聚焦能源保供，掘金「源網荷儲」

本文來自格隆匯專欄：國君策略方奕，作者：國泰君安策略團隊

摘要

▶能源安全穩定投資大幅滯后，保供正成為能源系統核心矛盾。限電事件頻發的背后是我國愈發嚴峻的能源安全穩定形勢。在我國語境下，能源不可能三角實則是在電價保持合理穩定的基礎上，在能源保供與轉型兩個目標之間做三年一周期的輪動。2015-2018年能源保供目標優先，而2019年至今則更重視能源綠色轉型。體現為電源投資高增下的源網投資節奏錯配，新能源裝機加速但新增支撐能源逐年下滑，這使得電力系統的不穩定性近年明顯提升。展望未來，能源轉型目標仍然明確，2022年風光裝機不斷超預期。且隨着需求側波動放大，「十四五」用電旺季電力供需偏緊現象或成常態，保供矛盾將在中長期持續加劇並反覆演繹。我們認為，能源保供並非短期事件催化主題，而是長期投資機會，應從「源網荷儲」各環節發掘相關投資機會，推薦火電轉型與煤炭/特高壓與電網信息化/大型儲能三條主線。

▶電源側：火風光共濟提供穩定電力輸出，煤炭中長期需求預期抬升。1）火電轉型：可控裝機是保障電源供給穩定、維持電力平衡的關鍵。火電具備選址靈活、建設周期短等優勢，「火風光」共濟是當前電源側調峰調頻可行度最高的破局之策。政策支持下，火電新建投資與靈活性改造加速。具備火電兜底調峰能力的企業將在新能源建設項目中更具競爭優勢。推薦國電電力/華能國際等；2）煤炭：上游煤炭的中長期需求預期也因此明顯受提振。疊加地緣衝突催化全球煤炭替代性需求，在供給端缺乏遠期有效產能增量、短期結構壓力仍存之下，煤炭價格長期有支撐，估值仍具提升空間。推薦兗礦能源/陝西煤業等。

▶電網側：特高壓與配網共建堅強電網，智能化建設實現電網安全可靠與能源高效配置。特高壓是遠距離大規模輸送新能源電力的「高速公路」，配電網是電力接入負荷終端的「縣道鄉道」，二者藉助信息化、自動化的智能控制手段構成堅強智能電網，顯著提升電網配置效率、安全穩定水平以及與源荷兩側互動性。1）特高壓：用電需求增長疊加政策加速，下半年特高壓密集開工。設備行業競爭格局穩定，龍頭業績高彈性。受益標的平高電氣/國電南瑞等。2）電網信息化：電網智能化與配網是兩網「十四五」建設重點。智能化將為電力各環節帶來結構性變化，其中配網側的智能微電網是促進分佈式能源消納、應對逐漸增多的終端交互需求的關鍵。推薦威勝信息/力合微/映翰通。

▶儲能側：釩電池技術安全可靠，規模化商用蓄勢待發。釩電池安全性與長循環壽命優勢突出，特別適用大規模儲能需求，隨着技術進步和商業模式完善，成本降低將迎爆發式增長。推薦固德威/釩鈦股份等。

▶風險提示：電價超預期上漲、電網建設進度不及預期。

01

高温限電暫時落幕，能源保供矛盾走向臺前

高温少雨疊加居民短期負荷高增，水電供給不足下四川限電。本次限電主要集中於四川以及長江中下游省份，主要受異常天氣影響，7月以來長江流域持續高温，且降雨較同期明顯減少。高温天氣下居民空調用電佔比超季節性抬升。此外，高温少雨也使得長江流域蒸發嚴重，7月水電累計同比增速大幅下降，火電增速被動抬升。四川作為我國傳統的水電大省，2021年水電佔比為78%。在水電出力超預期下降疊加能源外送剛性配額壓力下，出現了較大幅度的電力緊缺。而隨着高温天氣的逐步緩解，以及省外富余電力入川的支持力度加大，8月28日，四川一般工商業用電已經全部恢復，限電基本落幕。

限電短期衝擊工業品生產，火電高景氣帶動煤炭去庫提價。限電停產直接影響了部分工業品的生產。從上市公司的停產分佈來看，7月以來停產的公司主要分佈於基礎化工、國防軍工、有色金屬、電子等行業。其中鋰鹽、硅料、鋅等供需較緊的品種受影響較大，而大多數工業品在弱需求與高庫存背景下受影響有限。但是，水電的短缺使得國家能源部門更注重推動火電應發盡發，高景氣背景下動力煤需求明顯受到提振。當前動力煤庫存大幅下降，且煤炭價格也出現了明顯的反彈。預計在當前能源供需趨緊的格局下，火電帶動煤炭將保持高景氣。

保供矛盾走向臺前，電力安全穩定政策密集出臺。本輪限電發生在傳統意義上電力富余的四川省，進一步揭示了在近年可再生能源佔比快速提升、氣候變化加劇背景下我國能源保供的嚴峻形勢，促使市場重新評估新型電力系統的穩定性、安全性問題。近期政策層面能源穩定安全相關政策密集出臺。韓正副總理7月1日在山西強調：「要充分發揮煤炭的‘壓艙石’作用，推動煤電聯營和煤電與可再生能源聯營」。國家能源局在8月20日表示，已開始謀劃「十四五」中后期電力保供措施，首要舉措就是督促加快支撐性電源覈准、開工、建設與投運。河南省政府8月30日發佈《關於促進煤電行業持續健康發展的通知》，從五方面提出12項舉措，確保全省電力安全穩定供應，支持煤電企業紓困解難。而在電網側，國家電網8月3日重大項目推薦建設會議也強調將加大「三交九直」特高壓等前期工作力度，爭取年內開工八條特高壓項目，確保三條特高壓項目年內投產。

02

能源安全穩定投資滯后，鍾擺重回能源保供

能源不可能三角？實則是保供與轉型之間的能源鍾擺！能源不可能三角理論認為，能源的價格、穩定和轉型三個目標不可同時兼顧。但在中國語境下，能源不可能三角實則是在能源價格合理穩定原則不變的背景下，在能源保供與能源轉型之間的雙目標周期性擺動，通常一個周期為三年。具體來説，能源轉型與能源保供的矛盾可以從兩個維度觀察：電源投資vs電網投資、可控裝機vs新能源裝機。在2015-2018年期間能源保供目標更為優先，體現為電網投資大幅領先電源投資、特高壓項目集中開工、電源設備利用小時數提升。2019年至今，在雙碳政策催化之下新能源發電裝機快速增長，但電網建設明顯滯后、跨區域送電佔比以及電源利用小時均下降。四川限電事件有望重新使全社會意識到，快速推進的能源轉型正帶來邊際上的負外部性，電力系統需要源網荷儲的均衡發展，而近年忽視甚至過度抑制支撐性能源建設，電網投資與特高壓建設的相對滯后卻使得當前電力系統越來越難以應對供需兩端放大的波動。因此，鍾擺將重回能源保供，新型電力系統的穩定安全將成后續很長時間的重要投資主題。

