概要及主要观点：
1、 新能源宏观：（1）光伏：组件将是各路“一体化”的最终落脚点，其他环节更像是战略支撑组件环节的存在。所以，从产业链地位、市场规模尤其是竞争格局的趋向来看，光伏行业要出现超级巨头，甚至万亿市值，必然要组件环节来支撑。换言之，要成为光伏行业的超级巨头，必须在组件环节这个终极战场取得胜利。（2）风电：一季度风机招标持续高位，装机有望逐步加速。根据国家能源局，2023 年1-2 月风电新增装机5.8GW，同比增长2%；截止2023年3 月26 日，一季度风机招标已达21GW，同比增长16%，风机招标持续高位，有望持续支撑行业装机需求。我们预计风电装机需求放量有望逐步体现，产业链环比增长趋势明确；大基地、分散式及海上风电支撑风电装机需求持续增长。（3）电力设备：电网投资建设有望再创新高，储能、虚拟电厂等主题建设有望加速。国家电网披露，2022 年国家电网投资额达5094 亿元。国家电网“十四五”期间计划投入电网投资2.23 万亿元，2023 年电网投资额将超过5200 亿元，再创新高。中电联披露，今年1-2 月全国电网工程完成投资额319 亿元，同比增长2%。我们预计随着“十四五”进入后半程，电网建设有望赶工加速，特高压、用电侧、智能化建设或是投资重点。随着电力市场建设加速，电力价格愈发清晰反映供需关系。在此背景下虚拟电厂和储能等加速参与现货交易；新型电力系统建设大背景下，其有望获得更加丰厚的收益。
2、 新能源投资方向：看好光伏行业（1）量利向上，包括一体化组件和优质辅材；（2）产业新方向，包括储能加微逆；（3）其他细分环节优质龙头如光伏支架等。风电开年排产旺盛，铸锻件、叶片基本满产。2023 年风电确定性高增长，看好风电行业业绩兑现、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。可关注业绩兑现的零部件龙头，原因：2022年受疫情影响，风电行业全年装机略低市场预期。叠加年初高企的原材料成本，风电零部件环节在上半年业绩表现同比均有所下降。而随着疫情缓解下游需求回暖、大宗商品价格下降，质量高、成本把控强的零部件龙头企业预计 2023年将迎量利齐升，如深度受益海风高景气标的以及受益于量利齐升的零部件龙头，关注渗透率提高环节，如碳纤维环节以及轴承环节。我国风电行业步入大兆瓦时代，在风光大基地和海上风电项目加速推进的大背景下，继续看好风电整机的龙头企业。发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式。氢能具有来源多样、清洁低碳、灵活高效和应用场景丰富等特点。目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。发展绿氢1）发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式；2）绿氢储能具备大规模、长周期等优势，可以有效解决新能源消纳问题；3）绿氢是连接可再生能源丰富地区与需求中心的重要桥梁。在全球主要国家的政策积极推动下，氢能有望高质量快速发展。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
1.1.1硅料价格分析
根据PVInfoLink数据，多晶硅致密料均价一年（2021年12月15日至2023年5月11日）变化走势图下图所示。
本周国内N型料价格区间在16.0-17.1万元/吨，成交均价为16.57万元/吨，复投料价格区间在15.0-16.7万元/吨，成交均价为16.03万元/吨，周环比降幅为11.97%；单晶致密料价格区间在14.8-16.5万元/吨，成交均价为15.79万元/吨，周环比降幅为12.62%；单晶菜花料价格区间在14.5-16.2万元/吨，成交均价为15.50万元/吨，周环比降幅为12.48%。
本周硅料市场价格大幅下跌，成交情况并不乐观，有新订单的企业数量有8家，二线企业签单节奏明显谨慎，成交量不大。本周一线企业复投料主流订单成交价落在15-16.7万元/吨，二线企业复投料成交落在15-15.5万元/吨，市场存在低价料与主流价格形成0.5-1万元/吨的差价，主要是因为企业生产爬坡产出低品质料。本周N型复投料价格区间在16-17.1万元/吨，有新订单的企业数量有2家，成交量整体偏小。总体来看，供给端，个别头部企业产能爬坡阶段产品质量不稳定，以及上市公司存在业绩压力，因此出货价格偏低。需求端，硅片端和电池端为避免原材料价格大幅波动造成的跌价损失，减少安全库存量，使得短期需求不太乐观。综合供需两方面来看，预期未来价格将根据投产节奏、石英坩埚供给量、终端需求等因素共振波动。截至本周，国内硅料在产企业维持在15家，检修企业共计3家，新增一家企业正常并线检修，预计影响50%左右产出。硅业分会统计，4月份国内多晶硅产量约11.05万吨，环比增加5.1%。1-4月份国内多晶硅产量共计41.5万吨，同比增长91.2%。目前行业内。预计5月份新产能爬坡释放品质相对较低的硅料与主流产品价差，以及N/P价差将进一步拉大。（陈家辉）。
犹记1月4日，硅业分会时隔4个月再次公布多晶硅价格，从300元/kg暴跌近50%，最低价直接来到150元/kg以下，意料不到的是再次时隔4个月后，硅料价格历经短暂上涨后再次下跌，又重新跌破150元/kg！
根据相关数据，2023年硅料一季度月产出基本稳定在10万吨左右，一季度产量为30.4万吨，根据硅业分会预测，二季度国内硅料产量约35万吨，环比增加15%，供给进一步释放。
根据莫尼塔先进制造研究，4月硅料总产量11.1万吨，环比提升5.5%左右，预计5、6月硅料产量11.7-12.6万吨左右，环比走高，维持满产。硅料产能集中在6月份释放，对比硅片需求，价格将更快一步下跌。
对比硅片及光伏产业链其它环节，硅料的生产周期更短，技术壁垒更高，而硅料涨价历经两年，产能不断加码下，产量陆续释放，2023年供需失衡得到根本缓解。国信证券预计2023年国内硅料产量有望达到124万吨，同比增速约50%。
经历上一轮行业洗牌，多晶硅产业格局已得到明显改善，生产成本持续优化，国内硅片企业生产总成本普遍达到60元/kg以下。通威、大全、东方希望等头部企业现有产能具备更低的成本优势，通威硅料生产总成本低于40元/kg。
硅料价格从2017年底开始进入下跌通道，一直到2020年6月底才止跌上涨，最低时铸造多晶硅价格26-27元/公斤，单晶硅料价格最低时56-57元/kg。
《全球光伏》在硅料涨价凶猛时预测，硅料价格达到260元/kg左右，全行业盈利空间将消失殆尽，而后硅料价格一度最高涨到超300元Kg，现今80元/kg的硅料价格仍然难求，即便这样一线厂商仍能保持100%的利润。
1.1.2硅片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型硅片均价一年（2021年12月15日至2023年5月11日）变化走势图如下图所示。
本周硅片价格大幅走跌，P型182mm硅片主流成交价格5-5.3元/片，210mm主流成交价格6.4-6.5元/片，本周硅片价格降幅高达19%。
一方面在于硅片在近期维持高开工率进而导致了库存的不断累积，出货压力不断增加。
另一方面，硅片企业之间的经营策略以及对市场抢占的态度亦导致价格的走跌，同时叠加市场情绪的转淡，促使硅片价格再次跳水。
本周高纯石英砂价格暂时维持稳定，国内内层砂目前价格暂稳为34-37万元/吨，部分小型坩埚企业拿货价格超40万元/吨；中层砂价格为19-23万元/吨、外层砂价格为7-12万元/吨。
当前中内层砂需求仍然表现旺盛，供不应求的格局将贯彻整个第二季度末，虽近期部分新企业对外宣传提纯技术已达至5N级别，但实际内层砂目前仍只有龙头企业可批量生产，新玩家产品批量化生产仍需较长时间。
1.1.3电池片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型电池片均价一年（2021年12月15日至2023年5月11日）变化走势图如下图所示。
随着上游材料价格的快速下探，电池片市场价格陷入混乱，高效单晶182PERC电池片主流价格1.04元/W，单晶210PERC电池片主流价格1.09-1.10元/W，182Topcon电池片主流市场价格1.16-1.17元/W。
