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(zhì)能源。截至 2020 年底,我國全口徑發(fā)電裝機容量 22.0 億千瓦，同比增長 9.6%。

1.開啟能源產(chǎn)業(yè)革命新征程

1980 年（庚申年）聯(lián)合國召開的“聯(lián)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(shù)和新材料為基礎(chǔ)，使傳統(tǒng)的可再生能源得到現(xiàn)代化的開發(fā)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(huán)境有污染的化石能源，重點開發(fā)太陽能、風能、生物質(zhì)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(qū)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(jù)此計算，中國的碳排放總量已經(jīng)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(jié)構(gòu)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(lián)網(wǎng)發(fā)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(nèi)生產(chǎn)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(fā)電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上”。據(jù)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(fā)展機遇。

中國經(jīng)濟結(jié)構(gòu)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(gòu)建可持續(xù)發(fā)展的能源結(jié)構(gòu)是我國當前高質(zhì)量發(fā)展目標的必選之路。發(fā)展新能源替代、實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)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(zhàn)略。為此，必須加大水、風、光、核、生物質(zhì)等清潔能源與新能源開發(fā)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(zhì)能源。截至 2020 年底,我國全口徑發(fā)電裝機容量 22.0 億千瓦，同比增長 9.6%。

其中，化石能源發(fā)電 12.5 億千瓦、水電 3.7 億千瓦、并網(wǎng)風電 2.8 億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電 2.5 億千瓦、核電 4,989 萬千瓦?；茉窗l(fā)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(fā)電裝機容量占總裝容量達 43%?；?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(fā)電、核電和生物質(zhì)及其他發(fā)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(zhì)能等細分能源行業(yè)將進入高速增長階段，新能源產(chǎn)業(yè)革命新的征程已經(jīng)啟航。

2.光伏：政策、技術(shù)與需求共振催動進入高景氣周期

2.1 雙碳背景下政策驅(qū)動光伏行業(yè)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(fā)電新增裝機達到 630GW，相當于每天安裝一個現(xiàn)有最大 的太陽能電站的規(guī)模。這樣到 2030 年，實現(xiàn)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(fā)電總量的近 20%來自太陽能光伏和風能。

投資規(guī)模方面，根據(jù)與國際貨幣基金組織（IMF）的聯(lián)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(yè)中創(chuàng)造了數(shù)百萬個 就業(yè)機會。

光伏產(chǎn)業(yè)是半導體技術(shù)與新能源需求相結(jié)合而衍生的產(chǎn)業(yè)。大力發(fā)展 光伏產(chǎn)業(yè)，對調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、推進能源生產(chǎn)和消費革命、促進生態(tài)文明建 設(shè)具有重要意義。我國已將光伏產(chǎn)業(yè)列為國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)之一，在產(chǎn)業(yè)政策引導和市場需求驅(qū)動的雙重作用下，全國光伏產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)了快速發(fā)展，已經(jīng)成為我國為數(shù)不多可參與國際競爭并取得領(lǐng)先優(yōu)勢的產(chǎn)業(yè)。

目前我國光伏產(chǎn)業(yè)在制造業(yè)規(guī)模、產(chǎn)業(yè)化技術(shù)水平、應用市場拓展、 產(chǎn)業(yè)體系建設(shè)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(fā)電發(fā)展將進入一個新階段，光伏發(fā)電年均裝機規(guī)模將大幅度的提升，裝機規(guī)模將進一步擴大。光伏發(fā)電在能源消費中的占比將持續(xù)提升，光伏發(fā)展將進入平價階段，擺脫對財政補貼的依賴，實現(xiàn)市場化發(fā)展、競爭化發(fā)展。

按照“3060 雙碳”戰(zhàn)略，實現(xiàn)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(jù)清華能源轉(zhuǎn)型中心何繼江估算，我國光伏 裝機容量需求在實現(xiàn)“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(gòu)建以新能源為 主體的新型電力系統(tǒng)提升光伏發(fā)電消納和存儲能力，既實現(xiàn)光伏發(fā)電大規(guī) 模開發(fā)，也實現(xiàn)高水平的消納利用，同時更加有力的保障電力可靠穩(wěn)定供 應，實現(xiàn)高質(zhì)量躍升發(fā)展。

2.2 全面平價時代，光伏市場快速增長

光伏發(fā)電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具有價格優(yōu)勢的能源形式，發(fā)電成本快速下降推動光伏發(fā)電進入“平價時代”。從發(fā)電成本 角度看，根據(jù)國際可再生能源署(IRENA)的統(tǒng)計，自 2010-2020 的十年時 間里，在生產(chǎn)成本大幅下降和技術(shù)快速進步驅(qū)動下，全球光伏發(fā)電加權(quán)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(fā)電 LCOE 則上升至 4.4 美分/kWh，海上 風電、陸上風電、光熱發(fā)電、以及生物質(zhì)發(fā)電 LCOE 則分別下降 48.1%、 56.2%、68.2%、0%，均小于光伏發(fā)電的 LCOE 降幅。

在過去十年間，太陽能光伏發(fā)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(tǒng)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(fā)電的總裝機成本下降了 80%以上。

具體數(shù)據(jù)來看，2020 年，我國地面光伏系統(tǒng)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(shù)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(yè)分布式光伏系統(tǒng)初始投資成本為 3.38 元/W，分布式光伏系統(tǒng) 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(tǒng)的運維成 本將持續(xù)保持在這個水平并略有下降。據(jù)光伏業(yè)協(xié)會預測，2021 年后在 大部分地區(qū)可實現(xiàn)與煤電基準價同價，到 2030 年光伏系統(tǒng)初始投資成本 將會降至 3.15 元/W。

經(jīng)濟發(fā)展，社會用電量增長成為光伏產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴張的內(nèi)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(fā)電裝機容量228254 萬千瓦，同比增長 9.5%， 發(fā)電 53894 億千瓦時，同比增長 11.3%。其中，太陽能發(fā)電裝機 27513 萬千瓦，同比增長 24.6%，太陽能發(fā)電增長 8.5%。在 2021 年保障性并網(wǎng)規(guī)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(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)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(shù)成熟驅(qū)動產(chǎn)業(yè)鏈進入高景氣賽道

太陽能光伏產(chǎn)業(yè)鏈包括硅料、鑄錠(拉棒)、切片、電池片、電池組件、 應用系統(tǒng)等 6 個環(huán)節(jié)。上游為硅料、硅片環(huán)節(jié);中游為電池片、電池組件 環(huán)節(jié);下游為應用系統(tǒng)環(huán)節(jié)。從全球范圍來看，產(chǎn)業(yè)鏈 6 個環(huán)節(jié)所涉及企 業(yè)數(shù)量依次大幅增加，光伏市場產(chǎn)業(yè)鏈呈金字塔形結(jié)構(gòu)。太陽能光伏產(chǎn)業(yè) 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(chǎn)，這一產(chǎn)業(yè)在我 國屬于壟斷行業(yè)。中游是由生產(chǎn)晶硅電池片開始的，將晶硅體加工為電池 片，是實現(xiàn)光電轉(zhuǎn)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(chǎn)，將電池片組裝成 電池組件，屬于勞動密集型產(chǎn)業(yè)，是光伏產(chǎn)業(yè)鏈中游的尾端。

