一、 总览：新能源板块 2023 年回顾与 2024 展望
1.1 2023 年回顾：供需形势下行，盈利预期与估值下修
截至 12 月 8 日，申万电力设备指数2023 年以来下跌幅度约 28.6%，大幅跑输沪深 300 指数，在申万 31个 一级子行业中名列第 29。整体来看，电力设备及新能源板块 2023 年呈现了较明显的供需关系下行，盈利预期和估值均有 所下修，推动板块股价大幅下跌。
我们对 2023 年风电、光伏、储能、氢能等细分板块走势进行归因分析如下：
风电：海上风电需求及主要企业业绩低于预期。风电板块指数2023 年以来（截至 2023.12.8）下跌约 28.0%。2023 年，受军事、航道等因素影响，国内海上风电新增装机与招标数据不及预期，尤其是广东、江苏市场受 影响程度明显，另外海外海上风电市场受成本上升、供应链紧缺等因素影响，出现项目延期和取消的情况，海上风机、 海缆、管桩环节龙头企业 2023 年业绩不及预期，未来的盈利预期也有所下调，推动板块股价的大幅下跌。
光伏：供给端竞争加剧，未来盈利水平中枢不明朗。光伏指数2023 年以来（截至 2023.12.8）下跌 28.4%。2023 年全球光伏需求保持高速增长，国内市场需求超预期，但供给端产能快速释放，组件产业链主要环节供 需关系大幅宽松，产品价格明显下降。同时，市场对海外贸易保护的担忧加剧，海外组件库存积压问题显现。随着供 需关系的恶化，光伏主要环节未来盈利水平中枢变得不明朗，光伏企业的估值定价变得困难。
储能：供给端竞争加剧和库存积压问题显现。储能指数2023 年以来（截至 2023.12.8）下跌 32.8%。 大储方面，尽管国内需求高速成长，但参与者增加和供给端竞争加剧的问题日趋凸显，2023年储能系统招标价格持续 走低，国内大储业务未来盈利水平预期不明朗。户储方面，欧洲气价回落和高利率导致户储需求走弱，同时户储前期 库存积压问题凸显，2023 年下半年以来户储企业业绩明显承压。
氢能：成分股结构及绿氢产业基本面助推板块超额收益。氢能指数2023 年以来（截至 2023.12.8） 下跌 1.3%，大幅跑赢沪深 300 指数和电新板块。氢能指数中小市值成分股偏多，2023 年偏好小市值股票的市场风格 助力氢能板块超额受益；另外，2023年以来大量绿氢项目涌现，绿氢产业加速发展的态势显现，氢能板块具有较强的 基本面支撑。
1.2 2024 年展望：市场拓展和技术进步有望催生结构性机会
展望 2024 年的行业贝塔性机会，我们认为供需关系的变化趋势仍然是核心影响要素之一，我们判断光伏、国内大储、海外 户储的供需形势难言明显改善，整体的贝塔性机会偏弱，而海上风电、海外大储供需形势相对较好，投资机会相对突出， 从细分领域贝塔性机会排序看，我们判断风电>氢能>储能>光伏。 我们更加注重各个细分领域的结构性机会，尤其体现在新市场和新技术方面可能取得的突破。具体来看：
在风电领域，我们判断受益于国内海上风电需求的高速增长，海上风电板块具有一定贝塔性机会，但我们更看好海上 风电整机出口从 0 到 1 的突破，并由此带来的相关整机企业业绩预期和估值的双升；
在氢能方面，我们判断绿氢项目有望更大规模地涌现，绿氢行业有望加速发展，核心设备电解槽的竞争较为激烈且主 要企业电解槽业务带来的业绩弹性较小，但绿氢项目开发运营企业可能较明显的受益；
在储能方面，国内大储竞争白热化，海外大储格局相对较好、盈利水平明显更优，已经在海外大储市场拓展方面取得 突破的国内储能集成商有望持续受益于海外大储的高成长和高盈利水平。
在光伏方面，电池端各类新技术竞相发展，目前HJT、BC的性价比尚不及TOPcon，但这些新兴电池方案仍在导入新 技术和新工艺，如果新技术和新工艺导入顺利，其性价比和商业化前景有望明显提升。 综上，我们重点看好一些细分领域在新市场和新技术方面取得突破所带来的结构性机会，包括海上风电整机出口、绿氢开 发运营、海外大储、光伏电池新技术等。
二、 风电：成长性和供需格局较好，海风出口正当时
2.1 需求端：压制性因素逐步消退，国内海风成长性不改
海风压制性因素消退，2024-2025 年有望快速成长 2023年国内海风装机和招标不及预期。2022年，国内海上风机招标量达到14.7GW，沿海各省市出台了十四五海上风电发 展规划或相关的刺激性政策，站在 2022 年底，市场对 2023 年国内海上风电新增装机和风机招标规模充满期待。从实际情 况来看，2023 年国内海风新增装机和风机招标量均不及预期。装机量方面，2023 年初我们预期全年的新增装机有望接近 10GW，目前来看可实现的装机规模在 7GW 左右；海上风机招标方面，2023 年初我们预期全年招标量有望达到 19GW， 根据金风科技披露数据，前三季度的招标量仅 6.1GW，同比下降 46%，预计全年实际招标规模在 10GW 以内。 2023 年国内海风需求不及预期与广东、江苏项目推进缓慢有关。广东是国内最大的海上风电市场，与 2022 年的繁荣景象 相反，2023 年广东海上风机招标几乎处于停滞状态，项目建设进度也低于预期，其中阳江青洲五、六、七的推进节奏明显 低于预期。江苏市场的推进节奏也明显低于预期，2021 年完成竞配的三个海风项目（合计规模 2.65GW）在 2023 年三季 度末才取得实质性进展。广东、江苏等市场海风项目推进节奏不及预期与军事、航道等因素相关，但这些制约因素只是阶 段性的，不改变行业发展趋势和成长空间。
前期制约因素消退，三季度以来广东、江苏市场取得实质性进展。江苏市场方面，2023 年9 月，国能龙源射阳 100万千瓦 海上风电项目和三峡能源江苏大丰 800MW海上风电项目获得核准；2023年 11月，江苏国信新丰海上风力发电有限公司收 到江苏省发展和改革委员会出具的《省发展改革委关于江苏国信大丰 85 万千瓦海上风电项目核准的批复》，项目获得核准。 广东市场方面，2023 年 11 月，中国海域使用论证网公布《三峡阳江青洲五七 200 万千瓦海上风电场项目海域使用论证报 告书》，三峡阳江青州六海上风电场项目 EPC总承包工程66kV 集电线路海缆采购及敷设、330kV 海缆穿越岸线非开挖定向 钻土建施工（I 标段、II 标段）项目招标结果出炉，东方电缆中标，表明阳江青洲五、六、七项目制约因素逐步消退；此外， 粤电青洲一、二项目及明阳青洲四项目均有望在 2023 年完成全部风机吊装，国家电投湛江徐闻海上风电场 300MW 增容项 目开工，2023 年省管项目竞配结果出炉，广东市场推进节奏明显回暖。
国管海域项目已经开启竞配，打开国内海上风电成长空间。2023 上半年，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（竞配结果已经出炉），国管海 域项目 15 个，装机规模 16GW，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 11 月，山东能源 渤中海上风电 E 场址 60 万千瓦项目举行启动仪式，该项目位于国管海域。以汕头区域国管海域海风项目为例，多数项目离 岸距离超过 80 公里，水深超过 40 米，属于深远海项目。我们认为，国管海域项目竞配和启动开发将推动深远海海上风电 的加快发展，同时也极大地打开了海上风电的可开发空间，为国内海上风电新增装机的持续增长提供了保障。
