一、 核心要点：产业链库存周期 Q1 见底，需求端突破要考光氢

1.1、预计 2024Q1 去库周期结束，产业链价格及盈利见底有望形成催化

由于硅料供给具备一定刚性，因此硅料价格是表征行业景气度的重要指标。并且从历史上来看，光伏指数 走势与硅料价格具有高度关联性。 今年以来光伏指数明显跑输大盘，市场对光伏板块的核心担忧在于行业供给放量后，产业链盈利大幅下滑。 我们认为后续随着硅料价格及产业链盈利底部的逐步确认，板块指数也将随之企稳。因此短期来看，硅料价格 及产业链盈利底部的确认时点及位置至关重要。

临近年底，光伏产业链进入去库周期，硅料价格已进入新一轮下降通道，并且未来 2 个月硅片、电池、组 件开工率将保持在较低水位。我们预计今年底至明年春节前产业链将完成去库，并在明年 3 月开始逐步上调开 工率，硅料价格底部有望在今年底至明年初之间确认。对于硅料价格的底部位置，假设 Q1 平均单月组件排产在 45GW 左右，2.4g/W 硅耗下对应单月硅料需求量 10.8 万吨（年化 129.6 万吨），扣除海外料（年化 11 万吨产能），预计本轮硅料价格底部将在 5-6 万元/吨含税价 确认。

从盈利角度来看，当前一体化时点盈利已接近历史底部区域，进一步向下空间不大，但企业报表端盈利我 们认为可能会在 2024 年的 Q1 基本确认。原因一方面在于今年下半年组件端仍有部分高价单确收影响，2024 年 Q1 将开始逐步确认今年下半年签订的订单，组件企业收入口径单价有望见底。另一方面，Q1 淡季企业开工 率在全年维度下偏低，制造成本偏高。 而当前板块估值已降至历史较低水位，盈利下行预期已大部分反映在当前股价中。我们认为后续硅料价格 及企业盈利见底之后，板块有望迎来阶段性反弹。

1.2、中长期β需要一轮需求的非线性增长，寄希望于光储和光氢平价

复盘硅料供给增速、新增装机增速、硅料均价三者走势关系，可以发现在行业景气度回落导致硅料供给增 速下降甚至整体供给出现收缩后，一旦行业需求进入一轮非线性增长，那么硅料价格及行业整体景气度都将随 之提升。

例如： 1）2012-2014 年：2012 年双反导致需求下滑，但硅料供给仍然保持增长导致硅料价格大幅下滑。2013 年开 始国内光伏补贴落地，需求端出现非线性增长，然而硅料供给增速仍处于低位，导致 2013-2014 年硅料价格及 行业景气度快速提升。 2）2015-2017 年：国内分布式需求爆发，需求增速持续大于硅料供给增速，硅料价格稳步回升。 3）2020-2022 年：2018-2019 年行业需求增速保持低位，导致硅料产能在 2019-2020 年逐步出清。而从 2020 年开始，光伏行业需求受平价上网及碳中和因素驱动出现非线性增长，从而推动硅料价格大幅上涨。

目前光伏行业正处于需求增速放缓，同时供给加速放量的阶段，随着行业竞争逐步加剧，产业链扩产意愿 将明显下降，且部分高成本产能将逐步出清，产能周期将随之见底。之后随着某些因素出现，导致行业需求再 次出现非线性增长，此时行业景气度则又会进入新一轮上行周期。

1.3、光储、光氢平价有望成为下一轮需求爆发的关键节点

本轮 2020-2022 年光伏需求爆发的核心驱动力，一方面在于光伏持续降本后 LCOE 低于火电，实现平价上 网；另一方面则是受到全球“碳中和”的驱动。目前，风电、光伏在全球新增发电装机中占比达到 80%以上， 已经基本完成在新增装机中对于传统能源的替代。 我们认为下一轮需求的爆发式增长，核心是看光伏对于存量传统能源的替代。而对存量传统能源进行替代， 光伏核心需要解决的问题在于消纳以及电网稳定性等问题，边界条件我们认为是光储平价或者光氢平价。 光伏配储：光+储度电成本已显著低于煤电 目前绝大多数省份均提出了新能源配储的要求，根据各省实际情况的不同，配储比例在 10%-20%（功率配 比）×2h-4h（时长）不等，大多为 15%-20%×2h。

今年以来随着组件和储能系统价格的下降，光伏+储能经济性日益凸显。在 15%×2h 储能配比下，以当前 的光伏和储能 EPC 成本计算，即使不考虑储能创造的额外收益，储能单纯作为成本项，光伏配储项目的资本金 IRR 高达 9.07%，显著高于社会融资成本，具备较好的经济性，可以认为目前已经实现了光储平价。

若与火电进行比较，需要比较新能源与火电的 LCOE（平准化度电成本）。此处以华电国际为例进行计算， 根据公司三季报，今年 1-9 月份上网电量 1617.96 亿 kWh，其中煤电 1414.72 亿 kWh，气电 133.52 亿 kWh、水 电 69.72 亿 kWh，火电占比 95.7%（其中煤电占火电的 91.4%），可以用公司 1-3 季度整体度电成本来近似计算 火电度电成本。公司前三季度 844.47 亿元，折算平均度电成本为 0.52 元/kWh。根据我们的计算，目前光伏配 储的 25 年 LCOE 约为 0.229 元/kWh。由此可见，目前光伏配储度电成本远低于火电的度电成本，可以认为已经 实现了光储平价。

考虑未来情景，分别设置配储比例分别为 15%×2h、20%×2h、15%×4h，分别模拟近、中、远期的配储 比例，平均上网电价分别为 0.29 元、0.26 元、0.25 元/kWh。三种场景下资本金内部收益率分别为 9.07%、5.22%、 5.35%，也高于贷款利率（3.5%）2pct 左右，项目具备经济性。若从度电成本考虑，三种场景下光伏配储的 25 年 LCOE 分别为 0.229、0.234、0.227 元/kWh，不仅显著低于当前华电国际的平均度电成本（0.522 元/kWh）， 也低于目前煤电基准价最低的新疆地区（0.2500 元/kWh）。因此三种场景下可以认为均实现了光储平价。

