聚焦能源保供，掘金“源网荷储”

摘要

▶能源安全稳定投资大幅滞后，保供正成为能源系统核心矛盾。限电事件频发的背后是我国愈发严峻的能源安全稳定形势。在我国语境下，能源不可能三角实则是在电价保持合理稳定的基础上，在能源保供与转型两个目标之间做三年一周期的轮动。2015-2018年能源保供目标优先，而2019年至今则更重视能源绿色转型。体现为电源投资高增下的源网投资节奏错配，新能源装机加速但新增支撑能源逐年下滑，这使得电力系统的不稳定性近年明显提升。展望未来，能源转型目标仍然明确，2022年风光装机不断超预期。且随着需求侧波动放大，“十四五”用电旺季电力供需偏紧现象或成常态，保供矛盾将在中长期持续加剧并反复演绎。我们认为，能源保供并非短期事件催化主题，而是长期投资机会，应从“源网荷储”各环节发掘相关投资机会，推荐火电转型与煤炭/特高压与电网信息化/大型储能三条主线。

▶电源侧：火风光共济提供稳定电力输出，煤炭中长期需求预期抬升。1）火电转型：可控装机是保障电源供给稳定、维持电力平衡的关键。火电具备选址灵活、建设周期短等优势，“火风光”共济是当前电源侧调峰调频可行度最高的破局之策。政策支持下，火电新建投资与灵活性改造加速。具备火电兜底调峰能力的企业将在新能源建设项目中更具竞争优势。推荐国电电力/华能国际等；2）煤炭：上游煤炭的中长期需求预期也因此明显受提振。叠加地缘冲突催化全球煤炭替代性需求，在供给端缺乏远期有效产能增量、短期结构压力仍存之下，煤炭价格长期有支撑，估值仍具提升空间。推荐兖矿能源/陕西煤业等。

▶电网侧：特高压与配网共建坚强电网，智能化建设实现电网安全可靠与能源高效配置。特高压是远距离大规模输送新能源电力的“高速公路”，配电网是电力接入负荷终端的“县道乡道”，二者借助信息化、自动化的智能控制手段构成坚强智能电网，显著提升电网配置效率、安全稳定水平以及与源荷两侧互动性。1）特高压：用电需求增长叠加政策加速，下半年特高压密集开工。设备行业竞争格局稳定，龙头业绩高弹性。受益标的平高电气/国电南瑞等。2）电网信息化：电网智能化与配网是两网“十四五”建设重点。智能化将为电力各环节带来结构性变化，其中配网侧的智能微电网是促进分布式能源消纳、应对逐渐增多的终端交互需求的关键。推荐威胜信息/力合微/映翰通。

▶储能侧：钒电池技术安全可靠，规模化商用蓄势待发。钒电池安全性与长循环寿命优势突出，特别适用大规模储能需求，随着技术进步和商业模式完善，成本降低将迎爆发式增长。推荐固德威/钒钛股份等。

▶风险提示：电价超预期上涨、电网建设进度不及预期。

01

高温限电暂时落幕，能源保供矛盾走向台前

高温少雨叠加居民短期负荷高增，水电供给不足下四川限电。本次限电主要集中于四川以及长江中下游省份，主要受异常天气影响，7月以来长江流域持续高温，且降雨较同期明显减少。高温天气下居民空调用电占比超季节性抬升。此外，高温少雨也使得长江流域蒸发严重，7月水电累计同比增速大幅下降，火电增速被动抬升。四川作为我国传统的水电大省，2021年水电占比为78%。在水电出力超预期下降叠加能源外送刚性配额压力下，出现了较大幅度的电力紧缺。而随着高温天气的逐步缓解，以及省外富余电力入川的支持力度加大，8月28日，四川一般工商业用电已经全部恢复，限电基本落幕。

限电短期冲击工业品生产，火电高景气带动煤炭去库提价。限电停产直接影响了部分工业品的生产。从上市公司的停产分布来看，7月以来停产的公司主要分布于基础化工、国防军工、有色金属、电子等行业。其中锂盐、硅料、锌等供需较紧的品种受影响较大，而大多数工业品在弱需求与高库存背景下受影响有限。但是，水电的短缺使得国家能源部门更注重推动火电应发尽发，高景气背景下动力煤需求明显受到提振。当前动力煤库存大幅下降，且煤炭价格也出现了明显的反弹。预计在当前能源供需趋紧的格局下，火电带动煤炭将保持高景气。

保供矛盾走向台前，电力安全稳定政策密集出台。本轮限电发生在传统意义上电力富余的四川省，进一步揭示了在近年可再生能源占比快速提升、气候变化加剧背景下我国能源保供的严峻形势，促使市场重新评估新型电力系统的稳定性、安全性问题。近期政策层面能源稳定安全相关政策密集出台。韩正副总理7月1日在山西强调：“要充分发挥煤炭的‘压舱石’作用，推动煤电联营和煤电与可再生能源联营”。国家能源局在8月20日表示，已开始谋划“十四五”中后期电力保供措施，首要举措就是督促加快支撑性电源核准、开工、建设与投运。河南省政府8月30日发布《关于促进煤电行业持续健康发展的通知》，从五方面提出12项举措，确保全省电力安全稳定供应，支持煤电企业纾困解难。而在电网侧，国家电网8月3日重大项目推荐建设会议也强调将加大“三交九直”特高压等前期工作力度，争取年内开工八条特高压项目，确保三条特高压项目年内投产。

02

能源安全稳定投资滞后，钟摆重回能源保供

能源不可能三角？实则是保供与转型之间的能源钟摆！能源不可能三角理论认为，能源的价格、稳定和转型三个目标不可同时兼顾。但在中国语境下，能源不可能三角实则是在能源价格合理稳定原则不变的背景下，在能源保供与能源转型之间的双目标周期性摆动，通常一个周期为三年。具体来说，能源转型与能源保供的矛盾可以从两个维度观察：电源投资vs电网投资、可控装机vs新能源装机。在2015-2018年期间能源保供目标更为优先，体现为电网投资大幅领先电源投资、特高压项目集中开工、电源设备利用小时数提升。2019年至今，在双碳政策催化之下新能源发电装机快速增长，但电网建设明显滞后、跨区域送电占比以及电源利用小时均下降。四川限电事件有望重新使全社会意识到，快速推进的能源转型正带来边际上的负外部性，电力系统需要源网荷储的均衡发展，而近年忽视甚至过度抑制支撑性能源建设，电网投资与特高压建设的相对滞后却使得当前电力系统越来越难以应对供需两端放大的波动。因此，钟摆将重回能源保供，新型电力系统的稳定安全将成后续很长时间的重要投资主题。

