（一）特高压正值投资高峰期，柔直潜力大
1、风光大基地带动特高压建设加速
“十四五”规划纲要提出，重点发展九大清洁能源基地及四大海上风电基地。2022 年 8 月，国家能源局代表 在“碳中和经济”论坛上指出，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地建设是“十四五”新能源发展的 重中之重。 风光大基地总规模 455GW。2022 年 2 月发改委和能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光 伏基地规划布局方案》，提出到 2030 年规划建设风光基地总装机 455GW。目前第一批 97.05GW 风光大基地已全面 开工，部分已建成投产。第二批项目清单已印发，部分项目已开工，规模约 200GW，直接投入超过 1.6 万亿元。第 三批项目清单已形成。 大基地外送比例高。由于风光装机大部分建设在远离负荷中心的三北资源区，可再生能源消纳压力大，需要 提升远距离输电容量。根据《方案》总结，“十四五”期间规划建成投产风光大基地总装机约 200GW，其中外送 150GW、本地自用 50GW，外送比例达到 75%。预计“十五五”期间规划建设风光基地总装机约 255GW，其中外 送约 165GW、本地自用约 90GW，外送比例约 65%。
一般而言一条直流线路最多可配送约 10-12GW 新能源装机。“十四五”风光大基地 150GW 新能源装机中， 需要新增外送通道容量约 92GW（占比 46%），对应 8-10 条直流线路，目前已规划 4 条，缺口 4-6 条。假设“十 五五”风光大基地 165GW 装机中约有 50%的容量需要新增外送通道，即对应 7-9 条直流线路。所以在“十四五” 和“十五五”期间，仅仅是风光大基地带动的特高压直流建设需求就将保持旺盛态势。 与此同时，随着可再生能源行业持续发展，全球电网亟待改造升级。2023 年 11 月 24 日，欧盟委员会公布一 份文件草案显示，将制定一项规模高达 5,840 亿欧元的计划，对欧洲的电网进行全面检修和升级，以应对越来越多 可再生能源带来的电力。2023 年 10 月 IEA（国际能源署）发布报告称，如果各国要实现其气候目标并维护能源安 全，全球电网的投资必须翻一番，达到每年 6,000 亿美元以上。经过多年坚强大电网运行考验，我国从事智能电网一次二次设备以及电网信息化软硬件产业的知名企业已在各自相关领域全球遥遥领先，未来有望复制“一带一路” 成果，在全球市场“遍地开花”。
2、2023 年-2024 年特高压直流密集核准招标
近年来我国特高压工程建设加速，特高压工程累计线路长度从 2016 年的 16,937 千米快速提升至 2022 年 44,613 千米。截至 2022 年底，我国已累计投运“20 直 16 交”特高压，其中国网 16 直 16 交、南网 4 直。
“十四五”期间国家电网规划建设特高压“14 直 24 交”总投资 3,800 亿元，南方电网负责藏东南送粤港澳大 湾区工程约 200 亿，合计约 4,000 亿。直流线路投资额一般在约 200-250 亿/条，部分长路线约 300 亿，15 条跨省 直流投资额约 3,000 亿。交流线路投资额主要取决于站点数，一个站基本约 20 亿左右，站点越多投资额也会越 大，正常情况下交流线路投资额在 100 亿之间。考虑到线路用地成本有差异以及部分线路较短，预计交流线路投资 额约 50 亿/条，交流投资总额约 1,000 亿。 特高压工程包括可研、核准、招标、开工、投运阶段。一般情况从核准到投运的建设周期约 18-24 个月，直流 配套的交流因工程量较小建设时长更短。如需在“十四五”期间建成投运，相关特高压直流项目最迟要在 2024 年 上半年获得核准。2023 年-2024 年特高压直流项目迎来密集核准招标期，预计有 9 条直流线路，目前 4 条已获得 核准正在建设，预计剩余已明确规划的 4 条将于 2024 年核准开工。
特高压投资可分为 2006-2010 年试验示范阶段、2011-2013 年第一轮高峰、2014-2017 年第二轮高峰、2018- 2020 年第三轮高峰以及 2021-至今第四轮高峰。根据国网最新规划，2023 年预计核准“5 直 2 交”，开工“6 直 2 交”，2023 年特高压直流开工规模为历史年度最高值，预计 2024 年/2025 年直流特高压核准开工 4 条/4 条。
3、特高压投资额大，站内核心设备充分受益
能源局数据显示，2023 年 1-10 月全国电网投资 3731 亿元，同比增长 6.3%。国网规划 2023 年投资总额将超 过 5,200 亿元，再创历史新高，同比增长 4%，其中特高压有望超过 1,000 亿元。2023 年 3 月、5 月、8 月、9 月和 10 月，国网特高压公司分别完成 5 批次集中采购招标。特高压投资可分为基础建设、铁塔和线路以及站内设备， 其中基建、铁塔和线路技术门槛较低，竞争格局分散，站内设备技术门槛高，呈现寡头垄断格局。
4、特高压技术朝着柔性直流方向发展
柔性直流输电是基于电压源型换流器（VSC）的新一代直流输电技术，采用 IGBT、IEGT 等全控型功率器件， 能够独立控制输出电压的幅值、频率和相位三大特征量，不依赖电网换相、谐波小、可独立调有功和无功功率等， 可有效提高电网运行的可靠性和稳定性，在孤岛输电、弱电网供电、新能源并网、海上风电外送等方向上有着独 特优势。由于所用换流元件的不同，传统直流和柔性直流对电网的需求不同。传统直流的送受两端都要有稳定、足 够强度的交流系统。柔性直流能够主动构网，对电网提供强支撑。在输电能力方面，柔性直流已经达到特高压等 级，但是电压等级和容量还无法达到传统直流输电的最高水平。
