聚焦消纳与新技术，静待新能源再成长电新公用环保2024年投资策略报告

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消纳与电改是明年最重要的投资主线。分时电价设置及峰谷价差未来或将进一步拉大；新电改“1+N”政策也将持续推进。投资方面：（1）特高压逻辑延续，超额收益转向配网及数字化：利好综合能源改造、微电网、虚拟电厂、电网数字化软件；（2）火电容量电价有望推出，推动功能性价值重新定价：利好困境反转的火电运营商、估值从周期股向公用事业股过渡的火电头部运营商、火电灵活性改造公司；（3）工商业储能收益商业模型清晰：利好设备集成商、具有软件及数字技术集成商、工商业储能的供应链如PCS、电池公司等。

新技术重点关注高压快充、人形机器人。（1）高压快充：电动汽车企业800V高压平台车型陆续推出，宁德4C快充电池、华为600kW全液冷超充站引领技术趋势，利好快充电池及材料、高压架构电驱电控、超充桩模块及枪线；（2）人形机器人：随着AI技术和人形机器人不断进化，国产供应链受益，利好：减速器、伺服电机、传感器、轴承及丝杠等。

外围压力或致碳约束加强，关注氢能产业链、电力设备出口。海外尤其欧洲与中国制造业竞争加剧，碳约束或加强，碳减排认证标准、碳价标准，是后续博弈的重点。国内碳双控和CCER重启，不断推动产业链降碳。（1）氢能产业链上游成本正稳步下降，中游氢能基建如管网、下游燃料电池车产业链如气瓶和膜电极也蓄势待发；（2）电力设备出口，一方面契合“一带一路”国家电力基建，另一方面在发达经济体限制相对更少，渗透率有望逐步提升。

理性看待新能源板块的周期性，静待再成长。（1）核电：核电核准的预期逐步趋于稳定，利好核电关键零部件国产化、核电新技术、乏燃料后处理；（2）海风：近期海风项目审批及建设逐步恢复有望保障2023/24年海风新增装机规模高增，当前市场预期比较低，海缆环节、塔筒与管桩环节更具弹性；（3）锂电：行业明年各环节可能依次见底，当前电池龙头格局稳定、六氟磷酸锂正在出清，可优先关注；（4）储能：户储尚未见底、国内大储正在价格战，可重点关注美国大储及国内工商业储能；（5）光伏产业链融资收紧，行业进入存量博弈时期，电池利差依然有望阶段性扩张，届时轮动顺序：BC电池>钙钛矿>叠层/异质结电池>TOPCon。

风险分析：政策不及预期风险、电力市场建设不及预期、国际出口环境变化风险、新技术发展不及预期。

一、消纳与电改是明年最重要的投资主线
二、新技术带来产业升级新成长方向
三、外围压力碳约束或加强，内外兼修双循环
四、理性看待新能源板块的周期性，静待再成长
五、投资建议
六、风险提示

 从2021-2022年数据来看，电力需求淡季时段如农历新年、疫情管控、春秋季节等，新能源电力利用率较低；电力需求旺季时段如6-8月，新能源电力利用率较高。

 新能源集中式电站和分布式项目快速放量的省份，新能源消纳存在一定压力，原因在于：（1）当地用电量增长有限，致就地消纳能力有限；（2）特高压等送出线路建设进度有一定时滞；（3）新能源发电特性致各电源、灵活性调节资源配合、电网调节压力增大。

图表1：2021-2023年全国光伏各月利用率情况

资料来源：“全国新能源消纳监测预警中心”微信公众号

图表2：2021-2023年全国风电各月利用率情况

资料来源：“全国新能源消纳监测预警中心”微信公众号

各省的分时电价设置以及峰谷价差是可追踪的判断消纳的核心指标。从2023年全国各地区各月峰谷价差情况来看：

 （1）电力需求旺盛且新能源消纳有一定压力的省份和地区，如浙江、河北等峰谷价差较大。

 （2）当地电力需求有限，新能源装机较多，消纳压力较大的地区，如甘肃、蒙西、宁夏、青海等，电价及峰谷价差均较低。当然电价较低则会推动耗电较大的产业向这些省份迁移。

图表3：2023年全国各地区各月峰谷价差情况

省份	口径	2023年1月	2月	3月	4月	5月	6月	7月	8月	9月
安徽	单一制	0.94	0.87	0.87	0.87	0.87	0.90	0.90	0.83	0.90
北京	城区1.5倍	0.84	0.84	0.82	0.82	0.81	0.85	0.96	0.96	0.93
福建 (厦门等）	单一制	0.61	0.63	0.62	0.61	0.63	0.64	0.64	0.64	0.64
甘肃	/	0.15	0.22	0.17	0.14	0.14	0.15	0.13	0.13	0.12
广东（珠三角五市）长三角五市		1.05	1.05	1.05	1.06	1.08	1.43	1.42	1.44	1.41
贵州	两部制1.5倍	0.85	0.86	0.86	0.84	0.81	0.75	0.76	0.94	0.93
河北	单一制1.5倍	1.14	1.14	1.14	1.14	1.14	1.14	1.14	1.14	0.92
冀北	单一制1.5倍	0.86	0.86	0.85	0.85	0.85	0.85	0.85	0.85	0.65
河南	315kVA以下	1.06	0.88	0.88	0.88	0.85	0.80	0.97	0.97	0.80
黑龙江		0.97	0.74	0.74	0.74	0.84	0.76	0.95	0.95	0.95
湖南	单一制	1.23	1.02	0.90	0.86	0.89	0.86	1.16	1.21	0.96
吉林	单一制	0.99	0.98	0.76	0.75	0.75	0.99	0.99	0.99	0.76
江苏	1	0.88	0.89	0.89	0.90	0.90	0.92	0.96	1.20	0.93
江西	/	0.88	0.89	0.71	0.69	0.69	0.67	0.88	0.88	0.88
辽宁	单一制	0.91	0.92	0.92	0.92	0.90	0.91	0.91	0.93	0.68
内蒙古 (蒙东）	单一制	0.70	0.69	0.68	0.69	0.69	0.84	0.85	0.85	0.66
内蒙古 (蒙西）	单一制	0.21	0.22	0.22	0.22	0.22	0.40	0.38	0.38	0.22
宁夏	单一制	0.27	0.30	0.29	0.30	0.29	0.29	0.29	0.29	0.29
青海	单一制	0.45	0.45	0.50	0.48	0.48	0.44	0.49	0.49	0.50
山东	单一制1.5倍	0.83	0.93	0.93	0.92	0.92	0.87	0.91	0.92	0.95
山西	1.5倍	0.91	0.88	0.85	0.82	0.77	0.61	0.63	0.63	0.62
陕西（陕西电网）	陕西电网	0.84	0.65	0.64	0.63	0.67	0.67	0.81	0.81	0.61
陕西（榆林电网）	榆林电网	0.88	0.68	0.67	0.66	0.64	0.64	0.82	0.81	0.61
上海	两部制1.5倍	2.13	1.26	1.24	1.25	1.24	1.08	1.89	1.90	1.36
四酬	单一制1.5倍	1.18	1.18	1.26	1.20	1.07	0.97	0.99	1.05	0.95
重庆	单一制	1.24	0.96	0.92	0.84	0.83	0.80	1.14	1.14	0.84
天津	单一制1.5倍	0.96	0.96	0.95	0.94	0.94	0.98	0.98	0.99	0.98
云南	1.5倍	0.63	0.63	0.64	0.64	0.62	0.48	0.47	0.51	0.51
浙江	1.5倍	1.23	1.32	1.31	1.26	1.27	1.38	1.28	1.28	1.29
广西	单一制1.5倍	1.31	1.24	1.08	0.85	0.85	0.63	0.68	0.85	0.81
海南	100kVA以下	1.06	1.07	1.07	1.07	1.35	1.28	1.28	1.01
新疆	1.5倍	0.91	0.73	0.74	0.73	0.74	0.51	0.66	0.51	0.50

