新能源行业2021年中期投资策略报告

原标题：新能源行业2021年中期投资策略报告 来源：未来智库

（报告出品方/作者：中信建投，吕娟、张亦弛、万炜、任佳玮）

一、新能源汽车&动力电池：景气持续确认，策马扬鞭向

1.1、政策环境：我国补贴&双积分稳定环境持续，欧美重视政策作用

根据《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，我国新能源汽车补贴政策于 2020 年确定持续 至 2022 年底。《通知》要求：

1、延长补贴期限，平缓补贴退坡力度和节奏。综合技术进步、规模效应等因素，将新能源汽车推广应用财 政补贴政策实施期限延长至 2022 年底。平缓补贴退坡力度和节奏，原则上 2020 -2022 年补贴标准分别在上一年 基础上退坡 10%、20%、30%（2020 年补贴标准见附件）。为加快公共交通等领域汽车电动化，城市公交、道路 客运、出租（含网约车）、环卫、城市物流配送、邮政快递、民航机场以及党政机关公务领域符合要求的车辆， 2020 年补贴标准不退坡，2021-2022 年补贴标准分别在上一年基础上退坡 10%、20%。原则上每年补贴规模上 限约 200 万辆。

2、适当优化技术指标，促进产业做优做强。2020 年，保持动力电池系统能量密度等技术指标不作调整， 适度提高新能源汽车整车能耗、纯电动乘用车纯电续驶里程门槛（具体技术要求见附件）。2021-2022 年，原则 上保持技术指标总体稳定。支持“车电分离”等新型商业模式发展，鼓励企业进一步提升整车安全性、可靠性， 研发生产具有先进底层操作系统、电子电气系统架构和智能化网联化特征的新能源汽车产品。

3、完善资金清算制度，提高补贴精度。从 2020 年起，新能源乘用车、商用车企业单次申报清算车辆数量 应分别达到 10000 辆、1000 辆；补贴政策结束后，对未达到清算车辆数量要求的企业，将安排最终清算。新能 源乘用车补贴前售价须在 30 万元以下（含 30 万元），为鼓励“换电”新型商业模式发展，加快新能源汽车推广， “换电模式”车辆不受此规定。

4、调整补贴方式，开展燃料电池汽车示范应用。将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、 有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取“以 奖代补”方式对示范城市给予奖励（有关通知另行发布）。争取通过 4 年左右时间，建立氢能和燃料电池汽车产 业链，关键核心技术取得突破，形成布局合理、协同发展的良好局面。

5、强化资金监管，确保资金安全。地方新能源汽车推广牵头部门应会同其他相关部门强化管理，要把补贴 核查结果同步公示，接受社会监督，对未按要求审核公示的上报资料不予受理。切实发挥信息化监管作用，对 于数据弄虚作假的，经查实一律取消补贴。对监管不严、造成骗补等问题的地方和企业按规定严肃处理。

6、完善配套政策措施，营造良好发展环境。根据资源优势、产业基础等条件合理制定新能源汽车产业发展 规划，强化规划的严肃性，确保规划落实。加大新能源汽车政府采购力度，机要通信等公务用车除特殊地理环 境等因素外原则上采购新能源汽车，优先采购提供新能源汽车的租赁服务。推动落实新能源汽车免限购、免限 行、路权等支持政策，加大柴油货车治理力度，提高新能源汽车使用优势。

在新能源汽车产销规模高企的当前，原则上每年补贴规模上限 200 万辆的要求或为产业带来一定不确定性。除补贴外，“双积分”政策对乘用车的作用也在体现。

2020 年我国境内 137 家乘用车企业（不含规模 2000 辆以下的平行进口企业）共产生油耗正积分 432 万分，负 积分 1178 万分，产生新能源正积分 435 万分，负积分 108 万分。得益于新能源汽车能量密度以及续航里程的不 断进步，乘用车平均单车积分从 2016 年的 2.79 提升至 2019 年的 4.89 分，涨幅 75%。其中，纯电动乘用车的平 均单车积分从 2016 年的 3.08 提升至 2019 年的 4.89，涨幅 78%。随着新能源汽车行业的新晋企业持续增多，排 名前十的企业积分规模占比正逐年下滑，已由 2016 年的 87%跌至 2019 年的 67%。2020 年新能源汽车正积分排 名前 5 的企业分别是特斯拉、比亚迪、上通五、北京汽车和广汽乘用车，分数为 86 万、75 万、44 万、32 万和 31 万分。

积分交易方面，2020 年全年市场完成交易订单 73 笔，达到 215 万分，占三年积分交易总量的 46%；实现 交易额 25.9 亿元，占三年交易总额的 82%。2020 年无论是积分交易规模还是积分交易平均单价均为历年最高，平均交易单价达到 1204 元/分。实施“双积分”制度后，累计有 56 家企业通过出售/出让积分获得了收益。同时 出售积分获益的企业也由 2018 年的 19 家提升至 2020 年的 34 家。企业发展新能源汽车的积极性得到促进。

双积分政策客观上促进了如宏光 Mini EV、奔奔 E-star 等低价经适车型的面世。

另外，地方性政策，如上海的新能源汽车专用免费牌照政策等，也为新能源汽车持续增加路权优势。以及，工信部对新版国标《纯电动乘用车 技术条件》公开征求意见，增加了微型低速纯电动乘用车的定义 和标准，开创“微电”新品类。具体技术指标包括 4 座以内、尺寸 3500*1500*1700mm 以内、整备质量 750kg 以内、30 分钟最高车速 40-70km/h 之间、电池能量密度 70Wh/kg 以上、30km 加速 10s 以内、一定爬坡性能等。该政策如获通过，年销百万的微型电动车有望持续成为锂电（以及未来钠离子电池）的又一增长点。

2021 年，部分欧洲国家开始减少补贴，如英国政府 3 月将补贴从 3000 英镑降低至 2500 英镑，并将车价限 制从 5 万降低到 3.5 万。当前时点看，补贴稍微减少的实际影响有限。欧洲新能源汽车扶持政策利好我国电池 企业和电池材料企业。2021 年 6 月 7 日，美国能源部车辆技术办公室发布了《国家锂电池蓝图》，设定了五大目标，分别为建立 美国锂电池材料、部件供应、自主生产、回收以及科研引领能力。在美国看来，中国和欧洲已经在动力电池领 域取得了先发优势。

