1、 消纳与电改是明年最重要的投资主线
1.1、 分时电价设置及峰谷价差是判断消纳的核心指标
“全国新能源消纳监测预警中心”从 2021 年 5 月开始逐月披露全国新能源并网 消纳情况。从 2021-2022 年数据来看，电力需求淡季时段如农历新年、疫情管 控、春秋季节等，新能源电力利用率较低；电力需求旺季时段如 6-8 月，新能源 电力利用率较高。 从 2023 年 1-6 月数据来看，河北、蒙东、蒙西、甘肃、青海等地区，风电或光 伏利用率低于 95%，新疆、吉林则是某单月风电或光伏利用率低于 95%。新能 源集中式电站和分布式项目快速放量的省份，新能源消纳存在一定压力，原因在 于：（1）当地用电量增长有限，致就地消纳能力有限；（2）特高压等送出线 路建设进度有一定迟缓；（3）新能源发电特性致各电源、灵活性调节资源配合、 电网调节压力增大。
全国新能源消纳监测预警中心统计的全国新能源并网消纳数据是“存量+增量” 的整体情况，利用率数据不一定对边际变化很敏感；因此，各省的分时电价设置 以及峰谷价差是可追踪的判断消纳的核心指标。 （1）2023 年，山东、山西、浙江、河北、青海、甘肃、蒙西、新疆、宁夏等地 区将光伏发电高峰部分时段设为谷电价或深谷电价，反映了光伏消纳问题，通过 价格机制合理安排光伏建设，同时推动灵活性调节资源（火电、抽蓄、储能等） 的建设。 （2）灵活性调节资源均有各自问题：火电灵活性改造低于预期、抽蓄建设时间 较长、新型储能利用率不高、特高压建设进度相对缓慢。如果不采取更有效的措 施，消纳压力会一直存在，越来越多的地区会将新能源发电高峰时段设为谷电价， 或将谷电价时段拉长。
1.2、 新电改迫在眉睫：建立公平、高效的电价机制
电改：早期的电改是经济和用电量快速发展，为满足电力供应及安全，调动电力 生产积极性、推动市场经济的结果；“2015 年 9 号文”电改的核心是：“管住 中间，放开两端”，火电市场化开启，逐步放开上网电价、销售电价，售电公司 应运而生，但直到 2021 年火电才全部市场化； 新电改：“双碳”和新型电力系统的背景下，新能源发电占比提升导致的系统波 动性增强是最显著的特征。传统能源、新能源、各类灵活性调节资源，如何能够保障电力供应情况下，更公平、更高效、更低成本的调配是重点方向；而深化现 货市场建设是新电改核心中的核心。
新电改：2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过了《关 于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》；同月 13 日，国家能 源局提出全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定“1+N”基础规则制 度。2023 年 9 月 18 日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基 本规则（试行）》，从市场成员、市场构成与价格、市场运营与市场衔接等方面 明确了电力现货市场建设路径，规范电力现货市场机制设计并进一步提出电力现 货市场建设运营要求。电力市场化逐步深化，形成较为完善的电力中长期、电力 现货交易制度，形成容量电价、市场化的电量电价、辅助服务电价机制；而后推 动实现电碳结合。
（1）2021 年电力供需偏紧推动火电基本完成市场化，但新能源市场化仍属于行 政安排，更多比例的新能源未来要参与电力市场及电力现货交易； 根据北京电力交易中心统计： ① 2020-2022 年，新能源市场化交易电量分别为 1317.80、2136.57、3464.94 亿千瓦时，分别占新能源交易电量的 24.13%、28.28%、38.42%，新能源市场 化占比逐渐提高。 ② 2022 年，天津、冀北、山东、福建等 18 个地区新能源参与了市场化交易， 蒙东、陕西、冀北、黑龙江、山西、新疆、宁夏、青海、甘肃 9 个地区新能源市 场化占比比较高。
目前，新能源电力市场化以中长期交易为主，电力现货比例较低，电价反馈机制 依然不是特别敏感。新能源进入电力市场的目的在于通过电价机制对冲新能源发 电不稳定的特点，以更高效的满足电力供需，不至于出现缺电或者弃风、弃光现 象。机制建立后，各类电源、灵活性调节资源在一个相对公平的电力市场中，能 够更高效的配合，从而实现较优的新型电力系统的运行机制。
（2）火电作为重要支撑电源和灵活性调节资源，且边际成本不为 0，未来有望 推出容量电价； 2021-2023 年，电化学储能招标、建设热度较高，在地方新能源强配制度和地方 财政支持下，各地审批通过建设项目规模较大，但经过两年发展出现了一定问题： 根据中电联 2023 年 3 月发布的《2022 年度电化学储能电站行业统计数据》， 2022 年中国电化学储能电站的利用率较低，电化学储能项目平均利用系数为 0.09（日均利用小时 2.27h），电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配 储，其平均利用系数仅为 0.03（日均利用小时 0.77h），电网侧储能平均利用系 数 0.07（日均利用小时 1.61h），用户侧储能运行相对充分，平均利用系数 0.19 （日均利用小时 4.44h），总体利用率较低。
