请仔细阅读本报告末页声明证券研究报告行业策略2023年06月19日电力设备海风波澜壮阔，光储蓄势待发——2023年风光储中期策略风电：陆风稳扎稳打，海风市场开启高增第一年。2023年1-4月，国内新增风电装机14.2GW，同比+48%，风电高景气发展！2023Q1风电招标量达26.5GW，同比+7%。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，在2022年风电高招标情况下，2023年招/中标热度不减，甚至有往旺盛趋势发展。海风：海外需求同步启动，国内厂商海外订单持续上行。今年各省海风竞争性配置、核准、招标陆续启动，开启海风市场高增第一年。漂浮式技术从0-1启航，在“十四五”期间商业化逐步成熟，“十五五”有望迎来市场高增发展，关注漂浮式风电产业链发展。陆风：第三批大基地名单已出，后续陆风增量有保障；分布式风电+陆风制氢有望拔高陆风装机需求。从产业链看，海风走向深远海，海塔+桩基与海缆环节单GW价值量提升，且国内厂商陆续获得欧洲海缆、管桩订单，海外竞争力持续提升，重点关注海塔+桩基、海缆板块。原材料价格进入下行区间，中游制造环节盈利或将环比提升。首推基础环节天顺风能，其次关注泰胜风能、大金重工、海力风电等。关注海缆龙头东方电缆，其次中天科技、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份。关注海风需求变化对产业链影响，关注铸锻件龙头日月股份、金雷股份，重点关注漂浮式风机产业变化，首推亚星锚链。光伏：需求超预期增长，产业链价格进入底部区间，把握N型技术迭代机会。2023年光伏装机在传统淡季实现超预期增长，1）国内1-4月新增装机48.31GW，同比增长186%，预计全年国内光伏装机总量仍将创新高；2）海外市场在政策支持下需求超预期向好。美国市场IRA细则落地，关税豁免继续推行；欧洲市场光伏装机需求乐观，环比有望增长60%。同时，根据PVInfolink6月7日发布的最新光伏产业链价格，多晶硅致密料均价跌至100元/kg，环比-15.3%，182mm/210mm硅片单片均价跌至3.6/5.0元，环比-7.7%/-13%，我们认为光伏产业链原材料价格已进入底部区间，光伏行业将迎来原材料价格探底+N型产能迭代推进的双旋律时期，抓住高效N型产业链环节的α布局机会，首推晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基绿能、钧达股份、TCL中环、双良节能、协鑫科技、通威股份等；关注需求放量+硅片从P到N背景下阶段性紧缺的POE、银浆和石英砂环节，推荐福斯特、赛伍技术、卫星化学、天宜上佳、帝科股份等；3）地面电站放量带动EPC、逆变器和大储需求放量，关注阳光电源、科华数据、固德威、锦浪科技、派能科技、晶科科技、林洋能源等。储能：碳酸锂降价预计催化大储需求，工商业或迎来爆发元年。大储：国内5月W5储能系统、EPC中标均价为1.44/1.74元/Wh，预计催化大储需求。国内1-5月储能系统、EPC中标9.63GWh/10.60GWh，美国IRA法案提升储能项目经济性，预计今年全球储能规模稳步高增。工商储：国内各省市峰谷电价差较以往拉大，项目回本周期缩短叠加夏季用电高峰期临近，建议关注工商储需求弹性。海外充电桩出口景气催化储能需求，电价差扩大带动项目经济性提升。户储：欧洲户储终端景气度仍较佳，限电频发叠加用电缺口拉大，非洲储能需求具备高弹性。推荐方向：推荐美国大储市场头部厂商阳光电源、东方日升、南都电源；户储及工商业板块优选具备海外优势的科华数据、固德威、德业股份、派能科技、海兴电力等。风险提示：海上风电需求不及预期，漂浮式风电技术推广不及预期，数据假设值与实际出入导致的测算风险，海内外光伏装机需求不及预期，储能市场需求或不及预期。增持（维持）行业走势作者分析师杨润思执业证书编号：S0680520030005邮箱：yangrunsi@gszq.com分析师杨凡仪执业证书编号：S0680522070008邮箱：yangfanyi@gszq.com相关研究1、《电力设备：海风多面催化密集，拜登政府允许国轩在美建厂》2023-06-182、《电力设备：江苏大丰启动海缆招标，电动车下乡活动再次开启》2023-06-113、《电力设备：风电维持高景气，新能源车购置税有望延续免征》2023-06-04-32%-16%0%16%2022-062022-102023-022023-06电力设备沪深3002023年06月19日P.2请仔细阅读本报告末页声明重点标的股票股票投资EPS（元）PE代码名称评级2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E688223.SH晶科能源增持0.290.700.941.1847.0319.4914.5111.56601012.SH隆基绿能增持1.952.473.423.7015.1912.008.668.01688599.SH天合光能增持1.693.575.045.5325.3111.988.497.73002129.SZTCL中环增持2.113.323.734.1714.939.498.457.55600438.SH通威股份增持5.714.964.265.466.026.948.086.30002531.SZ天顺风能买入0.351.021.521.8546.2015.8510.648.74300274.SZ阳光电源增持2.424.666.137.8447.0924.4518.5914.53资料来源：Wind，国盛证券研究所oPnOoOoOyRsOmQtNtQmRnR7NaO9PmOpPsQoNfQpPrPeRoMqQ9PqRpRNZqRmRxNpMtR2023年06月19日P.3请仔细阅读本报告末页声明内容目录一、风电：陆风稳扎稳打，海风市场开启高增第一年................................................................................................71.1风电成长性趋势确定，招标高增夯实全年需求.............................................................................................71.2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.....................................................................91.2.1国内：各省海风加速建设，市场需求如期而至...................................................................................91.2.2海外：全球海上风电加速启动，欧洲海上风电放量快........................................................................121.3.3漂浮式：海风开启深远海发展，漂浮式风电从0-1启航.....................................................................131.3陆风：第三批大基地名单已出，风机价格企稳，盈利稳定回升....................................................................161.4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........................................................191.4.1桩基+海塔供需紧平衡，市场量利齐升.............................................................................................191.4.2海缆：海风走向深远海，海缆抗通缩属性加强..................................................................................241.4.3零部件：原材料价格持续回落，中游制造环节盈利或将环比提升........................................................271.5投资建议：2023Q3/Q4迎海风装机旺季，招标周期和业绩兑现周期重叠......................................................28二、光伏：需求超预期增长，把握N型技术迭代机会..............................................................................................292.12023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.............................................................292.1.1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........................................................302.1.2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...........................................322.1.3欧洲：光伏需求持续高增，政策支持推动能源独立............................................................................342.2产业链分析：价格或已进入底部区间，全面拥抱N型产业链.......................................................................362.2.1硅料硅片：价格迅速回落，即将探至底部区间..................................................................................362.2.2电池片：N型迭代进行时，TOPCon路线先行...................................................................................372.2.3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...........................................................392.2.4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.............................................392.3投资建议：产业链价格即将见底，把握N型新技术迭代机会.......................................................................41三、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.....................................................................423.1大储：碳酸锂降价有望催化储能需求高增..................................................................................................423.1.1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........................................................433.1.2美国：IRA法案提升储能项目经济性，2023年储能市场预计高增.......................................................443.1.3欧洲：光伏配储规模持续提升，英、意、德储能发展潜力最高...........................................................463.2工商储：爆发元年，经济性提升或刺激装机需求........................................................................................473.2.1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..........................................473.2.2海外：充电桩出口景气催化储能需求，电价差扩大带动项目经济性提升..............................................483.3户储：短期增速边际放缓，不改赛道长期景气度........................................................................................503.4投资建议：推荐需求放量