电力设备证券研究报告—行业点评2023年6月11日强于大市相关研究报告《新能源汽车行业动态点评》20230605《电力设备与新能源行业6月第1周周报》20230604《风电行业动态点评》20230601中银国际证券股份有限公司具备证券投资咨询业务资格电力设备证券分析师：李可伦(8621)20328524kelun.li@bocichina.com证券投资咨询业务证书编号：S1300518070001联系人：李天帅tianshuai.li@bocichina.com一般证券业务证书编号：S1300122080057光储行业2023年中期投资策略经济性带来成长力量，光储需求锋芒显现光伏需求潜力无忧，产业链价格下降有望刺激需求超预期释放，2023-2025年需求有望超预期，中下游环节或存在超额利润空间；海外部分区域储能经济性快速显现，国内新能源配储需求开始放量，中长期趋势基本确立；国内工商业储能需求有望因电力供需偏紧、峰谷电价差拉大等因素超预期释放；维持行业强于大市评级。支撑评级的要点光伏经济性进一步凸显，全球需求有望超预期释放：全球来看，欧洲光伏电站经济性有望改善，光伏装机量有望快速增长；美国项目储备充足，光伏需求空间无忧；国内地面电站需求蓄势待发，分布式需求持续推进。我们认为，产业链价格下降有望刺激需求超预期释放，预计2023-2024年全球光伏装机需求分别约400GW、530GW，同比增速分别约70%、33%，其中国内需求分别为170GW、210GW，同比增速分别为98%、24%。产业链利润有望迎来再分配，关注产业链中下游与电站EPC环节：硅料供给增加有望带动硅料价格下降，产业链利润或迎来再分配，供需关系与竞争格局为关键因素。分环节来看，2023年下半年硅料价格或将阶段性企稳，具有成本优势的龙头企业有望提升市场份额；2023年下半年石英砂供需或仍将偏紧，利润或流向保供较优的企业；2023年下半年，电池片供给或阶段性偏紧，盈利有望阶段性保持坚挺；一体化盈利有望修复，布局全球的一体化企业优势明显；下游EPC盈利有望修复，电站盈利受益于需求放量。HJT降本提效进展积极，经济性拐点临近。储能：全球新型储能市场迈入快速增长期：国内大型储能方面，2023年1-4月国内储能招标与投运规模保持高景气。政策不断探索，持续推动落实新能源配储，2022年光伏指标分配指引近两年国内储能需求高增长。此外，碳酸锂价格下降带动储能系统价格下降，储能经济性提升有望带动需求快速释放。工商业储能方面，峰谷价差拉大进一步提升工商业储能经济性，工商业储能需求蓄势待发。海外大型储能方面，全球多国加速储能建设布局，美国大型储能装机需求稳健，IRA法案有望推动美国表前储能需求释放。户用储能方面，欧洲仍贡献主要需求，新兴市场需求有望释放。投资建议光伏需求潜力无忧，产业链价格下降有望刺激需求超预期释放，2023-2025年需求有望超预期，中下游环节或存在超额利润空间。着眼长期建议优先布局在制造业产能释放过程中业绩有望保持较快增长的一体化组件、硅片、电站EPC、电池片、逆变器、组件辅材等环节，此外格局较好的高纯石英砂、EVA粒子等紧缺环节亦有业绩超预期兑现的可能；新技术方面，HJT电池产业化快速推进，性价比拐点到来后渗透率有望提升，建议优先布局HJT电池生产设备环节与在电镀铜、低温银浆国产化等方面进度领先的企业，同时建议关注在电池新技术方面宽口径储备的龙头企业。海外部分区域储能经济性快速显现，国内新能源配储需求开始放量，中长期趋势基本确立；国内工商业储能需求有望因电力供需偏紧、峰谷电价差拉大等因素超预期释放。当前产业链格局尚未明确，建议优先布局有能力快速兑现订单的国内大储与工商业储能标的，以及具备海外渠道积累与盈利空间的储能逆变器与户储集成环节。评级面临的主要风险价格竞争超预期；原材料价格出现不利波动；国际贸易摩擦风险；技术迭代风险；新型电池技术性价比不达预期；新能源政策风险；消纳风险。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略2目录光伏需求：全球市场多点开花，地面电站需求有望快速增长...................6欧洲需求：光伏需求快速增长，海外地面电站需求有望放量......................................................6美国需求：贸易保护限制仍在，需求空间无忧...........................................................................10国内需求：地面电站需求有望释放，分布式持续推进................................................................14光伏产业链利润迎来再分配，关注产业链中下游与电站环节.................23产业链利润或迎来再分配，供需关系与竞争格局为关键因素....................................................23硅料：2023年下半年硅料价格或将阶段性企稳，关注具有成本优势的龙头企业.....................24硅片：23年下半年石英砂供需或仍将偏紧，利润或流向保供较优的企业.................................25电池片：2023年下半年供给或阶段性偏紧，盈利有望阶段性保持坚挺....................................28组件：一体化盈利有望修复，布局全球的一体化企业优势明显.................................................32组件辅材：2024年EVA粒子供需或阶段性偏紧.........................................................................34电站EPC环节：EPC盈利有望修复，电站盈利受益于需求放量...............................................35光伏新技术：打开新空间，创造新格局....................................................36HJT：降本提效进展积极，经济性拐点临近................................................................................36储能：全球新型储能市场迈入快速增长期................................................39国内储能：大型储能需求保持高景气，工商业储能需求蓄势待发.............................................40海外大型储能：全球加速布局，IRA法案有望推动美国大储需求快速增长..............................44户用储能：欧洲仍贡献主要需求，新兴市场需求释放................................................................46全球储能需求展望：预计全球储能装机需求将保持快速增长....................................................47投资建议.......................................................................................................49风险提示.......................................................................................................502023年6月11日光储行业2023年中期投资策略3图表目录图表1.欧洲新增光伏装机..........................................................................................6图表2.主要欧洲国家2021年-2022年新增光伏装机................................................6图表3.2022年欧洲主要国家新增光伏装机占比........................................................6图表4.未来4年欧洲光伏装机预测...........................................................................6图表5.欧洲组件进口量及增速...................................................................................7图表6.欧洲2022-2030年装机量预测........................................................................7图表7.欧洲光伏电站系统成本组成...........................................................................8图表8.德国组件价格与上网电价的敏感性分析........................................................8图表9.法国组件价格与上网电价的敏感性分析........................................................8图表10.欧盟紧急规定具体内容.................................................................................9图表11.反规避调查重要时间节点及事件.................................................................10图表12.2001年至今美国清洁能源新增装机量........................................................11图表13.IRA法案后ITC税收比例变化...................................................................11图表14.IRA法案对美国光伏装机量的影响............................................................12图表16.美国户用光伏装机量预测与潜在空间........................................................13图表17.2021年美国电力结构...................................................................................14图表18.2035年美国电力结构预测...........................................................................14图表19.国内地面电站组件价格与年利用小时数的敏感性分析.............................14图表20.2022年至今国内光伏月度新增装机量........................................................15图表21.国内光伏组件月度定标量与定标均价........................................................15图表22.新型电力系统“三步走”发展路径...............................................................16图表23.“三交九直”特高压交流工程建设进展.........................................................17图表24.“三交九直”特高压直流工程建设进展.........................................................17图表26.《农村能源革命试点县建设方案》与分布式光伏建设相关目标与表述...20图表30.全球光伏新增装机......................................................................................22图表31.2022年光伏产业链主要环节产能...............................................................23图表32.2022年前三季度主产业链各环节代表企业净利率....................................23图表33.2021年硅片行业竞争格局...........................................................................23图表34.2021年电池片行业竞争格局.......................................................................23图表35.2022年至今多晶硅价格................................................................................24图表36.2022-2023年硅料月度有效产能（未考虑检修与流转库存影响）与装机需求对比.........................................................................................................................25图表37.2022年至今硅片价格....................................................................................26图表38.2023年全球石英砂产能对应月度硅片产出量——不同进口砂用量占比假设.................................................................................................................................27图表39.光伏主产业链各环节产能（硅片产能替换为石英砂产能）.....................272023年6月11日光储行业2023年中期投资策略4图表41.2014-2021年电池片新增产能及增速..........................................................29图表42.2014-2021年电池片产能利用率..................................................................29图表43.大尺寸PERC季度产能与环比增速...........................................................29图表44.中国组件出口量与增速...............................................................................29图表45.2022年至今电池片价格................................................................................30图表46.电池片环节产能预测（乐观假设）...........................................................30图表47.不同假设下电池片新增产能预测...............................................................30图表48.光伏主产业链各环节产能（包含辅材石英砂对应的硅片产出）.............31图表49.电池新技术产能及预测...............................................................................31图表50.2020年以来硅料价格、月度国内装机与组件出口同比增速的变化情况..32图表51.2022年区域-项目量价分布图......................................................................32图表52.2022年至今组件价格....................................................................................33图表53.组件原材料（价格变化较大的品种）成本变化与组件价格变化对比.....34图表54.2022-2025年全球EVA树脂产能汇总.........................................................35图表55.光伏级EVA粒子需求测算.........................................................................35图表56.迈为股份26.41%转换效率电池参数...........................................................36图表57.HJT电池非硅成本拆分及其目标................................................................37图表58.HJT产能规模与设备市场空间预测............................................................38图表59.2022年全球电力储能市场装机结构...........................................................39图表60.2022年全球新型储能装机结构（按技术分类）........................................39图表61.2011-2022年全球新型储能市场累计装机规模及增速................................39图表62.2011-2022年全球新型储能新增装机规模及增速.......................................40图表63.2022年全球新增投新型储能项目的地区分布............................................40图表64.2022年中国电力储能市场装机结构...........................................................40图表65.2022年中国新型储能装机结构（按技术分类）........................................40图表66.2011-2022年中国新型储能累计装机规模及增速.......................................40图表67.2013-2022年中国新型储能新增装机规模及增速.......................................40图表68.2023Q1国内储能招标项目规模..................................................................41图表69.2023Q1中国月度新增投运新型储能项目规模...........................................41图表70.2023Q1国内新增新型储能项目应用分布...................................................41图表71.2023Q1国内用户侧储能应用分布..............................................................41图表72.