高中研究性学习报告---浅谈可再生能源

氢能更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。

氢是二次能源，通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过 50%，是零污染的高效能源。

氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。

随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。

氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括作为燃料电池 汽车 应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。

日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池 汽车 研发方面取得优势。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池 汽车 将占全球机动车的20 25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。

《中国制造2025》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《“十三五”国家 科技 创新规划》等都将氢能与燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业，提出系统推进氢能 汽车 的研发、产业化和商业化。

今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布了《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推动新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。

中国首部《能源法》再次征求意见。其中，氢能被列为能源范畴，是中国第一次从法律上确认了氢能属于能源。

目前，全国有20多个省份发布了氢能产业发展规划，在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已形成一些小规模的示范应用。在一些地方形成了制备、储运、加注燃料电池和下游应用的完整产业链。

其中，山东省国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，以2019年为基准年，规划期限为2020-2030年，内容主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施和环境影响评价等6个部分。3月26日印发《济青烟国际招商产业园建设行动方案（2020-2025年）》，新能源 汽车 、氢能等字眼出现频率很高，也和山东省省级氢能规划相呼应。济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起。潍坊市人民政府办公室印发了《潍坊市促进加氢站建设及运营扶持办法》。本办法适用于对在本市进行加氢站建设、加氢站加氢的企业给予补贴，即按日加氢能力和建成年限分别给予50~600万元补贴。

2019年，中国石油对外依存度首次突破70%的关口，而天然气对外依存度也高达45%。自2018年中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口所带来的能源安全隐患越来越让决策层与 社会 各界侧目。新冠疫情又进一步暴露了在紧急状态下产业链全球化的隐患和风险，致使原本已有抬头之势的逆全球化趋势进一步加深，将能源安全的地位上升到新的政治高度。

全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国家，已承诺力争2030年前二氧化碳排放达到峰值2060年前实现碳中和。在碳中和的道路上，氢能是一个不可或缺的二次能源形式

尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。

譬如在储运方面，实现氢能规模化、低成本的储运仍然是我国乃至全球共同面临的难题。高压气氢作为目前国内外主流的氢能储运模式，还存在储氢密度仍然不够高、储运成本太高等问题。

氢气是二次能源，需要通过一定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：

天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，在转化炉中发生一系列化学反应生成包含一氧化碳和氢气的转化气，转化气再经过换热、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，从而得到氢气。

以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化，二是煤的气化。焦化是指煤在隔绝空气条件下，在90-1000 制取焦碳，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气55-60%左右。煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，组成主要是氢及一氧化碳，经转化后可制得纯氢。

通常不直接用石油制氢，而用石油初步裂解后的产品，如石脑油、重油、石油焦以及炼厂干气制氢。石脑油制氢主要工艺过程有石脑油脱硫转化、CO变换、PSA，其工艺流程与天然气制氢极为相似；重油制氢是在一定压力下与水蒸气及氧气反应制得含氢气体产物；石油焦制氢与煤制氢非常相似，是在煤制氢的基础上发展起来的；炼厂干气制氢主要是轻烃水蒸气重整加上变压吸附分离法，与天然气制氢非常相似。

氯碱工业采用电解盐水的方式生产氯气和烧碱，在电解槽阳极生成氯气，阴极生成氢气，阴极附近生成烧碱，氢气进入脱氧塔脱除其中氧气，然后经过变压吸附脱除其中N2、H2、CO2、H2O等杂质，可获得高纯度氢气。

甲醇蒸汽重整制氢由于氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，便于工业操作而更多地被采用。甲醇与水蒸气在一定的温度、压力条件下在催化剂的作用下，发生甲醇裂解反应和一氧化碳的变换反应，生成氢和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2，再经过变压吸附法（PSA）将H2和CO2分离，得到高纯氢气。

电解水制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的碱性电解槽（ALK）中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。也可使用PEM电解槽直接电解纯水产生氢气。此方式可利用光电、风电以及水电等清洁能源进行电解水制取氢气。

（1）风力发电机组的原理及特点：风力发电机组通过控制风轮转速，达成在低风速下最优能量捕捉；在高风速时，保持风轮转速和功率稳定。因此，在额定风速前（大部分工作状态），风力发电机组发岀的有功功率一直在随着风的改变而波动，表现在秒级上的发电功率波动性。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说风电机组每时每刻在跟随电网的50Hz交流电频率，把能量通过电流的方式输岀给电网。如果没有电网的电压维持，目前的风电机组很难独立发电。

（2）光伏发电：光伏电池将太阳能转化为电能，光伏逆变器一方面通过控制，追踪光伏电池的最佳功率点，一方面作为电流源，跟踪电网50Hz交流电频率，把能量通过电流方式输岀到电网。由于阳光在分钟级上变化不大，相对于风电，波动性较小。但是光伏发电表现出昼夜的间歇性。

光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。主要有3种技术路线。

碱性电解槽制氢。 该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。

质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。 效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。

固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。 可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。

电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。

甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模，按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元 / 吨计算，制氢成本如下表：甲醇制氢成本表

天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好，按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气，天然气价格按1.82元/Nm3计算，制氢成本下表：

天然气制氢成本表

以1000Nm3/h 水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh 电能计算，不同电价测算制氢成本分析如下表：

光伏发电制氢成本表

由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如下表：

光伏发电直流系统造价

以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小 时 计 算，其他参数为 ：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元 /kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元 /kW，其他费用10元 /kW。按照全部投资内部收益率满足8% 反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为 8% 时，不同造价下的电价如下表：

不同造价反算电价

光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。

光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。

氢气的运输方式可根据氢气状态不同分为气态氢气(GH2)输送、液态氢气(LH2)输送和固态氢气(SH2)输送。选择何种运输方式，需基于以下四点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。

在用量小、用户分散的情况下，气氢通常通过储氢容器装在车、船等运输工具上进行输送，用量大时一般采用管道输送。液氢运输多用车船等运输工具。

虽然氢气运输方式众多，但从发展趋势来看，我国主要以气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)三种运氢方式为主。

长管拖车是国内最普遍的运氢方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度很小，而储氢容器自重大，所运输氢气的重量只占总运输重量的1~2%。因此长管拖车运氢只适用于运输距离较近(运输半径200公里)和输送量较低的场景。

