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。化石能源發(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%。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(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。
2.1 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(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。（報告來源：未來智庫）
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。
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?電負荷，適應電網(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。（報告來源：未來智庫）
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；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；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；哈電股份負責核島反應堆冷卻劑 泵、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 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。
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)?維持穩(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)模快速擴大。
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)摿薮螅瑢⒋龠M 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，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。“碳達峰”、“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。
6.1 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茉矗瑐鹘y(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 多個省（區(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。“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(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茉矗緦崿F(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，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)模化發(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 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、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 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。
6.3 中國儲能市場發(fā)展預測
6.3.1 物理儲能：“十四五”進入加速發(fā)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(fā)展抽水蓄能和儲能產(chǎn)業(yè)。作為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行癿重 要調(diào)節(jié)工具，抽水蓄能在十四五將進入一個更快的發(fā)展速度。“十四五”
期間，電力系統(tǒng)對儲能設(shè)施的需求將更強烈，抽水蓄能電站規(guī)模化儲能的 優(yōu)勢也將有更大發(fā)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(guī)模可達到 65GW。
大規(guī)模壓縮空氣儲能技術(shù)發(fā)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(jié)果全部合格，達到或超過設(shè)計指標，是我國壓縮空氣儲能向大規(guī)模， 低成本應用突破的重要里程碑。國家雙碳目標的設(shè)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(yōu)勢的壓縮空氣儲能技術(shù) 受到發(fā)電企業(yè)和投融資機構(gòu)的高度重視，未來應用空間巨大。
飛輪儲能，在 2019 年實現(xiàn)兆瓦級商業(yè)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(yè)、軌道交通領(lǐng)域、UPS 備 用電源等領(lǐng)域。2020 年 8 月，工業(yè)和信息化部發(fā)布了《新能源汽車生產(chǎn) 企業(yè)及產(chǎn)品準入管理規(guī)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(shù)的代表，未來飛輪儲能在汽車領(lǐng)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(jù) CNESA 全球儲能項目庫的統(tǒng)計，到 2020 年底，我國累計投運的 光熱項目規(guī)模為 520MW，2020 年僅新增內(nèi)蒙古烏拉特中旗 100MW 光熱發(fā)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(guī)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(guī)模収展加 速，多種能源高度協(xié)同發(fā)展的趨勢日漸清晰，成本進一步下降且靈活可調(diào) 的光熱發(fā)電電源或?qū)⒃诙嗄芑パa及綜合能源基地項目中迎來新的發(fā)展機 遇。