部分省份新型储能政策.................................................................................42图表73.2022年至今碳酸锂价格走势.......................................................................43图表74.2022年至2023年4月储能系统与EPC中标均价....................................43图表75.2022年与2023年上半年平均最大峰谷价差...............................................44图表76.2017年-2022年美国新增储能装机规模.....................................................45图表77.2022年美国装机规模结构...........................................................................45图表81.德国、英国、意大利三国居民电价走势......................................................46图表82.欧盟27国天然气价格走势.........................................................................462023年6月11日光储行业2023年中期投资策略5图表83.欧洲户用储能IRR弹性测算......................................................................47图表84.2020-2030年南非储能新增装机情况...........................................................47图表85.2023-2025年主要中国、美国和欧洲储能装机需求预测............................48附录图表86.报告中提及上市公司估值表...............................................................512023年6月11日光储行业2023年中期投资策略6光伏需求：全球市场多点开花，地面电站需求有望快速增长欧洲需求：光伏需求快速增长，海外地面电站需求有望放量2022年，欧洲新增光伏装机量快速增长：2022年，俄乌冲突下欧盟与俄罗斯关系趋于恶化，引发欧洲各国的能源供应危机，部分地区能源价格迅速抬升，欧洲对光伏装机需求快速增长。根据SolarPowerEurope数据，欧盟2022年的光伏新增装机容量达到41.4GW，同比增长47%，其中分布式光伏新增装机约25GW，集中式光伏装机约17GW。至2022年底欧洲累计光伏装机达到208.9GW。其中，德国在新装机容量方面处于领先地位，2022年新增光伏装机7.9GW，同比增长32%，占比19%。其次西班牙新增装机7.5GW，同比增长56%，占比18%；波兰新增装机4.9GW，同比增长29%，占比12%；荷兰、法国新增装机4GW、2.7GW，同比增长11%、-4%，占比10%、7%。欧洲排名前十的新增装机国家均已成为GW级市场。预计2023年欧洲光伏需求仍将保持高增长态势：根据SolarPowerEurope的预测，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，同比增长超过60%。在乐观情况下，SolarPowerEurope预计欧洲2026年将有近120GW光伏新增装机量。图表1.欧洲新增光伏装机图表2.主要欧洲国家2021年-2022年新增光伏装机资料来源：SolarPowerEurope，中银证券资料来源：SolarPowerEurope，中银证券图表3.2022年欧洲主要国家新增光伏装机占比图表4.未来4年欧洲光伏装机预测资料来源：SolarPowerEurope，中银证券资料来源：SolarPowerEurope，中银证券2023年，欧洲组件进口量延续高增长：根据InfoLinkConsulting数据，2023年1-4月，欧洲累积从中国进口组件40.10GW，1-4月累计组件进口量同比增速达到64%，其中一季度进口中国光伏组件高达29.5GW，同比增长77%。2023年年初至今，欧洲市场对组件需求延续了去年高增长的趋势，甚至在传统淡季的一季度，欧洲市场对组件需求就超过2022年旺季的水平，充分体现欧洲市场需求的景气度。05101520253035404520002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022欧洲新增光伏装机量（GW）0123456789德国西班牙波兰荷兰法国意大利葡萄牙丹麦希腊瑞典20222021（（GW）德国19%西班牙18%波兰12%荷兰10%法国7%意大利6%葡萄牙6%丹麦3%希腊3%瑞典3%欧盟其他国家13%02040608010012020162017201820192020202120222023202420252026中性预测历史数据保守预测乐观预测（（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略7图表5.欧洲组件进口量及增速资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券欧盟官方已给出年均45GW的装机目标，实际上量可能更为激进：2022年5月18日，欧盟REPowerEU计划落地，文件提出为减少对俄罗斯化石燃料依赖，并在2027年前实现能源独立，将快速推进绿色能源转型。该计划将欧盟2030年可再生能源的总体目标从40%上调至45%，并提出到2025年，光伏累计装机量应达到320GW，到2030年光伏累计装机量达到600GW，即2022-2025年光伏年均装机35-40GW，2022-2030年年均装机45-50GW，累计装机量的年均复合增速约15.42%。而根据SolarPowerEurope在《2021-2025欧洲光伏市场展望》的测算，若要在2030年实现45%的清洁能源占比，则到2030年欧盟光伏累计装机量应达到870GW，对应2022-2030年年均装机75-80GW，累计装机量的年均复合增速达到20.29%。图表6.欧洲2022-2030年装机量预测资料来源：SolarPowerEurope，中银证券经济性改善加速欧洲地面电站光伏装机量增长组件价格下行带动欧洲光伏电站经济性显著改善，推动装机量快速增长：硅料价格高企的情况下，光伏组件成本成为欧洲光伏地面电站总成本的重要组成部分。根据IRENA数据，2021年欧洲主要国家光伏电站综合成本位于570-700欧元/kW的区间，组件成本占比高达37%。我们认为，随着硅料价格下降带动组件价格回落，欧洲光伏地面电站的收益率将进一步提升，推动地面电站装机量快速增长。根据我们的测算，按照当前电价，当组件价格由0.24欧元/W下降到0.2欧元/W，德国地面电站IRR将由8.26%提升到9.86%，收益率水平显著提升。0%20%40%60%80%100%120%024681012141月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20222023yoy(GW)2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略8图表7.欧洲光伏电站系统成本组成资料来源：IRENA，中银证券图表8.德国组件价格与上网电价的敏感性分析资料来源：中银证券图表9.法国组件价格与上网电价的敏感性分析资料来源：中银证券8.3%0.190.200.210.220.230.240.250.260.270.280.0404.59%4.28%3.99%3.70%3.43%3.16%2.90%2.65%2.39%2.14%0.0456.39%6.05%5.71%5.39%5.08%4.78%4.49%4.21%3.94%3.67%0.0508.30%7.91%7.53%7.17%6.82%6.48%6.16%5.84%5.54%5.24%0.05510.30%9.86%9.44%9.03%8.64%8.26%7.90%7.55%7.21%6.88%0.06012.40%11.91%11.43%10.98%10.54%10.12%9.72%9.33%8.95%8.58%0.06514.59%14.04%13.52%13.01%12.52%12.06%11.61%11.17%10.76%10.35%0.07016.86%16.25%15.67%15.11%14.58%14.06%13.57%13.09%12.63%12.19%0.07519.21%18.54%17.90%17.29%16.70%16.13%15.59%15.07%14.57%14.08%0.08021.60%20.88%20.19%19.53%18.89%18.27%17.68%17.11%16.56%16.03%0.08524.06%23.28%22.53%21.81%21.12%20.45%19.82%19.20%18.61%18.04%0.09026.58%25.73%24.92%24.14%23.39%22.68%21.99%21.33%20.69%20.08%组件价格（€/W）上网电价（€/kWh）4.7%0.190.200.210.220.230.240.250.260.270.280.0502.47%2.18%1.89%1.60%1.30%0.99%0.67%0.36%0.05%-0.26%0.0554.18%3.87%3.56%3.27%2.98%2.70%2.42%2.14%1.87%1.60%0.0605.95%5.60%5.27%4.95%4.63%4.33%4.03%3.74%3.45%3.17%0.0657.81%7.43%7.07%6.71%6.36%6.02%5.69%5.38%5.06%4.76%0.0709.77%9.35%8.94%8.55%8.17%7.80%7.44%7.09%6.75%6.42%0.07511.82%11.36%10.91%10.48%10.05%9.65%9.25%8.87%8.49%8.13%0.08013.95%13.44%12.95%12.48%12.02%11.57%11.14%10.73%10.32%9.92%0.08516.19%15.63%15.09%14.56%14.06%13.57%13.10%12.64%12.20%11.77%0.09018.49%17.89%17.30%16.74%16.19%15.65%15.14%14.64%14.16%13.69%0.09520.86%20.21%19.57%18.96%18.37%17.80%17.25%16.71%16.18%15.68%0.10023.31%22.60%21.91%21.25%20.61%20.00%19.40%18.82%18.26%17.72%组件价格（欧元/W）上网电价（€/kWh）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略9欧洲各国多措并举，加速光伏装机面对能源短缺挑战，欧洲多国加大对光伏的支持力度：1）德国：2023年1月，在2023年的可再生能源项目招标之前，德国联邦网络局决定上调屋顶太阳能和风能的最高电价以提升招标量实现可再生能源目标。2023年德国屋顶太阳能光伏系统新的最高电价定为0.1125欧元/kWh（合0.12美元/kWh），陆上风电价格将为0.073欧元/kWh（合0.77美元/kWh）。当前，联邦议院（德国联邦议会）已授予联邦网络局更高的许可范围，可将最高增幅上调至25%，而此前的增幅上限是10%。在此政策的推动下，德国光伏装机与招标量快速增长。根据联邦网络局数据，德国2023年一季度新增光伏装机量超过2.6GW。且在德国政府的最新招标中，4月初招标的1.95GW太阳能地面项目出现了47%的超额投标。为实现2030年80%的电力消费由可再生能源覆盖的目标，德国联邦经济事务和气候行动部（BMWK）决定从2026年起，每年增加约11GW的地面光伏系统。由于无补贴的开放空间系统的逐渐增加，未来一半的扩建项目将建在空地上。另外，从2026年起，BMWK计划每年增加约11GW的光伏屋顶系统。2）法国：法国强制要求拥有80个以上停车位的大型户外停车场在2026年7月1日前须安装光伏顶棚。这项法国法律草案中的其他措施包括提高对新建非住宅屋顶光伏安装的要求，即将屋顶光伏安装比例从目前的30%提高至50%。3）希腊：希腊政府将为家庭和农民提供2.38亿欧元的补贴用于安装太阳能系统与储能电池，这一计划将持续至2024年6月底或至补贴用完。有资格获得补贴的最高装机容量为10.8kW，电池最高可达10.8kWh。家庭必须安装带有储能电池的光伏系统，而农民可以在两种方案之间做出选择。光伏系统可以放置在屋顶、建筑物辅助区域、农业用地或地面上。4）欧盟：2023年3月，欧洲议会正式通过了提高翻新率、减少能源消耗和温室气体排放的措施草案《建筑物能源性能指令》，该《指令》规定，至2028年，所有新建筑必须使用太阳能屋顶系统；至2032年，翻新的户用建筑必须使用太阳能屋顶系统。欧盟设置分布式项目最长并网期限并简化并网流程，欧洲新能源装机有望提速：2022年年底，欧盟委员会提出一项临时紧急规定，计划取消许可和开发的复杂行政条款，允许可再生能源项目快速投运。根据该提案，安装在人造设施（建筑物、停车场、交通基础设施、大棚）以及共址储能系统中的太阳能光伏的并网许可期限最长为一个月。在无需进行某些环境评估的条件下，引用“积极行政沉默”的理念，这些措施还将豁免这类设施以及容量低于50kW的太阳能电站。同时，欧盟将进一步简化现存可再生能源项目改造的审批流程，最长审批时限将设置为6个月。如果改造后发电增量不超过原始容量的15%，改造项目还将获得更为简化的并网程序。此前，受欧洲国家生态红线、当地居民反对等因素影响，欧洲可再生能源项目经常会出现严重延迟的现象，多国无法达成既定的可再生能源发展目标。以希腊为例，希腊风能协会给出的风电项目平均审批年限甚至可以达到8年以上。欧盟设置可再生能源并网最长期限有望带动欧洲光伏装机进一步提速。图表10.欧盟紧急规定具体内容序号紧急规定具体举措1临时放宽建设可再生能源电厂所需的环保要求、简化审批手续、设置最长审批时限2现有可再生能源电厂如果要增加产能或恢复生产时，所需的环评标准也可以暂时放宽，审批手续简化3在建筑上安装太阳能发电装置最长审批时限不得超过一个月4现有的可再生能源电厂申请增产或复产时最长审批时限不得超过六个月5建设地热电厂的最长审批时限不得超过三个月6新建或扩建这些可再生能源设施原来所需的环保、动保和公共利益保护标准都可以暂时放宽等资料来源：PV-Tech，中银证券2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略10欧盟发布《净零工业法案》与《关键原材料法案》，寻求可再生能源独立：2023年3月16日，欧盟委员会（EC）发布了《净零工业法案》，该法案旨在扩大包括风力涡轮机、电池、热泵、太阳能电池板、可再生氢等清洁能源技术的制造规模，提升欧盟制造净零技术的竞争力，并确保至2030年，欧盟至少40%的清洁技术需求可以通过本土生产来满足。同时，该法案旨在减少“欧盟对高度集中进口的依赖”。此外，欧盟委员会还发布了《关键原材料法案》，该法案旨在确保欧盟能够获得安全的、多样化的、负担得起的和可持续的关键原材料供应，以实现关键原材料进口的多样化。欧盟计划到2030年，每年至少10%的关键原材料提取、40%的关键原材料的加工、15%的关键原材料回收来自欧盟内部。同时规定来自单一第三方国家的战略原材料消耗量不应超过65%。我们认为，两项法案彰显了欧盟需求可再生能源独立的决心，国内光伏制造企业出海欧洲布局本土产能或将提速。美国需求：贸易保护限制仍在，需求空间无忧贸易保护限制仍然存在国会未通过暂停两年征收太阳能新关税的美国国会审查法案（CRA）：当地时间4月29日，美国众议院以221票对202票通过正式批准启动名为“废除拜登总统令-2022年6月起两年暂停征收新光伏关税”的国会审查法案(CRA)。美国的CRA法律允许国会以简单多数推翻联邦规则，联邦规则包括总统发布的无需批准即可实施的总统令。当地时间5月3日，美国参议院以56票对41票通过了取消关税豁免的决议。美东时间5月16日，美国总统拜登正式否决了取消东南亚四国太阳能组件关税的法案的决议。当地时间5月24日，在美国国会发起的对拜登行使否决权的再投票中，最终投票结果是214票支持、205票反对。众议院未能获得“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年6月7日发布的“豁免东南亚四国光伏组件2年关税”的决定继续有效。我们认为，拜登关税法案最终投票结果落地，有望打消产业对追缴关税的顾虑，后续国内对美组件出口有望保持正常节奏。图表11.反规避调查重要时间节点及事件日期事件2022年2月8日Auxin公司要求对生产或组装于柬埔寨、马来西亚、泰国、越南的晶硅光伏电池和组件发起反规避调查2022年3月25日美国商务部确认发起反规避调查2022年5月2日美国商务部就反规避调查相关方征求意见与有关事实；同时明确此次调查范围，即使用中国境外所产硅片的产品不受调查约束2022年6月6日拜登政府发布最终规定：即使被认定存在规避行为，在2022年6月6日至2024年6月6日期间进口的东南亚光伏电池和组件也会被豁免双反税，但要求在截止日后180天内完成组件装机。2022年12月2日初裁结果发布：晶科、NewEast、韩华、Boviet被确定没有规避双反关税，隆基、天合、阿特斯、比亚迪被定性存在规避。2023年4月29日美国众议院以221票对202票通过正式批准启动名为“废除拜登总统令-2022年6月起两年暂停征收新光伏关税”的国会审查法案(CRA)2023年5月3日美国参议院以56票对41票通过了取消关税豁免的决议。2023年5月16日美国总统拜登正式否决了取消东南亚四国太阳能组件关税的法案的决议。2023年5月24日在美国国会发起的对拜登行使否决权的再投票中，最终投票结果是214票支持、205票反对。众议院未能获得“推翻总统否决国会审查法案”立法所必需的三分之二多数资料来源：美国商务部，中银证券UFLPA法案仍然限制国内组件出口美国：UFLPA法案于6月21日生效后，组件多次被拘留。根据CBP数据，2022年全年，受到UFLPA的影响，大约2GW的光伏组件在美国边境被扣留，共计1423批。根据CBP最新数据，2023年1-2月，另有204批货物（约410MW组件，价值1.34亿美元）被美国海关扣留。