（原标题：论能源革命的核心：降本和提效）
作者：招商策略
核心观点
·煤炭中期占主导地位，实现绿色开采与应用。煤炭是我国的主导能源，中期看占绝对份额，通过科技进步实现煤炭安全、高效、智能、绿色开采和清洁高效利用是我国煤炭工业高质量发展的方向，在生产端，智能矿山技术提高了煤炭开采效率，减少了煤炭开采过程中的损耗；在应用端，煤制氢技术的进步降低了二氧化碳的排放，为煤炭清洁高效利用提供了有效的技术支撑。
·动力电池装机量远超预期，行业景气度维持高位。正极材料升级是提升动力电池能量密度的突破口，高镍化，低钴化，单晶化的三元正极同时兼备高能量密度和安全性，是三元正极的升级方向；磷酸锰铁锂正极独特的双电压平台以及高能量密度是磷酸铁锂正极新的发展方向；负极石墨化工艺的连续法和箱式法有效降低了能耗和原材料用量；4680圆柱电池是平衡降本和续航的最优解，具有结构简单，能量密度高的优点，刀片电池则具有能量密度高，安全性高的优势；换电模式和快充模式有效缓解了电动车里程焦虑。
·光伏发电成本稳步下降，光电转换效率不断提升。硅料环节，硅烷流化床法生产的颗粒硅具有效率高，能耗低，二氧化碳排放少等优势；硅片环节的单晶代替多晶，硅片大尺寸化和薄片化将会有效降低成本，提升效率；电池片环节的趋势是N型电池替代P型电池，以N型PERT、TOPCon、HJT和IBC为代表的的N型电池可以有效提高光电转换效率；组件环节的半片和双面组件技术可以有效降低企业成本和提升组件功率。
·风电成本大幅下降，风电进入平价时代。风机大型化可以有效降低风电成本，是未来风机的发展方向，碳纤维叶片则可以解决风机大型化的尺寸和重量难题，提升风电整体经济性，除此之外规模效应也可以有效降低风电成本。
·“双碳”目标下，氢能迎来新的机遇。制氢环节，电解水制氢是未来的发展方向；储运氢环节，大规模液氢储运有望实现民用化；加氢环节，政策补贴带来的规模化是加氢站成本下降的关键性驱动因素；氢燃料电池整车环节，氢燃料电池系统和储氢系统价格下降以及政策补贴发力是整车降本的主要驱动因素。
·第四代核电站技术增强核能安全性，提升发电功率。核电的应用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替代水，解决对水的依赖问题；在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料的总量。
·风险提示：技术进步不及预期、政策推广不及预期、上游原材料价格变化、新冠疫情扩散
目录
01
第三次能源革命正式开启
能源领域的第一次革命是人类有意识地使用和掌握人工火。从自然火的利用到收集、保存和利用人工火标志着人类生产和生活的第一次实践。人类彻底摆脱了茹毛饮血的原始生活，迈向了文明社会。木材、秸秆等柴薪能源由于易获取、易燃烧、易运输等特点成为人类社会生产和生活的主要能源，人类从此迈进了植物能源时代。
能源领域的第二次革命是化石能源替代植物能源成为新的主导能源。第二次能源革命受工业革命驱动，化石能源替代植物能源成为新的主导能源，人类社会正式步入化石能源时代。化石能源时代可以分为煤炭能源时代和油气能源时代两个阶段：煤炭能源时代以18世纪中期瓦特对蒸汽机的改良引发第一次工业革命为标志，蒸汽机的广泛使用一方面提高了煤炭开采的规模和效率，另一方面，煤炭的规模化开采和利用反过来为蒸汽机提供了源源不断的动力推动了工业化的发展；工业革命和能源革命交织在一起推动成就了英国的“日不落帝国”地位。内燃机的发明和电的发现将第二次能源革命推向高潮，开启油气资源时代。石油更高的热值和效能使得内燃机较蒸汽机更轻便，更高效，推动了汽车、飞机、轮船等交通运输工具的飞速发展，推动了石油产业和石油化工产业的发展。电器的广泛应用是第二次工业革命的最显著的特征，人类从一次能源利用转向二次能源的利用，电力成为新的能源，推动人类社会进入油气能源时代。率先进行的第二次工业革命和能源革命的美国经济得以快速发展，美国超过英国成为世界经济强国，随后又成为世界霸主。
02
煤炭
1.煤炭中期占主导地位，实现绿色开采与应用
煤炭是我国的主导能源，中期看占绝对份额。煤炭是我国一次能源中最经济、可靠的能源，长期以来，煤炭产量与消费量分别占我国一次能源生产和消费总量的70％和60％以上，我国能源结构的基本特征是“富煤、贫油、少气”，根据国家统计局，2020年我国煤炭消费量占能源消费总量的56.8％，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占比仅24.3％，虽然当前新能源快速发展，但中期看煤炭在我国能源结构中仍占据绝对份额。
科技进步实现煤炭资源的清洁高效利用。通过科技进步实现煤炭安全、高效、智能、绿色开采和清洁高效利用是我国煤炭工业高质量发展的方向，在生产端，智能矿山技术提高了煤炭开采效率，减少了煤炭开采过程中的损耗；在应用端，煤制氢技术的进步降低了二氧化碳的排放，为煤炭清洁高效利用提供了有效的技术支撑。
2.降本提效驱动因素：智能煤矿和煤制氢
2.1.智能煤矿
国家高度重视煤矿智能化建设，政策顶层设计不断完善。我国采煤技术经历了人工炮采、普通机械化开采、综合机械化开采和目前的智能化开采4个主要阶段，煤矿智能化是新发展阶段煤炭行业高质量发展的必由之路。我国煤矿智能化发展可分为四个阶段：（1）20世纪90年代，单机自动化阶段；（2）21世纪初，综合自动化阶段；（3）2010年至今，局部智能化阶段；（4）未来，透明矿井4.0时代。2020年2月，国家发展改革委、国家能源局等八部委联合发布了《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，吹响了煤炭工业向智能化进军的冲锋号，标志着煤炭工业迈进了实现智能化的新阶段。国家首批示范建设煤矿70％以上将于年底前建成，预计2023年底前全部完成建设，以点带面带动全国近400座煤矿开展智能化升级改造，目前已建成智能化采掘工作面813个，减人增安提效的效果日益显现，并在去冬今春煤炭安全增产增供中发挥了重要作用。
智能煤矿是煤炭工业高质量发展的重要支撑。智能煤矿对实现煤矿减人增安提效、促进能源低碳转型具有重要意义。智能煤矿将人工智能、工业物联网、云计算、大数据、机器人、智能装备等与现代煤炭开发利用深度融合，形成全面感知、实时互联、分析决策、自主学习、动态预测、协同控制的智能系统，实现煤矿开拓、采掘（剥）、运输、通风、洗选、安全保障、经营管理等过程的智能化运行，对于提升煤矿安全生产水平、保障煤炭稳定供应具有重要意义。信息化、数字化是煤矿智能化的基础和基本特征，是从不同视角对其主要技术特性的表征。煤矿智能化建设基础是要依靠海量传感器对井下环境、设备以及人员进行实时感知。传统无线通讯、传输技术无法同时满足海量传感器的实时接入，一直制约着井下传感网络的建设。随着5G技术的快速发展，以其大带宽、低延时和广连接三大技术优势，深度契合了煤矿智能化全面感知网络的技术需求。5G技术与大数据和云计算结合，将非实时的数据上传到云端，对数据价值进行深度挖掘，将实时性强的数据下沉到设备端，降低数据传输与解算时延，为煤矿智能化运行提供了强有力的支撑。
煤矿智能化要重点建设十大智能应用系统，分别为综合管控系统及大数据平台、地质保障及4D-GIS动态信息系统、5G高速通信网络及精准位置服务系统、巷道智能快速掘进系统、工作面智能协同控制系统、主煤流及辅助运输智能系统、井下环境感知及安全管控系统、固定场所无人值守智能管理系统、煤矿智能选煤系统、智慧园区与经营管理系统，其中前3个系统属于煤矿总体基础平台，第4、第5、第6个系统属于井下采掘运系统，第7、第8个系统属于井下安全系统，第9、第10个系统属于煤矿辅助保障系统。
智能煤矿市场空间有望达到1200亿元。中国煤炭工业协会数据显示，截至2020年底，我国共有煤矿数量约4700处，其中年产120万吨以上的大型煤矿1200处左右（产量占全国的80％左右）。根据规划，“十四五”期间将淘汰一批落后煤矿（预计以小型煤矿为主），到“十四五”末全国煤矿数量将控制在4000处左右。根据产业链调研，假设煤矿智能化建设平均单矿投入1亿元以上（其中基础设施5000万元，智能化设备3000万元，智能化系统2000万元），以全国4000处煤矿计算，对应煤矿智能化总市场空间约4000亿元。根据《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，到2025年，大型煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化，按照全国年产120万吨以上的煤矿1200处计算，“十四五”期间煤矿智能化市场空间约1200亿元。
2.2.煤制氢