出现利用率较低问题的核心在于：电价机制、接入电网标准机制不完善，导致作 为重要灵活性调节资源之一的电化学没有发挥效用。当前，面对缺电、新能源消 纳压力，加之抽水蓄能建设周期较长，短期能够较快理顺商业模式且发挥效用的 则是火电。火电在新型电力系统的定位：重要的支撑性电源，同时起到灵活性调 节功能性作用。
我们对火电容量电价的补贴数额进行了敏感性测算。在考虑了社会综合用电成本 相对稳定的前提下，我们认为当前单位容量补贴总体合理水平可设定在 100-150 元/千瓦，这样可使当前社会综合用电成本不受影响。后续随着火电参与电力系 统灵活性调节程度的提升，可不断增加容量电价补贴力度；同时随着新能源进入 电力市场化程度的不断提升，也将逐步付出更多的灵活性调节成本；终端用户端，在优先保障民生用电稳定的前提下，工商业用户将随着峰谷价差、阶梯电价的拉 大，付出一定的成本。
（3）绿证和碳市场建设加速，最终实现新能源获得环境收益但需要付出一定的 调节成本，火电/煤炭付出一定的环境成本但可以获得调节收益。 ① 2023 年 3 月 30 日，生态环境部发布《关于公开征集温室气体自愿减排项目 方法学建议的函》，这被业内解读为吹响“CCER 重启号角”； ② 2023 年 8 月 3 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做 好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。
1.3、 重点关注配网及数字化、火电、工商储能投资机会
（1）高压侧到配网及数字化领域的超额收益 特高压作为西电东送的重要一环，是解决消纳问题的抓手之一，2023-2024 年是 特高压核准大年，2024-2025 年将是特高压建设大年。资本市场对此已有预期， 在 2023 年上半年相关概念公司股票也取得较好的超额收益。我们认为该逻辑将 延续，适合波段性操作。
而配电侧及电网数字化细分领域，资本市场在 2023 年 1 月，因分时电价设置， 2023 年 5、6 月份，因山东负电价、电力供需偏紧具有一定热度，彼时股价上涨 也较多；但后因国网招标、下游经济弱复苏导致相关公司业绩兑现度不及预期， 股价调整较多。我们认为：电网数字化招标和配电网招标将呈现逐步提升态势， 明年经济复苏概率也较大，当前市场预期较低，这都将有利于配电侧及数字化领 域的投资获取超额收益。
6 月 2 日，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，其中提出要“推 动分布式智能电网由示范建设到广泛应用，促进分散式新能源并网消纳。围绕分 散式新能源并网消纳、边远地区供电保障、工商业园区个性化用能需求等典型场 景，积极开展分布式智能电网示范建设。提升分散式新能源可控可调水平，完善 源网荷储多元要素互动模式，满足更高比例分散式新能源消纳需求，推动局部区 域电力电量自平衡，加快分布式智能电网广泛应用。持续推进配电网标准化、透 明化、智慧化建设，适应分布式智能电网发展需要。”
9 月 26 日，国家发改委等部门印发《电力需求侧管理办法（2023 年版）》，提 出到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%—5%，其中年度最大 用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上；到 2030 年，形成规模化的 实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内需求 侧资源共享互济。 能源系统的结构将转变为集中式与分布式相协调，分布式结构在能源互联网的演 变趋势中将产生巨大的增量发展空间，如储能（储能系统）、虚拟电厂、综合能 源管理服务、城市充电站、智慧园区等，相关业务的发展将带来大量的电力信息 化需求。
综合能源服务市场空间：根据清大科越招股说明书（申报稿）中援引自中国电力 企业联合会《综合能源服务发展情况研究》中的有关数据，预计 2020-2025 年， 我国包括能源互联网在内的综合能源服务产业市场潜力规模将由 0.5 万亿元增 长到 0.8~1.2 万亿元；2035 年步入成熟期，市场潜力规模约在 1.3~1.8 万亿元。
（2）火电估值重塑及灵活性改造 容量成本回收机制是保证电力可靠性的重要支撑。随着系统电源结构中新能源占 比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机利用小 时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为 主、电量为辅的调节及备用保障电源。容量电价本质是体现煤电容量支撑调节价 值，保障电力系统稳定安全。 容量电价的推出，有望重塑火电运营商的收入结构，使收益更为稳定。同时火电 灵活性调节能力也是获得容量电价的重要前提条件，因此火电灵活性改造工作也 将进一步推进。
