電力設備行業(yè)風光儲市場分析

電力設備行業(yè)風光儲市場分析一、風電：陸風穩(wěn)扎穩(wěn)打，海風市場開啟高增第一年1.1風電成長性趨勢確定，招標高增夯實全年需求2023年風電并網(wǎng)量持續(xù)高增，淡季不淡，行業(yè)盛況可見一斑。2023年1-4月，國內新增風電裝機14.2GW，同比+48%，單4月新增裝機達到3.8GW，同比+126%，前4月單月裝機均大幅增長，風電高景氣發(fā)展！2023年以來風電新增裝機量增速較大，4月改善更加顯著，隨著Q2-Q3風電開工加速、建設加速，我們預計全年風電裝機可實現(xiàn)快速增長。風電增量看海風，2023年海風開啟未來三年高裝機起步第一年。2023Q1，國內新增海風并網(wǎng)0.51GW，同比+42%，陸風并網(wǎng)9.89GW，同比+31%。海風裝機受海域天氣影響大，Q1淡季實現(xiàn)并網(wǎng)正高增，海風擺脫2022年逆增長態(tài)勢?？紤]到“十四五”規(guī)劃“交作業(yè)”節(jié)點在即，海風將開啟未來三年高裝機起步第一年。陸風穩(wěn)扎穩(wěn)打，月并網(wǎng)量保持穩(wěn)定增長。2023Q1招/中標熱度不減，全年需求有望上修。據(jù)金風科技披露，2023Q1風電招標量達26.5GW，同比+7%，在2022年風電高招標情況下，2023年風電熱度不減，預計2023年招標有望持平2022年高招標情況，甚至趕超。據(jù)風電頭條統(tǒng)計，2023Q1風電中標量達15.16GW，同比+40%，2023年4月表現(xiàn)更優(yōu)異，風電中標量達到14.52GW，同比+68%，從風電前瞻指標看，2023年招/中標熱度不減，甚至有往旺盛趨勢發(fā)展。而2022年風電招標量達98.5GW、中標量達76GW，考慮到一般風機中標后約1年左右開始交付，2023Q1中標量樂觀情況下有望年內交付，因此2023年需求有望上修，2023年風電大年再次印證。Q1海風招標數(shù)據(jù)亮眼，海陸共振迎來招標業(yè)績螺旋上行機會。據(jù)風電頭條統(tǒng)計2023Q1海風招標3.17GW，同比+98%，海風招標數(shù)據(jù)亮眼，陸風招標18.92GW，同比13%。去年風電板塊經(jīng)歷低谷之后，單位盈利降至底部，今年海風、陸風開工高景氣，板塊業(yè)績有望逐季環(huán)比持續(xù)上行。同時海風板塊，今年將陸續(xù)啟動項目的前期工作，各省的海風的競爭性配置、核準、招標將陸續(xù)啟動，催化密集。1.2海風：國內外海風需求共振，漂浮式技術引領海風深遠海發(fā)展1.2.1國內：各省海風加速建設，市場需求如期而至海風風機中標均價企穩(wěn)趨勢，全國已經(jīng)平價。據(jù)我們統(tǒng)計2021年以來海上風電項目（多數(shù)含塔筒）中標情況看，海風中標價格目前約在3000-5000區(qū)間；就2023年以來公開的中標價格在4000元/KW以下，且多數(shù)處于3000-3500元/KW區(qū)間，海風風機中標均價呈現(xiàn)企穩(wěn)趨勢，全國海風已經(jīng)平價。海上風電度電成本逐步下降，海風全生命周期競爭力提高。目前海上風電招標準則從中標最低價原則逐步轉向全生命周期成本最低原則，據(jù)CWEA統(tǒng)計，當前中國海上風電項目的平均度電成本已經(jīng)下降到0.33元/千瓦時左右。目前水深小于35m，登陸距離小于70km的淺、近海風電場，只要基礎不需嵌巖，已基本能夠實現(xiàn)平價上網(wǎng)。據(jù)CWEA預計，從2022年底到2030年，中國海上風電度電成本將整體降低19%~23%，從目前0.33元/千瓦時下降至0.25元/千瓦時左右。粵西、海南周邊海域度電成本凈值下降最多，達0.08元/千瓦時，其他海域皆為0.07元/千瓦時。隨著LCOE下降，海風全生命周期競爭力提高。省補接力，持續(xù)補貼刺激海風市場。今年浙江、廣東、上海依然有海上風電補貼，海風需求有望加速。以國家電投揭陽神泉二350MW海上風電項目增容項目為例，按照每千瓦補貼1500元，補貼容量為350MW，擬補貼金額為5.25億元?？紤]到2025年并網(wǎng)節(jié)點在即，因此預計各地海風將建設加速。今年海風市場較去年會有大幅的增長。沿海各省管海域與國管海域“十四五”開工目標超110GW。據(jù)統(tǒng)計，沿海9省/市“十四五”期間省管海域+國管海域總計開工目標約114.65GW，江蘇、浙江、廣東、山東四省份需求超10GW，分別達20、18、22、13GW。廣東、廣西海風穩(wěn)步推進，帶動其余各省海風啟動。海風板塊陸續(xù)啟動項目的前期工作，各省的海風的競爭性配置、核準、招標將陸續(xù)啟動，前期廣東、廣西海風項目穩(wěn)步推進，我們預計后續(xù)山東、浙江或將持續(xù)催化。廣東：5月24日，廣東發(fā)布《廣東省能源局關于印發(fā)廣東省推進能源高質量發(fā)展實施方案的通知》（2023-2025年），要求新增建成約800萬千瓦海上風電項目，包括陽江沙扒、汕尾甲子、汕頭勒門、揭陽神泉、惠州港口、湛江外羅、珠海金灣；開工建設約1200萬千瓦海上風電項目，包括陽江青洲、陽江帆石、汕尾紅海灣、珠海高欄等。未來3年，廣東新增建設8GW、開工建設12GW，海風大規(guī)模起量。廣西：廣西海上風電示范項目全面啟動，5月廣西首批海上風電示范性項目中標結果出來，分別是國電投欽州海上風電示范項目和廣西廣投防城港海上風電示范項目（標段一），由明陽智能、中國海裝、遠景能源共同中標。廣西重點推進北部灣近海海上風電項目開發(fā)建設，共規(guī)劃海上風電場址25個，總裝機容量為2250萬千瓦。此次首批海上風電示范性項目開標，廣西海上風電實現(xiàn)“零的突破”。山東、廣東引領海上風電發(fā)展。據(jù)我們統(tǒng)計2022年至2023年5月，我國海上風電總計招標達到16.44GW，其中山東招標量最大達5.91GW，其次廣東4.76GW。后續(xù)山東建設海上35GW風電基地；廣東23GW海風競配項目落地；廣西共規(guī)劃9個海上風電場區(qū)，總規(guī)劃裝機容量23.50GW等，各省海風建設加速。