（報告出品方：國聯(lián)證券）

1 2023 年度展望：關(guān)注需求釋放與新技術(shù)產(chǎn)業(yè)化

1.1 在高景氣中兌現(xiàn)業(yè)績

2022 至今電新行業(yè)指數(shù)波動較大，Q1-Q4 指數(shù)分別-19.6%、+13.9%、-22.7%、 +1.2%。全市場而言，2022 年初至今指數(shù)上漲的行業(yè)僅有 3 個，其中電力設(shè)備及新 能源行業(yè)總體跌幅 23.9%，位列第 24 位。

2022 年前三季度，電力設(shè)備及新能源行業(yè)歸母凈利潤 1669.4 億元，同比增長 49.17%，在中信所有 30 個行業(yè)中，歸母凈利潤增幅位于第 4 位，處于前列。

2022 年前三季度全行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入同比增長 34.0%，實現(xiàn)歸母凈利潤同比增 長 55.0%，業(yè)績實現(xiàn)持續(xù)增長。從各子行業(yè)的歸母凈利潤來看，增幅前三的子行業(yè)分 別為新能源車（+136.0%）、核電（+103.8%）、光伏（+88.3%），與景氣度呈現(xiàn)強正 相關(guān)關(guān)系。

1.2 新能源投資三大趨勢

進入雙碳時代后，新能源經(jīng)歷了波瀾壯闊的發(fā)展歷程，而當(dāng)前仍然潛力無限、挑 戰(zhàn)無限。在繼續(xù)分析新能源未來方向之前，首先回答幾個關(guān)鍵問題： 已經(jīng)發(fā)生了什么？2020 年 9 月雙碳目標(biāo)提出后，政策端經(jīng)歷了從頂層規(guī)劃，到 基層細則的全面構(gòu)建，而需求端由于天花板被打開最先被刺激，快速增長的需求與短 時間較難提升的供給形成了矛盾，供需錯配加大了原材料端的成本上漲。與碳排放最 直接相關(guān)、基礎(chǔ)相對比較好的新能源發(fā)電和新能源汽車，增速不斷提升，帶領(lǐng)行業(yè)不 斷突破。 我們在哪里？當(dāng)前新能源已經(jīng)度過從 0 到 1 的初始快速野蠻發(fā)展，正處于從 1 到 N 的規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化階段，新能源發(fā)電占比、新能源車滲透率均處于從 10%提升 至 50%的關(guān)鍵階段。但有許多領(lǐng)域仍然處于發(fā)展早期，并且新能源占比快速提升帶 來的消納壓力、貴金屬依賴等問題亟待解決。新能源已經(jīng)解決了發(fā)展“快”的問題， 接下來重點要發(fā)展“好”，解決短板、解決痛點，才能進入更高層次發(fā)展。

展望 2023 年，我們從宏觀、中觀、微觀三個視角，分析新能源行業(yè)的政策、市 場、技術(shù)趨勢，看好能源安全、國內(nèi)大循環(huán)、技術(shù)降本提速三個方向的投資機會：

宏觀視角：能源安全和促進新能源消費將是最強政策趨勢。經(jīng)歷了 2021、2022 連續(xù)兩年的缺電后，能源保供被提上了重要日程，加強新能源配套建設(shè)保證能源 安全愈發(fā)重要，包括傳統(tǒng)抽水蓄能、核電、火電等均迎來新發(fā)展機遇。后疫情時 代消費復(fù)蘇是最強主題，新能源汽車的消費支柱作用愈發(fā)凸顯，有望獲得政策持 續(xù)大力支持，進一步帶動汽車、電池、智能化相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈。

中觀視角：核心原材料降價和國內(nèi)大循環(huán)助推行業(yè)更上新臺階。在度過產(chǎn)能瓶頸 期、疫情影響的雙重作用下，硅料、碳酸鋰為代表的上游原材料已開啟降價周期， 產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配將會重構(gòu)，我們預(yù)計大部分利潤將讓渡至下游開發(fā)商，加速行業(yè) 降本。成本端的壓力釋放，以及疫情對施工、物流、人員等因素影響消除，將使 被積壓兩年的國內(nèi)需求得到完全釋放，大型風(fēng)電、光伏集中式項目，以及配套的 大型儲能，有望迎來新一輪的快速發(fā)展。

微觀視角：具有產(chǎn)業(yè)意義的新技術(shù)孵化速度顯著加快。新能源新技術(shù)層出不窮、 百花齊放，資本助力也進一步加速新技術(shù)孵化。在眾多的新技術(shù)中，能夠解決當(dāng) 前需降本、擺脫貴金屬依賴這兩大痛點的，迅速脫穎而出。PET 復(fù)合銅箔、銀包 銅因為可顯著降低鋰電銅箔、HJT 低溫銀漿的成本，研發(fā)進度不斷加快，客戶不 斷加速導(dǎo)入。鈉離子電池、電鍍銅、無銦靶材可以解決對鋰、銀、銦這些貴金屬 的依賴，避免未來可能的供應(yīng)短缺及價格暴漲問題，代表了未來技術(shù)發(fā)展方向， 有望不斷取得進步直至實現(xiàn)規(guī)模量產(chǎn)。

2 鋰電：結(jié)構(gòu)性機遇主導(dǎo)未來市場

2.1 鋰電將進入 TWh 時代

中國動力電池供給全球市場。2022 年 1-10 月全球動力電池累計裝車量為 389GWh，同比+76.7%。在全球 TOP10 動力電池供應(yīng)商中有 6 家中國企業(yè)上榜，合 計裝機量 226.5GWh，市占率達到 58.2%，較 2021 年提升 7.5pct。2022 年 1-10 月 寧德時代裝車量位居首位，裝車 137.9GWh，市占率為 35.4%，同比+4.3pct；LG 新 能源位列第二，裝車 52.8GWh，市占率為 13.6%，同比-7.2pct；比亞迪列第三，裝 車 52.3GWh，市占率 13.4%，同比+4.9pct。

三元鋰電池和磷酸鐵鋰電池將作為未來兩大技術(shù)路線長期共存。2022 年 1-10 月 國內(nèi)動力電池累計裝車 224.2GWh，同比+108.7%；分體系看，三元體系電池裝車 88.0GWh，占比 39.2%；磷酸鐵鋰體系電池裝車 136.0GWh，占比為 60.6%，磷酸 鐵鋰憑借突出性價比、安全性優(yōu)勢，份額持續(xù)領(lǐng)先。 國內(nèi)裝機量 TOP3 企業(yè)分別為：寧德時代，對應(yīng)裝車量 106.78GWh，市占率48.5%；比亞迪，裝車量 50.80GWh，市占率 23.1%；中創(chuàng)新航，裝車量 15.39GWh， 市占率 7%。裝車量集中度頭部效應(yīng)顯著，10 月國內(nèi)企業(yè)裝機量 CR3 已突破 76%。

2023 年全球鋰電出貨量有望進入 TWh 時代。我們預(yù)計 2023 年我國新能源車 銷量有望首次突破 1000 萬輛，達到 1050 萬輛，同比增長 61.5%，到 2025 年有望 增長至 1985 萬輛， CAGR 達到 45.1%。在動力、儲能、消費需求的拉動下，預(yù)計 2023 年全球鋰電需求有望首次突破 1TWh，達到 1.26TWh。 受益儲能需求，磷酸鐵鋰占比持續(xù)增長。磷酸鐵鋰的優(yōu)勢在于低成本、高安全和 長壽命，三元電池的核心優(yōu)勢是高能量密度。動力電池應(yīng)用方面，隨著三元高鎳化技 術(shù)趨勢的進一步發(fā)展，未來高鎳三元體系將主要應(yīng)用于長續(xù)航的高端新能源乘用車， 磷酸鐵鋰及中鎳三元電池主要應(yīng)用于中低端新能源乘用車。隨著儲能進入產(chǎn)業(yè)高速發(fā) 展期，我們預(yù)計 2023 年儲能電池需求將大幅增長，磷酸鐵鋰電池在全球鋰電池需求 占比將進一步提升。

