新能源行業市場分析

新能源行業市場分析

12023年度展望：關注需求釋放與新技術產業化

1.1在高景氣中兌現業績

2022至今電新行業指數波動較大,Q1-Q4指數分別9.6%、+13.9%、

-22.7%,+1.2%。全市場而言，2022年初至今指數上漲的行業僅有

3個，其中電力設備及新能源行業總體跌幅23.9%,位列第24位。

2022年前三季度，電力設備及新能源行業歸母凈利潤1669.4億元,

同比增長49.17%,在中信所有30個行業中，歸母凈利潤增幅位于

第4位，處于前列。

2022年前三季度全行業實現營'業收入同比增長34.0%,實現歸母凈

利潤同比增長55.0%,業績實現持續增長°從各子行業的歸母凈利潤

來看，增幅前三的子行業分別為新能源車（+136.0%）、核電

（+103.8%）、光伏（+88.3%）,與景氣度呈現強正相關關系。

1.2新能源投資三大趨勢

進入雙碳時代后，新能源經歷了波瀾壯闊的發展歷程，而當前仍然潛

力無限、挑戰無限。在繼續分析新能源未來方向之前，首先回答幾個

關鍵問題：已經發生了什么？2020年9月雙碳目標提出后，政策端

經歷了從頂層規劃，到基層細則的全面構建，而需求端由于天花板被

打開最先被刺激，快速增長的需求與短時間較難提升的供給形成了矛

盾，供需錯配加大了原材料端的成本上漲C與碳排放最直接相關、基

礎相對比較好的新能源發電和新能源汽車，增速不斷提升，帶領行業

不斷突破。我們在哪里？當前新能源已經度過從0至IJ1的初始快速野

蠻發展，正處于從1到N的規模化、產業化階段，新能源發電占比、

新能源車滲透率均處十從10%提升至50%的關鍵階段。但有許多領

域仍然處于發展早期，并且新能源占比快速提升帶來的消納壓力、貴

金屬依賴等問題亟待解決。新能源已經解決了發展“快”的問題，接下

來重點要發展“好”，解決短板、解決痛點，才能進入更高層次發展。

展望2023年，我們從宏觀、中觀、微觀三個視角，分析新能源行業

的政策、市場、技術趨勢，看好能源安全、國內大循環、技術降本提

速三個方向的投資機會：

宏觀視角：能源安全和促進新能源消費將是最強政策趨勢。經歷了

2021、2022連續兩年的缺電后，能源保供被提上了重要日程，加強

新能源配套建設保證能源安全愈發重要，包括傳統抽水蓄能、核電、

火電等均迎來新發展機遇。后疫情時代消費復蘇是最強主題，新能源

汽車的消費支柱作用愈發凸顯，有望獲得政策持續大力支持，進一步

帶動汽車、電池、智能化相關產業鏈。

中觀視角：核心原材料降價和國內大循環助推行業更上新臺階。在度

過產能瓶頸期、疫情影響的雙重作用下，硅料、碳酸鋰為代表的上游

原材料已開啟降價周期，產業鏈利潤分配將會重構，我們預計大部分

利潤將讓渡至下游開發商，加速行業降本C成本端的壓力釋放，以及

疫情對施工、物流、人員等因素影響消除，將使被積壓兩年的國內需

求得到完全釋放，大型風電、光伏集中式項目，以及配套的大型儲能，

有望迎來新一輪的快速發展。

微觀視角：具有產業意義的新技術孵化速度顯著加快。新能源新技術

層出不窮、百花齊放，資本助力也進一步加速新技術孵化。在眾多的

新技術中，能夠解決當前需降本、擺脫貴金屬依賴這兩大痛點的，迅

速脫穎而出。PET復合銅箔、銀包銅因為可顯著降低鋰電銅箔、HJT

低溫銀漿的成本，研發進度不斷加快，客戶不斷加速導入。鈉離子電

池、電鍍銅、無錮靶材可以解決對鋰、銀、鈿這些貴金屬的依賴，避

免未來可能的供應短缺及價格暴漲問題，代表了未來技術發展方向，

有望不斷取得進步直至實現規模量產。

2鋰電：結構性機遇主導未來市場

2.1鋰電將進入TWh時代

代，對應裝車量106.78GWh,市占率48.5%；比亞迪，裝車量

50.80GWh,市占率23.1%；中創新航，裝車量15.39GWh,市占率

7%o裝車量集中度頭部效應顯著，10月國內企業裝機量CR3已突

破76%。

2023年全球鋰電出貨量有望進入TWh時代。我們預計2023年我國

新能源車銷量有望首次突破1000萬輛，達到1050萬輛，同比增長

61.5%,到2025年有望增長至1985萬輛，CAGR達到45.1%。在

動力、儲能、消費需求的拉動下，預計2023年全球鋰電需求有望首

次突破1TWh,達到1.26TWh。受益儲能需求，磷酸鐵鋰占比持續

增長。磷酸鐵鋰的優勢在于低成本、高安全和長壽命，三元電池的核

心優勢是高能量密度。動力電池應用方面，隨著三元高鍥化技術趨勢

的進一步發展，未來高銀三元體系將主要應用于長續航的高端新能源

乘用車，磷酸鐵鋰及中銀三元電池主要應用于中低端新能源乘用車。

隨著儲能進入產業高速發展期，我們預計2023年儲能電池需求將大

幅增長，磷酸鐵鋰電池在全球鋰電池需求占比將進一步提升。

2.2材料價格先漲后跌，供需矛盾緩解

材料價格呈現前高后低走勢，供需關系已扭轉。囚終端需求不斷走高

加劇供需失衡，自2021年至22Q2核心材料價格攀升。伴隨產能逐

漸釋放，進入22Q3,除上游碳酸鋰/氫氧化鋰及受其帶動的正極材料

價格仍高位運行外，其他鋰電材料價格均進入下行區間，供需關系或

出現轉變。電池環節，方形動力三元及磷酸鐵鋰電芯價格一年以來漲

幅分別為15.1%、37.1%,對下游成本端造成較大壓力。

正極材料價格拐點已現。21年以來碳酸鋰及氫氧化鋰價格持續攀升、

至12月到達歷史高位分別為56.8/56萬元/噸隨即出現拐點。受上游

原料影響，正極材料價格自21年進入上升通道，與碳酸鋰及氫氧化

鋰同頻。目前上游鋰資源市場價格上升勢能明顯減弱，我們預計2023

