1、中国确定碳中和时间表，能源发展迎来新时代

2020年中国首次确定碳中和时间表，并确定新时代能源发展目标。2020年9月22日，国家主席习近平在联合国大会上提出，中国将力争2030年前实现碳达峰，争取2060年前实现碳中和。12月21日，国务院发布《新时代的中国能源发展》白皮书，未来将把非化石能源放在优先位置，大力推进低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

2、我国风光装机双双破2亿千瓦，保持快速增长

截至2019年底，我国可再生能源发电总装机7.9亿千瓦，其中，风电、光伏装机分别达2.1、2.04亿千瓦。至此，我国风电、光伏发电装机规模双双突破2亿千瓦，均居世界第一。2020年我国风电光伏持续快速发展，截至2020年11月底，风电累计装机2.4亿千瓦，光伏累计装机达到2.3亿千瓦。

3、我国主要油气管道实现并网运营

9月30日，国家管网集团与中国石油、中国石化、中国海油、中国诚通、中国国新、社保基金会、中保投基金、中投国际、丝路基金共同签署的资产交易协议和增资扩股协议正式生效。10月1日，国家管网全面接管原“三桶油”相关油气管道基础设施资产及人员，正式并网运营。

4、《新能源汽车产业发展规划（2021~2035年）》发布

2020年11月2日，国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021~2035年）》，提出到2025年新能源汽车销量达到新车总量的20%，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0千瓦时/百千米。到2035年，纯电动汽车成为新车主流，公共领域用车全面实现电动化。

5、中核华龙一号全球首堆并网成功

11月27日，华龙一号全球首堆——中核集团福清核电5号机组首次并网成功。作为中国自主研发的第三代核电技术，华龙一号首堆并网成功，对优化我国能源结构意义重大，同时大幅提升中国核电行业竞争力，对我国由核电大国迈向核电强国具有里程碑意义。

6、全国煤炭交易中心正式开业运行

10月28日，全国煤炭交易中心在北京正式开业运行。全国煤炭交易中心是经国务院同意，由发展改革委推动成立的唯一全国性煤炭交易市场。全国煤炭交易中心的开业运行，为国际、国内煤炭市场合作带来了新机遇，对保障国家能源安全，促进经济高质量发展具有十分重大而深远的意义。

7、HL-2M首次放电，我国核聚变发展取得重大突破

2020年12月4日，中国环流器二号M装置（HL-2M）在成都建成并实现首次放电。这表明中国已自主掌握了大型先进托卡马克装置的设计、建造和运行技术，为我国核聚变堆的自主设计与建造打下基础HL-2M这样的托卡马克核聚变装置成功放电，标志着中国在核聚变研究领取得重大突破，在全新一代核电研究领域获得重大进展。

8、我国建成年产6000万吨特大型油气田

2020年12月27日，中国石油长庆油田油气生产当量跨上6000万吨高点，标志着我国首个年产6000万吨级特大型油气田的诞生。在中国原油对外依存度突破70%、天然气对外依存度超过40%的大背景下，中国石油长庆油田油气当量突破6000万吨，无疑对保障国家能源安全具有重大战略意义。

9、史上首现负油价，大幅降低我国天然气进口价格

2020年4月20日，WTI原油报-37美元/桶，全球历史上首次出现负油价。此次负油价是全球原油需求大幅减少、5月期货交割临近及库存爆满等原因导致的。5月起产油国减产生效，国际油价长期维持低位运行，受此影响我国天然气进口价格大幅下降，5月进口LNG平均到岸价格出现5.2美元/百万英热单位低价。

10、世界单体容量最大电网侧储能电站建成

2020年8月，由平高集团投资兴建的世界单体容量最大的电网侧电化学储能电站——江苏昆山储能电站一次性倒送电成功。昆山储能电站采用磷酸铁锂电池方案，以4回35千伏线路接入220千伏昆山变35千伏侧。该电站整体设计技术领先，设备科技含量高，多项高端技术填补国内电网侧空白。

2020年12月的风电装机容量，超过了过去两年风电装机容量的总和。

　　1月20日，国家能源局最新公布的2020年新能源装机，2020年全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。

　　由于2020年1~11月全国新增风电装机、新增太阳能发电装机分别为2462万千瓦、2590万千瓦，因此，单单在2020年12月，风电、太阳能的新增装机容量就分别高达4705万千瓦、2330万千瓦。