未来两年国内海上风电新增装机有望快速成长。考虑各省海上风电规划情况、当前项目推进节奏等因素，我们预计未来两 年国内海上风电新增装机有望步入快速成长期，2023-2025 复合增速有望超过 50%，沿海各省呈现全面开花的态势。
陆风应用场景逐步打开，需求稳步增长可期
风电投资成本下降和经济性的提升推动陆上风电应用场景的打开。2023 年陆上风机大型化持续推进，目前三北地区10MW 陆上风机已经开始批量招标，部分风机企业推出了单机容量 15MW 的陆上机型；风机大型化推动风机招标价格的持续下探， 以及陆上风电经济性的持续提升。参照《“十四五”可再生能源发展规划》，十四五期间国内陆上风电开发集中式与分散式 并举：在风能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续规模化开发条件的地区，重点建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄 河几字弯、冀北、松辽、黄河下游新能源基地；在符合区域生态环境保护要求的前提下，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发，实施“千乡万村驭风行动”，大力推进乡村风电开发。目前，千乡万村御风行动已经启动，近期山西能源局发布 《关于山西省 2023 年分布式可再生能源项目评审结果的公示》，共优选出分布式可再生能源项目 82 个，合计装机规模 338.84 万千瓦，其中风电 286.3 万千瓦；未来分散式风电有望贡献较明显的陆上风电新增装机弹性。
国内陆上风电新增装机有望稳步增长。2022年国内陆上风机招标量达83.8GW，创历史新高，2023年前三季度，国内陆上 风机招标量达到 55.6GW，同比下降 14%，预计全年的陆上风机招标量仍能达到 70GW 以上。2023 年前三季度，金风科 技、明阳智能等龙头企业陆上风机出货量实现较快增长，结合考虑近两年陆上风机招标量以及国内陆上风机龙头企业对于 2024年的相关指引，我们估计 2024年国内陆上风电新增装机有望进一步增长。我们预期 2023年国内陆上风机吊装规模有 望达到 55GW 左右，2024 年达到 60GW 及以上。
2.2 供给端：国内竞争形势有所加剧，重点关注海缆、风电整机
近年海上风电主要环节参与者增加，供需趋于宽松：
管桩方面，一些海工企业和建筑钢结构企业开始进入到海上风电管桩生产领域，例如，以建筑钢结构为主业的锦峰集 团在广西钦州投建了生产基地，2023 年已经具备 12MW 海上风机导管架的工程业绩。按照全球风能协会的统计， 2023 年国内固定式海上风电基础的生产能力达到 2945 套，占全球产能 76%，较大幅度超出未来两年国内市场需求。
海缆方面，2023 年万达海缆和起帆电缆实现了在 220kV 海缆方面的订单突破，万达海缆获得了大连市庄河海上风电 场址Ⅴ项目220kV 海缆订单，起帆获得了华能山东半岛北BW 场址海上风电项目220kV 海缆订单。此外，富通住电、 远东股份、太阳电缆等已经开启海缆基地产能建设，是潜在的新进者。结合考虑传统头部企业东缆、中天、亨通、宝 胜和汉缆的产能扩张情况，根据全球风能协会的统计，目前在建的海缆生产线达到 20 条左右，推动未来国内海缆市 场供需的渐趋宽松。
海上风机方面，近年运达股份、中车风电、三一重能等传统的陆上风机企业成为新的海上风机参与者。以山东为例， 在十三五期间山东是海上风电制造产业相对薄弱的省份，自从十四五以来山东大力发展海上风电，东营、威海、烟台等地大力招商引资，山东市场也成为了在管桩、海缆、整机各环节竞争最为激烈的市场之一，东营甚至汇聚了金风、 海装风电、中车风电、三一重能四大整机企业投资建厂。
新进者的冲击主要局限于部分产品和部分市场。目前海缆新进者主要局限于 220kV 产品，对高电压等级的交流和直流海缆 市场暂未形成明显冲击。海上风电具有较强的属地化特征，新进者的冲击仍然局限于局部市场，例如，运达股份海上风电 业务的市场重心是浙江市场，三一和中车的海上业务基地布局主要局限在山东市场，没有迹象显示这些海上风机新进者将 对南方多个省份的海上风机竞争格局形成冲击。我们判断未来海上风电各环节整体竞争形势有所加剧，但由于新进者的冲 击仍局限于部分产品和部分市场，竞争加剧的程度相对温和。 海缆竞争格局的核心关注点是±500kV 柔直海缆的参与者数量。随着海上风电项目规模化、离岸化发展，±500kV 柔直外 送有望成为趋势，目前国内已有±400kV 的海风柔直项目投运，拟建的三峡阳江青洲五、七项目计划采用±500kV 柔直外 送方案。当前具备±500kV 柔直海缆生产能力的企业较少，但海上风电未来送出方式向柔直方向发展已经成为基本共识， 估计主要海缆生产企业都将加大对±500kV 柔直海缆的研发投入，在±500kV 柔直海缆批量应用之前，多少海缆企业具备 生产制造能力值得重点关注，也影响未来±500kV 柔直海缆的盈利水平。
国内陆上风机市场步入盈利见底阶段。国内陆上风机的参与者相对较多，竞争较为激烈，近年陆上风机招标价格呈现明显 的下降，根据金风科技的统计，2023 年 9月国内陆上风机平均投标价格为 1553 元/kW，较2021 年初下降 50%。在此背景 下，陆上风机企业的盈利水平整体承压，2023 年三季度，参考各风机企业发布的财报，估计除了少数陆上双馈龙头盈亏平 衡以外，多数企业的陆上风机业务已经处于亏损状态。考虑陆上风机目前的竞争态势和价格走势，预计当前的低盈利水平 还将持续，我们估计 2024 年可能出现相对更为清晰的开始逐步出清的迹象。 半直驱成为国内大兆瓦海上风机的主流技术路线。长期以来，国内海上风机产品技术路线多元，随着单机容量升级至 14- 18MW，半直驱开始成为国内大兆瓦海风机组的主流的技术路线。近年，明阳、金风、远景、电气风电、海装风电等主流 的海上风机生产企业在开发 14-18MW 级别海风产品时，均选用半直驱技术方案。目前，国内仅有三一重能发布的 15MW 左右的海上风机采用双馈路线。
海上风机竞争格局不太可能成为陆上风机的复制品。首先，海上风机对于新进者而言不存在技术路线的红利。近年，以运 达股份、三一重能为代表的双馈风机企业快速崛起，打破了之前多年风机市场相对稳定的竞争格局，对传统的头部风机企 业产生明显的冲击，导致国内陆上风机竞争加剧。这种局势背后的重要推手是双馈风机在陆上风电大兆瓦时代更好的适配 性，在此背景下，传统的非双馈龙头企业需要通过切换技术路线以提升自身产品竞争力；2021 年陆上风电步入平价时代以 来，金风科技的陆上风机从直驱切换成半直驱，明阳智能从半直驱切换成半直驱和双馈并行，这种技术路线的切换给原有 的采用双馈路线的第二梯队企业带来了弯道超车的机会。对于海上风电，如前所述，采用半直驱技术是海上风机企业应对 风机大型化的基本共识，运达、三一、中车等新进者也都在布局半直驱产品，这些新进者不拥有类似于陆上风机的技术路 线红利，对海上风机竞争格局的冲击也就不能与陆上风机相提并论。第二，海上风电属地化特征更为明显，新进者存在后 发劣势。海上风电项目一般倾向于选用当地的设备供应商，对于一些大的海上风电市场，头部的海上风机企业已经与当地 形成紧密合作关系，新进者在构建“属地化”能力方面存在后发劣势，这种后发劣势进而会影响新进者产品开发和产品竞 争力。
