第一部分 海上风电：国内外需求向好，把握四大细分趋势
2023年国内海上风机招标量有望呈现前低后高
据我们不完全统计，2022年国内海上风机招标规模约14.4GW（广东等市场的招标规模统计可能存在一定偏差），广东和山东是两大主 要市场；2023年一季度，国内海上风机招标规模约1.6GW。尽管年初以来国内海上风机招标数据平淡，考虑各省海上风电项目的推进情况，预计2023年全年国内海上风机招标规模仍有望达到 19.0GW，增量主要来自广东和山东之外的市场。
国管海域项目竞配启动
2023年5月，广东省发布《广东省2023年海上风电项目竞争配置工作方案》，竞配规模合计23GW。其中，省管海域项目15个，对应的 装机容量7GW，包括湛江市2个、70万千瓦，阳江市6个、300万千瓦，江门市2个、80万千瓦，珠海市2个、100万千瓦，汕尾市3个、 150万千瓦；国管海域项目15个，装机规模16GW，其中汕头5个、500万千瓦，汕尾4个、400万千瓦，揭阳3个、400万千瓦，潮州3个、 300万千瓦。 本轮竞配不以上网电价作为竞配因素，参与配置的海上风电项目上网电价执行广东省燃煤发电基准价。
2023年国内海风新增装机有望接近10GW
根据中国风能协会披露数据，2022年国内海上风电吊装规模5.2GW左右，估计主要分布在广东、山东、浙江、福建等区域。2023年一 季度，主要风机企业海上风机交付规模偏低。 二季度以来，国内多个海上风电项目开启风机吊装，预计2023年全年国内海上风机的吊装规模仍有望达到10GW左右，同比实现接近 翻倍的增长。预计2023-2025年国内海上风电新增装机复合增速接近40%。
欧洲：海上风电已经具备非常突出的经济性
2022年英国开展了第四轮海上风电项目差价合约拍卖，共包括5个海风项目，合计规模约规模7GW。在本轮拍卖的所有可再生能源项 目中，海上风电项目的上网电价为37.35英镑/MWh（折合人民币约0.303元/千瓦时），属于上网电价最低的类型，低于陆上风电的 42.47英镑/MWh和光伏的45.99英镑/MWh，凸显欧洲海上风电的经济性优势。
亚太地区：海上风电发展潜力突出
日本、韩国、中国台湾等地区能源矿产资源相对匮乏，尽管气电和煤电是这些地区的 主力电源品种，但天然气和煤炭几乎完全依赖进口，存在较为严重的能源对外依存度 高的问题，同时也面临能源低碳转型的压力。2021年日本修订了《能源基本计划》， 上调2030年可再生能源发电量占比目标。 2023年初，中国台湾正式宣布了第三阶段第一轮拍卖结果——遴选8家企业作为7个项 目总容量约3GW的海上风电开发商，这些项目全部为无补贴项目，计划于2026-2027 年投运。日本政府已于2022年12月底启动了第二轮海上风电拍卖，新一轮拍卖可提供 至少1.8GW的海上风电容量，预计将于2023年底至2024年3月之间宣布中选者。 根据全球风能协会的预测，未来五年（2023-2027），中国台湾、韩国、越南、日本 有望合计投运12.3GW的海上风电项目。
美国：即将步入加速成长期
2021年3月，拜登政府宣布到2030年美国将部署30GW的海上风电项目，2022年9月，拜登政府宣布了一项到2035年安装15GW漂浮式海 上风力发电装置的计划。截至2022年底美国海上风电装机规模仅42MW。截至2022年底，美国有合计达51.4GW的32个租约项目（已完成海床租赁）处于开发流程当中，其中，处于早期开发（Early development）过程的项目33.9GW，已经进入到后期开发（Advanced development）阶段的项目约16.6GW（纽约州、新泽西州、马萨 诸塞州位列前三，分别为4.4GW、3.8GW、3.2GW）。目前在建的项目主要是装机容量806MW的Vineyard Wind项目和132MW的South Fork Wind Farm项目。按照全球风能协会预测，北美市场2023-2025年海上风电新增装机分别为0.5、1.7、3.8GW。
海风出口：风电整机头部企业已经开始布局海外市场