稳定合理的低电价是不可能三角中的慢变量与必选项，电改需兼顾经济、民生与效率。近20年我国电力系统承担着让利经济发展的角色，低电价正是我国制造业成本比较优势的重要来源，尽管当前电价市场化改革正在加速，至2021年底中长期电力市场化交易的占比已达45.5%，但2021年中国电价仍大幅低于世界其他主要国家。回顾20年电改历史，电改并非一蹴而就，而是需要权衡能源安全、制造业成本、民生等多方利益作出慎重决策。我们看到，电力系统改革始于2002年“5号文”提出竞价上网、电价改革，但却因过度高估新世纪以来的电力平衡而出现了2002年后的三年电荒。时隔十余年后，2015年电改“9号文”提出在除输配电以外环节推动电力市场化交易，但整体对电力体制变动仍然较小，更注重增量改革。电力市场化探索期间，“双轨制”电价使得市场电多折价成交，电力系统仍承担让利经济发展的角色。2021年高煤价倒逼“1439号文”出台，进一步推动全部煤电市场化并放宽电价浮动范围。因此，电力市场化改革的核心变量：电价，实际上是能源不可能三角中的慢变量，稳定合理的电价是兼顾经济、民生与效率等多目标后的结果，是不可能三角中的必选项。

近年新能源装机推动电源投资高增，源网投资节奏错配明显。电网在电力系统中承担输配电的职能，坚强的电网是能源调度、能源安全的重要保障。一般来说，电网投资应该与电源投资同步，以确保发出的电力得到高效地消纳，而超前的电源投资实际上就是在增大电力系统调度的难度与不稳定性。尤其是在2012年后我国广义支撑性能源投资逐年下降，且新能源装机占比持续提升的背景下，发电侧结构性的变化使得电力系统的不稳定性进一步提升。从投资额变动情况看，2015年前电源侧与电网侧投资额基本匹配，但在后续却呈现明显的错配现象。2015-2018年间电网超前建设，特高压项目密集开工使得全社会跨区输电占比持续提升，弃光弃风现象显著改善。而2018年后，一方面是首批特高压项目陆续完结，电网投资陷入低潮，另一方面却是电源投资在新能源装机推动下快速提升。由此引发出新一轮的电源与电网建设错配。从结果上看，集中体现为电源设备的利用小时在2019年后下降，以及跨区域送电的占比在2020年后首次下降。

电力需求波动放大，系统稳定难度加大。随着经济结构及用电结构转换，我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提升。2021年我国第三产业与居民生活用电量之和占全社会用电量的比例31.2%，较2005年提升9.7 ppts。从年内最大用电负荷的标准化极值来看，全国电力系统的不稳定性在2015后提升明显，年内用电负荷波动区间持续扩大。而2020年我国用电设备容量与发电装机容量比值已升至4.08，用电设备装机增速明显高于发电装机容量增速，用电高峰期的潜在最大用电负荷压力不断提升。

可控装机增速放缓，电源侧波动放大。可控电源主要系可根据需求变化主动提供稳定出力的机组，从各类型发电的特点来看，火电尽管不具备低碳特点，但兼具出力稳定与灵活可控的优势。而水电、核电尽管属于广义上的支撑性能源，但是核电发电灵活性较低且建设不易、水电受气候影响较大且需要建设大型水库。而风电、光伏则具有间歇性、变动性、可控性和可调节性低的特点。从我国近年电源投资的结构看，火电投资额在“十三五”以来基本逐年下降，即使涵盖水电、核电的投资，规模相比“十二五”期间也是降幅明显。可控装机的增速放缓也在另一个层面放大了电力系统电源侧波动，加剧了能源保供的矛盾。

能源转型目标明确，“十四五”期间用电旺季电力供需形势或持续偏紧。“双碳”目标下我国能源结构将逐步向风光等清洁能源转变，“十四五”期间将陆续在西部建设9个大型清洁能源基地，能源转型目标明确。而根据中电联《中国电力行业年度发展报告2022》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2021年新增4.4亿千瓦。未来三年全社会用电量将保持5%中速增长。而电力供应仍存在较大不确定性，首先是煤炭建设积极性仍存不足，部分“十三五”项目工期滞后，新增规划项目未落实，预计未来三年新增煤炭装机近1.4亿千瓦。而新增新能源可靠保障容量不足0.4亿千瓦，尚不具备与煤电相当的保障能力。根据国君公用事业组测算，预计2022-2025年新增实际累计可控电源供应能力在夏季/冬季分别为2.4/2.3亿千瓦，低于同期最大用电负荷增速。从电力平衡视角，预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。

能源绿色转型提速，能源保供矛盾将在中长期持续加剧。在电力价格始终保持稳定、温和上涨的背景下，电价一般难以成为中长期的矛盾焦点，中国的能源电力系统实则面临的是能源转型与能源保供之间的不断来回的钟摆。2022年风电招标、光伏装机增速持续维持在高位，产业景气优势明显。但能源转型的提速实则隐含着更大的保供矛盾，本次四川限电正是在高温催化之下能源安全稳定矛盾的集中爆发。钟摆终究会在重力的作用之下向另一侧回归，电力紧缺或许将并非短期的突发事件，而将是未来很长一段时间内新的常态。当前国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，首要具体措施就是逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。而对于能源保供带来的中长期投资机会，市场当前的挖掘与定价也许并不充分。

03

掘金“源网荷储”各环节能源保供投资机会

能源保供需要新型电力系统在“源网荷储”各环节发力。新型电力系统以实现新能源对传统能源的逐渐替代为核心任务，“量力分化”是大规模高比例新能源电力系统的重要特征，能源保供投资需进一步加速以跟上能源转型的步伐。投资上，需要在“源网荷储”等多个环节寻找机会。具体来说，电源侧需要注重支撑性能源投资，电网侧网架结构更加坚强合理，电网功能更加智能灵活可靠，能高效应对电力系统波动性的提升。用电侧设备更加高效智能，通过储能设备的建设与电网形成良性互动，主动参与进市场运行之中。并最终实现从源荷单一调控向“源网荷储”综合调控转变，提升新型电力系统的安全性与稳定性。推荐火电转型与煤炭/特高压与智能电网/大型储能三条主线。

3.1.火电转型：火风光共济优化电力供给，火电项目推进加速

电力行业的双重平衡约束：电量平衡与电力平衡。与其他能源/大宗产品不同，电力产品在现有背景下缺乏产成品库存调节，因而存在行业特有的两种平衡（与图1所示）：

（1）电量平衡是均值/总量概念，指相同时间内实际用电量等于实际发电量（实际用电负荷曲线积分面积=实际发电能力曲线积分面积，等效矩形面积相同）。

（2）电力平衡是瞬时/波动概念，是指任一时间点内发用电曲线需实时匹配，即实际用电负荷等于实际发电能力。

电力平衡更多反映电力供需的边际变化，是电量平衡的充分非必要条件。从时间颗粒度考虑，电力平衡是任一时刻的电量平衡，电力平衡是电量平衡的充分非必要条件。因此，电力平衡更多反映电力供需的边际变化。在需求侧用电负荷波动放大、供给侧可控装机增速放缓的形势下，电力平衡的难度进一步增加。

