【东方证券】电力设备及新能源行业2023年中期策略报告：新能源迈入新阶段，高景气再觅新机遇.pdf

2023-06-14

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光伏：供给释放、技术迭代、行业挖掘更大潜能

回顾 2023H1：国内需求好于预期，海外预期呈现成长态势

全球低碳共振背景下，光伏需求高度景气

光伏发电成本持续下行叠加全球绿色复苏，光伏行业整体处于成长期。全球变暖和资源枯竭问题已经成为全球共同面临的威胁，全球多个国家提出了“碳中和”气候目标。光伏发电作为一种清洁发电资源大受推广，从 2009 年到 2023 年，光伏发电度电成本降低 83%，已经成为一种有竞争力的电源形式。短期度电成本出现回升主要原因系产业链供给侧原材料价格波动传导所致，整体 LCOE 下行趋势不变。随着光伏发电技术逐步成熟，光伏发电在全球中的渗透率逐步提升，据 BP 数据统计，从 2010 年的 0.16%提升至 2021 年的 3.6%。展望未来光伏 LCOE 持续下降叠加全球碳中和背景驱动，光伏行业需求有望迎来坚定成长。

国内光伏装机高景气成长，“分布式+集中式”双管齐下。5 月 19 日，国家能源局发布 1-4 月份全国电力工业统计数据。截至 4 月底，全国新增发电装机容量 8442 万千瓦。其中光伏新增装机 4831 万千瓦。光伏累计装机容量为 44050 万千瓦，太阳能发电设备平均利用小时数为 415小时。太阳能风电工程完成投资 4831 亿元。一季度光伏新增装机 3366 万千瓦，4 月新增光伏装机 1465 万千瓦。

海外需求稳步增长，光伏需求稳中向好。依据 infoLink 数据统计，2023 年 1-4 月份中国出口光伏组件累计约 69GW，同比增长约 41%，出口情况验证 2023 年的出货有望维系较高增速。从金额看，据 Solarzoom 数据统计，2023 年 1-4 月，国内组件出口合计 158.6 亿美元，同比增长 14.6%，国内逆变器出口合计 40.79 亿美元，同比增长约 123%。

欧洲：能源体系进入新周期，欧洲光伏需求维系景气。经过俄乌冲突等事件对欧洲能源体系的冲击，欧洲能源体系有望步入新周期，在维系绿色低碳的背景下，光伏风电等能源形式有效为能源可靠性与独立性提供支持。市场增长超预期，但库存短期存在压力。欧洲作为中国组件出口最主要的海外市场，2023 年 1-4 月份从中国进口光伏组件累计 40GW，占中国组件出口的 40%。其中一季度进口 29.5GW，淡季表现亮眼，大幅影响了各厂家的出货预期。但由于欧洲市场的消纳安装等应用层面瓶颈，大量采购的背后伴随着短期库存压力。4月份欧洲市场进口中国组件10.6GW，环比下降 15.2%，同比增长 36%，虽然环比降幅较为明显，但仍远高于去年同期水平。

美洲：需求整体保持增长态势，巴西智利表现亮眼。美洲市场于 2023 年 4 月从中国进口光伏组件 2.4GW，环比下降 22%，同比增加 218%。巴西为美洲市场的第一需求来源，1-4 月累积进口中国光伏组件达 6.6GW，同比增加 10.4%，进口需求来源除了因制度更换而累积的分布式待建项目外，地面型项目的需求也随着整体价格的下降开始出现提升，但较高的需求增速使巴西面临与欧洲市场同样的高库存问题与挑战；巴西 4 月进口中国光伏组件约 1.47GW，环比下降约 26.4%，降幅较为明显，可能代表着短期巴西市场拉货力道放缓。此外，智利是除巴西以外美洲市场表现相较突出的国家，为南美市场第二大需求来源，主要受到地面型项目的需求影响，1-4 月从中国进口光伏组件 1.5GW，4 月进口量达 526MW，相对去年增长较为明显。

