氢氧化锂电话会议纪要20210813
锂市场三个方面的变化
1、定价体系的变化：给价格施加上涨压力、溢价显著、上游集中性
2、锂盐来源结构的多元化：锂云母供给占比在中国超过了盐湖，仅次于锂精矿。锂盐来源主要是盐湖提锂，因为能降低海外矿的依赖度且工艺越来越成熟即成本控制、品质越来越优化。
3、正极材料结构变化：三元和高镍的上升导致氢氧化锂、镍需求爆发，所以氢氧化锂供给最为紧张，价格涨幅更高。
氢氧化锂、锂行业的变化和未来走势
市场进展情况超出预期：预计9月份氢氧化锂粗颗粒12万以上，四季度比较看好，来自于韩国客户的需求会进一步加剧，因为他们在镍和钴上面资源更有优势，在氢氧化锂上面容忍度会更高一些。锂已经进入了一个锂资源和锂加工的错配+需求推动价格上升周期。
工艺路线：碳酸锂盐湖+硫酸经提纯来做氢氧化锂的工艺路线已经有公司在做，但将近7000-8000吨的两三条产线在连续生产4个月左右都碰到了产线中毒的问题，产量和质量下降得都很厉害。所以盐湖制取氢氧化锂最为成熟的做法即硫酸法已经碰到了问题，所以没有3-5个月左右的时间是不能解决提高产能的问题。
Q&A环节
Q:拍卖机制越发盛行，有没有出现可能出现不做长单而在网上拍卖的趋势？
A:长单继续会保留，昨天CXO和赣锋就签了长协，所以主流还是长单、包销，还有一部分的量通过拍卖来做。而且锂作为一个大宗有色商品具有周期性，必须要有长单机制。
Q:氢氧化锂的生产依赖于澳矿，那么国内锂云母供给是否有多元化迹象？
A：暂时看不到这种可能性。因为盐湖级硫酸法已经出现问题，氢氧化锂已经达不到像矿石那么好的情况，包括建设中用到的设备、材质都受到了影响。所以氢氧化锂资源端增加至少要1-2年。
Q:锂云母做出来氢氧化锂的质量如何？川矿质地如何？
A:锂辉石精矿做出来的氢氧化锂各方面都好得多，品质控制更好一些。而锂云母成分是不固定的，所以稳定性会差一点，最大的问题就是废弃物的处理，包括未来从回收料的情况来看做碳酸锂更好一点。川矿品味会低一点，但最后做出的氢氧化锂其实是一样的。
Q:盐湖产线中毒主要原因是什么？
A:工艺过程当中国内普遍都是以氯根盐湖为主，做碳酸锂的过程中氯根一般是100-400ppm之间，氯根负极形成盐酸。工艺中不断加入氢氧化钠、氢氧化钙做中和来形成碱性的东西，但因为有氯根和杂质元素的存在，氢氧化锂的品质下降得很厉害。而且设备腐蚀会很厉害，导致磁性物质超标。
Q:盐湖如果不做氢氧化锂，直接做磷酸铁锂就不会产生问题吧？
A:它需要提纯，直接做三元不太好用。现在国内工业级碳酸锂价格不断上升，磷酸铁锂的储能方面增量也比较大，动力电池磷酸铁锂的释放都会投产。而国内用在动力电池磷酸铁锂的产品供给量很少且标准很高，所以下半年提纯的碳酸锂的生产线也开始紧张起来。
Q:青海那边做盐湖提锂的企业自己会有提纯的产线嘛？
A:基本上没有。因为当地很缺纯净水，不能满足提纯要求。且再次提纯要求氯化钠要降低，但当地是盐水，还需要进行氯化钠除盐，成本会更高。
Q:在高价位的锂盐成交量很大嘛？
A:8月份还是局部情况，但估计到9月份以上12万就很普遍了。
Q:价格继续这么涨的话，会不会给签过长单协议的供给方产生很大影响？
A:长单协议也会根据市场价格类推，调价情况每个企业也都不一样。
Q:现在氢氧化锂比较合理的价格是多少？
A:从原料端来看还是在供需博弈，一直到明年价格上升还是正常的，因为需求节节攀升，矿价上涨产品也随之上涨，但涨到多久还是不能确定。
Q:长单海外出口定价机制有哪些呢？是不是每家都不一样呢？他们的定价和海外出口价格情况是什么样的？
A：一般来讲有几种方式来定价：由第三方价格做参考给折扣、以第三方锂精矿的价格+加工费、几种方式中和而确定价格。长单有折扣所以略低于市场价。
Q:现在海外出口定价大概是多少呢？
A:散单16美金以上，长单价格每家不太一样。
Q:下半年松下、三星氢氧化锂需求订单会有多大比例的上升呢？
A:从润滑脂行业反馈来看，同行们都在强势减量提价，总体来看，今年下半年他们极度偏紧。
Q:判断第四季度价格还在上涨的主要原因是什么呢？
A:总的来讲是供需不平衡，8-9月整个供应链下游客户来不及减少加工量来进行博弈，所以现在基本来看情势是向上游段倾斜，到国庆节前后会更加明显，各种砝码会偏向供应量，产品完全低于安全库存。所以总体来看，至少从动力电池磷酸铁锂、氢氧化锂需求来看会大量增加，所以价格还会上个台阶。
Q:从目前趋势上来看，价格上涨会不会有限度，下游承受的极限会多大呢？
A:动力电池的汽车行驶里程在300公里以上，基本78-80公斤氢氧化锂/车，锂盐价格每增加10000元将导致700-800的成本上升。所以每个环节时间节点不同，大家忍受上限会升高。碳酸锂还不好判断会不会达到上一轮高点，而氢氧化锂会超过上一轮高点。
Q:今年氢氧化锂态势很倾斜，那么明年供求失衡现状是否加剧呢？
A:以现在拿到的订单来看，至少明年氢氧化锂的订单都是老客户订单，所以下游很好的企业明年很有可能因为供应量缺失安全线会导致暂停生产线。
Q:这波氢氧化锂价格上涨的大潮中，从产业链利润分配来看，分给矿端还是加工端呢？
A:随着价格水涨船高，矿端压力一定会传达到下游去的，而涨价收益不一定会分享。
Q:2022年年底或2023年会有一波产能供给出来，但是之后又会有一段时间的紧张状态，是不是到2025年之前都处于高位震荡？
A:锂资源端和整个产能加工端的错配是存在的。真正的加工能力其实在上一波行情，即17年到18年的上半年之间，国内有足够的加工能力，那么这些加工能力的释放速度会非常快。锂精矿今年或者未来行情能不能破前期锂盐的高位，值得注意的是，前两天拍卖的价格已经破掉了16、17、18上半年一轮行情当中锂精矿的高价，当年最高价是1200美金，现在已经完全破掉了，破掉了以后锂精矿的利润是极度暴利的——正常的情况在400-500美金，现在能够卖到1200美金，还在继续往上。因此，大的资本会大量涌入目前一些绿地项目。特别是加工能力并不缺的时候，当有足够的锂精矿供应、资源端进来，包括盐湖的投资也会加快，之前提到的云母上面也会加快，锂云母的资源有足够的利润的时候也会开发。所以这些供给的诸多力量使得它短期又会出现供给过高，过高了以后价格能维持住是很难的。
Q:成本曲线应该是一次比一次抬高了吧？很多澳洲的地方也在做冶炼厂，产品出来之后其实就是卡在成本曲线最高处，所以如果跌不破他们成本曲线的话，可能就维持到7-8万的价格是吗？