（3）工商业储能景气性将延续 工商业储能属于配电侧储能系统应用范畴，与新能源电站侧强配、独立储能的商 业模式存在差异，对峰谷价差及配电网、充电桩、电力需求侧响应建设更为敏感。 在减碳要求提升、综合电价提升和峰谷价差拉大、配网及负荷侧数字化要求更高、 明年经济复苏的概率增大的情况下，工商业储能的景气性将延续。
综上所述，分时电价设置及峰谷价差未来或将进一步拉大；新电改“1+N”政策 也将持续推进。投资方面：（1）特高压逻辑延续，超额收益转向配网及数字化： 利好综合能源改造、微电网、虚拟电厂、电网数字化软件；（2）火电容量电价 有望推出，推动功能性价值重新定价：利好困境反转的火电运营商、火电估值从 周期股向公用事业股过渡的火电头部运营商、火电灵活性改造公司；（3）工商 业储能收益商业模型清晰：利好设备集成商、具有软件及数字技术集成商、工商 业储能的供应链如 PCS、电池公司等。
2、 新技术带来产业升级新成长方向
2.1、 800V 快充实现电池、车、充电桩革新共振
为了解决电动车用户群体从先锋用户转向大众用户，以及需求重心从续航里程转 向补能效率，新产品的定位为实现普通大众的快速补能。而“千伏”高压架构是 实现电动汽车 5-10min 快充的必然趋势。根据华为发布的《中国高压快充产业 发展报告（2023-2025）》，800V 架构的电动汽车销量在 2023-2026 年将从 121 万辆到达 580 万辆，3 年实现 3.8 倍增长。2026 年底 800V 以上高压平台车型 保有量将超 1300 万辆。
2023 年 8 月 16 日，宁德时代发布全球首款磷酸铁锂 4C“神行超充”电池，实 现“充电 10min，神行 800 里（400km）”。超充电池不再是高端用户选配， 而成为电动车的标配产品，预计 2023 年底量产，2024 年一季度上市。 材料、结构、体系全方位创新实现 4C 超充，负极改性及包覆受益弹性大。超电 子网正极、石墨快离子环、超高导电解液配方、超薄 SEI 膜、高孔隙率隔离膜等 技术创新共同为 4C 超充的实现打下基础。我们认为，负极是实现快充的核心环 节。石墨快离子环技术对石墨表面进行改性、多梯度分层极片设计，实现快充与 续航的平衡。负极包覆材料用量提升是受益于超充电池的重要方向。
2023 年内国庆期间，华为全液冷超充站落地川藏线，超充进展加速。超充“一 秒一公里”：最大功率 600kW，最大电流 600A。可靠性高：全液冷技术，耐 高温高湿，防尘防腐。匹配特斯拉、小鹏、理想等乘用车及货拉拉等商用车。 2023 年 4 月上海车展华为全液冷超充即已亮相，融合光储，实现了液冷、高压 防护、功率分配等技术运用，实现 10 年 IRR 提升 66.7%。液冷确保 10 年使用 寿命，全模块化单柜最大功率 720kW、12 枪输出，市电利用率提升 30%，TCO 下降 40%。目前液冷超充桩较传统的直流桩单瓦投资额高出较多，依然有待规 模化降本；如果从度电成本角度来看，10 年整站度电成本 0.34 元/kWh，分别 较一体桩、风冷堆低 35%、26%，投资回收期为 6.7 年。
根据华为发布的《中国高压快充产业发展报告（2023-2025）》，2023 至 2026 年若要满足 1300 多万台高压快充需求，2023 至 2026 年需增加 98 万台 1000V 高压直流桩，每年平均约 20 万台增量，增速也较为可观。
高压快充需要电池-车-桩端协同升级使产业迎来共振发展，电动汽车企业 800V 高压平台车型陆续推出，宁德 4C 快充电池加速超充落地，华为 600kW 全液冷 超充站引领技术趋势。投资方面： （1）快充电池：负极、电解液材料、包覆材料是核心，同时通过极耳、pack 重新设计增加导热面积； （2）整车架构：电驱、电控需要 SiC 器件应用，PTC、压缩机，OBC、DCDC， 线束、连接器、熔断器都需要耐高压设计； （3）超充桩：液冷模块、液冷终端（充电枪线）是核心，熔丝、接触器及备用 电源需要更新。
2.2、 特斯拉人形机器人再进化，国产供应链受益
2021 年 8 月，特斯拉年度 AI 开放日，马斯克首次展示了“擎天柱”人形机器人 的想法；2022 年 9 月 30 日，人形机器人擎天柱 Optimus 原型机首次亮相，“擎 天柱”身高 172CM，整体重量 73kg，行走功率 500W，坐姿功率 100W。2022 年 11 月 30 日，OpenAI 公布了其研发的一款对话式 AI 模型 ChatGPT。随着 AI 技术的不断进化，对社会生产力跃迁将起到重要推动作用。传统机器人已经进入成熟期，机器人产业正在向“智能化”迈进。机器人是通用 人工智能的最终载体，在 AI 的加持下，智能机器人也在不断进化，具有类似人 类智能的广泛能力的人工智能系统，可以像人类一样进行感知、推理、学习、决 策、规划等多种任务，在未来也值得期待。