年正極材料及前驅體企業將加強與上游資源企業的長協價格鎖定，穩

定自身盈利水平。

圖表12：碳峻任及氫氯化鋰價格走勢

據我們測算，2025年全球磷酸鐵鋰/三元正極材料需求量有望分別達

至324/134萬噸，接近2022年的3倍。我們假設未來全球新能源汽

車滲透率進一步提升，動力電池需求量繼續高速增長；儲能領域鋰電

池產量預計將保持較高增速，超過3C成為第二大鋰電池應用領域;

我們預計2022年全球鋰電池需求將達到2190GWh,對應磷酸鐵鋰

材料/三元材料需求量分別為324/134萬噸，行業2022-2025年

CAGR分別可達42.26%/28.60%,磷酸鐵鋰增速更為迅猛。新技術

帶來行業發展新動能。正極材料技術更新速度加快，三元材料中提高

銀含量三元材料的理論容量上升，相較于其他路線，高銀路線具有更

強的體系適配性，可以進行更快速的產品迭代。我們預計，至2025

年高鍥正極材料的需求有望達到71萬噸，2022—2025年CAGR為

44%o磷酸鎰鐵鋰與磷酸鐵鋰具有相近的理論放電克容量，但是磷酸

錦鐵鋰材料的電壓平臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的理

論能量密度，并且在低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。經我們測算,

磷酸錦鐵鋰的總需求量在2025年有望達到39.24萬噸，2022-2025

年CAGR為200%,三元材料的高銀化、單晶化和磷酸鋅鐵鋰產品

逐步成熟，商業化進程加快，具有較早技術升級、供應鏈穩定通暢及

深度綁定下游客戶的正極材料企業有望進一步鞏固行業地位。

負極材料價格進入下行通道。負極上游材料石油焦和針狀焦一年漲幅

分別為27.3%和45.3%左右，上游原料石油焦過去一年漲幅明顯，

關鍵工藝石墨化加工費較2021年穩中有降，疊加負極頭部企業的一

體化布局，過去一年負極材料價格較為平穩，中端人造石墨、中端天

然石墨價格較去年同期分別上漲-3.6%/+5.0%左右。

石墨化加工費影響負極廠商盈利能力。受2021年石墨化產能緊缺,

加工費上漲的影響，石墨化自給率相對較低的廠商貝特瑞、中科電氣、

翔豐華等負極材料毛利率出現明顯下滑，分別下降5.47/7.64/2.66pct；

而石墨化自給率較高的璞泰來（負極毛利率?1.6pct）和杉杉股份（負

極毛利率+0.9pct）受到的影響較小。而可實現石墨化完全自給的尚

太科技，18-20年毛利率居于各廠商首位。

圖表19:各企業負極材料銷售毛利率

南太科技------貝特瑞------發秦來

中科電t------杉杉般份------珊卓華

據我們測算，預計2025年全球負極材料需求量有望達到218.96萬

噸，2022-2025年CAGR達37.12%。我們假設未來全球新能源汽車

滲透率及單車帶電量逐步提升，帶來動力電池產量高速增長；假設用

于消費電子等領域的小型電池維持當前的行業增速穩健成長；儲能領

域鋰電池產量預計將保持較高增速，超過3C成為第二大鋰電池應用

領域；我們預計2022年全球鋰電池需求將達到2190GWh,對應負

極材料需求量為218.96萬噸，行業2022-2025年CAGR可達37.12%。

石墨化產能逐漸釋放，材料供需關系將獲改善。負極材料企業為控制

成本，保障供應安全，21年以來，貝特瑞、璞泰來、杉杉股份、凱

金能源等頭部企業紛紛開始建設產能在20萬噸以上的大規模一體化

項目，鑄造負極頭部廠商的核心壁壘。

我們根據各公司公告統計了截至2021年底的各廠商負極及石墨化產

能情況，尚太科技和璞泰來的石墨化自給率位于Top7企業中的領先

水平；杉杉股份的石墨化自給率預計將隨著眉山一體化項目的建成而

顯著提高；貝特瑞由于此前天然石墨占比較大，對于石墨化產能的建

設相對較少，不過隨著未來公司對于人造石墨一體化項目的建設落地,

也將實現人造石墨產能的石墨化高自給率。凱金能源、中科電氣和翔

豐華21年底的石墨化自給率分別為44%、32%和43%,隨著建設項

目的投產，未來也將呈現快速上升的趨勢。我們預計隨著一體化項目

的建成投產負極材料的價格將穩中有降。具有一體化布局、成本控制

優勢明顯的負極企業或將受益。

電解液價格走低。21年末至22年Q1電解液及六氨磷酸鋰價格維持

平穩，進入4月份六氟磷酸鋰價格回落，疊加添加劑、溶劑價格下行，

電解液價格開始下降，至7月，電解液及六氟磷酸鋰價格趨穩。

LiFSI需求量迎來高速增長期。LiFSI在電導率、化學穩定性以及熱

穩定性等方面擁有更好的表現，可以作為電解液中添加劑或作為鋰鹽

能夠為電池提供更高的循環壽命以及高低溫性能，我們預計至2025

年，隨著三元高鍥化趨勢的深入以及4680電池的放量，LiFSI作為

電解液添加劑/鋰鹽使用的比例將分別由當前的1.5%/4%左右提升至

5%/8%左右。我們預計LiFSI的總需求量在2025年有望達到34.6

萬噸,2022-2025年CAGR為84.76%。其中作為添加劑使用的LiFSI

的需求量在2025年預計有望達到13.3萬噸，作為鋰鹽使用的LiFSI

的需求量在2025年預計有望達到21.3萬噸。

圖表25:隔膜價格走勢

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2.50

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鋰電材料中，鋰礦和隔膜2023年供給仍偏緊，兩者限制為剛性的設