乘联会总结，在中国新能源车持续强势增长，欧洲新能源车 20 年发力的情况下，近期美国政府提出，未来 8 年，美国政府投资 1740 亿美元赢回电动汽车市场。美国发展汽车工业是顺应行业重大趋势转变。上一届特朗 普政府推动石油革命，打破石油资源枯竭论，但同时带来电动车发展的先机丧失，美国的本届政府政策转型新 能源车是必然的趋势。拜登政府推出的电动汽车计划，大体可分为三个部分，第一部分是消费者补助，第二部 分是全国范围内的充电桩建设，第三部分是推动校车以及公交车电动化。这类似 2015 年左右的中国促进新能源 的做法。

鉴于美国总统拜登对中国动力电池产业并未表现出友善，美国新能源汽车扶持政策对我国材料企业有一定 利好，其他影响有待评估。不过，如果美国试图和中国在锂电池领域开展零和博弈，我们坚定地认为中国必将 是胜利一方。

1.2、新能源汽车市场：消费者持续追捧，市场预期走高

进入 2021 年，我国新能源汽车产销高景气持续。据中汽协统计，2021 年 1-5 月，我国新能源汽车产销分别完成 96.7 万辆和 95 万辆，同比增长 2.2 倍。其中 纯电动汽车产销分别完成 81.8 万辆和 79.4 万辆，同比分别增长 2.6 倍和 2.5 倍；插电式混合动力汽车产销分别 完成 14.9 万辆和 15.6 万辆，同比分别增长 1.1 倍和 1.3 倍。

从单月数据看，2021 年 3、4、5 三个月的产销规模保持 20 万辆以上，均处于历史单月最高水平，体现了 极强的持续性。2021 年以来，纯电动乘用车销量增速最高。据乘联会统计，2021 年 1-5 月，纯电动乘用车批发销量、零售 销量分别达到 86 万/77.6 万辆。

从车型细分情况来看，A00 级、B 级的销量居前，A 级车也有相当销量。这和补贴影响减弱、电池成本总 体降低后，新能源汽车“A00 级油电平价”、“B 级及以上智能电动新物种”的基本判断相吻合。

具体到车型，宏光 Mini EV 销量领先，特斯拉 Model 3 和 Model Y 总体保持强势，自主品牌多款高性能纯 电动车型销量居前；插混车型中理想 ONE、比亚迪汉和秦销量居前。其中，秦 PLUS DM-i 作为 DM-i 混合动力 的首款车型问世即取得高销量。同时，大众 id4 系列车型销量不及预期，新能源时代的整车销量结构可能和燃油时代有较大区别。

欧洲主要国家新能源汽车销量总体也相当景气，但和 2020 年 12 月的历史高位相比存在一定差距。2021 年 1-4 月，全球销量居前的新能源车型包括 Model 3、Model Y、宏光 Mini EV、汉 EV、欧拉黑猫、日 产 Leaf、广汽 Aion S 等。大众 id 系列车型在全球范围内表现尚可。

上海车展上，多款定位中高端的纯电动车型品牌，如极氪、极狐、岚图等，纷纷有新品问世，并将在 2021 年陆续出货。另外，特斯拉发布了百公里加速仅为 2.1 秒的 Model S Plaid 版。该车型的新电机解决了高速时功率衰减的 问题；大电池额定电压提升至 450V，支持 280-350 kW 的超充功率，可以在 15 分钟内充 187 英里（约 301 公里）；12V 电池改为锂电池。2021 年的市场竞争无疑激烈化，但特斯拉仍然努力保持其领军技术实力。所以，我们也 非常期待搭载 NCMA 正极 4680 圆柱电池车型的性能表现及成本控制能力表现。

1.3、动力电池市场：产销规模高企，中国地位巩固

2021 年以来，和新能源汽车整车高景气同步，动力电池产销保持高景气。产量方面，2021 年 1-5 月，我国动力电池产量累计 59.5GWh，同比累计增长 227.3%。其中三元电池产量 累计 29.5GWh，占总产量 49.6%，同比累计增长 153.4%；磷酸铁锂电池产量累计 29.9GWh，占总产量 50.3%， 同比累计增长 360.7%。其中，5 月我国动力电池产量共计 13.8GWh，同比增长 165.8%，环比增长 6.7%。其 中三元电池产量 5.0GWh，占总产量 36.2%，同比增长 62.9%，环比下降 25.4%；磷酸铁锂电池产量 8.8GWh， 占总产量 63.6%，同比增长 317.3%，环比增长 41.6%。

装车量方面，2021 年 1-5 月我国动力电池装车量累计 41.4GWh, 同比累计上升 223.9%。其中三元电池装 车量累计 24.2GWh, 占总装车量 58.5%，同比累计上升 151.7%；磷酸铁锂电池装车量累计 17.1GWh, 占总装 车量 41.3%，同比累计上升 456.6%。其中，5 月我国动力电池装车量 9.8GWh，同比上升 178.2%，环比上升 16.2%。其中三元电池共计装车 5.2GWh，同比上升 95.3%, 环比上升 1.0%；磷酸铁锂电池共计装车 4.5GWh， 同比上升 458.6%，环比增长 40.9%。

总体上我国动力电池磷酸铁锂和三元各占半壁江山，这也和我们 2020 年底的预判一致。电池企业装车量方面，2021 年 1-5 月宁德时代 20.32GWh 居首，市场份额超过 49%；比亚迪 5.91GWh，领 先 LG 化学的 3.92GWh。同期，共有 51 家动力电池企业实现装车配套，同比 2020 年减少 3 家。

2021 年 1-4 月，全球装机规模居前的动力电池企业包括宁德时代 21.4GWh、LG 新能源 14.2GWh、松下 9.7GWh、比亚迪 4.5GWh、三星 SDI3.5GWh、SKI3.4GWh 等。和 2020 年同期的暂时蛰伏相比，宁德时代重新 体现了面对 LG 化学的强势。

鉴于对全球新能源汽车市场长期前景的看好，多个龙头车企估计了未来动力电池的广阔需求。如特斯拉希 望 2030 年实现 3TWh 电池产能，大众希望未来十年内和合作伙伴建设 6 座 40GWh 级别的动力电池超级工厂等。全球多家电池企业也有宏大的扩产规划。

1.4、电池材料：需求旺盛，行业景气交叉验证

正极材料方面，年初至今三元、铁锂总体均有不同程度上涨。至 6 月，523 正极在 15 万元以上，811 正极 约 20 万元，铁锂正极突破 5 万元。隔膜价格基本保持稳定，5/7/9/12 微米涂覆膜价格保持 3/2.1/1.55/1.55 元每平米；5/7/9/12 微米基膜价格保 持 2.5/1.8/1.0/0.9 元每平米。湿法隔膜恩捷产能和出货量保持领先地位。部分企业开始进行打通产业链多个环节的一体化生产技术布局。

