新能源行业市场分析

新能源行业市场分析12023年度展望：关注需求释放与新技术产业化1.1在高景气中兑现业绩2022至今电新行业指数波动较大，Q1-Q4指数分别-19.6%、+13.9%、-22.7%、+1.2%。全市场而言，2022年初至今指数上涨的行业仅有3个，其中电力设备及新能源行业总体跌幅23.9%，位列第24位。2022年前三季度，电力设备及新能源行业归母净利润1669.4亿元，同比增长49.17%，在中信所有30个行业中，归母净利润增幅位于第4位，处于前列。2022年前三季度全行业实现营业收入同比增长34.0%，实现归母净利润同比增长55.0%，业绩实现持续增长。从各子行业的归母净利润来看，增幅前三的子行业分别为新能源车（+136.0%）、核电（+103.8%）、光伏（+88.3%），与景气度呈现强正相关关系。1.2新能源投资三大趋势进入双碳时代后，新能源经历了波澜壮阔的发展历程，而当前仍然潜力无限、挑战无限。在继续分析新能源未来方向之前，首先回答几个关键问题：已经发生了什么？2020年9月双碳目标提出后，政策端经历了从顶层规划，到基层细则的全面构建，而需求端由于天花板被打开最先被刺激，快速增长的需求与短时间较难提升的供给形成了矛盾，供需错配加大了原材料端的成本上涨。与碳排放最直接相关、基础相对比较好的新能源发电和新能源汽车，增速不断提升，带领行业不断突破。我们在哪里？当前新能源已经度过从0到1的初始快速野蛮发展，正处于从1到N的规模化、产业化阶段，新能源发电占比、新能源车渗透率均处于从10%提升至50%的关键阶段。但有许多领域仍然处于发展早期，并且新能源占比快速提升带来的消纳压力、贵金属依赖等问题亟待解决。新能源已经解决了发展“快”的问题，接下来重点要发展“好”，解决短板、解决痛点，才能进入更高层次发展。展望2023年，我们从宏观、中观、微观三个视角，分析新能源行业的政策、市场、技术趋势，看好能源安全、国内大循环、技术降本提速三个方向的投资机会：宏观视角：能源安全和促进新能源消费将是最强政策趋势。经历了2021、2022连续两年的缺电后，能源保供被提上了重要日程，加强新能源配套建设保证能源安全愈发重要，包括传统抽水蓄能、核电、火电等均迎来新发展机遇。后疫情时代消费复苏是最强主题，新能源汽车的消费支柱作用愈发凸显，有望获得政策持续大力支持，进一步带动汽车、电池、智能化相关产业链。中观视角：核心原材料降价和国内大循环助推行业更上新台阶。在度过产能瓶颈期、疫情影响的双重作用下，硅料、碳酸锂为代表的上游原材料已开启降价周期，产业链利润分配将会重构，我们预计大部分利润将让渡至下游开发商，加速行业降本。成本端的压力释放，以及疫情对施工、物流、人员等因素影响消除，将使被积压两年的国内需求得到完全释放，大型风电、光伏集中式项目，以及配套的大型储能，有望迎来新一轮的快速发展。微观视角：具有产业意义的新技术孵化速度显著加快。新能源新技术层出不穷、百花齐放，资本助力也进一步加速新技术孵化。在众多的新技术中，能够解决当前需降本、摆脱贵金属依赖这两大痛点的，迅速脱颖而出。PET复合铜箔、银包铜因为可显著降低锂电铜箔、HJT低温银浆的成本，研发进度不断加快，客户不断加速导入。钠离子电池、电镀铜、无铟靶材可以解决对锂、银、铟这些贵金属的依赖，避免未来可能的供应短缺及价格暴涨问题，代表了未来技术发展方向，有望不断取得进步直至实现规模量产。2锂电：结构性机遇主导未来市场2.1锂电将进入TWh时代中国动力电池供给全球市场。2022年1-10月全球动力电池累计装车量为389GWh，同比+76.7%。在全球TOP10动力电池供应商中有6家中国企业上榜，合计装机量226.5GWh，市占率达到58.2%，较2021年提升7.5pct。2022年1-10月宁德时代装车量位居首位，装车137.9GWh，市占率为35.4%，同比+4.3pct；LG新能源位列第二，装车52.8GWh，市占率为13.6%，同比-7.2pct；比亚迪列第三，装车52.3GWh，市占率13.4%，同比+4.9pct。三元锂电池和磷酸铁锂电池将作为未来两大技术路线长期共存。2022年1-10月国内动力电池累计装车224.2GWh，同比+108.7%；分体系看，三元体系电池装车88.0GWh，占比39.2%；磷酸铁锂体系电池装车136.0GWh，占比为60.6%，磷酸铁锂凭借突出性价比、安全性优势，份额持续领先。国内装机量TOP3企业分别为：宁德时代，对应装车量106.78GWh，市占率48.5%；比亚迪，装车量50.80GWh，市占率23.1%；中创新航，装车量15.39GWh，市占率7%。装车量集中度头部效应显著，10月国内企业装机量CR3已突破76%。2023年全球锂电出货量有望进入TWh时代。我们预计2023年我国新能源车销量有望首次突破1000万辆，达到1050万辆，同比增长61.5%，到2025年有望增长至1985万辆，CAGR达到45.1%。