史无前例！上千家工业停产，为什么限电限产？

作者：悦文天下

发布时间：2021-09-28 10:08

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近期，多地下发能耗双控的政策文件，各类高耗能高污染的行业纷纷停产停工，江苏、云南、浙江等地限产升级的消息更是刷爆朋友圈。作为生产企业，今年的限电措施好像很严格，有开二停五，有开一停六，可能我们会有疑问，咱们这么多电厂，这么多世界级的水电厂，为什么还会缺电呢？

为何会限电停产？它将会给行业带来哪些影响？

多省份拉闸停电限产

近期云南、江苏、青海、宁夏、广西、广东、四川、河南、重庆、内蒙古、河南等多地开始对能耗双控目标开展限电控能耗举措。

广东：9月16日，广东电网表示，自9月16日起执行“开二停五”用电方案，每周星期日、星期一、星期二、星期三和星期四实现错峰轮休，错峰日只保留保安用电负荷，保安负荷在总负荷的15%以下！

山东：全省因煤炭供应不足，电力紧张，启动限电措施。

江苏：9月初江苏省工信厅会议指示要对年综合能耗5万吨标煤以上企业开展专项节能监察，涵盖全省323家年综合能耗5万吨以上企业和29家“两高”项目企业的专项节能监察行动全面展开。印染集聚区发布停产通知，超1000家企业“开二停二”。

浙江：9月21日11时前未关停的高耗能重点用能企业，将由电力部门采取措施。仅绍兴柯桥涉区就涉及161家企业，全部印染、化纤行业企业。

青海：发布限电预警，限电范围继续扩大。

宁夏：高耗能企业停限产一个月。

广西：广西出台了新的双控措施，要求从九月份开始，对电解铝、氧化铝、钢铁、水泥等高耗能企业实行限产，并给出了明确的减产标准。

四川：暂停非必要性生产、照明、办公负荷。

河南：部分加工企业限电三周以上。

重庆：部分工厂8月初限电停产。

云南：已开展两轮限电，后续将持续加码。工业硅企业9-12月份月均产量不高于8月产量的10%（即削减90%产量）；9-12月黄磷生产线月均产量不得超过2021年8月份产量的10%（即削减90%产量）。

内蒙古：严格控制企业限电时间，电价上浮不超过10%。从2021年起，内蒙古不再审批焦炭（兰炭）、电石、聚氯乙烯（PVC）、合成氨（尿素）、甲醇、乙二醇、烧碱、纯碱、磷铵、黄磷……无下游转化的多晶硅、单晶硅等新增产能项目。

陕西：要求9-12月，新建成“两高”项目不得投入生产，本年度新建已投产的“两高”项目在上月产量基础上限产60%，其他“两高”企业实施降低生产线运行负荷、停运矿热炉限产等措施，确保9月份减产50%。

拉闸停电、限产停工的原因是？

据国家能源局数据：截至8月底，全国发电装机容量22.8亿千瓦，同比增长9.5%。其中，风电装机容量约3.0亿千瓦，同比增长33.8%。太阳能发电装机容量约2.8亿千瓦，同比增长24.6%。

下图可以看出，发电量构成中，火电占73%，目前仍占发电量的绝大多数，水电占12.47%，没有想象中的大，而核电占5.04%，少于风电的7.28%，太阳能2.22%，是最少的；风电和太阳能的同比增长率分别达到了33.8%和24.6%，这二块的增速是相当大的；火电仍是主要发电方式，占全国总发电量的73%。

到底是不是缺电？要回答这个问题，需要从供给和需求二个方面来分析。

需求端：

据国家能源局数据，2021上半年能源消费快速增长。全社会用电量快速增长，工业用电贡献率明显超过往年水平。上半年全社会用电量同比增长16.2%，较2019年同期增长15.8%，两年同期平均增长7.6%。这些数据表明，用电需求是确确实实增长了。

需求增长的原因：

由于国外疫情的控制，社会经济的恢复，各类产品的需求放大，因此今年我国出口爆增，工业生产自然上涨，工业用电自然处于放量的阶段。上半年工业用电同比增长16.5%，对全社会用电量增长的贡献率近70%。煤炭消费较快增长，发电、建材用煤增长显著。上半年煤炭消费同比增长10.7%，较2019年同期增长8.1%。其中，发电、建材用煤持续较快增长，分别同比增长15.7%、12%，电煤对煤炭消费增长贡献率达到76.7%。工业用电的增长导致电供不应求，为了保民生，只能限制工厂用电。

其次是电动车数量的增长，不论是电动汽车还是电动其他车，这几年的增长非常的快，市场的保有量也很大，据统计，2021年我国电动汽车销量将达到190万辆，每台电动车都是行走的耗电用户，如此多的电动车充电、耗电数据将非常惊人。一台85Kw的特斯拉充一次电达到了85度。一个月充电五次就是425度，相当于一个家庭月用电量，2020年新能源车保有量是492万辆，也就是说这些车的用电量相当于增加了492万户家庭用电量。

供给端：

前面提到，我国的发电主要还是煤电。煤炭行业前几年因为供给侧改革，许多小矿被关闭或收编，煤的供应自然就是有限制的。其次印尼是我国最大的煤进口国，2020年进口1.28亿吨，我们2020年煤炭产量38.4亿吨，印尼占我国煤产量的3.33%。由于受疫情影响，印尼煤的产量和海运费高涨，2021年自然导致到岸的煤进口数量减少，这也导致煤电厂的发电受影响。

核电增长并没想象中的快。我国核电占全国发电量的5%，远少于法国的70%和美国的19%。受日本福岛核电站泄漏的影响，我国内陆的核电站建设基本停滞。桃花江核电站也没消息出来了。

下图可以看出，核电站还是在沿海的地方，数量不是很多。在建的机组才15个。远满足不了用电需求。

另一方面，受北方寒潮来临，煤电都首先要保民生，保住供暖用煤和用电，因此，接下来的限电可能并不会松。

总的来说，受碳达峰影响，社会用电的需求只会越来越大，供应在相当长的时期内还是会趋于一种紧平衡的状态。

为什么要限电限产？

这里面至少有三大原因：

一是，煤炭价格上涨，煤电厂发电，是纯亏的

在中国，电力是公共产业，具有很强的公益属性。电费价格上涨，关系到国计民生，政府不会轻易调高电价。

事实上，在今年早些时候，国家发改委就曾发布消息称，有必要调高电价。但在舆论上，遭到诸多反对意见。

中国电力行业是国营独资垄断，涨不涨，是政府说了算。但政府会深度考虑到老百姓的意见，老百姓不同意电费涨价，政府想涨价，阻力很大。不像美国，德州一场暴风雪，电价就能暴涨100倍。

电费涨价的事，也就不了了之了。

电价不涨，可煤炭价格却猛涨。由于中国对澳大利亚煤炭进口实施限制令，今年上半年，中国从澳大利亚进口煤炭仅78万吨，同比下降98.6%，基本上就不从澳大利亚进口煤炭了。

在禁止澳煤进口后，中国增加进口了美国、加拿大、俄罗斯、哥伦比亚以及菲律宾的煤炭。但这些煤炭进口成本都比澳大利亚煤炭更高。

国产煤炭由于品质较差，埋藏较深，开采成本也比澳大利亚的露天煤炭高得多。在过去，中国之所以从澳大利亚大量进口煤炭，一个关键原因就是，澳煤比国产煤成本更低。

而中国70%的电力都来自于煤电。煤炭成本一高，电力成本就迅速拉升。可是，电价不能上涨，煤电厂就只能亏损发电。

这就陷入了一个恶性循环，越发电，越亏损。有些煤电厂就干脆停工维护，减少发电。

但相反，风电、核电、水电等绿电，却完全不受影响，能够持续供应。相比于煤电，风电、核电、水电等绿电，潜力更大，势头更猛，更可持续。

二是，国际大宗商品价格猛涨，中国的产能扩张，并没有带来利润的高增长，尤其是轻工制造产业

中国的轻工制造产业长期处于微利状态，绝大部分利润都被国际大牌所拿走。就拿大家都熟悉的广州来说，一件普通T恤的制造成本大概就5块钱，出厂价一般就8块，毛利3块钱。

但是，要扣除尾料、房租、税费、水电等其他成本，一件T恤的净利润也就1块钱。可是，这件T恤只要挂上一个外国名牌，就能卖到100多，200多，其实都是同一批工厂所生产。

所谓的日货、韩货、欧货、美货等，广州南村镇的服装厂全都能搞定，他们的背后都有一个名词：中国货。

新崛起的全球第一大服装品牌希音，就诞生于广州南村。

但中国的服装厂却并不赚钱，靠的是廉价的劳动力和廉价的原料成本，赚取微薄的利润，竞争非常惨烈。限产，可以提高中国轻工制造产业在国际供应链中的议价权。

这时，就有人会担心，那我们买衣服会不会涨价啊？可以告诉大家，不用担心。消费市场的竞争更加激烈，消费者可以用脚投票。供应端的涨价压力，短期内不会传导到消费端。因为在供应链中，中国工厂长期处于被压榨的状态，他们只是拿回本该属于他们的利润，压缩的是品牌端的利润点。

供给侧改革，一个重要目标就是：提升中国制造业在全球产业链中的地位和议价权。

三是，预防通胀风险

美国人超额印了很多美元，这些美元不会凭空消失，他们来中国了。中国的工业制成品，卖到美国，换回美元。但这些美元在中国是不能花的，得换成人民币。

中国企业从美国赚回来多少美元，中国央行就要兑换与之相当的人民币。结果就是，人民币越来越多。美国的大水漫灌，都灌入中国的流通市场。

再加上，国际资本疯狂炒作大宗商品，铜铁粮油豆等很容易被哄抬价格，从而引发潜在的通货膨胀风险。

钱在供应端过热，可以拉动生产，但转移到消费端过热，就极容易引发物价上涨，通货膨胀。

四是，预防产业过热

别看现在，中国制造业海外订单源源不断地进来，但美国不是没想过，对中国纺织工业下狠手。新疆棉事件，过去还不久。

在热钱的涌入下，中国轻工制造大规模扩张，可一旦海外订单下滑，又会造成巨大的生产浪费。中国现在需要扩张的是中高端制造业，不是低端制造业。

随着中国产业升级的逐步深入，一部分低端制造业转移出去，是必然的趋势。在中国产业升级的过程中，低端产业盲目扩张，不符合我国产业发展的潮流。

而这一切的调整，都有着一条大主线，它就叫：碳中和。

中东战争为中国带来了21世纪前20年的重大战略窗口期，但从2020年以后，碳中和就将是中国产业变革最坚定，最确定的一条大主线。

碳中和，让传统的化工、电力、能源等产业，迎来百年一遇的大变革时代。它引领着供给侧改革，带动人类新消费习惯的转变，重塑全球能源产业新格局。

这场制造业“地震”难以避免，然而随着泡沫过去，上游会逐步降温，大宗商品也会降价，出口数据会下降是必然的（如果出口数据疯狂飙升才是极度危险的。）这其中的平衡，只有中国这样经济恢复最好的国家，才能做好取舍。欲速则不达，这就是国家对制造业的潜台词，控能耗，不仅仅是碳中和的要求，更是国家保护制造业的良苦用心。

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中孚实业子公司因限电停产 预计影响净利润约0.78亿元

作者：证券时报

发布时间：2022-08-14 18:45

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今夏全国多地异常高温，显著提升供电压力，对生产生活用电带来不同程度影响。

8月14日晚间中孚实业(600595)公告，子公司广元市林丰铝电有限公司（下称“广元林丰”）和参股子公司广元中孚高精铝材有限公司（下称“广元中孚”）接国网四川省电力公司通知，因极端天气影响，电力供应紧张，广元林丰和广元中孚部分产能需于2022年8月14日起停产一周。

广元林丰为中孚实业控股子公司河南中孚铝业有限公司（下称“中孚铝业”）的控股子公司，本次限电政策预计影响电解铝产量减少约0.73万吨，预计影响归属于上市公司净利润减少约0.55亿元。

广元中孚为公司参股子公司，公司持有其15.93%的股权，中孚铝业持有其32.56%的股权，本次限电政策预计影响电解铝产量减少约0.56万吨，预计影响归属于上市公司净利润减少约0.23亿元。

也就是说，本次限电将对中孚实业带来共计0.78亿元的业绩影响。

国网四川省电力公司官网显示，8月8日该公司发出“致全省用电客户的一封感谢信”，号召工业企业继续响应主动错避峰用电，市民随手关灯、空调温度设置不低于26℃，共同打赢今夏高温保供电这场“攻坚战”。

而除四川外，在今夏高温酷暑持续背景下，包括安徽、浙江、江苏在内的多个省市启动有序用电，要求工业企业错峰生产、保障民生用电，并发布节约用电倡议书。

据合肥市人民政府发布微信号消息，8月9日，合肥市发改委和国网合肥供电公司发布致全市电力用户节约用电倡议书，倡议机关单位率先节电、工业企业科学用电、商业场所合理用电、居民用户节约用电。其中工业企业要科学合理安排生产班次，通过计划检修、企业轮休、调班运营等方式错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。

近日，南京市发展和改革委员会、国网南京供电公司也联合向全市各机关、企事业单位和广大居民朋友们发出节约用电倡议，号召全社会共同践行绿色低碳生产生活方式，节约用电。

2021年完成重整后，中孚实业业绩获得有效提升。对于此番限电，该公司也表示，广元林丰和广元中孚将通过调整检修计划，积极做好复产准备，减少对上市公司的影响。

2022年上半年，中孚实业预计实现净利润约为9.5亿元至9.9亿元，与上年同期相比，将增加5.65亿元至6.05亿元，同比增加146.72%至157.11%；预计实现扣非净利润约为9.2 亿元至9.6亿元，与上年同期相比，将增加5.21亿元至5.61亿元，同比增加130.44%至140.46%。

对于上半年业绩大幅增长，中孚实业表示，公司不断加大铝精深加工产品国内外市场开发，实现销量约25万吨，较去年同期增加约10%。公司不断优化铝精深加工产品结构，核心产品易拉罐罐体、罐盖、拉环料销量合计占比约 80%；汽车板用料实现批量供货。铝精深加工业务已逐步成为公司稳定利润来源。

同时期内上海有色网铝锭均价21398.63元/吨，较去年同期上涨约23%。受益于良好的市场形势，公司电解铝能源结构及成本优势得以体现，绿色水电铝业务增厚公司业绩。

此外，报告期内，中孚实业煤炭业务正常生产，减少了煤炭价格波动对公司火力发电成本的部分影响，公司“煤—电”业务协同效应得到有效发挥。

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化工行业能耗双控专题报告：基于政策和电力分析高能耗产业前景

作者：未来智库

发布时间：2021-10-22 16:38

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（报告出品方/作者：华创证券，张文龙、冯昱祺）

一、能耗双控政策持续强化，2021年降耗态势严峻

（一）政策发展：始于十一五，目标推进循序渐进

能耗双控政策跨越四次五年计划，目标推进循序渐进。“能耗双控” 最早在党的十 八届五中全会中提出，全称为实行能源消耗总量和强度“双控”行动。“十一五”期间 首次提出一次能源消费总量控制目标和万元 GDP 能耗下降目标，要求单位 GDP 能耗降 低 20％的约束性目标。“十二五”期间明确提出“实施能源消费强度和消费总量双控制”， 要求单位 GDP 能耗降低 16%。“十三五”期间将能耗双控作为经济社会发展重要约束性 指标，建立了指标分解落实机制，并且每季度发布能耗双控“晴雨表”，要求单位 GDP 能耗降低 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内。

进入“十四五”，结合 3060 碳中和的远景目标对节能减排提出了更综合的要求，根 据《“十四五”国民经济和社会发展规划纲要》，要求单位 GDP 能耗降低 13.5%，二氧 化碳排放降低 18%，非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。国家发改委 9 月发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出严格制定各省能源双控指标， 国家层面预留一定指标；推行用能指标市场化交易；以及完善管理考核制度等方面。

（二）现况：多地降耗进度一级预警，考核压力加重双控态势

根据国家发改委 8 月发布的《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》， 上半年在能耗强度方面云南、新疆、宁夏、江苏、两广等 9 省（区）不降反升，为一级 预警，浙江、甘肃、四川等 10 省（区）处于二级预警；在能源消费总量控制方面，青海、 宁夏、广西等 8 省（区）处于一级预警，新疆、陕西、浙江等 5 省（区）处于二级预警 状态，整体节能降耗的形势不容乐观。

全国多地积极应对能耗双控的要求，出台相关措施加快推进节能减排进度。从目前 的统计的情况看，常见的措施包括高耗能行业的限制产量，限时用电，限制用电总量， 提高电价，以及减少非必要的公共设施用电等。仅从政策指标考核出发，国家发改委八 月份发布《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》无疑加大了各地的考核 压力，距离年底大考仅剩几个月的窗口时间，上半年节能降耗落后地区治理必须加大力 度追赶进度。这意味着，下半年能耗双控将延续高压态势，相关的限产限电情况或将维 持。

二、电力结构绿色化供给趋向刚性，疫后经济修复催生电荒

（一）电力需求：内外需双轮驱动，工业大幅拉动社会用电

过去 10 年间，中国全社会用电量从 2010 年的 4.2 万亿千瓦时增长至 2020 年的 7.5 万亿千瓦时，增长近 79%。其中第一产业用电量占全社会用电仅 1%，十年间不升反降。 第二产业近十年用电量占比持续下降至 68%，但仍是全社会用电量增长的主要动力，贡 献了近 60%用电增量。第三产业和城乡居民用电占比持续抬升，分别为 16%和 15%。

2021 上半年中国用电量突增，刨除第三产业在疫情后的修复以及居民用电的自然增 长，今年大幅增加的用电需求主要来自工业。根据 1-8 月全社会用电需求数据，第一、 第二、第三产业以及城乡居民用电的拉动率分别为 0.2%、9.7%、3.6%和 1.2%，其中第 二产业和第三产业对用电增量贡献 66%和 24%。工业用电的拉升源于需求的旺盛，起点 为 2020 年的下半年。一方面是工业企业在利润率驱动下的扩产，全国工业产能利用率达 到了近年的峰值。另一方面是中国疫后生产快速恢复，承担了来自全球更多需求，订单 转移带动出口的高增速。

（二）电力供应：煤电权重压减，电力峰值供应弹性弱化

过去 20 年我国发电量有了巨量的增长，从 2000 年的 13556 亿千瓦时增长到 2020 年 的 77791 亿千瓦时，增长约 5.7 倍。从结构上看，煤电仍是发电量的主力，占比约 63% 左右，气价成本的驱动下燃气发电逐步发展，几乎完全替代掉原来燃油发电的份额，两 者合计不超 3%。水电发展较早，发电量份额一直维持着 17%左右。核电起源于上世纪 90 年代，但发电量的贡献一直没突破 5%。可再生能源发电方面，风电在 2008 年进入高 速发展期，目前已发电量贡献约 6%；光伏发电“十三五”开始发力，发电量占比已达 3%，风电光电是未来非化石能源消费的重点，未来仍将保持高速发展。

当前能源结构的特点，总结为煤电持续压减、水电季节性波动、核电基数低、“风 光”尚未成为主力支撑。碳中和大背景下煤电的角色面临根本性转化，逐步从主要能源 向调节型能源转变，煤电装机存量将持续压减。其他电源则各具禀赋和短板，水电存在 季节性波动问题，春冬季枯水期发电量回落较多，且上游降水量为不可控影响因素；核 电可达较高的发电时数，但是近年发展放缓，装机量基数偏低尚未能形成支撑；风电光 伏是发展速度最快的电源，但发电时数均偏低且不稳定，构建以风、光为主体的电力系 统目前仍缺乏足够的抽水蓄能、燃气电站等配套强化电网调峰能力。

就今年而言（截止 8 月数据），供电压力下火电利用小时数达到了 6 年最高值，火 发电量在回落两年后逆势回升，发电量同比增加 12.6%对整体发电量拉动最大。水电延 续 2020 年同期的表现，主因上游来水量总体偏弱，导致平均利用小时数同比再下跌，发 电量同比下滑 1%。核电尽管同比去年新增两台机组且利用小时数进一步提高，但在机组 检修的限制下只贡献了小部分的发电增量。风、光发电量同比增加 28.1%和 10.3%，新装 机量和发电量基本维持高增速态势，但由于基数偏低和顶峰出力有限，对整体发电量的 贡献仍旧偏低。

从装机容量看，2020 年期末全国发电装机容量达到 22.0 亿千瓦时，煤电装机首次降 到 50%以下。新增装机风电、光伏成为主力，全国新增发电装机容量为 1.9 亿千瓦时， 其中风电、光伏新增装机合计超 60%，火电新增装机贡献为 29%。近两年来新能源新装 机容量连续突破 1 亿千瓦时，火电新投产装机显著减少。

综上可以看出，煤电当前压舱石地位仍然不改，但在火电压减+大力发展风光的组合 下权重在逐步下降。但水电、风电、光伏等平均利用小时数受制于自然条件，面对用电 高峰的主动调节能力不及火电，当火电权重下降时进而影响到整体电力系统的高峰供给 弹性。未来碳中和的任务仍将推动风光新能源的占比提升，缺电在局部地区和峰值时段 或将是常态，预计对工业生产的影响将在过剩和高能耗化工品中体现更突出，部分化工 品行业格局面临重塑。（报告来源：未来智库）

三、双控+电力约束高能耗品种，化工行业面临供给侧2.0

能耗双控和煤电短缺的双约束下，政策指标趋严和电力成本抬升这两大问题将持续冲击高耗能行业，未来产业结构优化和过剩产能处置有望加快。根据《广州市产业能效 指南》和《上海产业能效指南》的统计数据，煤制甲醇、合成氨、电石、乙烯、烧碱、 纯碱、PVC、尿素等多种化工品生产的综合能耗尤为突出，在产能集中的省区占其能源 消费总量比例较高，预计在各地政策中首先考虑纳入限制名单。

现阶段高耗能化工新建审批逐渐收紧，落后产能仍在持续出清。根据国家发改委发 布《市场准入负面清单（2021 年版）》的规定，石化行业新建乙烯、PX、MDI 项目由 省级政府按照国家批准的石化产业规划布局方案核准，未列入未列入国家批准的相关规 划的新建乙烯、PX、MDI 项目禁止建设。煤化工行业，新建煤制烯烃、新建煤制 PX 项 目，由省级政府按照国家批准的相关规划核准。新建年产超过 100 万吨的煤制甲醇项目， 由省级政府核准，其余项目禁止建设。未来高耗能石化化工新建难度加大。与此同时， 2019 年版本的《产业结构调整指导目录》中也明确提出了石化化工淘汰类的有 10 类， 其中包含部分不符合规定的烧碱，黄磷、电石、PVC、聚氨酯、尿素、轮胎等高耗能品 种。在云南遭遇电力短缺时，《关于进一步扩大云南电网有序用电规模的通知》明确以 行业度电增加值由高到低的顺序（单晶硅、钢铁、有色金属冶炼、水泥、化肥、黄磷、 电石、铁合金、工业硅、电解铝）考虑行业生产特性逐步增加用电负荷，即单位能耗增 加值已经成为区域产业结构调整的方向性指标。

部分省区能耗强度承压，结合单位产值能耗与区域产能集中度筛选高耗能品约束优 先次序。从国家统计局数据得知，2020 年内蒙古、辽宁、浙江、安徽等 7 省区万元 GDP 能耗同比不降反升，其中内蒙古、宁夏等省区近年降耗同比持续为正，另有多省同比降 速呈放缓趋势，节能降耗进入攻坚阶段。然而产业布局地区差异导致各省高耗能品的治 理的优先次序并非一致，以内蒙古为例，区内电石、PVC、甲醇、尿素和烧碱产能较为 集中，分别占国内产能的 36%、22%、19%、11%和 9%。

（一）甲醇：单位产值能耗最高的产品，过剩特征显著

甲醇是一种重要的有机原料，可用于制作烯烃、甲醛、醋酸等多种化工产品，其下 游应用涉及化工、农业、医药等领域，同时甲醇还是性能优良的能源和车用燃料。由于 甲醇拥有相当广泛的下游，加之石油资源的供需紧张，甲醇掺烧汽油等成为一种趋势， 2013-2020 年甲醇需求持续稳步上升，消费量 CAGR 实现 9.4%。甲醇的下游消费刺激推 动了近几年来我国甲醇产能快速扩张，2020 年甲醇产能为 9202 万吨，2013-2020 年 CAGR 达 9.2%，而其产能利用率最高仅为 2018 年的 65.17%，之后开始下滑，2020 年减少至 59.16%，产能明显过剩。

我国 80%以上的甲醇产能来自于煤制甲醇，而煤制甲醇是高耗能、高污染产业，在 其生产过程中，原料煤的消耗量 1.2~5.2t/t 甲醇，电耗 200~7500kWh/t 甲醇，新鲜水 1.0~50.0t 水/t 甲醇，同时产出气体污染物粉尘、SO2、CO 等，水污染物 COD、氨氮、氰 化物、硫化物等，固体废物废催化剂、煤渣、飞灰等。为了缓解产能过剩及污染问题， 我国对煤制甲醇进行严格管控，迫使更多产能转向天然气制甲醇和焦炉气制甲醇。

天然气制甲醇与焦炉气制甲醇是更加绿色清洁的制甲醇工艺，有助于甲醇产业的未 来长期发展。张玉磊在《浅析天然气发展对环境的影响》一文中提到，天然气在燃烧过 程中所排放的污染物只有煤碳和石油的十分之几甚至千分之几；吴立涛于《焦炉气制甲 醇对周围环境的影响研究》中指出，焦炉气制备甲醇项目已经被公认为是一项环境保护工程，既可以解决焦炉气的乱排乱放问题，又实现了变废为宝。若将全国每年排空浪费 的约 350×108 3 /a 焦炉煤气全用于制造甲醇，可产甲醇 1600×104t/a。

（二）黄磷：新增装置已经被限制

黄磷又称白磷，为磷化工上游的一种重要工业原料。黄磷主要用于制作热法磷酸和 草甘膦，其中磷酸是制磷肥的主要原料，草甘膦则是一种除草剂，两者都与农业中的化 肥、农药领域密切相关。

2020 年黄磷产能为 134 万吨，虽然 2013-2020 年产能 CAGR 为（-4.26%），但其产 能利用率始终不高于 60%，产能过剩问题显著。2013 年起黄磷消费量缓慢爬升，直至 2018 年后其需求开始疲软，2020 年黄磷消费量为 77.74 万吨，2013-2020 年消费量 CAGR 为 4.04%。

新能源释放新需求空间，环保+资源约束下供给几无增量。需求上，考虑化肥及除草 剂对农产品的伤害，黄磷在农资路线的需求已见顶；新能源方面，六氟磷酸锂和磷酸铁 锂作为锂电关键材料，可选有黄磷-三氯化磷-六氟磷酸锂、黄磷-工业级磷酸/磷酸一铵磷酸铁-磷酸铁锂两条工艺路线。随着下游电池装车的高速增长，上游原材料的需求也将 高速扩容。然而磷化工属于限制类产业，黄磷在牌照经营+能耗双控的约束下产能增加极 其困难，短期供应量的抬升只能依靠产能利用率有限的改善，供需紧张的态势将成为常 态。

（三）电石：下游 BDO 大举扩产，需求增速远超供给端

电石又称碳化钙，工业上主要运用于电石法（也成乙炔法）制作聚氯乙烯。我国电 石行业在丰富的煤炭资源的支持下高速发展，产能持续攀升，直至 2015 年电石产能实现 4805 万吨，而产能利用率仅为 54.69%，产能过剩问题严重。2014 年起，我国开始逐渐 加强对电石行业的管控，分别发布了多项针对优化电石产业结构的报告及指导意见，2016 年电石产能实现零增长。经过多年的产业结构优化，电石产能过剩情况有所缓解，2020 年下降到 4105 万吨，产能利用率提升至 67.15%，2016-2020 年电石产量基本维持稳定。 近年来，国内环保趋严推动电石产业结构调整，目前已取得阶段性成果。预计 2021 年电 石产能计划新增 314.7 万吨，电石产能增长 7.7%，供应端略有反弹，但受制于碳中和的 政策框架，预计新项目的审批和建设存在一定难度。

电石消费结构中 89%是 PVC，8%是 BDO。截止目前，PVC 合计 2635 万吨产能中， 78%为电石路线，这意味着电石供需结构的变化会直接影响到外购电石法 PVC 产品的盈 利能力，甚至直接影响 PVC 企业的负荷水平。此外，BDO 作为氨纶和可降解塑料的重 要原料，截止 2020 年全国产能 225 万吨，其中 70%是电石乙炔+炔醛路线而来，该产品 随着下游需求的快速增长造成了供需紧张进而推高了产品价格，进而刺激了相关企业的 投资热度。

按照统计，全国 2021 年拟新建 BDO 产能 558 万吨，为存量产能的 2 倍有余，按照70%乙炔+炔醛路线折算，对应约 290 万吨电石需求；而 PVC 在 2021 年 230 万吨在建产 能，按照 78%电石路线计算，对应 260 万吨电石的需求。这意味着两个主要下游合计增 量电石需求在 2021 年可以达到 550 万吨，明显高于增量产能的投放。