所有被扣留的产品中，约41%最终被放行，但仍有58.2%的货物在等待CBP或进口商采取行动，只有0.8%的被扣货物被拒。从数据看，扣留趋势正在下降，从2022年三季度的约1300MW降至2022年四季度的约700MW，但UPFLA法案仍然是影响国内组件进口美国的重要因素。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略11贸易壁垒等多种因素导致美国清洁能源装机需求不如预期：根据ACP数据，2022年美国清洁能源新增装机量超过25GW，同比下降超过15%，其中光伏新增装机量接近13GW，同比下降超过3%。2023年一季度美国清洁能源装机（4079MW）与去年同期相比下降了36%。近五年来美国首次出现了综合装机容量的下降，2023年一季度装机量也是近三年来装机量最低的第一季度。导致美国装机量放缓的原因主要是延误，延误影响了超过50GW的后期开发项目。至2023年一季度末，共计有63.3GW的项目出现延误。而太阳能则面临更为严重的延误情况，预计2023年一季度上线的7.3GW容量会出现停滞。根据ACP数据，这些项目平均面临6个月或更长的延误。项目延误的主要原因包括并网许可时间不明确、贸易政策不确定、输电线路短缺、太阳能组件采购困难、IRA实施问题以及待并网排队等。根据ACP数据，截至2022年底，等待并网的项目超过1741GW。图表12.2001年至今美国清洁能源新增装机量资料来源：ACP，中银证券IRA法案刺激光伏需求释放，美国项目储备充足、需求空间无忧美国通过《降低通胀法案》，有望刺激美国光伏需求释放：2022年8月16日，拜登总统签署了《降低通货膨胀法案》（IRA），该法案计划将2025年1月1日前开始建设的光伏项目的ITC税收减免力度恢复至30%；同时还计划通过提供10年消费者税收抵免的方式鼓励安装屋顶光伏等。我们认为上述法案如获通过，将有助于降低美国光伏的终端价格，提升其经济性，刺激需求释放。根据WoodMackenzie的预测，与无IRA情景相比，IRA将在未来10年内额外驱动222GW光伏装机。图表13.IRA法案后ITC税收比例变化（%）202220232024202520262027过去针对户用光伏项目ITC26220000过去针对地面电站、工商业光伏项目ITC262210101010IRA下：针对户用光伏项目ITC303030303030IRA下：针对工商业和集中式光伏项目ITC项目＜1MW303030303030项目≥1MW303030303030资料来源：WoodMackenzie，中银证券050,000100,000150,000200,000250,00005,00010,00015,00020,00025,00030,00035,000200020022004200620082010201220142016201820202022风能太阳能储能累积运行量（MW）（MW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略12图表14.IRA法案对美国光伏装机量的影响资料来源：WoodMackenzie，中银证券美财政部出台IRA制造激励细则，光伏组件主要部件需本土制造：当地时间5月12日，美国财政部发布了关于IRA本土制造激励的初步指导细则。细则指出，需满足一定条件才算美国本土制造，才将获得税收抵免、美国本土成分奖励适用于使用规定数量的国内生产的钢、铁和制成品建造的项目。本土制造指引标明的细则表现为：所有用于重要结构部件的钢铁制造都必须在美国进行。制造品中，美国本土制造原材料占比需超过40%（适用于2025年前项目），对于2026年以后开始建设的项目，这一比例将提高至55%。对于制造品的分类，美国财政部也给出了详细列表，光伏支架、光伏组件（以及组件的组成及封装部分）、逆变器、电池pack、电池壳均为制造品。根据指引，美国制造的组件需要从美国采购其所有主要部件(包括电池等)。光伏组件的主要材料部件包括：光伏电池、安装边框或后导轨、玻璃、密封剂、背板、接线盒(包括尾纤和连接器)、边缘密封、陶剂、粘合剂、母线带和旁路二极管。如果其中一个材料或部件不是从美国采购的，组件及其组装的全部成本将不计入国内含量百分比，只计入美国采购的组件。图表15.适用IRA法案的光伏组件结构部件结构部件分类钢制光伏组件支架钢/铁桩或螺钉钢/铁基础用钢或钢筋（例如混凝土基座）钢/铁光伏跟踪器制成品钢制光伏组件支架制成品光伏组件的主要材料部件，包括光伏电池、安装边框或后导轨、玻璃、密封剂、背板、接线盒(包括尾纤和连接器)、边缘密封、陶剂、粘合剂、母线带和旁路二极管制成品逆变器制成品资料来源：PV-Tech，中银证券美国光伏项目储备充足，需求无忧：继通过《通货膨胀削减法案》（IRA）之后，美国公布的清洁能源项目数创造历史新高。根据ACP数据，至2023年一季度末，在建开发项目增至近140GW，比一年前的同一时间点高出11%。在近140GW的在建项目中，太阳能占所有清洁电力容量的59%，陆上风电占15%，电池储能占14%，海上风电占13%。美国清洁能源项目储备充足，需求无忧。0102030405060708020022023202420252026202720282029203020312032NoIRAIRA(GW)2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略13美国户用光伏空间广阔：根据BNEF对美国公用事业单位的电表数据、建筑存量信息、房屋拥有率和安装条件的初步评估，不考虑在屋顶光伏系统高度集中地区（如夏威夷和加州）已存在的电网对屋顶光伏的限制，德克萨斯州符合户用光伏安装条件的屋顶最多，总可建规模达45GW，其次是加州（39GW）和佛罗里达州（26GW）。俄亥俄州、乔治亚州、密歇根州或印第安纳州等此前屋顶光伏装机较少的地区均位列美国10大最具潜力户用光伏市场，这些州符合安装条件的屋顶共可容纳12-19GW屋顶光伏装机容量。美国符合安装条件的屋顶资源充裕，根据BNEF数据，到2030年美国户用光伏累积装机容量将达454GW。此外，我们认为，屋顶空间不会成为限制美国户用光伏持续发展的阻力，加快户用光伏和储能系统的许可和并网审批流程、出台建筑物屋顶光伏系统强制安装要求以及加快安装工人培训都将成为提高户用光伏装机的有效手段。图表16.美国户用光伏装机量预测与潜在空间资料来源：BNEF，中银证券为达成无碳电力目标，2021-2030年美国年均光伏装机预计应达到60GW：2021年，全美发电量约为4.11万亿kWh，其中火电发电量达到2.56万亿kWh，占比高达62.19%。为实现2035年100%无碳电力的目标，美国的发电结构重心应从火力发电转向清洁能源发电。而在诸多新能源发电品种中，水电严重依赖自然资源，核电对安全性要求较高，两者增速均较为有限，因此我们认为，光伏与风电的大力发展将成为美国能源革命的必要手段。我们根据拜登政府的目标进行测算，认为到2035年光伏发电在美国电力结构中的占比应提升至20%-25%，对应存量装机超过970GW，2022-2035年年均装机量超过60GW；美国光伏协会SEIA亦根据这一目标给出了2021-2030年年均近60GW的装机预期，而在更乐观的SEIA30x30（2030年光伏发电占比30%）情境下，2021-2030年年均光伏装机或达到75GW。01002003004005006002021202520302035204020452050美国太阳能累计住宅容量美国住宅太阳能装机量潜在空间（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略14图表17.2021年美国电力结构图表18.2035年美国电力结构预测资料来源：EIA，中银证券资料来源：EIA，中银证券国内需求：地面电站需求有望释放，分布式持续推进组件降价，国内地面电站需求有望加速释放硅料降价带动组件成本降低，国内光伏电站收益率有望显著改善、装机需求有望快速增长：根据我们的测算，在组件硅耗为2.66g/W的前提下，硅料不含税价格每下降10万元/吨，组件成本对应减少0.266元/W，硅料降价对组件成本降低的作用效果明显。根据InfoLinkConsulting数据，2022年11月初至今，硅料价格由303元/kg跌至118元/kg，跌幅达到61%，对应组件成本减少0.49元/W。根据我们的测算，在2元/W的BOS成本、1,200h的年有效利用小时数的前提假设下，若硅料价格持续下降带动组件价格由1.90元/W下降到1.60元/W，国内地面电站项目IRR有望提升2.3个百分点至9.29%，收益率的改善有望带动国内外地面电站装机需求快速增长。图表19.国内地面电站组件价格与年利用小时数的敏感性分析资料来源：国家能源局，中银证券2023年至今，国内光伏装机需求快速增长：根据国家能源局数据，2023年1-4月国内新增光伏装机量48.31GW，同比增长186.20%，其中1-2月、3月和4月分别新增装机20.37GW、13.29GW和14.65GW，同比分别增长88%、466%和299%。我们认为，国内光伏需求装机快速增长的主要原因为组件价格下降带动国内地面电站装机需求提升，随着后续硅料价格下跌带动组件价格下降，国内装机需求有望保持高景气。火电62%水电6%核电19%风电9%光伏3%水电9%核电28%风电37%光伏22%7.71%1.601.701.801.902.002.102.209001.97%1.36%0.75%0.14%-0.46%-1.06%-1.64%10004.38%3.73%3.12%2.53%1.97%1.42%0.87%11006.81%6.08%5.40%4.75%4.14%3.56%3.01%12009.29%8.48%7.71%7.00%6.32%5.68%5.07%130011.88%10.96%10.10%9.29%8.54%7.83%7.16%140014.59%13.55%12.58%11.68%10.83%10.04%9.29%150017.44%16.27%15.18%14.16%13.22%12.34%11.51%160020.43%19.13%17.91%16.77%15.71%14.73%13.80%170023.54%22.10%20.75%19.50%18.33%17.23%16.20%180026.77%25.19%23.71%22.33%21.04%19.84%18.71%年有效利用小时数（h）组件价格（元/W）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略15图表20.2022年至今国内光伏月度新增装机量资料来源：国家能源局，中银证券国内需求储备充足，组件定标量同比高增长，组件价格下降有望带动定标量持续增长：根据SMM数据，2023年1-4月，国内组件定标量合计60.13GW，同比增长27.75%。其中，2023年4月光伏组件定标项目共171项，其中共131项披露了装机定标量，共计37.26GW，与上个月相比增加25.4GW，环比增加214.17%，同比增加430.83%。参考2022年3月，当组件定标价格跌到1.86元/W时，组件定标量达到28.27GW，环比增长361.17%。因此我们认为，4月组件定标量同比快速增长主要为组件定标价格下降所致。预计随着硅料价格下降带动组件价格回落，组件招标量仍将保持较快增长，对后续国内光伏装机形成有力支撑。图表21.国内光伏组件月度定标量与定标均价资料来源：SMM，中银证券0%50%100%150%200%250%300%350%400%450%500%05101520251-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20222023yoy（GW）1.51.61.71.81.922.105101520253035402022.012022.032022.052022.072022.092022.112023.012023.03定标容量定标均价(GW)（元/瓦）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略16集中式与分布式并举，多项政策推动光伏装机快速增长《新型电力系统发展蓝皮书》定调“三步走”发展路径，2030年前新能源逐步成为发电量增量主体：6月2日，由国家能源局主办，电力规划设计总院、中国能源传媒集团有限公司承办的《新型电力系统发展蓝皮书》发布仪式在京举行。根据《蓝皮书》，国家能源局锚定2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的战略目标，基于我国资源禀赋和区域特点，以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。2030年前，在坚持生态优先、确保安全的前提下，结合资源潜力持续积极建设陆上和海上风电、光伏发电、重点流域水电、沿海核电等非化石能源。新能源坚持集中式开发与分布式开发并举，通过提升功率预测水平、配置调节性电源、储能等手段提升新能源可调可控能力，进一步通过智慧化调度有效提升可靠替代能力，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%。图表22.新型电力系统“三步走”发展路径资料来源：国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》，中银证券风光大基地建设快速推进：根据国家能源局数据，截至2023年4月底，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，第三批基地项目清单近期已正式印发实施。特高压建设进度加快，风光大基地并网无忧：随着大基地项目的陆续开工和投产，特高压项目的建设速度也在不断加快。2022年1月，国家能源局在《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》中首次提出了十四五期间为配套水风光等能源基地，将规划建设“三交九直”12条特高压通道，实现将西部清洁能源送到东部负荷中心。从目前“沙戈荒”风光大基地配套的“三交九直”输电通道规划情况来看，今年上半年，金上-湖北、陇东-山东已开工建设，近期宁夏-湖南±800千伏特高压直流输电工程获得国家发展改革委的核准批复，该项目预计6月开工建设，2025年前建成投运。该项目是我国第一条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道。宁夏-湖南工程的获批，一定程度上加速了大基地特高压项目的开工节奏。根据预可研（1-1.5年）、可研（6个月）、审批核准（3-6个月）、招标开工（1-3个月）、建设投运（1.5年）的推进节奏，下半年，哈密-重庆、藏东南线路有望核准开标，未来三年将有5、4、4条直流线路开工。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略17图表23.“三交九直”特高压交流工程建设进展特高压路线高压段建设进展大同-怀来-天津北-天津南双回1,000千伏2022年1月启动预可研张北-胜利双回1,000千伏2021年12月启动可研，2022年9月核准，11月招标川渝1,000千伏2022年9月开工资料来源：界面网，中银证券图表24.“三交九直”特高压直流工程建设进展特高压路线高压段建设进展金上-湖北±800千伏2023年1月核准，2023年2月16日开工陇东-山东±800千伏2023年2月27日核准，2023年3月16日开工哈密-重庆±800千伏2023年1月9日环评公示，3月1日新疆段进行了社会稳定风险分析公示，送端配套新能源项目于2月27人可研招标，该线路前期工作已经较充分，有望于近期核准宁夏-湖南±800千伏2023年1月6日环评公示，3月3日部分线路终勘定位工作完成，意味着前期工作已较充分，同样有望于近期核准藏东南-粤港澳±800千伏2022年1月启动可研,2023年3月广东清远段进行了社会稳定风险分析公示，预计有望2023年核准蒙西-京津冀±660千伏2022年11月仍处于可研阶段，2023年1月29日内蒙古发布2023年经济和社会发展计划提出力争该线路年内核准并开工，预计有望2023年核准陕北-安徽±800千伏2023年2月20日可研招标,5月11日环评公示,预计2024年核准陕西-河南±800千伏2022年6月启动预可研，2023年3月28日开展可研及勘察设计的招标，预计2024年核准甘肃-浙江±800千伏2022年4月启动预可研，预计2024年核准资料来源：界面网，中银证券第三批风光大基地更加重视消纳：根据光伏們，两省份申报文件提到：第三批风光基地优先申报100%离网制氢项目，鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能高消纳、利用。优先申报100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。两省文件均要求项目能够在今年年底前、最迟不晚于明年上半年开工建设，2024年底前并网投运。通过两省已启动的第三批风光基地项目申报的优先级来看，相比于第二批风光基地，源网荷储、离网制氢以及100%消纳项目，正逐渐成为第三批风光基地的重点。各省新能源基地建设亦如火如荼：国家级大基地之外省级自主规划的新能源基地也在如火如荼的建设当中，根据光伏們数据，全国22省已明确规划的新能源基地规模约495GW。其中，新疆、甘肃、青海、内蒙古、山西、山东、黑龙江、陕西等地新能源基地规划规模均超30GW，山东、内蒙古更是超过50GW。