电力设备与新能源行业周报：顶层政策组合拳，消纳无忧保增长

子行业周度核心观点： 光伏&储能：绿证扩大全覆盖及2023/24消纳责任权重政策下发，同时提升可再生能能源电力需求端消纳积极性和项 目端预期收益，结合当前可观测的装机、消纳、招标数据，以及组件大幅降价、大比例配储在合适的电价政策下对消纳能力的提振，我们完全可以对2024年的新增风光装机预期更乐观一些，重申我们对2024年中国及全球光伏新增装机30%增速的判断。 氢能与燃料电池：远景通辽风光制氢氨醇一体化300000Nm³/h绿氢项目获备案，电解槽招标逐步进入放量期；绿证推 动可再生能源发展，间接推动度电成本下降，绿氢平价过程加速；内蒙古发布政策提及重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢，绿氢政策助力进一步加码，三北地区绿氢渗透加速。 风电：8月陆风排产显著加速。下游需求持稳复苏，6月新增装机6.6GW，装机超预期，维持全年70GW预测，其中海 风8-10GW；受制于巡视组工作，零部件Q2虽出货不及预期，但排产继续维持旺盛趋势，全年保持原有装机预测，看好业绩兑现、渗透率快速提升环节；国内海风平价加速，长期渗透率提升叠加装机周期性转向成长，高景气龙头长期成长逻辑不改。 电网：预计全年用电量增速维持高位。今年以来电改相关重磅政策密集出台，展现能源及电力体系改革转型决心。在 电改持续深化、新型电力系统加速构建的背景下，我们重点推荐三条具有结构性机会、周期性被削弱、景气度持续时间较长的投资主线：以虚拟电厂、综合能源管理、储能为代表的用电侧主线；配网智能化主线；特高压主线。 本周重要行业事件： 光储风：三部委发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》；发改委/能源 局联合下发《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》；6月全国新能源并网消纳情况发布，风光利用率维持高位；工信部发布2023H1全国光伏制造业运行情况，产业链各环节产量同增均超65%；隆基绿能半年度业绩快报超预期；天合青海TOPCon电池（PE-Poly叠加二代激光SE）下线；通威股份签约40万吨工业硅项目。 氢能与燃料电池：首批20辆丰田Mirai正式上线广州如祺出行网约车平台；全国首个氢能碳减排交易项目落地大兴； 蒂森克虏伯100%氢能还原铁项目获20亿欧元资助；广州黄埔区、开发区公示23年第四批拟扶持项目，6家氢企合计补贴超93万元。 投资建议与估值 详见报告正文各子行业观点详情。 风险提示 政策调整、执行效果低于预期风险；产业链价格竞争激烈程度超预期风险。 子行业周观点详情 光伏&储能：绿证扩大全覆盖及2023/24年消纳责任权重政策下发，同时提升可再生能能源电力需求端消纳积极性和项目端预期收益，结合当前可观测的装机、消纳、招标数据，以及组件大幅降价、大比例配储在合适的电价政策下对消纳能力的提振，我们完全可以对2024年的新增风光装机预期更乐观一些，重申我们对2024年中国及全球光伏新增装机30%增速的判断。 本周国家发改委、财政部、能源局先后下发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》及《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》两份重要政策文件，我们认为，两份文件既对我国新能源电力消纳能力提升有实质性帮助，又体现出顶层政策制定者对促进能源结构调整、建设新型电力系统任务的坚定决心，以及对当前面临的痛点问题的准确把握，应能够对当前市场对新能源消纳问题的广泛担忧起到一定的缓解作用。 具体来看，8月3日三部委发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》,明确对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。 可再生能源绿色电力证书（绿证）是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，1个绿证单位对应1000度可再生能源电量。2017年我国试行绿证核发和自愿认购制度，对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证。2020年起，我国实施可再生能源电力消纳保障机制，明确各承担消纳责任的市场主体可通过购买绿证完成消纳责任权重（扩大绿证需求）。根据中国绿色电力证书认购交易平台交易数据，目前绿证可给风电、光伏项目带来0.03~0.05元/度的绿色电力收益。 绿证核发范围扩大，分布式光伏直接受益：将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖，已投建的分布式光伏项目也被纳入其中，按照分布式电站收入占比排序，受益上市公司主要包括：芯能科技（自持工商业电站700+MW）、晶科科技（自持工商业+户用电站1GW）。 结合近日发改委、能源局联合下发的《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，其中给出了各省的2023年约束性消纳指标和2024年预期性指标，并同时明确：1）严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求；2）各承担消纳责任的市场主体权重完成情况以自身持有的可再生能源绿色电力证书为主要核算方式；3）各省按照消纳责任权重合理安排风电、光伏“保障性并网”规模。可见，能源领域的顶层政策制定，对提升可再生能源渗透率（一方面保障新建项目收益率和投资主体积极性，另一方面又促进可再生能源电力需求端的扩大）的努力可谓煞费苦心。 