用电结构转变，电力需求侧负荷峰谷差加大（电力需求波动放大）。近年来随着经济结构及用电结构转换，我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提升。2021年我国第三产业与居民生活用电量之和占全社会用电量的比例31.2%，较2005年提升9.7 ppts。2020年我国用电设备容量与发电装机容量比值已升至4.08，用电设备装机增速明显高于发电装机容量增速，用电高峰期的潜在最大用电负荷压力不断提升。

3.1.1. 极端天气频现，电力稳定矛盾突出

3.1.1.1 盘海外缺电，极端天气是直接原因

海外“电荒”的直接原因多为极端天气扰动。复盘近年来海外缺电现象，本质原因是受环保理念的影响，各国火电核电等受阻系数较小的可出力电源装机增长不足，累计可用装机增速无法跟上用电负荷增速，电力平衡维持在相对偏紧的状态。在受到极端天气扰动、用电负荷激增的催化时，瞬时电力供应难以满足用电需求。

极寒天气直接导致美国得州大面积电荒。2021年2月美国得克萨斯州经历大寒潮，全州254个县同时受到暴风雪的警告。寒潮一方面使州内的电力负荷急剧上升，另一方面也大幅削弱了包括风电（风力涡轮机冻结）、光伏（云层和大雪遮挡）及天然气（油井冻结，气源供应紧张）等电源的电力供应能力。在电力供需不匹配情形下得州电力可靠性委员会（ERCOT）建议对用户实施轮流停电方案，得州约有400万家庭在严寒中失去了电力供应。

多国受极端天气影响，发生电力紧缺。2022年日本、欧洲受高温天气影响，澳大利亚受冬季极寒天气影响，均出现了一定程度上的缺电现象。据欧盟委员会官方报告，欧洲2022年一季度平均电价为0.201欧元/千瓦时，环比增长281%。澳大利亚因电力存在缺口暂停全国电力市场(NEM)所有地区的现货市场，现货市场暂停时昆士兰州电价超0.9美元/千瓦时，远超此前规定的0.3美元/千瓦时价格上限。

3.1.2.2 国内异常高温，高峰期部分区域电力紧平衡

我国2022年6月平均气温为近60年最高，极端高温推升用电负荷。据中国气象局发布会，6月全国平均气温21.3℃，较常年同期偏高0.9℃，为1961年以来同期最高，自2022年7月6日以来，中央气象台已经连续9天发布高温预警，华东、华中、四川盆地较常年同期偏高1~3℃，局部地区突破历史极值。根据国家电网等公布，受极端高温天气影响，6月中旬以来多地区域电网用电负荷陆续创历史新高，全国用电负荷亦于7月16日创历史新高，达12.26亿千瓦，全国统调最高负荷8月2日-5日进一步连续4天创新高。

极端天气叠加水电偏枯等因素影响加剧四川电力紧张。8月14日，四川省经济和信息化厅和国网四川省电力公司联合下发《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，因电力供需紧张，为确保四川电网安全以及民生用电不出现拉闸限电，8月15日起取消主动错避峰需求响应，扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户实施生产全停（保安负荷除外），放高温假，持续至20日。

极端天气及电力需求波动加大需得到重视。极端天气影响，电力需求波动加大，水电来水偏枯且水电外送仍需履约等多因素叠加共振所致。根据四川国网数据，7月4日至16日，四川遭遇大范围极端高温天气，四川电网最大负荷5910万千瓦，较去年增长14%。居民日均用电量达到3.44亿千瓦时，同比增长93.3%。进入8月后极端天气仍在持续，根据《四川日报》等报道， 8月14日四川部分地区已出现持续性的40℃以上高温天气，8月以来四川水电来水偏枯五成，但四川水电仍需履约外送。

3.1.2.3 电力供需形势持续偏紧，重视电力系统安全与稳定

极端天气、降雨来水情况较难准确预测，但需求侧用电负荷波动放大、供给侧可控装机增速放缓的形势或将持续，电力平衡的难度进一步增加。根据四川省预计，其2025年全社会用电量3700亿千瓦时，最大用电负荷7100万千瓦，“十四五”期间年均增速分别为5.2%、5.6%。我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧，如再叠加突如其来的极端天气和气候影响，2022年四川的现象可能会在部分地区重现，提醒我们在新能源装机快速增长的背景下，新型电力系统的安全性与稳定性问题需要得到重视。

3.1.2.火电价值凸显，重视投资机会

为保障电力系统稳定性，需要维持电力平衡，从电源供给端，取决于可控装机容量（而非全部装机容量），而可控装机容量增速放缓。可控电源主要系可根据需求变化主动提供稳定出力的机组，我们从原材料库存视角将火电、核电和部分水电（拥有大型水库调节的水电）定义为可控电源。风电、光伏等新能源的电力供应主要被动依靠风光资源，即使考虑现有储能情况下也难以保障长时间稳定出力，受阻系数接近100%。考虑各类型电源的受阻情况（可控装机亦存在受阻情况）后，实际可控电源供应能力=Σ各电源装机*（1-受阻系数）。从供电安全角度考虑，在用电负荷高峰期，若实际可控电源供应能力无法覆盖最大用电负荷和备用容量（应对各类电源装机的检修、故障停机等因素），电力供应缺口难以避免。“十三五”以来我国可控电源（火电、核电、部分水电）装机增长放缓，对电力平衡贡献减弱。

可控装机中，水电可开发空间有限，核电远水难解近渴。根据目前水电开发情况展望，大型流域水电站投产已近尾声，预计2025年常规水电装机380 GW，接近经济可开发装机上限。核电发展目标明确，据国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，规划到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。中国核能行业协会预测，到2030年，我国核电在运装机容量有望达到1.2亿千瓦，核电发电量占比8%。核电整体从前期规划、选址、核准、建设周期较长，仅从开工建设到投运需要5年左右，前期规划选址存在不确定性，且由于安全性等因素、产业链部分环节相对封闭，每年新增规模难以大幅扩张远水难解近渴。

火电成为当前可行度较高的破局之策，“火风光”共济优化电力供给曲线，提供稳定电力输出。碳中和政策背景下未来新能源发电高速发展已成为共识，但随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，电网消纳压力将持续增长。在新型电力系统中，新能源（风电、光伏）作为主力电源，其出力依赖风光资源禀赋往往波动较大，无法参与电力（负荷）平衡。新能源与水电、火电等传统能源耦合，可优化电源系统综合出力。

政策重视常规电源调节能力，常规电源调峰调频成为当下最佳选择。2022年5月国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中明确提出：全面提升电力系统调节能力和灵活性，完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升。在可预见的未来十年内，火电调峰及水电（扩机、抽蓄）或将是电力系统贡献调节增量的主要来源。

煤电灵活性改造有望加速。2021年11月国家发展改革委、国家能源局公布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，总体旨在推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，实现减排减污降能耗，提供综合服务，实现角色转变，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。根据以上通知，将安排存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间预计将完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。行业煤电改造有望提速，有助于发挥保供优势。

