2024年电力设备与新能源行业24年投资策略：以点带面，迎系统性机遇

1.实现了量的大规模提升

该部分主要聚焦在规模上的大幅提升，包括风光装机的大规模增长，新能源汽车 销量大增。我们的能源转型效果显著，全球市场也为国内产业链创造了可观的市场空 间。

1.1.新能源应用规模提升显著，光伏组件出口规模增长较快

新能源装机规模持续增长，2023 年风光新增装机合计容量达历史最高。根据中 电联全国电力工业统计数据，截至 2023 年底，新能源发电装机规模持续增长，全国 并网风电和太阳能发电合计装机规模从 2013 年底的 0.9 亿千瓦持续增长至 2023 年底 的 10.5 亿千瓦，占总装机容量比重从 7.3%提升至 36.0%。根据国家能源局数据， 2013 年 、 2023 年风电 / 光 伏 新 增 发 电 装 机 容 量 分 别 为 15.1GW/12.5GW 和 75.9GW/216.9GW，2023 年风光装机分别同比增长 101.7%和 148.1%。 新能源在装机和发电量中占比提升显著。①装机占比角度看，根据中电联数据， 截至 2013 年底，全国全口径累计发电装机容量 12.6 亿千瓦，其中非化石能源发电装 机容量 3.9 亿千瓦，包含累计并网风电装机 7652 万千瓦，累计并网太阳能发电 1589 万千瓦；截至 2023 年底，全国全口径累计发电装机容量 29.2 亿千瓦，其中非化石能 源发电装机容量 15.7 亿千瓦，包含累计并网风电 4.4 亿千瓦（陆上风电 4.0 亿千瓦、 海上风电 3729 万千瓦）、累计并网太阳能发电 6.1 亿千瓦。十年间，非化石能源累 计装机容量占比从 2013 年的 31.6%提升到 2023 年的 53.9%，风光累计装机容量占比 分别从 6.1%、1.3%增长至 15.1%、20.9%，以风光为主的非化石能源装机结构优化显 著。②发电量占比角度看，根据中电联数据，2013 年，风电、光伏发电量分别为 1401、87 亿千瓦时,占总发电量的 2.6%、0.2%；根据国家统计局数据，2023 年，发 电量分别提升至 8090、2940 亿千瓦时,占总发电量的 9.1%、3.3%，风电光伏形式下 的新能源逐渐承担能源供应的重要贡献角色。

海外光伏组件需求旺盛，组件出口规模快速增长。根据 solarzoom 数据统计， 2022 年电池组件出口规模由 2016 年的 24.02GW 快速攀升至 158.11GW，复合增长率高 达 36.9%；受到组件价格快速下行影响，2023 年电池组件出口金额有所下降，但出口 规模高速增长，海外光伏市场延续高景气度，全年电池组件出口累计金额达 395.26 亿美元，同比下降 6.7%，电池组件累计出口规模 210.7GW，同比增长 33.2%。

1.2.新能源汽车销量同比增长，渗透率仍具较大提升空间

2023 年国内新能源汽车销量同比高增，渗透率突破 31%。根据中汽协数据， 2023 年国内新能源汽车实现产量 958.7 万辆，同比上升 35.8%；实现销量 949.5 万辆， 同比上升 37.9%，保持快速增长态势；渗透率方面，2023 年国内新能源汽车渗透率达 31.55%，同比提升 5.91pct。据中汽协预测，2024 年我国新能源汽车销量有望达约 1150 万辆，同比增长 21%，对应渗透率有望突破 37%，向好态势延续。

2023 年欧洲八国销量同比提升，渗透率同比略有下滑。根据 SMMT、CCFA 等官网 数据，2023 年，欧洲八国（挪威、瑞典、德国、法国、英国、葡萄牙、西班牙、意 大利）合计实现新能源汽车销量 222.7 万辆，同比增长 7.3%；渗透率达 22.7%，同比 下降 1.5pct。整体而言欧洲电动化趋势明确，多国渗透率仍具备较大提升空间。在 后续新车型供给增加、车辆二氧化碳减排以及禁售燃油车等政策的推动下，未来欧洲 新能源汽车增长路径清晰，国内产业链公司海外布局有望进一步打开市场增量。