资料来源：北极星电力网，光大证券研究所整理，单位：元/kWh

（1）2021年电力供需偏紧推动火电基本完成市场化，但新能源市场化仍属于行政安排，更多比例的新能源未来要参与电力市场及电力现货交易。

 目前，新能源电力市场化以中长期交易为主，电力现货比例较低，电价反馈机制依然不是特别敏感。新能源进入电力市场的目的在于通过电价机制对冲新能源发电不稳定的特点，以更高效的满足电力供需，不至于出现缺电或者弃风、弃光现象。机制建立后，各类电源、灵活性调节资源在一个相对公平的电力市场中，能够更高效的配合，从而实现较优的新型电力系统的运行机制。

图表4：2022年国网经营区风电市场化交易电量

资料来源：北京电力交易中心；单位：亿千瓦时

图表5：2022年国网经营区光伏市场化交易电量

资料来源：北京电力交易中心；单位：亿千瓦时

（2）火电作为重要支撑电源和灵活性调节资源，且边际成本不为0，未来有望推出容量电价。

 2021-2023年，电化学储能招标、建设热度较高，在地方新能源强配制度和地方财政支持下，各地审批通过建设项目规模较大，但经过两年发展出现了一定问题，2022年中国电化学储能电站的利用率较低，核心原因在于电价机制、接入电网标准机制不完善，导致作为重要灵活性调节资源之一的电化学储能电站没有发挥效用。

 在考虑了社会综合用电成本相对稳定的前提下，我们认为当前单位容量补贴总体合理水平可设定在100-150元/千瓦，这样可使当前社会综合用电成本不受影响。

图表6：火电容量电价敏感性测算

单位容量补贴水平（含税）	单位	100元/千瓦	150元/千瓦	200元/千瓦	250元/千瓦	300元/千瓦	350元/千瓦	400元/千瓦
2023H1煤电累计装机量	亿千瓦	11.4	11.4	11.4	11.4	11.4	11.4	11.4
2024年煤电累计装机量假设	亿千瓦	12.0	12.0	12.0	12.0	12.0	12.0	12.0
2024年对应容量电价补贴总额	亿元	1200.0	1800.0	2400.0	3000.0	3600.0	4200.0	4800.0
2022年煤电利用小时数	小时	4594	4594	4594	4594	4594	4594	4594
2024年煤电利用小时数假设	小时	4594	4594	4594	4594	4594	4594	4594
2024年煤电发电量测算	亿千瓦时	55128.0	55128.0	55128.0	55128.0	55128.0	55128.0	55128.0
其中，长协交易占比假设	%	90.0%	90.0%	90.0%	90.0%	90.0%	90.0%	90.0%
2024年煤电长协交易电量测算	亿千瓦时	49615	49615	49615	49615	49615	49615	49615
容量电价折合成度电成本	元/千瓦时	0.024	0.036	0.048	0.060	0.073	0.085	0.097

资料来源：Wind，中电联，浙江省能源局，光大证券研究所预测；备注：对应容量补贴=煤电装机量*单位容量补贴水平；对应容量电价=容量补贴/煤电长协交易量
注：具体可详见已外发报告《火电容量电价成本如何形成对冲？——火电容量电价专题二》（2023/9/16）

（1）高压侧到配网及数字化领域的超额收益

 特高压作为西电东送的重要一环，是解决消纳问题的抓手之一，2023-24年是特高压核准大年，2024-25年将是特高压建设大年。

 而配电侧及电网数字化细分领域方面，电网数字化招标和配电网招标将呈现逐步提升态势，明年经济复苏概率也较大，当前市场预期较低，这都将有利于配电侧及数字化领域的投资获取超额收益。

图表7：特高压输电技术在电网的定位

资料来源：全球能源互联网合作组织，光大证券研究所整理

图表8：交直流混联分布式智能电网

资料来源：国家能源局，《新型电力系统发展蓝皮书2023》

 9月26日，国家发改委等部门印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》，提出到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上；到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内需求侧资源共享互济。

 能源系统的结构将转变为集中式与分布式相协调，分布式结构在能源互联网的演变趋势中将产生巨大的增量发展空间，如储能（储能系统）、虚拟电厂、综合能源管理服务、城市充电站、智慧园区等，相关业务的发展将带来大量的电力信息化需求。

图表9：电网数字化和需求侧响应市场空间测算

类别	项目	单位	2023	2024	2025	2030
地、县调负荷管理平台 (电力需求侧响应一级架构)	县级负荷管理平台	个	2000	2000	2000	2000
	渗透率假设	%	10%	50%	100%	100%
	管理平台建设单位投资	亿元/个	0.03	0.03	0.03	0.03
	负荷管理平台资产市场空间	亿元	6	30	60	60
聚合商/虚拟电厂 (电力需求侧响应二级架构)	中国用电最大负荷	亿kW	13.7	15	16.3	21.3
	可调负荷占比假设	%	<1%	3%	5%	6%
	可调负荷数目	亿kW		0.45	0.82	1.28
	虚拟电厂平台单位投资额	元/kW		250	250	250
	虚拟电厂平台资产市场空间	亿元		113	204	320
	邀约型服务时间	h/年		73	117	131
	邀约型平均电价	元/kWh		2	2.5	3
	邀约型市场运营空间	亿元/年		66	238	504
	市场型服务时间	h/年		657	1343	2059
	市场型平均电价市场型市场运营空间	元/kWh 亿元/年		0.2 59	0.2 219	0.2 526

资料来源：中国政府网，国家发改委，《对当前负荷管理系统实用化领域的思考》（陈红等），中电联，《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌），云南省能源局，华中能源监管局，光大证券研究所测算；
注：具体可详见已外发报告《新电改政策提速，我国电力需求侧响应市场空间几何？》——新能源、环保领域碳中和动态追踪（八十五）》（2023/7/19）

（2）火电估值重塑及灵活性改造

 容量电价的推出，有望重塑火电运营商的收入结构，使收益更为稳定。同时火电灵活性调节能力也是获得容量电价的重要前提条件，因此火电灵活性改造工作也将进一步推进。

图表10：火电运营商相关标的梳理

	代码	运营商简称	市	流通市值(亿）	控股总装机容量（万千瓦）	煤电控股装机容量（万千瓦）	煤电装机占比(%)	煤电发电量（亿千瓦时）	煤电利用小时		煤电新增装机容量（万千瓦）		煤电装机量/总市值（万千瓦/亿元）
	代码	运营商简称	市	流通市值(亿）	2022年	2022年	2022年	2022年	2021	2022	2023E	2024E	2022	2023E	2024E
全国性火电运营商	600011.SH	华能国际	1159	812	12723	9406	73.93%	3881	4488	4228	150	150	8.12	8.25	8.38
	600027.SH	华电国际	491	408	5475	4370	79.81%	1290	4586	4508	200	150	8.90	9.31	9.61
	600795.SH	国电电力	649	649	9738	7082	72.72%	3860	5118	5158	。	。	10.91	10.91	10.91
	601991.SH	大唐发电	463	310	7102	4751	66.90%	2000	4451	4225	200	200	10.27	10.70	11.13
区域性火电运营商	000539.SZ	粤电力A	288	244	3144	2055	65.35%	936	4606	4110	300	300	7.13	8.17	9.21
	600023.SH	浙能电力	569	569	3311	2887	87.20%	1421	4462	4923	200	100	5.08	5.43	5.61
	000543.SZ	皖能电力	132	132	1322	953	72.09%	462	4436	4845	250	150	7.22	9.12	10.26
	600642.SH	申能股份	297	297	1611	840	52.13%	371	5005	4887	0	0	2.83	2.83	2.83
	600021.SH	上海电力	242	242	2092	985	47.09%	411	4342	4173	0	0	4.07	4.07	4.07
	000600.SZ	建投能源	98	98	915	915	100.00%	385	4261	4206	70	0	9.35	10.07	10.07
	000690.SZ	宝新能源	109	109	352	347	98.64%	185	5305	5335	100	100	3.19	4.11	5.03
	000767.SZ	晋控电力	91	91	1083	880	81.26%	421	4987	4782	0	73	9.66	9.66	10.46
	600483.SH	福能股份	211	211	599	132	22.03%	60	4067	4564	0	0	0.63	0.63	0.63
	600578.SH	京能电力	191	191	1805	1780	98.61%	824	4225	4629	198	187	9.30	10.33	11.31
	000966.SZ	长源电力	123	123	808	629	77.87%	312	4646	4953	132	100	5.10	6.16	6.97
	600863.SH	内蒙华电	223	223	1285	1140	88.74%	576	4850	5007	0	0	5.11	5.11	5.11
	001896.SZ	豫能控股	65	65	819	766	93.53%	·	1	：	0	0	11.84	11.84	11.84

