电力设备行业风光储市场分析

电力设备行业风光储市场分析一、风电：陆风稳扎稳打，海风市场开启高增第一年1.1风电成长性趋势确定，招标高增夯实全年需求2023年风电并网量持续高增，淡季不淡，行业盛况可见一斑。2023年1-4月，国内新增风电装机14.2GW，同比+48%，单4月新增装机达到3.8GW，同比+126%，前4月单月装机均大幅增长，风电高景气发展！2023年以来风电新增装机量增速较大，4月改善更加显著，随着Q2-Q3风电开工加速、建设加速，我们预计全年风电装机可实现快速增长。风电增量看海风，2023年海风开启未来三年高装机起步第一年。2023Q1，国内新增海风并网0.51GW，同比+42%，陆风并网9.89GW，同比+31%。海风装机受海域天气影响大，Q1淡季实现并网正高增，海风摆脱2022年逆增长态势。考虑到“十四五”规划“交作业”节点在即，海风将开启未来三年高装机起步第一年。陆风稳扎稳打，月并网量保持稳定增长。2023Q1招/中标热度不减，全年需求有望上修。据金风科技披露，2023Q1风电招标量达26.5GW，同比+7%，在2022年风电高招标情况下，2023年风电热度不减，预计2023年招标有望持平2022年高招标情况，甚至赶超。据风电头条统计，2023Q1风电中标量达15.16GW，同比+40%，2023年4月表现更优异，风电中标量达到14.52GW，同比+68%，从风电前瞻指标看，2023年招/中标热度不减，甚至有往旺盛趋势发展。而2022年风电招标量达98.5GW、中标量达76GW，考虑到一般风机中标后约1年左右开始交付，2023Q1中标量乐观情况下有望年内交付，因此2023年需求有望上修，2023年风电大年再次印证。Q1海风招标数据亮眼，海陆共振迎来招标业绩螺旋上行机会。据风电头条统计2023Q1海风招标3.17GW，同比+98%，海风招标数据亮眼，陆风招标18.92GW，同比13%。去年风电板块经历低谷之后，单位盈利降至底部，今年海风、陆风开工高景气，板块业绩有望逐季环比持续上行。同时海风板块，今年将陆续启动项目的前期工作，各省的海风的竞争性配置、核准、招标将陆续启动，催化密集。1.2海风：国内外海风需求共振，漂浮式技术引领海风深远海发展1.2.1国内：各省海风加速建设，市场需求如期而至海风风机中标均价企稳趋势，全国已经平价。据我们统计2021年以来海上风电项目（多数含塔筒）中标情况看，海风中标价格目前约在3000-5000区间；就2023年以来公开的中标价格在4000元/KW以下，且多数处于3000-3500元/KW区间，海风风机中标均价呈现企稳趋势，全国海风已经平价。海上风电度电成本逐步下降，海风全生命周期竞争力提高。目前海上风电招标准则从中标最低价原则逐步转向全生命周期成本最低原则，据CWEA统计，当前中国海上风电项目的平均度电成本已经下降到0.33元/千瓦时左右。目前水深小于35m，登陆距离小于70km的浅、近海风电场，只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上网。据CWEA预计，从2022年底到2030年，中国海上风电度电成本将整体降低19%~23%，从目前0.33元/千瓦时下降至0.25元/千瓦时左右。粤西、海南周边海域度电成本净值下降最多，达0.08元/千瓦时，其他海域皆为0.07元/千瓦时。随着LCOE下降，海风全生命周期竞争力提高。省补接力，持续补贴刺激海风市场。今年浙江、广东、上海依然有海上风电补贴，海风需求有望加速。以国家电投揭阳神泉二350MW海上风电项目增容项目为例，按照每千瓦补贴1500元，补贴容量为350MW，拟补贴金额为5.25亿元。考虑到2025年并网节点在即，因此预计各地海风将建设加速。今年海风市场较去年会有大幅的增长。沿海各省管海域与国管海域“十四五”开工目标超110GW。据统计，沿海9省/市“十四五”期间省管海域+国管海域总计开工目标约114.65GW，江苏、浙江、广东、山东四省份需求超10GW，分别达20、18、22、13GW。广东、广西海风稳步推进，带动其余各省海风启动。海风板块陆续启动项目的前期工作，各省的海风的竞争性配置、核准、招标将陆续启动，前期广东、广西海风项目稳步推进，我们预计后续山东、浙江或将持续催化。广东：5月24日，广东发布《广东省能源局关于印发广东省推进能源高质量发展实施方案的通知》（2023-2025年），要求新增建成约800万千瓦海上风电项目，包括阳江沙扒、汕尾甲子、汕头勒门、揭阳神泉、惠州港口、湛江外罗、珠海金湾；开工建设约1200万千瓦海上风电项目，包括阳江青洲、阳江帆石、汕尾红海湾、珠海高栏等。未来3年，广东新增建设8GW、开工建设12GW，海风大规模起量。广西：广西海上风电示范项目全面启动，5月广西首批海上风电示范性项目中标结果出来，分别是国电投钦州海上风电示范项目和广西广投防城港海上风电示范项目（标段一），由明阳智能、中国海装、远景能源共同中标。广西重点推进北部湾近海海上风电项目开发建设，共规划海上风电场址25个，总装机容量为2250万千瓦。此次首批海上风电示范性项目开标，广西海上风电实现“零的突破”。山东、广东引领海上风电发展。