穩定合理的低電價是不可能三角中的慢變量與必選項，電改需兼顧經濟、民生與效率。近20年我國電力系統承擔着讓利經濟發展的角色，低電價正是我國製造業成本比較優勢的重要來源，儘管當前電價市場化改革正在加速，至2021年底中長期電力市場化交易的佔比已達45.5%，但2021年中國電價仍大幅低於世界其他主要國家。回顧20年電改歷史，電改並非一蹴而就，而是需要權衡能源安全、製造業成本、民生等多方利益作出慎重決策。我們看到，電力系統改革始於2002年「5號文」提出競價上網、電價改革，但卻因過度高估新世紀以來的電力平衡而出現了2002年后的三年電荒。時隔十余年后，2015年電改「9號文」提出在除輸配電以外環節推動電力市場化交易，但整體對電力體制變動仍然較小，更注重增量改革。電力市場化探索期間，「雙軌制」電價使得市場電多折價成交，電力系統仍承擔讓利經濟發展的角色。2021年高煤價倒逼「1439號文」出臺，進一步推動全部煤電市場化並放寬電價浮動範圍。因此，電力市場化改革的核心變量：電價，實際上是能源不可能三角中的慢變量，穩定合理的電價是兼顧經濟、民生與效率等多目標后的結果，是不可能三角中的必選項。

近年新能源裝機推動電源投資高增，源網投資節奏錯配明顯。電網在電力系統中承擔輸配電的職能，堅強的電網是能源調度、能源安全的重要保障。一般來説，電網投資應該與電源投資同步，以確保發出的電力得到高效地消納，而超前的電源投資實際上就是在增大電力系統調度的難度與不穩定性。尤其是在2012年后我國廣義支撐性能源投資逐年下降，且新能源裝機佔比持續提升的背景下，發電側結構性的變化使得電力系統的不穩定性進一步提升。從投資額變動情況看，2015年前電源側與電網側投資額基本匹配，但在后續卻呈現明顯的錯配現象。2015-2018年間電網超前建設，特高壓項目密集開工使得全社會跨區輸電佔比持續提升，棄光棄風現象顯著改善。而2018年后，一方面是首批特高壓項目陸續完結，電網投資陷入低潮，另一方面卻是電源投資在新能源裝機推動下快速提升。由此引發出新一輪的電源與電網建設錯配。從結果上看，集中體現為電源設備的利用小時在2019年后下降，以及跨區域送電的佔比在2020年后首次下降。

電力需求波動放大，系統穩定難度加大。隨着經濟結構及用電結構轉換，我國用電負荷波動較大的第三產業與居民生活用電佔比持續提升。2021年我國第三產業與居民生活用電量之和佔全社會用電量的比例31.2%，較2005年提升9.7 ppts。從年內最大用電負荷的標準化極值來看，全國電力系統的不穩定性在2015后提升明顯，年內用電負荷波動區間持續擴大。而2020年我國用電設備容量與發電裝機容量比值已升至4.08，用電設備裝機增速明顯高於發電裝機容量增速，用電高峰期的潛在最大用電負荷壓力不斷提升。

可控裝機增速放緩，電源側波動放大。可控電源主要系可根據需求變化主動提供穩定出力的機組，從各類型發電的特點來看，火電儘管不具備低碳特點，但兼具出力穩定與靈活可控的優勢。而水電、核電儘管屬於廣義上的支撐性能源，但是核電發電靈活性較低且建設不易、水電受氣候影響較大且需要建設大型水庫。而風電、光伏則具有間歇性、變動性、可控性和可調節性低的特點。從我國近年電源投資的結構看，火電投資額在「十三五」以來基本逐年下降，即使涵蓋水電、核電的投資，規模相比「十二五」期間也是降幅明顯。可控裝機的增速放緩也在另一個層面放大了電力系統電源側波動，加劇了能源保供的矛盾。

能源轉型目標明確，「十四五」期間用電旺季電力供需形勢或持續偏緊。「雙碳」目標下我國能源結構將逐步向風光等清潔能源轉變，「十四五」期間將陸續在西部建設9個大型清潔能源基地，能源轉型目標明確。而根據中電聯《中國電力行業年度發展報告2022》預測，到2025年全國全社會用電最大負荷為16.3億千瓦，較2021年新增4.4億千瓦。未來三年全社會用電量將保持5%中速增長。而電力供應仍存在較大不確定性，首先是煤炭建設積極性仍存不足，部分「十三五」項目工期滯后，新增規劃項目未落實，預計未來三年新增煤炭裝機近1.4億千瓦。而新增新能源可靠保障容量不足0.4億千瓦，尚不具備與煤電相當的保障能力。根據國君公用事業組測算，預計2022-2025年新增實際累計可控電源供應能力在夏季/冬季分別為2.4/2.3億千瓦，低於同期最大用電負荷增速。從電力平衡視角，預計「十四五」期間我國用電旺季電力供需形勢持續偏緊。

能源綠色轉型提速，能源保供矛盾將在中長期持續加劇。在電力價格始終保持穩定、温和上漲的背景下，電價一般難以成為中長期的矛盾焦點，中國的能源電力系統實則面臨的是能源轉型與能源保供之間的不斷來回的鍾擺。2022年風電招標、光伏裝機增速持續維持在高位，產業景氣優勢明顯。但能源轉型的提速實則隱含着更大的保供矛盾，本次四川限電正是在高温催化之下能源安全穩定矛盾的集中爆發。鍾擺終究會在重力的作用之下向另一側迴歸，電力緊缺或許將並非短期的突發事件，而將是未來很長一段時間內新的常態。當前國家能源局已開始提前謀劃「十四五」中后期電力保供措施，首要具體措施就是逐省督促加快支撐性電源覈准、加快開工、加快建設、儘早投運。而對於能源保供帶來的中長期投資機會，市場當前的挖掘與定價也許並不充分。

03

掘金「源網荷儲」各環節能源保供投資機會

能源保供需要新型電力系統在「源網荷儲」各環節發力。新型電力系統以實現新能源對傳統能源的逐漸替代為核心任務，「量力分化」是大規模高比例新能源電力系統的重要特徵，能源保供投資需進一步加速以跟上能源轉型的步伐。投資上，需要在「源網荷儲」等多個環節尋找機會。具體來説，電源側需要注重支撐性能源投資，電網側網架結構更加堅強合理，電網功能更加智能靈活可靠，能高效應對電力系統波動性的提升。用電側設備更加高效智能，通過儲能設備的建設與電網形成良性互動，主動參與進市場運行之中。並最終實現從源荷單一調控向「源網荷儲」綜合調控轉變，提升新型電力系統的安全性與穩定性。推薦火電轉型與煤炭/特高壓與智能電網/大型儲能三條主線。

3.1.火電轉型：火風光共濟優化電力供給，火電項目推進加速

電力行業的雙重平衡約束：電量平衡與電力平衡。與其他能源/大宗產品不同，電力產品在現有背景下缺乏產成品庫存調節，因而存在行業特有的兩種平衡（與圖1所示）：

（1）電量平衡是均值/總量概念，指相同時間內實際用電量等於實際發電量（實際用電負荷曲線積分面積=實際發電能力曲線積分面積，等效矩形面積相同）。

（2）電力平衡是瞬時/波動概念，是指任一時間點內發用電曲線需實時匹配，即實際用電負荷等於實際發電能力。

電力平衡更多反映電力供需的邊際變化，是電量平衡的充分非必要條件。從時間顆粒度考慮，電力平衡是任一時刻的電量平衡，電力平衡是電量平衡的充分非必要條件。因此，電力平衡更多反映電力供需的邊際變化。在需求側用電負荷波動放大、供給側可控裝機增速放緩的形勢下，電力平衡的難度進一步增加。

