一、風(fēng)電

1.風(fēng)電行業(yè)現(xiàn)狀簡(jiǎn)述

根據(jù)天風(fēng)于2020年底發(fā)布的研究報(bào)告顯示，2021年國(guó)內(nèi)陸上風(fēng)電預(yù)計(jì)裝機(jī)量較2020年下降15%-20%，裝機(jī)量約為25-28GW，但海上風(fēng)電裝機(jī)量增長(zhǎng)超過(guò)50%，約為6-7GW，將補(bǔ)齊陸上風(fēng)電下滑的裝機(jī)量，總裝機(jī)量32GW較2020年基本持平。

成本方面，受搶裝影響，海上風(fēng)電建設(shè)成本將先升后降，預(yù)期2021年，建設(shè)成本將在15700-22000元/KW范圍內(nèi)波動(dòng)，2025年建設(shè)成本將下降至12700-15000元/KW。

為了達(dá)到“碳中和”的最終目標(biāo)，進(jìn)行能源結(jié)構(gòu)調(diào)整是必然的手段，預(yù)計(jì)2025年非水可再生能源發(fā)電占比有望達(dá)到20%，用電量每年穩(wěn)步增長(zhǎng)，將倒逼風(fēng)力發(fā)電量增長(zhǎng)，有效推動(dòng)裝機(jī)量增長(zhǎng)。

據(jù)IEA統(tǒng)計(jì)，2019-2020年OECD各國(guó)的風(fēng)電發(fā)電量占比在4%-12%之間波動(dòng)，中樞約在8%左右。風(fēng)力發(fā)電受季節(jié)影響具有波動(dòng)性，以2019年7月至2020年7月這個(gè)周期為例，夏季為風(fēng)電出力淡季，發(fā)電量占比約為6%，冬季為旺季，發(fā)電量占比達(dá)到11%。

2020年1-9月，我國(guó)風(fēng)力發(fā)電量占總發(fā)電比例為6.2%，雖然較2019年5.54%的占比提升了0.6個(gè)百分點(diǎn)，但同OECD國(guó)家平均水平相比仍有1.7個(gè)點(diǎn)的差距。

我們按照風(fēng)力發(fā)電量占總發(fā)電量比例將各省劃分為第一梯隊(duì)（≥10%）、第二梯隊(duì)（5%-9.99%）和第三梯隊(duì)（<5%），2020年1-10月，共有7個(gè)省份進(jìn)入第一梯隊(duì)，河北省為新進(jìn)入者。第一梯隊(duì)中，甘肅省風(fēng)力發(fā)電量占比遠(yuǎn)超其他省市，達(dá)到16.5%，高于第二名吉林省3.12個(gè)百分點(diǎn)。第二梯隊(duì)省份數(shù)量達(dá)到7個(gè)，湖南、廣西、江西為新進(jìn)入者。第一、第二梯隊(duì)省市合計(jì)數(shù)量14個(gè)，較2019年增加3個(gè)，充分體現(xiàn)了各省政府規(guī)劃風(fēng)電建設(shè)及消納的積極態(tài)度。

從發(fā)電占比增幅來(lái)看，廣西和河南省風(fēng)電發(fā)電量占比增幅較大，分別增加了2.11和2.01個(gè)百分點(diǎn)。

2020年1-10月，我國(guó)全國(guó)發(fā)電量為60288億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)2.63%，其中，風(fēng)電發(fā)電量3739億千瓦時(shí)，相比去年同比上升15.05%。

近年來(lái)，我國(guó)風(fēng)電發(fā)電量占比持續(xù)增加，由2013年的2.57%，上升到2020年1-10月份的6.20%。火電則從2013年的78.58%降至2020年1-10月的70.22%。

2.風(fēng)電行業(yè)投資邏輯

按照預(yù)測(cè)，陸上風(fēng)電生命周期為20年，主機(jī)廠商提供的質(zhì)保期約為5年，第6年到第20年需要另外提供運(yùn)維服務(wù)。到2023年，2018年的風(fēng)電項(xiàng)目已過(guò)質(zhì)保期，2018-2020年風(fēng)電裝機(jī)量的快速增長(zhǎng)，合計(jì)裝機(jī)量預(yù)期超過(guò)75GW，這些項(xiàng)目將需要提供后期運(yùn)維服務(wù)。因此，運(yùn)維服務(wù)成長(zhǎng)前景明朗。

