概要及主要观点：
1、 光伏板块下跌原因分析：从资本市场上来说，走势往往领先于产业层面，光伏同样如此，在经过连续三年的光伏装机高速增长后，光伏指数于2021年8月率先见顶。但俄乌冲突的爆发，又给光伏需求的增加了很多变数，俄乌冲突让欧洲电力价额大幅飙升，欧洲户储光伏需求爆发，叠加国内政策刺激，光伏二次反弹后到2022年8月二次见顶。连续几年的高速增长，给2023年光伏市场带来第一个负面影响，因基数过高带来的增速下降。光伏的长期前景没问题，但这并不能避免统计学上由于基数抬高带来的增速下滑，而对于任何一个成长行业而言，增速下滑就意味着估值中枢的下修。从2022年下半年开始，市场普遍下调了对于2023年光伏装机量增速的预期。但从2023年年初至今光伏市场的表现来看，光伏装机量“淡季不淡”，弱预期不弱。因此，需求之外，另外一个影响光伏更重要的因素，出现在了供给端。光伏发电平价上网带来需求的爆发式增长，带来了全产业链扩产能的需求，根据产能周期的不同，产业链内部的结构性产能紧张问题凸显，产能周期最长的硅料由此享受到最高的溢价。也正是因为此，硅料的产能扩张最为疯狂。可以说，光伏产业链过去两年供给端的产能扩张，已经远远高出光伏新增装机的需求。供求的失衡，让光伏供给格局快速恶化。光伏阶段性增速下滑，叠加供给翻倍式增长，是当前光伏市场表现不振的原因。同时，叠加当前国外需求衰退，以及美国地缘政治因素的扰动，使得市场对光伏进一步的看空。供给格局竞争加剧、需求增速边际下滑、地缘政治的博弈，都使得光伏呈现下跌态势。
2、 预计2023年7月，硅料/硅片/电池/组件排产数据分别为53/52/48/46GW，环比增长0%/11%/6%/15%。其中组件排产大幅提高，超出此前预期，代表行业需求放量超预期。
上游价格见底预期趋于一致，需求增长反馈到招标大概率9月左右，叠加中国装机传统旺季，Q3-Q4装机数据预期较好，侧面证实光伏玻璃在三季度末四季度初可能出现供需错配的现象。关注辅材特别是新技术路线辅材的相关机会。此外硅片减薄的迫切性由于硅料降价大大降低，钨丝线的放量可能存在不确定性。落后产能或将加速出清。上游材料价格下降一方面推动利润向中下游转移；另一方面将推动装机规模增长，进而带动设备需求。光伏设备后续成长逻辑主要源于技术迭代带动老旧产能的淘汰以及新设备单GW价值量的提升。TOPCon、HJT等晶硅电池片组件及其设备下一步发展、技术迭代及重点关注4个方面：低氧单晶炉、电镀铜设备、超细金刚线、0BB串焊机。
由于设备二阶导因素影响，随着新增装机快速提升，TOPCon为高温工艺，容易出现同心圆问题，影响电池转化效率和外观良率。降低硅片氧含量是解决同心圆的关键，低氧单晶炉有望加速老旧设备折旧，带动超导磁场、真空泵、电源等单晶炉配件环节升级。HJT降银需求日益迫切，其中电镀铜为最有效解决方案之一，2023年电镀铜有望迎来中试大年。超细金刚线顺应电池薄片化和硅料节约，更细的金刚线有望推动切片机迭代。0BB串焊是TOPCon、HJT、XBC等N型电池薄片化和降银增效背景下重要的配套封装方案，且适合电镀铜等前道金属化技术发展。判断随着N型电池渗透率提升，以上环节设备市场空间有望迎来新的增长。
3、光伏发电怕高温，太高温，光伏发电效率下降，高温不等于更多的光能，光伏发电的最佳温度在25℃，温度太高反而影响发电。此外，高温也可能对光伏电站各项设备造成更严重的影响。必须采取一系列措施来保护光伏发电站的安全和稳定运行。
不过预计进入夏季，华东、华中、南方等部分区域在用电高峰时段可能会存在电力缺口，预计全国存在2000万-3000万千瓦的电力缺口。
随着高温天气的到来，全国用电量正逐步增加，而且煤炭价格不贵，有利于电力生产成本降低，电力企业的业绩有望大幅改善。再加上电力板块当前位置并不高，三季度电力板块有望走出一波反弹行情。
同时接下来的北半球的用电高峰期，预计还会继续拉涨逆变器出货量，逆变器厂商的扩容速度也在增加，对于海外的供给依然会非常强盛。
目前海外地区的逆变器安装施工队伍依然是非常紧缺的，不少地区需要有资质的安装工人，因此逆变器在海外经销商这里有所延迟。预计随着疫情的转好加上当地对于逆变器的市场重视等原因，加上各个逆变器厂商也在解决快速安装的问题，今后该问题会逐步缓解。接下来是北半球的用电高峰期，预计还会继续拉涨出货量，逆变器厂商的扩容速度也在增加，对于海外的供给依然会非常强盛。
4、今年上半年，国内风电整机商共中标281个项目合计48.6GW。其中，公开项目共计38.9GW，与2022年上半年，风电整机商共中标的39.559GW相比，相差不大。今年上半年，中标前3整机商分别为远景能源10.7GW、金风科技9.2GW、运达股份8.4GW。这三家整机商共拿标超28GW，占今年上半年全部拿标的58.3%。
三一重能排名第四，共中标5.4GW；明阳智能排名第五，共中标5.2GW。接下来6-9名，分别以1-2GW左右的规模体量拉开彼此距离。
海、陆风机中标容量比约为1/12。明阳智能与远景能源在海上风电领域中标均超1GW。明阳智能拿标最多（约1.2GW），占海上总市场中标量的30.62%，占其上半年中标总容量的22.6%。二季度陆上风机价格趋稳。
5、输变电行业：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。毛利率质变下滑直接影响净利润指标。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。
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
硅料N型料率先探底反弹，整体价格初步探底维稳。据硅业分会公告，本周N型硅料成交价环比上涨0.05万元/吨，幅度不大，但是标志着硅料价格已经初步见底。部分硅片厂开始主动增加硅料库存，行业库存已发展到第三阶段（第一阶段库存都在硅片厂、第二阶段库存都在硅料厂），预计未来硅料上下游将开始维持一个新的常态化的库存水平，硅料厂、硅片厂将均有一部分库存。
供给方面：1-5月份，国内多晶硅产量共计53.01万吨，同比增长90%，在前5个月的时间里，硅料产量近乎翻倍。6月份硅料当月产出有望超过12.3万吨（53GW+）。整体下游装机消耗不抵硅料增量，当前硅料环节库存累积至12万吨以上。近期新特、大全、协鑫、润阳、东方希望等企业陆续投产爬坡，Q3季度预计仍将会有超过50万吨产能释放，硅料整体供应加速增加。硅料环节继续承受库存积累和新产能释放的压力。
组件1.5元/w，硅片3.8元/片，电池0.85元/w情况下，各环节单瓦净利：
硅料1毛，硅片4分5，电池1毛+，组件0，一体化组件（硅片开始）1毛5，TOPCon电池大约有7分-1毛超额利润。以此价格按照产业链利润分配，一体化组件有望保持高水平。