国网十四五规划提出加快柔性直流输电等技术装备研发，目前已在白鹤滩-江苏工程采用柔直输电，以及蒙西 -京津冀、陇电入浙工程可研招标文件提出将采用柔直技术。考虑到未来存在出现新增柔直线路规划以及部分省市 在十四五规划中提到提升柔性输电的情况，我们预计“十四五”期间陆上远距离柔直开工条数约为 3-5 条，2024- 2025 年 2-4 条。 南网十四五规划提到“新建直流受端以柔性直流为主，存量直流逐步实施柔性直流改造”，并已投建闽粤互联 工程、藏东南—大湾区中、南通道共 3 条背靠背工程，考虑到西电东送压力较大，我们预计“十四五”期间柔直 背靠背条数约为 3-5 条，2024-2025 年 0-2 条。
如东及汕头中澎二海风项目共计 2.1GW 规模已规划柔直送出，阳江青州 1-7 以及帆石一二深远海海风项目共 6.5GW 预计于 2021-2024 年建设，预期使用柔直送出，我们预计“十四五”期间深远海柔直送出有望达到 9- 11GW，2024-2025 年约 6-8GW。 根据南网研究成果，远距离柔直输送能力一般约 8GW/条，柔直背靠背输送能力约 5GW/条；陆上/海风柔直投 资每 GW 单价为 25 亿元/40 亿元，设备占比均大致为 60%，其中换流阀占设备的投资比重约 20%/35%。按照中性 假设模型推算，2024-2025 期间柔直总投资或达 1,005 亿元，设备总投资/核心零部件换流阀投资或为 603 亿/146 亿。
我国柔直输电电压等级、输送容量均处于世界领先水平。我国柔性直流输电技术起步较晚，自国网 2006 年组 织召开“柔性直流输电系统关键技术研究框架”研讨会后，行业迎来了快速发展期。根据南网统计，目前国际上已 经投运的柔性直流输电工程数量达到 51 个，总变电容量超过 60GW，其中风电送出工程 17 项，海上平台供电工程 4 项。国外仅有 ABB、西门子、阿尔斯通三家公司具备该技术的工程建设能力。近 10 年来，国网和南网已建成投 运或规划的柔性直流输电工程共 12 项，电压等级、输送容量均处于世界领先水平。其中，张北电网将柔直的输电 容量与可靠性提升至常规直流水平，昆柳龙特高压多端柔性直流首次将电压提升至特高压±800kV 等级，也是世 界上首个送出端采用常规直流、受端采用柔性直流的特高压三端混合直流输电工程。
柔直一大劣势是成本高。与传统直流相比，柔性直流输电的换流变压器、交流滤波器成本有所降低，线路部 分与传统直流没有显著差异，增量部分主要来自于换流阀成本增加。根据南网统计，传统直流输电设备中换流变的 成本是最高的，占比约 54%，而柔性直流设备的第一大成本占比是换流阀，比重约 57%；相较普通直流输电，柔 直的投资总成本高出约 40%。目前柔直换流阀的投资成本已由 2013 年南澳工程的 1,500 元/kW 下降至 2022 年广东 背靠背工程的 450 元/kW，降幅约 70%。我们预计，未来随着 IGBT、电容器等核心元件的进一步国产化，换流阀 成本有望进一步下降。 换流阀国产化制约柔直发展。我国柔性直流换流阀的装备集成技术已经处于国际领先水平，但是换流阀的子 模块功率器件、直流电容器等核心元件和控制芯片仍依赖进口。
柔直海缆尚处于起步阶段。在海风送出、海缆输电等场景，限于柔性直流输电拓扑结构，工程应用采用故障 率低的直流电缆作为传输线路，但直流电缆限制了柔性直流电压等级提升。目前，全球技术领先的电缆公司已普遍 具备±525kV 直流陆地电缆系统的生产制造能力，正在致力于开展±525kV 直流海底电缆系统的研发与试验。英国 和丹麦之间 Viking Link 项目采用±525kV/1400MW 高压直流输电连接，预计于 2023 年底投运。我国首个柔直海风 项目±400kV/1100MW 三峡如东项目于 2021 年建成。青洲五七项目或将应用±500kV/2000-3000MW 等级的柔性直 流输电送出技术方案，预计于 2024 年建成。
（二）智能电网信息化数字化孕育蓝海市场
1、虚拟电厂释放系统灵活性，算力是核心
虚拟电厂（VPP）是通过先进的通信、计算、调度、市场手段，把大量分散在电网中的分布式能源（即分布 式发电、可控负荷和分布式储能）进行聚合统一管理、协调优化，并释放系统灵活性，实现统一调度。虚拟电厂既 可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳、配合系统填谷。根据对外特征，虚拟电厂 可以分为电源型、负荷型、储能型、混合型。
虚拟电厂运营商是算法驱动，算力是虚拟电厂技术的真正内涵。虚拟电厂核心技术的本质是运营商基于对自 己所聚合资源充分了解的基础上，运用模型算法获得相关调控和交易决策的能力。未来，随着大数据、云计算、物 联网、区块链、AI 等新技术的发展，将数字孪生、机器学习、区块链等数字技术应用到虚拟电厂，将推动虚拟电 厂产业快速发展。 虚拟电厂运营模式的发展可分为邀约型、交易型、自治型三个阶段，我国正处于邀约型到交易型的转型升级 阶段。邀约型阶段由于电力市场建设还不够完善，政府部门或调度机构进行邀约，虚拟电厂通过需求响应来削峰填 谷，以及通过内部能效管理获得收益。交易型虚拟电厂可通过参与电力现货市场交易的辅助服务获得收益。自治型 虚拟电厂实现能源改革，项目主体逐步从政府转变为运营商，可跨区域自由调度，市场主体活力提升。
中央密集出台利好政策。近年来，国家发改委与国家能源局出台一系列文件支持虚拟电厂发展，从 2019 年前 虚拟电厂主要实行需求侧响应，逐渐转向参与辅助服务，并随着电力现货市场建设的不断推进向现货市场套利模式 转变。