资料来源：Wind，光大证券研究所预测，截至2023/10/20
备注：2023及2024年煤电新增装机容量根据公司两年前火电在建工程以及投产情况进行预测；归母净利润及PE数据为Wind一致预期

图表11：火电运营商相关标的梳理（续上表）

	代码		归母净利润 (亿		)	PE （倍）			2023年容量价值测算（亿元				）
	代码	运营商简称	2022	2023E	2024E	2022	2023E	2024E	100元/千瓦	150元/千瓦2	00元/千瓦	250元/千瓦	300元/千瓦3	50元/／千瓦
全国性火电运营商	600011.SH	华能国际	-73.87	131.74	157.53	-	8	7	96	143	191	239	287	334
	600027.SH	华电国际	1.00	58.39	69.85	492	8	7	46	69	91	114	137	160
	600795.SH	国电电力	28.25	72.28	86.95	23	9	7	71	106	142	177	212	248
	601991.SH	大唐发电	-4.10	35.39	49.82	：	13	9	50	74	99	124	149	173
区域性火电运营商	000539.SZ	粤电力A	-30.04	26.46	34.17	-	11	8	24	35	47	59	71	82
	600023.SH	浙能电力	-18.29	66.76	77.21	，	8	7	31	46	62	77	93	108
	000543.SZ	皖能电力	4.25	13.31	15.52	31	10	8	12	18	24	30	36	42
	600642.SH	申能股份	10.82	30.16	35.49	27	10	8	8	13	17	21	25	29
	600021.SH	上海电力	3.21	22.80	31.99	75	10	7	10	15	20	25	30	34
	000600.SZ	建投能源	1.03	3.44	6.17	95	29	16	10	15	20	25	30	34
	000690.SZ	宝新能源	1.83	13.78	17.18	59	8	6	4	7	9	11	13	16
	000767.SZ	晋控电力	-6.83	-	1	-	-	-	9	13	18	22	26	31
	600483.SH	福能股份	25.93	27.62	30.77	8	8	7	1	2	3	3	4	5
	600578.SH	京能电力	8.03	11.42	17.23	24	17	11	20	30	40	49	59	69
	000966.SZ	长源电力	1.23	8.23	14.02	100	15	9	8	11	15	19	23	27
	600863.SH	内蒙华电	17.62	28.88	33.79	13	8	7	11	17	23	29	34	40
	001896.SZ	豫能控股	-21.40				1		8	11	15	19	23	27

图表12：火电灵活性改造相关标的

标的		当前市值	公司利润预测 (亿元)			PE (10月20日)			业务简介
股票简称	股票代码	2023/10/20	2022	2023E2024	E	2022	2023E2	024E
龙源技术	300105.SZ	29.78	0.89	1.45	3.40	34	21	9	公司主要从事电力领域燃烧控制设备及系统的研究开发，设计制造、现场调试、人员培训、技术咨询等业务
青达环保	688501.SH	19.20	0.59	1.18	1.70	33	16	11	公司致力于节能降耗、环保减排设备的设计、制造和销售，为电力、热力、化工、冶金、垃圾处理等领域的客户提供炉渣节能环保处理系统、烟气节能环保处理系统、清洁能源消纳系统和脱硫废水环保处理系统解决方案。
华光环能	600475.SH	89.46	7.29	8.63	9.86	12	10	9	公司是我国电站锅炉、工业锅炉、压力容器、烟气脱硫净化设备、燃气轮机余热锅炉(HRSG)、垃圾烧锅炉、特种锅炉和水处理设备专业制造公司，也是全国水处理设备科研中心和最大的制造基地。公司重点发展能源和环保两大产业，主要从事：燃煤、燃气、地热、余热等各类热电企业投资、建设、运营。

资料来源：Wind ；备注：归母净利润及PE数据为Wind一致预期

（3）工商业储能景气性将延续

 工商业储能属于配电侧储能系统应用范畴，与新能源电站侧强配、独立储能的商业模式存在差异，对峰谷价差及配电网、充电桩、电力需求侧响应建设更为敏感。在减碳要求提升、综合电价提升和峰谷价差拉大、配网及负荷侧数字化要求更高、明年经济复苏的概率增大的情况下，工商业储能的景气性将延续。

图表13：高工锂电对我国工商业储能装机预测

资料来源：高工锂电

图表14：工商业储能产业链梳理

资料来源：光大证券研究所绘制

消纳与电改是明年最重要的投资主线
二、新技术带来产业升级新成长方向
三、外围压力碳约束或加强，内外兼修双循环
四、理性看待新能源板块的周期性，静待再成长
五、投资建议
六、风险提示

 2023年4月上海车展华为全液冷超充即已亮相，融合光储，实现了液冷、高压防护、功率分配等技术运用，实现10年IRR提升66.7%。液冷确保10年使用寿命，全模块化单柜最大功率720kW、12枪输出，市电利用率提升30%，TCO下降40%。目前液冷超充桩较传统的直流桩单瓦投资额高出较多，依然有待规模化降本；如果从度电成本角度来看，10年整站度电成本0.34元/kWh，分别较一体桩、风冷堆低35%、26%，投资回收期为6.7年。

 根据华为发布的《中国高压快充产业发展报告（2023-2025）》，2023至2026年若要满足1300多万台高压快充需求，2023至2026年需增加98万台1000V高压直流桩，每年平均约20万台增量，增速也较为可观。

图表15：超充技术发展图

资料来源：威迈斯，《新能源汽车充电技术的发展与挑战》请务必参阅正文之后的重要声明

图表16：2023-26年匹配高压快充车型需达到98万台高压直流桩

资料来源：华为，《中国高压快充产业发展报告（2023-2025）》，单位：万台 13

图表17：超充桩性能参数对比

超充桩功率
超充桩	最大功率	最大电流	充电效率	电压
华为DT600L1-CNA1	600kW	600A	15分钟700km	1000V
保时捷800V超充桩	270kW	500A	5分钟120km	800V
极氪极充桩	360kW	650A	5分钟120km	800V
广汽埃安A480超充桩	480kW	600A	5分钟200km	800V
特斯拉V3超充站	250kW	631A	5分钟150km	800V
特斯拉V4超充站	600kW	615A	5分钟168km	1000V
小鹏S4超快充桩	480kW	670A	5分钟200km	800V
路特斯闪充站	480kW	650A	5分钟120km	800V
蔚来500kW超快充桩	500kW	660A	从10%充至80%12分钟	800V
道通科技MaxiCharger直流超充桩	480kW	500A	15分钟680km	1000V
特来电液冷超充桩	600kW	600A	5分钟300km	1000V
星星充电480kW超充桩	480kW	700A	0%-100%仅需12.5分钟	1000V
合创超充桩	480kW	600A	5分钟300km	1000V

