电力设备及新能源行业投资策略：产业链内卷，新技术破局

全球装机景气度延续，增速回归理性。CPIA预计2023年全球新增装机在345-390GW，我们认为2023年光伏新增装机将达390-400GW的乐观预期。 2024年是中国能源体系先立后破、有计划分步骤实施碳达峰行动的关键一年，政策频出支持新能源产业发展，风光大基地+分布式光伏同步推进，预计2024年中国光伏新增装机增速15%左右。2024年海外市场需求有望充分受组件价格下降所刺激，叠加美元降息预期，光伏低LCOE的低价能源逻辑，我们预计2024年新增装机465-485GW，同比增长约20%，光伏景气度持续。 主产业链：产业链价格底部维持，技术迭代促使格局分化，龙头优势进一步凸显。2023年各环节名义产能大幅提高，行业供给过剩，随着资本市场融资受限、盈利承压甚至阶段性亏损，需求持续增长，我们预计2024年供需关系边际改善，技术差异、盈利差距造成市场份额的分化，超额盈利存在于领先企业。硅料：预计2024年多晶硅总产能仍有所过剩。我们判断硅料价格将在低位震荡，全年价格中枢或将落在80-100元/kg。拥有N型硅料优质产能、成本低的硅料龙头保有更高利润留存；硅片：紧跟硅料价格变动，预计随硅料共同降价；电池：P型产能加速淘汰，N/P电池价差预计再度拉大，N型技术龙头盈利领先；组件：价格触及现金成本线，直接面向下游电站市场，市占率竞争加剧导致盈利空间有限。 辅产业链：量能受益者，辅材头部厂商将充分受益。逆变器：逆变器库存压力缓解，预计整体出货价格将下调5-10个pct，全球化布局厂商具备优势； 石英坩埚与热场：坩埚需求持续增长，热场盈利拐点有望出现在2024Q1； 胶膜：EVA、POE粒子现有及规划产能大幅提升，预计粒子、胶膜价格低位震荡，POE头部企业盈利收窄；银浆：TOPCon银浆加工费较PERC高40%-50%，HJT、BC银浆均具有更高加工费溢价，企业盈利能力坚挺；支架：组件降价给予辅材溢价空间，跟踪支架在BOS增加成本1%情况下，发电量提升5%以上，市占率提升空间较大。 电池新技术：关注技术分化带来的盈利空间。TOPCon电池主流路线确认，预计2023年出货超100GW，2024年将全面替代PERC电池；HJT降本持续，双面微晶降本已实现，重点关注0BB+银包铜、电镀铜的金属化降本的实现； BC、钙钛矿多技术路线推进，关注技术、效率领先的龙头企业。 投资建议：重点关注各细分领域分化、穿越周期再次进入成长、引领板块进攻的新龙头。建议关注：（1）门槛最高、盈利最好的美国市场少数受益者：阿特斯；（2）新技术迭代下出货跑出分化的领先者：晶科能源、钧达股份； （3）周期已先行触底或盈利坚挺的辅材：帝科股份、天宜上佳、赛伍技术、清源股份；（4）格局较好，去库后增速可期的逆变器：阳光电源、禾迈股份、德业股份；（5）受益新技术更迭的设备龙头：捷佳伟创、英杰电气。 风险提示：光伏装机量不及预期；行业竞争加剧；行业政策变化；新技术发展不及预期等。 1.光伏需求 1.1政策推进及成本降低持续成为国内光伏发展驱动力 政策端：国家密集政策发布推动中国光伏产业链高质量发展。绿色低碳转型不断为世界经济发展注入新动能，各国日益重视能源自主可控战略，持续加大对可再生能源领域的投入，可再生能源发展仍将持续成为重点方向。中国光伏产业链处于全球领先地位，国家多政策出台促进光伏建设发展。2023年7月深改委二次会议指出，当前中国能源变革已进入新的发展阶段，从能耗双控逐步走向碳排放双控。同时，会议通过了《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》，强调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，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，随着建设新型电力系统的战略地位提升，中国光伏产业链发展进入新的阶段。 图表1：2023年以来中国部分可再生能源相关政策 成本端：光伏度电成本持续降低，经济性凸显。