摘要
新能源产业链安全风险背景：当今世界呈现出逆全球化的迹象，使得国际能源供求形势在注重效率的同时更需关注安全；全球能源由化石能源向新能源转型，能源产业由资源属性转向制造业属性，使得新能源制造产业链在全球能源安全议题中愈发重要。
新能源产业链安全风险内涵：一方面，中国新能源产业链纵向风险总体可控。产业链大而全、纵向一体化程度高，仅部分原辅材料环节潜在面临来自海外的资源、技术、专利制约，产业链有望通过技术替代和进步逐步化解相关风险。另一方面，中国新能源产业链横向风险更需关注。以2021年为例，55%、20%的中国光伏、锂电产品出口海外。然而，随着全球呈现出逆全球化的迹象，不少需求国在评估自身面临的产业链纵向风险后，屡次对中国新能源产品施加关税等方式抬高交易成本，并强化其对本土新能源产业的补贴，使得中国新能源产业链在全球分工中的供大于需转化为了切实的产业链横向风险。
新能源产业链安全风险的解法：一方面，针对企业成熟产能，市场竞争推动成熟工艺自发地向“生产成本+交易成本”最低的地区转移，中国企业或可顺势而为向东南亚转移产能，维持对全球新能源产业链成熟产能的领先优势。另一方面，针对企业先进产能，国内企业或可通过持续的技术渐进式迭代和激进式创新维持身位领先，加强对全球新能源技术的引领作用。最后，中国新能源产业链的成功离不开政策驱动下大市场规模效应带来的成本和技术优势，因此持续挖掘本国需求侧潜力、识别和解决制约本国需求增长的瓶颈环节，维持中国新能源全球第一大市场对于维护产业链地位至关重要。
思考与启示：我们建议围绕成熟产能外迁所需的贸易营商环境、先进技术国内升级所需的人才资金、国内终端需求增长所需的电力基础设施和消纳设施建设展开政策支持，为化解新能源产业链的横纵向风险提供友好的政策环境。
正文
一、中国新能源产业链安全问题的背景与内涵
（一）绿色转型与能源危机交互影响下的产业链安全挑战
能源安全是社会经济发展的压舱石。能源是一国的经济支柱产业，是社会民生的基础保障，也是关系到一个国家经济社会发展的全局性、战略性问题。能源安全风险内涵包括供给风险、运输风险和价格风险等，核心是一国对能源（尤其是主力能源）的自主性能力。
今年以来，俄乌局势升级暴露出欧洲支柱能源供应过度依赖单一来源所带来的能源安全隐患。欧洲20%[1]的一次能源消费来自天然气，而天然气的供给40%[2]依赖俄罗斯进口。今年2月俄乌冲突爆发以来，俄罗斯对欧洲管道天然气输送量锐减，2022年1-7月俄罗斯对欧洲天然气输气量较去年同期下降近40%，并且自今年8月底以来出于维修原因无限期关闭了向欧洲输送天然气的“北溪1号”管道[3]。2022年前9个月，荷兰TTF天然气月均价上涨了136%，带动同期欧洲能源以及电力使用成本大幅增长（各国批发电价上涨了36%~85%不等，居民电价上涨了32%）。9月26日，“北溪1号”和“北溪2号”位于波罗的海的海底管道发生爆炸造成管道严重损坏，尚无法估计何时能修复，欧洲天然气价格旋即再次上涨。俄乌局势演变为了欧洲能源危机，对欧洲当地经济和民生产生冲击，也为全球各国敲响了能源安全的警钟，主力能源的自主性更加成为各国政府首要的议题之一。
全球绿色转型趋势确定，能源安全议题的讨论重心逐步从传统能源转向新能源。2020年以来，全球各国纷纷将绿色转型视作疫后拉动经济复苏的重要抓手，欧中日韩等地区和国家相继提出碳中和目标，未来十年新能源锂电光伏需求增长有望持续加速。如图13.1所示，根据国际能源署（IEA）和彭博新能源财经（BNEF）2021年预测，2021-2025年全球锂电/光伏需求复合增速有望分别达到35.8%/16.5%，较2016-2020年的复合增速（锂电26.0%/光伏 14.9%）再上一个台阶。随着全球绿色转型趋势确定，以光伏、风电为代表的新能源电力和以锂电为代表的新能源交通或逐步开始对于传统能源的存量替代，新能源从替补能源走向主力能源，也意味着能源安全议题的讨论重心从传统能源转向新能源。
图表13.1锂电、光伏需求预测图
资料来源：IEA，CPIA，中金公司研究
有别于传统能源的资源属性，新能源的制造业属性改变全球能源供应分布版图，带来各国提升能源安全、能源自主的一次新机遇。传统能源（化石能源）具备资源属性，各国化石资源储量、品位和开采难度决定供给格局，且化石能源资源一旦形成无法转移，因此全球传统能源供给分布取决于各国先天的资源禀赋。新能源（光伏风电锂电等）具备制造业属性，各国的生产要素成本、规模效应、人才技术积累、产业配套选择等因素决定供给格局，且制造业的产能可以转移，因此各国一定程度上可以通过各类作用于供给、需求的对内、对外政策手段来改变新能源制造的全球供给分布。也因此，新能源的制造业属性为全球各国提供了更加“平等”的提升能源安全、加强能源自主的机遇。
图表13.2：重点国家地区一次能源消费结构（2021年）
资料来源：BP Stats，中金公司研究部
注：可再生能源具体包括光伏、风电、生物燃料三种能源
图表13.3：重点国家地区主要能源自给率测算（2021年）
资料来源：BP Stats，BNEF，中金公司研究部
注：能源自给率通过供给/需求计算
中国以锂电和光伏为代表的新能源产业链纵向一体化程度高，产能占据全球主导地位（本土供给量约为本土需求量的一倍以上），我们预计这一比例未来或继续维持。全球化时代，中国高品质、低成本的新能源制造产品可以对外自由贸易，因此充分抓住了全球绿色能源转型初期机遇，建立了当前中国在全球新能源供给体系中的主导地位，新能源成为中国制造出海的重要名片。随着逆全球化趋势渐起，有俄乌冲突对欧洲能源冲击的前车之鉴，海外需求国开始更为审慎的评估自身新能源需求面临的对外（特别是对中国）依存度高的问题，有关中国新能源产业链安全问题的讨论重新升温。目前来看，部分国家地区如美国、印度等已率先开始对中国新能源产业链抬高交易成本（如关税）、提升准入门坎；部分国家地区如欧盟，出于自身考虑也重新提出了建立本土新能源产业链的目标，希望通过终端绿色转型拉动本土新能源制造能力。
总而言之，国际贸易由全球化走向逆全球化，使得能源供给在注重效率的同时更需注重安全；全球能源由传统能源向新能源转型，使得中国新能源产业链安全成为全球能源安全的重要议题。
（二）产业链刻画：纵向风险可控，逆全球化迹象加剧横向风险
