1980 年（庚申年）聯合國召開的“聯合國新能源和可再生能源會議” 對新能源的定義為：以新技術和新材料為基礎，使傳統的可再生能源得到 現代化的開發和利用，用取之不盡、周而復始的可再生能源取代資源有限、 對環境有污染的化石能源，重點開發太陽能、風能、生物質能、潮汐能、 地熱能、氫能和核能（原子能）。2006 年后，中國成為世界 CO2 第一排 放大國。2019 年，世界 CO 2 排放量排在前六位的國家和地區分別是：中國 98.26 億噸、美國 49.65 億噸、歐盟 41.11 億噸、印度 24.80 億 噸、俄羅斯 15.33 億噸和日本 11.23 億噸。據此計算，中國的碳排放總 量已經超過美國和歐盟的總和，即將達到美國、歐盟和日本的總和，但還 未到達峰值。2019 年，中國的能源消費結構中，煤炭、石油、天然氣、 可再生能源（包括水電）和核電的比例分別為 57.6%、19.7%、7.8%、12.7%、 2.2%。
全球能源互聯網發展合作組織預測，2060 年全社會用電量將達 17 萬 億千瓦時，人均用電量達到 12700 千瓦時，清潔能源和新能源裝機占比 將達 90%以上。12 月 12 日，在氣候雄心峰會上宣布“到 2030 年，中國單位國 內生產總值二氧化碳排放將比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次 能源消費比重將達到 25%左右，森林蓄積量將比 2005 年增加 60 億立方 米，風電、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上”。據此目標， 未來十年我國風電、光伏年均新增裝機將超過 6600 萬千瓦，水電和核電 也將迎來新的發展機遇。
中國經濟結構決定了能源使用量巨大，單位 GDP 能耗遠高于世界平均水平。構建可持續發展的能源結構是我國當前高質量 發展目標的必選之路。發展新能源替代、實現能源轉型、降低化石燃料排 碳量，成為我國“十四五”時期的重要能源戰略。為此，必須加大水、風、 光、核、生物質等清潔能源與新能源開發力度，推動清潔和新電能全面消 納，逐漸替代煤、油、氣等化石能源成為終端能源消費的核心載體。清潔 能源重點以水電為主體，這里所稱新能源重點是指風電、光伏與光熱、核 電、儲能、生物質能源。截至 2020 年底,我國全口徑發電裝機容量 22.0 億千瓦，同比增長 9.6%。
其中，化石能源發電 12.5 億千瓦、水電 3.7 億千瓦、并網風電 2.8 億千瓦、并網太陽能發電 2.5 億千瓦、核電 4,989 萬千瓦。化石能源發電 裝機容量中，煤電裝機 10.8 億千瓦、氣電 1.0 億千瓦。非化石能源發電 裝機容量占總裝容量達 43%。基于 2030 年非化石能源占一次能源消費比 重達到 25%的總量目標，到2030年我國電源裝機總量將增長至38億千瓦， 水電、風電、太陽能發電、核電和生物質及其他發電裝機占比將達到 68%。未來十年清潔能源裝機將增加約 16 億千瓦，從 2020 年到 2030 年復合增 長率為 10.5%。可見從十四五時期開始，風電、光伏與光熱、核電、儲能、 生物質能等細分能源行業將進入高速增長階段，新能源產業革命新的征程 已經啟航。
2.1 雙碳背景下政策驅動光伏行業進入景氣周期
為應對全球氣候變暖，多國承諾將全球氣溫上升限制在 1.5°C。IEA 署長 Fatih Birol 提到，由此制定的"凈零"路線圖中要求，到 2030 年， 全球太陽能光伏發電新增裝機達到 630GW，相當于每天安裝一個現有最大 的太陽能電站的規模。這樣到 2030 年，實現全球能源效率平均每年可提 高 4%，約為過去 20 年平均水平的 3 倍。其中，到 2050 年，全球發電總 量的近 20%來自太陽能光伏和風能。
投資規模方面，根據與國際貨幣基金組織（IMF）的聯合分析，到 2030 年，年度能源總投資將激增至 5 萬億美元，每年為全球 GDP 增長額外增加 0.4 個百分點。在清潔能源以及工程、制造和建筑行業中創造了數百萬個 就業機會。
光伏產業是半導體技術與新能源需求相結合而衍生的產業。大力發展 光伏產業，對調整能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態文明建 設具有重要意義。我國已將光伏產業列為國家戰略性新興產業之一，在產 業政策引導和市場需求驅動的雙重作用下，全國光伏產業實現了快速發 展，已經成為我國為數不多可參與國際競爭并取得領先優勢的產業。
目前我國光伏產業在制造業規模、產業化技術水平、應用市場拓展、 產業體系建設等方面均位居全球前列。國家能源局新能源與可再生能源司 副處長孔濤提到，“十四五”期間光伏發電發展將進入一個新階段，光伏 發電年均裝機規模將大幅度的提升，裝機規模將進一步擴大。光伏發電在 能源消費中的占比將持續提升，光伏發展將進入平價階段，擺脫對財政補 貼的依賴，實現市場化發展、競爭化發展。
按照“3060 雙碳”戰略，實現碳中和目標，我國一次能源消費中的 清潔能源占比將大幅提升。根據清華能源轉型中心何繼江估算，我國光伏 裝機容量需求在實現“碳中和”目標時人均光伏大約為 5~10 千瓦，需要 約 85.8 億千瓦光伏資源量。疊加“十四五”將通過加快構建以新能源為 主體的新型電力系統提升光伏發電消納和存儲能力，既實現光伏發電大規 模開發，也實現高水平的消納利用，同時更加有力的保障電力可靠穩定供 應，實現高質量躍升發展。
2.2 全面平價時代，光伏市場快速增長
光伏發電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具有價格優勢的能源形式，發電成本快速下降推動光伏發電進入“平價時代”。從發電成本 角度看，根據國際可再生能源署(IRENA)的統計，自 2010-2020 的十年時 間里，在生產成本大幅下降和技術快速進步驅動下，全球光伏發電加權平 均 LCOE(平準化度電成本)已從 38.1 美分/kWh 下降至 5.7 美分/kWh， 降幅高達 85.0%。而同期水力發電 LCOE 則上升至 4.4 美分/kWh，海上 風電、陸上風電、光熱發電、以及生物質發電 LCOE 則分別下降 48.1%、 56.2%、68.2%、0%，均小于光伏發電的 LCOE 降幅。
在過去十年間，太陽能光伏發電成本快速下降，成本的下降主要是由 于電池板價格和系統配套費用的降低，前者降幅達 90%，這些因素使得太 陽能光伏發電的總裝機成本下降了 80%以上。
具體數據來看，2020 年，我國地面光伏系統的初始全投資成本為 3.99 元/W 左右，較 2019 年下降 0.56 元/W，降幅為 12.3%。其中，組 件約占投資成本的 39.3%，較 2019 年上升 0.8 個百分點。非技術成本約占 17.3%（不包含融資成本），較 2019 年下降了 0.3 個百分點。2020 年 我國工商業分布式光伏系統初始投資成本為 3.38 元/W，分布式光伏系統 運維成本為 0.054 元/W/年，集中式地面電站為 0.046 元/W/年，基本維 持 2019 年的水平。預計未來幾年地面光伏電站以及分布式系統的運維成 本將持續保持在這個水平并略有下降。據光伏業協會預測， 2021 年后在 大部分地區可實現與煤電基準價同價，到 2030 年光伏系統初始投資成本 將會降至 3.15 元/W。
經濟發展，社會用電量增長成為光伏產業規模擴張的內生動力。2021 年 1-8 月，全社會用電量累計 54704 億千瓦時，同比增長 13.8%。
2021 年 1—8月份，全國發電裝機容量228254 萬千瓦，同比增長 9.5%， 發電 53894 億千瓦時，同比增長 11.3%。其中，太陽能發電裝機 27513 萬 千瓦，同比增長 24.6%，太陽能發電增長 8.5%。在 2021 年保障性并網規 模不低于 90GW 的政策指引下，四季度需求將得到顯著提振。
根據中國光伏行業協會(CPIA)的預測，保守情況下 2025 年我國新增 光伏裝機容量將達到 90GW，相比 2020 年 48.2GW，復合增速為 13.3%。而 2025 年全球新增光伏裝機容量為 270GW，相比 2020 年 130GW，復合 增速為 15.7%。在而樂觀情況下，2025 年我國新增光伏裝機容量將達到 110GW，相比 2020 年復合增速將達到 17.9%。全球新增光伏裝機容量將 達到 330GW，相比 2020 年的復合增速將達到 20.5%。
2.3 裝機需求與技術成熟驅動產業鏈進入高景氣賽道
太陽能光伏產業鏈包括硅料、鑄錠(拉棒)、切片、電池片、電池組件、 應用系統等 6 個環節。上游為硅料、硅片環節;中游為電池片、電池組件 環節;下游為應用系統環節。從全球范圍來看，產業鏈 6 個環節所涉及企 業數量依次大幅增加，光伏市場產業鏈呈金字塔形結構。太陽能光伏產業 鏈的上游是太陽能電池板的原料硅片和晶體硅原料的生產，這一產業在我 國屬于壟斷行業。中游是由生產晶硅電池片開始的，將晶硅體加工為電池 片，是實現光電轉化的核心步驟。在我國，晶硅(單晶、多晶)光伏組件的 應用占到了市場的 95%以上。然后就是電池組件的生產，將電池片組裝成 電池組件，屬于勞動密集型產業，是光伏產業鏈中游的尾端。
從光伏產業鏈角度看，由于整個光伏產業仍處于快速發展階段，因此 相關的生產技術和加工工藝的進步速度十分迅速，推動光伏設備持續不斷 更新換代，行業銷售收入持續增長。根據 CPIA 統計數據，全球光伏設備 行業銷售收入從 2013 年的 17.5 億美元增長至 2019 年約 50 億美元，復合 增長率為 19.1%。與此同時，由于全球光伏產業鏈各個生產環節的主要生 產地均在中國，所以中國光伏設備市場規模占全球的比重較高。
多晶硅：屬于光伏產業鏈上游第一道環節，一般從項目建設到產能投 產需要 12-18 個月，產能周期相對較長。目前技術工藝全部國產化，隨著 技術改進，成本呈現大幅下降趨勢。2020 年，全國多晶硅產量達 39.2 萬噸，同比增長 14.6%。其中，排名前五企業產量占國內多晶硅總產量 87.5%，行業集中度較高。價格方面，硅料價格自去年下半年以來不斷攀 升，雖然 2021 年 6 月份出現減緩跡象，但是 8 月份重回上漲趨勢。硅料 產能周期及需求彈性特性，疊加行業高壁壘特性使得下游需求擴大時，價 格呈現敏感變化，并在較長時間內維持價格高位。2021 年隨著多晶硅企 業技改及新建產能的釋放，產量將達到 45 萬噸。
硅片：光伏硅片領域，由于受到規模、技術、成本等因素限制，使得 寡頭運營模式明顯，行業集中度越來越高。2020 年全國硅片產量約為 161.3GW，同比增長 19.7%，占全球產量約 167.7 GW 的 96.2%。其中，排 名前五企業產量占國內硅片總產量的 88.1%，且均超過 10GW。隨著頭部 企業加速擴張，2021 年全國硅片產量將達到 181GW。相關企業主要包括 以上機數控、京運通、高測股份等為代表的傳統硅片設備制造商，以及雙 良節能、高晶太陽能、三一集團等新進入者。