用電結構轉變，電力需求側負荷峰谷差加大（電力需求波動放大）。近年來隨着經濟結構及用電結構轉換，我國用電負荷波動較大的第三產業與居民生活用電佔比持續提升。2021年我國第三產業與居民生活用電量之和佔全社會用電量的比例31.2%，較2005年提升9.7 ppts。2020年我國用電設備容量與發電裝機容量比值已升至4.08，用電設備裝機增速明顯高於發電裝機容量增速，用電高峰期的潛在最大用電負荷壓力不斷提升。

3.1.1. 極端天氣頻現，電力穩定矛盾突出

3.1.1.1 盤海外缺電，極端天氣是直接原因

海外「電荒」的直接原因多為極端天氣擾動。覆盤近年來海外缺電現象，本質原因是受環保理念的影響，各國火電核電等受阻係數較小的可出力電源裝機增長不足，累計可用裝機增速無法跟上用電負荷增速，電力平衡維持在相對偏緊的狀態。在受到極端天氣擾動、用電負荷激增的催化時，瞬時電力供應難以滿足用電需求。

極寒天氣直接導致美國得州大面積電荒。2021年2月美國得克薩斯州經歷大寒潮，全州254個縣同時受到暴風雪的警告。寒潮一方面使州內的電力負荷急劇上升，另一方面也大幅削弱了包括風電（風力渦輪機凍結）、光伏（雲層和大雪遮擋）及天然氣（油井凍結，氣源供應緊張）等電源的電力供應能力。在電力供需不匹配情形下得州電力可靠性委員會（ERCOT）建議對用户實施輪流停電方案，得州約有400萬家庭在嚴寒中失去了電力供應。

多國受極端天氣影響，發生電力緊缺。2022年日本、歐洲受高温天氣影響，澳大利亞受冬季極寒天氣影響，均出現了一定程度上的缺電現象。據歐盟委員會官方報告，歐洲2022年一季度平均電價為0.201歐元/千瓦時，環比增長281%。澳大利亞因電力存在缺口暫停全國電力市場(NEM)所有地區的現貨市場，現貨市場暫停時昆士蘭州電價超0.9美元/千瓦時，遠超此前規定的0.3美元/千瓦時價格上限。

3.1.2.2 國內異常高温，高峰期部分區域電力緊平衡

我國2022年6月平均氣温為近60年最高，極端高温推升用電負荷。據中國氣象局發佈會，6月全國平均氣温21.3℃，較常年同期偏高0.9℃，為1961年以來同期最高，自2022年7月6日以來，中央氣象臺已經連續9天發佈高温預警，華東、華中、四川盆地較常年同期偏高1~3℃，局部地區突破歷史極值。根據國家電網等公佈，受極端高温天氣影響，6月中旬以來多地區域電網用電負荷陸續創歷史新高，全國用電負荷亦於7月16日創歷史新高，達12.26億千瓦，全國統調最高負荷8月2日-5日進一步連續4天創新高。

極端天氣疊加水電偏枯等因素影響加劇四川電力緊張。8月14日，四川省經濟和信息化廳和國網四川省電力公司聯合下發《關於擴大工業企業讓電於民實施範圍的緊急通知》，因電力供需緊張，為確保四川電網安全以及民生用電不出現拉閘限電，8月15日起取消主動錯避峰需求響應，擴大工業企業讓電於民實施範圍，對四川電網有序用電方案中所有工業電力用户實施生產全停（保安負荷除外），放高温假，持續至20日。

極端天氣及電力需求波動加大需得到重視。極端天氣影響，電力需求波動加大，水電來水偏枯且水電外送仍需履約等多因素疊加共振所致。根據四川國網數據，7月4日至16日，四川遭遇大範圍極端高温天氣，四川電網最大負荷5910萬千瓦，較去年增長14%。居民日均用電量達到3.44億千瓦時，同比增長93.3%。進入8月后極端天氣仍在持續，根據《四川日報》等報道， 8月14日四川部分地區已出現持續性的40℃以上高温天氣，8月以來四川水電來水偏枯五成，但四川水電仍需履約外送。

3.1.2.3 電力供需形勢持續偏緊，重視電力系統安全與穩定

極端天氣、降雨來水情況較難準確預測，但需求側用電負荷波動放大、供給側可控裝機增速放緩的形勢或將持續，電力平衡的難度進一步增加。根據四川省預計，其2025年全社會用電量3700億千瓦時，最大用電負荷7100萬千瓦，「十四五」期間年均增速分別為5.2%、5.6%。我們預計「十四五」期間我國用電旺季電力供需形勢持續偏緊，如再疊加突如其來的極端天氣和氣候影響，2022年四川的現象可能會在部分地區重現，提醒我們在新能源裝機快速增長的背景下，新型電力系統的安全性與穩定性問題需要得到重視。

3.1.2.火電價值凸顯，重視投資機會

為保障電力系統穩定性，需要維持電力平衡，從電源供給端，取決於可控裝機容量（而非全部裝機容量），而可控裝機容量增速放緩。可控電源主要系可根據需求變化主動提供穩定出力的機組，我們從原材料庫存視角將火電、核電和部分水電（擁有大型水庫調節的水電）定義為可控電源。風電、光伏等新能源的電力供應主要被動依靠風光資源，即使考慮現有儲能情況下也難以保障長時間穩定出力，受阻係數接近100%。考慮各類型電源的受阻情況（可控裝機亦存在受阻情況）后，實際可控電源供應能力=Σ各電源裝機*（1-受阻係數）。從供電安全角度考慮，在用電負荷高峰期，若實際可控電源供應能力無法覆蓋最大用電負荷和備用容量（應對各類電源裝機的檢修、故障停機等因素），電力供應缺口難以避免。「十三五」以來我國可控電源（火電、核電、部分水電）裝機增長放緩，對電力平衡貢獻減弱。

可控裝機中，水電可開發空間有限，核電遠水難解近渴。根據目前水電開發情況展望，大型流域水電站投產已近尾聲，預計2025年常規水電裝機380 GW，接近經濟可開發裝機上限。核電發展目標明確，據國家發展改革委、國家能源局印發《「十四五」現代能源體系規劃》，規劃到2025年，核電運行裝機容量達到7000萬千瓦左右。中國核能行業協會預測，到2030年，我國核電在運裝機容量有望達到1.2億千瓦，核電發電量佔比8%。核電整體從前期規劃、選址、覈准、建設周期較長，僅從開工建設到投運需要5年左右，前期規劃選址存在不確定性，且由於安全性等因素、產業鏈部分環節相對封閉，每年新增規模難以大幅擴張遠水難解近渴。

火電成為當前可行度較高的破局之策，「火風光」共濟優化電力供給曲線，提供穩定電力輸出。碳中和政策背景下未來新能源發電高速發展已成為共識，但隨着風光發電在電力供給中佔比逐步提高，電網消納壓力將持續增長。在新型電力系統中，新能源（風電、光伏）作為主力電源，其出力依賴風光資源稟賦往往波動較大，無法參與電力（負荷）平衡。新能源與水電、火電等傳統能源耦合，可優化電源系統綜合出力。

政策重視常規電源調節能力，常規電源調峰調頻成為當下最佳選擇。2022年5月國家發展改革委、國家能源局《關於促進新時代新能源高質量發展的實施方案》中明確提出：全面提升電力系統調節能力和靈活性，完善調峰調頻電源補償機制，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發電項目建設力度，推動新型儲能快速發展。目前電化學儲能的成本較為昂貴，且安全性亦有待提升。在可預見的未來十年內，火電調峰及水電（擴機、抽蓄）或將是電力系統貢獻調節增量的主要來源。

