【平安證券】電力設備及新能源行業年度策略報告:風電景氣佔優，多重拐點匯聚

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證券分析師

蘇可              投資諮詢資格編號S1060524050002

摘要

平安觀點：

風電：成長屬性突出，供給格局向好。2025年國內海上風電發展節奏有望加快，包括風機吊裝、風機招標、項目競配等層面；預計2024年國內海上風電新增吊裝規模達到8GW及以上，2025年有望實現同比50%及以上的增長；深遠海風電開發有望獲得實質性進展，打開海上風電成長空間。2024年海風整機出海實現訂單層面的重大突破，產業趨勢逐步確立，未來出海步伐有望加快。2024年前三季度國內陸上風機招標量111.5GW，同比增長約100%，陸風風機招標價格呈現企穩回升，盈利水平拐點逐步顯現。2024年漂浮式海上風電供給端和項目端取得重大進展，我們判斷2025年有望提速發展。

儲能：全球多點開花，優選海外大儲和新興市場户儲。大儲方面，國內大儲蓄勢待發，海外大儲競爭格局更優，看好海外大儲機遇。我們認為美國大儲需求仍強勁，同時歐洲和中東大儲需求正快速起量，國內企業出海機遇可期。用户側儲能方面，我們看好新興市場潛力。户儲需求分化，傳統發達市場有待回暖，新興市場快速增長；工商儲市場處於發展早期，國內市場需求高增、競爭激烈，海外市場仍在驗證階段。國內户儲企業積極開拓新興市場，並逐步拓展工商儲新品，增長后勁足。建議關注市場壁壘高、增長強勁的海外大儲，快速崛起、多點開花的新興市場户儲環節。

光伏：需求增速放緩，關注政策因素與新技術。國內光伏行業消納問題凸顯，成為行業發展的主要制約因素，我們判斷國內光伏需求將步入平穩增長的新階段，預計2025年國內新增光伏裝機270GW（交流測），同比增長約8%，全球光伏新增裝機約608GW（直流側），同比增長約11%。2024年光伏組件產業鏈盈利水平大幅承壓，主要環節並未出現較明顯的出清跡象，預計2025年組件產業鏈供給過剩的形勢延續。政策層面開始更多地關注光伏產業低價競爭，有望起到價格和盈利水平託底的效果。隆基綠能等頭部企業積極擁抱BC電池技術，BC產業趨勢顯現，前瞻佈局的BC電池生產企業及設備供應商受益。

氫能：政策助力、場景拉動，關注綠氫和氫車環節。綠氫政策助力和場景拉動下，項目快速起量。電解槽是綠氫生產的關鍵設備，市場空間廣闊，但當前競爭激烈。電解槽相關上市公司包括新能源企業和部分設備企業，氫能業務比重較小，企業拓展第二增長曲線。氫車激勵政策頻出，場景持續探索，發展潛力充足。現階段氫車推廣受成本和基礎設施限制，依賴政策扶持，政策對產業的刺激作用強。氫燃料電池是氫車產業鏈的核心環節，上市標的質地純、業績彈性大，相關政策的出臺有望為板塊帶來機遇。建議重點關注潛在體量最大、國際需求空間廣闊的制氫環節，並持續追蹤氫車環節政策性機遇。

投資建議：維持行業「強於大市」評級。風電方面，國內海上風電景氣向上，出口形勢向好，漂浮式商業化進程有望加速，陸上風電需求有望超預期，整機價格呈現企穩回升態勢。光伏方面，BC電池產業趨勢顯現；同時，積極關注政策引導和行業自律可能帶來的組件、硅料等環節競爭形勢優化。儲能方面，海外大儲競爭格局和盈利能力較好，需求增長確定性較強；户儲市場多點開花，建議關注在新興市場紮實佈局的企業。氫能方面，建議關注積極卡位電解槽賽道、進入中能建短名單的企業以及燃料電池系統環節領先的參與者。

風險提示。1、新能源新增裝機不及預期風險。新能源發展受宏觀經濟、各區域支持性政策、供應鏈情況等因素影響，存在某些區域新增裝機不及預期風險。2、部分環節競爭加劇和盈利水平不及預期風險。新能源各環節整體呈現參與者增加的趨勢，部分環節可能存在競爭明顯加劇以及盈利水平不及預期風險。3、貿易保護現象加劇的風險。國內新能源製造在全球範圍內具備較強的競爭力，部分環節出口比例較高，如果貿易保護現象加劇，將對相關出口企業產生不利影響。4、新技術發展不及預期風險。光伏新型電池、綠氫等新興行業發展有賴於技術進步推動成本下降，存在發展節奏不及預期風險。

01

總覽：新能源板塊2024年回顧與2025展望

1.1 2024年回顧：電新板塊整體上漲約10%，風電錶現佔優

截至12月6日，申萬電力設備指數（801730.SI）2024年以來上漲約9.98%，跑輸滬深300指數5.82個百分點，在申萬31個一級子行業中名列第19。整體來看，電力設備及新能源板塊面臨部分領域供給端競爭加劇和需求端增速放緩的問題，2024年整體盈利水平承壓。

風電：表現相對較好，海風和風電整機領漲。風電板塊指數（866044.WI）2024年以來（截至2024.12.6）上漲約11.8%。2024年以來，國內江蘇、廣東等地停滯的大型海風項目開啟風機或施工招標，浙江、上海等地開啟大規模海風項目競配，市場對國內海上風電發展形勢更趨樂觀，海纜企業市場表現較為突出。下半年以來，風電整機價格企穩回暖，風機招標放量，市場對於風機企業盈利水平修復的預期升溫，金風科技、運達股份、明陽智能等頭部整機企業均有較好表現。

光伏：行業競爭加劇，政策預期升溫。光伏指數（884045.WI）2024年以來（截至2024.12.6）下跌10.3%，較大幅度跑輸滬深300指數。2024年以來光伏組件主產業鏈價格持續下行，推動相關企業盈利水平大幅下降，行業出清的形勢不明朗，且面臨的貿易保護加碼。下半年以來，政策託底的跡象現象，光伏行業協會公佈組件最低成本並呼籲行業自律，市場預期政策干預有望改變當前供需形勢；隆基綠能等企業大力佈局BC電池，BC技術關注度大幅提升。

儲能：海外大儲和户儲頭部企業有較強阿爾法。儲能指數（884790.WI）2024年以來（截至2024.12.6）下跌1.5%，行業整體面臨競爭加劇的問題，陽光電源、德業股份等頭部企業憑藉強勁的業績表現具有較強的阿爾法。2024年以來海外大儲市場需求較快增長，國內在出海方面領先的大儲企業在業績和訂單方面均有較好表現，四季度以來，隨着特朗普當選和貿易保護的擔憂加劇，海外大儲板塊走勢偏弱；户儲方面，2024年新興市場崛起，以德業股份為代表的在新興市場前瞻佈局的户儲領先企業受益。

氫能：技術、場景尚不成熟，不確定性壓制板塊表現。氫能指數（8841063.WI）2024年以來（截至2024.12.6）上漲3.4%，跑輸滬深300指數和電新板塊。氫能板塊成分股行業分佈繁雜，主營業務涵蓋化工、新能源、化石能源、汽車等多種板塊，氫能業務對各成分股的業績貢獻較小，板塊β並不明顯。氫能產業鏈中、制氫、儲運、燃料電池車等各環節均處於發展早期，但賽道整體規模和增速仍具有較強的不確定性，壓制板塊表現。

1.2 2025年展望：風電和儲能的貝塔性機會可能更為突出

展望2025年的板塊投資機會，我們認為需求的成長性和供需關係仍然是核心影響因素，其次為當前估值水平和隱含的預期，綜合來看，我們判斷新能源板塊2025年的投資機會較2024年更為突出；從細分領域貝塔性機會排序看，我們判斷風電可能相對佔優，其次為儲能。

風電方面，國內海上風電呈現蓄勢待發、加速成長的態勢，陸上風電招標端超預期，未來陸風成長性也可能超預期；陸風和海風出口形勢向好。海風產業鏈整體格局穩定，陸風整機競爭形勢改善、招標價格企穩回升，海外海風整機供給端呈現收縮。陸風、海風需求成長性和供需形勢兼優，看好風電的貝塔性機會。

儲能方面，我們判斷海外大儲和新興市場户儲2025年仍將實現較強勁的需求增長，頭部企業在品牌、渠道等方面的優勢仍然較為突出，但與此同時2025年可能也將新增一些影響供需關係的不確定因素，包括特朗普上臺后美國關税政策以及歐洲對逆變器的貿易政策等。考慮當前頭部企業較低的估值以及隱含的貿易保護相關的擔憂，結合行業自身的成長屬性，我們對2025年儲能板塊的投資機會偏樂觀。

光伏方面，受高基數和消納等因素影響，國內及全球光伏新增裝機需求增速有望進一步放緩，當前組件產業鏈供給過剩的問題短期難以實質性扭轉，但潛在的政策引導有望助力盈利水平企穩回升。我們認為當前市場對組件產業鏈未來盈利水平的預期偏樂觀，板塊的貝塔性機會可能不明顯。細分產業趨勢方面，BC電池崛起的態勢清晰，有望成為2025年光伏板塊主要的結構性機會。

氫能方面，由於政策助力和場景拉動，綠氫項目快速起量，電解槽是綠氫生產的關鍵設備，但已呈現激烈競爭態勢。整體來看，氫能產業仍處於發展早期和培育階段，商業模式還不夠清晰，對應的短期投資機會不明朗。

02

風電：成長屬性突出，供給格局向好

2.1 需求端：國內外共振，成長性突出

2.1.1 國內海上風電：蓄勢待發，景氣度有望提升

2024年，國內海上風電的建設進度仍然不及預期，主要因為廣東、江蘇等地存量的大型項目推進速度較慢，並未在2024年內形成較大規模的吊裝，軍事因素等方面的制約仍然影響了2024年國內海上風電發展。儘管建設進度不及預期，這些項目建設施工的前期工作在2024年持續推進，目前已經具備一定的開工條件，預計在2025年將進入實質性建設施工階段。

海上風機招標方面，根據金風科技披露數據，2024前三季度國內海上風機招標規模約7.6GW。根據我們統計，2024四季度以來，國內開展海上風機招標情況呈現向好態勢，判斷2024全年的海上風機招標規模超過10GW，並有望達到12GW左右的水平。

投資成本的下降是海上風電行業發展的重要驅動力，而風機大型化是降本的重要抓手。2024年，國內頭部的海風整機企業完成16MW及以上單機容量的整機產品吊裝或商業化應用，部分啟動風機招標的海上風電項目明確要求採用單機容量16MW及以上的風機產品，國內海上風機大型化持續推進並即將邁入16MW及以上海風整機大規模商業化應用的階段。

根據國家電投發佈的《新能源電站單位千瓦造價標準值（2024版）》，國內單體規模1GW左右的海風項目千瓦造價普遍在1萬元及下，其中粵西、廣西及海南區域的海風項目千瓦造價約9836元；對比2022完成招標的三峽青洲五六七海上風電項目的EPC中標情況，2024年海上風電造價水平相對2022年呈現大幅下降，意味着海上風電經濟性的明顯提升。

基於以上因素，我們判斷2025年國內海上風電發展節奏有望加快，包括風機吊裝、風機招標、項目競配等層面；預計2024年海上風機吊裝規模達到8GW及以上，2025年有望實現同比50%及以上的增長。

我們認為，2025年需求端值得期待的不僅是裝機、招標等數據的提升，還包括深遠海海上風電開發有望取得更多的實質性進展，打開海上風電中長期成長空間。

首先，我們判斷國管海域項目在2025年可能呈現實質性進展。2023年廣東省開展了16GW國管海域海上風電項目競配，至今尚未正式公佈競配結果；2024年11月，由汕尾市政府主辦、汕尾市發改局承辦、水電水利規劃設計總院特別支持的中國（汕尾）新能源產業創新融合發展大會召開並舉行項目簽約，其中重大能源簽約項目包括華電粵東海上風電基地1-1項目，該項目規劃裝機容量60萬千瓦，是廣東省2023年開展競配的國管區域16GW海上風電項目之一。另外，2024年上海市開展了5.8GW國管海域海上風電項目競配，其競配結果也有望在2025年出爐。其他省份國管海域海上風電項目的推進節奏也有望加快。

第二，支撐深遠海海上風電發展的技術手段進一步豐富和成熟，推動深遠海海上風電項目經濟性的提升，包括單機容量20MW以上的海風機組實現吊裝、大容量柔性直流外送項目開工以及大型漂浮式海上風電示範項目的出臺等。2024年9月，金風科技在陽江完成了其GW147型風電葉片的靜載測試，該葉片全長147米，對用的葉輪直徑可達300米；2024年10月，金風科技推出面向深遠海開發的新一代深遠海旗艦產品GWH300-20（25）MW，該機型葉輪直徑300米，功率覆蓋20-25MW，有望於2025年完成首臺樣機吊裝。

第三，深遠海海上風電項目開發的相關制度或管理辦法進一步完善。

綜合來看，我們判斷2025年國內海上風電需求高增，同時深遠海海上風電開發的形勢更加明朗，海上風電需求端的景氣度有望明顯提升。

2.1.2 國內陸上風電：招標已放量，成長性有望超預期

市場對於陸上風電需求成長性的預期較低，根據2024年發展形勢，我們判斷陸風需求端可能呈現超預期。

在風機招標層面，2024年招標量已經超預期，這將反映到未來的裝機端。根據金風科技披露數據，2024年前三季度國內陸上風機招標量111.5GW，同比增長約100%，2024年的陸上風機招標規模將創歷史新高。我們判斷招標超預期與當前新能源整體發展形勢有關。西北電網最新研究顯示，不同的風光配比對應不同的新能源總出力特性，與之相匹配的調節資源配置方案及投資成本也將發生變化；以2023 年西北電網實際運行數據為例進行測算，當新能源裝機為2 億千瓦時，最佳風光配比為3:1，隨着新能源裝機容量的增長，風光配比「拐點」也會右移（即風光配比大於3:1）。而目前國內風光配比小於1:2，風電的裝機佔比具有提升空間。