资料来源：汽车之家，IT之家，公司官网等（统计时间截至2023年9月8日）

 高压快充需要电池-车-桩端协同升级使产业迎来共振发展，电动汽车企业800V高压平台车型陆续推出，宁德4C快充电池加速超充落地，华为600kW全液冷超充站引领技术趋势。投资方面：

 （1）快充电池：负极、电解液材料、包覆材料是核心，同时通过极耳、pack重新设计增加导热面积；

 （2）整车架构：电驱、电控需要SiC器件应用，PTC、压缩机，OBC、DCDC，线束、连接器、熔断器都需要耐高压设计；

 （3）超充桩：液冷模块、液冷终端（充电枪线）是核心，熔丝、接触器及备用电源需要更新。

图表18：快充产业链单位价值量情况及代表公司

系统	零件	最高电压450Vdc2C成本（元/辆）	最高电压950Vdc2C成本（元/辆）	代表公司
电池包	电芯	A1	A1+3500	电池：宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、中创新航负极：中科电气；包覆：信德新材；电解液：天赐材料；导电剂：黑猫股份、天奈科技
电池包	BMS	A2	A2+300	宁德时代、比亚迪、华塑科技
驱动系统	电机电控	A3	A3+2000	汇川技术、英搏尔、阳光电源、联合电子、方正电机
驱动系统	OBC+DCDC	A4	A4+800	威迈斯、欣锐科技、富特科技
高压线束及连接器	线束、高压连接器、接触器	A5	A5-500	沪光股份、卡倍亿、鑫宏业、矢崎、住友、安波福
热管理系统	压缩机、空调、暖风	A6	A6+400	沪光股份、卡倍亿、鑫宏业、矢崎、住友、安波福永贵电器、瑞可达、电连技术、中航光电宏发股份、国力股份、泰科电子、松下电器
熔断器（保险）	快充、空调、PTC、DCDC保险	A7	A7+20	三花智控、海立股份、奥特佳
电池及车端合计		A	A+6520	中熔电气、好利科技
液冷超充桩	液冷模块	0.65元/W		威迈斯、优优绿能、英可瑞、欧陆通、动力源
	枪线	0.20元/W		永贵电器、瑞可达、鑫宏业、日丰股份、泓淋电力
	控制器、结构件、接触器、传感器等	0.35元/W		安洁科技、瑞德智能、拓邦股份、和而泰

资料来源：《华为，中国高压快充产业发展报告（2023-2025）》，光大证券研究所整理请务必参阅正文之后的重要声明

 根据中国电子学会组织编写的《中国机器人产业发展报告（2022年）》：预计到2024年全球机器人市场规模将有望突破650亿美元，同比增长12%；其中2024年工业机器人市场达230亿美元，同比增长10%；服务机器人市场达290亿美元，同比增长16%；特种机器人市场达140亿美元，同比增长16.7%。

 预计到2024年中国机器人市场规模将有望突破 251 亿美元，同比增长19.5%；其中2024年工业机器人市场达115亿美元，同比增长16.2%；服务机器人市场达102亿美元，同比增长23%；特种机器人市场达34亿美元，同比增长21.7%。

图表19：全球工业机器人销售额及增长率

图表22：中国工业机器人销售额及增长率

图表20：全球服务机器人销售额及增长率

图表23：中国服务机器人销售额及增长率

图表19-图表24资料来源：IFR，中国电子学会；单位：亿美元

图表21：全球特种机器人销售额及增长率

图表24：中国特种机器人销售额及增长率

 投资方面：人形机器人赛道正处于百花齐放、百家争鸣的前夕。人形机器人产业链中上游公司会优先受益，分为执行总成、控制系统、视觉系统、动力系统；执行总成中：行星减速器、空心杯电机、无框力矩电机、力矩传感器、轴承、丝杠等国产零部件厂商将受益。

图表25：人形机器人产业链梳理

资料来源：特斯拉官网，光大证券研究所根据步科股份、绿的谐波、鸣志电器等公司公告及官网数据整理，图中百分比为价值量占比预估

 光伏电池环节阶段性超额收益推动电池新技术公司股价上涨。复盘2023年Q2光伏行情，上游硅料、硅片产能逐渐释放致价格和单位盈利下降，下游国内、海外需求回升致组件价格有一定支撑，而电池环节由于TOPCon有效产能释放较少，导致电池环节阶段性可享受一定超额收益，进而带来了TOPCon龙头、BC龙头公司股价上涨。

 融资收紧意味着3年的光伏扩产周期的终结，行业进入存量博弈时代。一方面，市场依然对于明年光伏需求存在较大分歧；另一方面，市场也在观察光伏哪个环节因为有效供给不足，仍可留存一定超额收益。

图表26：TOPCon和PERC各环节单位净利

资料来源：Solarzoom，硅业分会，Infolink，光大证券研究所整理；单位：元/W统计时间为2023/2/22-2023/10/18

图表27：三家光伏电池公司股价与电池环节盈利关系

资料来源：Solarzoom，Infolink，Wind，光大证券研究所整理左轴为各公司股价，单位为元/股；右轴为电池单位净利，单位为元/W统计时间为2023/3/1-2023/10/20

 从实际产出看，2023年1-8月Topcon电池总产量55.13GW，低于年初预期的74.32GW。7-9月Topcon电池的量产进度明显加快，9月Topcon电池排产量达16.46GW，并且有望在四季度月均排产量达25GW以上。

 投资方面：（1）虽然当前TOPCon规划产能较多，但明年真正的有效产能或低于预期，一方面由于融资收紧，另一方面因为TOPCon爬坡难度导致不同产能差异较大；（2）市场对于电池新技术的炒作，在于硅料、硅片环节价格战进一步延续，同时光伏需求能逐步改善；（3）在需求改善同时有效TOPCon产能低于预期的前提下，市场依然会博弈电池新技术，电池利差依然有望阶段性扩张，当然TOPCon的弹性会降低，其他新技术当前预期较低，如果有新的进展，轮动顺序：BC电池>钙钛矿>叠层/异质结电池>TOPCon。

图表28：不同叠加方式的BC电池

资料来源：MDPI，光大证券研究所

图表29：BC电池工艺流程

资料来源：天合光能宣传材料，光大证券研究所

 碳价体现当地减碳政策力度、综合减碳成本、碳市场规模及流动性。欧盟、美国的碳配额价格显著比中国要高，原因在于我国全国范围的碳市场刚起步、制造业具备成本优势、能源及劳动力价格相对较低。

 近期，欧盟对中国电动汽车出口进行反补贴调查，旨在削弱中国制造业在欧洲的竞争力；欧洲与中国制造业竞争加剧，碳关税（碳边境税）一直是一个重要手段。此外，中美博弈也会在未来很长一段时间持续存在，碳减排认证标准、碳价标准如何，是后续博弈的重点。在外围压力下，碳约束或加强，碳价可能也会提升。

图表30：全球不同区域碳配额价格情况

资料来源：ICAP官网，截至2023/6/30，单位为美元/吨

图表31：中国全国碳市场开启后，碳配额量价走势

资料来源：Wind，截至2023/9/21

 2021年元旦起，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动。2023年9月15日，生态环境部部长黄润秋主持召开部务会议，审议并原则通过《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，意味着CCER逐步开始重启。

 CCER交易有望给可再生能源企业和林业碳汇企业带来额外收益，但是和碳配额交易市场类似，CCER交易的活跃度和价格同样取决于实际的供需关系。根据我们在2021年6月11日外发报告《新能源、环保领域碳中和动态追踪（十三）：CCER的供需及纳入交易概率解析》中的测算，我国CCER市场的供应相对过剩，从当时的视角来看，最终仅有约20%的CCER项目有望纳入交易并获得额外收益，能否成功纳入交易是一个概率问题。假若供给过剩，则会导致价格失灵。因此，2017年3月17日，国家发改委发布公告，暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请。