1.1.2硅片价格分析
硅片去库接近尾声，价格逐渐企稳。本周182硅片均价在2.75元/片，210硅片均价在3.9元/片。随着库存水平降低，主流硅片企业也逐步调高开工率，但是由于下游价格仍处于博弈阶段，预计硅片价格短期趋稳。
1.1.3电池片价格分析
电池行业内新增一批N型电池开始爬坡，需求持续旺盛。目前主流报价在0.70-0.73元/瓦和上周相比报价上涨0.01元/瓦，由于P型电池产能相对供需匹配，短期电池片率先试探性报涨，小批量订单有逐步成交，截至周三182电池片主流成交均价可以达到0.71元/瓦，210和182价差缩小在0.72元/瓦。N-TOPCon电池片价格在0.78元/瓦。
1.1.4组件价格分析
组件：组件价格继续调整，价格平稳之日亦不远。目前组件价格在1.36-1.40元/W，环比下行0.03-0.05元/W，主要是组件报价调整速度相对较慢，预计后续随着产业链价格逐渐明朗，组件价格也将走向平稳。
1.1.5光伏玻璃价格
本周光伏玻璃报价仍然稳定，3.2mm、2.0mm光伏玻璃价格分别为25.5-26.5元/平方米、18.0-19.0元/平方米。
目前已至光伏玻璃定价末期，6月国内光伏玻璃价格受近期成交不佳以及成本支撑力减弱的影响，价格大概率向下调整。
光伏玻璃听证会政策趋严明确。5月工信部、国家发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，各省随后积极相应，5月下旬密集公示光伏玻璃项目情况，结合听证意见，形成处理意见。相比于此前政策，这次特别得到明确的是风险预警，省级部门需结合两部委建议，判定项目风险等级，低风险项目方可投产点火。
听证会趋严背景下，玻璃供需周期拐点或提前至2023Q3-Q4。新增开展风险预警，即便项目最后被评估为低风险，整体投产节奏也将滞后。特别是对于2021H2-2022H1开工，原计划2023投产的项目，因需要等待风险预警结果，投产或将集中在2023Q4，且不排除延期至2024的情况。在此背景下，预计2023Q3有较大概率行业层面无新增产能，Q3、Q4玻璃有效产出环增分别为8%、3%。考虑到下半年光伏开工旺季，玻璃需求逐月向上较为明确，预计2023Q3末-Q4，有望见到玻璃的阶段性相对紧张。
成本端，天然气、重油、纯碱的降价也为玻璃的盈利提供支撑。4月走出供暖季以来，天然气、重油价格均有下跌，纯碱5月也开始反映供给释放预期，价格先行加速下探。当前纯碱价格已经达到2000元/吨左右，较5月初下跌30%以上。假设下半年纯碱降至1600元/吨，玻璃价格维持6月水平，龙头3.2mm产品单平净利将较目前提升0.7元/平，达到3.9元/平左右。如玻璃涨价，单平净利可超4元/平，盈利弹性显著，同时抬升市场对2024年玻璃的盈利预期。
1.1.6其他环节
中国海关不久前刚更新了今年1-5月份的进出口数据，为我们洞察光伏产业市场变化提供了最客观的数据。
单位：美元；来源：中国海关
国家统计局：1-5月份太阳能发电量同比增长5.7%：6月15日，国家统计局发布《2023年5月份全国能源生产情况》。5月份，火电、核电增速加快，水电降幅扩大，风电增速回落，太阳能发电由降转增。5月份，全国共计发电6886亿千瓦时，同比增长5.6%；其中，太阳能发电量241亿千瓦时，同比增长0.1%。1-5月份太阳能发电量为1077亿千瓦时，同比增长5.7%。
东方盛虹方面预计，未来EVA行业仍将处于供需紧平衡的阶段。东方盛虹方面表示，未来公司将围绕光伏胶膜原料EVA和POE，规划建设75万吨EVA新增产能和50万吨POE配套20万吨α-烯烃项目。
公司800吨POE中试装置已经于2022年9月顺利投产。目前该装置运行情况良好，产品质量稳定，达到中试装置建设预期目标。公司也已经于2022年12月公告，拟投资建设20万吨/年α-烯烃、30万吨/年POE工业化装置。目前项目建设及前期准备工作正在按计划推进。
根据中国光伏行业协会统计，2021年PERC电池片市场占比约91%，HJT、TOPCon等N型电池片合计占比不足3%。随着电池设备和材料的国产化替代加速，HJT产品提效降本优势进一步凸显，2022年，PERC电池片市场占比下降至88%，N型电池片占比合计达到约9.1%，其中HJT电池片市场占比约0.6%。预计到2025年，以HJT为代表的超高效电池技术占比合计将接近40%，到2030年有望超过75%。此外，HJT异质结电池出货也有明显增长。截止至2022年，HJT异质结电池全球出货累计超过11GW，预计2023年单国内HJT电池出货就有望达到15GW，同比增长275%。HJT异质结发展势头极为强劲。
头部大厂纷纷布局。据不完全统计，华晟新能源、东方日升、金刚光伏、三五互联、乾景园林、宝馨科技……等多家企业披露了HJT电池及组件扩产计划。SOLARZOOM智库统计数据显示，截止至2023年一季度，包括海外在内异质结已投产产能达到20.51GW（其中海外产能1.74GW，国内产能18.77GW），到2023年底国内还将新增33.1GW的新产能，规划产能近300GW。此外，HJT各项纪录目前在头部大厂都有体现：目前HJT电池最高纪录26.81%由2022年11月隆基获取；量产210*66组件功率732.6瓦的记录由通威HJT团队；日前东方日升也传来好消息，在110um硅片上采用双面微晶、双面银包铜技术实现电池效率25.4%，验证了双面微晶+双面银包铜+110um硅片量产可能性。
回过头看2019年至今光伏产业的行情，可以说是资本市场上投资光伏收益最好、持续时间最长的一段时间。以光伏产业指数表现看，本轮光伏的行情随着A股的见底，在2018年“光伏531新政”后加速下跌，随着2018年10月欧盟取消对中国光伏双反调查，光伏开始触底反弹。随后，2019年底“碳3060”目标的确立，将光伏推上第一波高涨。
双碳目标为光伏的长期增长确定了一个永恒的增长叙事。随着2021年光伏发电的平价上网，光伏从能源转型的愿景中，逐渐成长为能源转型的主力，光伏开启了第二波大涨。
从2019年至今的光伏行情中，需求是影响指数表现的第一逻辑，这种逻辑从光伏产业链上游原材料价格表现的极其明显。以光伏产业链最上游的硅料价格为例，硅料价格与光伏产业指数走势有显著的正相关性。从硅料价格看，受到2018年“光伏531新政”影响，光伏需求下降，硅料价格从2018年最高点约16万元/吨，一直跌至2020年5月最低不到6万元/吨，直到双碳目标带来的光伏需求显著回暖后，硅料价格才开始触底反弹。而在产业端硅料价格反弹前，资本市场提前表现，光伏产业指数开启了第一波行情。
在双碳目标的宏大叙事中，水、风、光、核等新能源发电均有一席之地，下游的应用端同样受益，典型如新能源车的暴涨。但随着2021年光伏发电实现平价上网，光伏便有了新一轮的增长逻辑。
