【平安证券】电力设备及新能源行业年度策略报告:风电景气占优，多重拐点汇聚_新浪财经

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证券分析师

苏可投资咨询资格编号S1060524050002

摘要

平安观点：

风电：成长属性突出，供给格局向好。2025年国内海上风电发展节奏有望加快，包括风机吊装、风机招标、项目竞配等层面；预计2024年国内海上风电新增吊装规模达到8GW及以上，2025年有望实现同比50%及以上的增长；深远海风电开发有望获得实质性进展，打开海上风电成长空间。2024年海风整机出海实现订单层面的重大突破，产业趋势逐步确立，未来出海步伐有望加快。2024年前三季度国内陆上风机招标量111.5GW，同比增长约100%，陆风风机招标价格呈现企稳回升，盈利水平拐点逐步显现。2024年漂浮式海上风电供给端和项目端取得重大进展，我们判断2025年有望提速发展。

储能：全球多点开花，优选海外大储和新兴市场户储。大储方面，国内大储蓄势待发，海外大储竞争格局更优，看好海外大储机遇。我们认为美国大储需求仍强劲，同时欧洲和中东大储需求正快速起量，国内企业出海机遇可期。用户侧储能方面，我们看好新兴市场潜力。户储需求分化，传统发达市场有待回暖，新兴市场快速增长；工商储市场处于发展早期，国内市场需求高增、竞争激烈，海外市场仍在验证阶段。国内户储企业积极开拓新兴市场，并逐步拓展工商储新品，增长后劲足。建议关注市场壁垒高、增长强劲的海外大储，快速崛起、多点开花的新兴市场户储环节。

光伏：需求增速放缓，关注政策因素与新技术。国内光伏行业消纳问题凸显，成为行业发展的主要制约因素，我们判断国内光伏需求将步入平稳增长的新阶段，预计2025年国内新增光伏装机270GW（交流测），同比增长约8%，全球光伏新增装机约608GW（直流侧），同比增长约11%。2024年光伏组件产业链盈利水平大幅承压，主要环节并未出现较明显的出清迹象，预计2025年组件产业链供给过剩的形势延续。政策层面开始更多地关注光伏产业低价竞争，有望起到价格和盈利水平托底的效果。隆基绿能等头部企业积极拥抱BC电池技术，BC产业趋势显现，前瞻布局的BC电池生产企业及设备供应商受益。

氢能：政策助力、场景拉动，关注绿氢和氢车环节。绿氢政策助力和场景拉动下，项目快速起量。电解槽是绿氢生产的关键设备，市场空间广阔，但当前竞争激烈。电解槽相关上市公司包括新能源企业和部分设备企业，氢能业务比重较小，企业拓展第二增长曲线。氢车激励政策频出，场景持续探索，发展潜力充足。现阶段氢车推广受成本和基础设施限制，依赖政策扶持，政策对产业的刺激作用强。氢燃料电池是氢车产业链的核心环节，上市标的质地纯、业绩弹性大，相关政策的出台有望为板块带来机遇。建议重点关注潜在体量最大、国际需求空间广阔的制氢环节，并持续追踪氢车环节政策性机遇。

投资建议：维持行业“强于大市”评级。风电方面，国内海上风电景气向上，出口形势向好，漂浮式商业化进程有望加速，陆上风电需求有望超预期，整机价格呈现企稳回升态势。光伏方面，BC电池产业趋势显现；同时，积极关注政策引导和行业自律可能带来的组件、硅料等环节竞争形势优化。储能方面，海外大储竞争格局和盈利能力较好，需求增长确定性较强；户储市场多点开花，建议关注在新兴市场扎实布局的企业。氢能方面，建议关注积极卡位电解槽赛道、进入中能建短名单的企业以及燃料电池系统环节领先的参与者。

风险提示。1、新能源新增装机不及预期风险。新能源发展受宏观经济、各区域支持性政策、供应链情况等因素影响，存在某些区域新增装机不及预期风险。2、部分环节竞争加剧和盈利水平不及预期风险。新能源各环节整体呈现参与者增加的趋势，部分环节可能存在竞争明显加剧以及盈利水平不及预期风险。3、贸易保护现象加剧的风险。国内新能源制造在全球范围内具备较强的竞争力，部分环节出口比例较高，如果贸易保护现象加剧，将对相关出口企业产生不利影响。4、新技术发展不及预期风险。光伏新型电池、绿氢等新兴行业发展有赖于技术进步推动成本下降，存在发展节奏不及预期风险。

总览：新能源板块2024年回顾与2025展望

1.1 2024年回顾：电新板块整体上涨约10%，风电表现占优

截至12月6日，申万电力设备指数（801730.SI）2024年以来上涨约9.98%，跑输沪深300指数5.82个百分点，在申万31个一级子行业中名列第19。整体来看，电力设备及新能源板块面临部分领域供给端竞争加剧和需求端增速放缓的问题，2024年整体盈利水平承压。

风电：表现相对较好，海风和风电整机领涨。风电板块指数（866044.WI）2024年以来（截至2024.12.6）上涨约11.8%。2024年以来，国内江苏、广东等地停滞的大型海风项目开启风机或施工招标，浙江、上海等地开启大规模海风项目竞配，市场对国内海上风电发展形势更趋乐观，海缆企业市场表现较为突出。下半年以来，风电整机价格企稳回暖，风机招标放量，市场对于风机企业盈利水平修复的预期升温，金风科技、运达股份、明阳智能等头部整机企业均有较好表现。

光伏：行业竞争加剧，政策预期升温。光伏指数（884045.WI）2024年以来（截至2024.12.6）下跌10.3%，较大幅度跑输沪深300指数。2024年以来光伏组件主产业链价格持续下行，推动相关企业盈利水平大幅下降，行业出清的形势不明朗，且面临的贸易保护加码。下半年以来，政策托底的迹象现象，光伏行业协会公布组件最低成本并呼吁行业自律，市场预期政策干预有望改变当前供需形势；隆基绿能等企业大力布局BC电池，BC技术关注度大幅提升。

储能：海外大储和户储头部企业有较强阿尔法。储能指数（884790.WI）2024年以来（截至2024.12.6）下跌1.5%，行业整体面临竞争加剧的问题，阳光电源、德业股份等头部企业凭借强劲的业绩表现具有较强的阿尔法。2024年以来海外大储市场需求较快增长，国内在出海方面领先的大储企业在业绩和订单方面均有较好表现，四季度以来，随着特朗普当选和贸易保护的担忧加剧，海外大储板块走势偏弱；户储方面，2024年新兴市场崛起，以德业股份为代表的在新兴市场前瞻布局的户储领先企业受益。

氢能：技术、场景尚不成熟，不确定性压制板块表现。氢能指数（8841063.WI）2024年以来（截至2024.12.6）上涨3.4%，跑输沪深300指数和电新板块。氢能板块成分股行业分布繁杂，主营业务涵盖化工、新能源、化石能源、汽车等多种板块，氢能业务对各成分股的业绩贡献较小，板块β并不明显。氢能产业链中、制氢、储运、燃料电池车等各环节均处于发展早期，但赛道整体规模和增速仍具有较强的不确定性，压制板块表现。

1.2 2025年展望：风电和储能的贝塔性机会可能更为突出

展望2025年的板块投资机会，我们认为需求的成长性和供需关系仍然是核心影响因素，其次为当前估值水平和隐含的预期，综合来看，我们判断新能源板块2025年的投资机会较2024年更为突出；从细分领域贝塔性机会排序看，我们判断风电可能相对占优，其次为储能。

风电方面，国内海上风电呈现蓄势待发、加速成长的态势，陆上风电招标端超预期，未来陆风成长性也可能超预期；陆风和海风出口形势向好。海风产业链整体格局稳定，陆风整机竞争形势改善、招标价格企稳回升，海外海风整机供给端呈现收缩。陆风、海风需求成长性和供需形势兼优，看好风电的贝塔性机会。

储能方面，我们判断海外大储和新兴市场户储2025年仍将实现较强劲的需求增长，头部企业在品牌、渠道等方面的优势仍然较为突出，但与此同时2025年可能也将新增一些影响供需关系的不确定因素，包括特朗普上台后美国关税政策以及欧洲对逆变器的贸易政策等。考虑当前头部企业较低的估值以及隐含的贸易保护相关的担忧，结合行业自身的成长属性，我们对2025年储能板块的投资机会偏乐观。

光伏方面，受高基数和消纳等因素影响，国内及全球光伏新增装机需求增速有望进一步放缓，当前组件产业链供给过剩的问题短期难以实质性扭转，但潜在的政策引导有望助力盈利水平企稳回升。我们认为当前市场对组件产业链未来盈利水平的预期偏乐观，板块的贝塔性机会可能不明显。细分产业趋势方面，BC电池崛起的态势清晰，有望成为2025年光伏板块主要的结构性机会。

氢能方面，由于政策助力和场景拉动，绿氢项目快速起量，电解槽是绿氢生产的关键设备，但已呈现激烈竞争态势。整体来看，氢能产业仍处于发展早期和培育阶段，商业模式还不够清晰，对应的短期投资机会不明朗。

风电：成长属性突出，供给格局向好

2.1 需求端：国内外共振，成长性突出

2.1.1 国内海上风电：蓄势待发，景气度有望提升

2024年，国内海上风电的建设进度仍然不及预期，主要因为广东、江苏等地存量的大型项目推进速度较慢，并未在2024年内形成较大规模的吊装，军事因素等方面的制约仍然影响了2024年国内海上风电发展。尽管建设进度不及预期，这些项目建设施工的前期工作在2024年持续推进，目前已经具备一定的开工条件，预计在2025年将进入实质性建设施工阶段。

海上风机招标方面，根据金风科技披露数据，2024前三季度国内海上风机招标规模约7.6GW。根据我们统计，2024四季度以来，国内开展海上风机招标情况呈现向好态势，判断2024全年的海上风机招标规模超过10GW，并有望达到12GW左右的水平。

投资成本的下降是海上风电行业发展的重要驱动力，而风机大型化是降本的重要抓手。2024年，国内头部的海风整机企业完成16MW及以上单机容量的整机产品吊装或商业化应用，部分启动风机招标的海上风电项目明确要求采用单机容量16MW及以上的风机产品，国内海上风机大型化持续推进并即将迈入16MW及以上海风整机大规模商业化应用的阶段。

根据国家电投发布的《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024版）》，国内单体规模1GW左右的海风项目千瓦造价普遍在1万元及下，其中粤西、广西及海南区域的海风项目千瓦造价约9836元；对比2022完成招标的三峡青洲五六七海上风电项目的EPC中标情况，2024年海上风电造价水平相对2022年呈现大幅下降，意味着海上风电经济性的明显提升。

基于以上因素，我们判断2025年国内海上风电发展节奏有望加快，包括风机吊装、风机招标、项目竞配等层面；预计2024年海上风机吊装规模达到8GW及以上，2025年有望实现同比50%及以上的增长。

我们认为，2025年需求端值得期待的不仅是装机、招标等数据的提升，还包括深远海海上风电开发有望取得更多的实质性进展，打开海上风电中长期成长空间。

首先，我们判断国管海域项目在2025年可能呈现实质性进展。2023年广东省开展了16GW国管海域海上风电项目竞配，至今尚未正式公布竞配结果；2024年11月，由汕尾市政府主办、汕尾市发改局承办、水电水利规划设计总院特别支持的中国（汕尾）新能源产业创新融合发展大会召开并举行项目签约，其中重大能源签约项目包括华电粤东海上风电基地1-1项目，该项目规划装机容量60万千瓦，是广东省2023年开展竞配的国管区域16GW海上风电项目之一。另外，2024年上海市开展了5.8GW国管海域海上风电项目竞配，其竞配结果也有望在2025年出炉。其他省份国管海域海上风电项目的推进节奏也有望加快。

第二，支撑深远海海上风电发展的技术手段进一步丰富和成熟，推动深远海海上风电项目经济性的提升，包括单机容量20MW以上的海风机组实现吊装、大容量柔性直流外送项目开工以及大型漂浮式海上风电示范项目的出台等。2024年9月，金风科技在阳江完成了其GW147型风电叶片的静载测试，该叶片全长147米，对用的叶轮直径可达300米；2024年10月，金风科技推出面向深远海开发的新一代深远海旗舰产品GWH300-20（25）MW，该机型叶轮直径300米，功率覆盖20-25MW，有望于2025年完成首台样机吊装。

第三，深远海海上风电项目开发的相关制度或管理办法进一步完善。

综合来看，我们判断2025年国内海上风电需求高增，同时深远海海上风电开发的形势更加明朗，海上风电需求端的景气度有望明显提升。

2.1.2 国内陆上风电：招标已放量，成长性有望超预期

市场对于陆上风电需求成长性的预期较低，根据2024年发展形势，我们判断陆风需求端可能呈现超预期。

在风机招标层面，2024年招标量已经超预期，这将反映到未来的装机端。根据金风科技披露数据，2024年前三季度国内陆上风机招标量111.5GW，同比增长约100%，2024年的陆上风机招标规模将创历史新高。我们判断招标超预期与当前新能源整体发展形势有关。西北电网最新研究显示，不同的风光配比对应不同的新能源总出力特性，与之相匹配的调节资源配置方案及投资成本也将发生变化；以2023 年西北电网实际运行数据为例进行测算，当新能源装机为2 亿千瓦时，最佳风光配比为3:1，随着新能源装机容量的增长，风光配比“拐点”也会右移（即风光配比大于3:1）。而目前国内风光配比小于1:2，风电的装机占比具有提升空间。

