一、風電

1.風電行業(yè)現(xiàn)狀簡述

根據(jù)天風于2020年底發(fā)布的研究報告顯示，2021年國內陸上風電預計裝機量較2020年下降15%-20%，裝機量約為25-28GW，但海上風電裝機量增長超過50%，約為6-7GW，將補齊陸上風電下滑的裝機量，總裝機量32GW較2020年基本持平。

成本方面，受搶裝影響，海上風電建設成本將先升后降，預期2021年，建設成本將在15700-22000元/KW范圍內波動，2025年建設成本將下降至12700-15000元/KW。

為了達到“碳中和”的最終目標，進行能源結構調整是必然的手段，預計2025年非水可再生能源發(fā)電占比有望達到20%，用電量每年穩(wěn)步增長，將倒逼風力發(fā)電量增長，有效推動裝機量增長。

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

2020年1-9月，我國風力發(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個百分點，但同OECD國家平均水平相比仍有1.7個點的差距。

我們按照風力發(fā)電量占總發(fā)電量比例將各省劃分為第一梯隊（≥10%）、第二梯隊（5%-9.99%）和第三梯隊（<5%），2020年1-10月，共有7個省份進入第一梯隊，河北省為新進入者。第一梯隊中，甘肅省風力發(fā)電量占比遠超其他省市，達到16.5%，高于第二名吉林省3.12個百分點。第二梯隊省份數(shù)量達到7個，湖南、廣西、江西為新進入者。第一、第二梯隊省市合計數(shù)量14個，較2019年增加3個，充分體現(xiàn)了各省政府規(guī)劃風電建設及消納的積極態(tài)度。

從發(fā)電占比增幅來看，廣西和河南省風電發(fā)電量占比增幅較大，分別增加了2.11和2.01個百分點。

2020年1-10月，我國全國發(fā)電量為60288億千瓦時，同比增長2.63%，其中，風電發(fā)電量3739億千瓦時，相比去年同比上升15.05%。

近年來，我國風電發(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%?；痣妱t從2013年的78.58%降至2020年1-10月的70.22%。

2.風電行業(yè)投資邏輯

按照預測，陸上風電生命周期為20年，主機廠商提供的質保期約為5年，第6年到第20年需要另外提供運維服務。到2023年，2018年的風電項目已過質保期，2018-2020年風電裝機量的快速增長，合計裝機量預期超過75GW，這些項目將需要提供后期運維服務。因此，運維服務成長前景明朗。

風電作為新興能源，在發(fā)展的初期面臨前期研發(fā)投入大、業(yè)務規(guī)模小的局面，需要政府的政策扶持以渡過行業(yè)初創(chuàng)期。因此，近幾年風電行業(yè)的快速發(fā)展很大程度上得益于各國政府在政策上的鼓勵和支持，如上網(wǎng)電價保護、強制并網(wǎng)、電價補貼及各項稅收優(yōu)惠政策等。但隨著風電行業(yè)的快速發(fā)展和技術的日益成熟，前述鼓勵政策正逐漸減少。

風電行業(yè)整體受政策驅動因素影響較大，未來海上風電裝機量將逐漸放開。整體來看，風電行業(yè)雖然裝機總量能夠在十四五期間穩(wěn)步上升，但整體設備成本和補貼力度趨勢均長期看低，且國家補貼有轉為地方補貼趨勢。投資可更多關注風電設備的運維服務商。

二、光伏

1.光伏行業(yè)現(xiàn)狀簡述

根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布的2020年全國風電、光伏發(fā)電新增消納能力的公告，2020年全國光伏消納空間48.45GW，其中國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)39.05GW，南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)7.4GW，內蒙古電力公司經(jīng)營區(qū)2GW，對2020年光伏新增項目的并網(wǎng)有充足保障。截至9月底，全國棄光電量34.3億千瓦時，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。

光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，已在多個國家成為最便宜的新建發(fā)電來源。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布的最新版可再生能源成本報告，2010年以來太陽能光伏發(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（38美元/MWh）、澳大利亞（39美元/MWh）、南非（50美元/MWh）等多個國家成為成本最低的電力來源。

根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會公布的數(shù)據(jù)，2019年地面電站的初始全投資成本約為4.55元/W，預計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，預計2021年全投資成本可降至3.53元/W，同比下降3.56%。