備和資源，其余材料隨著產業鏈各環節新增產能逐步釋放，多數材料

供需關系或將重建，我們預計可能在多個鋰電材料環節將逐漸出現產

能過剩，整體價格將進一步下行，未來多環節鋰電材料格局或將優化。

2.3新技術產業化加速

4680電池促進高銀硅基新體系市場化進程提速。4680構型電池對于

硅基負極的膨脹問題起到了很好的限制作用，也受益于高鍥硅基體系,

其能量密度獲得大幅提升空間。高銀+硅基體系可以使動力電池能量

密度達到最高可達至300Wh/kg以上級，能夠為長續航里程車型提供

動力來源。

特斯拉在今年2月宣布在美國加州試點工廠下線第100萬顆4680電

池，在其加州試驗線跑通后于今年Q3開始在德州超級工廠開始生產

4680電池，在今年12月特斯拉宣布已實現周產86.8萬顆4680電

池，可支持每周1000輛ModelY電動汽車的裝機，按照當前進度，

我們預計明年特斯拉可以實現4680電池的大規模量產。國內多家動

力電池企業4680電池進展亦較為順利，億緯鋰能8月宣布公司首件

搭載自主研發4680系列大圓柱電池系統產品成功下線，9月宣行獲

得寶馬集團大圓柱電池定點；寧德時代今年9月也與寶馬集團簽訂

46圓柱電池供應協議；除此之外，比克電池、蔚藍鋰芯等多家國內

企業也有樣品交付或產線建設，隨著4680電池生產工藝的進步，我

們預計未來還會有更多的主機廠與動力電池企業在此領域持續發力。

我們預計，4680電池可以在2023-2025實現產能爬坡，2025年預

計市場需求有望達141GWh,由4680直接需求帶動的高銀正極、硅

基負極需求在2025年分別為23萬噸和14萬噸,2022?2025年CAGR

為161%。

復合銅箔為高能量電池降本增效。傳統鋰電銅箔由銅原料制成，而復

合銅箔則是在高分子材料的表面進行鍍銅，剖面呈現“三明治”結構。

由于高分子材料的低密度、低成本以及絕緣性復合銅箔能為電池帶來

更高的能量密度、更低的材料成本和更高的安全性。

圖表29:復合集流體提升電池安全性

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多家企業積極布局，產品成熟度上仍需突破。目前布局PET銅箔的

電池廠以動力、儲能為主，寧德時代通過參股重慶金美布局PET銅

箔，其已在復合集流體技術與產業化方面取得了較大進展；此外，國

軒高科、比亞迪也在積極布局，搶奪先機。儲能應用端：廈門海辰布

局超前，目前已經定有兩條線做復合銅箔c產品成熟度上，重慶金美

已實現商業化應用，進入量產階段，其他公司產品在送樣測試階段,

尚未達到終試階段，產品存在銅層無法增厚、掉粉現象，仍需突破前

端瓶頸。

PET銅箔可顯著降低原材料成本并提升電池能量密度。經我們測算,

6.5pm的PET銅箔較6Pm/4.5pm傳統銅箔可分別降低62.15%及

51.33%的原材料成本。電池容量為50kWh前提下，6.5pm的PET

銅箔較6Pm/4.5pm傳統銅箔可分別提升能量密度9.64%及5.75%。

PET銅箔產業化開啟300億市場新空間。PET銅箔在安全性和成本

方面顯著優于傳統銅箔，并且能為動力電池提升能量密度，考慮到產

品具備多方面的優勢，我們預計PET銅箔在銅箔市場的滲透率將快

速提升。經我們測算，2025年PET銅箔滲透率有望達至IJ20%,對

應需求量為50.49億平米，PET銅箔的市場空間為302.96億元，

2022-2025年CAGR為272.19%。

磷酸鎰鐵鋰兼具電壓及成本優勢，商業化進程提速。磷酸鎬鐵鋰

（LMFP）與磷酸鐵鋰（LFP）同屬橄欖石型結構，晶體結構穩定性

高。二者具有相近的理論放電克容量，但是磷酸錦鐵鋰材料的電壓平

臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的理論能量密度，并且在

低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。目前制約其大規模應用的難點在

于磷酸鎰鐵鋰具有較大的比表面積和欠佳的導電性，較大的比表面積

使得材料具有較強的吸水性，這對后續材料的涂布及電池循環脹氣均

有不利影響，導電性則在部分程度上影響電池的阻抗，降低其功率性

能。產業化進展：材料端，德方納米、容百科技、當升科技均有產能

布局并在積極推進產業化。電池端，寧德時代M3P電池已經逐步推

向市場；中創新航、欣旺達、國軒高科等電池生產企業均具有相關技

術儲備。磷酸錦鐵鋰有望在2025年市場規模達到39萬噸。我們假

設1）在動力電池領域在2025年磷酸錦鐵鋰實現對于磷酸鐵鋰的小

幅替代滲透率為10%;2）磷酸鎰鐵鋰與三元混用方案逐步普及，2025

年混用方案在三元市場中滲透率為20%,混用方案中磷酸鎰鐵錘摻

雜比例為20%。經測算，預計磷酸錦鐵鋰的總需求量在2025年有望

達到39.24萬噸，2022-2025年CAGR為200%。

3光伏：硅料價格下行推動需求回升

3.1光伏短期波動不改長期趨勢

出口遇冷，迎短期低谷。2022年光伏行業在海外需求的催化下迎來

了全產業鏈的開工率上升和大量新建、新規劃的產能。但隨著歐洲天

然氣儲量逐步上升和三季度以來歐洲分時交易電價下行，歐洲光伏需

求逐步減弱，同時經過二季度大規模出口后，海外經銷商組件庫存處

于相對高位且海外缺乏足夠的安裝力量，部分項目推延至2023年。

因此8月份以來，我國組件出口連續三月下滑，出口需求遭遇短期瓶

頸。

硅料價格下行，長期紅利即將到來。硅料價格在硅料產能持續釋放且

需求短暫下降的背景下于2022年11月底迎來拐點。我們認為2023

年硅料價格有望受到新增產能的影響而持續下行，組件價格下降將釋

放大量潛在光伏裝機需求，膠膜、銀漿、玻璃、支架等核心輔材有望

迎來量利齊升，同時下游電池、組件環節盈利水平有望回升，部分上

游環節如EVA/POE粒子、石英砂或出現供應瓶頸。

35:無K#我及y4r300/套圖

-------4X300——走伏加收(B84O45WI)