A:如果说有些机构或者是有些长单，是按照锂精矿的开采成本、合理的利润以及加工费来做的那种长单，可能就维持在高位了。比如说终端汽车厂商，最看重的是供应链的安全，如果某个产品投资了几百个亿，到后面的时候锂盐供应不上会很难。
Q:现在环境当中，碳酸锂和氢氧化锂的价差其实是在逐渐拉大的，看待用碳酸锂苛化去做氢氧化锂的路径？
A:苛化工艺做氢氧化锂最大的问题就是回收率不高。锂盐的价格到了高价位，如果再用氢氧化钙等来做的时候，成本会太高的，因为丢掉的锂太多了，经济性不那么好，当锂价格较低，苛化就比较有价值。
Q:目前原材料库存的情况怎么样？
A:国内来讲，原料端大家80%-90%都是从海外澳大利亚过来的。库存端部分锂盐厂有保障。
Q:锂盐厂利润价差未来会扩大多少？会不会挤压利润？
A:如果有稳定的锂资源供给，在这一轮行情里面，红利是不会少的，完全可以转嫁到下游去，只是时间的错位而已，比如突然拍卖1250美金的价格以后，有些压力就直接就传达到八月份去了，也有的客户传达不下去。
Q:明年冶炼厂单吨净利润能达到3万能吗？
A:现在陆陆续续同行已经披露了一些公告，是有达到3万的，那么按照现在市场的紧缺程度和资源错配的情况来看，如果有稳定锂资源供应，生产又比较稳定，品质也比较好的锂盐，那么3万的平均利润，在未来的半年或者一年的时间里面，只会增加，而不会说往下的。
Q:如果上游锂辉石涨价，延长到正极，是完全可以传导下去的吗？
A:至少到明年年底之前，这个传达应该是或迟早的事。
Q:10月份之前下游电池厂的排产、锂盐的库存准备情况是怎么样的？下游锂盐的库存变动是怎样的？会不会从8月开始到国庆，其实他们库存是一直下降的，只不过到10月份下降到他们的安全库存以下？
Q:下游正极厂在8月、9月产量会上升？
A:基本如此，因为有一些锂盐的价格，他们是能够消化的，那么意味着开工率也不断的在提升。这个传达有一些过程，因为一流的企业不断的拿到订单，产能打满的时候，第二梯队的锂盐厂也会供给给第二梯队的正极材料企业，陆续的也会得到一些新增的订单，逐渐传达需求会越来越高。
Q:未来氢氧氧化锂跟碳酸锂两种产品，它的价差会维持在一个区间，还是有可能拉到一个前所未有大的差距？
A:在低价位的时候，他们两者的差距很小，比如说在5、6万以下的时候，两者的差距不大的。随着时间的推移，当价格都到了高位的时候，氢氧化锂和碳酸锂的价差有2-2.5万左右的差价都是正常。因为氢氧化锂的技术壁垒也好，供应链切入也好，都有一定的门槛。
Q:如果价差拉大，氢氧化锂和碳酸锂单吨净利润的差距有没有拉大？还是随着价差拉大，盈利能力也增加了？
A:价差拉大的时候，氢氧化锂盈利能力肯定是已经增加了。
Q:氢氧化锂从工艺路径、技术难度来讲，跟碳酸锂比较，到底难点在哪里？
A:从指标来看，单水氢氧化锂一般氢氧化锂的含量是56.5%，实际上相当于锂的话，大概就是99%的程度。而现在电池级碳酸锂要求是99.5%以上，所以从杂质的控制、产品一致性的要求来看，难度肯定是氢氧化锂高的。所以门槛最主要的不是说你的产品有多好、单向指标多，而是综合的一致性还要很好。氢氧化锂产品本身的成本也比较高，生产的环境要求也比较高，在一致性的要求上也比较高，国内包括全世界比较大的几个巨头做高镍的产品，也陆陆续续出现过一些事故。#投资##价值投资日志[超话]#
锂市场三个方面的变化
1、定价体系的变化：给价格施加上涨压力、溢价显著、上游集中性
2、锂盐来源结构的多元化：锂云母供给占比在中国超过了盐湖，仅次于锂精矿。锂盐来源主要是盐湖提锂，因为能降低海外矿的依赖度且工艺越来越成熟即成本控制、品质越来越优化。
3、正极材料结构变化：三元和高镍的上升导致氢氧化锂、镍需求爆发，所以氢氧化锂供给最为紧张，价格涨幅更高。
氢氧化锂、锂行业的变化和未来走势
市场进展情况超出预期：预计9月份氢氧化锂粗颗粒12万以上，四季度比较看好，来自于韩国客户的需求会进一步加剧，因为他们在镍和钴上面资源更有优势，在氢氧化锂上面容忍度会更高一些。锂已经进入了一个锂资源和锂加工的错配+需求推动价格上升周期。
工艺路线：碳酸锂盐湖+硫酸经提纯来做氢氧化锂的工艺路线已经有公司在做，但将近7000-8000吨的两三条产线在连续生产4个月左右都碰到了产线中毒的问题，产量和质量下降得都很厉害。所以盐湖制取氢氧化锂最为成熟的做法即硫酸法已经碰到了问题，所以没有3-5个月左右的时间是不能解决提高产能的问题。
Q&A环节
Q:拍卖机制越发盛行，有没有出现可能出现不做长单而在网上拍卖的趋势？
A:长单继续会保留，昨天CXO和赣锋就签了长协，所以主流还是长单、包销，还有一部分的量通过拍卖来做。而且锂作为一个大宗有色商品具有周期性，必须要有长单机制。
Q:氢氧化锂的生产依赖于澳矿，那么国内锂云母供给是否有多元化迹象？
A：暂时看不到这种可能性。因为盐湖级硫酸法已经出现问题，氢氧化锂已经达不到像矿石那么好的情况，包括建设中用到的设备、材质都受到了影响。所以氢氧化锂资源端增加至少要1-2年。
Q:锂云母做出来氢氧化锂的质量如何？川矿质地如何？
A:锂辉石精矿做出来的氢氧化锂各方面都好得多，品质控制更好一些。而锂云母成分是不固定的，所以稳定性会差一点，最大的问题就是废弃物的处理，包括未来从回收料的情况来看做碳酸锂更好一点。川矿品味会低一点，但最后做出的氢氧化锂其实是一样的。
Q:盐湖产线中毒主要原因是什么？
A:工艺过程当中国内普遍都是以氯根盐湖为主，做碳酸锂的过程中氯根一般是100-400ppm之间，氯根负极形成盐酸。工艺中不断加入氢氧化钠、氢氧化钙做中和来形成碱性的东西，但因为有氯根和杂质元素的存在，氢氧化锂的品质下降得很厉害。而且设备腐蚀会很厉害，导致磁性物质超标。
Q:盐湖如果不做氢氧化锂，直接做磷酸铁锂就不会产生问题吧？
A:它需要提纯，直接做三元不太好用。现在国内工业级碳酸锂价格不断上升，磷酸铁锂的储能方面增量也比较大，动力电池磷酸铁锂的释放都会投产。而国内用在动力电池磷酸铁锂的产品供给量很少且标准很高，所以下半年提纯的碳酸锂的生产线也开始紧张起来。
Q:青海那边做盐湖提锂的企业自己会有提纯的产线嘛？
A:基本上没有。因为当地很缺纯净水，不能满足提纯要求。且再次提纯要求氯化钠要降低，但当地是盐水，还需要进行氯化钠除盐，成本会更高。