1.2.2海外：全球海上風電加速啟動，歐洲海上風電放量快全球海風新增裝機持續(xù)高攀，重點關注歐洲市場。從市場增量規(guī)模看，據(jù)GWEC統(tǒng)計，2022-2030年，全球海風新增裝機量累計達260.17GW，其中中國市場約有86GW需求，歐洲約有111.41GW，二者總計占比約76%。從市場增速看，根據(jù)GWEC預測，2022-2030年全球新增裝機量復合增長率達24%，中國增速約15%、歐洲增速約30%，中國增速緩慢主要是中國年新增裝機基數(shù)較大，歐洲增速快，與歐洲海風資源豐富關系較大。G7聯(lián)合公報明確2030年海風裝機目標到150GW，歐美海風市場將加速放量。2023年4月各國現(xiàn)有目標的基礎上，G7承諾到2030年將海上風電裝機容量集體增加到150GW。整體海外海風建設加速。1.3.3漂浮式：海風開啟深遠海發(fā)展，漂浮式風電從0-1啟航深遠海域風能資源更為豐富。近年來海上風電開發(fā)區(qū)域主要集中在潮間帶和近海海域，據(jù)CarbonTrust數(shù)據(jù)顯示，歐洲、美國和日本60米水深以上海域風資源占比約為80%，60%，80%，對應理論可開發(fā)量分別為4000GW，2450GW，500GW。英國政府發(fā)布的《加速中國漂浮式風電發(fā)展——如何通過英中戰(zhàn)略合作來克服關鍵技術和供應鏈瓶頸》顯示，考慮海岸150km范圍內的區(qū)域，中國深遠海風電理論開發(fā)量在600GW，其中50-80米水深開發(fā)量為370GW，80米以上水深開發(fā)量為230GW，主要分布在我國海南、廣東、福建、山東、浙江五個省份。深遠海風電開發(fā)量較大，將成為我國未來海上風電發(fā)展的重要方向。深遠海域需用漂浮式平臺，漂浮式在60米以上深水海域更具經(jīng)濟性。傳統(tǒng)固定式基礎的樁基、導管架成本會迅速上升，施工難度也會急速加大。漂浮式風電由風電機組（含塔筒）、浮式基礎、系泊系統(tǒng)和動態(tài)海纜系統(tǒng)四部分組成，由浮體支撐風電機組，通過系泊系統(tǒng)固定浮體。隨水深增加，漂浮式風電僅需系泊系統(tǒng)環(huán)節(jié)進行延長，成本變化小。漂浮式平臺只有系泊系統(tǒng)部分隨水深變化，主要體現(xiàn)為系泊鏈的延長，因此其成本相對于水深變化不敏感。水深達到60米，則漂浮式基礎經(jīng)濟性較好，漂浮式基礎是未來走向深水海域開發(fā)的主要工具。全球漂浮式總規(guī)劃達185GW，漂浮式風電進入高速發(fā)展通道。美國規(guī)劃至2035年實現(xiàn)部署漂浮式海上風電15GW。至2030年，英國政府規(guī)劃并網(wǎng)5GW左右，挪威4.5GW，希臘2GW，西班牙1-3GW，意大利3.5GW，葡萄牙2GW。韓國計劃2030年漂浮式風電裝機達6GW。據(jù)renewableUK統(tǒng)計，全球漂浮式風電總規(guī)劃已經(jīng)達185GW，其中歐洲總規(guī)劃107GW，占比超58%。據(jù)GWEC預測，2023-2027年全球漂浮式風電新增裝機量年復合增長率為93%，2027-2031年年復合增長率為63%，漂浮式風電進入高速發(fā)展通道。我國已經(jīng)進入商業(yè)化初期，“十五五”有望迎來市場高增發(fā)展。國內從2018年開始第一個海上漂浮式項目——三峽引領號招標投建，起步較晚；中海油觀瀾號5月20日成功并入文昌油田群電網(wǎng)。近兩年，中國漂浮式項目進展明顯加快，現(xiàn)有4個項目目前正在建設或規(guī)劃當中，總裝機量226.8MW。我們預計我國將在“十四五”至“十五五”期間，海上風電由近海發(fā)展邁向深遠海發(fā)展。漂浮式新增系泊系統(tǒng)，漂浮式起量，錨鏈從0-1彈性大。漂浮式系泊系統(tǒng)由張緊器、系泊線和錨固等裝置組成，通過連接海床為浮式基礎提供定位作用。系泊線是連接浮式基礎與海床的關鍵構件。張緊器和錨固分別起到連接系泊線和基礎、連接系泊線和海床的作用，系泊線主要材料為錨鏈。據(jù)《加速中國漂浮式風電發(fā)展——如何通過英中戰(zhàn)略合作來克服關鍵技術和供應鏈瓶頸》測算，在漂浮式風力發(fā)電廠中，系泊系統(tǒng)成本占比19%。與固定式風力發(fā)電廠比，漂浮式新增系泊系統(tǒng)，隨著漂浮式起量，系泊系統(tǒng)從0-1彈性大，最直接受益為錨鏈產(chǎn)品。且隨著漂浮式風電水深環(huán)境加深，錨鏈長度加長，單位價值量將提升。漂浮式海上風電用錨鏈等級要求高，以R3以上為主；錨鏈壁壘高，市場格局優(yōu)。錨鏈可分為ORQ、R3、R3S、R4等級產(chǎn)品，目前R4以其優(yōu)良的綜合性能和穩(wěn)定的表現(xiàn)逐漸成為主流。R4S及以上產(chǎn)品目前還處于發(fā)展期，主要在深水鉆井平臺和生產(chǎn)平臺上應用較多。隨著海上風電單機容量增大，整個漂浮式風電整體重量提高，以及水深加深，錨鏈要求也將提高，漂浮式風電錨鏈所需抗拉強度將朝R4發(fā)展。目前R5高等級錨鏈國內僅亞星錨鏈可生產(chǎn)。錨鏈生產(chǎn)壁壘高，市場進入難度高。1.3陸風：第三批大基地名單已出，風機價格企穩(wěn)，盈利穩(wěn)定回升陸風風機價格企穩(wěn)，陸風招標高增，陸風盈利穩(wěn)定。據(jù)我們統(tǒng)計，2023年6月，全市場風電整機商風電機組中標均價為1767元/KW；2023年1-6月，全市場風電整機商風電機組中標價格在1600-2000元/KW震蕩，3月中標均價達到最低1645元/KW，但4月反彈至1859元/KW。其一是單機容量普遍提升，其二框架招標價格偏低，但實際并不代表成交價格。2023年風機招標價格明顯降幅放緩且保持穩(wěn)定，預計2023年風機盈利力有望保持穩(wěn)定。陸風開啟10MW機型之爭。2022年7MW陸上風電機組已經(jīng)批量應用，8MW機型完成了樣機吊裝，進入2023年之后，隨著各大整機廠商新產(chǎn)品面世，陸上風電市場邁入“10MW+時代”。