新能源规模的高增长，核电占比基本持平。新能源浪潮给火电出力带来多大挤压？新能源装机的快速提升将对处于消纳优先级末端的火电带来明显挤压，虽然从上述测算来看，即便考虑快速推进的情景 2025 年的火电电量仍较 2020 年略有增长，但考虑到火电仍有一定新增装机，三种情景之下 2025 年火电利用小时均较“十三五”均值及 2020 年水平有所下降。 “十五五”期间，风电、光伏装机增长更超“十四五”，对火电电量的挤压更为明显，其中在略超目标和快速推进这两种情景下，2030 年火电发电量将较 2025 年净减少，三种情景下火电利用小时均显著下降。“碳中和”路上的机遇和挑战光耀风起，拥抱高成长的确定性赛道自 2020 年 9 月中国宣布“碳达峰”和“碳中和”目标后，从各省的高层战略部署，到各大发电集团的积极转型布局，国内各界在能源转型方面按下加速键。随着各地区各层面具体方案的陆续制定，新能源转型路径更趋清晰；叠加风电、光伏产业链的持续提效降本能力，内生动力也在持续加强。频繁落子积极布局，新能源转型彰显央企雄心。地方政府方面，在各省 2021 年政府工作报告中，“碳达峰”和“碳中和”方面的布局成为诸多省份未来重点工作。针对我国二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值的承诺，上海、江苏、广东、海南等地分别在省级两会上提出，力争在全国率先实现碳排放达峰。其中，上海给出了明确的时间表：将确保在 2025 年前实现碳排放达峰，相较全国性目标提前 5 年。 能源央企中，以五大发电集团为代表的大型电力央企参与新能源发电项目建设的积极性显著提升，一方面源于“碳中和”的时代号召和央企觉悟，另一方面得益于央企低利率 的资金优势，目标 IRR 灵活度更高，因此对于平价项目的建设意愿更加充分。2020 年 12 月 8 月，国家电投率先宣布初步测算到 2023 年就可以实现碳达峰，计划到 2025 年清洁能源装机比重提升至 60%，2035 年清洁能源装机比重提升至 75%。2021 年 1 月 17 日，华能集团提出到 2025 年新增新能源装机 8000 万千瓦机上， 清洁能源装机占比 50%以上，到 2035 年清洁能源装机占比 75%以上。2021 年 1 月 20 日，华电集团提出到 2023 年实现“5318”目标，有望在 2025 年 实现碳达峰。2021 年 1 月 21 日，大唐集团提出到 2025 年非化石能源装机超过 50%，提前 5 年实现碳达峰。对比来看，华能集团由于现有装机规模较大，因此目前来看其设置的清洁能源装机绝对增长目标最为宏大，为此华能集团已进行了诸多布局： 2020 年，华能新能源建设基金正式成立，基金首期规模 50 亿元，由开发公司全部认缴出资，主要投资领域为风力发电、光伏发电等清洁能源产业新建、在建项目。 2021 年 1 月，华能集团与漳州市政府签署战略合作框架协议，计划在漳州投资1000 亿 元，建设漳州外海千万千瓦级海上风电能源基地和古雷开发区综合能源基地等。 2021 年 2 月，华能内蒙古东部能源有限公司与内蒙古赤峰市巴林右旗人民政府举行了项目合作签约仪式，初步规划建设100 万千瓦风电储能电站，利用沙化、荒漠化土地新建50 万千瓦光伏发电项目。转型新能源，资金压力几何？在“碳中和”的号召之下，“十四五”期间各大能源央企均制定了雄心壮志的清洁能源发展规划，然而伴随着批量上马的项目开发强度，随之而来的便是巨额的资本开支需求。为了考察各大发电集团能否负担“十四五”期间的清洁能源建设投资强度，从而将清洁 能源跃进式发展最终落实到运营商的产能扩张上，我们基于以下假设进行相应测算：1、“十四五”期间的清洁能源建设投资为年度平均投入，不考虑实际资金投入的年际变动；2、电力企业建设电源项目通常资本金和贷款比例为3：7，且项目建设期无需偿还借款本金，利息的支付可以通过借新偿旧等方式，因此刚性支出为 30%的资本金。仅考虑主业经营的情况下，各大集团的经营活动现金流净额基本可以覆盖 30%的资本金投入，项目建设期的贷款利息可以通过债券融资或者借新偿旧滚动解决；考虑投资方向转换的情况下，即过往的投资由新能源投资取代，除华电集团和华润电力以外，其他集团的过往购置固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金及投资支付的现金总和（即多数集团往年资本开支）基本覆盖了清洁能源建设所需的年均投资总额，仅华电集团和华润电力或需其他融资补充投资所需。融资条件方面，2021 年 2 月 8 月，全国首批六只碳中和债在银行间债券市场发行成功，这是全球首次以“碳中和”命名的贴标绿色债券产品，共计发行规模 64 亿元。参与发行该债券的企业包括三峡集团、华能国际、南方电网、雅砻江流域和四川机场集团，募集资金将专项用于具有减排效益的绿色项目。三峡集团募集资金主要用于金沙江白鹤滩水电站项目建设，白鹤滩电站是规模最大的在建水电站，投产发电后，与同等供电量的火力发电相比，每年可协同减少二氧化碳排放量 3367.79 万吨，协同减少二氧化硫排放量 1.18 万吨。南方电网募集的资金将用于阳江抽水蓄能项目和梅州抽水蓄能项目的建设或置换项目建设贷款，抽水蓄能电站对提高电力系统安全稳定运行、电网供电质量和可靠性起到重要作用，项目每年可减排二氧化碳 74.34 万吨、可节约标煤 33.64 万吨、可减排二氧化硫 6862.56 万吨。华能国际募资将用于其下属三个风电项目建设，其中昌图风电项目投产为公司在辽宁规模化发展清洁能源项目开辟了先河，每年可减排二氧化碳 69.60 万吨、可节约标煤 29.19 万吨、可减排二氧化硫 178.18 万吨。国家电投募投项目为风电和光伏发电类项目，募集资金用于吉林扶余三井子风电场一期项目、临泽县 50 兆瓦光伏并网发电项目和高台县高崖子滩 50 兆瓦光伏并网发电项目，每年可减排二氧化碳 22.23 万吨、可节约标煤 8.29 万吨、可减排二氧化硫 50.58 万吨。雅砻江流域公司拟募资 3 亿元用于两河口水电站，项目兼具蓄水蓄能、分担长江中下游防洪任务、改善长江航道枯水期航运条件的功能和作用，每年可减排二氧化 碳 628.76 万吨、可节约标煤 337.04 万吨、减排二氧化硫 2057 万吨。根据长江电新组观点，从内生动力的角度考虑企业的积极性，在 1.6 元/W 的组件价格水平下，装机成本在 3.5 元/W 左右，不考虑发电增益，以资金利率 6%计算，国内光伏项目平均 IRR 将在 6.0%左右，但以基准利率 4.9%计算，IRR 水平将达到 6.7%左右。若考虑少量的 5%发电量增益，项目收益率将达到 8%左右，高于当前多数央企对于光伏项目的 6.0%-6.5%的收益率标准。对于有低利率资金优势的央企而言，大力发展光伏发电同样具备经济性。风电方面，风机价格逐步调整至 3000 元/kW 以下，有望刺激平价项目加快推进。