從光伏產(chǎn)業(yè)鏈角度看，由于整個光伏產(chǎn)業(yè)仍處于快速發(fā)展階段，因此 相關(guān)的生產(chǎn)技術(shù)和加工工藝的進步速度十分迅速，推動光伏設(shè)備持續(xù)不斷 更新?lián)Q代，行業(yè)銷售收入持續(xù)增長。根據(jù) CPIA 統(tǒng)計數(shù)據(jù)，全球光伏設(shè)備 行業(yè)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(chǎn)業(yè)鏈各個生產(chǎn)環(huán)節(jié)的主要生 產(chǎn)地均在中國，所以中國光伏設(shè)備市場規(guī)模占全球的比重較高。

多晶硅：屬于光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游第一道環(huán)節(jié)，一般從項目建設(shè)到產(chǎn)能投 產(chǎn)需要 12-18 個月，產(chǎn)能周期相對較長。目前技術(shù)工藝全部國產(chǎn)化，隨著 技術(shù)改進，成本呈現(xiàn)大幅下降趨勢。2020 年，全國多晶硅產(chǎn)量達 39.2 萬噸，同比增長 14.6%。其中，排名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)多晶硅總產(chǎn)量 87.5%，行業(yè)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(xiàn)減緩跡象，但是 8 月份重回上漲趨勢。硅料 產(chǎn)能周期及需求彈性特性，疊加行業(yè)高壁壘特性使得下游需求擴大時，價 格呈現(xiàn)敏感變化，并在較長時間內(nèi)維持價格高位。2021 年隨著多晶硅企 業(yè)技改及新建產(chǎn)能的釋放，產(chǎn)量將達到 45 萬噸。

硅片：光伏硅片領(lǐng)域，由于受到規(guī)模、技術(shù)、成本等因素限制，使得 寡頭運營模式明顯，行業(yè)集中度越來越高。2020 年全國硅片產(chǎn)量約為 161.3GW，同比增長 19.7%，占全球產(chǎn)量約 167.7 GW 的 96.2%。其中，排 名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)硅片總產(chǎn)量的 88.1%，且均超過 10GW。隨著頭部 企業(yè)加速擴張，2021 年全國硅片產(chǎn)量將達到 181GW。相關(guān)企業(yè)主要包括 以上機數(shù)控、京運通、高測股份等為代表的傳統(tǒng)硅片設(shè)備制造商，以及雙 良節(jié)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(zhuǎn)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(zhuǎn)換效率數(shù)據(jù)來看，N 型電池轉(zhuǎn)化率最高，TOPCon 電池平均 轉(zhuǎn)換效率達到 23.5%，異質(zhì)結(jié)電池平均轉(zhuǎn)換效率達到 23.8%，背接觸電池 達到 23.6%。因此，未來隨著生產(chǎn)成本的降低及良率的提升，N 型電池將 會是電池技術(shù)的主要發(fā)展方向之一，而且也是光伏技術(shù)的核心競爭因素。從整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈的角度看，不斷降低生產(chǎn)成本、提高轉(zhuǎn)換效率，從而降 低光伏 LCOE，是驅(qū)動整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術(shù)進步的核心動力。然而 硅料、硅片、組件環(huán)節(jié)的成本下降和技術(shù)進步的空間相對有限，提高電池 轉(zhuǎn)化率將是未來降低 LCOE，優(yōu)化成本的主要有效環(huán)節(jié)。預計到 2025 年， 二者的量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率分別有望達到 25.0%和 25.2%。

組件：光伏組件是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心構(gòu)成部分，工藝包括串焊、疊 層、壓層、檢測等。其核心競爭優(yōu)勢主要體現(xiàn)在除質(zhì)量性能外帶來成本優(yōu) 化外，還包括品牌與渠道，及服務(wù)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(wù)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(chǎn)量達到 124.6GW，同比增長 26.4%，約占全球產(chǎn) 量 163.7GW 的 76.1%。其中，排名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)組件總產(chǎn)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(yè)，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(wǎng)絡(luò)，市場份額呈現(xiàn)出不斷提升的趨勢。在產(chǎn)業(yè)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(xù)提升行業(yè)業(yè)績增長空間

光伏行業(yè)高景氣，2021 上半年業(yè)績高增漲。2021 年上半年，Wind 光 伏板塊 63 家上市公司合計實現(xiàn)營業(yè)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(huán)節(jié)出貨量增加，產(chǎn)品價格增長以及同期基數(shù)低等因素影響，光伏板塊上半年取得較高的業(yè)績增速。分季度來看，21Q1 板塊實現(xiàn)營業(yè)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(huán)比提升 1.11 個百分點、-0.46 個百分點。

細分領(lǐng)域來看，硅料、硅片、膠膜、光伏玻璃、光伏設(shè)備上半年經(jīng)營業(yè)績普遍較好，電池片、組件環(huán)節(jié)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。

3.光熱技術(shù)日漸成熟，前景可期

3.1 熱發(fā)電技術(shù)原理

光熱發(fā)電是將太陽熱輻射能轉(zhuǎn)化為熱能再將熱能轉(zhuǎn)化為電能，間接用于發(fā)電。光熱發(fā)電經(jīng)過“光能－熱能－機械能－電能”的轉(zhuǎn)化過程實現(xiàn)發(fā)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(nèi)導熱油或熔鹽等傳熱介質(zhì)，傳熱介質(zhì)經(jīng)過換熱裝置將水加熱到高溫高壓蒸汽，蒸汽驅(qū)動汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電。光熱發(fā)電和火力發(fā)電的原理基本相同，后端技術(shù)設(shè)備一模一樣，最大的差別是發(fā)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(fā)電技術(shù)分類

光熱發(fā)電按照聚能方式及其結(jié)構(gòu)進行分類，主要有塔式、槽式、碟式、菲涅爾式太陽能光熱發(fā)電四大類技術(shù)，塔式和槽式光熱發(fā)電技術(shù)商用更廣 泛。

塔式光熱發(fā)電系統(tǒng)：點式聚焦集熱系統(tǒng)，利用大規(guī)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(zhuǎn)變成熱能并加熱中間介質(zhì)，使其直接或間接產(chǎn)生 540℃ ～560℃ 蒸汽，其中一部分用來發(fā)電，另一部分熱量則被儲存，以 備早晚或沒有陽光時發(fā)電使用。塔式系統(tǒng)具有熱傳遞路程短、高溫蓄熱、 綜合效率高等優(yōu)點，新建的光熱發(fā)電項目中塔式光熱發(fā)電技術(shù)越來越多， 塔式是未來太陽熱輻射能光熱發(fā)電的主要技術(shù)。

槽式光熱發(fā)電系統(tǒng)：也稱槽式鏡像系統(tǒng)，是線式聚焦集熱系統(tǒng)。利用大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能，連續(xù)加熱位于焦線位置集熱器內(nèi)介質(zhì)，將熱能轉(zhuǎn)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(fā)電，串并聯(lián)集成后發(fā)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(tǒng)要小 30%～50%，已建成的光熱發(fā)電站有 80%以上采用槽 式技術(shù)。