6.3.3 電化學儲能：“十四五”進入大發(fā)展期
2020 年，我國電化學儲能產(chǎn)業(yè)再次重啟高速增長態(tài)勢，即使是 2020 年的新冠疫情也不能阻擋其規(guī)模化發(fā)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(jù) 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(guī)模進行預測。
保守場景 2021 年，電化學儲能市場繼續(xù)保持快速發(fā)展，累計裝機規(guī) 模達到 5.8GW。“十四五”期間，是儲能探索和實現(xiàn)市場的“剛需”應用、 系統(tǒng)產(chǎn)品化和獲得穩(wěn)定商業(yè)利益的重要時期，屆時，電化學儲能累計規(guī)模 2021-2025 年復合增長率 CAGR）為 57.4%，市場將呈現(xiàn)穩(wěn)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(yè)都是 巨大利好，在較理想的市場發(fā)展前提下，2021 年市場累計規(guī)模將達 6.6GW， 再創(chuàng)新高。隨著新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的建設(shè)，儲能的規(guī)模化應用 迫在眉睫，如果未來兩年能有穩(wěn)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(guī)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(xiàn)。
綜合三類儲能技術(shù)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(shù)不斷進步， 市場份額有了極大的提升，進入了規(guī)模化發(fā)展階段。理想場景下，這一數(shù) 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(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀
7.1.1 風電在我國的能源地位
風力發(fā)電是將風動能轉(zhuǎn)化為機械動能，再將機械動能轉(zhuǎn)化為電能的一 種發(fā)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(shù)的不斷進步，平均度電成本不斷降低，已成為國內(nèi)開發(fā)和應 用最為廣泛的電源之一。近幾年，風電在國家能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的政策指引和 扶持下，已發(fā)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(fā)電裝機總規(guī)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(fā)電 2.5 億千瓦、生物質(zhì)發(fā)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(fā)電機組裝機容量大幅攀升。截止 2020 年，新增并網(wǎng)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(wǎng)發(fā)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(qū)轉(zhuǎn)移，占新增風電裝機容量 55.5%，主要分布在 內(nèi)蒙古（11%），山東（9.8%）、河北（7.8%）、青海（6.5%）、新疆（6.3%） 等 13 個省區(qū)市。根據(jù)金風科技半年報披露數(shù)據(jù)，2021 年上半年，國內(nèi)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(qū)域占比接 近 70%。
2021 年是海上風電補貼最后一年，隨著并網(wǎng)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(wǎng)裝機 1113.4 萬千瓦，同 比增長 59.2%。
7.1.3 風電行業(yè)主要政策及影響
風電產(chǎn)業(yè)是“大國重器”的重要戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)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(xù)出臺為風電的長 足發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。
（1） 補貼政策對行業(yè)的影響
補貼是政府刺激行業(yè)發(fā)展的有效手段之一。在行業(yè)發(fā)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(yè)快速發(fā)展。隨著行業(yè)技術(shù)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(yè)穩(wěn)步走 向市場化健康發(fā)展的道路。
（2）雙碳目標助推行業(yè)高速發(fā)展