隨著組件、逆變器等關鍵設備的效率提升，雙面組件、跟蹤支架等產(chǎn)品的應用，以及運維能力的提高，按照全投資模型進行測算，工商業(yè)分布式光伏發(fā)電已于2019年實現(xiàn)用電側平價，預計2021年大部分地區(qū)的集中式可實現(xiàn)與煤電基準價同價，分布式也可實現(xiàn)居民用電側平價。

有國內機構預測，在2025年末我國非化石能源消費比重達到19%的保守預期下，“十四五”期間我國光伏新增裝機總量約為277GW，年均超55GW；若2025年非化石能源消費比重為19.5%，則光伏年均新增裝機量將達到約72GW，比“十三五”期間年均裝機量增長約78%。

隨著光伏發(fā)電成本的不斷下降以及可再生能源應用在全球范圍內的普及，新興市場不斷涌現(xiàn)。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2019年全球光伏發(fā)電GW級市場有16個，比2018年增加了3個，光伏累計裝機量超1GW的國家達到36個。

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

目前來看，疫情對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)新增裝機量預計與去年基本持平，預計2020年全球光伏新增裝機量約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，2021年全球疫情或將得到有效控制，光伏新增裝機將迎來加速增長期，預計2021/2022年光伏新增裝機規(guī)模將達到161/197GW，同比分別增長36.44%/22.36%。

2.光伏行業(yè)投資邏輯

光伏發(fā)電已在多個國家及地區(qū)成為最便宜的發(fā)電來源，未來將步入平價上網(wǎng)時代。在各國新能源政策的大力支持下，GW級光伏新興市場不斷涌現(xiàn)，光伏增長逐漸多元化，隨著疫情影響逐步得到緩解，預計“十四五”期間國內年均光伏新增裝機容量有望超70GW，2021/2022年全球光伏新增裝機可達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格漲幅較大，隨著年底搶裝的結束以及相關企業(yè)的擴產(chǎn)，多晶硅及光伏玻璃價格有望進入下行通道，從而釋放組件端利潤。國內市場容配比放開將加大組件需求，BIPV將成為組件業(yè)務增長新動能。在行業(yè)整合趨勢下，市場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逆變器相關企業(yè)：逆變器領域具備較高的進入壁壘，加速拓展海外市場助推國內企業(yè)業(yè)績增長，分布式光伏占比提升帶動組串式逆變器滲透率提高，從而強化了相關領先企業(yè)的競爭優(yōu)勢，光儲一體化帶來新的盈利增長點。

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、高能源轉化效率及碳零排放三大優(yōu)勢。從含能特性來看，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142KJ/KG，約為汽油的三倍。從能源轉化效率來看，氫能可以通過燃料電池直接轉變?yōu)殡娔?，同時過程中的廢能可再利用，其綜合轉化效率可達到83%。從碳排放的角度來看，氫燃料電池在產(chǎn)生電能的過程中不會產(chǎn)生碳排放，可以實現(xiàn)良性循環(huán)。

氫既可作為清潔能源，同時也是良好的能源載體，具備清潔高效、可儲能、可運輸、應用場景較為豐富的特點。全球范圍內，眾多發(fā)達國家通過能源法案、能源戰(zhàn)略、技術路線圖等途徑積極發(fā)展氫能，改變能源結構，減少對傳統(tǒng)一次能源的依賴。梳理各國支持政策，政策著力點一方面引導供給端氫能基礎設施的建設，另一方面主要以購置補貼的形式推進需求端氫燃料電池汽車的發(fā)展。政策的持續(xù)加碼推動了氫能應用的快速發(fā)展，根據(jù)E4tech數(shù)據(jù)，2019年度全球燃料電池出貨量達1129.6MW，2015年-2019年CAGR達39.52%，其中交通運輸領域需求上升尤為顯著，CAGR達68.13%。

從國內總體氫氣需求看，合成氨的需求已趨于穩(wěn)定，煉化對氫氣的需求每年仍可保持3～5%的增長，其余化工和工業(yè)品對氫氣需求依然保持小幅增長，預計2025年國內氫氣需求約為2500萬噸以上，2030年可超過3100萬噸，屆時需求增量中燃料電池車領域的貢獻接近40%。