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國內外需求短期下滑。2022年1-10月，我國光伏裝機達58.24GW,

同比增長98.7%；10月單月裝機5.64GW,同比增長50.4%,環比

下降30.6%,市場預期硅料價格即將下行，導致部分需求被壓制或延

遲至明年。2022年1?10月，我國光伏累計出口達137.7GW,同比

增長66.2%,10月單月出口11.7GW,同比增長14.7%,環比下降

7.5%,較今年7月份高點下降24.5%,海外需求在三、四季度呈現

逐月下滑趨勢。

光伏組件需求仍將隨著度電成本下降而快速上升。光伏已逐步擺脫補

貼依賴，進入新的平價大時代，其已經擁有了比拼火、風、核的度電

成本（LCOE）。而且N型電池新技術使其擁有強大的降本增效潛力。

根據中國光伏行業協會預計，2022年全球光伏裝機將達205-250GW。

我們認為未來在光伏組件持續降本推動下，每年新增裝機將保持20%

以上的增速。

各環節降本增效持續進行，新技術將是2023年的投資方向。在新技

術和硅料價格下行背景的驅動下，我們預計2023年集中式電站占比

將環比提升。我們認為硅片薄片化、電池、組件及相應輔材是主要的

投資環節，具體領域有切片、金剛線、TOPCon電池組件、HJT電

池組件、BC類電池組件、銀包銅、銅電鍍、POE膠膜、石英制品、

EVA/POE粒子、跟蹤支架、光伏玻璃等。

3.2硅料價格進入下行周期

硅料產能持續釋放，硅料價格進入下行周期。2022年11月，我國硅

料單月產量達9萬噸，同比增長105.0%,環比增長4.0%,創造歷

史單月產量最高值。2022年11月我國多晶硅累計產量71.38萬噸,

同比增長62.0%。在2022年6、7、8月我國多晶硅企業經歷火災事

故、安全檢修及限電限產后，國內硅料企業在9-11月迅速恢復生產，

同時通威、大全、新特、協鑫、東方希望等企業新產能不斷投產爬坡，

我們認為2023年硅料價格將持續下行。電池組件環節有望持續受益。

從2021年初以來，硅料價格最高漲幅達265%,硅片/電池/組件最高

漲幅分別為94%/41%/15%,下游毛利率被較大程度壓制。而從2022

年11月底以來，硅料價格較高點累計跌幅達5.0%,硅片/電池/組件

跌幅分別為6.8%/2.2%/1.0%。硅片因產能釋放相對過快，庫存不斷

提升導致短期價格下跌幅度較大。而因電池處在技術迭代階段，產能

相對短缺，因此電池組件環節有望持續受益。我們認為隨著硅料價格

下行，原材料對于產業鏈的壓制將有望解除，需求將會較大增加，對

于下游電池組件及相應輔材環節來說，存在量利齊升的機會。

圖表40:2020^2022年國內多晶硅產量（萬噸）

海運價格大幅下降，2023年光伏出口蓄勢待發。根據Drewry統計,

近一年WCI（世界貨柜運價綜合指數）從9262.02美元/40ft下降至

2138.70美元/40億累計跌幅達76.91%,當前上海t。鹿特丹運價僅

為1686美元/40億我們認為我國光伏組件出口成本有望顯著降低，

同時貨運周期下降疊加硅料價格下行有望提振2023年海外光伏組件

需求。

3.3高效電池時代來臨

高效電池效率不斷提升。今年以來，高效電池量產、實驗室效率均快

速提升。PERC電池已達效率提升天花板，后續提效空間不大，而

TOPCon、HJT降本提效速度領先于其他電池，目前實驗室效率記錄

分別達26.40%、26.81%,高于目前PERC電池效率記錄2pct左右。

高效電池實驗室效率不斷提升意味著量產效率仍有較大的提升空間，

我們認為TOPCon、HJT降本提效有望持續進行，市占率進一步提

升。

N型高效電池產能快速釋放。根據PVInfolink預計,2023年TOPCon.

HJT產能將分別達125、39GWoN型電池因轉換效率高、溫度系數

低、雙面率高、弱光響應好而在LCOE體系下具備成本優勢，當前

TOPCon相對PERC溢價約在0.1-0.15%/W,HJT約在0.15-0.2元

/W,我們認為N型電池組件有望為企業帶來超額收益。

圖哀44：高效電池產怛科放情況(GW)

