中跟项目可行性研究报告

动力电池回收项目可行性研究报告-降本与突破锂约束，构成锂电循环闭环（碳中和）1、回收锂电的意义1.1、电动车产业快速发展，动力电池退役量庞大全球新能源汽车行业发展迅速，2020年全球新能源汽车销量309.52万辆，同比+40.16%，其中纯电动汽车销量212.61万辆，同比+29.58%，在新冠肺炎疫情的冲击下逆势增长。我们预计2021-25年全球新能源汽车销量增速有望在30%以上，到2025年销量将突破1300万辆。中国新能源汽车产业于21世纪初期兴起，自09年“十城千辆”工程启动，2013-14年推广应用新能源汽车并免征购置税，2015年4月财政部发布《关于2016-2020年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》，对新能源汽车购买给予补助实行普惠制，财政补贴成为推动中国新能源产业的主要增长力量。随着新能源汽车购置补贴逐步退坡，2017年开始推行的“双积分”政策接力继续推动新能源产业发展。我们预计我国新能源汽车销量未来5年增长率稳定在30%-40%，到2025年有望超过600万辆。全球新能源汽车销量国内新能源汽车销量在电动汽车市场快速增长带动下，动力型锂离子电池继续保持快速增长势头。按照正极材料动力电池可分为三元电池、磷酸铁锂电池及其他电池。目前看，海外以三元电池为主，国内三元电池和磷酸铁锂同步发展。全球动力电池年新增装机量保持稳定增长，我们预计2025年装机量可达623GWh；国内装机量可达312GWh。其中三元电池装机量达174.5GWh，磷酸铁锂装机量达137.4GWh。全球动力电池装机量我国动力电池年新增装机量1.2、全球电动化趋势下，锂资源约束几何在碳中和背景下，电动车和储能市场将快速增长，根据BNEF在2020年的预测：（1）2020-2040年，全球电动乘用车销售量将从约200余万辆，增加至约5500万辆（约3300GWh，以60kWh/辆计算），是2020年的27.5倍；（2）2020-2050年，全球储能市场累计装机量将从约20GWh，增至约1700GWh，是2020年的85倍。（3）从锂盐产能、成本分布和锂价趋势看，不同资源禀赋、地区政策导致开采难度和投资、成本不同，未来不同时间、不同区域供需有一定的错配，锂价格大幅波动也再所难免，若锂价大幅上涨，将不利于实现碳中和愿景。我国电池级碳酸锂价格走势锂盐产能与成本分布1.3、动力电池梯次利用与材料回收市场空间1.3.1、动力电池报废量及梯次利用量空间预测我们对未来三元电池的金属回收市场空间及磷酸铁锂电池的梯次利用与回收市场空间设计了测算模型，首先作出如下假设：（1）三元电池：1）在循环充放电过程中电池容量会逐渐衰减，当衰减至80%以下时，便达到退役状态。通常，动力电池的服役年限在5年左右。我们假设三元电池与磷酸铁锂电池的有效寿命均为5年。因此，截至目前，第一批动力电池己经到达退役年限，今后将迎来较为持续且不断扩大的动力电池回收市场。在此假设下，2014年装机的三元（磷酸铁锂）电池将在2019年全部拆解回收，2015年装机的三元（磷酸铁锂）电池将在2020年全部拆解回收，以此类推。2）对退役三元电池的处理主要采取拆解回收的方式。拆解回收主要是对正极材料中的钴、镍、锰、锂等金属材料的回收再利用，而正极材料又分为NCM333、NCM523、NCM622、NCM811等，且不同的技术路线能量密度不同。随着三元电池行业的发展，高镍、无钴成为主要发展趋势，我们对未来年份正极材料各金属占比进行假设，并进行测算。三元正极各类型材料占比假设不同三元电池技术路线度电质量我们估算：2019年预计可回收三元正极0.13万吨，随后逐年递增至2030年的29.25万吨。三元电池正极回收量根据各类型三元正极测算金属回收量，加总得到三元电池总的各金属回收量：1）NCM333：随着2014年安装的NCM333三元电池于2019年开始退役，2019到2022年NCM333回收量逐步增加，2022年达峰值1.28万吨，随后由于NCM333的退出而逐步减少，至2026年回收量归零；2）NCM523：2016年开始进入市场的NCM523于2021年开始报废回收，随后回收量于23-28年稳定在4-6万吨之间，预计2030年上涨至10.78万吨；3）NCM622：2017年流入市场的NCM622于2022年开始报废回收，回收量小幅上涨，直到28年上涨幅度增加，预计2030年可回收6.03万吨；4）NCM811：2018年流入市场的NCM811于2023年开始报废回收，预计2030年可增长至12.44万吨。预计2030年可回收锂2.09万吨，镍11.47万吨，钴2.80万吨，锰3.23万吨。三元电池总的各金属回收量对于磷酸铁锂电池，我们预测：1）2030年，报废铁锂电池将达到31.33万吨；2）随着梯次利用逐年上升，预计2030年可梯次利用的铁锂电池达109.93GWh，共25.06万吨；其余6.27万吨进行拆解回收，可回收锂元素0.28万吨；3）2027年梯次利用的磷酸铁锂电池将在2030年达到报废标准，此时拆解回收8.604万吨，可回收锂元素0.379万吨。二者总计可以回收锂元素0.65万吨。磷酸铁锂电池梯次利用与拆解回收量1.3.2、动力电池报废及梯次利用市场空间敏感性预测由于金属价格变动对动力电池回收和梯次利用经济性、市场释放和产值空间有着巨大影响，我们对未来三元电池的金属回收市场空间及铁锂电池的回收与梯次利用市场空间设计了价格敏感性分析，并作出如下假设：1）为测算市场空间，我们选取了三个不同时期的金属价格进行敏感性测算，分为高价、现价（2021/1/22）、低价。其中高价与低价分别采用2014Q1-2018Q4的历史高价与历史低价进行评估测算。金属价格假设2）进行敏感性分析时，我们在改变金属市场价格的同时，三元电池正极材料占比与磷酸铁锂电池梯次回收比例不变。3）我们假设磷酸铁锂电池的每瓦时价格从2014年的2.17元/Wh降低至2025年的0.55元/Wh，其中21-25年降低速度逐渐减慢。梯次利用的残值价格分为高（40%）、中（30%）、低（20%）三档分别进行残值折算。磷酸铁锂电池每瓦时价格预测在金属处于高价时，到2030年三元电池锂/镍/钴/锰回收市场空间预计195.82/176.63/186.13/6.40亿元。在金属处于现价时，2030年三元电池锂/镍/钴/锰回收市场空间预计103.67/154.24/85.80/5.29亿元。在金属处于低价时，2030年三元电池锂/镍/钴/锰回收市场空间预计81.68/73.65/54.41/3.00亿元。2020-2030年三元电池累计回收空间在现价情况下将达到1305亿元。三元电池金属回收市场空间2、政策正在完善，标准、价格是核心掣肘2016年12月，工信部发布《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》（征求意见稿），明确了汽车生产企业承担动力蓄电池回收利用主体责任。生产者责任延伸制度（EPR）是指将生产者的责任延伸到产品的整个生命周期，特别是产品消费后的回收处理与再生利用阶段，要求生产者在产品全生命周期担责，把生产和回收串联起来，提升回收利用率。2018年7月，工信部、科技部等七部门联合印发《关于做好新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作的通知》，决定在京津冀地区、山西、上海、江苏、浙江、安徽、广东等17个地区及中国铁塔开展新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作，并确定各试点地区相应的目标任务，这有助于建立相对集中、跨区联动的回收体系。随着相关政策的陆续出台，动力电池回收体系也将加速完善。动力电池回收试点工作的开展，标志着我国动力电池回收进入大规模实施阶段。2020年7月，工信部发布《2020年工作节能与综合利用工作要点》，要求推动新能源汽车动力蓄电池回收利用体系建设；深入开展试点工作，加快探索推广技术经济性强、环境友好的回收利用市场化模式，培育一批动力蓄电池回收利用骨干企业；研究制定《新能源汽车动力蓄电池梯次利用管理办法》，建立梯次利用产品评价机制；依托“新能源汽车国家监测与动力蓄电池回收利用溯源综合管理平台”，健全法规，督促企业加快履行溯源和回收责任。动力电池回收体系的评价机制及法律法规的完善，标志着我国动力电池回收体系框架正在日趋成熟。