在动力、储能、消费需求的拉动下，预计2023年全球锂电需求有望首次突破1TWh，达到1.26TWh。受益储能需求，磷酸铁锂占比持续增长。磷酸铁锂的优势在于低成本、高安全和长寿命，三元电池的核心优势是高能量密度。动力电池应用方面，随着三元高镍化技术趋势的进一步发展，未来高镍三元体系将主要应用于长续航的高端新能源乘用车，磷酸铁锂及中镍三元电池主要应用于中低端新能源乘用车。随着储能进入产业高速发展期，我们预计2023年储能电池需求将大幅增长，磷酸铁锂电池在全球锂电池需求占比将进一步提升。2.2材料价格先涨后跌，供需矛盾缓解材料价格呈现前高后低走势，供需关系已扭转。因终端需求不断走高加剧供需失衡，自2021年至22Q2核心材料价格攀升。伴随产能逐渐释放，进入22Q3，除上游碳酸锂/氢氧化锂及受其带动的正极材料价格仍高位运行外，其他锂电材料价格均进入下行区间，供需关系或出现转变。电池环节，方形动力三元及磷酸铁锂电芯价格一年以来涨幅分别为15.1%、37.1%，对下游成本端造成较大压力。正极材料价格拐点已现。21年以来碳酸锂及氢氧化锂价格持续攀升，至12月到达历史高位分别为56.8/56万元/吨随即出现拐点。受上游原料影响，正极材料价格自21年进入上升通道，与碳酸锂及氢氧化锂同频。目前上游锂资源市场价格上升势能明显减弱，我们预计2023年正极材料及前驱体企业将加强与上游资源企业的长协价格锁定，稳定自身盈利水平。据我们测算，2025年全球磷酸铁锂/三元正极材料需求量有望分别达到324/134万吨，接近2022年的3倍。我们假设未来全球新能源汽车渗透率进一步提升，动力电池需求量继续高速增长；储能领域锂电池产量预计将保持较高增速，超过3C成为第二大锂电池应用领域；我们预计2022年全球锂电池需求将达到2190GWh，对应磷酸铁锂材料/三元材料需求量分别为324/134万吨，行业2022-2025年CAGR分别可达42.26%/28.60%，磷酸铁锂增速更为迅猛。新技术带来行业发展新动能。正极材料技术更新速度加快，三元材料中提高镍含量三元材料的理论容量上升，相较于其他路线，高镍路线具有更强的体系适配性，可以进行更快速的产品迭代。我们预计，至2025年高镍正极材料的需求有望达到71万吨，2022—2025年CAGR为44%。磷酸锰铁锂与磷酸铁锂具有相近的理论放电克容量，但是磷酸锰铁锂材料的电压平台显著高于磷酸铁锂，所以该材料具有较高的理论能量密度，并且在低温性能上弥补了磷酸铁锂的缺点。经我们测算，磷酸锰铁锂的总需求量在2025年有望达到39.24万吨，2022-2025年CAGR为200%。三元材料的高镍化、单晶化和磷酸锰铁锂产品逐步成熟，商业化进程加快，具有较早技术升级、供应链稳定通畅及深度绑定下游客户的正极材料企业有望进一步巩固行业地位。负极材料价格进入下行通道。负极上游材料石油焦和针状焦一年涨幅分别为27.3%和45.3%左右，上游原料石油焦过去一年涨幅明显，关键工艺石墨化加工费较2021年稳中有降，叠加负极头部企业的一体化布局，过去一年负极材料价格较为平稳，中端人造石墨、中端天然石墨价格较去年同期分别上涨-3.6%/+5.0%左右。石墨化加工费影响负极厂商盈利能力。受2021年石墨化产能紧缺，加工费上涨的影响，石墨化自给率相对较低的厂商贝特瑞、中科电气、翔丰华等负极材料毛利率出现明显下滑，分别下降5.47/7.64/2.66pct；而石墨化自给率较高的璞泰来（负极毛利率-1.6pct）和杉杉股份（负极毛利率+0.9pct）受到的影响较小。而可实现石墨化完全自给的尚太科技，18-20年毛利率居于各厂商首位。据我们测算，预计2025年全球负极材料需求量有望达到218.96万吨，2022-2025年CAGR达37.12%。我们假设未来全球新能源汽车渗透率及单车带电量逐步提升，带来动力电池产量高速增长；假设用于消费电子等领域的小型电池维持当前的行业增速稳健成长；储能领域锂电池产量预计将保持较高增速，超过3C成为第二大锂电池应用领域；我们预计2022年全球锂电池需求将达到2190GWh，对应负极材料需求量为218.96万吨，行业2022-2025年CAGR可达37.12%。石墨化产能逐渐释放，材料供需关系将获改善。负极材料企业为控制成本，保障供应安全，21年以来，贝特瑞、璞泰来、杉杉股份、凯金能源等头部企业纷纷开始建设产能在20万吨以上的大规模一体化项目，铸造负极头部厂商的核心壁垒。我们根据各公司公告统计了截至2021年底的各厂商负极及石墨化产能情况，尚太科技和璞泰来的石墨化自给率位于Top7企业中的领先水平；杉杉股份的石墨化自给率预计将随着眉山一体化项目的建成而显著提高；贝特瑞由于此前天然石墨占比较大，对于石墨化产能的建设相对较少，不过随着未来公司对于人造石墨一体化项目的建设落地，也将实现人造石墨产能的石墨化高自给率。凯金能源、中科电气和翔丰华21年底的石墨化自给率分别为44%、32%和43%，随着建设项目的投产，未来也将呈现快速上升的趋势。我们预计随着一体化项目的建成投产负极材料的价格将稳中有降。