火电具备区位优势，煤电联营保障新能源获取。大基地建设方面，2022年5月《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。公司2021年在三北地区火电发电量超1300亿千瓦，三北地区火电资源充裕，有助于公司风光大基地项目获取。

公司现有外送通道支撑新能源项目获取。国家能源局明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道，公司的火电资产在内蒙古、宁夏、浙江、云南等区域均有重点布置，除利用上述区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力外，也可利用现有的外送通道优势实施“火电+新能源+调峰”开发战略，争取更多基地项目落地。

以湖北省公布的新能源大基地项目为例，2021年以来安排风光火互补基地配置指标700万千瓦，煤电企业组煤保电奖励配置指标350万千瓦，火电兜底保供及调频调峰能力有助于帮助企业获得新能源项目开发指标。此外《广西2022年度陆上风电、集中式光伏发电竞争性配置评分办法意见稿》所公布的评分体系中，明确对申报企业集团控股公用火电2021年迎峰度夏/冬期间机组加权平均利用率赋分，平均负荷率在70%及以上的最高可加10分。

火电新建投资有望持续加速。根据中电联数据显示，2017~2020年，我国火电电源投资完成额连续下降，由2017年的858亿元降至2020年的553亿元。2021年，火电电源投资完成额反弹，升至672亿元，同比增长24.5%；2022年仅年1-7月，已完成火电电源投资完成额405亿元，同比增长幅度达70.2%，火电投资大幅增长。

当前政策支持火电项目开工，项目推进明显加速。2022年5月国常会提出“实施6方面33项措施”，其中第5方面是保能源安全，包括再开工一批水电煤电等能源项目。根据财新8月18日报道，近期国家给各省下达了新增煤电规划建设项目指标，在部分用电负荷中心，如广东省5个煤电项目，在8月短时间内快速启动，并且相关部门要求这些项目在9月底之前开工建设，在2024年底前投产，项目推进明显加速。

3.2. 煤炭：国内中长期需求预期提升，全球煤炭替代性需求强烈

3.2.1.国内：煤电压舱石地位进一步确认，提高煤炭中长期需求预期

8月以来，四川、安徽、浙江、江苏等地启动有序用电模式，主要由于极端高温以及水电大幅下降。1）中央气象台已经连续发布了整整30天高温预警，而最近更是连续8天最高级别的高温红色预警，居民用电大幅提升，火电发电量超过2021年同期；2）各大流域来水锐减造成水电发电出力骤减，8月19日三峡出库流量10600立方米/秒，较2021年同期下降50%，水电出力下降导致对火电依赖性加强。

与2021年“缺煤”导致的缺电不同，2022年的缺电主要因素为“缺火电机组”，即极端条件下现有火电机组供煤充足下满发也难以满足全社会用电需求，若未来极端气候持续，进一步提高煤电装机规模能够有效的满足能源自主可控的要求，煤电压舱石地位进一步凸显，预计未来煤电装机有望超预期增加，提高煤炭中长期需求。

煤炭2030年前需求仍将提升。低基数下，新能源消费增长无法覆盖全社会能源需求增长，假设 “十四五”期间核电、风电、光伏、水电发电量增长40%、93%、124%、24%，则火电发电量2022~2025年仍将累计增长12.3%，对应年煤炭消费增量1.05亿吨；假设“十五五”其间核电、风电、光伏、水电发电量增长50%、50%、70%、30%计算，则火电发电量2026~2030年仍将累计增长16.0%，对应年煤炭消费增量0.95亿吨。

此外，钢铁工业协会表示钢铁碳达峰由2025年推迟到2030年，河南率先出台原料煤不占用能耗指标细则，远期钢铁、化工领域煤炭消费无忧。

3.2.2.海外：乌俄冲突下，全球煤炭替代性需求提升

3.2.2.1 乌俄冲突持续，能源制裁加码，亟需替代品

乌俄冲突持续，能源制裁加码，亟需替代品。自2月24日俄罗斯总理普京决定在顿巴斯地区进行特别军事行动起，乌俄冲突已持续3个多月。鉴于俄罗斯是能源出口大国，欧美各国对俄罗斯能源展开一系列制裁，能源大战一触即发：1）煤炭：欧盟正式通过对俄第五轮制裁，禁止进口俄罗斯煤炭，于8月的第二周生效。2）石油：欧盟宣布第六轮制裁，要求欧盟成员国在6个月内将从俄罗斯进口的原油、8个月内将从俄罗斯进口的成品油降至零，但通过管道进口的俄罗斯原油暂列入豁免之列。3）天然气：欧盟委员会提出，计划在一年内将俄罗斯天然气进口量削减三分之二，到2024年完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖。

3.2.2.2 重启煤电是当前应对能源短缺，保障能源安全的最佳选择

欧洲多国表示将重启煤电以应对能源短缺，保障能源安全。乌俄冲突持续，欧洲对自身能源安全的担忧加剧，欧洲多国政府正考虑重启煤电，以摆脱对俄罗斯天然气的依赖。由于短期内可再生能源增量有限，且风光发电具有不稳定、不可控性，因此重启煤电将是短期内应对能源短缺，保障能源安全的最佳选择。欧盟委员会执行副主席、“欧洲绿色协议”负责人蒂默曼斯（Frans Timmermans）表示，欧盟各国在转向可再生能源前，可以在煤炭上停留更长时间，以避免对天然气的依赖。当前，欧洲多国已经宣布重新启动已退役的燃煤电厂，或推迟此类电厂的退役计划，甚至建立煤炭战略储备，包括德国、意大利、英国等。

3.2.2.3 煤炭替代性需求提升开启，多国开启“抢煤”大战

替代效应叠加需求转移，澳洲、印尼等国煤炭需求大幅提高。正如前文所述，煤炭是当前欧洲天然气的最佳替代品，伴随着欧洲各国对俄天然气制裁的加码，削减俄天然气进口，必将增加煤炭消费以应对能源短缺，保障能源安全，全球煤炭需求提高。另一方面，欧洲同样对俄煤炭进行制裁，欧盟将于8月的第二周起禁止进口俄罗斯煤炭，此外，日本也宣布，将分阶段减少进口俄罗斯煤炭，最终实现停止进口。欧洲、日本等国煤炭需求将转移至澳洲、美国、南非、印尼等其他煤炭出口国，大幅提高这些国家煤炭需求。

根据测算，替代效应叠加需求转移的煤炭消费量将占到全球煤炭消费量的2.53%，除中国外消费量的5.54%。根据2020年数据测算，由上文可知，欧洲煤炭、天然气消费量均约20%来自俄罗斯，假设来自俄罗斯的天然气约50%被煤炭替代，则替代+转移的煤炭消费量约占全球煤炭消费量的2.53%，占除中国外消费量的5.54%，大幅提高全球煤炭需求。