光伏、锂电、风电等新能源品类在绿色能源转型中均将扮演重要作用。其中， 2021年国内光伏、锂电、风电制造业的年产值分别接近7500亿元、6000亿元、2000亿元[4]，产品出口比例我们估算分别约55%、20%、5%。无论是产值规模还是出口依赖度，光伏、锂电都是新能源制造业中与产业链安全议题最为相关的两大子行业，也是我们下文的分析重点。
复盘过去十五年新能源产业链告诉发展的经验，“三步走”战略至关重要（如图13.4所示）：第一步，“十一五”期间，产业链迁移初期，中国依托巨大人口规模、放开城乡人口流动带来的劳动力要素优势，以及较低煤电水电发电成本叠加能源价格调控带来的电力成本等优势，使得全球新能源制造产业链中部分高耗能（如锂电负极石墨化）、加工属性（如光伏电池组件）的环节率先实现了产能向中国的迁移，低要素成本支持了产业链的初期培育；第二步，“十二五”期间，国内政策前瞻、及时把握住要素优势带来的产业链初期成长机遇，在本国终端消费新能源锂电光伏还不具备经济性的时代，超前一步的通过消费者补贴方式，在终端抹平新能源与传统能源之间的绿色溢价，进而快速做大本国新能源终端的市场规模，以大市场带动制造业的规模优势，加速产业链“干中学”的降本速度，将中国新能源制造业较海外的要素成本优势进一步强化为生产规模效应，扩大生产成本优势；第三步，“十三五”期间，面对产业链规模降本效应已经巩固，而产业技术发展仍有广阔空间的机遇，中国政府及时果断切换政策思路，一面通过逐年补贴退坡倒逼企业技术进步降本，一面通过设置更高的技术进步目标（如锂电池更高的能量密度、光伏组件更高的光电转化率）来引领产业链迈入高质量发展阶段，政策前瞻性的引导产业资金、人力、物力在先进技术中的投入，避免在成熟技术中过度投入造成的资源浪费，带动中国新能源锂电光伏产业链实现量变到质变，实现从产能引领到技术引领。
图表13.4中国新能源产业链过去十五年受益于前瞻、精准的政策手段，实现产业链国产化率持续提升
资料来源：Wind，BNEF，乘联会，中汽协，国家能源局，《中国锂电池（遂宁）指数白皮书》，GGII，工信部, 中金公司研究部
注1：2010年及之前的中国锂电产量占比采用Wind中电池个数计算，2010年之后采用《中国锂电池（遂宁）指数白皮书》 数据；
注2：虚线代表供给占比，实线代表需求占比；
注3：供需错配敞口=国内供给占比-国内需求占比）
归因来看，新能源制造产业链“干中学”特征和中国特有“大市场”潜力，使得中国政府以做大规模为重心的产业政策效果可以最大化发挥，实现“成本+技术”引领。新能源产业是典型的“干中学”行业，需要有足够大的需求规模支持技术的容错率，在不断的试错中实现工艺的迭代、经验的积累、技术路线的确定，因此规模增长速度越快、技术迭代也越快。而与大多数海外市场相比，中国就具备电力和交通“大市场”这一独特优势，其中在消费者补贴政策的加持下更充分拉动了对光伏和锂电新能源的需求，为新能源制造技术迭代提供了更多的容错空间。如图13.5所示，历史上锂电池的重要技术导入和国内需求的增长均集中出现在2017-2022年间，包括高镍/三元、CTP（无模组技术）/4680、超薄铜箔/复合铜箔、磷酸锰铁锂等；光伏亦然，重要技术导入和国内需求增长均集中出现在2015-2018年间，包括直拉单晶法、金刚线硅片切割、PERC（钝化发射极和背面电池）技术。在这一过程中，产业链上下游、主辅材紧密配合协作，共同推动了产业链的技术进步，这也反过来促进了产业链纵向一体化水平的持续提升。
图表13.5 中国终端新能源大市场启动后，制造业规模效应更为显著，技术迭代和行业降本速度加快
资料来源：Wind，BNEF，GGII，中金公司研究部
产业聚集之下，中国新能源制造产业链纵向一体化程度高，依赖进口的纵向风险点较少，仅部分细分环节未完全摆脱纵向风险，如：（1）受制于资源分布的锂电池用碳酸锂金属、光伏石英坩埚用石英砂等；（2）受制于技术壁垒的锂电高纯炭黑导电剂、光伏电池耗材网布、光伏电池辅材银粉等超细、高纯类材料；（3）海外抢注锂电磷酸铁锂底层专利、光伏单晶电池结构底层专利等，作为在必要时刻阻挠中国产品境外销售的工具。从应对方式来看，目前国内产业链在零部件的国产化替代、替代产品研发（如发展碳纳米管以应对导电炭黑依赖进口）、技术路线迭代（如发展钠离子电池以应对碳酸锂短缺）等方向发力，增加应对潜在纵向风险的技术手段；此外，我们认为随着产品结构迭代和存量专利到期，专利相关问题有望自然消解，进一步降低了纵向风险的敞口。
尽管新能源产业链纵向风险可控，但在“绿色转型+逆全球化”背景下，产业链横向风险正逐渐暴露。中国新能源产业链在全球分工体系中，供需不匹配敞口（供给全球占高出需求全球占比的幅度）一直存在。一方面对于锂电产业链而言，2014年至今中国锂电池产业链的供需不匹配敞口始终维持在20%左右。其中产业链上游加工、中游制造与下游需求之间存在供需不平衡；如图13.6所示，锂盐、镍盐等上游加工环节超60%产能位于中国，电芯、电池pack、负极、电解液等中游制造环节超65%产能分布于中国，产业链各环节的国产化率均高于中国锂电池需求的全球份额（2021年实际为52%，2025年IEA预期为49%）。另一方面对于光伏产业链而言，无论是十一五期间“两头在外”、十二五期间“国内需求上量”，还是十三五期间“产业链全球引领”，中国光伏产业链的供需不匹配敞口始终保持在30%以上。其中2012-13年，欧美对中国光伏产品施加双反关税，首次暴露出中国产业链面临的横向风险，而中国政府在较短时间内出台加速国内终端光伏需求增长的补贴政策，为光伏产业链的产能消化找到出路，化解了此次危机；在此后的一段时间内，全球化成为国际贸易主旋律，供需不匹配敞口并未影响中国光伏产业链的平稳运行，如图13.7所示，光伏产业链各环节主辅材的国产化率基本均在70%以上，高于中国光伏需求的全球份额（2021年实际为38%，2025年BNEF预期为33%）。
图表13.6：锂电产业链定性及定量刻画
资料来源：《美国DOE清洁能源供应链审查》，《美国100日供应链审查》，USGS，EVTank，IEA，中金公司研究部
注1：标有红色五角星的环节国产化率较低、仍存在一定纵向风险；