（四）聚氯乙烯：电石法工艺受到限制

聚氯乙烯（简称 PVC），是合成树脂中的重要品类，消费量位列五大通用树脂中的 第三位，产量居首位，被广泛运用于建筑材料、工业制品、日用品、包装材料等领域。 PVC 生产工艺主要为电石法和乙烯法，其原材料分别为煤炭和原油。我国在“富煤贫油” 的能源现状下，采用电石法的生产企业占总量的 80%以上。

2020 年 PVC 需求量达 2107 万吨，2016-2020 年 CAGR 为 6.6%。PVC 的下游主要由 管材、型材、薄膜等建筑材料构成，少量用于制作革类用品，因此其需求情况与房地产 行业息息相关。从长期来看，我国房地产行业处于下行低迷状态，预计未来难以对 PVC 的需求产生太大影响。

我国作为世界首位的 PVC 生产国和消费国，2010 年 PVC 产能利用率仅为 55.3%， 产能明显过剩。在 2015 年底实行 PVC 行业供给侧改革，逐步淘汰了没有资源优势的地 区企业后，我国 PVC 产能基本稳定维持在 2400-2500 万吨左右，2020 年 PVC 产能为 2664 万吨，产能利用率提高至 77.9%，产业结构优化目前取得了阶段性成果。由于电石法的 生产过程中会排出大量粉尘、硫酸性废水等污染物，未来我国将继续限制电石法制 PVC， 在优化产业机构的同时鼓励企业转向污染更低的乙烯法制 PVC。

（五）烧碱：循环利用项目之外限制新建产能

氢氧化钠也称烧碱，外观呈无色透明晶体，可用于日常生活、工业制品、污水处理等领域，用途非常广泛。工业上常以原盐为原料，使用电解法生产烧碱，同时其也是 PVC 生产流程中所产生的共生品。电解法可分为隔膜电解法和离子膜交换法，国内采用工艺 主要以后者为主，离子膜法产能占比已经达到 99.7 以上。

据百川数据统计，液碱产能从 2016 年的 4028 万吨到 2021 年的 4536 万吨，涨幅约 为 13%，CAGR 为 2%左右，供给侧改革以来行业的无序扩张得到了有效的扼制。2020 年消费量实现 3443 万吨，近五年 CAGR 不足 3%，以碱补氯的业态和下游需求疲弱持续 拖累企业盈利水平。2021 年烧碱景气度触底回升，下游铝价修复带动氧化铝开工新高+ 纺织服装行业库存周期见底+化工行业开工率全面回升的共振复苏，烧碱 Q3 价格创下十 年历史新高。

基于能耗水平的产能约束继续收紧，新建产能受到限制。根据《烧碱单位产品能源 消耗限额》国家标准，现有离子膜烧碱装置电解单元交流电耗限额值为 2490kWh/t，新 建烧碱装置产品单位能耗限额准入值下降为 2340 kWh/（投产 t 12 个月内的考核值）。《产 业结构调整指导目录（2019 年本）》中将新建烧碱产能（利用的离子膜烧碱装置除外） 列入限制类，隔膜法烧碱与使用汞或汞化合物的烧碱生产装置列入淘汰类，鼓励零极距、 氧阴极等离子膜烧碱电解槽节能技术。

（六）纯碱：氨碱受限，迎下游光伏玻璃需求放量

纯碱也叫碳酸钠，是一种无机工业原料，主要用于平板玻璃、日用玻璃等制作玻璃 制品。纯碱可由四种途径获取，分别是联碱法、氨碱法制取，以及井下循环制碱和直接 获取天然碱，其中联碱法和氨碱法的生产过程中都会产生大量的三废，而井下循环制碱 是一种更为清洁的新工艺，以纯碱生产排放的废液代替清水注井化盐生产氯化钠和氯化 钙，从而实现循环生产。

纯碱产能持续缓慢增加，2020 年产能为 3327 万吨，2016-2020 年产能年复合增长率 实现 2%，然而其产能利用率却持续下降，2020 年产能利用率为 76.8%，较 2016 年减少 了 6.5pct。同时，纯碱最主要的下游为玻璃，其需求情况与房地产业和光伏行业高度相 关，纯碱的需求基本维持在2300-2600万吨/年，2020年纯碱消费量为2453万吨，2016-2020 年消费量 CAGR 仅为 0.8%。未来我国将限制除井下循环制碱和天然碱之外的新增产能， 在环保转型的同时控制产能扩张。

（七）工业硅：优势区域准入审批趋严，下游高速投产

工业硅新增产能投放逐步放缓，产能严重过剩下行业整合正在演化中。根据硅业分 会统计数据，近五年中国产能增长呈放缓态势，2020 年中国产能规模 506 万吨/年，5 年 CAGR 不足 1%。由于工业硅冶炼所需的能耗和资源条件约束较大，产能利用率严重偏低，全球平均产能利用率约 53%，而中国平均产能利用率在 46%左右，2019 年工业硅需求疲 弱拖拽产能利用率继续下滑，以市场竞争挤出过剩落后的产能。

近年政策约束无序扩张，产能基本维持低增速。2016 年供给侧改革以环保限产为抓 手持续出清落后小产能，并提高西部地区的集中度。随后新疆出台《着力推进硅基新材 料产业健康发展实施意见的通知》，未来将控制工业硅总产能在 200 万吨以内，集中园 区化管理工业硅产能，一方面限制新增产能的审批，另一方面对不符合节能降耗的低功 率矿热电炉进行限期技术改造或关停，实现疆内产能置换。同时云南省颁布《关于推动 水电硅材加工一体化产业发展的实施意见》，要求 2020 年控制总产能在 130 万吨以内且 产能前五企业产量提高到 50%以上，全面关停落后产能。在西部成本洼地被占满+落后产 能继续出清+有机硅、多晶硅投产节奏加快的情况下，工业硅产能升级置换加快，供需格 局继续改善。（报告来源：未来智库）

（八）钛白粉：硫酸法工艺受限制，氯化法工艺待推广

钛白粉又名二氧化钛（TiO2），是一种十分稳定的白色无机颜料，具有无毒、最佳 的不透明性、最佳白度和光亮度，被认为是目前世界上性能最好的一种白色颜料，约占 全部白色颜料使用量的 80%。当前钛白粉的生产工艺主要有两种：硫酸法和氯化法。氯 化法相对硫酸法是更为环保清洁的工艺，且其产出的钛白粉纯度更高，性能更好，世界钛白粉生产总量中约一半为氯化法产品，国际上主要的钛白粉生产厂商基本都采用氯化 法。

我国钛白粉产能规模近十年仍保持较高增速，2013-2020 年我国钛白粉年产能从 318 万吨上升到 423 万吨，年复合增长率达到 4.2%。2015 年后我国实施了更为严格的环保政 策，对硫酸法钛白粉进行严格控制，部分小型钛白粉和不具备污染处理能力的生产企业 被迫关停，部分大型生产厂家开始向对环境污染更少、产品质量更好的氯化法生产钛白 粉工艺转型，结构性过剩的现象得到缓解，2020 年钛白粉产能利用率实现 78.64%，较 2013 年提升了 10pct。

近年来钛白粉需求基本维持稳定，2020 年消费量为 228 万吨，2013-2020 年年复合 增长率仅 2.1%。我国钛白粉最大的消费市场是涂料行业，涂料作为一种中间商品，其景 气度与下游汽车工业，房地产，基础建设和家居业等终端消费市场密切相关。长期来看， 我国房地产及汽车需求量都处于下行低迷状态，预计未来难以对钛白粉的需求量产生大 力拉动。同时，国内硫酸法产能占比目前仍为 80%以上，限制硫酸法钛白粉的政策将继 续驱动该产业结构向更合理的方向前进。

（九）环氧丙烷：限制新建氯醇法工艺

环氧丙烷，简称“PO”，在常温常压下为无色透明低沸易燃液体，是重要的有机化 工合成原料和合成中间体。环氧丙烷作为丙烯的衍生物，其上游原料是丙烯及制得丙烯 所需的石脑油和丙烷，下游的主要产品有聚醚多元醇、丙二醇甲醚及碳酸二甲酯、丙二 醇醚等。环氧丙烷的生产工艺主要有氯醇化法、共氧化法（包含 PO/SM、PO/TBA 或 PO/MTBE 法）、双氧水直接氧化法（HPPO 法）和异丙苯氧化法(CHPPO 法)等。

供给上环氧丙烷的产能和产量基本逐年上升，2016-2020 年国内环氧丙烷产能从 314 万吨/年增长至 346 万吨/年，CAGR 为 2.5%，同期产量从 224 万吨增至 266 万吨，CAGR 为 4.4%。2021 年国内产能为 403 万吨/年，同比新增 57 万吨/年，截止 2021 年 5 月，国 内产量为 145 万吨，同比增加 48%，产能利用率达到 86%，为 5 年以来最高值。从需求 端来看，2016-2020 年环氧丙烷表观消费量从 251 万吨增长至 313 万吨，CAGR 为 5.7%， 整体表观消费量增速大于产量增速，国内净进口量在 30-50 万吨/年的水平，对外依存度 维持在 15%左右。由于环保政策的规限，氯醇法产能扩建被禁叠加落后产能的退出，环 氧丙烷行业自身的转型升级导致自给率的推进放缓。

2021 年环氧丙烷供需格局将迎来以下重大改变：

（1）国内环氧丙烷供应面临集中 投产的冲击：2021 投建产能规模高达 235 万吨/年，预计在年底前全国总产能将达到 581 万吨/年，同比增加 68%，而 2020 年表观消费量 313 万吨，短期市场供大于求不可避免。 但由于大部分新增产能集中在下半年投产，考虑产能爬坡仍需要一定时间，预计供给端峰值将在 21 年 Q4～22 年逐步显现。

（2）出口市场有望快速打开：过去环氧较低主要受制于国内供不应求和政策上只开放 HPPO 法环氧丙烷出口。从新建 产能的统计结果看，2021丙烷新建 HPPO 法产能共 90 万吨/年，将极大地改善国氧化法环氧丙烷相对欠缺的局面，预计在国内供应饱和后海外市场将逐步打开；

（3） 氯醇法工艺不再增产，共氧法和直接法将成主流之一。2015 年起氯醇法工艺因环保因 素被限制增产，但作为氯碱平衡的重要耗氯装置，轻言淘汰为时尚早。另一方面，共氧 法和直接氧化法2020 年以来进入快速投产期，预计在 21 年底这两种工艺的产能占比 将上升至 28%和 22%。

（十）尿素：煤炭指标空间有限，产能减量置换为主

尿素学名碳酰胺，在土壤中被水解成碳酸铵或碳酸氢铵后被植物吸收利用，是一种 含氮量最高的氮肥，适用于各类作物和土壤。按下游需求可分为农业生产和工业加工， 其中农用尿素可直接施肥亦可制作复合肥；工业需求中可以当作三聚氰胺、人造板，电 厂脱硫脱硝的主要原料。以行业属性来看，农业需求相对稳定，具有非周期性特点，短 期与作物种植结构相关，中长期与人口增速、耕地种植面积相关；工业需求方面，三聚 氰胺下游需求是板材、油漆涂料等，人造板属于建筑建材行业，二者均与地产周期关联 度较高。

我国作为传统农业大国，化肥产能过剩的问题突出，在政策指导和环保制约下，2015 年起我国三大单质肥产能、产量开始显著下降，2020 年尿素产能下降至 7260 万吨，产 能利用率回升至 77%，同年需求在粮食安全政策提振以及房地产竣工崛起的背景下止跌 回升。

按照《到 2020 年化肥使用量零增长行动方案》要求，到 2020 年，氮肥产能 6060 万 吨，产能利用率提升至 80%，根据百川盈孚数据显示 2021 年尿素总产能为 7096 万吨， 尚未达到总量调控目标。按照当前政策，各地煤炭指标空间有限，新建合成气和尿素装 置审批难度较大，未来几年内以原产线扩产和新旧产能置换为主。同时根据《合成氨单 位产品能源消耗限额》加强合成氨（尿素）企业能耗水平的监管。

四、重点公司分析

（一）合盛硅业：工业硅预计难再新增产能，区位优势预计日渐凸显

公司是工业硅+有机硅双龙头，拥有 73 万吨工业硅+93 万吨有机硅，另有在建 20 万 吨聚硅氧烷和 40 万吨工业硅。受益于电力和双控指标的约束，工业硅 21 年 Q3 价格启 动涨价，后续有望在能耗双控不放松+水电回落+下游多晶硅和有机硅新建项目的陆续投 产的情况下价格维持高位。有机硅历史需求增速为 10%，今年超预期来自金属硅的支撑 以及房地产强竣工周期，四季度检修带来的供给收缩有望维持价格高位运行。当前产品 涨幅上价格远超成本，公司处于丰收期，往后工业硅的高耗能属性将面临长期约束，下 游光伏产业及有机硅深加工仍维持高增速，公司在规模及成本上优势将继续扩大。

（二）兴发集团：磷化工巨头，深度受益于行业供给优化

公司深耕磷化工业务近三十年，目前拥有产能磷矿石 495 万吨/年，黄磷 16 万吨/年， 磷铵产能 60 万吨/年，草甘膦 18 万吨/年，甘氨酸 10 万吨/年，电子级磷酸 3 万吨/年，从 农资到电子级，公司产能基本覆盖全系列磷化工产品。同时，受益于供给侧改革和环保 约束下磷化工供应链的缩减，在供需主导下磷化工步入高景气度周期，公司作为磷系头，主营产品为其提供了大幅盈利空间。公司充分利用草甘膦中副产物氯甲烷，公司设 立全资子公司湖北兴瑞，布局有机硅业务，目前拥有有机硅单体产能 36 万吨/年，降 低草甘膦环保风险的同时更提升了草甘膦综合经济效益。

同时，2021 以来在有机硅供应 紧张的低库存下，有机硅价格持续高位使得公司盈利能力显著增强，2021 年 H1 湖北兴扣非净利润 7 亿元。公司作为资源禀赋型企业，配套磷矿储量 4.29 亿吨，产能 495 万吨/年，并自有水电站 32，总装机容量达到 17.85 万千瓦。在我国磷矿石产量逐渐降和 2021Q3 出现的电力供应紧张问题下，公司资源配备为其铸造的成本护城河，叠加 磷硅系产品的高景气度，使其在 2021季度盈利较去年同期大幅增加 592%。

（三）云图控股：复合肥景气度复苏，磷系强者向磷酸铁进击

云图的主营业务复合肥，受益于种植利润提升带来的复合肥景气度复苏，2021 年 H1 常规/新型复合肥业务实现营收 18/14 亿元，同时由于较完善的上游产能配备，在上半 年原材料价格高涨的情况下公司常规/新型复合肥毛利实现 51.3%/11.1%，同比增长 5.2/0.46pct，一体化优势显著。

公司联碱业务受益于纯碱行业供需紧张带来的价格持续上行，2021 年 H1 该业务实 现营收 5 亿元，毛利 20%，预计未来还将提升；另一业务黄磷方面，黄磷行业受制于云 南水电偏枯+电力供应紧张+能耗指标问题，今年产量大幅下滑，价格持续抬升，公司拥 有 6 万吨黄磷产能，基本全部外销，黄磷价格每涨 1000 元，公司的净利有望增厚 0.45 亿元。

由于磷系企业拥有完善的上游资源和较强的副产物处理渠道，使得它们在磷酸铁的 产业布局上更具优势。公司作为磷系头部企业，规划建设 35 万吨磷酸铁及相关配套项目， 按照 15500 元/吨（磷酸铁）、8013 元/吨（净化磷酸）和 3200 元/吨（复合肥）价格计算， 该项目含税收入动态值可以达到百亿元规模，动态税前净利可超 20 亿元，在经历过行业 洗牌以后有望成为公司发展的新增长极。

（四）中盐化工：纯碱龙头，业务深度受益

公司拥有兰太钠业、高分子公司、中盐昆山、氯碱化工、发投碱业（刚从青海国资 委收购而来）、昆仑碱业六大核心子公司，眼下来看高分子公司做的糊树脂行业较为困 难，其他子公司产品的景气度都是向上的，尤其纯碱。在纯碱角度，折算权益产能为 310 万吨，90 万吨在建。

（五）山东海化：纯碱景气度延长，氨碱龙头深度受益

公司主营纯碱、溴素及原盐等业务，其中纯碱权益产能达 280 万吨，贡献公司九成 以上利润。当前纯碱核心支撑为双控背景下开工率及库存维持低位运行，由于在 Q4 有 其他产能退出+光伏玻璃释放产能，本轮景气上行有望延长。

（六）中泰化学：剥离贸易业务优化资产，主业景气度大幅回升

公司贸易业务剥离，将低毛利贸易业务从利润表部分剥离，显著改善利润表质量。 在主业层面，电石、PVC 供应端预计会受到“碳约束”，PVC 需求端在地产韧性和替代 其他材料的进程中维持中高增速，景气度持续改善；烧碱供应端受到环保和产业调整目 录限制，需求端下游氧化铝有望在低库存下景气度恢复。粘胶供应端开始去化，需求端 跟随纺织服装行业复苏，价格预计会持续上行。在公司层面，公司深度一体化使得主业 产品相对各细分龙头企业存在明显盈利优势，且成本端能保持相对稳定，能深度受益于 行业回暖。（报告来源：未来智库）

（七）滨化股份：氯碱景气度回升，C3C4 项目落地进入发展新阶段

公司循环经济综合化工平台搭建完成，上游配套盐场，水厂和电厂，中游以氯碱装 置为核心，下游配套环氧丙烷、氯丙烯、三氯乙烯和四氯乙烯等耗氯装置，并对废水， 废气和废渣综合利用，成本优势明显，在 2020 年行业景气度底部+疫情冲击中经受住极 端考验，业绩底部已探明。2021 年烧碱景气度触底回升+经济复苏驱动各产品价格高位 运行，业绩有望大幅修复。碳三碳四项目包含 60 万吨 PDH、80 万吨异丁烯，15 万吨合成氨和 30 万吨环氧丙烷联产 78 万吨叔丁醇，业绩增量上有望再造一个滨化。同时该项 目是公司切入石化新材料、新能源行业的重要一步，后续布局值得持续关注。

（八）华鲁恒升：传统产业升级先锋，德州+荆州基地布局打开新空间

公司几大主营产品里，尿素、DMF 十三五期间都处于去产能周期中，尤其疫情发生 后，行业内 16 万吨 DMF 产能在疫情和环保压力下关停，公司通过 DMF 产线通过技改 从 25 万吨扩张至 33 万吨，占国内产能比例提升至 34%以上。醋酸和己二酸过去几年行 业盈利性偏弱，企业扩张动力不足，行业新增产能投放偏少，2020 年疫情后经济复苏推 动行业景气度上行。

德州基地进军优质赛道，布局尼龙 66 和可降解塑料项目。尼龙 66 项目预计可生产 8 万吨尼龙 66 产品、20 万吨己二酸和 36 万吨硝酸；可降解塑料项目拟生产 12 万吨 PBAT 和 30 万吨 BDO。我国尼龙 66 和 PBAT 行业仍处于高速发展期，产品单位产值高且属于 政策支持的行业。公司通过自建 BDO 和己二酸产线，有助于发挥成本管控方面的优势。

落地荆州基地，突破环境容量约束。荆州项目一期产品包括 100 万吨尿素、100 万 吨醋酸和 15 万吨 DMF。荆州基地有助于公司突破德州基地能耗指标和环境容量限制， 并在用水和产品运输方面优势显著，公司有望凭借优秀的成本管控能力设立第二基地彻 底打开成长天花板。

（九）龙佰集团：氯化法先发优势突出，有望成为钛白粉赛道的终极玩家

全球钛矿在储量、产量、品位三重下滑的压力下，自 2019 年出现明显的供需缺口， 钛白粉的钛矿成本持续抬升。需求端，国内竣工周期内强钛白粉需求+海外钛白粉需求持 续回暖促使我国钛白粉出口需求旺盛，钛白粉工厂库存已经降至低位，价格中枢抬升。 工艺迭代上，氯化法工艺存在海外技术垄断和工艺所需高端钛料相对缺乏的问题，不少 企业不具备建设条件，而龙佰集团具有德国钛康（全球唯一有技术但不生产钛白粉的企 业）氯化法工艺 5 年独家授权+自备高端钛料产线，先发优势突出。我们认为，钛白粉产 业链价格或将在相当长的时间内易涨难跌，具备资源优势的企业将走出现金流与资本开 支的正循环，在价格弹性和五年技术保护时间窗口下有望走出高速扩张行情。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。

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电力行业专题报告：电价发展趋势研判

作者：未来智库

发布时间：2022-08-05 10:38

快照：

（报告出品方/作者：信达证券，左前明、李春驰）

电价机制改革本质上是经济社会发展对电力行业的内在反映

1、我国电价政策机制发展历程

电力行业作为工业社会基础产业，是国民经济发展和人民正常生活的重要能源保障。电价 作为电力供需的标杆和优化电力资源配置的杠杆，不仅承载着各方利益诉求，而且影响着 电力行业的发展方向和前景。我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段：

计划管理阶段（1949-1985 年）：与计划经济体制相适应，建国初期的电力建设和电价 管理采用了高度集中的计划管理体制。以 1952 年全国主要电力企业由地方上划中央为 标志，我国电力工业开始实行中央统一管理，从电力发、输、配、售到销售收入的实 现和利税上缴，电力生产的各个环节，均由政府自上而下垂直管理，实行计划建设、 计划发电、计划供电的体制。电力价格由政府制定。

初始调整阶段（1985-2002 年）：为了解决建设资金不足、电力供应紧张的矛盾， 1985 年国务院出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》（国发〔1985〕 72 号），提出电力投资主体多样化，由原来的中央“一家办电”改为“多家办电”的形式， 并配合电力投资改革进行了电价改革，实行了多种电价制度，包括 “还本付息”电价， “燃运加价”政策，以及 “二分钱”电力建设基金政策。

改革过渡阶段（2002-2015 年）：在世界电力工业均兴起放松管制、引入竞争的背景下， 我国电力行业开始以引入市场竞争机制为主要内容的电力管理体制与运营模式改革。 2002 年底，国务院颁布《电力体制改革方案》（国发[2002]5 号文），开始进行以“厂网 分开、主辅分离”为主要内容的电力工业管理体制改革。在上网电价环节，2004 年国 家出台了燃煤机组标杆上网电价，随后逐步推广到风电、光伏、核电、生物质发电等 领域；在输配环节，提出了输配电价的概念；在销售环节不断优化调整销售电价结构， 扩大“基本电价（与变压器容量用量成比例）+电量电价（与用电量成比例）”的两部 制电价执行范围。

全面改革阶段（2015年-至今）：2015年，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力 体制改革的若干意见》（中发[2015]9 号），确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基 本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。针对电价机制改革，确定了单独核定 输配电价、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成和妥善处理电价交叉补贴三 项主要改革内容。

梳理电价政策机制发展历程可以发现，电价机制改革本质上是国家经济社会发展对电力行 业的内在反映，也是重要的宏观经济调控手段。电价机制由计划管制松绑的直接原因是电 力行业投资不足带来的“电荒”；2002 年第一次电力体制改革主要瞄准“打破垄断，引入 竞争，提高效率，降低成本”的目标。2015 年以来的新一轮电力体制改革主要针对的是电 力行业市场交易机制缺失，电价机制未能理顺，电力成本无法疏导的实质性问题。

2、现行电价机制介绍与分析

计划模式下的电价机制来源于国家发改委《电价改革实施方法》（发改价格[2005]514号）， 其中包括《上网电价管理办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。 计划模式下的电价机制包括上网电价、输配电价和销售电价三部分。而根据《关于核定 2020~2022 年省级电网输配电价的通知》（发改价格规[2020]1508 号），参与电力市场化的 用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加四部 分。

上网电价：又称标杆电价，是发电企业与电网企业进行电能结算的价格。计划体制下 的上网电价由当地发改委进行核定。市场竞争下的上网电价由发电企业与用户的中长 期合同，或发电企业在现货市场中的竞价确定。

输配电价：指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称， 又称输配电费用。目前省级电网输配电价定义中，输配电价包含线损、交叉补贴和区 域电网容量电费三部分。现行的输配电价由发改委按照“准许成本加合理收益”的原 则每三年核定一次。

辅助服务费用：指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、 输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务而产生的成本。辅 助服务费用的收取和分摊依据源于 2006 年《发电厂并网运行管理规定》（电监市场 〔2006〕42 号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）， 合称“两个细则”。2021 年 12 月，国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》 （国能发监管规[2021]60 号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规[2021]61 号），合称新版“两个细则”替代旧版“两个细则”。目前，全国除西藏外的 6 个区域 电网和 30 个省级电网均已有电力辅助服务市场运行。

政府性基金及附加：包括国家重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持基金、农网 还贷资金、城市公用事业附加、可再生能源电价附加等。

销售电价：指电网经营企业对终端用户销售电能的价格，同时叠加电能成本、输配电 成本和政府性基金及附加等部分。计划体制下的销售电价由当地发改委进行核定。市 场竞争下的销售电价由发电企业与用户的中长期合同，或电力用户或供电公司在现货 市场中的竞价确定。

随着新一轮电力市场体制改革不断推进，电力行业的生产消费结构也在逐步发生变化。目 前，各省份均为计划性质的优先发电/用电计划与市场性质的中长期交易市场、电网企业代 购电和（或）电力现货市场试点并存的局面。其中，发电侧的优先发电量主要包括清洁能 源消纳供电，供热机组供电、跨省跨区计划送电等部分；用电侧的优先用电量主要供给包 括居民、农业、重要公用事业及公益性事业在内的未参与市场化交易的用户。因此，现行 的电价机制逐步由计划体制转向市场模式，计划与市场并存的局面。

上网电价：主要受政策及成本影响，与市场联动加强，但仍受行政指令管制。

煤电方面：煤电上网电价受煤炭价格影响和行政性较大。“煤电联动”机制始于 2004 年 国家发改委发布的《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》（发改价格[2004]2909 号），允许煤电上网标杆电价跟随电煤价格依照一定关系实现联动。“煤电联动”机制虽 实现周期性上网电价与煤炭价格联动，但仍存在联动性不足（电价联动周期滞后煤价至少 6 个月，电煤累计上涨幅度需达 5%），行政性指令较强（电厂需要自行消化 30%的煤价上 涨因素）等机制性缺陷。

风光方面：风光新能源历经“补贴起步-爆发增长-补贴退坡”的典型行业政策扶持发展历 程，最终目标是实现平价上网和参与直接交易和市场竞争。风光发电的上网标杆电价高于 当地燃煤机组上网电价的部分，由可再生能源补贴支付。风光新能源发电也因此迎来爆发 式增长时期。自 2015 年以来，风电和光伏的标杆电价分别经历了五次和七次下调，补贴空 间逐步压缩。2021 年，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通 知》（发改价格[2021]833号），正式取消所有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的补贴，实行平价上网。2022 年，国务院办公厅转发国家发展 改革委、国家能源局联合发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（国函办 [2022]39 号），鼓励支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，在 电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。

输配电价：第一轮核定已经完成，降价趋势明显。

立足于电改 9 号文对输配电价 “准许成本+合理收益” 改革原则，国家发改委于 2015 年、 2016 年，和 2017 年分别发布《输配电定价成本监审办法（试行）》（发改价格 [2015]1347 号）、《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格[2016]2711 号）和 《关于印发<区域电网输电价格定价办法（试行）><跨省跨区专项工程输电价格定价办法 （试行）>和<关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见>的通知》(发改价格规 [2017]2269 号)，其中对省级电网、区域电网和跨省跨区输电工程的输配电定价成本构成、 成本核定、准许收入计算办法、输配电价计算办法和调整机制等进行明确规定。

输配电价核定的思路主要是“存量核定，增量预测”，即首先对年度存量电网资产和成本 开展成本监审，再根据国家电力规划预测下一周期（3 年）的电网资产增量和成本增量， 最终合并计算出下一周期内的有效资产和准许成本，以及周期内允许回收的准许收益。准 许成本和合理收益加和后形成的总准许收入与下一周期内售电量预测之比，即为平均输配 电价。 2017-2019 年全国首轮输配电价监管周期结束，核定结果于 2020 年 9 月公布。核定结果 中，输配电价项目包含增值税，交叉补贴、线损以及区域电网容量电费。首轮输配电价核 定结果在数值调整上“降多增少”。除北京、河北南网、冀北电网、蒙东等少数地方省级 输配电价有普遍上调外，其他地方的省级输配电价均出现不同程度的下调。其中，西北、 华东区域下调面广、幅度大，华中也有较大下调。

销售电价：工商业电价从行政性指令向市场化定价转变，居民和农业电价保持稳定。

2015 年电力市场化改革前，销售目录电价均由国家进行制定。2018 年、2019 年和 2020 年，国家发改委连续三年发布《关于做好 2018 年降成本重点工作的通知》（发改运行 [2018]634 号）、《关于做好 2019 年降成本重点工作的通知》（发改运行[2019]819 号） 和《关于做好 2020 年降成本重点工作的通知》（发改运行[2020]1183 号），分别降低一 般工商业电价 10%、10%和 5%。2021 年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439 号），取消工商业目录电价并以电网代理 购电机制代替，以及推动工商业用户全部进入市场参与交易。此外，《通知》还规定居民 （含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电 由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策；同时规定高耗能行业企业电价不受上 浮 20%的限制。