23 年美国新能源乘用车销量同比快速增长，渗透率同比提升。根据 Marklines 数据， 2023 年，美国新能源乘用车（EV+PHEV）销量为 146.5 万辆，同比增长 48.6%； 渗透率为 9.1%，同比提升 2.2pct。美国新能源乘用车销量整体呈现同比快速增长态 势，渗透率保持逐年提升的同时仍处于低位，具备较大提升空间。此外，此前美国发 布 IRA 法案中的受关注外国实体（FEOC）要求，并对受关注外国实体的具体含义进行 详细阐述，IRA 有关细则的持续明晰有望为锂电企业提供更为明确的进入美国新能源 汽车市场的准入标准和路径。

2.经历了价格的大幅调整

2023 年新能源多个领域经历了价格的大幅调整。如何看待价格下跌？ 一方面，价格大幅下跌推动行业成本下降，例如光伏组件价格大幅下跌带来安装 成本下行、电芯价格下跌带来新能源汽车成本下降等，后续有望刺激大规模应用。 另一方面，价格下跌除原材料影响外主要是由于行业竞争加剧并可能带来微观层 面企业盈利水平压缩。展望后续，出清后的盈利拐点将带来行业贝塔的积极信号，具 备成本和结构性优势的企业将迎来阿尔法机遇。

2.1.光伏：主产业链价格快速下跌

2023 年主产业链各环节价格大幅调整。伴随着硅料产能瓶颈逐步打开以及各环 节供给释放，2023 年光伏产业链价格步入下行通道。根据 Solarzoom 统计，2023 年 P 型硅料价格由年初的 180 元/kg 下降至年底的 60 元/kg，降幅达 66.7%；182mm 单晶 P 型硅片价格由年初的 3.9 元/片下降至年底的 2.0 元/片，降幅达 48.7%；182mm 单 晶 PERC 电池片价格由年初的 0.82 元/W 下降至年底的 0.36 元/W，降幅达 56.1%；双 面 PERC 组件价格由年初的 1.85 元/W 下降至年底的 0.91 元/W，降幅达 50.8%。

行业利润压缩，各环节利润重新分配。由于各环节新增产能快速扩充，愈加激 烈的竞争环境导致下游制造环节无法留存住硅料环节释放的利润，组件价格的持续走 低将利润传导至电站终端，电站收益率在电费保持不变的模型假设下显著抬升。从历 史数据来看，当前主产业链环节盈利水平已经下滑至历史较低水平，制造端整体利润 压缩，向下游电站环节释放。根据我们的假设测算，若收入端变保持不变，组件价格 由 1.8 元/W 下降至 1 元/W，自有资金占比 30%，则资本金 IRR 有望提升约 4-5%，全 投资 IRR 有望提升约 2-3%。

2.2.风电：近年风机价格呈现下降趋势

风机大型化趋势明显，风电项目 LCOE 快速下降。根据 CWEA 数据，2018 年我国 海上风电、陆上风电平均单机功率仅 3.8MW、2.1MW，2021 年和 2022 年我国新增海上、 陆上风电单机平均功率已分别增长至 5.6MW、3.1MW 和 7.4MW、4.3MW。中国风机产业 在整机制造大型化趋势明显，近年来速度明显加快。伴随风电机组单机容量提升，摊 薄至单 MW 的风机度电成本（LCOE）也快速下降。根据 IRENA 统计，2010 年，中国陆 上、海上风电度电成本平均约为 0.087 美元/千瓦时、0.189 美元/千瓦时；2022 年平 均 LCOE 已降至 0.027 美元/千瓦时、0.077 美元/千瓦时，累计降幅分别达 69%、60%。

近年风机价格呈现下降趋势。作为风电项目投资的主要成本项，风机价格自 2020 年以来呈现下降趋势。根据金风科技业绩演示材料，3S 机组月度公开投标市场 均价由 2020 年 1 月的 4044 元/kW 降至 2021 年 9 月的 2410 元/kW，降幅达 40%；全市 场风电整机商风电机组投标均价由 2021 年 1 月的 3081 元/kW 降至 2023 年 6 月的 1681 元/kW，降幅达 45%。