1.5、基础设施：保驾护航进行时

据中国电动充电基础设施促进联盟数据，截至 2021 年 4 月，联盟内成员单位总计上报公共类充电桩 86.8 万台，其中直流充电桩 36.3 万台、交流充电桩 50.5 万台、交直流一体充电桩 426 台。从 2020 年 5 月到 2021 年 4 月，月均新增公共类充电桩约 2.68 万台。截至 2021 年 4 月，全国充电基础设施累计数量为 182.7 万台，同比 增加 42.0%。和整车的爆发式增长相比，充电桩新增速度并不快。

截至 2021 年 4 月，全国充电运营企业所运营充电桩数量超过 1 万台的共有 10 家，分别为：特来电运营 21.7 万台、国家电网运营 19.6 万台、星星充电运营 18.4 万台、云快充运营 6.5 万台、南方电网运营 4.1 万台、依威 能源运营 2.6 万台、上汽安悦运营 2 万台、深圳车电网运营 1.6 万台、万马爱充运营 1.5 万台、中国普天运营 1.5 万台。其余的运营商占总量的 8.3%。

另外，作为具备一定发展潜力的细分路线，换电路线也有相当应用进展。蔚来截至 2021 年夏已有 226 个换电站，并开始布局第二代换电站 Power Swap Station 2.0。该类型换电站具有 13 个待换电池包和 1 个空槽，每 24 小时最多可提供 312 次换电服务（1 小时 13 次，可估算换电站单包平均充电倍率 1C），兼容其 70、84、100kWh 以及规划中的 150kWh 电池包。

1.6、技术进步：材料体系&结构优化均有建树预期

材料底层的科学技术层面，固态电池（及固液混合态电池）和钠离子电池是 2021 年上半年吸引业界目光的 主要细分技术路线；NCMA 四元正极也逐步引起关注。

固态电池（及固液混合态电池）相关信息从蔚来 ET7 或将搭载的 150kWh 电池包（估计单体质量能量密度 为 360Wh/kg，正负极为高镍-硅碳体系）肇始。固态电池的基本优势在相对更高的能量密度和更佳的安全性， 但其倍率性能、低温性能、循环寿命以及成本等尚不尽如人意；长期看，固态电池大概率是和现有液态锂离子 电池并行发展的细分技术路线，有望在以能量密度为首的若干技术指标上占据一定优势。

钠离子电池是宁德时代布局的前瞻性低成本电池技术路线。在采用低成本复合金属氧化物正极、无烟煤负 极、干法隔膜和经济型电解液的条件下，其 BOM 成本相比于磷酸铁锂电池也有相当程度的降低（当前价格水 平下，钠离子电池 BOM 成本的优势或更突出）。

钠离子电池的潜力应用场景包括储能电站、两轮电车乃至低速电动车等。若锂电产业链原材料价格持续高 企，则钠离子电池的补充作用可能超预期。NCMA 四元前驱体-正极合成工艺有较高难度，但是具有寿命等多个技术优势。LG 化学搭载 NCMA 正极的 电池即将面世。我国中伟股份、容百科技、格林美等公司有相关电池材料技术储备。

电池成组的工程技术方面，各类无模组电池技术持续推进。对宁德时代来说，该技术名为 CTP，兼容三元、铁锂电池单体，在高成组效率前提下，可一定程度上满足 客户的多样化需求。单体采用单晶中镍正极材料时，系统能量密度已达 180Wh/kg，且还有进步空间。

对比亚迪来说，该技术名为“刀片电池”（以电池单体形状命名），暂时只兼容磷酸铁锂电池单体。“刀片电 池”方案充分利用了磷酸铁锂正极的高安全性，以电池单体侧立面作为结构件的一部分，取得了很高的成组效 率以及 140Wh/kg 的电池系统能量密度。

1.7、氢能&燃料电池：十年大计，远虑深谋

政策方面，2020 年 9 月 21 日，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委和国家能源局正式下发 《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》。《通知》中表示，将对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料 电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予 奖励，形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。

在暂定的 4 年示范期期间，对燃料电池的发展，五部门将采取以奖代补的方式，对入围示范的城市群按照 其目标完成情况给予奖励。奖励资金由地方和企业统筹用于燃料电池汽车关键核心技术产业化，人才引进及团 队建设，以及新车型、新技术的示范应用等，不得用于支持燃料电池汽车整车生产投资项目和加氢基础设施建设。

奖励通过积分形式予以确定，每 1 分积分可获得 10 万元奖励，最高 17000 分。性能参数方面，方案所设定 的最低标准较高，其中，系统最低额定功率设在 50kW，最低启动温度不高于-30℃，乘用车电堆功率密度不低 于 3.0kW/L，商用车功率密度不低于 2.5kW/L。车型方面，奖励明显向重载领域倾斜，以 2020 年标准为例，大 型货车每辆最高可获得 7.546 分，而乘用车最高进能获得 2.47 分。

我们认为，氢能运输半径不大，全国范围内推开产业过于理想，燃料电池汽车城市群政策体现了氢能-燃料 电池产业的“若干局域”性质，更接近产业发展实际。单一城市获得 17000 分对应的奖励是 17 亿元，以 1000 辆车均摊，单车补贴 170 万元，补贴额度仍然很高。碳排放、加氢价格等体现了燃料电池产业的环境、社会效 益，技术门槛，尤其是系统额定功率上限 80kW/110kW 也体现了对技术先进性的要求。

当前，山东省济南、淄博、潍坊、青岛四地协同推进“氢进万家”工程。该工程将开展副产氢纯化、可再 生能源制氢、管道输氢、氢能交通、热电联供、氢能产业链数据监控等氢能生产和利用技术的工程化示范，打 造全国首个万台套氢能综合供能装置示范基地。

产品和应用方面，全球、我国都有相当程度进展。全球燃料电池巨擘丰田汽车的 Mirai2021 版实现了单次加氢续航 1000km 的标志性事件，进一步验证了燃料 电池车辆在续航方面的优势。鉴于动力性、成本和加氢站，以及竞争性技术路线的现状及预期等方面原因，我 们对燃料电池乘用车的大规模推广保持谨慎态度。2030-2035 年间 80 万辆-100 万辆燃料电池车辆大概率以商用 车为主。

我国燃料电池企业亿华通、重塑股份等，均推出了额定功率达 80kW 或以上的燃料电池商用车发动机。这 也是我国燃料电池发动机产品持续进步的突出证据。2021 年 1-5 月，我国燃料电池汽车产销分别完成 188 辆和 207 辆，同比分别下降 47.3%和 44.1%。我们估 计，随政策逐步落地及 2021 年北京张家口冬奥会举办，氢能及燃料电池产业有望迎来新一轮爆发。