其工作流程如下：将净化后的产品氢气经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输至目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级储存。

该方法的运输效率较低。国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气的气瓶多为20MPa。

以上海南亮公司生产的TT11-2140-H2-20-I型集装管束箱为例，其工作压力为20MPa，每次可充装体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装载后总质量33168kg，运输效率1.05%。国内生产长管拖车的主要厂商有中集安瑞科、鲁西化工、上海南亮、浦江气体、山东滨华氢能源等。

长管拖车运氢成本测算

为测算长管拖车运氢的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）长管拖车满载氢气质量350kg，管束中氢气残余率20%，每日工作时间15h；

（3）拖车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）动力车头价格40万元/台，以10年进行折旧；管束价格120万元/台，以20年进行折旧，折旧方式均为直线法；

（5）拖车充卸氢气时长5h；

（6）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为8.66元/kg。

测算过程如下表：

运输成本随距离增加大幅上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本5.43元/kg，随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。

距离500km时运输成本达到20.18元/kg。

考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。

提高管束工作压力可降低运氢成本

由于国内标准约束，长管拖车的最高工作压力限制在20MPa，而国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车。

若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本。

当运输距离为100km时，工作压力分别为20MPa、50MPa的长管拖车运输成本为8.66元/kg、5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。

具有发展潜力的低成本运氢方式，但我国氢气管网发展不足，建设需提速。

低压管道运氢适合大规模、长距离的运氢方式。由于氢气需在低压状态（工作压力1~4MPa）下运输，因此相比高压运氢能耗更低，但管道建设的初始投资较大。

我国布局氢气管网布局有较大提升空间。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年 历史 。

根据PNNL在2016年的统计数据，全球共有4542公里的氢气管道，其中美国有2608公里的输氢管道，欧洲有1598公里的输氢管道，而中国仅有100公里。

随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。

氢气管道造价高、投资大，天然气管道运氢可降低成本

天然气管道是世界上规模最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。据IEA报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，氢气管道仅有5000公里，现有的氢气管道均由制氢企业运营，用于向化工和炼油设备运送成品氢气。

由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反应而引起韧性下降），从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。美国氢气管道的造价为31~94万美元/km，而天然气管道的造价仅为12.5~50万美元/km，氢气管道的造价是天然气管道造价的两倍以上。

虽然氢气在管道中的流速是天然气的2.8倍，但由于氢气的体积能量密度小，同体积氢气的能量密度仅为天然气的三分之一，因此用同一管道输送相同能量的氢气和天然气，用于押送氢气的泵站压缩机功率高于压送天然气的压缩机功率，导致氢气的输送成本偏高。

氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。

研究表明，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。

在天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后对混合气体进行氢气提纯，这样既可以充分利用现有管道设施，出于经济性考虑，也能降低氢气的运送成本。

目前国外已有部分国家采用了这种方法。

为测算管道运氢的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做出如下假设：

（1）管道长度25km，总投资额1.46亿元，则单位长度投资额584万元/km；（10）年输氢能力为10.04万吨，运输过程中氢气损耗率8%；

（2）管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的15%计算；

（3）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（4）管道寿命20年，以直线法进行折旧。

根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢价格为0.86元/kg。

当输送距离为100km时，运氢成本为1.20元/kg，仅为同等距离下气氢拖车成本的1/5，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。

适合长距离运输，国内外应用差距明显，但液氢运输相比气氢效率更高，国内应用程度有限。

液氢罐车运输系统由动力车头、整车拖盘和液氢储罐3部分组成。

由于液氢的运输温度需保持在-253 以下，与外部环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺有很高的要求，使其初始投资成本较高。

液氢罐车运输是将将氢气深度冷冻至21K液化，再将液氢装在压力通常为0.6兆帕的圆筒形专用低温绝热槽罐内进行运输的方法。

由于液氢的体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3,每次可净运输约4000kg氢气，是气氢拖车单车运量的10倍多，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。

但缺点是制取液氢的能耗较大（液化相同热值的氢气耗电量是压缩氢气的11倍以上），并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。

在国外尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经相对较为成熟，液氢在储运等环节已进入规模化应用阶段，某些地区液氢槽车运输超过了气氢运输规模。

而国内目前仅用于航天及军事领域，这是由于液氢生产、运输、储存装置等标准均为军用标准，无民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。

国内相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如中集圣达因、富瑞氢能等公司已开发出国产液氢储运产品。

2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。

液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率都更高的低温液态储氢将是未来重要的发展方向。

为测算液氢槽车运输的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）槽车装载量为15000加仑（约68m3，即4000kg），每日工作时间15h；

（3）槽车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）液氢槽车价格约为50万美元/辆，以10年进行折旧，折旧方式为直线法；

（5）槽车充卸液氢时长6.5h；

（6）氢气压缩过程耗电11kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸载各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为13.57元/kg。

测算过程如下表：

液氢罐车成本变动对距离不敏感。当加氢站距离氢源点50~500km时，液氢槽车的运输价格在13.51~14.01元/kg范围内小幅提升。虽然运输成本随着距离增加而提高，但提高的幅度并不大。这是因为成本中占比最大的一项——液化过程中消耗的电费（约占60%左右）仅与载氢量有关，与距离无关。而与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。

第四章 加氢站建设

1.投资估算

加氢站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。

项目投资估算表如下：

序号 名 称 费用（万元） 备注

1 工艺设备 222.00

1.1 增压系统 160.00

1.2 加注系统 56.00

1.3 卸车系统 6.00

2 现场管道、仪表电缆等 12.00

3 PLC柜、火焰探头、氢气泄漏探头、视频监控等 28.00

4 设备安装及调试 40.00 含辅材

5 土建工程 80.00

6 设计、监理、审批等费用 45.00

7 合计 424.00

2.运营成本估算

加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。

项目总投资为424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按照10年折旧摊销，每年42.4万元。

每年运维成本包括设备维护费、管理费及人工成本费、电费和水费等，其中设备维护费用约55万元，管理费及人工（4名工人）成本费15万元，电费及水费30万元，每年运维成本费用为100万元。