光伏制氢：2024 年地区性补贴下已实现区域性平价，完全平价预计在 2026-2027 年

当前绿氢成本在既定目标运行状态下，即电价成本 0.2 元/kWh、电耗 4.7kWh/Nm3、制氢设备及电源成本 900 万的情况下，并网型项目的绿氢成本位于 14.9 元/kg 水平，相比于煤制氢平价存在 4.9 元/kg 的差距。 绿氢的制备成本由电费、设备折旧、人工运维、原料成本等部分组成，其中，电耗成本和折旧占比最大。 对于碱性电解水制氢成本，电费占比 70.18%，设备折旧占比 14.04%；对于 PEM 电解水制氢系统，由于现阶段 设备成本是碱性的 3-4 倍，导致设备折旧占比 17.18%，较碱性有所提升，电费占比最大，为 62.97%。因此，绿 氢制备的降本的核心因素为电费及折旧。

结合绿氢设备产业链的迭代速度及风光发电的成本曲线，有望实现光氢平价的组合为：电价 0.14 元 /kWh、综合电耗 4.2kWh/Nm3、制氢设备成本 564 万元/5MW，推演彼时绿氢成本位于 10 元/kg，这个节 点有望在 2026-2027 年实现。国内在地区性绿氢补贴政策下实现与煤制氢平价，内蒙古鄂尔多斯及新疆克 拉玛依地区绿氢项目建设动力充足。现阶段局部风光优势地区（绿电成本 0.15-0.2 元/kWh)，并网型制氢成本约为 14.03 元/kg，鄂尔多斯今年 8 月发布地区性补贴政策，23/24/25 年分别补贴 4、3、2 元/kg，推 动绿氢成本进入 8-12 元/kg 成本区间。

二、 光伏：把握行业格局及新技术变化，看好 TOPCon 产业链

2.1、2024 年行业供给依然较为充足，龙头市占率有望提升

需求层面来看，2024 年中国市场需求预计同比略增，海外市场一方面电价已基本见底，另一方面美联储加 息周期有望结束，海外光伏电站资本金 IRR 有望提升。我们判断 2024 年全球光伏需求同比有望增长 15%-20%。预计 2024 年组件需求约为 600GW 左右，除高纯石英砂进口内层砂以外，预计其他环节供应均比较充足。 在 24 年全球装机需求 449GW 的假设下，我们预计对应组件需求约为 600GW 左右。据我们统计，2024 年硅料、 硅片、电池、组件有效产能供需比分别为 1.49/1.32/1.23/1.34，胶膜、玻璃、热场等供给也较为充足，TOPCon 电池、高纯石英砂供给相对紧缺。

目前市场对光伏板块中期维度的担忧，主要在于需求增速放缓的趋势下，供给加速放量，从而导致行业整 体盈利中枢下移。 从历史上来看，在行业需求及供给保持通向增长的情况下（例如 2015-2016 年），即使行业竞争加剧，产业 链盈利仍然能够保持在一定合理范围。但如果需求同比持平或者下降，参考 2011-2012 年“双反”以及 2018 年 “531”新政后行业变化，光伏企业盈利能力会出现大幅下降，但此时行业格局则会加速出清。

展望 2024 年，我们认为需求端仍然能够维持 15%-20%增长。但在行业整体供大于求的背景下，后续产业 链价格及盈利走势我们认为会呈现“L 型”底部，同时伴随着库存周期波动带来的部分时段某些环节盈利的提 升，但整体盈利、价格水平我们判断将持续处于历史较低分位。而在行业盈利较差的阶段，具备技术、成本等 优势的企业市占率往往能够快速提升。预计 24 年资本市场融资收紧，地方政府财政情况紧张，补贴力度下降，行业扩产有望放缓。2023 年 8 月， 证监会要求阶段性收紧 IPO 及再融资节奏，并且之后已有部分企业 IPO、定增终止。

光伏主材作为重资产行业，投资所需资金规模较大。而行业新玩家以及未上市企业在手现金较少，资产负 债率较高，成本控制能力不如头部企业，后续扩产受限明显，行业供给增速将随之下降。在此背景下，头部企 业自我造血能力更强，在手资金充足，市占率有望提升。辅材方面，龙头集中度将持续提升，主要系：（1）行业龙头成本优势显著，行业需求较弱时通常可以通过 降价以维持或提升市占率，其中胶膜环节最为典型：2023Q2 硅料价格快速下行，组件排产下调导致胶膜库存去 化+价格下降，二线胶膜厂商由于成本高于现货价格从 6 月开始陆续停止接单，只有行业龙头还在持续出货，因 此 Q2 市占率显著提升。

（2）行业龙头在手现金相对充足，有能力持续扩产、增加经营规模。辅材营运资金占用较大（现金采购原 材料+1-3 个月账期、3-6 个月票据），而当前 IPO、定增、可转债等融资渠道收紧，债务融资则会增加财务费用、 提升资产负债率，只有行业龙头在手现金相对充足，有能力持续扩产、增加经营规模。

2.2、预计 24 年硅料价格中枢含税 5.5-6.5 万元/吨

2024 年硅料出清对应的现金成本约为 5 万元/吨（不含税），因此预计 2024 年硅料底部不含税价格在 5-6 万 元/吨。即使只考虑头部厂商扩产，预计 2024 年供应也十分充足。2024 年预计通威、大全、新特、协鑫颗粒硅 产量分别为 60、35、29、37 万吨，合计 161 万吨，其他厂商预计假设产量环比微增至 63 万吨（2023 年预计 57万吨左右），预计 2024 年产量也将来到 224 万吨（按照 2.5g/W 硅耗对应 896GW）。  预计 2024 年硅料总参量约为 224 万吨，其中海外 OCI、Hemlock、瓦克硅料产量合计为 11.1 万吨；  预计 2023 年组件产量约为 670GW，按照 2.5g/W 硅耗，对应硅料需求约为 167.5 万吨，考虑海外硅料优先 出清，留给国内硅料的需求约为 156.4 万吨，对应硅料出清的现金成本约为 5 万元/吨。

