1.开启能源产业革命新征程

1980 年（庚申年）联合国召开的“联合国新能源和可再生能源会议” 对新能源的定义为：以新技术和新材料为基础，使传统的可再生能源得到 现代化的开发和利用，用取之不尽、周而复始的可再生能源取代资源有限、 对环境有污染的化石能源，重点开发太阳能、风能、生物质能、潮汐能、 地热能、氢能和核能（原子能）。2006 年后，中国成为世界 CO2 第一排 放大国。2019 年，世界 CO 2 排放量排在前六位的国家和地区分别是：中国 98.26 亿吨、美国 49.65 亿吨、欧盟 41.11 亿吨、印度 24.80 亿 吨、俄罗斯 15.33 亿吨和日本 11.23 亿吨。据此计算，中国的碳排放总 量已经超过美国和欧盟的总和，即将达到美国、欧盟和日本的总和，但还 未到达峰值。2019 年，中国的能源消费结构中，煤炭、石油、天然气、 可再生能源（包括水电）和核电的比例分别为 57.6%、19.7%、7.8%、12.7%、 2.2%。

全球能源互联网发展合作组织预测，2060 年全社会用电量将达 17 万 亿千瓦时，人均用电量达到 12700 千瓦时，清洁能源和新能源装机占比 将达 90%以上。12 月 12 日，在气候雄心峰会上宣布“到 2030 年，中国单位国 内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次 能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方 米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”。据此目标， 未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过 6600 万千瓦，水电和核电 也将迎来新的发展机遇。

中国经济结构决定了能源使用量巨大，单位 GDP 能耗远高于世界平均水平。构建可持续发展的能源结构是我国当前高质量 发展目标的必选之路。发展新能源替代、实现能源转型、降低化石燃料排 碳量，成为我国“十四五”时期的重要能源战略。为此，必须加大水、风、 光、核、生物质等清洁能源与新能源开发力度，推动清洁和新电能全面消 纳，逐渐替代煤、油、气等化石能源成为终端能源消费的核心载体。清洁 能源重点以水电为主体，这里所称新能源重点是指风电、光伏与光热、核 电、储能、生物质能源。截至 2020 年底,我国全口径发电装机容量 22.0 亿千瓦，同比增长 9.6%。

其中，化石能源发电 12.5 亿千瓦、水电 3.7 亿千瓦、并网风电 2.8 亿千瓦、并网太阳能发电 2.5 亿千瓦、核电 4,989 万千瓦。化石能源发电 装机容量中，煤电装机 10.8 亿千瓦、气电 1.0 亿千瓦。非化石能源发电 装机容量占总装容量达 43%。基于 2030 年非化石能源占一次能源消费比 重达到 25%的总量目标，到2030年我国电源装机总量将增长至38亿千瓦， 水电、风电、太阳能发电、核电和生物质及其他发电装机占比将达到 68%。未来十年清洁能源装机将增加约 16 亿千瓦，从 2020 年到 2030 年复合增 长率为 10.5%。可见从十四五时期开始，风电、光伏与光热、核电、储能、 生物质能等细分能源行业将进入高速增长阶段，新能源产业革命新的征程 已经启航。

2.光伏：政策、技术与需求共振催动进入高景气周期

2.1 双碳背景下政策驱动光伏行业进入景气周期

为应对全球气候变暖，多国承诺将全球气温上升限制在 1.5°C。IEA 署长 Fatih Birol 提到，由此制定的"净零"路线图中要求，到 2030 年， 全球太阳能光伏发电新增装机达到 630GW，相当于每天安装一个现有最大 的太阳能电站的规模。这样到 2030 年，实现全球能源效率平均每年可提 高 4%，约为过去 20 年平均水平的 3 倍。其中，到 2050 年，全球发电总 量的近 20%来自太阳能光伏和风能。

投资规模方面，根据与国际货币基金组织（IMF）的联合分析，到 2030 年，年度能源总投资将激增至 5 万亿美元，每年为全球 GDP 增长额外增加 0.4 个百分点。在清洁能源以及工程、制造和建筑行业中创造了数百万个 就业机会。

光伏产业是半导体技术与新能源需求相结合而衍生的产业。大力发展 光伏产业，对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建 设具有重要意义。我国已将光伏产业列为国家战略性新兴产业之一，在产 业政策引导和市场需求驱动的双重作用下，全国光伏产业实现了快速发 展，已经成为我国为数不多可参与国际竞争并取得领先优势的产业。

目前我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、 产业体系建设等方面均位居全球前列。国家能源局新能源与可再生能源司 副处长孔涛提到，“十四五”期间光伏发电发展将进入一个新阶段，光伏 发电年均装机规模将大幅度的提升，装机规模将进一步扩大。光伏发电在 能源消费中的占比将持续提升，光伏发展将进入平价阶段，摆脱对财政补 贴的依赖，实现市场化发展、竞争化发展。

按照“3060 双碳”战略，实现碳中和目标，我国一次能源消费中的 清洁能源占比将大幅提升。根据清华能源转型中心何继江估算，我国光伏 装机容量需求在实现“碳中和”目标时人均光伏大约为 5~10 千瓦，需要 约 85.8 亿千瓦光伏资源量。叠加“十四五”将通过加快构建以新能源为 主体的新型电力系统提升光伏发电消纳和存储能力，既实现光伏发电大规 模开发，也实现高水平的消纳利用，同时更加有力的保障电力可靠稳定供 应，实现高质量跃升发展。

2.2 全面平价时代，光伏市场快速增长

光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优势的能源形式，发电成本快速下降推动光伏发电进入“平价时代”。从发电成本 角度看，根据国际可再生能源署(IRENA)的统计，自 2010-2020 的十年时 间里，在生产成本大幅下降和技术快速进步驱动下，全球光伏发电加权平 均 LCOE(平准化度电成本)已从 38.1 美分/kWh 下降至 5.7 美分/kWh， 降幅高达 85.0%。而同期水力发电 LCOE 则上升至 4.4 美分/kWh，海上 风电、陆上风电、光热发电、以及生物质发电 LCOE 则分别下降 48.1%、 56.2%、68.2%、0%，均小于光伏发电的 LCOE 降幅。

在过去十年间，太阳能光伏发电成本快速下降，成本的下降主要是由 于电池板价格和系统配套费用的降低，前者降幅达 90%，这些因素使得太 阳能光伏发电的总装机成本下降了 80%以上。

具体数据来看，2020 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 3.99 元/W 左右，较 2019 年下降 0.56 元/W，降幅为 12.3%。其中，组 件约占投资成本的 39.3%，较 2019 年上升 0.8 个百分点。非技术成本约占 17.3%（不包含融资成本），较 2019 年下降了 0.3 个百分点。2020 年 我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为 3.38 元/W，分布式光伏系统 运维成本为 0.054 元/W/年，集中式地面电站为 0.046 元/W/年，基本维 持 2019 年的水平。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成 本将持续保持在这个水平并略有下降。据光伏业协会预测， 2021 年后在 大部分地区可实现与煤电基准价同价，到 2030 年光伏系统初始投资成本 将会降至 3.15 元/W。

经济发展，社会用电量增长成为光伏产业规模扩张的内生动力。2021 年 1-8 月，全社会用电量累计 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%。

2021 年 1—8月份，全国发电装机容量228254 万千瓦，同比增长 9.5%， 发电 53894 亿千瓦时，同比增长 11.3%。其中，太阳能发电装机 27513 万 千瓦，同比增长 24.6%，太阳能发电增长 8.5%。在 2021 年保障性并网规 模不低于 90GW 的政策指引下，四季度需求将得到显著提振。

根据中国光伏行业协会(CPIA)的预测，保守情况下 2025 年我国新增 光伏装机容量将达到 90GW，相比 2020 年 48.2GW，复合增速为 13.3%。而 2025 年全球新增光伏装机容量为 270GW，相比 2020 年 130GW，复合 增速为 15.7%。在而乐观情况下，2025 年我国新增光伏装机容量将达到 110GW，相比 2020 年复合增速将达到 17.9%。全球新增光伏装机容量将 达到 330GW，相比 2020 年的复合增速将达到 20.5%。

2.3 装机需求与技术成熟驱动产业链进入高景气赛道

太阳能光伏产业链包括硅料、铸锭(拉棒)、切片、电池片、电池组件、 应用系统等 6 个环节。上游为硅料、硅片环节;中游为电池片、电池组件 环节;下游为应用系统环节。从全球范围来看，产业链 6 个环节所涉及企 业数量依次大幅增加，光伏市场产业链呈金字塔形结构。太阳能光伏产业 链的上游是太阳能电池板的原料硅片和晶体硅原料的生产，这一产业在我 国属于垄断行业。中游是由生产晶硅电池片开始的，将晶硅体加工为电池 片，是实现光电转化的核心步骤。在我国，晶硅(单晶、多晶)光伏组件的 应用占到了市场的 95%以上。然后就是电池组件的生产，将电池片组装成 电池组件，属于劳动密集型产业，是光伏产业链中游的尾端。

从光伏产业链角度看，由于整个光伏产业仍处于快速发展阶段，因此 相关的生产技术和加工工艺的进步速度十分迅速，推动光伏设备持续不断 更新换代，行业销售收入持续增长。根据 CPIA 统计数据，全球光伏设备 行业销售收入从 2013 年的 17.5 亿美元增长至 2019 年约 50 亿美元，复合 增长率为 19.1%。与此同时，由于全球光伏产业链各个生产环节的主要生 产地均在中国，所以中国光伏设备市场规模占全球的比重较高。

多晶硅：属于光伏产业链上游第一道环节，一般从项目建设到产能投 产需要 12-18 个月，产能周期相对较长。目前技术工艺全部国产化，随着 技术改进，成本呈现大幅下降趋势。2020 年，全国多晶硅产量达 39.2 万吨，同比增长 14.6%。其中，排名前五企业产量占国内多晶硅总产量 87.5%，行业集中度较高。价格方面，硅料价格自去年下半年以来不断攀 升，虽然 2021 年 6 月份出现减缓迹象，但是 8 月份重回上涨趋势。硅料 产能周期及需求弹性特性，叠加行业高壁垒特性使得下游需求扩大时，价 格呈现敏感变化，并在较长时间内维持价格高位。2021 年随着多晶硅企 业技改及新建产能的释放，产量将达到 45 万吨。

硅片：光伏硅片领域，由于受到规模、技术、成本等因素限制，使得 寡头运营模式明显，行业集中度越来越高。2020 年全国硅片产量约为 161.3GW，同比增长 19.7%，占全球产量约 167.7 GW 的 96.2%。其中，排 名前五企业产量占国内硅片总产量的 88.1%，且均超过 10GW。随着头部 企业加速扩张，2021 年全国硅片产量将达到 181GW。相关企业主要包括 以上机数控、京运通、高测股份等为代表的传统硅片设备制造商，以及双 良节能、高晶太阳能、三一集团等新进入者。

