2023年電氣設備能源行業分析報告名目一、光伏：政策面、制造端、電站收益率利好疊加，行業61、全球需求連續高增長，國內市場將持續爆發 7歐洲市場的影響力逐步勢弱，2023年需求開頭穩步8美國市場連續高速增長，模式創引領行業 8〔3〕日本市場不懼補貼下調，裝機量連續大幅提升 9國內大型地面電站建設將持續旺盛，國內分布式工程有望大規模啟動 10利率持續下行，大類優質資產稀缺是國內光伏電站需求旺盛一大規律 132、制造端景氣程度不斷提升，153、成長性具備眾多看點，分布式、儲能、高效電池招招切中痛點 164、主要風險 18電站質量問題 18補貼發放不準時 19〔3〕限電 19二、能源電池：能源汽車后又一不行限量市場--儲能時代將開啟 191、能源互聯網時代降臨，儲能時代開啟，國內市場有望爆發 20儲能在電力系統應用廣泛 20①現電力系統削峰填谷 20②可再生能源發電波動平滑與跟蹤打算出力 21化學儲能前景寬闊 22國內儲能裝機穩定增長，下游增長強勁 23①儲能可以改善可再生能源并網壓力 25②分布式發電+儲能是能源互聯網根底 25③可再生能源儲能市場容量推測可達千億 26儲能的經濟性馬上表達，商業化在即 26①電改推動翻開儲能商業空間 26②國內化學儲能的進展日漸成熟，儲能本錢持續下降 27③配套政策將帶來產業啟動 27國外政策全面布局，期盼國內政策出臺 28①美國在儲能方面處于較為領先的地位 28②德國由光伏補貼轉向儲能補貼 28③日本研發與補貼并重 29④期盼國內儲能政策明年出臺 302、看好能源汽車動力電池，電池、整車、充電設施全方面推動 31年能源汽車銷量有望連續快速增長 31能源汽車放量，上游碳酸鋰供給偏緊，價格上行 32充電樁進展指南出臺，建設將快速推動 333、主要風險 34三、風電行業：國內增速將下滑，海上風電是最大看點 351、全球風電裝機將保持穩步增長 352、2023年估量國內風電行業有所回調 37今年搶裝潮，明年增裝機增速下滑 37風力發電量持續增長，但棄風問題嚴峻 38政策扶持主基調不變，但下調電價對風電影響較大 393、我國海上風電才剛起步，42我國海上風電步伐有所加快 42上網電價出臺后，海上風電進展迎拐點 43海上風電進展潛力巨大，是將來最大看點 454、主要風險 46四、核電：增量看海外出口及內陸核電進展 461、國家政策重點支持，工程全面啟動 462、增量還看海外出口，華龍一號推動順當 503、重點關注國產化高端裝備及材料 514、主要風險 52五、特高壓：中國式能源互聯網重中之重 531、特高壓意義非凡 53引領能源轉型，提高可再生能源利用水平 53破解霧霾難題，道道利劍封喉大氣污染 55推動中國制造，帶動高端裝備業走出國門 56連接洲際電力，全球能源互聯網骨干網架 572、特高壓政策梳理 593、我國特高壓建設狀況 60國家電網特高壓規劃 60特高壓溝通建設投資一年將超千億 63特高壓直流將迎來井噴式集中建設 654、特高壓投資構造與上市供給商 68特高壓溝通投資構造 68特高壓直流投資構造 695、主要風險 71六、重點公司簡況 711、光伏重點公司 71〔1〕東方日升：下游需求旺盛、制造環節訂單飽滿 71中天科技：傳統業務超預期，勢頭良好 72京運通：光伏發電業務帶動利潤大幅增長，電站規模有望快速提升 732、儲能重點公司 74〔1〕南都電源：后備電源銷售向好，高溫電池市場快速開拓 743、風電重點公司 75〔1〕天順風能：風塔業務后勁十足 754、核電重點公司 76〔1〕江蘇神通：核電閥門交貨、確認收入晚，短期經營壓力大 765、特高壓重點公司 77許繼電氣 77平高電氣 81國際減排壓力、國內減排去霾大勢之下，國內能源大變革，電改持續推動，能源互聯網時代降臨，看好明年能源電力設備行業投資時機，子行業特別看好光伏、儲能及特高壓。光伏：光伏從政策面、制造端、電站工程收益率多個維度看，處于利好疊加期，持續推舉。國家支持光伏政策始終在加碼，制造端各廠商訂單很滿，從電站工程收益角度看，市場利率走低，實際提升了已建電站的價值，同時進一步提高將來業主建設電站的樂觀性，光伏電站作為一個類固定收益資產，吸引力正不斷提升。期間電價下調對于風電影響大，對光伏影響小，光伏本錢下降空間完全能掩蓋電價下調。當前制約行業進展最主要不利因素是限電問題，我們推舉限電不嚴峻地區電站比例大的公司，推舉東方日升、京運通、中天科技。能源電池：我們連續看好能源汽車動力電池。同時能源互聯網大時代將降臨，儲能地位將得到空前提高，可再生能源裝機規模持續增長和分布式能源不斷推動給儲能帶來了巨大潛在市場。從短期來看，鉛炭電池性價比高，本錢相對較低，最有可能在近階段實現經濟性，鉛炭電池的儲能市場有望最先翻開。因此，重點推舉擁有鉛炭電池核心技術的南都電源和圣陽股份。同時推舉供給儲能系統解決方案，布局全產業鏈的科陸電子與陽光電源。風電：估量2023年國內風電行業增速下滑，行業整體機會不大，但是海上風電是局部看點，推舉海上風塔龍頭天順風能。核電：目前國內核電技術積存已達較高水平，國內三代乃至四代核電進程值得樂觀。