首页-光辉娱乐「首页」2023 年，电力设备及新能源行业指数在年初反弹后持续下跌，年初以来整体跌 幅为 5.3%。全市场而言，2023 年初至今指数上涨的行业有 13 个，其中电力设备及 新能源行业位列第 20 位。

　　2023Q1，电力设备及新能源行业整体归母净利润 686.7 亿元，同比增长 59.1%，在中信 30 个行业分类中，归母净利润增幅位于第 6 位，在相对高基数的前 提下，仍实现了高速增长。

　　2023Q1，电新全行业样本公司实现营业收入 16803.5 亿元，同比增长 19.7%， 实现归母净利润 1354.7 亿元，同比增长 24.4%。从各子行业的归母净利润来看， 增幅前三的子行业分别为储能（+164.3%）、光伏（+53.1%）、电网设备（+47.6%）。

　　进入双碳时代后，新能源经历了波澜壮阔的发展历程，虽然近期遭遇了一些困难，但当前仍然具备较大潜力。在继续分析新能源未来方向之前，首先回答几个关 键问题： 已经发生了什么？2020 年 9 月双碳目标提出后，政策端经历了从顶层规划，到 基层细则的全面构建，而需求端由于天花板被打开最先被刺激，快速增长的需求与 短时间较难提升的供给形成了矛盾，供需错配加大了原材料端的成本上涨。当前原 材料高价已经回落，行业重新回到规模化发展阶段。 我们在哪里？当前新能源已经度过从 0 到 1 的初始快速野蛮发展，正处于从 1 到 N 的规模化、产业化阶段，新能源发电占比、新能源车渗透率均处于从 10%提升 至 50%的关键阶段。但有许多领域仍然处于发展早期，并且新能源占比快速提升带 来的消纳压力、贵金属依赖等问题亟待解决。新能源已经解决了发展“快”的问题， 接下来重点要发展“好”，解决短板、解决痛点，才能进入更高层次发展。

　　新能源行业经历了比较大幅的波动，我们认为在当前时点，有三大引擎可以驱 动行业再次前行，分别是：完成降本实现周期转换、海内外市场实现共振、新技术 加速渗透：

　　引擎一：降本实现周期转换。由于供需错配导致的上游原材料价格大幅上涨， 已经困扰了行业两年多时间，而近期硅料、碳酸锂经过快速价格调整，已经大 幅释放成本端压力，产业链也从降价周期转入中长期涨价周期，有效稳定行业 预期、提升景气度，并使行业从价格博弈转入需求兑现阶段。

　　引擎二：海内外市场实现共振。虽然新能源行业整体规模化提升已取得突出成 绩，但在部分细分领域和市场，仍然存在极大提升空间。海外新能源车销量不 断增加，但基础设施配套并没有完全跟上，由此催生出的充电桩出口规模正在 不断提升。国内大型基地项目，在成本端压力释放，以及疫情对施工、物流、 人员等消极影响解除的背景下，积压两年的需求得到完全释放，大型风电、光 伏集中式项目，以及配套大型储能，有望迎来新一轮的快速发展。

　　引擎三：新技术加速渗透。新能源新技术层出不穷、百花齐放，资本助力也进 一步加速新技术孵化。我们认为 2023 年将是 TOPCon 电池片量产、钙钛矿产业化元年，新技术材料体系的升级，将带来银浆、胶膜、靶材等多领域的机会。 PET 复合铜箔因为可显著降低成本，并且提升能量密度、安全性，研发进度不 断加快，客户不断加速导入。风电、光伏的消纳压力越来越大，能够作为消纳 解决方案的绿电制氢，大大提升了氢电解槽的装机需求。

　　2023 年初至今光伏装机需求持续旺盛，下半年仍有不俗增长潜力。2023 年 1- 5 月国内光伏装机规模 61.2GW，同比增长 158.2%。2022 年在产品价格持续高位 的背景下，全年完成装机 87.4GW，同比增长 59.3%，虽然装机数据斐然，但实际 装机需求仍受到了部分程度的抑制。2022 年底硅料价格开始出现下降势头，部分延 后项目的装机需求得到释放，随着硅料价格继续下探有望触底，下半年装机需求有 较大潜力空间。

　　集中式装机成为今年增长主力，分布式需求旺盛程度不减反增。装机结构方面， 随着政策扶持、光伏产业的成熟，以及经济性价值被不断挖掘，近年来分布式装机占比呈现上升趋势。2023Q1 国内分布式装机 18.1GW，同比增长 104.4%，占全国 光伏装机比例 53.9%，同比下降 13.3pct，分布式装机在维持高速增长的同时，占 比有所下滑，侧面反应集中式项目的旺盛需求。第一批大基地项目 97.05GW 已全 面开工、部分已建成投产，第二批项目 455GW，其中十四五期间规划投产 255GW， 十五五期间规划投产 200GW，部分陆续开工，并有小部分预期将在 2023 年内并网， 第三批项目清单已出，将为近年光伏地面装机规模形成有力支撑。

　　海外主要光伏市场国家对组件进口需求政策方向趋于收紧，但短期内仍无法摆 脱对我国组件产品的依赖。2023 年 1-4 月我国光伏组件出口规模达 69GW，同比增 长 41%，维持稳定增长。美国近年来针对进口组件的关税政策处于不稳定状态， 2022 年美国总统签署《通胀削减法案》，并与 2023 年 5 月正式实行，意在扶持本 土清洁能源制造业的发展；欧盟发布 2030 年前达成 100GW 完整光伏产业链的目标 计划；印度则公布“高效太阳能光伏组件国家计划”，旨在提高本都制造量，减少可 再生能源领域的进口依赖。我们认为，一方面，海外各国培植本土光伏产业需要较 长时间；另一方面，我国组件企业有望凭借技术领先优势，塑造差异化品牌，在海 外市场长期占用一席之地。

　　根据硅料企业投产、爬坡进度进行估算，2023Q1-4 全球硅料有效产能可支撑 光伏装机规模分别约为 101GW、110GW、147GW、161GW，全年合计约 519GW。 2023Q1 实际国内装机 33.7GW，组件出口 50.9GW，电池出口 8.5GW，国内组件 需求约 93GW，考虑 2022 年中国光伏组件占全球市场 84%的份额水平，Q1 实际组 件需求约 110GW，供给紧张程度有所缓解，但仍处于偏紧状态。随着 Q3 硅料产能 大量释放，硅料供应将逐渐宽松，硅料价格有望加速探底。

　　Q3 硅料产能大量释放确定性较高，硅料价格有望提前见底进入稳态。受硅料 价格下降影响，晶硅产业链各环节价格目前均处于下行通道。由于硅料产能 Q3 大 批量达产预期的确定性较高，推测价格仍具备进一步下探空间，部分程度上对当下 装机节奏产生影响。但随着硅料产能供给集中释放期的临近，我们认为硅料价格有 望快速下降，提前进入阶段性底部稳态，将有利于集中式项目需求充分释放。

