氢能行业投资指南05：氢能未来使用方向

这节课是我们氢能篇章的最后一节，我们终于结束了上游的生产环节，来到了应用领域，也就是燃料电池。

当然我们本章节以科普为主，一节课的时间也不可能说遍燃料电池的所有，后续有机会，我们也会出补充课程。

好了，下面欢迎进入本节课，燃料电池。

一、燃料电池

在课的开头，我们先来看下什么是燃料电池？

简单地说，燃料电池主要是个，把燃料（氢气）里的化学能转变为电能的装置。我们这里也找了张装置图，大家可以看看，主要就是把燃料也就是氢气，以及氧气分别送入电池的阳极与阴极，然后通过化学反应产生电流。所以虽然在构造上比较类似于锂电池，但它并不能“储存电能”，反而是个发电机。

燃料电池也有很多的技术路径，往往是根据电解质的名称进行划分。由于目前氢能主要还是应用于重卡、客车等商用车领域，

所以能量密度、转换效率更优的质子交换膜路线成为主流，但如果未来应用场景扩展到储能等领域的话，造价更为便宜的固体氧化物路线也有很大的潜力。

二、质子交换膜

正因为目前的主流还是质子交换膜路线，我们这里也就来拆解下这个路线。首先我们看的是一整张技术路线图，可以看出电堆是整个燃料电池的核心，简单来说，整个燃料电池就是由电堆和其他系统部件组成的，并且电堆的成本占比也很高，大概占到总成本的60%以上。然后电堆里面比较重要的部件，或者说材料有三个，分别是质子交换膜、催化剂、气体扩散层。

我们这里也把电堆具象化地拆分开来，首先要说明的一点，电堆是个重复单元，也就是一个电堆是由多个单体电池以串联的方式组合而成。而在单体电池之间会嵌有密封件，然后再前后压实，用螺杆拴紧形成电堆。

看完了电堆，我们来看下核心的单体电池的构成，在双极板中间的部分被统称为膜电极，这膜电极就是燃料电池发生电化学反应的场所，而它的组成部分也就是我们前面提到的三大核心材料，质子交换膜、催化剂，以及气体扩散层，这三个也是整个电堆最为核心的部分，目前主要还是进口为主，国产膜电极在工艺上还是有些差距。

在膜电极之外便是双极板，它主要的作用是支撑整个机械结构，以及分配气体、排水、导热、导电等等。我们也看到这图里双极板有两种材料，分别是石墨，以及金属，这也代表了双极板的两条路线。石墨耐腐蚀强往往用于商用车领域，金属板体积小、易于规模化生产，更多地被用在乘用车领域。

说完了整个燃料电池的构成，我们来看下相关的企业。首先看一个全景图，这图是由东吴证券归纳的，看不清的可以看下原始研报，这图就比较的全面，从集成到电堆再到膜电极等等都有相应的总结，很建议大家细看下。

因为公司也比较多，我们这里主要就讲下膜电极里的三个核心部件。首先就是质子交换膜，它的关键材料就是全氟磺酸树脂，看这名字就知道了，是典型的氟化工。

说到氟化工，不得不提的就是东岳集团，公司目前也突破了全氟质子交换膜，质子交换膜的一期项目已实现了量产，而国产化后质子交换膜的价格，大概要比进口商品低了40%。

然后便是催化剂，因为质子交换膜的催化剂用到了贵金属，也就是铂金，所以每平方厘米的铂金搭载量就决定了整个燃料电池的价格。

目前来看国产的催化剂每平方米里面需要用到0.4毫克（0.4mg/cm2）的铂金，相比于海外的0.125毫克（0.125mg/cm2）还有着2/3的降本空间，要知道催化剂的成本占到电堆的40%，电堆的成本占到整个燃料电池的60%以上，换言之，催化剂的成本占到整个电池成本的24%左右，这还是个不小的差距，所以我们可以看到国内几家厂商都只是小批量地在生产。

和催化剂相似的是扩散层，由于核心材料碳纸常年被日本的东丽，以及德国的SGL所垄断，所以国内厂商目前也只是小批量生产阶段。

三、总结

最后我们来给本节课做下小结。从应用领域来看，整个氢能最大的场景是商用车，实际上乘用车这个逻辑也有点缺憾，如果在地下车库里自燃，那场景可比现在的新能源车要劲爆得多了，所以点到点的商用车，或许是更好的场景。

也正是因为现在应用场景的限制，主流的燃料电池都采用的是质子交换膜的技术路线。

如果未来储能发展起来，固体氧化物路线也会有很大的发展。所以我们本节课主要介绍的就是最主流的质子交换膜路线。

从构成上来看，质子交换膜主要的部分就是电堆，而电堆里面最为核心的三个材料分别就是，质子交换膜、催化剂，以及气体扩散层，这三者构成了膜电极，也就是电化学反应发生的场所。在膜电极之外是双极板，主要起到一个结构件的功能。从国产化的角度来看，这三个核心材料里，质子交换膜的国产化进度最快，其余两个目前都还在小批量生产的阶段。

氢能行业投资指南04：这几家设备企业具备成长空间

上节课，我们讲了储氢的环节，这节课的内容和上节课息息相关，也就是加氢。为什么说息息相关呢？

因为储氢环节选择的路线，直接对应着加氢环节的技术选择，这个也很好理解，液态的氢和气态的氢在加注环节用到的设备、方式自然是不一样的。

好了，欢迎进入本节课加氢。

一、站内制氢&外供氢

对于加氢站来说，主要有两种技术路线，分别对应着氢的来源。

一种是加氢站本身就具备制氢的能力，称为站内制氢，另一种是必须从外部供应氢能，叫做外供氢。

对于站内制氢来说，这就需要加氢站内自己制氢，然后再加注至燃料电池汽车内，这种方式目前在欧美采用的比较多，国内相对还是比较少，仅有大连新源加氢站和北京永丰加氢站具备站内制氢能力。

这种模式也有个很大的阻力，那就是建在哪里的问题，站内制氢等于是一个小型的化工厂，周围有居民的话肯定不愿意。景顺长城的基金经理杨锐文在路演中就说，如果自己家门口如果有加氢站，肯定会去反对的。

国内普遍使用的还是外供氢的模式，虽说都是外供氢，但还是有些区别。有些供的是液氢，有些运的是高压气罐，这就有很大的不同。液氢这块主要是美国和日本，我国也有所尝试，那就是中科富海和美国的空气产品公司（Air Products）合作的液氢站。

大部分国内加氢站都采用的是高压气罐的形式，我们这里也找来了全国加氢站的分布图，这张图有些许滞后，但明显可以看出广东是氢能普及最好的省份。

前面我们也说了，国内大部分的加氢站，都是采用外供氢里面的高压气氛模式，所以我们这里也拆分下这种模式下的成本结构。

如果除开土建成本，建设一座35兆帕（MPa）、日加氢500kg的固定式加氢站，所需要的平均投资大概在1500万元左右，我们再来看下这1500万元都花在哪里了？从设备的角度来看，压缩机、储氢瓶、加氢系统这三项是最大的支出项，几乎占到了1500万的一半。

而这三台设备也是未来最有可能降本的地方，随着规模化，以及国产化的推进，整个加氢系统还有20%的降本空间，我们这里也分拆了下明细，主要还是设备降本。但要注意的是，这里的数据和前面的不太一样，这里是美元作为货币，前面是人民币，但是降本的空间，也就是比例是一致的，大概20%左右。

二、设备

从加氢站的成本构成可以看出，未来要想大规模地发展，核心设备的国产化是必经之路，我们在这节课的第二部分，也就来聊一聊这些设备。

前面看成本构成时，我们也看到了，成本最高的三台设备分别是压缩机、储氢瓶，以及加氢系统，因为储氢瓶上节课我们说过了，所以这里主要谈两套设备，那就是压缩机和加氢机（系统）。

我们先来讲一下压缩机，压缩机主要的用途是把氢加压注入储氢系统内，我们这里也找来了整个加氢站的工艺流程大家可以参考下。

至于压缩机的样子，大概是这样的。

从技术上来分，压缩机可以分为液压活塞式的和隔膜式的，目前加氢站内广泛使用的便是隔膜式的压缩机，它是依靠隔膜在气缸中，往复的运动来压缩和输送气体的。

为什么加氢站内主流的压缩机都是用的隔膜的呢？

因为把氢气压缩进储氢系统内，需要输出压力以及气密性都很好的设备。普通的工业氢气压缩机无法满足这些条件。但隔膜压缩机真的制作起来也是颇为复杂。首先就是设计压力的问题，其次就是内部阀门，以及传感器等关键零部件依然依赖海外。所以目前全球70%—75%的隔膜加氢机都是采用美国PDC的产品。

我们这里也找来国产设备和PDC设备的对比，可以看出不论是膜片寿命还是可靠性等等，都有不少差距。

我们这里插一句，这个表格最后一列有个成撬商，它比较类似于组装厂，也就是负责把各个不同厂家的配件拾掇在一起。

虽然差距很大，但国产厂商也在努力提升自己产品的竞争力，例如中鼎恒盛，目前已经做到在45兆帕（MPa）级别的氢气压缩机上的国产替代。

此外冰轮环境、北京天高、恒久机械等厂商也在隔膜压缩机领域有所突破。

说完了压缩机，我们来看下加氢机。加氢机主要的任务就是为燃料电池汽车加注氢燃料。它的构造和传统的天然气加注设备并没什么区别，所以在技术难度上是要小于压缩机和储氢瓶的。

虽然整体构造不复杂，但加氢机里的不少零部件也是常年依赖进口，例如加氢枪、流量计、耐氢脆不锈钢管道，以及加氢软管等等。可是这些零部件，依然不是什么大问题，因为目前国内加氢站较少，缺乏规模效应，厂家国产替代的意愿也不是很强，所以一旦国内加氢站普及度上升，这些零部件的国产化也会水到渠成。

国内生产加氢机主要的上市公司有厚普股份，并且厚普不仅局限于加氢设备，还参与到了加氢站EPC的建设上，例如全球最大的北京大兴加氢站等等。

和储氢环节一样，这部分最后我们把加氢这部分的核心公司列了一下，大家可以参考下，更详细的内容大家可以看下东吴的相关研报。

三、总结

最后我们来给本节课做个小结，这堂课我们讲的是加氢环节。

一开始我们讲了加氢站的两种模式，一种是站内自己制氢，另一种则是外供氢源。两种模式都有安全上的隐患，当然站内制氢更严重一些。目前我国主流的加氢站都是采用地外供氢源里的高压气罐模式。从成本方面考量，未来主要的降本空间是在设备上，随着规模化、国产化的推进，整个加氢站的成本有望下降20%。

第二部分，我们讲了两个核心的设备，一个是压缩机，一个是加氢机。压缩机目前的主流都是隔膜式，而国内设备和海外设备还有着较大的差距，未来需要进一步提升产品力。

加氢机的构造相对简单，并且国产化难度较小，而且加氢设备厂商有时还会涉足EPC领域，产生协同效应。

恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入应用环节，看看燃料电池。

氢能行业投资指南03：两家布局氢能的优质股票

很多人在评价氢能时，都认为主要的瓶颈在于运储环节。实际上也是，因为未来的氢能肯定不止在国家内部流动，而是在国际上流动，例如现在氢能的标杆日本，就大量从澳洲进口氢能，所以对于氢能未来的发展来说，储运这个环节可谓是至关重要的。

一、气、液、固

在说具体产业上的公司之前，我们先来看下目前的三种储运方法，分别是气态储氢、液态储氢，以及固态储氢，这三种正好对应着氢的三种形态。我们大家都知道，氢的常规形态是气态的，这就说明了气态储氢是这三种方式里最简单的，那么液态、固态也就是相对较难的技术路线。

气态储氢

我们这里也找来了三种方式的对比图，虽然字比较多，但理解起来也还是蛮简单的。目前主流的应用是气态，但由于密度的原因，必须用到高压的形式，也就是说这个罐子得用碳纤维来制造，而并不是常规医院里看到的钢瓶。

我们这里也找了张丰田的储氢瓶，大家可以参考下。

比气态的方式更进一步是用液态，实际上液态也是传统能源的传输形式，例如石油。

这里主要有两种方法，我们第一节课时都有所涉及，一个是液氢，一个是有机物，也就是甲醇、液氨等等。

液氢因为成本的原因，目前仅在航天领域应用，还并未衍生到民用阶段，至于有机物，那也是在燃料电池的实验阶段。

比液态密度更大的是固态，但这项技术过于复杂，目前只在海外的潜艇上出现过。

从这三种方式的特点，我们也能看得出来，气态虽然较为成熟，但储氢运氢的体量较小，并且运输半径也较短，所以如果要远距离运氢，或是大体量的话，液态是个不错的选择。当然气态里还有另一种方法，相对来说应用领域也比较广，那就是管道运输。

管道运输虽然成本低、能耗也低，但有个致命的缺陷，那就是初始投入太多。我国目前仅有100公里的输氢管道，而欧洲和美国分别有2500公里，以及1598公里的管道，在这点上，我国是输在了起跑线上。

当然搞基建是我国的强项，建个几万公里的管道也不在话下，但问题是，输氢管道的依据终端的需求，如果以我国目前加氢站（全国160座）的密度的话，很明显大规模铺开管道，经济性并不强。

所以综合来看，对于当下来说，液氢技术，以及储运环节设备的国产化才是重中之重。

二、储氢瓶

对于储运环节的设备来说，第一个核心设备就是储氢瓶。

储氢瓶分为四种，分别用罗马数字里的一、二、三、四标注，这个排序也代表着技术的先进程度。

Ⅰ型储氢瓶，就是我们平时见到的金属瓶（钢），这个自然是成本最低的，但问题是这种方式下，内部压力较小，也就是在相同体积下，无法储存较多的氢气，并且由于较重，使得Ⅰ型瓶只能固定使用，也就是无法车载。

既然Ⅰ型瓶压力较小，那就要给它增压，这就产生了Ⅱ型瓶。它的大致构造和Ⅰ型相似，只是在外部加了由纤维和树脂组成的复合材料，这就增加了整个瓶体的储压上限。但是由于瓶体的结构还是钢，所以整个瓶子还是比较的重，无法车载。

解决重量最简单的方法就是“轻量化”，也就是用铝来代替钢，Ⅲ型储氢瓶也就这么诞生了。至于Ⅳ型，也就是把铝换成了塑料，并且进一步提高储压。实际上现在还有Ⅴ型储氢，也就是无内胆的设计，但该种瓶体主要还是国外在研发，国内尚属空白。具体这几种储氢瓶的对比，大家可以看下红线PPT里的这张图。

说完了几种储氢瓶，我们来点一下几家公司。做得最好的自然是国外的企业，他们普遍具有Ⅳ型储氢瓶，而国内同行还停留在Ⅲ型上。国内的企业值得注意的有三家，分别是中材、天海（京城股份）、以及中集安瑞科。

中材，除了玻纤、隔膜以外，在2008年就布局了储氢瓶，算是国内第一批玩家，并且公司现在已掌握70兆帕（Mpa）储氢瓶的关键技术。

相比于中材是掌握，天海的70兆帕（Mpa）储氢瓶已经通过了产品验证，而天海的母公司就是上市公司京城股份，这也是这轮氢能里最猛的“仔”。

不同于前两家公司都是自研路线，最后一家中集安瑞科（港股）采取的是合作的方式，他的合作对象就是Hexagon，2021年的5月，合作的Ⅳ型储氢瓶项目就已开始了建设。