&盈利边际改善的大储龙头，建议关注具备出货弹性的工商储、户储标的................51风险提示..............................................................................................................................................................52图表目录图表1：国内累计新增风电装机规模（单位：GW）..................................................................................................7图表2：国内月度新增风电装机规模（单位：GW）..................................................................................................7图表3：国内陆/海风累计新增并网装机量（单位：GW）..........................................................................................7图表4：国内陆/海风季度新增并网装机量（单位：GW）..........................................................................................7图表5：风电风机季度招标量历史情况（单位：GW）...............................................................................................82023年06月19日P.4请仔细阅读本报告末页声明图表6：2022-2023年风机中标量对比情况（单位：GW）........................................................................................8图表7：陆风招/中标数据情况（单位：GW）...........................................................................................................8图表8：海风招/中标数据情况（单位：GW）...........................................................................................................8图表9：海风平价时代海上风电风机中标单价（元/KW）注：黑色为海上风电中标单价趋势线.....................................9图表10：到2025/2030年中国各海域海上风电度电成本预测....................................................................................9图表11：各省市海风补贴政策...............................................................................................................................10图表12：各省/市海上风电“十四五”期间新增开工目标及规划目标........................................................................10图表13：“用海权确定”推进政策..........................................................................................................................11图表14：广东/广西海风在建/待建项目情况（不完全统计）....................................................................................11图表15：2022-2023年5月，国内各省海上风电招标情况统计（单位：MW）..........................................................12图表16：全球海风新增装机量（MW）预测............................................................................................................12图表17：漂浮式海上风电理论潜在开发量..............................................................................................................13图表18：中国沿海水深.........................................................................................................................................13图表19：中国深远海海风可开发资源分布..............................................................................................................13图表20：浮式基础结构分类..................................................................................................................................14图表21：固定式风机与漂浮式风机成本随水深成本变化..........................................................................................14图表22：全球漂浮式海上风电项目长远期累计总规划装机规模（MW）....................................................................14图表23：全球漂浮式海上风电新增装机容量预测(MW)............................................................................................14图表24：中国目前投产/在建漂浮式海上风电项目...................................................................................................15图表25：漂浮式风力发电厂成本拆分.....................................................................................................................15图表26：锚链各等级抗拉强度...............................................................................................................................16图表27：锚链、索具企业在漂浮式风电系泊链布局.................................................................................................16图表28：2023年陆上风电风机中标单价（元/KW）注：黑色为陆上风电中标单价趋势线...........................................17图表29：2023年陆上风电进入10MW时代............................................................................................................17图表30：截至2023/6/10第三批大基地清单...........................................................................................................17图表31：分布式风电年新增/累计装机情况.............................................................................................................18图表32：2023年分布式风电政策汇总...................................................................................................................18图表33：100GW目标下可再生氢装机发展趋势......................................................................................................19图表34：绿氢所需风电装机测算............................................................................................................................19图表35：海风基础单台重量（吨/台）....................................................................................................................19图表36：各省份海域不同水深下，单GW基础用量水平..........................................................................................20图表37：全球海风基础需求测算............................................................................................................................21图表38：海力风电原材料成本拆分........................................................................................................................22图表39：2021H1海力风电管桩成本拆分...............................................................................................................22图表40：2020/01/02至2023/06/09中厚板价格走势（单位：元/吨）（...................................................................22图表41：中国、欧盟、美国中厚板价格走势图（截至2023/5/12）..........................................................................23图表42：大金重工出海订单..................................................................................................................................23图表43：2023年1-5月海上风电海缆中标情况......................................................................................................24图表44：2022年海缆市场竞争格局（据2022年中标数据统计）.............................................................................25图表45：海缆毛利率走势......................................................................................................................................25图表46：2023年1-5月中天科技和东方电缆出口情况............................................................................