2022年新能源汽车未来发展行业分析合集

2022年新能源汽车未来发展行业分析合集资料汇编

目录1、新能源汽车产业发展带动公共充电桩行业增长_公共充电桩行业市场发展现状分析[图]2、2022年全球新能源行业技术竞争格局(附区域申请分布、申请人排名、专利申请集中度等)3、电力及公用事业专题研究：经济性+稳定性提升共助新能源运营崛起4、【建议】重磅2022年广东省新能源汽车产业链全景图谱(附产业政策、产业链现状图谱、产业资源空间布局、产业链发展规划)5、通信行业深度研究：聚焦智能制造、智能网联、风电新能源三条主线

新能源汽车产业发展带动公共充电桩行业增长_公共充电桩行业市场发展现状分析[图]2011年至2018年我国新能源汽车销量一直呈高速增长态势。2019年受整个汽车产业销量下降和新能源汽车补贴大幅退坡的影响，从7月开始，新能源汽车销量出现了明显下滑和连续负增长，截止到2019年12月，累计销量为120.6万辆，同比负增长4.0%。公共充电桩是新能源汽车的配套产品。随着我国新能源汽车保有量提高，公共充电桩保有量持续保持增长。截至2019年我国公共充电桩保有量已经达到516396台。预计在2020年我国公共充电桩保有量会继续保持快速增长。2018年新增公共充电桩数量达到14.7万台，2019年公共充电桩建设增速有所趋缓，2019年新增公共充电桩12.8万台。充电站保有量已由2015年1069座增加到2019年的35849座，充电站点密度越来越高，电动汽车车主充电便利性也得到了大幅改善。我国车桩比水平持续提高，已由2015年的7.84：1，提高至3.50：1，特别是2016年车桩比上升较快。这几年充电桩市场的逐渐成熟，车桩比也趋于合理。2019年新能源汽车与充电桩保有量配比值为3.50.我国公共充电桩主要分布在东部沿海经济发达省份。截至2019年12月，广东、江苏、北京和上海公共充电桩保有量超过5万台；公共充电桩保有量超过2万台的省份有山东、浙江、安徽和河北。东北、西北和西南部分地区公共充电桩分布较少。充电桩运营行业集中度高，形成了大型运营商为主，小微运营商为补充的市场格局。前十大充电运营商为特来电、星星充电、国家电网、云快充、依威能源、上汽安悦、中国普天、深圳车电网、万马、云杉智慧，这十家家运营商充电桩运营数量达到481826台，占比达93.3%。目前有8家企业运营的充电桩运营数量超过1万台，特来电以14.8万台公共充电桩位居第一，占全国公共充电桩保有量比重的28.7%；其次是星星充电有12.0万台充电桩，占全国公共充电桩保有量比重的23.3%；国家电网拥有的公共充电桩数量排名第三，占比17.0%。十大运营商是我国充电运营服务网络的主力。各地区的中小运营商茁壮成长，成为我国充电运营服务网络的有力补充。但是大部分中小运营商不具备自建信息平台的能力，主要委托其他主流运营商托管运营。特来电接入中小运营商（包括个人）数量达到2175家。

根据智研咨询发布的《2020-2026年中国电动汽车充电桩行业市场全景调研及发展前景预测报告》：国家政策支持新能源战略，电动汽车行业也成了新能源发展的主要行业之一。电动汽车发展的过程当中，电动汽车的充电桩技术和建设是一种必然的趋势。充电桩的发展受限于充电场所的电网容量配置、汽车电池技术，以及可承受大电流充电的导体材料等因素，未来将往多样化，快充、慢充相结合的方向发展：高速服务区及城市郊区可建快充充电站，专为电动车续航而充电；市区停车场由于停车时间较长，可以使用慢充充电桩；闪速充电与无线充电作为补充，可以在城市的各路段设置闪速充电区，为电动车续航充电。必须从技术标准化，应用智能化、多样化，管理网络化的方向发展，借助于大数据、互联网+技术手段，促进信息的开放共享、互联互通，让车辆和充电桩网络更加匹配，推动充电服务平台建设，共同推动充电桩设施健康持续发展，设计科学合理的电动汽车充电桩设计方案，使电动汽车成为安全快捷的交通工具，推动我国的新型电动汽车行业的发展，实现低碳节能的生活方式。

