论能源革命的核心：降本和提效

　　四部委出台政策，将补贴政策期限延长至 2022 年底，2020-2022 年分别在上一年基础上退坡 10％、20％、30％，并于2022年底停止对新能源车的补贴。在后补贴时代，市场回归性价比，具备成本优势的磷酸铁锂路线将重获竞争力。

　　刀片电池的正极材料为磷酸铁锂，而三元电池正极材料主要是镍钴锰酸锂，含有贵重的金属钴。截止目前国内动力型磷酸铁锂价格为 15.5 万元/吨，市场供需平衡，价格保持稳定，而三元电池电极原材料市场价较高，5月三元材料报价达 34.95 万元/吨，远高于磷酸铁锂的价格。

　　缩短充电时间是动力电池装机量进一步提升的关键。电车的渗透率是影响动力电池装机量的决定性因素，在电车发展初期，电车渗透率的不断超预期直接带动了动力电池装机量的快速增长。在电车替代油车的过程中，里程焦虑是不可回避的关键性难题，也是电车进一步推广的瓶颈。换电模式和快充模式是解决这一难题的两种有效方案，也是动力电池模式升级的两大路径。

　　2.4.1换电模式: 底盘换电

　　换电模式优势显著，处于加速发展阶段。新能源汽车换电模式是指对新能源汽车电池进行统一存储、充电、配送，并在换电站内采取更换电池的方式对新能源汽车进行能源供给。不同于传统充电模式，换电模式在一定程度上实现了储能功能，是具有平衡发电系统峰谷波动的相对更为快速、高效、经济、环保的能源供给方式。同时，换电模式不仅减缓了电池的使用寿命，也实现了电池的梯次利用，并且在诸多方面均具有显著优势，我国换电模式经历了三个阶段，目前正处于加速发展阶段。

　　底盘换电是主流换电技术路线。

　　目前市面上主要有底盘换电、分箱换电、侧方换电三种换电模式，其中，底盘换电是主流的技术路线。底盘换电模式是指将电池安装在汽车底盘位置，换电作业时汽车需准确停在指定范围，由换电平台的举升机将底盘上的电池拆卸和安装。底盘换电安全系数较高，对标准化程度要求也较高，代表车企有北汽新能源和蔚来。北汽新能源主要应用在出租车上、蔚来汽车主要面向私人乘用车；浙江时空采用的是侧方换电，主要运用在网约车、出租车、物流车上；重庆力帆采用的是分箱换电形式，主要用在分时租赁车上。

　　换电模式拥有媲美燃油车的补能效率。

　　目前蔚来第二代换电站换电时间仅2-3分钟，而宁德时代换电站最快可达到1分钟，已经低于燃油车加油所需的3-4分钟。同时，通过车电分离后的电池租赁可以降低车辆的初始购置成本，蔚来全车型已实现通过租用电池包，消费者可一次性降低的购车成本7万元/12.8万元。并且还可以帮助缓解高峰时段密集充电对电网负荷的冲击。换电模式无论在土地坪效还是电力利用率上，都有独特的优势，虽然没有降低蓄电池制造阶段的碳排放，但大幅提高了蓄电池的使用效率，助力新能源汽车更加低碳化、绿色化。此外，充换电服务有望享受碳交易红利，出售碳排放额度有望带来新的利润增长点。

　　截至2021年12月，我国共拥有1298座换电站，QoQ增速自2021年呈快速增长趋势，四季度达历史高点45.8％，10月达历史高点22％。根据国开联新能源研究团队发布的《换电站行业研究报告2022》，预计2025年，我国电动汽车换电站将达2.2万座，运营市场规模达2631亿，换电站设备市场达693亿，对应换电站建设、运营、换电设备CAGR达80％-107％。