核電批工程、核電出口、內陸核電啟動預期等利好仍在，我們認為核電板塊仍可關注，建議關注江蘇神通。特高壓：在我國提倡的能源互聯網中特高壓是重中之重，從國網建設重點以及后續人事安排來看也是著力支持特高壓進展。每年年末年初市場都會有一波特高壓行業，但以前是年年低于預期，我們認為明年特高壓將真正大規模啟動，明年特高壓板塊有望迎來一波大行情。推舉許繼電氣、平高電氣。一、光伏：政策面、制造端、電站收益率利好疊加，行業熱度將持續在能源電源端風光核中，目前光伏投資規律最為暢通：光伏從政策面、制造端、電站工程收益率多個維度看，處于利好疊加期行業熱度持續提升我們持續推舉光伏行業。政策面,在國際減排責任、國內減排去霾、穩增長調構造大背景下，國家支持光伏的政策始終在加碼；〔2〕制造端是這幾年來最景氣時期，各制造端廠商訂單很滿，根本排到明年一季度甚至到上半年末，實際產品價格也消滅了多年來少有的上升；〔3〕從電站工程收益角度看，市場利率走低，實際提升了已建電站的價值，同時進一步提高將來業主建設電站的積極性，光伏電站作為一個類固定收益資產，吸引力正不斷提升，將來雖會下調電價，但我們認為對風電影響較大，對光伏影響很小。光伏行業兼具周期性與成長性特征，周期性方面我們著重分析需求與供給，我們認為目前處于景氣持續上升階段，成長性方面，我們認為的商業模式〔國內分布式、儲能〕、的技術進步〔高效電池技術、儲能技術進步等〕將帶動行業連續高速進展。1、全球需求連續高增長，國內市場將持續爆發2023年全球光伏需求到達47GW，其中，中國是第一需求大國，全年安裝量約10.6GW，日本增裝機約10.4GW，歐洲約7GW，美國約6.3GW，歐洲市場裝機連續下滑，中、日、美等興市場穩居裝機量前列。2023年歐洲市場的裝機開頭復蘇，特別是英國的需求開頭爆發；亞洲、美洲、大洋洲甚至是非洲等興市場的活力仍將連續釋放，其中印度市場的增量值得期盼。2023年全球的裝機容量有望實現24%的增長，58GW，202365GW。未來隨著本錢的連續下降和轉化效率的提升，光伏平價將逐步在各個地區實現，行業的需求有望再次消滅爆發性增長。歐洲市場的影響力逐步勢弱，2023年需求開頭穩步上升隨著歐洲各國補貼不斷下調、整體財政狀況不佳以及累計安裝量已較大等多方面因素，傳統歐洲市場的安裝量呈現下降的局面，202357%，2023、2023年連續兩年急劇下滑，占比僅為全球的28%和15%，估量今年歐洲市15%以下。歐洲市場確定安裝量前期已有大幅下滑，今年有望企穩上升，增量局部主要來自英國等興市場的爆發。將來占比連續下降是其它地區的安裝量增長太快造成的，因此我們認為不必對歐洲市場過分擔憂，由于歐洲的影響力將逐步趨弱同時依據歐洲光伏工業協會〔EPIA〕的推測，從2023年開頭，歐洲市場有望呈現復蘇局面，今后幾年安裝量有望穩步上升。美國市場連續高速增長，模式創引領行業美國作為能源需求最多的國家，進展光伏是美國重要的能源戰略之一，光伏在美國能源戰略中具有相當重要的地位。近幾年美國的光伏市場的表現遠超預期，工商業和住宅光伏市場迅速增長，2023年市場規模到達約6.3GW，同比增長連續維持在30%以上，2023年裝機量估量在9GW左右，2023年在10GW以上。但隨著2023年美國稅收抵免的廢止，美國光伏市場熱度可能會有所降低，但長期仍看好。美國市場對于光伏行業的奉獻其實主要表達在模式創上從技術創〔Sunpower聚光電站〕到商業模式創〔Solarcity〕，給了其他興市場很多啟發，我們建議重點關注與之模式相像的國內公司，A股聚光電站龍頭中環股份、分布式獲得較大進展的京運通、中天科技等。日本市場不懼補貼下調，裝機量連續大幅提升日本在核事故后，急需光伏等能源填補能源空缺，日本前兩年實行的光伏上網電價極具吸引力，引起安裝量大增。雖然目前日本補貼水平已有所下調，但由于組件價格同比的大幅下降，目前日本光伏補貼仍很具有吸引力，日本光伏需求仍將持續提升，14年光伏裝機9.7GW，同比增長40%，絲毫沒有受到補貼下調的影響。今年市場規模將連續增大，估量接近10.4GW，仍是全球其次大光伏需求國。同時由于對空間資源的極度珍惜，日本市場傳統上單晶占比很高，目前又呈現高效單晶需求旺盛的局面，我們認為在日本市場示范效應下，單晶尤其是高效單晶的優勢將逐步呈現，全球單晶硅片需求有望持續上升。國內大型地面電站建設將持續旺盛，國內分布式項目有望大規模啟動2023年由于能源局地面電站與分布式總量配置不合理，安裝量有所下滑，但我國仍以約10.6GW的安裝量連續保持光伏需求第一大國的地位。2023年能源局大幅上調了光伏配額17.8GW，同時為了避開14年的為難，大幅上調了地面光伏電站規模，同時為了重點支持分布式光伏電站，對其規模不加限制。15年9月份國家能源局又上調裝機規模5.3GW，加大了支持力度。2023年國內光伏增并網量有望完成17.8GW目標。目前國內電站建設需求旺盛，這一局面還在連續，期間可再生能源必定獲得國家大力支持，而光伏作為本錢下降空間最大，布局最為敏捷，最易接近用電側的可再生能源，是國內政策最重要的支持方向。