2022年全球新能源行业技术竞争格局(附区域申请分布、申请人排名、专利申请集中度等)行业主要上市公司：目前国内新能源行业的上市公司主要有隆基绿能(601012)、晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)、晶科科技(601778)、长江电力(600900)和中国中车(601766)等。本文核心数据：技术来源国、专利申请人排名、专利申请新进入者、市场最高专利价值全文统计口径说明：1)搜索关键词：新能源及与之相近似或相关关键词;2)搜索范围：标题、摘要和权利说明;3)筛选条件：简单同族申请去重、法律状态为实质审查、授权、PCT国际公布、PCT进入指定国(指定期)，简单同族申请去重是按照受理局进行统计;4)统计截至日期：截至2022月6月26日;5)若有特殊统计口径会在图表下方备注。1、全球新能源行业技术区域竞争格局(1)技术来源地域分布：中国大陆和中国台湾新能源专利申请量超全球总量的95%截至2022年6月26日，中国大陆地区是全球第一大新能源技术来源地，新能源专利申请量占全球新能源专利总申请量的94.82%;其次是美国，美国新能源行业专利申请量占全球新能源行业专利总申请量的1.10%;中国台湾地区位居全球第三位，新能源行业专利申请量占全球新能源行业专利总申请量的0.77%，其他各国家和地区的新能源行业专利申请量与我国。世界其他国家及地区合计新能源行业专利申请量占全球新能源行业专利总申请量的3.32%。截至2022年6月26日全球新能源行业技术来源地域分布情况如下：统计说明：①按每件申请显示一个公开文本的去重规则进行统计，并选择公开日最新的文本计算。②按照专利优先权国家进行统计，若无优先权，则按照受理局国家计算。如果有多个优先权国家，则按照最早优先权国家计算。(2)专利来源国申请趋势：中国大陆总量最多，美国呈波动递增趋势以新能源行业专利来源国前两名中国大陆和美国为例，自2010年以来，中国大陆的新能源行业专利历年申请数量一直呈逐年递增趋势，但是在2021年申请量略有下降。2021年，中国大陆的新能源专利申请量为144610项，同比下降0.64%。2010-2021年，美国的新能源专利申请量整体呈波动递增趋势，2021年美国新能源专利申请量为517项，较2020年下降42.81%。截至2022年6月26日，中国大陆的新能源专利申请量为16572项，美国的新能源专利申请量为54项。统计说明：①按每件申请显示一个公开文本的去重规则进行统计，并选择公开日最新的文本计算。②按照专利优先权国家进行统计，若无优先权，则按照受理局国家计算。如果有多个优先权国家，则按照最早优先权国家计算。(3)中国区域专利申请分布：江苏省最多，占比约为前十名总量的24%中国方面，截至2022年6月26日，江苏省为中国当前申请新能源行业专利数量最多的省份，累计新能源行业专利申请数量达118788项，占全国新能源行业专利申请数量前十名总量的23.14%;广东省和北京市的新能源行业专利申请数量分别为86244项和63311项，分别占全国新能源行业专利申请数量前十名的17.53%和12.87%。中国当前申请省(市、自治区)新能源专利数量排名前十的省市及自治区还有浙江、上海、山东、安徽、湖北、福建和河南。统计口径说明：按照专利申请人提交的地址统计。趋势方面，自2010年起，江苏省新能源行业专利申请数量便每年保持全国第一;自2017年超越北京市后，广东省的新能源行业专利申请数量每年保持全国第二的排位;，北京市的新能源行业专利申请数量自2017年被广东省超越后便一直保持保持全国第三的排位。2010-2022年，我国新能源行业专利TOP10地区申请趋势如下：统计口径说明：按照专利申请人提交的地址统计;统计时间截至2022年6月26日。2、全球新能源技术申请人竞争格局(1)专利申请人集中度：新能源行业市场集中度不高，CR10波动下降2010-2021年，全球新能源专利申请人CR10呈现波动下降趋势，由2010年的11.94%波动下降至2021年的5.83%，较2020年同期同比增长0.51个百分点。整体来看，全球新能源专利申请人集中度较低，且集中度呈现波动下降趋势。截至2022年6月26日，全球新能源专利申请人集中度为7.25%。统计口径说明：市场集中度——CR10为申请总量排名前10位的申请人的专利申请量占该领域专利申请总量的比例(其中，有联合申请时，专利数量不会被去重计算)。(2)TOP10专利申请人——总量及趋势：国家电网公司夺得桂冠截至2022年6月26日，全球新能源行业专利申请数量TOP10申请人分别是国家电网公司、株式会社LG新能源、北京新能源汽车股份有限公司、宁德时代新能源科技股份有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、中国电力科学研究院有限公司、格力钛新能源股份有限公司、西安热工研究院有限公司、华北电力大学和浙江吉利控股集团有限公司。其中，国家电网公司的新能源专利申请数量最多，为12889项。株式会社LG新能源排名第二，其新能源专利申请数量达到7419项。截至2022年6月全球新能源专利申请数量TOP10申请人汇总如下：注：未剔除联合申请数量。趋势方面，2012-2021年，国家电网有限公司每年申请的新能源专利数量远超于其他申请人;自2012年开始，株式会社LG新能源每年申请的新能源专利数量稳定保持在第二名的排位。2021年全年，国家电网公司申请的新能源专利数量达2056项，株式会社LG新能源申请的新能源专利数量达944项。整体来看，2010-2021年前十位申请人的新能源专利申请数量均呈波动递增趋势变化。——专利技术分布：H01M10细分领域布局最多截至2022年6月26日，全球新能源行业专利申请数量TOP10申请人技术主要布局在H01M10细分领域，株式会社LG新能源在该细分领域专利申请量达到4893项，为全球最多;H02J3细分领域次之，国家电网有限公司在该细分领域专利申请量达到5032项;G06Q50细分领域排名第三，国家电网有限公司在该细分领域专利申请量达到2658项。(3)市场价值最高TOP10专利的申请人截至2022年6月26日，全球新能源市场价值最高TOP10专利中，市场价值最高的专利为Pixelcircuit，displaydevice，andmethodofdrivingpixelcircuit(像素电路、显示装置及像素电路的驱动方法)，专利价值为1266万美元;微粒探测器，系统与方法排名全球新能源行业专利市场价值第二位，专利市场价值为259万美元。注：最有价值的专利是指该技术领域内具有最高专利价值的简单同族。当前统计口径按每组简单同族一个专利代表的去重规则进行统计，并选择同族中有专利价值的任意一件专利进行显示。(4)专利申请新进入者：全球共有四位新进入者新能源行业全球新进入者有四位，分别是恒大新能源汽车投资控股集团有限公司、恒大新能源技术(深圳)有限公司、武汉格罗夫氢能汽车有限公司和厦门海辰新能源科技有限公司、宏图智能物流股份有限公司。截至2022年6月26日，恒大新能源汽车投资控股集团有限公司申请的新能源专利数量最多，为1018项，，恒大新能源技术(深圳)有限公司申请的新能源专利数量为1002项，武汉格罗夫氢能汽车有限公司申请的新能源专利数量为998项，宏图智能物流股份有限公司申请的新能源专利数量为738项。新进入者定义：仅在过去5年内才提交专利申请的申请人。更多本行业研究分析详见前瞻产业研究院《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业研究、政策研究、产业链咨询、产业图谱、产业规划、园区规划、产业招商引资、IPO募投可研、IPO业务与技术撰写、IPO工作底稿咨询等解决方案。文章搜集整理自互联网，如有侵权，请联系删除！

电力及公用事业专题研究：经济性+稳定性提升共助新能源运营崛起1.碳中和下新能源运营扬帆起航

1.1我国开启碳中和之路，政策持续加码

碳中和相关发言频现，体现我国减排决心。我国进一步明确碳减排具体目标，提出到2030年我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，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在国内外重大会议中“碳达峰、碳中和”目标被屡次提及，体现我国强烈的减排决心。

我国减排压力较大，实现碳中和任重道远。我国目前绝对碳排放量较高，需要减排幅度较大。纵向比较：中国2010年二氧化碳排放量约78亿吨，虽然近十年爬升速度有所减缓但碳排放量仍居高不下，2020年我国二氧化碳排放约97亿吨。同时，根据联合国发布的2020年排放报告，中国碳排放在2019年位居全球首位，高于世界第二美国，远高于世界平均水平，减排压力较大。

从时间上看，我国实现双碳目标剩余时间较短。“十四五”和“十五五”期间单位GDP的二氧化碳强度下降幅度预计保持在20%左右，到2030年即可达到二氧化碳排放峰值平台期；从现在到碳达峰，我国仅有不到10年时间；从碳达峰到碳中和，欧美发达国家大概有50年至70年过渡期，而我国仅有30年。

在任务时间短任务量较重的压力下，我国政府制定了一系列相关政策，对碳排放及气候变化目标提出具体措施，为按时实现“在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的双碳目标提供重要保障。

1.2碳中和推动能源结构转型，新能源运营为长期优质赛道

实现碳中和目标关键在于电气化，并确保大部分电力来源于零碳资源。我国能源结构目前仍以煤炭为主，能源消费占比中煤炭仍占50%以上，因此，“零碳电力”为实现碳中和的重要路径，未来需从两方面进行改革：

1）钢铁、水泥、化工等高碳排行业应大幅提升电气化水平，逐步以电力及氢能代替化石燃料，从而减少煤炭、石油等化石能源的消费量减少碳排放。根据落基山研究所发布的报告，到2050年一般工业终端能源需求中电力占比95%以上，化工、钢铁、水泥、交通等高碳排行业能源需求中电力及氢能占比也将超过50%，转型过程中未来电力需求将大幅提升。

2）大幅提升电力中零碳资源占比，转型新能源发电为实现“零碳电力”的必由之路。目前供电供热部门碳排占比仍然较高，从2000年到2018年供电供热部门排碳占全国各部门总排碳最低占比39.5%，2018年供电供热排碳占总排碳占比高达47%，因此实现碳中和需重点关注供电供热部门。而供电供热部门中，2020年火力发电供电占比达到总发电量的68.5%，若要改善供热供电部门排碳情况，改变能源结构、转型新能源发电将起决定性作用。

根据落基山研究所预测，到2050年，我国电力结构中火电装机容量及发电量预计于2019年持平，新增装机容量以风电光伏为主，到2050年清洁能源装机及发电量将分别达到70%以上和50%以上。在电气化水平提升和“零碳电力”共同推进下，预计到2050年，我国能源结构非化石能源占比将超过85%，煤炭比例将降至5%以下，新能源运营将成为未来40年长期高成长高景气赛道。

新能源领域早有布局，碳中和目标下重要性更加凸显。早在2015年，国家就有风电光伏相关规范文件指引行业发展；2016年底新能源领域发展“十三五”规划已在相应领域做出具体规划；之后新能源领域政策指导逐渐完善；新能源发电运营在较短时间内实现双碳目标的大背景下的重要性更加凸显。各省份积极响应中央能源结构转型号召，出台相应政策支持本省风电、光伏发电运营发展，浙江、甘肃等省份制定了具体的风电光伏装机容量目标，指导本省能源结构转型。