三、总结

简单地聊完几家储氢瓶的公司后，我们先看下储氢这个环节的重点的公司，大家可以看东吴归纳的这张图。

看完这图后，我们来给本节课做个小结。

这节课我们先介绍了三种储氢方式，分别对应着氢的三种形态。

正是需要把氢气转换形态，所以常规状态下的气态也就是最简单，最成熟的技术，但由于体积的问题，需要借助高压，也就是储氢瓶的。

当然为了降低成本，也可以使用管道，但管道的问题就在于初始投资太大，必须在需求明确的基础上实现，目前有点超前。至于液态，分为液氢和有机物储氢两种方法，从形态来说，液态是最适合大规模、长距离运输的，但目前来看成本上还有些问题，需要进一步的降本。

至于固态，目前还在研发的阶段。

说完了储氢的形式，我们介绍了下关键设备，也就是储氢瓶，目前储氢瓶分为四种，实际上第五种也有，只是还处于海外公司的研发阶段。这四种形态，大家可以理解成升级，每种形态都是为了解决前一种的一些问题，要么是变得更轻、要么是增加储压的上限。

这四种储氢瓶中，国内目前仅掌握到第三种，第四种储氢瓶的技术还得从海外引进。

好了，恭喜你完成本节课的学习，既然储了氢，那下一步就是加氢，下节课我们就学习加氢环节。

敲黑板：

储氢：气、液、固

气态储氢：技术简单、需借助高压、储氢瓶&管道

液态储氢：液氢&有机物，未来长距离、大规模运输的必选

固态储氢：还在研发阶段

储氢瓶：

形态：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ（国内）、Ⅳ（海外）

公司：中材、天海工业（京城股份）、中集安瑞科（Hexagon）

氢能行业投资指南02：未来的反向绿氢

这堂课我们将正式进入产业的部分，而最开始给大家分享的环节自然是最上游的制氢，好了，欢迎进入本节课制氢。

一、氢源

在上节课里，我们讲了技术进步，是我们目前可以看氢能的很重要一点，其中就提到了绿氢和灰氢，这堂课的一开始，我们就把几种不同的氢源做个分类。

制备过程

目前主要有三种氢源，分别是灰氢、蓝氢，以及绿氢。

灰氢主要是由化石燃料加工生成氢气，而蓝氢是工业副产氢气，或者是在灰氢的基础上，通过碳捕捉的技术来控制碳排放。至于绿氢就是电解水制氢。

这三种方式的最直观的区别就是碳排放，灰氢最多，绿氢最少，蓝氢居中。

除此之外，我们也找了张国信证券的对比图，大家可以参照下。

灰氢虽然技术成熟，成本低廉，但劣势就在于碳排放过多，不符合氢能绿色清洁的初衷，反倒是有点像为了制氢而制氢。

至于蓝氢，如果是工业副产，那很明显就受到地域性的限制。很简单，你得先有化工厂才能副产出氢气，如果是在灰氢的基础上加碳捕捉技术，那成本就有点高。

而绿氢，最理想的方式就是用多余的绿电，但是绿电的问题就是十分的不稳定，频繁的启停设备，也会影响制氢的效率。

看完了对比，我们来量化地看下，这几种方式的成本差异。我们这里主要看下绿氢，也就是电解水法制氢，因为这里的核心是把电转换为氢能，所以电价的高低也就决定了这项技术的成本。因此中信建投这份研报里，绿氢的成本跨度十分的大，其他的制氢方式的成本对比，大家可以参考下这张图。

看完成本，我们来看下目前这三种方式的比例。因为灰氢是最成熟的，所以自然使用的最多，当时绿氢的技术还不成熟，比例就比较低，但就算是现在，绿氢的空间也是很大的。

二、中期选择：工业副产+天然气

虽然长期来看，绿氢肯定是大方向，但中短期来看，由于成本过高，很难形成大规模的应用。这时候碳排相对较低的蓝氢就派上了用场。

但我们前面也说了，蓝氢有个致命的缺陷，那就是地域性限制过强。这里我们找来国信证券的一张图，虽然有四种副产氢气的办法，但涵盖的省份实际上并不多，广大的内陆地区都没有被覆盖。

这时候，就需要一个适用性更强的制氢方法作为补充。那就是天然气制氢。相比于工业副产气，被地理位置所限制，天然气就要灵活得多，这得益我国沿海随处可见的天然气接收站，我们这里也找了中金的统计数据，细节这里就不说了，就看下覆盖的范围，从省份可以看出，基本上所有的沿海地区都有天然气接收站。并且按照一立方米天然气，生成2.5立方米的氢气来换算的话，产能空间也要远大于工业副产料。

但我们要注意，如果单单是用天然气制取氢气那就属于是灰氢，必须加上碳捕捉和封存技术才能减少碳排，变成蓝氢。

因此CCUS装置就变成了无法省去的费用，但由于该成本毕竟是个固定成本，并且随着科技的进步还有进一步减少的可能，所以如果氢气的需求足够大的话，天然气就成为必选项。

至于国内的碳捕集企业，由于整个行业都处于起步的阶段，所以大多企业都未上市，还在探索商业模式的阶段，我们这里截取了下报告的截图，大家有兴趣可以看下相关的报告。

在蓝氢这部分的最后，我们也来说下工业副产氢气的企业，我们这里参考下网络上的信源，把相关公司的市值，以及年产能列在这里，由于市值是动态的，大家主要看下产能就可以。

三、未来方向：绿氢

说完了中期的选择，我们也来看下未来的方向也就是绿氢的部分。首先我们来看下海外机构的预测图，里面可以看出虽然现在蓝氢的产能远大于绿氢，但未来氢能的主力军仍然是碳排更少的绿氢。

说到绿氢，那最为重要的点就变成了电解槽。

目前来看由于电解质的不同，主要有三种电解槽，这三种也对应着不同的技术路线，最为成熟的就是碱型电解槽。

顾名思义，它是通过直流电，把碱性液体，电解为氢气和氧气，然后再从阴极和阳极中析出，制得氢气。这种方法虽然成熟，但也有着自己的弊端，那就是碱性液体容易与空气中的二氧化碳反应，生成无法溶解的碳酸盐，这就导致图中红色的多孔催化层发生堵塞，降低电解槽的性能。

另外这种方法由于启动的准备时长较久，不太适用于具有间歇性特点的可再生能源。并且这种方法由于相对成熟，设备端的降本空间不大，未来的降本空间主要在可再生能源上，例如光伏的度电成本持续的下降。

所以对于碱性电解槽来说电耗成本是最大的一笔支出。

既然碱性电解槽的问题在于碱性液体，以及无法适配可再生能源，那有没有另一种方法解决这两个问题呢？

答案就是PEM电解槽，也就是质子交换膜。这种制氢方式，不存在污染，并且启停更加自由，容易适应可再生能源。

但这东西的缺点就在于设备太贵了，相同功效设备的造价几乎是碱性电解槽的4倍（3000万VS 850万），这也就导致PEM法，折旧成本很高。所以，如果说碱性电解槽的降本主要是在电耗上，那PEM法主要就是在设备上寻找方法。

第三种电解槽，目前主要在实验室的阶段，所以我们这里也就不细讲了。最后我们来看下涉及电解槽的企业。国内碱性电解槽主要的玩家包括中船重工718所，苏州竞立，以及天津大陆等，此外光伏、以及化工龙头很多都选择了跨界电解槽，比较有名的像隆基、宝丰等，我们也列在了下面，大家可以参考下。

四、总结

说完了绿氢的电解槽，我们来给本节课做个小结。

从氢源来看，目前的制氢方法主要分为三种，分别是灰氢、蓝氢，以及绿氢。这里面绿氢的碳排最低，所以最符合氢能清洁这个大目标。但又因为目前可再生能源的成本还是较贵，绿氢的普及并不高。

目前来看还是蓝氢里的工业副产氢气最为现实。但是工业副产有两个问题，一是产量较少，二是地域受限，这时候就需要天然气制氢作为补充，但传统的天然气制氢实际上是灰氢，为了降低碳排，还得加上碳捕捉设备才行。

至于绿氢，我们主要看的是电解槽。

目前主流的电解槽是碱性电解槽，但由于碱性电解液容易和二氧化碳反应，以及不太适应可再生能源的波段性，PEM电解槽或许是未来更好的方向。

但是PEM目前还没大规模商业化，导致设备奇贵，不具有经济性，未来还需要大幅降本才行。

好了，恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入储氢环节的学习。

敲黑板：

氢源：灰氢、蓝氢、绿氢

碳排：灰氢＞蓝氢＞绿氢

成本：灰氢＜蓝氢＜绿氢

蓝氢：工业副产，天然气+CCUS

绿氢（降本方向）：碱性电解槽（电耗），PEM电解槽（设备）

氢能行业投资指南01：氢能不是能源

1869年，化学家门捷列夫发布了全世界上第一张元素周期表。

这张困扰无数初中生的表格，实际上是把当时已知的63种元素，按照原子个数排列，再把具有相似化学性质的元素放在同一列中，形成“族”。

而这张表中的首位正是我们这节课的主角，氢。

从氢登上元素周期表首位时，人类就开始了对氢元素的开发和利用。并且由于氢元素本身不含碳，最终产物为水，无污染，再加上热值高（约为汽油的三倍），等优点，被很多人视为终极能源载体，所以我们也选择在年后，和大家一起探索下氢能源的秘密。

在课的一开始，我照例还是先来看下，氢能行业的架构。这张图我们摘自民生，实际上在各家券商的研报里，氢能产业的结构都是差不多的，所以大家统一看这张就行。氢能的上游，主要是制氢、储氢，以及加氢，而在中游，由于氢能目前最大的应用还是在燃料电池领域，也就是替代锂电的部分市场，所以我们中游看的都是燃料电池的部分，至于氢能的下游应用，那就比较广泛，交运、储能都有涉及。

而对于我们课程来说，主要是聚焦在主产业链上，也就是上中游，下游的部分本节系列课我们还不涉及。这里，我们也简单地介绍系列课后面的内容，很简单，分为四块制氢、储氢、加氢，以及燃料电池。

一、氢能是什么

提到氢能，日本是个绕不过去的国家，作为锂电、氢能二择中的失败一方，日本这么多年来一直被人诟病。

当然，日本选择氢能也有着客观的原因，那就是日本资源相对匮乏。众所周知日本地震较多，这一点就很局限风能的发挥，刚建好的设备，没两年就被震没了，这换哪个运营商都吃不消。

另外，虽然日本四面环海，但这个海是深海，不像北欧是浅海，这就导致了海风也很难发展。所以为什么日本要绑定氢能，主要还是地理位置的局限性。

理清日本与氢的关系后，我们再回到氢能源的本质上。虽然我们都叫氢能，但氢本身只是个能源载体，并不是能源本身。

这一点我们从氢能的制备上就可以看得出来，氢能的制备更多是个能量转换的过程，一般是把光、风、煤等能量，转换为氢，再储存到碳纤维的罐子里，然后再使用。因此，我们认为，氢能与风光大不相同，它不创造能源，反而更像是储能。

前面我们提到，氢被制备出来后，是放在一个碳纤维的罐子里，这就决定了氢的一大特性，灵活。传统的电化学储能，位置往往是固定的，例如建在风电场，或是光伏电站边上，多余的电就储存起来，要用的时候再拿出来。

但氢能不同，你完全可以在西部电力便宜的地方，把电转换为氢气，然后将其液化后（液氢），运输到长三角或珠三角等高电价地区来用，正是因为氢能可以跨区域调配，所以这就相当于是把低电价区域的弃电，转换为高电价区域的工商业用电。而这正是氢能在商业模式上区别于锂电储能的关键。

二、为什么看氢能

介绍完氢能的本质是能源的载体后，我们来看下，为什么要在现在这个时间点看氢能？

我找了德勤写的一份氢能报告，其中的总结，我们觉得概括性很强。第一个点是技术方面，随着风光逐年的降本，绿氢（用绿色能源生产氢能）的成本已经在可接受范围内，不需要像以往一样，用灰氢（化石能源生产氢能）。第二点也就是政府的大力推动。

我们这里找了民生证券的一份研报，里面列数了近几年来我国在氢能产业上的政策变化，从2016年明确提出氢能这个概念，再到2021年提出加快氢能技术的发展，可以看出这么多年来政策一直在扶持这个产业。

有关具体的产业政策大家可以暂停下，看这张表。所以无论是从技术上，还是政策上，现阶段我们都有很多的理由去关注氢能。

三、储氢技术路径

说完了，为什么要在现在这个阶段看氢能后，我们最后来看下，这个行业究竟应该怎么看？

氢能作为一个新兴行业，所积累下来的方法论也不多，我们主要是通过对各个环节进行拆分，然后梳理出行业的脉络。但我们前面也说了，整个产业链在划分方面，没有什么异议，都是分为制氢、储氢、加氢，以及用氢，这四个环节，但是在储运这个环节里，还是有技术路线之分。我们这里主要就来说下这些技术路线。

众所周知，氢是元素周期表里最小的一个元素，它的密度很小，所以如果按公斤来算，氢气确实是能量密度最高的，但我们平时用作燃料电池，或是储能都是按体积算，也就是每立方米，这样的话，氢气的能量密度就毫无优势。

所以，对于储运来说，这就得加压。我们前面提到的，液化然后变成液氢，正是一种加压的方式，但是生成液氢，本身是个很耗能的过程，需要零下225度（-225°）才可以制得。

甲醇储氢

所以很多学者都在想，如何用低成本的方式完成氢气的储运，而这个方式就是我们前面所说的技术路线。有学者认为，把氢气加碳合成为甲醇，然后实现储运。

这中间的代表人物就是澳大利亚国家工程院外籍院士刘科，他还做了一个名为《碳中和误区及其现实路径》的演讲，其中就讲了甲醇储氢这条技术路线，有兴趣的朋友可以找一下看看。

氨气储氢

当然除了甲醇这条路线外，还有学者认为应该制止氨，也就是氢气加氮气。为什么要用氨气？

第一点，它非常容易液化，零下33度（-33°）或是常温下十个大气压，就可以将其液化，对比一下我们前面提到的液氢，液氨明显更有经济性。

第二点就是氨气本身也是一种清洁能源，这从他的构成就可以看出，与氧反应后，生产水和氮气，而大气中78%都是氮气，很明显，氮气也是无污染的。除了清洁以外，液氨的能量密度也很高，大概是液氢的1.5倍左右。

所以总的来说，现在在储氢方面的技术路线可谓多点开花，有用化学合成，例如转换为甲醇、液氨的，也有在天然气管道里加两成氢气，然后分离的。我们这里也用了瑞银的一张图来概括下。

四、总结

最后我们来给本节课做个小结，本节课为氢能行业课的第一节，我们一开始介绍了下课程架构，主要是四个部分，分别是制氢、储氢、加氢，以及用氢。

接着我们说了下日本与氢能之间的关系，由于日本的地理位置所限，所以日本等于是被动选择了氢能。然后我们说了下氢能的本质，有别于大部分人的认知，氢能实际上不是能源，而是一种能源载体，他是得通过别的能量转换得来，所以从形式上更像是储能。