■TOPConBHJTBP-IBCBIBCABC

HJT產線逐步接近規模化量產。當前邁為股份的HJT單線產能達

600MW,雙面微晶設備已經成熟。愛康科技、金剛光伏、華晟新能

源等多家HJT企業規劃“GW”級擴產，有望實現24.7%及以上的量產

效率。HJT電池在銀包銅、銅電鍍、SMBB、低錮靶材、薄片化、210

半片、鋼網印刷推動下逐漸迎來量產新時代。

3.4輔材環節大有可為

膠膜需求有望跟隨組件需求快速增長。根據我們測算，假設

2023-2025年全球新增裝機分別為335/421/514GW,則考慮不同膠

膜的克重后，EVA/POE粒子對應需求分別為142/164/185萬噸和

43/65/93萬噸。

POE粒子相對短缺。根據PVInfolink統計，2022-2024年EVA/POE

粒子有效產能分別為130/163/190萬噸和31/48/59萬噸。我們根據

供需測算預測，POE粒子將在2023年下半年呈現緊平衡狀態，在

2024年出現短缺情況，POE供給短缺或壓制部分TOPCon產能釋

放。一、二線膠膜企業有望憑借較高的粒子庫存在粒子緊缺時有望獲

取超額收益。

漿料企業有望受益于N型電池產能釋放。N型電池將帶來漿料耗量

的增加，根據PVInfolink統計，當前TOPCon銀耗在12.8-15.8mg/W,

HJT銀耗在20.2-25mg/W,而傳統PERC因絲網印刷且漿料體系較

為成熟，耗量僅為9.3-12.4mg/W。耗量上更多意味著N型電池漿料

市場空間更大，當前PERC單瓦漿料成本約為0.05元/W,TOPCon

和HJT單瓦漿料成本分別約為PERC的1.5,2.7倍。

圖表49:不同電池單瓦漿料成本(^N)