晶硅電池片：TOPCon 和 HJT 電池的轉換效率則仍有很大提升空間。晶硅電池主要類型包括 AI-BSF、PERC、TOPCon、HJT、IBC 等，其中，從 2020 年平均轉換效率數據來看，N 型電池轉化率最高，TOPCon 電池平均 轉換效率達到 23.5%，異質結電池平均轉換效率達到 23.8%，背接觸電池 達到 23.6%。因此，未來隨著生產成本的降低及良率的提升，N 型電池將 會是電池技術的主要發展方向之一，而且也是光伏技術的核心競爭因素。從整個光伏產業鏈的角度看，不斷降低生產成本、提高轉換效率，從而降 低光伏 LCOE，是驅動整個光伏產業鏈各環節技術進步的核心動力。然而 硅料、硅片、組件環節的成本下降和技術進步的空間相對有限，提高電池 轉化率將是未來降低 LCOE，優化成本的主要有效環節。預計到 2025 年， 二者的量產轉換效率分別有望達到 25.0%和 25.2%。
組件：光伏組件是光伏發電系統的核心構成部分，工藝包括串焊、疊 層、壓層、檢測等。其核心競爭優勢主要體現在除質量性能外帶來成本優 化外，還包括品牌與渠道，及服務等。如具有高融資價值的組件品牌就擁 有更強的競爭力，銷售渠道全球布局更利于渠道競爭與售后服務跟進。成 本角度來看，硅料硅片價格變化影響較弱，主要源于一體化組件自供比例 提升，消化部分成本上漲壓力。
2020 年，全國組件產量達到 124.6GW，同比增長 26.4%，約占全球產 量 163.7GW 的 76.1%。其中，排名前五企業產量占國內組件總產量的 55.1%，集中度相對分散。以隆基股份、晶科能源、天合光能、晶澳科技、 阿特斯等為代表的一體化組件企業，憑借更強的品牌、融資價值、盈利能 力以及更為全面的銷售網絡，市場份額呈現出不斷提升的趨勢。在產業鏈 價格高企的背景下，組件降價空間較小，2021 年 8 月開標均價維持在 1.75-1.85 元/W，相對年初 1.55 元/W 左右的價格提升 13-19%。
2.4 長景氣周期將繼續提升行業業績增長空間
光伏行業高景氣，2021 上半年業績高增漲。2021 年上半年，Wind 光 伏板塊 63 家上市公司合計實現營業總收入 2928.84 億元，同比增長 39.22%；歸屬于上市公司股東的凈利潤 279.18 億元，同比增長 66.28%。得益于光伏各環節出貨量增加，產品價格增長以及同期基數低等因素影 響，光伏板塊上半年取得較高的業績增速。分季度來看，21Q1 板塊實現 營業收入 1628.90 億元，歸屬于上市公司股東的凈利潤 149.81 億元，分 別同比增長 33.02%、37.96%；21Q2 板塊毛利率、凈利率分別為 23.13%、 10.03%，環比提升 1.11 個百分點、-0.46 個百分點。
細分領域來看，硅料、硅片、膠膜、光伏玻璃、光伏設備上半年經營 業績普遍較好，電池片、組件環節盈利承壓。受原材料價格上漲、運輸成 本提升以及競爭激烈等因素影響，部分公司增收不增利。（報告來源：未來智庫）
3.1 熱發電技術原理
光熱發電是將太陽熱輻射能轉化為熱能再將熱能轉化為電能，間接用 于發電。光熱發電經過“光能－熱能－機械能－電能”的轉化過程實現發 電。具體來說，反射鏡、聚光鏡等聚熱器將采集的太陽輻射熱能匯聚到集 熱裝置，用來加熱集熱裝置內導熱油或熔鹽等傳熱介質，傳熱介質經過換 熱裝置將水加熱到高溫高壓蒸汽，蒸汽驅動汽輪機帶動發電機發電。光熱 發電和火力發電的原理基本相同，后端技術設備一模一樣，最大的差別是 發電所用熱源不同，前者利用太陽能搜集熱量，后者是利用燃燒煤、天然 氣等獲取熱量。
3.2 光熱發電技術分類
光熱發電按照聚能方式及其結構進行分類，主要有塔式、槽式、碟式、 菲涅爾式太陽能光熱發電四大類技術，塔式和槽式光熱發電技術商用更廣 泛。
塔式光熱發電系統：點式聚焦集熱系統，利用大規模自動跟蹤太陽的 定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準反射到置于高塔頂部的集熱器，投射 到集熱器的陽光被吸收轉變成熱能并加熱中間介質，使其直接或間接產生 540℃ ～560℃ 蒸汽，其中一部分用來發電，另一部分熱量則被儲存，以 備早晚或沒有陽光時發電使用。塔式系統具有熱傳遞路程短、高溫蓄熱、 綜合效率高等優點，新建的光熱發電項目中塔式光熱發電技術越來越多， 塔式是未來太陽熱輻射能光熱發電的主要技術。
槽式光熱發電系統：也稱槽式鏡像系統，是線式聚焦集熱系統。利用 大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能，連續加熱位于焦線位置集熱器內介 質，將熱能轉化為電能。槽式聚光器是一維跟蹤太陽方式，屬于中高溫熱 力發電，串并聯集成后發電容量無限制。太陽熱輻射能集熱裝置占地面積 比塔式、碟式系統要小 30%～50%，已建成的光熱發電站有 80%以上采用槽 式技術。
碟式光熱發電系統：也稱為拋物面反射鏡斯特林系統，是點式聚焦集 熱系統，是世界上最早出現的太陽能光熱發電系統。由許多拋物面反射鏡組構成集熱系統，接收器位于拋物面焦點上，收集太陽輻射能量，將接收 器內的傳熱介質加熱到 750℃ 左右，驅動斯特林發動機進行發電。碟式 發電優點是光學效率高，啟動損失小，適用于邊遠地區獨立電站。
菲涅爾式光熱發電系統：工作原理類似槽式光熱發電，只是采用多個 平面或微彎曲的光學鏡組成的菲涅爾結構聚光鏡來替代拋面鏡，眾多平放 的單軸轉動的反射鏡組成的矩形鏡場自動跟蹤太陽，將太陽光反射聚集到 具有二次曲面的二級反射鏡和線性集熱器上，集熱器將太陽能轉化為熱 能，進而轉化為電能。特點是系統簡單、直接使用導熱介質產生蒸汽，其 建設和維護成本相對較低。
從全球范圍看，目前已投入使用的光熱發電站中，槽式仍然憑借其更 低的前期投資，較低的門檻與建設難度，以及更低的維護成本在投運項目 中占據主流。但在建項目中，塔式則憑借更高的聚光率產生更高溫度，實 現更高的熱電轉化效率以及更低的發電成本，是未來的主要方向。實際上 由于光熱發電良好的兼容性，多種設計混用的情況并不罕見，全球范圍內 將塔式與槽式混用的光熱電站就有 10 座。我國境內也有青海省海西州700MW 風光熱儲多能互補項目，混合了風光熱三種可再生能源。
大型光熱電站系統由四部分構成，即集熱系統，熱傳輸系統，儲熱系 統，發電系統。
集熱系統：集熱系統負責吸收太陽輻射能，對導熱介質進行加熱，為 后續發電提供能量，是光熱發電系統最核心的組成部分。集熱系統包含聚 光裝置與接收器兩個核心組件，其中聚光裝置由中央控制系統操控，跟蹤 太陽位置收集并反射最大量的陽光，將輻射能集中至接收器上。接受器則 利用收集到的能量加熱內部介質，實現能量的吸收與儲運。
熱傳輸系統：熱傳輸系統則是將集熱系統收集起來的熱能，利用導熱 介質，輸送給后續系統的中間環節。目前最主流的工作流體是熔鹽，相較 于早期使用的水和導熱油，熔鹽在熔融態下可保持較寬的工作溫度范圍， 允許系統在低壓工況下吸收和儲存熱能，安全性能出色。但由于高溫熔鹽 對管道與儲熱罐內部存在一定的腐蝕，所以對材料要求比較高。
儲熱系統：通過儲熱罐，光熱系統可以將集熱器加熱過的介質集中儲 存，再泵出與水換熱，產生蒸汽來推動汽輪機發電。之后冷卻的工作流體 可再次流回集熱系統重新加熱。熱能被儲存在儲熱罐中，可以在夜間或光 照不足的情況下持續工作一段時間，進而突破光照時長的限制，實現超長 發電時間。同時，儲能罐還具備調節輸出功率的能力，能夠根據當地的用 電負荷，適應電網調度發電。
傳熱蓄熱技術是光熱發電關鍵技術之一，而傳熱介質的工作性能直接 影響系統的效率和應用前景。傳熱介質中，使用較多的有水、水蒸汽、空 氣、液態金屬、導熱油以及熔鹽等。其中，熔融鹽具有工作溫度高、使用 溫度范圍廣、傳熱能力強、系統壓力小、經濟性較好等一系列的優點，目 前已成為光熱電站傳熱和儲熱介質的首選。常見熔鹽的熔點從低到高的排 列順序為：硝酸鹽＜氯化物＜碳酸鹽＜氟化物。
當前中國的光熱發電產業仍處于起步階段，大規模商業化發展仍須等待。中國熔鹽供應企業多數是傳統的硝酸鹽生產企業，也有部分企業通過 采購硝酸鹽原料生產符合質量要求的熔鹽。
發電系統：光熱的發電系統和傳統電廠區別不大，仍是通過加熱水獲 得高質量的過熱蒸汽，推動各式汽輪機發電。由于光熱電站所用導熱介質 是循環使用的，幾乎不產生排放，發電過程無疑更加環保。
3.4 光熱發電的獨特優勢
3.4.1 自帶儲能系統，具有調峰調頻功能
光熱發電機組配置儲熱系統，可實現 24 小時連續穩定發電，可替代燃 煤電站作為基礎負荷，提高風光電等間歇性可再生能源消納比例，并可作 為離網系統的基礎負荷電源；同時，機組啟動時間、負荷調節范圍等性能 優于燃煤機組，可深度參與電網調峰，保證電網及電源的高效利用；此外， 太陽能熱發電還可根據電網用電負荷的需要，參與電力系統的一次調頻和 二次調頻，確保電網頻率穩定，保證電網安全。
電力系統的運行，需要連續、穩定的電源作為支撐。中控德令哈 50MW 塔式熔鹽儲能光熱發電項目為例（配置 7 小時儲能），在 2020 年 2 月 1 日 至 2 月 13 日期間，實現了機組 292.8 小時的連續、不間斷穩定運行。光熱 電站通過配置更大容量的儲能系統，還可進一步提高不間斷運行的時長。
由于太陽能熱發電與生俱來的優勢，其對電網的友好性正逐漸得到認可。當前光熱產業在項目和技術上已有一定基礎，但是否能成為新能源行業下 一個風口，還取決于能否獲得持續政策支持，加速規模化降本和技術創新 迭代。
3.4.2 可以實現多能互補
在風、光電裝機規模集中、比例迅速提高的地區，可以布局建設“光 熱+光伏或光熱+風電”多能互補示范項目，通過多種能源的有機整合和集 成互補，緩解風光消納問題，促進可再生能源高比例應用。引導“光熱+ 光伏或光熱+風電”的可再生能源基地建設，深入推進源網荷儲多能互補 項目建設；完善跨區峰谷分時電價政策，并將銷售電價模式向電源側傳導， 推動我國光熱產業可持續發展。
3.5 光熱發電產業鏈
3.5.1 光熱發電產業鏈構成
光熱發電的產業鏈從上下游關系來說，可由基礎材料、裝備制造、電 站 EPC、電站運營、電力輸配等環節構成。產業鏈的核心環節在于裝備制 造、電站和 EPC。中國光熱發電產業鏈條比較完整，但目前規模還較小。
光熱發電產業從電站的結構來說，其產業涉及到太陽島、傳儲熱島、 常規島、工程咨詢服務以及原材料與配件供應等鏈條。
太陽島所占成本比例最高：太陽島主要包括聚光系統和吸熱系統。熱 力發電島主要包括熱力系統及輔機設備、水循環、水處理系統、換熱設備 等。對于具有一定規模的塔式太陽能熱發電站（10MW 以上），太陽島成 本占電站建造成本的 55%以上。隨著塔式太陽能熱發電站裝機容量增加， 太陽島成本所占的比例也越來越高，裝機容量為 300MW，600MW 時，太陽 島成本所占的比例分別可達到 68%和 70%。
定日鏡是塔式太陽島中成本占比最高的部件：目前中國塔式太陽能熱 發電站的太陽島造價為 3600~4000 元/kW。其中定日鏡成本約占太陽島成 本的 75%，隨著電站規模變大，定日鏡數量相應增加，太陽島成本構成中 定日鏡的占比也會增加，吸熱器輸出熱功率達到 500MW 以上后，定日鏡成 本在太陽島中的占比大于 80%。
傳儲熱島則分為主設備、輔設備和工質三部分，主要涉及換熱器、熔 鹽泵、熔鹽閥、流量計、電加熱及電伴熱等裝備以及熔鹽、導熱油等傳儲 熱工質。
常規島部分與傳統化石電站相似，涉及到的相關裝備也相對更加成 熟，主要分為主機設備和輔機設備兩部分，關鍵裝備汽輪機、蒸汽發生器 和發電機等均屬此列