3、电力市场化改革情况简介

2015 年 3 月 15 日中共中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 〔2015〕9 号），新一轮电力体制改革启动。其核心思想是“管住中间，放开两头”：对于位 于中间的输配电环节进行行政性强监管，以发改委对电网公司输配电环节进行成本审查和 合理定价；对于发电端和用电端，不再由电网企业进行统购统销，而是通过建立发用双方 可以直接对话的中长期合同和现货市场交易，以反映电力作为商品的价值属性。

目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立，现货市场中，第一批 8 个试点地区（南方 （以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已开展了多轮长周期结算， 第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）正在加快建设。我国电力 市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量，沿用政府定价体系， 由各省市发改委核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价，由电网公司继续进行统 购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分，工商业用户与发电企业通过中长期合同和现 货市场直接对话竞价，形成市场化电价的情况。2021 年，我国整体市场化交易电量占比已 达 45.5%。 在改革初期，电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电 价均出现一定下降，广东电力市场中的中长期合同均价就出现 2017~2021 年连续 5 年的负 价差，电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利，但同时也形成了当前电力供给过 剩，“电改=降电价”的错误预期。2021 年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨” 的认识。山西等现货市场较为完备的地区，电价可以在较大范围内实现浮动，及时反映电 力供需形势。

2021 年缺电至今，国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。2021 年 10 月，国家发 改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439 号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大 至上下浮动 20%，同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企 业代理购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系 的指导意见》（发改体改[2022]118 号），提出全国统一电力市场体系到 2025 年初步建成、 到 2030 年基本建成。

现行电价机制同时面临长期的机制结构性问题和短期的能源环境及政策问题

1、长期机制结构性问题

电价机制受到的行政管制较多：长久以来，我国电力标杆上网电价和销售目录电价仍 在国家行政指令的管制之下。“煤电联动”机制规定“当电煤价格波动幅度超过 5%时， 以年度为周期相应调整上网电价”。但在 2004-2015 年间，煤价变化达到 5%的标准次 数共有 14 次，“煤电联动”机制仅有 10 次发生调整，有 4 次未发生调整。2018-2020 年，发改委更是直接连续三年在降成本重点工作通知里分别提出降低工商业电价 10%、 10%和 5%。2019 年，“煤电联动”机制被“基准价+上下浮动”机制取代，但其初期 依旧存在向上 10%、向下 15%的浮动限制，甚至存在“2020 年暂不上浮”的行政性 命令。因此，电力作为商品，其价格机制存在行政监管干涉较多的长期性问题。

电价机制无法体现电力商品属性：现行电价机制仍包含交叉补贴和政府性基金及附加。 交叉补贴资金主要来源于高电价工商业用户和高电压等级用户。在市场竞争方面，因 为无法科学剥离核定输配电价中的交叉补贴，电力的商品属性和市场交易中的价格信 号作用被剥离和降低。目前仍随电价征收的政府性基金及附加主要包括国家重大水利 工程发展基金、水库移民后期扶持资金、可再生能源附加等。部分省区还征收地方水 库移民后期扶持基金。政府性基金及附加承担了电力行业相关的社会成本，但“大水 漫灌”式的全体电力用户共同分摊成本的电价机制不利于体现电力的时间价值和空间 价值，同样无法体现其商品属性。

辅助服务成本和容量成本无法疏导：长期以来，“一口定价”的标杆电价/目录电价机 制立足于优先发电电量模式，同时覆盖电力的电能量成本、输配电成本、辅助服务成 本、固定投资成本等。2015 年新一轮电力市场化改革启动后，市场化后中长期合同和 现货市场报价出清机制仅覆盖电能量成本，而未能考虑辅助服务成本和固定投资成本。 计划模式下的电力辅助服务成本，本质上是基于旧版“两个细则”下的发电侧之间互 相转让。但依据“谁受益，谁承担”的原则，如辅助服务成本未能疏导至终端用户， 将引起发电企业亏损，进而打击发电侧提供辅助服务的积极性。同时，随着高比例新 能源大规模接入电网并在电量上逐步开始替代火电电量，火电逐步由过去的电力电量 主体电源转向电力支撑为主，电量供应为辅的顶峰电源。火电利用小时逐步被压缩， 而备用顶峰的价值尚未有合理机制得以补偿，将导致度电固定成本分摊逐渐升高，进 而影响火电固定投资成本回收。

2、短期能源环境及政策性问题

全球进入新一轮能源通胀周期：海外自 2008 年以来、中国自 2012 年以来煤炭行业进 入下行周期，全球产能均进入出清阶段。同时伴随着能源通缩，全球资本快速显著地 撤出化石能源，导致煤油气的资本开支大幅下滑、明显不足，从而造成新增产能非常 有限。包括煤炭和油气在内，由此以来出现资源接续乏力，甚至出现供给零增长、负 增长的局面。从产能周期方面，常规油气田产能建设周期大致两到三年，煤矿普遍三 到五年以上，所以即便从现在开始加紧投资，也难以在中短期看到有效产能的投放， 就造成了未来三到五年维度的能源短缺周期。

煤电“基准价+上下浮动”机制无法消化煤价上涨幅度：2021 年，国家发改委发布 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[1439]号），扩 大煤电价格上下浮动空间至 20%。然而电价上浮 20%并不能消化煤价上涨的幅度。据 我们测算，以目前全国平均燃煤标杆电价 0.3664 元/kWh 来看，换算成可消化的煤炭 价格大约为 676 元/吨。以电价上涨幅度为 15%至 0.3960 元/kWh 计，可消化的煤炭价 格大约为 820 元/吨左右；以电价上浮 20%至 0.4397 元/kWh 计，能够消化的煤炭价格 大约为 875 元/吨左右。然而 2021 年以来煤价持续性上扬高企，以秦皇岛港口动力煤 价格为例，动力煤市场价格自 2021 年 3 月以来持续上扬，高点在 9~10 月突破 2000 元/吨。假设火电厂电煤长协平均覆盖率为 60%，电厂平均购煤价格也在 10 月突破 1200 元/吨，上涨幅度远超煤电电价“基准价+上下浮动”可以消化的区间。受电煤成 本大幅拖累业绩，2021 年五大发电上市公司净利润均出现大幅亏损。

大规模高比例新能源消纳调节需求导致系统成本进入加速上升阶段，新能源需承担一定的调节费用：“双碳”目标下，电力系统将作为主体脱碳减排部分加速完成清洁能 源替代。据我们测算，新能源将于 2025 年左右达到新增发电量中占比超过 50%，于 2035 年达到总装机占比超过 50%，并在 2045 年达到总发电量占比超过 50%。风光出 力的波动性和间歇性将使得电力系统由集中可控、稳定出力转向强不确定、弱可控性 转变。因此，电网相较以往需要更多系统调节能力以消纳新能源电量和平抑出力波动， 而加装储能、投资抽水蓄能及调用常规调节电源和需求侧响应等电网调节性手段不可 避免地导致系统成本加速上升。随着系统成本加速上升，以及电力市场化改革的不断 推进，目前电网保证新能源消纳率的局面不可长期持续。在现货市场改革未推进时， 辅助服务仍属于发电侧机组的零和博弈。新能源因其出力的间歇性和波动性，需要分 摊调节费用。现货市场改革推进后，成本经由市场机制传导至用户侧，新能源需要同 市场用户共同分摊调节费用。

电网企业由于降电价出现亏损，恐影响后续系统投资改造：近年来，我国连续出台降 低用户电价政策措施，2016-2017 年合计每年减少用户用电成本 1340 亿元。其中，电 网企业直接承担 790 亿元、占比 59%。2018 年完成“一般工商业电价降 10%”任务， 每年减少用电成本 1138 亿元。其中，电网企业承担 818 亿元，占比 72%。2019 年全 面落实“一般工商业电价再降 10%”的任务，每年减少用电成本 961 亿元。其中，电网 企业直接承担 442亿元，占比 46%。2020年全面落实“除高耗能以外的大工业和一般 工商业电价降低 5%”的任务，上半年减免用户电费超过 595 亿元。相关政策措施向 电力用户释放了价格成本红利，但电网企业以占销售电价比重 30%的收入，承担了 2015年以来行政指令降电价 60%的部分，连续降电价给电力企业带来巨大的经营压力。 2020 年 1~5 月，国家电网公司利润总额同比减少 88.9%，27 家省级电网中有 19 家出 现亏损；南方电网公司利润同比下降 68.4%，5 家省级电网公司中有 3 家亏损。

小结：电价机制长期问题与短期问题交织，“发输配”环节成本亟需疏导。立足于电 力体制由集中管制向逐步放开市场竞价转变的改革节点，与电力体制一脉相承的电价 机制同时面临行政性管制较强，商品性属性不足及辅助服务和容量成本无法疏导的长 期性问题，和在全球能源通胀，能源成本持续升高的背景下，煤电价格机制无法消化 煤炭价格、新能源大幅拉升系统调节成本和电网公司持续降价降费后经营困难的短期 问题。总结来看，电价机制问题本质上还是电力市场化机制改革不完全不彻底所带来 的上游成本没有完成机制理顺，无法实现向下游疏导情况。因此，电力系统的“发输 配”三环节电价仍需立足于电改“9 号文”所确定的“理顺电价形成机制，完善市场 化交易机制”任务目标，继续深化改革，疏导各环节成本。

伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入一轮上涨周期

立足于加快建设全国统一电力市场的背景下，行政性降电价举措已接近尾声。从政策 导向看，不同于 2018~2020 连续三年的降成本重点工作通知中量化性的降电价政令， 2021 和 2022 年的降成本工作通知再未出现相似具体量化表述。从实施细节来看，降 电价举措已经从 2018 年的政府、电网企业和发电企业共同让利，转移至 2021 年以清 理转供电不合理加价为主的方式。从顶层设计来看，本轮电力市场化改革即将进入以 全国统一电力市场为基础框架的新阶段。

顶 层设计主导电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入以结构性改革为主要， 以理顺电价形成传导机制为主旋律的上涨周期。2021 年 10 月，中共中央、国务院发 布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在电力方面 重点明确深化能源机制改革，以市场化手段逐步替代行政手段刚性约束，以价格机制 推动能源、碳排放要素向高质量项目聚集。

2021 年 11 月，中央全面深化改革委员会第 22 次会议对我国电力市场建设发展提出明 确要求，包括健全多层次统一电力市场体系，改革完善煤电价格市场化形成机制，完 善电价传导机制，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电 价格相对稳定。推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市 场交易等。这是中央第一次在最高级别的决策会议上研究部署电力专项改革方面的任 务。可以看出，在国家加快推进“碳达峰-碳中和”目标的背景下，加快建立健全多层 次统一电力市场，理顺能源价格传导机制和电价机制，放开电价竞争是发挥市场机制 在电力价格形成、成本传导和资源配置的重要前提。

2022 年 1 月，国家发改委能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见》（发改体改[2022]118号），以遵循电力运行规律和市场经济规律，破除市场壁垒为指 导思想，对电价机制提出“完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，推动 电网企业输配电业务和购售电业务分开，妥善处理政策性交叉补贴”的改革要求。立 足于全国统一电力市场的建设要求和理顺电价形成和传导机制，推动发用双边市场化 交易，合理核定输配电价，妥善处理交叉补贴等具体市场化改革路径，将会给国内电 价机制带来结构性改革机会，国内电价将有望随之进入一轮上涨周期。

基于发电侧发电成本压力和用户侧宏观经济承受力的考量，预计电价将以温和渐进的 主基调逐步提升。电力作为国家工商业经济的上游和基础性原材料，其价格波动将会 对下游产业有较大影响。短期视角来看，基于目前发电侧火电企业巨额亏损，经营困 难的局面，和用户侧疫情冲击下宏观经济下行，压力较大的情况，我们预计电价水平 将在短期内保持稳定。中长期视角来看，随着经济逐步复苏和市场化改革推进，考虑 到全国统一电力市场预计建成时间为 2030 年，预计电价机制将会在“十四五”和“十 五五”期间随火电新能源电能量成本疏导机制理顺，电力辅助服务市场和容量电价机 制建立，以及输配电价合理核定步入近十年左右的温和渐进上涨周期。

1、发电侧电价上涨空间解析：

电能量电价：煤电受限煤炭供应紧张现状持续、支撑性电源装机不足和产业结构调 整的需求，预计电价在市场化过程中仍有上浮空间。目前，我国各省已普遍建立电力 中长期市场，部分地区开展现货试点交易。燃煤火电机组也全部进入市场，以“基准 价+上下浮动”机制参与交易。2022 年以来，受国家煤炭增产保供政策影响，煤炭价 格高企的情况通过电煤定价长协 100%覆盖的行政性指令得以缓解。经测算，570～ 770 元/吨的长协价格基本可以为目前上浮 20%的煤电价格消化，2021 年火电企业经 营困难，巨额亏损的情况得以暂时缓解。但煤炭增产保供政策本质上是以“拆东墙补 西墙”为主要手段，通过截取化工、建材、冶金等下游行业的煤炭供应以保障电煤供 应。在煤炭供应总量增量不足前提下，优先保障国计民生相关的电力用煤需求，将导 致市场煤供应减少，加剧市场煤供需错配及市场煤价波动幅度。“市场煤”和“计划电” 的实质冲突依旧存在。从长期视角来看，煤炭供给最终取决于在建矿井和核准新建矿 井的建成投产。但“十三五”期间去产能和能源转型行动极大限制了煤炭产业融资与 发展，煤矿建设开发投资意愿低迷，动力不足。考虑到煤矿 3~5 年的长建设开发周期， 煤炭供应将在“十四五”期间持续处于紧张状态，电煤长协签订价格未来有望趋势性 逐步抬升。

电能量电价：市场化改革下的新能源价格机制需实现结构性调整，在分摊调节费用 的情况下电价也将向下游传导。随着新能源在电力系统中渗透率逐步提高，原先新能 源“保量保价，优先上网，全额消纳”的全盘接收政策不能持续。在现货市场改革推 进后，新能源在电能量成本部分占有边际生产成本低的优势，可以在中长期合同中和现货市场优先成交和出清；但其需要承担和分摊的系统性成本将会随着新能源渗透率 的持续上升而不断提高。综合来看，逐渐走高的分摊成本还是大于边际生产成本优势 的空缺，系统性成本的抬升会向终端电价传导。

假设：据国家能源局数据，辅助服务目前市场规模占全社会总电费的 1.5%。而根据国 际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的 3%以上。假设自 2025 年起，我国 电力辅助服务市场规模开始逐年攀升，至 2030 年全国统一电力市场建成时达到全社会 总电费的 3%。同时，2025 年~2030 年全社会用电量增速保持 5.5%，风光装机年装机 量保守估计为 120GW。辅助服务品种费用比例按照 2019 年上半年全社会电力辅助服 务的比例计算，2025 年~2030 年平均度电成本 0.6 元/kWh。假设同时考虑 2025 年时 调峰辅助服务品种与现货市场合并/未合并两种场景。

当考虑调峰辅助服务品种存在时，调峰辅助服务的费用分摊方法依照目前机制，在发 电侧按照发电机组电量比例进行分摊。假设新能源承担 70%的调峰调用成本，则可以 计算得到 2025 年风电辅助服务分摊费用总额为 196.75 亿元，度电分摊费用为 0.019 元/kWh；光伏辅助服务分摊费用总额为132.49亿元，度电分摊费用为0.019元/kWh。 2030 年风电辅助服务分摊费用总额为 456.17 亿元，度电分摊费用为 0.030 元/kWh； 光伏辅助服务分摊费用总额为 307.19 亿元，度电分摊费用为 0.027 元/kWh。 当考虑调峰辅助服务品种与现货市场合并时，假设调频、备用、调压和其他辅助服务 的费用比例分别为50%、40%、5%、5%，则可以计算得到2025年风电辅助服务分摊 费用总额为 203.57 亿元，度电分摊费用为 0.02 元/kWh；光伏辅助服务分摊费用总额 为 137.08 亿元，度电分摊费用为 0.02 元/kWh。2030 年风电辅助服务分摊费用总额为 411.09 亿元，度电分摊费用为 0.027 元/kWh；光伏辅助服务分摊费用总额为 276.82 亿元，度电分摊费用为 0.024 元/kWh。因调峰辅助服务与现货市场合并，调峰价值属 性在现货价格中体现，因此无调峰情况下辅助服务费用总量相较于有调峰情况略有下 降。

综上所述，新能源发电在渗透率不断升高的情况下，其辅助服务分摊费用和度电成本 分摊将随着辅助服务市场机制建立及成本疏导机制建立不断升高。因此，新能源需要 在项目可研阶段及市场报价阶段将辅助服务费用分摊核算入内。随着市场化不断推进， 相应调节成本分摊都将体现在新能源稳定出力后的电能量价格中，其电价上浮存在长 期机会。 水电核电：整体体量较小，成本构成和运营方式决定电价走向。目前，水电的标杆电 价按照省内标杆价和受端省标杆价执行，市场价则由发用双方商议决定。核电入市体 量较小，主要仍执行标杆电价。水电主要受限于水利工程投资规模较大、成本较高的 影响，为保证固定投资成本回收，标杆价格下调的可能性不大。且随着辅助服务市场 的建立，水电的省内及跨省跨区调峰作用将得到合理的补偿，价格有进一步上浮的可 能。核电立足于技术国产化，其固定投资成本逐渐走低，在目前标杆价下收益较好， 价格上涨可能性不大。

辅助服务：立足于新版“两个细则”，辅助服务成本疏导机制明确，费用逐步转向 发电企业和市场化用户共同分摊。2021 年 12 月，国家能源局发布《电力并网运行管 理规定》（国能发监管规[2021]60 号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规 〔2021〕61 号）（新版“两个细则”），用以替代 2006 年发布的《发电厂并网运行管理 规定》（电监市场[2006]42 号）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场 [2006]43 号(旧版“两个细则”)。本次修订与调整主要体现在扩大主体范围，丰富交 易品种，完善补偿机制和形成价格传导四个方面，重点提出基于“谁受益、谁承担” 的原则，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供 服务的发电单元传导。

受新政策影响，辅助服务价格将会从固定销售目录电价体系中逐步剥离出来，成为市 场化电力价格的组成部分。随着新型电力系统的进一步发展，系统内新能源占比逐渐 提升，稳定电网的辅助服务需求空间巨大，辅助服务电价在系统性成本疏导后存在上 涨空间。

容量电价：因顶峰电力供需趋紧而逐步显现价值，受供需关系的影响适时建立推广。 在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，由于新能源出力存在随机性、波动性和间 歇性，单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。 预计“十四五”期间，顶峰电力需求缺口存在扩大趋势。据我们测算，2021、2025 年顶峰容量需求为 13.4、16.3-17.0 亿千瓦。若“十四五”全社会用电量年均增速以 5% 计，考虑到 2021 年增速为 10.3%，预计 2022-2025 年均增速 4%左右。2022-2025 年， 最大负荷增速按年均 5.5%考虑。2021 年最大负荷约 11.9 亿千瓦，则 2025 年最大负 荷为 14.7 亿千瓦。考虑 13%备用率，则 2021、2025 年顶峰容量需求分别为 13.4、 16.3-17.0 亿千瓦。 测算 2021、2025 年顶峰容量供给为 15.1、17.6 亿千瓦，相对定容需求的顶峰容量裕 度进一步降低。若遭遇热浪寒潮等极端天气，尖峰时段供电缺口进一步拉大。2021 年 顶峰容量裕度为 15.1-13.4=1.7 亿千瓦，2025 年下降至 0.6-1.3 亿千瓦。

容量电价机制是保证常规电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。 在高比例新能源接入的新型电力系统中，煤电等常规能源的系统角色将逐步从电力电 量保障的主体电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由 于其出力的间歇性和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新 能源的电量替代作用，发电利用小时数不断下滑，无法通过发电收入回收固定投资成 本。容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，将会随着全国统一电 力市场的建立和电价机制的理顺，作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。随着 “十四五”期间顶峰容量裕度降低，顶峰电源缺口扩大，容量电价将会受供需关系的影响适时建立推广。

2、输配电价上涨空间解析：

综合考虑电网投资需求和合理收益、抽水蓄能和特高压的成本核算分摊、分布式发电 规模化接入配网侧的相关影响，输配电价有望止跌转升。据国家电网董事长辛保安透 露，“十四五”期间国家电网公司预计的电网投资将共计达到 2.26 万亿元。据《南方 电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间，南方电网总体电网建设投资将达到 6700 亿元。两网公司“十四五”合计投资将超 3 万亿元。鉴于今年以来宏观经济下行 的情况，为落实稳经济政策要求，两大电网公司均加大电网投资力度，共计超 6200亿 元。2022 年 6 月 2 日国家电网发布全力服务扎实稳住经济的八项举措，其中包括电网 投资超过 5000 亿元，达历史最高水平。南方电网公司今年固定资产投资计划 1250 亿 元。

“十四五”“十五五”抽水蓄能和特高压发展前景良好，成本核算分摊方式直接影响 输配电价。抽水蓄能方面，2021 年 8 月，国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）》（征求意见稿），提出“十四五”期间开工 1.8 亿千瓦，2025 年投产总规模 6200 万千瓦；“十五五”期间开工 8000 万千瓦，2030 年投产总规模 2 亿千瓦。2021 年 5 月发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》 （发改价格[2021]633 号），提出“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配 电价回收”的抽蓄电站“两部制”价格形成机制，重新将容量电价纳入输配电价当中。

分布式发电规模化接入将影响电网输配电量，进而影响输配电价调整。分布式发电在 “千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”的政策鼓励下将迎来重大发展机遇。分布 式发电规模化接入电网将实现新能源的就地消纳，用户也因此减少对电网的依赖程度。 而输配电价核定受下一周期电网输配电量影响，在准许成本和合理收益一定时，输配 电量越低，则输配电价越高。因此，分布式发电规模化接入将使得输配电价有走高趋 势。 综合来看，输配电价有望止跌转升。在新能源大力发展背景下，叠加新能源长距离大 范围输送、负荷结构变化等问题，特高压电网将会持续迎来增量需求，并继续成为电 网公司的投资重点。同时，包括抽水蓄能和特高压在内工程是新能源并网服务配套建 设的重中之重。因此，立足于电力系统升级改造的需求，电网公司需要在“十四五” 期间维持较为合理的收益，以保证电网改造的充足持续投资。遵循“合理成本+准许收 益”的输配电价核定原则，2022 年底的输配电价核定结果有望止跌甚至转升。

3、销售电价上涨空间解析：

居民农业销售电价保持相对稳定，略有上涨空间。我国居民电价受交叉补贴的影响， 在世界范围均属于较低水平。2021 年 6 月 24 日，国家发改委公开表示“与国际上其 他国家相比，中国居民电价偏低，工商业价格偏高。下一步要完善居民阶梯电价制度， 使电力价格更好反映供电成本”。根据《关于加快全国统一电力市场体系的指导意见》， 全国统一电力市场建设将统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，做好基本公共服 务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对 稳定。因此，随着电价机制逐步理顺，计划电量逐步进入市场，居民农业销售电价将保持相对稳定，并存在以拉大阶梯价差，压缩阶梯空间的手段上涨的可能。

工商业电价以电力市场化改革为主线实现上涨。根据《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》，取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电 力市场。电网公司代理购电业务作为目录销售电价取消后的过渡性措施，通过挂牌交 易和集中出清等方式确定代理购电价格。综合来看，自 2021 年 12 月电网代理购电业 务开展以来，代理购电价格均高出基准价（当地燃煤标杆电价），甚至存在长期顶格向 上 20%浮动的情况。根据国家发改委办公厅《国家发展改革委办公厅关于组织开展电 网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格[2021]809 号）文件，各地将推进 放开发电计划，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易，不断缩小电网代理购电 范围和规模。可以预见，市场化不断推进的情况下，工商业用户的销售电价将以电力 市场化改革为变化主线实现上涨。

同时，工商业用户电价将以不同行业区分，分门别类实现上涨。根据国家发改委《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上 浮 20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易， 暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的 1.5 倍”的规定，成为工商业用户中首个涨电价的行业。2022 年 5 月，浙江省发改 委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分负荷条 件的高耗能企业电价提高 0.172 元/kWh。因此，工商业用户电价在跟随市场化推进上 涨的过程中，各个行业的步伐和节奏也将有所差别，预计高耗能产业电价将率先上涨。 同时，基于区域产业发展侧重不同，工商业电价也可作为宏观调控手段引导产业结构 调整。

投资分析

能源通胀和电力市场化改革推进局面下，煤电电价有望逐步上涨。在近期内全球煤、 油、气等能源通胀不减，中远期电力市场化改革持续推进的情况下，煤电价格将借力 于电价机制的持续理顺，实现从上游煤炭价格到下游终端用户电价的全流程成本疏导。 在煤价依旧高企的情况下，煤电电价进一步放开“基准价+上下浮动”的浮动上限可能 性较大。同时，“双碳”目标下的新型电力系统将不断接入高比例新能源，煤电作为不 受时间限制的“储能”，具有连续稳定出力特点，可以同时实现从秒级系统调节到月度 电量供应的作用。相较于受容量限制，目前只能持续出力 2~6 小时的储能和 6~10 小 时的抽水蓄能，煤电同时具备为新能源出让发电空间的调峰作用和为新能源提供长达 月级的顶峰作用，将同时在辅助服务市场和容量市场成为优质资源。在“十四五”顶 峰容量裕度不足，“十五五”新增煤电装机极少的情况下，煤电将同时在电能量、辅助 服务和容量三个方面成为稀缺资源。因此，在能源通胀和电力市场化改革推进局面下， 煤电电价有望逐步上涨。

立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，火电灵活性改造、电化学储能、特 高压工程、配网改造、虚拟电厂等调节性技术有望呈现爆发式增长。随着高比例新能 源接入电力系统，新型电力系统的调节需求也将向着长周期持续性方向发展，同时也 为火电灵活性改造、电化学储能、特高压工程、配网改造、虚拟电厂等调节性技术提 供了市场空间。随着政策准入和电网接入等壁垒的不断破除，相关技术有望实现爆发 式增长。

新能源发电在现货市场和辅助服务市场存在收益率下行风险。从电力系统运行调节 的角度来看，电力现货市场本质上反映的是可控机组及资源的调峰价值。中长期市场 与现货市场的联动机制对发电边际成本较低，出力存在间歇性和波动性的新能源不利。 同时，电力系统调节成本将会在辅助服务市场实现向源头的疏导。新能源发电在现货 市场和辅助服务市场存在收益率下行的风险。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。

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南方多地启动有序用电，与去年限电原因并不相同

作者：界面新闻

发布时间：2022-08-15 16:04

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记者 | 席菁华 王勇编辑 | 1

“空调温度夏季不低于26℃”、“工业企业特别是高耗能企业主动错避峰用电”、“减少三层以下电梯使用率”……

近日高温酷暑持续，安徽、浙江、江苏、四川等地用电紧张，多地启动有序用电，要求工业企业错峰生产、保障民生用电，并发布节约用电倡议书。

8月9日，安徽省合肥市发改委、国网合肥供电公司发布《致全市电力用户节约用电倡议书》，称今夏全市电力供需形势紧张，倡导工业企业通过计划检修等方式错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。同时避免设备空载运行，有序使用高耗能设备，减少非生产、非必需用电，尽量将电量用于生产环节。

8月12日，江苏南京市也发布节电倡议书，要求机关事业单位带头节电、工业企业严格科学用电、加强公共场所合理用电、提倡家庭生活节约用电。

“因川电东送、保障华东民用电等原因，四川当地的电力供应紧张。”8月12日，爱择咨询铝及下游产业链主管李琳对界面新闻记者表示，四川省的部分电解铝企业已采取压负荷生产或被迫停工，两轮限电影响产能分别约7.5万吨、1.8万吨。

有行业机构称，安徽省的独立电炉设备、部分铜生产及加工企业因限电停产；江苏常州、南京、南通等地的铜加工企业也受到一定影响。

8月12日，界面新闻记者分别致电位于安徽的铜加工上市企业鑫科材料（600255.SH）和众源新材（603527.SH）。众源新材表示未收到官方限电通知，具体业务尚未受到影响；鑫科材料则拒绝回答相关问题。

据国网浙江电力公司官网，进入8月，浙江迎来第三轮酷热高温天气，浙江电网保供稳价面临严峻形势，表现在企业错峰生产特点凸显，夜间负荷高，机组长时间运行存在消缺需求，送端省份及华东全网供需普遍紧张，外来电资源有所枯竭，长时间运用需求响应存在难度等。

8月，浙江省也发布了节电倡议书，并根据用电缺口实际情况，启动了有序用电措施。

有序用电是指错开用电高峰期不同用户的用电。通过行政措施、经济手段、技术方法等，控制部分用电需求，以确保大电网供电安全为前提，维护供用电秩序平稳有序。

今年多地启动有序用电，与去年下半年发生限电的原因并不相同。

去年8-9月，多地出台限产限电措施，主要因用电需求大增叠加电煤供应紧张，出现了供电缺口，以及多地受到“能耗双控”政策影响。

今年多地有序用电的原因则是长时间的极端性高温及干旱天气，空调等用电负荷大增。

“今年全国电力需求量继续增高，大面积区域持续高温酷暑，使得尖峰负荷增长太快。”华北电力大学教授，能源互联网研究中心主任曾鸣告诉界面新闻。

部分地区采取有序用电等措施，通过电力需求侧响应，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，可以达到减少尖峰负荷的目的。

