新能源行业 23 年回顾
行情回顾：板块调整显著，行业迈入新周期
2023 年，电力设备及新能源板块调整显著，整体落后于上证指数走势。截至 2023 年 11 月 17 日，电力设备及新能源指数下跌22.32%。从细分行业来看，不同板块均有不同程度承压，其中储能、光伏、和风电板块均出现不同程度调整，分别下跌 42.29%、35.27%和 24.71%。经历 19-22 年新能源较强的β支撑后，23 年因为新能源板块各个细分赛道各个形态的供给以及需求侧的矛盾，导致板块成长与周期时点博弈氛围加重，带动板块阶段性显著调整。
光伏：产业周期进入新时点，产业链价格博弈进入承压周期
装机维系高速增长，需求显著好于预期。2023 年前三季度，我国光伏新增装机 128.9GW，同比增长 145%，其中集中式光伏新增装机 61.79GW，占比 48%，分布式光伏新增装机 67.14.GW，占比 52%。截止 2023 年三季度，我国光伏累计装机超过 520GW，其中集中式光伏装机 295GW、占比 56.7%，分布式光伏装机 225 亿千瓦，占比 43.3%。考虑年末抢装，预计四季度装机超过60GW，全年将有望达到 189GW（交流侧）。
2022 年，全球光伏装机 230GW，同比增长 177%，2023 年以来，全球光伏装机保持旺盛态势，1-9 月中国企业组件电池累计出口 156.7GW。此前CPIA 乐观预期中，预测全球 2023 年光伏装机容量将达到 350GW，考虑国内装机大幅超预期，我们向上修正装机预测至 380GW。
产能快速扩张，价格承压，盈利下降。2023 年是光伏行业扩产最快一年，产能过剩是常态。过去几年光伏行业获得资本青睐，IPO+再融资加码，带动光伏各个环节大规模扩产。截止 2023 年三季度，组件、电池片和硅片产能分别达到 867GW/959GW/809GW，根据各厂商规划，预计 2023年底，组件、电池片和硅片产能分别达到 1113GW/1125GW/1124.7GW。其中电池片新增产能规划主要是 N 型 TOPCON，未来几年总规划扩产目标超过 1000GW。叠加 BC 和 HJT 电池，预计到 2023 年底，N 型电池产能占比将超过 P 型达到 55%。
随着产业链价格走低以及融资趋近，光伏行业扩产正在降速，部分项目延期投产，甚至有新进入者的规划暂时未开展，这给光伏产业供需重新动态调整提供了动力。大全能源发布公告，公司“高纯多晶硅及半导体多晶硅项目”之“二期年产 10 万吨高纯多晶硅项目”受市场环境、供需关系等客观因素以及公司实际建设进度的影响，决定将投产日期延期至 2024 年第二季度。
今年以来，光伏产业价格呈现整体向下趋势，其中组件（PERC 182mm）价格由年初 1.7-1.8 元/W 下调至 11 月初约 1.1 元/W；电池片（PERC 182mm）价格由年初 1 元/W 左右下调至 11 月初约 0.45 元/W；硅片（182-150μm）价格由年初 4-5 元/片下调 11 月至初约 2.4 元/W；硅料（多晶致密料）价格由年初 15-20 万元/吨下调至 11 月初约 7 万元/吨。进入 23 年四季度，产业链各环节全面迈入降价阶段。
因为供给端释放速度过快，2023 年，光伏行业在装机持续超预期的情况下，产业链盈利呈现季度下降趋势。23 年第三季度统计的 68 家光伏上市公司合计营收 3484 亿元，同比增长 8%，环比下降 2.6%；归母净利润合计 315 亿，同比下降 32%，环比下降 19%。其中净利润已经连续 2 个季度环比下滑。其中硅料环节环比数据下降较多，主要是硅料价格大幅下跌导致。其次是硅片，一体化组件企业的收入和盈利也承受一定的压力。电池片环节收入环比承压的情况下，净利润保持微弱平衡，TOPCON 电池出货快速上量，在溢价可观的情况下，电池片环节取得不错的业绩。但由于产业链价格进入新一轮跌势，预计四季度，光伏行业收入和盈利环比仍保持下降趋势。
风电：短期瓶颈限制行业起量，预期见底开启成长篇章
渡过抢装后需求平衡阶段，陆风海风需求展现稳步回升态势。2020 高热度的陆风抢装潮一定程度
上影响未来几年部分需求，导致 2021、2022 年新增风电装机同比持续减少，但随着风电招标价格持续下降，风电项目终端经济性抬升，带动风电招标高景气，风电并网增速拐点向上，风电装机进入新景气平台。截止 2023 年 1-9 月风电累计新增装机 33.84GW，同比增长 74.47%，叠加后续招标高景气数据，风电需求迈入新平台。