 关于CCER方法学：

 方法学是指导温室气体自愿减排项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据，对减排项目的基准线识别、额外性论证、减排量核算和监测计划制定等具有重要的规范作用。

 2023年3月30日，生态环境部办公厅公布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》，向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议。并且将建立完善温室气体自愿减排项目方法学体系，全面提升方法学的科学性、适用性和合理性。

 2023年7月7日生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（征求意见稿），其中规定：生态环境部负责组织制定温室气体自愿减排项目方法学。

 10月24日，生态环境部制定发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等4项温室气体自愿减排项目方法学。

 与电力市场改革的协同：随着电力体制改革持续进行和碳排权交易机制的完善，电力行业和企业将面临两个竞争市场—售电市场和碳排放权交易市场。中国电力行业的重大改革正在与碳市场同步实施，同样也将推动高效、低排放和成本最低资源的利用。如碳交易配合中长期电力合同，效率较高的电厂由于其在价格方面的优势，有望获得生产和收入转移。

图表32：中国碳市场结构示意

资料来源：《碳排放权交易管理办法（试行）》（生态环境部），光大证券研究所

图表33：碳市场与电力市场关联趋于紧密

资料来源：德勤研究《全国碳市场对电力行业影响及企业应对，准备迎接碳约束时代》，光大证券研究所

 碳交易市场是实现碳中和的重要抓手，长期来看将成为企业经营的重要影响因素。随着CCER审批迎来重启，可再生能源有望获得额外竞争优势和附加收入，碳约束与碳收益将深刻改变传统能源与可再生能源的比较优势和优先次序。风电等新能源、林业碳汇公司有望获得额外竞争优势和附加收入。

 氢能投资需要优先关注三个指标：绿电价格、大宗能源商品价格、碳价。原因在于绿电是绿氢的成本项，绿氢可以进一步制备绿氨、或用于燃料电池车；大宗能源商品是氨、燃油车的成本项，而碳价则是需要付出的环境成本。

 绿电的价格在新能源制造端不断降本的前提下持续降低，中国西部部分地区已经可以实现低于0.2元/kWh的绿电生产成本，如果是市场化或弃风弃光的电力价格将更低。在大宗能源商品价格处于中高位、且碳价有可能上升的情况下，氢能产业链将越来越具有性价比。

图表34：氢能全产业链条图

资料来源：中国氢能联盟研究院，测算边界为 500kg/d 的固定式 35MPa 加氢站、负荷率 80%；20MPa 长管拖车 200km 运输距离

图表35：终端市场对氢价接受不同

资料来源：上海电气《上海电气氢能产业发展介绍》

 当前，在新能源电价较低的区域，绿氨具有性价比，因此，绿氢-绿氨项目也将快速推进，促进了绿氨、化肥产业向这些区转移。在交通领域，需要上中下游共振降本，上游已经具备条件，中下游运输和加氢站建设、燃料电池车规模化也在持续推进。我们认为，投资机会可以归纳为以下几点：

 （1）绿氢制备电解槽正在放量，但碱性电解槽壁垒低，竞争较为激烈，2023年2月份该领域相关公司的股价已经有所反映，但后续难以持续。我们建议可关注出口、以及电解槽新技术研发等；

（2）无论是绿氨还是燃料电池，运输是关键，氢气管网建设是重要方向，可以重点关注氢气管网建设放量以及防止氢脆的新材料、新工艺路线等；

 （3）加氢站建设持续推进，氢气运输方式也在持续革新，进而给燃料电池车的放量提供有力保障，建议重点关注车载气瓶及碳纤维、质子膜、铂催化剂的投资机会。

图表36：碱性电解槽电解水制氢、绿氨及绿色甲醇成本

产品	成本项	价格单位
绿氨	耗氢量 0.178	吨H2/吨NH3
	制备成本 400	元/吨NH3
	绿氢价格	15 元/kg H2
	绿氨成本	3070 元/吨
合成氨	市场价格	2966 元/吨
	碳排放强度	4.9 吨CO2/吨NH3
	碳价	100 元/吨
	合成氨成本	3456 元/吨
绿醇	耗氢量	0.13 吨H2/吨CH30H
	制备成本	1100 元/吨CH30H
	绿氢价格	1.5 万元/吨H2
	绿醇成本	3050 元/吨
工业甲醇	市场价格	元/吨
	碳排放强度	1899 4.4 吨C02/吨CH30H
	碳价	100 元/吨
	工业甲醇	2339 元/吨

资料来源：郑励行《基于全生命周期评价的中国制氢路线能效、碳排放及经济性研究》，王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，张轩《氢能供应链成本分析及建议》；绿氢价格和碳价为光大证券研究所假设，合成氨、绿醇、工业甲醇市场价格基于20230811数据，光大证券研究所测算

 逆变器出口与新能源（光伏、风电）、储能设备出口具有很强的相关性。2022年，欧洲因俄乌局势能源价格大涨、美国“双碳”政策推动了整体出口数据较好，而非发达地区则对新能源基础设施有建设需求，表现也较好。但到了2023年，欧洲大宗能源价格下行、美国IRA法案限制中国新能源制造业等因素，导致逆变器出口数据表现一般。

图表37：逆变器出口金额环比、同比数据（截至2023年8月）

	合计	大洋洲	非洲	美洲	欧洲	亚洲
202201	-15.78%	25.09% 12.65%		-20.20%	0.86%	-36.07%
202202	-30.22%	-30.01%	-44.97%	-33.41%	-22.19%	-37.90%
202203	34.41%	36.42%	60.95%	20.93%	38.55%	35.56%
202204	14.29%	-22.75%	-3.18%	2.51%	24.08%	14.91%
202205	10.97%	41.19%	2.92%	10.13%	7.94%	15.80%
202206	21.12%	-38.79%	26.74%	24.04%	27.35%	15.14%
202207	22.25%	51.49%	34.56%	11.91%	29.12%	9.84%
202208	10.62%	13.14%	41.12%	-3.04%	17.01%	-1.05%
202209	-0.40%	-2.68%	9.53%	18.38%	-2.71%	-11.04%
202210202211	0.53%	16.50%	9.47%	-20.84%	8.87%	-10.34%
202210202211	9.16%	2.83%	-4.24%	2.16%	10.07%	18.62%
202212	-5.57%	-41.32%	-33.97%	-5.99%	-4.46%	0.22%
202301	8.38%	112.50%	76.47%	-3.76%	10.88%	-15.15%
202302202303	-19.48%	-52.94%	-31.67%	-34.38%	-12.80%	-27.14%
202302202303	33.45%	36.25%	86.12%	66.77%	21.28%	68.05%
202304	-14.23%	22.03%	39.95%	-30.89%	-20.65%	-1.28%
202305	8.49%	-24.82%	12.56%	21.48%	5.65%	13.47%
202306	-11.28%	-15.00%	-21.80%	-31.97%	-11.91%	4.69%
202307	-20.25%	24.94%	-51.77%	-6.44%	-19.35%	-13.52%
202308	-9.61%	-0.98%	-27.85%	33.64%	-13.71%	-13.48%