今年以来，市场因对“消纳压力”的担忧，而对2024年的光伏装机增长表达普遍担心（不乏认为2024年没增长甚至负增长的观点），但我们认为这种观点显然过于悲观，无论是基于当前能观测到的数据事实：1）6月/上半年新增装机创历史同期新高，2）全国平均及大部分地区风光消纳利用率维持高位，3）年初以来央国企组件招标规模超160GW；还是我们的逻辑推断：1）2024年光伏电站建设成本较2023年初降低15-20%，2）分布式及潜在新兴市场需求对成本下降的高弹性，3）大比例配储在合适的电价政策下能够产生的巨大消纳帮助；都完全可以对2024年的光伏需求增长更乐观一些，重申我们对2024年中国及全球光伏新增装机30%增速的判断。 投资建议：近期板块仍处于情绪、估值、预期的三重低位，下半年β修复空间大；行业全面过剩背景下，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，且下半年存政策催化预期的储能；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。（详细的完整推荐组合请参见7月13日发布的中期策略报告） 氢能与燃料电池：300000Nm³/h绿氢项目获备案，电解槽招标逐步进入放量期。远景通辽风光制氢氨醇一体化项目获备案，共300000Nm³/h电解水制氢装置，分三期建设，计划建设从2024/03至2028/08。内蒙古招标预期兑现，绿氢第一增长点出现。300000Nm³/h对应1000Nm³/h碱性电解槽至少将提供300台套、1.5GW增量，今年前7月电解槽招标已达GW级别，近期内蒙古大型绿氢项目频出，电解槽招标逐步进入放量期，具备区别优势的设备 环节率先受益，三季度内蒙古的放量逐步落地，结合近期绿证政策与内蒙古严控化石能源制氢方针，三北地区以内蒙古为代表的地区有望率先平价，第一增长点已出现。 《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》落地，绿氢平价过程加速。绿证推动可再生能源度电成本下降，绿氢平价通道直接打开。绿证按照1-7月平均交易价42元/张，在全部电力可消纳基础下，可给风光电带来0.03-0.05元/kwh收益，考虑当前西北地区电消纳与用氢需求量带动电消纳背景下，风光电度电成本间接下降，绿氢价格在绿证落地后，有望逼近或达到灰氢成本，氢能第一增长曲线已初步涌现，电解槽环节率先受益。 8月2日，内蒙古自治区人民政府公布《内蒙古自治区建设国家重要能源和战略资源基地促进条例》，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。绿氢政策助力进一步加码，三北地区绿氢渗透加速。内蒙古作为全国需 氢量最大省份，氢气需求量约700万吨/年，目前到2025年规划绿氢产能约100万吨，已落地项目近58万吨，同时内蒙古西部电消纳问题日益突出，廉价电力的涌现推动绿氢率先在三北地区实现平价，电解水设备装机放量明确。 利好环节： ①上游：在政策的支持与相关电解制氢项目的开展下，随着电解槽技术的突破以及副产氢的区域和资源限制，电解氢的渗透率将逐步提升，建议关注布局电解槽企业。 ②中游：在地方政策规划持续加码下，加氢站建设加速，为FCV的放量和运营做出保障，建议关注布局加氢站建设和设备企业。同时叠加订单的增长，FCV将持续放量，带动核心零部件领域放量，燃料电池核心零部件的发展将加快燃料电池产业市场化进程，建议关注燃料电池核心零部件头部企业IPO进度。 ③下游：FCV迎来放量，利好燃料电池系统及核心零部件企业。 电网：预计全年用电量增速维持高位。今年以来电改重磅政策密集出台，展现能源及电力体系改革转型决心。在电改持续深化、新型电力系统加速构建的背景下，我们重点推荐三条具有结构性机会、周期性被削弱、景气度持续时间较长的投资主线：以虚拟电厂、综合能源管理、储能为代表的用电侧主线；配网智能化主线；特高压主线。 7月31日，在国家能源局三季度例行新闻发布会，国家能源局市场监管司副司长刘刚表示，为适应建设新型电力系统需要，下一步国家能源局将做好三个方面工作。一是研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制，推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。二是启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。三是深入开展电力领域综合监管和电力系统调节性电源建设运营综合监管，进一步规范电力调度交易行为，切实维护公平公正的市场秩序。 7月召开的中央全面深化改革委员会第二次会议，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等六项文件，会议强调：1）要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。2）要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤降低传统能源比重。3）要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。4）要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。 2023年重磅政策密集出台，展现能源及电力体系改革转型决心。2023年5月，发改委接连印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》、《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》、6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定“三步走”路径。电力体制改革已进入明确指引期，政策将推动行业进入第二增长曲线，后续相关政策有望密集催化。 今年1-6月电网工程完成投资2054亿元，同比增长7.8%，在电力体制改革持续深化、新型电力系统加速构建的背景下，电网方面我们重点推荐三条具有结构性机会、周期性被削弱、景气度持续时间较长的投资主线： 1）用电侧（虚拟电厂、综合能源管理、储能）：以虚拟电厂为代表的电网灵活性调节手段，能很好地聚合分布式资源，但以往虚拟电厂项目以邀约型为主，盈利模式多采用补贴，但随着电力市场逐步成熟、现货市场逐步放开、峰谷价差拉大、商业模式有望跑通。我们对于其演绎路