具有一体化布局、成本控制优势明显的负极企业或将受益。电解液价格走低。21年末至22年Q1电解液及六氟磷酸锂价格维持平稳，进入4月份六氟磷酸锂价格回落，叠加添加剂、溶剂价格下行，电解液价格开始下降，至7月，电解液及六氟磷酸锂价格趋稳。LiFSI需求量迎来高速增长期。LiFSI在电导率、化学稳定性以及热稳定性等方面拥有更好的表现，可以作为电解液中添加剂或作为锂盐能够为电池提供更高的循环寿命以及高低温性能，我们预计至2025年，随着三元高镍化趋势的深入以及4680电池的放量，LiFSI作为电解液添加剂/锂盐使用的比例将分别由当前的1.5%/4%左右提升至5%/8%左右。我们预计LiFSI的总需求量在2025年有望达到34.6万吨，2022-2025年CAGR为84.76%。其中作为添加剂使用的LiFSI的需求量在2025年预计有望达到13.3万吨，作为锂盐使用的LiFSI的需求量在2025年预计有望达到21.3万吨。锂电材料中，锂矿和隔膜2023年供给仍偏紧，两者限制为刚性的设备和资源，其余材料随着产业链各环节新增产能逐步释放，多数材料供需关系或将重建，我们预计可能在多个锂电材料环节将逐渐出现产能过剩，整体价格将进一步下行，未来多环节锂电材料格局或将优化。2.3新技术产业化加速4680电池促进高镍硅基新体系市场化进程提速。4680构型电池对于硅基负极的膨胀问题起到了很好的限制作用，也受益于高镍硅基体系，其能量密度获得大幅提升空间。高镍+硅基体系可以使动力电池能量密度达到最高可达至300Wh/kg以上级，能够为长续航里程车型提供动力来源。特斯拉在今年2月宣布在美国加州试点工厂下线第100万颗4680电池，在其加州试验线跑通后于今年Q3开始在德州超级工厂开始生产4680电池，在今年12月特斯拉宣布已实现周产86.8万颗4680电池，可支持每周1000辆ModelY电动汽车的装机，按照当前进度，我们预计明年特斯拉可以实现4680电池的大规模量产。国内多家动力电池企业4680电池进展亦较为顺利，亿纬锂能8月宣布公司首件搭载自主研发4680系列大圆柱电池系统产品成功下线，9月宣布获得宝马集团大圆柱电池定点；宁德时代今年9月也与宝马集团签订46圆柱电池供应协议；除此之外，比克电池、蔚蓝锂芯等多家国内企业也有样品交付或产线建设，随着4680电池生产工艺的进步，我们预计未来还会有更多的主机厂与动力电池企业在此领域持续发力。我们预计，4680电池可以在2023-2025实现产能爬坡，2025年预计市场需求有望达141GWh，由4680直接需求带动的高镍正极、硅基负极需求在2025年分别为23万吨和14万吨，2022-2025年CAGR为161%。复合铜箔为高能量电池降本增效。传统锂电铜箔由铜原料制成，而复合铜箔则是在高分子材料的表面进行镀铜，剖面呈现“三明治”结构。由于高分子材料的低密度、低成本以及绝缘性复合铜箔能为电池带来更高的能量密度、更低的材料成本和更高的安全性。多家企业积极布局，产品成熟度上仍需突破。目前布局PET铜箔的电池厂以动力、储能为主，宁德时代通过参股重庆金美布局PET铜箔，其已在复合集流体技术与产业化方面取得了较大进展；此外，国轩高科、比亚迪也在积极布局，抢夺先机。储能应用端：厦门海辰布局超前，目前已经定有两条线做复合铜箔。产品成熟度上，重庆金美已实现商业化应用，进入量产阶段，其他公司产品在送样测试阶段，尚未达到终试阶段，产品存在铜层无法增厚、掉粉现象，仍需突破前端瓶颈。PET铜箔可显著降低原材料成本并提升电池能量密度。经我们测算，6.5μm的PET铜箔较6μm/4.5μm传统铜箔可分别降低62.15%及51.33%的原材料成本。电池容量为50kWh前提下，6.5μm的PET铜箔较6μm/4.5μm传统铜箔可分别提升能量密度9.64%及5.75%。PET铜箔产业化开启300亿市场新空间。PET铜箔在安全性和成本方面显著优于传统铜箔，并且能为动力电池提升能量密度，考虑到产品具备多方面的优势，我们预计PET铜箔在铜箔市场的渗透率将快速提升。经我们测算，2025年PET铜箔渗透率有望达到20%，对应需求量为50.49亿平米，PET铜箔的市场空间为302.96亿元，2022-2025年CAGR为272.19%。磷酸锰铁锂兼具电压及成本优势，商业化进程提速。磷酸锰铁锂（LMFP）与磷酸铁锂（LFP）同属橄榄石型结构，晶体结构稳定性高。二者具有相近的理论放电克容量，但是磷酸锰铁锂材料的电压平台显著高于磷酸铁锂，所以该材料具有较高的理论能量密度，并且在低温性能上弥补了磷酸铁锂的缺点。目前制约其大规模应用的难点在于磷酸锰铁锂具有较大的比表面积和欠佳的导电性，较大的比表面积使得材料具有较强的吸水性，这对后续材料的涂布及电池循环胀气均有不利影响，导电性则在部分程度上影响电池的阻抗，降低其功率性能。产业化进展：材料端，德方纳米、容百科技、当升科技均有产能布局并在积极推进产业化。电池端，宁德时代M3P电池已经逐步推向市场；中创新航、欣旺达、国轩高科等电池生产企业均具有相关技术储备。