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                      2022年新能源行業研究報告
                      發布時間:2022-03-26 來源:中國無機鹽工業協會     分享到:

                         這里所稱新能源重點是指風電、光伏與光熱、核電、儲能、生物質能源。截至 2020 年底,我國全口徑發電裝機容量 22.0 億千瓦,同比增長 9.6%。

                      1.開啟能源產業革命新征程

                      1980 年(庚申年)聯合國召開的“聯合國新能源和可再生能源會議” 對新能源的定義為:以新技術和新材料為基礎,使傳統的可再生能源得到現代化的開發和利用,用取之不盡、周而復始的可再生能源取代資源有限、對環境有污染的化石能源,重點開發太陽能、風能、生物質能、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。據此計算,中國的碳排放總量已經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,中國的能源消費結構中,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%。

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                      全球能源互聯網發展合作組織預測,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 內生產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、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上”。據此目標, 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 也將迎來新的發展機遇。

                      中國經濟結構決定了能源使用量巨大,單位 GDP 能耗遠高于世界平均水平。構建可持續發展的能源結構是我國當前高質量發展目標的必選之路。發展新能源替代、實現能源轉型、降低化石燃料排碳量,成為我國“十四五”時期的重要能源戰略。為此,必須加大水、風、光、核、生物質等清潔能源與新能源開發力度,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、生物質能源。截至 2020 年底,我國全口徑發電裝機容量 22.0 億千瓦,同比增長 9.6%。

                      其中,化石能源發電 12.5 億千瓦、水電 3.7 億千瓦、并網風電 2.8 億千瓦、并網太陽能發電 2.5 億千瓦、核電 4,989 萬千瓦。化石能源發電裝機容量中,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、太陽能發電、核電和生物質及其他發電裝機占比將達到 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、 生物質能等細分能源行業將進入高速增長階段,新能源產業革命新的征程已經啟航。

                      2.光伏:政策、技術與需求共振催動進入高景氣周期

                      2.1 雙碳背景下政策驅動光伏行業進入景氣周期

                      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, 全球太陽能光伏發電新增裝機達到 630GW,相當于每天安裝一個現有最大 的太陽能電站的規模。這樣到 2030 年,實現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,全球發電總量的近 20%來自太陽能光伏和風能。

                      投資規模方面,根據與國際貨幣基金組織(IMF)的聯合分析,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、制造和建筑行業中創造了數百萬個 就業機會。

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                      光伏產業是半導體技術與新能源需求相結合而衍生的產業。大力發展 光伏產業,對調整能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態文明建 設具有重要意義。我國已將光伏產業列為國家戰略性新興產業之一,在產業政策引導和市場需求驅動的雙重作用下,全國光伏產業實現了快速發展,已經成為我國為數不多可參與國際競爭并取得領先優勢的產業。

                      目前我國光伏產業在制造業規模、產業化技術水平、應用市場拓展、 產業體系建設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”期間光伏發電發展將進入一個新階段,光伏發電年均裝機規模將大幅度的提升,裝機規模將進一步擴大。光伏發電在能源消費中的占比將持續提升,光伏發展將進入平價階段,擺脫對財政補貼的依賴,實現市場化發展、競爭化發展。

                      按照“3060 雙碳”戰略,實現碳中和目標,我國一次能源消費中的 清潔能源占比將大幅提升。根據清華能源轉型中心何繼江估算,我國光伏 裝機容量需求在實現“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”將通過加快構建以新能源為 主體的新型電力系統提升光伏發電消納和存儲能力,既實現光伏發電大規 模開發,也實現高水平的消納利用,同時更加有力的保障電力可靠穩定供 應,實現高質量躍升發展。

                      2.2 全面平價時代,光伏市場快速增長

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

                      在過去十年間,太陽能光伏發電成本快速下降,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 陽能光伏發電的總裝機成本下降了 80%以上。

                      具體數據來看,2020 年,我國地面光伏系統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 我國工商業分布式光伏系統初始投資成本為 3.38 元/W,分布式光伏系統 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的運維成 本將持續保持在這個水平并略有下降。據光伏業協會預測,2021 年后在 大部分地區可實現與煤電基準價同價,到 2030 年光伏系統初始投資成本 將會降至 3.15 元/W。

                      經濟發展,社會用電量增長成為光伏產業規模擴張的內生動力。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,全國發電裝機容量228254 萬千瓦,同比增長 9.5%, 發電 53894 億千瓦時,同比增長 11.3%。其中,太陽能發電裝機 27513 萬千瓦,同比增長 24.6%,太陽能發電增長 8.5%。在 2021 年保障性并網規模不低于 90GW 的政策指引下,四季度需求將得到顯著提振。

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                      根據中國光伏行業協會(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 裝機需求與技術成熟驅動產業鏈進入高景氣賽道

                      太陽能光伏產業鏈包括硅料、鑄錠(拉棒)、切片、電池片、電池組件、 應用系統等 6 個環節。上游為硅料、硅片環節;中游為電池片、電池組件 環節;下游為應用系統環節。從全球范圍來看,產業鏈 6 個環節所涉及企 業數量依次大幅增加,光伏市場產業鏈呈金字塔形結構。太陽能光伏產業 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,這一產業在我 國屬于壟斷行業。中游是由生產晶硅電池片開始的,將晶硅體加工為電池 片,是實現光電轉化的核心步驟。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,將電池片組裝成 電池組件,屬于勞動密集型產業,是光伏產業鏈中游的尾端。

