金龙油(展望2022年：风光氢储四大赛道，能源领域，百年未有之大变局)
（报告出品方/分析师：东吴证券 刘博 唐亚辉 ）
1. 现象：2020年以来，电力、煤炭、天然气等能源供需和价格均出现明显波动1）电力：
供需方面，2020年底我国多省份出现限电，2021年5月以来电荒现象愈发严重；价格机制方面，2021年市场交易电价上浮比例提升至 20%，加速电力市场化进程。
2）煤炭：
受到环保安监力度持续增强、保供政策退出、煤矿超产入刑等政策的影响，以及下游煤炭需求持续超市场预期，2021 年我国煤价屡破历史新高，保供限价成为 2021 年发改委、能源局和地方政策的主要方向。
3）天然气：
2021 年欧洲天然气价格飞涨，最大涨幅较年初超 4 倍，引发市场对能源危机的担忧，分析欧洲天然气价格暴涨的成因，更多是供给的原因导致：上游削减投资 产能释放趋缓导致天然气库存处于历史低位，北溪 2 号项目受到多方因素干扰、欧洲发电结构新能源占比高，极端天气下能源结构的抗风险能力低等。
1.1. 电力：2020 年以来我国电荒现象频发，电价政策调整 市场化进程加速
2020 年底我国多省份出现限电：
2020 年 12 月 10 日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知，限电的原因除了工业生产快速恢复拉动用电增长、极寒天气增加用电负荷、外受电能力有限和机组故障之外，根据国网湖南省电力有限公司新闻发言人、电力调控中心副主任陈浩的分析，全省电源装机从 2016 年以来增长的主要是风电和光伏，发电相对没有那么稳定。
湖南省煤电利用小时数和装机双双下降，可再生能源装机和电量提高，外送能力方面又面临西北冬季风光出力下降和华中地区普遍迎峰度冬供应紧张，最终使得湖南出现严重的限电情况。
根据中电联发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势预测报告》，2021 年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。
华北电力供应偏紧，其中，河北和山东电力供应偏紧，通过跨省区电力支援，可基本保障电力供应，内蒙古西部电网电力供应偏紧，在风电出力锐减时，多个月份将可能需要采取有序用电措施；华中电力供需紧张，主要是湖南用电高峰时段电力供应紧张，极端气候情况下湖北、江西可能出现一定电力缺口；南方区域电力供需紧张，其中，广东、云南、广西均存在较大错峰限电风险。
2021年 5 月以来，夏季用电高峰导致电荒现象愈发严重：
广东：从 5 月中旬开始，广东省在 21 个地级市启动有序用电，包括，广州、佛山、东莞、惠州、珠海、中山、潮州、汕头、肇庆、江门等地区。
云南：2021 年 5 月云南主力水库透支严重，火电存煤持续下滑，发电严重不及市场预期，当日用电高峰存在约 70 万千瓦电力缺口，因此决定对各地州用电企业开始应急错峰限电，错峰限电量为 10-30%。
广西：广西电网有限公司启动有序用电预案，时间期限为 5 月 25 日-30 日。
江苏：预测全网存在 425 万-925 万千瓦供电缺口。
浙江：预计夏季高峰电力平衡将出现 200 万千瓦左右缺口。
山东：发布《2021 年全省电力迎峰度夏预案》，提到山东省夏季用电高峰存在供电缺口，省外来电稳定输入存在不确定性，电网稳定运行压力较大。
2021年8月，国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，各地根据各自的能耗预警指标，主动拉闸限电。
2021年9月以来，东北多地出现限电现象，此次限电停电甚至涉及居民用电，波及民生安全。
此前多地出现的限电停电现象多为针对工业企业的有序限电，均未涉及居民用电，而此次 9 月份的东北停电是无通知无组织无计划的“突然停电”：红绿灯突然黑了、医院手术台突然没电了、排气扇突然不转了、吸氧机突然停了。
东北地区火电占比63%（2020年数据），此轮限电（2021年9月以来）主要因煤价上涨、电厂煤炭库存严重不足造成。
2021 年以来煤炭价格一路攀升，创近十年新高，煤炭市场需求明显呈现淡季不淡的特点。限电原因是煤真的不够用了，不是发电机组的问题。
包括东北电网在内的很多地区，电力冗余度都在 30%以上，东北的火电机组更是一直过剩，反而比新能源消纳中的弃风弃光问题还要严重。
根据中电联统计数据，2020年东北三省的不同电源装机分别是：
火电7918万千瓦，占比 63%；风电2244万千瓦，占比17%；光电1056万千瓦，占比8%；水电 924 万千瓦，占 7%；核电 448 万千瓦，占比 4%。
总装机量12590万千瓦，火电仍为最主要的发电电源。2021年 8 月，全国跨区送电完成 747 亿千瓦时，同比下降 3.3%。
其中，东北送华北 72 亿千瓦时，同比下降 1.2%。2021 年 1-8 月份，东北送华北 357 亿千瓦时，同比下降 13.0%。
2021 年市场交易电价上浮比例提升至 20%，加速电力市场化进程。2021 年 10 月 8 日，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。
历史上我国的电价政策经历了几个阶段：
1）2004 年以前，一厂一价，政府部门对每个发电厂进行单独定价；
2）2004-2019 年，标杆电价，按照发电类型分地区核定上网电价，调整的原则是煤电联动，2017 年上调电价。
2018、2019 年，一方面是供给侧改革带来了煤炭价格显著上行，如果采用煤电联动机制， 则电价理应上调；另一方面，两会要求连续两年一般工商业电价下降 10%，在这种情况 下，过往发挥调价作用的煤电联动机制名存实亡。
3）2019年 9 月，常务会议决定，从2020年 1 月 1 日起取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价 上下浮动”的市场化机制。