碟式光熱發(fā)電系統(tǒng)：也稱為拋物面反射鏡斯特林系統(tǒng)，是點式聚焦集熱系統(tǒng)，是世界上最早出現(xiàn)的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)。由許多拋物面反射鏡組構(gòu)成集熱系統(tǒng)，接收器位于拋物面焦點上，收集太陽輻射能量，將接收器內(nèi)的傳熱介質(zhì)加熱到 750℃ 左右，驅(qū)動斯特林發(fā)動機進行發(fā)電。碟式發(fā)電優(yōu)點是光學效率高，啟動損失小，適用于邊遠地區(qū)獨立電站。

菲涅爾式光熱發(fā)電系統(tǒng)：工作原理類似槽式光熱發(fā)電，只是采用多個平面或微彎曲的光學鏡組成的菲涅爾結(jié)構(gòu)聚光鏡來替代拋面鏡，眾多平放的單軸轉(zhuǎn)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(zhuǎn)化為熱能，進而轉(zhuǎn)化為電能。特點是系統(tǒng)簡單、直接使用導熱介質(zhì)產(chǎn)生蒸汽，其建設(shè)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(fā)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(shè)難度，以及更低的維護成本在投運項目中占據(jù)主流。但在建項目中，塔式則憑借更高的聚光率產(chǎn)生更高溫度，實現(xiàn)更高的熱電轉(zhuǎn)化效率以及更低的發(fā)電成本，是未來的主要方向。實際上由于光熱發(fā)電良好的兼容性，多種設(shè)計混用的情況并不罕見，全球范圍內(nèi)將塔式與槽式混用的光熱電站就有 10 座。我國境內(nèi)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。

3.3 光熱電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

大型光熱電站系統(tǒng)由四部分構(gòu)成，即集熱系統(tǒng)，熱傳輸系統(tǒng)，儲熱系 統(tǒng)，發(fā)電系統(tǒng)。

集熱系統(tǒng)：集熱系統(tǒng)負責吸收太陽輻射能，對導熱介質(zhì)進行加熱，為后續(xù)發(fā)電提供能量，是光熱發(fā)電系統(tǒng)最核心的組成部分。集熱系統(tǒng)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(tǒng)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(nèi)部介質(zhì)，實現(xiàn)能量的吸收與儲運。

熱傳輸系統(tǒng)：熱傳輸系統(tǒng)則是將集熱系統(tǒng)收集起來的熱能，利用導熱介質(zhì)，輸送給后續(xù)系統(tǒng)的中間環(huán)節(jié)。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(tài)下可保持較寬的工作溫度范圍，允許系統(tǒng)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(nèi)部存在一定的腐蝕，所以對材料要求比較高。

儲熱系統(tǒng)：通過儲熱罐，光熱系統(tǒng)可以將集熱器加熱過的介質(zhì)集中儲存，再泵出與水換熱，產(chǎn)生蒸汽來推動汽輪機發(fā)電。之后冷卻的工作流體可再次流回集熱系統(tǒng)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(xù)工作一段時間，進而突破光照時長的限制，實現(xiàn)超長發(fā)電時間。同時，儲能罐還具備調(diào)節(jié)輸出功率的能力，能夠根據(jù)當?shù)氐挠秒娯摵桑m應電網(wǎng)調(diào)度發(fā)電。

傳熱蓄熱技術(shù)是光熱發(fā)電關(guān)鍵技術(shù)之一，而傳熱介質(zhì)的工作性能直接影響系統(tǒng)的效率和應用前景。傳熱介質(zhì)中，使用較多的有水、水蒸汽、空氣、液態(tài)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(tǒng)壓力小、經(jīng)濟性較好等一系列的優(yōu)點，目前已成為光熱電站傳熱和儲熱介質(zhì)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(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于起步階段，大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展仍須等待。中國熔鹽供應企業(yè)多數(shù)是傳統(tǒng)的硝酸鹽生產(chǎn)企業(yè)，也有部分企業(yè)通過采購硝酸鹽原料生產(chǎn)符合質(zhì)量要求的熔鹽。

發(fā)電系統(tǒng)：光熱的發(fā)電系統(tǒng)和傳統(tǒng)電廠區(qū)別不大，仍是通過加熱水獲得高質(zhì)量的過熱蒸汽，推動各式汽輪機發(fā)電。由于光熱電站所用導熱介質(zhì)是循環(huán)使用的，幾乎不產(chǎn)生排放，發(fā)電過程無疑更加環(huán)保。

3.4 光熱發(fā)電的獨特優(yōu)勢

3.4.1 自帶儲能系統(tǒng)，具有調(diào)峰調(diào)頻功能

光熱發(fā)電機組配置儲熱系統(tǒng)，可實現(xiàn) 24 小時連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電，可替代燃煤電站作為基礎(chǔ)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(wǎng)系統(tǒng)的基礎(chǔ)負荷電源；同時，機組啟動時間、負荷調(diào)節(jié)范圍等性能優(yōu)于燃煤機組，可深度參與電網(wǎng)調(diào)峰，保證電網(wǎng)及電源的高效利用；此外，太陽能熱發(fā)電還可根據(jù)電網(wǎng)用電負荷的需要，參與電力系統(tǒng)的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，確保電網(wǎng)頻率穩(wěn)定，保證電網(wǎng)安全。

電力系統(tǒng)的運行，需要連續(xù)、穩(wěn)定的電源作為支撐。中控德令哈 50MW 塔式熔鹽儲能光熱發(fā)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(xiàn)了機組 292.8 小時的連續(xù)、不間斷穩(wěn)定運行。光熱 電站通過配置更大容量的儲能系統(tǒng)，還可進一步提高不間斷運行的時長。

由于太陽能熱發(fā)電與生俱來的優(yōu)勢，其對電網(wǎng)的友好性正逐漸得到認可。當前光熱產(chǎn)業(yè)在項目和技術(shù)上已有一定基礎(chǔ)，但是否能成為新能源行業(yè)下 一個風口，還取決于能否獲得持續(xù)政策支持，加速規(guī)模化降本和技術(shù)創(chuàng)新 迭代。

3.4.2 可以實現(xiàn)多能互補

在風、光電裝機規(guī)模集中、比例迅速提高的地區(qū)，可以布局建設(shè)“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(shè)，深入推進源網(wǎng)荷儲多能互補項目建設(shè)；完善跨區(qū)峰谷分時電價政策，并將銷售電價模式向電源側(cè)傳導，推動我國光熱產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。

3.5 光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈

3.5.1 光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈構(gòu)成

光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)鏈從上下游關(guān)系來說，可由基礎(chǔ)材料、裝備制造、電 站 EPC、電站運營、電力輸配等環(huán)節(jié)構(gòu)成。產(chǎn)業(yè)鏈的核心環(huán)節(jié)在于裝備制 造、電站和 EPC。中國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈條比較完整，但目前規(guī)模還較小。