根据IRENA数据，2010年全球太阳能光伏发电、陆上风电、海上风电LCOE（平准化能源发电成本）分别为0.445、0.107、0.197USD/kWh，2022年分别降至0.049、0.033、0.081USD/kWh，十二年来降幅分别达-89%、-69%、-59%，光伏LCOE降幅居首。其中，中国是全球太阳能光伏和陆上风电成本下降的主要驱动主体，2022年，中国光伏发电LCOE为0.037 USD/kWh，和印度并列成为光伏发电成本最低的两个国家。 图表2：2010年和2022年全球可再生能源发电成本 2023年光伏产业链价格大幅下降，组件价格走低带动光伏LCOE进一步下降。根据IRENA数据显示，2010年至2022年间，光伏发电的LCOE下降了89%，其中组件环节的成本下降为光伏LCOE下降贡献了45%。2023年内，组件价格下降幅度超40%，我们预计LCOE将随着光伏技术进步持续下降，光伏发电成本优势进一步凸显。 图表3：组件成本下降对光伏LCOE下降贡献度 根据CPIA数据，中国光伏新增装机规模已连续多年位居世界首位。截至2023年11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.6亿千瓦，同比增长49.9%。太阳能发电已经超越水电，成为可再生能源发电装机第一、和继火电之后的全国第二大电源。2023年1-10月，全国新增太阳能发电装机142.56GW，同比增加145%。由于2023年硅料价格快速跳水，带动全产业链价格走低，组件成本下降使得终端电站投资成本降低、投资回报率显著提升，风光大基地建设推进顺利；整县推进政策有序推进，带动分布式光伏建设如火如荼。根据CPIA预测，2023年中国光伏新增装机量由120GW（乐观）/95GW（保守）上调至180GW（乐观）/160GW（保守）。 展望2024年，我们预计光伏组件价格随着老旧产能的出清有所反弹，而新技术持续进步和新产能落地又对价格有所抑制，组件价格在2024年将在低水平位置震荡，下游光伏电站建设成本维持低位。但由于消纳受困、电网调节能力不足、用地紧张、政策变动等多种因素，分布式和集中式电站均受到一定的发展建设阻力，我们认为2024年国内下游光伏装机增速将较2023年有所放缓，但仍保持同比增长趋势。 图表4：2011-2025E国内新增装机（GW） 图表5：2022及2023年单月光伏新增装机（GW） 图表6：2023年1-11月国内新增电力装机结构占比 图表7：2018-2023年前三季度新增装机分类（GW） 1.2土地资源紧张制约国内集中式电站发展 集中式电站旨在充分利用地区丰富和相对稳定的太阳能资源，通过接入高压输电系统实现远距离运输，特点是规模大、效率高、经济性好。总体来看，集中式电站在安装位置、并网等级、电站设备的配备和输送距离四大方面与分布式电站有所不同： 1）安装位置：当下我国集中式电站主要分布在戈壁和沙漠等光照资源较好的、地皮价格较为便宜的西部地区。 2）并网电压：集中式电站并网电压一般在35kv或110kv，对于30MW规模以下的电站，一般直接采取35kv的电压直接并网；对于30MW规模以上的电站，一般配备了主变压器，将电压提升至110kv后再进行并网。 3）电站设备配备：集中式电站因并网电压要求较高需配备升变压站，其所需的站用变开关柜、互感器、消弧线圈、微机保护、电度表和调度数据屏等一次二次电站设备较分布式电站更多更复杂。 4）输送距离：集中式电站所发电力通过高压并网后可输送到华东等用电量较高的地区。 根据国家能源局数据，截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到520GW，其中集中式光伏295GW，分布式光伏225GW，占比分别为56.73%、43.27%。 图表8：2015年以来我国光伏装机情况（GW） 风光大基地政策出台，加速集中式电站发展。2021年10月，我国在联合国《生物多样性公约》第十五次缔结方大会上正式提出，将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。