回顾整个电价政策的发展历程，从一厂一价到标杆电价，再到指导价和市场竞价，我们可以发现电力价格作为最重要的基础能源价格之一，在形成、发展和完善的过程中，市场化的程度是在不断提升的，而其中标杆电价作为我国各种类型电源价格的压舱石，它逐步退出历史舞台意味着电价机制真正市场化的来临。
1.2. 煤炭：2021年煤价屡破历史新高，保供限价成为当前政策的主要方向
2021年煤价屡破历史新高。
2021年 1 月，供给端运输受限 进口受限，需求端国内因疫情得到抑制需求快速复苏，动力煤维持 2020Q4 的涨势。
2 月供给端国常会部署冬季保供措施，春节期间煤矿不停产；需求端春节期间，需求淡季，动力煤价格下行，能源保供取得成效。
3-10 月，一方面，环保和安监力度持续增强，另一方面保供政策退出、煤矿超产入刑，使得产量增长受限，同时下游煤炭需求持续超市场预期，煤炭价格稳步上涨。
10 月供给端保供措施效果不佳，需求端国内火电需求持续高增，海外能源价格暴涨危机（电力、天然气、煤炭等），煤炭价格进入暴涨通道。
10 月 19 日晚，国家发改委宣布实施煤炭价格干预、煤电油气保供、严厉打击恶意炒作动力煤期货等“组合拳”，动力煤进入下行通道。
国家发改委、能源局以及地方政府积极出台煤炭保供增产稳价措施。
2021年 5 月 21 日，国家发改委、能源局约谈榆林 58 家煤炭企业，坚决抑制煤炭价格过高上涨；
7月，发改委声明2021年新增煤炭产能超 2 亿吨，上半年已投放 1.4 亿吨；
10月19日，发改委财金司领导带队调研郑州商品交易所，严厉查处资本炒作动力煤期货情况；发改委正式提出对煤炭价格进行干预，促进煤炭价格回归合理区间；
10月19日，发改委要求煤炭长协保供国有企业价格不得高于1200元/吨，民营企业不得超过 1500元/吨；
10月28日，发改委价格司召开专题会议研究界定煤炭企业哄抬价格、谋取暴利的标准；
11月2日，发改委通知内蒙古多家煤炭企业市场煤坑口价下调至1000元/吨；
11月7日，发改委通知山西省能源保供小组，全省国有煤炭企业坑口价一律下调至900元/吨。
1.3. 天然气：2021年欧洲天然气价格波动明显，原因更多来自于供给端
2021年欧洲天然气价格飞涨，最大涨幅较年初超4倍，引发市场对能源危机的担忧。
作为欧洲天然气交易的基准，荷兰TTF中心的天然气期货价格仅2021年8-9月就上涨了 72%，而自1月份以来，TTF天然气期货价格已上涨约300%，从1月4日的18.26欧元/兆瓦时飙升到70欧元/兆瓦时附近。
9月20日，TTF天然气期货收于74.94欧元/兆瓦时，创多年新高。天然气价格上涨还引发了一系列连锁反应。
欧洲多国以天然气发电为主，天然气价格暴涨导致欧洲电力价格随之攀升。在西班牙和葡萄牙，电力批发市场的平均电价达到175欧元/兆瓦时，约为半年前水平的 3 倍；英国甚至达到 183.84 欧元/兆瓦时，是截至2021年欧洲最高的电价。除电价受影响外，欧洲一些化肥生产商也宣布减产停产，进而波及食品以及农业等行业。
分析2021年 8 月-10 月欧洲天然气价格暴涨的成因，我们发现，与中美疫情后的工业增速高增加速能源消耗不同，欧洲最“缺”天然气的国家英国、西班牙工业能耗消耗低于疫情前水平，能源需求变化不大，影响价格波动更多是供给的原因导致：
1）上游削减投资 产能释放趋缓，天然气库存处于历史低位。
欧洲天然气产出从2005年以来进入下降通道，2020年由于疫情影响导致天然气需求低迷，使得欧洲各国误判需求，2020年全球天然气产量同比下跌2.5%至4014Bcm，其中OECD减少26.1Bcm。
2021年上半年天然气库存降到2013年以来最低位水平，根据欧洲天然气基础设施协会（GIE）数据，截至2021年 9 月 22 日，欧盟和英国储存设施中的天然气平均仅为 72%，这是近 10 年来最低水平。
2020年同期，这一数据为94%，而在过去 10 年（2012-2021年），平均值则为 84%。另一方面，碳中和背景下欧洲油气公司削减了对上游业务的投资。
壳牌、英国石油、道达尔等欧洲油气公司，都制定了降低上游业务的碳强度目标，承诺到 2050 年或更早成为净零排放企业，欧洲油气公司整体投资和产出都在减少，欧洲整体自给率大幅下降，对外进口依赖更大。
2）北溪 2 号项目受到多方因素干扰，进一步加剧价格波动。
欧洲大约有 30%天然气来自俄罗斯，德国有 40%天然气来自俄罗斯，法国有 18%天然气来自俄罗斯（2014 年数据）。
俄罗斯对欧洲的天然气供应主要通过北溪 1 号天然气管道，北溪 1 号于 2005 年底开工，2011 年 5 月竣工，2011 年年底正式运营；北溪 2 号于 2018 年开始修建，原 定于 2020 年完工，但在 2019 年受到美国对北溪 2 号天然气管道工程公司的制裁，于 2019 年底暂停施工，最终在 2021 年 9 月正式完工。
2021 年 11 月 16 日，德国暂停北溪 2 号管道运营审批，随即欧洲天然气价格飙涨。
3）欧洲发电结构新能源占比高，极端天气下能源结构的抗风险能力低。
总体上看，2020 年可再生能源发电占比欧洲全部电力的 42%（其中水电占比 18%、风电占比 15%、太阳能占比 5%、生物质和废弃物占比 4%），核电占比 25%，天然气占比 19%，煤炭占比 14%。
欧洲能源发电结构中不稳定能源风电和光伏占比 20%（2020 年），极端天气下能源结构的抗风险能力较低。
以英国风电为例，近年来，英国在能源供应中大力提高了风力发电的比重，从 2011 年不足 5%快速提升到了 2017 年 15%，同时快速压缩了煤炭发电所占的比例，从 2011 年的 30%下降到 2017 年的 7%。
风电在能源供应结构中快速增加，致使欧洲能源供应严重依赖于风力供应稳定性。
本轮天然气价格大幅上涨所带来的能源危机恐慌在英国发酵，很大程度上源于英吉利海峡风力不足，需临时使用天然气发电作为补充。
2. 展望：新旧能源交替变革之际，布局风、光、氢、储、网等领域我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程（18 世纪 60 年代以前煤炭逐步取代木炭和柴火、第一次工业革命煤炭和蒸汽机的大规模使用、第二次工业革命石油、电力和内燃机逐步替代煤炭），发现在新能源替代传统能源的过程中，往往带来能源领域重大机遇。
