内容摘要

为深入开展保险支持国家科技发展的相关课题研究，加深科技界、金融界和产业界对科技与资本融合发展的正确认识，找准保险支持科技的难点和痛点，树立一批保险支持科技的典型案例和示范项目，推动保险支持科技理论研究和体制机制建设，北京保研公益基金会已组织“保险支持国家科技发展”系列调研，并进行政策建议。

“保险资金投资清洁能源行业调研分析”是该系列调研的第五个课题。我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是以习近平同志为核心的党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，以清洁能源产业为主的绿色低碳循环发展是实现碳达峰、碳中和的根本路径。

2021年5月20日，中国保险资产管理业协会发布《助推实现“碳达峰、碳中和”目标倡议书》，各保险机构要积极探索拟定保险资金负责任投资原则及绿色投资标准，深入发掘“双碳目标”投资机遇。在投资端，提倡优化险资运用，助力绿色发展。保险业要发挥保险资金规模大、期限较长等优势，为战略新兴产业、低碳节能产业、清洁生产产业、清洁能源和可再生能源产业等提供长期稳定的资金支持。

与资本市场中其他资金相比，保险资金具有长期投资、价值投资等特点，资金属性与绿色投资天然契合。保险资金运用通过聚焦绿色投资，能有效突破优质资产供给不足的困境。保险资金应积极投资清洁能源领域，引导生产要素向绿色低碳产业集中。

一、清洁能源行业概述

1.1 清洁能源的概念

目前，不同专家和学者对清洁能源的概念存在不同的认识，主要分为两种观点，一是在开发利用过程中不产生污染的能源，也就是能源本身是清洁的；二是能源开发利用的技术体系，通过技术的发展达到能源清洁化开发利用的目的，属于能源生产和消费的清洁化。

能源的清洁化以利用过程中的排放标准进行衡量，达到标准即是清洁能源，达不到标准即是不清洁能源。随着技术的进步其范围也不同，因全球能源利用技术差异性大而无法准确定义其类别，尤其是针对化石能源。在研究清洁能源时，不能将其与可再生能源混淆。清洁能源是根据生产和消费过程中产生的污染物多少来划分的，可再生能源是根据能源是否能够再生来划分的。清洁能源包括风能、水能、太阳能、地热能、海洋能等；可再生能源不但包含所有清洁能源，还包括生物质能。此外，核能由于在利用过程中产生的环境污染风险无法完全可控，所以也不应被列入清洁能源。

因此，清洁能源是指在指生产和消费过程中对环境影响较小且环境污染风险极小的能源，同时在其利用过程中没有可能产生污染的C、N、S等元素迁移，如风能、水能、太阳能、地热能、海洋能等。

1.2 我国能源转型步伐加快

中国是国际洁净能源的巨头，是世界上最大的太阳能、风力与环境科技公司的发源地。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，阐明我国能源发展方针、主要目标和任务举措，是“十四五”时期加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。

从能源生产结构来看，据今年3月国家能源局印发的《2022年能源工作指导意见》所提目标和要求：风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右，比2021年提高0.5个百分点。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

从能源消费结构来看，2014年以来，我国单位国内生产总值能耗累计降低20%，以年均约2.9%的能源消费增长支撑了6.2%的国民经济增长。能源消费结构显著优化。煤炭消费比重从2014年的65.8%下降到2021年的56%，年均下降1.4个百分点，是历史上下降最快的时期。清洁能源消费比重同期从16.9%上升到25.5%，占能源消费增量的60%以上。

我国单位GDP能耗逐年下降

我国原煤消费在能源消费中的占比逐年下降

按照2025年非化石能源消费比重达到20%左右的要求，国家《“十四五”可再生能源发展规划》明确，到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右；可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平；太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。

1.3 清洁能源的应用

随着对环境保护的意识日益加强，在全球对能源需求不断增长的背景下，清洁能源的推广、应用也成为必然趋势。清洁能源及技术行业的发展可以细分到多个领域，而各类能源的应用也不尽相同。目前，清洁能源及技术行业的发展方向包括光伏发电、海上风电、固废处理、水处理、氢燃料汽车和节能环保新科技等。

世界发达国家均已利用清洁能源，并取得了极其可观的社会效益和经济效益。目前，美国国内最大的太阳能光伏发电站Solar Star光伏电站，装机容量为579兆瓦。Ivanpah太阳能发电厂是美国最大的集中式太阳能热电厂，位于加利福尼亚州的Mojave沙漠，装机容量为392兆瓦。西班牙已建立了Planta Solar 10和Planta Solar 20太阳能热电厂，装机容量分别为11兆瓦和20兆瓦。美国沿海水域上空的风力所蕴藏的潜在资源足以提供超过每年4000兆瓦的电力。目前，美国已经能够利用海岸线附近的强风产生电力，而且产生的电力能够并入美国国家电网。

我国在宁夏建立了世界上最大的单体光伏发电站——宁夏盐池新能源综合示范区电站，装机容量达2000兆瓦；在甘肃酒泉建立了世界上最大的风力发电基地，装机容量达到10000兆瓦，但面临着风电无法有效并入国家电网等问题。

关于水力发电，欧美发达国家不仅可以建造胡佛大坝（美国）、大古力水电站（美国）、萨杨-舒申斯克水电站（俄罗斯），而且还能够利用市政供水设施或灌溉沟渠的水流来发电。美国等一些发达国家甚至可以通过改道城市径流设施，在城市内河流重新汇入主干河流之前，引导部分河流通过一个小型城市发电站来进行发电。如除了特拉华州和密西西比州以外，美国所有州都在使用市政供水设施进行水力发电，而华盛顿州74%的电力来自水力发电。

美国能源部主推的地热能Forge计划，目的是对地热能系统进行尖端的研究、钻井和技术测试。目前，该计划已使增强型地热能系统（EGS）在美国西部地区得到了大力推广，所发电量占据美国总用电量的10%。位于加利福尼亚州的Geysers地热田是目前世界上最大的地热能资源供应商，其开采对象是美国地质调查局估算的美国西部3万兆瓦的地热能资源，具有非常大的资源潜力及商业价值。

1.4 清洁能源顶层设计

发展清洁能源是全球应对气候变化的普遍趋势，也是我国调整能源结构、推动能源与社会经济可持续发展的有力手段。党的十九大报告提出了加快调整能源结构，构建清洁低碳的现代能源体系。基于此，我国颁布了《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》、《可再生能源发展十三五规划》以及《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》、《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》等政策来支持清洁能源产业发展。

2018年，确保全国平均风电利用率高于88%（力争达到90%以上），弃风率低于12%（力争控制在10%以内）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%，确保弃风、弃光电量比2017年进一步下降。全国水能利用率95%以上。全国大部分核电实现安全保障性消纳。2019年，确保全国平均风电利用率高于90%（力争达到92%左右），弃风率低于10%（力争控制在8%左右）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。全国核电基本实现安全保障性消纳。2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。