                      從光伏產業鏈角度看,由于整個光伏產業仍處于快速發展階段,因此 相關的生產技術和加工工藝的進步速度十分迅速,推動光伏設備持續不斷 更新換代,行業銷售收入持續增長。根據 CPIA 統計數據,全球光伏設備 行業銷售收入從 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,由于全球光伏產業鏈各個生產環節的主要生 產地均在中國,所以中國光伏設備市場規模占全球的比重較高。

                      多晶硅:屬于光伏產業鏈上游第一道環節,一般從項目建設到產能投 產需要 12-18 個月,產能周期相對較長。目前技術工藝全部國產化,隨著 技術改進,成本呈現大幅下降趨勢。2020 年,全國多晶硅產量達 39.2 萬噸,同比增長 14.6%。其中,排名前五企業產量占國內多晶硅總產量 87.5%,行業集中度較高。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 月份出現減緩跡象,但是 8 月份重回上漲趨勢。硅料 產能周期及需求彈性特性,疊加行業高壁壘特性使得下游需求擴大時,價 格呈現敏感變化,并在較長時間內維持價格高位。2021 年隨著多晶硅企 業技改及新建產能的釋放,產量將達到 45 萬噸。

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                      硅片:光伏硅片領域,由于受到規模、技術、成本等因素限制,使得 寡頭運營模式明顯,行業集中度越來越高。2020 年全國硅片產量約為 161.3GW,同比增長 19.7%,占全球產量約 167.7 GW 的 96.2%。其中,排 名前五企業產量占國內硅片總產量的 88.1%,且均超過 10GW。隨著頭部 企業加速擴張,2021 年全國硅片產量將達到 181GW。相關企業主要包括 以上機數控、京運通、高測股份等為代表的傳統硅片設備制造商,以及雙 良節能、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 年平均轉換效率數據來看,N 型電池轉化率最高,TOPCon 電池平均 轉換效率達到 23.5%,異質結電池平均轉換效率達到 23.8%,背接觸電池 達到 23.6%。因此,未來隨著生產成本的降低及良率的提升,N 型電池將 會是電池技術的主要發展方向之一,而且也是光伏技術的核心競爭因素。從整個光伏產業鏈的角度看,不斷降低生產成本、提高轉換效率,從而降 低光伏 LCOE,是驅動整個光伏產業鏈各環節技術進步的核心動力。然而 硅料、硅片、組件環節的成本下降和技術進步的空間相對有限,提高電池 轉化率將是未來降低 LCOE,優化成本的主要有效環節。預計到 2025 年, 二者的量產轉換效率分別有望達到 25.0%和 25.2%。

                      組件:光伏組件是光伏發電系統的核心構成部分,工藝包括串焊、疊 層、壓層、檢測等。其核心競爭優勢主要體現在除質量性能外帶來成本優 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,全國組件產量達到 124.6GW,同比增長 26.4%,約占全球產 量 163.7GW 的 76.1%。其中,排名前五企業產量占國內組件總產量的 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,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絡,市場份額呈現出不斷提升的趨勢。在產業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 長景氣周期將繼續提升行業業績增長空間

                      光伏行業高景氣,2021 上半年業績高增漲。2021 年上半年,Wind 光 伏板塊 63 家上市公司合計實現營業總收入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%。得益于光伏各環節出貨量增加,產品價格增長以及同期基數低等因素影響,光伏板塊上半年取得較高的業績增速。分季度來看,21Q1 板塊實現營業收入 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%,環比提升 1.11 個百分點、-0.46 個百分點。

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                      細分領域來看,硅料、硅片、膠膜、光伏玻璃、光伏設備上半年經營業績普遍較好,電池片、組件環節盈利承壓。受原材料價格上漲、運輸成本提升以及競爭激烈等因素影響,部分公司增收不增利。

                      3.光熱技術日漸成熟,前景可期

                      3.1 熱發電技術原理

                      光熱發電是將太陽熱輻射能轉化為熱能再將熱能轉化為電能,間接用于發電。光熱發電經過“光能-熱能-機械能-電能”的轉化過程實現發電。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導熱油或熔鹽等傳熱介質,傳熱介質經過換熱裝置將水加熱到高溫高壓蒸汽,蒸汽驅動汽輪機帶動發電機發電。光熱發電和火力發電的原理基本相同,后端技術設備一模一樣,最大的差別是發電所用熱源不同,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 光熱發電技術分類

                      光熱發電按照聚能方式及其結構進行分類,主要有塔式、槽式、碟式、菲涅爾式太陽能光熱發電四大類技術,塔式和槽式光熱發電技術商用更廣 泛。

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

                      槽式光熱發電系統:也稱槽式鏡像系統,是線式聚焦集熱系統。利用大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能,連續加熱位于焦線位置集熱器內介質,將熱能轉化為電能。槽式聚光器是一維跟蹤太陽方式,屬于中高溫熱力發電,串并聯集成后發電容量無限制。太陽熱輻射能集熱裝置占地面積比塔式、碟式系統要小 30%~50%,已建成的光熱發電站有 80%以上采用槽 式技術。

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

                      菲涅爾式光熱發電系統:工作原理類似槽式光熱發電,只是采用多個平面或微彎曲的光學鏡組成的菲涅爾結構聚光鏡來替代拋面鏡,眾多平放的單軸轉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,集熱器將太陽能轉化為熱能,進而轉化為電能。特點是系統簡單、直接使用導熱介質產生蒸汽,其建設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,較低的門檻與建設難度,以及更低的維護成本在投運項目中占據主流。但在建項目中,塔式則憑借更高的聚光率產生更高溫度,實現更高的熱電轉化效率以及更低的發電成本,是未來的主要方向。實際上由于光熱發電良好的兼容性,多種設計混用的情況并不罕見,全球范圍內將塔式與槽式混用的光熱電站就有 10 座。我國境內也有青海省海西州700MW 風光熱儲多能互補項目,混合了風光熱三種可再生能源。