据我们统计2022年至2023年5月，我国海上风电总计招标达到16.44GW，其中山东招标量最大达5.91GW，其次广东4.76GW。后续山东建设海上35GW风电基地；广东23GW海风竞配项目落地；广西共规划9个海上风电场区，总规划装机容量23.50GW等，各省海风建设加速。1.2.2海外：全球海上风电加速启动，欧洲海上风电放量快全球海风新增装机持续高攀，重点关注欧洲市场。从市场增量规模看，据GWEC统计，2022-2030年，全球海风新增装机量累计达260.17GW，其中中国市场约有86GW需求，欧洲约有111.41GW，二者总计占比约76%。从市场增速看，根据GWEC预测，2022-2030年全球新增装机量复合增长率达24%，中国增速约15%、欧洲增速约30%，中国增速缓慢主要是中国年新增装机基数较大，欧洲增速快，与欧洲海风资源丰富关系较大。G7联合公报明确2030年海风装机目标到150GW，欧美海风市场将加速放量。2023年4月各国现有目标的基础上，G7承诺到2030年将海上风电装机容量集体增加到150GW。整体海外海风建设加速。1.3.3漂浮式：海风开启深远海发展，漂浮式风电从0-1启航深远海域风能资源更为丰富。近年来海上风电开发区域主要集中在潮间带和近海海域，据CarbonTrust数据显示，欧洲、美国和日本60米水深以上海域风资源占比约为80%，60%，80%，对应理论可开发量分别为4000GW，2450GW，500GW。英国政府发布的《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》显示，考虑海岸150km范围内的区域，中国深远海风电理论开发量在600GW，其中50-80米水深开发量为370GW，80米以上水深开发量为230GW，主要分布在我国海南、广东、福建、山东、浙江五个省份。深远海风电开发量较大，将成为我国未来海上风电发展的重要方向。深远海域需用漂浮式平台，漂浮式在60米以上深水海域更具经济性。传统固定式基础的桩基、导管架成本会迅速上升，施工难度也会急速加大。漂浮式风电由风电机组（含塔筒）、浮式基础、系泊系统和动态海缆系统四部分组成，由浮体支撑风电机组，通过系泊系统固定浮体。随水深增加，漂浮式风电仅需系泊系统环节进行延长，成本变化小。漂浮式平台只有系泊系统部分随水深变化，主要体现为系泊链的延长，因此其成本相对于水深变化不敏感。水深达到60米，则漂浮式基础经济性较好，漂浮式基础是未来走向深水海域开发的主要工具。全球漂浮式总规划达185GW，漂浮式风电进入高速发展通道。美国规划至2035年实现部署漂浮式海上风电15GW。至2030年，英国政府规划并网5GW左右，挪威4.5GW，希腊2GW，西班牙1-3GW，意大利3.5GW，葡萄牙2GW。韩国计划2030年漂浮式风电装机达6GW。据renewableUK统计，全球漂浮式风电总规划已经达185GW，其中欧洲总规划107GW，占比超58%。据GWEC预测，2023-2027年全球漂浮式风电新增装机量年复合增长率为93%，2027-2031年年复合增长率为63%，漂浮式风电进入高速发展通道。我国已经进入商业化初期，“十五五”有望迎来市场高增发展。国内从2018年开始第一个海上漂浮式项目——三峡引领号招标投建，起步较晚；中海油观澜号5月20日成功并入文昌油田群电网。近两年，中国漂浮式项目进展明显加快，现有4个项目目前正在建设或规划当中，总装机量226.8MW。我们预计我国将在“十四五”至“十五五”期间，海上风电由近海发展迈向深远海发展。漂浮式新增系泊系统，漂浮式起量，锚链从0-1弹性大。漂浮式系泊系统由张紧器、系泊线和锚固等装置组成，通过连接海床为浮式基础提供定位作用。系泊线是连接浮式基础与海床的关键构件。张紧器和锚固分别起到连接系泊线和基础、连接系泊线和海床的作用，系泊线主要材料为锚链。据《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》测算，在漂浮式风力发电厂中，系泊系统成本占比19%。与固定式风力发电厂比，漂浮式新增系泊系统，随着漂浮式起量，系泊系统从0-1弹性大，最直接受益为锚链产品。且随着漂浮式风电水深环境加深，锚链长度加长，单位价值量将提升。漂浮式海上风电用锚链等级要求高，以R3以上为主；锚链壁垒高，市场格局优。锚链可分为ORQ、R3、R3S、R4等级产品，目前R4以其优良的综合性能和稳定的表现逐渐成为主流。R4S及以上产品目前还处于发展期，主要在深水钻井平台和生产平台上应用较多。随着海上风电单机容量增大，整个漂浮式风电整体重量提高，以及水深加深，锚链要求也将提高，漂浮式风电锚链所需抗拉强度将朝R4发展。目前R5高等级锚链国内仅亚星锚链可生产。锚链生产壁垒高，市场进入难度高。1.3陆风：第三批大基地名单已出，风机价格企稳，盈利稳定回升陆风风机价格企稳，陆风招标高增，陆风盈利稳定。据我们统计，2023年6月，全市场风电整机商风电机组中标均价为1767元/KW；2023年1-6月，全市场风电整机商风电机组中标价格在1600-2000元/KW震荡，3月中标均价达到最低1645元/KW，但4月反弹至1859元/KW。