二、清洁能源发展的重要意义

从能源格局演变看，新型的清洁能源取代传统能源是大势所趋，能源发展轨迹和规律是从高炭走向低炭，从低效走向高效，从不清洁走向清洁，从不可持续走向可持续。开发利用太阳能、水能、风能、等清洁能源资源符合能源发展的轨迹，对建立可持续的能源系统，促进国民经济发展和环境保护发挥着重大作用。大力发展清洁能源可以逐步改变传统能源消费结构，减小对能源进口的依赖度，提高能源安全性，减少温室气体。

2.1 经济意义

人们通常认为向清洁能源转型要付出额外经济成本，因为清洁能源系统的建设和运营成本要比化石能源系统更高。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）和瑞士联邦能源办公室的相关研究也显示，强有力的气候政策将不利于经济增长。然而，瑞士苏黎世联邦理工学院的研究人员却发现，即使并非为了应对气候变化，也应该向清洁能源转型，且这一举措有利于经济发展。

研究人员表示，IPCC和许多其他组织在预测气候保护的经济成本时，一般会利用气候变化综合评估模型（IAM）。这个模型预设，在任何时候人们都会选择最便宜的能源供应方式，而政府为了鼓励人们选择低碳能源，采取的主要方式是不断提高碳税。该模型预测碳税要足够高才能激励人们投资太阳能、风能和碳中性航空燃料等昂贵的新能源技术，这可能导致相关消费价格大幅上升，从而抑制经济活动与经济增长。

但是，现实情况与预测截然不同。太阳能和风能获得的投资远比国际评估报告所预测的高，实际成本也比预测的低，而且推动这些变化的气候政策并非碳税，而是补贴和法规。因此，研究人员希望了解，如果将清洁能源转型继续进行下去，会对经济产生怎样的影响。

研究人员针对瑞士能源系统的转换和实施净零排放目标的具体情况，模拟了电力市场价格和国际贸易流量。研究预设瑞士将延续现行能源政策，并按照未来瑞士是否融入欧洲电力市场的不同假设，计算到2040年瑞士完全去碳化后的能源成本。

第一种情况，如果瑞士继续留在欧洲电网，那么市场模拟结果表明：瑞士将继续在夏季出口电力，在冬季进口电力，不过到2040年将全面取消使用石油和天然气支持交通运输和供暖，因此净进口电力将略有增加，所以即使电价下降，瑞士在电力总支出方面也会增加约5亿瑞士法郎。但是，扣除碳中性燃料的额外成本，减少化石燃料可以为瑞士节省大约25亿瑞士法郎。与现在相比，到2040年瑞士每年将节省约20亿瑞士法郎。

第二种情况，如果瑞士未能继续留在欧洲电力市场，导致国际输电能力下降，则需要加大对国内可再生能源发电的投资，以增加发电量。与第一种情况相比，电力成本将增加约40%，然而结合减少使用化石燃料带来的成本下降，总体能源成本依然低于现有水平。

此前英国牛津大学的研究也发现了一致的研究结果，即到2030年，净零排放方案的预期能源成本将比不向清洁能源转型的能源成本略低，到2040年，前者将比后者低20%。研究人员表示，无论是苏黎世联邦理工学院还是牛津大学，都没有将节省的能源成本转化为全球年度GDP的增长，然而实际上在净零排放方案下，随着能源成本和能源价格的降低，经济增长会更快。

在采用优化后的模型框架与数据后，最近两组研究结果都表明，气候保护政策可以带来经济发展和环境保护的双赢，这将为加快去碳化行动增加动力。

此外，发展清洁能源还可以降低环境污染问题，减少治理污染的经济成本；降低对传统能源的依赖度，进而防止国际传统能源的价格波动带来经济的强大冲击；有利于优化国家能源的配置结构，提高能源综合利用的经济效益；解决资源（特别是化石能源）枯竭问题所带来的经济问题；还能够相对减少我国能源需求中化石能源的比例和对进口能源的依赖程度，提高我国能源、经济安全。

2.2 社会发展意义

清洁能源不仅在碳中和以及能源结构调整中起着重要作用，而且对促进社会和谐发展、经济平稳运行具有重要意义。如，建立大型太阳能光伏电站、太阳能热电站、水电站以及风能发电站来代替广泛使用的火力发电厂，不仅能消除煤炭燃烧后剩下的煤渣对环境造成的污染，还可以降低火力发电厂CO2排放量；在农村大力推广生物质能源，不仅能缓解农村的用电、用气（沼气）问题，助力乡村振兴，而且对加快建设农村清洁能源供给体系、缓解能源产物二次污染及降低碳排放均有促进作用。

应用清洁能源是转变经济增加途径的有效手段，能够在减少污染物、降低企业经营成本的同时，提高企业经济效益和社会经济效益；应用清洁能源是保护环境的最佳方式和必然选择，改变末端治理的现状，采取以预防为主的环境保护与发展理念，让企业能够自觉使用清洁能源，消除污染物排放和产生，达到更好地环境治理效益；应用清洁能源是现代工业文明建设与发展的一大标志，树立起绿色环保的企业形象，促进国家现代工业文明建设。

国家能源安全包括能源供应的稳定性（经济安全性）与能源使用的安全性。清洁能源指的是对环境友好的能源，大力发展清洁能源对保障国家能源安全具有重大意义。大力发展清洁能源可以逐步改变传统能源消费结构，减小对能源进口的依赖度，降低环境代价。从科研、资金、协作等方面制定相关政策能够促进清洁能源的开发与利用。

三、清洁能源产业发展机遇

3.1 双碳目标下的高成长性

去年10月，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》提出了“碳达峰十大行动”，在推动运输工具装备低碳转型方面，提及电力、氢能、天然气等多种能源路线和城市公共服务车辆、重型货运车辆、船舶、机场等多种交通场景。积极扩大电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域应用。方案对此设定的目标为，到2030年，当年新增新能源、清洁能源动力的交通工具比例达到40%左右，营运交通工具单位换算周转量碳排放强度比2020年下降9.5%左右，国家铁路单位换算周转量综合能耗比2020年下降10%。陆路交通运输石油消费力争2030年前达到峰值。

基于既定目标情景路径，中国电力部门将在2055年之前实现二氧化碳净零排放，以风能和太阳能为首的可再生能源发电在2020-2060年间将增加7倍，届时将占发电总量的80%左右。另外，到2060年，中国所有地区的可再生能源装机容量将至少增加3倍，其中西北和北方地区增幅最大，当地太阳能和陆上风能资源潜力巨大，且有充足的土地可供利用。沿海省份为提高电力系统可靠性和稳定性而进行的低碳灵活性能源投资则最高。

从长远来看，清洁能源具有巨大的发展空间和广阔的发展前景。根据中国的清洁能源发展规划，在未来十年里的清洁能源投资规模会非常巨大，认为将是下一个“高铁行业”。

双碳背景下能源结构转型迫在眉睫，而能源结构转型的实质是电力结构清洁化转型。在“30·60”双碳背景下，我国目前推动“碳达峰”、“碳中和”目标实现的核心举措在于构建以新能源为主体的新型电力系统。当前，传统火电（包含燃煤、燃气等火力发电方式）仍占据我国电力结构中的主要部分，其中2020年火电发电占比达到67.9%，风电、发电量占比合计为9.5%。《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》中对于风电、光伏发电量占全社会用电量比重提出了明确要求：2021年达到11%左右，2025年达到16.5%左右。