晶硅电池片：TOPCon 和 HJT 电池的转换效率则仍有很大提升空间。晶硅电池主要类型包括 AI-BSF、PERC、TOPCon、HJT、IBC 等，其中，从 2020 年平均转换效率数据来看，N 型电池转化率最高，TOPCon 电池平均 转换效率达到 23.5%，异质结电池平均转换效率达到 23.8%，背接触电池 达到 23.6%。因此，未来随着生产成本的降低及良率的提升，N 型电池将 会是电池技术的主要发展方向之一，而且也是光伏技术的核心竞争因素。从整个光伏产业链的角度看，不断降低生产成本、提高转换效率，从而降 低光伏 LCOE，是驱动整个光伏产业链各环节技术进步的核心动力。然而 硅料、硅片、组件环节的成本下降和技术进步的空间相对有限，提高电池 转化率将是未来降低 LCOE，优化成本的主要有效环节。预计到 2025 年， 二者的量产转换效率分别有望达到 25.0%和 25.2%。

组件：光伏组件是光伏发电系统的核心构成部分，工艺包括串焊、叠 层、压层、检测等。其核心竞争优势主要体现在除质量性能外带来成本优 化外，还包括品牌与渠道，及服务等。如具有高融资价值的组件品牌就拥 有更强的竞争力，销售渠道全球布局更利于渠道竞争与售后服务跟进。成 本角度来看，硅料硅片价格变化影响较弱，主要源于一体化组件自供比例 提升，消化部分成本上涨压力。

2020 年，全国组件产量达到 124.6GW，同比增长 26.4%，约占全球产 量 163.7GW 的 76.1%。其中，排名前五企业产量占国内组件总产量的 55.1%，集中度相对分散。以隆基股份、晶科能源、天合光能、晶澳科技、 阿特斯等为代表的一体化组件企业，凭借更强的品牌、融资价值、盈利能 力以及更为全面的销售网络，市场份额呈现出不断提升的趋势。在产业链 价格高企的背景下，组件降价空间较小，2021 年 8 月开标均价维持在 1.75-1.85 元/W，相对年初 1.55 元/W 左右的价格提升 13-19%。

2.4 长景气周期将继续提升行业业绩增长空间

光伏行业高景气，2021 上半年业绩高增涨。2021 年上半年，Wind 光 伏板块 63 家上市公司合计实现营业总收入 2928.84 亿元，同比增长 39.22%；归属于上市公司股东的净利润 279.18 亿元，同比增长 66.28%。得益于光伏各环节出货量增加，产品价格增长以及同期基数低等因素影 响，光伏板块上半年取得较高的业绩增速。分季度来看，21Q1 板块实现 营业收入 1628.90 亿元，归属于上市公司股东的净利润 149.81 亿元，分 别同比增长 33.02%、37.96%；21Q2 板块毛利率、净利率分别为 23.13%、 10.03%，环比提升 1.11 个百分点、-0.46 个百分点。

细分领域来看，硅料、硅片、胶膜、光伏玻璃、光伏设备上半年经营 业绩普遍较好，电池片、组件环节盈利承压。受原材料价格上涨、运输成 本提升以及竞争激烈等因素影响，部分公司增收不增利。（报告来源：未来智库）

3.光热技术日渐成熟，前景可期

3.1 热发电技术原理

光热发电是将太阳热辐射能转化为热能再将热能转化为电能，间接用 于发电。光热发电经过“光能－热能－机械能－电能”的转化过程实现发 电。具体来说，反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集 热装置，用来加热集热装置内导热油或熔盐等传热介质，传热介质经过换 热装置将水加热到高温高压蒸汽，蒸汽驱动汽轮机带动发电机发电。光热 发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，最大的差别是 发电所用热源不同，前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然 气等获取热量。

3.2 光热发电技术分类

光热发电按照聚能方式及其结构进行分类，主要有塔式、槽式、碟式、 菲涅尔式太阳能光热发电四大类技术，塔式和槽式光热发电技术商用更广 泛。

塔式光热发电系统：点式聚焦集热系统，利用大规模自动跟踪太阳的 定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射 到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质，使其直接或间接产生 540℃ ～560℃ 蒸汽，其中一部分用来发电，另一部分热量则被储存，以 备早晚或没有阳光时发电使用。塔式系统具有热传递路程短、高温蓄热、 综合效率高等优点，新建的光热发电项目中塔式光热发电技术越来越多， 塔式是未来太阳热辐射能光热发电的主要技术。

槽式光热发电系统：也称槽式镜像系统，是线式聚焦集热系统。利用 大面积槽式抛面镜反射太阳热辐射能，连续加热位于焦线位置集热器内介 质，将热能转化为电能。槽式聚光器是一维跟踪太阳方式，属于中高温热 力发电，串并联集成后发电容量无限制。太阳热辐射能集热装置占地面积 比塔式、碟式系统要小 30%～50%，已建成的光热发电站有 80%以上采用槽 式技术。

碟式光热发电系统：也称为抛物面反射镜斯特林系统，是点式聚焦集 热系统，是世界上最早出现的太阳能光热发电系统。由许多抛物面反射镜组构成集热系统，接收器位于抛物面焦点上，收集太阳辐射能量，将接收 器内的传热介质加热到 750℃ 左右，驱动斯特林发动机进行发电。碟式 发电优点是光学效率高，启动损失小，适用于边远地区独立电站。

菲涅尔式光热发电系统：工作原理类似槽式光热发电，只是采用多个 平面或微弯曲的光学镜组成的菲涅尔结构聚光镜来替代抛面镜，众多平放 的单轴转动的反射镜组成的矩形镜场自动跟踪太阳，将太阳光反射聚集到 具有二次曲面的二级反射镜和线性集热器上，集热器将太阳能转化为热 能，进而转化为电能。特点是系统简单、直接使用导热介质产生蒸汽，其 建设和维护成本相对较低。

从全球范围看，目前已投入使用的光热发电站中，槽式仍然凭借其更 低的前期投资，较低的门槛与建设难度，以及更低的维护成本在投运项目 中占据主流。但在建项目中，塔式则凭借更高的聚光率产生更高温度，实 现更高的热电转化效率以及更低的发电成本，是未来的主要方向。实际上 由于光热发电良好的兼容性，多种设计混用的情况并不罕见，全球范围内 将塔式与槽式混用的光热电站就有 10 座。我国境内也有青海省海西州700MW 风光热储多能互补项目，混合了风光热三种可再生能源。

3.3 光热电站系统结构

大型光热电站系统由四部分构成，即集热系统，热传输系统，储热系 统，发电系统。

集热系统：集热系统负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为 后续发电提供能量，是光热发电系统最核心的组成部分。集热系统包含聚 光装置与接收器两个核心组件，其中聚光装置由中央控制系统操控，跟踪 太阳位置收集并反射最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则 利用收集到的能量加热内部介质，实现能量的吸收与储运。

热传输系统：热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热 介质，输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较 于早期使用的水和导热油，熔盐在熔融态下可保持较宽的工作温度范围， 允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色。但由于高温熔盐 对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，所以对材料要求比较高。

储热系统：通过储热罐，光热系统可以将集热器加热过的介质集中储 存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体 可再次流回集热系统重新加热。热能被储存在储热罐中，可以在夜间或光 照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长 发电时间。同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用 电负荷，适应电网调度发电。

传热蓄热技术是光热发电关键技术之一，而传热介质的工作性能直接 影响系统的效率和应用前景。传热介质中，使用较多的有水、水蒸汽、空 气、液态金属、导热油以及熔盐等。其中，熔融盐具有工作温度高、使用 温度范围广、传热能力强、系统压力小、经济性较好等一系列的优点，目 前已成为光热电站传热和储热介质的首选。常见熔盐的熔点从低到高的排 列顺序为：硝酸盐＜氯化物＜碳酸盐＜氟化物。

当前中国的光热发电产业仍处于起步阶段，大规模商业化发展仍须等待。中国熔盐供应企业多数是传统的硝酸盐生产企业，也有部分企业通过 采购硝酸盐原料生产符合质量要求的熔盐。

发电系统：光热的发电系统和传统电厂区别不大，仍是通过加热水获 得高质量的过热蒸汽，推动各式汽轮机发电。由于光热电站所用导热介质 是循环使用的，几乎不产生排放，发电过程无疑更加环保。

3.4 光热发电的独特优势

3.4.1 自带储能系统，具有调峰调频功能

光热发电机组配置储热系统，可实现 24 小时连续稳定发电，可替代燃 煤电站作为基础负荷，提高风光电等间歇性可再生能源消纳比例，并可作 为离网系统的基础负荷电源；同时，机组启动时间、负荷调节范围等性能 优于燃煤机组，可深度参与电网调峰，保证电网及电源的高效利用；此外， 太阳能热发电还可根据电网用电负荷的需要，参与电力系统的一次调频和 二次调频，确保电网频率稳定，保证电网安全。

电力系统的运行，需要连续、稳定的电源作为支撑。中控德令哈 50MW 塔式熔盐储能光热发电项目为例（配置 7 小时储能），在 2020 年 2 月 1 日 至 2 月 13 日期间，实现了机组 292.8 小时的连续、不间断稳定运行。光热 电站通过配置更大容量的储能系统，还可进一步提高不间断运行的时长。

由于太阳能热发电与生俱来的优势，其对电网的友好性正逐渐得到认可。当前光热产业在项目和技术上已有一定基础，但是否能成为新能源行业下 一个风口，还取决于能否获得持续政策支持，加速规模化降本和技术创新 迭代。

3.4.2 可以实现多能互补

在风、光电装机规模集中、比例迅速提高的地区，可以布局建设“光 热+光伏或光热+风电”多能互补示范项目，通过多种能源的有机整合和集 成互补，缓解风光消纳问题，促进可再生能源高比例应用。引导“光热+ 光伏或光热+风电”的可再生能源基地建设，深入推进源网荷储多能互补 项目建设；完善跨区峰谷分时电价政策，并将销售电价模式向电源侧传导， 推动我国光热产业可持续发展。

3.5 光热发电产业链

3.5.1 光热发电产业链构成

光热发电的产业链从上下游关系来说，可由基础材料、装备制造、电 站 EPC、电站运营、电力输配等环节构成。产业链的核心环节在于装备制 造、电站和 EPC。中国光热发电产业链条比较完整，但目前规模还较小。

光热发电产业从电站的结构来说，其产业涉及到太阳岛、传储热岛、 常规岛、工程咨询服务以及原材料与配件供应等链条。

太阳岛所占成本比例最高：太阳岛主要包括聚光系统和吸热系统。热 力发电岛主要包括热力系统及辅机设备、水循环、水处理系统、换热设备 等。对于具有一定规模的塔式太阳能热发电站（10MW 以上），太阳岛成 本占电站建造成本的 55%以上。随着塔式太阳能热发电站装机容量增加， 太阳岛成本所占的比例也越来越高，装机容量为 300MW，600MW 时，太阳 岛成本所占的比例分别可达到 68%和 70%。

定日镜是塔式太阳岛中成本占比最高的部件：目前中国塔式太阳能热 发电站的太阳岛造价为 3600~4000 元/kW。其中定日镜成本约占太阳岛成 本的 75%，随着电站规模变大，定日镜数量相应增加，太阳岛成本构成中 定日镜的占比也会增加，吸热器输出热功率达到 500MW 以上后，定日镜成 本在太阳岛中的占比大于 80%。

传储热岛则分为主设备、辅设备和工质三部分，主要涉及换热器、熔 盐泵、熔盐阀、流量计、电加热及电伴热等装备以及熔盐、导热油等传储 热工质。

常规岛部分与传统化石电站相似，涉及到的相关装备也相对更加成 熟，主要分为主机设备和辅机设备两部分，关键装备汽轮机、蒸汽发生器 和发电机等均属此列

工程咨询服务部分包含范围则更广，涉及到光热电站开发的多个方 面。主要分为项目前期、建设期和其它三部分，包含了 EPC 总包、可行性 研究、详细设计、业主工程师、系统集成、运维服务等。

