新能源行業(yè)市場分析

新能源行業(yè)市場分析12023年度展望：關(guān)注需求釋放與新技術(shù)產(chǎn)業(yè)化1.1在高景氣中兌現(xiàn)業(yè)績2022至今電新行業(yè)指數(shù)波動較大，Q1-Q4指數(shù)分別-19.6%、+13.9%、-22.7%、+1.2%。全市場而言，2022年初至今指數(shù)上漲的行業(yè)僅有3個，其中電力設(shè)備及新能源行業(yè)總體跌幅23.9%，位列第24位。2022年前三季度，電力設(shè)備及新能源行業(yè)歸母凈利潤1669.4億元，同比增長49.17%，在中信所有30個行業(yè)中，歸母凈利潤增幅位于第4位，處于前列。2022年前三季度全行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入同比增長34.0%，實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長55.0%，業(yè)績實現(xiàn)持續(xù)增長。從各子行業(yè)的歸母凈利潤來看，增幅前三的子行業(yè)分別為新能源車（+136.0%）、核電（+103.8%）、光伏（+88.3%），與景氣度呈現(xiàn)強正相關(guān)關(guān)系。1.2新能源投資三大趨勢進入雙碳時代后，新能源經(jīng)歷了波瀾壯闊的發(fā)展歷程，而當(dāng)前仍然潛力無限、挑戰(zhàn)無限。在繼續(xù)分析新能源未來方向之前，首先回答幾個關(guān)鍵問題：已經(jīng)發(fā)生了什么？2020年9月雙碳目標(biāo)提出后，政策端經(jīng)歷了從頂層規(guī)劃，到基層細(xì)則的全面構(gòu)建，而需求端由于天花板被打開最先被刺激，快速增長的需求與短時間較難提升的供給形成了矛盾，供需錯配加大了原材料端的成本上漲。與碳排放最直接相關(guān)、基礎(chǔ)相對比較好的新能源發(fā)電和新能源汽車，增速不斷提升，帶領(lǐng)行業(yè)不斷突破。我們在哪里？當(dāng)前新能源已經(jīng)度過從0到1的初始快速野蠻發(fā)展，正處于從1到N的規(guī)?；?、產(chǎn)業(yè)化階段，新能源發(fā)電占比、新能源車滲透率均處于從10%提升至50%的關(guān)鍵階段。但有許多領(lǐng)域仍然處于發(fā)展早期，并且新能源占比快速提升帶來的消納壓力、貴金屬依賴等問題亟待解決。新能源已經(jīng)解決了發(fā)展“快”的問題，接下來重點要發(fā)展“好”，解決短板、解決痛點，才能進入更高層次發(fā)展。展望2023年，我們從宏觀、中觀、微觀三個視角，分析新能源行業(yè)的政策、市場、技術(shù)趨勢，看好能源安全、國內(nèi)大循環(huán)、技術(shù)降本提速三個方向的投資機會：宏觀視角：能源安全和促進新能源消費將是最強政策趨勢。經(jīng)歷了2021、2022連續(xù)兩年的缺電后，能源保供被提上了重要日程，加強新能源配套建設(shè)保證能源安全愈發(fā)重要，包括傳統(tǒng)抽水蓄能、核電、火電等均迎來新發(fā)展機遇。后疫情時代消費復(fù)蘇是最強主題，新能源汽車的消費支柱作用愈發(fā)凸顯，有望獲得政策持續(xù)大力支持，進一步帶動汽車、電池、智能化相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈。中觀視角：核心原材料降價和國內(nèi)大循環(huán)助推行業(yè)更上新臺階。在度過產(chǎn)能瓶頸期、疫情影響的雙重作用下，硅料、碳酸鋰為代表的上游原材料已開啟降價周期，產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配將會重構(gòu)，我們預(yù)計大部分利潤將讓渡至下游開發(fā)商，加速行業(yè)降本。成本端的壓力釋放，以及疫情對施工、物流、人員等因素影響消除，將使被積壓兩年的國內(nèi)需求得到完全釋放，大型風(fēng)電、光伏集中式項目，以及配套的大型儲能，有望迎來新一輪的快速發(fā)展。微觀視角：具有產(chǎn)業(yè)意義的新技術(shù)孵化速度顯著加快。新能源新技術(shù)層出不窮、百花齊放，資本助力也進一步加速新技術(shù)孵化。在眾多的新技術(shù)中，能夠解決當(dāng)前需降本、擺脫貴金屬依賴這兩大痛點的，迅速脫穎而出。PET復(fù)合銅箔、銀包銅因為可顯著降低鋰電銅箔、HJT低溫銀漿的成本，研發(fā)進度不斷加快，客戶不斷加速導(dǎo)入。鈉離子電池、電鍍銅、無銦靶材可以解決對鋰、銀、銦這些貴金屬的依賴，避免未來可能的供應(yīng)短缺及價格暴漲問題，代表了未來技術(shù)發(fā)展方向，有望不斷取得進步直至實現(xiàn)規(guī)模量產(chǎn)。2鋰電：結(jié)構(gòu)性機遇主導(dǎo)未來市場2.1鋰電將進入TWh時代中國動力電池供給全球市場。2022年1-10月全球動力電池累計裝車量為389GWh，同比+76.7%。在全球TOP10動力電池供應(yīng)商中有6家中國企業(yè)上榜，合計裝機量226.5GWh，市占率達(dá)到58.2%，較2021年提升7.5pct。2022年1-10月寧德時代裝車量位居首位，裝車137.9GWh，市占率為35.4%，同比+4.3pct；LG新能源位列第二，裝車52.8GWh，市占率為13.6%，同比-7.2pct；比亞迪列第三，裝車52.3GWh，市占率13.4%，同比+4.9pct。三元鋰電池和磷酸鐵鋰電池將作為未來兩大技術(shù)路線長期共存。2022年1-10月國內(nèi)動力電池累計裝車224.2GWh，同比+108.7%；分體系看，三元體系電池裝車88.0GWh，占比39.2%；磷酸鐵鋰體系電池裝車136.0GWh，占比為60.6%，磷酸鐵鋰憑借突出性價比、安全性優(yōu)勢，份額持續(xù)領(lǐng)先。國內(nèi)裝機量TOP3企業(yè)分別為：寧德時代，對應(yīng)裝車量106.78GWh，市占率48.5%；比亞迪，裝車量50.80GWh，市占率23.1%；中創(chuàng)新航，裝車量15.39GWh，市占率7%。裝車量集中度頭部效應(yīng)顯著，10月國內(nèi)企業(yè)裝機量CR3已突破76%。2023年全球鋰電出貨量有望進入TWh時代。我們預(yù)計2023年我國新能源車銷量有望首次突破1000萬輛，達(dá)到1050萬輛，同比增長61.5%，到2025年有望增長至1985萬輛，CAGR達(dá)到45.1%。在動力、儲能、消費需求的拉動下，預(yù)計2023年全球鋰電需求有望首次突破1TWh，達(dá)到1.26TWh。受益儲能需求，磷酸鐵鋰占比持續(xù)增長。磷酸鐵鋰的優(yōu)勢在于低成本、高安全和長壽命，三元電池的核心優(yōu)勢是高能量密度。