1.光伏：内外合力，阳光普照

1.1 光伏新增装机量保持增长，组件环节 CR5 进一步提升

在光伏发电成本持续下降、政策持续利好和新兴市场快速兴起等多重有利因素的推动下，全球光伏市场持续扩大。

根据CPIA，2021年全球新增光伏装机容量为170GW，同比增长30.8%。2007年至2021年，全球光伏新增装机容量由2.9GW增至170GW，增长超57 倍，2007年-2021年的年均复合增长率高达33.7%。

根据国家能源局，2021 年，国内风电和光伏发电新增装机规模达到 1.02 亿千瓦，光伏新增装机容量 54.88GW，同比增加 13.9%，创历史最高记录；累计光伏并网装机容量达 306GW。

截止2021年，国内分布式光伏累计装机容量突破 100GW，达到 107.5GW，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。

2021 年新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约 29GW，约占全部新增光伏发电装机的 55%，历史上首次突破 50%，突显光伏发电集中式与分布式共同发展趋势。

2020 年户用光伏新增装机容量首次超 10GW，为 10.12GW，2021 年再创新纪录，达到了 21.50GW，约占到了全年光伏新增装机容量的 40.59%，增长显著，户用光伏已成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要一环。

2022 年第一季度，全国光伏发电利用率 97.2%，同比下降 0.3 个百分点。其中，3 月份，全国弃光率为 2.8%，同比提高 0.7 个百分点，环比下降 0.9 个百分点，第一季度光伏发电消纳利用整体处于较高水平。

2021 年，光伏产业链多晶硅料、硅片和电池片环节的 CR5 占比同比有所下降，分别达到 87.5%，88.1%和 53.2%，而组件环节的 CR5 从 2020 年的 55.1%大幅提高到 2021 年的 63.4%，同比提高 8.3pct

2021 年，国内组件产量达 182GW，同比增长 46.1%，为 2012 年以来增长最快的一年。2012 年-2021 年，国内组件产量的年复合增速达 25.8%。

目前光伏组件主要分为普通组件、双玻组件。

与普通组件相比，双玻组件具有生命周期长、生命周期内发电量更大、发电效率更高、衰减更慢的优点。随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，以及受到美国豁免双面发电组件 201 关税影响，2021 年双面组件市场占比较 2020 年提高 7.7 个百分点至 37.4%。根据 CPIA，预计到 2023 年，单双面组件市场占比均为 50%

白色 EVA 胶膜具有提高反射率的作用，2021 年，单玻组件封装材料仍以透明 EVA 胶膜为主，约占 52%的市场份额，较 2020 年下降 4.7 个百分点。

POE 胶膜具有高抗 PID 的 性能（在水汽进入后，水在里面封装胶 EVA 的作用下，呈弱酸性，导致电池片的电子跃 迁发生变化，从而降低组件输出功率）。

双玻组件通常采用的是 POE 胶膜。2021 年 POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 23.1%，随着未来双玻组件市场占比的提升，其市场占比将进一步增大。

根据 CPIA，2022 年全球光伏新增装机量在 195-240GW 之间，我国光伏新增光伏装机或将在 75-90GW 之间，2022-2025 年全球和中国的每年光伏新增装机量将逐步抬升。

根据 CPIA，按每 GW 光伏组件生产量使用 1000 万平米光伏胶膜，全球光伏新增装机容量和光伏组件生产量的容配比（光伏系统的安装容量和额定容量之比）按照 1：1.2计算，2022-2025 年全球光伏胶膜的实际需求量约 24-29.5 亿平米，同比增速约 14.7%-41.2%。

根据国家能源局，1-4 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资 1173 亿元，同比增长 5.1%。其中，太阳能发电 290 亿元，同比增长 204.1%。

光伏装机方面，根据国家能源局，截至 2022 年 1-4 月，全国发电装机容量约为 24.12 亿千瓦，同比增长 7.9%。其中，光伏装机容量约为 3.23 亿千瓦，同比增长 23.6%。

截止 2022 年 4 月，今年国内光伏累计装机量达到 16.88GW，同比增长 138.42%，4 月份光伏新增装机量为 3.67GW，同比增长 109.71%，环比提高 56.17%