政策落实进一步推动新能源运营赛道发展。我国风电已具备相当规模，装机容量全球领先。根据中电联披露，2015年至2021年第一季度，我国风电累积装机容量持续扩大，装机容量由2015年的131.05GW增长至2021年第一季度的287.41GW，保持稳定增长，其中，2020年增速较大，同比增长34.05%。2020年风电装机容量全面超预期，主要系国家层面对于新能源战略的表态进一步明确，宣布碳达峰、碳中和“3060目标”，增强行业发展信心，企业大规模扩产，装机容量迅速提升。在全球范围内进行横向比较，我国新增及累计装机容量均位于全球前列。根据GWEC的统计，陆上风电总装机容量全球第一，占全球总装机容量的39.82%；海上风电总装机容量占全球总装机容量的29.09%，仅次于英国。

光伏方面，我国光伏产业在优惠政策及成本下降、经济性提升的市场下高速发展。截止2021年第一季度，我国光伏累积装机容量达259.02GW，较2015年增长了215.47GW，其中近几年在新增装机中虽仍以集中式光伏为主，但分布式光伏占比有所提升，2020年分布式光伏占比为32%，较2017年之前大幅增长，未来分布式光伏将成新的发展趋势。在全球范围内，我国光伏新增装机占比较高，2020年国内新增装机占全球新增装机总量近40%，光伏装机增速全球领先。

政策推动叠加技术进步，我国新能源发电产业已迎来高速发展期，未来十年将迎来投产高峰。根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，要求到2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。由此可见，新能源发电已成趋势，发展空间潜力巨大。基于此，我们预计2021年新能源发电量占比为11%，2025年新能源发电量占比为16.5%。同时，根据发布的《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》，2030年新能源发电量占比有望达到25%。

其他假设：假设一：根据近年来总发电量的情况，我们预计2021年总发电量将以6%的增速增加，2022-2030年以4%的增速增长；假设二：新能源装机容量中，假设风电和光伏装机容量分别占比60%、40%；假设三：根据中电联的预测，到2021年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增速7.7%左右，基于此我们预测未来到2025年，总装机容量每年增速约为8%，2026-2030年总装机容量同比增速约为6%。预计到2025年，总装机容量为32.2亿千瓦，2030年总装机容量为43.1亿千瓦。

根据中电联发布的数据，到2020年我国新能源装机容量占比已达到24.3%，我们根据以上假设进行测算，到2030年新能源装机占比有望接近50%。分板块看，预计风电装机容量到2025、2030年有望达到5.3亿千瓦和10.1亿千瓦，较2020年分别增长89.3%和261.8%；预计光伏装机容量到2025、2030年有望达到5.9亿千瓦和11.0亿千瓦，较2020年分别增长132.8%和334.4%。

1.3全国碳交易市场正式上线，推动发电企业新能源转型

碳中和目标下，为推动能源转型，碳交易市场应运而生。碳交易是指在交易主体企业在碳交易市场上对标的碳排放权进行交易。为从根本上解决因温室气体排放造成的环境问题、控制温室气体排放情况，碳排放权的概念应运而生：排碳企业排放一定量的温室气体的权利，是具有价值的资产，可以在相应市场上进行交易。碳交易起源于1997年签订的《京都议定书》，CO2的排放权同等其他污染物排放权交易。碳排配额富于的企业可以在碳交易市场上出售富余配额，而排放超过自己已有配额的企业则可以在碳交易市场上购入相应配额。目前我国碳交易标的主要为碳排放权，全国碳交易市场开放后交易标的主要为中国碳排放配额CEA，各试点市场如上海碳交易市场为SHEA；国家核证自愿减排量CCER（通过实施项目削减温室气体而获得的减排凭证）也可参与碳市场交易。

我国碳交易市场试点于2011年启动。2011年10月29日，国家发改委办公厅发出《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，同意在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳七省市分别建立七大碳交易试点市场。2016年12月22日，福建碳交易市场作为国内第8个碳交易试点启动。在碳中和目标及政策推动下全国碳市场开启，2021年7月16日，全国碳交易市场正式开放，2021年首批纳入电力行业，我国碳达峰碳中和历程进入了新的阶段。

全国碳交易市场与各试点市场在覆盖行业、分配方式等方面有一定区别。覆盖行业方面，八个试点碳交易市场几乎都覆盖了电力、热力、钢铁、建材等高排放行业；但目前生态环境部仅向发电行业分配二氧化碳排放配额，故全国碳交易市场今年只覆盖发电行业。配额分配机制方面，试点市场中除重庆市采取完全免费分配配额外，其他省市都采取免费分配与拍卖相结合的方式；全国市场2019-2020年对电力行业实行配额免费分配，未来可能以免费分配为主，可根据国家有关要求适时引入有偿分配。市场调节方面，部分试点市场通过预留配额进行拍卖调节，全国市场同意生态环境部作为市场主体通过公开市场操作或调节CCER使用方式等措施，保证必要的市场调节。

全国碳交易市场2021年7月16日开始正式上线交易。由于全国碳市场目前上线仅一月左右，价格波动幅度较大，但整体有一定上涨趋势。7月16日当天CEA收盘价为最低51.23元/吨，至今最高收盘价为8月4日58.7元/吨。7月16日全国碳交易市场启动当天实现至今最高CEA成交量410.4万吨，近日成交量较低，未来碳市场成交量有望回稳。

碳交易将驱动火电企业向新能源方向转型。根据碳排放权交易体制，各发电企业获得一定碳排放配额，排放量超额的发电企业须在碳市场中购买配额，从而导致发电成本上升。当发电企业外购碳排放配额成本高于自身减排成本，企业趋向于主动减排，倒逼高排放发电企业增加新能源装机。短期来看，碳交易体系为清洁高效发电企业提供激励机制；长期来看，碳交易体系影响了未来电力行业投资方向，使长期投资更趋向于清洁低碳，在市场机制下提升新能源占比，助力实现碳中和，新能源运营及相关板块有望持续获益。根据《中国电力行业碳排放达峰及减排潜力分析》，在既有政策背景下，到2035年，风光发电量占比预计达到25%；在强化政策情景下有望达到40%，新能源发电将成为未来高增长行业，将带动新能源运营商、储能、电网等多个相关产业发展。

2.降本增效迎平价时代，新能源方兴未艾

2.1.成本端：发电成本持续下行，看好未来盈利空间增厚

2.1.1.陆上风电：行业发展趋于成熟，发电成本具备竞争力

陆上风电技术成熟推动度电成本持续下降。陆上风电的主要成本为风机、建筑工程费用及塔筒，其中风机成本占比接近50%。随着陆上风电技术的不断成熟，我国陆上风电成本持续下行。根据IRENA披露数据显示，2010-2019年间，我国陆上风电LCOE由0.07USD/kWh下降至0.047USD/kWh，西北部地区由于具有利用小时数优势，度电成本较低。

未来度电成本仍有下行趋势，平价时代下仍有盈利空间。发电成本下降幅度较大，陆上风电已基本具备平价条件，市场对陆上风电“断奶”后仍具有较好竞争力，盈利能力持续向好。同时，根据《中国新能源发电分析报告2020》，技术进步背景下我国陆上风电仍有一定降本空间，到2025年我国陆上风电平均度电成本有望降至0.241-0.447元/千瓦时。

成本端呈持续下行趋势，陆上风电盈利能力仍有较大提升空间。根据北极星电力网披露的数据，目前我国陆上风电平均初始投资成本约为7000-8000元/千瓦，上游产业技术进步+成本下行背景下，陆上风电初始投资成本有望进一步压缩。根据《中国新能源发电分析报告2020》，对标度电成本下降空间，我们预计“十四五”期间初始投资成本约有20%的下降空间。根据一系列已披露数据及部分假设，我们测算了陆上风电行业目前及2025年平均度电成本及项目IRR水平，以50MW的项目为例，目前在补贴退坡情况下陆上风电项目IRR水平较低，约为6%，到2025年在投资成本下降情况下项目IRR水平预计达到13%，初始投资成本对于项目IRR水平影响显著。

