2.光伏：政策、技术与需求共振催动进入高景气周期

这里所称新能源重点是指风电、光伏与光热、核电、储能、生物质能源。截至 2020 年底,我国全口径发电装机容量 22.0 亿千瓦，同比增长 9.6%。 1980 年（庚申年）联合国召开的“联合国新能源和可再生能源会议” 对新能源的定义为：以新技术和新材料为基础，使传统的可再生能源得到现代化的开发和利用，用取之不尽、周而复始的可再生能源取代资源有限、对环境有污染的化石能源，重点开发太阳能、风能、生物质能、潮汐能、地热能、氢能和核能（原子能）。2006 年后，中国成为世界 CO2 第一排放大国。2019 年，世界 CO 2 排放量排在前六位的国家和地区分别是：中国 98.26 亿吨、美国 49.65 亿吨、欧盟 41.11 亿吨、印度 24.80 亿吨、俄罗斯 15.33 亿吨和日本 11.23 亿吨。据此计算，中国的碳排放总量已经超过美国和欧盟的总和，即将达到美国、欧盟和日本的总和，但还未到达峰值。2019 年，中国的能源消费结构中，煤炭、石油、天然气、可再生能源（包括水电）和核电的比例分别为 57.6%、19.7%、7.8%、12.7%、 2.2%。全球能源互联网发展合作组织预测，2060 年全社会用电量将达 17 万亿千瓦时，人均用电量达到 12700 千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达 90%以上。12 月 12 日，在气候雄心峰会上宣布“到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”。据此目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过 6600 万千瓦，水电和核电也将迎来新的发展机遇。中国经济结构决定了能源使用量巨大，单位 GDP 能耗远高于世界平均水平。构建可持续发展的能源结构是我国当前高质量发展目标的必选之路。发展新能源替代、实现能源转型、降低化石燃料排碳量，成为我国“十四五”时期的重要能源战略。为此，必须加大水、风、光、核、生物质等清洁能源与新能源开发力度，推动清洁和新电能全面消纳，逐渐替代煤、油、气等化石能源成为终端能源消费的核心载体。清洁能源重点以水电为主体，这里所称新能源重点是指风电、光伏与光热、核电、储能、生物质能源。截至 2020 年底,我国全口径发电装机容量 22.0 亿千瓦，同比增长 9.6%。其中，化石能源发电 12.5 亿千瓦、水电 3.7 亿千瓦、并网风电 2.8 亿千瓦、并网太阳能发电 2.5 亿千瓦、核电 4,989 万千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机 10.8 亿千瓦、气电 1.0 亿千瓦。非化石能源发电装机容量占总装容量达 43%。基于 2030 年非化石能源占一次能源消费比重达到 25%的总量目标，到2030年我国电源装机总量将增长至38亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、核电和生物质及其他发电装机占比将达到 68%。未来十年清洁能源装机将增加约 16 亿千瓦，从 2020 年到 2030 年复合增长率为 10.5%。可见从十四五时期开始，风电、光伏与光热、核电、储能、生物质能等细分能源行业将进入高速增长阶段，新能源产业革命新的征程已经启航。 2.1 双碳背景下政策驱动光伏行业进入景气周期为应对全球气候变暖，多国承诺将全球气温上升限制在 1.5°C。IEA 署长 Fatih Birol 提到，由此制定的"净零"路线图中要求，到 2030 年，全球太阳能光伏发电新增装机达到 630GW，相当于每天安装一个现有最大的太阳能电站的规模。这样到 2030 年，实现全球能源效率平均每年可提高 4%，约为过去 20 年平均水平的 3 倍。其中，到 2050 年，全球发电总量的近 20%来自太阳能光伏和风能。投资规模方面，根据与国际货币基金组织（IMF）的联合分析，到 2030 年，年度能源总投资将激增至 5 万亿美元，每年为全球 GDP 增长额外增加 0.4 个百分点。在清洁能源以及工程、制造和建筑行业中创造了数百万个就业机会。光伏产业是半导体技术与新能源需求相结合而衍生的产业。大力发展光伏产业，对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。我国已将光伏产业列为国家战略性新兴产业之一，在产业政策引导和市场需求驱动的双重作用下，全国光伏产业实现了快速发展，已经成为我国为数不多可参与国际竞争并取得领先优势的产业。目前我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。国家能源局新能源与可再生能源司副处长孔涛提到，“十四五”期间光伏发电发展将进入一个新阶段，光伏发电年均装机规模将大幅度的提升，装机规模将进一步扩大。光伏发电在能源消费中的占比将持续提升，光伏发展将进入平价阶段，摆脱对财政补贴的依赖，实现市场化发展、竞争化发展。按照“3060 双碳”战略，实现碳中和目标，我国一次能源消费中的清洁能源占比将大幅提升。根据清华能源转型中心何继江估算，我国光伏装机容量需求在实现“碳中和”目标时人均光伏大约为 5~10 千瓦，需要约 85.8 亿千瓦光伏资源量。叠加“十四五”将通过加快构建以新能源为主体的新型电力系统提升光伏发电消纳和存储能力，既实现光伏发电大规模开发，也实现高水平的消纳利用，同时更加有力的保障电力可靠稳定供应，实现高质量跃升发展。 2.2 全面平价时代，光伏市场快速增长光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优势的能源形式，发电成本快速下降推动光伏发电进入“平价时代”。从发电成本角度看，根据国际可再生能源署(IRENA)的统计，自 2010-2020 的十年时间里，在生产成本大幅下降和技术快速进步驱动下，全球光伏发电加权平均 LCOE(平准化度电成本)已从 38.1 美分/kWh 下降至 5.7 美分/kWh，降幅高达 85.0%。而同期水力发电 LCOE 则上升至 4.4 美分/kWh，海上风电、陆上风电、光热发电、以及生物质发电 LCOE 则分别下降 48.1%、 56.2%、68.2%、0%，均小于光伏发电的 LCOE 降幅。在过去十年间，太阳能光伏发电成本快速下降，成本的下降主要是由于电池板价格和系统配套费用的降低，前者降幅达 90%，这些因素使得太阳能光伏发电的总装机成本下降了 80%以上。具体数据来看，2020 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 3.99 元/W 左右，较 2019 年下降 0.56 元/W，降幅为 12.3%。其中，组件约占投资成本的 39.3%，较 2019 年上升 0.8 个百分点。非技术成本约占 17.3%（不包含融资成本），较 2019 年下降了 0.3 个百分点。2020 年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为 3.38 元/W，分布式光伏系统运维成本为 0.054 元/W/年，集中式地面电站为 0.046 元/W/年，基本维持 2019 年的水平。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将持续保持在这个水平并略有下降。据光伏业协会预测，2021 年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价，到 2030 年光伏系统初始投资成本将会降至 3.15 元/W。经济发展，社会用电量增长成为光伏产业规模扩张的内生动力。2021 年 1-8 月，全社会用电量累计 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%。 