除了大基地项目风光配比有望朝有利于风电的方向发展以外，其他层面的陆上风电需求增长的驱动力也值得期待。

首先是分散式风电。2023年国内分散式风电新增装机仅2.1GW，基数较小，但2024年以来政策层面的支持力度明显加大。2024年3月，国家发改委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。2024年10月，国家能源局在河南省平顶山市组织召开“千乡万村驭风行动”现场推进会，国家能源局党组成员、副局长万劲松出席会议并讲话，国家能源局新能源司、电力司、监管司、河南监管办，全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团能源主管部门，国家电网、南方电网，风能协会等单位相关业务负责同志参加会议，农业农村部科技司有关同志到会指导。根据中国风能协会的测算，全国约有59万个行政村，假如选择其中具备条件的10万个村庄，每个村安装4台5MW机组（当前政策明确原则上每个行政村不超过20兆瓦），可以实现2000GW的乡村风电装机量。

2024年以来，部分省份已经发布省级 “千乡万村驭风行动”工作方案，例如，2024湖北省安排100万千瓦左右乡村风电建设规模，因地制宜选择100个村先行试点；山西省明确2024年驭风行动助力乡村振兴工程试点项目共33个、总规模151.74万千瓦。参考《云南省“千乡万村驭风行动”总体方案》，未来云南省“千乡万村驭风行动”将分为三个阶段实施：（1）示范试点阶段（2024-2025年）：在确保生态用林用地能保障、用电负荷大、就地能消纳、接网条件好的区域开展试点示范；（2）稳步推广阶段（2025-2030年）：以“十五五”全省可再生能源规划确定目标为指引，在总结示范试点成功经验基础上，因地制宜，积极稳妥，逐年推进，条件成熟一个实施一个，坚决防止一哄而上，坚决防止“半拉子”工程；（3）全面发展阶段（2030年以后）：具备条件、项目成熟的行政村，能建尽建。

我们判断全国分散式风电的发展节奏可以参考云南省的发展规划。

第二，老旧机组的改造也值得期待。2023年6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5MW的风电场开展改造升级。随着陆上风电技术进步和度电成本的下降，老旧风电场实施“以大代小”的经济性将逐步提升。根据中国风能协会数据，截至2018年底，全国累计风电装机容量达到2.1亿千瓦，其中2MW以下（不含2MW）累计装机容量市场占比达到48.1%，对应的规模约1亿千瓦，我们估计这部分风电场将具有“以大代小”改造的潜力。2024年11月，广东江门市发展和改革局核准批复中广核江门台山上川岛风电场工程项目“大代小”改造工程，拆除原有的100台0.85MW机组，新建34台7MW机组，改造后项目总装机容量238MW，是被拆除项目规模的2.8倍。

2.1.3 海外海上风电：迎来长时间维度的景气上行期

欧洲

欧洲是最早发展海上风电的市场，也是当前和未来主要的海上风电海外市场。过去多年，欧洲海上风电新增装机在一定的区间内震荡，根据欧洲风能协会统计，2023年，欧洲海上风电新增装机3.8GW，创历史新高。展望未来，欧洲的海上风电发展速度有望明显加快，对应的新增装机规模也有望快速增长，主要的驱动因素包括以下几个方面：

1、受益于技术进步和规模化发展，欧洲海上风电整体呈现了较明显的成本下降和经济性提升。以英国为例，英国从2015年开启差价合约（CfD）模式的海风项目拍卖，到2022年第四轮拍卖实现了电价水平的大幅下降。近两年由于通胀和利率上升等因素影响，海上风电的开发成本和电价水平有所上升，但整体来看，海上风电展现了经济性方面的竞争力。

2、近年欧洲加大了对新能源的政策支持力度，推动海上风电加快发展。在气候问题和俄乌冲突的影响之下，欧洲多国加大了对海上风电的支持力度，首先表现在多个国家上调了海上风电的装机目标。例如，俄乌冲突后，英国政府发布《英国能源安全战略》，将2030年海上风电装机目标从40GW调增到50GW，近期英国工党政府上台后进一步将2030年装机目标提升至60GW；德国出台新的《德国海上风能法》（WindSeeG），将2030年海上风电装机目标上调至30GW。

基于欧洲在建、已完成拍卖处于待建状态的项目情况，以及各国规划的待开发的项目情况，欧洲海上风电有望步入长时间维度的景气周期。根据欧洲风能协会的预测，欧洲海上风电新增装机将从2023年的3.8GW攀升至2030年的超过30GW。

美国

根据全球风能协会统计，截至2023年底美国海上风电装机规模仅42MW，拜登政府规划到2030年美国将部署30GW的海上风电项目。2023年下半年以来，拜登政府加快了项目批准节奏，截至目前美国政府已经批准了10个大型海上风电项目，剔除已被开发商宣布停止开发的Ocean Wind 1之外，其他9个项目合计规模约13GW，其中装机容量806MW的Vineyard Wind项目和132MW的South Fork Wind Farm项目有望于2024年全容量并网。

除了加快项目审批之外，拜登政府也在积极推进更前端的海上风电海床租赁工作。2021年10月，美国海洋能源管理局（BOEM）发布“Offshore Wind Farm Leasing Path Forward 2021-2025”，计划对美国沿海七片海上风电场海床租赁拍卖，2022-2023年已完成四轮拍卖，其中New York Bight约5.6GW项目的海床租赁费用达到43.7亿美元。2024年，美国内政部长宣布一项新的海上风电租赁五年计划，到 2028 年发起多达12个潜在的海上风电租赁销售。这些海床租赁工作将为越来越多的项目获得批准以及进入实质性的建设施工阶段奠定基础。

整体来看，尽管实现2030年30GW海风装机目标的概率较小，但2023年下半年以来大量项目获得政府批准并即将进入建设施工阶段，后续美国海风市场将步入大规模开发阶段。

日本

日本规划到2030年实现10GW海上风电装机目标，到2040年安装30-45GW的海上风电。根据日本经济产业省，截至2023年底，日本海上风电累计装机规模约188MW，主要对应为采用固定电价机制的小型项目。Akita Noshiro海上风电项目是日本首个商业化运行的海上风电项目，装机规模140MW，采用33台Vestas V117-4.2MW，已于2022年底和2023年初分批投运。

2021年底和2023年底，日本分别宣布了第一轮和第二轮海上风电拍卖的结果，采用Feed-in Premium（FIP）的电价机制，两轮规模均约1.8GW；目前正在开展第三轮拍卖，合计规模1.05GW，预计于2024年底公布结果。根据拍卖项目规划的建设节奏，从2028年开始，日本海上风电项目步入批量投运阶段。

韩国

2023年韩国通过《第十次电力供需基本计划》，明确2030年海上风电装机目标14.3GW；根据全球风能协会，截至2023年底海风装机133MW。目前韩国已经选定3个大的海上风电开发区域：2020年，韩国政府决定在全罗北道开发2.4GW海上风电项目；2021年初，韩国宣布在Shinan海岸建设世界上最大的8.2GW海上风电项目；2021年5月，韩国政府在Ulsan海岸规划6GW漂浮式海上风电。

2022年韩国国内举行了首次海上风电项目固定电价公开竞拍，中标项目规模仅99MW。2023年12月，韩国产业通商资源部（MOTIE）和韩国能源局（KEA）联合举办的第二次海上风电项目竞标结果揭晓，合计规模约1.4GW的五个项目中标。2024年8月，韩国政府公布未来海风项目竞配计划，到2026年上半年，韩国计划开展7-8GW的海上风电项目竞配，其中2024年10月开展一轮，竞配规模约1.5-2GW，2025年竞配规模3-3.5GW，2026年竞配规模2-3GW，包含固定式和漂浮式两种技术类型。

根据项目建设节奏，预计韩国从2026年开始进入海上风电的大规模建设阶段。

小结

如上所述，无论欧洲还是美国、日本、韩国，未来海风新增装机都将呈现快速增长的趋势，这与过去这些市场的海风需求处于箱体振荡或停滞状态有显著的不同，未来海外市场海风需求体量将相比过去大幅增长。

2.2 供给端：海风整机与海缆格局较好，陆风内卷趋缓

2.2.1 国内市场海缆和海风整机的格局较好

海缆方面，国内海缆竞争格局整体稳定，中天科技（维权）、东方电缆、亨通光电三大头部企业在海缆生产基地布局方面处于领先地位；考虑海缆行业较明显的属地化特征，以及海缆产能的建设周期较长，预计当前头部三家企业占据主导地位的格局将在未来较长时间内延续。

海缆环节较明显的产业趋势是向高电压等级交流和柔性直流发展，单回海缆连接的海上风电场容量增加，推动海缆技术门槛和可靠性要求的提升，进而影响海缆竞争格局。目前，在高电压等级交流海缆方面，东方电缆具有500千伏交流海缆的海上风电工程业绩（粤电青洲一、二项目），中天科技和东方电缆均获得了330千伏交流海缆的订单（三峡青洲六项目）；柔性直流方面，中天科技具有国内首个海上风电柔直外送项目的海缆供货业绩，东方电缆获得了青洲五七±500kV柔直海缆EPC订单。整体来看，头部海缆在高电压等级交流和柔性直流海缆方面的技术实力和工程业绩方面具有较明显的优势，随着后续规划采用500千伏交流及柔性直流外送的海上风电项目数量的增加，头部海缆企业有望巩固和加强竞争优势。

海风整机方面，经过近两三年的快速发展，国内头部的海风整机企业具备了更丰富的产品运行业绩、更大单机容量的风机产品、更成熟的技术创新体系，竞争力大幅提升。且海风整机同样具有明显的属地化特征，头部企业在沿海主要市场完成生产基地的布局，先发优势明显。2024年，海风整机环节新增订单呈现集中度提升的态势，金风科技、明阳智能、远景能源在新增订单方面占据绝对主导。我们判断后续海风整机的格局强者恒强。

产品价格方面，近两年海上风电中标价格呈现缓跌态势，但与此同时风机招标的单机容量也呈现明显上升，我们判断价格的下行主要来自于单机容量提升和风机成本的下降，而非主要因为竞争加剧，海上风机行业的盈利水平有望显著好于陆上风机行业。

2.2.2海风整机出海迎来重大机遇

如上所述，海外市场海上风电蓬勃发展，国内海风制造产业链迎来出海机遇。相对而言，管桩、海缆等环节的出海步伐相对较早，大金重工、东方电缆、中天科技等已经获得多个欧洲海上风电管桩或海缆订单，而海上风电整机的出海步伐相对较慢。从供给端看，相对海缆和管桩，海风整机环节的海外参与者数量较少，主要为德国的西门子-歌美飒、丹麦的维斯塔斯以及美国的GE三家，目前看不到潜在的新进者。

2024年以来，GE已经发生三起海上风机叶片相关事故，存在质量问题的隐忧；根据4C Offshore的报道，GE Vernova的CEO，Scott Strazik，近期在接受《金融时报》采访时宣称，GE将不再寻求获取新的海上风机订单，原因是面临经济性等方面的挑战；在此背景下，海外海风项目面临可供选择的海风整机供应商过少的问题。与此同时，国内海风整机通过近年的快速发展，在海上风机单机容量方面赶超海外海风整机企业，构建起产品层面的技术优势。

近年明阳智能已经在意大利和日本实现了小批量的海上风机交付，具备了一定的项目工程业绩，国内海风整机企业在海外市场积累了一定的市场口碑和客户基础。2022年，明阳智能为意大利Beleolico海上风电项目供应10台3MW海风机组，助力意大利建成首个离岸风电项目。2023年，由明阳智能提供风电机组的日本Nyuzen海上风电项目成功并网发电，该项目采用3台MySE3.0-135海上风电机组，是日本首座采用中国海上风机的海上风电场。

2024年下半年，明阳智能在德国和意大利市场取得订单层面的重大突破，先后与德国开发商Luxcara就Waterkant海上风电项目签订海上风机优先供货协议，与意大利海风开发商Renexia就Med Wind漂浮式海上风电项目签订生产基地和供货相关的MOU。

展望未来，我们判断国内海风整机在海外市场的认可度有望进一步提升，同时国内海风整机企业在大兆瓦产品等方面的技术优势进一步扩大，国内海风整机出口的趋势有望进一步加强。

2.2.3 陆上风电：整机盈利水平有望修复

近年来，随着风机大型化的快速发展和竞争的加剧，陆上风机招标价格持续下行，风机企业盈利水平持续承压，部分企业风机业务呈现较明显的亏损。

与此同时，风机质量问题成为市场关注的焦点。2024年9月，大唐集团旗下的中国水利电力物资集团有限公司召开风电供应商质量保障交底会，党委书记、董事长陈智表示：当前风电质量问题频发的周期仍然会持续，制造问题引发风电事故仍是主要原因，风电技术发展已经进入“无人区”，设备大型化仍是降本的主要手段，行业经验无先例可循、无标准可依仍是常态；要想实现中国大唐高质量发展，必须高度重视风电质量问题。

因此，无论是风机企业还是风电场开发企业，其自身利益均遭受风机行业过度内卷的威胁。

政策层面，2024年7月30日，中共中央政治局召开会议，明确提出要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。2024年11月，“2024风能企业领导人座谈会”在北京召开，主要的风机企业、开发商以及政府主管部门和行业协会代表参加会议，会议认为，当前中国风电行业依然面临低价恶性竞争问题，致使从零部件到整机的风电制造端陷入全面亏损，阻碍了产业的健康发展。会议认为，应从两方面入手破解当前的过度内卷问题：