................25图表47：Baltica-2/3海上风电项目地理位置...........................................................................................................26图表48：Baltica-2/3海上风电项目离岸距离示意图.................................................................................................26图表49：直流输电与交流输电经济性示意图...........................................................................................................26图表50：废钢价格走势（元/吨）..........................................................................................................................27图表51：零部件公司主要企业毛利率.....................................................................................................................272023年06月19日P.5请仔细阅读本报告末页声明图表52：零部件公司主要企业净利率.....................................................................................................................27图表53：风电板块PE-FY1/FY2走势图...................................................................................................................28图表54：2007-2023E全球年新增光伏装机量趋势（单位：GW）.............................................................................29图表55：2021-2023国内光伏电站月度累计装机规模（GW）..................................................................................30图表56：2021-2023国内光伏电站月度新增装机规模（GW）..................................................................................30图表57：2023年中国光伏重点政策梳理................................................................................................................31图表58：满足该《指导意见》中提供的10%光伏政策补贴的美国本土制造要求........................................................32图表59：美国关于东南亚光伏组件进口关税豁免重要时点一览................................................................................32图表60：2014-2028美国光伏新增装机量数据（2023-2028为预测数据，单位：GW）.............................................33图表61：中国光伏组件出口欧洲月度数据（GW）..................................................................................................34图表62：2023-2026年欧盟光伏年度新增装机容量预测（GW）..............................................................................34图表63：2023年欧洲光伏重点政策梳理................................................................................................................35图表64：一线多晶硅企业平均销售毛利率%...........................................................................................................36图表65：2023年初至今多晶硅致密料周均价走势（元/kg）....................................................................................36图表66：2023年初至今182mm单晶硅片周均价走势（元/片）..............................................................................36图表67：晶硅电池技术方向一览............................................................................................................................37图表68：TOPCon电池结构...................................................................................................................................37图表69：2022-2030年各种电池技术平均转换效率变化趋势....................................................................................37图表70：2022-2030年不同电池技术路线市场占比变化趋势....................................................................................37图表71：2023年底光伏一体化厂商各环节产能情况（GW）....................................................................................38图表72：光伏主产业链单瓦毛利润周度分布情况分析（元/W）...............................................................................39图表73：2022-2030年单/双面组件市场占比变化趋势............................................................................................40图表74：TOPCon电池结构图................................................................................................................................40图表75：2022-2030年TOPCon电池双面银浆消耗量变化趋势（mg/片）................................................................40图表76：光伏板块PE-FY1/FY2走势图...................................................................................................................41图表77：电池级碳酸锂价格（万元/吨）................................................................................................................42图表78：国内储能系统、EPC中标均价（元/Wh）..................................................................................................42图表79：碳酸锂&国产磷酸铁锂电芯价格同比变动（%）........................................................................................43图表80：部分储能集成厂商单季毛利率同比变动情况一览（%）.............................................................................43图表81：中国储能市场新增装机规模（GW）.........................................................................................................43图表82：2023年1-5月国内储能相关招、中标情况（GWh）..................................................................................43图表83：2022年月度储能EPC、系统中标功率分布情况（GW）.............................................................................44图表84：美国分场景储能季度装机功率（MW）.....................................................................................................45图表85：美国光伏装机规模（左轴，MW）及待并网规模（右轴，MW）..................................................................45图表86：IRA发布后，储能ITC以30%费率延长十年，至2033年后逐渐退坡.........................................................45图表87：IRA发布后，满足条件的大储项目最高税收抵免比例可达70%..................................................................45图表88：ITC模式减税测算...................................................................................................................................46图表89：欧洲分地区光伏装机规模（GW）............................................................................................................46图表90：2022-2031E欧洲大储新增规模预计（GWh）...........................................................................................46图表91：2023年上半年工商业峰谷电价差（元/kwh）............................................................................................47图表92：分布式光伏配置储能补贴政策情况...........................................................................................................48图表93：国内分布式光伏规模（GW）...................................................................................................................48图表94：2022年9月1日德州工商业峰谷电价差约55美分/kwh............................................................................49图表95：2023年5月24日德州日内工商业峰谷电价差达到140美分/kwh..