2021 年 1—8月份，全国发电装机容量228254 万千瓦，同比增长 9.5%，发电 53894 亿千瓦时，同比增长 11.3%。其中，太阳能发电装机 27513 万千瓦，同比增长 24.6%，太阳能发电增长 8.5%。在 2021 年保障性并网规模不低于 90GW 的政策指引下，四季度需求将得到显著提振。根据中国光伏行业协会(CPIA)的预测，保守情况下 2025 年我国新增光伏装机容量将达到 90GW，相比 2020 年 48.2GW，复合增速为 13.3%。而 2025 年全球新增光伏装机容量为 270GW，相比 2020 年 130GW，复合增速为 15.7%。在而乐观情况下，2025 年我国新增光伏装机容量将达到 110GW，相比 2020 年复合增速将达到 17.9%。全球新增光伏装机容量将达到 330GW，相比 2020 年的复合增速将达到 20.5%。 2.3 装机需求与技术成熟驱动产业链进入高景气赛道太阳能光伏产业链包括硅料、铸锭(拉棒)、切片、电池片、电池组件、应用系统等 6 个环节。上游为硅料、硅片环节;中游为电池片、电池组件环节;下游为应用系统环节。从全球范围来看，产业链 6 个环节所涉及企业数量依次大幅增加，光伏市场产业链呈金字塔形结构。太阳能光伏产业链的上游是太阳能电池板的原料硅片和晶体硅原料的生产，这一产业在我国属于垄断行业。中游是由生产晶硅电池片开始的，将晶硅体加工为电池片，是实现光电转化的核心步骤。在我国，晶硅(单晶、多晶)光伏组件的应用占到了市场的 95%以上。然后就是电池组件的生产，将电池片组装成电池组件，属于劳动密集型产业，是光伏产业链中游的尾端。从光伏产业链角度看，由于整个光伏产业仍处于快速发展阶段，因此相关的生产技术和加工工艺的进步速度十分迅速，推动光伏设备持续不断更新换代，行业销售收入持续增长。根据 CPIA 统计数据，全球光伏设备行业销售收入从 2013 年的 17.5 亿美元增长至 2019 年约 50 亿美元，复合增长率为 19.1%。与此同时，由于全球光伏产业链各个生产环节的主要生产地均在中国，所以中国光伏设备市场规模占全球的比重较高。多晶硅：属于光伏产业链上游第一道环节，一般从项目建设到产能投产需要 12-18 个月，产能周期相对较长。目前技术工艺全部国产化，随着技术改进，成本呈现大幅下降趋势。2020 年，全国多晶硅产量达 39.2 万吨，同比增长 14.6%。其中，排名前五企业产量占国内多晶硅总产量 87.5%，行业集中度较高。价格方面，硅料价格自去年下半年以来不断攀升，虽然 2021 年 6 月份出现减缓迹象，但是 8 月份重回上涨趋势。硅料产能周期及需求弹性特性，叠加行业高壁垒特性使得下游需求扩大时，价格呈现敏感变化，并在较长时间内维持价格高位。2021 年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，产量将达到 45 万吨。硅片：光伏硅片领域，由于受到规模、技术、成本等因素限制，使得寡头运营模式明显，行业集中度越来越高。2020 年全国硅片产量约为 161.3GW，同比增长 19.7%，占全球产量约 167.7 GW 的 96.2%。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 88.1%，且均超过 10GW。随着头部企业加速扩张，2021 年全国硅片产量将达到 181GW。相关企业主要包括以上机数控、京运通、高测股份等为代表的传统硅片设备制造商，以及双良节能、高晶太阳能、三一集团等新进入者。晶硅电池片：TOPCon 和 HJT 电池的转换效率则仍有很大提升空间。晶硅电池主要类型包括 AI-BSF、PERC、TOPCon、HJT、IBC 等，其中，从 2020 年平均转换效率数据来看，N 型电池转化率最高，TOPCon 电池平均转换效率达到 23.5%，异质结电池平均转换效率达到 23.8%，背接触电池达到 23.6%。因此，未来随着生产成本的降低及良率的提升，N 型电池将会是电池技术的主要发展方向之一，而且也是光伏技术的核心竞争因素。从整个光伏产业链的角度看，不断降低生产成本、提高转换效率，从而降低光伏 LCOE，是驱动整个光伏产业链各环节技术进步的核心动力。然而硅料、硅片、组件环节的成本下降和技术进步的空间相对有限，提高电池转化率将是未来降低 LCOE，优化成本的主要有效环节。预计到 2025 年，二者的量产转换效率分别有望达到 25.0%和 25.2%。组件：光伏组件是光伏发电系统的核心构成部分，工艺包括串焊、叠层、压层、检测等。其核心竞争优势主要体现在除质量性能外带来成本优化外，还包括品牌与渠道，及服务等。如具有高融资价值的组件品牌就拥有更强的竞争力，销售渠道全球布局更利于渠道竞争与售后服务跟进。成本角度来看，硅料硅片价格变化影响较弱，主要源于一体化组件自供比例提升，消化部分成本上涨压力。 2020 年，全国组件产量达到 124.6GW，同比增长 26.4%，约占全球产量 163.7GW 的 76.1%。其中，排名前五企业产量占国内组件总产量的 55.1%，集中度相对分散。以隆基股份、晶科能源、天合光能、晶澳科技、阿特斯等为代表的一体化组件企业，凭借更强的品牌、融资价值、盈利能力以及更为全面的销售网络，市场份额呈现出不断提升的趋势。在产业链价格高企的背景下，组件降价空间较小，2021 年 8 月开标均价维持在 1.75-1.85 元/W，相对年初 1.55 元/W 左右的价格提升 13-19%。 2.4 长景气周期将继续提升行业业绩增长空间光伏行业高景气，2021 上半年业绩高增涨。2021 年上半年，Wind 光伏板块 63 家上市公司合计实现营业总收入2928.84 亿元，同比增长 39.22%；归属于上市公司股东的净利润279.18 亿元，同比增长 66.28%。得益于光伏各环节出货量增加，产品价格增长以及同期基数低等因素影响，光伏板块上半年取得较高的业绩增速。分季度来看，21Q1 板块实现营业收入 1628.90 亿元，归属于上市公司股东的净利润 149.81 亿元，分别同比增长 33.02%、37.96%；21Q2 板块毛利率、净利率分别为 23.13%、 10.03%，环比提升 1.11 个百分点、-0.46 个百分点。细分领域来看，硅料、硅片、胶膜、光伏玻璃、光伏设备上半年经营业绩普遍较好，电池片、组件环节盈利承压。受原材料价格上涨、运输成本提升以及竞争激烈等因素影响，部分公司增收不增利。 3.1 热发电技术原理光热发电是将太阳热辐射能转化为热能再将热能转化为电能，间接用于发电。光热发电经过“光能－热能－机械能－电能”的转化过程实现发电。具体来说，反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，用来加热集热装置内导热油或熔盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，蒸汽驱动汽轮机带动发电机发电。光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，最大的差别是发电所用热源不同，前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。 3.2 光热发电技术分类光热发电按照聚能方式及其结构进行分类，主要有塔式、槽式、碟式、菲涅尔式太阳能光热发电四大类技术，塔式和槽式光热发电技术商用更广泛。塔式光热发电系统：点式聚焦集热系统，利用大规模自动跟踪太阳的定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质，使其直接或间接产生 540℃ ～560℃ 蒸汽，其中一部分用来发电，另一部分热量则被储存，以备早晚或没有阳光时发电使用。塔式系统具有热传递路程短、高温蓄热、综合效率高等优点，新建的光热发电项目中塔式光热发电技术越来越多，塔式是未来太阳热辐射能光热发电的主要技术。槽式光热发电系统：也称槽式镜像系统，是线式聚焦集热系统。