Q:在高价位的锂盐成交量很大嘛？
A:8月份还是局部情况，但估计到9月份以上12万就很普遍了。
Q:价格继续这么涨的话，会不会给签过长单协议的供给方产生很大影响？
A:长单协议也会根据市场价格类推，调价情况每个企业也都不一样。
Q:现在氢氧化锂比较合理的价格是多少？
A:从原料端来看还是在供需博弈，一直到明年价格上升还是正常的，因为需求节节攀升，矿价上涨产品也随之上涨，但涨到多久还是不能确定。
Q:长单海外出口定价机制有哪些呢？是不是每家都不一样呢？他们的定价和海外出口价格情况是什么样的？
A：一般来讲有几种方式来定价：由第三方价格做参考给折扣、以第三方锂精矿的价格+加工费、几种方式中和而确定价格。长单有折扣所以略低于市场价。
Q:现在海外出口定价大概是多少呢？
A:散单16美金以上，长单价格每家不太一样。
Q:下半年松下、三星氢氧化锂需求订单会有多大比例的上升呢？
A:从润滑脂行业反馈来看，同行们都在强势减量提价，总体来看，今年下半年他们极度偏紧。
Q:判断第四季度价格还在上涨的主要原因是什么呢？
A:总的来讲是供需不平衡，8-9月整个供应链下游客户来不及减少加工量来进行博弈，所以现在基本来看情势是向上游段倾斜，到国庆节前后会更加明显，各种砝码会偏向供应量，产品完全低于安全库存。所以总体来看，至少从动力电池磷酸铁锂、氢氧化锂需求来看会大量增加，所以价格还会上个台阶。
Q:从目前趋势上来看，价格上涨会不会有限度，下游承受的极限会多大呢？
A:动力电池的汽车行驶里程在300公里以上，基本78-80公斤氢氧化锂/车，锂盐价格每增加10000元将导致700-800的成本上升。所以每个环节时间节点不同，大家忍受上限会升高。碳酸锂还不好判断会不会达到上一轮高点，而氢氧化锂会超过上一轮高点。
Q:今年氢氧化锂态势很倾斜，那么明年供求失衡现状是否加剧呢？
A:以现在拿到的订单来看，至少明年氢氧化锂的订单都是老客户订单，所以下游很好的企业明年很有可能因为供应量缺失安全线会导致暂停生产线。
Q:这波氢氧化锂价格上涨的大潮中，从产业链利润分配来看，分给矿端还是加工端呢？
A:随着价格水涨船高，矿端压力一定会传达到下游去的，而涨价收益不一定会分享。
Q:2022年年底或2023年会有一波产能供给出来，但是之后又会有一段时间的紧张状态，是不是到2025年之前都处于高位震荡？
A:锂资源端和整个产能加工端的错配是存在的。真正的加工能力其实在上一波行情，即17年到18年的上半年之间，国内有足够的加工能力，那么这些加工能力的释放速度会非常快。锂精矿今年或者未来行情能不能破前期锂盐的高位，值得注意的是，前两天拍卖的价格已经破掉了16、17、18上半年一轮行情当中锂精矿的高价，当年最高价是1200美金，现在已经完全破掉了，破掉了以后锂精矿的利润是极度暴利的——正常的情况在400-500美金，现在能够卖到1200美金，还在继续往上。因此，大的资本会大量涌入目前一些绿地项目。特别是加工能力并不缺的时候，当有足够的锂精矿供应、资源端进来，包括盐湖的投资也会加快，之前提到的云母上面也会加快，锂云母的资源有足够的利润的时候也会开发。所以这些供给的诸多力量使得它短期又会出现供给过高，过高了以后价格能维持住是很难的。
Q:成本曲线应该是一次比一次抬高了吧？很多澳洲的地方也在做冶炼厂，产品出来之后其实就是卡在成本曲线最高处，所以如果跌不破他们成本曲线的话，可能就维持到7-8万的价格是吗？
A:如果说有些机构或者是有些长单，是按照锂精矿的开采成本、合理的利润以及加工费来做的那种长单，可能就维持在高位了。比如说终端汽车厂商，最看重的是供应链的安全，如果某个产品投资了几百个亿，到后面的时候锂盐供应不上会很难。
Q:现在环境当中，碳酸锂和氢氧化锂的价差其实是在逐渐拉大的，看待用碳酸锂苛化去做氢氧化锂的路径？
A:苛化工艺做氢氧化锂最大的问题就是回收率不高。锂盐的价格到了高价位，如果再用氢氧化钙等来做的时候，成本会太高的，因为丢掉的锂太多了，经济性不那么好，当锂价格较低，苛化就比较有价值。
Q:目前原材料库存的情况怎么样？
A:国内来讲，原料端大家80%-90%都是从海外澳大利亚过来的。库存端部分锂盐厂有保障。
Q:锂盐厂利润价差未来会扩大多少？会不会挤压利润？
A:如果有稳定的锂资源供给，在这一轮行情里面，红利是不会少的，完全可以转嫁到下游去，只是时间的错位而已，比如突然拍卖1250美金的价格以后，有些压力就直接就传达到八月份去了，也有的客户传达不下去。
Q:明年冶炼厂单吨净利润能达到3万能吗？
A:现在陆陆续续同行已经披露了一些公告，是有达到3万的，那么按照现在市场的紧缺程度和资源错配的情况来看，如果有稳定锂资源供应，生产又比较稳定，品质也比较好的锂盐，那么3万的平均利润，在未来的半年或者一年的时间里面，只会增加，而不会说往下的。
Q:如果上游锂辉石涨价，延长到正极，是完全可以传导下去的吗？
A:至少到明年年底之前，这个传达应该是或迟早的事。
Q:10月份之前下游电池厂的排产、锂盐的库存准备情况是怎么样的？下游锂盐的库存变动是怎样的？会不会从8月开始到国庆，其实他们库存是一直下降的，只不过到10月份下降到他们的安全库存以下？
Q:下游正极厂在8月、9月产量会上升？
A:基本如此，因为有一些锂盐的价格，他们是能够消化的，那么意味着开工率也不断的在提升。这个传达有一些过程，因为一流的企业不断的拿到订单，产能打满的时候，第二梯队的锂盐厂也会供给给第二梯队的正极材料企业，陆续的也会得到一些新增的订单，逐渐传达需求会越来越高。
Q:未来氢氧氧化锂跟碳酸锂两种产品，它的价差会维持在一个区间，还是有可能拉到一个前所未有大的差距？
A:在低价位的时候，他们两者的差距很小，比如说在5、6万以下的时候，两者的差距不大的。随着时间的推移，当价格都到了高位的时候，氢氧化锂和碳酸锂的价差有2-2.5万左右的差价都是正常。因为氢氧化锂的技术壁垒也好，供应链切入也好，都有一定的门槛。
Q:如果价差拉大，氢氧化锂和碳酸锂单吨净利润的差距有没有拉大？还是随着价差拉大，盈利能力也增加了？
A:价差拉大的时候，氢氧化锂盈利能力肯定是已经增加了。
Q:氢氧化锂从工艺路径、技术难度来讲，跟碳酸锂比较，到底难点在哪里？