最后是原材料与配件，该部分主要涉及组成光热发电设备的配件供应 商，以及光热电站开发或运行要用到的一些原材料。主要为原材料、配品 配件和其他部分。

3.5.2 光热发电产业链上的主要公司

3.6 国内光热发电的现状与未来

3.6.1 国内光热发电现状

目前光热发电成本依旧较高：由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。从初始投资成 本看，光热发电站的单位千瓦投资成本在 2.5 万-3.5 万元，是传统煤电 站的 3-4 倍、陆上风电的 3-4 倍、光伏电站的 4-5 倍，关键的太阳岛和储 热岛固定投资分别占 50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本 越高；从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在 1 元/千 瓦时左右，相当于煤电的 3-4 倍、陆上风电的 2-3 倍、光伏发电的 1.4-2 倍。

2022 年 1 月 1 日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再 补贴。

根据《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，首批光 热示范项目的延期电价政策为：2019 年和 2020 年全容量并网的，上网电 价按照每千瓦时 1.10 元执行；2021 年全容量并网的，上网电价按照每千 瓦时 1.05 元执。在我国光热发电产业发展的初期阶段，上网电价形成机 制尚未完成市场化改革之前，取消电价补贴，使近 10 年时间发展起来的 产业链面临新的挑战。

虽然首批示范项目已经建设投产，但太阳能热发电产业目前仍处于初 期发展阶段，发电装机规模仍然较小。同时价格机制未形成，光热发电的 价值无法在现有电力市场机制下得到合理体现。今年 4 月发布的《国家发 展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确抽水蓄能 电站实行的两部制电价政策，而光热发电自带熔盐储能系统，完全可以在 电力系统中承担与抽水蓄能电站同样的角色，建议参照抽水蓄能价格政 策，落实储能型光热电站的价格形成机制，以体现光热发电的独特价值。

3.6.2 国内光热发电的未来

降本提效是光热发电未来发展的必经之路。根据塔式太阳能光热发电 站成本构成，影响成本电价的三个主要动因：产能规模化效应、单机装机 容量和技术工艺进步及管理优化。预计在未来，光热发电站成本电价可与 燃煤火电站的电价相当，具有广阔的应用前景和成长空间。

以塔式发电为例，定日镜成本占到塔式光热发电站成本的一半左右， 所以定日镜的降本是光热发电发展的重中之重：定日镜由反射镜、镜架、 动力设备、控制器及基座组成，各部分的造价大致构成比例依次为 9%、 9%、61%、6%和 15%。由于规模效应带来的加工费用和运输费用降低；更 轻便定日镜的设计降低相关材料费用；动力设备的优化设计降低该部件成 本。预计随着装机量的提升，定日镜成本可大幅下降。

未来万亿市场可期。按照 IEA 预测，中国光热发电市场到 2030 年将 达到 29GW 装机，到 2040 年翻至 88GW 装机，到 2050 年将达到 118GW 装机， 成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场，照此看来，光热 发电万亿级市场才刚刚拉开帷幕。（报告来源：未来智库）

4.核能：政策转变迎来产业链机会

4.1 能源结构加快调整，核电成为多能互补重要组成部分

受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能 源消费结构正加快向低碳化转型。许多国家已将核能发电作为新一代能源 技术的重要战略组成部分和经济发展的重要新领。根据世界核能协会， 2019 年，核能发电量达到 2657 TWh，能够满足世界电力需求的 10％以 上。中国的核能发电量从 2013 年的 105TWh 增至 2019 年的 330 TWh， 增长了超过两倍。2019 年，北美，西欧和中欧的核能发电量有所下降， 非洲，亚洲，南美，东欧和俄罗斯的核能发电量有所增加，亚洲的核能发 电量增长了 17％。其中，中国的核能发电量占比过半，是世界上核能发 电量排名第二的国家，核能发电量占世界比重 13.6%。

我国的核电建设受 2011 年日本福岛核电站泄露的影响，核电项目的 审批一度放缓，尤其是自 2015 年核准 8 台新建机组后，更是经历了三 年“零审批”的状态。但是从最近 2 年来看，2019 和 2020 年每年都有 新的项目获批，连续两年核准新的核 电项目，代表了核电新建机组的审批和核准开始恢复正常。更关键的是， 这一变化正是从 2018 年能源工作指导意见中对核电的态度从安全发展 转为稳妥推进后才发生的。随着政府对核电发展的态度进一步转变为“积 极有序发展”，核电有望在“十四五”期间迎来新的发展阶段。

我国近五年核电装机增长节奏较快，带动发电占比稳步提升。据中国 核能行业协会今年 7 月发布的《2021 年 1-6 月全国核电运行情况》显示， 截至 6 月 30 日，我国运行核电机组共 51 台，装机容量 5327.5 万千瓦， 占全国发电装机容量的 2.36%，发电量占比达到 5.04%。运行核电机组累 计发电量为 1950.91 亿千瓦时，占全国累计发电量的 5.04%，比 2020 年 同期上升了 13.76%；累计上网电量为 1830.51 亿千瓦时，比 2020 年同 期上升了 14.12%。

根据核电专业媒体《核电观察》在 1 月发表的年度展望中曾测算，要 实现 2030 年非化石能源占一次能源消费比重 25%以上，综合考虑风电、 太阳能、水电的发展空间以及核电的建设周期，需要十四五期间至少新开 工 3500 万千瓦核电机组，即 30-35 台百万千瓦核电机组，年均新开工 6-8 台机组，届时至 2030 年核电装机容量可达到 1 亿至 1.1 亿千瓦。

4.2 三代核电技术成熟落地，核电市场规模有望再上台阶

核电产业链的上游为铀矿开采加工精炼、铀转化浓缩和核燃料组件制 造；中游为核电设备制造环节，主要包括核岛设备、常规岛设备和辅助设 备；下游是核电站建设运营及乏燃料处理等。核电具有建设周期长、投资 规模大的特点，核电建设既可以发挥稳定投资的作用又有推动未来能源结 构优化具有重要作用。在新一轮政策的引导下，核电整个产业链发展空间 有望获得提升。

上游：对外进口依赖程度高，泛燃料处置制约核电产业发展

发现新的高质量铀矿、与铀资源丰富国建立合作项目、收购海外铀矿项目、发展四代核技术等才能实现降低需求与成本的目的。核燃料棒 最核心的材料是燃料芯块，由二氧化铀组成，是裂变反应产生热量的主要 原料。在核燃料成本结构中，天然铀占比最高，达到 49%。而国内铀资源 由于受到品质及成本限制的原因产量较低，要满足自身需求需要大量进 口，数据显示，2018 年进口占比超 85%，远超 50%的国际警戒线。同时由 于中国政府对核燃料物资行业实施严格的管制，只有获得国家许可的企业 才能从事海外铀产品的采购，所以核电上游具有非常高的的政策性进入门 槛。

目前国内获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服 务的实体只有中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司 和国家电投下属的国核铀业发展有限责任公司，具有明显垄断地位。核燃 料元件制造在技术门槛与国家安全要求下也存在较高进入门槛，国内仅中 核集团旗下的中核北方与中核建中获得授权，具有极高议价能力。

乏燃料处理将成为制约中国核电发展的重要因素。核电站产生的乏 燃料与核电站设备容量相关，大约每 100 万千瓦的核电设备容量乏燃料的 年产量为 21 吨。2020 年中国乏燃料产生量达 1,071.6 吨，而乏燃料后处 理能力仅为 50 吨，无法满足处理需求。且根据中国核电发展规划，到 2030 年，每年将产生乏燃料近 2,000 吨，累积乏燃料约 24,000 吨。截止 2021 年，中国仍未形成后处理工业能力，且离堆贮存能力也趋于饱和。乏燃料 后处理厂建设成本高且建设周期长，平均建设周期为 10 年，因此短期内 乏燃料处理需求难以满足。这也是后期核电能源能否长足发展的关键，也 是整个产业链能否进入景气周期的前提。

中游：核心技术突破优化成本结构

核岛设备制造是核电国产化的核心，垄断程度高，技术壁垒高，毛利率接近 40%。核电站建设成本占比最高，达到 64.3%，其中，核电设备 在核电站建设中所占成本最高，其比例高达 50%，而核电设备中核岛成本 占比最高，达到 58%，因为核岛工艺复杂，且安全性要求极高，核岛中的 关键部件由于制造工艺要求高，制造所需资产均由国企垄断。常规岛与辅 助系统由于技术壁垒低，价格明显下降，成本占比也相应下降，毛利率水 平仅为 10%左右。

核电自主创新能力显著增强，华龙一号、国和一号自主三代核电技术完成研发,高温气冷堆核电站示范工程取得重大进展,小型堆、第四代核能技术、聚变堆研发基本与国际水平同步。AP1000、EPR 三代核电技术 全球首堆相继在我国建成投产并完成首炉燃料循环运行，自主核电品牌 “华龙一号”首堆成功并网，我国在三代核电技术领域已跻身世界前列。

CAP1400 是我国在引进的美国西屋公司 AP1000 的基础上消化、吸收再升 级的非能动大型先进压水堆核电机组。相比于 AP1000，机组功率提高 20%， 进一步降低了堆芯熔化概率，优化了放射性废物处理系统。目前，CAP1400 技术已开发成熟，基于 CAP1400 机组的石岛湾 1#、2#机组分别于 2019 年 4 月及 2020 年 6 月拿到 FCD 核准，机组关键设备材料基本实现了自主化 的设计和国产化制造，设备国产化率已超过 85%。

目前，上海电气、中国一重在我国核电行业国内核电装备综合市场的占有率持续居于领先地位。目前核岛设备的供应以上海电气、东方电 气、哈电集团、中国一重四大国企为主，主要承担三代核电主设备，如反 应堆压力容器、稳压器、蒸汽发生器、汽轮发电机、主冷却剂泵的供应。民营企业在细分产品如阀、泵管道、风机制冷设备等方面占据了主要供应 地位。中国一重负责反应堆压力容器的制造任务；东方电气负责汽轮发电 机组等主设备的设计、制造以及蒸汽发生器的制造任务；上海电气负责反 应堆堆内构件、核二三级泵等制造任务；哈电股份负责核岛反应堆冷却剂 泵、常规岛辅机给水加热器等；中核科技负责关键阀门，如主蒸汽隔离阀、 核级直流电装驱动闸阀。

下游：十四五时期市场规模有望突破千亿

核电建设周期长、投资规模大，前期工作一般需要 5-10 年以上；工 程建设及安装调试一般需要 5 年左右；第三代核电站投产后运行时间可 达 60 年。由于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性，目前我国经国务 院正式核准的核电项目均由中国广核、中国核电和国家电投三家分别或合 作开发运营，其中，中国广核和中国核电占据核电运营的绝大部分市场份 额。

根据中国核能行业协会发布的《中国核能年度发展与展望(2020)》， 预计到 2025 年，我国核电在运装机达到 70GW，在建 30GW，对应十四五年 均新增核准约 5~6 台机组，带来约 1200 亿元/年的市场空间。