“碳達峰碳中和”目標下，能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化對經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展具有積極 意義，可再生能源逐漸替代化石能源成為發(fā)展的必然趨勢。根據(jù)國家統(tǒng)計 局相關(guān)數(shù)據(jù)，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(jié)構(gòu) 中比重增加。長期以來，國家積極發(fā)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(jié)構(gòu)優(yōu)化的舉措將利于風電行業(yè)的持續(xù)穩(wěn)定發(fā) 展。
（3）各地十四五風電發(fā)展規(guī)劃相繼出臺
根據(jù)各地已出臺的十四五規(guī)劃顯示，未來五年內(nèi)，風電擬裝機規(guī)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(fā)展的目標。
（4） 近一年風電行業(yè)政策匯總
7.1.4 我國風電技術(shù)積累情況
在我國，風力發(fā)電的工業(yè)體系完整，產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)完善，是目前新能源發(fā) 電技術(shù)中最成熟、最具規(guī)模化的發(fā)電方式之一。整個產(chǎn)業(yè)鏈主要涵蓋原材 料加工、零部件制造、整機制造、開發(fā)建設(shè)、技術(shù)研發(fā)、標準和檢測認證 體系等環(huán)節(jié)，屬于技術(shù)密集型行業(yè)。近年來，隨著技術(shù)的進步，機組開發(fā)逐漸向大兆瓦、智能化、數(shù)字化發(fā)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(chǎn)。海上風電場主流機型平均單機容量已達到 4.9MW。
在技術(shù)研發(fā)方面，經(jīng)過多年積累與發(fā)展，中國與國外基本保持同步， 在某些方面處于領(lǐng)先地位。目前，中國風機制造企業(yè)開發(fā)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(fā) 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(qū)開發(fā)的經(jīng)濟價值。
7.2 風電產(chǎn)業(yè)特征
風電設(shè)備制造屬于高端裝備制造之一，具有專業(yè)學科復雜，前期投資 大，回報周期長等特點。經(jīng)過近十幾年快速發(fā)展，產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)明顯的政策周 期性強、行業(yè)集中度高、產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)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(yè)現(xiàn)流
風電行業(yè)是長周期朝陽行業(yè)。但在實際發(fā)展過程中，全國風電建設(shè)規(guī) 模會受到國家上網(wǎng)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(fā)生階段性變化。2014 年，國家發(fā)改委頒布《關(guān)于適當調(diào)整陸上風電 標桿上網(wǎng)電價的通知》(發(fā)改價格[2014]3008 號)，下調(diào)陸上風電標桿上 網(wǎng)電價，將一類、二類、三類資源區(qū)風電標桿上網(wǎng)電價每千瓦時降低 2 分錢。上述規(guī)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(fā)風電行業(yè) 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(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風電上 網(wǎng)電價政策的通知》，要求自 2021 年起，新核準陸上風電全面實現(xiàn)平價 上網(wǎng)。20 年風電搶裝潮再現(xiàn)，同比增速再次超過 30%。
7.2.2 行業(yè)集中度高，龍頭優(yōu)勢顯著
受先發(fā)優(yōu)勢以及規(guī)模優(yōu)勢影響，行業(yè)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(yè)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(yè)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(chǎn)業(yè)聯(lián)動性強，供應鏈穩(wěn)定
風電產(chǎn)業(yè)屬于重資產(chǎn)行業(yè)，前期投入大，行業(yè)壁壘高，品牌依賴度強， 上下游供應商合作關(guān)系穩(wěn)定，企業(yè)粘性高。中上游企業(yè)訂單量更多來自于 行業(yè)增量，而非同業(yè)間的騰挪。
受經(jīng)營模式（以銷定產(chǎn)）影響，下游企業(yè)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(xiàn) 業(yè)績承壓現(xiàn)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(yè)通過技術(shù)革新來 降低成本，提高毛利率。
7.3 風電產(chǎn)業(yè)鏈分析
7.3.1 產(chǎn)業(yè)鏈整體發(fā)展情況
風電產(chǎn)業(yè)鏈整體呈集中化、一體化趨勢發(fā)展，中上游企業(yè)普遍采用“以 銷定產(chǎn)”的經(jīng)營模式，根據(jù)下游客戶訂單進行生產(chǎn)和銷售。下游企業(yè)議價 能力強，中上游企業(yè)競爭激烈，毛利率逐年下滑。為降低成本，提高毛利 率，產(chǎn)業(yè)鏈形成了以風電機組設(shè)備制造為核心,逐漸向上游產(chǎn)業(yè)融合的新 業(yè)態(tài)。
