近阶段，由于监管政策等影响，资金明显从茅台等各类传统行业的“茅”流出，并加码获得政策支持的清洁能源行业，资金的炒作也从前期的上游硅料、中游光伏组件/电池/隔膜等转到了储能、电网升级概念等。
接受笔者采访的中外资机构普遍认为，在监管不确定性仍存的当下，上述配置切换的趋势仍将持续。
摩根士丹利就提及，就细分领域或投资主题而言，挑战与机遇分别包括——在监管改革期间，数据密集型科技平台公司和房地产可能仍面临压力，而半导体本地化、网络安全、面向大众市场的国内品牌、创新药、生物技术和绿色经济可能会得到支持。
在绿色经济领域，如今“新能源消纳”成了最为关键的热词。
新能源消纳成热词
未来，中国和世界的能源结构会发生很大变化。目前中国火力发电占比近70%，光伏风电只占了10%。未来中国政府旨在把2025年的光伏风电占比提至16.5%，即约每年要提升一个多点。如何承接如此多的清洁能源也成了当下的焦点。
近阶段，从市场表现看，硅料、组件开始盘整，但储能、电网等概念则备受资金追捧。这也体现了市场对于新能源装机大幅扩容下如何解决消纳问题的“焦虑”。
“新能源消纳”能力是指，在新能源资源及并网容量、常规电源装机、负荷水平条件下，受电力系统安全稳定运行约束下，能发多少电量的问题。过去，我国新能源装机容量快速增长，而受系统调峰能力不足、网架限电、供电负荷增长缓慢、外送计划电量偏低等多重因素影响，新能源电力消纳受限，导致我国部分地区，特别是新能源资源富余，但用电负荷增长较慢的“三北”地区，弃风、弃光率居高不下，新能源利用率也较低。
根据天风证券数据，例如2015年，甘肃、吉林、新疆总的弃风、弃光率分别高达36.8%、30.8%和30.7%。
此外，新能源高比例并网将导致电力平衡较为困难，对电网的调峰能力提出更高要求。由于在电力系统中，发电、供电同时完成，电网运行必须满足电力电量平衡约束，保持发、供电电力实时平衡。
而新能源发电具有随机性、波动性的特点，据相关研究，风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性。新能源高比例接入电力系统后，将导致发电波动大幅增加，增加了维持电力平衡的难度，对电网的调峰能力提出更高要求。
事实上，从今年下半年开始，资金热炒上游、中游的光伏概念，当时就有基金经理表示了担忧，原因也正是对上述一系列问题的担忧。
例如，某外资基金的投资经理近期就提及，之所以对光伏等景气板块保持谨慎的原因有几大方面：
一是部分节点供需过剩。以光伏组件为例，组件的供需明显过剩。“我们今天已经有超过400GW组件的产能，去年约超过了100GW。我们现在的预期是，5年后年均大概也就是在300～400GW的水平。现有的装机已可满足未来一段时间之内的市场需求，这也是为什么组件厂商在现在这个时间点是股价表现比较差的一方。”
二是上游（硅料）存在限制。
三则是如今讨论最多的电网吸收能力——目前每年大几百GW的装机量，我们的电网能不能够吸收这么多可再生能源？这正是五六年前即上个光伏超级周期下弃风、弃光问题的背后原因，也是为何当时很多的经营性企业盈利不佳的重要原因。
在这位投资经理看来，尽管这些年每年也有大几千亿的电网投资和特高压构建等，但根据与这些电网投资类相关企业的沟通来看，企业普遍对一些关键问题的讨论还很少，例如，十年之后整个电网应该是什么样子？对吸收消化50%可再生能源的配置是否已经做好准备？
针对这种“焦虑”的政策，近期也已经出台，并又引爆了资本市场的炒作热情。
2021年8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买储能或调峰能力的方式，多渠道增加可再生能源发电装机并网规模。
政策明确电网企业承担可再生能源并网消纳的主体责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。新政强调可再生能源在发展、并网与消纳上的同等重要地位。机构认为，新政策有望推动电力系统调峰能力与可再生能源装机的同步发展。
国家能源局法制和体制改革司司长朱明表示，“十三五”新能源发展面临的最大的问题就是消纳的问题，“十四五”面临消纳和接入两个问题并存，表明解决新能源消纳问题仍是“十四五”期间的工作重点。
关键在于储能和电网升级
整体来看，目前解决消纳问题的关键在于储能和电网升级。
如上所述，中国电网对于新能源的承载能力明显不足。由于新能源发电具有随机性、波动性的特点，新能源高比例并网将导致电力平衡较为困难，对电网的调峰能力提出更高要求。
另一方面，新能源高比例并网增加了电网安全稳定运行风险，且由于我国新能源资源分布不均，增大了电力外送需求，对网架输送能力提出更高要求。