2.3.锂电：碳酸锂价格大幅调整，产业链价格整体下行

新能源汽车和储能市场快速发展，21-22 年锂电产业链价格大幅攀升。近两年来， 锂电产业链价格整体经历了先涨后跌的波动。据高工锂电，2021 年，在新能源汽车 和储能市场快速增长的推动下，锂电池需求大幅提升，并相继传导至上游锂电材料以 及碳酸锂等原材料环节，产业链整体供应处于紧张态势，价格也相应持续攀升。根据 Wind，2022 年 11 月，国产 99.5%电池级碳酸锂价格站上 56.76 万元/吨的历史最高价。 23 年碳酸锂价格大幅波动，锂电产业链价格整体下行。2023 年一季度，2022 年 补贴结束提前透支需求叠加前期基数较高，导致销量同比增速较 2021 年、2022 年的 358%、143%明显放缓至 27%；同时受到锂电产业链产能扩张态势延续、库存处于高位、 燃油车降价等多重因素影响，碳酸锂为首的锂电材料价格实现快速下跌，截至 2023 年 3 月 31 日，国产 99.5%电池级碳酸锂价格降至 23.79 万元/吨，较 1 月 3 日的 50.97 万元/吨下跌约 53%。尽管 2023 年二季度受下游需求回暖以及电池厂商补库影 响，部分锂电材料价格出现短暂回升，电芯价格呈现较为稳定态势，但随着三季度新 能源汽车需求增速再次放缓，下半年锂电产业链价格跌势延续。

价格下跌与开工率等影响下，多数锂电企业盈利能力下行。在产业链深度去库 的背景下，大部分企业 2023 年的盈利能力较以往均有所下滑，其中锂电材料企业受 影响较为突出。据高工锂电，盈利能力减弱一方面来自于下游压价与企业主动保份额 意愿的双重影响下，产品售价的下降带来的压制；另一方面，前期原材料如碳酸锂等 价格持续上涨时，企业彼时所累积的高价库存在成本端对盈利能力同样造成了负面影 响；此外，产业链产能的过剩也带来部分环节产能利用率的下滑，从而使得单位制造 成本抬升，盈利能力下降。后续重点关注供给端优化，行业盈利触底以及头部成本优 势下带来的落后产能出清。

2.4.储能：市场竞争激烈

储能电芯价格腰斩，储能中标竞争激烈。原材料价格大幅下行叠加供给释放， 储能电芯价格持续下行。据鑫椤锂电，2023 年 12 月 29 日方形储能电芯（磷酸铁锂） 的价格为 0.44 元/Wh，较 2022 年 12 月 30 日的价格下降了约 54%，价格腰斩。市场 竞争加剧下，竞标持续下降。据 CNESA 统计，以 2 小时磷酸铁锂电池储能系统（不含 用户侧应用）为例，23 年 12 月储能系统中标均价为 0.79 元/Wh，较 23 年 1 月下降 约 48%。预计在价格快速下跌和激烈竞争下，产业链相关公司盈利水平承压。

3.后降价时代下的行业机遇

展望 2024 年，能源转型效果显著下，进入到产品价格大幅调整的“后降价时 代”。行业变革中，我们更多看到了调整中的机遇，而因为变革带来了变化多点成面， 相关的系统性机遇也更为立体。

3.1.新能源：中长期发展趋势明确，短期紧抓边际变化

新能源产业链整体降价背景下将助力项目收益率提升。根据 IRENA 数据，2010 年，中国光伏、陆风、海风度电成本分别高于化石燃料度电成本 710%、95%、258%； 2022 年，度电成本分别比化石燃料低 29%、52%和高 17%，成本降幅显著。2023 年产 业链传导至终端成本进一步下探，建设成本的下降将有助于项目 IRR 提升，推动行业 应用规模持续扩大。

