环保公用行业2023年度投资策略：国家安全与自主可控下，能源安全、低碳发展、科技创新三条主线大有可为

0环保公用2023年度投资策略：国家安全与自主可控下，能源安全、低碳发展、科技创新三条主线大有可为环保公用组分析师：姓名：李骥资格编号：S0120521020005邮箱：liji3＠tebon.com.cn2022年11月22日证券研究报告| 行业年度策略联系人：姓名：郭雪邮箱：guoxue＠tebon.com.cn 1核心看点：行业逻辑：三条主线能源安全-低碳发展-科技创新•核心结论：•1.能源安全：国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进稳定传统能源生产；保障进口油气供给安全；实施多能互补，提升可再生能源消费比重；提高能源科技水平，加快能源科技创新合作；完善能源发展体制机制。建议关注方向：储能、氢能、新能源（风光、核电）、火电灵活性改造、虚拟电厂以及天然气贸易2.低碳发展：高度关注环境与可持续发展，绿水青山就是金山银山我国能源强度大，单位GDP碳排和能耗水平远高于美国、欧洲、日本等发达国家和地区，具有较大的减排空间。建议关注方向：再生资源（动力电池回收、塑料回收）、盐湖提锂、甲烷减排、生物柴油•3.科技创新：科技有支撑，推动能源效率提升，关键环节自主可控亟需加强核心技术与产品的自主研发，逐步降低对进口技术与产品的依赖程度，切实提升科技对能源行业的关键技术支撑作用。建议关注方向：高端节能装备、国产替代•风险提示：国际局势动荡；政策推进不及预期；项目推进不及预期；市场竞争加剧；新冠肺炎疫情影响的风险 2请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。0102030405能源安全低碳发展科技创新投资建议目录CONTENTS风险提示 3请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。01能源安全国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进•储能•氢能•火电灵活性改造•虚拟电厂•天然气贸易 4储能-政策推动储能行业快速发展政策频出助力新型储能，电化学储能大有可为随着我国碳达峰、碳中和目标的提出，以新能源为中心的非石化能源将逐渐占据主体地位。由于可再生能源发电的波动性、间歇性和不可预测性，其消纳问题以及对电力系统的安全稳定等带来挑战。多省地方政府及电网公司提出新能源配储的发展政策，从鼓励和引导新能源发电配备储能系统，到现在部分省出台文件强制新能源配储，储能行业未来空间巨大。图表：各省强制配储政策 5根据CESA数据，截至2021年底，我国储能项目累计装机规模43.44GW,同比增长22%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为37.57GW，占总装机的86.5%。电化学储能项目位列总累计装机规模第二，为5117.1MW，占比11.8%，在发电侧、电网侧和用电侧均有应用。2021年，我国新增储能装机规模7397.9MW，其中抽水蓄能新增装机规模5262.0MW，占比71.1%；电化学储能新增装机装机1844.6MW，占比24.9%；压缩空气储能新增装机规模190.0MW，占比2.6%；蓄冷蓄热新增装机规模100.0MW，占比1.4%。资料来源：CESA《2022储能产业应用研究报告》，德邦研究所图表：截至2021年底累计装机规模（%）资料来源：CESA《2022储能产业应用研究报告》，德邦研究所图表：2021年新增储能装机规模（%）储能-电化学储能大有可为 6当前较为成熟的储能形式主要为抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能存在地理条件的制约，并且对生态环境也会造成一定程度的破坏。电化学储能突破了选址的限制，并且具备极高的效率，所以电化学储能将成为当前最具潜力的具备大规模发展能力的储能方式。并且受益于新能源汽车产业的发展，锂离子电池成本下降迅速，电化学储能将迎来快速发展阶段。根据CESA数据，2021年，我国电化学储能技术中，锂离子电池储能技术新增装机规模1830.9MW，占比高达99.3%；铅蓄电池储能技术新增装机规模2.2MW；液流电池储能技术新增装机规模10.0MW；其它电化学储能技术新增装机规模1.52MW。随着风光配储的持续推进，高效灵活的电化学储能方式势必迎来新春。《储能产业研究白皮书（2021年）》基于保守场景和理想场景分别对电化学储能市场规模进行测算。数据显示，保守估计下，2021年至2025年，电化学储能累计规模复合增长率为57.4%，2025年累计装机规模将达到35.5GW。在理想条件下，2024到2025年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到32.7GW和55.9GW。资料来源：CESA《2022储能产业应用研究报告》，德邦研究所图表：电化学储能累计装机资料来源：CESA《2022储能产业应用研究报告》，德邦研究所图表：电化学储能新增装机储能-电化学储能大有可为资料来源：储能产业研究白皮书，德邦研究所图表：保守/理想场景下电化学储能累计投运规模（MW） 7电化学储能的产业链分为由储能电池系统、能量管理系统、储能变流器以及其他软硬件系统的设备提供商为主要环节的上游，以储能系统集成和储能系统安装为主要环节的中游以及以工商业、电网、电站为主要应用场景的下游。储能系统集成：储能系统集成是一种根据终端需求将电池组、电池管理系统、能量管理系统和储能变流器等多个设备及配套设施进行整合并优化设计用于各场景的储能系统服务。储能变流器（PCS）：可控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电，实现电池储能系统直流电池与交流电网之间的双向能量传递等功能。储能-电化学储能全产业链蓄势待发能量管理系统（EMS）：作为储能系统决策中枢的“大脑”，可以实现数据采集及分析、网络监控、能量调度等功能，将多个主要部件集成为一个完整系统。电池管理系统（BMS）：主要负责智能化管理及维护各个电池单元，监控电池的状态，防止电池出现过充电和过放电，同时也能监测温度等关键参数来延长电池的使用寿命。图表：化学储能产业链资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所 8氢能-未来能源变革的关键组成氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来CO2排放总量的快速上升。