此外我们会选择在这个时间段看氢能，主要是因为技术和政策两方面的因素，逐年的降本之下，绿氢已初步具有经济性，而政策的扶持，也相当于是给行业托了个底。而对于怎么看氢能，我们会分环节来研究，第一节课主要是介绍了下储氢中的几个技术环节，第一个是用甲醇储氢，第二个则是液氨。

恭喜你，完成了本节课，下节课我们将正式进入产业的部分，开始氢能的学习。

敲黑板：

课程架构：制氢、储氢、加氢、用氢

日本与氢：地理位置所限，风光发展不易

氢能本质：储能

为什么看氢能：技术（绿氢）+政策

储氢技术路径：甲醇、氨气

锂电材料投资指南05：最好的赛道是隔膜

上节课的末尾，我们提到隔膜环节是锂电上游中格局最好的环节，当然这种说法肯定不是我们首创的。兴业证券的电新团队，在5月底发布的行业中报中，也阐述了相似的看法，他们认为，“隔膜是动力电池中游，最强的赛道”。

一、什么是隔膜

第一节课时，我们曾简单地介绍过隔膜的作用。

1.产品

这堂课，我们就抛开作用，先从产品说起，隔膜主要是有两层膜，一个是基膜，另一个是涂覆膜（右图）。基膜在功能上已经比较完整了，而涂覆膜，主要是为了改善电池的性能，例如增加基膜的热稳定性。

干法VS湿法

看过了产品后，我们来看下，隔膜的两种工艺上，干法和湿法。我们可以看下面这张，由华泰证券总结的两种工艺的对比图。不难看出，湿法工艺，在均匀性和透气率上较高，在厚度上也较薄，可以说在性能指标上，处于全面的领先。

事实上也是，除了热稳定性和价格外，湿法几乎全面碾压干法，但热稳定性差这个缺点，也可以通过涂覆膜来解决，所以湿法逐渐成了主流。

根据高工产研（GGII）的调研数据，湿法隔膜的出货量占比为72.6%，可谓绝对的主流了。

虽然湿法由于性能上的优势逐渐成了主流，但比亚迪为代表的刀片电池的兴起，使的干法工艺重回大家的视野。在传统印象中，干法更适合磷酸铁锂，湿法更适用三元。

那为什么会有这样的区别呢？

这还得从两块电池的成本说起。前面我们说过，三元电池的成本更为昂贵，如果隔膜的厚度越薄，就能预留出更多的空间，来容纳其他活性材料，这对于成本更高的三元电池来说，还是比较有性价比的。所以更适应薄型化的湿法也就成为三元的首选。

实际上这两种路线并没有严格的技术界限，因为部分三元厂商也会采用干法的，有些磷酸铁锂厂商也用到了湿法。具体还得看电池厂商的技术体系。

但总的来说，随着储能等领域的拓宽，磷酸铁锂的需求也在不断攀升（右图），而成本更低的干法，也会迎来属于自己的机会。

二、最强赛道

简单的介绍了目前主流的湿法工艺后，我们来看下这个行业的格局。

隔膜这个行业本质上属于精细化工，是资本密集、技术密集型的行业。

我们先来看资本密集：

根据兴业证券的测算，在四大细分材料中，隔膜是单位亿瓦时（字幕写这个，GWh，亿瓦时只是方便念），资本开支第二高的，仅次于正极材料。并且隔膜环节的折旧成本占到总成本的17%，高于其他细分赛道。

第一个资本开支较高，意味着准入门槛也较高，毕竟你要花的钱更多了。而第二个折旧占生产成本的比重较大，意味着产能利用率的高低将显著影响公司的盈利水平，换句话来说，那就是经营门槛也较高。

技术密集

说完了钱上的门槛，我们来看下技术上的壁垒，简单来说就是设备厂商不愿意扩产，这导致隔膜的产能没办法快速释放，供给端受到了压制，并且由于扩产周期也较长（2年），容易造成供需错配。

目前来看，生产隔膜的设备，由于技术壁垒较高，普遍被日本和德国的企业所垄断，并且海外公司不愿意扩产，导致行业的产能无法快速释放。

具体来看，行业龙头恩捷在锁定了全部制钢所，以及部分东芝的产能，其他龙头企业也是这样，这就导致其余玩家没有能力扩充产线。全行业的供给也就相对有限。

所以，综合，资本和技术这两方面的壁垒，整个隔膜环节，在未来的两年间，供给的增长相对有限。增长有限，需求还逐年增大，自然就造出了中游最强赛道。我们下面把中泰研究所测算的，全球隔膜供需情况放在下面，大家可以参考下。

三、锂电梳理

在这堂课的最后，我们把锂电的产业链梳理了下。首先还是看下动力电池的全产业图，我们这节系列课主要聚焦于材料这一部分，然后便是行业内的一些关键词，大家可以回忆下前面几节课，加深下印象。

回忆了大概的概念后，我们来看下产业链上的相关公司，实际上在前几节课的配图中，我们均有涉及。

最后我们来说下时代的背景，整个锂电行业的兴起，和中国材料企业在降本增效上所做的努力分不开。

因此虽然今年各大材料都嚷嚷着要“涨价”，但“降本提效”仍然是永恒的主题，所以选对路线，再扩产才是王道，一旦技术上被“证伪”，庞大的产能反而会成为负担。

恭喜你，完成锂电材料的学习，因为内容确实十分多，很多关于行业最前沿的数据，我们都贴在图中，来不及细讲，大家可以翻阅下配图，尤其是扩产情况，会在后续的交流中和大家分享。

锂电材料投资指南05：最好的赛道是隔膜

上节课的末尾，我们提到隔膜环节是锂电上游中格局最好的环节，当然这种说法肯定不是我们首创的。兴业证券的电新团队，在5月底发布的行业中报中，也阐述了相似的看法，他们认为，“隔膜是动力电池中游，最强的赛道”。

一、什么是隔膜

第一节课时，我们曾简单地介绍过隔膜的作用。

1.产品

这堂课，我们就抛开作用，先从产品说起，隔膜主要是有两层膜，一个是基膜，另一个是涂覆膜（右图）。基膜在功能上已经比较完整了，而涂覆膜，主要是为了改善电池的性能，例如增加基膜的热稳定性。

干法VS湿法

看过了产品后，我们来看下，隔膜的两种工艺上，干法和湿法。我们可以看下面这张，由华泰证券总结的两种工艺的对比图。不难看出，湿法工艺，在均匀性和透气率上较高，在厚度上也较薄，可以说在性能指标上，处于全面的领先。

事实上也是，除了热稳定性和价格外，湿法几乎全面碾压干法，但热稳定性差这个缺点，也可以通过涂覆膜来解决，所以湿法逐渐成了主流。

根据高工产研（GGII）的调研数据，湿法隔膜的出货量占比为72.6%，可谓绝对的主流了。

虽然湿法由于性能上的优势逐渐成了主流，但比亚迪为代表的刀片电池的兴起，使的干法工艺重回大家的视野。在传统印象中，干法更适合磷酸铁锂，湿法更适用三元。

那为什么会有这样的区别呢？

这还得从两块电池的成本说起。前面我们说过，三元电池的成本更为昂贵，如果隔膜的厚度越薄，就能预留出更多的空间，来容纳其他活性材料，这对于成本更高的三元电池来说，还是比较有性价比的。所以更适应薄型化的湿法也就成为三元的首选。

实际上这两种路线并没有严格的技术界限，因为部分三元厂商也会采用干法的，有些磷酸铁锂厂商也用到了湿法。具体还得看电池厂商的技术体系。

但总的来说，随着储能等领域的拓宽，磷酸铁锂的需求也在不断攀升（右图），而成本更低的干法，也会迎来属于自己的机会。

二、最强赛道

简单的介绍了目前主流的湿法工艺后，我们来看下这个行业的格局。

隔膜这个行业本质上属于精细化工，是资本密集、技术密集型的行业。

我们先来看资本密集：

根据兴业证券的测算，在四大细分材料中，隔膜是单位亿瓦时（字幕写这个，GWh，亿瓦时只是方便念），资本开支第二高的，仅次于正极材料。并且隔膜环节的折旧成本占到总成本的17%，高于其他细分赛道。

第一个资本开支较高，意味着准入门槛也较高，毕竟你要花的钱更多了。而第二个折旧占生产成本的比重较大，意味着产能利用率的高低将显著影响公司的盈利水平，换句话来说，那就是经营门槛也较高。

技术密集

说完了钱上的门槛，我们来看下技术上的壁垒，简单来说就是设备厂商不愿意扩产，这导致隔膜的产能没办法快速释放，供给端受到了压制，并且由于扩产周期也较长（2年），容易造成供需错配。

目前来看，生产隔膜的设备，由于技术壁垒较高，普遍被日本和德国的企业所垄断，并且海外公司不愿意扩产，导致行业的产能无法快速释放。

具体来看，行业龙头恩捷在锁定了全部制钢所，以及部分东芝的产能，其他龙头企业也是这样，这就导致其余玩家没有能力扩充产线。全行业的供给也就相对有限。

所以，综合，资本和技术这两方面的壁垒，整个隔膜环节，在未来的两年间，供给的增长相对有限。增长有限，需求还逐年增大，自然就造出了中游最强赛道。我们下面把中泰研究所测算的，全球隔膜供需情况放在下面，大家可以参考下。

三、锂电梳理

在这堂课的最后，我们把锂电的产业链梳理了下。首先还是看下动力电池的全产业图，我们这节系列课主要聚焦于材料这一部分，然后便是行业内的一些关键词，大家可以回忆下前面几节课，加深下印象。

回忆了大概的概念后，我们来看下产业链上的相关公司，实际上在前几节课的配图中，我们均有涉及。

最后我们来说下时代的背景，整个锂电行业的兴起，和中国材料企业在降本增效上所做的努力分不开。

因此虽然今年各大材料都嚷嚷着要“涨价”，但“降本提效”仍然是永恒的主题，所以选对路线，再扩产才是王道，一旦技术上被“证伪”，庞大的产能反而会成为负担。

恭喜你，完成锂电材料的学习，因为内容确实十分多，很多关于行业最前沿的数据，我们都贴在图中，来不及细讲，大家可以翻阅下配图，尤其是扩产情况，会在后续的交流中和大家分享。

锂电材料投资指南04：弹性最大的电解液

一、什么是电解液

第一节课时，我们提过，电解液主要的作用，是作为锂离子迁移时的载体，用来保证锂离子在正负极之间的正常传输。

要完成上述的功能，电解液就必须有三个部分，分别是：用来提供锂离子的溶质、提供锂离子传输介质的溶剂，以及少量使用、改善性能的添加剂。

因此我们也看到，电解液综合成本大体也是由上述三个部分构成，其中溶质，也就是我们常说的6F，占到了综合成本的51%，而溶剂是19%，添加剂则是16%。

正是这三部分各司其职，所以在研究时也会分门别类，具体内容具体分析。

因为电解液环节有较多的专有名词，所以我们在介绍行业之前，先把相关的名词，以及路线汇总，大家可以暂停下，看下这张表，这样可以减少后续课程的认知障碍。

看完了汇总表，我们再挑些比较重要的部分，细讲下，主要是产业趋势。

首先是溶剂，为了配合高镍三元正极，未来的溶剂中，会用到更多的碳酸甲乙酯，也就是EMC。因为这样构建出的体系，更为安全，也会有更好的循环寿命。

接着我们看下溶质的部分，最常见也是最重要的溶质便是六氟磷酸锂（LiPF6），也就是常说的6F。

虽然它在性价比、安全性能等方面表现优异，但它也有缺点，那就是抗热性和抗水性较差。80°C以上，便会分解，并释放出有害气体——氟化氢。所以业内也想着用新型锂盐对其进行替代，那就是我们后面会提到的双氟（LiFSI）。

二、周期为王的扩产洪流

说完了一些电解液的一些产业趋势，我们进入行业的部分，看看这一年行业发生了哪些变化。

1.双强格局下的溶剂

首先我们来看下溶剂，全行业的新增产能比较有限，因为新进入者，奥克、新宙邦产能较为有限，而煤化工企业所生产的产成品，主要集中在前端的工业级DMC，还需后续加工成电池级DMC。关于更为具体的扩产情况，大家可以看下面这张由东方证券，整理的图表。

总的来说，按照东方证券的定义，行业格局将由石大胜华一家独大转变为“石大、海科双雄，电解液企业部分自给”的模式。

扩产10万吨看起来很多，但由于电解液溶剂制备存在先后顺序，较为后端的EMC和DEC等产品，由于工艺难度较高，所以目前来看它们的格局还是比较优异的。

6F的扩产大戏

说完了溶剂，我们来看下溶质。我们从，这些年来，溶质也就是6F和电解液之间的价格对比可以看出，溶质的波动比终端的电解液来得要大，并且呈现明显的正交关系，大家看这张图，红线代表的是6F，在波动上，明显比黄线代表的电解液要大，并且两条线之间也是正相关。

既然有了这些年的规律作为铺垫，那2021年的电解液的行情也就是可以理解的。从2021年初到2021年5月，电解液的价格从，3万/吨一路涨至7万/吨，6F的价格更是从8万/吨涨至35w/吨。

6F的涨价斜率远高于电解液，是因为这个行业存在着供需缺口，而这个缺口并非终端的电解液，而是6F，以及添加剂VC。

所以大家可以很容易想明白这样一个逻辑，那就是6F涨价斜率远大于终端的电解液，必然导致两者之间的价差在不断地缩小。而那些只生产电解液，没有布局6F的企业，他们的盈利能力可就大打折扣，相反规划6F产能较多的企业，他们在盈利上的弹性也是巨大的。

这就点出了行业的一个要点，那就是现阶段来说，6F的重要性远大于终端的电解液。而具体的行业内企业布局6F的情况，大家可以看下面这张图，更为详细的内容，大家可以翻阅东方证券的相关研报。

有钱也买不到的VC

对于添加剂赛道来说，目前VC的缺口是最大的，一方面是终端需求的大幅增加，另一方面也是近几年来，铁锂电池的配方改变，大量使用VC造成的。这样的情况也造成一个很戏剧性的局面，那就是如果没有长约，就算有钱也买不到VC。

照例，我们把相关企业的扩产情况，以及近年来VC的产量，贴在下面，大家可以参考下。

三、双氟的崛起

说完了行业的格局，大家可能都有所感受，那就是几个细分领域都在涨价。

也正是因为涨价，所以下一代高成本的新型锂盐就显得可行性更高了。现阶段来看，这个新型锂盐就是我们前面提到的双氟（LiFSI）。

当然根据业内人士的记述，双氟并非对6F的替代，而是一种补充，主要是为了增强原有的性能。

而根据天赐的相关交流纪要，如果看整个电池行业，未来双氟的添加比例大概在20%左右，在三元中则是30%，这一点，要高于研报中常提到的10%。

不仅是针对目前的电解液配方，在双氟的技术储备中，很多公司都针对下一代的电池材料进行了优化，比如我们前面提到的碳硅负极、高镍三元，甚至是固态和半固态电池。所以双氟大概率可以适配下一代的锂电材料体系，未来的应用也不成问题。

在双氟的最后，我们也来看下各家企业的扩产计划，大家可以看下面这张图。

四、总结

最后我们来做下总结，电解液主要由三部分组成，分别是溶质、溶剂和添加剂。虽然三个细分部分的主旋律都是涨价，但各有各的不同，溶剂的扩产虽然很多，但细究到高镍应用较广的EMC上，那可能就不太多了。