合理投资回收期下一体化合理利润 5-6 分，头部企业预计有部分超额利润。我们对光伏主材环节做出以下 假设：  硅片、组件技术进步空间较小，设备投资相对安全，假设 5 年时间收回设备现金，对应稳态下行业每 年现金流入为 4 分、1.2 分，扣除折旧后合理单瓦盈利分别为 2 分、0.6 分。因为低于这一盈利后，行 业扩产意愿将显著下降。  电池环节仍然处于技术快速迭代期，假设 3 年时间收回设备现金，否则 3 年后将面临较大的设备淘汰 风险，估算稳态下电池合理单瓦现金流入为 5.4 分，扣除折旧后单瓦盈利 2.7 分。 以上述假设作为基础，我们预计行业合理一体化盈利在 5-6 分/W。头部组件厂商在品牌渠道优势加持下， 售价、成本方面相比行业二三线玩家具有一定优势，因此预估合理单瓦净利在 7-9 分/W。

辅材合理单位利润：绝大部分辅材环节当前盈利水平均低于或接近合理利润水平，其中：碳碳热场、胶膜、 玻璃已经低于合理利润，硅料、焊带接近合理利润，仅银浆、金刚线高于合理利润。我们设定合理利润的定义： 假设 5 年能够收回初始资本开支的单位盈利水平为合理单位盈利，胶膜、焊带、银浆、金刚线等“轻资产、重 运营”环节的运营资金成本在单位净利中已体现因此不作单独分析。

低于合理利润的环节：碳碳热场、胶膜、玻璃 （1）碳碳热场：参考金博股份，每 1000 吨热场资本开支约为 12 亿元，按照 5 年收回投资，对应碳碳热场 合理单位净利约为 24 万元/吨，但根据我们的测算结果，2023Q3 金博、天宜上佳热场单吨净利分别为 0.3、3 万 元每吨（金博系受到电费补贴结算季度间波动影响），显著低于合理利润； （2）胶膜：参考福斯特、海优，每 1 亿平胶膜资本开支约为 2 亿元，按照 5 年收回投资，对应胶膜单位净 利约为 0.4 元/平方米，但根据我们的测算结果，2023 年以来，除行业龙头福斯特基于成本优势能够将单平净利 维持在 0.7-0.9 元/平方米以外，二线厂商基本处于盈亏平衡或亏损状态，显著低于合理利润； （3）玻璃：参考信义、福莱特，每 1000t/d 玻璃资本开支约为 9 亿元，按照 5 年收回投资，对应 3.2、2.0mm 玻璃合理净利分别为 3.9、2.5 元/平方米，而根据我们的测算结果，Q3 行业龙头福莱特综合单平净利为 2.8 元/ 平方米，接近合理利润水平，二线厂基本在该水平之下，且部分厂商已经出现亏损，低于合理利润；

接近合理利润的环节：硅料、焊带 （1）硅料：参考通威、大全能源，每万吨硅料资本开支约为 5-8 亿元，按照 5 年收回投资，对应硅料合理 单位净利约为 1-1.6 万元/吨，根据我们的测算结果，2023Q3 通威接近 2 万元/吨，大全为 0.6 万元/吨，协鑫颗粒 硅约为 1.2 万元/吨，接近合理利润； （2）焊带：参考宇邦，每万吨焊带资本开支约为 2 亿元，按照 5 年收回投资，对应焊带合理单位净利约为 4 元/kg，根据我们的测算结果，2023Q3 宇邦、同享焊带单位净利分别约为 4.5、4.3 元/kg，接近合理利润；

高于合理利润的环节：银浆、金刚线 （1）银浆：参考聚合，每 1000 吨银浆资本开支约为 1.6 亿元，按照 5 年收回投资，对应银浆合理单位净 利约为 32 元/kg，根据我们的测算结果，尽管个别二线厂商 PERC 银浆单位净利已经在 30-40 元/kg，接近合理 利润，但聚合、帝科 2023Q3 银浆单吨净利接近 300 元/kg，显著高于合理利润水平，我们判断主要系目前掌握 N 型银浆技术的厂商较少，因此 N 型银浆尚有溢价。 （2）金刚线：参考美畅，每万公里金刚线资本开支约为 10 万元，按照 5 年收回投资，对应金刚线合理单 位盈利在 2 元/公里，根据我们的测算结果，美畅 Q3 金刚线单位净利为 14.5 元/公里，且二线厂商毛利率也尚处 于较高水平，高于合理利润，我们判断主要原因系：1）行业龙头市占率较高（50%左右），对行业价格有一定 掌控能力；2）金刚线在硅片中成本占比较小但可靠性要求较高，客户对成本不敏感。考虑当前进入金刚线环节 的厂商快速增加，行业产能快速释放，我们预计金刚线行业竞争也将加剧，单位盈利将逐步下行。

2.3、电池技术路线核心关注 TOPCon 提效进展

光伏电池环节在产业链中技术进步空间依然较大，是未来光伏板块中机会最多的方向。去年以来行业大规 模扩产 TOPCon，TOPCon 正逐步成为行业主流的电池技术路线。同时也有部分企业选择扩产 BC、HJT，并且 头部企业在技术路线选择上也具有一定分歧。 TOPCon 扩产面临多方面瓶颈，行业供给释放速度明显低于预期。按目前各企业产能规划进行估算（实际 投产可能与规划有一定差距），2023-2024 年行业 TOPCon 供给分别为 140、490GW 左右。但从今年 TOPCon 的 实际爬坡情况来看，由于 TOPCon 生产流程较长，不同工艺段之间需要进行有效搭配，涉及 know-how 较多， 部分企业技术积累不足，导致爬产进度明显低于预期。