本项目单站占地面积约2亩，参照目前服务区征地费用，土地租金暂按每年每亩10万元计取，单站每年土地租金为20万元。

3.效益测算

加氢站对外销售价格为35元/kg，进销价差一般为20元/kg。

本次加氢站项目设计日加氢能力：500kg/d，加注压力：35MPa；按照其70%加注负荷计算，日加注350kg，年可实现加注量120000kg。

按照价差收入，年毛利润额估算为252万元。

经济效益情况分析：

序号 名称 单位 金额（万元） 备注

1 价差收入（毛利润） 万元 240.00

2 土地租金 万元 20.00

3 年运行成本 万元 100.00

4 折旧及摊销 万元 42.4 按10年折旧

5 年税前利润 万元 97.6

5 税金及附加 万元 24.4

6 年利润 万元 73.2

静态投资回收期为：424万元/73.2万元 5.79年。

但是当前投运氢燃料车辆较少，但氢能源在政策利好下不断发展中，当前预测存在较大的困难和不可预见性，测算中取设计负荷的70%进行的估算。

山东省下发国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造鲁氢经济带，济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起，具有广阔的发展前景和潜力，在当前国家碳达峰、碳中和战略背景下，氢能必将迎来大发展阶段。

从我国可再生能源发展现状来看，基于我国的资源禀赋与负荷中心呈逆向分布特点，资源和负荷匹配相对较差，且部分地区就地消纳困难“三北”地区电源结构中调峰电源相对较少，特别是自备电厂供热机组比例较大，在冬季供热期调峰能力进一步受限我国经济进入了新常态，电力需求放缓，装机出现了相对过剩辅助服务政策不到位，或落实不力可再生能源发展建设速度较快，配套电网规划建设相对滞后，电能通道输送能力尚待提高。

总体来讲，“十三五”时期要积极稳妥地发展水电，全面协调推进风电的开发，推动太阳能的多元化利用，因地制宜地发展生物质能，加快地热能开发利用，同时推进海洋能发电示范应用。另外可再生能源产业发展在供热、燃料、供气等方面也提出了明确的发展目标：供热系统中太阳能热水器80000万平方米，地热能利用160000万平方米燃料产业中生物燃料乙醇年产400万吨，生物柴油年产200万吨供气达到年产80亿立方米。