资料来源：中国海关总署，光大证券研究所整理；注：左侧为环比数据、右侧为同比数据

	合计	大洋洲	非洲	美洲欧洲		亚洲
202201	40.35%	27.56%	560.94%	61.36% 59.59%		52.07%
202202	3.06%	-31.24%	259.60%	14.71%	26.20%	-0.86%
202203	53.04%	-1.54%	346.11%	94.28%	75.93%	48.92%
202204	43.67%	-18.53%	121.10%	23.60%	76.97%	27.23%
202205	75.86%	10.49%	37.39%	57.83%	114.18%	52.52%
202206	67.29%	-12.11%	56.77%	87.74%	72.49%	56.16%
202207202211	124.64%	56.72%	101.49%	96.01%	165.13%	84.28%
	202208	98.30%	37.51%	136.48%	22.02%	161.42%	59.83%
	202209	98.62%	55.03%	170.67%	33.33%	160.39%	48.66%
	202210	105.00%	12.67%	156.50%	22.25%	203.75%	23.68%
	202211	106.79%	73.75%	227.84%	-8.11%	276.69%	13.20%
	202212	69.38%	-6.51%	81.42%	-12.11%	212.11%	-15.02%
	202301	117.96%	58.82%	184.20%	6.01%	243.12%	12.78%
	202301	151.52%	6.78%	252.90%	4.46%	284.53%	32.32%
	202303	149.74%	6.65%	308.07%	44.06%	236.60%	64.04%40.92%
	202304	87.42%	68.48%	489.82%	-2.88%	115.25%	64.04%40.92%
	202305	83.23%	-10.29%	545.03%	7.12%	110.69%	38.08%
	202306	34.22%	24.59%	298.00%	-41.25%	45.74%	25.55%
	202307	-12.45%	2.75%	42.66%	-50.89%	-8.97%	-1.16%
	202308	-28.45%	-10.08%	-27.06%	-32.31%	-32.87%	-13.57%

 光伏、锂电池涉及高端制造核心竞争力问题，而逆变器产品虽关键但技术壁垒一般，不至于受到严重的打压，鉴于其相关性较强，投资方面：（1）大宗能源商品价格持续高位，则有利于逆变器产品出口；（2）中国和欧美贸易关系边际缓和，则将有利于逆变器产品出口；（3）非发达经济体新能源基础设施建设依然是中国出口的重要突破口，属于“一带一路”概念投资范畴。

图表38：变压器出口金额（亿元）

图表39：变压器出口金额同比

图表41：隔离开关出口金额
图表42：断路器出口金额

图表40：电表出口金额

图表38-图表42资料来源：中国海关总署，光大证券研究所整理

 变压器产品应用领域较多，66kV以上变压器较难进入美国市场，66kV以下限制则较少；变压器产品进入东南亚、非洲、南美较为容易，进入欧洲市场亦不存在过多限制。电表更趋近于配电侧，能源基建及电力物联网有助于数量增长；隔离开关和断路器属于一般电网投资。综上我们认为，在投资方面：

 （1）历史上看，全球各地电网基础设施建设投资一直较为稳定，相关的电力设备出口数据增速也较为稳定，在特定时间如新冠疫情、俄乌冲突则会有一定扰动。

 （2）非发达经济体能源基础设施建设需求及中国“一带一路”倡议，有利于中国电力设备出口增速提升；

 （3）发达经济体对中国电力设备产品出口的限制小于光伏、锂电等新能源产品，随着发达经济体“双碳”战略及能源基建设施推进，中国电力设备出口在发达经济体中的渗透率有望逐步提升；

 （4）全球配网及电力数字化投资增速会加快，有助于带动电力通讯、电表、电力物联网产品出口。

 2020年以后，在“双碳”目标的指导下，核电加速复苏。2022年，我国新核准核电机组10台，新投入商运核电机组3台，新开工核电机组6台，截至2023年7月31日，国务院核准山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡核电项目共6台机组。按照《中国核能发展与展望（2022）》，我国自主三代核电有望按照每年6-8台机组的核准节奏稳步推进；根据《“十四五”现代能源体系规划》，核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显。

图表43：国内机组开工数量（截止到2023.08）

资料来源：发改委，光大证券研究所整理，单位：台

 在核电技术领域我国不断突破国外垄断，为核电发展提供保障。我国已建成完整的核燃料循环产业链，可独立自主地开展铀矿勘探、铀转化与浓缩，核燃料组件设计与制造，乏燃料后处理与放射性废物治理，能为核电的快速发展提供坚强的后盾。

 2021年1月，我国自有三代核电“华龙一号”全球首堆福清核电 5 号机组投入商业运行，我国成为继美国、法国、俄罗斯等国之后拥有自主知识产权的三代核电技术的国家；22年2月，我国自主研发并具有自主知识产权的全球首个陆上商用模块化小堆玲龙一号（ACP100）在海南昌江核电基地钢制安全壳下部筒体顺利吊装就位；22年12月国家科技重大专项山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程反应堆达到初始满功率，标志着我国四代核能取得又一重要里程碑节点，向实现全球首座高温气冷堆示范工程商运再进一步。

 投资方面：随着每年核电核准、建设稳步推进，市场对核电的预期将逐步趋于稳定，核电关键国产化零部件（阀、材料等）、核电新技术（四代堆、小型堆等）、乏燃料后处理（核环保）等将具有投资机会。

图表44：核电产业链梳理

 招标：根据金风科技的统计，2022年国内风力发电机组公开招标市场新增招标量98.53GW，同比增长82%；其中陆风83.83GW，海风14.70GW。2023年上半年新增招标量47.3GW，同比略微下降7.5%；其中陆风41.5GW，海风5.8GW。

 根据我们不完全统计，2021年9月-2023年8月我国海风招标量超23GW (不含框架招标) 。其中（1）广东前期招标量大，但项目建设推进较慢，后续规划容量充足；（2）山东招标和项目建设均较快；（3）海南项目规划容量充足，23年开始加速招标；（4）浙江项目稳健推进；（5）江苏项目前期受用海审批等因素影响推进较慢，23年项目开发迎来加速。

图表45：全国风力发电机组公开招标容量

资料来源：金风科技业绩演示材料，光大证券研究所；单位：GW

图表46：21年9月-23年8月沿海省（市）海风机组招标容量

资料来源：各招投标平台，光大证券研究所整理；单位：MW

 重点关注江苏等地海风开发与建设的重新提速：“十四五”期间江苏海风项目主要包括射阳1000MW、大丰850MW和大丰800MW共三个项目，以上项目于22年1月完成竞争性配置。但受疫情、军事用海冲突、海域使用审批较缓等因素影响，22年下半年和23年上半年开发与招投标进度缓慢。2023年6月起，江苏省海上风电的建设整体迎来提速。

 随着海上风电资源开发相关各部门之间进行统筹协同，用海审批等因素对海风项目开发建设的影响有望逐渐消除。在不考虑深远海规划的情况下，我们预计2023-2025年我国海风新增装机量分别为7/10/12GW，整个“十四五”期间约50GW。

图表47：江苏省海上风电项目开发与建设重新提速

日期	项目情况
2023/6/16	江苏大丰800MW海上风电项目风力发电机组及塔筒设备采购项目公开招标
2023/6/25	江苏大丰800MW海上风电项目海缆采购公开招标
2023/8/9	金风科技中标江苏大丰800MW海上风电项目风力发电机组及塔筒设备采购项目
2023/8/16	中天科技中标江苏大丰800MW海上风电项目海缆采购
2023/9/13	江苏省自然资源厅公示国信大丰850MW海上风电项目的海域使用申请
2023/9/25	国能龙源射阳100万千瓦海上风电项目取得核准，这是江苏省核准的第一个平价海上风电项目，也是江苏省“十四五”期间核准的第一个海上风电项目