1.2 下半年光伏产业链价格有望迎拐点

截至 2022 年 6 月 1 日当周，根据硅业分会，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料价格分别为 26.63 万元/吨、26.41 万元/吨、26.15 万元/吨，分别环比上涨 1.99%、2.09%和 2.15%，继连续两周价格环比持平后再次上涨；

根据 PV InfoLink，多晶硅片/166 硅片/182 硅片/210 硅片价格环比上涨 3.39%、0%、0%和 0%；多晶电池片/166 电池片/182 电池片/210 电池片价格环比上涨 0%、2.65%、0.42%和 0%；国内 166/182/210 单面单玻组件价格环比持平，国内 182/210 双面双玻组件价格环比持平；3.2mm/2.0mm 光伏镀膜玻璃价格环比持平；印度/美国/欧洲/澳洲单晶组件价格环比持平；印度多晶组件价格环比持平。

今年上半年产业链的涨价，使得组件企业的成本压力逐步加大，上半年海外需求保持旺盛，但若当前的组件保持高位续涨态势，不排除海外需求将受到一定影响。国内终端目前的观望情绪有所加重，组件企业也企图将成本压力向上游及辅材环节转嫁。

随着成本压力的增大，若后续组件、电池片库存水平明显提升，开工率水平将迎来下调，对 上游采购的需求也将趋缓，从而产业链价格迎来价格拐点。

1.3 国内光伏系统的初始全投资将逐步下降

根据 CPIA，2021 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.15 元/W 左右，较 2020 年上涨 0.16 元/W，涨幅为 4.0%。

我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为 3.74 元/W，较 2020 年上涨 0.36 元/W，涨幅为 10.7%。2021 年光伏产业链各环节价格的大幅上涨，组件占光伏系统投资成本的比重从 2020 年的 39%提高到 2021 年的 46%，占比将近一半。

预计 2022 年下半年，随着硅料新增产能逐步加快释放，光伏产业链各环节价格有望迎来拐点，组件成本压力得到缓解，其价格也有望回落，预计 2022 年地面光伏系统初始全投资成本可降至 3.93 元/W 左右，工商业分布式光伏系统初始投资成本预计可下降至 3.53 元/W 左右

1.4 各地“十四五”新能源规划出炉，保障未来新能源装机规模提升

中国二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。这意味着中国作为世界上最大的发展中国家，有望成为实现全球碳排放降幅最大的国家，在短时间内完成从碳达峰到碳中和的目标，必然要求光伏等清洁能源的发电占比快速提高。到 2030 年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右。

随着黑龙江、内蒙古、吉林、北京、甘肃、陕西、青海、新疆等省、市、自治区“十四五”期间新能源电力的发展规模规划已陆续发布，各地区对光伏、风电新增装机提出了规划目标，据不完全统计，国内 24 个省、市、自治区的光伏和风电新增装机规划规模超过了 671GW

1.5 欧盟上调可再生能源目标，海外需求保持旺盛

近年来，海外多个国家均出台了一系列产业政策，推动光伏行业发展。2022 年 5 月 18 日，欧盟委员会公布“RepowerEU”能源计划，快速推进绿色能源转型。根据该计划，欧盟再次提高到 2030 年的可再生能源的目标。

到 2030 年，可再生能源可以满足欧盟能源需求的 45%，高于此前 40%的目标（2021 年该目标从 32%提升到了 40%）。其中，2025 年光伏目标累计装机量超过 320GW，到 2030 年的光伏并网目标从在 FF55 计划下的 420 GW AC/525 GW DC 提高到 600 GW AC/750 GW DC，即增长 43%。

根据 IEA，截至 2021 年底，欧洲累计太阳能发电装机为 178.7GW。那么在 2022 年-2025 年期间预计每年新增装机量约 35.3GW，2026 年-2030 年期间预计每年新增装机量约 56GW。根据 IEA，2021 年欧盟光伏新增装机量为 26.8GW，则 2022 年欧盟光伏新增装机量预计将同比增长 31.7%。据海关总署，4 月太阳能电池（含组件）国内出口金额 35.25 亿美元，同比增长 74.6%，1-4 月累计出口 149.54 亿美元，累计同比大增 96.2%，印证今年以来海外需求保持旺盛。（报告来源：远瞻智库）