一是依法依规制定低价恶性竞争行为的认定标准及处罚办法。在2024北京国际风能大会暨展览会（CWP 2024）上，12家风电整机企业共同签署了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，将成立公约执行管理委员会和纪律监督委员会，依法制定低价恶性竞争行为的认定标准及罚则，依现行法律法规规范市场竞争中的各类违法违规行为。

二是优化招标方案及评标办法。开发商设置更全面、合理的评价指标，综合评估整机企业的研发、制造、质量保证等能力，提高技术评分权重，细化技术指标评分，将项目后评估和项目运行数据作为技术和质量差异的评价标准，杜绝最低价中标。

综上，我们认为陆上风机行业价格竞争的激烈程度有望明显减弱。根据金风科技披露数据，2024年9月国内风机平均投标价格约1475元/kW，与2023年底平均投标价格持平，陆上风机投标价格呈现企稳的态势。随着陆上风机竞争形势的变化，风机企业盈利水平有望迎来修复。

2.3 新技术：漂浮式海风的商业化进程加速

2024年，漂浮式海上风电在多方面实现重大进展，为未来商业化推广蓄势。

首先，漂浮式海上风机迎来重大创新突破。2024年8月，明阳智能双转子漂浮式样机“明阳天成号” 从广州南沙启航，前往广东阳江明阳青洲四海上风电场进行安装；2024年9月，“明阳天成号”成功应对超强台风“摩羯”的挑战。“明阳天成号”两座塔筒呈“V”字形排列、搭载两台8.3兆瓦海上风机，可应用于水深35米以上的全球广泛海域；其浮式基础为全球首次采用抗压能力达到115兆帕以上超高性能混凝土材料制造而成，浮筒采用的“玻璃纤维外壳+XPS芯材+防护涂层材料”方案，有望较大幅度降低漂浮式海上风电投资成本。

第二，多个海外大型漂浮式海上风电场取得重大进展：

2024年5月，法国首次商业规模漂浮式海上风电招标结果揭晓，由Elicio和BayWa r.e.组成的联合体以86.45欧元/兆瓦时的电价赢得了pennavel漂浮式项目（规模约250MW）的开发权。

2024年9月，英国第六轮CfD拍卖结果公布，漂浮式项目Green Volt Offshore Windfarm（规模约400MW）入围，上网电价为139.93英镑/MWh，该项目位于苏格兰海域，是英国首个CfD授予的百兆瓦级漂浮式海风项目，计划在2029年投运。

ü 2024年10月，意大利海上风电开发商Renexia与明阳智能签署Med Wind项目的前端工程设计（FEED）合同，该项目将在意大利西西里岛海岸80公里处建设一座2.8GW的漂浮式风电场。

2024年10月，韩国贸易、工业和能源部（MOTIE）启动海上风电招标程序，将授予1GW固桩式海上风电和500MW漂浮式海上风电项目。

基于2024年供给端和项目端的重大进展，我们判断漂浮式海上风电有望提速发展，开启全球范围内从样机验证到商业化推动的过渡阶段，漂浮式海上风电的商业化前景将逐步明朗。

光伏：需求增速放缓，关注政策因素与新技术

3.1 需求端：内需、外需增速趋缓

3.1.1 内需：消纳问题凸显，需求增速放缓

根据国家能源局披露数据，2024年前三季度，国内光伏新增装机160.88GW，同比增长24.8%。不同类型的应用场景的发展形势不同：

集中式地面电站：前三季度新增装机75.66GW，同比增长约22.4%，三北地区的新疆、甘肃、青海、宁夏、陕西、内蒙、陕西、河北、山东以及南方地区的云南和广东占据绝对主导，这11个省份的合计装机占全国集中式地面电站总装机的约75%，我们判断三北、西南地区新能源大基地的加快建设推动了国内集中式地面电站的持续增长。

户用光伏：前三季度国内户用光伏新增装机22.8GW，同比下降约31%，江苏前三季度新增户用装机6.69GW，同比接近翻倍增长，约占国内户用新增装机的29.3%，但传统的户用光伏大省河南和山东前三季度新增装机同比大幅下滑，例如，河南省2023年前三季度新增户用装机8.52GW，2024前三季度仅新增0.74GW。整体来看，国内户用光伏发展形势在2024年发生重大变化，这与近年户用光伏大发展之后面临的消纳问题有关。2023年11月河南省发改委发布《关于促进分布式光伏发电健康可持续发展的通知》，河南省电力公司开展区域内分布式光伏承载力评估和可接入容量测算，明确分布式光伏开发红、黄、绿区域并按季度向社会公布，黄色、红色区域内的分布式光伏项目需待落实消纳条件后再行开发建设；而参考河南省电力公司发布的电网可开放容量及受限情况，河南省大部分区域处于红色或黄色区域。

工商业分布式光伏：前三季度国内工商业分布式光伏新增装机62.4GW，同比增长约82%，延续了2022-2023年的快速增长势头。浙江、江苏、山东、广东四省合计的新增装机占比约41%，延续了下降趋势，表明工商业分布式光伏的开发热潮向更多的省份蔓延。

户用光伏的消纳问题可能只是光伏行业当前面临的消纳问题的一个缩影。光伏具有出力时段较为集中的特点，随着光伏在电源体系中的装机比例明显提升，部分省份已经呈现出光伏大发阶段电力供需越趋宽松的形势；截至目前，全国至少有17个省份已经或计划将午时部分时段的分时电价调整为谷时段电价。截至2023年底国内光伏累计装机6.09亿千瓦，同比增长55%；按照当前光伏建设速度，未来光伏大发时段电力供需宽松的形势将更为严峻。

电力现货交易市场的光伏电价情况也反映了光伏行业面临的消纳问题。2023年10月，国家发改委、能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2023〕813号）》，提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。2024年6月，山东电力现货市场历经多年的试点运行之后，转入正式运行，且山东是国内光伏装机大省和用电大省，其电力现货交易相关特征具有代表性。根据兰木达电力现货的统计，在过去一年间，光伏现货电价明显低于山东省电力现货均价水平。

2024年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，新的管理办法将分布式光伏划分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型，不同类型的上网模式不同，其中自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式；一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。因此，如果该管理办法正式实施，工商业分布式光伏将不再可以采用全额上网模式，其中6MW以上大型工商业分布式光伏只能自发自用；此外，全额上网、自发自用余电上网模式的上网电量应当按照有关要求公平参与市场化交易。随着上网模式的变化以及参与市场化交易，国内工商业分布式光伏发展前景的不确定性提升。

尽管光伏行业面临的消纳方面的挑战加大，但也呈现出某些更明确或边际加强的积极因素：

首先，政策层面依然大力支持新能源发展。2024年2月，中共中央政治局就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习；会议提出，要顺势而为、乘势而上，以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界作出更大贡献。

第二，随着光伏组件等产品价格的快速下降，光伏电站投资的成本降低，经济性持续凸显。参考国家电投发布的《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024版）》，当前地面电站的造价普遍在3000元/kWp以内。

第三，国内电力需求高速增长，支撑新能源装机持续增长。根据国家能源局的统计，2024年1-10月，全社会用电量累计81836亿千瓦时，同比增长7.6%。参考电力规划设计总院电力发展研究院的预测，未来5-10年，我国每年新增用电量将维持在5000-6000亿千瓦时，全社会用电量维持高速增长。

整体来看，国内光伏行业发展已经步入了消纳问题凸显的新阶段，这一问题将成为行业发展的主要制约因素，使得光伏新增装机难以延续2021-2023年的高速增长态势。综合考虑政策、造价等有利于光伏行业发展的因素，我们判断国内光伏需求将步入平稳增长的新阶段。

3.1.2 外需：美国市场不确定性加大，新兴市场形势相对较好

1、面向主要海外市场的光伏产品出口形势

根据InfoLink Consulting的统计，2024年前三季度，国内光伏组件出口规模约 186.8 GW，较去年同期的 157.7GW 增长约18.5%；其中2024年三季度出口规模 54.9 GW，环比下降14.6%，同比增长约 6.4%。整体来看，2024年光伏组件出口呈现了增速放缓的态势。

从组件出口结构上看，不同区域的出口形势不同，亚太、中东等新兴市场表现亮眼。欧洲是我国最大的组件出口市场，2024年前三季度出口规模约77.7 GW，同比下降 9%；亚太市场和中东市场的出口规模则快速增长，其中亚太的印度、巴基斯坦市场需求成长较快，中东地区最大的市场则为沙特，前三季度沙特从中国进口的组件规模约12.9GW，占中国出口中东组件规模的一半以上；美洲和非洲市场的组件出口量则平稳增长。

国内光伏电池组件企业面向美国市场的出口主要通过东南亚生产基地，根据美国国际贸易管理局披露的数据，2023年美国从柬埔寨、马来西亚、泰国、越南进口的电池组件规模分别为6.72、6.76、10.60、12.30GW，合计的金额约119亿美元。2024年，美国对东南亚光伏制造产能的贸易保护政策加码：2024年5 月，美国商务部宣布对进口自柬埔寨、马来西亚、泰国和越南的晶体硅光伏电池（无论是否组装成模块）发起反倾销和反补贴调查，双反请愿书由美国太阳能制造业联盟贸易委员会提交，涉及企业包括美国太阳能制造商Convalt Energy、First Solar、Meyer Burger、Mission Solar、Qcells、REC Silicon等；2024年6月，美国取消为期两年的东南亚关税豁免政策；2024年10-11月，美国商务部公布了对东南亚四国反补贴反倾销的初裁结果。

在此背景下，未来中国企业生产的电池组件产品出口美国面临的不确定性加大。

2、主要海外市场光伏需求形势

美国

2024年一至三季度，美国光伏新增装机（直流侧）分别为11.8GW、9.4GW、8.6GW，前三季度美国光伏新增装机约30GW。根据美国光伏行业协会的预测，2024年美国光伏新增装机约40.5GW，同比基本持平。《通胀削减法案（IRA）》对美国光伏本土制造以及光伏需求形成强有力的支撑，近年制约美国需求的光伏供应链方面的约束明显缓解，但美国市场光伏需求仍然面临并网、劳动力等方面的挑战；参考美国光伏行业协会的预测，未来五年，美国光伏新增装机有望稳定在40-46GW区间。

欧洲

2018年以来欧洲市场需求呈现快速增长，驱动因素包括欧盟结束对中国光伏产品的双反、光伏行业自身的快速降本和经济性提升、俄乌冲突以来的欧洲对光伏支持性政策加码。2023年，欧洲光伏新增装机约70GW，其中欧盟国家新增装机60.9GW，均创历史新高；德国、西班牙、意大利、荷兰、波兰是前五大光伏市场，2023年合计份额约65%。

根据欧洲光伏行业协会的预测，未来五年欧盟光伏新增装机增速明显放缓，复合增速由过去两年的50%下降至未来五年的10%左右。需求增速放缓的原因包括：1、光伏新增装机基数较高，面临电网连接和消纳相关问题，部分高压设备供应紧缺；2、传统能源价格下跌到俄乌冲突之前，能源紧缺问题以及光伏经济性一定程度被削弱；3、高利率的问题依然存在；4、政策层面不确定性加大。

德国是欧洲第一大光伏市场，根据德国联邦网络局的数据，2024年1-10月，德国光伏新增装机约13.1GW，同比增长约5%，与过去两年相比呈现明显的需求增速放缓的态势；另外，欧洲光伏市场需求的疲弱从2024年前三季度中国出口至欧洲的光伏组件规模同比下滑也可以窥见。

印度

根据JMK Research的统计，2024年前三季度印度新增光伏装机约17.4GW，同比增长约105.8%，其中，大型公用事业项目规模13.2GW，同比增长160.9%，呈现快速增长的态势；政策的支持和经济性的提升可能是需求快速增长的主要驱动力。参考JMK Research的数据，印度本土双面组件均价从2023年年初的超过30卢比/Wp下降至2024年10月的 16.8卢比/Wp。

根据《Statistical Review of World Energy 2024》的统计，2023年印度的发电量达到1.96万亿度电，同比增长约7%，过去十年，印度的发电量复合增速达到5.5%，与中国的发电量增速相当。印度的电源结构以煤电为主导，2023年煤电发电量占比达75%；近年可再生能源较快发展，其中光伏是新增可再生能源新增装机的主力。考虑印度电力需求快速增长所带来的新增发电需求体量以及当前的光伏新增装机体量，预计印度的光伏新增装机仍具较大的成长空间。

巴西

巴西是拉丁美洲最大的光伏市场，巴西光照资源好且近年用电增速较高，推动光伏需求快速发展。巴西光伏装机以分布式为主，2022年及以前巴西分布式光伏呈现快速发展；2023年《14.300 法案》开始执行，针对小型分布式项目征收电网使用费，导致巴西分布式光伏发展明显降速，但集中式光伏发展提速。根据巴西光伏协会的统计，2024年前三季度巴西地面电站新增装机4.1GW，达到2023年全年水平。

2023年12月，巴西外贸执行管理委员会（GECEX）宣布，2024年起将对进口光伏组件征收进口税。GECEX设立了2024-2027年逐年递减的免税配额：2024年1-6月，配额为11.3亿美元；2024.7-2025.6，配额为10.1亿美元；2025.7-2026.6月，配额为7.17亿美元；2026.7-2027.6月，配额为4.03亿美元。根据Infolink的统计，2024年前三季度中国出口巴西的光伏组件规模16.7GW，出口形势并未明显受关税的影响。2024年11月，巴西发展、工业、贸易和服务部宣布将光伏组件的进口税率从9.6%上调至25%并及时生效，预计将推升巴西市场组件价格并对光伏需求产生不利影响。综合来看，预计未来巴西光伏需求增速放缓，新增装机有望保持平稳。