需求响应方面，地方加速推进市场化进程。浙江、江苏、河北、四川等地陆续出台了虚拟电厂需求侧响应的 细则，明确参与规则、收益计算模式、响应时长以及响应价格，需求侧响应的营利性有望提升。总体来看，虚拟电 厂准入门槛多数为 1MW 以上，补偿基准价约 2 元/kWh，东部经济发达地区可高达 4 元/kWh，响应时段不同，价格 不同；浙江、河北等地区另增设了容量补贴。
辅助服务方面，我国部分省市已颁布虚拟电厂参与电力辅助服务市场准入条件、报价以及结算相关机制政 策。冀北虚拟电厂是全国首个全市场化运营的虚拟电厂，通过华北调峰辅助服务市场获得盈利，根据系统调峰需求 实时聚合调节接入资源，在新能源大发期间增加用电需求，减少火电不经济的深调状态。华北辅助调峰市场有日 前、日内市场，实行报量保价，服务费用=调峰费用×出清时长×出清价格，申报价格上限为 600 元/MWh。根据《能源》杂志统计，冀北电厂于 2019 年正式投运，目前平台有 3 个运营商（冀北综合能源、恒实科技、国电投中 央研究院），聚合 35 家用户、156 个可调节资源，总容量 35.8 万千瓦，调节能力 20.4 万千瓦。截至 2022 年底， 冀北电厂运营商和用户总收益超 670 万元，平均度电收益 182 元/兆瓦时。冀北虚拟电厂运行效果佳，起到了很好 的示范作用。
尚处于试点阶段，各省积极探索。从区域来看，虚拟电厂试点项目集中在广东、江苏、上海、河北、浙江等 地。从聚合资源来看，主要包括储能、负荷、分布式电源。示范项目的规模基本在 100MW 以上，主要是各地供电 局和电网公司，已建的虚拟电厂平台水平参差不齐，没有统一的标准和接口。从商业模式来看，江苏、浙江、广东 主要参与的是需求侧响应市场，上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点，冀北主要以参与华北辅 助服务市场为主。 在欧美发达国家，虚拟电厂已发展得较为成熟，调节形式多样有效。在欧美发达国家，虚拟电厂起步较早， 结合自身资源禀赋以及当地电力市场情况，通过定制化顶层设计，明确市场准入门槛，清晰划分各方权责利，提供 配套激励政策，实现商业化运行。欧洲以聚合分布式电源为主，北美以可控负荷需求响应为主，澳洲以聚合用户侧 储能为主，日本重点发展通过“光伏+储能”作为主要运行形式。
收益模式多元。欧美发达地区电力现货市场相对成熟，超额定价辅助服务，大力推动可再生能源发展与碳中 和，大体有用户侧响应、发电侧参与电力市场、混合模式、电网共建平台模式以及电网采购模式 5 种主要商业模 式。其中以用户侧储能和需求响应为主，参与电力市场交易，容量规模和交易规模较大。
德国电力市场自由度高，允许可再生能源以及聚合源荷资源参与电力市场交易。Next Kraftwerke 是德国最大的 虚拟电厂运营商，分布式资源覆盖多个欧洲国家，可以通过面向发电侧进行能源聚合、面向电网侧进行灵活性储能 供应、面向需求侧的需求响应获取收益。根据 Next Kraftwerke 公司公告，2022 年德国参与电力交易量约 15TWh。 美国通常由能源零售商及 Utility 企业运营虚拟电厂，峰值需求广阔，政府补贴和激励推动用户参与电网调度。 Tesla 是美国 VPP 龙头，与能源零售商合作开展虚拟电厂项目，提供低价 Tesla 储能电池或现金激励，换取户用储 能部分电力的控制权。Tesla 与电网合作，管理户用储能、光伏及负荷情况，实现聚合需求侧资源。根据公司公 告，2022 年加州地区 Tesla 通过 Powerwall 储能系统提供电量约 577MWh。
我国负荷型虚拟电厂发展空间有限。中电联预测 2025 年我国最大用电负荷将达到 16.3 亿千瓦，根据政策要 求，按照 2025 年最大用电负荷 5%削峰测算，约 8150 万千瓦负荷参与平衡条件，假定虚拟电厂比例占比接 1/3，虚 拟电厂整体投资按照 200 元/千瓦测算，2025 年负荷型虚拟电厂市场空间约 54 亿元。
电源型或混合型虚拟电厂发展空间更大，有望逐步成为常态化刚性需求。随着低压侧分布式光伏、电动汽 车、充电桩大比例接入，电网要求此类新业务要具备可观可测可控的基本条件。国网预测 2024-2025 年低压侧分布 式光伏新增装机将超过 1 亿千瓦，虚拟电厂整体投资仍按照 200 元/千瓦测算，2025 年电源型虚拟电厂市场空间约 200 亿元。
2、功率预测空间可期，AI 提高准确性
新能源发电功率预测是电力调控和管理的刚需。新能源电力不稳定性和电力系统实时平衡要求存在矛盾，电 网需要根据下游用电需求提前做出发电规划，并根据实时的电力平衡情况进行实时电力调节和控制。此外，发电企 业需要对新能源电站发电功率进行预测，了解和判断电站实时和未来生产情况，为经营管理决策提供依据。
新能源功率预测一般基于气象预报数据、新能源功率数据等动态数据，结合新能源场站位置和设备参数等信息 构建模型。根据时间分类，可以分为超短期预测、短期预测以及长期预测。我国电力管理规定，新能源电站必须每 天上报一次短期发电预测功率、每 15 分钟滚动上报一次超短期发电预测功率。长期预测一般适用于预测以年为单 位的长时间数据，多用于电网部署、制定年度运维方案等。
人工智能算法有效提高功率预测准确性。早期的物理驱动建模多是通过求解流体力学、热力学高维方程组等 方法，过程复杂，模型参数获取困难。近年来，基于人工智能算法的功率预测利用统计学和深度学习等方法来学习 历史功率和天气等数据样本的潜在规律，建立历史数据和预测目标之间的映射关系，有效提高了新能源功率预测的 准确性和效率。以金风慧能为例，其基于英特尔统一的大数据分析和 AI 平台—Analytics Zoo 将预测准确率从传统 方案的 59%提升到 79.41%。 市场空间可期，集中度高。沙利文《中国新能源软件及数据服务行业研究报告》数据显示，截至 2019 年我国 发电功率预测市场规模约 6.34 亿元，预计 2024 年市场规模或将增长至约 13.41 亿元（光伏、风电发电功率分别为6.51 亿元、6.90 亿元），2019-2024 年年均复合增长率达到 16.2%。在功率预测领域，企业的核心竞争力在于功率 预测的精度，对产品问题的快速反馈和对客户需求的及时响应等优质的后续服务。