國家各部委自2023年至今出臺眾多光伏支持政策，2023年光伏支持政策持續出臺，期間政策有望連續加碼。隨著今年9月國家能源局對光伏裝機量的進一步上調，今年四季度及明年一季度光伏裝機有望消滅跳動式增長。十三五規劃馬上出臺，2023年的光伏裝機量將從原先的100GW150GW，200GW可能，保證了今20GW以上的裝機量。盡管光伏大型電站光伏補貼將會有不同程度的下調，但隨著度電本錢的不斷下降，光伏裝機量仍將保持上升趨勢。展望明年，打算將正式出臺，光伏作為重要一環，中長期內都將獲得國家重點支持，明年將連續維持光伏電站大規模建設的熱度，裝機規模有望再上一個臺階。同時隨著國內利率水平的不斷下降，光伏電站作為類固定收益資產，其吸引力正逐步提高，電站建設及收購需求有望大幅增長，帶動行業持續向好。隨著光伏電站補貼的逐年下調，分布式電站由于不受補貼下降影響，同時不存在補貼發放不準時問題，收益水平將更具優勢，同時分布式電站方面?屋頂資源、?銀行貸款、?電網接入?、?電費收取模式?等等問題政策已有安排，將來是邊探究邊推動邊細化的過程，今年雖然分布式仍低于預期，但隨著光伏補貼等各項政策不斷向分布式傾斜，明年我們認為將是國內分布式大規模啟動時點。總體來看2023年我國光伏產業將持續增長，資本會加速進入光伏電站領域，光伏電站建設及交易將愈加熾熱。我們認為今后幾年國內電站安裝量有望持續高增長，明年我們估量量并網量在20GW以上。利率持續下行，大類優質資產稀缺是國內光伏電站需求旺盛一大規律從上面光伏政策角度看，無疑國內光伏電站今后幾年是國家支持重點，這個是政策驅動，同時我們從國內市場利率下行、大類資產配置等角度看，光伏電站作為一個類固定收益資產，其吸引力也在不斷上升，通俗地講，光伏電站是國家要你建，而你又想建，國家獲得環境改善、能源構造優化，社會資本獲得穩定優質收益。首先中國央行自2023年11月開頭降息周期，至今已降6次，3%1.5%，五6.55%4.9%。這個從理論上來講是降低光伏電站融資本錢。其次目前十年期國債利率在3%左右，比較低，而所謂一些高收益債，頻頻爆出違約。目前流淌性是充分的，但是缺乏大類優質資產供資本配置。光伏電站就是優質的大類資產〔雖然也存在問題，但相對風險可控，最終風險提示我們會提到電站質量、補貼發放、限電等問題〕，光伏電站可以供給長期穩定現金流，10%左右。總結一下，貸款利率下降，降低光伏電站融資本錢，債券利率下降，光伏電站收益有比較優勢，對進入者來說，提高建筑或購置光伏電站動力，同時對已建電站的業主來說，提高電站實際價值〔利率下降，固定收益產品價格提高〕。比方從降低融資本錢角度，以投資電站30%自有資金計算，其他條件不變〔各個條件取行業平均水平〕，電站內部收益率將從去年降息前的12.13%上升到目前的15.37%。這對目前國內資金充裕的投資市場來說，光伏電站是一種炙手可熱的投資標的。2、產品價格企穩，制造端景氣程度不斷提升，周期向上光伏制造端上，傳統硅片、電池片、組件等環節競爭仍較劇烈，但已脫離前幾年的困難期，隨著量增價穩局面連續，相關上市公司業績有望不斷提升。這幾年光伏下游需求不斷提升，供給端不斷優化，產業供求已走向平衡。價格是供求關系的直接反響，也是光伏周期性特征的重要指標。去年以來光伏產品價格逐步企穩，目前已基本穩定，在下游需求旺盛刺激下，2023年下半年硅片、電池及組件價格不斷上升，隨著安裝需求的火爆，實際的拿貨價格還要高于各個價格數據庫統計的出貨價，這是這幾年不多見的狀況，說明行業景氣度處于提升期。我們對明年價格及行業景氣度趨勢推斷是硅片、電池片、組件環節根本穩定，制造端景氣度連續提升，量增價穩。從上面光伏需求及供給端狀況來看，光伏行業處于周期向上階段，從成長性角度看，我們認為的商業模式〔國內分布式、儲能〕、的技術進步〔高效電池技術、儲能技術進步等〕將帶動行業連續高速進展。3、成長性具備眾多看點，分布式、儲能、高效電池招招切中痛點除了傳統組件、地面電站需求增長外，光伏成長性主要體現在商業模式創及技術進入持續降低本錢，這些方面都會刺激出的需求。我們認為目前來看最具進展潛力的就是分布式、儲能、高效電池。分布式我們上面已講到，隨著國內光伏電站補貼的逐年下調，分布式電站由于不受補貼下降影響，同時不存在補貼發放不準時問題，收益水平將更具優勢。分布式光伏可以解決傳統地面電站補貼發放不準時、發電離負荷遠等等行業痛點，具備補貼發放準時、收益高、離負荷近、布局敏捷等等優點。國內分布式電站受制于?屋頂資源、?銀行貸款、?用戶用電量、?電費收取模式等等問題，前期進展較慢，但是無論從國外進展軌跡及國內政策安排來看，將來分布式無疑將是光伏電站增長最快的領域，前期的一些問題目前相關政策已有安排，將來是邊探究邊推動邊細化的過程，隨著光伏補貼等各項政策不斷向分布式傾斜，明年我們認為將是國內分布式大規模啟動時點。儲能無疑是能源互聯網重要一環，是可再生能源最正確拍檔，隨著儲能不斷下降，經濟性越來越強，在發電端可以解決光伏出力不穩定、限時限量發電等等痛點，在用電端，與分布式結合，可以優化供電力量〔比方用電負荷最高及電價最高時供電〕，可以大幅提高分布式電站收益率。