1.8、展望：新能源车、动力电池领域的中国地位

半年的时间维度，我国新能源汽车整车产销极大可能性保持高景气。在供应链处于紧平衡，但无明显短缺 的条件下，全年产销超过 250 万辆，约占全球 50%是大概率事件。在此基础上，以宁德时代为首，具备综合竞 争力的电池企业有望强化竞争优势；具备有效产能、成本控制出色、技术附加值高的材料企业将立足国内，进 一步向全球市场进发。

一到两年的时间维度，我国新能源汽车补贴将进一步缩减乃至取消。此过程可能对产业链的主要公司稍有 盈利影响，但也是中国新能源汽车产业率先走向市场主导的特征。新能源汽车的路权优势极大概率保持并强化；双积分政策也将提供保底作用。同时，现有动力电池体系将进一步完善，新材料体系也不同程度有走入大众视 野的可能。

更长的时间维度，新能源汽车在达峰、净零需求下的关键性作用将为人熟知，中国也将逐步成为不可动摇的全球动力电池生产和科技创新高地。届时，我国主要股票指数中新能源汽车标的将越来越多。

所有这些过程中，产业链不同环节的规模化扩产将成为常态。我们认为，扩产本身是对行业增速的进一步 确认；优质标的的扩产更是提升全球竞争力的关键手段之一。固然扩产会带来短期量价不易兼得的顾虑，但其 积极影响是主要的，正面作用是主要的。

二、光伏：短期博弈接近尾声，产业景气度料将持续向上

2.1、需求：无惧短期博弈，碳中和趋势下行业长期成长空间巨大

碳中和开局之年，国内光伏装机高速增长有支撑

在“30-60”目标的驱动下，我国电力系统中光伏、风电等可再生能源对传统火电进行替代已经成为必然趋 势。2020 年我国新增光伏装机为 48.2GW，同比增长 81.75%。今年前 4 个月，我国新增光伏装机容量 7.08GW， 同比 55.26%。

2021 年作为碳中和的开局之年，我们可以看到中央政府近期也相继出台了多个重磅政策，以加快国内光伏 建设的进度。5 月 11 日，能源局发布《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，明确按照“2030 年非化石能源占一次能源比重达到 25%左右”这一目标，以及目标导向和责任共担原则，每年对各省制定非水 电可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标，并由各省根据该目标确定当年所必需的新增并网规 模，由电网企业对这些项目进行保障性并网。同时，文件中还明确 2021 年保障性并网规模不低于 90GW。随后 5 月 25 日，发改委下发《关于 2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，对各省、市 非水电消纳责任权重的 2021 年最低值、激励值以及 2022 年最低值做出规定。

虽然今年以来组件价格受硅料价格影响一路走高，但从近几个月组件中标价格来看，终端业主对于组件价 格的接受程度也在逐步提高。根据相关统计，5 月组件平均中标价格达到 1.728 元/W。

6 月 11 日，发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提到 2021 年新建项目上网 电价按当地燃煤发电基准价执行，相比于此前风光建设方案征求意见稿中提到的指导价（普遍低于火电电价不 到 1 分钱）有所提升，有利于提升下游光伏电站项目的收益率水平。另外，在户用光伏方面，风光建设方案中 给予的补贴总额度达到 5 亿元，超出市场预期，按 3 分/W 的补贴强度计算，预计今年国内户用光伏装机至少将 达到 16GW 以上，并有望冲击 18-20GW 的区间。

除此之外，考虑到去年我国集中式光伏电站装机规模达到 32.7GW，我们假设今年集中式光伏电站并网规模 至少能够达到 35GW。分布式除户用以外，今年工商业分布式装机需求假设在 3-5GW，我们预计今年我国光伏 装机容量合计将达到 55-60GW。

远期来看，“碳中和”的政策目标是推动光伏行业快速发展的核心驱动力。我国的煤炭资源极为丰富，因此 在光伏经过过去十年的快速发展后，火电在整个电力系统中仍占据了相当重要的地位，2020 年火电发电量占比 也仍然达到 70%以上。我们认为未来电力部门二氧化碳的净零排放，将主要依靠光伏、风电等可再生能源对传 统火电的替代实现，这也是驱动未来几十年光伏行业快速发展的核心动力。正如我们之前所分析的，2021 年我们预计国内新增光伏装机容量将达到 55-60GW。同时根据 CPIA 预测， 在整个“十四五”期间全国年均光伏装机容量将达到 70-90GW 的规模。

海外需求高增，21年全球光伏装机预计将达155GW

除国内需求以外，海外市场也对我国的组件需求影响较大。2020 年，我国组件产量共 124.6GW，其中 45.9GW 用于国内光伏电站，占比 36.8%，剩余 78.8GW 的组件均用于出口，占比达到 63.2%。从海外装机规模排名来看， 美国、越南、日本、德国、韩国、巴西、澳大利亚、印度等国的 2020 光伏装机排名较为靠前。

根据海关总署的统计，今年前 5 个月我国光伏电池、组件出口金额为 98.19 亿美元，同比增长 34.2%。这一 数据说明，虽然海外疫情仍存在一定不确定性，但全球光伏装机需求目前仍处于快速增长的状态。而且因为海 外国家电价普遍比国内高，因此在上半年组件价格持续上涨的情况下，其装机意愿并没有受到太大影响。我们 预计今年海外装机规模将达到100GW，同比去年增长22.25%，全球装机规模将达155-160GW，同比实现19.2-23.1% 的增速。另外，考虑到全球已有多个国家提出关于碳中和的目标，我们预计在这一背景下各国的光伏产业都将 迎来快速发展，2025 年全球光伏装机规模有望达到 300GW。

2.2、供给：硅料短期紧缺，集中度相对较高

硅料：供给格局集中，22 年产能将加速释放

我国多晶硅产量位居全球首位，据光伏行业协会统计，2015-2020 年间，我国多晶硅产量逐年稳步上升，2020 年，我国多晶硅产量达到 39.2 万吨，同比增长 14.6%，增速相比于 2019 年有所下降，主要是因为上半年因疫情 等原因，下游需求减少，硅料价格下滑严重，各多晶硅企业均有陆续分不同时段检修或维护，产量逐步减少。2021 年一季度，国内硅料产量约为 10.9 万吨，同比增长 4.41%。

从行业格局来看，近年来我国多晶硅市场集中度不断提高，龙头集中趋势显著。2020 年中国多晶硅行业前 五企业市场占有率为 87.5%，较 2019 年提升了 18.2 个百分点，2020 年产量 5 万吨以上企业达到 4 家。

