2022年新能源汽车产业研究分析报告文档合集

2022年新能源汽车产业研究分析报告文档合集资料汇编

目录1、【全网最全】2022年新能源行业上市公司全方位对比(附业务布局汇总、业绩对比、业务规划等)2、2022年上海新能源汽车行业市场现状及发展前景分析新能源汽车产销量持续高速增长【组图】3、永福股份研究报告：迈向新能源+储能的电力综合服务商4、有色金属行业研究：新能源金属延续景气5、中国能建专题报告：能源电力综合服务龙头_回A开启双碳新篇章

【全网最全】2022年新能源行业上市公司全方位对比(附业务布局汇总、业绩对比、业务规划等)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。本文核心内容：新能源行业上市公司业务布局、新能源行业上市公司业务业绩对比、新能源行业上市公司新能源业务规划对比。1、新能源行业上市公司汇总新能源行业上游产业主要包括太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源发电设备制造商，以及太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源的组件及零部件制造商。其中：新能源发电设备制造主要包括太阳能发电设备和风力发电机组、可再生能源发电设备等，目前这一领域领先的上市企业有特变电工(600089)、迈为股份(300751)和中国中车(601766)等;组件及零部件制造主要包括电力和光伏组件、太阳电池芯片、太阳电池组件、太阳能供电电源、光伏设备及元器件制造等。目前这一领域领先的上市企业有晶澳科技(002459)、天合光能(688599)和通威股份(600438)等。新能源行业中游作为整条产业链的重要环节，主要包含氢能、光伏发电、风电和水电等能源供应商;该领域目前的代表上市企业有隆基绿能(601012)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)和长江电力(600900)等;新能源行业的下游产业主要包括新能源汽车、加氢站、充电桩和输变电等公共及个人应用领域。目前在新能源汽车行业，主要上市公司有比亚迪(002594)、上汽集团(600104)和广汽集团(601238)等;加氢站行业上市公司主要有蓝科高新(601798)、上海电气(601727)和美锦能源(000723)等;电动汽车充电桩行业主要上市公司有特锐德(300001)、国电南瑞(600406)和万马股份(002276)等;输变电行业上市公司主要有长缆科技(002897)、金杯电工(002553)和平高电气(600312)等。2022年我国新能源行业主要上市公司汇总如下：注：★为一星，☆为半星，满分为5星，下同。2022年中国新能源行业上市公司基本信息及营收表现汇总如下：从我国新能源行业主要上市公司区域分布热力图来看，我国新能源行业上市公司较为集中的分布在广东省、浙江省、江苏省和上海市，上述区域内新能源行业上市公司数量较多且公司规模较大;同时，新疆维吾尔之自治区、陕西省和北京市也有较多新能源行业上市公司，区域内拥有金风科技、隆基绿能、三峡能源和长江电力等实力较强的新能源行业上市公司。2022年我国新能源行业主要上市公司区域分布如下：2、新能源行业上市公司业务布局对比新能源行业的上市公司中，金风科技、隆基绿能、三峡能源的新能源业务布局最广，业务遍布全国各地。其他公司则基本通过开设方式或投资(全资或部分出资)新能源行业相关公司，参与新能源相关业务的经营。3、新能源行业上市公司业务业绩对比目前，我国新能源行业的龙头上市公司是隆基绿能(601012)、晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)和晶科科技(601778)，这四家上市公司的新能源业务占比均在100%，公司规模较大且布局范围遍布全国各地;其他参与者在公司规模、生产能力、用户规模和技术能力等方面较上述企业还有较大差距。2022年我国新能源行业上市公司新能源相关业务业绩对比汇总如下：4、新能源行业上市公司新能源业务规划对比根据《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，未来我国将在新能源的开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、完善新能源项目建设管理、保障新能源发展用地用海需求和财政金融手段支持新能源发展等方面做出全面布局，加快新能源行业发展。据此，新能源行业的龙头企业金风科技、隆基绿能、三峡能源和中国中车也相应提出了其十四五发展目标，金风科技表示将在“十四五”期末实现供应商绿色电力使用的100%覆盖率和金风科技产品100%绿电制造的“双百”目标;隆基绿能承诺在2030年采购的每吨硅料、每瓦电池片和每吨玻璃的碳排放强度相比2020年下降20%;“十四五”时期及后续发展阶段，三峡能源将保持每年1500万千瓦清洁能源新增装机规模的增速，集中连片规模化开发海上风电;中国中车表示到“十四五”末形成以轨道交通装备为核心，风电装备、新能源客车、新材料为重要增长的“一核三极多点”业务结构。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。

2022年上海新能源汽车行业市场现状及发展前景分析新能源汽车产销量持续高速增长【组图】行业主要相关上市公司：比亚迪(002594)、吉利控股(00175.HK)、上汽集团(600104)、广汽集团(601238)、北汽蓝谷(600733)、小鹏汽车(09868.HK)、蔚来汽车(NIO)、理想汽车(02015.HK)等。本文核心数据：上海新能源汽车产量、上海新能源汽车销量、上海公共充电桩数量上海2021年新能源汽车产量超63万辆2019-2021年，上海新能源汽车产量持续大幅增长，2021年全年产量达到63.2万辆，较2020年增长160%。上海2021年新能源汽车销量超24万辆2019-2021年，上海市新能源汽车销量持续增长，2021年超过24万辆，较2020年增长近50%。上海公共充电桩保有量超过10万台根据中国充电联盟数据，2021年上海市公共充电桩保有量超过10万台，增加约1.8万台，2021年保有量排名仅次于广东省。上海加氢站规模全国第二为推动燃料电池车尤其是氢燃料电池车发展，建设加氢站成为重中之重。据香橙会分析院统计，截至2021年6月底，上海市已建成、在建/拟建加氢站达44座，位列全国第二。上海“十四五”期间新能源汽车发展规划2021年2月，上海市人民政府发布《上海市加快新能源汽车产业发展实施计划(2021—2025年)》，从产业规模、新能源汽车销售、基础设施等方面制定发展规划，通过支持技术研发、完善产业布局等方面推动新能源汽车产业在上海的持续发展。综上所述，上海市新能源汽车产销量持续高速增长，对应充电桩、加氢站等基础设施也在持续完善中。为推动行业发展，上海市发布《上海市加快新能源汽车产业发展实施计划(2021-2025年)》，明确了“十四五”期间的产业规模等发展目标。