其一是单机容量普遍提升，其二框架招标价格偏低，但实际并不代表成交价格。2023年风机招标价格明显降幅放缓且保持稳定，预计2023年风机盈利力有望保持稳定。陆风开启10MW机型之争。2022年7MW陆上风电机组已经批量应用，8MW机型完成了样机吊装，进入2023年之后，随着各大整机厂商新产品面世，陆上风电市场迈入“10MW+时代”。第三批大基地清单已出，陆风增量有保障。据国家能源局披露，截至目前，第一批97.05GW基地项目已全面开工，项目并网工作正在积极推进，力争于今年年底前全部建成并网投产，第二批基地项目已陆续开工建设；4月7日，《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设》已正式印发实施。整体规模看，第一批总计规划风电+光伏97.05GW；第二批455GW；第三批，据统计，现有规模合计47.83GW，其中风电约20.55GW。分散式风电政策引导发展，审批流程让步推动发展。据CWEA统计，2021年中国分散式风电（分散式、分布式、智能微网）新增装机容量8.03GW，同比+702%，累计达9.96GW；据《2022年中国县域绿色低碳能源转型发展报告》披露，我国分散式风电技术可开发潜力达250GW。分布式风电剩余可开发潜力达240.04GW，剩余需求高。2023年以来我国从政策上引导分布式风电发展，核心从简化审批流程及鼓励地方结合实际情况依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，解决分散式风电瓶颈问题。陆风制氢解决陆风消纳瓶颈，绿氢有望拉动风电装机需求。2022年，中国氢能联盟发布《开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图》，力争到2030年实现国内可再生能源制氢装机规模达到100GW。根据中国氢能联盟研究院估算，2030年的氢能总需求将达到3700-4000万吨，可再生氢累计装机达100GW时，绿氢供给可达约770万吨，而制造单吨氢气单位电耗约5.0Kwh/m³，假设绿氢50%可按风电制造，因此至2030年需要风电装机约107GW，所需风电装机需求大。目前“三北”陆上风电度电成本在0.2~0.15元/千瓦时，到“十四五”末将降至0.1~0.15元/千瓦时，可降低绿氢成本；“三北”地区大风光基地建设较多叠加三北地区化工基地多可就地消纳氢气，利于绿氢发展。1.4产业链：重点关注桩基+海塔和海缆，海风走向深远海，单位价值提升1.4.1桩基+海塔供需紧平衡，市场量利齐升海风走向深远海，基础环节变化：单桩-导管架-漂浮式，单位用量提升。40米以内单桩最优，但是随着海风走向深水区，市场倾向使用导管架。再远，随着海风走向深远海，基础环节由固定式转向漂浮式。单桩基础目前普遍在2000吨/台。导管架由4台小单桩和导管架组成，4台小单桩总体重普遍1200-1500吨/台，导管架约1800+，因此导管架整体超3000吨/台，目前市场已经达到3000-3500吨/台。漂浮式为保证海上风力发电机整体重心下移，普遍重量超4000吨/台。从基础类型上看，单台用量提升。海风降本主要在风机大型化，2023年海上风电机组最大单机容量达到18MW，为稳固风机，则所需的海风基础重量也应想要增加。基础类型变化，考验公司码头能力、物流管理，及码头区位优势。码头能力：海上存在窗口期，广东平均每年窗口期148-152天，海上装机不允许耽误，需要能力较强可靠供应商。码头太小，交货速度较低，易耽误海上风电装机。物流管理：导管架主要在60-70m、宽度主要在32-35m。单管桩长度90m+、直径8.5m+。海风基础大且重，运输是难点，海风基础业务只能走海运，靠近码头才能直接整装上船，离岸几公里生产单管桩和导管架无法运输。因此单桩和导管架的产能用地需要紧挨码头或港池，资源稀缺，产能壁垒较高。码头区位优势：大型部件看重区位竞争，有码头/港池生产基地，本区域海风项目才会下订单，不同省市海风资源、政府规划不同，因此现有码头各区位能力差距大。而码头从国家规划港区、审批、建设（通州湾码头建设7-8年）流程太长，因此码头资源稀缺。海风走向深远海是必然趋势，水深越深，基础越重，海风基础抗通缩能力强。据我们统计各个海域基础用量数据看，基础用量随着海上风电项目水深加深，用量提高。就广东海上风电项目看，广东海上风电单GW用量最大。对比山东海上风电项目，山东单GW基础相对较少，主要是广东接壤东海和南海，平均水深较深，适宜安装导管架基础结构；而山东半导接壤渤海，渤海海域水深相对偏浅，适宜单桩基础。导管架相较管桩钢板用量更多，所以单GW基础用量更重。海风装机继续维持高速增长，预计2023年国内外海上风电开工均达10GW。2023~2025年，海外市场海上风电据GWEC预测，装机分别达10/8/16GW；而国内市场海上风电根据风能专业委员会预测，2023~2025年有望达到10/15/20GW。假设2023年单台导管架（含4个小钢管桩）重量约2700吨，单桩单台重量约2000吨，海上塔筒单台重量约550吨。海上塔筒：风机大型化趋势显著，叶片长度加长，海上塔筒变高，重量加大。大单桩和导管架：海上走向深水区，海风大单桩和导管架重量增加。