新能源行業(yè)深度研究報告：能源革命揚(yáng)帆啟航投資賽道行穩(wěn)致遠(yuǎn)

新能源行業(yè)深度研究報告：能源革命揚(yáng)帆啟航，投資賽道行穩(wěn)致遠(yuǎn)1.開啟能源產(chǎn)業(yè)革命新征程1980

年（庚申年）聯(lián)合國召開的“聯(lián)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(shù)和新材料為基礎(chǔ)，使傳統(tǒng)的可再生能源得到

現(xiàn)代化的開發(fā)和利用，用取之不盡、周而復(fù)始的可再生能源取代資源有限、

對環(huán)境有污染的化石能源，重點開發(fā)太陽能、風(fēng)能、生物質(zhì)能、潮汐能、

地?zé)崮?、氫能和核能（原子能）?006

年后，中國成為世界

CO2

第一排

放大國。2019

年，世界

CO2

排放量排在前六位的國家和地區(qū)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(jù)此計算，中國的碳排放總

量已經(jīng)超過美國和歐盟的總和，即將達(dá)到美國、歐盟和日本的總和，但還

未到達(dá)峰值。2019

年，中國的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)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%。全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測，2060

年全社會用電量將達(dá)

17

萬

億千瓦時，人均用電量達(dá)到

12700

千瓦時，清潔能源和新能源裝機(jī)占比

將達(dá)

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(nèi)生產(chǎn)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(fèi)比重將達(dá)到

25%左右，森林蓄積量將比

2005

年增加

60

億立方

米，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到

12

億千瓦以上”。據(jù)此目標(biāo)，

未來十年我國風(fēng)電、光伏年均新增裝機(jī)將超過

6600

萬千瓦，水電和核電

也將迎來新的發(fā)展機(jī)遇。中國經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)決定了能源使用量巨大，單位

GDP能耗遠(yuǎn)高于世界平均水平。構(gòu)建可持續(xù)發(fā)展的能源結(jié)構(gòu)是我國當(dāng)前高質(zhì)量

發(fā)展目標(biāo)的必選之路。發(fā)展新能源替代、實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)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(zhàn)略。為此，必須加大水、風(fēng)、

光、核、生物質(zhì)等清潔能源與新能源開發(fā)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(fèi)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(fēng)電、光伏與光熱、核

電、儲能、生物質(zhì)能源。

截至

2020

年底,我國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量

22.0

億千瓦，同比增長

9.6%。其中，化石能源發(fā)電

12.5

億千瓦、水電

3.7

億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電

2.8

億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電

2.5

億千瓦、核電

4,989

萬千瓦?；茉窗l(fā)電

裝機(jī)容量中，煤電裝機(jī)

10.8

億千瓦、氣電

1.0

億千瓦。非化石能源發(fā)電

裝機(jī)容量占總裝容量達(dá)

43%。基于

2030

年非化石能源占一次能源消費(fèi)比

重達(dá)到

25%的總量目標(biāo)，到2030年我國電源裝機(jī)總量將增長至38億千瓦，

水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電、核電和生物質(zhì)及其他發(fā)電裝機(jī)占比將達(dá)到

68%。

未來十年清潔能源裝機(jī)將增加約

16

億千瓦，從

2020

年到

2030

年復(fù)合增

長率為

10.5%?？梢姀氖奈鍟r期開始，風(fēng)電、光伏與光熱、核電、儲能、

生物質(zhì)能等細(xì)分能源行業(yè)將進(jìn)入高速增長階段，新能源產(chǎn)業(yè)革命新的征程

已經(jīng)啟航。2.光伏：政策、技術(shù)與需求共振催動進(jìn)入高景氣周期2.1

雙碳背景下政策驅(qū)動光伏行業(yè)進(jìn)入景氣周期為應(yīng)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

FatihBirol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(fā)電新增裝機(jī)達(dá)到

630GW，相當(dāng)于每天安裝一個現(xiàn)有最大

的太陽能電站的規(guī)模。這樣到

2030

年，實現(xiàn)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(fā)電總

量的近

20%來自太陽能光伏和風(fēng)能。投資規(guī)模方面，根據(jù)與國際貨幣基金組織（IMF）的聯(lián)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(yè)中創(chuàng)造了數(shù)百萬個

就業(yè)機(jī)會。光伏產(chǎn)業(yè)是半導(dǎo)體技術(shù)與新能源需求相結(jié)合而衍生的產(chǎn)業(yè)。大力發(fā)展

光伏產(chǎn)業(yè)，對調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命、促進(jìn)生態(tài)文明建

設(shè)具有重要意義。我國已將光伏產(chǎn)業(yè)列為國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)之一，在產(chǎn)

業(yè)政策引導(dǎo)和市場需求驅(qū)動的雙重作用下，全國光伏產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)了快速發(fā)

展，已經(jīng)成為我國為數(shù)不多可參與國際競爭并取得領(lǐng)先優(yōu)勢的產(chǎn)業(yè)。目前我國光伏產(chǎn)業(yè)在制造業(yè)規(guī)模、產(chǎn)業(yè)化技術(shù)水平、應(yīng)用市場拓展、

產(chǎn)業(yè)體系建設(shè)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(fā)電發(fā)展將進(jìn)入一個新階段，光伏

發(fā)電年均裝機(jī)規(guī)模將大幅度的提升，裝機(jī)規(guī)模將進(jìn)一步擴(kuò)大。光伏發(fā)電在

能源消費(fèi)中的占比將持續(xù)提升，光伏發(fā)展將進(jìn)入平價階段，擺脫對財政補(bǔ)

貼的依賴，實現(xiàn)市場化發(fā)展、競爭化發(fā)展。按照“3060

雙碳”戰(zhàn)略，實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，我國一次能源消費(fèi)中的