从发展核电相较其他清洁能源来看，核电存在稳定性强、发电效率领 先，发电成本低等的优势特点。与水电相比，核电不存在枯水期问题；与 煤电相比，核电燃料较少受到交通状况的影响及环保问题；与风、光、生 物质等可再生能源发电相比，核电没有间歇性、间断性等问题，利用效率 高达 80%；从发电成本来看也是较低的。与其他不可再生能源相比，排放 的等效温室气体比煤电燃料小两个数量级。从发电量月度波动来看，月度发电量占比最高与最低月份差异不超过 2 个百分点。与此同时，核电发电 效率遥遥领先，2020 年我国核电平均利用小时达 7453 小时，较火电领先 超 3000 小时，较风电、光伏领先超 5000 小时。

中国核电上网标杆电价为 0.43 元/千瓦时，随着二代核电站的批量建 设，核电发电成本已得到一定程度的降低，近两年核电平均上网电价约降 低至 0.416 元/千瓦时，但随着安全性能更高的三代核电站投入建设，核 电上网电价需重新核算调整，三代核电站初步定价为 0.5 元/千瓦时。

5.锂电：新能源汽车爆发式增长，锂电需求空间巨大

锂电池是电池的一种，电池按照工作性质可分为一次电池与二次电 池。一次电池，是指放电后不能再充电使其复原的电池，即不能循环使用 的电池，如碱锰电池、锌锰电池等。二次电池又称为充电电池或蓄电池， 指在电池放电后可通过充电的方式使活性物质激活而继续使用的电池，如 铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池和锂电池，二次电池的特点为可循环使用， 较一次电池更为环保。锂电池即为目前最为先进的二次电池。

随着我国经济的快速发展，能源依赖以及环境保护问题成为了制约我 国经济转型以及产业结构调整最主要的问题。在能源依赖及环境保护双重 压力下，最近几年，国务院及各部委连续出台了一系列推广新能源汽车普 及、应用的政策，刺 激了我国新能源汽车产业的高速发展，推动了动力锂 电池行业的快速发展。

5.1 锂电池产业链分析

（1）锂电池产业链概述

锂电池产业可以分为上游的矿产资源、中游的原材料和产品制造及组 装、下游的应用三大范畴。

锂电池重要组成部分：锂电池主要由正极材料、负极材料、电解液和电池隔膜四部分组成。

1）正极材料，正极材料占锂电池成本的 40%左右。锂电池产业链中， 市场规模最大、产值最高的环节当属正极材料，且其性能决定了电池的能 量密度、寿命、安全性、使用领域等，正极材料成为锂电池的核心关键材 料。

目前动力电池正极材料技术路线主要有：钴酸锂、镍钴锰三元、改性 锰酸锂、磷酸铁锂、镍钴铝三元。其中磷酸铁锂作为正极材料的电池充放 电循环寿命长，但其缺点是能量密度、高低温性能、充放电倍率特性均存 在较大差距，磷酸铁锂电池技术和应用已经遇到发展的瓶颈；钴酸锂主要 用于对体积能量密度要求较高的消费类电池的正极材料；锰酸锂电池能量 密度低、高温下的循环稳定性和存储性能较差，因而锰酸锂仅作为国际第 1 代动力锂电的正极材料；三元材料凭借其较高的能量密度，成为当下 EV 车型广泛采用的技术路线。

需求方面，三元材料方面需求较为平稳，三元材料 5 系部分需求被磷 酸铁锂替代，电池厂 8 系以上材料需求快速增。价格方面，2021 年 9 月 底，三元材料 523/811 报价分别 20 与 24.0 万元/吨左右。原料端硫酸镍、 硫酸钴、硫酸锰报价 3.7、8.1、0.9 万元/吨左右。整体来看，碳酸锂涨 势强劲，与氢氧化锂价格已出现倒挂，导致低镍材料成本上行明显，成交 价格上调幅度较大，氢氧化锂因疫情、运输等因素出口减少，国内供应量 小幅提升，上涨有所滞后。原料端炼厂存在成本压力较大，短期内价格下 调空间不大，随着产能的不断释放，在四季度的交付量会不断提高，短期 内三元材料价格上涨趋势，具体来看：原料锂盐价格节节攀升供应紧张， 价格明显上涨，预计短期内依旧维持高位。

2）负极材料主要影响锂电池的首次效率、循环性能等，负极材料的 性能也直接影响锂电池的性能，负极材料占锂电池总成本不超过 15%。负 极材料一般分为碳系负极和非碳系负极，其中碳系负极可分为石墨、硬炭、 软炭负极等，石墨又可分为人造石墨、天然石墨、中间相炭微球；非碳系 负极包括钛酸锂、锡类合金负极、硅类合金负极等。

3）电解液是锂离子电池的关键原材料之一，下游为锂离子电池。锂 离子电池具有循环寿命长、能量密度高、成本相对较低、安全性能好等特 点，应用领域广泛。锂离子电池电解液上游材料包括了溶剂，锂盐和添加 剂。

电解质作为电解液的重要组成部分，直接影响着锂离子电池的搁置时 间和使用寿命、内阻与功率特性、充放电效率、使用温度范围、安全性能 及成本等。受下游需求拉动，国内外主流厂商纷纷布局溶质领域，产能将 持续扩张。但目前溶质 LiPF6 的主流合成和提纯工艺仍有改进空间，使得 高品质产品的生产工艺难度较大。随着下游持续景气，目前生产企业暂无 库存，现货紧张，扩产周期较长，大多以交付和长期订单为主，供需缺口 将持续存在，预计 2021 年内六氟磷酸锂将持续保持高景气度。2022 年锂 电池电解液溶质需求量有望增加 70%，需求动能将保持强劲。

根据 GGII，2020 年中国电解液市场出货 25 万吨，同比增长 38%。按 照比重 5%计算，2020 年国内电解液添加剂出货量约 1.46 万吨，同比增长 27%。预计 21 年中国电解液产量将在 42 万吨左右，同比增加约 17 万吨。随着电解液的市场需求不断攀升，即使生产企业在三季度顺利投产，明年 仍存在较大的市场缺口。

2021 年 9 月 24 日碳酸二甲酯（DMC）、六氟磷酸锂报价 1.1、46 万 元/吨，环比 5.5%、2.3%。上游氢氟酸、碳酸锂报价 1.05、17.6 万元/吨， 环比 1.9%，14%。盐湖提锂指数收报 4177，环比-9.1%，近三个月上涨 110%。整体来看，电解液厂家总库存为 757 吨，同比下降 53%，依旧维持低位， 个别企业内部出现零库存现象。当前电解液厂家的综合成本约 7.95 万元/ 吨，目前大部分电解液企业与上游六氟企业达成锁量合作，因而六氟价格 波动对成本影响减弱，但随着原料端其他产品供应吃紧，价格的进一步走 高，电解液成本压力将进一步增强。随着电解液企业内部六氟磷酸锂自给 能力的提升，电解液厂家的利润水平逐步回升，目前行业平均毛利维持在 1.65 万元/吨左右。

4）隔膜是正负极之间的一层薄膜，容许离子通过、阻止电子通过， 防止出现短路。为了使隔膜在充放电过程中保持完整性和热稳定性， 一 般行业内都会对隔膜进行表层涂覆，涂一下诸如陶瓷、勃姆石、硫酸钡等 无机材料。有涂覆的叫涂覆膜，没有涂覆的称为基膜。动力电池基本都会 选择涂覆膜。隔膜的制作工艺主要分为湿法和干法，干法又有单向拉伸和 双向拉伸。目前高端产品中以湿法为主，中低端以干法为主。

从国内市场来看，锂电隔膜市场已高度集中，新增产能主要来自于头 部企业。由于下游需求旺盛，头部企业订单饱满。目前，恩捷股份、星源 材质、中材科技等都在加大扩产力度。扩产的同时，产业链企业还在发力 提升海外销售比例，并谋划海外建厂，以提升利润水平。近期恩捷股份在 匈牙利投资建设锂电池隔膜生产基地的奠基仪式在匈牙利东部城市德布 勒森举行。值得关注的是，匈牙利工厂是恩捷股份第一个海外生产基地， 该基地拟每年为全球供应链再增加 4 亿平方米的锂电池隔膜产品。供应 端：2021 年 8 月锂电池隔膜产量约为 55593 万平方米，同比增长 62.26%， 环比上涨 2.38%。2021 年 8 月锂电池隔膜行业开工率为 61.3%，环比上涨 2.37%。2020 年锂电池隔膜总产量为 384529.3 万平方米，同比增长 27%。需求端：在市场需求快速增长的情况下，动力电池的供应存在缺口，目前 个别企业的电池订单已经排到了明年，当前行业内电池缺口在 30%-50%左 右，且每家企业的情况不一样，供应紧张的情况有可能会持续到 2025 年。

实际上，为了满足快速增长的市场需求，从去年以来，多家动力电池就在 密集扩充产能，除扩产以外，动力电池企业十分明显的动作是加紧捆绑上 游原材料资源，“供需错配”致使相关产品和行业景气度不断上行。价 格方面，2021 年 9 月，湿法 9μm/干法 14μm 基膜、湿法涂覆:9μm+2μ m+2μm 分别报价 1.20、0.95、1.95 元/平方米，环比均无变化。锂电池 隔膜的成本受原料 PP 以及 PE 价格的影响较小，上游原料 PP/PE 市场价格 较为平稳， PP、PE 价格指数收报 9085、10095，环比分别-0.2%、-1.1%。整体来看，本周综合成本约 7564 元/万平方米，短期内锂电池隔膜成本压 力变动不大，利润小幅回暖，各大厂商受益于行业需求旺盛，产能加速释 放，生产效率提升，叠加客户结构优化，盈利能力提升趋势明显。目前行 业平均毛利维持在 2850 元/万平方米左右，从目前各隔膜企业的单 平利润 来看，隔膜涨价能带来较大的业绩弹性。预计短期内锂电池隔膜价格或将 维持稳定，上涨空间不大。

5.2 锂电池需求分析

锂电池的下游应用市场分为电动交通工具、3C 消费电子、工业储能 三大类别：电动交通工具、3C 消费电子、工业储能

（1）新能源汽车需求爆发式增长，带动锂电池负极材料需求快速提。升在同体积重量情况下，锂电池的蓄电能力是镍氢电池的 1.6 倍，是镍 镉电池的 4 倍，因此，新能源汽车使用锂电池可以显著增强续航里程， 大大增强产品的实用性和便捷性，在纯电动汽车的应用上这一优势尤为明 显。目前，锂电池已经成为了新能源汽车的主要能量装置之一，新能源汽 车快速发展将推动锂电池的市场规模快速扩大。

1）全球市场新能源汽车产业规模。为推动新能源汽车发展，各国相继出台新能源汽车支持政策，包括购 车补贴、税收优惠、积分政策等，新能源汽车政策营造了新能源时代下的 全球新环境，新能源汽车全球化的趋势已经来临。一些国家为抢占新一轮 产业制高点已经制定了停止生产销售传统能源汽车的时间表。英国和法国 宣布将在 2040 年全面禁售燃油车；德国将在 2030 年后禁售传统内燃机 汽车；荷兰和挪威将在 2025 年禁售燃油车；印度将在 2030 年全面禁售 燃油车。根据彭博社发布的预测，全球电动汽车的销量将于 2025 年的 1,100 万辆，并且随后在 2030 年增至 3,000 万辆，中国将主导这一转 变，2025 年电动汽车占中国所有乘用车销量的 19％，中国电动汽车市场 的销售额将占到全球电动汽车市场的近 50％；欧洲仅次于中国，占全球 电动汽车市场销售额的 14%，美国排名第三，占 11%。到 2040 年，全球 预计将售出约 6,000 万辆电动车，相当于全球汽车市场的 55％；电动汽 车保有量达到 5.59 亿辆，占所有类型汽车保有量的 33%。