假设2023年海外市场导管架占比约20%，至2024年达30%。假设2023年国内市场导管架占比约40%，至2024年达50%。我们预计2023年全球海风基础需求达687万吨，其中海塔需求137万吨，导管架需求达202万吨，单桩需求达349万吨。到2025年，全球需求有望达到1045万吨，其中海塔需求238万吨，导管架需求达387万吨，单桩需求达420万吨。海风基础属于定制化钢结构产品，钢材成本占比超70%。海塔、管桩及导管架等都是非标准、定制化产品，同类产品间差异亦较大。据海力风电披露，钢材为主要原材料，成本占比原材料约80%，而一般在签订订单合同到采购原材料之间存在钢材价格风险敞口，因此钢材价格波动对海风基础盈利存在较大影响。海塔+桩基属于定制化钢结构产品，钢材价格下行，海塔+桩基盈利性有望上行。海塔、管桩及导管架等都是非标准、定制化产品，同类产品间差异亦较大。据海力风电披露，钢材为主要原材料，成本占比原材料超80%。截至2023年6月9日，中国兰格钢铁价格（中厚板）为4156元/吨，同比-19.6%；中厚板价格自3月15日起，价格呈现下行趋势，3月15日至6月9日，中厚板价格已下降11.33%，海塔+桩基盈利有望受益。海塔+桩基国内外钢材价格差大，国内企业加速出海。钢材占管桩成本80%，自2021年开始我国、欧盟、美国中厚板价格出现分歧，截至2023年5月12日，美国中厚板价格为1740美元/吨、欧盟1010美元/吨，中国604美元/吨，美国/欧盟中厚板价格是中国的2.88、1.67倍。国内外中厚板差距大，相比之下，中国海风基础更具竞争优势，促进海风基础出海。大金管桩开启出口，天顺风能德国建厂，国内海风基础加速出海。大金重工已开启管桩出海，2022年10月底与法国开发市EoliennesenMerIlesd’YeuetdeNoirmoutierS.A.S签订NOY-IleD'YeuetNoirmoutier海上风电项目62套单桩、2022年上半年成功中标英国MorayWest48套单桩项目，顺利实现管桩出海，截至2023年5月11日，大金总计获得超9.4亿欧元的海风单桩+海上塔筒的订单。而天顺风能在德国建有海上风电产能30万吨，可以辐射欧洲市场，预计2023年达产。国内企业管桩正在加速出海。1.4.2海缆：海风走向深远海，海缆抗通缩属性加强海缆招中标高景气，预期业绩开始兑现。据我们不完全统计，2023年1-5月，海缆中标规模总计6.62GW，其中中天科技2.35GW、浙江启明0.51GW、万达电缆0.51GW、起帆电缆0.31GW、吉恩重工0.2GW、亨通光电0.75GW、汉缆股份1.25GW、东方电缆1.3GW、宝胜股份1.21GW。其中多数项目在半年内完成招标工作，如广西防城港海上风电示范项目A场址、华能岱山1号海上风电项目、三峡能源山东分公司牟平BDB6#一期(300MW)等。海缆招中标进度加快，其一海缆中标高景气，预期市场业绩开始兑现；其二海风建设加速，海缆需求增长加快。海缆竞争格局集中，有望持续保持高盈利性。据风电观察统计，2022年国内场址电缆和送出海缆招标海上风电项目规模近10GW，其中东方电缆、中天科技、亨通光电三家头部企业占据主要市场份额，市占率87%，市场高度集中。2022年，东方电缆、中天科技、亨通光电三家海缆毛利率保持在33%以上，盈利水平较高，随着海风走向深远海，对海缆的技术要求提高，高电压、柔性直流等新技术可构建高壁垒，海缆环节有望保持高盈利性。国内海缆积极出海，打开国外海缆局面。据我们统计，2023年1-5月，获得海外风电场的企业包括东方电缆和中天科技。其中中天科技中标Baltica2海上风电项目（B包）275kV高压交流海底光电复合缆以及配套附件，中标金额12.09亿元。东方电缆中标Baltica2海上风电项目66kV海缆及配套附件，中标金额3.50亿元；以及为InchCape海上风电项目提供220kV三芯2000mm2铜导体海缆的设计和整个系统的型式实验，金额约1400万元。Baltica2装机容量1.498GW，离岸距离47km，由波兰最大公用事业公司PGE和沃旭能源（Orsted）联合开发，规划于2027年底之前投产。海风向深远海挺进，柔性直流必要性提升。海风输电距离更远，更大规模并网成为难题。传统交流传输方式受电缆充电功率限制，仅适用于近海小容量风电并网，而远海大容量海上风电必须采用柔性直流并网技术。当输电距离大于约80km后，直流输电经济性就会超过交流输电。由于常规直流需要较强的交流电网支撑，而海上风场是由风机构成的弱交流系统，无法满足常规直流的送电需求，柔性直流为唯一经济且可行方案。柔性直流可以独立支撑电压，且没有换相失败风险。柔性直流因海缆输送容量大、损耗小、使用寿命长、输送距离基本不受限制，可有效解决海上风电场大容量、远距离输电问题，助力我国海上风电集中连片规模化和远海大容量风电开发建设。柔性直流规模应用在即，平价项目青州五七开启应用，市场空间广阔。江苏如东海上风电柔性直流工程是世界上电压等级最高、输送容量最大的海上风电柔直工程，额定直流电压为±400千伏，额定容量为1100兆瓦。