一、风电
1.风电行业现状简述
根据天风于2020年底发布的研究报告显示，2021年国内陆上风电预计装机量较2020年下降15%-20%，装机量约为25-28GW，但海上风电装机量增长超过50%，约为6-7GW，将补齐陆上风电下滑的装机量，总装机量32GW较2020年基本持平。
成本方面，受抢装影响，海上风电建设成本将先升后降，预期2021年，建设成本将在15700-22000元/KW范围内波动，2025年建设成本将下降至12700-15000元/KW。
为了达到“碳中和”的最终目标，进行能源结构调整是必然的手段，预计2025年非水可再生能源发电占比有望达到20%，用电量每年稳步增长，将倒逼风力发电量增长，有效推动装机量增长。
据IEA统计，2019-2020年OECD各国的风电发电量占比在4%-12%之间波动，中枢约在8%左右。风力发电受季节影响具有波动性，以2019年7月至2020年7月这个周期为例，夏季为风电出力淡季，发电量占比约为6%，冬季为旺季，发电量占比达到11%。
2020年1-9月，我国风力发电量占总发电比例为6.2%，虽然较2019年5.54%的占比提升了0.6个百分点，但同OECD国家平均水平相比仍有1.7个点的差距。
我们按照风力发电量占总发电量比例将各省划分为第一梯队（≥10%）、第二梯队（5%-9.99%）和第三梯队（<5%），2020年1-10月，共有7个省份进入第一梯队，河北省为新进入者。第一梯队中，甘肃省风力发电量占比远超其他省市，达到16.5%，高于第二名吉林省3.12个百分点。第二梯队省份数量达到7个，湖南、广西、江西为新进入者。第一、第二梯队省市合计数量14个，较2019年增加3个，充分体现了各省政府规划风电建设及消纳的积极态度。
从发电占比增幅来看，广西和河南省风电发电量占比增幅较大，分别增加了2.11和2.01个百分点。
2020年1-10月，我国全国发电量为60288亿千瓦时，同比增长2.63%，其中，风电发电量3739亿千瓦时，相比去年同比上升15.05%。
近年来，我国风电发电量占比持续增加，由2013年的2.57%，上升到2020年1-10月份的6.20%。火电则从2013年的78.58%降至2020年1-10月的70.22%。
2.风电行业投资逻辑
按照预测，陆上风电生命周期为20年，主机厂商提供的质保期约为5年，第6年到第20年需要另外提供运维服务。到2023年，2018年的风电项目已过质保期，2018-2020年风电装机量的快速增长，合计装机量预期超过75GW，这些项目将需要提供后期运维服务。因此，运维服务成长前景明朗。
风电作为新兴能源，在发展的初期面临前期研发投入大、业务规模小的局面，需要政府的政策扶持以渡过行业初创期。因此，近几年风电行业的快速发展很大程度上得益于各国政府在政策上的鼓励和支持，如上网电价保护、强制并网、电价补贴及各项税收优惠政策等。但随着风电行业的快速发展和技术的日益成熟，前述鼓励政策正逐渐减少。
风电行业整体受政策驱动因素影响较大，未来海上风电装机量将逐渐放开。整体来看，风电行业虽然装机总量能够在十四五期间稳步上升，但整体设备成本和补贴力度趋势均长期看低，且国家补贴有转为地方补贴趋势。投资可更多关注风电设备的运维服务商。
二、光伏
1.光伏行业现状简述
根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2020年全国风电、光伏发电新增消纳能力的公告，2020年全国光伏消纳空间48.45GW，其中国家电网经营区39.05GW，南方电网经营区7.4GW，内蒙古电力公司经营区2GW，对2020年光伏新增项目的并网有充足保障。截至9月底，全国弃光电量34.3亿千瓦时，光伏发电利用率98.3%，同比提升0.2%，各月度弃光率呈现明显的下降趋势。
光伏发电成本持续下降，已在多个国家成为最便宜的新建发电来源。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的最新版可再生能源成本报告，2010年以来太阳能光伏发电成本下降了82%，下降幅度在可再生能源中排第一。目前，光伏发电已在包括印度（33美元/MWh）、中国（38美元/MWh）、澳大利亚（39美元/MWh）、南非（50美元/MWh）等多个国家成为成本最低的电力来源。
根据中国光伏行业协会公布的数据，2019年地面电站的初始全投资成本约为4.55元/W，预计2021年全投资成本可降至4.19元/W，同比下降2.56%；2019年工商业分布式的初始投资成本为3.84元/W，预计2021年全投资成本可降至3.53元/W，同比下降3.56%。
