电力设备行业风光储市场分析

电力设备行业风光储市场分析

一、风电：陆风稳扎稳打，海风市场开启高增第一年

风电成长性趋势确定，招标高增夯实全年需求

2023年风电并网量持续高增，淡季不淡，行业盛况可见一斑。2023

年1・4月，国内新增风电装机14.2GW,同比+48%,单4月新增装

机达到3.8GW,同比+126%,前4月单月装机均大幅增长，风电高

景气发展！2023年以来风电新增装机量增速较大，4月改善更加显

著，随着Q2・Q3风电开工加速、建设加速，我们预计全年风电装机

可实现快速增长。

风电增量看海风，2023年海风开启未来三年高装机起步第一年。

2023Q1,国内新增海风并网0.51GW,同比+42%,陆风并网9.89GW,

同比+31%。海风装机受海域天气影响大，Q1淡季实现并网正高增，

海风摆脱2022年逆增长态势。考虑到“十四五”规划“交作业”节点在即,

海风将开启未来三年高装机起步第一年。陆风稳扎稳打，月并网量保

持稳定增长。

图袅3:国内陆/海风累计新增并网装机量（单位:GW）

陆风■海风陆风yoy海风yoy

35100%

80%

30

60%

2540%

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15-20%

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22222222-100%

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12341234

2023Q1招/中标热度不减，全年需求有望上修。据金风科技披露，

2023Q1风电招标量达26.5GW,同比+7%,在2022年风电高招标

情况下，2023年风电热度不减，预计2023年招标有望持平2022年

高招标情况，甚至赶超。据风电头条统计，2023Q1风电中标量达

15.16GW,同比+40%,2023年4月表现更优异，风电中标量达到

14.52GW,同比+68%,从风电前瞻指标看，2023年招/中标热度不

减，甚至有往旺盛趋势发展。而2022年风电招标量达98.5GW、中

标量达76GW,考虑到一般风机中标后约1年左右开始交付,2023Q1

中标量乐观情况下有望年内交付，因此2023年需求有望上修，2023

年风电大年再次印证。

Q1海风招标数据亮眼，海陆共振迎来招标业绩螺旋上行机会。据风

电头条统计2023Q1海风招标3.17GW,同比+98%,海风招标数据

亮眼，陆风招标18.92GW,同比13%。去年风电板块经历低谷之后，

单位盈利降至底部，今年海风、陆风开工高景气，板块业绩有望逐季

环比持续上行。同时海风板块，今年将陆续启动项目的前期工作，各

省的海风的竞争性配置、核准、招标将陆续启动，催化密集。

1.2海风：国内外海风需求共振，漂浮式技术引领海风深远海发展

1.2.1国内：各省海风加速建设，市场需求如期而至

海风风机中标均价企稳趋势，全国已经平价。据我们统计2021年以

来海上风电项目（多数含塔筒）中标情况看，海风中标价格目前约在

3000-5000区间；就2023年以来公开的中标价格在4000元/KW以

下，且多数处于3000-3500元/KW区间，海风风机中标均价呈现企

稳趋势，全国海风已经平价。

"9:澹凤平价时代海上风电风机中林单价（元/KW）注:黑电为#上风电中号单价&芬及

5500

<1000.

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2021/4/142021/7/232021/10/312022/2/82022/5/192022/8/272022/12/52023/3/152023/6/23

将持续催化。广东：5月24日，广东发布《广东省能源局关于印发

广东省推进能源高质量发展实施方案的通知》（2023-2025年），要

求新增建成约800万千瓦海上风电项目，包括阳江沙扒、汕尾甲子、

汕头勒门、揭阳神泉、惠州港口、湛江外罗、珠海金湾；开工建设约

1200万千乩海上风电项目，包括阳江青洲、阳江帆石、汕尾红海湾、

珠海高栏等。未来3年，广东新增建设8GW、开工建设12GW,海

风大规模起量。广西：广西海上风电示范项目全面启动，5月广西首

批海上风电示范性项目中标结果出来，分别是国电投钦州海上风电示

范项目和广西广投防城港海上风电示范项目（标段一），由明阳智能、

中国海装、远景能源共同中标。广西重点推进北部湾近海海上风电项

目开发建设，共规划海上风电场址25个，总装机容量为2250万千

瓦。此次首批海上风电示范性项目开标，广西海上风电实现“零的突

破”。

山东、广东引领海上风电发展。据我们统计2022年至2023年5月，

我国海上风电总计招标达到16.44GW,其中山东招标量最大达

5.91GW,其次广东4.76GW。后续山东建设海上35GW风电基地;