除了大基地項目風光配比有望朝有利於風電的方向發展以外，其他層面的陸上風電需求增長的驅動力也值得期待。

首先是分散式風電。2023年國內分散式風電新增裝機僅2.1GW，基數較小，但2024年以來政策層面的支持力度明顯加大。2024年3月，國家發改委、國家能源局、農業農村部聯合印發《關於組織開展「千鄉萬村馭風行動」的通知》。2024年10月，國家能源局在河南省平頂山市組織召開「千鄉萬村馭風行動」現場推進會，國家能源局黨組成員、副局長萬勁松出席會議並講話，國家能源局新能源司、電力司、監管司、河南監管辦，全國31個省（區、市）和新疆生產建設兵團能源主管部門，國家電網、南方電網，風能協會等單位相關業務負責同志參加會議，農業農村部科技司有關同志到會指導。根據中國風能協會的測算，全國約有59萬個行政村，假如選擇其中具備條件的10萬個村莊，每個村安裝4台5MW機組（當前政策明確原則上每個行政村不超過20兆瓦），可以實現2000GW的鄉村風電裝機量。

2024年以來，部分省份已經發布省級 「千鄉萬村馭風行動」工作方案，例如，2024湖北省安排100萬千瓦左右鄉村風電建設規模，因地制宜選擇100個村先行試點；山西省明確2024年馭風行動助力鄉村振興工程試點項目共33個、總規模151.74萬千瓦。參考《雲南省「千鄉萬村馭風行動」總體方案》，未來雲南省「千鄉萬村馭風行動」將分為三個階段實施：（1）示範試點階段（2024-2025年）：在確保生態用林用地能保障、用電負荷大、就地能消納、接網條件好的區域開展試點示範；（2）穩步推廣階段（2025-2030年）：以「十五五」全省可再生能源規劃確定目標為指引，在總結示範試點成功經驗基礎上，因地制宜，積極穩妥，逐年推進，條件成熟一個實施一個，堅決防止一哄而上，堅決防止「半拉子」工程；（3）全面發展階段（2030年以后）：具備條件、項目成熟的行政村，能建盡建。

我們判斷全國分散式風電的發展節奏可以參考雲南省的發展規劃。

第二，老舊機組的改造也值得期待。2023年6月，國家能源局發佈《風電場改造升級和退役管理辦法》，鼓勵併網運行超過15年或單臺機組容量小於1.5MW的風電場開展改造升級。隨着陸上風電技術進步和度電成本的下降，老舊風電場實施「以大代小」的經濟性將逐步提升。根據中國風能協會數據，截至2018年底，全國累計風電裝機容量達到2.1億千瓦，其中2MW以下（不含2MW）累計裝機容量市場佔比達到48.1%，對應的規模約1億千瓦，我們估計這部分風電場將具有「以大代小」改造的潛力。2024年11月，廣東江門市發展和改革局覈准批覆中廣核江門台山上川島風電場工程項目「大代小」改造工程，拆除原有的100台0.85MW機組，新建34台7MW機組，改造后項目總裝機容量238MW，是被拆除項目規模的2.8倍。

2.1.3 海外海上風電：迎來長時間維度的景氣上行期

歐洲

歐洲是最早發展海上風電的市場，也是當前和未來主要的海上風電海外市場。過去多年，歐洲海上風電新增裝機在一定的區間內震盪，根據歐洲風能協會統計，2023年，歐洲海上風電新增裝機3.8GW，創歷史新高。展望未來，歐洲的海上風電發展速度有望明顯加快，對應的新增裝機規模也有望快速增長，主要的驅動因素包括以下幾個方面：

1、受益於技術進步和規模化發展，歐洲海上風電整體呈現了較明顯的成本下降和經濟性提升。以英國為例，英國從2015年開啟差價合約（CfD）模式的海風項目拍賣，到2022年第四輪拍賣實現了電價水平的大幅下降。近兩年由於通脹和利率上升等因素影響，海上風電的開發成本和電價水平有所上升，但整體來看，海上風電展現了經濟性方面的競爭力。

2、近年歐洲加大了對新能源的政策支持力度，推動海上風電加快發展。在氣候問題和俄烏衝突的影響之下，歐洲多國加大了對海上風電的支持力度，首先表現在多個國家上調了海上風電的裝機目標。例如，俄烏衝突后，英國政府發佈《英國能源安全戰略》，將2030年海上風電裝機目標從40GW調增到50GW，近期英國工黨政府上臺后進一步將2030年裝機目標提升至60GW；德國出臺新的《德國海上風能法》（WindSeeG），將2030年海上風電裝機目標上調至30GW。

基於歐洲在建、已完成拍賣處於待建狀態的項目情況，以及各國規劃的待開發的項目情況，歐洲海上風電有望步入長時間維度的景氣周期。根據歐洲風能協會的預測，歐洲海上風電新增裝機將從2023年的3.8GW攀升至2030年的超過30GW。

美國

根據全球風能協會統計，截至2023年底美國海上風電裝機規模僅42MW，拜登政府規劃到2030年美國將部署30GW的海上風電項目。2023年下半年以來，拜登政府加快了項目批准節奏，截至目前美國政府已經批准了10個大型海上風電項目，剔除已被開發商宣佈停止開發的Ocean Wind 1之外，其他9個項目合計規模約13GW，其中裝機容量806MW的Vineyard Wind項目和132MW的South Fork Wind Farm項目有望於2024年全容量併網。

除了加快項目審批之外，拜登政府也在積極推進更前端的海上風電海牀租賃工作。2021年10月，美國海洋能源管理局（BOEM）發佈「Offshore Wind Farm Leasing Path Forward 2021-2025」，計劃對美國沿海七片海上風電場海牀租賃拍賣，2022-2023年已完成四輪拍賣，其中New York Bight約5.6GW項目的海牀租賃費用達到43.7億美元。2024年，美國內政部長宣佈一項新的海上風電租賃五年計劃，到 2028 年發起多達12個潛在的海上風電租賃銷售。這些海牀租賃工作將為越來越多的項目獲得批准以及進入實質性的建設施工階段奠定基礎。

整體來看，儘管實現2030年30GW海風裝機目標的概率較小，但2023年下半年以來大量項目獲得政府批准並即將進入建設施工階段，后續美國海風市場將步入大規模開發階段。

日本

日本規劃到2030年實現10GW海上風電裝機目標，到2040年安裝30-45GW的海上風電。根據日本經濟產業省，截至2023年底，日本海上風電累計裝機規模約188MW，主要對應為採用固定電價機制的小型項目。Akita Noshiro海上風電項目是日本首個商業化運行的海上風電項目，裝機規模140MW，採用33台Vestas V117-4.2MW，已於2022年底和2023年初分批投運。

2021年底和2023年底，日本分別宣佈了第一輪和第二輪海上風電拍賣的結果，採用Feed-in Premium（FIP）的電價機制，兩輪規模均約1.8GW；目前正在開展第三輪拍賣，合計規模1.05GW，預計於2024年底公佈結果。根據拍賣項目規劃的建設節奏，從2028年開始，日本海上風電項目步入批量投運階段。

韓國

2023年韓國通過《第十次電力供需基本計劃》，明確2030年海上風電裝機目標14.3GW；根據全球風能協會，截至2023年底海風裝機133MW。目前韓國已經選定3個大的海上風電開發區域：2020年，韓國政府決定在全羅北道開發2.4GW海上風電項目；2021年初，韓國宣佈在Shinan海岸建設世界上最大的8.2GW海上風電項目；2021年5月，韓國政府在Ulsan海岸規劃6GW漂浮式海上風電。

2022年韓國國內舉行了首次海上風電項目固定電價公開競拍，中標項目規模僅99MW。2023年12月，韓國產業通商資源部（MOTIE）和韓國能源局（KEA）聯合舉辦的第二次海上風電項目競標結果揭曉，合計規模約1.4GW的五個項目中標。2024年8月，韓國政府公佈未來海風項目競配計劃，到2026年上半年，韓國計劃開展7-8GW的海上風電項目競配，其中2024年10月開展一輪，競配規模約1.5-2GW，2025年競配規模3-3.5GW，2026年競配規模2-3GW，包含固定式和漂浮式兩種技術類型。

根據項目建設節奏，預計韓國從2026年開始進入海上風電的大規模建設階段。

小結

如上所述，無論歐洲還是美國、日本、韓國，未來海風新增裝機都將呈現快速增長的趨勢，這與過去這些市場的海風需求處於箱體振盪或停滯狀態有顯著的不同，未來海外市場海風需求體量將相比過去大幅增長。

2.2 供給端：海風整機與海纜格局較好，陸風內卷趨緩

2.2.1 國內市場海纜和海風整機的格局較好

海纜方面，國內海纜競爭格局整體穩定，中天科技（維權）、東方電纜、亨通光電三大頭部企業在海纜生產基地佈局方面處於領先地位；考慮海纜行業較明顯的屬地化特徵，以及海纜產能的建設周期較長，預計當前頭部三家企業佔據主導地位的格局將在未來較長時間內延續。

海纜環節較明顯的產業趨勢是向高電壓等級交流和柔性直流發展，單回海纜連接的海上風電場容量增加，推動海纜技術門檻和可靠性要求的提升，進而影響海纜競爭格局。目前，在高電壓等級交流海纜方面，東方電纜具有500千伏交流海纜的海上風電工程業績（粵電青洲一、二項目），中天科技和東方電纜均獲得了330千伏交流海纜的訂單（三峽青洲六項目）；柔性直流方面，中天科技具有國內首個海上風電柔直外送項目的海纜供貨業績，東方電纜獲得了青洲五七±500kV柔直海纜EPC訂單。整體來看，頭部海纜在高電壓等級交流和柔性直流海纜方面的技術實力和工程業績方面具有較明顯的優勢，隨着后續規劃採用500千伏交流及柔性直流外送的海上風電項目數量的增加，頭部海纜企業有望鞏固和加強競爭優勢。

海風整機方面，經過近兩三年的快速發展，國內頭部的海風整機企業具備了更豐富的產品運行業績、更大單機容量的風機產品、更成熟的技術創新體系，競爭力大幅提升。且海風整機同樣具有明顯的屬地化特徵，頭部企業在沿海主要市場完成生產基地的佈局，先發優勢明顯。2024年，海風整機環節新增訂單呈現集中度提升的態勢，金風科技、明陽智能、遠景能源在新增訂單方面佔據絕對主導。我們判斷后續海風整機的格局強者恆強。

產品價格方面，近兩年海上風電中標價格呈現緩跌態勢，但與此同時風機招標的單機容量也呈現明顯上升，我們判斷價格的下行主要來自於單機容量提升和風機成本的下降，而非主要因為競爭加劇，海上風機行業的盈利水平有望顯著好於陸上風機行業。

2.2.2海風整機出海迎來重大機遇

如上所述，海外市場海上風電蓬勃發展，國內海風製造產業鏈迎來出海機遇。相對而言，管樁、海纜等環節的出海步伐相對較早，大金重工、東方電纜、中天科技等已經獲得多個歐洲海上風電管樁或海纜訂單，而海上風電整機的出海步伐相對較慢。從供給端看，相對海纜和管樁，海風整機環節的海外參與者數量較少，主要為德國的西門子-歌美颯、丹麥的維斯塔斯以及美國的GE三家，目前看不到潛在的新進者。

2024年以來，GE已經發生三起海上風機葉片相關事故，存在質量問題的隱憂；根據4C Offshore的報道，GE Vernova的CEO，Scott Strazik，近期在接受《金融時報》採訪時宣稱，GE將不再尋求獲取新的海上風機訂單，原因是面臨經濟性等方面的挑戰；在此背景下，海外海風項目面臨可供選擇的海風整機供應商過少的問題。與此同時，國內海風整機通過近年的快速發展，在海上風機單機容量方面趕超海外海風整機企業，構建起產品層面的技術優勢。

近年明陽智能已經在意大利和日本實現了小批量的海上風機交付，具備了一定的項目工程業績，國內海風整機企業在海外市場積累了一定的市場口碑和客户基礎。2022年，明陽智能為意大利Beleolico海上風電項目供應10台3MW海風機組，助力意大利建成首個離岸風電項目。2023年，由明陽智能提供風電機組的日本Nyuzen海上風電項目成功併網發電，該項目採用3台MySE3.0-135海上風電機組，是日本首座採用中國海上風機的海上風電場。

2024年下半年，明陽智能在德國和意大利市場取得訂單層面的重大突破，先后與德國開發商Luxcara就Waterkant海上風電項目簽訂海上風機優先供貨協議，與意大利海風開發商Renexia就Med Wind漂浮式海上風電項目簽訂生產基地和供貨相關的MOU。

展望未來，我們判斷國內海風整機在海外市場的認可度有望進一步提升，同時國內海風整機企業在大兆瓦產品等方面的技術優勢進一步擴大，國內海風整機出口的趨勢有望進一步加強。

2.2.3 陸上風電：整機盈利水平有望修復

近年來，隨着風機大型化的快速發展和競爭的加劇，陸上風機招標價格持續下行，風機企業盈利水平持續承壓，部分企業風機業務呈現較明顯的虧損。

與此同時，風機質量問題成為市場關注的焦點。2024年9月，大唐集團旗下的中國水利電力物資集團有限公司召開風電供應商質量保障交底會，黨委書記、董事長陳智表示：當前風電質量問題頻發的周期仍然會持續，製造問題引發風電事故仍是主要原因，風電技術發展已經進入「無人區」，設備大型化仍是降本的主要手段，行業經驗無先例可循、無標準可依仍是常態；要想實現中國大唐高質量發展，必須高度重視風電質量問題。

因此，無論是風機企業還是風電場開發企業，其自身利益均遭受風機行業過度內卷的威脅。

政策層面，2024年7月30日，中共中央政治局召開會議，明確提出要強化行業自律，防止「內卷式」惡性競爭。2024年11月，「2024風能企業領導人座談會」在北京召開，主要的風機企業、開發商以及政府主管部門和行業協會代表參加會議，會議認為，當前中國風電行業依然面臨低價惡性競爭問題，致使從零部件到整機的風電製造端陷入全面虧損，阻礙了產業的健康發展。會議認為，應從兩方面入手破解當前的過度內卷問題：

一是依法依規制定低價惡性競爭行為的認定標準及處罰辦法。在2024北京國際風能大會暨展覽會（CWP 2024）上，12家風電整機企業共同簽署了《中國風電行業維護市場公平競爭環境自律公約》，將成立公約執行管理委員會和紀律監督委員會，依法制定低價惡性競爭行為的認定標準及罰則，依現行法律法規規範市場競爭中的各類違法違規行為。