重要假设：1）陆上风电项目建设周期相对较短，我们假设项目建设周期为1年，运营周期为20年。2）根据国家能源局披露的数据，2020年我国风电平均利用小时数为2097小时，且过去几年利用小时水平较为稳定，我们假设利用小时数保持不变。3）假设每年运维成本占陆上风电总成本的25%。4）目前陆上风电已实现平价，上网电价参考全国平均燃煤标杆电价，以0.38元/千瓦时（税前）进行计算。5）假设风电建设自有资金占比20%，大型风电运营企业融资成本较低，我们假设项目贷款利率为4%，还款期限以10年进行计算。

2.1.2.海上风电：风机大型化助力海上风电成本下行，“十四五”平价可期

海上风能单位成本造价更为高昂，但随着技术提升开发成本存在较大下行空间。海上风电造价由2010年的23700元/千瓦左右逐步下降，据国家能源信息平台披露，当前重点省份海上风电工程造价范围在14000-18000元/千瓦之间。其中，海上风电行业比较成熟的江苏单位造价成本约为14000元/千瓦，而广东和福建地区建造成本则在16000-18000元/千瓦。与陆上风电相比，海上风电造价成本较高，未来降本空间较大。据北极星电力网显示，海上风电场成本中设备购臵费占50%，设备购臵费中主要以风机及塔筒为主。

从降本驱动因素来看，一方面，风机机组价格下降将有望加速总安装成本的降低。根据北极星电力网披露，我国风机历史招标价格呈下降趋势。其中，受补贴政策的影响，2015年及2020年发生两次抢装潮推动风机价格短期内有所上升，但随着我国设备制造技术的提升，风机机组价格下降将继续加速总安装成本的降低。

另一方面，风机大型化趋势有助于海上风电进一步降本增效。从风电机组平均单机容量来看，单机容量正逐步扩大。据CWEA披露，2019年中国新增装机的风电机组平均单机容量为2454kW，同比增长12.4%，主流的单机容量已完成从2MW级到3.XMW级的转变。2020年7月，国内首台10MW海上风电机组日前在三峡集团福建福清兴化湾二期海上风电场成功并网发电，这是目前我国自主研发的单机容量亚太地区最大、全球第二大的海上风电机组。标志着我国进一步向大兆瓦海上风电机组迈进，降本增效未来可期。

从风轮直径来看，风电机组的风轮直径提升趋势同样显著。截至2019年底，新增风机组平均风轮直径为143m，较2018年增加23m。风轮直径的不断增大，有助于提升风机整体功率。根据《海上风电回顾与展望2020》披露的数据，2019年我国海上风电新增机组平均单机功率达到4240kW，较2014年增长了382kW。根据风机整机制造商推出的多款海上风机新机型数据来看，其中最小的风轮直径也是141m，普遍单机容量机组也集中在6MW以上，未来风机大型化大势所趋，降本增效指日可待。

海上风电目前还未实现平价，但降本空间较大，平价上网指日可待。从成本驱动端来看，根据上述分析，海上风能未来可以通过提高风轮直径、单机容量和工程水平等风力发电技术来进一步降本增效。未来随着海上风电建设的规模化发展，根据《“十四五”中国海上风电发展关键问题》的预测，我国海上风电初始投资工程造价有望下降20%左右，2025年下降至12000~15000元/千瓦，2019年平均度电成本为0.614元/千瓦时，到2025年预期下降至0.37～0.523元/千瓦时。

2.1.3.光伏：上游各环节成本下降+效率提升，LCOE下行趋势不减

行业持续降本增效，光伏发电经济性愈发凸显。光伏产业链主要分为5个环节，上游包括硅料和硅片，中游包括光伏电池片和组件，下游主要为光伏发电应用系统。从成本拆分来看，光伏组件成本为地面光伏电站项目成本的主要来源，占其67%。同时根据索比光伏网的中下游成本拆分，在组件环节中，电池片的成本占比超过60%，电池片环节中70%的成本来源于硅片，而硅片的最主要成本为硅料。因此产业链各环节成本的下行、电池片光电转换效率的提升都有助于降低光伏度电成本。

从过去价格趋势看，光伏产业链各环节价格整体呈现明显下降趋势。据Wind披露，截止2021年8月9日，电池片价格指数为19.66，硅片价格指数为40.89，较2014年大幅下降，从而带动组件成本持续下降。2020下半年，上游硅料等原材料出现供不应求、价格上涨的情况，导致光伏组件价格以及发电系统投资成本上涨。但2021年随着新建产能的逐步释放，上游各环节价格已有回落趋势，组件价格将逐步回落至合理水平，光伏系统成本有望逐步下降。

从硅料环节看，多晶硅生产线设备投资成本逐年下降。三氯氢硅西门子法是当前以及未来最主流的多晶硅生产工艺，2020年该方法产出的棒状硅约占全国总产量的97.2%。随着生产设备技术和工艺的提升和单体规模的增长，多晶硅生产线设备投资成本将逐年下降，2020年为1.02亿元/千吨，预计2030年将下降至0.89亿元/千吨。

根据上述成本分析，目前海上风电度电成本仍然较高，暂未实现平价。但根据政策，2022年及之后并网的海上风电项目将不再享有国家补贴，按燃煤标杆电价上网，对2022年及之后投运项目的盈利能力有暂时性影响。具体来看，2014年发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。2016年，《关于调整光伏发电标杆上网电价的通知》印发，规定2017年和2018年的海上风电标杆上网电价不作调整。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知提出对于新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定。

从电池环节看，光伏电池的转换效率预计持续提升，单位产能设备投资额有望持续下降。目前市场上的光伏电池主要为晶硅电池，2008年以来各种晶硅电池的转换效率呈现明显的增长趋势，其中采用PERC技术规模化生产的P型单晶电池，2020年的平均转换效率达到22.8%，较2019年增长0.5%，先进企业的转换效率可达23%；PERC黑硅多晶电池片和常规黑硅多晶电池转换效率分别达到20.8%和19.4%。各种光伏电池技术平均转化效率在未来10年都将逐步提升，其中异质结电池的效率最高，中国光伏行业协会预测未来其市占率将持续增长。此外，目前我国新投产电池以PERC为主，2020年其设备投资成本为22.5万元/MW，较2019年下降25.7%，预测未来随着技术的提高，单位产能设备投资额有望进一步下降。转换效率的提升叠加投资成本的下降，对下游光伏运营商而言成本端压缩空间大，盈利能力具有较大提升空间。

从组件和系统环节看，受益于上游硅料和硅片价格的降低以及光伏电池转换效率的提升，组件及整体光伏系统的成本预期持续下行。组件成本中60%来源于电池，同时组件整体转换效率随着电池效率而提升。根据中国光伏行业协会数据披露，2020年采用166、182、210mm尺寸PERC单晶电池的组件功率已分别达到450W、540W、540W，且预计在2030年达到480W、570W、575W。因此，光伏产业链下游系统的造价有望进一步降低。2020年我国地面光伏系统和工商业分布式光伏系统的初始全投资成本分别约为3.99元/W和3.38元/W，据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》预测，2021年随着硅料和组件价格回归合理水平，我国地面光伏系统和分布式光伏系统初始全投资成本预期将分别下降至3.81元/W和3.24元/W，到2030年分别降至3.15元/W和2.69元/W。

受益于上游各环节成本下降+效率提升，我国近年光伏发电LCOE持续快速下降，未来有望维持下行趋势。根据可再生能源署IRENA披露，2012-2019年期间，用户侧光伏发电LCOE由0.162USD/kWh下降至0.067USD/kWh，工商业侧光伏发电LCOE由0.147USD/kWh下降至0.064USD/kWh。光伏发电经济性明显提升，竞争力持续向好。根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》全投资模型下的估算，我国地面光伏电站在1500小时等效利用小时数的LCOE为0.24元/kWh；目前分布式光伏主要集中在山东、河北、河南等省份，大部分拥有在1000小时左右的等效利用小时数，2020年估算的LCOE为0.31元/kWh；同时根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》估算，未来10年两种光伏电站的LCOE都将持续下降，尤其利用小时数较低的电站降本空间更大。