组件厂压价情绪更为浓厚，预计本月电池片价格混战将持续，但电池片环节的库存压力相对硅片硅料小很多，需求量方面仍然较为乐观。
1.1.4组件价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型组件均价一年（2021年12月15日至2023年5月11日）变化走势图如下所示。
市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.69元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.70元/w，组件价格持稳。
上游硅料、硅片价格不断走跌，组件厂商压价心态不断增强，但目前电池片厂仍未出现较明显降价，除一线一体化企业外，组件厂商成本压力仍在。
1.1.5光伏玻璃价格
本周光伏玻璃价格维持稳定，3.2mm光伏玻璃主流成交价格稳定25.5 -26.5元/平方米、2.0mm光伏玻璃主流成交价格稳定18.0-19.0元/平方米。
近期国内光伏玻璃成交量有所减少，据SMM了解部分企业出货量较4月同期环比下滑10%左右，成交情况表现不佳。该情况主要由于组件需求有所降低，对辅材的采买意愿有所减弱。
1.1.6其他环节
胶膜上游EVA/POE原料库存压力日益增大，且受到进口料率先大幅降价的冲击，本周EVA/POE光伏料价格快速响应，EVA光伏料直降1000-2000元/吨左右，POE光伏料降价50美金/吨左右。
但是当前EVA/POE光伏料端市场信心缺乏，下游观望心理重，致使光伏料有价无市，对价格看法暂未达成一致。当前胶膜出库压力仍然较大，近期受原材料价格下调成本压力缓解所影响，胶膜大概率降价出货。
本周逆变器价格暂时持稳，并网逆变器20kw价格0.2-0.26元/W，50kw价格0.18-0.21元/W，110kw价格0.16-0.19元/W。
供应端维持稳定运行，总体产量环比提升，分布式机型需求维持高景气度，IGBT模块的供给紧平衡给予大功率机型价格支撑。国内终端需求较为平稳，海外需求持续向好，上半年出货市场预计以海外为主。
组件集采价格区间暂时持稳，成交区间仍主要位于1.63-1.70元/瓦之间。
当前，终端对组件价格下跌仍持有一定的观望情绪，压价心态依旧明显存在，部分电站企业已对组件价格看至1.60元/瓦及以下。
临近年中，项目开工平稳，部分集中式光伏项目接近并网工程收尾期。集中式项目抢夺竞争仍然激烈，预计上半年新增光伏并网装机容量以分布式为主。
成本端2023Q1布伦特现货平均价为81.34美元/桶，环比-8.62%。同期，CCPI化工品价格指数均值为4869.36，环比-0.94%；2023年一季度原油WTI价格均价为75.99美元/桶，环比下跌8.05%，丙烯腈、DTY季度均价分别为10404.92元/吨、8711.67元/吨；环比上涨0.13%、2.45%。聚酯链DTY价差环比走扩6.79%，成品油价差走扩近700元/吨；油头HDPE及PP行业毛利环比分别减亏近1000元/吨和1700元/吨；PX行业毛利环比抬升50美元/吨。对比成本及产成品价格来看，成本下行更为显著，使得部分产品价差逐渐出现改善。未来随着国内经济高效发展，行业景气度有望稳步提升。
2022年下游需求疲软，叠加原料价格上涨，丙烯腈行业景气度出现回落。东方盛虹丙烯腈产能排名国内第一，质量优异，上下游一体化生产优势明显。目前随着国内经济稳步复苏，丙烯腈下游ABS、腈纶、碳纤维等领域需求亦逐步回暖。丙烯腈效益有转好趋势。其中DTY、丙烯腈产品2022年毛利率为8.82%、-2.81%，同比减少10.31%、34.28%。
东方盛虹目前拥有1600万吨/年炼化一体化装置、240万吨/年的甲醇制烯（MTO）及70万吨/年的丙烷脱氢（PDH）装置，实现了“油头”“煤头”与“气头”三种烯烃制取工艺路线的全覆盖。2022年12月，盛虹炼化一体化项目常减压、芳烃、乙烯及下游化工品装置等已顺利打通全流程并全面投产。同时，苯酚/丙酮项目已于2023年3月投产，虹威化工20/45万吨/年POSM项目已开工建设；此外公司还积极推进虹科新材料可降解材料项目（一期）工程。公司布局系列高附加值产品，盈利能力有望稳步提升。
新能源新材料全产业链垂直深入布局，业务持续扩张。斯尔邦石化拥有30万吨/年EVA产能，2022年9月，斯尔邦石化800吨/年POE中试装置产出合格产品，斯尔邦石化成为全国唯一同时具备光伏级EVA和POE自主生产技术的企业。同时，公司积极布局磷酸铁锂项目，包括180万吨/年选矿装置、50万吨/年磷酸铁装置、30万吨/年磷酸铁锂装置等。公司新能源材料品类持续增多，新能源产业链垂直整合的综合体雏形显现。公司在2022年12月公告炼化一体化项目已全流程打通，可为下游各类新材料以及高性能化学品提供丰富原材料。公司公告斯尔邦石化800吨/年POE中试装置成功产出合格产品，未来30万吨/年POE和20万吨/年α-烯烃工业化产能正持续推进。此外，公司公告将深度布局磷酸铁锂项、可降解塑料、多元醇等高附加值新材料项目，有望构建业绩增长新“翼”。
1.2光伏产业链产能产量及技术迭代分析
“以价换量、降价跑量”，可能是今年光伏的行业特征，无论是海外市场，还是国内市场。海外光伏组件价格受到经销商合同提前签订、海运在途等影响，可能较国内市场有所滞后。另外，欧洲等分布式光伏市场对于高溢价产品的接受度更高。
从今年一季度各大洲市场表现来看，欧洲市场既是绝对主力，又是增量的主力。从去年年底的各种分析来看，欧洲应该囤积了约40GW的组件未被装机，今年的组件需求应该会受到影响。但事实上，今年Q1，我国对欧洲光伏产品出口额达到68.35亿美元，占Q1光伏出口总额的46.84%。
2022年俄乌冲突被想像很快结束，都能激发欧洲新的装机记录；2023年俄乌冲突仍在继续并似乎遥遥无期，欧洲各国不急才怪。2月是俄乌冲突一周年，3月欧洲市场表现更强劲，从中国进口光伏28.31亿元。
2022年中国光伏行业总产值突破1.4万亿元，光伏上市企业的年报好到出奇，这一点去年年底就已经广为人知了。随着年报的正式发布，更准确、更喜人的数据也呈现在眼前。
晶澳科技一季度实现营业收入204.8亿元，同比上涨66.23%；归母净利润25.82亿元，同比上涨244.45%。公司提到，通过进一步加大市场开拓力度，电池组件出货量再创历史新高，一季度电池组件出货量11.70GW，其中组件海外出货量占比约58%，分销出货量占比约30%。
天合光能一季度实现营业收入213.18亿元，同比增长39.59%，不过，实现归属于上市公司股东的净利润17.68亿元，同比增长达到225.43%。截至2023年3月底，天合光能累计出货量超过140GW，其中210组件出货量超65GW，全球第一。
东方日升一季报显示，公司实现营业收入67.77亿元，同比增长25.18%；归母净利润3.1亿元，同比增长46.11%。公司表示，光伏产品销量增加，销售收入增长。
协鑫集成一季度实现营业收入15.5亿元，同比增长20.1%；同期实现归母净利润2715.73万元，同比增长24.62%；不过扣非净利润为1869.8万元，同比增长达到155.13%。
专业化电池厂商爱旭股份业绩同样大幅增长，受益于原材料采购价格下降，生产降本持续改善，产能结构优化，公司盈利能力大幅提升，今年一季度实现营业收入77.45亿元，同比下降1.04%，但是归属于上市公司股东的净利润7.02亿元，同比增长208.78%。
在配件方面，逆变器厂商固德威（688390.SH）在一季度实现营业收入17.19亿元，同比增长164.59%；净利润为3.36亿元，同比增长达到3473.72%。业绩高倍速增长的一部分原因是去年同期因销量不及预期导致的基数较低。不过，去年下半年随着影响得以缓解，公司在多个领域持续发力，销售额得以迅速增长。
除了硅料、组件、逆变器企业利润大增以外，2022年全球新增光伏装机同比增加40%，光伏产量同比增加80%的背景下，光伏产业链的银浆、硅片、辅材、设备等环节也都营收和利润大涨。
能源局最新数据显示，国内1-2月的装机量达到20.37GW，一季度新增装机更是达到33.66GW，同比增长154.8%，3月单月新增13.3GW，同比增长466%！而今年海外地区，尤其是欧洲等地的需求仍非常旺盛，东南亚替代了去年印度的需求。 如果说1-2月的装机量还有去年年末的未并网项目残留，那3月的新增装机就足以反映了2023年中国令人期待的光伏市场前景。