广东23GW海风竞配项目落地；广西共规划9个海上风电场区，总

规划装机容量23.50GW等，各省海风建设加速。

圉&15:2022-2023*5月.国内各省海上风电招除情况统计（单位:MW）

1.2.2海外：全球海上风电加速启动，欧洲海上风电放量快

全球海风新增装机持续高攀，重点关注欧洲市场。从市场增量规模看,

据GWEC统计，2022-2030年，全球海风新增装机量累计达

260.17GW,其中中国市场约有86GW需求，欧洲约有111.41GW,

二者总计占比约76%o从市场增速看，根据GWEC预测，2022-2030

年全球新增装机量复合增长率达24%,中国增速约15%、欧洲增速

约30%,中国增速缓慢主要是中国年新增装机基数较大，欧洲增速

快，与欧洲海风资源丰富关系较大。

G7联合公报明确2030年海风装机目标到150GW,欧美海风市场将

加速放量。2023年4月各国现有目标的基础上，G7承诺至IJ2030年

将海上风电装机容量集体增加到150GW。整体海外海风建设加速。

1.3.3漂浮式：海风开启深远海发展，漂浮式风电从0・1启航

深远海域风能资源更为丰富。近年来海上风电开发区域主要集中在潮

间带和近海海域，据CarbonTrust数据显示，欧洲、美国和日本60

米水深以上海域风资源占比约为80%,60%,80%,对应理论可开

发量分别为4000GW,2450GW,500GW。英国政府发布的《加速

中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和

供应链瓶颈》显示，考虑海岸150km范围内的区域，中国深远海风

电理论开发量在600GW,其中50-80米水深开发量为370GW,80

米以上水深开发量为230GW,主要分布在我国海南、广东、福建、

山东、浙江五个省份。深远海风电开发量较大，将成为我国未来海上

风电发展的重要方向。

深远海域需用漂浮式平台，漂浮式在60米以上深水海域更具经济性。

传统固定式基础的桩基、导管架成本会迅速上升，施工难度也会急速

加大。漂浮式风电由风电机组（含塔筒）、浮式基础、系泊系统和动

态海缆系统四部分组成，由浮体支撑风电机组，通过系泊系统固定浮

体。随水深增加，漂浮式风电仅需系泊系统环节进行延长，成本变化

小。漂浮式平台只有系泊系统部分随水深变化，主要体现为系泊链的

延长，因此其成本相对于水深变化不敏感。水深达到60米，则漂浮

式基础经济性较好，漂浮式基础是未来走向深水海域开发的主要工具。

图表21:固定式风机与漂浮式风机成本随水深成本变化

1.300W0

1^00.000

WaterDepth(m)