海风完成景气抢装，后续走向平价时代。自 2020 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，在海风抢装背景下，2022 全国海风新增装机约 4.17GW，同比下降明显，但至 23 海风装机逐步起色，2023 年前三季度国内海风新增装机 1.43GW，同比增长约 15%。
招标量有所降低，价格博弈程度趋势缓解。截止 2023 年 9 月，国内公开招标市场新增招标量61.7GW，比去年同期下降了 19.1%。按市场分类，陆上新增招标容量 55.6GW，海上新增招标容量 6.1GW。2023 年三季度，国内公开招标市场新增招标量 14.4GW ，比去年同期降低了 42.86%。招标价格下降趋势未改，截止 2023 年 9 月，全市场风电整机商风电机组投标均价为 1553 元/千瓦。
迈入平价时代，竞争激烈程度小幅改善，静待产业链利润修复回升。整机招标价格持续下行，产业链整体利润承压，由于相对较低价格的招标订单后续将持续交付，故行业整体盈利短期有收窄压力，部分大宗原材料价格下行有望带动利润修复，此外如海缆管桩等部分环节随海风成长有望获得盈利能力压力缓解。
储能：储能市场预期波动，静待细分赛道厚积薄发
根据 CNESA 统计，截至 2022 年底，全球已投运电力储能项目累计装机 237.2GW，同比+15%，其中抽水蓄能占比 79.3%，新型储能累计装机规模 45.8GW，同比+80%，其中锂电储能占比94.4%。
根据 CNESA 统计，截至 2022 年底，中国已投运电力储能项目累计装机 59.8GW，同比+38%，其中抽水蓄能占比 77.1%，新型储能累计装机规模 13.1GW，同比+142%，其中锂电储能占比94.0%。
2021 年：政策引领风潮。储能真正作为一个新能源子板块，起源于 2021 年 7 月 23 日，发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件提出，到 2025年我国新型储能发展目标为 30GW，并提出 2030 年该领域规划部署和重点任务。此后开启储能板块高增长行情，主要增长动力来自政策端的持续催化，在国家政策号召下，各省陆续出台政策响应，资本市场反映政策预期，行业持续走高。2021 年底，随着板块估值较高，情绪回落，以及短期业绩兑现困难，指数行情下探。
2022 年：需求高涨，行业快速增长。1）海外：随着 2 月底俄乌冲突的爆发和 3 月初欧盟Repower EU 方案的提出，由气价、电价快速走高引发的户用光储系统经济性大幅提升，带来了欧洲户储的需求高速增长，国内供给端跑步前进，快速打开欧洲市场，实现量利双升。2）国内：政策陆续落地，需求端确定性提升，看好国内快速增长的需求。下半年市场出现分化，担忧 2022年的高增速难以为继，板块震荡下行。
2023 年：整体表现低迷，静待催化。1 月硅料价格快速下降，光伏装机预期提升，储能作为光伏强制配套设备，需求预期提高，板块上行。3 月碳酸锂价格下跌，储能产业链报价降低，业主存在观望情绪，需求指标走弱，静待碳酸锂价格跌中有稳，工商储需求厚积薄发，海外户储库存见底。
储能项目招标是装机的前置指标，从月度中标情况来看，根据储能与电力市场统计，2023 年 1-10 月，累计中标 28.29GW/70.77GWh，储能功率和容量呈上升趋势。从应用场景来看，新能源配套和独立储能依然是最主要的应用场景。集采项目占比提升，反映出业主顺应储能发展大趋势，通过集中采购方式降低设备采购成本。月度储能系统中标价格呈现下降趋势，主流为 2h 或 4h 系统，价格逐月降低，2h 系统价格从 1.47元/Wh 降低至 0.94 元/Wh，相较于 9 月环比下降 10.6%。2023 年 1 至 10 月，累计下降 36.05%。
新能源行业 24 年机会展望
光伏：需求仍保持旺盛态势，价格下行有助于打开新的装机空间
判断一：2024 年全球光伏装机增速有望达到 20%，新增装机 462GW。