后续阳江青洲五、青洲七海上风电场共建海上换流站和陆上集控中心；采用±500kV对称单极柔性直流输电系统，风电机组发出的电能通过66kV集电海缆接入海上换流站，升压后通过±500kV直流海缆输送到阳江市阳西县的陆上集控中心。1.4.3零部件：原材料价格持续回落，中游制造环节盈利或将环比提升原材料价格呈现整体下行趋势，有望带动零部件环节盈利修复。当前原材料价格呈下行走势，以铸件生产常用的废钢为例，截至2023年6月9日，唐山废钢（6-8mm）价格为2555元/吨，同比-25.94%，相较年初报价降幅在5.89%，从3/14高点至今降幅达11.44%，近一个季度内的降幅达到8.91%，考虑到零部件1~2个季度的生产交付周期，预期四季度成本端压力减轻，实现单位盈利显著修复。年初签订框架合同锁定交付价格，原材料价格波动带来盈利能力波动。风电零部件环节在与下游主机厂商谈判时，多采用年初签订框架合同锁价的方式进行，因而在经营过程中原材料价格波动风险由零部件厂商承受，而各类铸锻件在生产过程中，直接材料占成本的比重约为50%~75%（除金雷外都在60%以上），而直接材料中钢材成本的占比在60%~90%，因而在原材料价格持续下降阶段，零部件企业盈利能力上行回暖。二、光伏：需求超预期增长，把握N型技术迭代机会2.12023全年展望：产业链价格进入下行通道，海内外需求超预期增长光伏行业仍处于“需求爆发”阶段，2023全年光伏装机量好于预期。梳理全球光伏发展历史，我们可以将全球光伏发展历程总结为2007-2012的“政策补贴期”，2013-2018的“逐步成长期”与2019至今平价上网实现后的“需求爆发期”三个阶段。根据BNEF最新预测数据，2023年全球光伏新增装机量乐观观数据将达到355GW，同比增长36%。而根据今年中国地面电站项目加速启动、欧洲光伏需求维持高景气状态、美国IRA细则落地进一步刺激光伏电站项目落地等全球市场多点开花的态势判断，我们认为2023年光伏市场将会比中观数据更乐观，维持全年装机量有望超350GW的判断。2.1.1中国：硅料下行带动组件价格下行，地面电站需求有望大幅释放2023年光伏装机在传统淡季实现超预期增长，1-4月新增装机48.31GW。根据国家能源局数据，2023年1-4月，国内新增光伏装机48.31GW（同比增长186%），单4月新增光伏装机达到14.7GW（同比增长299%），自开年以来光伏装机在Q1传统的装机淡季维持了高增趋势。全年来看，在光伏产业链价格持续下行的刺激下，国内下游光伏电站装机成本进一步下降，电力收益的回升将带来光伏装机需求持续维持高景气态势。原材料价格开启下行通道释放需求，政策支持助推国内装机落地。根据PVInfolink数据，进入2023年后随着原材料端产能快速释放，光伏组件价格一路下行，6月7日报价显示182mmPerc/TOPCon双玻组件单W均价为1.58/1.7元，较年初单W均价1.85/1.98元降低了14.59%/14.14%，大大降低了光伏装机终端成本，有效刺激国内对组件价格更敏感的地面光伏电站需求上升。光伏行业作为国家大力支持的战略性新兴产业，于年内受到国家产业政策的重点支持和地方政府的高度重视。国家能源局于4月6日印发《2023年能源工作指导意见》的通知，将国内非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，并制定了全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右的目标，国内光伏需求得到政策端强有力支撑。2.1.2美国：保留东南亚关税豁免，IRA细则逐步落地，需求有望迎来边际上修2023年5月12日，美国财政部发布促进美国清洁能源制造业的《指导意见》，本土制造激励将开始实施，并明确了可获得10%补贴的本土制造比例的计算方法和分类。自2022年IRA提出以来，新能源开发商和制造商都在等待关于如何计算本土制造的40%的指引，这种不确定性拖延了部分项目进度。而此次美国财政部发布的指引明确了本土制造的计算方法和分类，是IRA向前迈出的重要一步，将引发对美国制造的清洁能源设备的大量投资，从而刺激美国光伏装机需求。保留东南亚进口关税豁免，美国市场装机“障碍”打通。2023年5月24日，在美国国会发起的对拜登总统行使《东南亚4国关税恢复》法案否决权的再投票中，众议院以214票支持、205票反对的投票未能获得“推翻总统否决国会审查法案”立法所必需的三分之二多数，拜登于2022.06发布的“豁免东南亚四国光伏组件2年关税”的决定继续有效，东南亚光伏组件出口关税豁免期限保留至2024.06。此前，参众两院对东南亚关税恢复的草案让市场对美国全年装机产生担忧情绪，但随着关税恢复草案的最终否决，近两年内美国市场光伏供给“障碍”打通，整体需求有望边际上修。2.1.3欧洲：光伏需求持续高增，政策支持推动能源独立欧洲仍是中国光伏出口的第一大市场，1-4月超过一半的中国光伏组件被运往欧洲。根据PVinfolink统计，2023年1-4月欧洲地区已累计从中国进口光伏组件达40GW，占中国组件出口总量的40%。值得注意的是，2023年欧洲地区在一季度光伏装机传统淡季仍实现了30GW左右的光伏装机，合理预计进入Q2后，随着产业链价格下降进一步刺激出口需求，欧洲光伏装机量将迎来新一轮增长。