新能源长期发展趋势明确。2023 年 11 月 15 日，中美两国发表关于加强合作应 对气候危机的阳光之乡声明，声明提出：在 21 世纪 20 年代这关键十年，两国支持二 十国集团领导人宣言所述努力争取到 2030 年全球可再生能源装机增至三倍，并计划 从现在到 2030 年在 2020 年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电 替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。

光伏：尽管光伏行业已经经历了十余年高速成长，我们认为，在全球能源转型的 浪潮之下，叠加光伏作为最具发展潜力的清洁能源之一，预计全球光伏装机量仍 将稳步增长。根据 2023 年 11 月 BNEF 发布的报告《Tripling Global Renewables by 2030》中预测，若 2030 年实现全球可再生能源增长至三倍的能源目标，届时 全球可再生能源装机将达到 11TW，其中光伏累计装机量将达到 5.8TW，是占比最 大的可再生能源。根据此前 IEA 统计，2022 年全球光伏累计装机量约为 1183.7GW， 由此计算 2023-2030 年均光伏新增装机量将超过 577GW。

风电：海风方面，根据 GWEC 预测，未来五年全球海风新增装机仍处于高速发展阶 段 ，预计 2022-2027 年 CAGR 为 31%，2028-2032 年 CAGR 保持在 12%，新增装机 容量有望在 2026 年突破 30 GW，到 2030 年突破 50 GW；2023 年到 2032 年， 全球有望累计新增建设海上风电超过 380GW ，其中近一半有望来自亚太地区，其 次是欧洲（41%）、北美（9%）和拉丁美洲及加勒比海地区（1%）。陆风方面，根 据 GWEC，2024-2027 年每年新增装机预计为 106、109、117、122GW，保持持续增 长。

短期：紧抓行业边际变化机遇

光伏：更侧重于供给端，关注库存去化/供给去化。我们认为光伏具备明确的成 长+周期属性，短周期、长成长，应重点关注库存去化和产能去化带来的拐点机遇：  成长属性方面，虽然较短维度内会出现因外部问题带来的短期需求节奏的不 确定性，但中长期新能源装机市场空间可观、成长趋势明确，上文已经进行 相关阐述。 就行业周期性来看，在短期需求波动较小的场景假设下，周期阶段边际变化 核心看供给，供给不足/被动去库-价格上涨/主动补库-价格下跌/被动补库供给过剩/主动去库。当行业下行趋势下，库存去化和产能去化触底过程和去 库速度将推动产业链边际变化带来不同程度的机遇。 区别于传统周期行业，光伏新技术持续迭代更新，如当前 TOPCon 正大规模放 量，P 转 N 型产品快速迭代，新技术迭代有望一定程度加速产能去化。

海风：更侧重于需求端，预计新增装机迎较快增长。 国内海风装机从 2015 年的新增装机 0.36GW 增长至 2020 年的 3.06GW，年均复合 增速达 53.4%；2021 为海上风电政策国家补贴末年，当年国内海风新增装机达到 16.9GW 峰值；国补退坡后，省级支持激励政策接棒。

沿海各省“十四五”海风规划装机超 55GW，同时海风持续释放新增招标及核准， 未来国内海风装机具备可观空间。根据梳理的各省“十四五”海风规划，国内有望 新增海风并网容量超 55GW。其中，广东省规划量最高，预期新增 17GW 海上风电；江 苏到 2025 年底装机达到 15GW 以上，此前已累计装机 5.73GW，预计江苏“十四五” 将新增 9GW+；河北、浙江也于 24 年 1 月更新“十四五”海风规划，分别预计 25 年 前新增并网装机容量 4GW、1.6GW，且提出要求国管海域项目并网。招标及核准角度， 根据风电之音不完全统计，2022/2023 年 1-12 月央、国企公开发布的海上风电项目 招标规模（不含框架）分别达 11.76GW/7.73GW，海风招标持续放量；根据风电头条 不完全统计，2023 年 1-12 月海上风电核准规模累计约 12.10GW，2022 年同期核准 8.52GW。地方政策及规划目标明确，新项目持续核准和招标、中标及开工，随着前期 限制因素的解决，海风建设进展将持续推进。我们预计，2024 年国内海风新增并网 装机有望达到 10GW 以上。

