“碳中和”将对能源产业产生广泛而深远的影响，铜作为经济高质量发展的重要原材料，将在产业结构调整下迎来发展机遇。如我们在3月25日发布的 《有色碳中和①：新能源新动能，铜、稀土将迎需求成长——风电和新能源车篇》所述，铜具备优异的导电性，与“电”密不可分，在新能源领域应用范围更广、使用强度更大，并对新能源产业中的“电机兄弟”——风电和新能源车拉动的铜和稀土需求进行了定量分析。本文将继续以光伏和储能为落脚点，结合《有色碳中和①》的研究成果，以判断风电、光伏、新能源车和储能这四个新能源规模化产业的发展对铜需求增量的影响。
核心观点
到2025年，光伏和储能对铜的增量需求将占2020年表观消费量的3%。 铜在光伏和储能的需求量到 2020、2025 和 2030 年或达 66、139 和289万吨。以2020年为基，铜增量需求在2025年、2030年将达73和223万吨，约占2020年全球铜消费量的3%和 9%。
新能源对铜需求拉动明显，到2025 年新能源铜需求或增 181 万吨，占 2020年铜表观消费量的 7%。结合《有色碳中和①》的结论，铜在风电、新能源汽车、光伏和储能的需求量在2020、2025 和 2030年合计或达 137、318和609万吨。以2020年为基，铜增量需求在 2025年、2030 年将达181和 472 万吨，约占2020年全球铜消费量的7%和 19%。
一、光伏
2025年光伏铜需求或达 135 万吨，五年复合增速约 16% 1 趋势：平价接力补贴，光伏新装再提速光伏已成第四大绿色能源，近三年新装增速略有放缓。根据气候智库 Ember 显示，全球太阳能2019 年发电量达669TWh，同比增长 12%，在当年能源供应中占比 2.71%，已成为第四大绿色能源。 截止 2020 年底，全球光伏累计装机规模达757GW，十年复合增长率高达 34%。新增规模方面，2020年新增装机达 130GW，同比增长13%，在疫情背景下仍显韧性十足，但与2015-2017年的高速发展期相比仍有差距。
德国市场率先平价，迎来二次增长曲线。光伏与新能源汽车类似，行业的快速发展始于政策补贴， 又因补贴退坡而沉寂，中间几经转折，最终市场地位的确立，仍有赖于自身度电成本的下降，在价格上相对于传统能源形成竞争优势。以德国为例，德国在光伏产业的布局和发展处于全球领先地位， 在2012年装机容量达 3.83GW，占当年全世界总装机量的52.3%。2019 年，德国可再生能源发电占总发电量比例达到约 43%，提前完成原定的2020年“可再生能源占比达 35%”目标，其中光伏发电贡献度达到近 20%。回顾德国光伏产业发展史，德国也经历了政策激励下的爆发式增长阶段，和补贴退坡而带来的行业滑坡。如下图所示，2006-2011 年期间，光伏上网价随安装成本快 速下降，尽管始终高于居民用电成本，但德国光伏发电量和新增装机量在补贴激励下增速不断攀升； 2013-2017年，德国光伏行业开始陷入五年的沉寂期，新增装机显著下滑，始因2011 年欧债危机， 欧洲各国下调光伏补贴，而同期电池价格陷入了平台期，下降幅度有限，德国光伏新增容量在2013年出现断崖式下跌，同比下降 52%，之后的四年新增装机量均未超过 2GW；到 2018 年，受益于金刚线切片技术普遍应用，PERC电池规模化量产带来产品效率大幅提升，组件价格终再下台阶，德国光伏发电的上网价也基本实现平价，光伏市场再次重回高增长，发电量突破45GWh，新增装机约 3GW。
中国光伏平价时代已拉开帷幕，有望重新成为全球光伏市场的增长引擎。中国光伏市场在 2018 年受“531 政策”影响，新增装机按下了急刹车，连续两年下滑，在2018-2019年分别为 44、30GW， 并导致全球新增装机量在 2018 年首次出现负增长。我们认为中国光伏市场正处于德国光伏市场 2016-2018 年阶段，补贴快速退坡而平价目标仅局部实现，光伏市场的发展对补贴政策变化仍较为敏感。根据国家发展改革委数据，2019 年6月，我国居民用户电价平均为0.5135元/千瓦时，工 商业用户电价处于 0.5379~0.6948 元/千瓦时的区间，而我国光伏平均度电成本已从2014 年上半年的1.08 元/千瓦时降至2019 年下半年的0.3 元/千瓦时，基本实现用户侧光伏平价。但在发电侧， 仅部分地区和先进的领跑基地项目可以实现，2019年5月20日国家能源局公布第一批光伏发电平价上网项目，广东、广西、陕西等16个光照条件较好的省份相继启动平价项目，涵盖项目168 个，装机容量达1478 万千瓦，占当年新增装机容量的49%，中国光伏平价时代已拉开帷幕。根据东方证券电力设备及新能源行业发布的《光伏产业研究系列报告》，光伏系统的硅和非硅成本仍有 30%、40-50%的下降空间，电池片价格有望位于0.6-0.7 元/W，组件价格有望达到1.5 元/W 以下， 电池系统投资届时将降至4 元/W 以下，基本满足平价上网对于产业链价格的需求，光伏行业的发展将由政策导向转为市场化导向，这将释放光伏装机的潜在增长空间，拉动全球光伏新增规模重返快车道。