光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)從電站的結(jié)構(gòu)來說，其產(chǎn)業(yè)涉及到太陽島、傳儲熱島、常規(guī)島、工程咨詢服務(wù)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(tǒng)和吸熱系統(tǒng)。熱 力發(fā)電島主要包括熱力系統(tǒng)及輔機設(shè)備、水循環(huán)、水處理系統(tǒng)、換熱設(shè)備 等。對于具有一定規(guī)模的塔式太陽能熱發(fā)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(fā)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(fā)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(guī)模變大，定日鏡數(shù)量相應增加，太陽島成本構(gòu)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(shè)備、輔設(shè)備和工質(zhì)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(zhì)。

常規(guī)島部分與傳統(tǒng)化石電站相似，涉及到的相關(guān)裝備也相對更加成 熟，主要分為主機設(shè)備和輔機設(shè)備兩部分，關(guān)鍵裝備汽輪機、蒸汽發(fā)生器 和發(fā)電機等均屬此列

工程咨詢服務(wù)部分包含范圍則更廣，涉及到光熱電站開發(fā)的多個方 面。主要分為項目前期、建設(shè)期和其它三部分，包含了 EPC 總包、可行性 研究、詳細設(shè)計、業(yè)主工程師、系統(tǒng)集成、運維服務(wù)等。

最后是原材料與配件，該部分主要涉及組成光熱發(fā)電設(shè)備的配件供應 商，以及光熱電站開發(fā)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(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上的主要公司

3.6 國內(nèi)光熱發(fā)電的現(xiàn)狀與未來

3.6.1 國內(nèi)光熱發(fā)電現(xiàn)狀

目前光熱發(fā)電成本依舊較高：由于國內(nèi)光熱產(chǎn)業(yè)還處于示范階段，光熱發(fā)電站裝機規(guī)模較小，尚未形成規(guī)模化，造成成本較高。從初始投資成 本看，光熱發(fā)電站的單位千瓦投資成本在 2.5 萬-3.5 萬元，是傳統(tǒng)煤電 站的 3-4 倍、陸上風電的 3-4 倍、光伏電站的 4-5 倍，關(guān)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(jù)業(yè)內(nèi)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(fā)電的 1.4-2 倍。

2022 年 1 月 1 日后并網(wǎng)的首批太陽能熱發(fā)電示范項目中央財政不再補貼。

根據(jù)《關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)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(wǎng)的，上網(wǎng)電價按照每千瓦時 1.10 元執(zhí)行；2021 年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按照每千瓦時 1.05 元執(zhí)。在我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的初期階段，上網(wǎng)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(fā)展起來的產(chǎn)業(yè)鏈面臨新的挑戰(zhàn)。

雖然首批示范項目已經(jīng)建設(shè)投產(chǎn)，但太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)目前仍處于初期發(fā)展階段，發(fā)電裝機規(guī)模仍然較小。同時價格機制未形成，光熱發(fā)電的價值無法在現(xiàn)有電力市場機制下得到合理體現(xiàn)。今年 4 月發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關(guān)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(fā)電自帶熔鹽儲能系統(tǒng)，完全可以在電力系統(tǒng)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(xiàn)光熱發(fā)電的獨特價值。

3.6.2 國內(nèi)光熱發(fā)電的未來

降本提效是光熱發(fā)電未來發(fā)展的必經(jīng)之路。根據(jù)塔式太陽能光熱發(fā)電站成本構(gòu)成，影響成本電價的三個主要動因：產(chǎn)能規(guī)模化效應、單機裝機容量和技術(shù)工藝進步及管理優(yōu)化。預計在未來，光熱發(fā)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(fā)電為例，定日鏡成本占到塔式光熱發(fā)電站成本的一半左右，所以定日鏡的降本是光熱發(fā)電發(fā)展的重中之重：定日鏡由反射鏡、鏡架、動力設(shè)備、控制器及基座組成，各部分的造價大致構(gòu)成比例依次為 9%、9%、61%、6%和 15%。由于規(guī)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(shè)計降低相關(guān)材料費用；動力設(shè)備的優(yōu)化設(shè)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(fā)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(fā)電萬億級市場才剛剛拉開帷幕。

4.核能：政策轉(zhuǎn)變迎來產(chǎn)業(yè)鏈機會

4.1 能源結(jié)構(gòu)加快調(diào)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(jié)構(gòu)正加快向低碳化轉(zhuǎn)型。許多國家已將核能發(fā)電作為新一代能源 技術(shù)的重要戰(zhàn)略組成部分和經(jīng)濟發(fā)展的重要新領(lǐng)。根據(jù)世界核能協(xié)會， 2019 年，核能發(fā)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(fā)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(fā)電量有所下降， 非洲，亞洲，南美，東歐和俄羅斯的核能發(fā)電量有所增加，亞洲的核能發(fā) 電量增長了 17％。其中，中國的核能發(fā)電量占比過半，是世界上核能發(fā) 電量排名第二的國家，核能發(fā)電量占世界比重 13.6%。

我國的核電建設(shè)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(jīng)歷了三 年“零審批”的狀態(tài)。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(xù)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(guān)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(tài)度從安全發(fā)展轉(zhuǎn)為穩(wěn)妥推進后才發(fā)生的。隨著政府對核電發(fā)展的態(tài)度進一步轉(zhuǎn)變?yōu)椤胺e極有序發(fā)展”，核電有望在“十四五”期間迎來新的發(fā)展階段。

我國近五年核電裝機增長節(jié)奏較快，帶動發(fā)電占比穩(wěn)步提升。據(jù)中國 核能行業(yè)協(xié)會今年 7 月發(fā)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(fā)電裝機容量的 2.36%，發(fā)電量占比達到 5.04%。運行核電機組累 計發(fā)電量為 1950.91 億千瓦時，占全國累計發(fā)電量的 5.04%，比 2020 年 同期上升了 13.76%；累計上網(wǎng)電量為 1830.51 億千瓦時，比 2020 年同 期上升了 14.12%。

根據(jù)核電專業(yè)媒體《核電觀察》在 1 月發(fā)表的年度展望中曾測算，要實現(xiàn) 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(fā)展空間以及核電的建設(shè)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(shù)成熟落地，核電市場規(guī)模有望再上臺階

核電產(chǎn)業(yè)鏈的上游為鈾礦開采加工精煉、鈾轉(zhuǎn)化濃縮和核燃料組件制造；中游為核電設(shè)備制造環(huán)節(jié)，主要包括核島設(shè)備、常規(guī)島設(shè)備和輔助設(shè)備；下游是核電站建設(shè)運營及乏燃料處理等。核電具有建設(shè)周期長、投資規(guī)模大的特點，核電建設(shè)既可以發(fā)揮穩(wěn)定投資的作用又有推動未來能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化具有重要作用。在新一輪政策的引導下，核電整個產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)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(chǎn)業(yè)發(fā)展

發(fā)現(xiàn)新的高質(zhì)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(fā)展四代核技術(shù)等才能實現(xiàn)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(chǎn)生熱量的主要原料。在核燃料成本結(jié)構(gòu)中，天然鈾占比最高，達到 49%。而國內(nèi)鈾資源由于受到品質(zhì)及成本限制的原因產(chǎn)量較低，要滿足自身需求需要大量進口，數(shù)據(jù)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(yè)實施嚴格的管制，只有獲得國家許可的企業(yè)才能從事海外鈾產(chǎn)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(nèi)獲授經(jīng)營許可及牌照從事天然鈾進口及貿(mào)易并提供核相關(guān)服務(wù)的實體只有中國廣核集團下屬的鈾業(yè)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(yè)發(fā)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(shù)門檻與國家安全要求下也存在較高進入門檻，國內(nèi)僅中核集團旗下的中核北方與中核建中獲得授權(quán)，具有極高議價能力。