可以咨询：前瞻产业研究院《中国新能源行业深度调研与投资战略规划分析报告》

第1章：新能源行业综述及数据来源说明

1.1 新能源行业界定

1.1.1 能源行业定义

（1）能源定义

（2）能源分类

（3）能源的转换

1.1.2 新能源行业界定

1.1.3 新能源行业相似概念辨析

1.1.4 《国民经济行业分类与代码》中新能源行业归属

1.2 新能源行业分类

1.3 新能源专业术语说明

1.4 本报告研究范围界定说明

1.5 本报告数据来源及统计标准说明

第2章：中国新能源行业宏观环境分析（PEST）

2.1 中国新能源行业政策（Policy）环境分析

2.1.1 中国新能源行业监管体系及机构介绍

（1）中国新能源行业主管部门

（2）中国新能源行业自律组织

2.1.2 中国新能源行业标准体系建设现状

（1）中国新能源标准体系建设

（2）中国新能源现行标准汇总

（3）中国新能源即将实施标准

（4）中国新能源重点标准解读

2.1.3 中国新能源行业发展相关政策规划汇总及解读

（1）中国新能源行业发展相关政策汇总

（2）中国新能源行业发展相关规划汇总

2.1.4 国家“十四五”规划对新能源行业的影响分析

2.1.5 政策环境对新能源行业发展的影响总结

2.2 中国新能源行业经济（Economy）环境分析

2.2.1 中国宏观经济发展现状

2.2.2 中国宏观经济发展展望

2.2.3 中国新能源行业发展与宏观经济相关性分析

2.3 中国新能源行业社会（Society）环境分析

2.3.1 中国新能源行业社会环境分析

2.3.2 社会环境对新能源行业发展的影响总结

2.4 中国新能源行业技术（Technology）环境分析

2.4.1 中国新能源行业科研和创新状况

2.4.2 中国新能源行业关键技术分析

2.4.3 中国新能源行业专利申请及公开情况

（1）中国新能源行业专利申请

（2）中国新能源行业专利公开

（3）中国新能源行业热门申请人

（4）中国新能源行业热门技术

2.4.4 技术环境对新能源行业发展的影响总结

第3章：全球新能源行业发展现状调研及市场趋势洞察

3.1 全球能源行业发展现状及趋势前景分析

3.1.1 全球能源行业发展现状

3.1.2 全球能源行业生产情况

3.1.3 全球能源行业消费情况

3.1.4 全球能源行业趋势前景分析

3.2 全球新能源行业发展环境分析

3.2.1 全球新能源行业政策环境分析

3.2.2 全球新能源行业经济环境分析

3.2.3 全球新能源行业社会环境分析

3.2.4 全球新能源行业技术环境分析

3.2.5 新冠疫情对全球新能源行业的影响分析

3.3 全球新能源行业发展现状分析

3.3.1 全球新能源行业发展现状

3.3.2 全球新能源行业生产情况

3.3.3 全球新能源行业消费情况

3.4 全球新能源行业融资概况分析

3.4.1 全球新能源行业市场融资细分领域分布

3.4.2 全球新能源行业市场融资地区分布

3.5 全球新能源行业重点区域市场研究

3.5.1 美国新能源行业发展状况分析

3.5.2 德国新能源行业发展状况分析

3.5.3 日本新能源行业发展状况分析

3.6 全球细分新能源行业开发利用分析

3.6.1 全球太阳能光伏开发利用分析

3.6.2 全球风能开发利用分析

3.6.3 全球核能开发利用分析

3.6.4 全球生物质能开发利用分析

3.6.5 全球地热能开发利用分析

3.6.6 全球氢能源开发利用分析

3.6.7 全球海洋能开发利用分析

3.7 全球新能源行业发展趋势预判及市场前景预测

3.7.1 全球新能源行业发展趋势预判

3.7.2 全球新能源行业市场前景预测

第4章：中国能源贸易现状及对外依存度分析

4.1 中国能源进出口贸易整体状况

4.2 中国能源进口贸易状况

4.2.1 中国能源进口贸易规模

4.2.2 中国能源进口价格水平

4.2.3 中国能源进口产品结构

4.2.4 中国能源进口来源地

4.3 中国能源出口贸易状况

4.3.1 中国能源出口贸易规模

4.3.2 中国能源出口价格水平

4.3.3 中国能源出口产品结构

4.3.4 中国能源出口目的地

4.4 中国能源对外贸易依存度

4.5 中国能源进出口贸易影响因素及发展趋势预判

4.5.1 中国能源进出口贸易影响因素

4.5.2 中国能源进出口贸易发展趋势预判

第5章：中国新能源行业发展状况及痛点研究

5.1 中国能源行业发展现状及趋势前景分析

5.1.1 中国能源资源概况

5.1.2 中国能源行业生产情况

5.1.3 中国能源行业消费情况

5.1.4 中国能源行业发展痛点分析

5.1.5 中国能源行业趋势前景分析

5.2 中国新能源行业发展现状及供需分析

5.2.1 中国新能源行业发展现状

5.2.2 中国新能源行业生产情况

5.2.3 中国新能源行业消费情况

5.2.4 中国新能源行业消纳情况

5.2.5 中国新能源发电占总发电比重

5.3 中国新能源行业经营效益分析

5.4 中国新能源行业市场痛点分析

第6章：中国太阳能光伏开发利用现状及趋势前景分析

6.1 中国太阳能光伏开发利用概述

6.2 中国太阳能光伏开发利用相关政策

6.3 中国太阳能光伏开发利用现状

6.4 中国太阳能光伏开发利用行业竞争分析

6.5 中国太阳能光伏开发利用制约因素及发展困境

6.6 中国太阳能光伏开发利用趋势前景分析

第7章：中国风能开发利用现状及趋势前景分析

7.1 中国风能开发利用概述

7.2 中国风能开发利用相关政策

7.3 中国风能开发利用现状

7.4 中国风能开发利用行业竞争分析

7.5 中国风能开发利用制约因素及发展困境

7.6 中国风能开发利用趋势前景分析

第8章：中国核能开发利用现状及趋势前景分析

8.1 中国核能开发利用概述

8.2 中国核能开发利用相关政策

8.3 中国核能开发利用现状

8.4 中国核能开发利用行业竞争分析

8.5 中国核能开发利用制约因素及发展困境

8.6 中国核能开发利用趋势前景分析

第9章：中国生物质能开发利用现状及趋势前景分析

9.1 中国生物质能开发利用概述

9.2 中国生物质能开发利用相关政策

9.3 中国生物质能开发利用现状

9.4 中国生物质能开发利用行业竞争分析

9.5 中国生物质能开发利用制约因素及发展困境

9.6 中国生物质能开发利用趋势前景分析

第10章：中国其他能源开发利用现状及趋势前景分析

10.1 中国地热能开发利用现状及趋势前景分析

10.2 中国海洋能开发利用现状及趋势前景分析

10.3 中国氢能开发利用现状及趋势前景分析

10.4 中国天然气水合物开发利用现状及趋势前景分析

10.5 其他新兴新能源开发利用现状及趋势前景分析

第11章：中国新能源产业区域布局状况及重点区域市场解读

11.1 中国新能源行业区域市场发展格局分析

11.2 中国新能源行业重点区域市场分析

11.2.1 山东省新能源行业发展状况分析

（1）新能源行业发展环境（资源、政策、技术）

（2）新能源行业发展现状

（3）新能源行业竞争状况

（4）新能源行业趋势前景

11.2.2 河北省新能源行业发展状况分析

（1）新能源行业发展环境（资源、政策、技术）

（2）新能源行业发展现状

（3）新能源行业竞争状况

（4）新能源行业趋势前景

11.2.3 江苏省新能源行业发展状况分析

（1）新能源行业发展环境（资源、政策、技术）

（2）新能源行业发展现状

（3）新能源行业竞争状况

（4）新能源行业趋势前景

11.2.4 内蒙古新能源行业发展状况分析

（1）新能源行业发展环境（资源、政策、技术）

（2）新能源行业发展现状

（3）新能源行业竞争状况

（4）新能源行业趋势前景

11.2.5 新疆新能源行业发展状况分析

（1）新能源行业发展环境（资源、政策、技术）

（2）新能源行业发展现状

（3）新能源行业竞争状况

（4）新能源行业趋势前景

第12章：中国新能源行业领先企业案例分析

12.1 太阳能光伏行业领先企业案例分析

12.1.1 隆基绿能科技股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.1.2 晶科能源股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.1.3 天合光能股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.1.4 晶澳太阳能科技股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.1.5 信义光能控股有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.1.6 苏州赛伍应用技术股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业太阳能光伏业务供给分析

（8）企业太阳能光伏业务规划/动向

（9）企业太阳能光伏业务经营优劣势分析

12.2 风能领域行业领先企业案例分析

12.2.1 中国能源建设集团有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业风电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业风电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业风电业务经营优劣势分析

12.2.2 大唐集团新能源股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业风电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业风电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业风电业务经营优劣势分析

12.2.3 华能新能源股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业风电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业风电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业风电业务经营优劣势分析

12.2.4 龙源电力集团股份有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业风电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业风电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业风电业务经营优劣势分析

12.2.5 中国能源建设集团有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业风电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业风电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业风电业务经营优劣势分析

12.3 核能领域行业领先企业案例分析

12.3.1 中国核工业集团有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业核电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业核电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业核电业务经营优劣势分析

12.3.2 中国广核集团有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业核电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业核电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业核电业务经营优劣势分析