目前具有公开海外海上风机销售业绩和订单的风机企 业主要是明阳智能。与海外海上风机巨头相比，国内 海上风机价格具有明显的优势。 明阳已经在意大利、日本、越南、英国等市场获得海 风风机订单，尽管规模不大，考虑这些海外市场具有 较大的发展潜力，未来海上风机出口值得期待。除此 以外，明阳在巴西、菲律宾、韩国等市场也在进行布 局，未来具有较大拓展潜力。
柔直外送：国内已投运海风柔直项目1个，在建1个
已投运：1GW外送海风柔直项目1个。三峡如东海上风电柔性直流输电示范项目2021年投运，该项目是目前国内唯一一个已投运的海 上风电柔直外送项目。该项目送出方案如下：如东H6风电场（400MW）、H10风电（400MW）及远期拟扩建（300MW）的风电场的 场区内各新建一座220kV海上交流升压站，风电机组发出的电能通过35kV海缆汇集至海上交流升压站的35kV线侧，经主变升压至220kV， 每个220kV升压站均采用2回220kV交流海缆接至海上柔直换流站（离岸直线距离约70km），经海上换流站整流后采用±400kV的直流 海缆接至陆上换流站。在建：2GW外送海风柔直项目1个。目前在建的柔直外送海风项目是三峡阳江青洲五、七，三峡阳江青洲五、七单体容量各1GW，经 由1个容量2000MW的海上换流站及2根±500kV直流海缆连接至陆上集控中心。
漂浮式海风：降本路径较为清晰，未来前景可期
未来主要的降本路径包括：1、风机大型化：单机容量提升对于漂浮式项目降本效果明显，2011年投运的WindFloat 1样机的单机容量 2MW，2021年投运的Kincardine项目单机容量9.5MW，虽然后者单机容量是前者的近5倍，但漂浮式基础的重量不到前者的2倍 ， 而深 远海风资源较好，更利于机组大型化。2 、 单体规模的增大和规模效应 ： 漂浮式风电场单体规模的增大是降本的关键，这在Hywind Demo（2.3MW）、Hywind Scotland（30MW）、Hywind Tampen（88MW）等实际项目上已经体现，随着单体规模达到200MW以上， 漂浮式海上风电的单位投资成本和度电成本有望进一步快速下降。3、浮式基础、锚固系统、风机的优化设计。
第二部分 光伏：需求旺盛，关注板块业绩分化与价值回归
需求旺盛：产业链价格下行，驱动国内光伏装机高增
受硅料价格上涨影响，过去两年光伏组件的价格处于高位，一定程度影响地面电站建设进度。2023年以来，硅料新增产能陆续释放， 光伏产业链价格开启下行通道，刺激终端需求释放，组件集采招标处于高位，2022年延迟的项目加速安装并网，需求持续向好。2023年一季度，国内光伏发电新增装机33.66GW，同比增长154.81%；其中集中式新增15.53GW，同比增长257.8%，分布式新增 18.13GW，同比增长104.4%。截至2023年3月，我国光伏累计装机容量已达425.89GW，超越水电成为全国第二大电源类型。2023年1-4 月，国内新增光伏装机48.31GW，同比增长186.2%，超过去年前8个月的新增并网体量；其中4月单月新增14.7GW，同比增长299.2%， 国内需求超预期增长。
海外需求旺盛，出口数据亮眼
海外需求旺盛，光伏组件出口保持高位。在经历了2022年全球光伏需求和中国光伏组件出口高增后， 2023年海外光伏市场依然保持高 热度。根据InfoLink统计，今年3月我国组件出口创高峰，1-4月我国光伏组件累积出口69GW，同比增长约41%，其中4月出口虽环比下 降14.8%，但同比仍有约53%的增长，且出口规模大于去年7月的旺季水平，显示2023年出口的快速成长。从区域看，1-4月欧洲累积从 中国进口组件约40GW，占据出口份额的58%，为我国最主要的海外市场。亚太地区1-4月累积从中国进口12.65GW组件，占比约18%， 其中印度累积进口约1.7GW。美洲市场1-4月从中国进口10GW组件，占比约14%。
欧洲：《绿色协议产业计划》加大本土光伏制造扶持力度