清潔能源占比將大幅提升。根據(jù)清華能源轉(zhuǎn)型中心何繼江估算，我國光伏

裝機(jī)容量需求在實現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)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(gòu)建以新能源為

主體的新型電力系統(tǒng)提升光伏發(fā)電消納和存儲能力，既實現(xiàn)光伏發(fā)電大規(guī)

模開發(fā)，也實現(xiàn)高水平的消納利用，同時更加有力的保障電力可靠穩(wěn)定供

應(yīng)，實現(xiàn)高質(zhì)量躍升發(fā)展。2.2

全面平價時代，光伏市場快速增長光伏發(fā)電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具有價格優(yōu)勢的能源形式，發(fā)電成本快速下降推動光伏發(fā)電進(jìn)入“平價時代”。從發(fā)電成本

角度看，根據(jù)國際可再生能源署(IRENA)的統(tǒng)計，自

2010-2020

的十年時

間里，在生產(chǎn)成本大幅下降和技術(shù)快速進(jìn)步驅(qū)動下，全球光伏發(fā)電加權(quán)平

均

LCOE(平準(zhǔn)化度電成本)已從

38.1

美分/kWh下降至

5.7

美分/kWh，

降幅高達(dá)

85.0%。而同期水力發(fā)電

LCOE則上升至

4.4

美分/kWh，海上

風(fēng)電、陸上風(fēng)電、光熱發(fā)電、以及生物質(zhì)發(fā)電

LCOE則分別下降

48.1%、

56.2%、68.2%、0%，均小于光伏發(fā)電的

LCOE降幅。在過去十年間，太陽能光伏發(fā)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(tǒng)配套費(fèi)用的降低，前者降幅達(dá)

90%，這些因素使得太

陽能光伏發(fā)電的總裝機(jī)成本下降了

80%以上。具體數(shù)據(jù)來看，2020

年，我國地面光伏系統(tǒng)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(shù)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(yè)分布式光伏系統(tǒng)初始投資成本為

3.38

元/W，分布式光伏系統(tǒng)

運(yùn)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(yù)計未來幾年地面光伏電站以及分布式系統(tǒng)的運(yùn)維成

本將持續(xù)保持在這個水平并略有下降。據(jù)光伏業(yè)協(xié)會預(yù)測，

2021

年后在

大部分地區(qū)可實現(xiàn)與煤電基準(zhǔn)價同價，到

2030

年光伏系統(tǒng)初始投資成本

將會降至

3.15

元/W。經(jīng)濟(jì)發(fā)展，社會用電量增長成為光伏產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴(kuò)張的內(nèi)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(fā)電裝機(jī)容量228254

萬千瓦，同比增長

9.5%，

發(fā)電

53894

億千瓦時，同比增長

11.3%。其中，太陽能發(fā)電裝機(jī)

27513

萬

千瓦，同比增長

24.6%，太陽能發(fā)電增長

8.5%。在

2021

年保障性并網(wǎng)規(guī)

模不低于

90GW的政策指引下，四季度需求將得到顯著提振。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會(CPIA)的預(yù)測，保守情況下

2025

年我國新增

光伏裝機(jī)容量將達(dá)到

90GW，相比

2020

年

48.2GW，復(fù)合增速為

13.3%。而

2025

年全球新增光伏裝機(jī)容量為

270GW，相比

2020

年

130GW，復(fù)合

增速為

15.7%。在而樂觀情況下，2025

年我國新增光伏裝機(jī)容量將達(dá)到

110GW，相比

2020

年復(fù)合增速將達(dá)到

17.9%。全球新增光伏裝機(jī)容量將

達(dá)到

330GW，相比

2020

年的復(fù)合增速將達(dá)到

20.5%。2.3

裝機(jī)需求與技術(shù)成熟驅(qū)動產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)入高景氣賽道太陽能光伏產(chǎn)業(yè)鏈包括硅料、鑄錠(拉棒)、切片、電池片、電池組件、

應(yīng)用系統(tǒng)等

6

個環(huán)節(jié)。上游為硅料、硅片環(huán)節(jié);中游為電池片、電池組件

環(huán)節(jié);下游為應(yīng)用系統(tǒng)環(huán)節(jié)。從全球范圍來看，產(chǎn)業(yè)鏈

6

個環(huán)節(jié)所涉及企

業(yè)數(shù)量依次大幅增加，光伏市場產(chǎn)業(yè)鏈呈金字塔形結(jié)構(gòu)。太陽能光伏產(chǎn)業(yè)

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(chǎn)，這一產(chǎn)業(yè)在我

國屬于壟斷行業(yè)。中游是由生產(chǎn)晶硅電池片開始的，將晶硅體加工為電池

片，是實現(xiàn)光電轉(zhuǎn)化的核心步驟。在我國，晶硅(單晶、多晶)光伏組件的

應(yīng)用占到了市場的

95%以上。然后就是電池組件的生產(chǎn)，將電池片組裝成

電池組件，屬于勞動密集型產(chǎn)業(yè)，是光伏產(chǎn)業(yè)鏈中游的尾端。從光伏產(chǎn)業(yè)鏈角度看，由于整個光伏產(chǎn)業(yè)仍處于快速發(fā)展階段，因此

相關(guān)的生產(chǎn)技術(shù)和加工工藝的進(jìn)步速度十分迅速，推動光伏設(shè)備持續(xù)不斷

更新?lián)Q代，行業(yè)銷售收入持續(xù)增長。根據(jù)

CPIA統(tǒng)計數(shù)據(jù)，全球光伏設(shè)備

行業(yè)銷售收入從

2013

年的

17.5

億美元增長至

2019

年約

50

億美元，復(fù)合

增長率為

19.1%。與此同時，由于全球光伏產(chǎn)業(yè)鏈各個生產(chǎn)環(huán)節(jié)的主要生

產(chǎn)地均在中國，所以中國光伏設(shè)備市場規(guī)模占全球的比重較高。多晶硅：屬于光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游第一道環(huán)節(jié)，一般從項目建設(shè)到產(chǎn)能投