可以说，政策和光伏技术进步带来的平价时代，共同推动了这一轮光伏上涨的行情。这种需求的暴涨，给全产业带来了丰厚的利润，光伏指数呈现估值、业绩双提升的戴维斯双击行情。
回顾中国光伏产业发展，从20世纪90年的“金太阳工程”开始，光伏以解决偏远山区用电问题为目的开始发展至今，周期是一个始终绕不过的话题，政策周期、产能周期、技术周期，围绕着这些周期，有无数企业破产的血泪教训和新巨头崛起的故事，这次同样并不例外。回顾近十年内的光伏周期，2013年由于受到欧美的光伏双反，行业由此进入以国内市场为主的度电补贴时代。在这一轮周期中，光伏技术全面进步，硅料、硅片成本全面下降，带动度电成本有了大幅下降。2018年光伏又迎来“531新政”，光伏发电由政府补贴走向全面市场化时代。新政后，光伏产业指数从约2000点一直跌至最低1200点，直至欧盟取消双反，光伏指数才重新回暖，期间指数跌幅最大超过40%。而后我国又确立双碳目标，开启了2020年至今的周期。
但熬过周期，光伏未来仍是星辰大海。今年需求超预期的核心是“弹性”超预期。今年以来随着产业链价格下行，持续同比高增且超预期的出口及国内装机数据及结构（分布式高占比），除了触发2023年的需求预期和企业盈利预测上修之外，都表明：在平价时代和供应端瓶颈逐步消除的背景下，全球光伏需求释放的“弹性”是显著超预期的，尽管这种超预期仍然无法完全阻挡产业景气周期的运行规律，但无疑可以让我们对行业未来需求空间的“天花板”、以及本轮价格/盈利触底之后，行业供需重回平衡、景气周期再次向上的时间，更乐观一些。 “过剩”并不可怕，龙头优势在扩大。2019年以前的十几年中，光伏行业绝大部分时间处于全环节过剩状态，期间并不妨碍龙头公司超额利润的兑现和股价的表现，对于除硅料之外的绝大部分环节而言，从2023年到2024年也并不是从“短缺”到“过剩”的质变过程。此外，随着近年来电池效率持续进步驱动的对材料端品质要求的提升（此轮N型趋势显著催化）、组件端对售价/成本影响因素的增多，许多环节的龙头优势是呈现放大的趋势，而非收窄。
1.2硅料技术路线分析
工艺：改良西门子法、硅烷流化床法。多晶硅生产主要有两种工艺：改良西门子法、硅烷流化床法。
西门子法是1955 年德国西门子以氢气H2还原高纯度三氯氢硅SiHCl3，在1100℃硅芯／硅棒上沉积多晶硅。
改良西门子法又称闭环西门子法，第一步工业硅粉与氯化氢或四氯化硅SiCl4和氢气反应制备三氯氢硅SiHCl3，第二步是三氯氢硅分离提纯，第三步是三氯氢硅和氢气多晶硅还原炉内 1100℃ 硅芯表面沉积生长成多晶硅棒，增加尾气回收工艺。
第一代改良西门子法
硅烷流化床法将四氯化硅、H2、冶金硅、HCl 为原料在流化床高温高压下氢化生成三氯氢硅，再加氢反应生成二氯氢硅，再生成硅烷气，硅烷气通入流化床热分解（500～700℃）并沉积在硅籽晶（载体）表面形成颗粒硅
硅烷流化床法反应温度 500～700℃ 远远低于改良西门子法的 1100℃，电耗可降到 2 kWh／kg－Si，目前市占率不足 3％，2030 年预计 10％
下面试着分拆一下多晶硅料的成本，并展望一下各自面临的挑战：
1、现金成本：主要包括电费和金属硅粉。
西门子法：
先看电费目前主流的电费0.25-0.3元的含税价，西门子综合电耗6万度/吨，其生产的多晶硅电费成本在15-18元/公斤左右，这包括了新疆、内蒙的低火电电价，也包括了四川乐山、云南等地的低水电电价地区的产能。
再看硅粉成本，近期硅粉市场价13-14元/公斤，去年价格低的时候也有10-11元/公斤的时候，如果是前者，西门子多晶硅单耗系数1.1，则西门子多晶硅的硅粉成本14-15元/公斤，如果未来价格回到10-11元/公斤的低价区，由硅粉成本11-12元/公斤。
小计以上两项，最理想情况下（最低的电价+最低的硅粉成本），西门子多晶硅的现金成本26-28元/公斤，中性场景下现金成本30元/公斤左右，而去年四季度和当前的实际情况现金成本则为32元/公斤左右及以上，这一点得到大全新能源去年三季报业绩发布会的印证，也得到亚洲硅业IPO招股说明书内容的印证。
颗粒硅法：
其用电单耗只有西门子法的10%-15%，考虑到前端工序和成品收率比西门子低，综合电耗20000度/吨，也仅为西门子法的三分之一，同样的0.25-0.3元的电费标准，颗粒硅的电费成本5-6元/公斤。
硅粉成本，颗粒硅的成品收率低10-15个百分点左右，硅粉的单耗系数在1.3左右。同样的硅粉价格，在最理想的10-11元的硅粉低价期，颗粒硅的硅粉成本13-14元/公斤，去年四季度和当前颗粒硅的硅粉成本17-18元/公斤。
小计以上两项，在最理想的10-11元的硅粉低价期，颗粒硅的现金成本18-20元/公斤，去年四季度和当前颗粒硅的现金成本22-24元/公斤。
这可能也是颗粒硅号称未来“234成本体系”中的现金成本“2”的由来。对比之下，西门子法的现金成本似乎比较刚性，似乎已难有大的下跌空间。
2、生产成本
本来生产成本范围更大一些，这里按狭义的概念定义为生产成本=现金成本+折旧。
西门子法万吨投资额普遍10亿元左右，颗粒硅万吨投资投资成本7.5-8亿（协鑫工艺）。
折旧通常用10年期，这样西门子法多晶硅的折旧成本10元/公斤，颗粒硅的折旧成本7.5-8元/公斤。
西门子号称未来可以进一步降到8亿/万吨的投资，颗粒硅号称未来可以降到7-7.5亿/万吨的投资。如果达成这个目标，则它们按标准10年期折旧的折旧成本分别是8元/公斤、7-7.5元/公斤。
需要注意的是，有的公司对外宣传成本时，改用15年的折旧期， 这种改法只是在玩一个财务上的数字游戏，只是将折旧成本分摊到了更长的时间周期，并无多大的实际意义。严谨的做法是大家都统一口径，通常是10年期折旧。
3、完全成本
虽然采用穷举法，但不一定就列全了，但尽可能将知道的列出来。
完全成本=生产成本+财务费用+管理费用+人工费+其它耗材（比如生产用水蒸气、内衬等等）+包装费+运输费+维修费+破碎费等等。
财务费用，直接用投资额计算，通常30%的资本金，70%的贷款，则西门子法按10亿/万吨的投资额，5%的财务成本，财务成本3.5元/公斤，同理，颗粒硅的财务成本2.8元/公斤。
人工费，双方差不多，但颗粒硅更节省人力，按西门子法某上市公司乐山新产能的人工成本，大约1元/公斤左右，颗粒硅的人工成本会略低一些，但双方的绝对数差距不大，这种差异可以暂时忽略，也按1元/公斤计算吧。
其它管理费用、耗材、包装费、运输费、维修费打个包，西门子法按3元/公斤左右概算，颗粒硅考虑到内衬的更换，按增加2元成本，则5元/公斤成本粗算。
破碎费，西门子法平均2元/公斤，颗粒硅不需要破碎，这一项成本为0。