多国开启“抢煤”大战，国际煤价大幅上涨。禁运俄煤后，为了弥补煤炭需求的巨大缺口，欧洲各国开始从全球各地加快购买煤炭。南非大型煤炭生产商爱索矿业表示，该公司目前的煤炭产能，已经被欧洲多国提前预定。受此影响，全球煤价大幅上涨，澳洲纽卡斯尔动力煤价在乌俄冲突爆发后快速上涨，截至2022年8月26日，创下451.5美元/吨的历史新高。

海内外煤价倒挂持续，进口替代提高国内需求，支撑国内煤价。乌俄冲突下，海外煤价大幅上涨，而国内煤价由于受到政策调控，当前秦皇岛Q5500动力煤市场价维持在1200元/吨左右，海内外煤价倒挂持续，煤炭进口量大幅下滑，2022年1-7月全国煤炭进口13852万吨，同比下降18.2%，价差持续抑制进口，预计后续进口量将持续下降。

3.3. 特高压：电网投资再创新高，项目建设提速在望

3.3.1. 电力设备行业增长确定性强

电网投资是电力设备行业核心驱动因素。电网投资决定行业兴衰。总量上，十四五期间全国电网总投资预计近3万亿元，而十三五约2.6万亿，十二五约2万亿。其中国家电网计划投入3,500亿美元（约2.24万亿元），南方电网计划投入约6,700亿元。具体年份上，2021年略低于5000亿，2022年国家电网预计投资5,012亿元，年度投资首次突破5,000亿元，创历史新高。南方电网1250亿元，同创新高，大幅增长。

投资增长原因是基础设施的超前投资与电力需求的持续增加。电网建设是新基建的重要组成部分，电网投资逆周期属性突出。复盘历史，08-09年、14-15年、20年，在经济下行较大的宏观背景下，电网建设常被作为经济增长的发力点，投资有望持续边际向好。随着人均用电、能源需求和电气化比例的增加，用电需求快速增加，20-21用电增速已经明显高于电网投资增速，用电和电网投资的增速已经背离。我们认为用电需求有望超预期，快速增长的电力需求将推动电网投资的持续修复。

3.3.2. 特高压建设存在超预期空间

特高压项目储备充裕，建设有望提速。国网十四五期间规划建设特高压工程“24交14直”。国网目前特高压工程储备（规划/可研）达12条，其中上半年新增5条。考虑到基建投资加速，以及第二批风光大基地对外送电通道仍有缺口，储备项目有望于22、23年尽快核准并开工。

特高压市场格局稳定，份额较为集中。由于产品研发、验证壁垒较高，特高压设备中标企业主要包括央企和大型民企。其中，特高压直流龙头包括：国电南瑞、许继电气等，特高压交流龙头包括：平高电气、中国西电等。特高压业务占比较高的企业（平高电气、许继电气、中国西电等），受益弹性更大；二次设备企业（国电南瑞等），周期性更弱、防御型更强。

3.3.3.配电网投资占比有望持续增长

分布式电源大规模高比例接入以及微电网、储能电站、充电桩等用电负荷高速增长，有望推动用电侧配网设备需求持续改善。我国电力投资长期存在“重电源、轻电网，重输电、轻配网”的情况，配电网建设滞后于主网建设。快速增长的分布式能源和多种用电场景均形成用电侧配网设备需求。

结构方面，智能化是配电网升级的重要方向。一方面，智能楼宇、智慧园区、微电网等新型用能组织将大量涌现并接入配电网，与之形成双向互动；另一方面，随着电动汽车、分布式储能的快速发展，“源荷”界限开始模糊化，即出现所谓产消者。要求配电网具备强大的综合承载能力、全息感知能力和智能调控能力。

3.4. 电网信息化：提升新型电力系统配置效率与安全性的关键

3.4.1. “十四五”期间，配电侧、智能化投资加速

3.4.1.1 电网建设总投资持续增长，电网信息化进程加速

电网建设投资总规模呈增长态势，“十四五”预期乐观。

• 国家电网：计划投入3500亿美元（约2.24万亿元），推进电网转型升级，2022年1月召开年度工作会议，计划2022年电网投资达5012亿元，年度投资计划首次突破5千亿，创历史新高。

• 南方电网：计划总投资约6700亿元，以加快数字电网和现代化电网建设进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。

• 总体规模：两者合计总投资高达2.9万亿元，若算上地区电网公司，“十四五”期间全国电网总投资预计近3万亿元。

“十四五” 可能类似“十二五”投资前高后低的趋势。每个五年计划的投资重点各有不同，“十二五”期间全面铺开对特高压与智能电网的建设，我们判断“十四五”智能电网建设的投资趋势会类似“十二五”期间，前期经历一系列预研等准备工作后再大规模开启建设。

3.4.1.2 国家电网：智能化、配电侧投资比例持续提升

国家电网“十四五”期间配电网建设占比60%以上。根据《国家电网智能化规划总报告》，在2009-2010年、2011-2015年和2016-2020年三个阶段，智能化投资比例、配电环节投资比例均持续提升，显示出对电网智能化建设和配电侧建设的高度重视。国家电网发布的《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案 (2021-2030)》提出在电网发展方式上，要向数字电网、交直流混联电网、有源配电网、微电网融合发展转变；加大配电网建设投入，“十四五”配电网建设投资超过1.2万亿元，占电网建设总投资的60%以上。

3.4.1.2 南方电网：智能化、配电侧成投资重点

南网“十四五”数字化、配电网建设投资3200亿元，占总投资近一半。《南方电网“十四五”电网发展规划》提出在期末全面建成数字化平台，智能电表、低压集抄覆盖率百分百、自动抄表率提升至99%以上，配电自动化覆盖率达到90%以上，通信网百分百覆盖。“十四五”期间，南方电网将进一步加快电网数字化转型步伐，加强智能输电、配电、用电建设，推动建设多能互补的智慧能源建设，以电网的数字化、智能化建设，促服务智慧化，全力提升用户获得感。南方电网将配电网建设列入“十四五”工作重点，规划投资达到3200亿元，接近总投资的一半。

3.4.2. 双碳目标刺激电能消费，推进以电为中心的能源系统升级

3.4.2.1 双碳目标刺激电能消费，推进以电为中心的能源系统升级

“双碳”背景下，全社会用电量持续增长。根据《中国2060年前碳中和研究报告》，2030年前，全社会用电量年均增速3.6%，2030年达到10.7万亿千瓦时；2030-2050年、2050-2060年全社会用电量年均增速分别为2.0%和0.6%，2060年用电量将达17万亿千瓦时。

“能源开发清洁替代、能源使用电能替代”指明以新能源为主体的新型电力系统发展方向。新能源将在电源结构中占主导地位，预计到2030年和2060年，我国新能源发电量占比将分别超过25%和60%。电能将成为最主要的能源利用形式，我国工业、交通、建筑等领域用能方式加快转向电能，至2060年，全社会将有2/3的能源消费为电能。