预计未来五年光伏新增装机将恢复高速增长，复合增速或达 15%。结合中国光伏行业协会对光伏未来五年的新装机预测，到2025年光伏累计装机量或达 1807GW，未来五年复合增长率将达19%。 长期来看，BNEF 在《2020 年新能源展望》中，预计光伏累计装机容量将在2050年占比38%， 达 7749GW，相当于未来 30 年复合增长率约8.1%，我们假设在 2025-2030 年，新增装机规模年增速维持在15%，对应 2030 年累计装机量将达3838GW，新增装机量将达 543GW，为 2020 年 的 4.2 倍。
2 铜需求：集中在平衡系统，到2025年提升铜消费3%光伏系统的铜需求集中在平衡系统，受电池技术路径影响有限。光伏发电系统由光伏组件和平衡系统（BOS）两部分构成，组件承担太阳能转化成电能的作用，光能转化成直流电后通过平衡系统转化成符合要求的交流电，再接入电网或直接用于负载。电池是光伏组件的核心，按技术路线分类，可以分为晶硅电池和薄膜电池，晶硅电池产业链较为成熟，占据市场主流，在2019年产量占比达95%，其中晶硅占比达66%；薄膜电池已发展出十几种技术路线，但实现产业化的仅非晶硅薄膜电池、铜铟镓硒(CIGS)薄膜电池和碲化Ge(CdTe)薄膜电池三种。但无论是薄膜还是非薄膜电池，都 几乎不含铜，仅铟镓硒(CIGS)薄膜电池中含少量铜，每兆瓦容量约 50 公斤，因此电池技术未来的 发展变化对铜需求的影响较小，我们在此也就不再赘述电池技术相关的内容，具体研究可参考东方 证券电力设备及新能源行业发布的《光伏产业研究系列报告》。平衡系统是除光伏组件以外的其他 设备和系统，如电缆、逆变器、蓄电池、汇流箱、连接器、配电柜等配件，铜在光伏系统的应用基 本上都在平衡系统中，尤其是电缆。根据 Sailing Stone Capital 于2020年7月发布的《The Energy Transition》报告显示，光伏系统每兆瓦装机需耗铜5吨。
按照上述光伏新增装机进度，预计光伏铜需求将由 2020 年的 65 万吨增加至 2025、2030 年的 135 和 272 万吨，未来五年、十年的的复合增长率将达 15.7%、15.4%。
二、储能
2025 年储能铜需求或达 4 万吨，五年复合 增速约 39% 1 趋势：再生能源市场和配储比同步提升，储能将迎高速发展可再生能源增长可期，储能市场迎来发展机遇。如下图所示，储能在电力系统的应用非常广阔，尤其是在发电侧风电、光伏配套的应用领域，虽然新能源汽车的动力电池也属于储能电池在用户侧的 主要应用，但未免重复，我们此处讨论的储能电池均不包括新能源汽车电池。在 3 月 26 日发布的 《有色碳中和①：新能源新动能，铜、稀土将迎需求成长》和上节中，我们对风电、光伏未来的发 展趋势和规模做了定量和定性的判断，可以看出，发电侧新能源在电力市场的占比将快速提升，在电力系统将起到举足轻重的作用。然而，相比传统化石能源，风电、光伏等可再生能源更具波动性、 随机性和区域性，在以往的储能系统基础之上提出了新的要求，一方面需增加储能容量，另一方面对快速响应性能和动态调节能力的要求也有所提高。
电化学储能技术成熟、响应速度快，将成为配套新能源储能的主流。按照不同能量转换方式，电力系统中主流的储能技术就两类：抽水储能和电化学储能，两者均具备技术成熟度高和储能规模大的特点。传统电力系统对储能的需求是重容量、轻频率，抽水储因使用成本低且规模大，顺势成为装机规模最大的类型。但随着新能源在电力系统重要性的提升，其自身的波动性和不确定性可能会导致系统有功出力与负荷之间的动态不平衡，造成系统频率偏差，严重时会导致系统频率越限，进而危及电网安全运行，抽水储能由于响应速度相对较慢（分钟级）并不能妥善解决这一问题。而电化学储能相对于抽水储能的最重要的优势就在于此，其快速的响应特性（毫秒级）能提高新能源电力系统的稳定性，新能源配套电化学储能也因此成为共识的解决方案，尤其是锂离子电池，凭借较优的能量密度和循环性在电化学储能领域能已占主导地位，将随着新能源装机迎来发展契机。