注2：图中上游资源的百分比为2021年各国资源储备量的全球占比，其余上游和中游部分为2021年各国产能的全球占比，白框中数字为当前该环节在电池pack中价值量的占比（以三元电池为例），灰框中数字为2021年该环节毛利率情况（电池制造环节以三元电池为例），下游需求预测为IEA根据各国新能源车政策预测的电池装机数据（单位：GWh）
图表13.7：光伏产业链定性及定量刻画
资料来源：CPIA，BNEF，Solarzoom，中金公司研究部
注：标有红色五角星的环节国产化率较低、仍存在一定纵向风险
全球绿色转型有望带动锂电光伏需求加速增长，一方面带来产业链发展机遇，另一方面也不可避免地放大产业链横向风险。如前所述，随着全球绿色转型趋势确定，以光伏、风电为代表的新能源电力和以锂电为代表的新能源交通或逐步开始对于传统能源的存量替代，根据国际能源署（IEA）和彭博新能源财经（BNEF）2021年预测，2021-2025年全球锂电/光伏需求复合增速有望分别达到35.8%/16.5%，较2016-2020年的复合增速（锂电26.0%/光伏 14.9%）再上一个台阶，产业发展机遇广阔。过去在全球化时代，尽管中国新能源产业链供需不匹配问题一直存在，但由于中国锂电光伏产品可以在较低的交易成本下对外出口，因此供需不匹配敞口并未转变为实质的产业链横向风险。然而，近来随着国际贸易分工从全球化走向逆全球化，叠加各国绿色转型使得新能源在能源供给体系中从替补变为主力，海外新能源需求国将产业链安全问题上升到新高度，重新审视对华新能源产业链的依赖问题，屡屡发布措施，通过补贴、关税等方式影响显性交易成本，或通过原材料溯源、追踪碳足迹、下游配套要求等影响隐性交易成本，期望由此提升本土产能自供能力、提升中国产品准入门槛，从而降低对华产品依赖度。其中，我们注意到重点国家政策变化包括：
美国方面，对中国新能源锂电光伏产品的贸易措施正加速出台。美国近年来持续对中国大陆锂电光伏产品征收关税，并且从2021年以来一方面拟对中国企业的海外产能征收惩罚性关税，削弱美国境外新能源产能的成本优势；另一方面实施对进口产品的原材料产地进行限制，增加进口产品的清关难度和清关费用。此外，美国于2022年签署落地了《通货膨胀削减法案》（Inflation reduction act），拟对本土制造的锂电光伏等新能源产品进行高比例现金补贴（前五年）或税收优惠补贴，我们估算补贴额度可以覆盖光伏终端成本的30-50%、锂电终端成本的50-70%，将大幅降低本土产能的成本。
欧盟方面亦有政策跟进的可能性，碳关税可能是欧洲独特手段：欧盟同样于2022年9月发布草案，拟对进口产品原材料产地进行审查，或在24个月后加大中国企业新能源产品的出口难度，并且呼吁建立本土锂电池及光伏制造产能。同时，欧洲针对锂电池碳足迹、可持续性等提出要求构建“碳壁垒”，国内企业需对产供销体系进行全面改造以应对碳足迹等要求，提高了动力电池企业的生产成本与交易成本并提升出口欧洲难度。
部分新兴市场如印度、印尼率先开始采取政策手段：印度通过抬高基础进口关税、执行产品采购白名单等形式变相将中国光伏组件产品排除在印度市场之外；印尼未来或凭借本地镍资源优势对镍产品出口征收关税，提升直接出口的交易成本以推动本土产业链建立。
最后，值得注意的是，解决中国新能源产业链安全问题的同时，也要注意潜在对其他制造业环节的风险溢出。尤其是针对本国需求的发展，随着新能源电力、电车在电力系统的发电侧、用电侧的持续接入，发用电曲线的波动性、不可预测性会持续放大，提升电力系统的调度难度，若出现极端情形（如天气原因导致长时间的光伏长出力不足、或晚间高峰时段海量电动车集体充放）则会对电力系统的安全稳定运行产生冲击，最终风险外溢至各类高耗能制造业的用电安全和用电成本上，这一风险溢出也需要提前识别和政策对策。
二、横向风险的企业对策：外迁成熟产能、引领先进技术
为了主动应对新能源产业链当下面临的横向风险与纵向风险，我们建议产业链企业推出 “成熟技术顺势外迁”+“先进技术国内引领”的组合拳。中国新能源制造企业若希望能够更好抓住全球新能源需求增长，降低产业链横向风险，维持中国企业、中国资本、中国人才、中国科研在新能源产业的龙头地位，我们建议可以从两方面发力：1）针对成熟技术产能，产品生命周期的存在意味着新能源产业链的成熟工艺及成熟产能势必持续向“生产成本+交易成本”最低的地区转移，历史上从欧美日韩转向中国，当下在需求侧去中心化和中外贸易摩擦加剧背景下或可因势利导转向东南亚，确保中国企业对全球新能源产业链的掌控力。2）针对先进技术产能，国内新能源产业链工艺及产能只有通过持续的技术迭代、工艺改进，依托中国庞大终端市场带来的“干中学”机遇扩大产业优势，才能更好避免海外对成熟技术和工艺的追赶带来的产业链竞争力风险，通过持续对先进技术的升级加强中国企业在新能源技术上的引领力。下文我们将针对这两条思路进行详细分析：
（一）成熟产能：交易成本抬高驱动中国产能向东南亚及欧美转移
结合技术差距和产品生命周期理论（图13.8），任何新产品从开始进入市场到被市场淘汰的整个过程，都会经历创新、成长、成熟、衰退四个阶段，其中产业链的转移往往发生在产品成熟阶段：当产品在发明国完成标准化流程后，通过授权给生产成本更低、同时交易成本较低的海外厂商进行生产，发明国可以从中谋取利益。早期海外新能源产能向中国的迁移便遵循这一经验，2000-2010年期间，彼时在海外已成长迭代多年的日韩消费电池、欧美多晶光伏组件逐步进入产品成熟期，具备产业链技术扩散的前提条件。彼时锂电光伏产品转移方向便遵循“生产成本+交易成本最低”思路（统称为终端成本），而中国劳动力、电力、土地、设备投资等要素价格具备全球比较优势，我们测算如锂电池生产在中国的制造成本（不含原材料）仅为在欧美日韩制造的约25%~55%、光伏组件生产在中国的制造成本（不含原材料）仅为在欧美印度制造的约42%-80%，叠加全球化时代较低的交易成本，驱动新能源锂电光伏产业链在5-10年的时间完成向中国的转移，并最终在2015年后逐步实现上游材料及辅材全部向中国转移。
图表13.8产品生命周期理论示意图
资料来源：Salvatore（1995）[5]，中金公司研究部