永福股份研究报告：迈向新能源+储能的电力综合服务商一、资质全面、技术领先的电力能源综合服务商（一）民营勘察设计龙头企业向电力能源综合服务商转型公司具备电力行业全产业链系列资质，支撑公司业务全国扩张。作为国内唯一一家自主上市的能承担大型发电、输变电业务勘察设计的民营企业，公司同国家电网公司、大型发电集团等30多家大型国有企业及其下属公司建立了长期稳定的合作关系，在分布式能源站、海上风电、光伏发电、特高压等领域积累了丰富项目经验。公司拥有电力设计最高资质等级—工程设计（电力行业）甲级资质，具备领先的发电（核电、燃气发电、风电、光伏等清洁能源及新能源）、电网（包括特高压在内的全电压等级）、综合能源、智慧能源、储能等电力能源系统集成解决方案能力，资质全面支撑公司业务全国扩张。从福建走向全国乃至东南亚，公司项目经验丰富，在手订单充裕夯实未来数年发展信心。2021年末以来，公司持续中标大型项目EPC订单，如时代永福-宁德时代新能源产业基地屋顶分布式光伏发电EPC项目、玉昆变电站升级改造EPC项目、福建平潭外海海上风电场EPC项目和广东阳江青洲海上风电场基础施工EPC项目等，项目订单大型化、全国化趋势彰显公司强大品牌影响力。根据公司年报披露，截至2021年末，公司正在执行的各类EPC总承包项目合同约20亿元，叠加2022年初新中标的6.33亿元新项目，将为总承包业务持续快速发展打下了坚实的基础。股权激励计划超目标完成，彰显企业发展信心。2021年2月，公司向董事、高级管理人员、中层管理人员及核心技术（业务）骨干共计282人授予限制性股票共计834.5万股，占公司总股本的4.59%，授予价格为12.08元/股，业绩考核目标以2020年净利润为基数，2021/2022/2023年不考虑股权激励费用摊销的净利润增长率不低于70.0%/121.0%/187.3%，折算未来三年净利润不低于0.86/1.13/1.46亿元。2021年公司实现扣除股权激励费用的净利润0.92亿元，同比增长80.38%，如期完成第一年度股权激励目标。公司将员工利益与企业发展深度绑定，彰显公司未来发展信心。民营勘察设计龙头企业加速向电力能源综合服务商转型，“新能源+储能”产业链生态日益完善。2020年12月宁德时代受让公司8%股票成为第二大股东，2021年2月合资设立时代永福新能源科技有限公司，聚焦智慧能源与新能源产业，共同研发“光伏+储能”核心技术。此外，公司近一年不断开拓业务边界，投资一道新能源开展分布式光伏合作、投资索英电气合作储能集成产品研发、入股上海快卜新能源融入宁德时代光储充检项目，将公司数字化技术与产业链融合，实现公司向电力能源综合服务商转型。（二）风光储项目加速落地，业绩触底反弹疫情影响逐渐消散，剔除股份支付影响后业绩复苏明显。2021年公司实现营业收入15.68亿元，同比增长59.92%，归母净利润0.41亿元，同比减少19.94%，扣非归母净利润0.19亿元，同比减少51.48%，归母净利润和扣非归母净利润的大幅下滑主要系公司对股权激励费用摊销形成的股份支付所致，若剔除0.51亿元股份支付影响后的归母净利润为0.92亿元，同比增长80.38%。2022Q1公司营业收入4.14亿元，同比增长104.8%，归母净利0.17亿元，同比增长95.35%，扣非归母净利0.14亿元，同比增长1941.17%，一季度作为传统工程类企业业务淡季，公司业绩淡季不淡彰显全年强劲需求。展望2022年，风光储项目加速落地有望为企业带来新的盈利拐点。EPC业务贡献主要营收，公司整体毛利率随之承压。2016年起EPC业务占营收份额逐年提升，2018年和2019年占比分别达到62.30%、82.72%，占据收入主要构成，2020年受疫情影响，EPC工程进度放缓，收入有所下降，新签项目订单业绩未能充分释放。2021年随着疫情缓和EPC进程加快，单项业务贡献营收12.62亿元，同比增长101.34%，占营收比重达80.50%，同比提升16.56pct。毛利率方面，2021年公司整体毛利率21.99%，同比下滑5.36pct，主要系EPC业务占比提升影响所致。公司费用管控向好，研发投入持续加大。2021年公司期间费用率21.55%，同比下降0.76pct，其中管理费用率（含研发）14.48%，同比增长1.80pct，主要系股权激励形成股份支付导致管理费用增加0.60亿元，高管理费用率下期间费用率同比下降进一步彰显公司强费用管控能力，未来随着股权激励费用摊销过半，期间费用率有望进一步下降。公司持续加大研发投入，2021年研发费用0.56亿元，同比增长44.33%，高研发投入有望巩固公司在智慧能源与智能运维等数字化业务及海上风电吸力桩基础领域优势，助力公司向电力综合能源服务商转型。资产流动速度加快，现金流情况持续向好。2021年公司总资产周转率、流动资产周转率、固定资产周转率、应收账款周转率分别为0.60、0.75、6.81、2.42，各项资产周转率均较上年有所提升，经营活动现金流净额1.81亿元，同比增长118.34%，公司资产流动速度加快、资产质量持续向好，疫情对公司业务和现金流影响逐步缓释。二、风光储一体化发展，数字化与智能化赋能双碳背景下，加速构建以新能源为主体的新型电力系统方案呼之欲出。2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源在未来电力系统中的主体地位首次得以明确，而新型电力系统的构建有望带动“发输变配用”全环节变革，电源侧由传统能源作为主力电源向以新能源为主体、多能互补的能源架构转型，电网侧构建以储能和特高压为主体的柔性电网和智能化、数字化的调度体系，用户侧提升终端电气化比例和综合能源服务模式，多层级构建源网荷储一体化新型电力系统。（一）海风资源得天独厚，吸力桩技术加速风电EPC放量海风资源得天独厚，就地消纳优势明显。相对于陆上风电，海上风电两大优势显著。第一，海上风速更高、风能资源丰富，在消除陆地地形环境对风速的影响后，海上风速通常比陆上风速更高。根据三峡集团披露运营数据，近海岸10K海上风速通常比沿岸高出20%，风力发电功率与风速的三次方成正比，因而同等条件下海上风电年发电量比陆上风电高70%。此外，海上静风期较短，根据国家能源局统计数据，我国海上风电年平均利用小时数超2500h，部分机组可超3000h，比陆上风电平均高500h。第二，海上风电靠近沿海负荷中心，消纳条件优越。大规模风电场主要集中在蒙西、三北等荒漠地区，通过特高压通道传输至东部电力负荷集中地区，线路损耗较大，而海上风电更靠近负荷中心，消纳条件优越。根据国家能源局公布的全国非水可再生能源消纳责任权重，2022年山东、江苏、浙江等沿海地区非水可再生能源电力消纳比例低于全国平均水平，海上风电所发电力直接传输至沿海地区，就近消纳避免了远距离输电造成的高输电成本与土地资源占用问题。“十四五”期间大力发展海上风电，规模远超“十三五”。根据国家能源局数据，2021年我国新增风电装机47.57GW，其中陆上风电30.67GW，同比下降39.47%，海上风电受最后一批补贴电价带来的抢装影响，新增装机16.90GW，同比增长339.53%。据我们统计，除福建外主要沿海省份已明确“十四五”期间海上风电规划新增并网规模，其中广东17GW、江苏8GW、山东5GW、浙江4.5GW、广西3GW、海南1.2GW，规划新增的装机容量已达到38.8GW，远超“十三五”期间9GW的实际并网容量和5GW的规划并网容量。海上风电平价渐行渐近，补贴退坡倒逼产业降本提速。2019-2020年，国家能源局相继明确了2021年新核准的陆上风电项目与2022年新增的海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，陆上风电补贴退坡后产业链加速降价，度电成本持续降低，根据BNEF数据，2021年陆上风电平均度电成本下降至0.26元/kWh，与内陆燃煤电价实现平价，在一些地形条件较好的区域已可以实现较好回报率，而海上风电2021年平均度电成本0.54元/kWh，仍高于沿海主要省份0.37-0.46元/kWh的燃煤基准价。步入2022年，在国补取消的平价压力下，我们预计海上风电将延续陆上风电历史，通过风机大型化、风场规模化、深远海化和零部件等技术进步推动海上风电持续降本增效，加速平价步伐。多地出台地方性补贴，省补接棒国补助力海上风电平稳过渡。