利用大面积槽式抛面镜反射太阳热辐射能，连续加热位于焦线位置集热器内介质，将热能转化为电能。槽式聚光器是一维跟踪太阳方式，属于中高温热力发电，串并联集成后发电容量无限制。太阳热辐射能集热装置占地面积比塔式、碟式系统要小 30%～50%，已建成的光热发电站有 80%以上采用槽式技术。碟式光热发电系统：也称为抛物面反射镜斯特林系统，是点式聚焦集热系统，是世界上最早出现的太阳能光热发电系统。由许多抛物面反射镜组构成集热系统，接收器位于抛物面焦点上，收集太阳辐射能量，将接收器内的传热介质加热到 750℃ 左右，驱动斯特林发动机进行发电。碟式发电优点是光学效率高，启动损失小，适用于边远地区独立电站。菲涅尔式光热发电系统：工作原理类似槽式光热发电，只是采用多个平面或微弯曲的光学镜组成的菲涅尔结构聚光镜来替代抛面镜，众多平放的单轴转动的反射镜组成的矩形镜场自动跟踪太阳，将太阳光反射聚集到具有二次曲面的二级反射镜和线性集热器上，集热器将太阳能转化为热能，进而转化为电能。特点是系统简单、直接使用导热介质产生蒸汽，其建设和维护成本相对较低。从全球范围看，目前已投入使用的光热发电站中，槽式仍然凭借其更低的前期投资，较低的门槛与建设难度，以及更低的维护成本在投运项目中占据主流。但在建项目中，塔式则凭借更高的聚光率产生更高温度，实现更高的热电转化效率以及更低的发电成本，是未来的主要方向。实际上由于光热发电良好的兼容性，多种设计混用的情况并不罕见，全球范围内将塔式与槽式混用的光热电站就有 10 座。我国境内也有青海省海西州700MW 风光热储多能互补项目，混合了风光热三种可再生能源。大型光热电站系统由四部分构成，即集热系统，热传输系统，储热系统，发电系统。集热系统：集热系统负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为后续发电提供能量，是光热发电系统最核心的组成部分。集热系统包含聚光装置与接收器两个核心组件，其中聚光装置由中央控制系统操控，跟踪太阳位置收集并反射最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则利用收集到的能量加热内部介质，实现能量的吸收与储运。热传输系统：热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热介质，输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，熔盐在熔融态下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色。但由于高温熔盐对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，所以对材料要求比较高。储热系统：通过储热罐，光热系统可以将集热器加热过的介质集中储存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。热能被储存在储热罐中，可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长发电时间。同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用电负荷，适应电网调度发电。传热蓄热技术是光热发电关键技术之一，而传热介质的工作性能直接影响系统的效率和应用前景。传热介质中，使用较多的有水、水蒸汽、空气、液态金属、导热油以及熔盐等。其中，熔融盐具有工作温度高、使用温度范围广、传热能力强、系统压力小、经济性较好等一系列的优点，目前已成为光热电站传热和储热介质的首选。常见熔盐的熔点从低到高的排列顺序为：硝酸盐＜氯化物＜碳酸盐＜氟化物。当前中国的光热发电产业仍处于起步阶段，大规模商业化发展仍须等待。中国熔盐供应企业多数是传统的硝酸盐生产企业，也有部分企业通过采购硝酸盐原料生产符合质量要求的熔盐。发电系统：光热的发电系统和传统电厂区别不大，仍是通过加热水获得高质量的过热蒸汽，推动各式汽轮机发电。由于光热电站所用导热介质是循环使用的，几乎不产生排放，发电过程无疑更加环保。 3.4 光热发电的独特优势 3.4.1 自带储能系统，具有调峰调频功能光热发电机组配置储热系统，可实现 24 小时连续稳定发电，可替代燃煤电站作为基础负荷，提高风光电等间歇性可再生能源消纳比例，并可作为离网系统的基础负荷电源；同时，机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可深度参与电网调峰，保证电网及电源的高效利用；此外，太阳能热发电还可根据电网用电负荷的需要，参与电力系统的一次调频和二次调频，确保电网频率稳定，保证电网安全。电力系统的运行，需要连续、稳定的电源作为支撑。中控德令哈 50MW 塔式熔盐储能光热发电项目为例（配置 7 小时储能），在 2020 年 2 月 1 日至 2 月 13 日期间，实现了机组 292.8 小时的连续、不间断稳定运行。光热电站通过配置更大容量的储能系统，还可进一步提高不间断运行的时长。由于太阳能热发电与生俱来的优势，其对电网的友好性正逐渐得到认可。当前光热产业在项目和技术上已有一定基础，但是否能成为新能源行业下一个风口，还取决于能否获得持续政策支持，加速规模化降本和技术创新迭代。 3.4.2 可以实现多能互补在风、光电装机规模集中、比例迅速提高的地区，可以布局建设“光热+光伏或光热+风电”多能互补示范项目，通过多种能源的有机整合和集成互补，缓解风光消纳问题，促进可再生能源高比例应用。引导“光热+光伏或光热+风电”的可再生能源基地建设，深入推进源网荷储多能互补项目建设；完善跨区峰谷分时电价政策，并将销售电价模式向电源侧传导，推动我国光热产业可持续发展。 3.5 光热发电产业链 3.5.1 光热发电产业链构成光热发电的产业链从上下游关系来说，可由基础材料、装备制造、电站 EPC、电站运营、电力输配等环节构成。产业链的核心环节在于装备制造、电站和 EPC。中国光热发电产业链条比较完整，但目前规模还较小。光热发电产业从电站的结构来说，其产业涉及到太阳岛、传储热岛、常规岛、工程咨询服务以及原材料与配件供应等链条。太阳岛所占成本比例最高：太阳岛主要包括聚光系统和吸热系统。热力发电岛主要包括热力系统及辅机设备、水循环、水处理系统、换热设备等。对于具有一定规模的塔式太阳能热发电站（10MW 以上），太阳岛成本占电站建造成本的 55%以上。随着塔式太阳能热发电站装机容量增加，太阳岛成本所占的比例也越来越高，装机容量为 300MW，600MW 时，太阳岛成本所占的比例分别可达到 68%和 70%。定日镜是塔式太阳岛中成本占比最高的部件：目前中国塔式太阳能热发电站的太阳岛造价为 3600~4000 元/kW。其中定日镜成本约占太阳岛成本的 75%，随着电站规模变大，定日镜数量相应增加，太阳岛成本构成中定日镜的占比也会增加，吸热器输出热功率达到 500MW 以上后，定日镜成本在太阳岛中的占比大于 80%。传储热岛则分为主设备、辅设备和工质三部分，主要涉及换热器、熔盐泵、熔盐阀、流量计、电加热及电伴热等装备以及熔盐、导热油等传储热工质。常规岛部分与传统化石电站相似，涉及到的相关装备也相对更加成熟，主要分为主机设备和辅机设备两部分，关键装备汽轮机、蒸汽发生器和发电机等均属此列工程咨询服务部分包含范围则更广，涉及到光热电站开发的多个方面。主要分为项目前期、建设期和其它三部分，包含了 EPC 总包、可行性研究、详细设计、业主工程师、系统集成、运维服务等。最后是原材料与配件，该部分主要涉及组成光热发电设备的配件供应商，以及光热电站开发或运行要用到的一些原材料。主要为原材料、配品配件和其他部分。 3.5.2 光热发电产业链上的主要公司 3.6 国内光热发电的现状与未来 3.6.1 国内光热发电现状目前光热发电成本依旧较高：由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。