虽然顶层设计逐步在完善，但目前动力电池回收受到以下三个问题的掣肘，使政策开展较为困难：1.电池残值量的测量标准难以估计：动力电池在循环充放电过程中电池容量会逐渐衰减，当衰减至80%以下时，便达到退役状态。而目前对于动力电池的健康度SOH（State-of-health）有很多种定义，包括根据容量衰减定义、根据剩余放电量定义剩余循环次数定义以及根据内阻定义。因此政策制定者对于动力电池残值剩余量的标准测定标准存在一定困难。2.金属价格波动影响材料回收经济性：金属价格的波动会最终决定动力电池回收市场的盈亏，而金属价格又是受资源供给、技术进步、下游市场综合因素所影响，存在技术周期、产能周期，故金属价格是动力电池回收的市场驱动的决定性要素，既影响动力电池的商业模式，也影响政策制定和执行的有效性。3.梯次利用技术标准：对于磷酸铁锂电池一个重要的回收方式就是梯次利用，梯次利用方式、安全性等因素困扰着标准制定，标准过高会造成梯次利用市场的萎缩，标准过低又不利于梯次利用市场长期发展。因此，这些问题都需要在实践中不断总结、不断反馈，进一步完善政策标准、以及商业模式。第一章总论1.1动力电池回收项目背景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动力电池回收项目提出的背景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：北京智博睿动力电池回收项目申请报告动力电池回收项目建议书动力电池回收项目商业计划书动力电池回收项目资金申请报告动力电池回收项目节能评估报告动力电池回收行业市场研究报告动力电池回收项目PPP可行性研究报告动力电池回收项目PPP物有所值评价报告动力电池回收项目PPP财政承受能力论证报告动力电池回收项目资金筹措和融资平衡方案

氢能项目可行性研究报告-氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择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能源。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组成。2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能投资金额仍有1600亿元，市场对于氢能产业依旧充满信心。我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源：2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势。副产气制氢在技术经济环境方面具有显著优势：氢气生产方式较多，有氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。比如丙烷脱氢成本约13元/kg，水电解制氢成本约30元/kg。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。氢能冶金领域处于研究示范阶段：我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，面临较大的碳减排压力。从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要来自焦炭。国内外钢铁企业均有尝试使用氢气替代焦炭冶炼，按照2020年生产10.5亿吨粗钢，估算需要3.5万亿kWh电生产氢气，大约占2020年电力生产的47%。氢能用于交通领域进入推广应用阶段：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。预计2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，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。投资建议：氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。随着氢能逐步用于汽车、钢铁等行业，氢能的利用量将逐步增长，焦化、氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解等产业受益副产氢气应用.一、氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择氢能（氢的能源利用）受到全球广泛关注，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。当前，我国氢气生产利用主要在以石化化工行业为主的工业领域，以“原料”利用为主，“燃料”利用为辅。我国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》未来产业布局。氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢促进工业脱碳将更好地发挥氢能价值。氢能替代主要领域疫情未改变氢能产业投资积极局面。根据公开信息初步统计，2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能产业整体发展速度有所放缓，但在投资方面，投资金额1600亿元，仅有11%左右的降幅，显示了市场对于氢能产业依旧充满信心。氢能投资呈现增长趋势（亿元）二、当前中国氢气生产分布和来源2.1氢能分布在西部2019年以来，国家、各级地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台了多项规划和发展目标，众多企业和科研机构纷纷开展技术攻关。中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，根据2019年数据，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。从区域分布看，氢能生产主要分布在西北和华北地区（万吨）2.2氢气来源仍然以化石燃料为主氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。从氢的来源看可分为灰氢、蓝氢、绿氢2020年我国氢气主要来源占比2020年我国氢气主要消费途径占比当前中国氢气生产和消费主要工艺（1）以煤为原料制氢煤制氢的本质是以煤中碳取代水中的氢，最终生成氢气和二氧化碳。这里，碳起到还原作用并为置换反应提供热。以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化（或称高温干馏），煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组份中含氢气55%-60%(体积）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每吨煤可得煤气300-350m3，作为城市煤气，亦是制取氢气的原料。二是煤的气化，使煤在高温常压或加压下，与水蒸汽或氧气（空气）等反应转化成气体产物。气体产物中氢气的含量随不同气化方法而异。（2）天然气制氢天然气的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氢。和煤制氢相比，用天然气制氢产量高、加工成本较低，排放的温室气体少，因此天然气成为国外制造氢气的主要原料。其中天然气蒸汽转化是较普遍的制造氢气方法。（3）重油部分氧化制造氢气重油是炼油过程中的残余物，可用来制造氢气。重油部分氧化过程中碳氢化合物与氧气、水蒸气反应生成氢气和二氧化碳。该过程在一定的压力下进行，可以采用催化剂，这取决于所选原料与过程。（4）水电解制造氢气水电解制得的氢气纯度高，操作简便，但需耗电。水电解制氢的效率一般在75%-85%，一般生产1m3氢气和0.5m3氧气的电耗为4-5kWh。根据热力学原理，电解水制得1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗要2.95度电。根据石油和化学工业规划院统计，我国电解水制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制氢装置正在进行小规模示范。