工程咨詢服務部分包含范圍則更廣，涉及到光熱電站開發的多個方 面。主要分為項目前期、建設期和其它三部分，包含了 EPC 總包、可行性 研究、詳細設計、業主工程師、系統集成、運維服務等。
最后是原材料與配件，該部分主要涉及組成光熱發電設備的配件供應 商，以及光熱電站開發或運行要用到的一些原材料。主要為原材料、配品 配件和其他部分。
3.5.2 光熱發電產業鏈上的主要公司
3.6 國內光熱發電的現狀與未來
3.6.1 國內光熱發電現狀
目前光熱發電成本依舊較高：由于國內光熱產業還處于示范階段，光熱發電站裝機規模較小，尚未形成規模化，造成成本較高。從初始投資成 本看，光熱發電站的單位千瓦投資成本在 2.5 萬-3.5 萬元，是傳統煤電 站的 3-4 倍、陸上風電的 3-4 倍、光伏電站的 4-5 倍，關鍵的太陽島和儲 熱島固定投資分別占 50%-60%、15%-20%，并且儲熱時間越長，投資成本 越高；從度電成本看，據業內估算，塔式光熱電站的度電成本在 1 元/千 瓦時左右，相當于煤電的 3-4 倍、陸上風電的 2-3 倍、光伏發電的 1.4-2 倍。
2022 年 1 月 1 日后并網的首批太陽能熱發電示范項目中央財政不再 補貼。
根據《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，首批光 熱示范項目的延期電價政策為：2019 年和 2020 年全容量并網的，上網電 價按照每千瓦時 1.10 元執行；2021 年全容量并網的，上網電價按照每千 瓦時 1.05 元執。在我國光熱發電產業發展的初期階段，上網電價形成機 制尚未完成市場化改革之前，取消電價補貼，使近 10 年時間發展起來的 產業鏈面臨新的挑戰。
雖然首批示范項目已經建設投產，但太陽能熱發電產業目前仍處于初 期發展階段，發電裝機規模仍然較小。同時價格機制未形成，光熱發電的 價值無法在現有電力市場機制下得到合理體現。今年 4 月發布的《國家發 展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》中明確抽水蓄能 電站實行的兩部制電價政策，而光熱發電自帶熔鹽儲能系統，完全可以在 電力系統中承擔與抽水蓄能電站同樣的角色，建議參照抽水蓄能價格政 策，落實儲能型光熱電站的價格形成機制，以體現光熱發電的獨特價值。
3.6.2 國內光熱發電的未來
降本提效是光熱發電未來發展的必經之路。根據塔式太陽能光熱發電 站成本構成，影響成本電價的三個主要動因：產能規模化效應、單機裝機 容量和技術工藝進步及管理優化。預計在未來，光熱發電站成本電價可與 燃煤火電站的電價相當，具有廣闊的應用前景和成長空間。
以塔式發電為例，定日鏡成本占到塔式光熱發電站成本的一半左右， 所以定日鏡的降本是光熱發電發展的重中之重：定日鏡由反射鏡、鏡架、 動力設備、控制器及基座組成，各部分的造價大致構成比例依次為 9%、 9%、61%、6%和 15%。由于規模效應帶來的加工費用和運輸費用降低；更 輕便定日鏡的設計降低相關材料費用；動力設備的優化設計降低該部件成 本。預計隨著裝機量的提升，定日鏡成本可大幅下降。
未來萬億市場可期。按照 IEA 預測，中國光熱發電市場到 2030 年將 達到 29GW 裝機，到 2040 年翻至 88GW 裝機，到 2050 年將達到 118GW 裝機， 成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場，照此看來，光熱 發電萬億級市場才剛剛拉開帷幕。（報告來源：未來智庫）
4.1 能源結構加快調整，核電成為多能互補重要組成部分
受全球氣候變暖、不可再生的化石能源不斷消耗等因素影響，全球能 源消費結構正加快向低碳化轉型。許多國家已將核能發電作為新一代能源 技術的重要戰略組成部分和經濟發展的重要新領。根據世界核能協會， 2019 年，核能發電量達到 2657 TWh，能夠滿足世界電力需求的 10％以 上。中國的核能發電量從 2013 年的 105TWh 增至 2019 年的 330 TWh， 增長了超過兩倍。2019 年，北美，西歐和中歐的核能發電量有所下降， 非洲，亞洲，南美，東歐和俄羅斯的核能發電量有所增加，亞洲的核能發 電量增長了 17％。其中，中國的核能發電量占比過半，是世界上核能發 電量排名第二的國家，核能發電量占世界比重 13.6%。
我國的核電建設受 2011 年日本福島核電站泄露的影響，核電項目的 審批一度放緩，尤其是自 2015 年核準 8 臺新建機組后，更是經歷了三 年“零審批”的狀態。但是從最近 2 年來看，2019 和 2020 年每年都有 新的項目獲批，連續兩年核準新的核 電項目，代表了核電新建機組的審批和核準開始恢復正常。更關鍵的是， 這一變化正是從 2018 年能源工作指導意見中對核電的態度從安全發展 轉為穩妥推進后才發生的。隨著政府對核電發展的態度進一步轉變為“積 極有序發展”，核電有望在“十四五”期間迎來新的發展階段。
我國近五年核電裝機增長節奏較快，帶動發電占比穩步提升。據中國 核能行業協會今年 7 月發布的《2021 年 1-6 月全國核電運行情況》顯示， 截至 6 月 30 日，我國運行核電機組共 51 臺，裝機容量 5327.5 萬千瓦， 占全國發電裝機容量的 2.36%，發電量占比達到 5.04%。運行核電機組累 計發電量為 1950.91 億千瓦時，占全國累計發電量的 5.04%，比 2020 年 同期上升了 13.76%；累計上網電量為 1830.51 億千瓦時，比 2020 年同 期上升了 14.12%。
根據核電專業媒體《核電觀察》在 1 月發表的年度展望中曾測算，要 實現 2030 年非化石能源占一次能源消費比重 25%以上，綜合考慮風電、 太陽能、水電的發展空間以及核電的建設周期，需要十四五期間至少新開 工 3500 萬千瓦核電機組，即 30-35 臺百萬千瓦核電機組，年均新開工 6-8 臺機組，屆時至 2030 年核電裝機容量可達到 1 億至 1.1 億千瓦。
4.2 三代核電技術成熟落地，核電市場規模有望再上臺階
核電產業鏈的上游為鈾礦開采加工精煉、鈾轉化濃縮和核燃料組件制 造；中游為核電設備制造環節，主要包括核島設備、常規島設備和輔助設 備；下游是核電站建設運營及乏燃料處理等。核電具有建設周期長、投資 規模大的特點，核電建設既可以發揮穩定投資的作用又有推動未來能源結 構優化具有重要作用。在新一輪政策的引導下，核電整個產業鏈發展空間 有望獲得提升。
上游：對外進口依賴程度高，泛燃料處置制約核電產業發展
發現新的高質量鈾礦、與鈾資源豐富國建立合作項目、收購海外鈾礦項目、發展四代核技術等才能實現降低需求與成本的目的。核燃料棒 最核心的材料是燃料芯塊，由二氧化鈾組成，是裂變反應產生熱量的主要 原料。在核燃料成本結構中，天然鈾占比最高，達到 49%。而國內鈾資源 由于受到品質及成本限制的原因產量較低，要滿足自身需求需要大量進 口，數據顯示，2018 年進口占比超 85%，遠超 50%的國際警戒線。同時由 于中國政府對核燃料物資行業實施嚴格的管制，只有獲得國家許可的企業 才能從事海外鈾產品的采購，所以核電上游具有非常高的的政策性進入門 檻。
目前國內獲授經營許可及牌照從事天然鈾進口及貿易并提供核相關服 務的實體只有中國廣核集團下屬的鈾業公司、中核集團下屬的原子能公司 和國家電投下屬的國核鈾業發展有限責任公司，具有明顯壟斷地位。核燃 料元件制造在技術門檻與國家安全要求下也存在較高進入門檻，國內僅中 核集團旗下的中核北方與中核建中獲得授權，具有極高議價能力。
乏燃料處理將成為制約中國核電發展的重要因素。核電站產生的乏 燃料與核電站設備容量相關，大約每 100 萬千瓦的核電設備容量乏燃料的 年產量為 21 噸。2020 年中國乏燃料產生量達 1,071.6 噸，而乏燃料后處 理能力僅為 50 噸，無法滿足處理需求。且根據中國核電發展規劃，到 2030 年，每年將產生乏燃料近 2,000 噸，累積乏燃料約 24,000 噸。截止 2021 年，中國仍未形成后處理工業能力，且離堆貯存能力也趨于飽和。乏燃料 后處理廠建設成本高且建設周期長，平均建設周期為 10 年，因此短期內 乏燃料處理需求難以滿足。這也是后期核電能源能否長足發展的關鍵，也 是整個產業鏈能否進入景氣周期的前提。
中游：核心技術突破優化成本結構
核島設備制造是核電國產化的核心，壟斷程度高，技術壁壘高，毛利率接近 40%。核電站建設成本占比最高，達到 64.3%，其中，核電設備 在核電站建設中所占成本最高，其比例高達 50%，而核電設備中核島成本 占比最高，達到 58%，因為核島工藝復雜，且安全性要求極高，核島中的 關鍵部件由于制造工藝要求高，制造所需資產均由國企壟斷。常規島與輔 助系統由于技術壁壘低，價格明顯下降，成本占比也相應下降，毛利率水 平僅為 10%左右。
核電自主創新能力顯著增強，華龍一號、國和一號自主三代核電技術完成研發,高溫氣冷堆核電站示范工程取得重大進展,小型堆、第四代核能技術、聚變堆研發基本與國際水平同步。AP1000、EPR 三代核電技術 全球首堆相繼在我國建成投產并完成首爐燃料循環運行，自主核電品牌 “華龍一號”首堆成功并網，我國在三代核電技術領域已躋身世界前列。
CAP1400 是我國在引進的美國西屋公司 AP1000 的基礎上消化、吸收再升 級的非能動大型先進壓水堆核電機組。相比于 AP1000，機組功率提高 20%， 進一步降低了堆芯熔化概率，優化了放射性廢物處理系統。目前，CAP1400 技術已開發成熟，基于 CAP1400 機組的石島灣 1#、2#機組分別于 2019 年 4 月及 2020 年 6 月拿到 FCD 核準，機組關鍵設備材料基本實現了自主化 的設計和國產化制造，設備國產化率已超過 85%。
目前，上海電氣、中國一重在我國核電行業國內核電裝備綜合市場的占有率持續居于領先地位。目前核島設備的供應以上海電氣、東方電 氣、哈電集團、中國一重四大國企為主，主要承擔三代核電主設備，如反 應堆壓力容器、穩壓器、蒸汽發生器、汽輪發電機、主冷卻劑泵的供應。民營企業在細分產品如閥、泵管道、風機制冷設備等方面占據了主要供應 地位。中國一重負責反應堆壓力容器的制造任務；東方電氣負責汽輪發電 機組等主設備的設計、制造以及蒸汽發生器的制造任務；上海電氣負責反 應堆堆內構件、核二三級泵等制造任務；哈電股份負責核島反應堆冷卻劑 泵、常規島輔機給水加熱器等；中核科技負責關鍵閥門，如主蒸汽隔離閥、 核級直流電裝驅動閘閥。
下游：十四五時期市場規模有望突破千億
核電建設周期長、投資規模大，前期工作一般需要 5-10 年以上；工 程建設及安裝調試一般需要 5 年左右；第三代核電站投產后運行時間可 達 60 年。由于核電行業的特殊性及核電技術的復雜性，目前我國經國務 院正式核準的核電項目均由中國廣核、中國核電和國家電投三家分別或合 作開發運營，其中，中國廣核和中國核電占據核電運營的絕大部分市場份 額。
根據中國核能行業協會發布的《中國核能年度發展與展望(2020)》， 預計到 2025 年，我國核電在運裝機達到 70GW，在建 30GW，對應十四五年 均新增核準約 5~6 臺機組，帶來約 1200 億元/年的市場空間。