欧洲产业扶持政策对我国远期光伏出口产生不确定性。 2022年欧洲受俄乌冲突影响，能源价格快速上升，降低对传统和新能源的对外依存度渐成共识。美国2022年8月发布《通胀削减法案》后，吸引 大量欧洲企业将产业转移至美国，2023年欧盟发布《绿色协议产业计划》以抗衡。政策刺激下，Meyer Burger、3Sun、Carbon、AE Solar等欧洲 企业扩产加速。2022年12月，欧委会启动欧洲太阳能光伏产业联盟，旨在创建完整太阳能光伏价值链、减少依赖，欧盟将在2025年实现全价值链30GW制造能力。
我国光伏各环节产能快速扩张，竞争加剧
随着各环节产能扩产，行业供给瓶颈问题得到解决，但也面临产能结构性过剩风险。根据InfoLink统计，若按当前企业扩产计划，到 2023年底各环节的名义总产能或将超过800GW，其中一线厂家的产能或足以满足需求，集中度的提高可能导致二、三线厂家在市场淡 季时难以维持市占，厂家间的竞争愈加激烈；同时龙头企业的垂直整合布局、海外扩产计划等也将大幅影响竞争格局。当前，N型硅 料、硅片、电池、组件渗透率逐步提升，N型电池组件与P型之间溢价坚挺，在产能结构性过剩的情况下，先进产能仍是供需紧张的。
新型电池：N型电池渗透率快速提升，TOPCon呈爆发式增长
当前，多种N型技术路线竞相发展，共同形成对P型电池的迭代。TOPCon经济性与性价比优势显著，晶科、天合、晶澳、通威、一 道、钧达等光伏新老玩家纷纷宣布TOPCon扩产计划，2022年TOPCon电池产能规模约100GW，目前整体产能规划超过800GW，到2023 年底名义产能有望超过500GW。目前TOPCon领先企业一体化成本已与PERC持平，电池转换效率达到25%以上，年底有望达到26%。HJT 处于降本提效关键期，以华晟、日升、爱康、金刚为代表的新老光伏企业积极参与HJT投资布局，年底产能有望突破50GW。BC类电池 技术延伸性优越，爱旭布局ABC电池组件（N-IBC），隆基布局HPBC技术路线，针对分布式市场有望获得差异化竞争红利。
TOPCon较PERC溢价坚挺，成本效率良率差异将驱动企业业绩分化
TOPCon为隧穿氧化层钝化接触电池，在后PERC时代逐步确立扩产主流地位。该技术在电池背表面制备一层超薄隧穿氧化层和高掺杂的 n型多晶硅薄层，形成钝化接触结构，降低背面金属复合，提升电池的开路电压和转换效率。
第三部分 储能：需求景气、竞争加剧，吹尽狂沙始到金
国内市场：大储装机和招标火热，1-5月招标规模57.5GWh
国内大储装机高速增长，一季度并网2.4GWh，实现“开门红”。根据CNESA数据，2022年 国内新型储能新增装机7.3GW/15.9GWh，功率/容量规模分别同比增长200%/280%（CNESA统 计口径）；其中大储装机14.6GWh，占新增容量的90%。一季度大储装机火热，储能与电力 市场统计，2023年第一季度国内大储项目并网/投运规模达1.1GW/2.4GWh，创历年新高；4- 5月并网或开始建设的项目超过12.8GWh，年内有望逐步落地。
美国市场：全球大储主力市场，项目储备丰富，预计2023年新增装机超20GWh
美国是全球储能主力市场之一，2022年储能新增装机4.8GW/12.2GWh，以大储为主。2022年，美 国储能新增装机4.80GW/12.18GWh，功率规模约占全球的24%。其中，表前大储装机4.01GW，同 比增长34.6%，功率占2022年全美装机规模的84%。
欧洲市场：英国引领欧洲大储装机，2023年有望发力
欧洲大储市场初具规模。根据EASE数据，2022年欧洲储能新增装机约4.5GW，其中大储 装机2GW，功率规模占比44%。EASE预计，2023年欧洲储能新增装机将超过6GW，其中 表前大储至少为3.5GW。随着可再生能源装机增加，大储在欧洲将占据越来越重要的比 重。
英国为欧洲大储增长主力。英国辅助服务市场回报丰厚，驱动大储装机高增，装机量居 欧洲首位。2022年，英国大储新增装机830MWh，累计装机2.4GW/2.6GWh。根据Solar Media数据，截至2022年底，英国已有20.2GW大储项目获批，将在3-4年内完成建设； 已规划或部署储能系统61.5GW，增长空间广阔。此外，意大利、爱尔兰亦有增长空 间，EASE预计两国2022年新增大储装机分别达800/200MW。