產(chǎn)需要

12-18

個月，產(chǎn)能周期相對較長。目前技術(shù)工藝全部國產(chǎn)化，隨著

技術(shù)改進(jìn)，成本呈現(xiàn)大幅下降趨勢。2020

年，全國多晶硅產(chǎn)量達(dá)

39.2

萬噸，同比增長

14.6%。其中，排名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)多晶硅總產(chǎn)量

87.5%，行業(yè)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(xiàn)減緩跡象，但是

8

月份重回上漲趨勢。硅料

產(chǎn)能周期及需求彈性特性，疊加行業(yè)高壁壘特性使得下游需求擴(kuò)大時，價

格呈現(xiàn)敏感變化，并在較長時間內(nèi)維持價格高位。2021

年隨著多晶硅企

業(yè)技改及新建產(chǎn)能的釋放，產(chǎn)量將達(dá)到

45

萬噸。硅片：光伏硅片領(lǐng)域，由于受到規(guī)模、技術(shù)、成本等因素限制，使得

寡頭運(yùn)營模式明顯，行業(yè)集中度越來越高。2020

年全國硅片產(chǎn)量約為

161.3GW，同比增長

19.7%，占全球產(chǎn)量約

167.7

GW的

96.2%。其中，排

名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)硅片總產(chǎn)量的

88.1%，且均超過

10GW。隨著頭部

企業(yè)加速擴(kuò)張，2021

年全國硅片產(chǎn)量將達(dá)到

181GW。相關(guān)企業(yè)主要包括

以上機(jī)數(shù)控、京運(yùn)通、高測股份等為代表的傳統(tǒng)硅片設(shè)備制造商，以及雙

良節(jié)能、高晶太陽能、三一集團(tuán)等新進(jìn)入者。晶硅電池片：TOPCon和

HJT電池的轉(zhuǎn)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(zhuǎn)換效率數(shù)據(jù)來看，N型電池轉(zhuǎn)化率最高，TOPCon電池平均

轉(zhuǎn)換效率達(dá)到

23.5%，異質(zhì)結(jié)電池平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到

23.8%，背接觸電池

達(dá)到

23.6%。因此，未來隨著生產(chǎn)成本的降低及良率的提升，N型電池將

會是電池技術(shù)的主要發(fā)展方向之一，而且也是光伏技術(shù)的核心競爭因素。

從整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈的角度看，不斷降低生產(chǎn)成本、提高轉(zhuǎn)換效率，從而降

低光伏

LCOE，是驅(qū)動整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術(shù)進(jìn)步的核心動力。然而

硅料、硅片、組件環(huán)節(jié)的成本下降和技術(shù)進(jìn)步的空間相對有限，提高電池

轉(zhuǎn)化率將是未來降低

LCOE，優(yōu)化成本的主要有效環(huán)節(jié)。預(yù)計到

2025

年，

二者的量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率分別有望達(dá)到

25.0%和

25.2%。組件：光伏組件是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心構(gòu)成部分，工藝包括串焊、疊

層、壓層、檢測等。其核心競爭優(yōu)勢主要體現(xiàn)在除質(zhì)量性能外帶來成本優(yōu)

化外，還包括品牌與渠道，及服務(wù)等。如具有高融資價值的組件品牌就擁

有更強(qiáng)的競爭力，銷售渠道全球布局更利于渠道競爭與售后服務(wù)跟進(jìn)。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(chǎn)量達(dá)到

124.6GW，同比增長

26.4%，約占全球產(chǎn)

量

163.7GW的

76.1%。其中，排名前五企業(yè)產(chǎn)量占國內(nèi)組件總產(chǎn)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(yè)，憑借更強(qiáng)的品牌、融資價值、盈利能

力以及更為全面的銷售網(wǎng)絡(luò)，市場份額呈現(xiàn)出不斷提升的趨勢。在產(chǎn)業(yè)鏈

價格高企的背景下，組件降價空間較小，2021

年

8

月開標(biāo)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(xù)提升行業(yè)業(yè)績增長空間光伏行業(yè)高景氣，2021

上半年業(yè)績高增漲。2021

年上半年，Wind光

伏板塊

63

家上市公司合計實現(xiàn)營業(yè)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(huán)節(jié)出貨量增加，產(chǎn)品價格增長以及同期基數(shù)低等因素影

響，光伏板塊上半年取得較高的業(yè)績增速。分季度來看，21Q1

板塊實現(xiàn)

營業(yè)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(huán)比提升

1.11

個百分點、-0.46

個百分點。3.光熱技術(shù)日漸成熟，前景可期3.1

熱發(fā)電技術(shù)原理光熱發(fā)電是將太陽熱輻射能轉(zhuǎn)化為熱能再將熱能轉(zhuǎn)化為電能，間接用

于發(fā)電。光熱發(fā)電經(jīng)過“光能－熱能－機(jī)械能－電能”的轉(zhuǎn)化過程實現(xiàn)發(fā)

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(nèi)導(dǎo)熱油或熔鹽等傳熱介質(zhì)，傳熱介質(zhì)經(jīng)過換

熱裝置將水加熱到高溫高壓蒸汽，蒸汽驅(qū)動汽輪機(jī)帶動發(fā)電機(jī)發(fā)電。光熱

發(fā)電和火力發(fā)電的原理基本相同，后端技術(shù)設(shè)備一模一樣，最大的差別是

發(fā)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(fā)電技術(shù)分類光熱發(fā)電按照聚能方式及其結(jié)構(gòu)進(jìn)行分類，主要有塔式、槽式、碟式、