1）绿电（风电、光伏运营），景气度高、增速快、市场空间广阔，碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展；市场竞争格局好，绿电龙头集中度更高，2020年风电运营CR4（总装机量口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上；盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。
2）氢能，市场空间广阔、应用场景丰富，政府和企业均明确规划加速发展加氢站，设备商有望率先获益。
3）储能，是产业发展必然趋势，期待技术突破带来的降本之后，行业空间快速释放。
4）电网，通过特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题、加大调峰备用电源的建设力度以应对设备和系统故障、针对电力辅助服务建立合理的补偿机制三条途径，成为新型电力系统的重要保障。
2.1. 能源领域百年未有之大变局，新、旧能源交替抢占基础作用和话语权
我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程，发现在传统能源仍然发挥支柱作用、新能源想要抢占能源领域话语权的过程中，新旧能源变革和交替，往往带来能源领域重大的变化和发展机遇。
1）煤炭逐步取代木炭和柴火：18 世纪 60 年代以前（1500-1760年）。
需求：人口规模增长 国防需求 工业需求；供给：需要与耕种谷物竞争耕地 进口受到美国革命的影响 运输费用日益升高；产量：煤炭产量从 3.5 万吨/年提升至 46.7 万吨/年；
价格：1500-1630 年期间，英国的木材价格猛涨 7 倍。
2）煤炭和蒸汽机的大规模使用：第一次工业革命（18 世纪 60 年代-19 世纪 40 年 代）。
需求：焦炭炼铁技术出现 蒸汽机在各个工业领域的运用 煤炭供暖（取代木炭）；
供给：蒸汽机的出现提升了煤矿的开采效率 运河、铁路和货运等运输方式的变革；能源结构的变化：在 18 世纪初，英国接近 50%的能源需求需要煤炭供应；到了 19 世纪初，这一比例超过了 75%，并且还在继续增加，而薪草燃料占比逐渐下降至 30%左右。
产量：1700 年，英国生产了 270 万吨煤炭，到 1815 年，英国的煤炭产量暴增至 2300 万吨，相当于当时英国林地能源的 20 倍。
价格：1550 年伦敦市场上的燃料木材价格与煤炭价格已经没有太大差别，在此之后，木材价格更是一路飙涨，1600 年木材价格已经超过煤炭价格的 2 倍。尤其是相比新运输方式出现以前（运河、铁路和货运），煤炭价格进一步下降 50%。
对经济和社会的影响：18 世纪期间，印度、中国和欧洲的 GDP 合计占全球 GDP 的 70%，三者大致各占三分之一。但是到了 1900 年，中国占全球制成品的产量比重下跌至 7%、印度下跌至 2%，而欧洲快速提升至 60%、美国提升至 20%，建立在煤炭能源上的工业革命迅速改变了全球经济，全球的权力平衡也因此重新布局，全球霸权中心从东方转移至欧洲。
3）石油、电力和内燃机逐步替代煤炭：第二次工业革命（19 世纪 60 年代-20 世纪初）。
需求：石油作为主要民用燃料，逐渐被电力替代；军工领域，1911 年美国做出了一项大改革决定：将军舰由烧煤改成烧油，从此石油从一种日常的照明燃料，突变成影响国家安全的军工资源。以汽油和柴油为燃料的内燃机相继诞生，解决了交通工具发动机的问题，从此，内燃汽车、远洋轮船、飞机等机械行业，也迅猛发展，带来了石油需求的暴增。
供给：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年蹿升至 2000 万吨。1870 年洛克菲勒创建标准石油公司，经过 20 年野蛮发展，成为美国最大原油生产商，垄断美国 95%炼油能力、90%输油能力、25%原油产量，并将对美国石油工业垄断持续到 1911 年。
价格：由于我们缺乏 1900 年以前的煤炭价格数据，我们采用英国煤矿矿工人数替代，这个从逻辑上很容易理解，当煤炭价格高的时候，煤矿主有利可图，会扩大人员招聘；反之，煤炭价格下行的时候，煤矿主盈利下降，会减少人员招聘，我们可以直观的看到，在第二次工业革命初期和中期，伴随着新型能源石油和电力的出现，煤炭价格阶段性上涨，1930 年前后开始逐步下行，一路走低。与此同时，作为新型能源的石油价格，刚开采出来的时候高达 8 美元/桶，但是随着开采技术逐步成熟、开采规模快速扩大，原油价格从 1864 年的 8 美元/桶以上逐步下降至 1879 年的 1 美元/桶，且如此低廉的价格一直维持到 1915 年。
能源结构的变化：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年 蹿升至 2000 万吨。
对经济和社会的影响：1894 年美国超越英国，成为世界第一工业强国，美国工业生产总值相当于英国 2 倍，法国 3 倍，接近全球工作生产总值 1/3，1914年更是超过英、法、德、日四国总和。
二战前美国是世界上石油产量最大国家，美国石油生产占到了世界的一半以上，1939 年达到了 17094.6 万吨，二战时期美国石油产量一度占到了世界石油生产的 70%以上，美国一举崛起成为超级大国。
2.2. 大变局领域一：风电、光伏运营，景气度高 竞争格局好 降本速度快
景气度高、增速快、市场空间广阔：碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展。
碳达峰和碳中和目前尚无明确定义，一般而言，碳达峰指特定区域（或组织）年二氧化碳排放在一段时间内达到峰值，之后在一定范围内波动，然后进入平稳下降阶段。
碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。