2. 风电：招标高增，省补接力

2.1 陆上风电招标量高增，将有力拉动今年风电新增装机量

根据国家统计局，2021 年我国风电新增装机规模为 47.57GW，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机 30.67GW。截至 2021 年，风电累计装机容量为 328GW，同比增长 16.9%

根据明阳智能公告，2018 年以来，全国风电行业招标量水平呈现波动提升的态势，市场需求不断增长，2021 年全国公开市场风电招标量达 62.78GW，大幅增长 80%。

2021 年是国内陆上风电进入全面平价阶段的第一年，经济效益突显，陆上风电新增招标规模大幅增长，据公开信息的不完全统计，2021 年国内陆上风电的新增招标规模超过了 57.85GW，创招标规模历史新高纪录，将有力拉动今年风电新增装机量。

图 20：全国公开市场风电招标量（单位：GW）

风电装机方面，根据国家能源局，截至 2022 年 1-4 月，全国发电装机容量约为 24.1 亿千瓦，同比增长 7.9%。其中，风电装机容量约为 3.4 亿千瓦，同比增长 17.7%。截止 2022 年 4 月，今年国内风电累计装机量达到 9.58GW，同比增长 45.15%，4 月份风电新增装机量为 1.68GW，同比增长 25.37%，环比下降 22.58%。

2022 年第一季度，全国风电利用率 96.8%，同比提高 0.8 个百分点。其中，3 月份，全国弃风率为 3.9%，同比提高 0.2 个百分点，环比提高 0.4 个百分点，第一季度风力发电消纳利用整体处于较高水平。

图 23：全国弃风率月度变化情

据不完全统计，2022 年 1-5 月，广西、云南、四川、安徽、贵州、吉林已批复核准 146 个风电项目，总装机容量 18.86GW，将持续推动陆上风电新增并网容量增长。

2.2 沿海地区海上风电装机规模潜力巨大，用电需求保持增长促进新能源发电消纳

2021年是海上风电国家补贴的最后一年，海上风电装机量迎抢装潮，装机量大幅增长，国内全年新增装机16.90GW，同比增长452.3%。约为截至2020年累计建成总规模（9.46GW）的1.8倍。截至2021年，国内海上风电累计装机规模达到26.38GW，同比增长 178.8%，跃居世界第一。

图 24：2013-2021年中国海上风电新增装机容量

到 2030 年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。

在 3060 的战略目标下，作为新能源主力之一的风 电在未来将迎来长期的高速发展。从用电需求看，2021 年，全社会用电量持续快速增长，达到 83128 亿千瓦时，同比增长 10.3%。

2022 年 4 月份，全社会用电量 6362 亿千瓦时，同比下降 1.3%，主要因为 4 月多地疫情影响，导致用电需求有所下滑。

2022 年 1-4 月，全社会用电量累计 26809 亿千瓦时，同比增长 3.4%，今年以来全社会用电量保持增长，后续随着疫情影响边际改善，用电需求有望环比提升，为新能源发电的消纳创造有利条件。

2021 年，全社会用电量 83128 亿千瓦时，同比增长 10.3%，较 2019 年同期增长 15.0%。 2021 年全社会用电量增长较快，体现了去年中国国民经济在经历了 2020有所恢复。2021 年第一产业、第二产业、第三产业产业用电量分别同比增长 16.4%、9.1% 和 17.8%，城乡居民生活用电量同比增长 7.3%。

根据 GEIDCO 的《中国“十四五”电力发展规划研究》，分地区看，至 2025 年，华东、华北和南方地区将是用电量前三甲的地区。

国内沿海地区，如广东、江苏、福建、浙江、山东、辽宁和广西沿海等，为海上风电的主要开发地区，重点开发 7 个大型海上风电基地。

到 2025 年七大基地的海上风电总装机规模将达到 3040 万千瓦，到 2050 年将达到 1.32 亿千瓦，未来仍有巨大增长空间。其中，从装机规模上看，广东是发展海上风电的主力军之一，广东沿海风电基地主要布局在珠海、深圳、湛江、汕头和汕尾等地区。

2.3 海上风电省级补贴接力，加速海上风电发展

根据国家的“3060”战略，十四五期间将是全球能源结构调整的关键期，以风电作为主要的清洁可再生能源行业之一将迎来高速发展，同时，在国家补贴取消后行业要面对竞价上网的成本压力，倒逼企业技术进步和管理提升，行业将出现向技术先进、管理规范、成本具有竞争力的龙头企业聚拢的趋向。