二是優化招標方案及評標辦法。開發商設置更全面、合理的評價指標，綜合評估整機企業的研發、製造、質量保證等能力，提高技術評分權重，細化技術指標評分，將項目后評估和項目運行數據作為技術和質量差異的評價標準，杜絕最低價中標。

綜上，我們認為陸上風機行業價格競爭的激烈程度有望明顯減弱。根據金風科技披露數據，2024年9月國內風機平均投標價格約1475元/kW，與2023年底平均投標價格持平，陸上風機投標價格呈現企穩的態勢。隨着陸上風機競爭形勢的變化，風機企業盈利水平有望迎來修復。

2.3 新技術：漂浮式海風的商業化進程加速

2024年，漂浮式海上風電在多方面實現重大進展，為未來商業化推廣蓄勢。 

首先，漂浮式海上風機迎來重大創新突破。2024年8月，明陽智能雙轉子漂浮式樣機「明陽天成號」 從廣州南沙啟航，前往廣東陽江明陽青洲四海上風電場進行安裝；2024年9月，「明陽天成號」成功應對超強颱風「摩羯」的挑戰。「明陽天成號」兩座塔筒呈「V」字形排列、搭載兩臺8.3兆瓦海上風機，可應用於水深35米以上的全球廣泛海域；其浮式基礎為全球首次採用抗壓能力達到115兆帕以上超高性能混凝土材料製造而成，浮筒採用的「玻璃纖維外殼+XPS芯材+防護塗層材料」方案，有望較大幅度降低漂浮式海上風電投資成本。

第二，多個海外大型漂浮式海上風電場取得重大進展：

2024年5月，法國首次商業規模漂浮式海上風電招標結果揭曉，由Elicio和BayWa r.e.組成的聯合體以86.45歐元/兆瓦時的電價贏得了pennavel漂浮式項目（規模約250MW）的開發權。

2024年9月，英國第六輪CfD拍賣結果公佈，漂浮式項目Green Volt Offshore Windfarm（規模約400MW）入圍，上網電價為139.93英鎊/MWh，該項目位於蘇格蘭海域，是英國首個CfD授予的百兆瓦級漂浮式海風項目，計劃在2029年投運。

ü 2024年10月，意大利海上風電開發商Renexia與明陽智能簽署Med Wind項目的前端工程設計（FEED）合同，該項目將在意大利西西里島海岸80公里處建設一座2.8GW的漂浮式風電場。

2024年10月，韓國貿易、工業和能源部（MOTIE）啟動海上風電招標程序，將授予1GW固樁式海上風電和500MW漂浮式海上風電項目。

基於2024年供給端和項目端的重大進展，我們判斷漂浮式海上風電有望提速發展，開啟全球範圍內從樣機驗證到商業化推動的過渡階段，漂浮式海上風電的商業化前景將逐步明朗。

03

光伏：需求增速放緩，關注政策因素與新技術

3.1 需求端：內需、外需增速趨緩

3.1.1 內需：消納問題凸顯，需求增速放緩

根據國家能源局披露數據，2024年前三季度，國內光伏新增裝機160.88GW，同比增長24.8%。不同類型的應用場景的發展形勢不同：

集中式地面電站：前三季度新增裝機75.66GW，同比增長約22.4%，三北地區的新疆、甘肅、青海、寧夏、陝西、內蒙、陝西、河北、山東以及南方地區的雲南和廣東佔據絕對主導，這11個省份的合計裝機佔全國集中式地面電站總裝機的約75%，我們判斷三北、西南地區新能源大基地的加快建設推動了國內集中式地面電站的持續增長。

户用光伏：前三季度國內户用光伏新增裝機22.8GW，同比下降約31%，江蘇前三季度新增户用裝機6.69GW，同比接近翻倍增長，約佔國內户用新增裝機的29.3%，但傳統的户用光伏大省河南和山東前三季度新增裝機同比大幅下滑，例如，河南省2023年前三季度新增户用裝機8.52GW，2024前三季度僅新增0.74GW。整體來看，國內户用光伏發展形勢在2024年發生重大變化，這與近年户用光伏大發展之后面臨的消納問題有關。2023年11月河南省發改委發佈《關於促進分佈式光伏發電健康可持續發展的通知》，河南省電力公司開展區域內分佈式光伏承載力評估和可接入容量測算，明確分佈式光伏開發紅、黃、綠區域並按季度向社會公佈，黃色、紅色區域內的分佈式光伏項目需待落實消納條件后再行開發建設；而參考河南省電力公司發佈的電網可開放容量及受限情況，河南省大部分區域處於紅色或黃色區域。

工商業分佈式光伏：前三季度國內工商業分佈式光伏新增裝機62.4GW，同比增長約82%，延續了2022-2023年的快速增長勢頭。浙江、江蘇、山東、廣東四省合計的新增裝機佔比約41%，延續了下降趨勢，表明工商業分佈式光伏的開發熱潮向更多的省份蔓延。

户用光伏的消納問題可能只是光伏行業當前面臨的消納問題的一個縮影。光伏具有出力時段較為集中的特點，隨着光伏在電源體系中的裝機比例明顯提升，部分省份已經呈現出光伏大發階段電力供需越趨寬松的形勢；截至目前，全國至少有17個省份已經或計劃將午時部分時段的分時電價調整為谷時段電價。截至2023年底國內光伏累計裝機6.09億千瓦，同比增長55%；按照當前光伏建設速度，未來光伏大發時段電力供需寬松的形勢將更為嚴峻。

電力現貨交易市場的光伏電價情況也反映了光伏行業面臨的消納問題。2023年10月，國家發改委、能源局聯合發佈《關於進一步加快電力現貨市場建設工作的通知（發改辦體改〔2023〕813號）》，提出加快放開各類電源參與電力現貨市場，按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。2024年6月，山東電力現貨市場歷經多年的試點運行之后，轉入正式運行，且山東是國內光伏裝機大省和用電大省，其電力現貨交易相關特徵具有代表性。根據蘭木達電力現貨的統計，在過去一年間，光伏現貨電價明顯低於山東省電力現貨均價水平。

2024年10月，國家能源局印發《分佈式光伏發電開發建設管理辦法（徵求意見稿）》，新的管理辦法將分佈式光伏劃分爲自然人户用、非自然人户用、一般工商業和大型工商業四種類型，不同類型的上網模式不同，其中自然人户用、非自然人户用分佈式光伏可選擇全額上網、全部自發自用或自發自用余電上網模式；一般工商業分佈式光伏可選擇全部自發自用或自發自用余電上網模式；大型工商業分佈式光伏必須選擇全部自發自用模式，項目投資主體應通過配置防逆流裝置實現發電量全部自發自用。因此，如果該管理辦法正式實施，工商業分佈式光伏將不再可以採用全額上網模式，其中6MW以上大型工商業分佈式光伏只能自發自用；此外，全額上網、自發自用余電上網模式的上網電量應當按照有關要求公平參與市場化交易。隨着上網模式的變化以及參與市場化交易，國內工商業分佈式光伏發展前景的不確定性提升。

儘管光伏行業面臨的消納方面的挑戰加大，但也呈現出某些更明確或邊際加強的積極因素：

首先，政策層面依然大力支持新能源發展。2024年2月，中共中央政治局就新能源技術與我國的能源安全進行第十二次集體學習；會議提出，要順勢而為、乘勢而上，以更大力度推動我國新能源高質量發展，為中國式現代化建設提供安全可靠的能源保障，為共建清潔美麗的世界作出更大貢獻。

第二，隨着光伏組件等產品價格的快速下降，光伏電站投資的成本降低，經濟性持續凸顯。參考國家電投發佈的《新能源電站單位千瓦造價標準值（2024版）》，當前地面電站的造價普遍在3000元/kWp以內。

第三，國內電力需求高速增長，支撐新能源裝機持續增長。根據國家能源局的統計，2024年1-10月，全社會用電量累計81836億千瓦時，同比增長7.6%。參考電力規劃設計總院電力發展研究院的預測，未來5-10年，我國每年新增用電量將維持在5000-6000億千瓦時，全社會用電量維持高速增長。

整體來看，國內光伏行業發展已經步入了消納問題凸顯的新階段，這一問題將成為行業發展的主要制約因素，使得光伏新增裝機難以延續2021-2023年的高速增長態勢。綜合考慮政策、造價等有利於光伏行業發展的因素，我們判斷國內光伏需求將步入平穩增長的新階段。

3.1.2 外需：美國市場不確定性加大，新興市場形勢相對較好

1、面向主要海外市場的光伏產品出口形勢

根據InfoLink Consulting的統計，2024年前三季度，國內光伏組件出口規模約 186.8 GW，較去年同期的 157.7GW 增長約18.5%；其中2024年三季度出口規模 54.9 GW，環比下降14.6%，同比增長約 6.4%。整體來看，2024年光伏組件出口呈現了增速放緩的態勢。

從組件出口結構上看，不同區域的出口形勢不同，亞太、中東等新興市場表現亮眼。歐洲是我國最大的組件出口市場，2024年前三季度出口規模約77.7 GW，同比下降 9%；亞太市場和中東市場的出口規模則快速增長，其中亞太的印度、巴基斯坦市場需求成長較快，中東地區最大的市場則為沙特，前三季度沙特從中國進口的組件規模約12.9GW，佔中國出口中東組件規模的一半以上；美洲和非洲市場的組件出口量則平穩增長。

國內光伏電池組件企業面向美國市場的出口主要通過東南亞生產基地，根據美國國際貿易管理局披露的數據，2023年美國從柬埔寨、馬來西亞、泰國、越南進口的電池組件規模分別為6.72、6.76、10.60、12.30GW，合計的金額約119億美元。2024年，美國對東南亞光伏製造產能的貿易保護政策加碼：2024年5 月，美國商務部宣佈對進口自柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南的晶體硅光伏電池（無論是否組裝成模塊）發起反傾銷和反補貼調查，雙反請願書由美國太陽能製造業聯盟貿易委員會提交，涉及企業包括美國太陽能製造商Convalt Energy、First Solar、Meyer Burger、Mission Solar、Qcells、REC Silicon等；2024年6月，美國取消為期兩年的東南亞關税豁免政策；2024年10-11月，美國商務部公佈了對東南亞四國反補貼反傾銷的初裁結果。

在此背景下，未來中國企業生產的電池組件產品出口美國面臨的不確定性加大。

2、主要海外市場光伏需求形勢

美國

2024年一至三季度，美國光伏新增裝機（直流側）分別為11.8GW、9.4GW、8.6GW，前三季度美國光伏新增裝機約30GW。根據美國光伏行業協會的預測，2024年美國光伏新增裝機約40.5GW，同比基本持平。《通脹削減法案（IRA）》對美國光伏本土製造以及光伏需求形成強有力的支撐，近年制約美國需求的光伏供應鏈方面的約束明顯緩解，但美國市場光伏需求仍然面臨併網、勞動力等方面的挑戰；參考美國光伏行業協會的預測，未來五年，美國光伏新增裝機有望穩定在40-46GW區間。

歐洲

2018年以來歐洲市場需求呈現快速增長，驅動因素包括歐盟結束對中國光伏產品的雙反、光伏行業自身的快速降本和經濟性提升、俄烏衝突以來的歐洲對光伏支持性政策加碼。2023年，歐洲光伏新增裝機約70GW，其中歐盟國家新增裝機60.9GW，均創歷史新高；德國、西班牙、意大利、荷蘭、波蘭是前五大光伏市場，2023年合計份額約65%。

根據歐洲光伏行業協會的預測，未來五年歐盟光伏新增裝機增速明顯放緩，複合增速由過去兩年的50%下降至未來五年的10%左右。需求增速放緩的原因包括：1、光伏新增裝機基數較高，面臨電網連接和消納相關問題，部分高壓設備供應緊缺；2、傳統能源價格下跌到俄烏衝突之前，能源緊缺問題以及光伏經濟性一定程度被削弱；3、高利率的問題依然存在；4、政策層面不確定性加大。

德國是歐洲第一大光伏市場，根據德國聯邦網絡局的數據，2024年1-10月，德國光伏新增裝機約13.1GW，同比增長約5%，與過去兩年相比呈現明顯的需求增速放緩的態勢；另外，歐洲光伏市場需求的疲弱從2024年前三季度中國出口至歐洲的光伏組件規模同比下滑也可以窺見。

印度

根據JMK Research的統計，2024年前三季度印度新增光伏裝機約17.4GW，同比增長約105.8%，其中，大型公用事業項目規模13.2GW，同比增長160.9%，呈現快速增長的態勢；政策的支持和經濟性的提升可能是需求快速增長的主要驅動力。參考JMK Research的數據，印度本土雙面組件均價從2023年年初的超過30盧比/Wp下降至2024年10月的 16.8盧比/Wp。

根據《Statistical Review of World Energy 2024》的統計，2023年印度的發電量達到1.96萬億度電，同比增長約7%，過去十年，印度的發電量複合增速達到5.5%，與中國的發電量增速相當。印度的電源結構以煤電為主導，2023年煤電發電量佔比達75%；近年可再生能源較快發展，其中光伏是新增可再生能源新增裝機的主力。考慮印度電力需求快速增長所帶來的新增發電需求體量以及當前的光伏新增裝機體量，預計印度的光伏新增裝機仍具較大的成長空間。

巴西

巴西是拉丁美洲最大的光伏市場，巴西光照資源好且近年用電增速較高，推動光伏需求快速發展。巴西光伏裝機以分佈式為主，2022年及以前巴西分佈式光伏呈現快速發展；2023年《14.300 法案》開始執行，針對小型分佈式項目徵收電網使用費，導致巴西分佈式光伏發展明顯降速，但集中式光伏發展提速。根據巴西光伏協會的統計，2024年前三季度巴西地面電站新增裝機4.1GW，達到2023年全年水平。