　　N 型时代或将全面来临，溢价红利期接近尾声，成本管控及差异化路线将成为 市场竞争关键。2022H2 至今，以 TOPCon 为主的 N 型电池片产能快速增长， 2023H2 产能将进一步大规模投放。根据 SMM 统计，2022 年底电池片产能约 566GW，全年产量 318GW；根据国家统计局数据，2023 年 1-5 月光伏电池产量 185.16GW，同比增长 53.6%。根据厂家公布的扩产规划不完全统计，2023 年底电 池片产能将超过 1100GW，新增产能大部分为 N 型技术路线，考虑到新进入电池片 行业的厂家较多，存在产能爬坡不及预期的可能性，实际达产规模存在低于预期的 可能性。 目前 N 型电池片供应略显紧张，TOPCon 及 HJT 组件相对 PERC 组件仍然维 持着相对稳定的溢价水平，但随着产能陆续大量投放，预计 N 型市占率提升进度有 望加速，或将提前成长为主流技术路线，届时溢价概念将不复存在，优质企业有望 凭借成本优势及差异化市场策略获得竞争优势。

　　石英砂供应持续偏紧，薄片化叠加原材料降价，硅成本快速下降。根据最近报 价，石英坩埚在硅片非硅成本中的占比，由 2022 年 9 月的 11%提升至 27%，在总 成本中占比也达到了 11%，石英砂储备良好的优质企业有望充分受益。在硅料价格 快速下降的对冲下，硅片整体成本仍在不断下降。在 2022 年硅料高价位的驱动下， 硅片厚度减薄速度加快，同时切片等生产工艺也在不断进步，硅料单位耗量快速下 降，考虑到今年 N 型产能大规模落地，硅料单位耗量将进一步下降；叠加硅料价格 的快速下降，硅片的硅成本有望大幅降低。

　　光伏玻璃成本大幅下行，利润有望持续回升。燃料、纯碱成本共约占光伏玻璃 成本的 2/3，现阶段两大成本均有下行。截至 2023 年 6 月初，华东轻质纯碱市场价 为 1920 元/吨，相比年初的 2650 元/吨降幅达 27.5%，我们测算得 730 元/吨的纯碱 降幅有望为光伏玻璃带来约 1.6 元/平的成本下降。燃料方面，嘉兴、芜湖两地的工业管道燃气市场价分别从高位的 4.69 元/方和 4.76 元/方下降至 4.20 元/方和 4.50 元 /方。纯碱和燃料价格持续下行有望推动光伏玻璃行业利润持续回升。

　　产能过剩成为过去式，听证会结果凸显产能严控。2023 年 5 月底至 6 月初， 浙江、重庆、甘肃、福建、河南、山西、安徽、江苏、河北九省工信厅对已在建在 产的光伏玻璃听证会项目出具处理意见公示公告，包含“在窑炉冷修期前补充完成 产能置换手续”和“产能风险预警”等结果。相比听证会上报的规划项目，我们认 为经过审批后的项目投产时间和投产条数都有相应延后和减少，当前工信部对高耗 能的光伏玻璃行业有望采取稳步释放策略。随着今年硅料价格下降带动的集中式电 站放量，双玻组件占比有望进一步提升，光伏玻璃供需关系有望逐步收紧。

　　TOPCon 银浆量利齐升。N 型电池将带来浆料耗量的增加，根据 PV Infolink 统 计，当前 TOPCon 银耗在 12.8-15.8mg/W，HJT 银耗在 20.2-25mg/W，而传统 PERC 因丝网印刷且浆料体系较为成熟，耗量仅为 9.3-12.4mg/W。耗量上更多意味 着 N 型电池浆料市场空间更大，当前 PERC 单瓦浆料成本约为 0.05 元/W， TOPCon 和 HJT 单瓦浆料成本分别约为 PERC 的 1.5、2.7 倍，浆料企业有望受益 于今年 N 型电池产能释放。 TOPCon 银浆具备较高的门槛，银浆行业格局不断优化。当前阶段的 TOPCon 银浆具备定制化、快速迭代、非标准等特点，从技术产品、规模、人才、资金、客 户关系等各方面来看，头部厂家具备较好的竞争优势，其有望在 N 型电池时代提高 行业集中度，不断优化竞争格局。

　　N 型胶膜专业化凸显，产品有望溢价。相比于 PERC 电池，TOPCon 电池封装 后更容易产生 DH 及 PID 失效，因此头部厂家普遍为双玻、单玻组件各提出了多种 封装解决方案。如双玻组件拥有双层 POE、上 POE 下 EVA、上 EPE 下 EVA 等多 种方案，以达到效率和成本的平衡。而 HJT 也存在 EPE、转光膜、0BB 一体膜等新型封装材料的应用。相比 PERC 电池，N 型电池封装胶膜解决方案百花齐放，将 进一步提升胶膜环节生产的专业化、定制化，头部企业有望持续受益。

　　我国风电2023 年 1-5 月，国内风电新增装机到 16.36GW，同比提升 51.2%， 5 月单月新增装机 2.16GW，同比提升 74.2%。2023 年 5 月风电装机持续同比高增 长，我们预计随着三北地区开工建设加速，海风逐步进入交付周期，2023 年 Q3 国 内风电新增装机有望起量。2022 年我国风电招标规模约 110GW，2023 年至今我国 风电招标规模突破 34.2GW（其中陆上风电约 28.8GW，海上风电约 5.4GW），充 沛的招标体量为 2023 年增装机高增长奠定基础，我们预计 2023 全年风电装机有望 达 70GW。

　　2022 年下半年以来，国内海上风电受需求阶段性下滑、各省竞配不明朗、用海 审批不明确等因素影响，装机规模和招标规模均受到影响；近期，随着广东 2023 年海风竞配启动，限制因素或逐步解除，国内海上风电有望进入加速建设期。 招标起量，景气上行。23Q1 以来国内海风公开招标停滞，近期迎来招标重启， 过去两周国内海上风机招标规模达接近 3GW，其中包括江苏大丰 800MW 海风项目 启动风机招标，该项目于 22 年底启动前期手续，推进速度较慢，此次风机招标或预 示江苏海风前期审批问题或已解决，江苏二期竞配有望顺利推进；全年维度，压制 因素逐步解除，我们预计 23 年海风招标体量有望达到 10-12GW。

　　广东 23 年海风竞配启动，深远海进程有望加速。广东省发布《2023 年海上风电项目竞争配置工作方案》，其中省管海域项目规模 7GW，国管海域项目规模 16GW，参与竞配的海风项目执行广东省的燃煤发电基准价，此前市场普遍担心电 价竞配或成趋势。此前《广东省能源发展“十四五”规划》新增海风装机目标为 17GW，21 年已装机 5.5GW，此次新竞配的 7GW 省管海域项目有望于十四五期间 并网（根据我们不完全统计，此前广东十四五并网项目约为 15.7GW），广东十四五 海风新增并网量有望突破 20GW。

　　国管海域的海风建设仍处于萌芽阶段，根据华东勘测设计院统计，国内沿海省 市在“十四五”期间的开工目标约为 68GW，此次 2023 年广东海上风电竞配，包 括国管海域 16GW，其中有 8GW 将作为示范项目开展前期建设工作，国内国管项 目进程提速，打开深远海风电空间。