而溶质，也就是6F是今年涨价之王，相关企业也都有成倍扩张的计划，盈利端弹性巨大，而VC的缺口也十分的巨大。

对于下一代锂盐来说，双氟是目前行业的首选，并且双氟的添加比例各方观点也不太一样，目前很多研报中都提到只有10%，而业内人士说，如果算上所有电池的电解液，双氟的占比可以达到20%，

如果只看现在流行的三元，这个比例更是高达30%。

恭喜大家完成电解液的课程，下节课我们将迎来格局最好的隔膜环节，同时我们也会对整个产业链进行简单的梳理。

敲黑板：

电解液：溶质（提供锂离子）、溶剂（提供锂离子传输介质）、添加剂（少量使用、改善性能）

溶剂：工业DMC易扩，EMC难扩

溶质：盈利端弹性最大，扩产也最多

添加剂：有钱难买VC

下一代锂盐：双氟，三元中的比例可以达到30%

锂电材料投资指南03：负极材料的主流选择

上节课我们介绍了正极材料，以及最有发展潜力的高镍正极，这堂课我们就沿着产业链，学习下负极材料。

一、什么是负极

和上节课一样，我们先来简单了解下什么是负极？

负极材料主要的作用是储存和释放能量。从价格上来看，它比正极材料便宜得多。

从制作流程上看，它是由活性物质，以及其他材料，制成胶合剂后，涂抹在铜箔的两侧，然后再经过干燥、滚压制得。而负极材料，可以按照，所用的活性物质的不同，分为碳材和非碳材，这两大类，更详细地分类，大家可以看这张图，第一节课时这张图也出现过。

第一节课时，我们也提过负极材料的路线，虽然有很多，但最终的产品却十分的单一，绝对的主流便是人造石墨。

人造石墨的出货量约为30.7万吨，占到负极材料的84%。

二、满产的背后

1.满产满销

简单地介绍完负极材料后，我们进入行业的部分。

过去几年由于下流环节的高景气度，负极材料的产量从2020年8月开始，便在不断的攀升之中，到了2021年的3月，相关企业的产能利用率甚至超过了100%，部分厂家在不得已之下，甚至开始寻找外协代工，来摆脱产能的桎梏。

石墨化能力的缺失

在说石墨化产能前，我们先来看下，制作负极材料的工序？

从工序上讲，制造一个合格的负极材料，主要分为以下几步，分别是：原料预处理、混料、造粒、石墨化、筛分等。其中，造粒、石墨化这两个环节，技术壁垒较高，是负极厂家的核心竞争力。

不仅是技术壁垒较高，石墨化加工的费用，也是十分的庞大。如果把负极成本进行拆分，可以发现，石墨化加工这个环节，占到了总成本的50%，甚至比原材料的成本还高，是最主要的成本项。

因此啊，对于一家负极材料公司来说，布局石墨化，不仅是技术的体现，也是对未来的保障。因为未来企业想要大规模扩产负极，必须打通石墨化的瓶颈，这样才能达到成本的优化。

比如2021年，表面上看行业供给不足，缺少负极材料的产能，实际上，行业最缺的是石墨化，这一环节的产能。

当然，这点主流的负极厂商也都看到了，所以近年来，他们纷纷布局石墨化，外协石墨化的占比也在逐渐降低。所以我们看一家负极厂商的扩产情况，并不仅仅要看最终的产能，也要关注石墨化的扩产情况。

虽然石墨化炉稀缺，但目前来看，想要扩产也不容易，因为石墨化是高耗能项目，占用能源指标，所以审批也在减缓。正是由于审批较为困难，所以那些早早拿到指标，石墨化比例较高的公司，将占到行业的先机。

三、新型负极材料

虽然人造石墨优秀的循环性能，使其在动力电池上，实现了大规模的应用。但行业内部人士也没放弃对下一代负极材料的探索。目前来看，最有可能成为下一代负极材料的是硅碳负极。

硅碳负极，顾名思义，就是运用掺杂的手段，从原先的纯碳负极（石墨）转到掺硅的负极。

他最大的优势就是能量密度较高，目前的人造石墨负极，最高的比容量能做到约370毫安时每克（单位mAh/g)，而硅碳负极理论上可以做到4200毫安时每克（单位mAh/g)，这样便可以大幅增加续航里程。（比容量：单位体积的电池或活性物质所能放出的电量）

硅碳负极有两条技术路线，一种是，在碳负极中掺氧化亚硅，另一种是掺纯硅。目前，特斯拉已采用氧化亚硅这条路线，但是实际效果（对续航的提升）并不是特别的理想，所以业内，普遍在尝试另一种技术路线，那就是掺纯硅。

虽然掺纯硅，可以得到更高的比容量，但目前来看，技术还不是十分的稳定，各家企业也都处在中试线的阶段，并未进入大规模量产的阶段。我们以负极行业龙头，璞泰来为例，硅碳负极等路线都有储备，但还在持续的优化。

四、总结

说完下一代的负极技术路线，我们来给本节课做个总结。

负极材料主要是起到储存释放电能的作用，它得单价比正极材料来得要低，目前的主流路线是人造石墨。

从行业格局来看，由于缺少石墨化的能力，所以这两年来，负极材料一直供不应求。而石墨化由于壁垒较高，以及高耗能，近年来想要扩张颇为不易，这也就一定程度上，限制了行业的供给。所以在负极这个行业，我们不仅要关注负极材料的扩产，还要关注石墨化产能的扩张。

对于下一代负极材料来说，目前行业内的共识是通过掺杂的手法，掺入氧化亚硅或者纯硅，形成能量密度更高的负极材料，但目前也还处于中试阶段，大家可以关注下相关的进展。

恭喜你，完成了负极材料课程的学习，下一堂课，我们来到锂电池中弹性最大，周期性最强的细分赛道，电解液。

敲黑板：

负极：单价低于正极、人造石墨为主流

行业现状：石墨化与负极产能存在缺口

关注：具有石墨化能力的一体化厂商

新型材料：碳硅负极

锂电材料投资指南02：两家代表性公司

上节课我们对整个锂电产业链进行了梳理，这节课我们正式进入锂电的第一个原材料，那就是正极材料。

一、什么是正极

一开始，我们先简单地介绍下正极材料。

第一节课时，我们提过正极是锂电的核心，他直接影响了锂电的能量密度、电压、使用寿命以及安全性等，同时也是成本最高的细分部分。所以，很多锂电池往往会用正极材料，来命名。

1.四种材料

从目前来看，正极材料一共有四种，分别是钴酸锂（LCO）、锰酸锂（LMO）、磷酸铁锂（LFP）和三元材料（NCM）。

磷酸铁锂VS三元

2.1性能对比

因为四大正极材料中，只有磷酸铁锂和三元，这两种被广泛运用到动力电池上，所以空间自然比其余两种更大，所以也是我们本节课研究的重点。

我们先来看下磷酸铁锂，磷酸铁锂的优势就在于安全性较高，而且原材料较易获得，不存在被卡脖子的风险。

我们先来说下安全性的问题，正极材料在高温下，会逐渐分解释放氧气，导致电解质的燃烧。三元材料在150℃~250℃左右便会发生上述反应，而磷酸铁锂的分解温度达到了600℃，几乎是三元的4倍以上，安全上的优势还是比较明显的。

接着我们说一下原材料较易获得这点。实际上大家从磷酸铁锂这个名字就知道，主要是由磷源、铁源、锂源、碳源，这四种构成，这四种材料都比较普遍，所以价格相对比较便宜。

而三元材料（NCM），由镍、钴、锰三种材料构成，其中的钴价格十分昂贵，抬升了三元电池的价格。但钴也有自己的作用，那就是稳定电池的化学结构。所以对于三元材料来说，如何在稳定的架构下，尽可能减少钴的比例。

实现降本，就成了关键。

2.2发展对比

既然钴的比例减少了，那必然会有一种材料的比例会提高，那就是镍，这种电池也就被称为高镍三元电池。减少了稳定作用的钴，换上提高能量密度的镍（和上面图一样），这样的工艺使得，加工难度呈几何级上升。

而为了区分高镍，和普通的三元电池，行业里会按镍钴锰的比例，分为111、523、622和811这四种。很明显8系的含镍量最高。根据ICC鑫椤锂电的统计数据，2021年5月，5系三元仍为主流，但占比已被压缩至47.5%，相反8系三元材料市占率提升明显，以达到36%。

从8系材料市占率突飞猛进，我们也能看出，高端制造的本质还是降本增效，而在这个方面，三元的进步空间可是比磷酸铁锂更大的。而工艺的进步也会提升行业壁垒，避免恶性竞争。

二、民企还是国企

简单的介绍完了几种正极材料之后，我们来分析下，正极领域既有代表性的两家公司，分别是央企背景的当升，和民企背景的容百。

当升科技

我们先从具有央企背景的当升科技开始说起，当升科技的前身是北京矿冶研究院课题组，研究院的背景，决定了当升在技术方面的领先。并且由于进军海外市场较早，2005年进入韩国市场，2009年进入日本市场（图一），这导致了他的海外客户占比较高（图二），而海外客户一直奉行高价高质的政策，所以当升的利润率一直还可以。

容百科技

说完了当升我们看下容百，容百的核心团队来自当升，这导致公司有很深的技术基础。

并且由于是民企背景，公司在扩张和技术上都较为激进。首先我们来说下技术，作为全球第一家开发出8系以上全自动产线的公司，容百在高镍领域处于绝对领先的地位。

不仅在技术上激进，重点突破难度较大的8系高镍材料，容百的扩产计划更为夸张。

与之对比，当升的扩产计划，特别是在高镍领域的就显得比较保守了。

越激进的路线，在行业高景气度时，自然能攫取更大的利润。

但当需求日渐饱和，再加上技术扩散后，面对庞大的产能，产品也就很容易“大宗商品”化，因此对于正极材料，甚至是所有的锂电原材料来说，关注中期，而非远期或许是更好的一种视角。

三、总结

最后，我们来给本节课做个总结，磷酸铁锂因为安全系数较高，以及原料较易获得，所以最近受到了很多的关注。而三元材料，能力密度高，并且需要不断地优化高镍的架构，所以技术壁垒更强，因此单吨的盈利能力也强于磷酸铁锂。也正因为三元材料，还有优化的空间，所以降本空间更大，更符合高端制造的本质，未来也更有可能成为主流。

而行业内的两家代表公司，当升因为是央企背景，所以技术较强、背靠海外客源，客单价较高，但同时也较为保守。容百的激进，不仅是在高镍上占据领先的身位，也在扩产上遥遥领先同行。

当然正极材料的公司远远不止这两家，我们这只是选取有代表性的做个简单的类比。

敲黑板：

磷酸铁锂：安全、便宜

三元：能量密度高、技术壁垒强、盈利能力强

未来趋势：高镍三元电池

当升：央企背景、保守

容百：民企背景、激进

锂电材料投资指南01：锂的黄金十年

今天我们迎来的是锂电池的课程，因为产业链过于庞大，我们会分为三个系列课。

在开始我们的课程之前，我们先看下锂电的产业链，这会让大家对整个课程，有个更为清晰的理解。

从产业链来看，锂电池的上游是以锂、石墨以及稀有金属矿为代表的原材料，中游则是电池环节，分为电池原材料，和电池制造商，而下游有三大应用场景，分别是新能源车，日常消费，以及储能。

所以我们完整的锂电课程也会分为三个系列，分别是上游的矿，中游的材料，以及中游的电池。但整个产业链确实比较庞大，肯定有些细分赛道没有被包含，例如铜箔等，后续我们也会推出补充课程，补上这些短板。

下面正式进入本系列课程，锂电材料。

一、锂电池的黄金十年

1.锂电池是什么

照例啊，在了解这个行业之前，我们先得知道这东西是干吗的？锂电池的工作原理究竟是怎样？

所以呢，我们找来这张图，从这张图，可以比较清楚地看出，锂电池，主要是通过锂离子，在正负极之间的定向移动，来实现充放电的。

不仅是工作原理，这张图还包含了，本系列课的四大原材料，分别是正极、负极、电解液和隔膜。

具体关于这四种原材料占总成本的比例，我们可以看这张图。因为这图是全行业的成本构成，而从动力电池来看，目前主要分为磷酸铁锂和三元，这两种技术路线，所以具体到某种细分路线上，相关的成本构成可能会和这张图有所出入。

行业高速增长

简短地介绍了锂电池，下面正式进入行业的部分。

海外机构曾给全球锂行业的市场规模做过测算。

根据他们的测算，具体看图，未来电池行业的空间可谓巨大。

因此，高景气度，就是我们关注这个行业，最大的原因。

电池厂商的大额扩产

既然行业景气度如此之高，资本开支自然就不会少。

电池厂商的大幅扩产，意味着需要更多的上游原材料。所以我们选择在现在这个节点，看锂电池上游的原材料环节。

二、四大材料各有不同

说完了，为什么要看锂电材料，下面就来看看，这个环节究竟应该怎么看。

上文一直提到，锂电池的主要有四种原材料。因此，这四种材料，各有各的特点，需要分开讨论。我们先把结论写在前面，大家可以看下这张导图：

正极

首先，第一个材料是，正极。它是锂电的核心，怎么看出来？冠名权就可以解释一切。

我们平时经常会听到的，三元电池，和磷酸铁锂电池，实际上三元和磷酸铁锂都是正极材料。

说回这两种技术，目前来看，这两种技术十分适配动力电池。而动力电池正是，锂电最大的应用场景，所以这两种正极材料的出货量，可谓遥遥领先。

正因为正极材料，涉及了电池的技术路线，所以除了关注电池的性能，我们还要看下游的应用场景。例如，近年来兴起的储能，因为其对体积、能量密度等参数没有过多的要求，所以比较适合磷酸铁锂。这也使得本来日益势危的磷酸铁锂，重新崛起。

下面这张图，我们简要对比了四种正极材料在性能上的差别，大家可以参考下，更详细内容我们放在第二讲正极中与大家分享。

负极

说完了正极，我们来看下负极。负极材料主要的作用是储存和释放能量。而负极的分类，往往是依据所用的活性物质，因此负极材料可以分为碳材和非碳材，这两大类。更为细分的划分，大家可以看下面这张表。

虽然路线众多，但负极材料的最终产品却十分的单一，那就是人造石墨。

虽然人造石墨相比其他材料，安全性更高，成本也较低，但他的能量密度也较一般，理论上的上限为372毫安时每克（单位mAh/g)，而目前行业中的头部公司已实现了365毫安时每克（单位mAh/g)，无限逼近天花板。所以行业急需在技术上破局，获得新的增长空间。

电解液

说完了正负极，我们看下电解液。

电解液最主要的作用是，充当离子迁移时的载体，这样可以，保证锂离子在正负极之间的传输。因此啊，电解液一般是把高纯度的有机溶剂、电解质锂盐和添加剂，这三种原料，按一定的比例配制构成。如果按照成本来划分，锂盐的占比约为40%～50%，溶剂的占比约为30%、添加剂则是10%～30%。