動力電池應(yīng)用方面，隨著三元高鎳化技術(shù)趨勢的進一步發(fā)展，未來高鎳三元體系將主要應(yīng)用于長續(xù)航的高端新能源乘用車，磷酸鐵鋰及中鎳三元電池主要應(yīng)用于中低端新能源乘用車。隨著儲能進入產(chǎn)業(yè)高速發(fā)展期，我們預(yù)計2023年儲能電池需求將大幅增長，磷酸鐵鋰電池在全球鋰電池需求占比將進一步提升。2.2材料價格先漲后跌，供需矛盾緩解材料價格呈現(xiàn)前高后低走勢，供需關(guān)系已扭轉(zhuǎn)。因終端需求不斷走高加劇供需失衡，自2021年至22Q2核心材料價格攀升。伴隨產(chǎn)能逐漸釋放，進入22Q3，除上游碳酸鋰/氫氧化鋰及受其帶動的正極材料價格仍高位運行外，其他鋰電材料價格均進入下行區(qū)間，供需關(guān)系或出現(xiàn)轉(zhuǎn)變。電池環(huán)節(jié)，方形動力三元及磷酸鐵鋰電芯價格一年以來漲幅分別為15.1%、37.1%，對下游成本端造成較大壓力。正極材料價格拐點已現(xiàn)。21年以來碳酸鋰及氫氧化鋰價格持續(xù)攀升，至12月到達(dá)歷史高位分別為56.8/56萬元/噸隨即出現(xiàn)拐點。受上游原料影響，正極材料價格自21年進入上升通道，與碳酸鋰及氫氧化鋰同頻。目前上游鋰資源市場價格上升勢能明顯減弱，我們預(yù)計2023年正極材料及前驅(qū)體企業(yè)將加強與上游資源企業(yè)的長協(xié)價格鎖定，穩(wěn)定自身盈利水平。據(jù)我們測算，2025年全球磷酸鐵鋰/三元正極材料需求量有望分別達(dá)到324/134萬噸，接近2022年的3倍。我們假設(shè)未來全球新能源汽車滲透率進一步提升，動力電池需求量繼續(xù)高速增長；儲能領(lǐng)域鋰電池產(chǎn)量預(yù)計將保持較高增速，超過3C成為第二大鋰電池應(yīng)用領(lǐng)域；我們預(yù)計2022年全球鋰電池需求將達(dá)到2190GWh，對應(yīng)磷酸鐵鋰材料/三元材料需求量分別為324/134萬噸，行業(yè)2022-2025年CAGR分別可達(dá)42.26%/28.60%，磷酸鐵鋰增速更為迅猛。新技術(shù)帶來行業(yè)發(fā)展新動能。正極材料技術(shù)更新速度加快，三元材料中提高鎳含量三元材料的理論容量上升，相較于其他路線，高鎳路線具有更強的體系適配性，可以進行更快速的產(chǎn)品迭代。我們預(yù)計，至2025年高鎳正極材料的需求有望達(dá)到71萬噸，2022—2025年CAGR為44%。磷酸錳鐵鋰與磷酸鐵鋰具有相近的理論放電克容量，但是磷酸錳鐵鋰材料的電壓平臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的理論能量密度，并且在低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。經(jīng)我們測算，磷酸錳鐵鋰的總需求量在2025年有望達(dá)到39.24萬噸，2022-2025年CAGR為200%。三元材料的高鎳化、單晶化和磷酸錳鐵鋰產(chǎn)品逐步成熟，商業(yè)化進程加快，具有較早技術(shù)升級、供應(yīng)鏈穩(wěn)定通暢及深度綁定下游客戶的正極材料企業(yè)有望進一步鞏固行業(yè)地位。負(fù)極材料價格進入下行通道。負(fù)極上游材料石油焦和針狀焦一年漲幅分別為27.3%和45.3%左右，上游原料石油焦過去一年漲幅明顯，關(guān)鍵工藝石墨化加工費較2021年穩(wěn)中有降，疊加負(fù)極頭部企業(yè)的一體化布局，過去一年負(fù)極材料價格較為平穩(wěn)，中端人造石墨、中端天然石墨價格較去年同期分別上漲-3.6%/+5.0%左右。石墨化加工費影響負(fù)極廠商盈利能力。受2021年石墨化產(chǎn)能緊缺，加工費上漲的影響，石墨化自給率相對較低的廠商貝特瑞、中科電氣、翔豐華等負(fù)極材料毛利率出現(xiàn)明顯下滑，分別下降5.47/7.64/2.66pct；而石墨化自給率較高的璞泰來（負(fù)極毛利率-1.6pct）和杉杉股份（負(fù)極毛利率+0.9pct）受到的影響較小。而可實現(xiàn)石墨化完全自給的尚太科技，18-20年毛利率居于各廠商首位。據(jù)我們測算，預(yù)計2025年全球負(fù)極材料需求量有望達(dá)到218.96萬噸，2022-2025年CAGR達(dá)37.12%。我們假設(shè)未來全球新能源汽車滲透率及單車帶電量逐步提升，帶來動力電池產(chǎn)量高速增長；假設(shè)用于消費電子等領(lǐng)域的小型電池維持當(dāng)前的行業(yè)增速穩(wěn)健成長；儲能領(lǐng)域鋰電池產(chǎn)量預(yù)計將保持較高增速，超過3C成為第二大鋰電池應(yīng)用領(lǐng)域；我們預(yù)計2022年全球鋰電池需求將達(dá)到2190GWh，對應(yīng)負(fù)極材料需求量為218.96萬噸，行業(yè)2022-2025年CAGR可達(dá)37.12%。石墨化產(chǎn)能逐漸釋放，材料供需關(guān)系將獲改善。負(fù)極材料企業(yè)為控制成本，保障供應(yīng)安全，21年以來，貝特瑞、璞泰來、杉杉股份、凱金能源等頭部企業(yè)紛紛開始建設(shè)產(chǎn)能在20萬噸以上的大規(guī)模一體化項目，鑄造負(fù)極頭部廠商的核心壁壘。我們根據(jù)各公司公告統(tǒng)計了截至2021年底的各廠商負(fù)極及石墨化產(chǎn)能情況，尚太科技和璞泰來的石墨化自給率位于Top7企業(yè)中的領(lǐng)先水平；杉杉股份的石墨化自給率預(yù)計將隨著眉山一體化項目的建成而顯著提高；貝特瑞由于此前天然石墨占比較大，對于石墨化產(chǎn)能的建設(shè)相對較少，不過隨著未來公司對于人造石墨一體化項目的建設(shè)落地，也將實現(xiàn)人造石墨產(chǎn)能的石墨化高自給率。凱金能源、中科電氣和翔豐華21年底的石墨化自給率分別為44%、32%和43%，隨著建設(shè)項目的投產(chǎn)，未來也將呈現(xiàn)快速上升的趨勢。我們預(yù)計隨著一體化項目的建成投產(chǎn)負(fù)極材料的價格將穩(wěn)中有降。具有一體化布局、成本控制優(yōu)勢明顯的負(fù)極企業(yè)或?qū)⑹芤?。電解液價格走低。21年末至22年Q1電解液及六氟磷酸鋰價格維持平穩(wěn)，進入4月份六氟磷酸鋰價格回落，疊加添加劑、溶劑價格下行，電解液價格開始下降，至7月，電解液及六氟磷酸鋰價格趨穩(wěn)。LiFSI需求量迎來高速增長期。