目前广东、山东、浙江等地已出台地方性补贴，其中广东和山东相继建立海上风电省级财政补贴制度，对2022-2024年建成并网的海上风电项目分别对应给予1500/1000/500元/kW和800/500/300元/kW的补贴，浙江则通过竞争性配置确定补贴，2022-2025年通过竞争性配置确定扶持的项目，分年度的装机量分别不超过50/100/150/100万千瓦。国补退出后，上网电价无法覆盖海上风电投资与建设成本，存量项目开发价值下降，增量项目面临较大亏损风险。沿海省份省补政策的出台则有利于改善海风项目收益情况，为海风并网项目向平价过渡提供了一定的保证，提升海风装机积极性。海上风电招标如火如荼，海风平价渐行渐近。根据北极星风力发电网统计，目前开标的风机（含塔筒）主流报价已低于5000元/kW，2021年11月中国海装以3830元/kW的报价中标中广核象山涂茨280MW海上风电项目，刷新当年海上风电机组（含塔筒）最低报价；而2022年1月东方电气又以3548元/kW的报价中标浙能台州1号海上风电场项目，持续刷新风电行业报价最低纪录。相较于2019年平均价格高于6000元/kW，2020年受补贴退坡带来抢装影响平均报价回升至7000元/kW，2022年海上风电风机招标价格已下降超40%，报价下行趋势明显。尤其是2021年部分海风项目的平价上网，更加速行业迭代升级，产业链整体平价渐行渐近。风机基础作为支撑结构在海上风电项目的建设中占比更高。我国海上风电项目成本的地域性差异较大，不同海上风电项目所在地的海床地质、水文条件各不相同，直接导致风机基础成本差异扩大。而相比于陆上风机，海上风机容量更大、维修难度更加复杂，需要配合更高的塔筒和桩基，原材料消耗更大，同时海上风机对桩基的安全要求提高，成本造价随之提升。根据中国电建西北勘察设计研究院披露的2021年国内某陆上风电项目成本拆分，目前陆上风电项目建设成本在5000-7000元/kW，取各项均值计算该项目建造均价5800元/kW，其中风机锚栓和基础部分仅占总成本的6.5%，而海上风电建设成本集中在13000-16000元/kW，其中支撑结构（风机基础）的成本占比达8.9%，风机基础作为安全性保障在海上风电项目的建设中更加重要。海上风机基础种类众多，桩式结构仍为目前主流基础。风机基础在设计时主要考虑风机自重、荷载、水下地质条件、波浪力、水流力、风荷载、地震荷载、撞击荷载等多种情况，结合成本综合考虑后确定选型。目前，常见的风机基础结构形式有重力式结构、桩式结构、桶式结构和浮式结构四种，而桩式结构主要包括单桩基础、多脚架基础、导管架基础、高桩承重台基础等，技术成熟、适应海况众多，是目前最主流基础构型。各型基础各有优劣，地质条件与经济性决定基础选择。从实际应用场景看，重力式基础对地表承载能力要求高，适合地表坚硬且海床平缓地区，适合深度0-25m，目前应用场景较少。单桩、多脚架、高桩承重台主要适用于0-30m中浅海，配套3-6MW中型机组，其中单桩工艺简单、造价成本最低，适应海况广泛；多脚架刚度大于单桩，成本介于单桩与导管架之间；高桩承台基础刚度大、抗水平负荷性能好，适用于中等水深且对海床地质条件要求不高的区域，且施工难度小、大多数海上施工单位都有能力施工。导管架基础适应水深20-50m海域，风机功率一般大于5MW，其借鉴海上石油平台概念，在水深达到一定深度后其刚度较高的特点就能从经济性上反映出来，但导管架结构交叉节点较多，结构建造复杂，结构疲劳敏感性更高。吸力桶式基础与柱式基础类似，适用于海床为砂性土或黏软土的浅海区域，靠负压与自重使基础平稳，但对负压筒沉放就位、调平、密封、纠偏等技术要求较高，目前技术主要借鉴于国外，存在较大降本空间。漂浮式基础则主要应用于水深50m以上的远海区域，通常配套5-10MW的大型机组，但造价成本在所有基础选型中最高，设计与安装技术并不成熟，目前国内仍处于试点研发阶段。江浙沪及山东地区风电基础多采用单桩，福建、广东项目多采用更复杂的桩基结构。通过统计近年来并网的海上风电项目，山东、江浙沪近海区域水深较浅、海底地质平缓，风电项目均采用单桩基础结构。福建海上风电场水深同样较浅，但地质条件复杂，受台风等极端天气影响较大，风机基础以导管架和高桩承台式结构为主。而在海上风电大省的广东省，海上地质条件更为多样，应用基础种类更丰富，单桩、高桩承台、多脚架、吸力筒基础均有广泛应用，其中包括应用我国首个吸力筒基础的广东阳江沙扒湾风电项目。吸力桩技术存在较大降本空间，海风平价推动下需求占比有望提升。作为海上风电基础新技术，吸力桩在我国的应用晚于欧洲，2020年7月，国内首个吸力桩导管架风机基础在广东阳江阳西县沙扒湾海域300MW海上风电项目中首次应用，开启国内风机基础选型新技术。与其他基础相比，吸力桩基础主要利用从筒内泵出气/水产生压力差形成吸力下沉，具有安装简便无嗓音污染、抗倾覆承载力高、节约钢材并可重复利用等优点，生产及安装成本大幅下降。以福州长乐外海风电项目为例，单台基础安装工期可从3天降低至12小时，单台基础应用可节约投资成本近1000万元，按10MW每台机组功率计算，可降低1000元/kW的单位建筑成本。在海上风电国补全面退出、电力市场化改革与海风全面平价进程提速的背景下，项目方对建设成本的考核日益严峻，吸力桩技术有望以低成本高安全性优势，逐步打开国内市场空间。公司与欧洲海风设计龙头企业SPT合作吸力桩技术，有望打开国内新市场。2019年6月，公司与荷兰SPT公司就海上风电基础设计及安装服务签署协议，共同开拓海上风电吸力桩基础市场，同时公司积极申请国家能源局《吸力桩结构设计规范》、《吸力桩技术施工规范》、《吸力桩基础勘察规范》等系列标准的编制工作，加速吸力桩技术中国化进程，而国内仅少数几家企业具有项目经验，高技术与项目壁垒巩固公司先发优势。目前，公司该技术已成功应用于福州长乐外海AC区的海上风电场10MW大型机组基础项目，满足项目建设总体要求。2022年2月，公司公告作为联合牵头人中标平潭外海海上风电场项目EPC项目，其中归属于公司金额为4.29亿元，该项目预计将再次采用吸力桩技术。公司在吸力桩技术的领先优势，有望助力公司持续打开国内海上风电基础新市场。（二）碳减排与高电价下分布式光伏全面起量利好政策频出，分布式光伏需求起量。2021年以来，政策全面加码支持分布式光伏发展，户用光伏补贴0.03元/kWh延续至2021年底，整县光伏政策全力推进，当年分布式光伏新增装机首超集中式达29.28GW，同比增长88.66%，累计装机容量达107.51GW，占光伏并网装机容量的比例提升至135.14%。在整县推进、碳减排贷款支持及农村能源结构转型等政策驱动下，分布式光伏对新增需求的拉动作用凸显。2022年4月，国家发改委价格司《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，延续对新核准陆上风电、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目的平价上网政策，有望持续推动分布式光伏装机增长。电价市场化改革扩大分布式光伏项目收益。2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》，提出取消工商业目录销售电价，让电价反映供需情况，推动工商业用户进入电力市场直接购电，或选择逐渐过渡，由电网企业代理从电力市场中购电。2022年以来，各省电网代理购电价格总体呈持续上涨趋势，以广东为例，2022年4月广东省代理购电价格为569.5元/MWh，相比于453元/MWh的燃煤基准价上涨了25.7%，度电价格涨幅超过0.1元。电价上浮推高工商业分布式收益率，激发工商业业主对分布式光伏的投资需求。能耗双控与碳足迹提振工商业光伏需求。受能耗双控力度加大与煤炭价格上涨影响，电力供需平衡难以维持，2021年下半年全国出现较大规模停产限电危机，企业追求稳定清洁低成本供电诉求强烈。2022年1月，国务院《“十四五”节能减排综合工作方案的通知》明确新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核，原料用能不纳入全国及地方能耗双控考核，进一步提振工商业用户对于分布式光伏需求。