新能源（光储风氢）行业中期策略：全球降碳坚定不移，成本、技术双轮驱动

2024/6/21 •光伏：盈利触底，出清提速，布局α正当时 •当前部分龙头公司PB估值已处于过去十年估值区间的2%分位以下（接近2018年531政策后的估值低点），美国贸易政策落地也终于释放市场对美国大选年贸易政策风险的担忧，伴随近期宏观及产业政策层面频繁事件催化，板块股价反应积极。我们认为，尽管行业过剩/落后产能出清和基本面复苏（以主链公司盈利修复为标志信号）仍需要一些时间，但从投资角度看，当前板块处于基本面、预期、情绪、机构持仓的四重底部位置已十分明确。 •伴随硅料亏损面的快速扩大，停产检修加速→月度供需重回平衡→中下游补库→价格触底反弹，是后续基本面重要催化，预计1-2月内可见；而以组件盈利修复为标志的出清尾声/景气右侧，则有望最快在1-2个季度后出现。在此期间，工信部 《光伏制造行业规范条件（2024年本）》的落地，以及后续为推动电改而可能持续出台的一系列政策，将反复成为驱动板块从底部走向“右侧”的重要催化剂。 •重点推荐以下主线： •1）在行业景气低位验证显著α的各环节优势企业（阳光电源、阿特斯、奥特维、福斯特等）； •2）Q2-Q3有望持续环比改善的环节（逆变器、玻璃<含二线>）/公司； •3）HJT/0BB相关（银价上涨、龙头企业中试进展及潜在量产布局是重要边际变化）：迈为股份等； •4）随着主产业链产能出清和格局优化推进，“剩者为王”的头部一体化组件企业也将在24H2逐渐进入布局的时间窗口。 注：完整推荐组合详见报告正文。 2 •储能：大储景气度超预期，户储有望持续改善 •全球可再生能源在过去几年飞速增长后，各国对于构建更可靠灵活电力系统的诉求空前强烈，由于大型储能系统能够提供电网级的调节服务，如频率调节、峰值负荷管理、紧急功率支持等，更能受到电力公司的青睐，以往户储强势的市场如欧洲、澳大利亚在2023年之后纷纷将规划重点转移至大型储能，我们预计2024年全球大储装机有望达到150GWh，同比增速接近翻倍，户储装机16GWh，工商业储能14GWh。 •分市场来看，中美欧大储市场延续高景气度，澳大利亚、印度、日本、中东非等新兴大储市场将呈现“0-1“爆发式增长，预计2024年全球储能装机180GWh，中/美/欧/其他分别为80/40/25/35GWh。 •重点推荐海外大储市场推进顺利，先发优势明显的储能系统集成商：阳光电源、宁德时代、阿特斯，以及PCS供应商：盛弘股份、禾望电气；同时建议关注出货持续提升、盈利能力有望改善的户储公司。 •风电：海风招标加速启动，两海确定性再增强 •全球海风招标规模持续创新高，国内进入“十四五”末期，海风建设节奏有望加快，预计2024/25年海风新增装机分别为10/15GW；同时欧洲风电融资创历史新高、审批简化驱动核准招标提速，欧洲海风装机有望超预期。 •重点推荐：受益于海风逻辑的塔筒环节与海缆环节（确收提速+高压占比提升驱动毛利率改善）：泰胜风能、海力风电、 东方电缆；受益于出口逻辑的海风零部件和风机环节：泰胜风能、日月股份等。 注：完整推荐组合详见报告正文。 3 4 •氢能：有望迎下半年估值修复，重点关注上中游项目落地 •制氢和燃料电池两条主线并行，重点在于经济性推动以及政策的进展，下半年重点关注持续性政策的驱动与新商业模式的闭环。 •板块下半年预计政策进一步定调+需求兑现+新商业模式的落地，整体估值有望迎接修复。上半年整体来看，氢能整个板块的交易逻辑在于政策的进一步推动预期和整体放量持续增长的预期，但由于定调层面的进展相较于海外而言较为缓慢叠加产业链上半年放量缓慢，整体板块走势较弱。展望下半年，我们判断：1、氢能板块有望进一步从政策角度定调；2、整体的板块推动逐步由先前的成本端口推动逐步转变为需求端推动；3、“绿电绿氢+燃料电池车辆运营”的商业模式闭环有望初步形成 •上游：经济性加速，有望迎招标与消纳双驱动。中游：管道规划与液氢准则落地，三桶油推动发展。下游：燃料电池否极泰来，高速费减免有望持续驱动板块。 •重点关注：吉电股份、华光环能、昇辉科技、华电重工、石化机械。 •注：完整推荐组合详见报告正文。 5 6 需求：光储经济性支撑需求持续增长，新兴市场潜力巨大 7 资料来源：各国能源主管部门，国金证券研究所预测 资料来源：各国能源主管部门，国金证券研究所预测 8 •光伏组件价格大幅下跌后光伏系统成本及LCOE显著下降，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，预计2024年光伏发电项目的经济性/投资回报率仍将保持在具有较高吸引力的水平；全球大型公用事业项目潜在需求充足，随着加息周期结束、组件价格触底，前期因加息预期、组件快速跌价而观望的需求有望在2024年持续释放；同时考虑主要国家地区因低碳诉求政策端向好，预计2024年光伏需求将仍有较强的增长动力。 •预计2024年全球光伏交流侧新增装机同比增长30%至约520GWac（对应组件需求量700GW+）：中国有望在超高基数下保持增长，海外市场则将更充分享受组件价格下降和加息结束（甚至降息开启）的红利，其中中东、非洲地区因资源优势、基数较低预计2024年装机高增，美国装机因政策预期及本土供应增加预计增长显著。 资料来源：RystadResearch，国金证券研究所 资料来源：RystadResearch，国金证券研究所 9 •根据RystadResearch统计，截至4月中旬全球大型公用事业项目库中计划2024年并网的项目规模达到393GW，同比增长21%，主要集中于中国、美国。 资料来源：IRENA，国金证券研究所测算（假设除组件外其他成本下降85USD/kW/年） 10 •2023年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，有望支撑光伏系统造价及LCOE显著下降。据我们测算，24Q1末全球组件均价较2023年初（0.26USD/W）下降约47%至0.14USD/W，对应光伏系统造价下降约25%，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，光伏发电项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在具有较高吸引力的水平。 