2023年12月，巴西外貿執行管理委員會（GECEX）宣佈，2024年起將對進口光伏組件徵收進口税。GECEX設立了2024-2027年逐年遞減的免税配額：2024年1-6月，配額為11.3億美元；2024.7-2025.6，配額為10.1億美元；2025.7-2026.6月，配額為7.17億美元；2026.7-2027.6月，配額為4.03億美元。根據Infolink的統計，2024年前三季度中國出口巴西的光伏組件規模16.7GW，出口形勢並未明顯受關税的影響。2024年11月，巴西發展、工業、貿易和服務部宣佈將光伏組件的進口税率從9.6%上調至25%並及時生效，預計將推升巴西市場組件價格並對光伏需求產生不利影響。綜合來看，預計未來巴西光伏需求增速放緩，新增裝機有望保持平穩。

中東

中東地區有得天獨厚的光照資源，是全球範圍內光伏資源最好的區域之一；用電體量較大且增速高；該區域能源轉型意識強、經濟基礎較好，主要國家制定了支持新能源發展的能源戰略以及光伏裝機目標，並組織開展大型光伏項目的開發和招標。近年，中東光伏市場快速發展，根據Infolink的統計，2024年前三季度，中國出口至中東的光伏組件22.9GW，同比增長122%；其中，出口至沙特的光伏組件規模12.9GW，佔比超過一半。預計短期內中東市場仍將延續快速增長的態勢。

綜上，按照歐洲光伏協會的計算口徑（直流側），2024年全球光伏新增裝機有望達到548GW左右，同比增長約23%，主要增量來自於中國、亞太和中東市場。根據上述各個區域市場分析，預計2025年全球光伏新增裝機有望達到608GW左右，同比增長約11%。

3.2 供給端：供給過剩格局延續，BC電池引領新技術

3.2.1 供給過剩格局延續，政策影響逐步顯現

2024年以來，受供需關係趨於寬松影響，光伏組件主產業鏈價格持續下行。根據InfoLink統計的數據，截至11月20日，2024年以來多晶硅緻密料價格下跌38%，N型182-183.75mm單晶硅片價格下跌53%，182-183.75mm TOPCon電池片價格下跌41%，182*182-210mm TOPCon雙玻組件價格下跌30%。多數輔材的價格也呈現明顯下降。

產品價格的快速下降導致相關企業盈利水平大幅承壓。根據二季度和三季報財報情況，多晶硅、硅片、電池片環節的頭部企業毛利率為負值，部分企業已經大幅虧現金。例如，大全能源三季度多晶硅單位銷售價格（不含税）為33.62元/公斤，當期生產成本（含運費）48.83元/公斤、現金成本（即不含折舊的生產成本）38.93元/公斤，銷售價格低於現金成本。

截至目前，光伏行業主要環節並未出現較明顯的出清跡象。一方面，部分環節確實出現了主要參與者經營承壓和出讓控制權的情況，比如電池環節主要企業潤陽股份計劃出讓控制權，通威股份則有意通過增資和股權收購的方式獲得潤陽股份不低於51%的股權，但這種控制權轉讓的模式並不意味着對應產能的退出，行業競爭形勢並未顯著變化。另一方面，從2024年以來的經營情況看，頭部企業在盈利能力等方面的優勢不明顯，在當前各環節普遍虧損的情況下，頭部企業的一體化產能佈局承受的經營壓力更大。例如，2023年組件出貨量排名第一的晶科能源（一體化程度相對較高）和排名第十（國內企業排名）的協鑫集成相比，二者2024年前三季度盈利水平差異不明顯。

展望2025年，主要環節供需形勢可能仍然承壓。一方面，我們判斷需求端增速繼續放緩，2025年全球光伏新增裝機需求增速約11%，且美國市場的光伏組件自供比例提升；另一方面，光伏電池組件轉化效率仍在持續提升，攤薄單瓦材料需求。我們判斷多晶硅和硅片環節供過於求的形勢仍然較為突出。

多晶硅：根據中國光伏協會的統計，截至2023年底，國內硅料產能規模達到230萬噸，全球產能規模達到245.8萬噸；預計2024年底國內硅料產能規模有望達到310萬噸以上。2024年1-10月，國內多晶硅產量約160萬噸，預計全年產量近190萬噸。因此，2025年多晶硅行業仍將面臨較嚴重的供大於求。

硅片：根據硅業分會的統計，截至2024年10月底，規模最大的兩家硅片頭部企業開工率分別為45%和50%，硅片產能開工率整體偏低。1-10月，國內硅片產量約557GW，預計2024全年硅片產量630-650GW；自二季度以來，國內硅片月度產量呈現下行趨勢。中國光伏行業協會統計，截至2023年國內硅片產能約954GW，硅片行業供需過剩的問題2025年依然較為突出。

政策層面開始更多地關注光伏行業低價競爭。2024年7月30日，中共中央政治局召開會議，明確提出要強化行業自律，防止「內卷式」惡性競爭。2024年11月，財務部、税務總局發佈關於調整出口退税政策的公告，部分光伏產品的出口退税率由13%下調至9%，於2024年12月1日起開始實施。2024年11月，工業和信息化部發布2024年第33號公告，對《光伏製造行業規範條件》和《光伏製造行業規範公告管理暫行辦法》進行了修訂，提高部分技術指標要求，繼續引導光伏企業減少單純擴大產能的光伏製造項目，避免低水平重複擴張；同時，對於除了多晶硅之外的新建和改擴建光伏製造項目，也將最低資本金比例由20%提升至30%。

中國光伏行業協會已經加強了對行業低價競爭的監督。2024年10月，中國光伏行業協會發布測算的當月光伏組件成本數據，在不計折舊的情況下，一體化企業N型M10雙玻光伏組件含税生產成本（不含運雜費）為0.68元/W。2024年11月1日，工業和信息化部電子信息司組織召開成本模型專家論證會，邀請國家發展改革委價格司、國務院國資委規劃局、市場監管總局價監競爭局、國家能源局新能源司推薦專家，就中國光伏行業協會提出成本模型測算的科學性、合理性和精準性聽取專家意見。2024年11月，中國光伏行業協會更新當月光伏組件成本數據，在各環節不計折舊情況下，最終組件含税成本（含最低必要費用）為0.69元/W。

自中國光伏行業協會披露組件含税成本以來，國內光伏組件低價競爭的形勢有所緩解。我們判斷，政策層面監管以及光伏行業監督有望一定程度避免光伏產業陷入惡性低價競爭的局面，但較難扭轉當前供給過剩和供需寬松的形勢。

3.2.2 BC電池產業趨勢漸顯

BC電池是各類背接觸結構光伏電池的統稱。背接觸電池將PN結和金屬接觸都設於太陽電池背面，電池片正面採用 SiNx/SiOx雙層減反鈍化薄膜，沒有金屬電極遮擋，能最大限度地利用入射光，減少光學損失，可帶來更多有效發電面積，從而有利於提高光電轉換效率。作為一種拓展性較高的平臺技術，BC電池可與其他電池技術融合，從而衍生出多種細分技術路線，包括ABC、HPBC、PBC、IBC、TBC、HBC等。與TOPCon等其他N型電池相比，BC電池具有轉換效率高、正面無柵線、美觀度高等優勢。

根據TaiyangNews披露的已實現商業化應用的光伏組件效率排行榜，截至2024年11月，愛旭股份的BC組件已經連續20個月排名第一，且組件轉化效率較大幅度領先非BC類產品。

2024年以來，隆基綠能堅定看好BC技術的發展，認為BC技術是單結電池終極技術路線，將成為未來5年內主流技術平臺，併發布了多款重磅基於BC二代技術的組件產品。

2024年5月，隆基發佈全新一代組件產品Hi-MO 9，通過導入先進複合鈍化技術和高可靠性背接觸互聯技術，疊加公司高品質泰睿硅片，組件量產功率高達660W，高於同規格TOPCon組件30W以上，組件轉換效率大幅躍升至24.43%，雙面率突破70%。

2024年10月，隆基綠能在上海發佈HPBC2.0技術平臺及分佈式組件產品Hi-MO X10。該產品最高量產功率達670W，較行業TOPCon主流組件功率高30W以上；其採用的HPBC2.0電池，量產效率超過26.6%。

目前，隆基綠能和愛旭股份兩大BC電池組件頭部企業均已實現BC產品的批量出貨，並制定了雄心勃勃的產能擴張計劃。

隆基方面， 2024年前三季度，公司實現BC組件產品銷量13.7GW（含HPBC一代產品）；公司計劃2025年底前BC產能將達約70GW，其中二代產能約50GW，2026年底國內電池基地計劃全部遷移至BC產品。

愛旭方面，珠海10GW ABC電池組件產能已投產，義烏15GW在建，公司在珠海、義烏、濟南三地規劃了100GW ABC電池產能，目前ABC電池組件已實現量產，產品包括户用場景的黑洞系列、常規工商業場景的彗星和星雲系列、集中式場景北極星（地面場景）和天狼星系列（水面場景），2023年ABC組件銷量489MW，2024年上半年銷量較2023全年增長200%以上。

2024年11月，12th Bifi PV Workshop 2024 Zhuhai國際峰會在廣東珠海成功舉辦，此次峰會由愛旭股份與德國康斯坦茨國際太陽能研究中心（ISC Konstanz）聯合舉辦。Bifi PV Workshop是光伏行業頂尖的全球學術峰會，每一屆峰會的召開都對光伏技術發展起到重要作用，本屆峰會主題聚焦「雙面BC技術」，表明BC電池技術獲得光伏產業界更大程度的關注，同時也有望推動BC電池技術的加快發展。

從市場端看，2024年9月，中國華能發佈了2024年光伏組件（第二批）框架協議採購招標公告，集採規模總計15GW，其中標段三 1GW並明確要求採用BC電池組件，為能源央企首次對BC電池組件進行集採；隆基綠能入圍本次採購，投標報價為0.82元/W，較同批次TOPCon組件報價高0.1元/W。此外，2024年以來中國華電、廣州發展、國家電投等企業陸續發佈BC集採標段，表明市場對BC技術和產品認可度的提升。

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儲能：全球多點開花，優選海外大儲和新興市場户儲

產業概述：海外大儲、新興市場户儲機遇優良。全球新型儲能需求蓬勃增長，我們測算，2024/2025年全球新型儲能新增裝機將分別達到73.1/97.2GW，同比增速分別為59%/33%。從地域分佈來看，中國、歐洲和美國為全球儲能的三大主要市場，新興市場體量較小但快速增長；從應用場景來看，儲能可分為大儲、户儲、工商儲三類，三類儲能產品有不同的市場分佈和驅動因素。展望2025年，我們看好市場壁壘高、增長動能強的海外大儲環節，以及快速崛起、多點開花的新興市場。

地域劃分：中、歐、美為主要市場。從地域分佈來看，中國、歐洲和美國為三大主要市場，2023年新型儲能新增裝機分別為21.5/10.3/8.7GW（CNESA數據），同比增速分別為193%/97%/90%；2023年前三大市場裝機佔據了全球的88%。我們預計：

我國2024/2025年新型儲能新增裝機34.8/45.6GW，增速分別為62%/31%，大儲加速佈局，工商儲增長強勁；

歐洲2024/2025年新型儲能新增裝機11.5/14.1GW，增速13%/23%，部分地區補貼退出導致户儲需求減少，但大儲需求高增，整體裝機呈現正增長；

美國2024/2025年新型儲能新增裝機13.1/16.3GW，增速50%/24%，裝機以大儲為主。各市場詳細分析及假設説明見后文。

應用場景：大儲裝機體量大，户儲區域表現分化，工商儲基數小、高增長。大儲是全球儲能新增裝機的主要類型，根據我們匯總CNESA、EASE、Wood Mackenzie、Sunwiz數據，2023年，全球大儲裝機32.7GW，佔新型儲能裝機比重71%；我們預計2024/2025年新增裝機57.8/77.8GW，增速分別為77%/35%。户儲為第二大裝機類型，預計2024年市場需求較2023年微增，不同區域表現分化。工商業儲能裝機體量相對較小，但在中國市場增長迅速。

大儲：海外競爭格局更優，國內高質量發展有待轉型。大儲是全球儲能裝機主要類型，我們測算2024/2025年全球大儲新增裝機57.8/77.8GW，增速分別為77%/35%。我國是全球最大的大儲市場，2023年大儲新增裝機19.8GW（CNESA數據），佔全球裝機功率的60%。現階段，我國大儲裝機主要受新能源強配政策驅動，項目商業模式尚不成熟，低利用率下，設備端低質低價「內卷」現象嚴重，市場機制和行業規範有待進一步完善。海外大儲競爭格局和盈利水平相對更優，國內領先企業尋求出海，奔赴美歐市場、中東市場。美、歐電力市場化程度高，大儲項目可獲得合理的經濟回報，市場高壁壘、高毛利；中東新興市場增速強勁，政府自上而下推動集中式光儲項目部署。美歐、中東市場多點開花，大儲出海機遇優良。

户儲：新興市場崛起，傳統市場有待回暖。户用儲能系統通常與户用光伏相配合，既能提高光伏自發自用比例、降低用電成本，也能在電網斷電情形下保障供電。我們測算2024年全球户儲裝機10.9GW，同比略增4%；2025年增長至13.4GW。全球户儲需求分化，歐洲需求較弱，主要由於德國、意大利等傳統發達市場滲透率較高或補貼退坡影響，但烏克蘭市場受戰后恢復供電需求驅動，增速亮眼。户儲新興市場表現突出，南亞、東南亞市場迎來較快增長。新興市場居民面臨電網設施薄弱、斷電頻繁、用電價格高等難題，存在保障供電和降低用電成本訴求，有部署户儲系統的動力。新興市場用户價格相對敏感，追求高性價比產品，具備優良性價比和先發渠道佈局的國內企業正嶄露頭角。

工商儲：商業模式探索中，競爭較為激烈。工商業儲能安裝於工商業用户側，可為用户節約用電成本、提升用電穩定性。我國通過分時電價機制鼓勵工商儲裝機，工商儲項目理論經濟性優良，裝機快速增長。海外工商儲市場當前體量較小，主要由於歐、美工商業電價較低，激勵機制不足，而新興市場則處於驗證階段，工商儲需求空間有待打開，后續發展潛力充足。我們預計2024/2025年全球工商儲裝機分別為4.4/6.0GW，其中我國裝機分別為2.8/3.8GW，成為引領全球工商儲市場增長的主要力量。國內工商儲系統參與者繁多，競爭激烈，價格持續下探。爲了確保儲能安全，政策端持續強化安全規範，助力行業健康、高質量發展。