综上所述，当前相对比较先进的西门子法的完全成本构成大约为，当前正常情况下的现金成本32元左右，生产成本40-42元左右，完全成本50元左右及以上，完税后，预计将达到55元左右的完全成本，而对于早期单位投资额高或产地电价高的西门子产能，成本会普遍在60元左右甚至以上。当然，如果有行家能详细算出西门子法有更低的成本空间，也欢迎能提供相关测算数据已更正本文相关数据。
颗粒硅的完全成本以理论值看，当前的现金成本22-24元左右，生产成本30-32元左右，完全成本40元左右，完税后，预计45元左右的完全成本。
4、未来的降成本空间
一是硅粉价格会有波动，如果价格回到10-11元的低价区，则西门子法有可能在当前成本的基础上节约出3-4元的硅粉成本，而颗粒硅由于硅粉的单耗系数比西门子高20%，则硅粉价格如果回落，其也能更多地节省硅粉成本。
二是两种工艺的投资如果能降下来分别到8亿/万吨和7亿/万吨，西门子法的折旧和财务费用也能降2元左右的成本，颗粒硅能降1元左右的成本。考虑到西门子法的工艺已非常成熟，并且早已实现规模化生产，其生产设备早已完成国产化替代，投资降成本的潜力似乎不会太大，而颗粒硅在设备国产化和生产规模化方面还有比较大的潜力可挖，理论上万吨投资下降的可能性和空间也更大。
5、面临的挑战
以西门子法生产来讲，其优点是工艺成熟，投资和成本相比以前也已大幅下降到适中的位置，为光伏平价上网也做出了重要贡献，这个是需要充分肯定的。
但是，其缺点或中长期面临的潜在风险也不小。
一是其进一步改进的进步空间已很小，技术上未来的发展空间有限，比如西门子法生产的块状硅就很难低成本地适应未来连续拉晶工艺的要求；
二是其高达6万度/公斤的综合电耗更让其在未来的碳中和潮流中成为”高耗能高排放的坏孩子典型”，而其进一步降成本、降能耗的空间也非常有限；
三是欧美国家基于其经济利益和遏制中国在光伏产业上的绝对主导地位的想法，未来也要小心提防西方发达国家以“节能减排”等非技术性壁垒封杀打压高能耗的西门子多晶硅产能。
以颗粒硅来讲，颗粒硅无疑是一个具有很大发展潜力的革命性的硅料产品，简单地讲，其优点一是能耗大幅降低到只有西门子法的三分之一，符合“节能减排碳中和“的时代潮流，是光伏硅料行业绿色发展的先进生产力和发展方向，二是其便于连续投料的特点让其下游的自动化生产成为可能，并为连续拉晶等先进工艺提供了恰到好处的潜在适配好原料，从而有力推进光伏行业中游全自动化生产的进度和步伐；三是在不需要破碎，可以节省可观破碎费的同时，其成本未来进一步下降的潜力和空间也比西门子法大得多，存在更多更大的可能性。
同时，其缺点是目前看虽然保利协鑫的颗粒硅生产已成功解决了长周期可持续连续生产的问题（徐州6000吨产能已具备持续稳定生产超过6个月的能力并得到实证），但当前四代线的产品仍然存在碳、氢等杂质含量略高的毛病，尽管在下游的试用和验证中表明，对P型单晶硅的生产来讲颗粒硅的使用量和比例越来越大（目前主要受限于产能产量不够，也只有中环能得到较大数量的供给，对隆基的供应都是小批量且时断时续的），但未来面向N型单晶硅的生产时，面对N型单晶生产的更高更苛刻要求，其当前产品品质上的不足需要在今后生产线（指生产环境更接近半导体级别的半洁净生产五代线和全洁净生产六代线）的升级换代中彻底加以解决，而这个方面的进展及效果仍然需要持续跟踪验证。而一旦这些验证成功，则颗粒硅将成为硅料行业的王者、颠覆现有硅料行业格局，并在未来数年开始逐步替代甚至最终淘汰西门子产能。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年7月5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。
二、投资方向梳理
2.1 逆变器板块研究分析
全球权威调研机构S&P Global近日对外公布了2022年全球光伏逆变器的出货量市场排名。阳光电源蝉联第一，华为和锦浪科技分列第二和第三。
在2011年之前，这张榜单的前10名中还看不到中国企业的身影。彼时的全球逆变器行业被德国老牌逆变器强企SMA统治着。直到2011年，阳光电源才首次跻身于出货量世界前10，全球逆变器市场的旧格局自此开始被打破。从2015年起，阳光电源和华为一直排在榜单前两名，与第三名SMA保持着“三足鼎立”态势。但在2021年出货量排名中，锦浪科技超越了SMA，升至第三位。
中国（内陆）2022年的总装机量，超过了美洲、欧洲、中东和非洲之和。后者为89.6GW。
全球逆变器总出货量方面，2022年为326.6GW，较上年增长110.7GW，年增长率约51.3%。其中，中国（内陆）总出货量131.7GW，较上年增长60GW，年增长率高达84.3%。在区域市场的出货量排名中，2022年，竞争激烈的中国（内陆）市场中，逆变器出货量排名前10的公司都是中国企业，外资公司已彻底失去身影。与全球出货量榜单相比，株洲中车时代电气、爱士惟、禾望电气和特变电工新疆新能源，进入了中国（内陆）市场出货量的前10，挤掉了德国的SMA、西班牙的Power Electronics、以色列的SolarEdge，以及首航新能源。另外，在欧洲、中东和非洲地区出货量榜单中，位居前10的企业，有7家是中国企业；亚洲细分市场榜单，也几乎被中国企业包揽，榜单前12强，中国企业就有10家。在全球市场，中国逆变器企业全面领先优势非常明显。
海关总署发布的2023年5月份逆变器进出口数据显示，逆变器出口额和出口量继续大增。
2023年5月我国逆变器的出口量478.11万个，同比增加22.2%；进口量14.4万个，同比减少51.6%。2023年1-5月累计出口量2462.88万个，同比增加45.22%。
前5月，国内逆变器厂商总计出口356.88亿元的逆变器产品。去年前5月，总计出口155.88亿元的产品。因此今年前五月同比增长高达1.29倍。5月单月的出口额为75亿元，同比增长95%。
主要出口较多的公司包括古瑞瓦特、锦浪、阳光电源、华为、首航新能源、上能电气、爱士惟、固德威、科华数据、昱能科技等公司。
从省份来分析，增幅最高的是安徽省，单月出口高达14.26万个，同比大增254%。此外浙江、江苏分别增长近30%和12%。广东累计出口177.66万个逆变器，同比增长3.8%，主要依靠华为、古瑞瓦特、首航、科士达和禾望等拉动。
就出口的对应地区而言，，欧洲地区在5月单月的出口承载量依然是最大的，高达23.7%，总计 113万个以上。其次是非洲地区，出口量高达118.93万个，占比高达24.88%。
从国家来说，荷兰、美国、南非、德国和巴基斯坦都是重镇地区。5月份，我国对荷兰出口的逆变器约在47.85万个，同比增长50.3%；美国出口贸易量33.85万个；南非出口贸易量30.94万个，同比增加398.1%；德国出口贸易量22.51万个，同比增长70.2%；巴基斯坦出口贸易量21.58万个，环比减少14%，同比减少0.9%。