产能方面，截至 2020 年年底，国内主要企业产能达到 41.95 万吨，相较于 2019 年年底的 45.2 万吨有所下 降。根据中国有色金属工业协会硅业分会的统计，2021 年全国多晶硅企业新增产能预计达到 8.78 万吨，2022 年国内硅料产能将达 72 万吨。我们预计今年国内硅料厂商总供给为 45-48 万吨左右，叠加海外 10 万吨供给， 今年全球硅料总供给我们预计将达 55-58 万吨。明年由于国内硅料厂商产能集中投放，预计全球硅料供给有望 达到 70 万吨以上。

硅片：龙头地位稳固，大尺寸趋势确立

据光伏行业协会统计，我国 2020 年硅片产量 161.3GW，同比增长 19.8%。今年一季度，全国硅片产能达到 304.37GW，产量实现 49.7GW，同比增长 42.79%。行业格局方面，2020 年中国硅片行业前五企业市场占有率为 88.1%，较 2019 年提高了 15.3%，前 5 家企业产量均超过 10GW。2020 年 Q1 产量达到吉瓦级别的有八家，分 别为隆基、中环、晶科、晶澳、上机、协鑫、京运通、阿特斯，产量为 43.8GW，占总产量的 88%。

由于硅片环节市场集中度高，市场格局好，对下游议价能力强，过去几年硅片盈利能力在产业链各环节中 始终处于靠前位置。因此随着最新拉晶、切片工艺在市场中扩散，越来越多的厂商也逐步参与到这一环节中来。从主要硅片企业的产能建设规划来看，2021 年底行业产能预计将达到 370-380GW，导致目前市场对硅片行业的格局产生一定担忧。但我们认为，虽然硅片名义产能增量较大，但明年硅料环节供给量仅能满足 250GW 左右的 硅片生产，必定有很多产能无法有效释放。

龙头厂商一方面在供应链管理上优势更为明显，能够通过长单的形式锁定硅料供给，另一方面其成本控制 能力更强，在行业竞争加剧的过程中也能够维持较强的竞争力。因此我们认为即使硅片环节名义产能增长较快， 但龙头厂商仍然能够依靠其供应链管理优势以及成本控制能力，维持其市场地位。

技术迭代上，硅片环节目前大尺寸高功率产品将进入快速放量阶段，硅片-电池-组件企业已加速布局 182、 210 尺寸产品。据中国光伏行业协会的统计预测，2020 年 158.75mm 尺寸硅片市场占比超过 50%，182mm 以上 尺寸硅片占比不超过 10%，我们预计到 2021 年底，210+182 出货占比会达到 50%，未来 2 年 210+182 会成为市 场主流。

电池：集中度持续提升

2020 年，我国电池片产量 134.8GW，同比增长 22.2%，并且新增产能仍以 PERC 电池为主。2021Q1，国内 电池片产量为 49.3GW，同比增长 59.17%。从生产企业来看，中国电池片头部企业产能、技术、成本等方面的 优势更加明显，竞争格局进一步集中，但集中程度仍然低于上游硅料、硅片环节。2020 年中国电池片 CR5 占比 为 53.2%，较 2019 年提升了 15.3%，2020 年产量达 5GW 以上企业达到 9 家。

组件：出口稳定增加，大尺寸及 N 型化是未来趋势

2020 年，我国组件产量 126.6GW，同比增长 26.4%，组件出口总额达到 169.9 亿美元，出口量约 78.8GW， 同比增长 18%。组件环节行业格局亦较为分散。2020 年中国光伏组件行业 CR5 市场占有率为 55.1%，较 2019年提高了 12.3%，2020 年产量达 5GW 以上企业达到 6 家。

技术方面，从近期在上海举办的 SNEC2021 中各家企业所展示的产品来看，未来大尺寸化、N 型化是组件 环节的主要趋势。

2.3、价格：硅料价格进入顶部区间，产业链博弈接近尾声

今年以来，由于光伏度电成本已降至较低水平，同时今年作为碳中和开局之年，下游光伏装机需求持续旺 盛。硅料环节在经历了 2-3 年的低迷期后，部分产能退出市场，2020 年底国内总产能相比 2019 年下降 7.19%。而硅料产能建设周期较长，往往需要 1.5-2 年的时间才能够达产，行业供给相对刚性。由于今年国内新增硅料产 能较少，因此在下游需求快速释放的过程中硅料供需持续偏紧，造成上半年硅料价格大幅上涨。根据 PVinfolink的统计，致密料最新均价达到 206 元/kg，相比去年底涨幅达到 148.2%。

硅片环节虽然今年一季度末产能已达 300GW 以上，但由于硅料供给成为硅片产能释放的瓶颈，因此不同厂 商之间硅片产能开工率分化较为严重，并造成上半年硅片的有效供给同样不足。另外，硅片环节市场集中度相 对较高，2020 年 CR5 达到 88.1%，因此这一环节厂商对下游一家能力较强，可以将硅料成本涨幅顺利传导至下 游电池片环节。在这一背景下，今年上半年硅片价格也随硅料价格一同上涨。

电池组件方面，这两个环节市场集中度较低，单环节盈利能力相比于硅料、硅片环节都更弱。因此在上半 年硅料、硅片价格持续上涨的情况下，电池、组件企业盈利能力受到一定挤压，同时产品价格也跟随上游企业 一同涨价。最新数据显示，单晶 PERC 电池片最新成交价落在 1.05-1.08 元/W 内，组件价格则主要集中在 1.75-1.8 元/W。

展望下半年产业链价格走势，我们认为当前时点硅料价格已经基本进入顶部区间。从近期产业链各环节价 格情况来看，国内组件成交价格已上涨至 1.75-1.8 元/W 的水平，分布式或现货订单则成交在 1.8 元/W 以上，硅料均价也稳定在 20.6 万元/吨，并已进入顶部区间。在这一价格水平上，组件厂商已开始调低开工率，并对电池 厂的开工率造成影响。同时，由于在前期市场价格快速上涨的趋势下，产业链中积累了大量的库存，后续随着 产业链库存的逐步释放，硅料价格或将略有下降，我们判断短期产业链博弈也已接近尾声。明年上半年随着新 增硅料产能的持续投放，我们预计硅料价格将回落至 10 万元/吨以下，从而带动硅片-电池-组件价格随之回落。

2.4、技术：电池效率不断提高，N 型电池将成为行业趋势

从光伏行业近些年的发展特点可以看出，行业当前快速发展的核心因素是技术驱动降本提效。从近年来降 本增效的成果来看，单晶取代多晶、P 型电池提效成果显著。根据 CPIA 的统计，2020 年 PERC 电池单晶电池 量产平均转换效率已经达到 22.8%，同比提升 0.5 个百分点；同时光伏系统和组件价格相比于 2019 年也分别下 降了 12.3%和 10.3%。