第三批大基地清單已出，陸風增量有保障。據(jù)國家能源局披露，截至目前，第一批97.05GW基地項目已全面開工，項目并網(wǎng)工作正在積極推進，力爭于今年年底前全部建成并網(wǎng)投產(chǎn)，第二批基地項目已陸續(xù)開工建設；4月7日，《關于印發(fā)第三批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地建設》已正式印發(fā)實施。整體規(guī)?？矗谝慌傆嬕?guī)劃風電+光伏97.05GW；第二批455GW；第三批，據(jù)統(tǒng)計，現(xiàn)有規(guī)模合計47.83GW，其中風電約20.55GW。分散式風電政策引導發(fā)展，審批流程讓步推動發(fā)展。據(jù)CWEA統(tǒng)計，2021年中國分散式風電（分散式、分布式、智能微網(wǎng)）新增裝機容量8.03GW，同比+702%，累計達9.96GW；據(jù)《2022年中國縣域綠色低碳能源轉型發(fā)展報告》披露，我國分散式風電技術可開發(fā)潛力達250GW。分布式風電剩余可開發(fā)潛力達240.04GW，剩余需求高。2023年以來我國從政策上引導分布式風電發(fā)展，核心從簡化審批流程及鼓勵地方結合實際情況依法利用存量集體土地通過作價入股、收益共享等機制，解決分散式風電瓶頸問題。陸風制氫解決陸風消納瓶頸，綠氫有望拉動風電裝機需求。2022年，中國氫能聯(lián)盟發(fā)布《開啟綠色氫能新時代之匙：中國2030年“可再生氫100”發(fā)展路線圖》，力爭到2030年實現(xiàn)國內可再生能源制氫裝機規(guī)模達到100GW。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院估算，2030年的氫能總需求將達到3700-4000萬噸，可再生氫累計裝機達100GW時，綠氫供給可達約770萬噸，而制造單噸氫氣單位電耗約5.0Kwh/m3，假設綠氫50%可按風電制造，因此至2030年需要風電裝機約107GW，所需風電裝機需求大。目前“三北”陸上風電度電成本在0.2~0.15元/千瓦時，到“十四五”末將降至0.1~0.15元/千瓦時，可降低綠氫成本；“三北”地區(qū)大風光基地建設較多疊加三北地區(qū)化工基地多可就地消納氫氣，利于綠氫發(fā)展。1.4產(chǎn)業(yè)鏈：重點關注樁基+海塔和海纜，海風走向深遠海，單位價值提升1.4.1樁基+海塔供需緊平衡，市場量利齊升海風走向深遠海，基礎環(huán)節(jié)變化：單樁-導管架-漂浮式，單位用量提升。40米以內單樁最優(yōu)，但是隨著海風走向深水區(qū)，市場傾向使用導管架。再遠，隨著海風走向深遠海，基礎環(huán)節(jié)由固定式轉向漂浮式。單樁基礎目前普遍在2000噸/臺。導管架由4臺小單樁和導管架組成，4臺小單樁總體重普遍1200-1500噸/臺，導管架約1800+，因此導管架整體超3000噸/臺，目前市場已經(jīng)達到3000-3500噸/臺。漂浮式為保證海上風力發(fā)電機整體重心下移，普遍重量超4000噸/臺。從基礎類型上看，單臺用量提升。海風降本主要在風機大型化，2023年海上風電機組最大單機容量達到18MW，為穩(wěn)固風機，則所需的海風基礎重量也應想要增加。基礎類型變化，考驗公司碼頭能力、物流管理，及碼頭區(qū)位優(yōu)勢。碼頭能力：海上存在窗口期，廣東平均每年窗口期148-152天，海上裝機不允許耽誤，需要能力較強可靠供應商。碼頭太小，交貨速度較低，易耽誤海上風電裝機。物流管理：導管架主要在60-70m、寬度主要在32-35m。單管樁長度90m+、直徑8.5m+。海風基礎大且重，運輸是難點，海風基礎業(yè)務只能走海運，靠近碼頭才能直接整裝上船，離岸幾公里生產(chǎn)單管樁和導管架無法運輸。因此單樁和導管架的產(chǎn)能用地需要緊挨碼頭或港池，資源稀缺，產(chǎn)能壁壘較高。碼頭區(qū)位優(yōu)勢：大型部件看重區(qū)位競爭，有碼頭/港池生產(chǎn)基地，本區(qū)域海風項目才會下訂單，不同省市海風資源、政府規(guī)劃不同，因此現(xiàn)有碼頭各區(qū)位能力差距大。而碼頭從國家規(guī)劃港區(qū)、審批、建設（通州灣碼頭建設7-8年）流程太長，因此碼頭資源稀缺。海風走向深遠海是必然趨勢，水深越深，基礎越重，海風基礎抗通縮能力強。據(jù)我們統(tǒng)計各個海域基礎用量數(shù)據(jù)看，基礎用量隨著海上風電項目水深加深，用量提高。就廣東海上風電項目看，廣東海上風電單GW用量最大。對比山東海上風電項目，山東單GW基礎相對較少，主要是廣東接壤東海和南海，平均水深較深，適宜安裝導管架基礎結構；而山東半導接壤渤海，渤海海域水深相對偏淺，適宜單樁基礎。導管架相較管樁鋼板用量更多，所以單GW基礎用量更重。海風裝機繼續(xù)維持高速增長，預計2023年國內外海上風電開工均達10GW。2023~2025年，海外市場海上風電據(jù)GWEC預測，裝機分別達10/8/16GW；而國內市場海上風電根據(jù)風能專業(yè)委員會預測，2023~2025年有望達到10/15/20GW。假設2023年單臺導管架（含4個小鋼管樁）重量約2700噸，單樁單臺重量約2000噸，海上塔筒單臺重量約550噸。海上塔筒：風機大型化趨勢顯著，葉片長度加長，海上塔筒變高，重量加大。大單樁和導管架：海上走向深水區(qū)，海風大單樁和導管架重量增加。假設2023年海外市場導管架占比約20%，至2024年達30%。假設2023年國內市場導管架占比約40%，至2024年達50%。我們預計2023年全球海風基礎需求達687萬噸，其中海塔需求137萬噸，導管架需求達202萬噸，單樁需求達349萬噸。到2025年，全球需求有望達到1045萬噸，其中海塔需求238萬噸，導管架需求達387萬噸，單樁需求達420萬噸。海風基礎屬于定制化鋼結構產(chǎn)品，鋼材成本占比超70%。海塔、管樁及導管架等都是非標準、定制化產(chǎn)品，同類產(chǎn)品間差異亦較大。