当前时点，本代锂电液态电池、光伏单晶PERC电池组件已在中国国内进入成熟期。我国作为上一代锂电光伏产业链转移的受益国，当前已实现了对日韩消费电池、欧美多晶光伏技术等上一代成熟技术的引进消化吸收，并在国内完成了对这一代锂电液态电池、光伏单晶PERC技术的创新、成长、标准化，技术进入成熟期后具备二次转移的前提，叠加中国产品在逆全球化时代面临逐渐高昂的交易成本，产业链转移成为中国新能源制造企业的主动选择。在当前进程中，中国新能源制造企业继续遵循终端成本的转移思路，针对不同海外市场的制造业补贴以及进出口贸易政策因势利导，在调整自身产能全球布局、更好满足海外客户需求的同时，维持对于全球新能源制造产业链的掌控能力。目前来看，锂电产业链为降低关税补贴等直接交易成本、以及满足本土需求配套等隐性交易成本，倾向于直接向欧美国家转移；光伏产业链为绕开在中国大陆生产面临的来自美国等需求国施加的关税，倾向于向东南亚国家转移（我们测算东南亚生产成本比中国略高5~10%，而交易成本当前为零），并且在美国本土制造业补贴政策进一步明朗后或部分直接向美国本土转移。分市场具体来看，如图13.9所示，我们预计产业链成熟产能的转移模式可能会遵循下列趋势：
受美国政策趋势影响，中国新能源锂电光伏产业链或部分转移至美国本土以降低终端成本。我们测算基于当前美国政府对关税、补贴等交易成本的施加思路，2023年起中国锂电光伏产品出口至美国的理论终端成本会比在美国本土生产的理论成本高100%以上，中国锂电光伏企业或将部分产能向美国转移以获得更低的终端成本，针对性满足美国市场需求。短期一两年内，考虑到美国本土锂电光伏产业链基础较为薄弱，且产能建设仍需一定时间周期，我们预计短期美国产业链本土化比例提升但仍需依赖于中日韩以及东南亚产能进口。中长期三到五年来看，产业链转移幅度存在一定不确定性。根据目前美国国会预算办公室针对美国2022年通胀削减法案本土制造补贴总额的预测，我们测算其针对光伏的预算补贴总额约对应未来十年美国本土总需求的20%，或对应2025年预测需求的50%。我们测算其针对锂电池的预算补贴总金额约对应未来十年美国本土总需求的不到10%，但我们认为产业链转移至美国幅度或将超出10%：1）预计将有更大比例产能转移至美国以争夺补贴金额；2）远期政策存在不确定性，若政策端持续给予产业链高额补贴，远期有望实现大比例本土自供。
为顺应欧洲产业趋势，锂电产业链部分或转移至欧洲以配套本土需求，光伏产业链暂无直接转移至欧洲的要求。欧洲市场目前尚无大额本土补贴或进口关税影响，中国大陆的锂电池及光伏产能出口至欧洲仍具有相对成本优势。但锂电产业链下游对产业链协同与本土化配套具有更强的诉求，且存在如《欧盟电池与废电池法规》与“欧盟碳关税”等隐性交易成本，驱动锂电产业链逐步向欧洲转移以配套本土需求，我们预计2025年欧洲锂电产业有望实现超50%本土自供。而光伏产业以成本为核心考量，目前暂无中国光伏企业直接向欧洲转移的计划，但未来仍取决于欧洲对进口产品是否会效仿美国执行原材料溯源法案，以及潜在的执法力度水平。
东南亚国家要素价格较低，且符合一定条件的东南亚产成品在一定时间内可以降低关税等交易成本，因此东南亚新能源产业链或在当前基础上进一步扩大规模以配套欧美需求。东南亚国家生产要素成本相较中国接近，如光伏电池片及组件生产成本我们测算相较中国仅高约5%，且光伏产品出口至美国当前无301关税、反倾销反补贴关税等交易成本影响（不排除2024年6月后关税税率抬高的可能性，但在东南亚垂直一体化生产、不从/少从中国进口原辅材料的光伏组件或可豁免于潜在关税），我们测算当前东南亚光伏产品出口至美国的终端成本相较中国更优。另一方面，如印尼等国家凭借镍资源优势未来或将对镍产品出口征收关税，锂电池前驱体及正极环节在印尼本土建厂可享受更低的出口关税，交易成本影响下东南亚建厂并出口至美国的终端成本或优于中国。在海外政策影响下，东南亚地区锂电池光伏产品终端成本或具有一定竞争力，东南亚产业链规模或继续扩展以实现对美国及欧洲的部分出口。
我们认为中国产业链转移至东南亚国家一方面降低交易成本，另一方面可深化区域间合作，加深与东南亚国家合作关系。在锂电产业链向外迁移过程中，部分成熟产能或将逐步转移至如印度尼西亚、越南、马来西亚等东南亚国家，一方面可实现关税等交易成本的降低最大化各地区经济效益和社会效益，另一方面可构建并深化中国与东南亚国家的区域合作，巩固区域产业链供应链，强化区域间经济联系，加强与东南亚国家的友好合作关系。
图表13.9锂电光伏产业链转移趋势展望
资料来源：美国国会官网，USITC，欧盟委员会，中金公司研究部
（二）先进产能：国内技术升级迭代，与海外成熟产能拉开身位差
如前文所述，在中国成熟的锂电传统液态电池、光伏单晶PERC组件技术若随外部政策驱动，向海外顺势转移，则海外的技术模仿国亦有可能通过干中学，在成熟技术赛道中与中国企业缩小差距，给中国企业带来追赶压力。中国在多年的积累下，锂电光伏产业已经形成了完善的产业链条并具备显著的规模经济优势，但与此同时随着中国国家发展阶段的变化，过去人工和电价等要素的成本优势或存在被削弱的可能：如图13.10和图13.11所示，一方面，由于人口年龄结构变化（老龄化）和人口教育水平变化（高端化），可供给中国制造业的廉价劳动力正在减少、过去三年（2019-2021年）中国制造业平均薪酬上升18%，同期越南、缅甸、菲律宾、马来西亚、泰国薪酬仅变动了+8%、+5%、+3%、+0%、-17%，涨幅均低于国内，中国制造业劳动力成本较东南亚国家的溢价有所抬高。另一方面，去年以来随着中国工商业能源价格管控的逐步放开，国内制造业重点省份工商业平段电价上升了10~20%不等，中国高耗能产业的电力要素成本优势也有被削弱的风险。
图表13.10：中国电力市场改革后工商业电价持续上升
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表13.11：中国劳动力成本持续上升，比较优势减弱
资料来源：Wind，中金公司研究部
注：中国、马来西亚数据为制造业平均薪酬；泰国、越南、缅甸、菲律宾为居民平均薪资
在这一背景下，为了确保中国新能源产业链的领先性，亦亟需跳出成熟技术框架，找出一条先进技术迭代、技术创新之路，与海外成熟产能拉开身位差距。对新能源产业而言，技术升级迭代是行业发展主旋律，而产业重资产属性使得技术升级迭代导致产能更新换代，这一过程中也较容易发生龙头的更迭。因此，中国亟需通过引领先进技术，实现国内先进产能较海外成熟产能的“代际领先”，从而防范海外对国内新能源产业链的后来居上和赶超风险。同时，也正是依托中国庞大终端市场带来的“干中学”空间，才能更好支持中国企业率先实现对先进技术和先进产能的试错、改进、迭代。因此，将先进产能的建设工作保留在中国国内开展，是化解海外企业在模仿成熟产能后实现后来居上的重要方式。遵循这一思路，中国新能源锂电光伏产业的先进产能升级有两个重点方向：