当前，我国能源行业碳排放占全国总量的80%以上，电力行业碳排放在能源行业中的占比超过40%。据测算，到2060年，我国直接电力消费占整体能源消费的70%，加上间接电力消费，这个比例将达到90%。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，大力发展风能、太阳能等新能源是关键。构建以新能源为主体的新型电力系统有助于确保碳达峰、碳中和目标实现。

截至2021Q3末，新能源装机量占比为25.1%，新能源装机高速成长期将至。装机结构方面，截至2021Q3末，火电仍为我国电源设备的装机主体，总装机量为1282GW，占比为55.9%，而风电、光伏累计装机量分别为297GW、278GW，合计装机量为576GW，两者占比合计为25.1%。从行业发展角度，我国在2020年12月的联合国气候雄心峰会承诺与《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》分别表示，至2030年风电、光伏总装机量达到1200GW以上。而基于2030年实现“碳达峰”要求，这一指引主要为“十四五”、“十五五”时期的新能源发电行业设定了发展底线，新能源装机总量或将提前达到这一目标。

当前，清洁能源的发电装机进入快速发展期。与此同时，电力电子技术、数字技术和储能技术等正推动传统电力系统向高度数字化、清洁化、智能化的方向演进。在10年左右的时间内，我国清洁能源发电装机总量就可以超过煤电。2030年，我国清洁能源发电装机容量有望达到15.2亿千瓦，占全部装机比重的50%左右，清洁能源发电将成我国重要的发电支撑。

3.2 能耗双控下绿电价值凸显

能耗双控考核制度完善，加大对于地方政府的考核价值。国家发改委于9月11日印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，其中完善了对于能耗双控政策的考核制度，大幅强化了能耗双控指标的对于地方政府考核价值，核心内容一是强化考核结果运用：考核结果经国务院审定后，交由干部主管部门作为对省级人民政府领导班子和领导干部综合考核评价的重要依据。二是对考核结果为超额完成的地区通报表扬，并给予一定奖励；对未完成能耗强度降低基本目标的地区通报批评，要求限期整改；对进度严重滞后、工作不力的地区，有关方面按规定对其相关负责人实行问责处理。因此，在中央收严对于地方能耗双控政策的情况下，地方政府对于能耗双控政策的重视程度将大概率提升。

而在能源消费管控方面，政策核心内容一是坚决管控高耗能高排放项目，设定在建、拟建、存量高耗能高排放项目清单，明确处置意见；二是鼓励地方增加可再生能源消费：对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量考核；三是能耗强度指标考核权重加大：对能耗强度降低达到国家下达激励目标的省（自治区、直辖市），其能源消费总量在五年规划当期能耗双控考核中免予考核。

对于各地方政府而言，在面临能耗双控的压力下，采用更多“绿电”为各地用能的最优解决路径之一。原因在于一方面某地区在超出激励性可再生能源电力消纳责任权重的情况下，超出最低消纳比重的消纳量均不纳入能源消费总量考核；另一方面水电作为另一种主要形式的可再生能源，其发电受当地水文资源禀赋的影响较大，且水电站建设周期通常为5-10年，难以在中短期维度内提供有效电力供给，风电、光伏便成为最优供给增量选择。因此在需求侧，各地工业企业与政府具备提升可再生能源供给的意愿，落脚点在于提升风电、光伏的消纳权重。

因此对于受能耗双控政策影响较大地区，基于不影响当地工业生产的考量下，增大新能源发电在当地的电力消纳权重，进而推动可再生能源消纳比重超出激励权重，方可获得额外的能源消耗量。例如，对于能耗双控进入预警阶段的省份而言，在能耗双控政策暂未出现松动的情况下，关停高耗能企业仅为“节流”选择，而增加绿电供给则是更为稳妥的“开源”方式。

两部委推动进行绿电交易试点，两方面因素带来绿电溢价。9月初，发改委、能源局共同推动在北京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独立的绿电品种。相较于其他常规电源方式，其溢价属性主要源于一方面，能耗双控政策收严，火电利用率上升受限，绿电为部分能耗情况严峻地区的主要增量能源供给，其主要方式包含省外特高压电网外送与省内新增绿电装机；另一方面，绿证交易方面，部分风电、光伏项目被核发绿证，对于部分具备绿证需求的企业（如出口型企业），具备采用绿电的诉求。

3.3 平价上网时代的发展机遇

2021年为新能源平价开发元年，陆上风电、光伏全面进入无补贴平价开发阶段。依据国家发改委颁布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中的主要内容，2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目按照当地燃煤发电基准价执行上网，同时新项目可自愿参与市场化交易定价形成上网电价。新能源上网电价构成由过往的“电网结算+国家可再生能源基金电价补贴”转化为“电网结算”，而基于过往新能源电价补贴的延时到账，进入平价开发阶段后，平价新能源项目应收账款相较于补贴项目将大幅减少，现金流与实际经营情况相匹配。

步入平价开发阶段，装机成本下降为提升业主开发意愿的核心因素。在项目经营的微观层面，新能源运营尽管因“绿电”的存在而具备一定的电价弹性，但因其电力运营商所具备的公用事业属性，长期维度内电价端弹性大概率将弱于装机成本端弹性。过往弃风弃光因素以及补贴退坡因素所带来的装机规模周期性将逐步弱化。因此装机成本降低与自然资源利用效率提升所带来的经济性提升将是平价开发时代提升运营商开发意愿的核心因素。分子与分母端分别着手，降低平准化度电成本（LCOE）的主要方向有：降低装机成本；降低运维成本；提高发电利用小时数。

风光利用效率高位企稳，保障性并网政策支撑绿电运营商利用小时数。“十三五”时期相继出台多项政策保障风电光伏发电消纳，其中核心包含：第一，《关于有序放开发用电计划的通知》指出优先保障风电、光伏等新能源电源发电；第二，《可再生能源电力配额及考核办法》：为各省设定非水可再生能源消纳责任权重，保障新能源发电在各省消纳。第三，同时风电方面提出风电投资监测预警机制，严格限制三北地区高弃风限电地区风电项目审批与项目装机，此后在此政策推动叠加特高压电网建设进度加快，三北地区弃风率自2018年以来大幅改善，至今多数省份已放开装机限制。第四，2021年内国家能源局印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》中指出建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。