2021年国家发改委和国家能源局联合印发了《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，通知涉及到19个省份，项目总规模达97.05GW，预计2023年全面投产。2022年2月国家发改委和国家能源局再次联合印发了《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年规划建设风光基地总装机规模约4.55亿千瓦。 截至2023年2月，第一批97.05GW基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。从第三批风光大基地项目分布地点来看，甘肃、内蒙古和青海三省累计规模达47.78GW。从项目分类来看，第三批风光大基地项目中光伏合计26.08GW，风电合计20.55GW，光热项目合计100MW，清洁能源基地合计1.05GW。 土地供应成为发展扰动因素。2023年5月，国家能源局发布《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》，指出新能源项目土地供应与建设资格信息不对称是项目落地难的重要原因。能源企业经申请批复（核准、备案）程序，获得了项目建设资格，但受生态红线、土地类型、地形地貌等限制无法获取用地审批或用地面积不足，导致新能源项目建设资格获批与土地供应的矛盾和不匹配时有发生，客观上影响了新能源项目建设的落地效率，增加项目成本并延长开发周期。展望2024年，光伏用地紧张仍有可能成为发展集中式光伏电站的重要限制因素。 图表9：第三批风光大基地项目（万千瓦） 1.3国内分布式电站增速放缓 在建设以新能源为主的新型电力系统过程中，能源集中式开发和分布式开发齐头并进。 分布式光伏开发即利用屋顶资源等实现就地消纳，特点是因地取能、靠近负荷中心、分散灵活。2023年前三季度，新增分布式光伏装机达67.1GW，占前三季度新增装机的52.06%。 消纳问题亟待解决，分布式光伏发展受限。随着分布式光伏的迅猛发展，接入和消纳压力骤然增长。2023年6月，国家能源局印发《分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点实施方案》，要求电网企业按年度组织对县(市)一级电网接纳分布式光伏能力进行排查和梳理，按照低压配电网承载能力，分为良好、一般、受限划分接网预警等级。多地已开始实施，按照电网承载能力限制分布式光伏并网规模，严禁超容量接入。我们认为消纳问题短期将对分布式光伏新增装机产生一定抑制，预计2024年国内分布式光伏增速将有所放缓。 图表10：2019-2023年前三季度分布式新增装机量及占比（GW，%） 图表11：2023年前三季度集中式/工商业/户用光伏新增装机量及占比（GW，%） 1.4全球需求短期增速减缓，长期增长趋势不改 全球范围内，CPIA预计2023年全球新增装机在345-390GW，我们预计全球新增装机在390-400GW左右；预计2024年新增装机465-485GW，同比增长20%左右，新增装机增速放缓，将从高速增长回归理性。 图表12：2023-2025全球新增装机预测（GW） 图表13：部分国家装机光伏预计 1.4.1欧洲 2022年受俄乌冲突影响，欧洲光伏装机呈现爆发式增长，全年光伏新增装机为41GW。 光伏装机增长趋势在2023年得以延续，根据Rystad Energy预测，2023年光伏新增装机将超过58GW，同比增长超41.5%。德国、西班牙、荷兰、波兰等国在光伏新增装机上处于领先地位。 化石能源价格暴跌削弱光伏装机动机，长期光伏LCOE占优。2023年以来，俄乌战争、北溪检修等影响消退，欧洲天然气价格已经暴跌至能源危机以前的水平。天然气和煤炭是欧盟主要的发电来源，占2022年发电量的三分之一以上，居民电价高度依赖于这些商品价格，因此欧洲电价也相应跌回危机前水平。随着化石能源价格下跌，清洁能源发电的经济性优势有所削弱，或导致2023年光伏装机增长不及预