菲涅爾式太陽能光熱發(fā)電四大類技術(shù)，塔式和槽式光熱發(fā)電技術(shù)商用更廣

泛。塔式光熱發(fā)電系統(tǒng)：點式聚焦集熱系統(tǒng)，利用大規(guī)模自動跟蹤太陽的

定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準(zhǔn)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(zhuǎn)變成熱能并加熱中間介質(zhì)，使其直接或間接產(chǎn)生

540℃

～560℃

蒸汽，其中一部分用來發(fā)電，另一部分熱量則被儲存，以

備早晚或沒有陽光時發(fā)電使用。塔式系統(tǒng)具有熱傳遞路程短、高溫蓄熱、

綜合效率高等優(yōu)點，新建的光熱發(fā)電項目中塔式光熱發(fā)電技術(shù)越來越多，

塔式是未來太陽熱輻射能光熱發(fā)電的主要技術(shù)。槽式光熱發(fā)電系統(tǒng)：也稱槽式鏡像系統(tǒng)，是線式聚焦集熱系統(tǒng)。利用

大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能，連續(xù)加熱位于焦線位置集熱器內(nèi)介

質(zhì)，將熱能轉(zhuǎn)化為電能。槽式聚光器是一維跟蹤太陽方式，屬于中高溫?zé)?/p>

力發(fā)電，串并聯(lián)集成后發(fā)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(tǒng)要小

30%～50%，已建成的光熱發(fā)電站有

80%以上采用槽

式技術(shù)。碟式光熱發(fā)電系統(tǒng)：也稱為拋物面反射鏡斯特林系統(tǒng)，是點式聚焦集

熱系統(tǒng)，是世界上最早出現(xiàn)的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)。由許多拋物面反射鏡組構(gòu)成集熱系統(tǒng)，接收器位于拋物面焦點上，收集太陽輻射能量，將接收

器內(nèi)的傳熱介質(zhì)加熱到

750℃

左右，驅(qū)動斯特林發(fā)動機(jī)進(jìn)行發(fā)電。碟式

發(fā)電優(yōu)點是光學(xué)效率高，啟動損失小，適用于邊遠(yuǎn)地區(qū)獨(dú)立電站。菲涅爾式光熱發(fā)電系統(tǒng)：工作原理類似槽式光熱發(fā)電，只是采用多個

平面或微彎曲的光學(xué)鏡組成的菲涅爾結(jié)構(gòu)聚光鏡來替代拋面鏡，眾多平放

的單軸轉(zhuǎn)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(zhuǎn)化為熱

能，進(jìn)而轉(zhuǎn)化為電能。特點是系統(tǒng)簡單、直接使用導(dǎo)熱介質(zhì)產(chǎn)生蒸汽，其

建設(shè)和維護(hù)成本相對較低。從全球范圍看，目前已投入使用的光熱發(fā)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(shè)難度，以及更低的維護(hù)成本在投運(yùn)項目

中占據(jù)主流。但在建項目中，塔式則憑借更高的聚光率產(chǎn)生更高溫度，實

現(xiàn)更高的熱電轉(zhuǎn)化效率以及更低的發(fā)電成本，是未來的主要方向。實際上

由于光熱發(fā)電良好的兼容性，多種設(shè)計混用的情況并不罕見，全球范圍內(nèi)

將塔式與槽式混用的光熱電站就有

10

座。我國境內(nèi)也有青海省海西州700MW風(fēng)光熱儲多能互補(bǔ)項目，混合了風(fēng)光熱三種可再生能源。3.3

光熱電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)大型光熱電站系統(tǒng)由四部分構(gòu)成，即集熱系統(tǒng)，熱傳輸系統(tǒng)，儲熱系

統(tǒng)，發(fā)電系統(tǒng)。集熱系統(tǒng)：集熱系統(tǒng)負(fù)責(zé)吸收太陽輻射能，對導(dǎo)熱介質(zhì)進(jìn)行加熱，為

后續(xù)發(fā)電提供能量，是光熱發(fā)電系統(tǒng)最核心的組成部分。集熱系統(tǒng)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(tǒng)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(nèi)部介質(zhì)，實現(xiàn)能量的吸收與儲運(yùn)。熱傳輸系統(tǒng)：熱傳輸系統(tǒng)則是將集熱系統(tǒng)收集起來的熱能，利用導(dǎo)熱

介質(zhì)，輸送給后續(xù)系統(tǒng)的中間環(huán)節(jié)。目前最主流的工作流體是熔鹽，相較

于早期使用的水和導(dǎo)熱油，熔鹽在熔融態(tài)下可保持較寬的工作溫度范圍，

允許系統(tǒng)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(nèi)部存在一定的腐蝕，所以對材料要求比較高。儲熱系統(tǒng)：通過儲熱罐，光熱系統(tǒng)可以將集熱器加熱過的介質(zhì)集中儲

存，再泵出與水換熱，產(chǎn)生蒸汽來推動汽輪機(jī)發(fā)電。之后冷卻的工作流體

可再次流回集熱系統(tǒng)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(xù)工作一段時間，進(jìn)而突破光照時長的限制，實現(xiàn)超長

發(fā)電時間。同時，儲能罐還具備調(diào)節(jié)輸出功率的能力，能夠根據(jù)當(dāng)?shù)氐挠?/p>

電負(fù)荷，適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度發(fā)電。傳熱蓄熱技術(shù)是光熱發(fā)電關(guān)鍵技術(shù)之一，而傳熱介質(zhì)的工作性能直接

影響系統(tǒng)的效率和應(yīng)用前景。傳熱介質(zhì)中，使用較多的有水、水蒸汽、空

氣、液態(tài)金屬、導(dǎo)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(qiáng)、系統(tǒng)壓力小、經(jīng)濟(jì)性較好等一系列的優(yōu)點，目

前已成為光熱電站傳熱和儲熱介質(zhì)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(dāng)前中國的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于起步階段，大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展仍須等待。中國熔鹽供應(yīng)企業(yè)多數(shù)是傳統(tǒng)的硝酸鹽生產(chǎn)企業(yè)，也有部分企業(yè)通過