全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，因此，“清洁、低碳、安全、高效”的能源变革是大势所趋。氢作为清洁的二次能源载体，可以高效转化为电能和热能。氢气需求量大，应用领域广泛根据中国氢能联盟预测，到2030年，我国氢气在终端能源消费中占比约为5%；到2060年，我国氢气在终端能源消费中的占比约为20%，可再生能源制氢产量约为1亿吨。氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。图表：化石能源仍是我国能源供应主导（“十三五”末我国能源结构）图表：2020-2060年中国氢气需求量预测（单位：万吨）图表：2060年中国氢气需求结构 9氢能-世界各国积极制定氢能战略，可再生能源制氢成发展重要方向•世界主要国家积极发展氢能推动技术进步、实现深度脱碳预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。•可再生能源制氢成为世界各国的发展方向各国在实现制氢减排的具体路径上存在差异：到2030年左右，以实现深度脱碳为主要驱动力的欧洲国家普遍确立可再生能源制氢的优势地位；而以实现能源安全为主要驱动力的日本，国内居民端氢能应用体系仍将基于现有化石能源基础设施部署，韩国也计划逐步由天然气制氢过渡为可再生能源制氢；而美国和澳大利亚，根据本国技术能力和氢能战略目标的不同，分别采取技术中立与可再生氢优先的战略。到2050年左右，几乎所有国家都将可再生能源制氢作为主导的制氢方式，欧洲甚至将可再生能源制氢作为唯一的氢源选择。图表：各国当前氢能战略主要目标图表：主要国家/地区氢源过渡情况 10氢能-聚焦未来：绿氢开启万亿氢能赛道图表：政策支持绿氢产业发展图表：2012-2021年全国电力装机结构占比变化•绿氢是发展氢能的初衷发展氢能就是为了能源的“去碳化”，只有通过无碳能源生产“绿色的氢”，才能实现这一目标。电解水制氢是目前工业化应用的制氢技术中接近零碳排放的制氢技术。•电力系统脱碳为绿氢制备提供契机风能、太阳能将在2030年以后成为主要的非化石能源品种，2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%，2060年进一步提升至31%和21%。•绿氢需求爆发，我国氢能产业将达万亿级别随着全球碳减排的力度加大，氢能尤其是绿氢的需求将不断提高。中国氢能联盟预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨/年，按照一公斤氢气价格20元计算，我们预计2050年氢能年产值将达1.2万亿元。 11氢能-主要电解水制氢技术路线解析图表：碱性水电解工艺流程图表：PEM电解工艺流程•目前国内电解水制氢的主要技术有碱性水电解、PEM（质子交换膜）电解两种碱性水电解：碱性电解技术是目前发展最成熟的电解水技术。碱性电解水制氢的基本原理：在电流作用下，水通过电化学反应分解为氢气和氧气，并在电解池的阴极和阳极析出。PEM电解：技术目前处于市场化早期，其主要部件包括具有质子交换能力的聚合物薄膜和分别与电解质薄膜两侧紧密连接的阴阳极催化层。图表：电解水制氢技术和特性比较图表：碱性水电解制氢的原理图表：PEM电解水制氢的原理 12火电灵活性改造-解决新能源消纳的重要方式调峰能力不足是影响新能源消纳水平的最重要因素：系统调峰能力不足和传输容量受限是造成弃风弃光的主要原因。根据西北能源监管局发布的《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，2020年西北区域各省(区)存在较为严重的弃风弃光，其中传输容量受限导致弃风弃光占比已经很小，调峰能力不足影响则愈加严重。因此为保障新能建设，维持弃风弃光率在合理范围，“十四五”期间，国家亟需通过加大调峰能力建设投入，来持续推动消纳水平的提升。图表：西北区域各省（区）弃风弃光原因模拟结果对比资料来源：西北能源监管局，《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，德邦研究所整理我们对比了目前我国各类发动装机容量及各类电源调峰技术特点：图表：各类电源调峰技术特点的对比资料来源：国家统计局，北极星火力发电网，德邦研究所整理 13火电灵活性改造-深度调峰具有显著经济性煤电机组灵活性改造后进行深度调峰具有显著经济性：根据《储能的度电成本和里程成本分析》以及《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，采用煤电深度调峰的单位发电成本为0.05元/度，抽水蓄能的单位发电成本为0.06元/度，采用磷酸铁锂电池的单位发电成本为1.13元/度，采用煤电进行深度调峰成本最低。降低最小出力，增加调峰幅度是火电灵活性改造最广泛和最主要的目标：对比国外领先水平，国内火电机组最小出力仍有很大优化空间。目前煤电机组最小出力为50%-60%，供热机组在冬季供热期最小出力仅为75%-85%，目前国内试点项目经过灵活性改造后最小出力为30%-35%，供热机组在供热时最小出力为40%-45%。而从海外经验来看，丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国则为25%-30%，因此与国际领先水平相比，我国火电机组最小出力仍然有很大的优化空间。图表：国内外煤电机组灵活性改造前后最小出力对比资料来源：《天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比》，《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，德邦研究所整理图表：各类有偿调峰方式的单位发电成本0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.00单位发电成本（元/千瓦时）资料来源：中电联，《煤电机组灵活性运行政策研究》，德邦研究所整理 14请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。资料来源：《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》潘尔生等著，北极星电力网，德邦研究所整理火电灵活性改造进程逐步深入火电灵活性改造可分为三个阶段：1）运行管理优化阶段：资产性投入较少，重点从管理和运行上寻找潜力；2）控制系统优化阶段：加大灵活性改造投入，对于热电联产机组，多种蓄热装置投入使用