2.2 材料價格先漲后跌，供需矛盾緩解

材料價格呈現(xiàn)前高后低走勢，供需關(guān)系已扭轉(zhuǎn)。因終端需求不斷走高加劇供需失 衡，自 2021 年至 22Q2 核心材料價格攀升。伴隨產(chǎn)能逐漸釋放，進入 22Q3，除上 游碳酸鋰/氫氧化鋰及受其帶動的正極材料價格仍高位運行外，其他鋰電材料價格均 進入下行區(qū)間，供需關(guān)系或出現(xiàn)轉(zhuǎn)變。電池環(huán)節(jié)，方形動力三元及磷酸鐵鋰電芯價格 一年以來漲幅分別為 15.1%、37.1%，對下游成本端造成較大壓力。

正極材料價格拐點已現(xiàn)。21 年以來碳酸鋰及氫氧化鋰價格持續(xù)攀升，至 12 月 到達歷史高位分別為 56.8/56 萬元/噸隨即出現(xiàn)拐點。受上游原料影響，正極材料價格 自 21 年進入上升通道，與碳酸鋰及氫氧化鋰同頻。目前上游鋰資源市場價格上升勢 能明顯減弱，我們預(yù)計 2023 年正極材料及前驅(qū)體企業(yè)將加強與上游資源企業(yè)的長協(xié) 價格鎖定，穩(wěn)定自身盈利水平。

據(jù)我們測算，2025 年全球磷酸鐵鋰/三元正極材料需求量有望分別達到 324/134 萬噸，接近 2022 年的 3 倍。我們假設(shè)未來全球新能源汽車滲透率進一步提升，動力 電池需求量繼續(xù)高速增長；儲能領(lǐng)域鋰電池產(chǎn)量預(yù)計將保持較高增速，超過 3C 成為 第二大鋰電池應(yīng)用領(lǐng)域；我們預(yù)計 2022 年全球鋰電池需求將達到 2190GWh，對應(yīng) 磷酸鐵鋰材料/三元材料需求量分別為 324/134 萬噸，行業(yè) 2022-2025 年 CAGR 分 別可達 42.26%/28.60%，磷酸鐵鋰增速更為迅猛。 新技術(shù)帶來行業(yè)發(fā)展新動能。正極材料技術(shù)更新速度加快，三元材料中提高鎳含 量三元材料的理論容量上升，相較于其他路線，高鎳路線具有更強的體系適配性，可 以進行更快速的產(chǎn)品迭代。我們預(yù)計，至 2025 年高鎳正極材料的需求有望達到 71 萬噸，2022—2025 年 CAGR 為 44%。磷酸錳鐵鋰與磷酸鐵鋰具有相近的理論放電 克容量，但是磷酸錳鐵鋰材料的電壓平臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的 理論能量密度，并且在低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。經(jīng)我們測算，磷酸錳鐵鋰 的總需求量在 2025 年有望達到 39.24 萬噸，2022-2025 年 CAGR 為 200%。三元材 料的高鎳化、單晶化和磷酸錳鐵鋰產(chǎn)品逐步成熟，商業(yè)化進程加快，具有較早技術(shù)升 級、供應(yīng)鏈穩(wěn)定通暢及深度綁定下游客戶的正極材料企業(yè)有望進一步鞏固行業(yè)地位。

負極材料價格進入下行通道。負極上游材料石油焦和針狀焦一年漲幅分別為27.3%和 45.3%左右，上游原料石油焦過去一年漲幅明顯，關(guān)鍵工藝石墨化加工費較 2021 年穩(wěn)中有降，疊加負極頭部企業(yè)的一體化布局，過去一年負極材料價格較為平 穩(wěn)，中端人造石墨、中端天然石墨價格較去年同期分別上漲-3.6%/+5.0%左右。

石墨化加工費影響負極廠商盈利能力。受 2021 年石墨化產(chǎn)能緊缺，加工費上漲 的影響，石墨化自給率相對較低的廠商貝特瑞、中科電氣、翔豐華等負極材料毛利率 出現(xiàn)明顯下滑，分別下降 5.47/7.64/2.66 pct；而石墨化自給率較高的璞泰來（負極毛 利率-1.6pct）和杉杉股份（負極毛利率+0.9pct）受到的影響較小。而可實現(xiàn)石墨化完 全自給的尚太科技，18-20 年毛利率居于各廠商首位。

據(jù)我們測算，預(yù)計 2025 年全球負極材料需求量有望達到 218.96 萬噸，2022- 2025 年 CAGR 達 37.12%。我們假設(shè)未來全球新能源汽車滲透率及單車帶電量逐步 提升，帶來動力電池產(chǎn)量高速增長；假設(shè)用于消費電子等領(lǐng)域的小型電池維持當(dāng)前的 行業(yè)增速穩(wěn)健成長；儲能領(lǐng)域鋰電池產(chǎn)量預(yù)計將保持較高增速，超過 3C 成為第二大 鋰電池應(yīng)用領(lǐng)域；我們預(yù)計 2022 年全球鋰電池需求將達到 2190GWh，對應(yīng)負極材 料需求量為 218.96 萬噸，行業(yè) 2022-2025 年 CAGR 可達 37.12%。

石墨化產(chǎn)能逐漸釋放，材料供需關(guān)系將獲改善。負極材料企業(yè)為控制成本，保障 供應(yīng)安全，21 年以來，貝特瑞、璞泰來、杉杉股份、凱金能源等頭部企業(yè)紛紛開始 建設(shè)產(chǎn)能在 20 萬噸以上的大規(guī)模一體化項目，鑄造負極頭部廠商的核心壁壘。

我們根據(jù)各公司公告統(tǒng)計了截至 2021 年底的各廠商負極及石墨化產(chǎn)能情況，尚 太科技和璞泰來的石墨化自給率位于 Top 7 企業(yè)中的領(lǐng)先水平；杉杉股份的石墨化自 給率預(yù)計將隨著眉山一體化項目的建成而顯著提高；貝特瑞由于此前天然石墨占比較 大，對于石墨化產(chǎn)能的建設(shè)相對較少，不過隨著未來公司對于人造石墨一體化項目的 建設(shè)落地，也將實現(xiàn)人造石墨產(chǎn)能的石墨化高自給率。凱金能源、中科電氣和翔豐華 21 年底的石墨化自給率分別為 44%、32%和 43%，隨著建設(shè)項目的投產(chǎn)，未來也將 呈現(xiàn)快速上升的趨勢。我們預(yù)計隨著一體化項目的建成投產(chǎn)負極材料的價格將穩(wěn)中有 降。具有一體化布局、成本控制優(yōu)勢明顯的負極企業(yè)或?qū)⑹芤妗?/p>電解液價格走低。21 年末至 22 年 Q1 電解液及六氟磷酸鋰價格維持平穩(wěn)，進入 4 月份六氟磷酸鋰價格回落，疊加添加劑、溶劑價格下行，電解液價格開始下降，至 7 月，電解液及六氟磷酸鋰價格趨穩(wěn)。

LiFSI 需求量迎來高速增長期。LiFSI 在電導(dǎo)率、化學(xué)穩(wěn)定性以及熱穩(wěn)定性等方 面擁有更好的表現(xiàn)，可以作為電解液中添加劑或作為鋰鹽能夠為電池提供更高的循環(huán) 壽命以及高低溫性能，我們預(yù)計至 2025 年，隨著三元高鎳化趨勢的深入以及 4680 電池的放量，LiFSI 作為電解液添加劑/鋰鹽使用的比例將分別由當(dāng)前的 1.5%/4%左 右提升至 5%/8%左右。 我們預(yù)計 LiFSI 的總需求量在 2025 年有望達到 34.6 萬噸，2022-2025 年 CAGR 為 84.76%。其中作為添加劑使用的 LiFSI 的需求量在 2025 年預(yù)計有望達到 13.3 萬 噸，作為鋰鹽使用的 LiFSI 的需求量在 2025 年預(yù)計有望達到 21.3 萬噸。

鋰電材料中，鋰礦和隔膜 2023 年供給仍偏緊，兩者限制為剛性的設(shè)備和資源， 其余材料隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新增產(chǎn)能逐步釋放，多數(shù)材料供需關(guān)系或?qū)⒅亟?，我們預(yù) 計可能在多個鋰電材料環(huán)節(jié)將逐漸出現(xiàn)產(chǎn)能過剩，整體價格將進一步下行，未來多環(huán) 節(jié)鋰電材料格局或?qū)?yōu)化。