在政策支持及新能源收益率能够得到保障的基础上，发电央企凭借低利率资金优势，在碳中和的指引下积极布局未来新能源建设规划，是十四五期间新能源装机规模大幅增长的基础，亦为我国在 2030 年前实现碳达峰奠定了坚实的基础。综合来看，在“碳中和”的号召之下，各大发电集团均在“十四五”期间有着大力发展清洁能源的计划，清洁能源装机占比在 2025 年都将至少提升至 50%以上。同时，除华电集团和华润电力外，各大发电集团均能够较好地负担清洁能源大力发展所带来的高额资本开支。而对于需要融资的企业而言，近期相关企业“碳中和”债券的发行提供了一个良好的样本，企业进行新能源发展转型在融资渠道方面有着更加多元化的选择。与此同时，央企自身融资成本的优势叠加光伏、风电设备成本下降，项目收益率或好于预期，企业发展转型具备内生意愿和经济考量。先发优势造就资源护城河，赛道龙头具备领先身位。在发电运营商中，部分企业在早期即开始布局新能源发电，并随着产业的发展一步步做大做强，成为当前市场上规模较大的新能源运营商。战略上的先发优势，使得这些公司在资源布局上具备领先身位，在国家推进“碳中和”、能源转型加快的大环境下，龙头优势有望得到进一步巩固。掘金传统能源转型急先锋，“盈利+估值”的改善双循环。对于传统的火电运营商来说，煤价起伏带来业绩波动、新能源发展挤压火电空间，使得火电估值处于较低位置，火电电源的发展空间越来越有限。部分公司利用火电带来的优质现金流，谋求转型，积极发展新能源，成为传统火电转型的第一批践行者。核电：实现“碳中和”的必选路径之一长期以来，世界主流的能源发展趋势，基本可以概括为尽早实现“能源供给多元化”、“传统能源清洁化”以及“清洁能源规模化”。作为“清洁能源”中不可忽视的一份子，不同于水电、风电和光伏，核电的运营生产不需要受制于自然资源波动的限制，因此可以实现人为控制功率的大小、运营的启停等基本操作，从而契合波动日益增大的全社会用电负荷曲线。因此，在所有“清洁能源”中，核电是唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源。在“碳中和”的远景下，核电发展成为必选路径之一。运营稳定高效，政策强力保障。核电是所有“清洁能源”中运营最高效、最稳定的电源。2020 年我国核电机组平均利用小时高达 7453 小时，同比增加 59 小时，远超过火电（4216h）、水电（3827h）、风电 （2073h）以及光伏（1281h），机组利用效率位列所有电源之首。从运行稳定性方面来看，由于核电的发电原理更加人为可控，因此机组出力季度间的波动率明显低于其他“清洁能源”电源，2018-2020 年核电出力季度波动最大仅 20.08%，相比之下水电、风电和光伏等“清洁能源”的波动率分别达到 50.77%、45.85%以及 29.68%。需要指出的是，核电机组 20.08%的波动率发生在 2020 年二季度，一定程度上是由于疫情压制全社会用电需求，导致大量核电机组在 2020 年一季度被迫降负荷运行造成基数偏低，从而放大了 2020 年二季度的环比波动，而消纳优先级比核电更加靠前的其他“清洁能源”电源则受此影响较少。如果剔除疫情期间的特殊情况，则核电季度出力的最大波动率进一步降低至 14.04%。核电高效稳定的运行基因，得益于消纳政策的强力护航。由于受到福岛核事件以及供需环境影响，在 2015 年 12 月防城港核电 4 号机组获批后，2016 年新建项目审批又重回“零封”状态。虽然 2016 年起核电新机组项目审批停滞，但自 2017 年起国家便陆续出台一系列政策促进核电消纳，护航核电发展，本质上仍然是在积极促进行业发展。其中，主要政策包括：1）2017 年 3 月 1 日，国家发改委、国家能源局联合印发《保障核电安全消纳暂行办法》；2）2017 年 3 月 29 日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序放开用电计划的通知》；3）2018 年 10 月 30 日，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》；4）2019 年 6 月 22 日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》。自此可以看出，短期事件或形势延缓行业发展速度，但在无法从规模增量的角度出发解决实质问题时，国家相应出台法律法规解决存量问题，因此从行业发展方向的角度来看具备高度确定性，即核电是完成“碳中和”承诺拼图中不可或缺的一部分。作为印证， 2020 年在新冠疫情冲击全社会用电需求的情况下，核电成为所有电源中，除来水极度偏丰的水电外唯一一个实现正增长的电源。核电装机突破 5000 万千瓦，“十四五”有望再度加速。在 2021 年 1 月 30 日中国核电旗下福清 5 号机组正式成功并网发电后，截至 2020 年 2 月，我国在运核电机组 49 台，总装机容量达到 5103.82 万千瓦，在役核电装机正式突破 5000 万千瓦；在建核电机组 12 台，总装机容量 1166.20 万千瓦；待建机组 5 台，总装机容量 611.20 万千瓦。2016 年我国电力“十三五”规划正式出台时，文件曾提出在“十三五”期间全国核电实现投产规模约 3000 万千瓦、项目开工建设规模达到 3000 万千瓦以上，到 2020 年底实现核电装机规模达到 5800 万千瓦。对比之下，核电“十三五”规划的目标显然没有完成，即使以最新的数据来计算，目前距离“十三五”装机目标仍有 700 万千瓦装机的差距。核电“十三五”规划未完成具备历史原因，后续期间行业发展有望迎来加速。“十三五”期间核电行业发展放缓主要受福岛核事件、供需环境变化以及“华龙一号”验证等诸多客观原因影响，但 2019 年福建漳州、广东惠州核电项目率先获得国常会核准，随后 2020 年我国进一步审批了海南昌江、浙江三澳以及福建霞浦核电项目，正式确认了我国核电新机组项目审批在经历 2016-2018 年三年“零封”后正式迎来重启。基于我国核电项目建设周期 60-70 个月的假设，通过梳理目前我国核电机组获批在建情况，保守估计我国在 2021-2026 年间还将会迎来约 1777.40 万千瓦核电装机投产，相较截至 2021 年 2 月初的 5103.82 万千瓦增长 34.82%，其中“十四五”期间投产 1472.40 万千瓦，“十五五”期间投产 305.00 万千瓦，最终全国核电装机规模有望在 2026 年达到 6881.22 万 千瓦。2030 年前迎来投产“黄金期”，上市公司产能扩张拐点已至核电新机组审批呈现加速之势，2030 年前有望迎来投产“黄金期”。2020 年我国共计核准包括浙江三澳、海南昌江以及福建霞浦在内的 5 台机组，相较 2019 年的 4 台机组获批稳步增加 1 台，核电新机组核准呈现加速的态势。