当前，机器人正由 L3 向 L4 发展，自主性尚待继续提升。L1-L2：通过编程或示 教将动作指令输入机器人中，只能刻板地完成程序规定的动作；L3：配备视觉、 声音、力度等传感器，能根据传感器获得的信息对环境有基础感知，实时调整工 作状态；L4-L5：拥有更丰富的传感器和更高的智能水平，不仅能获取并处理外部综合信息，甚至能据此自己制定行动目标，其智能主要体现在感知交互、独立 决策、自我优化三个方面。 根据中国电子学会组织编写的《中国机器人产业发展报告（2022 年）》：预计 到 2024 年全球机器人市场规模将有望突破 650 亿美元，同比增长 12%；其中 2024 年工业机器人市场达 230 亿美元，同比增长 10%；服务机器人市场达 290 亿美元，同比增长 16%；特种机器人市场达 140 亿美元，同比增长 16.7%。
预计到 2024 年中国机器人市场规模将有望突破 251 亿美元，同比增长 19.5%； 其中 2024 年工业机器人市场达 115 亿美元，同比增长 16.2%；服务机器人市场 达 102 亿美元，同比增长 23%；特种机器人市场达 34 亿美元，同比增长 21.7%。特斯拉 Optimus 人形机器人已经获得进化，现在能够仅依靠视觉来对物体进行 分类，无需任何规则代码就学会分拣物品。2023 年 7 月特斯拉举行的 2023 年 第 2 季度财报电话会议中，马斯克表示他认为目前只生产了 5-6 台机器人。 Optimus 机器人数量虽然少，但未来每个月都会增加，执行器、传感器和整体 机械结构更多升级还在后面。
投资方面：人形机器人赛道正处于百花齐放、百家争鸣的前夕。人形机器人产业 链中上游公司会优先受益，分为执行总成、控制系统、视觉系统、动力系统；执 行总成中：行星减速器、空心杯电机、无框力矩电机、力矩传感器、轴承、丝杠 等国产零部件厂商将受益。
2.3、 光伏融资收紧，电池新技术博弈持续进行
光伏电池环节阶段性超额收益推动电池新技术公司股价上涨。复盘 2023 年 Q2 光伏行情，上游硅料、硅片产能逐渐释放致价格和单位盈利下降，下游国内、海 外需求回升致组件价格有一定支撑，而电池环节由于 TOPCon 有效产能释放较 少，导致电池环节阶段性可享受一定超额收益，进而带来了 TOPCon 龙头、BC 龙头公司股价上涨。然而光伏产品价格博弈具有一定周期性，进入 2023Q3，海 外库存去化较慢，组件价格下跌；同时，光伏行业融资收紧，国内装机需求较好，硅料、硅片环节一般都是一体化公司，没有进一步采取更激进的降价措施，导致 光伏电池环节超额收益降低，相关公司股价下跌。
融资收紧意味着 3 年的光伏扩产周期的终结，行业进入存量博弈时代。一方面， 市场依然对于明年光伏需求存在较大分歧；另一方面，市场也在观察光伏哪个环 节因为有效供给不足，仍可留存一定超额收益。
根据上海有色网：截止 2023 年 8 月底，约 36 家电池设备已进场，涉及项目基 地达 55 个以上，产能达 300GW 以上，而预计 9 月量产 Topcon 电池的企业仅 有 25 家。 限制投产进度的因素主要有以下几个方面：①厂房建设工程节点滞后，拖慢了施 工进度；②电池厂投资资金未按时到位，设备购置缺乏资金，设备提货进度放缓； ③7-9 月为电池设备集中交付期，设备厂商交付节奏不一致，部分设备出现延期 交付；④部分配件如石英器材等产能紧张，无法满足按期交付需求，影响电池厂 的设备调试及量产进度；⑤Topcon 电池生产调试难度较大，良率控制、效率提 升都极具挑战性，电池厂在厂设备开线率较低等。
从实际产出看，2023 年 1-8 月 Topcon 电池总产量 55.13GW，低于年初预期的 74.32GW。7-9 月 Topcon 电池的量产进度明显加快，9 月 Topcon 电池排产量 达 16.46GW，并且有望在四季度月均排产量达 25GW 以上。 投资方面：（1）虽然当前 TOPCon 规划产能较多，但明年真正的有效产能或低 于预期，一方面由于融资收紧，另一方面因为 TOPCon 爬坡难度导致不同产能 差异较大；（2）市场对于电池新技术的炒作，在于硅料、硅片环节价格战进一 步延续，同时光伏需求能逐步改善；（3）在需求改善同时有效 TOPCon 产能低 于预期的前提下，市场依然会博弈电池新技术，电池利差依然有望阶段性扩张， 当然 TOPCon 的弹性会降低，其他新技术当前预期较低，如果有新的进展，轮 动顺序：BC 电池>钙钛矿>叠层/异质结电池>TOPCon。
3、 外围压力碳约束或加强，内外兼修双循 环
碳价体现当地减碳政策力度、综合减碳成本、碳市场规模及流动性。欧盟、美国 的碳配额价格显著比中国要高，原因在于我国全国范围的碳市场刚起步、制造业 具备成本优势、能源及劳动力价格相对较低。 近期，欧盟对中国电动汽车出口进行反补贴调查，旨在削弱中国制造业在欧洲的 竞争力；欧洲与中国制造业竞争加剧，碳关税（碳边境税）一直是一个重要手段。 此外，中美博弈也会在未来很长一段时间持续存在，碳减排认证标准、碳价标准 如何，是后续博弈的重点。在外围压力下，碳约束或加强，碳价可能也会提升。
3.1、 CCER 重启完善碳市场，推动碳循环、碳减排