　　宁德时代于2022年1月推出的EVOGO整体换电方案，与蔚来的电池租用服务BaaS，都是车电分离模式。宁德的方案希望发挥其在电池领域的know-how优势，推进换电电池的标准化。而蔚来与宁德等公司合资成立蔚能电池，通过购买蔚来的电池包，并出租给购买蔚来汽车BaaS服务的消费者，可有效降低车辆的直接购置成本和折旧，同时蔚能通过数字化、全周期的监控，可以实现换电体系下电池的日常统一管理，也是蔚来用户服务的重要构成可以有效增强其客户粘性。此外，蔚能参与电池回收，并正在布局正极再生技术将有效提高电池残值率。预计2025年蔚能管理的电池资产规模可达100GWh以上。在换电设备方面，一批国内企业正在加速切入，并与包括蔚来在内的车企进行深入合作，共同提高换电设备自动化程度和通用性。目前各设备厂商正不断推出拥着有更少的换电时间、更高的日服务能力及更低的投资成本的换电站产品。

　　随着整车带电量和续航里程提升，充电便利性成为制约电动车使用体验提升的一大因素。快充成为新能源汽车又一个发力方向。

　　大电流路线推广程度低，对热管理要求高；高电压路线是目前车厂普遍采用的模式，可兼顾降低能耗、提高续航、减少重量、节省空间等优点。从不同的实践来看，高压快充能够在更宽范围内实现最大功率充电，更能匹配未来快充需求。

　　国外车企中，保时捷Taycan 是第一台800V 架构的电动车，已经论证了可行性，通用表示电动悍马将采用800V 系统，现代e-GMP 纯电平台会用800V 架构。国内未来2-3 年将推出较多800V 车型，例如小鹏G9、长城机甲龙、广汽AION VPLUS、极氪、极狐αS 等，同时车企会陆续布点800V 快充桩。

　　储能技术深度参与能源革命，解决电能储存难题。当前第三代能源革命正在全球进行，随着可再生能源发电技术持续进步和发电成本的下降，以风储、光储、通信储能为代表的储能应用场景商业模式逐步成熟，储能将成为影响全球能源变革的重要因素之一。储能旨在解决电能不易存储这一难题，广义上的储能概念是指通过将一种能量形式转换并存储，基于未来应用以特定能量形式释放的循环过程；狭义上的储能概念主要针对电能的存储，是指利用化学或者物理方式将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

　　储能推动电力系统变革，实现电力供需时间转移。在构建新型电力系统过程中，储能发挥了“库存”效果，在发电侧，用户侧和电网侧承担了多方面重要任务。

　　发电侧：平滑出力，跟踪发电计划：造成电力供需失衡的因素在于风电、光伏本身的间歇、波动特征，需要借助储能平滑出力曲线）调峰、调频：储能的灵活功率输出可以在电源侧扮演调频、调峰的角色；黑启动：借助储能自启动能力，带动无自启动能力发电机组；

　　用户侧：需求侧响应，峰谷调节：允许用户结合电价信号主动调整用电时间，配合削峰填谷；备用电源：事故状况下保证供电可靠；类似电源侧，储能可以提高用户侧光伏等分布式能源接入能力；

　　电网侧：环节设备阻塞：传统扩容方式存在输电走廊资源约束，在用电负荷不断增长的背景下，引入储能能够缓解电网扩容与负荷增长间的矛盾，推动系统由功率传输向电量传输转变；提供调频、调峰等辅助服务。

　　随着峰谷电价调整以及辅助市场机制的建立，储能的经济性将有明显改观，在源-网-荷侧都有望实现高速发展。预期到 2025 年，国内用户侧、发电侧、电网侧、5G 领域与国外用户侧对应的储能需求约为 110GWh，若按储能系统 1.4 元/Wh 计算，对应市场空间超 1500 亿。若在此期间内储能成本进一步下降，预计更多需求将被激发，需求增加对市场空间的影响可能会远超价格下降，届时市场规模有望接近 2000 亿元。

