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

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

167.7

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。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。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

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

\t"/9508834377/_blank"#、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