12.3.3 国家核电技术有限公司

（1）企业发展简况

（2）企业经营情况

（3）企业业务结构

（4）企业销售渠道与网络

（5）企业资质能力及技术水平

（6）企业核电技术/产品/服务/产业链布局状况

（7）企业核电业务供给分析

（8）企业风电业务规划/动向

（9）企业核电业务经营优劣势分析

12.4 其他新能源领域领先企业案例分析

12.4.1 广州海电技术有限公司

12.4.2 浙江富春江环保热电股份有限公司

12.4.3 中粮生物科技股份有限公司

12.4.4 中国地热能产业发展集团有限公司

12.4.5 北京华誉能源技术股份有限公司

12.4.6 北京亿华通科技股份有限公司

12.4.7 武汉雄韬氢雄燃料电池科技有限公司

12.4.8 江苏清能新能源技术股份有限公司

第13章：中国新能源行业发展潜力评估及趋势前景预判

13.1 中国新能源行业SWOT分析

13.2 中国新能源行业发展潜力评估

13.3 中国新能源行业市场前景预测

13.4 中国新能源行业发展趋势预判

第14章：中国新能源行业投资价值评估及投资机会分析

14.1 中国新能源行业市场进入与退出壁垒分析

14.1.1 新能源行业人才壁垒

14.1.2 新能源行业技术壁垒

14.1.3 新能源行业资金壁垒

14.1.4 新能源行业其他壁垒

14.2 中国新能源行业投资风险预警及防范

14.2.1 新能源行业政策风险及防范

14.2.2 新能源行业技术风险及防范

14.2.3 新能源行业宏观经济波动风险及防范

14.2.4 新能源行业关联产业风险及防范

14.2.5 新能源行业其他风险及防范

14.3 中国新能源行业投资价值评估

14.4 中国新能源行业投资机会分析

14.4.1 新能源行业产业链薄弱环节投资机会

14.4.2 新能源行业细分领域投资机会

14.4.3 新能源行业区域市场投资机会

14.4.4 新能源产业空白点投资机会

第15章：中国新能源行业投资策略与可持续发展建议

15.1 中国新能源行业投资策略与建议

15.2 中国新能源行业可持续发展建议

图表目录

图表1：新能源行业界定

图表2：新能源行业相关概念辨析

图表3：《国民经济行业分类与代码》中新能源行业归属

图表4：新能源行业分类

图表5：新能源专业术语说明

图表6：本报告研究范围界定

图表7：本报告数据来源及统计标准说明

图表8：中国新能源行业监管体系

图表9：中国新能源行业主管部门

图表10：中国新能源行业自律组织

图表11：中国新能源标准体系建设

图表12：中国新能源现行标准汇总

图表13：中国新能源即将实施标准

图表14：中国新能源重点标准解读

图表15：截至2022年中国新能源行业发展政策汇总

图表16：截至2022年中国新能源行业发展规划汇总

图表17：国家“十四五”规划对新能源行业的影响分析

图表18：政策环境对新能源行业发展的影响总结

图表19：中国宏观经济发展现状

图表20：中国宏观经济发展展望

图表21：中国新能源行业发展与宏观经济相关性分析

图表22：中国新能源行业社会环境分析

图表23：社会环境对新能源行业发展的影响总结

图表24：中国新能源行业关键技术分析

图表25：中国新能源行业专利申请

图表26：中国新能源行业专利公开

图表27：中国新能源行业热门申请人

图表28：中国新能源行业热门技术

图表29：技术环境对新能源行业发展的影响总结

图表30：全球能源行业生产情况

图表31：全球能源行业消费情况

图表32：全球新能源行业政策环境分析

图表33：全球新能源行业经济环境分析

图表34：全球新能源行业社会环境分析

图表35：全球新能源行业技术环境分析

图表36：新冠疫情对全球新能源行业的影响分析

图表37：全球新能源行业生产情况

图表38：全球新能源行业消费情况

图表39：全球新能源行业市场融资细分领域分布

图表40：全球新能源行业市场融资细分领域分布

图表41：美国新能源行业发展状况分析

图表42：德国新能源行业发展状况分析

图表43：日本新能源行业发展状况分析

图表44：全球新能源行业发展趋势预判

图表45：中国能源进出口商品名称及HS编码

图表46：中国能源进出口贸易整体状况

图表47：中国能源进口贸易规模

图表48：中国能源进口价格水平

图表49：中国能源进口产品结构

图表50：中国能源进口来源地

图表51：中国能源出口贸易规模

图表52：中国能源出口价格水平

图表53：中国能源出口产品结构

图表54：中国能源出口目的地

图表55：中国能源对外贸易依存度

图表56：中国能源进出口贸易影响因素

图表57：中国能源进出口贸易发展趋势预判

图表58：中国能源行业生产情况

图表59：中国能源行业消费情况

图表60：中国太阳能光伏开发利用相关政策

图表61：中国太阳能光伏开发利用现状

图表62：中国太阳能光伏开发利用行业竞争分析

图表63：中国太阳能光伏开发利用行业竞争分析

图表64：中国风能开发利用相关政策

图表65：中国风能开发利用现状

图表66：中国风能开发利用行业竞争分析

图表67：中国风能开发利用行业竞争分析

图表68：中国核能开发利用相关政策

图表69：中国核能开发利用现状

图表70：中国核能开发利用行业竞争分析

图表71：中国核能开发利用行业竞争分析

图表72：中国生物质能开发利用相关政策

图表73：中国生物质能开发利用现状

图表74：中国生物质能开发利用行业竞争分析

图表75：中国生物质能开发利用行业竞争分析

图表76：隆基绿能科技股份有限公司企业发展简况

图表77：隆基绿能科技股份有限公司经营情况

图表78：隆基绿能科技股份有限公司业务结构

图表79：隆基绿能科技股份有限公司销售渠道与网络

图表80：隆基绿能科技股份有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表81：隆基绿能科技股份有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表82：晶科能源股份有限公司企业发展简况

图表83：晶科能源股份有限公司经营情况

图表84：晶科能源股份有限公司业务结构

图表85：晶科能源股份有限公司销售渠道与网络

图表86：晶科能源股份有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表87：晶科能源股份有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表88：天合光能股份有限公司企业发展简况

图表89：天合光能股份有限公司经营情况

图表90：天合光能股份有限公司业务结构

图表91：天合光能股份有限公司销售渠道与网络

图表92：天合光能股份有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表93：天合光能股份有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表94：晶澳太阳能科技股份有限公司企业发展简况

图表95：晶澳太阳能科技股份有限公司经营情况

图表96：晶澳太阳能科技股份有限公司业务结构

图表97：晶澳太阳能科技股份有限公司销售渠道与网络

图表98：晶澳太阳能科技股份有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表99：晶澳太阳能科技股份有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表100：信义光能控股有限公司企业发展简况

图表101：信义光能控股有限公司经营情况

图表102：信义光能控股有限公司业务结构

图表103：信义光能控股有限公司销售渠道与网络

图表104：信义光能控股有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表105：信义光能控股有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表106：苏州赛伍应用技术股份有限公司企业发展简况

图表107：苏州赛伍应用技术股份有限公司经营情况

图表108：苏州赛伍应用技术股份有限公司业务结构

图表109：苏州赛伍应用技术股份有限公司销售渠道与网络

图表110：苏州赛伍应用技术股份有限公司太阳能光伏技术/产品/服务/产业链布局状况

图表111：苏州赛伍应用技术股份有限公司太阳能光伏业务经营优劣势分析

图表112：中国能源建设集团有限公司企业发展简况

图表113：中国能源建设集团有限公司经营情况

图表114：中国能源建设集团有限公司业务结构

图表115：中国能源建设集团有限公司销售渠道与网络

图表116：中国能源建设集团有限公司风电技术/产品/服务/产业链布局状况

图表117：中国能源建设集团有限公司风电业务经营优劣势分析

图表118：大唐集团新能源股份有限公司企业发展简况

图表119：大唐集团新能源股份有限公司经营情况

图表120：大唐集团新能源股份有限公司业务结构

......