3.2.特高压：新能源发展下输送需求提升

特高压是电力领域的超级高速公路。输电网电压等级一般分为高压、超高压 （直流±500kV、±600kV 等，交流 330kV-1000kV）、特高压（直流±800kV 及以上、 交流 1000kV 及以上），电压等级越高，传输效率就越高。中国电科院高电压研究所 所长李鹏表示：与传统输电技术相比，特高压输电技术的输送容量最高提升至 3 倍， 输送距离最高提升至 2.5 倍，输电损耗可降低 45%，单位容量线路走廊宽度减小 30%， 单位容量造价降低 28%，可以更安全、更高效、更环保地配置能源。 特高压是新能源外送的重要通道。我国 80%以上的能源资源分布在西部、北部， 70%以上的电力消费集中在东部、中部，能源资源与负荷中心呈逆向分布，资源区有 明确的外送需求，特高压是连接两者的桥梁和重要输送通道。

新能源大基地项目加速推进。2021 年《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点 的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》印发，规模总计 97.05GW；2022 年国家 发展改革委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地 规划布局方案》，该方案指出到 2030 年,规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。 2023 年 4 月，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，第三批基地项 目清单近期已正式印发实施。据国家能源局，截至 2023 年 11 月底，第一批大基地 项目已建成并网 4516 万千瓦，第二批、第三批已核准超过 5000 万千瓦，正陆续 开工建设。

23 年特高压建设持续推进。金上-湖北，陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆四 条直流线路已分别于 2023/2、2023/3、2023/6、2023/8 开工，张北-胜利交流路线也 于 2023 年开工，其余线路在积极推进中。2024 年 2 月，据陕西发布公众号报道，陕 北—安徽特高压直流项目获国家发改委核准，计划 2025 年底陆续建成。

未来特高压建设持续具备刚性需求。据《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大 型风电光伏基地规划布局方案》，"十四五"时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦, 包括外送 1.5 亿千瓦、本地自用 0.5 亿千瓦，外送比例为 75%;“十五五"时期规划建 设风光基地总装机约 2.55 亿千瓦,包括外送 1.65 亿千瓦、本地自用 0.9 亿千瓦，外 送比例为 65%。我们测算：若每条特高压线路的新能源输送规模约为 11-12GW， ① 十四五期间，外送总规模为 150GW，考虑表 5《十四五期间“沙戈荒”规划布 局》中新能源外送存量通道的利用规模约为 23GW，预计为应对新能源外送， 需要新增特高压的条数约为 10-12 条； ② 十五五期间，假设新能源项目 165GW 的外送需求全部通过新增投运特高压满 足，那么对应满足外送需求的新增特高压条数约为 13-15 条。

特高压直流输电技术包括常规直流技术和柔性直流技术。常规直流和柔性直流 二者最大的区别是换流元件不同：①常规直流的换流元件为半控型电力电子器件-晶 闸管，晶闸管可控制开通，但无法控制关断，使得以往的电网是“刚性”的，能调节 电网频率但不能控制电压，不能完整支撑电网运行；②柔性直流是以 IGBT 为主要换 流元件的第三代直流输电技术，依托于 IGBT 可控关断的特点，柔性直流可以调节潮 流、电压、频率等，增强了对电能的控制能力，实现电网从“刚性”到“柔性”的转 变。

柔性直流技术的优势明显。在发电侧：①在新能源大比例接入的背景下，柔直 技术可实现新能源的稳定输出并有望提高输送通道的利用率；②在海风向深远海发展 的趋势下，交流电网的支撑弱，柔直具备孤岛供电能力；在用电侧：①在多直流馈 入地区，换相失败可能影响整个交直流系统的稳定性，而柔直不存在换相失败问题， 是稳定多直流馈入受端网络的有效手段；②在负荷密集地区，采用背靠背柔直技术既 可以降低短路电流水平，又可起到无功支撑和事故隔离作用，从而解决交直流相互影 响、大面积停电风险等电网安全问题。 预计特高压柔直应用提速。除藏东南-粤港澳明确采取柔直技术，目前根据中国 能建公众号报道，甘肃-浙江、蒙西-京津冀预计将采用柔直方案。预计随着新能源大 比例接入和用户侧稳定性需求提升，特高压柔直应用加速。