江苏省来看，总计出口金额为8.67亿元/5月单月，出口个数为30万个。5月份也是继1月、3月、4月高企之后的另一个出口黄金时段。主要出口的公司包括固德威和爱士惟、上能电气等。
安徽省出口的重要公司担当是阳光电源和固德威广德工厂。总出口金额为16亿以上。
广东省的出口主力军包括华为、古瑞瓦特等，出口额在5月单月高达31亿元。
浙江省的锦浪科技、德业股份、昱能等都继续出口高涨，2023年5月出口额高达11.28亿。
5月出口数据同比有小幅度的下降，主要是在欧洲、美国地区的出口量有所降低所致。不过拉美、非洲以及东南亚地区的出口贸易量都继续高速增长。非洲市场仍然因缺电问题对光伏系统安装需求维持高景气度。
不过，目前海外地区的逆变器安装施工队伍依然是非常紧缺的，不少地区需要有资质的安装工人，因此逆变器在海外经销商这里有所延迟。预计随着疫情的转好加上当地对于逆变器的市场重视等原因，加上各个逆变器厂商也在解决快速安装的问题，今后该问题会逐步缓解。接下来是北半球的用电高峰期，预计还会继续拉涨出货量，逆变器厂商的扩容速度也在增加，对于海外的供给依然会非常强盛。
2.3 光伏发电与气温的影响
光伏发电怕高温！太高温，光伏发电效率下降了。光伏发电的原理，本质上是利用光照射半导体产生的光伏效应（光生伏特效应），将光能直接转变为电能。具体来说，就是通过将太阳光照射到P型半导体和N型半导体接触形成的PN结上，PN结吸收光子的能量后，激发电子和空穴（向相反方向移动），从而出现异号电荷积累形成正负两极，产生电压。从这个角度来看，更多的光能确实能产生更多的电能。BUT，高温不等于更多的光能（即使没有太阳光，环境温度也可能非常高）。在夏天，逆变器的工作环境温度较高，所以逆变器一般会被安装在遮阳通风的高处，安装在室外的效率会降低。解决逆变器安装室外影响发电效率的方法就是在逆变器上做一个遮阳的盖子，并且要保持逆变器的通风。另外，光伏组件会随着温度的升高，功率呈下降状态。也就是说，温度越高，光伏组件的输出功率会越低。在一年的发电量参数中，5、6月份发电量最高，7、8月开始逐月下降。这是非常正常的现象。同理。在冬天，光伏组件的输出功率反而是比较高的。一个500W的组件在冬天的输出功率可以达到510W。不仅如此，它还会严重影响半导体的工作效率。受自身性质影响，半导体的温度稳定性极差，必须保持在20℃~30℃范围内才能正常工作，高温散热不及时的话，直接就烧坏断路了。
除此之外，高温还会产生热斑效应和PID效应等影响。热斑效应，指串联支路中部分组件因某些原因被“遮蔽”，不仅无法产生电量，还会被当做负载消耗其他支路产生的能量。一旦出现高温天，局部温度过高的情况就会被加剧，强化热斑效应，直接导致组件电池板老化、损坏的情况。毕竟作为暴露在外界的“一大块板子”，光伏电池板不可避免会被污染，如出现鸟屎等。放在平时，鸟屎也就是导致一个小电阻，但高温一出现，就会加剧它带来的影响，极易出现烧坏组件的情况。
PID效应（电势诱导衰减）也会随着高温潮湿的环境加剧。由于高温天气往往也伴随着潮湿，因此空气中的大量水蒸气，会通过封边硅胶或背板进入组件内部，从而导致组件内部大量电荷聚集在电池片表面，造成性能严重下降。
综合来看，光伏发电的最佳温度在25℃，温度太高反而影响发电。此外，高温也可能对光伏电站各项设备造成更严重的影响。
高温对绝缘材料的性能和寿命都有直接的负面影响。这种影响不仅体现在电机、变压器、电感等线圈的漆包线上，也体现在各种塑胶线等电线电缆上。实际上，无论是哪种材料，它们的耐受高温的能力都是有限的。过高的工作温度会导致绝缘性能下降等问题，特别是在长时间使用中更加明显。这些问题如果严重的话，可能会引起绝缘崩溃，进而导致短路爆炸或火灾等安全事故的发生。因此，为了确保设备和人员的安全，必须采取有效措施防止高温对绝缘材料产生的负面影响。
目前，在光伏发电组件及组件串之间的连接、汇流箱、逆变器等部件直流端连接方面，广泛采用了国际标准的MC4接插件。MC4接插件作为一种单芯接插件，具有密封性好、接插方便、检修和维护方便等诸多优点。但同时也存在一些缺陷，比如它怕高温、易老化、怕雨水淋浸等问题。因此，在进行组件连接器的安装和使用过程中，需要注意避免阳光暴晒、高温、淋雨等情况，以免导致接头老化、内部接头和电缆锈蚀，从而增加接触电阻并甚至导致打火，从而降低系统效率或引起火灾事故。因此为了确保MC4接插件的性能稳定和长期可靠地运行，在安装和使用过程中，需要注意对其进行恰当的保护和管理，防止出现潜在的负面影响。
高温对绝缘材料的性能和寿命都有直接的负面影响。这种影响不仅体现在电机、变压器、电感等线圈的漆包线上，也体现在各种塑胶线等电线电缆上。实际上，无论是哪种材料，它们的耐受高温的能力都是有限的。过高的工作温度会导致绝缘性能下降等问题，特别是在长时间使用中更加明显。这些问题如果严重的话，可能会引起绝缘崩溃，进而导致短路爆炸或火灾等安全事故的发生。因此，为了确保设备和人员的安全，必须采取有效措施防止高温对绝缘材料产生的负面影响。在一个小规模的光伏发电站中，通常会有成百上千个连接器，而其中只要有一个连接器出现不良状况，就有可能造成严重的影响。当连接器出现问题时，轻则会导致直流侧内阻增大，从而影响电站的发电效率；而重则可能因接触不良而导致连接器发热甚至烧毁，进而导致汇流箱和逆变器的烧毁。更加严重的情况是，这些问题可能会引发火灾，造成极大的财产损失和人身伤害。因此，在进行连接器的设计、安装和维护时，需要特别注意避免这些潜在问题的发生。
由于光伏电站直流侧电压高、电流大，同时组串接头多且安装环境复杂，因此很多接头会暴露在阳光下或经受风吹雨淋，极易发生接触不良，甚至导致打火和燃烧等火灾隐患。夏季高温还会给光伏电站增添更多的不确定性隐患，从而可能增加电气故障和火灾的发生几率。因此，在日常运营中，必须贯彻“预防为主”的原则，采取有效措施来防范这些潜在的危险。
首先，要特别注意检查光伏组件、逆变器、变压器、电线电缆以及接头等设备和部位的通风和散热情况，以确保它们能够正常运行，并避免发生温度异常的问题。一旦出现异常情况，应立即停止运行并进行处理，以免造成重大事故的发生。
如果遇到光伏发电站电力设施起火的情况，首先需要关闭逆变器并切断交流电源，并尽快断开光伏组件串回路，以确保控制火势和保障消防灭火人员的安全。在进行灭火时，要注意穿戴绝缘鞋和绝缘手套，并遵守一定的距离要求，以免发生触电事故。对于10-35kV高压电器火灾，保持灭火器喷嘴与带电体的最小距离不应小于0.4-0.6m，并禁止使用水和泡沫灭火器。而在灭火工具方面，适当选择干粉灭火器、二氧化碳、1211、四氯化碳灭火器或干燥的沙土等比较有效的方案。
总结：夏季高温不仅会对人体造成不适，而且可能导致光伏电站发电量下降和出现一些不安全和不确定的故障隐患问题。因此，在夏季高温天气期间，必须采取以上一系列措施来保护光伏发电站的安全和稳定运行。