A:从指标来看，单水氢氧化锂一般氢氧化锂的含量是56.5%，实际上相当于锂的话，大概就是99%的程度。而现在电池级碳酸锂要求是99.5%以上，所以从杂质的控制、产品一致性的要求来看，难度肯定是氢氧化锂高的。所以门槛最主要的不是说你的产品有多好、单向指标多，而是综合的一致性还要很好。氢氧化锂产品本身的成本也比较高，生产的环境要求也比较高，在一致性的要求上也比较高，国内包括全世界比较大的几个巨头做高镍的产品，也陆陆续续出现过一些事故。#投资##价值投资日志[超话]#
#石油真的会枯竭吗#
利益相关：供职西门子，能源和能源装备行业的从业者。
首先，石油会枯竭吗？先说结论：「石油枯竭」的可能性，随着科技的发展，可能离我们越来越远。确实，石油的生产正变得越来越难，大多数易于开采的石油已被开发，未来，石油资源将越来越多的来自于深海或其他复杂环境，综合成本有可能迅速提高，石油行业正面临前所未有的挑战。
另一方面，在石油的开采、储运和利用等环节，由于更多先进装备和前沿技术的利用，可开采的储量不断增加，综合成本反而在降低。因此，在大规模的替代性能源出现之前，石油能源的「寿命」远比人们想象的要更持久。
怎么看待「石油枯竭」这个问题？「石油枯竭」到底是个伪命题？还是个现实问题？我们如何看待和定义「石油枯竭」呢？是石油产能由盛而衰？还是石油开采成本和价格之间无法实现可接受的经济性，从而导致石油被抛弃？还是出现高可用性的可替代能源，导致石油能源被放弃？上世纪 90 年代末，据石油行业的粗略估计：人类自 20 世纪 70 年代初，至 2000 年间，大约消耗了 5000 亿～8000 亿桶石油，占同期探明储量的 85％。因此，「石油枯竭」论在那个时期被提出，当时，有悲观的行业专家甚至指出，即使可探采的地下石油总储量有少量增加，也仅够人类挥霍 80 年左右！另一个「石油枯竭」话题的来源是：1949 年，德州休斯顿Shell壳牌公司的地质学家 Dr. M. King Hubbert 提出的 Hubbert Curve 理论（钟形理论），他通过建模得出的石油开采量钟型 (Bell Shape) Logistic 分布，在美国的 48 个州都被验证。虽然 Peak Oil 出现的时机和他所估计的不同，但石油在同一技术下的同一种岩层的开采，都验证了石油产量逐渐增加，达到顶峰后再逐渐下降的过程。根据这一理论，部分能源专家认为，石油开采的峰值迟早到来，而产量的下降不可避免，「石油枯竭」的危机感由此产生。
无论是钟形理论，还是限于技术水平、较低的可采石油储量，都忽略了技术进步和全球经济发展的因素。在技术层面，勘探和开采技术的进步，使得石油开采源不断增加而且更多样，开采效率不断提高，导致可用储量不断增加。上世纪90年代初的行业报告显示，当时的世界石油总储量约为 9950 亿桶。但到了 2017 年，根据《 BP 世界能源统计年鉴（2017年）》的数据，全世界探明的石油储量增加到了 1.7067 万亿桶，由于探采技术革新，石油可用储量几乎翻了一倍。技术进步仍在不断改变传统的石油行业。
最典型的例证是美国的页岩油气革命，仅仅 10 年间就改变了已维持半个世纪的全球油气贸易格局。在技术进步的支撑下，地球的石油潜力仍旧巨大。行业专家开始乐观地认为，石油时代至少将持续 2-3 个世纪。在这种情况下，我们还要不要延续上个世纪提出的「石油枯竭」问题？在经济发展层面，作为可用性最高的传统能源，石油对人类的作用仍然十分重要。2016年是石油能源利用的高峰年，在世界五大能源中（石油、煤炭、天然气、水电、核能），当年石油占世界能源总消费量的1/3，全球平均石油消费量达到 9655 万桶/天，仍是全球消费量最高的能源。按照经典经济学原理，只要石油的需求维持这种高度，甚至持续攀升，油价会维持跌荡-上升的循环通道，进而使得越来越多的地下资源具有开发的经济性。
综上所述，假如原油的开采成本和市场价格能长期维持合理的经济性，依靠不断的技术进步，可采石油储量不断增加，人类耗尽地球最后一滴石油的日子，还很远。但是，人无远虑、必有近忧，从全球能源安全和低碳环保发展的角度，即使石油可采储量不断增加，我们同样要考虑在石油开采达到某个「枯竭点」之前，有什么新能源可以替代石油的核心地位。这是我们探讨「石油枯竭」这一话题的真正价值，也是我们更想知道的答案。应对「石油枯竭」的主要方向:「替代能源」和「控制成本」针对「寻找替代能源」和「控制成本」两个应对「油气枯竭」的途径，我们主要讨论两个方向：
第一，如果石油的替代能源，能做到价格便宜、好输送，那么，在石油短缺之前，这种能源可以大规模取代石油。其关键点就是替代能源的可应用性。第二，在维持较低油价的情况下，设法控制 OPEX（Operating Expense，企业综合管理支出、运营成本），促使油气相关企业提高运行效率。我们先说石油的高可用性替代能源的情况在石油需求保持高位的情况下，其他资源能否替代石油？根据《 BP 世界能源统计年鉴（2017年）》的数据，石油、煤炭、天然气、水电、核能五大能源中，石油消费占比 33%，煤炭占比28%，天然气消费占比增加到了 24%，水电和核能均不足 10%。
另外，截止2017年底，世界常规、非常规天然气资源开发利用率分别为 20% 和 5% 左右，能源开采的利用率远低于常规石油储量 32% 的开采利用率（2016年数据）。从经济、清洁和可用性、可持续性的角度看，天然气是目前最有可能短期内替代石油的能源。
以美国举例，根据 EIA（美国能源信息署）的数据，2017 年，在 73 亿美元的石油消耗中，47% 是动力汽油，20% 是其他馏分的油(加热油和柴油)，7%是航空燃油，整体而言，运输占了约 74% 的原油消耗。（参考资料2）而在天然气方面，「天然气的价格比原油价格表现出更大的波动性，较低的天然气价格导致运输行业在原油基础上，使用更多的天然气。从2007年到2012年，运输行业的天然气使用量增长了22%之多！」（参考资料3）中国方面，根据国家能源局、国务院发展研究中心和国土资源部联合发布的《中国天然气发展报告2018》，2017 年国内天然气的消费量达到了 2386 亿立方米(不含港、澳)，中国天然气的消耗增量对全球天然气消费的增量贡献超过了 30%。