煤制氢的主要技术路线是煤的气化，是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，气化剂为水蒸气或氧气（空气），气体产物中含有氢气等成分，其含量随不同气化方法而异，利用变压吸附（PSA）技术可将其提纯到燃料电池用氢要求。传统的煤制氢过程会排放大量的二氧化碳，不符合低碳化要求，并且制取的氢气中还有硫磷等吸附性杂质，检测难度较高。
煤制氢适合大规模集中制氢。煤制氢需要使用大型气化设备，前期设备投资成本较高，单位投资成本在1~1.7万元/（Nm3/h），因此只有通过大规模集中制氢才能降低生产成本；此外，煤制氢成本还受煤炭价格影响，在煤炭价格为200~1000元/吨时，煤制氢成本约为6.77~12.14元/kg；因此煤制氢只适合中央工厂集中制氢，不适合分布式制氢。
超临界水煤气化技术有望成为未来煤制氢技术路线。传统的煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气体中一氧化碳，二氧化碳等体积分数高达45~70％。新型的煤制氢技术以超临界水煤气化技术为代表，利用超临界水（温度≥374℃，压力≥22.1MPa）作为均相反应媒介，具有氢气组分高，气化效率高，污染少等优点，但是目前尚未实现产业化。
03
动力电池
1.动力电池装机量远超预期，行业景气度维持高位
新能源汽车景气度远超预期，动力电池装机水涨船高。根据高工产业研究院（GGII）数据统计显示，2021年中国新能源汽车销售约302.9万辆，同比增长143％；动力电池装机量约139.98GWh，同比增长128％（数据不含整车及动力电池出口部分）。其中，乘用车领域装机122.74GWh，占总装机电量的比例87.7％，同比增长169％，涨幅高于整体；新能源客车领域装机10.01GWh，同比下降18％；新能源专用车领域装机7.24GWh，同比增长88％。
动力电池企业装机市场高度集中，企业竞争进一步加剧。2021年动力电池装机电量TOP10企业装机总电量128.4GWh，占整体装机电量的比例为91％，与2020年基本持平，但装机排名发生了较大变更。2021动力电池装机量排名TOP10依次为宁德时代、比亚迪、中创新航、国轩高科、LG化学、时代上汽、孚能科技、蜂巢能源、亿纬锂能、瑞浦能源。相较2020年，2021年动力电池企业竞争加剧，除宁德时代、比亚迪稳居前二外，其余排名座次出现了较大波动。如中创新航在2020年第4的基础上更上一层楼，稳居第3，蜂巢能源由2020年第13蹿升至第8，LG化学则由2020年第4退居至第5等。
按照电池材料分类，磷酸铁锂电池装机量增速远高于三元电池。2021年磷酸铁锂电池装机量为65.37GWh，同比增长204％，增速远高于三元电池的87％。磷酸铁锂电池在过去一年的高速增长主要受两大因素驱动：一方面包括ModelY、Model3、比亚迪汉及宏光MiniEV等装配磷酸铁锂电池的现象级车型带动，另一方面，磷酸铁锂电池已经获得奔驰、大众、雷诺、现代等一批国际主机厂的青睐，成为其入门级电动车电池配套的重要选择。预计2022年磷酸铁锂电池有望与三元电池分庭抗礼，成为影响动力电池装机排名的重要变量。
按照电池形状分类，圆柱电池2021年增速不及预期。继特斯拉“转舵”宁德时代方形电池后，2021年，圆柱电池年度装机量约8.69GWh，同比增长10％；方形动力电池装机量约120.99GWh，同比增长143％；软包动力电池装机量约10.30GWh，同比增长155％。
2.降本提效驱动因素：材料升级，工艺升级，结构升级和模式升级
能量密度、充放电倍率、循环寿命、安全性、一致性和可靠性等指标是动力电池的核心指标。通常情况下，动力电池的各种性能指标之间往往存在矛盾，例如提高电池能量密度往往会降低电池一致性，提高快速充电性能往往会降低电池寿命，提高功率往往会牺牲电池能量密度；因此，在技术升级过程中需要综合考虑多方面因素，平衡电池各项指标，做出系统最优化选择。
安全性是动力电池最核心的指标，在电池各项指标中处于基石地位。安全性测试结果可以反应意外情况下动力电池自燃的可能性及破坏程度，现阶段针对动力电池的安全性测试包括针刺、过热、过充、短路等。
能量密度是动力电池最重要的性能指标。在整车重量给定、正常工况行驶的情况下，电池的能量决定新能源汽车的续航里程，电池能量（Wh）等于能量密度（Wh/L）乘以电池体积（L），或者比能量（Wh/kg）乘以电池质量（kg）。由于新能源汽车生产商在某特定车型中要严格控制电池在车身中所占空间，因此在动力电池体积一定的情况下，采用能量密度越高的电芯，电池的能量越高，续航里程也就越长。电芯的能量密度称为单体能量密度，在电芯PACK成组后，整体的能量密度会有明显下降，该能量密度称为系统能量密度，我国从2017年开始将动力电池系统能量密度指标纳入补贴考核范围，用以推动动力新能源汽车及动力电池行业技术发展。
一致性是动力电池规模化生产以及稳定运行的重要指标。由于电池系统中串并联的单体电芯个数很多（18650圆柱电池的电芯多达5000~7000只），假如众多单体电芯在内阻等方面不能保持高度一致，在相同电流流过时，内阻大的电芯就会发热，进而发生爆炸等安全事故。另一方面，由于电池系统的能量和寿命存在短板效应，即由系统中能量最小、寿命最短的电池决定。因此在动力电池研发生产过程中，不仅要在实验室生产出高能量密度的电池，还要保证生产电池的一致性较强，才能满足车企对电池的要求。
2.1材料升级：高镍三元正极和磷酸锰铁锂正极
正极材料升级是提升动力电池能量密度的突破口。动力电池电芯的能量密度取决于正极克容量、负极克容量、以及正负极电势差，通过提升正负极克容量、电势差可直接提升能量密度；由于正极材料克容量普遍低于负极，所以改变正极材料性能对于电池能量密度提升作用显著。当前阶段，高镍三元正极和磷酸锰铁锂正极是动力电池正极材料升级的方向。
2.1.1三元正极:正极材料高镍化，低钴化和单晶化
三元正极电池（NCM）具有能量密度高、成本低的优势。三元正极包含镍钴锰三种金属元素，根据三种元素比例的不同，三元正极电池可以分为NCM333、NCM523、NCM622和NCM811型。镍钴锰三种金属元素自身的属性决定了三元正极电池的不同性能指标：
（1）镍是电池活性元素，可以提高新增材料的体积能量密度，是电池能量密度的关键指标，但镍含量高的三元材料会导致锂镍混排，从而造成锂的析出；
（2）锰有良好的电化学惰性，能够使材料始终保持稳定的结构，可以降低材料成本、提高材料安全性和结构稳定性，是电池热稳定性的关键指标，但过高的锰含量会破坏材料的层状结构，使材料的比容量降低；
（3）钴可以稳定材料的层状结构，同时可以提高材料的循环和倍率性能，是电池性价比与可循环性的关键指标；但过高的钴含量会导致实际容量降低，而且钴价格昂贵并对环境造成污染。
高镍化，低钴化和单晶化是三元正极的升级方向。动力电池的设计需同时兼顾电池容量和材料成本，高能量密度和低成本的动力电池是最理想化的产品，也是未来动力电池长期技术升级的方向。镍作为三元正极材料中是活性物质，增加镍含量可增多可反应电子数、增强正极材料活性与放电比容量，从而有效提升电池能量密度；钴有助于提高电导率和倍率性能，高镍低钴化使得电池比容量提升，但安全性和倍率性能减弱；单晶因为内部排列取向一致，不存在晶界，因此结构稳定性更强，是提升电池稳定性的重要路径，同时通过提升充电电压，迫使更多的锂离子脱嵌，提高参与反应的锂离子的数目，从而提升电池能量密度。
高镍化提高电池能量密度，有效提升续航。镍元素可以有效提高电池能量密度，目前市场主流的磷酸铁锂电池单体电芯能量密度大多在160Wh/kg左右，三元正极电池单体能量密度普遍在200Wh/kg以上，主流产品已经达到250Wh/kg；宁德时代第一代NCM811电池采用石墨负极，单体电芯能量密度达到250-280Wh/kg；第二代NCM811电池采用石墨与少量硅混合制成的负极，单体电芯能量密度可达300-350Wh/kg，超高镍电池未来有希望冲击400Wh/kg的单体电芯能量密度。
低钴化有效降低电池成本，推动规模化生产。钴是稀缺性金属，储量集中，价格高企且波动较大；中国钴矿资源短缺，独立钴矿床只占全国钴矿总储量的2％左右，绝大多数的钴矿资源来自伴生矿，主要伴生于铁、镍、铜等矿产中，伴生矿中钴资源探明储量占全国总储量的50％左右并且大多数伴生矿品位较低，钴主要作为副产品加以回收。因此，钴是动力电池大规模量产和成本降低的制约因素，三元正极低钴化可以有效降低材料成本，实现大规模生产。