2021 年元旦起，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动。2023 年 9 月 15 日，生态环境部部长黄润秋主持召开部务会议，审议并原则通过《温室气体 自愿减排交易管理办法（试行）》，意味着 CCER 逐步开始重启。 CCER 交易有望给可再生能源企业和林业碳汇企业带来额外收益，但是和碳配额 交易市场类似，CCER 交易的活跃度和价格同样取决于实际的供需关系。根据我 们在 2021 年 6 月 11 日外发报告《新能源、环保领域碳中和动态追踪（十三）： CCER 的供需及纳入交易概率解析》中的测算，我国 CCER 市场的供应相对过剩， 从当时的视角来看，最终仅有约 20%的 CCER 项目有望纳入交易并获得额外收 益，能否成功纳入交易是一个概率问题。假若供给过剩，则会导致价格失灵。因 此，2017 年 3 月 17 日，国家发改委发布公告，暂缓受理温室气体自愿减排交 易备案申请。
关于 CCER 方法学： 方法学是指导温室气体自愿减排项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据， 对减排项目的基准线识别、额外性论证、减排量核算和监测计划制定等具有重要 的规范作用。 2023 年 3 月 30 日，生态环境部办公厅公布《关于公开征集温室气体自愿减排 项目方法学建议的函》，向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议。
并且将建立完善温室气体自愿减排项目方法学体系，全面提升方法学的科学性、 适用性和合理性。 2023 年 7 月 7 日生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》 （征求意见稿），其中规定：生态环境部负责组织制定温室气体自愿减排项目方 法学。 10 月 24 日，生态环境部制定发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发 电、红树林营造等 4 项温室气体自愿减排项目方法学。
与电力市场改革的协同：随着电力体制改革持续进行和碳排权交易机制的完善， 电力行业和企业将面临两个竞争市场——售电市场和碳排放权交易市场。中国电 力行业的重大改革正在与碳市场同步实施，同样也将推动高效、低排放和成本最 低资源的利用。如碳交易配合中长期电力合同，效率较高的电厂由于其在价格方 面的优势，有望获得生产和收入转移。 碳交易市场是实现碳中和的重要抓手，长期来看将成为企业经营的重要影响因 素。随着 CCER 审批迎来重启，可再生能源有望获得额外竞争优势和附加收入， 碳约束与碳收益将深刻改变传统能源与可再生能源的比较优势和优先次序。风电 等新能源、林业碳汇公司有望获得额外竞争优势和附加收入。
3.2、 氢能产业链降本加速推进，有望弥补电能的不足
氢能投资需要优先关注三个指标：绿电价格、大宗能源商品价格、碳价。原因在 于绿电是绿氢的成本项，绿氢可以进一步制备绿氨、或用于燃料电池车；大宗能 源商品是氨、燃油车的成本项，而碳价则是需要付出的环境成本。 绿电的价格在新能源制造端不断降本的前提下持续降低，中国西部部分地区已经 可以实现低于 0.2 元/kWh 的绿电生产成本，如果是市场化或弃风弃光的电力价 格将更低。在大宗能源商品价格处于中高位、且碳价有可能上升的情况下，氢能 产业链将越来越具有性价比。
我们对碱性电解槽电解水制氢、制绿氨、绿色甲醇成本进行了测算，在当前绿电、 绿氢成本下，绿氨已经具备一定性价比，更多是工艺调整；而绿色甲醇尚不具备 性价比，但当绿电、绿氢价格进一步降低、碳价提高的情况下（比如采用当前欧 洲的碳价进行计算），绿色甲醇也将具备性价比。当前，在新能源电价较低的区域，绿氨具有性价比，因此，绿氢-绿氨项目也将 快速推进，促进了绿氨、化肥产业向这些区转移。在交通领域，需要上中下游共 振降本，上游已经具备条件，中下游运输和加氢站建设、燃料电池车规模化也在 持续推进。我们认为，投资机会可以归纳为以下几点：
（1）绿氢制备电解槽正在放量，但碱性电解槽壁垒低，竞争较为激烈，2023 年 2 月份该领域相关公司的股价已经有所反映，但后续难以持续。我们建议可关 注出口、以及电解槽新技术研发等； （2）无论是绿氨还是燃料电池，运输是关键，氢气管网建设是重要方向，可以 重点关注氢气管网建设放量以及防止氢脆的新材料、新工艺路线等； （3）加氢站建设持续推进，氢气运输方式也在持续革新，进而给燃料电池车的 放量提供有力保障，建议重点关注车载气瓶及碳纤维、质子膜、铂催化剂的投资 机会。
3.3、 电力设备出口持续增长，绿色制造出海新亮点
逆变器出口与新能源（光伏、风电）、储能设备出口具有很强的相关性。2022 年，欧洲因俄乌局势能源价格大涨、美国“双碳”政策推动了整体出口数据较好， 而非发达地区则对新能源基础设施有建设需求，表现也较好。但到了 2023 年， 欧洲大宗能源价格下行、美国 IRA 法案限制中国新能源制造业等因素，导致逆变 器出口数据表现一般。