　　“去年风电有点抢装的味道。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时说。

　　风电抢装与“碳中和”

　　国内某风电企业的一位高管在接受第一财经记者采访时说，风电装机容量在2020年12月出现猛增的原因是，2021年国家将全面取消陆上风电和光伏的补贴，因此企业不得不加快在2020年底并网的速度。“去年年底，我们公司上下忙成一锅粥。”他说，“为的就是能够获得多一点补贴。”

　　根据2019年发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　2020年风电、太阳能新增装机容量出现暴涨，也释放了高比例新能源电力时代正在路上的信号。“近年来，大量中外研究表明，提高电能在终端能源消费中的比重是加快向低碳化社会转型的重大措施和重要标志。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩最近撰文说。

　　据王志轩介绍，目前，中国与发达国家的这一比重当前约为25%左右，预计到2050年这一比重会提高到50%以上。

　　这背后，是中国对世界的承诺。中国在2020年向全世界宣布：力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

　　其中，到2030年，中国单位GDP二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

　　当前的数据表明，风电、太阳能要累计完成12亿千瓦的目标，未来十年还需至少实现7.2亿千瓦的增长。据此测算，风电、太阳能接下来每年的新增装机将不低于7200万千瓦。而“十三五”期间，中国风电和太阳能年均新增装机合计约为6263万千瓦。

　　而业内的预估则更为乐观。中国光伏行业协会预测，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模一般预计是7000万千瓦，乐观预计是9000万千瓦。国内400余家风能企业代表联合此前发布的《风能北京宣言》提出，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。

　　不过，林伯强向第一财经记者表示，在增加风电、太阳能装机容量占比的同时，更重要的是要提高两者的发电量比例。“这几年，风电、太阳能的发电利用小时还比较低。”

　　大力调整能源结构

　　1月19日，国家发改委政研室主任袁达在国家发展改革委举行1月份新闻发布会上表示，实现碳达峰、碳中和中长期目标，既是中国积极应对气候变化、推动构建人类命运共同体的责任担当，也是中国贯彻新发展理念、推动高质量发展的必然要求。

　　袁达介绍，中国正在“大力调整能源结构”，具体的做法是，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

　　在这种情况下，中国能源央企加足了上马风电、太阳能等可再生能源的马力。比如，华能集团最近表示，到2025年，华能集团新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上；到2035年，发电装机突破5亿千瓦，清洁能源装机占比75%以上。

　　国家电投则表示，将碳排放纳入考核激励体系，在光伏等关键领域重点突破。

　　作为全球最大的电网公司的国家电网则表示，加快电网向能源互联网升级，坚持绿色发展。“‘碳达峰、碳中和’目标倒逼能源加快转型，电网升级的要求更加迫切。”国家电网董事长、党组书记辛保安在1月19日的一次公司会议上说。

　　而清洁能源核电方面，中国核能行业协会6月16日发布的《中国核能发展报告（2020）》预测，“十四五”及中长期，核能在中国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显，核电建设有望按照每年6～8台持续稳步推进。

2020年12月21日，由国网北京电力建设运维的首体110千伏输变电工程正式投运。至此，北京2022年冬奥会配套电网工程全部建设完成，为所有奥运场馆和配套设施100%绿色电能供应奠定基础。

具有里程碑意义的一天

北京长安街西起点，紧邻永定河、背靠石景山的新首钢高端产业综合服务区是名副其实的“冰雪大本营”——不仅北京2022年冬奥会和冬残奥会组委会设在这里，被称为“四块冰”的短道速滑、花样滑冰、冰壶、冰球4个冬季运动训练场馆以及滑雪大跳台也坐落于此。

2019年1月30日，北京2022年冬奥会和冬残奥会场馆绿色供电签约仪式在这里举行，明确3大赛区26个场馆赛期将全部使用绿色电能。同一天，华电集团、京能集团等新能源发电企业也与冬奥场馆签署了绿电交易意向协议。

奥运历史上将首次实现全部场馆100%绿色电能供应，这是具有里程碑意义的一天。国际奥委会第一副主席、北京2022年冬奥会协调委员会主席胡安·萨马兰奇评价，奥运史上首次实现所有奥运场馆绿电全覆盖，成为北京冬奥会的新亮点。