2.3 新技術(shù)產(chǎn)業(yè)化加速

4680 電池促進高鎳硅基新體系市場化進程提速。4680 構(gòu)型電池對于硅基負極的 膨脹問題起到了很好的限制作用，也受益于高鎳硅基體系，其能量密度獲得大幅提升 空間。高鎳+硅基體系可以使動力電池能量密度達到最高可達至 300Wh/kg 以上級， 能夠為長續(xù)航里程車型提供動力來源。

特斯拉在今年2月宣布在美國加州試點工廠下線第100萬顆4680電池，在其加州 試驗線跑通后于今年Q3開始在德州超級工廠開始生產(chǎn)4680電池，在今年12月特斯 拉宣布已實現(xiàn)周產(chǎn)86.8萬顆4680電池，可支持每周1000 輛 Model Y 電動汽車的裝 機，按照當(dāng)前進度，我們預(yù)計明年特斯拉可以實現(xiàn)4680電池的大規(guī)模量產(chǎn)。國內(nèi)多 家動力電池企業(yè)4680電池進展亦較為順利，億緯鋰能8月宣布公司首件搭載自主研 發(fā)4680系列大圓柱電池系統(tǒng)產(chǎn)品成功下線，9月宣布獲得寶馬集團大圓柱電池定 點；寧德時代今年9月也與寶馬集團簽訂46圓柱電池供應(yīng)協(xié)議；除此之外，比克電 池、蔚藍鋰芯等多家國內(nèi)企業(yè)也有樣品交付或產(chǎn)線建設(shè)，隨著4680電池生產(chǎn)工藝的 進步，我們預(yù)計未來還會有更多的主機廠與動力電池企業(yè)在此領(lǐng)域持續(xù)發(fā)力。 我們預(yù)計，4680 電池可以在 2023-2025 實現(xiàn)產(chǎn)能爬坡，2025 年預(yù)計市場需求 有望達 141GWh，由 4680 直接需求帶動的高鎳正極、硅基負極需求在 2025 年分別 為 23 萬噸和 14 萬噸，2022-2025 年 CAGR 為 161%。

復(fù)合銅箔為高能量電池降本增效。傳統(tǒng)鋰電銅箔由銅原料制成，而復(fù)合銅箔則是 在高分子材料的表面進行鍍銅，剖面呈現(xiàn)“三明治”結(jié)構(gòu)。由于高分子材料的低密度、 低成本以及絕緣性復(fù)合銅箔能為電池帶來更高的能量密度、更低的材料成本和更高的 安全性。

多家企業(yè)積極布局，產(chǎn)品成熟度上仍需突破。目前布局 PET 銅箔的電池廠以動 力、儲能為主，寧德時代通過參股重慶金美布局 PET 銅箔，其已在復(fù)合集流體技術(shù)與 產(chǎn)業(yè)化方面取得了較大進展；此外，國軒高科、比亞迪也在積極布局，搶奪先機。儲 能應(yīng)用端：廈門海辰布局超前，目前已經(jīng)定有兩條線做復(fù)合銅箔。產(chǎn)品成熟度上，重 慶金美已實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用，進入量產(chǎn)階段，其他公司產(chǎn)品在送樣測試階段，尚未達到 終試階段，產(chǎn)品存在銅層無法增厚、掉粉現(xiàn)象，仍需突破前端瓶頸。

PET 銅箔可顯著降低原材料成本并提升電池能量密度。經(jīng)我們測算，6.5μm 的 PET 銅箔較 6μm/4.5μm 傳統(tǒng)銅箔可分別降低 62.15%及 51.33%的原材料成本。電 池容量為 50kWh 前提下，6.5μm 的 PET 銅箔較 6μm/4.5μm 傳統(tǒng)銅箔可分別提升能 量密度 9.64%及 5.75%。

PET 銅箔產(chǎn)業(yè)化開啟 300 億市場新空間。PET 銅箔在安全性和成本方面顯著優(yōu) 于傳統(tǒng)銅箔，并且能為動力電池提升能量密度，考慮到產(chǎn)品具備多方面的優(yōu)勢，我們 預(yù)計 PET 銅箔在銅箔市場的滲透率將快速提升。經(jīng)我們測算，2025 年 PET 銅箔滲 透率有望達到 20%，對應(yīng)需求量為 50.49 億平米，PET 銅箔的市場空間為 302.96 億 元，2022-2025 年 CAGR 為 272.19%。

磷酸錳鐵鋰兼具電壓及成本優(yōu)勢，商業(yè)化進程提速。磷酸錳鐵鋰（LMFP）與磷 酸鐵鋰（LFP）同屬橄欖石型結(jié)構(gòu)，晶體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性高。二者具有相近的理論放電克 容量，但是磷酸錳鐵鋰材料的電壓平臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的理 論能量密度，并且在低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。目前制約其大規(guī)模應(yīng)用的難 點在于磷酸錳鐵鋰具有較大的比表面積和欠佳的導(dǎo)電性，較大的比表面積使得材料具 有較強的吸水性，這對后續(xù)材料的涂布及電池循環(huán)脹氣均有不利影響，導(dǎo)電性則在部 分程度上影響電池的阻抗，降低其功率性能。 產(chǎn)業(yè)化進展：材料端，德方納米、容百科技、當(dāng)升科技均有產(chǎn)能布局并在積極推 進產(chǎn)業(yè)化。電池端，寧德時代 M3P 電池已經(jīng)逐步推向市場；中創(chuàng)新航、欣旺達、國 軒高科等電池生產(chǎn)企業(yè)均具有相關(guān)技術(shù)儲備。 磷酸錳鐵鋰有望在 2025 年市場規(guī)模達到 39 萬噸。我們假設(shè) 1）在動力電池領(lǐng) 域在 2025 年磷酸錳鐵鋰實現(xiàn)對于磷酸鐵鋰的小幅替代滲透率為 10%；2）磷酸錳鐵 鋰與三元混用方案逐步普及，2025 年混用方案在三元市場中滲透率為 20%，混用方 案中磷酸錳鐵鋰摻雜比例為 20%。經(jīng)測算，預(yù)計磷酸錳鐵鋰的總需求量在 2025 年有 望達到 39.24 萬噸，2022-2025 年 CAGR 為 200%。

3 光伏：硅料價格下行推動需求回升

3.1 光伏短期波動不改長期趨勢

出口遇冷，迎短期低谷。2022 年光伏行業(yè)在海外需求的催化下迎來了全產(chǎn)業(yè)鏈 的開工率上升和大量新建、新規(guī)劃的產(chǎn)能。但隨著歐洲天然氣儲量逐步上升和三季度 以來歐洲分時交易電價下行，歐洲光伏需求逐步減弱，同時經(jīng)過二季度大規(guī)模出口后， 海外經(jīng)銷商組件庫存處于相對高位且海外缺乏足夠的安裝力量，部分項目推延至 2023 年。因此 8 月份以來，我國組件出口連續(xù)三月下滑，出口需求遭遇短期瓶頸。

硅料價格下行，長期紅利即將到來。硅料價格在硅料產(chǎn)能持續(xù)釋放且需求短暫下 降的背景下于 2022 年 11 月底迎來拐點。我們認為 2023 年硅料價格有望受到新增產(chǎn) 能的影響而持續(xù)下行，組件價格下降將釋放大量潛在光伏裝機需求，膠膜、銀漿、玻 璃、支架等核心輔材有望迎來量利齊升，同時下游電池、組件環(huán)節(jié)盈利水平有望回升， 部分上游環(huán)節(jié)如 EVA/POE 粒子、石英砂或出現(xiàn)供應(yīng)瓶頸。