强烈的需求下，2023年硅料产能又是逐步爬升，硅料产量上半年不会出现明显过剩，因此硅料价格碎步下行，硅料企业在上半年量增/价缓跌下仍能保持较高的利润增长。由于石英砂和坩埚的短缺将成为拉晶和硅片产量的瓶颈，晶硅下游产业链仍将维持较高的利润增长。
美国光伏市场23年增速值得关注，组件一体化：【晶澳科技】（东南亚4GW一体化产能+美国2GW组件产能规划）；【晶科能源】（东南亚7GW一体化产能+美国400MW组件产能）；【隆基绿能】（东南亚4GW硅片+8GW电池组件产能，与Invenergy合作在美建5GW组件厂）；【天合光能】（东南亚7GW一体化产能）；【TCL中环】（持股MAXEON，后续有望凭借工业4.0的优势美国建厂）、【博威合金】（越南2GW电池组件产能供应美国）；支架和支架代工企业【意华股份】（美国工厂计划5月投产）；【振江股份】（美国工厂计划Q3投产）；【中信博】（以技术入股方式参与美国市场）。
据中国光伏行业协会消息，一季度各环节产量均创新高，3月组件产量环比增长14.5%，同比增长76.4%。硅料价格见顶后光伏产业链供给瓶颈解决，储能项目释放，成本中枢下移后全年需求进一步释放，预计2023年全球光伏装机375GW以上，同比增长45%以上。国内方面，根据国家能源局日前印发《2023年能源工作指导意见》中提出，2023年风电、光伏发电装机新增160GW左右的规模目标，相比2022年的120GW新增装机规模目标进一步提升。
第二梯队组件厂家竞争已十分激烈，通威股份在全面进军组件业务的第一年就迈入了前10行列，而其他厂家也有冲击前10的潜力。InfoLink数据显示，一道新能、尚德、环晟光伏等厂家2022年出货量也攀升至7-8GW，与第10名厂家仅差距约0.3-1.8GW左右，2023年仍有十分积极的出货目标。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年5月11日中厚板、圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维价格分别为4523元/吨、4480元/吨、3750元/吨、3120元/吨、4340元/吨、3850元/吨、138.7元/千克，周变动幅度分别为+2.0%/+0.7%/0%/+1.3%/+0.7%/-2.5%/-2.7%。
风机中标价格：陆上风电含塔筒项目均价为2,080元/kW，不含塔筒项目均价为1,697元/kW；海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。
风电装机/投资/发电数据：2022年全年风电新增装机37.63GW，其中陆上风电33.56GW，海上风电4.07GW；全国风电累计建设投资完成额为1960亿元，；全国风电利用小时数为2221h；全国风电发电量为7624亿千瓦时。2023年1-3月全国风电新增装机容量10.40GW，同比+31.6%；全国风电累计建设投资完成额为249亿元，同比+15.3%；全国风电利用小时数为615h，同比+10.8%。全国风电发电量为2287亿千瓦时，同比+24.5%。2023年3月全国风电新增装机4.56GW，同比+110.1%，创造有史以来单月装机最好成绩。
2.2风电叶片、整机产能产量分析
中材科技2023Q1收入下降，但毛利率相对稳定，2023Q1公司毛利率约28.08%，同比22Q1小幅下滑1.73%，环比2022Q4提升6.12%，期间费用含研发费用率约14.06%，同比上升1.58%，归母净利润率约9.84%，同比下降5.92%。具体分析：
（1）公司锂电隔膜、气瓶等高成长性业务有利于对冲玻纤周期波动风险，22年公司锂电隔膜业务量变引发质变，实现量价双升，2022年公司已具备超15亿平基膜生产能力，预计2023年产能将突破30亿平，2023Q1由于春节影响叠加传统淡季影响，单月出货约1亿多平，3月市场开始逐步复苏，23年产能持续扩张下锂电隔膜业务成长性有望加速兑现。
（2）风电叶片具备向上弹性，2022年受风电开发周期影响新增装机低于预期，而22年风电招标规模超95GW达历史新高，有望为23年新增装机提供支撑，预计23年全年新增装机超70GW。公司风电叶片产能和销量行业居前，2023年1月公司披露中材叶片拟收购连云港中复连众，中材科技风电叶片市占率约30%，中复连众约为15%，收购中复连众有利于巩固公司市场龙头地位，进一步提高市占率。目前合并进展较为顺利，计划于23H1完成整合与资产交割。随着23年新增装机需求释放、公司产能规模提升以及原材料成本压力减弱，预计公司23年叶片盈利有望修复。
（3）玻纤：2023Q1量价承压，Q2望环比改善。2023Q1玻纤行业底部态势延续，缠绕直接纱均价4199元/吨，季度均价环比22Q4基本平稳，但同比下滑-30.88%。2023Q1在淡季影响下，行业重点企业库存季度末较季度初环比+24.58%，且整体水平维持历史高位，判断公司库存水平应有所上升，2023Q1玻纤销量环比和同比皆有压力。公司玻纤业务收入、毛利22年占整体比例分别为41.32%、52.44%，23Q1玻纤业务量价承压应是23Q1业绩承压主要原因。随着Q2旺季逐渐来临，汽车和风电需求3月中下旬已出现环比改善迹象，行业重点企业库存3月末为80万吨，环比-2.3%，在旺季需求的拉动下，Q2行业望持续降库，公司玻纤业务量价有望出现环比改善。作为高压复合气瓶龙头，前瞻卡位车载储氢瓶潜力高增赛道。
金风科技（002202.SZ）一季度营收55.64亿元，同比下滑12.83%；实现归母净利润12.35亿元，同比微降2.42%。相较于2022年的业绩，金风科技一季度营收降幅扩大，但净利润降幅则显著收窄。金风科技2022年营收464.37亿元，同比下降8.77%；归母净利润23.83亿元，同比大降36.12%。
明阳智能一季度营收下跌61.84%至27.2亿元，实现归母净亏损2.26亿元，同比下滑116.07%。明阳智能表示，营收大降主要是本期风机销售数量减少所致，净利润的减少则是随着本期营收减少所导致的。明阳智能2022年实现营收307.48亿元，同比增长12.98%；归属于上市公司股东的净利润为34.55亿元，同比增长9.4%。年报信息显示，明阳智能去年风电及相关配件销售、风电场发电两项业务的营收和净利润都有不同程度的下降，电站产品销售贡献了主要的增长。
运达股份去年主要经营指标创新高，2022年实现营收173.84亿元，同比增长7.57%；归母净利润6.17亿元，同比增长5.12%。一季度，运达股份净利润也开始下滑。运达股份一季度营收微增2%至34.82亿元，实现归母净利润7376万元，同比减少34.05%。截至3月底，运达股份累计在手订单1.98万MW，其中5MW以上的机组占比近八成。
运达股份发布计提资产减值准备的公告，一季度计提信用减值准备及资产减值准备的总金额为1.36亿元，转回或转销各项资产的减值准备的总金额为5216万元，共计减少一季度净利润7794万元，并相应减少报告期内公司所有者权益7793.5万元。
在2022年年报中，运达股份表示，2022年，中国风电行业面临着机制和政策不断调整、电力市场改革深化、原材料价格普遍上涨、关键零部件产能不足、整机价格持续下行和国际形势复杂等多重挑战。
电气风电今年一季度和去年的经营情况都不容乐观，引发了上交所的问询。电气风电2023年一季度实现营收13.86亿元，同比下降69.46%；实现归母净亏损1.67亿元，同比下降226.62%。电气风电表示，营收下降主要由部分销售订单项目执行进度延后影响，利润下滑则是由于营收规模较大下滑，毛利率较高的海上风电占比下降，同时报告期内仍需支出造成的影响。
包括存货跌价准备、合同资产减值准备、信用减值准备在内，电气风电一季度计提各项资产的减值准备共计1亿元，转回各项资产的减值准备共计5766.71万元，共减少公司一季度营业利润4320.84万元。
电气风电去年营收大降48.61%至120.75亿元，实现归母净亏损3.38亿元，同比大降166.68%。在年报中，电气风电表示，公司核心竞争力未产生重大不利影响，主营业务、主要财务指标变化情况与行业趋势一致，但若后续风机市场招标价格仍持续下降，而公司无法保证产品成本随销售价格同步下降，公司业绩仍存在下滑风险。