在新项目审批实现常态化的前提下，基于“十四五”期间每年审批 6-8 台的预期，审慎假设“十四五”期间全国每年新核准 7 台机组，则我国有望在“十四五”期间审批通过 35 台新机组、“十五五”期间迎来 38 台新机组投产。“自主可控”浪潮之下，上市公司领先于行业迎来扩产拐点。目前我国核电运营赛道主要有上市公司中国核电、中国广核以及未上市的国家核电等 3 个主要竞争者，其中未上 市的国家核电主要负责引进、吸收美国西屋公司的 AP1000 堆型技术。在当前的国际形势以及“自主可控”号召之下，目前我国新获审批的项目均采用上市公司中国核电以及中国广核联合研发的国产“华龙一号”堆型技术。短期来看这一趋势难以逆转，这也就意味着未来核电行业的集中度或进一步提升，上市平台或在未来产能扩张期获得更多份额。基于此前“十四五”期间我国有望审批通过 35 台核电新机组的假设，同时审慎假设“十四五”期间国家核电获得 5 台新机组份额，在不考虑例如昌江核电、防城港核电等股权比例问题的基础上，则上市公司中国核电和中国广核或将均分剩余 30 台新机组的份额，则到2030年两者的核电装机规模将分别较2020年底增加135.89%和101.68%， 其中中国核电的新增产能拐点将提前至 2022 年。实际上，如果考虑近年来中国核电在新能源分部的持续发力，其产能扩张周期拐点将进一步提前。“碳中和”下煤炭消费前置的可能性煤炭的消费总量在现阶段的约束条件之下，到 2025 年基本维持在 40 亿吨的水平，“十四五”期间年化增速仅为 0.11%；到 2030 年会下降到 38.8 亿吨左右，“十五五”期间为负增长，年化增速为-0.74%。然而我们认为，目前的约束条件可能存在考虑不周的情况，尤其是对于能源消费总量的约束，实际的能源消费总量可能要高于之前发改委在《能源生产和消费革命战略（2016- 2030）》文件中提出的 2030 年 60 亿吨标准煤的约束条件。主要原因有二：“十三五”以来不断提升的能源消费弹性我国的电力消费弹性和能源消费弹性在 2003-2005 年创新高以来，后续主要是在 2008 年的经济危机、2015 年时期向下探底，在经济表现相对较好的“十一五”末期和“十三五”期间，整体呈现的是向上的趋势。2020 年我国的电力弹性系数已经上升至 1.35， 2019 年的能源弹性系数（20 年数据尚未公布）则为 0.54。因此，如果我国在接下来的十年保持大约每年 6%左右的 GDP 增速，能源消费弹性系数保持在 2019 年 0.5 的水平，则每年的能源消费总量增速为 3%，而以 3%的增速计算，2025 年和 2030 年能源消费总量分别将达到 57 亿吨标准煤和 66 亿吨标准煤，超出了之前发改委在文件中的预期。“碳中和”自身带来的煤炭消费前置。虽然碳中和政策会长期压制煤炭的消费总量，但我们认为，碳中和对风光新能源设备的鼓励政策本身或将改变原煤消费的节奏。具体来看，由于风光新能源设备的投资和组装同样需要耗材和耗能，因此为提升非化石能源比重，近年来必然大幅提升风光设备规模， 而无论是风电还是光伏，在制造的时候都要耗用铜、钢、铝等材料，这些材料在制造的 过程当中不可避免的要以电力的形式消费能源（钢铁、有色、建材、化工为电力行业四大高耗能），风电光伏的设备制造本身也要耗能。我们根据现有资料进行如下推算：1、 钢材：风电设备和光伏设备都要用到钢材，风电主要用于塔架、主轴和部分铸件， 光伏设备主要用于支架。风电装机的耗钢量约为 150 吨/MW 左右2，光伏设备的耗钢量约为 25 吨/MW 左右3。2、 铝材：铝材主要用于光伏设备边框制作，耗铝量大约为 20.7 吨/MW 左右4。3、 铜材：铜在风电设备中主要用于电缆，在光伏设备中主要用于辅材。风电的耗铜量约为 2.5-6 吨，平均值 4.25 吨/MW 左右；光伏设备的用铜量约为 4 吨/MW 左右5。4、 玻璃及玻纤：光伏设备在制作封装面板的时候需要玻璃，而风机的叶片制造离不开玻纤。风电的玻纤需求大约为 7 吨/MW 左右6，光伏对于光伏玻璃的消耗大约为 85- 90 吨/MW 左右7。5、 硅：主要用于光伏设备组件，平均耗量约为 3-3.5 吨/MW 左右。根据之前的假设，我们可以计算得出：考虑到各种材料的耗能和设备制造本身的用能，每生产 1 千瓦装机的风电，大约需要耗电 115-120 度左右；每生产 1 千瓦装机的光伏， 大约需要耗电 470-500 度左右。而按照当前的用电结构，我国大约 70%的电能都是火电贡献，以 2020 年我国的能源结构来看（中电联数据）：2020 年全年所有电源总发电量 76236 亿千瓦时，其中火电 51743 亿千瓦时，占比 67.87%；煤电 46316 亿千瓦时，占比 60.75%。按照我们前面的计算，为了满足 2030 年非化石能源占比达到 25%的目标，“十四五”期间我国风电和光伏的年均装机增量大约为 3500 万千瓦左右和 6500 万千瓦左右，“十 五五”期间的增量大约为 4600 万千瓦左右和 8000 万千瓦左右。然而根据新闻披露： 在 2020 年 12 月 22 日召开的中国能源政策研究年会 2020 暨“中国电力圆桌”四季度会 议上，有代表表示“目前国家能源局已经提出了‘2021 年我国风电、太阳能发电合计新 增1.2 亿千瓦’的目标”。而在中电联发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中，则预测 2021 年的非化石能源装机投产达到1.4 亿千瓦以上。根据以上信息，我们可以推断 2021 年在“十四五”期间属于风光投产装机容量相对较高的年份。 而考虑到当前我国的能源消费仍然以煤炭为主，因此预计风光的投运会在 2021 年带来 额外的煤炭消费。风光新能源设备的制造及安装过程会带来额外的用电消费，中电联在发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中也提到 2021 年的用电增速大约在 6%-7%左右，一定程度上肯定了 2021 年经济和能耗的相对高速发展。考虑到清洁能源的挤压、 水电的出力同比消退等影响，预计火电的增速大约在 5%左右。结合冶金、化工、建材等行业用煤，2021 年的动力煤需求增速预计在 4%-5%左右。看好高景气赛道和优质公司投资价值（详见报告原文）。（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：【未来智库官网】。