亚太：个别国家政策影响有限，市场整体需求增长稳健。2023 年 4 月，亚太市场从中国进口光伏组件 3.1GW，环比下降 19%，同比增长 104%。由于受到 BCD 关税课征的影响，印度当前不再是亚太市场最主要的需求来源，同样也导致亚太市场整体进口中国光伏组件量大幅下降；若排除对印度的统计，4 月亚太市场进口量约 3GW，同比增加 97%；即便如此，印度到今年 4 月已累积进口中国组件约 1.7GW，可见整体价格的下降促进当地项目逐渐开始拉动。2023年 1-4 月，日本和澳洲分别从中国进口光伏组件 2.1GW 和 1.9GW，是亚太市场上除印度以外的其他主要光伏需求国家。

非洲与中东：快速兴起的潜力市场，资源属性与当前电力体系支持光伏发展。非洲市场于 4 月从中国进口约 970MW 光伏组件，其中南非为主力需求地区（约 760MW）。南非地区长期面临电力供应问题困扰，当地政府以时段性与区域性的限电来缓解当前相对窘迫的情形，迫使当地居民转向自用型的分布式光伏来解决用电受限问题。叠加政府也在今年推出相关补贴促光伏发展，与沙特同样为近两年快速兴起的光伏潜力市场。中东地区 1 月以来累积从中国进口光伏组件 3.6GW， 4月进口中国组件约 950MW，同比增加 67%。中东市场近年光伏需求增长较为亮眼的国家为沙特与阿联酋。以沙特数据为例，4 月进口中国光伏组件高达 404MW，当地需求主要以大型地面项目为主，当地公共投资基金 PIF 为达到 70%的再生能源目标逐步签订诸多大型项目，将持续为沙特光伏成长带来较长维度支持。

北美：23 年 IRA 执行细则落地，光伏装机有望起色。2022 年 8 月 16 日，美国总统拜登正式签署了《Inflation Reduction Act》(通胀缩减法案)，其中包含的历史性投资将降低消费者的能源成本，提高美国的能源安全，同时大幅减少温室气体排放。2022 财年预算和解法案的总投资将使美国走上到 2030 年减排约 40%的道路。相关法案中涉及较多补贴用于光伏实际产业与项目落地等，刺激美国能源集团集成商开发光伏项目意愿增强。

硅料价格进入强下行周期，静待需求起色

硅料价格持续连降，产业链需求有望获得刺激催化。6 月 8 日，硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格，硅料价格延续下跌趋势。多晶硅致密料成交价 8-9.7 万元/吨，平均为 8.85 万元/吨，均价周环比下降 25%；N 型多晶硅料成交价 8.6-10.3 万元/吨，平均为 9.45 万元/吨，均价周环比下降 23.17%。如我们 2023 年度策略报告中提到，硅料环节依据现有扩产计划，大部分产能释放将在 22 年至 24 年，名义产能显著高于当前光伏终端预期，意味着硅料在 23 年开始价格下降是大概率事件。上游降价有望带动整个光伏终端成本下降，进而激发集中式光伏电站、整县推进和分布式光伏需求提升。在硅料跌价过程中，硅料供给和终端需求将寻找新的平衡点，再进一步跌价对终端需求拉动的边际作用减弱。

行业结构性紧缺环节情况逐步改善，产业链利润进入新周期。过去三个季度光伏终端需求维系较高景气水平，产业链各结构性紧缺环节盈利能力整体维系。当前主产业链利润仍然主要被硅料环节主导，但随着硅料产业由紧缺转向过剩的过程中，主产业链利润将逐步向下游传递，一体化企业以及终端电站盈利能力有望提升；此外辅材，例如胶膜、焊带、接线盒等环节不排除因产业链需求提升而出现季节维度毛利率提升的机会。