采購硝酸鹽原料生產(chǎn)符合質(zhì)量要求的熔鹽。發(fā)電系統(tǒng)：光熱的發(fā)電系統(tǒng)和傳統(tǒng)電廠區(qū)別不大，仍是通過加熱水獲

得高質(zhì)量的過熱蒸汽，推動各式汽輪機(jī)發(fā)電。由于光熱電站所用導(dǎo)熱介質(zhì)

是循環(huán)使用的，幾乎不產(chǎn)生排放，發(fā)電過程無疑更加環(huán)保。3.4

光熱發(fā)電的獨(dú)特優(yōu)勢3.4.1

自帶儲能系統(tǒng)，具有調(diào)峰調(diào)頻功能光熱發(fā)電機(jī)組配置儲熱系統(tǒng)，可實現(xiàn)

24

小時連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電，可替代燃

煤電站作為基礎(chǔ)負(fù)荷，提高風(fēng)光電等間歇性可再生能源消納比例，并可作

為離網(wǎng)系統(tǒng)的基礎(chǔ)負(fù)荷電源；同時，機(jī)組啟動時間、負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍等性能

優(yōu)于燃煤機(jī)組，可深度參與電網(wǎng)調(diào)峰，保證電網(wǎng)及電源的高效利用；此外，

太陽能熱發(fā)電還可根據(jù)電網(wǎng)用電負(fù)荷的需要，參與電力系統(tǒng)的一次調(diào)頻和

二次調(diào)頻，確保電網(wǎng)頻率穩(wěn)定，保證電網(wǎng)安全。電力系統(tǒng)的運(yùn)行，需要連續(xù)、穩(wěn)定的電源作為支撐。中控德令哈

50MW塔式熔鹽儲能光熱發(fā)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(xiàn)了機(jī)組

292.8

小時的連續(xù)、不間斷穩(wěn)定運(yùn)行。光熱

電站通過配置更大容量的儲能系統(tǒng)，還可進(jìn)一步提高不間斷運(yùn)行的時長。由于太陽能熱發(fā)電與生俱來的優(yōu)勢，其對電網(wǎng)的友好性正逐漸得到認(rèn)可。

當(dāng)前光熱產(chǎn)業(yè)在項目和技術(shù)上已有一定基礎(chǔ)，但是否能成為新能源行業(yè)下

一個風(fēng)口，還取決于能否獲得持續(xù)政策支持，加速規(guī)?；当竞图夹g(shù)創(chuàng)新

迭代。3.4.2

可以實現(xiàn)多能互補(bǔ)在風(fēng)、光電裝機(jī)規(guī)模集中、比例迅速提高的地區(qū)，可以布局建設(shè)“光

熱+光伏或光熱+風(fēng)電”多能互補(bǔ)示范項目，通過多種能源的有機(jī)整合和集

成互補(bǔ)，緩解風(fēng)光消納問題，促進(jìn)可再生能源高比例應(yīng)用。引導(dǎo)“光熱+

光伏或光熱+風(fēng)電”的可再生能源基地建設(shè)，深入推進(jìn)源網(wǎng)荷儲多能互補(bǔ)

項目建設(shè)；完善跨區(qū)峰谷分時電價政策，并將銷售電價模式向電源側(cè)傳導(dǎo)，

推動我國光熱產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。3.5

光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈3.5.1

光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈構(gòu)成光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)鏈從上下游關(guān)系來說，可由基礎(chǔ)材料、裝備制造、電

站

EPC、電站運(yùn)營、電力輸配等環(huán)節(jié)構(gòu)成。產(chǎn)業(yè)鏈的核心環(huán)節(jié)在于裝備制

造、電站和

EPC。中國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈條比較完整，但目前規(guī)模還較小。光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)從電站的結(jié)構(gòu)來說，其產(chǎn)業(yè)涉及到太陽島、傳儲熱島、

常規(guī)島、工程咨詢服務(wù)以及原材料與配件供應(yīng)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(tǒng)和吸熱系統(tǒng)。熱

力發(fā)電島主要包括熱力系統(tǒng)及輔機(jī)設(shè)備、水循環(huán)、水處理系統(tǒng)、換熱設(shè)備

等。對于具有一定規(guī)模的塔式太陽能熱發(fā)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(fā)電站裝機(jī)容量增加，

太陽島成本所占的比例也越來越高，裝機(jī)容量為

300MW，600MW時，太陽

島成本所占的比例分別可達(dá)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(fā)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(guī)模變大，定日鏡數(shù)量相應(yīng)增加，太陽島成本構(gòu)成中

定日鏡的占比也會增加，吸熱器輸出熱功率達(dá)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(shè)備、輔設(shè)備和工質(zhì)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(dǎo)熱油等傳儲

熱工質(zhì)。常規(guī)島部分與傳統(tǒng)化石電站相似，涉及到的相關(guān)裝備也相對更加成

熟，主要分為主機(jī)設(shè)備和輔機(jī)設(shè)備兩部分，關(guān)鍵裝備汽輪機(jī)、蒸汽發(fā)生器

和發(fā)電機(jī)等均屬此列工程咨詢服務(wù)部分包含范圍則更廣，涉及到光熱電站開發(fā)的多個方

面。主要分為項目前期、建設(shè)期和其它三部分，包含了

EPC總包、可行性

研究、詳細(xì)設(shè)計、業(yè)主工程師、系統(tǒng)集成、運(yùn)維服務(wù)等。最后是原材料與配件，該部分主要涉及組成光熱發(fā)電設(shè)備的配件供應(yīng)

商，以及光熱電站開發(fā)或運(yùn)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(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上的主要公司3.6