（5）生物质制造氢气家庭、农业、林业等产生的生物质可用于生产氢气。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来自厌氧消化或垃圾填埋所产生的沼气等。生物质可以使用成熟的技术进行气化，甚至在气化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能生产出负碳氢。沼气有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进行改造以产生氢气。（6）工业副产氢气净化焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。三、不同技术制氢的技术经济环境性分析氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。副产气制氢在经济性、碳排放等方面具有综合优势从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。副产气制氢能源效率最高从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。以现状电力结构看，电解水制氢碳排放最高从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。工业副产氢成本最低第一章总论1.1氢能项目背景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：北京智博睿氢能项目申请报告氢能项目建议书氢能项目商业计划书氢能项目资金申请报告氢能项目节能评估报告氢能行业市场研究报告氢能项目PPP可行性研究报告氢能项目PPP物有所值评价报告氢能项目PPP财政承受能力论证报告氢能项目资金筹措和融资平衡方案

氢燃料电池项目可行性研究报告-燃料电池商用车将有力促进碳中和目标达成商用车碳排放高，氢燃料电池将是有效解决方案。商用车保有量仅占我国汽车保有量的12%左右，却制造了道路交通碳排放的56%。在碳中和的远期目标下，商用车需要在能源形式上进行变革。由于商用车的重量、使用场景、里程要求与乘用车有较大的差异，因此纯电动、混动等都不太适合，而氢燃料电池由于能量效率高、安全性高、无排放、寿命长等优点，适用于商用车，将大幅降低碳排放。国内燃料电池处于示范阶段，2050年目标超过500万辆/年。2020年《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，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。从长期看，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。快速降低成本将加快燃料电池在商用车的应用。目前燃料电池系统端成本和使用端氢气的成本均较高，导致全生命周期成本高，其中，运营成本中氢燃料的费用占比超过50%。随着制氢、储氢、运输氢气和加氢站建设成本的下降，未来燃料电池车辆在使用端将具有较强的竞争力。据德勤计算，中国2029年燃料电池公交车的总成本将低于纯电动和燃油公交车。整车厂和零部件企业入局，量产车型逐渐增加。宇通客车是国内首家通过燃料电池商用车资质认证的企业，其公交车已在多个城市运营；长城汽车已具4-5年的开发经验，首款燃料电池SUV预计在2021年量产；上汽集团具有近20年积累经验，已有申沃客车、荣威和大通等品牌的量产车型；零部件方面，潍柴动力、亿华通、重塑股份通过收购或自主研发的方式在核心技术方面有所布局。据中汽中心测算，2019年我国交通行业碳排放在12亿吨左右，其中商用车保有量仅占我国汽车保有量的12%左右，却制造了道路交通碳排放的56%。汽车产业作为排放贡献较高的产业，需要先行一步。在我国燃料电池汽车、混合动力汽车、纯电动汽车全面发展的“三纵”战略中，氢燃料电池汽车相对于其他两种技术路线具有零排放、效率高、运行平稳、耐低温、续航稳定等诸多优点。由于燃料电池汽车产业深入延伸至碳排放贡献度较高的能源和电力行业，可有效促进我国电力行业清洁化转型，更大程度助力碳中和目标。在使用环节，乘用车可通过电动化改造+采用清洁能源发电实现碳减排，由于商用车尤其是货车作为生产资料，使用环境及用途特性导致其更会向氢燃料电池方向发展。一、氢燃料电池是国家战略、发展目标明确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《节能与新能源汽车技术路线图2.0》指出，燃料电池汽车以客车和城市物流车为切入领域，重点在可再生能源制氢和工业副产氢丰富的区域推广大型客车、物流车，逐步推广至载重量大、长距离的中重卡、牵引车、港口拖车及乘用车，2030年至2035年总体达到100万辆左右的规模。国内燃料电池汽车产业需完全掌握燃料电池核心关键技术，建立完备的燃料电池材料、部件、系统的制备与生产产业链。燃料电池汽车总体路线图氢燃料电池汽车与纯动车汽车和燃油车相比，具有独特的优势：能量效率高、安全性高、无排放、寿命长等。燃料电池汽车与传统燃油车、纯电动汽车对比《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。国内燃料电池汽车主要政策二、国内尚处于起步阶段，降成本是核心举措燃料电池最早可追溯到1839年，20世纪70年代的石油危机推动了氢燃料电池汽车的应用，2014年丰田推出了全球第一辆商业化燃料电池车。此后，中国、美国、日本及欧洲的部分国家开始推动氢燃料电池的发展。主要国家氢燃料相关政策主要国家氢燃料电池车应用情况单位：辆、个（加氢站）据中国汽车工业协会数据，2020年我国氢燃料电池汽车产销分别为1204辆和1182辆，全部为商用车。截至2020年底，我国累计推广氢燃料电池汽车为7200辆，累计行程超过1亿公里，以氢燃料电池物流车和客车为主。国内燃料电池汽车销量单位：辆2020年国内燃料电池汽车分类单位：辆国内燃料电池主要以示范项目为主，滞后电动车发展10-12年。2016年第一条燃料电池公交线路在佛山市投运，随之多个地方政府相继出台氢能产业规划，北京、张家口、上海、成都、苏州等地大力发展燃料电池及氢能产业，积极开展燃料电池汽车示范运营、推动加氢基础设施建设和培育燃料电池产业基地。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》规划，未来氢燃料电池汽车产量将大幅度增长，2025年燃料电池系统产量达到6万套/年，2035年达到150万套/年。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。国内燃料电池车的总成本单位：美元/百公里燃料电池行业目前仍存在较多的问题：1）政策支持主要为车端消费刺激，需要在上游氢能重点发展；2）核心技术仍需突破，零部件成本较高；3）氢气制造、存储和运输成本较高；4）标准法规不完善。现阶段需要攻克的难点主要是快速解决成本问题。目前燃料电池发动机价格高，导致燃料电池车的价格是燃油车的三倍多，是纯电动车价格的1.5-2倍；加氢站的建设费用高达1200万元-1500万元，远高于加油站和充电桩；加氢站的氢气费用较高。为了降低成本，需要从燃料电池系统成本和氢气成本两个方面进行。其中降低燃料电池系统成本的措施主要有：1）减低铂的用量；2）降低膜电极和双极板的成本；3）批量化生产；4）提高比功率；5）材料国产化。降低氢气成本的方法主要有：1）降低制氢的成本，如使用工业副产氢和电解水等方式；2）降低运输过程中的成本，如发展管道运输；3）降低加氢站中核心部件的成本，如压缩机、加注设备和储氢罐等。三、国内企业布局整车及核心零部件燃料电池汽车产业链较长，主要分为燃料电池发动机、车载氢系统、DC/DC、电机等。目前行业参与者主要集中在燃料电池电堆和主机厂等环节。燃料电池汽车产业链四、投资建议商用车碳排放高，氢燃料电池将是有效解决方案。商用车保有量仅占我国汽车保有量的12%左右，却制造了道路交通碳排放的56%。在碳中和的远期目标下，商用车需要在能源形式上进行变革。由于商用车的重量、使用场景、里程要求与乘用车有较大的差异，因此纯电动、混动等都不太适合，而氢燃料电池由于能量效率高、安全性高、无排放、寿命长等优点，适用于商用车，将大幅降低碳排放。国内燃料电池处于示范阶段，2050年目标超过500万辆/年。