............................................................49图表96：部分工商储新品梳理...............................................................................................................................49图表97：欧洲户储政策一览..................................................................................................................................502023年06月19日P.6请仔细阅读本报告末页声明图表98：中国逆变器出口规模（万个；%）...........................................................................................................51图表99：欧洲户储规模预测（GWh，注：2022-2026年为预测值）.........................................................................51图表100：南非光照资源充足，光伏装机量不断增长（GW）...................................................................................51图表101：据世界银行，2030年南非储能市场有望增长至9.7GWh...........................................................................512023年06月19日P.7请仔细阅读本报告末页声明一、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。图表1：国内累计新增风电装机规模（单位：GW）图表2：国内月度新增风电装机规模（单位：GW）资料来源：国家能源局，国盛证券研究所资料来源：国家能源局，国盛证券研究所风电增量看海风，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。图表3：国内陆/海风累计新增并网装机量（单位：GW）图表4：国内陆/海风季度新增并网装机量（单位：GW）资料来源：国家能源局，国盛证券研究所资料来源：国家能源局，国盛证券研究所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5.8410.4014.20-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%051015202530354045501-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021202220232022yoy2023yoy5.844.563.80-100%-50%0%50%100%150%05101520251-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021-m2022-m2023-m2022myoy2023myoy-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%051015202530352021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1陆风海风陆风yoy海风yoy-150%-100%-50%0%50%100%-2024681012141618202021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1陆风海风陆风yoy海风yoy2023年06月19日P.8请仔细阅读本报告末页声明达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。图表5：风电风机季度招标量历史情况（单位：GW）图表6：2022-2023年风机中标量对比情况（单位：GW）资料来源：金风科技，国盛证券研究所资料来源：风电头条，国盛证券研究所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。图表7：陆风招/中标数据情况（单位：GW）图表8：海风招/中标数据情况（单位：GW）资料来源：风电之音，国盛证券研究所资料来源：风电之音，国盛证券研究所26.5051015202530Q1Q2Q3Q4202020212022202315.1614.520%10%20%30%40%50%60%70%80%02468101214161820Q14月5月6月7月8月9月10月11月12月202220232023yoy18.925.8312.9613.410510152025302022年Q12022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年Q12023年4月陆风招标陆风中标3.172.201.11024681012142022年Q12022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年Q12023年4月海风招标海风中标2023年06月19日P.9请仔细阅读本报告末页声明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。图表9：海风平价时代海上风电风机中标单价（元/KW）注：黑色为海上风电中标单价趋势线资料来源：风电头条，龙船风电网，北极星风力发电网，风电之音，每日风电，风芒能源，国盛证券研究所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。图表10：到2025/2030年中国各海域海上风电度电成本预测海域风能资源条件（m/s）当前（元/千瓦时）到2025年（元/千瓦时）到2030年(元/千瓦时)山东周边6.8~7.60.330.290.26江苏周边7.4~80.320.270.25福建、粤东周边8.2~9.50.310.270.24粤西、海南周边7.5~80.340.30.26资料来源：CWEA，国盛证券研究所省补接力，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。200025003000350040004500500055002021/4/142021/7/232021/10/312022/2/82022/5/192022/8/272022/12/52023/3/152023/6/232023年06月19日P.10请仔细阅读本报告末页声明图表11：各省市海风补贴政策省市时间文件名称补贴情况政策到期期限上海2022/11/24《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目奖励标准为500元/KW，单个项目年度奖励金额不超过5000万元，奖励分5年拨付每年拨付20%。对场址中心离岸距离小于50公里近海海上风电项目不再奖励。本办法适用于上海市2022-2026年投产发电的可再生能源项目，自2022年12月15日起实施，有效期至2026年12月31日。2026浙江2022/7/4《关于2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》2022年和2023年全省享受海上风电省级补贴标准分别为0.03元/KWh和0.015元/KWh。项目补贴期限为10年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数2600小时进行补贴。2021年底前已核准项目，2023年底未实现全容量并网将不再享受省级财政补贴。2023广东2021/6/11《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目分别补贴1500元/KW、1000元/KW、500元/KW。2024资料来源：舟山市发展和改革委员会，广东省人民政府，上海市发改委，国盛证券研究所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。图表12：各省/市海上风电“十四五”期间新增开工目标及规划目标省份“十四五”新增装机容量目标（GW）“十四五”省管海域新增开工目标(GW)“十四五”国管海域新增开工目标(GW)“十四五”期间总计开工目标(GW)国管海域离岸距离(公里)国管海域水深(米)辽宁3.633.256.19.3530-9010-50山东7.995.47.61330-8417-58江苏8.189112080-14010-35浙江4.508101879~12052~75福建4.1064.810.860-10010-40广东16.6410122260-12030-60广西3.001.85.77.535-10020-40海南1.201.567.530-4010-20上海1.801.94.66.549~8522~45合计51.0446.8567.8114.65资料来源：CWEA，《海上风电市场造价水平及项目经济性测算》，国盛证券研究所海风用海权确定，有效推进建设进度。此前海域平面时代，不同项目均可对统一海域进行使用，易发生项目冲突，暂缓甚至暂停海风建设进度，极大不利于海风发展。近期广西与自然资源部推进海域立体设权工作，有效推进海风建设用海权确定。➢对海域分层使用极大提高海域利用率。➢从海风建设讲，海域确定可排除后续建设的不稳定性因素，如军事等。➢用海权确定使得海风建设进度、审批流程等可把握，海风建设整体提速，也可极大发挥海域开发潜力，利好海风项目发展。➢海风前期各类问题一旦解决，后续起量畅通无阻，加上目前市场从“中标最低价原则"转为“全生命周期成本最低原则"，未来海风高质量发展，成本压力降低，海风项目整体盈利性提高。2023年06月19日P.11请仔细阅读本报告末页声明图表13：“用海权确定”推进政策时间事件2023年5月29日广西首个海上风电项目——广西防城港海上风电示范项目A场址工程海域使用权成功挂牌出让27年，实现广西海上风电项目海域使用权“零”的突破，标志着项目所在海域明确了归属权，为项目合法合规开展海上施工创造了条件。接下来就是海风项目建设，A场址（700MW）力争2023年底实现首批机组并网投产目标，广西海风发展加快。2023年6月1日防城港市不动产登记中心按分层设权方式为广西某海上风力发电有限公司办理了海域使用权不动产登记，登记海域面积403公顷，破解了交叉重叠用海登记难题，充分释放海域资源要素潜能，海域空间管理从“平面”时代进入“立体”时代。2023年6月1日《自然资源部办公厅关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》发布，明确可以立体设权的用海类型海域是包括水面、水体、海床和底土在内的立体空间。在不影响国防安全、海上交通安全、工程安全及防灾减灾等前提下，鼓励对海上光伏、海上风电等用海进行立体设权。资料来源：广西防城港市人民政府、自然资源部办公厅、广西自然资源局，国盛证券研究所广东、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”。图表14：广东/广西海风在建/待建项目情况（不完全统计）资料来源：中国华能集团有限公司电子商务平台，揭阳市政府网，海上风电装备，湛江市自然资源局，广东省生态环境厅，装备公司，广州日报，龙船风电网，中国广核集团有限公司，阳江日报，中国电力招标采购网，汕尾市人民政府门户网站，广东省生态环境厅，广西壮族自治区海洋局，国盛证券研究所广东项目名称规模大小（MW）单机容量（MW）水深（m)离岸距离(km)目前状态汕头勒门华能汕头勒门（二）海上风电场项目5941122-3114开工揭阳神泉国家电投揭阳神泉二海上风电增容项目56033-3925开工惠州港口中广核惠州港口二75万千瓦海风项目75010台8.5MW、45台12MW、9台14MW31-4022开工湛江外罗国家电投广东湛江徐闻海上风电场300MW增容项目30025台单机容量12MW10-2035开工粤电阳江青洲一4001135-3820-35开工粤电阳江青洲二6001137-4355开工明阳阳江青洲四海上风电项目50011-16.645-4767开工三峡阳江青洲五海上风电项目100080台10MW和25台8MW46.5-52.577开工三峡阳江青洲六海上风电项目100080台10MW和25台8MW36-4652已招标，待开工三峡阳江青洲七海上风电项目100045-5370已招标，待开工中广核阳江帆石一海上风电项目100022台13.6MW和51台14.0MW42-4855已招标，待开工中广核阳江帆石二海上风电项目100046-5369待开工汕尾红海湾明阳汕尾红海湾一期海上风电场项目50016.0MW固定式风电机组35-4029.99204广西项目名称规模大小（MW）单机容量（MW）水深（m)离岸距离(km)目前状态钦州国电投钦州海上风电示范项目9008.5MW、10MW、10.5MW、11MW10-2015-30已招标，待开工防城港广西防城港海上风电示范项目A场址标段一项目416.5/14-2215已招标，待开工1316.5阳江青洲阳江帆石合计合计2023年06月19日P.12请仔细阅读本报告末页声明山东、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。