1）长期来看：根据国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望 2019 》，到 2050 年我国电源装机容量总额将达到 50 亿千瓦，其中风电和光伏的装机容量占比超过 50%；电力需求达到 12.4-13.9 万亿千瓦时，其中风电和光伏发电量占比接近 40%。
2020 年我国电源装机容量总额约为 22 亿千瓦，其中风电为 2.81 亿千瓦、光 伏为 2.52 亿千瓦，假设到 2050 年风电 光伏装机容量合计占比达到 50%，则 2020-2030 年装机容量 CAGR 为 5.27%；假设到 2050 年风电 光伏发电量合计占比达到 40%，则 2020-2030 年发电量 CAGR 为 6.82%。
2）短期来看：到 2030 年风电、光伏总装机容量将达到 12 亿千瓦以上，对应 2020-2030 年风电 光伏装机容量 CAGR 为 8.41%，保守估计每年新增风电 光伏装机合计为 70GW 以上。
市场竞争格局好，绿电龙头集中度更高：2020 年风电运营 CR4（总装机口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上。
1）风电场行业依据企业的风电场数量划分，可分为 3 个竞争梯队。其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源集团、大唐集团；风电场数量在 100-300 个之间的企业有：国家电投、中国广核、华能集团、华润电力、华电集团和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。
2）2020 年，按在风电装机容量来看，国家能源集团的市场份额达 21.11%，而华能集团、国家电投和大唐集团的市场份额也在 10%以上；按风电场数量来看，国家能源集团的市场份额达 18.98%，其次是大唐集团，市场份额为 12.41% ；按优胜风电场数量来看，国家能源集团的市场份额为 20.14%，华能集团、大唐集团的市场份额在 10%以上。
3）总体来看，我国风电场行业的市场集中度较高，不论是从在运装机容量，或是发电量，2020 年，风电场运营市场 CR4 都在 50%以上，而 CR8 在 75%以上，主要是因为风电场行业具有高行业准入门槛、高技术壁垒、高资金壁垒等投资特性。
盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。
1）根据 IEA 发布的全球风电储量，2020 年全球海上风电技术可开发潜力超过 1200 亿千瓦，可以发电 420 万亿千瓦时，是 2040 年全球电力需求的 11 倍。即便只开发浅海近岸区域风资源（小于 60 米水深），每年的发电量就超过 87 万亿千瓦时，可满足 2040 年全球电力需求的 2 倍。
2）根据国家气象局发布的数据，2020 年我国海上风资源技术开发潜力超过 35 亿千瓦，其中小于 50 米水深的有 15 亿千瓦，50 到 100 米水深的还有 20 亿千瓦。
3）海风项目中，风机和基础合计占项目投资成本的 60%左右，因此是最主要的降本环节。机组大型化是目前海上风电机组降本的主要方向，举例来看 2MW 和 4MW 设备技术路线相同的情况下，4MW 的造价会低很多，如果 2MW 机组 3500 元/KW 左右，4MW 可能会低于 2000 元/KW，未来 8MW 设备可能单价在 1000 元/KW 左右。风机零部件国产化比例越来越高，风机零部件成本还会继续下降。
4）塔筒方面，东部区域选用 140m-170m 左右塔筒，高度越高，风速越高，度电成本越低。塔筒越高，发电量越高，但是成本增长较小。
5）风机和塔筒之外，随着海上风电规模的扩大，海缆和机组基础仍然存在比较明显的降本空间，2021 年海缆毛利率平均水平在 40%以上，我们估计到十四五末期均有望下降 10 个百分点以上（海上风电降成本速度快，随着技术迭代 规模上升毛利率有望下降）；同时，工程能力和施工环节的毛利率也存在明显的下降空间。
2.3. 大变局领域二：政府和企业端氢能产业政策持续落地，设备商率先获益
氢作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，也是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。
经过多年的工业积累，中国已经是世界上最大的制氢国，根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，初步评估 2019 年工业制氢产能为 2500 万吨/年，而且中国富集的煤炭资源配合二氧化碳捕集、利用和封存技术可以提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。
目前，制氢主要有 3 种技术路线：
1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢。
利用气化技术将煤炭转化为合成气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料，广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。煤制氢技术路线成熟高效，可大规模稳定制备，是当前成本最低的制氢方式。
其中，原料煤是最主要的消耗原料，2020 年约占制氢总成本的 50%，按照每小时产能为 54 万方合成气、原料煤（6000 大卡、含碳量 80%以上）价格为 600 元/吨估算，制氢成本约为 8.85 元/公斤。
2）以焦炉煤企、氯碱尾气、丙烷脱氢未达标的工业副产品制氢。
中国是全球最大的焦炭生产国，每吨焦炭可以产生焦炉煤气 350-450 立方米，2018 年焦炉煤气中氢气含量约占 50%-60%，除了用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产以外，剩余部分可采用变压吸附提纯技术制取高纯氢。