广东省将对海上风电项目实施连续三年的补贴，在 2022 年至 2024 年全容量并网的项目，每千瓦补贴标准分别为 1500 元、1000 元和 500 元，并且无补贴总容量的限制。

另外，国家发改委和国家能源局也就风、光项目并网方面提出有关指导意见，以解决在并网消纳中的问题，更好推动我国能源转型，满足新能源快速增长需求，避免风电发电等电源送出工程成为制约新能源发展的因素。省级补贴的推出及国家持续出台政策，将持续推动海上风电的发展。

继广东省后，山东省是第二个给予海上风电补贴的省份。

2022 年 4 月 1 日，山东省能源局表示，“对 2022—2024 年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦 800 元、500 元、300 元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200 万千瓦、340 万千瓦、160 万千瓦。

2023 年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。

允许发电企业投资建设配套送出工程，由电网企业依法依规回购，推动项目早建成、早投产”。由于海上风电进入了平价上网时代，但是海上风电目前仍存在建设成本高和补贴拖欠等问题，所以地方政府出台省级补贴对于海上风电的发展仍较为重要。

我国的风机技术与施工技术已有了突破性进展，快速接近国际先进水平，我国风机整机核心企业已经掌握了大功率海上风电机组生产制造技术，并将单机功率提升到 13MW 级别，正在向更高功率级别研发推进。2

022 年 2 月 22 日，我国首台 13 兆瓦抗台风型海上风电机组，在福建三峡海上风电产业园顺利下线。这是目前我国已下线的亚洲地区单机容量最大、叶轮直径最大的风电机组，国产化率达到了 90%。机组由东方电气自主研制且拥有完全自主知识产权。

同时，海上风电正在逐步从近海向深远海发展，离岸距离和水深逐步突破。随着漂浮式等技术进一步成熟，远海风电具有巨大的可开发空间。

根据世界银行集团能源部门管理帮助计划（World Bank Group Energy Sector Management Assistant Program） 发布的数据显示，我国沿海 200 公里以内，水深 1000m 以内水域的海上风电技术性开发 潜力为 2982GW，其中固定式 1400GW、漂浮式 1582GW。

在我国沿海区域，海上风电仍有 较大发展空间。

随着国内在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，以及风电伙伴行动计划的启动，陆上风电和海上风电都将处于快速发展期。随着大型风机进一步降本提效，海上风电有望在 2024 年全面实现平价上网。国内风机整机龙头、叶片龙头及海上电缆龙头厂商在“十四五”期间仍将持续受益于海上风电行业的高景气。（报告来源：远瞻智库）

3. 核电：稳步推进，核电强国

3.1 今年新核准 6 台核电机组，核电行业稳步发展

2019 年，核电项目审核重启，全国首个核电项目在福建开工，这是 2015 年之后全国首个核电开闸项目。

2020 年 9 月 2 日常务会议指出，积极稳妥推进核电项目建设，是扩大有效投资、增强能源支撑、减少温室气体排放的重要举措。

2018-2022 年，中国陆续出台了多个核电行业政策，保障核电运营的规范性和安全性。核电行业政策和国家对于低碳排放及推广清洁能源的要求成为了核电行业持续发展的重要推力。

2022 年 4 月 20 日，召开常务会议，核准纳入国家规划的浙江三门、山东海阳、浙江陆丰核电项目。自 2019 年以来，今年是连续第四年核准开工新的核电项目，此次共核准了 6 台机组，三个项目分别由中核、国家电投和中广核控股开发。采用两种自主三代核电技术，三门和海阳的项目使用 CAP1000 技术，陆丰项目使用华龙一号技术。

根据国家此前规划，“十四五”期间将按照每年 6-8 台的速度核准新核电机组，今年一次性核准了 6 台机组，印证了国内的核电行业正稳步按照既定的规划推进。

3.2 核能发电量规模逐年增长，十四五期间国家电网新开工核电容量有望大幅增长

根据中国核能行业协会，2021 年，全国共有 4 台核电机组首次装料。

截止到 2021 年底，全国核电机组为 53 台，发电装机容量达 5326 万千瓦，同比增长 6.8%。

根据中国核能行业协会，2021 年全国累计发电量为 81121.8 亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为 4071.41 亿千瓦时，占全国累计发电量的 5.02%。