图表15：2022-2023年5月，国内各省海上风电招标情况统计（单位：MW）资料来源：国际能源网，北极星风力发电网，中国电力招标采购网，龙船风电网，风电头条，风电之音，CWEA，风芒能源，国盛证券研究所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。图表16：全球海风新增装机量（MW）预测资料来源：GWEC，国盛证券研究所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。59084758.5170015021200500450416.501000200030004000500060007000山东广东海南浙江江苏福建辽宁广西010000200003000040000500006000020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E中国欧洲北美亚洲（非中地区和国家）其他2023年06月19日P.13请仔细阅读本报告末页声明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。图表17：漂浮式海上风电理论潜在开发量50-80m＞80m总数370GW230GW600GW+资料来源：《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》，国盛证券研究所图表18：中国沿海水深图表19：中国深远海海风可开发资源分布资料来源：《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》，国盛证券研究所资料来源：《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》，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.14请仔细阅读本报告末页声明图表20：浮式基础结构分类图表21：固定式风机与漂浮式风机成本随水深成本变化资料来源：TheEconomist，国盛证券研究所资料来源：E&P，国盛证券研究所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。图表22：全球漂浮式海上风电项目长远期累计总规划装机规模（MW）图表23：全球漂浮式海上风电新增装机容量预测(MW)资料来源：renewableUK，国盛证券研究所资料来源：GWEC，国盛证券研究所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。332592106019050172441594413800133191082040296050001000015000200002500030000350004000045000英国瑞典爱尔兰美国韩国澳大利亚意大利芬兰其他020004000600080001000012000202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2023-2027CAGR=93%2027-2031CAGR=63%2023年06月19日P.15请仔细阅读本报告末页声明图表24：中国目前投产/在建漂浮式海上风电项目项目开发商总装机量（MW）单机容量（MW）漂浮式基础水深（m）离岸距离（km）三峡引领号（已投产）三峡集团5.55.5半潜式3028中海油观澜号（已投产）中国海油7.257.25半潜式120136扶摇号中国海装6.26.2半潜式50-7015龙源漂浮式海上风电和渔业养殖融合示范项目国家能源44半潜式35-明阳阳江青洲四风电项目明阳集团16.616.6半潜式41-4655海南万宁漂浮式海上风电项目（一期）中国电建20016-18-10022资料来源：各公司官网，国家能源局，offshorewind，中国海洋石油报，广州文船重工有限公司官网，中国电建集团官网，福船集团公众号，万宁市人民政府，上海电气官网，龙船风电网，国盛证券研究所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。图表25：漂浮式风力发电厂成本拆分资料来源：《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》，国盛证券研究所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。风机14%浮式基础31%系泊系统19%海缆6%施工安装26%海上升压站2%陆上设计1%工程设计1%2023年06月19日P.16请仔细阅读本报告末页声明图表26：锚链各等级抗拉强度资料来源：《海洋系泊链研究和发展现状_邵云亮》，国盛证券研究所图表27：锚链、索具企业在漂浮式风电系泊链布局公司布局亚星锚链公司有能力生产R3、R3s、R4、R4s、R5和R6多个等级海洋系泊链及配件。其中，R5级锚链全球仅有亚星和Vicinay有能力生产，R6级锚链目前仅亚星研发成功。公司产品已应用于三峡引领号。青岛锚链公司可提供漂浮式风机所需的R3，R3S、R4级海洋工程系泊链及附件，最大规格152mm。巨力索具公司具有永久系泊钢丝绳的生产能力，产品性能指标达到国际同类产品水平，已成功应用于“三峡引领号”系泊系统。公司具备国内最大直径600mm的系泊纤维缆生产能力；用于配套深海系泊系统的配件及锻造连接件产品研制进度也已达到规范技术要求。资料来源：各公司官网，中国船舶工业行业协会，公司公告，亚星锚链官网，青岛锚链官网，国盛证券研究所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。020040060080010001200ORQR3R3SR4R4SR5R6抗拉强度（单位：min/Mpa）抗拉强度（单位：min/Mpa）2023年06月19日P.17请仔细阅读本报告末页声明图表28：2023年陆上风电风机中标单价（元/KW）注：黑色为陆上风电中标单价趋势线资料来源：风电头条，龙船风电网，北极星风力发电网，风电之音，每日风电，风芒能源，国际能源网，昌吉回族自治州人民政府，国盛证券研究所陆风开启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”。图表29：2023年陆上风电进入10MW时代企业名称发布时间机型叶轮直径中国海装2023/5/268-10.XMW220-23Xm金风科技2023/4/15GWH221-8.X-10221mGWH24X-12.X24Xm明阳智能2023/3/31MySE10.X-23X23Xm三一重能2023/2/288.5MW~11MW陆上平台230m资料来源：各公司官网，国盛证券研究所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。图表30：截至2023/6/10第三批大基地清单省份光伏(万千瓦)风电(万千瓦)总规模(万千瓦)内蒙古81514652280山东360/360青海46390553甘肃9105001420山西//60江苏//105总计≥2548≥20554783资料来源：光伏产业网官微，国务院，国际风力发电网，山东财经网，西部双碳能源研究院，平朔集团，中国中煤集团官网，国盛证券研究所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050010001500200025003000350040002022/12/52022/12/252023/1/142023/2/32023/2/232023/3/152023/4/42023/4/242023/5/142023/6/32023/6/232023年06月19日P.18请仔细阅读本报告末页声明力达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。图表31：分布式风电年新增/累计装机情况资料来源：CWEA，国盛证券研究所图表32：2023年分布式风电政策汇总时间政策内容政策来源2023/3/24试点县可再生能源在一次能源消费总量占比超过30%，在一次能源消费增量中占比超过60%。要求在在保护生态的基础上，充分利用农村地区的空间资源。要求简化新能源项目核准（备案）手续，推动为微电网内网源荷储打包核准（备案），可有效解决小容量风电审批难题。指出新能源发电与乡村路灯、活动中心等公共基础设施一体化建设，意在表明新能源发电可有政府牵头建设；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，解决分散式风电用地问题。《关于组织开展农村能源革命试点县建设的通知》2023/5/25豁免部分分散式风电项目电力业务许可。在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》资料来源：国家能源局，国盛证券研究所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。02004006008001000120020172018201920202021新增装机（万千瓦）累计装机（万千瓦）2023年06月19日P.19请仔细阅读本报告末页声明图表33：100GW目标下可再生氢装机发展趋势图表34：绿氢所需风电装机测算资料来源：中国氢能联盟研究院，国盛证券研究所资料来源：中国氢能联盟研究院，中国储能网，国盛证券研究所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。图表35：海风基础单台重量（吨/台）类型单台重量（吨/台）单桩2000导管架3000-3500漂浮式基础4000+资料来源：天顺风能公告，水电水利规划设计总院，国盛证券研究所基础类型变化，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2030E2060E2030氢气产量（万吨）4000130002030绿氢产量（万吨）770104002030绿氢占比19%80%单位绿氢电耗（Kwh/m³）54陆风供电比50%50%陆风利用小时数（h）20002000单位氢气密度（g/m³）89.989.9所需风电发电装机（GW）10711572023年06月19日P.20请仔细阅读本报告末页声明海上风电项目看，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。图表36：各省份海域不同水深下，单GW基础用量水平省份平均水深(m)单GW基础用量（万吨）广东＞403430-403320-3021＜2017福建＞3025海南＜2019辽宁20-3021山东＞301920-3016＜2013浙江10-2025＜1020江苏10-2021资料来源：各项目环评书，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.21请仔细阅读本报告末页声明图表37：全球海风基础需求测算2023E2024E2025E国内海上基础需求预测（含海上塔筒）年新增开工量（GW）101520海上风电单机容量（MW）81012基础需求量（个）124515001667海上塔筒重量（吨/个）550675800大单桩重量（吨/个）200022002400导管架（吨/个）（含四个小管桩）270029253150导管架装机需求占比40%50%50%导管架需求（万吨）134219263大单桩总需求（万吨）149165200海上塔筒总需求（万吨）68101133国内海风基础总需求（万吨）352486596海外海上基础需求预测（含海上塔筒）年新增装机量（GW）10816海上风电单机容量（MW）81012基础需求量（个）12457771312海上塔筒重量（吨/个）550675800大单桩重量（吨/个）200022002400导管架（吨/个）（含四个小管桩）270029253150导管架装机需求占比20%30%30%导管架需求（万吨）6768124大单桩总需求（万吨）199120220海上塔筒总需求（万吨）6852105海风基础总需求（万吨)335240449全球海上基础需求预测（含海上塔筒）海上塔筒总需求（万吨）137154238导管架总需求（万吨）202288387单桩总需求（万吨）349285420海风基础总需求（万吨)6877261045资料来源：CWEA，GWEC，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.22请仔细阅读本报告末页声明图表38：海力风电原材料成本拆分图表39：2021H1海力风电管桩成本拆分资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所海塔+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。图表40：2020/01/02至2023/06/09中厚板价格走势（单位：元/吨）（资料来源：wind，国盛证券研究所海塔+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。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021H1钢板法兰型管材油漆套笼内件焊材其他钢板77%法兰3%运费3%人工费用、制造费用等17%350045005500650075002020-01-022020-09-022021-05-022022-01-022022-09-022023-05-02中国:兰格钢铁:价格:中厚板中国:兰格钢铁:价格:中厚板2023年06月19日P.23请仔细阅读本报告末页声明图表41：中国、欧盟、美国中厚板价格走势图（截至2023/5/12）资料来源：上海钢联，国盛证券研究所大金管桩开启出口，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。