2022年新能源汽车市场深度分析报告汇编

2022年新能源汽车市场深度分析报告汇编资料汇编

目录1、2021年安徽省专用车行业市场现状及发展趋势分析新能源车和作业车为未来发展方向2、新能源行业专题报告：双碳政策驱动_新能源运营加速发展正当时3、新能源行业深度研究报告：能源革命扬帆启航_投资赛道行稳致远4、天时地利人和_新能源汽车行业蓄势待发5、卫星化学研究报告：C2&C3产业链高成长_加布局新能源新材料

2021年安徽省专用车行业市场现状及发展趋势分析新能源车和作业车为未来发展方向国内专用车行业主要上市企业：福田汽车(600166)、江淮汽车(600418)、长安汽车(000625)、东风汽车(600006)、三一重工(600031)、中国重汽(601989)本文核心数据：产量、在产企业数量1、政策主推产业集聚效果增强安徽省汽车产业经过五十多年的发展，已经形成较为完整的产业体系。安徽省整车生产企业主要分布局于合肥、芜湖、马鞍山、滁州;汽车零部件生产企业初步形成了以合肥、芜湖为产业基地，安庆、马鞍山、滁州、蚌埠、宣城等地开始产业集聚的格局。其中，合肥、芜湖是国家级汽车及零部件出口基地，也是安徽省战略性新兴产业集聚地。产业集聚和政策协同发展，政策扶持也进一步加强了安徽省省内的专用车产业集聚效果。近几年，安徽省专用车政策主要落脚新能源汽车推广与应用;值得注意的是，受到影响，安徽省省内负压救护车需求量有所增长，从一定程度上带动了安徽省专用车行业的发展。2、安徽省专用车在产企业总量全国第七截止2019年12月，安徽省专用车在产企业有57家，在全国排名第七位，新增企业11家。因此安徽省专用车行业发展状况较好，企业对于该领域有较强的发展信心。注：《中国汽车工业年鉴2020》的最新数据更新至2019年，2020年相关数据需等新版年鉴公布。3、受到影响，安徽省专用车产量进一步下降2018-2020年，安徽省专用汽车产量逐年下降。2019年安徽省专用汽车产量为18.45万辆，产量同比下降1.88%，占全国专用车总产量的5.48%。考虑到2020年对于交通运输业和汽车制造业的双重影响，经过初步估算，2020年安徽省专用车产量下降至18.12万辆。4、作业车为安徽省内企业主要聚焦市场目前，安徽省著名的专用车生产企业有安徽江淮汽车集团股份有限公司、安徽开乐专用车辆股份有限公司、华菱星马汽车(集团)股份有限公司、合肥市兴旺汽车有限公司和蒙城财富汽车有限公司等。综合来看，安徽省内专用车制造企业主要聚焦作业车领域，即环卫车、半挂车和运输车的生产制造。这主要与安徽省整体消费市场特点有关。5、新能源车和作业车为未来发展方向目前，安徽省作业车市场发展潜力较大;尤其体现在公路货运、公路里程和城市清扫面积上。2020年，安徽省公路货运达到235269.33万吨，排名全国第三;公路里程达到21.83万公里，排名全国第八。并结合安徽省当前政策，安徽省将继续把重心放在新能源汽车和作业车，尤其是运输车和货运车的发展上。文章搜集整理自互联网，如有侵权，请联系删除！

新能源行业专题报告：双碳政策驱动_新能源运营加速发展正当时1.“双碳”目标提出，能源结构低碳化转型推进中国“碳中和”目标实现任重道远，政策高度重视推动“双碳”目标落地。我国二氧化碳排放量较大，而我国从碳达峰到实现碳中和的时间周期较短，时间紧、任务重是我国碳中和实现过程中的突出特征。为有效推动“双碳”目标落地，国家政策大力推动成为不可或缺的重要驱动力。2020年9月以来，多个国家高层会议提及碳达峰、碳中和目标，并作出相关具体工作部署，反映出国家高度重视碳达峰的落地推进，预计后续政策支持力度有望持续提升。能源结构低碳化转型推进，清洁能源在一次能源消费中占比显著提升。能源结构低碳化转型是实现碳达峰、碳中和的关键举措，未来风电、太阳能等清洁能源消费量将会显著增加。根据全球能源互联网发展合作组织预测，在中国2030年实现碳达峰时，清洁能源消费量折合标准煤为18.6亿吨，在一次能源消费中占比达31%，较2019年的15%增长超一倍。电热生产为我国二氧化碳排放的主要来源，而在我国电力供给以火电为主，煤炭为火力发电的主要一次能源，火电燃煤会排放大量的二氧化碳，中电联数据显示，2019年火电二氧化碳排放量达42.29亿吨。因此，推动能源结构低碳化转型，压减火电燃煤规模的同时扩大风光等清洁能源规模，成为降低碳排放的重要举措，亦成为实现碳中和的重点发展方向。2.多重因素共驱，新能源运营加速发展可期2.1.风光新能源装机规模持续增长，增量空间较大风光发电装机容量保持增长态势。根据国家能源局数据，2021年上半年，国内新增风电、太阳能装机容量分别为1084、1301万千瓦，分别同比增长71.52%、28.18%。