                      3.3 光熱電站系統結構

                      大型光熱電站系統由四部分構成,即集熱系統,熱傳輸系統,儲熱系 統,發電系統。

                      集熱系統:集熱系統負責吸收太陽輻射能,對導熱介質進行加熱,為后續發電提供能量,是光熱發電系統最核心的組成部分。集熱系統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部介質,實現能量的吸收與儲運。

                      熱傳輸系統:熱傳輸系統則是將集熱系統收集起來的熱能,利用導熱介質,輸送給后續系統的中間環節。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,熔鹽在熔融態下可保持較寬的工作溫度范圍,允許系統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部存在一定的腐蝕,所以對材料要求比較高。

                      儲熱系統:通過儲熱罐,光熱系統可以將集熱器加熱過的介質集中儲存,再泵出與水換熱,產生蒸汽來推動汽輪機發電。之后冷卻的工作流體可再次流回集熱系統重新加熱。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工作一段時間,進而突破光照時長的限制,實現超長發電時間。同時,儲能罐還具備調節輸出功率的能力,能夠根據當地的用電負荷,適應電網調度發電。

                      傳熱蓄熱技術是光熱發電關鍵技術之一,而傳熱介質的工作性能直接影響系統的效率和應用前景。傳熱介質中,使用較多的有水、水蒸汽、空氣、液態金屬、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、系統壓力小、經濟性較好等一系列的優點,目前已成為光熱電站傳熱和儲熱介質的首選。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。

                      當前中國的光熱發電產業仍處于起步階段,大規模商業化發展仍須等待。中國熔鹽供應企業多數是傳統的硝酸鹽生產企業,也有部分企業通過采購硝酸鹽原料生產符合質量要求的熔鹽。

                      發電系統:光熱的發電系統和傳統電廠區別不大,仍是通過加熱水獲得高質量的過熱蒸汽,推動各式汽輪機發電。由于光熱電站所用導熱介質是循環使用的,幾乎不產生排放,發電過程無疑更加環保。

                      3.4 光熱發電的獨特優勢

                      3.4.1 自帶儲能系統,具有調峰調頻功能

                      光熱發電機組配置儲熱系統,可實現 24 小時連續穩定發電,可替代燃煤電站作為基礎負荷,提高風光電等間歇性可再生能源消納比例,并可作為離網系統的基礎負荷電源;同時,機組啟動時間、負荷調節范圍等性能優于燃煤機組,可深度參與電網調峰,保證電網及電源的高效利用;此外,太陽能熱發電還可根據電網用電負荷的需要,參與電力系統的一次調頻和二次調頻,確保電網頻率穩定,保證電網安全。

                      電力系統的運行,需要連續、穩定的電源作為支撐。中控德令哈 50MW 塔式熔鹽儲能光熱發電項目為例(配置 7 小時儲能),在 2020 年 2 月 1 日 至 2 月 13 日期間,實現了機組 292.8 小時的連續、不間斷穩定運行。光熱 電站通過配置更大容量的儲能系統,還可進一步提高不間斷運行的時長。

                      由于太陽能熱發電與生俱來的優勢,其對電網的友好性正逐漸得到認可。當前光熱產業在項目和技術上已有一定基礎,但是否能成為新能源行業下 一個風口,還取決于能否獲得持續政策支持,加速規模化降本和技術創新 迭代。

                      3.4.2 可以實現多能互補

                      在風、光電裝機規模集中、比例迅速提高的地區,可以布局建設“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,深入推進源網荷儲多能互補項目建設;完善跨區峰谷分時電價政策,并將銷售電價模式向電源側傳導,推動我國光熱產業可持續發展。

                      3.5 光熱發電產業鏈

                      3.5.1 光熱發電產業鏈構成

                      光熱發電的產業鏈從上下游關系來說,可由基礎材料、裝備制造、電 站 EPC、電站運營、電力輸配等環節構成。產業鏈的核心環節在于裝備制 造、電站和 EPC。中國光熱發電產業鏈條比較完整,但目前規模還較小。

                      光熱發電產業從電站的結構來說,其產業涉及到太陽島、傳儲熱島、常規島、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和吸熱系統。熱 力發電島主要包括熱力系統及輔機設備、水循環、水處理系統、換熱設備 等。對于具有一定規模的塔式太陽能熱發電站(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%,隨著電站規模變大,定日鏡數量相應增加,太陽島成本構成中 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備、輔設備和工質三部分,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。

                      常規島部分與傳統化石電站相似,涉及到的相關裝備也相對更加成 熟,主要分為主機設備和輔機設備兩部分,關鍵裝備汽輪機、蒸汽發生器 和發電機等均屬此列

                      工程咨詢服務部分包含范圍則更廣,涉及到光熱電站開發的多個方 面。主要分為項目前期、建設期和其它三部分,包含了 EPC 總包、可行性 研究、詳細設計、業主工程師、系統集成、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電設備的配件供應 商,以及光熱電站開發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 光熱發電產業鏈上的主要公司

                      3.6 國內光熱發電的現狀與未來

                      3.6.1 國內光熱發電現狀

                      目前光熱發電成本依舊較高:由于國內光熱產業還處于示范階段,光熱發電站裝機規模較小,尚未形成規模化,造成成本較高。從初始投資成 本看,光熱發電站的單位千瓦投資成本在 2.5 萬-3.5 萬元,是傳統煤電 站的 3-4 倍、陸上風電的 3-4 倍、光伏電站的 4-5 倍,關鍵的太陽島和儲 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,據業內估算,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、光伏發電的 1.4-2 倍。