图表42：大金重工出海订单时间产品客户国家/地区订单详情金额（亿欧元）2022H1单桩/英国为MorayWest项目供应48套单桩/2022H1过渡段/英国为MorayWest项目供应30套过渡段/2022H1单桩Boskalis美国大型钢结构/2022年10月单桩EoliennesenMerIlesd’YeuetdeNoirmoutierS.A.S法国为NOY-IleD'YeuetNoirmoutier提供62套单桩1.2282022年10月海塔SGRE西门子歌美飒英国为UKMorayWest海上风电海塔项目供应12套海上风电塔筒2022年11月海塔GE英国为DoggerBankB海上风电项目供应41套Haliade-X海上风电塔筒0.732023年5月单桩某欧洲能源开发企业欧洲为供应商向某海上风电集群项目提供单桩5.472023年5月单桩某欧洲能源开发企业欧洲为承包商为业主提供单桩产品1.96合计9.388资料来源：公司公告，国盛证券研究所050010001500200025002020-1-22020-5-22020-9-22021-1-22021-5-22021-9-22022-1-22022-5-22022-9-22023-1-22023-5-2美国中西部地区中厚板价格（美元/吨）欧盟地区中厚板价格（美元/吨）中国中厚板价格（美元/吨）2023年06月19日P.24请仔细阅读本报告末页声明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。图表43：2023年1-5月海上风电海缆中标情况中标方项目名称离岸距离（km）项目容量（MW）产品类型中标金额（亿元）中标时间中天科技中广核惠州港口二PB海上风电项目2529666kV海缆产品及敷设1.1762023/3/23中广核惠州港口二PA海上风电项目22450220kV和66kV海底电缆9.682023/1/9三峡阳江青洲六海上风电项目571000330kV海缆采购及敷设施工（标段1）-2023/3/12国华投资山东国华时代投资发展有限公司半岛南U2场址3260035kV阵列缆产品及敷设/2023/4/28国华投资山东国华时代投资发展有限公司半岛南U2场址32600220kV主缆产品及敷设4.21122023/4/12浙江启明华能山东半岛北BW场址海上风电项目18510220kV海底电缆及附属设施敷设工程施工0.482023/5/5万达电缆华能山东半岛北BW场址海上风电项目1851035kV阵列缆产品1.722023/3/30起帆电缆华能岱山1号海上风电项目2430635千伏海缆及附属设备0.922023/5/10吉恩重工华能大连市庄河海上风电场址Ⅳ2（200MW）项目2720035kV海缆及附件采购-2023/4/7亨通光电国电投湛江徐闻海上风电场300MW增容项目28300220kV主缆+66kV阵列缆产品，不含敷设2.172023/1/16半岛南海上风电基地U场址一期450MW项目(二包）24450海底光电复合电缆及附件1.642023/4/18汉缆股份三峡能源山东牟平BDB6#一期海上风电项目50300220kV海缆采购3.082023/4/21海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目1250066kV海缆及附属设备采购-2023/5/19半岛南海上风电基地U场址一期450MW项目(一包）24450海底光电复合电缆及附件1.852023/4/18东方电缆三峡能源山东分公司牟平BDB6#一期（300MW）海上风电项目35kV海缆采购项目5030035kV海缆0.882023/5/22华能岱山1号海上风电项目220千伏海缆及附属设备招标项目24300220千伏海缆1.762023/5/22广西防城港海上风电示范项目A场址220kV海缆、陆缆及附件采购项目15700220kV海缆、陆缆4.602023/5/22宝胜股份华能山东半岛北BW场址海上风电项目18510220kV主缆产品标包11.152023/3/6华能大连市庄河海上风电场址Ⅳ2（200MW）项目27200220kV海缆及附件采购-2023/4/7海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目12500220kV海缆及附属设备采购-2023/5/19合计6662≥35.32资料来源：龙船风电网，国家能源招标网，中广核电子商务评语，国际风力发电网，采招网，龙口市人民政府，中天科技公告，东方电缆公告，国盛证券研究所2023年06月19日P.25请仔细阅读本报告末页声明海缆竞争格局集中，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。图表44：2022年海缆市场竞争格局（据2022年中标数据统计）图表45：海缆毛利率走势资料来源：世纪新能源网，国盛证券研究所资料来源：wind，国盛证券研究所国内海缆积极出海，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。图表46：2023年1-5月中天科技和东方电缆出口情况公司项目名称中标时间中标金额（亿元）电压等级项目类型电缆类型中天科技Baltica2海上风电项目（B包）2023/512.09275kV海上风电275kV高压交流海底光电复合缆以及配套附件东方电缆Baltica2海上风电项目2023/53.5066kV海上风电66kV海缆及配套附件东方电缆InchCape海上风电项目（总规划装机容量108万千瓦）输出缆供应前期工程协议2023Q10.14220kV海上风电220kV三芯2000mm2铜导体海缆的设计和整个系统的型式实验中天科技香港模块化循环发电设施海底电缆敷设2023/3132kV电网互联海缆中天科技缅甸66KV海缆总包2023/366kV电网互联海缆中天科技巴西亚马逊河流域海光缆2023/3海底光缆光缆中天科技墨西哥湾油气2023/3中压油气田海缆中天科技沙特油田增产2023/37.02230kV油气田海缆资料来源：各公司公告，国盛证券研究所起帆电缆1%东方电缆39%中天科技15%亨通光电33%汉缆股份6%宝胜股份5%万达海缆1%0%10%20%30%40%50%60%20182019202020212022中天科技东方电缆亨通光电2023年06月19日P.26请仔细阅读本报告末页声明图表47：Baltica-2/3海上风电项目地理位置图表48：Baltica-2/3海上风电项目离岸距离示意图资料来源：CWEA，国盛证券研究所资料来源：CWEA，国盛证券研究所海风向深远海挺进，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。图表49：直流输电与交流输电经济性示意图资料来源：中国线缆网，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.27请仔细阅读本报告末页声明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。图表50：废钢价格走势（元/吨）资料来源：wind，国盛证券研究所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。图表51：零部件公司主要企业毛利率图表52：零部件公司主要企业净利率资料来源：wind，国盛证券研究所资料来源：wind，国盛证券研究所050010001500200025003000350040002022-01-042022-03-042022-05-042022-07-042022-09-042022-11-042023-01-042023-03-042023-05-04唐山:市场价(不含税):废钢:6-8mm唐山:市场价(不含税):废钢:6-8mm0%10%20%30%40%50%60%2020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1日月股份金雷股份恒润股份广大特材-10%0%10%20%30%40%50%2020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1日月股份金雷股份恒润股份广大特材2023年06月19日P.28请仔细阅读本报告末页声明1.5投资建议：2023Q3/Q4迎海风装机旺季，招标周期和业绩兑现周期重叠2023Q3/Q4迎海风装机旺季，带来业绩大幅修复，当前对应估值低。自2020年以来，风电板块当年业绩对应估值中枢PE约20倍，当下估值水平PE估值在10-15倍，预计2023年下半年风电行业整体业绩增速较大，叠加明年风电板块成长的高确定性，行业高成长带来行业低估值，建议关注风电板块配置型机会。图表53：风电板块PE-FY1/FY2走势图资料来源：wind，国盛证券研究所招标周期和业绩兑现周期重叠，迎来招标、业绩螺旋上行机会。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，下半年是行业装机旺季，下半年业绩值得期待。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，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。从这个维度，关注板块当下中长期成长确定性较高的环节（海塔+桩基、海缆板块）和标的。海外需求同步启动，国内厂商海外订单持续上行。全球去看，2025年也将成为海外海风市场的并网高峰，根据海外项目的建设节奏，今年已经陆续进入前期招标阶段，今年以来，国内厂商陆续获得欧洲海缆、管桩订单，海外竞争力持续提升。海外的高毛利订单或将持续提升风电企业中期盈利水平。各省海风起量，海风存在窗口期，短窗口期挤压下游海塔+桩基和海缆订单短时间交付，重点关注海塔+桩基、海缆板块。双30政策+海风迈向深远海发展，海塔+桩基与海缆环节单GW价值量提升。基础环节，广东海域更适宜导管架，导管架单台用量更重，由于目前导管架产品生产和运输难度大，稀缺性强，海上基础单吨盈利方面，导管架＞单管桩＞海塔。首推天顺风能、其次是东方电缆、泰胜风能、大金重工、海力风电等。海缆环节，由于海风走向深远海，高电压等级海缆技术壁垒高、柔性直流海缆壁垒升高，海缆环节抗通缩能力强、海缆价值提升。关注东方电缆，其次中天科技、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份。原材料价格进入下行区间，中游制造环节盈利或将环比提升。大量风电中游以钢、铁为核心原材料，今年Q2开始，中厚板、生铁、废钢等核心原材料价格持续下行，为风电中游企业盈利带短期修复，季度盈利提升值得期待。关注钢材价格回落带来业绩弹性，边际利好程度最大的属于年初锁量锁价的风机零部件环节（铸件、锻件为主），首推金雷股份、日月股份、广大特材。0510152025303518/1/218/7/219/1/219/7/220/1/220/7/221/1/221/7/222/1/222/7/223/1/2PE-FY1PE-FY22023年06月19日P.29请仔细阅读本报告末页声明二、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。图表54：2007-2023E全球年新增光伏装机量趋势（单位：GW）资料来源：BNEF，中国清洁机制发展基金，嘉兴市光伏行业协会，国家能源网，网易订阅国盛证券研究所2023年06月19日P.30请仔细阅读本报告末页声明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。图表55：2021-2023国内光伏电站月度累计装机规模（GW）图表56：2021-2023国内光伏电站月度新增装机规模（GW）资料来源：国家能源局，国盛证券研究所资料来源：国家能源局，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.31请仔细阅读本报告末页声明图表57：2023年中国光伏重点政策梳理政策名称发布时间主要内容工业和信息化部等六部门联合发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》1月17日国家六部门明确表示，提升太阳能光伏和新型储能电池供给能力，发展先进高效的光伏产品及技术。加快智能光伏创新突破，发展高纯硅料、大尺寸硅片技术，支持高效低成本晶硅电池生产，推动N型高效电池、柔性薄膜电池、钙钛矿及叠层电池等先进技术的研发应用，提升规模化量产能力。鼓励开发先进适用的智能光伏组件，发展智能逆变器、控制器、汇流箱、跟踪系统等关键部件。探索建立光伏“碳足迹”评价标准并开展认证。加快构建光伏供应链溯源体系，推动光伏组件回收利用技术研发及产业化应用。国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知3月20日鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地：对于油田、气田以及难以复星或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。光伏发电项目用地实行分类管理，光伏方阵用地不得占用耕地，光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式。国家能源局关于印发《2023年能源工作指导意见》的通知4月6日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%。稳步推进重点领域电能替代。大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省(区、市)的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿）》意见的通知4月24日大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。