　　2023 年以来，陆上风机价格呈上升趋势。由于风机大型化降本+市场竞争激烈， 陆上风机价格近年来持续下探，根据我们不完全统计，2022 年，陆风(含塔筒)中标 均价为 2315 元/kW，同比下滑 27%。2023 年 2 月以来，陆上风机价格呈现环比上 升趋势，主要系陆上风机大型化或遇到瓶颈，8MW 及以上的陆上风机的运输及安装 费用较高，我们认为今年陆上风机价格有望企稳。海上风机价格受益于风机大型化， 仍呈现下降趋势，我们认为海上风机价格仍有下探空间，进一步助力海上风电降本。

　　黑色金属价格持续下探。2023 年风电核心原材料价格呈现下降趋势，有望助力 产业链提升盈利能力。截至 2023 年 6 月 9 日，钢材综合价格指数（CSPI）同比下 降 20.3%，与一季度环比下降 23.2%；生铁/废钢/中厚板价格同比分别下降 24.5%/26.5%/25.2%,较一季度价格水平环比分别下降 23.7%/21.8%22.0%。风电零 部件环节以年初谈价的商业模式居多，且原材料成本占比较大，风电零部件环节有 望率先受益于上游原材料价格的下降带来的盈利能力提升。

　　铸锻件龙头大兆瓦产能布局充分，海缆/海塔/桩龙头陆续获得欧洲订单。风机 大型化趋势下，各个零部件环节同样需要升级来匹配更大功率的风机，而零部件环 节的大型化匹配能力或在技术、产能扩建等方面受到制约。欧洲业务开拓方面，我 国零部件企业领先于整机厂，大部分风电零部件领军企业已进入欧洲头部主机厂的 供应体系。2023 年以来，海缆、塔筒/基础等出口占比相对较低的环节的领军企业 陆续宣布签订欧洲订单。我们认为在海外供应链产能紧张的背景下，我国优质零部 件企业有望受益于海外需求提升，实现量利齐升。

　　储能电池产量持续高增，动力电池需求逐渐复苏。据工信部统计，2022 年我国 离子锂电池产量达 750GWh，同比增长 131.5%；其中储能型锂电产量突破 100GWh，同比增长 212.5%以上；2023 年 1-2 月储能电池产量超过 15GWh，同比 增长 66.7%。2023 年 1-5 月我国动力电池产量为 224.47GWh，同比增长 30.0%； 其中 5 月单月产量为 56.6GWh，环比增长 20.4%，同比增长 57.5%；下游需求复 苏态势逐渐显现。

　　23 年以来各环节材料价格显著下降，下游成本压力缓解。由于 23 年初以来动 力电池需求增速放缓，叠加近两年锂电全产业链的大规模扩产集中投放，目前各环 节材料价格较 22 年底大幅下降。随着二季度以来终端需求开始逐渐回暖，产业链排 产环比上升，碳酸锂价格在 5 月开始反弹，带动正极材料和电解液价格回升，仍较 去年同期跌幅明显。电池环节，方形动力三元及磷酸铁锂电芯价格一年以来跌幅分 别为 33.6%和 34.3%，下游成本端压力明显缓解。

　　下半年碳酸锂价格有望企稳。2021 年以来碳酸锂及氢氧化锂价格持续攀升，随 后虽有小幅回落，但仍处于高位，并持续至 2022 年底。正极材料价格与碳酸锂及 氢氧化锂基本同频，电池端利润空间被压缩。目前上游锂资源市场价格上升势能明 显减弱，2023 年初经历快速下降后，受锂矿价格回升、库存周期及需求影响有所回 弹，但相对 2022 年高点仍处于较低水平。目前上下游仍处于博弈阶段，我们认为 短期内碳酸锂价格仍有上探空间但相对有限，下半年碳酸锂价格有望企稳。

　　电解液及六氟磷酸锂价格底部回弹，盈利有望得到修复。由于产能大量释放， 2022 年初以来电解液价格持续下降，近期需求端新能源车订单逐渐起量，储能装机 需求伴随光伏风电项目落地高速增长，供给端原材料六氟磷酸锂前期已处于盈利历 史底部，5 月起电解液价格出现底部反弹，此次反弹六氟磷酸锂价格涨幅更为显著， 同时叠加碳酸锂价格高位回落，下半年盈利有望明显修复。

　　LiFSI 电导率及循环保持率优于 LiPF6，主流电解液企业积极布局。LiFSI 在电 导率、循环放电等方面的性能由于 LiPF6。使用了 LiFSI 的电池循环前后的阻抗均低 于使用 LiPF6 的电池，进一步印证了 LiFSI 能够为电解液带来更强的离子传导能力， 此外，在容量保持率方面，当锂盐浓度相同时，在不同的循环次数下使用 LiFSI 电解液的电池容量保持率基本高于使用 LiPF6 的电池，具有更好的循环性能。目前行 业中主流的锂盐企业正在大力扩建 LiFSI 产能，按照各公司建设周期来看，平均周 期约为 15-24 个月。在 LiFSI 需求量快速提升以及成本高企的背景下，提前进行相 关产能布局的企业如天赐材料、多氟多、永太科技、时代思康等将拥有较强的电解 液成本控制能力。

　　“三明治”结构带来全新变化，PET 铜箔产业化在即。传统锂电铜箔由铜原料制 成，而复合铜箔则是在高分子材料的表面进行镀铜，产品剖面呈现“三明治”结构， 目前 PET 材料是主流的复合铜箔材料。得益于 PET 材料的低密度、低成本以及材 料本身的特性，PET 铜箔能为电池带来更高的能量密度、更低的材料成本和更高的 安全性。

　　使用 PET 铜箔可大幅降低铜箔原材料成本。传统铜箔由纯铜制备，铜成本占铜 箔总成本约 84%，而 PET 铜箔是在 PET 基膜表面进行镀铜，成本由 PET 价格和铜 价共同决定，益于 PET 材料的低成本，PET 铜箔能为电池带来更更低的材料成本。 使用 PET 铜箔可显著提升电池能量密度。PET 材料密度约为 1.4g/cm3，而铜的密度为 8.96g/cm3，因此 PET 铜箔的单位面积质量远低于传统铜箔的单位面积质 量。经我们测算，电池容量为 50kWh 前提下，6.5μm 的 PET 铜箔较目前主流的 6μm 铜箔可提升能量密度 9.64%，较目前最为先进的 4.5μm 铜箔可提升能量密度 5.75%。

　　断路效应保证电池安全性。锂离子电离迁移时的数量若超过负极可嵌入数量， 会在负极表面产生锂枝晶，枝晶会穿透隔膜，继而造成内短路并引起热失控。PET 铜箔受到穿刺时产生的毛刺尺寸较小，且铜箔中间的高分子材料层会发生断路效应 从而控制短路电流不增大，从根源上杜绝电池爆炸起火的可能性。