我們在下面的能源電池章節會重點探討儲能。光伏之所以在能源領域最具看點，其中一個重要緣由是本錢下降空間最大，目前特別看好高效電池及N型硅。單晶硅片是下游技術含量較高的環節，特別是高效單晶。將來光伏能否實現全面平價上網，本錢持續下降是最重要的因素，而其中最重要的就是轉換效率提升。據SEMI公布的光伏路線圖ITRPV2023推測，將來以PERC技術為代表的高效電池組件將成為行業的主流產品。由于PERC、PERT電池等兼容傳統晶硅電池產線，BSF電池，極限在21%左右；此外，NHITIBC代表著將來的進展方向，24%以上的轉換效率，將隨著成本降低不斷拓展市場份額。因此，展望2023，高效電池N型硅片值得重點關注，目前國內單晶硅片前幾家公司已根本掌控了行業供給，A股中的中環股份、隆基股份值得重點關注。4、主要風險電站質量問題國內光伏電站消滅過電站質量問題，電站用幾年后發電量下滑較大，主要是由于組件不過關、設計建筑不過關等緣由，也有前幾年金太陽工程以建筑金額補貼，建筑方以次充好等因素，目前國內已經以發電量補貼，我們認為業主已經有內在動力來提高電站質量，隨著國內組件質量提高、設計建筑水平提升，同時第三方檢測、發電量保險等模式誕生，電站質量問題將逐步改善。補貼發放不準時這是困擾行業進展一大問題，國內有些地面電站補貼幾年都沒拿到，這既有可再生能源基金缺乏的緣由，也有補貼發放流程不流暢的因素，估量明年可再生能源附加將提高，可再生能源基金將充分，同時補貼發放流程也將優化，這一問題將逐步解決。限電前幾年限電主要是風電的問題，光伏限電并不很嚴峻，但是今年用電量水平增長乏力，同時可再生能源在不斷增長，光伏也面臨了限電問題，且甘肅、疆等地比較嚴峻，限電問題一是要靠就地消納，二是要靠輸出通道建設，明年輸電通道主要是特高壓將加快建設，但是兩者短期都不會有太大進展，所，好在目前光伏總裝機量占比還小，發電量占比更小，還有空間來解決肯定限電問題，同時電改目的之一就是促進可再生能源全額收購，可再生能源配額明年也有望推出，這一問題中期即期間將得到解決。目前我們推舉限電不嚴峻地區電站比例大的公司，比方東方日升、京運通、中天科技。二、能源電池：能源汽車后又一不行限量市場--儲能時代將開啟2023，電池、整車、充電設施全方面推動，行業數據持續給力，我們連續看好能源汽車動力電池。同時能源互聯網大時代將降臨，儲能地位將得到空前提高，電改相關配套文件出臺后，儲能補貼政策推出概率大，能源汽車后電池的又一個不行限量市場--儲能時代將開啟。1、能源互聯網時代降臨，儲能時代開啟，國內市場有望爆發2023年有望成為儲能市場爆發的元年。國家對可再生能源發電的扶持力度不改，可再生能源的裝機規模持續增長，但限電問題卻日益嚴峻。儲能能夠有效解決可再生能源的波動性和隨機性問題，為大規模并網制造條件。國內目前50%的儲能裝機為分布式能源的配套，分布式發電+儲能是能源互聯網的根底。國家明確將來政策將不斷向分布式發電傾斜，將帶來儲能需求的日益增長。2023年公布的《能源進展戰略行動打算〔2023-2023〕》中，儲能首次被明確為?9個重點創領域?和?20個重點創方向?之一，目前儲能的??規劃大綱正在編寫之中。我們認為2023年針對儲能的扶持政策很有可能出臺，將會推動儲能裝機的快速增長，由示范工程向商業化應用擴展。儲能在電力系統應用廣泛①現電力系統削峰填谷削峰填谷是目前儲能在國內最主要的應用。電網運行過程中發電和用電為同時完成，不能進展大規模存儲，而用電的需求實時變化，波峰波谷差異顯著。儲能的削峰填谷作用在電力系統各個環節都能得到實現。發電端：穩定發電設備輸出，調整峰谷負荷，提高利用效率。對于火電廠來說，用戶端的負荷消滅波動需要頻繁的增減出力或開停機組，會造成單位煤耗增加，拉高發電的平均本錢。通過儲能系統將低谷的電能存儲，在白天頂峰時段釋放，可以降低系統峰谷差，使發電設備能夠穩定高效地運行，提高設備利用率。配電端：削減配電網容量需求，減緩電網堵塞，延緩配電網升級壓力。配電網消滅頂峰負荷過大時需要對系統進展改造升級，假設區域內電力負荷頂峰持續時間較短，而整體的電力負荷增長又較為緩慢時，對電網進展升級會造成負荷的長時間閑置。通過在配電端構建儲能系統，在頂峰負荷時接入儲能裝置供電，可以延緩配電網的升級壓力。用電端：利用峰谷電價合理安排用電。目前國內峰谷電價已經全面鋪開，對于峰谷電價差較大的地區，可以在波谷電價進展存儲電能，在波峰時期使用以及售出電能。隨著儲能本錢的逐步下降，對儲能系統進展充放電套利的空間正在逐步出現，用戶端的削峰填谷能夠解決電網的峰谷波動過大。②可再生能源發電波動平滑與跟蹤打算出力可再生能源發電具有波動性和隨機性的特點，頻繁的波動會對電網造成沖擊。安裝儲能設備來平滑可再生能源發電的波動性，可以減弱沖擊，為大規模并網制造條件。儲能系統能夠確保可再生能源電站依據打算進展出力，與區域內的其它發電設備能夠更好的協調，合理安排發電量，減少電能的損耗和鋪張。依據打算出力能夠提高可再生能源的發電質量和效率，提升可再生能源在電網發電量中的比例。化學儲能前景寬闊儲能技術主要有物理儲能、化學儲能、電磁儲能三種。