磷酸锰铁锂有望在2025年市场规模达到39万吨。我们假设1）在动力电池领域在2025年磷酸锰铁锂实现对于磷酸铁锂的小幅替代渗透率为10%；2）磷酸锰铁锂与三元混用方案逐步普及，2025年混用方案在三元市场中渗透率为20%，混用方案中磷酸锰铁锂掺杂比例为20%。经测算，预计磷酸锰铁锂的总需求量在2025年有望达到39.24万吨，2022-2025年CAGR为200%。3光伏：硅料价格下行推动需求回升3.1光伏短期波动不改长期趋势出口遇冷，迎短期低谷。2022年光伏行业在海外需求的催化下迎来了全产业链的开工率上升和大量新建、新规划的产能。但随着欧洲天然气储量逐步上升和三季度以来欧洲分时交易电价下行，欧洲光伏需求逐步减弱，同时经过二季度大规模出口后，海外经销商组件库存处于相对高位且海外缺乏足够的安装力量，部分项目推延至2023年。因此8月份以来，我国组件出口连续三月下滑，出口需求遭遇短期瓶颈。硅料价格下行，长期红利即将到来。硅料价格在硅料产能持续释放且需求短暂下降的背景下于2022年11月底迎来拐点。我们认为2023年硅料价格有望受到新增产能的影响而持续下行，组件价格下降将释放大量潜在光伏装机需求，胶膜、银浆、玻璃、支架等核心辅材有望迎来量利齐升，同时下游电池、组件环节盈利水平有望回升，部分上游环节如EVA/POE粒子、石英砂或出现供应瓶颈。国内外需求短期下滑。2022年1-10月，我国光伏装机达58.24GW，同比增长98.7%；10月单月装机5.64GW，同比增长50.4%，环比下降30.6%，市场预期硅料价格即将下行，导致部分需求被压制或延迟至明年。2022年1-10月，我国光伏累计出口达137.7GW，同比增长66.2%，10月单月出口11.7GW，同比增长14.7%，环比下降7.5%，较今年7月份高点下降24.5%，海外需求在三、四季度呈现逐月下滑趋势。光伏组件需求仍将随着度电成本下降而快速上升。光伏已逐步摆脱补贴依赖，进入新的平价大时代，其已经拥有了比拼火、风、核的度电成本（LCOE）。而且N型电池新技术使其拥有强大的降本增效潜力。根据中国光伏行业协会预计，2022年全球光伏装机将达205-250GW。我们认为未来在光伏组件持续降本推动下，每年新增装机将保持20%以上的增速。各环节降本增效持续进行，新技术将是2023年的投资方向。在新技术和硅料价格下行背景的驱动下，我们预计2023年集中式电站占比将环比提升。我们认为硅片薄片化、电池、组件及相应辅材是主要的投资环节，具体领域有切片、金刚线、TOPCon电池组件、HJT电池组件、BC类电池组件、银包铜、铜电镀、POE胶膜、石英制品、EVA/POE粒子、跟踪支架、光伏玻璃等。3.2硅料价格进入下行周期硅料产能持续释放，硅料价格进入下行周期。2022年11月，我国硅料单月产量达9万吨，同比增长105.0%，环比增长4.0%，创造历史单月产量最高值。2022年1-11月我国多晶硅累计产量71.38万吨，同比增长62.0%。在2022年6、7、8月我国多晶硅企业经历火灾事故、安全检修及限电限产后，国内硅料企业在9-11月迅速恢复生产，同时通威、大全、新特、协鑫、东方希望等企业新产能不断投产爬坡，我们认为2023年硅料价格将持续下行。电池组件环节有望持续受益。从2021年初以来，硅料价格最高涨幅达265%，硅片/电池/组件最高涨幅分别为94%/41%/15%，下游毛利率被较大程度压制。而从2022年11月底以来，硅料价格较高点累计跌幅达5.0%，硅片/电池/组件跌幅分别为6.8%/2.2%/1.0%。硅片因产能释放相对过快，库存不断提升导致短期价格下跌幅度较大。而因电池处在技术迭代阶段，产能相对短缺，因此电池组件环节有望持续受益。我们认为随着硅料价格下行，原材料对于产业链的压制将有望解除，需求将会较大增加，对于下游电池组件及相应辅材环节来说，存在量利齐升的机会。海运价格大幅下降，2023年光伏出口蓄势待发。根据Drewry统计，近一年WCI（世界货柜运价综合指数）从9262.02美元/40ft下降至2138.70美元/40ft，累计跌幅达76.91%，当前上海to鹿特丹运价仅为1686美元/40ft。我们认为我国光伏组件出口成本有望显著降低，同时货运周期下降叠加硅料价格下行有望提振2023年海外光伏组件需求。3.3高效电池时代来临高效电池效率不断提升。今年以来，高效电池量产、实验室效率均快速提升。PERC电池已达效率提升天花板，后续提效空间不大，而TOPCon、HJT降本提效速度领先于其他电池，目前实验室效率记录分别达26.40%、26.81%，高于目前PERC电池效率记录2pct左右。高效电池实验室效率不断提升意味着量产效率仍有较大的提升空间，我们认为TOPCon、HJT降本提效有望持续进行，市占率进一步提升。N型高效电池产能快速释放。根据PVInfolink预计，2023年TOPCon、HJT产能将分别达125、39GW。