全球漂浮式总规划达185GW,漂浮式风电进入高速发展通道。美国

规划至2035年实现部署漂浮式海上风电15GW。至2030年，英国

政府规划并网5GW左右，挪威4.5GW,希腊2GW,西班牙1-3GW,

意大利3.5GW,葡萄牙2GW。韩国计划2030年漂浮式风电装机达

6GW。据renewableUK统计，全球漂浮式风电总规划已经达185GW,

其中欧洲总规划107GW,占比超58%。据GWEC预测，2023-2027

年全球漂浮式风电新增装机量年复合增长率为93%,2027-2031年

年复合增长率为63%,漂浮式风电进入高速发展通道。

我国己经进入商业化初期，“十五五”有望迎来市场高增发展。国内从

2018年开始第一个海上漂浮式项目——三峡引领号招标投建，起步

较晚；中海油观澜号5月20日成功并入文昌油田群电网。近两年,

中国漂浮式项目进展明显加快，现有4个项目目前正在建设或规划当

中，总装机量226.8MWO我们预计我国将在“十四五”至“十五五”期间,

海上风电由近海发展迈向深远海发展。

漂浮式新增系泊系统，漂浮式起量，锚链从0・1弹性大。漂浮式系泊

系统由张紧器、系泊线和锚固等装置组成，通过连接海床为浮式基础

提供定位作用。系泊线是连接浮式基础与海床的关键构件。张紧器和

锚固分别起到连接系泊线和基础、连接系泊线和海床的作用，系泊线

主要材料为锚链。据《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战

略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》测算，在漂浮式风力发电厂中，

系泊系统成本占比19%。与固定式风力发电厂比，漂浮式新增系泊

系统，随着漂浮式起量，系泊系统从弹性大，最直接受益为锚链

产品。且随着漂浮式风电水深环境加深，锚链长度加长，单位价值量

将提升。

漂浮式海上风电用锚链等级要求高，以R3以上为主；锚链壁垒高,

市场格局优。锚链可分为ORQ、R3、R3S、R4等级产品，目前R4

以其优良的综合性能和稳定的表现逐渐成为主流。R4S及以上产品

目前还处于发展期，主要在深水钻井平台和生产平台上应用较多。随

着海上风电单机容量增大，整个漂浮式风电整体重量提高，以及水深

加深，锚链要求也将提高，漂浮式风电锚链所需抗拉强度将朝R4发

展。目前R5高等级锚链国内仅亚星锚链可生产。锚链生产壁垒高，

市场进入难度高。

出&26：愣慑备当线杭拉强足

1.3陆风：第三批大基地名单已出，风机价格企稳，盈利稳定回升

陆风风机价格企稳，陆风招标高增，陆风盈利稳定。据我们统计，2023

年6月，全市场风电整机商风电机组中标均价为1767元/KW；2023

年1―6月，全市场风电整机商风电机组中标价格在1600-2000元/KW

震荡,3月中标均价达到最低1645元/KW,但4月反弹至1859元/KW。

其一是单机容量普遍提升，其二框架招标价格偏低，但实际并不代表

成交价格。2023年风机招标价格明显降幅放缓且保持稳定，预计

2023年风机盈利力有望保持稳定。

陆风开启10MW机型之争。2022年7MW陆上风电机组已经批量应

用，8MW机型完成了样机吊装，进入2023年之后，随着各大整机

厂商新产品面世，陆上风电市场迈入“10MW+时代工

第三批大基地清单已出，陆风增量有保障c据国家能源局披露，截至

目前，第一批97.05GW基地项目已全面开工，项目并网工作正在积

极推进，力争于今年年底前全部建成并网投产，第二批基地项目已陆

续开工建设；4月7日，《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区

为重点的大型风电光伏基地建设》已正式印发实施。整体规模看，第

一批总计规划风电+光伏97.05GW；第二批455GW；第三批，据统

计，现有规模合计47.83GW,其中风电约20.55GW。

分散式风电政策引导发展，审批流程让步推动发展。据CWEA统计，

2021年中国分散式风电（分散式、分布式、智能微网）新增装机容

量8.03GW,同比+702%,累计达9.96GW；据《2022年中国县域

绿色低碳能源转型发展报告》披露，我国分散式风电技术可开发潜力

达250GW。分布式风电剩余可开发潜力达240.04GW,剩余需求高。

2023年以来我国从政策上引导分布式风电发展，核心从简化审批流

程及鼓励地方结合实际情况依法利用存量集体土地通过作价入股、收

益共享等机制，解决分散式风电瓶颈问题。

ISA31:分布代风电与新增/累计装机情况

陆风制氢解决陆风消纳瓶颈，绿氢有望拉动风电装机需求。2022年，

中国氢能联盟发布《开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生

氢100”发展路线图》，力争到2030年实现国内可再生能源制氢装机

规模达到100GW。根据中国氢能联盟研究院估算，2030年的氢能总

需求将达到3700-4000万吨，可再生氢累计装机达100GW时，绿

氢供给可达约770万吨，而制造单吨氢气单位电耗约5.0Kwh/m3,

假设绿氢50%可按风电制造，因此至2030年需要风电装机约107GW,

所需风电装机需求大。目前“三北”陆上风电度电成本在0.2〜0.15元/

千瓦时，至『'十四五”末将降至0.1-0.15元/千瓦时，可降低绿氢成本；

“三北”地区大风光基地建设较多叠加三北地区化工基地多可就地消

纳氢气，利于绿氢发展。

1.4产业链：重点关注桩基+海塔和海缆，海风走向深远海，单位价

值提升

1.4.1桩基+海塔供需紧平衡，市场量利齐升

海风走向深远海，基础环节变化：单桩■导管架-漂浮式，单位用量提

升。40米以内单桩最优，但是随着海风走向深水区，市场倾向使用

导管架。再远，随着海风走向深远海，基础环节由固定式转向漂浮式。

单桩基础目前普遍在2000吨/台。导管架由4台小单桩和导管架组成，

4台小单桩总体重普遍1200-1500吨/台，导管架约1800+,囚此导

管架整体超3000吨/台，目前市场已经达到3000・3500吨/台。漂浮

式为保证海上风力发电机整体重心下移，普遍重量超4000吨/台。从

基础类型上看，单台用量提升。海风降本主要在风机大型化，2023

年海上风电机组最大单机容量达到18MW,为稳固风机，则所需的海

风基础重量也应想要增加。

基础类型变化，考验公司码头能力、物流管理，及码头区位优势c码

头能力：海上存在窗口期，广东平均每年窗口期148-152天，海上

装机不允许耽误，需要能力较强可靠供应商。码头太小，交货速度较

低，易耽误海上风电装机。物流管理：导管架主要在60-70m、宽度

主要在32-35mo单管桩长度90m+、直径8.5m+。海风基础大且重，

运输是难点，海风基础业务只能走海运，靠近码头才能直接整装上船,

离岸几公里生产单管桩和导管架无法运输。因此单桩和导管架的产能

用地需要紧挨码头或港池，资源稀缺,产能壁垒较高。码头区位优势：

大型部件看重区位竞争，有码头/港池生产基地，本区域海风项目才

