光储行业中期策略：需求高增与技术创新共振，优势龙头不惧过剩显成长
电力设备与新能源行业研究 2023年07月13日 买入（维持评级） 行业中期报告 证券研究报告 新能源与电力设备组 分析师：姚遥（执业S1130512080001） 分析师：宇文甸（执业S1130522010005）联系人：张嘉文 yaoy＠gjzq.com.cn yuwendian＠gjzq.com.cn zhangjiawen＠gjzq.com.cn 需求高增与技术创新共振，优势龙头不惧过剩显成长光储行业中期策略 行业观点： 需求：光储平价时代来临，需求弹性有望持续超预期。硅料供给释放带动组件价格下降显著提升光伏发电经济性，前期各地积压的地面电站项目有望快速释放，其中国内通过大基地就地消纳、特高压外送线路建设、大比例配储、市场化交易等手段多管齐下，消纳改善弹性空间大，新增装机增长大概率好于预期。同时，大量分布式潜在需求在暂无配储压力的情况下，将充分受益于组件价格下行而大规模释放，在当前全球平均低值个位数的光伏发电渗透率背景下，由于区域分布的广泛性和来源的多样性，潜在分布式需求对价格的弹性释放有很大概率会持续超预期。我们预计2023/2024年全球光伏交流侧装机同比增长58%/30%至368/480GWac（对应组件需求500GW+/600-650GW），考虑到需求分散化、形式多样化趋势下需求的不可预测性增强，组件价格低位背景下实际需求弹性或持续超预期。 光伏产业链：常态“过剩”不足惧，技术迭代等因素驱动龙头优势扩大。随着硅料价格触及底部，行业整体供需关系正式由“短缺”切换至“过剩”状态，各环节成本曲线、销售溢价、竞争格局等因素，将成为决定各环节在供给过剩状态下不同企业盈利能力分布的关键。我们想要强调的是，过剩才是光伏行业的常态，甚至过剩本身就是驱动行业技术创新的核心动力之一，我们判断产业链多数环节的龙头优势将呈现放大趋势，而非目前主流预期的缩小。 下半年N型产品加速放量，将驱动对材料端品质要求的提升，TOPCon产业链超额利润重心将向硅料端转移，企业间的盈利能力或将加剧分化。电池片环节存量PERC产能仍有至少一年以上生命周期，TOPCon电池超额利润有望维持，HJT产业化有望否极泰来。领先一体化产能盈利中枢0.15元/W可期，龙头凭借品牌、渠道、产品结构优势，盈利领先幅度呈放大趋势。光伏玻璃、胶膜需求快速放量或阶段性推涨价格，头部企业成本优势仍显著。 储能：下半年大储订单、业绩催化将频发，户储出货有望修复。目前价格下储能项目经济性已较之前有明显提升，此前由于碳酸锂快速降价存在观望情绪的储能项目有望在下半年快速放量，大储产业链将迎来业绩、订单持续催化。户储方面，随着渠道商去库接近尾声，下半年户储出货有望恢复环比增长。 新技术与设备：N型替代驱动全产业链技术进步，加速设备迭代更新。N型产能的快速增长，除带来巨量电池环节设备需求外，对长晶、组件封装等环节也提出新的技术要求，从而有望驱动全产业链设备加速迭代。电镀铜作为未来晶硅路线进一步降本提效的核心手段（尤其是在银价上涨预期下），随中试验证和大厂订单落地将进入快速发展期。 投资建议： 2023年以来，光储板块估值中枢持续下移，核心标的对应2023年PE的均值/中位数仅为18/15倍，当前版块处于情绪、估值、预期的三重低位。我们认为大部分龙头公司凭借新产品迭代、产业链延伸、集中度提升等超额增速来源，仍将在2024年呈现显著成长性，2023下半年都将是市场对目前极度悲观的板块预期开启修复的时间窗口。 行业全面过剩背景下，建议重点布局α突出的环节/公司/主线：1）对中短期盈利维持能力和中长期竞争格局稳定性都存在低估的一体化组件龙头；2）抗光伏主产业链波动能力强的储能及运营商；3）凭借α突出的业务或产品线布局而具备穿越周期能力的强周期环节（硅料/硅片/设备）龙头；4）方向明确、催化不断的电镀铜（HJT）&钙钛矿新技术方向的设备/材料供应商龙头；5）盈利触底、随排产提升存在盈利向上弹性且龙头优势突出的辅材/耗材环节。