北京市副市长、北京冬奥组委执行副主席张建东表示，冬奥场馆使用绿色电力，落实了绿色办奥理念，兑现了申办承诺。

国家雪车雪橇中心效果图。图片来源：北京冬奥组委官网

让绿电发得出、送得上

“坝上一场风，从春刮到冬。”一句民谚道出了张北地区恶劣的自然环境，也寓意了当地丰富的风能资源。2015年7月29日，国务院批复《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》，同意设立张家口可再生能源示范区。根据规划，张家口将建设千万千瓦级风电基地、大规模光伏发电基地和大功率光热发电项目三类可再生能源项目，预计到2030年风电装机规模将达到2000万千瓦，光伏发电装机规模将达到2400万千瓦，大功率太阳能光热发电装机规模将达到600万千瓦。

绿色电力发得出，更要送得上。作为北京2022年冬奥会顶级合作伙伴，国家电网根据《低碳奥运智能电网规划方案》，建设北京市区、延庆和张家口3个赛区的配套电网，加上张北柔性直流电网试验示范工程，共同打造了以“智能电网+清洁能源”为核心要素的能源互联网创新示范区，一张坚强、智能、清洁、高效的绿色大电网源源不断地将绿色电能输送至奥运场馆。

无形中发力的绿电交易网

除了有形的绿色电网，另一张看不见的绿电交易网也在无形中发力。

2018年11月，我国首个绿电交易规则——《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》正式印发，京津冀地区可再生能源发电企业保障性收购小时数以外的电量，将开展市场化交易；冬奥场馆与新能源发电企业的绿电交易被列为优先保障对象。

在市场化交易这只“看不见的手”牵动下，通过参与绿电交易，新能源发电企业获得一定的经济收益，冬奥场馆则减少用电成本，践行低碳理念。电力交易中心作为优化配置电力资源、促进清洁能源消纳的基础平台，为双方提供公平、公开、稳定、畅通的交易渠道。

2019年7月1日，北京市冬奥会场馆绿电交易正式启动，第一批7家冬奥场馆和配套服务设施用上绿色电力。国网冬奥合作工作领导小组绿电交易工作组主要负责人透露，“2019－2020年，冬奥组委拟将场馆建设期、测试赛期和奥运会比赛期的涉奥用电全部纳入绿电交易，预计交易电量总规模在7亿千瓦时左右。”

水立方。图片来源：北京冬奥组委官网

保证赛区及周边空气质量优

位于北京市延庆区小海陀山的110千伏海陀变电站，采用错层结构依山而建，楼顶铺设光伏板，实现站内绿色用电。国网北京延庆供电公司总工程师关涛解释，这座变电站位于冬奥场馆核心区，“我们将开挖的毛石砌成变电站外墙，既环保又美观”。

2020年5月15日，北京地区规模最大的集中式电动汽车充电站在五棵松体育中心地下停车场投运，80个60千瓦直流充电桩和120个7千瓦交流充电桩单日最大充电服务能力可达1300车次。国网北京电力介绍，今年在先期计划建设1632个新能源汽车充电桩的基础上，再增加1187个充电桩建设计划，共计实施2819个充电桩建设工程，覆盖冬奥会和冬残奥会赛事场馆周边、北京城市副中心、京礼高速服务区、大兴国际机场临空经济区等。

目前，国网已在冬奥北京赛区场馆周边建设326个充电桩；在延庆赛区投资建设光伏发电、储能系统和充电一体化示范站；在环张家口各高速沿线及城区已建成107座充电站720个充电桩，为冬奥赛区交通提供便捷充电服务。

保证赛区及周边空气质量优质，是北京冬奥会向国际社会作出的承诺，也承载了当地居民的期盼。2018－2020年，国网为863万户居民实施清洁取暖“煤改电”，新增电供暖面积6.79亿平方米。预计2020－2021年取暖季替代取暖电量207亿千瓦时，累计替代电量456亿千瓦时，替代散烧煤2533万吨，减排二氧化碳4549万吨、二氧化硫137万吨、氮氧化物68万吨、粉尘1240万吨，为打赢蓝天保卫战作出突出贡献。

安迅电力作为绿色电力的参与者，为祖国坚持的绿色奥运理念所做的努力，体现的大国风范感到自豪，也为中国绿色电力走上奥运赛场的世界级舞台，服务奥运健儿驰骋奥运赛场，勇于挑战人类极限而感到自豪。