电气风电在4月18日收到了上交所的问询函，后者要求前者就亏损合同损失计提、经营业绩的大幅下滑、营业成本及期间费用、应收账款及合同资产等进行回复。4月29日，电气风电发布延期回复问询函公告，预计于5月16日前进行回复并履行信息披露义务。
三一重能一季度营收下降23.66%至15.64亿元，归母净利润下滑19.15%至4.82亿元。三一重能表示，营收下降主要系风机交付速度较同期有所下降，归母净利润无重大变动，归母扣非经常性损益净利润下降32.7%，主要由于本期风机交付速度、风场出售进度较同期有所下降。三一重能去年营收增长20.89%至123.25亿元，归母净利润微增2.78%至16.48亿元。
二、投资方向梳理
2.1光伏组件、电池行业分析
隆基绿能，2022年电池组件出货46.76GW。
优势：公司是全球最大的集研发、生产、销售、服务于一体的单晶光伏制造企业，单晶硅片和组件出货量均位列全球第一。
亮点：公司是工信部首批制造业单项冠军示范企业中唯一入选的光伏制造企业，2012年至2022年9月，公司累计研发投入超人民币180亿元，根据灼识咨询报告，研发投入为行业最高。
晶澳科技，2022年电池组件出货39.75GW。
优势：公司已建立起垂直一体化的产业链，包括太阳能硅棒、硅片、电池及组件、光伏电站等各生产应用环节，形成了全产业链垂直一体化的技术和成本优势。
亮点：公司重视研发，电池及组件技术在转换效率、功率、质量及成本控制等方面始终保持着业界领先水平。
天合光能，2022年电池组件出货43.09GW。
优势：公司以光伏科学与技术国家重点实验室、国家企业技术中心和新能源物联网产业创新中心形成的“一室两中心”为等主要平台为创新依托，长期保持行业领先的技术优势。
亮点：公司积累了行业内较高的知名度，建立了优质的客户资源，与国投电力控股股份有限公司、TPG 集团、Enel 等国内和国际领先企业建立合作关系。
晶科能源，2022年公司电池组件出货44.33GW。
优势：公司凭借持续高研发投入，在N型TOPCon领域的研发接连取得突破，N型TOPCon电池实验室转化效率最高达26.4%，大规模量产电池效率超过25.1%。
亮点：公司的产品已服务于超过160个国家和地区的3,000余家客户，销量领跑全球主流光伏市场。2022年12月，公司成为全球首个组件累积出货量突破130GW的光伏品牌。
通威股份：1）硅料：23Q1销售8万吨左右，其中权益出货6万吨以上，单吨盈利预计12-13万吨，对应净利润75-80亿元；2）电池片： 23Q1出货15-16GW，单瓦盈利6-7分钱，对应净利率10亿元；3）组件：23Q1出货3GW，盈亏平衡。
23Q2指引：预计硅料Q2出货8万吨以上，电池片出货17GW左右，组件出货5GW左右。
根据其年度分红方案显示，通威股份拟向全体股东每10股派发现金红利28.58元。截至去年底，该公司总股本约为45.02亿股。这也意味着，其本次现金分红总金额达到128.67亿元，派息率为50.01%。以该公司4月25日收盘市值1708亿元计算，其股息率达到7.53%。据悉，这也是该公司自上市以来派发的最大规模的一次现金分红。根据通威股份最新披露的数据，截至今年3月底，该公司股东人数约为42.17万人，较之2022年底增加6.30万户。这也意味着，通威股份的40多万股东将会在本次分红中分得一杯羹。
公告称，截至2023年3月31日，公司股份总数为4,501,955,828股，通威集团持有公司1,974,022,515股，持股比例为43.85%，系公司控股股东。刘汉元先生持有通威集团80%股权，系公司实际控制人。
假设本次发行数量为上限900,391,165股，则本次发行完成之后，通威集团的持股比例为36.54%，刘汉元先生仍为公司的实际控制人。因此，本次发行不会导致公司控制权发生变化，公司股权结构不会发生重大变化。
通威股份还抛出高达160亿元的定增计划。根据其定增方案，通威拟向大约35名特定投资者发行股份不超过约9亿股，募集资金不超过160亿元。这也是该公司自上市以来规模最大的一次募资计划。根据该方案，本次募资资金将用于两大投资项目：一是20万吨高纯晶硅项目，拟投入募资额94亿元（总投资将达101.0848亿元）；二是云南通威水电硅材高纯晶硅绿色能源项目（二期20万吨/年高纯晶硅项目），拟投入募资额66亿元（总投资将达100.7941亿元）。
根据优序融资理论，当公司为新的投资项目进行股权融资时，如果股权价值被过于低估，新股东就会获得超过新项目净现值的收益，而使原有股东出现净损失。因此，公司为新项目融资时，将优先考虑使用内部的盈余，其次采用稳健的债券融资，最后才考虑股权融资。即遵循内部融资、外部债权融资、外部股权融资的顺序。
通威股份分别于2022年9月/11月发布公告，拟在盐城市和南通市各投资建设25GW组件项目。
2022年9月，通威预中标华润电力3GW集采项目，2023年3月又中标国家能源集团831.3MW、华润电力1.5GW组件采购（合计超2.3GW）。另外通威也在积极争取三峡集团、广东省能源集团、华电等多家客户的组件订单。
目前，通威高纯晶硅的出货量和市占率全球第一，电池片已经连续5年全球产能规模和出货量最大，同时也是业内首个电池片出货超过100GW的企业。得益于在上游领域积累的口碑，通威建立了稳定高效的销售渠道。如今，通威大力推动光伏组件业务，也通过这些渠道优势，赢得了多个海外订单。
2022年12月22日，通威与澳大利亚Blue Sun Group举行线上合作洽谈会，双方达成一致合作意见并签署合作备忘录，初步计划2023年在澳洲市场合作完成100MW通威高效半片组件出货。通威组件进军澳洲市场迈出了实质性的一步。
今年2月13日，通威与PVO international签署2023年400MW通威高效组件供应合作协议，并达成一致意见，推动双方合作关系进一步升级为泛欧洲战略合作。
2月25日，通威与奥地利光伏知名企业Energy 3000 Solar GmbH，签署3年1GW通威高效组件供应框架协议。3月1日，通威又与奥地利Minlea签署100MW光伏组件供应协议。
在直接与海外光伏企业合作的同时，通威还与国内企业携手出海。
去年12月31日，在杭州海兴电力科技股份有限公司30周年特别活动上，海兴电力与通威签署30MW高效组件供应合作协议，并约定将在2023年整合优势资源，携手拓展南非市场。
今年2月，通威又与中机公司达成700MW通威高效组件年采购框架协议，根据当前业务开展的需求预估，2023年实际年合作量将达1GW。双方还签订了战略合作协议，希望最大化的发挥各自优势，快速升级合作模式。
一连串的海外签约，可以看出海外客户对通威的认可程度非常高。通威的海外市场今年也变得更加令人期待，期待年底可以交出漂亮的成绩单。
2.2 硅料价格、储能电芯成本研究分析
从2022年10月底，到2023年4月底，半年中硅料价格仿佛又坐了一次过山车。从巅峰到低谷，从低谷再反弹，从半空再掉落。仅半年时间，硅料似乎已成烫手山芋，生产商唯恐积攒库存，采购商唯恐买到高价。
复盘一下从2022年10月底以来的硅料价格走势——2022年8月硅料价格在300元/kg以上久久横盘；在2022年10月底、11月初多晶硅降价了，11月3日再度下跌，多晶硅卖方的抵抗显然超出了人们的预期。从11月3日起硅料价格继续在年内次高位横盘了21天。到2022年11月下旬，硅料价格下行已压力山大，并终于在11月25日迎来了硅料价格的三连降，降幅明显放大。进入12月，首日便迎来了坠崖式跳楼的第四次降价，此后便是五连降、六连降。
进入2023年，1月16日的SMM每日报价显示，硅料价格反弹了3.64%！春节长假无事，但节后的复产催生了硅料价格的。直到2月20日，第一轮复产刚需完成，硅料涨价才按下了暂停键。
2月下旬，硅料价格再次下行，到3月初出现两连降。3月行情复苏，硅片、电池、组件都在扩产，产量、订单同比都大幅增长。然而比下游增长更凶猛的是上游硅料产能的同比增长。整个3月，硅料价格都在缓步下跌，到3月底，已跌破20万元/吨，多晶硅价格命悬一线。4月前三天便两连降，到4月19日，硅料价格全线跌破20万元/吨。4月21日，国家能源局发布：一季度新增装机达到33.66GW，全面超越水电，然而这不仅不能阻挡光伏板块在股市的下行，也不能阻挡硅料价格的继续降价，指数逼近170。4月26日，多晶硅复投料、致密料、n型硅料从180时代全面进入170时代，颗粒硅仅166元/kg。