据国家能源局，7月全社会用电量8324亿千瓦时，同比增长6.3%。其中城乡居民生活用电量1480亿千瓦时，同比增长26.8%，增速大幅高于第一、第二、第三产业。

据中国气象局，今年入伏以来，全国有141个国家气象站日最高气温达到40℃以上。安徽省气候中心最新数据统计显示，今年出梅以来，该省平均气温30.2℃，较常年同期异常偏高1.6℃。

据浙江省气象台气象快报，该省天气呈现高温出现早、发展迅速，高温日数破纪录、气温破纪录的特点。未来七天，有可能出现破记录的极端高温。

因持续高温晴热天气，南方地区已出现旱情。

据新华社，今年6月中旬开始，长江流域降水由偏多转为偏少，7月偏少三成多，尤其是长江下游干流及鄱阳湖水系偏少五成左右，为近十年同期最少。

受此影响，长江中下游水位较历史同期大幅偏低。截至8月11日8时，长江中下游干流及两湖出口控制站水位均较常年同期偏低5至6米。

8月11日，国家防汛抗旱总指挥部决定针对四川、重庆、湖北、湖南、江西、安徽等六省份启动抗旱四级应急响应。

干旱少雨影响水电出力，同时将激增电力需求。“为了抗旱，区域调动电动泵进行灌溉，泵站开机抗旱提水，将导致用电量增加。”曾鸣称。

“今年夏天的有序用电，并未受到去年出现的‘能耗双控’及煤价因素影响。”曾鸣表示。

8月12日，界面新闻记者致电江苏省发改委资源节约和环境保护处，对方也表示，今年未听说针对高耗能企业出台了限电通知。

据界面新闻了解，高温带动了电厂煤炭日耗攀升，但今年长协煤供应充足，电厂存煤处于高位，周边场地和接卸港、储煤基地也均库存充足。

今年以来，政策层面持续加强煤炭价格监管，引导煤炭价格在合理区间运行。上半年，全国规模以上企业煤炭产量21.94亿吨，同比增长11%。

近期，煤价逆季节性下跌。7月28日，秦皇岛5500大卡动力煤报价1150-1170元/吨，接货价1155元/吨，这一价格已进入政策层面要求的限价区间。煤炭主产业坑口价格也总体呈现下滑趋势。

国家能源局电力司司长何洋在7月27日国新办新闻发布会上表示，目前全国电煤库存水平达历史同期最好水平，煤电的出力受阻和非计划停运的发电容量也降到历史上最低。

今年以来，国内已核准煤矿项目先进产能3770万吨/年，调整建设规模增加产能900万吨/年，并推动试生产产能6000万吨/年。

曾鸣表示，若未来极端天气成为常态，电网为保障迎峰度夏，安全可靠性需再提高，市场机制、价格机制，以及灵活、统一、高效的管理体制需配套提升。

今年以来，政策层面多次强调确保能源供应，决不允许出现拉闸限电。

8月7日，浙江省发展改革委主任孟刚到国网浙江电力公司调研电力保供稳价工作，强调要确保本轮迎峰度夏保供电平稳进行。做好保供稳价，建立完善外购电研判机制，及时督导电源企业做好机组安全保障工作；综合施策，通过节约用电、人工降雨等方式，减轻电网压力等。

“今年浙江用电情况整体好于去年，并未像去年那样限电。”一位浙江电力系统工作人员对界面新闻称，不少制造企业已陆续建成屋顶光伏，能够自发自用，也弥补了一部分电网供应的不足。

8月8日，江苏省政府召开全省迎峰度夏能源保供电视电话会议，提出决不允许拉闸限电，要保持电煤合理库存，争取合同外天然气供应和区外来电资源。在确保安全生产前提下，做到机组应发尽发、稳发满发。

8月10日，安徽省委书记郑栅洁赴国网安徽省电力公司调研电力迎峰度夏工作指出，要统筹高耗低效企业避峰让电，积极争取外电入皖，保障省内机组满发满送，最大限度满足用电需求。

界面新闻记者就有序用电事宜分别致电了南京、南通、常州当地供电公司，国网江苏常州供电分公司表示对此事不清楚，其他两地供电公司未能接通电话。

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能源金属锂行业深度报告：资源为王，供给难言宽松

作者：未来智库

发布时间：2022-08-11 13:17

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（报告出品方/作者：中信建投证券，王介超）

一、能源结构重塑，锂消费持续高增

1.1 碳中和重塑能源需求

碳中和重塑能源需求，全球能源结构将巨变。中国在第七十五届联合国大会上向全球做出“3060”双碳目 标的重大承诺：在 2030 年实现碳达峰，2060 年实现碳中和。不只是中国，根据《联合国气候变化框架公约》 官网发布的《国家自主贡献综合分析报告》，截至 2021 年 11 月，已有 164 个国家提出了“零碳”或“碳中和” 的气候目标，提交了国家自主贡献方案，多数国家以 2050 年为实现碳中和的目标年份。碳达峰和碳中和是一项 全球各国的共同任务，将驱动全球能源结构发生巨变。

全球大部分国家碳中和目标设定在 2050 年附近。根据 Energy & Climate Intelligence Unit 机构跟踪数据，截 至 2022 年 5 月，全球 197 个国家中已有 121 个国家目标为碳中和/零碳排放，其中英法德日韩等 16 个国家已经 立法，包括中、美等 29 个国家正处于立法状态，17 个国家做出声明承诺、53 个国家处于提议和讨论状态。大 部分国家碳中和目标实现年份设定在 2050 年左右。

锂被誉为“白色石油”，需求步入超级周期。全球各国碳达峰、碳中和目标背景下，新能源产业快速发展， 欧洲能源危机增强了非能源国家减少对传统石化能源依赖的意愿，绿色能源行业预计高速增长，带动绿电发电 侧、输电侧、用电侧需求。在发电侧、输电侧，储能需求高速增长；用户侧新能源汽车需求爆发，带动锂需求 大幅走高。可以预见，以锂电体系为代表的电化学能源应用场景将贯穿电力系统的发电、输电、用电终端等环 节，锂被誉为“白色石油”，需求将迎来超级上行周期，且我们正处于周期的起点，未来空间巨大。 锂是天生的电池金属，正从小金属向大金属转变。锂在元素周期表排第三位，金属锂呈银白色，质地柔软， 是密度最小的金属元素。锂具有质量轻、标准电极电势低的优势，锂电池电压高，单体电池平均电压达到 3.7V， 相当于 2-4 个镍氢电池或镍隔电池的串联电压，如果用户侧需求要求更高的电压，锂电池可以更容易、更方便 组成锂电池组，提升电压水平；锂电池自放电低，且无记忆效应，电池自身具备高功率承受力，电动汽车选用 的锂电池可以达到 15-30C 充放电的高效应能力，以便汽车上的高强度启动加速。另外锂电池不含有铅、汞、镉 等有毒物质，绿色环保，因此被选做为电力载体广泛应用新能源汽车、储能、3C 等行业领域，正逐步从小金属 向大金属转变，锂的需求量大增。

锂产业链分为上中下游三个环节，最上游是锂矿资源的采选，是锂产业价值链上的第一环节，也是目前限 制整个产业链供应的突出环节；中游是锂盐及深加工，下游为汽车等终端应用。从产业结构上看，锂资源供给 主要来自盐湖提锂及矿石提锂，锂电池回收当前规模体量较低，尚待新能源车动力电池报废期来临。中游提炼 核心产品为碳酸锂、氢氧化锂和氯化锂，其中碳酸锂和氢氧化锂是制作动力电池正极的核心材料，氯化锂可用 于提取生产金属锂。锂下游消费可分为传统领域和电池领域，传统应用领域是玻璃陶瓷、润滑剂、锂金属及合 金、其他有机合成等行业，核心电池应用场景包含电动汽车、3C、储能电池。

1.2 新能源汽车产销进入 S 曲线高速增长期

政策支持、技术进步、汽车厂车型迭代升级、消费者接受度提升，都是新能源汽车高速增长的重要原因。 国内政策持续支持新能源汽车消费，在购置补贴、免征购置税、路权等政策的推动之下，国内新能源汽车快速 发展。在美国，拜登将签署一项行政令将 2030 年新车销量中的零排放汽车比例设定为 50%，包括电池车、插电 混动车和燃料电池车，并提出新的汽车排放标准，2022 年 6 月美国新能源汽车渗透率仅有 6.6%，未来增长空间 巨大。在欧洲，欧盟拟要求新车和货车的排放量从 2030 年起下降 65%，并从 2035 年起降至零，相较于之前 2030 年下降 50%的目标，政策进一步趋严，欧洲电动化进程提速。 传统汽车厂商加码电动化进程，造车新势力加速入局。欧洲 2030 年倡议禁售燃油车，政策推动下，宝马计 划 2025 年纯电动车的销量达到 2020 年的 10 倍以上，奔驰计划 2025 年拥有 130 款新能源汽车、纯电动车销量 占比达到 25%以上，奥迪目标则更为乐观，计划 2025 年新能源汽车占比在三分之一以上。中国汽车厂商目标则 更为激进，比亚迪 2022 年将停产燃油车，广汽、奇瑞在 2025 年将实现全部车型电气化，一汽、长城等在 2025 年新能源车占比将分别达到 40%、80%等。

中国新能源汽车高速增长，疫情压制预期，全年产销或仍超 600 万辆。据中国汽车工业协会统计，2021 年 中国汽车产销同比呈现增长态势，结束了 2018 年以来连续三年的下降局面。其中新能源汽车成为最大亮点，2021 年我国新能源车产量 354.5 万辆，销量 352.1 万辆，同比均增长 1.6 倍。2022 年虽然有疫情影响，电池厂、整 车厂生产受到影响，但新能源汽车仍保持较好的增速。2022 年 1-6 月，新能源汽车产销分别完成 266.1 万辆和 260 万辆 同比均增长 1.2 倍；其中 6 月，新能源汽车产销分别完成 59 万辆和 59.6 万辆，同比均增长 1.3 倍。新 能源汽车产销再创新高，延续保持高速增长态势。随着下半年汽车行业生产经营环境趋稳，新款车型陆续发布， 带动消费热情，汽车下半年产销增速也往往高于上半年，预计全年新能源汽车产销量仍能达到 600 万辆。

产业渗透率提升符合 S 型曲线特征。在产业经济学视角下，渗透率的提升有经典的非线性特征，呈现出类 似于种族增长 S 型曲线的特征：渗透率在 10%以下时，产业处于“导入期”，属于发展前期；渗透率到达 10%~15% 的临界点后，将进入高速增长期，又称 S 型增长曲线的陡峭阶段，强劲而陡峭地攀升至 S 型曲线的顶部，达到 饱和状态，此时的市场占有率往往会达到 90%。比较有代表性的就是智能手机，2010 年中国智能手机渗透率在 15%以下，2011 年快速增长，渗透率提升至 30%，2014 年便已提升至 80%以上，随后速度放缓，2016 年稳定 在 90%以上，智能手机渗透率从 15%提升至 80%只用了三年时间。

S 型增长曲线拐点已到，中国新能源汽车高增具备持续性。中国新能源汽车渗透率在 2020 年仅为 5.4%， 2021 年达到 13.4%，2022 年 1-6 月累计渗透率达到 21.6%，其中 6 月单月渗透率达到 23.6%。中国新能源汽车 产业的增长完全符合 S 型的增长曲线，目前正处于 S 型曲线快速上升的拐点位置，未来渗透率将进一步加快， 考虑到智能手机寿命周期一般在 3 年左右，汽车寿命周期更久，因此汽车新旧替换周期长于智能手机，提升至 高渗透率所需时间可能会更长，但毫无疑问，中国新能源汽车渗透率已经迎来加速期，新能源汽车产销量有望 加速。

海外新能源汽车补贴政策加码。中国大力发展新能源汽车的同时，海外各国提供了各种补贴、减税政策， 以加速需求向新能源汽车的转变。补贴强度主要跟车价、碳排放量有关，低价格的车辆通常可获得更高额的补 贴，混动的补贴通常要少于纯电动，法国、荷兰只有纯电动补贴没有混动补贴；德国、瑞典、意大利、西班牙 混动补贴少于纯电动，英国纯电动与混动补贴相同。

新能源汽车配套政策同步进行。除了新能源汽车整车购买外的补贴，大多国家还配套充电桩、电网等基础 设施的补贴，以及停车和使用专有道路等地方性优惠。大部分欧洲国家都有针对私人住宅和针对公共区域的充 电桩安装补贴，补贴比率大多在 50%~75%。地方性优惠作为地方性政策，主要在停车，使用专有道路，收费公 路通行费等方面提供优惠。德国政府日前正式宣布，未来将继续为电动汽车充电基础设施提供 55 亿欧元的资金， 持续到 2024 年。欧盟委员会公布了“Fit For 55”环保减排一揽子计划，要求各成员国加快新能源汽车基础设施 建设，确保主要道路每隔 60 公里就有 1 座电动汽车充电站。同时，美国的充电基础设施正在迅速改善，2022 年 2 月，拜登政府公布了一项计划，将在五年内拨款近 50 亿美元建造数千座电动汽车充电站，州际公路每间隔 50 英里就将设有充电设施。

1.3 电力结构转型催生储能需求爆发

锂电储能，电力、通讯领域占大半。根据高工锂电（GGII）发布的《中国储能、二轮车、电动工具锂电池 行业大数据》，2021 年中国储能锂电池出货 37GWh，同比增长 110%，其中电力储能占比 47%、通信储能占比 33%、家庭储能占比 15%、便携式储能占比 3%。从全球范围来看，越来越多的国家和地区对化石燃料替代品的 渴望日益增强。可再生能源+储能方案是各国都趋同认可的去碳化方案，清洁能源成为核心驱动，锂电储能正处 于从 1 到 X 的爆发期。

储能发展可以说是实现双碳的必由之路。新一轮能源变革时代，电力是能源转型的中心环节，也是未来减 碳的关键领域，风电光电等非石化能源发电量的比例将持续上升。由于风电、光伏具有天然不稳定性、间歇性 的问题，必须搭配储能才可消解波动性，实现电网的稳定运行，因此在大力发展风电、光伏的同时配套储能设 施是电网企业的必需选择之一。储能技术包括机械储能（抽水、压缩空气等）、电磁储能（超导、超级电容等）、 电化学储能（电池）、化学储能（制氢）等，据 CNESA 数据，全球累计储能装机规模最大的为抽水蓄能，占比 达到 90.3%；电化学储能技术日渐成熟，成本持续下降，占储能装机规模总量的 7.5%，其中的 92.0%为锂电池； 另据 GGII 统计，2021 年中国储能锂电池中，磷酸铁锂电池占储能锂电池的 95%以上。

电化学储能大时代悄然开启。尽管抽水蓄能在储能总量上占优，但是未来其成本下降空间有限，电化学储 能成本可压缩空间较大、更加灵活，降低初始系统成本、降低弃风光率、提高辅助收益都是降本手段，除此之 外各地政府也频出各类政策以保障储能的相关建设。在目前全球新增的储能项目中，电化学储能占比最高，中 国电化学储能也突破了过去数年反复提及的 1500 元/kWh 系统成本的关键拐点，未来成本有望进一步下行。受 益于保障政策和成本下降，电化学储能的大时代已然开启。 储能规模总量及新型储能规模占比均快速提高。根据 CNESA 统计，截至 2021 年全球储能规模已投运累计 209.4GW，其中中国已投运累计 46.1GW；其中 2021 年全球新增储能 18.3GW，同比增长 185%，中国新增 10.5GW， 同比增长 231%。其中新型储能，截至 2021 年全球累计投运规模首次突破 25GW 达到 25366.1MW，增长 67.7%， 单 2021 年一年就新增 10242.4MW；其中，截至 2021 年中国新型储能累计规模达到 5729.7MW，增长 74.5%， 单 2021 年一年就新增 2446.2MW，新增新型储能规模占比达到了 23%。

美、中、欧新建新型储能规模决定全球总量。2021 年，新增市场中，美国新增规模占当年全球新增规模的 35%，中国达到 24%，远超其他国家，美国、中国、欧洲合计占据全球 91%规模，是决定储能市场的决定性力 量。在新兴市场中，意大利、爱尔兰、菲律宾突起，德国新增主要集中在家用光伏的配储上，占比超 60%，预 计家用储能市场中，欧、美、日、澳会引领全球。 CNESA 将新型储能应用按照接入位置、应用场景、提供服务类型三个维度进行划分。按照项目接入位置， 划分为电源侧、电网侧、用户侧，分别占 41%、35%、24%；按照应用场景，分为了独立储能、风储、光储、 工商业储能等 30 个场景，在电源侧中风光储能占比在逐步上升；按储能项目提供服务类型，划分为：支持可再 生能源并网、辅助服务、大容量能源服务（容量服务、能量时移）、输电基础设施服务、配电基础设施服务、 用 户能源管理服务六大类，支持可再生能源并网和辅助服务占比最高。

中国储能已经进入规模化发展阶段。2021 年中国新增储能规模 10.5GW，其中新型储能规模 2.4GW（项目 数量 361 个），累计储能和新型储能规模分别达到了 46.1GW 和 5.7GW，可见新型储能发展之快。根据 CNESA 的统计，2021 年中国投运项目数量 361 个，合计 2.4GW，正在规划、建设的新型储能数量达到了 490 个，合计 规模 23.8GW，其中规模大于 10MW 的有 304 个，总规模达到 23.2GW，再其中，规模大于 100MW 的有 71 个， 总规模达到 15.8GW，大于 500MW 的项目有 5 个，总规模达到 5.6GW。根据 CNESA 统计，在建及规划项目， 不仅项目数量更多，平均项目体量也更大，规模在 100MW-500MW 的项目占主流，中国储能市场已经进入了真 正意义上的规模化发展时期。

政策鼓励，市场发展大大超出预期。今年 7 月，国家发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展 的指导意见》提出，到 2025 年，要实现新型储能装机规模达 30GW 以上。新型储能主要是包括电化学储能，根 据中关村储能产业技术联盟《储能产业研究白皮书 2021》数据，截至 2020 年底，国内电化学储能的累计装机 规模约 3.27GW，这意味着电化学储能在十四五期间至少有 10 倍增长。就目前的电化学储能新增速度、储能电 池出货量及未来电池企业布局来看，未来增量空间远不仅如此，海外国家经历 2021 年-2022 年的能源危机，电 网侧及用户侧储能需求都在加速，未来到 2025 年，电化学储能年均复合增速或超 80%。

锂电其他细分领域需求也将加快增长。随着锂电池成本不断降低、新国标的执行，电动自行车市场锂电化 的趋势不可避免；近年来，新兴电子产品（如 TWS、无人机、VR/AR 设备等）出货量增速巨大，在未来可能成 为消费电池需求新的增长点。电动自行车、电动工具、扫地机器人、无人机等其他细分领域作为锂需求的有效 补充，工程机械、船舶的电动化也在加速。 按照理论测算，每 1GW 锂电池大约消耗 500-700 公斤的锂盐（折碳酸锂），不同类型锂电池的消耗量会略 有差异。目前市场主流的三元锂电池 NCM523 和磷酸铁锂电池每 1GW 锂盐理论用量（折碳酸锂）分别为 686kg/GW 和 524kg/GW，考虑到正极材料烧结损耗、电池生产废料、合格率、Pack 损耗等问题，实际的锂盐消 耗量要更高。

新能源汽车的动力电池目前主要有磷酸铁锂电池和三元电池两种路线。相比于磷酸铁锂电池，三元电池最 大的优势就是能量密度高，充电速度快，续航能力增长有潜力，能解决续航里程的痛点。三元电池综合了钴酸 锂、镍酸锂和锰酸锂三种材料的优点，形成了三种材料三相的共熔体系，由于协同效应其综合性能一般优于任 一单组合化合物，其中镍有助于电池比容量增长，钴可以提高导电性并改善循环性能，锰有助于改善机构的稳 定性和安全性。相比之下，磷酸铁锂能量密度相对偏小，但不含镍钴等金属元素，磷、铁资源丰富，因此价格 相对较低，而且磷酸铁锂电池的耐热性能比较好，热失控温度可以达到 800 度以上，因此安全性更好。

磷酸铁锂电池回潮，长期铁锂、三元并存。比亚迪刀片电池的推出，提高电池模组的防撞击和碾压性能， 在安全性和使用寿命方面优势更加突出，同时特殊结构使得刀片电池续航能力大幅增强，因此在安全性高和续 航能力提升的情况下，磷酸铁锂电池市场份额逐步提升，短期来看，磷酸铁锂电池凭借性价比优势以及自身技 术的不断进步已经占据较大优势，出货量已经超过三元锂电池。长期看，三元电池和磷酸铁锂电池两种路线将 双线并行，三元电池在能量密度、续航里程、低温性能以及充电效率等方面优势明显，并表现出更大的潜力， 因此未来三元电池有可能再次实现反超，体现为追求续航能力的高端乘用车更多采用高镍三元电池，高镍三元 渗透率加速，低镍三元装机量将会进一步下降。

二、锂资源总量丰富，但优质资源稀缺

2.1 锂资源分布集中，卤水锂资源总量最大

全球锂资源总量丰富，分布高度集中。锂在地壳中的含量约为 0.0065%，已知的含锂矿物有 150 多种。据 USGS（美国地质调查局）数据显示，2021 年全球锂金属资源量约为 8900 万吨，玻利维亚、阿根廷、智利等国 家资源量位居前列，又称南美锂三角，合计资源量占全球约 56%。2021 年全球锂金属储量约 2200 万吨，智利、 澳大利亚、阿根廷储量合计占比 78%。虽然锂资源总量丰富，但分布不均，集中于南美锂三角及澳洲地区，且 规模大、品位高、经济性好的矿不多，优质资源稀缺。

锂资源供给以盐湖卤水、硬岩型锂矿为主。地球上的锂资源常以卤水型锂矿床、硬岩型锂矿床、沉积型锂 矿床三种形式产出。其中，卤水型锂资源主要包括盐湖锂水、地热水、油气田水和井卤水，目前探明的储量占 锂总储量的比例约为 64%，主要集中在南美锂三角国家；硬岩型锂矿主要是锂辉石、锂云母等，全球储量占比 约 29%，在澳洲、中国、巴西等国分布较多；沉积型锂矿主要是黏土型锂矿，如锂蒙脱石和贾达尔石等，全球 储量占比 7%，主要分布在美国、墨西哥等。

2.2 全球资源开发以盐湖、锂辉石为主

锂资源开发应用的早期主要是围绕着锂辉石、锂盐湖两种资源进行。目前已经开发的锂辉石矿床主要集中 在澳大利亚，但此类资源在世界上分布较为广泛，西澳、北美、中国四川、非洲等地均有分布。澳大利亚的 Greenbushes 矿山是目前世界上在采的储量最大、品质最好的锂辉石矿，品位高达 2.1%，资源禀赋优异、规模 大、成本低；西澳的皮尔甘古拉矿田（Pilgangoora）也是世界级的伟晶岩型锂矿田，具有埋深浅、矿体厚、高 品位的特点。

盐湖资源是过去锂供应的主要来源。自 20 世纪 80 年代起，卤水提锂已成为世界锂工业的主导，1995 年全 球从卤水中提锂只占全部锂生产能力的 26%，到 2003 年世界锂生产中卤水提锂所占的比例已上升到了 91.2%。 盐湖卤水型的锂矿主要分布在北纬30-40度及南纬20-30度范围内干旱气候区的封闭盆地内，其成因机制主要是， 在封闭盆地，特别是干旱沙漠地区的封闭盆地中，锂可在地下卤水中发生富集并形成有开采价值的锂矿床，例 如南美洲安第斯高原、美国西部和中国青藏高原等地区。南美洲储量较大的盐湖主要有智利的 Salar de Atacama、 玻利维亚的 Salar de Uyuni、阿根廷的 Salar del Hombre Muerto 等，中国西藏的扎布耶盐湖和青海的察尔汗盐湖 都是世界著名的盐湖卤水型锂矿。

2.3 中国形成青藏盐湖、川西锂矿、江西云母格局

中国锂资源丰富，囊括主要资源类型。多数国家只产一种锂矿，且多为中小型矿床，只有中国、加拿大等 少数国家固体矿石锂与液体卤水锂都有产出，且大中型矿床较多。中国锂资源供应是全球市场的重要组成，根 据 USGS 数据，2021 年中国锂资源量为 510 万吨，占全球总资源量的 5.6%，锂储量为 150 万吨，占全球总资源 储量的 6.8%。根据国土资源局数据，2020 年中国锂矿储量 234.47 万吨（氧化物）。

中国锂资源禀赋不佳，优质资源稀缺。虽然中国锂资源总量大，但相比锂资源丰富的南美锂三角国家、澳 大利亚等，中国锂资源储量并不占优势，且国内资源禀赋较差。主要体现在，硬岩型锂矿原矿品位较好，但共 生元素多、杂，同时部分地区的开采条件较为恶劣，冬季存在着冬歇；盐湖多在高寒地带，国内盐湖普遍品位 低、含镁高、镁锂比高，盐湖区位偏远，开发成本高。并非全部盐湖都拥有值得经济开采的锂资源，富锂盐湖 属于一种特殊类型的盐湖，虽无明确的界定标准，但过去通常指锂离子浓度超过 24.5mg/L（氯化锂 150mg/L） 的盐湖资源，但伴随盐湖提锂的技术进步，该经济性边界未来将持续降低。

四川锂辉石资源丰富，禀赋较好。四川省锂辉石资源丰富，集中于金川-马尔康成矿区和康定-道孚成矿区， 代表锂矿有"甲基卡"和"可尔因”，矿石品位较高，平均品位约 1.30%-1.42%，与澳洲锂矿总体水平接近。四川省 锂辉石资源为国内锂辉石资源的主要分布地，但川地自然条件较为恶劣，锂资源开采利用难度较大，甘孜州、 阿坝州锂辉石矿多分布于高海拔地区，因高强度农林牧业开发山地植被覆盖条件较差、水土流失较为严重，自 然条件恶劣加上基础设施建设相对薄弱，开发前期工作量较大。四川省主要锂辉石矿山中，目前在产的只有康 定市甲基卡 134 号脉（融捷股份）和金川县业隆沟锂辉石矿（盛新锂能）；金川县李家沟锂辉石矿（川能动力） 目前仍在建设过程中；其余锂矿目前均无开采预期，雅江县措拉锂辉石矿处于缓建+设计优化过程中，雅江县德 扯弄巴锂辉石矿矿权拍卖，马尔康县党坝停产，新探明矿权甲基卡 X03 号脉尚未设定矿权。目前四川锂辉石矿 大多可露天开发，部分需要坑采的资源开发速度慢。

江西锂云母规模化开采，增速较快。江西宜春锂云母资源丰富，被誉为“亚洲锂都”，坐拥全球最大的多金 属伴生锂云母矿。据《宜春地区锂资源类型及工业应用报告》等政府资料，宜春市及其下属管辖地拥有探明可 利用氧化锂储量逾 258 万吨，折碳酸锂当量约 636 万吨。由于早期宜春锂云母矿勘探工作不完善，相当一部分 矿山目前仅仅详细勘探了几分之一的面积，因此实际的储量规模可能显著高于目前统计，新增储量潜力较大。 江西省、宜春市政府持续汇集各方面政策推进锂电新能源产业发展，逐步规划配套建立相应的锂云母选矿企业。 在技术政策双重支持下，江西地区锂云母提锂已初具规模，在碳酸锂高价刺激下，产量具备加速释放的动力。

青海西藏地区锂盐湖集中，储量巨大。盐湖锂资源主要蕴藏在晶间卤水和地表卤水之中，来源于远古海洋 沉积、河流长期汇入或地下热泉带出，常与钠、硼、钾、镁相伴生，但并非所有盐湖都含锂。国内盐湖卤水锂 资源主要分布地区为青海、西藏的盐湖中。其中青海盐湖储量巨大，但品位低、镁锂比高、矿化度较高，传统 沉淀法工艺难以适用，历经长期的探索和持续优化后，部分主力盐湖已找到适合自身的提锂技术路线，逐步开 始走向成熟。同时，青海虽然位于高寒地区，但基础设施条件较为完备，青海目前开发以察尔汗、东台吉乃尔、 西台吉乃尔、一里坪盐湖为主。 西藏地区锂盐湖储量远景潜力大，由南自北大致可分为碳酸盐型、硫酸钠亚型和硫酸镁亚型盐湖带，其中 碳酸盐型盐湖卤水全球罕见，呈现出高锂浓度、低镁锂比的特征，属于优质锂矿资源，可采用较为简单的工艺 提取粗碳酸锂，其中扎布耶盐湖为代表，但西藏盐湖主要分布在阿里地区、那曲地区和日喀则地区西北部等， 海拔大多在 4400 米以上，受限于自然条件开发难度较大，产能增长缓慢。