一个是渐进式创新，根据诱导技术变革理论（Induced Technical Change, ITC），生产要素相对价格的变化本身就会刺激创新，引导技术变革转向节约使用相对昂贵的生产要素。因此，结合当前国内电力、人工等要素成本上升的趋势，能耗更低、自动化水平更高的新能源制造工艺路线有望获得更多产业关注和资源投入，如锂电高耗能的正极环节通过设备大型化降低单吨能耗、负极石墨化通过厢式炉等工艺替代传统艾奇逊炉降低生产电耗、光伏高耗能的硅料生产环节正研究相较于传统改良西门子法的单吨电耗更低的硅烷流化床法等，以上均是中国新能源锂电光伏产业在痛点环节进行渐进式创新、打造先进产能的代表案例。
另一个是激进式创新，如锂电固态电池技术、光伏钙钛矿电池技术等代表锂电更高密度、光伏提效降本产业发展趋势的下一代技术，与当前成熟的锂电液态电池、光伏晶硅电池产业链兼容度低，具备激进式、颠覆式特征。当前中国在下一代技术上维持了领跑地位，如锂电固态电池方面国内钠离子电池技术研究位于世界前列，并已具备兆瓦级制造能力；如光伏钙钛矿电池方面中国在单结钙钛矿电池实验室转换效率、商业面积转换效率、中试线投放进度方面均居于世界前列，核心配方、工艺及设备基本都可以自主进行调试，技术迭代也依托国内最新学术研究成果，而非参考海外成熟解决方案，技术自主性带来更小的专利风险。
基于锂电光伏“干中学”的共性，实现技术高端化还需要在政府支持下实现“三要素”协调搭配，推动先进人才培养、促进企业持续创新：1）充分资金投入。制造业先进产能的突破离不开充分资金注入，尤其是对于锂电光伏产业而言，资金投入能大大推动产能规模提升，产能规模提升才能为干中学提供土壤。2）高端人才提供支持。究其根本，干中学的实现仍离不开人在其中发挥的重要作用，因此需要高端人才进入锂电光伏产业，助推产业技术升级迭代。3）在试错中进步，“干中学”的产业特性意味着锂电光伏产业前沿技术需在不断地试错迭代中实现升级突破，从而确保中国锂电光伏的先进产能较海外的成熟产能持续保持领先身位，防范新旧技术更迭带来的中国产业链颠覆风险。
三、横向风险的市场解法：打破约束，挖潜内需
前文我们提出了从制造企业的视角出发，通过“成熟技术顺势外迁”+“先进技术国内引领”主动应对产业链横向风险的一种解法；与此同时，从终端市场的角度出发，中国国内的新能源需求持续挖潜对制造产业链降低横向风险也具备重要意义。中国新能源产业链的成功离不开中国以大消费带动大生产、依托终端大市场巩固产业链规模效应的成本和技术优势，因此持续挖掘本国需求侧潜力、维持中国新能源全球第一大单一市场的地位对于维护产业链地位至关重要。复盘中外新能源产业链发展经验，国内需求需要同时具备“增长可持续”和“市场规模可观”两大要素，才能确保产业链规模效应的发挥。
为实现这一目标，从思路上来看，需要重点关注潜在制约国内新能源需求增长的约束条件。其中，从硬性约束到软性约束从强到弱排序来看，基础设施充足性、产品力与绿色溢价、优质土地可得性、资金投入能力是新能源锂电光伏产业链国内需求增长过程中面临的几大共性约束。
（一）基础设施是决定需求上限最关键的中长期约束
随着光伏、电动车在电力系统的发电侧、用电侧的持续接入，发用电曲线的波动性、不可预测性会持续放大，增加电力系统安全稳定运行难度，一定程度上限制了光伏、电动车并网规模。因此，针对电力系统接纳波动性能源所需的基础设施进行超前建设，对于打开锂电光伏国内需求增长的中长期约束是必要条件。此处，基础设施包括：1）发电侧平滑光伏并网曲线的灵活性资源如火电灵活性、抽水蓄能、电化学储能等；2）输配电侧实现光伏供需时空匹配的电网传输线路、共享储能设施等；2）配电侧接纳电动车、分布式光伏与电网双向交互的配电网设施等。整体而言，基础设施充足性决定需求上限，是较为核心的中长期约束。
对于锂电而言，如图13.12所示，一方面，随中国新能源乘用车渗透率及保有量提升，带来对公共充电的溢出需求，公共充电基础设施的完善对于改善消费者的里程焦虑、提升购买新能源乘用车的积极性至关重要，是新能源车渗透率持续快速提升的关键。目前中国充电桩网络主要存在以下几点问题：1）充电桩数量不足，截至2021年中国新能源车与直流桩比高达17，远高于燃油车保有量与加油枪数量比（4.5-8.9），充电桩数量稀少凸现里程焦虑。2）充电桩区域分布不平衡，目前来看，公共充换电设施集中于一线城市，二三线城市“有车无桩”问题较为严重，同时在高速公路服务区等特殊场景也存在充电桩数量不足等问题，节假日充电难问题凸现。3）部分企业在初期存在重建设轻运营问题，部分充电桩因久置而无法使用。充电桩问题根源在于中国充电桩企业存在建设难度大、回报率低等问题影响企业建设意愿，中国企业需探索有效商业模式，同时政策端给予建设支持与优惠金融政策，强化充电桩网络建设与运维，以缓解新能源车充电难问题。
另一方面，基础设施约束来自于电网容量及调峰能力不足，制约新能源车大规模接入充电，影响充电便捷性与充电效率。随新能源汽车保有量增长，新能源汽车用电量不断提升，而大量新能源汽车在充电过程中的随机性导致电网用电产生较大波动影响电网稳定性，增加负荷高峰期的极端负荷需求，对电网总容量及系统调峰能力提出较高要求。若电力系统最大负荷容量不足，政府部门或只能通过高峰期调整充电功率、拉闸限电等方式以保障电网安全稳定运行，如2022年8月国家电网在重庆、浙江、湖北三省市推行电动汽车避峰充电，调整充电功率以平抑用电高峰负荷，进而影响了新能源汽车充电便捷性与充电效率，进一步加深新能源车补能焦虑。电力系统需提升最大负荷容量或通过储能等灵活性资源加强调峰能力以应对大规模新能源车接入充电带来的对电网稳定性的冲击。
图表13.12充电桩基础设施薄弱凸现里程焦虑
资料来源：中金公司研究部