资料来源：Wind，国金证券研究所 11 •加息周期结束，有望提升电站收益率，刺激前期观望需求释放。光伏电站成本主要集中于投资初期，前期电站建设普遍依赖银行贷款，资本成本为光伏电站成本重要的影响因素。2022年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，利率上行一定程度上对光伏发电成本及电站收益率造成负面影响。 •2023年10月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率4.50%，预计本轮加息周期结束。2023年利率上行一定程度上削减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响，随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏LCOE及电站收益率有望显著改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。 欧元区:边际贷款便利利率(隔夜贷款利率)美国:有效联邦基金利率(EFFR) 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 资料来源：IRENA，LevelTen，国金证券研究所 12 •以欧洲集中式项目为例，我们测算了组件价格及贷款利率对光伏IRR的影响。参考IRENA，我们假设光伏容量系数16.9%、光伏系统成本996USD/kW、光伏电站贷款比例70%、光伏电站运维成本13.2USD/kW/年，参考欧洲PPA电价，假设光伏上网电价74欧元/MWh。 •1）组件价格敏感性分析：在加权平均资本成本WACC为5%的假设下，组件价格自0.27USD/W（2022年均价）下降至0.13USD/W（2023年末欧洲组件价格）对应IRR提升4.4PCT； •2）贷款利率敏感性分析：在组件价格0.13USD/W的假设下，WACC自5%下降至4%对应IRR提升1.2PCT。 •24Q1国内新增光伏装机46GW，同比增长36%，其中集中式装机21.93GW，同比+41%，占比48%；分布式装机23.80GW，同比+31%。分布式新增装机中，工商业新增装机16.89GW，同比+83.3%，户用新增装机6.91GW，同比-22.5%。 •受到部分项目23年底延迟并网的影响，一季度集中式项目同比高增符合预期；分布式项目一季度同比增长超30%，充分体现了组件价格下降带来的分布式需求弹性。 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 新增集中式新增分布式新增户用分布式 新增工商业分布式新增装机同比（右轴）新增装机环比（右轴） 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% 1Q203Q201Q213Q211Q223Q221Q233Q231Q24 新增工商业分布式,1689, 37% 新增户用分布式,691,15% 新增集中 式,2193, 48% 资料来源：能源局，国金证券研究所资料来源：能源局，国金证券研究所 资料来源：能源局，国金证券研究所 资料来源：国网新能源云，国金证券研究所 •4月国内光伏新增装机14.37GW，同比-2%、环比+59%，继3月装机短时间走弱并再次引发对国内装机增长的信心后，4月恢复环比高增；1-4月累计新增装机60.11GW，同比+24%，随着组件价格降至全行业亏损的“地板价”、以及各地新增项目指标陆续发放，国内需求弹性和韧性逐步显现，光伏月度装机节奏逐步回到全年20%+的新增装机预期增速轨道。 •3-5月为光伏传统装机淡季（近10年平均装机占比仅13%），预计国内装机阶段性走弱一方面受季节性影响，另一方面因组件厂调整出货策略，在3月硅料价格未明显调整、国内盈利承压背景下更多进行海外市场出货。 •据不完全统计，2024年1-5月光伏组件累计招标74GW、同比-28%，累计开标125GW，同比+46%，招标量同比下滑主要由于部分对应2024年需求的招标项目提前至上一年12月进行。 •4-5月组件集采开标量显著提升，随着光伏主产业链价格触底，此前仍存有观望情绪的终端需求有望得到释放，推动全年地面电站需求持续增长。 2022年2023年2024年2022年2023年2024年 70 60 50 40 30 20 10 0 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 35 30 25 20 15 10 5 0 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 资料来源：北极星太阳能光伏网，国金证券研究所 资料来源：北极星太阳能光伏网，国金证券研究所 15 •央国企能源集团是国内新增装机的主要来源之一，从五大发电集团十四五装机规划完成情况看，为实现十四五目标，五大发电集团2024-2025年仍要实现超200GW新能源装机。 •为实现装机目标，能源集团积极进行招标推进，2023年12月至2024年5月招标量105GW，同比增长26%，一定程度上可看作2024年国内新增装机预期的参考之一。 发电集团 2024新能源装机目标（GW） 十四五新能源装机目标(GW) 国家能源集团 27 90 中国华能 10 80+ 中国华电 75 国家电投 80（光伏） 中国大唐 50-80 三峡集团 75 华润电力 10 40 资料来源：北极星太阳能光伏网，公司公告，国金证券研究所 资料来源：北极星太阳能光伏网，公司公告，国金证券研究所 16 资料来源：国家发改委，国家能源局，国金证券研究所 17 •2023年以来电力现货市场建设步伐明显加快，国家发改委、能源局先后发布《电力现货市场基本规则(试行)》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电力现货市场要依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行。此后，围绕完善新型电力系统建设、及以“高比例市场化”为核心的新一轮电改的相关国家和地方政策密集出台，体现了各级政策制定者对提升我国可再生能源发电量占比、支撑新型电力系统建设及国家能源转型的坚定决心。同时，近期国内部分地区出