中东

中东地区有得天独厚的光照资源，是全球范围内光伏资源最好的区域之一；用电体量较大且增速高；该区域能源转型意识强、经济基础较好，主要国家制定了支持新能源发展的能源战略以及光伏装机目标，并组织开展大型光伏项目的开发和招标。近年，中东光伏市场快速发展，根据Infolink的统计，2024年前三季度，中国出口至中东的光伏组件22.9GW，同比增长122%；其中，出口至沙特的光伏组件规模12.9GW，占比超过一半。预计短期内中东市场仍将延续快速增长的态势。

综上，按照欧洲光伏协会的计算口径（直流侧），2024年全球光伏新增装机有望达到548GW左右，同比增长约23%，主要增量来自于中国、亚太和中东市场。根据上述各个区域市场分析，预计2025年全球光伏新增装机有望达到608GW左右，同比增长约11%。

3.2 供给端：供给过剩格局延续，BC电池引领新技术

3.2.1 供给过剩格局延续，政策影响逐步显现

2024年以来，受供需关系趋于宽松影响，光伏组件主产业链价格持续下行。根据InfoLink统计的数据，截至11月20日，2024年以来多晶硅致密料价格下跌38%，N型182-183.75mm单晶硅片价格下跌53%，182-183.75mm TOPCon电池片价格下跌41%，182*182-210mm TOPCon双玻组件价格下跌30%。多数辅材的价格也呈现明显下降。

产品价格的快速下降导致相关企业盈利水平大幅承压。根据二季度和三季报财报情况，多晶硅、硅片、电池片环节的头部企业毛利率为负值，部分企业已经大幅亏现金。例如，大全能源三季度多晶硅单位销售价格（不含税）为33.62元/公斤，当期生产成本（含运费）48.83元/公斤、现金成本（即不含折旧的生产成本）38.93元/公斤，销售价格低于现金成本。

截至目前，光伏行业主要环节并未出现较明显的出清迹象。一方面，部分环节确实出现了主要参与者经营承压和出让控制权的情况，比如电池环节主要企业润阳股份计划出让控制权，通威股份则有意通过增资和股权收购的方式获得润阳股份不低于51%的股权，但这种控制权转让的模式并不意味着对应产能的退出，行业竞争形势并未显著变化。另一方面，从2024年以来的经营情况看，头部企业在盈利能力等方面的优势不明显，在当前各环节普遍亏损的情况下，头部企业的一体化产能布局承受的经营压力更大。例如，2023年组件出货量排名第一的晶科能源（一体化程度相对较高）和排名第十（国内企业排名）的协鑫集成相比，二者2024年前三季度盈利水平差异不明显。

展望2025年，主要环节供需形势可能仍然承压。一方面，我们判断需求端增速继续放缓，2025年全球光伏新增装机需求增速约11%，且美国市场的光伏组件自供比例提升；另一方面，光伏电池组件转化效率仍在持续提升，摊薄单瓦材料需求。我们判断多晶硅和硅片环节供过于求的形势仍然较为突出。

多晶硅：根据中国光伏协会的统计，截至2023年底，国内硅料产能规模达到230万吨，全球产能规模达到245.8万吨；预计2024年底国内硅料产能规模有望达到310万吨以上。2024年1-10月，国内多晶硅产量约160万吨，预计全年产量近190万吨。因此，2025年多晶硅行业仍将面临较严重的供大于求。

硅片：根据硅业分会的统计，截至2024年10月底，规模最大的两家硅片头部企业开工率分别为45%和50%，硅片产能开工率整体偏低。1-10月，国内硅片产量约557GW，预计2024全年硅片产量630-650GW；自二季度以来，国内硅片月度产量呈现下行趋势。中国光伏行业协会统计，截至2023年国内硅片产能约954GW，硅片行业供需过剩的问题2025年依然较为突出。

政策层面开始更多地关注光伏行业低价竞争。2024年7月30日，中共中央政治局召开会议，明确提出要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。2024年11月，财务部、税务总局发布关于调整出口退税政策的公告，部分光伏产品的出口退税率由13%下调至9%，于2024年12月1日起开始实施。2024年11月，工业和信息化部发布2024年第33号公告，对《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》进行了修订，提高部分技术指标要求，继续引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，避免低水平重复扩张；同时，对于除了多晶硅之外的新建和改扩建光伏制造项目，也将最低资本金比例由20%提升至30%。

中国光伏行业协会已经加强了对行业低价竞争的监督。2024年10月，中国光伏行业协会发布测算的当月光伏组件成本数据，在不计折旧的情况下，一体化企业N型M10双玻光伏组件含税生产成本（不含运杂费）为0.68元/W。2024年11月1日，工业和信息化部电子信息司组织召开成本模型专家论证会，邀请国家发展改革委价格司、国务院国资委规划局、市场监管总局价监竞争局、国家能源局新能源司推荐专家，就中国光伏行业协会提出成本模型测算的科学性、合理性和精准性听取专家意见。2024年11月，中国光伏行业协会更新当月光伏组件成本数据，在各环节不计折旧情况下，最终组件含税成本（含最低必要费用）为0.69元/W。

自中国光伏行业协会披露组件含税成本以来，国内光伏组件低价竞争的形势有所缓解。我们判断，政策层面监管以及光伏行业监督有望一定程度避免光伏产业陷入恶性低价竞争的局面，但较难扭转当前供给过剩和供需宽松的形势。

3.2.2 BC电池产业趋势渐显

BC电池是各类背接触结构光伏电池的统称。背接触电池将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用 SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，能最大限度地利用入射光，减少光学损失，可带来更多有效发电面积，从而有利于提高光电转换效率。作为一种拓展性较高的平台技术，BC电池可与其他电池技术融合，从而衍生出多种细分技术路线，包括ABC、HPBC、PBC、IBC、TBC、HBC等。与TOPCon等其他N型电池相比，BC电池具有转换效率高、正面无栅线、美观度高等优势。

根据TaiyangNews披露的已实现商业化应用的光伏组件效率排行榜，截至2024年11月，爱旭股份的BC组件已经连续20个月排名第一，且组件转化效率较大幅度领先非BC类产品。

2024年以来，隆基绿能坚定看好BC技术的发展，认为BC技术是单结电池终极技术路线，将成为未来5年内主流技术平台，并发布了多款重磅基于BC二代技术的组件产品。

2024年5月，隆基发布全新一代组件产品Hi-MO 9，通过导入先进复合钝化技术和高可靠性背接触互联技术，叠加公司高品质泰睿硅片，组件量产功率高达660W，高于同规格TOPCon组件30W以上，组件转换效率大幅跃升至24.43%，双面率突破70%。

2024年10月，隆基绿能在上海发布HPBC2.0技术平台及分布式组件产品Hi-MO X10。该产品最高量产功率达670W，较行业TOPCon主流组件功率高30W以上；其采用的HPBC2.0电池，量产效率超过26.6%。

目前，隆基绿能和爱旭股份两大BC电池组件头部企业均已实现BC产品的批量出货，并制定了雄心勃勃的产能扩张计划。

隆基方面， 2024年前三季度，公司实现BC组件产品销量13.7GW（含HPBC一代产品）；公司计划2025年底前BC产能将达约70GW，其中二代产能约50GW，2026年底国内电池基地计划全部迁移至BC产品。

爱旭方面，珠海10GW ABC电池组件产能已投产，义乌15GW在建，公司在珠海、义乌、济南三地规划了100GW ABC电池产能，目前ABC电池组件已实现量产，产品包括户用场景的黑洞系列、常规工商业场景的彗星和星云系列、集中式场景北极星（地面场景）和天狼星系列（水面场景），2023年ABC组件销量489MW，2024年上半年销量较2023全年增长200%以上。

2024年11月，12th Bifi PV Workshop 2024 Zhuhai国际峰会在广东珠海成功举办，此次峰会由爱旭股份与德国康斯坦茨国际太阳能研究中心（ISC Konstanz）联合举办。Bifi PV Workshop是光伏行业顶尖的全球学术峰会，每一届峰会的召开都对光伏技术发展起到重要作用，本届峰会主题聚焦“双面BC技术”，表明BC电池技术获得光伏产业界更大程度的关注，同时也有望推动BC电池技术的加快发展。

从市场端看，2024年9月，中国华能发布了2024年光伏组件（第二批）框架协议采购招标公告，集采规模总计15GW，其中标段三 1GW并明确要求采用BC电池组件，为能源央企首次对BC电池组件进行集采；隆基绿能入围本次采购，投标报价为0.82元/W，较同批次TOPCon组件报价高0.1元/W。此外，2024年以来中国华电、广州发展、国家电投等企业陆续发布BC集采标段，表明市场对BC技术和产品认可度的提升。

储能：全球多点开花，优选海外大储和新兴市场户储

产业概述：海外大储、新兴市场户储机遇优良。全球新型储能需求蓬勃增长，我们测算，2024/2025年全球新型储能新增装机将分别达到73.1/97.2GW，同比增速分别为59%/33%。从地域分布来看，中国、欧洲和美国为全球储能的三大主要市场，新兴市场体量较小但快速增长；从应用场景来看，储能可分为大储、户储、工商储三类，三类储能产品有不同的市场分布和驱动因素。展望2025年，我们看好市场壁垒高、增长动能强的海外大储环节，以及快速崛起、多点开花的新兴市场。

地域划分：中、欧、美为主要市场。从地域分布来看，中国、欧洲和美国为三大主要市场，2023年新型储能新增装机分别为21.5/10.3/8.7GW（CNESA数据），同比增速分别为193%/97%/90%；2023年前三大市场装机占据了全球的88%。我们预计：

我国2024/2025年新型储能新增装机34.8/45.6GW，增速分别为62%/31%，大储加速布局，工商储增长强劲；

欧洲2024/2025年新型储能新增装机11.5/14.1GW，增速13%/23%，部分地区补贴退出导致户储需求减少，但大储需求高增，整体装机呈现正增长；

美国2024/2025年新型储能新增装机13.1/16.3GW，增速50%/24%，装机以大储为主。各市场详细分析及假设说明见后文。

应用场景：大储装机体量大，户储区域表现分化，工商储基数小、高增长。大储是全球储能新增装机的主要类型，根据我们汇总CNESA、EASE、Wood Mackenzie、Sunwiz数据，2023年，全球大储装机32.7GW，占新型储能装机比重71%；我们预计2024/2025年新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%。户储为第二大装机类型，预计2024年市场需求较2023年微增，不同区域表现分化。工商业储能装机体量相对较小，但在中国市场增长迅速。

大储：海外竞争格局更优，国内高质量发展有待转型。大储是全球储能装机主要类型，我们测算2024/2025年全球大储新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%。我国是全球最大的大储市场，2023年大储新增装机19.8GW（CNESA数据），占全球装机功率的60%。现阶段，我国大储装机主要受新能源强配政策驱动，项目商业模式尚不成熟，低利用率下，设备端低质低价“内卷”现象严重，市场机制和行业规范有待进一步完善。海外大储竞争格局和盈利水平相对更优，国内领先企业寻求出海，奔赴美欧市场、中东市场。美、欧电力市场化程度高，大储项目可获得合理的经济回报，市场高壁垒、高毛利；中东新兴市场增速强劲，政府自上而下推动集中式光储项目部署。美欧、中东市场多点开花，大储出海机遇优良。

户储：新兴市场崛起，传统市场有待回暖。户用储能系统通常与户用光伏相配合，既能提高光伏自发自用比例、降低用电成本，也能在电网断电情形下保障供电。我们测算2024年全球户储装机10.9GW，同比略增4%；2025年增长至13.4GW。全球户储需求分化，欧洲需求较弱，主要由于德国、意大利等传统发达市场渗透率较高或补贴退坡影响，但乌克兰市场受战后恢复供电需求驱动，增速亮眼。户储新兴市场表现突出，南亚、东南亚市场迎来较快增长。新兴市场居民面临电网设施薄弱、断电频繁、用电价格高等难题，存在保障供电和降低用电成本诉求，有部署户储系统的动力。新兴市场用户价格相对敏感，追求高性价比产品，具备优良性价比和先发渠道布局的国内企业正崭露头角。

工商储：商业模式探索中，竞争较为激烈。工商业储能安装于工商业用户侧，可为用户节约用电成本、提升用电稳定性。我国通过分时电价机制鼓励工商储装机，工商储项目理论经济性优良，装机快速增长。海外工商储市场当前体量较小，主要由于欧、美工商业电价较低，激励机制不足，而新兴市场则处于验证阶段，工商储需求空间有待打开，后续发展潜力充足。我们预计2024/2025年全球工商储装机分别为4.4/6.0GW，其中我国装机分别为2.8/3.8GW，成为引领全球工商储市场增长的主要力量。国内工商储系统参与者繁多，竞争激烈，价格持续下探。为了确保储能安全，政策端持续强化安全规范，助力行业健康、高质量发展。