國內(nèi)外需求短期下滑。2022 年 1-10 月，我國光伏裝機達 58.24GW，同比增長 98.7%；10 月單月裝機 5.64GW，同比增長 50.4%，環(huán)比下降 30.6%，市場預(yù)期硅 料價格即將下行，導(dǎo)致部分需求被壓制或延遲至明年。2022 年 1-10 月，我國光伏累 計出口達 137.7GW，同比增長 66.2%，10 月單月出口 11.7GW，同比增長 14.7%， 環(huán)比下降 7.5%，較今年 7 月份高點下降 24.5%，海外需求在三、四季度呈現(xiàn)逐月下 滑趨勢。

光伏組件需求仍將隨著度電成本下降而快速上升。光伏已逐步擺脫補貼依賴，進 入新的平價大時代，其已經(jīng)擁有了比拼火、風(fēng)、核的度電成本（LCOE）。而且 N 型 電池新技術(shù)使其擁有強大的降本增效潛力。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)計，2022 年全 球光伏裝機將達 205-250GW。我們認為未來在光伏組件持續(xù)降本推動下，每年新增 裝機將保持 20%以上的增速。

各環(huán)節(jié)降本增效持續(xù)進行，新技術(shù)將是 2023 年的投資方向。在新技術(shù)和硅料價 格下行背景的驅(qū)動下，我們預(yù)計 2023 年集中式電站占比將環(huán)比提升。我們認為硅片 薄片化、電池、組件及相應(yīng)輔材是主要的投資環(huán)節(jié)，具體領(lǐng)域有切片、金剛線、TOPCon 電池組件、HJT 電池組件、BC 類電池組件、銀包銅、銅電鍍、POE 膠膜、石英制品、 EVA/POE 粒子、跟蹤支架、光伏玻璃等。

3.2 硅料價格進入下行周期

硅料產(chǎn)能持續(xù)釋放，硅料價格進入下行周期。2022 年 11 月，我國硅料單月產(chǎn)量 達 9 萬噸，同比增長 105.0%，環(huán)比增長 4.0%，創(chuàng)造歷史單月產(chǎn)量最高值。2022 年 1-11 月我國多晶硅累計產(chǎn)量 71.38 萬噸，同比增長 62.0%。在 2022 年 6、7、8 月 我國多晶硅企業(yè)經(jīng)歷火災(zāi)事故、安全檢修及限電限產(chǎn)后，國內(nèi)硅料企業(yè)在 9-11 月迅 速恢復(fù)生產(chǎn)，同時通威、大全、新特、協(xié)鑫、東方希望等企業(yè)新產(chǎn)能不斷投產(chǎn)爬坡， 我們認為 2023 年硅料價格將持續(xù)下行。 電池組件環(huán)節(jié)有望持續(xù)受益。從 2021 年初以來，硅料價格最高漲幅達 265%， 硅片/電池/組件最高漲幅分別為 94%/41%/15%，下游毛利率被較大程度壓制。而從2022 年 11 月底以來，硅料價格較高點累計跌幅達 5.0%，硅片/電池/組件跌幅分別為 6.8%/2.2%/1.0%。硅片因產(chǎn)能釋放相對過快，庫存不斷提升導(dǎo)致短期價格下跌幅度 較大。而因電池處在技術(shù)迭代階段，產(chǎn)能相對短缺，因此電池組件環(huán)節(jié)有望持續(xù)受益。 我們認為隨著硅料價格下行，原材料對于產(chǎn)業(yè)鏈的壓制將有望解除，需求將會較大增 加，對于下游電池組件及相應(yīng)輔材環(huán)節(jié)來說，存在量利齊升的機會。

海運價格大幅下降，2023 年光伏出口蓄勢待發(fā)。根據(jù) Drewry 統(tǒng)計，近一年 WCI （世界貨柜運價綜合指數(shù)）從 9262.02 美元/40ft 下降至 2138.70 美元/40ft，累計跌 幅達 76.91%，當(dāng)前上海 to 鹿特丹運價僅為 1686 美元/40ft。我們認為我國光伏組件 出口成本有望顯著降低，同時貨運周期下降疊加硅料價格下行有望提振 2023 年海外 光伏組件需求。

3.3 高效電池時代來臨

高效電池效率不斷提升。今年以來，高效電池量產(chǎn)、實驗室效率均快速提升。 PERC 電池已達效率提升天花板，后續(xù)提效空間不大，而 TOPCon、HJT 降本提效 速度領(lǐng)先于其他電池，目前實驗室效率記錄分別達 26.40%、26.81%，高于目前 PERC 電池效率記錄 2pct 左右。高效電池實驗室效率不斷提升意味著量產(chǎn)效率仍有較大的 提升空間，我們認為 TOPCon、HJT 降本提效有望持續(xù)進行，市占率進一步提升。

N 型高效電池產(chǎn)能快速釋放。根據(jù) PV Infolink 預(yù)計，2023 年 TOPCon、HJT 產(chǎn) 能將分別達 125、39GW。N 型電池因轉(zhuǎn)換效率高、溫度系數(shù)低、雙面率高、弱光響 應(yīng)好而在 LCOE 體系下具備成本優(yōu)勢，當(dāng)前 TOPCon 相對 PERC 溢價約在 0.1-0.15 元/W，HJT 約在 0.15-0.2 元/W，我們認為 N 型電池組件有望為企業(yè)帶來超額收益。

HJT 產(chǎn)線逐步接近規(guī)?；慨a(chǎn)。當(dāng)前邁為股份的 HJT 單線產(chǎn)能達 600MW，雙 面微晶設(shè)備已經(jīng)成熟。愛康科技、金剛光伏、華晟新能源等多家 HJT 企業(yè)規(guī)劃“GW” 級擴產(chǎn)，有望實現(xiàn) 24.7%及以上的量產(chǎn)效率。HJT 電池在銀包銅、銅電鍍、SMBB、 低銦靶材、薄片化、210 半片、鋼網(wǎng)印刷推動下逐漸迎來量產(chǎn)新時代。

3.4 輔材環(huán)節(jié)大有可為

膠膜需求有望跟隨組件需求快速增長。根據(jù)我們測算，假設(shè) 2023-2025 年全球 新增裝機分別為 335/421/514GW，則考慮不同膠膜的克重后，EVA/POE 粒子對應(yīng)需 求分別為 142/164/185 萬噸和 43/65/93 萬噸。

POE 粒子相對短缺。根據(jù) PV Infolink 統(tǒng)計，2022-2024 年 EVA/POE 粒子有效 產(chǎn)能分別為 130/163/190 萬噸和 31/48/59 萬噸。我們根據(jù)供需測算預(yù)測，POE 粒子 將在 2023 年下半年呈現(xiàn)緊平衡狀態(tài)，在 2024 年出現(xiàn)短缺情況，POE 供給短缺或壓 制部分 TOPCon 產(chǎn)能釋放。一、二線膠膜企業(yè)有望憑借較高的粒子庫存在粒子緊缺時有望獲取超額收益。

漿料企業(yè)有望受益于 N 型電池產(chǎn)能釋放。N 型電池將帶來漿料耗量的增加，根 據(jù) PV Infolink 統(tǒng)計，當(dāng)前 TOPCon 銀耗在 12.8-15.8mg/W，HJT 銀耗在 20.2-25mg/W， 而傳統(tǒng) PERC 因絲網(wǎng)印刷且漿料體系較為成熟，耗量僅為 9.3-12.4mg/W。耗量上更 多意味著 N 型電池漿料市場空間更大，當(dāng)前 PERC 單瓦漿料成本約為 0.05 元/W， TOPCon 和 HJT 單瓦漿料成本分別約為 PERC 的 1.5、2.7 倍。

銀漿市場空間將維持 20%左右的增速穩(wěn)定增長。根據(jù)我們測算，2022-2024 年 全球裝機有望達到 255/335/421GW，對應(yīng)電池片產(chǎn)量分別為 305/403/505GW。假設(shè) HJT、TOPCon 仍有較大的降本提效空間，未來銀單耗有望進一步下降，但由于 N 型 產(chǎn)品處在迭代初期，N 型漿料耗量仍處于較高水平，且價值量相比 PERC 銀漿有望 提升。經(jīng)我們測算，2022-2024 年全球銀漿需求量有望分別達 4789/6151/7443 噸， 對應(yīng)市場空間分別為 221/264/323 億元，CAGR 達 19.35%。