2011-2021 年，我国核电发电量持续增长，从 2011 年的 863.5 亿千瓦时增长至 2021 年的 4071.41 亿千瓦时，年均复合增长率达到 16.8%。

2022 年 1-3 月，我国核电发电量达 989.83 亿千瓦时，同比增长 6.8%，约占全国总发电量的 4.97%，同比提高 0.11pct。根据国家对于核电行业的规划，未来核能发电占全国发电量的比例仍将进一步提升。

根据国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案，到 2030 年，国家电网经营区核电装机达到 8000 万千瓦。截止 2020 年，国家电网核电并网容量为 3028 万千瓦。

根据国家电网的规划，未来核电装机容量仍有巨大增长空间，通常核电建设周期约 5 年，未来在 2030 年之前实现装机目标，则新增核电装机容量预计在 2021-2025 年间陆续开工，国家电网在十四五期间新开工核电容量有望达到高峰。

根据《我国核电发展规划研究》，在基准方案下，到 2030 年、2035 年和 2050 年，我国核电机组规模达到1.3亿千瓦、1.7亿千瓦和3.4亿千瓦，占全国电力总装机的4.5%、5.1%、6.7%，发电量分别达到 0.9 万亿千瓦时、1.3 万亿千瓦时、2.6 万亿千瓦时，占全国总发电量 10%、13.5%、22.1%。为了实现 2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右的目标，核电将持续发挥重要作用。

3.3 两大核电运营龙头占据 9 成份额

核电建设周期长、投资规模大，前期工作一般需要 5-10 年以上；工程建设及安装调试一般需要 5 年左右；第三代核电站投产后运行时间可达 60 年。由于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性，目前我国经国务院正式核准的核电项目（除示范工程、研究堆外）均由中国广核、中国核电和国家电投三家分别或合作开发运营，其中，中国广核和中国核电占据核电运营的绝大部分市场份额。

图 30：中核集团产业与服务 图 31：中广核集团

中国广核是中国在运装机规模最大的核电开发商与运营商。

截止 2021 年底，中国广核和中国核电在运核电机组分别为 25 台和 24 台，在建机组分别为 7 台和 6 台，在建总装机容量为别为 6353 兆瓦和 8299 兆瓦。按核电发电量计算，2021 年中国广核和中国核电的国内市占率分别约 49.4%和 42.5%。

3.4 闭式核燃料循环处理是我国核电产业技术的必经之路

随着中国核电产业的规模化发展，核电站乏燃料产生量日益增加，乏燃料后处理需求日益凸显。

根据国家能源局估算，一台百万千瓦级压水堆核电站，每年产生的乏燃料约 20-25 吨。中国核能行业协会发布的数据显示，截至 2021 年 12 月底，中国大陆地区已运行核电机组共 53 台，合计装机 5326 万千瓦，对应乏燃料年产量达 1,000 吨以上。

中国目前已积累较大规模的乏燃料，且未来的年产出规模还将随着核电站数量增加进一步扩大。随着我国核电建设步入快车道，核电站卸出的乏燃料规模正在不断增长。

在《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》中，把“乏燃料后处理与高放废物安全处理处置技术创新”作为重点任务之一，提出要推进大型商用水法后处理厂建设，加强先进燃料循环的干法后处理研发与攻关，目标在 2030 年要建成完善的先进水法后处理技术研发平台体系，基本建成我国首座 800 吨大型商用乏燃料后处理厂。

一方面，通过“开式核燃料循环”，即直接贮存方式处理乏燃料，绝大部分核电站的在堆贮存水池容量已超负荷；另一方面，通过“闭式核燃料循环处理”，我国在建的首套乏燃料处理能力仅有 200 吨/年。

所以，我国不断累积的核电乏燃料处理刚性需求与短缺的乏燃料后处理产能之间的矛盾日益突出，因此迫切需要发展“闭式核燃料循环处理”相关技术和建设产能。该技术是中国未来核电行业急待推进发展的重要环节之一，具有广阔的产业前景。

江苏神通的乏燃料设备产业化项目二期工程在按计划建设中，2022 年上半年可以完成厂房封顶，下一步进入设备安装和调试。随着其乏燃料设备的投产，国内处理乏燃料的能力将得到增强。