3.4.2.2 新型电力系统面临可靠性、安全性、经济性新挑战

以新能源为主体的新型电力系统在可靠供电、安全稳定和经济运行上面临巨大挑战。电力保障方面，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性且极端天气耐受能力差，特高压柔性输电及数字化调峰调频技术可提高能源消纳能力、持续优化资源配置；电网安全方面，新能源存在不可控性，电力电子装置存在低惯性、弱抗扰性等，智能调控、智慧运维技术和分布式电站可有效保障电网安全；电能供应经济性方面，新能源发电和消纳带来发电、运营成本提升，虚拟电厂、智能微电网及先进电力市场系统可有效推进新型电网降本增效。

3.4.2.3 电网信息化、数字化和智能化有效化解新型电力系统难题

国家电网通过泛在电力物联网建设，打造能源互联网生态圈。2019年10月，国网《泛在电力物联网白皮书》指出电力物联网在感知层、网络层、平台层、应用层四层结构上，基于大数据、云计算、人工智能、区块链等信息技术和智能技术，大力提升数据自动采集、自动获取、灵活应用能力，将有效促进清洁能源消纳、提高能源综合利用效率、提升电网安全可靠性。

南方电网搭建数字电网平台，构建承载新型电力系统的最佳形态。 2020年11月，南网《数字电网白皮书》指出由南网云平台、电网数字化平台和全域物联网三大数字基础平台和云化数据中心组成的云数一体平台，将通过广泛部署小微传感、芯片化智能终端和智能网关，基于全面准确的数据收集，利用大数据技术提供数据分析和挖掘能力以及人工智能技术增强智能分析和决策水平，提升新型电力系统的“可观、可测、可控”水平。

3.4.3. 电网产业链各个环节均因电网信息化产生结构性变化

3.4.3.1 发电侧：新能源发电特性带来预测、储能需求的增长

新能源发电随机性、波动性特点导致新能源发电的功率输出与电网负荷的不同步。新能源电力四季逐时出力均呈明显的峰、谷变化过程，在负荷高峰时段（10:00-12:00，17:00-20:00），风电出力处于低谷期。出力与负荷的不匹配问题随着新能源发电对全国电力供应贡献的持续提升和供应能力的增强而愈发突出，亟需提高预测与储能水平。

通过发电功率预测，电网调度部门可以合理安排发电计划，提高运行效率和经济型；通过储能技术可以对发电出力进行调峰填谷，提高电能可控可调性。国家发展改革委和国家能源局于2018年发布的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》提出“开展风电和太阳能超短期高精度功率预测等专题研究”，“实施风光功率预测考核”；于2022年发布《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件，到2030年，新型储能全面市场化发展。

3.4.3.2 电网侧：分布式电源接入下的电力平衡，智能微电网是关键

实时、动态的电力平衡是保障电网供电质量及电力系统安全、稳定、可靠、经济运行的关键。国网能源院董事长（院长）张运洲预计“十四五”期间电力负荷峰谷差将持续加大，“未来电力平衡是关键问题”。新能源发电随机性、日负荷峰谷差率的提升将进一步增大电力系统调度压力，由此带来分布式电源的发展。其中，分布式光伏装机容量占光伏总装机的比例持续增长，预计未来将加速提升。分布式发电是位于用户侧、靠近负荷中心的，用多种小型，连接电网的设备发电和储能的技术与系统。分布式电源接入配电系统后，电网变成一个多电源与负荷点相连的网络，配电网的运行方式发生深刻变化。为了减少分布式电源出力波动性对电网的负面影响，将不同类别的分布式电源、储能装置、负荷以及相应的控制装置以微网的形式接入到配电网中，是发挥分布式电源效能的最有效方式。

智能微电网在充分利用清洁能源的同时，智能化解决分布式能源不稳定的问题，辅助大电网平衡调节能力。国家《“十四五”规划纲要》指出，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设。

新能源蓬勃发展下，构建新型能源基础设施网络，特高压的建设是关键。特高压输变电线路能促进不同区域间的电网融合，解决新能源扩容和消纳问题，提升电网稳定性。2022年1月24日，国家主席习近平指出，“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、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”。

随着特高压网络的发展，电网规模不断提升，线路复杂度迅速增加。截至2021年，国家电网已累计建成29项特高压工程，在运在建工程线路长度4.6万公里，累计送电超过2.5万亿千瓦时。另一方面，自然灾害、外力破坏等传统风险因素仍然存在，电网的安全运行面临更大的压力和挑战，运维体系也需要不断迭代。传统人工巡检存在劳动强度大、工作效率低、检测质量分散等不足，无人机自主巡检、智能视频、智能管理运维系统等数字化运维工具的发展是保障电力系统安全稳定运行、实时监测运行状态、及时发现异常隐患和缺陷的关键。

3.4.3.3 用电侧：响应电力市场化改革的信息化需求

新能源相较传统火力能源，对电力系统调频、调峰能力提出更高的要求，电力供需失衡问题加剧。双碳目标下，深化电力市场化改革，通过强化需求侧节能减排意识，引导用电侧绿色用电，有利于缓解供需矛盾。国家发展改革委和国家能源局于2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

电力市场化改革的重点是在电力价格确定和电力服务提供中引入市场机制，由此产生应用侧新的信息化需求。电力价格确定的市场化是通过建立分时电价等政策，以灵活的价格信号调节市场供求关系，带来智能电表、能耗管理平台等应用；电力服务提供的市场化是推进电力市场建设，包括电能量市场(中长期市场、现货市场)和辅助服务市场，逐步建立起长期发电容量充裕性保障机制，由此出现电力营销平台、电力交易平台等应用的发展。

3.5. 钒电池：大储技术安全可靠，规模化商用蓄势待发

3.5.1. 工作原理与装置结构

全钒液流电池，商业简称“钒电池”，是正负极电解液活性物质全部都采用钒化合物的液流电池。所谓液流电池，是一种液相（水相体系为主）电化学储能装置，其活性物质完全溶解在电解液中，通过活性元素价态变化实现能量的存储与释放。全钒液流电池的正负极氧化还原电对为VO2+/VO2+-V3+/V2+，活性材料为不同价态的钒硫酸盐，电解液基质为硫酸水溶液。电池在满充状态下放电时，正极活性物质发生还原反应：VO2+ + e → VO2+，标准电位+1.004 V；负极活性物质发生氧化反应：V2+ → V3+ + e，标准电位-0.255 V。全电池反应整体合并为：VO2++ V2+ → VO2++ V3+，开路电压1.259 V，在实际运行时，由于过电位等复杂因素，全钒液流电池的开路电压一般为1.5~1.6 V。