風(fēng)電作為新興能源，在發(fā)展的初期面臨前期研發(fā)投入大、業(yè)務(wù)規(guī)模小的局面，需要政府的政策扶持以渡過(guò)行業(yè)初創(chuàng)期。因此，近幾年風(fēng)電行業(yè)的快速發(fā)展很大程度上得益于各國(guó)政府在政策上的鼓勵(lì)和支持，如上網(wǎng)電價(jià)保護(hù)、強(qiáng)制并網(wǎng)、電價(jià)補(bǔ)貼及各項(xiàng)稅收優(yōu)惠政策等。但隨著風(fēng)電行業(yè)的快速發(fā)展和技術(shù)的日益成熟，前述鼓勵(lì)政策正逐漸減少。

風(fēng)電行業(yè)整體受政策驅(qū)動(dòng)因素影響較大，未來(lái)海上風(fēng)電裝機(jī)量將逐漸放開(kāi)。整體來(lái)看，風(fēng)電行業(yè)雖然裝機(jī)總量能夠在十四五期間穩(wěn)步上升，但整體設(shè)備成本和補(bǔ)貼力度趨勢(shì)均長(zhǎng)期看低，且國(guó)家補(bǔ)貼有轉(zhuǎn)為地方補(bǔ)貼趨勢(shì)。投資可更多關(guān)注風(fēng)電設(shè)備的運(yùn)維服務(wù)商。

二、光伏

1.光伏行業(yè)現(xiàn)狀簡(jiǎn)述

根據(jù)全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心發(fā)布的2020年全國(guó)風(fēng)電、光伏發(fā)電新增消納能力的公告，2020年全國(guó)光伏消納空間48.45GW，其中國(guó)家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)39.05GW，南方電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)7.4GW，內(nèi)蒙古電力公司經(jīng)營(yíng)區(qū)2GW，對(duì)2020年光伏新增項(xiàng)目的并網(wǎng)有充足保障。截至9月底，全國(guó)棄光電量34.3億千瓦時(shí)，光伏發(fā)電利用率98.3%，同比提升0.2%，各月度棄光率呈現(xiàn)明顯的下降趨勢(shì)。

光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，已在多個(gè)國(guó)家成為最便宜的新建發(fā)電來(lái)源。根據(jù)國(guó)際可再生能源署（IRENA）發(fā)布的最新版可再生能源成本報(bào)告，2010年以來(lái)太陽(yáng)能光伏發(fā)電成本下降了82%，下降幅度在可再生能源中排第一。目前，光伏發(fā)電已在包括印度（33美元/MWh）、中國(guó)（38美元/MWh）、澳大利亞（39美元/MWh）、南非（50美元/MWh）等多個(gè)國(guó)家成為成本最低的電力來(lái)源。

根據(jù)中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)公布的數(shù)據(jù)，2019年地面電站的初始全投資成本約為4.55元/W，預(yù)計(jì)2021年全投資成本可降至4.19元/W，同比下降2.56%；2019年工商業(yè)分布式的初始投資成本為3.84元/W，預(yù)計(jì)2021年全投資成本可降至3.53元/W，同比下降3.56%。

隨著組件、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備的效率提升，雙面組件、跟蹤支架等產(chǎn)品的應(yīng)用，以及運(yùn)維能力的提高，按照全投資模型進(jìn)行測(cè)算，工商業(yè)分布式光伏發(fā)電已于2019年實(shí)現(xiàn)用電側(cè)平價(jià)，預(yù)計(jì)2021年大部分地區(qū)的集中式可實(shí)現(xiàn)與煤電基準(zhǔn)價(jià)同價(jià)，分布式也可實(shí)現(xiàn)居民用電側(cè)平價(jià)。

有國(guó)內(nèi)機(jī)構(gòu)預(yù)測(cè)，在2025年末我國(guó)非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到19%的保守預(yù)期下，“十四五”期間我國(guó)光伏新增裝機(jī)總量約為277GW，年均超55GW；若2025年非化石能源消費(fèi)比重為19.5%，則光伏年均新增裝機(jī)量將達(dá)到約72GW，比“十三五”期間年均裝機(jī)量增長(zhǎng)約78%。

隨著光伏發(fā)電成本的不斷下降以及可再生能源應(yīng)用在全球范圍內(nèi)的普及，新興市場(chǎng)不斷涌現(xiàn)。根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)（BNEF）統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2019年全球光伏發(fā)電GW級(jí)市場(chǎng)有16個(gè)，比2018年增加了3個(gè)，光伏累計(jì)裝機(jī)量超1GW的國(guó)家達(dá)到36個(gè)。