LiFSI在電導(dǎo)率、化學(xué)穩(wěn)定性以及熱穩(wěn)定性等方面擁有更好的表現(xiàn)，可以作為電解液中添加劑或作為鋰鹽能夠為電池提供更高的循環(huán)壽命以及高低溫性能，我們預(yù)計至2025年，隨著三元高鎳化趨勢的深入以及4680電池的放量，LiFSI作為電解液添加劑/鋰鹽使用的比例將分別由當(dāng)前的1.5%/4%左右提升至5%/8%左右。我們預(yù)計LiFSI的總需求量在2025年有望達(dá)到34.6萬噸，2022-2025年CAGR為84.76%。其中作為添加劑使用的LiFSI的需求量在2025年預(yù)計有望達(dá)到13.3萬噸，作為鋰鹽使用的LiFSI的需求量在2025年預(yù)計有望達(dá)到21.3萬噸。鋰電材料中，鋰礦和隔膜2023年供給仍偏緊，兩者限制為剛性的設(shè)備和資源，其余材料隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新增產(chǎn)能逐步釋放，多數(shù)材料供需關(guān)系或?qū)⒅亟?，我們預(yù)計可能在多個鋰電材料環(huán)節(jié)將逐漸出現(xiàn)產(chǎn)能過剩，整體價格將進一步下行，未來多環(huán)節(jié)鋰電材料格局或?qū)?yōu)化。2.3新技術(shù)產(chǎn)業(yè)化加速4680電池促進高鎳硅基新體系市場化進程提速。4680構(gòu)型電池對于硅基負(fù)極的膨脹問題起到了很好的限制作用，也受益于高鎳硅基體系，其能量密度獲得大幅提升空間。高鎳+硅基體系可以使動力電池能量密度達(dá)到最高可達(dá)至300Wh/kg以上級，能夠為長續(xù)航里程車型提供動力來源。特斯拉在今年2月宣布在美國加州試點工廠下線第100萬顆4680電池，在其加州試驗線跑通后于今年Q3開始在德州超級工廠開始生產(chǎn)4680電池，在今年12月特斯拉宣布已實現(xiàn)周產(chǎn)86.8萬顆4680電池，可支持每周1000輛ModelY電動汽車的裝機，按照當(dāng)前進度，我們預(yù)計明年特斯拉可以實現(xiàn)4680電池的大規(guī)模量產(chǎn)。國內(nèi)多家動力電池企業(yè)4680電池進展亦較為順利，億緯鋰能8月宣布公司首件搭載自主研發(fā)4680系列大圓柱電池系統(tǒng)產(chǎn)品成功下線，9月宣布獲得寶馬集團大圓柱電池定點；寧德時代今年9月也與寶馬集團簽訂46圓柱電池供應(yīng)協(xié)議；除此之外，比克電池、蔚藍(lán)鋰芯等多家國內(nèi)企業(yè)也有樣品交付或產(chǎn)線建設(shè)，隨著4680電池生產(chǎn)工藝的進步，我們預(yù)計未來還會有更多的主機廠與動力電池企業(yè)在此領(lǐng)域持續(xù)發(fā)力。我們預(yù)計，4680電池可以在2023-2025實現(xiàn)產(chǎn)能爬坡，2025年預(yù)計市場需求有望達(dá)141GWh，由4680直接需求帶動的高鎳正極、硅基負(fù)極需求在2025年分別為23萬噸和14萬噸，2022-2025年CAGR為161%。復(fù)合銅箔為高能量電池降本增效。傳統(tǒng)鋰電銅箔由銅原料制成，而復(fù)合銅箔則是在高分子材料的表面進行鍍銅，剖面呈現(xiàn)“三明治”結(jié)構(gòu)。由于高分子材料的低密度、低成本以及絕緣性復(fù)合銅箔能為電池帶來更高的能量密度、更低的材料成本和更高的安全性。多家企業(yè)積極布局，產(chǎn)品成熟度上仍需突破。目前布局PET銅箔的電池廠以動力、儲能為主，寧德時代通過參股重慶金美布局PET銅箔，其已在復(fù)合集流體技術(shù)與產(chǎn)業(yè)化方面取得了較大進展；此外，國軒高科、比亞迪也在積極布局，搶奪先機。儲能應(yīng)用端：廈門海辰布局超前，目前已經(jīng)定有兩條線做復(fù)合銅箔。產(chǎn)品成熟度上，重慶金美已實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用，進入量產(chǎn)階段，其他公司產(chǎn)品在送樣測試階段，尚未達(dá)到終試階段，產(chǎn)品存在銅層無法增厚、掉粉現(xiàn)象，仍需突破前端瓶頸。PET銅箔可顯著降低原材料成本并提升電池能量密度。經(jīng)我們測算，6.5μm的PET銅箔較6μm/4.5μm傳統(tǒng)銅箔可分別降低62.15%及51.33%的原材料成本。電池容量為50kWh前提下，6.5μm的PET銅箔較6μm/4.5μm傳統(tǒng)銅箔可分別提升能量密度9.64%及5.75%。PET銅箔產(chǎn)業(yè)化開啟300億市場新空間。PET銅箔在安全性和成本方面顯著優(yōu)于傳統(tǒng)銅箔，并且能為動力電池提升能量密度，考慮到產(chǎn)品具備多方面的優(yōu)勢，我們預(yù)計PET銅箔在銅箔市場的滲透率將快速提升。經(jīng)我們測算，2025年P(guān)ET銅箔滲透率有望達(dá)到20%，對應(yīng)需求量為50.49億平米，PET銅箔的市場空間為302.96億元，2022-2025年CAGR為272.19%。磷酸錳鐵鋰兼具電壓及成本優(yōu)勢，商業(yè)化進程提速。磷酸錳鐵鋰（LMFP）與磷酸鐵鋰（LFP）同屬橄欖石型結(jié)構(gòu)，晶體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性高。二者具有相近的理論放電克容量，但是磷酸錳鐵鋰材料的電壓平臺顯著高于磷酸鐵鋰，所以該材料具有較高的理論能量密度，并且在低溫性能上彌補了磷酸鐵鋰的缺點。目前制約其大規(guī)模應(yīng)用的難點在于磷酸錳鐵鋰具有較大的比表面積和欠佳的導(dǎo)電性，較大的比表面積使得材料具有較強的吸水性，這對后續(xù)材料的涂布及電池循環(huán)脹氣均有不利影響，導(dǎo)電性則在部分程度上影響電池的阻抗，降低其功率性能。產(chǎn)業(yè)化進展：材料端，德方納米、容百科技、當(dāng)升科技均有產(chǎn)能布局并在積極推進產(chǎn)業(yè)化。電池端，寧德時代M3P電池已經(jīng)逐步推向市場；中創(chuàng)新航、欣旺達(dá)、國軒高科等電池生產(chǎn)企業(yè)均具有相關(guān)技術(shù)儲備。磷酸錳鐵鋰有望在2025年市場規(guī)模達(dá)到39萬噸。我們假設(shè)1）在動力電池領(lǐng)域在2025年磷酸錳鐵鋰實現(xiàn)對于磷酸鐵鋰的小幅替代滲透率為10%；2）磷酸錳鐵鋰與三元混用方案逐步普及，2025年混用方案在三元市場中滲透率為20%，混用方案中磷酸錳鐵鋰摻雜比例為20%。經(jīng)測算，預(yù)計磷酸錳鐵鋰的總需求量在2025年有望達(dá)到39.24萬噸，2022-2025年CAGR為200%。3光伏：硅料價格下行推動需求回升3.1光伏短期波動不改長期趨勢出口遇冷，迎短期低谷。