2016 年，中国的用气人口大约 3 亿人，到了 2017 年，就增长到了 3.5 亿人！天然气对石油的替代体现在多个领域。在传统运输领域，特别是欧美国家，天然气动力和电动力的新式运输工具，正在替代传统的油动力运输工具。运输行业对天然气的需求，以及天然气下游化工生产装置的增加，对传统石油的需求起到了替代作用。另外，LNG（Liquefied natural gas，液化天然气）作为一种天然气高效储运的方式，在全球保持快速增长。以中国为例，城市燃气调峰和交通运输替代燃料需求日益增长，液化天然气的发展潜力巨大。同样根据国家能源局、国务院发展研究中心和国土资源部联合发布的《中国天然气发展报告2018》，2017 年，中国的 LNG 总供应量达到 2025 万吨，相较 2016 年的 1360 万吨增长了665 万吨，增幅高达 49%。 中国的 LNG 重卡，部分取代了柴油重卡。
国际运输的 LNG 货船，部分取代了柴油货船。此外，LNG 作为燃料在更多国家被应用于发电，它的易运输性能也使得许多国家，或无管道、供气不稳定的内陆地区可以用更廉价的成本获取天然气。以中国为例，2017 年，国内发电行业消耗天然气 427 亿立方米，占天然气总消耗量的 17.9%，比 2016 年的 366 亿立方米提高了 16%；工业燃料天然气的消费量也达到了 760 亿立方米，占比 31.8%。 在 LNG 应用领域中，先进技术和高端装备的作用明显。压缩机是液化天然气的关键设备，高效、稳定的离心式压缩机使得 LNG 可以大规模从天然气便宜的卡塔尔、美国和印尼等国家出口到其他国家，也使得中国东部沿海省市享受到更低的气价。
具体到中国的 LNG 行业，中国并非 LNG 生产大国，中国的 LNG 生产装置更多的是临近天然气产区，如：内蒙古鄂尔多斯、塔里木盆地、四川盆地和临近天然气管线，与中东、澳大利亚等国的大型 LNG 装备相比， LNG 工厂以百万方及以下的产能为主，大多属于中小型工厂，这些中小型工厂主要要服务于国内管道覆盖不足地区的用气需求、城市燃气调峰和交通工具，不用于外贸输出，具有其独特性。
考虑到 LNG 领域工况环境多样，客户往往需要合作商具备丰富工程项目经验并能够提供全系列先进的产品和解决方案，如全系列的离心式压缩机、往复式压缩机等等，不自谦的说，西门子就是这样的合作伙伴。
最后，再谈谈石油开采的成本控制问题说到石油的经济性，就不能不提到石油价格。全球石油的供需关系、石油的可替代性、石油的开采量和开采成本，都和石油价格密切相关。世界上的石油种类有很多种，不同地域、不同岩层的开采成本也是不同的。而石油作为大宗商品，一段时期内，价格 index 是相对稳定的，这就决定了只有低成本的开采商才能实现盈利。下图是各国石油的生产成本情况。
石油综合成本结构中，很大一部分是生产(运营)成本，特别在低油价时期。最近几年，如果缺少对新油田的投资，无法改变 Capital Spending 在整体油价中的高比例情况，那么降低生产成本，就成为了许多企业努力的主要方向。下图是英国石油综合成本情况，其中，短期内无法降低的 Capital Spending 占很大比例，而利用各种手段降低 Production cost 是主要努力方向。
在降低生产成本方面，以西门子压缩机为例，设备的适用压力范围广、热效率高，且价格低，初始投资少，操作方便，使用寿命长，对降低油气行业的运营成本具有明显价值。除压缩机等先进「硬」装备外，在油气行业实现全面的数字化转型升级，采用数字化、智能化和虚拟化技术进行油气产品的全生命周期管理，也是降低综合成本的重要手段之一。其实石油行业利用数字化技术并非新事，自上世纪 70 年代起，石油行业就有将数字化技术应用于油气藏模拟及油气生产管理。
但数字技术在过去 5-10 年里，发生了飞跃性发展，主要体现在海量数据的处理能力、数字信息系统的整合能力、行业数字化应用的深度和广度等方面，这些进步推动了油气行业的数字化升级进度。例如，数字、信息技术进一步打破了能源需求和供给之间的阻碍，石油公司可根据市场需求更精准地调控油气产量，避免油价的大波动带来损失。总体而言，数字化技术帮助油气行业实现两大目标：提高油气采出率，优化油气生产过程。最终实现产量的最大化和投资的最小化，显然，这是通过降本增效应对「石油枯竭」问题的高效途径之一。其实，西门子在全球已经率先提出了「数字化双胞胎」的解决方案，支持企业进行涵盖其整个价值链的整合和数字化转型，为从产品设计、生产规划、生产工程、生产实施直至服务的五大环节打造一致的、无缝的数据平台，实现虚拟世界与物理世界的贯通。西门子针对油气行业同样提供完整的数字化解决方案， 几乎涉及油气开采、生产、运输到精炼的整个价值链。
例如，PLM （产品生命周期管理）数字化平台，帮助油气行业用户进行高效的项目管理和投资方案成本控制，综合采集、利用油气数据进行资本、成本的估算，管理油气工厂的关联业务数据、实现最优化的运营，支撑油气工程建设项目的全流程数据、信息的无缝集成，西门子的数字化解决方案甚至可以用于油气生产、储运、炼化设备的虚拟化设计……以中石化的青岛炼化公司为例，西门子的自动化、数字化解决方案已经服务这家企业将近十年，从过程控制、安全仪表系统、信息安全到优化控制，西门子的工厂资产全生命周期管理和基于大数据的预防性维护等解决方案，不仅为青岛炼化显著提高了生产的安全性、可靠性、稳定性和灵活性，关键是提高了投资回报率和大幅度降低了生产成本。在挪威 Aker BP 的 Ivar Aasen 海上项目中，西门子的全系列数字化应用也发挥了巨大作用。距离 Ivar Aasen 海上平台大约1,000公里外，西门子与 Aker BP 合作建立了数据驱动的状态监测系统，实时监控设备的运行状态，预测性的发现故障问题，帮助运维团队进行预防性维护，最大限度地减少昂贵的直升机物料运输和现场人工轮班，从而提高系统稳定性、安全性，并降低成本。
利益相关：供职西门子，能源和能源装备行业的从业者。
首先，石油会枯竭吗？先说结论：「石油枯竭」的可能性，随着科技的发展，可能离我们越来越远。确实，石油的生产正变得越来越难，大多数易于开采的石油已被开发，未来，石油资源将越来越多的来自于深海或其他复杂环境，综合成本有可能迅速提高，石油行业正面临前所未有的挑战。
另一方面，在石油的开采、储运和利用等环节，由于更多先进装备和前沿技术的利用，可开采的储量不断增加，综合成本反而在降低。因此，在大规模的替代性能源出现之前，石油能源的「寿命」远比人们想象的要更持久。