建議關注海外大儲、新興市場户儲機遇。大儲方面，國內大儲蓄勢待發，海外大儲競爭格局更優，我們繼續看好海外大儲機遇。雖然美國市場在特朗普上臺后可能面臨政策層面的不確定性，但考慮美國發展可再生能源產業和提供電網支撐的需求仍較為強烈，且關税等限制政策推出需要時間，我們認為美國大儲需求短期不易出現大幅下滑；同時，歐洲和中東等地區大儲需求正在快速起量，為參與者帶來新的機遇。海外大儲市場多點開花，出海機遇可期。用户側儲能方面，新興市場增長潛力充足。户儲需求呈現分化，傳統發達市場有待回暖，新興市場迎來快速增長；工商儲市場處於發展早期，國內市場需求高增、競爭激烈，海外市場仍在驗證階段，設備企業與用户合作，積極開拓場景。國內企業積極開拓新興市場，並逐步將產品佈局從户儲向工商儲延伸，未來業績增長潛力充足。展望2025年，我們建議關注市場壁壘較高、增長動能強勁的海外大儲環節，以及快速崛起、多點開花的新興市場户儲。后文將分別介紹大儲、户儲、工商儲環節現狀及投資策略。

4.1 大儲：國內商業模式有待完善，海外格局更優

4.1.1 需求端：大儲機遇與挑戰並存，需求仍強勁增長

市場回顧：中美市場規模領先，中東市場機遇凸顯。

中國：前三季度新型儲能投運20.7GW（同比+69%）。根據CNESA數據，我國2024年前三季度新型儲能新增投運20.7GW/50.7GWh，功率規模和能量規模同比分別增長69%/99%，裝機高速增長。

美國：前三季度大儲新增投運7.0GW（同比+59%）。根據EIA統計，美國前三季度大儲新增投運規模共計7.0GW，同比增長59%，增長強勁。1-10月，美國大儲新增投運規模共計7.8GW，同比增長69%。

歐洲：英國/德國前三季度大儲分別新增投運0.7GW/0.4GW。英國是歐洲大儲最主要的市場，根據Modo Energy，前三季度英國大儲新增裝機679MW，同比減少43%。英國大儲市場基數較小，前三季度投運項目數量分別為6/4/9個，裝機落地速度受到項目自身進展、併網延迟、降息前觀望等因素影響。截至2024年9月底，英國大儲累計裝機已超過4GW。德國前三季度大儲裝機容量共增加350MWh，同比增長77%；功率約增加300MWh。截至2024年9月底，德國大儲累計裝機規模1.5GW/1.8GWh。

中東：前三季度我國出口沙特/阿聯酋的逆變器金額快速增長。根據海關總署數據，前三季度我國出口沙特/阿聯酋的逆變器金額分別為11.3/11.2億元，同比分別增長280%/109%。逆變器出口金額的快速增長部分反映了沙特和阿聯酋大儲需求的增長。

國內市場：政策「強配」驅動，商業模式有待完善。現階段，我國大儲裝機主要由新能源「強配」政策驅動。國內大儲在項目形式上有「新能源配儲」和「獨立儲能」之分，前者依託於新能源場站存在，通常作為電站的成本項，助力新能源電量消納；后者獨立併網，理論上可通過參與電力市場獲得收益。但目前國內獨立儲能收益來源以容量租賃為主，驅動因素同樣為新能源強配，兩者驅動因素和使用功能並無本質區別。長期來看，符合條件的新能源配儲項目允許轉換為獨立儲能，兩者界限或將逐漸模糊。「強配」政策推動大儲裝機規模增長，確保電力系統可獲得充分的靈活性資源供給；但在裝機規模增長的同時，國內大儲仍存在收益來源不足、商業模式不明確等問題，甚至導致項目方「審而不建」、「建而不用」、設備方「低質低價內卷」等情形。推動儲能系統獲得合理收益、實現商業化運行，成為國內新型儲能產業健康發展的重點。

國內獨立儲能收入水平和收入結構仍有待改善。獨立儲能理論上可通過容量租賃、輔助服務、峰谷套利、容量補償等市場化方式獲得收益，是儲能從規模化邁向市場化發展的重要形式。我國電力市場發展時間晚於歐美等發達市場，電力市場化進程仍在推進中，儲能參與市場的服務品種有待豐富，定價和調用機制也有待完善。現階段國內獨立儲能收益水平暫低於歐美發達市場，且收益結構較為依賴容量租賃。根據南網儲能2024年9月9日投資者關係活動記錄表，目前該公司已投運的電化學儲能電站主要收入來源為租賃收入，資本金內部收益率約為 5%。國內獨立儲能要實現健康發展，仍需國內電力市場進一步發展、獨立儲能收益模式繼續完善，需要較為長期的過程。

政策關注「內卷」痛點，有望針對性推出政策，助力行業向「高質量發展」轉型。2024年11月，工信部《新型儲能製造業高質量發展行動方案》徵求意見。文件提出了新型儲能製造業發展目標，並圍繞「高質量發展」，提出鼓勵技術創新，優化供需格局，推動國際化發展等具體行動方向。「高質量發展」是國內儲能產業擺脫內卷、健康成長、培育國際競爭力的必經之路。文件充分意識到行業發展中的「內卷」痛點，提出「引導優化供需關係」「科學有序佈局」等要求，后續有望推出實質性政策，引導優化供需關係、完善行業標準體系、加強產品質量監督，進而逐步化解「內卷」難題。我們看好國內儲能市場廣闊的發展空間，雖然短期存在價格內卷、盈利承壓等問題，但在政策引領和行業參與者共同推進下，我國儲能產業有望逐漸走向成熟，供給質量提升、需求場景清晰，實現高質量發展。

海外市場：關注美歐高價值市場和中東新興市場機遇。國內企業大儲出海市場主要包括兩類：美歐高價值市場、中東新興市場。

美、歐電力市場化程度高，大儲項目可獲得合理的經濟回報，市場高壁壘、高毛利；國內企業憑藉產業鏈優勢，可以在相同或更低的售價下實現比歐美大儲企業更高的毛利率，分享美歐大儲市場高速增長的紅利。

新興市場增速強勁，政府自上而下推動集中式光儲項目部署，單體項目規模龐大；國內企業憑藉優良的交付能力和性價比競逐新興市場。大儲出海機遇優良，美歐、中東市場將成為全年大儲需求的主要增長點。

美國電力市場較為成熟，大儲項目回報機制完善，有望形成裝機積極性。從收益模式來看，美國大儲項目可通過參與峰谷套利、容量市場和輔助服務市場等方式獲得回報。美國各州能源稟賦、電價、輔助服務交易方式和價格等各有不同，大儲裝機進度領先的加州（CAISO）和得州（ERCOT）電力市場中，大儲項目已有較好的商業回報。Lazard測算，基於2023年的市場回報和IRA提供的税收抵免，加州100MW/400MWh的獨立儲能項目IRR可達29%。雖然特朗普對光伏產業的態度偏保守，在競選中表達過取消IRA税收抵免的意願，但考慮其政策圍繞「發展美國本土產能」展開，IRA提供的税收抵免對本土光伏產能有扶持作用且已得到部分紅州支持，加之IRA法案修改流程長、難度大，我們認為IRA補貼短期之內難以取消或退出。美國大儲項目參與市場可獲得良好經濟性，且電力系統平衡可再生能源和支持電網彈性的需求仍較為迫切，美國大儲裝機后續仍將有較強的增長動能。

歐洲市場基數較小，市場化回報和政策扶持助力裝機增長。英國和意大利是歐洲發展大儲的主要市場。英國作為島嶼國家，電力供應能力和電網穩定性有限，大儲是當地發展綠電推動脱碳、同時保障電力供應能力的重要基礎。英國大儲的市場回報機制已較為完善，大儲可參與容量市場、電量市場、平衡備用和調頻輔助服務市場，獲得較為理想的回報。意大利於2023年11月推出基於長期合同的儲能支持新機制MACSE（電力存儲容量採購機制），意圖推動大儲裝機，緩解電力供需地域不匹配造成的電網擁堵問題。MACSE機制下，系統運營商將通過招標與大量儲能項目方簽署長期合同（12-14年），給予項目方與通脹掛鉤的固定回報，可大幅降低儲能投資風險，有望吸引基礎設施和養老基金投向儲能項目，推動意大利大儲裝機增長。

中東新興市場大儲需求有望高增。沙特阿拉伯、阿聯酋是中東地區光儲部署的主要市場，整體需求呈現增勢。中東地區用電體量大、光照資源豐富，主要國家能源轉型意識強、經濟基礎好、政策支持力度大，已出臺「沙特 2030 願景」、「2050年阿聯酋能源戰略」等戰略規劃。隨着光儲產業鏈成本大幅下降，中東光儲裝機需求快速增長。從我國逆變器出口情況可看出，據海關總署，1-10月我國出口沙特阿拉伯/阿聯酋逆變器金額分別為13.3/11.9億元，同比增長141%/106%。沙特阿拉伯當局自上而下推動大型光儲電站部署，大儲需求空間廣闊。2023年12月，沙特宣佈將每年招標20GW的可再生能源項目，目標是到2030年實現可再生能源裝機規模達100-130GW。沙特阿拉伯的電網基礎設施建設水平較弱，光伏項目往往需要大比例配儲。在沙特能源部監管下，沙特制定了2024年到2025年招標24GWh電池儲能項目的計劃，大儲發展空間廣闊，為我國企業帶來發展機遇。

市場空間：我們預計，2024/2025年全球大儲新增裝機57.8/77.8GW，增速分別為77%/35%。

中國：預計2024/2025年國內大儲新增裝機功率32.0/41.8GW。我們使用集中式風電/光伏配套的儲能比例估算全年國內大儲市場規模，假設2024/2025年使用功率表示的配儲比例分別為16.0%/19.0%，平均配置時長2.2h，預計2024/2025年國內大儲新增裝機功率32/42GW，容量70/92GWh。

美國：預計2024/2025年美國大儲新增裝機功率11.5/14.3GW。Wood Mackenzie預計美國大儲全年新增裝機增速45%，我們採用這一增速假設，則測算2024年全年裝機有望達到11.5GW。Wood Mackenzie認為后續裝機增速將有所放緩，綜合考慮儲能滲透率及搶裝等因素，我們假設2025年美國大儲裝機增速為25%，得出全年裝機14.3GW。

歐洲：EASE預計2024/2025年歐洲大儲新增裝機分別為6.3/9.2GW，同比增長126%/46%。我們直接採用EASE（歐洲儲能協會）預測。

澳大利亞：預計2024/2025年大儲新增裝機功率2.0/2.8GW。Sunwiz預計2024年大儲新增裝機4GWh，同比翻倍以上增長。我們假設2024年裝機時長2h，則裝機功率2GW；澳大利亞大儲裝機基數小、增速快，我們假設2025年裝機功率增速40%，對應裝機功率2.8GW。

其它市場：預計2024/2025年其它市場大儲新增裝機共計6.0/9.6GW。其它市場指除中、歐、美、澳前四大市場外的市場，包括日本、非洲、中東、東南亞、拉美等地區，構成較為分散，但增長迅速。我們採用全球市場總量的佔比進行估算。

4.1.2 供給端：國內市場價格內卷仍存，中國企業「搶灘」海外市場

國內大儲市場競爭激烈，「價格內卷」仍較為嚴重。電力市場化是長期大計，國內大儲參與市場比例小、實際調用率低的情況短期難以快速改善，產品層面的競爭壁壘尚未凸顯，導致價格競爭激烈。根據儲能與電力市場統計，2024年10月，國內2小時儲能系統投標的加權平均報價已下降至0.60元/Wh，同比減少36%，較2023年1月減少59%。「價格內卷」情形下，國內大儲系統集成環節競爭格局尚不明朗，國內領先的系統集成企業尋求出海。

海外大儲競爭格局整體好於國內。歐美電力市場化程度高，大儲裝機主要由市場回報驅動，業主對產品的要求更高，產品性能、項目積累、准入認證等壁壘較國內市場更高。海外大儲產品價格高於國內，而國內領先企業相對於海外企業具有突出的成本優勢，在海外市場具有競爭力。根據Fluence、特斯拉公開業績説明材料計算，2023年（日曆年，下同），Fluence、特斯拉儲能系統單Wh平均收入分別約0.38美元/0.41美元，按1:7.13匯率折算人民幣2.7/2.9元/Wh；2023年Fluence平均毛利率約-4%，特斯拉儲能業務板塊毛利率19%。與之相比，國內領先企業陽光電源儲能系統2023年單Wh平均收入1.70元，儲能系統毛利率達到37.5%，成本控制能力和性價比具有競爭力。

國內大儲企業憑藉產品實力和品牌渠道，在海外市場已獲得一定的市場地位。根據Wood Mackenzie數據，2023年陽光電源儲能系統集成全球市佔率約12%，位列第二；全球市場份額前五大企業中，共有陽光電源、中國中車、海博思創3家中國企業。分市場來看，陽光電源在北美市場地位領先，市佔率約18%，位列第二；比亞迪在歐洲市場地位領先，市佔率約15%，位列第三。亞太市場參與者份額相對分散，以中國企業為主。國內頭部企業出海嶄露頭角，有望把握美歐和新興市場大儲機遇，獲得豐厚利潤。

我國作為全球最大的大儲市場，空間廣闊、增長迅速，但競爭格局暫不明朗、企業盈利能力相對較差，期待市場成熟后競爭格局優化和盈利水平提升。海外大儲市場高壁壘、高毛利，美歐發達市場和中東新興市場均有較好的發展機遇，大儲系統企業出海機遇可期。建議優選紮實佈局海外大儲的系統集成企業；同時建議關注温控、消防等競爭格局較好的輔助設備環節。

4.2 户儲：新興市場多點開花，發達市場仍待回暖

4.2.1 需求端：新興市場機遇凸顯，發達市場有待回暖

海外户儲需求分化，新興市場接棒增長。我們匯總和測算，2023年全球户儲裝機功率約為10.4GW，同比翻倍增長，歐洲為户儲裝機的主力市場。2024年，在補貼退坡、主要市場滲透率較高等綜合因素下，歐洲户儲裝機有所下降；同時，美國市場、亞非拉新興市場裝機有望迎來增長。我們預計2024年全球户儲裝機規模基本穩定，小幅上升至10.9GW，2025年增長至13.4GW。全球户儲裝機總量增長不大，但新興市場需求的快速增長有望為户儲賽道參與者帶來增長機遇。