BC 电池方面，隆基、爱旭此前已有部分 BC 产能投产，并且未来将仍以 BC 作为主要的电池技术方向。 隆基西咸33GW HPBC产能预计2023年下半年实现大批量出货。铜川12GW HPBC Pro电池产能预计于2024 年 11 月开始逐步投产，24 年 BC 出货有望超 30GW。另外公司还储备有西安 50GW、西咸 2*12GW 电池项目， 后续也将大概率走 BC 技术路线。 爱旭 ABC 已大规模量产， 珠海 ABC 6.5GW 电池产能已实现满产，目前爱旭珠海 10GW ABC 良率 93%， 产能仍在爬坡中，预计年底 ABC 电池+组件产能将达到 25GW，今年出货 2-3GW，明年达到 20GW 左右。HJT 扩产则主要是以华晟、东方日升以及部分行业新玩家为主，目前头部电池、组件企业在 HJT 方面仍以 中试为主。

TOPCon仍然具备较大技术升级空间，头部企业年底量产效率有望达到 25.8%以上，明年导入双面 poly后， 量产效率有望达到 26.5%以上，对应组件功率将达到 605-615W。 HJT 对比 TOPCon，目前两者头部企业组件功率（相同版型下）差距不大。2024 年 HJT 主要提效手段在电 镀铜+双面微晶全面导入，介时电池效率有望达到 26%以上，72 片 182 版型组件功率 600W 以上，与双面钝化 TOPCon 保持一致，但明显高于单面 TOPCon。

BC 电池对比 TOPCon，其优势主要是在于正面无栅线遮挡，短路电流较高，因此正面发电功率能够做到较 高水平。但在双面率上，由于 BC 的钝化及金属化结构均位于电池背面，因此双面率明显低于其他电池。假设 TOPCon 组件双面率 85%，BC 组件双面率 50%，地面反射增益 10%，那么 BC 组件的综合输出功率将高于单面 钝化的 TOPCon 组件。但如果对比双面钝化 TOPCon，BC 组件综合输出功率仍处于劣势。

因此从组件功率上来看，BC、HJT 相对 TOPCon 是否在 24 年会表现出产品代际上的领先，我们认为核心 在于 TOPCon 自身的提效进展。如果 TOPCon 能够顺利将量产效率提升至 26.5%，那么 TOPCon 与 HJT、BC 在产品力上依然没有明显区别。但如果 TOPCon 提效进展低于预期，那么 HJT、BC 则有望在产品力上明显领先 TOPCon。 而从成本对比来看，目前 TOPCon 相比 PERC 一体化成本仅高出 2 分，明年通过进一步提效以及 0BB 等工 艺平台导入，成本有望低于 PERC 组件。而 HJT、BC 成本对比 TOPCon 目前有一定劣势，且明年两项技术成本 仍然高于 TOPCon。因此我们认为，2024 年行业对于电池技术路线的选择，核心在于 TOPCon 自身的提效进展。

2.4、看好电池技术迭代中弹性较大的设备及材料方向

在 TOPCon 技术快速迭代的过程中，会伴随着部分设备以及材料单 GW 价值量或者盈利能力的提升，我们 认为串焊机、激光、焊带等环节弹性较大。

TOPCon 升级方向一：TBC

TBC 电池在普通 IBC 电池结构的基础上叠加 TOPCon 的钝化结构，在保留 IBC 正面高电流优点的同时可以 进一步提高电池开路电压，从而提升电池转换效率。TBC 电池在隧穿层和 poly 层制备时有部分工序与 TOPCon 电池兼容。从工艺流程来看，TBC 相比其主要差异体现在如何实现背面的局域掺杂，以及背面金属电极的制作，相比 TOPCon 主要增加激光开槽、磷掺杂等工序。

TOPCon 升级方向二：0BB

OBB 有望在 2024 年大规模导入市场，催生串焊机迭代需求。与 SMBB 技术相比,0BB 的优势在于：1）降 低银耗（降低 10-20%银耗）；2）增强导电性；3）低温封装工艺可承载更薄硅片。且 0BB 与以往的 MBB、SMBB 不同，组件封装环节采用低温工艺，而传统串焊机是用红外加热焊接或是激光焊接。

2025 年 0BB 串焊机市场空间有望达百亿以上。我们假设 TOPCon 新增产能中 2024、2025 年 0BB 渗透率分 别为 40%、90%，HJT 新增产能中 2024、2025 年 0BB 渗透率分别为 80%、95%。同时考虑 2025 年可能会有部 分 SMBB 串焊机更换为 0BB 设备，假设存量的 TOPCon、HJT 产能中 50%在 2025 年完成改造，对应产能规模 大约为 400GW，则 2025 年 0BB 串焊机市场空间有望达到 120.37 亿元。

0BB 需要采用线径更细（20μm）的低温焊带，工艺难度更高，盈利能力相比 SMBB 所使用的高温焊带更 强（参考 SMBB 相较于 MBB 毛利率增厚 3-5 个 pct）。而目前组件焊带单 GW 用量已降至较低水平，行业在由 SMBB 切换至 0BB 的过程中，为了保证导电性，预计用量也基本不会有太大变化。 假设 2023-2025 年 0BB 在所有组件出货中的占比分别为 5%、20%、60%，毛利率相比 SMBB 提高 4 个 pct。 那么随着 0BB 占比的不断提升，2025 年焊带环节整体毛利额空间有望达到 30.8 亿元，2022-2025 年年均复合增 速 44%。