N型电池因转换效率高、温度系数低、双面率高、弱光响应好而在LCOE体系下具备成本优势，当前TOPCon相对PERC溢价约在0.1-0.15元/W，HJT约在0.15-0.2元/W，我们认为N型电池组件有望为企业带来超额收益。HJT产线逐步接近规模化量产。当前迈为股份的HJT单线产能达600MW，双面微晶设备已经成熟。爱康科技、金刚光伏、华晟新能源等多家HJT企业规划“GW”级扩产，有望实现24.7%及以上的量产效率。HJT电池在银包铜、铜电镀、SMBB、低铟靶材、薄片化、210半片、钢网印刷推动下逐渐迎来量产新时代。3.4辅材环节大有可为胶膜需求有望跟随组件需求快速增长。根据我们测算，假设2023-2025年全球新增装机分别为335/421/514GW，则考虑不同胶膜的克重后，EVA/POE粒子对应需求分别为142/164/185万吨和43/65/93万吨。POE粒子相对短缺。根据PVInfolink统计，2022-2024年EVA/POE粒子有效产能分别为130/163/190万吨和31/48/59万吨。我们根据供需测算预测，POE粒子将在2023年下半年呈现紧平衡状态，在2024年出现短缺情况，POE供给短缺或压制部分TOPCon产能释放。一、二线胶膜企业有望凭借较高的粒子库存在粒子紧缺时有望获取超额收益。浆料企业有望受益于N型电池产能释放。N型电池将带来浆料耗量的增加，根据PVInfolink统计，当前TOPCon银耗在12.8-15.8mg/W，HJT银耗在20.2-25mg/W，而传统PERC因丝网印刷且浆料体系较为成熟，耗量仅为9.3-12.4mg/W。耗量上更多意味着N型电池浆料市场空间更大，当前PERC单瓦浆料成本约为0.05元/W，TOPCon和HJT单瓦浆料成本分别约为PERC的1.5、2.7倍。银浆市场空间将维持20%左右的增速稳定增长。根据我们测算，2022-2024年全球装机有望达到255/335/421GW，对应电池片产量分别为305/403/505GW。假设HJT、TOPCon仍有较大的降本提效空间，未来银单耗有望进一步下降，但由于N型产品处在迭代初期，N型浆料耗量仍处于较高水平，且价值量相比PERC银浆有望提升。经我们测算，2022-2024年全球银浆需求量有望分别达4789/6151/7443吨，对应市场空间分别为221/264/323亿元，CAGR达19.35%。光伏玻璃供需有望在2023年下半年迎来转机。江苏、宁夏、山东听证会审批信息相继公布，公示规模较上报项目大幅减少、同时项目预期点火时间延迟约6-9个月。我们认为当前工信部对高耗能的光伏玻璃行业有望采取稳步释放策略。随着明年硅料价格下降带动的集中式电站放量，双玻组件占比有望进一步提升，光伏玻璃供需关系将逐步收紧，进而促使光伏玻璃企业盈利能力回升。4风电：装机大年关注“双海”占比迎接风电装机大年。2023年风电行业将进入加速建设期，2022年行业招标规模已突破100GW，创历史新高。在行业充沛的招标规模支持下，预计2023年新增风电装机将达到70-80GW，在2022年的基础上实现翻倍的增长。无惧风机低价交付周期。与装机量高增并存的是陆上风机价格进入低价交付周期，市场较为担忧产业链整体盈利能力承压。我们认为，整机厂可通过提高海上风机出货比例、出口比例，以及新能源电站业务保障盈利能力，零部件企业将受益于原材料价格下跌、海风大兆瓦产能放量、出口需求提升，盈利能力有望得到修复。4.1装机需求明确，大型化进程加速需求：风电建设加速预计22年风电装机并网35GW。根据国家能源局披露，2022年1-10月，我国风电装机并网规模达21.4GW，同比提升10.2%。2020年、2021年分别是陆上风电项目和海上风电项目享受国家补贴的最后一年，在11月-12月的新增装机量分别达36.1GW/28.4GW，行业出现“抢装”的情况，但由于2022年国补退出再结合甘肃、内蒙古等北方地区受疫情影响较为严重，预计今年风机出货50-55GW，实际装机并网35GW。招标规模创历史新高，装机需求明确。根据我们不完全统计，截至2022年12月4日，2022年我国风电招标规模已突破100GW，其中陆上风电招标规模达79.7GW，海上风电招标体量达23.6GW（含框架竞标），均为历史新高。考虑到陆上风电项目1年，海上风电项目两年的建设周期，今年的招标体量为明后两年陆上风电和海上风电的装机需求筑造了坚实的基础。受益于风光大基地加速落地，沿海省市积极推动海上风电建设，我们预计2022-25年我国风电新增装机（并网口径）分别为35/75/88/99GW，年均新增装机为74GW，对应CAGR为41%。供给：大型化+原材料价跌保障盈利水平风机大型化趋势不改，单机功率持续提升。据CWEA统计，2021年我国新增陆上风机单机平均功率为3.1MW，同比+21%；新增海上风机单机平均功率为5.6MW，同比+14%。