3、数字孪生聚焦数采、模型两大环节
数字孪生技术即利用计算机对物理对象进行实时仿真模拟，辅助后续分析、决策。2010 年美国军方与 NASA 首次在航空航天器领域提出数字孪生应用场景，利用实时传感器、历史数据及算法模型来反映真实飞行器的实际状 况，便于实时监测及判断真实飞行器工况、是否需要检修、能否承担下次任务负荷等。得益于近年物联网、大数 据、云计算等技术的发展，数字孪生技术对复杂系统的仿真、分析、预测能力已远超传统解决方案，被广泛应用于 电力、城市管理、智能制造等领域。 政策明确技术地位。随着国家大力推动数字化转型，数字孪生得到国家各个层面政策支持。2020 年 4 月，国 家发改委印发的《关于推进“上云用数赋智”行动，培育新经济发展实施方案》明确数字孪生成为七大新一代数字 技术。科技部、工信部、住建部等部委密集出台政策文件举旗定向。
我国未来新型电力系统结构更复杂、设备更繁多、技术更庞杂的趋势已定，尤其是特高压电网将形成高强耦 合、高波动性的超复杂系统，传统机理模型和优化控制方法已经难以满足电网规划设计、监测分析和运行优化的要 求，数字孪生技术将在电力领域获得广阔的发展空间。中电联《电力行业数字孪生技术应用白皮书》指出，未来 数字孪生技术可覆盖电力规划、设备制造、运维检修等领域，赋能输、变、配、用电、调度全环节提升电网智能化 水平。当前数字孪生电网的主要功能包括监测电网实时状态、诊断电网异常原因、预测电网发展趋势、优化电网运 营策略等。在国网、南网及其他发电企业的头部电网公司主导下，数字孪生已在电网中有实际应用。 在特高压输电领域，2021 年南方电网开展了我国首个 800kV 昆柳龙特高压多端直流输电工程数字孪生建设， 聚焦地理环境、设备、台账、图形、实时运行、设备状态监测等动静态数据贯通，完成 1,452 公里线路、2,947 杆塔、2,691 处交叉跨越，3 个换流站建构筑物、20,000 余设备的特高压工程三维数字孪生工作，全面接入调度实时 运行、生产在线监测、周边气象环境等动态数据。
在变电领域，2022 年 2 月广州供电局投产的 220kV 磨碟洲变电站是广州首座数字孪生变电站，是南方电网 “智能电网重大关键技术研究与集成示范”灯塔项目以及智能变电领域试点项目，该变电站能实现机器人、摄像 头、智能门禁、温湿度控制器等设备的统一管理与控制，能替代人工开展巡视、操作等多种业务。 在配电领域，由于配电网台区数量众多且分布广泛、感知设备不足、基础数据质量较差等，传统运维管理方案 能力不足、效率低下且缺乏主动性，而数字孪生技术可通过集群建模、配置关键设备监测等方法实现配网数字化， 从而提升运维管理水平。2021 年乌镇为世界互联网大会投运了全球首个全感知智能配电房，配备了 124 套智能感 知元件以及多功能机器人，可实现实时高精度监控、故障演变趋势模拟、远程检修处理等，有效应对了会议当月高 峰用电达 27.5 万 kWh（超平时 5 倍）的复杂负荷情况。2022 年数字孪生系统再升级，在多技术加持下乌镇核心区 域供电可靠率达 99.9%，综合电压合格率 100%。
数据、模型、平台是我国电网数字孪生面临的最大挑战。1）目前运行监测、检修等数据在颗粒度、范围、频 率上均难以支撑全景数字孪生模型的构建，大部分设备状态监测存在盲区。当前国网在线分析模型约 4 万节点规 模，响应速度分钟级，暂无法匹配未来“双高”电力系统。2）当前各种数字孪生建模方法都只能仿真电网设备的 某个方面而非完整特征，需要开发更可靠、精确、稳定的模型；目前中国电科院已研发出毫秒级的大电网数字孪生 模型，正在落地验证。3）电网设备运行状态设计电流电压、温度、磁、热等物理场，因此电网数字孪生依赖于多 物理场仿真平台，当前电网分析的多物理仿真平台被国外垄断。
（一）全球市场高增，户储降温但前景依然乐观
国内储能尚处于爆发初期。在强制配储等利好政策驱动下，我国新型储能装机规模保持爆发式增长。据 CNESA 统计，2022 年全年新型储能新增投运装机为 7.35GW，而 2023 年 1-10 月该数字就达到 13.1GW。CESA 预 计 2023 年我国新型储能新增装机有望达到 15GW-18GW，同比增长 154%-205%；2023-2025 年合计增量 60GW， 2025 年末累计规模有望突破 70GW。国网研究院预测，双碳目标指导下，2060 年电化学储能装机容量将达 9 亿千 瓦，占比 5.8%，将成为继光伏、风电、水电之后第四大电力装机类型，2022 年-2060 年电化学储能的复合增速将 达到 11.8%。
新型储能后劲十足，电化学占主导。CESA 数据显示，2022 年底我国储能累计装机中抽水蓄能/新型储能占比 为 79%/20%。随着抽水蓄能开发接近饱和、新型储能技术逐步完善、规模成本效应显现，叠加政策推动，新型储 能装机迅猛发展，CESA 数据显示，23H1 新增装机中抽水蓄能/新型储能占比已为 18%/81%。国网预测 2030 年电化 学储能装机将达 150GW，2060 年 1,200GW，近抽水蓄能的 3 倍。考虑到技术成熟度、应用需求情况等因素，我们 预计 2025 年新型储能中锂离子电池占比将达 76%，全钒液流电池/压缩空气/氢储各占 9%/8%/3%，长时储能技术市 场空间将持续扩大。