乏燃料處理將成為制約中國核電發(fā)展的重要因素。核電站產(chǎn)生的乏燃料與核電站設(shè)備容量相關(guān)，大約每 100 萬千瓦的核電設(shè)備容量乏燃料的年產(chǎn)量為 21 噸。2020 年中國乏燃料產(chǎn)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(jù)中國核電發(fā)展規(guī)劃，到 2030 年，每年將產(chǎn)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(yè)能力，且離堆貯存能力也趨于飽和。乏燃料后處理廠建設(shè)成本高且建設(shè)周期長，平均建設(shè)周期為 10 年，因此短期內(nèi)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(fā)展的關(guān)鍵，也是整個產(chǎn)業(yè)鏈能否進入景氣周期的前提。

中游：核心技術(shù)突破優(yōu)化成本結(jié)構(gòu)

核島設(shè)備制造是核電國產(chǎn)化的核心，壟斷程度高，技術(shù)壁壘高，毛利率接近 40%。核電站建設(shè)成本占比最高，達到 64.3%，其中，核電設(shè)備在核電站建設(shè)中所占成本最高，其比例高達 50%，而核電設(shè)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(guān)鍵部件由于制造工藝要求高，制造所需資產(chǎn)均由國企壟斷。常規(guī)島與輔助系統(tǒng)由于技術(shù)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(chuàng)新能力顯著增強，華龍一號、國和一號自主三代核電技術(shù)完成研發(fā),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(shù)、聚變堆研發(fā)基本與國際水平同步。AP1000、EPR 三代核電技術(shù)全球首堆相繼在我國建成投產(chǎn)并完成首爐燃料循環(huán)運行，自主核電品牌“華龍一號”首堆成功并網(wǎng)，我國在三代核電技術(shù)領(lǐng)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(chǔ)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(yōu)化了放射性廢物處理系統(tǒng)。目前，CAP1400 技術(shù)已開發(fā)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(guān)鍵設(shè)備材料基本實現(xiàn)了自主化的設(shè)計和國產(chǎn)化制造，設(shè)備國產(chǎn)化率已超過 85%。

目前，上海電氣、中國一重在我國核電行業(yè)國內(nèi)核電裝備綜合市場的占有率持續(xù)居于領(lǐng)先地位。目前核島設(shè)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(shè)備，如反應堆壓力容器、穩(wěn)壓器、蒸汽發(fā)生器、汽輪發(fā)電機、主冷卻劑泵的供應。民營企業(yè)在細分產(chǎn)品如閥、泵管道、風機制冷設(shè)備等方面占據(jù)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(wù)；東方電氣負責汽輪發(fā)電機組等主設(shè)備的設(shè)計、制造以及蒸汽發(fā)生器的制造任務(wù)；上海電氣負責反應堆堆內(nèi)構(gòu)件、核二三級泵等制造任務(wù)；哈電股份負責核島反應堆冷卻劑 、常規(guī)島輔機給水加熱器等；中核科技負責關(guān)鍵閥門，如主蒸汽隔離閥、 核級直流電裝驅(qū)動閘閥。

下游：十四五時期市場規(guī)模有望突破千億

核電建設(shè)周期長、投資規(guī)模大，前期工作一般需要 5-10 年以上；工 程建設(shè)及安裝調(diào)試一般需要 5 年左右；第三代核電站投產(chǎn)后運行時間可 達 60 年。由于核電行業(yè)的特殊性及核電技術(shù)的復雜性，目前我國經(jīng)國務(wù) 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(fā)運營，其中，中國廣核和中國核電占據(jù)核電運營的絕大部分市場份 額。

根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會發(fā)布的《中國核能年度發(fā)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(fā)展核電相較其他清潔能源來看，核電存在穩(wěn)定性強、發(fā)電效率領(lǐng)先，發(fā)電成本低等的優(yōu)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(huán)保問題；與風、光、生物質(zhì)等可再生能源發(fā)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(fā)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(shù)量級。從發(fā)電量月度波動來看，月度發(fā)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(fā)電效率遙遙領(lǐng)先，2020 年我國核電平均利用小時達 7453 小時，較火電領(lǐng)先超 3000 小時，較風電、光伏領(lǐng)先超 5000 小時。

中國核電上網(wǎng)標桿電價為 0.43 元/千瓦時，隨著二代核電站的批量建設(shè)，核電發(fā)電成本已得到一定程度的降低，近兩年核電平均上網(wǎng)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(shè)，核電上網(wǎng)電價需重新核算調(diào)整，三代核電站初步定價為 0.5 元/千瓦時。

5.鋰電：新能源汽車爆發(fā)式增長，鋰電需求空間巨大

鋰電池是電池的一種，電池按照工作性質(zhì)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(huán)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(zhì)激活而繼續(xù)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(huán)使用，較一次電池更為環(huán)保。鋰電池即為目前最為先進的二次電池。

隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，能源依賴以及環(huán)境保護問題成為了制約我國經(jīng)濟轉(zhuǎn)型以及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整最主要的問題。在能源依賴及環(huán)境保護雙重壓力下，最近幾年，國務(wù)院及各部委連續(xù)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(chǎn)業(yè)的高速發(fā)展，推動了動力鋰電池行業(yè)的快速發(fā)展。

5.1 鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈分析

（1）鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈概述

鋰電池產(chǎn)業(yè)可以分為上游的礦產(chǎn)資源、中游的原材料和產(chǎn)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(chǎn)業(yè)鏈中， 市場規(guī)模最大、產(chǎn)值最高的環(huán)節(jié)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(lǐng)域等，正極材料成為鋰電池的核心關(guān)鍵材 料。

目前動力電池正極材料技術(shù)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(huán)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(shù)和應用已經(jīng)遇到發(fā)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(huán)穩(wěn)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(shù)路線。

需求方面，三元材料方面需求較為平穩(wěn)，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(xiàn)倒掛，導致低鎳材料成本上行明顯，成交價格上調(diào)幅度較大，氫氧化鋰因疫情、運輸?shù)纫蛩爻隹跍p少，國內(nèi)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(nèi)價格下調(diào)空間不大，隨著產(chǎn)能的不斷釋放，在四季度的交付量會不斷提高，短期內(nèi)三元材料價格上漲趨勢，具體來看：原料鋰鹽價格節(jié)節(jié)攀升供應緊張，價格明顯上漲，預計短期內(nèi)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(huán)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(guān)鍵原材料之一，下游為鋰離子電池。鋰 離子電池具有循環(huán)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(lǐng)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(zhì)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(nèi)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(nèi)外主流廠商紛紛布局溶質(zhì)領(lǐng)域，產(chǎn)能將持續(xù)擴張。但目前溶質(zhì) LiPF6 的主流合成和提純工藝仍有改進空間，使得高品質(zhì)產(chǎn)品的生產(chǎn)工藝難度較大。隨著下游持續(xù)景氣，目前生產(chǎn)企業(yè)暫無庫存，現(xiàn)貨緊張，擴產(chǎn)周期較長，大多以交付和長期訂單為主，供需缺口將持續(xù)存在，預計 2021 年內(nèi)六氟磷酸鋰將持續(xù)保持高景氣度。2022 年鋰 電池電解液溶質(zhì)需求量有望增加 70%，需求動能將保持強勁。