截至2021年6月，国内风电、太阳能累计发电装机容量分别为29192、26761万千瓦，在全国发电装机容量中的占比分别为12.94%、11.86%，二者合计占比达24.80%，实现持续提升。根据国家领导在气候雄心峰会上公布的国家自主贡献目标，到2030年，风电、太阳能发电装机容量达12亿千瓦以上，而当前二者合计为5.60亿千瓦，这意味着未来风电、太阳能装机规模存有超1倍以上的增长空间，以风光为代表的清洁能源发展空间较大。碳中和政策推进背景下，风电、太阳能发电装机有望加快推进。2021年4月19日，国家能源局综合司发布《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）》，提出2021年，全国风电、光伏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。2030年新能源发电量占比有望达到25%。根据以上数据和参考过往电力装机规模、利用小时数的数据，为预测不同电力类型2025年装机规模，我们做出如下假设：1）2021-2025年GDP年均增长率为5%；2）假设电力消费弹性系数为1；3）2025年，水电、核电、风电、光伏、火电发电量占社会用电量的比例分别为16.5%、5%、9.5%、7%、62%。4）2025年，水电、核电、风电、光伏、火电的利用小时数分别为3660、7350、1700、1050、4200小时。基于以上假设进行测算，2025年全社会发电量为9.59万亿千瓦时，风电、光伏发电量分别为9107、6710亿千瓦时，分别对应装机量为535.70、电力集团加码风光新能源装机，看好资产价值重估带来的投资机遇。近年来，华能、华电、大唐、国家能源、国家电投等发电集团持续加码新能源装机规模，新能源发电收入逐步成为重要的收入来源。同时，各主要发电集团在“十四五”期间还将持续推动新能源装机规模增长，开启新的成长点。以华电集团为例，中国华电集团董事长温枢刚对外表示，“十四五”期间，华电集团力争新增新能源装机75GW。整体而言，随着市场对新能源电力运营的关注度提升，其新能源电力资产有望迎来重估，我们看好这一过程带来的投资机遇。2.2.风光投资成本下降，新能源运营商收益稳步增长风电投资成本有望进一步下降，有助于推动装机规模增长。由于陆上风电规模化发展和技术进步，发电成本大幅下降，《中国“十四五”电力发展规划研究》预测到2022年，我国陆上风电基本实现平价，到2025年成本有望降至0.30元/KWh，到2035、2050成本进一步降至0.23、0.20元/KWh。海上风电方面，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术发展，海上风电投资成本和度电成本有望进一步下降，《中国“十四五”电力发展规划研究》预测海上风电投资成本将由2019年的1.68万元/KWh降至2025年的1.37万元/KWh，平均度电成本则由2019年的0.91元/KWh降至2025年的0.74元/KWh。此外，未来海上风电持续推进规模化开发，有望促进投资成本和维护成本进一步降低，推动海上风电资源的开发利用。风电风机价格不断下降，利好风电运营商收益提升。金风科技数据显示，2021年6月，3MW机组的全市场整机商参与的投标均价为2616元/kW，4MW级别机组的全市场整机商参与的投标均价为2473元/kW，较2020年的价格均出现显著下降。随着风机价格不断下行，风电新能源运营商的投资成本有望进一步下降，其盈利水平将有所提升，利好风电运营商经营效益提升。光伏发电成本快速下降，促进光伏装机容量增长。随着技术进步、新增装机规模持续增加、行业竞争继续升级，光伏发电成本显著下降。中国光伏行业协会数据显示，在等效利用小时数在1000-1800h范围内，2020年国内地面光伏系统平准发电成本在0.35-0.2元/KWh之间，分布式光伏系统平准发电成本在0.31-0.17元/KWh。展望未来，随着光伏产业链各环节新建产能投产，组件价格下降，光伏初始全投资成本有望持续下行。中国光伏行业协会预测，到2030年，地面光伏和分布式光伏初始全投资成本分别为3.15、2.69元/W，较2020年分别下降21.05%、20.41%。同时，随着光伏组件、逆变器等设备效率提升，双面组件、跟踪支架等器件应用，运维能力增强，光伏发电成本有望进一步下降。随着光伏初始投资成本和发电成本持续下行，未来有望进一步推动光伏装机容量增长。中国光伏行业协会预测，为完成气候雄心峰会提出的国家自主贡献目标，在“十四五”期间年均新增光伏装机容量或在70-90GW范围内。短期硅料价格上涨抑制光伏新增装机增长，但光伏新增装机的中长期趋势依然向好。