2023年欧洲光伏装机需求乐观，环比有望增长60%。根据行业组织SolarPowerEurope于2022年12月发布的最新报告《欧洲太阳能市场展望2022-2026》，欧盟光伏市场有望保持高速增长，根据其"最有可能"的平均路径，预计2023年欧盟光伏装机容量将超过50GW，乐观性预测情景下达到67.8GW，这意味着在2022年同比增长47%的基础上，2023年将有望再增长60%。展望未来，在欧盟RepowerEU等政策支持下，欧洲可再生能源占比预计将逐步提升，而太阳能作为目前最可靠、最具经济性、能源获取最便捷的清洁能源之一，将会成为欧洲实现能源独立重点发展方向。因此，我们长期看好欧洲光伏市场作为全球第二大光伏市场的发展空间。2.2产业链分析：价格或已进入底部区间，全面拥抱N型产业链2.2.1硅料硅片：价格迅速回落，即将探至底部区间硅料环节因其特有的重资产、长周期、精细化工的特性，在结构性产能短缺后的两年内一直作为产业链瓶颈环节享受超额利润，利润水平逐年提升。根据Wind数据，一线多晶硅厂商平均销售毛利率水平由2019年的17.8%，提升至2022年的50%。但随着2023年开始的多晶硅扩产潮到来，硅料产能不再成为产业链瓶颈环节，超高毛利率现象将成为历史，回归合理区间。上游产能结构出现错配带来库存压力，Q2硅料硅片价格加速下行。6月7日，PVinfolink发布最新光伏产业链价格，多晶硅致密料均价跌至100元/kg，较上周环比-15.3%，创单周降幅记录，182mm/210mm硅片单片均价跌至3.6/5.0元，较上周环比-7.7%/-13%。一方面，进入2023年后硅料产能逐步释放，大大缓解了上游供给短缺的情况；另一方面，硅料硅片产能和电池组件出现结构性错配，上游环节出现了库存情况，推动了价格下行。目前来看，硅料硅片价格下行空间已经非常有限，或即将探至底部区间。2.2.2电池片：N型迭代进行时，TOPCon路线先行目前电池片环节正在进行产能迭代的初始阶段，TOPCon技术成为市场焦点。当前光伏电池主要采用Perc技术，该路线转换效率已逼近理论极限24.5%，且未来降本空间有限，因此行业内不断开展对新一代N型电池的研发探索。未来N型电池是行业发展的必然趋势，目前主要存在TOPCon、HJT、IBC三种不同技术路线。N型电池转换效率的理论极限在28%以上，较Perc电池有较大提升。1）从工艺的角度来看，N型硅片作为衬底有更高的少子寿命且无光致衰减，同时随着表面钝化技术的改善与提高，N型电池效率在快速提升；2）从产业发展来看，N型隧穿氧化层钝化接触(N-TOPCon)的电池技术因其独特的电池结构及较高的转换效率，成为市场关注的焦点。同时，TOPCon技术生产工艺与Perc电池生产工艺兼容性较高，且初始投资成本较低，具有较强的投资经济性。2023年为TOPCon元年，N型市占率有望突破20%根据CPIA最新统计，N型电池量产转换效率目前已实现了24%-25%，形成了对Perc电池1.3pct左右的效率优势，并将在近两年实现超2pct的效率领先。因此，预计以TOPCon及HJT为主的N型电池路线将逐步提升其市场渗透率，成为未来主流的光伏电池技术路线。在2023年举办的SNEC展会期间，各厂商发布的高效新一代产品重新拉动光伏“技术迭代”热度。其中，N型高效大尺寸组件产品成为此次展会绝对主角。我们预计2023年将成为TOPCon产能释放的元年，CPIA预计以TOPCon为主的N型电池产品市占率有望于2023年底前突破20%。一体化厂商电池产能结构紧缺，或催生第三方N型电池片需求。根据一体化公司公告数据统计，截至2023年底各一体化厂商硅片/电池/组件产能目标中，电池片产能相对组件产能均出现相对短缺情况，在主产业链中电池片产能结构处于相对优势。同时，在N型迭代P型的大背景下，或将催生第三方N型电池片产能需求，短期内需重点关注N型TOPCon电池产能的落地及效率实现进度。2.2.3组件：产业链价格下行后，关注一体化组件盈利或有修复机会在过去涨价周期背景下，组件价格是对硅料成本的传导，整体盈利维持稳定。2021-2022年，行业由于多晶硅料价格高企，产业链价格持续上行。在此背景下，组件价格上涨滞后于硅料价格上行，导致阶段性组件盈利受压缩。产业链价格降幅明显，光伏需求高增对组件价格形成支撑，一体化组件迎来利润修复。上游降价传导至组件具有一定滞后性，目前看来电池/组件价格下跌幅度远小于硅料/硅片端，且由于终端需求较好，组件价格后续仍能获得较为坚挺的刚性支撑。我们认为在现阶段光伏产业链存在两大主旋律，分别是1）硅料产能瓶颈打开后供需格局转变，将不再成为享受产业链大部分利润的环节，光伏产业链利润格局预计将重构并下移。2）N型路线趋势确定，相关产能或将出现“过剩背景下的结构性紧缺”，N型电池/组件布局优先的厂商有望获得超额技术红利收益。2.2.4辅材：关注N型和双面组件趋势下POE胶膜、TOPCon银浆的产业机会POE胶膜：N型电池片对环境的耐受性减弱，需要更高性能的保护，POE是最佳选择。