據(jù)海力風電披露，鋼材為主要原材料，成本占比原材料約80%，而一般在簽訂訂單合同到采購原材料之間存在鋼材價格風險敞口，因此鋼材價格波動對海風基礎盈利存在較大影響。海塔+樁基屬于定制化鋼結構產(chǎn)品，鋼材價格下行，海塔+樁基盈利性有望上行。海塔、管樁及導管架等都是非標準、定制化產(chǎn)品，同類產(chǎn)品間差異亦較大。據(jù)海力風電披露，鋼材為主要原材料，成本占比原材料超80%。截至2023年6月9日，中國蘭格鋼鐵價格（中厚板）為4156元/噸，同比-19.6%；中厚板價格自3月15日起，價格呈現(xiàn)下行趨勢，3月15日至6月9日，中厚板價格已下降11.33%，海塔+樁基盈利有望受益。海塔+樁基國內外鋼材價格差大，國內企業(yè)加速出海。鋼材占管樁成本80%，自2021年開始我國、歐盟、美國中厚板價格出現(xiàn)分歧，截至2023年5月12日，美國中厚板價格為1740美元/噸、歐盟1010美元/噸，中國604美元/噸，美國/歐盟中厚板價格是中國的2.88、1.67倍。國內外中厚板差距大，相比之下，中國海風基礎更具競爭優(yōu)勢，促進海風基礎出海。大金管樁開啟出口，天順風能德國建廠，國內海風基礎加速出海。大金重工已開啟管樁出海，2022年10月底與法國開發(fā)市EoliennesenMerIlesd’YeuetdeNoirmoutierS.A.S簽訂NOY-IleD'YeuetNoirmoutier海上風電項目62套單樁、2022年上半年成功中標英國MorayWest48套單樁項目，順利實現(xiàn)管樁出海，截至2023年5月11日，大金總計獲得超9.4億歐元的海風單樁+海上塔筒的訂單。而天順風能在德國建有海上風電產(chǎn)能30萬噸，可以輻射歐洲市場，預計2023年達產(chǎn)。國內企業(yè)管樁正在加速出海。1.4.2海纜：海風走向深遠海，海纜抗通縮屬性加強海纜招中標高景氣，預期業(yè)績開始兌現(xiàn)。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2023年1-5月，海纜中標規(guī)?？傆?.62GW，其中中天科技2.35GW、浙江啟明0.51GW、萬達電纜0.51GW、起帆電纜0.31GW、吉恩重工0.2GW、亨通光電0.75GW、漢纜股份1.25GW、東方電纜1.3GW、寶勝股份1.21GW。其中多數(shù)項目在半年內完成招標工作，如廣西防城港海上風電示范項目A場址、華能岱山1號海上風電項目、三峽能源山東分公司牟平BDB6#一期(300MW)等。海纜招中標進度加快，其一海纜中標高景氣，預期市場業(yè)績開始兌現(xiàn)；其二海風建設加速，海纜需求增長加快。海纜競爭格局集中，有望持續(xù)保持高盈利性。據(jù)風電觀察統(tǒng)計，2022年國內場址電纜和送出海纜招標海上風電項目規(guī)模近10GW，其中東方電纜、中天科技、亨通光電三家頭部企業(yè)占據(jù)主要市場份額，市占率87%，市場高度集中。2022年，東方電纜、中天科技、亨通光電三家海纜毛利率保持在33%以上，盈利水平較高，隨著海風走向深遠海，對海纜的技術要求提高，高電壓、柔性直流等新技術可構建高壁壘，海纜環(huán)節(jié)有望保持高盈利性。國內海纜積極出海，打開國外海纜局面。據(jù)我們統(tǒng)計，2023年1-5月，獲得海外風電場的企業(yè)包括東方電纜和中天科技。其中中天科技中標Baltica2海上風電項目（B包）275kV高壓交流海底光電復合纜以及配套附件，中標金額12.09億元。東方電纜中標Baltica2海上風電項目66kV海纜及配套附件，中標金額3.50億元；以及為InchCape海上風電項目提供220kV三芯2000mm2銅導體海纜的設計和整個系統(tǒng)的型式實驗，金額約1400萬元。Baltica2裝機容量1.498GW，離岸距離47km，由波蘭最大公用事業(yè)公司PGE和沃旭能源（Orsted）聯(lián)合開發(fā)，規(guī)劃于2027年底之前投產(chǎn)。海風向深遠海挺進，柔性直流必要性提升。海風輸電距離更遠，更大規(guī)模并網(wǎng)成為難題。傳統(tǒng)交流傳輸方式受電纜充電功率限制，僅適用于近海小容量風電并網(wǎng)，而遠海大容量海上風電必須采用柔性直流并網(wǎng)技術。當輸電距離大于約80km后，直流輸電經(jīng)濟性就會超過交流輸電。由于常規(guī)直流需要較強的交流電網(wǎng)支撐，而海上風場是由風機構成的弱交流系統(tǒng)，無法滿足常規(guī)直流的送電需求，柔性直流為唯一經(jīng)濟且可行方案。柔性直流可以獨立支撐電壓，且沒有換相失敗風險。柔性直流因海纜輸送容量大、損耗小、使用壽命長、輸送距離基本不受限制，可有效解決海上風電場大容量、遠距離輸電問題，助力我國海上風電集中連片規(guī)模化和遠海大容量風電開發(fā)建設。柔性直流規(guī)模應用在即，平價項目青州五七開啟應用，市場空間廣闊。江蘇如東海上風電柔性直流工程是世界上電壓等級最高、輸送容量最大的海上風電柔直工程，額定直流電壓為±400千伏，額定容量為1100兆瓦。后續(xù)陽江青洲五、青洲七海上風電場共建海上換流站和陸上集控中心；采用±500kV對稱單極柔性直流輸電系統(tǒng)，風電機組發(fā)出的電能通過66kV集電海纜接入海上換流站，升壓后通過±500kV直流海纜輸送到陽江市陽西縣的陸上集控中心。1.4.3零部件：原材料價格持續(xù)回落，中游制造環(huán)節(jié)盈利或將環(huán)比提升原材料價格呈現(xiàn)整體下行趨勢，有望帶動零部件環(huán)節(jié)盈利修復。當前原材料價格呈下行走勢，以鑄件生產(chǎn)常用的廢鋼為例，截至2023年6月9日，唐山廢鋼（6-8mm）價格為2555元/噸，同比-25.94%，相較年初報價降幅在5.89%，從3/14高點至今降幅達11.44%，近一個季度內的降幅達到8.91%，考慮到零部件1~2個季度的生產(chǎn)交付周期，預期四季度成本端壓力減輕，實現(xiàn)單位盈利顯著修復。年初簽訂框架合同鎖定交付價格，原材料價格波動帶來盈利能力波動。