单晶化提高电池稳定性和安全性。三元正极材料的合成方式主要分为一次颗粒大单晶技术体系和二次颗粒团聚体技术体系，常规的二次颗粒团聚体三元正极材料由许多小单晶一次颗粒构成。采用大单晶技术生产的产品可有效解决二次颗粒团聚体技术生产容易导致二次球开裂、破碎引发的电池电化学环境剧烈变化、循环寿命缩短、性能恶化等问题，在产品高温循环稳定性、结构稳定性、安全性能等方面具有一定优势，目前单晶三元材料市场占比率整体呈上升态势，2021年前三季度占比约为40％。
三元正极出货量大幅增长，CAGR高达41.3％。研究机构EVTank数据显示，2021年全球三元正极出货量达到71.8万吨，同比增长70.9％，中国三元正极出货量达到42.2万吨，同比增长79.6％；2017年至2021年期间，中国三元正极出货量从10.6万吨增长至42.2万吨，CAGR高达41.3％。
三元正极高镍化趋势明确，渗透率已达40％。根据华经产业研究院数据显示，2021年我国高镍三元产量为15.1万吨，同比增长328.3％，高镍三元出货量为17万吨，同比增长283.3％。在高端乘用车和海外市场对高能量密度电池需求的带动下，高镍三元在元正极中的占比显著提升，2017年我国高镍三元占三元正极的比重仅为5％，2018-2020年分别为8％、15％、24％，截至2021年，我国高镍三元正极渗透率已达40％。从各国动力电池长期技术路径规划来看，动力电池电芯能量密度普遍将达到300Wh/kg以上，高镍三元电池是现有技术体系中必然选择，高镍三元材料的市场占比将有进一步提升的空间。
动力电池厂商加快布局高镍电池，实现大规模量产。2020年是高镍电池元年，国内动力电池龙头宁德时代开始规模化量产高镍电池，随着高镍技术不断趋于成熟，截至2021年，高镍电池装机量已经占宁德时代动力电池装机总量的30％。亿纬锂能、蜂巢、比亚迪等陆续有高镍电池出货，且高镍三元材料占比提升至40％+，且二线厂商开始突破，实现大规模量产。
高镍三元未来需求量预期增长2.5倍，CAGR有望达到37.2％。随着动力电池能量密度要求持续提高，全球高镍三元需求量趋势有望持续推进；2021年全球高镍三元正极需求量达16.4万吨，预计随着市场持续发展，预计到2025年有望达到58万吨，未来4年CAGR有望达到37.2％。
2.1.2.磷酸铁锂正极：锰基材料的高电压平台
磷酸锰铁锂正极打破磷酸铁锂能量密度瓶颈。磷酸锰铁锂较高的电压平台对理论能量密度的提升较为显著（接近20％），理论上可以接近现在的5系三元正极电池。应用在储能端时可有效减少储能系统的质量及所需要的电池数量，不但能够降低成本，而且能够减少检修数量。同时在技术路线方面与现有磷酸铁锂的生产体系区别不大。
磷酸锰铁锂与三元复合使用，可有效综合两者特性。通过使用磷酸锰铁锂包覆三元材料的方法，有望使得复合材料兼具磷酸锰铁锂正极的低成本、高安全性以及三元正极高能量密度的优势。小颗粒磷酸锰铁锂材料能够较好地填充在大颗粒三元材料缝隙中，从而大幅降低了传荷电阻和扩散阻抗，且随着循环的进行仍能维持这种结构。电池恒流充电比衰降得也更加缓慢，电解液保液系数也有所提升从而使得电池拥有优异的循环性能。同时，复合材料中结构稳定、放热量低的磷酸锰铁锂隔绝在三元材料的周围，能够有效抑制电池热失控情况下的连锁反应，起到提高材料安全性的目的。
独特的双电压平台，方便BMS监测。磷酸锰铁锂材料的一次性颗粒分布在20-100nm之间，相较磷酸铁锂的10-200nm分布更加均匀。正极材料颗粒的大小直接影响到锂离子的脱嵌，从而影响到电池性能，更小的粒径和更均匀的粒度分布具有更高的电池容量。磷酸锰铁锂的脱嵌机理主要遵循先进行Fe2+到Fe3+的反应，再进行Mn2+到Mn3+的反应。在没有充电的时候是磷酸铁锂和磷酸锰锂的固溶体，铁参加反应的过程中，形成的是磷酸铁锂、磷酸铁和磷酸锰锂的固溶体；锰参加反应的过程中，形成的是磷酸铁、磷酸锰锂和磷酸锰的固溶体。充电完全结束时，形成的是磷酸铁和磷酸锰的固溶体。因此，磷酸锰铁锂具有两个电压平台（4.1V、3.4V）分别对应Mn与Fe的氧化还原，4.1V平台可以提高电池的电压，3.4V低电压平台可以判断电池的剩余容量。相对于磷酸铁锂平坦的放电曲线而言，磷酸锰铁锂的两段式放电曲线有可能为BMS提供较为方便的监测依据。
国内新能源企业加快磷酸锰铁锂量产。磷酸锰铁锂过去受限于其较低的导电性能与倍率性能，而随着碳包覆、纳米化、补锂技术等改性技术的进步，磷酸锰铁锂产业化进程开始加速。内正极厂商德方纳米、当升科技等均公布了其在磷酸锰铁锂方面最新布局情况，德方纳米最新公布的10万吨新型磷酸盐系正极材料项目。
2.2工艺升级：箱式法和连续法石墨化
石墨化碳材料是最主要的负极材料。负极材料作为作为动力电池四大关键材料之一，占动力电池成本比例约为5％-15％（不同类型电池占比略有所差异），其技术最为成熟。负极材料按其原材料种类和制造工艺可大致分为碳材料和非碳材料，由于碳材料对锂的电位比较低（一般小于1V），导电性良好，结晶度高并且具有较好的层状结构，适合锂的嵌入脱嵌，是比较理想的负极材料。碳材料中的石墨化碳材料是最主要的负极材料，天然石墨、人造石墨和中间相炭微球已实现较大规模的产业化应用。
人造石墨是当前主流的负极材料，在高端领域具有不可替代性。目前负极材料中应用最广的是人造石墨与天然石墨两类材料，其中，人造石墨渗透率逐年提升，为当前主流材料，2020年中国负极材料出货达36.5万吨，人造石墨占比达到84％，天然石墨占比16％，2021H1人造石墨出货量占比为85％。在生产工艺上，人造石墨成本较高，天然石墨为从天然石墨矿产提炼出来的产品，人造石墨为焦炭类原料经过高温石墨化处理后转化成石墨的产品，工序流程较长，相应的同档次的人造石墨的成本和销售价格较天然石墨要高；在产品用途上，天然石墨难以替代人造石墨在动力电池领域的应用，天然石墨性价比较高，容量、压实、低温性能较好，主要应用于消费类电池领域；人造石墨由于其价格区间和容量区间较宽，且具备长循环、高温存储、高倍率等天然石墨所不具备的优势，主要应用于动力电池和中高端电子产品，目前为止，天然石墨难以代替人造石墨在动力电池以及高端电子领域的应用。
石墨化工艺按照装炉方式可分为坩埚法和箱式法，坩埚法是先将前料放入圆柱形的石墨坩埚中，再放入石墨化炉里，坩埚间有缝隙需添加保温料形成导电回路；箱式法是直接将整个炉芯空间用石墨板材分成若干个等容积腔室，再放入负极材料，石墨板材具有导电性，通电后在作为容器的同时也能够加热材料。石墨化工艺按照运行方式可分为间歇式和连续式，间歇石墨化是指石墨化过程中物料装炉后不移动，经过升温、石墨化、降温等过程后断电出炉，坩埚法和箱式法都是间歇式工艺；连续石墨化一般是指生产中没有断电的过程，石墨化的产品需要经过一系列的温区，从而实现连续石墨化。
箱式石墨化大幅降低能耗，节省原材料。目前我国炭素厂商及负极厂商普遍使用的是坩埚法，坩埚法工艺成熟、结构简单、坚固耐用，然而它缺陷较多，如环保问题较大、热损失大、加热后挥发分利用率低、产品质量不稳定、不易实现自动化等，因此璞泰来、尚太科技等企业开始采用效率更高的箱式法，箱式石墨化可以大幅降低能耗、节省成本，箱式石墨化以艾奇逊石墨化炉为基础，在炉内设置炭板箱体，相当于坩埚尺寸放大，从而带来更高的单炉产出，同时箱式法利用箱体及物料发热，节省了保温电阻料的用量，理论上成本更低。根据璞泰来公告，其子公司山东兴丰箱式炉产品单位耗电量较坩埚法可降低40％-50％，主要系单炉产出更高摊薄单位电耗，以及原材料的节省。
连续石墨化大幅降低电耗，提高产品质量，缩短生产周期。连续石墨法在上世纪70年代就已经开始研发，采用电阻或感应加热，可实现高温下连续式进料和出料。其优势在于：（1）将间歇式的清炉、装炉、通电、冷却、卸出等多道工序整合为一，从而大大缩短了生产周期，提高了单位产量，且容易实现自动化；（2）通过采用新的炉型结构和快速冷却装置，便于加排料及快速冷却，在连续生产的状态下不存在间歇式的炉体蓄热损失，热效率大幅提高，电耗较间歇式石墨化炉低30-50％；（3）连续式生产出的产品石墨化度比较均匀，一致性好，而间歇式生产从装炉到出炉受外界影响较多，因此生产的散状石墨质量不稳定；（4）间歇式装炉和出炉过程中需要人工操作，现场飞灰量大，存在环保问题；连续式简化了生产工序，且设置了排硫孔和排烟孔，避免污染物直接排放，因此环境友好度更佳。
箱式法和连续法有望成为未来石墨化工艺主流方向。与传统坩埚法相比，箱式法和连续法单耗更低且出货量更高，根据璞泰来、山河智能公告，以及产业反馈，相比传统石墨化坩埚炉加工工艺，箱式法和和连续法工艺的单位电分别降低20-30％、40-50％。同时，箱式法与连续法工艺在单位面积上的日产出也更高，以单炉占地面积计算，箱式法和连续法单日产出是传统坩埚炉工艺的2倍和5-6倍。