展望 2023H2：硅料跌价周期逐步兑现，需求潜能有望释放

硅料价格预期下行，终端装机释放弹性

过去两年因为硅料持续创新高，集中式地面电站的新增装机受到影响，甚至部分分布式用户也因为产业链价格过高等原因而逐步进入观望状态。终端对硅料价格敏感性保持高位，随着组件厂商进一步向上游延伸，加大硅料产能规划力度，叠加诸多新进入者，因硅料环节超高盈利而进入硅料环节，硅料产能速释放。意味着硅料在 23 年开始价格下降是趋势性事件，也将让光伏迈入一个新周期。年初以来硅料产出快速放量，造成硅料库存快速堆积，去年长期维持在每公斤约 300 人民币的硅料价格在短时间内快速下降，截止 6 月初已来到每公斤 100 人民币左右，上游降价有望带动整个光伏终端成本下降，进而激发集中式光伏电站、整县推进和分布式光伏需求提升。在硅料跌价过程中，硅料供给和终端需求将寻找新的平衡点。

从硅料到组件，虽短期部分环节价格可能因为供需的变化而导致波动，但行业内对于价格下降的趋势当前处于一致预期的状态，产业链的主要生产模式很有可能由特定环节的供应瓶颈逐步转为厂家透过调节稼动率来适配价格变动。

在这个过程中，我们认为：1、以 N 型-TOPCon 为代表的新技术环节，有望成为下一个结构性紧缺环节，并有望挖掘更多技术红利；2、光伏电站运营商受益，新投电站成本下降，年投建规模提升，量利提升；3、辅材环节受益于产业需求量迈上新台阶，量升利稳，胶膜、玻璃、支架等均有望在新周期中受益；4、一体化组件企业在硅料下行周期中，阶段性有望获得更多利润留存机会，并且经过历史光伏产业技术迭代，一体化龙头企业将在后续新技术迭代中准备更加充分； 5、逆变器环节也受益量的增长，虽欧洲等地区的分布式光伏需求短期增速面临客观修正的过程，但长维度成长趋势不变，叠加储能等业务协同放量，有望展现出第二增长曲线。

N 型电池引领光伏产业走上新平台，挖掘更多技术红利

N 型实践出真知，综合性价比推动产业迭代趋势。国电投 N 型西北大基地 100MW 项目顺利并网运营，并对搭载了 TOPCon 与 PERC 两种不同电池片技术的双面光伏组件发电性能进行比较研究。验证得出，N 型 TOPCon 组件发电增益显著优于后者，尤其是在气候炎热及荒漠戈壁等地面反射条件优异的场景内：N 型 TOPCon 相较于常规的 PERC 组件拥有更低的温度系数与更高的双面率，这些竞争优势在炎热的项目地区以及荒漠戈壁等地面反射条件优异的项目地区得到了更好的凸显。除此之外，N 型组件效率的提升可以优化项目的建设成本，在 BOS 成本较高的地区（例如欧洲、澳大利亚、中东和非洲等）显著降低系统成本，让 N 型 TOPCon 拥有更大的溢价空间，赋予 N 型的增益更高的价值。总而言之，即使考虑到 NP 型组件之间的价格差异，凭借更高的效率与更优异的发电性能，TOPCon 组件在绝大多数气候地区和安装方案中都将具有较高的优先权。

N 型技术具备多方面优势，成为未来发展方向。N 型电池相比 P 型电池的优势：（1）P 型电池少数载流子是电子，N 型电池少子是空穴，硅片中的杂质对电子的捕获效率远大于空穴，使得 N 型电池的少子寿命比 P 型高 10-100 倍，表面复合率低，光电转换效率更高。（2）硼氧对是引起电池衰减的原因，N 型电池掺杂磷元素，几乎不含硼，衰减效应明显弱于 P 型电池。（3）N 型电池弱光相应更强，较之 P 型电池，对发电环境条件的适用性更广泛。当前，在 P 型 PERC 电池转换效率与极限效率仅相差 1.4%、性能难以出现大幅提升的情况下，N 型电池成为业内看好的未来发展方向。头部电池片企业提前布局新 N 型电池研发，晶科计划在三年内将 TOPCon 新型电池的实验室转换效率从 24.20%提高到 25.70%，隆基的 HJT 电池在今年 6 月闯进了 26%的转换效率大关，爱旭股份押注 IBC 技术路线、推出的新型 ABC 电池预计平均量产转换效率将达到 25.5%。据 CPIA 预测，三种新 N 型电池 TOPCon、HJT、IBC（含 TBC、HBC）将在今年底占据超过 13% 市场份额。到 2030 年总份额达到约 75%，取代 PERC 主要地位。