7.3.2 上游關(guān)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(chǎn)技術(shù)及工藝流程。目前風電機組呈現(xiàn)大型化、一體化趨 勢，對葉片、塔架以及風電主機的生產(chǎn)和研發(fā)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(yè)淘汰率高，集中度強，具備核心技術(shù)和有一定研 發(fā)能力、生產(chǎn)能力以及規(guī)模優(yōu)勢的上游制造企業(yè)將更具競爭力。
（1）葉片——龍頭企業(yè)競爭優(yōu)勢顯著，近期受原材料漲價影響業(yè)績 承壓。
葉片是風電機組的重要裝備之一，與風電中游產(chǎn)業(yè)當中的整機制造業(yè) 聯(lián)動性強，發(fā)展程度相似。據(jù)電氣風電招股書中數(shù)據(jù)，葉片采購成本占風 電整機成本的 18%左右。生產(chǎn)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(jié)構(gòu)膠和樹脂等。
葉片生產(chǎn)工藝復雜，芯材是核心材料之一，其中巴沙木主要產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)中所需的結(jié)構(gòu)膠以及樹脂產(chǎn)量穩(wěn)定，價格變動幅度 不大。
目前已上市的葉片生產(chǎn)頭部企業(yè)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(xiāng)、甘肅酒泉、吉林白 城、內(nèi)蒙古錫林及興安盟七大生產(chǎn)基地，兆瓦級葉片生產(chǎn)能力居全國首位， 成立至今全球銷售近 65GW，年產(chǎn)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(xiàn)營業(yè)收入 89.77 億元， 同比增長 78.15%。公司風電葉片業(yè)務毛利率水平整體穩(wěn)定。
根據(jù)中材科技歷史財務數(shù)據(jù)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(jù)公司歷史財務數(shù)據(jù)顯示，中報 營業(yè)收入占全年營業(yè)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(yè)積極擴張產(chǎn)能。
塔筒是風電產(chǎn)業(yè)上游的細分子行業(yè)之一，原材料占其成本結(jié)構(gòu)的 90% 左右，屬于加工工業(yè)。陸風行業(yè)壁壘不高，受大件物流的運輸半徑約束， 風塔行業(yè)分散程度較高。但隨著海風向深海發(fā)展，陸風的平價上網(wǎng)，國內(nèi) 大容量、長葉片、高塔架漸成趨勢，塔筒的生產(chǎn)門檻被提高。未來塔筒生產(chǎn)企業(yè)應具備更高的技術(shù)要求，行業(yè)逐漸向頭部集中。目前，國內(nèi)以天順 風能為代表的風塔生產(chǎn)上市公司，具有更強的技術(shù)優(yōu)勢及規(guī)模優(yōu)勢。受行 業(yè)景氣度影響，天順風能處于產(chǎn)能擴張階段，根據(jù)其 2021 年半年報披露 數(shù)據(jù)，公司目前塔筒產(chǎn)能合計 70 萬噸/年。在濮陽、通遼等地積極擴產(chǎn)， 并且配合零碳產(chǎn)業(yè)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(chǎn)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(chǎn)能。
（3）軸承——海外進口受疫情影響，國內(nèi)替代供應窗口顯現(xiàn)
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(nèi)方面，對于大容量機組軸承技術(shù)還處于積累試 制階段。受疫情影響，海外進口主軸軸承產(chǎn)能不足，供應存在限制，國內(nèi) 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(yè)技術(shù)壁壘較高，準入嚴 格。但若與下游風機制造企業(yè)達成合作，便會形成穩(wěn)定的供應關(guān)系。以目 前國內(nèi)主軸軸承龍頭企業(yè)新強聯(lián)為例，公司首臺主軸軸承提供給湘電，在 平穩(wěn)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(wěn)定供貨。伴隨風機主機核心部件國產(chǎn)化 進程，該細分子行業(yè)龍頭公司將收益。
7.3.3 中游整機制造——高端裝備制造技術(shù)全球領(lǐng)先
中游產(chǎn)業(yè)主要包括風力發(fā)電機組的制造以及風機整機的制造，屬高端 裝備制造業(yè)。經(jīng)過近幾年風電產(chǎn)業(yè)的高速發(fā)展，風電整機制造已屬世界領(lǐng) 先水平，數(shù)據(jù)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(shù)不斷迭代，風機大型化進程加速，產(chǎn)業(yè)逐漸向規(guī)模化集約化發(fā)展，規(guī)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(qū)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(yè)“降本增效” 能力提出更高要求。
風電整機目前國內(nèi)技術(shù)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(fā)技術(shù)路線，一種是電氣風電為代表的與海外技術(shù)商簽 署協(xié)議，進行二次開發(fā)的技術(shù)路線，均在不同技術(shù)領(lǐng)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(lǐng)先優(yōu)勢，根據(jù)金風 科技公布數(shù)據(jù)，2020 年國內(nèi)市場份額 21%，連續(xù)十年國內(nèi)第一。根據(jù) Wood Mackenzie 對全球風機整機企業(yè)市場份額的統(tǒng)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(yè)龍頭地位穩(wěn)定。