风机与光伏组件成本为左右风电、光伏运营期成本的核心因素。因风电、光伏发电项目的重资产属性，除风电、光伏机组对于风能、太阳能的利用效率之外，降低LCOE的核心因素在于压低装机成本。风电、光伏作为可再生清洁能源，无原材料成本，折旧费通常占运营期成本的60%-80%，该成本于建设期确定。具体而言：Ø陆上风电：2021年陆风风机招标价格快速下降，测算当前成本中枢为5000-6500元/千瓦，风机成本占比约为40%-50%，建安费用占比约为20%；海上风电：2020年单位装机成本中枢约为14400-18500元/千瓦，不同地区因海上风电产业化程度与施工难度的差异而存在一定的装机成本差异。其中，风机成本约45%，因海上风电施工难度较大，因此建安费用占比高于陆上风电，约25%。同时因海上风电场通常建于离岸20-50海里的海域，电缆、升变压站等成本占比较高；集中式光伏：2021年集中式光伏测算装机成本中枢约为3500-4500元/千瓦，组件成本占比约为40-50%，支架占比17%。因产业链上游的规模化生产，其他组件与一次设备成本具备进一步下降的基础。

着眼边际，新能源装机成本下行仍是主要趋势。风电方面，因产业链供需关系缓解以及风机大型化等因素，陆上风电、海上风电风机价格当前仍处于下行通道，同时因选址优化、装配环节产能供需转向宽松，风电建安成本呈现降低态势；光伏方面，短期内因上游硅料、EVA等原材料价格上行造成一定的组件价格上浮，但长期视角下，其技术进步以及原材料扩产推动降本的空间犹存。

陆风、光伏总体已实现平价开发下的稳定收益，海上风电平价在途。对当前时点的陆上风电、海上风电、集中式光伏项目进行经济性测算可以看出，除海上风电需进一步降低成本外，陆上风电、集中式光伏电站项目全国多数地区已可实现平价状态下6%以上的全投资IRR。

内陆清洁能源大基地以风光储共同建设为主，释放大量风光装机需求。集中式项目方面，依据新华社披露的“十四五”清洁能源基地计划，当前内陆地区主要规划九大清洁能源基地，均计划建设风电、光伏并配备储能，主要调峰措施来看，

其中西南地区与黄河上游清洁能源基地主要采用风光水共同建设以提供调峰调频，东北松辽以及华北冀北清洁能源基地不配备除储能以外的调峰调频电源，其余清洁能源基地配备一部分火电进行调峰。具体规划装机量方面，习近平主席在出席《生物多样性公约》第十五次领导人峰会时，首次正式提出在沙漠、戈壁地区建设风电光伏大基地，其中首期100GW已有序开工。

消纳方面，因以上清洁能源基地大多位于我国电力负荷较低的地区，因此国家电网通过建设特高压电网将其输送至中东部电力负荷较高的地区。截至2020年年底，国网已累计投运“14交12直”特高压输电工程，而特高压线路电力外送的始发地多与清洁能源基地范围重合，2020年，22条特高压线路年输送电量5318亿千瓦时，其中，可再生能源电量占全部输送电量的45.9%。

光伏“整县推进”与“风电下乡”计划拓宽新能源装机场景。分布式光伏方面，国家能源局正式发布《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开始试点方案的通知》，要求各省能源主管部门汇总编制本省试点方案，仅需通过省内审批即可实施，同时要求各省政府、电网企业做到分布式光伏应接尽接、宜建尽建，此后多省份予以积极推进。分散式风电项目方面，风电伙伴行动·零碳城市·富美乡村启动仪式中，118个城市、600余家风电企业确定的合作方案指出，“十四五”期间，在全国100个县，优选5000个村，安装1万台风机，总装机规模达到50GW。因此，基于清洁能源大基地加速开工与分布式风电、光伏的推进，结合西勘院的预测，“十四五”时期风电、光伏有望分别保持55GW、70GW以上的年化新增装机。

3.4 “政策+市场”双驱动

经历了10多年的市场培育，光伏、风电、新能源车等已经摆脱补贴依赖。光伏、风电度电成本不断下降，自2021年起开始进入全面平价，并且从集中式大型电站单一方式，拓展至分布式光伏、BIPV、分散式风电等多种应用形式，在绿电政策支持下，电站投资价值不断提升。

新能源车凭借规模化、新技术应用、国产化率提升，大幅降本并提高产品力，打开C端市场，加速交通领域电动化。在新能源市场已经成形并快速成长过程中，政策继续发挥引导行业预期、补齐发展短板、协调资源配置的作用，共同促进行业继续快速发展。

行业渗透率进入10%至50%的快速提升期。经历多年发展，2021年风电、光伏发电量在总发电量比重已达到11%，新能源车在汽车总销量占比达到13%，双双突破10%。而新产品在渗透率突破10%后，将从小型规模化向大型规模化快速提升，并且由于已经有了初步规模效应，将保持较高增速。在政策方向不变、产业链配套齐全的背景下，渗透率跨入新阶段，将带领行业进入2.0阶段规模化成长，行业短期内没有发展天花板，仍有望维持快速增长。

打造“内需+出口”复合型市场平抑需求波动。由于全球新能源产业几乎同时起步，我国并没有出现传统产业大幅落后于西方发达国家的状况，后发优势使得我国产业链完整度、产品竞争力都处于世界前列，并且通过规模化、快速技术迭代形成了领先全球的成本优势，并逐渐将内需市场拓展到海外，形成“内需+出口”复合型市场。在全球碳中和大潮中，我国光伏、锂电池等产品已经成为国家品牌，不仅实现产业链向海外延伸，并且形成了能够抵御国内需求波动的能力。

新增长点不断涌现提升行业发展天花板。新能源发展不止需要光伏、风电等发电装置，还需要输配电、终端用电等设施，全面实现碳中和，需要构建以光伏、风电为基础的新型电力系统，这其中储能、智慧电网、分布式能源、碳交易等，都是行业发展过程中诞生的新增长点。这些新兴领域基数极低，技术成熟、规模化后将爆发出更大的成长潜力，不断涌现的新增长点，持续提升行业发展天花板。

四、清洁能源行业重点领域分析

在行业高确定性下，弹性最高的增量发展机遇，主要包括供需扭转、结构转变、政策落地三个投资方向。

首先，供需扭转导致的盈利能力提升超预期。无论是光伏、风电还是锂电池，大部分环节都是半年、一年维度的产能建设周期，与季度甚至月度需求周期进行匹配，因此供需格局始终处于变化之中。需求提升带来的供不应求，往往需要半年、一年维度来扩充产能进行消化，因此供需格局扭转往往能带来产品涨价及公司业绩超预期。2022年，人造石墨负极、湿法隔膜、海风电缆，由于石墨化、隔膜制造设备、海缆产能的限制，在需求持续景气状态下，存在极强涨价预期，相关公司EPS有望得到显著抬升。而2021年光伏领域供需最为紧张的硅料端将发生扭转，电池片作为当前盈利压力最大环节将获得最大弹性。

其次，结构转变带来额外Alpha增量。由于电新行业整体Beta预期一致性非常强，能够发现额外Alpha增量异常重要。看好诸多子领域正在发生技术、规格等引领的结构性变化，带来新的投资机会：电池片技术从PERC向TOPCon、HJT发展，银浆需要从普通高温银浆，提升为技术难度更高、加工费用更高、用量更大的新型高温银浆、低温银浆，实现银浆量价齐升；大基地项目规模化推进，将扭转2021年分布式>集中式的局面，带来的双面组件、跟踪支架渗透率大幅提升，光伏玻璃、跟踪支架将最为受益。