2020年《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，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。从长期看，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。快速降低成本将加快燃料电池在商用车的应用。目前燃料电池系统端成本和使用端氢气的成本均较高，导致全生命周期成本高，其中，运营成本中氢燃料的费用占比超过50%。随着制氢、储氢、运输氢气和加氢站建设成本的下降，未来燃料电池车辆在使用端将具有较强的竞争力。据德勤计算，中国2029年燃料电池公交车的总成本将低于纯电动和燃油公交车。整车厂和零部件企业入局，量产车型逐渐增加。宇通客车是国内首家通过燃料电池商用车资质认证的企业，其公交车已在多个城市运营；长城汽车已具4-5年的开发经验，首款燃料电池SUV预计在2021年量产；上汽集团具有近20年积累经验，已有申沃客车、荣威和大通等品牌的量产车型；零部件方面，潍柴动力、亿华通、重塑股份通过收购或自主研发的方式在核心技术方面有所布局。投资建议。氢燃料电池车辆由于能量效率高、安全性高、无排放、寿命长等优点，在商用车具有旷阔的使用前景，将助力碳中和早日达标。国内整车厂和零部件具有较为丰富的技术开发经验，同时也具有丰富的运营经验。氢燃料电池项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1氢燃料电池项目背景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建议附表：关联报告：氢燃料电池项目申请报告氢燃料电池项目建议书氢燃料电池项目商业计划书氢燃料电池项目资金申请报告氢燃料电池项目节能评估报告氢燃料电池行业市场研究报告氢燃料电池项目PPP可行性研究报告氢燃料电池项目PPP物有所值评价报告氢燃料电池项目PPP财政承受能力论证报告氢燃料电池项目资金筹措和融资平衡方案

电力源网荷储一体化项目可行性研究报告-碳中和促进能源行业转型升级国家发改委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指出源网荷储一体化和多能互补发展是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进能源转型和经济社会发展具有重要意义，要积极探索其实施路径。推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率。源网荷储一体化实施路径是通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。有助于强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，严控中小水电规模，以大中型水电为基础，汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，扩大就近打捆新能源电力规模；对于增量基地化开发外送项目，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；对于增量就地开发消纳项目，在评估资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。2019-2025 能源消费与电力结构分析及预测（单位∶亿吨标准煤、g/kwh、亿千瓦时、亿千瓦、小时、%）电力源网荷储一体化项目可行性研究报告编制大纲第一章总论第二章项目背景与投资的必要性第三章市场分析第四章建设条件与厂址选择第五章工程技术方案第六章总图运输与公用辅助工程第七章节能第八章环境保护第九章劳动安全卫生及消防第十章组织机构与人力资源配置第十一章项目管理及实施进度第十二章投资估算与资金筹措第十三章工程招标方案第十四章财务评价第十五章项目风险分析第十六章结论与建议关联报告：电力源网荷储一体化项目申请报告电力源网荷储一体化项目建议书电力源网荷储一体化项目商业计划书电力源网荷储一体化项目资金申请报告电力源网荷储一体化项目节能评估报告电力源网荷储一体化行业市场研究报告电力源网荷储一体化项目PPP可行性研究报告电力源网荷储一体化项目PPP物有所值评价报告电力源网荷储一体化项目PPP财政承受能力论证报告电力源网荷储一体化项目资金筹措和融资平衡方案

社区晨报记者 岳敏“我们这栋楼加装电梯能顺利开工，真的特别感谢住在1楼的居民。”作为长宁区周家桥街道中五居民区三泾南宅小区第14部加装电梯的牵头人之一，施忠明最感激的是同楼的居民。12月3日，三泾南宅13号楼和20号楼加装电梯工程开工，这已经是小区第13部和第14部加装电梯了，小区整体的加梯覆盖率达到了30%，目前已完工7部，还有5部正在意见征询中。历时三年终圆“加梯梦”回忆起13号楼的加梯过程，居民区党总支书记王效洁感慨万千：“13号楼早在2017年就已经有了加梯想法，住在4楼的牵头人施忠明家里老伴腿脚不好，上下楼梯不方便；7楼的牵头人林阿姨老伴患了肺癌，外出一次简直难上加难。但当时提出加梯计划的时候，住在1楼的居民不同意，这件事这么长时间以来一直都没有进展。”2018年，为了推进13号楼的加梯工作，王效洁敲开了102住户家的门。“一听我们要来说加梯的事情，韩老先生依然很抗拒，连门都不开。”王效洁回忆说。102住户家光线暗、房间小，如果加装电梯就会挡住更多光线，因此韩老先生一直都不肯签字同意。第二次登门沟通的时候，韩老先生打开了家门，和居委会人员隔着防盗门沟通，最终的结果是一句“我要和女儿商量一下”。韩老先生70多岁了，女儿远在国外工作，和国内有时差，为了征求女儿的意见，他和女儿隔着屏幕开起了“国际会议”，讨论加梯后可能造成的影响。第三次，施工队的代表来到家中跟韩老先生商量。这一次他主动走出家门，和施工人员研究起13号楼的外围情况，并提出自己的想法和建议。今年年底，这件“拖延”了将近三年的事情终于有了结果。看着韩老先生在同意书上签字，大家心里都是满满的感动和感谢。“其实就像牵头人施老师说的那样，邻里之间能够相互理解很不容易，没有这份理解，居委会、业委会、牵头人再怎么努力都没用，所以真的非常感谢韩老先生能切身理解、感受楼上居民的加梯需求，我们13号楼的‘加梯梦’终于可以起航了！”王效洁高兴地说。小区成立加梯自治联盟三泾南宅建于上世纪90年代，属于售后公房小区。2015年全市启动加装电梯项目工程后，小区居民李祥玉主动发起了加装电梯意见征询，之后由居委会牵头物业、业委会和居民骨干，组织居民自筹资金，2016年年末就成功加装了小区第一部电梯，这在长宁区乃至全市都是先行者。自那以后，三泾南宅的加装电梯工程便迎来了“加速度”。“我是2018年上半年才来到中五居民区工作的，虽然时间不长，但收获的加梯感想却不少。”王效洁回忆说，“37号楼是我们小区加装电梯维护得最好的楼栋，这离不开牵头人袁阿姨的辛勤付出。”袁阿姨熟悉楼栋每一位居民的需求和想法，也具备一定的建筑知识，有她作为牵头人，37号楼加梯工作完成得很顺利，后期电梯维护也有保障，不仅让居民放心，也减轻了居委会的工作压力。2017年，为更好地发挥党建引领、凝聚各方力量，居民区成立了“悦居中五”加梯自治联盟，居委会每周将物业、业委会、加梯牵头人、工程队召集起来进行“头脑风暴”，商议居民提出的各类问题，向居民宣传最新政策，指导居民自治加梯。2019年，一本《周家桥街道既有多层住宅电梯调研白皮书》“风靡”街道23个小区，书中标注出各小区楼栋的加梯条件，为加装电梯提供强有力的数据支撑。随后根据市房管局于2020年8月发布的《上海市既有多层住宅加装电梯前期调查和可行性评估技术导则（试行）》通知，周家桥街道在长宁区率先启动了《加装电梯前期调查与可行性评估咨询报告》，委托上海工程勘察设计有限公司全面评估辖区10个居民区、23个住宅小区、426个门栋加装电梯的可行性。“未来这项‘爬梯子’惠民工程还将惠及更多居民，相信我们也可以收获更多丰富的加梯经验去造福更多社区，一同完善这项民生大事。”王效洁说。来源：新闻晨报 作者：岳敏【来源：新闻晨报】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