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

                      根據《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》,首批光熱示范項目的延期電價政策為:2019 年和 2020 年全容量并網的,上網電價按照每千瓦時 1.10 元執行;2021 年全容量并網的,上網電價按照每千瓦時 1.05 元執。在我國光熱發電產業發展的初期階段,上網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 年時間發展起來的產業鏈面臨新的挑戰。

                      雖然首批示范項目已經建設投產,但太陽能熱發電產業目前仍處于初期發展階段,發電裝機規模仍然較小。同時價格機制未形成,光熱發電的價值無法在現有電力市場機制下得到合理體現。今年 4 月發布的《國家發展改革委關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,而光熱發電自帶熔鹽儲能系統,完全可以在電力系統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,以體現光熱發電的獨特價值。

                      3.6.2 國內光熱發電的未來

                      降本提效是光熱發電未來發展的必經之路。根據塔式太陽能光熱發電站成本構成,影響成本電價的三個主要動因:產能規模化效應、單機裝機容量和技術工藝進步及管理優化。預計在未來,光熱發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。

                      以塔式發電為例,定日鏡成本占到塔式光熱發電站成本的一半左右,所以定日鏡的降本是光熱發電發展的重中之重:定日鏡由反射鏡、鏡架、動力設備、控制器及基座組成,各部分的造價大致構成比例依次為 9%、9%、61%、6%和 15%。由于規模效應帶來的加工費用和運輸費用降低;更輕便定日鏡的設計降低相關材料費用;動力設備的優化設計降低該部件成 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 發電萬億級市場才剛剛拉開帷幕。

                      4.核能:政策轉變迎來產業鏈機會

                      4.1 能源結構加快調整,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 源消費結構正加快向低碳化轉型。許多國家已將核能發電作為新一代能源 技術的重要戰略組成部分和經濟發展的重要新領。根據世界核能協會, 2019 年,核能發電量達到 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電量有所下降, 非洲,亞洲,南美,東歐和俄羅斯的核能發電量有所增加,亞洲的核能發 電量增長了 17%。其中,中國的核能發電量占比過半,是世界上核能發 電量排名第二的國家,核能發電量占世界比重 13.6%。

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                      我國的核電建設受 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,更是經歷了三 年“零審批”的狀態。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度從安全發展轉為穩妥推進后才發生的。隨著政府對核電發展的態度進一步轉變為“積極有序發展”,核電有望在“十四五”期間迎來新的發展階段。

                      我國近五年核電裝機增長節奏較快,帶動發電占比穩步提升。據中國 核能行業協會今年 7 月發布的《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, 占全國發電裝機容量的 2.36%,發電量占比達到 5.04%。運行核電機組累 計發電量為 1950.91 億千瓦時,占全國累計發電量的 5.04%,比 2020 年 同期上升了 13.76%;累計上網電量為 1830.51 億千瓦時,比 2020 年同 期上升了 14.12%。

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                      根據核電專業媒體《核電觀察》在 1 月發表的年度展望中曾測算,要實現 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、水電的發展空間以及核電的建設周期,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 三代核電技術成熟落地,核電市場規模有望再上臺階

                      核電產業鏈的上游為鈾礦開采加工精煉、鈾轉化濃縮和核燃料組件制造;中游為核電設備制造環節,主要包括核島設備、常規島設備和輔助設備;下游是核電站建設運營及乏燃料處理等。核電具有建設周期長、投資規模大的特點,核電建設既可以發揮穩定投資的作用又有推動未來能源結構優化具有重要作用。在新一輪政策的引導下,核電整個產業鏈發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業發展

                      發現新的高質量鈾礦、與鈾資源豐富國建立合作項目、收購海外鈾礦項目、發展四代核技術等才能實現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,是裂變反應產生熱量的主要原料。在核燃料成本結構中,天然鈾占比最高,達到 49%。而國內鈾資源由于受到品質及成本限制的原因產量較低,要滿足自身需求需要大量進口,數據顯示,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實施嚴格的管制,只有獲得國家許可的企業才能從事海外鈾產品的采購,所以核電上游具有非常高的的政策性進入門 檻。

                      目前國內獲授經營許可及牌照從事天然鈾進口及貿易并提供核相關服務的實體只有中國廣核集團下屬的鈾業公司、中核集團下屬的原子能公司和國家電投下屬的國核鈾業發展有限責任公司,具有明顯壟斷地位。核燃料元件制造在技術門檻與國家安全要求下也存在較高進入門檻,國內僅中核集團旗下的中核北方與中核建中獲得授權,具有極高議價能力。

                      乏燃料處理將成為制約中國核電發展的重要因素。核電站產生的乏燃料與核電站設備容量相關,大約每 100 萬千瓦的核電設備容量乏燃料的年產量為 21 噸。2020 年中國乏燃料產生量達 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。且根據中國核電發展規劃,到 2030 年,每年將產生乏燃料近 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能力,且離堆貯存能力也趨于飽和。乏燃料后處理廠建設成本高且建設周期長,平均建設周期為 10 年,因此短期內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展的關鍵,也是整個產業鏈能否進入景氣周期的前提。

                      中游:核心技術突破優化成本結構

                      核島設備制造是核電國產化的核心,壟斷程度高,技術壁壘高,毛利率接近 40%。核電站建設成本占比最高,達到 64.3%,其中,核電設備在核電站建設中所占成本最高,其比例高達 50%,而核電設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,核島中的關鍵部件由于制造工藝要求高,制造所需資產均由國企壟斷。常規島與輔助系統由于技術壁壘低,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。

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                      核電自主創新能力顯著增強,華龍一號、國和一號自主三代核電技術完成研發,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、聚變堆研發基本與國際水平同步。AP1000、EPR 三代核電技術全球首堆相繼在我國建成投產并完成首爐燃料循環運行,自主核電品牌“華龍一號”首堆成功并網,我國在三代核電技術領域已躋身世界前列。