2.5 风电板块
2.5.1风电整机企业
风电整机板块2023年上半年中标项目分析。今年上半年，国内风电整机商共中标281个项目合计48.6GW。其中，公开项目共计38.9GW，与2022年上半年，风电整机商共中标的39.559GW相比，相差不大。
今年上半年，中标前3整机商分别为远景能源10.7GW、金风科技9.2GW、运达股份8.4GW。这三家整机商共拿标超28GW，占今年上半年全部拿标的58.3%。
三一重能排名第四，共中标5.4GW；明阳智能排名第五，共中标5.2GW。接下来6-9名，分别以1-2GW左右的规模体量拉开彼此距离。
海、陆风机中标容量比约为1/12。从陆上、海上角度看，2023年上半年中标项目中，陆上风电项目共计44.7GW，海上风电项目共计3.9GW。明阳智能与远景能源在海上风电领域中标均超1GW。明阳智能拿标最多（约1.2GW），占海上总市场中标量的30.62%，占其上半年中标总容量的22.6%。中国海装在海上共中标807MW，排名第三。
从国内、国际角度看，根据公开信息不完全统计，2023年上半年共有3家国内厂商累计斩获近4GW国际订单。其中，远景能源拿单最多，近3GW。运达股份超1GW。
今年上半年，风机中标项目业主中，中电建释放资源最多，超4.8GW；内蒙古能源释放4.4GW；国家电投释放超4.2GW；华能释放接近4GW。
三峡能源：金风科技500MW，运达股份535.7MW，东方电气100MW，合计1135.7MW
从业主角度来看，在中电建4.8GW风机采购项目中，金风科技拿标最多，超1.9GW；内蒙古能源4.4GW风机采购项目分别被远景能源、三一重能、明阳智能分获；在国家电投风机采购项目中，明阳智能、远景能源拿标最多，均超1GW；在华润1.9GW风机采购项目中，中车株洲所拿标最多，超1GW；在京能1.8GW风机采购项目中，运达股份拿标1.7GW。从业主大类来看，国央企仍是开发商主力军。整机商在央企处均有所分羹。远景能源、金风科技、运达股份、三一重能客户包括私企开发商。特别是金风科技，在私企拿标超3GW。运达股份在私企处拿标接近2GW。
2023年上半年，内蒙古地区累计完成风机中标8.93GW，甘肃完成风机中标5.5GW，广西完成风机中标3.34GW，新疆、黑龙江完成风机中标超2.7GW。从省份角度来看，内蒙古市场最活跃，远景能源在内蒙古拿标超1.8GW；金风科技在内蒙古拿标超1.6GW；运达股份在内蒙古拿标超1.5GW；明阳智能、三一重能在内蒙古拿标近1.4GW。
从整机商角度来看，远景能源拿标较多的地区包括内蒙古、广西等地；金风科技拿标较多地区包括甘肃、内蒙古、黑龙江等地。运达股份拿标较多的地区包括内蒙古、甘肃等地。
二季度陆上风机价格趋稳
2023年一季度，陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从2月的1460元/kW，到3月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年2季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
截止到2022年底，中央企业的新能源装机总量达到了4.4亿千瓦，占全国的58%。央国企作为光伏、风电电站的主力投资商，从总装机来看，国家电投、国家能源集团、华能集团总规模均突破50GW，其中国家电投以95.61GW的规模领衔11家电力央企，国家能源集团则达到70GW，华能达到51GW，华电、大唐、中广核、三峡集团四家电力央企风、光总装机则落在30GW以上，除国投电力、中节能外，剩余央企则均达到10GW级。
光伏方面，截止到2022年底，国家电投成为首个突破50GW的电力央企，华能、华电、国家能源集团、三峡、中核、中广核则均突破10GW，“五大六小”电力央企光伏总装机超155GW。
风电方面，国家能源集团风电累计装机规模突破50GW，国家电投、华能、华电、中广核、大唐则均突破20GW，三峡、华润则落在10GW级以上，11家电力央企风电总装机近250GW。
重点：11家电力央企在风、光领域的集中度呈现一定的分化表现。风电领域，11家央企风电总装机达到了约250GW，其全国占比约68%左右，较去年占比稍有提升。而光伏领域，11家电力央企的总装机约155GW，全国占比约39.6%，与风电呈现出较大差异性。但需要注意的是，11家电力央企在光伏领域的集中度成正呈现出逐年上涨的趋势。
从近4年“五大六小”电力央企的装机数据来看，其光伏总规模全国占比从2019年的22.3%逐渐上涨至当下的39.7%，集中度虽有所上升，但实际增幅则呈现放缓的形势。
2.5 氢能板块
氢能应用场景广阔，绿氢发展潜力巨大。发展氢能是达到全球“双碳”目标的重要途径。氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储 能，加快推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。目前全球氢能发展如火如荼，中国国家发改委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》确定了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，海外对绿氢的重视程度也越来越高，2020 年欧盟发布了《欧盟氢能战略》，旨在推动氢能在工业、交通、发电等全领域应用；同年美国发 布《氢能计划发展规划》，指定多项关键技术经济指标，期望成为氢能产业链中的市场领导 者。我们认为氢能的开发和利用有望引发深刻的能源革命，必须重视氢能行业的发展和投资机会。
氢能介绍：清洁能源零碳排放，符合双碳战略大有可为
氢能清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活，有望成为 21 世纪的“终极能源”。氢能是指以氢及其同位素为主体的反应中或氢状态变化过程中所释放的能量。与其他燃料不同， 氢能可以利用化石燃料生产，也可以利用可再生能源来进行生产，其燃烧仅生成水，不会产生污染环境的物质，而且燃烧产生的热值较高，能通过能源载体和循环碳经济可以实现 可持续的氢利用。
根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，可将氢分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在制氢过程中增加 CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）碳捕捉、利用与储存技术产生的氢气。绿氢是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源制备出的氢气，制氢过程完全没有碳排放。