中国能源发展报告2011 (刘铁男著)

决战新能源:一场影响国家兴衰的产业革命

中国能源发展报告(2011版)/能源蓝皮书

解密新能源

清洁能源投资:太阳能、风能、乙醇、燃料电池、碳信用等行业的绿贸易指南

新能源与分布式发电技术

中国新能源发展报告

2010世界能源与电力统计分析报告

2011中国发电能源供需与电源发展分析报告

中国能源中长期(2030、2050)发展战略研究:可再生能源卷

能源保卫战

世界能源形势分析

行业主要上市公司：目前国内新能源行业的上市公司主要有隆基绿能(601012)、晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)、晶科科技(601778)、长江电力(600900)和中国中车(601766)等。

本文核心内容：新能源行业市场规模、新能源行业发展现状、新能源行业竞争格局、新能源行业发展前景及趋势。

行业概况

1、定义

新能源又称非常规能源，一般指在新技术基础上，可系统地开发利用的可再生能源，包含了传统能源之外的各种能源形式。一般地说，常规能源是指技术上比较成熟且已被大规模利用的能源，而新能源则通常是指尚未大规模利用、正在积极研究开发的能源。新能源主要包括水能、太阳能、风能、生物质能、地热能等。

根据国家统计局制定的《国民经济行业分类(GB/T

4754-2017)》，新能源行业被归入电力、热力生产和供应业(国统局代码D44)中的电力生产(D441)，包含的统计4级代码有D4413(水力发电)、D4415(风力发电)、D4416(太阳能发电)、D4417(生物质能发电)、D4418(其他电力生产)。

2、产业链剖析

新能源行业上游产业主要包括太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源发电设备制造商，以及太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源的组件及零部件制造商。其中：新能源发电设备制造主要包括太阳能发电设备和风力发电机组、可再生能源发电设备等，目前这一领域领先的上市企业有特变电工(600089)、迈为股份(300751)和中国中车(601766)等组件及零部件制造主要包括电力和光伏组件、太阳电池芯片、太阳电池组件、太阳能供电电源、光伏设备及元器件制造等。目前这一领域领先的上市企业有晶澳科技(002459)、天合光能(688599)和通威股份(600438)等。

新能源行业中游作为整条产业链的重要环节，主要包含氢能、光伏发电、风电和水电等能源供应商该领域目前的代表上市企业有隆基绿能(601012)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)和长江电力(600900)等

新能源行业的下游产业主要包括新能源汽车、加氢站、充电桩和输变电等公共及个人应用领域。目前在新能源汽车行业，主要上市公司有比亚迪(002594)、上汽集团(600104)、广汽集团(601238)、东风汽车(600006)和北汽蓝谷(600773)等加氢站行业上市公司主要有蓝科高新(601798)、上海电气(601727)和美锦能源(000723)等电动汽车充电桩行业主要上市公司有特锐德(300001)、国电南瑞(600406)和万马股份(002276)等输变电行业上市公司主要有长缆科技(002897)、金杯电工(002553)和平高电气(600312)等。

我国新能源行业具体产业链布局如下图：

行业发展历程：行业处在突飞猛进阶段

新能源行业在促进社会经济可持续发展方面发挥了重要作用，根据我国“十五”规划至“十四五”规划期间，国家对新能源行业的支持政策经历了从“加快技术进步和机制创新”到“因地制宜，多元发展”再到“加快壮大新能源产业成为新的发展方向”的变化。

“十五”计划(2001-2005年)时期，国家层面提出加快技术进步和机制创新，推动新能源和可再生能源产业迅速发展从“十一五”规划(2006-2010年)开始，规划提出按照“因地制宜，多元发展”的原则，在继续加快小型水电和农网建设的同时，大力发展适宜村镇、农户使用的风电、生物质能、太阳能等可再生能源“十二五”(2011-2015年)时期，国家层面提出以风能、太阳能、生物质能利用为重点，大力发展可再生能源至“十三五”期间(2016-2020年)，合理把握新能源发展节奏，着力消化存量，优化发展增量，新建大型基地或项目应提前落实市场空间到“十四五”时期，根据《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，国家在新能源的开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、完善新能源项目建设管理、保障新能源发展用地用海需求和财政金融手段支持新能源发展等方面，对我国新能源行业的发展做出了全面指引。

行业政策背景：政策加持，行业发展迅速

近年来，国务院、国家发改委、国家能源局等多部门都陆续印发了支持、规范新能源行业的发展政策，内容涉及新能源行业的发展技术路线、产地建设规范、安全运行规范、能源发展机制和标杆上网电价等内容，2014-2022年6月，我国新能源行业重点政策及政策解读汇总如下：

注：查询时间截至2022年6月20日，下同。

行业发展现状

1、新能源发电装机容量逐年上升

2017-2021年新能源发电装机容量呈逐年上升趋势。2021年，我国新能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，占总发电装机容量的47.10%。其中，水电装机3.91亿千瓦(其中抽水蓄能0.36亿千瓦)、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、核能发电装机0.55亿千瓦、生物质发电装机0.38亿千瓦。

2、新能源发电量稳步增长

2017-2021年新能源发电量稳步增长，2021年，全国新能源发电量达2.89万亿千瓦时，较2020年增长11.63%，其中，水电13401亿千瓦时，同比下降1.1%风电6526亿千瓦时，同比增长40.5%光伏发电3259亿千瓦时，同比增长25.1%生物质发电1637亿千瓦时，同比增长23.6%。