光伏玻璃供需有望在 2023 年下半年迎來轉(zhuǎn)機。江蘇、寧夏、山東聽證會審批信 息相繼公布，公示規(guī)模較上報項目大幅減少、同時項目預(yù)期點火時間延遲約 6-9 個月。 我們認為當(dāng)前工信部對高耗能的光伏玻璃行業(yè)有望采取穩(wěn)步釋放策略。隨著明年硅料 價格下降帶動的集中式電站放量，雙玻組件占比有望進一步提升，光伏玻璃供需關(guān)系 將逐步收緊，進而促使光伏玻璃企業(yè)盈利能力回升。

4 風(fēng)電：裝機大年關(guān)注“雙?！闭急?/h1>迎接風(fēng)電裝機大年。2023 年風(fēng)電行業(yè)將進入加速建設(shè)期，2022 年行業(yè)招標(biāo)規(guī)模 已突破 100GW，創(chuàng)歷史新高。在行業(yè)充沛的招標(biāo)規(guī)模支持下，預(yù)計 2023 年新增風(fēng) 電裝機將達到 70-80GW，在 2022 年的基礎(chǔ)上實現(xiàn)翻倍的增長。 無懼風(fēng)機低價交付周期。與裝機量高增并存的是陸上風(fēng)機價格進入低價交付周期， 市場較為擔(dān)憂產(chǎn)業(yè)鏈整體盈利能力承壓。我們認為，整機廠可通過提高海上風(fēng)機出貨 比例、出口比例，以及新能源電站業(yè)務(wù)保障盈利能力，零部件企業(yè)將受益于原材料價 格下跌、海風(fēng)大兆瓦產(chǎn)能放量、出口需求提升，盈利能力有望得到修復(fù)。

4.1 裝機需求明確，大型化進程加速

需求：風(fēng)電建設(shè)加速

預(yù)計 22 年風(fēng)電裝機并網(wǎng) 35GW。根據(jù)國家能源局披露，2022 年 1-10 月，我國 風(fēng)電裝機并網(wǎng)規(guī)模達 21.4GW，同比提升 10.2%。2020 年、2021 年分別是陸上風(fēng)電 項目和海上風(fēng)電項目享受國家補貼的最后一年，在 11 月-12 月的新增裝機量分別達 36.1GW/28.4GW，行業(yè)出現(xiàn)“搶裝”的情況，但由于 2022 年國補退出再結(jié)合甘肅、 內(nèi)蒙古等北方地區(qū)受疫情影響較為嚴重，預(yù)計今年風(fēng)機出貨 50-55GW，實際裝機并 網(wǎng) 35GW。 招標(biāo)規(guī)模創(chuàng)歷史新高，裝機需求明確。根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，截至 2022 年 12 月4日，2022年我國風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模已突破100GW，其中陸上風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模達79.7GW， 海上風(fēng)電招標(biāo)體量達 23.6GW（含框架競標(biāo)），均為歷史新高?？紤]到陸上風(fēng)電項目 1 年，海上風(fēng)電項目兩年的建設(shè)周期，今年的招標(biāo)體量為明后兩年陸上風(fēng)電和海上風(fēng) 電的裝機需求筑造了堅實的基礎(chǔ)。

受益于風(fēng)光大基地加速落地，沿海省市積極推動海上風(fēng)電建設(shè)，我們預(yù)計 2022- 25 年我國風(fēng)電新增裝機（并網(wǎng)口徑）分別為 35/75/88/99GW，年均新增裝機為 74GW， 對應(yīng) CAGR 為 41%。

供給：大型化+原材料價跌保障盈利水平

風(fēng)機大型化趨勢不改，單機功率持續(xù)提升。據(jù) CWEA 統(tǒng)計，2021 年我國新增陸 上風(fēng)機單機平均功率為 3.1MW，同比+21%；新增海上風(fēng)機單機平均功率為 5.6MW， 同比+14%。截至 2022 年 11 月，本年開標(biāo)的陸上及海上風(fēng)電項目機組平均功率分別 達到 4.5MW/8.0MW，本年招標(biāo)的項目中，接近 61%的陸上風(fēng)電項目機組單機平均功 率為 5MW 及以上，超過 63%的海上風(fēng)電項目機組單機平均功率大于 8MW，風(fēng)機大 型化趨勢萬興未艾。

陸風(fēng)進入平價周期。由于風(fēng)機大型化降本+市場競爭激烈，陸上風(fēng)機價格近年來 持續(xù)下探，根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2022 年 1-11 月，我國陸上風(fēng)機（含塔筒）的中標(biāo) 均價為 2300 元/kW。

陸風(fēng)格局有望優(yōu)化。過去兩年，由于陸上風(fēng)電搶裝導(dǎo)致頭部廠商訂單溢出，2021 年陸上風(fēng)電裝機 CR5 為 57%，2021、2022 年 1-11 月，我國陸上風(fēng)機中標(biāo)份額 CR5 分別為 77%與 74%。我們認為，陸上風(fēng)電國補退出后，激烈的市場競爭推動行業(yè)格 局優(yōu)化。

原材料高位下跌，成本壓力趨緩。直接材料成本是風(fēng)電企業(yè)的核心成本構(gòu)成，截 至 2022 年 12 月，生鐵、廢鋼、中厚板、銅價格分別同比下降 12%/13%/22%/4%， 較 22 年 Q1 分別同比下降 17%/22%/23%/9%，雖然 2023 年風(fēng)機進入低價交付周 期，但風(fēng)電原材價格回落有望緩解盈利壓力。

4.2 海風(fēng)景氣度高企，平價進程提速

規(guī)劃充沛，2022-25 年均新增海風(fēng)裝機有望達到 12GW。截至 2022 年 11 月， 我國沿海省市已發(fā)布“十四五”海上風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃，整體規(guī)劃新增裝機規(guī)模有達到 61GW。除去 2021 年 16.9GW 的新增海風(fēng)裝機量，2022-25 年我國年均新海風(fēng)增裝 機有望達 12GW。2023 年海風(fēng)裝機有望迎來較大幅度增長，我們預(yù)計 2022 年裝機 4-5GW，2023 年裝機 10-12GW，漲幅達 100%-140%。

風(fēng)機大型化助推平價進程。受益于風(fēng)機大型化，海上風(fēng)機價格呈下降趨勢，根據(jù) 我們不完全統(tǒng)計，1-11 月至今，我國海上風(fēng)機（含塔筒）中標(biāo)均價為 3979 元/kW， 2019-2020 年海上風(fēng)機中標(biāo)價為 6000-7000 元/kW，下降幅度為 35%-45%。風(fēng)機成 本約占海上風(fēng)電項目總成本近 40%，風(fēng)機成本的下跌助推我國海上風(fēng)電平價進程加 速，截至 2022 年 12 月，我國已公開平價海上風(fēng)電項目容量達 51GW，其中預(yù)計到 2023-25 年并網(wǎng)平價項目容量達 22GW，平價項目占 2023-25 年總裝機規(guī)模接近 50%。

各省平價進程不一，部分地區(qū)已具備平價條件。由于各沿海省市的風(fēng)力資源、建 設(shè)成本、電價不一，導(dǎo)致各地的實現(xiàn)平價的進程不一致。海風(fēng)項目建設(shè)周期一般為兩 年，若按 2021 年的建設(shè)成本去測算 2023 年并網(wǎng)項目的平價進程，按資本金收益 6% 測算，廣東、福建、海南得益于較好風(fēng)力資源與較高的標(biāo)桿電價，已具備平價條件，江蘇距離平價約有 1 分錢的差距。目前我國已有四個省市出臺海上風(fēng)電補貼政策，隨 著更多地補政策推出，我國海上風(fēng)電平價進程有望進一步加速。