箱式法适用于全品类人造石墨，连续法更适用于中低端产品。未来箱式法和连续法均有望成为石墨化主流工艺路线：箱式法凭借单位能耗低、单炉产出量大的优势已经逐步取代坩埚法，目前国内头部负极企业均已掌握该工艺并逐步实现规模化应用；连续法目前在国内应用较少，但其单位能耗、单位面积产出、环保、成本优势明显，贝特瑞和山河智能等公司已开始尝试应用，不过由于连续法加热温度相对较低，目前更适合中低端负极产品，在高端负极领域的应用还需要技术进一步改进和提升。
2.3结构升级：大圆柱电池和刀片电池
动力电池的结构升级是动力电池技术进步的另一个重要方向，根据动力电池电芯的封装方式，动力电池的结构主要可以分为圆柱电池，方形电池和软包电池三类。
圆柱电池历史悠久，海外市场普及率高。圆柱电池最早是由日本SONY公司于1992年发明，型号诸多，常见的型号有17490、14650、18650、26650、21700等，其中，18650圆柱电池历史最为悠久，市场普及率极高。圆柱电池是日本和韩国电池企业的主要技术路线，代表企业是日本松下：2008年，松下与特斯拉首次展开合作，18650钴酸锂电池被特斯拉首款车型Roadster采纳，2014年，松下宣布与特斯拉合资共建超级电池工厂Gigafactory，两者关系更进一步，松下认为电动汽车应该使用18650圆柱电池，这样即使某个电池出现不一致发生故障也不会影响整个系统的运作。中国也有一批动力电池企业生产圆柱电池，比克电池、江苏智航、天津力神、上海德朗能等企业处于行业领先地位，此外沃特玛客车的磷酸铁锂电池和银隆快充客车的钛酸锂电池也采用圆柱封装形式。
圆柱电池具有卷绕工艺成熟、自动化程度高、生产效率高、一致性好、成本相对较低的优点，同时也存在圆柱外形导致的空间利用率低、径向导热差导致的温度分布等问题。圆柱电池的径向导热性能不佳限制了卷绕圈数，18650圆柱电池电池的卷绕圈数一般在20圈左右，因此单体容量较小，应用在电动汽车上时需要大量单体组成电池模组和电池包，连接损耗和管理复杂度都大大增加。
2021年前三季度我国圆柱动力电池装机量约6.63GWh，同比增长14％，排名前十企业合计约6.6GWh，其中，LG化学凭借配套特斯拉Model3、ModelY圆柱21700电池占据高达77％的装机份额。2020年，圆柱电池在国内市场份额提升，主要由于国产特斯拉的放量，带动LG化学圆柱电池（21700）装机提升；2021H1圆柱电池在国内市场份额稳定在10％+。2020年，海外圆柱电池出货量下降，整体份额下降约20％。
方形电池是国内普及率最高的技术路线。纯电汽车的兴起使得续航里程与电池容量之间的矛盾日渐突显，国内动力电池厂商多采用电池能量密度较高的铝壳方形电池。国内外以方形为封装工艺企业主要有三星SDI（封装形式以方形为主，正极材料采用三元NCM和NCA材料。正在积极跟进21700电池的生产）、比亚迪（动力电池以方形铝壳为主，正极材料以磷酸铁锂为主，也一直在进行三元电池的研发及技术储备）、CATL（产品以方形铝壳电池为主，正极材料包含磷酸铁锂和三元。磷酸铁锂技术路线主要应用于储能和大巴，宁德时代2015年开始全面转向三元材料，为宝马、吉利等企业的乘用车提供三元电池组）、国轩高科（封装形式以方形为主，正极材料包含磷酸铁锂和三元材料）、天津力神等。
方形电池具有能量密度高，重量轻，安全性高等优点。方形电池不同于圆柱电池采用强度较高的不锈钢材料作为壳体以及具有防爆安全阀等附件，结构较为简单，整体附件重量较轻，相对能量密度较高。方形电池壳体多采用铝合金和不锈钢等材料，内部采用卷绕式或叠片式工艺，对电芯的保护作用优于软包电池，电芯安全性相对圆柱电池也有较大的改善。但是，由于方形电池可以根据产品的尺寸进行定制化生产，因此型号众多，难以保证生产工艺，标准化很难统一。
软包电池与圆柱电池和方形电池的最大不同在于采用铝塑复合膜为外壳材料。外壳材料是软包电池最关键、技术难度最高的材料，通常分为三层，即外阻层（一般为尼龙BOPA或PET构成的外层保护层）、阻透层（中间层铝箔）和内层（多功能高阻隔层）。国际一流动力电池厂商韩国的LG和日本的ASEC已经大规模量产软包动力电池，应用在日产、雪佛兰、福特等大型车企的电动车型和插电混合动力车型上，包括全球三大产销车型中的Leaf和Volt。我国电池巨头万向集团以及后来居上者孚能科技、亿纬锂能、多氟多、捷威动力等也开始大规模量产软包电池，供应北汽和上汽等大型车企。
软包电池的包装材料和结构使其拥有一系列优势，主要包括：（1）安全性能好，软包电池在结构上采用铝塑膜包装，发生安全问题时，软包电池一般会鼓气裂开，不会爆炸；（2）重量轻，软包电池重量较同等容量的钢壳锂电池轻40％，较铝壳锂电池轻20％；（3）内阻小，软包电池的内阻较锂电池小，可以极大的降低电池的自耗电；（4）循环性能好，软包电池的循环寿命更长，100次循环衰减比铝壳少4％～7％；（5）设计灵活，外形可变任意形状，可以更薄，可根据客户的需求定制，开发新的电芯型号。软包电池的劣势是一致性较差，成本较高，容易发生漏液，技术门槛高。
2.3.1.特斯拉4680大圆柱电池
大圆柱电池是未来高端电动车的最优解。基于动力电池高安全、性价比、长续航、长寿命、快充等需求金字塔判断，大圆柱电池是未来5-10年内中高端电动车的最优解。据高工锂电数据，到2025年大圆柱电芯预计会占30％以上的份额（约480GW·h），超过2021年全球动力电池的总需求量。
国内新能源企业积极布局大圆柱电池。目前，有很多大型新能源车企，在未来5-10年计划经济型采用方壳/刀片磷酸铁锂电池，中高端采用三元+硅大圆柱电池的布局。在应用端，特斯拉、保时捷、江淮、东风岚图等乘用车企相继释放出明确的大圆柱电池应用信号。在供应端，LG、松下、比克、宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、蜂巢能源、力神等电池企业积极跟进包括4680在内的大圆柱电池。随着全极耳技术的突破，三元/铁锂技术并行等技术的成熟，大圆柱电池在性能、成本、安全方面优势愈发明显。在国内外电池企业及供应链环节合力助推下，大圆柱电池有望迎来产业化临界点，即于2023年启动规模化量产。
特斯拉官宣大圆柱电池为主要技术路线，4680为标准尺寸。2022年2月，特斯拉4680电池产量已突破百万。目前，特斯拉规划在美国加利福尼亚州、得克萨斯州、内华达州以及德国柏林的四个超级工厂自产4680电池。按照此前规划，其4680电池的年产量将在2022年达到100GW·h、在2030年达到3TW·h。电芯大型化是特斯拉降本增效的重要手段之一，通过做大电芯、无极耳设计、硅负极材料、干电极工艺制造工艺等材料、技术创新及工艺变革，特斯拉实现了圆柱电池安全、性能的最优解。特斯拉明确表示将4680大圆柱电池用于高端长续航乘用车，并在Semi卡车和Cybertruck上使用4680电池。
4680电池结构简化，系统能量密度高。4680电池和之前的21700电池相比，4680电池单体电芯重量增加了5倍，单体电芯容量更高，4680电池单体电芯的能量密度可以达到300W/kg，高于21700电池。除此之外，21700电池需要两大两小共四个模组，4680电池则不需要模组，4680电池配套的结构件、冷却系统和线缆等重量一共12kg，仅是21700电池配套重量的四分之一。
大圆柱结构增加负极硅含量，提高电池能量密度。在负极中掺杂硅或氧化亚硅可显著提高电池容量，但硅在充放电过程中会产生巨大的体积变化，从而引发SEI膜破损副反应，导致电池容量衰减。4680电池的不锈钢壳体机械强度大，可充分吸收负极的膨胀力；同时4680电池极片卷绕的特点可以使极片各个位置膨胀力均匀，减少破损和褶皱的出现，而方型和软包电池在R角处易出现应力集中而导致的破损和褶皱。对比宁德时代、LG和特斯拉2022年的主推产品，4680电池优势显著：既提高了能量密度（22年量产电池中的最高能量密度），又提高了功率密度（15分钟充70％电量），同时兼顾了充电速度和续航量。
4680电池尺寸是平衡降本和续航的最优解。提高圆柱电池的尺寸，可以降低结构件等的成本，但是过大的尺寸将会降低圆柱电池的空间利用率，降低电芯体积能量密度进而影响续航。因此，为了平衡降本和续航，4680（46mm直径，80mm长度）成为圆柱电池尺寸的“最优解”。
2025年4680电池成本有望下降50％，优于其他电池。根据特斯拉电池日的信息，2170电池成本约为0.698元/Wh，特斯拉通过扩大电池尺寸、使用高镍和硅碳负极高能量密度材料，应用干电极工艺和CTC的系统集成方案，2025年4680电池成本为0.323元/Wh。而方型电芯成本2022年为0.75元/wh，预计25年为0.55元/Wh（按年降10％计算）。假设一台B级车续航700km，电池电量为100kWh，2025年，方型电池的成本约为5.5万元，而使用4680电池的成本仅为3.23万元。