从产业链各环节当前的技术进展来看：1）硅料环节，西门子法仍是主流，FBR 颗粒硅万吨级量产还在检验 阶段；2）硅片环节，大尺寸、薄片化、N 型高品质硅片是大趋势；3）电池片环节，目前单晶趋势已经确立，P 型电池提效进度放缓，N 型电池可以很好兼容 182/210 大尺寸，薄片化也是 HJT 独享技术，并且效率提升潜力 大；4）组件环节，大尺寸、高功率趋势明显。

根据硅片掺杂元素的不同，光伏电池可分为 P 型电池和 N 型电池。从过去几年光伏电池技术类型的演变来 看，最初的光伏电池为铝背场电池，其基本结构包括：1）P 型硅片衬底；2）N 型发射极；3）氮化硅减反膜；4）正面银电极；5）背面铝膜。

2015 年开始，PERC 电池逐步取代铝背场电池成为主流。与常规单晶铝背场电池相比，其不同之处主要是 在硅片与背铝之间加入钝化层，同时通过在钝化层上激光刻蚀来实现背铝与硅片的接触。背表面钝化带来的好 处有以下两点：1）背面的金属-半导体接触面积大大减少，从而降低了少子复合速率；2）提高了背面对入射到 电池内的红外光的反射率。

在当前时点， P 型电池提效进度放缓，并且量产效率也已经接近理论极限值。N 型电池由于采用掺磷硅片 作为基底，其电子为多子，空穴为少子，具有转换效率高、双面率高、 温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命更长等优点。因此，我们判断未来光伏电池环节中 N 型电池将逐步取代 P 型电池。目前主流的 N 型光 伏电池包括 HJT 和 TOPCon 两类：

1）TOPCon 全称隧穿氧化钝化接触电池，是以 PERC 电池结构为基础，将 P 形硅片基底替换为 N 型硅片， 并在背面金属电极接触区域，制备一层超薄隧穿氧化层和高掺杂的多晶硅薄膜，形成钝化接触结构。

2）HJT 即本征薄膜异质结电池，该类型电池结构与前述几种电池完全不同，是以 N 型硅片为基底，并由 双面非晶硅层、双面 TCO 层和双面金属化组成。

工艺路线方面，TOPCon 相比于 PERC 工艺多出氧化及沉积多晶硅、P 离子注入以及退火三道工序，因此其 产线可以在 PERC 产线基础上进行改造。而 HJT 工艺路线生产工艺只有四步，与其他几种电池工艺路线完全不 同，因此产线也无法相互兼容。

两种主流的 N 型电池技术路线对比，我们认为 TOPCon 与 HJT 目前各有优劣。其中 HJT 优势主要体现在：1）HJT 电池结构中 P 型非晶硅薄膜拥有更宽的禁带宽度，因此 HJT 相比于 TOPCon 的开路电压更高，理论转 换效率极限更高；2）HJT 生产工艺只有四步，良率相比于 TOPCon 更有优势。而 TOPCon 的优势则主要体现在成本方面，包括：1）TOPCon 产线投资成本目前约为 2-2.5 亿元/GW，低 于 HJT 的 4.5 亿元/GW，且 TOPCon 可以在电池企业原有 PERC 产线上进行改造，改造成本仅有 0.5-1 亿元/GW；2）由于 HJT 工艺后端需要低温烧结，因此所用银浆必须选用低温银浆，造成 HJT 银浆耗量较高，因此 TOPCon 浆料成本低于 HJT。

目前，TOPCon 和 HJT 均有大量的国内光伏电池厂进行大规模的产能布局。考虑到目前主流电池厂商在 HJT 和 TOPCon 的技术路线选择上未出现非常明显的倾向性，并且两种技术路 线对比来看，HJT 虽然效率更高但单瓦成本仍然较高，因此我们认为未来 2-3 年内电池环节将处于两种技术路 线并存的状态。但长远来看， HJT 具有较为明确的降本路线，包括：硅片减薄降低硅片成本、生产效率提升降 低单 GW 设备投资额、低温银浆国产化降低银浆成本、回收工艺降低靶材成本。我们认为随着 HJT 降本的不断 推进，未来 HJT 将依靠其较高的转换效率逐步成为行业主流。

三、风电：短期海上风电确定性较强，长期全产业链稳定增长

3.1、抢装潮背景下我国风电迎来爆发式增长

2020 年以来风电装机保持 30%以上增长。受 2020 年陆上风电抢装潮影响，我国风电行业获得爆发性成长， 2020 年底，我国风电累计装机总量达到 2.82 亿千瓦，相比 2019 年增长 34.6%，风电装机占全国发电装机规模 总量的 12.79%；其中，陆上风电累计装机 2.71 亿千瓦，海上风电累计装机约 900 万千瓦。2020 年我国风力发 电量达到 4665 亿千瓦时，同比增长 15.1%，占我国总发电量的 6.1%。截至 2021 年 5 月底，我国风电装机 2.89 亿千瓦，同比增长 34.4%；1-4 月份风电发电量 2325 亿千瓦时，同比增长 47.9%。

截止 2020 年底，全国十大风电装机省份分别是：内蒙古 3786 万千瓦、新疆 2361 万千瓦、河北 2274 万千 瓦、山西 1974 万千瓦、山东 1795 万千瓦、江苏 1547 万千瓦、河南 1518 万千瓦、宁夏 1377 万千瓦、甘肃 1373 万千瓦、辽宁 981 万千瓦。前十大装机省份风力装机总量占全国总容量超过三分之二，可以看到三北地区还是 我国最主要的风电分布区域。

抢装潮叠加统计口径致使 2020 年新增数据创新高。2015 年以来，我国年度风电新增装机经历了先下降后增长的走势，主要是陆上风电 15 年以后有过一定程度的下降。而到了 2020 年，根据国家能源局数据，我国年 风电新增并网装机 7167 万千瓦，创下历史新高，相较 2019 年 2574 万千瓦的新增装机容量大幅度增长。从新增 装机分布看，“三北”地区占 60%，中东部和南方地区占比约 40%。

2020 年风电爆发式成长，主要原因是风电补贴政策变化导致的，在陆上风电去补贴政策影响下，抢装潮导 致装机容量大幅度增长。此外，2020 年装机大幅攀升也同电网企业并网统计口径有关系，2019 年存在完成吊装 但尚未并网装机容量达到 2600 多万千瓦，同 2020 年新增吊装容量一同计入 2020 年的新增数据。