政策鼓勵深遠海，專屬經(jīng)濟區(qū)推進打開長期空間。我國專屬經(jīng)濟區(qū)范圍的海風(fēng)建 設(shè)仍處于萌芽階段，繼《海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》明確我國海風(fēng)項目建設(shè)需獲得 用海預(yù)審和海域使用權(quán)，已有多個地區(qū)出臺了關(guān)于國管海域以及專屬經(jīng)濟區(qū)海域的海 風(fēng)政策及規(guī)劃。大力推進我國海上風(fēng)電的深遠海進程。根據(jù)華東勘測設(shè)計研究院披露， “十四五”期間沿海省市的在國管海域的開工目標(biāo)接近 68GW，我們認為若未來專屬 經(jīng)濟區(qū)海風(fēng)項目開始推進，有望大幅提升我國海上風(fēng)電市場空間，2023 年或啟動開 工，“十四五”內(nèi)有望實現(xiàn)小批量并網(wǎng)，為“十五五”的海風(fēng)建設(shè)提供資源儲備。

4.3 零部件龍頭受益歐洲風(fēng)電發(fā)展

需求：關(guān)注歐洲海風(fēng)中長期市場空間。2020 年 11 月，歐盟委員會宣布將海上風(fēng) 電裝機量從 12GW 增長到 2030 年的 60GW，到 2050 年達到 300GW。22 年 1 月俄 烏沖突發(fā)生后，歐洲多國陸續(xù)提速海風(fēng)規(guī)劃裝機量。根據(jù) GWEC 測算，預(yù)計 2022- 31 年間歐洲新增海風(fēng)裝機總計將達 141GW，CAGR 為 24%。

供給：風(fēng)機價格持續(xù)提升，盈利能力不升反降。截至 2022Q2，Vestas 的風(fēng)機合 約價已上升至 970 歐元/kW，同比+15.5%；截至 2022Q3，西門子歌美颯的陸上風(fēng)機 合約價已上升至 890 歐元/kW，同比+41.3%。歐洲整機廠提升風(fēng)機價格并沒能保障 其盈利水平；2022Q2，Vestas 毛利率為 2.9%，同比-7.7pct，西門子歌美颯 2022Q3 度息稅前利潤率為-14.0%，同比-18.8pct。

大宗商品價格通脹、航運費率飆升以及供應(yīng)鏈中斷共同導(dǎo)致歐洲整機廠雖然風(fēng) 機價格上行，但盈利能力卻不升反降。 原材料維度，2021 年初歐洲鋼材價格指數(shù)持續(xù)走高，于 2022 年 4 月初達到近 10 年的高點；航運費率維度，由于風(fēng)電設(shè)備較大，一般采用海運的方式運輸，而海 運所需的船用燃料自 2020 年起持續(xù)攀升，進而導(dǎo)致海運費用提高，波羅的海運費指 數(shù)于 2021 年末達到近十年來的高位。 供應(yīng)鏈維度，由于疫情反復(fù)、海運費高企，近 兩年我國風(fēng)電零部件企業(yè)的出口比例下滑，鑄件、主軸、塔筒、樁基等環(huán)節(jié)的 7 家樣 本公司出口業(yè)務(wù)的平均營收占比由 2019 年的 36.2%下滑至 2021 年的 27.0%。從歐 洲整機廠的角度切入，供應(yīng)商選擇減少降低了整機廠議價能力，供應(yīng)商更容易將原材 料成本的提升傳導(dǎo)至整機廠，供應(yīng)鏈中斷是歐洲整機廠盈利能力下降的核心原因。

零部件龍頭大兆瓦產(chǎn)能布局充分，已進入歐洲主機廠供應(yīng)體系。風(fēng)機大型化趨勢 下，各個零部件環(huán)節(jié)同樣需要升級來匹配更大功率的風(fēng)機，而零部件環(huán)節(jié)的大型化匹 配能力或在技術(shù)、產(chǎn)能擴建等方面受到制約。歐洲業(yè)務(wù)開拓方面，我國零部件企業(yè)領(lǐng) 先于整機廠，大部分風(fēng)電零部件領(lǐng)軍企業(yè)已進入歐洲頭部主機廠的供應(yīng)體系。我國風(fēng) 電零部件龍頭，有望憑借更充足的大兆瓦產(chǎn)能及交付能力，受益于歐洲海風(fēng)需求增長。 現(xiàn)階段，我國疫情緩解、海運費下降，再結(jié)合歐洲整機廠盈利能力改善需求迫切， 我們認為歐洲整機廠對我國風(fēng)電供應(yīng)體系的依賴有望提升，我國零部件龍頭企業(yè)有望 憑借領(lǐng)先的研發(fā)實力攻克技術(shù)難點、資源優(yōu)勢擴建大兆瓦產(chǎn)能、以及已開拓的優(yōu)質(zhì)歐 洲客戶，率先受益于歐洲海風(fēng)需求提升帶來的行業(yè)紅利。

5 儲能：關(guān)注經(jīng)濟和安全兩大主線

5.1 裝機需求有望再創(chuàng)新高

22Q4 招投標(biāo)旺盛，有望支撐 2023 年裝機持續(xù)高增。2022 年 1-11 月，我們共 統(tǒng)計到國內(nèi) 13.0GW/27.2GWh 的儲能系統(tǒng)采購及 EPC 中標(biāo)項目，且四季度以來中 標(biāo)規(guī)模已累計達 12.5GWh，招標(biāo)項目共計 10.7GWh，有望強力支撐 2023 年裝機量 持續(xù)高增。2022 年驅(qū)動國內(nèi)裝機的最主要因素是新能源強制配儲的政策，中標(biāo)項目 中搭配風(fēng)光項目建設(shè)的能量比例為 51%，獨立及共享儲能占比 37%，電網(wǎng)側(cè)項目占 比 8%。

強配項目占比下降，廠商盈利有望改善。據(jù)中電聯(lián)調(diào)研統(tǒng)計，我國電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為 12.2%，而新能源配儲系數(shù)僅為 6.1%。根據(jù)我們的統(tǒng)計，2022 年配儲項目 EPC 平均中標(biāo)價僅為 1.75 元/Wh,較獨立及共享儲能項目的 2.15 元/Wh 低 18.6%。強配項目利用率低，業(yè)主方付費意愿差，儲能設(shè)備供應(yīng)商的成本壓力亦難以 傳導(dǎo)。不過隨著各地疏通儲能商業(yè)模式的政策逐漸落地，中標(biāo)項目中配儲項目占比呈 明顯下降趨勢，儲能廠商的成本傳導(dǎo)有望更加通暢。

預(yù)計 2026 年全球儲能新增裝機 404.2GWh，2022-2026 年 CAGR 為 70.5%。 美國市場受光伏“雙反”關(guān)稅停征和 IRA 法案的提振，我們預(yù)計 2023 年起光伏+儲 能裝機有望明顯提速。歐洲戶儲市場在補貼政策支持、經(jīng)濟效益突出和能源危機對消 費者心理影響的多重作用下，有望維持高景氣度；歐洲大儲市場在英國和愛爾蘭的電 網(wǎng)側(cè)項目，德國、法國、比利時、荷蘭等國的發(fā)電側(cè)項目驅(qū)動下也有望取得較高增速。

5.2 儲能項目經(jīng)濟性有望改善

獨立儲能電站盈利模式逐漸明晰。2022 年 6 月國家發(fā)改委和能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān) 于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》以來，各地方政策紛紛落地， 逐漸確定了現(xiàn)貨市場套利、容量租賃、容量補償和輔助服務(wù)收益為獨立儲能主要收益 來源。

項目經(jīng)濟性尚有不足，但邊際有望向好。以山東省為例，獨立儲能以容量租賃、 容量補償和現(xiàn)貨市場套利作為主要收益來源，在當(dāng)前的運行條件和現(xiàn)貨價差下，我們 測算項目 IRR 為 4.6%，經(jīng)濟性不足。但目前電站租賃比例較低，未來隨著風(fēng)光裝機 增加及強配項目的減少，租賃比例有望提升至 100%，對應(yīng)的 IRR 可達到 7.2%。當(dāng) 前現(xiàn)貨市場可供 2h 儲能系統(tǒng)滿充滿放的套利空間相對有限，若價差或每日調(diào)用次數(shù) 提高 30%，IRR 可達到 6.5%。若租賃比例和價差同時改善可使 IRR 提升至 9%。