從發展核電相較其他清潔能源來看，核電存在穩定性強、發電效率領 先，發電成本低等的優勢特點。與水電相比，核電不存在枯水期問題；與 煤電相比，核電燃料較少受到交通狀況的影響及環保問題；與風、光、生 物質等可再生能源發電相比，核電沒有間歇性、間斷性等問題，利用效率 高達 80%；從發電成本來看也是較低的。與其他不可再生能源相比，排放 的等效溫室氣體比煤電燃料小兩個數量級。從發電量月度波動來看，月度發電量占比最高與最低月份差異不超過 2 個百分點。與此同時，核電發電 效率遙遙領先，2020 年我國核電平均利用小時達 7453 小時，較火電領先 超 3000 小時，較風電、光伏領先超 5000 小時。
中國核電上網標桿電價為 0.43 元/千瓦時，隨著二代核電站的批量建 設，核電發電成本已得到一定程度的降低，近兩年核電平均上網電價約降 低至 0.416 元/千瓦時，但隨著安全性能更高的三代核電站投入建設，核 電上網電價需重新核算調整，三代核電站初步定價為 0.5 元/千瓦時。
鋰電池是電池的一種，電池按照工作性質可分為一次電池與二次電 池。一次電池，是指放電后不能再充電使其復原的電池，即不能循環使用 的電池，如堿錳電池、鋅錳電池等。二次電池又稱為充電電池或蓄電池， 指在電池放電后可通過充電的方式使活性物質激活而繼續使用的電池，如 鉛酸電池、鎳鎘電池、鎳氫電池和鋰電池，二次電池的特點為可循環使用， 較一次電池更為環保。鋰電池即為目前最為先進的二次電池。
隨著我國經濟的快速發展，能源依賴以及環境保護問題成為了制約我 國經濟轉型以及產業結構調整最主要的問題。在能源依賴及環境保護雙重 壓力下，最近幾年，國務院及各部委連續出臺了一系列推廣新能源汽車普 及、應用的政策，刺激了我國新能源汽車產業的高速發展，推動了動力鋰 電池行業的快速發展。
5.1 鋰電池產業鏈分析
（1）鋰電池產業鏈概述
鋰電池產業可以分為上游的礦產資源、中游的原材料和產品制造及組 裝、下游的應用三大范疇。
鋰電池重要組成部分：鋰電池主要由正極材料、負極材料、電解液和電池隔膜四部分組成。
1）正極材料，正極材料占鋰電池成本的 40%左右。鋰電池產業鏈中， 市場規模最大、產值最高的環節當屬正極材料，且其性能決定了電池的能 量密度、壽命、安全性、使用領域等，正極材料成為鋰電池的核心關鍵材 料。
目前動力電池正極材料技術路線主要有：鈷酸鋰、鎳鈷錳三元、改性 錳酸鋰、磷酸鐵鋰、鎳鈷鋁三元。其中磷酸鐵鋰作為正極材料的電池充放 電循環壽命長，但其缺點是能量密度、高低溫性能、充放電倍率特性均存 在較大差距，磷酸鐵鋰電池技術和應用已經遇到發展的瓶頸；鈷酸鋰主要 用于對體積能量密度要求較高的消費類電池的正極材料；錳酸鋰電池能量 密度低、高溫下的循環穩定性和存儲性能較差，因而錳酸鋰僅作為國際第 1 代動力鋰電的正極材料；三元材料憑借其較高的能量密度，成為當下 EV 車型廣泛采用的技術路線。
需求方面，三元材料方面需求較為平穩，三元材料 5 系部分需求被磷 酸鐵鋰替代，電池廠 8 系以上材料需求快速增。價格方面，2021 年 9 月 底，三元材料 523/811 報價分別 20 與 24.0 萬元/噸左右。原料端硫酸鎳、 硫酸鈷、硫酸錳報價 3.7、8.1、0.9 萬元/噸左右。整體來看，碳酸鋰漲 勢強勁，與氫氧化鋰價格已出現倒掛，導致低鎳材料成本上行明顯，成交 價格上調幅度較大，氫氧化鋰因疫情、運輸等因素出口減少，國內供應量 小幅提升，上漲有所滯后。原料端煉廠存在成本壓力較大，短期內價格下 調空間不大，隨著產能的不斷釋放，在四季度的交付量會不斷提高，短期 內三元材料價格上漲趨勢，具體來看：原料鋰鹽價格節節攀升供應緊張， 價格明顯上漲，預計短期內依舊維持高位。
2）負極材料主要影響鋰電池的首次效率、循環性能等，負極材料的 性能也直接影響鋰電池的性能，負極材料占鋰電池總成本不超過 15%。負 極材料一般分為碳系負極和非碳系負極，其中碳系負極可分為石墨、硬炭、 軟炭負極等，石墨又可分為人造石墨、天然石墨、中間相炭微球；非碳系 負極包括鈦酸鋰、錫類合金負極、硅類合金負極等。
3）電解液是鋰離子電池的關鍵原材料之一，下游為鋰離子電池。鋰 離子電池具有循環壽命長、能量密度高、成本相對較低、安全性能好等特 點，應用領域廣泛。鋰離子電池電解液上游材料包括了溶劑，鋰鹽和添加 劑。
電解質作為電解液的重要組成部分，直接影響著鋰離子電池的擱置時 間和使用壽命、內阻與功率特性、充放電效率、使用溫度范圍、安全性能 及成本等。受下游需求拉動，國內外主流廠商紛紛布局溶質領域，產能將 持續擴張。但目前溶質 LiPF6 的主流合成和提純工藝仍有改進空間，使得 高品質產品的生產工藝難度較大。隨著下游持續景氣，目前生產企業暫無 庫存，現貨緊張，擴產周期較長，大多以交付和長期訂單為主，供需缺口 將持續存在，預計 2021 年內六氟磷酸鋰將持續保持高景氣度。2022 年鋰 電池電解液溶質需求量有望增加 70%，需求動能將保持強勁。
根據 GGII，2020 年中國電解液市場出貨 25 萬噸，同比增長 38%。按 照比重 5%計算，2020 年國內電解液添加劑出貨量約 1.46 萬噸，同比增長 27%。預計 21 年中國電解液產量將在 42 萬噸左右，同比增加約 17 萬噸。隨著電解液的市場需求不斷攀升，即使生產企業在三季度順利投產，明年 仍存在較大的市場缺口。
2021 年 9 月 24 日碳酸二甲酯（DMC）、六氟磷酸鋰報價 1.1、46 萬 元/噸，環比 5.5%、2.3%。上游氫氟酸、碳酸鋰報價 1.05、17.6 萬元/噸， 環比 1.9%，14%。鹽湖提鋰指數收報 4177，環比-9.1%，近三個月上漲 110%。整體來看，電解液廠家總庫存為 757 噸，同比下降 53%，依舊維持低位， 個別企業內部出現零庫存現象。當前電解液廠家的綜合成本約 7.95 萬元/ 噸，目前大部分電解液企業與上游六氟企業達成鎖量合作，因而六氟價格 波動對成本影響減弱，但隨著原料端其他產品供應吃緊，價格的進一步走 高，電解液成本壓力將進一步增強。隨著電解液企業內部六氟磷酸鋰自給 能力的提升，電解液廠家的利潤水平逐步回升，目前行業平均毛利維持在 1.65 萬元/噸左右。
4）隔膜是正負極之間的一層薄膜，容許離子通過、阻止電子通過， 防止出現短路。為了使隔膜在充放電過程中保持完整性和熱穩定性， 一 般行業內都會對隔膜進行表層涂覆，涂一下諸如陶瓷、勃姆石、硫酸鋇等 無機材料。有涂覆的叫涂覆膜，沒有涂覆的稱為基膜。動力電池基本都會 選擇涂覆膜。隔膜的制作工藝主要分為濕法和干法，干法又有單向拉伸和 雙向拉伸。目前高端產品中以濕法為主，中低端以干法為主。
從國內市場來看，鋰電隔膜市場已高度集中，新增產能主要來自于頭 部企業。由于下游需求旺盛，頭部企業訂單飽滿。目前，恩捷股份、星源 材質、中材科技等都在加大擴產力度。擴產的同時，產業鏈企業還在發力 提升海外銷售比例，并謀劃海外建廠，以提升利潤水平。近期恩捷股份在 匈牙利投資建設鋰電池隔膜生產基地的奠基儀式在匈牙利東部城市德布 勒森舉行。值得關注的是，匈牙利工廠是恩捷股份第一個海外生產基地， 該基地擬每年為全球供應鏈再增加 4 億平方米的鋰電池隔膜產品。供應 端：2021 年 8 月鋰電池隔膜產量約為 55593 萬平方米，同比增長 62.26%， 環比上漲 2.38%。2021 年 8 月鋰電池隔膜行業開工率為 61.3%，環比上漲 2.37%。2020 年鋰電池隔膜總產量為 384529.3 萬平方米，同比增長 27%。需求端：在市場需求快速增長的情況下，動力電池的供應存在缺口，目前 個別企業的電池訂單已經排到了明年，當前行業內電池缺口在 30%-50%左 右，且每家企業的情況不一樣，供應緊張的情況有可能會持續到 2025 年。
實際上，為了滿足快速增長的市場需求，從去年以來，多家動力電池就在 密集擴充產能，除擴產以外，動力電池企業十分明顯的動作是加緊捆綁上 游原材料資源，“供需錯配”致使相關產品和行業景氣度不斷上行。價 格方面，2021 年 9 月，濕法 9μm/干法 14μm 基膜、濕法涂覆:9μm+2μ m+2μm 分別報價 1.20、0.95、1.95 元/平方米，環比均無變化。鋰電池 隔膜的成本受原料 PP 以及 PE 價格的影響較小，上游原料 PP/PE 市場價格 較為平穩， PP、PE 價格指數收報 9085、10095，環比分別-0.2%、-1.1%。整體來看，本周綜合成本約 7564 元/萬平方米，短期內鋰電池隔膜成本壓 力變動不大，利潤小幅回暖，各大廠商受益于行業需求旺盛，產能加速釋 放，生產效率提升，疊加客戶結構優化，盈利能力提升趨勢明顯。目前行 業平均毛利維持在 2850 元/萬平方米左右，從目前各隔膜企業的單平利潤 來看，隔膜漲價能帶來較大的業績彈性。預計短期內鋰電池隔膜價格或將 維持穩定，上漲空間不大。
5.2 鋰電池需求分析
鋰電池的下游應用市場分為電動交通工具、3C 消費電子、工業儲能 三大類別：電動交通工具、3C 消費電子、工業儲能
（1）新能源汽車需求爆發式增長，帶動鋰電池負極材料需求快速提。升在同體積重量情況下，鋰電池的蓄電能力是鎳氫電池的 1.6 倍，是鎳 鎘電池的 4 倍，因此，新能源汽車使用鋰電池可以顯著增強續航里程， 大大增強產品的實用性和便捷性，在純電動汽車的應用上這一優勢尤為明 顯。目前，鋰電池已經成為了新能源汽車的主要能量裝置之一，新能源汽 車快速發展將推動鋰電池的市場規模快速擴大。
1）全球市場新能源汽車產業規模。為推動新能源汽車發展，各國相繼出臺新能源汽車支持政策，包括購 車補貼、稅收優惠、積分政策等，新能源汽車政策營造了新能源時代下的 全球新環境，新能源汽車全球化的趨勢已經來臨。一些國家為搶占新一輪 產業制高點已經制定了停止生產銷售傳統能源汽車的時間表。英國和法國 宣布將在 2040 年全面禁售燃油車；德國將在 2030 年后禁售傳統內燃機 汽車；荷蘭和挪威將在 2025 年禁售燃油車；印度將在 2030 年全面禁售 燃油車。根據彭博社發布的預測，全球電動汽車的銷量將于 2025 年的 1,100 萬輛，并且隨后在 2030 年增至 3,000 萬輛，中國將主導這一轉 變，2025 年電動汽車占中國所有乘用車銷量的 19％，中國電動汽車市場 的銷售額將占到全球電動汽車市場的近 50％；歐洲僅次于中國，占全球 電動汽車市場銷售額的 14%，美國排名第三，占 11%。到 2040 年，全球 預計將售出約 6,000 萬輛電動車，相當于全球汽車市場的 55％；電動汽 車保有量達到 5.59 億輛，占所有類型汽車保有量的 33%。
2）中國是全球最大新能源汽車市場，未來發展前景廣闊。2014 年以來，隨著免購置稅的落實及全國推廣實施、多地政府實行 限牌限購但對新能源汽車特開“綠色通道”及配套設施的不斷增加，新能 源汽車在私人領域的推廣度及接受程度快速上升，我國新能源汽車產銷量 突飛猛進。根據中國汽車工業協會統計，2021 年 8 月，新能源汽車產銷 分別完成 30.9 萬輛和 32.1 萬輛，同比均增長 1.8 倍。其中純電動汽車產 銷分別完成 25.2 萬輛和 26.5 萬輛，同比均增長 1.9 倍；插電式混合動力 汽車產銷均完成 5.6 萬輛，同比分別增長 1.4 倍和 1.7 倍；燃料電池汽車 產銷分別完成 40 輛和 38 輛，同比分別下降 58.8%和 68.6%。本月新能源 產銷繼續刷新記錄。從細分車型來看，純電動汽車、插電式混合動力汽車 的產銷也均刷新記錄。8 月新能源汽車滲透率已提升至 17.8%，新能源乘 用車滲透率更是接近 20%。按照這樣的態勢發展，我國有望提前實現 2025 年新能源汽車 20%市場份額的中長期規劃目標。