从初始投资成本看，光热发电站的单位千瓦投资成本在 2.5 万-3.5 万元，是传统煤电站的 3-4 倍、陆上风电的 3-4 倍、光伏电站的 4-5 倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占 50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本越高；从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在 1 元/千瓦时左右，相当于煤电的 3-4 倍、陆上风电的 2-3 倍、光伏发电的 1.4-2 倍。 2022 年 1 月 1 日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。根据《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，首批光热示范项目的延期电价政策为：2019 年和 2020 年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时 1.10 元执行；2021 年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时 1.05 元执。在我国光热发电产业发展的初期阶段，上网电价形成机制尚未完成市场化改革之前，取消电价补贴，使近 10 年时间发展起来的产业链面临新的挑战。虽然首批示范项目已经建设投产，但太阳能热发电产业目前仍处于初期发展阶段，发电装机规模仍然较小。同时价格机制未形成，光热发电的价值无法在现有电力市场机制下得到合理体现。今年 4 月发布的《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确抽水蓄能电站实行的两部制电价政策，而光热发电自带熔盐储能系统，完全可以在电力系统中承担与抽水蓄能电站同样的角色，建议参照抽水蓄能价格政策，落实储能型光热电站的价格形成机制，以体现光热发电的独特价值。 3.6.2 国内光热发电的未来降本提效是光热发电未来发展的必经之路。根据塔式太阳能光热发电站成本构成，影响成本电价的三个主要动因：产能规模化效应、单机装机容量和技术工艺进步及管理优化。预计在未来，光热发电站成本电价可与燃煤火电站的电价相当，具有广阔的应用前景和成长空间。以塔式发电为例，定日镜成本占到塔式光热发电站成本的一半左右，所以定日镜的降本是光热发电发展的重中之重：定日镜由反射镜、镜架、动力设备、控制器及基座组成，各部分的造价大致构成比例依次为 9%、9%、61%、6%和 15%。由于规模效应带来的加工费用和运输费用降低；更轻便定日镜的设计降低相关材料费用；动力设备的优化设计降低该部件成本。预计随着装机量的提升，定日镜成本可大幅下降。未来万亿市场可期。按照 IEA 预测，中国光热发电市场到 2030 年将达到 29GW 装机，到 2040 年翻至 88GW 装机，到 2050 年将达到 118GW 装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场，照此看来，光热发电万亿级市场才刚刚拉开帷幕。 4.1 能源结构加快调整，核电成为多能互补重要组成部分受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正加快向低碳化转型。许多国家已将核能发电作为新一代能源技术的重要战略组成部分和经济发展的重要新领。根据世界核能协会， 2019 年，核能发电量达到 2657 TWh，能够满足世界电力需求的 10％以上。中国的核能发电量从 2013 年的 105TWh 增至 2019 年的 330 TWh，增长了超过两倍。2019 年，北美，西欧和中欧的核能发电量有所下降，非洲，亚洲，南美，东欧和俄罗斯的核能发电量有所增加，亚洲的核能发电量增长了 17％。其中，中国的核能发电量占比过半，是世界上核能发电量排名第二的国家，核能发电量占世界比重 13.6%。我国的核电建设受 2011 年日本福岛核电站泄露的影响，核电项目的审批一度放缓，尤其是自 2015 年核准 8 台新建机组后，更是经历了三年“零审批”的状态。但是从最近 2 年来看，2019 和 2020 年每年都有新的项目获批，连续两年核准新的核电项目，代表了核电新建机组的审批和核准开始恢复正常。更关键的是，这一变化正是从 2018 年能源工作指导意见中对核电的态度从安全发展转为稳妥推进后才发生的。随着政府对核电发展的态度进一步转变为“积极有序发展”，核电有望在“十四五”期间迎来新的发展阶段。我国近五年核电装机增长节奏较快，带动发电占比稳步提升。据中国核能行业协会今年 7 月发布的《2021 年 1-6 月全国核电运行情况》显示，截至 6 月 30 日，我国运行核电机组共 51 台，装机容量 5327.5 万千瓦，占全国发电装机容量的 2.36%，发电量占比达到 5.04%。运行核电机组累计发电量为 1950.91 亿千瓦时，占全国累计发电量的 5.04%，比 2020 年同期上升了 13.76%；累计上网电量为 1830.51 亿千瓦时，比 2020 年同期上升了 14.12%。根据核电专业媒体《核电观察》在 1 月发表的年度展望中曾测算，要实现 2030 年非化石能源占一次能源消费比重 25%以上，综合考虑风电、太阳能、水电的发展空间以及核电的建设周期，需要十四五期间至少新开工 3500 万千瓦核电机组，即 30-35 台百万千瓦核电机组，年均新开工 6-8 台机组，届时至 2030 年核电装机容量可达到 1 亿至 1.1 亿千瓦。 4.2 三代核电技术成熟落地，核电市场规模有望再上台阶核电产业链的上游为铀矿开采加工精炼、铀转化浓缩和核燃料组件制造；中游为核电设备制造环节，主要包括核岛设备、常规岛设备和辅助设备；下游是核电站建设运营及乏燃料处理等。核电具有建设周期长、投资规模大的特点，核电建设既可以发挥稳定投资的作用又有推动未来能源结构优化具有重要作用。在新一轮政策的引导下，核电整个产业链发展空间有望获得提升。上游：对外进口依赖程度高，泛燃料处置制约核电产业发展发现新的高质量铀矿、与铀资源丰富国建立合作项目、收购海外铀矿项目、发展四代核技术等才能实现降低需求与成本的目的。核燃料棒最核心的材料是燃料芯块，由二氧化铀组成，是裂变反应产生热量的主要原料。在核燃料成本结构中，天然铀占比最高，达到 49%。而国内铀资源由于受到品质及成本限制的原因产量较低，要满足自身需求需要大量进口，数据显示，2018 年进口占比超 85%，远超 50%的国际警戒线。同时由于中国政府对核燃料物资行业实施严格的管制，只有获得国家许可的企业才能从事海外铀产品的采购，所以核电上游具有非常高的的政策性进入门槛。目前国内获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服务的实体只有中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司和国家电投下属的国核铀业发展有限责任公司，具有明显垄断地位。核燃料元件制造在技术门槛与国家安全要求下也存在较高进入门槛，国内仅中核集团旗下的中核北方与中核建中获得授权，具有极高议价能力。乏燃料处理将成为制约中国核电发展的重要因素。核电站产生的乏燃料与核电站设备容量相关，大约每 100 万千瓦的核电设备容量乏燃料的年产量为 21 吨。2020 年中国乏燃料产生量达 1,071.6 吨，而乏燃料后处理能力仅为 50 吨，无法满足处理需求。且根据中国核电发展规划，到 2030 年，每年将产生乏燃料近 2,000 吨，累积乏燃料约 24,000 吨。截止2021 年，中国仍未形成后处理工业能力，且离堆贮存能力也趋于饱和。乏燃料后处理厂建设成本高且建设周期长，平均建设周期为 10 年，因此短期内乏燃料处理需求难以满足。这也是后期核电能源能否长足发展的关键，也是整个产业链能否进入景气周期的前提。