2）中国是全球最大新能源汽车市场，未来发展前景广阔。2014 年以来，随着免购置税的落实及全国推广实施、多地政府实行 限牌限购但对新能源汽车特开“绿色通道”及配套设施的不断增加，新能 源汽车在私人领域的推广度及接受程度快速上升，我国新能源汽车产销量 突飞猛进。根据中国汽车工业协会统计，2021 年 8 月，新能源汽车产销 分别完成 30.9 万辆和 32.1 万辆，同比均增长 1.8 倍。其中纯电动汽车产 销分别完成 25.2 万辆和 26.5 万辆，同比均增长 1.9 倍；插电式混合动力 汽车产销均完成 5.6 万辆，同比分别增长 1.4 倍和 1.7 倍；燃料电池汽车 产销分别完成 40 辆和 38 辆，同比分别下降 58.8%和 68.6%。本月新能源 产销继续刷新记录。从细分车型来看，纯电动汽车、插电式混合动力汽车 的产销也均刷新记录。8 月新能源汽车渗透率已提升至 17.8%，新能源乘 用车渗透率更是接近 20%。按照这样的态势发展，我国有望提前实现 2025 年新能源汽车 20%市场份额的中长期规划目标。

目前，我国是全球最大的新能源汽车市场，也是增长最快的市场，是 推动全球新能源车市增长的主要驱动力。根据工信部《汽车产业中长期发 展规划》和中汽协《节能与新能源汽车技术路线图》（2016 年）提出的 目标，未来 10-15 年新能源汽车逐渐成为主流产品，汽车产业初步实现 电动化转型。2020 年汽车产量达到 2522.5 万辆，其中新能源汽车年产量将达到 136.6 万辆；预计到 2025 年，其中新能源汽车年占比 20%以上；到 2030 年，汽车产销规模将达到 3,800 万辆，其中新能源汽车占比 40% 以上。相对于我国传统汽车每年接近 3,000 万辆的销售市场，2020 年新 能源汽车销量渗透率 5.4%，行业处于高速增长的初期阶段。根据 2020 年 11 月 2 日，国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，新能源汽车新车销量占比达到 20%左右，发展前景 广阔。

下游的应用：

锂电池目前主要分为动力（电动交通工具，如新能源汽车、 电动自 行车等）、3C 消费电子和工业储能等三大应用领域。在“碳达峰”、“碳 中和”战略目标的实现过程中，对动力、储能等 领域的锂电池市场需求 将带来持续增长。

动力 2021 年上半年，受益于国内外新能源汽车终端市场增长拉动， 我国锂电新能源行业发展快速。据中国汽车工业协会统计，2021 年上半 年新能源汽车产销分别为 121.5 万辆和 120.6 万辆，同比分别增长 200.6% 和 201.5%；据 中国汽车动力电池产业创新联盟数据，1-6 月我国动力电 池累计产量 74.7GWh，同比增长 217.5%；结合《新能源汽车产业发展规划 （2021–2035 年）》提出的新能源汽车占比 20% 目标，2035 年公共领域 用车全面电动化目标，叠加“碳达峰”“碳中和”战略目标，未来新能源 汽车市场发展潜力巨大，将促进 动力电池行业高速发展。预计到 2030 年，电动汽车的销量将会达到全球乘用车销量的 50％。目前，我国动力 锂电池在国际竞争中优势明显，欧洲等海外新能源汽车市场快速发展有助 于进一步提升国内动力锂电企业的市场占有率，动力锂电上游产业链有望 受益。

根据高工产业研究院（GGII）统计的数据显示，2021 上半年全球新 能源汽车销售约 225.2 万辆，同比增长 151%；动力电 池装机量约 100.49GWh，同比增长 141%。受国内新能源汽车需求带动以及国内动力电池企业进入海外车企供应链的影响， 新能源产业链进一步发展。根据中 汽协最新数据显示，2021 年上半年我国新能源汽车产销分别为 121.5 万 辆和 120.6 万辆，同 比均增长 2 倍。其中，纯电动汽车销量超过 100 万 辆，新能源汽车渗透率由今年年初的 5.4%提高至 6 月底的 9.4%。高工产 研锂 电研究所（GGII）表示，受《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》、《节能与新能源汽车技术路线图（2.0 版）》等 多项利好政策 影响，动力汽车市场需求呈现大幅上升趋势，预计 2021 年中国新能源汽 车销量达到 240 万辆，预计全球新能源汽车销量有望突破 550 万辆。

（2）3C 消费电子 ，我国 3C 消费品领域中，手机与计算机占据了绝 大部分市场。受新兴 5G 技术商业应用的推动以及疫情以来线上教育、线 上办公以及居家影视娱乐需求增长的驱动，消费类电子产品市场始终保持 稳定增长趋势。据中商产业研究院数据显示，除智能手机、笔记本电脑等 传统消费类电子的持续增长，近年来轻薄型、小型化新兴消费类电子产品 如智能手环、蓝牙耳机等也 成为需求新的增长点，预计我国消费类锂离 子电池出货量将由 2020 年的 37.8GWh 提升至 2023 年的 51.5GWh，复合增 长率将达 到 10.86%。

2021 年上半年，随着宏观经济的改善，在 5G 智能手机的需求驱动下， 全球消费手机市场正在逐渐复苏。根据市场研究 机构 IDC 数据：2021 年 第二季度全球智能手机出货量为 3.13 亿部，同比增长 13.2%。除中国地 区外，其他地区都对整体的增长做出了贡献。IDC 预测未来五年内，全球 手机出货量仍将保持持续增长，2021 年全球智能手机出货量预测将达 13.8 亿部。智能可穿戴设备、智能出行、智能家居设备、无人机等新兴 智能硬件产品作为消费电子行业的新生代成员，其市场规模 逐年递增， 行业处于上升阶段。IDC 公布的最新数据显示，2021 年第一季度可穿戴设 备出货量为 1.05 亿部，相比去年同期 7780 万部增长了 34.4%。近年来， 消费需求升级促使智能穿戴市场正在朝着商业化、产品形态多样化、设备 新型化的方向发展， 智能硬件产业链将进一步完善，未来市场规模增长 空间巨大。

工业储能，储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需 求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性 和安全性 的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分 布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技 术。中国提出 2060 年实现碳中和的承诺，随着电化学储能成本的逐年下 降，工业储能将快速增长。此外，能源企业对储能电池需求也将进一步提 升。

储能领域来看，2021 年电化学储能市场继续保持快速发展，根据中 关村储能产业技术联盟预计，本年累计装机规模可达 5790.8MW，储能市 场累计规模将达 6614.8MW。“碳达峰”、“碳中和”等目标对储能行业 形成巨大利好，根据中关村储能产业 技术联盟数据显示，未来五年电化 学储能累计规模复合增长率为 57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。

5.3 锂电池板块三季报业绩综述

锂电池板块的营业收入经过三年的蛰伏 之后，今年的营业收入迎来了大爆发，2021 年前三季度的营业收入超过了 7500 亿元，同比增长达到 73.24%。在营业收入大幅增长的同时，净利 润也与之水涨船高，2021 年前三季度的净利润达到了 592.6 亿元，与去 年同期相比，暴增 190.49%。通过数据的对比，我们不难发现，锂电池板 块最近三年的净利润是逐步提高了，净利润的增长速度远超营业收入的增 长速度，可见锂电池板块在增加营业收入的同时，营业成本是快速下降的， 这主要得益于产业规模的提升以及技术的迭代升级。

经营活动现金流量好 比企业的血液，锂电池板块最近3年1期的经营活动现金流是十分健康的， 净现金流远远超过同期的净利润，是一种非常稳健的表现,2021 年 1-9 月 整个板块的经营活动净现金流为 846.70 亿元，同比增长超过 39%。从板 块盈利能力指标上看，锂电池板块的毛利率达到 25.04%，高于过去三年 的毛利率，达到了毛利的一个小高峰。锂电池板块的资产负债率连续 2 年低于 50%，2021 年三季报显示整个板块的资产负债率为 49.64%，依然 维持在一个较低的水平。锂电池板块的盈利能力在过去两年一直在稳步提 升，净资产收益率从 2019 年的 1.51%提升到 2020 年的 3.54%，今年前三 季度再次大幅攀升到 10.57%，盈利能力增幅惊人。

6 储能：新型储能在碳中和过程中发挥显著作用

6.1 碳中和背景下，储能承担着重要角色

6.1.1 储能发展的重要性

2020 年 400 余家风能企业代表联合发布的《风能北京宣言》提出， “十四五”期间，须保证风电年均新增装机 50GW 以上，2025 年后，风 电年均新增装机容量应不低于 60GW。单从数据来看，12 亿千瓦的目标似 乎能够轻松实现。但电力低碳化不是简单的做加法，要克服风电光伏的间 歇性和波动性，整体电力系统都需要发生转变。储能，正是转型之中的关 键技术。

风光发电受自然因素影响较大，缺乏可调节性。过去十多年，补贴政 策带动了风电光伏的高速发展，也把严重的弃风弃光问题丢给整个电力行 业。为了解决可再生能源的消纳，电力系统使用各种手段，包括大举建设 电力外送通道，压减火电发电空间，以消纳空间确定投资空间等等。经过数年努力，除了少数省份，中国大部分省区都已将弃风弃光率控制在 5% 以下。但靓丽的成绩背后仍然有深重的忧虑。随着发电装机规模的不断扩 大，未来数十年风力光伏发电将从补充能源逐渐演变为主力能源，传统火 电机组将会增速放缓直至减少，这意味着电力系统对灵活性资源的需求将 更加迫切。储能是我国未来提升系统灵活性的重要、可靠的选择之一。自 2020 年以来，已有青海、内蒙古、山东、湖南等近二十个省市出台鼓励 新能源配套储能的支持性文件。储能项目将迎来快速发展机遇期。

6.1.2 储能发展三阶段

第一阶段（2020-2025 年）

“十四五”风光发展信心足。国家层面的能源“十四五”规划尚未出 台，但北京、天津、上海等 20 多个省（区、市）已相继发布了“十四五” 新能源发展规划，“风光”正无限。国能投、国电投、华能、大唐、华电、 三峡、中广核等众多电力央企纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间 的开发重点。“十四五”期间电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光 发展的标配。“十四五”期间，随着光伏装机占比的逐渐提高，储能在限 电率范围内调峰，起到削峰填谷的作用。但风光储不具备深度调峰能力， “十四五”期间储能调峰的能力不具备经济性。在此阶段，光伏风电的发 电量占比还较低，电网稳定性和灵活性可通过现有调峰机组得到保证。

第二阶段（2025-2030 年）

新能源成为主力能源，电网稳定性亟需大量储能。我国在 2020 年 12 月联合国“2020 气候雄心峰会”提出 2030 年可再生能源装机达到 12 亿千瓦。为了实现 2030 年碳达峰目标，可再生能源装机将超过火电装机， 从补充能源变为主力能源，基本实现新增电力来自新能源。要承载如此规 模的新能源装机，电网乃至整个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有 “质”的变革，对储能的需求急剧提升。成本方面，随着技术进步，风光 储电力度电平均售价低于全国煤电平均售价，存量替代化石能源阶段开 启。根据 Solarzoom，风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≈1W：1-2Wh 的比例。我们预计在这 一阶段功率配比 50%-100%，备电时长 2-4h。