2.2.价格端：国补取消是双刃剑，平价后盈利质量有望提升

陆上风电及光伏标杆电价持续下行，目前已基本实现平价。陆上风电方面，风电上网电价的标杆化始于2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国陆上风电分为I-IV四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时。2014-2016年，国家发改委根据风电行业发展情况，对陆上风电的标杆电价进行了3次降价调整。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知提出对于新核准陆上风电项目不再进行补贴，实行平价上网。目前，我国各省市陆续推进风电平价上网项目，根据国家发改委披露，2020年全国风电平价上网项目规划共计158个，装机容量达1139.67万千瓦。

光伏发电方面电价经历多次降价调整，补贴加速退坡。光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月公布的《关于完善太阳能光伏发电项目实行全国统一的标策的通知》。通知规定，2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。2013年8月发布通知，将全国分为三类太阳能资源区，规定I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.00元/千瓦时。2015-2020年，根据国家发改委每年出台的相关政策文件，普通光伏电站上网电价和常规分布式发电小牧补贴标准逐年降低。2021年最新出台《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴，实现平价上网。

根据上述成本分析，目前海上风电度电成本仍然较高，暂未实现平价。但根据政策，2022年及之后并网的海上风电项目将不再享有国家补贴，按燃煤标杆电价上网，对2022年及之后投运项目的盈利能力有暂时性影响。具体来看，2014年发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。2016年，《关于调整光伏发电标杆上网电价的通知》印发，规定2017年和2018年的海上风电标杆上网电价不作调整。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知提出对于新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定。

经测算，我国海上风电有望于2025年实现平价上网。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分统计的欧洲各国近六年海上风电申报电价变化，英国降幅最大，6年达到49.5%，年均8.3%，丹麦降幅最低，6年40%，年均降幅约5%；随着我国海上风电发展日渐成熟，海上风电上网电价下降趋势有望加快，假设以欧洲近六年申报电价下降幅度为基准，若降幅理想，则我国海上风电有望于2025年实现平价。

补贴取消是双刃剑：一方面将对新投建项目盈利能力造成暂时性影响，另一方面，补贴取消后企业盈利质量有望提升。由于补贴取消后，新能源发电上网电价按当地燃煤机组电价确定，上网电价大幅下降，目前陆上风电及光伏发电度电成本与燃煤机组标杆电价差距较小，海上风电度电成本甚至远高于燃煤机组标杆电价，新能源运营企业投产项目盈利能力将大受影响。我们以受补贴取消影响最大的海上风电板块为例，对其测算了有补贴项目（2021年及之前并网项目）、补贴取消后（2022年及之后并网项目）和实现平价后（2025年左右）三种情况下我国海上风电项目平均IRR水平：由于福建省地理位臵特殊，受亚热带季风气候和“狭管效应”的影响平均风速较大，利用小时数远高于全国平均，因此福建地区海上风电项目IRR较高，我们将对其进行单独分析。根据上述成本端分析，我国海上风电平均单位千瓦造价在14000-18000之间，福建省单位千瓦造价在16000-18000之间，对于2021年及之前并网项目，我们假设全国平均和福建省单位千瓦造价分别为17000元和18000元。同时，根据《“十四五”中国海上风电发展关键问题》预测，十四五期间我国海上风电项目造价有望下降20%。利用小时数方面，根据《海上风电产业发展思路与对策建议》，全国重点省份（除福建外）海上风电利用小时数在2500-3000之间，福建省利用小时数在3500以上，因此全国平均及福建省利用小时数以2900小时和3500小时进行计算。未来海上风电技术发展趋于成熟，利用小时数有望提升，我们假设到2025年全国平均和福建省海上风电利用小时数分别为3000小时和3800小时。根据测算，在有补贴情况下我国海上风电项目IRR水平较高，达到22%，补贴取消后项目盈利能力较差IRR为负，到“十四五”末平价后项目IRR水平预计达到4%，由于福建省海上风电利用小时数较高，平价后项目IRR有望达到9%。未来发电成本持续下行将推动项目IRR进一步提升。

然而，由于国家补贴存在发放周期较长、拖欠的问题，严重影响公司的现金流。大部分新能源发电企业应收账款数额大，占流动资产比例高。我们筛选了几家具有代表性的新能源运营企业，对其应收账款情况、应收账款周转天数及占流动资产比重进行分析，大部分新能源运营企业应收账款较高，且呈逐步增长态势。2020年行业应收账款平均占比约为50%，应收账款周转天数高达276.19天，且补贴拖欠的累积导致应收数额、占比及应收账款周转天数近年整体呈现上升趋势，公司的流动资产质量不容乐观。2021年补贴取消后，虽然在补贴取消前并网的项目应收账款仍有叠加，但其应收账款占比有望下降，应收账款周转天数预计逐步得到改善，盈利质量预期向好。目前新能源运营行业普遍估值偏低，应收账款较高为其中一方面原因，未来随着新能源运营企业盈利质量向好，估值有望修复。

3.特高压线创新+储能一体化，风光消纳能力持续提升

3.1.历史举措：电源侧调峰与特高压线输送促消纳

我国局部地区存在较为严重的弃风弃光问题，主要集中在风光资源较好但消纳问题较为严重的西北部地区，主要问题在于消纳其核心矛盾在于发电和负荷的空间不匹配，西北地区可再生能源禀赋丰富，而用电需求有限，在外送通道仍需发展的情况下，无法大规模消纳本地区新能源发电。因此，增加就地消纳与扩大向外输送是我国缓解弃风弃电问题的主要解决方法。近年来，我国频频出台促进可再生能源消纳和优先发电的政策，政策优势有望提升新能源发电企业盈利能力。

为缓解弃风弃光问题，我国采取了系列措施。一方面，通过电源侧调峰，提升电力系统灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。电力系统灵活性主要体现在，当不确定性因素造成系统电力供大于求时，系统可以“向下调节”减少出力，从而减少弃风弃光问题；当供不应求时，系统通过“向上调节”增加出力，从而满足负荷。由于风光存在一定稳定性不足的问题，因此，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调压、备用等辅助服务。一般来说，主要的调峰方式有以下几种：1）抽水蓄能电厂改发电机状态为电动机状态；2）水电机组减负荷调峰或停机；3）燃油(气）机组减负荷；4）燃煤机组减负荷、启停调峰、少蒸汽运行；5）核电机组减负荷调峰等。

另一方面，技术实现突破，多条特高压输电线路投入运营，资源分布不均衡情况有效缓解。从技术层面来看，特高压作为一种能远距离、大容量、低损耗电力运输的电网技术，能有效化解我国能源资源分布不均衡的情况。据国家能源局披露，2020年我国特高压线路共计22条，较2016年增长了11条。同时，特高压线路输送电量呈稳定增长趋势，年输送量分别为233.9、3007.5、3982.7、4485及5318万千瓦时，其中，可再生能源年输送量由1724.5亿千瓦时（2016年）增长至2441亿千瓦时（2020年）。我国特高压技术方面取得重大突破，有助于进一步改善弃风弃光问题。

全国弃风弃光率实现“双降”，未来风光发电持续向好。根据国家能源局数据，2016-2020年，弃风电量分别为497、419、277、169、166亿千瓦时，弃风率分别为17%、12%、7%、4%及3.39%。弃风电量持续下降；同时，弃光电量由70.42亿千瓦时（2016年）下降至52.6亿千瓦时（2020年），2020年弃光率为2%，较2016年下降了8.3%。从重点区域来看，新疆、甘肃地区弃风率分别由2016年的38%、43%下降至10.3%、6.4%；弃光率分别由2016年的32.23%、30.45%下降至4.6%、2.2%。西北部地区风光资源较好但弃风弃光问题较为严重，主要问题在于消纳，在弃风弃光问题得到明显改善后，有助于提升新能源发电企业盈利能力。