中游：核心技术突破优化成本结构核岛设备制造是核电国产化的核心，垄断程度高，技术壁垒高，毛利率接近 40%。核电站建设成本占比最高，达到 64.3%，其中，核电设备在核电站建设中所占成本最高，其比例高达 50%，而核电设备中核岛成本占比最高，达到 58%，因为核岛工艺复杂，且安全性要求极高，核岛中的关键部件由于制造工艺要求高，制造所需资产均由国企垄断。常规岛与辅助系统由于技术壁垒低，价格明显下降，成本占比也相应下降，毛利率水平仅为 10%左右。核电自主创新能力显著增强，华龙一号、国和一号自主三代核电技术完成研发,高温气冷堆核电站示范工程取得重大进展,小型堆、第四代核能技术、聚变堆研发基本与国际水平同步。AP1000、EPR 三代核电技术全球首堆相继在我国建成投产并完成首炉燃料循环运行，自主核电品牌“华龙一号”首堆成功并网，我国在三代核电技术领域已跻身世界前列。 CAP1400 是我国在引进的美国西屋公司 AP1000 的基础上消化、吸收再升级的非能动大型先进压水堆核电机组。相比于 AP1000，机组功率提高 20%，进一步降低了堆芯熔化概率，优化了放射性废物处理系统。目前，CAP1400 技术已开发成熟，基于 CAP1400 机组的石岛湾 1#、2#机组分别于 2019 年 4 月及 2020 年 6 月拿到 FCD 核准，机组关键设备材料基本实现了自主化的设计和国产化制造，设备国产化率已超过 85%。目前，上海电气、中国一重在我国核电行业国内核电装备综合市场的占有率持续居于领先地位。目前核岛设备的供应以上海电气、东方电气、哈电集团、中国一重四大国企为主，主要承担三代核电主设备，如反应堆压力容器、稳压器、蒸汽发生器、汽轮发电机、主冷却剂泵的供应。民营企业在细分产品如阀、泵管道、风机制冷设备等方面占据了主要供应地位。中国一重负责反应堆压力容器的制造任务；东方电气负责汽轮发电机组等主设备的设计、制造以及蒸汽发生器的制造任务；上海电气负责反应堆堆内构件、核二三级泵等制造任务；哈电股份负责核岛反应堆冷却剂、常规岛辅机给水加热器等；中核科技负责关键阀门，如主蒸汽隔离阀、核级直流电装驱动闸阀。下游：十四五时期市场规模有望突破千亿核电建设周期长、投资规模大，前期工作一般需要 5-10 年以上；工程建设及安装调试一般需要 5 年左右；第三代核电站投产后运行时间可达 60 年。由于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性，目前我国经国务院正式核准的核电项目均由中国广核、中国核电和国家电投三家分别或合作开发运营，其中，中国广核和中国核电占据核电运营的绝大部分市场份额。根据中国核能行业协会发布的《中国核能年度发展与展望(2020)》，预计到 2025 年，我国核电在运装机达到 70GW，在建30GW，对应十四五年均新增核准约 5~6 台机组，带来约 1200 亿元/年的市场空间。从发展核电相较其他清洁能源来看，核电存在稳定性强、发电效率领先，发电成本低等的优势特点。与水电相比，核电不存在枯水期问题；与煤电相比，核电燃料较少受到交通状况的影响及环保问题；与风、光、生物质等可再生能源发电相比，核电没有间歇性、间断性等问题，利用效率高达 80%；从发电成本来看也是较低的。与其他不可再生能源相比，排放的等效温室气体比煤电燃料小两个数量级。从发电量月度波动来看，月度发电量占比最高与最低月份差异不超过 2 个百分点。与此同时，核电发电效率遥遥领先，2020 年我国核电平均利用小时达 7453 小时，较火电领先超 3000 小时，较风电、光伏领先超 5000 小时。中国核电上网标杆电价为 0.43 元/千瓦时，随着二代核电站的批量建设，核电发电成本已得到一定程度的降低，近两年核电平均上网电价约降低至 0.416 元/千瓦时，但随着安全性能更高的三代核电站投入建设，核电上网电价需重新核算调整，三代核电站初步定价为 0.5 元/千瓦时。锂电池是电池的一种，电池按照工作性质可分为一次电池与二次电池。一次电池，是指放电后不能再充电使其复原的电池，即不能循环使用的电池，如碱锰电池、锌锰电池等。二次电池又称为充电电池或蓄电池，指在电池放电后可通过充电的方式使活性物质激活而继续使用的电池，如铅酸电池、镍镉电池、镍氢电池和锂电池，二次电池的特点为可循环使用，较一次电池更为环保。锂电池即为目前最为先进的二次电池。随着我国经济的快速发展，能源依赖以及环境保护问题成为了制约我国经济转型以及产业结构调整最主要的问题。在能源依赖及环境保护双重压力下，最近几年，国务院及各部委连续出台了一系列推广新能源汽车普及、应用的政策，刺激了我国新能源汽车产业的高速发展，推动了动力锂电池行业的快速发展。 5.1 锂电池产业链分析（1）锂电池产业链概述锂电池产业可以分为上游的矿产资源、中游的原材料和产品制造及组装、下游的应用三大范畴。锂电池重要组成部分：锂电池主要由正极材料、负极材料、电解液和电池隔膜四部分组成。 1）正极材料，正极材料占锂电池成本的 40%左右。锂电池产业链中，市场规模最大、产值最高的环节当属正极材料，且其性能决定了电池的能量密度、寿命、安全性、使用领域等，正极材料成为锂电池的核心关键材料。目前动力电池正极材料技术路线主要有：钴酸锂、镍钴锰三元、改性锰酸锂、磷酸铁锂、镍钴铝三元。其中磷酸铁锂作为正极材料的电池充放电循环寿命长，但其缺点是能量密度、高低温性能、充放电倍率特性均存在较大差距，磷酸铁锂电池技术和应用已经遇到发展的瓶颈；钴酸锂主要用于对体积能量密度要求较高的消费类电池的正极材料；锰酸锂电池能量密度低、高温下的循环稳定性和存储性能较差，因而锰酸锂仅作为国际第 1 代动力锂电的正极材料；三元材料凭借其较高的能量密度，成为当下 EV 车型广泛采用的技术路线。需求方面，三元材料方面需求较为平稳，三元材料 5 系部分需求被磷酸铁锂替代，电池厂 8 系以上材料需求快速增。价格方面，2021 年 9 月底，三元材料 523/811 报价分别 20 与 24.0 万元/吨左右。原料端硫酸镍、硫酸钴、硫酸锰报价 3.7、8.1、0.9 万元/吨左右。整体来看，碳酸锂涨势强劲，与氢氧化锂价格已出现倒挂，导致低镍材料成本上行明显，成交价格上调幅度较大，氢氧化锂因疫情、运输等因素出口减少，国内供应量小幅提升，上涨有所滞后。原料端炼厂存在成本压力较大，短期内价格下调空间不大，随着产能的不断释放，在四季度的交付量会不断提高，短期内三元材料价格上涨趋势，具体来看：原料锂盐价格节节攀升供应紧张，价格明显上涨，预计短期内依旧维持高位。 2）负极材料主要影响锂电池的首次效率、循环性能等，负极材料的性能也直接影响锂电池的性能，负极材料占锂电池总成本不超过 15%。负极材料一般分为碳系负极和非碳系负极，其中碳系负极可分为石墨、硬炭、软炭负极等，石墨又可分为人造石墨、天然石墨、中间相炭微球；非碳系负极包括钛酸锂、锡类合金负极、硅类合金负极等。 3）电解液是锂离子电池的关键原材料之一，下游为锂离子电池。锂离子电池具有循环寿命长、能量密度高、成本相对较低、安全性能好等特点，应用领域广泛。锂离子电池电解液上游材料包括了溶剂，锂盐和添加剂。电解质作为电解液的重要组成部分，直接影响着锂离子电池的搁置时间和使用寿命、内阻与功率特性、充放电效率、使用温度范围、安全性能及成本等。受下游需求拉动，国内外主流厂商纷纷布局溶质领域，产能将持续扩张。但目前溶质 LiPF6 的主流合成和提纯工艺仍有改进空间，使得高品质产品的生产工艺难度较大。随着下游持续景气，目前生产企业暂无库存，现货紧张，扩产周期较长，大多以交付和长期订单为主，供需缺口将持续存在，预计 2021 年内六氟磷酸锂将持续保持高景气度。2022 年锂电池电解液溶质需求量有望增加 70%，需求动能将保持强劲。根据 GGII，2020 年中国电解液市场出货 25 万吨，同比增长 38%。按照比重 5%计算，2020 年国内电解液添加剂出货量约 1.46 万吨，同比增长 27%。预计 21 年中国电解液产量将在 42 万吨左右，同比增加约 17 万吨。随着电解液的市场需求不断攀升，即使生产企业在三季度顺利投产，明年仍存在较大的市场缺口。 