2024年新能源（光储风氢）行业中期策略：全球降碳坚定不移，成本、技术双轮驱动

光伏：盈利触底，出清提速，布局α正当时

光伏组件价格大幅下跌后光伏系统成本及LCOE显著下降，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光， 预计2024年光伏发电项目的经济性/投资回报率仍将保持在具有较高吸引力的水平；全球大型公用事业项目潜在需求充足， 随着加息周期结束、组件价格触底，前期因加息预期、组件快速跌价而观望的需求有望在2024年持续释放；同时考虑主要 国家地区因低碳诉求政策端向好，预计2024年光伏需求将仍有较强的增长动力。

预计2024年全球光伏交流侧新增装机同比增长30%至约520GWac（对应组件需求量700GW+）：中国有望在超高基数下保 持增长，海外市场则将更充分享受组件价格下降和加息结束（甚至降息开启）的红利，其中中东、非洲地区因资源优势、 基数较低预计2024年装机高增，美国装机因政策预期及本土供应增加预计增长显著。

2023年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，有望支撑光伏系统造价及LCOE显著下降。据我们测算，24Q1末全球 组件均价较2023年初（0.26 USD/W）下降约47%至0.14 USD/W，对应光伏系统造价下降约25%，即使考虑较高比例的配 储需求、或电价下降、或一定比例弃光，光伏发电项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在具有较高吸引力的水平。

加息周期结束，有望提升电站收益率，刺激前期观望需求释放。光伏电站成本主要集中于投资初期，前期电站建设普遍依 赖银行贷款，资本成本为光伏电站成本重要的影响因素。2022年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，利率上 行一定程度上对光伏发电成本及电站收益率造成负面影响。

2023年10月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率4.50%，预计本轮加息周期结束。2023年利率上行一定程度上削 减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响，随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏LCOE及电站收益率有望显著 改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。

24Q1国内新增光伏装机46GW，同比增长36%，其中集中式装机21.93GW，同比+41%，占比48%；分布式装机23.80GW， 同比+31%。分布式新增装机中，工商业新增装机16.89GW，同比+83.3%，户用新增装机6.91GW，同比-22.5%。 受到部分项目23年底延迟并网的影响，一季度集中式项目同比高增符合预期；分布式项目一季度同比增长超30%，充分体 现了组件价格下降带来的分布式需求弹性。

储能：大储景气度超预期，户储有望持续改善

据CESA不完全统计，4月新型储能新增装机2.0GW/6.5GWh,同比+31.7%/+90.1%,环比+199.8%/+393.0%;1-4月新型储能累计装机5.8GW/15.7GWh，同比+67.0%/+118.0%，其中电化学储能新增装机约5.0GW/11.8GWh，同比+99.3%/+134.6 %.

-季度用户侧储能增长亮眼，2024年01用户侧新增装机储能项目117个,投运规模达0.4GW/1.2GWh，容量规模环比+64%，其中工商业储能项目数量占比80%。

5月国内锂电池储能系统中标规模为2.9GWh，中标项目主要为集采和独立/共享储能项目，同时也有少量新能源配储及火电调频项目中标。2024年1-5月国内锂电池储能系统累计中标规模超14.6GWh,同比增长73.5%。5月2小时储能系统中标均价为0.65元№h，环比下降0.21元/h，主要由于4月仅有一个小规模项目开标，较3月中标均价增长0.03元/h。

中电联发布《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，2023年工商业储能平均利用率指数为65%，同比提升20PCT;独立储能平均利用率指数为38%，同比提升8PCT;新能源配储平均利用率指数为17%，同比持平从利用小时数来看，10-50MW储能电站中，火电配储和独立储能的利用小时数及年均等效充放电次数大幅高于新能源配储其中火电配储年均利用小时数为1242小时，等效年均充放电次数976次;独立储能年均利用小时数为1021小时，等效年均充放电次数282次;独立储能年均利用小时数为509小时，等效年均充放电次数146次。随着未来储能电站利用率的持续提升客户将提高对产品质量的重视度，国内“劣币驱逐良币“的格局有望改善。

5月14日美国正式发布301关税政策，计划2026年开始将锂电池的关税从7.5%增加到25%。

电芯价格对储能安装成本影响甚微。根据CEA报告统计，电芯仅占储能53%，关税上涨对安装成本影响甚微。

电池供应链难摆脱对华依赖、对美储竞争格局影响有限。根据CEA报告，预计2024年美国、中国电芯制造成本分别为123.9.

78.7美元/kwh，即使加上25%关税，中国电芯仍具有成本优势。

英国大储储备项目持续增长，规模达到96GWh。英国2024年1-5月累计新增大储354MW/552MWh，其中，1024大储新增表机234MW/308MWh，同比-43.3%/-43.0%。根据Renewable UK统计，英国目前储能项目(运营中、在建、同意或计划中)规模为95.6GW，同比增长67.4%。

根据Sunwiz预测，2024年澳大利亚储能新增装机有望达到5.4GWh，同比+118%。其中电网侧、工商业、户储分别为4000、 600、788GWh，同比+184%/49%/20%。截至2023年底，澳大利亚累计电池储能装机约6GWh，其中电网侧、工商业、户 储占比分别为44%/10%/46%，但随着近两年联邦政府启动容量投资计划，大型储能装机占比将迅速提升。

通缩周期下大储收入逆势提升，毛利率受益于原材料降价有所改善。虽然1Q24大储公司收入因季节性原因环比有所下降， 但同比来看仍在行业通缩的背景下实现了2%左右的逆势增长。同时具有储能系统集成业务的公司毛利率同比持续提升，我 们判断主要是因为原材料降价后大储系统盈利改善所致。