根據(jù) 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(nèi)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(chǎn)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(chǎn)企業(yè)在三季度順利投產(chǎn)，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(huán)比 5.5%、2.3%。上游氫氟酸、碳酸鋰報價 1.05、17.6 萬元/噸， 環(huán)比 1.9%，14%。鹽湖提鋰指數(shù)收報 4177，環(huán)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(yè)內(nèi)部出現(xiàn)零庫存現(xiàn)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(yè)與上游六氟企業(yè)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(chǎn)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(yè)內(nèi)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(yè)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(xiàn)短路。為了使隔膜在充放電過程中保持完整性和熱穩(wěn)定性， 一 般行業(yè)內(nèi)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(chǎn)品中以濕法為主，中低端以干法為主。

從國內(nèi)市場來看，鋰電隔膜市場已高度集中，新增產(chǎn)能主要來自于頭部企業(yè)。由于下游需求旺盛，頭部企業(yè)訂單飽滿。目前，恩捷股份、星源材質(zhì)、中材科技等都在加大擴產(chǎn)力度。擴產(chǎn)的同時，產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)還在發(fā)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(shè)鋰電池隔膜生產(chǎn)基地的奠基儀式在匈牙利東部城市德布勒森舉行。值得關(guān)注的是，匈牙利工廠是恩捷股份第一個海外生產(chǎn)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(chǎn)品。供應 端：2021 年 8 月鋰電池隔膜產(chǎn)量約為 55593 萬平方米，同比增長 62.26%， 環(huán)比上漲 2.38%。2021 年 8 月鋰電池隔膜行業(yè)開工率為 61.3%，環(huán)比上漲 2.37%。2020 年鋰電池隔膜總產(chǎn)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(yè)的電池訂單已經(jīng)排到了明年，當前行業(yè)內(nèi)電池缺口在 30%-50%左 右，且每家企業(yè)的情況不一樣，供應緊張的情況有可能會持續(xù)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(chǎn)能，除擴產(chǎn)以外，動力電池企業(yè)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(guān)產(chǎn)品和行業(yè)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(huán)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(wěn)， PP、PE 價格指數(shù)收報 9085、10095，環(huán)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(nèi)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(yè)需求旺盛，產(chǎn)能加速釋放，生產(chǎn)效率提升，疊加客戶結(jié)構(gòu)優(yōu)化，盈利能力提升趨勢明顯。目前行業(yè)平均毛利維持在 2850 元/萬平方米左右，從目前各隔膜企業(yè)的單平利潤來看，隔膜漲價能帶來較大的業(yè)績彈性。預計短期內(nèi)鋰電池隔膜價格或?qū)⒕S持穩(wěn)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(yè)儲能 三大類別：電動交通工具、3C 消費電子、工業(yè)儲能

（1）新能源汽車需求爆發(fā)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(xù)航里程， 大大增強產(chǎn)品的實用性和便捷性，在純電動汽車的應用上這一優(yōu)勢尤為明 顯。目前，鋰電池已經(jīng)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(fā)展將推動鋰電池的市場規(guī)?？焖贁U大。

1）全球市場新能源汽車產(chǎn)業(yè)規(guī)模。為推動新能源汽車發(fā)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(yōu)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(huán)境，新能源汽車全球化的趨勢已經(jīng)來臨。一些國家為搶占新一輪產(chǎn)業(yè)制高點已經(jīng)制定了停止生產(chǎn)銷售傳統(tǒng)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(tǒng)內(nèi)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(jù)彭博社發(fā)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(zhuǎn)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(fā)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(shè)施的不斷增加，新能源汽車在私人領(lǐng)域的推廣度及接受程度快速上升，我國新能源汽車產(chǎn)銷量突飛猛進。根據(jù)中國汽車工業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，2021 年 8 月，新能源汽車產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)銷繼續(xù)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(chǎn)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(tài)勢發(fā)展，我國有望提前實現(xiàn) 2025 年新能源汽車 20%市場份額的中長期規(guī)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(qū)動力。根據(jù)工信部《汽車產(chǎn)業(yè)中長期發(fā) 展規(guī)劃》和中汽協(xié)《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)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(chǎn)品，汽車產(chǎn)業(yè)初步實現(xiàn) 電動化轉(zhuǎn)型。2020 年汽車產(chǎn)量達到 2522.5 萬輛，其中新能源汽車年產(chǎn)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(chǎn)銷規(guī)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(tǒng)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(yè)處于高速增長的初期階段。根據(jù) 2020 年 11 月 2 日，國務(wù)院辦公廳印發(fā)《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，到 2025 年，新能源汽車新車銷量占比達到 20%左右，發(fā)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(yè)儲能等三大應用領(lǐng)域。在“碳達峰”、“碳 中和”戰(zhàn)略目標的實現(xiàn)過程中，對動力、儲能等領(lǐng)域的鋰電池市場需求將帶來持續(xù)增長。

動力 2021 年上半年，受益于國內(nèi)外新能源汽車終端市場增長拉動，我國鋰電新能源行業(yè)發(fā)展快速。據(jù)中國汽車工業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，2021 年上半 年新能源汽車產(chǎn)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(jù) 中國汽車動力電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新聯(lián)盟數(shù)據(jù)，1-6 月我國動力電池累計產(chǎn)量 74.7GWh，同比增長 217.5%；結(jié)合《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃 （2021–2035 年）》提出的新能源汽車占比 20% 目標，2035 年公共領(lǐng)域 用車全面電動化目標，疊加“碳達峰”“碳中和”戰(zhàn)略目標，未來新能源 汽車市場發(fā)展?jié)摿薮?，將促進 動力電池行業(yè)高速發(fā)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(yōu)勢明顯，歐洲等海外新能源汽車市場快速發(fā)展有助于進一步提升國內(nèi)動力鋰電企業(yè)的市場占有率，動力鋰電上游產(chǎn)業(yè)鏈有望受益。