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略18图表25.22个省份新能源基地项目汇总序号省份新能源基地项目规模(GW)1新疆准东千万千瓦级新能源基地10.00哈密北千万千瓦级新能源基地10.00南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源供应保障区10.002甘肃酒泉千万千瓦级风电基地10.00金(昌)张(掖)武(威)千万千瓦级风光电基地10.00陇东综合能源基地配套6006.00定西清洁能源基地10.00河西走廊东段大型风电基地0.003宁夏宁夏沙坡头区光伏基地1.00红寺堡区光伏基地1.00宁东光伏基地1.00中宁县光伏基地1.00盐池县光伏基地1.00灵武市光伏基地1.00利通区光伏基地1.00同心县光伏基地1.004青海海西7大基地20.95海南4大基地13.43海北2大基地1.20黄南基地3.005广西北部湾海上风电基地7.006内蒙古锡林郭勒盟交直流配套风电基地一期7.00上海庙至山东配套新能源基地一期4.00扎鲁特至青州配套风电基地4.00乌兰察布风电基地6.00蒙西至天津南新能源基地4.00上海庙至山东新能源基地二期4.00锡林郭勒盟至泰州、锡林郭勒盟至山东增配新能源基地二期4.00扎鲁特至青州配套风电基地二期2.00火电厂外送专线配套新能源基地7.00新建蒙西外送通道配套新能源基地10.007山西晋北风光储一体化基地8.00忻朔多能互补综合能源基地5.00晋西沿黄百里风光基地9.00晋东新能源+融合发展基地12.00晋南源网荷储一体化示范基地4.008山东山东半岛千万千瓦级海上风电基地10.00鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储一体化基地10.00鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地6.50外电入鲁通道可再生能源基地10.00“环渤海”千万千瓦级海上光伏基地19.30“沿黄海”千万千瓦级海上光伏基地22.709黑龙江哈尔滨、绥化综合能源基地10.00齐齐哈尔、大庆可再生能源综合应用示范基地10.00东部高比例可再生能源外送基地10.0010吉林省内消纳基地16.00新能源外送基地10.0011辽宁阜新、朝阳新能源基地0.00辽西北陆上风光基地0.00海上风电基地0.0012河北阜平太行山新能源发展示范基地9.00张家口可再生能源示范区0.00资料来源：光伏們，中银证券注：各省大基地规划仅为初步规划，部分省份或包含国家级基地2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略19续图表25.22个省份新能源基地项目汇总序号省份新能源基地项目规模(GW)13河南豫北黄河北岸1.00豫东黄河故道1.00豫中南1.00黄河两岸浅山丘陵区1.0014江苏农(渔)光互补光伏发电基地0.00采煤塌陷地光伏发电基地1.00沿海滩涂地光伏发电基地0.00近海千万千瓦级海上风电基地10.0015安徽淮南市凤台县风光储一体化基地1.76蚌埠市五河县风光储一体化基地2.0016浙江海上风电基地9.96风光水储一体化”可再生能源示范基地0.0017福建闽南外海海上风电基地10.3018广东粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地17.0019陕西定边-靖边-横山千万千瓦级风光基地10.00榆阳神木府谷千万千瓦级光伏基地10.00延安北部千万千瓦级风光基地10.00渭北千万千瓦级风光基地10.0020四川“三州一市”大型光伏发电基地9.80凉山州风电基地5.1021贵州四个水风光一体化基地0.00毕节市百万千瓦级光伏发电基地1.00六盘水市百万千瓦级光伏发电基地1.00安顺市百万千瓦级光伏发电基地1.00黔西南州百万千瓦级光伏发电基地1.00黔南州百万千瓦级光伏发电基地1.0022云南金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域“风光水储一体化”基地15.0031个新能源基地10.90资料来源：光伏們，中银证券注：各省大基地规划仅为初步规划，部分省份或包含国家级基地多部门发布《农村能源革命试点县建设方案》，有望推动分布式光伏装机上量：2023年3月，国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局近日印发《农村能源革命试点县建设方案》，通知提出，各省（区、市）能源主管部门会同相关部门，自愿组织优选不超过1个可再生能源资源禀赋好、开发潜力大、用能需求明确、地方政府及农民积极性高，特别是现有支持政策完备、支持力度较大的县域，申报农村能源革命试点县。经评估具备试点县建设条件的，分批公布名单，开展试点县建设。根据《农村能源革命试点县建设方案》，到2025年，试点县可再生能源在一次能源消费总量中占比超过30%，在一次能源消费增量中占比超过60%。我们认为，开展农村能源革命试点县建设有望促进分布式新模式新业态广泛发展，增加分布式光伏消纳就地消纳能力，有望推动分布式光伏装机上量。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略20图表26.《农村能源革命试点县建设方案》与分布式光伏建设相关目标与表述主要目标细分目标主要内容推动农村能源供给革命，建立可再生能源多元供能体系推进可再生能源发电就地就近开发和利用按照集中开发和分散发展并举的原则，大力发展多能互补，在保护生态的基础上，加快风电、光伏发电建设开发。充分利用农村地区空间资源，积极推进风电分散式开发。结合屋顶分布式光伏开发试点工作推进，鼓励利用新建住宅小区屋顶、厂房和公共建筑屋顶、农民自有建筑屋顶、设施农业等建设一定比例光伏发电。因地制宜合理布局生物质发电项目，有效处理各类有机废弃物的同时，支撑试点县绿色电力持续、稳定供应。推动农村能源消费革命，实现县域清洁高效用能探索扩大可再生能源终端直接应用规模鼓励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。支持在具备条件的工业园区、现代农业产业园、农产品加工基地等，结合微电网和源网荷储一体化开发建设分布式新能源项目，推动绿色电力直接供应。在有条件的区域结合当地资源及用能特点，以村镇为单元，综合利用新能源和各类能源新技术，构建以风、光、生物质为主，储能、天然气为辅，高度自给的新能源微能网。推动农村能源技术革命，提升农村智慧用能水平推进分布式能源技术创新应用。探索建设新型农村能源网络加强适用于农村应用场景的风力发电、高效率光伏发电、新能源并网和运行控制、清洁高效生物质能供热供气等技术研发应用。降低地热能钻井成本，提高换热效率，提升运行稳定性。充分利用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能等新兴技术，探索智能化、共享化农村可再生能源生产和消费新模式。探索构建适应大规模分布式可再生能源并网和多元负荷需要的智能配电网，提升柔性开放接入能力、灵活控制能力、抗扰动能力和抗气候灾害能力，增强局部电力系统电源支撑能力、灵活调节能力和就地就近平衡能力，搭建清洁能源转换传输利用的枢纽平台，逐步实现县域内高比例清洁能源供电。在不增加居民用能负担的前提下，依托电网、燃气管网、热力管网等能源网络，综合可再生能源、储能、柔性网络等先进能源技术和互联通信技术，创新推动分布式可再生能源高效灵活接入与生产消费一体化，探索建设电、气、冷、热一体供应的区域综合能源系统。推动农村能源体制革命，提升清洁能源普遍服务水平深化能源领域“放管服”改革优化营商环境加大可再生能源领域简政放权改革力度，优化涉企审批服务，简化新能源项目核准（备案）手续，推动微电网内网源荷储打包核准（备案），加强项目立项与规划、用地、用电、用水等建设条件衔接。推动电网企业做好可再生能源并网和消纳服务，探索建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，加快实现新能源项目接网全流程线上办理，大幅压缩接网时间，减少业务流程和成本。资料来源：国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局《农村能源革命试点县建设方案》，中银证券海上光伏与滩涂光伏初步探索，未来发展可期：近年来，随着新能源装机需求的增长及双碳目标提出，山东、浙江、江苏、福建等多个东部沿海省份由于土地稀缺均加快布局海上光伏建设，陆续出台支持海上光伏发展的相关政策。我国海上光伏发展空间较大，根据西勘院数据，我国大陆海岸线长1.8万公里，理论可开发面积达18.20万平方公里，其中海上光伏可开发面积达到1820平方公里，对应光伏装机规模可达179.40GW。此外，海岸线较长的特点为我国带来广阔的滩涂，亦为滩涂光伏带来较大的发展空间。根据西勘院数据，我国沿海滩涂面积达1.51万平方公里，其中滩涂光伏可开发面积达到2117平方公里，对应光伏装机规模可达210.60GW。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略21图表27.各省海上光伏行业发展规划汇总省市发布时间政策名称主要内容浙江省2022年9月《关于规范光伏项目用海管理的意见(征求意见稿)》明确光伏项目用海控制指标：开放海域的桩基式光伏项目对光伏阵列离岸距离(距离人工岸线不小于100米，距离自然岸线不小于200米)、光伏阵列投影面积比(不超过65%)、光伏工程桩基面积比(不超过1%)提出控制性指标，并提倡提倡光伏板下缘距离滩涂面的高度一般不小于4米，光伏桩基南北向间距一般不小于6米，东西向间距一般不小于4米。2022年4月《关于推进海域使用权立体分层设权的通知》明确将光伏用海列入立体分层设权适用范围，要求海上光伏项目提出生态建设方案并明确实施主体，采取必要的生态修复措施，切实改善海洋生态功能。江苏省2021年12月《江苏沿海地区发展规划(2021一2025年)》1.强化能源安全高效绿色供给。2.持探索海上风电、光伏发电和海洋牧场融合发展。2023年5月《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2023—2027年）》到2025年，全省海上光伏累计并网规模力争达到500万千瓦左右；到2027年，建成千万千瓦级海上光伏基地，全省海上光伏累计并网规模达到1000万千瓦左右，沿海新型电力系统初步构建，绿色低碳发展水平显著提升。海南省2020年10月《关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》针对光伏复合项目、光伏扶贫项目和其他光伏发电站项目，提出实施光伏发电项目分类管理。2022年6月《万宁市超常规稳住经济大盘行动方案》扩大大唐燃气发电等清洁能源建设规模，促进大唐万宁和山70MW农业光伏储能项目、生物质发电厂等项目新开工，引进中国电建集团推动漂浮式海上光伏发电产业，助力海南建设清洁能源岛天津市2022年8月《关于落实支持"滨城"建设若干政策措施的工作方案》拓展海域立体利用空间，鼓励利用近海滩涂区、围而未填海域等区域建设海上光伏项目；鼓励利用已建成码头、防波堤及调整后的闲置锚地、划而未用锚地等建设分散式清洁能源项目。争取建立海上风电、海上光伏、海上地热项目(南港)涉海审批市级"绿色通道"。2021年12月《关于支持能源结构调整规范光伏发电产业规划用地管理意见的通知》提出合理规划光伏发电项目、严格光伏发电项目用地(海)准入、严格执行光伏发电项目用地控制指标、加强光伏发电项目用地(海)监管等要求。福建省2022年3月《关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知》经研究，福建省2022年集中式光伏电站的试点范围为近海养殖渔光互补、内陆水面及海上光伏、工业园区成片屋顶光伏、结合废弃矿区修复治理的地面光伏、结合特色种植的药光(林光、农光)互补等五类集中式光伏电站。资料来源：前瞻产业研究院、光伏們，中银证券图表28.沿海各省桩基固定式海上光伏装机规模估算表省份大陆海岸线长度(公里)理论可开发面积(万平方公里)光伏可安装面积(平方公里)装机规模估算(GW)辽宁2,178.302.18217.7521.00河北487.300.4948.754.80天津133.400.1313.251.30山东3,124.403.13312.5031.00江苏1,039.701.04104.0010.00上海167.800.1716.751.60浙江2,253.702.25225.2522.00福建3,023.603.02302.2530.00广东4,314.104.32431.5043.00广西1,478.201.48147.7514.70海南----全国总计18,200.5018.201,819.75179.40资料来源：西勘院，中银证券2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略22图表29.沿海滩涂光伏装机规模估算表省份沿海滩涂面积(平方公里)光伏可安装面积(平方公里)装机规模估算(GW)辽宁1,380.53193.2719.30河北629.9388.198.80天津167.8023.492.30山东2,003.93280.5528.00江苏3,839.13537.4853.50上海308.1343.144.30浙江1,542.53215.9521.50福建1,745.73244.4024.00广东1,490.27208.6420.80广西1,058.20148.1514.80海南957.13134.0013.30全国总计15,123.332,117.27210.60资料来源：西勘院，中银证券全球装机需求有望保持较快增长：整体而言，当前高经济性需求对产业链价格的包容度超预期，欧美区域需求催化因素不断，海外市场需求高景气度有望持续，同时国内分布式需求韧性较好，地面电站需求蓄势待发。我们预计2023-2024年全球光伏装机需求分别约400GW、530GW，同比增速分别约70%、33%，其中国内需求分别为170GW、210GW，同比增速分别为98%、24%。图表30.全球光伏新增装机资料来源：国家能源局，InfoLinkConsulting，北极星光伏网，IEA，中银证券(50)50150250350450550650201820192020202120222023E2024E2025E中国美国日本欧洲印度澳大利亚中东巴西其他（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略23光伏产业链利润迎来再分配，关注产业链中下游与电站环节产业链利润或迎来再分配，供需关系与竞争格局为关键因素供需关系与竞争格局是决定产业链利润流向与分配的关键因素：我们认为，产业链内单一环节的供需关系是决定产业链总体利润流向的关键因素，而单一环节内部的竞争格局既会影响该环节获得利润的多少，也会影响利润在该环节内部的分配。1）回顾2022年光伏产业链盈利情况：2022年初至2022年11月，硅料供应相对终端需求持续处于紧张状态，且相对其他环节，硅料的供给量最少，因此在全产业链内盈利能力最强。硅片环节紧邻硅料，硅料产出直接限制了硅片的产出，导致硅片供需也处于紧平衡的状态。且硅片环节格局较好，龙头硅片企业硅料保供较好、在下游议价能力较强，因而盈利能力仅次于硅料。电池环节由于格局较为分散，竞争较为激烈，前期在上游拿货与下游议价能力上弱于硅片环节，因此盈利能力弱于硅片。但随着硅料供应逐季度宽松，硅片供应相对需求逐渐充足，但大尺寸电池片由于产能相对较短，价格下跌幅度并不明显，利润得以留存，盈利能力逐渐提升。2）回顾2023年上半年光伏产业链盈利情况：2022年11-12月，光伏组件需求转淡，且叠加电池片环节产能瓶颈，硅片环节供给量逐渐过剩、库存不断累积，率先进入激烈的价格竞争期，价格跌幅大于硅料价格跌幅。电池、组件环节由于产能相对较短、供需关系较好，盈利能力未受到太大影响。进入2023年3月，随着前期硅片库存逐渐出清、石英砂供需紧张亦开始显现，硅片供应逐渐紧张，盈利能力改善。但相比之下，电池供应多于硅片，累积库存造成盈利承压。但随着4月硅片环节开工率不断上升，在5月排产需求环比无增长的情况下，截止5月底硅片库存累积至15-16GW,由于前期电池库存已消耗，电池开工率仍维持高档、库存压力较小，因而硅片降价短期内让利电池片。综上，我们认为，在2023年下半年硅料新增产能逐步释放、硅料价格下行的期间，供需环节相对较好、竞争格局较优的环节仍将获得较高的利润分配。图表31.2022年光伏产业链主要环节产能图表32.2022年前三季度主产业链各环节代表企业净利率资料来源：主要硅料企业公司公告，InfoLinkConsulting，中银证券资料来源：Wind，中银证券图表33.2021年硅片行业竞争格局图表34.2021年电池片行业竞争格局资料来源：CPIA，中银证券资料来源：CPIA，中银证券01002003004005006007002022Q12022Q22022Q32022Q4硅料可满足组件需求（GW）硅片产能（GW）大尺寸电池产能组件产能（GW）（（GW）-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%48%50%52%54%56%58%60%62%2022Q12022Q22022Q3硅料-大全能源（左轴）硅片-TCL中环（右轴）电池-爱旭股份（右轴）电池-钧达股份（右轴）（%）（%）隆基绿能30%中环19%协鑫16%晶科能源11%晶澳科技8%京运通4%阿特斯3%环太2%阳光能源2%高景1%其他4%通威太阳能15%隆基绿能13%晶澳科技9%爱旭科技9%天合光能8%晶科能源6%润阳悦达6%阿特斯4%韩华4%江西展宇（捷泰）2%其他24%2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略24硅料：2023年下半年硅料价格或将阶段性企稳，关注具有成本优势的龙头企业回顾：1）硅料价格始跌于拉晶需求的快速下滑：2022年11月硅片供应大于电池有效产能，库存累计下硅片开启降价清库存，硅料需求随之下滑，但由于初期硅料累积的库存有限，因而硅料价格并未发生大幅下跌。进入12月，硅料产量环比提升，但硅片环节库存压力持续增大、价格超预期下跌造成对硅料需求进一步减少，硅料环节周转速率放缓、逐渐累积库存，月内价格发生较大幅度下跌，由300元/kg跌至240元/kg。2）2023年初硅料价格经历短期反弹：2023年1月，进入春节假期前的备货周期，下游拉晶环节开工率逐步回调，此外前期拉晶客户控制采购规模造成拉晶企业的硅料库存水平大幅降低，由此形成新一轮对硅料的需求，硅料价格阶段性反弹。春节假期后，硅片紧张的情况下，拉晶环节开工率在2月明显回升，硅料价格大幅上涨，由春节前150元/kg上涨至2月初的230元/kg。3）3月以后硅料库存压力增大，价格加速向下：3月至今，硅料当月新增产量环比增加，但经历了三个月的开工率提升，拉晶需求在4月阶段性达到高点，4月份拉晶环节开工率接近90%，对硅料需求增量有限，造成硅料库存持续累积，硅料价格加速下跌。根据InfoLinkConsulting数据，截止五月底，硅料库存已累积至约12-13万吨，相当于整体硅料环节已累积达一个月的库存。图表35.2022年至今多晶硅价格资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券预计下半年硅料价格将持续下行且或将阶段性企稳，关注具有成本优势的龙头企业：根据我们的测算，随着2023年下半年通威、大全、新特等硅料生产企业新产能项目进一步投产，硅料供应有望逐月宽松，预计2023年第三和第四季度有效产能将达到42万吨、48万吨，对应组件供应量将达到157GW和178GW，即便阶段性拉晶环节库存消化、提升对硅料需求，但相比大规模产能增量，价格压力仍然较大，预计硅料价格将持续下行。我们认为，到2023年下半年，硅料企业出货压力增大，硅料价格或将出现超跌现象，价格或将迫近部分二三线硅料企业现金成本水平，部分产能或将阶段性关停或出清，硅料价格或将阶段性企稳。具有成本优势的龙头企业在低价阶段仍将保持一定的盈利能力，或将在此阶段提升市场份额。0501001502002503003502022/1/72022/3/72022/5/72022/7/72022/9/72022/11/72023/1/72023/3/72023/5/7多晶硅致密料（元/kg2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略25图表36.2022-2023年硅料月度有效产能（未考虑检修与流转库存影响）与装机需求对比资料来源：中国有色工业协会硅业分会，主要硅料企业公司公告，中银证券硅片：23年下半年石英砂供需或仍将偏紧，利润或流向保供较优的企业回顾：1）硅片环节率先累积库存，始跌于电池片产能饱和与终端需求放缓：2022年11月，随着硅料供应量提升，硅片产出环比继续增长，但下游电池环节产能饱和、已达到较高的开工率，对硅片的需求增量有限，硅片开始累积库存，价格承压并开始下降。12月，硅片库存累积达到相当水平，硅片环节进入激烈的价格竞争期，硅片价格快速下降，此外随着12月终端需求的放缓以及电池片环节对跌价减值的担忧，电池片对硅片的需求快速下滑。即便硅片已处于减产阶段，供应量持续收缩，但是需求的萎缩持续推动硅片价格的下滑。2）供应量降低叠加春节假期备货需求推动硅片价格反弹：进入2023年1月中下旬，硅片价格由于前期开工率下降幅度较大，导致库存与产量大幅减少，而从提升开工率到提升产出需要时间，但是春节假期之前的备货和生产需求增加导致硅片出现了短期供不应求的局面，硅片价格反弹。此外，1月份硅料价格发生大幅下滑，拉晶企业存在对硅料跌价的顾虑，采购博弈时间延长，硅片供应量增加的时间节点不明确亦造成市场紧张的情绪，推升硅片企业议价能力。