長遠來看，氫能在交通領域的用量將逐步增加，而“碳中和”背景下，氫能在工業(yè)、建筑等領域的推廣也成為大勢所趨。燃料電池可應用于儲能、發(fā)電領域，同時氫能也可以為家庭住宅、商業(yè)建筑供熱供電。交通領域，考慮到氫燃料電池在動力性能和續(xù)航能力方面的優(yōu)勢，在長途貨運領域內具有較大的發(fā)展空間，因此未來氫燃料電池汽車的發(fā)展重點領域是氫燃料電池貨車，其市場滲透率料將從目前的0.2%上升到2050年的50%，成為交通領域內主要氫耗來源。到2050年，燃料電池客車、物流車、貨車、乘用車在其各自市場內滲透率將分別達到40%、10%、50%和10%，相應的氫耗水平也有下降，客車、物流車、貨車、乘用車的氫耗水平預計將分別為<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成：電價和電解槽。目前，堿性電解槽已經(jīng)基本國產(chǎn)化，價格為2000~3000元/kW，而PEM電解槽依賴于進口，價格在7000~12000元/kW，價格明顯偏高。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。當全負荷運行7500小時，假設電價為0.5元/kWh，每生產(chǎn)1Nm3氫氣耗費5kWh總電力，電解槽折舊成本為40萬元/年（PEM電解槽折舊成本為120萬元/年），1kg氫氣對應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)濟性。

長期來看，綜合考慮電價和技術進步的因素，若2025年以光伏為代表的可再生能源發(fā)電成本如預期降至0.30元/kWh以內，在堿性電解系統(tǒng)設備價格低于2000元/Kw的假設下，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，而電解槽價格下降50%以上的假設下，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)氫氣通常采用長管拖車和管道運輸；液態(tài)氫氣通常用槽車運輸；固態(tài)氫氣運輸可直接運輸儲氫金屬。目前，氣氫拖車是國內最主要的運氫方式，該方式技術成熟，相比其他方法更適用于短途運輸；液氫槽車運輸能力是氣氫拖車的10倍，但液化過程成本較高，相比氣氫拖車更適合中長距離運輸，運輸距離為500km時，預計氣氫拖車和液氫槽車成本分別為20元/kg和14元/kg左右。至2050年，預期液態(tài)儲運氫成本在運輸距離為500km時將降至6~8元/kg，隨著國內低溫液態(tài)儲氫技術逐漸程度成熟，液氫槽車運輸將逐漸取代氣氧拖車。

管道運輸方面，根據(jù)IEA，目前全球氫氣管道有近5000km，而中國國內僅有不足100km。氫氣管道初期需要巨大對投入和較長的建設周期，但由于氫氣是在低壓狀態(tài)下運輸，相比高壓運氫成本更加低廉。運輸距離為500km時，運氫成本為約在3～3.1元/kg。伴隨長距離運氫需求的增加，預計國內輸氫管道將逐漸增加，管道運輸將成為未來長距離運輸?shù)淖顑?yōu)選擇。

在加氫站方面，目前我國由于氫能需求較小，各地供應規(guī)模不一致，供應鏈各環(huán)節(jié)的商業(yè)化模式還未發(fā)展成熟，導致加氫站終端銷售價格差異巨大，多數(shù)價格在50元/kg以上。由于目前加氫站市場規(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，需要政府對其進行補貼從而進行一定的引導。目前中國已建加氫站104座，位居世界第二，根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》的預測，至2050年，我國加氫站數(shù)量將超過1萬座。

面對國際氫能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢，打造我國具有獨立自主知識產(chǎn)權體系的氫能源產(chǎn)業(yè)鏈的任務迫在眉睫。上游的制氫及提純、氫氣儲運、加注，中游的燃料電池關鍵材料及核心零部件、燃料電池電堆及輔助系統(tǒng)開發(fā)、燃料電池發(fā)動機的研發(fā)，下游的燃料電池在交通運輸、發(fā)電、儲能等方面的應用包含了大量的技術問題，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)等領域，需要在政策體系、技術裝備等方面共同推動。

2.氫能源投資邏輯

氫能是未來能源的趨勢之一，氫能源產(chǎn)業(yè)被譽為沒有天花板的產(chǎn)業(yè)，具有巨大的產(chǎn)業(yè)前景，且氫能產(chǎn)業(yè)鏈很長，包括上游的制氫、儲氫運氫加氫，到中游燃料電池再到下游應用，具有很強的帶動效應，不管是個人還是投資機構來言，氫能均是可以作為長期投資的領域之一。