物理儲能建設需要肯定的自然條件，建設周期較長。電磁儲能尚處于試驗室研發階段，實際應用較少。化學儲能由于技術相對成熟，應用空間最為廣泛，隨著持續投入研發以及應用領域的擴展，本錢還有很大的下行空間，將來有可能成為具進展前景的儲能路線。化學儲能主要包括鉛酸電池、鉛炭電池、釩液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池。從目前的進展狀況與技術成熟度來看，適合國內儲能裝機的主要為鉛炭電池和鋰電池。與鉛酸電池相比，鉛炭電池有效延長了電池壽命，大幅提升充放電循環次數，循環次數是鉛酸電池3倍以上，而本錢僅僅增加10%左右，單位使用本錢下降，性價比較高。目前鉛炭電池技術在國內已經較為成熟，局部示范工程使用鉛炭電池作為儲能設備。借助于鉛酸電池成熟的產業鏈，鉛炭電池有望憑借高性價比替代鉛酸電池在儲能應用中的份額。鋰電池具有存儲密度高，循環次數多，可快速充放電等優點，在國內的示范工程中，鋰電池儲能裝機占據主要規模。隨著技術改善提高效率，國產化程度的提高，鋰電池價格在中長期會保持穩定下降的趨勢。分布式發電的儲能由于空間限制，對于電池存儲密度和功率的要求較高，更適合承受鋰電池儲能。隨著分布式發電的不斷推動，給鋰電池儲能會帶來較大的進展時機。國內儲能裝機穩定增長，下游增長強勁截止2023年底，全球儲能的累計裝機規模〔不含抽蓄、壓縮空氣、儲熱〕到達845MW，較上年增長15%。美國儲能裝機規模超過357MW，，日本位列其次，裝機規模為310MW。全球儲能技術分布中，鈉硫電池的裝機比重最大，2023年的裝機規模為338MW，占總裝機比重的40%，目前鈉硫電池的進展較為穩定。鋰離子電池和鉛蓄電池的裝機量位居二、三位，2023年占比分別為33%與11%。在全部儲能技術中，鋰離子電池增長最為快速。中國的儲能于2023年起步，近幾年保持著強勁的增長態勢，截止2023年底，中國儲能的累計裝機規模為84.4MW，占全球裝機的10%。最近三年的累計裝機規模保持著30%以上的增長，行業進展態勢良好。國內目前主要的化學儲能應用根本處于示范工程階段。在國內儲能技術的分布中鋰電池的裝機比例到達了74%，占據了主導地位。在儲能應用分布中，用戶側裝機占據了50%，主要應用于海島、山區、工業園區等領域，為分布式發電供給了有效調整。可再生能源并網占據了儲能應用的27%，主要應用于風電場的電力存儲。電動汽車方向的儲能應用占13%，主要是在光儲一體化充電站方向的應用和V2G的試點應用中。從短期來看，儲能下游中可再生能源并網與分布式發電受國家政策重點支持，處于快速進展期，有望消滅大規模的增長，助力儲能市場翻開。①儲能可以改善可再生能源并網壓力與可再生能源裝機容量不斷提升相比，可再生能源的利用。今年上半年風電上網977億千瓦時，但風電的棄風率到達了15.2%，同比上升6.8%。1-9306億千瓦時，30億千瓦時，10%。首先，配置儲能系統可以解決可再生能源發電的隨機性和波動性，經過儲能系統平滑之后輸出電力，削減對電網穩定性的沖擊，為大規模并網制造條件。其次，儲能可以緩解可再生能源的輸出壓力。可再生能源主要建設于西北和東北地區，當地電力消納力量較差，電網建設落后，電力輸出力量有限，造成了當地居高不下的棄風棄光率，通過接入儲能系統，給電能的輸出供給肯定的緩沖空間，可以減緩電網的壓力，從而提高設備的使用效率，削減資源的鋪張。②分布式發電+儲能是能源互聯網根底分布式發電儲能可以實現在需求側對電能安排進展優化和對微網負荷的調整，提高微網系統的經濟效益。分布式發電配套儲能可以解決用電頂峰與發電頂峰不匹配的狀況，充分發揮敏捷與快速響應的力量，實現電力資源的優化配置。對分布式光伏進展儲能配置，才能充分發揮分布式能源與電網的交互作用，提高分布式發電的利用率與收益率。國家能源局明確了將來的政策會向分布式光伏傾斜，分布式電站的建成會帶來儲能的大量配置需求，只要儲能本錢及光伏上網電價處于不斷下行的空間中，配套儲能設施需求會消滅大幅上升，分布式光伏配置儲能的比例會不斷提高。③可再生能源儲能市場容量推測可達千億依據張北風光示范工程的實際測算 ，儲能裝機量到達10%，對風光發電的波動率平滑才有肯定效果。依據國家能源局對2023年的裝機規劃中，風光的裝機規模能到達350GW的規模，如依據10%的儲能裝機規模進展配置，儲能裝機能35GW的規模。假設能到達德國目前光伏系統與儲能系統3：1的配比，儲能裝機能到達100GW以上。依據張北示范工程企業中標狀況來看，鋰電池儲能每兆瓦時的平均本錢約為500萬元，每兆瓦的平均本錢為2023萬元，而目前國內鉛炭電池每兆瓦時本錢大約為100150萬，我們測算至2023年由可再生能源帶動的儲能需求至少在千億級別。儲能的經濟性馬上表達，商業化在即①電改推動翻開儲能商業空間對輸配以外的經營性電價放開和售電業務放開是一輪電改中的重點，隨著電改的不斷推動，電價將會不斷走向市場化。我們認為隨著經營性電價和售電業務的放開，工商業的峰，目前峰谷電價在國內已經全面普及，給儲能的商業化開放了空間。