國內(nèi)光熱發(fā)電的現(xiàn)狀與未來3.6.1

國內(nèi)光熱發(fā)電現(xiàn)狀目前光熱發(fā)電成本依舊較高：由于國內(nèi)光熱產(chǎn)業(yè)還處于示范階段，光熱發(fā)電站裝機(jī)規(guī)模較小，尚未形成規(guī)?；?，造成成本較高。從初始投資成

本看，光熱發(fā)電站的單位千瓦投資成本在

2.5

萬-3.5

萬元，是傳統(tǒng)煤電

站的

3-4

倍、陸上風(fēng)電的

3-4

倍、光伏電站的

4-5

倍，關(guān)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(jù)業(yè)內(nèi)估算，塔式光熱電站的度電成本在

1

元/千

瓦時左右，相當(dāng)于煤電的

3-4

倍、陸上風(fēng)電的

2-3

倍、光伏發(fā)電的

1.4-2

倍。2022

年

1

月

1

日后并網(wǎng)的首批太陽能熱發(fā)電示范項目中央財政不再

補(bǔ)貼。根據(jù)《關(guān)于

2021

年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)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(wǎng)的，上網(wǎng)電

價按照每千瓦時

1.10

元執(zhí)行；2021

年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按照每千

瓦時

1.05

元執(zhí)。在我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的初期階段，上網(wǎng)電價形成機(jī)

制尚未完成市場化改革之前，取消電價補(bǔ)貼，使近

10

年時間發(fā)展起來的

產(chǎn)業(yè)鏈面臨新的挑戰(zhàn)。雖然首批示范項目已經(jīng)建設(shè)投產(chǎn)，但太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)目前仍處于初

期發(fā)展階段，發(fā)電裝機(jī)規(guī)模仍然較小。同時價格機(jī)制未形成，光熱發(fā)電的

價值無法在現(xiàn)有電力市場機(jī)制下得到合理體現(xiàn)。今年

4

月發(fā)布的《國家發(fā)

展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)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(fā)電自帶熔鹽儲能系統(tǒng)，完全可以在

電力系統(tǒng)中承擔(dān)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(jī)制，以體現(xiàn)光熱發(fā)電的獨(dú)特價值。3.6.2

國內(nèi)光熱發(fā)電的未來降本提效是光熱發(fā)電未來發(fā)展的必經(jīng)之路。根據(jù)塔式太陽能光熱發(fā)電

站成本構(gòu)成，影響成本電價的三個主要動因：產(chǎn)能規(guī)模化效應(yīng)、單機(jī)裝機(jī)

容量和技術(shù)工藝進(jìn)步及管理優(yōu)化。預(yù)計在未來，光熱發(fā)電站成本電價可與

燃煤火電站的電價相當(dāng)，具有廣闊的應(yīng)用前景和成長空間。以塔式發(fā)電為例，定日鏡成本占到塔式光熱發(fā)電站成本的一半左右，

所以定日鏡的降本是光熱發(fā)電發(fā)展的重中之重：定日鏡由反射鏡、鏡架、

動力設(shè)備、控制器及基座組成，各部分的造價大致構(gòu)成比例依次為

9%、

9%、61%、6%和

15%。由于規(guī)模效應(yīng)帶來的加工費(fèi)用和運(yùn)輸費(fèi)用降低；更

輕便定日鏡的設(shè)計降低相關(guān)材料費(fèi)用；動力設(shè)備的優(yōu)化設(shè)計降低該部件成

本。預(yù)計隨著裝機(jī)量的提升，定日鏡成本可大幅下降。4.核能：政策轉(zhuǎn)變迎來產(chǎn)業(yè)鏈機(jī)會4.1

能源結(jié)構(gòu)加快調(diào)整，核電成為多能互補(bǔ)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(fèi)結(jié)構(gòu)正加快向低碳化轉(zhuǎn)型。許多國家已將核能發(fā)電作為新一代能源

技術(shù)的重要戰(zhàn)略組成部分和經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要新領(lǐng)。根據(jù)世界核能協(xié)會，

2019

年，核能發(fā)電量達(dá)到

2657

TWh，能夠滿足世界電力需求的

10％以

上。中國的核能發(fā)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(fā)電量有所下降，

非洲，亞洲，南美，東歐和俄羅斯的核能發(fā)電量有所增加，亞洲的核能發(fā)

電量增長了

17％。其中，中國的核能發(fā)電量占比過半，是世界上核能發(fā)

電量排名第二的國家，核能發(fā)電量占世界比重

13.6%。我國的核電建設(shè)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(zhǔn)

8

臺新建機(jī)組后，更是經(jīng)歷了三

年“零審批”的狀態(tài)。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(xù)兩年核準(zhǔn)新的核

電項目，代表了核電新建機(jī)組的審批和核準(zhǔn)開始恢復(fù)正常。更關(guān)鍵的是，

這一變化正是從

2018

年能源工作指導(dǎo)意見中對核電的態(tài)度從安全發(fā)展

轉(zhuǎn)為穩(wěn)妥推進(jìn)后才發(fā)生的。隨著政府對核電發(fā)展的態(tài)度進(jìn)一步轉(zhuǎn)變?yōu)椤胺e

極有序發(fā)展”，核電有望在“十四五”期間迎來新的發(fā)展階段。我國近五年核電裝機(jī)增長節(jié)奏較快，帶動發(fā)電占比穩(wěn)步提升。據(jù)中國

核能行業(yè)協(xié)會今年

7

月發(fā)布的《2021

年

1-6

月全國核電運(yùn)行情況》顯示，

截至

6

月

30

日，我國運(yùn)行核電機(jī)組共

51

臺，裝機(jī)容量

5327.5

萬千瓦，

占全國發(fā)電裝機(jī)容量的

2.36%，發(fā)電量占比達(dá)到

5.04%。運(yùn)行核電機(jī)組累

計發(fā)電量為

1950.91

億千瓦時，占全國累計發(fā)電量的

5.04%，比

2020

年

同期上升了

13.76%；累計上網(wǎng)電量為

1830.51

億千瓦時，比

2020

年同

期上升了

14.12%。根據(jù)核電專業(yè)媒體《核電觀察》在

1

月發(fā)表的年度展望中曾測算，要

實現(xiàn)