銀漿市場空間將維持20%左右的增速穩定增長。根據我們測算，

2022-2024年全球裝機有望達到255/335/421GW,對應電池片產量

分別為305/403/505GW。假設HJT、TOPCon仍有較大的降本提效

空間，未來銀單耗有望進一步下降，但由于N型產品處在迭代初期，

N型漿料耗量仍處于較高水平，且價值量相比PERC銀漿有望提升。

經我們測算，2022-2024年全球銀漿需求量有望分別達

4789/6151/7443噸，對應市場空間分別為221/264/323億元，CAGR

達19.35%。

光伏玻璃供需有望在2023年下半年迎來轉機。江蘇、寧夏、山東聽

證會審批信息相繼公布，公示規模較上報項目大幅減少、同時項目預

期點火時間延遲約6-9個月。我們認為當前工信部對高耗能的光伏玻

璃行業有望采取穩步釋放策略。隨著明年硅料價格下降帶動的集中式

電站放量，雙玻組件占比有望進一步提升，光伏玻璃供需關系將逐步

收緊，進而促使光伏玻璃企業盈利能力回升。

4風電：裝機大年關注“雙海”占比

迎接風電裝機大年。2023年風電行業將進入加速建設期，2022年行

業招標規模已突破100GW,創歷史新高。在行業充沛的招標規模支

持下，預計2023年新增風電裝機將達到70-80GW,在2022年的基

礎上實現翻倍的增長。無懼風機低價交付周期。與裝機量高增并存的

是陸上風機價格進入低價交付周期，市場較為擔憂產業鏈整體盈利能

力承壓。我們認為，整機廠可通過提高海上風機出貨比例、出口比例，

以及新能源電站業務保障盈利能力，零部件企業將受益于原材料價格

下跌、海風大兆瓦產能放量、出口需求提升，盈利能力有望得到修復。

4.1裝機需求明確，大型化進程加速

需求：風電建設加速

預計22年風電裝機并網35GW。根據國家能源局披露，2022年1-10

月，我國風電裝機并網規模達21.4GW,同比提升10.2%。2020年、

2021年分別是陸上風電項目和海上風電項目享受國家補貼的最后一

年，在11月-12月的新增裝機量分別達36.1GW/28.4GW,行業出

現“搶裝”的情況，但由于2022年國補退出再結合甘肅、內蒙古筆北

方地區受疫情影響較為嚴重，預計今年風機出貨50-55GW,實際裝

機并網35GW。招標規模創歷史新高，裝機需求明確。根據我們不完

全統計，截至2022年12月42022年我國風電招標規模已突破

100GW,其中陸上風電招標規模達79.7GW,海上風電招標體量達

23.6GW（含框架競標），均為歷史新高。考慮到陸上風電項目1年，

海上風電項目兩年的建設周期，今年的招標體量為明后兩年陸上風電

和海上風電的裝機需求筑造了堅實的基礎。

圖表55:2022年我國海上風機招標規模

受益于風光大基地加速落地，沿海省市積極推動海上風電建設，我們

預計2022-25年我國風電新增裝機（并網口徑）分別為

35/75/88/99GW,年均新增裝機為74GW,對應CAGR為41%,

供給：大型化+原材料價跌保障盈利水平

風機大型化趨勢不改，單機功率持續提升c據CWEA統計，2021年

我國新增陸上風機單機平均功率為3.1MW,同比+21%；新增海上風

機單機平均功率為5.6MW,同比+14%。截至2022年11月，本年

開標的陸上及海上風電項目機組平均功率分別達到4.5MW/8.0MW,

本年招標的項目中，接近61%的陸上風電項目機組單機平均功率為

5MW及以上，超過63%的海上風電項目機組單機平均功率大于8MW,

風機大型化趨勢萬興未艾。

圖盤59:2022年1-11月我國陸上風機中標份額

■遠景能源,金風科技?明陽智修?三一立鮑運達股份中率山東?東方電三-其他

陸風進入平價周期。由于風機大型化降本+市場競爭激烈，陸，風機

價格近年來持續下探，根據我們不完全統計，2022年1—11月，我國

陸上風機（含塔筒）的中標均價為2300元/kW。

陸風格局有望優化。過去兩年，由于陸上風電搶裝導致頭部廠商訂單

溢出，2021年陸上風電裝機CR5為57%,2021、2022年1―11月，

我國陸上風機中標份額CR5分別為77%與74%。我們認為，陸上風

電國補退出后，激烈的市場競爭推動行業格局優化。

原材料高位下跌，成本壓力趨緩。直接材料成本是風電企業的核心成

本構成，截至2022年12月，生鐵、廢鋼、中厚板、銅價格分別同

比下降12%/13%/22%/4%,較22年Q1分別同比下降

17%/22%/23%/9%,雖然2023年風機進入低價交付周期，但風電原

材價格回落有望緩解盈利壓力。

4.2海風景氣度高企，平價進程提速

規劃充沛，2022-25年均新增海風裝機有望達到12GW。截至2022

年11月，我國沿海省市已發布“十四五”海上風電發展規劃，整體規

劃新增裝機規模有達到61GW。除去2021年16.9GW的新增海風裝

機量，2022-25年我國年均新海風增裝機有望達12GW。2023年海

風裝機有望迎來較大幅度增長，我們預計2022年裝機4-5GW,2023

年裝機10-12GW,漲幅達100%-140%。

風機大型化助推平價進程。受益于風機大型化，海上風機價格呈下降

趨勢，根據我們不完全統計，月至今，我國海上風機（含塔筒）

中標均價為3979元/kW,2019-2020年海上風機中標價為6000-7000

元/kW,下降幅度為35%-45%。風機成本約占海上風電項目總成本

近40%,風機成本的下跌助推我國海上風電平價進程加速，截至2022

年12月，我國己公開平價海上風電項目容量達51GW,其中預計到

2023-25年并網平價項目容量達22GW,平價項目占2023-25年總

裝機規模接近50%o

各省平價進程不一，部分地區已具備平價條件。由于各沿海省市的風

力資源、建設成本、電價不一，導致各地的實現平價的進程不一致。

海風項目建設周期一般為兩年，若按2021年的建設成本去測算2023

年并網項目的平價進程，按資本金收益6%測算，廣東、福建、海南

得益于較好風力資源與較高的標桿電價，己具備平價條件，江蘇距離

平價約有1分錢的差距。目前我國已有四個省市出臺海上風電補貼政

策，隨著更多地補政策推出，我國海上風電平價進程有望進一步加速。

國裊65:通海才市斗儻進秋謝算

球”■件杳拿金反算

I<1Q*1>^1僅\n/“mR41乂」*■/

(Sih)現小逸博A(VW)

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上今3080-M501400004IS500061190