至2月中下旬，硅片供应仍维持紧张局面。根据硅业分会数据，1月、2月国内单晶硅片产量分别为31.3GW、36.2GW，环比分别增加17.2%、15.7%。3）石英坩埚紧张开始显现，硅片价格脱钩于硅料价格：进入3月，拉晶环节石英坩埚的影响逐步显现，单位时间内拉晶炉单台有效产量的降低对于生产企业产量爬坡速度产生直接影响，多数专业化企业反映石英坩埚限制了拉晶产出，除签订保供协议的企业外，大部分专业化企业生产效率受到影响。此外，硅片流通量中的增量仍然缓慢增加，电池环节保持近乎满开的稼动水平对于硅片的需求量也在持续增加，导致3月中下旬硅片价格短期脱钩于硅料价格下跌。3月，单晶硅片环节利润相对丰厚，企业在保供稳价的前提下尽量维持高开工率。据硅业分会统计，3月国内单晶硅片产量为41.8GW，环比增加15.5%。4）海外石英砂到港，硅片企业开工率提升，叠加硅料跌价，硅片价格进入下行通道：4月，虽然个别石英砂生产企业存在检修计划，但海外石英砂陆续到港，坩埚供应不足问题基本得到解决，部分专业化企业逐步提升至满开。至4月中旬，一线企业和专业化企业再度上调开工率，根据硅业分会数据，4月中旬两家一线企业开工率提升至100%和90%（前值80%和90%）。一体化企业开工率维持在80%-100%之间（前值80%-100%），其余企业开工率提升至90%-100%之间（前值80%-100%）。至5月，4月排产上行的影响逐渐显现，供应逐渐面临过剩，根据InfoLinkConsulting数据，截止五月末硅片库存快速积累，总体库存水平达到15-16GW左右。此外，4-5月硅料价格发生大幅下跌，多种因素推动下，硅片价格在5月亦快速下跌。根据硅业分会数据，4月国内单晶硅片产量为46.1GW，环比增加10.2%。0%1000%2000%3000%4000%5000%6000%7000%0246810121416182022M12022M32022M52022M72022M92022M112023M12023M32023M52023M72023M92023M11全球硅料产能合计（左轴）对应硅片产出（右轴）对应装机量（GW）(万吨)2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略26图表37.2022年至今硅片价格资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券短期内硅片环节库存消化需要时间，开工率下调有望推动硅片价格止跌：由于硅片产能相对较多，提升开工率不存在产能的限制，通过回顾2022年12月至今硅片环节的供需与盈利变化可以发现，短期内下游电池需求的景气以及硅片本身的高利润将促使硅片企业提升开工率，而产出将在下月进行释放，如下月需求发生扰动将会造成行业供给过剩、降价清库存等现象。但由于光伏需求确定性较高，随着硅片库存消化殆尽、开工率下调，供需将发生扭转，而硅片释放新增产量亦需要时间，有望推动硅片价格上行。我们认为，短期内消化硅片15-16GW高库存需要时间，但相比4月46GW产出，库存量不至于达到过高水平，随着开工率下降、需求环比提升，硅片价格有望止跌，供需关系有望扭转。石英砂供给存在弹性，但供需上并未过剩，全年供需偏紧确定性较高，硅片盈利较难持续向下：光伏用石英坩埚作为拉单晶的辅材，其供给存在弹性，主要原因是坩埚厂商可以通过降低较为紧缺的进口砂比例，增加供给较宽松的国产砂用量，从而实现更多的硅片产量。根据我们的测算，如2023年全行业石英坩埚进口砂占比由40%降为30%，则全年硅片产出将由422GW提升至458GW。如假设国产砂供应充足的话，石英坩埚进口砂占比进一步降低到20%，则全年硅片产出将提升至499GW，考虑硅片流通库存，499GW硅片产出将满足接近370GW装机需求，供需上并未严重过剩。此外，根据我们的测算，当全行业进口砂占比降低到20%，则中层砂占比将降低至25%-35%，质量相对较差的国产外层砂占比将提高至45%-55%，或将对坩埚质量与寿命产生影响，进而对硅片单产产生影响。而高纯石英砂价格的持续上涨亦验证了石英砂的紧张，根据SMM光伏视界数据，4月海外进口砂到港后已上调价格至35-40万元/吨左右。我们认为，高纯石英砂全年供需偏紧确定性较高，在石英砂供给限制下，硅片环节盈利较难持续向下。0123456782022/1/72022/3/72022/5/72022/7/72022/9/72022/11/72023/1/72023/3/72023/5/7单晶硅片-182mm（元/片）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略27图表38.2023年全球石英砂产能对应月度硅片产出量——不同进口砂用量占比假设资料来源：石英股份公司公告，中银证券石英砂阶段性面临库存、囤货与供应节奏的变化，需求起量后仍显紧张：根据我们的测算，如行业平均进口砂占比降低到20%，将支撑40GW左右的硅片产出，但4月单晶硅片实际产出超过46GW，我们认为主要原因有三：一方面，海外石英砂在4月集中到港，支撑硅片产出上升。另一方面，硅片企业在石英坩埚环节有适当库存，当硅片行业盈利向上时，石英坩埚库存不断释放导致产量上行。最后，石英砂环节也存在贸易商囤货，当海外头部企业宣布24年扩产，贸易商囤货量亦向市场释放。综上，多种原因造成石英坩埚短期内无法限制硅片产出，形成硅片供应过剩的现象。我们认为，此属于正常现象，因为在硅料价格大幅变动的阶段，下游电站如观望延缓将导致需求提升不如预期，流通环节将积累较多库存，但随着上游价格稳定，下游需求起量节奏加快，石英砂亦将成为供应相对偏紧环节。图表39.光伏主产业链各环节产能（硅片产能替换为石英砂产能）资料来源：主要硅料企业公司公告，石英股份公司公告，InfoLinkConsulting，中银证券美国扩产将有效缓解供应，但不至于产能过剩：根据中国粉体网与矽比科官网，考虑到半导体和光伏领域对于高纯石英砂需求的快速增长，矽比科拟投资2亿美元用于斯普鲁斯派恩矿的扩产，预计在2023-2025年期间，将高纯石英砂的产能翻倍。根据我们的测算，考虑矽比科产能释放节奏，预计2024年石英砂供需紧张的局面将得到有效缓解，但考虑光伏快速增长的需求，行业石英砂产能不至于达到过剩的情况。051015202530354045502023M12023M32023M52023M72023M92023M11石英砂产能对应硅片产出-20%进口砂占比石英砂产能对应硅片产出-30%进口砂占比石英砂产能对应硅片产出-40%进口砂占比（（GW）0501001502002502023Q12023Q22023Q32023Q4硅料可满足组件产量石英砂可满足硅片产出电池产能组件产能(GW)2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略28图表40.2024年石英砂对应终端需求测算单GW硅片石英砂需求（吨/GW）200.00大尺寸单GW硅片内层需求量（吨/GW）60.00大尺寸单GW硅片中层需求量（吨/GW）100.00大尺寸单GW硅片外层需求量（吨/GW）40.00进口砂供应量（吨）35,000.00国产中层砂供应量（吨）65000.00进口砂做出的硅片量(GW）583.33进口砂做出的这部分需要的中层砂（吨）58,333.33剩余的中层砂（吨）6,666.67进口砂做出的这部分需要的外层砂（吨）23,333.33质量较差坩埚单GW硅片石英砂需求（吨/GW）266.67剩余中层砂做出的硅片量（GW）31.25剩余中层砂做出的硅片量需要的外层砂（GW）1,666.67合计需要的外层砂（吨）25,000.00合计供应出的硅片量（GW）614.58不考虑硅片流通对应的终端装机需求（GW）512.15考虑流通环节的硅片需求量（GW）546.30考虑硅片流通对应的终端装机需求（GW）455.25资料来源：石英股份公司公告，中银证券N型电池快速上量或造成石英砂供需紧张：如前所述，拉晶厂透过调配坩锅进口砂的掺杂比例，在美国砂源不足下使用更多印度砂或国产砂，造成坩锅的寿命与品质的双双下降，当前呈现“不缺锅、缺好锅”的现象。然而，生产N型硅片对于坩锅品质的要求更高，若下游N型产能爬坡超预期，在产量超量释放下，N型硅片或将面临供需的紧张局面。硅片环节成本差距或将拉开：石英坩埚是硅片拉棒环节的重要耗材，石英砂的质量将直接影响石英坩埚的使用寿命与使用效果，从而影响硅片的单位产出与生产成本。根据我们的测算，相比进口砂掺杂比例较高的石英坩埚，进口砂掺杂比例较低的石英坩埚所生产的硅片的石英坩埚成本或将提升1.5-2分/W，如考虑电耗、水耗等成本，差距或将进一步拉大。石英砂供需偏紧或有助于硅片环节龙头强化竞争优势：我们认为，头部硅片企业通过多年布局，在石英砂和石英坩埚保供方面具有明显优势，石英砂保供有望强化其以下几方面的竞争优势：1）市占率优势：在石英砂供需偏紧的情况下，头部硅片企业有望通过充足的储备保证硅片的出货量，而石英砂储备相对不足的企业或面临开工率不足的风险，头部硅片企业市占率有望稳定或小幅提升。2）成本优势：此外，头部硅片企业受益于石英砂与石英坩埚的保供优势，生产成本有望低于其他竞争对手，在原材料降价周期中，其竞争优势有望得到进一步强化。3）价格优势：在后续硅料价格下降带动硅片价格下降的过程中，保供较好的硅片企业有望因市占率提升而提高议价能力，且质量较好的坩埚生产的硅片质量较佳，价格方面或获得优势。4）超额利润优势：随着石英砂供需格局逐步紧张，石英砂价格有望进一步上涨。在需求较好的情况下，硅片价格或将阶段性与后续逐步松动的硅料价格脱钩，硅片价格下降幅度或因石英砂价格上涨而有所缓和，头部硅片企业有可能由此而兑现超额利润。电池片：2023年下半年供给或阶段性偏紧，盈利有望阶段性保持坚挺回顾：2022年电池片盈利修复来源于供需关系反转与技术不确定性带来的扩产放缓：2021年光伏电池片环节迎来了大规模扩产，根据CPIA数据，2021年全球晶硅光伏电池片总产能达到423.5GW，同比增长69.8%。然而需求方面，硅料价格的变化导致了需求反复变化。纵观全年，组件环节对高价电池片的接受度有限造成电池片需求减少，电池片环节利润急转直下，电池片企业开工率也达到历年最低，其中专业电池厂开工率低于一体化或多产业布局企业，全球电池片产能利用率为66.55%，电池片环节竞争空前激烈。进入2022年，由于前期电池片利润水平较低，电池环节产能扩张放缓，随着海外需求的快速增长，电池片环节供需迎来反转，大尺寸电池片产能持续紧张，利润逐渐修复。更为重要的是，PERC电池效率逐步到达上限，头部企业开始发力N型电池技术，但由于N型技术路线存在不确定性，因此电池片企业在扩产PERC电池与N型电池产能方面都较为谨慎，扩产进度放缓，供需关系紧张程度加剧，利润持续提升。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略29图表41.2014-2021年电池片新增产能及增速图表42.2014-2021年电池片产能利用率资料来源：CPIA，可再生能源协会，中银证券资料来源：CPIA，可再生能源协会，中银证券图表43.大尺寸PERC季度产能与环比增速图表44.中国组件出口量与增速资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券回顾2023年至今：1）2022年底电池片价格初期坚挺，始跌于组件需求下滑：2022年11月，由于面临大尺寸与高效电池片供应瓶颈，电池片价格暂时和上游硅片脱钩，与组件需求相关性较高，电池片价格保持坚挺。进入12月，大尺寸与高效电池片供应量没有明显增长，但随着组件厂下调12月排产规划，组件对电池片需求放缓，电池片紧张的供需关系得以缓和，根据InfoLinkConsulting数据，12月一线组件排产环比小幅下调约5-10%、中小型组件厂家下调15-20%。此外，叠加上游硅料、硅片价格下跌，电池片价格开始下调。2）2023年初，受益于节前备货需求以及硅片价格回升，电池片价格反弹：2023年1月初，在终端需求疲软的情况下，电池片价格跟随硅片价格大幅下调。而临近春节，组件厂预期春节后需求有望起量，恐电池片价格反弹，在备货需求下陆续在春节前提前囤购电池片，需求起量带动下电池片价格在春节前出现一波反弹。春节后至2月中旬，由于前期硅片环节维持较低开工率，在春节后需求回升的预期作用下，硅片环节相对电池片供需更为紧张，硅片价格持续上涨，电池片价格相应抬升。3）2-3月硅片供应短缺，电池片经历累库存降价阶段：2月中下旬至3月底，由于硅片供应量相对较少，电池片环节逐渐累积库存，价格逐渐松动。在库存与组件接受度有限等压力下，电池片环节无法转嫁硅片成本，即在硅片价格上涨的背景下，电池价格依然维稳，部分电池厂家面临减产的压力。4）4-5月硅片逐渐过剩，电池价格跌幅小于硅片，盈利保持坚挺：4月，随着硅片产量的释放以及终端需求的提升，前期电池片环节承担的硅片涨价压力逐步释放，且供需关系的反转促使电池价格在硅片跌价阶段维持稳定。进入5月，受到上游硅片快速跌价的影响，电池片价格持续下跌，但电池片开工率仍然维持较高水平，根据InfoLinkConsulting数据，电池片库存水平保持在约5天以内的健康水平。电池片的采购需求仍然旺盛，因此电池片未完全反映硅片跌势，整体盈利空间保持维持。-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%0204060801001201401601802002015201620172018201920202021全球电池新增产能国内电池片新增产能全球电池片新增产能yoy国内电池片新增产能yoy(GW)0%20%40%60%80%100%120%20142015201620172018201920202021产能利用率-全球产能利用率-国内（0%5%10%15%20%25%30%0204060801001202021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q4大尺寸PERC季度产能（左轴）环比增速（右轴）（GW）-40%0%40%80%120%160%(5)05101520一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月20212022YoY（右轴）QoQ（右轴）（（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略30图表45.2022年至今电池片价格资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券2023年下半年，电池片环节供需或将阶段性偏紧，关注TOPCon电池扩产节奏：根据我们的统计，在乐观假设下（扩产进度未推迟），2023年Q1-Q4大尺寸PERC电池与新技术产能合计将分别达到130GW、147GW、171GW、182GW，对应月产能分别为43GW、49GW、57GW、61GW。在悲观假设下（部分企业扩产推迟），2023年Q1-Q4大尺寸PERC电池与新技术产能合计将分别达到127GW、136GW、149GW、159GW，对应月产能分别为42GW、45GW、50GW、53GW。其中大尺寸PERC电池产能增量较少，增量主要由TOPCon电池产能贡献。按照我们的预测，2023年组件需求量有望超过420GW，考虑季节性需求变化，电池片供需可能阶段性偏紧，但需关注TOPCon电池产能的扩产节奏。图表46.电池片环节产能预测（乐观假设）图表47.不同假设下电池片新增产能预测资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券2023年下半年，在主材环节中电池片产能相对最少，在上游硅片产出阶段性过剩的阶段电池片环节库存压力相对较小，盈利有望阶段性保持坚挺：按照电池片产能中性假设，根据我们的统计与预测，2023年下半年电池片将成为光伏四大主材环节中产能相对紧张的环节，但相比于石英砂可满足的硅片产能，电池片产能依然相对较大。我们认为，在硅片产出阶段性过剩的阶段，电池片环节由于产能相对偏少，库存压力较小，相对其他主材环节有望获得相对较多的利润分配，盈利有望阶段性保持坚挺。0.700.800.901.001.101.201.301.402022/1/72022/3/72022/5/72022/7/72022/9/72022/11/72023/1/72023/3/72023/5/7单晶PERC电池片-182mm（元/W）0204060801001201401601802002023Q12023Q22023Q32023Q4大尺寸PERCTOPConHJTHPBCABC（GW）010203040506070802023Q12023Q22023Q32023Q4乐观假设悲观假设（（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略31图表48.光伏主产业链各环节产能（包含辅材石英砂对应的硅片产出）资料来源：主要硅料企业公司公告，石英股份公司公告，InfoLinkConsulting，中银证券2023年底至2024年，电池片产能快速扩张，或面临竞争加剧的局面：按照电池片产能中性假设，根据我们的统计与预测，2023年底电池片环节有效产能将达到600GW，但大规模TOPCon电池产能预计将在下半年或者2024年集中投产释放，电池片环节名义产能进一步扩张。根据InfoLinkConsulting数据，截止5月底，TOPCon设备招标规模已达到570GW，考虑原有的PERC产能，在2023年底电池片环节名义产能将超过1TW，电池片环节竞争加剧。图表49.电池新技术产能及预测资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券技术与成本优势领先的电池厂有望获得更高的市占率：我们认为，在N型电池产能快速扩张的阶段，P型电池面临逐步退出市场的可能性，P型电池或将让利下游以保证出货，N型电池或将面临价格压力。我们认为，在TOPCon电池放量初期，具有成本与技术优势的专业化电池厂有望凭借更高性价比的TOPCon产品提高市场份额，形成客户粘性，在后续N型电池成本与技术差异缩小的阶段，保证市占率。0501001502002502023Q12023Q22023Q32023Q4硅料可满足组件产量硅片产能石英砂可满足硅片产出电池产能组件产能(GW)0100200300400500600700800202120222023FXBCHJTTOPCon（GW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略32组件：一体化盈利有望修复，布局全球的一体化企业优势明显回顾2020-2022年：组件价格超预期来源于需求超预期，定价逻辑出现阶段性变化：回顾2020年以来的光伏产业链，我们认为需求重心从国内向海外高经济性市场之间的转移主导了两年间产业链价格逻辑的变化。1）在国内补贴政策收尾、第一波新冠疫情冲击下的2020年，2020H1光伏需求较弱，组件出口量在2020Q2-Q3出现同比下滑，硅料价格在2020年年中一度逼近一线产能的现金成本线；2020H2在国内疫情缓解、竞价补贴项目建设推进与部分硅料产能出现事故等因素的催化下，硅料供需逐步紧张，产业链价格开始抬头上涨，但组件价格最高维持在1.6-1.65元/W区间，仍明显与国内电站的8%左右的投资收益率要求挂钩，其时硅料产能基本平衡于终端潜在需求，硅料价格仍与成本曲线边际产能的成本水平相关。复盘来看，2020年光伏产业链价格的下蹲在一定程度上与2018年“531”政策的影响有相似性，即均为后续海外需求的超预期释放打下了基础。