TOPCon 升级方向三：双面 poly

目前量产的 TOPCon 电池结构背面采用隧穿层+poly 层钝化结构，可允许多子电子隧穿而阻挡少子空穴透过， 从而使电子和空穴分离，减少少数载流子复合的同时提升开路电压。TOPCon 电池目前的主要效率缺口来自前 表面，前表面仅由 Al2O3 层钝化，使用烧穿型浆料，仍存在金属-硅基体直接接触，导致正面复合损失较大。 因此在 TOPCon 电池的正面同样做隧穿层+poly 结构，有助于降低正面复合速率，从而进一步提升开路电压、提高效率。 双面 poly 核心难点在于正面 poly 的厚度需要控制非常精准，如果过厚会导致正面光照入射强度下降，影 响短路电流，如果过薄则会导致金属化过程中少穿 poly层，破坏电池钝化结构。因此，采用局部钝化的 poly-finger 路线可能是未来解决这一问题的核心手段。

相比单面钝化 TOPCon，poly-finger 在生产过程中主要增加了镀膜、湿法、激光等设备，对应设备价值量 有所提升。

2.5、投资建议：关注报表端见底时点，重点看好 TOPCon 产业链

从板块整体来看，目前市场对光伏的核心担忧在于 2024 年需求增速放缓后，产业链盈利中枢下降。短期行 业进入年底去库存阶段，产业链价格已进入新一轮下行通道，且各环节盈利水平目前已接近历史底部分位。但 具体到上市公司财务报表上，Q3 组件端仍存在一定期货单因素影响，售价相比目前新签单价格仍有一定差距， 因此报表端单瓦盈利水平我们预计将在 2024 年上半年逐步确认底部，而当前市场对这一趋势的预期已充分反映 在股价中，届时板块或将迎来一定估值修复机会。

中期来看，融资收紧背景下行业龙头将依靠成本、技术、渠道优势不断提升市占率，重点关注行业格局演 变。从今年三季报来看，在 TOPCon 电池技术上布局更为领先的电池组件企业在市占率、盈利能力上确定性更 强。2024 年，在 TOPCon 技术不断升级迭代的过程中，头部企业依然有望保持相对优势，从而带来市占率的不 断提升。

三、 储能：静待需求恢复

3.1、行情复盘：基本面决定各阶段股价表现

2021 年以来储能指数可以分为三个阶段，第一个阶段国家开始出台储能支持政策，由此开启了一轮储能指 数的快速上涨。第二个阶段从 2022 年年初持续到 2022 年 9 月份，这一阶段的核心矛盾是上游原材料涨价与下 游需求的博弈，俄乌战争显著刺激了光储产品需求，产品价格上涨、成本传导顺利，股价在下跌后再创新高。 第三阶段从 2022 年 9 月份至今，主要矛盾是产能过剩、海外需求不振，导致量利齐跌，同时较高的装机基数也 影响了明年的预期，导致股价持续下跌。

3.2、基本面回溯：上游降价导致产能过剩，需求不振损失毛利净利

今年以来锂价显著下降导致电池、集成、户储等环节产能过剩，价格下降，毛利、净利出现损失。分产业 链来看，户储电池量、利下滑最为显著；户储逆变器 Q2 开始明显缩量，但截至 Q3 毛利率尚可维持；大储 PCS 量增趋势明显，价格虽有下降但盈利能力较为稳定；国内集成受降价影响订单多不及预期，海外集成市场凭借 高进入壁垒，盈利能力较强。

储能电池：户储量利下滑最为明显

今年电池价格受锂价影响下降显著，由于电池多以毛利率定价，价格下降对其单位净利影响显著。从今年 Q2 起，户储电池出货受海外库存积压影响大幅下降，产能利用率低提高了单位产量的折旧摊销，对电池单位盈 利更加不利。

户储逆变器：库存问题影响出货量，下半年降价预计影响毛利率

2022 年海外户储需求爆发，储能逆变器快速放量；伴随着渠道商及 IGBT 产能短缺的恐慌，经销商于 22H1、 23Q1 大规模囤货，需求增速短期回落导致渠道库存居高不下，大幅影响了 23Q2~Q4 出货。目前，渠道库存仍 处于去化之中。面向欧洲的户储企业出货承压，尤其 Q2、Q3 表现明显，目前部分上市公司反馈 Q4 出货有所回 升。盈利能力方面，截至 Q3 户储逆变器仍维持较高的毛利率水平，其中可能有美元汇率提升的作用。不过自 Q2 开始，户储逆变器企业的净利率多有下降，主要是由于出货下降带来的费用摊销比例升高等原因。

大储 PCS：虽有降价，但随国内装机增长量增利稳

从各季度来看，Q1 大储 PCS 虽有一定降价，但随着 Q2 国内并网装机量超过 12GWh，各 PCS 厂商放量明 显，同时价格、毛利保持稳定。Q3 各 PCS 公司出货环比基本持平，部分有一定增长，同时价格亦保持稳定。 预计 Q4 为国内储能并网高峰，出货有望超过历史各季度。目前产业链反馈来看，交付旺盛，同时价格、毛利 仍保持稳定，通过单机大型化和采用国产单管 IGBT，加上放量摊薄边际成本，PCS 降本速率快于降价速率，甚 至 Q3 部分公司毛利率有所提高。

集成：国内集成尚未放量，订单多不达预期，海外集成出货目标有所下调

储能集成中标价持续下降，9、10 月份中标单价已来到 0.9X 元/Wh 量级，相比去年 8 月份下降幅度超过 0.5 元/Wh，目前 11 月份系统中标价甚至出现 0.7X 元/Wh 中标的记录。中标价显著下降，导致单 Wh 毛利、净利降 低，集成商接单意愿降低。从各公司定期报告来看，新签订单进度普遍落后于年度订单目标。海外集成方面，美国储能运营经济性好，市场进入壁垒、产品溢价较高。储能 Q3 阳光电源储能确收达 51 亿，毛利达到 36%，环比持续提升，预计包含前期锁价订单交付、美元汇率上涨等原因导致。但今年总体来看， 美国并网阻塞影响了装机进度，出海集成类公司也出现了交付未达到既定目标的情况，但盈利能力仍较好。