核心推荐组合：阳光电源、通威股份、隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、阿特斯、盛弘股份、奥特维、 高测股份（完整组合请参见正文）。 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本不及预期。 内容目录 1光伏需求：光储平价时代来临，需求弹性有望持续超预期6 1.1全球：预计2023-2024年全球光伏新增装机约370/480GWac，同比+58%/30%6 1.2中国：分布式遍地开花，地面电站迎爆发式增长，消纳空间弹性大7 1.3美国：公用事业储备项目丰富，装机有望翻倍增长11 1.4欧洲：建设力度有增无减，装机有望持续增长11 1.5巴西：配电补贴政策计划延期半年，23年分布式装机有望超预期13 1.6印度：储备项目丰富，预计2023年新增装机20GWac14 1.7中长期预测：2030年前后达到年新增1000GWac，存量替代持续驱动后续装机14 2光伏产业链篇：常态“过剩”不足惧，技术迭代等因素驱动龙头优势扩大15 2.1硅料：预计底部价格6-7万元/吨，N型TOPCon产业链超额利润重心向硅料端转移16 2.2硅片：超额利润承压，N型放量或放大品质差异18 2.3电池片：TOPCon超额利润有望维持，HJT产业化有望否极泰来18 2.4组件：领先一体化盈利中枢0.15元/W可期，龙头优势呈放大趋势21 2.5光伏玻璃：需求快速放量或阶段性推涨价格，头部企业成本优势仍显著23 2.6胶膜：二线新产能释放及龙头竞争策略限制盈利改善弹性，龙头技术优势渐放大24 3储能篇：下半年大储订单、业绩催化将频发，户储出货有望修复26 3.1中国：上半年储能装机16GWh+，原材料降价后部分地区经济性可观26 3.2美国：观望情绪致前期部分表前项目延迟，下半年装机增速有望向上28 3.3欧洲：户储库存压力逐步缓解，下半年出货有望修复29 3.4中东非地区：市场爆发初期，基数小增速高29 3.5逆变器及储能系统：大储业绩拐点将至，海外占比高公司受益最明显30 4新技术与设备篇：N型替代驱动全产业链技术进步，加速设备迭代更新31 4.1单晶炉：TOPCon放量驱动低氧硅片需求，关注成本增幅与销售溢价的平衡31 4.2电池设备：TOPCon与HJT仍需设备迭代，有望打开效率天花板32 4.3退火炉：N型电池产线标配，辅助设备也有大舞台34 4.4串焊机：技术迭代快+单位投资低，具备穿越周期的能力35 4.5电镀铜：HJT产业化的前提、先决条件，看好下半年出现实质性进展35 4.6钙钛矿：产业化进程加速，需关注催化性事件36 5投资建议：板块β有显著修复空间，α企业迎来闪光时刻37 5.1板块情绪、估值、预期三重低位，下半年β修复空间大37 5.2行业全面过剩背景下，重点布局α突出的环节/公司/主线38 6风险提示40 图表目录 图表1：全球光伏新增装机及预测（GW，交流侧）6 图表2：全球光伏新增装机增速及预测（GW，交流侧）6 图表3：2024E全球大型公用事业项目分布（GW，占比）6 图表4：央国企大型组件集采月度招标量（GW）7 图表5：央国企大型组件集采月度定标量（GW）7 图表6：中国大型公用事业项目库（GW）7 图表7：2024-2025E年光伏储备项目区域分布7 图表8：2022年主要省份新能源及光伏发电占比8 图表9：新疆、广西、四川将成为24-25年增速最快市场8 图表10：风光大基地项目规模（GW）8 图表11：第二批大基地项目已落实消纳办法8 图表12：1Q23国内新增装机类型9 图表13：国网区域新增装机类型（万千瓦）9 图表14：1Q23各省装机分布（GW）9 图表15：中国户用分布式光伏市场空间测算10 图表16：中国工商业分布式光伏市场空间测算10 图表17：国内光伏新增装机测算（GWac）10 图表18：美国光伏新增装机分布（MWdc）11 