2）进入2021年后，随着海外疫情对社会活动冲击程度的降低与欧美装机旺季的到来，光伏组件出口同比增速快速提升，此时硅料产能紧缺加剧，硅料企业议价能力提升，硅料价格快速上涨，同时组件价格出于传导成本压力亦有明显涨幅，一度超出国内项目的成本承受能力，但由于海外高经济性项目（以及阶段性的国内户用等分布式项目）迅速接棒且总量持续超预期，产业链价格的上涨并未显著影响整体终端需求，支撑光伏制造产业链的定价锚转为高经济性需求的价格包容上限。图表50.2020年以来硅料价格、月度国内装机与组件出口同比增速的变化情况资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券图表51.2022年区域-项目量价分布图资料来源：IHS、InfoLinkConsulting、TCL中环，中银证券-30%0%30%60%90%120%150%180%210%240%0501001502002503003502020/22020/42020/62020/82020/102020/122021/32021/52021/72021/92021/112022/22022/42022/62022/82022/10多晶硅致密料均价（元/kg）国内装机+组件出口YoY组件出口YoY（元/kg）海外高经济性需求释放价格包容度提升2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略33回顾2023年至今：1）受终端需求节奏与硅料价格影响，2022年底组件成交放缓：进入2022年年底，地面电站项目受气候影响进度放缓，且12月硅料价格快速下跌，终端对组件拉货再次观望，供应链价格的快速下降影响组件新签单。至12月中下旬，海内外组件交付开始收尾，需求快速收敛，成交趋缓，组件价格跟随原材料下跌。2）组件需求月度环比提升，但受中游价格压力组件价格脱钩于硅料下跌：2023年1月至春节前，国内需求平淡，2月新订单有限，大型订单仍尚未落地。根据InfoLinkConsulting数据，3月需求环比2月小幅提升，组件厂排产回升至34-35GW左右。虽然3月硅料价格有所松动，但中游供应链受制硅片短期供需错配影响，组件价格持稳，组件中小厂家、非一体化厂成本压力不断提升。3）终端观望情绪浓重，组件库存累积，5-6月排产增速放缓：根据InfoLinkConsulting数据，组件厂家4月排产上调至39-41GW左右。但大型项目开标价格仍持续下探，主要受到中型组件企业报价拉低的影响，一线厂家订单大多已锁定，而中型组件厂家则为争抢订单、投标价格持续降低。五月国内受项目合规审查、土地问题，迭加上游价格快速下降，终端观望情绪浓重，导致二季度原定开动的项目部分出现延迟，观望情绪也传导致海外项目，新签订单延迟，消纳速度不如预期。5月组件排产并无明显增量，环比4月约略持平。下游观望情绪加剧下，组件库存开始累积，根据InfoLinkConsulting数据，五月底全行业平均约在1.5个月库存。预计6月排产相比5月略微上升1-2GW，达到43-45GW。图表52.2022年至今组件价格资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券组件降价幅度或低于上游，或将在产业链价格下行周期中获得超额收益：硅料成本的上升带动各环节成本上升是推高组件价格的主要因素，但不同于硅片环节——由于紧靠硅料，原材料成本的变化会更直接影响硅片的价格走势，组件环节靠近终端，组件价格受需求影响相对较大。在硅料持续上涨的过程中，组件价格受到成本变动的影响相对被稀释，对终端需求更加敏感。在上游硅料下跌的阶段，随成本下降组件价格也将相应下跌，但由于海外与国内分布式等高经济性需求强劲，且对价格敏感度较低，组件价格与终端需求联系紧密，组件整体价格跌幅或将低于上游原材料价格跌幅。我们对2022年11月至今原材料价格变化对应的组件成本变化和组件价格变化做了一个对比分析，由于2022年11月至今原材料中除了硅料价格变化较大外，石英砂成本变化幅度也较大，因此引入多晶硅与石英砂价格变化对应组件成本变化为一参考变量。可以看出，仅考虑原材料的变化，在价格下降周期中，组件价格下降的幅度小于原材料价格跌幅，因而组件整体可以获得超额利润。1.501.601.701.801.902.002.102022/1/72022/3/72022/5/72022/7/72022/9/72022/11/72023/1/72023/3/72023/5/7182mm单晶PERC组件（元/W）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略34图表53.组件原材料（价格变化较大的品种）成本变化与组件价格变化对比资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券组件加工环节利润有望得到修复：在近两年上游供给紧张、成本上涨的情况下，一线组件企业的稳定盈利主要来源于两方面：1）上游硅片、电池环节一体化（以及对硅料供应进行一定程度锁定）对硅料价格上涨影响的部分平抑；2）组件价差所兑现的品牌渠道价值；一线企业的单纯的组件加工环节盈利也较为微薄，而不具备这些竞争优势的组件加工制造企业在近两年的盈利能力则相对承压。从历史情况来看，即使是在组件产能常年过剩的情况下，组件加工环节也有一定的稳定盈利空间，而当前电池组件一体化产能相对于下游潜在需求依然存在明显缺口，因此我们认为随着后续上游硅料供需逐步正常化，组件环节的加工盈利有望恢复至行业平均有少量利润的水平。需求分层有望加强一线企业竞争优势：如上文所述，以欧美区域为代表的高经济性需求的释放主导了近两年间光伏产业链价格逻辑的变化，而欧美区域历来是一线组件企业的主要出口范围，这些市场对组件品牌价值有较高的认知度与接受度。我们认为需求的分层有利于一线企业获取更高价值量的组件订单，从而进一步巩固自身的盈利优势。一线一体化龙头企业业绩有望持续增长：结合组件环节的自身特点，我们认为在需求分层的基础上，一线组件企业有望依靠溢价享有部分超额盈利，同时一体化企业有望保留硅片、电池片环节的部分利润。我们预计随着后续硅料产能的逐步投产与终端需求释放，一线组件厂商的一体化盈利能力有望保持稳健，后续业绩有望持续增长，而若高经济性需求释放超预期则一线组件盈利能力有进一步提升的可能。组件辅材：2024年EVA粒子供需或阶段性偏紧2024年EVA粒子供需或阶段性偏紧：根据SMM数据与我们的统计测算，2022年底EVA光伏料可排产能达到151万吨，2023-2025年主要新增装置来源于斯尔邦、联泓新科、宁波台塑、浙江石化、古雷炼化、宁夏煤业、宝丰能源、裕龙石化等。由于2024年新增装置较少，仅有斯尔邦一家，我们预计2024年EVA光伏料供应增速较低，预计2023-2025年EVA光伏料可排产量将达到184万吨、206万吨、337万吨，同比增长22%、12%、63%。根据我们对EVA光伏料需求的测算，预计2023年-2025年EVA光伏料需求将分别达到186万吨、225万吨、254万吨。综合供需的测算，我们预计2024年EVA光伏料供需或阶段性偏紧。(0.15)(0.10)(0.05)0.000.050.100.152022/12/12022/12/292023/2/12023/3/42023/3/302023/4/262023/6/1多晶硅与石英砂对应的组件成本变化（元/W）组件价格变化（元/W）（元/W）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略35图表54.2022-2025年全球EVA树脂产能汇总企业工艺2022年底EVA产能2023年新增EVA产能2024年新增EVA产能2025年新增EVA产能2022年光伏料可排产能2023年新增光伏料产量2024年新增光伏料产量2025年新增光伏料产量中石化北京东方化工釜式40扬子巴斯夫管式巴赛尔206中石化燕山石化管式埃克森美孚200联泓新科釜式法埃克森美孚15201515宁波台塑釜式法埃克森美孚7.212.84.326斯尔邦20万吨管式巴赛尔技术10万吨釜式法30204035040延长榆林能化管式巴赛尔技术3021中化泉州釜式法埃克森美孚105浙江石化管式利安德巴塞尔30803040中石化扬子石化釜式利安德巴塞尔105中石化-中科炼化釜式巴赛尔105天利高新管式巴赛尔2051000韩国乐天管式巴赛尔3020古雷石化管式埃克森美孚3015100宁夏煤业釜式埃克森美孚105宝丰能源管式巴赛尔258120南山裕龙石化管式巴赛尔/ECl5025新增EVA光伏料产能合计5520212.83322全球EVA光伏料产能合计151.32184.32206.32337.32资料来源：SMM，中银证券图表55.光伏级EVA粒子需求测算年份202120222023E2024E2025E全球光伏装机需求（GW）165240400.00530.00640.00YoY22.2245.4566.67%32.50%20.75%容配比1.131.161.201.201.20组件需求（GW）186.00278.06480.00636.00768.00YoY25.2549.5072.63%32.50%20.75%双面组件渗透率（假设双面均为单晶）495762%64%65%EVA+EPE结构渗透率（在双面组件中）487488%80%70%EPE+EPE结构渗透率（在双面组件中）40207%5%10%组件胶膜需求（亿平米）19.6428.8247.6961.6672.91组件等效EVA胶膜需求（亿平米）16.5624.6441.1549.8356.32EVA胶膜平均克重（g/m2）0.500.500.430.430.43光伏级EVA粒子需求（万吨）86.94129.36185.81224.96254.31YoY17.69%48.80%43.63%21.07%13.04%资料来源：海优新材公司公告，福斯特公司公告，中银证券电站EPC环节：EPC盈利有望修复，电站盈利受益于需求放量光伏EPC盈利有望修复：对于前期锁定EPC价格的光伏EPC企业来说，近两年组件价格持续上涨不断压缩其盈利，即便EPC价格可以浮动，但是其价格变动如跟不上组件价格的变化，也会导致EPC企业盈利承压。随着硅料价格下降带动组件价格回落，前期锁定EPC价格的企业有望受益，价格浮动的EPC厂商也有望受益于成本压力减轻带来的盈利修复。电站盈利受益于需求放量：我们认为，光伏电站的盈利改善主要受益于电站装机量的增长，主要原因是电站IRR的提升幅度有限、利润弹性较低，但是IRR改善对装机需求的刺激较大，地面电站有望受益于需求量增长带来的盈利弹性。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略36光伏新技术：打开新空间，创造新格局HJT：降本提效进展积极，经济性拐点临近华晟量产进度领衔行业，效率不断提升：根据华晟新能源官网，宣城一期M6非晶异质结电池片产线日产已超25万片，整线最终良率超99%，处于行业领先水平；M6-144单面微晶异质结冠军组件认证功率达500W，比同版型的PERC组件单片功率高出50W，创造了全面积转化效率23%的行业新高；宣城二期G12单面微晶异质结电池量产效率持续爬坡，量产最佳效率已达25.21%，处于行业领先地位并有望迅速将电池产线平均转换效率提升至25%以上，G12-132微晶异质结冠军组件认证功率达710W，比同版型的PERC组件单片功率高出50-60W，全面积转化效率高达22.9%。HJT转换效率达26.81%，创造全球硅基太阳能电池效率最高纪录：2022年11月19日，隆基绿能在第十六届中国新能源国际博览会暨高峰论坛上宣布，已收到德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）的最新认证报告，隆基绿能自主研发的硅异质结电池转换效率达到26.81%，创造目前全球硅基太阳能电池效率的最高纪录，打破了尘封5年的硅太阳能电池效率新纪录。从2021年6月至今，隆基绿能高效晶硅HJT电池研发团队不断打破并刷新硅异质结电池世界纪录，从25.26%提升到26.81%。此外，该纪录通过可量产设备、技术和大面积硅片创造，为高效电池的后续量产进一步打下基础。低成本量产技术不断突破：2022年9月，根据德国哈梅林太阳能研究所认证报告，迈为股份联合澳大利亚金属化技术公司SunDrive采用迈为自主创新的可量产微晶设备技术和工艺研制的全尺寸（M6，274.5cm²）N型晶硅异质结电池，其转换效率高达26.41%。该批次电池的PECVD工艺在公司最新一代的量产双面微晶设备上完成，优化了钝化层和微晶P工艺，同时结合PVD新型TCO工艺。在金属化方面，SunDrive优化了其无种子层直接电镀工艺，使电极高宽比得到提升（栅线宽度可达9μm，高度7μm）。此外，公司与SunDrive合作研发的低铟、银包铜工艺HJT电池效率达到25.94%。通过低铟含量解决方案，单片铟的使用量比常规（未采用低铟方案）的异质结电池降低了50%，如果叠加设备降铟的方案再降低40%，可以将铟用量降低到常规水平的30%；而铜电镀工艺省去了昂贵的银浆成本，两项工艺的结合使异质结电池的制造成本降至新低，进一步夯实了高效低成本HJT电池量产的基础。图表56.迈为股份26.41%转换效率电池参数资料来源：迈为股份官网，中银证券2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略37非硅成本已显著下降：由于HJT电池所用低温银浆的固有特性，其单位耗量相对于传统技术路线的提升成为了HJT降成本的最大障碍，因此银浆降本也是HJT成本下降的核心抓手。HJT电池银浆降本可从降低银耗量和银浆降价两方面入手。在降低银耗量方面，2021年起华晟、通威等产业化领先企业已普遍采用9BB多主栅电池工艺，可将银浆消耗量减少至约180mg/片；2022年上半年，华晟已通过对SMBB技术的应用将M6单片银浆耗量降低至150mg/片以下，叠加电池转换效率与产线产量的提升，我们估计近期HJT电池非硅成本已下降至约0.35-0.4元/W区间，相比于去年同期降幅约40%。“三减一增”助推HJT降本提效：在2022年11月11日举行的异质结创新技术成果分享会上，多家企业合力创新，提出了“三减一增”的降本方案。1）银浆方面，晶银新材50%银含的银包铜细栅已进入批量量产，在多家客户的实证电站中运行，目前无异常；43%银含的银包铜细栅正背面替换纯银细栅，已经在客户端通过4倍IEC可靠性测试，正在进行5倍测试；银包铜浆料的使用有望使得HJT电池低温浆料成本降低40%以上。2）栅线方面，0BB方案的应用有望减少主栅线银耗。3）硅片方面，大尺寸、薄片化可减少硅料用量，当前HJT电池异质结已经逐步实现120μm硅片厚度量产，更薄硅片方案也已进入研发阶段。4）提效方面，赛伍技术推出的UV转光胶膜可将每块组件功率提升约1.5%。HJT电池组件在终端应用有望打开空间：在制造端降本提效以外，电站端对HJT组件的认可亦是HJT新技术得到推广应用的重要指标。根据华晟新能源官网，2022年8月，华晟新能源与中国电建华东院正式签署光伏组件采购合作框架协议，2022年至2025年，华东院将从华晟新能源采购10GW异质结光伏组件用于其承建的光伏电站EPC项目，HJT电池组件在终端应用有望打开空间。图表57.HJT电池非硅成本拆分及其目标资料来源：华晟新能源官网，Solarzoom，中银证券组件端成本差距有望进一步缩小，经济性拐点临近：此外，根据我们的测算，HJT电池转换效率每提升1%，在不同应用场景下可增加组件溢价空间0.05-0.15元/W不等，且对组件整体功率的提升亦可摊薄组件环节的单位制造成本。结合电池非硅成本、硅成本以及效率提升对组件端成本降低的促进，我们预计HJT组件端整体成本有望2023年贴近PERC组件，从而有望降低应用HJT组件的电光伏站的LCOE，进一步扩大终端电站业主的接受面并逐步进入大规模替代周期。HJT叠加叠层技术，未来提效空间可期：2022年，华晟已具备量产尺寸钙钛矿/HJT叠层电池的研发平台，并成功实现M6尺寸大面积钙钛矿层的均匀制备，在相关知识产权布局上也初见成果。华晟异质结电池将逐步实现HJT3.0（双面微晶）、HJT4.0（应用铜电极双面微晶）、HJT5.0（全背接触）以及钙钛矿叠层电池的技术迭代，目标在2025年，实现G12异质结钙钛矿晶硅叠层电池效率30%，G12-132组件功率840W+。HJT叠加叠层技术未来提效空间可期，有望打开新的应用蓝海。0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.45当前目标银浆靶材其他辅材折旧人工动力其他（元/W）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略38图表58.HJT产能规模与设备市场空间预测资料来源：中银证券05010015020025030035040045005010015020025030035020222023E2024E2025E预计新增HJT产能（左轴）累计HJT产能（左轴）设备市场空间（右轴）(GW)(亿元)2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略39储能：全球新型储能市场迈入快速增长期2022年全球新型储能累计装机规模快速增长，份额显著提升：根据CNESA数据，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，同比增长15%。其中，抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80%，与2021年同期相比下降6.8个百分点；新型储能累计装机规模达45.7GW，同比增长80%，在电力储能累计装机中占比19.3%，与2021年同期相比提升7.1个百分点。在新型储能项目中，锂离子电池仍占据绝对主导地位，年增长率超过85%，其在新型储能中的累计装机占比与2021年同期相比上升3.5个百分点。图表59.2022年全球电力储能市场装机结构图表60.2022年全球新型储能装机结构（按技术分类）资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券图表61.2011-2022年全球新型储能市场累计装机规模及增速资料来源：CNESA，中银证券2022年全球新型储能新增装机规模实现翻倍增长：根据CNESA数据，2022年新增投运电力储能项目装机规模30.7GW，同比增长98%。其中，新型储能新增投运规模首次突破20GW，达到20.4GW，是2021年同期的2倍。中国、欧洲和美国持续引领全球储能市场的发展：根据CNESA数据，2022年中国、美国、欧洲新增投运新型储能装机规模合计占全球市场的86%，比2021年同期上升6个百分点。熔融盐储热2%抽水蓄能79%新型储能19%锂离子电池96.8%飞轮储能0.2%钠硫电池1.1%铅蓄电池1.4%液流电池0.1%其它<0.1%0%20%40%60%80%100%120%140%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,00050,000201120122013201420152016201720182019202020212022装机规模年增长率（MW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略40图表62.2011-2022年全球新型储能新增装机规模及增速图表63.2022年全球新增投新型储能项目的地区分布资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券国内储能：大型储能需求保持高景气，工商业储能需求蓄势待发2022年国内新型储能新增装机规模增速超过200%：根据CNESA数据，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，同比增长38%，装机规模占全球市场总规模的25%。