氢能+燃料电池项目可行性研究报告-氢能+燃料电池用于交通领域进入推广应用阶段1、氢能+燃料电池产业链市场前景广阔（1）氢燃料电池产业链氢燃料电池产业链包括：制氢、储运氢、加氢站、燃料电池系统、燃料电池各项应用。其中储运氢技术主要包括气态储运、低温液态储运、固体储运、有机液态储运。氢能+燃料电池产业链（2）国家和地方均出台氢燃料汽车政策支持产业发展《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》指出，要有序推进氢燃料电池供给体系建设，包括提高氢燃料制储运经济性和推进加氢基础设施建设。此外，要建设智能基础设施服务平台，统筹加氢技术和接口、车用储氢装置。示范应用推动行业快速发展。2020年9月五部委下发了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，指出示范期暂定为四年，示范期间，五部门将采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励。随着国家及地方产业政策的逐步实施、我国氢燃料电池核心技术的逐步突破积累、相关配套产业的逐步完善，氢燃料电池及新能源汽车行业未来将有广阔的发展空间。各地抢抓氢能产业布局，目前已有包括京津冀、长三角、珠三角、四川、山东等30余个省市级的氢能发展规划相继出台。国内燃料电池汽车主要政策各地出台的氢燃料电池政策（3）氢燃料电池产业进入商业化初期，前景广阔我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。加氢站建设进度逐步加快，截止2020年底，加氢站建成128座。同时，中石油、中石化、国家能源集团等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。央企积极布局氢能产业链2016-2020年我国燃料电池汽车保有量分析2016-2020年加氢站数量分析根据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，创造超过2.5万亿美元的市场价值，燃料电池汽车将占据全球车辆的20%-25%，届时将成为与汽油、柴油并列的终端能源体系消费主体。根据中国氢能联盟预计，2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，其中交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，交通领域将是氢能消费的重要突破口，在商用车领域，2030年燃料电池商用车销量将达到36万辆，占商用车总销量的7%（乐观情景将达到72万辆，占商用车总销量13%）；2050年销量有望达到160万辆，占比37%（乐观情景下销量300万辆，占比70%以上）。中国氢能及燃料电池产业总体目标2、氢燃料电池产业需大幅降低成本氢燃料电池车具有能量密度高、安全、舒适等优点。燃料电池的能量密度高，可达0.5-1.0kWh/kg，特别适合重载车。电堆与氢罐是分开的，提高了发动机的安全性，电堆不易产生爆炸。氢燃料电池车在续驶里程、加氢时间、驾驶舒适性均可与燃油车接近。目前，氢燃料电池车必须解决购置和使用成本较高的问题，经济性是能否大规模发展的关键。a)目前燃料电池发动机贵，导致一辆车售价是燃油车的三倍左右，锂电池车的1.5-2.0倍；b)加氢站的建设费用高达1200-1500万元。c)在加氢站的加氢费用每公斤高达60-80元，只有降到40元以下才具备与燃油车竞争的基础。因此，要实现无补贴的燃料电池车商业化，必须大幅度降低燃料电池发动机的成本和氢气的成本，同时降低加氢站的建设费用。根据德勤的分析，中国氢燃料电池公交车的总成本（TCO，购买成本和运营成本）在2019年为178美元/百公里，预计到2029年TCO将下降至55美元/百公里，将低于纯电动公交和燃油公交车的成本。氢燃料电池车与汽油车、电动车经济性对比国内燃料电池车的总成本发展趋势（美元/百公里）氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。我国已经成为全球最大的氢气生产国，但是目前氢气主要来自灰氢（化石燃料），未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水生产绿氢，可以解决可再生能源的波动性问题。第一章总论1.1氢能+燃料电池项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1氢能+燃料电池项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿氢能+燃料电池项目申请报告氢能+燃料电池项目建议书氢能+燃料电池项目商业计划书氢能+燃料电池项目资金申请报告氢能+燃料电池项目节能评估报告氢能+燃料电池行业市场研究报告氢能+燃料电池项目PPP可行性研究报告氢能+燃料电池项目PPP物有所值评价报告氢能+燃料电池项目PPP财政承受能力论证报告氢能+燃料电池项目资金筹措和融资平衡方案

生物柴油项目可行性研究报告-生物柴油替代化石燃料，国内市场方兴未艾生物柴油是动植物油脂等生物质经过酯化、酯交换或加氢脱氧工艺制得的液体燃料，是燃料领域化石能源的主要替代产品。从更新迭代角度，生物柴油分为三代：第一代生物柴油本质为化学改性，通过动植物油脂与甲醇进行酯化或酯交换制得脂肪酸甲酯生物柴油；第二代生物柴油生产工艺为动植物油脂加氢脱氧或降凝改质，主要成分是烷烃，可以任意比例与普通柴油掺混；第三代生物柴油采用高纤维含量的非油脂类生物质和微生物油脂作为原料，低碳环保，更具有可持续性。目前，由于技术成熟，成本较低等特点，第一代生物柴油是全球生物柴油的主要组成，产量占比超85%，国内龙头卓越新能产量占全国产量20%以上。根据REN21发布的《2020全球可再生能源报告》，第二代生物柴油产能主要分布在欧洲和美国，2019年全球占比分别为44.6%、38.5%，国内生产商较少，代表公司为三聚环保。第三代生物柴油提取和分离难度较大，生产成本较高，全球占比不足2%，但其具有更高碳减排效应且不受制于原材料规模，未来规模有望快速增长。从原材料角度，生物柴油可分为传统生物柴油（食物基）和先进生物燃料（非食物基），各国因国情和自然资源差异，在原材料选择上呈现多样性。欧洲生物柴油的原材料以菜籽油为主，美国、巴西、阿根廷以大豆油为主，而马来西亚和印尼以棕榈油为主。相比于世界生物柴油主产区以可食用油脂为原料，我国奉行“不与粮争地，与人争粮”的国家安全政策，因此以废油脂为原料进行生物柴油生产，代表着我国第一代生物柴油的发展方向。全球节能减排政策利好，生物柴油市场规模有望持续扩张。生物柴油的消费存在明显的地域性，欧洲是世界最大的生物柴油消费地区，占全球总消费量的47%。签署《巴黎协定》后，欧委会计划2021年6月之前完成“2030年55%减排目标”的立法并对拟议中的《欧洲气候法》进行修正；同时，《可再生能源指令》要求欧盟成员国2020年生物燃料在交通领域掺混比例达到10%，2030年达到14%。生物燃料主要有生物乙醇、第一代生物柴油（FAME）、第二代生物柴油（HVO/HEFA），生物乙醇主要用于汽油和煤油的掺混，其他用于柴油的掺混，其中FAME（脂肪酸甲酯）在柴油掺混中占有最大比重。根据EPA生物柴油废气排放分析，生物柴油不增加CO2排放，同时可以有效降低硫、氮等有害尾气污染物的排放，因此欧盟把生物柴油作为主要替代能源。