煤電靈活性改造有望加速。2021年11月國家發展改革委、國家能源局公佈《關於開展全國煤電機組改造升級的通知》，總體旨在推動煤電行業實施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造製造「三改聯動」，嚴控煤電項目，發揮煤電的兜底保障作用和靈活調節能力，實現減排減污降能耗，提供綜合服務，實現角色轉變，為加快構建以新能源為主體的新型電力系統做出積極貢獻。根據以上通知，將安排存量煤電機組靈活性改造應改盡改，「十四五」期間預計將完成2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦，促進清潔能源消納。行業煤電改造有望提速，有助於發揮保供優勢。

火電具備區位優勢，煤電聯營保障新能源獲取。大基地建設方面，2022年5月《關於促進新時代新能源高質量發展的實施方案》提出按照推動煤炭和新能源優化組合的要求，鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營。公司2021年在三北地區火電發電量超1300億千瓦，三北地區火電資源充裕，有助於公司風光大基地項目獲取。

公司現有外送通道支撐新能源項目獲取。國家能源局明確要求大型風光基地項目要基於在運、在建或已覈準的外送通道，公司的火電資產在內蒙古、寧夏、浙江、雲南等區域均有重點佈置，除利用上述區域內的煤炭電源、火電機組的調峰能力外，也可利用現有的外送通道優勢實施「火電+新能源+調峰」開發戰略，爭取更多基地項目落地。

以湖北省公佈的新能源大基地項目為例，2021年以來安排風光火互補基地配置指標700萬千瓦，煤電企業組煤保電獎勵配置指標350萬千瓦，火電兜底保供及調頻調峰能力有助於幫助企業獲得新能源項目開發指標。此外《廣西2022年度陸上風電、集中式光伏發電競爭性配置評分辦法意見稿》所公佈的評分體系中，明確對申報企業集團控股公用火電2021年迎峰度夏/冬期間機組加權平均利用率賦分，平均負荷率在70%及以上的最高可加10分。

火電新建投資有望持續加速。根據中電聯數據顯示，2017~2020年，我國火電電源投資完成額連續下降，由2017年的858億元降至2020年的553億元。2021年，火電電源投資完成額反彈，升至672億元，同比增長24.5%；2022年僅年1-7月，已完成火電電源投資完成額405億元，同比增長幅度達70.2%，火電投資大幅增長。

當前政策支持火電項目開工，項目推進明顯加速。2022年5月國常會提出「實施6方面33項措施」，其中第5方面是保能源安全，包括再開工一批水電煤電等能源項目。根據財新8月18日報道，近期國家給各省下達了新增煤電規劃建設項目指標，在部分用電負荷中心，如廣東省5個煤電項目，在8月短時間內快速啟動，並且相關部門要求這些項目在9月底之前開工建設，在2024年底前投產，項目推進明顯加速。

3.2. 煤炭：國內中長期需求預期提升，全球煤炭替代性需求強烈

3.2.1.國內：煤電壓艙石地位進一步確認，提高煤炭中長期需求預期

8月以來，四川、安徽、浙江、江蘇等地啟動有序用電模式，主要由於極端高温以及水電大幅下降。1）中央氣象臺已經連續發佈了整整30天高温預警，而最近更是連續8天最高級別的高温紅色預警，居民用電大幅提升，火電發電量超過2021年同期；2）各大流域來水鋭減造成水電發電出力驟減，8月19日三峽出庫流量10600立方米/秒，較2021年同期下降50%，水電出力下降導致對火電依賴性加強。

與2021年「缺煤」導致的缺電不同，2022年的缺電主要因素為「缺火電機組」，即極端條件下現有火電機組供煤充足下滿發也難以滿足全社會用電需求，若未來極端氣候持續，進一步提高煤電裝機規模能夠有效的滿足能源自主可控的要求，煤電壓艙石地位進一步凸顯，預計未來煤電裝機有望超預期增加，提高煤炭中長期需求。

煤炭2030年前需求仍將提升。低基數下，新能源消費增長無法覆蓋全社會能源需求增長，假設 「十四五」期間核電、風電、光伏、水電發電量增長40%、93%、124%、24%，則火電發電量2022~2025年仍將累計增長12.3%，對應年煤炭消費增量1.05億噸；假設「十五五」其間核電、風電、光伏、水電發電量增長50%、50%、70%、30%計算，則火電發電量2026~2030年仍將累計增長16.0%，對應年煤炭消費增量0.95億噸。

此外，鋼鐵工業協會表示鋼鐵碳達峰由2025年推迟到2030年，河南率先出台原料煤不佔用能耗指標細則，遠期鋼鐵、化工領域煤炭消費無憂。

3.2.2.海外：烏俄衝突下，全球煤炭替代性需求提升

3.2.2.1 烏俄衝突持續，能源制裁加碼，亟需替代品

烏俄衝突持續，能源制裁加碼，亟需替代品。自2月24日俄羅斯總理普京決定在頓巴斯地區進行特別軍事行動起，烏俄衝突已持續3個多月。鑑於俄羅斯是能源出口大國，歐美各國對俄羅斯能源展開一系列制裁，能源大戰一觸即發：1）煤炭：歐盟正式通過對俄第五輪制裁，禁止進口俄羅斯煤炭，於8月的第二周生效。2）石油：歐盟宣佈第六輪制裁，要求歐盟成員國在6個月內將從俄羅斯進口的原油、8個月內將從俄羅斯進口的成品油降至零，但通過管道進口的俄羅斯原油暫列入豁免之列。3）天然氣：歐盟委員會提出，計劃在一年內將俄羅斯天然氣進口量削減三分之二，到2024年完全擺脫對俄羅斯天然氣的依賴。

3.2.2.2 重啟煤電是當前應對能源短缺，保障能源安全的最佳選擇

歐洲多國表示將重啟煤電以應對能源短缺，保障能源安全。烏俄衝突持續，歐洲對自身能源安全的擔憂加劇，歐洲多國政府正考慮重啟煤電，以擺脫對俄羅斯天然氣的依賴。由於短期內可再生能源增量有限，且風光發電具有不穩定、不可控性，因此重啟煤電將是短期內應對能源短缺，保障能源安全的最佳選擇。歐盟委員會執行副主席、「歐洲綠色協議」負責人蒂默曼斯（Frans Timmermans）表示，歐盟各國在轉向可再生能源前，可以在煤炭上停留更長時間，以避免對天然氣的依賴。當前，歐洲多國已經宣佈重新啟動已退役的燃煤電廠，或推迟此類電廠的退役計劃，甚至建立煤炭戰略儲備，包括德國、意大利、英國等。

3.2.2.3 煤炭替代性需求提升開啟，多國開啟「搶煤」大戰

替代效應疊加需求轉移，澳洲、印尼等國煤炭需求大幅提高。正如前文所述，煤炭是當前歐洲天然氣的最佳替代品，伴隨着歐洲各國對俄天然氣制裁的加碼，削減俄天然氣進口，必將增加煤炭消費以應對能源短缺，保障能源安全，全球煤炭需求提高。另一方面，歐洲同樣對俄煤炭進行制裁，歐盟將於8月的第二周起禁止進口俄羅斯煤炭，此外，日本也宣佈，將分階段減少進口俄羅斯煤炭，最終實現停止進口。歐洲、日本等國煤炭需求將轉移至澳洲、美國、南非、印尼等其他煤炭出口國，大幅提高這些國家煤炭需求。