建议关注海外大储、新兴市场户储机遇。大储方面，国内大储蓄势待发，海外大储竞争格局更优，我们继续看好海外大储机遇。虽然美国市场在特朗普上台后可能面临政策层面的不确定性，但考虑美国发展可再生能源产业和提供电网支撑的需求仍较为强烈，且关税等限制政策推出需要时间，我们认为美国大储需求短期不易出现大幅下滑；同时，欧洲和中东等地区大储需求正在快速起量，为参与者带来新的机遇。海外大储市场多点开花，出海机遇可期。用户侧储能方面，新兴市场增长潜力充足。户储需求呈现分化，传统发达市场有待回暖，新兴市场迎来快速增长；工商储市场处于发展早期，国内市场需求高增、竞争激烈，海外市场仍在验证阶段，设备企业与用户合作，积极开拓场景。国内企业积极开拓新兴市场，并逐步将产品布局从户储向工商储延伸，未来业绩增长潜力充足。展望2025年，我们建议关注市场壁垒较高、增长动能强劲的海外大储环节，以及快速崛起、多点开花的新兴市场户储。后文将分别介绍大储、户储、工商储环节现状及投资策略。

4.1 大储：国内商业模式有待完善，海外格局更优

4.1.1 需求端：大储机遇与挑战并存，需求仍强劲增长

市场回顾：中美市场规模领先，中东市场机遇凸显。

中国：前三季度新型储能投运20.7GW（同比+69%）。根据CNESA数据，我国2024年前三季度新型储能新增投运20.7GW/50.7GWh，功率规模和能量规模同比分别增长69%/99%，装机高速增长。

美国：前三季度大储新增投运7.0GW（同比+59%）。根据EIA统计，美国前三季度大储新增投运规模共计7.0GW，同比增长59%，增长强劲。1-10月，美国大储新增投运规模共计7.8GW，同比增长69%。

欧洲：英国/德国前三季度大储分别新增投运0.7GW/0.4GW。英国是欧洲大储最主要的市场，根据Modo Energy，前三季度英国大储新增装机679MW，同比减少43%。英国大储市场基数较小，前三季度投运项目数量分别为6/4/9个，装机落地速度受到项目自身进展、并网延迟、降息前观望等因素影响。截至2024年9月底，英国大储累计装机已超过4GW。德国前三季度大储装机容量共增加350MWh，同比增长77%；功率约增加300MWh。截至2024年9月底，德国大储累计装机规模1.5GW/1.8GWh。

中东：前三季度我国出口沙特/阿联酋的逆变器金额快速增长。根据海关总署数据，前三季度我国出口沙特/阿联酋的逆变器金额分别为11.3/11.2亿元，同比分别增长280%/109%。逆变器出口金额的快速增长部分反映了沙特和阿联酋大储需求的增长。

国内市场：政策“强配”驱动，商业模式有待完善。现阶段，我国大储装机主要由新能源“强配”政策驱动。国内大储在项目形式上有“新能源配储”和“独立储能”之分，前者依托于新能源场站存在，通常作为电站的成本项，助力新能源电量消纳；后者独立并网，理论上可通过参与电力市场获得收益。但目前国内独立储能收益来源以容量租赁为主，驱动因素同样为新能源强配，两者驱动因素和使用功能并无本质区别。长期来看，符合条件的新能源配储项目允许转换为独立储能，两者界限或将逐渐模糊。“强配”政策推动大储装机规模增长，确保电力系统可获得充分的灵活性资源供给；但在装机规模增长的同时，国内大储仍存在收益来源不足、商业模式不明确等问题，甚至导致项目方“审而不建”、“建而不用”、设备方“低质低价内卷”等情形。推动储能系统获得合理收益、实现商业化运行，成为国内新型储能产业健康发展的重点。

国内独立储能收入水平和收入结构仍有待改善。独立储能理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等市场化方式获得收益，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。我国电力市场发展时间晚于欧美等发达市场，电力市场化进程仍在推进中，储能参与市场的服务品种有待丰富，定价和调用机制也有待完善。现阶段国内独立储能收益水平暂低于欧美发达市场，且收益结构较为依赖容量租赁。根据南网储能2024年9月9日投资者关系活动记录表，目前该公司已投运的电化学储能电站主要收入来源为租赁收入，资本金内部收益率约为 5%。国内独立储能要实现健康发展，仍需国内电力市场进一步发展、独立储能收益模式继续完善，需要较为长期的过程。

政策关注“内卷”痛点，有望针对性推出政策，助力行业向“高质量发展”转型。2024年11月，工信部《新型储能制造业高质量发展行动方案》征求意见。文件提出了新型储能制造业发展目标，并围绕“高质量发展”，提出鼓励技术创新，优化供需格局，推动国际化发展等具体行动方向。“高质量发展”是国内储能产业摆脱内卷、健康成长、培育国际竞争力的必经之路。文件充分意识到行业发展中的“内卷”痛点，提出“引导优化供需关系”“科学有序布局”等要求，后续有望推出实质性政策，引导优化供需关系、完善行业标准体系、加强产品质量监督，进而逐步化解“内卷”难题。我们看好国内储能市场广阔的发展空间，虽然短期存在价格内卷、盈利承压等问题，但在政策引领和行业参与者共同推进下，我国储能产业有望逐渐走向成熟，供给质量提升、需求场景清晰，实现高质量发展。

海外市场：关注美欧高价值市场和中东新兴市场机遇。国内企业大储出海市场主要包括两类：美欧高价值市场、中东新兴市场。

美、欧电力市场化程度高，大储项目可获得合理的经济回报，市场高壁垒、高毛利；国内企业凭借产业链优势，可以在相同或更低的售价下实现比欧美大储企业更高的毛利率，分享美欧大储市场高速增长的红利。

新兴市场增速强劲，政府自上而下推动集中式光储项目部署，单体项目规模庞大；国内企业凭借优良的交付能力和性价比竞逐新兴市场。大储出海机遇优良，美欧、中东市场将成为全年大储需求的主要增长点。

美国电力市场较为成熟，大储项目回报机制完善，有望形成装机积极性。从收益模式来看，美国大储项目可通过参与峰谷套利、容量市场和辅助服务市场等方式获得回报。美国各州能源禀赋、电价、辅助服务交易方式和价格等各有不同，大储装机进度领先的加州（CAISO）和得州（ERCOT）电力市场中，大储项目已有较好的商业回报。Lazard测算，基于2023年的市场回报和IRA提供的税收抵免，加州100MW/400MWh的独立储能项目IRR可达29%。虽然特朗普对光伏产业的态度偏保守，在竞选中表达过取消IRA税收抵免的意愿，但考虑其政策围绕“发展美国本土产能”展开，IRA提供的税收抵免对本土光伏产能有扶持作用且已得到部分红州支持，加之IRA法案修改流程长、难度大，我们认为IRA补贴短期之内难以取消或退出。美国大储项目参与市场可获得良好经济性，且电力系统平衡可再生能源和支持电网弹性的需求仍较为迫切，美国大储装机后续仍将有较强的增长动能。

欧洲市场基数较小，市场化回报和政策扶持助力装机增长。英国和意大利是欧洲发展大储的主要市场。英国作为岛屿国家，电力供应能力和电网稳定性有限，大储是当地发展绿电推动脱碳、同时保障电力供应能力的重要基础。英国大储的市场回报机制已较为完善，大储可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，获得较为理想的回报。意大利于2023年11月推出基于长期合同的储能支持新机制MACSE（电力存储容量采购机制），意图推动大储装机，缓解电力供需地域不匹配造成的电网拥堵问题。MACSE机制下，系统运营商将通过招标与大量储能项目方签署长期合同（12-14年），给予项目方与通胀挂钩的固定回报，可大幅降低储能投资风险，有望吸引基础设施和养老基金投向储能项目，推动意大利大储装机增长。

中东新兴市场大储需求有望高增。沙特阿拉伯、阿联酋是中东地区光储部署的主要市场，整体需求呈现增势。中东地区用电体量大、光照资源丰富，主要国家能源转型意识强、经济基础好、政策支持力度大，已出台“沙特 2030 愿景”、“2050年阿联酋能源战略”等战略规划。随着光储产业链成本大幅下降，中东光储装机需求快速增长。从我国逆变器出口情况可看出，据海关总署，1-10月我国出口沙特阿拉伯/阿联酋逆变器金额分别为13.3/11.9亿元，同比增长141%/106%。沙特阿拉伯当局自上而下推动大型光储电站部署，大储需求空间广阔。2023年12月，沙特宣布将每年招标20GW的可再生能源项目，目标是到2030年实现可再生能源装机规模达100-130GW。沙特阿拉伯的电网基础设施建设水平较弱，光伏项目往往需要大比例配储。在沙特能源部监管下，沙特制定了2024年到2025年招标24GWh电池储能项目的计划，大储发展空间广阔，为我国企业带来发展机遇。

市场空间：我们预计，2024/2025年全球大储新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%。

中国：预计2024/2025年国内大储新增装机功率32.0/41.8GW。我们使用集中式风电/光伏配套的储能比例估算全年国内大储市场规模，假设2024/2025年使用功率表示的配储比例分别为16.0%/19.0%，平均配置时长2.2h，预计2024/2025年国内大储新增装机功率32/42GW，容量70/92GWh。

美国：预计2024/2025年美国大储新增装机功率11.5/14.3GW。Wood Mackenzie预计美国大储全年新增装机增速45%，我们采用这一增速假设，则测算2024年全年装机有望达到11.5GW。Wood Mackenzie认为后续装机增速将有所放缓，综合考虑储能渗透率及抢装等因素，我们假设2025年美国大储装机增速为25%，得出全年装机14.3GW。

欧洲：EASE预计2024/2025年欧洲大储新增装机分别为6.3/9.2GW，同比增长126%/46%。我们直接采用EASE（欧洲储能协会）预测。

澳大利亚：预计2024/2025年大储新增装机功率2.0/2.8GW。Sunwiz预计2024年大储新增装机4GWh，同比翻倍以上增长。我们假设2024年装机时长2h，则装机功率2GW；澳大利亚大储装机基数小、增速快，我们假设2025年装机功率增速40%，对应装机功率2.8GW。

其它市场：预计2024/2025年其它市场大储新增装机共计6.0/9.6GW。其它市场指除中、欧、美、澳前四大市场外的市场，包括日本、非洲、中东、东南亚、拉美等地区，构成较为分散，但增长迅速。我们采用全球市场总量的占比进行估算。

4.1.2 供给端：国内市场价格内卷仍存，中国企业“抢滩”海外市场

国内大储市场竞争激烈，“价格内卷”仍较为严重。电力市场化是长期大计，国内大储参与市场比例小、实际调用率低的情况短期难以快速改善，产品层面的竞争壁垒尚未凸显，导致价格竞争激烈。根据储能与电力市场统计，2024年10月，国内2小时储能系统投标的加权平均报价已下降至0.60元/Wh，同比减少36%，较2023年1月减少59%。“价格内卷”情形下，国内大储系统集成环节竞争格局尚不明朗，国内领先的系统集成企业寻求出海。

海外大储竞争格局整体好于国内。欧美电力市场化程度高，大储装机主要由市场回报驱动，业主对产品的要求更高，产品性能、项目积累、准入认证等壁垒较国内市场更高。海外大储产品价格高于国内，而国内领先企业相对于海外企业具有突出的成本优势，在海外市场具有竞争力。根据Fluence、特斯拉公开业绩说明材料计算，2023年（日历年，下同），Fluence、特斯拉储能系统单Wh平均收入分别约0.38美元/0.41美元，按1:7.13汇率折算人民币2.7/2.9元/Wh；2023年Fluence平均毛利率约-4%，特斯拉储能业务板块毛利率19%。与之相比，国内领先企业阳光电源储能系统2023年单Wh平均收入1.70元，储能系统毛利率达到37.5%，成本控制能力和性价比具有竞争力。

国内大储企业凭借产品实力和品牌渠道，在海外市场已获得一定的市场地位。根据Wood Mackenzie数据，2023年阳光电源储能系统集成全球市占率约12%，位列第二；全球市场份额前五大企业中，共有阳光电源、中国中车、海博思创3家中国企业。分市场来看，阳光电源在北美市场地位领先，市占率约18%，位列第二；比亚迪在欧洲市场地位领先，市占率约15%，位列第三。亚太市场参与者份额相对分散，以中国企业为主。国内头部企业出海崭露头角，有望把握美欧和新兴市场大储机遇，获得丰厚利润。

我国作为全球最大的大储市场，空间广阔、增长迅速，但竞争格局暂不明朗、企业盈利能力相对较差，期待市场成熟后竞争格局优化和盈利水平提升。海外大储市场高壁垒、高毛利，美欧发达市场和中东新兴市场均有较好的发展机遇，大储系统企业出海机遇可期。建议优选扎实布局海外大储的系统集成企业；同时建议关注温控、消防等竞争格局较好的辅助设备环节。

4.2 户储：新兴市场多点开花，发达市场仍待回暖

4.2.1 需求端：新兴市场机遇凸显，发达市场有待回暖

海外户储需求分化，新兴市场接棒增长。我们汇总和测算，2023年全球户储装机功率约为10.4GW，同比翻倍增长，欧洲为户储装机的主力市场。2024年，在补贴退坡、主要市场渗透率较高等综合因素下，欧洲户储装机有所下降；同时，美国市场、亚非拉新兴市场装机有望迎来增长。我们预计2024年全球户储装机规模基本稳定，小幅上升至10.9GW，2025年增长至13.4GW。全球户储装机总量增长不大，但新兴市场需求的快速增长有望为户储赛道参与者带来增长机遇。

欧洲：EASE预计2024/2025年新增装机分别为4.6/4.2GW，我们直接采用EASE（欧洲储能协会）预测。装机需求下滑，主要由于第一大市场德国户用光储渗透率较高、增速下降，以及意大利、西班牙、比利时等市场补贴退坡影响。