光伏、锂电池涉及高端制造核心竞争力问题，而逆变器产品虽关键但技术壁垒一 般，不至于受到严重的打压，鉴于其相关性较强，投资方面：（1）大宗能源商 品价格持续高位，则有利于逆变器产品出口；（2）中国和欧美贸易关系边际缓 和，则将有利于逆变器产品出口；（3）非发达经济体新能源基础设施建设依然 是中国出口的重要突破口，属于“一带一路”概念投资范畴。
变压器产品应用领域较多，66kV 以上变压器较难进入美国市场，66kV 以下限制 则较少；变压器产品进入东南亚、非洲、南美较为容易，进入欧洲市场亦不存在 过多限制。电表更趋近于配电侧，能源基建及电力物联网有助于数量增长；隔离 开关和断路器属于一般电网投资。综上我们认为，在投资方面： （1）历史上看，全球各地电网基础设施建设投资一直较为稳定，相关的电力设 备出口数据增速也较为稳定，在特定时间如新冠疫情、俄乌冲突则会有一定扰动。 （2）非发达经济体能源基础设施建设需求及中国“一带一路”倡议，有利于中 国电力设备出口增速提升； （3）发达经济体对中国电力设备产品出口的限制小于光伏、锂电等新能源产品， 随着发达经济体“双碳”战略及能源基建设施推进，中国电力设备出口在发达经 济体中的渗透率有望逐步提升； （4）全球配网及电力数字化投资增速会加快，有助于带动电力通讯、电表、电 力物联网产品出口。
4、 理性看待新能源板块的周期性，静待再 成长
4.1、 核电：年度核准预期趋稳，把握关键零部件机会
从政策上，“双碳”目标重塑国内核电低碳能源地位。我国核电发展的政策历程 可以分为四个阶段，从开始学习引进到积极推进核电发展，再到福岛事故后核电 陷入低谷期，如今“双碳”政策下核电快速重启： 1991 年-2005 年，引进学习外国核电技术，适当发展核电。 2006 年-2010 年，积极推进核电发展，统一核电技术发展路线，引进外国先进 技术，吸收并再创新。 2011 年-2020 年，日本福岛核事故发生后，国务院立即做出重要部署，明确要 求抓紧编制核安全规划，坚持“安全第一”方针。 2021 年至今，在“双碳”目标下，积极安全有序发展核电，协助优化能源结构， 同时推进先进示范堆工程。
与国家政策相对应，国内机组开工状况基本与政策同步分为 4 个阶段： 2005 年以前适当发展核电，机组开工数量较少。 2006 年-2010 年在“积极推进核电发展”的政策下，国内机组开工数量快速增 长，2010 年核电装机容量突破 1000 万千瓦（达到 1082 万千瓦），在建规模达 26 台（2914 万千瓦）。2011 年受到福岛核事故的影响，为进一步保障核安全与防治放射性 0 污染，国 内开工机组有所减少，2015 年核电审批短暂复苏，16-18 年由于对三代机组安 全性考察审批再度停滞，导致 17-19 年机组开工数较少。
2020 年以后，在“双碳”目标的指导下，核电加速复苏。2022 年，我国新核准 核电机组 10 台，新投入商运核电机组 3 台，新开工核电机组 6 台，截至 2023 年 7 月 31 日，国务院核准山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡核电项目共 6 台 机组。按照《中国核能发展与展望（2022）》，我国自主三代核电有望按照每 年 6-8 台机组的核准节奏稳步推进；根据《“十四五”现代能源体系规划》，核 能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显。
在核电技术领域我国不断突破国外垄断，为核电发展提供保障。我国已建成完整 的核燃料循环产业链，可独立自主地开展铀矿勘探、铀转化与浓缩，核燃料组件 设计与制造，乏燃料后处理与放射性废物治理，能为核电的快速发展提供坚强的 后盾。2021 年 1 月，我国自有三代核电“华龙一号”全球首堆福清核电 5 号机 组投入商业运行，我国成为继美国、法国、俄罗斯等国之后拥有自主知识产权的三代核电技术的国家；22 年 2 月，我国自主研发并具有自主知识产权的全球首 个陆上商用模块化小堆玲龙一号（ACP100）在海南昌江核电基地钢制安全壳下 部筒体顺利吊装就位；22 年 12 月国家科技重大专项山东石岛湾高温气冷堆核电 站示范工程反应堆达到初始满功率，标志着我国四代核能取得又一重要里程碑节 点，向实现全球首座高温气冷堆示范工程商运再进一步。
投资方面：随着每年核电核准、建设稳步推进，市场对核电的预期将逐步趋于稳 定，核电关键国产化零部件（阀、材料等）、核电新技术（四代堆、小型堆等）、 乏燃料后处理（核环保）等将具有投资机会。
4.2、 海风：预期处于较低阶段，关注近海项目重启
在“碳中和”的大背景下，全球风电需求有望持续保持强劲。相较于陆上风电， 海上风电的开发潜力更大。全球：根据 GWEC 数据，2022 年全球陆风新增装机 容量约 68.8GW，海风新增装机容量约 8.8GW。中国：根据 IRENA 数据，2022 年中国陆风新增装机容量约 32.9GW，海风新增装机容量约 4.1GW。中国海风装 机下降主要是部分项目受“单 30”政策影响，招标和开工中断；且远海海风管 理办法也尚难出台。