截至2022年11月，本年开标的陆上及海上风电项目机组平均功率分别达到4.5MW/8.0MW，本年招标的项目中，接近61%的陆上风电项目机组单机平均功率为5MW及以上，超过63%的海上风电项目机组单机平均功率大于8MW，风机大型化趋势万兴未艾。陆风进入平价周期。由于风机大型化降本+市场竞争激烈，陆上风机价格近年来持续下探，根据我们不完全统计，2022年1-11月，我国陆上风机（含塔筒）的中标均价为2300元/kW。陆风格局有望优化。过去两年，由于陆上风电抢装导致头部厂商订单溢出，2021年陆上风电装机CR5为57%，2021、2022年1-11月，我国陆上风机中标份额CR5分别为77%与74%。我们认为，陆上风电国补退出后，激烈的市场竞争推动行业格局优化。原材料高位下跌，成本压力趋缓。直接材料成本是风电企业的核心成本构成，截至2022年12月，生铁、废钢、中厚板、铜价格分别同比下降12%/13%/22%/4%，较22年Q1分别同比下降17%/22%/23%/9%，虽然2023年风机进入低价交付周期，但风电原材价格回落有望缓解盈利压力。4.2海风景气度高企，平价进程提速规划充沛，2022-25年均新增海风装机有望达到12GW。截至2022年11月，我国沿海省市已发布“十四五”海上风电发展规划，整体规划新增装机规模有达到61GW。除去2021年16.9GW的新增海风装机量，2022-25年我国年均新海风增装机有望达12GW。2023年海风装机有望迎来较大幅度增长，我们预计2022年装机4-5GW，2023年装机10-12GW，涨幅达100%-140%。风机大型化助推平价进程。受益于风机大型化，海上风机价格呈下降趋势，根据我们不完全统计，1-11月至今，我国海上风机（含塔筒）中标均价为3979元/kW，2019-2020年海上风机中标价为6000-7000元/kW，下降幅度为35%-45%。风机成本约占海上风电项目总成本近40%，风机成本的下跌助推我国海上风电平价进程加速，截至2022年12月，我国已公开平价海上风电项目容量达51GW，其中预计到2023-25年并网平价项目容量达22GW，平价项目占2023-25年总装机规模接近50%。各省平价进程不一，部分地区已具备平价条件。由于各沿海省市的风力资源、建设成本、电价不一，导致各地的实现平价的进程不一致。海风项目建设周期一般为两年，若按2021年的建设成本去测算2023年并网项目的平价进程，按资本金收益6%测算，广东、福建、海南得益于较好风力资源与较高的标杆电价，已具备平价条件，江苏距离平价约有1分钱的差距。目前我国已有四个省市出台海上风电补贴政策，随着更多地补政策推出，我国海上风电平价进程有望进一步加速。政策鼓励深远海，专属经济区推进打开长期空间。我国专属经济区范围的海风建设仍处于萌芽阶段，继《海上风电开发建设管理办法》明确我国海风项目建设需获得用海预审和海域使用权，已有多个地区出台了关于国管海域以及专属经济区海域的海风政策及规划。大力推进我国海上风电的深远海进程。根据华东勘测设计研究院披露，“十四五”期间沿海省市的在国管海域的开工目标接近68GW，我们认为若未来专属经济区海风项目开始推进，有望大幅提升我国海上风电市场空间，2023年或启动开工，“十四五”内有望实现小批量并网，为“十五五”的海风建设提供资源储备。4.3零部件龙头受益欧洲风电发展需求：关注欧洲海风中长期市场空间。2020年11月，欧盟委员会宣布将海上风电装机量从12GW增长到2030年的60GW，到2050年达到300GW。22年1月俄乌冲突发生后，欧洲多国陆续提速海风规划装机量。根据GWEC测算，预计2022-31年间欧洲新增海风装机总计将达141GW，CAGR为24%。供给：风机价格持续提升，盈利能力不升反降。截至2022Q2，Vestas的风机合约价已上升至970欧元/kW，同比+15.5%；截至2022Q3，西门子歌美飒的陆上风机合约价已上升至890欧元/kW，同比+41.3%。欧洲整机厂提升风机价格并没能保障其盈利水平；2022Q2，Vestas毛利率为2.9%，同比-7.7pct，西门子歌美飒2022Q3度息税前利润率为-14.0%，同比-18.8pct。大宗商品价格通胀、航运费率飙升以及供应链中断共同导致欧洲整机厂虽然风机价格上行，但盈利能力却不升反降。原材料维度，2021年初欧洲钢材价格指数持续走高，于2022年4月初达到近10年的高点；航运费率维度，由于风电设备较大，一般采用海运的方式运输，而海运所需的船用燃料自2020年起持续攀升，进而导致海运费用提高，波罗的海运费指数于2021年末达到近十年来的高位。供应链维度，由于疫情反复、海运费高企，近两年我国风电零部件企业的出口比例下滑，铸件、主轴、塔筒、桩基等环节的7家样本公司出口业务的平均营收占比由2019年的36.2%下滑至2021年的27.0%。从欧洲整机厂的角度切入，供应商选择减少降低了整机厂议价能力，供应商更容易将原材料成本的提升传导至整机厂，供应链中断是欧洲整机厂盈利能力下降的核心原因。零部件龙头大兆瓦产能布局充分，已进入欧洲主机厂供应体系。