3.2.未来方向：风光储一体化迎可再生电力时代

储能配臵，助力风光消纳问题。随着可再生能源渗透率不断提升，仅靠电源侧调峰难以满足电力系统稳定性，储能配臵进一步稳定电力系统。根据在电力系统中接入位臵、服务对象及投资主体不同，储能应用场景可以分为发电侧、用户侧及电网侧。在发电侧上储能系统可以平滑出力波动，减少弃风弃电；在用户侧可以通过“谷存峰放”来降低用电成本；在电网侧还存在缓解电网阻塞的优势。目前，各省市陆续推进储能配套项目，例如近期推进的内蒙古“生物治沙+乡村振兴+风光储一体化”多产融合基地示范项目、林洋能源与五河县人民政府共建集中式共享储能电站项目等，一体化项目逐步上量。未来，风光发电配储能将成为大趋势，风光消纳问题将进一步得到缓解。

今年以来多项利好储能相关政策发布，进一步推动储能未来发展。7月29日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，拉大峰谷电价价差，工商业用电侧储能配臵需求意愿增强，有望为储能市场带来较大增量。除此之外，8月10日发改委、国家能源局共同印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建或购买调峰资源，挂钩比例高的发电企业将优先并网。政策鼓励新能源发电企业适当承担部分新能源并网消纳责任，发电端储能配臵需求提升，储能市场有望持续扩容，利好风光等波动性电源消纳。

储能市场前景广阔，装机规模的持续扩大将进一步缓解新能源发电消纳问题。根据《储能产业研究白皮书2021》披露，2020年，我国新增投运的电化学储能项目规模1559.6MW，新增投运规模首次突破GW大关。白皮书中分别基于保守和理想两种场景对2021-2025年中国电化学储能市场的规模和发展趋势进行了预测，在保守场景下，预计在2025年储能累积装机规模达到35.5GW，2021-2025年CAGR为57.4%；在理想场景下，受益于“双碳”目标，预计2024年和2025年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到32.7GW和55.9GW；除此之外，根据日前国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，要求到2025年抽水蓄能电站投产总规模达62GW，到2030年和2035年分别达到200GW和300GW，以配合风、光在2025年的装机目标。未来随着风电光伏规模的扩张消纳问题依然面临挑战，储能行业装机规模的扩大有望进一步解决风光消纳问题，控制弃风弃光率。

4.行业竞争格局：资源逐渐向龙头企业集中

4.1.国企背景+资金实力，“五大四小”发电集团占据绝对优势

新能源发电行业投资规模大，属于资金密集型行业。单个陆上风电或集中式光伏开发项目通常需几个亿，甚至十几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。新能源发电行业的性质决定了发电企业需要有强大的资金实力与集团背景，“五大四小”发电企业背景与资金实力雄厚，均为央企或国企，在我国能源企业中占有绝对的分量。“五大四小”包括：国家能源集团、中国华电、中国华能、国家电投和大唐集团、华润电力、国投电力、中广核、三峡集团。

从目前已投运装机规模来看，“五大四小”发电集团装机规模占比高。根据公司披露的信息，“五大”集团中国家电投集团2020年新能源装机规模最高，占全国装机比例达12.61%；其次为国家能源集团，占全国装机比例达8.92%。“五大四小”发电集团2020年新能源装机规模合计占比接近50%，已成为国内新能源发电半壁江山。

从资源获取能力来看，“五大四小”集团优势明显，发电集团新能源项目签约如火如荼，签约规模表现突出。据北极星太阳能光伏网不完全统计，2020年，“五大四小”发电集团已相继签约超47GW清洁能源项目，总投资超2787亿元，其中光伏项目(不含风光储一体化、新能源项目)超33GW。由此可见国企背景和雄厚的资金实力使得集团在项目获取上具备较大优势。此外，从已获取的光伏项目情况来看，“五大四小”同样具有相当优势。据北极星太阳能光伏网统计，“五大四小”发电集团在2020年共拿下19.5GW的光伏竞价、平价项目，占今年全国光伏项目总规模的28%以上，其中竞价项目11.5GW，平价项目7.8GW（含竞价转平价）。国家电投位列榜首，共拿下4.93GW竞价、平价项目规模，其次为大唐集团，共拿下4.58GW竞价、平价项目。中广核作为“四小”集团之一，以3.07GW排名第三。

4.2.风电：资源禀赋奠定行业地位

在陆上风电方面，风力发电极易受到地域资源影响。由于我国风能资源主要分布在“三北”地区、东南部沿海地区以及青藏高原、云贵高原和华南山脊地区，因此风电产业发展与地域联系较为紧密。根据中电联发布的数据，截至2020年底，我国风电累计装机规模达到2.8亿千瓦，同比增长34.6%，新增风电装机规模达到7176万千瓦。分地区看，内蒙古以3786万千瓦时的风电装机容量排名全国第一，在全国范围内共有9个省市风电装机超过1000万千瓦。

根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，我国风电装机有望在2025年达5.4亿千瓦，其中陆上风电达5.1亿千瓦；将在2035年、2050年分别达到11.1、19.7亿千瓦，其中大部分为陆上风电装机。因此，陆上风电仍未我国未来风力发电行业主要发展方向，其中陆上风电发展重点地区主要分布在新疆、甘肃、蒙东、蒙西、吉林、河北。因此，目前已深耕国内陆上风电资源丰富地区多年的新能源企业未来在项目获取方面将具备一定先发优势。

在海上风电方面，对标水电，资源禀赋为决定海上风电发展的重要因素。不同于传统火电，可再生能源发电的资源禀赋具有不可复制性,因此水电与风电等可再生能源均对地理位臵有较为严格的要求，我们以目前发展较为成熟的水电与海上风电进行对标，水能资源在各个流域存在差别，其主要决定因素包括：1)河流的落差大小，取决于地势高差大小；2)河流径流量的大小，取决于降水量的多少。各流域水能资源的差别导致其可开发装机容量有所差异。水电龙头企业均具有优质水利资源的流域开发权。金沙江/长江上游、澜沧江、雅砻江等优质的水电资源孕育了长江电力、华能水电、国投电力等大型水电企业。

沿海地区地理位臵优越，海陆风力资源丰富。根据《海上风电产业发展思路与对策建议》，我国沿海省份平均风速在6.5-10.0m/s，平均风速较大，风向较为稳定。对标水电，海上风电资源优劣主要取决于其风速，在未来海上风电成本逐步降低过程中，风速对风电盈利能力的影响将更为明显。我们将国内重点沿海省份风资源情况与国内主要水电基地水资源情况进行对标可以看出，沿海省份未来可开放装机容量大，优渥的风力资源为分布于沿海省份的公司风电的发展奠定强大基础。

基于风能发电特有的地域优势，我们梳理了部分以风力发电业务为主的新能源发电企业的业务情况。从表中可以看到，大部分开展风能业务的公司，其公司或项目所在位臵都位于风能资源较为充裕的地区，地理位臵的优势更有利于公司发展相应业务。据wind披露的数据可以看到，龙源电力作为全球风电运营商巨头，2020年实现装机容量2500万千瓦，发电量达426.83亿千瓦时。大唐新能源与三峡能源作为“五大四小”发电集团，装机规模也分别达1123、1189.8万千瓦。

海上风电区域优势更为凸显。福建省由于亚热带季风气候和“狭管效应”的影响，风资源丰富，近海海域风速远高于其他沿海省份，在利用小时数方面具有绝对优势。海上风电资源优劣主要取决于其风速，在未来海上风电成本逐步降低过程中，风速对风电盈利能力的影响将更为明显。因此，福能股份与中闽能源两家扎根于福建省的新能源发电企业将直接受益，有望成长为国内海上风电领域优质企业。