根據測算，替代效應疊加需求轉移的煤炭消費量將佔到全球煤炭消費量的2.53%，除中國外消費量的5.54%。根據2020年數據測算，由上文可知，歐洲煤炭、天然氣消費量均約20%來自俄羅斯，假設來自俄羅斯的天然氣約50%被煤炭替代，則替代+轉移的煤炭消費量約佔全球煤炭消費量的2.53%，佔除中國外消費量的5.54%，大幅提高全球煤炭需求。

多國開啟「搶煤」大戰，國際煤價大幅上漲。禁運俄煤后，爲了彌補煤炭需求的巨大缺口，歐洲各國開始從全球各地加快購買煤炭。南非大型煤炭生產商愛索礦業表示，該公司目前的煤炭產能，已經被歐洲多國提前預定。受此影響，全球煤價大幅上漲，澳洲紐卡斯爾動力煤價在烏俄衝突爆發后快速上漲，截至2022年8月26日，創下451.5美元/噸的歷史新高。

海內外煤價倒掛持續，進口替代提高國內需求，支撐國內煤價。烏俄衝突下，海外煤價大幅上漲，而國內煤價由於受到政策調控，當前秦皇島Q5500動力煤市場價維持在1200元/噸左右，海內外煤價倒掛持續，煤炭進口量大幅下滑，2022年1-7月全國煤炭進口13852萬噸，同比下降18.2%，價差持續抑制進口，預計后續進口量將持續下降。

3.3. 特高壓：電網投資再創新高，項目建設提速在望

3.3.1. 電力設備行業增長確定性強

電網投資是電力設備行業核心驅動因素。電網投資決定行業興衰。總量上，十四五期間全國電網總投資預計近3萬億元，而十三五約2.6萬億，十二五約2萬億。其中國家電網計劃投入3,500億美元（約2.24萬億元），南方電網計劃投入約6,700億元。具體年份上，2021年略低於5000億，2022年國家電網預計投資5,012億元，年度投資首次突破5,000億元，創歷史新高。南方電網1250億元，同創新高，大幅增長。

投資增長原因是基礎設施的超前投資與電力需求的持續增加。電網建設是新基建的重要組成部分，電網投資逆周期屬性突出。覆盤歷史，08-09年、14-15年、20年，在經濟下行較大的宏觀背景下，電網建設常被作為經濟增長的發力點，投資有望持續邊際向好。隨着人均用電、能源需求和電氣化比例的增加，用電需求快速增加，20-21用電增速已經明顯高於電網投資增速，用電和電網投資的增速已經背離。我們認為用電需求有望超預期，快速增長的電力需求將推動電網投資的持續修復。

3.3.2. 特高壓建設存在超預期空間

特高壓項目儲備充裕，建設有望提速。國網十四五期間規劃建設特高壓工程「24交14直」。國網目前特高壓工程儲備（規劃/可研）達12條，其中上半年新增5條。考慮到基建投資加速，以及第二批風光大基地對外送電通道仍有缺口，儲備項目有望於22、23年儘快覈准並開工。

特高壓市場格局穩定，份額較為集中。由於產品研發、驗證壁壘較高，特高壓設備中標企業主要包括央企和大型民企。其中，特高壓直流龍頭包括：國電南瑞、許繼電氣等，特高壓交流龍頭包括：平高電氣、中國西電等。特高壓業務佔比較高的企業（平高電氣、許繼電氣、中國西電等），受益彈性更大；二次設備企業（國電南瑞等），周期性更弱、防禦型更強。

3.3.3.配電網投資佔比有望持續增長

分佈式電源大規模高比例接入以及微電網、儲能電站、充電樁等用電負荷高速增長，有望推動用電側配網設備需求持續改善。我國電力投資長期存在「重電源、輕電網，重輸電、輕配網」的情況，配電網建設滯后於主網建設。快速增長的分佈式能源和多種用電場景均形成用電側配網設備需求。

結構方面，智能化是配電網升級的重要方向。一方面，智能樓宇、智慧園區、微電網等新型用能組織將大量涌現並接入配電網，與之形成雙向互動；另一方面，隨着電動汽車、分佈式儲能的快速發展，「源荷」界限開始模糊化，即出現所謂產消者。要求配電網具備強大的綜合承載能力、全息感知能力和智能調控能力。

3.4. 電網信息化：提升新型電力系統配置效率與安全性的關鍵

3.4.1. 「十四五」期間，配電側、智能化投資加速

3.4.1.1 電網建設總投資持續增長，電網信息化進程加速

電網建設投資總規模呈增長態勢，「十四五」預期樂觀。

• 國家電網：計劃投入3500億美元（約2.24萬億元），推進電網轉型升級，2022年1月召開年度工作會議，計劃2022年電網投資達5012億元，年度投資計劃首次突破5千億，創歷史新高。

• 南方電網：計劃總投資約6700億元，以加快數字電網和現代化電網建設進程，推動以新能源為主體的新型電力系統構建。

• 總體規模：兩者合計總投資高達2.9萬億元，若算上地區電網公司，「十四五」期間全國電網總投資預計近3萬億元。

「十四五」 可能類似「十二五」投資前高后低的趨勢。每個五年計劃的投資重點各有不同，「十二五」期間全面鋪開對特高壓與智能電網的建設，我們判斷「十四五」智能電網建設的投資趨勢會類似「十二五」期間，前期經歷一系列預研等準備工作后再大規模開啟建設。

3.4.1.2 國家電網：智能化、配電側投資比例持續提升

國家電網「十四五」期間配電網建設佔比60%以上。根據《國家電網智能化規劃總報告》，在2009-2010年、2011-2015年和2016-2020年三個階段，智能化投資比例、配電環節投資比例均持續提升，顯示出對電網智能化建設和配電側建設的高度重視。國家電網發佈的《構建以新能源為主體的新型電力系統行動方案 (2021-2030)》提出在電網發展方式上，要向數字電網、交直流混聯電網、有源配電網、微電網融合發展轉變；加大配電網建設投入，「十四五」配電網建設投資超過1.2萬億元，佔電網建設總投資的60%以上。

3.4.1.2 南方電網：智能化、配電側成投資重點

南網「十四五」數字化、配電網建設投資3200億元，佔總投資近一半。《南方電網「十四五」電網發展規劃》提出在期末全面建成數字化平臺，智能電錶、低壓集抄覆蓋率百分百、自動抄表率提升至99%以上，配電自動化覆蓋率達到90%以上，通信網百分百覆蓋。「十四五」期間，南方電網將進一步加快電網數字化轉型步伐，加強智能輸電、配電、用電建設，推動建設多能互補的智慧能源建設，以電網的數字化、智能化建設，促服務智慧化，全力提升用户獲得感。南方電網將配電網建設列入「十四五」工作重點，規劃投資達到3200億元，接近總投資的一半。

3.4.2. 雙碳目標刺激電能消費，推進以電為中心的能源系統升級

3.4.2.1 雙碳目標刺激電能消費，推進以電為中心的能源系統升級

「雙碳」背景下，全社會用電量持續增長。根據《中國2060年前碳中和研究報告》，2030年前，全社會用電量年均增速3.6%，2030年達到10.7萬億千瓦時；2030-2050年、2050-2060年全社會用電量年均增速分別為2.0%和0.6%，2060年用電量將達17萬億千瓦時。