长期看，全球能源结构转型能够给光伏装机持续增长提供充足动力，光伏产业链价格持续走低也进一步丰厚光伏发电成本优势，我们预计 2024/2025 年光伏装机有望达到 462GW 和 569GW。其中国内装机将进入低增速状态，而美国和中东非将保持高增速。
我国过去十年全社会用电量复合增速约 5%，从而带动装机规模持续性增长。按 2022 年装机结构，风光合计占比达到 62%，但风光平均发电小时数 1500 小时，火电发电小时数 5500 小时，火电新增装机减少必然需要更多风光补充，粗略估计风光新增装机增速至少达到用电量增速的 3 倍才能够满足全社会用电增量需求。因此我们判断国内未来风光装机仍将保持至少 15%的复合增长速度。
判断二：2024 年供给侧踩刹车，预计年内实现供需平衡
2023 年下半年，证监会出台政策，严格控制股东减持、融资等，在此之前，光伏行业处于高速发展态势持续近 3 年，需求持续高涨推高产业链价格，盈利大幅提升，进而吸引各路资本进入，产业加速扩产。2021-2023 年 11 月，光伏行业共完成 A 股上市 30 家，ipo 融资 845 亿；目前仍有21 家光伏企业排队上市，合计计划融资 900 亿。
此外，2020 年以来，光伏产业链上市公司定向增发融资 1579 亿，通过可转债融资 961.6 亿，IPO+再融资合计获得 3380 亿。截止 2023 年 11月 10 日，光伏行业计划中的定增和转债融资分别为 933.5 亿和 285.4 亿，合计超过 1200 亿。宽松的融资政策和乐观的二级市场表现推动光伏行业产能翻倍增长，以至于导致目前全行业各个环节均出现严重产能过剩。
展望 24 年我们认为光伏行业产能有望实现踩刹车，一方面是自 2022 年下半年迎来持续的价格下滑，盈利大幅下降，新产能投放意愿主动下降。另一反面，8 月 27 日证监会发布了《统筹一二级市场平衡优化 IPO、再融资监管安排》，重点管控大额再融资、再融资扶优限劣、严限募资节奏和用途等，限制存在破发、破净和亏损等情形的上市公司再融资，这直接从操作层面限制光伏行业再融资行为。
此外，工信部计划在 11 月 13 日召开光伏行业座谈会，重点围绕光伏产业发展现状、存在问题及挑战，引导光伏产业产能合理布局，推动光伏产业高质量发展。意味着有可能从行政干预维度进一步约束光伏行业无序投资扩产行为。在供给端降速后，光伏装机需求仍在增长，因此我们判断 2024 年，光伏行业的供需平衡有望得到有效修复，单位盈利触底回升。
判断三：BC、HJT 新型电池登上主舞台，技术路线百花齐放
从性能角度看，组件发电效率是 IBC 技术优于 HJT 技术优于 TOPCON 技术，以 182 硅片 72 片组成的组件功率对比看，爱旭的IBC组件达到 620W，TOPCON组件595W，PERC组件是565W，因为 HJT 技术以 210 硅片为主，而 210 硅片 66 片的 HJT 组件功率最大达到 710W，同尺寸TOPCON 是 705W，差距不大。在综合成本上，TOPCON 的成本优势非常明显，实现难度上TOPCON 技术也更简单，因此 2023 年 TOPCON 电池组件率先快速放量，BC 和 HJT 则推进缓慢。在 TOPCON 组件带动下，2023 年 N 型路线的市占率有望达到 30%。
展望 2024 年，我们认为随着关键核心技术瓶颈解决，产能规模进一步扩大，设备成本下降，HJT和 BC 技术路线有望取得有效放量。BC 路线的代表隆基绿能上半年 HPBC 出货 1.5GW，预计到23 年底，30GW 的 HPBC 电池组件实现完全投产达产。爱旭股份规划了 52GWABC 电池组件，并给出 24 年 ABC 组件出货指引 20-30GW。
此外晶科能源、钧达股份等 TOPCON 企业同样在储备 BC 电池技术。HJT 路线代表是东方日升和华晟新能源，目前两家企业加速扩张 HJT 产能，通威股份也在 HJT 路线上取得新的突破。我们预计 24 年将是 BC 和 HJT 路线初步确定的一年，三种技术路线有望实现共存共生，加速对 P 型技术的替代。
投资思路：拥抱光伏新技术，重视有α的个股
24 年光伏产业链有望走出先抑后扬的走势，上半年选个股和主题赛道，静待下半年板块整体β来临。看好光伏玻璃环节，供给端行政约束，使得玻璃环节的产能投放速度大幅放缓，供需有望尽快达到平衡，光伏玻璃价格已经稳住，盈利也在 Q3 报表中体现，其中光伏玻璃几家上市公司合计收入 174 亿，同环比分别为 31%和 24%；合计净利润 16.78 亿，同环比分别为 33%和 34%。