具体来看，2020 年我国陆上风电新增装机 6861 万千瓦，同比增长 197.8%；海上风电新增装机 306 万千瓦， 同比增长 13.3%。

3.2、全球风电总装机快速增长

过去十年间，包括中国在内的全球风电市场繁荣发展。在 2020 年新增风电装机容量创 93GW 历史新高的情 况下，全球累计风电装机总容量从 2011 年的 238GW 上升到 2020 年的 743GW，年均复合增长率 13.5%。需要 说明的是，全球风能协会（GWEC）是按照新增装机口径计算，前面提到我国有 26GW 装机延迟到 2020 年并网， 这部分数据 GWEC 将其计入 2019 年。2011 年至 2020 年，全球风力发电量从 441TWh 增长到 1590TWh，年复 合增长率 15.3%。

中国于 2011 年超过美国，成为全球风力发电装机容量最大国家，风力发电量于 2016 年超过美国成为世界 第一，此后同美国在风电装机总量和发电量方面差距不断拉大。根据 BP 统计数据，2016 年至 2020 年，美国风 力发电装机容量和风力发电量位居世界第二，装机容量从 81.3GW 成长到 122.3GW，风力发电量从 227TWh 成 长到 337TWh。除中、美两国外，德国风力发电装机容量和风力发电量长期位居世界第三位。

在主要经济体中，美国、德国、英国三国风力发电发展较为突出，但各有特点。

美国风电装机容量和发电量大，但占总装机和总发电量不如其他国家。美国是继中国后，风电装机容量和 发电量第二大国。截至 2020 年底，美国风电装机容量 117.7GW，总发电装机容量 1117.5GW，风电装机占比达 到 10.53%。2020 年风力发电量达到 337.51TWh，占总发电量 4009TWh 的比重达到 8.4%。

德国风力装机容量和发电量虽然落后于美国，但在电源和发电量中扮演最重要角色。德国 2020 年风力发电 装机量达到 62.58GW，陆上风电和海上风电装机容量分别为 55.40GW 和 7.77GW；风力发电量达到 131.85TWh， 陆上风电和海上风电发电量分别达到 105TWh 和 27TWh。2020 年，德国风力发电量相比 2019 年增长 4.6%，占 总发电量比重提高到 25.6%，超过煤炭发电（24.8%）成为德国电力第一大来源。

英国海上风电世界第一。英国 2020 年风力发电装机量达到 23.94 GW，陆上风电和海上风电装机容量分别 为 13.73GW 和 10.21GW，海上风电装机容量连续多年位居世界第一。2020 年，英国风力发电量达到 73.78TWh， 风力发电量占比 24.8%，成为继天然气发电后，英国电力第二大来源。

中国和美国是风电发展的两大引擎。根据 GWEC 数据，2020 年中国新增风电装机容量 52.00GW，占全球 新增风电装机的 55.92%；美国新增风电装机容量 16.21GW，占全球新增风电装机的 17.43%。前五大新增风电 市场（中国、美国、巴西、荷兰、德国）占全球新增装机容量超过 80%。

陆上风电部分，2020 年，全球新增陆上风电装机容量 86.93GW，达到历史新高，相较 2019 年新增装机数 据（54.63GW）大幅增长 59.12%；新增装机容量快速增长主要归因于中国和美国两大风电市场的爆发式成长。中国由于 2021 年开始对陆上风电采取平价上网、零补贴的政策，促使陆上风电场快速建成。根据 GWEC 数据， 2020 年中国新增陆上风电装机容量为 48.94GW，占据全球市场总份额的 56.30%。

2020 年，美国陆上风电新增装机容量迎来历史新高，达到 16.19GW，新增装机容量的快速增长的主要是各 工程商抢在 2020 年底前完成陆上风电项目的投产，以便享受全额的生产税收减免（Production Tax Credit, PTC）。除中国、美国外，巴西、挪威和德国是 2020 年新增陆上风电装机的主要市场，新增容量分别达到 2.30GW、1.53GW 和 1.43GW；新增陆上风电装机容量的前五大市场占据全球总份额超过 80%。

海上风电部分，2020 年全球海上风电新增装机容量 6.07GW，相比 2019 年下降 2.8%，主要由于欧洲两大 海上风电市场——英国和德国海上风电新增量较低。由于 2020 年全球陆上风电增长强势，海上风电在全球风电 新增容量占比从 2019 年的 10.2%下降到约 6.6%。

2020 年，中国连续第三年成为海上风电新增装机容量最高国家，新增装机容量达到 3.06GW，占全球年新 增装机容量的 50.4%。欧洲地区各国则是 2020 年海上风电新增装机容量的另一贡献主力，占全球新增海上风电 装机容量近 50%。2020 年，荷兰和比利时新增海上风电增装机容量分别达到 1.49GW 和 0.71GW，取代英国和 德国成为 2020 年全球新增海上风电装机容量的第二、三位。英国 2020 年海上风电新增装机容量 0.48GW，相较 2019 年数据（1.76GW）有明显下降，主要原因是海上风电差价合约（CfD）一期和二期所执行项目存在空档期。德国 2020 年海上风电新增容量 0.24GW，相较 2019 年新增装机容量（1.11GW）下降明显。除中国和欧洲地区 国家外，仅有韩国（60MW）和美国（12MW）两国新增海上风电装机容量。

3.3、我国海上风电发展势头迅猛，英国部分经验可供借鉴

我国海上风电装机迅速增长，有望成为海上风电装机第一大国。截至 2021 年 4 月底，我国海上风电并网装 机容量已经达到 10.42GW，超过英国 2020 年底海上风电 1021 万千瓦的装机容量。预计在海上风电抢装潮的推 动下，2021 年我国海上风电装机总容量将跃居世界第一。

国补取消刺激海上风电抢装。同光伏发电、陆上风电的发展一样，我国海上风电的发展离不开政策的推动。2019 年 5 月，发改委公布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将海上风电标杆上网电价均改为指导价，并 规定新核准的海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2020 年 1 月，财政部、国家发展改革委、国家能 源局联合发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，文件要求对于 2018 年底之前已核准的 海上风电项目，如果在 2021 年底前全部机组完成并网则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价。此外，新增海上风电项目将不再纳入中央财政补贴范围，这将使得已核准的海上风电项目将在 2021 年加速抢装。

地方政府积极推进海上风电发展，海上风电前景依旧被看好。对于海上风电发展，沿海各省级地方政府也 相应出台文件，对海上风电中期的发展规划提出相应的目标，其中广东、江苏、山东等省都提出“十四五”实 现 1000 万千瓦以上的海上风电装机目标。

英国海上风电发展可供借鉴。当前，英国是海上风电的领先者，从 2000 年 Blyth 的第一个 4 MW 海上风电 试点项目到 2020 年底 10.21GW 海上风电装机容量，英国海上风电在全世界一直保持领先状态。英国海上风电 发展的实例表明，随着海上风电装机增量的确定性和容量总量的可见性提高，装机规模是支持供应链各环节相 互竞争、不断创新，以提高产品竞争力和降低成本的关键之一。