风电 :海风招标加速启动，两海确定性再增强

从招标端看，1-5月海风机组新增招标4.7GW，其中Q1海风机组招标2GW，4-5月海风机组招标2.7GW。 从中标均价看，2024年含塔筒海风机组中标均价略有下降，2024年1-4月海风机组中标均价为 3402元/KW，同比下降 10.1%，较2023年8-12月均价下降5.1%。

随着海风施工逐步恢复，预计下游需求有望逐 步回暖。年初以来重要海风项目及政策推进加 速：2月海南、福建等清洁能源大省相继公布 2024年重大海风项目投资计划；3月阳江市阳 西县自然资源局发布青洲五~七海缆集中送出 工程项目《建设工程规划许可证》的批前公示； 4月23日海南省发改委宣布海南省海上风电场 址扩容，规模由12.3GW增加至24.9GW等等。 根据自然资源部网站消息，一季度国内海上风 电开工建设规模约13GW（去年并网6.8GW）， 根据我们对多个海风项目跟踪整理，预计2024 年国内海风装机有望达到10GW以上，同比增 长47%+。

参照各省十四五海风新增并网规划、现有项目开工&招标情况，我们预计2024-2025年计划并网的海风项目约30GW以上， 考虑到海风建设周期较长，我们预计2024/25年海风新增装机分别为10/15GW，剩余项目将递延至2026年及以后并网， 海风高景气度有望延续。

2023年欧洲风电融资创历史新高，2024-2025年欧洲海风储备高增。据Wind Europe，2023年欧洲陆上及海上风电场获得 投资融资480亿欧元（海风300亿+陆风180亿），同比翻倍，大约对应21.2GW装机，创历史新高。 审批程序简化招标核准加速，欧洲海风装机有望超预期。2023年欧洲各国政府风电招标约27GW，其中陆风、海风各占 50%，考虑海风项目建设周期约2-3年，预计2024-2026欧洲海风将迎来高速增长期。根据WindEurope的预测，2024/25年 欧洲海风新增装机为5.0/6.7GW，同比+32%/+33%。

“十四五”末期待推进海风项目规模充足， 海缆环节景气度确定性较强。根据我们统 计，预计在2024-2026年并网且未进行海 缆招标的项目合计12.8GW，随着下游项 目逐步开工推进，预计2024-2025将迎来 海缆招标放量密集期。 从电压等级来看，220kV及以上的高压海 缆占比提升明显，海缆招标项目价值量及 毛利率有望提升。

2024年上半年国内陆风整机中标价格在1400-1600元/KW左右，价格在底部持续波动。 从各公司年报来看，风机相关企业毛利率已到历史低位水平，预计未来随着零部件成本下降传导至主机环节，盈利能力 有望小幅改善。

塔筒成本中原材料占比超过70%，2024上半年主要原材料中厚板价格保持稳定，各公司盈利水平有望随着下半年行业放 量逐步改善。 随着海外风电装机推进加速，部分订单外溢国内塔筒企业有望充分受益。1Q24海外订单占比提升明显的大金重工季度综 合毛利率环比+10.7pct，同比+12.6pct。

原材料：年初以来铸锻件主要原材料生铁保持相对稳定，废钢价格有所波动但仍处历史较低水平。低端产品产能过剩，大型化趋势下头部企业积极扩产有望提升市场份额。铸锻件环节低端产能过剩严重，叠加陆风整机 竞争加剧传导价格压力影响，头部企业盈利阶段性承压。随着下游整机10-20MW大机型交付占比提升，拥有大机型铸锻 件项目交付经验的头部企业市场份额及盈利能力有望受益。

氢能 :有望迎下半年估值修复，重点关注上中游项目落地

低电价驱动绿氢经济性初显，阶段性区域平价可期。电价0.2元/kWh时绿氢的成本经济性显现，现阶段以区域性为主，集中于三北和沿海，新能源发电和部分给予优 惠电价的地区可实现，目前根据长三角氢价格指数披露，清洁氢价格在34.1-35元/公斤，此售价满足下游交通商用车领域的经济性。经济性是绿氢应用规模化的重 点，政策补贴出台加速了平价进程，自氢能入选政府工作报告后，相关政策后续有望跟进，推动上游成本下行。

项目备案与政策规划不断攀升，招标将迎来开启周期。项目数量高增，当前国内绿氢项目已立项产能合计达到580万吨，项目数量开工率达到36%，当前落地项目仅 7.9万吨产能，政策规划压力下，绿氢项目将迎开工潮。从绿氢项目开工及EPC招标情况看，目前共有35.03万吨绿氢项目已开工，884,140Nm3/h、860套电解槽将陆 续迎来招标，随着开工项目的推进，下半年电解槽招标将陆续迎来开启，重点关注大项目进展。

船舶规范体系开始确立，船用绿色甲醇打开消纳空间能见度。碳税的落地将推动绿氢及采用绿氢作为原料制取的甲醇、氨等的快速起量。交通部海事局发布了关于征 求《船舶技术规范体系（2024）》（征求意见稿），包含氢能（氢基能源）专项技术规范，针对醇、氢、氨燃料加注。当前全球船运每年化石燃料消耗量约为3亿 吨，全球以绿色甲醇为代表的生物燃料产能约为每年1100万吨油当量（按照甲醇与油1.95：1的关系），在碳税推动下，船运可接受甲醇价格约在4500-4800元/吨， 按照当前绿色甲醇的成本加上储运费用（500元/吨）后，燃料绿色溢价有望高近1000元/吨。凭借着绿色溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是 碳价高的行业及地区中体现更为明显，或将成为未来绿色甲醇重要消纳领域，船用绿色甲醇也将打开氢气的下游消纳。

报告节选：

（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。）