根据REN21数据，2017年欧洲生物柴油消费量约1280万吨，添加比例仅5.45%，供需缺口已达到245万吨。USDA数据显示，欧盟28国柴油消耗总量每年保持稳定增长，2019年达到19366万吨，按过去8年柴油消耗复合增长率2.5%测算，2020年、2030年欧盟柴油消耗总量为19850万吨、25410万吨。考虑环保政策因素，2020年、2030年欧盟生物燃料掺混比例分别达10%、14%，我们预测2020年、2030年欧盟生物柴油需求分别为1985万吨、3557万吨。2019年生物柴油占生物燃料比例约为42%我国生物柴油市场方兴未艾，行业龙头迎发展机遇。根据国家粮油信息中心公布的《中国食用植物油供需平衡表》，2018年我国食用植物油消费量为3190万吨，以废油脂产生量约占食用油总消费量的30%估算，由食用油产生的废油脂将达到约900万吨/年；此外，国内油脂精加工后以及各类肉及肉制品加工后剩余的下脚料亦可再产生废油脂100万吨以上，以此我们预计我国每年产生废油脂1000万吨。按照我国2025年城市垃圾产生量3亿吨，35%湿垃圾，其中以废油脂占湿垃圾重量3%，我们预计2025年垃圾分类将新增超过300万吨的废油脂处理量。根据行业生产工艺的理论数据，每生产1吨生物柴油需消耗0.97吨的废油脂，即若要消耗1300万吨的废油脂，需匹配约1340万吨生物柴油产能。目前，国内尚未强制要求在柴油中强制添加生物柴油，我国废油脂利用率不足10%，以卓越新能为代表的国内生物柴油企业仍以出口贸易为主。随着B5添加标准的发布和油站生物柴油的市场推广，参考国家统计局数据，按照我国1.5亿吨柴油消费量测算，对应生物柴油需求可达750万吨；远期推行B10生物柴油将带来1500万吨生物柴油需求，国内生物柴油行业具有广阔的发展空间和充足的原材料来源。卓越新能废油脂甲酯化转化率达98%，目前已建成东宝10万吨、平林10万吨、厦门卓越8万吨、美山10万吨4个生物柴油生产基地，合计产能38万吨；卓越新能计划2021在美山再建10万吨产能，远期规划在美山新建10万吨盈利能力更强的烃基生物柴油，届时生物柴油总产能将到达58万吨。三聚环保自2019年以来积极布局生物柴油，专注加氢脱氧和异构化处理生产工艺，已实现河南鹤壁5万吨和海南环宇4万吨产能，山东三聚“40万吨/年生物能源项目”于已经建设、安装调试完毕，并于2021年3月12日正式投料开车，目前总产能达49万吨。我们看好生物柴油海外市场需求旺盛，国内添加标准出台、垃圾分类推行带来生物柴油供需两端的推广，以卓越新能和三聚环保为代表的国内龙头企业凭借产能大幅扩张迅速抢占市场。第一章总论1.1生物柴油项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1生物柴油项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿生物柴油项目申请报告生物柴油项目建议书生物柴油项目商业计划书生物柴油项目资金申请报告生物柴油项目节能评估报告生物柴油行业市场研究报告生物柴油项目PPP可行性研究报告生物柴油项目PPP物有所值评价报告生物柴油项目PPP财政承受能力论证报告生物柴油项目资金筹措和融资平衡方案

垃圾焚烧项目可行性研究报告-国补到期后，项目盈利能力影响几何为促进非水可再生能源的高质量发展，财政部、国家发改委、国家能源局先后发布了《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知。这两项政策文件的落地，使得垃圾焚烧存量和增量项目未来的国补标准确定与退坡路径得到最终明确。政策出台半年后，近期已有部分上市公司运营有 2006 年以前并网的垃圾焚烧项目补贴期限已到期，不再享受国补，且未来将有越来越多的存量项目临近15 年的补贴期限，市场对于国补到期以后，存量项目盈利能力的变化较为关注，我们现就市场关注的问题进行相关测算。1）国补新政对存量项目内部收益率的影响。新政下，垃圾焚烧发电的国补将由过去的按垃圾处理发电量在特许运营期内（25-28 年）进行补贴，并发 280 以内享受国补，全生命周期总补贴电量没有封顶，转变为该项目并网 15 年内，项目累积补贴电量未超过电量补贴上限时（项目电量补贴上限=全生命周期合理利用小时数时 82500 小时*项目装机），每年正常进行国补，而超过电量补贴上限时，超过部分不再享受国补。项目运行满 15 年后，即使项目未达到电量补贴上限，也不再享受国补。我们测算，在其他条件不变的情况下，一个典型的 1000 吨/日存量垃圾焚烧发电项目，新政前后项目 IRR 的变化情况。假设省补在整个项目的特许经营期延续。项目的关键参数如下表所示。可测算得出，新政策下，项目全投资 IRR 将由原来的 9.45%减少 0.53 个百分点至 8.93%，项目资本金 IRR 将由原来的11.97%减少 0.74 个百分点至 11.23%。可以看到，新政下对于垃圾焚烧存量项目的 IRR 影响较为有限，IRR 在新政下微弱的减少，在中远期可通过地方政府顺价或是发电效率的提升得到弥补。2）国补到期后，项目的毛利率、净利率等主要盈利指标如何变化。我们仍然测算，一个典型的 1000 吨/日存量垃圾焚烧发电项目，取消国补后盈利指标的影响。由于国补取消带来的发电上网收入减少，预计项目的年收入将由 8770 万下降到 7538 万，项目经营成本不变，毛利降由 3567 万下降到 2335万。从而毛利率由原来的 40.7%下降到 31%，下降 10.7%。净利率由原来的 27.1%下降到 19.2%，下降 7.9%。3）国补新政对行业格局的影响。从短期看，国补的取消对存量项目的内部收益率以及盈利指标都有一定影响。但从长期来看，随着垃圾焚烧行业的逐渐成熟，国补退坡取消部分逐渐由地方政府承担顺价是必然趋势。国补的退坡以及取消，对于部分运营能力较弱，环保排放不达标，股东背景薄弱，顺价能力不强的小型垃圾焚烧企业有较大冲击，而行业内优质的龙头企业，与地方政府谈判顺价的能力更强，或是可通过高参数技术、发电效率的提升来弥补国补的收益率下降。同时，龙头企业具有资金+运营能力+政府资源等多项竞争优势，有望抓住国补退坡背景下的行业整合机会，顺势通过并购扩张提升自身的市占率水平。IRR 测算关键假设新政前后垃圾焚烧项目净现金流入变化新政前后项目 IRR 和国补到期后盈利指标变化测算第 一章总论1.1垃圾焚烧项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1垃圾焚烧项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编 制 单 位：北 京 智 博 睿垃圾焚烧项目申请报告垃圾焚烧项目建议书垃圾焚烧项目商业计划书垃圾焚烧项目资金申请报告垃圾焚烧项目节能评估报告垃圾焚烧行业市场研究报告垃圾焚烧项目PPP可行性研究报告垃圾焚烧项目PPP物有所值评价报告垃圾焚烧项目PPP财政承受能力论证报告垃圾焚烧项目资金筹措和融资平衡方案