头部海上风机企业通过布局海上风电场业务提升差异化。2023 年，海上风电整机企业加大力度布局海上风电场，明阳汕尾 红海湾四期 500MW 获得核准，金风科技开发的温州洞头 1号 300MW 项目和平阳 1号 600MW 项目获得核准，近期由电气 风电投资的温岭 1#和 2#项目开启前期招标。随着风机企业开发运营海上风电场能力和意愿的提升，与陆上风电类似，整机 企业基于产业换资源模式，在获得海上风电场资源方面具有竞争优势，预计未来头部海上风机企业将成为主流的海上风电 场开发企业。随着传统海上风机龙头加快布局海上风电场业务，未来相对海上风机新进者的竞争优势有望扩大。
2.3 以风机为代表的国内海风产业链面临较好出口形势
海外海上风电市场具有突出的成长潜力，但短期面临成本上升和供应链短缺问题。在能源安全、能源低碳转型、经济性等 多重因素的驱动下，海外市场普遍提升了对海上风电的重视程度；欧洲是主要的海外海风市场，亚太地区的中国台湾、越 南、日本、韩国等市场正在加速推进，美国市场在拜登政府的大力支撑下已经取得实质性进展。根据全球风能协会的预测， 到 2030年，海外市场海上风电新增装机有望达到 39.2GW，2022-2030年的复合增速达到34%。但是，海外海上风电也面 临一些短期困难。近期全球最大的海上风电开发商之一沃旭能源宣称，受美国海上风电供应链瓶颈、成本高企等因素影响， 沃旭能源将停止新泽西州 Ocean Wind 1 号和 2 号海上风电项目开发；英国于 11 月 16 日宣布在 2024 年第六轮差价合约 （CfD）的年度竞拍中，将固定式海上风电最高执行价格从 44 英镑/兆瓦时提高到 73 英镑/兆瓦时，核心原因是海上风电开 发成本的上升。我们预期欧美市场海上风电供应链瓶颈以及成本的上升可能对短期的需求带来扰动。
更快的技术迭代速度推动国内海上风机单机容量反超欧洲。从单机容量看，过去欧洲海上风电的单机容量明显高于国内， 近年这一差距明显缩小；2022 年欧洲新建项目平均的单机容量约 8MW，国内则为 7.4MW。从新品推进的角度，目前欧美 风机巨头在推的大兆瓦产品的单机容量约 15MW，叶轮直径可达 236 米，维斯塔斯的 V236-15MW 样机已于 2022 年12月 安装在位于丹麦的 Østerild 测试中心，欧美单机容量 14-15MW、叶轮直径 236 米左右的大兆瓦海上新品有望于 2024-2025 年开启批量交付。国内方面，2023 年 6 月，金风科技 GWH252-16MW 产品已在福建平潭三峡海上风电场完成吊装，该产 品单机容量 16MW，叶轮直径 252 米，是目前全球已吊装的最大海上风机；明阳智能、中国海装均已下线叶轮直径 260米 及以上的海上风机叶片产品。可以预期，国内海上风机在单机容量和叶轮直径方面也将反超欧美。
国内海上风机产品价格优势越趋明显。2023 年上半年，西门子歌美飒海上风机新增订单约 3.25GW，新增订单金额 38.85 亿欧元，对应的单价为 1196 欧元/kW（折合人民币约 9270 元//kW），近年西门子歌美飒的海上风机订单价格相对平稳。反 观国内，2022 年国内海上风机价格较 2020-2021 年抢装期间大幅下降，含塔筒的均价在 4000 元/kW 以内，国内海上风机 产品具备明显的成本和价格优势。
海外海上风机龙头面临严重困境。受风机质量问题、通胀等因素影响，欧洲海上风机龙头企业西门子-歌美飒陷入较严重的 经营困境，根据公司指引，2023 财年西门子-歌美飒的亏损幅度达到约 43 亿欧元，2024 财年预计还将亏损 20 亿欧元；在 此背景下，公司将实施成本节约并缩减资本开支，包括取消在美国新建叶片生产基地等，以期待在 2026 财年公司能够实现 扭亏。西门子-歌美飒的收缩策略有望为国内海上风机企业出海创造有利条件。
国内海上风机企业在海外中小型订单方面取得突破。明阳智能、远景能源、电气风电等国内头部海上风机企业已经开始获 得部分海外海上风机订单，其中明阳智能进展相对领先。明阳智能已经在意大利、日本、越南、英国、韩国等市场获得海 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，未来公司海上风机出口值得期待。2023 年 10 月， 电气风电联合韩国晓星重工集团与韩国 Corio 发电公司，签订韩国釜山 Saha 海上风电项目风机销售合同，该项目总容量 102MW，将采用 12 台电气风电海神平台 EW8.5-230 型风机。
三、 光伏：供需形势难言改善，新型电池可能是潜在机会点
3.1 终端需求增速降档，但仍将持续成长
2024 年国内光伏新增装机增速放缓，有望超过200GW
根据国家能源局披露数据，2023 年 1-10 月，国内光伏新增装机142.56GW，同比增长145%。根据国家能源局披露的前三 季度细分装机情况，前三季度国内光伏新增装机128.94GW，其中集中式光伏新增装机61.80GW，分布式光伏67.14GW， 其中户用分布式 32.98GW、工商业分布式 34.16GW。
2023年集中式地面电站的新增装机占比有所提升，估计主要与大基地项目的集中建设有关，前三季度集中式光伏电站 新增装机主要集中在新疆、云南、湖北、甘肃、宁夏、青海、陕西、山西、山东、内蒙等省份，这十个省份集中式光 伏电站新增装机约占全国的 73%。根据能源局披露信息，截至 2023 年 7 月底，第一批 9705 万千瓦基地项目已全面 开工，并网投运 3000 万千瓦，第二批基地项目陆续开工建设，第三批基地项目已印发清单，正在开展前期工作。预 计 2024 年大基地项目建设持续推进，国内集中式光伏电站需求具有一定的可持续性。
户用光伏方面，近年户用光伏新增装机持续成长，从以山东、河北、河南占绝对主导逐步演变成全国多个省份竞相发 展，前三季度新增装机规模较大的省份包括河南、安徽、山东、江苏、江西、河北、湖南、山西等，考虑目前户用光伏仍然主要采用全额上网的模式，随着组件价格的大幅下降以及项目收益率的提升，预计 2024 年国内户用光伏新增 装机有望继续成长。
工商业光伏方面，最近两年国内工商业光伏实现爆发式发展，前三季度新增装机规模靠前的省份为浙江、江苏、山东、 广东、安徽、河南、福建、湖北等工商业相对发达的省份。从成本端看，工商业分布式的投资成本有望随着组件价格 的下降而走低；从收益端看，工商业分布式自发自用模式较为常见，电价水平实际受工商业电价影响，随着近期山东、 湖北等多个省份工商业分时电价的调整，工商业分布式光伏大发的中午阶段可能被调整为谷时，一定程度影响工商业 分布式光伏项目的投资回报和发展节奏。
国内新增电力需求能够支撑当前的光伏新增装机体量。从光伏发电渗透率的角度，2022 年国内光伏发电量 4276 亿度电， 占全国总发电量的 4.9%，近年光伏、风电发电量占比较快提升，2022 年两者合计占比约 13.7%。2023 年国内光伏新增装 机有望达到 170-180GW，结合2022年国内光伏发电1200左右的利用小时，2023年新增光伏装机对应的年发电量约2100 亿度电。2022 年国内各类电源发电量约 8.7万亿度电，2023年有望超过 9万亿度电，结合近年的全社会用电量增速情况， 假设未来用电量增速中枢在 5%左右，则每年新增的发电量需求超过 4500 亿度电，能够容纳当前的光伏新增装机体量。考 虑现在欧美均已进入新能源对存量煤电的替代阶段，未来如果国内开启新能源对存量煤电的替代，则光伏新增装机的成长 潜力进一步打开。