储能政策持续出台。全国已近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，新建新能源项目 配储比例在 10%-20%，强制配储政策是首轮装机热潮的主因。但强制配储存在一定负面影响，比如拉低风光项目 收益率抑制需求，毕马威数据显示，配储 20%+2 小时时长会增加光伏/风电初始投资约 9%/17.5%，内部收益率降低约 1%。随着配储政策不断优化，同时辅助服务市场、容量电价、电力现货市场等相关政策在国家/地方层面密集发 布，各类储能项目的盈利机制有望逐步完善，将有效带动储能市场长期良性发展。
美国 IRA 利于储能装机长期增长。美国电网陈旧薄弱、结构分散独立，促使储能成为电力系统的刚需。2023 年 5 月美国 IRA 法案细则落地带来四大利好：1）储能系统无需搭配光伏就能获得投资税收抵免，独立储能正式纳 入补贴范围；2）安装储能系统最高可获得 70%的补贴，且补贴期限延长了 10 年；3）采用加速法计提折旧，有利 于企业快速收回成本。我们认为美国表前、表后储能均受益于 IRA 政策，美国全球储能第二大市场的地位依旧稳 固。伍德麦肯锡预测 2023 年美国大储及工商业储能将增长超过 100%，户储装机增长 43%。PV infolink 预测，2030 年美国电化学储能市场空间将达到 175GW/508GWh。 去库存压力下，欧洲市场降温。由于高分布式风光渗透率、高峰谷电价差以及较成熟的电力交易市场，欧洲 的户用储能发展得更快。EESA 数据显示，俄乌战争影响下，2022 年欧洲储能装机实现 5.1GWh，其中户储 4.6GWh。在强需求的刺激下，进入欧洲市场的户储系统约 9.8GWh，占全球的 40%，造成大量库存积压。然而 2023 年能源价格走低，需求增速不及预期，去库存成为欧洲市场的主旋律。我们认为，欧洲能源转型加速，户储 成长空间依旧广阔。PV infolink 预测，2030 年欧洲电化学储能市场空间达 65GW/245GWh。
（二）独立储能迎来大发展，盈利模式逐渐跑通
按照应用场景，储能可分为电源侧、电网侧、用户侧，单一应用场景面临经济性问题，收益无法覆盖成本而导 致发展受限。“共享”指大型独立储能电站既可满足电网调度要求，又可将容量租给新能源电站来满足其并网要 求，也可与用电负荷交互降低其用电成本等，实现“一站多用”、“各取所需”的效果。结合当前储能发展态势， 我们认为，独立共享储能将成为最主流商业模式。
独立共享储能的收入来源包括辅助服务、容量租赁、电力市场套利及政策补贴。2021 年底能源局发布的《电 力辅助服务管理办法》正式将新型储能纳入主体范围，目前辅助服务成为储能最重要的盈利来源。
调峰调频是电力辅助服务的最主要种类。调峰即在用电低谷消耗超发电量，在用电高峰弥补负荷缺口，从而实 现电力供给与需求在日内/日间乃至更长时间维度上的实时平衡。结合我国电力系统特性，调峰是储能最主要的任 务。我国电网频率为 50±0.2Hz，偏离该范围严重会导致电网崩溃，调频即在短时间内响应电网指令使频率稳定在 一定范围。调峰一般会设定准入门槛，补偿标准与结算电量各地皆有差异。调频方面则各地差异性更大。目前所有 省份均已建立辅助服务市场，市场规模在不断扩大。能源局数据显示，2023 年上半年全国电力辅助服务费用达 278 亿元，占上网电费的 1.9%，但距离国际 3%+的差距仍较大。我们认为辅助服务市场全国统一性的文件有待出台。
电力现货市场建设加快。储能可利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利。目前全国共有 14 个电力现货试点运行，其中山东是全国最先推行独立储能参与现货交易的试点省份，宁夏、湖南紧随其后。2023 年 9 月，国家发改委、能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，这是国家层面首次发布的电力现货市 场基本规则文件。《规则》规范了电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电量交易，以及现货与中长 期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。值得注意的是，电力现货市场与调峰服务存在替代关系，但 收益确定性弱于后者。 容量租赁模式需求源于强制配置，目前存在两大问题：1）价格低，据储能与电力市场统计，目前通过招投标市场平均租赁价格为每年 126 元/kWh，而各地政策指导价格平均为每年 243.5 元/kWh；2）租赁期短，招标租赁期 限最长仅 3 年，远低于政策指导及电站全生命周期。配储是大比例风光装机的必要条件，风光+储的平价是下一阶 段目标，我们认为随着配储政策逐步优化，容量租赁收益有望得到长期保障。 独立共享储能的盈利模式逐渐跑通。根据国网研究院测算，宁夏地区 100MW/200MWh 磷酸铁锂储能项目参与 深调峰辅助服务每度电补偿 0.6 元，年收益 3,240 万元，容量租赁 160 元/kWh，年收益 1,600 万元，基本能满足 6.5%的 IRR 要求。而根据 EESA 测算，山西省 100MW/200MWh 独立项目凭借电力现货市场套利+调频辅助服务+容 量租赁可实现 6%的 IRR，其中辅助服务收益/市场套利/容量租赁各占约 39%/34%/27%。
示范项目加速落地。自 2021 年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》出台，新型储能独立市场主体地位 得以确立。青海、宁夏等多省印发储能指导意见，均有提及共享储能。青海率先试点成功，2021 年 6-9 月通过共 享储能累计增发电量 0.9 亿 kWh，获取补偿费用超 5000 万元。目前各地均开建共享储能示范项目，2023 年 7 月贵 州首个大型独立储能电站中核紫云 200MW/400MWh 储能电站成功并网，10 月全国最大 500MW/2000MWh 共享储能 电站在甘肃开工，独立共享储能进入发展快车道。