去年新增1.2亿千瓦新能源装机量，引发了行业广泛关注，但是持续暴增的新能源装机却很可能面临消纳的困境。

这是因为“新基建”对电网建设的带动，并未扭转电网投资下滑的态势。

1月20日，国家能源局发布2020年全国电力工业统计数据。去年电网基本建设投资完成额为4699亿元，不仅没有增长，反而同比降低6.2%。

自2018年开始，电网投资已经连降两年。如果把2017和2018两年电网投资额度近似于持平看，那么电网投资自2016年到底顶峰后，其实一直处于下降状态。

与之形成鲜明对比的是，一方面电源投资从2019年开始彻底扭转了连续8年的下降态势，另一方面全社会用电量也在持续持续增长。

从电源角度看，2019年和2020年，我国电源投资分别是3139亿元和5244亿元，同比分别大幅增长12.6%和29.2%。

尤其是新能源投资增长态势更加明显。2020年，我国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。

从全社会用电量角度看，过去十年则持续保持增长。即便是疫情肆虐的2020年，全社会用电量依然实现3.1%的增速，达到创纪录的7.51万千瓦时。

按照研究机构的普遍预测，在2030年前碳达峰和2060年前碳中和愿景下，2030年前我国全社会用电量年均增速将超过4%。

在这一趋势指引下，安迅电力认为，当前的电网投资态势，显然无法支撑碳达峰和碳中和目标，更无法支撑未来新能源持续爆发的装机量。

电网投资持续下降，源于两方面原因。

一方面，从2018年开始，政府部门强制要求电网降电价。

自2018年，我国一般工商业电价已经连降三年。三年来，工商业电价分别降低10%、10%、5%。进入2021年，工商业电价仍在继续降价。在这种形势下，电网企业盈利能力持续下降，打击了电网投资信心。

另一方面，有关部门对于特高压等电网项目审批速度放缓。

2018年9月3日，国家能源局曾印发了《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，提出将于2018年四季度到2019年年底前核准12条特高压线路。

这些项目原本都应该于2019年底前全部核准，但是时至今日，根据「能见」统计，仍然有几条线路未能核准，特高压核准速度明显低于预期。

按照这个趋势发展，如果没有电网投资的持续增长作为支撑，新能源发展将如浮泛无根，弃风弃光现象很可能会重演。

1硅料环节

多晶硅位于光伏产业链的上游，具有化工行业属性，资金和技术壁垒较高。

改良西门子法是目前主流多晶硅制备方法，市场应用占比超过90%。改良西门子法主要流程包括三氯氢硅的合成、三氯氢硅的精馏、多晶硅沉积和尾气利用。其中多晶硅在还原炉中的沉积是核心过程。改良西门子法是在西门子法的基础上引入尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭环循环。改良西门子法的主要优势为工艺最为成熟、安全性强、产品质量较高。

截至2020年底，保利协鑫、永祥股份、新特能源、新疆大全、东方希望、亚洲硅业和内蒙东立产能合计超30万吨/年。最近几年，硅料大厂鲜有大规模扩产计划，国外硅料大厂韩国OCI、德国瓦克，还因在硅料售价上的劣势而被迫退出。2021年是硅料产业的转折年，从产能收缩期转向产能扩张期。

采用FBR（FluidizedBedReactor）技术生产的颗粒硅其实并不是新的技术，目前不会对改进西门子法生产的致密料形成规模竞争优势，不会对光伏原生多晶硅竞争格局产生实质性的影响。

在流化床还原技术制备颗粒硅的过程中，氢化和还原是核心。在实际生产过程中，有中间产物四氢化硅（硅烷），气态很不稳定，一接触空气就会爆炸、燃烧，剧烈反应，安全性较差。在客户使用过程中暂时还会出现跳料断线等现象。

目前硅料扩产的企业主要有永祥股份、大全新能源和亚洲硅业。其中永祥通威扩产7.5-8万吨，大全新能源扩产3.5万吨，亚洲硅业扩产3-3.6万吨，保利协鑫颗粒硅5.4万吨。新疆大全披露了科创板IPO申报稿，公司的募投项目之一正是年产3.5万吨多晶硅项目。