2021 年 9 月 24 日碳酸二甲酯（DMC）、六氟磷酸锂报价 1.1、46 万元/吨，环比 5.5%、2.3%。上游氢氟酸、碳酸锂报价 1.05、17.6 万元/吨，环比 1.9%，14%。盐湖提锂指数收报 4177，环比-9.1%，近三个月上涨 110%。整体来看，电解液厂家总库存为 757 吨，同比下降 53%，依旧维持低位，个别企业内部出现零库存现象。当前电解液厂家的综合成本约 7.95 万元/ 吨，目前大部分电解液企业与上游六氟企业达成锁量合作，因而六氟价格波动对成本影响减弱，但随着原料端其他产品供应吃紧，价格的进一步走高，电解液成本压力将进一步增强。随着电解液企业内部六氟磷酸锂自给能力的提升，电解液厂家的利润水平逐步回升，目前行业平均毛利维持在 1.65 万元/吨左右。 4）隔膜是正负极之间的一层薄膜，容许离子通过、阻止电子通过、防止出现短路。为了使隔膜在充放电过程中保持完整性和热稳定性，一般行业内都会对隔膜进行表层涂覆，涂一下诸如陶瓷、勃姆石、硫酸钡等无机材料。有涂覆的叫涂覆膜，没有涂覆的称为基膜。动力电池基本都会选择涂覆膜。隔膜的制作工艺主要分为湿法和干法，干法又有单向拉伸和双向拉伸。目前高端产品中以湿法为主，中低端以干法为主。从国内市场来看，锂电隔膜市场已高度集中，新增产能主要来自于头部企业。由于下游需求旺盛，头部企业订单饱满。目前，恩捷股份、星源材质、中材科技等都在加大扩产力度。扩产的同时，产业链企业还在发力提升海外销售比例，并谋划海外建厂，以提升利润水平。近期恩捷股份在匈牙利投资建设锂电池隔膜生产基地的奠基仪式在匈牙利东部城市德布勒森举行。值得关注的是，匈牙利工厂是恩捷股份第一个海外生产基地，该基地拟每年为全球供应链再增加 4 亿平方米的锂电池隔膜产品。供应端：2021 年 8 月锂电池隔膜产量约为 55593 万平方米，同比增长 62.26%，环比上涨 2.38%。2021 年 8 月锂电池隔膜行业开工率为 61.3%，环比上涨 2.37%。2020 年锂电池隔膜总产量为 384529.3 万平方米，同比增长 27%。需求端：在市场需求快速增长的情况下，动力电池的供应存在缺口，目前个别企业的电池订单已经排到了明年，当前行业内电池缺口在 30%-50%左右，且每家企业的情况不一样，供应紧张的情况有可能会持续到 2025 年。实际上，为了满足快速增长的市场需求，从去年以来，多家动力电池就在密集扩充产能，除扩产以外，动力电池企业十分明显的动作是加紧捆绑上游原材料资源，“供需错配”致使相关产品和行业景气度不断上行。价格方面，2021 年 9 月，湿法 9μm/干法 14μm 基膜、湿法涂覆:9μm+2μ m+2μm 分别报价 1.20、0.95、1.95 元/平方米，环比均无变化。锂电池隔膜的成本受原料 PP 以及 PE 价格的影响较小，上游原料 PP/PE 市场价格较为平稳， PP、PE 价格指数收报 9085、10095，环比分别-0.2%、-1.1%。整体来看，本周综合成本约 7564 元/万平方米，短期内锂电池隔膜成本压力变动不大，利润小幅回暖，各大厂商受益于行业需求旺盛，产能加速释放，生产效率提升，叠加客户结构优化，盈利能力提升趋势明显。目前行业平均毛利维持在 2850 元/万平方米左右，从目前各隔膜企业的单平利润来看，隔膜涨价能带来较大的业绩弹性。预计短期内锂电池隔膜价格或将维持稳定，上涨空间不大。 5.2 锂电池需求分析锂电池的下游应用市场分为电动交通工具、3C 消费电子、工业储能三大类别：电动交通工具、3C 消费电子、工业储能（1）新能源汽车需求爆发式增长，带动锂电池负极材料需求快速提。升在同体积重量情况下，锂电池的蓄电能力是镍氢电池的 1.6 倍，是镍镉电池的 4 倍，因此，新能源汽车使用锂电池可以显著增强续航里程，大大增强产品的实用性和便捷性，在纯电动汽车的应用上这一优势尤为明显。目前，锂电池已经成为了新能源汽车的主要能量装置之一，新能源汽车快速发展将推动锂电池的市场规模快速扩大。 1）全球市场新能源汽车产业规模。为推动新能源汽车发展，各国相继出台新能源汽车支持政策，包括购车补贴、税收优惠、积分政策等，新能源汽车政策营造了新能源时代下的全球新环境，新能源汽车全球化的趋势已经来临。一些国家为抢占新一轮产业制高点已经制定了停止生产销售传统能源汽车的时间表。英国和法国宣布将在 2040 年全面禁售燃油车；德国将在 2030 年后禁售传统内燃机汽车；荷兰和挪威将在 2025 年禁售燃油车；印度将在 2030 年全面禁售燃油车。根据彭博社发布的预测，全球电动汽车的销量将于 2025 年的 1,100 万辆，并且随后在 2030 年增至 3,000 万辆，中国将主导这一转变，2025 年电动汽车占中国所有乘用车销量的 19％，中国电动汽车市场的销售额将占到全球电动汽车市场的近 50％；欧洲仅次于中国，占全球电动汽车市场销售额的 14%，美国排名第三，占 11%。到 2040 年，全球预计将售出约 6,000 万辆电动车，相当于全球汽车市场的 55％；电动汽车保有量达到 5.59 亿辆，占所有类型汽车保有量的 33%。 2）中国是全球最大新能源汽车市场，未来发展前景广阔。2014 年以来，随着免购置税的落实及全国推广实施、多地政府实行限牌限购但对新能源汽车特开“绿色通道”及配套设施的不断增加，新能源汽车在私人领域的推广度及接受程度快速上升，我国新能源汽车产销量突飞猛进。根据中国汽车工业协会统计，2021 年 8 月，新能源汽车产销分别完成 30.9 万辆和 32.1 万辆，同比均增长 1.8 倍。其中纯电动汽车产销分别完成 25.2 万辆和 26.5 万辆，同比均增长 1.9 倍；插电式混合动力汽车产销均完成 5.6 万辆，同比分别增长 1.4 倍和 1.7 倍；燃料电池汽车产销分别完成 40 辆和 38 辆，同比分别下降 58.8%和 68.6%。本月新能源产销继续刷新记录。从细分车型来看，纯电动汽车、插电式混合动力汽车的产销也均刷新记录。8 月新能源汽车渗透率已提升至 17.8%，新能源乘用车渗透率更是接近 20%。按照这样的态势发展，我国有望提前实现 2025 年新能源汽车 20%市场份额的中长期规划目标。目前，我国是全球最大的新能源汽车市场，也是增长最快的市场，是推动全球新能源车市增长的主要驱动力。根据工信部《汽车产业中长期发展规划》和中汽协《节能与新能源汽车技术路线图》（2016 年）提出的目标，未来 10-15 年新能源汽车逐渐成为主流产品，汽车产业初步实现电动化转型。2020 年汽车产量达到 2522.5 万辆，其中新能源汽车年产量将达到 136.6 万辆；预计到 2025 年，其中新能源汽车年占比 20%以上；到 2030 年，汽车产销规模将达到 3,800 万辆，其中新能源汽车占比 40% 以上。相对于我国传统汽车每年接近 3,000 万辆的销售市场，2020 年新能源汽车销量渗透率 5.4%，行业处于高速增长的初期阶段。根据 2020 年 11 月 2 日，国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，新能源汽车新车销量占比达到 20%左右，发展前景广阔。下游的应用：锂电池目前主要分为动力（电动交通工具，如新能源汽车、电动自行车等）、3C 消费电子和工业储能等三大应用领域。在“碳达峰”、“碳中和”战略目标的实现过程中，对动力、储能等领域的锂电池市场需求将带来持续增长。动力 2021 年上半年，受益于国内外新能源汽车终端市场增长拉动，我国锂电新能源行业发展快速。据中国汽车工业协会统计，2021 年上半年新能源汽车产销分别为 121.5 万辆和 120.6 万辆，同比分别增长 200.6% 和 201.5%；据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，1-6 月我国动力电池累计产量 74.7GWh，同比增长 217.5%；结合《新能源汽车产业发展规划（2021–2035 年）》提出的新能源汽车占比 20% 目标，2035 年公共领域用车全面电动化目标，叠加“碳达峰”“碳中和”战略目标，未来新能源汽车市场发展潜力巨大，将促进动力电池行业高速发展。