第三阶段（2030-2060 年）

新能源存量替代化石能源，储能将在电网侧替代火电机组。2030 年 往后，至 2060 年实现碳中和，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体 时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个 电力系统会更经济更平衡。储能将在电网侧承担调峰调频等职责，传统火 电机组将在辅助服务领域逐步退出。

根据 Solarzoom 测算，风光电力要“100%存量替代”化石能源发电， 要做到发电装机保有量：储能装机保有量≥1W：5Wh 的比例。预计在这一 阶段功率配比 100%+，备电时长 4h+。这既要求光伏系统、储能系统成本 进一步降低，也要求储能装机量大幅提高。

6.1.3 储能政策的演进

“十三五”期间国家能源局联合其他部门陆续发布了关于储能技术、 电化学储能、输配电价格等有关方面的指导与规划政策，促使储能在“十 三五”期间举得了明显的发展，特别是电化学储能装机举得了长足的发展。

在“十四五”开局之年，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发 了《关于加快推动新型储能发展 的指导意见》，文件明确指出，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机 规模达 3000 万 千瓦以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十 四五”时 期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进 步、市场环境、政策监管等方面做出 引导，对行业发展重大利好，预期 未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能 的市场 化发展。

电价是电力系统的市场化结果，通过深化电价改革、完善电价形成机 制，可进一步推动新能源为主 题的新型电力系统建设。2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，主要内容包括分时电价机制的优化、执行和实施保障等三个方面。这一政策再能 源消费、 能源生产、能源技术和能源体制方面都具有重要意义，通过优 化分时电价机制，引导用户改变用能 习惯，提升电网友好性；峰谷电价 差更高会推动用电侧储能等分布式灵活资源的发展，储能利用峰 谷电价 差盈利的空间增大；储能等多种灵活能源加强互动，发展多样的商业模式。

此外，各省市也都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时 数有一定要求，对新能源项目 配置储能从鼓励到要求配置。截至 2021 年上半年，我国已有 25 个省份发布文件明确新能源配置储能，青海、新 疆、陕西西安三地区推出了地方性补贴政策。有 10 个省份公布了储能参 与调峰服务 的价格文件，鼓励了电网侧储能的发展。在应用场景上，国 外机构习惯按照储能系统接入系统的位置分为家用储能、工商业储能和电 表前段 储能（包括发电侧和电网侧储能）三类；CNESA 则将应用场景划 分为 5 类，包括：集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用电侧 和电源侧。结合我国的实际情况和后续分析需要，我们采取目前国内常用 的分类方式，把应用场景分为发电侧、电网侧和用电侧三类，储能技术安 装在不同的位置有不同的用途或盈利方式。

6.1.4 储能的目标

到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储 能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安 全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善， 产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达 3000 万 千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主 可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模 式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电 力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

6.2 储能行业概述

6.2.1 储能简介

储能技术，储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能 包括电储能、热储 能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照 存储原理的不同又分为电化 学储能和机械储能两种技术类型。其中，电 化学储能是指各种二次电池储能，主 要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠 硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩 空气储能和飞轮储能等。

储能技术应用范围广泛，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、 轨道交通、人工智能、工业应用、军事应用、航空航天等，潜在需求巨大。

储能产业链。

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量 管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是 储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、 保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要 为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要 为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

储能行业仍处于发展初期，市场参与者的角色要进行清晰地厘清尚有 一点难度。从现阶段来看电池和 PCS 是储能系统产业链中壁垒较高、价 值量占比较大的核心环节。系统集成和 EMS 环节虽然目前在国内价值量、 技术含量不高，但未来有望 通过数字化、智能化集成和控制，实现储能 越来越高和越来越复杂的应用场景；EMS 是实现系统集成高级功能的基 础，系统集成商有望掌握行业话语权。

储能变流器(PCS)是电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间 的实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送 给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电 池充电。PCS 上游主要由电子元器件、结构件、电气元器件和电线类和其 他元器件构成， 其中电子元器件包括电阻、电容、集成电路、PCB 等；结构件包括机柜、机 箱、 金属和非金属结构件，其中非金属结构件包括 多晶硅、硅片和晶硅电池片等；电气元器件包括断路器及相关辅件、变压 器、电感和散热器等；电线类原材料包括 电线和电缆。

储能电池主要由电池模组和 BMS 组成。目前主要有低压 48V 和高压 200V～400V 的电池系统。BMS 的功能主要是监控电池的电压、温度、 SOC/SOH 计算、均衡 容差。

储能电池的核心技术主要还是电芯和 BMS。锂电池有多种不同技术的 产品，做系统集成需深入了解各家电池产品技术特性。如需把电池和 BMS集成在一起， 这需要对电池和 BMS 产品性能都了解才能更好匹配。

能源管理系统（EMS）顺应能源互联网的发展趋势。智慧能源管理系 统设备层主要包括能量采集变换、信息采集；通讯层主要包括链路、协 议、传输；信息层主要包括缓存中间件、数据库、服务 器；应用层主要 包括：APP、Web、数据分析。

储能系统集成包括核心储能技术软件，以及基于控制将其集成，以完 整的智能系统交付客户，同时确保系统的整体盈利能力。随着储能行业 的成熟，系统集成商不仅仅是雇佣 EPC 进行本地安装，先进的系统设计 和运行/优化能力将越来越重要。目的是最大化项目投资回报，在生命周 期内使得储能项目满足安全和性能要求。当前国内外市场中储能系统尚未 完全标准化，公司能够结合储能应用场景的电气环境和用户需求，将自身 电池系统与市场中的储能变流器及其他设备进行选型匹配，为发电侧、电 网侧、工商业等各类场景打造“一站式”储能解决方案，使储能系统的整 体性能达到最优。

根据 CNESA 发布了中国储能技术提供商、中国储能变流器提供商和中 国储能系统集成商的相关名单。中国储能技术提供商榜单中，宁德时代和 比亚迪分列国内市场和海外市场榜首位置;中国储能变流器提供商榜单 中，阳光电源同时占据了国内市场和海外市场榜首位置;中国储能系统集 成商榜单中，功率规模排名中，阳光电源同时占据国内市场和海外市场第 一的位置，能量规模排名中，海博思创和比亚迪分列国内市场和海外市场 榜首位置。

中国储能技术提供商排名：2020 年，中国新增投运的电化学储能项 目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商，依次为：宁德时代、力神、 海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比 亚迪、中航锂电和国轩高科。

储能变流器提供商排名：2020 年，中国新增投运的电化学储能项目 中，装机规模排名前十位的储能逆变器提供商，依次为：阳光电源、科华、 索英电气、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科陆电子、许继、英博电气 和智光储能。

2020 年，中国新增投运的电化学储能项目中，能量规模排名前十位 的储能系统集成商，依次为：海博思创、阳光电源、上海电气国轩新能源、 猛狮科技、平高、科华、南都电源、库博能源、科陆电子和南瑞继保。

6.3 中国储能市场发展预测

6.3.1 物理储能：“十四五”进入加速发展期

2021 年全国能源工作会议明确提出要大力提升新能源消纳和储存能 力，大力发展抽水蓄能和储能产业。作为电力系统安全稳定经济运行癿重 要调节工具，抽水蓄能在十四五将进入一个更快的发展速度。“十四五”

期间，电力系统对储能设施的需求将更强烈，抽水蓄能电站规模化储能的 优势也将有更大发展挥空间。考虑在建抽水蓄能电站工程施工进度，预计 到 2025 年总投运装机规模可达到 65GW。

大规模压缩空气储能技术发展更快，2020 年 6 月，中科院工程热物 理所储能研究中心完成了百兆瓦膨胀机的加工、集成不性能测试，各项测 试结果全部合格，达到或超过设计指标，是我国压缩空气储能向大规模， 低成本应用突破的重要里程碑。国家双碳目标的设立，推进了可再生能源 的高速収展，具备大容量、长寿命和高安全性等优势的压缩空气储能技术 受到发电企业和投融资机构的高度重视，未来应用空间巨大。

飞轮储能，在 2019 年实现兆瓦级商业应用突破后，2020 年开始更多 地参不到储能项目中，主要集中在石油钻井行业、轨道交通领域、UPS 备 用电源等领域。2020 年 8 月，工业和信息化部发布了《新能源汽车生产 企业及产品准入管理规则》，特别将高效储能器作为解决新能源途径之一， 作为高效储能技术的代表，未来飞轮储能在汽车领域也将有着巨大的应用 潜力。

6.3.2 熔融盐储热：示范项目加紧落地，同期积极拓展新应用

根据 CNESA 全球储能项目库的统计，到 2020 年底，我国累计投运的 光热项目规模为 520MW，2020 年仅新增内蒙古乌拉特中旗 100MW 光热发电 示范项目，该项目也是国家能源局首批光热示范项目中的一个。而从 CNESA 追踪到的公 开 信息上看，这批示范项目中仍有 13 个项目尚未完成， 规模预计 899MW。其中，玉门鑫能熔盐塔式 50MW 和甘肃阿克塞熔盐槽式 50MW 光热収电项目有望在 2021 年底完工。随着可再生能源大规模収展加 速，多种能源高度协同发展的趋势日渐清晰，成本进一步下降且灵活可调 的光热发电电源或将在多能互补及综合能源基地项目中迎来新的发展机 遇。

6.3.3 电化学储能：“十四五”进入大发展期

2020 年，我国电化学储能产业再次重启高速增长态势，即使是 2020 年的新冠疫情也不能阻挡其规模化发展的大趋势。2020 年新增投运装机 容量约为 1.6GW，是 2019 年新增量的 2.5 倍，同比增长 145%，首次突破 GW 大兰。根据 CNESA 的预测，基于保守场景和理想场景分别对 2021-2025 年电化学储能的市场规模进行预测。

保守场景 2021 年，电化学储能市场继续保持快速发展，累计装机规 模达到 5.8GW。“十四五”期间，是储能探索和实现市场的“刚需”应用、 系统产品化和获得稳定商业利益的重要时期，届时，电化学储能累计规模 2021-2025 年复合增长率 CAGR）为 57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的 趋势。

理想场景“碳达峰”和“碳中和”目标对可再生能源和储能行业都是 巨大利好，在较理想的市场发展前提下，2021 年市场累计规模将达 6.6GW， 再创新高。随着新能源为主体的新型电力系统的建设，储能的规模化应用 迫在眉睫，如果未来两年能有稳定的盈利模式保驾护航，“十四五”后期， 2024 年和 2025 年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到 32.7GW 和 55.9GW，以配合风、光在 2025 年的装机目标的实现。

综合三类储能技术的预测值，截止到 2021 年底，保守场景下，中国 储能市场累计投运容量为 40.80GW，其中，随着电化学储能技术不断进步， 市场份额有了极大的提升，进入了规模化发展阶段。理想场景下，这一数 字将提升至 41.66GW，较保守场景增加容量主要来自于电化学储能。