而对于销量遍布全球的先进制造业来说，欧美的碳足迹追踪或将在未来制约国内产品出口步伐，“自发自用”分布式光伏有望以低成本、强灵活性、碳足迹可追踪满足工商业主部分用电需求。成本持续降低，分布式光伏经济性凸显。根据CPIA，在全投资模型下，分布式光伏发电系统在1800/1500/1200/1000h等效利用小时数下的LCOE分别为0.19/0.22/0.28/0.33元/kWh，已全面具备平价上网条件。随着Topcon、HJT等新型电池技术应用带来的更高光电转换效率以及大尺寸、大功率组件渗透率的提升，全产业链成本有望进一步下降。携手林洋能源共同增资一道新能，打造光伏电站解决方案集成商，共同开展海上光伏研发。作为先进光伏发电技术和先进产能的领先者，一道新能在技术侧持续强化新一代N型电池和轻质柔性组件技术，产能侧基于目前10GW电池和10GW组件产能并力争在未来三年实现30GW电池和30GW组件产能优势，打造全场景光伏解决方案供应商。而公司与林洋能源的战略入股将进一步强化一道新能运营能力和影响力，加快客户资源的开拓与产品认证周期，实现产业链协同互补。于公司而言，增资优质光伏组件生产商为公司拓展光伏EPC业务提供产能保证，在需求短期偏紧的竞争格局下有望持续加码公司在光伏EPC领域竞争力。宁德时代海外产品碳足迹追踪要求趋严，公司承接宁德时代屋顶光伏打造碳足迹管理标杆项目。2022年3月15日，欧盟27国的财政部长在经济与金融事务委员会（ECOFIN）会议上通过碳边境调节机制提案，对电力、水泥、化肥、铝和钢铁五个行业的二氧化碳排放量征收碳关税，该计划于2023年1月1日开始实施。2023-2025年为实施过渡期，2026年起正式全面征收，未来仍有可能扩大到其他品种。宁德时代作为全球领先的动力电池龙头企业，在面对日韩同类企业的全球化竞争和潜在的关税制裁中对碳足迹的追踪日趋严谨，对清洁电力诉求愈发紧迫。2021年10月，公司中标宁德时代新能源产业基地185MW屋顶分布式光伏发电项目EPC工程，开启公司分布式光伏EPC新业务，未来随着宁德时代及其他全球性制造业对清洁能源诉求的加深，公司EPC新业务有望迎来加速增长。（三）储能高成长印证景气需求电力市场化改革攻坚破难，储能支持政策加速出台，产业化、规模化发展桎梏已破。2021年以来电价市场化改革提速，高负荷地区峰谷价差扩大至4：1进一步提高电价动态调整机制；煤电放开涨跌幅限制至基准价的20%以更及时反应煤炭价格涨跌；推出绿电新品种以期发掘可再生能源环境价值，首批绿电溢价率约10%，电站运营在摆脱补贴后迎来新机；抽水蓄能两部制电价明确缕清成本疏导机制，为大规模抽蓄扫清障碍；储能参与电力市场的主体地位首次确立、成本补偿机制加快出台、辅助服务参与机制逐步明确，电化学储能迎来景气拐点。展望未来，电价市场化改革路径清晰而迅速，多主体电源电价市场化还原电力商品属性，市场活力持续激发，新型储能迎来新格局。新增装机高增印证景气需求。受益于2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的出台与国内电力体制改革市场化推进所释放的政策红利，2018年电网侧储能实现快速增长，国内新增电化学储能643.9MW，同比大幅增长432.6%。2019年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧储能成本回收受阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020年起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储能+”模式在多个应用场景实现规模扩张。根据CNESA不完全统计，截至2021年底，全球与中国累计电化学储能达25.37GW和5.73GW，同比增长67.72%和74.50%，当年新增10.24GW和2.45GW，同比增长82.80%和55.42%，中美欧增速引领全球。以储能EPC为切入点，携手动力电池巨头布局景气赛道。根据CNESA统计，2021年国内新增投运储能装机中，宁德时代承包1.83GWh新增份额，全球储能电池出货量16.51GWh，市场份额遥遥领先国内同类企业。公司携手动力电池巨头布局景气赛道，2020年12月，宁德时代以14.52元/股价格受让公司8%股票成为第二大股东；2021年2月宁德时代再次以增资方式入股永福电通（后改名为时代永福，科技有限公司），持股比例为60%，聚焦智慧能源与新能源产业；2021年5月时代永福与中核钛白合资成立中核时代，聚焦风光储综合能源的开发、建设与运营，公司与锂电巨头合作持续强化。作为宁德时代上下游一体化布局的重要环节，公司与龙头企业合作高度协同与互补，共同打造储能行业护城河。宁德时代凭借规模优势和品牌竞争力与全球范围内众多企业展开合作，同时深度合作上下游企业，储能方面先后与星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源、永福股份等行业龙头成立合资公司，全面切入风电、光电等发电侧储能、储充电站等电网侧储能和充电桩、家用储能柜等用户侧储能，共同发力布局储能全产业链。目前公司在手示范项目包括：（1）以2062万元中标金额承接国网时代华电大同热电储能工程并提供全过程咨询服务，打造全国储能工程全过程工程服务标杆项目；（2）为国网时代福建吉瓦级宁德霞浦储能项目提供数字化技术服务，实现储能站设计、施工、移交、运维等全生命周期数字化技术应用，储能行业竞争优势持续强化。（四）从EPC到智慧能源与运维，赋予数字化新机遇数字化赋能，智慧能源与智能运维长期发展可期。公司智慧能源业务主要包括电力信息技术服务、数字电力、电力通信和自动化业务，公司依托深厚行业背景为电网公司、发电企业及能源产业链其他相关企业提供电力信息化产品和全生命周期能源解决方案，产品已应用在福建省电力调度中心、长乐海上风电等多个项目中，市场认可度较高。智能运维则主要是为客户提供风光储一体化运维服务，其中光储智能运维平台在分布式光伏领域应用前景广泛。未来，公司数字化业务有望从福建拓展至全国，从电网企业向能源企业开拓。从前端建设到后端运营，设计与信息化协同强化公司优势。公司基于EPC工程积累的项目资源与客户优势，充分发挥设计数据源头优势，研发新能源、储能监控系统及光伏云、储能云、综能云平台产品，向客户提供数字能源的整体解决方案。此外，公司致力于风电、光伏、储能等智能化运维服务，基于大数据、云计算、人工智能等先进技术，构建全过程数字化、智能化管控平台，为客户资产提供全生命周期的优质服务，提升系统效率、降低运维成本。公司同时拥有电力设计与电子信息技术团队，可以结合两方面形成独特行业优势，有望为企业后期智慧能源与智能运维等数字化业务提供新机遇。三、盈利预测和投资分析公司盈利预测假设如下：（1）工程总承包（EPC）业务：2021年随着疫情好转，公司加大招标力度，相继中标多个大型标杆项目，截至2021年末公司该业务在手订单规模超20亿元并将在2022年逐步确认为收入，预计2022年EPC业务可实现大幅增长，风电、光伏及储能EPC有望贡献重要增量，带动业务高速增长。毛利率方面，预计未来随着风光储EPC比重增加，总承包业务毛利率逐步提升，22-24年分别为17.0%/17.5%/18.0%。（2）勘察设计业务：公司作为民营设计院中资质全面的龙头企业，公司勘察设计业务主要面向特高压勘察设计方向，随着《“十四五”现代能源体系规划出台》明确在“十四五”期间国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，投资金额3800亿元，相比“十三五”2800亿元增加35.7%，特高压建设提速有望为该业务带来较大增量，此外公司与宁德时代合作提升企业影响力和认可度，但公司近年来加大EPC业务力度，勘察设计业务增速有所波动，预计未来三年勘察设计业务营收增速20%/15%/10%，该业务毛利率较高，预计2022-2024年稳定在50%左右。（3）智慧能源、智能运维等其他业务：公司数字化业务逐渐起步，附加值高，2021年智慧能源业务增速有所下调主要系该业务客户主要为地方电力公司，传统业务需求存在周期性，公司通过加大研发力度并推广储能监控系统及能量管理系统，同时公司切入宁德时代屋顶光伏运维项目，预计数字化业务将维持较高增长速度，毛利率稳定在45%/40%左右。