三、锂供应增长相对缓慢，产量放量大概率低于预期

3.1 百花齐放，锂资源提取技术发展突飞猛进

锂辉石提锂是目前工艺技术最成熟的提锂方式之一。锂盐的生产工艺根据原料不同，目前主要分为四种， 分别是锂辉石提锂、云母提锂、粘土提锂（尚未商业化）和卤水提锂。其中锂辉石提锂技术经过几十年的发展， 工艺最为成熟，使用锂辉石作为原料，可以生产电池级碳酸锂或电池级氢氧化锂，产品质量也最高。锂辉石的 提取方法主要有硫酸法、石灰烧结法、纯碱压煮法、硫酸盐法，以硫酸法生产碳酸锂为例，首先通过高温使锂 辉石从结构稳定的α型转化为容易反应的β型，然后加入浓硫酸使其溶解，通过调节 PH 值使锂离子以外的其 他金属离子逐步沉淀并分离，锂离子溶液加入碳酸钠，沉淀经过滤得到碳酸锂。

工艺及下游需求决定澳洲锂辉石矿山产能需要额外关注。当前锂辉石提锂产量相比盐湖提锂、云母提锂更 高，三种工艺中，锂辉石提锂工艺最为成熟，相比盐湖，矿山新建投产周期更短，另一方面，澳洲众多成熟锂 矿均有扩产空间，停产项目复产周期也较短，供给弹性更大。从产品角度看，锂辉石精矿可用于生产碳酸锂和 氢氧化锂，用锂辉石生产的碳酸锂及苛化生产的氢氧化锂品质也高，而盐湖生产碳酸锂部分到粗锂阶段（含量 60-70%）或工业级碳酸锂阶段，盐湖提锂生产氢氧化锂工艺也还有较长路要走。从下游消费角度看，正极材料 中，碳酸锂可以用于磷酸铁锂、中低镍正极材料上（NCM 111、523、622），但高镍三元如 NCM811、NCA 则 必须使用氢氧化锂，目前锂辉石矿生产氢氧化锂技术最为成熟，在三元和铁锂路线之争中，锂盐产品类型转换 灵活。

技术进步+成本下降，云母提锂照进现实。虽然国内锂云母资源十分丰富，但 2019 年之前云母提锂一度不 被看好，主要是面临技术、成本两方面的难题。首先，锂云母成分复杂（KLi1.5Al1.5［AlSi3O10］（F,OH）2 ），主 要组成有锂、钾、硅、铝、氟，在原料提炼和锂盐提纯上难度更大，尤其是氟生产过程中会腐蚀设备，生产无 法连续，因此早期云母提锂成本高且产品品质不佳（主要以工业级为主）；其次，锂云母精矿品位低，Li2O 含 量通常为 2.0～3.5%，生产 1 吨碳酸锂需要约 18-19 吨锂云母精矿（品位 3.0%计算），是用锂辉石精矿耗量的 2.4 倍，而且会产生大量的冶炼渣难以处理。因此，云母提锂在相当一段时间内几乎无人问津。技术突破，预期照 进现实。在产业和学术界的不断努力下，云母提锂技术已经不断完善并成熟，在焙烧、固氟、提高浸出率、复 合盐回收等几个方面进步，较好地解决了传统工艺中流程长、能耗高、设备腐蚀等问题，实现了从锂云母矿中 高效、经济提取电池级碳酸锂的目标，产业化之后，随着规模化效益提升，行业成本进一步下降。云母提锂一 个突出的优势是副产品较多，通过对副产品如长石粉、石英的回收利用，成本有进一步下降空间。

盐湖提锂技术多样，一湖一策。盐湖提锂没有通行可用的技术，根据盐湖禀赋差异和基础设施条件不同， 采取不同的提锂工艺路线。盐湖提锂流程，可简单分为提锂环节（富集、分离、浓缩）和沉锂环节，其中技术 的核心主要在于提锂，最后的沉锂较为成熟和同质化。目前已发展出六大主要提锂技术，包括：沉淀法、太阳 池法、萃取法、煅烧法、吸附法、膜法（包括电渗析法和纳滤膜分离法）。 蒸发沉淀是最传统的碳酸锂制备方法，适用于低镁锂比盐湖，原卤利用大面积盐田日晒蒸发生成浓缩卤水， 分离钾盐、钠盐后添加石灰分离镁并除杂，添加化学试剂沉淀，过滤净化制备碳酸锂；盐田蒸发阶段受自然环 境、气候天气的影响，晒卤一般在 1-2 年，周期较长，而且需要大量建设盐田，耗碱量较大，回收率低，优势 在于充分利用矿区丰沃的太阳能和风能，生产成本低。

新技术突破，联合工艺逐步工业应用。在新一代盐湖提锂技术中，“原卤提锂”开始获得重视，先提锂、再 进入盐田提钾，核心优势在于提锂周期显著缩短（原卤仅需预处理），不需要大规模建设盐田，但原卤提锂需要 大吸附容量、低溶损的高性能吸附剂，且针对不同类型和不同浓度的原卤，也需开发不同的吸附剂；其次，原 卤吸附要求更加完备的电力、淡水等基础条件保障，在高寒、基建不完善的地区投资较大。随着各类吸附、膜 分离浓缩、萃取技术的成熟，将逐步推动盐湖提锂转向“连续工业化生产”，未来“原卤提锂”等新一代技术成 熟商业化，将显著提升全球盐湖的生产效率及产量份额。另外，由于各工艺路线均存在各自的利弊，因此在实 际生产中，常常用到多种技术路线联合的工艺。

3.2 天然及历史因素制约，供给弹性不足

澳洲锂矿、南美盐湖，为全球供应主要来源。锂资源供给端集中度偏高。凭借资源和先发优势，澳洲矿山 和南美盐湖一直以来都是全球主要供应者，供应了约 80%原料。根据 USGS 估算，2021 年澳大利亚占全球锂矿 产量 55%，是全球最大锂矿供应国，其次为智利，占比 26%，澳洲锂矿和南美盐湖对全球锂资源的供给起到了 决定性作用。 中国锂资源供给近年增长，但原料依然受限制于海外。中国锂资源开发早期以盐湖为主，近年来锂辉石及 锂云母开发建设开始加速，但一是资源开发周期较长，产能释放速度缓慢，另一方面中国资源项目体量难以比 拟海外优质资源，中国锂资源供给增长相对缓慢；同时中国集中了全球大部分锂盐产能并且在不断增长，因此 资源对外依赖度高。

资源总量充裕不等同即期产能充裕，资源开发存在天然壁垒和约束，多重因素导致产能释放缓慢。资源开 发从矿产勘查开始，经历预查、普查、详查确定储量，矿山项目从绿地阶段开始，到储量核定，经历时间可能 在 5 年左右。后续，矿山项目再经过经济评估、可行性研究、矿权办理、政府审批、项目融资等多个阶段后， 开始正式的项目施工建设，上述时间在 1-3 年甚至更长。因矿山资源多在基建条件较差的无人区，交通、水电 等前期建设工作时间较长，并且项目建设、生产极易受到气候、环境、社区关系的扰动，不确定性因素多，依 据矿山实际条件不同，建设周期在 2-3 年时间，视矿山三通水平、矿体深度、建设难度不同，矿建时间甚至可 能更长，因此矿山项目进度“不及预期”才是最“符合预期”的事情。

3.3 产能释放大概率“不及预期”，供给紧张格局将持续

项目建设不确定性高，项目投产不等同于达产，锂实际供给释放速度、数量或将明显低于市场预期。全球 锂供应释放节奏来看，2023 年以前的供给增量主要以在产项目扩产及停产项目复产为主，进度相对较快，确定 性也较高；由于资源开发存在较长周期，加上 2019 年-2020 年锂价大跌影响了资本开支进度，2021 年开始锂矿 山项目投资才加速，因此多数新建锂矿项目要到 2023 年-2024 年才能完成项目建设并投产，产量释放更多集中 在 2024 年，新建投产项目的不确定性将大大增加。同样，新建盐湖项目的投产时间更是集中于 2024 年及其以 后，此前以在产盐湖扩产为主，如 SQM、ALB 等。因此，从节奏上看，扩产、复产项目进度和速度都较快，产 量释放确定性较高，但随时间推移，新建产能数量增多，不确定性上升带来的将是供给释放的不确定，产量实 际的释放数量和时间可能会明显低于预期。

澳洲锂矿供应增长短期看停产矿山复产，中长期看在产矿山扩建，新建项目较少。全球建成矿山数量有限， 锂辉石精矿的供应主要集中在西澳大利亚。澳大利亚锂矿已建成的矿山仅有 7 座，包括天齐锂业的 Greenbushes 锂矿、赣锋锂业的 Marion 锂矿，雅宝（ALB）的 Wodgina 锂矿，Pilbara 的 Pilgangoora 锂矿（PLS 原有 Pilgangoora 矿区和收购的 Ngungaju 矿区合并而来），银河资源（GXY，2021 年被 Orocobre 收购）的 MT Cattlin 矿山，Alliance 的 Bald hill 等。截至 2021 年底，澳洲锂辉石矿山在产有 4 座（Greenbushes、Marion、Pilgangoora、Cattlin），待 复产 2 座（Ngungaju、Wodgina），停产且无复产计划的 1 座（Bald hill），上述 7 座矿山建成锂精矿产能合计约 为 350 万吨，2021 年实际产量约为 190 万吨锂精矿，折 LCE 约为 24.1 万吨，占全球建成锂矿（含锂辉石、云 母、透锂长石等）产能的 70%以上，占全球锂辉石资源供应的 90%左右，并且澳大利亚锂辉石精矿是中国进口 的主要来源。

已建成的澳洲七座矿山中，近期有扩产计划的矿山有三座，分别是 Greenbushes 和 Marion。Greenbushes 现 有锂辉石精矿产能 134 万吨/年，2021 年产量 95.4 万吨，2022 年产量将进一步增加至 120 万吨以上，同时将投 产精矿产能 28 万吨/年的尾矿回收项目，2022 年产能达到 162 万吨/年，远景看 Greenbushes 还有产能均为 52 万 吨/年的两条产线规划；Marion 原有锂辉石精矿产能 45 万吨/年，2022 年上半年已经扩大到 60 万吨/年，2022 年 底再扩到 90 万吨/年，但由于产品中低品位精矿占比增加，按照不变品位折算，实际只增加约 15 万吨锂辉石精 矿，折约为 2 万吨 LCE，并且产量实际放量将在 2023 年。Pilbara 的 Pilgan Plant 锂精矿产能已经从 33 万吨/年 提升至 36-38 万吨/年，计划到 2023 年四季度再增加 10 万吨/年锂精矿产能（产量释放在 2024 年），加上 Ngungaju 已经复产的 18-20 万吨产能，Pilbara 总产能达到 64-68 万吨/年。

锂资源大规模开发之前，全球供应主要由南美盐湖提供。南美盐湖规模在全球举足轻重，2021 年产量占全 球盐湖提锂规模的 67%，中国占 31%。目前南美建成的盐湖仅有 3 个，分别是 Salar de Atacama 盐湖（SQM 和 ALB 分区域开发）、Hombre Muerto 盐湖（Livent 经营）和 Salar de Olaroz 盐湖（Orocobre 经营），因此这三个盐 湖与澳大利亚 Greenbushes 矿历史上素有“三湖一矿”称呼，ALB、SQM、Livent 也是锂行业有名的 BIG 3，是 全球盐湖提锂的龙头，均有 20 年以上的经营历史。单从盐湖提锂来看，SQM 规模最大，ALB 其次，Orocobre 是锂盐行业新秀。

南美盐湖产能增长集中于在产企业扩产。南美 SQM 和 ALB 旗下盐湖都有提产或扩产计划，均在各自 Salar de Atacama 矿权范围内，SQM 将原定于 2023 年底完成的 18 万吨扩产计划提前至 2022 年，2022 年产量预计 14 万吨，ALB 增加 4 万吨产能，预计在 2022 年上半年达到 8.5 万吨/年。Livent 重启其位于阿根廷和北美的扩产计 划，Orocobre 宣布与 Galaxy Resources 合并，未来在阿根廷的盐湖项目建设上将具备协同效应。南美盐湖提锂 企业扩产节奏加快，但以上项目产能最早将于 2022 年下半年释放，确定性高的供应增量或仅来自 SQM，无法 缓解现阶段供应紧张局面。

澳大利亚、南美锂三角之外，海外在产锂资源数量稀少。2021 年以前，澳洲之外只有巴西的 Mibra 矿和非 洲的 Bikita 矿在产，精矿产能规模均为 9 万吨/年，前者从钽铌尾矿中回收锂，后者产品为 Li2O 品位 4.3%的透 锂长石，产品并未进入电池供应链。Mibra 计划扩至 13 万吨/年，投产时间为 2023 年；Bikita 计划先将采选规模 从 70 万吨/年扩至 120 万吨/年，再新增 200 万吨/年采选规模。加拿大 Tanco 于 2021 年复产，采选规模只有 12 万吨/年，计划扩产至 18 万吨再新建 100 万吨规模，工程计划到 24 年完成，产量释放将在 2025 年。

非洲：下一轮锂资源开发的主赛场。非洲锂矿资源丰富，但开发进度缓慢。非洲已探明的锂矿资源主要分 布在刚果金、津巴布韦、马里等国，其中 Manono 锂矿、Goulamina 锂矿和 Arcadia 锂矿等项目均为世界级的锂 矿资源。但由于前期勘探不足以及缺乏资金等因素，导致非洲锂矿项目整体进展缓慢，除 Bikita 矿之外，其余 项目均处于可研或者前期勘探阶段。当前统计，非洲已有明确规划的锂精矿产能接近 20 万吨 LCE，建成后将成 为全球锂供应的重要组成成分，但基础设施相对落后，产量释放需要时间。

中国是全球锂资源供给的重要组成，中国供应提速看云母，成本、体量看盐湖，未来潜力看锂辉石。中国 开发锂资源目前存在青藏锂盐湖、川西锂辉石、江西锂云母三种路径。因锂云母矿权审批在地方，政策审批速 度较快，加上大多矿山为露天开发，矿山基建期比较短，因此项目放量速度较快，是国内资源开发可以在一两 年时间内看到供应增量的类型；而青藏地区生态脆弱、环境容量较小，审批审慎，青藏盐湖基建设施相对较差， 前期基建工作较多，加上一湖一策工艺，审批、建设、生产周期都大大延长，因此速度较慢，但胜在国内资源 较多、项目体量较大，可以为未来国内资源供给提供有力支撑。而锂辉石资源开发在速度、审批难度、体量上 居锂云母和锂盐湖中间，川西锂辉石资源丰富，甲基卡矿床远景资源能媲美格林布什，只因历史的因素尚未大规模开发利用，但具备非常大的增长潜力。

四、供需矛盾仍在，锂价或持续高位

4.1 供给弹性向下，消费弹性向上

供给端向下弹性大，未来两年锂资源供应都将维持紧张态势。澳大利亚、南美等地短期供给增量依赖停产 项目复产和现有项目扩产，2023 年及之后依赖新建项目产能释放，但新建项目投产时间不确定性很大；津巴布 韦、墨西哥、刚果、巴西等新兴锂资源开发国家，也有一些项目正在推动，但短期内很难供应到市场上，项目 落地放量可能要在 2024 年及以后。因此，供给端超预期增长困难，未来两年时间供给释放进度不及预期或将是 大概率事件，供应向下弹性较大。 锂传统需求占比下降，锂电消费占比快速提升。锂下游消费结构中，锂电池占比高达 78%，而 2015 年仅占 比 42%，其中电池增量主要来自新能源汽车，EV 电池在锂总消费中的占比从 2015 年的 14%提高到了 2021 年 的 61%，预计未来几年会继续提升至 70%以上。锂的传统工业需求包括陶瓷、玻璃、润滑脂、铸造粉等，需求 会稳步增长，但增长缺乏亮点，在总消费中的占比从 2015 年的 45%降至 2021 年的 19%，预计 2025 年会进一步 降至 10%以下。

消费端向上弹性大，十四五期间锂消费 CAGR 达 30%，供需矛盾难以根本扭转。总体来看，锂消费增长 迅猛，2015 年全球锂消费仅 18 万吨碳酸锂当量，2020 年超过 35 万吨，实现总量翻倍，年均复合增速达到 15%， 2021 年快速增长至 58 万吨，实现 50%以上的速度增长，预计十四五期间锂增速将进一步加快至 30%左右，消 费总量增长至 160 万吨 LCE 以上。并且经过几年消费者消费习惯的培育，新能源汽车市场已经较为成熟，对新 能源的接受度大大提高，随着爆款车型的推出，新能源车对传统车的替代过程将加速。如果考虑新型市场模式 的增长，如换电模式、电池租赁模式等，锂的消费向上弹性很大。 供给弹性向下，消费弹性向上，因此未来供给增速或难以满足消费增长，供应紧张或是常态化，供需矛盾 在 2023 年之后会逐步缓和，但难以根本扭转。

4.2 供需格局长期紧张，价格或将继续高位

需求是推动锂价上涨的根本。2015 年至 2017 年期间，新能源汽车行业迎来井喷式发展期，动力电池消费 迅速放量，市场需求及对未来乐观预期导致市场交易火爆，碳酸锂价格迅速由 4 万抬升至 17 万，当时市场供给 并未明显短缺，更多是冶炼产能的限制以及低库存对价格的推动。 2018 年至 2020 年上半年，新能源汽车补贴退坡，消费增速不及预期，前期投资锂矿步入产能兑现期，锂 资源供给放量，下游产能过剩，全产业链去库存，供需矛盾突出叠加库存前期积压，碳酸锂价格由 17 万元快速 回落至 5 万元以下。 锂价在 2020 年年中跌破 4 万元/吨，跌穿大部分澳洲锂矿成本曲线，矿山大面积亏损导致产能出清，市场 供给不增返降确立了市场底部，随后锂价反弹；2021 年三季度价格达到 10 万元/吨，四季度突破 20 万元/吨； 进入 2022 年锂价加速上涨，一月突破 30 万，二月突破 40 万，三月突破 50 万。锂价上涨背后的根本逻辑，是 新能源车需求由政策驱动转换为产品驱动，汽车产业换挡完成，新能源车渗透率加速，锂需求迎来稳定的高速增长期，但资源端供给难以放量，从源头抑制了锂盐产能的发挥。

库存长期去化导致产业链补库需求较大，锂价将保持相对高位运行，行业高景气将持续数年时间。本轮价 格上涨，市场库存经长期去化已经降至历史低位水平，低库存下价格弹性放大，2022 年下半年国内正极产能放 量，新能源车消费复苏，新能源车新款车型推陈出新，爆款车型涌现，产业链备库需求将大大增加，在低库存 背景下，价格迎来新一轮上涨的契机。 精矿销售以包销模式为主，供应紧张时更易加速价格上涨。市场供应紧张程度，不仅仅取决于矿山产量， 市场集中度较高意味着上游议价能力更强，上游对市场的掌控能力更强。澳洲主力矿山以长单包销为主，大型 矿山产品均已锁定长期包销协议，Bald Hill、Altura 被出清整合后，仅剩皮尔巴拉与 Mt Cattlin 对外售矿，一些 新建、扩建产能也已敲定包销协议。锁定包销权的供应占了海外锂矿产量的 85%以上，包销权主要集中在几家 大的锂盐加工企业手中如天齐锂业、赣锋锂业等，而对于大部分中小规模锂盐加工企业而言，没有资源的保障， 只能在市场上收购仅有的少量流通散单，在市场供应紧张的时候，会导致锂盐企业现货市场抢货行为，加剧市 场供应紧张程度，出现以小撬大式的价格滚动走高，推动价格更快上涨。

4.3 锂资源并购潮，成本逐步抬升

近年锂资源的短缺、锂价的飙升，促使资本涌入，锂资产并购案例不断涌现。据晨哨并购统计，2021 年能 源矿产行业中资海外十大并购中，有四宗并购标的是锂矿资源。其中包括紫金矿业以约 9.6 亿加元并购 Neo Lithium Corp 获得南美 3Q 盐湖，华友钴业以 4.22 亿美元的价格收购津巴布韦 Prospect Lithium Zimbabwe(Pvt) Ltd （前景锂矿公司），赣锋锂业以不超过 1.9 亿英镑的价格要约收购 Bacanora 公司，天华时代以 2.4 亿美元(约 15.5 亿元人民币)取得 AVZ 拥有的位于刚果（金）的 Manono 项目 24%的股权。

近年锂资源并购整体呈现资源禀赋下降、单价上升趋势。不仅传统矿企大举布局锂资源板块，锂加工企业、 锂下游甚至终端电池厂都纷纷进军上游矿产资源开发，完善产业链布局，提高资源可控能力。国内可交易锂辉 石矿资源数量稀少，主要以锂云母为主，但云母品位偏低，成本高，单吨资源量成交价低于国内盐湖；海外资 源禀赋较好，但开发政策、环境较差，不确定性高，单吨资源量成交价也低于国内水平。同类型、类似区域看， 资产并购价格并非交易当前储量，远景资源量溢价明显，优质资产如 3Q 盐湖、德扯弄巴锂辉石矿等溢价明显 高出市场平均水平，资源禀赋带来的远期低运营成本优势部分前置为并购成本。

4.4 产能集中度下降，但巨头仍掌控绝对话语权

锂资源生产集中度高，巨头掌控锂供给关键。SQM、ALB、FMC（Livent）、洛克伍德（被雅宝收购）为传 统锂业四巨头，市场占有率最高时在 90%以上。洛克伍德被雅宝收购，泰利森由天齐锂业和雅宝所有，澳洲 Orocobre、MRL 等企业涌现，市场集中度有所下降，但全球前七产能集中度仍保持在了 70%以上，对全球总供 应总量和供应节奏具有绝对话语权。

未来产能集中度下降，但头部企业仍具有绝对话语权。随着更多企业进入锂资源市场，整个产业的集中度 有所下降，但传统巨头也在扩张，规模优势不断放大，到 2025 年行业规模前七企业市占率仍在 50%以上。未来 国内的赣锋锂业、紫金矿业、宁德时代等都有大量产能规划，但达到媲美传统行业巨头体量需在 2025 年前后。 高度集中度产业产能，意味着单一企业对市场影响放大，当价格下行时，企业更容易通过控产来影响供应进而 影响价格走势，避免价格下跌过快或过深影响企业利润。

五、产业链利润向上游转移，资源为王逻辑终兑现

5.1 锂盐加工产能走向过剩，资源端不足局面加剧

产业链扩产周期不同步，加剧上游资源端的短缺局面。锂电产业链中，下游至上游扩产周期越来越慢，不 确定性越来越高，下游（锂电）扩产周期 0.5-1.5 年，中游（正极、6F、负极等）扩产周期 1-2 年，上游（锂矿、 盐湖）扩产周期 3-5 年。锂电产业链不同环节扩产周期的差异性，导致产业链产能自下而上层层短缺，下游生 产叠加备库需求，层层加剧上游资源供应短缺局面。

中国是最大的锂盐生产国。截至 2021 年，中国建成碳酸锂产能 35.9 万吨，占全球 53%，建成氢氧化锂产 能 21.8 万吨，占全球 75%。从企业看，有较多企业规划锂盐产能扩张，预计 2025 年中国将形成 118 万吨碳酸 锂产能和 79 万吨氢氧化锂产能。根据中国有色金属工业协会锂业分会统计数据显示，2021 年中国碳酸锂产量 29.82 万吨，同比增长 59.47%；氢氧化锂产量 19.03 万吨，同比增长 105%，2021 年中国碳酸锂进口同比增长 61.69%， 出口同比增长 4.71%，氢氧化锂进口同比增长 583.97%，出口同比增长 30.15%。 国内大多锂盐企业开工率低，资源保障是问题。中国拥有全球最大的锂盐产能，对锂资源的需求量巨大。 但企业资源保障率普遍偏低，通过外购原料或与海外矿山企业合作取得包销权获取原料。据 SMM 统计，2021 年中国原料对外依存度约 69%，部分锂盐企业开工率相对较低。

锂盐加工产能高速增长，未来或走向过剩。据统计，到 2025 年，全球碳酸锂产能将达到 189 万吨/年，氢 氧化锂产能达到 115 万吨/年，对锂资源的需求达到 290 万吨 LCE。其中，盐湖提锂产品基本都为碳酸锂，且盐 湖资源-锂加工产能配套，不存在原料供给不足的问题；以锂精矿为原料的碳酸锂和氢氧化锂厂商，面临较多资 源供给困境，2021 年全球锂精矿供应 33 万吨 LCE，以锂精矿为原料的锂盐厂需求量为 53 万吨 LCE（不计盐湖 提锂、再生、提纯产能），实际产能利用率仅为 62%。预计到 2025 年，全球锂精矿供应量为 105 万吨，以锂精 矿为原料的锂盐厂原料需求量为 191 万吨 LCE，实际产能利用率将下降至 55%左右，资源-锂盐加工环节上， 资 源端的紧张情况将愈演愈烈。

5.2 产业链利润加速向上游转移

锂盐价格短期震荡，锂精矿价格继续上扬。2022 年二季度以来，疫情影响终端车企生产，锂消费表现相对 疲软，锂盐价格前期上涨过快，下游承受能力下降，锂盐价格向下传导出现阻力，电池级碳酸锂价格从 50 万元 承压小幅回调；但与此同时进口锂辉石精矿价格加速上涨，从不足 3000 美元/吨上涨至 5000 美元/吨，锂盐加工 企业主要成本来自于锂精矿，成本逐级抬升。

行业利润集中于锂矿-锂盐加工环节。锂产业链中，上游扩产速度慢于下游，供应瓶颈在上游，因此价格从 上自下传导。下游前驱体、正极环节均为“原材料+加工费”的成本加成定价原则，因此前驱体和正极利润来自 相对稳定的加工费，原材料价格传导至电池环节，锂盐价格上涨带来的产业链利润绝大部分落入锂矿和锂盐加工两个环节。 产业链利润加速向资源端转移。过去，锂需求爆发过程中，锂盐加工技术存在一定壁垒、产能也存在一定缺口，因此加工环节获取可观利润；但往后看，锂盐加工产能、技术可复制性强，随着下游锂盐产能充裕，产 能走向过剩，但锂资源供给存在资源瓶颈、政策瓶颈，矿山开发也承担资源不确定性、政策风险、价格波动风险等，锂矿供应速度难以匹配，资源越发紧张，锂精矿价格上涨速度超过锂价，产业链利润整体加速向上游矿 山端转移，利润集中于资源端将是长期趋势。

Pilbara 拍卖暗示了锂精矿价格将继续走高，资源端利润占比或继续提升。澳大利亚锂矿商皮尔巴拉（Pilbara） 于 8 月 3 日发布公告，完成 5000 吨 5.5%锂精矿拍卖，在按比例调整锂含量和运费后，按 SC6.0 CIF 中国价格计 算，报价约为 7012 美元/吨。这是 Pilbara 锂精矿年内第五次拍卖，也是其史上第八次次拍卖，Pilbara 自 2021 年 7 月首次拍卖锂精矿以来，拍卖价格已经逐步成为市场的风向标，按照 2021 年拍卖价格和市场价格走势规律， 拍卖结果领先国内价格约 3~4 个月。若该规律继续成立，则意味着国内锂精矿价格将继续上涨，三季度国内价 格有冲击 7000 美元/吨的可能性，资源端的利润将进一步增厚。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。

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天然气行业深度报告：全球天然气价格上涨潮，原因、趋势及影响

作者：认是

发布时间：2022-08-03 08:27

快照：

（报告出品方/作者：东亚前海证券，李子卓、高嘉麒、丁俊波）

1.概述：主要能源供给，定价模式多元

1.1.重要能源供给之一，非常规天然气持续发展

天然气是一种可燃气体，为当前的主要能源品之一。广义上，天然气是指埋在地层中自然形成的所有气体，包括气田气、油田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等。狭义上，天然气指的是贮藏在地层较深区域的一种富含碳氢化合物的可燃气体。天然气由烃类和非烃类混合组成，其中烃类以甲烷为主，占比约 85-95%，此外还含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及少量的己烷以上的烷烃。作为地藏中的可燃物质，天然气是当前的主要能源供给之一。

天然气按照蕴藏方式和开采技术难度，可分类为常规天然气和非常规天然气。常规天然气指能用传统油气地质理论解释，并能由常规技术开采的天然气，包括伴生气与气藏气，其中伴生气指伴随原油共生而与原油同时被采出的油田气，气藏气则包括纯气田天然气和凝析气田天然气，其在地层中都以气态形式存在。非常规天然气指储量大但难以开发、必须依靠大规模增产措施和先进勘探开发技术才能具有经济价值生产的天然气，包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物（可燃冰）和致密砂岩气等。常规天然气和非常规天然气的区别主要在两个方面。首先，常规天然气一般贮存在单个圈闭内物性较好的储层中，界限明显，而非常规天然气贮存在连续分布的储层中，界限模糊。另一方面，常规天然气可以通过传统技术开发和生产有经济价值的工业产量，而非常规天然气开采很困难，需要使用特殊先进的技术才能开采、生产有经济价值的产量。

天然气按照不同标准可分为不同种类。按相态，天然气可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物；按生成形式，天然气可分为伴生气（原油的挥发性部分）和非伴生气（纯气田、凝析气田天然气）；按蕴藏条件，天然气可分为构造性、水溶性和煤矿天然气；按成因，天然气可分为生物成因气、油型气和煤型气。