其中，抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，与2021年同期相比下降8.3个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。图表64.2022年中国电力储能市场装机结构图表65.2022年中国新型储能装机结构（按技术分类）资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券图表66.2011-2022年中国新型储能累计装机规模及增速图表67.2013-2022年中国新型储能新增装机规模及增速资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%05,00010,00015,00020,00025,000201220142016201820202022新增装机规模年增长率（MW）中国37%欧洲26%美国24%澳大利亚4%其它3%日本3%东南亚2%拉美地区1%熔融盐储热1%抽水蓄能77%新型储能22%锂离子电池94.0%铅蓄电池3.1%压缩空气1.5%液流电池1.2%超级电容0.1%飞轮储能0.1%其它0.0%0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000201120132015201720192021中国储能累计装机规模年增长率（MW）-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,00020132015201720192021中国储能新增装机规模年增长率（MW）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略412023年1-4月国内储能招标与投运规模保持高景气，大储占据主导地位：根据CNESA数据，2023年1-4月，储能招标规模共计14.6GW/40.3GWh，能量规模已经接近2022年全年的44GWh的规模。1-4月，国内共发布612个电力储能项目（含规划、建设中和运行），储能规模共计120.5GW。其中，新型储能项目规模合计53.6GW/127.4GWh，运行项目规模4.4GW/9.1GWh，其中2023年一季度运行项目规模2.9GW/6.0GWh，功率规模同比增长1178%。根据CNESA数据，2023年一季度，在新增新型储能项目中，大储依旧占据绝对主导地位，源侧和网侧项目储能规模合计占比超90%。而新增投运新型储能项目中，独立储能和新能源配储的功率规模几乎持平，达1.4GW左右。图表68.2023Q1国内储能招标项目规模图表69.2023Q1中国月度新增投运新型储能项目规模资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券图表70.2023Q1国内新增新型储能项目应用分布图表71.2023Q1国内用户侧储能应用分布资料来源：CNESA，中银证券资料来源：CNESA，中银证券政策不断探索，持续推动落实新能源配储：2023年年初至今，地方政府出台多项奖惩方案，推动新能源配储。奖励政策方面，广西发布政策提出已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊；河南发布政策，提出同一区域内，储能配比高的优先调度，容量相同的情况下，储能时长长的优先调度。独立储能享用优先调度制，每年完全调用次数350次。减免调峰辅助服务分摊以及优先调度有望提升新能源电站配储积极性。惩罚政策方面，山东、广西、河南均发布政策，要求新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量，且河南强调：未投运储能，电网不得调度及收购其电力电量。通过惩罚政策要求，一方面从电网准入及电量收购的角度可以有效控制新增项目配置储能，另一方面从扣除并网容量的角度可以有效控制存量项目配置储能，基本完成强制配储管理措施的闭环。0123456789102023年1月2023年2月2023年3月功率规模（GW）能量规模（GWh）00.511.522.52023年1月2023年2月2023年3月功率规模(GW)能量规模(GWh)电网侧71%电源侧23%用户侧6%工业62%其他38%2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略42图表72.部分省份新型储能政策省份政策具体内容山东省山东能源监管办关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知》1)以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议、由电力调度机构调度管理、容量5兆瓦/2小时及以上的新型储能电站（不含抽蓄），包括电化学、压缩空气、飞轮储能等。2)可提供的辅助服务类型包括且不限于：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、快速调压等。3)储能将按照上网电量分摊辅助服务费用：有偿辅助服务补偿所需费用由并网主体按上网电量的比例分摊。其中，风电场、光伏电站或储能电站提供的转动惯量、一次调频、快速调压服务由风电场、光伏电站和储能电站按上网电量的比例分摊。4)新能源电站配储要求：新能源电站应严格按照项目接入批复方案的要求配建或租赁储能装置。场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量，直至满足接入批复方案要求为止。因电网安全或调峰等原因需要而限制新能源电站出力时，电力调度机构可通知该新能源电站将全部机组停运。河南省《加快我省新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》1)严格配置储能，储能不能晚于新能源投运，未投运储能，电网不得调度及收购其电力电量。同一区域内，储能配比高的优先调度，容量相同的情况下，储能时长长的优先调度。2)未按承诺履行新型储能建设责任的，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，按照未完成储能容量对新能源容量规模的2倍予以扣除其并网容量。3)重点建设容量不低于100MWh的独立储能电站，新能源配建的100MWh以上的储能电站，满足一定条件，可转为独立储能电站。4)鼓励新能源企业“先租后建”，满足新能源配储要求。长时（储能时长超过2小时）的储能项目，可按比例折算到2小时系统功率，租赁给新能源企业。5)独立储能电站充放电价格机制方面，征求意见稿指出，进入电力现货前，独立储能放电，视作发电市场主体参与市场中长期市场，签订顶峰时段市场合约；用电时，作为电力用户享受低谷时段用电电价。充电不承担输配电价、政府基金及附加。6)调峰辅助服务方面，独立储能电站提供调峰服务，按照火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，上限0.3元/kWh。7)独立储能享用优先调度制，每年完全调用次数350次。8)建立储能容量租赁共享制度，租赁参考价200元/kWh·年，鼓励储能与新能源企业签订10年以上合同。9)对建成投运的独立储能电站，按放电量，省财政还将提供0.3元/kWh的补贴，补贴期2年。对规模在1000kWh以上的用户侧储能，投运后，省财政按200元/kWh标准给与一次性补贴。广西壮族自治区《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》1)已通过容量租赁方式完成储能配置要求的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊，后期视情况调整。后续随着市场机制逐步完善。2)结合我区电力供需实际情况，优化完善峰谷分时电价政策，适时适度拉大峰谷价差。3)示范项目有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年，其中2023年6月底前全部建成投运的示范项目有效全容量调用充放电次数原则上不低于330次/年。4)对于未按承诺履行新型储能建设责任或未按承诺比例租赁新型储能容量的市场化并网新能源项目，加大辅助服务费用分摊力度，按照有关要求在低谷时段优先承担分摊费用。5)对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，自治区能源主管部门按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除对应新能源投资主体已并网项目的并网发电容量。资料来源：光伏們，北极星售电网，中银证券2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略432022年光伏指标分配指引近两年国内储能需求高增长：根据光伏們统计数据，相比于2021年的112.3GW指标分配来看，2022年各省市完成超155GW光伏指标分配，如若按大多数地区普遍实行的10%/2小时比例去配置储能，将产生至少15.5GW/31GWh的储能需求。如考虑大基地项目，则储能需求将更大。根据储能与电力市场数据，2022年在全国各地新发布的常规项目与一体化大基地项目中，共计12个地区提出了不同程度的储能配置要求，合计总规模达20GW/51GWh。碳酸锂价格下降带动储能系统价格下降，储能经济性有望提升，储能需求有望快速释放：根据鑫椤锂电数据，碳酸锂价格在2022年11月阶段性达到历史价格最高点后开启下降周期，截至2023年6月初，碳酸锂价格由高点的60万元/吨回落至约30万元/吨。碳酸锂价格的大幅回落带动储能系统价格回调，根据CNESA数据，2023年4月国内储能系统中标均价为1.25元/Wh，环比3月下降9%，相比2022年全年1.50元/Wh下降了约17%。我们认为，随着储能系统价格的回落，储能经济性有望提升，配储需求有望快速释放。图表73.2022年至今碳酸锂价格走势图表74.2022年至2023年4月储能系统与EPC中标均价资料来源：鑫椤锂电，中银证券资料来源：CNESA，中银证券注：2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧峰谷价差拉大进一步提升工商业储能经济性，工商业储能需求蓄势待发：峰谷价差较大的地区工商业储能经济性较好，以2022年10kV一般工商业用户为例，广东省（珠三角五市）、海南省、浙江省位居价差前三，只考虑价差盈利，基本上6年内可收回成本。2023年初至今，江苏、广东等多个省份增大了高峰电价和低谷电价上下浮动比例，为用户侧储能打开更多盈利空间。通过我们对2023上半年各地最大峰谷价差的统计发现，虽然近期公布的第三监管周期省级电网输配电价政策导致6月大部分地区最大峰谷价差缩减，但仍然有18个省（市、自治区）瓶颈最大峰谷价差相比2022年底实现了增长，峰谷价差拉大的趋势明显。我们认为，随着夏季用电高峰的来临，工商业电价峰谷价差有望进一步拉大，工商业储能经济性有望提升，工商业储能需求蓄势待发。0102030405060702022/1/72022/4/72022/7/72022/10/72023/1/72023/4/7碳酸锂-电池级（（万元/吨）1.001.201.401.601.802.002.202022/1/12022/3/12022/5/12022/7/12022/9/12022/11/12023/1/12023/3/1总承包EPC中标均价储能系统中标均价（元/Wh2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略44图表75.2022年与2023年上半年平均最大峰谷价差序号省市2022年平均最大峰谷价差（元/kWh）2023年上半年平均最大峰谷价差（元/kWh）增幅（%）1江西省0.4360.73969.50%2山东省0.7390.91724.09%3河北省（南网)0.5950.73623.70%4内蒙古自治区(蒙东)0.6720.80419.64%5河南省0.720.85418.61%6四川省0.7140.84318.07%7贵州省0.5530.61711.57%8云南省0.3960.4298.33%9广东省（珠三角五市）1.2591.3527.39%10青海省0.4380.4656.16%11湖北省0.9430.9854.45%12福建省0.5970.6234.36%13上海市0.4980.5194.22%14广西壮族自治区0.7770.8083.99%15吉林省0.9260.9613.78%16海南省1.071.0992.71%17陕西省0.6290.6350.95%18天律市0.7120.7180.84%19安徽省0.8550.852-0.35%20辽宁省0.90.894-0.67%21江苏省0.8720.865-0.80%22浙江省0.9780.97-0.82%23湖南省0.940.931-0.96%24北京市（城区）0.5730.558-2.62%25山西省0.5680.552-2.82%26重庆市0.9220.891-3.36%27黑龙江省0.8230.769-6.56%28新疆维吾尔自治区0.6240.547-12.34%29内蒙古自治区（蒙西）0.2950.218-26.10%30宁夏回族自治区0.4890.291-40.49%31甘肃省0.2960.163-44.93%资料来源：各省电网代购电公告，中银证券分时电价政策优化有望进一步提升工商业储能经济性：近期，江苏、四川多地发布分时电价政策调整通知，对分时电价政策进一步优化。以四川为例，对于大工业用户与一般工商业用户，四川将早高峰1小时、晚高峰7小时，优化调整为早高峰2小时、晚高峰6小时；对于大工业用户，四川将尖峰电价执行月份从1、8月2个月调整为1、7、8、12月共4个月。我们认为，上午峰段从1小时增加到2小时，使储能项目可以实现两充两放，大幅提升储能投资收益、缩短投资回收周期；尖峰时段从之前的2个月延长至4个月，可以显著提高平均电价差，提高工商业储能收益。海外大型储能：全球加速布局，IRA法案有望推动美国大储需求快速增长全球多国加速储能建设布局海外多个国家发布储能装机采购计划或路线图：随着全球能源转型加速，各国碳中和方案相继落地，新能源的快速发展对储能的需求愈发强烈。2022年，海外多个国家和地区发布储能采购计划或路线图，指导储能的快速部署和发展方向。1）美国：纽约州调高储能采购目标，由2030年3GW调至6GW；密歇根州设置2025年1GW、2040年4GW储能采购目标，成为美国第十个确立采购计划的州。2）欧洲：欧洲储能协会（EASE）发布路线图，2030年需部署187GW、2050年部署600GW储能。3）澳大利亚：澳大利亚能源市场运营商（AEMO）提出未来30年发展路线图，2050年部署46GW/640GWh可调度储能，平均时长10小时以上。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略454）加拿大：加拿大储能协会（ESC）建议2035年前安装8-12GW储能，以满足2050年净零碳排放需求。5）印度：印度储能联盟（IESA）预测到2030年至少需160GWh储能，以实现其可再生能源目标。美国大型储能装机需求稳健，IRA法案有望推动美国表前储能需求释放美国储能装机需求稳健增长，大型储能占据主导地位：根据WoodMackenzie数据，2022年美国新增储能装机4.8GW/12.2GWh，同比增长34%/12%。从细分市场来看，美国储能新增装机主要来源为大储市场。根据WoodMackenzie数据，2022年美国大储装机功率为4.0GW，同比增长35%；工商业储能装机功率为195MW，同比增长43%；户储装机功率为593MW，同比增长47%。大储、工商业储能、户储装机功率占比分别为84%、4%、12%。图表76.2017年-2022年美国新增储能装机规模图表77.2022年美国装机规模结构资料来源：WoodMackenzie，中银证券资料来源：WoodMackenzie，中银证券IRA法案免除表前与工商业储能需匹配光伏充电的限制，并将独立储能纳入补贴范围：美国时间2022年8月16日，拜登签署降低通膨法案(InflationReductionAct,IRA)，在气候变迁和再生能源领域投资3,690亿美金，目标是2030年碳排放相比2005年减少40%。IRA发布前，表前与工商储能经光伏充电比例需要达到75%以上才能依比例获得ITC补贴：若搭配100%光伏则可获得最高26%的ITC，若搭配75%光伏则仅能获得19.5%的ITC。此外，通过IRA法案，美国首次对独立储能进行投资税抵免，将独立储能纳入补贴范围。IRA法案延长ITC补贴十年：IRA法案将储能补贴分为表前与工商业储能及户用储能，表前与工商用储能额定容量需在5kWh以上，而户用储能的额定容量需在3kWh以上。ITC原补贴将分别于2035年及2022年结束，IRA法案发布后，ITC以30%费率延长十年，至2033年后逐渐退坡。图表78.IRA发布前储能系统ITC比例（%）经由太阳能充电比例75%80%90%100%表前与工商业ITC19.520.823.426户用ITC00022资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券图表79.IRA发布前后储能ITC比较（%）ITC法案储能种类202020212022202320242025-20322033203420352036更新前表前与工商业262626221010101010N/A户用262622N/AN/AN/AN/AN/AN/AN/A更新后表前与工商业2626303030302622.515N/A户用2626303030302622N/AN/A资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券02000400060008000100001200014000201720182019202020212022功率(MW)容量(MWh)大储84%工商业储能4%户储12%2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略46表前与工商业储能具有额外补贴：除基本补贴外，表前与工商用储能项目若满足美国制造的特定比例或是项目建设地点位于规定区域，则可再获得最高10%的额外补贴，即最高能可获得补贴总额为50%的ITC。但该法案将表前与工商用储能以1MW作为分界，根据不同条件的满足发放相应比例的补贴。大于1MW的储能系统须满足劳工与薪资要求方能获得全额补贴，否则只能领取最高6%之基本补贴与2%之额外补贴，小于1MW的储能系统则不需符合劳工与薪资要求即可获得30%基本ITC。图表80.IRA发布后储能ITC补贴条件1MW以上项目1MW以下项目劳工条件未满足满足无须满足基本补贴（%）63030满足特定比例美国制造（%）2-102-1010项目位在能源区（%）2-102-1010低收入区(5MW以下)（%）10-2010-2010-20补贴总额（%）6-4630-706070资料来源：InfoLinkConsulting，中银证券IRA法案有望推动美国表前与工商业储能需求释放：IRA法案对储能最大的影响是将独立储能纳入补贴范围，之前工商储能需要与一定比例太阳能配合，因此充放电时间会因此受限，较难利用分时电价进行套利。IRA法案通过后，储能可以用作更多电网侧的辅助服务或与其他能源共享配套，储能系统的收益模式将更为灵活。我们认为，IRA法案的落地有望推动美国表前与工商业储能经济性进一步提升，美国表前储能需求有望释放。