2030

年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重

25%以上，綜合考慮風(fēng)電、

太陽能、水電的發(fā)展空間以及核電的建設(shè)周期，需要十四五期間至少新開

工

3500

萬千瓦核電機(jī)組，即

30-35

臺百萬千瓦核電機(jī)組，年均新開工

6-8

臺機(jī)組，屆時至

2030

年核電裝機(jī)容量可達(dá)到

1

億至

1.1

億千瓦。4.2

三代核電技術(shù)成熟落地，核電市場規(guī)模有望再上臺階核電產(chǎn)業(yè)鏈的上游為鈾礦開采加工精煉、鈾轉(zhuǎn)化濃縮和核燃料組件制

造；中游為核電設(shè)備制造環(huán)節(jié)，主要包括核島設(shè)備、常規(guī)島設(shè)備和輔助設(shè)

備；下游是核電站建設(shè)運(yùn)營及乏燃料處理等。核電具有建設(shè)周期長、投資

規(guī)模大的特點，核電建設(shè)既可以發(fā)揮穩(wěn)定投資的作用又有推動未來能源結(jié)

構(gòu)優(yōu)化具有重要作用。在新一輪政策的引導(dǎo)下，核電整個產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展空間

有望獲得提升。上游：對外進(jìn)口依賴程度高，泛燃料處置制約核電產(chǎn)業(yè)發(fā)展發(fā)現(xiàn)新的高質(zhì)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(fā)展四代核技術(shù)等才能實現(xiàn)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(yīng)產(chǎn)生熱量的主要

原料。在核燃料成本結(jié)構(gòu)中，天然鈾占比最高，達(dá)到

49%。而國內(nèi)鈾資源

由于受到品質(zhì)及成本限制的原因產(chǎn)量較低，要滿足自身需求需要大量進(jìn)

口，數(shù)據(jù)顯示，2018

年進(jìn)口占比超

85%，遠(yuǎn)超

50%的國際警戒線。同時由

于中國政府對核燃料物資行業(yè)實施嚴(yán)格的管制，只有獲得國家許可的企業(yè)

才能從事海外鈾產(chǎn)品的采購，所以核電上游具有非常高的的政策性進(jìn)入門

檻。目前國內(nèi)獲授經(jīng)營許可及牌照從事天然鈾進(jìn)口及貿(mào)易并提供核相關(guān)服

務(wù)的實體只有中國廣核集團(tuán)下屬的鈾業(yè)公司、中核集團(tuán)下屬的原子能公司

和國家電投下屬的國核鈾業(yè)發(fā)展有限責(zé)任公司，具有明顯壟斷地位。核燃

料元件制造在技術(shù)門檻與國家安全要求下也存在較高進(jìn)入門檻，國內(nèi)僅中

核集團(tuán)旗下的中核北方與中核建中獲得授權(quán)，具有極高議價能力。乏燃料處理將成為制約中國核電發(fā)展的重要因素。核電站產(chǎn)生的乏

燃料與核電站設(shè)備容量相關(guān)，大約每

100

萬千瓦的核電設(shè)備容量乏燃料的

年產(chǎn)量為

21

噸。2020

年中國乏燃料產(chǎn)生量達(dá)

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(jù)中國核電發(fā)展規(guī)劃，到

2030

年，每年將產(chǎn)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(yè)能力，且離堆貯存能力也趨于飽和。乏燃料

后處理廠建設(shè)成本高且建設(shè)周期長，平均建設(shè)周期為

10

年，因此短期內(nèi)

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(fā)展的關(guān)鍵，也

是整個產(chǎn)業(yè)鏈能否進(jìn)入景氣周期的前提。中游：核心技術(shù)突破優(yōu)化成本結(jié)構(gòu)核島設(shè)備制造是核電國產(chǎn)化的核心，壟斷程度高，技術(shù)壁壘高，毛利率接近

40%。核電站建設(shè)成本占比最高，達(dá)到

64.3%，其中，核電設(shè)備

在核電站建設(shè)中所占成本最高，其比例高達(dá)

50%，而核電設(shè)備中核島成本

占比最高，達(dá)到

58%，因為核島工藝復(fù)雜，且安全性要求極高，核島中的

關(guān)鍵部件由于制造工藝要求高，制造所需資產(chǎn)均由國企壟斷。常規(guī)島與輔

助系統(tǒng)由于技術(shù)壁壘低，價格明顯下降，成本占比也相應(yīng)下降，毛利率水

平僅為

10%左右。核電自主創(chuàng)新能力顯著增強(qiáng)，華龍一號、國和一號自主三代核電技術(shù)完成研發(fā),高溫氣冷堆核電站示范工程取得重大進(jìn)展,小型堆、第四代核能技術(shù)、聚變堆研發(fā)基本與國際水平同步。AP1000、EPR三代核電技術(shù)

全球首堆相繼在我國建成投產(chǎn)并完成首爐燃料循環(huán)運(yùn)行，自主核電品牌

“華龍一號”首堆成功并網(wǎng)，我國在三代核電技術(shù)領(lǐng)域已躋身世界前列。CAP1400

是我國在引進(jìn)的美國西屋公司

AP1000

的基礎(chǔ)上消化、吸收再升

級的非能動大型先進(jìn)壓水堆核電機(jī)組。相比于

AP1000，機(jī)組功率提高

20%，

進(jìn)一步降低了堆芯熔化概率，優(yōu)化了放射性廢物處理系統(tǒng)。目前，CAP1400

技術(shù)已開發(fā)成熟，基于

CAP1400

機(jī)組的石島灣

1

\t"/9508834377/_blank"#、2#

機(jī)組分別于

2019

年

4

月及

2020

年

6

月拿到

FCD核準(zhǔn)，機(jī)組關(guān)鍵設(shè)備材料基本實現(xiàn)了自主化

的設(shè)計和國產(chǎn)化制造，設(shè)備國產(chǎn)化率已超過

85%。目前，上海電氣、中國一重在我國核電行業(yè)國內(nèi)核電裝備綜合市場的占有率持續(xù)居于領(lǐng)先地位。目前核島設(shè)備的供應(yīng)以上海電氣、東方電