其中龙头福莱特表现亮眼，营收和利润同环比均取得大幅增长。目前光伏玻璃的开工率和产能利用率保持较高水平，预计盈利稳中向上，建议关注行业主要参与者福莱特、亚玛顿、金晶科技。看好硅料环节利润下行周期领先硅主产业链，周期视角盈利有望最先见底后静待反转。
23 年硅料价格跌幅高达 75%，目前 7.4 万/吨，预计四季度进一步调整到 6-7 万/吨区间，新开产能盈利较差，制约新增供给，结合当下估值水平较低，建议关注通威股份。看好 BC 和 HJT 新技术，建议关注爱旭股份、隆基绿能、奥特维、帝尔激光、迈为股份。此外寻找具备α标的，建议关注锦富技术，公司光学硅胶已经进入产线验证阶段。
工商业储能：从 0 到 1 新赛道，静待行业需求起量
除成本持续优化外，储能盈利与模式有望带来新突破。工商业储能项目核心成本项碳酸锂价格迈入下行周期；收益：新能源发电占比持续提升，峰谷价差有望持续性拉大；盈利模式：“平价”平衡点地区性持续突破，潜在需求蓄势待发。叠加电力市场化交易打开后，9 月 18 日，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，这是构建全国统一电力市场体系的重要文件，也是我国首次发布此类文件。
2023 年以来，碳酸锂价格整体呈现下降趋势，从 2022 年 11 月最高点 57.0 万元/吨降至 2023 年11月 16.3万元/吨，降幅超70%。与之对应，磷酸铁锂方形储能电芯价格从 1.0元/wh降低至 0.49元/wh，降幅超 50%。从而带动工商业储能储能系统价格从 2022 年 1.6-1.8 元/wh 降低至 2023 年11 月 1.1-1.3 元/W，假设工商业储能项目峰谷价差不变，单就成本下降的幅度就有望催生更多工商业储能项目意愿萌芽。
分时电价机制+高耗能电价上涨，刺激工商业储能需求。此前工商业储能装机量较小主要因为我国工商业执行目录电价，电价固定且价格低、峰谷价差小。2021 年 7 月以来，各地出台电价政策组合拳，高能耗企业用电成本显著增加：
1）分时电价：2021 年 7 月 26 日国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%；
2）高耗能用电成本提升：2021 年 10 月 31 日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，自2021年12月1日起，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户1.5倍执行。这一政策的发布，进一步提高了高耗能企业的用电成本
新一轮电价核定周期，将系统运行费用向用户疏导，用户用电价格可能提升。2023 年 5 月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，通知提到，2023 年 6 月1 日起，工商业用户的用电价格结构调整为由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费）、政府性基金及附加组成，其中，上网环节线损折价和系统运行费用为本次监管周期新增。根据储能与电力市场统计，各地的上网环节线损折价、系统运行费用的两项费用之和位于-0.0081~0.07731 元/kWh 之间。整体来说，输配电价+上网环节线损折价+系统运行费用，较 5 月份单一的输配电价，22 省区出现增长。
能源高效利用，市场起量前夕。整体工商业储能整体商业模式逐步顺畅，但是由于之前项目投资成本处于高位，叠加用户对峰谷价差套利模式稳定性处于观望态势，以及工商业业主对于投资该类资产的安全也存在担忧，因此当前工商业储能在国内的发展曲线目前还处于放量前夕。
23 年行业显性逻辑持续演绎，为什么工商业储能增速预期未完全兑现？开发商视角：碳酸锂价格下行速度幅度大于产业预期，延伸出“买涨不买跌”较强的观望情绪，也许多等一个月项目 IRR能显著提升。
工商业业主方：国内短期经济周期承压复苏阶段，工商业储能主要客户部分精力侧重于适应经济周期的复苏波动上，工商业储能等改善型项目优先级延后。