歐洲：EASE預計2024/2025年新增裝機分別為4.6/4.2GW，我們直接採用EASE（歐洲儲能協會）預測。裝機需求下滑，主要由於第一大市場德國户用光儲滲透率較高、增速下降，以及意大利、西班牙、比利時等市場補貼退坡影響。

美國：預計2024/2025年户儲新增裝機分別為1.5/1.7GW，增速分別為110%/15%。美國加州NEM 3.0政策將導致美國户用光伏裝機下降，但配儲率提升，户儲需求整體增長。SEIA預計2024年美國户用光伏裝機下滑13%，主要受NEM 3.0政策和利率的影響，25年户用光伏重回增長；Wood Mackenzie預計，2024年全美户用光伏配儲比例將增長到25%。根據以上户用光伏裝機增速和配儲比例假設，我們預測2024/2025年户儲新增裝機分別為1.5/1.7GW。

澳大利亞：預計2024/2025年户儲新增裝機功率0.4/0.5GW。Sunwiz預計2024年澳大利亞户儲新增裝機0.8GWh，我們假設2024年裝機時長2h，則裝機功率0.4GW，2023/2024年裝機功率同比增速分別為11%和8%，增速較小，主要由於澳大利亞户儲自發自用的回報尚不明顯。我們假設2025年裝機功率增速為15%，主要考慮到分時電價、VPP等模式的發展有望帶動需求增長。

其它市場：預計2024/2025年其它市場户儲新增裝機4.4/7.0GW。其它市場指除中、歐、美、澳外的市場，包括日本、非洲、中東、東南亞、拉美等地區，2022/2023年 「其它市場」儲能裝機分別佔全球的10%/9%。其它市場較為分散，但增速較快。受益於光儲產業鏈平價，中東大儲、南亞和東南亞户儲需求迎來快速增長。我們使用全球儲能裝機佔比，粗略估計其它市場規模，假設2024/2025年「其它市場」儲能裝機（大儲、户儲、工商儲合計）佔全球的15%/18%；考慮到中東市場大儲需求的快速增長，我們假設2024/2025年「其它市場」大儲/户儲/工商儲佔比分別為55%/40%/5%，則其它市場户儲裝機總量將分別達到4.4/7.0GW。

亞非拉新興户儲市場重要性提升，在我國出口業務中扮演重要角色。從國內逆變器出口區域來看，2024年1-10月，歐洲、亞洲、拉丁美洲是我國出口逆變器的前三大市場，出口金額佔比分別為41%/33%/13%。1-10月，歐洲仍是我國逆變器出口第一大區域，但金額比重從2023年同期的59%下降到41%。1-10月我國出口亞洲市場的逆變器金額165億元，同比增速35%，表現優於全球其它市場；1-10月我國出口拉美的逆變器金額63億元，同比增長32%。新興市場價值佔比增加，成為光儲逆變器出海的重要目的地；歐洲市場基數較大，但需求有待回暖，需等待政策、利率、電價等方面刺激因素。

歐洲發達市場户儲有待回暖，新興的烏克蘭市場表現亮眼。

發達市場：歐洲户儲裝機主要市場包括德國、意大利、奧地利、捷克等國家，上述國家户用光伏配儲滲透率較高，市場需求受到高電價和補貼因素驅動。EASE認為，在2023年裝機大幅增長后，歐洲户儲裝機將有所下降，原因有兩方面：一是主要市場裝機下降。德國作為歐洲户儲主要市場，户用光伏和儲能滲透率較高，后續户儲裝機或將有所下降。二是多個市場補貼退坡。2023年，意大利户儲在補貼退坡前夕迎來搶裝，帶動歐洲户儲裝機總量增長；2024年，隨着意大利、西班牙、比利時補貼退坡，户儲裝機需求受到一定抑制。從我國出口歐洲的逆變器金額可看出， 2024年1-10月，我國出口歐洲逆變器203億元，同比下降44%，出口金額降幅較大，市場需求有待回暖。

烏克蘭市場：户用光儲是戰后恢復供電的剛需，需求表現亮眼。俄烏衝突期間，烏克蘭能源基礎設施遭到破壞，供電出現缺口。分佈式光儲是用户側恢復供電保障的重要方式，需求快速增長。7-10月，我國出口烏克蘭的逆變器金額分別為0.53/0.52/0.61/0.50億元，同比增幅分別為1313%/561%/300%/181%，需求維持強勁。烏克蘭《2030年前國家可再生能源行動計劃》提出，到2030年電力部門新增10GW可再生能源裝機，預計投資200億美元。具體政策方面，該國為居民提供零息貸款，用於購買户用光儲設備；並推出對風光儲設備免徵關税與增值税的政策，降低購置成本。

新興市場：南亞、東南亞需求高增，非洲市場有待回暖。亞非拉主要的户儲市場分佈於亞洲的巴基斯坦、印度、東南亞各國，以及非洲的南非等地。拉美地區也是我國逆變器出口的重要市場，但現階段需求以光伏產品居多，户儲產品處於初步滲透階段。

户儲新興市場具體情況各異，但市場特徵和產品需求有一些相似之處：

社會經濟狀況：發展中國家為主，人口密度大、經濟增速高於發達市場，存在較大的電力缺口。

能源情況：光照等資源優良，可再生能源發展潛力好；化石能源供應不足（多依賴進口），存在能源獨立訴求。輸配電基礎設施較差，供電穩定性不足，用户受斷電問題困擾。部分地區由於政局、戰爭等因素，發電廠和電網遭到一定破壞。

户儲需求：用户價格相對敏感，追求高性價比產品；保供電為第一訴求，離網、併網產品需求同時存在；户儲與柴發等備電產品存在替代和互補關係。

南亞市場：巴基斯坦、印度需求表現亮眼。巴基斯坦和印度同屬於南亞地區，光照資源充足，經濟和人口的增長帶來了用電量的快速增長，存在大力發展可再生能源的需求。隨着光伏產業鏈價格持續下降，印巴新興市場裝機需求快速提升。印度以光伏裝機為主，逆變器需求以組串式居多，亦有户儲需求；巴基斯坦兼有組串式和户儲需求。1-10月，我國出口巴基斯坦/印度逆變器金額分別為27/29億元，同比分別增長264%/113%。巴基斯坦户儲市場需求受高電價和停電兩大因素驅動，9月下旬當地政府宣佈將推動電價降低，預計在未來六個月內將電價降低 20%，導致需求端出現一定觀望情緒。考慮到巴基斯坦缺電、斷電問題短期難以根本性改善，且電價基數高，一定降幅下户儲仍有合理回報率，我們認為巴基斯坦仍將有一定體量的户用光儲需求。印度户用光伏裝機增長強勁，政策補貼豐厚，在光儲平價驅動下户用光伏裝機仍有望繼續增長；在停電問題帶來的備電需求下，户用儲能亦有一定的滲透潛力。

東南亞市場：菲、越、緬引領户用光儲需求增長。2024年1-10月，我國出口東南亞地區的逆變器金額共計27.1億元，同比增長12%。1-10月，我國逆變器出口東南亞的前五大市場分別為泰國、菲律賓、越南、馬來西亞、緬甸，前五大市場出口金額佔我國東南亞逆變器出口的88%。其中，菲、越、緬逆變器需求包括户用光伏、户用儲能，泰國逆變器需求以光伏（工商業/集中式）為主，馬來西亞逆變器需求以户用光伏為主。東南亞户儲市場仍處於發展早期階段，在光儲平價和部分區域政策支持下，需求有望快速增長，成為新興的GW級市場。

非洲市場：主要户儲市場南非需求偏弱，其它小基數市場需求快速增長。2024年1-10月，我國出口非洲逆變器30.6億元，同比減少32%。南非是非洲最大的户用光儲市場，2023全年/2024年1-10月，我國出口南非的逆變器金額分別佔出口非洲逆變器總額的72%和35%。南非逆變器需求以户儲居多，2023年電力危機、頻繁停電下户儲需求高速增長；2024年隨着停電問題明顯改善，户儲需求受到影響，導致逆變器出口需求大幅下滑。與此同時，尼日利亞、摩洛哥、肯尼亞、馬里等市場逆變器需求迎來快速增長，短期需求或以户用光伏逆變器居多，户儲產品處於初步滲透階段，體量較小。9月5日，外交部發布《中非合作論壇—北京行動計劃（2025-2027）》，文件明確中方將向非洲國家援助分佈式光伏儲能系統，中非合作有望進一步打開非洲光儲市場機遇。

南非停電問題改善，但電價存在上漲壓力，后續户儲需求變化方向存在不確定性。停電和高電價是南非户儲的兩大驅動因素。2024年以來，南非停電問題改善明顯，至10月已連續200天未出現拉閘限電；2024年8月，南非《電力監管法修正案》通過，電力市場改革有望推動電力供應能力提升，改善停電。停電問題的改善或將一定程度抑制户儲需求，但停電改善的同時，南非面臨電價上漲壓力，電價若大幅上漲，可能對户儲需求存在促進作用。Eskom向南非國家能源監管機構（Nersa）申請2025年將電價提高36%，該申請仍在徵求意見，Nersa表示將對漲價進行干預，實際漲幅將低於36%，該機構將於12月20日對電費漲價申請做出最終決定。若電價漲幅較大，南非户儲需求或將加速增長。即使電價並未大幅上漲，在發電資源有限、用電需求增加的背景下，該國集中式和分佈式光儲仍將有發展空間。

4.2.2 供給端：參與者積極開拓新興市場

歐洲和新興市場是國內户儲企業主要舞臺。全球户儲市場呈現「羣雄割據」局面，不同國家市場的優勢品牌各有不同，通常既包括近水樓臺的本土企業，如美國Enphase、Tesla、德國Sonnen；也包括在某一個或幾個國家長期深耕、建立品牌口碑和服務體系的國內品牌，如派能科技、比亞迪、德業股份。目前，國內户儲企業主要在歐洲市場和亞洲、南非等新興市場發力，美國市場則更多以貼牌代工形式進入。產品力、渠道佈局和服務能力構成户儲企業的核心競爭力，主要企業經過多年積累，在各自的優勢市場已具有一定口碑。

歐洲或將針對本土逆變器產業推出保護性政策，對供給側競爭格局造成不確定性。2024年11月，SolarPower Europe發佈聲明，呼籲歐洲政策制定者考慮關於智能和安全電氣化的歐洲共同利益重要項目（IPCEI），保證歐盟在逆變器領域的領導地位。SPE同時呼籲出臺針對歐洲逆變器行業保護的具體政策，要求歐洲政策制定者制定行動計劃，探索所有可行選項，包括：執行網絡和能源安全的最高標準；對歐盟逆變器企業提供直接財政支持以提高其全球競爭力；確保公平的競爭環境。在歐洲需求偏弱、全球競爭加劇的情況下，歐洲本土逆變器企業業績承壓，引起政策制定者重視。若后續歐盟對本土逆變器產業推出保護性政策，可能影響歐洲市場競爭格局，我國企業在歐洲市場的拓展可能受到影響。

全球需求分化，新興市場參與者業績仍可期。全球户儲需求增長較緩，歐洲需求端仍待回暖，同時供給端政策存在潛在的不確定性；但不同市場需求呈現分化，新興市場增速好於歐洲市場。國內參與者積極開拓新興市場機遇，有望憑藉技術和渠道實力，在新興市場贏得新的業績增量。

4.3 工商儲：商業模式探索中，設備端競爭激烈

4.3.1 需求端：中國市場引領增長，海內外商業模式仍在探索中

峰谷套利模式經濟性較好，國內工商儲市場快速增長。在分時電價機制下，工商業儲能用户可通過谷時充電、峰時用電，節省電費支出。國內部分省份高峰谷電價差下，工商業儲能系統收益表現良好，加之儲能系統成本持續下降，工商儲裝機規模快速增長。根據陽光電源《工商業儲能解決方案白皮書》，2023年全國工商業儲能新增裝機3.5GWh，同比增長192%。EESA（儲能領跑者聯盟）統計，2024年上半年國內工商業儲能裝機量約為2.5GWh；EESA預測，2024年國內工商業儲全年裝機量約5.5 GWh。各地峰谷價差、分時電價時段安排不一，單日可獲套利收益不同，工商儲理論收益率各異。我們測算，在每日兩充兩放、平均峰谷價差0.6元/kWh的基準情景及右表假設下，工商儲項目IRR為15.1%，靜態投資回收期5.4年，理論經濟性優良。

實際運行中，峰谷套利回報可能低於理論值，且持續性不確定。根據「新能源產業家」文章，午間谷電時段工廠往往正在生產，用電功率難以確保儲能系統充滿電，「兩充兩放」難以完全實現。同時，理論收益率測算假設電價差和分時段安排保持不變，如果后續價差縮小或分時安排發生變化，工商儲峰谷套利收益的持續性可能受到影響。未來，工商儲有望進一步擴充場景，從當前的峰谷套利、需量控制，逐步擴大到現貨交易、輔助服務，以虛擬電廠形式參與電力市場並獲得回報等。

海外工商儲市場體量相對較小，市場空間有待打開。降成本、保供電是海外工商儲市場需求的兩大驅動因素。作為電力的主要消費者，工商業儲能用户可以採用峰谷套利、光伏自發自用等方式，節省電費支出；同時，工商儲系統為用户提供了用電可靠性保障，避免停電停工造成的損失。在發達市場，用户使用工商儲系統節省電費和碳税，並在自然災害等情況下提供備電保障；新興市場中，用户使用工商儲系統與光伏相配合，在電網薄弱、電力短缺或高電價情形下為工廠提供持續的電力。現階段，由於歐、美等海外地區工商業電價較低，工商業儲能安裝主要出於高耗能企業降低碳排放、減少碳税、控制電費的要求，現階段裝機體量較小；新興市場則處於驗證階段，儲能價格的下降和參與者的探索有望逐步打開市場。

歐洲市場：歐洲工商儲市場分散，主要市場包括德、英、意、荷蘭、瑞典等。EASE分析，德、英、法電氣化趨勢有望催生新的工商儲需求場景；瑞典電網可為工商儲提供靈活性報酬，共同驅動工商儲裝機增長。一定時間內，工商儲裝機空間將受到工商業光伏裝機規模的制約，短期增速有限，但到2030年，大多數市場驅動因素的前景將有所改善。