目前，我國是全球最大的新能源汽車市場，也是增長最快的市場，是 推動全球新能源車市增長的主要驅動力。根據工信部《汽車產業中長期發 展規劃》和中汽協《節能與新能源汽車技術路線圖》（2016 年）提出的 目標，未來 10-15 年新能源汽車逐漸成為主流產品，汽車產業初步實現 電動化轉型。2020 年汽車產量達到 2522.5 萬輛，其中新能源汽車年產量將達到 136.6 萬輛；預計到 2025 年，其中新能源汽車年占比 20%以上；到 2030 年，汽車產銷規模將達到 3,800 萬輛，其中新能源汽車占比 40% 以上。相對于我國傳統汽車每年接近 3,000 萬輛的銷售市場，2020 年新 能源汽車銷量滲透率 5.4%，行業處于高速增長的初期階段。根據 2020 年 11 月 2 日，國務院辦公廳印發《新能源汽車產業發展規劃（2021-2035 年）》，到 2025 年，新能源汽車新車銷量占比達到 20%左右，發展前景 廣闊。
下游的應用：
鋰電池目前主要分為動力（電動交通工具，如新能源汽車、 電動自 行車等）、3C 消費電子和工業儲能等三大應用領域。在“碳達峰”、“碳 中和”戰略目標的實現過程中，對動力、儲能等 領域的鋰電池市場需求 將帶來持續增長。
動力 2021 年上半年，受益于國內外新能源汽車終端市場增長拉動， 我國鋰電新能源行業發展快速。據中國汽車工業協會統計，2021 年上半 年新能源汽車產銷分別為 121.5 萬輛和 120.6 萬輛，同比分別增長 200.6% 和 201.5%；據 中國汽車動力電池產業創新聯盟數據，1-6 月我國動力電 池累計產量 74.7GWh，同比增長 217.5%；結合《新能源汽車產業發展規劃 （2021–2035 年）》提出的新能源汽車占比 20% 目標，2035 年公共領域 用車全面電動化目標，疊加“碳達峰”“碳中和”戰略目標，未來新能源 汽車市場發展潛力巨大，將促進 動力電池行業高速發展。預計到 2030 年，電動汽車的銷量將會達到全球乘用車銷量的 50％。目前，我國動力 鋰電池在國際競爭中優勢明顯，歐洲等海外新能源汽車市場快速發展有助 于進一步提升國內動力鋰電企業的市場占有率，動力鋰電上游產業鏈有望 受益。
根據高工產業研究院（GGII）統計的數據顯示，2021 上半年全球新 能源汽車銷售約 225.2 萬輛，同比增長 151%；動力電 池裝機量約 100.49GWh，同比增長 141%。受國內新能源汽車需求帶動以及國內動力電池企業進入海外車企供應鏈的影響， 新能源產業鏈進一步發展。根據中 汽協最新數據顯示，2021 年上半年我國新能源汽車產銷分別為 121.5 萬 輛和 120.6 萬輛，同 比均增長 2 倍。其中，純電動汽車銷量超過 100 萬 輛，新能源汽車滲透率由今年年初的 5.4%提高至 6 月底的 9.4%。高工產 研鋰 電研究所（GGII）表示，受《新能源汽車產業發展規劃（2021-2035 年）》、《節能與新能源汽車技術路線圖（2.0 版）》等 多項利好政策 影響，動力汽車市場需求呈現大幅上升趨勢，預計 2021 年中國新能源汽 車銷量達到 240 萬輛，預計全球新能源汽車銷量有望突破 550 萬輛。
（2）3C 消費電子 ，我國 3C 消費品領域中，手機與計算機占據了絕 大部分市場。受新興 5G 技術商業應用的推動以及疫情以來線上教育、線 上辦公以及居家影視娛樂需求增長的驅動，消費類電子產品市場始終保持 穩定增長趨勢。據中商產業研究院數據顯示，除智能手機、筆記本電腦等 傳統消費類電子的持續增長，近年來輕薄型、小型化新興消費類電子產品 如智能手環、藍牙耳機等也 成為需求新的增長點，預計我國消費類鋰離 子電池出貨量將由 2020 年的 37.8GWh 提升至 2023 年的 51.5GWh，復合增 長率將達 到 10.86%。
2021 年上半年，隨著宏觀經濟的改善，在 5G 智能手機的需求驅動下， 全球消費手機市場正在逐漸復蘇。根據市場研究 機構 IDC 數據：2021 年 第二季度全球智能手機出貨量為 3.13 億部，同比增長 13.2%。除中國地 區外，其他地區都對整體的增長做出了貢獻。IDC 預測未來五年內，全球 手機出貨量仍將保持持續增長，2021 年全球智能手機出貨量預測將達 13.8 億部。智能可穿戴設備、智能出行、智能家居設備、無人機等新興 智能硬件產品作為消費電子行業的新生代成員，其市場規模 逐年遞增， 行業處于上升階段。IDC 公布的最新數據顯示，2021 年第一季度可穿戴設 備出貨量為 1.05 億部，相比去年同期 7780 萬部增長了 34.4%。近年來， 消費需求升級促使智能穿戴市場正在朝著商業化、產品形態多樣化、設備 新型化的方向發展， 智能硬件產業鏈將進一步完善，未來市場規模增長 空間巨大。
工業儲能，儲能能夠為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需 求響應支撐等多種服務，是提升傳統電力系統靈活性、經濟性 和安全性 的重要手段；儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分 布式電力及微網，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技 術。中國提出 2060 年實現碳中和的承諾，隨著電化學儲能成本的逐年下 降，工業儲能將快速增長。此外，能源企業對儲能電池需求也將進一步提 升。
儲能領域來看，2021 年電化學儲能市場繼續保持快速發展，根據中 關村儲能產業技術聯盟預計，本年累計裝機規模可達 5790.8MW，儲能市 場累計規模將達 6614.8MW。“碳達峰”、“碳中和”等目標對儲能行業 形成巨大利好，根據中關村儲能產業 技術聯盟數據顯示，未來五年電化 學儲能累計規模復合增長率為 57.4%，市場將呈現穩步、快速增長的趨勢。
5.3 鋰電池板塊三季報業績綜述
鋰電池板塊的營業收入經過三年的蟄伏 之后，今年的營業收入迎來了大爆發，2021 年前三季度的營業收入超過了 7500 億元，同比增長達到 73.24%。在營業收入大幅增長的同時，凈利 潤也與之水漲船高，2021 年前三季度的凈利潤達到了 592.6 億元，與去 年同期相比，暴增 190.49%。通過數據的對比，我們不難發現，鋰電池板 塊最近三年的凈利潤是逐步提高了，凈利潤的增長速度遠超營業收入的增 長速度，可見鋰電池板塊在增加營業收入的同時，營業成本是快速下降的， 這主要得益于產業規模的提升以及技術的迭代升級。
經營活動現金流量好 比企業的血液，鋰電池板塊最近3年1期的經營活動現金流是十分健康的， 凈現金流遠遠超過同期的凈利潤，是一種非常穩健的表現,2021 年 1-9 月 整個板塊的經營活動凈現金流為 846.70 億元，同比增長超過 39%。從板 塊盈利能力指標上看，鋰電池板塊的毛利率達到 25.04%，高于過去三年 的毛利率，達到了毛利的一個小高峰。鋰電池板塊的資產負債率連續 2 年低于 50%，2021 年三季報顯示整個板塊的資產負債率為 49.64%，依然 維持在一個較低的水平。鋰電池板塊的盈利能力在過去兩年一直在穩步提 升，凈資產收益率從 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%，盈利能力增幅驚人。
6.1 碳中和背景下，儲能承擔著重要角色
6.1.1 儲能發展的重要性
2020 年 400 余家風能企業代表聯合發布的《風能北京宣言》提出， “十四五”期間，須保證風電年均新增裝機 50GW 以上，2025 年后，風 電年均新增裝機容量應不低于 60GW。單從數據來看，12 億千瓦的目標似 乎能夠輕松實現。但電力低碳化不是簡單的做加法，要克服風電光伏的間 歇性和波動性，整體電力系統都需要發生轉變。儲能，正是轉型之中的關 鍵技術。
風光發電受自然因素影響較大，缺乏可調節性。過去十多年，補貼政 策帶動了風電光伏的高速發展，也把嚴重的棄風棄光問題丟給整個電力行 業。為了解決可再生能源的消納，電力系統使用各種手段，包括大舉建設 電力外送通道，壓減火電發電空間，以消納空間確定投資空間等等。經過數年努力，除了少數省份，中國大部分省區都已將棄風棄光率控制在 5% 以下。但靚麗的成績背后仍然有深重的憂慮。隨著發電裝機規模的不斷擴 大，未來數十年風力光伏發電將從補充能源逐漸演變為主力能源，傳統火 電機組將會增速放緩直至減少，這意味著電力系統對靈活性資源的需求將 更加迫切。儲能是我國未來提升系統靈活性的重要、可靠的選擇之一。自 2020 年以來，已有青海、內蒙古、山東、湖南等近二十個省市出臺鼓勵 新能源配套儲能的支持性文件。儲能項目將迎來快速發展機遇期。
6.1.2 儲能發展三階段
第一階段（2020-2025 年）
“十四五”風光發展信心足。國家層面的能源“十四五”規劃尚未出 臺，但北京、天津、上海等 20 多個省（區、市）已相繼發布了“十四五” 新能源發展規劃，“風光”正無限。國能投、國電投、華能、大唐、華電、 三峽、中廣核等眾多電力央企紛紛表態，將把新能源作為“十四五”期間 的開發重點。“十四五”期間電力約束問題不構成主要矛盾，儲能是風光 發展的標配。“十四五”期間，隨著光伏裝機占比的逐漸提高，儲能在限 電率范圍內調峰，起到削峰填谷的作用。但風光儲不具備深度調峰能力， “十四五”期間儲能調峰的能力不具備經濟性。在此階段，光伏風電的發 電量占比還較低，電網穩定性和靈活性可通過現有調峰機組得到保證。
第二階段（2025-2030 年）
新能源成為主力能源，電網穩定性亟需大量儲能。我國在 2020 年 12 月聯合國“2020 氣候雄心峰會”提出 2030 年可再生能源裝機達到 12 億千瓦。為了實現 2030 年碳達峰目標，可再生能源裝機將超過火電裝機， 從補充能源變為主力能源，基本實現新增電力來自新能源。要承載如此規 模的新能源裝機，電網乃至整個電力系統不僅要有“量”的增加，還要有 “質”的變革，對儲能的需求急劇提升。成本方面，隨著技術進步，風光 儲電力度電平均售價低于全國煤電平均售價，存量替代化石能源階段開 啟。根據 Solarzoom，風光電力要“100%增量替代”化石能源發電，要做到發電裝機保有量：儲能裝機保有量≈1W：1-2Wh 的比例。我們預計在這 一階段功率配比 50%-100%，備電時長 2-4h。
第三階段（2030-2060 年）
新能源存量替代化石能源，儲能將在電網側替代火電機組。2030 年 往后，至 2060 年實現碳中和，當可再生能源發展為電力消費的絕對主體 時，構建以可再生能源為中心的靈活電力系統，主動提供系統服務，整個 電力系統會更經濟更平衡。儲能將在電網側承擔調峰調頻等職責，傳統火 電機組將在輔助服務領域逐步退出。
根據 Solarzoom 測算，風光電力要“100%存量替代”化石能源發電， 要做到發電裝機保有量：儲能裝機保有量≥1W：5Wh 的比例。預計在這一 階段功率配比 100%+，備電時長 4h+。這既要求光伏系統、儲能系統成本 進一步降低，也要求儲能裝機量大幅提高。
6.1.3 儲能政策的演進