资料来源：各招投标平台，江苏省自然资源厅，江苏海上龙源新能源有限公司，光大证券研究所整理

图表48：我国海上风电新增装机量预测

资料来源：IRENA，光大证券研究所预测

 盈利能力：（1）海缆：近年来二线厂商的积极参与使得海缆行业竞争加剧，海缆毛利率或将难以维持过去的高水平。东方电缆23H1海缆业务毛利率回升主要系超高电压等级海缆交付比例增加所致，因此，未来海缆电压等级的提升能够有效支撑海缆产品毛利率，使其具有较强的抗通缩属性。（2）塔筒与管桩：22H1原材料价格高企，叠加风电需求较弱，导致22年全年塔筒、管桩产品盈利承压；随着原材料价格积累一定降幅，以及风电需求逐渐复苏，23H1整体毛利率有所恢复。

 投资方面：近海项目逐步恢复有利于23-24年行业维持稳健增速，当前市场预期较低，建议关注海缆、塔筒/管桩环节。

图表49：海缆龙头公司毛利率

资料来源：Wind，光大证券研究所整理

图表50：塔筒与管桩环节毛利率

资料来源：Wind，光大证券研究所整理

 从需求端来看，国内电动汽车销量增速趋于平稳，考虑出口，未来2年电动汽车销量有望保持一定增速，需求增速尚可；但需要进一步考虑欧美对我国电动汽车打压力度。

 从供给端来看，各环节价格数据10月第1周较2023年初均有不同程度下跌，电池级碳酸锂下降最多，近70%。进入10月份，进口锂矿石减少，之后盐湖产量环比或也将降低，叠加国内锂矿、锂盐、正极、电车库存都处于低位，补库拉动期货价格，价格有所回归；和上游关联度较高的磷酸铁锂、三元正极材料、六氟磷酸锂等，价格降幅仅次于碳酸锂；负极价格前期降幅较大，近期降幅减小；隔膜格局较优，价格下降较少。

图表51：锂电产业链各环节2023年10月第1周价格数据

分类材料本周价格		周变动（%)	月变动（%)	较2023年初（%)
上游资源	电池级碳酸锂 17.3万元/吨	2.4%	-6.9%	-69.7%
	氢氧化锂 16.54万元/吨	0.6%	-6.8%	-70.3%
	硫酸镍 3.24万元/吨	0.3%	2.2%	-15.4%
	硫酸钴 3.8万元/吨	1.3%	1.3%	-20.8%
	硫酸锰 5050元/吨	0.0%	-1.0%	-22.6%
动力电池价格	方形动力电芯 (三元) 0.57元/Wh	0.0%	-1.7%	-46.5%
动力电池价格	方形动力电芯 (磷酸铁锂) 0.52元/Wh	0.0%	-1.9%	-45.8%
电池成本测算	磷酸铁锂电芯 0.43元/Wh	-0.1%	-2.9%	-35.9%
	三元523电芯 0.53元/Wh	-0.1%	-2.2%	-36.7%
	三元811电芯 0.54元/Wh	-0.1%	-2.3%	-35.9%

资料来源：iFind，百川盈孚，光大证券研究所整理

三元正极材料	国内523	16.85万元/吨	0.0%	-4.8%	-49.7%
	国内622	17.65万元/吨	0.0%	-5.6%	-51.3%
	国内811	20.2万元/吨	0.0%	-4.7%	-49.6%
磷酸铁锂正极	国内磷酸铁锂	6万元/吨	-1.6%	-10.4%	-63.9%
磷酸铁锂正极	磷酸铁锂 (储能型)	5.7万元/吨	-1.7%	-10.9%	-64.6%
人造石墨负极	高端	6万元/吨	0.0%	0.0%	-16.1%
	中端	3.4万元/吨	0.0%	0.0%	-35.8%
	低端	1.95万元/吨	0.0%	0.0%	-41.8%
隔膜	7um/湿法	1.85元/平米	0.0%	0.0%	-7.5%
隔膜	7+2um陶瓷涂覆隔膜	2.4元/平米	0.0%	0.0%	-7.7%
六氟磷酸锂	国内六氟磷酸锂	9.3万元/吨	-3.1%	-11.4%	-61.6%
电解液	三元/圆柱/2200mAh	2.9万元/吨	-3.3%	-12.1%
电解液	磷酸铁锂	2.37万元/吨	-1.2%	-12.2%	-57.7%

 从各环节盈利来看，电池环节毛利率尤其龙头公司较为稳定；上游资源盈利与锂供需及碳酸锂价格密切相关，博弈较重，磷酸铁锂及三元正极材料因库存损失毛利率下降；六氟磷酸锂及负极毛利率已进入低位区间，需要进一步出清，六氟磷酸锂仍会受碳酸锂价格影响，正极盈利能力是否见底需要结合锂价及该环节供需持续观察；隔膜环节毛利率仍处于较高位置，未来有下降预期；铜箔及结构件毛利率也进入低位区间，同时也受大宗金属价格影响。

图表52：锂电电芯环节价格成本及盈利变化（元/Wh）

资料来源：iFind、百川盈孚，光大证券研究所整理，截至2023.10.13

 投资方面：（1）当前依然以电池龙头宁德时代作为投资首选，二、三线锂电池厂商明年会经历出清；（2）与800V快充相关的负极包覆材料及导电剂也需要重点关注；（3）六氟磷酸锂环节正在出清中，建议重点关注龙头公司天赐材料；

（4）锂价是否达到低点需要动态根据供需而定。

图表53：锂电各环节盈利年度及季度毛利率情况

	2018	2019	2020	2021	2022	22Q4	23Q1	23Q2	2022同比	23Q1环比	23Q2环比
上游资源	34%	23%	22%	32%	49%	50%	41%	36%	17pct	-8pct	-5pct
电池	19%	20%	21%	18%	18%	20%	19%	19%	Opct	-1pct	Opct
三元及前驱体	13%	13%	13%	13%	12%	10.9%	10.2%	9.6%	-1pct	-1pct	-1pct
磷酸铁锂	28%	30%	29%	27%	16%	13%	5%	7%	-11pct	-8pct	2pct
磷化工	16%	14%	14%	15%	17%	13%	18%	14%	2pct	5pct	-4pct
负极	26%	26%	26%	27%	23%	19%	19%	20%	-4pct	Opct	1pct
隔膜	43%	45%	41%	48%	47%	44%	46%	42%	Opct	3pct	-4pct
电解液	14%	14%	19%	21%	23%	23%	21%	20%	2pct	-2pct	Opct
6F	26%	21%	15%	37%	31%	24%	16%	18%	-6pct	-8pct	2pct
PVDF	20%	15%	12%	18%	21%	19%	14%	12%	3pct	-5pct	-2pct
导电剂	40%	48%	39%	34%	35%	37%	31%	32%	1pct	-6pct	1pct
铜铝箔	14%	15%	11%	15%	17%	17%	14%	11%	2pct	-3pct	-3pct
铝塑膜	21%	20%	21%	21%	20%	19%	21%	22%	-1pct	2pct	1pct
回收	22%	19%	17%	18%	17%	16%	2%	5%	-2pct	-14pct	3pct
结构件	27%	30%	29%	25%	21%	20%	21%	21%	-4pct	1pct	Opct
设备	39%	41%	36%	31%	31%	33%	34%	33%	Opct	1pct	-1pct
充电桩	36%	39%	43%	38%	37%	37%	38%	38%	-2pct	1pct	-1pct

资料来源：Wind，光大证券研究所整理

 大储：2023年1-8月，储能项目累计中标18GW/45GWh。但国内大储因为商业模型、接入标准等问题导致利用率较低，综合各类灵活性调节资源特点，火电容量电价政策如果顺利推出，将推动火电灵活性改造量提升，对2024年国内大储招标有抑制作用，当然从中长期来看，大储装机量依然可以维持较好增长。

 另一方面，在资本市场和地方政府资金支持下，大储供给较旺盛，从中标价格来看，价格仍在持续下行。2023年8月，储能系统中标均价（2h）已经下跌到1.05元/Wh，EPC中标均价（2h）已经下跌到1.46元/Wh。7、8月份一体化企业开始价格战，而23Q4价格是否会进一步下降，是当前储能行业重要的观测指标。