作为资金密集型行业，新能源发电企业负债率水平普遍较高。据wind数据披露，大部分以风力发电为主的新能源发电企业资产负债率均比较高，大部分负债率水平在50%以上，主要系项目建设融资的需要，福能股份资产负债率水平相对较低，具有一定优势。从盈利能力来看，节能风电、嘉泽新能、中闽能源及三峡能源的销售毛利率水平较高，分别达到52.09%、52.14%、67.70%及57.69%，主要是由于这几家公司均深耕于新能源发电业务，光伏发电及风电的毛利率水平较高，基本达到50%以上。而其他企业存在一定其他业务，如吉电股份、福能股份等还包括火电业务及热力业务，从而拉低公司整体毛利率水平。

4.3.光伏：产业链优势凸显，成本为核心竞争力

我国光照资源地区差异性较大。《2020年中国风能太阳能资源年景公报》披露，2020年我国陆地表面平均年水平面总辐照量为1490.8千瓦时/平方米，但资源分布地区差异性较大，高原和少雨干燥地区太阳能资源更加丰富，平原、多雨高湿度地区太阳能资源相对较少。根据地区来看我国甘肃西南部、内蒙古西部、青海西部、西藏中西部等地区光照资源最丰富，年水平面总辐照量超过1750千瓦时/平方米，西北、西南、内蒙等大部分地区光照资源也较为丰富；华东、华中、华南地区光照资源相对匮乏。从光伏发电利用小时数来看，我国东北和西北地区的利用小时数最高，2020年分别为1492和1407小时；华东与华中地区利用小时数最低，分别仅有986和959小时，符合我国光资源分布特点。

我国光伏装机主要集中在华东、西北和华北地区。根据国家能源局的数据，截止2020上半年，华东地区光伏发电累计装机7055万千瓦，占全国总光伏装机的33%，位于全国第一，西北和华北地区分别占23%和19%。其中发电装机占比最高的前六大省份全部集中在华东和华北区域，且行业重点公司例如太阳能、正泰电器、晶科科技等的光伏机组也大多集中在华东地区，这与光照资源和利用小时数的分布并不相符，主要有以下三点原因：1）2020年以前，光伏电站按照三类资源区划分不同的标杆电价实行补贴，而山东、江苏、浙江等华东省份属于第三类资源区，上网电价最高，因此公司能获得更多补贴；2）华东地区的消纳能力优秀，而西北、西南等地存在弃光问题，装机集中在华东地区有利于就近消纳；3）华东地区光伏产业链完备程度较高，上下游相关企业数量多，产业技术创新水平高，多晶硅片、电池、组件等光伏产业链主要环节的产量高且增长稳定。

从未来趋势上看，由于光伏补贴的取消以及未来消纳能力的向好，光照资源的优势将更加凸显。2021年出台的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴。因此，华东地区将丧失作为第三类资源区的高上网电价优势。同时，随着推进建立健全可再生能源电力消纳保障机制政策的出台、多条特高压输电线路的投运与规划，未来光电消纳将持续向好，弃光问题将得到更大改善。因此，未来光伏装机有望向西北、华北等光伏资源更丰富、利用小时数更高的地区倾斜。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》预测，“十四五”期间，我国光伏装机容量预计将增长32167万千瓦，其中西北地区的增幅最大，预计到2025年将跃居成为第一大光伏发电区域，装机容量预计达到18463万千瓦。

公司产业链拓展带来的成本优势将愈加凸显。除五大发电集团外，目前光伏行业重点上市公司主要包括协鑫新能源、太阳能、晶科科技、正泰电器、林洋能源和南网能源。这些公司光伏项目位臵大多覆盖华东、华北地区，少数公司覆盖华南、西部和海外地区。其中，部分公司在发电的基础上积极布局光伏上下游产业链：太阳能公司兼顾光伏电池组件的研发、生产和销售；晶科科技的兄弟公司晶科能源主营光伏组件、电池片、硅片的研发、生产和销售；正泰电器涉及组件制造、户用光伏。这些公司在光伏上游产业的布局可以帮助其获取成本优势。

从光伏发电业务上来看，协鑫新能源光伏发电规模在可比公司中最高，2020年其光伏装机和发电量均位于行业领先地位，分别为4830兆瓦和6740百万千瓦时；太阳能位居第二，装机达4239MW，发电量为52.93亿千瓦时；南网能源的光伏发电规模最低，主要是由于其并非纯光伏发电企业，其主营为节能业务。

从盈利能力上看，受益于龙头优势，协鑫新能源的毛利率远高于同业平均。从期间费用上看，晶科科技的期间费用率最高，2020年为35.06%，其他公司费用率水平相近。从资产负债情况上看，光伏发电业务为资本密集行业，需要投入大量资本投资以开发及建设光伏电站，因此行业整体的平均资产负债比率相对较高。相对来说，协鑫新能源的资产负债率最高，林洋能源、南网能源和正泰电器最低，主要因为其光伏发电业务规模相对较小。