关注换流阀的价值弹性，柔直换流阀价值量明显高于常直换流阀。换流阀是直 流输电项目的核心设备，其可以实现交直流电能的相互转换，即在送端将交流转换为 直流，在受端将直流转换为交流。换流阀根据核心功率器件不同可分为常直换流阀和 柔直换流阀，常直换流阀是以晶闸管等半控型电力电子元件为核心器件，柔直换流阀 是以 IGBT 等全控型电力电子元件为核心器件，换流阀电力电子元件的差异也是常直 和柔直技术的主要差异。 柔直换流阀的价值量一般约为常直的 3-4 倍。以昆柳龙项目为例，送端昆北站采 用常直技术，受端柳北站和龙门站均采用柔直技术，昆北站（8GW）、柳北站（3GW）、 龙门站（5GW）的换流阀及冷却系统的中标金额分别为 3.96、14.20、17.12 亿元。我 们假设柔直换流阀价值量=a+b*中标容量（a 为固定成本、b 为单位变动成本），据柳 北站和龙门站中标情况可计算出 b=1.46 亿元/GW，a=9.82 亿元，因此测算 8GW 容量 对应的一个柔直换流阀价值量约为 21.5 亿元，而一般一条柔直特高压需要在送受两 端使用 2 个换流阀，对应的柔直换流阀价值量为 43 亿元。以哈密-重庆特高压常直项 目来看，常直换流阀价值量为 12.24 亿元。

3.3.储能：应用发展环境持续优化

新能源配储是储能需求快速增长的主要原因。在光伏装机规模释放的背景下， 由于多地将配储作为新能源并网的前置条件，储能系统需求大幅提升。整体来看，据 CNESA 统计，23 年新型储能新增投运规模 21.5GW/46.6GWh，为 2022 年新增投运规模 的三倍。

储能电力市场环境持续优化。2023 年 7 月，国家能源局发布《贯彻落实加快建 设全国统一电力市场体系若干举措（征求意见稿）》；2023 年 9 月，国家发改委和 能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》；2023 年 10 月，国家发改委和能源 局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。政府不断出台政策以创造 灵活的电力市场环境，储能有望迎来可观的盈利空间。

独立储能具备发展潜力，为新型储能主流建设方式。独立储能利于解决配储无 盈利模式等问题，实现了利用小时数和设备质量的双提升，已成为国内新型储能建设 的主流方式。据 CNESA 统计，2023 年在新增投运的新型储能装机中，独立储能占比 在 50%以上；就南方五省新型储能累计装机的分布来看，广西和贵州均以独立储能为 主。

多地平均峰谷电价差已达工商业储能项目的经济性门槛。工商业用户可采取电 网代理购电方式从电力市场购电，低电价时充电、高电价时放电的重要收益方式决定 了其对峰谷价差的敏感性。考虑到储能的度电成本，根据 CNESA 对一般工商 10kV 电 价变化和各地电网代购电最大峰谷电价差平均值统计，0.7 元/kWh 是用户侧储能实现 经济性的门槛价差，2023 年 12 月统计的 32 个省/市/地区中已有 19 各地区的最大峰 谷价差超过 0.7 元/KWh。 峰谷价差较高的情况下，储能参与峰谷套利已具备一定的经济性。根据 CNESA 的测算，以浙江（该地区峰谷价差发展相对较平稳，全年平均值为 0.978 元/kWh） 10MW/20MWh 工商业侧储能项目为例，假设按 EPC 单位造价 2 元/Wh 计算，总投资为 4000 万元，系统循环效率 90%，充放电深度 90%、全年运行 330 天，项目每日两充两 放全年尖峰下度电净收益 1.16 元，静态回收期 5.3 年。