7.风电：短期投资意愿下降不影响产业中长期景气度

7.1 风电产业发展现状

7.1.1 风电在我国的能源地位

风力发电是将风动能转化为机械动能，再将机械动能转化为电能的一 种发电方式。在我国，风能储量大，分布广，具有可再生性和清洁性，且 随着风电技术的不断进步，平均度电成本不断降低，已成为国内开发和应 用最为广泛的电源之一。近几年，风电在国家能源结构优化的政策指引和 扶持下，已发展成为继火电、水电之后的第三大电源。

截至 2020 年底，我国可再生能源发电装机总规模达到 9.3 亿千瓦， 占总装机的比重达到 42.4%。其中：水电 3.7 亿千瓦、风电 2.8 亿千瓦、 光伏发电 2.5 亿千瓦、生物质发电 2952 万千瓦。

7.1.2 2021 年风电市场概况

受抢装潮影响，2020 年以及 2021 年风电发电机组装机容量大幅攀升。截止 2020 年，新增并网装机 7167 万千瓦，累计装机 28153 万千瓦。同比 增幅超过 30%。2021 年上半年，风电累计装机 2.92 亿千瓦，同比增长 34.7%, 占并网发电装机容量的 12.9%。

其中，陆上风电 2020 年新增装机超 51GW，同比增长至 110.3%，占全国风电新增装机容量的 93%。随着国家能源局解除风电投资“红色预警”， 风电投资逐渐向三北地区转移，占新增风电装机容量 55.5%，主要分布在 内蒙古（11%），山东（9.8%）、河北（7.8%）、青海（6.5%）、新疆（6.3%） 等 13 个省区市。根据金风科技半年报披露数据，2021 年上半年，国内市 场风机招标总量达 31.5GW，全部为陆上风电招标，其中北方区域占比接 近 70%。

2021 年是海上风电补贴最后一年，随着并网时限临近，海风装机速 度加快。截止 2021 年 6 月底，海上风电累计并网装机 1113.4 万千瓦，同 比增长 59.2%。

7.1.3 风电行业主要政策及影响

风电产业是“大国重器”的重要战略产业之一。自 2005 年《中华人 民共和国可再生能源法》颁布以来，多项法律、政策陆续出台为风电的长 足发展奠定了基础。

（1） 补贴政策对行业的影响

补贴是政府刺 激行业发展的有效手段之一。在行业发展初期，政府补 贴政策有利于吸引资金大量涌入从而带动行业快速发展。随着行业技术的 进步，以及度电成本的下降，政府逐渐退补有利于可再生能源行业稳步走 向市场化健康发展的道路。

（2）双碳目标助推行业高速发展

“碳达峰碳中和”目标下，能源结构优化对经济高质量发展具有积极 意义，可再生能源逐渐替代化石能源成为发展的必然趋势。根据国家统计 局相关数据，2015 年至 2020 年期间，我国天然气、水电、核电、风电 等清洁能源消费量占比由 18.0%增长至 24.3%，清洁能源在能源供应结构 中比重增加。长期以来，国家积极发展可再生清洁能源，控制煤炭等化石 能源消费比重，推动能源结构优化的举措将利于风电行业的持续稳定发 展。

（3）各地十四五风电发展规划相继出台

根据各地已出台的十四五规划显示，未来五年内，风电拟装机规模将 达到 1,27 亿千瓦，除了陆上装机以外，东部沿海省份也将海上风电定为 着力发展的目标。

（4） 近一年风电行业政策汇总

7.1.4 我国风电技术积累情况

在我国，风力发电的工业体系完整，产业基础完善，是目前新能源发 电技术中最成熟、最具规模化的发电方式之一。整个产业链主要涵盖原材 料加工、零部件制造、整机制造、开发建设、技术研发、标准和检测认证 体系等环节，属于技术密集型行业。近年来，随着技术的进步，机组开发逐渐向大兆瓦、智能化、数字化发展。

2020 年，中国陆上风电场主流机型单机容量平均为 2.6MW，其中 2.5MW 的机型占比最大，达到 40%，3MW 及以上占比为 33%。4MW-5MW 的风电机组 已小批量投产。海上风电场主流机型平均单机容量已达到 4.9MW。

在技术研发方面，经过多年积累与发展，中国与国外基本保持同步， 在某些方面处于领先地位。目前，中国风机制造企业开发出了低风速型、 低温型、抗盐雾型、抗台风型、高海拔型等系列化风机组。其中自主研发 的低风速型风电机组，已将可利用的风能资源下探到 4.8m/s，极大提高 了低风速区开发的经济价值。

7.2 风电产业特征

风电设备制造属于高端装备制造之一，具有专业学科复杂，前期投资 大，回报周期长等特点。经过近十几年快速发展，产业呈现明显的政策周 期性强、行业集中度高、产业链联动性强等特征。

7.2.1 政策周期性强：后补贴时代将改善下游企业现流

风电行业是长周期朝阳行业。但在实际发展过程中，全国风电建设规 模会受到国家上网电价政策的影响，进而导致新增风电装机容量和采购需求发生阶段性变化。2014 年，国家发改委颁布《关于适当调整陆上风电 标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008 号)，下调陆上风电标杆上 网电价，将一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低 2 分钱。上述规定适用于 2015 年 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目，以及 2015 年 1 月 1 日前核准但于 2016 年 1 月 1 日以后投运的陆上风电项目。由此引发风电行业 2015 年的抢装潮，市场需求旺盛，2015 年全国新增装 机容量近 31GW，同比增长 35.39%。2019 年发改委发布《关于完善风电上 网电价政策的通知》，要求自 2021 年起，新核准陆上风电全面实现平价 上网。20 年风电抢装潮再现，同比增速再次超过 30%。

7.2.2 行业集中度高，龙头优势显著

受先发优势以及规模优势影响，行业集中趋势明显，从近五年的新增 装机容量看，排名前五的风电整机企业新增装机市场份额由 2015 年的 58.3%增长到 2020 年的 73.4%，提高了 15.1 个百分点；排名前十的风电 整机企业新增装机市场份额由 2015 年的 81.2%增长到 2020 年的 92.2%，提高了 11 个百分点。

7.2.3 产业联动性强，供应链稳定

风电产业属于重资产行业，前期投入大，行业壁垒高，品牌依赖度强， 上下游供应商合作关系稳定，企业粘性高。中上游企业订单量更多来自于 行业增量，而非同业间的腾挪。

受经营模式（以销定产）影响，下游企业的议价能力整体强于上游。上游零部件制造商在原材料价格上涨，中下游需求减少的情况下，会出现 业绩承压现象。

中游整机制造商品牌效应显著，但随着度电成本的降低以及后补贴时 代的来临，风机中标价格逐渐走低，倒逼中上游制造企业通过技术革新来 降低成本，提高毛利率。

7.3 风电产业链分析

7.3.1 产业链整体发展情况

风电产业链整体呈集中化、一体化趋势发展，中上游企业普遍采用“以 销定产”的经营模式，根据下游客户订单进行生产和销售。下游企业议价 能力强，中上游企业竞争激烈，毛利率逐年下滑。为降低成本，提高毛利 率，产业链形成了以风电机组设备制造为核心,逐渐向上游产业融合的新 业态。

7.3.2 上游关键零部件制造

上游核心零部件的制造包括叶片、塔架、风电主机等。每项核心部件 都涵盖了多项生产技术及工艺流程。目前风电机组呈现大型化、一体化趋 势，对叶片、塔架以及风电主机的生产和研发都提出了更高要求。随着上 游原材料成本上升、下游风电整机招标价格走低，降本增效成为零部件制 造商的核心竞争力，行业淘汰率高，集中度强，具备核心技术和有一定研 发能力、生产能力以及规模优势的上游制造企业将更具竞争力。

（1）叶片——龙头企业竞争优势显著，近期受原材料涨价影响业绩 承压。

叶片是风电机组的重要装备之一，与风电中游产业当中的整机制造业 联动性强，发展程度相似。据电气风电招股书中数据，叶片采购成本占风 电整机成本的 18%左右。生产叶片所涉及原材料主要有：夹芯材料（巴沙 木、PET、PVC）、增强纤维、结构胶和树脂等。

叶片生产工艺复杂，芯材是核心材料之一，其中巴沙木主要产地在南 美洲，成 本 价格受海外供给影响大；其次受原材料成本波动幅度较大的是 生产大叶片所需的碳纤维材料，碳纤维属于增强纤维，是一种先进复合型 材料，具有轻量化、刚度强等特征，是大叶片的理想型材。受大型机组的 招标抢装，大叶片需求增加，上游增强纤维材料供应紧张，价格波动幅度 较大；此外，叶片生产中所需的结构胶以及树脂产量稳定，价格变动幅度 不大。

目前已上市的叶片生产头部企业有中材科技和时代新材。中材科技 （002080.SZ）拥有江苏阜宁、河北邯郸、江西萍乡、甘肃酒泉、吉林白 城、内蒙古锡林及兴安盟七大生产基地，兆瓦级叶片生产能力居全国首位， 成立至今全球销售近 65GW，年产能超 4000 套，2020 年市场占有率全球排 名第一。2020 年中材科技（002080.SZ）风电叶片实现营业收入 89.77 亿元， 同比增长 78.15%。公司风电叶片业务毛利率水平整体稳定。

根据中材科技历史财务数据测算，21 年中材科技叶片收入占比将有 所下滑，从 40%左右下滑至 30%左右。根据公司历史财务数据显示，中报 营业收入占全年营业收入的 40%左右，保守估计公司 21 年叶片收入在 70 亿左右，贡献毛利大概在 14.7 亿左右。

（2）塔筒——高塔筒渐成趋势，头部企业积极扩张产能。

塔筒是风电产业上游的细分子行业之一，原材料占其成本结构的 90% 左右，属于加工工业。陆风行业壁垒不高，受大件物流的运输半径约束， 风塔行业分散程度较高。但随着海风向深海发展，陆风的平价上网，国内 大容量、长叶片、高塔架渐成趋势，塔筒的生产门槛被提高。未来塔筒生产企业应具备更高的技术要求，行业逐渐向头部集中。目前，国内以天顺 风能为代表的风塔生产上市公司，具有更强的技术优势及规模优势。受行 业景气度影响，天顺风能处于产能扩张阶段，根据其 2021 年半年报披露 数据，公司目前塔筒产能合计 70 万吨/年。在濮阳、通辽等地积极扩产， 并且配合零碳产业群在东北、西北、华东、华中、华南等地进行布局，预 计 2023 年底形成塔筒产能 120 万吨/年，在德国和射阳的海工基地也在同 步推进，预计 2022 年底形成 60 万吨/年海工产能。

（3）轴承——海外进口受疫情影响，国内替代供应窗口显现

轴承是风电主机的核心主件之一，风电机组长期矗立在野外，对轴承 的性能要求很高。目前，风机主轴轴承主要被 SKF、FAG、TIMKEN、罗泰 艾德等国外公司垄断。国内方面，对于大容量机组轴承技术还处于积累试 制阶段。受疫情影响，海外进口主轴轴承产能不足，供应存在限制，国内 厂商进入替代供应窗口期。

风电轴承尤其是主轴轴承制作工艺复杂，行业技术壁垒较高，准入严 格。但若与下游风机制造企业达成合作，便会形成稳定的供应关系。以目 前国内主轴轴承龙头企业新强联为例，公司首台主轴轴承提供给湘电，在 平稳运行 2 年之后才进入合格供应商名录。自此与湘电风能合作近 10 年， 与明阳智能合作 7 年，期间一直稳定供货。伴随风机主机核心部件国产化 进程，该细分子行业龙头公司将收益。