3.5.2. 工作原理与装置结构

全钒液流电池与锂离子电池的性能特点迥异，二者的应用场景相差甚远，并不在同一赛道。首先，从能量密度看，目前锂电体系中最低的磷酸铁锂电池是钒电池最大值的3倍以上，即储存相同水平的能量，钒电系统的体积约为锂电的3~5倍，因此目前的水系钒电池难以用于车载动力电池或小型消费电子，适合规模化静态储能等对能量密度要求低，对占地面积容忍性大的应用场景。其次，从循环寿命看，目前锂电体系中循环寿命最长的磷酸铁锂仅为钒电的1/3左右，归因于全钒液流电池是均相体系，无应力破坏，循环寿命近20000次，可稳定运行20年，适合服役年限长且充放电频繁的规模化储能设施。然后，从安全性看，由于锂离子电池使用高度易燃的有机溶剂，存在热失控爆燃风险，尤其是大规模储能系统包含大量电芯，系统控制和安全管理困难，而全钒液流电池是水系循环体系，不可燃，无热累积，反应温和，具有本征安全性，且均相环境没有“木桶效应”，容易管理控制。

全钒液流电池与钠离子电池互补显著，前者适用大中型规模储能，后者适用小型灵活储能。液流电池的最大优势在于其水相体系的本征安全性，以及超长的循环寿命，特别适用于中大型的电化学储能设施，但缺点则是能量密度低、工作温区窄，因此很难小型化或应用于高寒地区。相比之下，钠离子电池的能量密度约是液流电池的3倍以上，可耐-40℃的低温，但由于其基本原理和结构与锂离子电池完全相同（都属于离子嵌脱型二次电池，都使用易燃的有机电解液），本征安全性和循环寿命不及液流电池。未来，钠离子电池和液流电池有望在储能领域分层次优势互补。例如，户用和移动式小型储能设备对能量密度要求较高，适合使用钠离子电池；大中型电化学储能电站对安全性的要求较高，适合使用液流电池。

3.5.3.产业链结构

全钒液流电池产业链包含上游、中游、下游三个部分，涉及多个行业。上游：钒原料供给、电堆材料加工，主要原材料包括五氧化二钒、硫酸、碳材料、聚合物材料等，以及各类辅材，涉及基础化工、钢铁冶炼、有色金属等产业，其中钒矿及其加工业处于核心地位，是电解液原料五氧化二钒的来源。中游：电堆装配、控制系统、其他设备和附件等，其中电堆装配和控制系统的技术壁垒最高，涉及各类耗材和电子元器件。下游：终端应用市场，主要为各类储能用户，包括发电侧、电网侧、用电侧。

• 上游：钒原料供给、电堆材料加工

钒储量大、分布广、含量低，国内主要钒矿为钒钛磁铁矿和含钒石煤。钒钛磁铁矿是最主要的提钒来源，约占全球钒年产量的85 %以上，占我国钒年产量的80 %以上。钒钛磁铁矿一般含48~58 %的铁，6~16 %的钛（以二氧化钛计），0.2~3 %的钒（以五氧化二钒计），处理工艺较成熟。钒钛磁铁矿提钒本质上是钢铁冶炼的副产物，该路线的成本较低，污染较小，但钒产量受钢铁产量影响大。含钒碳质页岩是我国钒资源主要构成部分，占我国钒总储量的87%。碳质页岩也称“石煤”，钒含量（以五氧化二钒计）一般0.13~1.2 %，品味低。我国的石煤提钒工业起步于70年代末期，经过30多年发展，但传统工艺转化率低、污染严重，大规模生产受地方政府限制，目前我国急需发展高效、绿色的石煤提钒新工艺，充分利用该资源。此外，含钒固态废弃物是除了矿石钒以外的重要钒资源，由于钒矿属不可再生资源，含钒固废的回收循环利用具有深远意义。尽管钒原料（钒矿、钒渣、含钒固废等）来源广泛，但不同的原料需要使用与之适宜的提取工艺，需根据原料的具体情况设计和调整。

电堆材料包括：电极、双极板、隔膜、密封件等几种关键材料。电极材料的核心用料是碳毡、石墨毡或碳纸。碳毡和石墨毡制造工艺较成熟，以高分子纤维织物为原料，经高温碳化处理得，成本较低廉。碳纸厚度比碳毡更薄，电阻率更低，但生产工艺较复杂，目前高质量碳纸以进口为主。双极板以石墨为主要原料，制成改性石墨双极板或碳塑复合双极板，其中石墨双极板致密度高、电阻率低，但制造耗时久、成本高、脆性大，易发生碎裂，不适合大功率、大规模电堆，仅适合小型电堆；大功率电堆多使用碳塑复合双极板，将导电碳粉（如：石墨粉、炭黑、碳纤维等）与热塑性烃类聚合物（如：PE、PP、PVC等）混合后加入阻滞剂、脱模剂，然后注塑或模压成型。隔膜材料主要采用全氟质子交换膜，之后可能转向非氟传导膜。目前，国内东岳集团等企业已具备自主生产全氟磺酸树脂膜的能力，但液流电池用的高质量Nafion膜仍需进口且价格昂贵，并且Nafion膜的离子选择性差强人意。另一条路线是采用非氟离子传导膜，即非离子交换性隔膜，该技术是我国自主发展的方向，以中国科学院大连化学物理研究所为代表的科研团队已经取得了重要成果。由于各厂家的选材和工艺不尽相同，电堆材料的成本及性能也存在差异性。此外，现有电堆材料的技术和工艺尚有较大改进空间，相关研发工作仍在不断进行中，逐步实现国产替代。

• 中游：电堆装配、控制系统等

全钒液流电堆的装配技术壁垒较高。全钒液流的电堆装配与氢燃料电堆完全一致，都以压滤机的方式进行叠合紧固，这会对电极和双极板产生压应力，压力过大可能导致板材发生塑性变形甚至断裂；压力不足则会导致电极与双极板之间贴合不良，使接触电阻增大，降低电堆的电压效率，还可能会导致漏液漏气，造成容量衰减，甚至无法工作。一般来说，电堆功率规模越大，内部材料的工作面积就越大，叠合装配的工艺难度也越大。在现行技术框架下，具有大规模全钒液流电堆生产能力的企业数量不多，而电堆主体结构经过多年发展，很难做大幅改动，因此这些头部企业具有先发优势，并通过不断优化升级，长期保持领先优势。

控制系统包括PCS、BMS、EMS等，所需硬件装置是电力电子行业的基本元件，相关产业都比较成熟，可通过与相关企业合作定制生产。电解液输运系统由管路、循环泵、变频器、控制阀件、传感器、换热器等部件构成，这些装置在化工生产领域较为常见，可直接采购相应零件自行加工，或者外包设计。其他设施还包括消防装置、建筑材料等等，占全钒液流电池系统总成本比例较低，利润空间相对较小。