2022年光伏行業(yè)在海外需求的催化下迎來了全產(chǎn)業(yè)鏈的開工率上升和大量新建、新規(guī)劃的產(chǎn)能。但隨著歐洲天然氣儲量逐步上升和三季度以來歐洲分時交易電價下行，歐洲光伏需求逐步減弱，同時經(jīng)過二季度大規(guī)模出口后，海外經(jīng)銷商組件庫存處于相對高位且海外缺乏足夠的安裝力量，部分項目推延至2023年。因此8月份以來，我國組件出口連續(xù)三月下滑，出口需求遭遇短期瓶頸。硅料價格下行，長期紅利即將到來。硅料價格在硅料產(chǎn)能持續(xù)釋放且需求短暫下降的背景下于2022年11月底迎來拐點。我們認(rèn)為2023年硅料價格有望受到新增產(chǎn)能的影響而持續(xù)下行，組件價格下降將釋放大量潛在光伏裝機需求，膠膜、銀漿、玻璃、支架等核心輔材有望迎來量利齊升，同時下游電池、組件環(huán)節(jié)盈利水平有望回升，部分上游環(huán)節(jié)如EVA/POE粒子、石英砂或出現(xiàn)供應(yīng)瓶頸。國內(nèi)外需求短期下滑。2022年1-10月，我國光伏裝機達(dá)58.24GW，同比增長98.7%；10月單月裝機5.64GW，同比增長50.4%，環(huán)比下降30.6%，市場預(yù)期硅料價格即將下行，導(dǎo)致部分需求被壓制或延遲至明年。2022年1-10月，我國光伏累計出口達(dá)137.7GW，同比增長66.2%，10月單月出口11.7GW，同比增長14.7%，環(huán)比下降7.5%，較今年7月份高點下降24.5%，海外需求在三、四季度呈現(xiàn)逐月下滑趨勢。光伏組件需求仍將隨著度電成本下降而快速上升。光伏已逐步擺脫補貼依賴，進入新的平價大時代，其已經(jīng)擁有了比拼火、風(fēng)、核的度電成本（LCOE）。而且N型電池新技術(shù)使其擁有強大的降本增效潛力。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)計，2022年全球光伏裝機將達(dá)205-250GW。我們認(rèn)為未來在光伏組件持續(xù)降本推動下，每年新增裝機將保持20%以上的增速。各環(huán)節(jié)降本增效持續(xù)進行，新技術(shù)將是2023年的投資方向。在新技術(shù)和硅料價格下行背景的驅(qū)動下，我們預(yù)計2023年集中式電站占比將環(huán)比提升。我們認(rèn)為硅片薄片化、電池、組件及相應(yīng)輔材是主要的投資環(huán)節(jié)，具體領(lǐng)域有切片、金剛線、TOPCon電池組件、HJT電池組件、BC類電池組件、銀包銅、銅電鍍、POE膠膜、石英制品、EVA/POE粒子、跟蹤支架、光伏玻璃等。3.2硅料價格進入下行周期硅料產(chǎn)能持續(xù)釋放，硅料價格進入下行周期。2022年11月，我國硅料單月產(chǎn)量達(dá)9萬噸，同比增長105.0%，環(huán)比增長4.0%，創(chuàng)造歷史單月產(chǎn)量最高值。2022年1-11月我國多晶硅累計產(chǎn)量71.38萬噸，同比增長62.0%。在2022年6、7、8月我國多晶硅企業(yè)經(jīng)歷火災(zāi)事故、安全檢修及限電限產(chǎn)后，國內(nèi)硅料企業(yè)在9-11月迅速恢復(fù)生產(chǎn)，同時通威、大全、新特、協(xié)鑫、東方希望等企業(yè)新產(chǎn)能不斷投產(chǎn)爬坡，我們認(rèn)為2023年硅料價格將持續(xù)下行。電池組件環(huán)節(jié)有望持續(xù)受益。從2021年初以來，硅料價格最高漲幅達(dá)265%，硅片/電池/組件最高漲幅分別為94%/41%/15%，下游毛利率被較大程度壓制。而從2022年11月底以來，硅料價格較高點累計跌幅達(dá)5.0%，硅片/電池/組件跌幅分別為6.8%/2.2%/1.0%。硅片因產(chǎn)能釋放相對過快，庫存不斷提升導(dǎo)致短期價格下跌幅度較大。而因電池處在技術(shù)迭代階段，產(chǎn)能相對短缺，因此電池組件環(huán)節(jié)有望持續(xù)受益。我們認(rèn)為隨著硅料價格下行，原材料對于產(chǎn)業(yè)鏈的壓制將有望解除，需求將會較大增加，對于下游電池組件及相應(yīng)輔材環(huán)節(jié)來說，存在量利齊升的機會。海運價格大幅下降，2023年光伏出口蓄勢待發(fā)。根據(jù)Drewry統(tǒng)計，近一年WCI（世界貨柜運價綜合指數(shù)）從9262.02美元/40ft下降至2138.70美元/40ft，累計跌幅達(dá)76.91%，當(dāng)前上海to鹿特丹運價僅為1686美元/40ft。我們認(rèn)為我國光伏組件出口成本有望顯著降低，同時貨運周期下降疊加硅料價格下行有望提振2023年海外光伏組件需求。3.3高效電池時代來臨高效電池效率不斷提升。今年以來，高效電池量產(chǎn)、實驗室效率均快速提升。PERC電池已達(dá)效率提升天花板，后續(xù)提效空間不大，而TOPCon、HJT降本提效速度領(lǐng)先于其他電池，目前實驗室效率記錄分別達(dá)26.40%、26.81%，高于目前PERC電池效率記錄2pct左右。高效電池實驗室效率不斷提升意味著量產(chǎn)效率仍有較大的提升空間，我們認(rèn)為TOPCon、HJT降本提效有望持續(xù)進行，市占率進一步提升。N型高效電池產(chǎn)能快速釋放。根據(jù)PVInfolink預(yù)計，2023年TOPCon、HJT產(chǎn)能將分別達(dá)125、39GW。N型電池因轉(zhuǎn)換效率高、溫度系數(shù)低、雙面率高、弱光響應(yīng)好而在LCOE體系下具備成本優(yōu)勢，當(dāng)前TOPCon相對PERC溢價約在0.1-0.15元/W，HJT約在0.15-0.2元/W，我們認(rèn)為N型電池組件有望為企業(yè)帶來超額收益。HJT產(chǎn)線逐步接近規(guī)?；慨a(chǎn)。當(dāng)前邁為股份的HJT單線產(chǎn)能達(dá)600MW，雙面微晶設(shè)備已經(jīng)成熟。愛康科技、金剛光伏、華晟新能源等多家HJT企業(yè)規(guī)劃“GW”級擴產(chǎn)，有望實現(xiàn)24.7%及以上的量產(chǎn)效率。HJT電池在銀包銅、銅電鍍、SMBB、低銦靶材、薄片化、210半片、鋼網(wǎng)印刷推動下逐漸迎來量產(chǎn)新時代。3.4輔材環(huán)節(jié)大有可為膠膜需求有望跟隨組件需求快速增長。根據(jù)我們測算，假設(shè)2023-2025年全球新增裝機分別為335/421/514GW，則考慮不同膠膜的克重后，EVA/POE粒子對應(yīng)需求分別為142/164/185萬噸和43/65/93萬噸。POE粒子相對短缺。