会下订单，不同省市海风资源、政府规划不同，因此现有码头各区位

能力差距大。而码头从国家规划港区、审批、建设（通州湾码头建设

7-8年）流程太长，因此码头资源稀缺。

海风走向深远海是必然趋势，水深越深，基础越重，海风基础抗通缩

能力强。据我们统计各个海域基础用量数据看，基础用量随着海上风

电项目水深加深，用量提高。就广东海上风电项目看，广东海上风电

单GW用量最大。对比山东海上风电项目，山东单GW基础相对较

少，主要是广东接壤东海和南海，平均水深较深，适宜安装导管架基

础结构；而山东半导接壤渤海，渤海海域水深相对偏浅，适宜单桩基

础。导管架相较管桩钢板用量更多，所以单GW基础用量更重。

ISA36:各才份海坂不内水深下.单GW&吐网土水牛

省份平均水深（m）单GW基油用量（万吨）

>4034

30-4033

广东

20-3021

<2017

福建>3025

海南<2019

辽宁20-3021

>3019

山东20-3016

<2013

10-2025

浙江

<1020

江苏10-2021

海风装机继续维持高速增长，预计2023年国内外海上风电开工均达

10GWo2023〜2025年，海外市场海上风电据GWEC预测，装机分

别达10/8/16GW；而国内市场海上风电根据风能专业委员会预测，

2023~2025年有望达到10/15/20GW。假设2023年单台导管架（含

4个小钢管桩）重量约2700吨，单桩单台重量约2000吨，海上塔

筒单台重量约550吨。海上塔筒：风机大型化趋势显著，叶片长度

加长，海上塔筒变高，重量加大。大单桩和导管架：海上走向深水区，

海风大单桩和导管架重量增加。假设2023年海外市场导管架占比约

20%,至2024年达30%。假设2023年国内市场导管架占比约40%,

至2024年达50%。我们预计2023年全球海风基础需求达687万吨，

其中海塔需求137万吨，导管架需求达202万吨，单桩需求达349

万吨。到2025年，全球需求有望达到1045万吨，其中海塔需求238

万吨，导管架需求达387万吨，单桩需求达420万吨。

海风基础属于定制化钢结构产品，钢材成本占比超70%。海塔、管

桩及导管架等都是非标准、定制化产品，同类产品间差异亦较大,据

海力风电披露，钢材为主要原材料，成本与比原材料约80%,而一

般在签订订单合同到采购原材料之间存在纲材价格风险敞口，因此钢

材价格波动对海风基础盈利存在较大影响。

海塔+桩基属于定制化钢结构产品，钢材价格下行，海塔+桩基盈利

性有望上行。海塔、管桩及导管架等都是非标准、定制化产品，同类

产品间差异亦较大。据海力风电披露，钢材为主要原材料，成本占比

原材料超80%。截至2023年6月9日，中国兰格钢铁价格（中厚板）

为4156元/吨，同比・19.6%；中厚板价格自3月15日起，价格呈现

下行趋势，3月15日至6月9日，中厚板价格已下降11.33%,海

塔+桩基盈利有望受益。

海塔+桩基国内外钢材价格差大，国内企业加速出海。钢材占管桩成

本80%,自2021年开始我国、欧盟、美国中厚板价格出现分歧，截

至2023年5月12日，美国中厚板价格为1740美元/吨、欧盟1010

美元/吨，中国604美元/吨，美国/欧盟中厚板价格是中国的2.88、

1.67倍。国内外中厚板差距大，相比之下，中国海风基础更具竞争

优势，促进海风基础出海。

大金管桩开启出口，天顺风能德国建厂，国内海风基础加速出海,大

金重工已开启管桩出海，2022年10月底与法国开发市

EoliennesenMerllescfYeuetdeNoirmoutierS.A.S签订

NOY-lleD^euetNoirmoutier海上风电项目62套单桩、2022年上半

年成功中标英国MorayWest48套单桩项目，顺利实现管桩出海，截

至2023年5月11日，大金总计获得超9.4亿欧元的海风单桩+海上

塔筒的订单。而天顺风能在德国建有海上风电产能30万吨，可以辐

射欧洲市场，预计2023年达产。国内企业管桩止在加速出海。

出#42大金女工出海订单

国事/金领（亿

时间产品客户订单详情

地区欧元）

为MorayWest项目供应48套单

2022H1单班/英国/

桩

过渡为MorayWest项目供应30套过

2022H1/英国/

段渡段

2022H1单槌Boskalis美国大型钢结构/

Eoliennes

enMerIles

2022年d'Yeuet为NOY-HeD'YeuetNoirmoutier

单桩法注国而

10月de提供62套单独

1.ZnZnOo

Noirmoutier

S.A.S

2022年SGRE西门为UKMorayWest海上风电海塔

金哈英国

10月子歌美教项目供应12套海上风电塔端

2022年为DoggerBankB海上风电项目供

GE犬X闺国un.7/o7

11月应41套Haliade-X海上风电塔笥

2023年某欧洲能源为供应商向某海上风电集群项目提

单桩欧洲5.47

5月开发企业供单桩

2023年某欧掰能源

单桩欧洲为承包商为业主提供单桩产品1.96

5月开发企业

合计9.388

1.4.2海缆：海风走向深远海，海缆抗通缩属性加强

海缆招中标高景气，预期业绩开始兑现。据我们不完全统计，2023

年1―5月，海缆中标规模总计6.62GW,其中中天科技2.35GW、浙

江启明0.51GW、万达电缆0.51GW、起帆电缆0.31GW、吉恩重工

0.2GW、亨通光电0.75GW、汉缆股份1.25GW、东方电缆1.3GW、

宝胜股份1.21GW。其中多数项目在半年内完成招标工作，如广西防

城港海上风电示范项目A场址、华能岱山1号海上风电项目、三峡

能源山东分公司牟平BDB6#一期(300MW)等。海缆招中标进度加快,

其一海缆中标高景气，预期市场业绩开始兑现；其二海风建设加速,

海缆需求增长加快。

海缆竞争格局集中，有望持续保持高盈利性。据风电观察统计，2022

年国内场址电缆和送出海缆招标海上风电项目规模近10GW,其中东

方电缆、中天科技、亨通光电三家头部企业占据主要市场份额，市占

率87%,市场高度集中。2022年，东方电缆、中天科技、亨通光电

三家海缆毛利率保持在33%以上，盈利水平较高，随着海风走向深

远海，对海缆的技术要求提高，高电压、柔性直流等新技术可构建高

壁垒，海缆环节有望保持高盈利性。

国内海缆积极出海，打开国外海缆局面。据我们统计，2023年1・5

月，获得海外风电场的企业包括东方电缆和中天科技。其中中天科技

中标Baltica2海上风电项目(B包)275kV高压交流海底光电复合缆

以及配套附件，中标金额12.09亿元。东方电缆中标Baltica2海上风

电项目66kV海缆及配套附件，中标金额3.50亿元；以及为InchCape

海上风电项目提供220kV三芯2000mm2铜导体海缆的设计和整个

系统的型式实验，金额约1400万元。Baltica2装机容量1.498GW,

离岸距离47km,由波兰最大公用事业公司PGE和沃旭能源(Orsted)