目前氢能主要以灰氢方式制取，绿氢占比有望快速提升。目前的氢气主要是灰氢，约占全球氢气产量的95%，灰氢在制备过程中会排放较多的二氧化碳。绿氢在制备过程中完全零排放且可以与可再生能源耦合，未来占比有望不断提高，逐步取代灰氢。
氢能制备方式多种多样，绿氢主要通过电解水制氢。目前全球制氢主要技术方式有煤制氢、 天然气制氢、工业富产氢等。从全球来看，天然气制氢占据主要位置，2021 年份额达 62%， 煤制氢占 19%，工业副产氢占比 18%，而电解水制氢仅占 0.04%。从国内看，煤制氢是我国主要的制氢来源，2021年份额占制氢总量的 64%，工业副产氢占比 21%，天然气制氢占比 14%，而电解水制氢仅占1.52%。煤制氢技术较为成熟、产量大且分布广、排碳量大，1吨煤制氢 0.11~0.13 吨。天然气制氢耗水量小，氢气产率高，蒸汽重整制氢较为成熟，排碳量大，天然气制氢 0.23 吨。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到氢气，主 要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等副产工艺。由于其显著的减排效果和较高的经济性优势，1吨焦炭制氢 0.017 吨。电解水制氢主要工艺路线为碱性电解、PEM 电解和SOEC电解。其中碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；PEM电解水流程简单、 能耗较高，启停速度快能较好配合风光的波动性，已经实现初步商用。
制氢成本是制约氢能源发展的主要因素。化石能源制氢技术成熟，成本较低，煤制氢成本普遍在10.1-13.4元/kg，天然气制氢成本为13.4-16.8元/kg，甲醇制氢成本约为16.8-22.4元/kg。工业副产氢具有经济优势和减少碳排放优势，但是排放过程中含有腐蚀性气体会造 成一定环境污染，制氢成本约为11.2-16.8元/kg。电解水制氢成本目前普遍在16.8-33.6元/kg 左右，相比化石能源制氢和副产氢成本较高，主要系消耗电量较大，但整个工艺过程简单无污染。生物制氢原材料成本低，但是氢含量较低，目前应用较少。
现阶段电解水制氢成本较高主要是由于电解槽设备成本较高以及电费较高。未来随着技术 进步，电解槽成本有望进一步下降，同时伴随风能，太阳能发电技术的不断提升，未来电 费有望进一步下降。综合来看，电解水制氢是未来制氢的主流路线。
根据国际能源署数据显示，自2021年2月以来，全球启动了超 131 个大型氢能开发项目，并预计 2030 年全球氢能领域投资总额将 达 5000 亿美元。尽管各国都在加快部署氢能产业，但布局方式略有不同。中国、欧洲、 美国等地已经将绿氢纳入国家氢能发展战略中，未来发展前景可期。
中国：政策扶持力度大，产业发展环境较好。国家政策持续发力，大力推动氢能全产业链发展。从 2020 年氢能被列入能源范畴以来， 氢能在低碳发展的战略地位愈加凸显。国家能源局等部门出台氢能相关政策，引领氢能产业快速发展，各地方政府也陆续出台政策大力发展氢能。陕西、吉林、江苏等地引发的推动氢能发展的政策，涉及氢能基础设施的建设、燃料电池汽车的推广、氢能产业生态体系 的构建等多个领域。以《南京市加快发展储能与氢能产业行动计划(2023-2025 年）》和《郑 州市主城区燃料电池汽车加氢站布局专项规划（2022-2025 年）》等为代表的地方氢能产业发展文件，均提出未来 2025 年发展目标，引导各地方氢能产业有序健康的发展。
美国设定氢能长远发展目标，加强氢能全产业链技术储备，多项政策为其保驾护航。美国 从 1990 年开始制定各项政策为氢能发展提供方向，并通过拨款研发费用、提供税收抵免 等方式大力发展氢能产业。2022 年 11 月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图 （草案）》提出到 2050 年清洁氢能将贡献约 10%的碳减排量，到 2030、2040 和 2050 年 美国清洁氢需求将分别达到 1000、2000 和 5000 万吨/年。同时美国还通过了《通胀削减 法案》（IRA）和《两党基础设施法》（BIL）。IRA 为每公斤绿氢提供 3 美元的补贴，降低 制氢成本；BIL 提供给 100 亿美元构建和完善氢能产业链各环节。
日本政策导向明确，政企、科研合力推动氢能产业化。在保证本国能源安全的前提下，构建全球氢能产业链。日本最早从 1973 年开始氢能的相 关研究，并于 2013 年将氢能发展上升为国策，2014 年提出“氢能社会”的概念。2017 年，日本发布的《氢能源基本战略》成为世界上首个国家层面的氢能发展政策，设立了在 2030 年左右建造商业规模的氢能产业链的目标。根据 2019 年修订的《氢能和燃料电池发 展战略路线图》，计划未来 10 年投入 3700 亿日元扶植氢能产业；到 2030 年实现氢能年 供应量 300 万吨，2050 年实现氢能年供应量达到 2000 万吨。而日本逐渐意识到，氢能 产业链的构建仅靠本国有限的资源难以实现。因此 2021 年《第六次能源基本计划》提出， 建立国际氢能供应链，在全球范围内不断创造氢能需求。随着氢能战略的不断修改完善， 发展方向愈加明晰，引导政府部门、企业和研究机构大力推进氢能发展利用。
欧洲：氢能将高速增长，战略目标宏伟。大规模部署绿氢，能源结构改革，实现脱碳经济。2020 年欧盟发布的《欧洲氢能战略》， 提出了未来 30 年渐进式的氢能发展路径，并将战略分成三个阶段，旨在 2030 年实现绿 氢年产量超 1000 万吨，2050 年前实现氢能的大规模部署以及应用，并让各行业实现脱 碳。而俄乌冲突的发生使欧洲能源价格激增，加快了欧洲各国在氢能产业上的进程。欧盟 于 2022 年发布的“Repower EU”计划，再次强调了在 2030 年氢能产量要实现每年 1000 万吨国内可再生氢能的生产和 1000 万吨绿氢进口的目标，并于 2023 年通过可再生能源 指令要求的两项授权法案，推动氢能产业的发展。与此同时，为了解决制氢成本高等问题， 欧盟专门成立了欧洲氢能银行，并投资 30 亿欧元助力欧洲氢能的发展。