                      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,優化了放射性廢物處理系統。目前,CAP1400 技術已開發成熟,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,機組關鍵設備材料基本實現了自主化的設計和國產化制造,設備國產化率已超過 85%。

                      目前,上海電氣、中國一重在我國核電行業國內核電裝備綜合市場的占有率持續居于領先地位。目前核島設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備,如反應堆壓力容器、穩壓器、蒸汽發生器、汽輪發電機、主冷卻劑泵的供應。民營企業在細分產品如閥、泵管道、風機制冷設備等方面占據了主要供應地位。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電機組等主設備的設計、制造以及蒸汽發生器的制造任務;上海電氣負責反應堆堆內構件、核二三級泵等制造任務;哈電股份負責核島反應堆冷卻劑 、常規島輔機給水加熱器等;中核科技負責關鍵閥門,如主蒸汽隔離閥、 核級直流電裝驅動閘閥。

                      下游:十四五時期市場規模有望突破千億

                      核電建設周期長、投資規模大,前期工作一般需要 5-10 年以上;工 程建設及安裝調試一般需要 5 年左右;第三代核電站投產后運行時間可 達 60 年。由于核電行業的特殊性及核電技術的復雜性,目前我國經國務 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 作開發運營,其中,中國廣核和中國核電占據核電運營的絕大部分市場份 額。

                      根據中國核能行業協會發布的《中國核能年度發展與展望(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。

                      從發展核電相較其他清潔能源來看,核電存在穩定性強、發電效率領先,發電成本低等的優勢特點。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保問題;與風、光、生物質等可再生能源發電相比,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量級。從發電量月度波動來看,月度發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,核電發電效率遙遙領先,2020 年我國核電平均利用小時達 7453 小時,較火電領先超 3000 小時,較風電、光伏領先超 5000 小時。

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

                      5.鋰電:新能源汽車爆發式增長,鋰電需求空間巨大

                      鋰電池是電池的一種,電池按照工作性質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激活而繼續使用的電池,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使用,較一次電池更為環保。鋰電池即為目前最為先進的二次電池。

                      隨著我國經濟的快速發展,能源依賴以及環境保護問題成為了制約我國經濟轉型以及產業結構調整最主要的問題。在能源依賴及環境保護雙重壓力下,最近幾年,國務院及各部委連續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業的高速發展,推動了動力鋰電池行業的快速發展。

                      5.1 鋰電池產業鏈分析

                      (1)鋰電池產業鏈概述

                      鋰電池產業可以分為上游的礦產資源、中游的原材料和產品制造及組 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。鋰電池產業鏈中, 市場規模最大、產值最高的環節當屬正極材料,且其性能決定了電池的能 量密度、壽命、安全性、使用領域等,正極材料成為鋰電池的核心關鍵材 料。

                      目前動力電池正極材料技術路線主要有: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,磷酸鐵鋰電池技術和應用已經遇到發展的瓶頸;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、高溫下的循環穩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路線。

                      需求方面,三元材料方面需求較為平穩,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倒掛,導致低鎳材料成本上行明顯,成交價格上調幅度較大,氫氧化鋰因疫情、運輸等因素出口減少,國內供應量小幅提升,上漲有所滯后。原料端煉廠存在成本壓力較大,短期內價格下調空間不大,隨著產能的不斷釋放,在四季度的交付量會不斷提高,短期內三元材料價格上漲趨勢,具體來看:原料鋰鹽價格節節攀升供應緊張,價格明顯上漲,預計短期內依舊維持高位。

                      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鍵原材料之一,下游為鋰離子電池。鋰 離子電池具有循環壽命長、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,國內外主流廠商紛紛布局溶質領域,產能將持續擴張。但目前溶質 LiPF6 的主流合成和提純工藝仍有改進空間,使得高品質產品的生產工藝難度較大。隨著下游持續景氣,目前生產企業暫無庫存,現貨緊張,擴產周期較長,大多以交付和長期訂單為主,供需缺口將持續存在,預計 2021 年內六氟磷酸鋰將持續保持高景氣度。2022 年鋰 電池電解液溶質需求量有望增加 70%,需求動能將保持強勁。

                      根據 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,即使生產企業在三季度順利投產,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,環比 5.5%、2.3%。上游氫氟酸、碳酸鋰報價 1.05、17.6 萬元/噸, 環比 1.9%,14%。鹽湖提鋰指數收報 4177,環比-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, 個別企業內部出現零庫存現象。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與上游六氟企業達成鎖量合作,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。隨著電解液企業內部六氟磷酸鋰自給 能力的提升,電解液廠家的利潤水平逐步回升,目前行業平均毛利維持在 1.65 萬元/噸左右。

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                      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、防止出現短路。為了使隔膜在充放電過程中保持完整性和熱穩定性, 一 般行業內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。目前高端產品中以濕法為主,中低端以干法為主。