联合开发，规划于2027年底之前投产。

海风向深远海挺进，柔性直流必要性提升C海风输电距离更远，更大

规模并网成为难题。传统交流传输方式受电缆充电功率限制，仅适用

于近海小容量风电并网，而远海大容量海上风电必须采用柔性直流并

网技术。当输电距离大于约80km后，直流输电经济性就会超过交流

输电。由于常规直流需要较强的交流电网支撑，而海上风场是由风机

构成的弱交流系统，无法满足常规直流的送电需求，柔性直流为唯一

经济且可行方案。柔性直流可以独立支撑电压，且没有换相失败风险。

柔性直流因海缆输送容量大、损耗小、使用寿命长、输送距离基本不

受限制，可有效解决海上风电场大容量、远距离输电问题，助力我国

海上风电集中连片规模化和远海大容量风电开发建设。

图A49:直演舱电与交波输电经济性示意阳

柔性直流规模应用在即，平价项目青州五七开启应用，市场空间广阔。

江苏如东海上风电柔性直流工程是世界上电压等级最高、输送容量最

大的海上风电柔直工程，额定直流电压为±400千伏，额定容量为

1100兆瓦。后续阳江青洲五、青洲七海上风电场共建海上换流站和

陆上集控中心；采用±500kV对称单极柔性直流输电系统，风电机组

发出的电能通过66kV集电海缆接入海上换流站，升压后通过±500kV

直流海缆输送到阳江市阳西县的陆上集控中心。

1.4.3零部件：原材料价格持续回落，中游制造环节盈利或将环比提

升

原材料价格呈现整体下行趋势，有望带动零部件环节盈利修复。当前

原材料价格呈下行走势，以铸件生产常用的废钢为例，截至2023年

6月9日，唐山废钢（6・8mm）价格为2555元/吨，同比・25.94%,

相较年初报价降幅在5.89%,从3/14高点至今降幅达11.44%,近

一个季度内的降幅达到8.91%,考虑到零部件1-2个季度的生产交

付周期，预期四季度成本端压力减轻，实现单位盈利显著修复。

年初签订框架合同锁定交付价格，原材料价格波动带来盈利能力波动。

风电零部件环节在与下游主机厂商谈判时，多采用年初签订框架合同

锁价的方式进行，因而在经营过程中原材料价格波动风险由零部件厂

商承受，而各类铸锻件在生产过程中，直凄材料占成本的比重约为

50%~75%（除金雷外都在60%以上），而直接材料中钢材成本的占

比在60%~90%,因而在原材料价格持续式降阶段，零部件企业盈利

能力上行回暖。

二、光伏：需求超预期增长，把握N型技术迭代机会

2.12023全年展望：产业链价格进入下行通道，海内外需求超预期增

长

光伏行业仍处于“需求爆发”阶段，2023全年光伏装机量好于预期。梳

理全球光伏发展历史，我们可以将全球光伏发展历程总结为

2007-2012的“政策补贴期”,2013-2018的“逐步成长期”与2019至今

平价上网实现后的“需求爆发期”三个阶段。根据BNEF最新预测数据，

2023年全球光伏新增装机量乐观观数据将达到355GW,同比增长

36%O而根据今年中国地面电站项目加速启动、欧洲光伏需求维持高

景气状态、美国IRA细则落地进一步刺激光伏电站项目落地等全球

市场多点开花的态势判断，我们认为2023年光伏市场将会比中观数

据更乐观，维持全年装机量有望超350GW的判断。

2.1.1中国：硅料下行带动组件价格下行，地面电站需求有望大幅释

放

2023年光伏装机在传统淡季实现超预期增长，1-4月新增装机

48.31GW。根据国家能源局数据，2023年1-4月，国内新增光伏装

机48.31GW（同比增长186%）,单4月新增光伏装机达到14.7GW

（同比增长299%）,自开年以来光伏装机在Q1传统的装机淡季维

持了高增趋势。全年来看，在光伏产业链价格持续下行的刺激下，国

内下游光伏电站装机成本进一步下降，电力收益的回升将带来光伏装

机需求持续维持高景气态势。

原材料价格开启下行通道释放需求，政策支持助推国内装机落地。根

据PVInfolink数据，进入2023年后随着原材料端产能快速释放，光

伏组件价格一路下行，6月7日报价显示182mmPerc/TOPCon双玻

组件单W均价为1.58/1.7元，较年初单W均价1.85/1.98元降低了

14.59%/14.14%,天大降低了光伏装机终端成本，有效刺激国内对组

件价格更敏感的地面光伏电站需求上升。光伏行业作为国家大力支持

的战略性新兴产业，于年内受到国家产业政策的重点支持和地方政府

的高度重视。国家能源局十4月6bl印发《2023年能源工作指导意

见》的通知，将国内非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风

电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%,并制定了全年风

电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右的目标，国内光伏需求得到政策端

强有力支撑。

2.1.2美国：保留东南亚关税豁免，IRA细则逐步落地，需求有望迎

来边际上修

2023年5月12日，美国财政部发布促进美国清洁能源制造业的《指

导意见》，本土制造激励将开始实施，并明确了可获得10%补贴的

本土制造比例的计算方法和分类。自2022年IRA提出以来，新能源

开发商和制造商都在等待关于如何计算本土制造的40%的指引，这

种不确定性拖延了部分项目进度。而此次美国财政部发布的指引明确

了本土制造的计算方法和分类，是IRA向前迈出的重要一步，将引

发对美国制造的清洁能源设备的大量投资，从而刺激美国光伏装机需

求。

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尤然发电系统

•A电耳节M材使用•属于刎材彳分，M10M东白美国本土

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•电站上体埠分•4于，迨部分，*18制迨件值步占比超◎

(Mftn.*ttlKkCtXf)