储能系统报价达历史最低，储能电芯成本或已低于0.6元/Wh。根据储能与电力市场公众号，近日接连开标的大项目已把储能系统的报价拉到历史最低点。0.5C储能系统最低报价为1.02元/Wh，0.25C储能系统最低报价为0.965元/Wh;而0.5C系统组串式不含电芯的储能系统集成最低报价为0.5元/Wh，集中式最低报价为0.47元/Wh。对比二者发现，储能电芯成本或已不到0.6元/Wh。该行认为，随着碳酸锂价格继续下降，电芯成本降低有望带动储能系统报价继续下降。
根据高工储能公众号，2023年Q1公开的储能中标项目达46个，总容量达8.514GWh，已经超过2022年上半年总量(约为7GWh)。Q1中标项目中包含17个独立储能项目，其容量已经达5.046GWh，成为2023年中标项目主流。
根据GGII调研统计，2023Q1储能锂电池出货量约42GWh，同比增长28%，其中户用储能市场出货量低于4GWh，表现不及预期。
尽管第一季度为传统出货淡季，但实际储能电池出货量仍略低于预期，其主要原因有以下两点：
（1）电力储能方面，锂盐价格剧烈变动导致电池企业出货放缓。上游锂电材料碳酸锂价格持续走低，从2022年最高点的60万元/吨，到如今跌破20万元/吨的防线。面对原材料腰斩不止的价格，下游企业都处于观望阶段，一季度出货量放缓。
（2）户用储能方面，一季度欧洲市场主要在出售库存。海外户储主要为分销模式，整个贸易环节比较复杂，包括生产厂商、经销商、安装商等。欧洲市场经销商去年采购户用储能产品过多，2023年一季度主要是在清库存产品；加上欧洲电价差回落，户储需求减弱，经销商新采购量减少。
2023Q1国内储能系统装机量为811MW/1725MWh，国内储能招投标备案数量较高，达252个。目前因企业大多处于观望状态，导致储能电池出货量不高，但整体来看，大储增长的趋势没有改变。
自产电芯的储能系统集成商更具竞争力。储能系统集成商主要可分为产业链布局企业和专业系统集成商。在招投标市场中，自产电芯的储能系统企业成本更低，在项目报价中呈现出更强的竞争力。
2023Q1 GWh级储能招标要求投标者自产电芯。目前部分招标方的业主要求储能系统集成商具有自产电芯的能力，2023Q1 部分GWh级储能系统项目中标者为自产电芯的储能系统集成商。据GGII统计，2022年储能系统出货量TOP15中（2022年系统出货量全球市场榜单），有10家企业缺少电芯生产基地，包括排名第一、第三的阳光电源和海博思创。
未来在企业降本和市场要求的双重推动下，储能产业链上下游垂直整合将加快，一体化发展有望成为主要趋势。
2.3 输变电企业研究分析
2022年特变电工持续投入研发费用，达到12.77亿元，同比上年增长12.17%。新增授权专利340项，其中发明专利68项。截至2022年12月31日，公司共有有效授权专利2055项，其中发明专利591项。公司积极参加国家及行业标准制定、修订，公司参与制定、修订的15项国家标准、3项行业标准、11项团体标准已于2022年正式实施。
据年报显示，特变电工子公司中，新特能源股份有限公司为港股上市企业，报告期实现营业收入375.41亿元，实现净利润144.26亿元。目前，新特能源已递交招股书，并获得上交所受理，计划在主板上市。如果能顺利完成IPO上市，这也意味着，新特能源将成为新疆又一家“A+H”两地上市企业。
值得注意的是，公司年报中表示，2023年公司经营目标是计划实现营业收入1100亿元，营业成本控制在800亿元以内。如经营目标实现，2023年将会是特变电工迈入“千亿”营收俱乐部的元年。
新能源产业方面，报告期内特变电工多晶硅产量达到12.59万吨，实现销量10.67万吨；新增获取风能、光伏项目指标超过6GW，完成并确认收入的风能及光伏建设项目装机约 2.30GW。输变电产业方面，特变电工2022年国内市场实现签约311亿元，国际市场实现签约4.36 亿美元，正在执行未确认收入合同及待履行合同金额约60亿美元。能源产业方面，特变电工2022年新增煤炭产能2,000万吨/年，煤炭总产能达到7,000万吨/年，实现燃煤机组发电179.36亿千瓦时。新材料业务方面，特变电工2022年实现电极箔销售1,200余万平方米，高压铝箔销售2.2万吨，5N及以上超纯铝产品销量900余吨。同日，特变电工发布2023年第一季度报告，公司实现营业收入262.74亿元，同比增长37.21%；实现归母净利润47.24亿元，同比增长51.34%；实现归母扣非净利润43.21亿元，同比增长33.06%；实现基本每股收益1.2036元/股，同比增长46.09%。对于经营业绩增长的原因，特变电工认为主要系公司多晶硅产品、煤炭产品销量增加所致。值得一提的是，据其年报显示，特变电工子公司中，新特能源股份有限公司为港股上市企业，报告期实现营业收入375.41亿元，实现净利润144.26亿元。目前，新特能源已递交招股书，并获得上交所受理，计划在主板上市。如果能顺利完成IPO上市，这也意味着，新特能源将成为新疆又一家“A+H”两地上市企业。值得注意的是，该公司年报中表示，2023年公司经营目标是计划实现营业收入1100亿元，营业成本控制在800亿元以内。如经营目标实现，2023年将会是特变电工迈入“千亿”营收俱乐部的元年。
按照2022年特高压市场行情分析，特高压上下游的订单和市场需求平稳，输变电装备行业上市公司业绩应该都还不错。毕竟特高压产品会拉动上下游系列产品需求，只要跟特高压挨边的产品都有一段红利期。
毛利率下滑拉低股价市值？输变电行业，尤其跟特高压产业链强相关的上市公司业绩多处于增长区间。但多位产业人士也面临共同的苦恼——输变电市场需求稳定，业绩也实现增长，但是上市公司市值一直上不去？现在很多机构给输变电行业的估值不高，而估值核心指标之一便是毛利率。虽然输变电企业的客户多为国网、南网等央企国企，回款有保障也不存在坏账风险，但是输变电企业产品在国家电网这类头部客户面前没有议价优势，产品涨价很难，甚至遭遇压价。这是行业产品毛利率不高的一个重要因素，有些企业的毛利率还呈现逐年下滑的趋势，直接影响市场对公司的估值。
市值徘徊在30亿元上下的长缆科技毛利率逐年下滑。自2019年以来，长缆科技主营业务毛利率连续4年呈现下滑趋势。2022年报显示，长缆科技的220kV产品、66kV至110kV产品、1kV至35kV产品毛利率指标同比都出现下滑，部分产品毛利率同比下滑接近7个百分点。
毛利率质变下滑直接影响净利润指标。自2019年来，长缆科技一直维持盈利，但是利润同比增幅出现逐年下滑趋势，2019年公司归母净利润同比增长13.6%，而到2022年，公司归母净利润同比下滑78.80%。
毛利率逐年下滑是输变电行业企业普遍存在的现象，这也是机构十分关注的重要指标。毛利率没有高速增长空间，机构给出的股票估值空间自然也上不去。
2.3 风电板块
2.3.1风电整机、运营商企业
根据国家能源局数据，2022年3月我国风电新增并网量实现4.56GW，同比增长110.14%，反映出当前装机需求的向好趋势。根据金风科技统计， 2022年国内市场新增公开招标规模98.53GW，是2022年我国风电新增并网量的 2.62倍。当前已招标未并网风电项目存量空间较大，足以支撑2023年风电新增装机量实现快速提升, 全年新增装机量或有望达到90-100GW。
根据不完全统计，截至2023年4月23日，本年内新增公开市场风机预中标规模已经达到54.52GW，已经超越2022年上半年51.10GW的新增招标量。
根据不完全统计，截至2023年4月23日，本年内新增公开市场风机预中标项目中，陆上风电含塔筒项目均价为2,080元/kW，不含塔筒项目均价为1,697 元/kW，相比金风科技统计的2022年12月全市场风电整机商风电机组1,814元/kW的投标均价并未出现明显波动。部分框架或集采招标项目中标均价明显偏低，但具体项目对应的风电整机招标价格仍基本持稳。海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内，相比2022年约3,867元/kW 的平均中标价格略有下行。