美国：预计2024/2025年户储新增装机分别为1.5/1.7GW，增速分别为110%/15%。美国加州NEM 3.0政策将导致美国户用光伏装机下降，但配储率提升，户储需求整体增长。SEIA预计2024年美国户用光伏装机下滑13%，主要受NEM 3.0政策和利率的影响，25年户用光伏重回增长；Wood Mackenzie预计，2024年全美户用光伏配储比例将增长到25%。根据以上户用光伏装机增速和配储比例假设，我们预测2024/2025年户储新增装机分别为1.5/1.7GW。

澳大利亚：预计2024/2025年户储新增装机功率0.4/0.5GW。Sunwiz预计2024年澳大利亚户储新增装机0.8GWh，我们假设2024年装机时长2h，则装机功率0.4GW，2023/2024年装机功率同比增速分别为11%和8%，增速较小，主要由于澳大利亚户储自发自用的回报尚不明显。我们假设2025年装机功率增速为15%，主要考虑到分时电价、VPP等模式的发展有望带动需求增长。

其它市场：预计2024/2025年其它市场户储新增装机4.4/7.0GW。其它市场指除中、欧、美、澳外的市场，包括日本、非洲、中东、东南亚、拉美等地区，2022/2023年 “其它市场”储能装机分别占全球的10%/9%。其它市场较为分散，但增速较快。受益于光储产业链平价，中东大储、南亚和东南亚户储需求迎来快速增长。我们使用全球储能装机占比，粗略估计其它市场规模，假设2024/2025年“其它市场”储能装机（大储、户储、工商储合计）占全球的15%/18%；考虑到中东市场大储需求的快速增长，我们假设2024/2025年“其它市场”大储/户储/工商储占比分别为55%/40%/5%，则其它市场户储装机总量将分别达到4.4/7.0GW。

亚非拉新兴户储市场重要性提升，在我国出口业务中扮演重要角色。从国内逆变器出口区域来看，2024年1-10月，欧洲、亚洲、拉丁美洲是我国出口逆变器的前三大市场，出口金额占比分别为41%/33%/13%。1-10月，欧洲仍是我国逆变器出口第一大区域，但金额比重从2023年同期的59%下降到41%。1-10月我国出口亚洲市场的逆变器金额165亿元，同比增速35%，表现优于全球其它市场；1-10月我国出口拉美的逆变器金额63亿元，同比增长32%。新兴市场价值占比增加，成为光储逆变器出海的重要目的地；欧洲市场基数较大，但需求有待回暖，需等待政策、利率、电价等方面刺激因素。

欧洲发达市场户储有待回暖，新兴的乌克兰市场表现亮眼。

发达市场：欧洲户储装机主要市场包括德国、意大利、奥地利、捷克等国家，上述国家户用光伏配储渗透率较高，市场需求受到高电价和补贴因素驱动。EASE认为，在2023年装机大幅增长后，欧洲户储装机将有所下降，原因有两方面：一是主要市场装机下降。德国作为欧洲户储主要市场，户用光伏和储能渗透率较高，后续户储装机或将有所下降。二是多个市场补贴退坡。2023年，意大利户储在补贴退坡前夕迎来抢装，带动欧洲户储装机总量增长；2024年，随着意大利、西班牙、比利时补贴退坡，户储装机需求受到一定抑制。从我国出口欧洲的逆变器金额可看出， 2024年1-10月，我国出口欧洲逆变器203亿元，同比下降44%，出口金额降幅较大，市场需求有待回暖。

乌克兰市场：户用光储是战后恢复供电的刚需，需求表现亮眼。俄乌冲突期间，乌克兰能源基础设施遭到破坏，供电出现缺口。分布式光储是用户侧恢复供电保障的重要方式，需求快速增长。7-10月，我国出口乌克兰的逆变器金额分别为0.53/0.52/0.61/0.50亿元，同比增幅分别为1313%/561%/300%/181%，需求维持强劲。乌克兰《2030年前国家可再生能源行动计划》提出，到2030年电力部门新增10GW可再生能源装机，预计投资200亿美元。具体政策方面，该国为居民提供零息贷款，用于购买户用光储设备；并推出对风光储设备免征关税与增值税的政策，降低购置成本。

新兴市场：南亚、东南亚需求高增，非洲市场有待回暖。亚非拉主要的户储市场分布于亚洲的巴基斯坦、印度、东南亚各国，以及非洲的南非等地。拉美地区也是我国逆变器出口的重要市场，但现阶段需求以光伏产品居多，户储产品处于初步渗透阶段。

户储新兴市场具体情况各异，但市场特征和产品需求有一些相似之处：

社会经济状况：发展中国家为主，人口密度大、经济增速高于发达市场，存在较大的电力缺口。

能源情况：光照等资源优良，可再生能源发展潜力好；化石能源供应不足（多依赖进口），存在能源独立诉求。输配电基础设施较差，供电稳定性不足，用户受断电问题困扰。部分地区由于政局、战争等因素，发电厂和电网遭到一定破坏。

户储需求：用户价格相对敏感，追求高性价比产品；保供电为第一诉求，离网、并网产品需求同时存在；户储与柴发等备电产品存在替代和互补关系。

南亚市场：巴基斯坦、印度需求表现亮眼。巴基斯坦和印度同属于南亚地区，光照资源充足，经济和人口的增长带来了用电量的快速增长，存在大力发展可再生能源的需求。随着光伏产业链价格持续下降，印巴新兴市场装机需求快速提升。印度以光伏装机为主，逆变器需求以组串式居多，亦有户储需求；巴基斯坦兼有组串式和户储需求。1-10月，我国出口巴基斯坦/印度逆变器金额分别为27/29亿元，同比分别增长264%/113%。巴基斯坦户储市场需求受高电价和停电两大因素驱动，9月下旬当地政府宣布将推动电价降低，预计在未来六个月内将电价降低 20%，导致需求端出现一定观望情绪。考虑到巴基斯坦缺电、断电问题短期难以根本性改善，且电价基数高，一定降幅下户储仍有合理回报率，我们认为巴基斯坦仍将有一定体量的户用光储需求。印度户用光伏装机增长强劲，政策补贴丰厚，在光储平价驱动下户用光伏装机仍有望继续增长；在停电问题带来的备电需求下，户用储能亦有一定的渗透潜力。

东南亚市场：菲、越、缅引领户用光储需求增长。2024年1-10月，我国出口东南亚地区的逆变器金额共计27.1亿元，同比增长12%。1-10月，我国逆变器出口东南亚的前五大市场分别为泰国、菲律宾、越南、马来西亚、缅甸，前五大市场出口金额占我国东南亚逆变器出口的88%。其中，菲、越、缅逆变器需求包括户用光伏、户用储能，泰国逆变器需求以光伏（工商业/集中式）为主，马来西亚逆变器需求以户用光伏为主。东南亚户储市场仍处于发展早期阶段，在光储平价和部分区域政策支持下，需求有望快速增长，成为新兴的GW级市场。

非洲市场：主要户储市场南非需求偏弱，其它小基数市场需求快速增长。2024年1-10月，我国出口非洲逆变器30.6亿元，同比减少32%。南非是非洲最大的户用光储市场，2023全年/2024年1-10月，我国出口南非的逆变器金额分别占出口非洲逆变器总额的72%和35%。南非逆变器需求以户储居多，2023年电力危机、频繁停电下户储需求高速增长；2024年随着停电问题明显改善，户储需求受到影响，导致逆变器出口需求大幅下滑。与此同时，尼日利亚、摩洛哥、肯尼亚、马里等市场逆变器需求迎来快速增长，短期需求或以户用光伏逆变器居多，户储产品处于初步渗透阶段，体量较小。9月5日，外交部发布《中非合作论坛—北京行动计划（2025-2027）》，文件明确中方将向非洲国家援助分布式光伏储能系统，中非合作有望进一步打开非洲光储市场机遇。

南非停电问题改善，但电价存在上涨压力，后续户储需求变化方向存在不确定性。停电和高电价是南非户储的两大驱动因素。2024年以来，南非停电问题改善明显，至10月已连续200天未出现拉闸限电；2024年8月，南非《电力监管法修正案》通过，电力市场改革有望推动电力供应能力提升，改善停电。停电问题的改善或将一定程度抑制户储需求，但停电改善的同时，南非面临电价上涨压力，电价若大幅上涨，可能对户储需求存在促进作用。Eskom向南非国家能源监管机构（Nersa）申请2025年将电价提高36%，该申请仍在征求意见，Nersa表示将对涨价进行干预，实际涨幅将低于36%，该机构将于12月20日对电费涨价申请做出最终决定。若电价涨幅较大，南非户储需求或将加速增长。即使电价并未大幅上涨，在发电资源有限、用电需求增加的背景下，该国集中式和分布式光储仍将有发展空间。

4.2.2 供给端：参与者积极开拓新兴市场

欧洲和新兴市场是国内户储企业主要舞台。全球户储市场呈现“群雄割据”局面，不同国家市场的优势品牌各有不同，通常既包括近水楼台的本土企业，如美国Enphase、Tesla、德国Sonnen；也包括在某一个或几个国家长期深耕、建立品牌口碑和服务体系的国内品牌，如派能科技、比亚迪、德业股份。目前，国内户储企业主要在欧洲市场和亚洲、南非等新兴市场发力，美国市场则更多以贴牌代工形式进入。产品力、渠道布局和服务能力构成户储企业的核心竞争力，主要企业经过多年积累，在各自的优势市场已具有一定口碑。

欧洲或将针对本土逆变器产业推出保护性政策，对供给侧竞争格局造成不确定性。2024年11月，SolarPower Europe发布声明，呼吁欧洲政策制定者考虑关于智能和安全电气化的欧洲共同利益重要项目（IPCEI），保证欧盟在逆变器领域的领导地位。SPE同时呼吁出台针对欧洲逆变器行业保护的具体政策，要求欧洲政策制定者制定行动计划，探索所有可行选项，包括：执行网络和能源安全的最高标准；对欧盟逆变器企业提供直接财政支持以提高其全球竞争力；确保公平的竞争环境。在欧洲需求偏弱、全球竞争加剧的情况下，欧洲本土逆变器企业业绩承压，引起政策制定者重视。若后续欧盟对本土逆变器产业推出保护性政策，可能影响欧洲市场竞争格局，我国企业在欧洲市场的拓展可能受到影响。

全球需求分化，新兴市场参与者业绩仍可期。全球户储需求增长较缓，欧洲需求端仍待回暖，同时供给端政策存在潜在的不确定性；但不同市场需求呈现分化，新兴市场增速好于欧洲市场。国内参与者积极开拓新兴市场机遇，有望凭借技术和渠道实力，在新兴市场赢得新的业绩增量。

4.3 工商储：商业模式探索中，设备端竞争激烈

4.3.1 需求端：中国市场引领增长，海内外商业模式仍在探索中

峰谷套利模式经济性较好，国内工商储市场快速增长。在分时电价机制下，工商业储能用户可通过谷时充电、峰时用电，节省电费支出。国内部分省份高峰谷电价差下，工商业储能系统收益表现良好，加之储能系统成本持续下降，工商储装机规模快速增长。根据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》，2023年全国工商业储能新增装机3.5GWh，同比增长192%。EESA（储能领跑者联盟）统计，2024年上半年国内工商业储能装机量约为2.5GWh；EESA预测，2024年国内工商业储全年装机量约5.5 GWh。各地峰谷价差、分时电价时段安排不一，单日可获套利收益不同，工商储理论收益率各异。我们测算，在每日两充两放、平均峰谷价差0.6元/kWh的基准情景及右表假设下，工商储项目IRR为15.1%，静态投资回收期5.4年，理论经济性优良。

实际运行中，峰谷套利回报可能低于理论值，且持续性不确定。根据“新能源产业家”文章，午间谷电时段工厂往往正在生产，用电功率难以确保储能系统充满电，“两充两放”难以完全实现。同时，理论收益率测算假设电价差和分时段安排保持不变，如果后续价差缩小或分时安排发生变化，工商储峰谷套利收益的持续性可能受到影响。未来，工商储有望进一步扩充场景，从当前的峰谷套利、需量控制，逐步扩大到现货交易、辅助服务，以虚拟电厂形式参与电力市场并获得回报等。

海外工商储市场体量相对较小，市场空间有待打开。降成本、保供电是海外工商储市场需求的两大驱动因素。作为电力的主要消费者，工商业储能用户可以采用峰谷套利、光伏自发自用等方式，节省电费支出；同时，工商储系统为用户提供了用电可靠性保障，避免停电停工造成的损失。在发达市场，用户使用工商储系统节省电费和碳税，并在自然灾害等情况下提供备电保障；新兴市场中，用户使用工商储系统与光伏相配合，在电网薄弱、电力短缺或高电价情形下为工厂提供持续的电力。现阶段，由于欧、美等海外地区工商业电价较低，工商业储能安装主要出于高耗能企业降低碳排放、减少碳税、控制电费的要求，现阶段装机体量较小；新兴市场则处于验证阶段，储能价格的下降和参与者的探索有望逐步打开市场。

欧洲市场：欧洲工商储市场分散，主要市场包括德、英、意、荷兰、瑞典等。EASE分析，德、英、法电气化趋势有望催生新的工商储需求场景；瑞典电网可为工商储提供灵活性报酬，共同驱动工商储装机增长。一定时间内，工商储装机空间将受到工商业光伏装机规模的制约，短期增速有限，但到2030年，大多数市场驱动因素的前景将有所改善。