保留东南亚进口关税豁免，美国市场装机'障碍”打通。2023年5月

24日，在美国国会发起的对拜登总统行使《东南亚4国关税恢复》

法案否决权的再投票中，众议院以214票支持、205票反对的投票未

能获得“推翻总统否决国会审查法案”立法所必需的三分之二多数，拜

登于2022.06发布的“豁免东南亚四国光伏组件2年关税”的决定继续

有效，东南亚光伏组件出口关税豁免期限保留至2024.06。此前，参

众两院对东南亚关税恢复的草案让市场对美国全年装机产生担忧情

绪，但随着关税恢复草案的最终否决，近两年内美国市场光伏供给“障

碍”打通，整体需求有望边际上修。

2.1.3欧洲：光伏需求持续高增，政策支持推动能源独立

欧洲仍是中国光伏出口的第一大市场，1・4月超过一半的中国光伏组

件被运往欧洲。根据PVinfolink统计，2023年1-4月欧洲地区已累

计从中国进口光伏组件达40GW,占中国组件出口总量的40%。值

得注意的是，2023年欧洲地区在一季度光伏装机传统淡季仍实现了

30GW左右的光伏装机，合理预计进入Q2后，随着产业链价格下降

进一步刺激出口需求，欧洲光伏装机量将迎来新一轮增长。

2023年欧洲光伏装机需求乐观，环比有望增长60%。根据行业组织

SolarPowerEurope于2022年12月发布的最新报告《欧洲太阳能市

场展望2022-2026》,欧盟光伏市场有望保持高速增长，根据其'最

有可能”的平均路径，预计2023年欧盟光伏装机容量将超过50GW,

乐观性预测情景下达到67.8GW,这意味着在2022年同比增长47%

的基础上,2023年将有望再增长60%。展望未来,在欧盟RepowerEU

等政策支持下，欧洲可再生能源占比预计将逐步提升，而太阳能作为

目前最可靠、最具经济性、能源获取最便捷的清洁能源之一，将会成

为欧洲实现能源独立重点发展方向。因此，我们长期看好欧洲光伏市

场作为全球第二大光伏市场的发展空间。

身人62：2023-2026隼欧发光伏年及新增K机东受'片测（GWf

140

20162017201820102020202120222023202420262020

2.2产业链分析：价格或已进入底部区间，全面拥抱N型产业链

2.2.1硅料硅片：价格迅速回落，即将探至底部区间

硅料环节因其特有的重资产、长周期、精细化工的特性，在结构性产

能短缺后的两年内一直作为产'亚链瓶颈环节享受超额利润，利润水平

逐年提升。根据Wind数据，一线多晶硅厂商平均销售毛利率水平由

2019年的17.8%,提升至2022年的50%。但随着2023年开始的

多晶硅扩产潮到来，硅料产能小冉成为产业链瓶颈划、节，超高毛利率

现象将成为历史，回归合理区间。

上游产能结构出现错配带来库存压力，Q2硅料硅片价格加速下行。6

月7日，PVinfolink发布最新光伏产业链价格，多晶硅致密料均价跌

至100元/kg,较上周环比・15.3%,创单周降幅记录，182mm/210mm

硅片单片均价跌至3.6/5.0元，较上周环比-7.7%/-13%。一方面，进

入2023年后硅料产能逐步释放，大大缓解了上游供给短缺的情况;

另一方面，硅料硅片产能和电池组件出现结构性错配，上游环节出现

了库存情况，推动了价格下行。目前来看，硅料硅片价格下行空间已

经非常有限，或即将探至底部区间。

2.2.2电池片：N型迭代进行时，TOPCon路线先行

目前电池片环节正在进行产能迭代的初始阶段,TOPCon技术成为市

场焦点。当前光伏电池主要采用Pere技术，该路线转换效率己逼近

理论极限24.5%,且未来降本空间有限，因此行业内不断开展对新一

代N型电池的研发探索。未来N型电池是行'业发展的必然趋势，目

前主要存在TOPCon、HJT、旧C三种不同技术路线。N型电池转换

效率的理论极限在28%以上，较Pere电池有较大提升。1)从工艺

的角度来看，N型硅片作为衬底有更高的少子寿命且无光致衰减，同

时随着表面钝化技术的改善与提高，N型电池效率在快速提升；2)

从产业发展来看，N型隧穿氧化层钝化接触(N-TOPCon)的电池技术

因其独特的电池结构及较高的转换效率，成为市场关注的焦点。同时，

TOPCon技术生产工艺与Pere电池生产工艺兼容性较高，且初始投

资成本较低，具有较强的投资经济性。

2023年为TOPCon元年，N型市占率有望突破20%

根据CPIA最新统讦,N型电池量产转换效率目前已实现了24%-25%,

形成了对Pere电池1.3pct左右的效率优势，并将在近两年实现超

2pct的效率领先。因此，预计以TOPCon及HJT为主的N型电池路

线将逐步提升其市场渗透率，成为未来主流的光伏电池技术路线。在

2023年举办的SNEC展会期间，各厂商发布的高效新一代产品重新

拉动光伏“技术迭代”热度。其中，N型高效大尺寸组件产品成为此次

展会绝对主角。我们预计2023年将成为TOPCon产能释放的元年，

CPIA预计以TOPCon为主的N型电池产品市占率有望于2023年底

前突破20%。

图表70：2022-2030年不同电池技术路线市场占比变化趋势

■BSF电池市场占比(％),PERC电池市场占比(％)■TOPCon电池市场占比(%)