来源：中国能源报▲2020-2060年用电量和电气化率 （数据来源：《中国2060年前碳中和研究报告》）▲碳中和实现路径主要宏观发展指标 （数据来源：《中国2060年前碳中和研究报告》）3月18日，中国碳达峰、碳中和成果发布暨研讨会发布了中国2030年前碳达峰、2060年前碳中和、2030年能源电力发展规划及2060年展望等研究成果。记者结合报告引发能源业界学界广泛关注的创新观点、技术热点、实施难点等方面问题，专访了全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰。（文丨本报记者 李文华）▲▲▲中国能源报：报告提出，2028年前后，我国能够以109亿吨左右（不含碳汇为115亿吨左右）的较低水平实现碳达峰，在可行性、经济性和战略性上是如何考虑的？另外，您如何评价我国实现碳中和的减排阶段划分、快慢节奏和综合成本？周原冰：碳排放峰值要考虑经济社会发展需要，不能过低，但也不能过高。如果碳排放峰值过高、达峰时间滞后将增加后期减排压力和成本。碳达峰是碳中和的前提和基础，低成本实现碳中和目标，就要求以较合理的峰值尽早达峰。欧美国家碳达峰至碳中和历经60年，而我国从碳达峰到碳中和仅有30年，面临着比发达国家时间更紧、幅度更大的减排要求。从正常的投资回收周期来分析，“十四五”“十五五”新建的高碳项目，增加的碳排放将延续到2050年后，给2060碳中和目标带来巨大压力。研究表明，如果煤电装机峰值增加2亿千瓦，将导致碳排放峰值增加7亿吨，新增减排成本约3.7万亿元；如果碳达峰推迟2—4年，将额外增加减排成本5—8万亿元。综合分析我国经济社会、能源电力、技术产业发展，通过加快构建中国能源互联网，实施“两个替代”，能够使煤炭消费得到有效控制，2028年分别降至27亿、25亿吨标煤；石油、天然气消费增速放缓，并分别于2030年、2035年左右达到峰值7.4亿吨油、5000亿立方米。统筹考虑我国国情、国际减排责任以及全社会减排成本，报告研究提出2030年前尽早达峰、2030—2050年快速减排、2050—2060年全面中和，分三阶段实现“双碳”目标的综合路径。其中，2028年实现达峰，峰值控制在109亿吨左右是技术上可行、治理上占主动、经济上可承受的方案。在尽早达峰阶段，关键要控制化石能源总量，提高清洁能源发展速度，如果每年风、光新能源发电装机增长1.2亿千瓦以上，则可实现以较低的峰值达峰，并为碳中和争取时间。在快速减排阶段，要先经过达峰后稳中有降的过程，进入加速减排轨道。其主要驱动力就是以更加先进成熟的新能源发电、储能、特高压、电制氢和合成燃料等技术为支撑的中国能源互联网。在全面中和阶段，依托深度脱碳、碳捕集与封存技术和碳汇资源中和剩余少量的化石能源碳排放，有望2055年左右实现全社会碳中和。另外，基于中国能源互联网的减排方案，全社会减排成本相对较低。这一方案全社会边际减排成本约260元/吨二氧化碳，低于全球1.5℃情景边际减排成本，位于全球2℃情景边际减排成本的中间水平。中国能源报：“两个替代+中国能源互联网”对我国碳中和的贡献度将在80%以上，这是报告的鲜明观点。电力行业在2050年前实现净零排放，特高压电网对电力行业和全社会净零排放的作用和贡献如何？周原冰：电力服务于工业、交通、商业及居民等各行各业，电力系统在能源活动及全社会实现碳中和的过程中发挥关键作用。建设中国能源互联网，大力推进电能替代，能够减少化石能源消费，促进全社会快速减排。研究表明，电力有条件成为减排力度最大、脱碳速度最快的领域，2050年前能够实现电力生产近零排放，之后为实现全社会碳中和提供负排放。中国能源互联网、实施“两个替代”对我国实现碳中和目标，累积减排贡献超过80%。其中“清洁替代”和“电能替代”起主导作用，能源互联网将为“两个替代”提供有力保障和支撑。预计到2050年前中国能源互联网建成，我国将运行61回特高压直流工程和36回跨国直流工程，输电容量达到6.7亿千瓦，通过将西部北部以及周边国家优质清洁能源，输送配置到中东部负荷中心，促进减排难度大、成本高的地区实现减排，实现在全国范围内配置22亿吨碳减排量。中国能源报：报告提出，基于中国能源互联网的碳中和实现路径，代表了以新能源为主体、少量化石能源+CCS（碳捕集与封存）和必要碳汇的综合路径。这一路径背后的技术、经济和战略研判是什么？对CCS技术的角色定位是如何考虑的？周原冰：能源系统减排对实现碳中和起着决定性作用，电力在其中扮演关键角色，中国能源互联网是促进碳减排和碳中和的重要基础平台。未来电力系统将以新能源为主体，不能保留过多的化石能源。若通过化石能源电源大规模配置CCS的方式实现电力系统净零排放，将会大幅增加用电成本。我们专门做过经济性测算，保留大量煤电、气电的方案，相比保留少量煤电、气电的方案，运行年费用高9000亿元。CCS主要用在难以脱碳的领域，例如水泥、钢铁、煤化工、火电等，并且要与碳捕集后的利用相结合，总体上CCS是补充性手段。碳汇是实现全社会碳中和的必要手段，在2050年电力系统率先实现近零排放后，针对少量无法完全实现电能替代的产业，通过自然碳汇、碳移除等措施，促进实现2060年前碳中和目标。中国能源报：报告提出实现“双碳”目标我国每年清洁能源装机要超过1亿千瓦以上，到2050年全国总装机达到75亿千瓦、全社会用电量达到16万亿度，这都是非常高的水平，是否确有必要、是否有可行性？周原冰：实现“双碳”目标最根本的措施，就是实现能源生产清洁化和能源消费电气化。能源消费环节加快电能替代、提升电气化率十分必要。从中长期来看，中国经济仍将保持长期稳定增长，终端能源需求仍有增长空间。电能具有清洁、高效、安全、便捷等优势，是利用效率最高、经济效率最高的终端能源品种。随着工业、交通、建筑等领域电能替代推进，电能在全社会终端能源消费占比将从目前的27%提升至66%，这将带动电力需求快速增长，达到14-15万亿千瓦时。同时，为满足工业、建筑和交通领域深度脱碳要求，需要发展电制氢、甲烷和甲醇等电制燃料和原材料产业，这部分需求，预计用电量在2.6万亿千瓦时左右，2060年全社会用电量总量17万亿千瓦时。构建以新能源为主体的新型电力系统，需要更大的装机规模来满足可靠供应要求。以清洁绿色方式满足电力需求，需要科学、合理的电源规划。一方面，由于风电、太阳能发电利用小时数低，需要更多装机才能满足电量需求；另一方面，风电光伏的置信容量低，季节性电量不平衡，为保证系统充裕度和安全性，新能源应承担部分系统的备用和辅助服务责任。这些因素都将促使清洁能源装机快速增长。考虑资源、技术、经济、产能等因素，我国能源生产环节大规模开发清洁能源具备可行性。资源方面，我国清洁能源资源丰富，目前水能、陆上风能、太阳能开发率仅为50%、4%、0.2%，风电、太阳能年发电量分别可达到14万亿、193万亿千瓦时，完全能够满足我国未来能源需求。技术方面，我国已经形成了大容量风电机组整机设计和风电装备制造体系，晶体硅太阳能电池产业技术具备较强国际竞争力，掌握了核心技术和全套装备制造能力。产能方面，我国风电、光伏等产能占全球的一半以上。按照我们的情景，预计2050年前国内需求平均每年可消化风电产能超过6000万千瓦、光伏产能约1亿千瓦。中国能源报：今年是全国碳市场建设和运行的关键年。报告里首次提出将电力市场和碳市场链接和融合的机制建议，请问电力市场和碳市场融合有哪些必要性？对实现“双碳”目标又有哪些重要作用？未来如何实现电—碳市场？周原冰：市场是实现碳减排的关键手段。我国正稳步推进电力市场与碳市场建设。在电力市场中，通过建立有利于清洁能源优先消纳的交易机制，促进清洁电能的普及利用，推动能源系统的低碳发展；在碳市场中，通过限制企业允许排放的总量，达到控制碳排放的目的，推动各行业降低排放。当前碳市场应抓紧运作并发挥作用，纳入更多行业、部门，让更多市场主体参与，提升市场活跃度。两个市场都对促进社会碳减排、实现“双碳”目标发挥重要作用。中国电-碳市场将电力市场和碳市场的交易产品、管理机构、参与主体、市场机制等要素深度融合。在发电侧，发电成本与碳排放成本共同形成电碳-产品价格，通过价格动态调整不断提升清洁能源市场竞争力，促进清洁替代；在用能侧，建立电力与工业、建筑、交通等领域用能行业的关联交易机制，用能企业在能源采购时自动承担碳排放成本，形成清洁电能对化石能源的价格优势，激励用能侧电能替代和电气化发展；在输配侧，电网企业推动全国范围电网互联互通，促进优质、低价清洁能源大规模开发、大范围配置、高比例使用。电-碳市场以气候与能源协同治理为方向，能够将相对分散的气候与能源治理机制、参与主体进行整合，实现目标、路径、资源等高效协同，有效解决当前两个市场单独运行存在的问题，提供科学减排方案与路径，激发全社会主动减排动力。