专项补贴政策鼓励工商业储能拓展。多省份针对用户侧储能发布了相关补贴政 策，补贴方式包括放电补贴、容量补贴以及投资补贴：1）放电补贴：浙江温州瓯海 区、龙港出台较高的补贴标准，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体 0.8 元/kWh 的补贴；2）容量补贴：对项目给予容量补贴，补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴，统计到的补贴标准在 100-300 元/kW 之间；3）投资补贴： 广东等地按照装机容量/总投资额给予储能投资补贴，投资补贴比例在 2%-30%之间。

国内储能装机有望快速增长。我们认为，目前储能电芯等上游原材料价格处于 低位，随着国内电力市场环境优化以及相关产业政策完善，储能装机有望快速增长。 据 CNESA 预测，2024 年中国新型储能新增投运规模将超 35GW，延续高速发展态势。

3.4.氢能：低度电成本催生绿氢发展

绿氢具备多重优势，受到全球政策广泛支持。氢能是一种来源丰富、应用广泛 的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。据高工氢电，氢气按生 产方式可分为灰氢、蓝氢和绿氢等，分别指化石能源制氢、装有二氧化碳捕集和封存 设施的化石能源制氢、以及可再生能源电解水制氢等方式。其中，可再生能源电解水 制氢具有零排放的优势，不仅可以推动能源结构转型并实现多领域深度脱碳，还能促 进可再生能源的高效利用以提升其消纳水平，此外氢储能还能够实现电力电量长周期 跨季节调节。因此，绿氢的发展已受到全球众多国家或地区的广泛关注和政策支持。

主流制氢系统包括 ALK 和 PEM 等，二者可实现优势互补。根据工作原理和电解 质的不同，电解水制氢可分为碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢 （PEM）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）和固体氧化物电解水制氢（SOEC），其中 碱性电解水制氢技术具有商业成熟度高、低成本等优势，应用较为广泛。相较于碱性 电解水制氢 ALK，PEM 技术成本较高，但其具备较快的响应速度，更能适应可再生能 源发电的波动性。据香橙会研究院统计，2023 年我国电解槽新品中 PEM 产品数量占 比近 28%，同比提升明显，部分项目也已开始探索“ALK+PEM”组合制氢方案，在兼 顾成本的同时匹配可再生能源波动性。

制氢系统包括电解槽和 BOP 辅助系统，其中电解槽成本占比过半。以 ALK 和 PEM 为例，据势银氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2023），两类制氢系统均主要由电解 槽主体和 BOP 辅助系统等构成；其中，ALK 制氢系统中电解槽主体成本占比约 57%， 主要由极板、电极、隔膜、密封垫片等构成；PEM 制氢系统中电解槽主体成本占比约 76%，主要由膜电极、双极板及多孔传输层组成；电解槽成本在两类系统中均占据重 要地位。

绿氢产量占比较小，应用制约在于成本。目前，氢气主要应用于炼油、化工 （合成氨、合成甲醇等）、钢铁、交通等行业，但受制于较高的制备成本，氢气中绿 氢的应用份额仍有待提升。据 IEA，全球氢气生产仍以煤制氢、天然气制氢等方式为 主，2022 年全球电解水制氢的氢气产量仅占全球总产量的 0.1%。据势银能链测算， 现阶段 ALK 制氢的平准化制氢成本 LCOH 约为 21.7 元/kg，相较煤制氢 10-14 元/kg、 以及天然气制氢 13-17 元/kg 的成本而言，经济性仍存在一定差距。 度电成本下行为降本核心，设备迭代助力经济性提升。据高工氢电，电解水制 氢成本主要包括电力成本和设备成本等，其中电力成本占据主导地位。我们认为，在 产业链核心部件价格呈现下降趋势的背景下，可再生能源发电的度电成本有望进一步 下降，进而带动制氢成本下行。此外，设备层面的迭代更新也有望助力成本下降，如 电解槽直流电耗有望从常见的 4.5-4.6kWh/Nm3 迭代至 4.0kWh/Nm3、单槽制氢规模有 望由 1000Nm3/h 向 2000Nm3/h 等升级。在度电成本下降与设备迭代等因素的共同助力 下，绿氢的经济性应用有望加速实现，绿氢的需求也因此有望持续扩大。