随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等产品的应用，以及运维能力的提高，按照全投资模型进行测算，工商业分布式光伏发电已于2019年实现用电侧平价，预计2021年大部分地区的集中式可实现与煤电基准价同价，分布式也可实现居民用电侧平价。
有国内机构预测，在2025年末我国非化石能源消费比重达到19%的保守预期下，“十四五”期间我国光伏新增装机总量约为277GW，年均超55GW；若2025年非化石能源消费比重为19.5%，则光伏年均新增装机量将达到约72GW，比“十三五”期间年均装机量增长约78%。
随着光伏发电成本的不断下降以及可再生能源应用在全球范围内的普及，新兴市场不断涌现。根据彭博新能源财经（BNEF）统计数据，2019年全球光伏发电GW级市场有16个，比2018年增加了3个，光伏累计装机量超1GW的国家达到36个。
从我国组件出口情况来看，2019年中国本土组件累计出口66.8GW，同比增长61.7%。荷兰作为转口港，出口至欧洲的货物一般要发往鹿特丹做中转，因此成为2019年最大的出口市场。另外，我国组件企业积极对外拓展，2019年越南、巴西、西班牙、乌克兰等新兴市场加入了前十大出口国行列，海外光伏需求逐步多元化。
目前来看，疫情对于全球光伏总需求的影响较小，日本、欧盟以及澳大利亚等地区新增装机量预计与去年基本持平，预计2020年全球光伏新增装机量约118GW，与2019年基本持平。随着年底多款疫苗陆续研发成功并投入市场，2021年全球疫情或将得到有效控制，光伏新增装机将迎来加速增长期，预计2021/2022年光伏新增装机规模将达到161/197GW，同比分别增长36.44%/22.36%。
2.光伏行业投资逻辑
光伏发电已在多个国家及地区成为最便宜的发电来源，未来将步入平价上网时代。在各国新能源政策的大力支持下，GW级光伏新兴市场不断涌现，光伏增长逐渐多元化，随着疫情影响逐步得到缓解，预计“十四五”期间国内年均光伏新增装机容量有望超70GW，2021/2022年全球光伏新增装机可达161/197GW。短期投资建议把握光伏行业两条投资主线：
①垂直一体化组件企业：2020年多晶硅及光伏玻璃价格涨幅较大，随着年底抢装的结束以及相关企业的扩产，多晶硅及光伏玻璃价格有望进入下行通道，从而释放组件端利润。国内市场容配比放开将加大组件需求，BIPV将成为组件业务增长新动能。在行业整合趋势下，市场份额逐步向头部企业集中，其中，垂直一体化布局的企业将获得更高毛利。如光伏老大：隆基股份。
②逆变器相关企业：逆变器领域具备较高的进入壁垒，加速拓展海外市场助推国内企业业绩增长，分布式光伏占比提升带动组串式逆变器渗透率提高，从而强化了相关领先企业的竞争优势，光储一体化带来新的盈利增长点。
三、氢能源
1.氢能源行业现状
与传统化工燃料相比，氢能具有高含能特性、高能源转化效率及碳零排放三大优势。从含能特性来看，除核燃料外，氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，达142KJ/KG，约为汽油的三倍。从能源转化效率来看，氢能可以通过燃料电池直接转变为电能，同时过程中的废能可再利用，其综合转化效率可达到83%。从碳排放的角度来看，氢燃料电池在产生电能的过程中不会产生碳排放，可以实现良性循环。
氢既可作为清洁能源，同时也是良好的能源载体，具备清洁高效、可储能、可运输、应用场景较为丰富的特点。全球范围内，众多发达国家通过能源法案、能源战略、技术路线图等途径积极发展氢能，改变能源结构，减少对传统一次能源的依赖。梳理各国支持政策，政策着力点一方面引导供给端氢能基础设施的建设，另一方面主要以购置补贴的形式推进需求端氢燃料电池汽车的发展。政策的持续加码推动了氢能应用的快速发展，根据E4tech数据，2019年度全球燃料电池出货量达1129.6MW，2015年-2019年CAGR达39.52%，其中交通运输领域需求上升尤为显著，CAGR达68.13%。
从国内总体氢气需求看，合成氨的需求已趋于稳定，炼化对氢气的需求每年仍可保持3～5%的增长，其余化工和工业品对氢气需求依然保持小幅增长，预计2025年国内氢气需求约为2500万吨以上，2030年可超过3100万吨，届时需求增量中燃料电池车领域的贡献接近40%。