报告链接：电力及公用事业专题研究：经济性+稳定性提升共助新能源运营崛起

【建议】重磅2022年广东省新能源汽车产业链全景图谱(附产业政策、产业链现状图谱、产业资源空间布局、产业链发展规划)行业主要上市公司：比亚迪(002594.SZ);亿纬锂能(300014.SZ);欣旺达(300207.SZ);珠海冠宇(688772.SH);华阳集团(002906.SZ)等本文核心数据：全国新能源汽车供需规模;广东省新能源汽车产量;广东省新能源汽车销量;广东省新能源汽车专利数量;广东省新能源汽车产业链企业数量;广东省新能源汽车公共充电桩数量新能源汽车产业发展现状及价值链分布——全国新能源汽车产业发展规模新能源汽车是我国应对气候变化、推动绿色发展的战略举措，在政策和市场需求的推动下，我国新能源汽车产销量双双增长，2021年，全国新能源汽车实现产量354.5万辆、实现销量352.1万辆;同时，据公安部数据显示，截至2021年末，全国新能源汽车保有量已达784万辆，占汽车总量的2.60%。根据国务院印发的《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》，未来几年我国新能源汽车行业仍将保持高速发展态势，至2025年，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右，预计销量将突破700万辆。——新能源汽车产业价值链分布新能源汽车产业链上游为原材料和核心零部件，包括电池材料、元器件、电机电控和常规部件等等;中游是整车制造，按车辆用途写细分为新能源乘用车、新能源商用车;配套产业包括新能源汽车充换电运营服务;下游包括汽车后市场服务、电池回收等。根据新能源汽车各产业链环节的毛利率状况可知，目前，元器件-IGBT、上游电机电控及下游汽车后市场环节的利润水平相对较高，其中汽车后市场服务的代表性上市公司毛利率高达45%-55%;另一方面，上游常规部件、内外饰件等环节的毛利水平较低、附加值较低。注：上述毛利率区间以行业代表性上市公司2021年毛利率填列广东省新能源汽车产业政策环境——广东省新能源汽车产业省级政策解析广东省作为我国制造业大省和创新先锋区域，早在“十一五”时期就开始布局新能源汽车相关技术研发和产业化转化。进入“十二五”时期，新能源汽车产业首次被纳入为广东省战略性新兴产业和先进制造业重点产业，成为广东省重点发展的产业之一。随后十余年里，广东省就区域新能源汽车技术发展路径、新能源汽车产品发展方向、新能源汽车产能建设、新能源汽车产业链建设、新能源汽车应用推广、新能源汽车领先企业培育、新能源汽车基础设施建设等关乎区域新能换产业发展的诸多方面陆续出台相关政策，为广东省新能源汽车产业发展提供有力支撑。2022年，在“双碳战略”背景下，广东省新能源汽车产业发展政策持续加码，2022年1-8月，广东省出台新能源汽车产业相关政策已达20条，超过2021年政策发布速度。注：上述政策数量统计时间截至2022年8月26日在新能源汽车技术路线多头并进之际，广东省前瞻性规划布局新能源汽车产业发展方向，2021年7月30日，广东省工信厅发布《广东省制造业高质量发展“十四五”规划》，提出要积极推进智能网联汽车发展，抢占新能源汽车智能化发展高地;2022年8月12日，广东省发改委、省科学技术厅、省工业和信息化厅等多部门联合发布《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划(2022-2025年)》，提出要抓住新能源汽车新技术路线，建成具有全球竞争力的燃料电池汽车产业技术创新高地。——广东省新能源汽车产业区域政策热力图除省级产业政策外，广东省下辖21个地级市也通过出台相关产业发展政策，助推地区新能源汽车产业发展。从广东省21个地级市2013年至今发布的新能源汽车产业相关政策数量来看，深圳市和广州市发布的新能源汽车产业相关政策数量最多，在政策支持引导下，广州市和深圳市成为广东省新能源汽车产业发展高地，在新能源汽车制造、产业链建设和市场应用推广方面均走在全国前列。注：①上述政策数量统计时间范围为2013年-2022年8月26日;②城市政策数量为统计时间范围内该城市新能源汽车产业相关政策总数广东省新能源汽车产业链发展现状图谱——广东省新能源汽车产业链图谱政策市场双轮驱动，推动广东省新能源汽车产业链不断完善。目前，广东省新能源汽车产业已经形成了涵盖新能源汽车上游三电(电池、电机、电控)及电池原材料等领域、中游新能源汽车整车制造领域、新能源汽车充换电及电池回收等配套服务领域在内的全产业链条，已然成为新能源汽车产业链企业聚集高地。根据企查猫查询数据显示，截至2022年8月，广东省处于正常经营的新能源汽车产业链企业数量超1.6万家，其中新能源汽车电池制造企业达1785家，新能源汽车整车制造企业达60家，培育出包括比亚迪、广汽、亿纬锂能、奥动新能源等一批新能源汽车产业链龙头企业。——广东省新能源汽车产业链企业地图分各市来看，深圳市和广州市新能源汽车产业链企业数量占全省新能源汽车产业链企业数量比重超60%，新能源汽车全产业链建设相对完善，成为带动全省新能源汽车产业链发展的核心城市;东莞市、惠州市、佛山市、肇庆市结合自身产业发展基础，围绕深圳市和广州市新能源汽车产业链发展，加快新能源汽车产业链企业落地，逐渐形成具有城市特色的新能源汽车产业聚集地。从产业链环节企业分布来看，新能源汽车整车制造企业主要分布在深圳市、广州市、佛山市和东莞市;新能源汽车电池企业主要分布在深圳市和东莞市;江门市动力电池回收企业最多(具有资质的企业);充换电设施及汽车后市场配套产业在多个城市均有相关企业布局。——广东省新能源汽车产业发展载体图谱广东省新能源汽车产业快速发展，产业集聚效应凸显。目前，广东已形成广州、深圳、佛山新能源汽车核心集聚区，以东莞、中山、惠州、肇庆等为代表的关键零部件及新材料配套项目集中区，产业链企业加速汇集。与此同时，广东省其他城市也加快引进培育新能源汽车产业链企业，加速推进新能源汽车产业集群发展载体建设，不同产业集群载体重点发展的产业链环节有所区别，产业集群差异化发展更好地推动了广东省新能源汽车产业链建设的完善和产业规模的扩张。广东省新能源汽车产业发展现状——新增注册企业数量持续攀升广东省新能源汽车产业发展基础位居全国前列，企业营商环境优异，吸引了大量新能源汽车产业企业落地省内发展。根据企查猫查询数据显示，近年来，广东省新能源汽车历年新注册企业数量快速增长，2021年，广东省全年新增新能源汽车产业注册企业达768家，较2020年新增注册企业数量增长了近1倍;2022年，广东省新能源汽车产业新增注册企业数量再创新高，截至2022年8月30日，2022年广东省新能源汽车产业相关新增注册企业数量达910家，广东省新能源汽车产业发展持续火热。——专利申请量位居全国榜首广东省十分注重新能源汽车技术创新，研发能力持续提高。根据智慧芽查询数据显示，自2016年起，广东省新能源汽车领域专利申请量快速增长，2016-2021年历年专利申请量均突破3000件。截至2022年8月30日，广东省新能源汽车领域累计专利申请了突破3万件，位居全国榜首，整体上看，广东省新能源汽车产业研发能力位居全国前列，优质的创新环境为新能源汽车产业发展提供了有力的支撑。——新能源汽车产量增速再创新高广东省新能源汽车产业发展迅猛，新能源汽车产量快速攀升。根据广东省工信厅公布的数据显示，2021年，广东省全年共生产新能源汽车53.5万辆，同比增长155.6%，占全国新能源汽车产量比重达15.1%;2022年上半年，广东省累计生产新能源汽车46.22万辆，同比增长166.8%，新能源汽车产量增速屡创新高，占全国新能源汽车产量比重也增加至17.37%。——新能源汽车销量占新车销量比重突破25%广东省作为全国新能源汽车应用推广先行示范区域，新能源汽车销量消费习惯培养效果显著，新能源汽车销量常年位居全国前列，新能源汽车销量占新车销量比重持续提高。根据广东省汽车流通协会公布的数据显示，2021年广东省新能源汽车销量达42.6万辆，占新车销售量比重达14.1%，较2016年提高11.2个百分点。2022年上半年，广东省新能源汽车销量再创新高，上半年累计销售新能源汽车31.4万辆，同比增长117.3%，占新车销量比重突破25%，达27.3%。——公共充电桩数量超33万台在新能源汽车产业快速发展、新能源汽车消费市场持续繁荣的同时，广东省加快新能源汽车配套基础设施建设。根据中国充电联盟公布的数据显示，截至2021年底，广东省累计建设新能源汽车公共充电桩数量突破18万台，截至2022年6月底，广东省累计建设新能源汽车公共充电桩数量突破33万台，达33.07万台，2022年上半年新建新能源汽车公共充电桩数量达14.89万台。新能源汽车配套基础设施建设的完善有力地支撑了消费市场的增长，进一步拓展了新能源汽车产业规模。广东省新能源汽车产业发展前景及规划——广东省新能源汽车产业发展前景及规划根据《广东省发展汽车战略性支柱产业集群行动计划(2021-2025年)》，到2025年，广东省世界级汽车产业集群培育取得实质性进展，全省汽车制造业营业收入超过11000亿元，汽车工业增加值超过2000亿元;汽车产量超过430万辆，占全国汽车总产量比重超过16%，其中新能源汽车超过60万辆;新能源汽车公用充电桩超过15万个。“十四五”期间，广东省将通过实施“六大重点任务”助力发展新能源汽车产业：——广东省新能源汽车产业空间布局规划根据《广东省制造业高质量发展“十四五”规划》，“十四五”期间，广东省将以广州、深圳、珠海、佛山、肇庆、东莞、惠州、湛江、茂名、汕尾、云浮等市为依托，加速新能源汽车发展步伐。“十四五”期间广东省新能源汽车产业发展空间布局规划如下：——广东省各市新能源汽车产业发展规划从各省市来看，目前广东省21个城市中，共有18个城市出台相关政策文件对新能源汽车产业发展提出相应规划。其中，广州市提出到2024年全市新能源汽车年产能进入全国城市前5名，占全市汽车产能约20%;深圳市提出“十四五”期间，全市新增注册汽车(不包含置换更新)中新能源汽车比重达到60%左右，至2025年，全市新能源汽车保有量达到100万辆左右。广东省主要城市新能源汽车产业发展规划汇总如下：更多本行业研究分析详见前瞻产业研究院《中国新能源汽车行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业研究、政策研究、产业链咨询、产业图谱、产业规划、园区规划、产业招商引资、IPO募投可研、IPO业务与技术撰写、IPO工作底稿咨询等解决方案。文章搜集整理自互联网，如有侵权，请联系删除！

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