硅业分会数据显示，硅料价格呈持续上涨态势，截至2021年9月15日，单晶复投料周成交均价小幅上涨至21.38万元/吨，周环比涨幅为0.71%；单晶致密料周成交均价上涨至21.15万元/吨，周环比涨幅为0.62%。随着硅料价格上行，光伏组件价格或有所提升，短期内这可能会在一定程度上影响光伏装机容量增长。中长期来看，随着硅料生产企业产能扩张推进，市场供求逐渐趋于平衡，或将使得硅料价格回落，光伏运营商投资成本下降，效益有望迎来提升。2.3.平价时代来临，绿电交易启动促进新能源电力电价增长电价是风光新能源发电企业收入的重要影响因素，对于风光新能源运营企业的经营绩效具有至关重要的影响。回顾国内风光新能源电价变化过程，可以看到2014年是一个关键的转折时间点。2014年6月，国务院出台《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，提出到2020年，风电与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当。此后，风电、光伏标杆电价不断下调，截至2020年，国内陆上风电I、II、III、IV类资源区标杆电价分别为0.29、0.34、0.38、0.47元/千瓦时（含税），近海风电标杆电价为0.75元/千瓦时（含税），I、II、III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为0.35、0.40、0.49元/千瓦时（含税）。整体而言，风光新能源电价不断走低，平价上网成为发展趋势。“地补”推出助力海上风电发展。2021年6月，广东省能源局率先出台《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，提出自2022年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡，补贴标准为2022-2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500、1000、500元。沿海省份消纳条件优越，风电资源丰富，预计未来其余沿海省份或相继推出地方补贴政策，助力海上风电发展。平价上网条件逐步成熟，更大范围推进可期。随着风电、光伏发电规模化发展和技术进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。展望未来，陆上风电、光伏发电的成本有望进一步下降，保障风光新能源发电实现平价上网推进。同时，国家政策有序引导风光新能源发电平价上网。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》，提出2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，这意味着风光新能源发电平价上网时代来临。当前，风光新能源发电平价上网项目已具备一定规模。根据国家发改委数据，2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。预计随着2021年陆上风电、光伏发电平价上网政策推行，未来风光新能源发电平价上网项目规模有望持续增加。平价上网时代，新能源运营企业效益有望持续向好。从成本端来看，随着技术进步和规模化使用，未来风光新能源发电成本有望进一步下降，有助于风光新能源运营商盈利增长。价格端来看，火电标杆价是新能源发电企业价格的锚定指标，未来价格下降空间或较为有限。此外，国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中提出，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，风光新能源发电市场化交易可能逐步推进，对风光新能源运营商带来一定影响。但考虑在未来碳中和政策推进背景下，风光等清洁能源需求持续增长，有利于风光新能源电价维持稳定态势。整体而言，我们认为，未来风光新能源发电的电价有望逐步趋稳，短期内市场化交易对新能源发电运营商可能带来一定不利影响，但长期影响或较为有限，看好风光新能源发电运营商的业绩稳健增长。绿电交易试点工作启动，助力新型电力系统建设发展。风光新能源电力随机、波动的特征将会使得电力系统运行和消纳成本上升，而为有效实现电力低碳转型，亟需体制机制创新来予以保障。通过开展绿色电力交易，实现用户与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，促进绿色电力发展和消纳，进而更好促进新型电力系统建设。