第三，政策落地实现行业从1到∞。2021年政策对实现碳中和的薄弱环节，包括新型储能、抽水蓄能、BIPV、新型电力系统、氢能等，给与了大力支持，2022年将会显著实现产业化落地。政策已经明确新型储能、抽水蓄能的规模预期和应用方向，将快速实现产能扩张、产业化应用，由于基数很低、需求很高，储能预计将持续长时间高增长，大幅提升相应公司业绩预期和估值水平。整县分布式、风光大基地已度过政策出台、项目上报阶段，将进入规模化建设阶段，BIPV、户用逆变器、跟踪支架等将在项目规模化推广中实现快速增长。

在具体行业投资层面，2022年的投资机会主要包括锂电池、光伏、风电、储能、氢能等领域。

4.1 锂电

1 全球新能源汽车高景气

得益于政策、需求、供给等多重因素共振，全球新能源汽车市场在2020年火热的增长势头上加速爆发，2021年全球新能源乘用车销量接近650万辆，同比增长109%，且三季度渗透率快速突破至9%。

从销量结构上看，中美欧成为全球新能源汽车市场主要构成，中国新能源汽车销量占据全球半壁江山，连续多年成为全球最大新能源汽车市场，欧洲市场紧随其后，美国落后于中欧。展望未来，结合中美欧未来各自新能源汽车发展政策、以及各大汽车厂商新能源汽车规划，全球新能源汽车将进入长周期的上升通道，渗透率有望在2022年首次达到两位数。

2 中国新能源车销量及渗透率水平持续提升

2020年尽管受到疫情等因素影响，我国新能源汽车销量依然保持了正增长态势；进入2021年，随着各家车企新车型的陆续推出，新能源汽车消费市场依然呈现火爆态势。据中汽协数据，从2021年5月开始，新能源汽车销量连续6个月实现环比增长。2021年10月新能源汽车销量达到38.3万辆，同比增139.4%。1~10月累计销量达到252.7万辆，同比增189%。全年新能源车累计销量接近300万辆。

新能源汽车渗透率5月首度突破10%，2025年20%目标有望提前完成。2021年以来，受益于下游需求爆发以及各大厂商优质电动车型持续推出，叠加芯片短缺影响下供应商优先保障新能源汽车需求，国内新能源乘用车渗透率持续提升，并于9月单月达到历史最高18%水平；1~10月渗透率12.1%，同比去年全年提升7pct；2021年全年，新能源汽车渗透率达14.8%。新能源汽车渗透率水平的提升意味着用户对新能源汽车的接受度大幅增加，预计这一上升趋势在未来将继续保持，2025年20%目标有望提前完成。

3 锂电投资建议

随着全球各国家碳减排政策的密集频出，主流车企加速电动化进程，在2021年火爆市场形势下，2022年仍将有一大批高质量、具备竞争力的新能源车型密集推出，有望刺激全球新能源汽车需求持续高增长。

展望2022年锂电板块，动力电池方面，未来上游原料紧缺环节产能有望逐步释放，价格有望下降，叠加动力电池价格上调，动力电池企业盈利能力有望快速提升；中游材料方面，隔膜受工艺壁垒高和生产设备等因素制约，供需缺口或持续，竞争格局较好；负极材料石墨化环节受国家能耗双控等的影响，有望维持紧平衡状态；磷酸铁锂正极性价比优势延续，高景气将继续保持，三元方面，4680大圆柱电池将从电池封装形式角度提振三元电池体系份额，且有望受益于美国市场放量；电解液、锂盐新增产能或加速兑现，对下游涨价压力有望缓解。

4.2 光伏

光伏是国家“双碳”计划的重要战略新兴产业。光伏行业包含硅料、硅片、电池片、组件和系统，是半导体技术与新能源需求相结合而衍生的产业。

1 “十三五”光伏行业发展成就

我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。在政策引导和市场需求的双轮驱动发展下，光伏行业经过十几年的发展，已经成为我国达到国际领先水平的战略性新兴产业，是推动我国能源变革的重要引擎，也是实现我国“双碳”计划的重要举措。

2021年硅料紧缺，截至2021年12月多晶硅致密料价格从年初的84元/Kg上涨至269元/Kg，产业链价格同步上涨，166组件价格从1.66元/瓦上涨至2.07元/瓦。

2021年，我国光伏装机规模达54.88GW，处于历史第一高位。2021年我国光伏组件产能、产量分别达359.1GW、181.8GW，同比分别增长47.0%、45.9%，产业整体规模进一步扩大。预计2022年行业需求将迎来大幅反弹。

2 “十四五”光伏装机预测

在全球主要经济体碳中和政策支持下，未来全球光伏新增装机规模五年CAGR达到14.96%~19.88%。光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优势的能源形势。不仅在欧美日等发达地区，在中东、南美等地区国家也快速兴起。2020年受到疫情影响，全球光伏新增装机量达到130GW，同比增长13.04%。

国内十四五期间光伏新增装机规模将达到355-440GW。2020年国内新增装机量达到48.2GW，同比增长60.13%。“十四五”期间，随着下游光伏应用市场多样化以及风光大基地建设，2022年全国新增光伏装机将大幅提升。

3 光伏投资建议

电池片环节迎来利润修复期。2021年硅料紧缺，硅片价格水涨船高，导致电池片厂家开工率不足，毛利大幅下降，大多处于亏损的状态。2021年1月至11月，硅片价格涨幅70%左右，而同期电池片价格涨幅仅23%左右，电池片企业盈利能力被大幅减弱。随着硅料新增产能的释放，硅片环节竞争的加剧，电池片厂商迎来利润修复和改善的机会。

光伏玻璃为连续生产方式，产能建设周期长（2年）、重资产属性强（1000t/d产能投资近10亿），而需求跟随组件开工率月度波动，库存、价格波动较大，龙头厂家单平成本约17-18元/平，较小厂低2元/平以上，此成本优势保证龙头可以在行业价格波动下仍坚定扩产提升市占率，夯实龙头领先优势。在风光大基地快速推进、整县分布式项目落地、硅料价格将下降背景下，2022年光伏需求确定性极高，光伏玻璃作为唯一价格同比上涨环节，将拥有极强业绩确定性。预计2022年光伏玻璃价格在25-30元/平之间波动，价格中枢在27元/平左右。

电池片技术切换提升银浆发展空间。PERC转换效率接近极限，电池迭代银浆量价齐升。PERC转换效率达到23.5%后接近极限，更高转换效率的TOPCon、HJT逐渐进入主流。当前主流电池技术银浆耗量，PERC最低为10-15mg/W，TOPCon为20-25mg/W，HJT为25-30mg/W。