分布式光伏快速成长，MLPE 环节潜力体现

分布式装机快速成长，MLPE 渗透率提高。我们分析推测因 21 年组件价格处于高位，而导致价格敏感性相对较低的分布式装机份额较高，但长维度结合分布式光伏能源精细度优势，后续占比有望维持高水准，相关分布式（工商业、户用）逆变器环节有望受益，其中微型逆变器在分布式市场中依靠其安全性、发电效率、可靠性以及灵活性等方面的优点，再叠加全球光伏组件级电力电子安全要求持续深化，有望继续扩大配套份额。

储能：需求才是硬道理，把握业绩兑现节奏

回顾 2023H1：受需求增速预期转弱影响，23 年以来板块下跌

2021 年：政策引领风潮。储能真正作为一个新能源子版块，起源于 2021 年 7 月 23 日，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》，文件提出，到 2025年我国新型储能发展目标为 30GW，并提出 2030 年该领域规划部署和重点任务。此后开启储能板块高增长行情，主要增长动力来自政策端的持续催化，在国家政策号召下，各省陆续出台政策响应，资本市场反映政策预期，行业持续走高。2021 年底，随着板块估值较高，情绪回落，以及短期业绩兑现困难，指数行情下探。 2022 年：需求高涨，行业快速增长。1）海外：随着 2 月底俄乌冲突的爆发和 3 月初欧盟 Repower EU 方案的提出，由气价、电价快速走高引发的户用光储系统经济性大幅提升，带来了欧洲户储的需求高速增长，国内供给端跑步前进，快速打开欧洲市场，实现量利双升。2）国内：政策陆续落地，需求端确定性提升，看好国内快速增长的需求。下半年市场出现分化，担忧 2022 年的高增速难以为继，板块震荡下行。 2023 年上半年：整体表现低迷，静待催化。1 月硅料价格快速下降，光伏装机预期提升，储能作为光伏强制配套设备，需求预期提高，板块上行。3 月碳酸锂价格下跌，储能产业链报价降低，业主存在观望情绪，需求指标走弱。

展望 2023H2：关注大储、工商业、户储细分板块边际变化

大储：国内配储需求确定，产业链降价利润抬升

国内储能电站发展的核心驱动在于政策要求新能源发电机组强制配储能。2021 年 8 月 10 日，发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，政策指出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。该政策成为各省新能源强制配储政策的指导文件。各省市都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。配置比例一般为 10-20%，配置时长通常为 2h，河南、辽宁、西藏等省份配储要求达到 4h。

根据 CNESA 统计，截至 2022 年底，全球已投运电力储能项目累计装机 237.2GW，同比+15%，其中抽水蓄能占比 79.3%，新型储能累计装机规模 45.8GW，同比+80%，其中锂电储能占比 94.4%。

根据 CNESA 统计，截至 2022 年底，中国已投运电力储能项目累计装机 59.8GW，同比+38%，其中抽水蓄能占比 77.1%，新型储能累计装机规模 13.1GW，同比+142%，其中锂电储能占比 94.0%。

根据储能与电力市场统计， 2023 年 1 季度，全国新增并网/投运储能项目 28 个，容量 1117MW/2471MWh，其中新能源配储占比 56%，独立储能占比 38%。