预计到 2030 年，电动汽车的销量将会达到全球乘用车销量的 50％。目前，我国动力锂电池在国际竞争中优势明显，欧洲等海外新能源汽车市场快速发展有助于进一步提升国内动力锂电企业的市场占有率，动力锂电上游产业链有望受益。根据高工产业研究院（GGII）统计的数据显示，2021 上半年全球新能源汽车销售约 225.2 万辆，同比增长 151%；动力电池装机量约 100.49GWh，同比增长 141%。受国内新能源汽车需求带动以及国内动力电池企业进入海外车企供应链的影响，新能源产业链进一步发展。根据中汽协最新数据显示，2021 年上半年我国新能源汽车产销分别为 121.5万辆和 120.6 万辆，同比均增长 2 倍。其中，纯电动汽车销量超过 100万辆，新能源汽车渗透率由今年年初的 5.4%提高至 6 月底的 9.4%。高工产研锂电研究所（GGII）表示，受《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》、《节能与新能源汽车技术路线图（2.0 版）》等多项利好政策影响，动力汽车市场需求呈现大幅上升趋势，预计 2021 年中国新能源汽车销量达到 240 万辆，预计全球新能源汽车销量有望突破 550 万辆。（2）3C 消费电子，我国 3C 消费品领域中，手机与计算机占据了绝大部分市场。受新兴 5G 技术商业应用的推动以及疫情以来线上教育、线上办公以及居家影视娱乐需求增长的驱动，消费类电子产品市场始终保持稳定增长趋势。据中商产业研究院数据显示，除智能手机、笔记本电脑等传统消费类电子的持续增长，近年来轻薄型、小型化新兴消费类电子产品如智能手环、蓝牙耳机等也成为需求新的增长点，预计我国消费类锂离子电池出货量将由 2020 年的 37.8GWh 提升至 2023 年的 51.5GWh，复合增长率将达到 10.86%。 2021 年上半年，随着宏观经济的改善，在 5G 智能手机的需求驱动下，全球消费手机市场正在逐渐复苏。根据市场研究机构 IDC 数据：2021 年第二季度全球智能手机出货量为 3.13 亿部，同比增长 13.2%。除中国地区外，其他地区都对整体的增长做出了贡献。IDC 预测未来五年内，全球手机出货量仍将保持持续增长，2021 年全球智能手机出货量预测将达 13.8 亿部。智能可穿戴设备、智能出行、智能家居设备、无人机等新兴智能硬件产品作为消费电子行业的新生代成员，其市场规模逐年递增，行业处于上升阶段。IDC 公布的最新数据显示，2021 年第一季度可穿戴设备出货量为 1.05 亿部，相比去年同期 7780 万部增长了 34.4%。近年来，消费需求升级促使智能穿戴市场正在朝着商业化、产品形态多样化、设备新型化的方向发展，智能硬件产业链将进一步完善，未来市场规模增长空间巨大。工业储能，储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。中国提出 2060 年实现碳中和的承诺，随着电化学储能成本的逐年下降，工业储能将快速增长。此外，能源企业对储能电池需求也将进一步提升。储能领域来看，2021 年电化学储能市场继续保持快速发展，根据中关村储能产业技术联盟预计，本年累计装机规模可达 5790.8MW，储能市场累计规模将达 6614.8MW。“碳达峰”、“碳中和”等目标对储能行业形成巨大利好，根据中关村储能产业技术联盟数据显示，未来五年电化学储能累计规模复合增长率为 57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。 5.3 锂电池板块三季报业绩综述锂电池板块的营业收入经过三年的蛰伏之后，今年的营业收入迎来了大爆发，2021 年前三季度的营业收入超过了 7500 亿元，同比增长达到 73.24%。在营业收入大幅增长的同时，净利润也与之水涨船高，2021 年前三季度的净利润达到了 592.6 亿元，与去年同期相比，暴增 190.49%。通过数据的对比，我们不难发现，锂电池板块最近三年的净利润是逐步提高了，净利润的增长速度远超营业收入的增长速度，可见锂电池板块在增加营业收入的同时，营业成本是快速下降的，这主要得益于产业规模的提升以及技术的迭代升级。经营活动现金流量好比企业的血液，锂电池板块最近3年1期的经营活动现金流是十分健康的，净现金流远远超过同期的净利润，是一种非常稳健的表现,2021 年 1-9 月整个板块的经营活动净现金流为 846.70 亿元，同比增长超过 39%。从板块盈利能力指标上看，锂电池板块的毛利率达到 25.04%，高于过去三年的毛利率，达到了毛利的一个小高峰。锂电池板块的资产负债率连续 2 年低于 50%，2021 年三季报显示整个板块的资产负债率为 49.64%，依然维持在一个较低的水平。锂电池板块的盈利能力在过去两年一直在稳步提升，净资产收益率从 2019 年的 1.51%提升到 2020 年的 3.54%，今年前三季度再次大幅攀升到 10.57%，盈利能力增幅惊人。 6.1 碳中和背景下，储能承担着重要角色 6.1.1 储能发展的重要性 2020 年 400 余家风能企业代表联合发布的《风能北京宣言》提出， “十四五”期间，须保证风电年均新增装机 50GW 以上，2025 年后，风电年均新增装机容量应不低于 60GW。单从数据来看，12 亿千瓦的目标似乎能够轻松实现。但电力低碳化不是简单的做加法，要克服风电光伏的间歇性和波动性，整体电力系统都需要发生转变。储能，正是转型之中的关键技术。风光发电受自然因素影响较大，缺乏可调节性。过去十多年，补贴政策带动了风电光伏的高速发展，也把严重的弃风弃光问题丢给整个电力行业。为了解决可再生能源的消纳，电力系统使用各种手段，包括大举建设电力外送通道，压减火电发电空间，以消纳空间确定投资空间等等。经过数年努力，除了少数省份，中国大部分省区都已将弃风弃光率控制在 5% 以下。但靓丽的成绩背后仍然有深重的忧虑。随着发电装机规模的不断扩大，未来数十年风力光伏发电将从补充能源逐渐演变为主力能源，传统火电机组将会增速放缓直至减少，这意味着电力系统对灵活性资源的需求将更加迫切。储能是我国未来提升系统灵活性的重要、可靠的选择之一。自 2020 年以来，已有青海、内蒙古、山东、湖南等近二十个省市出台鼓励新能源配套储能的支持性文件。储能项目将迎来快速发展机遇期。 6.1.2 储能发展三阶段第一阶段（2020-2025 年） “十四五”风光发展信心足。国家层面的能源“十四五”规划尚未出台，但北京、天津、上海等 20 多个省（区、市）已相继发布了“十四五” 新能源发展规划，“风光”正无限。国能投、国电投、华能、大唐、华电、三峡、中广核等众多电力央企纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间的开发重点。“十四五”期间电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配。“十四五”期间，随着光伏装机占比的逐渐提高，储能在限电率范围内调峰，起到削峰填谷的作用。但风光储不具备深度调峰能力， “十四五”期间储能调峰的能力不具备经济性。在此阶段，光伏风电的发电量占比还较低，电网稳定性和灵活性可通过现有调峰机组得到保证。第二阶段（2025-2030 年）新能源成为主力能源，电网稳定性亟需大量储能。我国在 2020 年 12 月联合国“2020 气候雄心峰会”提出 2030 年可再生能源装机达到 12 亿千瓦。为了实现 2030 年碳达峰目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源，基本实现新增电力来自新能源。要承载如此规模的新能源装机，电网乃至整个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有 “质”的变革，对储能的需求急剧提升。