有色金属行业研究：新能源金属延续景气1.上半年行情回顾：有色板块涨幅居前，稀土、锂、铝表现突出

2021年1月1日-2021年6月15日，沪深300指数-0.66%，中信一级行业中的钢铁、煤炭、基础化工、综合、有色金属板块涨幅居前，其中有色金属板块+13.29%，区间涨跌幅在中信一级行业排第6位（5/30）。2021年1月1日-2021年6月15日，有色金属各个子行业中稀土及磁材、锂、铝、钨、镍钴锡锑涨幅较大，分别+36.07%、+24.59%、+22.98%、+22.53%、+18.36%，仅铅锌板块-4.77%。

2021年1月1日-2021年6月15日，有色金属个股中，涨幅前10位以铝材、电解铝、稀土、锂个股为主，分别为合盛硅业（+94.31%）、和胜股份（+87.62%）、盛和资源（+80.20%）、云铝股份（+77.29%）、西藏矿业（+72.19%）、ST荣华（+64.46%）、融捷股份（+60.49%）、中矿资源（+58.22%）、章源钨业（+57.93%）、鼎胜新材（+53.96%）；跌幅前10位主要是其他稀有金属、钴、铅锌板块的个股，分别是退市鹏起（-60.81%）、退市鹏B（-58.54%）、ST华钰（-33.21%）、寒锐钴业（-22.33%）、宜安科技（-19.66%）、*ST园城（-18.98%）、龙磁科技（-18.82%）、西部材料（-17.71%）、洛阳钼业（-17.28%）、株冶集团（-17.03%）；海内外矿业龙头方面，五矿资源（HKEX）+8.90%、必和必拓（NYSE）18.26%、嘉能可（LSE）37.77%。

2.上半年价格回顾：价格普遍上涨，库存回升

2.1基本金属上半年价格回顾

2021年上半年，全球主要经济体修复带动基本金属需求增加，而需求在较短时间内从骤降到骤增，导致供需抽紧；同时疫情对铜、铝矿等主要生产地区影响时间更长，而基本金属主要消费地区则率先控制疫情，步入经济复苏通道，从而进一步拉长供需紧张的时间，推动基本金属价格走高。为应对疫情冲击，欧元区、英国、美国均实行宽松的货币政策，带来充裕的流动性，叠加供需持续紧张，基本金属价格均大幅上涨，仅镍由于高冰镍技术突破带来供应紧张预期缓解导致价格涨幅回落。

铜：上半年价大幅上涨，库存显著上升。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月铜价+23.30%至9,560美元/吨，SHFE铜价+21.61%至70,230元/吨。2021年6月11日LME+SHFE+COMEX铜库存较上年末+35.86%至369,850.00吨，其中LME铜库存+22.70%至132,450吨，SHFE铜库存较上年末+108.78%至180,967吨，COMEX铜库存较上年末-27.28%至56,433吨，铜期货库存较上年末有所上升，但未达近5年较高水平。

铝：上半年价涨幅较大，期、现货库存同步大幅上升。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月铝价+23.71%至2,450美元/吨，SHFE铝价+22.54%至18,945元/吨。6月11日电解铝吨铝平均毛利润为4040.37元/吨，较去年末+86.63%，随州铝价格走高，吨铝毛利润扩大。2021年6月11日，LME+SHFE库存较上年末+24.67%至1,957,285吨，其中LME库存较上年末+23.58%至1,663,150吨，SHFE库存较上年末+31.17%至294,135吨。2021年6月15日，国内电解铝现货库存较上年末+45.84%至894,000吨。铝期、现货库存未达历史高位。

铅：上半年价格小幅上涨，国内外库存变动分化。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月铅价+9.55%至2,178.50美元/吨，SHFE铅价+4.51%至15,285元/吨。2021年6月11日，LME+SHFE铅库存较上年末+16.35%至208,660吨，其中LME库存较上年末-32.74%至89,775吨，SHFE库存较上年末+159.22%至118,885吨。铅期货库存未达历史高位。

锌：上半年价格小幅上涨，库存处于历史低位。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月锌价+9.64%至3,014.00美元/吨，SHFE锌价+8.63%至22,460.00元/吨。2021年6月11日，LME+SHFE锌库存较上年末+40.52%至324,332吨，其中LME库存较上年末+32.40%至267,750吨，SHFE库存较上年末+97.97%至56,582吨。锌期货库存在历史低位。

锡：上半年价格大幅上涨，库存未达历史高位。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月锡价格+53.46%至31,230.00美元/吨，SHFE锡价格+36.22%至205,930.00元/吨。2021年6月11日，LME+SHFE锡库存较上年末-11.98%至6,483吨，其中LME库存较上年末+1.59%至1,920吨，SHFE库存较上年末-16.66%至4,563吨。锡期货库存未达历史高位。

镍：上半年价格小幅上涨，库存未达历史高位。2021年1月1日-2021年6月15日，LME3个月镍价格+6.10%至17,580.00美元/吨，SHFE镍价格+7.22%至132,500.00元/吨；硫酸镍长江现货价+14.06%至36,500.00元/吨。2021年6月11日，LME+SHFE镍库存较上年末-6.27%至248,203吨，其中LME库存较上年末-2.42%至240,732吨，SHFE库存较上年末-58.75%至7,471吨。镍期货库存未达历史高位。

2.2能源金属上半年价格回顾

2021年上半年，中国、西欧新能源车销量延续高增速，在全球碳减排趋严的背景下，预计新能源车销量高增速有望维持。此外，美国新任总统拜登重回《巴黎协定》，主张发展绿色能源，美国新能源车获得政策加持，有望步入高景气通道。2021年下半年，中、美、欧新能源车销量或迎来向上共振，有望带动钴、锂等能源金属价格走高。

锂：锂精矿、锂盐上半年价格大幅上涨。2021年1月1日-2021年6月15日，电池级碳酸锂价格+70.87%至88,000.00元/吨，电池级氢氧化锂价格+86.73%至91,500.00元/吨；进口锂精矿(Li2O:6%-6.5%)最低价+75.00%至700.00美元/吨，最高价+60.82%至780.00美元/吨。