「能源開發清潔替代、能源使用電能替代」指明以新能源為主體的新型電力系統發展方向。新能源將在電源結構中占主導地位，預計到2030年和2060年，我國新能源發電量佔比將分別超過25%和60%。電能將成為最主要的能源利用形式，我國工業、交通、建築等領域用能方式加快轉向電能，至2060年，全社會將有2/3的能源消費為電能。

3.4.2.2 新型電力系統面臨可靠性、安全性、經濟性新挑戰

以新能源為主體的新型電力系統在可靠供電、安全穩定和經濟運行上面臨巨大挑戰。電力保障方面，新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性且極端天氣耐受能力差，特高壓柔性輸電及數字化調峰調頻技術可提高能源消納能力、持續優化資源配置；電網安全方面，新能源存在不可控性，電力電子裝置存在低慣性、弱抗擾性等，智能調控、智慧運維技術和分佈式電站可有效保障電網安全；電能供應經濟性方面，新能源發電和消納帶來發電、運營成本提升，虛擬電廠、智能微電網及先進電力市場系統可有效推進新型電網降本增效。

3.4.2.3 電網信息化、數字化和智能化有效化解新型電力系統難題

國家電網通過泛在電力物聯網建設，打造能源互聯網生態圈。2019年10月，國網《泛在電力物聯網白皮書》指出電力物聯網在感知層、網絡層、平臺層、應用層四層結構上，基於大數據、雲計算、人工智能、區塊鏈等信息技術和智能技術，大力提升數據自動採集、自動獲取、靈活應用能力，將有效促進清潔能源消納、提高能源綜合利用效率、提升電網安全可靠性。

南方電網搭建數字電網平臺，構建承載新型電力系統的最佳形態。 2020年11月，南網《數字電網白皮書》指出由南網雲平臺、電網數字化平臺和全域物聯網三大數字基礎平臺和雲化數據中心組成的雲數一體平臺，將通過廣泛部署小微傳感、芯片化智能終端和智能網關，基於全面準確的數據收集，利用大數據技術提供數據分析和挖掘能力以及人工智能技術增強智能分析和決策水平，提升新型電力系統的「可觀、可測、可控」水平。

3.4.3. 電網產業鏈各個環節均因電網信息化產生結構性變化

3.4.3.1 發電側：新能源發電特性帶來預測、儲能需求的增長

新能源發電隨機性、波動性特點導致新能源發電的功率輸出與電網負荷的不同步。新能源電力四季逐時出力均呈明顯的峰、谷變化過程，在負荷高峰時段（10:00-12:00，17:00-20:00），風電出力處於低谷期。出力與負荷的不匹配問題隨着新能源發電對全國電力供應貢獻的持續提升和供應能力的增強而愈發突出，亟需提高預測與儲能水平。

通過發電功率預測，電網調度部門可以合理安排發電計劃，提高運行效率和經濟型；通過儲能技術可以對發電出力進行調峰填谷，提高電能可控可調性。國家發展改革委和國家能源局於2018年發佈的《關於提升電力系統調節能力的指導意見》提出「開展風電和太陽能超短期高精度功率預測等專題研究」，「實施風光功率預測考覈」；於2022年發佈《「十四五」新型儲能發展實施方案》指出，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件，到2030年，新型儲能全面市場化發展。

3.4.3.2 電網側：分佈式電源接入下的電力平衡，智能微電網是關鍵

實時、動態的電力平衡是保障電網供電質量及電力系統安全、穩定、可靠、經濟運行的關鍵。國網能源院董事長（院長）張運洲預計「十四五」期間電力負荷峰谷差將持續加大，「未來電力平衡是關鍵問題」。新能源發電隨機性、日負荷峰谷差率的提升將進一步增大電力系統調度壓力，由此帶來分佈式電源的發展。其中，分佈式光伏裝機容量佔光伏總裝機的比例持續增長，預計未來將加速提升。分佈式發電是位於用户側、靠近負荷中心的，用多種小型，連接電網的設備發電和儲能的技術與系統。分佈式電源接入配電系統后，電網變成一個多電源與負荷點相連的網絡，配電網的運行方式發生深刻變化。爲了減少分佈式電源出力波動性對電網的負面影響，將不同類別的分佈式電源、儲能裝置、負荷以及相應的控制裝置以微網的形式接入到配電網中，是發揮分佈式電源效能的最有效方式。

智能微電網在充分利用清潔能源的同時，智能化解決分佈式能源不穩定的問題，輔助大電網平衡調節能力。國家《「十四五」規劃綱要》指出，加快電網基礎設施智能化改造和智能微電網建設。

新能源蓬勃發展下，構建新型能源基礎設施網絡，特高壓的建設是關鍵。特高壓輸變電線路能促進不同區域間的電網融合，解決新能源擴容和消納問題，提升電網穩定性。2022年1月24日，國家主席習近平指出，「要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系」。

隨着特高壓網絡的發展，電網規模不斷提升，線路複雜度迅速增加。截至2021年，國家電網已累計建成29項特高壓工程，在運在建工程線路長度4.6萬公里，累計送電超過2.5萬億千瓦時。另一方面，自然災害、外力破壞等傳統風險因素仍然存在，電網的安全運行面臨更大的壓力和挑戰，運維體系也需要不斷迭代。傳統人工巡檢存在勞動強度大、工作效率低、檢測質量分散等不足，無人機自主巡檢、智能視頻、智能管理運維繫統等數字化運維工具的發展是保障電力系統安全穩定運行、實時監測運行狀態、及時發現異常隱患和缺陷的關鍵。

3.4.3.3 用電側：響應電力市場化改革的信息化需求

新能源相較傳統火力能源，對電力系統調頻、調峰能力提出更高的要求，電力供需失衡問題加劇。雙碳目標下，深化電力市場化改革，通過強化需求側節能減排意識，引導用電側綠色用電，有利於緩解供需矛盾。國家發展改革委和國家能源局於2022年發佈的《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出，到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利於新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。

電力市場化改革的重點是在電力價格確定和電力服務提供中引入市場機制，由此產生應用側新的信息化需求。電力價格確定的市場化是通過建立分時電價等政策，以靈活的價格信號調節市場供求關係，帶來智能電錶、能耗管理平臺等應用；電力服務提供的市場化是推進電力市場建設，包括電能量市場(中長期市場、現貨市場)和輔助服務市場，逐步建立起長期發電容量充裕性保障機制，由此出現電力營銷平臺、電力交易平臺等應用的發展。

3.5. 釩電池：大儲技術安全可靠，規模化商用蓄勢待發

3.5.1. 工作原理與裝置結構

全釩液流電池，商業簡稱「釩電池」，是正負極電解液活性物質全部都採用釩化合物的液流電池。所謂液流電池，是一種液相（水相體系為主）電化學儲能裝置，其活性物質完全溶解在電解液中，通過活性元素價態變化實現能量的存儲與釋放。全釩液流電池的正負極氧化還原電對為VO2+/VO2+-V3+/V2+，活性材料為不同價態的釩硫酸鹽，電解液基質為硫酸水溶液。電池在滿充狀態下放電時，正極活性物質發生還原反應：VO2+ + e → VO2+，標準電位+1.004 V；負極活性物質發生氧化反應：V2+ → V3+ + e，標準電位-0.255 V。全電池反應整體合併爲：VO2++ V2+ → VO2++ V3+，開路電壓1.259 V，在實際運行時，由於過電位等複雜因素，全釩液流電池的開路電壓一般為1.5~1.6 V。