從我國(guó)組件出口情況來(lái)看，2019年中國(guó)本土組件累計(jì)出口66.8GW，同比增長(zhǎng)61.7%。荷蘭作為轉(zhuǎn)口港，出口至歐洲的貨物一般要發(fā)往鹿特丹做中轉(zhuǎn)，因此成為2019年最大的出口市場(chǎng)。另外，我國(guó)組件企業(yè)積極對(duì)外拓展，2019年越南、巴西、西班牙、烏克蘭等新興市場(chǎng)加入了前十大出口國(guó)行列，海外光伏需求逐步多元化。

目前來(lái)看，疫情對(duì)于全球光伏總需求的影響較小，日本、歐盟以及澳大利亞等地區(qū)新增裝機(jī)量預(yù)計(jì)與去年基本持平，預(yù)計(jì)2020年全球光伏新增裝機(jī)量約118GW，與2019年基本持平。隨著年底多款疫苗陸續(xù)研發(fā)成功并投入市場(chǎng)，2021年全球疫情或?qū)⒌玫接行Э刂?，光伏新增裝機(jī)將迎來(lái)加速增長(zhǎng)期，預(yù)計(jì)2021/2022年光伏新增裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到161/197GW，同比分別增長(zhǎng)36.44%/22.36%。

2.光伏行業(yè)投資邏輯

光伏發(fā)電已在多個(gè)國(guó)家及地區(qū)成為最便宜的發(fā)電來(lái)源，未來(lái)將步入平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代。在各國(guó)新能源政策的大力支持下，GW級(jí)光伏新興市場(chǎng)不斷涌現(xiàn)，光伏增長(zhǎng)逐漸多元化，隨著疫情影響逐步得到緩解，預(yù)計(jì)“十四五”期間國(guó)內(nèi)年均光伏新增裝機(jī)容量有望超70GW，2021/2022年全球光伏新增裝機(jī)可達(dá)161/197GW。短期投資建議把握光伏行業(yè)兩條投資主線：

①垂直一體化組件企業(yè)：2020年多晶硅及光伏玻璃價(jià)格漲幅較大，隨著年底搶裝的結(jié)束以及相關(guān)企業(yè)的擴(kuò)產(chǎn)，多晶硅及光伏玻璃價(jià)格有望進(jìn)入下行通道，從而釋放組件端利潤(rùn)。國(guó)內(nèi)市場(chǎng)容配比放開(kāi)將加大組件需求，BIPV將成為組件業(yè)務(wù)增長(zhǎng)新動(dòng)能。在行業(yè)整合趨勢(shì)下，市場(chǎng)份額逐步向頭部企業(yè)集中，其中，垂直一體化布局的企業(yè)將獲得更高毛利。如光伏老大：隆基股份。

②逆變器相關(guān)企業(yè)：逆變器領(lǐng)域具備較高的進(jìn)入壁壘，加速拓展海外市場(chǎng)助推國(guó)內(nèi)企業(yè)業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)，分布式光伏占比提升帶動(dòng)組串式逆變器滲透率提高，從而強(qiáng)化了相關(guān)領(lǐng)先企業(yè)的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)，光儲(chǔ)一體化帶來(lái)新的盈利增長(zhǎng)點(diǎn)。

三、氫能源

1.氫能源行業(yè)現(xiàn)狀

與傳統(tǒng)化工燃料相比，氫能具有高含能特性、高能源轉(zhuǎn)化效率及碳零排放三大優(yōu)勢(shì)。從含能特性來(lái)看，除核燃料外，氫的發(fā)熱值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，達(dá)142KJ/KG，約為汽油的三倍。從能源轉(zhuǎn)化效率來(lái)看，氫能可以通過(guò)燃料電池直接轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔埽瑫r(shí)過(guò)程中的廢能可再利用，其綜合轉(zhuǎn)化效率可達(dá)到83%。從碳排放的角度來(lái)看，氫燃料電池在產(chǎn)生電能的過(guò)程中不會(huì)產(chǎn)生碳排放，可以實(shí)現(xiàn)良性循環(huán)。

氫既可作為清潔能源，同時(shí)也是良好的能源載體，具備清潔高效、可儲(chǔ)能、可運(yùn)輸、應(yīng)用場(chǎng)景較為豐富的特點(diǎn)。全球范圍內(nèi)，眾多發(fā)達(dá)國(guó)家通過(guò)能源法案、能源戰(zhàn)略、技術(shù)路線圖等途徑積極發(fā)展氫能，改變能源結(jié)構(gòu)，減少對(duì)傳統(tǒng)一次能源的依賴。梳理各國(guó)支持政策，政策著力點(diǎn)一方面引導(dǎo)供給端氫能基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)，另一方面主要以購(gòu)置補(bǔ)貼的形式推進(jìn)需求端氫燃料電池汽車(chē)的發(fā)展。政策的持續(xù)加碼推動(dòng)了氫能應(yīng)用的快速發(fā)展，根據(jù)E4tech數(shù)據(jù)，2019年度全球燃料電池出貨量達(dá)1129.6MW，2015年-2019年CAGR達(dá)39.52%，其中交通運(yùn)輸領(lǐng)域需求上升尤為顯著，CAGR達(dá)68.13%。