怎么看待「石油枯竭」这个问题？「石油枯竭」到底是个伪命题？还是个现实问题？我们如何看待和定义「石油枯竭」呢？是石油产能由盛而衰？还是石油开采成本和价格之间无法实现可接受的经济性，从而导致石油被抛弃？还是出现高可用性的可替代能源，导致石油能源被放弃？上世纪 90 年代末，据石油行业的粗略估计：人类自 20 世纪 70 年代初，至 2000 年间，大约消耗了 5000 亿～8000 亿桶石油，占同期探明储量的 85％。因此，「石油枯竭」论在那个时期被提出，当时，有悲观的行业专家甚至指出，即使可探采的地下石油总储量有少量增加，也仅够人类挥霍 80 年左右！另一个「石油枯竭」话题的来源是：1949 年，德州休斯顿Shell壳牌公司的地质学家 Dr. M. King Hubbert 提出的 Hubbert Curve 理论（钟形理论），他通过建模得出的石油开采量钟型 (Bell Shape) Logistic 分布，在美国的 48 个州都被验证。虽然 Peak Oil 出现的时机和他所估计的不同，但石油在同一技术下的同一种岩层的开采，都验证了石油产量逐渐增加，达到顶峰后再逐渐下降的过程。根据这一理论，部分能源专家认为，石油开采的峰值迟早到来，而产量的下降不可避免，「石油枯竭」的危机感由此产生。
无论是钟形理论，还是限于技术水平、较低的可采石油储量，都忽略了技术进步和全球经济发展的因素。在技术层面，勘探和开采技术的进步，使得石油开采源不断增加而且更多样，开采效率不断提高，导致可用储量不断增加。上世纪90年代初的行业报告显示，当时的世界石油总储量约为 9950 亿桶。但到了 2017 年，根据《 BP 世界能源统计年鉴（2017年）》的数据，全世界探明的石油储量增加到了 1.7067 万亿桶，由于探采技术革新，石油可用储量几乎翻了一倍。技术进步仍在不断改变传统的石油行业。
最典型的例证是美国的页岩油气革命，仅仅 10 年间就改变了已维持半个世纪的全球油气贸易格局。在技术进步的支撑下，地球的石油潜力仍旧巨大。行业专家开始乐观地认为，石油时代至少将持续 2-3 个世纪。在这种情况下，我们还要不要延续上个世纪提出的「石油枯竭」问题？在经济发展层面，作为可用性最高的传统能源，石油对人类的作用仍然十分重要。2016年是石油能源利用的高峰年，在世界五大能源中（石油、煤炭、天然气、水电、核能），当年石油占世界能源总消费量的1/3，全球平均石油消费量达到 9655 万桶/天，仍是全球消费量最高的能源。按照经典经济学原理，只要石油的需求维持这种高度，甚至持续攀升，油价会维持跌荡-上升的循环通道，进而使得越来越多的地下资源具有开发的经济性。
综上所述，假如原油的开采成本和市场价格能长期维持合理的经济性，依靠不断的技术进步，可采石油储量不断增加，人类耗尽地球最后一滴石油的日子，还很远。但是，人无远虑、必有近忧，从全球能源安全和低碳环保发展的角度，即使石油可采储量不断增加，我们同样要考虑在石油开采达到某个「枯竭点」之前，有什么新能源可以替代石油的核心地位。这是我们探讨「石油枯竭」这一话题的真正价值，也是我们更想知道的答案。应对「石油枯竭」的主要方向:「替代能源」和「控制成本」针对「寻找替代能源」和「控制成本」两个应对「油气枯竭」的途径，我们主要讨论两个方向：
第一，如果石油的替代能源，能做到价格便宜、好输送，那么，在石油短缺之前，这种能源可以大规模取代石油。其关键点就是替代能源的可应用性。第二，在维持较低油价的情况下，设法控制 OPEX（Operating Expense，企业综合管理支出、运营成本），促使油气相关企业提高运行效率。我们先说石油的高可用性替代能源的情况在石油需求保持高位的情况下，其他资源能否替代石油？根据《 BP 世界能源统计年鉴（2017年）》的数据，石油、煤炭、天然气、水电、核能五大能源中，石油消费占比 33%，煤炭占比28%，天然气消费占比增加到了 24%，水电和核能均不足 10%。
另外，截止2017年底，世界常规、非常规天然气资源开发利用率分别为 20% 和 5% 左右，能源开采的利用率远低于常规石油储量 32% 的开采利用率（2016年数据）。从经济、清洁和可用性、可持续性的角度看，天然气是目前最有可能短期内替代石油的能源。
以美国举例，根据 EIA（美国能源信息署）的数据，2017 年，在 73 亿美元的石油消耗中，47% 是动力汽油，20% 是其他馏分的油(加热油和柴油)，7%是航空燃油，整体而言，运输占了约 74% 的原油消耗。（参考资料2）而在天然气方面，「天然气的价格比原油价格表现出更大的波动性，较低的天然气价格导致运输行业在原油基础上，使用更多的天然气。从2007年到2012年，运输行业的天然气使用量增长了22%之多！」（参考资料3）中国方面，根据国家能源局、国务院发展研究中心和国土资源部联合发布的《中国天然气发展报告2018》，2017 年国内天然气的消费量达到了 2386 亿立方米(不含港、澳)，中国天然气的消耗增量对全球天然气消费的增量贡献超过了 30%。
2016 年，中国的用气人口大约 3 亿人，到了 2017 年，就增长到了 3.5 亿人！天然气对石油的替代体现在多个领域。在传统运输领域，特别是欧美国家，天然气动力和电动力的新式运输工具，正在替代传统的油动力运输工具。运输行业对天然气的需求，以及天然气下游化工生产装置的增加，对传统石油的需求起到了替代作用。另外，LNG（Liquefied natural gas，液化天然气）作为一种天然气高效储运的方式，在全球保持快速增长。以中国为例，城市燃气调峰和交通运输替代燃料需求日益增长，液化天然气的发展潜力巨大。同样根据国家能源局、国务院发展研究中心和国土资源部联合发布的《中国天然气发展报告2018》，2017 年，中国的 LNG 总供应量达到 2025 万吨，相较 2016 年的 1360 万吨增长了665 万吨，增幅高达 49%。 中国的 LNG 重卡，部分取代了柴油重卡。
国际运输的 LNG 货船，部分取代了柴油货船。此外，LNG 作为燃料在更多国家被应用于发电，它的易运输性能也使得许多国家，或无管道、供气不稳定的内陆地区可以用更廉价的成本获取天然气。以中国为例，2017 年，国内发电行业消耗天然气 427 亿立方米，占天然气总消耗量的 17.9%，比 2016 年的 366 亿立方米提高了 16%；工业燃料天然气的消费量也达到了 760 亿立方米，占比 31.8%。 在 LNG 应用领域中，先进技术和高端装备的作用明显。压缩机是液化天然气的关键设备，高效、稳定的离心式压缩机使得 LNG 可以大规模从天然气便宜的卡塔尔、美国和印尼等国家出口到其他国家，也使得中国东部沿海省市享受到更低的气价。