　　设备企业迎来新机遇。传统铜箔核心生产设备是生箔机与阴极辊。复合铜箔核 心生产设备是真空磁控溅射设备和电镀设备。需先使用真空磁控溅射在 PET 材料表 面制作金属层，再采用水介质电镀的方式将铜层加厚从而形成 PET 铜箔，PET 铜箔 的高需求量将为 PET 铜箔设备企业带来新的行业机遇。

　　23 年以来储能板块明显回调，跑输电新行业及沪深 300 指数。2023 年以来， Wind 储能指数（884790.WI）下跌 13.60%，明显跑输中信电力设备及新能源指数 （-5.18%）和沪深 300 指数（+1.36%）。

　　储能板块 PE 倍数大幅下降，已处于历史较低水平。2023 年以来，储能自制指 数 PE（TTM）大幅下降，目前各板块 2023 年一致预期 PE 倍数已处于历史较低水 平，其中储能消防（17x）、户用储能（19x）、电芯（25x）、大型储能（29x）、储能 温控（44x）。其中大型储能板块涉及标的较多，且标的之间差异较大，目前大型储 能系统集成商标的 PE 普遍在 25x 左右，PCS 标的 PE 相对较高（上能电气 30x、 盛弘股份 36x）。

　　原材料成本明显下降，储能电站经济性有望提升。2023 年以来，硅料、碳酸锂 等上游原材料成本的降低，带动光伏组件和储能电芯价格显著下降，降低大型光伏 及储能电站的建设成本，提升了项目预期收益率。根据我们的模型测算，当电芯价格由 0.95 元/Wh 降至 0.65 元/Wh 时，独立储能电站全投资税后 IRR 有望由 5.04% 提升至 7.22%。

　　业主观望情绪下，23 年前 5 月储能装机依旧增长强劲。在成本大幅下降的过程 中，下游业主易产生观望情绪，从而减缓储能电站的实际建设进程。即使在上述因 素影响下，据 CNESA 及储能与电力市场统计，2023 年 1-5 月国内新型储能并网或 投运规模为 4.84GW/10.54GWh 以上，能量规模已达 2022 年全年装机量的 66.3%。 预计下半年装机进一步高增，中长期风光发电占比提升或催生储能超前建设需 求。考虑到业主观望情绪和以往储能装机的季节性规律，我们预计下半年储能装机 有望同环比进一步大幅提升。展望中长期，当前我国储能累计装机占风电、光伏累 计装机的比例显著低于美国、德国、英国、澳大利亚等国，随着电力系统中风电、 光伏发电量占比进一步提升，我们认为高比例可再生能源接入对于电网波动性的影 响将是量变引起质变的过程，由此催生对于储能的超前建设需求。

　　招投标规模同比大幅提升，厂商盈利能力有望好转。国内新型储能 23 年 1-5 月累计中标规模为 7.84GW/17.56GWh，能量规模同比增长 350.3%；1-5 月累计招标规模 10.32GW/24.55GWh，能量规模同比增长 316.1%。5 月中标项目中我们仅 统计到了一个 2h 系统采购中标价，为 1.12 元/Wh，较 22 年底下降 0.47 元/Wh,降 幅为 24.8%；EPC 项目中标均价 1.57 元/Wh，较 22 年底下降 0.36 元/Wh,降幅为 19.1%。当前 EPC 价格下降金额与电芯降价情况基本匹配，我们认为过低价格的少 数系统采购项目并不能真正反应行业整体情况，在中标价与电芯成本近似等额下降 的背景下，储能集成厂商盈利能力有望稳中小幅上涨。

　　储能各环节国家标准逐渐趋严，提升厂商技术实力要求。23 年 4 月，国家能源 局《2023 年能源工作指导意见》中提出加强储能标准体系研究，有望推动行业高质 量发展。23 年 7 月，储能安全新国标将正式实施，事前预警、系统联动、精准消防 和抑制复燃构成安全系统新要求。此前储能相关标准建设和检验流程不完善，当前 储能电池、BMS、PCS、并网规范、系统领域的多项国标正在密集修订和编制过程中。 我们认为标准体系的完善和趋严有利于行业回归对于技术实力和产品性能的良性比 拼，技术积淀深厚的储能厂商有望在新标准落地后夯实竞争优势。

　　美国补贴政策加码延期，支撑装机长期增长。美国《降低通胀法案》（IRA）首 次针对独立储能进行投资税抵免（ITC）。IRA 更新前，储能系统与太阳能达到相应配比才能获得补贴；IRA 发布后，免除此项限制，并且将 ITC 补贴延长十年， 将独立储能纳入补贴范围，补贴力度进一步提升。除基本补贴，表前与工商业储能 若满足相关条件可获得额外补贴。

　　IRA 细则落地，预计中国厂商仍具成本优势。23 年 5 月 IRA 细则落地，我们预 计中国厂商生产的大型储能设备在满足工资和学徒要求的条件下可以拿到 30%补贴， 但美国本土化制造的 10%额外补贴难以获取；不过我们认为中国制造的成本优势带 来的经济效益有望显著高于 10%的额外补贴。以光伏建厂成本类比，据 BNEF,在中国、 东南亚以及欧美新建光伏产业链所需的多晶硅、硅片、电池片、组件部分初始投资 强度分别为 1.45/1.95/5.60 亿美元/GW；我们预计储能生产成本差异或与光伏相似， 中国产品的成本优势较明显。

　　美国大储景气度较高，政策推动户储或将放量增长。据 ACP，2022 年美国电池 储能新增装机 4.03GW/12.16GWh，功率规模同比增长 34.2%。EIA 统计截至 23 年 2 月，开发商规划的 23 年投运储能项目规模达 9.4GW。 随着 IRA 细则的发布，确定了户储享有 30%基础补贴的方案，有望提升户储装 机需求。据 EIA 统计，美国住宅用户每月用电量从 2021 年的 886kWh 增加到 2022 年 的 907kWh，每月平均零售电价从 2021 年的 13.66 美分/千瓦时增加到 2022 年的 15.12 美分/千瓦时，2022 年每户的平均电力支出也达到自 1984 年以来的最大涨幅。 用电量与零售电价的提高以及户用储能补贴政策的落地预计将带动美国户用储能装机持续放量。

　　欧洲电价仍处于较高水平，户用储能渗透率有望进一步提升。截至 23 年 5 月， 欧洲电价有轻微下降趋势，但相较于俄乌战争前仍处于较高水平。德国、意大利和 英国 23 年 5 月电价分别高达 39.63 欧分/千瓦时、42.81 欧分/千瓦时、46.23 欧分/ 千瓦时，相较于 21 年 5 月增幅分别为 19%、91.5%、77.6%，欧洲户储高收益、短 投资回报情况并未改变。根据我们测算，2022 年欧洲屋顶光伏新增装机户储渗透率 仅为 7.8%-10.4%左右。户储低渗透率与高电价有望促进欧洲户储持续放量。