4680电池推动三元电池体系持续降本。从特斯拉电池日公布的路径来看，相比于21700，特斯拉有信心在续航里程上提升54％（电芯设计、负极、正极及电芯底盘集成分别贡献提升16％、20％、4％、14％）；单位成本下降56％（电芯设计、电芯工厂、负极、正极及电芯底盘集成分别贡献下降14％、18％、5％、12％、7％）；单位设备投资额下降69％。
4680电池高度匹配CTC结构。CTC结构是未来电池整车匹配的方向，从特斯拉ModelS的小模组，到Model3的大模组，再到4680推出的CTC，模组的概念逐渐弱化和取消，电池包的集成效率不断提高。国外车企电池系统集成向CTC倾斜。相比于方形和软包电池，4680电池更适用于CTC结构，主要原因有以下几点：
（1）软包电池无法做到CTC。CTC对电池的结构强度有一定要求，取消了模组设计，需要电池本身承担更多的机械强度；
（2）CTC对电池高度有限制。CTC将电池安装在底盘上面，电池高度会影响车辆的人机工程，方形电池的高度为100~110mm，只有80mm的4680更有优势；
（3）4680电池体积较小，可以匹配不同平台的底盘。
（4）CTC对电池的一致性要求高。由于CTC是将电池通过结构胶固定在底盘上面，不能对单个电池进行维修和替换，对电池的一致性提出了较高的要求，而一致性也是圆柱电池最大的优势。
（5）4680+CTC+一体化压铸车身。一体化压铸车身与4680+CTC适配性高，原来通过零部件冲压、焊接的方式，现在可一次压铸成型，相比原来可减少79个部件，制造成本下降40％。
新能源车企积极布局大圆柱电池。目前，有很多大型新能源车企，在未来5-10年计划经济型采用方壳/刀片磷酸铁锂电池，中高端采用三元+硅大圆柱电池的布局。在应用端，特斯拉、保时捷、江淮、东风岚图等乘用车企相继释放出明确的大圆柱电池应用信号。在供应端，LG、松下、比克、宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、蜂巢能源、力神等电池企业积极跟进包括4680在内的大圆柱电池。随着全极耳技术的突破，三元/铁锂技术并行等技术的成熟，大圆柱电池在性能、成本、安全方面优势愈发明显。在国内外电池企业及供应链环节合力助推下，大圆柱电池有望迎来产业化临界点，即于2023年启动规模化量产。
2023年4680电池出货量有望达到65.80GWh。根据TroyTeslike预测的特斯拉产量，假设2023年，Model3的4680电池渗透率为40％，ModelY的4680电池渗透率为50％，ModelS/X的4680电池渗透率为60％，其他车型的4680电池渗透率为100％。随着续航里程提升预计2021-25E特斯拉车型的平均带电量分别为64/70/73/74/75kWh，2023年4680电池出货量有望达到65.80GWh。
2.3.1.比亚迪刀片电池
刀片电池是经过改良优化的磷酸铁锂正极电池。2020年3月，比亚迪正式推出刀片电池，进一步改良了磷酸铁锂正极电池的性能。比亚迪刀片电池采用自家研发的长度大于0.6米，形状更加扁平、窄小（长边可以定制变化，单体最大稳定长度可以达到2100mm）的大电芯，通过堆栈式摆放，像“刀片”一样将电芯插入到电池包中。与传统电池包相比，比亚迪刀片电池的体积利用率提升了60％，能量密度提升了50％，在能量密度这一关键性能指标上达到了高能量密度三元正极电池的同等水平。
磷酸铁锂能量密度稍低，但性能稳定安全。目前常见的电池正极材料主要有钴酸锂（LCO）、磷酸铁锂（LFP）和三元（NCM）。钴酸锂是最先商用的电池正极材料，其电压高、振实密度高、结构稳定、安全性好，缺点是成本高且克容量低。三元材料根据镍钴锰的含量不同，容量和成本有所差异，整体能量密度高于磷酸铁锂和钴酸锂。镍含量越高、钴含量越低，克容量越高，初始原材料成本越低。磷酸铁锂克容量介于两者中间，循环性能好，安全性好。
刀片电池进一步提升安全性，针刺试验表现优异。在与NCM523、普通磷酸铁锂电池的针刺试验比较中，刀片电池的安全性优势突出。三元电池经针刺短路后剧烈燃烧，表面温度超过500℃，磷酸铁锂块状电池无明火、有烟，表面温度为200°C~400℃，而刀片电池无明火、无烟，表面温度仅有30℃~60℃。相比于普通的磷酸铁锂电池，刀片电池外壳的散热面积大，生成的热量可以及时的扩散，所以针刺这样的极端环境下电池外壳表面温度一直保持在30℃-60℃，保障了电池的高安全性。
刀片电池内部空间利用提升60％，电池能量密度提升50％。传统的电池包是由电芯和金属盖板端板、线束、粘合剂、导电胶、模组控制单元等部件组合形成一个电池模组，再由模组构成电池包（Pack）。在这样的三层结构里面，模组起到了保护支撑并集成电芯的作用，也有助于温度控制和便于维修。但模组的存在使得整个电池包空间利用率下降，导致了成组效率较低。刀片电池将电芯的宽度拉长、厚度降低，再通过少数几个大模块组合成电池包。将电芯进行扁平化设计，并采用无模组技术（CTP）组成电池包，可以极大提升电芯的成组效率，将内部空间的利用率提升到了60％左右。与传统磷酸铁锂电相比，刀片电池的放电倍率大幅提升，充电循环寿命超4500次，寿命长达8年120万公里，成本可以降低约25％，电池体积比能量密度提升50％，系统能量密度达到160Wh/kg。比亚迪正加速第二代刀片电池技术开发，规划2025年实现能量密度达到或超过180wh/kg、体积能量密度达300wh/L。
补贴效应弱化，磷酸铁锂正极Pack成本低于三元正极。新能源汽车补贴政策对于能量密度和续航里程有明确的要求，即能量密度越高，续航里程越长，相应补贴越高。此前在补贴政策的引导下，高能量密度的三元电池渗透率迅速提升，压制了磷酸铁锂电池在乘用车中的应用。2020年4月23日，四部委出台政策，将补贴政策期限延长至2022年底，2020-2022年分别在上一年基础上退坡10％、20％、30％，并于2022年底停止对新能源车的补贴。在后补贴时代，市场回归性价比，具备成本优势的磷酸铁锂路线将重获竞争力。
刀片电池供需平衡，价格稳定。刀片电池的正极材料为磷酸铁锂，而三元电池正极材料主要是镍钴锰酸锂，含有贵重的金属钴。截止目前国内动力型磷酸铁锂价格为15.5万元/吨，市场供需平衡，价格保持稳定，而三元电池电极原材料市场价较高，5月三元材料（523型）报价达34.95万元/吨，远高于磷酸铁锂的价格。
2.4模式升级：换电和快充
2.4.1换电模式:底盘换电
换电模式优势显著，处于加速发展阶段。新能源汽车换电模式是指对新能源汽车电池进行统一存储、充电、配送，并在换电站内采取更换电池的方式对新能源汽车进行能源供给。不同于传统充电模式，换电模式在一定程度上实现了储能功能，是具有平衡发电系统峰谷波动的相对更为快速、高效、经济、环保的能源供给方式。同时，换电模式不仅减缓了电池的使用寿命，也实现了电池的梯次利用，并且在诸多方面均具有显著优势，我国换电模式经历了三个阶段，目前正处于加速发展阶段。
底盘换电是主流换电技术路线。目前市面上主要有底盘换电、分箱换电、侧方换电三种换电模式，其中，底盘换电是主流的技术路线。底盘换电模式是指将电池安装在汽车底盘位置，换电作业时汽车需准确停在指定范围，由换电平台的举升机将底盘上的电池拆卸和安装。底盘换电安全系数较高，对标准化程度要求也较高，代表车企有北汽新能源和蔚来。北汽新能源主要应用在出租车上、蔚来汽车主要面向私人乘用车；浙江时空采用的是侧方换电，主要运用在网约车、出租车、物流车上；重庆力帆采用的是分箱换电形式，主要用在分时租赁车上。
换电站是换电模式的核心。截至2021年12月，我国共拥有1298座换电站，QoQ增速自2021年呈快速增长趋势，四季度达历史高点45.8％，10月达历史高点22％。根据国开联新能源研究团队发布的《换电站（电动汽车）行业研究报告2022》，预计2025年，我国电动汽车换电站将达2.2万座，运营市场规模达2631亿，换电站设备市场达693亿，对应换电站建设、运营、换电设备CAGR（2021-2025）达80％-107％。
2.4.2快充模式：800V快充
随着整车带电量和续航里程提升，充电便利性成为制约电动车使用体验提升的一大因素。快充成为新能源汽车又一个发力方向。快充的技术路线主要有两种：大电流路线和高电压路线。大电流路线推广程度低，对热管理要求高；高电压路线是目前车厂普遍采用的模式，可兼顾降低能耗、提高续航、减少重量、节省空间等优点。从不同的实践来看，高压快充能够在更宽范围内实现最大功率充电，更能匹配未来快充需求。
04
储能
1.能源革命的重要参与者，电化学储能更具优势