（报告出品方/作者：中信建投证券，杨藻、张亦弛）一、从需求出发，储能的作用和过往1、能量存储，用途几何？物质、信息和能量是人类文明的三大载体，记录着人类文明进步的历史进程。除了创造、应用的需求外， 笼统来说，这三者也都有存储待用的需求。能量存储的需求分类方式较为繁杂。按照对电力系统的作用（事实上也可以包括对热网等的作用，相对重 要性一般），或者按照规模、存储时间、响应时间等使用指标的分类方法相对较为通行。从对电力系统的作用来说，储能设备可以安装于电源侧、电网侧或用户侧，发挥削峰填谷，供应容量，调 频，充当备用电源，稳压，黑启动等等功效，可以改善电能质量，提升电网稳定性，甚至在某些特殊条件下供 电。从使用指标看去，储能技术的评价体系（也是储能应用的使用性能指标集合）包括了能量、功率、效率、 寿命、规模、存储时间、自放率、成本、技术成熟度、环境影响等等。在不同的场合，需求的权重也有所不同。储能技术已经可以在能源系统中发挥一定作用，但是尚不足以满足所有的实际需求。2、过往应用，抽水蓄能为主，电化学崭露头角截止目前抽水蓄能和以锂离子电池为代表的电化学储能是储能技术应用相对广泛的技术类型（但是细分技 术路线仍然存在变数，本报告暂不作具体讨论）。根据中关村储能联盟（CNESA）统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6 GW，同 比增长 1.9%；其中抽水蓄能累计装机占比最大，为 92.6%，同比增长 0.2%。其次为电化学储能，累计装机规模 9520.5MW，占比 5.2%；在各类电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大，占电化学储能装机规模的 88%， 装机规模达 8453.9MW。同样根据中关村储能联盟统计，截至 2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.4GW，占全球市场 总规模的 17.6%，同比增长 3.6%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 30.3GW，同比增长 1.0%；电化学 储能的累计装机规模位列第二，为 1709.6MW，同比增长 59.4%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计 装机规模最大，为 1378.3MW。2020 年新增投运容量 2.7GW；其中，抽水蓄能新增装机 1.2GW，电化学储能新 增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh（2020 年数据尚未最终确认）。二、信息革命，5G 基站的短中期储能需求1、5G 技术，走入身边的万物互联移动通信技术起源于 20 世纪 80 年代的美国，几乎每十年升级一次。从 1G 到 5G，人们从通话一步步走入 后移动互联网时代，走入万物互联的信息世界。正如 4G 以其相对的高性能使得移动互联网时代形成，5G 技术进一步提升了速率、频谱效率、空间容量、 移动性能、网络能效等技术指标，有望满足移动互联网的高速上网等体验需求，产业互联网的高可靠、低时延、 大连接等需求，最终为超高分辨率视频、云游戏、云 VR/AR，智能驾驶、智能制造、能源互联网等等提供技术 支持。基站（公用移动通信基站）是移动设备接入互联网的接口设备是指在一定的无线电覆盖区中，通过移动通 信交换中心，与移动电话终端之间进行信息传递的无线电收发信电台。不同代际通信技术的基站有明显区别。和 4G 基站相比，5G 基站的频段较高，可能的链路损耗也高，信号覆盖范围小；5G 基站的计算功耗更高， 使得其电耗也更高。这一方面增加了潜在的基站数量需求，一方面也增加了单个基站的电耗。 根据工信部《2020 年通信业统计公报》：我国 4G 基站总数达到 575 万个，城镇地区实现深度覆盖。5G 网 络建设稳步推进，按照适度超前原则，新建 5G 基站超 60 万个，基站总规模在全球遥遥领先。全部已开通 5G 基站超过 71.8 万个，其中中国电信和中国联通共建共享 5G 基站超 33 万个，5G 网络已覆盖全国地级以上城市 及重点县市。5G 基站建设如火如荼。2、5G 基站备用电源，短中期的锂电储能爆发为了保证极端条件下的基站用电，避免主供电系统无法工作时基站断电失效，通信基站需搭配备用电源。 5G 基站备用电源需满足一定功率（典型值接近 3.7kW）和时长（典型值 4 小时）的用电需求（则典型值 14.8kWh）， 而且有体积、散热等方面要求。5G 时代，基站备用电源的最优选择是磷酸铁锂电池。根据鑫椤资讯统计，2020 年磷酸铁锂电池统计产量 14.2 万吨；有 49%的磷酸铁锂正极用于动力电池，还有 28%的磷酸铁锂正极用于储能电池，即 2020 年有 3.97 万吨磷酸铁锂用于储能电池制造。1GWh 铁锂电池约需消 耗 2500 吨铁锂正极，所以 2020 年用于储能的铁锂电池规模约 16GWh。另根据中国证券网，2020 年我国铁锂动 力电池销售 30.8GWh，数据相互印证程度较好。综合上述信息，2020 年我国新建、改造的 5G 基站备用电源约需 10GWh 磷酸铁锂电池，事实上超过了所有 其他储能用途的总和（如根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020 年我国电化学储能增量为 785.1MW；前述中关村储能联盟统计，电化学储能新增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh）。 至 2025 年底，如中国的 5G 基站建设规模达到 500 万个（尚不及 2020 年底的 4G 基站），则对磷酸铁锂电池的 需求将达 74GWh；如部分 4G 基站的铅酸电池逐步替换为铁锂电池，则还可能带来 20GWh 级别的电池用量增 量，使得铁锂储能电池备用电源的累计规模接近 100GWh。三、能源革命，储能的星辰大海1、能源革命，“人类命运共同体”最佳诠释《巴黎协定》是 2015 年 12 月 12 日在巴黎气候变化大会上通过、2016 年 4 月 22 日在纽约签署的气候变化 协定，该协定为 2020 年后全球应对气候变化行动作出安排。《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业 化时期上升幅度控制在 2 摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在 1.5 摄氏度以内。同年 9 月 3 日，全国人大常委会批准中国加入《巴黎协定》，成为完成了批准协定的缔约方之一。全球主要经济体中，美国曾短暂退出《巴黎协定》，并在 领导人更迭后重新加入。 