具体到中国的 LNG 行业，中国并非 LNG 生产大国，中国的 LNG 生产装置更多的是临近天然气产区，如：内蒙古鄂尔多斯、塔里木盆地、四川盆地和临近天然气管线，与中东、澳大利亚等国的大型 LNG 装备相比， LNG 工厂以百万方及以下的产能为主，大多属于中小型工厂，这些中小型工厂主要要服务于国内管道覆盖不足地区的用气需求、城市燃气调峰和交通工具，不用于外贸输出，具有其独特性。
考虑到 LNG 领域工况环境多样，客户往往需要合作商具备丰富工程项目经验并能够提供全系列先进的产品和解决方案，如全系列的离心式压缩机、往复式压缩机等等，不自谦的说，西门子就是这样的合作伙伴。
最后，再谈谈石油开采的成本控制问题说到石油的经济性，就不能不提到石油价格。全球石油的供需关系、石油的可替代性、石油的开采量和开采成本，都和石油价格密切相关。世界上的石油种类有很多种，不同地域、不同岩层的开采成本也是不同的。而石油作为大宗商品，一段时期内，价格 index 是相对稳定的，这就决定了只有低成本的开采商才能实现盈利。下图是各国石油的生产成本情况。
石油综合成本结构中，很大一部分是生产(运营)成本，特别在低油价时期。最近几年，如果缺少对新油田的投资，无法改变 Capital Spending 在整体油价中的高比例情况，那么降低生产成本，就成为了许多企业努力的主要方向。下图是英国石油综合成本情况，其中，短期内无法降低的 Capital Spending 占很大比例，而利用各种手段降低 Production cost 是主要努力方向。
在降低生产成本方面，以西门子压缩机为例，设备的适用压力范围广、热效率高，且价格低，初始投资少，操作方便，使用寿命长，对降低油气行业的运营成本具有明显价值。除压缩机等先进「硬」装备外，在油气行业实现全面的数字化转型升级，采用数字化、智能化和虚拟化技术进行油气产品的全生命周期管理，也是降低综合成本的重要手段之一。其实石油行业利用数字化技术并非新事，自上世纪 70 年代起，石油行业就有将数字化技术应用于油气藏模拟及油气生产管理。
但数字技术在过去 5-10 年里，发生了飞跃性发展，主要体现在海量数据的处理能力、数字信息系统的整合能力、行业数字化应用的深度和广度等方面，这些进步推动了油气行业的数字化升级进度。例如，数字、信息技术进一步打破了能源需求和供给之间的阻碍，石油公司可根据市场需求更精准地调控油气产量，避免油价的大波动带来损失。总体而言，数字化技术帮助油气行业实现两大目标：提高油气采出率，优化油气生产过程。最终实现产量的最大化和投资的最小化，显然，这是通过降本增效应对「石油枯竭」问题的高效途径之一。其实，西门子在全球已经率先提出了「数字化双胞胎」的解决方案，支持企业进行涵盖其整个价值链的整合和数字化转型，为从产品设计、生产规划、生产工程、生产实施直至服务的五大环节打造一致的、无缝的数据平台，实现虚拟世界与物理世界的贯通。西门子针对油气行业同样提供完整的数字化解决方案， 几乎涉及油气开采、生产、运输到精炼的整个价值链。
例如，PLM （产品生命周期管理）数字化平台，帮助油气行业用户进行高效的项目管理和投资方案成本控制，综合采集、利用油气数据进行资本、成本的估算，管理油气工厂的关联业务数据、实现最优化的运营，支撑油气工程建设项目的全流程数据、信息的无缝集成，西门子的数字化解决方案甚至可以用于油气生产、储运、炼化设备的虚拟化设计……以中石化的青岛炼化公司为例，西门子的自动化、数字化解决方案已经服务这家企业将近十年，从过程控制、安全仪表系统、信息安全到优化控制，西门子的工厂资产全生命周期管理和基于大数据的预防性维护等解决方案，不仅为青岛炼化显著提高了生产的安全性、可靠性、稳定性和灵活性，关键是提高了投资回报率和大幅度降低了生产成本。在挪威 Aker BP 的 Ivar Aasen 海上项目中，西门子的全系列数字化应用也发挥了巨大作用。距离 Ivar Aasen 海上平台大约1,000公里外，西门子与 Aker BP 合作建立了数据驱动的状态监测系统，实时监控设备的运行状态，预测性的发现故障问题，帮助运维团队进行预防性维护，最大限度地减少昂贵的直升机物料运输和现场人工轮班，从而提高系统稳定性、安全性，并降低成本。
风电光伏上网电价政策开始征求意见
据相关媒体报道，国家发G委近日就2021年新能源上网电价政策征求了相关部门意见，根据征求意见稿，2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。这意味着从今年开始，大部分光伏项目都将告别多年来的补贴模式，真正迎来平价上网的大时代。可以预见的是，“降成本”、“去补贴”、“平价”将成为光伏行业未来发展的新标签。
征求意见稿显示，在上网电价方面，新建项目的电价将以保障性小时数作为分界点，按照不同的电价执行，主要分为以下两类项目：
第一类是国家确定的保障性并网规模以内的项目（即按照各省非水可再生能源责任权重指标确定的年度新增规模内的项目），上网电价由两部分组成：保障收购小时数以内的发电量（通过竞争性配置获得、不得超过指导价）+保障收购小时数以外的发电量（直接参与市场交易形成上网电价）。
第二类是市场化并网规模部分（保障性并网规模以外的项目），即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后的项目，上网电价也分为两部分：保障收购小时数以内的发电量（上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置）+保障收购小时数以外的发电量（直接参与市场交易形成上网电价）。
此外，文件还明确了户用光伏电站2021年仍有每千瓦时0.03元的补贴，并且按照全发电量进行补贴，2022年起不再进行补贴；国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行；国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。