TOPCon和HJT的平均银浆耗量分别是PERC的180%和220%，而且新型银浆产品价格也将显著高于PERC用普通高温银浆。在光伏行业持续高景气背景下，预计2021-2025银浆总需求2.1万吨，CAGR=13.6%，市场空间超1300亿，CAGR=19.5%，TOPCon和HJT比例增大、银价上涨提升市场空间。而2020年正银国产化率仅50%，N型低温银浆的国产化率仅不足20%，存在极大提升空间，国内银浆龙头企业将在新一轮电池片技术升级、国产化替代过程中成为绝对主角。

4.3 风电

1 行业维持景气

2021年风电行业持续景气。风电行业在经历了2020年抢装潮之后，2021年在国家的碳中和政策背景下仍维持了高景气度，风电并网装机量持续增长。2021年，全国风电新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机3067万千瓦、海上风电新增装机1690万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约61%，“三北”地区占39%，风电开发布局进一步优化。到2021年底，全国风电累计装机3.28亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.02亿千瓦、海上风电累计装机2639万千瓦。

2022年中央补贴全面退坡，但预计大型化海上风电装机和降本后陆上风电需求将持续支持新增装机量增长，预计2025年国内风电新增装机容量将达45GW，占全球新增装机量的47%。

2021年以来国家对于风电的发展提出了一系列政策上的支持和指引，旨在加快推进风电并网平价化，促进风电消纳。

风电机组全球市场渗透率有望提升。2020年国内风电整机生产商CR5占比为64%，仍有提升空间；全球整机生产商CR5占比为48%，其中国内厂商金风科技、明阳智能、远景能源全球合计占比28%。2021年国内企业在风机大型化方面取得明显进展，近期明阳智能推出16MW大型化海上风电机组，预计2022-2025年国内厂商全球市场占比将持续提升。

风电成本持续走低。2020-2021H1全球陆上风电平均LCOE为0.041美元/kWh，较2019年下降8.9%；海上风电平均LCOE为0.082美元/kWh，较2019年下降11.8%；2020年陆上风电安装成本为1355美元/kW，同比下降9.1%；海上风电安装成本为3185美元/kW，同比降幅达14.5%。

展望2025年我国风电供给将占据优势。预计2025年国外龙头厂商风电机组年均供应量为12GW，相比2025年96GW的装机需求，主要部分仍需中国厂商来供应。

2 供应链成本控制能力不断提升

风电供应链可分为上游、中游、下游三个环节，其中上游为制造风电机组所需的原材料，包括增强纤维、树脂、夹层材料、结构胶、叶片、钢材等；中游为机组零部件，包括轮毂、齿轮箱、控制系统、轴承、发电机，以及风电主机、塔筒等；下游为风电场运营商及投资方。

风力发电机组主要由叶片、塔筒、机舱罩、发电机等部件构成，这些部件也是成本占比最高部分。上游风机零件制造商的成本及价格情况将经由风力发电机影响风电项目盈利性。近年来风机招标价格持续下滑。2019年至2020年由于陆上风电国家补贴退坡抢装的影响，国内风机招标价迎来短暂高峰期，但随着2021年平价大时代来临，风机招标价格持续下滑。目前风机大型化已凸显成效，未来风电将以低LCOE平价上网来重塑风电竞争力。

供应链降本提价及技术进步提振盈利能力。出于经济性和重量角度考虑，大型叶片大多采用纤维增强复合材料制造。叶片主体使用玻璃纤维增强复合材料，叶片的梁使用碳纤维增强复合材料，灌注时使用的基体材料大多选择环氧树脂，在三种材料的基础上运用巴沙木作为叶片的夹心材料，是目前大型风机叶片的主流选择。由于风电需求刺激，原材料单价呈现上涨态势，大型化降低单位功率用量是主要途径。

3 风电投资建议

在双碳政策指引下，风电有着极其稳固的发展地位，并且凭借着大型化、海上风电两个强大驱动力，仍将保持持续增长，看好格局向好、增长可持续的零部件、海上风电环节。

风机零部件领域：目前风电行业已经打通国内和海外市场，在头部客户占比不断提升，具备细分领域话语权，轴承等环节国产化率仍有提升空间，推荐关注风机叶片龙头企业中材科技。

海上风电：海上风电降本速度超预期，江苏、广西、广东、浙江、福建五省在“十四五”期间的海上风电装机增量达34.7GW，与陆上风电齐头并进，深远海漂浮式海上风电降本值得期待，未来推荐关注海上风电电缆龙头东方电缆。

整机：由于大型化推动，风机价格进入2500-3000元/kW区间，推动风电平价，海上风机进展迅速，国产品牌占有率不断提升，大型化风机开始具有全球竞争力，推荐关注明阳智能。

4.4 储能

1 最具成长性赛道

全球储能市场经过多年快速发展已初具规模，2020年锂电池储能装机量超过10GWh，同比增长61%，相较2010年的市场规模增长了118倍。我国储能的规模增速显著高于全球市场，2020年锂电池储能装机量达到2.4GWh左右，同比高增182%。

装机规模快速扩大的背后，一方面是旺盛的需求，另一方面在于近年来储能系统价格的持续下降，并且未来仍有巨大的降本空间。锂电池价格的下降潜力最大程度支撑了储能系统的降本动力。从2010年的1191美元/kWh到2020年的137美元/kWh，十年间锂电池价格整体降幅达87%，CAGR为-19.4%。随着锂电池领域不断的产品研发和工艺提升，预计未来5年仍可保持每年10%以上的降本幅度。由于电池组价格的不断下降，储能系统成本也显著降低。根据彭博新能源财经的预测，2025年储能系统综合成本可以降至209美元/kWh，较2020年的299美元/kWh下降30.1%。

展望2025年国内储能容量需求达到46.1GWh。对不同场景下的储能需求空间进行测算，预计发电侧将成为驱动储能规模增长的主要力量，到2025年达到36.2GWh的规模；用户侧储能由于套利空间打开，2025年规模增长至8.6GWh；电网侧储能期待后续政策落实市场化细则，目前保守估计到2025年成长为GW级市场。

2 国家级政策频繁落地

储能应用场景丰富，主要可分为发电侧、电网侧、用电侧三类。储能在发电侧主要用于解决可再生能源并网的波动性和消纳问题；在电网侧主要用以实现调峰调频功能，提供电力辅助服务；在用户侧主要用于电力自发自用，提高供电可靠性，以及通过峰谷套利等方式提升发电收益、降低用电成本。

目前我国储能项目以电源侧的可再生能源并网项目为主，2021上半年新建储能项目中，电源侧占比在58%以上，用户侧储能快速发展，占比迅速提升至16%以上，电网侧占比为11%以上。

2021年以来国家对于储能的发展提出了一系列政策上的支持和指引，拟通过明确市场地位和价格机制、形成和完善商业模式，以推动传统抽水蓄能和新型电化学储能等加快发展及大规模应用，有效缓解新能源发展和消纳中的压力。