从碳中和时间上比较，欧美 2050 年碳中和，中国约 2060 年碳中和，时间差仅有约 10 年；从自碳达峰到 碳中和的时间跨度比较，欧美约 50-70 年，中国约 30 年，大幅低于先发发达经济体。 虽然仍然存在一定争议，但是努力控制碳排放、尽力限制全球气温上升幅度，对全人类而言是利大于弊的 选择。首先，剧烈的气温升高将给人类文明以重创。约 12 万年前温暖的伊米亚间冰期，海平面比当前高 6-9 米， 当时仅有部分极地冰盖融化，即可造成淹没全球关键城市（如上海海拔 4.5 米）的严重后果。倘若极地冰盖完 全融化，大量陆地面积将不复存在，考虑到沿岸重点城市的核心地位，全球主要经济体都近乎面临致命打击。其次，一定程度的气温升高即可破坏碳循环的长期平衡，并引发气温进一步升高的“自加速”过程。其主 要原因包括冻融湖、冻土带和深海的重要温室气体甲烷释放、海水温度升高造成的温室气体二氧化碳溶解度下 降等。第三，人类活动和一定程度的气温升高、温室气体排放强关联。 一方面，从约 10000 年的时间尺度来看，工业化之前地球气温变化速率相当平缓，而工业化之后气温出现 了显著上升；从更长的约 80 万年的时间尺度来看，除工业化之后的短暂时间（甚至是 20 世纪之后的短暂时间） 以外，地球气温都是在一个较稳定的范围内波动的。另一方面，从 100 年左右的近世时间尺度来看，太阳辐射变化不大，但是太阳辐射和地球气温变化出现了 明显的背离，温度变化曲线显著“跑赢”了太阳辐射变化曲线。这种背离是客观存在的，而高速的气温升高的 最佳解释方式仍然是人类活动。此外，气候变化、海洋酸化等还可能引发大范围物种灭绝。最后，即使上述所有论述都基于“可能性”，“全球变暖雷霆雨露俱是天恩和人类活动无关”、“五岳陵霄四 海亘地藏排纳放无损高深”，全球变暖对人类社会的负面影响本身也值得全人类，以某种形式对其加以应对。总之，碳排放引发气候变化、威胁人类文明的概率不低、赔率很高。努力遏制这一势头事实上理性、务实。从碳达峰到碳中和体现了“共同但有区别”的减排责任，体现了我国的大国担当。为了达成此目标，我国 的一次能源结构也将经历显著变化：可再生能源必须取代化石能源，成为一次能源的主要组成部分。清华大学 气候变化与可持续发展研究所、落基山研究所等 2020 年发布的最新研究有类似的结论（但是在 2050 年净零预 设条件、能源消费总量等方面二者有一定分歧。考虑到有关研究的前瞻程度，分歧是可以理解的）。我们同时还认为，以高比例可再生能源广泛应用、碳排放达峰并逐步降低乃至净零为关键特征之一的能源革命，是为人类谋福祉的重要手段。为人类谋福祉-控制气温升高幅度、应对气 候变化-推动能源革命、大规模高比例应用可再生能源的逻辑链条坚实可靠。2、高比例可再生能源发电，储能助力日内平衡和长时间平衡我国具备丰富的风、光可再生能源资源。据发改委能源所等研究，我国年太阳辐射超过 5000MJ/m2，年日照小时数超过 2200 小时的土地面积占全国土地面积的 2/3，安装 2500GW 光伏发电设备仅需要 8 万平方公里土 地，占中国国土面积的 0.8%。同样据估算，在中国所有风力资源超过 300W/m2 的地区中，100 米高度的陆上可 用风能总储量约为 3400GW；在水深 5-50 米的海域中，100 米高度海上风能资源总量达到 500GW。再考虑到水 电、核能和生物质能源等，事实上资源端我国有能力供应高比例可再生能源（电力）；再考虑到用能端的高度电 气化，可再生能源电力规模爆发将是碳达峰和净零排放目标得以实现的核心条件。同时，光伏、风电等可再生能源发电形式的平准化发电成本、初始投资成本等都将进一步下降，使得二者 进一步体现出竞争优势。但是，光伏、风电等可再生能源的波动性、间歇性相当程度上阻碍了其和负荷的有效匹配，提高了高比例 大规模并网的难度。对光伏而言，日内出力受到日照条件、天气影响；更长时间尺度的出力具备一定规律性，但仍不稳定。夏 季和冬季的发电特性区别明显。对风电而言，日内出力表现具有极大的随机性；更长时间尺度的出力具备一定规律性，也仍不稳定。储能系统不同程度上具备平滑可再生能源出力、使其和负荷相匹配的能力。 首先，储能系统的高频响应能力可以满足电力系统频率调节的需求；能量时移、削峰填谷能力可以满足电 力系统日内调节的需求。将时间尺度拓展至星期级别，储能系统的能量时移、削峰填谷能力同样可以满足能量平衡需求。 将时间尺度拓展至季节级别，虽然储能效率不可避免地有一定程度的下降，但是储能仍然具备一定调节能 力。所以，储能是高比例可再生能源并网的关键助力之一。3、中国&全球，储能规模估计短期，储能规模的增长和储能助力可再生能源消纳、储能参与辅助服务等内容相关，其规模和节奏尚无明 确规划，但各方关注与动作逐渐提高、加强。2021 年初，国家电网表示，未来 5 年，国家电网公司将年均投入 超过 700 亿美元，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。 国家电网公司一方面通过大范围联网，扩大新能源消纳范围；另一方面推进抽水蓄能与储能建设，提高系统灵 活调节能力，目前国家电网公司在运在建抽蓄电站 51 座，容量达 6300 万千瓦。同样在 2021 年初，青海省对“新 能源＋储能” 、“水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时 0.10 元 运营补贴，同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池 60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增 加每千瓦时 0.05 元补贴。我们援引中关村储能联盟的研究结果，保守场景、理想场景下，电化学储能装机规模（基本假设为电化学 储能是储能规模提升的主体）分别约为 15GW 以上和接近 24GW。同时，短期的储能装机规模增速不确定性较 大。中长期，我国长期储能规模的爆发必然依赖于高比例可再生能源电力风电、光伏的应用，所以风光的实际 规模变化情况就是储能规模估计的关键点。“达峰”时段，根据 2020 年 12 月 12 日在气候雄心峰会上通过视频发表的题为《继往开来， 开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话内容，2030 年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下 降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。“净零”时段，据落基山研究所 2020 年的研究报告 China 2050: A fully developed rich zero carbon economy 估计（现在尚无 2060 年净零排放的权威研究，考虑到同样是净零排放研究且 2050 年也仅为指引，采用 2050 年 的有关估算数据也不失其一般性），净零排放情景下中国主要工业门类将以不同方式脱碳。