風電零部件環(huán)節(jié)在與下游主機廠商談判時，多采用年初簽訂框架合同鎖價的方式進行，因而在經(jīng)營過程中原材料價格波動風險由零部件廠商承受，而各類鑄鍛件在生產(chǎn)過程中，直接材料占成本的比重約為50%~75%（除金雷外都在60%以上），而直接材料中鋼材成本的占比在60%~90%，因而在原材料價格持續(xù)下降階段，零部件企業(yè)盈利能力上行回暖。二、光伏：需求超預期增長，把握N型技術迭代機會2.12023全年展望：產(chǎn)業(yè)鏈價格進入下行通道，海內外需求超預期增長光伏行業(yè)仍處于“需求爆發(fā)”階段，2023全年光伏裝機量好于預期。梳理全球光伏發(fā)展歷史，我們可以將全球光伏發(fā)展歷程總結為2007-2012的“政策補貼期”，2013-2018的“逐步成長期”與2019至今平價上網(wǎng)實現(xiàn)后的“需求爆發(fā)期”三個階段。根據(jù)BNEF最新預測數(shù)據(jù)，2023年全球光伏新增裝機量樂觀觀數(shù)據(jù)將達到355GW，同比增長36%。而根據(jù)今年中國地面電站項目加速啟動、歐洲光伏需求維持高景氣狀態(tài)、美國IRA細則落地進一步刺激光伏電站項目落地等全球市場多點開花的態(tài)勢判斷，我們認為2023年光伏市場將會比中觀數(shù)據(jù)更樂觀，維持全年裝機量有望超350GW的判斷。2.1.1中國：硅料下行帶動組件價格下行，地面電站需求有望大幅釋放2023年光伏裝機在傳統(tǒng)淡季實現(xiàn)超預期增長，1-4月新增裝機48.31GW。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023年1-4月，國內新增光伏裝機48.31GW（同比增長186%），單4月新增光伏裝機達到14.7GW（同比增長299%），自開年以來光伏裝機在Q1傳統(tǒng)的裝機淡季維持了高增趨勢。全年來看，在光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)下行的刺激下，國內下游光伏電站裝機成本進一步下降，電力收益的回升將帶來光伏裝機需求持續(xù)維持高景氣態(tài)勢。原材料價格開啟下行通道釋放需求，政策支持助推國內裝機落地。根據(jù)PVInfolink數(shù)據(jù)，進入2023年后隨著原材料端產(chǎn)能快速釋放，光伏組件價格一路下行，6月7日報價顯示182mmPerc/TOPCon雙玻組件單W均價為1.58/1.7元，較年初單W均價1.85/1.98元降低了14.59%/14.14%，大大降低了光伏裝機終端成本，有效刺激國內對組件價格更敏感的地面光伏電站需求上升。光伏行業(yè)作為國家大力支持的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，于年內受到國家產(chǎn)業(yè)政策的重點支持和地方政府的高度重視。國家能源局于4月6日印發(fā)《2023年能源工作指導意見》的通知，將國內非化石能源發(fā)電裝機占比提高到51.9%左右，風電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比重達到15.3%，并制定了全年風電、光伏裝機增加1.6億千瓦左右的目標，國內光伏需求得到政策端強有力支撐。2.1.2美國：保留東南亞關稅豁免，IRA細則逐步落地，需求有望迎來邊際上修2023年5月12日，美國財政部發(fā)布促進美國清潔能源制造業(yè)的《指導意見》，本土制造激勵將開始實施，并明確了可獲得10%補貼的本土制造比例的計算方法和分類。自2022年IRA提出以來，新能源開發(fā)商和制造商都在等待關于如何計算本土制造的40%的指引，這種不確定性拖延了部分項目進度。而此次美國財政部發(fā)布的指引明確了本土制造的計算方法和分類，是IRA向前邁出的重要一步，將引發(fā)對美國制造的清潔能源設備的大量投資，從而刺激美國光伏裝機需求。保留東南亞進口關稅豁免，美國市場裝機“障礙”打通。2023年5月24日，在美國國會發(fā)起的對拜登總統(tǒng)行使《東南亞4國關稅恢復》法案否決權的再投票中，眾議院以214票支持、205票反對的投票未能獲得“推翻總統(tǒng)否決國會審查法案”立法所必需的三分之二多數(shù)，拜登于2022.06發(fā)布的“豁免東南亞四國光伏組件2年關稅”的決定繼續(xù)有效，東南亞光伏組件出口關稅豁免期限保留至2024.06。此前，參眾兩院對東南亞關稅恢復的草案讓市場對美國全年裝機產(chǎn)生擔憂情緒，但隨著關稅恢復草案的最終否決，近兩年內美國市場光伏供給“障礙”打通，整體需求有望邊際上修。2.1.3歐洲：光伏需求持續(xù)高增，政策支持推動能源獨立歐洲仍是中國光伏出口的第一大市場，1-4月超過一半的中國光伏組件被運往歐洲。根據(jù)PVinfolink統(tǒng)計，2023年1-4月歐洲地區(qū)已累計從中國進口光伏組件達40GW，占中國組件出口總量的40%。值得注意的是，2023年歐洲地區(qū)在一季度光伏裝機傳統(tǒng)淡季仍實現(xiàn)了30GW左右的光伏裝機，合理預計進入Q2后，隨著產(chǎn)業(yè)鏈價格下降進一步刺激出口需求，歐洲光伏裝機量將迎來新一輪增長。2023年歐洲光伏裝機需求樂觀，環(huán)比有望增長60%。根據(jù)行業(yè)組織SolarPowerEurope于2022年12月發(fā)布的最新報告《歐洲太陽能市場展望2022-2026》，歐盟光伏市場有望保持高速增長，根據(jù)其"最有可能"的平均路徑，預計2023年歐盟光伏裝機容量將超過50GW，樂觀性預測情景下達到67.8GW，這意味著在2022年同比增長47%的基礎上，2023年將有望再增長60%。展望未來，在歐盟RepowerEU等政策支持下，歐洲可再生能源占比預計將逐步提升，而太陽能作為目前最可靠、最具經(jīng)濟性、能源獲取最便捷的清潔能源之一，將會成為歐洲實現(xiàn)能源獨立重點發(fā)展方向。因此，我們長期看好歐洲光伏市場作為全球第二大光伏市場的發(fā)展空間。