根據(jù)高工產(chǎn)業(yè)研究院（GGII）統(tǒng)計的數(shù)據(jù)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(nèi)新能源汽車需求帶動以及國內(nèi)動力電池企業(yè)進入海外車企供應鏈的影響， 新能源產(chǎn)業(yè)鏈進一步發(fā)展。根據(jù)中 汽協(xié)最新數(shù)據(jù)顯示，2021 年上半年我國新能源汽車產(chǎn)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(chǎn) 研鋰 電研究所（GGII）表示，受《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》、《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)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(xiàn)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(lǐng)域中，手機與計算機占據(jù)了絕大部分市場。受新興 5G 技術(shù)商業(yè)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(qū)動，消費類電子產(chǎn)品市場始終保持穩(wěn)定增長趨勢。據(jù)中商產(chǎn)業(yè)研究院數(shù)據(jù)顯示，除智能手機、筆記本電腦等傳統(tǒng)消費類電子的持續(xù)增長，近年來輕薄型、小型化新興消費類電子產(chǎn)品如智能手環(huán)、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(jīng)濟的改善，在 5G 智能手機的需求驅(qū)動下， 全球消費手機市場正在逐漸復蘇。根據(jù)市場研究 機構(gòu) IDC 數(shù)據(jù)：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(qū)外，其他地區(qū)都對整體的增長做出了貢獻。IDC 預測未來五年內(nèi)，全球 手機出貨量仍將保持持續(xù)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(shè)備、智能出行、智能家居設(shè)備、無人機等新興 智能硬件產(chǎn)品作為消費電子行業(yè)的新生代成員，其市場規(guī)模 逐年遞增， 行業(yè)處于上升階段。IDC 公布的最新數(shù)據(jù)顯示，2021 年第一季度可穿戴設(shè) 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(yè)化、產(chǎn)品形態(tài)多樣化、設(shè)備 新型化的方向發(fā)展， 智能硬件產(chǎn)業(yè)鏈將進一步完善，未來市場規(guī)模增長 空間巨大。

工業(yè)儲能，儲能能夠為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動、需 求響應支撐等多種服務(wù)，是提升傳統(tǒng)電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)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(wǎng)，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關(guān)鍵技 術(shù)。中國提出 2060 年實現(xiàn)碳中和的承諾，隨著電化學儲能成本的逐年下 降，工業(yè)儲能將快速增長。此外，能源企業(yè)對儲能電池需求也將進一步提 升。

儲能領(lǐng)域來看，2021 年電化學儲能市場繼續(xù)保持快速發(fā)展，根據(jù)中 關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟預計，本年累計裝機規(guī)模可達 5790.8MW，儲能市 場累計規(guī)模將達 6614.8MW?！疤歼_峰”、“碳中和”等目標對儲能行業(yè) 形成巨大利好，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè) 技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，未來五年電化 學儲能累計規(guī)模復合增長率為 57.4%，市場將呈現(xiàn)穩(wěn)步、快速增長的趨勢。

5.3 鋰電池板塊三季報業(yè)績綜述

鋰電池板塊的營業(yè)收入經(jīng)過三年的蟄伏 之后，今年的營業(yè)收入迎來了大爆發(fā)，2021 年前三季度的營業(yè)收入超過了 7500 億元，同比增長達到 73.24%。在營業(yè)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(shù)據(jù)的對比，我們不難發(fā)現(xiàn)，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(yè)收入的增長速度，可見鋰電池板塊在增加營業(yè)收入的同時，營業(yè)成本是快速下降的， 這主要得益于產(chǎn)業(yè)規(guī)模的提升以及技術(shù)的迭代升級。

經(jīng)營活動現(xiàn)金流量好 比企業(yè)的血液，鋰電池板塊最近3年1期的經(jīng)營活動現(xiàn)金流是十分健康的， 凈現(xiàn)金流遠遠超過同期的凈利潤，是一種非常穩(wěn)健的表現(xiàn),2021 年 1-9 月 整個板塊的經(jīng)營活動凈現(xiàn)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(chǎn)負債率連續(xù) 2 年低于 50%，2021 年三季報顯示整個板塊的資產(chǎn)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(wěn)步提升，凈資產(chǎn)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 儲能：新型儲能在碳中和過程中發(fā)揮顯著作用

6.1 碳中和背景下，儲能承擔著重要角色

6.1.1 儲能發(fā)展的重要性

2020 年 400 余家風能企業(yè)代表聯(lián)合發(fā)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(shù)據(jù)來看，12 億千瓦的目標似 乎能夠輕松實現(xiàn)。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(tǒng)都需要發(fā)生轉(zhuǎn)變。儲能，正是轉(zhuǎn)型之中的關(guān) 鍵技術(shù)。

風光發(fā)電受自然因素影響較大，缺乏可調(diào)節(jié)性。過去十多年，補貼政 策帶動了風電光伏的高速發(fā)展，也把嚴重的棄風棄光問題丟給整個電力行 業(yè)。為了解決可再生能源的消納，電力系統(tǒng)使用各種手段，包括大舉建設(shè) 電力外送通道，壓減火電發(fā)電空間，以消納空間確定投資空間等等。經(jīng)過數(shù)年努力，除了少數(shù)省份，中國大部分省區(qū)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(fā)電裝機規(guī)模的不斷擴 大，未來數(shù)十年風力光伏發(fā)電將從補充能源逐漸演變?yōu)橹髁δ茉?，傳統(tǒng)火 電機組將會增速放緩直至減少，這意味著電力系統(tǒng)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(tǒng)靈活性的重要、可靠的選擇之一。自 2020 年以來，已有青海、內(nèi)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(fā)展機遇期。

6.1.2 儲能發(fā)展三階段

第一階段（2020-2025 年）

“十四五”風光發(fā)展信心足。國家層面的能源“十四五”規(guī)劃尚未出 臺，但北京、天津、上海等 20 多個?。▍^(qū)、市）已相繼發(fā)布了“十四五” 新能源發(fā)展規(guī)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(tài)，將把新能源作為“十四五”期間 的開發(fā)重點。“十四五”期間電力約束問題不構(gòu)成主要矛盾，儲能是風光 發(fā)展的標配?！笆奈濉逼陂g，隨著光伏裝機占比的逐漸提高，儲能在限 電率范圍內(nèi)調(diào)峰，起到削峰填谷的作用。但風光儲不具備深度調(diào)峰能力， “十四五”期間儲能調(diào)峰的能力不具備經(jīng)濟性。在此階段，光伏風電的發(fā) 電量占比還較低，電網(wǎng)穩(wěn)定性和靈活性可通過現(xiàn)有調(diào)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(wǎng)穩(wěn)定性亟需大量儲能。我國在 2020 年 12 月聯(lián)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(xiàn) 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?yōu)橹髁δ茉?，基本實現(xiàn)新增電力來自新能源。要承載如此規(guī) 模的新能源裝機，電網(wǎng)乃至整個電力系統(tǒng)不僅要有“量”的增加，還要有 “質(zhì)”的變革，對儲能的需求急劇提升。成本方面，隨著技術(shù)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(jù) Solarzoom，風光電力要“100%增量替代”化石能源發(fā)電，要做到發(fā)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(wǎng)側(cè)替代火電機組。2030 年 往后，至 2060 年實現(xiàn)碳中和，當可再生能源發(fā)展為電力消費的絕對主體 時，構(gòu)建以可再生能源為中心的靈活電力系統(tǒng)，主動提供系統(tǒng)服務(wù)，整個 電力系統(tǒng)會更經(jīng)濟更平衡。儲能將在電網(wǎng)側(cè)承擔調(diào)峰調(diào)頻等職責，傳統(tǒng)火 電機組將在輔助服務(wù)領(lǐng)域逐步退出。

根據(jù) Solarzoom 測算，風光電力要“100%存量替代”化石能源發(fā)電， 要做到發(fā)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(tǒng)、儲能系統(tǒng)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(lián)合其他部門陸續(xù)發(fā)布了關(guān)于儲能技術(shù)、 電化學儲能、輸配電價格等有關(guān)方面的指導與規(guī)劃政策，促使儲能在“十 三五”期間舉得了明顯的發(fā)展，特別是電化學儲能裝機舉得了長足的發(fā)展。