4. 储能：抽水蓄能，蓄势待发

4.1 国内政策推动抽水蓄能行业发展，抽水蓄能装机规模有望保持高增长

储能产业链上游为设备端，涵盖电池管理系统、能量管理系统、电池系统、变流装置等；中游为系统集成及运维，包括储能系统集成、安装和运维等；下游为应用端，分为发电侧、电网侧和用户侧。

储能技术可分为热储能、电储能和氢储能。电储能可分为电化学储能、电磁储能和机械储能三类。其中，电化学储能包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池；电磁储能包括超级电容和超导储能；机械处能包括抽水蓄能、重力蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。

图 37：储能技术

根据《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》，“十四五”期间要加快建设新型电力系统，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。

要积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。要优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。

近年来，中国抽水蓄能行业受到国家政策的重点支持。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，能够较好的与光伏、风电、核电等多种发电方式配合。

随着以新能源为主体的新型电力系统的进一步建设，加快发展抽水蓄能能够更好的保障电力系统安全稳定运行，以支撑可再生能源大规模发展。因此，2021年以来，我国出台多项政策推动抽水蓄能行业的持续发展。

2021 年9月，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，发展目标提到，“到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。”

2020年12月，国家能源局启动全面的新一轮抽水蓄能中长期规划工作，综合考虑地理位 置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术等因素，筛选出了大量优质的抽 水蓄能资源站点。根据历次抽水蓄能选点规划，国家共提出规划站点105个，总装机容量1.2 亿千瓦，国家在“十四五”期间将持续推动抽水蓄能行业发展，以提升国内电网对新能源并网发电的消纳能力。

国家规划在核电和新能源基地化发展的区域重点布局一批大型抽水蓄能，以形成互补共赢、打捆开发的新模式。

在负荷中心和大规模接受区外电力的区域布局抽水蓄能电站，以服务电力系统需要。另外，国家还规划了要积极鼓励混合式抽水蓄能、矿坑改建抽水蓄能、中小型抽水蓄能电站等新业态发展。

4.2 抽水蓄能综合效率高且运行寿命长，累计装机规模占比最大

抽水蓄能具有技术成熟、反应快速灵活、单机容量大、经济性较好等优点，可以有效缓解系统调峰压力、快速稳定系统频率、调相运行、稳定系统电压，是电力系统事故备用电源，能作为电网黑启动电源和大规模调节能源的首选。

抽水蓄能技术主要应用于大电网的输配电环节，抽水蓄能的功率应用规模大，能达到 GW 级别，且抽水蓄能的综合效率可达 71%-80%甚至更高，通常抽水蓄能电站的使用周求长达 40 年。

根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至 2021 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 209.4GW，同比增长 9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，约 180.7GW，同比增长 4.8%，占比 86.3%。

加快发展抽水蓄能可以保障电力安全和能源安全。

随着能源转型进程加快，新能源、微电网、互动式设备的大量接入，电力系统将显现“双高”和“双峰”的特征，对电网安全稳定运行带来一定冲击。新能源发电在极端天气情况下会受到重大影响，可能导致严重的电力短缺问题，从而影响到能源安全。

抽水蓄能凭借显著的优势，能够有效应对电力系统各种复杂变化，快速提供大容量应急出力，保障电力安全、能源安全。由于新能源具有显著的随机性、波动性的特点，大规模开发新能源需要不断提高电力系统的平衡调节能力，提高对新能源消纳能力。

目前，我国河北丰宁电站装机容量360万千瓦，是全球在建装机容量最大的抽水蓄能电站。单机40万千瓦的广东阳江电站是目前国内在建的单机容量最大、净水头最高、埋深最大的抽水蓄能电站。

根据国家能源局和水电水利规划设计总院，截至2021年，我国已投产的抽水蓄能电站总规模达3639万千瓦，主要分布在华北、华东、华中和南方电网经营区域。在建抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，均居世界首位。

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，其中提出，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。

根据规划，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2 亿千瓦左右。即抽水蓄能装机容量将从2021年底的3639万千瓦增长至2025年的6200万千 瓦以上，年复合增速达14.2%。若按照抽水蓄能电站的单位投资成本6000元/kw计算，2025 年我国抽水蓄能市场规模将达约3720亿元，2021-2025年的新增市场规模约1537亿元。