3.3、储能投资策略：国内市场寻找格局较好的环节、海外市场明年贡献弹性

中国：招标旺盛需求保持乐观、PCS 环节格局较好 （1）装机数据亮眼，招标持续高增，需求无疑问。根据 CNESA 统计，2022 年国内新型储能新增装机 7.3GW/15.9GWh。今年上半年，国内新增投运量达 8.0GW/16.7GWh，已超过去年全年水平；Q3 新增投运 3.8GW/7.6GWh，装机量持续高增。由于国内大量新能源、 储能项目有 1231 并网节点要求，因此 Q4 装机预计将超过 Q3，预计全年新型储能新增装机在 35GWh 左右，同 比增速超过 100%，装机保持高增。

项目储备方面，国内招标保持旺盛，根据我们的统计，Q3 总招标量为 48.5GWh（包含储能 EPC 和储能系 统招标），10 月份、11 月份分别招标 10.67、11.17GWh。截至目前，全年招标量已达到 125GWh，其中储能 EPC 40.2GWh，储能系统 84.6GWh，招标旺盛，明年项目储备充足。同时，国内强制配储比例、时长要求越来越高， 并向分布式光伏延伸；调峰补偿、容量电价等收益模式蓄势待发，储能经济性得以提升，有望给储能产业带来 更多盈利空间。 我们预计国内新增新型储能装机将保持 50%以上增速，有望超过 50GWh。

（2）中标价不断下降，集成订单向头部公司集中，预计二三线公司份额将下降 目前储能系统中标单价已在 0.7X 元/Wh 量级，储能 EPC 中标单价也来到 1.1 元/Wh 左右，相比年初降幅达 到 50%。近期广东能源集团新疆有限公司 0.25C 储能系统设备采购中，中车株洲所以 0.638 元/Wh 的单价创下 年内新低。集成订单不断向头部集中，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2023 年 1-6 月份国内储能中标 容量前三名分别为中车株洲所、阳光电源、比亚迪。据第三方统计，截至 11 月上旬，中车株洲所中标量已超过 8.3GWh，居全国第一。预计国内储能集成行业集中度将不断提升，具备技术、项目资源、资金成本优势的国央企集成商将保持优 势，而规模较小，或初涉储能集成行业的公司面临巨大的竞争压力。

（3）PCS 量增利稳，格局较为稳定，是投资国内储能产业链优先选择的方向 PCS 技术门槛较高，技术来源与光伏逆变器类似，经过一轮轮行业出清，目前头部 PCS 企业剩下 10 家左 右，且格局较为稳定。业主对 PCS 投标方业绩要求不断提高，以新源智储 2023 年第一次框架采购招标为例，对升压变流舱成套 设备制造商的要求是，投标人近 5 年内应具有至少 1 个项目规模 20MW 以上升压变流系统集成供货业绩，其中 所选用储能变流器厂家应具备至少总规模 100MW 供货业绩。

从中标价格来看，集中式储能变流器中标价格在 0.08-0.12 元/W 之间，变流升压一体舱中标价格在 0.26-0.32 元/W 之间，根据产业链反馈，这一价格与年初相比变化不大，中标价格稳定。 从技术迭代方面看，PCS 技术迭代较快，目前集中式逆变器功率段普遍已做到 3.45MW，单机大型化促进 降本。组串式 PCS 应用范围逐渐延伸到工商业储能、大型储能领域，相比集中式 PCS 具备更低的度电成本，并 有一定溢价。构网型储能渐成趋势，在西藏等电网薄弱地区成为标配，西北电网明确构网型储能可获得转动惯量辅助服务补偿。上述变化都提升了储能 PCS 的技术要求，并有望使 PCS 厂家降本或获得溢价。

美国：降息预期+并网疏导提升明年装机预期，较高的进入门槛有望获得超额利润

根据美国能源信息署（EIA）统计，美国 8 月、9 月、10 月分别新增表前装机 485.6MW、592.5MW、180.9MW。 相比 6、7 月份处于低位。具体来看，项目延期仍然较为严重，各月实际装机均未达到当月规划装机。美国储能收益水平与利率水平息息相关，通常美国地面光储项目贷款比例约 40%，利率执行 SOFR+300bps 左右。2020 年、2021 年接近两年时间，美国 SOFR 几乎为零利率，而目前美国 SOFR 已经在 5%以上，客观上 对光伏、储能等长久期资产需求起到了一定压制作用。

2023 年 7 月，FERC（美国联邦能源管理委员会）的并网新规定草案获得通过，草案改进了并网流程，有 望缩短并网排队时间，预计将对并网排队情况起到疏导缓解作用，加快光伏、储能项目的投运。 政策方面，根据中美领导人发表的“阳光之乡”宣言，落实了巴黎协定的 1.5℃目标，预计美国光伏、储能 需求将保持增长。目前美国已停止加息，并形成明年降息的预期，预计将提升光储项目收益率，提振市场信心。

根据 Wood Mackenzie 预测，明年美国储能新增装机增幅在 50%-60%。我们预计明年美国储能新增装机 30GWh 以上，对需求保持乐观。 美国储能市场壁垒较高，产品均要求通过 UL 认证，认证时间在一年以上，同时美国市场光储产品单价普 遍是国内 1.5-2 倍以上，以储能 PCS 为例，单价可高达 0.4 元/W 以上，毛利率 40%-50%，高溢价带来高毛利。 此外，IRA 框架下的补贴对储能产品的产地等均提出了本土化要求，这意味着只有能够在美国建设产能或具备 较强成本优势的头部厂商能够取得竞争优势。

欧洲：政策鼓励力度大，仍看好终端需求，随库存下降明年产业有望复苏

根据 EESA 统计，2023 前三季度全球户储装机达到 13.3GWh，欧洲户用储能市场新增占比 71%，欧洲已成 为户储的主要市场。复盘来看，欧洲户储爆发的主要原因包括：（1）电价暴涨情况下，德、意、英、奥等国家 净计费电价模式使得户储经济性明显提升，按照 2022 年最高电价，户储投资回报期可缩短至 3 年；（2）大额补 贴政策，包括：免增值税和所得税、资金直接补贴、降低融资利率等；（3）分时电价等。而当前欧洲居民电价、 欧洲及其他地区补贴政策出现一定变化。