电池环节：储能电池出货高增、价格下探
储能锂电池市场高速增长，2022年全球出货量143GWh。根据起点锂电数 据，2021年全球储能锂电池出货量70.6GWh；Infolink统计2022年全球储能 锂电池出货量142.7GWh，同比翻倍增长。起点锂电预测，2023年全球储 能锂电池出货量有望达到246GWh。
PCS和系统集成：中标均价下探，市场份额有望开始向头部集中
储能系统中标规模高增的同时，价格逐步下探。据我们不完全统计，2023年1-5月，国内储能开标项目共11.1GW/31.5GWh，其中储能 系统开标4.3GW/11.6GWh。储能系统中标均价持续下探，1-5月国内储能系统中标均价分别为1.47/1.30/1.22/1.21/1.08元/Wh，较2022 年1.56元/Wh的均价明显降低。储能系统的降价虽然有碳酸锂降价的传导因素，但也反映了系统集成环节竞争的加剧。
第四部分 氢能：绿氢经济性显现，电解槽放量在即
风光装机高增、政策高度重视，绿氢产业开启新篇
风光装机高增，绿氢发展迎来拐点。2022年，全球风 电、光伏累计装机规模已接近2TW。可再生能源产业 大规模发展使绿电价格持续下降，逐步带动绿氢制备 成本下行，产生经济性；同时大规模风光装机也带来 一定的消纳需求，绿氢产业有望提速。政策驱动下，我国绿氢产业开启新篇。我国国家层面 日益重视和认可氢能的战略重要性，2022年3月，国家 发改委、能源局发布《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》，明确了氢能的战略定位，并提出 了氢能产业一系列发展目标，我国氢产业开启新篇。
降本潜力：电价下降、电解槽降本增效，绿氢实现经济性可期
影响单位制氢成本的主要因素包括电价、单位电耗、设备单价、运行寿命等因素。随 着后续风光发电LCOE下降、电解槽量产降本、效率提升和寿命增加，电解水制氢成本 有望逐步接近工业副产氢甚至煤制氢，实现经济性。 我们分情景测算了两种电解水制氢方案的降本潜力，假设中期和远期单位电价分别降 至0.20和0.15元，年运行小时数增加至4000和5000h（假设使用年限保持25年不变）。
全球电解水制氢步入快速成长期，电解槽装机和扩产提速
电解槽装机步入高速成长期。电解槽是用于电解水制氢的主要设备。经历了一定时间的技术布局和产业链发展，全球制氢电解槽装机 步入快速成长阶段，2021年全球新增装机209MW，同比增长2.4倍；IEA预计，2022和2023年全球制氢电解槽新增装机将分别达到0.9和 4.1GW，总装机分别达到1.4GW和5.5GW；净零排放目标下，2030年全球制氢电解槽累计装机将达到720GW。 中国和欧洲引领，全球电解槽产能高速增长。IEA统计，2021年全球电解槽总产能8.0GW/年，其中欧洲和中国产能分别为3.5和 2.9GW，占比分别为44%和36%。IEA预计，2023/2025年全球电解槽总产能将分别达到21.5和45.1GW/年，欧洲和中国电解槽产能合计 占全球的85%/68%；2021-2025年全球电解槽总产能复合增长率达到54.1%。
碱性电解槽：“大标方”趋势下，制造工艺、集成能力和材料技术构成壁垒
碱性电解槽“大标方”趋势明显，厂商致力于提高 单槽产氢量。碱性电解技术已趋成熟，降本增效是 商业化推广的关键。提高电解槽单体产氢量，有助 于降低单位设备投资、摊薄运维成本，是降本增效 的重要路径。目前，主流厂商均已推出单体产量 1000Nm3 /h以上的“大标方”电解槽。
（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。）
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