天然气的产业链可分为勘探开采、仓储运输和销售应用三部分。天然气产业链的上游为天然气的勘探和开采，国内参与者主要为中国石油、中国石化和中国海油；中游为天然气的仓储和运输，主要包括长距离管道运输、LNG 船舶/槽车运输、LNG 接收站、储气库等；下游为天然气的分发销售，向燃气电厂、工业用户、城市管网等下游客户销售天然气。

全球天然气工业的发展历程可划分为四个阶段。第一阶段是初始期（1920-1950 年），天然气在此期间开始被开采、生产和利用，美国约占总产量的 90%；第二阶段为成长期（1951-1970 年），开采的天然气种类变得更加丰富，天然气产区拓展到欧洲、苏联、中东和北非等；第三阶段为跨越期（1971-2005 年），形成了北美、俄罗斯、中东、亚太和非洲五大产区，天然气的使用呈多元化发展；第四阶段为革命期（2006 年以来至今），天然气开采技术和产量均大大提高，美国依靠非常规气产量突破，实现天然气总产量高增，并带动了全球非常规天然气的发展。

1.2.国外以市场定价居多，国内定价逐步放开

天然气定价机制可以分为气与气竞争定价、石油指数定价、管制定价、双边垄断定价、市场净回值定价和无价格六类。目前国际上最常使用的两种定价方法是气与气竞争定价和石油指数定价。北美天然气市场更偏好于采用气与气竞争定价模式，欧洲两种定价模式均有涉及，亚太天然气市场主要采用石油指数定价模式。 美国天然气定价实现了市场化。下游用户可以自行选择供气商，也可以向生产商直接购买天然气，购买价格由电厂等大型用户与供气商协商决定。管输价格方面，美国管道公司的管输费一般由固定费率和商品费率两部分构成，固定费率是管道容量预订费，商品费用是管道容量使用费。目前，美国已设立了包括 Henry Hub 在内的24 个天然气市场交易中心，HenryHub 的现货和期货价格也成为了美国国内天然气价格的重要标准。

英国天然气定价机制是通过 NBP 由市场竞争自由定价。英国是欧洲国家中率先实现天然气工业市场化的国家，其天然气定价机制比较简单，天然气用户与供应商之间使用终端价格交易，供应商与生产商之间再确定一个海岸价格进行交易。管输价格方面，英国采用价格帽定价法，规定每五年调整一次，在提升管输公司运行效率的同时降低企业成本。目前，NBP是欧洲最成熟、最活跃的天然气交易市场，也是英国洲际天然气交易的计价交气点。

我国天然气定价机制共经历了三个时期。最初我国天然气价格由国家统一制定，生产企业无权自主定价。第二阶段定价机制有所放宽，对四川天然气实施商品量常数包干政策，包干外天然气由企业自行定价。第三阶段初期，我国采取“基准价+浮动幅度”的政府指导形式，出厂的基准价格与原油、液化石油等挂钩确定，直至 2019 年11 月，《中央定价目录（修订征求意见稿）》发布后明确将天然气划分为管制气与非管制气，并进行区分定价。

我国对非管制气放开价格管制，可由市场供需双方协商决定。非管制气包括页岩气、液化天然气、直供用户用气等，供需双方可以自行确定价格，政府不再进行参与。目前市场普遍的非管制气交易依然参考基准门站价格确定。 管制气定价方面，我国目前采取市场净回值法，把门站价格与进口燃料油、LPG 价格挂钩，实施“基准价+浮动幅度”的管理方式。市场净回值法的优势主要在于其与替代价格挂钩，价格变动趋势与替代能源保持一致。除此之外，市场净回值法从市场角度定价更接近市场，体现了天然气的市场价值。市场净回值法也存在一定的局限性，一是并没有完全采用气与气竞争的市场机制定价，导致其价格波动对市场的敏感度低，二是仅选取燃料油和 LPG 作为替代能源难以代表所有天然气用户。

2.全球供给：天然气储量丰富，供给地区集中

2.1.全球天然气产量呈增长趋势，进出口贸易往来频繁

2.1.1.供给分布集中，美俄贡献主要产量

全球天然气储量充足，分布较为集中。根据BP 的《世界能源统计年鉴2021》披露数据，2020 年全球天然气已探明储量为188.1 万亿立方米，较2019 年略有下降，储量寿命为 48.8 年，总体上全球天然气储量充足。储量分布区域方面，2020 年全球天然气探明储量主要分布在中东地区、独联体国家、亚太地区、北美洲和非洲，分别占比40.3%、30.1%、8.8%、8.1%和6.9%，中南美洲和欧洲天然气储量占比较少，分别占比4.2%、1.7%。

中东地区 2020 年天然气探明储量为75.8 万亿立方米，占全球储量的份额最大。其中，伊朗、卡塔尔的天然气已探明储量分别为32.1 万亿立方米、24.7 万亿立方米，分别占中东地区储量的42.3%、32.5%，且储量在全球各国中位居第二、第三，仅次于俄罗斯。沙特阿拉伯、阿联酋和伊拉克紧随其后，储量占比分别为 7.9%、7.8%和 4.7%。

独联体国家 2020 年天然气探明储量为56.6 万亿立方米，其中俄罗斯储量居全球第一。独联体国家天然气储量丰富，其中俄罗斯已探明储量为37.4万亿立方米，占比 66.1%，在独联体国家和全球储量中占比均为第一，主要原因是天然气由腐烂的有机物长时间发酵生成，而俄罗斯的西伯利亚地区多沼泽淤泥洼地，易生成天然气。此外，土库曼斯坦、阿塞拜疆和哈萨克斯坦天然气已探明储量低于俄罗斯，分别为13.6、2.5 和2.3 万亿立方米，占比分别为 24.0%、4.4%和 4.0%。

中国与美国天然气探明储量分别在亚太地区和北美洲中位居第一。亚太地区 2020 年天然气探明储量为 16.56 万亿立方米，其中中国储量为8.4万亿立方米，约占亚太地区储量的 50.7%，并在全球各国中位居第六，澳大利亚、印度的储量居第二、三位，分别占比14.4%、8.0%。北美洲2020年天然气探明储量为 15.15 万亿立方米，其中美国占据大部分储量，占比达83.3%，储量为 12.6 万亿立方米，在世界各国中位居第五，加拿大和墨西哥的储量则较少，分别占北美洲储量的 15.5%、1.2%。

全球天然气产量整体呈上升态势，其中北美洲产量占比最大。2021年全球天然气产量约为 4.04 万亿立方米，同比增长4.54%，2020年受新冠疫情影响，全球天然气产量略有下降，但 2014-2021 年全球天然气产量整体呈现上升趋势。产量的地区分布方面，2021 年北美洲天然气产量约为1.14万亿立方米，居全球第一，占比约为 28.1%，其后为独联体国家、中东地区和亚太地区，分别占比 22.2%、17.7%和 16.6%。

全球天然气供给地区分布集中。2018-2021 年全球各地区天然气产量总体上均保持稳中有升的趋势，受新冠疫情影响，各地区2020 年产量均略有下降，但 2021 年都有所回升。从国家层面来看，2021 年美国天然气产量居世界第一，占比达 23.1%，俄罗斯、伊朗、中国和卡塔尔紧随其后，分别占比 17.4%、6.4%、5.2%和 4.4%，五国合计占比约为56.4%，供给集中。

美国和俄罗斯为天然气产出大国，产量均呈稳定增长态势。美国天然气储量丰富且大力开采页岩气，2015-2021 年美国天然气产量6年的CAGR为 3.95%，2021 年产量约为 9342 亿立方米，同比增长2%。俄罗斯天然气资源丰富，2015-2021 年产量呈稳中有升的发展趋势，6 年CAGR为3.09%，2021 年产量约为 7017 亿立方米，同比增长10.10%。

2.1.2.进出口贸易活跃，全球格局逐步生变

亚太地区为全球天然气最大进口地区，以俄罗斯为主的独立联合体国家为最大出口地区。2021 年全球天然气贸易流量约为1.02 万亿立方米，较2020 年同比增长 8.2%，其中管道天然气贸易流量约为0.51 万亿立方米，LNG 贸易流量约为 0.52 万亿立方米。从进出口地区来看，进口方面，2021年全球天然气主要进口地区前三位的是亚太地区、欧洲和北美洲，分别占全球总进口量的 42.1%、33.4%和 15.9%；出口方面，2021 年全球天然气主要出口地区前三位的是以俄罗斯为主的独立联合体国家、北美洲和亚太地区，分别占全球总出口量的 31.1%、25.0%和18.1%。

全球天然气主要的贸易区域为北美洲、欧洲和亚太地区。美洲内部主要接收的是管道运输天然气，并大量出口LNG（液化天然气）；东亚地区接收的包括管道天然气和 LNG，以 LNG 为主；欧洲为全球第二大天然气进口地区，几乎无出口量，主要依赖从俄罗斯、中东等周边地区进口管道天然气，并从世界各地进口部分 LNG。

亚太地区和欧洲为最主要的 LNG 进口地区，2021 年LNG进口量合计占比达 93%。2021 年全球 LNG 进口总量为5162.3 亿立方米，其中亚太地区进口量最多，为 3718.0 亿立方米，约占全球进口量的72%；欧洲以1082.3亿立方米进口量位列第二，占比约 21%，两地区进口量合计占比达93%，为最主要的 LNG 进口地区。从国家层面来看，中国、日本和韩国2021年LNG 进口量分别为 1095、1013、641 亿立方米，占全球进口量比例分别为21.2%、19.6%和 12.4%，分列前三名。

俄罗斯天然气储量丰富，产量稳定，是主要出口国家之一。储量方面，俄罗斯天然气探明储量在 2017 年出现大幅提升，2020 年探明储量为37.4万亿立方米，在全球各国中位居第一。产量方面，俄罗斯年产量稳定，位居全球第二，仅次于美国，2021 年产量为 7071 亿立方米，同比增长10.10%。出口方面，俄罗斯是主要的天然气出口国之一，其通过北溪1 号、亚玛尔-欧洲、蓝溪管线、土耳其溪及乌克兰天然气运输系统等管道线路向外出口，2021 年五条管线流量合计约 1700 亿立方米。

北溪 1 号是俄罗斯重要天然气出口管道之一。俄罗斯北溪项目包括两条天然气管道，即北溪 1 号和北溪 2 号。北溪1 号东起俄罗斯维堡，途径芬兰、瑞典、丹麦，穿过波罗的海，将俄罗斯的天然气输送到德国。北溪1号已于 2011 年建成投入使用，全长约 1200 公里，年输气量约达550亿立方米。北溪 2 号设计运力同样可达到年输送550 亿立方米，尚未投入运营。

欧洲天然气自给率持续下滑，主要依赖管道天然气进口。欧洲天然气储量在各地区中最低，2020 年探明储量为3.17 万亿立方米，仅占全球总储量的 1.7%。此外，欧洲的北海气田以及荷兰格罗宁根气田为其主要天然气产地，其中北海气田已枯竭。因此，欧洲天然气对外依存度高，2014-2021年以来进口量整体呈现上升趋势，自给率持续下滑。在进口来源方面，欧洲主要依赖于管道天然气，2021 年欧洲管道天然气和LNG进口比例分别为68%、32%。

能源转型叠加资源枯竭背景下，短期内欧洲天然气进口依赖度将不断提升。政策方面，欧盟 2021 年提出应对气候变化的一揽子计划提案，旨在实现 2030 年的欧盟温室气体净排放量比1990 年至少减少55%、2050年实现碳中和、并支持航空航运业多选择清洁能源等。资源方面，荷兰2022年初宣布格罗宁根气田将于 2030 年停产，意味着欧洲天然气自给率将大幅下降。清洁能源转型加资源枯竭和停产，短期内预计欧洲天然气进口依赖度未来将进一步提升。

欧洲对俄罗斯管道天然气的进口依赖度未来可能进一步下降。自俄乌冲突爆发后，俄罗斯限制向欧洲供给天然气，欧洲宣布将新增多个LNG进口终端以从俄罗斯以外的地区进口天然气。而近期受涡轮机检修影响，北溪一号的天然气供给已降至 3300 万立方米/日（原产能20%）。俄罗斯天然气供给进一步下降，未来欧洲依赖俄罗斯管道输气的进口格局或将改变，LNG 进口量有望增加。

3.全球需求：低碳趋势明确，需求空间广阔

3.1.天然气使用占比提高，全球消费量稳步增长

天然气热值较高且几乎不含有害物质，是最清洁的一次能源。根据国家质监局发布的《综合能耗计算通则（2008）》，天然气的热值（平均低位发热量）为 51,498kJ/kg，在所有常见能源中低位发热量最高，此外，天然气的主要成分为甲烷，几乎不含有硫、粉尘等有害物质，其燃烧较为充分，且产物主要为二氧化碳和水，相较于石油、煤炭等更为清洁，是最清洁的一次能源。

天然气发电排放的二氧化碳量远低于燃煤和燃油。传统的燃煤、燃油全生命周期平均产生一度电，二氧化碳排放量分别为820g、700g，对大气的污染较为严重，而天然气平均产生一度电的二氧化碳排放量为490g，较燃煤、燃油分别减少 330g、210g。

2020 年天然气占全球一次能源消费比例为24.7%。尽管世界各国一直以来都在为降低碳排放做出努力，但石油仍然在全球一次能源消费结构中占据最大份额，2020 年其占比为 31.2%，煤炭是第二大燃料，占比27.2%。天然气的占比逐年上升，2020 年占比位居第三，达24.7%，创历史新高。随着各国低碳政策进一步推行，预期未来天然气消费占比将进一步提高。

全球天然气消费量稳步增长，2021 年北美洲消费占比最大。2021年全球天然气消费量约为 4037.46 亿立方米，同比增长4.99%，2011-2021年全球天然气消费量的年均复合增长率为 2.24%，呈现出稳步增长态势。从各地区消费量来看，2021 年北美洲天然气消费量最大，为1034.11亿立方米，占全球总消费量的比例为 25.6%，亚太地区、独立联合体国家及中东地区消费量分别为 918.30 亿立方米、610.83 亿立方米、575.43 亿立方米，占全球总消费量的比例分别为 22.7%、15.1%、14.3%。

3.2.政策支持叠加下游需求旺盛，行业景气度上行

3.2.1.全球各国实行低碳政策，将推动天然气需求提升

各国致力于实现净零排放目标，政策端将推动天然气供需上升。全球各国已纷纷制定相关政策和措施来降低碳排放量，净零排放目标已涵盖全球 88%的二氧化碳排放量和 98%的 LNG 进口量。其中，中国设定2030年实现碳达峰目标；印度计划到 2030 年实现碳减排10 亿吨，将零碳发电产能扩大 500GW，并将 LNG 在天然气中的占比提高至70%。

3.2.2.电力行业天然气消费量最大，下游多领域需求旺盛

天然气主要应用于电力、工业和民用领域。天然气用途广泛，既可代替煤炭用于火力发电，也可直接作为燃料燃烧，为居民生活和工业生产供能，以及作为船舶等交通工具的动力燃料等。从消费结构来看，2021年天然气消费结构中，电力领域使用天然气占比最大，约为35%，其次是工业领域占比约 27%，民用消费量以 15%的占比位居第三，交运和燃料用天然气消费占比均约为 3%，2019-2021 年各领域天然气消费占比保持稳定。

天然气在全球发电能源结构中占比第二，仅次于煤炭。电力行业中，煤炭、石油和天然气等能源均可作为燃料发电，目前煤炭仍然是全世界使用比例最大的发电燃料，2021 年全球发电能源结构中煤炭占比约36%，而天然气已成为使用量第二的燃料，占比约23%，需求量较大。

天然气的清洁能源属性将拉动其在电力领域的需求。与煤炭和石油相比，天然气作为燃料排放的污染物质更少。据IGU 数据，每发电1太瓦时，煤炭、石油分别排放约 76 吨、50 吨 CO2和0.67、0.95 吨氮氧化物，并伴有硫化物与粉尘等颗粒物产生，而天然气排放37 吨CO2和0.14 吨氮氧化物，无硫化物与粉尘等颗粒物排出。因此，在全球推行碳中和的背景下，未来电力领域天然气的需求量预期将持续增加。

天然气在可再生能源发电受限时，可提供稳定电力。可再生能源发电存在周期性、不稳定性和波动性，当光照不佳或处于夜晚、风力不强、降水不足时，太阳能、风能和水力等可再生能源发电将受到限制。而天然气发电不受环境因素影响，可以持续燃烧供电，因此天然气可以作为可再生能源发电的补充，具有广阔的需求空间。

未来用电量继续增长，天然气需求将同步提升。全球用电量持续上升，据国际能源署（IEA）披露，2021 年全球电力需求增长了6%以上，主要系经济强劲增长以及冬夏两季用电量较多。IEA 预计在2022-2024年期间，全球年均电力需求将增长 2.7%。未来用电需求的增长将拉动天然气需求提升。

天然气在民用领域主要用途包括供暖和燃气烹饪等。居民使用天然气主要用于取暖，此外还包括用水加热，燃气烹饪等。煤气和液化气具有相同的作用，但相较而言，天然气具有热量高、燃烧稳定、无色无味、清洁环保等特点，煤气和液化气分别以煤和石油为原料加工制成，清洁环保性方面存在劣势，且煤气有毒。近年来，全球民用天然气消费量持续上行，受益于全球低碳政策推行，民用天然气需求有望增加。

在德国等欧洲国家居民供暖中，天然气地位领先。天然气在德国民用供暖中处于领先地位，欧洲其他国家情况类似，主要原因系天然气能以更环保、节能的方式有效供暖。根据德国能源与水工业协会（BDEW）2019年披露的报告显示，在其对 1890 万栋住宅进行调研发现，采用天然气供暖系统的住宅为 930 万栋，占比 49.3%，其中天然气集中供暖占比40.5%，此外还包括覆盖一层的燃气供暖系统、燃气热泵和燃气锅炉等，合计占比8.8%。而在公寓调研中，48.2%的公寓使用天然气供暖系统，其中35.7%的公寓采用天然气集中供暖。

天然气在工业领域应用广泛。天然气是工业上甲烷的主要来源之一，也可用于生产丙烷、丁烷等现代工业的重要原料，还可用作玻璃、陶瓷等行业的锅炉、窑炉的燃料等，因天然气几乎能完全燃烧，产生物对空气污染较小且不会产生大量灰渣、炉渣，无需额外的处理费用，工业中越来越多地使用清洁燃烧的天然气替代煤炭和石油。

LNG 已逐渐成为现今和未来车用与船用燃料的理想选择之一。据IHSMarkit 发布的《2021 年可持续燃料研究报告》，若将10%的重载货车和10%的船队的动力燃料改为天然气，则 CO2 减排量可达7500 万吨/年。天然气逐渐受到车辆、船舶行业的重视，全球交通领域用天然气消费量逐年增加，且增长曲线陡峭。据 Shell plc 公司数据，全球251 艘以LNG为燃料的船舶已下水，400 多艘以 LNG 为燃料的船舶被订购，随着这些船舶投入运营，LNG 需求将进一步增长。

3.3.现阶段供给略紧，未来天然气供需均有望提升

2021 年天然气供需存在小幅缺口，未来供需或迎双向增长。从各地区产需情况看，区域产量大于需求、存在净出口量的主要地区包括中东、非洲、俄罗斯、澳大利亚和美国，而净进口量较多的为亚洲和欧洲。从全球天然气供需差来看，往年产量略大于消费量，自2020 年起差距逐渐缩小，2021 年全球天然气产量约为 1453.28 万亿焦耳，消费量约为1453.49万亿焦耳，供需差为-0.21 万亿焦耳。

多个国家新建 LNG 出口项目以扩张产能和运力。2022 年，全球新增的 LNG 出口项目主要有 4 个，分别为美国的卡尔克苏、萨宾第6条生产线、莫桑比克的珊瑚南 FLNG 以及印尼的东固第3 条生产线，合计新增出口产能约 2350 万吨/年，有望增加全球天然气出口供给。

4.价格：外盘天然气价格或长期高位

4.1.全球天然气价格当前多处高位

页岩气革命拉低美国天然气价格水平。在页岩气革命以前，美国天然气大多依赖进口，价格水平居高不下。2002 年起美国页岩气商业开采获得政府许可，天然气产量大幅提升，2009 年美国天然气产量首次超越俄罗斯成为世界第一大天然气生产国，2012 年美国天然气均价为2.86USD/MMBtu，同一时期，东亚同等热值的天然气价格为16-18USD/MMBtu、欧洲价格为12-14USD/MMBtu。美国页岩气的大量开采拉升了供应量，使全球液化天然气市场格局发生变化，在 2009 年至 2014 年的全球天然气价格上涨潮中，美国天然气价格仍保持较稳水平。

2020 年：全球天然气价格受疫情影响处于低位。受新冠疫情影响，短期内，天然气市场供过于求，欧洲 TTF 价格大幅下降，由2019年11月的5.2USD/MMBtu 降低至 2020 年 5 月的 1.2USD/MMBtu。2020 年6月，美国液化天然气出口大幅下降在一定程度上缓解了供给端的压力，天然气价格开始复苏。 2021 年：亚洲天然气现货价格出现两次峰值。2021 年年初，亚洲天然气价格出现第一次峰值。2021 年 10 月亚洲天然气价格出现第二次峰值。煤炭短缺和工业需求提升是推动亚洲天然气价格高涨的主要原因。2022 年：受俄乌战争影响，2022 年欧洲乃至全球天然气价格高升。2022年以来，俄罗斯针对天然气开始对欧洲实施制裁，供给端缩紧促使欧洲天然气价格高升。2022 年 7 月 27 日，荷兰TTF 价格收报61.01USD/MMBtu，同比去年上涨 325.45%。除欧洲外，全球天然气价格也都受到了一定程度的影响。

4.2.多因素导致全球天然气供需失衡，全球价格现居高位

供需失衡是导致以欧洲为主的全球天然气价格高涨的根本原因。供给端来看，受气田投资不足、原料气产量下降等影响，全球LNG产量增速减缓，据中石油经研院数据，预计 2022 年全球新增LNG产能为1300万吨/年，产能增量仅为 2019 年增量的 1/3。俄乌冲突、极端天气频发、疫情后时代的天然气需求放量等催化因素是造成欧洲乃至全球天然气上涨的直接原因。俄乌冲突方面，随着俄乌冲突持续演进，俄罗斯不断在天然气上对欧洲进行制裁，这使得大量依赖天然气进口的欧洲国家面临严峻的供应短缺；极端天气方面，2021 年世界多地出现高温、降雪、冻雨等极端天气，天然气井被迫停工叠加空调等设备的用电增加，天然气供需偏紧；疫情方面，新冠时期被压制的天然气需求逐步显现，总体供给增速低于需求增速，多方因素导致全球天然气供给全面短缺，天然气价格持续高位。

4.2.1.俄乌冲突：全球天然气价格高升的最主要因素

欧洲天然气进口依赖性强，俄罗斯进口气源占比最大。从欧洲对于俄罗斯天然气进口依赖度来看，据欧洲统计局官网2021 年数据，欧洲共有包含波斯尼亚、罗马尼亚等在内的十个国家完全依赖俄罗斯进口天然气，全部天然气进口均来自于俄罗斯；德国 49%天然气进口依赖于俄罗斯；欧盟和法国自俄罗斯进口的天然气占比分别为41%和22%。从欧洲天然气总进口量看，2021 年俄罗斯是欧洲第一大天然气供应国，自俄罗斯进口的气源占欧洲天然气进口总量的 48.4%，其次为挪威和阿尔及利亚，分别占总进口量的 18%和 13.2%。

俄乌战争下，俄罗斯对欧洲进行多次天然气制裁。俄乌战争爆发后，俄罗斯在天然气方面对欧洲实行多次制裁，导致天然气进口依赖度较大的欧洲在天然气供给上严重短缺，欧洲天然气价格随之高涨。从俄罗斯到欧洲的“北溪一号”天然气管线输送量为 1.67 亿立方米/日，俄乌战争开始后，俄罗斯几次降低“北溪一号”输送量，截至2022 年7 月25 日，“北溪一号”天然气输送量仅为满负荷运行的 19.8%，给欧洲天然气供给带来了巨大压力。除此之外，“北溪二号”因美国和乌克兰的阻挠无法开通，天然气无法正常输送，欧洲天然气供给端压力进一步加大。

俄乌战争影响欧洲供给，引发“抢气潮”。LNG进口方面，亚太和欧洲是 LNG 进口最多的两大地区，且短时间内难以摆脱进口依赖。2021年亚太和欧洲分别进口 LNG155.7MT 和 75.1MT，其中欧洲洲内进口量仅为0.2MT，从北美和俄罗斯进口的 LNG 量分别为21.5MT 和13MT，进口依赖度极强。在管道气供给严重不足的情况下，欧洲试图通过进口LNG以缓解天然气供给短缺，引发“全球抢气潮”。

4.2.2.极端天气：不可抗力拉动天然气价格高增

2021 年全球天气灾害事件频发。2021 年全球自然灾害频发，北极海冰覆盖率减少，全球干旱、飓风、地震频发，俄罗斯、土耳其等国遭遇野火，包括中国、印度在内的多个国家遭受洪水和台风的灾害。极端天气出现频率大幅上升，范围波及全球。

高温天气促使天然气用量上升进而提升天然气价格。2021年美国多个州的温度长期在 38 摄氏度以上，2021 年 6 月美国48 个州的平均温度为22.6摄氏度，较上年同比增长 6.1%。俄勒冈州温度达到46 摄氏度，出现了有史以来的极热天气。高温推动了风扇、空调等电器设备的使用量，在极端天气发生时，天然气因能够满足快速变化的需求，用量相较其他能源提升较大。以加利福尼亚州为例，2021 年 6 月相较于煤炭、风能等能源，天然气用于制冷发电的贡献较大。

极寒、飓风等极端天气导致天然气工厂无法开工，供给端趋紧刺激天然气价格上涨。2021 年 8 月，艾达飓风登陆路易斯安那州，期间墨西哥湾联邦近海天然气产量降低约 38.48Bcf，成为过去十年中对美国天然气产量影响最大的一次飓风。极端天气和自然灾害频发对美国乃至世界的天然气价格造成冲击，是导致全球天然气价格上涨潮的主要原因之一。

短期内欧洲高温天气持续催化天然气需求上行。当前欧洲正面临罕见高温天气，从近期英国伦敦的天气数据来看，在2022 年7 月19日伦敦最高气温已达 40 摄氏度，这一温度已刷新英国自有温度记录以来的最高气温。在高温的影响下，欧洲当地的水力发电设施供电量将有所下滑，从而加剧当前的用电、用气需求。

4.3.替代能源有限，欧洲天然气供需紧张持续

4.3.1.自产天然气：资源不足，成本高筑

欧洲天然气储量较少，“调峰用气”协调困难。天然气储存可以在一定程度上提高能源安全，减少世界天然气价格波动对国内的影响，同时，“淡季储气，旺季用储”的方式也很大程度上节约了能源成本。2020年至2022 年，欧洲天然气地下储量逐年下降，截至2022 年1 月，欧洲天然气地下储量较上年减少了 149 亿立方米，同比降低26%。

4.3.2.其他一次能源：同样依赖进口，长期替代存疑

欧洲煤炭进口依赖俄罗斯。自 1982 年起，欧洲煤炭产量和消费量呈下降态势，2021 年欧洲煤炭产量和消费量分别为57.83 万亿焦耳和100.12万亿焦耳。产需方面，自 1981 年起，欧洲煤炭消费量一直远超产量，2021年产需差为 42.29 万亿焦耳。进口方面，2021 年欧洲煤炭进口中有50.2%来自于俄罗斯，另有少部分煤炭进口来自于哥伦比亚、美国和澳大利亚，分别占总煤炭进口数的 17.1%、15.5%和 8.4%。欧洲煤炭进口依赖俄罗斯，通过使用煤炭代替天然气并不会解决欧洲对俄罗斯的进口依赖。

长期来看，欧洲各国“脱煤”决心仍在。欧洲多国已承诺近十五至二十年内正式淘汰煤炭。其中，法国承诺 2024 年正式淘汰煤炭，希腊等四个欧洲国家承诺 2025 年淘汰煤炭，德国承诺于2038 年淘汰煤炭。天然气在电力、工业以及城市燃烧取暖等方面仍然难以被取代。2022 年2月2日，欧盟提议将天然气列为可持续投资，欧洲主流国家仍对天然气的持续使用持支持态度，且欧盟已签署《全球甲烷减少排放案》，明确制定了2030年将甲烷排放量减少 30%的目标，欧洲“脱煤”决心仍在，天然气难以被煤炭或石油替代。

欧洲石油产需差距大，2021 年俄罗斯为欧洲最大石油出口国。根据《世界能源统计年鉴》数据，2021 年欧洲每天生产石油342 万桶，消费1353万桶，产需差达 1011 万桶，欧洲石油能源依赖进口。从欧洲石油进口结构看，2021 年 29%来自于俄罗斯，来自西非、伊拉克和美国的石油进口比例分别为 13.7%、12.2%和 9.4%。总体来说，欧洲石油产能紧张，进口依赖度高，且石油进口主要来自于俄罗斯。与煤炭一样，用石油作为天然气的替代能源也未能摆脱对俄罗斯进口的依赖。除此之外，石油的价格要远远高于煤炭，因此作为发电能源并不适配。