“十三五”期間國家能源局聯合其他部門陸續發布了關于儲能技術、 電化學儲能、輸配電價格等有關方面的指導與規劃政策，促使儲能在“十 三五”期間舉得了明顯的發展，特別是電化學儲能裝機舉得了長足的發展。
在“十四五”開局之年，國家發展改革委、國家能源局近日聯合印發 了《關于加快推動新型儲能發展 的指導意見》，文件明確指出，到 2025 年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機 規模達 3000 萬 千瓦以上。到 2030 年，實現新型儲能全面市場化發展。指導意見是“十 四五”時 期的第一份儲能產業綜合性政策文件，從市場化發展、技術進 步、市場環境、政策監管等方面做出 引導，對行業發展重大利好，預期 未來國家會出臺一系列政策，破除產業發展中的難題，實現儲能 的市場 化發展。
電價是電力系統的市場化結果，通過深化電價改革、完善電價形成機 制，可進一步推動新能源為主 題的新型電力系統建設。2021 年 7 月 29 日，國家發改委發布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，主要內容包括分時電價機制的優化、執行和實施保障等三個方面。這一政策再能 源消費、 能源生產、能源技術和能源體制方面都具有重要意義，通過優 化分時電價機制，引導用戶改變用能 習慣，提升電網友好性；峰谷電價 差更高會推動用電側儲能等分布式靈活資源的發展，儲能利用峰 谷電價 差盈利的空間增大；儲能等多種靈活能源加強互動，發展多樣的商業模式。
此外，各省市也都推出了相關政策文件，對儲能配置比例和充電小時 數有一定要求，對新能源項目 配置儲能從鼓勵到要求配置。截至 2021 年上半年，我國已有 25 個省份發布文件明確新能源配置儲能，青海、新 疆、陜西西安三地區推出了地方性補貼政策。有 10 個省份公布了儲能參 與調峰服務 的價格文件，鼓勵了電網側儲能的發展。在應用場景上，國 外機構習慣按照儲能系統接入系統的位置分為家用儲能、工商業儲能和電 表前段 儲能（包括發電側和電網側儲能）三類；CNESA 則將應用場景劃 分為 5 類，包括：集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側、用電側 和電源側。結合我國的實際情況和后續分析需要，我們采取目前國內常用 的分類方式，把應用場景分為發電側、電網側和用電側三類，儲能技術安 裝在不同的位置有不同的用途或盈利方式。
6.1.4 儲能的目標
到 2025 年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。新型儲 能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，在高安 全、低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進步，標準體系基本完善， 產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達 3000 萬 千瓦以上。新型儲能在推動能源領域碳達峰碳中和過程中發揮顯著作用。到 2030 年，實現新型儲能全面市場化發展。新型儲能核心技術裝備自主 可控，技術創新和產業水平穩居全球前列，標準體系、市場機制、商業模 式成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，裝機規模基本滿足新型電 力系統相應需求。新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。
6.2 儲能行業概述
6.2.1 儲能簡介
儲能技術，儲能即能量的存儲。根據能量存儲形式的不同，廣義儲能 包括電儲能、熱儲 能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照 存儲原理的不同又分為電化 學儲能和機械儲能兩種技術類型。其中，電 化學儲能是指各種二次電池儲能，主 要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉 硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮 空氣儲能和飛輪儲能等。
儲能技術應用范圍廣泛，包括電力系統、通信基站、數據中心、UPS、 軌道交通、人工智能、工業應用、軍事應用、航空航天等，潛在需求巨大。
儲能產業鏈。
完整的電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BMS）、能量 管理系統（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設備構成。電池組是 儲能系統最主要的構成部分；電池管理系統主要負責電池的監測、評估、 保護以及均衡等；能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。
儲能產業鏈上游主要包括電池原材料及生產設備供應商等；中游主要 為電池、電池管理系統、能量管理系統以及儲能變流器供應商；下游主要 為儲能系統集成商、安裝商以及終端用戶等。
儲能行業仍處于發展初期，市場參與者的角色要進行清晰地厘清尚有 一點難度。從現階段來看電池和 PCS 是儲能系統產業鏈中壁壘較高、價 值量占比較大的核心環節。系統集成和 EMS 環節雖然目前在國內價值量、 技術含量不高，但未來有望 通過數字化、智能化集成和控制，實現儲能 越來越高和越來越復雜的應用場景；EMS 是實現系統集成高級功能的基 礎，系統集成商有望掌握行業話語權。
儲能變流器(PCS)是電化學儲能系統中，連接于電池系統與電網之間 的實現電能雙向轉換的裝置。既可把蓄電池的直流電逆變成交流電，輸送 給電網或者給交流負荷使用；也可把電網的交流電整流為直流電，給蓄電 池充電。PCS 上游主要由電子元器件、結構件、電氣元器件和電線類和其 他元器件構成， 其中電子元器件包括電阻、電容、集成電路、PCB 等；結構件包括機柜、機 箱、 金屬和非金屬結構件，其中非金屬結構件包括 多晶硅、硅片和晶硅電池片等；電氣元器件包括斷路器及相關輔件、變壓 器、電感和散熱器等；電線類原材料包括 電線和電纜。
儲能電池主要由電池模組和 BMS 組成。目前主要有低壓 48V 和高壓 200V～400V 的電池系統。BMS 的功能主要是監控電池的電壓、溫度、 SOC/SOH 計算、均衡 容差。
儲能電池的核心技術主要還是電芯和 BMS。鋰電池有多種不同技術的 產品，做系統集成需深入了解各家電池產品技術特性。如需把電池和 BMS集成在一起， 這需要對電池和 BMS 產品性能都了解才能更好匹配。
能源管理系統（EMS）順應能源互聯網的發展趨勢。智慧能源管理系 統設備層主要包括能量采集變換、信息采集；通訊層主要包括鏈路、協 議、傳輸；信息層主要包括緩存中間件、數據庫、服務 器；應用層主要 包括：APP、Web、數據分析。
儲能系統集成包括核心儲能技術軟件，以及基于控制將其集成，以完 整的智能系統交付客戶，同時確保系統的整體盈利能力。隨著儲能行業 的成熟，系統集成商不僅僅是雇傭 EPC 進行本地安裝，先進的系統設計 和運行/優化能力將越來越重要。目的是最大化項目投資回報，在生命周 期內使得儲能項目滿足安全和性能要求。當前國內外市場中儲能系統尚未 完全標準化，公司能夠結合儲能應用場景的電氣環境和用戶需求，將自身 電池系統與市場中的儲能變流器及其他設備進行選型匹配，為發電側、電 網側、工商業等各類場景打造“一站式”儲能解決方案，使儲能系統的整 體性能達到最優。
根據 CNESA 發布了中國儲能技術提供商、中國儲能變流器提供商和中 國儲能系統集成商的相關名單。中國儲能技術提供商榜單中，寧德時代和 比亞迪分列國內市場和海外市場榜首位置;中國儲能變流器提供商榜單 中，陽光電源同時占據了國內市場和海外市場榜首位置;中國儲能系統集 成商榜單中，功率規模排名中，陽光電源同時占據國內市場和海外市場第 一的位置，能量規模排名中，海博思創和比亞迪分列國內市場和海外市場 榜首位置。
中國儲能技術提供商排名：2020 年，中國新增投運的電化學儲能項 目中，裝機規模排名前十位的儲能技術提供商，依次為：寧德時代、力神、 海基新能源、億緯動力、上海電氣國軒新能源、南都電源、贛鋒電池、比 亞迪、中航鋰電和國軒高科。
儲能變流器提供商排名：2020 年，中國新增投運的電化學儲能項目 中，裝機規模排名前十位的儲能逆變器提供商，依次為：陽光電源、科華、 索英電氣、上能電氣、南瑞繼保、盛弘股份、科陸電子、許繼、英博電氣 和智光儲能。
2020 年，中國新增投運的電化學儲能項目中，能量規模排名前十位 的儲能系統集成商，依次為：海博思創、陽光電源、上海電氣國軒新能源、 猛獅科技、平高、科華、南都電源、庫博能源、科陸電子和南瑞繼保。
6.3 中國儲能市場發展預測
6.3.1 物理儲能：“十四五”進入加速發展期
2021 年全國能源工作會議明確提出要大力提升新能源消納和儲存能 力，大力發展抽水蓄能和儲能產業。作為電力系統安全穩定經濟運行癿重 要調節工具，抽水蓄能在十四五將進入一個更快的發展速度。“十四五”
期間，電力系統對儲能設施的需求將更強烈，抽水蓄能電站規模化儲能的 優勢也將有更大發展揮空間。考慮在建抽水蓄能電站工程施工進度，預計 到 2025 年總投運裝機規模可達到 65GW。
大規模壓縮空氣儲能技術發展更快，2020 年 6 月，中科院工程熱物 理所儲能研究中心完成了百兆瓦膨脹機的加工、集成不性能測試，各項測 試結果全部合格，達到或超過設計指標，是我國壓縮空氣儲能向大規模， 低成本應用突破的重要里程碑。國家雙碳目標的設立，推進了可再生能源 的高速収展，具備大容量、長壽命和高安全性等優勢的壓縮空氣儲能技術 受到發電企業和投融資機構的高度重視，未來應用空間巨大。
飛輪儲能，在 2019 年實現兆瓦級商業應用突破后，2020 年開始更多 地參不到儲能項目中，主要集中在石油鉆井行業、軌道交通領域、UPS 備 用電源等領域。2020 年 8 月，工業和信息化部發布了《新能源汽車生產 企業及產品準入管理規則》，特別將高效儲能器作為解決新能源途徑之一， 作為高效儲能技術的代表，未來飛輪儲能在汽車領域也將有著巨大的應用 潛力。
6.3.2 熔融鹽儲熱：示范項目加緊落地，同期積極拓展新應用
根據 CNESA 全球儲能項目庫的統計，到 2020 年底，我國累計投運的 光熱項目規模為 520MW，2020 年僅新增內蒙古烏拉特中旗 100MW 光熱發電 示范項目，該項目也是國家能源局首批光熱示范項目中的一個。而從 CNESA 追蹤到的公開信息上看，這批示范項目中仍有 13 個項目尚未完成， 規模預計 899MW。其中，玉門鑫能熔鹽塔式 50MW 和甘肅阿克塞熔鹽槽式 50MW 光熱収電項目有望在 2021 年底完工。隨著可再生能源大規模収展加 速，多種能源高度協同發展的趨勢日漸清晰，成本進一步下降且靈活可調 的光熱發電電源或將在多能互補及綜合能源基地項目中迎來新的發展機 遇。
6.3.3 電化學儲能：“十四五”進入大發展期
2020 年，我國電化學儲能產業再次重啟高速增長態勢，即使是 2020 年的新冠疫情也不能阻擋其規模化發展的大趨勢。2020 年新增投運裝機 容量約為 1.6GW，是 2019 年新增量的 2.5 倍，同比增長 145%，首次突破 GW 大蘭。根據 CNESA 的預測，基于保守場景和理想場景分別對 2021-2025 年電化學儲能的市場規模進行預測。