期待未来政策细则落地，建立更完善市场化机制。2021年8月，国家能源局发布了《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则，辅助服务补偿费用将由电力系统内的发电企业和电力用户共同分担，使得电力辅助服务的市场化机制趋向合理化。

2021年7月，国家发改委和能源局联合出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出了在电网侧建立储能电站“容量电价机制”，探索将“电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”等改革方向。随着未来相应政策实施细则的出台，储能的市场化盈利模式和监管机制将更加完善，在新型电力系统建设的过程中进一步释放市场空间。

3 储能投资建议

储能产业链涉及众多环节，且在整个电力系统中的地位越发重要，行业空间广阔，储能产业链主要参与商分为以下几类：上游：设备制造商。储能电池制造商多与动力电池制造商存在交集，储能变流器环节吸引了诸多光伏逆变器企业进入，属于同类或类似产品在新领域的应用。中游：系统集成商。部分设备制造商、专业集成商均参与该环节，包含了许多此前光伏和风电EPC领域的优秀企业，该环节核心在于对储能领域的深刻理解以及经验积累。下游：系统运营商。央企、地方国企、民企均参与该环节。未来央企在大基地新能源基地建设优势将愈发突出，对储能需求也将持续增长。

电芯和变流器（PCS）是储能系统中价值量最集中的环节，其中储能变流器弹性大，与光伏逆变器具有技术相近、客户相似的共通性，看好光伏逆变器优势企业在储能变流器新领域的发展。

阳光电源在储能变流器持续发力并取得领先。2020年阳光电源的储能变流器出货量遥遥领先，国内及海外市场均名列第一，未来公司也将重点继续发力此领域。而户用储能市场目前主要集中在海外，且To C属性带来了设备厂商更强的议价能力和更大利润空间。据IHS Markit，2020年全球户用储能市场中，派能科技的出货量位居第二位，仅次于特斯拉。建议关注户用储能领域的相关机会。

4.5 氢能

1 2021年或为氢能发展新元年

今年以来陆续出台了多个重磅文件，提出对氢能发展的前景展望。多省市发布“十四五”氢能产业规划，布局未来氢能基础设施建设及应用，政策的密集发布体现出对氢能产业的大力扶持。此外，从产业链实际发展角度，多项积极变化体现出当前氢能产业正处于由“0至1”突破的关键节点，包括各方资本大力涌入、产业链各环节国产化水平大幅提升等等，2021年或为氢能发展新元年。

碳中和的世界将高度依靠电力供能，电力将成为整个能源系统的支柱，尤其是风能和太阳能为代表的可再生能源电力。参考清华大学气研院给出的低碳发展战略，在2050年2℃及1.5℃目标下，我国电力占终端能源总消费比重将由目前的25%分别提升至55%及68%，意味着以2060年实现碳中和目标，我国电力消费比重将在2050年超过60%。然而，在某些行业（如交通运输行业、工业和需要高位热能的应用），要想实现深度脱碳化，仅靠电气化可能难以做到，这一挑战可通过产自可再生能源的氢气加以解决，这将使大量可再生能源从电力部门引向终端使用部门。

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的能源，与电能同属二次能源，更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络，可以促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互联。以往氢气主要产自化石原料，在低碳能源占据主要地位的未来，氢气可通过可再生能源来制取，从技术上能将大量可再生能源电力转移到很难实现脱碳化的领域：

工业领域：目前在若干工业产业（合成氨、甲醇、钢铁冶炼等）中广泛使用的通过化石燃料生产的氢气，从技术层面上而言可通过可再生能源制氢来替代。此外，氢能凭借灵活性强的特点，可以成为间歇性工业领域的中高级热能低碳解决方案。

交通运输领域：氢燃料电池汽车作为纯电动汽车的电动化补充解决方案，以绿氢作为燃料，为人们提供与传统燃油车驾驶性能相媲美的低碳出行选择（可行驶里程、燃料加注时间、低温性能）。而在目前纯电动应用受限的领域中（例如卡车、火车、游轮、航空等），氢燃料电池方案可以完美胜任。

建筑领域：通过天然气管网掺氢可实现氢能在建筑领域的深度脱碳，当前我国天然气管道输送技术成熟，中低比例的天然气掺氢已具备实践基础。

根据权威机构中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。其中，工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的60%，其次分别为交通运输领域、新工业原料、工业燃料等。

2 燃料电池系统国产化率持续提升

在氢燃料电池汽车中，燃料电池系统是氢能车的核心构成，按结构来拆分主要包括燃料电池堆及辅助系统（简称BOP，包含氢循环系统、空压机、水热管理系统等）。

从成本端来看，燃料电池系统在氢能车购置成本中占比超过60%，而电堆成本在系统中占比同样超过60%，是氢燃料电池汽车占比最高的成本项。

2017年燃料电池系统国产化率约30%，仅掌握系统集成、双极板和DC-DC，其余主要依赖进口，2020年国产化程度60-70%，电堆、膜电极、空压机、氢气循环泵等核心部件均可自主控制，而气体扩散层、催化层和质子交换膜等核心材料也在加速研发中，普遍处于送样测试验证阶段。由于产品从送样测试到批量化生产预计需要2~3年时间，因此预计未来2~3年氢燃料电池产业链有望完全实现国产化供应。

3 氢能投资建议

随着我国“3060双碳”目标的提出，全社会生产资料将向着低碳化及净零排放方向发展，氢能作为连接可再生能源与终端应用场景的绿色二次能源，将在工业、建筑、交通等领域扮演深度脱碳的重要角色。建议重点关注燃料电池龙头亿华通，氢能全产业链布局的美锦能源，储氢瓶弹性标的富瑞特装，燃料电池系统核心检测商科威尔，压缩机龙头汉钟精机。

五、保险资金投资清洁能源行业实践研究

加快建设科技强国是我国未来一段时期塑造发展新优势的方向。在创新支持国家重大科技任务方面，保险行业可以在承保端通过科技保险转移科技企业技术创新活动中的科技风险，在投资端深化改革，为“专精特新”企业提供长期稳定资金。

据统计，截至2021年末，保险资金投资“专精特新”上市公司余额977.84亿元，投向新材料、集成电路、芯片、5G通信等高新技术相关项目余额552.53亿元。

来自中国银保监会的数据显示，截至2021年年底，保险资金运用余额约23.2万亿元，同比增长12.15%。保险资金已在积极布局绿色产业，着力提升服务经济社会绿色转型的能力和水平。与此同时，绿色产业也将为保险资金提高运用效能，为实现长期稳定收益提供重要支撑。

5.1 资金属性契合绿色投资

事实上，保险资金的负债属性与风险特征有别于其他资金。对于寿险资金而言，资金期限长，对长久期优质资产具有较高的投资需求。对于财险资金而言，由于受自然灾害等外部因素影响较大，赔付不确定性较高，负债风险具有较强的外生性。保险资金的这些特性与绿色投资具备极高的契合性，可以说是互相需要的关系。