所以啊，看电解液，也得分成三个细分赛道，分开看才行。而行业关注较高的6F（念为六氟），就是电解质的一种。今年随着行业景气度上升，价格也在快速上涨，

而下一代有望替代6F的是双氟（LiFSI（双氟磺酰亚胺锂））也将在明年年初投产。目前来看虽然成本较高，但由于6F的价格也处于高位，新锂盐的替代可能会快于预期。

隔膜

谈完前三种材料，我们最后来看下隔膜。隔膜的主要作用是用来分隔正极和负极，防止发生短路。

而隔膜的制作工艺，又分为干法和湿法，简单来说，干法成本低、工艺简单，但性能不如湿法。

从行业格局来看，隔膜可能是四大材料中确定性最高的。因为隔膜的扩产比较依赖设备厂商，而未来几年的产能又已被龙头公司锁定，所以行业集中度也会持续地提升。我们看过去两年的数据也能感受到这点，正是由于产能被龙头公司锁定，未来两年隔膜的集中度有望进一步提升。

三、总结

最后我们来给本节课做个总结，由于下游应用场景的不断扩宽，锂电池行业也步入了黄金十年，景气度不断提升。随着景气度抬升，行业的资本开支也大幅增加。这导致上游的原材料也得跟上电池的扩产步伐。

而四种材料中，正极最为重要，常用于电池的命名，而负极由于人造石墨的路线已接近天花板，未来可能会有技术路线的变更。电解液中的电解质，今年快速涨价，这也催生了新锂盐的应用。而隔膜是行业格局最为确定的一环，因为大部分扩产产能已被预订，集中度持续提升也是可以预见的。

最后我们从博弈角度提醒一下，行业空间确实较大，但行业的大幅扩产也在进行中，一旦扩产完成后供大于求，很容易从逻辑上演变为周期的大宗定价逻辑，这对于相关公司的股价也会有一定的影响。

恭喜你完成本节课的学习，下节课我们将进入正极环节。

敲黑板：

锂电池：高增速，导致资本开支加大

正极：电池的命名，涉及下游技术路线之争

负极：人造石墨的替代、石墨化能力的缺失

电解液：6F涨价，新锂盐崛起

隔膜：格局最稳定

锂矿投资指南05：中国最大的盐湖资源

上节课程中主要介绍的是海外的南美盐湖，我们在结尾部分做了预告，这节课会讲讲国内的。

三座大山

或许你还记得，前面第三期课程，我们就简单提到过一句，国内的盐湖提锂受制于三大问题，导致产能长久以来都没法大规模扩张，现在是时候来揭开谜底，厘清到底是哪三重问题了。

开采环境

第一点，国内的盐湖开采，首先面临的是开采环境恶劣的问题。我们国家接近90%的盐湖锂资源，都分布在青海和西藏这两个省份，也就是青藏高原。海拔高就使得作业难度急剧增加，也让大型生产建设备的运输面临阻碍。

盐湖品质

第二个问题关于盐湖品质，我们国家的盐湖卤水，整体上看有一个突出的特征就是镁锂比过高，通俗点说就是锂太少，镁太多，导致在提锂过程中镁元素不容易被分离出去。

不过有一句话要先说在前面，我们也不是所有的盐湖镁锂比都高，虽然国内盐湖扎堆在西藏青海，但是这两个省份的盐湖仍然有很大不同，

青海以硫酸盐型和氯化物型盐湖为主，而西藏则有着独特的碳酸盐型，碳酸型的盐湖镁锂比就很低，自然条件更好。

但是青海的就不一样了，拿东台吉奈尔盐湖来说，镁锂比是40左右，一单位的锂差不多对应40单位的镁，而反观上节课讲的智利阿塔卡玛盐湖，这个指标只有6.2，也就是说东台吉乃尔盐湖里面的镁杂质是阿塔卡玛的6倍多，确实完全没法比。而这还不算最夸张的，我们还有察尔汗盐湖，镁锂比超过1500；

我们说国内盐湖整体镁锂比高，主要是因为目前有实质产出的盐湖基本是在青海，西藏的还在推进产业化进程中。

技术条件

第三点就是提锂技术上的问题，因为国内盐湖镁锂比高，导致国外的技术不太好参考借鉴，只能自己摸索适合本地化应用的技术，而这方面还处于孵化培育阶段，距离大规模突破还需要时间。

也正是因为开采环境、盐湖品质、技术条件这三块的问题难以攻克，就像三座大山一样压在面前，所以国内的盐湖提锂生产成本居高不下，比南美盐湖的生产成本要高出接近60%。

那么，有什么可以尝试的解决办法吗？

先看前两点，盐湖处于高原的地理位置，还有本身镁含量高，这都属于自然属性，是没有办法更改的，所以未来想要实现产能扩充，就只能在技术上做文章。

六种工艺

目前世界上一共有6种成熟的提取技术，分别是沉淀法、太阳池法、萃取法、煅烧法、吸附法还有膜分离法。我们接下来就为大家细致介绍一下：

适用于低镁锂比

它们大概可以分成两类，前面的沉淀法和太阳池法是一类，适用于镁锂比这个指标低的盐湖；而后面的四种，则可以应用在镁锂比高的盐湖。

沉淀法

像上节课提到的智利和阿根廷的盐湖，主要采用的工艺就是沉淀法，具体操作是先浓缩再沉淀，浓缩是指修建大面积盐田，在风吹日晒下蒸发成浓缩卤水，沉淀就是对浓缩卤水进行碳酸锂沉淀精制加工。

这套工艺比较简单，成本也低，但缺点就是对当地的气候条件还有盐湖品质有很高的要求，镁锂比这个指标不能超过10，否则就不适用了。

太阳池法

而第二种技术太阳池法，应用的条件更加苛刻，基本只能在碳酸型盐湖里应用，比如西藏的扎布耶盐湖，它的含锂浓度世界第二，仅次于智利阿塔卡玛，而镁锂比这个指标连0.1都不到，是全世界第一。

可以说卤水本身就接近了碳酸锂饱和点，是资源品位最好的盐湖。

这种情况下，它采用的太阳池结晶法工艺，先从卤水中把锂离子沉淀下来，然后利用太阳池分层结构，把卤水中的锂离子以碳酸锂形式结晶析出。

和前面的沉淀法类似，太阳池法这种工艺也具备简单便宜的优势，但是适用性更窄，对于镁锂比这个指标动辄成百上千的青海盐湖来说，这些技术都完全派不上用场。

适用于高镁锂比

所以青海盐湖，主要就是煅烧法、萃取法、吸附法和膜分离法这四种。

煅烧法

其中煅烧法是利用金属熔点的不同，通过高温煅烧的方式把镁和锂分离开，十几年前中信国安就在青海西台吉乃尔盐湖这么搞了，建设了一条年产能一万吨碳酸里的项目线，但是这种方式污染极大，成本也高，未来大概率会逐渐被淘汰；

萃取法

至于萃取法，是通过有机萃取液把锂离子萃取出来，再利用盐酸制成的反萃取装置把锂提取出来，这套工艺流程很长，而且设备很容易遭受腐蚀，损耗极大，因此未来也没什么太大的应用空间；

更被看好的是后面的吸附法和膜分离法。

吸附法

相吸附法是用离子交换树脂把盐湖卤水中的锂离子吸附出来，对环境没有污染，除了技术难度高了点外，几乎没有别的缺点，而这块技术近几年进展很快，已经在蓝科锂业上实现了上万吨的量产；

膜分离法

而膜分离法则是用离子交换膜把锂浓缩，再加入纯碱析出碳酸锂，这两年随着对电渗析膜制造技术的升级，成本已经大幅下降，在高镁锂比的盐湖用这种工艺生产，成本几乎达到了和只能用在低镁锂比盐湖上的工艺相同的量级。

关于这6种生产工艺的成本，大家可以看这张图

总结来说，6种生产工艺里，工艺简单、成本便宜的主要是沉淀法和太阳池法，但它们适用性太窄，只能应用在镁锂比低的盐湖；而后面四种可以用在高镁锂比盐湖里的工艺，其中煅烧法和萃取法，因为污染严重、设备损耗大的原因，未来大概率会被逐步替代；最能代表未来趋势的，还是吸附法和膜分离法这两种，对环境没有污染，材料回收率高，而且成本也不算贵，尤其是膜分离法，成本甚至降的比南美盐湖还便宜。

关于这6种工艺的对比，大家看这张图就好了，工艺特点、优缺点和目前应用，都反映得很清楚。

到这里，关于盐湖提锂的内容，我们也就介绍完毕，整个上游锂矿的行业课程，也要落下帷幕了。

很多人或许要说，你林林总总讲了那么多，都是在说各种矿，我家里没矿你和我讲这些也没用啊。

首先把行业的基本事实讲清楚，有了基础的行业事实之后，我们带着这些事实，就能更好地回答大家心中真正想回答的问题：锂的上游公司到底能不能涨？

要回答这个问题，本质就是回答锂价还要涨到什么时候？如果锂价继续涨，或者预期可以涨到天上，那么有锂自然就能走遍天下。

那么怎么看锂的价格呢？我们在第一章的时候就说过，万物皆周期，周期的本质是供需。

我们这门课，核心就是先拆解供给，无论从矿山、云母还是盐湖的角度看，未来一段时间，整个锂资源的供给都是刚性的，产能的释放是需要时间的。根据西部证券的预测2021-2023年锂供给总量为51.20、69.28、91.31万吨LCE，同比增长16%、35%、32%。

一方面供应刚性，短期扩容有限。而另外一方面，需求又会有爆发式地增长。

锂的下游需求，我们拆解一下，主要应用于动力电池、消费电子、新兴的储能电池以及其他的传统应用领域。

2020年动力电池、储能电池、消费电子、其他传统应用的锂消耗占比分别为32%、5%、16%、38%。同样是来自西部证券的判断，未来锂需求的主要增量在于动力电池方面，到2023年，预计需求会达

到45万吨LCE。而到了2025年，可能70%的需求都来自动力电池。

所以就像我们第一节课援引的券商测算结果：

既然锂价长期看会上涨，我们就应该无脑买入锂矿公司呢？并不是的，上一轮锂价周期中，碳酸锂的价格一度涨到了18万每吨，但新能源车补贴退坡政策，导致的需求崩塌直接导致了锂的价格随之下跌。

目前在需求端持续景气的情况下，供给不足的情况难以缓解；同时下游景气度向上传导，导致上游资源端价格提升，但最终决定锂价的并不是供给，而是下游的需求是否会持续。

目前二级市场对相关公司的关注已经足够充分，核心公司的股价都经历了好几轮大幅上涨，估值也在比较高的水准，大家的预期都打得很满，在这种预期充分消化的背景下，即使未来锂价继续上涨，也有可能出现股价不涨的局面，或者万一不达预期锂价小跌，股价就有可能大跌。

因此课程最后还是要跟大家强调一下，不要轻易抄作业做出买入决定，毕竟投资有风险，决策需谨慎。

好的，恭喜大家又完成了一个专题行业的学习，我们下期再见～

敲黑板

困扰我国盐湖提锂的三大问题：开采环境、盐湖品质、技术条件

目前有6种主流生产工艺，沉淀法和太阳池法适用于低镁锂比盐湖

适用于高镁锂比盐湖的技术工艺中，煅烧法和萃取法因为污染严重等原因大概率会被替代

吸附法与膜分离法更被看好，未来有望应用更加普遍

锂矿投资指南04：全球最主要的锂矿资源

前面两节课我们主要是围绕硬岩型的固体锂矿展开，从这一节开始呢，我们会把重点放到液态型的卤水矿。

第一节的导论课里提到过，在全球所有的锂资源构成中，盐湖是最主要的形式，占比达到了58%。

南美“锂三角”

而全世界的盐湖，又集中分布在南美洲。其中在南纬18到27度，西经65到70度，由玻利维亚、阿根廷和智利这三个国家围出来的一个三角形区域，分布了190个盐湖，总面积达到2.67万平方千米。这些盐湖里储备的锂资源，合计占到全球份额的一半以上，所以这里也被称为“锂三角”。

而在这190个盐湖里，目前得到开发的只有个位数，更多的都还处在勘探、勘察阶段，未来可以说是潜力巨大。

这些盐湖卤水里，含有非常丰富的锂元素。所谓的盐湖提锂，就是把卤水抽上来，经过深度除镁、碳化除杂还有络合除钙环节，去掉里面的各种杂质，最后就能生产出碳酸锂。

当然这个过程中包含好几种不同的工艺，主要应用的有沉淀法、萃取法、煅烧法、吸附法等等，我们在下一节课中会进一步展开。

盐湖提锂两个特征

在这里先说一个核心事实，那就是相较于我们前面讲到的矿石提锂，盐湖提锂有着两个明显特征，一是成本低，二是生产慢，我们接下来就逐一介绍一下。

成本低

首先，盐湖提锂的工艺流程是要更简单的，它不需要经历矿石加工之类的环节，因此成本也相对较低。

就拿同样生产一吨碳酸锂来说，通过盐湖提锂的方式生产，总成本大概是4000-6000美金，对应2万到4万人民币左右，甚至有的资源禀赋好的盐湖，能将成本控制在2万元以下；

而如果从硬岩型矿石中提取锂，最终生产出一吨碳酸锂的现金成本大概是6000-9000美金，大概对应4万到6万人民币。

可以看到，盐湖提锂生产成本的上限，差不多就是矿石提锂的成本下限，通过盐湖来生产是明显更便宜的。

生产慢

不过，便宜归便宜，盐湖提锂也有一个劣势，那就是生产慢，像通过矿石冶炼的方式生产锂盐，一般从挖出来矿石到最终生产出产品，一共就是2个月左右能搞定的事情；

而盐湖就要慢很多，整个生产流程通常会持续18-24个月，也就是说没有一年半压根产不出来，这也是为什么盐湖扩产节奏比矿山慢这么多。

Ok，关于盐湖提锂和矿山提锂两种形式，从提取方式到生产成本再到生产时间的对比，都在这张图里了，大家可以对照着看一下。

三个重要盐湖

智利阿塔卡玛

我们接下来就重点剖析几个知名的南美盐湖：首先是智利的阿塔卡玛盐湖（Salar de Atacama），

这是世界上含锂浓度最高，同时也是储量最大的盐湖，锂离子浓度达到了1600毫克每升，而且比其他盐湖有更高的蒸发率，从资源禀赋的角度来看相对于其他盐湖有非常明显的优势。

从20世纪90年代，阿塔卡玛盐湖就启动开采了，目前有两家公司获得了开采经营权，分别是智利化学矿业公司（SQM）和美国的雅宝（ALB）。

其中SQM产量相对更高，截至2020年底的规划产能折合7万吨碳酸锂，这里面有不到20%的碳酸锂会进一步加工成氢氧化锂，具体数字是1.35万吨氢氧化锂，剩下的都是碳酸锂；

SQM的产能扩张路径，基本在这张图里，大家可以仔细看看：

不过有一点要和大家说明白，规划产能和实际产能不是一回事，像SQM截至2020年底规划产能是7万吨，但实际却只有5.5万，而且未来虽然规划了5万吨的扩产计划，但由于公司制定了可持续发展战略，里面提到要从2020年11月开始减少20%的卤水使用量，并且生产中要用到的淡水量还有排放量都是有相关指标的，再加上疫情拖累了扩产项目的开工，所以实际肯定不会一帆风顺。