保守場景 2021 年，電化學儲能市場繼續保持快速發展，累計裝機規 模達到 5.8GW。“十四五”期間，是儲能探索和實現市場的“剛需”應用、 系統產品化和獲得穩定商業利益的重要時期，屆時，電化學儲能累計規模 2021-2025 年復合增長率 CAGR）為 57.4%，市場將呈現穩步、快速增長的 趨勢。
理想場景“碳達峰”和“碳中和”目標對可再生能源和儲能行業都是 巨大利好，在較理想的市場發展前提下，2021 年市場累計規模將達 6.6GW， 再創新高。隨著新能源為主體的新型電力系統的建設，儲能的規模化應用 迫在眉睫，如果未來兩年能有穩定的盈利模式保駕護航，“十四五”后期， 2024 年和 2025 年將再形成一輪高增長，累計規模分別達到 32.7GW 和 55.9GW，以配合風、光在 2025 年的裝機目標的實現。
綜合三類儲能技術的預測值，截止到 2021 年底，保守場景下，中國 儲能市場累計投運容量為 40.80GW，其中，隨著電化學儲能技術不斷進步， 市場份額有了極大的提升，進入了規模化發展階段。理想場景下，這一數 字將提升至 41.66GW，較保守場景增加容量主要來自于電化學儲能。
7.1 風電產業發展現狀
7.1.1 風電在我國的能源地位
風力發電是將風動能轉化為機械動能，再將機械動能轉化為電能的一 種發電方式。在我國，風能儲量大，分布廣，具有可再生性和清潔性，且 隨著風電技術的不斷進步，平均度電成本不斷降低，已成為國內開發和應 用最為廣泛的電源之一。近幾年，風電在國家能源結構優化的政策指引和 扶持下，已發展成為繼火電、水電之后的第三大電源。
截至 2020 年底，我國可再生能源發電裝機總規模達到 9.3 億千瓦， 占總裝機的比重達到 42.4%。其中：水電 3.7 億千瓦、風電 2.8 億千瓦、 光伏發電 2.5 億千瓦、生物質發電 2952 萬千瓦。
7.1.2 2021 年風電市場概況
受搶裝潮影響，2020 年以及 2021 年風電發電機組裝機容量大幅攀升。截止 2020 年，新增并網裝機 7167 萬千瓦，累計裝機 28153 萬千瓦。同比 增幅超過 30%。2021 年上半年，風電累計裝機 2.92 億千瓦，同比增長 34.7%, 占并網發電裝機容量的 12.9%。
其中，陸上風電 2020 年新增裝機超 51GW，同比增長至 110.3%，占全國風電新增裝機容量的 93%。隨著國家能源局解除風電投資“紅色預警”， 風電投資逐漸向三北地區轉移，占新增風電裝機容量 55.5%，主要分布在 內蒙古（11%），山東（9.8%）、河北（7.8%）、青海（6.5%）、新疆（6.3%） 等 13 個省區市。根據金風科技半年報披露數據，2021 年上半年，國內市 場風機招標總量達 31.5GW，全部為陸上風電招標，其中北方區域占比接 近 70%。
2021 年是海上風電補貼最后一年，隨著并網時限臨近，海風裝機速 度加快。截止 2021 年 6 月底，海上風電累計并網裝機 1113.4 萬千瓦，同 比增長 59.2%。
7.1.3 風電行業主要政策及影響
風電產業是“大國重器”的重要戰略產業之一。自 2005 年《中華人 民共和國可再生能源法》頒布以來，多項法律、政策陸續出臺為風電的長 足發展奠定了基礎。
（1） 補貼政策對行業的影響
補貼是政府刺激行業發展的有效手段之一。在行業發展初期，政府補 貼政策有利于吸引資金大量涌入從而帶動行業快速發展。隨著行業技術的 進步，以及度電成本的下降，政府逐漸退補有利于可再生能源行業穩步走 向市場化健康發展的道路。
（2）雙碳目標助推行業高速發展
“碳達峰碳中和”目標下，能源結構優化對經濟高質量發展具有積極 意義，可再生能源逐漸替代化石能源成為發展的必然趨勢。根據國家統計 局相關數據，2015 年至 2020 年期間，我國天然氣、水電、核電、風電 等清潔能源消費量占比由 18.0%增長至 24.3%，清潔能源在能源供應結構 中比重增加。長期以來，國家積極發展可再生清潔能源，控制煤炭等化石 能源消費比重，推動能源結構優化的舉措將利于風電行業的持續穩定發 展。
（3）各地十四五風電發展規劃相繼出臺
根據各地已出臺的十四五規劃顯示，未來五年內，風電擬裝機規模將 達到 1,27 億千瓦，除了陸上裝機以外，東部沿海省份也將海上風電定為 著力發展的目標。
（4） 近一年風電行業政策匯總
7.1.4 我國風電技術積累情況
在我國，風力發電的工業體系完整，產業基礎完善，是目前新能源發 電技術中最成熟、最具規模化的發電方式之一。整個產業鏈主要涵蓋原材 料加工、零部件制造、整機制造、開發建設、技術研發、標準和檢測認證 體系等環節，屬于技術密集型行業。近年來，隨著技術的進步，機組開發逐漸向大兆瓦、智能化、數字化發展。
2020 年，中國陸上風電場主流機型單機容量平均為 2.6MW，其中 2.5MW 的機型占比最大，達到 40%，3MW 及以上占比為 33%。4MW-5MW 的風電機組 已小批量投產。海上風電場主流機型平均單機容量已達到 4.9MW。
在技術研發方面，經過多年積累與發展，中國與國外基本保持同步， 在某些方面處于領先地位。目前，中國風機制造企業開發出了低風速型、 低溫型、抗鹽霧型、抗臺風型、高海拔型等系列化風機組。其中自主研發 的低風速型風電機組，已將可利用的風能資源下探到 4.8m/s，極大提高 了低風速區開發的經濟價值。
7.2 風電產業特征
風電設備制造屬于高端裝備制造之一，具有專業學科復雜，前期投資 大，回報周期長等特點。經過近十幾年快速發展，產業呈現明顯的政策周 期性強、行業集中度高、產業鏈聯動性強等特征。
7.2.1 政策周期性強：后補貼時代將改善下游企業現流
風電行業是長周期朝陽行業。但在實際發展過程中，全國風電建設規 模會受到國家上網電價政策的影響，進而導致新增風電裝機容量和采購需求發生階段性變化。2014 年，國家發改委頒布《關于適當調整陸上風電 標桿上網電價的通知》(發改價格[2014]3008 號)，下調陸上風電標桿上 網電價，將一類、二類、三類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低 2 分錢。上述規定適用于 2015 年 1 月 1 日以后核準的陸上風電項目，以及 2015 年 1 月 1 日前核準但于 2016 年 1 月 1 日以后投運的陸上風電項目。由此引發風電行業 2015 年的搶裝潮，市場需求旺盛，2015 年全國新增裝 機容量近 31GW，同比增長 35.39%。2019 年發改委發布《關于完善風電上 網電價政策的通知》，要求自 2021 年起，新核準陸上風電全面實現平價 上網。20 年風電搶裝潮再現，同比增速再次超過 30%。
7.2.2 行業集中度高，龍頭優勢顯著
受先發優勢以及規模優勢影響，行業集中趨勢明顯，從近五年的新增 裝機容量看，排名前五的風電整機企業新增裝機市場份額由 2015 年的 58.3%增長到 2020 年的 73.4%，提高了 15.1 個百分點；排名前十的風電 整機企業新增裝機市場份額由 2015 年的 81.2%增長到 2020 年的 92.2%，提高了 11 個百分點。
7.2.3 產業聯動性強，供應鏈穩定
風電產業屬于重資產行業，前期投入大，行業壁壘高，品牌依賴度強， 上下游供應商合作關系穩定，企業粘性高。中上游企業訂單量更多來自于 行業增量，而非同業間的騰挪。
受經營模式（以銷定產）影響，下游企業的議價能力整體強于上游。上游零部件制造商在原材料價格上漲，中下游需求減少的情況下，會出現 業績承壓現象。
中游整機制造商品牌效應顯著，但隨著度電成本的降低以及后補貼時 代的來臨，風機中標價格逐漸走低，倒逼中上游制造企業通過技術革新來 降低成本，提高毛利率。
7.3 風電產業鏈分析
7.3.1 產業鏈整體發展情況
風電產業鏈整體呈集中化、一體化趨勢發展，中上游企業普遍采用“以 銷定產”的經營模式，根據下游客戶訂單進行生產和銷售。下游企業議價 能力強，中上游企業競爭激烈，毛利率逐年下滑。為降低成本，提高毛利 率，產業鏈形成了以風電機組設備制造為核心,逐漸向上游產業融合的新 業態。
7.3.2 上游關鍵零部件制造
上游核心零部件的制造包括葉片、塔架、風電主機等。每項核心部件 都涵蓋了多項生產技術及工藝流程。目前風電機組呈現大型化、一體化趨 勢，對葉片、塔架以及風電主機的生產和研發都提出了更高要求。隨著上 游原材料成本上升、下游風電整機招標價格走低，降本增效成為零部件制 造商的核心競爭力，行業淘汰率高，集中度強，具備核心技術和有一定研 發能力、生產能力以及規模優勢的上游制造企業將更具競爭力。
（1）葉片——龍頭企業競爭優勢顯著，近期受原材料漲價影響業績 承壓。
葉片是風電機組的重要裝備之一，與風電中游產業當中的整機制造業 聯動性強，發展程度相似。據電氣風電招股書中數據，葉片采購成本占風 電整機成本的 18%左右。生產葉片所涉及原材料主要有：夾芯材料（巴沙 木、PET、PVC）、增強纖維、結構膠和樹脂等。
葉片生產工藝復雜，芯材是核心材料之一，其中巴沙木主要產地在南 美洲，成本價格受海外供給影響大；其次受原材料成本波動幅度較大的是 生產大葉片所需的碳纖維材料，碳纖維屬于增強纖維，是一種先進復合型 材料，具有輕量化、剛度強等特征，是大葉片的理想型材。受大型機組的 招標搶裝，大葉片需求增加，上游增強纖維材料供應緊張，價格波動幅度 較大；此外，葉片生產中所需的結構膠以及樹脂產量穩定，價格變動幅度 不大。
目前已上市的葉片生產頭部企業有中材科技和時代新材。中材科技 （002080.SZ）擁有江蘇阜寧、河北邯鄲、江西萍鄉、甘肅酒泉、吉林白 城、內蒙古錫林及興安盟七大生產基地，兆瓦級葉片生產能力居全國首位， 成立至今全球銷售近 65GW，年產能超 4000 套，2020 年市場占有率全球排 名第一。2020 年中材科技（002080.SZ）風電葉片實現營業收入 89.77 億元， 同比增長 78.15%。公司風電葉片業務毛利率水平整體穩定。
根據中材科技歷史財務數據測算，21 年中材科技葉片收入占比將有 所下滑，從 40%左右下滑至 30%左右。根據公司歷史財務數據顯示，中報 營業收入占全年營業收入的 40%左右，保守估計公司 21 年葉片收入在 70 億左右，貢獻毛利大概在 14.7 億左右。
（2）塔筒——高塔筒漸成趨勢，頭部企業積極擴張產能。
塔筒是風電產業上游的細分子行業之一，原材料占其成本結構的 90% 左右，屬于加工工業。陸風行業壁壘不高，受大件物流的運輸半徑約束， 風塔行業分散程度較高。但隨著海風向深海發展，陸風的平價上網，國內 大容量、長葉片、高塔架漸成趨勢，塔筒的生產門檻被提高。未來塔筒生產企業應具備更高的技術要求，行業逐漸向頭部集中。目前，國內以天順 風能為代表的風塔生產上市公司，具有更強的技術優勢及規模優勢。受行 業景氣度影響，天順風能處于產能擴張階段，根據其 2021 年半年報披露 數據，公司目前塔筒產能合計 70 萬噸/年。在濮陽、通遼等地積極擴產， 并且配合零碳產業群在東北、西北、華東、華中、華南等地進行布局，預 計 2023 年底形成塔筒產能 120 萬噸/年，在德國和射陽的海工基地也在同 步推進，預計 2022 年底形成 60 萬噸/年海工產能。