2020年12月，中央经济工作会议把“做好碳达峰、碳中和工作”定为2021年8大重点任务之一。青浦区作为长三角生态示范区一员，深入贯彻会议精神，积极启动碳达峰工作，多次组织产业、能源等行业部门和专家学者召开座谈会，开展头脑风暴，对如何因地制宜的科学设定碳达峰目标和碳中和路径、成为示范区中的引领者等相关问题进行深入探讨，不断强化发展的绿色导向，构建清洁低碳的“青浦模式”。一、明确思路，研究碳达峰碳中和工作路径将遵循科学性、规范性、可行性、战略性的编制原则，按照生态环境部碳达峰行动方案编制指南及上海市生态环境局相关要求，逐步建立青浦区碳排放碳吸收清单模型，明确碳达峰碳中和路线图，形成碳达峰方案及近期行动计划。二、摸清家底，开展碳排放碳吸收现状评估将成立包括政府相关部门，技术支持单位等在内的工作组，以开展调研、访谈、培训等方式，收集并掌握碳排放清单计算基础数据，进行全面评估，在此基础上列出碳排放清单。同时，通过确定核算边界、确定核算和报告的排放源、确定计算方法等系列步骤，有序开展碳排放清单计算工作，最终确定青浦区碳达峰时间及峰值预测。三、聚焦重点，以“五化”模式共筑达峰之路将针对青浦区能源、工业、环境、建筑、交通等碳减排重点领域，以产业结构化、能源清洁化、工厂低碳化、建筑绿色化、交通电动化的五化模式，研究碳达峰碳中和技术路径，形成具有青浦区特色的碳达峰碳中和技术体系和系统解决方案。同时，将大力聚焦“青浦新城”、“西岑科创中心”、“华为青浦研发中心”等区域和项目，联合企业，争取开展重点领域代表性技术应用示范，从而引领其他相关领域低碳转型升级。（青浦区生态环境局）【来源：上海市生态环境局】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星大气网讯:全国碳排放权交易市场组织架构已浮出水面，这意味着全球最大碳排放交易市场即将揭开面纱。据悉，全国碳市场交易机构将依托上海环境能源交易所(以下简称“环交所”)建设，全国碳交易注册登记系统则落户湖北。目前，全国碳排放权交易市场上线时间也已初步明确。生态环境部部长黄润秋不久前赴湖北省、上海市调研碳市场建设工作时要求，要确保全国碳市场今年6月底前启动上线交易。3月30日，生态环境部发布关于公开征求《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》意见的通知。条例提出了细化监管部门、增加风险防控、强化违约惩罚等内容，并向重点排放单位有偿分配碳排放权产生的收入，纳入国家碳排放交易基金管理。该暂行条例施行后，不再建设地方碳排放权交易市场。暂行条例施行前已经存在的地方碳排放权交易市场，应当逐步纳入全国碳排放权交易市场。《财经》记者在采访调研中了解到，随着新能源成本快速下降，带来了能源转型的可行性。当前，中国推进碳达峰、碳中和的时机较为成熟，相关规划措施应当在2021年尽快落地。其将助推中国经济转型升级，并深刻影响全球绿色发展进程和国际能源技术竞争格局。从全球气候变化角度来看，工业革命以来，人类社会的碳排放大幅上升，导致地球气温不断上升，如果不对碳排放采取严格控制，那么地球的气温还会继续加速上升，从而对人类的整体生存环境带来重大影响。对于中国自身发展而言，实现碳达峰和碳中和是在现阶段推动高质量发展的内在要求，具体体现为中国在经济运行过程中要优化产业结构和能源结构，利用绿色技术进步控制碳排放，增加碳的捕获和存储。在今年的全国“两会”上，碳达峰、碳中和被首次写入政府工作报告。业界人士认为，2021年不仅是绿色低碳经济全球竞争的元年，也是中国开启“碳中和”征程的元年。中金公司首席经济学家彭文生近日在“碳中和”媒体会上对《财经》记者表示，从宏观经济的角度来说，碳中和是一个新的约束，它会推动整个经济从生产方式到生活方式、从国内到国际、从总量到结构的深远变化。碳中和对主流经济学思维可能会带来冲击和影响，对未来的国内和国际公共政策框架也会带来影响。例如，碳排放目前还没有自由市场定价，这对主流经济学带来挑战。过去的经济学关注生产性资本，比如厂房、机器设备等，现在要加上自然资本，比如海洋、森林、清洁空气等，怎么给自然资本定价，成为新的挑战。碳减排带来短期成本和长远收益，其中关键的变量就是碳价格，由此也带来很多争议。以美国为例，当时奥巴马政府估算碳价格应该是42美元，特朗普政府认为只有7美元，这可以反映民主党政府和共和党政府在这个问题上的分歧。海通国际首席经济学家孙明春对《财经》记者表示，中国2060年要实现碳中和的话，碳交易就变成了硬性的指标，碳排放额度必须进行规划。现在国家发改委等相关部门正在做规划，测算每年能有多少排放，这个指标是要分下去的。未来全球碳价格都会涨很多，通过碳价格，给减排的企业补贴，所以它的意义非常重大。碳中和对宏观经济的多重影响“中国是世界上最大的工业国，现阶段中国碳排放大约占全球碳排放总量的四分之一。习近平总书记提出到2030年中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25％左右，这将促进中国传统能源、制造业等行业的低碳转型，并且极大地利好光伏、氢能等可再生能源。”毕马威中国首席经济学家康勇告诉《财经》记者。同时，推进能源转型和绿色发展有助于提升中国的能源安全。3月26日，第24届瑞信亚洲投资论坛发布的数据显示，中国每年的能源缺口高达9亿吨，原油的73％和天然气的42％依赖进口。近年来，包括太阳能和风电在内的新能源在中国发展迅猛，产能占全球新能源产能的35％左右。瑞信亚太区能源证券研究部主管谢颖匡对《财经》记者预测，到2030年，中国非化石能源比例将达到28％左右，超过中国此前提出的25％的目标。到2060年，新能源占一次性能源比重将从现在的17％上升至80％左右，而煤炭和石油占比将从现在的75％下降至10％左右。目前，中国每年碳排放大概是100亿吨，分别是美国和欧盟的2倍和3倍。根据中金公司估算，中国在2030年的碳排放峰值可能在108亿吨左右，这个数值是上限，实际情况可能更低一些。《财经》记者注意到，虽然国家层面碳达峰的时间点定为2030年，但是近期水泥、钢铁、建材等行业及相关企业纷纷公布了提前实现碳达峰的目标计划。例如，河钢集团和宝武钢铁分别计划于2022年和2023年实现碳达峰，大唐集团和华电集团则宣布提前5年，也就是2025年实现碳达峰。所谓绿色溢价，是指清洁能源成本和化石能源成本之差，绿色溢价越低，意味着清洁能源更容易取代传统的化石能源。未来，中国需要通过社会治理、技术进步和碳价格，来共同促进绿色溢价的下降。中金公司的研究显示，由于清洁能源行业属于制造业，具有规模经济效应，规模越大，单位成本越低。从2015年以来，中国绿色溢价显著下降，现在已经控制在20％以内。怎么来落实碳的定价机制？彭文生认为，碳税和碳市场各有优势。总体看，碳税的价格比较确定，但是它对碳减排的影响不太确定。碳市场价格波动比较大，但是它对碳减排量的影响比较确定。在促进创新方面，碳税更有利，因为它的价格比较稳定，企业可以做长时间的规划。如果价格波动大的话，不利于技术进步和创新。中金公司新能源公用事业首席分析师刘俊对《财经》记者表示，目前，中国整个电力体系都是以煤电为主的，虽然现在绿色溢价只有6％左右，但是未来即使做到平价，中国电力系统还是面临着消纳环节的问题，除了电网的硬件问题，还有软件问题，包括备用、调度、灵活响应等。“在转型过程中，电力行业的转型相对容易，更难的是非电力行业的转型。比如说，飞机如果未来使用氢能，就意味着飞机的结构和发动机都要变。一些工厂的技术、人员结构等转变也较为困难。因此，技术带来的成本下降非常重要。在消费领域，仍然需要政策引导。”刘俊说。根据中金的研究，光伏加储能是整个电力行业的主线，辅线是水电、核电、风电等。不同区域的经济性质和资源禀赋不一样，核电在部分区域有可能成为稳定的电源。在非电领域，氢能和碳捕捉是主要的解决方案，生物质在农村的采暖方面，可能会成为一条辅线。当前，为何光伏技术没有被大规模应用？刘俊认为，主要原因就是电网的消纳技术成本比较高。随着新能源的比例上升，它对储能的要求不断提升。从现在动力电池技术的进步、规模效益、成本下降等方面来看，电化学储能的成本下降预计也会非常快。谢颖匡表示，氢能现在是新能源领域的讨论热点，在交通运输行业潜力最大，预计2024年氢能汽车将迎来拐点，通过补贴和成本下降，燃料电池汽车将于2024年超越传统汽车，迎来爆发性增长。