中国烧碱年产量稳定在 3000-3500 万吨之间，副产氢气 75-87.5 万吨，其中约 60%氢气被配套聚氯乙烯和盐酸利用，剩余 28-34 万吨（2018 年数据）。
甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢项目的合成气含氢量在 60%-95%之间，可通过纯化技术制取满足燃料电池应用的氢气，目前中国已建和在建丙烷脱氢项目 17 个，副产含氢约 37 万吨/年。
3）电解水制氢。
主要有碱性水电解槽、质子交换膜水电解槽、固体氧化物水电解槽三种技术，其中碱性水电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为 1000 立方米/小时；质子交换膜水电解槽流程简单、能效较高，国内单台最大产气量为 50 立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。
政府和企业均明确规划加速发展加氢站，氢能源发展市场空间广阔、应用场景丰富。政府端，江苏、山东、上海、广东等省份和城市均出台政策，明确规划加速发展加氢站。
1）2019 年 8 月，江苏省发布《江苏省氢燃料汽车行动规划》，至 2025 年，基本建立完整的氢燃料电池汽车产业体系，力争全省整车产量突破 1 万辆，建设加氢站 50 座以上。
2）2020 年 7 月，山东省发布《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030 年）》，2023 年到 2025 年，累计推广燃料电池汽车 10000 辆，累计建成加氢站 100 座。
3）2020 年 11 月，上海市印发了《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》，到 2023 年，规划加氢站接近 100 座并建成运行超过 30 座、形成产出规模约 1000 亿元、推广燃料电池汽车接近 10000 辆。
4）广东省公布的 2021 年重点建设项目计划中，涉及氢能产业的 5 个项目合计投资超 600 亿元，省内包括佛山、广州、深圳、茂名等多个城市均已制定出台了氢能规划。
企业端，中石化、中石油、国家能源集团等大型能源龙头均布局和推动加氢站建设。
1）中国石化规划，到 2025 年，利用原有 3 万座加油站、870 座加气站的布局优势，建设 1000 座加氢站或油氢合建站，5000 座充换电站，7000 座分布式光伏发电站点，致力于打造成为中国第一氢能公司。截至 2021 年 5 月，中国石化已在广东、上海、浙江、广西、贵州等 13 个省市建成投运 20 个加氢站。
2）2021 年 2 月，中国石油合资建设的太子城服务区加氢站正式投入使用，年内还有 3 座加氢站（崇礼北油氢合建站、福田加氢站、北京金龙油氢合建站）投运，未来中国石油还将在全国范围投运 50 座加氢站。
3）2019 年 11 月，国家能源集团旗下首个加氢站——如皋加氢站国内首台 70MPa 加氢机调试成功，该站设计日加氢能力 1000Kg，固定储氢能力 600Kg，是国内加氢能力最大的加氢站；全天候 24 小时持续运营，能有效满足各类氢燃料电池车的快速连续加氢需求。
根据中国氢能联盟的预测，到 2030 年，中国氢气需求量将达到 3500 万吨，在终端能源体系中占比为 5%；到 2050 年，需求量将达到 6000 万吨约占能源体系 10%。
全国加氢站达到 10000 座以上，燃料电池车产量达到 520 万辆/年，固定式电源/电站 2 万座/年，燃料电池系统产能 550 万套/年。
2.4. 大变局领域三：储能是发展趋势和解决方案，期待技术突破带来降本
储能即能量的存储，根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。
电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型：其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
抽水蓄能技术最为成熟，但是发展空间有限。
抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，早在 20 世纪 90 年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。
抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的 90%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。
电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。
同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。
未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。
根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至 2018 年，全球电力系统已投运储能项目的累计装机规模达到 181.0GW，抽水蓄能依然是当前累计装机规模最大的一类储能技术，达到 170.7GW，同比增长 1.0%，所占比重为 94.3%，同比下降 2.0 个百分点；电化学储能紧随其后，累计装机规模 6.6GW，同比增长 126.4%，所占比重为 3.7%，同比上升 2.0 个百分点。
图 11：广义储能包括电储能、热储能和氢储能三种
锂电池是电化学储能主流技术路线。
目前，锂离子电池在全球电化学储能市场中占据主导地位，这主要得益于锂离子电池成本大幅降低，技术性能不断突破，推动着锂离子电池在全球范围内实现商业化、规模化应用。
根据 CNESA 的统计，截至 2018 年，全球已投运电化学储能项目中锂离子电池的累计装机规模最大，为 5.7GW，占比 86.3%。
钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为 6.0%和 5.9%。
与其他电化学储能技术相比，锂离子电池已经连续六年占据全球新增投运总规模的最大比重，装机规模也在 2018 年迎来了历史新高，达到 3.5GW，是截至 2017 年锂离子电池累计投运规模的 1.58 倍。
中国电化学储能累计装机突破“GW”大关，迈进规模化发展阶段。
与全球市场类似，电化学储能技术在中国同样连续多年保持了快速增长的态势。
根据 CNESA 的统计，2013-2017 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.03GW 增加至 0.1GW，年均复合增速为 45%；2018 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模为 0.7GW，同比增长 465%。
截至 2018 年，中国电力系统中已投运电化学储能项目累计装机规模为 1.1GW，同比增长 175%，首次突破“GW”大关。
电化学储能技术在电力系统中的应用迎来高速增长，其核心驱动因素来自于以下几个方面：
1）锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升；
2）全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性；
3）电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长；
4）电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；
5）政策支持为储能发展创造良好市场机遇。
储能技术突破后，广阔市场空间有望充分打开，风光 储能将是产业发展必然趋势。
展望未来，伴随着全球可再生能源的大规模发展以及对电力系统要求的不断提升，电化学储能技术在电力系统的应用空间广阔，根据 IHS 的预测，2019-2023 年全球电力系统电化学储能新增装机规模年均复合增长率达 53.0%。
随着电化学储能的规模化推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题，未来需要在电池材料、制造工艺、系统集成及运行维护等方面实现技术突破，降低制造和运行成本。
根据国际可再生能源机构的预计，到 2030 年，储能电池成本将在 2016 年基础上降低 50%-70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。
随着电池储能技术的不断创新发展，我们判断风电光伏等清洁能源 储能将是碳中和目标下，能源行业发展的必然趋势。
2.5. 大变局领域四：电网是新型电力系统保障，特高压 灵活电源 补偿机制
2021 年 1 月 29 日，国家电网董事长辛保安在院士、专家座谈会上表示，“碳达峰、碳中和”对电网发展提出了新的更高要求：
1）从电源侧来看，新能源主要转化为电能使用，且具有随机性、间歇性、波动性特征，大规模并网后，电力系统“双高”“双峰”的特性非常明显，电网安全稳定运行和电力电量平衡将面临较大考验。
2）从用能侧来看，随着分布式能源系统、电动汽车等交互式能源设施广泛接入，各种新型能源需求不断涌现。此外，储能技术发展迅速，未来也将从源网荷各个环节，深刻影响电力系统运行。
我们分析认为，从大电网的角度，实现碳中和目标，主要依赖三条路径：
1）特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题：
根据电网头条的公开信息，2020 年 7 月 15 日，世界第一条以输送清洁能源为主的特高压通道——青海—河南±800 千伏特高压工程启动送电，该通道全长 1578 千米，仅 15 日一天就输送了 3199 万千瓦时的电量，按照一台一匹空调标准工况下每小时耗电 0.735 千瓦时来算，可供河南省 181.3 万台 1 匹空调运行一整天。
该通道采用风光水打捆 西北大电网调节 省间互济的方式，建成后供给端可外送青海丰富的清洁能源（青海清洁能源装机 2801 万千瓦，占比高达 88%，其中新能源装机占比达 50.5%，是全国新能源装机占比最高的省份）；需求端可弥补河南省快速增长的清洁能源需求（河南电力负荷占华中电网四省负荷的 40%，且省内能源结构以煤为主）。
2020 年 2 月，国家电网出台全力恢复建设助推企业复工复产 12 条举措，其中全面复工青海-河南、雅中-江西±800 千伏特高压直流、张北柔性直流、蒙西-晋中、张北-雄安 1000 千伏特高压交流等一批重大项目建设，并新开工陕北-湖北 ±800 千伏特高压直流工程等，总投资规模接近千亿，预计该批特高压工程投产后，将有效缓解我国三北地区的新能源消纳问题。
2）加大调峰备用电源的建设力度以应对设备和系统故障：
根据中电联专职副理事长王志轩的文章，新能源大规模应用后，两类风险骤然加大：一是风光波动性、不稳定性、随机性对电力安全稳定带来的影响，有可能会导致发生大面积电力系统崩溃的风险；二是大面积持续性长时间的阴天、雨天、静风天对风光为主体的电力系统造成重大电力断供的风险。
为了消除这两种风险，必须要发展与新能源相匹配的调峰和备用电源，众所周知，对电力系统而言，必须将交流电压的幅值、频率以及通过输变电设备的电流维持在限额之内，才能安全有效传输电能，而这需要电力系统中的电源能够为系统运行提供足够的旋转备用、电压支撑和转动惯量，以应对各种设备故障。
火电由于具备日内调节能力、容量备用（云南省水电资源充足，但仍要保留 1000 万千瓦的火电机组，甚至让火电机组“破产不停产”，就是为了确保水电不出力阶段可以发挥火电的容量备用）、转动惯量（维持物体原来运动状态的能力，能力大小与质量有关），因此被作为最主要的调峰和备用电源。