（1）天然气价回升、居民电价仍较高：现货价格受巴以冲突等短期波动较大，居民电价虽有回落但仍高于 战前，户用光储经济性仍较好。 1）经历 2022 年的暴涨后，ICE 荷兰 TTF 天然气价格已逐步回落；近月因巴以冲突等问题，天然气出现短 期上涨，预计在冬季供暖需求下，近期天然气仍将维持在较高位置。同时冬季因电力负荷的升高（供暖等需求 提升），天然气发电机组重新取得边际机组地位，即现货电价与天然气价高度挂钩。 2）根据 HEPI，23 年 8 月德国/意大利/英国的首都居民电价分别为 38.47/39.28/43.01 欧分/kWh。以德国为 例，当电价在 30 欧分/kWh 时，光储系统投资回收期为 5.4 年。目前的居民电价仍高于俄乌战争前，且经济性 仍然良好。

（2）补贴政策：从欧美各国/地区户储相关政策来看，2023 年以来户储行业相关的积极政策变化包括：1） 德国：所得税抵免、增值税免税流程简化政策于 2023 年生效；德国听证会通过 Solarpaket I 草案；德国 KFW 银 行推出光储充一体补贴；2）奥地利：2024 年起启动光伏和储能系统退税计划；3）荷兰：户用光伏系统的增值税（VAT）从 21%降至 0%，但户用光伏采用净计量电价政策可持续到 2030 年；4）美国：IRA 税收抵免政策， 以及本土制造等条件下的额外抵免；加州 NEM3.0 电价政策。 意大利则由于 superbonus 110%抵免比例将于 2024、2025 年逐步退坡至 70%、65%，补贴政策趋于缓和。

（3）需求同比仍维持高增：有利政策下，欧洲主要国家户储装机仍保持增长，2023 年德国 2023Q1、Q2、 Q3 新增装机分别为 1014、970、1174MWh，同比+165%、+119%、+111%，环比+117%、-4%、+21%，上半年 德国户储装机已完成去年全年装机量。2023 年 10 月新增装机 352MWh，同比+93%仍保持高增。意大利 23Q1、 Q2 新增容量 1089、914MWh，同比+313%、+155%，环比+26%、-16%。（4）去库仍需一段时间：阳光电源、锦浪科技、禾迈股份存货周转天数环比有所提升，昱能科技则环比大 幅提升，预计仍需时间消化库存。预计 Q4 户储仍处于去库过程中，展望至 24H1 有望观察到库存消化至正常水 平。微逆则因为库存较高、市场需求增速有所减弱，去化时间将更长。

四、 氢能：上游制氢环节增速韧性高，关注二线标的份额提升

4.1、2023 年回顾：氢能板块从上游制氢环节启动，股价跟随需求释放节奏

氢能板块中上游绿氢环节再 2023 年首次被资本市场关注，成为氢能产业链中预期差最强环节：伴随龙头企 业 22 年率先走出示范项目的验证，23 绿氢制备环节从设备端年迎来放量元年。根据不完全统计。2023 年绿氢 项目电解槽订单量（项目招中标口径）已达到 902.55MW，超 22 年全年 722MW（含非绿氢的传统工业领域出 货）出货，叠加 23 年部分海外贴牌及传统应用（氯碱等工业领域）预计订单量在 1-1.5GW，低于全年订单预期 1.5-2GW。

制氢端的释放节奏集中在 23H1，以碱性路线为主。2023 年预计新增订单量中，23H1 占 88.98%。从 技术路线来看，23 年电解槽订单覆盖 ALK、PEM、AEM、SOEC 电解槽技术四大技术路线，碱性技术路线占 比 81.88%，由于其成本优势在客户需求中占主导。

23M10 燃料电池车产销分别为 411/471 辆，同比分别+48.2%/+56.40%%，环比分别+185.04%/+3229.31%。 23M1-10 累计产销 3284/3288 辆，同比+23.79%/37.41%。23 年销量目标预期 7000-8500 辆，同比+108-152%， Q3 数据公布后预期下调至 4500-6500 辆 23M10 迎全年拐点，季度性交付高峰仍在 23 年有所表现。23M9 已经触及全年产销低点，已经开始累 库，产销差继 23M5（M6 放量）后首次为正，23M10 销量触底回升开启 Q4 上险交付高峰。

销量结构仍以商用车为主。23M6 燃料电池乘用车销量 300 台：全部系上汽大通 MPV---EUNIQ 7 销售， 实现了 23 年以来的燃料电池乘用车销量 0 突破。乘用车月度销量波动性高，22 年全年产销 201/204，分 别在 M3/4/8/9/10/11 销售 1/2/120/5/4/72 辆。商用车尤其是重卡方向是燃料电池补贴/推广的关键车型， 其销量持续性较高。23 年燃料电池车板块无明显的独立行情，一方面跟随 23H1 制氢端行情有所表现，但个股走势略弱于 制氢板块个股。板块独立行情与产销释放节奏一致，如果超预期将在 Q4 出现股价表现。

4.2、2024 年展望：上游环节仍将表现出较强的增长韧性

电价、电耗、设备成本优化是实现绿氢降本的主要路径 绿氢发展的基础是基于化工、建筑、钢铁、交通、电网等行业的深度脱碳需求，绿氢行业实现市场化推广 应用的核心在于与现有的制氢方式实现平价，即与煤制氢平价。当前煤制氢的制备成本在 8-12 元/kg，一般位 于 10 元/kg 水平。 当前绿氢成本在既定目标运行状态下，即电价成本 0.2 元/kWh、电耗 4.7kWh/Nm3、制氢设备及电源成本 900 万的情况下，并网型项目的绿氢成本位于 14.9 元/kg 水平，相比于煤制氢平价存在 4.9 元/kg 的差距。 绿氢的制备成本由电费、设备折旧、人工运维、原料成本等部分组成，其中，电耗成本和折旧占比最大。