• 下游：终端应用市场

产业链下游为各类储能用户，按照电力产业链的主体结构，其自上而下可分为：发电侧、电网侧、用电侧。据中国储能网的数据统计显示，截至2020年底，国内储能累计装机容量中，抽水储能占89%，比2019年比例下降了四个百分点；电化学储能占11%，其中89%是锂离子电池，铅蓄电池占比约10%，液流电池只有0.7%左右。在2020年新增的电化学储能中，锂离子电池占了97%，但考虑到安全性等因素，未来锂离子电池储能的增量可能将下降，整个市场的增量可能会逐步转向液流电池，尤其是技术最为成熟的全钒液流电池。根据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》制定的目标，到2025年新型储能装机容量规模将达30GW·h以上，与目前的装机量相比仍有巨大的增量空间。2021年以来，全国共有20个省、市、自治区要求新能源项目配置储能，配置比例基本不低于新能源装机规模的10%，其中河南、陕西部分要求达到20%。配置时间大部分为2h，其中河北市场化并网规模项目要求达到3h。考虑到大规模储能对安全性的要求，全钒液流电池在电化学储能市场中的渗透率可能快速提升，逐步超越并全面领先锂离子电池，最终在储能领域占据主导地位。综合考虑安全性、全生命周期成本，我们预期2025年前后全钒液流电池在储能领域渗透率有望达15%~20%，具有广阔的前景。

3.5.4. 产业化现状与代表性企业

我国的全钒液流电池研究和产业化世界领先，技术层面已经完备，但产业链尚未健全，需求尚未打开，产能正在蓄力发展，规模效应尚未显现。全钒液流电池产业链复杂度较高，其中核心环节是材料端和设备端，材料端主要包括电解液材料和电堆材料，设备端主要包括整机装配和控制系统。

全钒液流电池的电解液材料核心是钒化合物。电解液制造分为两个步骤，首先是核心前驱体的生产，即钒化学品（五氧化二钒、偏钒酸铵等），目前拥有相关技术和量产能力的基本为大型钒提炼及加工企业；尔后是将前驱体转化为电解液，目前掌握钒电解液制造的全球龙头企业是大连博融新材料公司，全球市场占有率80%以上。对于全钒液流电池而言，电解液中杂质元素含量会对电池工作电压、实际容量及循环性能等产生重要影响，尽管不同厂商产出的钒原料属于同质化产品，但是在产品纯度和成本上存在较大差异，因此具有长期技术积累和规模优势的大型生产厂商更有竞争力，而且随着环保要求的日益趋严和产品质量要求的不断提升，马太效应可能会更加显著。

全钒液流电池的电堆材料与氢燃料电堆相似度很高。当前全钒液流电池还没有大规模应用，因此几家代表性企业主要依靠自研自产或外协加工的方式生产电极材料，以供自用。由于全钒液流电堆材料中的电极、双极板、隔膜等材料与氢燃料电池的相应构件几乎相同，因此目前从事氢燃料电堆材料研发和生产的企业，未来较容易转型成为钒电池的电堆材料供货商，应予以重点关注。

国内钒电池设备企业大致有两类：一类是科研院所自研技术转化的初创企业，多为校企合作模式，以大连融科为代表；另一类是通过吸收合并或控股方式，获得相应技术，再优化升级参与竞争，以北京普能为代表。主要企业：武汉南瑞、上海电气、四川伟力得、上海神力科技等，各自拥有核心技术，普遍研发时间超过10年。国外的全钒液流电池相关企业大都规模较小，主要分布在日本、北美和欧洲。

控制系统的硬件装置是电力电子行业的基本元件，相关产业较成熟。当前全钒液流电池尚未大规模应用，因此专门提供钒电池控制系统的企业较少，主要由相关企业自研自用或外协加工生产。未来一旦市场需求放量，可能会有更多的电控企业转型入场，因此对于主要从事储能电控技术研发而尚未涉足钒电池的企业，未来较容易转型，为钒电池的控制系统提供解决方案服务，应予以关注，例如固德威等。

3.5.5. 未来发展趋势

未来全钒液流电池的发展方向主要在于提升电池性能以拓展应用场景，以及降低系统的初始投资成本。全钒液流电池具有其他电化学储能技术无法比拟的本征安全和长寿命，阻碍其大规模商用的内因是：性能单一导致应用场景局限，初始成本过高，导致经济性不足，外因是：下游需求未打开，市场认可度不够。近年来，由于国内外锂离子电池储能电站事故频发，具有本征安全性和长寿命的全钒液流电池再次受到人们的重视，为其大规模应用创造了条件。同时，盐酸基全钒液流电池、小型化全钒液流电池等新技术也发展迅速，这进一步了打开全钒液流电池的成长空间。此外，参考锂离子电池发展历史，成本降低源于技术进步和规模经济效应的共同作用，目前钒电池初始投资成本（约3000元/kWh）较高的主要原因之一正是缺乏规模效应，事实上其全生命周期内平均成本低于锂离子电池，长期经济性被低估：其一，钒电池的循环寿命很长（20年，近2万次），实际平均成本低；其二，钒电解液没有元素损耗，退役残值达70%以上；其三，钒电池电解液仅含单一金属元素钒，电堆构件多为碳基材料，回收处理方便。目前，钒电池的初始投资成本还有较大下降空间，主要降本途径是降低可变成本（廉价材料替代，缩短制造流程等）、摊薄固定成本（增大功率密度，提高储能时长等）。随着能源结构调整加快，储能需求大幅增加，国家对电化学储能安全的要求趋严，全钒液流电池的本征安全性、长寿命等优势将更为显著。目前，电解液、电堆、隔膜、电控系统等核心材料与部件均有相关企业布局，钒电池行业蓄势待发。未来3年，全钒液流电池产业可能仍将处于导入期向成长期过渡阶段，预计将在“十四五”末期迎来爆发式增长。

我们认为在全钒液流电池产业化的过程中，电池端和材料端的相关企业都将充分受益：1）电堆端技术壁垒较高，具有技术积累和资本优势的行业龙头将保持长期竞争力，代表性企业是大连融科、北京普能，另有多家上市公司开展了相关布局，受益标的：国网英大、上海电气、易成新能。PCS环节推荐固德威，受益标的：科华数据；EMS环节受益标的：中电兴发。2）原材料质量和价格是制约全钒液流电池产能的核心因素，具有规模优势和研发能力的行业龙头将受益。电解液环节受益标的：钒钛股份、河钢股份、安宁股份、中核钛白；隔膜环节受益标的：东岳集团。主要风险包括：政策落地不及预期，成本下降不及预期，产业链形成不及预期，以及其他新型储能技术的威胁。

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能源保供金股组合

钟摆重回能源保供，绿色转型更需兼顾能源安全稳定，推荐电源侧（火电转型与煤炭）/电网侧（特高压与电网信息化）/储能环节（钒电池）的投资机会，以及国君策略能源保供金股组合。1）火电转型：国电电力、华能国际、华电国际、申能股份，受益标的华润电力、中国电力；2）煤炭：兖矿能源、陕西煤业、中国神华、华阳股份；3）特高压与配网：受益标的平高电气、国电南瑞、万控智造；4）电网信息化：威胜信息、力合微、映翰通；5）钒电池：固德威、钒钛股份、河钢股份。