                      從國內市場來看,鋰電隔膜市場已高度集中,新增產能主要來自于頭部企業。由于下游需求旺盛,頭部企業訂單飽滿。目前,恩捷股份、星源材質、中材科技等都在加大擴產力度。擴產的同時,產業鏈企業還在發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鋰電池隔膜生產基地的奠基儀式在匈牙利東部城市德布勒森舉行。值得關注的是,匈牙利工廠是恩捷股份第一個海外生產基地, 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品。供應 端:2021 年 8 月鋰電池隔膜產量約為 55593 萬平方米,同比增長 62.26%, 環比上漲 2.38%。2021 年 8 月鋰電池隔膜行業開工率為 61.3%,環比上漲 2.37%。2020 年鋰電池隔膜總產量為 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 個別企業的電池訂單已經排到了明年,當前行業內電池缺口在 30%-50%左 右,且每家企業的情況不一樣,供應緊張的情況有可能會持續到 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 密集擴充產能,除擴產以外,動力電池企業十分明顯的動作是加緊捆綁上 游原材料資源,“供需錯配”致使相關產品和行業景氣度不斷上行。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, PP、PE 價格指數收報 9085、10095,環比分別-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需求旺盛,產能加速釋放,生產效率提升,疊加客戶結構優化,盈利能力提升趨勢明顯。目前行業平均毛利維持在 2850 元/萬平方米左右,從目前各隔膜企業的單平利潤來看,隔膜漲價能帶來較大的業績彈性。預計短期內鋰電池隔膜價格或將維持穩定,上漲空間不大。

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                      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、工業儲能 三大類別:電動交通工具、3C 消費電子、工業儲能

                      (1)新能源汽車需求爆發式增長,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航里程, 大大增強產品的實用性和便捷性,在純電動汽車的應用上這一優勢尤為明 顯。目前,鋰電池已經成為了新能源汽車的主要能量裝置之一,新能源汽 車快速發展將推動鋰電池的市場規模快速擴大。

                      1)全球市場新能源汽車產業規模。為推動新能源汽車發展,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境,新能源汽車全球化的趨勢已經來臨。一些國家為搶占新一輪產業制高點已經制定了停止生產銷售傳統能源汽車的時間表。英國和法國宣布將在 2040 年全面禁售燃油車;德國將在 2030 年后禁售傳統內燃機汽車;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。根據彭博社發布的預測,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%。

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                      2)中國是全球最大新能源汽車市場,未來發展前景廣闊。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”及配套設施的不斷增加,新能源汽車在私人領域的推廣度及接受程度快速上升,我國新能源汽車產銷量突飛猛進。根據中國汽車工業協會統計,2021 年 8 月,新能源汽車產銷分別完成 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%。本月新能源產銷繼續刷新記錄。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%。按照這樣的態勢發展,我國有望提前實現 2025 年新能源汽車 20%市場份額的中長期規劃目標。

                      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動力。根據工信部《汽車產業中長期發 展規劃》和中汽協《節能與新能源汽車技術路線圖》(2016 年)提出的 目標,未來 10-15 年新能源汽車逐漸成為主流產品,汽車產業初步實現 電動化轉型。2020 年汽車產量達到 2522.5 萬輛,其中新能源汽車年產量將達到 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,汽車產銷規模將達到 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%,行業處于高速增長的初期階段。根據 2020 年 11 月 2 日,國務院辦公廳印發《新能源汽車產業發展規劃(2021-2035 年)》,到 2025 年,新能源汽車新車銷量占比達到 20%左右,發展前景 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 消費電子和工業儲能等三大應用領域。在“碳達峰”、“碳 中和”戰略目標的實現過程中,對動力、儲能等領域的鋰電池市場需求將帶來持續增長。

                      動力 2021 年上半年,受益于國內外新能源汽車終端市場增長拉動,我國鋰電新能源行業發展快速。據中國汽車工業協會統計,2021 年上半 年新能源汽車產銷分別為 121.5 萬輛和 120.6 萬輛,同比分別增長 200.6% 和 201.5%;據 中國汽車動力電池產業創新聯盟數據,1-6 月我國動力電池累計產量 74.7GWh,同比增長 217.5%;結合《新能源汽車產業發展規劃 (2021–2035 年)》提出的新能源汽車占比 20% 目標,2035 年公共領域 用車全面電動化目標,疊加“碳達峰”“碳中和”戰略目標,未來新能源 汽車市場發展潛力巨大,將促進 動力電池行業高速發展。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勢明顯,歐洲等海外新能源汽車市場快速發展有助于進一步提升國內動力鋰電企業的市場占有率,動力鋰電上游產業鏈有望受益。

                      根據高工產業研究院(GGII)統計的數據顯示,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%。受國內新能源汽車需求帶動以及國內動力電池企業進入海外車企供應鏈的影響, 新能源產業鏈進一步發展。根據中 汽協最新數據顯示,2021 年上半年我國新能源汽車產銷分別為 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 研鋰 電研究所(GGII)表示,受《新能源汽車產業發展規劃(2021-2035 年)》、《節能與新能源汽車技術路線圖(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 消費品領域中,手機與計算機占據了絕大部分市場。受新興 5G 技術商業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動,消費類電子產品市場始終保持穩定增長趨勢。據中商產業研究院數據顯示,除智能手機、筆記本電腦等傳統消費類電子的持續增長,近年來輕薄型、小型化新興消費類電子產品如智能手環、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,隨著宏觀經濟的改善,在 5G 智能手機的需求驅動下, 全球消費手機市場正在逐漸復蘇。根據市場研究 機構 IDC 數據: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 區外,其他地區都對整體的增長做出了貢獻。IDC 預測未來五年內,全球 手機出貨量仍將保持持續增長,2021 年全球智能手機出貨量預測將達 13.8 億部。智能可穿戴設備、智能出行、智能家居設備、無人機等新興 智能硬件產品作為消費電子行業的新生代成員,其市場規模 逐年遞增, 行業處于上升階段。IDC 公布的最新數據顯示,2021 年第一季度可穿戴設 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化、產品形態多樣化、設備 新型化的方向發展, 智能硬件產業鏈將進一步完善,未來市場規模增長 空間巨大。