当前风电并网与招标量持续快速提升，风机价格中标逐步趋稳，风电整机企业订单交付价格有望随之企稳，伴随上游大宗商品价格的下行趋势，风电产业链利润空间有望修复，整机环节或迎来盈利能力拐点，实现量利齐升。同时，零部件环节的龙头企业亦有望受益于需求向好与成本下行带来的业绩快速增长。
2023年一季度中标的项目中，陆上风电共计16.61GW，海上风电项目共计1.45GW。远景能源、明阳智能在海上中标均不低于500MW。
三峡能源2022年公司实现归母净利润 71.55 亿元，同比增长 11.07%；2023Q1公司实现归母净利润24.34亿元，同比增长7.50%。2022年公司新增并网装机352.52万千瓦，发电量同比增长46%，其中，风电165.30万千瓦，太阳能187.22万千瓦。截至2022年末，公司风电、太阳能发电并网装机容量合计2620.62万千瓦，其中风电1592.22万千瓦，光伏1028.40万千瓦。公司坚持发挥差异化优势，海上风电优势显著。截至2022年末，公司海上风电累计装机容量达到487.52万千瓦，占全国市场份额的16.01%，2022年新增获取海上风电资源215万千瓦。叠加风电利用小时同比下降、光伏利用小时数同比提升，2022年公司完成发电量483.50亿千瓦时，同比增长46.21%。其中，风电同比增长48.97%；光伏同比增长41.50%。
受电量增长带动，2022年公司完成营收238.12亿元，同比增长45.04%，其中风电营收同比增长56.46%，光伏营收同比增长26.35%。盈利能力方面，2022年公司风电业务毛利率为61.54%，同比下降了0.92%，光伏业务毛利率为53.20%，同比下降了3.37%。叠加费用提高、减值损失提高等综合影响，2022年公司实现归母净利润71.55亿元，同比增长11.07%。
装机规模增长带动电量提升，一季度归母净利同比+7.5%。公司2023Q1完成发电量137.81亿千瓦时，同比增长18.38%。其中，风电同比增长20.61%；太阳能同比增长12.99%；水电同比下降15.84%；独立储能同比增长50.00%。2023Q1公司实现营业收入68.53亿元，同比增长18.39%。盈利能力方面，公司2023Q1毛利率同比下降至58.80%；费用管控有所优化，期间费用率同比下降至18.09%。2023Q1公司实现归母净利润24.34亿元，同比增长7.50%。
三峡能源风资源改善+项目投产拉动收入增长，平价项目增加等或影响业绩。2023Q1公司收入同比+18.4%，主要是因为发电量同比+18.4%，其中陆风/海风/光伏发电量分别同比+20%/+21.8%/+13%，一是受新能源项目投产增加影响，二是风资源同比改善，2023Q1公司陆风/海风/光伏利用小时数分别为610/738/326h，分别同比+31/+92/-27h；根据测算，公司整体度电收入0.497元/千瓦时，与上年同期基本持平。2023Q1公司归母净利润增速低于收入增速，主要系毛利率下降8.4pct（为58.8%），我们认为或是投产的平价项目增加以及新投项目成本增加等所致。
三峡能源在建容量12.2GW、项目储备充足，保障中短期业绩成长。截至2022底，公司陆风/海风/光伏装机分别为11/4.9/10.3GW，2022年新增装机1.4/0.3/1.9GW，风电/光伏在建容量4.2/7.9GW（海风1.1GW），新增核准/备案容量3.6/8GW，项目储备充足。此外，公司立足风光，发展储能业务，2022年抽蓄/独立储能新增核准/备案容量3.8/0.9GW，有望再添业绩增长点。
中闽能源2022年实现营收17.9亿元（调整后同比+15%），归母净利7.3亿元（调整后同比+7%），低于之前预测（8.3亿元），主因黑龙江生物质项目亏损0.46亿元。
中闽能源2022年完成发电量32.05亿千瓦时，同比增长17.72%，完成上网电量31.16亿千瓦时，同比增长17.41%，其中福建风电/黑龙江风电/黑龙江生物质发电/新疆哈密光伏发电完成上网电量27.91/2.68/0.267/0.307亿千瓦时，同比+17.61%/+7.88%/-/-6.37%。利用小时数方面，公司在福建地区陆风/海风的平均利用小时数为3328/4038小时，同比+298/-186小时，黑龙江地区陆风平均利用小时数2518小时，同比+233小时，新疆地区光伏平均利用小时数1583，同比-112小时。
2022年公司各项目参与市场化交易电量8.08亿千瓦时，占总上网电量的25.94%，较上年同期增加0.08个pct，电量同比增加17.8%，2022年公司平均年售电单价为640.62元/兆瓦时，同比下降2.73%，随着市场化交易电量的进一步加大，将带来平均售电单价下降风险。2022Q4公司完成上网电量11.28亿千瓦时，同比+20.25%/环比+167.35%，其中福建风电/黑龙江风电/黑龙江生物质发电/新疆哈密光伏发电完成上网电量10.30/0.87/0.053/0.056亿千瓦时，同比+20.18%/+17.68%/-/-19.43%，福建及黑龙江地区风电上网电量环比+184.34%/+85.90%。
海上风电贡献业绩增量，期待后续优质项目注入。2022年公司电力行业营业收入17.67亿元，占总收入98.64%，毛利率62.53%，同比下降2.96%，其中风力发电/光伏发电毛利率65.05%/52.35%，同比下降0.62/1.62%，期间费用率11.74%，同比下降3.73%。
2022年公司平海湾海上风电场二期项目产能逐步释放，一四季度较好风况中和二三季度来风较差，陆海风利用小时数增减相抵作用，全年发电量实现正增长，在毛利率轻微波动的情况下业绩稳中有升。全资子公司福建中闽海上风电实现4.20亿元净利润，同比增长11.44%，中闽福清风电/连江风电/平潭风电/平潭新能源四家陆上风电共实现4.43亿元净利润，同比增长2.26%，净利润主要来自海上风电规模增加带来的售电业务增长。
截至2022年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，同比无变化；其中陆上风电61.13万千瓦、海上风电29.6万千瓦。生物质发电并网装机容量为2.3万千瓦。2022年福建海上风电净利润同比+17%，福建陆上风电净利润同比+2%，黑龙江风电净利润同比+239%。来风大小是影响公司业绩的核心变量，2022年公司的福建陆上/海上风电利用小时分别为3,328/4,038小时（同比+298/-186小时），均好于福建全省风电平均水平（3,132小时）；公司的黑龙江风电利用小时数为2,518小时（同比+233小时），略低于黑龙江全省风电平均水平（2,559小时）。
平海湾三期已符合注入条件，永泰抽蓄顺利投产。大股东福建省投资集团在中闽能源2019年重大资产重组时承诺，集团旗下相关资产可启动资产注入的先决条件包括：1）稳定投产；2）一个完整会计年度内实现盈利；3）不存在合规性问题。集团旗下平海湾海上风电三期项目于21年底投产，已满足上述先决条件。集团旗下永泰抽蓄项目安装有4台机组共1.2GW，已于3月28日全容量投产发电，投产进度符合我们的预期（2023年上半年）。
股东旗下项目进展加快，静待资产注入。根据公司控股股东投资集团的承诺，待莆田平海湾海上风电三期、闽投抽水蓄能、宁德霞浦海上风电场A、B、C区等实体于一个完整会计年度内实现盈利并满足其他条件的情况下将择机注入上市公司体内。其中，平海湾三期项目（30.8万千瓦）于2021年末并网，或已满足注入条件；闽投抽蓄的永泰电站（120万千瓦）已于2023年上半年实现全容量投产；霞浦B区项目（30万千瓦）于2021年获批处于前期准备阶段；考虑后期资产注入情况，公司未来有望实现业绩快速提升。
关注福建第二批海上风电竞配，公司区位优势仍在。福建“十四五”规划新增海上风电并网4.1GW、开发10.3GW。22年7月首批竞配结果电价较低，引发市场对海上风电新项目收益率的担忧。第二轮竞配在即，考虑到产业发展的客观需要（项目收益率不应低于融资成本），我们预计有望扭转市场对福建省海上风电发展过度悲观的看法。公司大股东投资集团承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要责任，有望为公司在后续新项目获取提供区位优势。