②國內化學儲能的進展日漸成熟，儲能本錢持續下降目前南都電源的鉛炭電池度電本錢有望降至低于0.5元，已經能夠掩蓋峰谷電價差，循環壽命也已經到達3000次，對于工商業企業來說，利用儲能進展削峰填谷已經存在肯定的套利空間，儲能的經濟性在用戶側的領域馬上得到實現，儲能由示范工程向商業化應用進展的大門已經翻開。③配套政策將帶來產業啟動國外儲能工程進展較好的國家都是由政策扶持補貼起步，國內目前對儲能尚無特定的政策扶持，2023年公布的《能源進展戰略行動打算〔2023-2023〕》中，首度提及儲能為重點創領域和方向，市場對儲能政策的近期出臺有著很高的預期，如能在近期推出扶持政策，會成為儲能進展的轉折點。國內目前鉛炭電池的度電本錢已經能夠到達0.5元左右，在峰谷電價差較大地區的用戶安裝儲能設施已經具有肯定的經濟性。在用戶側儲能經濟性可以實現的狀況下，用電企業與儲能公司的合作模式格外值得期盼。儲能系統的建設可以讓用電企業與儲能公司共同共享峰谷電價差的收益，目前國內南都電源與中恒電氣的合作戰略合作正式基于其儲能系統實現經濟性的前提下進展推廣，已經取得良好進展。將來儲能的商業化進展有望最先在用戶側的削峰填谷翻開。國外政策全面布局，期盼國內政策出臺①美國在儲能方面處于較為領先的地位2023年起每年推出《可再生與綠色能源存儲技術法案》，對可再生能源并網與分布式儲能供給投資稅收減免和財政補貼。2023年的法案中供給了投資稅減免20%的優待，每個工程封頂額度為4000萬美元。2023年的法案對儲能工程的貸款供給了支持。在加州，德州等地區也有各自對儲能的支持方案。(CPUC)于2023年通過儲能采購框架與設計工程，確立了三大電力公司到2023年完成1.325GW儲能選購工程。SGIP補貼是美國最成功的分布式發電扶持政策，為儲能系統供給最高60%的本錢補貼，其中1MW以下的儲能系統，補貼標準為1.46美元/W，8300萬美元。2023年底，SGIP激勵下開放的儲能工程數量到達1118個，總資助額為1.4億美元。Powerball對儲能市場的開拓，SGIP補貼的推動速度將明顯提升。②德國由光伏補貼轉向儲能補貼德國光伏發電量占總發電量的比重已經到達5%左右，在峰值時期光伏出力氣超越50%，且德國絕大局部光伏為屋頂分布式光伏，給電網的運營和調度帶來了較大的壓力。通過加大儲能配比降低沖擊，提高電網對光伏的接納力量。自2023年以來，，由20230.57歐元/KWh20230.12歐元/KWh,2023年之后將取消固定上網補貼。2023年起，政府通過國家復興信貸銀行〔Kfw〕30kW的光伏設施及配套儲能設備進展補貼，規定賜予安裝光伏發電同步建設的儲能設施最高不超過600歐元的補貼，既有光伏發電加裝儲能設施賜予每千瓦最高660歐元的補貼，2500萬歐元。2023年德國約售出10,000套儲能系統，每5個光伏系統中包含一個儲能系統，估量今年出售13,000個儲能系統，每3個售出的光伏系統中包含一個儲能。③日本研發與補貼并重日本通過前端支持企業研發，后端對用戶供給高額補貼，在兩端進展支持來提高儲能的應用。自90年月以來，日本投入大量資金支持儲能設備的研發，示范工程建設及商業化運作。NGK集團在研發鈉硫電池的過程中得到了NEDO〔能源產業技術開發機構〕的大額支持。2023年3月日本大地震后，日本政府加大對可再生能源開發和存儲的支持，政府撥款15.1億日元，、能源交易體系、蓄電池等在內的儲能相關技術，用以提高能源自消費率。2023年3月，日本經產省發起了一輪針對鋰離子電池儲能系統的補貼打算，100億日元，賜予購置者購置系統價格2/3的資金補貼。個人和工商業申請者最高可以獲1001億日元的補貼。④期盼國內儲能政策明年出臺在2023年公布的《能源進展戰略行動打算〔2023-2023〕》中，儲能首次被明確為?9個重點創領域?和?20個重點創方向?之一，文件提到了要提高可再生能源利用水平，加強電源與電網統籌規劃，科學安排調峰、調頻、儲能配套能力，切實解決棄風、棄水、棄光問題。國家能源局與可再生能源司在今年也托付中國化學與物理電源行業協會編寫國家儲能產業??規劃大綱。隨著對儲能的需求日益猛烈，國家儲能政策有望加速完善，推動儲能產業的爆發。從國內的狀況來看，我們認為儲能的推行政策可能主要有三個方向：一是對儲能系統購置的價格補貼。可以參考德國的補貼模式對安裝儲能設施的可再生能源電站賜予肯定數額的補貼，降低儲能的配置本錢。二是對安裝儲能系統的電站上網的電價進展額外補貼。儲能運營中存在肯定的損耗和運營本錢，對經由儲能上網的電能賜予補貼，讓儲能輸出擁有額外電價。三是對依據打算出力的電站安排優先上網，波動大的電站少上網。該方向可以加強可再生能源發電的平滑上網，緩解電網壓力，加強電網的調度力量。企業在該方向之下會增加主動配置儲能的意愿，實現多發上網。2、看好能源汽車動力電池，電池、整車、充電設施全方面推動2023，電池、整車、充電設施全方面推動，行業數據持續給力，明年這一局面將連續，我們連續看好能源汽車動力電池。〔1〕2023年能源汽車銷量有望連續快速增長依據中汽協和工信部的不完全統計，2023年全國的能7.85萬輛，347.7%。