3、新能源消费量分析

根据《bp世界能源统计年鉴》(2021)数据显示，2016-2020年，中国新能源消费量呈逐年上升的趋势，从2016年的16.2艾焦增长到2020年的23.18艾焦，复合年增长率达到9.37%。前瞻根据中国新能源行业发展态势初步核算得到，2021年中国新能源行业消费量约为25艾焦。

4、新能源行业消纳情况分析

2022年1月，全国新能源消纳监测预警中心发布2021年12月全国新能源并网消纳情况，其中风电利用率达到100%的省市有北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、西藏、广东、广西和海南光伏利用率达到100%的省市有北京、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、广东、广西、海南、江西和湖南。

5、新能源发电占总发电比重逐年递增

根据中国电力企业联合会公布的数据显示，2017-2020年中国新能源发电占总发电比重呈逐年上升的趋势。2020年，中国新能源发电占总发电比重为34.9%，比2017年增长了5.3个百分点2021年，中国新能源发电占总发电比重达到35.6%，同比提高0.7个百分点。

行业竞争格局

因目前新能源行业可量化指标较多，故行业竞争格局中的区域竞争部分仅以：各省份可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重进行比较企业竞争格局以：2021年各光伏企业光伏组件出货量2021年各风力发电企业新增装机容量和累计装机容量进行对比2020年各水力发电企业水电装机总量及水电发电量进行对比。

1、区域竞争：青海、四川和云南位列新能源行业第一竞争梯队

根据2021年6月国家能源局发布的《2020年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，30个省(区、市)中，可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过80%以上的3个，分别为青海、四川和云南40-80%的6个，分别为甘肃、重庆、湖南、广西、湖北和贵州20-40%的10个，分别为上海、广东、吉林、宁夏、江西、陕西、黑龙江、新疆、河南和内蒙古小于20%的11个，分别为浙江、福建、山西、安徽、辽宁、江苏、北京、海南、天津、河北和山东。

注：截至2022年6月22日，国家能源局尚未发布2021年全国可再生能源电力发展监测评价报告。

2、企业竞争格局分析

(1)光伏行业竞争格局

根据PV-Tech发布的《2021年全球组件供应商top10》，以光伏组件出货量来看，2021年光伏组件出货量前十名厂商中，中国企业包揽八席，隆基绿能、天合光能、晶澳科技依次位居2021年组件出货量全球排名前三，光伏组件出货量分别为38.52GW、24.80GW和24.069GW。据PV-Tech介绍，2021年全球光伏行业实现跨越式发展，光伏行业整体产能和出货量均超过190GW前十大组件供应商出货量超过160吉瓦，市场份额超过90%。

(2)风力发电行业竞争格局

中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《2021年中国风电吊装容量统计简报》数据显示，新增装机容量方面，2021年中国风电市场有新增装机的整机制造企业共17家，新增装机容量5592万千瓦，排名前5家市场份额合计为69.3%，排名前10家市场份额合计为95.1%累计装机容量方面，2021年前5家整机制造企业累计装机市场份额合计达为57.3%，前10家整机制造企业累计装机市场份额合计达到81.8%其中，金风科技累计装机容量超过8000万千瓦，占国内市场的23.4%远景能源和明阳智能累计装机容量均超过3000万千瓦，占比分别为11.1%和9.6%。

(3)水力发电行业竞争格局

因存在严格的行政准入门槛、资金门槛和技术门槛等，目前，我国水电行业运营企业的数量不多，主要大型集团包括：长江电力、华能集团、华电集团、大唐集团、国家电投和国家能源等。根据企业的公开数据以及国家统计局数据计算，2020年按在水电装机总容量分析，长江电力的市场份额达12.32%，其余五大集团的市占率均在5-7.5%之间。按照水电发电量分析，长江电力的市场份额达16.75%，其余五大集团的市占率均在5.5-8.5%之间。

注：截至2022年6月22日，除大唐集团外的其他五大能源集团均为公布2021年社会责任报告，故此处仅以2020年数据为例，对我国水电行业市场竞争格局进行分析。

行业发展前景及趋势预测

1、“十四五”时期保障新能源发展用地用海需求，财政金融手段支持新能源发展

近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。同时，新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足、土地资源约束明显等制约因素。2022年5月14日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》(以下简称“《实施方案》”)《实施方案》在新能源的开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、完善新能源项目建设管理、保障新能源发展用地用海需求和财政金融手段支持新能源发展等方面做出了全面指引：

《实施方案》坚持统筹新能源开发和利用，坚持分布式和集中式并举，突出模式和制度创新，在四个方面提出了新能源开发利用的举措，推动全民参与和共享发展：

传统电力系统是以化石能源为主来打造规划设计理念和调度运行规则等。实现碳达峰碳中和，必须加快构建新型电力系统，适应新能源比例持续提高的要求，在规划理念革新、硬件设施配置、运行方式变革、体制机制创新上做系统性安排：

鉴于新能源项目点多面广、单体规模小、建设周期短等，《实施方案》立足新能源项目建设的规模化、市场化发展需求，继续深化“放管服”改革，重点在简化管理程序、提升服务水平上：

经过多年发展，我国已经形成了较为完善并具有一定优势的新能源产业链体系。新形势下，我国新能源产业必须强化创新驱动，统筹发展与安全，促进形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。为此，《实施方案》从提升技术创新能力、保障产业链供应链安全、提高国际化水平等方面支持引导新能源产业健康有序发展：

与传统能源相比，新能源能量密度较低，占地面积大。随着新能源规模快速扩大，土地资源已经成为影响新能源发展的重要因素。《实施方案》进一步强化新能源发展用地用海保障，通过明确用地管理政策、规范税费征收、提高空间资源利用率、推广生态修复类新能源项目等措施，推动解决制约新能源行业发展的用地困境：

“十四五”风光等主要新能源已实现平价无补贴上网，财政政策支持的方向和模式需要与时俱进，金融支持政策力度需要加大，进一步发挥财政、金融政策的作用。《实施方案》提出三方面政策举措：