至于另外一家参与阿塔卡玛盐湖开发的公司雅宝（ALB），我们前面讲矿山的时候已经提过，这里就简单说一句，它通过智利阿塔卡玛盐湖开采，每年也能有4万吨碳酸锂的产能。并且也制定了扩产计划，准备再增加4万吨。

阿根廷

好的，这是智利的阿塔卡玛盐湖情况。说完了这个，我们再来看看阿根廷的盐湖。

阿根廷目前在产的盐湖主要有两个，一个是翁布雷穆埃尔托（Hombre Muerto），另外一个是奥拉罗斯（Salar de Olaroz）。

Hombre Muerto

其中前者（Hombre Muerto这里不用念字幕打出来）由美国的FMC集团下属子公司负责开采，目前年产能1.8万吨碳酸锂，也制定了0.9万吨的扩产计划，不过由于疫情拖累了建设进度，到2022年这部分产能才能最终释放；

Salar de Olaroz

另外的奥拉罗斯（Salar de Olaroz），则是日本的丰田和一家澳大利亚公司（Orocobre）共同合作开发，项目一共分为三期，2015年的时候第一期就投产了，目前年产能是1.2万吨碳酸锂，后面随着二期项目的扩产，到2024年产能有望达到4.25万吨。

除此之外，阿根廷还有几个即将投产的盐湖，比如这两个（Cauchari-Oraroz，salarde Rincon），名字太长就不念了，给大家展示在了屏幕上。它们都是未来一两年就会建设完成，尤其是前面那个（Cauchari-Oraroz），建成后有希望成为全世界成本最低的盐湖提锂项目。

Ok，关于南美现在已经投产的三家盐湖，对应的开发公司、当前产能、未来新增产能，以及投产时间和扩产进程，已经帮大家整理出来了，看这个表格就可以一目了然。

总结来说，目前全世界的盐湖提锂产能，就集中在南美洲的锂三角地区，而锂三角区域最主要的，其实也就是三家盐湖。

分别是智利的一家，阿根廷的两家。虽然这三家未来都有扩建产能，而且还有一些即将投产的新盐湖项目，但是受制于疫情等因素，进度比预期是要慢很多，基本有不同程度的延期。

至少今年来看，有效的新增供给是很有限的，真正大幅放量可能还要等待三年，要到2024以后。

好的，关于海外的盐湖，我们就先介绍到这里，下一节课会为大家讲讲我们国内的盐湖项目，我们下期再见。

敲黑板

玻利维亚、阿根廷和智利围出来的锂三角，储备了全球份额一半以上的锂资源

盐湖提锂有着两个明显特征，一是成本低，二是生产慢

智利阿塔卡玛盐湖：含锂浓度最高、储量最大，SQM与ALB共同开发

阿根廷目前在产的盐湖主要有两个，Hombre Muerto和Salar de Olaroz

至少今年来看，有效的新增供给是很有限的，真正大幅放量可能还要等待三年

锂矿投资指南02：行业带头大哥

在第一节课的导论中，我们提到全世界锂资源主要有两种存在形式，分别是固态硬岩型和液态卤水型。其中固态锂矿也就是矿山，主要分布在澳大利亚的西部。这节课，我们就一起来聊聊西澳矿山。

矿山五霸

目前，西澳已经建成的矿山项目共有7个，但是呢其中有2个还处于关停维护状态，因此真正能释放产能的，就只有五个，分别是格林布什（Greenbushes），马里恩山（Mt Marion），卡特林山（MtCattlin），皮尔巴拉（Pilbara）还有阿尔图拉（Altura）。

产能分布

这五家的产能加在一起，占到了全球固态硬岩锂总供给的80%以上，把它们称作矿山五霸也是毫不夸张。但是五霸内部，产能方面也有巨大的差异，它们的产能分布是这样的：

可以看到，产能最大的Greenbushes一家占比超过了50%，遥遥领先于其他四家。我们这节课，就从五霸中的带头大哥格林布什出发，和大家一起来揭开它的神秘面纱。

先来看这张图，把澳洲所有的锂矿都标示出来了。

带头大哥

西南角这里就是Greenbushes，这是世界上储量最大、品质最好的锂辉石矿，总资源折合成碳酸锂（LCE当量）超过800万吨，每年只靠这一家矿山，提供的锂资源就占到了整个澳洲地区产能的53%。

从1983年开始，开发商就在这片地区开采生产锂精矿，截至目前一共运营了三家选矿厂，规划产能是每年生产135万吨锂精矿，其中120万吨是化学级锂精矿，可以用来生产碳酸锂等锂盐，120万吨锂精矿大概对应18万吨碳酸锂；剩下的十几万吨是工业级锂精矿，主要应用在陶瓷、玻璃等传统行业，用作添加剂的用途。

我们上节课程中提到，根据券商测算的全球锂资源供需情况表，2021年预计整个世界的碳酸锂产能，一共也就是51万吨左右，而格林布什的化学级锂精矿如果能满产，自己一家就能贡献18万吨，占比大于30%，可以说格林布什只要跺一跺脚，整个世界的锂资源供应都要抖三抖，锂矿大哥的名号当之无愧。

那么，这么一座开采量如此丰厚的富矿，究竟为谁所有呢？它背后其实是一家中国公司，说出来大家应该都听过，没错，就是天齐锂业。

股权结构

如果去看Greenbushes矿山的股权结构，你会发现它归属于泰利森公司，而往上溯源泰利森公司，

可以发现天齐锂业持股占比51%，是绝对控股的第一大股东，另外的49%股权归属于一家美国公司——雅宝。

历史沿革

泰利森、天齐、雅宝这三家公司究竟有着怎样的渊源？

这就要从格林布什矿山的历史讲起。刚才我们说过，这座矿山的历史非常悠久，从1983年就启动开采了，是整个澳大利亚西部地区持续运营时间最长的矿区。

但是最开始，它的开发者并不是泰利森，而是另外一家澳大利亚的本土公司。直到2007年，这家本土公司被美国的财团收购，收购完成后更名成了泰利森。但是好景不长，很快遇到了2008年的经济危机，美国的财团在危机中大受打击，开始面临资金周转方面的困难，这样勉强维持了几年，终于到了不得不卖身的地步。

而那时候至少有两家公司看上了家里有矿的泰利森，一家是我们前面提到的天齐锂业，另外一家叫洛克伍德，洛克伍德提出的价格是每股6.5加元，这里插一句，之所以单位是加元，是因为泰利森是在多伦多交易所挂牌交易，而天齐锂业则更加大方，直接开出了每股7.5加元的价码，对那时的泰利森来说，反正卖给谁都是一样卖，那肯定要选一个开价高的，就这样天齐赢得了收购大战，获得了100%的泰利森股权。

不过，天齐锂业和洛克伍德，本身是有上下游的关系，矿石销售啥的也要依靠洛克伍德的渠道，因此虽然赢得了收购大战，但是关系搞僵肯定也不合适，所以后来天齐收购完成后，还是把49%的股权转让给了洛克伍德，两家也就此握手言和，有矿一起采，有钱一起赚。

而在2014年的时候，洛克伍德又被雅宝收购，这也就解释了，为什么今天看Greenbushes的股权结构，天齐和雅宝是唯一的两家股东。

这里面出现的名字稍微多了一点，大家千万不要搞混，我们再梳理一遍，矿山是叫格林布什，负责开采的公司叫泰利森，而泰利森有两家股东，一家是国内的天齐锂业，另外一家是洛克伍德，后来洛克伍德被雅宝收购，所以目前这座矿所有者就是天齐和雅宝。

扩产路径

Ok，理完了格林布什的历史，我们来看看它近些年来的扩产路径。2012年底、13年初，天齐刚收购的时候，这家矿山一年的产能折合碳酸锂也就10万吨出头，而19年一期项目扩产后，产能接近翻倍达到了19万吨，这两年还在持续加码，只是由于疫情和公司资金紧张的原因，扩产节奏有所延迟，到去年才竣工，到时候格林布什的年产量将会达到36万吨碳酸锂，“矿霸”地位会更加稳固。

另一个优势：低成本

而格林布什的优势不仅仅在于储量多产量大，还有一个别人比不了的长处，那就是生产成本低。根据天齐锂业的公告，过去几年格林布什生产锂精矿的吨成本，一直处于250美金以下，低的时候甚至连200美金都不用。

如果和西澳矿山五霸中的另外四家对比，可以说在成本控制方面优秀的不像话，完全是一骑绝尘的存在。

资源好

而格林布什之所以能做到成本远低于同行，主要就来自两方面原因，一是资源好，矿石中氧化锂品位达到了2.1%，是西澳所有矿山中最高的。

各矿山品位

同时它还拥有很低的采剥比；这里为大家展开一下采剥比这个概念，它的意思是开采每单位矿石中需要剥除掉的废石比例，这个比例越低，说明没用的废料越少，有价值的矿物质越多，所以采剥比是越低越好，一般矿山都要5到6，格林布什只有1到2；

位置好

除了这个外，成就格林布什低成本的另一重因素是位置好，矿区距离港口不到100km，这么近的距离大幅降低了物流运输成本。

正是通过这两点，格林布什建立起了其他矿山难以匹敌的成本优势，成为矿山五霸中的带头大哥。

总结

以上就是本期课程的全部内容，我们一起来做个总结，本节课重点分享了西澳矿山里的带头大哥格林布什，从历史沿革、股权结构、扩产路径等多个角度进行了展开，也点明了格林布什的核心优势在于储量大和成本低，而低成本主要来自它资源品位和地理位置的优势。

恭喜你完成了本节课的学习，我们下节课会为大家分享一下国内的矿山，下期见～

敲黑板

西澳五家矿山产能占到了全球固态硬岩锂总供给的80%以上

带头大哥Greenbushes一家的产能占整个澳洲地区53%

Greenbushes的股权结构：天齐锂业51%，雅宝49%

低成本的秘诀在于资源品位和区位优势

锂矿投资指南01：一个躺着赚钱的强周期行业

前两年锂价疯涨，反映到二级市场上，几乎所有跟锂沾边的上市公司，股价都经历过一轮猛烈上涨，以至于流传着这样一种说法，“有锂走遍天下，无锂寸步难行”。

目前锂价下跌，是时候分析这个行业了。

因为我从不追热点，然而喜欢买在无人问津处。

什么是锂矿

首先，我们先界定一下锂矿的概念，它是一种含有金属锂的矿物集合体，在自然界中广泛存在。

分类

根据样态不同，主要可以分成两类，分别是液态锂矿，也叫卤水型，主要储存在盐湖里；还有固态锂矿，也就是硬岩型，主要分布在矿山里。

而无论是卤水型还是硬岩型，又可以进一步拆分，比如卤水型可以分成盐湖和地下卤水，硬岩可以分成花岗伟晶岩型和花岗岩型，包括锂辉石、锂云母、透锂长石等等，大家可以先看看这幅图，在后面的课程中我们还会做进一步的展开，暂时不用着急。

液态锂矿和固态锂矿，这两种形式哪一个占据主导呢？根据USGS的数据，全球锂资源的储量构成中，封闭盆地卤水，也就是盐湖的储量占比是最高的，达到了58%，如果把油田水型卤水、地热卤水也算上，液态锂矿的占比超过60%。

虽然盐湖卤水中锂资源的储量大，但是在实际使用中，更多的锂资源供给，其实是来自矿石。比如2019年，矿石锂在全球锂资源的供给占比达到了60%，成为绝对主力，而盐湖卤水只贡献了40%。

分布

为什么会出现这种情况呢？这就要从锂矿的分布开始说起。

如果用简单的一句话来概括锂矿分布，就是“西澳矿山、南美盐湖”。硬岩型的固态锂矿，主要分布在澳大利亚西部地区，而盐湖卤水型的锂矿，则是集中在南美智利、阿根廷、玻利维亚围出来的一个三角区域，俗称“锂三角”。

近几年，西澳的矿山开采量逐年加大，产能快速扩张，而反观南美的盐湖，产能增加缓慢，就这么在竞争中逐渐处于下风。

世界上锂矿产出量最大的国家就是澳大利亚，一个国家的产量占比达到了48.8%，几乎扛起了半壁江山，这些基本是矿山里的硬岩锂，而产量排在第二位的是智利，产量占比22%，不到澳大利亚的一半，当然这部分锂矿存在的形式，主要是盐湖卤水。

从产量角度来看，西澳矿山吊打南美盐湖，这也就解释了，为什么盐湖的整体锂储量有60%，但是产量占比却只有40%。

值得一说的是，我们国家锂资源的产量也非常可观，处于世界第三位，而且供给形式非常多样，锂辉石、锂云母还有盐湖卤水都有，当然从资源储量的角度看，最主要的也是盐湖，比例超过80%。

不过，我们国家的盐湖提锂，面临着三重难题，限制了大规模应用。

具体是哪三重，会在后面的课程中为大家展开，这里就先做一个铺垫，等后面的课程再细细拆解。

总储量

Ok，刚才介绍了整个锂矿资源的分布情况，听完你或许会想问这样一个问题，如果把所有的矿山和盐湖都汇总在一起，全世界一共有多少锂矿储量呢？

根据美国地质调查局的数据，截至2020年，全球已探明的锂矿储量，折算成金属当量是2100万吨，而且随着勘探力度的增强，这个数字每年仍在不停上涨。

2100万吨锂金属，折算成碳酸锂超过1.1亿吨，而现在全世界加起来，碳酸锂一年的消费量也只有30多万吨，1.1亿吨的储量相对于30万吨的消费量，可以说是非常充裕，足够使用几百年。

涨价原因：供需错配

既然并没有那么稀缺，为什么锂价2020-2021能够涨上天呢？

答案其实就是四个字：供需错配。

为了更好地讲清楚供给和需求，我们来梳理一下关于锂的产业链：

最上游是锂矿，分为固态和液态两类，从锂矿出发，可以加工成氢氧化锂、碳酸锂这样的基础锂产品，随后按照用途进行深度加工，最终获得医用、工业级、电池级等产品，进入下游对应领域。

需求

那么具体的需求结构是怎样的呢？可以来看这张图，电池板块一枝独秀，撑起了全球锂需求的四分之三，其他润滑剂、玻璃、陶瓷等领域林林总总，加在一起的需求量，和电池都不在一个量级。

而电池又有许多细分，比如3C数码产品里用到的锂电池，还有储能电池、新能源汽车里的动力电池等。

过去五年，其他领域对锂的需求表现要么维持平稳，要么占比有所下滑，而唯独动力电池的需求占比不断抬升，根据安信证券研究预测，未来五年，动力领域的锂需求量还将继续提高，之后将会成为支撑锂需求的第一大方向。

而这背后反映出的，就是新能源汽车的渗透率在加速提升，正受到越来越多消费者的认可。可以说，电动车的用锂需求，已经成为整个结构中最重要的部分，未来锂价的变动，需求侧主导因素就是新能源汽车。

尤其是今年以来，欧美为代表的海外市场，新能源车需求远超预期，而国内市场也没有随着补贴退坡出现预想中的淡季，特斯拉上海工厂建立后，一降再降的售价也让很多人直呼“真香”，所以整个世界范围内新能源车都卖爆了，这种旺盛的景气度，支撑起了对锂的强劲需求。

供给

说完了需求侧，我们再来看看供给。由于2020年初开始的疫情影响，澳洲的矿山很多遭遇了停产，而且短期内很难复产，同时南美的盐湖，新增产能投放也低于预期，这样就出现了一个明显的供给缺口。