对于如何完善新能源上网电价机制、推动平价上网，业内人士指出，未来光伏电价应脱离“脱硫煤”概念，而更看重输出的电能质量。这要求明确可再生能源接入电网时的电能标准，企业可根据标准，核算技术成本，继而推导出电价。这样的定价机制才有助于企业在降成本方面发挥自己的创造力。
光伏风电上市公司业绩普遍预喜
光伏和风电作为新能源的重要领域，产业发展历程中，国家和地方的财政补贴始终扮演着重要角色。数据显示，光伏和风电公司2019年政府补助金额合计达到38亿元，约占这些公司年度净利润的10%。2020年光伏产业得到飞速发展，A股光伏概念股业绩和股价出现齐涨局面，成为A股年度最热的明星板块之一。上机数控、阳光电源、迈为股份、隆基股份、晶澳科技等光伏产业链龙头股2020年股价取得了2倍以上的涨幅。
从去年的业绩来看，综合年报、快报和预告数据统计发现，有超过八成光伏和风电概念股2020年净利润有望同比增长。行业龙头股如上机数控、福莱特、阳光电源、正泰电器、福斯特、隆基股份等净利润增速均有望超过50%。
新能源风口催生9只连续高增长股
财政补贴的下调并不意味着国家对光伏支持力度的减弱。业内人士分析称，国家之所以下调财政补贴力度，是考虑到技术的不断进步推动着度电成本下降，有效弥补了补贴减少带来的影响，光伏行业已经从需要扶持的起步阶段迈向独立运作的成熟阶段。
事实上，过去几年来已有部分光伏和风电概念股搭上新能源的风口，经营业绩持续增长，成为细分行业领头羊。根据2020年年报、快报和预告数据，统计显示，2018年、2019年、2020年净利润均同比增长20%以上的概念股有9只，分别是中材科技、日月股份、福斯特、迈为股份、新强联等。
春节以来，光伏和风电概念整体出现大幅调整，与年内高点相比，已有21只概念股回撤幅度在30%以上。回撤幅度最大的前五只概念股是东方日升、固德威、中来股份、京运通、阳光电源。
在连续调整之后，北上资金开始大手笔扫货。数据显示，按照成交均价粗略计算，3月以来北上资金增持超亿元的有通威股份、隆基股份、明阳智能、迈为股份、特变电工、天顺风能等6股。增持金额最高的是通威股份，期间累计增持18.8亿元，其次是隆基股份，增持金额16.79亿元，上述这两只股为新能源行业的龙头，市值均在千亿元以上。
光伏风电概念股净利润增幅排名一览如图
三年净利润高增长的光伏风电概念股一览如图
回撤幅度居前的光伏风电概念股一览如图
祝您好运，恭喜发财！其他资料如图参阅，文中涉及个股均为逻辑分析或转发，点开放大查看清晰原图各种信号符号及文字提示均来自金蝴蝶探索者自研操盘系统指标自动发出(欢迎探讨交流)，不含任何个人主观情绪，不构成买卖建议，请勿追高以防被套！
据相关媒体报道，国家发G委近日就2021年新能源上网电价政策征求了相关部门意见，根据征求意见稿，2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。这意味着从今年开始，大部分光伏项目都将告别多年来的补贴模式，真正迎来平价上网的大时代。可以预见的是，“降成本”、“去补贴”、“平价”将成为光伏行业未来发展的新标签。
征求意见稿显示，在上网电价方面，新建项目的电价将以保障性小时数作为分界点，按照不同的电价执行，主要分为以下两类项目：
第一类是国家确定的保障性并网规模以内的项目（即按照各省非水可再生能源责任权重指标确定的年度新增规模内的项目），上网电价由两部分组成：保障收购小时数以内的发电量（通过竞争性配置获得、不得超过指导价）+保障收购小时数以外的发电量（直接参与市场交易形成上网电价）。
第二类是市场化并网规模部分（保障性并网规模以外的项目），即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后的项目，上网电价也分为两部分：保障收购小时数以内的发电量（上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置）+保障收购小时数以外的发电量（直接参与市场交易形成上网电价）。
此外，文件还明确了户用光伏电站2021年仍有每千瓦时0.03元的补贴，并且按照全发电量进行补贴，2022年起不再进行补贴；国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行；国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。
对于如何完善新能源上网电价机制、推动平价上网，业内人士指出，未来光伏电价应脱离“脱硫煤”概念，而更看重输出的电能质量。这要求明确可再生能源接入电网时的电能标准，企业可根据标准，核算技术成本，继而推导出电价。这样的定价机制才有助于企业在降成本方面发挥自己的创造力。
光伏风电上市公司业绩普遍预喜
光伏和风电作为新能源的重要领域，产业发展历程中，国家和地方的财政补贴始终扮演着重要角色。数据显示，光伏和风电公司2019年政府补助金额合计达到38亿元，约占这些公司年度净利润的10%。2020年光伏产业得到飞速发展，A股光伏概念股业绩和股价出现齐涨局面，成为A股年度最热的明星板块之一。上机数控、阳光电源、迈为股份、隆基股份、晶澳科技等光伏产业链龙头股2020年股价取得了2倍以上的涨幅。
从去年的业绩来看，综合年报、快报和预告数据统计发现，有超过八成光伏和风电概念股2020年净利润有望同比增长。行业龙头股如上机数控、福莱特、阳光电源、正泰电器、福斯特、隆基股份等净利润增速均有望超过50%。
新能源风口催生9只连续高增长股
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春节以来，光伏和风电概念整体出现大幅调整，与年内高点相比，已有21只概念股回撤幅度在30%以上。回撤幅度最大的前五只概念股是东方日升、固德威、中来股份、京运通、阳光电源。
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光伏风电概念股净利润增幅排名一览如图
三年净利润高增长的光伏风电概念股一览如图
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