储能技术深度参与能源革命，解决电能储存难题。当前第三代能源革命正在全球进行，随着可再生能源发电技术持续进步和发电成本的下降，以风储、光储、通信储能为代表的储能应用场景商业模式逐步成熟，储能将成为影响全球能源变革的重要因素之一。储能旨在解决电能不易存储这一难题，广义上的储能概念是指通过将一种能量形式转换并存储，基于未来应用以特定能量形式释放的循环过程；狭义上的储能概念主要针对电能的存储，是指利用化学或者物理方式将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。
发电侧：（1）平滑出力，跟踪发电计划：造成电力供需失衡的因素在于风电、光伏本身的间歇、波动特征，需要借助储能平滑出力曲线，提升消纳能力；（2）调峰、调频：储能的灵活功率输出可以在电源侧扮演调频、调峰的角色；（3）黑启动：借助储能自启动能力，带动无自启动能力发电机组；
电网侧：（1）环节设备阻塞：传统扩容方式存在输电走廊资源约束，在用电负荷不断增长的背景下，引入储能能够缓解电网扩容与负荷增长间的矛盾，推动系统由功率传输向电量传输转变；（2）提供调频、调峰等辅助服务。
储能市场规模2025年有望达1500亿。随着峰谷电价调整以及辅助市场机制的建立，储能的经济性将有明显改观，在源-网-荷侧都有望实现高速发展。预期到2025年，国内用户侧、发电侧、电网侧、5G领域与国外用户侧对应的储能需求约为110GWh，若按储能系统1.4元/Wh计算，对应市场空间超1500亿。若在此期间内储能成本进一步下降，预计更多需求将被激发，需求增加对市场空间的影响可能会远超价格下降，届时市场规模有望接近2000亿元。
物理储能应用最广泛，电化学储能增长最快。储能可以分为物理储能、电化学储能与电磁储能三类，从目前应用情况来看，物理储能是应用最为广泛的储能方式，电化学储能其次，电磁储能应用范围相对有限。物理储能主要包括抽水储能、压缩空气和飞轮储能等；电化学储能主要包括钠离子电池、铅酸电池、铅炭电池、镍镉电池和钠硫电池等；电磁储能主要包括超级电容和超导储能等。2020年全球储能装机总容量约191GW，其中抽水蓄能占据90.3％，以锂电池为主的电化学储能占约7％。虽然存量结构中，抽水蓄能占绝大部分份额，但电化学储能在新增储能装机占比快速提升，2020年电化学储能新增装机2.9GWh，增量份额占比达到63％。
2.降本提效驱动因素：储能电池成本
锂电储能系统工程建设成本大致为约1.5-2.5元/Wh，其中储能系统占80-85％；储能系统中又以电池占比最高，大致为50％，其他系统组件、管理系统分别占20％、15％，因此，电化学储能降本增效驱动因素主要来自于储能系统电池成本的降低，包括现有磷酸铁锂电池的降本以及采用新材料的钠电池。
2.1.磷酸铁锂电池寿命翻倍
磷酸铁锂循环寿命翻倍，单次循环成本大幅降低。以磷酸铁锂为代表的的电化学储能是现阶段的优选方案，锂电功率、容量、放电时长等技术特征满足现阶段储能需求；短期内储能的主要场景仍是在平滑风光出力、参与系统调频等短周期应用为主，锂电池储能安装配置方式灵活，充放电周期在小时级别，装机容量达到兆瓦级别，与场景需求匹配；2020-2021年铁锂电池实现约20％的成本降幅，循环次数由2000-3000次向上突破，带动储能度电成本快速下降。
2.2.钠电池技术新路线
钠电池技术有望推动储能成本进一步下降。钠电池工作原理与锂电池类似，在低温性能、安全性、成本（大规模量产后）方面具备优势，能量密度和循环性能均介于锂电池和铅酸电池之间，在储能领域有较好的应用前景。钠电池外形封装（圆柱、软包、方形）与锂电池相同，同时锂电池的生产设备大多可以兼容钠离子电池，原始设备成本支出与锂电池相当。材料中，除隔膜外，钠离子电池的正、负极、电解液、集流体的价格较锂电池材料低。当技术成熟实现规模化效应后，其降本空间更大。
05
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。
光伏系统初始投资成本上升，不及预期。光伏系统初始投资成本包括组件、逆变器、支架、电缆、电网接入费用、管理费用等。2021年，我国地面光伏系统初始投资成本4.15元/W，工商业分布式光伏系统初始投资成本3.74元/W，分别高于2020年地面光伏系统、工商业分布式光伏系统投资成本0.16元/W、0.36元/W，投资成本降低不及预期。
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。
硅烷流化床法生产效率高，能耗低，二氧化碳排放少。硅烷流化床法具有以下六个方面的优势：
（1）生产流程简化，副反应较少，不需要进行尾气的回收；
（2）硅烷流化床法的最终产物是颗粒硅，不需要进行硅棒的破碎即可直接交付下一加工环节，减少了资本支出；（3）提升生产效率，由于籽晶是悬浮状态，且是与气体直接进行反应，有更大的反应面积，反应效率提高；
（4）硅烷流化床法是从下部加硅烷和氢气，从上部加籽晶，可以做到连续生产，提高生产效率；
（5）降低生产能耗，流化床法以硅烷为生产原料，其反应温度较低，约为700℃，远远低于改良西门子法的反应温度（1050℃）。据中国光伏行业协会数据，目前硅烷流化床法颗粒硅综合电耗较三氯氢硅法棒状硅低40％-50％；（6）二氧化碳排放低，据保利协鑫行业研究中心数据，与棒状硅相比，使用颗粒硅可减少碳排放量74.3％。每生产一万吨颗粒硅，可减少二氧化碳排放量约44.8万吨，相当于节省标煤燃烧16.64万吨，相当于多种树218.6万棵。
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。
单晶硅片的成本结构主要由硅料成本、长晶成本和切割成本构成，分别占比50％，33％和17％。在长晶成本中，坩埚、电力和石墨热场占比较大，分别为23.9％，22.5％和18.3％。
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。
硅片薄片化降低硅耗，减轻成本压力。根据中环股份统计，以A类客户22.75％电池效率为参考，使用180μm减薄至160μm厚度的硅片，电性能没有下降，同时对应电池单瓦成本下降幅度明显；当厚度减薄至155μm至150μm区间，电池电性能下降明显。根据中环股份发布的《技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》，硅片厚度从175μm减薄至160μm，可以覆盖多晶硅料8元/KG的价格涨幅，减轻下游产业链的成本压力；产业链内全规格单晶硅片全面转换到160μm厚度，预计可节省6.8％的硅使用量，以G12产品功率测算全行业可增加20GW/年以上产出。
4.电池片：N型电池替代P型电池
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。
截至2020年，PERC电池片的光电转换效率已接近理论效率极限24.5％。
N型电池替代P型电池将是未来发展趋势。N型电池是指通过在半导体硅中掺入其它元素来增加大量自由电子，使半导体主要靠电子导电的电池。目前主要的N型电池分为4类，包括N型PERT、TOPCon、HJT和IBC型。
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。
4.4.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。
电池片成本是光伏组件的最大成本，约占光伏组件成本的60％，其余辅料（如玻璃、背板等）及人工共占40％。
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。
06
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；
（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。
补贴退坡驱动风电加快平价。从2009年开始，陆上风电开始使用上网标杆电价，风电行业受补贴影响快速发展。2016年之后，补贴逐步退坡，驱动风电技术进步和成本降低，加快风电平价。同时海上风电也在逐步向平价发展。
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。2015和2020年行业经过两轮抢装，需求爆发带来上游原材料涨价。平价后原材料降价，产业链利润有望向下游整机厂商转移，其毛利率将得到很大的改善。
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。
碳纤维叶片具有重量轻，扰度小和抗疲劳性强的优势。与玻纤叶片相比，碳纤维叶片重量轻，同样刚度和强度的碳纤维叶片比玻纤叶片质量轻20％以上，有效降低了叶片尺寸、重量和成本，方便叶片运输和吊装；碳纤维叶片机翼部分更薄，扰度更小，机翼气动效率更高，提高了风能利用率和年发电量；碳纤维叶片抗疲劳性强，风机叶片的设计主要考虑叶片的疲劳和扰度，通常无法充分利用玻璃纤维的静应变范围，碳纤维结构在静态时非常稳定，在20年的寿命期内其疲劳损伤很小。