根据西部证券测算，2021年全世界的碳酸锂供给只有51.2万吨，而需求达到了53.93万吨，这样就出现了一个2.73万吨的缺口，在这种供需格局下，锂价上涨也就成为自然而然的事情了。

我们在前面的课程中介绍过蛛网模型和牛鞭效应，如果拿来对照，可以发现本轮锂价上涨，仍然与这两个名词背后的机制有着千丝万缕的联系。这就留作本期课程的思考题，大家可以试着自行解答一下，就当是对之前课程的复习了。

恭喜你完成了锂矿行业第一节课的学习，我们下期再会～

敲黑板

锂矿分为两种，液态型（主要在盐湖）和硬岩型（主要在矿山）

盐湖储量占比高，但是开采量低

一句话总结锂矿分布：西澳矿山南美盐湖

锂金属并不稀缺，涨价核心原因在于供需错配

绿电行业投资指南05：错配，梦里看花

这节课是我们本系列的最后一节，我们打算聊一聊偏宏观的问题，也是绿电的基本盘，绿电如何消纳？这部分内容可能涉及微观的行业比较少，标的更是没有，但这些内容还是很重要的，这关乎我们看绿电的视角，甚至是看风光的视角。

一、错配

以前我们看风光的时候，说的最多的一句话就是消纳定发展，而现在在政策的大力扶持下，这个趋势慢慢变为以发展定消纳。

这中间的区别，就是以前是看电网能消化多少，才能安排多少的风光，而现在则是需要优先保证风光的消纳，这就等于是把问题丢给了电网。但我们都知道，风光的供应，在时间上是无法和电网负荷所匹配的，光伏在阴天，以及夜晚时出力大降，而风电在晴天时无所贡献，这都加剧了电网的调配难度。

当然困难也不只是在时间上，空间上同样问题很大，风光装机的大头是在西北，以及华北地区，而我国用电负荷较大的省份是在中东部，这也加大了电网的困难。

正是，时间、空间上的双重困难，使得风光背上了“垃圾电”的骂名。

二、解决

要改变绿电的垃圾电地位，真正做到应发尽发，还得在空间和时间这两个维度解决问题。

时间上怎么解决，那就是在电源侧（供电侧）增加储能，具体的方法就是抽水蓄能、电化学储能，以及火电的灵活性改造。而空间上的解决方法就是电网侧发力，加强电网的建设。

储能

听起来都有解决方法不难，实际上情况不是这样，电源侧目前来看只有火电灵活改造最贴近实际，抽水蓄能受地理因素影响，而我国低价水电资源已充分的挖掘，未来再上抽水储能成本也是个问题。至于电化学储能，锂电池价格贵，并且有一定的自燃风险，相比来说未来价格更便宜、更安全的钠电池或许更有机会，但钠电池产业链现在还不够完全，产业化还需要一定的距离。

但是要解决时间上的问题，储能必不可少。所以我们可以看到2022年发改委出台的文件就特意提了这个问题。

这份被称为《加快建设全国统一电力市场体系》的文件，特意提出应该要“加快应急备用和调峰电源能力建设”，这就等于直接说要大批量上火电灵活改造了。

但灵活改造的缺点就是经济账算不过来，所以十三五期间的改造规模就远不及预期。

因此我们看到，在刚刚那句话的后面还加了句，要“建立健全成本回收机制”，这就是为了解决业主担心的投资回报率的问题。

所以在大规模抽水储能以及钠电池革命前，我们可能会面临一个尴尬的境地，新能源越是在发展，我们就需要更多的火电冗余机组来辅助。这就引出了一个和大家认知不太一样的事，那就是火电的占比会下降，但发的绝对值并不一定会降太多，因为时间的问题解决不了。

分布式

通过电网来解决空间的问题也没那么简单，首先你要消纳这么多的西部大基地，必定要用上特高压，这得给电网一定时间来慢慢改造以及适应，此外你还要建立跨省的电力交易市场，这样才能更好的配置资源，所以未来的电力市场一定是省间、省内，两个同时运行，当然这点在前面那个文件里也有提及。

具体怎么改造电网不是我们这节课的重点，我们说这些只是想说明一个问题，电网的改造不是一蹴而就的，需要时间，并且也需要很多的投资。

那有没有解决方法？

有，那就是搞分布式，搞微电网，通过分布式来就近消纳新能源，这一点也是受到国家政策认可的。

对于风光为主体的清洁能源来说，早几年处于幼儿期，全社会都在帮助他，电网帮他消纳，火电帮他调峰，国家给他补助，但想要真正取代火电成为压舱石，目前的情况是远远不够的。

因为到那时，电网的付出、火电的努力，都将由清洁能源买单。

三、总结

好了下面我们给本节课做个小结，这堂课，我们主要围绕着清洁能源的消纳展开。

风光等清洁能源诞生至今，就面临着空间和时间这两重的矛盾，空间上西电东输对电网负荷太大，时间上风光的不稳定导致调峰困难。

要解决这两个维度的错配，也有方法，那就是利用储能解决时间上的问题，利用分布式解决空间上的问题。如果单看储能的话，火电的灵活性改造反而是最现实的方案，所以未来火电的局面就是增容减量。电网的问题就是改造的难度，为了减少电网的压力，利用分布式就近消纳清洁能源，也就成为一种选择。

好了，恭喜你完成了本节课，我们下期课程再见。

敲黑板：

消纳与发展之间的矛盾：

错配：空间、时间

解决：储能（时间）+分布式（空间）

绿电行业投资指南04：新的建设方向

上节课，我们讲了新能源运营商，这节课我们往产业链上游走走，来看些给这些运营商造电站的公司。

2018年12月，经济工作会议首次提出把，5G、人工智能、工业互联网、物联网，这四种定义为“新型基础设施建设”，也就是我们俗称的“新基建”。

而随着新基建的提出，电力行业的数字化转型也被提上了日程，很显然作为信息网络的基础，电力行业就是融合这些行业的关键。

再加上2020年，我国提出“3060”，明确了双碳的目标，这迫使碳排占我国80%的能源行业向低碳化转型。

电力“新基建”，叠加低碳化的转型，这就需要庞大的绿电供应来平衡整个能源架构，所以国网、南网相继提出庞大的基建方案，五大四小也纷纷加码，但这么多的电站需要有人来建，这些建电站的就是我们本节课的主角。

一、新型电力系统

在课的一开始，我们讲个核心的论点，为什么要在现在看绿电的工程建设？

自从1933年的罗斯福新政以来，经济危机大兴土木，就成了财政政策的标配。而对于“基建狂魔”的我们来说，建或不建，从来不是个问题，问题是多建还是少建。

但是随着二十年来的不断架桥修路，传统基建的空间也在缩小，这时候就需要新基建来扛起财政支出的大旗，而新型电力系统就是其中的主力军。我们一直在说新型，很多同学可能会有困惑，那到底新在哪，我们找来了国盛总结的一张图，大家可以参考下，主要还是两个方向，一个是智能化、一个是低碳，智能化主要是电力设备，我们这节课不包括，这里讲的主要还是电源端的低碳化。

电源&电网

上面是我们本节课的大逻辑，同时我们也找来了数据做支撑，在详细看数据前，我们先做个简单的科普。如果把电力系统从发电到用电，这整一个周期进行切分的话，可以分为四个环节，分别是发电、输电（包含变电）、配电，以及供电，其中第一个环节发电属于电源侧，后面的三个则是电网侧。

所以我们看投资额，得把电力系统进行拆分，电源、电网不能混为一谈。我们这里先看下电源侧的数据，在十三五的最后两年里（2019-2020），电源侧的投资额大幅增加，并且很明显地突破了多年来的平台。

对于这个突破，我们不能简单地把它视为政策面的催化。更为主要的还是，风光在技术层面的不断降本增效，这就让很多项目有了商业化的基础。并且技术上的迭代，降本增效的步伐并不会停滞不前，所以在下个五年里，电源侧投资额的高增长也将是板上钉钉的。

相比于电源侧投资数据的平台突破，电网侧就有些耐人寻味了，十三五的最后两年，电网侧投资额连续下滑。官网给出的解释是特高压等电网建设进度放缓，并且35千伏及以下的电网投资也在下滑。

这当然是客观事实，我们在这推测下背后的原因，也就是电源、电网分道扬镳的真相，当然这只是个推测，大家有不同意见也可以提出来。电源侧在解决地消纳的前提下，商业模式是十分清晰的，技术进步必然带来项目盈利能力的增厚。而在电网侧，就没有那么清晰，大部分投资都得由国网，或者南网出，这就导致电网侧的投资更容易受政策的影响。

二、工程建设

说完了宏观上的大致区别，我们就来细看下这两侧的市场。我们先看的是电源侧的工程建设。

实际上还是依照终端项目的投资额。例如火电、水电投资额最大，风电其次，光伏最低。这就导致了终端的业主结构不同，直接影响了EPC的施工方。

所以我们可以看到，火电，以及水电的市场结构是比较相似的，都是双寡头构成，电建、能建垄断市场。而这样的情况也将持续下去，因为这两个电力系统投资额较大、技术难度较高，业主方大部分也都是央国企，因此祖传的格局不会那么容易改变。

看完了水火，我们来看下风电，风电的主要客户也是电力集团。但风电有个特点，那就是项目的大部分支出是在设备上，大概占了50%—70%左右，这就给了主机厂直接入手EPC的机会，所以大型风电项目的格局基本上就是央企、国企，以及主机厂三分天下。

对于比风电投资更少的光伏来说，业主的构成就更为地复杂了，再加上有用户的存在，光伏的EPC格局极度分散。从数据来看，市占率最高的阳光电源也仅占了6%。我们这里提下阳光电源，重心老早就不在EPC上了，只能说股价高了什么都是错。

电网侧

说完了电源侧，我们简单地看下电网侧。前面也说了电网侧主要看两大电网的规划，从目前的情况来看，十四五期间两大电网公司合计将投资2.9万亿，相比于十三五提升13%左右。而电网侧可以分为，配（电）网和输（电）网。具体的内容我们会放在以后的特高压里讲，这里主要讲下这两张网的EPC格局。

输网的大型项目一般还是由中国能建、中国电建及部分国企承建，尤其是输网的核心特高压领域，能建的优势比较大。

配网侧的格局就比较分散了，因为投资主体分散，单个投资较小，很多民营企业都有机会。例如江苏的本地企业苏文电能，这几年来在配网侧的发展也很迅速。

三、总结

课程到了这里，我们简短地做个小结，这堂课我们讲的是电力系统的建造施工环节。

整个EPC的大逻辑，是内嵌在新基建的背景之下，随着旧基建的完善，新基建有望接棒财政政策，其中的核心就是电力系统的投资。

整个电力系统如果按照环节划分的话，大体可以分为电源以及电网，电源侧的投资和终端离得更近点，容易受到技术的影响，电网侧更像是计划经济，由两大电网公司的规划而定。

回到这两个侧的EPC上，大体的思路就是单体投资额越大的项目，EPC的格局越集中，所以我们可以看到电源侧的火、水，以及电网侧的输网都是由能建、电建这双寡头统治的。

风电的EPC要多加上主机厂，光伏的话就更为分散了，至于配网侧，由于单体项目差异较大，地方性的企业更有优势。

恭喜你完成了本节课的学习，下节课我们将进入本系列的最后一节，绿电的消纳。

敲黑板：

EPC逻辑：新基建接棒旧基建，电力系统投资空间大

电力系统=电源（火、水、风、光、核）+电网（配、输）

电源侧：单体投资越大，EPC格局越集中

电网侧：输网寡头，配网地方

绿电行业投资指南03：如何挑选绿电股票？

上节课我们讲了一个与“绿”八竿子打不着的火电，目的就是引出一个观点，那就是看似很“脏”的火电，因为在调峰上的优势，未来可能更容易申请到绿电的指标。

而归根到底，绿电如何赚钱，哪家绿电运营商运营更好地，这就是本节课的内容。

下面，欢迎进入本节课。

一、估值

在开始本节课之前，我们先把目光投向香港市场，虽然南下香江抢夺定价权失败了，但港股因为一直是机构主导的市场，所以在估值方面具有一定的参考价值。

在港股，发电的企业被分为两大类，一种是以火电为主的传统运营商，另一种则是新能源电力运营商，这两类企业，在估值上相差极大。

前者的估值中枢（市盈率）常年在5-10倍左右，被视为周期股，而后者的市盈率却可以达到15-20倍，这样的估值在港股，可以被称得上是成长股了。

当然这样的分化，存在一个时间节点，也就是2020年的上半年，光伏的正式平价拉开了二级市场新能源的投资热，新能源运营商也受益上涨。

为什么新旧运营商给到两种完全不一样的估值体系啊？

其中的原因还是多方面的，我们先从商业模式上说起。

火电的内容我们上节课已经说过了，由于盈利能力与动力煤价格高度相关，再加上作为大宗的动力煤价格极为不稳定，所以造成火电企业的营收极为不稳定。

我们反过来看下风光，从这浙商的这张图里可以看出，风光在成本端是相对比较固定的，初始的设备投资在大周期里呈现下降的趋势，运维费用相对稳定，不存在动煤这么大的一个不确定因素，并且随着补贴的退坡，收入端也更为稳定，更好测算。

所以风光项目在盈利模式上的周期性是要明显地弱于火电的。

不仅是在盈利模式上周期性显著，火电企业的盈利质量也是要低于风光的。很简单的一个指标，我们来看下净利率，可以看到最近5年来，火电企业的净利率水平要大幅低于新能源运营商，而且这个低于，不仅是在动力煤价格高的时候，在煤炭周期低谷期，火电依然比不过绿电。

除开商业模式上的差异，火电的碳排始终是个隐患，再加上煤炭资源属于不可再生，也加大了整个行业的周期性。而绿电，不论是风光水核，他们大部分都是可再生，自然周期性更弱些。

所以综上两个原因，绿电运营商由于周期性弱化，自然可以给到更高的估值水平。

二、运营

既然知道了绿电给的估值较高，那我们自然要去寻找清洁能源占比较高的公司。因为很多发电公司都是既有火电又有绿电的，所以我们很关注一个指标，那就是清洁能源占比，根据这个指标来判断公司的估值水平。

我们找来的这张图，出自国盛证券的研报，他是根据2020年末的情况，把传统五大发电集团里的上市公司分拆了下。所以我们平时看风光研报时候，都会出现五大的情况，但五大是个集团的概念，回到绿电运营这块，我们还是应该看下属的具体公司。从装机来看，大唐新能源、龙源电力的占比较高，当然还有别的公司，但他们的发电体量较小。

看完了相对值的占比，我们来看下绝对值的装机量，这图是截止于2020年末，可以看出龙源的装机量依旧是最多的，而三峡能源由于不隶属于五大（三峡集团属于四小），所以不在上图中出现，但是三峡的绝对体量也是十分地大的，并且三峡的发电全来自风、光、水，也就是清洁能源占比达到了100%。

在建工程

当然当前的发电量只是个过去式，二级市场更加关注未来的变化，也就是公司的在建工程。由于这些发电企业大部分都是央企、国企，我们可以根据他们的十四五（2021-2025）规划，简单地一窥究竟。