钴：MB钴、钴盐上半年价格大幅上涨，库存显著下降。2021年1月1日-2021年6月15日，MB钴标准级平均价格+30.29%至20.325美元/磅，长江钴价格+26.52%至353,000.00元/吨，四氧化三钴价格+26.79%至265,000.00元/吨，硫酸钴价格+25.33%至70.50元/公斤。

2.3稀土上半年价格回顾

2021年上半年，随着海内外经济先后复苏，下游新能源车、风电、变频空调等行业需求逐步恢复；叠加稀土冶炼产能在中国，国外缺乏稀土冶炼能力，国内对稀土冶炼实行限额管理，在此背景下，下游需求恢复，导致稀土供需拉紧，镨钕、镝、铽等主要轻、重稀土价格在一季度大幅上涨。

稀土：上半年稀土氧化物价格先升后跌。2021年1月1日-2021年6月15日，氧化铽价格-12.80%至6,300.00元/千克，氧化镝价格+19.12%至2,305.00元/千克，氧化镨钕价格+15.09%至469,000.00元/吨。

2.4贵金属上半年价格回顾

2020年初疫情开始在美国蔓延，美联储通过不断降低联邦基准利率至0-0.25%，并且在2020年3月23日开启无限制QE，美国国债收益率伴随联邦基金利率调低而大幅下行，叠加悲观的经济预期，预期通胀率走低，带动美国国债实际收益率走低，驱动黄金价格拉升，并在2020年8月出到达高位。随后，海外制造业回暖，在流动性充裕背景下，通胀预期不断走高，美国国债收益率逐步攀升，并在2021Q1期间加速上升，带动美国国债实际收益率拉升，导致黄金价格大幅回落；此外，随着海外经济复苏确定性不断增强，避险情绪减退，对黄金价格形成压力。

白银具备金融属性，价格走势与黄金有一定同步性；由于在工业上用途广泛，同时受宏观经济走势影响。2021年上半年白银价格走势明显强于黄金，主要得益于欧美经济复苏加速。

贵金属：黄金价格小幅下跌，白银价格小幅上涨。黄金、白银价格走势趋同，黄金价格自2020年8月见顶后回落。2021年1月1日-2021年6月15日，COMEX黄金价格-2.17%至1,860.30美元/盎司，COMEX白银价格+4.77%至27.79美元/盎司。

3.锂：新能源车销量高速增长，锂资源新增供应有限

锂资源主要有硬岩(锂辉石、锂云母、透锂长石等)和盐湖卤水两大类，其中盐湖卤水锂储量占比达70%以上。南美洲盐湖和澳洲锂辉石矿是全球锂资源的主要供应来源，而国内锂矿石资源分布在四川、新疆、江西等地，盐湖锂资源主要位于青海和西藏。

锂产业链中游为锂盐生产与销售，包括工业级碳酸锂、电池级碳酸锂、工业级氢氧化锂、电池级氢氧化锂、氟化锂、金属锂、丁基锂等。锂产业链下游行业较多，可分为新能源、医药、新材料三大类，具体为电池、玻璃、陶瓷、润滑脂、冶金等领域。受益于新能源车销量复苏，动力电池装机量高速增长，带动锂盐需求，贡献锂盐主要需求增量。未来，新能源车景气趋势不变，有望继续拉动锂盐需求。

3.1供给：2021年锂资源新增供给有限

3.1.1我国锂资源高度依赖进口

根据美国地质调查结局数据局，2020年，全球锂矿储量为2100万吨，其中智利、澳大利亚、阿根廷、中国储量靠前，分别为920万吨、470万吨、190万吨、150万吨，储量占比分别为44%、22%、9%、7%。

我国虽是锂资源大国，但同时也是锂资源消费大国，国内锂资源产量远不能满足消费需求，锂资源进口依存度高。根据海关数据，2020年、2021年1-4月，我国锂的碳酸盐分别进口50,102.42吨、28,112.19，分别同比+70.91%、+105.78%。中国碳酸锂进口主要来自南美的智利及阿根廷盐湖，锂辉石精矿主要进口自澳大利亚。

3.1.2预计2021年澳洲新增锂辉石精矿产量28-30万吨

2018年下半年至2019年底，锂精矿价格持续下跌，一段时间跌破澳洲部分锂矿山成本，导致澳洲3座矿山停产维护，而其他在产锂矿山库存累积；2020年上半年，受疫情拖累，终端电动车需求增速下滑，锂精矿价格继续下行，锂精矿及盐湖锂企业处于主动去库存阶段，新建扩建项目较少；而2020年下半年，随和经济逐步修复、碳减排趋严、欧洲政策补贴加码、及中国新能源车产品力提升（A级车热销），终端需求大幅增长，上游锂资源增产有限，供需抽紧，锂矿及锂盐价格先后大幅攀升。

澳洲主力锂辉石矿山8座，目前在产矿山4座（MtCattlin、MtMarion、TalisonGreenbushes、MtPilgangoora），4座停产或重组矿山（Altura、Bald、MtWodgina、MtHolland）。Pilgangoora矿山2021年增产空间最大，预计可增产锂精矿约15万吨，Cattlin、Marion预计可分别新增产量锂精矿7-9万吨、2万吨，预期Altura有望在2021年下半年复产，贡献锂精矿产量4.3万吨；Bald、MtWodgina、MtHolland项目在2021年复产或投产概率较低；综上，预期2021年澳洲锂矿新增锂精产量28-30万吨。

MtPilgangoora增产空间最大，2021年可增产锂精矿约15万吨。MtPilgangoora拥有33万吨/年6%品位锂精矿的产能，2020年锂精矿产量为18.09万吨，销量为19.16万吨，2020年末拥有锂精矿库存3.09万吨。MtPilgangoora于2018年11月投产，由于投产后锂精矿价格连续下跌，因此从没满产。PilbaraMinerals（持有MtPilgangoora100%股权）于2021年3月公告，对MtPilgangoora进行产能提升改造，在一期产能33万吨/年的基础上提升3-5万吨/年，改造工程计划于2021年三季度完成，改造完成后锂精矿产能达36至38万吨/年。按MtPilgangoora现有33万吨/年测算，2021年锂精矿产量可增加约15万吨。鉴于目前新能源车销量高增，锂精矿价格节节攀升，MtPilgangoora增加锂精矿可能性较大。

MtCattlin预计2021年锂精矿产量增加约7-9万吨。MtCattlin拥有24万吨/年6%品位锂精矿产能，2020年锂精矿（锂精矿品位为5.95%Li2O）产量为10.87万吨，销量为15.06万吨。由于客户同意降低锂精矿品位，MtCattlin2021年计划锂精矿（品位降至5.6%-5.8%）产量提升至18.5-20.0万吨，理想状况下较2020年增加产量7.63-9.13万吨。

预计MtMarion2021年锂精矿产量增加约2万吨。MtMarion现有45万吨/年锂精矿产能，2020年锂精矿销量为40.9万吨，2021Q1锂精矿产量为10.87万吨，预计2021年全年锂精矿产量约43万吨，产量同比增加约2万吨，增量有限。

Greenbushes在2021年增加锂精矿产量概率较低。MtGreenbushes现有化学级锂精矿产能120万吨/年，预计2020年锂精矿产量为55.2万吨，锂精矿产量提升空间巨大。但由于Greenbushes锂精矿均供应股东天齐锂业及雅宝，因此在天齐锂业及雅宝旗下锂盐厂对锂精矿的需求决定Greenbushes的产量。雅保下属Kemerton工厂一期5万吨/年氢氧化锂项目预计在2022年投产，天齐锂业下属奎纳纳工厂一期2.4万吨/年氢氧化锂项目预计在2022年第四季度达到设计产能，从上述投产时间看，Greenbushes在2021年增加锂精矿产量概率较低。