风机大型化趋势下，各个零部件环节同样需要升级来匹配更大功率的风机，而零部件环节的大型化匹配能力或在技术、产能扩建等方面受到制约。欧洲业务开拓方面，我国零部件企业领先于整机厂，大部分风电零部件领军企业已进入欧洲头部主机厂的供应体系。我国风电零部件龙头，有望凭借更充足的大兆瓦产能及交付能力，受益于欧洲海风需求增长。现阶段，我国疫情缓解、海运费下降，再结合欧洲整机厂盈利能力改善需求迫切，我们认为欧洲整机厂对我国风电供应体系的依赖有望提升，我国零部件龙头企业有望凭借领先的研发实力攻克技术难点、资源优势扩建大兆瓦产能、以及已开拓的优质欧洲客户，率先受益于欧洲海风需求提升带来的行业红利。5储能：关注经济和安全两大主线5.1装机需求有望再创新高22Q4招投标旺盛，有望支撑2023年装机持续高增。2022年1-11月，我们共统计到国内13.0GW/27.2GWh的储能系统采购及EPC中标项目，且四季度以来中标规模已累计达12.5GWh，招标项目共计10.7GWh，有望强力支撑2023年装机量持续高增。2022年驱动国内装机的最主要因素是新能源强制配储的政策，中标项目中搭配风光项目建设的能量比例为51%，独立及共享储能占比37%，电网侧项目占比8%。强配项目占比下降，厂商盈利有望改善。据中电联调研统计，我国电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%。根据我们的统计，2022年配储项目EPC平均中标价仅为1.75元/Wh,较独立及共享储能项目的2.15元/Wh低18.6%。强配项目利用率低，业主方付费意愿差，储能设备供应商的成本压力亦难以传导。不过随着各地疏通储能商业模式的政策逐渐落地，中标项目中配储项目占比呈明显下降趋势，储能厂商的成本传导有望更加通畅。预计2026年全球储能新增装机404.2GWh，2022-2026年CAGR为70.5%。美国市场受光伏“双反”关税停征和IRA法案的提振，我们预计2023年起光伏+储能装机有望明显提速。欧洲户储市场在补贴政策支持、经济效益突出和能源危机对消费者心理影响的多重作用下，有望维持高景气度；欧洲大储市场在英国和爱尔兰的电网侧项目，德国、法国、比利时、荷兰等国的发电侧项目驱动下也有望取得较高增速。5.2储能项目经济性有望改善独立储能电站盈利模式逐渐明晰。2022年6月国家发改委和能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》以来，各地方政策纷纷落地，逐渐确定了现货市场套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务收益为独立储能主要收益来源。项目经济性尚有不足，但边际有望向好。以山东省为例，独立储能以容量租赁、容量补偿和现货市场套利作为主要收益来源，在当前的运行条件和现货价差下，我们测算项目IRR为4.6%，经济性不足。但目前电站租赁比例较低，未来随着风光装机增加及强配项目的减少，租赁比例有望提升至100%，对应的IRR可达到7.2%。当前现货市场可供2h储能系统满充满放的套利空间相对有限，若价差或每日调用次数提高30%，IRR可达到6.5%。若租赁比例和价差同时改善可使IRR提升至9%。对于新能源电站投资方而言，租赁相较自建更有利于维持项目IRR。以共享的形式出租储能资源，不仅可使储能本身获取较多收益，同样有利于新能源电站的成本控制。根据我们的测算，假设光伏利用小时数为1500h，弃光率为2.5%，新建100MW光伏电站需按10%-2h配建或租赁储能设施。光伏电站不配套储能的IRR为6.89%，若只考虑储能提供消纳的功能，自建储能将使项目IRR降低至5.63%，而以150元/kWh/年的价格租赁相应容量的共享储能可使IRR维持在6.11%。5.3储能安全相关价值量提升全球范围内储能火灾事故频发。据我们不完全统计，2017年-2022年10月，全球范围内共发生59起以上储能火灾事故。其中2021年以前事故主要集中在韩国，多数由三元锂电池引发，因此减缓了后续韩国储能装机进程，并使得三元电池逐渐退出了储能市场。2021年以后，中国、美国、欧洲、澳洲等储能发展迅速的地区均发生了多起严重事故，造成大量损失。储能安全领域新国标或将出台。国家标准《电化学储能电站安全规程》、《电化学储能电站设计规范》完成公开征求意见，或将在2023年正式发布。新的标准在主动安全、报警系统、探测器等方面的要求更加严格，比如强调了火灾报警系统、自动灭火系统与空调、监控、排风、探测等系统的联动性；对自动报警系统、自动灭火系统提出更加具体的要求；强调事前预警的重要性等。储能消防系统价值占比有望提升。据青鸟消防公告，目前储能消防领域仍主要采用舱级方案，在整个储能系统中的价值占比为1%-3%左右；随着储能安全领域相关政策、标准的逐渐落地，舱级方案配置的探测器种类和数量提升，气体消防和细水雾消防协同配置，价值占比有望向3%-4%拓展；而随着Pack级方案渗透率逐渐提升，预计价值占比5%-7%是有望落地的方案。