（三）长时储能蓄势待发，液流/压缩空气空间大
长时储能是大比例风光发展的必要条件。长时储能常指额定功率下充放电时长超过 4 小时，可以满足数小 时、跨天/月/季乃至更长时间充放电循环的储能技术。据美国国家能源署研究，风光电力占比达 60%时，若要保证 不弃电则需要超 10 小时的储能。据麦肯锡测算，长时储能将于 2025 年起量，2030 年/2040 年全球长时储能装机或 达 150-400GW/1.5-2.5TW，累计投资额 2,000-5,000 亿美元/1.5-3 万亿美元，长储发展空间巨大。目前较成熟的盈利模式大部分基于容量（容量=功率*时长）计算，长时储能在辅助服务、电力现货市场等有望获得更高回报率。
政策明确长时储能地位。《新型电力系统发展白皮书》以 2030 年/2045 年/2060 年为战略目标重要时间节点， 制定了“三步走”发展路径，在储能侧明确指出长时储能目标：2030-2045 年规模化长时储能技术要取得突破，能 满足日以上尺度调节需求；2045-2060 年储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行。地方政府积极响应， 2023 年 7 月山东出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，为长时储能提供财政、推广等各方面支持。西 藏等地区将配储时长提升至 4h。
目前主流的长时储能技术包括抽水蓄能、液流电池、压缩空气储能、氢储能、光热储能等。结合技术成熟度、 能量效率、调节能力、建设及各方面因素，我们短期看好确定性最高的抽水蓄能电站，中期全钒液流电池、压缩 空气储能将快速落地放量，长期氢（氨）能将补齐能源转型最后一环。
抽蓄发展最成熟、短期确定性最强。抽水蓄能技术成熟、成本最低，成为当前新能源保消纳、电网调峰最重 要的长时储能方式，政策明确大力发展抽水蓄能建设。能源局数据显示，2022 年底我国抽水蓄能总装机 45.8GW。 据国网研究院统计，“十四五”新开工抽蓄装机约 35GW，累计投资超 2000 亿元，2025 年底累计装机实现 62GW 目标；“十五五”预计新开工超 50GW，2030 年底累计装机实现 120GW 目标，8 年复合增长率达到 12.8%。
全钒液流电池由正负极储液罐、电堆组成，通过外接泵施加机械动力使得电解液在储液罐和电堆间循环，电堆 内的钒离子因发生氧化还原反应得失电子，使化学能、电能相互转换。结构、原理特性决定全钒液流电池两大优 势：1）完美模块化设计及配置灵活性：电堆和储液罐分立，输出功率取决于电堆的大小，容量取决于电解液的体 积，增加功率和容量只需要增加电堆大小和电解液体积/浓度即可；2）整个反应仅是简单的元素价态变化，无危险 变量，本征安全性满足大储需求。
经济性初显。据国网研究院统计，全钒液流电池成本主要集中在电解液和电堆，合计占比可达 84%，尽管初 始投资成本较高，但由于电解液可循环且残值高，生命周期越长 LCOE 越低。目前全钒液流电池初始单千瓦投资约 3,000 元，度电成本约 0.68 元，已接近锂离子电池储能。国网新疆研究院预计 2030/2060 年单千瓦投资降至 2,100 元/1,680 元，度电成本降至 0.42 元/0.36 元。
降本围绕隔膜、集流体、电解液。首先，电堆内隔膜成本占比达 60%+，目前依赖进口，未来国产化替代及改 性处理是降本的重要方向。大连化物所开发的多孔离子传导膜可使电堆膜材料使用面积下降 30%，总成本下降 40%。第二，集流体借助导电塑料可代替价格贵、脆性大的石墨板来实现降本。第三，电解液可通过提升利用率降 本，也可以通过融资租赁方式降低投资方初始成本。大连融科与海螺融华在机阳海螺水泥 6MW/36MWh 项目中， 创新应用了电解液租赁模式，业主可以节省约 50%的初始投资支出，只需在使用期间支付租金和利息。 装机元年开启。据长时储能网统计，截至 2023 年 8 月，我国液流电池装机规模已达 220MW/865MWh，其中全 钒液流电池占比 90%+。据 CNESA 统计，今年 1-7 月全国签约备案的全钒液流电池储能项目超过 55 个，装机规模 达 8.5GW，主要分布在湖北、甘肃、河南、辽宁等地。目前在建项目 9 个，其中 5 个规模达百兆瓦以上，察布查尔 县和吉木萨尔县全钒液流储能项目储能容量为 GWh 级。
商业化进程加速。据不完全统计，截至今年 9 月底，我国在建、筹建压缩空气储能项目合计已达 6.635GW。 2022 年 5 月全球首个非补燃盐穴空气压缩储能于金坛正式并网投运，运行一年节约标准煤 4 万吨，碳减排放超 15 万吨。2023 年 10 月青海最大 200MW/800MWh 压缩空气储能项目正式开工，9 月全球首套非补燃型 300MW 级压缩 空气储能项目核心装备压缩机组全面下线。
氢储根本问题是经济性。氢储能完全绿色、能量密度高、储能能力强，或将成为最具潜力的储能方式，而当 前氢储能最大挑战在于缺乏经济性。国网研究院数据显示，当前氢储能平均造价为 1.72 万元/kw，度电成本约 1.82 元（储运占比 30%），远高于其他储能技术。未来随着核心装备系统技术突破以及规模化效应，国网研究院预测 2030 年/2060 年度电成本有望降至 1.54 元/0.34 元，若光伏 2025 年 LCOE 实现降至 0.1 元/kWh，绿氢成本竞争力将 显著提升。