從國(guó)內(nèi)總體氫氣需求看，合成氨的需求已趨于穩(wěn)定，煉化對(duì)氫氣的需求每年仍可保持3～5%的增長(zhǎng)，其余化工和工業(yè)品對(duì)氫氣需求依然保持小幅增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)2025年國(guó)內(nèi)氫氣需求約為2500萬(wàn)噸以上，2030年可超過(guò)3100萬(wàn)噸，屆時(shí)需求增量中燃料電池車(chē)領(lǐng)域的貢獻(xiàn)接近40%。

長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看，氫能在交通領(lǐng)域的用量將逐步增加，而“碳中和”背景下，氫能在工業(yè)、建筑等領(lǐng)域的推廣也成為大勢(shì)所趨。燃料電池可應(yīng)用于儲(chǔ)能、發(fā)電領(lǐng)域，同時(shí)氫能也可以為家庭住宅、商業(yè)建筑供熱供電。交通領(lǐng)域，考慮到氫燃料電池在動(dòng)力性能和續(xù)航能力方面的優(yōu)勢(shì)，在長(zhǎng)途貨運(yùn)領(lǐng)域內(nèi)具有較大的發(fā)展空間，因此未來(lái)氫燃料電池汽車(chē)的發(fā)展重點(diǎn)領(lǐng)域是氫燃料電池貨車(chē)，其市場(chǎng)滲透率料將從目前的0.2%上升到2050年的50%，成為交通領(lǐng)域內(nèi)主要?dú)浜膩?lái)源。到2050年，燃料電池客車(chē)、物流車(chē)、貨車(chē)、乘用車(chē)在其各自市場(chǎng)內(nèi)滲透率將分別達(dá)到40%、10%、50%和10%，相應(yīng)的氫耗水平也有下降，客車(chē)、物流車(chē)、貨車(chē)、乘用車(chē)的氫耗水平預(yù)計(jì)將分別為<4kg/100km、<2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。

水電解制氫是制取“綠氫”的主要途徑，其原理是在有電解液的電解槽中通入直流電，將水分子分解成氫氣和氧氣。

已經(jīng)商業(yè)化的水電解制氫技術(shù)路線有兩種：堿性電解和PEM電解。電解水制氫成本主要由兩部分構(gòu)成：電價(jià)和電解槽。目前，堿性電解槽已經(jīng)基本國(guó)產(chǎn)化，價(jià)格為2000~3000元/kW，而PEM電解槽依賴于進(jìn)口，價(jià)格在7000~12000元/kW，價(jià)格明顯偏高。產(chǎn)能方面，PEM電解槽單槽制氫約200Nm3/h；而堿性電解槽為PEM電解槽的5倍。當(dāng)全負(fù)荷運(yùn)行7500小時(shí)，假設(shè)電價(jià)為0.5元/kWh，每生產(chǎn)1Nm3氫氣耗費(fèi)5kWh總電力，電解槽折舊成本為40萬(wàn)元/年（PEM電解槽折舊成本為120萬(wàn)元/年），1kg氫氣對(duì)應(yīng)11.12Nm3氫氣，則堿性電解與PEM電解制氫成本分別為22元/kg、32元/kg。其中，電費(fèi)成本分別占比為78%和36%。在相同條件下，顯然堿性電解更具有經(jīng)濟(jì)性。

長(zhǎng)期來(lái)看，綜合考慮電價(jià)和技術(shù)進(jìn)步的因素，若2025年以光伏為代表的可再生能源發(fā)電成本如預(yù)期降至0.30元/kWh以內(nèi)，在堿性電解系統(tǒng)設(shè)備價(jià)格低于2000元/Kw的假設(shè)下，電解水制氫成本可以降至20元/kg附近，即1.8元/Nm3，接近工業(yè)副產(chǎn)氫氣的最高成本。2030年若發(fā)電成本降至0.2元/kwh左右，光伏電解水制氫成本則有望降至約為1.3元/Nm3，基本可化石能源制氫匹敵。展望2050年，在可再生能源發(fā)電成本可降至0.13元/kWh，而電解槽價(jià)格下降50%以上的假設(shè)下，電解水制氫成本有望降到0.9元/Nm3附近（約合10元/kg）。