N型单晶、异质结电池等高效光伏电池技术提升了发电效率，但对环境的耐受性减弱，需要胶膜提供更多保护，而使用EVA胶膜进行高效光伏电池尤其是N型晶硅电池的封装，在加速老化条件下组件功率会迅速下降，组件的长期可靠性难以保证。POE产品的阻隔性、强抗PID能力、无醋酸等特性使其在N型电池、异质结电池时具备了其他封装材料不具备的天生优势，是目前双面组件及N型电池、异质结电池的主要封装胶膜。未来随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，双面组件市占率将逐步提升。预计到2024年，双面组件将超过单面组件成为市场主流。在双面+N型组件的大趋势下，POE胶膜需求有望上行。TOPCon银浆：TOPCon路线趋势确定，其银浆产品需求有望收益提升。光伏银浆应用于太阳能电池片电极中，以银粉为主要原材料。光伏银浆是以高纯银粉为导电相、玻璃氧化物为粘结相，有机载体组成的混合物，经过搅拌、三辊轧制后形成的均匀膏状物。这种膏状物通过丝网印刷工艺附着在光伏电池片，烘干烧结后形成光伏电池的金属电极，可收集和传导光伏电池表面电流。随着电池片技术的迭代，代表未来的N型电池片银浆的需求量明显提升，叠加光伏产业的迅猛发展，未来光伏银浆行业具备旺盛的市场需求。根据CPIA数据统计，2022年n型TOPCon电池双面银浆平均消耗量约115mg/片，后续随着TOPCon产能逐步落地，配套的银浆技术预计将迎来长线发展，具备独特配方及更低单位银耗的TOPCon银浆企业能推出系列银浆产品配合电池片厂商进行增效，并有望进入技术红利赛道中。高纯石英砂：供需结构持续紧缺，价格有望进一步走高。光伏平价上网后进入需求爆发期，需求持续多年的高增使光伏产业链各环节均出现了大规模的扩产潮。而在行业扩产周期中，部分扩产周期长的环节在短期内会出现产能释放速度无法跟上实际需求的情况，比如2021-2022年的硅料环节，以及目前正在供应紧缺的石英砂环节。短期内，石英砂供给端几乎无新增产能，叠加2023年持续超预期的光伏装机需求，石英砂及石英坩埚价格有望进一步走高。三、储能：碳酸锂降价有望催化大储需求，看好工商储23年发展潜力3.1大储：碳酸锂降价有望催化储能需求高增碳酸锂降价带动大储中标均价下降，国内5月W5储能系统、EPC中标均价为1.44元/Wh、1.74元/Wh。碳酸锂价格下降趋势下，国内5月第5周储能系统、EPC中标均价分别为1.44元/Wh、1.74元/Wh。Wind显示，2023年4月碳酸锂价格一度低于20万元/吨，截至6月2日，碳酸锂价格已回升至30.05万元/吨，同比下降35.17%，较年初下降41.08%，预计终端观望情绪有望减弱，碳酸锂降价企稳后将催化大储需求。原材料成本下降带动大型地面电站经济性提升，储能中标规模快速增长。2023年以来，硅料、碳酸锂价格持续下行带动组件、储能电芯成本下降，大型地面电站经济性提升。国内储能月度招中标情况看，4月碳酸锂价格及储能相关中标均价跌至近期低位，储能中标规模迎来快速增长。据研究，2023年4月储能中标总规模7.07GW/15.83GWh，其中储能系统2.14GW/5.09GWh，容量环比增长68.71%；EPC中标规模1.53GW/3.58GWh，容量环比增长56.65%。目前电芯价格降幅小于碳酸锂降幅，预计成本仍存传导周期，短期中下游盈利有望边际修复。碳酸锂降价带动储能电池价格下行，据Wind数据，国产磷酸铁锂电芯目前价格约0.65元/Wh，较年初整体下降约20.7%，小于碳酸锂同期38.6%的价格回落幅度。电池环节看，从原材料价格下跌到终端售价传导存在传导周期，叠加订单议价需一段时间落地，我们认为储能产业链利润分配有望重构，短期看储能集成厂商等中下游有望迎来利润修复，具备成本管控及供应链管理能力的优质厂商盈利能力或边际改善更为明显。23Q1，碳酸锂价格已大幅下探，而阳光电源、南都电源季度毛利率同比-1.48pct/-1.51pct，预计后续订单议价落地后公司盈利能力有望迎来同、环比改善。3.1.1中国：风光渗透率提升带动储能需求，行业优质化发展趋势必然储能规模：2023年1-5月储能系统、EPC累计中标9.63GWh/10.60GWh，碳酸锂降价有望催化大储需求高增。储能新增规模看，据CNESA数据，2022年全年国内新增储能规模7.3GW/15.9GWh，同增200%/280%，超过过去10年累计装机规模5.7GW/11.2GWh。招中标情况看，据研究，2023年1-5月储能相关中标总规模约14.19GW/31.59GWh，其中储能系统中标3.54GW/9.63GWh，EPC中标5.15GW/10.60GWh，储能电池、电池预制舱、升压一体机等其余类型合计中标5.51GW/11.36GWh。我们认为今年国内大储淡季不淡，碳酸锂成本降价趋势下有望进一步催化大储需求。政策端：1）国家能源局提出“按需发展储能”，有望推动储能市场将由政策驱动转变为需求驱动，具备产品、技术、品牌优势的公司有望快速成长。4月24日，国家能源局印发《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，提出按需发展储能，根据电力系统的需求，因地制宜的发展各类型、多元化的储能配置。