2024 年国内光伏新增装机有望超过 200GW。我们认为从渗透率提升方面国内光伏新增装机具备持续稳步增长的基础，集 中式光伏、户用光伏在 2024 年大概率将具备增长的惯性，但以山东为代表的省份工商业分时电价的调整表明光伏发电消纳 问题有所加剧，可能对工商业分布式的需求造成不确定性。综合来看，我们预计 2024 年国内光伏新增装机有望同比增长约 15%，达到 201GW 左右。
海外市场持续成长，欧洲和印度需求形势相对较好
美国市场方面，上半年美国新增光伏装机 11.7GW，根据美国光伏行业协会的预测，2023 年美国新增装机有望达到 32GW 左右。美国具有较大的用电需求体量，同时美国光伏发电的渗透率仍然较低，未来光伏新增装机具有较大的成长空间，但 与此同时，美国近年利率水平持续提升导致新能源项目融资成本大幅提升，光伏组件进口方面的贸易保护政策也对美国新 增装机造成不确定影响。整体来看，2024 年美国市场仍将成长，根据美国光伏行业协会的预测，新增装机规模有望达到 35GW 左右。
欧洲市场方面，在能源转型和俄乌冲突的背景下，欧洲持续加快新能源发展步伐，以德国为例，根据德国联邦网络局的数 据，2023 年 1-10 月，德国光伏新增装机 11.7GW，同比增长约 90%，已经超额完成全年光伏装机目标，预计 2023年全年 德国光伏新增装机有望达到 14GW。德国近年光伏新增装机的跨越式发展得益于电源结构转型节奏的加快，德国政府制定 了淘汰煤电和去核的计划，俄乌冲突也导致天然气发电的占比下降，这些因素为光伏大发展提供了电量替代空间。德国的 光伏新增装机情况一定程度反映欧洲整体的需求趋势，结合欧洲光伏协会的预测，我们预计 2023 年欧洲光伏新增装机有望 达到 65GW 左右，同比增长约 40%。2024 年欧洲需求受能源转型节奏、农业光伏等新兴应用场景推进节奏、组件价格大 幅下降、利率和贸易政策等多重因素影响，整体来看，我们认为欧洲新能源对传统能源的替代节奏有望进一步加快，预计 欧洲 2024 年光伏新增装机还将继续成长，达到80GW 左右。
印度市场方面，根据Mercom India Research发布的数据，2023年前三季度印度新增光伏装机约5.6GW，同比下降47%， 其中大型地面电站的下滑幅度尤为明显，前三季度大型地面电站新增装机约 4.2GW，占总装机的 75%。印度光伏新增装机 的大幅下滑主要受大型项目延期并网等因素影响，大量项目推迟至 2024 年并网；与此同时，随着组件价格的大幅下降，印 度大型光伏项目的建设成本逐季下降，刺激终端需求。根据 InfoLink 的统计，2023 年 8 月以来国内出口印度的组件规模明 显提升，9 月、10 月的出口规模均超过 2GW，表明印度市场需求有望提速，2024 年有望成为印度光伏新增装机的大年。 展望未来，考虑当前的用电量规模以及用电增速情况，印度光伏市场拥有巨大的成长潜力。
拉丁美洲市场方面，根据 InfoLink 预测，2023年拉丁美洲的组件需求量约24.8-27.4GW，其中巴西需求量 16.3-17.5GW、 智利 3.3-3.8 GW、墨西哥 1.7-2 GW。近期巴西政府对免税规则做出调整，部分规格的组件被移除减税列表，并于 2023年 9 月开始适用新关税，有可能导致 2024 年巴西市场需求的下降，并影响整体拉丁美洲光伏需求。参考 InfoLink 的预测， 2024 年拉丁美洲光伏组件需求量约 22-25.2GW。中东市场方面，根据 InfoLink 预测，2023 年中东组件需求约 20.5-23.6 GW，其中沙特需求量预计可达 5.5-6.5GW、阿联酋 3.7-4GW。近年中东地区光伏需求呈现较好的发展势头，2023 年巴以 冲突带来的地缘政治不确定性可能一定程度影响部分国家光伏项目的建设节奏，但沙特、阿联酋等主要国家的大型项目仍 将持续推进。预计 2024 年中东组件需求量有望达到 25GW 及以上，后续持续成长可期。
预计 2023 年全球光伏新增装机增速 59%，2024 年降至 17%。综上，按照欧洲光伏协会的计算口径，2023 年全球光伏新 增装机有望达到 380GW 左右，同比增长约59%，主要增量来自于中国和欧洲。根据上述各个区域市场分析，预计2024年 全球光伏新增装机有望达到 445GW 左右，同比增长约 17%，主要增量来自中国、欧洲和印度等市场。2022-2023 年，全 球光伏需求呈现了爆发式增长，两年复合增速达到 50%，中国和欧洲这两个市场是主要的增长动能，随着需求体量达到当 前的规模，未来行业发展面临的阻力也将加大，例如国内市场面临的消纳问题日益突出。我们整体判断未来需求增速明显 降档，有可能从过去两年 50%的复合增速降至未来两年的 20%以内。
3.2 贸易保护近忧大于远虑，整体供需短期难言改善
贸易保护难以动摇中国光伏制造产业的优势地位
近年，美国、印度、欧洲等主要的光伏市场均希望打造本土的光伏制造产业，整体的思路是对内出台光伏制造相关的补贴 政策，对外实施关税政策。 美国方面，2022 年美国出台《通胀削减法案（IRA）》，对晶硅组件产业链和薄膜组件等进行补贴，根据 First Solar 口径， 美国本土生产和销售的薄膜组件有望获得 0.17 美元/W 的 IRA 补贴。美国对柬埔寨、马来西亚、泰国、越南光伏产品的反 规避调查终判在2023年8月18日下达，2022年6月出台《维吾尔族强迫劳动预防法》（UFLPA），该法案项下设置UFLPA 实体清单，清单中企业被认为涉及强迫劳动，将面临海关严格执法并被倒逼开展大规模溯源调查。 2020 年，印度推出产能挂钩激励计划（PLI），加大了对国内太阳能光伏制造业的投资，2023 年第二轮 PLI 签约了 40GW 容量，用于从多晶硅到组件的不同层次产能扩张。2022 年 4 月起，印度对进口光伏组件和电池分别征收 40%和 25%的基 础关税；2019 印度年引入光伏组件型号和制造商批准清单政策 ALMM，政府项目的安装必须采用 ALMM 列表上认可的组 件品牌；由于目前 ALMM 清单内产能无法满足印度市场光伏装机需求，印度政府已决定将 ALMM 期限放宽至 2024年 3月 实施。
欧洲方面，2023 年 3 月，欧盟委员会公布了《净零工业法案》（Net-Zero industry act）提案，2023 年 11 月，欧盟议会表 决通过该《法案》，旨在确保到 2030 年欧盟所需的清洁技术至少 40%在欧盟本土制造。考虑到欧洲是国内光伏组件出口面 向的最大市场，如果欧盟出台类似美国和印度的贸易保护政策，市场担心国内光伏组件出口可能受到重大负面影响。据报 道，2023 年 11 月，土耳其贸易部发布第 2023/32 号公告称，对原产于中国的光伏组件反倾销案启动反规避调查，审查中 国涉案产品是否经由越南、马来西亚、泰国、克罗地亚及约旦出口至土耳其以规避反倾销税；另外，欧洲部分光伏制造企 业也在呼吁欧盟对中国光伏产品征收关税以对冲其巨大的成本劣势，进一步加剧了市场对潜在贸易保护的担忧。
库存问题对 2024 年供需形势影响可能偏负面