储能项目招标是装机的前置指标，从月度中标情况来看，根据储能与电力市场统计，2023 年 1-5 月，累计中标 10.03GW/26.98GWh，储能功率和容量逐月提升。从应用场景来看，新能源配套和独立储能依然是最主要的应用场景。集采项目占比提升，反映出业主顺应储能发展大趋势，通过集中采购方式降低设备采购成本。

从中标价格看，月度 2h 储能项目 EPC 平均价格约为 1.66-2 元/Wh 区间，EPC 价格相对稳定，逐月略有波动。 2 月最高报价高达 3.045 元 /Wh ，来自于光大绿色环保松阳储能项目 1.2MW/2.8MWh 磷酸铁电池储能系统设备 EPC 采购，可见用户侧项目报价明显高于发电侧。

月度储能系统中标价格呈现下降趋势，主流为 2h 或 4h 系统，价格逐月降低，2h 系统价格从 1.47 元/Wh 降低至 1.115 元/Wh，相较于 4 月环比下降 14.1%。2023 年 1 至 5 月，累计下降 24.15%。在 4 月新华水电储能项目集采中，2h 和 4h 储能系统出现最低报价 1.020 元/Wh 和 0.965 元/Wh，但最低报价均未入围，体现出储能市场由价低者得向综合考虑性价比转变。

展望下半年，量的维度，基于强制配储的需求，储能装机与风电光伏装机节奏密切相关。预计 2023 年下半年风电光伏建设进度加速，利好储能需求。

（1）光伏：上游硅料新增产能投产，硅料松动推动光伏装机需求。光伏行业的需求波动造成硅料环节的供需错配，从而造成硅料价格大幅波动。在需求旺盛的情况下，硅料供给大规模释放，将带来硅料价格的缓跌，同时下游的盈利能力提升，装机需求增强。

（2）风电：从 2021 年下半年开始，风电主机厂降本趋势明确，风电投资成本明显降低，业主与主机厂进入价格博弈，且2020年陆风抢装，影响了未来几年风电装机需求。我们预计随着价格博弈缓解，国内风电将进入增长期。2022 年，国内公开招标市场新增招标量 98.5GW ，比去年同期增长了 82%；按市场分类，陆上新增招标容量 83.83GW，海上新增招标容量 14.7GW。

利润维度，当前影响产业链利润的核心因素来自碳酸锂价格。随着碳酸锂价格下跌，电池、储能系统和 EPC 价格随之降低，产业链的盈利能力将发生变化，储能项目的经济性有望明显改善。

2023 年以来，碳酸锂价格呈现下降趋势，从 2022 年 11 月最高点 56.75 万元/吨降至 2023 年 4 月 17.65 万元/吨，降幅达到 68.9%，后缓慢抬升。与之对应，磷酸铁锂方形储能电芯价格从 1.0 元 /wh 降低至 0.66 元/wh，降幅达到 34.0%。储能系统价格从 2022 年 1.63 元/wh 降低至 2023 年 5 月 1.115 元/Wh，降幅达到 31.6%。

分产业链环节来看：（1）电芯，假设 1GWh电池需要 2200-2500吨磷酸铁锂，每吨磷酸铁锂需要 0.25吨碳酸锂，可以计算碳酸锂每降价 10 万元/吨，电芯降价 0.055-0.0625 元/Wh。根据鑫椤锂电数据， 2023 年 4 月 28 日，方形磷酸铁锂储能电池报价均价 0.66 元/wh，相较于 2022 年 12 月 0.99 元/wh 降低 0.33 元/wh，意味着碳酸锂降价带来的成本改善几乎全部向下游转移。（2）集成商，碳酸锂价格降低带来电芯采购成本下降，但下游投资方出于保障收益率的考虑，会要求集成商降价，因此，电芯成本降低带来的超额利润向下游转移。根据储能与电力市场统计，2023 年 4 月储能系统平均价格 1.298 元/wh，相较于 2022 年 12 月的 1.63 元 /wh 降低 0.33 元/wh，集成商环节的利润与降价前几乎持平。（3）下游投资方，随着碳酸锂价格降低，储能系统价格明显下降，储能项目初始投资降低，项目经济性改善，投资回报率提高。储能项目投资回报率提高会影响业主的投资意愿，储能需求的确定性提高。