招标：根据金风科技的统计，2022 年国内风力发电机组公开招标市场新增招标 量 98.53GW，同比增长 82%；其中陆风 83.83GW，海风 14.70GW。2023 年上 半年新增招标量 47.3GW，同比略微下降 7.5%；其中陆风 41.5GW，海风 5.8GW。 根据我们不完全统计，2021 年 9 月-2023 年 8 月我国海风招标量超 23GW (不含 框架招标) 。其中（1）广东前期招标量大，但项目建设推进较慢，后续规划容 量充足；（2）山东招标和项目建设均较快；（3）海南项目规划容量充足，23 年开始加速招标；（4）浙江项目稳健推进；（5）江苏项目前期受用海审批等 因素影响推进较慢，23 年项目开发迎来加速。
重点关注江苏等地海风开发与建设的重新提速：“十四五”期间江苏海风项目主 要包括射阳 1000MW、大丰 850MW 和大丰 800MW 共三个项目，以上三个项目 于 2022 年 1 月完成竞争性配置，分别由国家能源集团、江苏国信、中国三峡集 团牵头的联合体中标。 根据我们持续跟踪统计，自 2022 年 6 月的龙源射阳 100 万千瓦海上风电项目风 力发电机组设备采购（含塔筒）招标起，2022 年下半年和 2023 年上半年江苏 省海上风电项目的开发与招投标进度缓慢，我们认为主要受疫情、军事用海冲突、 海域使用审批较缓等因素影响。
2023 年 6 月起江苏省海上风电的建设整体迎来提速。（1）龙源射阳 100 万千 瓦海上风电项目：2023 年 9 月取得核准；（2）国信大丰 850MW 海上风电项目： 2023 年 9 月公示海域使用申请；（3）三峡能源江苏大丰 800MW 海风项目：2023 年 6 月进行风机和塔筒、海缆招标。 此外，2023 年 9 月 18 日，中电建采购招标信息平台发布相关公告，对江苏省 深远海海上风电示范项目场址 Z25、Z26、Z28、Z10、Z1 相关前期工作进行公 开询价，未来江苏省深远海海上风电开发亦有望持续推进。随着海上风电资源开发相关各部门之间进行统筹协同，用海审批等因素对海风项 目开发建设的影响有望逐渐消除。在不考虑深远海规划的情况下，基于近两年国 内海上风电招标 量，我 们预计 2023-2025 年我国海 风新增装 机量分 别为 7/10/12GW，整个“十四五”期间约 50GW。
盈利能力： （1）海缆：近年来二线海缆厂商的积极参与使得海缆行业竞争加剧，海缆毛利 率或将难以维持过去的高水平。头部海缆厂商东方电缆 2023 年上半年海缆系统 业务的毛利率有所回升，主要系附加值更高的超高电压等级海缆交付比例增加所 致。因此，海缆电压等级的提升能够有效支撑海缆产品毛利率，使其具有较强的 抗通缩属性。 （2）塔筒与管桩：2022H1 原材料价格高企，叠加风电需求较弱，导致 2022 年全年塔筒、管桩产品盈利承压；随着原材料价格积累一定的降幅，以及风电需 求逐渐复苏，2023H1 整体毛利率水平有所恢复。
4.3、 锂电：各环节盈利依次触底，静待出清反弹可期
从需求端来看，国内电动汽车销量增速趋于平稳，考虑出口，未来 2 年电动汽车 销量有望保持一定增速，需求增速尚可；但需要进一步考虑欧美对我国电动汽车 打压力度。 从供给端来看，各环节价格数据 10 月第 1 周较 2023 年初均有不同程度下跌， 电池级碳酸锂下降最多，近 70%。进入 10 月份，进口锂矿石减少，盐湖产量之 后环比或也将降低，叠加国内锂矿、锂盐、正极、电车库存都处于低位，补库拉 动期货价格，价格有所回归；和上游关联度较高的磷酸铁锂、三元正极材料、六 氟磷酸锂等，价格降幅仅次于碳酸锂；负极价格前期降幅较大，近期降幅减小； 隔膜格局较优，价格下降较少。
从各环节盈利来看，电池环节毛利率尤其龙头公司较为稳定；上游资源盈利与锂 供需及碳酸锂价格密切相关，博弈较重，磷酸铁锂及三元正极材料因库存损失毛 利率下降；六氟磷酸锂及负极毛利率已进入低位区间，需要进一步出清，六氟磷 酸锂仍会受碳酸锂价格影响，正极盈利能力是否见底需要结合锂价及该环节供需 持续观察；隔膜环节毛利率仍处于较高位置，未来有下降预期；铜箔及结构件毛 利率也进入低位区间，同时也受大宗金属价格影响。
投资方面：（1）当前依然以电池龙头宁德时代作为投资首选，二、三线锂电池 厂商明年会经历出清；（2）与 800V 快充相关的负极包覆材料及导电剂也需要 重点关注；（3）六氟磷酸锂环节正在出清中，建议重点关注龙头公司天赐材料； （4）锂价是否达到低点需要动态根据供需而定。
4.4、 储能：国内大储内卷美储尚可，户储静待库存消化
大储：2023 年 1-8 月，储能项目累计中标 18GW/45GWh。但国内大储因为商业 模型、接入标准等问题导致利用率较低，综合各类灵活性调节资源特点，火电容 量电价政策如果顺利推出，将推动火电灵活性改造量提升，对 2024 年国内大储 招标有抑制作用，当然从中长期来看，大储装机量依然可以维持较好增长。 另一方面，在资本市场和地方政府资金支持下，大储供给较旺盛，从中标价格来 看，价格仍在持续下行。2023 年 8 月，储能系统中标均价（2h）已经下跌到 1.05 元/Wh，EPC 中标均价（2h）已经下跌到 1.46 元/Wh。7、8 月份一体化企业开 始价格战，而 23Q4 价格是否会进一步下降，是当前储能行业重要的观测指标。