2、“十四五”新能源行业发展趋势：基础设施建设能力显著提高，向国际一流水平迈进

作为绿色低碳能源，新能源是我国多轮驱动能源供应体系的重要组成部分，对于改善能源结构、保护生态环境、应对气候变化、实现经济社会可持续发展具有重要意义。

国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，在“十三五”的基础上，“十四五”期间可再生能源年均装机规模还将有大幅度的提升，到“十四五”末可再生能源的发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%，据此，前瞻初步预测至2025年末，我国新能源装机容量可达到17亿千瓦，至2027年末，我国新能源装机容量或将达到21亿千瓦。

随着新能源装机量的稳步增长，预计至2027年我国光伏、风能、水能、火电等新能源发电量也将随之进一步高增，前瞻根据近年来我国新能源发电量以及新能源行业发展趋势初步预测至2025年末，我国新能源发电量可达到4.28万亿千瓦时，至2027年末，新能源发电量或将突破5.20万亿千瓦时。

更多本行业研究分析详见前瞻产业研究院《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》。

中国重汽（000951)：公司是国内15吨级以上载重汽车最大的生产企业，大股东中国重汽集团拥有各类车型760多个，形成了目前国内最完善的卡车整车产品系列型谱。公司提出了实施国际化战略的目标：逐步实现品牌、资本、管理、人才、技术、市场的国际化，力争到2010年把"中国重汽"建成国际知名汽车品牌，力争进入世界500强。

作为国内最早的重卡生产商，也是近几年卡车重型化的主要受益者，公司主业突出，产品技术领先，已成为国内最大的重卡行业生产商目前年整车产能约10万辆，桥箱公司整车配套桥年产能10万只。公司凭借EGR发动机重卡，在08年下半年的国三产品竞争中取得领先优势，09年EGR重卡将继续围剿高压共轨重卡，竞争对手EGR发动机的推出时间和两类重卡产品的实际燃油经济性对比将决定公司明年领先优势的大小。

政府最近推出的4万亿投资计划将促进重卡特别是自卸车的需求，自卸车比例达到40%左右的中国重汽受益最大。09年钢铁等主要原材料价格将有25%左右的下降，考虑需求下降导致设备利用率下降及产品价格下降等因素影响，仍可提高公司毛利率0.5-1个百分点，从而部分抵消需求下降对行业盈利的影响。预计公司09-10年EPS分别为1.45、1.90元。

●中国重汽目前年整车产能约10 万辆，桥箱公司整车配套桥年产能10万只。国III标准7月1号实施带来新的变数。采用共轨技术的发动机价格比EGR高1万多。中国重汽的EGR 系统成本低、产能不受限制、维修方便、对油品的要求低，更符合国情。

●从中国重汽下半年销售来看，EGR比例高达80％，也就是说重汽在国内销售的车辆几乎全部是通过EGR技术实现国三。重汽在向国三标准切换中抢得先机。

●重卡存量约30％作为工程用车，在政府通过投资扩大内需刺激经济增长的背景下将直接受益。我们认为，受内需政策刺激因素，2009年重卡行业销量增速将会比我们之前的预期提高增速3％，我们预计2009 年下半年国产重卡销量将会重拾升势，2009年全年预计重卡销量下降5％。

●我们认为公司的销售结构与销售用途都非常有利于公司的发展，工程用途已经占到总量约40%，从销售地点看，出口已经占到20%，另外此次国III 标准切换是从08 年7 月开始且对车主购车是一次性影响，因此公司09 年下半年销量仍有望实现5%以上的增长，10年仍可实现15％以上的销量增长。 2009年半年报显示，公司实现营业收入109.45亿元，同比下滑15.57％；归属于母公司所有者的净利润2.12亿元，同比下滑52.17％，EPS为0.51元。2季度，公司实现营业收入68.98亿元，同比下滑16.42%，环比上升70.45%；归属于母公司所有者的净利润1.56亿元，同比下滑46.10%，EPS为0.37元。

公司半年报中值得关注的地方有两个：（1）2季度的毛利率为9.12%，与1季度相比下降了1.02个百分点，与同期相比下降了0.32个百分点，天相投顾认为，其原因是国内重卡市场的消费结构发生了变化，对性能要求相对较低的工程用车需求较大，西部和北部地区的需求较大；天相投顾预计，随着宏观经济的回暖，物流用车等相对高端车辆需求的增加将使得公司的毛利率回升。（2）2季度的期间费用率为5.23%，与1季度相比下降了1.46个百分点，主要原因是销售费用率下降了1.67个百分点。天相投顾认为，随着宏观经济的回暖，中高端重卡消费需求的增加，中高端客户的需求价格弹性相对较低，因此公司的促销返利政策作用将被弱化，销售费用率将趋于下降。

从集团公司的市场占有率来看，2009年1-7月，集团的市场占有率为23.68%，而排名第二的一汽集团的市场占有率为19.01%。天相投顾认为，随着其他公司EGR重卡产品的成熟，公司的市场地位将恢复到国3排放标准实施前的水平。

根据天相投顾之前的研究报告《重卡行业：行业周期下滑，加大研发投入和差异化度过寒冬》成果，重卡消费量与房地产开发完成投资的相关系数为0.88，与公路货运量的相关系数为0.87。2009年1-6月的房地产开发完成投资累计同比增速为9.90%，而1-7月则为11.60%，房地产开发的回暖将为重卡行业自卸车等车型的回暖奠定良好的基础。2009年6月、7月的汽车货运量同比增速分别为13.22%、20.26%，物流行业的回暖将促进半挂牵引车销量的提升。2009年7月份，半挂牵引车销量为2.29万辆，环比上升25.98%，在3季度传统的销售淡季情况下，环比上升的意义尤其重大。天相投顾维持天相投顾之前在研究报告《上半年乍暖还寒，下半年转机或现-汽车行业09年策略》中给出的判断：重卡行业的年度销量将与2008年持平，销量增速为0%左右的预测。

天相投顾预计，2009年公司全年的营业收入208.10亿元，同比增长8.43%；归属于母公司所有者的净利润5.17亿元，同比增长9.41%。

天相投顾预计公司2009、2010、2011年EPS分别为1.23元、1.86元、2.05元考虑到重卡行业下半年的复苏、公司在行业内的龙头地位和集团产业链渐趋完整形成的协同效应，维持"买入"的投资评级。

注意的风险因素是：大盘系统风险、宏观经济风险、原材料价格上涨导致的盈利能力下降风险、市场竞争加剧导致的盈利能力下降风险和新产品导致的不确定性风险。