图 40：抽水蓄能市场规模（GW） 图 41：抽水蓄能市场规模（亿元）

《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出，“本次中长期规划提出抽水蓄能储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦”，若按照3.05亿千瓦的抽水蓄能储备项目装机规模测算，中国抽水蓄能储备项目的市场规模将达到18300亿元。

4.3 抽水蓄能电站运营和设计建设行业集中度较高

从抽水蓄能电站运营行业格局来看，在我国已投运的抽水蓄能电站中，国网新源控股和南网调峰调频公司占据9成份额。截至2020年底，国网新源控股装机容量2057万千瓦，南网调峰调频公司运营的抽水蓄能电站装机容量788万千瓦，另外，其他部分电源企业也运营少量抽水蓄能电站，占比约9.7%。

中国电建的水利水电规划设计、施工管理和技术水平达到世界一流，水利电力建设一体化（规划、设计、施工等）能力和业绩位居全球第一，是中国水电行业的领军企业和享誉国际的第一品牌。

公司承担国内80%以上水电站的规划设计市场份额及65%以上的建设市场份额，占有全球50%以上的大中型水利水电建设市场。中国电建在水电规划、设计和建设领域具备显著的竞争优势。

2022年5月28日，南方电网建设的广东梅州、阳江两座百万千瓦级抽水蓄能电站同时投产发电。广东梅州、阳江两座新投产的抽水蓄能电站总装机容量为2.40GW，根据南方电网，投产后，南方区域抽水蓄能装机容量约10.28GW，其中，粤港澳大湾区的抽水蓄能装机容量约9.68GW。

目前，南方电网正推进建设广东惠州中洞、广西南宁和肇庆浪江三个抽水蓄能电站，根据南方电网调峰调频发电公司，“十四五”和“十五五”期间将分别建成投产600万千瓦和1500万千瓦抽水蓄能装机。

未来随着新能源发电量占比进一步提升，南方电网加快建设抽水蓄能电站，有利于实现2亿千瓦新能源接入电网调节和大规模清洁能源消纳的目标。

2022年6月1日，广东省，在抓紧推动实施一批能源项目方面提出，“推动支撑性煤电、气电、抽水蓄能电站共888万千瓦骨干电源项目和26项电网工程年内建成投产。今年新增电源装机1300万千瓦。加快推进华润西江、湛江京信、东莞洪梅等发电项目。推动梅州抽水蓄能二期项目尽快开工；加快肇庆、汕尾、云浮、惠州等4个抽水蓄能项目前期工作”。政策的持续推动将有力保障“十四五”期间抽水蓄能的快速发展。

5. 重点公司

光伏截至 2022 年 5 月 30 日，根据国家能源局最新数据，我国光伏发电在建项目 1.21 亿千瓦。预计 2022 年全年光伏发电新增并网 1.08 亿千瓦，同比上年实际并网容量增长 95.9%。按照该目标，今年的光伏新增装机量将超过 CPIA 在乐观情况下的预测（即超过 90GW）。

2022 年 1-4 月，我国光伏新增装机容量为 16.88GW，同比增长 138.42%。即 2022年 5-12 月光伏累计新增装机量有望超过 91GW，同比增长 90.63%。因此，2022 年下半年，光伏行业的各细分领域值得持续关注。

受硅料新增产能释放量有限，进口硅料不及预期，及光伏产业链大幅扩产影响，2022 年上半年硅片企业对硅料的采购需求持续旺盛，拉晶需求维持高位，叠加组件出口保持高增长，因此出现结构性供需失衡，使得 2022 第一季度“淡季不淡”，硅料价格大幅上涨。

随着新增硅料产能在 2022 年下半年至 2023 年加快释放，硅料供应紧张的格局将得到一定缓解，但今年硅料价格中枢仍同比明显提升，随着硅料企业产量的释放，预计硅料企业今年业绩保持高增长。

未来随着硅料新增产能的加快释放，硅料价格将迎来拐点，今年以来集中在光伏行业上游的利润在 2022 年下半年至 2023 年有望部分分配至中下游的电池片、组件及电站环节。叠加硅片产能及组件出货量的快速增长，切片和封装需求将大幅提升，光伏玻璃、胶膜等辅材环节的核心企业也将持续受益。另外，随着 Topcon、HJT 的进一步降本提效，渗透率正持续提升中，未来将成为继 PERC 后的新一代主流技术路线。