2023 年 6 月开始，美国大储市场装机明显回暖，6 月装机 1GW，7 月装机 1.5GW， 8 月装机 0.49GW。2023 年 1-7 月美国大储装机量为 3.8GW。（1）IRA 补贴细 则落地后，6/7 月份装机大幅上涨，EIA 预计全年装机 9.6GW；（2）EIA 预计 9-11 月装机环比有一定放缓，届时如果实际装机大幅高于预期值，会是超预期 的因素。根据 Wood Mackenzie 预测数据，美国大储依然能保持一定增速： 2023，大储/工商业/户储/合计，7.3/0.2/0.7/8.2GW，22.4/0.6/2.9/24.6GWh； 2024，大储/工商业/户储/合计，11.3/0.5/1.2/12.9GW，34.7/1.2/4.2/39.2GWh； 2025，大储/工商业/户储/合计，12.6/0.6/1.8/15.0GW，40.4/1.7/5.0/46.8GWh。 从供给端看，虽然供给侧也会存在价格竞争，但总体毛利率还是可以维持。
欧洲大储整体呈现增长趋势，个别国家存在装机的大小年。根据 LCPDelta 的欧 洲大储装机数据，英国新增装机占比最高，2022 年占比为 44%，2023 年占比 为 41%；意大利的装机增长最快，2022 年占比仅为 1%，2023 年占比为 23%。 英国：气电占比高，光伏占比低，对调峰需求的储能需求一般；风电占比高，对 系统调频能力要求高，2018 年由于 EFR（增强频率响应服务）的收益很高，储 能装机景气；2021 年以来，由于风电的占比持续提升，使得调频需求持续提升， 叠加盈利模式的不断拓展，带动装机大幅提升。意大利：进口电力高，保证能源 稳定性角度大力发展储能。但总体上来说，欧洲大储绝对装机数量和中美相比还 是略少。
投资方面：（1）虽然大储降价较多，也存在价格战，国内大储企业盈利压力加 大，但美国大储依然可以有较好增速，盈利能够有所保障，所以重点关注美国大 储。（2）资本市场依然认可户储是成长赛道，装机量仍维持高位，核心在于库 存消化和供给端优化进度；当前股价已经提前反映一定竞争因素，基本面方面单 位盈利还需要进一步压缩，从赔率角度值得关注。
4.5、 光伏：库存依然较高，产业进入供给优化阶段
光伏主链公司 2023 年 Q1-Q2 盈利实际是扩张的，但是光伏产业链价格因供给 释放而逐步下降，不同环节有其节奏差异。市场据此认为光伏制造端处于周期高 点，板块估值一跌再跌。此外，光伏制造端融资收紧，部分龙头公司定增，IPO 开始取消，这意味着行业资本开支收紧，我们也可以从 2023 年下半年光伏设备 公司股价下跌中窥见一斑。
从需求来看：2023 年，国内：疫情导致的延期项目、非全容量并网政策推动了 装机量提升较多；海外：组件价格下降带动了需求释放，但高利率依然会使部分 项目暂停，同时安装工人及消纳问题导致库存高企。 展望 2024 年，国内：市场普遍担心消纳问题致光伏装机量较低，新能源电力现 货政策可能导致电价承压；海外：利好因素在于组件价格处于低位，同时利率有 可能下行，碳约束可能加强；不利因素：欧美依然可能对光伏产品贸易打压，目 前库存依然较高。 我们认为：包括 CPIA 等预测数据仅可作为参考，海外尤其发达国家光伏需求变 数依然较大，但“一带一路”国家光伏需求刚性较强。所以，我们并不武断地对 2024 年海外需求做判断，建议紧盯需求。
根据 CPIA 和集邦新能源网数据，2024 年光伏制造各环节产能相对过剩，但由 于融资收紧，2025-2026 年的实质落地产能仍需观察。因此，2024 年，产业链 有望逐步出清、优化。而四个环节中，上游的硅料、硅片产能价格战将是重要关 注点；电池片涉及新技术，需要关注实际产能和成本曲线差异，依然可能成为博 弈点；组件环节因为初始投资成本较低且生产工艺相对灵活，产能利用率可以随 供需形势变化适时调整，处于次要位置。
投资方面：产业链出清、优化进度要具体观察价格战的剧烈程度，就 2024 年看 我们认为，（1）硅片+电池+组件或硅料+电池+组件一体化企业盈利恐将处于低 位状态，龙头公司会稍好，非硅成本较高的公司盈利会较差；（2）单纯的组件 企业或技术落后的电池+组件企业盈利及出货恐承压；（3）经历一段时间出清 后，如果季度需求反弹（如 24 年 Q2-Q3），有可能带动产业链价格反弹，具有 新电池技术的公司弹性较大；（4）客观看待光伏的下行周期，若电价上涨、消 纳问题得到较好解决、碳市场建立推动碳价逐步提升，光伏行业有望迎来下一轮 上涨周期。
（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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