EV的產量4.86萬輛，241.3%；PEV2.99萬輛，同比增加808.6%。依據工信部數據，2023年10月，我國能源汽車生產50700輛，同比增長9倍。其中，純電動乘用21,700輛，10倍，插電式混合動力乘用車7028輛；19，600輛，41倍，插電式混合動力商用車生產,2389輛。2023年1-10月，能源汽車累計生產18.1萬輛，同比增長近4倍。其中，純電動乘用車生產8.71萬輛，插電式混合動力乘用車生產4.55萬輛，同比增長4倍；純電動商用車生產59300輛，同比增10倍，插電式混合動力商用車生產15000輛，同比增長188%。能源汽車的產銷不斷超預期，20231-10月，能17.1萬輛。估量全30萬輛。據國家發改委測算，2023年全國電動汽車保有量將超過500萬輛。其中電動公交車超過20萬輛，電動出租車超過30萬輛，電動環衛、物流等專20萬輛，電動公務與私人乘用車超過430萬輛。2023，行業的良好進展勢頭有望持續，對2023年能源汽車行業持續看好。能源汽車放量，上游碳酸鋰供給偏緊，價格上行受能源汽車持續放量影響，2023年下半年碳酸鋰供不應求，價格飛速上漲，在電池材料中表現優異。電池正極材料鈷酸鋰的價格未能消滅反彈，始終在低位徘徊。三元材料價格略有上升。展望2023年，我們認為能源汽車持續放量會帶來碳酸鋰價格持續走強，其余電池材料行業的根本面不會有太大改善，行業競爭加劇，盈利力量繼續承受較大壓力，產業整合或將上演。充電樁進展指南出臺，建設將快速推動國內能源汽車的進展勢頭格外強勁，但充電樁的建設卻相對落后。由發改委、能源局、工信部、住建部共同編制的《〔2023-2023年〕》于20231117日印發，2023年，增集中式充換1.2萬座，480萬個，以滿足全國500萬輛電動汽車充電需求。其中增3850座公交車充換電站、2500座出租車充換電站、2450座環衛物流車充電站；增超過430萬個用戶專用充電樁；增超過2400座城市公共50萬個分散式公共充電樁；結合骨干高速大路，建設四縱四橫城際快充網絡，增超過800座城際快充站。2023年底，全國共建成充換電站780座，交直流充電站3.1萬個，與進展指南中的規劃相比，市場空間巨大。目前充電設施建設的主要問題在于缺乏系統規劃，與汽車進展不協調；商業模式尚未成型；充電設施標準有待完善；配套扶持政策需要加強。2023年國內能源汽車利好不斷，國內諸多省市今年出臺了充電樁建設打算，隨著進展指南的出臺，充電樁的整體規劃漸漸明晰，2023年國內充電樁建設有望加速。3、主要風險儲能經濟性可能不及預期儲能目前主要限制因素是經濟性，目前鉛炭電池已具備某些應用場合的經濟性，鋰電池需要補貼才能有經濟性，將來鋰電池價格會下降，但是有下降速度有不確定性。能源汽車產銷量明年還會旺盛，但是由于基數提升，明年增速可能不及今年，板塊整體估值水平可能下降，同時由于行業競爭劇烈，能源動力電池相關公司業績釋放也存在肯定疑問。三、風電行業：國內增速將下滑，海上風電是最大看點1、全球風電裝機將保持穩步增長2023年開頭全球風電裝機開頭從低迷中恢復，年增裝機到達51.5GW同比增長44.2。依據全球風電理事會〔GWEC〕的推測，2023年全球風電裝機能夠保持穩定的增長，估量全年增裝機容增裝機容量將近60GW。中國風電裝機將連續引領全球，印度以及拉美地區在之后有望實現快速的裝機規模增長。全球市場自2023年經受大規模反彈之后未來估量會保持穩定增速，年增裝機市場將會以6-10%的增長速度持續到2023年。累計增長市場將在2023-2023年以12-14%的速度增長。2023370GW增加至2023660GW。2、2023年估量國內風電行業有所回調今年搶裝潮，明年增裝機增速下滑依據中國風能協會的數據，2023年，中國〔不包括臺灣地區〕，增風電裝機容量23.20GW，同比增長44.1%；累計裝機容量114.61GW，同比增長25.4%。增裝機占全球增裝機比例為45.1%，增裝機與累計裝機兩項數據均居世界第一。據國家能源局公布的數據顯示，2023年上半年全國風電增并網容量916萬千瓦；累計并網容量10553萬千瓦，同27.6%。2023年是風電行業的大年，年底下調電價帶來肯定的搶裝行情，制造端需求旺盛，估量2023年國內的增風電裝機容量能夠到達25GW，增速有望在15%左右。自2023年以來風電行業經受了一波較為快速的裝機規模增長。隨著電價下調及搶裝潮的完畢，我們估量2023年國內風電裝機增速會有下滑，國內風電行業會進入肯定程度的調整期。風力發電量持續增長，但棄風問題嚴峻2023年上半年，據能源局在《2023年上半年風電并網運行狀況》中公布的數據顯示，全國風電上網電量為977億千瓦時，同比增長20.7%；風電棄風電量為175億千瓦時，同比增加101億千瓦時；風電平均利用小時數為993小時，同比增加15小時，全國平均棄風率為15.2%，同比增長6.8個百分點。數據還顯示，上半年，增并網容量較多的省份是甘肅(135萬千瓦)寧夏(129萬千瓦)云南(76萬千瓦)。