　　储能可以分为物理储能、电化学储能与电磁储能三类，从目前应用情况来看，物理储能是应用最为广泛的储能方式，电化学储能其次，电磁储能应用范围相对有限。物理储能主要包括抽水储能、压缩空气和飞轮储能等；电化学储能主要包括钠离子电池、铅酸电池、铅炭电池、镍镉电池和钠硫电池等；电磁储能主要包括超级电容和超导储能等。2020 年全球储能装机总容量约 191GW，其中抽水蓄能占据 90.3％，以锂电池为主的电化学储能占约 7％。虽然存量结构中，抽水蓄能占绝大部分份额，但电化学储能在新增储能装机占比快速提升，2020 年电化学储能新增装机 2.9GWh，增量份额占比达到63％。

　　物理储能是目前装机规模最大的路线，但存在较难改变的天然劣势，即选址困难，同时，物理储能响应时间较长，在需要快速反应的系统中应用受限。电化学路线兼备功率/能量密度大、响应快、易于部署等优势，且成本方面的相对劣势也会随技术进步与规模效应逐步抹平，相对其他形式储能更具优势。

　　2.降本提效驱动因素：储能电池成本

　　锂电储能系统工程建设成本大致为约 1.5-2.5 元/Wh，其中储能系统占 80-85％；储能系统中又以电池占比最高，大致为 50％，其他系统组件、管理系统分别占 20％、15％，因此，电化学储能降本增效驱动因素主要来自于储能系统电池成本的降低，包括现有磷酸铁锂电池的降本以及采用新材料的钠电池。

　　2.1.磷酸铁锂电池寿命翻倍

　　磷酸铁锂循环寿命翻倍，单次循环成本大幅降低。以磷酸铁锂为代表的的电化学储能是现阶段的优选方案，锂电功率、容量、放电时长等技术特征满足现阶段储能需求；短期内储能的主要场景仍是在平滑风光出力、参与系统调频等短周期应用为主，锂电池储能安装配置方式灵活，充放电周期在小时级别，装机容量达到兆瓦级别，与场景需求匹配；2020-2021年铁锂电池实现约 20％的成本降幅，循环次数由 2000-3000 次向上突破，带动储能度电成本快速下降。

　　2.2.钠电池技术新路线

　　钠电池技术有望推动储能成本进一步下降。

　　钠电池工作原理与锂电池类似，在低温性能、安全性、成本方面具备优势，能量密度和循环性能均介于锂电池和铅酸电池之间，在储能领域有较好的应用前景。钠电池外形封装与锂电池相同，同时锂电池的生产设备大多可以兼容钠离子电池，原始设备成本支出与锂电池相当。材料中，除隔膜外，钠离子电池的正、负极、电解液、集流体的价格较锂电池材料低。当技术成熟实现规模化效应后，其降本空间更大。

　　光伏发电装机容量仅占12％，渗透率提升空间巨大。光伏发电的原理是光电效应，通过将太阳光照射在半导体材料上，光能转化成了电能。虽然中国光伏行业在过去几年里发展迅速，整个板块呈现爆发式增长趋势，光伏产业链景气度始终维持高位，但是目前中国光伏发电装机容量仅占全国总装机容量的12％，距离完全替代火电，成为能源结构中的主力能源品种还有相当长的距离，光伏产业在“十四五”期间的渗透率存在巨大的提升空间。

　　光伏发电进入平价时代，竞争力优势凸显。回溯我国光伏行业的发展，欧美双反、“531新政”和2019年国家能源局的平价上网通知是三个具有标志性意义的事件，以这些事件为结点，我国光伏行业的发展大致可以划分为四个阶段：