对于光伏而言，一方面，如图13.13所示，基础设施约束体现在大规模新能源接入给传统电力系统的稳定性、灵活性、可靠性带来新挑战。其中，短周期电力系统稳定性挑战主要体现在新能源接入电网提供的转动惯量低，易使电网抗故障能力和电能品质下降；中周期灵活性挑战主要体现在新能源出力随机波动，发用电曲线错配导致系统需要更多可以灵活调节资源以保证系统供需平衡；长周期风险主要体现在新能源出力季节性波动大，导致电力系统有效容量不足。若以上风险得不到妥善解决则对新能源更高比例的接入电力系统构成约束。截至2021年，中国新能源在发电量中的渗透率达到11.7%，低于欧洲的20%，近两年中国新能源发电量渗透率正以每年2.2ppt的速度提升，一般而言，新能源发电量渗透率达到20-25%以上后，电力系统需要针对稳定性、灵活性、可靠性进行升级强化才能安全接纳更多新增新能源电量，因此基础设施对于国内地面电站光伏需求增长的潜在约束已经较为迫切。
图表13.13发电侧高比例新能源带来的电力系统运行挑战
资料来源：卓振宇等《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》2021年，中金公司研究部
另一方面，如图13.14所示，在配电网，随着分布式光伏渗透率的提升，亦给配电侧的稳定运行带来许多新挑战。分布式装机增长面临的基础设施约束主要体现在变压器容量限制和配电网承载能力，需要在高渗透率地区进行变压器扩容以及配电网改造。我们测算截至2021年末中国户用屋顶光伏平均渗透率约2.8%，仍低于美国（5%）、欧洲（7%）以及澳大利亚（30%），目前中国户用光伏渗透率正以3ppt每年的速度提升，以南澳经验为例，当地屋顶光伏渗透率达到25-30%之后，当地居民用电会经历电压异常的情况，需要电力系统升级投资才能接纳更多分布式侧光伏系统接入电网，因此基础设施对于国内分布式光伏需求增长的潜在约束也已经在部分发展较早的省份开始略有体现，我们预计影响范围随分布式光伏装机增长也会越来越显著。
图表13.14中国分布式光伏发展的基础设施限制
资料来源：《分布式电源接入电网技术规定（Q/GDW1480-2015），《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL／T 2041—2019），《分布式光伏高比例接入的国外经验及实践启示》中金公司研究部
（二）产品力与回报率约束需要企业、市场合力化解
新能源制造业经历数十年发展已经通过规模提升和技术迭代逐渐靠近平价，但仍然面临一定的产品力与绿色溢价问题，绿色溢价不约束国内新能源需求增长的上限，但潜在约束需求释放的节奏。具体而言，对锂电主要表现在锂电池安全性与经济性上；对光伏主要表现在国内需求与海外需求面对的电价收入和回报率差距上。
针对锂电，安全性是锂电池发展的立身之本，直接影响终端购买意愿。对于新能源车市场而言，新能源汽车是面向终端使用者的消费品，安全性是消费者最为关心的问题之一，新能源汽车安全性事件主要和锂电池相关，因锂电池自身品质问题或因碰撞、充电、高温天气等外界诱因发生起火或爆炸，而在目前新能源车对高能量密度、大功率快充性能的追求下，锂电池热失控风险与安全隐患进一步加大。较为频繁的新能源车自燃爆炸等事件降低消费车对新能源车安全性的认可度，对其购置新能源车意愿产生较大影响。对于储能市场而言，锂电池储能电站火灾事故对消费者安全及终端应用的经济性产生较大影响，进而影响终端对锂电池储能的接受认可度。针对锂电池安全性问题，政策端可通过法规提升锂电池安全标准，引导企业强化锂电池安全性能。
此外，锂电池价格相对较高影响终端应用的经济性。对于新能源车市场而言，受制于锂电池成本高昂，目前新能源汽车在购置成本上相较于燃油车普遍具有一定绿色溢价，且行业目前仍部分依赖于政府补贴刺激，锂电池及新能源车购置成本需进一步下降。另一方面，因锂电池在新能源汽车成本中占比较高（约30%）且易损坏，锂电池维修成本较高，此外新能源汽车的一体化压铸技术、高智能化特性均增加汽车损坏时的维修成本，也推高新能源汽车的保险成本。对于储能市场而言，锂电池储能相比于传统抽水蓄能、火电调峰等方式具有一定成本劣势，影响终端应用经济性与需求。针对锂电池经济性问题，产业端需通过技术进步与规模效应持续降本，政策端可通过补贴、梳理盈利机制等方式提升终端应用经济性、激发终端需求。
针对光伏，绿色溢价约束主要体现在国内光伏上网电价在全球范围内横向对比偏低，光伏组件涨价或率先抑制国内光伏需求释放节奏。国内集中式、工商业、户用光伏电站的上网电价均以燃煤标杆上网电价为基准，若参与市场化交易至多有20%的上下浮动比例。光伏组件产业链条长，各环节扩产周期不同，若部分环节出现产能瓶颈导致产业链涨价，光伏电站成本上涨较难通过终端光伏上网电价上涨去疏导，给光伏电站的投资回报率带来压力，抑制电站业主的投资热情。当前，随着光伏上游供给偏紧原材料环节进入新产能投放高峰期，我们预计原材料价格有望周期性下降，化解国内光伏需求释放的回报率压力。
图表13.15：1Q22-2Q22 国内与海外组件价差拉开
资料来源：Bloomberg，中金公司研究部
图表13.16：3Q21以来欧洲光伏电站长协电价上涨
资料来源：LevelTen，中金公司研究部
（三）土地资源约束有望通过专项规划等手段逐步解决
新能源资源如光伏电站所需的光照资源、充电桩所需的电力资源本身取之不尽、用之不竭，并不会对新能源需求的释放构成硬性约束。然而，仍需要考虑到新能源的开发依托于未利用土地（地面光伏电站以及充电桩）或者未利用屋顶（分布式光伏电站），如何以低成本获取优质土地、屋顶资源用于新能源开发会对需求增长构成软性约束。
锂电方面，优质土地资源及小区车位资源稀缺影响充电桩建设，间接影响终端需求。土地资源是影响充电桩大规模建设的重要限制因素，进而间接影响新能源汽车需求上限。针对公共充电桩，充电桩的使用率对投资回收期影响较大，充电桩运营商往往需根据大数据手段有针对性地选址建站以获得更高的充电桩使用率，而一线城市土地资源有限、潜在充电需求大的优质土地资源更为稀少，且面临高昂租金影响投资经济性；另一方面，公共充电桩用土地通常为租赁土地，需与政府或土地使用权人协商达成合作，或存在一定难度。针对私人充电桩，部分小区停车位资源稀缺，缺乏建设私人充电桩的土地资源条件、且部分小区停车位未配有电源同样为非可用土地资源。政府需通过政策引导等措施，为公共及私人充电桩建设提供更多优质土地资源，同时对加油站内增建充电桩等新模式提供试点支持，以完善充电桩网络建设支撑终端需求。