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r東2750-370015500O4S3已?件已乎價

廣西2420-320013000042070MS1400

涔扁242O-J55O13000042W已?青已平倚

政策鼓勵深遠海，專屬經濟區推進打開長期空間。我國專屬經濟區范

圍的海風建設仍處于萌芽階段，繼《海上風電開發建設管理辦法》明

確我國海風項目建設需獲得用海預審和海域使用權，已有多個地區出

臺了關于國管海域以及專屬經濟區海域的海風政策及規劃。大力推進

我國海上風電的深遠海進程。根據華東勘測設計研究院披露，“十四

五”期間沿海省市的在國管海域的開工目標接近68GW,我們認為若

未來專屬經濟區海風項目開始推進，有望大幅提升我國海上風電市場

空間，2023年或啟動開工，“十四五”內有望實現小批量并網，為葉

五五”的海風建設提供資源儲備。

4.3零部件龍頭受益歐洲風電發展

需求：關注歐洲海風中長期市場空間。2020年11月，歐盟委員會宣

布將海上風電裝機量從12GW增長到2030年的60GW,到2050年

達到300GWo22年1月俄烏沖突發生后，歐洲多國陸續提速海風規

劃裝機量。根據GWEC測算，預計2022-31年間歐洲新增海風裝機

總計將達141GW,CAGR為24%。

供給：風機價格持續提升，盈利能力不升反降。截至2022Q2,Vestas

的風機合約價已上升至970歐元/kW,同比+15.5%；截至2022Q3,

西門子歌美颯的陸上風機合約價已上升至890歐元/kW,同比+41.3%。

歐洲整機廠提升風機價格并沒能保障其盈利水平；2022Q2,Vestas

毛利率為2.9%,同比?7.7pct,西門子歌美颯2022Q3度息稅前利潤

率為-14.0%,同比-18.8pct。

大宗商品價格通脹、航運費率飆升以及供應鏈中斷共同導致歐洲整機

廠雖然風機價格上行，但盈利能力卻不升反降。原材料維度，2021

年初歐洲鋼材價格指數持續走高，于2022年4月初達到近10年的

高點；航運費率維度，由于風電設備較大，一般采用海運的方式運輸，

而海運所需的船用燃料自2020年起持續攀升，進而導致海運費用提

高，波羅的海運費指數于2021年末達到近十年來的高位。供應鏈維

度，由于疫情反復、海運費高企，近兩年我國風電零部件企業的出口

比例下滑，鑄件、主軸、塔筒、樁基等環節的7家樣本公司出口業務

的平均營收占比由2019年的36.2%下滑至2021年的27.0%。從歐

洲整機廠的角度切入，供應商選擇減少降氐了整機廠議價能力，供應

商更容易將原材料成本的提升傳導至整機廠，供應鏈中斷是歐洲整機

廠盈利能力下降的核心原因。

圖表72：近年歐洲鋼鐵價格指數走勢

歐洲鋼扶價格指數

400

300

200

100

峰

告

4W&34444&闿

860

。gZ

二OO

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O0ZC0OZoOO00

ZZZzZZZZZZ

零部件龍頭大兆瓦產能布局充分，已進入歐洲主機廠供應體系。風機

大型化趨勢下，各個零部件環節同樣需要升級來匹配更大功率的風機,

而零部件環節的大型化匹配能力或在技術、產能擴建等方面受到制約。

歐洲業務開拓方面，我國零部件企業領先于整機廠，大部分風電零部

件領軍企業已進入歐洲頭部主機廠的供應體系。我國風電零部件龍頭,

有望憑借更充足的大兆瓦產能及交付能力，受益于歐洲海風需求增長。

現階段，我國疫情緩解、海運費下降，再結合歐洲整機廠盈利能力改

善需求迫切，我們認為歐洲整機廠對我國風電供應體系的依賴有望提

升，我國零部件龍頭企業有望憑借領先的研發實力攻克技術難點、資

源優勢擴建大兆乩產能、以及已開拓的優質歐洲客戶，率先受益十歐

洲海風需求提升帶來的行業紅利。

5儲能：關注經濟和安全兩大主線

5.1裝機需求有望再創新高

22Q4招投標旺盛，有望支撐2023年裝機持續高增。2022年1-11

月，我們共統計到國內13.0GW/27.2GWh的儲能系統采購及EPC

中標項目，且四季度以來中標規模已累計達12.5GWh,招標項目共

計10.7GWh,有望強力支撐2023年裝機量持續高增。2022年驅動

國內裝機的最主要因素是新能源強制配儲的政策，中標項目中搭配風

光項目建設的能量比例為51%,獨立及共享儲能占比37%,電網側

項目占比8%o

強配項目占比下降，廠商盈利有望改善。據中電聯調研統計，我國電

化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%,而新能源配儲系數僅為

6.1%。根據我們的統計，2022年配儲項目EPC平均中標價僅為1.75

元/Wh,較獨立及共享儲能項目的2.15元/Wh低18.6%。強配項目利

用率低，.業主方付費意愿差，儲能設備供應商的成本壓力亦難以傳導。

不過隨著各地疏通儲能商業模式的政策逐漸落地，中標項目中配儲項

目占比呈明顯下降趨勢，儲能廠商的成本傳導有望更加通暢。

圖表80:配儲項目EPC平均中標價較低（元加）

預計2026年全球儲能新增裝機404.2GWh,2022-2026年CAGR

為70.5%。美國市場受光伏“雙反”關稅停征和IRA法案的提振，我們

預計2023年起光伏+儲能裝機有望明顯提速。歐洲戶儲市場在補貼

政策支持、經濟效益突出和能源危機對消費者心理影響的多重作用下,

有望維持高景氣度；歐洲大儲市場在英國和愛爾蘭的電網側項目，德

國、法國、比利時、荷蘭等國的發電側項目驅動下也有望取得較高增

速。

5.2儲能項目經濟性有望改善

獨立儲能電站盈利模式逐漸明晰。2022年6月國家發改委和能源局

聯合發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》

以來，各地方政策紛紛落地，逐漸確定了現貨市場套利、容量租賃、

容量補償和輔助服務收益為獨立儲能主要收益來源。

項目經濟性尚有不足，但邊際有望向好。以山東省為例，獨立儲能以

容量租賃、容量補償和現貨市場套利作為主要收益來源，在當前的運

行條件和現貨價差下，我們測算項目IRR為4.6%,經濟性不足。但

目前電站租賃比例較低，未來隨著風光裝機增加及強配項目的減少，

租賃比例有望提升至100%,對應的IRR可達到7.2%。當前現貨巾

場可供2h儲能系統滿充滿放的套利空間相對有限，若價差或每口調

用次數提高30%,IRR可達到6.5%。若租賃比例和價差同時改善可

使IRR提升至9%。

對于新能源電站投資方而言，租賃相較自建更有利于維持項目IRRo

以共享的形式出租儲能資源，不僅可使儲能本身獲取較多收益，同樣

有利于新能源電站的成本控制。根據我們的測算，假設光伏利用小時

數為1500h,棄光率為2.5%,新建100MW光伏電站需按10%-2h

配建或租賃儲能設施。光伏電站不配套儲能的IRR為6.89%,若只

考慮儲能提供消納的功能，自建儲能將使項目IRR降低至5.63%,

而以150元/kWh/年的價格租賃相應容量的共享儲能可使IRR維持在

6.11%。

5.3儲能安全相關價值量提升

全球范圍內儲能火災事故頻發。據我們不完全統計，2017年—2022

年10月，全球范圍內共發生59起以上儲能火災事故。其中2021年

以前事故主要集中在韓國，多數由三元鋰電池引發，因此減緩了后續

韓國儲能裝機進程，并使得三元電池逐漸退出了儲能市場。2021年

以后，中國、美國、歐洲、澳洲等儲能發展迅速的地區均發生了多起

嚴重事故，造成大量損失。

圖表86:全球歷年儲能安全事故次數（次）