7.3.3 中游整机制造——高端装备制造技术全球领先

中游产业主要包括风力发电机组的制造以及风机整机的制造，属高端 装备制造业。经过近几年风电产业的高速发展，风电整机制造已属世界领 先水平，数据显示：2020 年全球前十风机供应商提供 80GW 风机机组，其中中国风机制造商有七家 跻身前十，分别是金风科技、远景能源、明阳智能、上海电气、运达风电、 中国中车、和三一重能。

近年来，平价、低电价促使风电技术不断迭代，风机大型化进程加速，产业逐渐向规模化集约化发展，规模效应显著，度电成本不断降低。受此 影响，风机价格步入下行通道。2020 年 Q1 风电招标均价约为 3500 元/KW 左右，2021 年 Q1 招标均价降至 2800 元/KW 左右，同比下降 18%；到 2021 年年中风机主流报价区间大致在 2200-2600 元/KW。

随着风机大型化和招标价格走低，对风机整机制造企业“降本增效” 能力提出更高要求。

风电整机目前国内技术路线主要分两种，一种是以金风科技、明阳智 能为代表的自主研发技术路线，一种是电气风电为代表的与海外技术商签 署协议，进行二次开发的技术路线，均在不同技术领域取得市场认可和突 破。

从市场占有率来看，陆上风机金风科技具有绝对领先优势，根据金风 科技公布数据，2020 年国内市场份额 21%，连续十年国内第一。根据 Wood Mackenzie 对全球风机整机企业市场份额的统计，金风科技 2020 年全球 市占率第二，在全球市占率中始终保持 12%以上，行业龙头地位稳定。

海上风机目前整体装机容量不大，占比不高，与国内海上环境开发难 度大，机组生产成本高有关，但随着技术的推进，海上风机装机容量增速 将进一步加快。根据电气风电招股书数据，截止 2019 年底，海上风电累 计装机容量达到 60 万千瓦以上有电气风电、远景能源、金风科技和明阳 智能，这 4 家企业海上风电机组累计装机量占海上风电总装机容量的 89.5%，电气风电以 41.4%的市场份额排名第一。

随着中标价格的走低，风电设备销售毛利率呈普降趋势，具有技术优 势，产业链整合优势以及规模优势的风机制造商将在头部企业中获取更高 的毛利率。

7.3.4 下游国有大型能源投资集团

风电产业下游主要包括风场运营/风场投资，目标企业大多为大型国 有能源投资集团：包括华能国际、大唐电力、国电电力等。风电场主要包括两种类型;陆上风电和海上风电，目前陆上风电技术 发展相对成熟，装机水平占风电装机的 90%以上。预计，未来十年海上风电新增装机将达到 235GW，大约是当前市 场规模（35GW）的 7 倍。受中国市场大力推动，2021 年全球 海上风电新增装机容量比 2020 年提高一倍以上。

7.4 2021 年风电行业市场表现

在政策风口下，2021 年风电指数有不错的涨幅。根据 wind 统计，截 至 11 月 21 日，中证风电指数 PE（TTM）为 36.07 倍，较发布之日（21.14 倍）大幅提高，已超过 wind 测算的危险值 32.8 倍，随着市场情绪升温。同期中证光伏产业指数及储能产业指数的 PE(TTM) 分别为 59.05 倍和 73.08 倍。

市场的乐观预期，除了政策利好以外，还与风机招标量超预期有关。2021 年前三季度招标为 41.8GW，10-11 月也将迎来密集招标，达到 16.66GW，全年整体招标量有望达到 65GW。

7.5 2022 年展望及策略

2022 年，风电行业面临“后补贴时代”，受抢装潮影响，订单量不会继续保持 20 年和 21 年的高速增长，受此 影响，行业整体景气度或将下滑。但风电行业属朝阳产业，在双碳目标下，以及 “2025 年非化石能源 消费占一次能源消费的比重达到 20%左右”战略目标，整个行业中长期来 看仍然是受益的。2022 年，可以逢低布局风电产业龙头企业，或风电 ETF。短期应回避 订单量不足。

8.生物质能：资源丰富，装机持续扩容

8.1.生物质能概述

8.1.1 生物质的概念

根据国际能源机构（IEA）的定义，生物质（biomass）是指通过光合 作用而形成的各种有机体，包括所有的动植物和微生物。生物质能则是太 阳能以化学能形式储存在生物质中的能量形式，它一直是人类赖以生存的 重要能源之一，是仅次于煤炭、石油、天然气之后第四大能源，在整个能 源系统中占有重要的地位。

生物质包括植物、动物和微生物，以及微生物为食物的动物及其生产 的废弃物。比如农作物、农作物废弃物、木材、木材废弃物和动物粪便。

8.1.2 生物质能的概念及技术分类

生物质能发电是利用生物质所具有的生物质能进行发电，是可再生能 源的重要组成部分。生物质能的应用途径包括：直接燃烧、热化学转换和 生物化学转换三种途径。目前可以用来发电的技术主要有（按发电方式 分）：1.垃圾发电；2.沼气发电；3.气化发电；4.直接燃烧发电；5.混合 燃烧发电。

8.2 我国生物质能现状

8.2.1 我国的生物质能资源丰富

据测算，我国理论生物质能资源为 50 亿吨左右标准煤，是中国总能 耗的 4 倍左右。在可搜集的条件下，我国可利用的生物质能资源主要是传 统生物质，包括农作物秸秆、薪柴、禽畜粪便、生活垃圾、工业有机废渣 与废水等。

农业产出物的 51%转化为秸秆，年产约 6 亿吨，约 3 亿吨可作为燃料 使用，折合 1.5 亿吨标准煤；林业废弃物年可获得量约 9 亿吨，约 3 亿吨

可能源化利用，折合 2 亿吨标准煤。甜高粱、小桐子、黄连木、油桐等能 源作物可种植面积达 2000 多万公顷，可满足年产量约 5000 万吨生物液体 燃料的原料需求。畜禽养殖和工业有机废水理论上可年产沼气约 800 亿立 方米。

8.2.2 2020 年我国生物质发电量超 1300 亿千瓦时

2020 年，我国生物质发电新增装机 543 万千瓦，累计装机 2952 万千 瓦，同比增长 22.6%。全年生物质发电量累计 1326 亿千瓦时，同比增长 19.4%。其中：

垃圾焚烧发电：20 年新增装机 311 万千瓦，累计 1533 万千瓦。全年 累计发电量为 778 亿千瓦时，发电量较多的省份为广东、浙江、江苏、山 东、安徽。

农林生物质发电：20 年新增装机 217 万千瓦，累计装机 1330 万千瓦。全年累计发电约 510 亿千瓦时，发电量较多的省份为山东、安徽、黑龙江、 广西、江苏。

沼气发电：20 年新增装机 14 万千瓦，累计装机 89 万千瓦。全年累 计发电量为 37.8 亿千瓦时，发电量较多的省份为广东、山东、浙江、四 川、河南。

8.2.3 2021 年上半年生物质发电继续保持高速增长

2021 年 1-6 月，生物质发电新增装机 367.4 万千瓦，生物质发电累 计装机达 3319.3 万千瓦，生物质发电量 779.5 亿千瓦时，同比增长约 26.6%。年发电量排名前六位的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽和 河南，分别为 97.7 亿千瓦时、90.7 亿千瓦时、69.2 亿千瓦时、65.4 亿 千瓦时、56.0 亿千瓦时。

8.3 近年来我国生物质能产业政策回顾

2016 年，国家发改委发布《生物质能发展“十三五”规划》，鼓励农林生物质发电全面转向分布式热电联产，推进热电联产项目建设。

2021 年 2 月，国家能源局发布《国家能源局关于因地制宜做好可再 生能源供暖工作的通知》，明确了生物质热电联产、地热能开发利用方面 的支持内容，并鼓励地方对地热能供暖和生物质能清洁供暖等项目积极给 予支持。

2021 年 8 月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《2021 年 生物质发电项目建设工作方案》。方案总体思路是“以收定补、央地分担、 分类管理、平稳发展”，围绕“2021 年补贴资金申报”和“生物质发电 项目建设”两大任务，重点突出“分类管理”，推动生物质能发电有序发 展。

8.4.生物质能产业链分析

我国生物质能发电行业产业链自上而下可依次分为：上游燃料资源；中游生物质能发电；下游电网运营。

8.4.1 上游分析

产业链上游是燃料资源，主要以秸秆和垃圾为主。燃料资源涉及五大 环节：收购、加工、储存、转运、输送。

秸秆收购：收购来源主要集中在农户，由经纪人从农户手中收购以后 再卖给发电厂，整个加工过程包括打捞、打碎、集条、打包四个环节，受产业链发展程度所限，秸秆上游工业化程度较低，商业模式尚未形成规模 效应；

垃圾焚烧：主要针对城镇居民生活垃圾进行收集、转运到发电厂再通 过发电设备发电。近几年随着垃圾分类政策的实施，我国的垃圾焚烧处理 能力大幅提高，根据《中国城市建设统计年鉴》，2010-2019 年国内城市 生活垃圾清运量复合增速为 4.85%，据此预计全国城市生活垃圾将从 2019 年的 2.42 亿吨增至 2025 年的 3.22 亿吨。结合十四五规划及垃圾焚烧企 业项目进度，垃圾焚烧企业纵向延伸空间广阔；政策鼓励探索建设集生活 垃圾、建筑垃圾、医废、危废、农林垃圾等各类固废综合处置基地，垃圾 焚烧企业横向扩张优势显著。目前 A 股上市公司中，涉及垃圾焚烧项目的 有：上海环境、光大环境、瀚蓝环境、三峰环境、粤丰环保、伟明环保、 旺能环境、绿色动力等。

8.4.2 中游分析

产业链中游主体是发电企业，核心是生物质发电设备以及辅助设备包 括锅炉、汽轮机、辅机、冷凝器等设备的生产制造业。

目前我国的锅炉技术、垃圾焚烧技术以及生物质发电技术逐渐成熟。部分生物质企业已经开始研究处理发电副产物的有效方法，灰沙的利用方 向是将其作为生物质肥料进行使用，如钾肥，受产量限制，产业链尚未形 成。余热可以为循环水供暖，发展相对成熟。

近几年政府对生物质发电项目虽有政策扶持，但面对产业链不完整、 技术落后、补贴退坡等问题，生物质发电企业生存情况不容乐观，资源逐 渐向头部企业挤兑。

8.4.3 下游分析

产业链下游是电网输送，涉及电网运营企业。根据中国能源局数 据， 中国的电力消费需求大，增速快，全社会用电量由 2010 年的 42019 亿千 瓦时增长至 2020 年的 75093.15 亿千瓦时，平均增速超过 6%。下游用电需求的提升，也带动中上游生物质能发电产业的发展。

8.5 中长期投资展望

随着碳中和目标的推进，生物质能发电发展前景较好。按照社会用电 量增速 5%测算，到 2025 年，全社会用电量将超过 9 万亿千瓦时，可再生 能源发电量占比超过 30%，生物质能年发电量超过可再生能源发电量的 10%，预计 2025 年生物质能发电量约为 2700 亿千瓦时，较 2020 年的 1326 万千瓦时实现翻番。产业投资步入新蓝海。