电网可通过多种途径提高新能源消纳能力。储能则首当其冲——储能在电网中起到削峰填谷的作用，可以提高送端电网调峰能力。伴随着电化学储能成本下降，国内有望逐步迈向“光储平价”，驱动储能装机规模增长。
储能就是指将电能转化为其他形式的能量存储起来，并在需要时转化为动能、势能等，在可再生能源并网、电网辅助服务、电网配、分布式及微网、用户侧多个场景均可适用。
从电网侧来看，在可再生能源发电系统中加入储能装置，一定程度上可以稳定输出电力，在电网中起到削峰填谷的作用，提高送端电网调峰能力，进而提升新能源消纳。
成本下降永远是新能源普及的前提，对于储能亦是如此。机构提及，2007年，我国大规模锂电池储能系统的成本大约是8000～10000元/kWh，2019年锂电池储能系统的成本已下降至1500元/kWh左右。
据BNEF预测，完成安装的4小时电站级储能系统成本在2030年有望降至167美元/kWh。伴随着储能成本下降，国内有望逐步迈向“光储平价”，驱动储能装机规模增长。
除了储能，还需要从传统电网端着手，提高电网智能调度能力、加大特高压建设力度就是关键。
一方面，相关部门开始提及，能源互联网可运用技术手段增强“源、网、荷、储”要素间的相互联动，提高电网智能调度能力，进而带动新能源消纳能力提升；另一方面，加大特高压建设力度，提高远距离输送能力则是重点。
之所以特高压重要，也跟中国的特殊情况有关——中国新能源分布不均匀，新能源装机容量集中在西北地区，而这些地区的用电负荷通常较低，较易出现新能源过剩问题；而我国东部经济发达省份新能源装机数量较少，消纳空间较大。新能源高比例并网背景下，需要进一步加强电网建设，扩大资源富集区外送规模，提升电网大范围资源配置能力。
此处特高压就是关键。我国源电力网注重的一般都是低电压的穿越，再加上风电调风性能较差，会造成能源的很大损耗。而特高压输电是远距离、大容量、低损耗、少占地的“电力高速路”，能大大提升电网的输送能力。
据天风证券统计，2019年，特高压线路累计送电449TWh，可再生能源电量达235TWh，其中，水电178TWh、风电和光伏共57TWh。
关注“绿色经济”的投资机遇
对资本市场而言，社会的“焦虑”在哪里，往往哪些板块或公司的估值就会偏高，这就体现为中国半导体、医药行业的估值是海外相似企业的好几倍。如今，上述“绿色经济”也被中外机构给予了更高的估值溢价，尤其是在监管重置且不确定性仍存的环境下。
在“绿色经济”领域，电动车产业链和清洁能源（光伏、风电等）产业链是最受关注的两大赛道。早前，前者的锂电池、隔膜等中游企业被给予了超高估值，而目前机构的关注点也转到了与消纳问题紧密结合的板块。
当下，不乏投资经理表达了对今年以来被爆炒的光伏组件等概念的担忧，原因就如上文某外资投资经理所述。此外，机构对部分新能源车产业链的中游企业也开始持谨慎态度。
某港资私募的投资经理对笔者表示——“就隔膜而言，扩产的速度很快，短期渗透率的确很高，但不能忽略总市值，最终刺破泡沫的是什么？是渗透率在快速提升后达到瓶颈，增速明显变慢了，这时杀估值就会出现。虽然现在部分中游企业的市盈率看似还不算夸张，但这是因为现在供需失衡，有很高的利润率撑着，但这种超高利润增速能持续多久？此外，公司的总市值也不能忽视，如果市值现在已经接近两倍的福耀玻璃（处于成熟期、海外渗透率较高企业的代表），那必然已处于泡沫的中后段，因此不如寻找其他更好的主题参与。”
这似乎也解释了为何近期资金在寻找其他方向。一方面，对于有全球投资能力的机构，增配海外上游资源股的趋势仍在持续，尤其是锂等稀缺资源。7月29日，澳大利亚主力锂矿Pilbara在BMX电子平台上拍卖锂精矿，30余家企业参与，最终拍出1250美元/吨，加65美元运费为1315美元/吨，创下历史新高。
有分析称，上一轮周期，锂盐价格最髙达到18万元/吨，当时锂精矿价格高点为1000～1100美元/吨，但这次Pilbara锂精矿拍下历史新高价格，更体现锂精矿市场供需的紧张状态。
同时，铜价尽管此前出现波动，但长期投资逻辑仍存。除了新能源车的铜消耗量是内燃机车的三倍，超级电网中的超高压等虽然用的不是铜，但其配套设施中铜的占比较高。
此外，国际投资机构也看到了中国电网需要升级换代的机会，美国、欧洲、新兴市场也都需要，因而亦不能排除后续中国“绿色出口”的潜能。在这一方面，电网基础设施的纬度还不够，电网的管理系统以及配套设备也是机构考察的重点。
某美国头部公募基金的中国股票投资经理日前对笔者提及：“电网管理则与智能电网建设有关，因为要先把可再生能源吸纳进去，并要储能然后再回吐出来，这是一个逆向或双向的过程。现有的电网做不到，因而投入将是巨大的，而电网是国家安全的命脉，我们认为中国的电网应该是自主开发，并拥有自主知识产权的技术和设备来维护，来满足并网的需求。”