■儲能安全事故次數

20

201720182019202020212022

儲能安全領域新國標或將出臺。國家標準《電化學儲能電站安全規程》、

《電化學儲能電站設計規范》完成公開征求意見，或將在2023年正

式發布。新的標準在主動安全、報警系統、探測器等方面的要求更加

嚴格，比如強調了火災報警系統、自動滅火系統與空調、監控、排風、

探測等系統的聯動性；對自動報警系統、自動滅火系統提出更加具體

的要求；強調事前預警的重要性等。

儲能消防系統價值占比有望提升。據青鳥消防公告，目前儲能消防領

域仍主要采用艙級方案，在整個儲能系統中的價值占比為1%—3%左

右；隨著儲能安全領域相關政策、標準的逐漸落地，艙級方案配置的

探測器種類和數量提升，氣體消防和細水霧消防協同配置，價值占比

有望向3%-4%拓展；而隨著Pack級方案滲透率逐漸提升，預計價

值占比5%—7%是有望落地的方案。

儲能安全是系統性工程，更先進的消防設計往往與液冷系統相結合。

液冷電池Pack普遍具備IP67等高防護等級，得以滿足簇級或者Pack

級消防對于電池結構密封要求的提升；液冷儲能系統普遍具備更高的

集成度，采用非步入式結構，電池機柜間可采用防火隔板進行隔離，

減少相互影響；更重要的在于，液冷系統可降低電芯之間的溫差，使

整個系統在適宜的溫度工作，從源頭上減少儲能系統發生熱失控的概

率。

當前國內儲能液冷滲透率較低，海外市場對液冷接受度較高。據GGII,

2021年國內儲能領域液冷溫控滲透率僅為12%,我們預計2025年

有望迅速提升至60%。海外市場缺乏統計數據，但從全球系統集成

龍頭Fluence的產品結構變化可以看出液冷滲透率快速提升的趨勢。

Fluence在2020年以前的集成產品均為風冷方案，2020年后推出的

新一代產品中，光伏配儲和工商業儲能產品提供風冷和液冷兩種選擇,

電網級儲能產品僅提供液冷配置。

液冷系統單位價值量顯著高于風冷，不過在總成本中占比較低。整套

液冷系統單位價值量約0.6億元/GWh,風冷系統單位價值量約0.3

億元/GWh。據我們不完全統計，2022年1-10月國內儲能EPC項目

中標均價為1.99元/Wh,系統采購中標均價為1.55元/Wh,因此儲

能液冷系統成本僅占EPC的3.0%,系統采購成本的3.9%左右；風

冷系統成本僅占EPC的1.5%,系統采購成本的1.9%左右。下游對

于溫控系統的價格敏感度相對較低。

預計溫控及消防領域市場空間增速高于儲能行業本身。我們認為，隨

著全球范圍內儲能裝機高速增長，中國系統集成商在海外市場市占率

不斷提升，儲能溫控和消防供應商有望通過對集成商的深入綁定進入

海外市場，并有望通過拓展海外集成商客戶加快出海進程。隨著單位

價值量的提高，溫控和消防行業可獲得高于儲能行業本身的市場空間

增速。預計2026年儲能溫控行業市場空間有望達到171.5億元，

2022-2026年CAGR為87.2%；預計2026年儲能消防行業市場空

間有望達到125.8億元，2022-2026年CAGR為132.3%。

5.4儲能新技術進入產業轉化期

儲能新技術大型項目頻繁涌現。2022年以來，鈉離子電池儲能

60MWh項目完成EPC招標，GWh級產線投產；全鈕液流電池儲能

400MWh項目并網發電，在建項目規模在1GWh以上；壓縮空氣儲

能400MWh項目并網發電；重力儲能100MWh項目在建，通遼政府

“十四五”期間提出2GWh規劃。

大型項目的落地得益于各項技術降本增效成果顯著。鈉離子電池當前

成本與鋰電接近，近年來循環壽命的提升打開了其在儲能領域的應用

空間；全鈕液流電池降本速度較快，當前投運的大連示范項目一期造

價約4750元/kWh,近期系統集采中標均價僅3100元/kWh；壓縮空

氣儲能采用人工儲氣罐的示范項目造價降至約2100元/kWh,系統效

率有望逐漸提升至70%以上；重力儲能理論系統效率較高，隨規模

效應提升有望繼續降低成本。

97:測算采用的各/儲能技術關健性能指標

篁力儲愴|

1事我技M鈉寓于電池全機凌海摩第空1

或諛成本（元/kWh）20002060350021003000

系統效率88%88%75%65%80%

播環壽命（次）50003500100001000010000

放電冰zt90%95%95%95%95%

議備用值率5%5%45%5%5%

新技術經濟性提升，產業化進程加速。根據上圖中的各項技術關鍵參

數，在每年工作350天，每天充放1次的條件下，我們測算得壓縮

空氣儲能的度電成本已有望優于鋰電；鈉離子電池和重力儲能的度電

成本已接近鋰電；全機液流電池的初始投入和度電成本均最高，不過

有望通過增加鋼資源開采量、電堆設計優化、質子交換膜等關鍵設備

國產化的方式降本。我們預計隨著大型示范項目的投運，各類新技術

在2023年的產業化進程或將提速。

6氫能：頂層規劃明確長期方向，產業迎向上拐點

6.1氫能政策密集出臺，產業發展迎拐點

全國性政策：頂層規劃落地，方向目標明確

2022年3月23日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《氫能產

業發展中長期規劃（2021—2035年）》，首個氫能國家級規劃出臺。

氫能中長期發展規劃明確了氫能產業發展戰略定位，對我國氫能產業

做出規劃和方向性指導：首先，氫能作為未來國家能源體系重要組成

部分被明確定位，且能源屬性得到定性；其次，氫能是用能終端實現

綠色低碳轉型的重要載體，脫碳成為氫能產業發展的重要驅動力之一;

最后，氫能作為戰略性新興產業未來有望被重點發展。

地方性政策：“3+2”示范圈格局形成，各地規劃逐步落地

伴隨氫能頂級規劃的落地，各地陸續出臺相關的氫能發展規劃，規劃

涉及到發展方向和重點、推廣規模、資金支持等多個方面，目標更加

明確，資金支持更加具有針對性，支持力度也進一步加大。2021年

9月，首批燃料電池汽車示范城市群正式落地，分別由北京市、上海

市和廣東省佛山市牽頭。2021年12月，河南、河北示范城市群也相

繼獲批，5大城市群共涵蓋47座城市，初步形成了“3+2”格局。隨著

燃料電池汽車的應用推廣和加氫站等基礎設施的建設布局持續推進，

將促進產業鏈各環節的規模化和商業化落地。

到2060年，氫能將占終端能源消費的20%

根據權威機構中國氫能聯盟預測，在2060年碳中和目標下，到2030

年，我國氫氣的年需求量將達到3715萬噸，在終端能源消費中占比

約為5%。到2060年，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，

在終端能源消費中的占比約為20%。其中，工業領域用氫占比仍然

最大，占總需求量的60%,其次分別為交通運輸領域、新工業原料、

工業燃料等。

6.2氫制取：綠氫占比提升增加電解槽需求

現階段我國的制氫方式以化石能源和工業副產氫為主，兩者合計占比

達到97%o綠氫是我國達成雙碳目標的重要途徑之一，正助力化工、

鋼鐵等高碳排放領域實現低碳/零碳排放。多個地方政府也出臺了相

應政策，對未來可再生能源制氫的產量進行了規劃。據勢銀統計，目

前內蒙古自治區、甘肅省、寧夏回族自治區和四川省成都市都在相應

的政策中明確了2025年可再生能源制氫產量，合計年產量約80萬

噸。這遠遠超過了國家發改委在國家氫能規劃中提及的2025年可再

生能源制氫年產量目標，也體現出了中國可再生能源制氫的較大潛力。

2022年以來，國富氫能、中國華電、盛氫制氫、奧揚科技、雙良集

團、億利潔能、明陽集團等新參與者紛紛切入電解制氫裝備市場，電

解水制氫市場己從1進入10階段，未來規模的快速提升將帶來