此前各省出台强制配储政策以提升新能源利用率，但落地情况来看，存在业主方仅考虑储能产品的成本现象，导致强制配储项目实际利用率低、资源浪费。我们认为《征求意见稿》“按需发展储能”提出后，配置储能有望转向需求驱动，除成本因素外，储能产品循环次数、安全性等核心竞争力的重要性将提升，利好行业内具备产品优势、品牌优势、技术实力及渠道能力的公司。长期来看，在新型电力系统中，储能将不仅作为发电端调节产品而存在，随着后续用电端不可预测性增加，储能在用电端的需求也会迅速提升，今年全球范围内，工商业储能也在进入加速发展期。2）当前储能配置依旧不足，广东省近期出台储能发展新政，预计将催化储能需求。6月1日，国家能源局党组书记、局长章建华在《中国电力报》发表署名文章《统筹发展和安全推动电力行业安全高质量发展》。文章提到，新型电力系统加速构建，“源网荷储”协同共治存在不足，电网安全运行风险增大。电源侧方面，部分地区高峰时段仍存在电力缺口，顶峰发电能力不足。电网侧方面，随着并网主体大量增加且涉网性能参差不齐，现有的电网运行控制理论和建模分析方法亟待革新。当前储能配置依然不足，低成本、大容量、长时间、跨季节调节的储能技术仍有待突破。6月5日，广东省印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知》，从拓展多元化应用、强化政策支持、健全运营调度机制、规范项目建设管理、强化协调保障等五个方面提出25条措施。我们认为后续其他省份亦有望出台促进新型储能相关政策，进一步催化储能需求。3.1.2美国：IRA法案提升储能项目经济性，2023年储能市场预计高增储能规模：低基数叠加储能项目成本下降，预计2023年美国储能市场快速增长。据WoodMacenzie数据，22Q1~Q4美国储能装机功率分别为0.88GW/1.41GW/1.44GW/1.07GW，同比，其中22Q4规模同比-32.51%、环比-25.75%，主要系1）进口管控致供应链紧张，美国光伏新增装机规模增速亦有所放缓，22Q4美国光伏装机、待并网规模约4.28/90.3GW，同比-29.06%/+12.88%，环比+66.99%/+0.33%；2）碳酸锂价格高位推高储能项目成本，项目进程有所放缓。政策端：IRA法案延长美国储能补贴期限，并加大储能补贴力度。2022年8月美国出台降低通货膨胀法案(InflationReductionAct，以下简称IRA法案)，在气候变迁和再生能源领域投资3690亿美金，用以减少碳排放。其中，法案针对储能方面提出：延长补贴期限：储能投资税抵免(InvestmentTaxCredit,ITC)以30%的标准延长十年，至2033年后逐渐退坡。加大补贴力度：1）首次将独立储能纳入ITC抵免范围（此前储能系统需与一定比例太阳能匹配才能获得补贴）；2）满足一定条件的大储项目最高可获70%的抵免比例（基础抵免+额外抵免合计）。IRA法案的出台一方面优化储能系统商业模式，另一方面完善当地供应链配套，利好储能长期发展。1）优化储能系统商业模式：IRA发布前，由于储能系统需与一定比例太阳能配合，充放电时间受限，难通过时间电价套利。IRA发布后，储能可作为电网侧辅助服务运用或与其他能源共享配套，收益模式更为灵活。此外，ITC模式可直接降低储能设备购置&安装成本（基础抵免），并额外计提设备折旧从而减少交税规模（额外抵免）。以安装成本为1百万美元的储能项目为例，若获得70%ITC抵免，对应减免税收规模约39.28万美元；2）完善当地供应链配套，利好本土储能市场长期发展：IRA提出为美国国内先进制造商提供生产税务抵免(productiontaxcredits,PTC)等方案，意在完善当地供应链配套，短期或推高供应链成本，但利好本土储能长期发展。3.1.3欧洲：光伏配储规模持续提升，英、意、德储能发展潜力最高欧洲：2022年欧洲大储新增规模约2.8GW/3.3GWh，英国、意大利、德国储能长期发展潜力最高。EnergyMonitor显示，2022年欧洲光伏装机规模同比增长47%至41.4GW，其中德国、西班牙、波兰装机规模增幅最高，地面电站配储带动当地大储规模同步增长。据WoodMackenzie和EnergyStoragyNews数据，2022年欧洲大储装机规模约2.8GW/3.3GWh，分地区看，英国、爱尔兰、德国大储新增规模位列欧洲前三。其中，英国新增1.5GW/1.8GWh，爱尔兰新增0.31GW/0.37GWh，英国新增0.43GW/0.47GWh。长期来看，预计2022-2031年，英国、意大利、德国大储累计装机规模有望达到25.68GWh/12.23GWh/8.81GWh，为欧洲大储新增规模前三市场。3.2工商储：爆发元年，经济性提升或刺激装机需求3.2.1国内：峰谷价差套利叠加夏季用电高峰期临近，建议关注工商储需求弹性峰谷价差套利叠加夏季用电高峰期临近，建议关注工商储需求弹性。年初以来，国内各省市峰谷电价差较以往拉大。据中关村储能产业技术联盟，6月电价差超0.7元/kwh的省份达16个。6月5日，广东省印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知》，提出储能设施用电电