国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，《规划》在分析了“十四五”期间我国能源体系建设所面临的发展环境与形势的基础上，从能源供应链稳定安全、能源绿色低碳转型、能源布局、产业链现代化、治理效能和国际合作等方面，全方位地制定了我国能源体系的发展目标，可由此进一步关注我国能源体系变革的重点发展方向。

▍强调非化石能源发展目标和增长路径，激发新能源长期潜能。

在此前已明确的双碳“1+N”政策框架体系之下，《规划》进一步明确，“到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右”，且2035年“非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高”。

若以2021年底数据为基数，考虑水电总装机维持稳定、核电保持稳健增长，并假设光伏、风电发电量占比基本相当，我们测算为实现这一政策目标，则“十四五”期间国内光伏年均装机量需达80GW以上，风电年均装机量需达45GW以上，风光电量占总发电量比例或从2021年的11.7%增至2025年的17%左右；“十五五”期间国内光伏年均装机量需达100GW以上，风电年均装机量需达60GW以上，风光电量占总电量比例或进一步提升至23%左右，且在政策持续发力下装机增长有望超预期。同时，《规划》还提出加快工商业屋顶分布式光伏和BIPV项目开发应用，开展风光发电制氢示范，并鼓励推进深远海风电项目发展，进一步铺垫行业未来增长路径，有望全面推动风电光伏大规模开发和高质量发展，加快激发行业长期潜能。

▍优化电源，明确能源基地与外输通道建设。

推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，电源侧：一方面需要持续推进除风光外的核电、水电等类基荷清洁电源建设，积极安全有序发展核电，计划到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，2025年常规水电装机容量达到3.8亿千瓦；另一方面，发挥煤电支撑性调节性作用，“十四五”期间煤电节能改造规模计划不低于3.5亿千瓦；在此基础上，推动电源基地建设——规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

因此，电网侧与之相配套的要强化电力跨区域输送通道建设；《规划》指出，“十四五”期间要提高存量通道输送可再生能源电量比例，新建通道输送可再生能源电量比例原则上不低于50%；重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和“几”字弯、新疆、河西走廊等清洁能源基地输电通道；存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上。围绕“复合型能源基地+电力外送通道”的大型电力系统重点工程建设，预计将成为“十四五”期间新型电力系统构建的重点。

▍核电积极发展大势已成，能源体系“定海针”作用有望愈发凸显。

作为清洁稳定高效的基荷电源——我国核电的未来发展，在本次《规划》中也有进一步的明晰。从规模上看，在确保安全的前提下，合理布局新增沿海核电项目且预计以国内外第三代技术为主；积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程；到2025年，预计核电运行装机容量达到7000万千瓦左右，建成投产13台机组；同时考虑到核电的建设周期和未来能源体系变化趋势，预计我国核电项目的开工和储备存在进一步提速的可能。展望未来先进核能技术的发展，从三代核电关键技术优化升级示范应用，到模块式小型堆、（超）高温气冷堆、低温供热堆、快堆、熔盐堆、海上浮动式核动力平台等技术攻关及示范应用将有望不断加速，推动我国核工业及产业链向独立自主方向不断发展。

▍加快多类型储能发展建设，广阔市场空间将迎来爆发。

《规划》指出，为提高风电和光伏发电功率预测水平，建设系统友好型新能源场站，积极推动配套储能与灵活性改造投产建设，从而带动相关产业链的投资机会。

第一，全面实施煤电机组灵活性改造，力争到2025年煤电机组灵活性改造规模累积超200GW，并推动建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电。此外，加快推进抽水蓄能电站建设，实施新一轮抽水蓄能中长期规划，力争到2025年抽水蓄能装机容量达到62GW以上、在建装机容量达到60GW左右。这与此前能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)年》目标保持一致，投产总规模较“十三五”翻一番，顶层设计确保投资确定性及持续性，从而带动相关投资商、EPC及设备厂商的机会。

第二，加快新型储能技术规模化应用，行业广阔市场空间将迎来爆发。大力推进电源侧、优化布局电网侧、积极支持用户侧储能多元发展，不断拓宽储能应用场景并细化发展模式。根据不同应用场景的政策要求和配储需求，我们判断2021-2025年全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为 38.8/68.5/108.1/158.8/ 235.7GWh，预计期间CAGR近60%。

第三，开展新型储能关键技术攻关，推动电化学储能为主的多个新型储能技术发展，从而实现储能成本下降和规模化应用。新型储能以锂离子电池为代表的电化学储能发展潜力巨大，在行业需求带动零部件较快增长的情况下，我们认为具有品牌、渠道和核心零部件的系统解决方案提供商将会在未来储能市场中胜出，推荐电池、逆变器等核心环节的投资机会。此外，《规划》指出，要积极完善储能技术标准和管理体系，提升安全运行水平，建议重点关注布局电化学储能温控系统和消防系统的龙头公司。

▍坚持能源数字化，服务电能替代发展需求。

《规划》提出，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。在能源结构加速转型的同时，以新能源汽车加速渗透为代表的终端电气化进程将持续推动用电量增长，用电增长与节能管理的矛盾将推动能源系统精益化管理需求不断增强，与之相应的能源流与数据流合一的“能源数字化”有望成为重要趋势，未来能源领域预计将加快新一代信息技术、人工智能、云计算、区块链、物联网、大数据等新技术的推广应用。以电网智能化管理、柔性输电、高效调度运行、需求侧协调响应为代表的智慧能源建设和配套能源数字化基础设施建设，将成为未来能源体系数字化转型的重要抓手。

▍新能源汽车充电网络有望迎来扩张提速，产品技术加快升级。

《规划》提出，2025年我国新能源汽车新车销量占比将达到20%左右，且在这一目标下要“优化充电基础设施布局，全面推动车桩协同发展，推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站试点示范”。2021年底国内新能源汽车销量占比已达14%左右，我们预计2022年有望提前达到或接近20%的目标；与此同时，国内新能源车桩比仍维持3:1，扣除随车配建车桩比仍维持5.6:1的较高水平，充电配套设施和服务发展阶段性落后于新能源汽车保有量增长。在政策的持续推动下，我们预计2025年前国内新能源汽车充电网络有望迎来增长提速，完成适度超前布局，并加快超充、换电及光储充一体项目的应用和推广。

▍风险因素：

新型电力系统建设不及预期，电源、电网投资增长缓慢，用电量增长放缓，风光大基地建设不及预期，特高压推进落地缓慢，核电站开工不及预期，风电、光伏装机增长不及预期，电网消纳能力不足，储能降本及产业化推广不及预期，充电网建设放缓，新能源汽车渗透率不及预期。

▍投资策略：

重点推荐新能源产业链：隆基股份、中环股份、禾迈股份、福斯特、固德威、福莱特、锦浪科技、德业股份、通威股份、大全能源、信义光能。重点推荐电网及类基荷电源产业链：国电南瑞、东方电气、许继电气、苏文电能，建议关注宏力达、思源电气、南网科技。储能产业链建议关注：盛弘股份、高澜股份、英维克、青鸟消防、国安达。