工商业：分时电价政策峰谷价差拉大，看好从 0 到 1 的增长机会

分时电价机制+高耗能电价上涨，刺激工商业储能需求。此前工商业储能装机量较小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低、峰谷价差小。2021 年 7 月以来，各地出台电价政策组合拳，高能耗企业用电成本显著增加：1）分时电价：2021 年 7 月 26 日国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%； 2）高耗能用电成本提升：2021 年 10 月 31 日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，自2021年12月1日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户1.5倍执行。这一政策的发布，进一步提高了高耗能企业的用电成本。

新一轮电价核定周期，将系统运行费用向用户疏导，用户用电价格可能提升。2023 年 5 月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，通知提到，2023 年 6 月 1 日起，工商业用户的用电价格结构调整为由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费）、政府性基金及附加组成，其中，上网环节线损折价和系统运行费用为本次监管周期新增。根据储能与电力市场统计，各地的上网环节线损折价、系统运行费用的两项费用之和位于-0.0081~0.07731 元/kWh 之间。整体来说，输配电价+上网环节线损折价+系统运行费用，较 5 月份单一的输配电价，22 省区出现增长。

峰谷价差情况来看，6 月有 15 个区域峰谷价差超过 0.7 元/kWh，分别是海南、浙江、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖北、江苏、山东、广东（东西两翼地区）、上海、安徽、河南、广东（粤北山区）、辽宁和重庆。与 22 年 6 月相比，超过 5 成区域峰谷价差增长，其中江西增幅最大为 60.82%，验证了峰谷价差逐渐拉大的趋势。与 23 年 5 月相比，约 7 成区域环比下降，主要是季节性电价调整带来的。

展望2023年下半年，峰谷电价差进一步拉大已经成为确定趋势，也是近年来我国电价政策重点强调的内容。同时随着夏季到来，部分区域开始执行尖峰电价，价差更高。夏季用电高峰，可能出现保供压力，大工业用户面临用电限制。以上因素均会成为推动工商业储能快速发展的驱动力。众多企业推出了针对工商业的储能系统，功率和容量可以灵活搭配，标准化产品高效配置，受到市场欢迎。

户储：装机量保持高位，看好全球区域多点开花

户用储能绝大部分是与户用分布式光伏搭配使用，所以其需求=户用光伏装机×储能渗透率， 2022年海外户储快速增长的原因是海外分布式光伏超预期+储能渗透率提升“双β”。1）分布式光伏装机：清洁能源转型是全球趋势，短期内海外特别是欧洲面临能源价格上涨、俄乌冲突引起天然气供应短缺，能源安全问题受到重视，欧洲各国纷纷上调光伏装机预期；2）储能渗透率：欧洲各国为刺激分布式光伏储能装机、缓解电网压力，出台系列补贴政策，同时能源价格上涨引起居民用电价格提高，户用储能经济性大幅改善，户用储能市场普及度明显提高。

德国市场，需求依然旺盛。2022 年新增户用储能 22 万套，装机规模 1.16GW/1.94GWh，同比 +59.7%/+53.3%。截至 2022 年底，德国累计户用装机 65 万套，规模 3.10GW/5.48GWh。从月度装机来看，2023 年 1-5 月，装机量同比均保持高速增长，累计新增装机达到 1.48GWh。

意大利市场快速增长，2022 年新增户用储能 15.21 万套，装机规模 1.12GW/2.03GWh，同比 +423%/384%。截至 2022 年底，意大利累计户用装机 22.75 万套，规模 1.53GW/2.74GWh。 2022 年装机量逐季度增长，Q4 达到最高。