根據(jù)PVInfolink統(tǒng)計，2022-2024年EVA/POE粒子有效產(chǎn)能分別為130/163/190萬噸和31/48/59萬噸。我們根據(jù)供需測算預(yù)測，POE粒子將在2023年下半年呈現(xiàn)緊平衡狀態(tài)，在2024年出現(xiàn)短缺情況，POE供給短缺或壓制部分TOPCon產(chǎn)能釋放。一、二線膠膜企業(yè)有望憑借較高的粒子庫存在粒子緊缺時有望獲取超額收益。漿料企業(yè)有望受益于N型電池產(chǎn)能釋放。N型電池將帶來漿料耗量的增加，根據(jù)PVInfolink統(tǒng)計，當(dāng)前TOPCon銀耗在12.8-15.8mg/W，HJT銀耗在20.2-25mg/W，而傳統(tǒng)PERC因絲網(wǎng)印刷且漿料體系較為成熟，耗量僅為9.3-12.4mg/W。耗量上更多意味著N型電池漿料市場空間更大，當(dāng)前PERC單瓦漿料成本約為0.05元/W，TOPCon和HJT單瓦漿料成本分別約為PERC的1.5、2.7倍。銀漿市場空間將維持20%左右的增速穩(wěn)定增長。根據(jù)我們測算，2022-2024年全球裝機有望達(dá)到255/335/421GW，對應(yīng)電池片產(chǎn)量分別為305/403/505GW。假設(shè)HJT、TOPCon仍有較大的降本提效空間，未來銀單耗有望進一步下降，但由于N型產(chǎn)品處在迭代初期，N型漿料耗量仍處于較高水平，且價值量相比PERC銀漿有望提升。經(jīng)我們測算，2022-2024年全球銀漿需求量有望分別達(dá)4789/6151/7443噸，對應(yīng)市場空間分別為221/264/323億元，CAGR達(dá)19.35%。光伏玻璃供需有望在2023年下半年迎來轉(zhuǎn)機。江蘇、寧夏、山東聽證會審批信息相繼公布，公示規(guī)模較上報項目大幅減少、同時項目預(yù)期點火時間延遲約6-9個月。我們認(rèn)為當(dāng)前工信部對高耗能的光伏玻璃行業(yè)有望采取穩(wěn)步釋放策略。隨著明年硅料價格下降帶動的集中式電站放量，雙玻組件占比有望進一步提升，光伏玻璃供需關(guān)系將逐步收緊，進而促使光伏玻璃企業(yè)盈利能力回升。4風(fēng)電：裝機大年關(guān)注“雙?！闭急扔语L(fēng)電裝機大年。2023年風(fēng)電行業(yè)將進入加速建設(shè)期，2022年行業(yè)招標(biāo)規(guī)模已突破100GW，創(chuàng)歷史新高。在行業(yè)充沛的招標(biāo)規(guī)模支持下，預(yù)計2023年新增風(fēng)電裝機將達(dá)到70-80GW，在2022年的基礎(chǔ)上實現(xiàn)翻倍的增長。無懼風(fēng)機低價交付周期。與裝機量高增并存的是陸上風(fēng)機價格進入低價交付周期，市場較為擔(dān)憂產(chǎn)業(yè)鏈整體盈利能力承壓。我們認(rèn)為，整機廠可通過提高海上風(fēng)機出貨比例、出口比例，以及新能源電站業(yè)務(wù)保障盈利能力，零部件企業(yè)將受益于原材料價格下跌、海風(fēng)大兆瓦產(chǎn)能放量、出口需求提升，盈利能力有望得到修復(fù)。4.1裝機需求明確，大型化進程加速需求：風(fēng)電建設(shè)加速預(yù)計22年風(fēng)電裝機并網(wǎng)35GW。根據(jù)國家能源局披露，2022年1-10月，我國風(fēng)電裝機并網(wǎng)規(guī)模達(dá)21.4GW，同比提升10.2%。2020年、2021年分別是陸上風(fēng)電項目和海上風(fēng)電項目享受國家補貼的最后一年，在11月-12月的新增裝機量分別達(dá)36.1GW/28.4GW，行業(yè)出現(xiàn)“搶裝”的情況，但由于2022年國補退出再結(jié)合甘肅、內(nèi)蒙古等北方地區(qū)受疫情影響較為嚴(yán)重，預(yù)計今年風(fēng)機出貨50-55GW，實際裝機并網(wǎng)35GW。招標(biāo)規(guī)模創(chuàng)歷史新高，裝機需求明確。根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，截至2022年12月4日，2022年我國風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模已突破100GW，其中陸上風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模達(dá)79.7GW，海上風(fēng)電招標(biāo)體量達(dá)23.6GW（含框架競標(biāo)），均為歷史新高?？紤]到陸上風(fēng)電項目1年，海上風(fēng)電項目兩年的建設(shè)周期，今年的招標(biāo)體量為明后兩年陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的裝機需求筑造了堅實的基礎(chǔ)。受益于風(fēng)光大基地加速落地，沿海省市積極推動海上風(fēng)電建設(shè)，我們預(yù)計2022-25年我國風(fēng)電新增裝機（并網(wǎng)口徑）分別為35/75/88/99GW，年均新增裝機為74GW，對應(yīng)CAGR為41%。供給：大型化+原材料價跌保障盈利水平風(fēng)機大型化趨勢不改，單機功率持續(xù)提升。據(jù)CWEA統(tǒng)計，2021年我國新增陸上風(fēng)機單機平均功率為3.1MW，同比+21%；新增海上風(fēng)機單機平均功率為5.6MW，同比+14%。截至2022年11月，本年開標(biāo)的陸上及海上風(fēng)電項目機組平均功率分別達(dá)到4.5MW/8.0MW，本年招標(biāo)的項目中，接近61%的陸上風(fēng)電項目機組單機平均功率為5MW及以上，超過63%的海上風(fēng)電項目機組單機平均功率大于8MW，風(fēng)機大型化趨勢萬興未艾。陸風(fēng)進入平價周期。由于風(fēng)機大型化降本+市場競爭激烈，陸上風(fēng)機價格近年來持續(xù)下探，根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2022年1-11月，我國陸上風(fēng)機（含塔筒）的中標(biāo)均價為2300元/kW。陸風(fēng)格局有望優(yōu)化。過去兩年，由于陸上風(fēng)電搶裝導(dǎo)致頭部廠商訂單溢出，2021年陸上風(fēng)電裝機CR5為57%，2021、2022年1-11月，我國陸上風(fēng)機中標(biāo)份額CR5分別為77%與74%。我們認(rèn)為，陸上風(fēng)電國補退出后，激烈的市場競爭推動行業(yè)格局優(yōu)化。