电解制氢环节主要有固体氧化物电解、质子交换膜电解、碱性电解三种技术路线。质子交换膜电解法虽效率更 高，但受限于其贵金属用量大，未来应用或限于分布式小规模场景。据欧阳明高院士《绿色氢能研发与产业化进展 及技术展望》报告，目前最具潜力、最可实现、成本最低、寿命最长的是碱性电解技术。据《中国氢能产业展望 白皮书》，2021-2022 年中国绿氢项目 158 个，其中碱性电解占比为 44%，装机量/计划产能 26.41GW，碱性电解 占比 80%。
（四）储能正值高增期，竞争愈发激烈
储能赛道热度高涨。高景气度吸引众多企业纷纷布局储能赛道。据中电联统计，2022 年国内新成立 3.8 万家储 能相关企业，融资规模超 494 亿。据 CESA 统计，截至今年 8 月国内储能电池及系统集成规划建设产能目前已超过 1.5TWh，计划投资金额超过 5700 亿元。
锂电池储能产业链从上至下主要为上游原材料、中游制造及系统集成、下游储能电站。上游原材料包括正负极 材料、电解液等，中游包括电芯制造、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器及系统集成商等。
源：国际能源网，储能头条，中国银河证券研究院 电芯技术路线方面，磷酸铁锂占绝对主导。当前储能技术百花齐，各具优劣势，均有适用的应用场景。锂离 子电池技术在新能源汽车领域已有成熟应用，迁移至储能领域后，先发优势明显。磷酸铁锂凭借安全、成本优势已 占据绝对主导。据 CNESA 统计，2023 年 9 月锂离子电池装机占新型储能装机比重为 84%，较 2022 年下浮 5.6pcts。
储能电芯供过于求，价格战开打。尽管今年储能装机量实现了大幅增长，但由于储能电芯产能增幅更大，造成储能电芯阶段性供给过剩。据 GGII 统计，截至 2023 年 9 月底国内储能电池产能已超过 200GWh。一方面，供过 于求造成产能利用率下降，GGII 调研显示，23H1 户储电池行业平均产能利用率低于 30%，较 2022 年 87%下滑明 显。另一方面，一二线企业为抢占市场份额、减少出货压力，不断压低电芯价格。GGII 数据显示，2022 年储能电 芯采购价格约 0.9-1.1 元/Wh。2023 年 8 月，楚能新能源公开表示电芯价格将以不超过 0.5 元/Wh 的价格销售。 CESA 调研显示，目前市场已有 0.45 元/Wh 的电芯报价，降价潮愈演愈烈。 系统集成商受益，终端需求加速释放。SMM 数据显示，2023 年 10 月 13 日 280Ah 储能电芯价格为 0.51 元 /Wh，年初至今降幅约 48%。成本端，Wind 数据显示，2023 年 10 月 13 日电池级碳酸锂报价 17.06 万元/吨，年初 至今下跌 67%，传导至正极和电解液材料，导致价格同期分别下跌 61%/60%。根据核心材料的变化幅度以及成本 构成，我们粗略测算出同时期储能电芯总成本降幅约 38.7%。电芯售价端跌幅大于成本端（电芯总成本）降幅，电 芯环节盈利能力承压明显。目前成本控制能力较差的二三线电芯企业或将面临出清风险，头部企业有望借此机会 进一步提升市占率。而储能系统同期价格跌幅约 34%，低于采购成本（降幅 48%），系统集成商受益。SMM 数据 显示，10 月中旬 2 小时储能 EPC 中标均价年初至今下跌 11.9%，利好终端项目收益率提升，刺激装机需求加速释 放。高增长与高竞争态势共存，或一定程度减轻产能大量释放对行业造成的冲击。
（一）中国装机超预期增长，全球需求可维持
2023 年国内装机超预期。尽管上半年供应链价格陡降，引发了一定的观望情绪，但随着产业链价格企稳，组 价价格完全可以满足运营商对于收益率的要求，从而激发装机热情，国内风光大基地、分布式光伏加速放量，2023 年国内光伏新增装机实现超预期增长。据国家能源局统计，2023 年 1-10 月我国光伏新增装机容量 142.56GW，同 比增速 145%。 2024 年装机增速换挡。我们预计 2023 年中国光伏新增装机容量将达到 165-185GW，增速高达 89%~112%。 1）保守假设，11/12 月单月装机量与去年一致，2023 年总装机将达到 172GW，全年增速 97%；2）中性假设， 11/12 月单月装机增速与去年一致，11 月同比增速 35%，12 月 8%，2023 年总装机将达到 176GW，全年增速 101%；3）乐观假设，11/12 月单月装机增速是去年的两倍，11 月同比增速 70%，12 月 16%，2023 年总装机将达 到 180GW，全年增速 106%。我们预计 2024 年中国光伏新增装机容量或达 205-225GW，增速仍可达 20%以上，但 阶段性下台阶。
欧洲能源转型迫切，新兴市场未来可期。虽然俄乌战争带来能源价格飙升的直接影响逐步消退，但长期来 看，欧洲能源转型、提升能源自给率的需求迫切。2023 年 9 月 25 日欧盟更新了 RED（可再生能源指令），该法案 提出把 2030 年可再生能源在能源结构中的比重从至少达到 40%提升至 45%（42.5%强制+2.5%指导）。SolarPower Europe 预计 2023 年/2024 年欧洲新增光伏装机将有望达到 62GW/75GW，同比增长 34.8%/21%，其中德国/西班牙将 引领欧洲装机增长。
美国 IRA 强力支撑长期需求空间。美国是全球第二大光伏市场，新增装机主要来自于户用及集中式。IRA 法案正式落地，延长并提升了影响最大的 ITC（投资税收抵免）补贴，有效刺激装机长期增长。SEIA（美国太阳能行 业协会）预计未来五年 IRA 法案将带来 34%的增益，2027 年装机容量或达 43GW，市场空间较 2022 年翻倍，年复 合增速达 15.6%。