                      工業儲能,儲能能夠為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需 求響應支撐等多種服務,是提升傳統電力系統靈活性、經濟性 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,是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技 術。中國提出 2060 年實現碳中和的承諾,隨著電化學儲能成本的逐年下 降,工業儲能將快速增長。此外,能源企業對儲能電池需求也將進一步提 升。

                      儲能領域來看,2021 年電化學儲能市場繼續保持快速發展,根據中 關村儲能產業技術聯盟預計,本年累計裝機規模可達 5790.8MW,儲能市 場累計規模將達 6614.8MW。“碳達峰”、“碳中和”等目標對儲能行業 形成巨大利好,根據中關村儲能產業 技術聯盟數據顯示,未來五年電化 學儲能累計規模復合增長率為 57.4%,市場將呈現穩步、快速增長的趨勢。

                      5.3 鋰電池板塊三季報業績綜述

                      鋰電池板塊的營業收入經過三年的蟄伏 之后,今年的營業收入迎來了大爆發,2021 年前三季度的營業收入超過了 7500 億元,同比增長達到 73.24%。在營業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%。通過數據的對比,我們不難發現,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收入的增長速度,可見鋰電池板塊在增加營業收入的同時,營業成本是快速下降的, 這主要得益于產業規模的提升以及技術的迭代升級。

                      經營活動現金流量好 比企業的血液,鋰電池板塊最近3年1期的經營活動現金流是十分健康的, 凈現金流遠遠超過同期的凈利潤,是一種非常穩健的表現,2021 年 1-9 月 整個板塊的經營活動凈現金流為 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。鋰電池板塊的資產負債率連續 2 年低于 50%,2021 年三季報顯示整個板塊的資產負債率為 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步提升,凈資產收益率從 2019 年的 1.51%提升到 2020 年的 3.54%,今年前三季度再次大幅攀升到 10.57%,盈利能力增幅驚人。

                      6 儲能:新型儲能在碳中和過程中發揮顯著作用

                      6.1 碳中和背景下,儲能承擔著重要角色

                      6.1.1 儲能發展的重要性

                      2020 年 400 余家風能企業代表聯合發布的《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。單從數據來看,12 億千瓦的目標似 乎能夠輕松實現。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,整體電力系統都需要發生轉變。儲能,正是轉型之中的關 鍵技術。

                      風光發電受自然因素影響較大,缺乏可調節性。過去十多年,補貼政 策帶動了風電光伏的高速發展,也把嚴重的棄風棄光問題丟給整個電力行 業。為了解決可再生能源的消納,電力系統使用各種手段,包括大舉建設 電力外送通道,壓減火電發電空間,以消納空間確定投資空間等等。經過數年努力,除了少數省份,中國大部分省區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。隨著發電裝機規模的不斷擴 大,未來數十年風力光伏發電將從補充能源逐漸演變為主力能源,傳統火 電機組將會增速放緩直至減少,這意味著電力系統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靈活性的重要、可靠的選擇之一。自 2020 年以來,已有青海、內蒙古、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展機遇期。

                      6.1.2 儲能發展三階段

                      第一階段(2020-2025 年)

                      “十四五”風光發展信心足。國家層面的能源“十四五”規劃尚未出 臺,但北京、天津、上海等 20 多個省(區、市)已相繼發布了“十四五” 新能源發展規劃,“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,將把新能源作為“十四五”期間 的開發重點。“十四五”期間電力約束問題不構成主要矛盾,儲能是風光 發展的標配。“十四五”期間,隨著光伏裝機占比的逐漸提高,儲能在限 電率范圍內調峰,起到削峰填谷的作用。但風光儲不具備深度調峰能力, “十四五”期間儲能調峰的能力不具備經濟性。在此階段,光伏風電的發 電量占比還較低,電網穩定性和靈活性可通過現有調峰機組得到保證。

                      第二階段(2025-2030 年)

                      新能源成為主力能源,電網穩定性亟需大量儲能。我國在 2020 年 12 月聯合國“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 2030 年碳達峰目標,可再生能源裝機將超過火電裝機, 從補充能源變為主力能源,基本實現新增電力來自新能源。要承載如此規 模的新能源裝機,電網乃至整個電力系統不僅要有“量”的增加,還要有 “質”的變革,對儲能的需求急劇提升。成本方面,隨著技術進步,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 Solarzoom,風光電力要“100%增量替代”化石能源發電,要做到發電裝機保有量: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,儲能將在電網側替代火電機組。2030 年 往后,至 2060 年實現碳中和,當可再生能源發展為電力消費的絕對主體 時,構建以可再生能源為中心的靈活電力系統,主動提供系統服務,整個 電力系統會更經濟更平衡。儲能將在電網側承擔調峰調頻等職責,傳統火 電機組將在輔助服務領域逐步退出。

                      根據 Solarzoom 測算,風光電力要“100%存量替代”化石能源發電, 要做到發電裝機保有量: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、儲能系統成本 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”期間國家能源局聯合其他部門陸續發布了關于儲能技術、 電化學儲能、輸配電價格等有關方面的指導與規劃政策,促使儲能在“十 三五”期間舉得了明顯的發展,特別是電化學儲能裝機舉得了長足的發展。

                      在“十四五”開局之年,國家發展改革委、國家能源局近日聯合印發 了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》,文件明確指出,到 2025 年,實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變,裝機規模達 3000 萬 千瓦以上。到 2030 年,實現新型儲能全面市場化發展。指導意見是“十 四五”時 期的第一份儲能產業綜合性政策文件,從市場化發展、技術進 步、市場環境、政策監管等方面做出 引導,對行業發展重大利好,預期 未來國家會出臺一系列政策,破除產業發展中的難題,實現儲能的市場 化發展。