风电增发带动现金流高增，股东旗下注入项目进展加快。1）公司作为福建省本土海风运营商，受益于当地资源禀赋优势，机组发电利用小时数常年高于全国平均；2）未来股东旗下项目注入公司有望带来装机大规模增长。
三、新能源行业重大事件
1、氢能是零碳可持续的理想能源，前景广阔。按能源的基本形态分类，能源可分为一次能源和二次能源。一次能源，即天然能源，指在自然界现成存在的能源，如 煤、石油、天然气、水能等；二次能源指由一次能源加工 转换而成的能源产品，如电力、煤气、汽油、氢能等。由于人类现阶段面临严峻的能源危机和环境问题，一次能源和二次能源领域的革新势在必行。
可再生性是一次能源面临的重大问题。一次能源可分为可再生能源(可不断得到补充或在较短周期内再生的能源)和非再生能源（经过亿万年形成、短期无法恢复的能源）。现阶段，我们应用的能源以非再生的化石能源为主，未来面临枯竭的危机，因此开发风电、光伏等可再生能源尤为重要。
二次能源的革新是解决碳排放问题的关键。二次能源是联系一次能源和能源用户的中间纽带，可分为过程性能源（能量比较集中的物质运动过程，可直接应用，如电能）和含能体能源（包含能量的物质，可储存运送，如柴油、汽油等）。汽油等能源在燃烧过程中会产生二氧化碳和污染物质。解决能源应用的碳排放问题，就需要开发优质的含能体能源，如锂电和氢能。
应用现状——氢作为能源应用的普及程度不高，现阶段主要作为工业原料使用。2021年，全球氢气需求超过9400万吨。分地区来看，我国是全球最大的氢气消费国，需求量约2800万吨，占全球的30%；美国、中东和欧洲分别占据全球14%/12%/9%的需求量。分应用来看，氢气主要用于化工（合成氨/合成甲醇）和炼油，2021年全球交通运输氢气需求仅3万吨左右，占比较少。我国氢气应用领域同样以化工为主，56%的氢气被用于化工合成，9%用于炼油，16%作为尾气直接燃烧，氢作为能源的应用程度不高。
工业用氢存在巨大的脱碳潜力。2021年，全球工业用氢和炼油用氢绝大部分源于化石燃料制氢，产生的直接二氧化碳净排放量分别为6.3亿吨和2.0亿吨。工业合成氨、合成甲醇、炼油等均以氢为主要原料，工艺成熟，存在绿氢替代灰氢的减碳空间；此外，全球各地正在探索氢气在钢铁工业领域的应用，绿氢未来有望逐步替代焦炭作为还原材料，推动钢铁工业的大规模脱碳（2019年 全球钢铁行业直接碳排放量26亿吨，约占全球碳排放总量的7-8%）。
政策驱动下，氢能产业链开启新篇。我国国家层面日益重视和认 可氢能的战略重要性，加强对氢能的布局。2022年3月，国家发改委、能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能的战略定位，并提出了氢能产业一系列发展目标。政策的重视和认可将推动氢能产业开启新篇。
各地方政府纷纷出台氢能发展规划目标。2019年以来， 国内至少有18个省级行政区公布了氢能发展规划目标。从已公布的规划目标来看，到2025年，我国将累计至少建成加氢站762座，燃料电池车保有量8.8万辆，氢能产业规模接近7000亿元。
制氢路线：三种制氢路线共存，可再生能源电解水制氢是“终极路线”。三种制氢路线：“成本”短期制约，“可持续”长期引领。氢气制备方式主要包括化石燃料制氢、工业副产氢和电解水制氢三类。化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方案，技术成熟、成本最低，但碳排放量高，且化石燃料不可再生，产能扩张空间有限，存量产能将逐步结合CCUS技术，以降低排放。化工副产氢是氯碱，轻烃利用等化工工艺获得副产氢的方案，成本较低，但制备规模取决于主产品制备规模，扩张空间有限，可作为补充性氢源。电解水制氢是利用水的电解反应制备氢气的技术，可再生电力制氢称为“绿氢”，是零碳排、可持续的“终极路线”，但目前成本仍是制约其普及的瓶颈因素，其规模化应用需要产业链各环节推动降本。
目前全球氢气生产以化石燃料制氢为主，清洁制氢存在替代空间。2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中化石燃料制氢占80%以上，清洁制氢（电解 水/化石燃料+CCUS）占比不到1%。现阶段，我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3300万吨，产能规模全球领先，但同样以化石燃料制氢为主（近80%），清洁制氢存在广阔的替代空间。未来清洁制氢方案将成为主要增量。IEA预测，到2030年，全球氢气产量将达到1.8亿吨，较2021年的0.94亿吨翻倍增长。其中，主要的增量产量将由电解水制氢满足，电 解水制氢产量将从2021年的不到4万吨大幅增长至6170万吨；耦合CCUS的化石燃料制氢产量将从2021年的60万吨增长至3300万吨，清洁制氢方案将成为主流。
绿氢成本测算：电耗和折旧构成绿氢的主要成本。基准情形下碱性和PEM电解水制氢单位成本分别为21.85和25.29元/kg，电耗成本分别占总成本 的86%和70%。假设说明如下：电价：假设用电价格为0.35元/kWh。单位电耗：假设碱性电解为4.8kWh/Nm3；PEM效率较高，假设为4.5kWh/Nm3。设备（含电解槽及配套设备）单价：分别取2000元和9000元/kW。 运行时长：若每天运行9小时、每年运行330天，则运行总时长约3000小时。
案例：中石化新疆库车光伏制氢项目是2022年招标规模最大的绿氢项目，属于示范项目，商业模式具有参考价值。项目建设 光伏电场300MW，配置52台1000标方碱性电解槽。光伏发电时段，电解槽及其它用电设备采用光伏供电；光伏不发电时段，外购 绿电供部分电解槽连续运行。制得的氢气通过管道输送至塔河炼化使用。成本测算：中石化库车项目制氢成本理论上可降至12.93元/kg，已具备推广的经济性。根据项目环评报告、招投标等信息，测算其单位制氢成本为12.93元/kg，这一单位成本与工业副产氢相比已具有经济性，接近煤制氢成本。
传统制氢路线：碳捕捉、提纯等环节存在机遇。
化石燃料制氢：应用广泛的传统方案，提纯和CCUS环节存在设备投资潜力。
煤气化制氢和天然气蒸汽重整（SMR）制氢是化石燃料制氢的两种主流方案。煤气化制氢是煤在气化炉中与水蒸气发生分步反应 制备的氢气。其原理为：煤(C)在气化炉中与水蒸气反应生成CO和H2，CO进一步与水反应生成H2和CO2。天然气制氢主要为天然气 中的甲烷与水蒸气发生分步反应生成的H2 ，反应前通常需对天然气进行脱硫处理，防止催化剂中毒。
我国化石燃料制氢以煤制氢为主。一方面，我国的化石能源储量呈现“富煤少气” 特点，煤储量更为丰富；另一方面，我国天然 气含硫量高，预处理工艺复杂，导致在我国天然气制氢经济性低于煤制氢。
煤制氢路线中，制备环节设备投资增量可能有限。煤制氢的核心设备是煤气化炉，为大型设备，固定成本高，适用于大规模集中 化生产。现阶段存量煤气化炉的制氢潜力较充足，在氢能应用的过渡阶段可提供补充氢源，但不排除产生增量设备投资的可能。
提纯、碳捕集环节带来广阔的潜在设备需求。化石燃料制氢需经过提纯工序，方可在燃料电池中使用；制氢反应产生大量二氧化碳，需要结合CCUS（碳捕集、封存和利用）技术，以降低碳排放。提纯和碳捕集环节存在较为广阔的设备投资空间。
工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，成本介于化石燃料制氢和电解水制氢之间。焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业均会产生副产物氢气。目前，国内工业副产氢部分作为 化工原材料或锅炉燃料使用，也存在部分放空，整体使用效 率不高。工业副产氢经济效益优良，制取成本在9.3元-22.4 元/kg之间，低于电解水制氢，可作为制氢的过渡路线。工业副产氢扩产取决于主产品需求，部分路线存在增长空间。目前我国工业副产氢供应潜力超过450万吨，每年可供 应公交车近100万辆，主要产能来自于焦炉煤气副产氢。目前，焦炭和氯碱工业处于成熟期，产能规模稳步下降，但体量较大，弃氢存在提纯利用空间；轻烃利用产业处于成长期，产能不断爬升，且副产氢纯度高，存在增量投资需求，合成氨合成甲醇工业较为成熟，但随着氢能的推广，氨和甲醇有望作为燃料或储氢介质加以应用，未来存在增长空间。从主要参与者来看，用于丙烷脱氢、乙烷裂解的成套装置，以及PSA提纯相关的成套装备存在投资机会。