2022 年，在俄乌冲突背景下，全球范围内呈现一定的能源危机，组件、逆变器等光伏产品呈现供应紧张的态势；同时，国 内疫情引发海外经销商对于光伏产品供给端的担忧。在此背景下，海外经销商加大了拉货力度并提升库存储备，2022 年， 中国出口至欧洲的光伏组件规模约 87GW，同比增长 112%，明显高于欧洲实际安装的组件规模；2023 上半年，中国出口 至欧洲的光伏组件规模达到 62.4GW，同比增长 47%。 2023 年下半年以来，欧洲组件、逆变器库存积压的问题显现，组件现货价格大幅下降，同时出口至欧洲的组件规模呈现下 滑的趋势；2023 年 10 月，国内出口欧洲的组件规模 6.2GW，环比下降 18%。随着拉货力度的减弱和库存的逐步消化，欧 洲的组件现货价格也开始企稳，根据 InfoLink 统计，11 月欧洲组件现货价格 0.11-0.15 欧元/W，与 10 月基本持平，显示出 组件价格跌势趋缓、库存问题逐步缓解。
产能扩张仍有惯性，供需形势难言改善
2020-2022 年，由于硅料的供不应求，组件主产业链各环节供需形势和盈利情况较好，新进者持续涌入，产能规模大幅扩 张。2023 年二季度以来，光伏组件主产业链各环节的价格呈现大幅下降，盈利水平也呈现明显下降的趋势，反映了各环节 供需形势的恶化。与此同时，光伏企业从二级市场融资的环境发生重大变化，融资节奏放缓、难度加大，部分企业取消了 前期推出的再融资计划。尽管如此，我们认为产能扩张仍具有一定惯性，推动未来供需形势的进一步宽松。
硅料是2020-2022年光伏产业链主要的紧缺环节，随着大量企业的扩产，从2022年下半年开始，国内硅料产能加快释放， 根据硅业分会统计，2023 年 10 月国内硅料产量 13.7 万吨，同比增长 61%；随着产量的快速增加以及供需形势的变化，硅 料价格快速下跌，目前多晶硅致密料价格较年初下降约 73%。2023 年国内多晶硅产量约 140-150 万吨，到 2023年底国内 硅料产能有望达到 280 万吨，且按照相关企业扩产计划，2024 年仍将有大量硅料新建产能推进和投产。结合考虑 2024 年 光伏终端需求增速以及转化效率提升和薄片化对单瓦硅耗的削减，预计 2024 年硅料环节将明显的供大于求。
过去两三年，硅片-电池-组件的供给受部分紧缺环节的约束，随着硅料从紧缺走向过剩，硅片、电池等环节的供需形势回归 “真实”。 硅片环节，根据中国光伏行业协会统计，截至 2022 年中国大陆的硅片产能达到 650.3GW，同比增长 59.7%，产量约 371.3GW，同比增长 63.9%。2023 年，隆基、中环、天合、高景等企业大幅扩张产能，预计到 2023 年底，国内硅片产能 规模超过 900GW。随着一体化组件企业扩大硅片产能以提升硅片自供比例，专业化硅片生产企业也纷纷向下游组件环节拓 展，TCL 中环、弘元绿能、高景太阳能、双良节能等硅片头部企业均已涉足光伏组件业务。在参与者增加的同时，硅片环 节技术工艺逐步趋于成熟，同质化程度提升，预计 2024 年硅片环节竞争明显加剧。
电池环节，2023年是 TOPCON树立主流新型电池地位的一年，晶科能源、钧达股份等引领国内 TOPCON电池产能的大幅 扩张；尽管头部的 TOPCON 电池企业享受超额利润，实现业绩大幅增长，市场依然心存担忧，一方面担心未来 TOPCON 会走向产能过剩和同质化竞争，另一方面也担心其他新型电池技术路线的竞争；预计 2024 年 TOPCON 电池仍将是组件主 产业链盈利水平相对较好的环节，但上述市场担忧难以消除。异质结方面，提升性价比仍是当务之急，目前有多种降本增 效的技术手段正在导入，未来导入的节奏和效果仍待观察。BC 电池方面，目前主要由隆基绿能和爱旭股份推动产能扩张， 但未来大规模量产后的性价比以及如何应对海外专利问题有待观察。我们认为，异质结和BC电池具有成为主流电池技术的 潜力，但当前时点面临的不确定因素较多，胜率较难判断。
3.3 各类电池新技术竞相发展，可能是潜在投资机会点
3.3.1 TOPCon 电池将成为市场主流，新技术升级加速，企业间分化将凸显
TOPCon 电池应用隧穿氧化层钝化接触技术，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，提升开路电压和电池效率。随着降本增效推进，TOPCon电池将逐步导入双面poly-Si接触钝化结构，包括n+ Poly finger（正面局部区域 poly 钝化）和 Bi-poly（正面全区域 poly 钝化），助力电池实现 0.5 个百分点左右的效率提升。
在各类新型电池中，TOPCon技术凭借其优越的经济性与性价比，逐步确立扩产主流地位，并率先兑现 N型技术迭代红利。 2022年以来，晶科、通威、天合、晶澳、一道、钧达等光伏新老玩家纷纷扩产布局，根据InfoLink 统计，2022年TOPCon 产能规模约 80GW；从设备招标角度看，2023 年 TOPCon 扩产招标或超过 500GW，呈爆发式增长势头，到年底名义总产 能有望超过 600GW。今年随着硅料价格下行，国内光伏组件招标规模处于高位，其中 N 型组件占比持续提升，大唐、华 能、华电等部分项目中TOPCon组件招标占比达到40%-50%或更高；预计2023年TOPCon组件出货量有望达到120GW+，市场渗透率有望达到 20-30%。随着 TOPCon 项目持续投产，2024 年 TOPCon 出货量或超过 300GW，市场渗透率有望超 过 50%，成为主流光伏电池组件技术路线。 伴随 TOPCon产能大规模扩张且与 PERC 溢价逐步收窄，预计 2024 年设备招标扩产规模或有下降。当前TOPCon电池较 PERC 成本高出约 0.03 元/w；根据 InfoLink 统计，TOPCon 与 PERC 电池端溢价自今年 5 月约 0.1 元/w 收窄至 11月底约 0.05 元/w，组件端溢价自今年 5 月约 0.12 元/w 收窄至 11 月底约 0.07 元/w。2024 年随着 TOPCon 产能大规模投产， TOPCon 较 PERC 迭代红利呈收缩趋势，预计部分企业和地方政府投资扩产意愿或有下降；从产线设备招标角度看，预计 2024 年 TOPCon 扩产规模将低于今年水平，全年招标扩产或达 200-300GW。
TOPCon 后续降本增效路径明晰，新技术如激光诱导烧结、双面 poly、0BB 等导入升级将加速，企业间技术、成本、业 绩分化将趋于明显。当前，TOPCon 领先企业通过优化激光掺杂 SE，并逐步导入激光诱导烧结/激光增强金属化工艺，电 池量产效率达到约 25.5-25.7%；新工艺激光诱导烧结 LIF 配合高品质专用银浆可助力电池提效 0.3 个百分点及以上，预计 产线将 1-2 个季度内全面导入升级。2024 年，通过 Poly 材料改性、双面 Poly 等技术应用，头部 TOPCon 厂商电池效率有 望达到 26.5%+，同时通过薄片化、0BB 等工艺继续降本。2024 年以后，TOPCon 市场竞争趋于激烈，TOPCon 产品间成 本、效率、良率、可靠性、销售溢价、单位盈利差距或将拉大，最终导致企业间业绩分化凸显。头部企业通过持续性新技 术引领，有望动态领先行业平均水平 3 个月或以上，持续兑现迭代红利。建议关注持续推进 TOPCon 技术升级的设备企业 捷佳伟创（PE-poly、双面 Poly 等）、帝尔激光（激光 SE、激光诱导烧结 LIF 等），和头部 TOPCon 电池组件企业钧达股 份、通威股份等。