按需建设储能。国家能源局综合司关于印发《国家能源局2023年乡村振兴定点帮扶和对口支援工作要点》通知4月26日加快推动风电项目建设。加快推动通滑寺子川10万千瓦风电项目、清水5万千瓦风储一体化项日建设，力争年内建成并网。指导三县开展集中式风电、分散式风电新建项日开发论证。持续扩大光伏建设规模，推动通渭马营10万千瓦光伏、清水黄门10万千瓦农光储一体化项目建设，确保年内建成并网。指导信丰光伏项目开发建设。加快推进三县整县屋顶分布式光伏开发试点建设。国家能源局综合司工业和信息化部办公厅关于印发《2022年度能源领域5G应用典型案例汇编》的通知5月6日为促进以5G为代表的先进信息技术与能源产业融通发展，推动能源领域5G应用规模化落地，两部门联合印发此汇编，共聚焦6个方向，包含33个典型案例。其中，第二个案例是关于5G+智慧光伏电站方案，利用5G融合物联网、大数据、人工智能、云计算、边缘计算等技术，在赋能层为光伏电站提供安全、高效、稳定的基础“底座”。在平台层加速实现集约化运营、高效化运转以及信息化构建，形成智慧光伏运维一体化平台。资料来源：CPIA，国盛证券研究所2023年06月19日P.32请仔细阅读本报告末页声明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。图表58：满足该《指导意见》中提供的10%光伏政策补贴的美国本土制造要求资料来源：美国财政部官网，国盛证券研究所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。图表59：美国关于东南亚光伏组件进口关税豁免重要时点一览资料来源：华尔街见闻，每经网，全球光伏，国盛证券研究所2023年06月19日P.33请仔细阅读本报告末页声明图表60：2014-2028美国光伏新增装机量数据（2023-2028为预测数据，单位：GW）资料来源：SEIA，WoodMackenzie，国盛证券研究所2023年06月19日P.34请仔细阅读本报告末页声明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。图表61：中国光伏组件出口欧洲月度数据（GW）资料来源：PVinfolink，国盛证券研究所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。图表62：2023-2026年欧盟光伏年度新增装机容量预测（GW）资料来源：SolarPowerEurope，国盛证券研究所2023年06月19日P.35请仔细阅读本报告末页声明图表63：2023年欧洲光伏重点政策梳理政策名称发布时间发布内容绿色协议工业计划2月1日作为对美国《通胀削减法案》的回应，该法案计划在十年内提供大约5000亿美元的新支出和税收减免以支持绿色产业发展。能源系统数字化计划2月25日在2027年之前，在欧盟地区所有商业和公共建筑屋顶上安装太阳能电池板；在2029年之前，在欧盟地区所有新建住宅屋顶上安装太阳能电池板。净零工业法案3月16日欧盟绿色协议工业计划的关键部分，旨在确保到2030年欧盟至少40%的包括风力涡轮机、电池、热泵、太阳能电池板、可再生氢等在内的清洁技术需求在欧洲本土制造。净零工业法案将通过增强信息、减轻建立项目的行政负担和简化许可授予程序来改善净零技术投资的条件。到2030年，欧盟计划每年至少10%的关键原材料供应、40%的关键原材料加工、15%的关键原材料回收来自欧盟本土。碳关税法案4月25日欧盟决定从2023年10月1日起将实施欧盟碳边境调节机制（CBAM）以应对气候变化，该机制将于10月试运，2026年全面实施。根据这一机制，欧盟将对从欧盟以外的进口产品在制造过程中排放温室气体的企业征收碳排放关税。CBAM又称欧盟碳边境税，俗称碳关税。碳关税指严格实施碳减排政策的国家或地区，要求进口（出口）高碳产品时缴纳（返还）相应的税费或碳配额。欧盟碳关税若最终立法通过，欧盟将成为全球首个以碳关税形式应对全球气候变化的地区。资料来源：中国科学院科学战略研究院，中国产业经济信息网，人民网，中东欧海关信息中心，国盛证券研究所2023年06月19日P.36请仔细阅读本报告末页声明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。图表64：一线多晶硅企业平均销售毛利率%资料来源：Wind，国盛证券研究所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。图表65：2023年初至今多晶硅致密料周均价走势（元/kg）图表66：2023年初至今182mm单晶硅片周均价走势（元/片）资料来源：PVinfolink，国盛证券研究所资料来源：PVinfolink，国盛证券研究所2023年06月19日P.37请仔细阅读本报告末页声明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。图表67：晶硅电池技术方向一览图表68：TOPCon电池结构资料来源：《TOPCon电池低压硼扩散设备发展趋势分析》刘建华等，国盛证券研究所资料来源：《N型TOPCon晶硅太阳能电池光注入退火增效的研究》魏凯峰等，国盛证券研究所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%。图表69：2022-2030年各种电池技术平均转换效率变化趋势图表70：2022-2030年不同电池技术路线市场占比变化趋势资料来源：CPIA，国盛证券研究所资料来源：CPIA，国盛证券研究所2023年06月19日P.38请仔细阅读本报告末页声明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。图表71：2023年底光伏一体化厂商各环节产能情况（GW）资料来源：公司公告，国盛证券研究所2023年06月19日P.39请仔细阅读本报告末页声明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。图表72：光伏主产业链单瓦毛利润周度分布情况分析（元/W）资料来源：PVinfolink，国盛证券研究所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。2023年06月19日P.40请仔细阅读本报告末页声明图表73：2022-2030年单/双面组件市场占比变化趋势资料来源：CPIA，国盛证券研究所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。图表74：TOPCon电池结构图图表75：2022-2030年TOPCon电池双面银浆消耗量变化趋势（mg/片）资料来源：Ofweek，国盛证券研究所资料来源：CPIA，国盛证券研究所高纯石英砂：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。2023年06月19日P.41请仔细阅读本报告末页声明2.3投资建议：产业链价格即将见底，把握N型新技术迭代机会从板块情绪角度去看，光伏板块估值和换手均已进入底部区间。自2020年以来，光伏板块当年业绩对应估值中枢PE约30倍，而当下估值水平已低至10倍，处于自2018年以来的估值最底部，我们认为今明两年光伏板块具备确定性的高成长性，建议关注光伏板块配置型机会。图表76：光伏板块PE-FY1/FY2走势图资料来源：wind，国盛证券研究所从行业基本面来看，光伏2023年需求成长确定性很高。在全球各国减排政策持续刺激下，行业持续加速成长，业绩确定性增强，行业或将提前完成估值切换。同时随着原材料价格下行，对大电站的需求有望迅速提升，为需求高增长带来支撑。考虑到光伏行业正在进行的N型产能迭代，首推高效N型电池+组件环节。过去两年以来，在原材料价格高涨下，电池组件产能利润受到挤压。然而2023年作为N型产能量产元年，高效N型电池组件在产业链供需整体过剩的背景下仍保持了强劲需求水平。我们认为这是得益于技术迭代过程中终端客户对先进产能的青睐所致，并维持大尺寸N型电池/组件或催生N型产业链的逆市行情的判断。在光伏产业链价格即将见底企稳的大趋势下，坚定看好需求旺盛的光伏行业，首推N型电池+组件α布局机会。N型TOPCon路线确认后，优选直接受益的辅材环节。在行业需求高速增长的大背景下，产能紧张的辅材环节有望保持高景气度。预期2023年辅材中，POE、POE粒子胶膜及TOPCon银浆或因N型产能加速落地带来需求上升。产业链价格下行，国内外地面电站经济性改善，需求放量利好支架及EPC环节。随着光伏产业链价格回落，电站经济性有望大幅修复，从而带动电站所需固定以及跟踪支架需求大幅增长。同时2022年存在的组件高价格冲击EPC环节毛利的情况目前已大大缓和，预期2023年EPC环节盈利也有望修复。2023年06月19日P.42请仔细阅读本报告末页声明三、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。图表77：电池级碳酸锂价格（万元/吨）图表78：国内储能系统、EPC中标均价（元/Wh）资料来源：Wind，国盛证券研究所资料来源：索比咨询，国盛证券研究所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。据索比咨询，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。01020304050602017-062019-062021-062023-06碳酸锂价格(万元/吨)碳酸锂价格(万元/吨)1.201.441.861.7400.511.522.52022-032022-062022-092022-122023-03储能系统中标均价（元/Wh）EPC中标均价（元/Wh）2023年06月19日P.43请仔细阅读本报告末页声明图表79：碳酸锂&国产磷酸铁锂电芯价格同比变动（%）图表80：部分储能集成厂商单季毛利率同比变动情况一览（%）资料来源：Wind，国盛证券研究所资料来源：Wind，国盛证券研究所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，据索比咨询，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。图表81：中国储能市场新增装机规模（GW）图表82：2023年1-5月国内储能相关招、中标情况（GWh）资料来源：CNESA，国盛证券研究所资料来源：索比咨询，国盛证券研究所-80%-60%-40%-20%0%20%40%2023-012023-022023-032023-042023-052023-06方形动力电芯（磷酸铁锂）价格yoy电池级碳酸锂99.5%价格yoy-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%2022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1阳光电源南都电源金盘科技科陆电子-100%0%100%200%300%400%500%600%700%0123456782014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A2022A国内储能新增装机规模（GW）yoy05101520252023-012023-022023-032023-042023-05储能相关招标（GWh）储能相关中标（GWh）2023年06月19日P.44请仔细阅读本报告末页声明图表83：2022年月度储能EPC、系统中标功率分布情况（GW）资料来源：索比咨询，国盛证券研究所➢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。1.40.10.50.41.00.30.40.52.30.50.50.10.20.10.40.60.90.92.11.50.80.700.511.522.533.544.522-0122-0222-0322-0422-0522-0622-0722-0822-0922-1022-1122-12EPC功率（GW）储能系统功率（GW）2023年06月19日P.45请仔细阅读本报告末页声明图表84：美国分场景储能季度装机功率（MW）图表85：美国光伏装机规模（左轴，MW）及待并网规模（右轴，MW）资料来源：pv-magazine，WoodMackenzie，国盛证券研究所资料来源：SEIA，WoodMackenzie，国盛证券研究所➢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）。图表86：IRA发布后，储能ITC以30%费率延长十年，至2033年后逐渐退坡ITC法案储能种类202020212022202320242025~20322033203420352036更新前工商用26%26%26%22%10%10%10%10%10%NA家户用26%26%22%NANANANANANANA更新后工商用26%26%30%30%30%30%26%23%15%NA家户用26%26%30%30%30%30%26%22%NANA资料来源：PVInfoLink公众号，国盛证券研究所图表87：IRA发布后，满足条件的大储项目最高税收抵免比例可达70%资料来源：PVInfoLink公众号，国盛证券研究所593177375999142669712041257848529011093111123145154171293226344458632648020040060080010001200140016001800工商业储能（MW）户储（MW）电网储能（MW）010000200003000040000500006000070000800009000010000001000200030004000500060007000装机规模（MW）待并网规模（MW）2023年06月19日P.46请仔细阅读本报告末页声明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。