对于碱性电解水制氢成本，电费占比 70.18%，设备折旧占比 14.04%；对于 PEM 电解水制氢系统，由于现阶段 设备成本是碱性的 3-4 倍，导致设备折旧占比 17.18%，较碱性有所提升，电费占比最大，为 62.97%。因此，绿 氢制备的降本的核心因素为电费及折旧。

电费对绿氢制备的成本影响最为显著，降低电费的路径在于降低电耗、降低电价。1）降低电价对制氢成本 降低最为直接、显著；2）降低电耗的核心在于降低绿氢制备系统的能耗水平。 1）当前绿电电价水平位于 0.15-0.2 元/kWh，考虑当前大部分绿氢项目为并网型，为适应下游绿氢需求连续 性要求，利用小时数为 4000h。综合电价位于 0.2 元/kWh 时，不考虑其他因素的降本，电价每下降 0.01 元/kWh， 绿氢成本可下降 0.52 元/kg。可见制氢成本对可再生能源电价的敏感性较大，光伏、风电转化效率、材料降本等 引发的可再生能源发电成本降低是实现光氢平价的关键。

2)从制氢设备端来看，2023 年装机的电解槽直流电耗水平位于 4.5kWh/Nm3，叠加部分交流电耗使得 综合电耗的水平位于 4.7kWh/Nm3。2023 第四季度以来，越来越多的厂家推出直流电耗位于 4.0-4.2kWh/Nm3 的电解槽，叠加交流电耗，我们认为 2024 年二代电解槽的推广应用有望将综合电耗推至 4.4kWh/Nm3。在 0.2 元/kWh 的电价下，直流电耗从 4.7 下降至 4.4kWh/Nm3，可将制氢成本从 14.9 降低至 14.02 元/kg，并 有望在短期进一步降低综合电耗至 4.2kWh/Nm3，则制氢成本可进一步下降至 13.43 元/kg。

设备折旧对制氢成本的影响仅次于电费。设备降本的路线主要在于规模化、生产自动化及大型化。2023 年大部分企业开始推出 2000 标方甚至 3000 标方电解槽，根据隆基氢能数据，2000 标方电解槽从固定投资 成本来看可相对于 1000 标方电解槽降低 10-20%左右。当 5MW 电解槽成本从 900W 下降至 810W、720W 时，绿氢成本从 14.9 分别下降至 14.74、14.59 元/kg。

2024 年地区性补贴下已实现区域性平价，完全平价在 2026-2027 年

综合考虑以上组件价格、利用小时数、电耗、设备降本因素，短期度电成本下降有限，以 2023、2024、 2025 年度电成本 0.2、0.2、0.19 元/kWh 测算，考虑设备大型化及能耗指标优化，我们认为 2023、2024、 2025 年国内绿氢价格水平位于 14.90、13.72、12.90 元/kg。 考虑内蒙古鄂尔多斯地区的补贴政策，对 2023/2024/2025 年运营的绿氢项目分别给予 4、3、2 元/kg 的补贴，我们认为国内绿氢制备在风光优势的地区性补贴加持下，已实现制氢成本位于 10-11 元/kg 水平， 达到煤制氢 8-12 元/kg 的成本区间。在不考虑绿氢自身的绿色溢价情况下，绿氢项目想要实现完全平价应 在 2026-2030 年。

结合绿氢设备产业链的迭代速度及风光发电的成本曲线，有望实现光氢平价的组合为：电价 0.14 元 /kWh、综合电耗 4.2kWh/Nm3、制氢设备成本 564 万元/5MW，推演彼时绿氢成本位于 10 元/kg，这个节 点有望在 2026-2027 年实现。国内在地区性绿氢补贴政策下实现与煤制氢平价，内蒙古鄂尔多斯及新疆克 拉玛依地区绿氢项目建设动力充足。现阶段局部风光优势地区（绿电成本 0.15-0.2 元/kWh)，并网型制氢 成本约为 14.03 元/kg，鄂尔多斯今年 8 月发布地区性补贴政策，23/24/25 年分别补贴 4、3、2 元/kg，推 动绿氢成本进入 8-12 元/kg 成本区间。

绿氢环节 24 年展望及投资图谱

已签约立项的绿氢项目数量超过 29GW，基于环评及开工口径统计 24 年项目需求电解槽接近 3GW，基于 3GW 测算，24 年行业预计仍然保持 100%增速。可再生能源制氢的产业链广义上可分为电解槽系统、管道运输、储氢、产线及测试设备、EPC、生产运营。 在绿氢项目建设及投资初期，设备环节需求率先启动，建议关注价值量较高的核心设备电解槽及电力设备。

管网体系建设是实现低成本、大规模运输的关键。国内的氢能长距离官网铺设当前处于待启动状态，现在 的管道建设局限在制氢地与化工厂之间的短距离管路，制氢地即为用氢地，下游需求集中在化工领域。光氢平 价将推动下游多行业用氢需求增长，届时氢能需求将从西部等风光优势地区拓宽至全国，有望进一步激发长距 离管道建设需求。当前从产业化进度来看，国内首条“西氢东送”管道已进入立项状态，计划将内蒙古乌兰察 布等绿氢资源运输 400km 至北京地区，用于当地燃料电池车辆推广的加氢需求。

燃料电池车环节 24 年展望

根据不完全统计，2023 年国内累计发布 49 则氢燃料电池汽车招标中标公告，招中标车辆总数达到 2475 辆 （不含重复），约占同期燃料电池汽车上牌销量的 61%，同比增长 81%左右。虽然招标数据不完全覆盖产销量， 但今年整体招标数据表现出较高的增长性，以此增速判断 24 年的产销量有望实现 8000-9000 辆，车型结构仍以 重卡车辆为主。

 

 

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）