原生多晶硅硅料产能扩张周期相对较长，从方案设计、采购、招标到供货安装调试、产能爬坡，至少需要1-1.5年时间。

根据光伏协会对十四五规划的预测，2021年装机量有望达到160GW以上，对应硅料将达到48万吨左右。2021年硅料供应将偏紧，预计硅料全年均价仍将维持在8.0-8.5万/吨，原生多晶硅头部企业通威股份、新特能源、大全新能源将充分受益。

2硅片环节

隆基和中环占据国内单晶硅片50%以上的市场份额。上机数控和京运通成为单晶硅片领域的后起之秀。

目前，硅片环节在全产业链里具有较高毛利水平，吸引了大量资本进入该环节。根据各公司公告公布的硅片扩产产能情况，我们预计2020年单晶硅片产能将达到190GW左右，2021年单晶硅片产能将达到240GW左右。在新产能扩建的同时，落后的产线产能也将逐步被市场淘汰。

随着下游对单晶产品需求增大，单晶硅片市场占比将逐年提高。N型硅片在相同金属杂质浓度下比P型硅片有更高的光电转换效率。N型硅片对铜、铁等金属杂质有较高的容忍度，少子寿命比P型硅片少子寿命高，没有硼氧复合带来的光衰，N型单晶硅片市场份额将逐年提高，未来市场将进一步提高。

平价上网，成本压力的驱动下，光伏硅片逐步向大尺寸迭代。增加硅片尺寸，电池和组件在单位时间内可以输出更高的功率，从而摊薄制造成本,大尺寸硅片已成市场发展趋势。

随着头部企业加速布局大尺寸产线，构筑规模优势，大尺寸硅片市场份额有望快速提升。2021年166及以上尺寸将占据50%以上的市场份额，这将稳固隆基、中环等头部企业在硅片市场的竞争优势和话语权，上机数控和京运通作为单晶硅片环节的后起之秀，大尺寸单晶硅片扩建产能的推进进度值得关注。

硅片环节产能扩建较多，2021年下半年硅片产能有可能出现略微过剩的情况，硅片价格有机会逐步降至行业各环节平均毛利的合理区间。

3电池片环节

全国电池片产量持续稳定增长，2020年电池片产量达到118GW左右。

在电池片环节，垂直一体化的头部企业纷纷加快扩产补齐自身短板。新建产能均是大尺寸领先技术。

PERC(PassivatedEmitterandRearCell，背钝化发射极技术)最早在1983年由澳大利亚科学家MartinGreen提出。氧化铝具备较高的电荷密度，对P型硅表面的悬挂键有良好的钝化效果，能够大幅减少光生载流子在表面的复合。

PERC技术与铝背场产线兼容度高，投资成本相对较低，光电转换效率提升明显，在众多技术中脱颖而出，成为目前市场上量产的主流技术。PERC电池的制作流程主要为：清洗制绒、扩散制结、边缘刻蚀和去磷硅玻璃、背面沉积氧化铝、双面沉积氮化硅、背接触、丝网印刷、烧结和分选。

电池片面临大尺寸产线改造、升级和新产能的扩建，同时还面临PERC电池技术的进一步发展。PERC电池技术量产光电转换效率将从23%提升至23.5%。电池环节将以PERC、PERC+技术为主，TOPCon、TOPCon+和HJT等电池技术将逐步登上量产的历史舞台。

目前电池环节主流还是PERC电池技术，2021年头部企业PERC电池光电转换效率可以提升至23.5%，而HJT电池技术还需设备商的协同发展和供应链配套支持。市场一致看好2021年HJT电池技术的规模化量产。不同于其他研究机构，我们认为HJT技术目前还不具备市场竞争力，HJT国产设备还需进一步提升生产效率和改善良率，TCO薄膜和低温银浆减量使用或替代还在持续探索中。

我们认为2021-2022年将是TOPCon电池技术的快速成长期，其中TOPCon+IBC技术更具有市场竞争优势和产业化前景。

TOPCon电池是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触（TunnelOxidePassivatedContact）太阳能电池技术，其电池结构为N型硅衬底电池，在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，有效降低表面复合和金属接触复合，为电池转换效率进一步提升提供了更大的空间。

在电池片环节，通威股份和爱旭股份是国内电池片的龙头企业，两家公司在大尺寸先进电池产能上规模扩产，项目有力推进，大尺寸良率不断提升。大尺寸电池片存在结构性盈利改善空间。