3.3.2 HJT 伴随经济性将优化提升，扩产招标与市场渗透率有望进一步增长
HJT 是具有本征非晶层的异质结电池，即在晶体硅上沉积非晶硅薄膜形成 P-N 异质结，该技术利用本征非晶硅层将 N型晶 硅衬底与两侧掺杂非晶硅层完全隔开，实现有效钝化和效率提升。随着降本增效推进，HJT 电池逐步导入双面微晶工艺， 微晶硅较非晶硅透光率高、导电率高、掺杂效率高、缺陷密度低，可助力 HJT电池效率提升至 25.5%及以上。
银包铜和 0BB/NBB 有望成为 HJT 电池短期可量产的金属化降本路径，而电镀铜有望成为光伏电池无银化的终极解决方案。 当前，预计采用常规银浆丝网印刷和 SMBB 工艺的 TOPCon、HJT 电池非硅成本分别约为 0.18、0.28 元/W，二者成本差 距主要在银浆、设备折旧、靶材等方面。在 HJT 各类降银技术中，银包铜和 0BB/NBB 量产导入节奏较快。目前东方日升 HJT 电池采用综合纯银占比低于 50%的金属化方案，叠加电池 0BB 和组件昇连接技术，量产银耗量约 9mg/W；预计后续 每季度银浆耗量有望下降 1mg/W，则 2024H2 HJT电池的单瓦银耗有望降至 5-6mg/W，或使浆料成本降至 5 分/W 以下。 2024 年 HJT 电池单瓦非硅成本逐步贴近 TOPCon，叠加考虑 100-110μm 超薄硅片端成本节约，则 HJT 单瓦一体化组件 成本有望追平 TOPCon，经济性优化提升。电镀铜技术方面，目前电镀铜各技术路线均在推动客户验证，预计2024年以中 试为主并开始逐步导入量产。电镀铜工艺可为光伏电池提效 0.3-0.5 个百分点及以上，相应地组件功率增益约为 15W-20W， 将成为高端高功率产品的重要选择。2024 年HJT电池扩产招标和市场渗透率有望继续增长，性价比和经济性趋于优化，无 银化电镀铜技术逐步导入产线。
3.3.3 BC 技术壁垒与差异化优势显著，双面发电技术助力拓展集中式应用场景，TBC 与 HBC 技术潜力广阔
IBC 为交指式背接触电池，电池正面没有电极，PN 结和正负金属接触均位于电池背部，使前表面避免了金属栅线对光的遮 挡，且金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，使电池具有更高的短路电流和电池效率。 XBC 电池美观高效，对中高端分布式光伏市场具有明显的差异化竞争优势，有望获得较高溢价。同时，BC 路线正在推进 双面发电技术，有望助力提升双面率并进一步拓展至集中式应用场景。
展望未来，BC 作为延伸性优越的平台型技术，有望与 TOPCon 及 HJT技术进一步结合成 TBC 和 HBC 电池，并继续向钙 钛矿叠层技术发展；与此同时，与 BC 叠加亦是 TOPCon 和 HJT的提效路径之一，目前晶科、天合、钧达、一道等企业均 有 BC 技术布局或储备，未来各种技术路线或殊途同归。 整体看，BC 应用与延伸空间广阔，率先布局的龙头企业竞争壁垒较为深厚，建议关注爱旭股份与隆基绿能；伴随 XBC 电 池扩产，对精密激光、绝缘胶、高精度串焊需求或有提升，无银化电镀铜工艺有望加速量产，建议关注帝尔激光、广信材 料等。
四、 储能：机遇挑战并存，优选海外大储和工商储赛道
4.1 大储：国内外需求强劲，海外业务盈利性更优
4.1.1 需求端：大储是灵活性“刚需”，推广机遇与挑战并存
市场回顾：全球大储装机火热，中国和美国是主要市场。
中国：前三季度新型储能投运 12.3GW（同比+92.5%）。根据 CNESA 数据，我国前三季度新型储能新增投运 12.3GW/25.5GWh，同比+92.5%/+92.0%， 接 近 翻 倍 增 长 。 根 据 中 电 联 统 计 ， 上 半 年 国 内 大 储 投 运 7.35GW/14.49GWh，功率/能量分别占新型储能新增投运的 99.2%/98.5%，大储依然是我国装机的主力类型。国内大 储招投标火热，前三季度储能系统中标规模高达 38.7GWh，项目投资积极性高涨。
美国：前三季度大储新增投运 4.38GW（同比+42.2%）。根据 EIA 统计，美国前三季度大储新增投运规模共计 4.38GW，同比增长 42.2%。1-10 月，美国大储新增投运规模共计 4.57GW，同比增长 21.2%。根据 EIA 公布的项目 规划数据，规划于 11-12 月投运的项目共计 3.79GW，若上述规划项目年内能全部投运，则全年大储投运规模可达 8.36GW（同比+101.9%）。但考虑 8-10 月实际投运项目规模均远低于规划，意味着美国大储面临的供应链短缺和并 网延迟问题仍较为严重，11-12 月规划项目全部落地难度较大。
欧洲：英国/德国前三季度大储分别新增投运 1.1GW/0.2GW。英国是欧洲大储最主要的市场，前三季度新增装机 1.1GW，同比增长超过 300%；截至 2023 年 9 月底累计大储装机已达3.1GW。咨询机构Modo Energy 预测，到年底 英国大储装机量将达到 3.6GW，即预计第四季度将新增 500MW 大储装机，全年新增大储装机 1.6GW，较 2022 年 （0.8GW）接近翻倍。德国前三季度大储装机共增加 197MW，同比增长 154%；截至三季度末大储累计装机 1.2GW。
驱动因素：支持新能源建设的刚需设施，各国具体激励方式不同。大储装机需求本质上来源于可再生能源大比例接入后带 来的消纳问题和电网冲击问题，大储为电力系统提供灵活性资源。在各国推动能源转型和碳中和的要求下，可再生能源装 机总量及其在电力系统中的占比逐步提升，推动储能需求增长。各国在推动储能装机的具体方式上存在一定区别。
国内：政策“强配”和市场化建设双管齐下。2021 年发改委、能源局《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》确定了国内新能源强制配储的导向。目前，各地因地制宜确定配储比例要求，通常不低 于新能源功率的 10%*2h，可通过自建或租赁满足。“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，在新型电力系统建 设初期具有合理性。“强配”推动储能规模化发展的同时，各省积极推动辅助服务市场和现货市场建设，拓宽储能收 益来源，力求以市场化方式激励储能投资建设。
海外：市场化回报主导，补贴进一步提升投资积极性。美国、欧洲并无强制配储政策，储能电站可通过参与售电（峰 谷套利）、容量市场和辅助服务市场等方式获得回报。美国大储装机的主力地区加州（CAISO）和得州（ERCOT）电 力市场中，大储项目已有较好的商业回报；2022 年 8月出台的 IRA 政策将光储系统 ITC 税收抵免额度从 26%提高到 30%，延长期限 10 年，并允许独立储能项目获得抵免，进一步刺激大储电站投资。英国大储同样可通过调频、售电 等多种收益叠加的方式获得可观收益，目前调频为其主要收益来源。