成本方面，随着技术进步，风光储电力度电平均售价低于全国煤电平均售价，存量替代化石能源阶段开启。根据 Solarzoom，风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≈1W：1-2Wh 的比例。我们预计在这一阶段功率配比 50%-100%，备电时长 2-4h。第三阶段（2030-2060 年）新能源存量替代化石能源，储能将在电网侧替代火电机组。2030 年往后，至 2060 年实现碳中和，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个电力系统会更经济更平衡。储能将在电网侧承担调峰调频等职责，传统火电机组将在辅助服务领域逐步退出。根据 Solarzoom 测算，风光电力要“100%存量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≥1W：5Wh 的比例。预计在这一阶段功率配比 100%+，备电时长 4h+。这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低，也要求储能装机量大幅提高。 6.1.3 储能政策的演进 “十三五”期间国家能源局联合其他部门陆续发布了关于储能技术、电化学储能、输配电价格等有关方面的指导与规划政策，促使储能在“十三五”期间举得了明显的发展，特别是电化学储能装机举得了长足的发展。在“十四五”开局之年，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出引导，对行业发展重大利好，预期未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能的市场化发展。电价是电力系统的市场化结果，通过深化电价改革、完善电价形成机制，可进一步推动新能源为主题的新型电力系统建设。2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，主要内容包括分时电价机制的优化、执行和实施保障等三个方面。这一政策再能源消费、能源生产、能源技术和能源体制方面都具有重要意义，通过优化分时电价机制，引导用户改变用能习惯，提升电网友好性；峰谷电价差更高会推动用电侧储能等分布式灵活资源的发展，储能利用峰谷电价差盈利的空间增大；储能等多种灵活能源加强互动，发展多样的商业模式。此外，各省市也都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。截至 2021 年上半年，我国已有 25 个省份发布文件明确新能源配置储能，青海、新疆、陕西西安三地区推出了地方性补贴政策。有 10 个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件，鼓励了电网侧储能的发展。在应用场景上，国外机构习惯按照储能系统接入系统的位置分为家用储能、工商业储能和电表前段储能（包括发电侧和电网侧储能）三类；CNESA 则将应用场景划分为 5 类，包括：集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用电侧和电源侧。结合我国的实际情况和后续分析需要，我们采取目前国内常用的分类方式，把应用场景分为发电侧、电网侧和用电侧三类，储能技术安装在不同的位置有不同的用途或盈利方式。 6.1.4 储能的目标到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达 3000 万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。 6.2 储能行业概述 6.2.1 储能简介储能技术，储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。储能技术应用范围广泛，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工智能、工业应用、军事应用、航空航天等，潜在需求巨大。储能产业链。完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。储能行业仍处于发展初期，市场参与者的角色要进行清晰地厘清尚有一点难度。从现阶段来看电池和 PCS 是储能系统产业链中壁垒较高、价值量占比较大的核心环节。系统集成和 EMS 环节虽然目前在国内价值量、技术含量不高，但未来有望通过数字化、智能化集成和控制，实现储能越来越高和越来越复杂的应用场景；EMS 是实现系统集成高级功能的基础，系统集成商有望掌握行业话语权。储能变流器(PCS)是电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间的实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。PCS 上游主要由电子元器件、结构件、电气元器件和电线类和其他元器件构成，其中电子元器件包括电阻、电容、集成电路、PCB 等；结构件包括机柜、机箱、金属和非金属结构件，其中非金属结构件包括多晶硅、硅片和晶硅电池片等；电气元器件包括断路器及相关辅件、变压器、电感和散热器等；电线类原材料包括电线和电缆。储能电池主要由电池模组和 BMS 组成。目前主要有低压 48V 和高压 200V～400V 的电池系统。BMS 的功能主要是监控电池的电压、温度、 SOC/SOH 计算、均衡容差。

储能电池的核心技术主要还是电芯和 BMS。锂电池有多种不同技术的产品，做系统集成需深入了解各家电池产品技术特性。如需把电池和 BMS集成在一起，这需要对电池和 BMS 产品性能都了解才能更好匹配。能源管理系统（EMS）顺应能源互联网的发展趋势。智慧能源管理系统设备层主要包括能量采集变换、信息采集；通讯层主要包括链路、协议、传输；信息层主要包括缓存中间件、数据库、服务器；应用层主要包括：APP、Web、数据分析。储能系统集成包括核心储能技术软件，以及基于控制将其集成，以完整的智能系统交付客户，同时确保系统的整体盈利能力。随着储能行业的成熟，系统集成商不仅仅是雇佣 EPC 进行本地安装，先进的系统设计和运行/优化能力将越来越重要。目的是最大化项目投资回报，在生命周期内使得储能项目满足安全和性能要求。当前国内外市场中储能系统尚未完全标准化，公司能够结合储能应用场景的电气环境和用户需求，将自身电池系统与市场中的储能变流器及其他设备进行选型匹配，为发电侧、电网侧、工商业等各类场景打造“一站式”储能解决方案，使储能系统的整体性能达到最优。根据 CNESA 发布了中国储能技术提供商、中国储能变流器提供商和中国储能系统集成商的相关名单。中国储能技术提供商榜单中，宁德时代和比亚迪分列国内市场和海外市场榜首位置;中国储能变流器提供商榜单中，阳光电源同时占据了国内市场和海外市场榜首位置;中国储能系统集成商榜单中，功率规模排名中，阳光电源同时占据国内市场和海外市场第一的位置，能量规模排名中，海博思创和比亚迪分列国内市场和海外市场榜首位置。中国储能技术提供商排名：2020 年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商，依次为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电和国轩高科。储能变流器提供商排名：2020 年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能逆变器提供商，依次为：阳光电源、科华、索英电气、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科陆电子、许继、英博电气和智光储能。 2020 年，中国新增投运的电化学储能项目中，能量规模排名前十位的储能系统集成商，依次为：海博思创、阳光电源、上海电气国轩新能源、猛狮科技、平高、科华、南都电源、库博能源、科陆电子和南瑞继保。