未来随着风光新能源成为电力系统的主体，绿电交易有望在电力市场体系中发挥日益重要的作用。以市场化方式体现电力的环境价值，风光新能源电价迎政策利好。当前，绿电交易试点纳入标准严格限定了参与交易的电源品种（主要以风电、光伏发电项目为主），通过以市场交易方式为电力本身及其环境属性定价，确保用户买到的是“绿电”。同时，随着风电、光伏装机加速，新能源发电的消纳问题亟待解决，而绿电交易促使用电企业溢价购买绿电。绿电交易的溢价交易方式大大增厚了新能源平价下的项目盈利能力，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳。绿电交易市场条件成熟，后续有望逐步落地。当前，开展绿色电力成为社会共识，同时地方政府部门、企业在绿电交易方面具有较强的需求，且技术手段和交易组织架构设计均较为成熟完备，绿电交易的市场条件趋于成熟。后续绿电交易试点工作将在国家发改委、国家能源局指导下，由国家电网公司、南方电网公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心具体开展，试点初期拟选取绿电消费意愿较强的地区，待绿电交易试点工作启动后，其他有意愿地区后续也给予积极支持。2.4.政策利好频发，新能源电力消纳水平有望提升推动风光新能源消纳政策频发，新能源消纳水平有望提升。2021年以来，国家陆续出台了多项利好风光新能源消纳的政策，包括推动新型储能发展、优化峰谷分时电价机制以及完善能耗双控制度等；同时，绿电交易市场开启亦有助于促进风光新能源电力消纳。随着政策推动风光新能源消纳，弃风弃光率或将进一步下降，新能源运营企业的利用小时数以及新能源电力电价有望提升，有助于推动新能源运营企业业绩增长。当前时点，政策催化剂不断释放，我们看好新能源运营企业的市场表现。新型储能加快发展，助力风光新能源消纳水平提升。风电、光伏发电具有随机性大、波动性强的特征，为有效促进风光新能源电力消纳，亟需储能系统予以配套来进行保障。2021年7月23日，国家发改委、国家能源局发布《加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，实现新型储能装机规模达30GW以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。当前，我国电化学储能规模较小，CNESA数据显示，截至2020年，中国已投运的电化学储能累计装机规模3.27GW，占比为9.20%；2020年全年新增电化学储能累计装机功率规模达1.56GW，呈快速增长态势。随着国家政策大力推进新型储能加快发展，以及电池技术成熟和成本下降，未来储能规模有望快速增长，为新能源电力消纳水平增长提供有力支撑。进一步完善分时电价机制出台，引导电能需求侧管理助推新能源电力消纳水平提升。2021年7月26日，国家发改委出台《进一步完善分时电价机制的通知》。《通知》提出，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。同时，建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。而热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。此外，健全季节性电价机制，做好风光水多能协调互补，提升电力资源配置效率。整体而言，《通知》通过峰谷电价拉大，充分发挥电价的信号作用，引导用户调整用能周期，实现电能需求侧管理，为新型电力系统发展提供良好的需求侧条件，在一定程度上缓解新能源发电随机性与系统灵活性之间的矛盾，促进新能源消纳利用水平进一步提升。《完善能耗双控方案》提出鼓励可再生能源消费，新能源运营商再迎政策利好。2021年9月11日，国家发改委出台《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出完善指标设置及分解落实机制、增强能源消费总量管理弹性、健全能耗双控管理制度等举措，进一步完善能耗双控制度，促进节能降耗。同时，《完善能耗双控方案》提出，鼓励地方增加可再生能源消费，根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。整体而言，通过增加可再生能源消费量，有助于促进地区完成能耗控制目标的同时推动经济产业发展，风光新能源运营企业再获利好政策支持。2.5.“双碳”目标推动终端能源电气化，电力需求呈向好态势“双碳”目标推动加速终端能源电气化发展。随着“双碳”目标政策推进，电能在终端能源中的占比有望显著提升。