美國市場：美國工商儲裝機基數較小。Wood Mackenzie反映，美國社區和工商業光伏配儲率較低，僅略高於 5%。加州、馬薩諸塞州和紐約州對工商儲有直接激勵措施，通過税收抵免等方式鼓勵工商業光伏配儲。其它無激勵措施的州需求參差不齊，主要為個別的項目需求，用於備電和需求側響應等。

市場空間：中國市場引領，需求快速增長。我們匯總和測算，2023年全球工商儲裝機2.8GW，同比增長137%；預計2024/2025年全球工商儲裝機分別為4.4/6.0GW，增速分別為54%/36%。中國將引領未來兩年全球工商儲市場增長。

國內市場：預計2024/2025年國內工商儲新增裝機功率2.8/3.8GW。EESA預計2024年全年新增裝機5.5GWh，我們按2h估計裝機功率為2.8GW。現階段工商儲裝機基數不高，雖然業內存在關於峰谷套利模式盈利持續性的擔憂，但高用電量的工商業用户基數龐大，且浙江等地正積極探索虛擬電廠等模式，我們認為工商儲裝機仍有強勁增長動力，據此假設2025年國內工商儲新增裝機7.5GWh（按2h摺合為3.8GW），容量同比增速36%。

歐洲市場：EASE預計2024/2025年歐洲工商儲新增裝機分別為0.6/0.7GW，同比增長9%/12%。我們直接採用EASE（歐洲儲能協會）預測。

美國市場：預計2024/2025年美國工商儲新增裝機功率0.2/0.3GW。Wood Mackenzie估計，2028年，美國工商儲年裝機量將達到1.2GW。該機構統計2023年美國工商儲新增裝機0.12GW，我們據此計算2023-2028年CAGR5為58.5%。美國工商儲裝機基數小、增速快，我們參照Wood Mackenzie預測的複合增長率，假設2024/2025年美國工商儲裝機增速分別為60%、55%，測算2024/2025年美國工商儲新增裝機功率0.2/0.3GW。

澳大利亞：預計2024/2025年工商儲新增裝機功率0.3/0.4GW。Sunwiz預計2024年澳大利亞工商儲新增裝機0.6GWh，我們假設2024年裝機時長2h，則裝機功率0.3GW，裝機功率同比增速35%。澳大利亞工商儲裝機基數較小、增速較快，我們假設2025年裝機功率增速為25%，則測算2025年裝機功率0.4GW。

其它市場：預計2024/2025年其它市場工商儲新增裝機共計0.5/0.9GW。其它市場指除中、歐、美、澳前四大市場外的市場，包括日本、非洲、中東、東南亞、拉美等地區，構成較為分散，但增長迅速。我們採用全球市場總量的佔比進行估算。

4.3.1 供給端：設備競爭激烈，格局尚未定型

國內外工商儲市場發展階段均較早，競爭格局尚未定型。工商業儲能是國內快速興起的新賽道，隨着2023年重點省份工商業用電峰谷價差拉大，市場迎來快速發展，新入者快速湧入。根據陽光電源《工商業儲能解決方案白皮書》，2023年國內工商業儲能相關企業新增5萬家。儲能領跑者聯盟EESA統計，2023年中國企業國內用户側儲能系統出貨量約7.04GWh，其中出貨量排名前十的廠商出貨量共計3.54GWh，CR10約為50%，市場較分散，且排名3-10的廠商市場份額差別並不大，競爭格局尚未定型。

國內工商業儲能機櫃環節價格「內卷」 明顯。競爭加劇和產品同質化情形下，國內工商儲機櫃賽道價格競爭激烈。根據北極星儲能網，2024年1月/7月國內工商儲系統中標均價分別為1.26/1.07元/Wh，7月較1月均價下降15%。工商儲下游業主相對分散，多數項目並未採取招投標方式成交，參與者更為繁雜，價格競爭也更為激烈。根據24潮整理（見下表），國內工商儲系統參與者報價從2023年末的0.88元/Wh一路下探，2024年9月已有企業提出0.58元/Wh報價，價格競爭「內卷」嚴重。

「內卷」情形下，重視安全、加強規範迫在眉睫。「價格內卷」一定程度上反映了市場發展早期快速增長、參與者良莠不齊、產品同質化的情況，需要行業進一步規範，嚴格質量標準，提高准入壁壘。2024年4月，浙江温州市發生工商儲電站起火事故，當地迅速對工商儲項目開展消防整改；此后浙江多地推出與儲能/工商儲消防審查相關的政策要求，強化安全規範。浙江省是我國工商儲主要市場，該省對消防安全的要求未來或將逐步推廣至全國。安全是重中之重，消防規範雖然短期對項目方造成資金壓力，但長遠來看有助於優化供給側競爭格局，確保工商儲行業健康安全發展。

工商儲市場處於發展早期，國內市場需求高增、競爭激烈，海外市場仍在驗證階段，需要企業深耕需求場景，推出相應產品。國內上市的用户側儲能參與者通常深耕户儲市場，並逐漸向工商儲賽道拓展。具備產品軟硬件實力、優質服務能力、海外場景開拓能力的企業有望在激烈競爭中脫穎而出，獲得新的業績增長點。

05

氫能：政策助力、場景拉動，關注綠氫和氫車環節

產業鏈現狀及邏輯：綠氫-儲運-氫車三大環節尚未完全打通，短期發展速度綠氫>氫車>儲運。從氫氣的流向劃分，氫能產業鏈主要可劃分爲上游制氫（主要發展方向為綠氫，即風光電解水制氫）、中游儲運和加註、下游燃料電池汽車等。現階段，氫能產業鏈整體發展階段較早，綠氫-儲運-氫車三大產業鏈環節尚未打通：綠氫項目製備的氫氣只有很小一部分最終用於燃料電池汽車，而氫燃料電池汽車使用的氫氣也因地制宜選用化工副產氫或站內製氫等，供需尚未聯通，綠氫和氫車兩端呈現分別發展的態勢，在各自的驅動因素下逐步發展。短期發展速度和體量來看，我們認為綠氫>氫車>儲運環節。

綠氫：風光消納+化工需求驅動項目起量。綠氫即風光電解水制氫。風光綠電通過電解槽生產出綠氫，綠氫作為化工原料與傳統化工環節耦合，替代傳統的煤制氫（灰氫），用於合成氨/甲醇/航空燃料，或用於煤化工、煉化、氫冶金等。綠氫上游承接風光電站消納需求，下游順應化工產業脱碳需求、船運和航空綠色燃料需求，綠氫作為化工原料的替代空間廣闊。項目端推動、需求場景端拉動下，綠氫項目快速起量，賽道邏輯最強。綠氫賽道包括設備端、項目端兩大環節，項目方投資綠氫項目，獲取新能源建設指標，並生產綠氫及衍生產品用於銷售或自用；設備方為綠氫項目提供電解水制氫設備（電解槽）及配套后處理設施等。綠氫環節主要的上市參與者包括新能源企業和電力企業，現階段氫能業務比重較小，未來有望為其提供第二增長曲線。

氫車：政策推動氫車推廣，標的質地純、彈性較大。氫燃料電池汽車是氫能下游應用場景之一。在交通領域脱碳的需求下，氫車有望與電動汽車形成互補，在商用車等場景逐步推廣落地。氫車產業鏈長，可以帶動的產業規模潛力大，各國積極推動氫車產業發展。現階段氫能車輛購置和用氫成本較高，且基礎設施和氫源供應不足，產業較依賴政策扶持。2024年初以來，國內多地推出氫能高速相關政策，助力氫車規模推廣。氫燃料電池系統是氫車產業鏈的核心環節，專業性較強，國內已有數家以氫燃料電池為主業的上市公司（A股/港股）。氫車產業鏈對政策依賴性較強，但上市參與者主營業務「含氫量」較高，標的質地純、業績彈性大，產業政策的出臺有望為相關個股帶來機遇。

儲運：承上啟下的環節，現階段規模較小。氫能產業鏈上下游均處於發展早期，短期難以支撐中游儲運環節起量；同時，中游儲運環節自身技術路線多樣，存在不確定性，短期機遇相對不大。氫儲運環節短期受限於上下游規模，空間相對較小；但長期來看，儲運環節或將成為氫能產業鏈的瓶頸環節，氫能上下游貫通、實現快速發展離不開儲運環節的發展完善，各環節有待相互促進，共同壯大。

建議關注綠氫和氫車環節。綜合氫能產業鏈各環節發展階段和標的構成，我們建議重點關注潛在體量最大、國際需求空間廣闊的綠氫環節，並建議持續追蹤氫車環節政策性機遇。后文將分別介紹綠氫和氫車環節現狀及投資策略。

5.1 綠氫：政策、場景助推，綠氫一展宏圖

5.1.1 需求端：三大產品場景牽引，政策予以重視，綠氫項目景氣持續

國內綠氫項目端景氣持續，較多項目已有實質性進展。根據我們對氫雲鏈、北極星氫能網等平臺公佈的綠氫項目信息的匯總統計，2024年1-10月，國內已有89個綠氫項目更新動態（含規劃/簽約、開工建設、招投標、投運，剔除廢止項目，同一項目不重複統計，下同），項目規劃的綠氫產能共計254萬噸，預計投資額超過5000億元，且有較多項目步入實質性階段（開工建設、招投標），綠氫項目端表現活躍。

綠氫滲透空間廣闊，規劃項目落地運行情況仍需關注。根據中國氫能聯盟，2019年我國氫氣產量約3300萬噸，其中超過2500萬噸為化石燃料制氫，綠氫滲透空間廣闊。國家發改委、能源局《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》提出到2025年「可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年」的目標，現階段規劃和在建項目預計產能規模龐大，但已投運產能相對較少，后續需關注項目實際落地及運行情況。若項目運行和產品消納模式能夠有效跑通，則后續國內綠氫產能有望快速落地，接近甚至超過規劃目標。

綠氫化工是綠氫下游應用的主要場景。我們統計，2023年國內更新動態的綠氫項目（剔除廢止項目）中，下游規劃產能將主要用於合成氨、合成甲醇、合成航空燃料前三大產品。2024年1-10月更新動態的項目中，合成甲醇超過合成氨成為綠氫項目規劃的首選需求；同時也有更多佈局氫冶金、氫儲能等新場景的項目出現。

綠氨：應用範圍極廣，但暫無明顯優勢場景，成本有待下降。合成氨用途廣泛，綠氨替代空間龐大，但成本劣勢下替代動力有限；短期政策補貼、長期綠氫降本和工業脱碳要求下有望逐步滲透。氫儲運、燃料等新興場景有待成熟，市場空間尚未打開。

綠醇：航運燃料新興需求強勢，產能佈局需關注標準。綠醇需求無虞，國內傳統應用有產能缺口，海外航運燃料需求高景氣。歐盟綠醇標準嚴苛，工藝成本高，目前符合標準的產能很少，一定時間內將供不應求；以出口為目的的綠醇生產方需密切關注標準。

綠色航煤：海外市場先行，技術階段較早。歐美航空脱碳推動SAF需求。目前SAF生產以脂類合成為主，綠氫制SAF技術仍有待規模應用。

頂層定調，政策重視，氫能發展力度有望加大。2024年1-10月，國內持續出臺氫能相關政策，頂層定調重視，支持力度也有望加大。

全國性政策重視程度提升，氫能正式進入《能源法》。3月，政府工作報告提出「加快前沿新興氫能…等產業發展」，氫能繼2019年后再次在政府工作報告中出現，「氫能產業」首次作為整體被提及，頂層重視程度提升。4月，《能源法（草案）》提請審議，氫能被納入「能源」定義；11月，能源法全文正式通過，氫能正式進入《能源法》，氫能的能源屬性被認可，未來有望迎來更為明確、全面的發展規劃，作為可再生能源加速推廣應用。氫能作為能源管理，意味着「危化品」管制有望逐步松綁，並有望在定價指引、供給儲備等方面獲得支持，長遠健康發展可期。

地方性政策激勵與規範並行。對於快速發展的綠氫項目，地方政策激勵與規範並行。

一方面，政策探索「放松危化品管制」並「鼓勵消納」，促進綠氫項目落地。放松危化品管制方面，國內已有6個省級行政區（吉林、河北、內蒙古、新疆、四川、海南）提出允許在化工園區以外建設綠氫項目。鼓勵消納方面，寧東基地將為綠氫耦合煤化工項目提供5.6元/kg用氫補貼，助力綠氫消納；吉林省2024年將重點實施「吉氫入海」工程，將氫基能源發往上海等地區並尋求出口；上海市則印發《上海市推動國際航運燃料綠色轉型工作方案》，計劃提高綠色燃料市內外供應能力，助力氫基綠色燃料經航運港口走向世界。

另一方面，政策加強對綠氫項目的規範管理，確保行業有序發展。規範方面，內蒙古作為我國綠氫項目部署規模較大的省級行政區，於9月發佈了《內蒙古自治區風光制氨醇項目實施細則（試行）》（徵求意見稿）。文件對風光制氨醇項目的投資主體管理、新能源和儲能配置、上下網電量管理、綠電消納責任、項目進度管理等提出了要求。文件綜合考慮了綠色氫氨醇項目的運行特點和當前發展中出現的問題，進一步規範氫氨醇項目的開發及建設，有助於改善前期「籤而不備」、「備而不建」的情況，並確保項目具有合理的綠電消納能力和運營能力，為其他地區綠氫相關政策規範提供了參考。

5.1.2 供給端：市場活力充足，設備競爭激烈

競爭格局尚不明朗，電解槽企業競逐國內外市場。香橙會研究院統計，2023年全國電解槽公開中標規模1055.5MW（不含年內未公佈中標份額的中能建2023年集採，規模565MW），中標規模前三大企業分別為派瑞氫能、陽光氫能、隆基氫能；勢銀能鏈統計，2024年上半年國內電解槽公開中標規模456.7MW，中標規模前三大企業分別為派瑞氫能、陽光氫能、天津大陸。設備端參與者積極參與國內招投標的同時，也廣泛積極出海拓展業務，前三季度派瑞氫能、隆基氫能、明陽氫能、天合元氫等企業均收穫了海外電解槽訂單。國內電解槽賽道發展階段較早，競爭格局尚未定型，加之市場份額統計數據受單個大型項目影響較大，主要參與者市場份額變化幅度較大，設備端競爭格局具有一定不確定性。長遠來看，電解槽環節技術實力強、具備項目落地和出海拓展能力的企業有望獲取更大份額。