2.2產(chǎn)業(yè)鏈分析：價格或已進入底部區(qū)間，全面擁抱N型產(chǎn)業(yè)鏈2.2.1硅料硅片：價格迅速回落，即將探至底部區(qū)間硅料環(huán)節(jié)因其特有的重資產(chǎn)、長周期、精細化工的特性，在結構性產(chǎn)能短缺后的兩年內一直作為產(chǎn)業(yè)鏈瓶頸環(huán)節(jié)享受超額利潤，利潤水平逐年提升。根據(jù)Wind數(shù)據(jù)，一線多晶硅廠商平均銷售毛利率水平由2019年的17.8%，提升至2022年的50%。但隨著2023年開始的多晶硅擴產(chǎn)潮到來，硅料產(chǎn)能不再成為產(chǎn)業(yè)鏈瓶頸環(huán)節(jié)，超高毛利率現(xiàn)象將成為歷史，回歸合理區(qū)間。上游產(chǎn)能結構出現(xiàn)錯配帶來庫存壓力，Q2硅料硅片價格加速下行。6月7日，PVinfolink發(fā)布最新光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格，多晶硅致密料均價跌至100元/kg，較上周環(huán)比-15.3%，創(chuàng)單周降幅記錄，182mm/210mm硅片單片均價跌至3.6/5.0元，較上周環(huán)比-7.7%/-13%。一方面，進入2023年后硅料產(chǎn)能逐步釋放，大大緩解了上游供給短缺的情況；另一方面，硅料硅片產(chǎn)能和電池組件出現(xiàn)結構性錯配，上游環(huán)節(jié)出現(xiàn)了庫存情況，推動了價格下行。目前來看，硅料硅片價格下行空間已經(jīng)非常有限，或即將探至底部區(qū)間。2.2.2電池片：N型迭代進行時，TOPCon路線先行目前電池片環(huán)節(jié)正在進行產(chǎn)能迭代的初始階段，TOPCon技術成為市場焦點。當前光伏電池主要采用Perc技術，該路線轉換效率已逼近理論極限24.5%，且未來降本空間有限，因此行業(yè)內不斷開展對新一代N型電池的研發(fā)探索。未來N型電池是行業(yè)發(fā)展的必然趨勢，目前主要存在TOPCon、HJT、IBC三種不同技術路線。N型電池轉換效率的理論極限在28%以上，較Perc電池有較大提升。1）從工藝的角度來看，N型硅片作為襯底有更高的少子壽命且無光致衰減，同時隨著表面鈍化技術的改善與提高，N型電池效率在快速提升；2）從產(chǎn)業(yè)發(fā)展來看，N型隧穿氧化層鈍化接觸(N-TOPCon)的電池技術因其獨特的電池結構及較高的轉換效率，成為市場關注的焦點。同時，TOPCon技術生產(chǎn)工藝與Perc電池生產(chǎn)工藝兼容性較高，且初始投資成本較低，具有較強的投資經(jīng)濟性。2023年為TOPCon元年，N型市占率有望突破20%根據(jù)CPIA最新統(tǒng)計，N型電池量產(chǎn)轉換效率目前已實現(xiàn)了24%-25%，形成了對Perc電池1.3pct左右的效率優(yōu)勢，并將在近兩年實現(xiàn)超2pct的效率領先。因此，預計以TOPCon及HJT為主的N型電池路線將逐步提升其市場滲透率，成為未來主流的光伏電池技術路線。在2023年舉辦的SNEC展會期間，各廠商發(fā)布的高效新一代產(chǎn)品重新拉動光伏“技術迭代”熱度。其中，N型高效大尺寸組件產(chǎn)品成為此次展會絕對主角。我們預計2023年將成為TOPCon產(chǎn)能釋放的元年，CPIA預計以TOPCon為主的N型電池產(chǎn)品市占率有望于2023年底前突破20%。一體化廠商電池產(chǎn)能結構緊缺，或催生第三方N型電池片需求。根據(jù)一體化公司公告數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2023年底各一體化廠商硅片/電池/組件產(chǎn)能目標中，電池片產(chǎn)能相對組件產(chǎn)能均出現(xiàn)相對短缺情況，在主產(chǎn)業(yè)鏈中電池片產(chǎn)能結構處于相對優(yōu)勢。同時，在N型迭代P型的大背景下，或將催生第三方N型電池片產(chǎn)能需求，短期內需重點關注N型TOPCon電池產(chǎn)能的落地及效率實現(xiàn)進度。2.2.3組件：產(chǎn)業(yè)鏈價格下行后，關注一體化組件盈利或有修復機會在過去漲價周期背景下，組件價格是對硅料成本的傳導，整體盈利維持穩(wěn)定。2021-2022年，行業(yè)由于多晶硅料價格高企，產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)上行。在此背景下，組件價格上漲滯后于硅料價格上行，導致階段性組件盈利受壓縮。產(chǎn)業(yè)鏈價格降幅明顯，光伏需求高增對組件價格形成支撐，一體化組件迎來利潤修復。上游降價傳導至組件具有一定滯后性，目前看來電池/組件價格下跌幅度遠小于硅料/硅片端，且由于終端需求較好，組件價格后續(xù)仍能獲得較為堅挺的剛性支撐。我們認為在現(xiàn)階段光伏產(chǎn)業(yè)鏈存在兩大主旋律，分別是1）硅料產(chǎn)能瓶頸打開后供需格局轉變，將不再成為享受產(chǎn)業(yè)鏈大部分利潤的環(huán)節(jié)，光伏產(chǎn)業(yè)鏈利潤格局預計將重構并下移。2）N型路線趨勢確定，相關產(chǎn)能或將出現(xiàn)“過剩背景下的結構性緊缺”，N型電池/組件布局優(yōu)先的廠商有望獲得超額技術紅利收益。2.2.4輔材：關注N型和雙面組件趨勢下POE膠膜、TOPCon銀漿的產(chǎn)業(yè)機會POE膠膜：N型電池片對環(huán)境的耐受性減弱，需要更高性能的保護，POE是最佳選擇。N型單晶、異質結電池等高效光伏電池技術提升了發(fā)電效率，但對環(huán)境的耐受性減弱，需要膠膜提供更多保護，而使用EVA膠膜進行高效光伏電池尤其是N型晶硅電池的封裝，在加速老化條件下組件功率會迅速下降，組件的長期可靠性難以保證。POE產(chǎn)品的阻隔性、強抗PID能力、無醋酸等特性使其在N型電池、異質結電池時具備了其他封裝材料不具備的天生優(yōu)勢，是目前雙面組件及N型電池、異質結電池的主要封裝膠膜。