對于新能源電站投資方而言，租賃相較自建更有利于維持項目 IRR。以共享的形 式出租儲能資源，不僅可使儲能本身獲取較多收益，同樣有利于新能源電站的成本控制。根據(jù)我們的測算，假設(shè)光伏利用小時數(shù)為 1500h，棄光率為 2.5%，新建 100MW 光 伏電站需按 10%-2h 配建或租賃儲能設(shè)施。光伏電站不配套儲能的 IRR 為 6.89%，若 只考慮儲能提供消納的功能，自建儲能將使項目 IRR 降低至 5.63%，而以 150 元/kWh/ 年的價格租賃相應(yīng)容量的共享儲能可使 IRR 維持在 6.11%。

5.3 儲能安全相關(guān)價值量提升

全球范圍內(nèi)儲能火災(zāi)事故頻發(fā)。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2017 年-2022 年 10 月，全 球范圍內(nèi)共發(fā)生 59 起以上儲能火災(zāi)事故。其中 2021 年以前事故主要集中在韓國， 多數(shù)由三元鋰電池引發(fā)，因此減緩了后續(xù)韓國儲能裝機進程，并使得三元電池逐漸退 出了儲能市場。2021 年以后，中國、美國、歐洲、澳洲等儲能發(fā)展迅速的地區(qū)均發(fā)生了多起嚴重事故，造成大量損失。

儲能安全領(lǐng)域新國標(biāo)或?qū)⒊雠_。國家標(biāo)準(zhǔn)《電化學(xué)儲能電站安全規(guī)程》、《電化學(xué) 儲能電站設(shè)計規(guī)范》完成公開征求意見，或?qū)⒃?2023 年正式發(fā)布。新的標(biāo)準(zhǔn)在主動安全、報警系統(tǒng)、探測器等方面的要求更加嚴格，比如強調(diào)了火災(zāi)報警系統(tǒng)、自動滅 火系統(tǒng)與空調(diào)、監(jiān)控、排風(fēng)、探測等系統(tǒng)的聯(lián)動性；對自動報警系統(tǒng)、自動滅火系統(tǒng) 提出更加具體的要求；強調(diào)事前預(yù)警的重要性等。

儲能消防系統(tǒng)價值占比有望提升。據(jù)青鳥消防公告，目前儲能消防領(lǐng)域仍主要采 用艙級方案，在整個儲能系統(tǒng)中的價值占比為 1%-3%左右；隨著儲能安全領(lǐng)域相關(guān) 政策、標(biāo)準(zhǔn)的逐漸落地，艙級方案配置的探測器種類和數(shù)量提升，氣體消防和細水霧 消防協(xié)同配置，價值占比有望向 3%-4%拓展；而隨著 Pack 級方案滲透率逐漸提升， 預(yù)計價值占比 5%-7%是有望落地的方案。

儲能安全是系統(tǒng)性工程，更先進的消防設(shè)計往往與液冷系統(tǒng)相結(jié)合。液冷電池 Pack 普遍具備 IP67 等高防護等級，得以滿足簇級或者 Pack 級消防對于電池結(jié)構(gòu)密 封要求的提升；液冷儲能系統(tǒng)普遍具備更高的集成度，采用非步入式結(jié)構(gòu)，電池機柜 間可采用防火隔板進行隔離，減少相互影響；更重要的在于，液冷系統(tǒng)可降低電芯之 間的溫差，使整個系統(tǒng)在適宜的溫度工作，從源頭上減少儲能系統(tǒng)發(fā)生熱失控的概率。

當(dāng)前國內(nèi)儲能液冷滲透率較低，海外市場對液冷接受度較高。據(jù) GGII，2021 年 國內(nèi)儲能領(lǐng)域液冷溫控滲透率僅為 12%，我們預(yù)計 2025 年有望迅速提升至 60%。 海外市場缺乏統(tǒng)計數(shù)據(jù)，但從全球系統(tǒng)集成龍頭 Fluence 的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)變化可以看出 液冷滲透率快速提升的趨勢。Fluence 在 2020 年以前的集成產(chǎn)品均為風(fēng)冷方案，2020 年后推出的新一代產(chǎn)品中，光伏配儲和工商業(yè)儲能產(chǎn)品提供風(fēng)冷和液冷兩種選擇，電 網(wǎng)級儲能產(chǎn)品僅提供液冷配置。

液冷系統(tǒng)單位價值量顯著高于風(fēng)冷，不過在總成本中占比較低。整套液冷系統(tǒng)單 位價值量約 0.6 億元/GWh，風(fēng)冷系統(tǒng)單位價值量約 0.3 億元/GWh。據(jù)我們不完全統(tǒng) 計，2022 年 1-10 月國內(nèi)儲能 EPC 項目中標(biāo)均價為 1.99 元/Wh，系統(tǒng)采購中標(biāo)均價 為 1.55 元/Wh，因此儲能液冷系統(tǒng)成本僅占 EPC 的 3.0%，系統(tǒng)采購成本的 3.9%左 右；風(fēng)冷系統(tǒng)成本僅占 EPC 的 1.5%，系統(tǒng)采購成本的 1.9%左右。下游對于溫控系 統(tǒng)的價格敏感度相對較低。

預(yù)計溫控及消防領(lǐng)域市場空間增速高于儲能行業(yè)本身。我們認為，隨著全球范圍 內(nèi)儲能裝機高速增長，中國系統(tǒng)集成商在海外市場市占率不斷提升，儲能溫控和消防 供應(yīng)商有望通過對集成商的深入綁定進入海外市場，并有望通過拓展海外集成商客戶 加快出海進程。隨著單位價值量的提高，溫控和消防行業(yè)可獲得高于儲能行業(yè)本身的 市場空間增速。預(yù)計 2026 年儲能溫控行業(yè)市場空間有望達到 171.5 億元，2022-2026 年 CAGR 為 87.2%；預(yù)計 2026 年儲能消防行業(yè)市場空間有望達到 125.8 億元， 2022-2026 年 CAGR 為 132.3%。

5.4 儲能新技術(shù)進入產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)化期

儲能新技術(shù)大型項目頻繁涌現(xiàn)。2022 年以來，鈉離子電池儲能 60MWh 項目完 成 EPC 招標(biāo)，GWh 級產(chǎn)線投產(chǎn)；全釩液流電池儲能 400MWh 項目并網(wǎng)發(fā)電，在建 項目規(guī)模在 1GWh 以上；壓縮空氣儲能 400MWh 項目并網(wǎng)發(fā)電；重力儲能 100MWh 項目在建，通遼政府“十四五”期間提出 2GWh 規(guī)劃。

大型項目的落地得益于各項技術(shù)降本增效成果顯著。鈉離子電池當(dāng)前成本與鋰 電接近，近年來循環(huán)壽命的提升打開了其在儲能領(lǐng)域的應(yīng)用空間；全釩液流電池降本 速度較快，當(dāng)前投運的大連示范項目一期造價約 4750 元/kWh，近期系統(tǒng)集采中標(biāo)均 價僅 3100 元/kWh；壓縮空氣儲能采用人工儲氣罐的示范項目造價降至約 2100 元 /kWh，系統(tǒng)效率有望逐漸提升至 70%以上；重力儲能理論系統(tǒng)效率較高，隨規(guī)模效 應(yīng)提升有望繼續(xù)降低成本。

新技術(shù)經(jīng)濟性提升，產(chǎn)業(yè)化進程加速。根據(jù)上圖中的各項技術(shù)關(guān)鍵參數(shù)，在每年 工作 350 天，每天充放 1 次的條件下，我們測算得壓縮空氣儲能的度電成本已有望 優(yōu)于鋰電；鈉離子電池和重力儲能的度電成本已接近鋰電；全釩液流電池的初始投入 和度電成本均最高，不過有望通過增加釩資源開采量、電堆設(shè)計優(yōu)化、質(zhì)子交換膜等 關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化的方式降本。我們預(yù)計隨著大型示范項目的投運，各類新技術(shù)在 2023 年的產(chǎn)業(yè)化進程或?qū)⑻崴佟?/p>