3.5.2. 工作原理與裝置結構

全釩液流電池與鋰離子電池的性能特點迥異，二者的應用場景相差甚遠，並不在同一賽道。首先，從能量密度看，目前鋰電體系中最低的磷酸鐵鋰電池是釩電池最大值的3倍以上，即儲存相同水平的能量，釩電系統的體積約為鋰電的3~5倍，因此目前的水系釩電池難以用於車載動力電池或小型消費電子，適合規模化靜態儲能等對能量密度要求低，對佔地面積容忍性大的應用場景。其次，從循環壽命看，目前鋰電體系中循環壽命最長的磷酸鐵鋰僅為釩電的1/3左右，歸因於全釩液流電池是均相體系，無應力破壞，循環壽命近20000次，可穩定運行20年，適合服役年限長且充放電頻繁的規模化儲能設施。然后，從安全性看，由於鋰離子電池使用高度易燃的有機溶劑，存在熱失控爆燃風險，尤其是大規模儲能系統包含大量電芯，系統控制和安全管理困難，而全釩液流電池是水系循環體系，不可燃，無熱累積，反應温和，具有本徵安全性，且均相環境沒有「木桶效應」，容易管理控制。

全釩液流電池與鈉離子電池互補顯著，前者適用大中型規模儲能，后者適用小型靈活儲能。液流電池的最大優勢在於其水相體系的本徵安全性，以及超長的循環壽命，特別適用於中大型的電化學儲能設施，但缺點則是能量密度低、工作温區窄，因此很難小型化或應用於高寒地區。相比之下，鈉離子電池的能量密度約是液流電池的3倍以上，可耐-40℃的低温，但由於其基本原理和結構與鋰離子電池完全相同（都屬於離子嵌脱型二次電池，都使用易燃的有機電解液），本徵安全性和循環壽命不及液流電池。未來，鈉離子電池和液流電池有望在儲能領域分層次優勢互補。例如，户用和移動式小型儲能設備對能量密度要求較高，適合使用鈉離子電池；大中型電化學儲能電站對安全性的要求較高，適合使用液流電池。

3.5.3.產業鏈結構

全釩液流電池產業鏈包含上游、中游、下游三個部分，涉及多個行業。上游：釩原料供給、電堆材料加工，主要原材料包括五氧化二釩、硫酸、碳材料、聚合物材料等，以及各類輔材，涉及基礎化工、鋼鐵冶煉、有色金屬等產業，其中釩礦及其加工業處於核心地位，是電解液原料五氧化二釩的來源。中游：電堆裝配、控制系統、其他設備和附件等，其中電堆裝配和控制系統的技術壁壘最高，涉及各類耗材和電子元器件。下游：終端應用市場，主要為各類儲能用户，包括發電側、電網側、用電側。

• 上游：釩原料供給、電堆材料加工

釩儲量大、分佈廣、含量低，國內主要釩礦為釩鈦磁鐵礦和含釩石煤。釩鈦磁鐵礦是最主要的提釩來源，約佔全球釩年產量的85 %以上，佔我國釩年產量的80 %以上。釩鈦磁鐵礦一般含48~58 %的鐵，6~16 %的鈦（以二氧化鈦計），0.2~3 %的釩（以五氧化二釩計），處理工藝較成熟。釩鈦磁鐵礦提釩本質上是鋼鐵冶煉的副產物，該路線的成本較低，污染較小，但釩產量受鋼鐵產量影響大。含釩碳質頁岩是我國釩資源主要構成部分，佔我國釩總儲量的87%。碳質頁岩也稱「石煤」，釩含量（以五氧化二釩計）一般0.13~1.2 %，品味低。我國的石煤提釩工業起步於70年代末期，經過30多年發展，但傳統工藝轉化率低、污染嚴重，大規模生產受地方政府限制，目前我國急需發展高效、綠色的石煤提釩新工藝，充分利用該資源。此外，含釩固態廢棄物是除了礦石釩以外的重要釩資源，由於釩礦屬不可再生資源，含釩固廢的回收循環利用具有深遠意義。儘管釩原料（釩礦、釩渣、含釩固廢等）來源廣泛，但不同的原料需要使用與之適宜的提取工藝，需根據原料的具體情況設計和調整。

電堆材料包括：電極、雙極板、隔膜、密封件等幾種關鍵材料。電極材料的核心用料是碳氈、石墨氈或碳紙。碳氈和石墨氈製造工藝較成熟，以高分子纖維織物為原料，經高温碳化處理得，成本較低廉。碳紙厚度比碳氈更薄，電阻率更低，但生產工藝較複雜，目前高質量碳紙以進口為主。雙極板以石墨為主要原料，製成改性石墨雙極板或碳塑複合雙極板，其中石墨雙極板緻密度高、電阻率低，但製造耗時久、成本高、脆性大，易發生碎裂，不適合大功率、大規模電堆，僅適合小型電堆；大功率電堆多使用碳塑複合雙極板，將導電碳粉（如：石墨粉、炭黑、碳纖維等）與熱塑性烴類聚合物（如：PE、PP、PVC等）混合后加入阻滯劑、脱模劑，然后注塑或模壓成型。隔膜材料主要採用全氟質子交換膜，之后可能轉向非氟傳導膜。目前，國內東岳集團等企業已具備自主生產全氟磺酸樹脂膜的能力，但液流電池用的高質量Nafion膜仍需進口且價格昂貴，並且Nafion膜的離子選擇性差強人意。另一條路線是採用非氟離子傳導膜，即非離子交換性隔膜，該技術是我國自主發展的方向，以中國科學院大連化學物理研究所為代表的科研團隊已經取得了重要成果。由於各廠家的選材和工藝不盡相同，電堆材料的成本及性能也存在差異性。此外，現有電堆材料的技術和工藝尚有較大改進空間，相關研發工作仍在不斷進行中，逐步實現國產替代。

• 中游：電堆裝配、控制系統等

全釩液流電堆的裝配技術壁壘較高。全釩液流的電堆裝配與氫燃料電堆完全一致，都以壓濾機的方式進行疊合緊固，這會對電極和雙極板產生壓應力，壓力過大可能導致板材發生塑性變形甚至斷裂；壓力不足則會導致電極與雙極板之間貼合不良，使接觸電阻增大，降低電堆的電壓效率，還可能會導致漏液漏氣，造成容量衰減，甚至無法工作。一般來説，電堆功率規模越大，內部材料的工作面積就越大，疊合裝配的工藝難度也越大。在現行技術框架下，具有大規模全釩液流電堆生產能力的企業數量不多，而電堆主體結構經過多年發展，很難做大幅改動，因此這些頭部企業具有先發優勢，並通過不斷優化升級，長期保持領先優勢。

控制系統包括PCS、BMS、EMS等，所需硬件裝置是電力電子行業的基本元件，相關產業都比較成熟，可通過與相關企業合作定製生產。電解液輸運系統由管路、循環泵、變頻器、控制閥件、傳感器、換熱器等部件構成，這些裝置在化工生產領域較為常見，可直接採購相應零件自行加工，或者外包設計。其他設施還包括消防裝置、建築材料等等，佔全釩液流電池系統總成本比例較低，利潤空間相對較小。