图表88：ITC模式减税测算资料来源：Energy.GovOfficeofENERGYEFFICIENCY&RENEWABLEENERGY，国盛证券研究所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。图表89：欧洲分地区光伏装机规模（GW）图表90：2022-2031E欧洲大储新增规模预计（GWh）资料来源：SolarPowerEurope，pv-magazine，国盛证券研究所资料来源：WoodMackenzie，国盛证券研究所7.97.54.94.02.76.04.83.83.62.80123456789德国西班牙波兰荷兰法国20212022E2023年06月19日P.47请仔细阅读本报告末页声明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价参照全省蓄冷电价政策执行（即峰平谷比价由1.7：1：0.38调整为1.65：1：0.25，峰谷价差比值由4.47倍调升至6.6倍。近期，碳酸锂价格下降叠加各地陆续发布储能补贴相关政策，带动工商业投入成本降低，项目回收期进一步缩短。目前临近夏季用电高峰期，预计电力供需仍整体偏紧，有望催化工商储需求。图表91：2023年上半年工商业峰谷电价差（元/kwh）资料来源：中关村储能产业技术联盟，国盛证券研究所多省份出台分布式光伏配储相关文件，分布式光伏配储有望迎来规模化发展。分布式光伏配储提高自发自用率的同时，还能“削峰填谷”，避免用户在高峰期用电。2021年5月，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，提出在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳，为分布式光伏配储提供了方向。此后，河北、山东、河南、江苏、浙江等地陆续发布分布式光伏配置储能补贴政策，配储要求在装机容量的8%-30%之间，以自建、共建或租赁为主要配置方式，分布式光伏配储有望迎来规模化发展。2023年06月19日P.48请仔细阅读本报告末页声明图表92：分布式光伏配置储能补贴政策情况资料来源：光伏头条公众号，国盛证券研究所据国际能源网援引中国光伏行业协会数据，2022年，中国光伏新增装机87.41GW，同增59.3%。其中，分布式新增装机50.5GW，同增58.1%，中国户用光伏新增装机量25.2GW，同增16.9%，占新增分布式光伏装机的49.4%，工商业分布式新增25.9GW，同增236%。国际能源网/光伏头条（PV-2005）显示，2013-2022年，国内分布式光伏新增装机占光伏新增装机比例由6.19%提升至58.48%。图表93：国内分布式光伏规模（GW）资料来源：光伏头条公众号，国盛证券研究所3.2.2海外：充电桩出口景气催化储能需求，电价差扩大带动项目经济性提升充电桩出口景气催化储能需求，电价差扩大带动项目经济性提升。充电桩出口景气度高，预计催化配套工商储需求。据中国汽车工业协会，4月汽车出口37.6万辆，同增170%，侧面印证充电桩出口需求高增。同时，海外电价差扩大，带动工商储经济性提升。据EnergyOnline，美国德州2023年工商业电价差较2022年扩大，最新日内电价差达到140美分/kwh，高于2022年55美分/kwh（取22年9月值作为参考）。2023年06月19日P.49请仔细阅读本报告末页声明图表94：2022年9月1日德州工商业峰谷电价差约55美分/kwh图表95：2023年5月24日德州日内工商业峰谷电价差达到140美分/kwh资料来源：energyonline，ERCOT，国盛证券研究所资料来源：energyonline，ERCOT，国盛证券研究所供给侧多企业布局工商储赛道，看好行业发展趋势。近期SNEC展会上，除盛弘外，阳光、科华、固德威、锦浪等头部企业亦已布局工商储产品，加速开拓海内外市场。产品功率看，目前工商储产品带电量范围拓宽至100KWh-1MWh，其中200-300KWh为主流产品；产品形态看，工商储产品C端属性较强，可应用于工厂园区、渔场、学校等各类使用场景，目前已有场景针对性产品推出，预计2023年工商储产品性能将进一步细化。图表96：部分工商储新品梳理环节公司产品名称工商储产品简介PCS盛弘股份-盛弘工商业PCS覆盖30kW-MW级功率，具备可兼容不同品牌电池的光储一体户外柜产品，该产品继续沿用模块化设计，能够稳定配合多家电池系统和EMS，符合国际最新安全标准，可选配不同功能模块，实现多柜并离网并机，满足快速备电需求，覆盖复合型工商业应用。上能电气-全新一代SN系列工商逆变器，兼具更高效率、灵活兼容各类组件、L4等级智能AFCI方案等多项优势，进一步提升发电收益、保障电站安全。锦浪科技-全新离并网光储一体机，4路MPPT设计，组串电流高达20A，可适配各种高效大功率组件；最大140A充放电电流，可实现快充和大电流供电；产品支持“自发”和“发电机”模式下的调峰控制，对于有取电功率限制的国家和地区，可有效节省电费开支。系统阳光电源PowerStack工商业储能领域，阳光电源展出PowerStack分布式液冷储能系统250kW/535kWh，可实现EMS智能调度，系统运行收益提升10%，电芯健康AI监测，预警热失控等情况。华为绿电解决方案2.0面对分布式工商业场景，华为行业绿电解决方案2.0实现了“1+3”的全面升级，通过以智能光伏控制器为核心，搭配智能组件控制器、智能组串式储能系统和智能光伏云来实现“智”臻安全、“智”高可靠、“智”多发电和“智”简运维这四大核心价值，满足各类工商业场景需求。古瑞瓦特60-253kW工商业储能系统古瑞瓦特重磅推出的新产品MAX150KTL3-XLV，600W-50kWX系列户用、60-253kW工商业、2kW-1MW/2.56kWh-4MWh储能系统产品。固德威50kW/100kWh工商储户外一体柜-科华数能S³-EStore工商业液冷储能系统整机一体化集成设计，占地面积仅1.3m²，能量密度高；支持模块化组合方案，可灵活部署，快速安装，充分满足市场中工商业项目容量及应用场景多样化的需求，系统应用灵活，提高项目经济性。资料来源：高工储能公众号，国盛证券研究所2023年06月19日P.50请仔细阅读本报告末页声明3.3户储：短期增速边际放缓，不改赛道长期景气度欧洲为全球最大的户储市场，其中户储政策为主要驱动因素。政策类型来看，户储政策包括补贴、税收减免等措施，增强户储经济性。分区域看，德国补贴力度仍高，包括1）免税退税：根据德国政府批准的《2022年年度税法》，从2023年起，德国将为满足条件的屋顶光伏免除（发电收入）所得税和（购置户用光储系统）相应的增值税。电价层面，德国提出减少EEG附加费用，即工业电价可享受EEG附加费（以年耗电量24GWh为界）、电力税、输电费和其他附加费用减免。图表97：欧洲户储政策一览国家时间政策内容德国2019年《德国可再生能源法》将户用储能支付税费的装机容量上限从10kW提升至30kW。2023年生效《年度税收法案》-户用光伏系统<30kW免除EEG-多户连体混合用途物业<15kW的光伏系统免收所得税。-光伏系统&储能系统采购，免除增值税(VAT)。英国2022年《增值税(安装节能材料)令2022》2022年4月1日起，住宅太阳能应用使用的热泵和太阳能组件增值税(VAT)从5%下降到0，政策持续到2027年4月1日。意大利2020年《Eco-bonus》家用储能设备税收减免由原来的50%-65%提升至110%(延长至2024年)。2022年《预算法》2022年《预算法》延长了复兴法令的期限，确保安装光伏工厂和BES系统的激励措施将在整个2022年继续有效。西班牙2021年《2021-2030年国家能源和气候综合计划》计划到2030年将西班牙的可再生能源装机提高到120GW，储能容量从2021年的不到10GW，在2030年提升到20GW，其中户用储能在2030年达到400MW。2021年《峰谷平电价政策》≤15kW，峰谷平三种电价，容量免费。>15kW，将有6种不同的能源消耗价格以及6种不同的电价。资料来源：储能领跑者联盟，国盛证券研究所欧洲户储终端景气度仍较佳，但出货端增速同比2022年或边际放缓。Wind显示，2023年1-4月中国逆变器出口数量1983.90万个，同比增长52.06%，其中4月出口数量492.74万个，同比增长30.28%，我们判断户储需求仍较景气。长期来看，据储能与电力市场与SolarPowerEurope，中性预期下，2023年欧洲户储新增规模约4.8GWh，同比增长16%，2026年预计实现7.9GWh新增装机规模（取中值），景气度仍高。2023年06月19日P.51请仔细阅读本报告末页声明图表98：中国逆变器出口规模（万个；%）图表99：欧洲户储规模预测（GWh，注：2022-2026年为预测值）资料来源：Wind，国盛证券研究所资料来源：储能与电力市场，国盛证券研究所非洲储能需求具备高弹性，户储板块优选具备海外优势的头部厂商。中东、非洲为新兴储能市场，日照时间充足叠加用电缺口拉大，以南非为代表的储能市场需求高增。据IRP2019（综合资源计划），南非计划停用11.5GW老旧燃煤电厂。巨大用电缺口下，南非2022年全年共计停电超1900小时，约80天，并于2023年1月重启6级限电措施，即全国将平均每天停电10小时。考虑到非洲光照资源充足，近年来光伏装机量不断增长。我们判断燃煤发电厂关停&限电频发趋势下，非洲储能有望高速增长。据世界银行，2020年南非储能市场约270MWh，至2030年市场规模有望增长至9.7GWh，CAGR达43.1%。发展空间广阔。其中，离网储能和户储预计为主要需求形态。目前公司在南非已培育出优秀的本地化新能源销售团队，有望凭借其海外渠道优势快速打开南非新能源市场。图表100：南非光照资源充足，光伏装机量不断增长（GW）图表101：据世界银行，2030年南非储能市场有望增长至9.7GWh资料来源：mordorintelligence，南非能源局（DOE)，国盛证券研究所资料来源：南非每日商报，世界银行，高工锂电，国盛证券研究所3.4投资建议：推荐需求放量&盈利边际改善的大储龙头，建议关注具备出货弹性的工商储、户储标的大储板块来看，海外储能市场竞争格局优于国内，盈利能力相对更强，推荐美国大储市场排名较前的阳光电源、东方日升、南都电源；户储及工商业板块来看，优选具备海外优势头部厂商科华数据、固德威、德业股份、派能科技、海兴电力等。-20%0%20%40%60%80%100%01002003004005006007002022-012022-042022-072022-102023-012023-04逆变器出口数量（万个）同比增速（%）1.061.071.681.781.881.982.5400.511.522.532014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A光伏装机量（GW)0246810122020A2030E储能规模（GWh)2023年06月19日P.52请仔细阅读本报告末页声明风险提示海上风电需求不及预期，影响产业发展进程。漂浮式风电技术推广不及预期，业主对漂浮式风电技术所知较少，不利于市场开拓，则市场订单小、发展潜力小，影响产业链发展进程。数据假设值与实际出入导致的测算风险，在测算海塔+桩基市场需求时，我们认为海风风电走向深水区，随着水深加深，单台风力发电机所需要的海风基础需求在提升。若海风深水区发展速度不及预期，则单台基础需求不及预期，市场需求或低于我们测算数据。海内外光伏装机需求不及预期，产业链竞争格局恶化。储能政策变化，导致市场需求或不及预期。2023年06月19日P.53请仔细阅读本报告末页声明免责声明国盛证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可能会随时调整。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告，需注明出处为“国盛证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法，结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资建议的评级标准评级说明评级标准为报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准。股票评级买入相对同期基准指数涨幅在15%以上增持相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有相对同期基准指数涨幅在-5%~+5%之间减持相对同期基准指数跌幅在5%以上行业评级增持相对同期基准指数涨幅在10%以上中性相对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持相对同期基准指数跌幅在10%以上国盛证券研究所北京上海地址：北京市西城区平安里西大街26号楼3层邮编：100032传真：010-57671718邮箱：gsresearch@gszq.com地址：上海市浦明路868号保利One561号楼10层邮编：200120电话：021-38124100邮箱：gsresearch@gszq.com南昌深圳地址：南昌市红谷滩新区凤凰中大道1115号北京银行大厦邮编：330038传真：0791-86281485邮箱：gsresearch@gszq.com地址：深圳市福田区福华三路100号鼎和大厦24楼邮编：518033邮箱：gsresearch@gszq.com