24 年积极预期：碳酸锂价格稳中有跌，调整后企稳，工商业储能企业采购可能出现积极的启动潮。我国经济周期稳步向好，工商业企业有望稳步向好，带动工商业储能需求共振。
户用光伏储能：库存逐步迎来改善，展望需求稳步增长
户用储能绝大部分是与户用分布式光伏搭配使用，所以其需求=户用光伏装机×储能渗透率，2022年海外户储快速增长的原因是海外分布式光伏超预期+储能渗透率提升“双β”。
1）分布式光伏装机：清洁能源转型是全球趋势，短期内海外特别是欧洲面临能源价格上涨、俄乌冲突引起天然气供应短缺，能源安全问题受到重视，欧洲各国纷纷上调光伏装机预期；
2）储能渗透率：欧洲各国为刺激分布式光伏储能装机、缓解电网压力，出台系列补贴政策，同时能源价格上涨引起居民用电价格提高，户用储能经济性大幅改善，户用储能市场普及度明显提高。海外户储/逆变器环节因欧洲能源价格波动、欧洲/非洲库存等情况导致 23H1 整体出货情况远低于
市场预期，但是就和海风行业节奏存在一定相似性，随着短期瓶颈逐步解决，整体盈利包括估值体系有望回归客观水准。短期催化：欧洲库存23Q4-24H1见底，出货订单边际改善；叠加欧洲7-8 月以及 12 月假期效应，24H1 有望呈现较好的预期。
海风：悲观预期拐点已至，短期瓶颈攻破带来积极改善
因海道、审批等问题，海风 23H1 落地以及项目推行整体低于预期，板块预期低点有望出现。但此类问题或者瓶颈作为短期瓶颈逐步被解决，后续伴随着产业链相关环节（例如塔筒、海缆等）业绩逐步改善，预期有望积极恢复。江苏-龙源射阳核准，5.8GW 项目启动；广西-防城港 A 项目，13.4GW 深远海铺垫；广东-青州六开工准备，静待后续竞配催化。
后续展望进入“预期见底-基本面见底-行业复苏”行业成长周期三阶段。2024 年海上风电有望进入修复增长阶段，2024 年全年吊装规模有望实现超 10GW 落地，同比增速有望超 50%，并在 2025 年有较好增长维系的预期。
海外打开第二成长曲线，中游零部件周期静待复苏。海外风电发展目标积极推进，中国风电供应链相较出口海外部分，制造成本优势明显，部分产能结构性偏紧，2024 年起有望逐步交付海外风电大规模订单，带来业务较强成长支撑。叠加风电整机环节国内已进入低价订单交付周期，产业链盈利整体承压，以陆风风机价格为例，阶段性报价呈现稳定态势，后续产业链盈利能力有望触底回升。
塔筒管桩：充分享受海风成长空间，海外市场与结构性变化拓展盈利空间。参照 2021 海风装机数据，全球海上风电装机量主要分布在中国（48%）及欧洲（44%），欧洲海上风电桩基的主要解决方案为单桩产品，但欧洲主要桩基供应商 SIF、EEW、Bladt、Steelwind 年供应能力（设计产能）之和不足 600 根，其中 50%的产品直径在 11m 以下，生产能力远远不能满足欧洲风机大型化所带来的大直径大吨重的产品要求，结构性缺口给我国企业带来较好渗透空间。
海缆：海风加速平价展望高成长，电压等级与输电距离提升展现产业成长潜力。海缆作为海上风电系统核心构成部分，龙头企业在2021海风抢装潮中，盈利获得比较显著增长。由于海风产业链展现出加速平价态势，十四五国内海风项目推进有望超出预期，海缆龙头低业绩预期有望被修复，叠加后续海风规划空间展现，风电海缆环节景气有望提升，静待产业利润呈现高增长，并且随着海风项目离岸距离提升，风场规模增加，海缆相关环节价值量成长性强。
风险提示
⚫光伏行业增长不及预期。光伏装机受价格和宏观利率影响较大，叠加原材料端扩产落地节奏带有不确定性，若不及预期将影响行业整体增速。
⚫储能行业增长不及预期。储能装机受光伏、风电、电力系统等多方面影响较大，叠加产业高速成长期存在诸多维度不确定性，若不及预期将影响行业整体增速。
⚫风电行业增长不及预期。风电装机受风机价格和宏观利率影响较大，叠加大宗原材料价格修复存在不确定性，若不及预期将影响行业整体增速。
⚫能源结构转型速度不及预期。风电光伏作为新能源发电手段，相较传统发电方式，仍存在发电稳定性与均匀性较弱的限制，若后续能源架构转型速度不及预期，或相关政策发展不及预期将影响风电光伏行业整体增速。
⚫核心假设条件变化影响测算结果。文中测算基于设定的前提假设基础之上，存在假设条件发生变化导致结果产生偏差的风险。
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