2.3.规模效应
风力发电具有明显的规模效应，在其他条件不变的情况下，风力发电的规模越大，其单瓦投资费用越低。
07
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。
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。
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。
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，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。
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
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氢站。在加氢站技术方面，中国的35MPa加氢站技术已经趋于成熟，在加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa大容积储氢罐、35MPa加氢机和45MPa隔膜式压缩机全部实现国产化。目前，中国已经开始主攻70MPa加氢站技术，2016年中国首座利用风光互补发电制氢的70MPa加氢站（同济-新源加氢站）在大连建成，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa超高压氢气压缩和存储技术、70MPa加注技术以及70MPa加氢站集成技术。
加氢站成本较高，设备成本约占70％。中国氢能联盟数据显示，建设一座日加氢能力500公斤，加注压力为35MPa的加氢站投资成本达1200万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的3倍。考虑设备维护、运营、人工、税收等费用折合加注成本约13-18元/公斤。截至2021年上半年，中国累计建成141座加氢站（不含3座已拆除加氢站），从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，随着近年氢能行业发展逐渐加快，加氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运营企业。大型能源化工企业大都是从2018年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程明显快于其他参与者。
2050年加氢站数量有望达到1.2万座，市场规模达到千亿元。中国加氢站将于2050年达到1.2万座，随着加氢设备的国产化与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，至2050年，单座加氢站的平均建设成本将下降到800万元（不含土地成本）。中国未来加氢基础设施的市场规模在2030-2050年间将突破千亿规模，于2050年达到千亿元的市场规模。
4.1.降本提效驱动因素：政策补贴和规模效应
在氢能发展初期，尤其是2020-2030十年期间，加氢站市场规模较小，单纯依靠市场资本，加氢站建设与运营的盈利空间较小，政府补贴将起到很大的激励作用，预期中国政府将会进一步加大对加氢站的补贴。
5.氢燃料电池汽车：燃料电池乘用车
氢燃料电池汽车的交通领域的应用主要有氢燃料电池物流车，氢燃料电池客车，氢燃料电池重卡和氢燃料电池乘用车。目前氢燃料电池汽车在我国的应用主要集中在客车，物流车和客车等商用车领域，乘用车尚未实现商业化。根据新能源汽车国家监测与管理平台的统计数据，截至2019年底，国内已接入平台的氢燃料电池物流车占比为60.5％，氢燃料电池客车占比为9.4％，氢燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为0.1％。2016至2019年，中国氢燃料电池汽车销量及保有量均实现大幅增长，分别由2016年的629辆和639辆上升至2019年的2737辆和6175辆，年复合增长率分别为63％和114％；2020年因受疫情等因素影响，中国氢燃料电池汽车的销量大幅下降，仅为1177辆，同比下降57％，2021年氢燃料电池汽车销量为2000辆。
未来5年预期年复合增长率有望达到68％，2025年预期市场规模有望达到800亿元。根据《中国氢能产业发展报告2020》测算，中国氢燃料电池汽车保有量将由2020年的7352辆增长至2025年的10万辆，未来五年预期年复合增长率有望达到68％，至2025年氢燃料电池汽车市场规模有望达到800亿元。根据2016年发布的《节能与新能源汽车技术路线图》，2030年中国氢燃料电池汽车的保有量将达到100万辆。氢燃料电池客车的市场渗透率有望在2025、2035、2050年分别达到5％、25％、40％；氢燃料电池物流车的市场渗透率有望在2030年、2050年分别达到5％、10％。氢燃料电池重卡的市场渗透率有望在2025、2035、2050年分别达到0.2％、15％、75％。氢燃料电池乘用车的市场渗透率有望在2025、2035、2050年分别达到0.08％、2.0％、12.0％。
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平衡点，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。下面从面向消费者的全生命周期总拥有成本（TCO）角度分析，研究氢燃料电池汽车未来的TCO发展趋势，研判各车型的产业化途径。
（1）氢燃料电池客车
氢燃料电池客车中公交客车占比达到60％以上，较长续航里程的氢燃料电池客车将于2030年左右TCO成本经济性优于纯电动车型，氢燃料电池客车的每公里TCO成本2025年将降低至3.72元/km，相比2020年的降幅达到42.3％，到2035年、2050年分别降到2.73元/km、1.62元/km。
（2）氢燃料电池物流车
氢燃料电池物流车是氢能在城市或城际中长距离货运领域的应用场景，载荷能力≥3吨、续航里程>；400km的氢燃料电池物流车将于2025-2030年间TCO成本经济性优于纯电动车型。氢燃料电池物流车的每公里TCO成本2025年将降低至2.20元/km，相比2020年的降幅达到40.5％，到2035年、2050年分别降到1.51元/km、1.03元/km。
（3）氢燃料电池重卡
氢燃料电池重卡是重卡领域减排脱碳的重要替代方案，目前国内已推出多款车型，并已展开小范围小批量的试运营。对于载荷能力≥35吨的重卡，在城际干线或支线物流等长距离运输场景（续航里程≥500km）下，氢燃料电池重卡的TCO将在2030年左右超过纯电动车型。从消费者角度看，氢燃料电池重卡的每公里TCO成本2025年将降低至5.60元/km，相比2020年的降幅达到43.3％，到2035年、2050年分别降到3.21元/km、1.94元/km。
（4）氢燃料电池乘用车
目前，国内氢燃料电池乘用车尚未量产，整车处于样车试制阶段，整车购置成本约接近150万元。续航里程在500km以上的乘用车将于2040年后达到与同等续航能力的纯电动车型相当的全生命周期成本经济性。由于小型纯电动乘用车的发展较为成熟且TCO成本经济性更优，氢燃料电池在SUV、大型乘用车等领域更具商业化推广的潜力，预计2035年以后氢燃料电池乘用车的每公里TCO成本与同等续航里程的纯电动乘用车差距小于0.1元/km。
5.1.降本提效驱动因素：氢燃料电池系统和储氢系统价格
燃料电池系统和储氢系统的价格是目前制约氢燃料汽车大规模商用的关键因素。随着生产规模的不断扩大，燃料电池系统和储氢系统的价格已有大幅下降，目前国内商用车用燃料电池系统的价格约为1万元/kW，商用车用储氢系统的价格约为5000元/kg。随着氢燃料电池汽车应用的范围与规模扩大，核心零部件及系统价格的规模效应逐步显现，商用车用燃料电池系统的价格预计在2025、2035、2050年分别降至3500、1000、500元/kW，商用车用储氢系统的价格预计在2025、2035、2050年分别降至3500、2000、1200元/kg。
5.2.降本提效驱动因素：政策补贴