回溯英国海上风电发展历史可以发现， 2019 年底英国第三轮（最新）差价合约（CfD）的价格，相比 2017 年的第二轮下降了约 30%，与 2015 年举行的第一轮相比下降了 70%。未来，英国海上风电的平均价格将降至 46 欧元/兆瓦时，比新建天然气发电和核电便宜，使海上风电成为英国成本最低的能源项目之一。

差价合约（ContractsforDifference）保障海上风电发展。于 2002 年生效的可再生能源义务(Renewables Obligation)是英国海上风电发展的第一个支持机制，该机制要求英国电力供应商从可再生能源中获取一定比例电 力。截至 2017 年 4 月该机制结束前，共计高达 5GW 的海上风电合同完成签署。2013 年的电力市场改革，英国 政府引入了差价合约（CfD）机制，以便继续支持清洁能源的发展。差价合约政策从 2014 年起开始实施 ，并 在 2017 年前与可再生能源义务（Renewables Obligation）并行运行，完成了从可再生能源义务到差价合约机制 的过渡。

在差价合约下，可再生能源发电企业通过电力市场出售电力，当执行电价(Strike Price)高于市场价格(Market Reference Price)时，发电企业可以获得中间差价(Difference Payment)做补贴；当市场价格高于执行电价时，发电 商需要返还市场价格与执行电价之间的差价，从而避免对发电企业的过度支付。

在机构设置方面，英国国家电网(National Grid)承担执行方的角色，落实差价合约竞拍计划，并向政府提供 有关容量市场和差价合约的分析。英国政府成立低碳合约公司(Low Carbon Contracts Company, LCCC)，作为差 价合约的订约方（CfD Counterparty），负责签署和管理差价合约以及管理差价合约支付。英国政府天然气和电 力市场办公室(Ofgem)负责聆讯申诉并颁发各类许可证。英国能源与气候变化部(DECC)在项目审核期间，基于 英国公开市场售电价格、项目成本分析、发电技术评估以及各类假设条件等因素确定执行电价。迄今为止，差价合约政策一直是欧洲海上风电市场发展的驱动力之一。它通过确定未来需要建设的装机容量，利用市场化的 方式得出所需的执行价格，减少了政府和消费者的补贴负担；同时也保证了发电企业收入的确定性，减少电价 波动导致亏损的风险。在差价合约的政策支持框架下，大量海上风电装机容量得以稳定新增，为风电设备制造 企业提供了一个巨大的潜在市场，来吸引各厂家进行竞争，利用规模化效应和创新来推动成本的降低。

根据英国海上风电发电产业政策(Offshore Sector Deal)，英国政府计划 2030 年海上风电装机总容量达到 40GW，在海上风电市场竞争日益激烈的情况下，该目标将继续推动海上风电发电成本的下降。

放眼我国海上风电的未来发展，短期看地方补贴仍然是最有效的手段。根据中国可再生能源学会风能专业 委员会秘书长秦海岩估算，我国海上风电的度电成本在未来五年有望下降 40%以上，到 2025 年会基本实现平价 无补贴。在此期间需要对海上风电保持一定的补贴，通过逐步退坡保证一定的市场容量，才能维持我国海上风 电进一步发展。而地方政府接力补贴是助力海上风电长远发展的多赢之举。一方面发展海上风电能带动地方经 济发展、优化能源结构、提高能源自给率；另一方面广东、江苏、浙江、福建等沿海省份，既是负荷中心，财 政实力也较强，补贴资金负担相对较轻。

以率先出台地方海上风电补贴政策的广东省为例，2020 年 6 月 1 日，广东省人民政府办公厅印发了《促进 海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》，提出了对海上风电实施适当的财政补贴政策。补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元；补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解 决。

长期看成本降低是最终解决方案。我们归纳，海上风电降本的方式包括以下内容。

机组大型化：欧洲海上风电市场中，单机 6.5MW 以上已成为主流；德国西门子歌美飒公司研发的全球最大 14MW 海上风机，一经面世即获得了 2.9GW 的大订单。未来我们可以通过机组大型化，大量应用 8MW、10MW， 乃至更大单机容量的机组，有效降低初始投资、安装与运维费用。

提升软硬件实力：我国海上风电发展时间并不长，在技术先进程度、关键软硬件的自主比例、开发运营管 理水平等方面同欧洲风电领先国家均存在不小差距。目前我国海上风机设计领域常用的多款核心设计软件来自 欧美，使用成本高昂。提升关键零部件研发、建造能力，能有效降低风机投资成本和运维费用来降低度电成本。

规模化、集约化开发利用：对于海上风电项目，单体容量越大，越有利于进行整体协同，规模化连片开发 和一体化设计、招标、建设，可以大幅减少重复或冗余建设、资源浪费等非技术成本，有利于降低设备成本、 降低施工成本、提高施工效率、摊薄送出电力送出费用、发挥大数据、智慧化等手段降低运维成本等。

寄望新场景、新技术的运用：未来海上风电有望同制氢、储能、海水淡化、海洋牧场等新型产业相结合， 通过产业互补为海上风电的开发利用提供更多的增收渠道。此外，经过近些年的爆发式增长，我国近海风电资源的开发已经较为成熟，而远海海域风能资源更丰富， 风速更稳定，不占据岸线和航道资源，能减少或避免对沿海经济活动和居民生活的不利影响，无论从开发条件 还是风资源来看，都具备强大的吸引力。目前深远海风电资源的开发还在处于探索阶段，未来在漂浮式风电、 柔性直流输电等技术成熟后，深远海将成为海上风电新的增长点。

3.4、展望：短期海上风电确定性较强，长期全产业链稳定增长

从今年前 5 个月我国风电新增的装机情况看，已累计完成装机 699 万千瓦，超过 2020 年同期受到疫情影响 的 531 万千瓦，略高于 2019 年 1-5 月的 658 万千瓦。我们预计继续保持 2020 年下半年抢装实现的高增长难度 较大，但较 2019 年 2489 万千瓦的水平还是有所提升。根据 GWEC 的预测，2021 年我国预计新增风电装机 3000 万千瓦。

其中，海上风电由于国补将于 2022 年退出，预计今年海风抢装将带来较大海风装机增量，根据 GWEC 预 测，2021 年我国海风装机将在 2020 年 306 万千瓦的基础上上升 67%至 500 万千瓦的水平。但随后几年，视地 方补贴的到位情况，海上风电装机将会回落至 2020 年 300 万千瓦左右的水平，直到 2025 年左右经过技术发展， 海上风电能实现平价，才会重新迎来快速增长。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）