新入者層出不窮，PEM路線活躍度上升。中國能建2023、2024年各舉行了一次制氫設備集採，兩次集採電解槽均為125套，規模約565MW，招標產品包括鹼性和PEM電解槽。中能建集採招標規模大，招標入圍信息公開，且入圍短名單對其它採購方有一定的宣傳效應，因此集採入圍結果可作為國內製氫設備環節競爭格局的重要參考。2024年集採中，標段一（鹼性）共計14家候選人入圍，標段二（PEM）共計7家候選人入圍，較2023年的11家和5家，入圍數量有所提升。具體企業情況如下：

鹼性標段：2024年入圍的14家企業中，8家為2023年中標的企業，包括新能源企業旗下氫能公司陽光氫能、隆基氫能、天合元氫，老牌電解槽企業派瑞氫能、天津大陸，佈局電解槽環節的上市公司華光環能、昇輝科技（廣東盛氫），以及中能建旗下設備公司京電設備（北京電力設備總廠）；6家為新入圍短名單的企業，包括國富氫能、中車株洲所、三一氫能、青騏驥中能（蘇州）、中集中電（揚州）、華商廈庚。

PEM標段：2024年入圍的7家企業中，僅3家為2023年中標的企業，分別是陽光氫能、長春綠動、氫輝能源；4家為新入圍短名單的企業，包括三一氫能、華電科工、氫盛創合、國富氫能。

從入圍名單來看，電解槽環節老玩家實力強勁，新入者層出不窮。鹼性電解槽環節，深耕多年的老玩家實力依舊強勁，在招標中佔據一席之地；與此同時，新玩家也層出不窮，參與到電解槽市場競爭中。PEM電解槽環節，國內參與者較2023年明顯增加，市場活躍度上升。此外，2024年入圍的企業中，陽光氫能、三一氫能、國富氫能三家企業同時入圍兩個標段，同時佈局鹼性和PEM兩大技術路線且實力獲得認可。

鹼性電解槽價格競爭激烈，已接近成本線。香橙會研究院統計，2023年國內鹼性電解槽系統中標均價約為750萬元/套（單套5MW，下同），較2022年下降17%，較2021年下降50%；2024年前11個月，國內鹼性電解槽系統投標報價均價已降至700萬元/套。中能建2024年電解槽集採招標中，鹼性標段入圍企業投標均價為601萬元/套，較2023年投標均價下降12%。根據香橙會研究院，當前5MW鹼性電解槽的含税成本約400萬元/台，含分離和純化設備的電解槽系統平均成本550-600萬元/套，則中能建2024年集採中標候選人電解槽系統平均報價已經接近成本線，香橙會研究院認為后續國內鹼槽降價空間有限。現階段大型綠氫項目尚屬於新生事物，持續運行的時間較短，鹼性電解槽在實際應用中的性能需求及優劣比較尚不分明，加之需求高景氣下新入者繁多，因此設備價格競爭激烈，競爭格局仍未明朗。

電站投資環節：電力企業、傳統能源企業、風光新能源企業積極參與綠氫項目投資。我們統計1-10月國內更新進展的綠氫項目中，投資方分佈在電力、傳統能源、風電等行業。電力建設企業包括中能建、中電建，1-10月更新動態的綠氫項目計劃投資額共計1368億元，佔計劃投資總額的25%；地方產業公司通常為單體規模較小的非上市公司，部分為地方國資為特定項目成立的項目公司，計劃投資額共計1191億元，佔計劃投資總額的22%；發電集團企業包括「五大六小」和地方電力公司，計劃投資額共計1074億元，佔計劃投資總額的20%；傳統能源（石油/煤炭）企業計劃投資額共計631億元，佔計劃投資總額的12%；風電企業計劃投資額共計576億元，佔計劃投資總額的11%。各行業企業積極部署綠氫項目，共同推進綠氫降本和推廣應用。

5.2 氫車：氫能高速場景牽引，賽道成長在即

需求端：產業化早期階段，各地政策積極探索

國內氫燃料電池汽車穩步推廣，但距離中長期規劃目標仍有較大空間。根據香橙會研究院引用中汽協數據，2024年上半年全國氫燃料電池汽車產/銷量分別為2773/2644輛，同比分別增加11.1%/9.7%。根據GGII統計，2024年1-9月國內氫燃料電池汽車銷量（上牌量口徑，與中汽協口徑存在區別）共計5181輛，同比增長28%，該機構預計全年銷量有望突破8000輛，氫燃料電池汽車推廣步伐穩健。根據香橙會研究院數據，2015年至2024年上半年，全國氫燃料電池汽車累計產/銷量分別為21267輛/20740輛。國家發改委、能源局《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》提出到2025年「燃料電池車輛保有量約5萬輛」的發展目標，當前國內氫車產銷穩步增長，但累計產銷量較5萬輛的發展目標不到一半，后續仍有較大的增長空間。

國內氫車推廣車型以商用車為主，其中重卡居多。根據GGII統計，2024年前三季度國內氫車銷量絕大部分為商用車（專用車、客車），乘用車上牌數量僅個位數。前三季度，國內專用車銷售數量4332輛，同比增長40%，佔前三季度氫車上牌總銷量的84%；客車銷量為848輛，佔比為16%。2024年前三季度上牌的專用車中，半掛牽引車（氫能重卡主要車型）數量最多，為2364輛，佔專用車比例54.6%。其次為保温/冷藏車，上牌數量為1277輛，佔比29.5%。現階段，氫車推廣受到成本和燃料可用性的限制，因此其推廣以運行路線較為固定的商用車型為主。其中，商用重卡載重大、續航里程要求高，需求與氫燃料電池汽車特徵較為契合，因此成為現階段氫車推廣的主力車型。

地方政策積極探索氫能高速場景，驅動氫車推廣。年初政府工作報告提及氫能產業，並定調「前沿新興」產業；4月，《能源法（草案）》提請審議，氫能被納入「能源」定義，頂層重視程度增加，國內各地也積極推出支持政策，鼓勵氫燃料電池車推廣。年初以來，國內多地推出氫能高速相關扶持政策。山東省、四川省、內蒙古鄂爾多斯市、吉林省、陝西省、湖北省6地對氫車免除高速費，為氫能商用車高速運輸提供了真金白銀的政策支持，推動氫能商用車經濟性提升。廣東省推出省級氫能高速項目實施方案、渝黔桂三省聯合推動跨省氫高速走廊項目，從運輸場景出發，為氫車提供具體的需求場景，並通過政策推動，保障氫車運行所需的基礎設施建設和燃料供應，可落地性強，有望實質性推動氫車規模應用。各地積極推出支持政策，探索氫能高速應用，有望推動氫車逐步突破規模瓶頸，在經濟性的驅動下加速發展。

氫車發展亦需「量力而行」，長遠健康發展可期。氫車推廣應用取得進展的同時，國內燃料電池汽車推廣中也存在一些問題，需合理把握力度和節奏，確保氫車持續健康運營。8月31日，在2024中國汽車產業發展（泰達）國際論壇上，交通運輸部運輸服務司二級巡視員耿晉軍發表講話，提示了現階段國內燃料電池汽車推廣中存在的問題，強調氫車的推廣應當「量力而行、有序推進」。根據氫雲鏈整理講話內容，耿晉軍認為，現階段國內氫車推廣中存在的問題包括技術成熟度不足、高成本、缺配套、缺乏系統規劃等。耿晉軍表示，氫車的推廣應用，應在落實氫源、明確場景、確保安全、因地制宜、適度補貼、有序推進6大原則上，有序、穩妥開展。「量力而行」的提法並非否定，氫雲鏈分析，我國對氫車發展的態度仍為「總體肯定、有限鼓勵、不強力推進」。氫車產業發展仍處於較早階段，規模較小、技術未完全成熟、場景和配套不完善。講話內容明確了現存問題，提示地方政策制定者和產業參與者更加註重燃料供應、基礎設施配套和應用場景，從而保障氫車產業健康發展。技術層面，應當繼續紮實發展，提高車輛的經濟性、耐久性、可靠性和耐久能力；產業層面，應當保證氫源供給，明確應用場景，為氫車尋找合理的商業模式，保證持續運行和健康發展。

供給端：燃料電池產業階段早、格局集中，關注政策對高彈性標的的刺激作用

國內燃料電池系統環節處於發展早期，競爭格局相對集中。根據香橙會研究院數據，2023年國內63家企業具有燃料電池系統裝機，裝機量共計7663台。其中，億華通、捷氫科技、重塑能源、國鴻氫能、濰柴動力佔據裝機量的前五位，裝機量分別為1548/898/775/696/497套，佔比分別為20%/12%/10%/9%/6%。2023年，國內按裝機臺數計算的燃料電池系統CR5和CR10分別為58%、75%，競爭格局較為集中。根據GGII統計，2024H1國內共有2490輛燃料電池汽車上牌，為其提供配套的燃料電池系統提供商共74家，較2023H1增加7家；將控股子公司銷量合併到母公司后，配套燃料電池系統廠商數量共42家，較2023H1增加1家。2024H1國內按裝機臺數計算的燃料電池系統CR10為80%，集中度略有上升。根據GGII，2024年上半年，國內共有6家燃料電池企業配套氫車數量超過100台，6家配套氫車數量在50-100台之間，17家配套數量不足10台。國內燃料電池系統環節處於發展早期，市場規模整體較小，集中度較高，領先參與者憑藉多年技術積累和與整車廠的合作，佔據較大的市場份額。

燃料電池系統企業與整車企業合作密切，氫車整車推廣情況可為燃料電池環節格局提供參考。氫能整車環節參與者為國內各大整車企業，燃料電池系統企業與整車企業密切合作，共同開發氫燃料電池車型並推向市場。根據香橙會研究院數據，2023年國內市場份額領先的三家系統提供商與整車企業配套情況如下：

億華通主要與宇通、北汽福田、佛山飛馳配套。2023年億華通配套的整車企業為10家。其中配套宇通/北汽福田/佛山飛馳的裝機功率分別為61/33/32MW，分別佔億華通總配套功率的39%/21%/20%。

捷氫科技主要與蘇州金龍、上汽集團、廈門金旅配套。2023年捷氫科技配套的整車企業為5家。其中配套蘇州金龍/上汽集團/廈門金旅的裝機功率分別為27/26/21MW，分別佔捷氫總裝機功率的31%/30%/24%。

重塑能源主要配套宇通。2023年重塑能源配套的整車企業數量為12家。其中配套宇通/廈門金龍/青島奧馳的裝機功率分別為42/9/8MW，佔比分別為53%/11%/10%；配套其他企業均不足10%。

燃料電池環節參與者主業含「氫」量高、業績彈性好，關注政策及產業層面的機遇。氫能整車環節參與者為國內各大整車企業，氫車在其業務中佔比很小（例如，根據福田汽車年報，2023年其汽車銷量為63.1萬輛，則氫車銷售數量佔比僅0.01%），提供的增量業績貢獻尚不明顯。但氫燃料電池環節競爭格局相對集中，且億華通、捷氫科技（未上市）、重塑能源、國鴻氫能等領先參與者均以氫能業務為主業，屬於氫能概念下質地較「純」的標的，且業績彈性較大，其氫能業務具有較好的關注價值。賽道層面，氫車產業發展階段較早，對政策的依賴性較大：需求端，現階段氫能車輛購置和用氫成本較高，且基礎設施和氫源供應不足，全生命周期成本有待降低，需要政策通過補貼、供應鏈和基礎設施建設、能源價格指導等方式進行扶持；供給端，氫車實際應用規模較小，燃料電池企業生產端未形成規模效應，同時燃料電池系統技術尚未成熟，參與者需要較大研發投入，因此資金層面壓力較大，政策端的補貼發放、融資等措施將對企業成為有效助力。我們認為，氫燃料電池汽車雖距離產業化仍需時間，但長期發展的戰略價值高，向好的趨勢不變。1-2年內，我們認為產業政策將是氫車產業的重要驅動因素，我們將持續追蹤相關政策，關注產業政策為燃料電池環節參與者帶來的機遇。

06

投資建議

維持行業「強於大市」評級。

風電：整體景氣度高企，關注國內海風、國內陸風、海風產業鏈出口、新技術等四個維度的投資機會。

國內海上風電：需求端景氣向上，看好競爭格局較好的海纜和整機環節的企業。

國內陸上風電：需求端有望超預期，看好盈利水平可能反轉的整機環節的企業。

海風產業鏈出口：海外海風需求高景氣，看好2024年取得重大訂單突破且技術優勢不斷擴大的海風整機環節。

新技術：漂浮式商業化進程有望加速的企業。

光伏：重點關注BC電池產業趨勢帶來的投資機會，包括BC電池組件頭部企業，以及核心激光設備供應商。同時，積極關注政策引導和行業自律可能帶來的組件、硅料等環節競爭形勢優化。

儲能：優選海外大儲、新興市場户儲。海外大儲競爭格局和盈利能力較好，需求增長確定性較強的企業；户儲市場多點開花，建議關注在新興市場紮實佈局的相關企業。

氫能：關注綠氫和氫車環節。綠氫電解槽屬於發展早期，建議關注積極卡位電解槽賽道、進入中能建短名單的企業。氫車環節，建議關注燃料電池系統及測試設備環節領先的參與者。

07

風險提示

1、新能源新增裝機不及預期風險。新能源發展受宏觀經濟、各區域支持性政策、供應鏈情況等因素影響，存在某些區域新增裝機不及預期風險。

2、部分環節競爭加劇和盈利水平不及預期風險。新能源各環節整體呈現參與增加的趨勢，部分環節可能存在競爭明顯加劇以及盈利水平不及預期風險。

3、貿易保護現象加劇的風險。國內新能源製造在全球範圍內具備較強的競爭力，部分環節出口比例較高，如果貿易保護現象加劇，將對相關出口企業產生不利影響。

4、新技術發展不及預期風險。光伏新型電池、綠氫等新興行業發展有賴於技術進步推動成本下降，存在發展節奏不及預期風險。

評級説明及聲明

（轉自：平安研究）