　　两头在外：上游原材料依赖进口，下游组件绝大部分都用于出口，内需不足，缺乏核心技术；

　　产业扶持：政府陆续推出补贴政策，拉动内需，但是出现了一些结构性问题，比如财政补贴窟窿越来越大、骗补现象盛行等；

　　补贴退坡：2018年“531新政”降低了光伏的补贴标准，限制了补贴规模，行业装机量出现间歇性回落，劣质产能被淘汰，加速了平价时代的到来；

　　平价时代：凭借低成本和规模化创新优势，目前我国光伏发电侧已经接近平价，部分地区光伏发电价格已经低于传统电价，竞争力优势不断凸显。

　　光伏全产业链技术完备，国产化自主程度高。中国光伏行业已经完全具备上游高纯度晶硅、中游高效太阳能电池片生产、到光伏电站的建设以及运营的全产业链，并且具备完整的自主知识产权。在我国全面取消行业补贴后，光伏行业发展的重要任务是进一步且快速地降低成本。与此同时，我国开始以“整县推进”、国企与民企相结合的方式推广分布式光伏，充分挖掘分布式光伏在节约场地成本和远距离传输成本方面的优势，推动光伏产业进一步发展。

　　光伏发电装机容量符合预期，新增和累积装机容量均为全球第一。根据中国光伏行业协会数据，2021年，全国新增光伏并网装机容量达54.88GW，同比增长13.9％。累计光伏并网装机容量达到308GW，同比增长21.7％。全年光伏发电量为3259亿kWh，同比增长25.1％，约占全国全年总发电量的4％。2017至2021年期间，我国光伏发电装机累计容量由130GW增长至308GW，CAGR为24.1％。

　　2021年，全国新增集中式光伏装机25.6GW，分布式光伏装机29.27GW，分布式光伏装机占全国全部新增光伏装机的53.34％，历史上首次突破50％。全国累计集中式光伏装机198.47GW，分布式光伏装机107.5GW，分布式光伏装机占全国累计光伏装机的35.13％。

　　平准度电成本下降，分布式光伏电站平准度电成本低于光伏地面电站。

　　光伏系统初始投资成本上升，不及预期。

　　光伏系统初始投资成本包括组件、逆变器、支架、电缆、电网接入费用、管理费用等。2021年，我国地面光伏系统初始投资成本4.15元/W，工商业分布式光伏系统初始投资成本3.74元/W，分别高于2020年地面光伏系统、工商业分布式光伏系统投资成本0.16元/W、0.36元/W，投资成本降低不及预期。

　　光伏产业降本提效路径主要依靠电价下行和各环节技术变革。

　　2.硅料：颗粒硅市占率提升

　　硅料环节是指将粗硅通过化学提纯得到多晶硅的过程，多晶硅是太阳能电池的基础原料，硅料环节的技术创新较为平稳。2010年至2021年期间，我国多晶硅产量大幅上升，产量从2010年的4.5万吨增长11倍至2021年的50.5万吨，价格从2011年的730,000元/吨下降至2022年的209,000元/吨，价格下降幅度高达71％。

　　硅料环节的成本由金属硅、电力、人力等成本构成，其中，电力成本和金属硅成本在各项成本中位居前二，分别占成本的34.9％和28％，是硅料环节的主要成本。基于此，电力价格的下降和多晶硅提取工艺的进步是硅料环节降本的主要驱动因素。

　　2.1.降本提效驱动因素：电力成本

　　我国光伏电站指导电价的逐年下降，电价由2011年的1元/kWh下降至2020年的0.4元/kWh，下降幅度达60％，同时越来越多的企业选择到西部电费更低的地方建厂，硅料行业在电力成本方面实现了大幅降本。

　　目前主流的多晶硅生产工艺为改良西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。2021 年硅烷法颗粒硅市占率达到 4.1％，棒状硅占 95.9％。据中国光伏行业协会预测，未来颗粒硅市占率将缓慢逐步上升，但棒状硅依然占据硅料市场主导地位。