                      電價是電力系統的市場化結果,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 題的新型電力系統建設。2021 年 7 月 29 日,國家發改委發布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》,主要內容包括分時電價機制的優化、執行和實施保障等三個方面。這一政策再能 源消費、 能源生產、能源技術和能源體制方面都具有重要意義,通過優 化分時電價機制,引導用戶改變用能 習慣,提升電網友好性;峰谷電價 差更高會推動用電側儲能等分布式靈活資源的發展,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,發展多樣的商業模式。

                      此外,各省市也都推出了相關政策文件,對儲能配置比例和充電小時 數有一定要求,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 個省份發布文件明確新能源配置儲能,青海、新 疆、陜西西安三地區推出了地方性補貼政策。有 10 個省份公布了儲能參 與調峰服務 的價格文件,鼓勵了電網側儲能的發展。在應用場景上,國 外機構習慣按照儲能系統接入系統的位置分為家用儲能、工商業儲能和電 表前段 儲能(包括發電側和電網側儲能)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、輔助服務、電網側、用電側 和電源側。結合我國的實際情況和后續分析需要,我們采取目前國內常用 的分類方式,把應用場景分為發電側、電網側和用電側三類,儲能技術安 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,實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。新型儲 能技術創新能力顯著提高,核心技術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, 產業體系日趨完備,市場環境和商業模式基本成熟,裝機規模達 3000 萬 千瓦以上。新型儲能在推動能源領域碳達峰碳中和過程中發揮顯著作用。到 2030 年,實現新型儲能全面市場化發展。新型儲能核心技術裝備自主 可控,技術創新和產業水平穩居全球前列,標準體系、市場機制、商業模 式成熟健全,與電力系統各環節深度融合發展,裝機規模基本滿足新型電 力系統相應需求。新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。

                      6.2 儲能行業概述

                      6.2.1 儲能簡介

                      儲能技術,儲能即能量的存儲。根據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。

                      儲能技術應用范圍廣泛,包括電力系統、通信基站、數據中心、UPS、 軌道交通、人工智能、工業應用、軍事應用、航空航天等,潛在需求巨大。

                      儲能產業鏈。

                      完整的電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統(BMS)、能量 管理系統(EMS)、儲能變流器(PCS)以及其他電氣設備構成。電池組是 儲能系統最主要的構成部分;電池管理系統主要負責電池的監測、評估、 保護以及均衡等;能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等;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。

                      儲能產業鏈上游主要包括電池原材料及生產設備供應商等;中游主要為電池、電池管理系統、能量管理系統以及儲能變流器供應商;下游主要為儲能系統集成商、安裝商以及終端用戶等。

                      儲能行業仍處于發展初期,市場參與者的角色要進行清晰地厘清尚有一點難度。從現階段來看電池和 PCS 是儲能系統產業鏈中壁壘較高、價值量占比較大的核心環節。系統集成和 EMS 環節雖然目前在國內價值量、 技術含量不高,但未來有望 通過數字化、智能化集成和控制,實現儲能 越來越高和越來越復雜的應用場景;EMS 是實現系統集成高級功能的基 礎,系統集成商有望掌握行業話語權。

                      儲能變流器(PCS)是電化學儲能系統中,連接于電池系統與電網之間的實現電能雙向轉換的裝置。既可把蓄電池的直流電逆變成交流電,輸送給電網或者給交流負荷使用;也可把電網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、結構件、電氣元器件和電線類和其他元器件構成, 其中電子元器件包括電阻、電容、集成電路、PCB 等;結構件包括機柜、機 箱、 金屬和非金屬結構件,其中非金屬結構件包括多晶硅、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。BMS 的功能主要是監控電池的電壓、溫度、 SOC/SOH 計算、均衡容差。

                      儲能電池的核心技術主要還是電芯和 BMS。鋰電池有多種不同技術的 產品,做系統集成需深入了解各家電池產品技術特性。如需把電池和 BMS集成在一起, 這需要對電池和 BMS 產品性能都了解才能更好匹配。

                      能源管理系統(EMS)順應能源互聯網的發展趨勢。智慧能源管理系統設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、協議、傳輸;信息層主要包括緩存中間件、數據庫、服務器;應用層主要包括:APP、Web、數據分析。

                      儲能系統集成包括核心儲能技術軟件,以及基于控制將其集成,以完 整的智能系統交付客戶,同時確保系統的整體盈利能力。隨著儲能行業 的成熟,系統集成商不僅僅是雇傭 EPC 進行本地安裝,先進的系統設計 和運行/優化能力將越來越重要。目的是最大化項目投資回報,在生命周期內使得儲能項目滿足安全和性能要求。當前國內外市場中儲能系統尚未 完全標準化,公司能夠結合儲能應用場景的電氣環境和用戶需求,將自身電池系統與市場中的儲能變流器及其他設備進行選型匹配,為發電側、電網側、工商業等各類場景打造“一站式”儲能解決方案,使儲能系統的整 體性能達到最優。

                      根據 CNESA 發布了中國儲能技術提供商、中國儲能變流器提供商和中 國儲能系統集成商的相關名單。中國儲能技術提供商榜單中,寧德時代和 比亞迪分列國內市場和海外市場榜首位置;中國儲能變流器提供商榜單 中,陽光電源同時占據了國內市場和海外市場榜首位置;中國儲能系統集 成商榜單中,功率規模排名中,陽光電源同時占據國內市場和海外市場第 一的位置,能量規模排名中,海博思創和比亞迪分列國內市場和海外市場 榜首位置。

                      中國儲能技術提供商排名:2020 年,中國新增投運的電化學儲能項 目中,裝機規模排名前十位的儲能技術提供商,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,能量規模排名前十位 的儲能系統集成商,依次為:海博思創、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。







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