原材料高位下跌，成本壓力趨緩。直接材料成本是風(fēng)電企業(yè)的核心成本構(gòu)成，截至2022年12月，生鐵、廢鋼、中厚板、銅價格分別同比下降12%/13%/22%/4%，較22年Q1分別同比下降17%/22%/23%/9%，雖然2023年風(fēng)機進入低價交付周期，但風(fēng)電原材價格回落有望緩解盈利壓力。4.2海風(fēng)景氣度高企，平價進程提速規(guī)劃充沛，2022-25年均新增海風(fēng)裝機有望達(dá)到12GW。截至2022年11月，我國沿海省市已發(fā)布“十四五”海上風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃，整體規(guī)劃新增裝機規(guī)模有達(dá)到61GW。除去2021年16.9GW的新增海風(fēng)裝機量，2022-25年我國年均新海風(fēng)增裝機有望達(dá)12GW。2023年海風(fēng)裝機有望迎來較大幅度增長，我們預(yù)計2022年裝機4-5GW，2023年裝機10-12GW，漲幅達(dá)100%-140%。風(fēng)機大型化助推平價進程。受益于風(fēng)機大型化，海上風(fēng)機價格呈下降趨勢，根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，1-11月至今，我國海上風(fēng)機（含塔筒）中標(biāo)均價為3979元/kW，2019-2020年海上風(fēng)機中標(biāo)價為6000-7000元/kW，下降幅度為35%-45%。風(fēng)機成本約占海上風(fēng)電項目總成本近40%，風(fēng)機成本的下跌助推我國海上風(fēng)電平價進程加速，截至2022年12月，我國已公開平價海上風(fēng)電項目容量達(dá)51GW，其中預(yù)計到2023-25年并網(wǎng)平價項目容量達(dá)22GW，平價項目占2023-25年總裝機規(guī)模接近50%。各省平價進程不一，部分地區(qū)已具備平價條件。由于各沿海省市的風(fēng)力資源、建設(shè)成本、電價不一，導(dǎo)致各地的實現(xiàn)平價的進程不一致。海風(fēng)項目建設(shè)周期一般為兩年，若按2021年的建設(shè)成本去測算2023年并網(wǎng)項目的平價進程，按資本金收益6%測算，廣東、福建、海南得益于較好風(fēng)力資源與較高的標(biāo)桿電價，已具備平價條件，江蘇距離平價約有1分錢的差距。目前我國已有四個省市出臺海上風(fēng)電補貼政策，隨著更多地補政策推出，我國海上風(fēng)電平價進程有望進一步加速。政策鼓勵深遠(yuǎn)海，專屬經(jīng)濟區(qū)推進打開長期空間。我國專屬經(jīng)濟區(qū)范圍的海風(fēng)建設(shè)仍處于萌芽階段，繼《海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》明確我國海風(fēng)項目建設(shè)需獲得用海預(yù)審和海域使用權(quán)，已有多個地區(qū)出臺了關(guān)于國管海域以及專屬經(jīng)濟區(qū)海域的海風(fēng)政策及規(guī)劃。大力推進我國海上風(fēng)電的深遠(yuǎn)海進程。根據(jù)華東勘測設(shè)計研究院披露，“十四五”期間沿海省市的在國管海域的開工目標(biāo)接近68GW，我們認(rèn)為若未來專屬經(jīng)濟區(qū)海風(fēng)項目開始推進，有望大幅提升我國海上風(fēng)電市場空間，2023年或啟動開工，“十四五”內(nèi)有望實現(xiàn)小批量并網(wǎng)，為“十五五”的海風(fēng)建設(shè)提供資源儲備。4.3零部件龍頭受益歐洲風(fēng)電發(fā)展需求：關(guān)注歐洲海風(fēng)中長期市場空間。2020年11月，歐盟委員會宣布將海上風(fēng)電裝機量從12GW增長到2030年的60GW，到2050年達(dá)到300GW。22年1月俄烏沖突發(fā)生后，歐洲多國陸續(xù)提速海風(fēng)規(guī)劃裝機量。根據(jù)GWEC測算，預(yù)計2022-31年間歐洲新增海風(fēng)裝機總計將達(dá)141GW，CAGR為24%。供給：風(fēng)機價格持續(xù)提升，盈利能力不升反降。截至2022Q2，Vestas的風(fēng)機合約價已上升至970歐元/kW，同比+15.5%；截至2022Q3，西門子歌美颯的陸上風(fēng)機合約價已上升至890歐元/kW，同比+41.3%。歐洲整機廠提升風(fēng)機價格并沒能保障其盈利水平；2022Q2，Vestas毛利率為2.9%，同比-7.7pct，西門子歌美颯2022Q3度息稅前利潤率為-14.0%，同比-18.8pct。大宗商品價格通脹、航運費率飆升以及供應(yīng)鏈中斷共同導(dǎo)致歐洲整機廠雖然風(fēng)機價格上行，但盈利能力卻不升反降。原材料維度，2021年初歐洲鋼材價格指數(shù)持續(xù)走高，于2022年4月初達(dá)到近10年的高點；航運費率維度，由于風(fēng)電設(shè)備較大，一般采用海運的方式運輸，而海運所需的船用燃料自2020年起持續(xù)攀升，進而導(dǎo)致海運費用提高，波羅的海運費指數(shù)于2021年末達(dá)到近十年來的高位。供應(yīng)鏈維度，由于疫情反復(fù)、海運費高企，近兩年我國風(fēng)電零部件企業(yè)的出口比例下滑，鑄件、主軸、塔筒、樁基等環(huán)節(jié)的7家樣本公司出口業(yè)務(wù)的平均營收占比由2019年的36.2%下滑至2021年的27.0%。從歐洲整機廠的角度切入，供應(yīng)商選擇減少降低了整機廠議價能力，供應(yīng)商更容易將原材料成本的提升傳導(dǎo)至整機廠，供應(yīng)鏈中斷是歐洲整機廠盈利能力下降的核心原因。零部件龍頭大兆瓦產(chǎn)能布局充分，已進入歐洲主機廠供應(yīng)體系。風(fēng)機大型化趨勢下，各個零部件環(huán)節(jié)同樣需要升級來匹配更大功率的風(fēng)機，而零部件環(huán)節(jié)的大型化匹配能力或在技術(shù)、產(chǎn)能擴建等方面受到制約。歐洲業(yè)務(wù)開拓方面，我國零部件企業(yè)領(lǐng)先于整機廠，大部分風(fēng)電零部件領(lǐng)軍企業(yè)已進入歐洲頭部主機廠的供應(yīng)體系。我國風(fēng)電零部件龍頭，有望憑借更充足的大兆瓦產(chǎn)能及交付能力，受益于歐洲海風(fēng)需求增長。