4组件环节

2015-2019年全国组件产量持续稳定增长，2020年全国组件产能将达到107GW。

各大企业正在积极推动高功率组件发展。2020年7月，东方日升、天合、晶澳等39家公司联合推动成立600W+光伏开放创新联盟。晶科TigerPro组件2020年规划产能10GW；隆基Hi-MO5组件2020年规划产能12GW，天合至尊组件2022年规划产能31GW。光伏产业正在大踏步迈向高功率组件时代，基于大尺寸硅片的500W+和600W+高功率组件已经成为现实。

组件环节，头部企业加快垂直一体化进程，隆基、晶科、晶澳纷纷通过扩充一体化产能来补齐短板，通过长单协议确保原材料供应和供应链安全。

组件环节考验企业一体化整合能力。大功率组件具有度电成本优势，2021年必将得到下游客户的认可，出货量也将持续增加。

组件环节，我们认为隆基股份、晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯和东方日升具有一体化竞争优势，随着大尺寸大功率组件的推广，头部组件企业市场占有率将继续得到提升。

5运维环节

2015年6月底我国光伏累计装机已达到3500万千瓦，预计年底达到4300万千瓦，如此推算，2020年累计装机至少会超过1亿千瓦，光伏发电“后市场”前景可期。

进入“后市场”阶段，光伏电站的运维将成为主旋律，而电站运营效率和效果将直接影响光伏电站的运行稳定性及发电量。

杜邦太阳能氟产品事业部亚太区市场总监卢跃东表示，“后市场”在逐渐形成，如果2020年中国光伏电站达到1亿~1.5亿千瓦，那么这个“后市场”规模相当惊人。

安迅电力作为国内专业的新能源电站运维服务提供商，拥有业务过硬的运维团队和丰富的电站运维经验。其相关负责人表示，作为深耕电站运维市场的从业者，非常看好未来风光新能源电站的发展前景，公司将一如既往地关注运维市场的未来发展，为业主提供优质的运维服务。

技术创新推动平价，2021光伏装机迎来高增长

光伏产业链上下游持续技术创新，推动国内外平价上网。十四五期间光伏装机量有望年均新增70-90GW，市场需求旺盛，迎来确定高增长机会。

硅料价格先抑后扬，一季度后供需偏紧，均价维持高位运行

硅料扩产周期较长，容配比扩大，硅料需求量增加。2021年一季度后硅料产能供需偏紧，全年均价有望维持在8.0-8.5万元/吨。

硅片扩产加剧竞争，大尺寸单晶硅片持续渗透

硅片大幅扩产，硅片竞争加剧，2021年单晶硅片毛利率可能下滑至20-25%合理区间。大尺寸单晶硅片持续渗透，逐步在客户端得到验证，2021年下半年将迎来放量增长。

PERC效率提升至23.5%，TOPCon电池迎来量产

2021年电池片环节主流PERC技术效率将从23%提升至23.5%。HJT技术由于生产效率、供应链配套、成本等原因暂时不具备竞争优势。市场将迎来TOPCon电池的量产，尤其是TOPCon+将逐步替代现有PERC产能，大尺寸电池片将迎来盈利改善机会。

受益大功率组件的推广，宽幅玻璃结构性短缺

辅材方面，由于大尺寸大功率组件逐步推广，宽幅玻璃将出现结构性短缺。宽幅玻璃尺寸较大，老旧产线无法配套，新建产线周期长，存在结构性短缺机会。双面双玻的快速渗透将带来POE材料需求的大幅增长。

高端装备迎来技术迭代，设备企业业绩高增长

从硅料、硅片到电池片、组件，整个产业链上下游积极扩产。受益扩产和收入确认，2021年高端装备企业业绩将持续高增长。捷佳伟创、迈为股份、帝尔激光等企业业绩持续快速增长。

光伏+储能才是未来，系统集成迎来大发展

光伏支架公司充分受益光伏电站的投建。光伏+储能可以提升新能源渗透率和消纳能力，更好的满足用户多样性需求，实现精准供能。随着光伏+储能模式的不断渗透，阳光电源等系统集成方案提供商迎来高增长发展期。

在碳中和目标的指引下，成本快速下降的光伏发电被认为是未来最具发展前景的清洁能源。去年以来，在资本的大举加持下，不仅光伏概念股在二级市场上一路狂飙，各大光伏企业也开启了新一轮“扩产潮”。从硅料、硅片、电池片、组件，再到逆变器、玻璃等辅材，你方唱罢我登场，仿若哪个企业不发布个扩产消息，都不好意思在光伏圈继续“混下去”。