海上風機目前整體裝機容量不大，占比不高，與國內(nèi)海上環(huán)境開發(fā)難 度大，機組生產(chǎn)成本高有關(guān)，但隨著技術(shù)的推進，海上風機裝機容量增速 將進一步加快。根據(jù)電氣風電招股書數(shù)據(jù)，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(yè)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(shè)備銷售毛利率呈普降趨勢，具有技術(shù)優(yōu) 勢，產(chǎn)業(yè)鏈整合優(yōu)勢以及規(guī)模優(yōu)勢的風機制造商將在頭部企業(yè)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(chǎn)業(yè)下游主要包括風場運營/風場投資，目標企業(yè)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(shù) 發(fā)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(guī)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(yè)市場表現(xiàn)
在政策風口下，2021 年風電指數(shù)有不錯的漲幅。根據(jù) wind 統(tǒng)計，截 至 11 月 21 日，中證風電指數(shù) PE（TTM）為 36.07 倍，較發(fā)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(chǎn)業(yè)指數(shù)及儲能產(chǎn)業(yè)指數(shù)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(guān)。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(yè)面臨“后補貼時代”，受搶裝潮影響，訂單量不會繼續(xù)保持 20 年和 21 年的高速增長，受此 影響，行業(yè)整體景氣度或?qū)⑾禄５L電行業(yè)屬朝陽產(chǎn)業(yè)，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(zhàn)略目標，整個行業(yè)中長期來 看仍然是受益的。2022 年，可以逢低布局風電產(chǎn)業(yè)龍頭企業(yè)，或風電 ETF。短期應回避 訂單量不足。
8.1.生物質(zhì)能概述
8.1.1 生物質(zhì)的概念
根據(jù)國際能源機構(gòu)（IEA）的定義，生物質(zhì)（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(zhì)能則是太 陽能以化學能形式儲存在生物質(zhì)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(tǒng)中占有重要的地位。
生物質(zhì)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(chǎn) 的廢棄物。比如農(nóng)作物、農(nóng)作物廢棄物、木材、木材廢棄物和動物糞便。
8.1.2 生物質(zhì)能的概念及技術(shù)分類
生物質(zhì)能發(fā)電是利用生物質(zhì)所具有的生物質(zhì)能進行發(fā)電，是可再生能 源的重要組成部分。生物質(zhì)能的應用途徑包括：直接燃燒、熱化學轉(zhuǎn)換和 生物化學轉(zhuǎn)換三種途徑。目前可以用來發(fā)電的技術(shù)主要有（按發(fā)電方式 分）：1.垃圾發(fā)電；2.沼氣發(fā)電；3.氣化發(fā)電；4.直接燃燒發(fā)電；5.混合 燃燒發(fā)電。
8.2 我國生物質(zhì)能現(xiàn)狀
8.2.1 我國的生物質(zhì)能資源豐富
據(jù)測算，我國理論生物質(zhì)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(zhì)能資源主要是傳 統(tǒng)生物質(zhì)，包括農(nóng)作物秸稈、薪柴、禽畜糞便、生活垃圾、工業(yè)有機廢渣 與廢水等。
農(nóng)業(yè)產(chǎn)出物的 51%轉(zhuǎn)化為秸稈，年產(chǎn)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(yè)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(chǎn)量約 5000 萬噸生物液體 燃料的原料需求。畜禽養(yǎng)殖和工業(yè)有機廢水理論上可年產(chǎn)沼氣約 800 億立 方米。
8.2.2 2020 年我國生物質(zhì)發(fā)電量超 1300 億千瓦時
2020 年，我國生物質(zhì)發(fā)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(zhì)發(fā)電量累計 1326 億千瓦時，同比增長 19.4%。其中：
垃圾焚燒發(fā)電：20 年新增裝機 311 萬千瓦，累計 1533 萬千瓦。全年 累計發(fā)電量為 778 億千瓦時，發(fā)電量較多的省份為廣東、浙江、江蘇、山 東、安徽。
農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電：20 年新增裝機 217 萬千瓦，累計裝機 1330 萬千瓦。全年累計發(fā)電約 510 億千瓦時，發(fā)電量較多的省份為山東、安徽、黑龍江、 廣西、江蘇。
沼氣發(fā)電：20 年新增裝機 14 萬千瓦，累計裝機 89 萬千瓦。全年累 計發(fā)電量為 37.8 億千瓦時，發(fā)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(zhì)發(fā)電繼續(xù)保持高速增長