現(xiàn)階段，我國疫情緩解、海運費下降，再結(jié)合歐洲整機廠盈利能力改善需求迫切，我們認(rèn)為歐洲整機廠對我國風(fēng)電供應(yīng)體系的依賴有望提升，我國零部件龍頭企業(yè)有望憑借領(lǐng)先的研發(fā)實力攻克技術(shù)難點、資源優(yōu)勢擴建大兆瓦產(chǎn)能、以及已開拓的優(yōu)質(zhì)歐洲客戶，率先受益于歐洲海風(fēng)需求提升帶來的行業(yè)紅利。5儲能：關(guān)注經(jīng)濟和安全兩大主線5.1裝機需求有望再創(chuàng)新高22Q4招投標(biāo)旺盛，有望支撐2023年裝機持續(xù)高增。2022年1-11月，我們共統(tǒng)計到國內(nèi)13.0GW/27.2GWh的儲能系統(tǒng)采購及EPC中標(biāo)項目，且四季度以來中標(biāo)規(guī)模已累計達(dá)12.5GWh，招標(biāo)項目共計10.7GWh，有望強力支撐2023年裝機量持續(xù)高增。2022年驅(qū)動國內(nèi)裝機的最主要因素是新能源強制配儲的政策，中標(biāo)項目中搭配風(fēng)光項目建設(shè)的能量比例為51%，獨立及共享儲能占比37%，電網(wǎng)側(cè)項目占比8%。強配項目占比下降，廠商盈利有望改善。據(jù)中電聯(lián)調(diào)研統(tǒng)計，我國電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，而新能源配儲系數(shù)僅為6.1%。根據(jù)我們的統(tǒng)計，2022年配儲項目EPC平均中標(biāo)價僅為1.75元/Wh,較獨立及共享儲能項目的2.15元/Wh低18.6%。強配項目利用率低，業(yè)主方付費意愿差，儲能設(shè)備供應(yīng)商的成本壓力亦難以傳導(dǎo)。不過隨著各地疏通儲能商業(yè)模式的政策逐漸落地，中標(biāo)項目中配儲項目占比呈明顯下降趨勢，儲能廠商的成本傳導(dǎo)有望更加通暢。預(yù)計2026年全球儲能新增裝機404.2GWh，2022-2026年CAGR為70.5%。美國市場受光伏“雙反”關(guān)稅停征和IRA法案的提振，我們預(yù)計2023年起光伏+儲能裝機有望明顯提速。歐洲戶儲市場在補貼政策支持、經(jīng)濟效益突出和能源危機對消費者心理影響的多重作用下，有望維持高景氣度；歐洲大儲市場在英國和愛爾蘭的電網(wǎng)側(cè)項目，德國、法國、比利時、荷蘭等國的發(fā)電側(cè)項目驅(qū)動下也有望取得較高增速。5.2儲能項目經(jīng)濟性有望改善獨立儲能電站盈利模式逐漸明晰。2022年6月國家發(fā)改委和能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》以來，各地方政策紛紛落地，逐漸確定了現(xiàn)貨市場套利、容量租賃、容量補償和輔助服務(wù)收益為獨立儲能主要收益來源。項目經(jīng)濟性尚有不足，但邊際有望向好。以山東省為例，獨立儲能以容量租賃、容量補償和現(xiàn)貨市場套利作為主要收益來源，在當(dāng)前的運行條件和現(xiàn)貨價差下，我們測算項目IRR為4.6%，經(jīng)濟性不足。但目前電站租賃比例較低，未來隨著風(fēng)光裝機增加及強配項目的減少，租賃比例有望提升至100%，對應(yīng)的IRR可達(dá)到7.2%。當(dāng)前現(xiàn)貨市場可供2h儲能系統(tǒng)滿充滿放的套利空間相對有限，若價差或每日調(diào)用次數(shù)提高30%，IRR可達(dá)到6.5%。若租賃比例和價差同時改善可使IRR提升至9%。對于新能源電站投資方而言，租賃相較自建更有利于維持項目IRR。以共享的形式出租儲能資源，不僅可使儲能本身獲取較多收益，同樣有利于新能源電站的成本控制。根據(jù)我們的測算，假設(shè)光伏利用小時數(shù)為1500h，棄光率為2.5%，新建100MW光伏電站需按10%-2h配建或租賃儲能設(shè)施。光伏電站不配套儲能的IRR為6.89%，若只考慮儲能提供消納的功能，自建儲能將使項目IRR降低至5.63%，而以150元/kWh/年的價格租賃相應(yīng)容量的共享儲能可使IRR維持在6.11%。5.3儲能安全相關(guān)價值量提升全球范圍內(nèi)儲能火災(zāi)事故頻發(fā)。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2017年-2022年10月，全球范圍內(nèi)共發(fā)生59起以上儲能火災(zāi)事故。其中2021年以前事故主要集中在韓國，多數(shù)由三元鋰電池引發(fā)，因此減緩了后續(xù)韓國儲能裝機進程，并使得三元電池逐漸退出了儲能市場。2021年以后，中國、美國、歐洲、澳洲等儲能發(fā)展迅速的地區(qū)均發(fā)生了多起嚴(yán)重事故，造成大量損失。儲能安全領(lǐng)域新國標(biāo)或?qū)⒊雠_。國家標(biāo)準(zhǔn)《電化學(xué)儲能電站安全規(guī)程》、《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》完成公開征求意見，或?qū)⒃?023年正式發(fā)布。新的標(biāo)準(zhǔn)在主動安全、報警系統(tǒng)、探測器等方面的要求更加嚴(yán)格，比如強調(diào)了火災(zāi)報警系統(tǒng)、自動滅火系統(tǒng)與空調(diào)、監(jiān)控、排風(fēng)、探測等系統(tǒng)的聯(lián)動性；對自動報警系統(tǒng)、自動滅火系統(tǒng)提出更加具體的要求；強調(diào)事前預(yù)警的重要性等。儲能消防系統(tǒng)價值占比有望提升。據(jù)青鳥消防公告，目前儲能消防領(lǐng)域仍主要采用艙級方案，在整個儲能系統(tǒng)中的價值占比為1%-3%左右；隨著儲能安全領(lǐng)域相關(guān)政策、標(biāo)準(zhǔn)的逐漸落地，艙級方案配置的探測器種類和數(shù)量提升，氣體消防和細(xì)水霧消防協(xié)同配置，價值占比有望向3%-4%拓展；而隨著Pack級方案滲透率逐漸提升，預(yù)計價值占比5%-7%是有望落地的方案。儲能安全是系統(tǒng)性工程，更先進的消防設(shè)計往往與液冷系統(tǒng)相結(jié)合。液冷電池Pack普遍具備IP67等高防護等級，得以滿足簇級或者Pack級消防對于電池結(jié)構(gòu)密封要求的提升；液冷儲能系統(tǒng)普遍具備更高的集成度，采用非步入式結(jié)構(gòu)，電池機柜間可采用防火隔板進行隔離，減少相互影響；更重要的在于，液冷系統(tǒng)可降低電芯之間的溫差，使整個系統(tǒng)在適宜的溫度工作，從源頭上減少儲能系統(tǒng)發(fā)生熱失控的概率。當(dāng)前國內(nèi)儲能液冷滲透率較低，海外市場對液冷接受度較高。