据不完全统计，隆基股份、通威股份、晶澳科技、天合光能等13家龙头企业2020年共宣布了40个扩产项目，总投资超过2100亿元。其中，9个项目投资规模超过100亿元，3个项目计划投资额达到200亿元，仅通威股份一家2020年在扩产方面投资便高达近500亿元。

突如其来的“光伏热”引发了对新一轮光伏产能过剩的担忧。毕竟，在产能扩张这件事上，光伏行业有着刻骨铭心的记忆。2008年至2012年期间，中国光伏产业高速扩张，全国有300多个城市上马光伏项目，20余个城市要建千亿元产业基地。得到地方政府支持的光伏企业争相扩张，导致行业产能严重过剩，整个中国的光伏产能比全球需求量还大一倍以上。结果在遭遇欧美“双反”的情况下，曾经的光伏巨头江西赛维、无锡尚德负债数百亿元之后轰然倒下。

光伏是典型的重资产行业，而且技术更迭迅速，企业需要不断投入资金进行产线和配套升级，这导致光伏企业自由现金流普遍较差。由于大船难掉头，企业产能越大，产业链一体化程度越高，在技术迭代中承担的风险就越大，一旦押错技术路线，或是经营节奏没有踩准，往往就会陷入困境。

当前，站上风口的光伏行业，在紧抓机遇的同时，一定要增强风险防范意识，力避行业运行大起大落。对于光伏企业而言，要保持清醒头脑，在扩张的同时多想想市场能不能跟得上产能，做到有序扩产。同时，要大力转变发展方式，通过兼并重组、优化存量来实现企业规模的扩张。

从更大层面看，在促进光伏产业健康有序发展这件事上，无形之手和有形之手要协调配合。市场在资源配置中起到决定性作用，政府也要发挥好规划作用。对于各级政府来说，要做好产业规划，对产能过剩项目投资从严核准，加快淘汰落后产能，鼓励引导光伏企业加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本，迈向高质量发展。

近来，新能源概念的大热，作为“新能源+”重要伙伴的储能，更是随着宁德时代和阳光电源的新高以及派能科技的上市，迎来广泛关注。

这里主要谈谈储能业务（主要指电力储能）的产业链及典型玩家。目前，储能产业链是这样的：

储能品牌商，代表了纯正的储能

储能品牌商，也就是一般意义上的储能系统集成商，直接面对终端市场和客户，包括家庭户用和大中型储能，采购锂电池等设备进行集成，然后交付个性化的储能系统。

储能系统集成的内核技术要求并不高，核心零部件尤其是锂电池为外部采购，其核心竞争力是产品设计和市场开发，关键是市场，尤其是品牌和渠道。

就像任何系统集成商一样，储能系统集成商是一个低毛利率的生意，材料成本占比很高，固定资产投资比较低，销售费用比较高，同时由于账期错配，涉及资金占用，财务费用也比较高。

目前，典型代表是特斯拉。特斯拉的储能业务包括庭户用和大型储能，在美国市场具有领先地位，2019年装机1.65GWh，2020年上半年装机679MWh，以其经典的圆柱三元电池为主。

欧洲市场的Sonnen也是储能品牌商的代表，主要面向家庭户用市场，在欧洲具有一定的市场影响力。我们国内的沃太能源也是类似，主要面向海外家庭户用储能市场，上游嫁接中国的锂电产能。

其实，国内还有很多PACK性质的储能企业，他们拥有一定的产品开发能力，但没有上游锂电基础，下游市场也比较弱，往往在某些特定领域具有一定的市场资源。这类企业的生存环境，像极了当年电动汽车行业的PACK业务，唯有绑定优质的市场或渠道资源才是关键。

锂电提供商，储能是必争之地

储能是锂电池的重要应用场景，未来还有望超过动力电池成为最大的细分市场。头部锂电企业都比较重视储能市场，只是介入程度和投入力度有所不同。

目前，用于电力储能的主要类型是方形磷酸铁锂电池，这类锂电池供应商在开展储能业务上的动力会更大。

锂电池供应商介入储能业务，主要是两种方式：一是作为上游供应商，向下游储能品牌商提供标准化锂电池，角色比较独立；二是进入下游系统集成，直接面向终端市场，上下游一体化，会跟自己客户形成竞争。