　　高补贴政策延续户储高景气度。目前欧洲主要储能市场仍保持对安装户储系统 的较高政策支持力度，如意大利目前提供高达安装成本 90%的税收抵免。德国 2023 年 1-5 月新增装机累计达到 1590MWh，同比增长 136.6%。根据 BNEF， 2022 年意大利户储安装量为 1GW/2GWh，高于欧洲第一户储大国德国安装量，这 得益于国家税收减免政策，预计未来户储装机量将仍保持快速增长。

　　2023 年以来，国内持续出台政策鼓励充电桩建设。2 月初八部委明确新增公用 桩与公共新能车比例力 1:1 的目标；4 月末政治局会议强调加快推进充电桩建设；5 月初国常会强调适度超前建设充电桩。国内官方层面持续出台政策支持充电桩基建， 有望进一步刺激充电桩建设热情。

　　新能源补能需求扩大，公桩覆盖率有待提升。根据中国汽车工业协会数据，截 至 2022 年底国内新能源汽车保有量为 1310 万辆，同比增长 46%；根据中国充电 联盟数据，2022 年全国充电基础设施保有量达 521 万台，同比增长 99%，对应车 桩比为 2.5:1，公共车桩比为 7.3:1，仍处于较高的水平；2023 年 1-4 月，全国新增 充电桩 88.2 万台，同比提升 79.3%，新增公共桩 22.7 万台，同比+167.7%，新增 随车配建私人充电桩 65.5 万台，同比提升 60.8%。快速增长的新能源汽车市场加大了对充电桩的需求，我国公共充电桩覆盖率仍有较大的提升空间。

　　欧美新能源车市场扩大，充电桩需求增长。欧洲新能源车市场起步较早，新能 源车保有量持续上涨，2022 年销量为 250.8 万台，同比增长 15%，对应新能源车 保有量约为 786 万台。相比欧洲，美国汽车的电动化程度较低，2020 年前，美国电 动汽车渗透率总体较低，2021 年后，在政策推动下，新能源车销量强势增长， 2022 年销量达 99.8 万辆，2021、2022 年销量同比增速分别达 100%和 50%。不 断扩大的新能源车市场带来了持续增长的充电桩建设需求。

　　充电桩建设整体落后，市场缺口持续扩大。相比快速增长的新能源车保有量， 近年来欧美新能源车充电基础设施建设整体落后，IEA 数据显示， 2021 年欧洲/美 国充电桩数量分别为 35.6/11.4 万台，对应公共车桩比分别为 15.4:1/17.5:1，根据 SP&Global 与 Statzon 数据披露，22 年欧洲/美国公共充电桩保有量分别约为 48/14 万台，对应公共车桩比分别约为 15:1/22:1，欧美公用桩覆盖率仍有较大提升空间。

　　海外运营商处于亏损状态，业绩承压降本动力较强。海外充电桩运营商受制于 整体新能源渗透率较低，导致其运营的充电桩利用率较低，进而影响其盈利水平； 根据 2022 年美国头部充美国市场头部运营商 ChargePoint、Blink Charging、Evgo 盈利能力承压，处于亏损状态，降本诉求较强，我们认为国内企业有望凭借更高性 价比的产品，承接其高增的需求与降本诉求。

　　海外市场盈利能力强，毛利率远高于国内市场。基于欧美市场对产品品质的要 求普遍较高，海外充电桩与模块产品定价较高，盈利空间大，促进近年来国内企业 加速出海。以主营充电模块，且出口占比较高的优优绿能为例，其 2022 年海外营 收占比约为 52%，2022 年国内与海外毛利率分别为 23.79%和 44.94%，海外业务 毛利率领先 21pct。

　　国内直流快充桩建设快，占比高于欧美。根据 IEA 和 BNEF 数据，目前欧美充 电桩市场仍以交流慢充为主，直流快充占比仍较低。2021 年，美国直流快充桩占比 21%，而欧洲仅 13%。相比于欧美滞后的公共充电基础设施建设与较大的快充桩缺 口，国内技术迭代更新更快，直流快充占比更高，根据充电联盟数据，2022 年中国 直流快充桩保有量已达 76.1 万台，占比 42%。

　　目前国内已有多家企业获得欧标、美标认证，部分企业已打开海外销售渠道。 如盛弘股份、炬华科技、道通科技、英飞源、优优绿能、欧陆通等主流充电桩和充 电模块企业均已完成欧&美认证，特锐德、通合科技已完成欧标认证，正在进行美 标认证。

　　目前多地出台电解氢产业扶持政策，部分政策对经济性改善明显，大型央企纷 纷布局电氢项目抢占绿色能源先机。根据我们的测算，2023-2025 年，预计新增电 解槽装机约为 2.39/5.51/14.27GW，仅占新增新能源装机的 1.49%/2.76%/7.13%； 年制氢总量仅占氢气需求的 1.4%/2%/3.5%，预计到 2030 年，电氢占氢气总产能比 例可达 15%以上。目前新能源电力供应与下游氢气替代并无明显瓶颈，经济性驱动 发展，行业空间较大。

　　电氢渗透率有望加速提升。随着电氢经济性提升及国家政策鼓励，电氢占比有 望持续提升，进而推动电解水制氢系统需求高增。根据我们测算，假设 2023-2025 年电解水制氢渗透率分别为 1.4%/2%/3.5%，并假设单套制氢系统产氢量为 1500 方 /h，则新增电解槽分别达 379/875/2265 台，对应装机需求约为 2.4/5.5/14.3GW。

　　2023 年 5 月 29 日，中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目（以下简称“松原项目”）获吉林省能源局新能源建设指标的批复，该项目是目前全球最大 体量的绿色氢氨醇一体化项目，总投资 296 亿元。松原项目位于吉林省松原市，主 要建设内容包括：新能源电源、绿色合成氨/醇生产线、氢能装备产业生产线和综合 加能站等，基本涵盖制氢、加氢、氢基化工、氢能装备全产业链条。 截止 2023 年 4 月 6 日，中国石化库车绿氢示范项目是全球在建的最大光伏发 电制绿氢项目，也是中国首个万吨级光伏绿氢示范项目，总投资近 30 亿元，现一 期工程进度已完成 85%，预计 2023 年 6 月底建成，全部建成投产后，可实现年产 值 4 亿元，创造税收 1800 万余元，预计每年减少二氧化碳排放量约 48.5 万吨。

　　氢基燃料可以用于交通运输，作为石油精炼、氨生产的原料，以及金属精 炼和住宅部门的加热和烹饪等方方面面。氨主要分农业、工业、储能(新增用途），2020 年全球氨产量约 2.53 亿吨，其中，农业用氨占比 71%，工业使用占比 29%。 氨作为氢的储运介质，很好地解决了氢能大规模应用的瓶颈问题，并且氨作为 一种燃料也可以被大规模应用于发动机、发电、发热领域，有着广泛的应用场景和 广阔的市场空间。