　　西门子法是德国西门子公司在1955年开发出的一种在1100°C左右的硅芯上，用氢气还原高纯度三氯氢硅，最终将多晶硅沉积在硅芯上的多晶硅生产工艺。西门子法存在多晶硅转化率低及产品排放污染度高的问题，改良西门子法是目前国内外最成熟最主流的多晶硅生产工艺，其在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既避免了化学反应产品直接排放污染环境，又通过尾气回收和还原实现物料的循环利用，大大降低了生产成本。除此之外，改良西门子法采用多对棒、大直径还原炉，有效降低了还原炉消耗的电能。据中国光伏行业协会数据，2018-2021年期间，使用改良西门子法生产多晶硅的过程中的各项能耗逐年递减。

　　硅烷流化床法是生产颗粒硅的主要工艺。

　　硅烷流化床法出现于上世纪60年代，其原理是将硅烷和氢气从流化床反应器底部注入，并逐渐上升至反应器中间加热区，同时，反应器内的籽晶会随着气体的进入也逐渐悬浮至中间加热区，与硅烷和氢气发生化学反应。随着反应的进行，硅逐渐沉积在悬浮状态的硅籽晶上，籽晶颗粒不断地变大，当增长到足够重量的时候，硅颗粒将沉降到反应器的底部，排出的就是颗粒硅。

　　硅烷流化床法生产效率高，能耗低，二氧化碳排放少。

　　生产流程简化，副反应较少，不需要进行尾气的回收；

　　硅烷流化床法的最终产物是颗粒硅，不需要进行硅棒的破碎即可直接交付下一加工环节，减少了资本支出；提升生产效率，由于籽晶是悬浮状态，且是与气体直接进行反应，有更大的反应面积，反应效率提高；硅烷流化床法是从下部加硅烷和氢气，从上部加籽晶，可以做到连续生产，提高生产效率；

　　降低生产能耗，流化床法以硅烷为生产原料，其反应温度较低，约为700℃，远远低于改良西门子法的反应温度。据中国光伏行业协会数据，目前硅烷流化床法颗粒硅综合电耗较三氯氢硅法棒状硅低 40％-50％；二氧化碳排放低，据保利协鑫行业研究中心数据，与棒状硅相比，使用颗粒硅可减少碳排放量74.3％。每生产一万吨颗粒硅，可减少二氧化碳排放量约44.8万吨，相当于节省标煤燃烧16.64万吨，相当于多种树218.6万棵。

　　硅烷流化床法的反应原理是下方进气，会导致悬浮的颗粒不断与反应器内壁撞击并发生反应，内壁腐蚀，造成成品颗粒硅中含有其他金属。除此之外，硅烷流化床法反应器的使用寿命较短，由于气体的缘故，长期下来可能会导致硅粉堵塞出入口。最后，此方法对安全性的要求很高，由于硅烷易燃易爆的化学属性，因此技术和装备的壁垒较高。

　　2021 年全国硅片产量约为227GW，同比增长40.6％。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的84％，且产量均超过10GW。随着头部企业加速扩张，据中国光行业协会预计，2022年全国硅片产量将超过293GW。

　　单晶硅片的成本结构主要由硅料成本、长晶成本和切割成本构成，分别占比50％，33％和17％。在长晶成本中，坩埚、电力和石墨热场占比较大，分别为23.9％，22.5％和18.3％。

　　3.1.降本提效驱动因素：硅片材料和切割技术改良

　　2015年以前，多晶硅片一直因其扩产快，对硅料技术要求低，生产成本低等优势，一直占据市场主导地位；虽然单晶硅片的光电转换效率更高，但由于单晶硅片高昂的生产成本，一直未能得到广泛应用。随着2015年切割和拉棒工艺的升级，单晶硅片的非硅成本大幅下降，从而获得生产成本优势，逐渐逆转了多晶硅片的主导地位。2021年，中国单晶硅片市场占比约为94.5％，而多晶硅片的市场份额由2020年的9.3％下降至2021年的5.2％，根据2021年中国光伏产业发展路线图预测，未来多晶硅片呈逐步下降趋势，但仍会在细分市场保持一定需求量。