瑞信预测2025年中国燃料电池车保有量将达到约14.7万辆，2030年将达到约100万辆。瑞信的分析显示，加氢站分销环节的成本下降潜力最大，此环节利用率的提高可以大大推动固定成本摊销的降低，再加上设备成本的降低，2025年加氢站分销成本预计比目前降低70％。碳中和引致巨量投资需求清华大学气候变化与可持续发展研究院的研究表明：为实现《巴黎协定》将控制温度上升不超过1.5摄氏度的减排目标，中国需要新增投资138万亿元人民币。另据中国投资协会和落基山研究所估计，在“碳中和”远景下，中国在可再生能源、能效、零碳技术和储能技术等七项领域的投资总额将达到70万亿元人民币。根据中金公司的测算，碳中和会带来巨大的投资，总的绿色能源投资量预计将会达到60万亿元，其中光伏行业的累计装机量相当于现在的大概40倍，这是非常大的数字。刘俊表示，在碳交易市场建设方面，今年比较确定的是中国会把电力纳入碳交易市场，但八大工业什么时候进去有待观望。预计未来中国电网的结构会有比较大的改变。新能源的特点是可以分布式，每家每户都可以成为发电单元，同时也是用电单元，这样的复杂结构，和现在的能源结构不一样，未来可能出现不同的商业模式、投资场景和应用场景。根据海通国际的测算，即便从现在到2030年，中国每年GDP的增长率只有5％，2030年中国的经济规模也比现在要大63％，但是碳排放大约只能增加5％左右，这意味着中国在碳强度方面需要有大幅度的改善。从2030年到2060年，把碳排放降到零更难，需要大力发展可再生的新能源和碳捕获、碳储存技术。孙明春认为，在实现碳中和的过程中，投资机遇是很多的。比如，可再生能源的装机容量肯定是大幅度、成倍的增加。由于可再生能源的电大部分在中国的中西部，需要国家电网大规模的建设，输变电行业等也会有非常多的需求。同时，在城市里面推广节能，需要把人工智能的技术用上，包括智能电网、智能家居等都能够节约用电，并带来一系列上下游行业的影响。一些重要的行业，比如，绿色建筑如果在未来能够普及的话，也是非常有前景的领域。还有间接的投资领域，比如原材料或者大宗商品。此外，无论是责任投资、ESG还是碳中和、碳排放，都要做核算和信息披露，还要评级、请第三方做咨询，由此产生很多的服务业。瑞信公用事业和太阳能行业证券研究部分析师周天宇告诉《财经》记者，现阶段，风电和光伏的发电成本已经接近火电，在成本端不需要补贴，就能和传统能源竞争。问题在于新能源的发电稳定性稍差，因此，需要增加一些储能的成本到电力系统中。随着电池成本步入下降通道，预计储能成本有进一步下降空间，到2025年左右，有望达到新能源相对于传统能源的全系统平价。因此，一方面，中国要大力发展特高压输电，将新能源电力从偏远地区运输至沿海地区；另一方面，中国要努力发展智能电网，提高电网的蓄能灵活性，消纳更多清洁能源。从传统能源转向新能源，最大的难点在哪个环节？谢颖匡向《财经》记者强调，传统能源企业面临发展模式和战略的重大转型，但是一旦有了转型的方向，肯定可以做到。例如，欧洲的大型石油公司几年前已经开始这方面的布局，投资新能源项目。关键是企业管理层要下定决心，带领整个行业和企业的转型。和欧美国家相比，在时间维度上，欧盟大约是在2007年左右已经达到了碳排放的高点，美国在几年前也达到了碳排放的高点。对于欧盟和美国来说，从碳达峰到碳中和之间预留了大概60年的空间。但是中国从碳达峰的目标点到2060年碳中和的时间点只有30年，中国作为一个发展中国家，30年要完成从碳达峰到碳中和的过渡，难度可想而知。从效率和公平的角度而言，虽然中国现阶段的碳排放超过了欧美国家，但是如果要比较自工业革命以来累积的碳排放，欧美国家还是要比中国高很多。北大光华管理学院副教授、中信改革发展研究基金会研究员唐遥告诉《财经》记者，考虑到不同国家的经济往来，一方面，中国很多的碳排放来自于出口产品的制造，意味着生产过程中碳排放的强度超过了消费强度。因此，在未来各个国家谈判、建立统一碳关税制度过程中，要争取公平的待遇。另一方面，由于美国两党政治的特点，如果共和党执政的时候，对气候议题是非常不热衷的，因此，整个国际气候合作、碳排放合作方面肯定会有波折，甚至出现重大的挫折，中国也要对此做好预案。摩根大通中国首席经济学家朱海斌对《财经》记者表示，中美两国在气候变化的领域有合作的空间，拜登政府已经宣布重新加入巴黎协定，全球气候变化是其优先议题。中美作为全球最大的两个碳排放国家，一方面要为其他国家树立榜样，另一方面也要在制定全球规则方面进行合作。气候变化并不是中美两国的事情，而是全球的问题。其他国家也应该往这个方向走，才可能有效地遏制气候变化。碳达峰不应当全国“一刀切”截至目前，中国各个省市的税收对采矿和火电行业的依赖度不同。统计数据显示，山西的税收40％以上来自于采矿和电力行业，内蒙古30％以上，陕西20％以上。如果从化石能源转化为清洁能源，对这些地区的影响非常大，因为税收背后是就业和产出。而如果进行转型，考虑到摩擦成本，并非是轻而易举的过程。《财经》记者梳理发现，山西、内蒙古和陕西等面临较大转型压力的省份今年在“十四五”规划建议和政府工作报告中均提出了碳中和的计划和路径。其中，山西省提出，实施碳达峰、碳中和山西行动。把开展碳达峰作为深化能源革命综合改革试点的牵引举措，研究制定行动方案。推动煤矿绿色智能开采，推进煤炭分质分级梯级利用，抓好煤炭消费减量等量替代。力争非常规天然气产量达到120亿立方米。健全电力现货市场交易体系，完善战略性新兴产业电价机制。加快开发利用新能源，发展新能源储能、能源装备制造产业。内蒙古提出，大力发展新能源，推进风光等可再生能源高比例发展，壮大绿氢经济，推进大规模储能示范应用，打造风光氢储产业集群。稳步推动煤层气、页岩气、地热能、生物质能等开发利用，推进碳捕集、封存与利用联合示范应用。开展用能权、森林草原碳汇交易试点。陕西省提出，开展碳达峰、碳中和研究，编制省级达峰行动方案。积极推行清洁生产，大力发展节能环保产业，深入实施能源消耗总量和强度双控行动，推进碳排放权市场化交易。健全市场导向的绿色技术创新体系，完善绿色产业发展政策举措，推进清洁生产，发展环保产业，加快资源循环利用基地和园区绿色化改造。唐遥认为，中国各区域也存在很大的差异，东部沿海城市减排有财政的优势、技术的优势，生态涵养区和化石能源退出的地方，适宜加大碳捕获的建设，所以碳达峰的政策要落到各个地方的实际工作中。同时，中国传统能源大省面临着能源生产结构的挑战，这也是重要机遇。比如像内蒙古、山西、陕西北部和新疆等地方，本身生产很多的化石能源，也具备发展风电和光电的能力和禀赋，可以在能源生产结构方面进行大的调整。根据《财经》记者的统计，青海、西藏、广东、福建、天津、北京、海南、江苏等多个地区提出力争要在全国率先实现碳达峰，其他省份则提出要研究制定相关的行动方案。江苏、重庆、辽宁等省份还提出，要建设“近零碳”或碳中和示范园区。唐遥对《财经》记者表示，中国高质量发展需要区域间的协调发展，在碳达峰和碳中和过程中也要考虑这个问题，统筹区域，实现动态平衡，比如在青海，光电、水电、风电占的比重比较高，化石能源比较低，有优势的地方可以率先实现碳达峰或者是碳中和。在东部有一些基础优势的地方，发挥自身优势，争取尽早实现碳达峰，为其他对于碳达峰既缺乏资源禀赋，又缺乏技术实力的地方腾出时间和空间，而不是要求“一刀切”。“建立一个生态补偿机制，在碳达峰这个问题上也具有很重要的指导意义，包括：第一，从政府层面可建立财政转移支付的制度，对于承担生态功能的区域给予财政上的支持。第二，利用市场化手段加速碳市场的建设。”唐遥说。碳排放可以被看作是生活和生产活动中的负外部性，产生了对环境不友好的影响。唐遥强调，碳达峰、碳中和的协调推进，必须要依靠市场和政策的两条腿，不能倚重一个政策。第一，要尽量发挥市场化的应对手段，例如，碳排放市场的建设需要进一步的完善和推广。第二，发挥多种政策的效果，比如说发改委、科技部等政府部门可以调整能源结构、产业结构，对能源效率进行强制性的约束；财政资金支持绿色发展相关项目，研究碳减排相关税收制度。第三，从金融角度来说，引导资金流向绿色发展区域，开发一些绿色金融产品。根据《中国责任投资年度报告2020》，2020年三季度末，本外币绿色信贷余额大约是11.55万亿元。除了绿色信贷，泛ESG公募基金占市场所有股票型基金和混合型基金规模的比例相比去年6月30日提升了18％，占比由1.83％提升至2.16％，增长速度比较快。中国责任投资论坛（China SIF）理事长郭沛源告诉《财经》记者，中国目前碳市场的规模还是比较小。从2013年到现在累计的交易额不到100亿元。碳市场目前还是现货市场，没有相应的金融衍生品，未来应该推出创新产品，包括碳信用抵质押融资、碳市场连接债券等。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