与天然气相比，煤和石油对环境造成的污染较大。根据IGU的统计结果，每消耗 1 亿千瓦时能量时，使用煤炭所产生的二氧化碳量最多，为0.76百万公吨，使用天然气所产生的二氧化碳仅为0.37 百万公吨。石油发电所产生的氮氧化物和硫氧化物较多，每消耗1 亿千瓦时能量排放氮氧化物0.95公吨、硫氧化物 3.02 公吨，而天然气在使用过程中仅排放0.14公吨的氮氧化物，不排放硫氧化物。煤炭和石油在燃烧过程中所产生的有害气体是造成全球气候变暖和环境污染的主要因素，大规模长期使用煤和石油代替天然气会给全球生态环境带来较大危害。

欧洲发达国家积极推进全球碳减排进程，各国已制定相关碳减排目标。欧洲等发达国家是世界各国中较早开始碳减排进程的，2020 年欧盟已超额完成相关目标，2021 年欧盟提出到 2030 年可再生能源占比40%、2035年燃油车退市等新的减排目标，减碳进程领先。煤和石油的大量使用只会造成欧洲各国减排进程的倒退，长期来看煤和石油难以成为欧洲主要能源。

4.3.3.可再生能源：稳定性较低，短期替代无望

可再生能源是指可以无限使用的能源，包括风能、太阳能等。目前可再生能源已经得到运用，例如：光伏系统可以通过使用太阳能把直射阳光转化为电能；风电场可以通过使用涡轮机把风能转化为电能；大坝的涡轮机可以把水能转化为电能等。由于可再生能源不可耗尽，且对环境的危害几乎为 0，目前世界各国都致力于可再生能源的开发利用。

短期内可再生能源难以将天然气取代。虽然可再生能源在成本、环保方面有着优越特性，但其不稳定的缺点较为明显。太阳能和风能等可再生能源受天气影响很大，无法保持使用的稳定性；可再生能源在使用前需要有较大的投资支出。受制于可再生能源的缺点，其只能用作天然气的补充，短期内欧洲想利用可再生能源代替天然气存在一定难度。

5.我国：需求高景气，储气系统积极建设中

5.1.供给：产储齐增，“一张网”实现全国协同

我国天然气产量和储量齐增。产量方面，我国天然气产量保持上行态势，2021 年产量为 2075.8 亿立方米，较上年同比增长7.8%。储量方面，近十年来我国天然气储量高速增长，天然气储量由2012 年的3.14万亿立方米上升至 2020 年的 8.4 万亿立方米，2020 年天然气储量与2019年持平。总体来说，我国天然气产储状况良好，均呈现稳定增长态势。

我国天然气生产主要集中在四川、新疆和陕西等地。2021年四川省是我国天然气产量最丰富的地区，总产量为522.21 亿立方米，占全国总产量的 25.17%。四川盆地拥有包括页岩气在内的丰富的天然气资源，是我国天然气的重要产地。新疆和陕西天然气产能紧随其后，2021 年天然气产量分别为 387.59 亿立方米和 294.13 亿立方米，占总产能的18.68%和14.17%。

我国天然气气田丰富，主要集中在四川、内蒙古等地。我国天然气气田丰富，天然气气田主要集中在中西部，包括渤海湾、松辽、准噶尔等在内的 10 大盆地。其中，新疆塔里木盆地和四川盆地资源最为丰富，占总储气量的 40%以上。目前，安岳气田是我国最大的气田，具有储量规模大、含气面积大、气井产量高等优点，投产气井日产可达60 万立方米。我国气田包括页岩气气田、超深超高压裂缝性致密砂岩气藏等多种类型，资源丰富，天然气供给端坚挺。

我国天然气管道运输构建“全国一张网”，天然气运输便利。目前我国形成了西南、西北、东北及海上进口天然气的“四大战略通道”和“三纵三横”管网布局，共连接 14 座 LNG 接收站和14 座地下储气库，2021年天然气一次入网量超 2000 亿平方米。

5.2.需求：碳达峰、碳中和目标下，天然气需求高景气

5.2.1.我国设立碳达峰、碳中和目标，天然气消费占比提升

“煤改气”政策持续推进中，天然气产业发展加快。煤炭燃烧对大气污染较为严重，在环保的压力下，我国政府出台“煤改气”政策，将防治污染作为发展重点之一。“煤改气”指工业和居民生活采用天然气替换煤炭。我国“煤改气”政策持续推动下，天然气产业发展也将加快。从政策方面来看，2021 年 12 月，工业和信息化部、科学技术部、自然资源部联合颁发《“十四五”原材料工业发展规划》，规划指出支持企业实施燃料替代，加快推进工业煤改气，提高清洁能源的使用比例。各省级、市级政府随后颁布相关政策。2022 年 7 月，宁夏回族自治区发改委发布《自治区碳达峰实施方案（意见征求稿）》，方案指出集中供热无法覆盖的区域加快推进“煤改气”、“煤改电”清洁供暖工程。随着“煤改气”政策的加速推进，我国天然气需求将进一步提升。

我国政府出台多项政策推动天然气行业发展。2022 年1 月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《“十四五”现代能源体系规划》，规划到2025 年，我国天然气年产量达到 2,300 亿立方米以上。各地政府发布的省“十四五”能源发展规划中均对天然气的发展提出指引。其中，浙江省规划到 2025 年，全省天然气消费量达到 315 亿立方米，在一次消费能源结构中的占比达到 12.98%；辽宁省规划到“十四五”末，天然气产量达到10亿立方米，储气容量达到 115 亿立方米；江西省规划至2025 年，全省天然气消费比重提高到 6.8%，全省天然气使用人口达到1,700 万。

2000-2020 年间，天然气在我国能源消费结构中占比提升。从我国2000年能源消费结构来看，煤炭占比最大，达68.5%，石油、天然气和非化石能源占比分别为 22%、2.2%和 7.3%。2000-2020 年间，煤炭和石油占比降低，分别降低 11.7pct、3.1pct，天然气和非化石能源占比提升，天然气提升6.4pct至 8.6%，非化石能源提升 8.4pct至 15.7%。

5.2.2.天然气需求持续提升，国内各地消费存在差异

我国城市燃气普及率稳步提升，燃气中天然气供应量呈提升趋势。在城市现代化中，城市燃气发展的重要性不断凸显。2020 年我国城市燃气普及率已达到 97.87%，比 2019 年提高 0.58 个百分点。从历史数据来看，2014年起，我国城市燃气普及率不断提升。城市燃气可分为人工煤气、液化石油气和天然气。天然气作为最优质的清洁能源，是城市燃气的重要来源，未来的发展空间广阔。2014-2020 年，我国城市燃气中天然气供应量由964亿方提升至 1564 亿方。

我国天然气消费量持续增长，2030 年有望达到6000 亿立方米。2021年我国天然气消费量为 3,726 亿立方米，同比增长12.70%，增速显著高于2020 年天然气消费量增速 5.6%。据国家能源局数据，预计我国2025年天然气消费规模有望达到 4,300-4,500 亿立方米，2030 年天然气消费规模将达到 5,500-6,000 亿立方米，消费规模保持高速增长。

我国各省份天然气消费量分布不均。根据2021 年数据，我国天然气消费规模排名前五的省份为广东、江苏、四川、山东和河北，天然气消费量分别为 364、314、268、237 和 228 亿立方米。广东省和江苏省天然气消费规模位列前二主要因工业和制造业发达，四川省依赖于较大的人口基数和丰富的天然气资源，天然气消费量较大。除以上省份之外，山东、河北、北京、浙江、陕西、新疆等均为天然气用量大省。相比较而言，广西、云南、贵州及西藏等地用量较小。

预计“十四五”期间各城市天然气消费总量可达18,805 亿立方米。根据《中国“十四五”天然气消费趋势分析》（徐博等）数据，预计“十四五”期间，各省消费量均将保持提升趋势。其中，“十四五”期间吉林省、天津市、山东省、湖南省、贵州省、黑龙江省天然气消费量增速较大，天然气消费量增速分别为 9.8%、8.8%、8.8%、8.8%、8.8%和8.8%，“十四五”期间消费总量分别为223、769、1138、236、141、343 亿方。

5.3.外盘天然气涨价或带动我国燃气价格上行

我国进口 LNG 占比 29%，现货价格受市场供需影响。从我国天然气供应格局来看，2021 年进口 LNG 占天然气总供应量的29.21%，国产气和进口 PNG 分别占比 55.07%、15.72%。我国天然气进口包括进口管道气和进口 LNG，进口 LNG 价格包括长协价格和现货价格，长协价格与原油价或美国亨利港气价挂钩，现货价在原则上与油价无直接相关性，价格主要受国际 LNG 供需影响。

自俄乌冲突以来，我国 LNG 价格高涨。自俄乌冲突以来，我国LNG价格高涨。从市场价来看，截至 2022 年 7 月29 日，我国LNG市场价达6006元/吨，较 2022 年年初上升 27.52%，较 2022 年2 月初上升55.33%。俄乌冲突导致全球天然气市场供需失衡，拉升我国LNG 价格。

里海石油和天然气资源丰富，由 5 国共同开发。里海位于欧亚交界处，是世界上最大的湖泊，蕴藏着丰富的石油和天然气资源。里海天然气储量约为 160,000 亿立方米。里海沿岸接壤 5 个国家，包括俄罗斯、哈萨克斯坦、土库曼斯坦、伊朗、阿塞拜疆。在资源开发方面，2018 年5 个国家签署《里海法律地位公约》共同开发里海资源。

里海是我国重要的天然气来源。中亚天然气管道自2009 年运营，起始于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦的边境，穿越乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，在新疆霍尔果斯口岸进入我国境内，与我国西气东输的管道连接。目前3条管线已经通气，对我国的输气规模为 550 亿方/年，如4 条管线全部通气，则输气规模将达到 800 亿方/年。里海资源对我国的天然气进口意义重大。

俄乌战争之下，欧洲加快布局里海资源或将拉高输往我国的价格。里海被欧洲视为能源供给多元化的重要地区之一，欧洲注重里海天然气资源布局。近年来，欧洲国家推进建设“南部天然气走廊”，包括“跨亚得里亚海天然气管道项目（TAP）”、“跨安纳托利亚管道项目（TANAP）”等项目，目的在于实现绕开俄罗斯以进口里海天然气。以TANAP为例，2018年 TANAP 开通，输送土耳其气量达 60 亿立方米，输送欧洲气量达100亿立方米。俄乌冲突之下，欧洲寻求天然气进口资源的紧迫性提高。俄乌冲突发生后，欧洲加速推进两条管道的输送能力的扩容以及土耳其-希腊-意大利管道项目的建设。欧洲加紧布局里海天然气资源将拉动里海能源的需求提升，或将导致输往中国的天然气价提升。

海运价格高位，LNG 进口成本提升。近期，俄罗斯几次降低“北溪一号”管线输送量，欧洲不得不加紧寻求包括进口LNG的天然气供应。LNG贸易的加大导致海运需求大量提升，叠加航线受阻被封，供给不及需求的情况下，全球海运价格高涨。2022 年以来，波罗的海运费指数在5月23日达到峰值，指数为 3369，较 2022 年年初上涨47.44%。LNG船供不应求将进一步加剧 LNG 市场供应紧张情况。

6.重点公司分析

6.1.天壕环境：陕西-山西段通气在即，销量将持续提升

公司投资运营神木-安平煤层气长输管道项目，是国内唯一长输管网上市公司。公司燃气板块的主要涵盖天然气贸易及销售、长输管道输送、城市燃气输配等业务。2018 年公司子公司北京华盛与中联公司共同投资建设运营神木——安平煤层气长输管道项目，增强了气源优势，未来发展空间较大。 2021 年起营收及业绩高企。公司 2022 年第一季度实现营业收入8.5亿元，同比增长 141.36%，2021 年实现营业收入20.52 亿元，同比增加21.16%。归母净利润方面，2022年第一季度归母净利润1.32亿元，同比增长1585.83%，2021 年公司归母净利润大幅增长，达 2.04 亿元，同比增长265.38%。随着神安线及管线周边相关项目投产运营，公司业绩有望进一步提升。

公司神安线助力销量逐步增长。公司2021 年天然气销量为6.60亿立方米，同比增长 48.47%，2020 年销量为 4.44 亿平方米，同比增长8.36%。2018年公司开始建设神木——安平煤层气长输管道项目，为华北、华东地区市场提供天然气，其中山西康宁-河北鹿泉段已全线通气，向河北地区客户实现了销售，目前已成为河北省的第三大气源。目前在建段为陕西-山西段，根据公司公告显示，陕西-山西段预计于 2022 年9 月底或10 月完成物理连接，远期售气规模或将持续增长。

6.2.广汇能源：能源行业领军企业，综合实力强劲

公司是能源行业的领军企业，气、煤、油产业协同发展。公司是行业领先的能源供应商，主要涉及液化天然气、煤化工、石油天然气勘探开发领域，构建能源产业链，并向下游终端销售领域不断延伸。公司是中国第一个大型陆基 LNG 生产供应商，也是第一个建设运营跨境天然气管道的民营企业，目前在稳步发展国内产业的同时，也在积极开拓中亚、北美国际市场。 公司营收大幅提升，归母净利润触底反弹。营业收入方面，2022年第一季度公司营业收入达 93.98 亿元，同比增长70.10%；2021 年公司营业收入达 248.65 亿元，同比增长 64.30%。归母净利润方面，公司2022年第一季度归母净利润达 22.13 亿元，同比增速175.67%；公司2021年归母净利润达 50.03 亿元，同比增速 274.40%，创近年新高。

6.3.新天然气：煤层气开采技术领先，潘庄、马必双管齐下

国内煤层气开采龙头，一体化布局逐渐完善。公司立足新疆，主营业务包括城市天然气的输配、销售、入户安装和煤层气开采等。公司的天然气销售和入户安装业务涉及民用、商用及工用领域，压缩天然气运输主要面向加气站，为 CNG 汽车供气。公司子公司亚美能源在煤层气开采领域居行业前列，是我国第一家成功采用多分支水平井钻探系统技术的煤层气开发商。 2021 年公司营收、归母净利润均上涨。营业收入方面，2022年第一季度公司营业收入达 10.56 亿元，同比增速60.51%，2021 年公司营业收入达26.17 亿元，同比增长 23.89%。归母净利润方面，2021 年公司归母净利润10.28 亿元，同比增长 186.49%。

公司控股亚美能源，潘庄、马必项目保障气源优势。公司于2018年收购亚美能源，亚美能源深耕煤层气开发领域，具有雄厚的技术实力和丰富的项目经验。同时，亚美能源煤层气开发前景十分广阔，探明储量占中国煤层气探明地质储量的 70%。其潘庄区块2017 年至2021 年产销逐年增加，2021 年产销分别为 11.75 和 11.42 亿立方米。2021 年马必区块产销均大幅提升，分别为 1.23 和 1.08 亿立方米，同比增速分别为84.22%和76.66%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。

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招商策略：下周重点大事件对A股意味着什么？

作者：金融界

发布时间：2022-07-24 22:08

快照：

来源：金融界

下周两个重要会议可能会对A股方向和结构产生重要影响，一是年中的政治局会议讨论经济，二是美联储7月议息会议。在当前我国经济正处于企稳回升关键窗口，三季度至关重要，本次政治局会议的定调和安排可能会指引下半年A股配置的重要方向；而美债收益率和美元指数有可能在加息后进入下行周期，有望利于A股未来的表现。

核心观点

【观策·论市】下周重点大事件对A股意味着什么？1）本次政治局会议中对下半年经济的增速定调，相关稳增长的安排，对于地产领域的政策指引，对于消费及其他新产业趋势的政策指引，可能会指引下半年A股配置的重要方向；2）下周美联储将召开7月议息会议，综合当前美国经济数据、市场预期变化及美联储官员表态，预计7月美联储加息75bp的概率较大，若美联储如期加息75bp，那么对短期市场的影响有限；但如果美联储出现超预期加息100bp的情况，则可能压制短期市场风险偏好并引起市场波动。往后来看，九月之后加息步伐将放缓，随着靴子落地，北上资金可能会回流，A股可能会重回上行周期。此外美债收益率和美元指数有可能在加息后进入下行周期，有利于A股未来的表现，尤其有利于景气度较高行业的估值提升。

【复盘·内观】本周A股市场指数多数上涨，主要原因：1）此前交易的内外负面因素没有进一步超预期，市场开启反弹；2）当前流动性十分充裕，对A股估值产生正面支撑；3）前期跌幅较深的部分板块如TMT等轮动反弹上涨。

【中观·景气】6月份工业机器人产量当月同比由负转正，我国用电量同比转正。6月份智能手机产量同比降幅扩大，集成电路产量同比继续下行。6月集成电路出口金额同比增幅缩窄，进口金额同比降幅扩大，贸易逆差同比降幅扩大。6月份工业机器人产量当月同比由负转正。1-6月我国发电量累计同比增幅扩大，6月我国用电量同比转正 ，其中第一产业用电量同比增幅扩大，第二、三产业用电量同比转正。本周钢坯、螺纹钢、铁矿石价格指数上行，焦煤、焦炭期货价格下降，动力煤期货价格周环比上涨。

【资金·众寡】北上资金净流出，ETF净申购。北上资金本周净流出37.4亿元；融资资金前四个交易日合计净流入94.0亿元；新成立偏股类公募基金78.4亿份，较前期下降89.8亿份；ETF净申购，对应净流入94.9亿元。行业偏好上，北上资金净买入规模较高的为非银金融、化工、交通运输等；融资资金净买入电气设备、国防军工、公用事业等；医药ETF申购较多，金融地产（不含券商）ETF赎回较多。重要股东净减持规模扩大，计划减持规模提升。

【主题·风向】本周产业观察——世界动力电池大会召开，百度世界大会推出Apollo RT6。动力电池大会上，电池安全，热调控电芯结构，半固态电池、钠离子电池、M3P电池等多种新型电池以及电池回收成为会议关注的热点。百度世界大会上，百度推出第六代量产无人车Apollo RT6，成本仅为25万元，建议关注上述产业技术进步方向。

【数据·估值】本周全部A股估值水平较上周上行，PE（TTM）上行0.2X至14.5X，处于历史估值水平的36.0％分位数。板块估值涨跌分化，其中，国防军工板块估值上涨较多，电气设备板块下跌较多。

风险提示：产业扶持度不及预期，宏观经济波动。

01

观策·论市——下周重点大事件对A股意味着什么

3月19日，我们发布报告《A股历史大底是如何炼成的？》，认为四月下旬至五月上旬A股将会迎来新上行周期七点。5月4日，我们发布报告《拐点已至，上行将始》提出A股过去的调整和当前的估值已经对过去诸多冲击进行了充分定价，未来将会随着疫情缓解、稳增长发力、外部环境缓解进入震荡上行周期。6月17日发布《开启新周期，重塑新结构》明确提出新一轮上行周期开启。

2022年下半年，中国经济将进入新一轮信用上行周期，全球经济则进入衰退期，美债收益率有望见顶。A股将会延续此前趋势，呈现震荡上行的走势，全年走出√的概率进一步提升。但是，下半年的行业配置会根据社融和经济复苏的强度出现两种场景，在强流动性弱复苏情况下，行业配置以独立景气新产业趋势为主攻方向，“泛新能源”等领域值得持续挖掘；如果稳增长的实际效果超预期，新增社融增速加速改善，则会演绎“社融驱动”为主线，基建链，地产链、银行保险有望表现较好。风格将从小盘成长逐渐演变为大盘价值。

下周，两个重要会议可能会对A股方向和结构产生重要影响，一是年中的政治局会议讨论经济，在当前我国经济正处于企稳回升关键窗口，三季度至关重要；本次政治局会议中对下半年经济的增速定调，相关稳增长的安排，对于地产领域的政策指引，对于消费及其他新产业趋势的政策指引，可能会指引下半年A股配置的重要方向；二是美联储7月议息会议，由于6月美国通胀再超预期回升，7月27日议息会议加息75BP是大概率事件，但是也可能是美联储鹰派加息的尾声。美债收益率和美元指数有可能在加息后进入下行周期，有利于A股未来的表现。

？美联储议息会议来临，市场加息预期如何变化？

下周美联储将召开7月议息会议，北京时间7月28日凌晨将公布议息会议内容。临近会议，美联储加息预期再度成为市场的关注焦点。那么，当前影响美联储加息预期的因素有哪些？市场预期如何？

6月美国通胀再创新高，导致市场对美联储激进加息预期阶段性强化。美国通胀数据显示，6月美国CPI同比上升9.1％，超出市场预期的的8.8％，再创近1981年以来的新高。核心CPI同比5.9％，相比前期下降0.1％，但核心CPI环比较前期继续扩大至0.7％。从分项来看，能源仍是导致CPI超预期的主要因素，另外食品、交运、住宅等各分项的同比增速均有所扩大。短期美国通胀高居不下，在此数据公布后，市场预期美联储7月加息100bp。

另外，美国的就业市场依然强劲，弱化经济衰退预期，支撑美联储加息。美国失业率保持在3.6％的历史低位，而与此同时美国的非农员工时薪仍保持着5％以上的较高增速，均显示美国的就业市场火热，这一定程度上缓解了市场对于美国经济衰退的担忧。但同时也为美联储为遏制通胀而进行持续加息提供了支撑。

不过，美国密歇根大学的调查数据和美联储官员讲话后，市场对美联储加息100bp的预期降温。一方面，美国密歇根大学调查结果显示，市场对未来一年美国通胀预期为5.2％，较前期下降0.1％。另一方面，美联储官员布拉德表示，虽然美国6月通胀数据超预期，但他仍倾向于在本月加息75bp而不是更大幅度的加息。美联储理事沃勒也表示，支持7月再度加息75bp，市场预期7月加息100bp“有些冒进”。

所以，我们看到，7月以来市场对美联储加息预期经历了较大的波动。其中7月13日在美国6月通胀数据公布且继续冲高的情况下，市场对美联储7月加息100bp的预期骤升至80％以上。而在美联储官员表态后，市场对美联储激进加息的预期回落，截止7月22日，主流加息预期重回75bp（概率80.5％）。综合当前美国经济数据、市场预期变化及美联储官员表态，预计7月美联储加息75bp的概率较大，若美联储如期加息75bp，那么对短期市场的影响有限；但如果美联储出现超预期加息100bp的情况，则可能压制短期市场风险偏好并引起市场波动。

往后去看，通胀仍是未来美联储加息路径如何演绎的关键因素，目前市场对美联储9月加息幅度存在分歧，加息50bp的概率略强于加息75bp，而9月之后加息步伐将放缓。第一，目前CRB综合指数同比增速已经回落至7.32％，而历史上，当CRB综合指数同比增速回落到这个水平附近的时候，美国的CPI同比基本见顶。并且密歇根大学调查的通胀预期指标也显示随着大宗商品增速放缓，市场对美国未来的通胀预期有所缓解，不过目前通胀预期降幅仍较低，其回落的持续性有待观察。第二，美国通胀是否进一步上行也与俄乌局势密切关联，存在一定的不确定性，未来仍需密切关注其变化。如果美国通胀随着欧美经济放缓和需求回落而得以缓解，那么美联储加息节奏有望放缓。

我们在此前的报告中论述，如果美联储结束大幅加息，随着美国通胀见顶和经济回落，美债收益率很可能会开启下行周期。美债收益率下行对于A股将会形成正面支持，偏弱的美债意味着海外投资回报率下降，正在复苏的中国经济将会吸引外资重新回流A股。在最近两周，由于对下半年中国经济复苏强度的分歧出现，以及临近美联储加息，北上资金一度小幅流出A股，市场也出现了小幅调整。随着美联储加息靴子落地，北上资金可能会回流，A股可能会重回上行周期。

？政治局会议定调及对行业配置的影响

政治局会议一般会讨论经济形势和下一阶段的政策基调及工作重点，预计下周召开的政治局工作会议将会对下半年的政策基调和工作重点进行定调，本文将对下周的政治局会议定调进行简析并讨论行业配置方向。

从年初以来的重要会议或者文件表述来看，经济增长目标在年初时较多的被提及，四月末的政治局会议中指出我国经济发展环境的复杂性、严峻性和不确定性上升，稳增长、稳就业和稳物价面临新的挑战，并保持经济运行在合理区间。21日召开的国常会指出我国经济正处于企稳回升的关键窗口，三季度至关重要，并指出消费与民生息息相关，仍应成为经济主拉动力。

本次政治局会议讨论经济，我们认为核心的关注点如下：

第一，经济增长目标方面，目前对于下半年经济如何定调成为市场的重要关切。由于第二季度经济增长受到严重冲击，上半年GDP累计同比增速实现2.5％；如果努力实现全年5.5％的目标，那么下半年GDP增速需要8％左右。则需要下半年基建和地产投资进一步发力，新增中长期社融加速改善；如果淡化经济增长目标，那么下半年是温和复苏场景，较高的超额流动性和M2增速有望保持，经典的“类资产荒”场景则是有利于独立景气的产业趋势继续形成估值溢价。

第二，稳增长政策将会如何定调和安排。7月21日国常务会指出“我国经济正处于企稳回升关键窗口，三季度至关重要”；目前上半年基建投资增速已经回升至9％以上，考虑到上半年发行了较多的专项债，国常会也指出运用政策性、开发性金融工具等筹措资金用于补充新型基础设施在内的重大资本金项目，同时明年的专项债额度也有可能于下半年提前下达等因素，预计下半年在稳增长政策持续发力的背景下，基建投资仍会保持较高的增长。21日的国常会也提到基建投资需要发挥“补短板、调结构”的作用，要加快速专项债资金使用并形成更多实物工作量。预计在稳增长稳就业基调下，基建相关板块如新能源基建和数字基建仍将会持续发力。

第三，关注地产领域如何表述。近期多地出现相关事件引发了市场对于“保交楼”的关切，7月以来的高频数据显示30大中城市商品房成交套数又出现一定程度降温降温。此前，部分地方政府保交楼等政策对于市场情绪修复有一定的正向作用。7月22日国务院常务会议再度强调，“因城施策促进房地产市场平稳健康发展，保障住房刚性需求，合理支持改善性需求”，政治局会议是否会就房地产的健康发展做出更加具体的安排可以关注。

第四，消费及其他产业的表述及定调。消费方面，多个城市以发放消费券、购物补贴、汽车购置税减免等多种方式来刺激消费，6月消费数据出现超预期修复；由于各地疫情呈现“点状频发”的状态，出行消费仍受到较大的限制，也成为制约消费数据继续修复的障碍。可重点关注政治局会议对消费领域的定调或提法。除了传统基建、地产、消费等领域，对于新产业趋势是否会有新的提法，在本次会议中也值得重点关注。

综合来看，下半年经济增速目标可能成为市场走势的分水岭。如果淡化经济增长目标并接受下半年的温和复苏，那么地产销量可能会保持弱势，目前较高的超额流动性和M2增速有望维持，则出现经典的“类资产荒”场景，有利于独立景气的产业趋势继续形成估值溢价，可重点关注风光储、智能车、锂矿、自动化设备等。但如果努力实现全年5.5％的目标，则需要基建地产投资进一步发力，新增中长期社融加速改善，强复苏场景下有利于大盘价值和上证50的表现，可重点关注地产链消费、白酒、银行保险等。

？四大角度看当前新能源板块现状

从估值角度来看，当前新能源相关板块的整体估值和估值分位数除了个别板块明显较高以外，整体尚可，如储能、智能驾驶、光伏估值历史分位数在50％以上，而锂电、风电、氢能与燃料电池、绿电等板块估值分位数均在50％以下。从PEG来看，当前绿电、储能、锂电、光伏、新型电力系统、氢能2022年PEG小于1。因此，整体而言，新能源细分板块的估值和业绩匹配度依然较好，个别板块短期来看静态估值和估值分位数较高（如储能等），但由于其较高的增速预期，从PEG的角度来看，依然具有估值性价比。

从景气角度来看，6月单月国内光伏发电新增装机规模为8.87GW，同比增长119％，1-6月我国光伏发电累计装机规模为336.2GW，同比增长25.8％。与其他发电方式对比来看，2022年以来，光伏的累计新增装机量3-4月仅次于水电，来到5月后光伏累计新增同比超过水电，为五大主要发电方式中增速最高发电方式。风电方面，根据国家能源局的统计数据，今年上半年国内累计新增风电装机12.9GW，同比增长19.4％，其中二季度新增风电装机5.04GW，同比/环比分别下降9.7％/36.2％，整体装机数据触底回升迹象明显，在原材料价格下行和国内风机大型化带来的降本加速的背景下，上半年国内风机总招标量接近50GW，相关项目的建设节奏明显加快，下半年可能进入加速上行期。

上半年我国电化学储能新增装机约0.4GW，2021年Q4以来维持较快增长，而随着欧洲等海外地区户储的快速增长，将对国内储能产业链需求的爆发带来直接拉动。近期公布的6月我国新能源汽车产销创历史新高，分别完成59万辆和59.6万辆，同比增速达140％和135％。上半年新能源车产销分别完成266.1万辆和260万辆，同比增速均达120％， 产销两旺持续超预期。