展望 2023 年下半年，黑天鹅俄乌冲突之后，欧洲户储市场进入常态化发展阶段。德国居民电价从 2022 年 11 月见顶后逐渐回落，2023 年 4 月户用电价 40.53 欧元/MWh，较高点降低 30.4%。但 2023 年一季度德国月度户用储能装机量较 2022 年同比增幅均超过 100%。因此可见，电价回落对终端需求的影响较小。消费者接受户储的经济性后，市场进入常态化发展。

未来，我们看好户储市场多区域开花。

1）美国：IRA 法案落地实施，1MW 一下光伏和储能项目可以获得 30%ITC 税收减免，同时叠加加州SGIP政策，户储可享受30-35%补贴，经济性强。2023年加州开始实施NEM3.0政策，户用光伏由净计费模式向净计量模式转变，户用光伏配储经济性更高。2023年初截至5月29 日，SGIP 备案的户用储能装机容量 18MW/43.9MWh。

2）欧洲：多区域补贴有望维持需求。除德国外，意大利、波兰、西班牙、希腊等国家陆续推出购置补贴，比例高达 30-90%。2023 年 5 月，希腊政府提出 2.38 亿欧元补贴户用光伏和储能，电池补贴达到 90-100%，最大功率为 10.8kw/10.8kwh。

3）非洲：由于电力设施薄弱，存在用电刚需，储能成为替代柴发的方案。国内企业纷纷切入新兴市场，有望在早期获得超额收益。新兴市场由于成长空间快，但准入门槛低、监管缺失，大量厂家涌入，且用户的购买力相对较弱，终端价格明显低于成熟市场。

风电：陆风迈入景气成长，“海风+海外”打开空间

回顾 2023H1：陆风迈入后平价时代，海风发展蓄势待发

渡过抢装后需求平衡阶段，陆风海风需求展现稳步回升态势。2020 高热度的陆风抢装潮一定程度上影响未来几年部分需求，导致 2021、2022 年新增风电装机同比持续减少，但随着风电招标价格持续下降，风电项目终端经济性抬升，带动风电招标高景气，风电并网增速拐点向上，风电装机进入新景气平台。截止 2023 年 1-4 月风电累计新增装机 14.2GW，同比增长 45.19%，叠加后续招标高景气数据，风电需求迈入新平台。

海风完成景气抢装，后续走向平价时代。自 2020 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，在海风抢装背景下，2022 全国海风新增装机约 4GW，同比下降明显，但至 23Q1 海风装机逐步起色， 23Q1 国内海风新增装机 0.51GW，同比增长超 40%。

招标量超历史水平，价格博弈程度趋势缓解。2022年，国内公开招标市场新增招标量 98.5GW ，比去年同期增长了 82%；按市场分类，陆上新增招标容量 83.83GW，海上新增招标容量 14.7GW。 2023 年一季度风电招标景气态势维系，国内公开招标市场新增招标量 26.5GW ，比去年同期增长了7%。招标价格下降趋势未改，截止2023年3月，全市场风电整机商风电机组投标均价为1,607 元/千瓦。

迈入平价时代，整机竞争相对激烈，静待产业链利润修复回升。自 2021Q3 整机招标价格持续下行，产业链整体利润承压，由于相对较低价格的招标订单后续将持续交付，故行业整体盈利短期有收窄压力，部分大宗原材料价格下行有望带动利润修复，此外如海缆管桩等部分环节随海风成长有望获得盈利能力压力缓解。

展望 2023H2：“海风+海外”打开成长空间，价值量提升成为寻找主线

下游景气招标叠加多维需求带来坚定增长。2022年，国内公开招标市场新增招标量 98.5GW ，比去年同期增长了 82%；按市场分类，陆上新增招标容量 83.83GW，海上新增招标容量 14.7GW。 2023 年一季度风电招标景气态势维系，国内公开招标市场新增招标量 26.5GW ，比去年同期增长了 7%。处于行业历史最高水平，国内多维度项目需求提供支撑：