钢铁碳达峰、碳中和项目可行性研究报告-钢铁行业吨毛利有望迎来扩张前言：钢铁行业“碳达峰”、“碳中和”呼之欲出2030 年前“碳达峰”、2060 年前“碳中和”目标明确。2020 年 9 月，中国政府向国际社会宣布，将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。而 2020 年 12 月 16 日至 18 日在北京举行的中央经济工作会议则确定，2021 年要做好碳达峰、碳中和工作。抓紧制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰。钢铁行业“碳达峰”、“碳中和”工作方案呼之欲出，将确保 2021 年实现钢铁产量同比下降。2021年 1 月 26 日，工信部新闻发言人、运行监测协调局局长黄利斌在国新办新闻发布会上介绍，钢铁压减产量是我国完成碳达峰、碳中和目标任务的重要举措，工信部将结合当前行业发展的总体态势，着眼于实现碳达峰、碳中和阶段性目标，逐步建立以碳排放、污染物排放、能耗总量为依据的存量约束机制，研究制定相关工作方案，确保 2021 年全面实现钢铁产量同比的下降。未来钢铁行业冶炼能力或将大幅压缩。国务院新闻办公室于 2021 年 3 月 1 日举行新闻发布会，工业和信息化部部长肖亚庆，工业和信息化部党组成员、总工程师田玉龙介绍工业和信息化发展情况，并答记者问。肖亚庆表示，钢铁产量主要从节能减排方面看，冶炼能力要大幅压缩，当然压缩多少、量多少，工业和信息化部也正在配合国家有关部门在制定规划。2 必要性：为什么要推动钢铁行业碳达峰和碳中和？1.1 目的 1：钢铁行业是碳排放大户，有利于缓解国际压力钢铁行业是全球以及国内碳排放总量最大的行业之一，其面临的碳排放问题不容忽视。从全球碳排放分部门来看，根据世界绿色建筑委员会（World Green Building Council）发布的《2018 GlobalABC Report》以及 IEA 数据，2018 年水泥、钢铁和电解铝行业碳排放合计约占全球总碳排放的22.7%，其中钢铁仅次于水泥，占比高达 10.1%。从国内碳排放分部门来看，根据中国经济导报于2020 年 10 月 14 日发表的《钢铁行业是落实碳减排目标的重要责任主体》一文，冶金工业规划研究院党委书记、总工程师李新创在接受中国经济导报记者采访时提到，中国钢铁行业碳排放量占全球能源系统排放量的 8%左右，中国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的 15%左右，是碳排放量最高的制造业行业。全球分部门的碳排放占比中国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的 15%左右钢铁行业碳排放主要集中于长流程的高炉和烧结工序，电炉短流程碳排放强度较低。根据中国金属学会 2018 年 8 月 3 日发布的《钢铁工业 CO2 排放的计算须科学》一文，在德国蒂森克虏伯钢铁公司提出的长流程钢铁工业各工序 CO2 排放中，高炉、烧结、炼钢、焦化、轧钢加工和发电碳排放占比分别为 73.6%、11.5%、8.7%、4.4%、1.7%和 0.1%，可见钢铁行业碳排放主要集中于长流程的高炉和烧结工序。另外，根据政府间气候变化专门委员会（IPCC）发布的《2006 年国家温室气体清单指南》，在长流程钢铁生产环节，吨钢碳排放强度约为 1.46 吨 CO2/吨钢，而电炉吨钢碳排放强度约为 0.08 吨 CO2/吨钢，可见电炉短流程碳排放强度相对长流程更低。2020 年中国粗钢产量约占全球总产量的 56%，长流程高炉生铁占比达 68.4%，减排国际压力较大。根据世界钢铁协会发布的《2020 年全球钢铁行业年鉴》，2020 年全球粗钢产量达 18.64 亿吨，同比下降 0.9%。其中中国粗钢产量达到 10.53 亿吨,同比增长 5.2%，产量占全球粗钢产量的56.5%。同时，2020 年全球高炉生铁产量为 12.99 亿吨，同比下降 0.58%。其中中国高炉生铁产量同比增长 4.26%至 8.88 亿吨，占比达 68.4%1.2 目的 2：一石二鸟，进一步压制铁矿石价格，重塑利润分配2020 年以来国内粗钢产量增速高居不下导致铁矿石价格大幅上涨，严重压制国内钢材吨钢毛利水平。经过 2016 年以来钢铁行业“去产能”后，国内合规钢铁产能通过提升产能利用率的方式弥补“地条钢”取缔后的供给缺口。同时，在房地产、基建和制造业需求带动下，国内粗钢产量同比增速高居不下。根据国家统计局统计数据，2020 年国内粗钢产量达 10.53 亿吨，同比增长 5.2%。国内粗钢产量高增长带动铁矿石价格大幅上涨。根据 Wind 数据，2021 年 2 月澳大利亚 PB 粉矿价格达到 1123 元/吨，同比大幅上涨 78%。在此情况下，国内钢材吨钢毛利水平受到严重压制。根据钢联数据，2021 年 2 月国内螺纹钢、热轧卷板吨钢毛利分别为-82、16 元/吨，而 2020 年同期分别为 316、142 元/吨。国内粗钢产量同比增速2020 年来铁矿石价格大幅上涨压制钢材吨钢毛利水平国内铁矿石对外依赖度超 80%，巴西和澳大利亚四大矿山寡头垄断。根据海外总署统计数据，2020年国内铁矿石进口量高达 11.7 亿吨，约占国内铁矿石表观消费量的 82%，对外依赖度极高。而全球铁矿石供给端形成了以巴西和澳大利亚四大矿山寡头垄断的格局。根据各公司年报以及世界钢铁协会数据，2020 年全球铁矿石产量为 22.21 亿吨，其中巴西淡水河谷、澳大利亚必和必拓、力拓和 FMG 铁矿石产量分别为 3.00、2.55、2.86、2.08 亿吨，合计占比高达 47%。投资建议：碳达峰与碳中和，钢铁板块或迎来系统性投资机会碳达峰、碳中和或将对中国乃至全球钢铁行业产生极其深远的影响，或将比肩上一轮供给侧结构性改革。钢铁行业是全球碳排放的主要工业部门之一。中国作为全球最大钢铁生产国，钢铁行业尽快实现“碳达峰”、“碳中和”或不可避免。短期看，通过“去产量”等方式实现钢铁行业“碳达峰”将重塑钢铁上下游产业链利润分配，对大宗商品价格趋势产生重要的影响；中长期看，通过产能转移以及长短流程切换等方式实现钢铁行业“碳中和”将极大改变全球钢铁行业的供需格局，其影响或不亚于上一轮供给侧结构性改革，因此有必要对钢铁行业“碳达峰”、“碳中和”政策路径和时间节点进行紧密跟踪研究。若“去产量”、“碳达峰”措施落实，钢铁行业吨毛利有望迎来扩张，且波动性将被平抑，上市公司估值水平或将提升。根据前文分析，若“碳达峰”措施短期内落实，在全球经济复苏背景下，国内粗钢产量同比负增长将提振钢价、压制矿价，钢企吨钢盈利有望迎来扩张。另外，由于粗钢产量得到控制，钢企吨钢盈利的波动性有望得到一定程度的平抑，从而有利于上市钢企估值水平的提升。“碳达峰”或将有利于吨钢碳排放强度、吨能耗较低的上市公司，而“碳中和”或将有利于短流程钢企及电弧炉相关配套耗材企业。根据前文分析，若“碳达峰”措施短期内落实，将有利于吨钢碳排放强度、吨能耗较低的上市公司，建议关注宝钢股份、华菱钢铁、方大特钢等；而中长期看，“碳中和”或将有利于国内短流程钢企发展，电弧炉相关配套耗材企业有望受益。钢铁行业“碳达峰”、“碳中和”逻辑示意图钢铁碳达峰、碳中和项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1钢铁碳达峰、碳中和项目背景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钢铁碳达峰、碳中和项目提出的背景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：钢铁碳达峰、碳中和项目申请报告钢铁碳达峰、碳中和项目建议书钢铁碳达峰、碳中和项目商业计划书钢铁碳达峰、碳中和项目资金申请报告钢铁碳达峰、碳中和项目节能评估报告钢铁碳达峰、碳中和行业市场研究报告钢铁碳达峰、碳中和项目PPP可行性研究报告钢铁碳达峰、碳中和项目PPP物有所值评价报告钢铁碳达峰、碳中和项目PPP财政承受能力论证报告钢铁碳达峰、碳中和项目资金筹措和融资平衡方案