业内人士表示，保险资金与绿色投资一是期限匹配，绿色投资需要长期资金，而其收益同样具有长期性的特点。例如“双碳”的核心领域之一新能源，能源结构变革本身就是长期的过程，这与寿险资金投资期限长，追求长期稳定回报的特点非常匹配。二是对外部价值创造的一致诉求，期望通过投保联动形成其他机构难以复制的优势，而绿色产业投资正是发挥这一优势的绝佳抓手。

2020年1月，银保监会发布的《关于推动银行业和保险业高质量发展的指导意见》提出，大力发展绿色金融，是完善服务实体经济和人民群众生活需要的金融产品体系中的一项重要工作。从保险资金运用方面来看，“长期投资、价值投资”的投资理念与“绿色”的内在逻辑是契合的。保险资金通常久期长、体量大，有能力有条件承担一定的短期成本，资金特点与绿色投资相互匹配。

一方面，“双碳”背景下，传统高耗能产业的成长性下降，相关企业和项目的价值大概率降低，保险资金投资绿色领域能较好规避这种“转型风险”；另一方面，绿色领域的整体成长性好，如果险资研判能力较强，可以提高投资收益率。更重要的是，保险是肩负民生保障职能的行业，将更多地承担各类养老金的长期投资，所以在投资领域和产品分类设计中更多融入绿色理念，能维护行业对资金的吸引力。

保险资金积极参与绿色产业项目，将为我国绿色金融体系建设提供有力支持和高效服务，既是践行社会责任的重要方式，也是积极把握投资机遇，开展战略投资布局的必然选择。

绿色投资具有投资收益平稳、期限较长、风险偏好稳健的特点，部分绿色项目聚焦清洁能源和清洁基础设施领域，更需要大体量资金支持。保险资金在大体量项目投资中，与同业资管机构相比积累了丰富经验，涌现了众多优秀案例，绿色投资已成为保险资金重要的配置领域之一。

5.2 投资渠道更多样

不仅如此，保险资金参与绿色投资的渠道更具多样性，除公开市场投资外，保险资金还可以通过股权、债权等形式参与相关领域建设发展，或者通过发行保险资管产品为绿色项目提供融资支持，还能通过投保联动与绿色投资实现更深度的绑定。

据中国保险资产管理业协会统计，截至2021年8月末，保险资产管理机构注册登记的债权投资计划中涉及绿色投资项目的规模已超过1万亿元。

截至目前，国寿资产投资绿色债券超过1900亿元，在债券总资产中占比接近10%，远超当前债券市场3.68%的绿色债券规模占比。绿色股权投资存量规模超过1000亿元。战略性入股青海黄河水电、中广核、中电核等清洁能源重大项目；分别与国家电投、华能集团等合作设立清洁能源投资基金。通过丰富的投资实践，公司在绿色投资领域的影响力日益彰显。

保险资金在资产端的投入虽然在持续加大，但仍然主要集中于间接融资领域。对保险行业来说，负债端也是参与绿色金融的重要赛道。业内人士普遍认为，保险业作为经济社会的“减震器”和“助推器”，具备风险保障、资金融通和社会管理功能，与绿色金融内涵是一致的。有统计数据显示，2018年至2020年保险业累计为全社会提供了45.03万亿元保额的绿色保险保障。

比如人保财险在新能源汽车、光伏、风电、环保等领域有大量的保险业务，形成的保险资金又可以再次投入绿色领域，形成正向的循环。随着监管政策对保险资金运用渠道的不断拓宽，保险资金积极发挥全品种投资优势，为经济中长期发展和增长模式转型注入更大活力。

截至2021年6月末，保险资金通过债券、股票、资管产品等方式投向碳中和、碳达峰和绿色发展相关产业账面余额超过9000亿元。未来，在监管政策允许的条件下，险资在绿色衍生品投资和参与碳交易方面也有较大市场空间。通过各投资品种和投资工具优势互补，形成既与品种特性相符、又覆盖绿色投资全域的策略组合。

5.3 环保产业受青睐

值得注意的是，近年来保险资金通过多种方式参与了能源、环保、水务、污染防治等领域的投资建设，为我国经济向绿色化转型提供了融资支持。

来自银保监会的数据显示，截至2021年8月底，保险资金实体投资项目涉及绿色产业的债权投资计划登记（注册）规模中，直接投向的重点领域包括交通3306.22亿元、能源3211.05亿元、水利695.04亿元、市政564.61亿元等。保险资金以股权投资计划形式进行绿色投资的登记（注册）规模为114亿元，其中直接投向环保企业股权14亿元、投向清洁能源企业100亿元。

中再资产早在2016年就以长期股权投资方式投资了京能清洁能源电力公司，其业务包含风力发电、光伏发电、中小型水电及其他清洁能源业务，遍布北京、内蒙古、宁夏、四川等多个省份。资金端方面，以债权投资、股权投资、创立中长期限保险资管产品等方式为处于不同发展阶段的绿色产业、企业和项目提供多元化的融资支持。如发行“中再—华电基础设施债权投资计划”为贵州乌江沙沱水电项目实现可持续发展提供资金支持，助力绿色能源转型等。

可以预见，绿色产业（清洁能源、绿色建筑、节能环保等）、绿色技术发展等将催化出一系列的投融资需求，长期看也有望创造出绿色溢价。参与绿色投资不仅是保险机构贯彻落实金融服务实体经济的重要抓手、也是保险资金服务于“双碳”目标的有效路径，也将成为提前布局重点领域的有益尝试。

险资的负债期间较长，可长期投资，这正是新能源、节能等发展前景乐观但获得投资回报相对慢的领域很需要的。同时，险资的资金量较大，能支持这些领域中不同主体对技术、商业模式等方面的探索。此外，险资在环保领域基本是作为财务投资者，不影响创业者的企业发展。

保险资管行业对绿色投资的关注与重视程度显著提升，在监管政策、产品创新、风险管理、公司治理、行业规范、信息披露等方面呈现出不断发展和完善的趋势。保险资管协会将积极发挥好平台作用，研究制定行业绿色尽责管理指引，加强行业绿色可持续投资能力建设，增强国际交流合作。保险资管行业将继续坚守“长期投资、价值投资、多元投资、稳健投资、责任投资”的理念，围绕绿色资产，优化资产配置，积极布局新兴产业，为构建新发展格局积极贡献力量。

2020年以来，银保监会发布多项新规，不断激发保险资金支持科技创新的动力和活力。2021年，银保监会专门印发了《关于银行业保险业支持高水平科技自立自强的指导意见》，进一步为金融支持科技创新发展提供了方向和指导。在统筹推动直接融资与间接融资相互补充，完善科技金融服务体系，参与创业投资基金、政府产业投资基金，为科技创新型企业提供长期资本性资金支持等方面，保险资金都有较大的发力空间。

下一步，保险业将继续坚持深化保险资金运用市场化改革，不断激发保险资金运用活力与效率，鼓励、支持保险资金在市场化、法制化和商业可持续原则下，为关键核心技术攻关企业和“专精特新”企业提供长期稳定资金，提高服务国家重大战略和实体经济高质量发展的能力。