第一种方式，本质上是2B业务，交付标准化产品，核心竞争力是锂电池的性能和价格，也就是性价比。

第二种方式，本质上是2C业务，交付个性化产品，核心竞争力是市场、品牌和渠道，也就是能够把产品卖出去。

当然，锂电企业直接面向终端用户开展储能业务，一般也不妨碍其向其他储能客户交付标准化的锂电池模组，甚至为他们OEM代工。

宁德时代作为锂电池龙头企业，储能是重要的应用场景之一，其不仅为战略合作伙伴提供锂电池，也直接参与终端市场，但相对于动力电池的占比还比较低。

比亚迪的储能业务，也是其锂电池业务在汽车动力电池之外的重要市场，很早就独立开展业务，包括国内及国外市场。比亚迪长期耕耘磷酸铁锂电池，在储能业务上自然具有一定优势。

近期上市的派能科技，作为锂电池供应商，既向Sonnen等海外储能系统集成商提供锂电池，同时也直接面向市场提供终端产品，也算是一体化企业。

储能业务的关键是市场和渠道

储能业务的核心是成本和市场。

但是，成本取决于上游锂电池。储能只是锂电池的应用之一，而且目前相对于动力电池的比例还比较小。得益于新能源汽车的发展，锂电池成本不断下降，未来下降空间还比较大，也比较明确。

伴随着锂电池的成本下降，储能业务的吸引力逐渐体现。但成本下降主要在锂电池环节，实质上无关储能本身。

既然上游环节没有差异化，那么差异化竞争点就在下游市场端，其实任何系统集成业务都具有这个特点，储能也不例外，关键在市场，而市场的重点在渠道。

光伏企业，具有开拓储能业务的先天优势

既然储能的核心在于市场和渠道，那么具有市场和渠道优势的企业就有先天优势。

光伏是新能源发电侧配套储能的重要场景，因此光伏的市场渠道也天然成为储能的市场渠道。

无论是分布式光伏，还是集中式光伏，也无论是光伏组件企业，还是光伏逆变器企业，在光伏行业的市场和渠道优势，都可以转换为储能业务的市场开拓。

目前，户用储能类似家电，其销售模式也类似，主要通过分布式光伏代理商等渠道商开展。而大型光伏电站的储能业务，则跟光伏组件的销售渠道相互协同，所以我们都看到光伏组件巨头阿特斯2020年三季度披露的储能项目储备已经超过6GWh。

阳光电源作为储能系统集成商，正是基于其光伏业务的产业协同。阳光电源很早就涉足储能业务，2018年与三星SDI成立合资储能公司。依托光伏逆变器领域积累的市场资源，以及在储能PCS（变流器）方面的产品优势，在储能业务进行了较好的布局，目前业务品类及市场分布较广，2020年上半年储能业务收入2.5亿元。

此外，天合、晶科、东方日升等光伏企业也在积极布局储能业务。

国内储能鸡肋，海外储能更好

早期国内储能市场主要是电网或工业企业调峰调频，以及一些孤网试点项目。近年，随着锂电成本的下降，光伏和风电的配套储能开始大力发展，“光-储一体化”甚至“风-光-储一体化”项目开始流行。

目前，国内储能市场中，家庭户用基本上还没有开始，主要是调峰调频储能和新能源发电侧储能，用户往往是国有企业。在国内普遍的招投标竞争模式下，储能企业很难获得较好的经营收益。

如果储能业务模式采用垫资建设或者投资运营，那么资金成本较高的民营企业更难获得较好的收益。近日，湖南就采用了中标企业通过10年租约方式提供储能服务的模式。

现阶段，储能业务真正的价值点还是在海外市场，尤其是海外大型储能市场。在海外尤其欧美的电力结构中，火电占比较低，新能源发展更快，对储能的需求更加迫切，购买力更强，经济价值也更高。这对中国的锂电企业而言是个机会，关键通过何种市场渠道将国产锂电与海外储能需求相嫁接。

在全球新能源浪潮下，“新能源+储能”将是能源结构调整战略中重要的组合拳，而中国恰恰在光伏和锂电领域全球领先，如何让中国的锂电像中国的光伏一样，伴随“新能源+”的趋势走向全球储能市场，这是中国锂电乃至光伏企业面临的重要机遇。