6 氫能：頂層規(guī)劃明確長期方向，產(chǎn)業(yè)迎向上拐點

6.1 氫能政策密集出臺，產(chǎn)業(yè)發(fā)展迎拐點

全國性政策：頂層規(guī)劃落地，方向目標(biāo)明確

2022 年 3 月 23 日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長 期規(guī)劃（2021-2035 年）》，首個氫能國家級規(guī)劃出臺。氫能中長期發(fā)展規(guī)劃明確了氫 能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略定位，對我國氫能產(chǎn)業(yè)做出規(guī)劃和方向性指導(dǎo)：首先，氫能作為未來 國家能源體系重要組成部分被明確定位，且能源屬性得到定性；其次，氫能是用能終 端實現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體，脫碳成為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動力之一；最后， 氫能作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)未來有望被重點發(fā)展。

地方性政策：“3+2”示范圈格局形成，各地規(guī)劃逐步落地

伴隨氫能頂級規(guī)劃的落地，各地陸續(xù)出臺相關(guān)的氫能發(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃涉及到發(fā)展 方向和重點、推廣規(guī)模、資金支持等多個方面，目標(biāo)更加明確，資金支持更加具有針 對性，支持力度也進一步加大。2021 年 9 月，首批燃料電池汽車示范城市群正式落 地，分別由北京市、上海市和廣東省佛山市牽頭。2021 年 12 月，河南、河北示范城 市群也相繼獲批，5 大城市群共涵蓋 47 座城市，初步形成了“3+2”格局。隨著燃料 電池汽車的應(yīng)用推廣和加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)布局持續(xù)推進，將促進產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié) 的規(guī)?；蜕虡I(yè)化落地。

到 2060 年，氫能將占終端能源消費的 20%

根據(jù)權(quán)威機構(gòu)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，在 2060 年碳中和目標(biāo)下，到 2030 年，我國 氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%。到 2060 年，我 國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在終端能源消費中的占比約為 20%。其中， 工業(yè)領(lǐng)域用氫占比仍然最大，占總需求量的 60%，其次分別為交通運輸領(lǐng)域、新工業(yè) 原料、工業(yè)燃料等。

6.2 氫制?。壕G氫占比提升增加電解槽需求

現(xiàn)階段我國的制氫方式以化石能源和工業(yè)副產(chǎn)氫為主，兩者合計占比達到 97%。 綠氫是我國達成雙碳目標(biāo)的重要途徑之一，正助力化工、鋼鐵等高碳排放領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)低 碳/零碳排放。 多個地方政府也出臺了相應(yīng)政策，對未來可再生能源制氫的產(chǎn)量進行了規(guī)劃。據(jù)勢銀統(tǒng)計，目前內(nèi)蒙古自治區(qū)、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)和四川省成都市都在相應(yīng)的 政策中明確了 2025 年可再生能源制氫產(chǎn)量，合計年產(chǎn)量約 80 萬噸。這遠遠超過了 國家發(fā)改委在國家氫能規(guī)劃中提及的 2025 年可再生能源制氫年產(chǎn)量目標(biāo)，也體現(xiàn)出 了中國可再生能源制氫的較大潛力。 2022 年以來，國富氫能、中國華電、盛氫制氫、奧揚科技、雙良集團、億利潔 能、明陽集團等新參與者紛紛切入電解制氫裝備市場，電解水制氫市場已從 1 進入 10 階段，未來規(guī)模的快速提升將帶來制氫成本的大幅下降，加快推動氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，到 2030 年中國氫能需求將達到 3700 萬噸，可再生能 源電解水制氫將逐步作為中國氫能供應(yīng)的主體，預(yù)計在氫能供給結(jié)構(gòu)的占比到 2025、 2030 年分別達到 2%、10%，對應(yīng)電解槽系統(tǒng)裝機量將分別達到 19GW、95GW。

6.3 氫儲運：氫規(guī)模提升加大儲運需求

氫儲運是連接氫氣生產(chǎn)端與需求端的關(guān)鍵橋梁，也是氫能向規(guī)模化發(fā)展的基礎(chǔ)保 障，隨著氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃落地，氫能產(chǎn)業(yè)將進入快速發(fā)展期，推動儲運關(guān)鍵 設(shè)備及材料需求快速增長。

車載儲氫瓶商業(yè)化程度高，將率先受益氫能車規(guī)模提升

車載高壓儲氫瓶是目前眾多儲氫承壓設(shè)備中，技術(shù)相對成熟，已經(jīng)具備商業(yè)化程度的一種儲氫設(shè)備。我們認為車載高壓儲氫瓶在未來十年將迎來快速發(fā)展期。 根據(jù)我們測算，國內(nèi)儲氫系統(tǒng)（包含氣瓶、管閥、線材等）市場規(guī)模到 2025 年 及 2030 年將分別達到 45.8 億元、259.3 億元，市場規(guī)模復(fù)合增速達到 48%。其中 儲氫瓶規(guī)模將由 2022 年 3 萬只規(guī)模分別增長至 2025 年的 16 萬只及 2030 年的 80 萬只；儲氫瓶中核心材料碳纖維的用量也將伴隨氣瓶數(shù)量及儲氫壓力的提升而快速增 長，預(yù)計碳纖維用量到 2025 年及 2030 年將分別達到 0.96 萬噸、4.84 萬噸。

加氫站建設(shè)帶動壓縮等處理設(shè)備需求

加氫站作為氫能利用和發(fā)展的中樞環(huán)節(jié)，是為燃料電池車充裝燃料的專門場所。 作為給燃料電池汽車提供氫氣的基礎(chǔ)設(shè)施，其建設(shè)的快慢及保有量情況很大程度影響 燃料電池商業(yè)化進程，自 2019 年氫能寫入政府白皮書后，加氫站建設(shè)得到快速發(fā)展， 數(shù)量不斷增長。截至 2022 年 9 月，中國已建成加氫站 283 座。其中，氫氣壓縮機是 加氫站核心設(shè)備，經(jīng)我們測算，我們預(yù)計到 2035 年，加氫站氫氣壓縮機累計投資規(guī) 模有望達到 68.2 億元。

6.4 氫應(yīng)用：核心材料國產(chǎn)化推動氫能車商業(yè)化

氫燃料電池憑借能效高、零排放等能源優(yōu)勢，有望成為氫能在交通運輸領(lǐng)域核心 增量應(yīng)用。我們認為，在“2060 碳中和”背景下，氫燃料電池汽車將助力交通運輸 實現(xiàn)深度脫碳，且有望率先在商用車尤其是重卡領(lǐng)域中得到應(yīng)用，與純電動實現(xiàn)差異 化場景布局。隨著“以獎代補”、氫能城市示范圈、氫能發(fā)展中長期規(guī)劃等重磅政策 陸續(xù)推出，氫燃料電池汽車已具備產(chǎn)業(yè)化基礎(chǔ)，進入放量、降本、技術(shù)進步的正向循環(huán)，將推動燃料電池系統(tǒng)及上游核心材料需求高速增長。

氫燃料電池汽車開啟放量，預(yù)計 2030 年有望達到十萬輛水平

政策正式落地將加速國內(nèi)氫燃料電池車產(chǎn)銷，根據(jù)《氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃 （2021-2035）》，到 2025 年國內(nèi)氫燃料電池車保有量達到 5 萬輛，對應(yīng) 2025 年銷 量 2 萬輛左右。規(guī)模化、國產(chǎn)化推動下，燃料電池成本有望快速下降，據(jù)我們保守測 算，預(yù)計到 2030 年國內(nèi)氫燃料電池車全生命周期成本將實現(xiàn)與柴油重卡平價，經(jīng)濟 性優(yōu)勢驅(qū)動下，氫燃料電池車將持續(xù)放量，2030 年產(chǎn)銷規(guī)模至少達到 10 萬輛水平。

預(yù)計 2030 年燃料電池堆市場規(guī)模將達到 88 億元

假設(shè) 2025、2030 年燃料電池車需求達 2 萬輛、10 萬輛，考慮燃料電池重卡放 量，預(yù)計到 2030 年，單車系統(tǒng)額定容量將由此前 110kW 為主逐步提升至 220kW 左 右，膜電極功率密度由目前 1W/cm2 逐步升至 1.5W/cm2 以上，對應(yīng) 2030 年燃料電 池堆、膜電極市場規(guī)模分別為 88 億元、57 億元。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。「鏈接」