　　2020 年 10 月，江南造船（集团）有限责任公司与劳氏船级社（LR）及瓦锡兰 合作，研发设计的氨燃料(NH3)动力超大型液化气体运输船(VLGC)获得船级社颁发 的 AIP 证书。 2023 年 5 月 15 日，全球海事论坛（GMF）发布“绿色氨推动西澳大利亚-东亚 之间铁矿石运输航线脱碳”可行性报告指出：到 2028 年，由绿色氨作为动力的船舶 可以部署在西澳大利亚和东亚之间的铁矿石贸易航线 年，绿色氨动力 铁矿石运输船在这条航线上的部署量可达全部运力的 5%左右，而到 2050 年，规模 将扩大到 364 艘。 2021 年 11 月 6 日由中国船舶及海洋工程设计研究院（MARIC）与中远海运重 工有限公司、中远海运能源运输有限公司联合设计研发的氨燃料动力超大型油轮 （VLCC）同时获中国船级社（CCS）、美国船级社（ABS）颁发的原则认可（AIP） 证书。

　　2022 年 1 月 24 日，国家能源集团在京召开技术发布会，正式对外发布燃煤锅 炉混氨燃烧技术，在 40 兆瓦燃煤锅炉实现混氨燃烧热量比例达 35%。

　　日本三菱电力株式会社正在着手开发一种 100%直接使用氨为发电燃料的 4 万 kW 级燃气轮机系统，以进一步扩大无碳发电阵容，并计划 2025 年实现实用化。 2023 年东风汽车品牌春季发布会发布了柴氨发动机和氢氨发动机两款新发动机。 氨气和柴油目前的混合比例是 50：50，但氨气是主要燃料，在整个发动机做功的过 程中，柴油只是起到助燃作用，负责点燃氨气燃烧。

　　氨燃烧的灵活性为电力部门实现大幅度降碳提供了一种新方案，皖能集团、合 肥能源研究院联合开发的国内首创 8.3MW 纯氨燃烧器在 300MW 火电机组一次性点 火成功并稳定运行 2h 和国家能源集团搭建的 40MW 燃煤锅炉燃烧实现世界最大比 例的混氨燃烧（35%氨气）。

　　储运端将按照“低压到高压”“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储 存和运输能力。

　　管道输氢是通过管道“掺氢”和“氢油同运”技术实现长距离、大规模的输氢。2023 年 4 月 10 日，中国石化宣布，我国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油 天然气“全国一张网”建设实施方案》，纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送都能够实 现氢能的远距离、大规模、低能耗运输。2023 年 4 月 16 日中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台进行了天然气管道输氢加压和测试，该天然气管道中的 氢气比例已逐步达到 24%，意味着每输送 100 立方米掺氢天然气中包括了 24 立方 米的氢气。 以中石油、中石化为代表的企业纷纷布局输氢管道，计划建设输氢管道总里程 近 1000 公里。

　　固态储氢是利用物理或化学吸附将氢气储存在固体材料中，镁基固态储运氢技 术具有高储氢密度、常温常压安全性好、氢气纯度高、可长距离运输、跨季节安全 存储的优势。 金属氢化物储氢（稀土系、钛系/铁系/锰系、钒系/镁系）是目前最有希望并且 发展较快的固态储氢方式。很多企业在不同的金属氢化物合金方向展开布局，所以 目前国内整个固态储氢呈多种技术路线并举的状态。比如：鸿达兴业在布局稀土系； 中科轩达在布局新型稀土系；圣元环保在布局钛-铁系；有研工研究院在布局镁-钛 系（同时还有 AB 型储氢合金、甩带 AB5 型储氢合金、高容量固溶体型储氢合金）； 厚普股份在布局钒系；氢枫能源在布局镁系等。基于固态储氢优势及现有成绩， 从技术路线角度看，镁基固态储氢有望“一骑绝尘”强势成为最佳选手。

　　上海氢枫能源技术有限公司（简称“氢枫能源”）在 2023 年 4 月 13 日发布全国 首台吨级镁基固态储运氢车（MH-100T），具备高密度储氢容量、常温常压储运、 低单位运输成本以及可动态跟踪等特点。搭载 12 个储氢罐，40 尺大小可以储存 1 吨氢气，是常规（气态储氢）3-4 倍的存储量，经济效益十分明显。车辆在常温常 压下储运，工作压力≤1.2MPa，放氢纯度 99.999%，循环次数＞3000 次，采用标 准集装箱式设计，能够适应铁路、公路、轮船等不同的运输方式，适合长距离、大 规模氢运输，不同的集装箱组合在一起，可以固定存储大量的氢能，形成大规模的 固态储氢系统。

　　液态有机物储氢借助某些烯烃、炔烃或芳香烃等不饱和液体有机物和氢气的可 逆反应、加氢反应实现氢的储存，借助脱氢反应实现氢的释放。 2022 年 2 月，中国船舶集团有限公司第七一二研究所自主研制的国内首套 120kW 级氢气催化燃烧供热的有机液体供氢装置完成安装调试，并实现与燃料电池 系统匹配供氢。 2023 年 1 月 11 日由中国化学建投公司承建全球首套常温常压有机液体储氢加 注一体化装置在上海金山碳谷绿湾举行开车仪式。包括氢油加注及储油回收系统、 400kg/天撬装氢油脱氢系统、固定式质子交换膜燃料电池供电系统、氢气加压至 12.6MPa 系统、45MPa 氢气加注系统等五个系统。 2023 年 4 月 11 日霍尼韦尔推出液态有机氢载体解决方案（未落地），氢气通过 霍尼韦尔 UOP 甲苯饱和过程进行化学结合，形成与现有基础设施兼容的方便储运 的液体载体，并通过使用霍尼韦尔 UOP 甲基环己烷脱氢工艺从载体中回收氢气。

　　中国武汉氢阳能源控股有限公司，联合开发成功全球首台常温常压液态有机供 氢的燃料电池客车工程样车“泰歌号”，氢阳能源已先后与扬子江汽车、三环集团等 单位合作研制了 5 台基于常压有机液体储氢供氢系统的燃料电池汽车和卡车。2018 年，公司在湖北宜昌完成建设全球第一个常温常压液态有机储氢材料工厂（年产 1000 吨）；2022 年 4 月，储油二期建设项目正式启动；2022 年 11 月日产氢气 400 公斤的撬装式氢油储供氢设备调式成功并发送客户。

　　中集安瑞科是高压管束氢气运输车龙头，在氢储运业务主要包含氢气管束、氢 气管束运输半挂车和液氢储罐，并于 2013 年成功为海南文昌交付 300m3液氢贮罐。

　　兰石重装在储氢领域研发制造全系列低压储氢球罐和中高压储氢压力容器， 45MPa、98MPa 多层包扎式高压氢气储罐已完成产品试制。

　　根据国家发展改革委《省级电网输配电价定价办法》的通知（发改价格规 〔2020〕101 号），“核定省级电网输配电价，先核定电网企业输配电业务的准许收 入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价”，“各电压等级输配 电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量”。 在 2020-2022 的第二监管周期中，首次核定了分电压等级理论输配电价。在第 三监管周期中，直接按照电压等级间输送电量传导关系，将核定的准许总收入分配 到各个电压等级后，结合预测电量核定分电压等级输配电价。因此，不同电压等级 电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发 展创造有利条件。 同时，过去两部制电价的容(需)量电价未按电压等级区分。在第三监管周期中， 也实现了分电压等级核定，更好的体现了不同电压等级用户的电价差异。