国内市场空间：新能源装机驱动国内大储增长，2024 年新增装机有望达到 26GW、57GWh。大储需求本质上源自可再生 能源装机对灵活性资源的需求。因此，我们采用集中式新能源新增装机量及储能配置比例，对国内大储市场空间进行估算。 考虑到风光高发区域存在消纳需求，以及各地区扶持新型储能战略产业的要求，我们认为“强配”政策快速退出的可能性 不大；加之新能源入市、独立储能参与电力市场等新趋势下储能商业模式有望逐步成型，储能装机功率与国内集中式风电、 光伏装机功率之比仍将呈现增加趋势。我们假设 2023/2024 年使用功率表示的配储比例分别为 13%/16%，预计 2023年国 内大储新增装机约 19GW/41GWh，容量规模同比增长 156%；2024 年，国内大储新增装机有望达到26GW/57GWh，容量 规模增速超过 40%。
4.1.2 供给端：产品升级步履不停，国内企业海外初露头角
产品趋势：大电芯、液冷方案成为新趋势，助推储能集成产品升级。大储赛道发展阶段较早，产品方案尚未完全定型。在 价格内卷现象存在的同时，国内企业也在积极推动产品升级，通过大电芯、液冷、簇级管理等技术，助力储能度电成本下 降。
大电芯：314Ah 炙手可热，助力系统降本增效。大储系统单机柜容量通常在 MWh 级别，大容量电芯可以有效提高系 统的体积能量密度、降低装配难度，从而降低储能系统的单位成本。上半年，各大电芯企业纷纷推出 300Ah 以上的大 储电芯；年内，多家系统厂商发布采用大电芯的储能系统产品，不断提升能量密度、降低功耗、节约占地和成本。 314Ah 电芯因其“精准一度电，精准形成 5MWh 储能系统”的特征受到电池和集成厂商的青睐，有望在2024 年引领风潮。目前，“314Ah、5MWh”储能系统产品虽已有多款发布，但暂无实际项目落地，未来推广进度还将取决于 300Ah+电芯的量产进度与产能。
液冷：高效、安全兼得，渗透率有望提升。大储电站电池单体容量大、电池数量多，其面临的热管理问题更为严苛。 液冷技术与传统风冷相比，可以实现精密温控，有助于每个电芯在最优温度下工作，避免“短板效应”，提升系统效 率、延长电池寿命，同时有效的温控也可以避免“热失控”和产生火灾的风险。
竞争格局：国内市场价格内卷仍存，中国企业“抢滩”海外市场。
国内大储市场竞争较为激烈，存在“价格内卷”现象。电力市场化是长期大计，国内大储参与市场比例小、实际调用 率低的情况短期难以快速改善，产品层面的竞争壁垒尚未凸显，导致价格竞争激烈。根据储能与电力市场统计，10 月，国内 2 小时储能系统投标的加权平均报价已低于 1 元/Wh，下降至 0.94 元/Wh，较年初（1.63 元/Wh）已下降超 过 42%。“价格内卷”情形下，国内集成环节竞争格局尚不明朗。
海外大储市场竞争格局较好，国内领军企业已崭露头角。海外大储竞争格局整体好于国内，一方面由于海外电力市场 化程度高，大储装机主要由市场回报驱动，因此业主对产品的要求更高，产品有区分度；另一方面，海外市场存在准 入认证和渠道壁垒，壁垒较国内市场更高。目前，部分头部大储企业凭借强劲的产品实力和品牌渠道，在海外市场已 获得一定的市场地位。根据 Wood Mackenzie 数据，2022 年阳光电源储能系统集成全球市占率 16%，位居全球第 一，华为、比亚迪以 9%的市占率位列前五。美国市场，阳光电源以13%的市占率位列第三；欧洲市场，比亚迪以 17%的市占率位列第三。国内头部企业在海外市场已初具市场地位，有望把握海外大储市场机遇，获得丰厚利润。
4.2 户储：经济性支撑需求增长，长期空间广阔
需求增速放缓、库存积压严重，全球户储出货量全年承压。根据标普数据，2023 年第二季度全球户储产品出货量首次出现 同比下降，出货量不到 6GWh，较 2022Q2同比下降 2%。户储出货下行最主要的原因并非需求不足，而是库存相对过剩。
上半年户储需求总量仍有增长。德国、意大利为欧洲户储前两大市场，上半年新增装机共计3.2GW。德国作为全球户 储主力市场，装机增长强劲，1-10 月新增装机 2.7GW/4.1GWh，同比增长 170%/156%。意大利上半年新增装机 1.7GW，第一季度装机仍火热，但由于 super bonus 计划的暂停，第二季度装机环比下滑，后续增长相对乏力。美国 户储市场基数小，上半年受高利率、加州市场向 NEM3.0 过渡等因素影响，装机有所下滑，新增装机共计 293MW。
全球户储装机增长放缓，经济性和能源独立需求为市场提供支撑。2023 年三季度以来，欧洲户储装机需求增长放缓，主要 由于天然气价格回落、高利率这两大因素压制了消费者装机的积极性，加之部分地区补贴政策发生变化，影响终端需求。 美国 NEM 3.0 落地后，户用光伏配储积极性或将提升，但市场基数整体较小。BNEF 预计，2023/2024 年全球户储累计装 机量有望达到约 16GW/22GW，年新增装机分别约为 6GW，市场在高速增长后或将迎来短暂的放缓。各国居民对用电经济 性和能源独立的需求下，户储装机长期仍有较大增长空间，到 2030 年，全球户储累计装机有望达到 90GW。 欧洲：补贴+净计费+高电价下，户储系统经济性优。从欧洲户储主要市场德国、意大利来看，补贴、净计费政策和高电价 是装机的主要驱动因素。欧洲户储通常和户用光伏配套，净计费模式下光伏余电上网价格低，而用电价格高，户储可以将 光伏发电“自发自用”获利，系统净收益即为（用电电价-光伏发电成本）*放电量。德国和意大利家庭电价包含高税收、 输配电费等，10 月居民电价分别为 39.35 和 38.09 欧分/kWh，仍处于较高水平，为户储系统的收益提供了基础。与此同时， 德国、意大利均为用户提供了丰厚的税收抵免，降低户储系统初始投资成本，户储仍有较好经济性。
美国：加州 NEM 3.0 有望推动美国户储需求增长。加州是美国户储主要市场，2021 年装机功率占全美的 63%。加州NEM 3.0 政策于 4 月 15 日正式生效，改变了户用光储系统的收益模型，推动户用光伏配储比例大幅提升。在先前的 NEM 2.0 （“净计量”）下，户用光伏用户多发的电量可以全部上网，抵减用电电费，相当于将电力“储存”在电网侧；新的 NEM 3.0（“净计费”）下，用户可以卖给电网的电价大幅降低（降幅近 75%），用户需配备储能系统，提高自发自用比例，才能 具有较好的经济性。随着 NEM 3.0 逐步落地，美国市场户储需求呈现好转，Solaredge 和 Enphase 第三季度户储电池在美 国的渠道销售均环比增长 30%以上。Solaredge 表示，第三季度起美国户用光伏配储率提升明显，对户储市场需求形成了 支撑。Enphase 分析，由于加州公用事业费率持续走高，户用光储系统可以通过在特定时段向电网送电来获得相应回报， 未来光伏+户储电池系统在 NEM 3.0 下将具有较好的投资回报，接近 NEM 2.0 下的纯户用光伏系统。2024 年，随着 NEM 3.0 逐步成型，以及高利率的情形逐步改善，美国户用储能市场有望迎来快速增长。
4.3 工商储：国内市场瞩目，蓬勃发展在即
4.3.1 需求端：经济性驱动国内工商储市场蓬勃发展
工商业储能项目备案火热，国内积极性高涨。2023 年，国内工商储赛道具有较高的关注度。
国内市场：根据中电联统计，截至 2023 年 6 月 30 日，国内 500kW/500kWh 以上规模的工商业储能累计装机 0.36GW/1.18GWh，上半年新增装机 60MW/220MWh（数据口径可能偏小，见图表注释）。从项目备案来看，1-10月， 国内工商储收益率最高的浙江地区，工商业储能备案项目共计 651 个，规模合计达到1.1GW/3.0GWh（不包含未公开 的 5 月数据），涉及投资额 57.6 亿元。根据公众号“能源电力说”统计，7-10 月全国工商业储能备案项目共计 954个， 规模达到 2.4GW/6.5GWh，国内工商储投资积极性高涨。