长远来看，氢能在交通领域的用量将逐步增加，而“碳中和”背景下，氢能在工业、建筑等领域的推广也成为大势所趋。燃料电池可应用于储能、发电领域，同时氢能也可以为家庭住宅、商业建筑供热供电。交通领域，考虑到氢燃料电池在动力性能和续航能力方面的优势，在长途货运领域内具有较大的发展空间，因此未来氢燃料电池汽车的发展重点领域是氢燃料电池货车，其市场渗透率料将从目前的0.2%上升到2050年的50%，成为交通领域内主要氢耗来源。到2050年，燃料电池客车、物流车、货车、乘用车在其各自市场内渗透率将分别达到40%、10%、50%和10%，相应的氢耗水平也有下降，客车、物流车、货车、乘用车的氢耗水平预计将分别为<4kg/100km、<2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。
水电解制氢是制取“绿氢”的主要途径，其原理是在有电解液的电解槽中通入直流电，将水分子分解成氢气和氧气。
已经商业化的水电解制氢技术路线有两种：碱性电解和PEM电解。电解水制氢成本主要由两部分构成：电价和电解槽。目前，碱性电解槽已经基本国产化，价格为2000~3000元/kW，而PEM电解槽依赖于进口，价格在7000~12000元/kW，价格明显偏高。产能方面，PEM电解槽单槽制氢约200Nm3/h；而碱性电解槽为PEM电解槽的5倍。当全负荷运行7500小时，假设电价为0.5元/kWh，每生产1Nm3氢气耗费5kWh总电力，电解槽折旧成本为40万元/年（PEM电解槽折旧成本为120万元/年），1kg氢气对应11.12Nm3氢气，则碱性电解与PEM电解制氢成本分别为22元/kg、32元/kg。其中，电费成本分别占比为78%和36%。在相同条件下，显然碱性电解更具有经济性。
长期来看，综合考虑电价和技术进步的因素，若2025年以光伏为代表的可再生能源发电成本如预期降至0.30元/kWh以内，在碱性电解系统设备价格低于2000元/Kw的假设下，电解水制氢成本可以降至20元/kg附近，即1.8元/Nm3，接近工业副产氢气的最高成本。2030年若发电成本降至0.2元/kwh左右，光伏电解水制氢成本则有望降至约为1.3元/Nm3，基本可化石能源制氢匹敌。展望2050年，在可再生能源发电成本可降至0.13元/kWh，而电解槽价格下降50%以上的假设下，电解水制氢成本有望降到0.9元/Nm3附近（约合10元/kg）。
根据氢气状态不同，氢气运输可以分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送。气态氢气通常采用长管拖车和管道运输；液态氢气通常用槽车运输；固态氢气运输可直接运输储氢金属。目前，气氢拖车是国内最主要的运氢方式，该方式技术成熟，相比其他方法更适用于短途运输；液氢槽车运输能力是气氢拖车的10倍，但液化过程成本较高，相比气氢拖车更适合中长距离运输，运输距离为500km时，预计气氢拖车和液氢槽车成本分别为20元/kg和14元/kg左右。至2050年，预期液态储运氢成本在运输距离为500km时将降至6~8元/kg，随着国内低温液态储氢技术逐渐程度成熟，液氢槽车运输将逐渐取代气氧拖车。
管道运输方面，根据IEA，目前全球氢气管道有近5000km，而中国国内仅有不足100km。氢气管道初期需要巨大对投入和较长的建设周期，但由于氢气是在低压状态下运输，相比高压运氢成本更加低廉。运输距离为500km时，运氢成本为约在3～3.1元/kg。伴随长距离运氢需求的增加，预计国内输氢管道将逐渐增加，管道运输将成为未来长距离运输的最优选择。
在加氢站方面，目前我国由于氢能需求较小，各地供应规模不一致，供应链各环节的商业化模式还未发展成熟，导致加氢站终端销售价格差异巨大，多数价格在50元/kg以上。由于目前加氢站市场规模较小，加氢站的盈利空间比较小，甚至有可能出现亏损，需要政府对其进行补贴从而进行一定的引导。目前中国已建加氢站104座，位居世界第二，根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，至2050年，我国加氢站数量将超过1万座。
面对国际氢能源产业发展趋势，打造我国具有独立自主知识产权体系的氢能源产业链的任务迫在眉睫。上游的制氢及提纯、氢气储运、加注，中游的燃料电池关键材料及核心零部件、燃料电池电堆及辅助系统开发、燃料电池发动机的研发，下游的燃料电池在交通运输、发电、储能等方面的应用包含了大量的技术问题，需要逐-攻克和提升。氢能源产业链横跨能源、交通、工业等领域，需要在政策体系、技术装备等方面共同推动。
2.氢能源投资逻辑
氢能是未来能源的趋势之一，氢能源产业被誉为没有天花板的产业，具有巨大的产业前景，且氢能产业链很长，包括上游的制氢、储氢运氢加氢，到中游燃料电池再到下游应用，具有很强的带动效应，不管是个人还是投资机构来言，氢能均是可以作为长期投资的领域之一。