这图来自华泰证券，最后一列的年复合增长率（CAGR），是把十四五的规划平均分配到五年里的出的结果，所以我们简单的可以认为，这个增长率越大的企业，未来潜力也大。在这张表里，数据层面最为夸张的，当属港股的中国电力，从2020年的6GW新能源装机，直接涨到2025年的67GW，而且随着清洁能源装机增加，进一步缩小火电机组，使得清洁能源发电占比大幅抬升。因此今年的绿电行情里，中国电力比它的那些传统能源同行要强势得多，这很大程度上都是受益于庞大的风光装机计划。

看了这幅较为宏观的图，我们来细化下，如何给绿电运营公司建模。

我们这里以长江证券做的三峡能源模型为例，示范下。这套模型里，底稿十分地多，但核心的还是主营业务模型这张。

分析这些企业的第一步，就是要分清在建项目，以及完工并网大致时间，依旧是下面这张图，当然由于突发情况，有时候并网日期可能会不及预期。

了解这些在建项目就是为了帮我们理清发电量的贡献区间，然后在收入方面的推演就比较简单，因为收入是等于发电量（装机*可利用小时数）乘上平均电价，而风光中，只有海风有补贴，所以海风给的度电收入较高，为0.4元/千瓦时，陆风、光伏给的都是0.3元/千瓦时，当然我们这里只是粗略的讲下原理，更为细致的拆分，大家可以看下长江的这份模型。

到了营业成本这块，相对就比较简单了，从三峡能源的营业成本，就可以看出绿电的优势，因为大头都是折旧费用，而折旧是不占用现金流的，这就保证了公司可以滚动新项目，如果融资费用比较低，大幅低于项目的IRR，那就可以借钱开新项目，所以绿电运营的本质还是个息差游戏。

三、总结

好了，在这部分内容的最后我们来给本节课做个小结，我们这节课先看了估值，可以发现绿电运营商的估值水平大幅高于传统的火电运营商，其中的原因就是绿电的周期性更弱，现金流更强，具有成长的底色。

随后我们看了下行业层面，如何挑选绿电公司，第一步是先选清洁能源发电占比较高的公司，这样的公司更能给到较高的估值，第二个是要看未来的规划，也就是十四五期间的装机计划，装机计划比较多的，自然容易受到二级市场的青睐，最后也就是融资费用较低的公司，因为绿电的运营，本质上还是个息差游戏，如何空手套白狼才是大学问。

恭喜你完成了本节课，下节课我们将进入EPC环节，来看看给这些绿电运营商造电站的企业，究竟长什么样。

敲黑板：

绿电运营：

估值差：新能源运营商＞传统能源运营商

原因：弱周期，现金流强，具有成长的底色

绿电公司（如何选）：

1.清洁能源占比高的

2.未来项目规划多得

3.融资费用低得

绿电运营的本质：息差

绿电行业投资指南02：火电转型新能源

作为绿电行业课的第二节，我们这节课看一个和绿电八竿子打不着的行业，那就是常年被称为“脏电”的火电。

一、历史包袱

为什么要从这个所谓的“脏电”开始说起呢？

这就要从火电的历史说起，火电顾名思义就是利用煤来发电，所以在大部分场景里，火电企业与煤价（动力煤）之间都是一个跷跷板的关系。

但是2016年以来的供给侧改革、环保督察，让这个跷跷板开始失衡，煤价上天，火电坠地。所以在很长的一段时间里，火电企业都被资金所鄙视。

这样的局面到了2021年，得到了彻底的宣泄，动力煤价格暴涨，秦皇岛一煤难求。

而火电企业由于锁定电价的关系，只得被迫减少发电量。

但开工率可以停，折旧却不能，再加上动力煤价格久久不见回落，2021年火电企业均大额亏损，我们这里也找来了火电企业的2021年业绩对比图，可以看出三季度的亏损相比于上半年还是很惊人的。

后续随着发改委强势干预，煤价也应声下落，但煤价的最高峰发生在10月份，巨大的弹性造成火电企业，四季度的报表依然惨淡，大家可以把这图里的预亏额，和上张图对比看，就知道四季度各大火电企业糟糕的境况。

国内火电厂，保守估计，吨电耗煤量在300克左右，然后这里的300克是标煤，如果换算成5500大卡的动力煤，大概是381克，所以简单来说，动力煤价格（5500大卡）每上升100元，那电价的成本就会上升3.81分。知道了这个关系，我们就不难理解下面这三张图，火电厂的亏损斜率一点都不亚于动力煤的涨幅。

但物极必反，“既要马儿跑，又要马儿不吃草”，这种情况长此以往是万万不可能的。所以煤电联动、电力市场化改革，这些名词就开始走前。的思路是这样的，首先让火电企业和煤炭企业签下100%的长协，然后在长协里规定了基准价，那就是5500大卡的动力煤卖700元/吨，再加上上下20%的浮动区间，就此把火电企业在成本端锁定了下来。

成本端确定后，就要动收入端了，于是各省市的市场电价基本在基准的基础上上浮20%，这就是研报常说的电力市场化改革。

但要注意的是这一系列的动作都是针对2022年的，2021年很多时候电价非但没涨，还打折了，再加上动力煤的持续涨价，电力企业的压力可想而知，于是就出现了上面所说的集体亏损的现象。所以我们来总结一下火电企业的研究核心，也就是我们为什么要看火电，那就是成本稳中有降，收入有所抬升。

二、走向深水区

但是，光有政策上的呵护还是不够的，我们国家的特色决定了，电力企业始终只是个公用事业股，政策只是拿来托底的，并不是让你牟取暴利的。所以对于火电厂来说，要想活得更好，还得靠自救，那就是灵活性改造，加转型新能源。

灵活性改造

说起火电厂的改革，还得从灵活性改造一词说起。

这个词，最早提出在2016年，这一年我国的西部地区出现了严重的弃风弃光现象，于是能源局组织了大批专家赴当时风光比例较高的北欧取经。而取经回来的结果，就是这灵活性改造五字。

简单地说，灵活性改造就是让火电变成“储能”，在新能源发电的低谷时，开满负荷，当新能源发电的峰值时，降低负荷，尽可能地保障风光的消纳。很多人可能会问，那火电厂不能自己调节吗，为什么么要改造呢？

因为大部分的火电机组都有个最小输出功率，大概是在35%左右，简单的理解，如果达不到这个功率，会损害机组，以及产生大量的污染气体，但是吧要尽可能的满足风光的消纳，那就意味着很多时候机 组没办法维持原有的最小输出功率，而这就是改造的价值。

对于改造的技术路线来说，大体分为两类，一类是对发电机组的改造，另一类是对既发电又供暖的机组的改造，但改造的细节不是我们的重点，这里也就不提了，以后的课上如果有机会我们也会和大家分享。

转型新能源

我们这里还是着重地说下，灵活性改造对于火电厂的意义。

从单纯的经济性来说，灵活性改造的费用不一定能被调峰的收入所覆盖，这个改造工程的最大意义就是可以申请新能源指标。下面这张图是“五大四小”的清洁能源装机规划，可以看出这些电力豪门的胃口都不小，而它们这么庞大的风光装机计划，很大程度上都依赖于自身的火电装机。很简单的一个道理，火电机组灵活性改造可以帮助风光的消纳，减少对于电网的依赖，所以这些火电厂更有可能获得新能源装机的资格。反过来说，风光成本这么多年来，大体还是下行的，未来的IRR只会越来越高，获得这些指标，也就相当于获得了未来相对永续的现金流。

这时候有人要问，既然电网的目的是解决消纳，那水电、储能都可以，那火电的优势在哪呢？

火电的优势就在于便宜二字，如果是按提供一兆瓦的调峰能力来说，火电的灵活性改造无疑是成本最低的，那最高的是什么呢，就是电化学储能。

三、总结

好了，本节课到这里也就结束了，细心同学可能也发现了，本节课偏定性的较多，至于转型清洁能源之后如何获利，并没有很详细的说，这部分内容我们在下节课，绿电运营部分会详细的说明。

这里也就简单的给本节课做个小结，这堂课我们讲的是火电，说到火电就不得不提动力煤，因为2021年以来动力煤的暴涨，导致许多火电企业的大幅亏损，为了解决这一困境，政府提出了煤电联动的方案。也就是破天荒地放开了电价上限，允许上浮，然后要求火电企业签下全额长协，锁定成本，这样的方案之下火电企业便有了生存下去的动力。

但对于这些企业来说，要想活得好，单靠政策是不够的，这就需要清洁能源项目带来的稳定现金流，但为了这些项目的指标，火电企业必须对自身的机组进行灵活性改造，以此增加电网的消纳能力。

恭喜你完成本节课，下节课我们将进入绿电运营的部分。

敲黑板：

火电：

本质：煤（成本）与电（收入）

博弈：动力煤高涨下，火电企业巨亏

破局：煤电联动（锁成本涨电价）

改造：增加电网消纳能力，获得风光指标

转型：风光项目IRR较高，拉高企业的经营能力

绿电行业投资指南01：来自碳中和的机遇

这一期我们来讲个曾经的热门行业，绿电。

作为风光等新能源的直接下游，新能源电站，在新能源的浪潮中也是收益颇丰。随着风光技术的进步，组件以及风机的价格不断地下降，初始投资的降低，项目的IRR自然直线上升。而项目的IRR直接关系到相关上市公司的盈利情况。

不仅成本端在下降，绿电的收入端也有所上升，碳税政策的出台，让绿电获得一定的溢价。所以绿电的研究我们也不能忘了政策面的考量。

好了，下面就正式进入本系列课，绿电。

一、碳中和

在本系列课的一开始，我们先来看一个偏宏观的问题，什么是碳中和？

很多人从字面上理解，都会认为碳中和等于是，二氧化碳的零排放，实际上这个说法不准确，准确的应该是二氧化碳净零排放”。

一字之差，意义可就不一样，多个净的意思是，人类可以排放二氧化碳，但除了被自然吸收的部分以外，剩下的就需要人为的固碳。当然固碳的方式有很多，例如建设生态系统，或是收集后转为工业品以及封存在地下，方法的部分我们这里不说，要说的关键点就是，碳中和的意思就是（超额）排碳等于固碳。

既然要让排碳等于固碳，那就得分成三个步骤，丁仲礼院士把它总结为三端发力。这里的三端，指的是发电端、能源消费端，以及固碳端。而我们本系列课的要点，就在于这里的能源消费端。通俗点来说，就是通过工艺流程的改造，用绿电、绿氢、地热等清洁能源，来替代煤、油、气等传统能源。

碳中和的机遇

很多人都知道，我国是个多煤贫油的国家，所以在能源方面（发电、供热）极度依赖煤炭。但很多人不知道的是，我国同时也是个风光资源丰富的国家。曾经有专家测算过，如果能把鄂尔多斯高原、阿拉善高原，以及柴达木盆地，这三块60多万平方千米的干旱区，取出一半来覆盖上太阳能电池板的话，就可以满足全国的能源需求。而干旱区加装光伏板后，不仅可以发电，还可以帮助生态的恢复，这也就是风光大基地一般都选在沙漠、戈壁，以及荒漠等地区的原因。

正是因为可以在，清洁能源，以及生态恢复，这两方面都带来益处，所以大基地的上马速度也是非常的快的，各省市都在积极地申报，这也就带来了电站承建，以及设计等方面的需求，而这方面的公司我们在后续的环节里也会涉及。

二、绿电的逻辑

说完了碳中和的大背景，我们来谈下绿电的逻辑，也就是我们本系列课的方法论部分。

在课的一开始，我们也说了部分，这里更加全面地阐述下。简单来说下，为什么去年年末，绿电兴起？

很重要的一点是，目前已经到了一个时点，那就是很多传统火电厂的新能源利润占比，已经达到了一半左右，而这部分的电价，可以通过碳交易等平台获得一定的溢价，再加上这块业务在未来的很多年里都会有很高的发展潜力，所以可以按照PE来给估值，这就一改原先公用事业股按DCF给估值的思路，起到了拔估值的效应。

边际变化

当然我们上面说的是一个长逻辑的部分，做投资看长做短，边际的部分有时候会更加重要。这里我们简单地说两个边际上的点，一个是补贴，一个是组件价格。

我们先来说下补贴的部分，这里补贴主要有两个，一个是多年来拖欠的光伏补贴，另一个是央行对于新能源运营商再融资部分的补贴。我们先来看下欠补这一块，在了解这部分内容前，我们来拆解下一个简单的财务公式，那就是PB-ROE。根据杜邦分析法，ROE可以简单地拆为三部分，分别是营业净利率，总资产周转率，以及权益乘数。而欠补体现在报表上，就是应收账款高企，这会导致总资产的周转率变低，另一方面，欠补的应收账款还要做坏账准备，那就要拖累净利率，所以欠补之下，企业的ROE自然低下，这也就导致绿电运营商们只能给更低的估值（P/B），这里多说一句，为什么我们看的是PB而不是PE呢，因为对于重资产的运营商来说，显然PB更有代表性。

注：PB公式为当期市净率，b为派息比率，g为永续增长率，r为折现率

此外，如果我们不看利润表，单纯看现金流量表的话，欠补的归还也能充实企业的现金流，让企业不 必要借高息的外债，这样就可以降低企业的资金成本，当然融资补贴也是这样的道理。资金成本的降低，项目每期偿还的贷款自然就少了，这样IRR自然也就高了。我们这里也找了个风电项目的测算图，里面可以很明显地发现，每期补贴的拖欠会大幅拉低项目的IRR。

说完了补贴这块，我们来聊下第二个边际变化，也就是硅料降价引发的组价格下移。这一点实际上是光伏课的内容，我们在光伏课上也说过，组件单瓦成本降到1.8元时，集中式电站才比较有动力开工，前两年由于供需错配的原因，很多地面电站都延期了。这些电站，在硅料产能逐渐释放后，都会陆续开工，所以明年对于电站运营商来说，量这块也有望大幅增长。

三、总结

说完了，绿电在长期和中短期的因素后，我们也给本系列课做下预告，本系列课，我们后面照例分为四节课，会分别介绍火电（转型新能源），运营（风光），EPC，以及绿电消纳。

简短地介绍了课程结构后，我们也给第一堂课做个小结。

这堂课由于是我们绿电行业的开篇，我们介绍了些宏观性的内容，我们先讲了什么是碳中和，碳中和的本意应该是二氧化碳的净零排放，所以我们需要在三端发力，抵消释放的二氧化碳，而我们的绿电课主要讲的是在能源消费端，减少二氧化碳。

正是因为有碳中和这个大趋势的存在，我们国家也上马了大基地项目，大基地既可以解决清洁能源的问题，又可以加速生态的恢复，所以申报的速度非常之快。

说完了宏观方面的内容，我们也介绍了下绿电的逻辑，从长期来看，当下很多火电厂的新能源发电业务占比已经很高了，而这些业务因为收益率比较稳定（绿电有溢价），所以可以相对的高估，这就起到了拔估值的作用。从短期边际上看，主要是补贴，和组件降价的预期，共同主导绿电的行情，他们一个决定了企业的价，另一个决定了企业的量。

敲黑板：

碳中和：

什么是碳中和：碳中和＝净零排放

碳中和的机遇：三端发力→风光大电站→清洁能源+生态恢复

绿电：

长逻辑：新能源业务占比已很高→拔估值（DCF→PE）

边际变化：补贴（价的提升）+组件降价（量的提升）