海外市场：与国内相比，海外工商业电价较低，工商业储能安装主要出于高耗能企业降低碳排放、减少碳税的要求， 短期空间尚未打开。根据Wood Mackenzie，上半年美国工商业储能新增装机 101.6MW/310.3MWh。
各地峰谷价差存在区别，东部省份工商储经济性最佳。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东 部和中部高用电量地区尤为明显，工商业用户侧储能在浙江、上海、海南、广东（部分区域）、江苏等多个省份可实现优良 经济性。2023 年 10 月，储能与电力市场统计了近 12 个月各地两充两放的峰谷电价差，已有 12 个地区两次充放电的价差 之和超过 1.2 元/kWh，8 个地区两充两放价差之和在 1.3 元/kWh 以上。我们测算，在每日充放价差和为 1.3 元、初始投资 成本 1.8 元/Wh 时，工商业储能项目 IRR 为 8.0%，静态投资回收期 7.54 年；浙江、上海、广东（部分区域）工商业储能 项目投资的 IRR 在 10%以上；浙江省工商储项目 IRR 可达到 15.7%，静态投资回收期仅 5.26 年。
4.3.1 供给端：产品竞争趋于激烈，合同能源管理模式逐渐清晰
产品环节：参与者涌入机柜赛道，市场竞争趋于激烈。工商储机柜规模适中，硬件壁垒相对低于大储，新入者热情高涨， 纷纷推出适宜工商储场景的新产品。仅 9月初举办的 EESA 第二届中国国际储能展览会上，就有 81 家展商展出了工商业储 能相关产品，展会首发新品 37 款；9 月美国 RE+国际太阳能及储能展上，也有至少 29 家中国企业展出了工商储产品。参 与者涌入工商储机柜赛道，产品环节后续竞争或将加剧。
五、 氢能：绿氢供需两旺，电解槽景气持续
5.1 回顾：政策春风渐近，绿氢一展宏图
绿氢项目进展火热，电解槽招标和安装再创新高。年初以来，国内绿氢赛道呈现出高景气度。根据我们不完全统计，1-10 月国内已有 102 个绿氢项目更新动态，涉及绿氢产能 139 万吨；其中 3 万吨产能已投产，处于规划/签约阶段的绿氢产能超过百万吨。央视财经 11 月报道，2023 年 1 月至 9 月，国内绿氢项目投产、在建和申报的项目涉及投资额达到 3000亿元。 电解槽作为绿电制氢的关键设备，招标规模再创新高。香橙会研究院统计，2023 年 1-10 月国内共计发布 28 个电解槽公开 招标需求，累计电解槽招标需求量已超过 1433MW，接近 2022 年电解槽全年出货量的 2 倍。根据中国氢能联盟数据，截 至 2023 年 6 月底，我国累计建成运营可再生氢项目 42 个，装机规模合计达到 555.2MW（约 6.6 万吨/年）；IEA 预计，到 2023 年底我国电解槽累计装机有望达到 1.2GW。
绿氢下游以化工就近应用为主，“制储运加用”供应链尚未完全打通。从下游应用来看，国内绿氢项目规划的绝大部分产能 将用于合成氨、合成甲醇等化工领域。上述领域用氢技术成熟，氢气需求量大且规模集中，是消纳绿氢的优选场景。燃料 电池车应用在绿氢规划产能中占比相对较小，主要由于车端用氢规模整体较小且场景分散，加之储运成本偏高，从绿氢到 氢车“制储运加用”的供应链尚未完全打通。氢燃料电池车的推广以商用车物流需求大的城市群为主，氢源可就近选用化 工副产氢或制氢加氢一体站制氢；而大型绿氢项目绝大部分部署于内蒙古、山西等绿电价格低、存在消纳需求的地区，与 城市群地区重合度较低，氢产品主要用于化工领域，以产业园区等形式开展示范应用。氢能产业发展阶段相对较早，我们 认为，在绿电降价、电解槽降本和技术升级等因素的推动下，制氢将是“制储运加用”供应链中率先放量的环节。
5.2 趋势：绿电降本、设备升级，推动绿氢走向平价
电耗和折旧构成电解水制氢的主要成本。绿氢尚未迎来平价，绿氢降本是未来一段时间内行业发展的重要方向。我们对电 解水制氢成本进行了测算，在基准假设下，我们计算碱性电解水制氢单位成本 15.7 元/kg，接近化工副产氢成本水平；其中电耗成本占 85%，折旧成本占 8%。PEM 电解水制氢单位成本 19.5 元/kg，其中电耗成本占 65%，折旧成本占 29%。基准 假设说明如下： 电价：由于风光发电时间不连续，目前国内在运项目通常在风电/光伏不发电时使用网电。我们综合绿电和网电成本， 假设电解槽基准情形下用电价格为 0.25 元/kWh。（假设使用绿电、网电比例为 6:4，绿电成本 0.2 元/kWh，网电成本 0.3-0.35 元/kWh 时，对应的加权平均成本 0.24-0.26 元/kWh，此处取 0.25元/kWh。） 单位电耗：假设碱性电解为4.8kWh/Nm3；PEM 效率较高，假设为 4.5kWh/Nm3。 设备（含电解槽及配套设备）单价：考虑年内招投标价格水平，分别取 1800 元和 9000 元/kW。 运行时长和折旧年限：假设年运行小时数 4000 小时。折旧年限方面，头部厂商产品公开的设计使用年限为 25年。考 虑产品升级换代等需求，我们暂假设折旧年限 20 年。
5.3 格局：优秀参与者持续涌现，绿氢赛道活力充沛
设备环节：派瑞、隆基、阳光份额领先，市场集中度小幅下降。国内电解槽赛道发展阶段较早，市场份额集中。根据香橙 会研究院统计，1-10 月国内有 22 个电解槽项目公布中标结果，对应中标量超过 710MW。派瑞氢能、隆基氢能和阳光电源 中标规模居国内前三位，CR3 为 65%。根据高工氢电，2021/2022 年国内电解槽出货量 CR3 分别为 83%和 73%，市场集 中度连年下降，显示出行业从早期参与者较少的情形，过渡到了新入者快速涌入的成长期，电解槽赛道充满活力。和 2022 年相比，2023 年 1-10 月国内企业市场份额和排名存在较大差别：阳光电源一跃成为业内前三大玩家；同时，翌晶氢能、绿动氢能、中能氢能等行业新秀也表现亮眼。国内氢电解槽市场仍处于高成长、竞争格局未确定的阶段，优秀的新入企业 层出不穷，推动绿氢产业蓬勃发展。
电站投资环节：电力企业和风电设备企业成为绿氢项目投资主力。我们统计 1-10 月国内更新进展的绿氢项目中，68%的计 划投资金额来自于电力企业和风电企业。电力企业包含五大六小两建、以及地方国资控股的电力公司，计划投资额共计 1044 亿元，占计划投资总额的 45%；风电设备企业包括明阳智能、远景集团、运达股份、三一重能等，计划投资额共计 552 亿元，占项目计划投资总额的 24%。国内绿氢项目发展如火如荼，随着绿氢降本进程持续推进，国内绿电制氢项目有 望获得理想的投资回报，绿氢项目投资或将成为风机企业的又一盈利来源。
（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。）
相关报告
新能源行业2024年年度策略报告：新市场与新技术破局，结构性机会可期.pdf
祥鑫科技研究报告：全面布局新能源结构件，客户优质.pdf
新能源及储能参与电力市场交易.pdf
2024年新能源电池需求浅析.pdf
华纬科技研究报告：国内汽车弹簧领军企业，乘新能源东风量利齐升.pdf
电力设备新能源行业2024年春季策略报告：氢能渐起，重视新兴产业链布局.pdf