美国市场：美国工商储装机基数较小。Wood Mackenzie反映，美国社区和工商业光伏配储率较低，仅略高于 5%。加州、马萨诸塞州和纽约州对工商储有直接激励措施，通过税收抵免等方式鼓励工商业光伏配储。其它无激励措施的州需求参差不齐，主要为个别的项目需求，用于备电和需求侧响应等。

市场空间：中国市场引领，需求快速增长。我们汇总和测算，2023年全球工商储装机2.8GW，同比增长137%；预计2024/2025年全球工商储装机分别为4.4/6.0GW，增速分别为54%/36%。中国将引领未来两年全球工商储市场增长。

国内市场：预计2024/2025年国内工商储新增装机功率2.8/3.8GW。EESA预计2024年全年新增装机5.5GWh，我们按2h估计装机功率为2.8GW。现阶段工商储装机基数不高，虽然业内存在关于峰谷套利模式盈利持续性的担忧，但高用电量的工商业用户基数庞大，且浙江等地正积极探索虚拟电厂等模式，我们认为工商储装机仍有强劲增长动力，据此假设2025年国内工商储新增装机7.5GWh（按2h折合为3.8GW），容量同比增速36%。

欧洲市场：EASE预计2024/2025年欧洲工商储新增装机分别为0.6/0.7GW，同比增长9%/12%。我们直接采用EASE（欧洲储能协会）预测。

美国市场：预计2024/2025年美国工商储新增装机功率0.2/0.3GW。Wood Mackenzie估计，2028年，美国工商储年装机量将达到1.2GW。该机构统计2023年美国工商储新增装机0.12GW，我们据此计算2023-2028年CAGR5为58.5%。美国工商储装机基数小、增速快，我们参照Wood Mackenzie预测的复合增长率，假设2024/2025年美国工商储装机增速分别为60%、55%，测算2024/2025年美国工商储新增装机功率0.2/0.3GW。

澳大利亚：预计2024/2025年工商储新增装机功率0.3/0.4GW。Sunwiz预计2024年澳大利亚工商储新增装机0.6GWh，我们假设2024年装机时长2h，则装机功率0.3GW，装机功率同比增速35%。澳大利亚工商储装机基数较小、增速较快，我们假设2025年装机功率增速为25%，则测算2025年装机功率0.4GW。

其它市场：预计2024/2025年其它市场工商储新增装机共计0.5/0.9GW。其它市场指除中、欧、美、澳前四大市场外的市场，包括日本、非洲、中东、东南亚、拉美等地区，构成较为分散，但增长迅速。我们采用全球市场总量的占比进行估算。

4.3.1 供给端：设备竞争激烈，格局尚未定型

国内外工商储市场发展阶段均较早，竞争格局尚未定型。工商业储能是国内快速兴起的新赛道，随着2023年重点省份工商业用电峰谷价差拉大，市场迎来快速发展，新入者快速涌入。根据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》，2023年国内工商业储能相关企业新增5万家。储能领跑者联盟EESA统计，2023年中国企业国内用户侧储能系统出货量约7.04GWh，其中出货量排名前十的厂商出货量共计3.54GWh，CR10约为50%，市场较分散，且排名3-10的厂商市场份额差别并不大，竞争格局尚未定型。

国内工商业储能机柜环节价格“内卷” 明显。竞争加剧和产品同质化情形下，国内工商储机柜赛道价格竞争激烈。根据北极星储能网，2024年1月/7月国内工商储系统中标均价分别为1.26/1.07元/Wh，7月较1月均价下降15%。工商储下游业主相对分散，多数项目并未采取招投标方式成交，参与者更为繁杂，价格竞争也更为激烈。根据24潮整理（见下表），国内工商储系统参与者报价从2023年末的0.88元/Wh一路下探，2024年9月已有企业提出0.58元/Wh报价，价格竞争“内卷”严重。

“内卷”情形下，重视安全、加强规范迫在眉睫。“价格内卷”一定程度上反映了市场发展早期快速增长、参与者良莠不齐、产品同质化的情况，需要行业进一步规范，严格质量标准，提高准入壁垒。2024年4月，浙江温州市发生工商储电站起火事故，当地迅速对工商储项目开展消防整改；此后浙江多地推出与储能/工商储消防审查相关的政策要求，强化安全规范。浙江省是我国工商储主要市场，该省对消防安全的要求未来或将逐步推广至全国。安全是重中之重，消防规范虽然短期对项目方造成资金压力，但长远来看有助于优化供给侧竞争格局，确保工商储行业健康安全发展。

工商储市场处于发展早期，国内市场需求高增、竞争激烈，海外市场仍在验证阶段，需要企业深耕需求场景，推出相应产品。国内上市的用户侧储能参与者通常深耕户储市场，并逐渐向工商储赛道拓展。具备产品软硬件实力、优质服务能力、海外场景开拓能力的企业有望在激烈竞争中脱颖而出，获得新的业绩增长点。

氢能：政策助力、场景拉动，关注绿氢和氢车环节

产业链现状及逻辑：绿氢-储运-氢车三大环节尚未完全打通，短期发展速度绿氢>氢车>储运。从氢气的流向划分，氢能产业链主要可划分为上游制氢（主要发展方向为绿氢，即风光电解水制氢）、中游储运和加注、下游燃料电池汽车等。现阶段，氢能产业链整体发展阶段较早，绿氢-储运-氢车三大产业链环节尚未打通：绿氢项目制备的氢气只有很小一部分最终用于燃料电池汽车，而氢燃料电池汽车使用的氢气也因地制宜选用化工副产氢或站内制氢等，供需尚未联通，绿氢和氢车两端呈现分别发展的态势，在各自的驱动因素下逐步发展。短期发展速度和体量来看，我们认为绿氢>氢车>储运环节。

绿氢：风光消纳+化工需求驱动项目起量。绿氢即风光电解水制氢。风光绿电通过电解槽生产出绿氢，绿氢作为化工原料与传统化工环节耦合，替代传统的煤制氢（灰氢），用于合成氨/甲醇/航空燃料，或用于煤化工、炼化、氢冶金等。绿氢上游承接风光电站消纳需求，下游顺应化工产业脱碳需求、船运和航空绿色燃料需求，绿氢作为化工原料的替代空间广阔。项目端推动、需求场景端拉动下，绿氢项目快速起量，赛道逻辑最强。绿氢赛道包括设备端、项目端两大环节，项目方投资绿氢项目，获取新能源建设指标，并生产绿氢及衍生产品用于销售或自用；设备方为绿氢项目提供电解水制氢设备（电解槽）及配套后处理设施等。绿氢环节主要的上市参与者包括新能源企业和电力企业，现阶段氢能业务比重较小，未来有望为其提供第二增长曲线。

氢车：政策推动氢车推广，标的质地纯、弹性较大。氢燃料电池汽车是氢能下游应用场景之一。在交通领域脱碳的需求下，氢车有望与电动汽车形成互补，在商用车等场景逐步推广落地。氢车产业链长，可以带动的产业规模潜力大，各国积极推动氢车产业发展。现阶段氢能车辆购置和用氢成本较高，且基础设施和氢源供应不足，产业较依赖政策扶持。2024年初以来，国内多地推出氢能高速相关政策，助力氢车规模推广。氢燃料电池系统是氢车产业链的核心环节，专业性较强，国内已有数家以氢燃料电池为主业的上市公司（A股/港股）。氢车产业链对政策依赖性较强，但上市参与者主营业务“含氢量”较高，标的质地纯、业绩弹性大，产业政策的出台有望为相关个股带来机遇。

储运：承上启下的环节，现阶段规模较小。氢能产业链上下游均处于发展早期，短期难以支撑中游储运环节起量；同时，中游储运环节自身技术路线多样，存在不确定性，短期机遇相对不大。氢储运环节短期受限于上下游规模，空间相对较小；但长期来看，储运环节或将成为氢能产业链的瓶颈环节，氢能上下游贯通、实现快速发展离不开储运环节的发展完善，各环节有待相互促进，共同壮大。

建议关注绿氢和氢车环节。综合氢能产业链各环节发展阶段和标的构成，我们建议重点关注潜在体量最大、国际需求空间广阔的绿氢环节，并建议持续追踪氢车环节政策性机遇。后文将分别介绍绿氢和氢车环节现状及投资策略。

5.1 绿氢：政策、场景助推，绿氢一展宏图

5.1.1 需求端：三大产品场景牵引，政策予以重视，绿氢项目景气持续

国内绿氢项目端景气持续，较多项目已有实质性进展。根据我们对氢云链、北极星氢能网等平台公布的绿氢项目信息的汇总统计，2024年1-10月，国内已有89个绿氢项目更新动态（含规划/签约、开工建设、招投标、投运，剔除废止项目，同一项目不重复统计，下同），项目规划的绿氢产能共计254万吨，预计投资额超过5000亿元，且有较多项目步入实质性阶段（开工建设、招投标），绿氢项目端表现活跃。

绿氢渗透空间广阔，规划项目落地运行情况仍需关注。根据中国氢能联盟，2019年我国氢气产量约3300万吨，其中超过2500万吨为化石燃料制氢，绿氢渗透空间广阔。国家发改委、能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出到2025年“可再生能源制氢量达到10-20万吨/年”的目标，现阶段规划和在建项目预计产能规模庞大，但已投运产能相对较少，后续需关注项目实际落地及运行情况。若项目运行和产品消纳模式能够有效跑通，则后续国内绿氢产能有望快速落地，接近甚至超过规划目标。

绿氢化工是绿氢下游应用的主要场景。我们统计，2023年国内更新动态的绿氢项目（剔除废止项目）中，下游规划产能将主要用于合成氨、合成甲醇、合成航空燃料前三大产品。2024年1-10月更新动态的项目中，合成甲醇超过合成氨成为绿氢项目规划的首选需求；同时也有更多布局氢冶金、氢储能等新场景的项目出现。

绿氨：应用范围极广，但暂无明显优势场景，成本有待下降。合成氨用途广泛，绿氨替代空间庞大，但成本劣势下替代动力有限；短期政策补贴、长期绿氢降本和工业脱碳要求下有望逐步渗透。氢储运、燃料等新兴场景有待成熟，市场空间尚未打开。

绿醇：航运燃料新兴需求强势，产能布局需关注标准。绿醇需求无虞，国内传统应用有产能缺口，海外航运燃料需求高景气。欧盟绿醇标准严苛，工艺成本高，目前符合标准的产能很少，一定时间内将供不应求；以出口为目的的绿醇生产方需密切关注标准。

绿色航煤：海外市场先行，技术阶段较早。欧美航空脱碳推动SAF需求。目前SAF生产以脂类合成为主，绿氢制SAF技术仍有待规模应用。

顶层定调，政策重视，氢能发展力度有望加大。2024年1-10月，国内持续出台氢能相关政策，顶层定调重视，支持力度也有望加大。

全国性政策重视程度提升，氢能正式进入《能源法》。3月，政府工作报告提出“加快前沿新兴氢能…等产业发展”，氢能继2019年后再次在政府工作报告中出现，“氢能产业”首次作为整体被提及，顶层重视程度提升。4月，《能源法（草案）》提请审议，氢能被纳入“能源”定义；11月，能源法全文正式通过，氢能正式进入《能源法》，氢能的能源属性被认可，未来有望迎来更为明确、全面的发展规划，作为可再生能源加速推广应用。氢能作为能源管理，意味着“危化品”管制有望逐步松绑，并有望在定价指引、供给储备等方面获得支持，长远健康发展可期。

地方性政策激励与规范并行。对于快速发展的绿氢项目，地方政策激励与规范并行。

一方面，政策探索“放松危化品管制”并“鼓励消纳”，促进绿氢项目落地。放松危化品管制方面，国内已有6个省级行政区（吉林、河北、内蒙古、新疆、四川、海南）提出允许在化工园区以外建设绿氢项目。鼓励消纳方面，宁东基地将为绿氢耦合煤化工项目提供5.6元/kg用氢补贴，助力绿氢消纳；吉林省2024年将重点实施“吉氢入海”工程，将氢基能源发往上海等地区并寻求出口；上海市则印发《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》，计划提高绿色燃料市内外供应能力，助力氢基绿色燃料经航运港口走向世界。

另一方面，政策加强对绿氢项目的规范管理，确保行业有序发展。规范方面，内蒙古作为我国绿氢项目部署规模较大的省级行政区，于9月发布了《内蒙古自治区风光制氨醇项目实施细则（试行）》（征求意见稿）。文件对风光制氨醇项目的投资主体管理、新能源和储能配置、上下网电量管理、绿电消纳责任、项目进度管理等提出了要求。文件综合考虑了绿色氢氨醇项目的运行特点和当前发展中出现的问题，进一步规范氢氨醇项目的开发及建设，有助于改善前期“签而不备”、“备而不建”的情况，并确保项目具有合理的绿电消纳能力和运营能力，为其他地区绿氢相关政策规范提供了参考。

5.1.2 供给端：市场活力充足，设备竞争激烈

竞争格局尚不明朗，电解槽企业竞逐国内外市场。香橙会研究院统计，2023年全国电解槽公开中标规模1055.5MW（不含年内未公布中标份额的中能建2023年集采，规模565MW），中标规模前三大企业分别为派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能；势银能链统计，2024年上半年国内电解槽公开中标规模456.7MW，中标规模前三大企业分别为派瑞氢能、阳光氢能、天津大陆。设备端参与者积极参与国内招投标的同时，也广泛积极出海拓展业务，前三季度派瑞氢能、隆基氢能、明阳氢能、天合元氢等企业均收获了海外电解槽订单。国内电解槽赛道发展阶段较早，竞争格局尚未定型，加之市场份额统计数据受单个大型项目影响较大，主要参与者市场份额变化幅度较大，设备端竞争格局具有一定不确定性。长远来看，电解槽环节技术实力强、具备项目落地和出海拓展能力的企业有望获取更大份额。