中美关系升温+降息周期释放积极信号。2022 年中美气候商谈暂停，美方《强制劳动法案》、《暂扣令》等 不合理条款加剧海外光伏市场悲观预期。2023 年 11 月 14 日，时隔六年中国领导人习近平主席再访美国，在旧金 山进行中美元首会晤。11 月 15 日，中美两国联合发布《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，《声明》 决定启动气候行动工作组，重启中美能效论坛、双边能源政策和战略对话。同时，市场普遍预期 2024 年上半年美 国将进入降息周期，促进集中式/分布式光伏电站投资热度回暖。中美关系趋缓利好我国光伏出口边际向好。
中美两国联合发布的《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》为全球光伏发展注入强心剂。《声明》 包含八大合作方向，其中能源转型位居首位，明确指出 2020-2030 年全球可再生能源装机增长 3 倍的目标。 SolarPower Europe 预计 2023 年/2024 年全球光伏新增装机将达到 341GW/401GW，同比增长 43%/18%，2022 年2027 年的 5 年市场空间翻 2.5 倍，CARG 约 21%。IRENA 测算，至 2030 年全球可再生能源装机或将达到 8,475GW，2022 年-2030 年年均新增装机量约 637GW。受益于资源禀赋、技术成熟度、综合成本等具备明显优势， 光伏发电装机将占据绝对主流，我们预计 2030 年光伏在全球可再生能源中的占比将提升至 60%，对应装机量 5,086GW，2022 年-2030 年光伏年均新增装机量约 503GW，增长空间巨大。
（二）全产业链供过于求，行业竞争加剧
主产业链供给过剩问题凸显。近年在全球装机持续攀升的带动下，全产业景气度高涨，光伏头部企业为匹配 终端需求、抢占市场份额，产能加速扩张。较高的盈利能力以及相对较低的进入门槛也吸引了众多跨界玩家布局。 据 PV infolink 统计， 2023 年 底 /2024 年 底 硅 料 、 硅 片 、 电 池 片 、 组 件 产 能 或 将 分 别 达 到 900GW /860GW/1,110GW/970GW、1,180GW/940GW/1,360GW/1,220GW，约等于 2023 年全球总装机需求的 2.4 倍-3.1 倍、 2024 年的 2.3 倍-3.3 倍。长期看至 2030 年，四个主环节的 7 年 CAGR 分别约 13%/7%/6%/6%，需求倍数范围为 1.4-2.2 倍。行业已进入供过于求的新常态。
产业链价格进入景气下行周期。Solarzoom 数据显示，随着产能释放，原材料一线厂商硅料成交价自 2022 年底 开始一路下行。截至 11 月 15 日已降至 63 元/kg，同比降幅为 79.4%，较年初降低 71.4%，今年平均价格同比降低 51.8%至 132.52 元/kg。硅料正式进入降价周期，中下游产业链价格同步反馈。一线厂商单晶硅片/单晶 PERC 电池 片/组件成交价分别为 2.35 元/片、0.46 元/W、1.04 元/W，同比降幅达 68.4%/66.2%/48.5%，较年初下降52.0%/52.6%/45.3%。
利润空间整体承压。由于价格下降速度过快而降本进程反而减缓，行业盈利空间被严重挤压。其中，硅料环 节变化最明显，Solarzoom 数据显示，2023 年 11 月 15 日硅料毛利润为 0.04 元/W，同比下滑 93.2%，全行业整体毛 利润达 0.10 元/W，同比下滑 87.0%。未来几年供给过剩局面将加剧行业竞争，进一步下压企业盈利能力，然后企 业顺势放缓产能落地节奏以及削减投资计划，随着需求增速下台阶，行业将进入产能加速出清阶段。
为平滑周期波动，企业以多种形式谋求扩张或转型。上游硅料企业开始进军下游产业。2022 年比较具有代表 性的事件就是通威股份以价换量中标组件大单，公司向市场释放了明显的信号，做大做强组件业务。下游制造企业 一方面签订长单锁定硅料长单，一方面在积极寻找机会布局上游硅料行业。传统的一体化龙头继续加深和外拓业务版图。大多以参股形式投资硅料企业，在海外布局硅片电池产能，积极拓展光伏玻璃、背板、胶膜等辅材业务，在 光伏设备领域也在谋求合作发展。 马太效应深化，一体化企业长期优势稳固。光伏发展已逾二十载，龙头企业多年建立的竞争优势，无论是产 品端、供应链，还是客户关系、研发实力，都很难一朝一夕被超越。同时，龙头企业之间还在谋求多种形式的合作 共赢，多个产业联盟应运而生。当前存在变数最大的就是高效电池环节，这也是新进入者布局最多的一个环节，各 个路线的领军者均有龙头的身影，其中不乏一体化龙头，他们也是主产业链扩产的主力军。CPIA 数据显示，从产 量 维 度 测 算 ， 硅 料 / 硅 片 / 电 池 / 组件的 CR5 分 别 从 2018 年 60.3%/68.6%/29.5%/38.4% 变化至 2022 年 87.1%/66%/56.3%/61.4%，除硅片环节，行业集中度持续提升。
供给侧管控发力，产能调整或加速。2023 年 11 月 13 日，工信部召开第四次制造业企业座谈会，参会企业包 括光伏行业协会、20 家上下游重点企业及 5 个地方工信部。会议围绕光伏产业发展现状和趋势，引导光伏产业产 能合理布局等问题进行交流，强调加强行业运行监测、促进行业规范自律、引导支持技术创新。我们认为，参照 2022 年针对硅料价格暴涨的引导控制效果显著，今年供给侧改革政策已在逐步发力，资本市场融资明显收紧，产 能释放节奏将有所放缓。在市场调节+政府干预的双重作用下，我们预计明年国内光伏行业供给侧调整的节奏将加 快，下半年有望走出阴霾，重新寻找到供需平衡点。