相关电池片及组件设备龙头企业将持续受益于光伏行业电池片技术的升级迭代。

国内逆变器龙头所需的原材料 IGBT 等元器件目前仍以进口自英飞凌、安森美、富士等为主，英飞凌的 IGBT 已超负荷接单，供应不足导致今年以来进口的 IGBT 功率器件紧缺。

在进口 IGBT 紧缺的背景下，生产车规级 IGBT 的企业也进军光伏级 IGBT。比亚迪半导体早在 2013 年就开始布局光伏领域，于 2021 年成功开发出 T 型拓扑结构 BG80T12G10S5 模块和 I 型拓扑结构模块 BG150I07N10H5 模块，2022 年 5 月，比亚迪半导体发布了其光伏逆变器专用 IGBT。

随着全球新增光伏装机量逐年提升，逆变器龙头正 加快国产半导体的导入，IGBT 国产化率有望提升，支撑国内逆变器出货量的增长。

重点公司：

隆基股份（601012.SH）、中环股份（002129.SZ）、通威股份（600438.SH）、特变电工（600089.SH）、阳光电源（300274.SZ）、福莱特（601865.SH）、晶澳科技（002459.SZ）、福斯特（603806.SH）、捷佳伟创（300724.SZ）。

风电风电方面，根据国家能源局，截止到 2022 年一季度，第一批约 1 亿千瓦的大型风电光伏基地项目已开工约 8400 万千瓦，后续将加快推进 4.5 亿千瓦的大型风电光伏基地项目，根据国家能源局规划，2022 年陆上风电计划投资额同比增长 13.3%。

2021 年全国公开市场风电招标量达 62.78GW，大幅增长 80%，将有力拉动今年风电新增装机量。

5 月 30 日，两部委发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提到，推动风电项目由核准制调整为备案制，未来风电项目的审核将有望加快。另外，继广东省后，山东省也明确了对于 2022-2024 年在山东建成并网的海上风电项目，给予省财政补贴，省级补贴的落地将进一步促进海上风电的发展。

重点公司：明阳智能（601615.SH）、中材科技（002080.SZ）、亨通光电（600487.SH）。

核电 2021 年政府工作报告提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定 2030 年前碳排放达峰行动方案。优化产业结构和能源结构。大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。2022 年 4 月 20 日，国常会核准了 6 台核电机组。

根据国家此前规划，“十四五”期间将按照每年 6-8 台的速度核准新核电机组，今年一次性核准了 6 台 机组，印证了国内的核电行业正稳步按照既定的规划推进。根据国家能源局规划，今年核电投资持续向好，计划投资额同比增长 20.5%。核电产业链中具备较强竞争力的核心龙头企业。

重点公司：中国核电（601985.SH）、中国核建（601611.SH）、江苏神通（002438.SZ）。

抽水蓄能截至 2021 年，中国抽水蓄能装机同比增长 15.6%，为 2018 年以来增长最快的一年，已建功率规模累计达 0.36GW。

根据国家能源局，到 2025 年和 2030 年，抽水蓄能投产总规模将分别达 6200 万千瓦以上和 1.2 亿千瓦左右。2021 年-2025 年抽水蓄能装机容量年复合增速达 14.2%，经测算，2021-2025 年的新增市场规模约 1537 亿元。

根据国家能源局，2022 年 1-4 月，全国累计新增发电装机容量为 4233 万千瓦，同比增长 42%，水电累计新增发电装机容量为 500 万千瓦，同比增长 229%，高出全国累计新增发电装机容量同比增速 187pct。

根据国家能源局规划，2022 年抽水蓄能投资持续向好，计划投资额同比分别增长 31%。体现国内重点水利工程相关投资提速，国家对水利方面的基础设施建设力度在加大。随着新型电力系统的加快建设，“十四五”期间，抽水蓄能有望保持较高景气度。

重点公司：许继电气（000400.SZ）、东方电气（600875.SH）。

6. 风险提示

（1）原材料价格持续上涨，成本压力上涨风险；

（2）海内外光伏装机需求不及预期导致景气度下滑风险；

（3）风电装机量增长和海上风电补贴不及预期风险；

（4）核电机组建设进度不及预期风险；

（5）抽水蓄能装机量增长不及预期风险。

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