配储比例和充放电时长同步提升，储能累计装机量未来20年的复合增速或达 23-25%。2020 年储能电池新装机已达 5.3GW/10.7GWh，同比增加 55.9%/57.4%，累计装机规模达 17.7 GW /34.5 GWh。虽然增速较快，但折合至新能源单位装机容量，配置比例仍较低，根据 2020 年底的光伏和 风电累计装机量，可以测算出当前新能源发电的配储比不到 1%，储能时长约 2 小时，仍有较大提升空间。彭博新能源财经（BNEF）预计到 2040 年储能累计装机规模达 1095 GW /2850 GWh， 相当于未来20年均复合增速约 23%/25%，按照该增速可以推断出到 2030 年累计装机规模或达 350 GW /911GWh。我们从风电和光伏装机量预测数据对此进行交叉验证，根据之前的分析，风电和光伏累计规模在 2030 年预计达 5853GW，相较于2020 年新增 4368GW，按照 BNEF 对储能装机规模的预测，2020-2030年储能将新增 332.3GW/876.5GWh，相当于新增风电光伏的储能配置比为 7.6%，储能时长约 2.6 小时，与目前部分省份提出的配置比例要求（在 5%~30%之间）相符，也吻合一般电化学储能满功率连续充放电时间（在 1~4 小时之间），我们将以此作为储能领域铜需求的测算依据。
锂电池占主流，市占率高达92%。锂离子电池和铅酸电池是电化学储能两种主要的储能技术。与铅酸电池相比，锂离子电池具有电池寿命周期度电成本较低、能量密度高、循环次数高、能量损失 和韧性方面更佳且环保等优势，因此成为电化学储能的主流选择。根据 BNEF 数据显示，2020 年新增的电化学储能电池装机功率中，92%为锂离子电池，预计锂离子电池将保持主流地位。我们沿用 2020 年 2 月发布的《高端锂电铜箔供需将向好，行业龙头具中长期投资机会》中储能锂电池在 2021-2024的预期需求量，分别为 20、27、35 和 41GWh，假设锂电池始终保持在储能电池 92% 的渗透率，则到2024 年储能累计装机将达 155GWh。结合前述到 2030 年储能累计装机预计将达 911GWh，相当于储能累计装机在 2024-2030 的复合增速约为 33%，假设年增速在此期间不变， 预计 2025、2030 年需求量或达 26、81GWh，其中锂电池需求量将达 50、206GWh，为 2020 年 的 14、57.3 倍。
2 铜需求：应用在电池负极，到 2025 年提升铜消费 0.1% 铜箔是锂电池负极活性材料的载体和负极集流体，典型锂离子电池的铜箔用量约为 0.83kg/KWh。 典型锂离子电池结构主要包括正极、负极、电解液和隔膜四部分。锂电池充电时，加在电池两极的 电势迫使正极的嵌锂化合物释放出锂离子，通过隔膜后嵌入片层结构的石墨负极中; 放电时锂离子则从片层结构的石墨中析出，重新和正极的嵌锂化合物结合，锂离子实现移动，产生电流。铜箔由于具有良好的导电性、柔韧性和适中的电位，耐卷绕和辗压，制造技术成熟，且价格相对低廉，在此过程中便充当石墨等负极活性材料载体，同时作为负极集流体，将电池活性物质产生的电流汇集起来，以产生更大的输出电流。如我们在《高端锂电铜箔供需将向好，行业龙头具中长期投资机会》 所述，典型锂离子电池 8 微米锂电铜箔用量约为 0.83kg/KWh，我们将以此作为未来储能锂电池铜用量的测算依据。
按照上述储能锂电池新增装机进度，预计储能铜需求将由2020年的 0.8 万吨增加至 2025、2030 年的 4.2 和 17.1 万吨，未来五年、十年的复合增长率将达 38.6%、35.5%。
三、投资建议
2025 年风电、新能源车、光伏、储能 将拉动铜需求 7% 结合我们在《有色碳中和①》和上述分析，可以看到铜作为优异的导电材料，与“电“密不可分， 在新能源领域应用范围更广、应用强度更大。据我们测算，在风电、新能源汽车、光伏和储能这四个新能源规模化产业，铜需求量在 2020、2025 和 2030 年合计或达 137、318 和 609 万吨。以 2020 年为基，铜增量需求在 2025 年、2030 年将达 181 和 472 万吨，约占 2020 年全球铜消费量的 7.2%和 18.6%。可见随着“碳中和”的推进，新能源产业将带动铜迎来新一轮发展机遇，并成长为铜主要的应用领域，新能源有望成为继中国经济腾飞后的下一轮铜市持久驱动力。