風電平均利用小時數較高的省份是云南(1706小時)四川(1434小時)天津〔1326小時〕，平均利用小時較低的省份是甘肅(699小時)貴州(735小時)吉林(760小時)。2023年上半年，全國平均棄風率上升較快，棄風問題較為嚴峻。其中西北與東北地區棄風問題最為嚴峻，如蒙西棄風率到達20%，33億千瓦時；甘肅棄風率31%，棄風電量31億千瓦時；吉林棄風率到達43%，為全國最高。今年上半年國內棄風形勢較為嚴峻，已經接近2023年的最高點水平。其中甘肅地區增并網容量最多，但棄風量卻排名其次，棄風率到達31%。裝機規模的不斷擴大在短期會帶來棄風現象日益嚴峻。和光伏一樣，風電限電問題一是要靠就地消納，二是要靠輸出通道建設，明年輸電通道主要是特高壓將加快建設，但是，所以限電問題短期不會有大改善。，風電較光伏總裝機量占比大，發電量占比更大，短期幾乎沒有空間來解決限電問題，中長期來看電改目的之一就是促進可再生能源全額收購，可再生能源配額明年也有望推出，風電限電問題有望逐步好轉，但是過程估量較為漫長。政策扶持主基調不變，但下調電價對風電影響較大國家對于風電行業始終是政策扶持的，近幾年來推出了一系列支持政策。“”期間我國將根本形成“五基兩帶”能源開公布局，與“”相比，增包括渤海、東海、南海北部等在內的近海開發帶，同時可再生能源增速大幅提高。對于風電來說，根據能源“”，風電主要以大型基地為主，2023年，蒙東、蒙西、甘肅、疆、吉林、黑龍江等大型風電基地規劃目標總量將到達8700萬千瓦，占全國比重約為43%。力爭“”每年增風電裝機2023萬kw，確保到末實20232kw、3900kW.h的目標。我們認為末完成2kW的累計裝機量不是問題。每年增裝機量力保2023kw將保證國內風電需求的穩定。但是期間風電電價下調確實對資本投資風電場產生不利影響。國家發改委于2023年1月下發《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》，將第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分0.49元、0.52元、0.56元；IV類資源區風電0.61元不變。該規定適用于202311日以后核準的陸上風電工程，20231月1202311日以后投運的陸上風電工程。上網電價下調給國內2023年的風電帶來了相當規模的搶裝，行業的需求在短期加速提升，行業根本面持續好轉。今年風電企業的整體盈利水平有所提升。但隨著下調電價規定的投運期限將至，風電的搶裝潮馬上完畢，將來會對風電運營商帶來肯定程度的不利影響。同時期間，風電上網電價還將不斷下調，我們認為。國家發改委于今年10月下發了《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》〔爭論稿〕。3、我國海上風電才剛起步，進展潛力巨大我國海上風電步伐有所加快2023 年，中國海上風電增裝機61 臺，容量為229.3MW同比增長487.9%其中潮間帶裝機容量為130MW，占海上風電增裝機總量的56.69%。2023年，遠景能源和上海電氣的海上風電機組供給量較大，其他企業僅安裝了試驗樣機。截至2023年底，中國已建成的海上風電工程裝機容量共計657.88MW，其中我國潮間帶累計風電裝機容量達到434.48MW，占海上裝機容量的65.6%，近海風電裝機容量占34.4%，其中規模化的工程有東海大橋海上工程〔102MW〕及其二期工程，龍源如東海上〔潮間帶〕示范風電場和江蘇如東擴建工程，其余主要為各風電機組制造商安裝的試驗樣機。上網電價出臺后，海上風電進展迎拐點202365日，發改委下發了《關于發改委海上風電上網電價政策的通知》。依據《通知對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價 。2023年以前〔不含2023年〕投運的近海風電工程，上網電價0.85元，潮間帶風電工程，上網電價為每千瓦時0.75元。鼓舞通過特許權招標等市場競爭方式，確定海上風電工程開發業主和上網電價。通過特許權招標確定業主的海上風電工程，其上網電價依據中標價格執行，但不得高于以上規定的同類工程上網電價水平。2023年及以后投運的海上風電工程上網電價，將依據海上風電技術進步和工程建設本錢變化，結合特許權投標狀況爭論制定。《通知》的公布意味著業界苦盼的海上風電上網電價正式出臺。單從價格上看，最高0.85元每千瓦時的補貼并不算高。歐洲諸國對海上風電的補貼電價根本都在1元每千瓦以上，我國0.85元每千瓦時與之相比有肯定差距。有人依據每千瓦時0.85元的電價測算，一個100MW的近海風電場，等效小時數2600h，投資額每千瓦時13000元，貸款期限15年、利率為6%計算，財務內部收益率約為9.62%，收益率還缺乏10%，得動身1度電的本錢約為0.57元。但是鑒于海洋施工的難度和風險性都比較大，13000元每千瓦時的建筑本錢能否真正搞定還不好說。此外海上風電在運行過程中的不確定性大，維護本錢高等因素都是不利因素。所以客