中国政府优先选择有条件的城市作为氢能示范试点并采取“以奖代补”的方式奖励示范城市。根据财政部2020年4月发布的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。2020年9月，财政部发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，根据示范城市在燃料电池汽车推广应用、氢能供应等方面的实际情况给予奖励。
目前我国氢燃料电池汽车尚处于起步阶段，整车的TCO与同类竞争产品相比劣势明显，政府补贴能够有效弥补这一劣势。通过政府补贴，促进燃料电池汽车销量的提高，提升氢燃料电池汽车渗透率，进一步带动产业链中游和上游的规模扩张。目前氢燃料电池汽车的推广对政府补贴的敏感度极高，预期2035年前政府补贴都将在整车市场发挥巨大的激励作用。
08
核能
1.核电发展迎来新机遇，核电装机量稳步提升
目前我国大多数核电站属于第二代核电站，核电站发电的作业模式是核能-热能-机械能-电能，一系列反应均在核电站的核反应堆内进行。从核电技术方案发展角度看，核电发展可分为四代；我国核电发展相对较晚，第一台核电机组为二代压水堆，目前在运大多数核电站属于二代技术方案。
2.降本提效驱动因素：第四代核电技术
核电的应用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。针对这三个问题，各国开始探索第四代核电技术。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替代水，解决对水的依赖问题。在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料的总量。根据冷却剂的不同，核反应堆可分为水冷堆、气冷堆、液态金属冷却堆和熔盐堆。目前在运大多数反应堆属于压水堆。我国核电站发展已步入四代技术方案，四代方案在经济性、安全性、乏燃料后处理以及放置核扩散问题等方面均将得到了一定程度的解决于完善。目前四代方案主要包括超临界水冷堆、超高温气冷堆、气冷快堆、钠冷快堆、铅（铅铋）快堆以及熔盐堆，四代方案的发展将有效解决核电的安全性、经济性以及乏燃料后处理等一系列问题。
超临界水堆提升作业功率，降低建造成本。超临界水冷堆是四代技术方案中唯一的水冷堆型，不同于之前的水冷堆，超临界水冷堆可设计为快堆，并且在机组热效率、核燃料利用率以及经济性等方面更具优势。超临界水冷堆因其相比现有水冷堆具备更高温高压的特点，从而使作业功率以及铀资源的利用率大幅提升；因采用核燃料循环的工作方式，大幅简化了反应堆系统，如不再需要蒸汽发生器、主循环泵、稳压器以及汽水分离等系统，从而使水装量更少，反应堆体积更小，建造成本及后续成本大幅降低，是水冷堆内更优质的选择。
超高温气冷堆具有功率更高、安全性更高的特点，是高温气冷堆的升级版。超高温气冷堆在出口温度上要求更高，需要达到1000℃，因此在热效率方面更优。相比高温气冷堆38％左右的热效率，超高温气冷堆热效率可达50％以上。从燃料元件结构与形状看，可分为包覆颗粒球床型核燃料和包覆颗粒棱柱型核燃料，一般来说，功率的大小取决于燃料的多少。每个球床型燃料球的直径为60mm，内芯包覆燃料颗粒由四层保护层，包括外置密热解碳层、碳化硅层、内置密热解碳层和疏松热解碳层，以及0.5mm二氧化铀燃料组成，总直径为0.92mm。而棱柱形由于其结构、形状的特殊性相比球床型更复杂，且易在高温下出现变形从而使流道堵塞的情况，因此在性能相同的情况下，球床型核燃料使更优质的选择。从安全性看，由于高温、超高温气冷堆热熔大且功率低，因此在极端情况下，如当作为冷却剂的氦气全部流失的情况下，堆芯也可通过热传导、自然对流以及辐射等方式进行热量传出，不存在堆芯熔毁、辐射外泄等安全事故。
钍基熔盐堆（TMSR）是未来相对最安全的技术方案之一。熔盐堆在核燃料使用方面不同于其他任何一种堆型，铀235、钚239以及铀233均可作为熔盐堆核燃料。其中钍基熔盐堆（TMSR）是最主要的堆型，同时也是未来相对最安全的技术方案之一。相比铀资源的稀缺，我国钍资源十分丰富，储备量位于世界第二。钍基熔盐堆具有热熔大的特点，无需压力容器便可在高温高压状态下获得比铀更好的能量转换效率以及使用率，不需要消耗大量水资源，辐射也更低，因此可以以低成本的小型模块化的结构进行建设。由于熔盐燃料在常温情况时为固态，而在作为应用燃料时为熔化状态，因此无需使用燃料元件，从经济角度出发不仅降低了科研成本，也节省了后续加工制造成本，从安全角度出发很大程度避免了因燃料泄漏而导致的核污染，以及因燃料元件破损或熔毁等带来的安全事故，具有固有安全性。另外，因熔盐堆可在堆内进行乏燃料后处理以及加料作业，更具可持续发展属性。
09
总结
能源效率的提升和成本的降低是能源革命永恒的主题。回溯复盘人类历史所经历的历次能源革命即以掌握植物能源为标志的第一次能源革命和以化石能源替代植物能源为标志的第二次能源革命，如何获取高效率和低成本的能源是历次能源革命需要解决的最大问题。当下，以可再生能源代替不可再生能源，以低碳能源代替高碳能源的第三次能源革命已经开启，降本提效将成为本次能源革命的主题。
中国能源利用进入高质量发展新时代。建设多元清洁的能源供应体系，“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为新时代中国能源发展指明了方向，开辟了中国特色能源发展新道路。2021年3月，我国“十四五”规划明确提出“推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系”，并强调“非化石能源占能源消费总量比重提高到20％左右，推进以电代煤”的发展方向。
煤炭中期占主导地位，实现绿色开采与应用。煤炭是我国的主导能源，中期看占绝对份额，通过科技进步实现煤炭安全、高效、智能、绿色开采和清洁高效利用是我国煤炭工业高质量发展的方向，在生产端，智能矿山技术提高了煤炭开采效率，减少了煤炭开采过程中的损耗；在应用端，煤制氢技术的进步降低了二氧化碳的排放，为煤炭清洁高效利用提供了有效的技术支撑。
动力电池的降本提效路径包括材料升级，结构升级，工艺升级和模式升级四种模式。正极材料升级是提升动力电池能量密度的突破口，高镍化，低钴化，单晶化的三元正极材料同时兼备高能量密度和安全性，是三元正极的升级方向；磷酸锰铁锂正极独特的双电压平台以及高能量密度是磷酸铁锂正极新的发展方向；结构升级的代表是特斯拉4680圆柱电池和比亚迪的刀片电池，4680圆柱电池是平衡降本和续航的最优解，是未来高端电动车的选择具有结构简单，能量密度高的优点，刀片电池则具有能量密度高，安全性高的优势；换电模式和快充模式缓解纯电汽车的里程焦虑，是动力电池模式升级的有效路径。
光伏发电成本稳步下降，光电转换效率不断提升。硅料环节，硅烷流化床法生产的颗粒硅具有效率高，能耗低，二氧化碳排放少等优势；硅片环节的单晶代替多晶，硅片大尺寸化和薄片化将会有效降低成本，提升效率；电池片环节的趋势是N型电池替代P型电池，以N型PERT、TOPCon、HJT和IBC为代表的的N型电池可以有效提高光电转换效率；组件环节的半片和双面组件技术可以有效降低企业成本和提升组件功率。
风电成本大幅下降，风电进入平价时代。风机大型化可以有效降低风电成本，是未来风机的发展方向，碳纤维叶片则可以解决风机大型化的尺寸和重量难题，提升风电整体经济性，除此之外规模效应也可以有效降低风电成本。
“双碳”目标下，氢能迎来新的机遇。制氢环节，电解水制氢是未来的发展方向；储运氢环节，大规模液氢储运有望实现民用化；加氢环节，政策补贴带来的规模化是加氢站成本下降的关键性驱动因素；氢燃料电池整车环节，氢燃料电池系统和储氢系统价格下降以及政策补贴发力是整车降本的主要驱动因素。
光伏产业降本提效路径主要依靠电价下调和各环节技术变革。硅料环节的硅烷流化床法生产颗粒硅，效率高，能耗低，二氧化碳排放少；硅片环节的单晶代替多晶，硅片大尺寸化和薄片化将会有效降低成本，提升效率；电池片环节的趋势是N型电池替代P型电池，以PERT、TOPCon、HJT和IBCN为代表的的N型电池可以有效提高转换效率；组件环节的半片和双面组件技术可以有效提升组件功率。
风机大型化和规模效应降低风电成本。随着风电成本大幅下降，风电进入平价时代，风电产业的降本提效路径是风机大型化，风机大型化可以有效降低风电成本，提升风电整体经济性，除此之外规模效应可以有效降低风电成本。
第四代核电站技术增强核能安全性，提升发电功率。第四代核电站技术增强核能安全性，提升发电功率。核电的应用和发展主要面临“选址条件苛刻”、“核废料处理困难”和“核泄漏风险难以规避”三大问题。针对这三个问题，各国开始探索第四代核电技术。第四代核电技术让反应堆实现自我控制核泄漏，并选用氟化盐等物质替代水，解决对水的依赖问题。在核废料的处理上，第四代核电技术有希望实现废料的循环利用，从而大大减少废料的总量。