未來隨著下游應用端對于雙面發(fā)電組件發(fā)電增益的認可，雙面組件市占率將逐步提升。預計到2024年，雙面組件將超過單面組件成為市場主流。在雙面+N型組件的大趨勢下，POE膠膜需求有望上行。TOPCon銀漿：TOPCon路線趨勢確定，其銀漿產(chǎn)品需求有望收益提升。光伏銀漿應用于太陽能電池片電極中，以銀粉為主要原材料。光伏銀漿是以高純銀粉為導電相、玻璃氧化物為粘結相，有機載體組成的混合物，經(jīng)過攪拌、三輥軋制后形成的均勻膏狀物。這種膏狀物通過絲網(wǎng)印刷工藝附著在光伏電池片，烘干燒結后形成光伏電池的金屬電極，可收集和傳導光伏電池表面電流。隨著電池片技術的迭代，代表未來的N型電池片銀漿的需求量明顯提升，疊加光伏產(chǎn)業(yè)的迅猛發(fā)展，未來光伏銀漿行業(yè)具備旺盛的市場需求。根據(jù)CPIA數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2022年n型TOPCon電池雙面銀漿平均消耗量約115mg/片，后續(xù)隨著TOPCon產(chǎn)能逐步落地，配套的銀漿技術預計將迎來長線發(fā)展，具備獨特配方及更低單位銀耗的TOPCon銀漿企業(yè)能推出系列銀漿產(chǎn)品配合電池片廠商進行增效，并有望進入技術紅利賽道中。高純石英砂：供需結構持續(xù)緊缺，價格有望進一步走高。光伏平價上網(wǎng)后進入需求爆發(fā)期，需求持續(xù)多年的高增使光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)均出現(xiàn)了大規(guī)模的擴產(chǎn)潮。而在行業(yè)擴產(chǎn)周期中，部分擴產(chǎn)周期長的環(huán)節(jié)在短期內會出現(xiàn)產(chǎn)能釋放速度無法跟上實際需求的情況，比如2021-2022年的硅料環(huán)節(jié)，以及目前正在供應緊缺的石英砂環(huán)節(jié)。短期內，石英砂供給端幾乎無新增產(chǎn)能，疊加2023年持續(xù)超預期的光伏裝機需求，石英砂及石英坩堝價格有望進一步走高。三、儲能：碳酸鋰降價有望催化大儲需求，看好工商儲23年發(fā)展?jié)摿?.1大儲：碳酸鋰降價有望催化儲能需求高增碳酸鋰降價帶動大儲中標均價下降，國內5月W5儲能系統(tǒng)、EPC中標均價為1.44元/Wh、1.74元/Wh。碳酸鋰價格下降趨勢下，國內5月第5周儲能系統(tǒng)、EPC中標均價分別為1.44元/Wh、1.74元/Wh。Wind顯示，2023年4月碳酸鋰價格一度低于20萬元/噸，截至6月2日，碳酸鋰價格已回升至30.05萬元/噸，同比下降35.17%，較年初下降41.08%，預計終端觀望情緒有望減弱，碳酸鋰降價企穩(wěn)后將催化大儲需求。原材料成本下降帶動大型地面電站經(jīng)濟性提升，儲能中標規(guī)?？焖僭鲩L。2023年以來，硅料、碳酸鋰價格持續(xù)下行帶動組件、儲能電芯成本下降，大型地面電站經(jīng)濟性提升。國內儲能月度招中標情況看，4月碳酸鋰價格及儲能相關中標均價跌至近期低位，儲能中標規(guī)模迎來快速增長。據(jù)研究，2023年4月儲能中標總規(guī)模7.07GW/15.83GWh，其中儲能系統(tǒng)2.14GW/5.09GWh，容量環(huán)比增長68.71%；EPC中標規(guī)模1.53GW/3.58GWh，容量環(huán)比增長56.65%。目前電芯價格降幅小于碳酸鋰降幅，預計成本仍存?zhèn)鲗е芷?，短期中下游盈利有望邊際修復。碳酸鋰降價帶動儲能電池價格下行，據(jù)Wind數(shù)據(jù)，國產(chǎn)磷酸鐵鋰電芯目前價格約0.65元/Wh，較年初整體下降約20.7%，小于碳酸鋰同期38.6%的價格回落幅度。電池環(huán)節(jié)看，從原材料價格下跌到終端售價傳導存在傳導周期，疊加訂單議價需一段時間落地，我們認為儲能產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配有望重構，短期看儲能集成廠商等中下游有望迎來利潤修復，具備成本管控及供應鏈管理能力的優(yōu)質廠商盈利能力或邊際改善更為明顯。23Q1，碳酸鋰價格已大幅下探，而陽光電源、南都電源季度毛利率同比-1.48pct/-1.51pct，預計后續(xù)訂單議價落地后公司盈利能力有望迎來同、環(huán)比改善。3.1.1中國：風光滲透率提升帶動儲能需求，行業(yè)優(yōu)質化發(fā)展趨勢必然儲能規(guī)模：2023年1-5月儲能系統(tǒng)、EPC累計中標9.63GWh/10.60GWh，碳酸鋰降價有望催化大儲需求高增。儲能新增規(guī)模看，據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2022年全年國內新增儲能規(guī)模7.3GW/15.9GWh，同增200%/280%，超過過去10年累計裝機規(guī)模5.7GW/11.2GWh。招中標情況看，據(jù)研究，2023年1-5月儲能相關中標總規(guī)模約14.19GW/31.59GWh，其中儲能系統(tǒng)中標3.54GW/9.63GWh，EPC中標5.15GW/10.60GWh，儲能電池、電池預制艙、升壓一體機等其余類型合計中標5.51GW/11.36GWh。我們認為今年國內大儲淡季不淡，碳酸鋰成本降價趨勢下有望進一步催化大儲需求。政策端：1）國家能源局提出“按需發(fā)展儲能”，有望推動儲能市場將由政策驅動轉變?yōu)樾枨篁寗?，具備產(chǎn)品、技術、品牌優(yōu)勢的公司有望快速成長。4月24日，國家能源局印發(fā)《關于加強新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定工作的指導意見（征求意見稿）》，提出按需發(fā)展儲能，根據(jù)電力系統(tǒng)的需求，因地制宜的發(fā)展各類型、多元化的儲能配置。