光伏装机面临土地资源约束：中国光照资源充足，目前光照资源规模大约是能源需求的800倍，并且分布相对均匀。但光伏电站单位发电功率对应土地面积大约为15 m2/MWh，高于核电站、煤电站、气电站、风电站、水电站（0.1、0.6、1、1.3、16.9 m2/MWh），土地利用率偏低。近年来国家不断收紧土地使用政策，加强审批核查，如强调严守土地红线，明确规定光伏项目不得占用林地、耕地、河湖水库，同时中东部地区的土地租金价格也在逐步走高。2021年以来，国家发改委、能源局等联合通过《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》、《国家能源局综合司关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》等顶层专项规划，主动划分可用于光伏项目开发的土地或屋顶资源，打破资源开发约束，开辟增量土地空间，上述两项规划释放的土地和屋顶资源总量已基本可以满足中国2030年碳达峰行动方案中提出的风电光伏装机目标，体现出国家对于新能源开发面临土地约束的超前识别的布局。
（四）基础设施REITs等拓宽融资渠道的方式有望化解资金软约束
锂电光伏国内需求建设主体的融资能力也是构成需求释放节奏和上限软性约束。充电桩建设为重资产行业，企业面临高昂投资及运维成本，对企业建设运维充电桩产生较大压力，是约束目前充电桩行业发展的另一大因素。光伏电站开发建设是重资产业务，各类央企和地方国企是中国光伏电站建设运营的主要参与者。此类开发主体的经营性现金流状况、内外部对其杠杆率的上限要求、进行股权再融资的渠道是否通畅均将对其每年可以用于进行国内新能源充电桩、光伏电站开发的资金量产生约束。
针对锂电，充电桩运营为重资产行业，运营商前期或面临较大的投资及运营亏损压力，影响运营商建设意愿。充电桩为重资产行业，前期面临土地、设备、人力等初始投资成本，且后期面临持续的运维成本，在低使用率下，充电桩运营企业往往面临较大的现金流压力，且经营亏损将进一步限制企业融资能力。为缓解充电桩建设的资金压力，行业可探索共建、私桩共享等商业模式吸引社会资本进入，同时在盈利模式上从传统的单一收取电费模式逐步拓展至电网调峰、电池诊断、残值评估等新业务模式，提升充电桩运营盈利能力。此外亦可通过探索REITS盘活充电桩企业存量资产，拓宽其融资渠道。
针对光伏，电力运营商的光伏电站投资一般需要15年左右时间才能通过电站的发电上网收益进行回收，资金回笼期较长，新电站的投资建设较为依赖外部资金来源。碳中和背景下，我们估算国内需要累计开发8,600吉瓦（对应120-320吉瓦/年）的风光电站，单一年份新增装机在120-320吉瓦区间，即使考虑单位造价持续下降，仍相当于每年全行业的风光新增投资高峰期会达到8,400亿元量级（其中光伏5,400亿元，风电3,000亿元）。其中，对于光伏而言，考虑70%杠杆比率，意味着需要3,780亿元银行资金投入（通过债权融资）、1,620亿元企业资金投入（通过自由现金流或股权融资）。近年，电力企业股权融资规模呈现下降趋势，增发配股等融资明显减少，2020年股权融资规模仅7亿元，不到全行业融资需求的1%。同时，国企杠杆率考核限定负债提升空间，急需打开不提升杠杆的融资通道。
市场类资金如VC/PE在新能源锂电光伏制造业融资活动中已有较高参与度，为企业技术迭代和产品创新注入资金弹药；而针对终端重资产的基础设施运营领域，基础设施REITs有望成为缓解新能源运营领域资金投入约束问题、且风险收益偏好更为契合的一种资金形式。顺应国家能源规划、水利等相关政策，能源基础设施类REITS的筹备和发行如火如荼。2022年1月30日，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出推动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资，研究将清洁低碳能源项目纳入基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点范围；2022年6月1日，《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》提出国家开展水电、风电、太阳能、抽水蓄能电站基础设施REITs试点。目前我们基于公司公告、招标公告等公开信息统计，约有20笔电力基础设施REITs处于计划发行阶段，电力REITs的发行有望为中国电力领域央企与国企打开再融资管道，缓解其开发光伏项目面临的资金约束。
四、思考与启示
过去，中国“有为政府+有效市场”在实现产业链一体化提升、纵向风险降低发挥巨大作用，新时代下，我们建议这套纲领在支持成熟技术顺势外迁、引导先进技术国内升级、推动本国需求持续挖潜上继续发力。
（一）中国新能源产业链成功做大做强的经验启示
从产业基础来讲，锂电光伏产业链竞争力首先来自生产成本竞争力。除原材料成本外，新能源的制造费用占到全部生产成本的较高比重，电力、人工、水、土地厂房等要素成本对制造费用影响较大。同时，从技术进步模式上来看，国内新能源锂电光伏产业链具有典型的“干中学”特点，即生产越多技术进步越快。企业和员工通过干中学积累经验和技术，从而提高生产效率、降低长期生产成本。而中国的大市场可以刺激企业进行干中学，以促进效率提升和技术进步，同时可以分摊研发投入。最后，从技术迭代模式上来看，对于干中学特征的行业，技术进步的主线是渐进式技术创新，同样是在大市场的需求规模的支持下，给与新工艺试错和新技术迭代足够的空间，在技术积累中实现从量变到质变的过程，以空间换时间，最终实现使技术迭代和引领。
过去，中国的新能源锂电光伏产业政策针对性、前瞻性的围绕“成本导向”+“干中学”+“渐进式创新”三大产业特征进行设计，充分、及时的把握了中国生产要素成本优势创造的新能源制造业产业链初期发展机遇（必要条件），进一步利用政策的手段，先通过补贴加速需求增长从而加速干中学、加强产业链规模效应，再提出更高的技术要求从而加速渐进式创新、巩固产业链技术地位，最终实现了新能源产业链的做大做强，可谓是“有效市场”与“有为政府“的结合，成为了中国制造成功的一个样板案例。