储能安全是系统性工程，更先进的消防设计往往与液冷系统相结合。液冷电池Pack普遍具备IP67等高防护等级，得以满足簇级或者Pack级消防对于电池结构密封要求的提升；液冷储能系统普遍具备更高的集成度，采用非步入式结构，电池机柜间可采用防火隔板进行隔离，减少相互影响；更重要的在于，液冷系统可降低电芯之间的温差，使整个系统在适宜的温度工作，从源头上减少储能系统发生热失控的概率。当前国内储能液冷渗透率较低，海外市场对液冷接受度较高。据GGII，2021年国内储能领域液冷温控渗透率仅为12%，我们预计2025年有望迅速提升至60%。海外市场缺乏统计数据，但从全球系统集成龙头Fluence的产品结构变化可以看出液冷渗透率快速提升的趋势。Fluence在2020年以前的集成产品均为风冷方案，2020年后推出的新一代产品中，光伏配储和工商业储能产品提供风冷和液冷两种选择，电网级储能产品仅提供液冷配置。液冷系统单位价值量显著高于风冷，不过在总成本中占比较低。整套液冷系统单位价值量约0.6亿元/GWh，风冷系统单位价值量约0.3亿元/GWh。据我们不完全统计，2022年1-10月国内储能EPC项目中标均价为1.99元/Wh，系统采购中标均价为1.55元/Wh，因此储能液冷系统成本仅占EPC的3.0%，系统采购成本的3.9%左右；风冷系统成本仅占EPC的1.5%，系统采购成本的1.9%左右。下游对于温控系统的价格敏感度相对较低。预计温控及消防领域市场空间增速高于储能行业本身。我们认为，随着全球范围内储能装机高速增长，中国系统集成商在海外市场市占率不断提升，储能温控和消防供应商有望通过对集成商的深入绑定进入海外市场，并有望通过拓展海外集成商客户加快出海进程。随着单位价值量的提高，温控和消防行业可获得高于储能行业本身的市场空间增速。预计2026年储能温控行业市场空间有望达到171.5亿元，2022-2026年CAGR为87.2%；预计2026年储能消防行业市场空间有望达到125.8亿元，2022-2026年CAGR为132.3%。5.4储能新技术进入产业转化期储能新技术大型项目频繁涌现。2022年以来，钠离子电池储能60MWh项目完成EPC招标，GWh级产线投产；全钒液流电池储能400MWh项目并网发电，在建项目规模在1GWh以上；压缩空气储能400MWh项目并网发电；重力储能100MWh项目在建，通辽政府“十四五”期间提出2GWh规划。大型项目的落地得益于各项技术降本增效成果显著。钠离子电池当前成本与锂电接近，近年来循环寿命的提升打开了其在储能领域的应用空间；全钒液流电池降本速度较快，当前投运的大连示范项目一期造价约4750元/kWh，近期系统集采中标均价仅3100元/kWh；压缩空气储能采用人工储气罐的示范项目造价降至约2100元/kWh，系统效率有望逐渐提升至70%以上；重力储能理论系统效率较高，随规模效应提升有望继续降低成本。新技术经济性提升，产业化进程加速。根据上图中的各项技术关键参数，在每年工作350天，每天充放1次的条件下，我们测算得压缩空气储能的度电成本已有望优于锂电；钠离子电池和重力储能的度电成本已接近锂电；全钒液流电池的初始投入和度电成本均最高，不过有望通过增加钒资源开采量、电堆设计优化、质子交换膜等关键设备国产化的方式降本。我们预计随着大型示范项目的投运，各类新技术在2023年的产业化进程或将提速。6氢能：顶层规划明确长期方向，产业迎向上拐点6.1氢能政策密集出台，产业发展迎拐点全国性政策：顶层规划落地，方向目标明确2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，首个氢能国家级规划出台。氢能中长期发展规划明确了氢能产业发展战略定位，对我国氢能产业做出规划和方向性指导：首先，氢能作为未来国家能源体系重要组成部分被明确定位，且能源属性得到定性；其次，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，脱碳成为氢能产业发展的重要驱动力之一；最后，氢能作为战略性新兴产业未来有望被重点发展。地方性政策：“3+2”示范圈格局形成，各地规划逐步落地伴随氢能顶级规划的落地，各地陆续出台相关的氢能发展规划，规划涉及到发展方向和重点、推广规模、资金支持等多个方面，目标更加明确，资金支持更加具有针对性，支持力度也进一步加大。2021年9月，首批燃料电池汽车示范城市群正式落地，分别由北京市、上海市和广东省佛山市牵头。2021年12月，河南、河北示范城市群也相继获批，5大城市群共涵盖47座城市，初步形成了“3+2”格局。随着燃料电池汽车的应用推广和加氢站等基础设施的建设布局持续推进，将促进产业链各环节的规模化和商业化落地。到2060年，氢能将占终端能源消费的20%根据权威机构中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到37