图表54：2022-2023年国内大储（锂电储能）中标情况

资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所整理

图表55：国内大储（锂电储能）中标价格情况

资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所整理

 2023年6月开始，美国大储市场装机明显回暖，6月装机1GW，7月装机1.5GW，8月装机0.49GW。2023年1-7月美国大储装机量为3.8GW。（1）IRA补贴细则落地后，6/7月份装机大幅上涨，EIA预计全年装机9.6GW；（2）EIA预计9-11月装机环比有一定放缓，届时如果实际装机大幅高于预期值，会是超预期的因素。根据Wood Mackenzie预测数据，美国大储依

图表56：2021-2023年美国大储装机情况

 2023，大储/工商业/户储/合计，7.3/0.2/0.7/8.2GW，22.4/0.6/2.9/24.6GWh；

 2024，大储/工商业/户储/合计，11.3/0.5/1.2/12.9GW，34.7/1.2/4.2/39.2GWh；

 2025，大储/工商业/户储/合计，12.6/0.6/1.8/15.0GW，40.4/1.7/5.0/46.8GWh。

 从供给端看，虽然供给侧也会存在价格竞争，但总体毛利率还是可以维持。

图表 57：2023年美国大储装机情况

资料来源：EIA，光大证券研究所整理；
注：历史数据及预测值均来自于EIA；单位：MW

图表58：美国年度及累计新增储能装机功率预测

资料来源：Wood Mackenzie，光大证券研究所；单位：GW
资料来源：EIA，光大证券研究所整理，单位：MW

图表59：美国年度及累计新增储能装机容量预测

资料来源：Wood Mackenzie，光大证券研究所；单位：GWh

 欧洲大储整体呈现增长趋势，个别国家存在装机的大小年。根据LCPDelta的欧洲大储装机数据，英国新增装机占比最高，2022年占比为44%，2023年占比为41%；意大利的装机增长最快，2022年占比仅为1%，2023年占比为23%。

图表60：2018-2023年欧洲大储装机情况

资料来源：LCP Delta，光大证券研究所整理；单位：MW；注：历史数据及预测值均来自于LCP Delta

图表61：欧洲储能新增装机预测

资料来源：EMMES 7，光大证券研究所整理

 光伏主链公司2023年Q1-Q2盈利实际是扩张的，但是光伏产业链价格因供给释放而逐步下降，不同环节有其节奏差异。市场据此认为光伏制造端处于周期高点，板块估值一跌再跌。此外，光伏制造端融资收紧，部分龙头公司定增，IPO开始取消，这意味着行业资本开支收紧，我们也可以从2023年下半年光伏设备公司股价下跌中窥见一斑。

图表62：光伏重点公司股价复盘（2022/1/1-2023/10/20）

资料来源：Wind，光大证券研究所整理

 从需求来看：2023年，国内：疫情导致的延期项目、非全容量并网政策推动了装机量提升较多；海外：组件价格下降带动了需求释放，但高利率依然会使部分项目暂停，同时安装工人及消纳问题导致库存高企。

 展望2024年，国内：市场普遍担心消纳问题致光伏装机量较低，新能源电力现货政策可能导致电价承压；海外：利好因素在于组件价格处于低位，同时利率有可能下行，碳约束可能加强；不利因素：欧美依然可能对光伏产品贸易打压，目前库存依然较高。

 我们认为：包括CPIA等预测数据仅可作为参考，海外尤其发达国家光伏需求变数依然较大，但“一带一路”国家光伏需求刚性较强。所以，我们并不武断地对2024年海外需求做判断，建议紧盯需求。

图表63：全球光伏新增装机容量

资料来源：CPIA，光大证券研究所整理，左轴单位：GW；注：23-25年为CPIA预测

图表64：国内光伏新增装机容量

资料来源： CPIA，光大证券研究所整理，左轴单位：GW；注：23-25年为CPIA预测

 投资方面：产业链出清、优化进度要具体观察价格战的剧烈程度，就2024年看我们认为，（1）硅片+电池+组件或硅料+电池+组件一体化企业盈利恐将处于低位状态，龙头公司会稍好，非硅成本较高的公司盈利会较差；（2）单纯的组件企业或技术落后的电池+组件企业盈利及出货恐承压；（3）经历一段时间出清后，如果季度需求反弹（如24年Q2-Q3），有可能带动产业链价格反弹，具有新电池技术的公司弹性较大；（4）客观看待光伏的下行周期，若电价上涨、消纳问题得到较好解决、碳市场建立推动碳价逐步提升，光伏行业有望迎来下一轮上涨周期。

图表65：P型 182mm（150μm）各环节单瓦净利

资料来源：Infolink，硅业分会，光大证券研究所整理；单位：元/W，截至2023/10/18

图表66：N型TOPCon 182mm（130μm）各环节单瓦净利

资料来源：Infolink，硅业分会，光大证券研究所整理；单位：元/W, 截至2023/10/18

消纳与电改：

（1）电网：推荐国能日新、东方电子、安科瑞，关注海兴电力、炬华科技。

（2）火电及灵活性改造：推荐华能国际，关注华电国际、晋控电力、豫能控股、青达环保、龙源技术。

（3）工商业储能：推荐盛弘股份、德业股份，关注苏文电能、芯能科技。

电新新技术：

（1）充电桩（高压快充）：推荐通合科技，关注威迈斯、永贵电器、鑫宏业、金冠电气。

（2）机器人：关注鸣志电器、伟创电气、绿的谐波、步科股份。

（3）光伏新技术：推荐帝尔激光、捷佳伟创。

 碳双控、CCER：

（1）CCER：关注冠中生态。

（2）氢能：推荐华光环能、亿华通-U，关注中复神鹰、蜀道装备、东宏股份。

（3）电力设备出口：推荐华明装备、思源电气、金盘科技。

新能源：

（1）核电：关注中国核电、江苏神通。

（2）海风：推荐东方电缆、海力风电、天顺风能。

（3）锂电：推荐宁德时代、科达利、信德新材，关注天赐材料。

（4）储能：重点推荐阳光电源。

（5）光伏：重点推荐爱旭股份、钧达股份、福莱特、聚和材料，关注仕净科技、帝科股份。

 政策不及预期风险：若新电改政策、风光储氢产业政策、新能源车消费政策等相关政策出台或变化情况不及预期，对应细分行业的下游需求可能会受到一定压力，行业发展进而受到制约。

 电力市场建设不及预期：电力市场建设受中央政府、地方政府、发电企业、电网企业多方影响，各省省情与市场基础不同，全国统一电力市场建设推进或受制约。

 国际出口环境变化风险：受各国政治、经济、文化、法律、汇率、贸易保护及政府投资计划等因素的影响，产品出口可能会受到一定制约，在海外开展生产、项目建设也可能面临税务、劳务用工、资产等各方面风险，进而对相关公司的海外业务产生影响。

 新技术发展不及预期：电新新技术的进步可以引发较大的产业变革，进而带来相关投资机会，而新技术的研究、开发与应用面临着周期不确定、方向不确定或失败的风险。

衷心感谢

光大证券研究所

电新公用环保

研究团队

殷中枢

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电话： 010-58452071

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黄帅斌

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宋黎超

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和霖

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分析师声明

本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。

行业及公司评级体系

买入—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上；

增持—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；

中性—未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；

减持—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；

卖出—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；

无评级—因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。

基准指数说明：A股市场基准为沪深300指数；香港市场基准为恒生指数；美国市场基准为纳斯达克综合指数或标普500指数。

特别声明

光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）成立于1996年，是中国证监会批准的首批三家创新试点证券公司之一，也是世界500强企业——中国光大集团股份公司的核心金融服务平台之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。

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