■异质雌市场占比(%)■XBC初市场占比(%)■MWT就超般而

一体化厂商电池产能结构紧缺，或催生第三方N型电池片需求。根

据一体化公司公告数据统计，截至2023年底各一体化厂商硅片/电池

/组件产能目标中，电池片产能相对组件产能均出现相对短缺情况，

在主产业链中电池片产能结构处于相对优势。同时、在N型迭代P

型的大背景下，或将催生第三方N型电池片产能需求，短期内需重

点关注N型TOPCon电池产能的落地及效率实现进度。

2.2.3组件：产业链价格下行后，关注一体化组件盈利或有修复机会

在过去涨价周期背景下，组件价格是对硅料成本的传导，整体盈利维

持稳定。2021-2022年，行业由于多晶硅料价格高企，产业链价格持

续上行。在此背景下，组件价格上涨滞后于硅料价格上行，导致阶段

性组件盈利受压缩。产业链价格降幅明显，光伏需求高增对组件价格

形成支撑，一体化组件迎来利润修复。上游降价传导至组件具有一定

滞后性，目前看来电池/组件价格下跌幅度远小于硅料/硅片端，且由

十终端需求较好，组件价格后续仍能获得较为坚挺的刚性支撑。我们

认为在现阶段光伏产业链存在两大主旋律，分别是1)硅料产能瓶颈

打开后供需格局转变，将不再成为享受产业链大部分利润的环节，光

伏产业链利润格局预计将重构并下移。2)N型路线趋势确定，相关

产能或将出现“过剩背景下的结构性紧缺”，N型电池/组件布局优先的

厂商有望获得超额技术红利收益。

2.2.4辅材：关注N型和双面组件趋势下POE胶膜、TOPCon银浆

的产业机会

POE胶膜：N型电池片对环境的耐受性减弱，需要更高性能的保护，

POE是最佳选择。N型单晶、异质结电池等高效光伏电池技术提升

了发电效率，但对环境的耐受性减弱，需要胶膜提供更多保护，而使

用EVA胶膜进行高效光伏电池尤其是N型晶硅电池的封装，在加速

老化条件下组件功率会迅速下降，组件的长期可靠性难以保证。POE

产品的阻隔性、强抗PID能力、无醋酸等特性使其在N型电池、异

质结电池时具备了其他封装材料不具备的天生优势，是目前双面组件

及N型电池、异质结电池的主要封装胶膜。未来随着下游应用端对

于双面发电组件发电增益的认可，双面组件市占率将逐步提升。预计

到2024年，双面组件将超过单面组件成为市场主流。在双面+N型

组件的大趋势下，POE胶膜需求有望上行。

TOPCon银浆：TOPCon路线趋势确定，其银浆产品需求有望收益

提升。光伏银浆应用于太阳能电池片电极中，以银粉为主要原材料。

光伏银浆是以高纯银粉为导电相、玻璃氧化物为粘结相，有机载体组

成的混合物，经过搅拌、三辐轧制后形成的均匀膏状物。这种膏状物

通过丝网印刷工艺附着在光伏电池片，烘干烧结后形成光伏电池的金

属电极，可收集和传导光伏电池表面电流,随着电池片技术的迭代,

代表未来的N型电池片银浆的需求量明显提升，叠加光伏产业的迅

猛发展，未来光伏银浆行业具备旺盛的市场需求。根据CPIA数据统

计，2022年n型TOPCon电池双面银浆平均消耗量约115mg/片，

后续随着TOPCon产能逐步落地，配套的银浆技术预计将迎来长线

发展，具备独特配方及更低单位银耗的TOPCon银浆企业能推出系

列银浆产品配合电池片厂商进行增效，并有望进入技术红利赛道中。

图页75：2022-2030^-TOPCon电池双面银浆消耗量变化趋势（mg/片）

150

130

110

90

70

50

2022年2023年202嶂2025年2027年就随

高纯石英砂：供需结构持续紧缺，价格有望进一步走高。光伏平价上

网后进入需求爆发期，需求持续多年的高增使光伏产业链各环节均出

现了大规模的扩产潮。而在行'也扩产周期中，部分扩产周期长的环节

在短期内会出现产能释放速度无法跟上实际需求的情况，比如

2021-2022年的硅料环节，以及目前正在供应紧缺的石英砂环节。短

期内，石英砂供给端几乎无新增产能，叠加2023年持续超预期的光

伏装机需求，石英秒及石英省烟价格有望进一步走高。

三、储能：碳酸锂降价有望催化大储需求，看好工商储23年发展潜

力

3.1大储：碳酸锂降价有望催化储能需求高增

碳酸锂降价带动大储中标均价下降，国内5月W5储能系统、EPC

中标均价为1.44元/Wh、1.74元/Wh。碳酸锂价格下降趋势下，国

内5月第5周储能系统、EPC中标均价分别为1.44元/Wh、1.74元

/WhoWind显示，2023年4月碳酸锂价格一度低于20万元/吨，截

至6月2日，碳酸锂价格已回升至30.05万元/吨，同比下降35.17%,

较年初下降41.08%,预计终端观望情绪有望减弱，碳酸锂降价企稳

后将催化大储需求。

原材料成本下降带动大型地面电站经济性提升，储能中标规模快速增

长。2023年以来，硅料、碳酸锂价格持续下行带动组件、储能电芯

成本下降，大型地面电站经济性提升。国内储能月度招中标情况看，

4月碳酸锂价格及储能相关中标均价跌至近期低位，储能中标规模迎

来快速增长。据研究，2023年4月储能中标总规模

7.07GW/15.83GWh,其中储能系统2.14GW/5.09GWh,容量环比增

长68.71%；EPC中标规模1.53GW/3.58GWh,容量环比增长56.65%。

目前电芯价格降幅小于碳酸锂降幅，预计成本仍存传导周期，短期中

下游盈利有望边际修复。碳酸锂降价带动储能电池价格下行，据Wind

数据，国产磷酸铁锂电芯目前价格约0.65元/Wh,较年初整体下降

约20.7%,小于碳酸锂同期38.6%的价格回落幅度。电池环节看，

从原材料价格下跌到终端售价传导存在传导周期，叠加订单议价需一

段时间落地，我们认为储能产业链利润分配有望重构，短期看储能集

成厂商等中下游有望迎来利润修复，具备成本管控及供应链管理能力

的优质厂商盈利能力或边际改善更为明显。23Q1,碳酸锂价格已大

幅下探，而阳光电源、南都电源季度毛利率同比・1.48pctA1.51pct,

预计后续订单议价落地后公司盈利能力有望迎来同、环比改善。

3.1.1中国：风光渗透率提升带动储能需求，行业优质化发展趋势必

然

储能规模：2023年1・5月储能系统、EPC累计中标

9.63GWh/10.60GWh,碳酸锂降价有望催化大储需求高增。储能新

增规模看，据CNESA数据，2022年全年国内新增储能规模

7.3GW/15.9GWh,同增200%/280%,超过过去10年累计装机规模

5.7GW/11.2GWh。招中标情况看，据研究，2023年1-5月储能相关

中标总规模约14.19GW/31.59GWh,其中储能系统中标

3.54GW/9.63GWh,EPC中标5.15GW/10.60GWh,储能电池、电

池预制舱、升压一体机等其余类型合计中标5.51GW/11.36GWh。我

们认为今年国内大储淡季不淡，碳酸锂成本降价趋势下有望进一步催

化大储需求。

图茨78:国内储能系统、EPC中标均价（元/Wh）

储能系统中标均价（元/Wh）

EPC中标均价（元/Wh）

政策端:

1）国家能源局提出“按需发展储能”，有望推动储能市场将由政策驱

动转变为需求驱动，具备产品、技术、品牌优势的公司有望快速成长。

4月24日，国家能源局印发《关于加强新型电力系统稳定工作的指

导意见（征求意见稿）》，提出按需发展储能，根据电力系统的需求，

因地制宜的发展各类型、多元化的储能配置。此前各省出台强制配储

政策以提升新能源利用率，但落地情况来看，存在业主方仅考虑储能

产品的成本现象，导致强制配储项目实际利用率低、资源浪费。我们

认为《征求意见稿》“按需发展储能”提出后，配置储能有望转向需求

驱动，除成本因素外，储能产品循环次数、安全性等核心竞争力的重

要性将提升，利好行业内具备产品优势、品牌优势、技术实力及渠道

能力的公司。长期来看，在新型电力系统中，储能将不仅作为发电端

调节产品而存在，随着后续用电端不可预测性增加，储能在用电端的

需求也会迅速提升，今年全球范围内，工商业储能也在进入加速发展

期。

2）当前储能配置依旧不足，广东省近期出台储能发展新政，预计将

催化储能需求。6月1日，国家能源局党组书记、局长章建华在《中

国电力报》发表署名文章《统筹发展和安全推动电力行业安全高质量

发展》。文章提到，新型电力系统加速构建，“源网荷储”协同共治存

在不足，电网安全运行风险增大。电源侧方面，部分地区高峰时段仍

存在电力缺口，顶峰发电能力不足。电网侧方面，随着并网主体大量

增加且涉网性能参差不齐，现有的电网运行控制理论和建模分析方法

亟待革新。当前储能配置依然不足，低成本、大容量、长时间、跨季

节调节的储能技术仍有待突破。6月5日，广东省印发《广东省促进

新型储能电站发展若干措施的通知》，从拓展多元化应用、强化政策

支持、健全运营调度机制、规范项目建设管理、强化协调保障等五个

方面提出25条措施。我们认为后续其他省份亦有望出台促进新型储

能相关政策，进一步催化储能需求。

312美国：IRA法案提升储能项目经济性，2023年储能市场预计高

增

储能规模：低基数叠加储能项目成本下降，预计2023年美国储能市

场快速增长。据WoodMacenzie数据，22Q1~Q4美国储能装机功率

分别为O88GW/1.41GW/1.44GW/1.07GW,同比,其中22Q4规模

同比-32.51%、环比-25.75%,主要系1）进口管控致供应链紧张，

美国光伏新增装机规模增速亦有所放缓，22Q4美国光伏装机、待并

网规模约4.28/90.3GW,同比・29.06%/+12.88%,环比

+66.99%/+0.33%；2）碳酸锂价格高位推高储能项目成本，项目进

程有所放缓。

图表85:美国光伏装机规模（左轴,MW）及待并网规模（右轴,MW）

■■装机规模（MW）待并网规模（MW）

政策端：IRA法案延长美国储能补贴期限，并加大储能补贴力度。2022

年8月美国出台降低通货膨胀法案（InflationReductionAct,以下简称

IRA法案），在气候变迁和再生能源领域投资3690亿美金，用以减少

碳排放。其中，法案针对储能方面提出：延长补贴期限：储能投资税

抵免（InvestmentTaxCredtJTC）以30%的标准延长十年，至2033年

后逐渐退坡。加大补贴力度：1）首次将独立储能纳入ITC抵免范围

（此前储能系统需与一定比例太阳能匹配才能获得补贴）；2）满足

一定条件的大储项口最高可获70%的抵免比例（基础抵免+额外抵免

合计）。

IRA法案的出台一方面优化储能系统商业模式，另一方面完善当地供

应链配套，利好储能长期发展。1）优化储能系统商业模式：IRA发

布前，由于储能系统需与一定比例太阳能配合，充放电时间受限，难

通过时间电价套利。IRA发布后，储能可作为电网侧辅助服务运用或

与其他能源共享配套，收益模式更为灵活。此外，ITC模式可直接降

低储能设备购置&安装成本（基础抵免），并额外计提设备折旧从而

减少交税规模（额外抵免）。以安装成本为1白万美元的储能项目为

例，若获得70%ITC抵免，对应减免税收规模约39.28万美元；2）

完善当地供应链配套，利好本土储能市场长期发展：IRA提出为美国

国内先进制造商提供生产税务抵免（productiontaxcredits,PTC）等方

案，意在完善当地供应链配套，短期或推高供应链成本，但利好本土

储能长期发展。

3.1.3欧洲：光伏配储规模持续提升，英、意、德储能发展潜力最高

欧洲：2022年欧洲大储新增规模约2.8GW/3.3GWh,英国、意大利、

德国储能长期发展潜力最高。EnergyMonitor显示，2022年欧洲光

伏装机规模同比增长47%至41.4GW,其中德国、西班牙、波兰装

机规模增幅最高，地面电站配储带动当地大储规模同步增长。据

WoodMackenzie和EnergyStoragyNews数据，2022年欧洲大储装

机规模约2.8GW/3.3GWh,分地区看，英国、爱尔兰、德国大储新

增规模位列欧洲前三。其中，英国新增1.5GW/1.8GWh,爱尔兰新

增0.31GW/0.37GWh,英国新增0.43GW/0.47GWh。长期来看，预

计2022・2031年，英国、意大利、德国大储累计装机规模有望达到

25.68GWh/12.23GWh/8.81GWh,为欧洲大储新增规模前三市场。

3・2工商储：爆发元年，经济性提升