化石燃料剩余占比很 小，电力、氢能、生物质、氨、合成燃料、工业废热、太阳能热等是主要的中端用能需求，而规模以电能为最。 直接使用、制氢和氨相关的用电量达到总用电量的 70%。具体到终端电力消费，直接用电是主流，氢、氨等化学能-二次电力应用也是重要的组成部分，二者总量超 过 14 万亿千瓦时（即 1.4 万 TWh）。与终端用能相应，一次能源结构届时也将发生重要变化。可再生能源成为主流，风光合计占比约为一次能 源生产的接近 50%（如果能源强度提升，则二者占比合计可能更高）。水电、核电等也具备了重要地位，除此之外的零排放能源还有生物质。煤、油、气总占比急剧下降（其排放通过碳汇/碳捕集等手段加以平衡）。14 万亿千瓦时年用电量对应的发电装机量约为 7000GW，其中风光装机量约为 5000GW，占总装机量的约 70%。值得注意的是，发电侧储能的装机量有约 500GW。届时，夏季的主要一次电力供应是光伏，冬季的主要一次电力供应是风电；核电提供基荷。随风光装机占比提升，储能的实际渗透率需求也提升。我国 2030 年碳达峰时，因为仍有大规模火电的实 际应用，所以储能装机主要满足日内、周内需求较合理。本世纪中叶以后碳中和时，储能除满足日内、周内需求外，还需要满足跨季节需求。车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等等可对日内/周内 级别的电力系统平衡发挥重要作用；生物质、氢/氨等本身也是跨季节储能的重要载体。限于边界条件的巨大不 确定性，本报告不计算车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等对满足日内/周内级别的电 力系统平衡的影响，而区分谨慎/乐观情景对可再生能源规模对应的储能渗透率-储能装机进行估计。不失一般性，我们以我国 2020 年的电化学储能装机为计算起点，假设 2030 年我国风光装机规模总量达到 1200GW，且年规模增加值稳定；2050 年风光装机规模总量达到 5000GW。我们以 2020 年底的电化学储能装机 作为起点，假设 2021-2025 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 5%（谨慎）或 10%（乐观），储能时长 为 1 小时（谨慎）或 2 小时（乐观）；2026-2030 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 10%（谨慎）或 20% （乐观），储能时长为 2 小时（谨慎）或 3 小时（乐观）；2031-2050 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 20%（谨慎）或 40%（乐观），储能时长为 3 小时（谨慎）或 4 小时（乐观）。由此估计，谨慎情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 50GW/90GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模约 800GW/2.3TWh 以上。乐观情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 100GW/270GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模 约 1.6TW/6.3TWh 以上。如果可再生能源装机超预期，则储能规模应也有超预期可能。比如，按照 25%的非化 石能源目标倒推，再考虑到核电和水电提升空间是有限的，2030 年风光装机有可能达到 16 亿千瓦以上，平均 每年装机超过亿千瓦。那么储能配套规模就可能在我们估计的情景下进一步提升。落基山研究所估计的达峰储能装机规模约 500GW，仅考虑发电侧，所以和我们的估计并不矛盾；电网侧的 储能可以起到调峰和综合辅助服务等作用，二者都是未来储能装机的重要组成部分。总体而言，如果储能应用的技术类型为电化学储能（暂时不妨进一步假设为锂离子电池），则到 2030 年其 总规模也不及新能源车所用动力电池的规模；到净零时段，如果中国新能源汽车保有量 3 亿辆，单车带电量 60kWh，则动力电池保有量规模在 18TWh，仍然数倍于储能电池。但是不可否认，储能电池在日内-周内电力系 统平衡方面即有较大可能为电池市场贡献相当增量，未来其规模可能是仅次于动力电池市场的第二大市场（但 是不是锂离子电池始终为市场和实际应用所青睐尚需进一步研究）。跨季节储能的规模则直接援引落基山研究所的研究结果。相当于 4.4 亿吨标煤的生物质能，每年 8100 万 吨的氢能等，都将发挥跨季节储能的重要作用（且并不止于此）。全球方面的估计情况更为复杂，除户用储能市场年约 10GWh 并且有能力保持较高增速外，其他储能市场 的规模化节奏难于直接估计。这里，我们直接援引《欧洲 2030 电池技术路线图》、以及彭博对储能规模的有关研究。《欧洲 2030 电池技术路线图》估计，到 2030 年，全球储能电池年装机规模在 200GWh 以上（累计规模不妨假设在 800GWh 左右，如果电池储能是主要增量贡献者，则和我们对中国的乐观情景估计大体上可相互印证；如果该路线图对电池总量的估计偏谨慎，则储能电池实际规模还有可能更高）彭博估计，到 2050 年，全球储能累计装机规模将达 1600GW 以上（并未假设净零，所以碳排放的严格限制 事实上可以推高此估计）。详见报告原文。（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：【未来智库官网】。

来源：新浪港股汇丰研究发布研究报告，予龙源电力（00916）“买入”评级，目标价由14.5港元降至14港元，或可跑赢同业。报告中称，早前国家能源局针对电价及补贴的咨询文件为可再生能源营运商的项目回报带来不确定性，相信除非政策更清晰，否则短期将令行业波动增加。而据媒体报道发改委早前发布咨询文件指，2021年获批的新风电或太阳能项目，除住宅或太阳能发热项目外，将不获国家补贴，虽然未来项目价格将透过竞投确定，不过将受限于个别省份的指引。该行相信，消息或会影响市场对政府在可再生能源补贴上的信心，不过最终政策仍要待行业反馈，意味在正式推出时有机会有更好的结果，不过估计公司股价短期将随投资气氛转变而进一步波动。公司上月发电量同比持平，认为主要是受惠新产能及弃风率较低，不过相关因素部分被风资源弱势所抵销，估计其产能利用率同比跌10%，预计今年首季将贡献2021财年预测的30%。该行认为，在补贴层面存在不确定性，同时监管机构也有机会为营运商施压，影响到其项目回报可见性，不过具规模效率的营运商估计可抢占市场份额，将其2021-22年盈利预测降0-1%。