　　第三监管周期与第二监管周期的输配电价的组成出现变化：第二监管周期中， 输配电价包含增值税、线损、交叉补贴和区域电网容量电费等；第三监管周期中， 输配电价仅包含增值税、交叉补贴和区域电网容量电费。 我们假设按照各省燃煤基准价作为上网电价，并假设各等级用户均按各省上网 环节综合线损率计算，则各省线损电价=燃煤基准价*上网环节综合线-上网 环节综合线损率)。 我们从第二监管周期的输配电价扣除相应的线损电价，将两轮周期的无线损输 配电价进行对比： 单一制中，不满 1 千伏 20 省上涨 12 省下跌，1-10 千伏 19 省上涨 13 省下跌， 35 千伏 16 省上涨 13 省下跌，上涨较多的有陕西、冀北、山东、云南、河北、青海、 湖南、福建等。低压用户上涨幅度和省份数量更加明显。 两部制中，下跌的省份较多，其中容量电价部分下跌的更多，其中 22 个省份的 220kV 用户容量电价下调，两部制电价用户输配电成本有所下降。

　　总体上看，低压用户、单一制用户将承担更多的输配电成本，高压用户、两部 制用户将承担更少的输配电成本。我们认为，这样的变化清晰反映了输配电成本向 “合理分摊”迈进，低压用户由于承担较多的输配电环节，应当承担更多的输配电 成本，而过去高压用户向低压用户补贴输配电费用的现象得到修正。

　　5 月 17 日，内蒙古自治区政府新闻办召开“以两件大事为主抓手推进内蒙古现 代化建设”主题系列新闻发布会（第 1 场）自治区能源局专场会议，新闻发布词中 提到“蒙西沙戈荒地区 3 个单体 1200 万千瓦大型风电光伏基地项目正在推进，第三 批大基地 2280 万千瓦新能源刚刚获批”，具体项目清单如下。

　　2023 年特高压建设速度不断加快。从目前大基地配套的“三交九直”输电通道 规划情况来看，2023 年上半年，金上-湖北、陇东-山东已开工建设，宁夏-湖南线 路是今年开工的第三条特高压直流输电工程。根据预可研（1-1.5 年）、可研（6 个 月）、审批核准（3-6 个月）、招标开工（1-3 个月）、建设投运（1.5 年）的推进节 奏，预计 2023 年下半年，哈密-重庆、藏东南线路有望核准开标，已开工项目也将 加速推进。

　　电网投资逆周期属性强。。2023 年 3 月电网投资开始提速，3、4 月累计同比分 别为 8%、10%。在经济下行压力较大的宏观环境下，电网投资被作为经济增长乏力 的发力点，呈现快速增长，具有逆周期调节属性。国网董事长辛保安在接受央视采 访时表示，2023 年国网预计完成电网投资 5200 亿元人民币以上，创历史新高。

　　2023 年 6 月 2 日，由国家能源局统筹编制的《新型电力系统发展蓝皮书》发布， 结合新型能源体系建设要求和“双碳”发展战略，以 2030 年、2045 年、2060 年为 新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路 径，即加速转型期（当前至 2030 年）、总体形成期（2030 年至 2045 年）、巩固完 善期（2045 年至 2060 年），其中电网侧强调数字化、智能化转型，提出在加速转型 期重点发展分布式智能电网的支撑作用，总体形成期电网向柔性化、智能化、数字 化转型，巩固完善期新型输电组网技术实现创新突破，电力与能源输送深度耦合协 同。

　　我们在《电力设备与公用事业 2023 年度策略》中已提出“展望 2023 年，体制 机制转型，涉及市场化改革”为今年主旋律，年初至今电改重磅级文件频发，如带 补贴绿电参与绿电交易、第二轮碳配额履约周期、能源数智化建设、第三监管周期 输配电价核定、新型电力系统发展蓝图等政策频出验证了我们的年初展望。电力改 革进入深水区，全国统一电力市场体系将加速建设，我们预计今年省级现货将实现 全覆盖（部分省份出台相应文件），辅助服务市场快速建设，绿电绿证交易全面提 速，电-碳市场加速融合，在完整电力市场化形态下，市场价格发现、资源配置与 成本传导的作用将推动各类主体获取公允价值。

　　电改核心为电价市场化。 上网电价：电力市场优化目标为“社会福利最大化”，当前我国电力市场以中长 期交易+现货交易双态推行，中长期交易保障电力交易风险规避作用，现货交易则起 电力价格时空维度价值发现作用。我们认为未来中长期电价将通过精细化合约向现 货市场价格靠拢（如山西中长期合约市场交易方式由年度双边交易层层递进到月度、 月内、日撮合）。未来中长期交易变化方向为中长期基准价浮动或扩大限价范围 （突破煤电中长期上下限 20%），而现货市场将在各省全面铺开，参与现货交易发受用电方将快速适应规则，获取应允价值。 绿电绿证交易：绿证是我国可再生能源电力消费的唯一凭证，未来通过电-碳市 场接轨，绿证强制配额制等配套政策、各省消纳责任权重标准提升、与国际绿证市 场接轨等相关政策有望出台，绿电绿证交易市场有望全面提速，绿色消费积极性提 升。

　　系统运行费用：第三周期输配电价核定，设定系统运行费用，将辅助服务（主 要是调峰、调频）费用折价单列，利用辅助服务费用向用户侧传导，促进辅助服务 市场发展，调节性资源价值有望提升。火电逐渐转变为支撑性、调节性电源，发电 量逐渐减少，更多发挥调峰、顶峰、备用作用，仅由电能量市场竞争形成价格机制 难以覆盖成本，需要建设容量市场获取收益，目前仅有山东、云南实施容量补偿电 价政策，未来各省有望相继出台容量电价政策促进火电收益。

　　年初至今，火电行业板块上涨 11.03%，跑赢沪深 300 指数 12.34%，火电板块主 要驱动因素为煤价持续下行，板块表现明显为煤炭逆周期，我们以山东滕州 Q5500 坑口价反应煤炭价格，6 月 2 日平均价为 795 元/吨，年初至今价格已下降 34.8%， 煤价持续下行带动火电运营商高预期盈利修复。

　　国内煤价高位显著回落，截至 6 月初同比降低 35%左右。2023 年国际能源供需 形势好转，国际煤价下行，国内在本土煤炭产能扩张+进口煤量增量情况下，供给端 扩张，年初相对为用电&开工淡季，港口库存累库，煤价中枢下行，截至 2023 年 6 月 2 日，山东 Q5500 滕州坑口价为 795 元/吨，同比降低 25.7%，广州港山西优混 Q5500 库提价为 880 元/吨，同比降低 35.29%，煤价价格中枢下行明显改善电厂盈利 能力。