电解槽需求高增态势已现，2030 年累计装机有望超百 GW。据高工氢电，截至 2023 年 12 月底，全球在建及规划电解水制氢项目装机总规模高达 856GW，其中已开 工在建项目制氢装机合计超 16GW。就我国而言，据香橙会研究院统计，2023 年我国 电解水设备累计中标规模达 1055.5MW，公开招标需求规模超 1695MW，已超 2022 年全 年出货量 2 倍。据势银氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2023）预测，我国 2025 年 对应乐观和中性情况下电解槽累计装机量分别为 16GW 和 10GW，2030 年对应乐观和中 性情况下电解槽累计装机量分别为 142GW 和 85GW，未来市场空间广阔。

国内厂商纷纷布局电解槽产品，新玩家有望受益行业快速增长。据高工氢电， 2023 年国内电解水制氢电解槽企业按出货量排名中，前 5 名厂商市占率合计为 54%， 同比 2022 年下降明显。目前，除头部企业如阳光电源（子公司阳光氢能）、隆基绿 能（子公司隆基氢能）等外，已有多家上市公司如华电重工、亿利洁能、华光环能、 昇辉科技、双良节能等布局电解槽产品，其中部分企业已实现项目中标。整体而言， 国内绿氢产业仍处于发展初期，竞争格局尚未确定，新进入玩家有望充分受益于行业 快速成长的空间。

3.5.充电桩：保有量快速增长下对于充电基础设施需求加大

政策与需求双轮驱动下，充电桩建设有望快速发展。政策端来看，2023 年以来， 国家层面中多次会议提及以及多项相应政策出台支持充电基础设施发展；此外，多省 市也制定充换电设施建设目标，并通过补贴等支持方式鼓励相关领域投资建设。就需 求端而言，我国新能源汽车保有量持续增长，充电桩作为新能源汽车的后市场，在新 能源汽车保有量提升的带动下保持快速增长态势。据中国充电联盟与公安部数据，截 止 2023 年末，我国充电桩保有量达 859.6 万台，其中 2023 年新增 338.6 万台，同比 增长 31%；新能源汽车保有量与充电桩保有量比例由 2017 年的 3.24 降至 2023 年的 2.37。 据中国电动汽车百人会副理事长兼秘书长张永伟预计，2024 年中国新能源汽车 保有规模有望接近 3000 万辆。在车保有量规模持续扩张+充换电设施不足的背景下， 充电市场有望保持高速增长，电动车保有量的扩大为充电运营市场创造可观发展空间。 据中国充电联盟预测，2024 年我国有望新增充电桩（公桩+私桩）406.1 万台，2024 年末充电桩保有量将达 1265.7 万台，同比 2023 年末增长超 47%，向好态势有望延续。

公共充电桩快速发展，快充趋势下直流桩提升空间较大。就充电桩分类结构而 言，近三年来，我国公桩新增数量显著少于私桩。考虑到土地、配电容量等资源的限 制，私桩在住宅区域具有一定的限制，而公桩在政策和需求的共同作用下，具备较大 提升空间。据中国充电联盟数据，2023 年，我国私桩（即随车配建充电桩）新增约 246 万台，同比增长 27%；公桩新增约 93 万台，同比增长约 43%，近三年来同比增速 较私桩首次实现反超。 此外，公桩可进一步细分为直流桩与交流桩等，其中直流充电一般称为“快充”。 据中国充电联盟数据，截止 2023 年末，我国公桩保有量中直流桩占比达 44.13%， 2023 年 8 月份以来呈现逐月提升态势。考虑到充电难、充电慢依然是当前使用新能 源汽车过程中需要解决的痛点之一，伴随着快充技术应用在未来逐步扩大，直流公桩 的占比有望持续提升。据中国充电联盟预测，预计 2024 年新增公共充电桩 108.4 万 台，其中直流公桩有望达 52.6 万台，占整体公桩的 48.52%，较 2023 年末持续提升。

编辑：火腿肠