Altura有望2021年复产，贡献约4.3万吨锂精矿产量。Altura项目拥有22万吨锂精矿产能，于2020年10月关闭停产，后被PilbaraMinerals收购。Altura复产评估已完成，目前仍处于停产阶段，鉴于目前锂精矿价格持续上涨，预计2021年三、四季度有望复产。2020年1-9月，Altura锂精矿销量约12.9万吨，假设2021年复产一个季度，新增产量约4.3万吨。

Bald、MtWodgina、MtHolland项目在2021年难以贡献产量。Bald项目2019年10开始重组，2021年复产可能性较小。MtWodgina计划2021年继续维护停产。MtWodgina股东MineralResources及雅宝合资建有Kemerton氢氧化锂工厂，一、二期产能均为5万吨/年，一期预计2022年投产，原料锂精矿来自Wodgina及Greenbushes，雅宝锂矿资源以自用为主，因此Wodgina2021年复产可能性低，2022年或有部分产出。MtHolland计划2024年产出锂精矿。

3.1.3南美盐湖2021年新增产量有限，预计新增碳酸锂产量1.54万吨

目前，南美洲在产盐湖4个，分别为智利的Atacama盐湖（SQM开采）、Atacama盐湖（雅宝开采），阿根廷的HombreMuerto盐湖、Olaroz盐湖；阿根廷的Cauchari盐湖未开发；阿根廷的Caucharí-Olaroz盐湖、Vida盐湖在开发建设中。2021年能贡献新增锂盐产量概率较大是SQM的Atacama盐湖区域，预计新增产量为1.54万吨，其余盐湖项目新增产量有限。2022年将有5个盐湖项目扩建或新建，预计新增锂盐产能15万吨/年。智利的Atacama盐湖是全球最大的盐湖资源之一，其所有权归智利政府所有，现由SQM和雅宝（Albermale）分区开采。

预计SQM的Atacama盐湖区域2021年锂盐新增产量为1.54万吨。SQM获得授权的开采区域内，已探明储量为600万吨锂金属当量，SQM的开采配额为41.44万吨金属锂，相当于220万吨碳酸锂，开采协议于2030年底到期。当前，SQM为Atacama盐湖配套的锂盐产能分别为碳酸锂7万吨/年，氢氧化锂1.35万吨/年；计划2021年底碳酸锂产能提升至12万吨/年，氢氧化锂产能提升至2.15万吨/年。2020年，SQM的Atacama盐湖区域锂盐销量为6.46万吨，预计2021年锂盐销量提升至8万吨。

雅宝的Atacama盐湖区域2021年新增产量有限。雅宝开采的Atacama盐湖区域获得开采配额46.21万吨金属锂，折合244万吨碳酸锂当量，开采协议于2043年底到期。雅宝为Atacama盐湖配套碳酸锂产能4.4万吨/年，计划2022年将碳酸锂产能提升至8.4万吨/年。2020年，Atacama盐湖碳酸锂产量为4.2万吨，由于产能扩建工程完成后还需要约6个月的时间调试和认证，预计不能再2021年贡献产量，因此Atacama盐湖2021年新增产量有限。

阿根廷的HombreMuerto盐湖锂盐新增有限。阿根廷的HombreMuerto政府授权的开采范围的可采储量为120万吨碳酸锂当量，盐湖现配套碳酸锂产能2.2万吨/年，计划2024年碳酸锂产能提升至6万吨/年，但扩建工程已于于2020年3月暂停。2020年，HombreMuerto盐湖配套锂盐冶炼厂分别生产碳酸锂1.6万吨、氯化锂0.5万吨。由于产能扩建项目暂停，预计2021年锂盐产量增加有限。

阿根廷的Olaroz2021年碳酸锂销量增量有限。阿根廷的Olaroz盐湖拥有锂储量121万吨锂金属，折合640万吨碳酸锂当量，现配套碳酸锂产能1.75万吨/年，计划2022年下半年碳酸锂提升至4.25万吨/年，2024年下半年实现满产。2020年，Olaroz盐湖配套锂盐冶炼厂销售碳酸锂1.19万吨，预计2021年碳酸锂销量约1.21万吨，增量有限。

阿根廷的Cauchari、Caucharí-Olaroz、Vida盐湖项目均不能在2021年贡献锂盐产量。阿根廷的Cauchari盐湖经测量的锂储量折合480万吨碳酸锂当量，目前未确定开采时间。阿根廷的Caucharí-Olaroz盐湖项目拥有锂储量折合363万吨碳酸锂当量，规划碳酸锂产能4万吨/年，预计2022年中投产。阿根廷的Vida盐湖拥有锂储量折合129万吨碳酸锂当量，规划碳酸锂产能3.2万吨/年，分三期建成，第一期碳酸锂产能10700吨/年，计划于2022年年底投产。上述三个盐湖项目均不能在2021年贡献锂盐产量。

3.1.4中国锂矿2021年新增产量有限

锂矿方面，甲基卡（融捷股份）增加7.5万吨锂精矿产能，最早2021年投产；李家沟项目（雅化集团、川能动力）预计2022年建成投产17万吨锂精矿；业隆沟（奥伊诺矿业）项目7.4万吨锂精矿项目预计2021年达产。

云母锂矿方面，南氏锂电预计2021年逐步释放6万吨碳酸锂产量。永兴材料二期2万吨碳酸锂项目预计最早2022年建成。

盐湖方面，增量主要来自青海地区，但增量有限。蓝科锂业的察尔汗新建2万吨碳酸锂产能，预计2021年5月投产；比亚迪与盐湖股份合作的电池级碳酸锂项目的3万吨碳酸锂项目在建中，预计2022年或之后后投产。2021年5月20日，青海省人民政府在北京组织召开《建设世界级盐湖产业基地规划及行动方案》（以下简称“规划和行动方案”）评审会，获得专家一致通过，青海盐湖开发有望加快。

2021年5月26日，五矿盐湖主导的“盐湖原卤高效提锂技术研究”项目通过了专家评审，该技术可实现直接从原卤中分离锂，能提高复杂卤水提锂效率、对环境友好等特点。预计随着盐湖发开规划落地，复杂卤水提锂技术进步，青海、西藏盐湖开发有望加速，盐湖作为国内锂储量最大的资源体是国内锂资源的重要保障，未来盐湖锂盐产量有望提速。我们预计2021-2023年国内锂矿产量分别为6万吨、8万吨、8.4万吨LCE；国内盐湖产量分别为4万吨、4.8万吨、5.5万吨LCE。

3.1.5预计2021年全球锂资源供应量为38.7万吨LCE

锂矿价格不断走高，澳洲锂矿具有一定复产动力，计2021年澳洲新增锂辉石精矿产量28-30万吨；南美盐湖受疫情影响，扩建工程竣工时间推迟，预计2021年新增碳酸锂产量1.54万吨；中国锂辉石矿、锂云母、盐湖扩产积极，但2021年新增产量有限，新增碳酸锂约2万吨。我们预测2021-2023年全球锂产量分别为38.7万吨LCE、54.1万吨LCE、64.6万吨LCE。