據(jù)GGII，2021年國內(nèi)儲能領(lǐng)域液冷溫控滲透率僅為12%，我們預(yù)計2025年有望迅速提升至60%。海外市場缺乏統(tǒng)計數(shù)據(jù)，但從全球系統(tǒng)集成龍頭Fluence的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)變化可以看出液冷滲透率快速提升的趨勢。Fluence在2020年以前的集成產(chǎn)品均為風(fēng)冷方案，2020年后推出的新一代產(chǎn)品中，光伏配儲和工商業(yè)儲能產(chǎn)品提供風(fēng)冷和液冷兩種選擇，電網(wǎng)級儲能產(chǎn)品僅提供液冷配置。液冷系統(tǒng)單位價值量顯著高于風(fēng)冷，不過在總成本中占比較低。整套液冷系統(tǒng)單位價值量約0.6億元/GWh，風(fēng)冷系統(tǒng)單位價值量約0.3億元/GWh。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2022年1-10月國內(nèi)儲能EPC項目中標(biāo)均價為1.99元/Wh，系統(tǒng)采購中標(biāo)均價為1.55元/Wh，因此儲能液冷系統(tǒng)成本僅占EPC的3.0%，系統(tǒng)采購成本的3.9%左右；風(fēng)冷系統(tǒng)成本僅占EPC的1.5%，系統(tǒng)采購成本的1.9%左右。下游對于溫控系統(tǒng)的價格敏感度相對較低。預(yù)計溫控及消防領(lǐng)域市場空間增速高于儲能行業(yè)本身。我們認(rèn)為，隨著全球范圍內(nèi)儲能裝機高速增長，中國系統(tǒng)集成商在海外市場市占率不斷提升，儲能溫控和消防供應(yīng)商有望通過對集成商的深入綁定進入海外市場，并有望通過拓展海外集成商客戶加快出海進程。隨著單位價值量的提高，溫控和消防行業(yè)可獲得高于儲能行業(yè)本身的市場空間增速。預(yù)計2026年儲能溫控行業(yè)市場空間有望達(dá)到171.5億元，2022-2026年CAGR為87.2%；預(yù)計2026年儲能消防行業(yè)市場空間有望達(dá)到125.8億元，2022-2026年CAGR為132.3%。5.4儲能新技術(shù)進入產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)化期儲能新技術(shù)大型項目頻繁涌現(xiàn)。2022年以來，鈉離子電池儲能60MWh項目完成EPC招標(biāo)，GWh級產(chǎn)線投產(chǎn)；全釩液流電池儲能400MWh項目并網(wǎng)發(fā)電，在建項目規(guī)模在1GWh以上；壓縮空氣儲能400MWh項目并網(wǎng)發(fā)電；重力儲能100MWh項目在建，通遼政府“十四五”期間提出2GWh規(guī)劃。大型項目的落地得益于各項技術(shù)降本增效成果顯著。鈉離子電池當(dāng)前成本與鋰電接近，近年來循環(huán)壽命的提升打開了其在儲能領(lǐng)域的應(yīng)用空間；全釩液流電池降本速度較快，當(dāng)前投運的大連示范項目一期造價約4750元/kWh，近期系統(tǒng)集采中標(biāo)均價僅3100元/kWh；壓縮空氣儲能采用人工儲氣罐的示范項目造價降至約2100元/kWh，系統(tǒng)效率有望逐漸提升至70%以上；重力儲能理論系統(tǒng)效率較高，隨規(guī)模效應(yīng)提升有望繼續(xù)降低成本。新技術(shù)經(jīng)濟性提升，產(chǎn)業(yè)化進程加速。根據(jù)上圖中的各項技術(shù)關(guān)鍵參數(shù)，在每年工作350天，每天充放1次的條件下，我們測算得壓縮空氣儲能的度電成本已有望優(yōu)于鋰電；鈉離子電池和重力儲能的度電成本已接近鋰電；全釩液流電池的初始投入和度電成本均最高，不過有望通過增加釩資源開采量、電堆設(shè)計優(yōu)化、質(zhì)子交換膜等關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化的方式降本。我們預(yù)計隨著大型示范項目的投運，各類新技術(shù)在2023年的產(chǎn)業(yè)化進程或?qū)⑻崴佟?氫能：頂層規(guī)劃明確長期方向，產(chǎn)業(yè)迎向上拐點6.1氫能政策密集出臺，產(chǎn)業(yè)發(fā)展迎拐點全國性政策：頂層規(guī)劃落地，方向目標(biāo)明確2022年3月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》，首個氫能國家級規(guī)劃出臺。氫能中長期發(fā)展規(guī)劃明確了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略定位，對我國氫能產(chǎn)業(yè)做出規(guī)劃和方向性指導(dǎo)：首先，氫能作為未來國家能源體系重要組成部分被明確定位，且能源屬性得到定性；其次，氫能是用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體，脫碳成為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動力之一；最后，氫能作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)未來有望被重點發(fā)展。地方性政策：“3+2”示范圈格局形成，各地規(guī)劃逐步落地伴隨氫能頂級規(guī)劃的落地，各地陸續(xù)出臺相關(guān)的氫能發(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃涉及到發(fā)展方向和重點、推廣規(guī)模、資金支持等多個方面，目標(biāo)更加明確，資金支持更加具有針對性，支持力度也進一步加大。2021年9月，首批燃料電池汽車示范城市群正式落地，分別由北京市、上海市和廣東省佛山市牽頭。2021年12月，河南、河北示范城市群也相繼獲批，5大城市群共涵蓋47座城市，初步形成了“3+2”格局。隨著燃料電池汽車的應(yīng)用推廣和加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)布局持續(xù)推進，將促進產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的規(guī)?；蜕虡I(yè)化落地。到2060年，氫能將占終端能源消費的20%根據(jù)權(quán)威機構(gòu)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，在2060年碳中和目標(biāo)下，到2030年，我國氫氣的年需求量將達(dá)到37