• 下游：終端應用市場

產業鏈下游為各類儲能用户，按照電力產業鏈的主體結構，其自上而下可分為：發電側、電網側、用電側。據中國儲能網的數據統計顯示，截至2020年底，國內儲能累計裝機容量中，抽水儲能佔89%，比2019年比例下降了四個百分點；電化學儲能佔11%，其中89%是鋰離子電池，鉛蓄電池佔比約10%，液流電池只有0.7%左右。在2020年新增的電化學儲能中，鋰離子電池佔了97%，但考慮到安全性等因素，未來鋰離子電池儲能的增量可能將下降，整個市場的增量可能會逐步轉向液流電池，尤其是技術最為成熟的全釩液流電池。根據國家發改委、國家能源局聯合發佈的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》制定的目標，到2025年新型儲能裝機容量規模將達30GW·h以上，與目前的裝機量相比仍有巨大的增量空間。2021年以來，全國共有20個省、市、自治區要求新能源項目配置儲能，配置比例基本不低於新能源裝機規模的10%，其中河南、陝西部分要求達到20%。配置時間大部分為2h，其中河北市場化併網規模項目要求達到3h。考慮到大規模儲能對安全性的要求，全釩液流電池在電化學儲能市場中的滲透率可能快速提升，逐步超越並全面領先鋰離子電池，最終在儲能領域佔據主導地位。綜合考慮安全性、全生命周期成本，我們預期2025年前后全釩液流電池在儲能領域滲透率有望達15%~20%，具有廣闊的前景。

3.5.4. 產業化現狀與代表性企業

我國的全釩液流電池研究和產業化世界領先，技術層面已經完備，但產業鏈尚未健全，需求尚未打開，產能正在蓄力發展，規模效應尚未顯現。全釩液流電池產業鏈複雜度較高，其中核心環節是材料端和設備端，材料端主要包括電解液材料和電堆材料，設備端主要包括整機裝配和控制系統。

全釩液流電池的電解液材料核心是釩化合物。電解液製造分為兩個步驟，首先是核心前驅體的生產，即釩化學品（五氧化二釩、偏釩酸銨等），目前擁有相關技術和量產能力的基本為大型釩提煉及加工企業；爾后是將前驅體轉化為電解液，目前掌握釩電解液製造的全球龍頭企業是大連博融新材料公司，全球市場佔有率80%以上。對於全釩液流電池而言，電解液中雜質元素含量會對電池工作電壓、實際容量及循環性能等產生重要影響，儘管不同廠商產出的釩原料屬於同質化產品，但是在產品純度和成本上存在較大差異，因此具有長期技術積累和規模優勢的大型生產廠商更有競爭力，而且隨着環保要求的日益趨嚴和產品質量要求的不斷提升，馬太效應可能會更加顯著。

全釩液流電池的電堆材料與氫燃料電堆相似度很高。當前全釩液流電池還沒有大規模應用，因此幾家代表性企業主要依靠自研自產或外協加工的方式生產電極材料，以供自用。由於全釩液流電堆材料中的電極、雙極板、隔膜等材料與氫燃料電池的相應構件幾乎相同，因此目前從事氫燃料電堆材料研發和生產的企業，未來較容易轉型成為釩電池的電堆材料供貨商，應予以重點關注。

國內釩電池設備企業大致有兩類：一類是科研院所自研技術轉化的初創企業，多為校企合作模式，以大連融科為代表；另一類是通過吸收合併或控股方式，獲得相應技術，再優化升級參與競爭，以北京普能為代表。主要企業：武漢南瑞、上海電氣、四川偉力得、上海神力科技等，各自擁有核心技術，普遍研發時間超過10年。國外的全釩液流電池相關企業大都規模較小，主要分佈在日本、北美和歐洲。

控制系統的硬件裝置是電力電子行業的基本元件，相關產業較成熟。當前全釩液流電池尚未大規模應用，因此專門提供釩電池控制系統的企業較少，主要由相關企業自研自用或外協加工生產。未來一旦市場需求放量，可能會有更多的電控企業轉型入場，因此對於主要從事儲能電控技術研發而尚未涉足釩電池的企業，未來較容易轉型，為釩電池的控制系統提供解決方案服務，應予以關注，例如固德威等。

3.5.5. 未來發展趨勢

未來全釩液流電池的發展方向主要在於提升電池性能以拓展應用場景，以及降低系統的初始投資成本。全釩液流電池具有其他電化學儲能技術無法比擬的本徵安全和長壽命，阻礙其大規模商用的內因是：性能單一導致應用場景侷限，初始成本過高，導致經濟性不足，外因是：下游需求未打開，市場認可度不夠。近年來，由於國內外鋰離子電池儲能電站事故頻發，具有本徵安全性和長壽命的全釩液流電池再次受到人們的重視，為其大規模應用創造了條件。同時，鹽酸基全釩液流電池、小型化全釩液流電池等新技術也發展迅速，這進一步了打開全釩液流電池的成長空間。此外，參考鋰離子電池發展歷史，成本降低源於技術進步和規模經濟效應的共同作用，目前釩電池初始投資成本（約3000元/kWh）較高的主要原因之一正是缺乏規模效應，事實上其全生命周期內平均成本低於鋰離子電池，長期經濟性被低估：其一，釩電池的循環壽命很長（20年，近2萬次），實際平均成本低；其二，釩電解液沒有元素損耗，退役殘值達70%以上；其三，釩電池電解液僅含單一金屬元素釩，電堆構件多為碳基材料，回收處理方便。目前，釩電池的初始投資成本還有較大下降空間，主要降本途徑是降低可變成本（廉價材料替代，縮短製造流程等）、攤薄固定成本（增大功率密度，提高儲能時長等）。隨着能源結構調整加快，儲能需求大幅增加，國家對電化學儲能安全的要求趨嚴，全釩液流電池的本徵安全性、長壽命等優勢將更為顯著。目前，電解液、電堆、隔膜、電控系統等核心材料與部件均有相關企業佈局，釩電池行業蓄勢待發。未來3年，全釩液流電池產業可能仍將處於導入期向成長期過渡階段，預計將在「十四五」末期迎來爆發式增長。

我們認為在全釩液流電池產業化的過程中，電池端和材料端的相關企業都將充分受益：1）電堆端技術壁壘較高，具有技術積累和資本優勢的行業龍頭將保持長期競爭力，代表性企業是大連融科、北京普能，另有多家上市公司開展了相關佈局，受益標的：國網英大、上海電氣、易成新能。PCS環節推薦固德威，受益標的：科華數據；EMS環節受益標的：中電興發。2）原材料質量和價格是制約全釩液流電池產能的核心因素，具有規模優勢和研發能力的行業龍頭將受益。電解液環節受益標的：釩鈦股份、河鋼股份、安寧股份、中核鈦白；隔膜環節受益標的：東岳集團。主要風險包括：政策落地不及預期，成本下降不及預期，產業鏈形成不及預期，以及其他新型儲能技術的威脅。

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能源保供金股組合

鍾擺重回能源保供，綠色轉型更需兼顧能源安全穩定，推薦電源側（火電轉型與煤炭）/電網側（特高壓與電網信息化）/儲能環節（釩電池）的投資機會，以及國君策略能源保供金股組合。1）火電轉型：國電電力、華能國際、華電國際、申能股份，受益標的華潤電力、中國電力；2）煤炭：兗礦能源、陝西煤業、中國神華、華陽股份；3）特高壓與配網：受益標的平高電氣、國電南瑞、萬控智造；4）電網信息化：威勝信息、力合微、映翰通；5）釩電池：固德威、釩鈦股份、河鋼股份。