1. 大型风电光伏基地项目：中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，按照“应开尽开，能开尽开”的原则加快构建新能源供给消纳体系，规划建设总装机约 455GW。

2. 沿海地区海风项目规划（东南部海风）：海风资源 EPC 投资成本高，但海风利用小时数高，叠加消纳难度小，故在 21 年国家补贴退坡后，22 年海风相关产业链经过迭代期，后续有望迎来积极成长。2022年，国内公开招标市场新增招标量98.5GW ，比去年同期增长了82%；按市场分类，陆上新增招标容量 83.83GW，海上新增招标容量 14.7GW，海风招标占比稳步提升，山东、广东、浙江、江苏等海风规划有望为后续海风需求打下夯实基础。23 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》。根据方案，省管海域项目配置范围。共 15 个项目、装机容量 700 万千瓦，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。叠加 23 年 5 月以来，广东、广西、海南等区域陆续有海风项目启动前期工作，行业景气度有望获得提升。

3. 分散式风电项目：2021 年 9 月 10 日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在第四届风能开发企业领导人座谈会时指出在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。叠加国家发改委、能源局提 21 条措施促进新能源行业高质量发展中提及持续提高项目审批效率。完善新能源项目投资核准（备案）制度，加强事前事中事后全链条全领域监管。依托全国投资项目在线审批监管平台，建立新能源项目集中审批绿色通道，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单，推进实施企业投资项目承诺制，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本。推动风电项目由核准制调整为备案制。以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体统一办理核准（备案）手续。风电项目前端周期收窄，东中南等地区项目存在时间成本与经济成本优化空间。

4. 老旧风机替换项目： 2021 年 12 月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿，正式为老旧风机的技改升级确定了明确可循的政策支撑。2022 年 3 月 2 日，《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》提到，推动存量新能源升级改造，开展风电以大代小工程，鼓励对单机容量小于 1.5MW 或运行 15 年以上的风电场，进行系统升级优化改造。据风芒能源统计，截至 2018 年底 1.5MW 及以下机型装机容量为 98207.6MW，若此类风机全部退出，实施“以大换小”，并假设以 1:2 进行扩容，将产生带来 200GW 风机市场。

海缆：海风加速平价展望高成长，电压等级与输电距离提升展现产业成长潜力。海缆作为海上风电系统核心构成部分，龙头企业在2021海风抢装潮中，盈利获得比较显著增长。由于海风产业链展现出加速平价态势，十四五国内海风项目推进有望超出预期，海缆龙头低业绩预期有望被修复，叠加后续海风规划空间展现，风电海缆环节景气有望提升，静待产业利润呈现高增长，并且随着海风项目离岸距离提升，风场规模增加，海缆相关环节价值量成长性强。

塔筒管桩：充分享受海风成长空间，海外市场与结构性变化拓展盈利空间。参照 2021 海风装机数据，全球海上风电装机量主要分布在中国（48%）及欧洲（44%），欧洲海上风电桩基的主要解决方案为单桩产品，但欧洲主要桩基供应商 SIF、EEW、Bladt、Steelwind 年供应能力（设计产能）之和不足 600 根，其中 50%的产品直径在 11m 以下，生产能力远远不能满足欧洲风机大型化所带来的大直径大吨重的产品要求，结构性缺口给我国企业带来较好渗透空间。

轴承：整机环节降本驱动，风电主轴轴承进口替代逻辑增强。随着国内整机环节降本压力推动国产化替代进程，作为精密件生产工艺更复杂，综合要求更高，被认为是风机国产化的核心难点之一的主轴轴承进口替代逻辑有望增强。随着例如新强联等国产品牌主轴轴承陆续通过整机厂商验证，国产化替代窗口将持续打开，叠加国内市场空间有望迎来坚定增长，风电轴承赛道龙头有望迎来“成本端修复+需求端增长”的成长逻辑。

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