户用储能：欧洲仍贡献主要需求，新兴市场需求释放欧洲地区能源价格回落，当前户储仍具备经济性当前电价水平下，欧洲户储仍然具备经济性：2022年以来，受到地缘冲突下各国相互制约的影响，欧洲陷入能源紧缺局面，天然气价格高位运行带动电价快速上涨，根据HEPI的数据，2022欧洲典型国家居民电价最高超过65欧元/MWh，相比往年约30欧元/MWh的价格中枢有明显涨幅。在此背景下，得益于高电价差带来的经济性提升，欧洲户用光储系统经济性大幅提升，我们在0.6欧元/kWh的居民电价水平下测算，户用光储系统IRR可达到18.52%；但进入2023年，伴随俄乌问题的缓解，欧洲天然气价格进入下行通道，带动居民用电价格出现回落，2023年4月德国、英国、意大利的居民用电价格回落至40-50欧元/MWh的区间，在此情形下，我们假设含储能终端单位综合成本约3.50欧元/W，测算欧洲户储IRR仍可达到6.51%-12.92%，此外，在锂电池、逆变器供应瓶颈缓解之后，产品成本亦有所下行，同时终端经销商环节亦存在较大让利空间，若后续终端价格有所下行，亦有望进一步提升欧洲户储经济性，并刺激需求释放，因此我们认为，欧洲户储当前仍然具备经济性，预计仍将贡献较大体量的装机需求。图表81.德国、英国、意大利三国居民电价走势图表82.欧盟27国天然气价格走势资料来源：HEPI，中银证券资料来源：HEPI，中银证券01020304050607080德国英国意大利（欧元/MWh）02468101214161820欧盟27国（欧元/MWh）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略47图表83.欧洲户用储能IRR弹性测算含储能终端单位综合成本（€/W）3.503.253.002.752.502.252.001.751.50居民电价（€/kWh）0.6018.52%21.15%24.15%27.62%31.73%36.69%42.83%50.69%61.13%0.5515.78%18.29%21.13%24.39%28.23%32.85%38.55%45.82%55.47%0.5012.92%15.33%18.02%21.09%24.68%28.97%34.24%40.94%49.80%0.459.87%12.21%14.79%17.70%21.06%25.04%29.89%36.03%44.12%0.406.51%8.84%11.36%14.14%17.31%21.01%25.48%31.07%38.41%0.352.60%5.05%7.59%10.33%13.36%16.83%20.95%26.04%32.65%0.30-2.54%0.40%3.20%6.04%9.05%12.38%16.22%20.87%26.80%0.25-14.16%-6.83%-2.71%0.73%4.02%7.40%11.12%15.44%20.77%0.20///-8.30%-2.97%1.20%5.19%9.43%14.37%资料来源：Ecowatch，Solarquotes，CEIC，北极星电力网，中银证券注：假设贷款比率50%，贷款利率3.60%，光伏系统成本2.50欧元/W，储能系统1.00欧元/W，不考虑峰谷价差新兴市场潜力逐步释放在供应瓶颈问题解决后，光储企业生产能力不再受限，逐步关注到亚非拉等新兴市场需求：以南非地区为例，当地缺电问题凸显，根据中国能源报消息，2022年南非电力供应情况进一步恶化，全年有205天出现了不同面积的停电，刷新了全年停电天数的最高纪录。2023年南非最大的电力供应商、国有电力公司Eskom更是开始轮流中断地区电力供应，单日最高停电时长超过10个小时。在此背景下，尽管南非政府已在逐步出台政策以解决电力危机，但大规模公用电力设施的建设需要较大的投资体量与较长的建设周期，对于当地居民而言，配置户用储能成为解决当前经常性断电问题的快捷、有效、经济的手段，受益于较低的出货基数，新兴市场储能需求有望在近期保持较高增长。根据世界银行预计，南非电池存储市场在中性情况下将从2020年的270MWh增长至2030年的9.7GWh，年均符合增速达到43%；而在最佳情况下将有望增长至15GWh，年均复合增速约49%。图表84.2020-2030年南非储能新增装机情况资料来源：世界银行，北极星电力网，中银证券全球储能需求展望：预计全球储能装机需求将保持快速增长全球储能装机需求有望保持快速增长：根据我们的测算，预计2023-2025年中国、美国和欧洲的储能装机需求总和将分别达到92.5GWh、163.6GWh、249.1GWh，CAGR有望超过64%。按照2022年中美欧储能需求占全球需求86%的假设进行预测，预计2023-2025年全球储能装机需求总和将分别达到107.5GWh、190.3GWh、289.7GWh。38%40%42%44%46%48%50%0246810121416中性乐观2020年装机量2030年装机量CAGR（GWh）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略48图表85.2023-2025年主要中国、美国和欧洲储能装机需求预测资料来源：中银证券0501001502002503002023E2024E2025E美国中国欧洲（GWh）2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略49投资建议光伏需求潜力无忧，产业链价格下降有望刺激需求超预期释放，2023-2025年需求有望超预期，中下游环节或存在超额利润空间。着眼长期建议优先布局在制造业产能释放过程中业绩有望保持较快增长的一体化组件、硅片、电站EPC、电池片、逆变器、组件辅材等环节，此外格局较好的高纯石英砂、EVA粒子等紧缺环节亦有业绩超预期兑现的可能；新技术方面，HJT电池产业化快速推进，性价比拐点到来后渗透率有望提升，建议优先布局HJT电池生产设备环节与在电镀铜、低温银浆国产化等方面进度领先的企业，同时建议关注在电池新技术方面宽口径储备的龙头企业。推荐晶澳科技、通威股份、天合光能、隆基绿能、晶科能源、钧达股份、阳光电源、林洋能源、锦浪科技、固德威、石英股份、联泓新科、福斯特、海优新材、迈为股份、英杰电气、金博股份等；建议关注芯能科技、南网能源、苏文电能、凯盛科技、TCL中环、双良节能、通灵股份、宇邦新材、大全能源、芯碁微装、罗博特科、横店东磁、亿晶光电、东方日升、德业股份、禾迈股份、昱能科技等。（表示机械组覆盖）海外部分区域储能经济性快速显现，国内新能源配储需求开始放量，中长期趋势基本确立；国内工商业储能需求有望因电力供需偏紧、峰谷电价差拉大等因素超预期释放。当前产业链格局尚未明确，建议优先布局有能力快速兑现订单的国内大储与工商业储能标的，以及具备海外渠道积累与盈利空间的储能逆变器与户储集成环节。推荐阳光电源、德业股份、固德威、派能科技等，建议关注苏文电能、芯能科技、南网能源、金冠电气、金盘科技、盛弘股份、科士达、新风光、科林电气等。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略50风险提示价格竞争超预期：光伏产业链部分环节以及储能系统集成环节有产能过剩的隐忧，如价格竞争出现超预期的情况，或对光伏与储能产业环节盈利能力造成不利影响。原材料价格出现不利波动：光伏组件后续盈利能力的修复以及储能装机需求的释放在一定程度上依赖于原辅材料成本的下降，如材料成本的下降幅度与速度不达预期，后续组件企业的盈利能力以及储能企业的出货量将受到负面影响。国际贸易摩擦风险：对海外市场的出口是中国光伏与储能制造企业销售的主要组成部分，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会对相关企业的销售规模和业绩产生不利影响。技术迭代风险：目前光伏电池片环节存在较明确的技术路线迭代预期，储能行业部分环节也存在多种技术路线，如电池组件一体化企业或储能制造企业的战略决策在技术迭代过程中出现失误，可能会面对存量固定资产的减值风险。新技术性价比不达预期：电池新技术对现有技术路线替代的核心因素是性价比，包含转换效率提升与成本降低两个大方向，如任何一个方向未来进度不达预期，均会对新型电池技术的整体性价比造成影响，进而延后新型电池技术的大规模产业化进程。新能源政策风险：目前光伏与储能行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。消纳风险：随着我国光伏、风电装机容量的提升，其发电出力的不连续性对电网造成的消纳压力逐步增大，如电网企业限制后续新能源发电的新增消纳空间，将对新能源发电需求造成不利影响。2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略51附录图表86.报告中提及上市公司估值表公司代码公司简称评级股价市值每股收益(元/股)市盈率(x)最新每股净资产(元)(亿元)2022A2023E2022A2023E(元/股)002459.SZ晶澳科技买入37.001220.822.383.8315.559.6612.78600438.SH通威股份买入31.821432.535.494.425.807.2014.98688599.SH天合光能买入37.75820.471.713.4122.0811.0712.89601012.SH隆基绿能买入27.602092.501.952.4514.1511.278.61300763.SZ锦浪科技买入95.25377.852.845.2033.5418.3218.84300751.SZ迈为股份买入140.00389.894.947.4728.3418.7438.36688223.SH晶科能源增持12.711271.000.270.7047.0718.162.84601222.SH林洋能源增持7.76159.870.480.5516.1714.117.25300274.SZ阳光电源增持103.721540.442.424.7542.8621.8413.59603688.SH石英股份增持104.37377.062.949.6035.5010.8711.31600481.SH双良节能增持12.50233.830.511.2124.5110.333.93301266.SZ宇邦新材增持54.0956.251.102.1949.1724.7013.63002865.SZ钧达股份增持127.68253.855.0813.8525.139.2210.09688390.SH固德威增持156.42269.795.2314.6129.9110.7121.22003022.SZ联泓新科增持23.27310.790.650.9035.8025.865.31688680.SH海优新材增持103.6687.100.575.39181.8619.2327.71603806.SH福斯特增持28.95539.681.182.1524.5313.4710.38300820.SZ英杰电气增持107.79154.902.373.4145.4831.6110.90688598.SH金博股份增持136.85128.746.407.7321.3817.7064.93688063.SH派能科技增持191.85336.948.1912.7723.4215.0256.11603105.SH芯能科技未有评级16.2681.300.380.5242.7931.273.59300982.SZ苏文电能未有评级60.69104.071.832.6533.1622.9018.29003035.SZ南网能源未有评级6.32239.390.150.2242.1328.731.73600552.SH凯盛科技未有评级11.38107.500.180.2163.1954.194.35300757.SZ罗博特科未有评级79.4687.830.241.01331.0878.677.92688517.SH金冠电气未有评级22.9231.200.581.0339.5222.255.50603050.SH科林电气未有评级15.4034.970.710.8721.6917.706.57002129.SZTCL中环未有评级36.391176.782.123.0517.1611.9312.33688303.SH大全能源未有评级44.53951.788.956.394.986.9722.72688663.SH新风光未有评级29.8941.830.921.4532.4920.618.35688676.SH金盘科技未有评级27.69118.240.671.1941.3323.276.57300118.SZ东方日升未有评级23.92272.691.061.6722.5714.3212.86002056.SZ横店东磁未有评级16.82273.611.031.3216.3312.744.78600537.SH亿晶光电未有评级6.5978.610.110.5161.4212.922.18301168.SZ通灵股份未有评级50.6060.720.962.2552.7122.4916.53300693.SZ盛弘股份未有评级37.55116.121.091.0634.4835.425.66002518.SZ科士达未有评级38.36223.431.131.8633.9520.626.49605117.SH德业股份未有评级123.82532.536.3511.5419.5010.7319.25688032.SH禾迈股份未有评级526.90295.069.5120.3655.4025.88117.74688348.SH昱能科技未有评级231.55185.245.1511.1244.9620.8247.99688630.SH芯碁微装未有评级73.2488.471.131.7764.8141.388.97资料来源：Wind，中银证券注：股价截止日6月9日，未有评级公司盈利预测来自Wind一致预期2023年6月11日光储行业2023年中期投资策略52披露声明本报告准确表述了证券分析师的个人观点。该证券分析师声明，本人未在公司内、外部机构兼任有损本人独立性与客观性的其他职务，没有担任本报告评论的上市公司的董事、监事或高级管理人员；也不拥有与该上市公司有关的任何财务权益；本报告评论的上市公司或其它第三方都没有或没有承诺向本人提供与本报告有关的任何补偿或其它利益。中银国际证券股份有限公司同时声明，将通过公司网站披露本公司授权公众媒体及其他机构刊载或者转发证券研究报告有关情况。如有投资者于未经授权的公众媒体看到或从其他机构获得本研究报告的，请慎重使用所获得的研究报告，以防止被误导，中银国际证券股份有限公司不对其报告理解和使用承担任何责任。评级体系说明以报告发布日后公司股价/行业指数涨跌幅相对同期相关市场指数的涨跌幅的表现为基准：公司投资评级：买入：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数20%以上；增持：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数10%-20%；中性：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数变动幅度在-10%-10%之间；减持：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数跌幅在10%以上；未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。行业投资评级：强于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现强于基准指数；中性：预计该行业指数在未来6-12个月内表现基本与基准指数持平；弱于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现弱于基准指数；未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。沪深市场基准指数为沪深300指数；新三板市场基准指数为三板成指或三板做市指数；香港市场基准指数为恒生指数或恒生中国企业指数；美股市场基准指数为纳斯达克综合指数或标普500指数。风险提示及免责声明本报告由中银国际证券股份有限公司证券分析师撰写并向特定客户发布。本报告发布的特定客户包括：1)基金、保险、QFII、QDII等能够充分理解证券研究报告，具备专业信息处理能力的中银国际证券股份有限公司的机构客户；2)中银国际证券股份有限公司的证券投资顾问服务团队，其可参考使用本报告。中银国际证券股份有限公司的证券投资顾问服务团队可能以本报告为基础，整合形成证券投资顾问服务建议或产品，提供给接受其证券投资顾问服务的客户。中银国际证券股份有限公司不以任何方式或渠道向除上述特定客户外的公司个人客户提供本报告。中银国际证券股份有限公司的个人客户从任何外部渠道获得本报告的，亦不应直接依据所获得的研究报告作出投资决策；需充分咨询证券投资顾问意见，独立作出投资决策。中银国际证券股份有限公司不承担由此产生的任何责任及损失等。本报告内含保密信息，仅供收件人使用。阁下作为收件人，不得出于任何目的直接或间接复制、派发或转发此报告全部或部分内容予任何其他人，或将此报告全部或部分内容发表。如发现本研究报告被私自刊载或转发的，中银国际证券股份有限公司将及时采取维权措施，追究有关媒体或者机构的责任。所有本报告内使用的商标、服务标记及标记均为中银国际证券股份有限公司或其附属及关联公司（统称“中银国际集团”）的商标、服务标记、注册商标或注册服务标记。本报告及其所载的任何信息、材料或内容只提供给阁下作参考之用，并未考虑到任何特别的投资目的、财务状况或特殊需要，不能成为或被视为出售或购买或认购证券或其它金融票据的要约或邀请，亦不构成任何合约或承诺的基础。中银国际证券股份有限公司不能确保本报告中提及的投资产品适合任何特定投资者。本报告的内容不构成对任何人的投资建议，阁下不会因为收到本报告而成为中银国际集团的客户。阁下收到或阅读本报告须在承诺购买任何报告中所指之投资产品之前，就该投资产品的适合性，包括阁下的特殊投资目的、财务状况及其特别需要寻求阁下相关投资顾问的意见。尽管本报告所载资料的来源及观点都是中银国际证券股份有限公司及其证券分析师从相信可靠的来源取得或达到，但撰写本报告的证券分析师或中银国际集团的任何成员及其董事、高管、员工或其他任何个人（包括其关联方）都不能保证它们的准确性或完整性。除非法律或规则规定必须承担的责任外，中银国际集团任何成员不对使用本报告的材料而引致的损失负任何责任。本报告对其中所包含的或讨论的信息或意见的准确性、完整性或公平性不作任何明示或暗示的声明或保证。阁下不应单纯依靠本报告而取代个人的独立判断。本报告仅反映证券分析师在撰写本报告时的设想、见解及分析方法。中银国际集团成员可发布其它与本报告所载资料不一致及有不同结论的报告，亦有可能采取与本报告观点不同的投资策略。为免生疑问，本报告所载的观点并不代表中银国际集团成员的立场。本报告可能附载其它网站的地址或超级链接。对于本报告可能涉及到中银国际集团本身网站以外的资料，中银国际集团未有参阅有关网站，也不对它们的内容负责。提供这些地址或超级链接（包括连接到中银国际集团网站的地址及超级链接）的目的，纯粹为了阁下的方便及参考，连结网站的内容不构成本报告的任何部份。阁下须承担浏览这些网站的风险。本报告所载的资料、意见及推测仅基于现状，不构成任何保证，可随时更改，毋须提前通知。本报告不构成投资、法律、会计或税务建议或保证任何投资或策略适用于阁下个别情况。本报告不能作为阁下私人投资的建议。过往的表现不能被视作将来表现的指示或保证，也不能代表或对将来表现做出任何明示或暗示的保障。本报告所载的资料、意见及预测只是反映证券分析师在本报告所载日期的判断，可随时更改。本报告中涉及证券或金融工具的价格、价值及收入可能出现上升或下跌。部分投资可能不会轻易变现，可能在出售或变现投资时存在难度。同样，阁下获得有关投资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