到2060年，国内工业、建筑、交通领域电气化水平将由当前的30%、30%、5%增长至50%、75%、50%，增长空间巨大。而随着终端能源领域电气化水平提升，将会使得电力需求持续增长。“双碳”目标政策推进背景下，传统能源电力面临着政策硬性约束，装机规模及发电量或难以增长，未来增量的电能需求将主要由风光新能源电力来予以满足，这将使得新能源电力的市场需求得到有效保障，助力风光新能源运营产业发展。风光新能源发电量大幅增长。长期以来，火电为主要的电力供给来源，而随着“双碳”政策目标推进，风光新能源发电快速增长。根据中电联数据，2021年上半年，全国规模以上电厂发电量38717亿千瓦时，同比增长13.7%；全国规模以上电厂水电发电量4827亿千瓦时，同比增长1.4％；全国规模以上电厂火电发电量28262亿千瓦时，同比增长15.0％；全国核电发电量1951亿千瓦时，同比增长13.7%；全国并网风电厂发电量3442亿千瓦时，同比增长44.6%。同时，全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2021年上半年，全国风电、光伏累计发电量达5008亿千瓦时，同比增长37.1%，占全部发电量的比重为12.9%，同比提升1.9个百分点。整体而言，在所有电力类型中，风力、光伏发电量的增速相对较高，在一定程度上反映出在碳中和政策推进背景下，风电、光伏发电行业景气度较高。全社会用电量显著增长。中电联数据显示，2021年上半年，全国全社会用电量39339亿千瓦时，同比增长16.2%。分产业来看，第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长20.6%；第二产业用电量26610亿千瓦时，同比增长16.6%；第三产业用电量6710亿千瓦时，同比增长25.8%。整体来看，第二产业用电量的大幅增长，成为驱动全社会用电量增长的重要因素。全国全社会用电量增长为新能源电力消纳创造了有利条件，可有效促进风光新能源电力发展。3.风险提示政策执行不及预期：“双碳”目标提出及政策推进是新能源电力产业发展的重要驱动力，若未来政策执行不及预期，则可能会导致新能源电力装机规模或新能源电力消纳水平提升不及预期，进而对新能源运营行业整体效益水平带来负向影响。项目推进不及预期：若未来新能源项目无法按照预期进度完成装机，或者是项目投资和运维成本增长，将会对风光新能源项目的收益产生不利影响。研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。报告链接：新能源行业专题报告：双碳政策驱动，新能源运营加速发展正当时

新能源行业深度研究报告：能源革命扬帆启航_投资赛道行稳致远1.开启能源产业革命新征程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CO2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.光伏：政策、技术与需求共振催动进入高景气周期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FatihBirol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167.7GW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.光热技术日渐成熟，前景可期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。3.3光热电站系统结构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.核能：政策转变迎来产业链机会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2657TWh，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330TWh，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泵、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。5.锂电：新能源汽车爆发式增长，锂电需求空间巨大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+2μm+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