（3）軸承——海外進口受疫情影響，國內替代供應窗口顯現
軸承是風電主機的核心主件之一，風電機組長期矗立在野外，對軸承 的性能要求很高。目前，風機主軸軸承主要被 SKF、FAG、TIMKEN、羅泰 艾德等國外公司壟斷。國內方面，對于大容量機組軸承技術還處于積累試 制階段。受疫情影響，海外進口主軸軸承產能不足，供應存在限制，國內 廠商進入替代供應窗口期。
風電軸承尤其是主軸軸承制作工藝復雜，行業技術壁壘較高，準入嚴 格。但若與下游風機制造企業達成合作，便會形成穩定的供應關系。以目 前國內主軸軸承龍頭企業新強聯為例，公司首臺主軸軸承提供給湘電，在 平穩運行 2 年之后才進入合格供應商名錄。自此與湘電風能合作近 10 年， 與明陽智能合作 7 年，期間一直穩定供貨。伴隨風機主機核心部件國產化 進程，該細分子行業龍頭公司將收益。
7.3.3 中游整機制造——高端裝備制造技術全球領先
中游產業主要包括風力發電機組的制造以及風機整機的制造，屬高端 裝備制造業。經過近幾年風電產業的高速發展，風電整機制造已屬世界領 先水平，數據顯示：2020 年全球前十風機供應商提供 80GW 風機機組，其中中國風機制造商有七家 躋身前十，分別是金風科技、遠景能源、明陽智能、上海電氣、運達風電、 中國中車、和三一重能。
近年來，平價、低電價促使風電技術不斷迭代，風機大型化進程加速，產業逐漸向規模化集約化發展，規模效應顯著，度電成本不斷降低。受此 影響，風機價格步入下行通道。2020 年 Q1 風電招標均價約為 3500 元/KW 左右，2021 年 Q1 招標均價降至 2800 元/KW 左右，同比下降 18%；到 2021 年年中風機主流報價區間大致在 2200-2600 元/KW。
隨著風機大型化和招標價格走低，對風機整機制造企業“降本增效” 能力提出更高要求。
風電整機目前國內技術路線主要分兩種，一種是以金風科技、明陽智 能為代表的自主研發技術路線，一種是電氣風電為代表的與海外技術商簽 署協議，進行二次開發的技術路線，均在不同技術領域取得市場認可和突 破。
從市場占有率來看，陸上風機金風科技具有絕對領先優勢，根據金風 科技公布數據，2020 年國內市場份額 21%，連續十年國內第一。根據 Wood Mackenzie 對全球風機整機企業市場份額的統計，金風科技 2020 年全球 市占率第二，在全球市占率中始終保持 12%以上，行業龍頭地位穩定。
海上風機目前整體裝機容量不大，占比不高，與國內海上環境開發難 度大，機組生產成本高有關，但隨著技術的推進，海上風機裝機容量增速 將進一步加快。根據電氣風電招股書數據，截止 2019 年底，海上風電累 計裝機容量達到 60 萬千瓦以上有電氣風電、遠景能源、金風科技和明陽 智能，這 4 家企業海上風電機組累計裝機量占海上風電總裝機容量的 89.5%，電氣風電以 41.4%的市場份額排名第一。
隨著中標價格的走低，風電設備銷售毛利率呈普降趨勢，具有技術優 勢，產業鏈整合優勢以及規模優勢的風機制造商將在頭部企業中獲取更高 的毛利率。
7.3.4 下游國有大型能源投資集團
風電產業下游主要包括風場運營/風場投資，目標企業大多為大型國 有能源投資集團：包括華能國際、大唐電力、國電電力等。風電場主要包括兩種類型;陸上風電和海上風電，目前陸上風電技術 發展相對成熟，裝機水平占風電裝機的 90%以上。預計，未來十年海上風電新增裝機將達到 235GW，大約是當前市 場規模（35GW）的 7 倍。受中國市場大力推動，2021 年全球 海上風電新增裝機容量比 2020 年提高一倍以上。
7.4 2021 年風電行業市場表現
在政策風口下，2021 年風電指數有不錯的漲幅。根據 wind 統計，截 至 11 月 21 日，中證風電指數 PE（TTM）為 36.07 倍，較發布之日（21.14 倍）大幅提高，已超過 wind 測算的危險值 32.8 倍，隨著市場情緒升溫。同期中證光伏產業指數及儲能產業指數的 PE(TTM) 分別為 59.05 倍和 73.08 倍。
市場的樂觀預期，除了政策利好以外，還與風機招標量超預期有關。2021 年前三季度招標為 41.8GW，10-11 月也將迎來密集招標，達到 16.66GW，全年整體招標量有望達到 65GW。
7.5 2022 年展望及策略
2022 年，風電行業面臨“后補貼時代”，受搶裝潮影響，訂單量不會繼續保持 20 年和 21 年的高速增長，受此 影響，行業整體景氣度或將下滑。但風電行業屬朝陽產業，在雙碳目標下，以及 “2025 年非化石能源 消費占一次能源消費的比重達到 20%左右”戰略目標，整個行業中長期來 看仍然是受益的。2022 年，可以逢低布局風電產業龍頭企業，或風電 ETF。短期應回避 訂單量不足。
8.1.生物質能概述
8.1.1 生物質的概念
根據國際能源機構（IEA）的定義，生物質（biomass）是指通過光合 作用而形成的各種有機體，包括所有的動植物和微生物。生物質能則是太 陽能以化學能形式儲存在生物質中的能量形式，它一直是人類賴以生存的 重要能源之一，是僅次于煤炭、石油、天然氣之后第四大能源，在整個能 源系統中占有重要的地位。
生物質包括植物、動物和微生物，以及微生物為食物的動物及其生產 的廢棄物。比如農作物、農作物廢棄物、木材、木材廢棄物和動物糞便。
8.1.2 生物質能的概念及技術分類
生物質能發電是利用生物質所具有的生物質能進行發電，是可再生能 源的重要組成部分。生物質能的應用途徑包括：直接燃燒、熱化學轉換和 生物化學轉換三種途徑。目前可以用來發電的技術主要有（按發電方式 分）：1.垃圾發電；2.沼氣發電；3.氣化發電；4.直接燃燒發電；5.混合 燃燒發電。
8.2 我國生物質能現狀
8.2.1 我國的生物質能資源豐富
據測算，我國理論生物質能資源為 50 億噸左右標準煤，是中國總能 耗的 4 倍左右。在可搜集的條件下，我國可利用的生物質能資源主要是傳 統生物質，包括農作物秸稈、薪柴、禽畜糞便、生活垃圾、工業有機廢渣 與廢水等。
農業產出物的 51%轉化為秸稈，年產約 6 億噸，約 3 億噸可作為燃料 使用，折合 1.5 億噸標準煤；林業廢棄物年可獲得量約 9 億噸，約 3 億噸
可能源化利用，折合 2 億噸標準煤。甜高粱、小桐子、黃連木、油桐等能 源作物可種植面積達 2000 多萬公頃，可滿足年產量約 5000 萬噸生物液體 燃料的原料需求。畜禽養殖和工業有機廢水理論上可年產沼氣約 800 億立 方米。
8.2.2 2020 年我國生物質發電量超 1300 億千瓦時
2020 年，我國生物質發電新增裝機 543 萬千瓦，累計裝機 2952 萬千 瓦，同比增長 22.6%。全年生物質發電量累計 1326 億千瓦時，同比增長 19.4%。其中：
垃圾焚燒發電：20 年新增裝機 311 萬千瓦，累計 1533 萬千瓦。全年 累計發電量為 778 億千瓦時，發電量較多的省份為廣東、浙江、江蘇、山 東、安徽。
農林生物質發電：20 年新增裝機 217 萬千瓦，累計裝機 1330 萬千瓦。全年累計發電約 510 億千瓦時，發電量較多的省份為山東、安徽、黑龍江、 廣西、江蘇。
沼氣發電：20 年新增裝機 14 萬千瓦，累計裝機 89 萬千瓦。全年累 計發電量為 37.8 億千瓦時，發電量較多的省份為廣東、山東、浙江、四 川、河南。
8.2.3 2021 年上半年生物質發電繼續保持高速增長
2021 年 1-6 月，生物質發電新增裝機 367.4 萬千瓦，生物質發電累 計裝機達 3319.3 萬千瓦，生物質發電量 779.5 億千瓦時，同比增長約 26.6%。年發電量排名前六位的省份是廣東、山東、浙江、江蘇、安徽和 河南，分別為 97.7 億千瓦時、90.7 億千瓦時、69.2 億千瓦時、65.4 億 千瓦時、56.0 億千瓦時。
8.3 近年來我國生物質能產業政策回顧
2016 年，國家發改委發布《生物質能發展“十三五”規劃》，鼓勵農林生物質發電全面轉向分布式熱電聯產，推進熱電聯產項目建設。
2021 年 2 月，國家能源局發布《國家能源局關于因地制宜做好可再 生能源供暖工作的通知》，明確了生物質熱電聯產、地熱能開發利用方面 的支持內容，并鼓勵地方對地熱能供暖和生物質能清潔供暖等項目積極給 予支持。
2021 年 8 月，國家發改委、財政部、國家能源局聯合印發《2021 年 生物質發電項目建設工作方案》。方案總體思路是“以收定補、央地分擔、 分類管理、平穩發展”，圍繞“2021 年補貼資金申報”和“生物質發電 項目建設”兩大任務，重點突出“分類管理”，推動生物質能發電有序發 展。
8.4.生物質能產業鏈分析
我國生物質能發電行業產業鏈自上而下可依次分為：上游燃料資源；中游生物質能發電；下游電網運營。
8.4.1 上游分析
產業鏈上游是燃料資源，主要以秸稈和垃圾為主。燃料資源涉及五大 環節：收購、加工、儲存、轉運、輸送。
秸稈收購：收購來源主要集中在農戶，由經紀人從農戶手中收購以后 再賣給發電廠，整個加工過程包括打撈、打碎、集條、打包四個環節，受產業鏈發展程度所限，秸稈上游工業化程度較低，商業模式尚未形成規模 效應；
垃圾焚燒：主要針對城鎮居民生活垃圾進行收集、轉運到發電廠再通 過發電設備發電。近幾年隨著垃圾分類政策的實施，我國的垃圾焚燒處理 能力大幅提高，根據《中國城市建設統計年鑒》，2010-2019 年國內城市 生活垃圾清運量復合增速為 4.85%，據此預計全國城市生活垃圾將從 2019 年的 2.42 億噸增至 2025 年的 3.22 億噸。結合十四五規劃及垃圾焚燒企 業項目進度，垃圾焚燒企業縱向延伸空間廣闊；政策鼓勵探索建設集生活 垃圾、建筑垃圾、醫廢、危廢、農林垃圾等各類固廢綜合處置基地，垃圾 焚燒企業橫向擴張優勢顯著。目前 A 股上市公司中，涉及垃圾焚燒項目的 有：上海環境、光大環境、瀚藍環境、三峰環境、粵豐環保、偉明環保、 旺能環境、綠色動力等。
8.4.2 中游分析
產業鏈中游主體是發電企業，核心是生物質發電設備以及輔助設備包 括鍋爐、汽輪機、輔機、冷凝器等設備的生產制造業。
目前我國的鍋爐技術、垃圾焚燒技術以及生物質發電技術逐漸成熟。部分生物質企業已經開始研究處理發電副產物的有效方法，灰沙的利用方 向是將其作為生物質肥料進行使用，如鉀肥，受產量限制，產業鏈尚未形 成。余熱可以為循環水供暖，發展相對成熟。
近幾年政府對生物質發電項目雖有政策扶持，但面對產業鏈不完整、 技術落后、補貼退坡等問題，生物質發電企業生存情況不容樂觀，資源逐 漸向頭部企業擠兌。
8.4.3 下游分析
產業鏈下游是電網輸送，涉及電網運營企業。根據中國能源局數 據， 中國的電力消費需求大，增速快，全社會用電量由 2010 年的 42019 億千 瓦時增長至 2020 年的 75093.15 億千瓦時，平均增速超過 6%。下游用電需求的提升，也帶動中上游生物質能發電產業的發展。
8.5 中長期投資展望
隨著碳中和目標的推進，生物質能發電發展前景較好。按照社會用電 量增速 5%測算，到 2025 年，全社會用電量將超過 9 萬億千瓦時，可再生 能源發電量占比超過 30%，生物質能年發電量超過可再生能源發電量的 10%，預計 2025 年生物質能發電量約為 2700 億千瓦時，較 2020 年的 1326 萬千瓦時實現翻番。產業投資步入新藍海。