电解水制氢主要有4种技术路线——电解水制氢主要有碱性电解(ALK)、质子交换膜电解 (PEM)、固体氧化物电解(SOEC)和阴离子交换膜(AEM) 四种方法。 碱性电解(ALK)是在碱性电解质溶液(通常为KOH)中完成的电解过程，OH-离子经隔膜到达阳极，失去电子 产生O2，水在阴极得到电子，产生H2和OH-。质子交换膜电解(PEM)是对纯水进行电解，H2O分子在 阳极氧化生成氧气和H +离子，H + (质子)在电场作用下 通过质子交换膜迁移至阴极并发生还原反应生成氢气 的方法。固体氧化物电解(SOEC)是在高温状态下将水蒸气电离 生成氢离子和氧离子，分别在电极上生成氢气和氧气 的过程，其反应温度通常在600 ℃以上，适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统。 阴离子交换膜电解(AEM)通常采用纯水或低浓度碱性溶液作为电解质，反应过程为：OH-经交换膜到达阳 极生成水和氧气，水分子在阴极生成OH-和氢气。
碱性电解槽：由电解小室堆叠而成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。电解槽是电解水制氢的核心设备。电解水制氢装置包括主体设备、辅助设备（BOP，Balance of Plant）及电控设备三部分。主体设备由电解槽和附属设备一体化框架组成，电解槽为核心设备；辅助设备包括水箱、碱箱、补水泵和气体减压分配框架等；电控设备包括整流柜，配电柜等。电解槽是电解反应发生的主要场所，由多个电解小室堆叠而成，是一种高度模块化的系统。
碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组成。电极、隔膜和密封垫片是碱性电解槽的关键材料。电极通常采用镍网或泡沫镍，其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，其成 本约占系统成本的28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗；密封垫片用于解决极片之间 的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、系统使用寿命均有影响。
PEM电解槽关键原材料有待国产化。目前，国内PEM电解槽产业规模较小，主要原因为关键材料质子交换膜生产技术由欧美、日本等巨头垄断，国内电解槽厂商使用的质子交换膜主要向杜邦进口，成本和供应链均面临一定压力。此外，PEM电解槽使用的贵金属催化剂也存在进口依赖性。国内PEM电解槽产业的发展，需要国产关键材料环节的进一步突破。
电解槽国内竞争格局：2022年CR3达到73%，新入者层出不穷。从出货规模来看，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆基氢能居国内企业第一梯队。GGII统计，2022年我国电解水制氢设备出货量722MW（含出口），同比增长106%。考克利尔竞立出货230MW，排名维持第一；派瑞氢能位居第二，隆基氢能首次跻身第三。市场玩家增加，国内市场集中度有所下降。我国电解槽出货量TOP3厂商2022年共计出货527MW，市占率合计73%，CR3较2021年下降10个百分点。这意味着随着国内电解槽参与者增多，市场集中度有所下降。值得注意的是，2022年国内出货量TOP3的电解槽厂商最大订单均来自中国石化新疆库车绿氢示范项目，该项目共采购52台1000标方碱性制氢设备。因此，若不考虑大订单，国内电解槽市场集中度或许进一步下降，市场仍处于高成长、竞争格局未确定的阶段。
平安证券研报指出，绿氢产业爆发在即，关注电解槽和材料环节。绿氢是氢能发展的终极路线，电解槽和关键材料存在壁垒，建议关注上市公司中电解槽环节具备技术实力的隆基绿能、阳光电源、华电重工，布局电解槽的弹性标的华光环能、昇辉科技，材料环节具备潜力的贵研铂业。
4月18日欧盟议会支持欧盟碳市场改革(EUETS)方案并通过欧盟碳边境调节机制(CBAM)，这是继今年2月欧洲议会环境委员会(ENVI)投票赞成ETS后CBAM的又一大进展。CBAM意在提高碳密集行业的污染成本，本次欧盟议会同意对进口钢铁、水泥、铝、化肥、电力和氢气征收二氧化碳成本，这意味着根据CBAM协议，中国向欧盟进口产品时，2023年10月起需要报告产品碳排放信息但无需缴费，2026年1月1日起则需要支付碳关税，且价格挂钩EUETS。
2022年中国向欧盟出口总额5619.7亿美元，贸易量仅次于俄罗斯。此次CBAM覆盖行业包括电力、钢铁、水泥等六大行业，而当前中国碳交易市场仅纳入电力行业，这意味着未纳入碳交易市场行业的企业向欧盟出口产品时，暂无法通过支付国内碳排放成本来合法减免碳关税。今年4月欧盟碳市场的许可证价格首次触及100欧元/吨，且CBAM落地后或将进一步促使欧盟碳价抬高，因此该法案在促进国内高排放企业消费绿电的同时，有望加速中国碳交易市场以及中欧碳核算与碳价互认机制的完善。
氢能被纳入CBAM 覆盖行业，绿氢发展进入快车道。相较于去年欧盟执委会提议的五大行业，本次欧盟议会通过的CBAM法案还新增覆盖了氢能，这主要是因为欧盟多国将绿氢作为脱碳燃料，而非欧盟国家则主要用煤炭生产灰氢。氢能纳入CBAM法案意味着氢能中仅有绿氢能够免征关税，再结合此前发改委在《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》中提出的完善可再生能源制氢市场化机制，预计该法案的通过将进一步刺激我国绿氢消费占比并推动绿氢市场化机制发展。
3、华能新能源股份有限公司董事长王力军一行到访阳光电源，双方就进一步深化合作事宜举行座谈交流，并签署战略合作协议。曹仁贤对王力军一行的莅临表示欢迎，感谢华能新能源多年来的信任与支持。他强调，双方在发展理念、战略目标上志同道合，阳光电源将全力以赴、积极响应华能新能源战略部署，助力华能业务快速发展。座谈中，王力军对阳光电源在光、风、储、电、氢等领域取得的成果表示肯定，希望未来双方团结协作、携手共赢，在户用分布式光伏、储能、绿氢等领域持续拓宽合作广度与深度。根据协议，阳光电源与华能新能源将充分发挥各自优势，加速推动科技攻关与创新协同，在新能源装备业务、电站项目开发、智慧运维和可再生能源制氢等方面深化战略合作，同时加强国际市场开拓、人才培养与经验交流，促进产业协同发展，共同为“双碳”目标下新能源产业的可持续发展贡献力量。
4、光伏亮眼业绩扶不起短期估值。“通威、大全、特变的动态市盈率都个位数了，隆基、中环、高测这些公司都不到20倍。关键是未来几年，它们的成长性都不低，主力资金居然都看不上？”一位长期关注新能源领域的投资者感叹道。
业绩依然是新能源行业走出悲观预期的最核心要素。整体而言，当前，光伏产业正在兑现确定性的高增长预期。只是，资本市场似乎对此缺乏热情。“新能源板块经历冰点，核心是市场对量和单位盈利的担忧，但从基本面上看并非整个板块承压。”中信建投早在今年3月份发布的研报中便指出，这一冰点现象在本质上是分化的，部分环节如光伏组件（TOPCon）、逆变器等单位盈利仍然上行。“而作为未来3年、5年维度全市场增速最快的行业之一，当前乃至未来量利确定性较优的龙头或错杀，估值亟待修复。市场对于光伏板块预期悲观，主要认为2024年增速和供给失衡，且前期调整幅度不大，因此弹性不足，筹码结构仍不理想。
5、中美之间新能源贸易问题主要在什么方面，核心矛盾？——一是希望中国去美国建厂，给与补贴，不希望在中国建厂出口到美国。中美关系发生根本性逆转，美国手段非常多，最常见的是商务部的双反和出口管制，财政部的制裁，海关WRO扣押这四大措施。新能源方面最主要的是美国希望产业回流，要遏制中国在高科技上的发展。新能源上各方势力在角逐，但是美国本身的发展比较慢，反规避在一定程度上会促进美国本土的投资。80年代美国对日本汽车的反倾销税导致日本汽车到美国投资。最终目的是发展自己的新能源产业，不希望发展中国的新能源，希望中国企业来美国投资。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
免责声明：
本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。