氣、哈電集團(tuán)、中國一重四大國企為主，主要承擔(dān)三代核電主設(shè)備，如反

應(yīng)堆壓力容器、穩(wěn)壓器、蒸汽發(fā)生器、汽輪發(fā)電機(jī)、主冷卻劑泵的供應(yīng)。

民營企業(yè)在細(xì)分產(chǎn)品如閥、泵管道、風(fēng)機(jī)制冷設(shè)備等方面占據(jù)了主要供應(yīng)

地位。中國一重負(fù)責(zé)反應(yīng)堆壓力容器的制造任務(wù)；東方電氣負(fù)責(zé)汽輪發(fā)電

機(jī)組等主設(shè)備的設(shè)計、制造以及蒸汽發(fā)生器的制造任務(wù)；上海電氣負(fù)責(zé)反

應(yīng)堆堆內(nèi)構(gòu)件、核二三級泵等制造任務(wù)；哈電股份負(fù)責(zé)核島反應(yīng)堆冷卻劑

泵、常規(guī)島輔機(jī)給水加熱器等；中核科技負(fù)責(zé)關(guān)鍵閥門，如主蒸汽隔離閥、

核級直流電裝驅(qū)動閘閥。下游：十四五時期市場規(guī)模有望突破千億核電建設(shè)周期長、投資規(guī)模大，前期工作一般需要

5-10

年以上；工

程建設(shè)及安裝調(diào)試一般需要

5

年左右；第三代核電站投產(chǎn)后運(yùn)行時間可

達(dá)

60

年。由于核電行業(yè)的特殊性及核電技術(shù)的復(fù)雜性，目前我國經(jīng)國務(wù)

院正式核準(zhǔn)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(fā)運(yùn)營，其中，中國廣核和中國核電占據(jù)核電運(yùn)營的絕大部分市場份

額。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會發(fā)布的《中國核能年度發(fā)展與展望(2020)》，

預(yù)計到

2025

年，我國核電在運(yùn)裝機(jī)達(dá)到

70GW，在建

30GW，對應(yīng)十四五年

均新增核準(zhǔn)約

5~6

臺機(jī)組，帶來約

1200

億元/年的市場空間。從發(fā)展核電相較其他清潔能源來看，核電存在穩(wěn)定性強(qiáng)、發(fā)電效率領(lǐng)

先，發(fā)電成本低等的優(yōu)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(huán)保問題；與風(fēng)、光、生

物質(zhì)等可再生能源發(fā)電相比，核電沒有間歇性、間斷性等問題，利用效率

高達(dá)

80%；從發(fā)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(shù)量級。從發(fā)電量月度波動來看，月度發(fā)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(fā)電

效率遙遙領(lǐng)先，2020

年我國核電平均利用小時達(dá)

7453

小時，較火電領(lǐng)先

超

3000

小時，較風(fēng)電、光伏領(lǐng)先超

5000

小時。中國核電上網(wǎng)標(biāo)桿電價為

0.43

元/千瓦時，隨著二代核電站的批量建

設(shè)，核電發(fā)電成本已得到一定程度的降低，近兩年核電平均上網(wǎng)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(shè)，核

電上網(wǎng)電價需重新核算調(diào)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(fā)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(zhì)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(fù)原的電池，即不能循環(huán)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(zhì)激活而繼續(xù)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(huán)使用，

較一次電池更為環(huán)保。鋰電池即為目前最為先進(jìn)的二次電池。隨著我國經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，能源依賴以及環(huán)境保護(hù)問題成為了制約我

國經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型以及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整最主要的問題。在能源依賴及環(huán)境保護(hù)雙重

壓力下，最近幾年，國務(wù)院及各部委連續(xù)出臺了一系列推廣新能源汽車普

及、應(yīng)用的政策，刺激了我國新能源汽車產(chǎn)業(yè)的高速發(fā)展，推動了動力鋰

電池行業(yè)的快速發(fā)展。5.1

鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈分析（1）鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈概述鋰電池產(chǎn)業(yè)可以分為上游的礦產(chǎn)資源、中游的原材料和產(chǎn)品制造及組

裝、下游的應(yīng)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(fù)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(chǎn)業(yè)鏈中，

市場規(guī)模最大、產(chǎn)值最高的環(huán)節(jié)當(dāng)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(lǐng)域等，正極材料成為鋰電池的核心關(guān)鍵材

料。目前動力電池正極材料技術(shù)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(huán)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(shù)和應(yīng)用已經(jīng)遇到發(fā)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(fèi)類電池的正極材料；錳酸鋰電池能量

密度低、高溫下的循環(huán)穩(wěn)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(dāng)下

EV車型廣泛采用的技術(shù)路線。需求方面，三元材料方面需求較為平穩(wěn)，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(qiáng)勁，與氫氧化鋰價格已出現(xiàn)倒掛，導(dǎo)致低鎳材料成本上行明顯，成交

價格上調(diào)幅度較大，氫氧化鋰因疫情、運(yùn)輸?shù)纫蛩爻隹跍p少，國內(nèi)供應(yīng)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(nèi)價格下

調(diào)空間不大，隨著產(chǎn)能的不斷釋放，在四季度的交付量會不斷提高，短期

內(nèi)三元材料價格上漲趨勢，具體來看：原料鋰鹽價格節(jié)節(jié)攀升供