中外对比来看，中国新能源锂电光伏产业政策的成功，与海外产业政策的收效甚微，核心可能体现在政策着力点的两大差异之中，也适用于各类具备“成本导向”+“干中学”+“渐进式创新”特性的制造业参考借鉴：
一方面，国内对于终端需求的政策介入、退出时间点与产业发展实际贴合更加紧密，如早在2009年便推出“十城千辆”目标（专门针对锂电池予以补贴）和金太阳工程（创造中国终端光伏需求），直到十年后的2018年才分批、渐进式进行锂电、光伏补贴政策的退坡；而海外方面，脱离产业发展阶段的过早强行中断补贴、或过晚启动补贴，是海外锂电光伏供给不成体系的重要原因。如锂电直到2018年欧洲、美国才纷纷出台或扩大电动车补贴政策范围，过晚推行的补贴政策令当地产业失去先发优势；如光伏虽然欧日韩从2000年时代就开始给与光伏发电补贴，但在2008年后就开始补贴的断崖式退坡，在本土光伏制造远远没有实现平价之时，补贴退坡直接压制了本土光伏需求，最终导致本土光伏供需双双走弱的局面。
另一方面，国内对于产业技术的政策手段秉持了“技术中立”原则，并不直接选择某一技术路线，而是指明技术发展方向。如国内十二五以来的产业政策主要是提出更高的技术指标要求，包括锂电池更高的能量密度，以及光伏更高的光电转换率等。而海外方面，对于技术路线较为明显的偏好带来技术路线颠覆风险。如日本于2003年首次提出建设氢能源社会，韩国于2008年发布氢燃料电池产业战略路线，两国均选择布局氢能技术路线，而氢能技术路线的复杂性、超前性导致产业长期降本困难，相对锂电不具备成本优势，导致供需双弱局面。
（二）如何降低新能源产业链风险的政策思考
思考一：针对企业成熟产能的顺势外迁，建议加强区域贸易合作，提高不同区域资源利用效率。
以区域合作为基础降低贸易壁垒，平滑贸易政策波动风险，提高不同区域优势资源的利用效率，保证锂电光伏产业链供应稳定。逆全球化潮流加剧背景下，中国产业需强化对安全风险的把控，区域贸易协定不仅能够降低对伙伴国的出口成本，提升出口利润空间，还能消纳本土企业出口所面临的政策波动风险。对于中国光伏产业，若通过区域贸易协定将组件环节部分成熟产能转移至劳动禀赋更具优势的东南亚，不仅可以带动产业进一步聚焦前沿技术开发、保持技术迭代优势，还能缓解当前面临的贸易条件负外部性、对本土企业海外贸易诉求做出回应。因此建议纵深强化区域贸易协定，与海外重要区域及国家签订制度来保障锂电光伏产业链稳定供应与长足发展。
思考二：针对企业先进产能的国内迭代，建议通过政策工具支持新技术从实验室阶段迈向产业化初期
新能源行业的技术迭代仍远未到尽头，政策更需通过政策性金融工具等呵护前沿技术从实验室阶段迈入商业化。一方面，前沿技术往往与当前主流技术路线在材料使用、设备供应、生产流程上均不同程度发生变化，若新型技术在海外率先落地，则会对中国新能源产业链带来较大的技术颠覆风险；另一方面，新能源行业的前沿技术往往初始投入高、如果中间资金支持中断则前沿技术更难以商业化。因此我们建议国内政策介入引导新能源新技术发展进程之中：（1）资金：通过高新技术企业认定/国家重大课题等引导各大市场主体加大对新技术的投资；通过政策性金融工具给与新技术企业在厂房建设、设备购置、研发投入、税费缴纳等方面的优惠；（2）人才：同时也应加强人才培育，给予一定的高技术人才、复合型人才补贴。共同培育支持、促进、鼓励新能源锂电光伏产业技术迭代的政策和市场环境。
发展先进产能的同时也有必要构筑中国的新能源全球专利生态。我们同样建议政策端加强锂电光伏行业知识产权保护，一方面需要健全知识产权保护体系，缩短专利审理周期，降低举证、维权的难度和成本；另一方面也鼓励企业围绕核心在研项目，进行全球专利布局和规划，在全球竞争中牢牢掌握主动权。
思考三：针对新能源基础设施建设约束，建议加强配电网建设和改造力度，加强并网消纳预警与识别机制
针对锂电和光伏发展的基础设施共性约束，我们建议：1）加大配电网投资建设改造力度，全面提升配电网智能化水平，鼓励社会资本通过增量配网、微电网、源网荷储一体化等形式参与配电网投资建设，着力提升配电网接纳充换电基础设施与分布式新能源的能力；2）加强配电网与充换电基础设施、分布式光伏的统筹规划，建立并网消纳预警与识别机制，推动分布式能源与充电桩在配电网中的合理分布，明确居民社区、城市公共区域以及高速公路充电基础设施规划，实现电网基础设施利用程度的最大化；3）探索开展光储充一体化、柔性直流配网等示范应用，鼓励通过技术创新、模式创新解决锂电、光伏需求侧的基础设施障碍；加强各部门间协同，着力提升充电桩、光伏电站用地审批效率。
思考四：针对地面光伏电站的消纳约束，建议充分挖掘源网荷储潜力，提升集中式光伏电站消纳能力
针对集中式光伏需求侧的消纳约束，我们建议：1）电源侧，开展新能源友好并网技术研发与推广应用，通过市场化手段激励新能源提升功率预测、频率响应、无功调节能力；2）电网侧，加快配套送出通道规划、前期与建设工作，推进电网数字化转型，实现高比例新能源下的电力系统安全稳定运行；3）负荷侧，积极开展需求侧响应机制，充分挖掘负荷侧调节能力，鼓励负荷聚合商、虚拟电厂等多种形式的新业态发展；4）储能侧，支持适用于超短期调频、短期调峰、长时储能等多种应用场景的多元储能技术发展，完善电力市场机制提升储能项目回报率。
思考五：针对新能源接入电网带来的系统不稳定风险，建议鼓励新能源与储能协同发展、电动汽车有序充电
针对锂电、光伏大规模发展导致电网不稳定性可能带来对其他高耗能制造业的用电风险外溢，我们建议：1）鼓励新能源与储能配套发展，提升电网灵活调节能力，同时进一步扩大锂电需求，带来进一步技术进步和降本需求；2）通过设置充电分时电价等方式引导用户有序充电，避免大量新能源车无序、集中充电造成配电网局部过载，影响电网运行稳定和电能质量。
[1] Eurostat数据
[2] Eurostat数据
[3]https://www.offshore-technology.com/news/gazprom-shuts-down-nord-stream-1-pipeline-indefinitely/
[4] 中国光伏行业协会数据、工信部数据、中电联数据
[5] Salvatore, D. International Economics (5th ed). Englewood Cliffs, N J: Printice-Hall Inc, 1995.
若有收获，就点个赞吧
0 人点赞