2021 年 1-6 月，生物質(zhì)發(fā)電新增裝機 367.4 萬千瓦，生物質(zhì)發(fā)電累 計裝機達 3319.3 萬千瓦，生物質(zhì)發(fā)電量 779.5 億千瓦時，同比增長約 26.6%。年發(fā)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(zhì)能產(chǎn)業(yè)政策回顧
2016 年，國家發(fā)改委發(fā)布《生物質(zhì)能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，鼓勵農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電全面轉(zhuǎn)向分布式熱電聯(lián)產(chǎn)，推進熱電聯(lián)產(chǎn)項目建設(shè)。
2021 年 2 月，國家能源局發(fā)布《國家能源局關(guān)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(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)、地熱能開發(fā)利用方面 的支持內(nèi)容，并鼓勵地方對地熱能供暖和生物質(zhì)能清潔供暖等項目積極給 予支持。
2021 年 8 月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《2021 年 生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)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(wěn)發(fā)展”，圍繞“2021 年補貼資金申報”和“生物質(zhì)發(fā)電 項目建設(shè)”兩大任務，重點突出“分類管理”，推動生物質(zhì)能發(fā)電有序發(fā) 展。
8.4.生物質(zhì)能產(chǎn)業(yè)鏈分析
我國生物質(zhì)能發(fā)電行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈自上而下可依次分為：上游燃料資源；中游生物質(zhì)能發(fā)電；下游電網(wǎng)運營。
8.4.1 上游分析
產(chǎn)業(yè)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(huán)節(jié)：收購、加工、儲存、轉(zhuǎn)運、輸送。
秸稈收購：收購來源主要集中在農(nóng)戶，由經(jīng)紀人從農(nóng)戶手中收購以后 再賣給發(fā)電廠，整個加工過程包括打撈、打碎、集條、打包四個環(huán)節(jié)，受產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展程度所限，秸稈上游工業(yè)化程度較低，商業(yè)模式尚未形成規(guī)模 效應；
垃圾焚燒：主要針對城鎮(zhèn)居民生活垃圾進行收集、轉(zhuǎn)運到發(fā)電廠再通 過發(fā)電設(shè)備發(fā)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(jù)《中國城市建設(shè)統(tǒng)計年鑒》，2010-2019 年國內(nèi)城市 生活垃圾清運量復合增速為 4.85%，據(jù)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(jié)合十四五規(guī)劃及垃圾焚燒企 業(yè)項目進度，垃圾焚燒企業(yè)縱向延伸空間廣闊；政策鼓勵探索建設(shè)集生活 垃圾、建筑垃圾、醫(yī)廢、危廢、農(nóng)林垃圾等各類固廢綜合處置基地，垃圾 焚燒企業(yè)橫向擴張優(yōu)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(huán)境、光大環(huán)境、瀚藍環(huán)境、三峰環(huán)境、粵豐環(huán)保、偉明環(huán)保、 旺能環(huán)境、綠色動力等。
8.4.2 中游分析
產(chǎn)業(yè)鏈中游主體是發(fā)電企業(yè)，核心是生物質(zhì)發(fā)電設(shè)備以及輔助設(shè)備包 括鍋爐、汽輪機、輔機、冷凝器等設(shè)備的生產(chǎn)制造業(yè)。
目前我國的鍋爐技術(shù)、垃圾焚燒技術(shù)以及生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)逐漸成熟。部分生物質(zhì)企業(yè)已經(jīng)開始研究處理發(fā)電副產(chǎn)物的有效方法，灰沙的利用方 向是將其作為生物質(zhì)肥料進行使用，如鉀肥，受產(chǎn)量限制，產(chǎn)業(yè)鏈尚未形 成。余熱可以為循環(huán)水供暖，發(fā)展相對成熟。
近幾年政府對生物質(zhì)發(fā)電項目雖有政策扶持，但面對產(chǎn)業(yè)鏈不完整、 技術(shù)落后、補貼退坡等問題，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)生存情況不容樂觀，資源逐 漸向頭部企業(yè)擠兌。
8.4.3 下游分析
產(chǎn)業(yè)鏈下游是電網(wǎng)輸送，涉及電網(wǎng)運營企業(yè)。根據(jù)中國能源局數(shù) 據(jù)， 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(zhì)能發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
8.5 中長期投資展望
隨著碳中和目標的推進，生物質(zhì)能發(fā)電發(fā)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(fā)電量占比超過 30%，生物質(zhì)能年發(fā)電量超過可再生能源發(fā)電量的 10%，預計 2025 年生物質(zhì)能發(fā)電量約為 2700 億千瓦時，較 2020 年的 1326 萬千瓦時實現(xiàn)翻番。產(chǎn)業(yè)投資步入新藍海。