在“十四五”開局之年，國家發(fā)展改革委、國家能源局近日聯(lián)合印發(fā) 了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，文件明確指出，到 2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達 3000 萬 千瓦以上。到 2030 年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。指導意見是“十 四五”時 期的第一份儲能產(chǎn)業(yè)綜合性政策文件，從市場化發(fā)展、技術(shù)進 步、市場環(huán)境、政策監(jiān)管等方面做出 引導，對行業(yè)發(fā)展重大利好，預期 未來國家會出臺一系列政策，破除產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的難題，實現(xiàn)儲能的市場 化發(fā)展。

電價是電力系統(tǒng)的市場化結(jié)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(tǒng)建設(shè)。2021 年 7 月 29 日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，主要內(nèi)容包括分時電價機制的優(yōu)化、執(zhí)行和實施保障等三個方面。這一政策再能 源消費、 能源生產(chǎn)、能源技術(shù)和能源體制方面都具有重要意義，通過優(yōu) 化分時電價機制，引導用戶改變用能 習慣，提升電網(wǎng)友好性；峰谷電價 差更高會推動用電側(cè)儲能等分布式靈活資源的發(fā)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(fā)展多樣的商業(yè)模式。

此外，各省市也都推出了相關(guān)政策文件，對儲能配置比例和充電小時 數(shù)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(fā)布文件明確新能源配置儲能，青海、新 疆、陜西西安三地區(qū)推出了地方性補貼政策。有 10 個省份公布了儲能參 與調(diào)峰服務(wù) 的價格文件，鼓勵了電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展。在應用場景上，國 外機構(gòu)習慣按照儲能系統(tǒng)接入系統(tǒng)的位置分為家用儲能、工商業(yè)儲能和電 表前段 儲能（包括發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)、輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè) 和電源側(cè)。結(jié)合我國的實際情況和后續(xù)分析需要，我們采取目前國內(nèi)常用 的分類方式，把應用場景分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)三類，儲能技術(shù)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(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變。新型儲 能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)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(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟，裝機規(guī)模達 3000 萬 千瓦以上。新型儲能在推動能源領(lǐng)域碳達峰碳中和過程中發(fā)揮顯著作用。到 2030 年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。新型儲能核心技術(shù)裝備自主 可控，技術(shù)創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)水平穩(wěn)居全球前列，標準體系、市場機制、商業(yè)模 式成熟健全，與電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)深度融合發(fā)展，裝機規(guī)模基本滿足新型電 力系統(tǒng)相應需求。新型儲能成為能源領(lǐng)域碳達峰碳中和的關(guān)鍵支撐之一。

6.2 儲能行業(yè)概述

6.2.1 儲能簡介

儲能技術(shù)，儲能即能量的存儲。根據(jù)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(shù)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(shù)應用范圍廣泛，包括電力系統(tǒng)、通信基站、數(shù)據(jù)中心、UPS、 軌道交通、人工智能、工業(yè)應用、軍事應用、航空航天等，潛在需求巨大。

儲能產(chǎn)業(yè)鏈。

完整的電化學儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量 管理系統(tǒng)（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。電池組是 儲能系統(tǒng)最主要的構(gòu)成部分；電池管理系統(tǒng)主要負責電池的監(jiān)測、評估、 保護以及均衡等；能量管理系統(tǒng)負責數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)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(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應商等；中游主要為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應商；下游主要為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等。

儲能行業(yè)仍處于發(fā)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(xiàn)階段來看電池和 PCS 是儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈中壁壘較高、價值量占比較大的核心環(huán)節(jié)。系統(tǒng)集成和 EMS 環(huán)節(jié)雖然目前在國內(nèi)價值量、 技術(shù)含量不高，但未來有望 通過數(shù)字化、智能化集成和控制，實現(xiàn)儲能 越來越高和越來越復雜的應用場景；EMS 是實現(xiàn)系統(tǒng)集成高級功能的基 礎(chǔ)，系統(tǒng)集成商有望掌握行業(yè)話語權(quán)。

儲能變流器(PCS)是電化學儲能系統(tǒng)中，連接于電池系統(tǒng)與電網(wǎng)之間的實現(xiàn)電能雙向轉(zhuǎn)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(wǎng)或者給交流負荷使用；也可把電網(wǎng)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(jié)構(gòu)件、電氣元器件和電線類和其他元器件構(gòu)成， 其中電子元器件包括電阻、電容、集成電路、PCB 等；結(jié)構(gòu)件包括機柜、機 箱、 金屬和非金屬結(jié)構(gòu)件，其中非金屬結(jié)構(gòu)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(guān)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(tǒng)。BMS 的功能主要是監(jiān)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(shù)主要還是電芯和 BMS。鋰電池有多種不同技術(shù)的 產(chǎn)品，做系統(tǒng)集成需深入了解各家電池產(chǎn)品技術(shù)特性。如需把電池和 BMS集成在一起， 這需要對電池和 BMS 產(chǎn)品性能都了解才能更好匹配。

能源管理系統(tǒng)（EMS）順應能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展趨勢。智慧能源管理系統(tǒng)設(shè)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(xié)議、傳輸；信息層主要包括緩存中間件、數(shù)據(jù)庫、服務(wù)器；應用層主要包括：APP、Web、數(shù)據(jù)分析。

儲能系統(tǒng)集成包括核心儲能技術(shù)軟件，以及基于控制將其集成，以完 整的智能系統(tǒng)交付客戶，同時確保系統(tǒng)的整體盈利能力。隨著儲能行業(yè) 的成熟，系統(tǒng)集成商不僅僅是雇傭 EPC 進行本地安裝，先進的系統(tǒng)設(shè)計 和運行/優(yōu)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(nèi)使得儲能項目滿足安全和性能要求。當前國內(nèi)外市場中儲能系統(tǒng)尚未 完全標準化，公司能夠結(jié)合儲能應用場景的電氣環(huán)境和用戶需求，將自身電池系統(tǒng)與市場中的儲能變流器及其他設(shè)備進行選型匹配，為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、工商業(yè)等各類場景打造“一站式”儲能解決方案，使儲能系統(tǒng)的整 體性能達到最優(yōu)。

根據(jù) CNESA 發(fā)布了中國儲能技術(shù)提供商、中國儲能變流器提供商和中 國儲能系統(tǒng)集成商的相關(guān)名單。中國儲能技術(shù)提供商榜單中，寧德時代和 比亞迪分列國內(nèi)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(jù)了國內(nèi)市場和海外市場榜首位置;中國儲能系統(tǒng)集 成商榜單中，功率規(guī)模排名中，陽光電源同時占據(jù)國內(nèi)市場和海外市場第 一的位置，能量規(guī)模排名中，海博思創(chuàng)和比亞迪分列國內(nèi)市場和海外市場 榜首位置。

中國儲能技術(shù)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(guī)模排名前十位的儲能技術(shù)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(guī)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(guī)模排名前十位 的儲能系統(tǒng)集成商，依次為：海博思創(chuàng)、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。