此前各省出臺強制配儲政策以提升新能源利用率，但落地情況來看，存在業(yè)主方僅考慮儲能產(chǎn)品的成本現(xiàn)象，導致強制配儲項目實際利用率低、資源浪費。我們認為《征求意見稿》“按需發(fā)展儲能”提出后，配置儲能有望轉向需求驅動，除成本因素外，儲能產(chǎn)品循環(huán)次數(shù)、安全性等核心競爭力的重要性將提升，利好行業(yè)內具備產(chǎn)品優(yōu)勢、品牌優(yōu)勢、技術實力及渠道能力的公司。長期來看，在新型電力系統(tǒng)中，儲能將不僅作為發(fā)電端調節(jié)產(chǎn)品而存在，隨著后續(xù)用電端不可預測性增加，儲能在用電端的需求也會迅速提升，今年全球范圍內，工商業(yè)儲能也在進入加速發(fā)展期。2）當前儲能配置依舊不足，廣東省近期出臺儲能發(fā)展新政，預計將催化儲能需求。6月1日，國家能源局黨組書記、局長章建華在《中國電力報》發(fā)表署名文章《統(tǒng)籌發(fā)展和安全推動電力行業(yè)安全高質量發(fā)展》。文章提到，新型電力系統(tǒng)加速構建，“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同共治存在不足，電網(wǎng)安全運行風險增大。電源側方面，部分地區(qū)高峰時段仍存在電力缺口，頂峰發(fā)電能力不足。電網(wǎng)側方面，隨著并網(wǎng)主體大量增加且涉網(wǎng)性能參差不齊，現(xiàn)有的電網(wǎng)運行控制理論和建模分析方法亟待革新。當前儲能配置依然不足，低成本、大容量、長時間、跨季節(jié)調節(jié)的儲能技術仍有待突破。6月5日，廣東省印發(fā)《廣東省促進新型儲能電站發(fā)展若干措施的通知》，從拓展多元化應用、強化政策支持、健全運營調度機制、規(guī)范項目建設管理、強化協(xié)調保障等五個方面提出25條措施。我們認為后續(xù)其他省份亦有望出臺促進新型儲能相關政策，進一步催化儲能需求。3.1.2美國：IRA法案提升儲能項目經(jīng)濟性，2023年儲能市場預計高增儲能規(guī)模：低基數(shù)疊加儲能項目成本下降，預計2023年美國儲能市場快速增長。據(jù)WoodMacenzie數(shù)據(jù)，22Q1~Q4美國儲能裝機功率分別為0.88GW/1.41GW/1.44GW/1.07GW，同比，其中22Q4規(guī)模同比-32.51%、環(huán)比-25.75%，主要系1）進口管控致供應鏈緊張，美國光伏新增裝機規(guī)模增速亦有所放緩，22Q4美國光伏裝機、待并網(wǎng)規(guī)模約4.28/90.3GW，同比-29.06%/+12.88%，環(huán)比+66.99%/+0.33%；2）碳酸鋰價格高位推高儲能項目成本，項目進程有所放緩。政策端：IRA法案延長美國儲能補貼期限，并加大儲能補貼力度。2022年8月美國出臺降低通貨膨脹法案(InflationReductionAct，以下簡稱IRA法案)，在氣候變遷和再生能源領域投資3690億美金，用以減少碳排放。其中，法案針對儲能方面提出：延長補貼期限：儲能投資稅抵免(InvestmentTaxCredit,ITC)以30%的標準延長十年，至2033年后逐漸退坡。加大補貼力度：1）首次將獨立儲能納入ITC抵免范圍（此前儲能系統(tǒng)需與一定比例太陽能匹配才能獲得補貼）；2）滿足一定條件的大儲項目最高可獲70%的抵免比例（基礎抵免+額外抵免合計）。IRA法案的出臺一方面優(yōu)化儲能系統(tǒng)商業(yè)模式，另一方面完善當?shù)毓溑涮?，利好儲能長期發(fā)展。1）優(yōu)化儲能系統(tǒng)商業(yè)模式：IRA發(fā)布前，由于儲能系統(tǒng)需與一定比例太陽能配合，充放電時間受限，難通過時間電價套利。IRA發(fā)布后，儲能可作為電網(wǎng)側輔助服務運用或與其他能源共享配套，收益模式更為靈活。此外，ITC模式可直接降低儲能設備購置&安裝成本（基礎抵免），并額外計提設備折舊從而減少交稅規(guī)模（額外抵免）。以安裝成本為1百萬美元的儲能項目為例，若獲得70%ITC抵免，對應減免稅收規(guī)模約39.28萬美元；2）完善當?shù)毓溑涮祝帽就羶δ苁袌鲩L期發(fā)展：IRA提出為美國國內先進制造商提供生產(chǎn)稅務抵免(productiontaxcredits,PTC)等方案，意在完善當?shù)毓溑涮?，短期或推高供應鏈成本，但利好本土儲能長期發(fā)展。3.1.3歐洲：光伏配儲規(guī)模持續(xù)提升，英、意、德儲能發(fā)展?jié)摿ψ罡邭W洲：2022年歐洲大儲新增規(guī)模約2.8GW/3.3GWh，英國、意大利、德國儲能長期發(fā)展?jié)摿ψ罡?。EnergyMonitor顯示，2022年歐洲光伏裝機規(guī)模同比增長47%至41.4GW，其中德國、西班牙、波蘭裝機規(guī)模增幅最高，地面電站配儲帶動當?shù)卮髢σ?guī)模同步增長。據(jù)WoodMackenzie和EnergyStoragyNews數(shù)據(jù)，2022年歐洲大儲裝機規(guī)模約2.8GW/3.3GWh，分地區(qū)看，英國、愛爾蘭、德國大儲新增規(guī)模位列歐洲前三。其中，英國新增1.5GW/1.8GWh，愛爾蘭新增0.31GW/0.37GWh，英國新增0.43GW/0.47GWh。長期來看，預計2022-2031年，英國、意大利、德國大儲累計裝機規(guī)模有望達到25.68GWh/12.23GWh/8.81GWh，為歐洲大儲新增規(guī)模前三市場。3.2工商儲：爆發(fā)元年，經(jīng)濟性提升或刺激裝機需求3.2.1國內：峰谷價差套利疊加夏季用電高峰期臨近，建議關注工商儲需求彈性峰谷價差套利疊加夏季用電高峰期臨近，建議關注工商儲需求彈性。年初以來，國內各省市峰谷電價差較以往拉大。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟，6月電價差超0.7元/kwh的省份達16個。6月5日，廣東省印發(fā)《廣東省促進新型儲能電站發(fā)展若干措施的通知》，提出儲能設施用電電