根据《南方能源观察》上刊载的谷峰专家的测算，以山东省为例，目前停电时间约为 20 分钟/年，假设未来风电、光伏分别增加 800 万千瓦装机，需求负荷增加 800 万千瓦时/年，那么在不增加火电机组的情况下，山东电网停电时间将变成 1759 小时/年，意味着一年中有五分之一的时间可能停电。
新建火电机组以后，当火电增加 200 万千瓦，停电时间将接近 1000 小时/年；当火电增加到 600 万千瓦，电停电时间将缩短至 60 小时/年左右，核心原因在于火电机组的有效容量远超水电、光伏和风电（火电有效容量约为 80%。
以 100 万千瓦机组为例，扣减厂用电、检修时间、缺煤（气）时间、非停时间以后，有效容量约为 80 万千瓦，水电仅有 40%、风电约为 10%、光伏约为 5%-30%）。
因此，实现碳中和目标的路径之二，必须要加大力度发展与新能源相匹配的调峰和备用电 源，目前主要是火电，以应对大量风光上网之后带来的设备和系统故障。
3）针对电力辅助服务建立合理的补偿机制：
根据国家能源局公布的《关于2018年度电力辅助服务有关情况的通报》，2018年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62 亿元，其中风电、光伏的辅助服务分摊量仅为 23.36、2.67 亿元。
与欧美发达国家相比，中国电力辅助服务的补偿水平偏低，2018 年美国辅助服务补偿费用占比上网电费总额约为 2.5%、英国约为 8%，而中国仅为 0.83%。
我们在前文中已经介绍，为了消除新能源大规模应用后所带来的影响电力系统安全稳定的风险，必须要加大力度发展与新能源相匹配的调峰和备用电源（目前主要是火电），而针对调峰调压等电力辅助服务建立合理的补偿机制，才能充分调动作为调峰和备用的灵活电源的积极性，这是我们认为实现碳中和目标的路径之三。
综上所述，从大电网的角度，实现碳中和目标，主要依赖三条路径：
1）特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题；
2）加大力度发展与新能源相匹配的调峰和备用电源；
3）针对电力辅助服务建立合理的补偿机制，根据国家电网董事长辛保安的发言，十四五期间，国家电网将年均投入超过 700 亿美元，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。
一方面，“十四五”期间合计 3500 亿美元的投资力度，意味着国家电网的投资力度与“十三五”期间相比基本持平（国家电网“十三五”累计投资 2.38 万亿元）；另一方面，国家电网本身盈利能力提升空间有限，持续扩大电网投资难堪重负，2011-2019 年，国家电网的营业收入从 1.67 万亿元增长至 2.66 万亿元，CAGR 为 5.95%；利润总额从 0.05 万亿元增长至 0.08 万亿元，CAGR 为 4.59%；其中 2016-2019 年利润总额增速分别仅为 0.12%、5.08%、-14.29%、-1.26%。
2011-2020 年，国网投资规模从 3687 亿元提升至 4500 亿元，虽然投资额的绝对值仍在增长，但是 2017 年开始，增速已经显著下行，2017-2020 年增速分别为-1.69%、0.64%、-9.62%、-7.33%。
因此，我们预计“十四五”期间伴随着电网改革进程持续推进，引入更多社会资本、帮助国家电网缓解投资压力是大势所趋。
3. 水务信息化：是水务产业发展的必然趋势，设备龙头和信息化平台公司1）产业趋势：
一方面，水务系统信息化改造确实能降本增效，解决自来水公司痛点；另一方面，城镇化水平的提升也必然带来水管网建设投资的加大，十四五期间农村饮用水基础设施建设也为行业加速发展提供了重要驱动力，因此主流水务公司基本形成共识，水务信息化是必然发展方向。
2）市场空间：
根据我们测算，软件 硬件 设备，到 2025 年每年我国智慧水务市场规模达千亿级别，行业发展初期贝塔效应显著。
3）政策支持：
我们梳理了 2017 年-2021 年期间国家出台的针对智慧水务建设、农村饮用水基础设施建设、管网漏损建设等方面的政策，国家政策对我国饮用水建设高度重视，政策标准持续落地，对管网漏损率、水务信息化提出要求；
4）重点标的：
水务信息化产业链，设备 信息化平台均有望获益，【威派格】、【和达科技】、【宁水集团】、【迈拓股份】。
3.1. 产业趋势：主流水务公司基本形成共识，水务信息化是必然发展方向
2019 年以来，主流水表上市公司（宁水集团、新天科技、三川智慧）业绩超市场预期、行业智能水表替换机械水表拉开帷幕；
2020 年以来，以和达科技、威派格等为代表的行业智慧水务公司水务信息化收入高增；
2021 年 8 月，国家发改委及住建部修订《城镇供水价格管理办法》和《城镇供水定价成本监审办法》，明确将水务信息化、水务设备智能化要求纳入；
2021 年 11 月，国家发展改革委、水利部、住房城乡建设部、工业和信息化部、农业农村部联合印发《“十四五”节水型社会建设规划》，明确要求城市公共供水管网漏损率低于 9%；我国水管网智能化改造时代正式到来。我国供水管网智能化改造进程悄然而至，水务公司建设智慧水务的诉求极强。
我们观察到智慧水务建设已经成为行业共识，究其原因，主要是两方面。
（1）水务系统信息化改造确实能降本增效，解决自来水公司痛点。
以漏损管理解决方案为例，我国自来水管网的漏损率高，传统的解决漏损只能通过听漏工人夜晚去听的方式，而智能化建设后，通过 DM 分区管理、GIS、物联网等技术将水流水压数据传到中台进行数据分析建模，可以精准有效定位漏损位置，漏损率的降低直接丰厚了供水企业的利润；
（2）城镇化水平的提升也必然带来水管网建设投资的加大，十四五期间农村饮用水基础设施建设也为行业加速发展提供了重要驱动力。
我们将智慧水务的逻辑架构分为三个维度：
第一维度是物联网维度（将智能传感器嵌入水源地、供水管网、排水管网）；
第二维度是互联网基础架构与应用，打破信息孤岛（即将物联网语言转化为计算机语言）；
第三阶段为智能应用（基于计算机和平台为管理者提供智能化管理）。
3.2. 市场空间：水务信息化市场规模达千亿，行业发展初期贝塔效应显著
