近期，我国《双控制度方案》发布、绿色电力交易试点启动、以及一些化工龙头企业宣布投资风光等新能源绿电项目，这是双碳目标下化工行业深化变革的标志性事件。

01引言

发改委近日印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，同时配套的绿色电力交易试点正式启动；在化工行业层面，万华化学、金能科技等企业宣布投资光伏、风电、核电等绿色能源。《双控制度方案》进一步落实了未来以能耗为总约束条件的发展要求，并提出了以能源产出效率为重要依据的指标分配方式，以及推动指标市场化交易的机制。

02化工投资壁垒进一步提升

碳中和对制造业供给端最大的影响就是增加了碳排放这个新的约束条件，而社会发展又离不开化工，化工不增长经济也无法增长，碳中和也更不可能实现。因此就需要企业找到在不增加碳排放，甚至减少碳排放的情况下实现发展的新模式。我国目前还处于双碳目标的碳达峰阶段，首要的目标是控制排放增量，因此现在企业投资新能源项目主要应对的还是未来增长所需的能源消耗。如果没有及时布局新能源项目，有可能在未来发展中失去主动权，导致市场份额流失。

2.1新能源投资成本较大

目前国内光伏和风电的投资强度大约在4-5元/W，而能源和排放指标将是制造企业未来发展最核心的要素，双碳目标下的能源体系革新有明显的投资壁垒，这将进一步加大龙头与中小企业未来的分化。

2.2绿电交易提供另一种选择

当然，这些示范性项目并不意味着未来化工企业要发展只能依靠自建新能源项目，近期开始的绿色电力交易试点为广大企业提供了另一种选择。绿电市场交易的品种并不是电力，而是绿证，卖家主要是光伏与风电的发电企业，买家则覆盖了全社会。风光发电企业每发1000度绿电就获得1份绿证，买家购买绿证来完成可持续发展和碳减排的要求。国家为绿证设定了价格上限，每份绿证价格不能超过（当地风电或光伏标杆电价-脱硫燃煤标杆电价）*1000。标杆电价一般就是上网电价，风光标杆电价虽然一直在下降，但长期以来还是高于燃煤标杆电价，差值实际就是为了扶持风光发展给予的补贴。成立绿电交易平台后，发电企业可以选择按风光标杆电价将电力上网，但不会获得绿证；也可以按燃煤电价上网，并获得绿证出售。这实际就是将原来国家对于新能源发电方的补贴逐渐转由需要减排的企业来支付，以此继续推动新能源发展。对于买方企业来说，以往只需要按照网上电价购买电力，未来如果需要满足减排要求，又没有能力自建新能源项目的话，就需要通过购买绿证来实现。

目前绿证交易价格，风电平均为90.6元/份，光伏平均为57.1元/份，这意味着买家为了获得绿电认证，需要额外支付每度5分以上的溢价。

03电力自给的突围

这一轮绿电投资狂潮对于化工企业还带来一个机遇，就是对传统电网模式的突破。电力供给属于公用事业，具有比较强的许可制，化工企业拥有自备电站的很少，其中绝大部分还都是国企。自备电站的回报率非常高，一般300MW火电机组的投资在15亿元左右，由于电力自用，年利用小时数也较高，按照目前煤炭价格，据测算度电成本在0.34元/度。虽然与上网电价相比已经基本没有盈利，但是自备电站替代的是下网电，东部地区的下网电价普遍都在6毛以上。如果不需要交过网费等其他费用，相当于300MW自备电机组一年可以为企业节约4亿元以上的成本，1年就可以收回资本金，3年左右就可收回全部投资。

04绿氢重塑成本曲线

电力成本变化对于制造业企业来说相对还是一致的，并不会产生剧烈的差异，然而由绿电衍生出的绿氢却可能导致不同企业和不同生产路线之间出现非常明显的分化。

然而绿氢的成本远高于传统的煤制氢或天然气制氢，以上海的动力煤、天然气和绿电上网电价测算，绿电制氢的成本要比煤制氢高140%，即使考虑未来绿氢和电解水的成本进一步下降，绿氢的生产成本仍会远高于传统路线。然而传统制氢方式都会产生大量CO2排放，未来被低排放的制氢方式替代已经势在必行。

因此，未来低成本且低排放的蓝氢（来自轻烃化工PDH）将成为优质的氢气来源。目前国内轻烃化工搭配下游加氢过程的例子还非常少，最为成功的就是万华化学的烟台基地。万华在烟台已经搭建了从最基础原料生产MDI的完整产业链，而MDI的生产过程涉及到多步加氢反应，耗氢量很大，包括甲醇合成、硝酸生产、硝基苯加氢等，每生产1吨MDI，需要消耗0.11吨氢气。如果未来上海化工园的MDI生产装置需要使用绿氢，则这些装置的MDI成本将比现在提升1500元/吨以上。

05投资建议

绿电交易开展和企业在新能源投资上的放开是标志性事件，将进一步强化双碳目标对于制造业未来发展的影响。新能源投资既能为企业打开发展空间，还能降低能源成本，但初期投资强度很大，资金壁垒很高。化工行业将在这一轮能源革新的浪潮中进一步分化，万华化学、宝丰能源、金能科技等实力较强又具备前瞻性，卫星石化、东华能源等具备扎实蓝氢产业基础的企业将明显受益。