　　原煤产量增加，用电淡季港口库存累库，全年煤价有望持续下行。2023 年地方 政府工作报告中原煤产地均提出积极扩产保供的目标，山西&内蒙古合计扩产 1.34 亿吨。依据国家统计局数据，1-4 月国内原煤生产量达 15.27 亿吨，同比增长 4.8%， 煤炭产能释放节奏有序。电力行业占煤炭消费 50%左右，2023 年至今非电行业耗煤率有限，年初同时为开工淡季及电厂耗煤淡季，电厂库存处于较高水平，港口库存 累库，截至 2023 年 6 月 2 日，北方四港库存合计 1680 万吨，同比+15%，我们认为 在需求侧偏弱，供给持续增加情境下，全年煤炭价格有望持续下行。

　　进口煤价格走低，进口量增，或刺激国内煤价下行。国外能源情况有所缓解， 煤炭和天然气库存较高，需求降低国际煤炭价格下行，截至 2023 年 5 月 12 日， NEWC/RB/ARA 港口动力煤现货价分别为 168.1/113.9/120 美元/吨，同比分别降低 57.7%/65.2%/62.8%。截至 6 月 2 日，到广州港印尼煤 Q5500 为 943 元/吨，同比降 低 29.43%，国内进口煤 0 关税政策&澳煤放开，进口煤体量维持高增速，2023 年 1- 2 月/3 月/4 月进口煤增速分别为 70.8%/150.7%/72.7%，我们认为在国外当前需求度 低情境下，煤炭价格将稳定下降，进口煤体量增长有利于倒逼国内煤价持续下行。

　　2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》， 为我国目前电力现货市场领域的首部国家级规则，电改迈出了实质性的一大步。电 力现货市场建设实施路径一般包含模拟试运行→调电试运行→结算试运行。截至 2023 年 6 月，已有 26 个省级行政区完成现货市场模拟试运行工作，第一批试点省 份已开展连续结算试运行，年内有望更多省份进入长周期结算试运行。

　　现货模式起到价格传导作用。新能源装机并网规模增加后，火电角色逐渐转变 为支撑性，调节性电源，过去在抢利用小时数时期，容易受到高煤价影响，造成越 发越亏情况，电厂燃料成本一般占比 70%-80%之间，现货市场可以帮助火电厂实现 电价传导，例如 2022 年 7 月份煤价高位时，广东日前市场出清电价可以达到 1.1 元 /kWh，远高于广东基准电价 0.463 元/kWh，能起到合理价格传导作用。

　　火电机组可以价格信号调整发电计划获取收益。现货模式下火电厂经营思路将 从“抢电量”转型“抢利润”，通过中长期交易策略的电量曲线分解，调整发电曲线， 电厂可以对市场价格做出快速反应，制定完善的报价策略，合理调整机组的启停， 价差合约履行发电量等形式提升电厂利率。 当新能源大发，电价地板价时，火电机组可以通过主动报高价停机或者降低负 荷，同时购入现货低价电量履行中长期合同赚取市场差价；当新能源出力较小的时 段，火电机组再通过申报较高的价格赚取启动费用和较高的发电费用。 辅助服务市场政策出新。第三监管周期中将辅助服务费用将扩大为系统运行费 用，单列后有益于促进增量费用传导、调节性资源有望增值。开展现货市场省份， 价格信号趋于完善后，调峰市场有望和现货市场加速融合。但新能源比例较高省份， 备用、调频、启停爬坡等辅助服务产品有望加速推出，火电将依靠自身机组灵活性 提供调节性资源获取收益。

　　从 2021 年 8 月，发改委发布《绿色电力交易试点工作方案》为始，到 2022 年 8 月，发改委发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制 有关工作的通知》，我们已经明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。 形成绿电交易、绿证交易、碳市场的绿色消费机制体系。但是目前还存在平价上网 后绿电价格低、绿电供给、消费不足、电-碳市场融合接轨问题。

　　电力现货市场负电价不等于负收益。2023 年 5 月 1 日-3 日，假日期间山东用电 负荷下降，从 5 月 1 日-5 月 2 日，日前市场有 25 个小时为负电价，山东负电价下 限为-0.8 元/MWh。在电力市场规则下，新能源大发时段，电力供大于求，市场电价 较低，新能源出力减少时，市场电价会上涨，因此“负电价”的市场价格反而能更 加有效的反应高比例新能源接入后的电价讯号。负电价并不代表发电商负收入，新 能源机组有补贴、绿电等场外收益，可以承受负值电价，最低值为补贴或绿电收益 的负值，只要发电上网就会有收益。

　　鼓励政策频发，全国绿电消费水平提升。5 月 19 日，发改委发布《电力需求侧 管理办法（征求意见稿）》中提出“推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区 逐步提升绿电消费比例，加强高耗能、高排放企业使用绿电的刚性约束，各地可根 据实际情况制定高耗能、高排放企业电力消费中绿电最低占比”，6 月 2 日，发改委发布《新型电力系统蓝皮书》中提出“完善绿电消费激励约束机制，扩大绿电、绿 证交易规模”。今年鼓励绿电消费政策频发，还未制定强制消费比例，但是用词更 明确如“刚性约束”“最低占比”“激励约束机制”等，依据中电联数据，2023 年 1- 4 月全国各电力交易中心累计完成绿电交易 123.6 亿千瓦时，同比增长 224.4%，我 们认为今年绿电交易已呈现明显扩容，消费量上涨，在各省陆续出台鼓励政策后， 国家级指导意见或高耗能绿电配额制度有望出台，绿电运营商将体现环境收益。

　　电-碳融合加速，电碳市场问题逐步解决。目前我国碳市场和绿电、绿证市场相 互独立，不同种类绿电具体减排量的计算方式有待确认，具体抵扣碳排放的方式还 存在不确定性，同时电网排放因子计算时已经将绿电零排放考虑在内，参与碳交易 企业在用绿电可能会出现重复计算问题。 全国碳排放监测分析服务平台通过验收。2022 年 3 月碳达峰碳中和工作领导小 组办公室委托国家电网公司试点建设全国碳排放监测分析服务平台，国网联合南网、 内蒙古电力公司等共同开展建设。6 月 5 日，该平台通过国家发展改革委环资司验 收，平台实现了全国及分地区、分行业月度碳排放计算、监测、分析功能，平台测 算结果与国内外主要碳排放数据库公开数据对比，历年数据偏差率均在 5%以内，结 果精准可信。该平台基于电力大数据库和“电-碳计算模型”，碳排放数据融合电力 数据对当前核算机制有明显补充。

　　碳市场试点地区开展绿电排放因子调整为 0，提高企业购买绿电积极性。上海 外购绿电碳排放因子为 0，这意味着上海外购绿电碳排放核算量为零，碳排放权交 易与电力交易之间能进行衔接与协调，极大促进控排企业绿电消费。北京于 4 月明 确，“重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。”天津则 3 月份明确“各重点排放单位在核算净购入使用电量时，可申请扣除购入电网中绿 色电力电量”。北京、天津、上海均为区域性碳交易的试点省份，目前全国碳排放 权交易市场仅纳入发电企业，规定外购绿电碳排放为 0，则用电量大企业直接购买 绿电时，二氧化碳间接排放量为 0，极大促进控排企业绿电消费，将提振绿电市场 建设。

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