新入者层出不穷，PEM路线活跃度上升。中国能建2023、2024年各举行了一次制氢设备集采，两次集采电解槽均为125套，规模约565MW，招标产品包括碱性和PEM电解槽。中能建集采招标规模大，招标入围信息公开，且入围短名单对其它采购方有一定的宣传效应，因此集采入围结果可作为国内制氢设备环节竞争格局的重要参考。2024年集采中，标段一（碱性）共计14家候选人入围，标段二（PEM）共计7家候选人入围，较2023年的11家和5家，入围数量有所提升。具体企业情况如下：

碱性标段：2024年入围的14家企业中，8家为2023年中标的企业，包括新能源企业旗下氢能公司阳光氢能、隆基氢能、天合元氢，老牌电解槽企业派瑞氢能、天津大陆，布局电解槽环节的上市公司华光环能、昇辉科技（广东盛氢），以及中能建旗下设备公司京电设备（北京电力设备总厂）；6家为新入围短名单的企业，包括国富氢能、中车株洲所、三一氢能、青骐骥中能（苏州）、中集中电（扬州）、华商厦庚。

PEM标段：2024年入围的7家企业中，仅3家为2023年中标的企业，分别是阳光氢能、长春绿动、氢辉能源；4家为新入围短名单的企业，包括三一氢能、华电科工、氢盛创合、国富氢能。

从入围名单来看，电解槽环节老玩家实力强劲，新入者层出不穷。碱性电解槽环节，深耕多年的老玩家实力依旧强劲，在招标中占据一席之地；与此同时，新玩家也层出不穷，参与到电解槽市场竞争中。PEM电解槽环节，国内参与者较2023年明显增加，市场活跃度上升。此外，2024年入围的企业中，阳光氢能、三一氢能、国富氢能三家企业同时入围两个标段，同时布局碱性和PEM两大技术路线且实力获得认可。

碱性电解槽价格竞争激烈，已接近成本线。香橙会研究院统计，2023年国内碱性电解槽系统中标均价约为750万元/套（单套5MW，下同），较2022年下降17%，较2021年下降50%；2024年前11个月，国内碱性电解槽系统投标报价均价已降至700万元/套。中能建2024年电解槽集采招标中，碱性标段入围企业投标均价为601万元/套，较2023年投标均价下降12%。根据香橙会研究院，当前5MW碱性电解槽的含税成本约400万元/台，含分离和纯化设备的电解槽系统平均成本550-600万元/套，则中能建2024年集采中标候选人电解槽系统平均报价已经接近成本线，香橙会研究院认为后续国内碱槽降价空间有限。现阶段大型绿氢项目尚属于新生事物，持续运行的时间较短，碱性电解槽在实际应用中的性能需求及优劣比较尚不分明，加之需求高景气下新入者繁多，因此设备价格竞争激烈，竞争格局仍未明朗。

电站投资环节：电力企业、传统能源企业、风光新能源企业积极参与绿氢项目投资。我们统计1-10月国内更新进展的绿氢项目中，投资方分布在电力、传统能源、风电等行业。电力建设企业包括中能建、中电建，1-10月更新动态的绿氢项目计划投资额共计1368亿元，占计划投资总额的25%；地方产业公司通常为单体规模较小的非上市公司，部分为地方国资为特定项目成立的项目公司，计划投资额共计1191亿元，占计划投资总额的22%；发电集团企业包括“五大六小”和地方电力公司，计划投资额共计1074亿元，占计划投资总额的20%；传统能源（石油/煤炭）企业计划投资额共计631亿元，占计划投资总额的12%；风电企业计划投资额共计576亿元，占计划投资总额的11%。各行业企业积极部署绿氢项目，共同推进绿氢降本和推广应用。

5.2 氢车：氢能高速场景牵引，赛道成长在即

需求端：产业化早期阶段，各地政策积极探索

国内氢燃料电池汽车稳步推广，但距离中长期规划目标仍有较大空间。根据香橙会研究院引用中汽协数据，2024年上半年全国氢燃料电池汽车产/销量分别为2773/2644辆，同比分别增加11.1%/9.7%。根据GGII统计，2024年1-9月国内氢燃料电池汽车销量（上牌量口径，与中汽协口径存在区别）共计5181辆，同比增长28%，该机构预计全年销量有望突破8000辆，氢燃料电池汽车推广步伐稳健。根据香橙会研究院数据，2015年至2024年上半年，全国氢燃料电池汽车累计产/销量分别为21267辆/20740辆。国家发改委、能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出到2025年“燃料电池车辆保有量约5万辆”的发展目标，当前国内氢车产销稳步增长，但累计产销量较5万辆的发展目标不到一半，后续仍有较大的增长空间。

国内氢车推广车型以商用车为主，其中重卡居多。根据GGII统计，2024年前三季度国内氢车销量绝大部分为商用车（专用车、客车），乘用车上牌数量仅个位数。前三季度，国内专用车销售数量4332辆，同比增长40%，占前三季度氢车上牌总销量的84%；客车销量为848辆，占比为16%。2024年前三季度上牌的专用车中，半挂牵引车（氢能重卡主要车型）数量最多，为2364辆，占专用车比例54.6%。其次为保温/冷藏车，上牌数量为1277辆，占比29.5%。现阶段，氢车推广受到成本和燃料可用性的限制，因此其推广以运行路线较为固定的商用车型为主。其中，商用重卡载重大、续航里程要求高，需求与氢燃料电池汽车特征较为契合，因此成为现阶段氢车推广的主力车型。

地方政策积极探索氢能高速场景，驱动氢车推广。年初政府工作报告提及氢能产业，并定调“前沿新兴”产业；4月，《能源法（草案）》提请审议，氢能被纳入“能源”定义，顶层重视程度增加，国内各地也积极推出支持政策，鼓励氢燃料电池车推广。年初以来，国内多地推出氢能高速相关扶持政策。山东省、四川省、内蒙古鄂尔多斯市、吉林省、陕西省、湖北省6地对氢车免除高速费，为氢能商用车高速运输提供了真金白银的政策支持，推动氢能商用车经济性提升。广东省推出省级氢能高速项目实施方案、渝黔桂三省联合推动跨省氢高速走廊项目，从运输场景出发，为氢车提供具体的需求场景，并通过政策推动，保障氢车运行所需的基础设施建设和燃料供应，可落地性强，有望实质性推动氢车规模应用。各地积极推出支持政策，探索氢能高速应用，有望推动氢车逐步突破规模瓶颈，在经济性的驱动下加速发展。

氢车发展亦需“量力而行”，长远健康发展可期。氢车推广应用取得进展的同时，国内燃料电池汽车推广中也存在一些问题，需合理把握力度和节奏，确保氢车持续健康运营。8月31日，在2024中国汽车产业发展（泰达）国际论坛上，交通运输部运输服务司二级巡视员耿晋军发表讲话，提示了现阶段国内燃料电池汽车推广中存在的问题，强调氢车的推广应当“量力而行、有序推进”。根据氢云链整理讲话内容，耿晋军认为，现阶段国内氢车推广中存在的问题包括技术成熟度不足、高成本、缺配套、缺乏系统规划等。耿晋军表示，氢车的推广应用，应在落实氢源、明确场景、确保安全、因地制宜、适度补贴、有序推进6大原则上，有序、稳妥开展。“量力而行”的提法并非否定，氢云链分析，我国对氢车发展的态度仍为“总体肯定、有限鼓励、不强力推进”。氢车产业发展仍处于较早阶段，规模较小、技术未完全成熟、场景和配套不完善。讲话内容明确了现存问题，提示地方政策制定者和产业参与者更加注重燃料供应、基础设施配套和应用场景，从而保障氢车产业健康发展。技术层面，应当继续扎实发展，提高车辆的经济性、耐久性、可靠性和耐久能力；产业层面，应当保证氢源供给，明确应用场景，为氢车寻找合理的商业模式，保证持续运行和健康发展。

供给端：燃料电池产业阶段早、格局集中，关注政策对高弹性标的的刺激作用

国内燃料电池系统环节处于发展早期，竞争格局相对集中。根据香橙会研究院数据，2023年国内63家企业具有燃料电池系统装机，装机量共计7663台。其中，亿华通、捷氢科技、重塑能源、国鸿氢能、潍柴动力占据装机量的前五位，装机量分别为1548/898/775/696/497套，占比分别为20%/12%/10%/9%/6%。2023年，国内按装机台数计算的燃料电池系统CR5和CR10分别为58%、75%，竞争格局较为集中。根据GGII统计，2024H1国内共有2490辆燃料电池汽车上牌，为其提供配套的燃料电池系统提供商共74家，较2023H1增加7家；将控股子公司销量合并到母公司后，配套燃料电池系统厂商数量共42家，较2023H1增加1家。2024H1国内按装机台数计算的燃料电池系统CR10为80%，集中度略有上升。根据GGII，2024年上半年，国内共有6家燃料电池企业配套氢车数量超过100台，6家配套氢车数量在50-100台之间，17家配套数量不足10台。国内燃料电池系统环节处于发展早期，市场规模整体较小，集中度较高，领先参与者凭借多年技术积累和与整车厂的合作，占据较大的市场份额。

燃料电池系统企业与整车企业合作密切，氢车整车推广情况可为燃料电池环节格局提供参考。氢能整车环节参与者为国内各大整车企业，燃料电池系统企业与整车企业密切合作，共同开发氢燃料电池车型并推向市场。根据香橙会研究院数据，2023年国内市场份额领先的三家系统提供商与整车企业配套情况如下：

亿华通主要与宇通、北汽福田、佛山飞驰配套。2023年亿华通配套的整车企业为10家。其中配套宇通/北汽福田/佛山飞驰的装机功率分别为61/33/32MW，分别占亿华通总配套功率的39%/21%/20%。

捷氢科技主要与苏州金龙、上汽集团、厦门金旅配套。2023年捷氢科技配套的整车企业为5家。其中配套苏州金龙/上汽集团/厦门金旅的装机功率分别为27/26/21MW，分别占捷氢总装机功率的31%/30%/24%。

重塑能源主要配套宇通。2023年重塑能源配套的整车企业数量为12家。其中配套宇通/厦门金龙/青岛奥驰的装机功率分别为42/9/8MW，占比分别为53%/11%/10%；配套其他企业均不足10%。

燃料电池环节参与者主业含“氢”量高、业绩弹性好，关注政策及产业层面的机遇。氢能整车环节参与者为国内各大整车企业，氢车在其业务中占比很小（例如，根据福田汽车年报，2023年其汽车销量为63.1万辆，则氢车销售数量占比仅0.01%），提供的增量业绩贡献尚不明显。但氢燃料电池环节竞争格局相对集中，且亿华通、捷氢科技（未上市）、重塑能源、国鸿氢能等领先参与者均以氢能业务为主业，属于氢能概念下质地较“纯”的标的，且业绩弹性较大，其氢能业务具有较好的关注价值。赛道层面，氢车产业发展阶段较早，对政策的依赖性较大：需求端，现阶段氢能车辆购置和用氢成本较高，且基础设施和氢源供应不足，全生命周期成本有待降低，需要政策通过补贴、供应链和基础设施建设、能源价格指导等方式进行扶持；供给端，氢车实际应用规模较小，燃料电池企业生产端未形成规模效应，同时燃料电池系统技术尚未成熟，参与者需要较大研发投入，因此资金层面压力较大，政策端的补贴发放、融资等措施将对企业成为有效助力。我们认为，氢燃料电池汽车虽距离产业化仍需时间，但长期发展的战略价值高，向好的趋势不变。1-2年内，我们认为产业政策将是氢车产业的重要驱动因素，我们将持续追踪相关政策，关注产业政策为燃料电池环节参与者带来的机遇。

投资建议

维持行业“强于大市”评级。

风电：整体景气度高企，关注国内海风、国内陆风、海风产业链出口、新技术等四个维度的投资机会。

国内海上风电：需求端景气向上，看好竞争格局较好的海缆和整机环节的企业。

国内陆上风电：需求端有望超预期，看好盈利水平可能反转的整机环节的企业。

海风产业链出口：海外海风需求高景气，看好2024年取得重大订单突破且技术优势不断扩大的海风整机环节。

新技术：漂浮式商业化进程有望加速的企业。

光伏：重点关注BC电池产业趋势带来的投资机会，包括BC电池组件头部企业，以及核心激光设备供应商。同时，积极关注政策引导和行业自律可能带来的组件、硅料等环节竞争形势优化。

储能：优选海外大储、新兴市场户储。海外大储竞争格局和盈利能力较好，需求增长确定性较强的企业；户储市场多点开花，建议关注在新兴市场扎实布局的相关企业。

氢能：关注绿氢和氢车环节。绿氢电解槽属于发展早期，建议关注积极卡位电解槽赛道、进入中能建短名单的企业。氢车环节，建议关注燃料电池系统及测试设备环节领先的参与者。

风险提示

1、新能源新增装机不及预期风险。新能源发展受宏观经济、各区域支持性政策、供应链情况等因素影响，存在某些区域新增装机不及预期风险。