市场忽视了我国水管网改造带来的市场规模和投资机会。在研究智慧水务的过程中，在我国水管网智能化改造的进程中，我们需把与智能化建设带来的硬件和设备计算进来。与我国水管网智能化改造相关的产业链投资机会需得到市场重视。
3.3. 政策支持：政策标准持续落地，对管网漏损率、水务信息化提出要求
我国供水管网漏损率大大高于世界发达国家水平。地下管网污染、二次供水污染成为阻碍城乡居民饮用水质量的核心阻碍，管网漏损不仅浪费水资源、增加供水企业成本，而且影响供水水质，给饮水安全带来隐患，漏损率高的管网通常其老化、污染程度更高。
根据全球主要城市供水管网漏损率调研结果汇编，中国 2017 年城市供水管网的平均漏 损率达到 14.71%，与日本美国等发达国家差距显著。
住建部发布的《2019 年城市建设统计年鉴》显示，2019 年我国 600 多个主要城市公共供水管网的平均漏损率为 14.12%，公共供水管网漏损情况严重。
我们梳理了 2017 年-2021 年期间国家出台的针对智慧水务建设、农村饮用水基础设施建设、管网漏损建设等方面的政策，国家政策对我国饮用水建设高度重视。
2020 年 2 月，《关于抓好“三农”领域重点工作确保如期实现全面小康的意见》。文件指出，要提高农村供水保障水平；全面完成农村饮水安全巩固提升工程任务；统筹布局农村饮水基础设施建设，在人口相对集中的地区推进规模化供水工程建设等。
2021 年 11 月，国家发展改革委、水利部、住房城乡建设部、工业和信息化部、农业农村部联合印发《“十四五”节水型社会建设规划》，明确到 2025 年，基本补齐节约用水基础设施短板和监管能力弱项，节水型社会建设取得显著成效，用水总量控制在 6400 亿立方米以内，万元国内生产总值用水量比 2020 年下降 16.0%左右，万元工业增加值用水量比 2020 年下降 16.0%，农田灌溉水有效利用系数达到 0.58，城市公共供水管网漏损率小于 9.0%。
3.4. 重点标的：水务信息化产业链，设备 信息化平台均有望获益
一、智慧水务龙头威派格、和达科技
威派格：为什么我们定义威派格为智慧水务系统集成商？
公司不同于水务信息化公司的地方在于：公司在为水务公司提供水务信息化平台建设的过程中，生产研发水管网、水厂、二次供水等环节的智能化设备，公司对产业链的超前认识以及布局大大拓宽了公司业务维度。
公司已经打通整个智慧供水系统全产业链（从水源地、水厂、供水管网、水龙头表计等）。虽然 2020 年公司传统二次供水设备和区域加压泵收入占比公司总营收的 90%左右，但是我们预计 2021 年公司在农村饮用水、智慧水务信息化管理平台、智慧水厂一体化设备三个维度为公司拓宽营收维度。
公司业务的多样性、细分赛道未来市场空间广阔、行业目前渗透率低的现状决定公司可以保持较高的增长率，我们看好公司未来三年（2021-2023年）的业绩高增速，我国智慧水务系统集成商初现。
和达科技：深耕水务信息化行业，漏损管理行业标杆。
公司深耕水务信息化行业 20 年，服务水务公司超过 500 家，在行业内享有高知名度。
公司依托其深耕水务信息化行业的优势，其开发的水务智能传感终端信息采集准确度高，依托自研智能传感器 水务信息化平台，逐渐形成“软件平台驱动 智能传感配套 运营管理服务”并进的业务模式。
公司与绍兴水务、清华大学合作开发的“基于数据与业务联动的供水管网漏损管理系统”实现了供水管网漏损的智能化管理，被住房和城乡建设部科技发展促进中心评定为在爆漏实时预警与定位技术方面达到国际先进水平。
在公司连续 15 年的技术支撑下（2005 年以来），绍兴水务实现了将城市供水漏损率从 20%以上降到低于 5%，并连续 10 年保持低于 5%，达到了国际先进水平，获得了国家人居环境奖。
二、智慧水表龙头迈拓股份、宁水集团
迈拓股份：超声波水表行业引领者。
超声智能水表可实现流量实时抄读、管网漏损监控、压力在线监测、数据挖掘分析等功能，迎合了客户对智慧水务信息化发展的要求，智能水表 1.0 时代主要是机械智能水表，智能水表 2.0 时代主要是超声波水表、电磁水表、射流水表，目前 2.0 代智能水表商用化价格优势最显著的是超声波水表。
公司是我国超声波智能水表行业领军者，公司报表质量优异，高毛利率、高净利率、高 ROE。
2018年-2020年公司分别实现营业收入1.89 亿元、3.14 亿元、4.20 亿元，同比增长 55.38%、66.36%、33.95%；归母净利润 0.73 亿元、1.26 亿元、1.74 亿元，同比增长 234.48%、72.82%、38.64%；毛利率分别为60.16%、60.51%、60.68%；归属母公司净利润率为38.55%、40.05%、41.45%；加权平均为 ROE27.04%、35.66%、36.63%。
宁水集团：拥有 63 年悠久历史的老字号水表龙头，NB-IoT 助推业绩高增长。
公司成立于 1958 年，前身为全民与集体联营企业宁波水表厂，2000 年改制为宁波水表股份有限公司，由张世豪等 408 名自然人为发起人以现金认购全部股份 1000 万股，实际控制人为张世豪。
自成立以来，公司一直从事机械水表和智能水表的研发、生产、销售业务，主要生产 8mm 至 500mm 全系列民用、工业用冷、热机械水表和智能水表等 600 多个品种产品，产品销往国内 31 个省、市、自治区，并出口欧洲、北美、南美、非洲、东南亚、中亚、中东等 80 多个国家和地区，是全球重要的水表生产商之一。
4. 风险提示1）电力需求不及预期的风险。
宏观经济下行使得终端工业用电需求减弱，风电光伏波动较大，发电小时数不达预期；
2）终端销售电价超预期下降的风险。
终端销售电价受到政策影响持续下降，公司业绩受到电价下行的影响，历史拖欠补贴下发进度不达预期；
3）电力体制改革不及预期的风险。
电力改革推进进度不达预期，国家电网投资规模不达预期，特高压建设进度不达预期等；
4）风电光伏建设力度不达预期的风险。
分布式项目盈利能力和建设进度不达预期，分布式项目融资存在困难，业主方资信和经营情况异常等
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