从交易集中度来看，当前新能源四大核心板块光伏、风电、锂电、储能最新交易日成交额占比分别为5.0％、2.4％、9.6％、4.7％，成交额占比历史分位数分别为96.7％、97.3％、89.0％、98.4％，换手率历史分位数分别为61.4％、81.3％、57.9％、82.9％，可以看出，当前新能源几大核心板块成交额占比以及历史分位数多数处于2020年以来的高位区间，但换手率历史分位尚可，可以看出，随着板块景气上行和业绩的爆发，板块成交规模随之放大，更多是市值贡献的结果，换手率尚未到非常极致的阶段。

从机构持仓的角度来看，二季度主动偏股基金对泛新能源领域的持仓占比已经上升至26％，创下了历史新高。

当前新能源四大核心板块，锂电、储能、光伏、风电的最新主动偏股型基金持仓比例分别为10.52％、5.76％、6.80％、0.70％，持仓占比历史分位数（2019以来）分别为92.9％、85.7％、100％、85.7％，可以看出，当前新能源核心细分板块机构持仓的比例多数处在2019年以来的高位区间。

总结来看，从估值角度来看，新能源细分板块的估值和业绩匹配度依然较好，个别板块短期来看静态估值和估值分位数较高（如储能等），但由于其较高的增速预期，从PEG的角度来看，依然具有估值性价比。从交易集中度来看，随着板块景气上行和业绩的爆发，板块成交规模随之放大，更多是市值贡献的结果，换手率尚未到非常极致的阶段。从景气角度来看，光伏国内装机以及出口均维持高增，风电增速触底回升，招标放量，项目建设加速，储能需求全球共振，新能源汽车销量持续超预期。从机构持仓的角度来看，当前新能源核心细分板块机构持仓的比例多数处在2019年以来的高位区间。总得来看，新能源在经过前期上行后，估值、持股集中度、交易集中度进一步提升，但是估值性价比仍在，景气度仍在高位。

？核心观点：下周重大事件对A股的影响。

2022年下半年，中国经济将进入新一轮信用上行周期，全球经济则进入衰退期，美债收益率有望见顶。A股将会延续此前趋势，呈现震荡上行的走势，全年走出√的概率进一步提升。但是，下半年的行业配置会根据社融和经济复苏的强度出现两种场景，在强流动性弱复苏情况下，行业配置以独立景气新产业趋势为主攻方向，“泛新能源”等领域值得持续挖掘；如果稳增长的实际效果超预期，新增社融增速加速改善，则会演绎“社融驱动”为主线，基建链，地产链、银行保险有望表现较好。风格将从小盘成长逐渐演变为大盘价值。

下周，两个重要会议可能会对A股方向和结构产生重要影响，一是年中的政治局会议讨论经济，在当前我国经济正处于企稳回升关键窗口，三季度至关重要；本次政治局会议中对下半年经济的增速定调，相关稳增长的安排，对于地产领域的政策指引，对于消费及其他新产业趋势的政策指引，可能会指引下半年A股配置的重要方向；二是美联储7月议息会议，由于6月美国通胀再超预期回升，7月27日议息会议加息75BP是大概率事件，但是也可能是美联储鹰派加息的尾声。美债收益率和美元指数有可能在加息后进入下行周期，有利于A股未来的表现，尤其有利于景气度较高行业的估值提升。

02

复盘·内观——指数多数上涨，超跌板块轮涨补涨

本周A股主要指数多数上涨，科技龙头、小盘成长、中证1000指数涨幅居前，大盘成长、中小100、创业板指跌幅居前，本周日均成交9862.9亿元，日均成交近万亿，较上周相比略微缩量。南向资金本周净流入港股28.2亿港币，北向资金本周净流出A股37.4亿人民币。

本周A股市场指数多数上涨，主要原因在于，1）前两周因为部分风险时间以及全球交易衰退预期等因素，市场明显下跌，本周此前交易的负面因素没有进一步超预期，因此市场在下跌后开启反弹；2）在前期流动性投放后，当前流动性十分充裕，银行间利率和理财产品利率下行，对A股估值产生正面支撑；3）前期跌幅较深的部分板块如TMT等轮动反弹上涨。

从行业上来看，本周申万一级行业多数上涨，仅6个一级行业上涨，环保、计算机、传媒涨幅居前，农林牧渔、电力设备、建筑材料跌幅居前。从涨跌原因来看，本周涨幅居前的行业原因主要为，环保（行业估值较低，从事件催化来看，近期，国务院办公厅印发《关于国务院2022年度立法工作计划的通知》中，明确的立法项目中，包含能源法草案（发展改革委、能源局起草）、矿产资源法修订草案（自然资源部起草），此外，近期住建部、发改委印发《城乡建设领域碳达峰实施方案》）、计算机（电力IT景气上行、鸿蒙3.0即将发布、数字经济事件催化等）、传媒（7月21日商务部等27部门发布《关于推进对外文化贸易高质量发展的意见》），跌幅居前的行业主要为前期短期涨幅较大的板块轮动调整，如农林牧渔（主要为猪肉板块）、电力设备（主要新能源等）。

03

中观·景气——6月份工业机器人产量当月同比由负转正，我国用电量同比转正

6月份智能手机产量同比降幅扩大。根据国家统计局数据，6月我国智能手机产量当月值为1.05亿台，月同比下行6.80％，同比降幅扩大0.5个百分点。

6月集成电路产量同比继续下行。根据国家统计局数据，6月我国集成电路产量为288亿块，当月同比下行10.40％，与上月降幅持平。

6月集成电路出口金额同比增幅缩窄，进口金额同比降幅扩大，贸易逆差同比降幅扩大。6月份集成电路出口金额当月值为139.35亿美元，当月同比上行16.54％，涨幅较上月缩窄了1.04个百分点，当月值较2020年同期增长53.90％；1-6月份集成电路出口金额累计同比上行17.2％，较前值收窄0.3个百分点。

6月集成电路进口金额当月值为359.44亿美元，当月同比下行5.30％，较上月降幅扩大2.91个百分点，当月值较2020年同期增长24.40％，1-6月份集成电路进口金额累计同比上行6.40％。集成电路贸易逆差当月值为220.09亿美元，同比下行15.34％，降幅较上月扩大2.71个百分点。

6月份工业机器人产量当月同比由负转正。6月工业机器人当月产量为46144台/套，当月同比上行2.5％，同比较上月由负转正。2022年1-6月工业机器人累计产量为202436台/套，同比下行11.2％，降幅较上月扩大1.8个百分点。

1-6月我国发电量累计同比增幅扩大，细分项目中核电发电同比增幅收窄，风电、太阳能、水电发电量同比增幅扩大，火电发电量累计同比降幅扩大。1-6月份，我国累计发电量39621.00亿千瓦时，累计同比上行0.7％，增幅较前值扩大0.2个百分点；其中火电累计产量27277.0亿千瓦时，同比下行3.9％；水电累计产量5828.0亿千瓦时，累计同比上行20.3％；风电累计产量3429.0 亿千瓦时，累计同比上行7.8％；太阳能产量累计1107.0亿千瓦时，同比上行13.5％；核电产量累计1990.0亿千瓦时，同比上行2.00％。

6月我国用电量同比转正 ，其中第一产业用电量同比增幅扩大，第二、三产业用电量同比转正。6月份我国全社会用电量7451.0亿千瓦时，当月同比上涨4.7％，增速转正；其中第一产业当月用电量105.0亿千瓦时，累计同比上行12.4％，增幅较前值扩大6.1个百分点；第二产业当月用电量4949.0亿千瓦时，累计同比上行0.8％；第三产业当月用电量1351.0 亿千瓦时，累计同比上行10.1％。

本周钢坯、螺纹钢、铁矿石价格指数上行。截至7月22日，钢坯价格指数周环比上行5.6％至3582.0元/吨；全国HRB400 20mm螺纹钢价格周环比上行1.99％至4043.0元/吨；铁矿石价格指数周环比上行4.09％至372.37。

焦煤、焦炭期货价格下降，动力煤期货价格周环比上涨。截至7月22日，焦炭期货价格周环比下降1.89％至2574.0元/吨，焦煤期货价格周环比下降6.38％至1894.5元/吨，动力煤期货价格周环比上涨0.93％至847.8元/吨。

04

资金·众寡——北上资金净流出，ETF净申购

从全周资金流动的情况来看，本周北上资金呈现净流出态势，融资资金净流入，新成立偏股类公募基金下降，ETF净申购。具体来看，北上资金本周净流出37.4亿元；融资资金前四个交易日合计净流入94.0亿元；新成立偏股类公募基金78.4亿份，较前期下降89.8亿份；ETF净申购，对应净流入94.9亿元。

从ETF净申购来看，ETF净申购，宽指ETF以净申购为主，其中沪深300ETF申购较多；行业ETF申赎参半，其中医药ETF申购较多，金融地产（不含券商）ETF赎回较多。具体来看，股票型ETF总体净申购91.4亿份。其中，沪深300、创业板ETF、中证500ETF、上证50ETF和双创50ETF分别净申购5.5亿份、净申购1.2亿份、净赎回1.0亿份、净申购3.3亿份、净申购1.4亿份。行业方面，信息技术ETF净赎回1.8亿份；消费ETF净申购11.5亿份；医药ETF净申购26.3亿份；券商ETF净赎回1.5亿份；金融地产ETF净赎回5.4亿份；军工ETF净申购9.7亿份；原材料ETF净赎回0.6亿份；新能源&；智能汽车ETF净申购2.5亿份。

本周新成立偏股类公募基金规模较前期回落，新成立偏股类基金78.4亿份。

本周（7月18日-7月22日）北向资金净流出37.4亿元，净流出额缩小183.0亿元。行业偏好上，北上资金净买入规模较高的为有色金属、计算机、化工等，分别净买入13.2亿元、12.6亿元、11.1亿元；集中卖出食品饮料、汽车、家用电器等，净卖出规模达-21.4亿元、-15.6亿元、-14.4亿元。

个股方面，北上资金净买入规模较高的为恩捷股份、华友钴业、京东方A等；净卖出规模较高的包括平安银行、三花智控、TCL中环等。

两融方面，融资资金前四个交易日净流入94.0亿元。从行业偏好来看，本周融资资金集中买入电气设备，净买入额达33.0亿元，其他净买入规模最高的行业主要包括国防军工、公用事业、有色金属等；净卖出的主要是计算机、非银金融、交通运输等。从个股来看，融资净买入较高个股包括通威股份、南都电源、容百科技等，净卖出较多的主要包括阳光电源、北方华创、天齐锂业等。

从资金需求来看，重要股东净减持规模扩大，计划减持规模提升。本周重要股东二级市场增持5.6亿元，减持112.5亿元，净减持106.9亿元，净减持规模扩大。其中，净增持规模较高的行业包括有色金属、房地产、采掘等；净减持规模较高的行业包括化工、机械设备、电气设备等。本周公告的计划减持规模为122.1亿元，较前期提升。

05

主题·风向——世界动力电池大会召开，百度世界大会推出Apollo RT6

本周市场涨跌互现，Wind全A指数周度上涨1.31％，创业板指下跌0.84％，沪深300下跌0.24％。本周涨幅居前的主要钒钛、钛白粉及毫米波等相关主题。

本周和下周值得关注的主题事件有：

（1）动力电池回收——未来5年动力电池平均每年退役约20-30GWh或16万吨

7月22日，中国工业节能与清洁生产协会新能源电池回收利用专业委员会副主任兼秘书长王震坡在2022世界动力电池大会上表示，当前回收利用产业处于发展初期，定价交易、梯次技术等仍存在诸多问题待完善。未来5年，动力电池平均每年退役约20-30GWh或16万吨；预计到2026年，累计退役量超142.2GWh或92.6万吨。2022-2026年，TOP10企业累计退役量将达90GWh，宁德时代累计退役量将超44GWh。

7月21日，宁德时代董事长曾毓群提出，矿产资源并非产业发展的瓶颈。“电池里面绝大部分材料都是可以循环利用的。以我们的邦普为例，对镍钴锰的回收率已经达到了99.3％，锂的回收利用率也达到了90％以上”。

（2） 国企改革——央企改革三年行动完成率超95％

7月22日，在国新办举行的上半年央企经济运行情况新闻发布会上，国务院国有资产监督管理委员会秘书长、新闻发言人彭华岗介绍，中央企业改革三年行动主体任务基本完成。中央企业改革三年行动举措完成率超过95％。从经营情况来看，1-6月，中央企业实现营业收入19.2万亿元、利润总额14093.6亿元、净利润10857.5亿元，同比增长分别为12％、7.1％、6.1％。

（3）光伏——调高光伏装机预期，牵头有关部门协调供应链涨价问题

7月21日，在2022年光伏产业链供应论坛中，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华表示，通过对各省装机规划了解看，乐观预计光伏市场或将开启加速模式，并将今年新增装机预测调高10GW，预计全年实现85-100GW。据统计，截至目前已有25省市自治区明确“十四五”期间风光装机规划，其中光伏新增装机规模超392.16GW，未来四年新增344.48GW。全球市场方面，预计今年新增装机205-250GW。

另外，面对供应链价格持续上涨，目前工信部已牵头有关部门协调该问题，目前正在进展中。王勃华表示，关注到部分组件企业已停产减产，降低开工率。今年6月，组件招标量已降至年内最低，上半年新增装机中有70％为对价格敏感度相对较低的分布式，对价格敏感度高的集中式电站已受到抑制。

（4）电网——发改委：支持和鼓励增量配电网与可再生能源分布式电源等协调发展

《关于尽快出台理顺输配电价结构的过渡性措施，解决增量配电网发展堵点的建议》已得到国家发改委答复。答复文件称，《建议》提出的持续深化输配电价改革，积极理顺省级电网输配电价结构等建议，对促进增量配电网业务改革试点具有重要意义，国家发改委正积极研究推进相关工作。下一步，国家发改委将按照觉中央、国务院决策部署，持续深化输配电价改革，积极理顺输配电价结构，为增量配电业务改革试点创造更好条件。

（5）游戏——商务部：扩大网络游戏审核试点

7月21日，商务部等27部门在发布《关于推进对外文化贸易高质量发展的意见》。根据意见，其中提出深化文化领域审批改革。聚焦推动文化传媒、网络游戏、动漫、创意设计等领域发展，开展优化审批流程改革试点，扩大网络游戏审核试点，创新事中事后监管方式。探索设立市场化运作的文物鉴定机构，鼓励社会力量参与博物馆展览、教育和文创开发。

（6）能源电子——工信部：很快将会推出政策支持能源电子产业发展

7月21日，光伏行业2022年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，工信部电子信息司副司长杨旭东表示，工信部电子司将加快发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，目前这一指导意见正在发布的流程中。能源电子主要着眼于能源生产、储存、传输、节约和利用有关的电子技术领域。其主要研究领域包括：电力转换、电源管理、动力电池管理、微型能源采集等，涉及到包括智能光伏、逆变器、电网信息化、功率半导体、电池/电源管理等多个领域。

（7）机器视觉——华为将召开机器视觉产业峰会并发布新品

华为机器视觉产业峰会暨新品发布会将于8月8日召开。华为机器视觉采取1+3+N战略，其中的1是智能软件定义摄像机，3即轻边缘、微边缘和好望云服务，N泛指面向千行百业的N个生态，包括解决方案的生态、智能算法的生态、智能应用的生态等。

（8）充电设施——交通运输部：加快推进公路沿线充电设施建设

7月19日，交通运输部部长李小鹏主持召开部务会，传达学习中央有关精神，会议指出，加快推进公路沿线充电基础设施建设，构建完善的公路沿线充电基础设施网络，是提升公路基础设施服务能力、解决新能源汽车充电难题的重要举措，是落实国务院稳住经济的一揽子政策措施、激发新能源汽车消费潜力的具体行动，对贯彻落实新发展理念、扩大有效投资、更好服务人民群众具有重要意义。

（9）清洁能源——上半年风电装机容量同比增长17.2％，太阳能装机容量同比增长25.8％

国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据。截至6月底，全国发电装机容量约24.4亿千瓦，同比增长8.1％。其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.2％；太阳能发电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长25.8％。1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2158亿元，同比增长14.0％。其中，太阳能发电631亿元，同比增长283.6％。电网工程完成投资1905亿元，同比增长9.9％。

（10）智能汽车——工信部推进智能网联汽车发展

7月18日，工信部组织召开智能网联汽车推进组（ICV-2035）2022年度工作会议。会议强调，要加快开展智能网联汽车准入管理试点，推动关键核心技术研发应用，组织更大范围更多场景测试示范，同步推进法规政策完善、技术标准制定、产业生态建设等各项工作，努力推动我国智能网联汽车产业更好更快发展。

本周产业观察——世界动力电池大会召开，百度世界大会推出Apollo RT6无人车

（1）世界动力电池大会：电池安全和下一代动力电池及电池系统技术

7月21日至23日，2022世界动力电池大会在四川宜宾举行。各位行业专家和技术专家从动力电池技术创新的角度，探讨技术进步对于新能源汽车产业发展带来的机遇，不仅在电池化学体系、材料方面的创新包括磷酸铁锂、三元电池或者未来磷酸锰铁锂或者M3P材料，以及适合代步出行车的钠离子电池等，还要在电芯设计、工艺制程、PACK及管理系统等方面大幅度提升动力电池安全性能、降本增效。此外，电池回收也成为大会讨论的一个热点。

？亮点一：关注电池安全防控技术

电池安全的安全防控技术和三个前沿技术展望。欧盟科学院院士、中国科学技术大学教授、国家“973”计划首席科学家孙金华院士介绍目前安全防控技术，可以通过使用难燃和不燃的电解液、熔点高的隔膜、正极材料的改性和包覆等方式提高电池本体安全；热失控预测预警技术提高过程安全；高效灭火和抗复燃技术提高消防安全。然后围绕本质安全型动力电池、极早期故障诊断与热失控精准预测技术、智能一体化的安全防控技术等前瞻技术进行了总结分析和趋势展望。

？亮点二：热调控电芯结构

动力电池产品必须同时解决低温续航、高温安全、快充和低成本。美国国家发明家科学院院士、宾夕法尼亚州立大学讲席教授、电池与储能技术研究院院长王朝阳院士认为动力电池产品必须同时解决低温续航、高温安全、快充和低成本，因为小型快充电池包是实现降本、可持续发展的必经之路，储能成本$125/kWh，而补能$0.125，快速便捷补能永远是首选。

王朝阳院士认为热调控电芯结构可以解决电池高低温工作问题。目前业界一般使用添加活性材料等办法提高电池在低温下的工作能力，但这会造成了高温下的不稳定，需要热管理系统控制热失控风险，最终是导致了单位重量能量密度下降、单位容量成本上升。热调控电池在传统电池结构外再加入一片非常薄镍箔作为发热体，利用电池自身的能量极速加热电芯来达到高活性。

王朝阳院士认为热调控电芯结构会对电池企业产业的影响：LiFSI盐在行业里已悄然兴起；粘稠、非燃电解液会成为主流；耐热电池是未来，会有可以在更高温度下工作的电池，目前特斯拉科学家Jeff Dahn院士展示了70℃安全无衰减的电池；全固态电池不需要高离子电导率的电解质，需要的是稳定性；电池液冷会说再见，以后会采用全固态CTP：无液、无泵、无泄漏，具有极高的紧凑性、可靠性、安全性。

？亮点三：业界介绍多种新型电池

业界人士介绍了半固态电池、钠离子电池、M3P电池等多种新型电池。孚能科技董事长王瑀重点介绍了孚能科技的“1+N”软包半固态电池技术，“1”是能量密度高，电芯能量密度超330Wh/kg，“N”是具有高安全、耐低温、高功率、长寿命和超快充等特点，零下20℃依然能提供20％的容量，3C放电容量保持率大于98％，1500+循环，SOC快充，充电从到80少于15分钟，同时还公布了路线图，已储备350Wh/kg技术，正在开发400Wh/kg技术。

宁德时代首席科学家吴凯介绍了M3P电池新材料、钠离子电池、麒麟电池技术及一体化智能EV底盘技术。宁德时代结合现有方案和成本考虑，创新提出：高镍三元+低硅+麒麟电池满足1000+km需求， M3P+麒麟电池满足700+km，钠离子结合麒麟结构可以满足300~500km，并称搭载钠离子电池的汽车很快会推出。M3P电池已经量产，明年将推向市场运用，M3P电池是宁德时代基于新型材料体系研发的电池，其能量密度高于磷酸铁锂，成本优于三元电池；对于钠离子电池，宁德时代7月18日在投资者平台称，公司已发布钠离子电池，其电芯单体能量密度高达160Wh/kg，常温下充电15分钟，电量可达80％以上，在-20％℃低温环境中，也拥有90％以上的放电保持率，系统集成效率可达80％以上，公司正致力于推进钠离子电池在2023年实现产业化。

宁德时代不断在系统成组上升级，2025年应用CTC。宁德时代发布的麒麟电池，首创大面冷却技术，独创底部空间共享方案，实现续航、低温、快充和安全性能的全面提升，在相同的电化学体系、电池包尺寸下，材料用三元高镍版的麒麟电池的，能比同体积的4680高出13％的能量密度。同时吴凯声称，在应用CTC之前宁德时代还会进一步优化麒麟电池。

？亮点四：电池回收成为大会关注热点

退役动力电池的数量将迎来爆发式增长。在2022世界动力电池大会动力电池回收利用实现绿色低碳发展分论坛上，新能源汽车动力电池退役预测研究成果发布。结果显示，未来5年，动力电池平均每年退役约20—30GWh/16万吨，预计到2026年累计退役超过142.2GWh/92.6万吨。2022-2026年，TOP10企业累计退役量将达90GWh，宁德时代累计退役量将超44GWh。

大会建议建立打通全产业链各环节的“溯源体系，促进回收体系闭环管理，还要发力梯次、再生利用领域。主管部门对电池回收明确支持，工信部副部长张云明在2022世界动力电池大会上表示，未来将进一步健全回收利用体系，加快制定回收利用管理办法，完善动力电池回收利用标准体系，支持智能拆解、材料再生等技术攻关和推广应用，加快培育一批梯次利用和回收再生的相关企业。专家和嘉宾们还提到要：

？建立溯源平台，实现了电池生产、销售、维修、更换等环节的信息录入，有了溯源数据，能够协同监管、促进行业规范发展，通过信息共享，提升企业的管理质量，并赋能构建回收体系；

？建立健全动力电池回收利用体系，研发推广关键共性技术，完善相关标准，构建动力电池拆解回收、梯次利用、再生利用平台建设的全产业链；

？同时动力电池回收利用产业链长，涉及回收拆解、梯次利用、再生利用等多个环节，要特别在梯次利用和再生利用上发力。

电池企业已经布局电池回收业务。宁德时代董事长曾毓群在大会上提出，矿产资源并非产业发展的瓶颈。“电池里面绝大部分材料都是可以循环利用的。以我们的邦普为例，对镍钴锰的回收率已经达到了99.3％，锂的回收利用率也达到了90％以上”。

（2）百度世界大会最新AI技术成果集中亮相

7月21日，以“AI深耕，万物生长”为主题的2022百度世界大会在线上召开。百度世界大会集中展示多项AI最新技术，涉及发布第六代量产无人车Apollo RT6，数字人和百度智能云。

？亮点一：第六代量产无人车Apollo RT6，成本仅为25万元

百度发布第六代量产无人车Apollo RT6，到2023年率先在萝卜快跑上投入使用。在2022百度世界大会上首发亮相的Apollo RT6是百度面向未来出行自主研发、正向设计的量产车，深度融合AI技术和车辆工程具备高安全、高质量、低成本优势，可实现城市复杂道路无人驾驶，成本仅为25万元，支持有方向盘、无方向盘两种模式，前排模块化设计，可安放办公桌、游戏机，主动式独立座椅，后排也有互动屏幕。采用自研自动驾驶“阿波罗星河”架构平台，具备100％车规、七重全冗余，集成整车+自动驾驶一体的故障诊断及风险降低体系。全车配备38个车外传感器，算力可达1200Tops。根据规划，Apollo RT6会于2023年率先在萝卜快跑上投入使用，可以在全国各地部署上万辆。基于无人车成本的降低，百度测算未来打无人车要比现在打车便宜一半，大会上披露，“萝卜快跑”的订单量已经累计超过了100万。

Apollo RT6无人车成本已低至25万元。基于自动驾驶技术的突破，Apollo RT6成本降低为业界的1/10，仅为25万元。百度负责人表示这主要源于：1）针对运营场景定制，百度应用了全自有知识产权平台，大幅降低车辆本身成本；2）而基于技术的进步，RT6使用的车规量产传感器及计算单元，也大幅降低了自动驾驶套件的成本；3）中国制造优势，供应链及生产制造成熟完善，进一步压低了无人车成本。不过百度并未透露其第六代无人车合作的具体主机厂。

城市智能交通也是百度无人驾驶布局重点。根据大会上披露的最新数据，百度智能交通方案已经在全国50多个城市得到实践和验证，其中AI信控技术百度已经做到了全球最领先的位置。李彦宏判断，“以车路协同为基础的智能交通，可以让通行效率提升15％-30％，推动GDP每年2.4％-4.8％的绝对增长；随着智能交通的深入实践，四年之内中国的一线城市将不再需要‘限购、限行’。”

？亮点二：百度数字人和百度文心大模型

百度世界上展示数字人的AIGC（AI Generated Content，人工智能自主生成内容）能力。百度AI现场完成《富春山居图》修复补全，并且为此题诗，百度AI数字人希加加不仅是大会主持人，还现场一展画技，完成了撒贝宁提出的“后现代感的色彩斑斓的朦胧的猫”的考题，这些都是基于百度文心大模型实现。百度文心大模型基于飞桨平台开发，以知识增强为特色，截至目前已经发布20多个大模型，其中包括与合作伙伴联合发布的能源、金融等行业大模型，以及面向生物计算领域的文心生物计算大模型等，还联合中国航天发布了世界上第一个航天领域的大模型“航天-百度·文心大模型”。

百度数字人上线APP，人人可以体验。百度AI数字人度晓晓又一次在百度世界大会中亮相，与撒贝宁同台互动，现场展示AI陪聊与智能服务功能。度晓晓是百度APP AI探索官，也是国内首个可交互虚拟偶像，有独特的情感交互系统，度晓晓上线百度APP，代表着“人均一个数字人”的时代已经到来。用户直接在百度APP搜索“你好”，即可召唤度晓晓。

？亮点三：百度智能云

百度智能云披露了在能源、制造、公共服务和农业等多个领域的进展。例如，AI赋能火电厂降低煤耗，能使全国一年碳减排的潜力达到600万吨；百度智能云在中国制造重镇苏州常熟，通过智能质检、知识搜索等应用，推动当地企业向精细化生产转型，并逐步向全产业链延伸；连续在泉州、广州两个城市落地智慧水务系统后，百度智能云摸索出“百度治水模式”；在山东寿光，百度智能云结合当地农业特色，实现蔬菜种植产量提升10％。

同时，百度智能云还升级了全新的解决方案。工业方面，百度智能云带来了全新升级的开物工业互联网平台，新版本“开物2.0”累积超过200个工业解决方案，沉淀了3.8万个工业模型，覆盖质量管控、安全生产、节能减排、生产制造等九大领域。以AI振兴乡村为目标，百度智能云还推出了“九州区县大脑”。

学界和业内人士推动动力电池在电化学体系、安全技术、工艺制程、系统技术等方向上的进步，包括本质安全电池技术、故障诊断和热失控预测、热管理、智能化安全防控体系、热调控等新型电芯结构、半固态电池、M3P材料、钠离子电池等新型电池，都是瞄准保证使用安全同时“降本增效”的目标。自动驾驶领域也面临着安全可靠性和成本的平衡，百度推出的量产无人车成本已低至25万，意味着自动驾驶领域的降本增效有可能会超出预期，同时车路协同是中国建设“双智”城市的要求也将是产业布局重点机会。此外，动力电池回收也随着电动车渗透率的提升将迎来风口，可以有效缓解成本和矿产约束问题，除自动驾驶以外的其他AI应用领域也在迅速成熟。建议关注电动化、智能化大趋势下电动智能汽车相关领域持续的技术进步带来的安全性能提高、降本增效和相应的产业投资机会。

06

数据·估值——整体A股估值上行

本周全部A股估值水平上行。截至7月22日收盘，全部A股PE（TTM）上行0.2X至14.5X，处于历史估值水平的36.0％分位数。创业板本周上行，PE（TTM）上行0.2X至41.9X，处于历史估值水平的26.6％分位数。代表大盘股的沪深300指数PE（TTM）本周上行0.0X至11.6X，处于历史估值水平的41.0％分位数。代表中小盘股的中证500指数PE（TTM）本周上行0.2X至16.6X，处于历史估值水平的5.2％分位数。

在行业估值方面，本周板块估值涨跌分化，其中，国防军工板块估值上涨较多，涨幅超过2.0X，电气设备板估值下跌较多，跌幅超过0.5X。其中，国防军工板块上涨2.3X至62.4X，处于54.7％历史分位；电气设备板块估值下跌0.5X至42.9X，处于76.1％历史分位。截至7月22日收盘，一级行业估值排名前五的行业分别是农林牧渔、社会服务、国防军工、美容护理、电力设备。

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