根據(jù)氫氣狀態(tài)不同，氫氣運(yùn)輸可以分為氣態(tài)氫氣輸送、液態(tài)氫氣輸送和固態(tài)氫氣輸送。氣態(tài)氫氣通常采用長(zhǎng)管拖車(chē)和管道運(yùn)輸；液態(tài)氫氣通常用槽車(chē)運(yùn)輸；固態(tài)氫氣運(yùn)輸可直接運(yùn)輸儲(chǔ)氫金屬。目前，氣氫拖車(chē)是國(guó)內(nèi)最主要的運(yùn)氫方式，該方式技術(shù)成熟，相比其他方法更適用于短途運(yùn)輸；液氫槽車(chē)運(yùn)輸能力是氣氫拖車(chē)的10倍，但液化過(guò)程成本較高，相比氣氫拖車(chē)更適合中長(zhǎng)距離運(yùn)輸，運(yùn)輸距離為500km時(shí)，預(yù)計(jì)氣氫拖車(chē)和液氫槽車(chē)成本分別為20元/kg和14元/kg左右。至2050年，預(yù)期液態(tài)儲(chǔ)運(yùn)氫成本在運(yùn)輸距離為500km時(shí)將降至6~8元/kg，隨著國(guó)內(nèi)低溫液態(tài)儲(chǔ)氫技術(shù)逐漸程度成熟，液氫槽車(chē)運(yùn)輸將逐漸取代氣氧拖車(chē)。

管道運(yùn)輸方面，根據(jù)IEA，目前全球氫氣管道有近5000km，而中國(guó)國(guó)內(nèi)僅有不足100km。氫氣管道初期需要巨大對(duì)投入和較長(zhǎng)的建設(shè)周期，但由于氫氣是在低壓狀態(tài)下運(yùn)輸，相比高壓運(yùn)氫成本更加低廉。運(yùn)輸距離為500km時(shí)，運(yùn)氫成本為約在3～3.1元/kg。伴隨長(zhǎng)距離運(yùn)氫需求的增加，預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)輸氫管道將逐漸增加，管道運(yùn)輸將成為未來(lái)長(zhǎng)距離運(yùn)輸?shù)淖顑?yōu)選擇。

在加氫站方面，目前我國(guó)由于氫能需求較小，各地供應(yīng)規(guī)模不一致，供應(yīng)鏈各環(huán)節(jié)的商業(yè)化模式還未發(fā)展成熟，導(dǎo)致加氫站終端銷(xiāo)售價(jià)格差異巨大，多數(shù)價(jià)格在50元/kg以上。由于目前加氫站市場(chǎng)規(guī)模較小，加氫站的盈利空間比較小，甚至有可能出現(xiàn)虧損，需要政府對(duì)其進(jìn)行補(bǔ)貼從而進(jìn)行一定的引導(dǎo)。目前中國(guó)已建加氫站104座，位居世界第二，根據(jù)《中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書(shū)》的預(yù)測(cè)，至2050年，我國(guó)加氫站數(shù)量將超過(guò)1萬(wàn)座。

面對(duì)國(guó)際氫能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢(shì)，打造我國(guó)具有獨(dú)立自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)體系的氫能源產(chǎn)業(yè)鏈的任務(wù)迫在眉睫。上游的制氫及提純、氫氣儲(chǔ)運(yùn)、加注，中游的燃料電池關(guān)鍵材料及核心零部件、燃料電池電堆及輔助系統(tǒng)開(kāi)發(fā)、燃料電池發(fā)動(dòng)機(jī)的研發(fā)，下游的燃料電池在交通運(yùn)輸、發(fā)電、儲(chǔ)能等方面的應(yīng)用包含了大量的技術(shù)問(wèn)題，需要逐-攻克和提升。氫能源產(chǎn)業(yè)鏈橫跨能源、交通、工業(yè)等領(lǐng)域，需要在政策體系、技術(shù)裝備等方面共同推動(dòng)。

2.氫能源投資邏輯

氫能是未來(lái)能源的趨勢(shì)之一，氫能源產(chǎn)業(yè)被譽(yù)為沒(méi)有天花板的產(chǎn)業(yè)，具有巨大的產(chǎn)業(yè)前景，且氫能產(chǎn)業(yè)鏈很長(zhǎng)，包括上游的制氫、儲(chǔ)氫運(yùn)氫加氫，到中游燃料電池再到下游應(yīng)用，具有很強(qiáng)的帶動(dòng)效應(yīng)，不管是個(gè)人還是投資機(jī)構(gòu)來(lái)言，氫能均是可以作為長(zhǎng)期投資的領(lǐng)域之一。