图表19：2023年美国计划并网公用事业光伏项目(MWac)11 图表20：2022年下半年以来欧洲主要可再生能源支持政策11 图表21：欧洲大型公用事业项目库（GW）12 图表22：德国居民电费仍维持高位12 图表23：受挪威天然气工厂关闭影响，6月欧洲天然气期货价格反弹13 图表24：2023年1-5月国内组件出口欧洲超43GW13 图表25：SPE对欧洲光伏新增装机的预测（偏保守）13 图表26：巴西光伏新增装机预测14 图表27：过渡期后并网的分布式项目配电费将逐年递增14 图表28：印度光伏新增装机预测14 图表29：光伏中长期新增装机需求预测15 图表30：主产业链各环节单位毛利趋势（测算，截至2023年6月30日）15 图表31：2023年硅料环节成本曲线（按23年6月产能、工业硅价格1.5万元/吨测算）16 图表32：2023年硅料供给释放节奏（季度有效供应，考虑爬坡及部分产能推迟投产）17 图表33：多晶硅行业价格、产能、利润关联性解析17 图表34：不同品质硅料价格及价差（元/kg）17 图表35：硅片环节名义产能及需求（GW，700GW以上部分标灰）18 图表36：年初至今TOPCon较PERC溢价水平维持在0.1元/W左右19 图表37：2023年TOPCon/HJT/xBC分季度落地产能预测（GW）20 图表38：2023年TOPCon/HJT/xBC分季度产量预测（GW）20 图表39：TOPCon及HJT与PERC成本对比（元/W）20 图表40：BC组件拥有较高的组件效率21 图表41：BC电池美观性突出21 图表42：2023-2024E最优一体化产能单位盈利趋势展望（元/W，测算）22 图表43：一体化组件企业盈利差异来源22 图表44：光伏玻璃产能规划（吨日熔）及对应组件（GW）23 图表45：1H23光伏玻璃价格处于历史中低水平23 图表46：光伏玻璃企业毛利率差距24 图表47：福莱特光伏玻璃成本拆分（元/平）24 图表48：彩虹新能光伏玻璃成本拆分（元/平）24 图表49：光伏胶膜价格（元/平）25 图表50：光伏EVA树脂价格（元/吨）25 图表51：主要胶膜企业产能规划（亿平）25 图表52：光伏胶膜企业历史毛利率25 图表53：光伏胶膜企业单位成本（元/平）25 图表54：2023年1-6月国内新型储能新增装机规模26 图表55：储能系统月度中标量（MW）26 图表56：储能系统加权平均中标价格（元/Wh）26 图表57：2023年上半年新增储能项目（含规划、建设中和运行）排名前十省份（GW）27 图表58：部分省份独立共享储能项目收益率测算27 图表59：2022年国内工商业光伏装机分布28 图表60：国内工商业储能经济性测算28 图表61：2023年国内多地区峰谷价差较2022年呈现扩大趋势（元/kwh）28 图表62：美国储能季度装机量（MWh）28 图表63：美国储能年度装机量28 图表64：截至2023年5月，美国储能项目每月并网更新29 图表65：欧洲天然气期货价格企稳反弹29 图表66：2023年欧洲各国最新能源政策梳理29 图表67：中东非地区大型电池储能储备项目（MW）30 图表68：南非逆变器月度出口金额及同环比增速30 图表69：豫能400MWh储能系统采购项目一标段中标结果（元/Wh）30 图表70：华电5GWh储能系统框采中标结果（元/Wh）31 图表71：大储相关公司储能业务毛利率有望触底反弹31 图表72：2023年上半年国内储能中标企业分布31 图表73：2022年中国储能系统集成商北美出货排名31 图表74：各公司单晶炉参数对比32 图表75：绕镀及双插示意图33 图表76：双面poly工艺流程图33 图表77：各HJT厂商双面微晶导入情况34 图表78：电注入原理34 图表79：光注入原理34 图表80：光注入可提效0.3%35 图表81：0BB串焊技术路线图对比35 图表82：太阳井电镀铜产线验收参数36 图表83：钙钛矿电池仅