3.2需求：新能源车产销两旺，拉动需求增长

电池行业为锂最大的下游应用领域，2019年电池占锂下游需求占比达65%，其中动力电池、3C电池占、储能电池占电池的比例分别为47%、41%、5%。因此电动车产销量、3C电子出货量成为来动锂需求的重要动能。

3.2.1全球新能源车产销进入高增长轨道

中国新能源车产业从“政策驱动”转向“产品驱动”

2015-2019年为新能源汽车补贴驱动阶段，特征是同比增速前高后低，随着补贴退坡，增速回落显著。2020年，虽然受疫情影响，上半年新能源车产、销量同比增速下滑显著，下半年随着经济修复，新能源车产、销同比增速从负转正，2020年全年产、销量同比增速分别为+9.98%、+13.35%。

2020年11月，中国发布《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》，提出到2025年，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0千瓦时/百公里，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右；2021年1-5月累计产、销量分别为96.7万辆、95万辆，分别同比+228.08%、+228.47%。中国新能源车步入高景气轨道，我们预计2021-2023年中国新能源车销量分别达212万辆、318万辆、445万辆。

欧洲：碳减排放趋严+补贴加码推动新能源车销量高增长

2020年，欧盟制定了全球最严的汽车减排规划，要求2021年平均碳排放量低于95g/km，其中2020年95％销售新车降至95g/km水平，2025年至80.8g/km，2030年至59.4g/km，未达标企业将面临巨额罚款，超出部分每g需要缴纳罚金95欧元。

此外，欧洲多国就电动车购买及使用出台税收优惠政策，并德国、法国等国家加大补贴力度。德国2020年下半年起政府补贴翻倍，BEV低于4万欧补贴0.9万欧，不高于6.5万欧补贴0.8万欧；法国于2020年5月大幅增加电动车补贴，购车和置换补贴分别增加1000欧，最高补贴1.2万欧，但2021年补贴将恢复至提高前水平。英国2020年3月起BEV中低于5万英镑的补贴车价的35%，较2019年同期降低了14%。

碳减排放趋严+补贴加码推动下，欧洲新能源车销量增速自2020年下半年开始回升。根据ACEA数据，欧盟+EFTA+英国2020年新能源车注册量为136.48万辆，同比+143.77%；2021年一季度，新能源车注册量为45.49万辆，同比+96.27%。渗透率方面，2019年、2020年、2021年一季度新能源车（BEV+PHEV）渗透率分别为3.55%、11.49%、14.72%，上升趋势显著。我们预测2021-2023年欧洲新能源车销量分别为197万辆、286万辆、371万辆。

美国：政策转向，销量有望迎来爆发

拜登2021年1月20日宣誓就职后，当晚宣布包括美国重返应对气候变化的《巴黎协定》。随后美国制定碳中和目标“到2035年，通过向可再生能源过渡实现无碳发电；到2050年，让美国实现碳中和”，而发展新能源车是实现碳中和的重要一环。

2021年5月，拜登宣布1740亿美元的电动车刺激计划；5月26日，美国参议院财政委员会通过了《美国清洁能源法案》，该法案提出1）清洁能源税收抵免总计约2595亿美元，其中电动车消费者税收抵免316亿美元，为制造商提供30%的税收抵免；2）售价8万美元及以下的电动车，提升抵免上限提升至1.25万美元/车（现行上限为7,500美元/车），在美国组装的车辆可额外享2500美元/车抵免，如果整车制造商有工会代表，可再增加2500美元/车抵免；3）汽车厂商享税收减免的20万辆限额放宽，同时提供1000亿美元消费者返现。当美国新能源车销量渗透率达到50%时，税收抵免将在三年内退坡。

2021年1-5月，美国新能源车累计销量22.4万辆，同比+107%；渗透率为3.1%，较去年+1.0pct。美国作为世界主要的汽车生产国及消费国，新能源车增长空间巨大，在政策加持下未来销量有望实现高增长，我们预计2021-2023年，美国新能源车销量分别为55万辆、94万辆、140万辆。

3.2.2全球锂需求预测

受碳中和及政策驱动，中国及欧洲新能源车销量进入快速增长阶段；美国新能源车销量在政策大幅转向下有望迎来向上拐点。我们认为全球新能源车需求旺盛，将贡献锂主要新增消费。我们预计2021年锂供应缺口达2.12万吨LCE，锂精矿及锂盐价格有望继续走高。

4.钴：供需格局有望改善

4.1储量：钴资源储量及产量分布高度集中

钴为不可再生金属，且资源量稀缺，储量及产量高度集中在少数国家或企业。根据美国地质调查局数据，2020年全球已探明的钴矿储量大约710万金属吨；2020年全球钴产量为14万金属吨，若按此速度，预计钴还能开采50年。

钴资源储量及产量分布高度集中，刚果（金）占比均较大。根据美国地质调查局数据，2020年末，储量前三位分别是刚果（金）360万金属吨、澳大利亚140万金属吨、古巴50万金属吨，占全球储量比例分别是53.92%、20.97%、7.49%；产量前三位分别是刚果（金）9.5万金属吨、俄罗斯0.63万金属吨、澳大利亚0.57万金属吨，占全球总产量比例分别为76.37%、5.06%、4.58%。

中国是钴消费大国，但钴储量及产量均较低，与消费需求错配严重，钴原料主要依靠从刚果（金）进口。2020年，中国钴储量、产量分别为8万金属吨、0.23万金属吨，占全球比例分别为1.2%、1.85%。

4.2供给：Mutanda复产，刚果（金）钴产量提速

4.2.1Mutanda铜钴矿复产，刚果（金）钴产量提升

刚果(金)钴供应在全球处于支配地位，2019、2020年其产量占全球比例接近70%。2020年，刚果(金)钴产量为9.5万吨，同比-5.00%，主要受嘉能可旗下Mutanda停产的影响。Mutanda于2019年11、12月停产，2019年总产量为2.51万吨，占嘉能可整体钴产量54%，占全球总产量的18%，停产前为全球第一大钴矿。2021年5月，嘉能可宣布计划2022年重启位于刚果的Mutanda铜钴矿的运营，有望增加刚果（金）铜钴供应。刚果（金）钴产量来自三部分，分别是大型矿山、租赁矿山、手采矿，2018年是刚果（金）手采矿供应的高峰，产出总量近3万吨，占当年全球钴原料供应比例20%，因手采矿存在人道主义风险，下游整车厂及电池生产商为避免道德风险，加强了供应链管理，直接向上游大型矿企采购钴原料，从供应链中排除手采矿。

2019年以来，刚果（金）对手采矿监管加强，并计划通过设立公司统一采购等方式管理手采矿市场，手采矿产量受到限制。2020年手抓矿占刚果（金）钴产量比重下降至约15%。Mutanda铜钴矿计划2022年复产，我们假设复产当年钴产量只有2019年的1/4，即6000吨；2023年产量相当于2019年，即25000吨。我们预计刚果（金）2021-2023年钴供应量分别为110,000吨、124,000吨、168,000吨。

4.2.2红土镍矿钴产量增加，硫化镍矿钴产量持平

随着华友钴业等国内企业在印尼的红土镍矿项目投产，由于镍钴伴生，预计未来红土镍矿钴产量有望提升，预计2021-2023年钴产量复合增长率达15.14%，产量分别为17,500吨、25,700吨、29,000吨。由于硫化镍矿新建项目有限，预计其伴生钴产量未来难有增长，预计2021-2023年钴产量复合增长率为0.21%，对应产量分别是16,100吨、16,100吨、16,100吨。我们预计2021-2023年全球钴供应量分别为154,228吨、176,384吨、223,738吨。

4.3需求：