欧盟各国相继颁发国家氢能战略，德法等五国集体解锁绿氢产能。在《欧洲氢能战略》颁 布后几个月内，德国、法国、意大利等国相继发布《国家氢能战略》，对未来氢能产业、燃 料电池产业等设立政策框架和目标。德国通过《国家氢能战略》，不仅计划在 2030 年达到 5GW 的电解槽容量，即 14TWh 的绿氢生产，还积极寻找海外氢能供给，并与多国签订氢 能项目合作协议。法国于 2020 年 9 月发布《国家氢计划》，预计在未来 10 年投入 72 亿 欧元助力氢能产业研发生产，致力成为全球绿氢产业引领者。法国、德国、荷兰、葡萄牙 和西班牙在内的五个欧盟成员国的整体目标是，到 2030 年在低生产情景下达到 20.5GW 的绿氢产能，在高生产情景下达到 22GW 的绿氢产能，共同助力欧洲氢能战略的完成。
产业链：制氢环节是核心，储运及应用环节快速发展
氢能产业链分为上游制氢环节，中游储运氢环节以及下游应用环节。对于上游制氢环节而言，电解槽是核心装置，电解槽厂商也是行业内主要玩家，本报告对上游目前主要制氢路径以及成本进行了详细梳理和拆分，电解水制氢目前成本仍然偏高，但是考虑未来碳税的 征收以及绿氢成本持续降低，绿氢与灰氢成本差距有望逐步收敛。随着氢能产业链的发展，氢能储运如储氢瓶、氢能压缩机、氢能阀门，下游氢燃料电池企业、氢能自行车等领域均迎来较大的发展机遇，值得长期关注。
中游：氢能储运——主流高压气态储氢安全隐患大，固态储氢或成为未来技术热点。从技术路线上看，氢能储 运主要有四种形式：高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液体储氢。目前最常 用的是高压气态储氢，即利用高压将氢气压缩到高压容器中，其技术成熟度最高，氢气压 缩能耗低，另外氢气储存多采用钢瓶，结构简单、充放气速度快，但存在较大的安全隐患；低温液态储供模式下，液氢体积能量密度大，因此储运简单安全、运输成本低，但把氢气 液化耗能较大，液化 1kg 的氢气需要耗电 4-10 千瓦时，且液氢的存储容器需要具有抗冻、 抗压以及严格绝热的特性，因此综合成本较高，目前主要用于航天航空领域。固态储氢是 利用储氢材料与氢气反应生成稳定化合物，相比于高压气态和低温液态两种储氢方式，具 有操作容易、运输方便、成本低、安全性高等明显优势，长期来看发展潜力最大。有机液 体储氢是通过不饱和液体有机物的可逆加氢和脱氢反应来实现储氢，目前仍有较多的技术 难题尚未攻克，导致费用较高、氢气纯度不够，但是有机液体储氢能够在常温下运输，安 全性较高，并且可以利用现有加油站设施进行加注，在未来极具应用前景。
下游需求：化工需求为主，工业及交通领域需求潜力巨大
全球能源结构转型加快，氢能成为重点关注对象。受全球气候变暖、保障能源安全、保护 生态环境等方面因素的影响，全球能源结构持续向低碳化转型。随着《巴黎气候协定》的 签署，二氧化碳减排计划的实施更为紧迫。氢能以其清洁无污染、来源广、可再生、可储 存等优势，成为化石能源的重要替代品，是许多国家能源转型的战略选择，全球已有超过 20 个国家或联盟发布或制定了《国家氢能战略》。据国际氢能委员会预测, 2050 年全球能 源消费结构中，氢能占比有望达 18%，同时还将创造 3000 万个工作岗位，减少 60 亿吨 二氧化碳排放量，产值达 2.5 亿美元。
全球氢能市场前景可观，规模有望持续增长。全球氢能需求自 2000 年以来强劲增长，2020 年全球氢气需求大约为 9000 万吨。根据预测，到 2030 年，全球氢气产量将从 2021 年的 9400 万吨增长至 1.43 亿吨，并于 2050 年突破 6.6亿吨。其中我国氢气产量预计在 2030 年达到 4361 万吨，占世界总产量的 30%。
氢能需求主要集中于精炼环节和工业用途。2020 年精炼环节消耗 3,840 万吨的氢气作 为原料，并且氢气也满足一部分燃料需求。在工业合成领域，2020 年氢气消耗量超 3000 万吨，大部分作为原料使用。据 IEA 的预测，2050 年燃料电池、能源发电和合成燃料的 需求将成为未来氢能应用的重要领域，氢能消耗将分别占到全球氢能总需求的 23.2%， 19.2%和 14.2%，精炼环节和工业合成领域，在 2050 年将下滑至 5.9%、21.9%，氢能其 它领域的应用仍有较大发展潜力。
传统合成氨、甲醇等化工产品利用煤气化产生的氢气合成，而煤气制氢过程碳排放约 14kg.CO2/kg.H2,通过利用风力、太阳能等可再生能源电解水，能够实现零碳排放制氢， 推动化工行业脱碳生产。《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》明 确提出，要发展“以气代煤”燃料格局，增加富氢原料比重，合理开发利用缘氢，推进炼 化、煤化工与“绿电”、“绿氢“等产业耦合示范。
到 2050 年含钢铁、化工的工业领域氢能消费总量将超过 1.6 亿吨标准煤。工业领域氢能 消费增量主要源自钢铁行业。根据中国氢能联盟预测，到 2030 年钢铁领域氢能消费量将 超过 5000 万吨标准煤，到 2050 年进一步增加到 7600 万吨标准煤，将占钢铁领域能源消 费总量的 34%。
氢建筑应用仍处于导入阶段，未来存在较大市场空间。氢能建筑，是近年发展起来的一种绿色建筑新理念。它以氢能完全或部分替代市政电网、天然气等传统能源，满足建筑对冷、 热、电、生活热水等各种能源的需求，在提高建筑用电可靠性的同时，还有助于优化国内 的能源结构、降低电网整体投资和减少问题气体排放。目前全球建筑供热和电力需求约占全球能源需求的 1/3。全球多个国家积极探索氢能在建 筑领域应用，利用氢气通过发电、直接燃烧、热电联产（CHP）等形式为居民住宅或商业 区提供电热水冷多联供。如氢可与天然气混合（氢气掺混比例为 0~20%），通过基于燃气 轮机或燃料电池的 CHP 技术，利用现有建筑和能源网络基础设施提供灵活性和连续性的 热能、电力供应，从而取代化石燃料 CHP。此外，100% 的纯氢可通过氢锅炉用于建筑 供热，但氢气价格需低至 1.5~3.0 美元/kg 时，才能与天然气锅炉和电动热泵竞争。而对 于分布式供暖，氢能是少数几种可以与天然气竞争的低碳替代品，随着制氢成本和氢锅炉、 燃料电池成本的下降，以及氢气利用现有天然气管道输送能力的提升，预计到 2030 年， CHP 中氢锅炉与氢燃料电池的成本为 900~2000 美元/（户·年），建筑热电联供的氢能 需求量为 3 万~ 9 万 t/年。
分析：发展逻辑：政策催化叠加产业链降本，绿氢发展加速
绿氢行业发展主要受政策、新能源电力消纳需求推动。我们梳理目前绿氢行业主要项目发 现大型绿氢示范项目放量对于行业发展起到了非常大的助力作用，2022 年中石化库车项 目占全年国内装机量的 1/3 左右，这些大型的绿氢示范项目助力电解水制氢行业走向成熟。此外新能源特别是光伏、风电的发展产生了大量不稳定的电力，这些电力目前需要配套大 量的储能解决调峰调频的问题，绿氢可以解决新能源电力就地消纳问题且利于长时储能。我们认为随着光伏风电等新能源发展导致电力不稳定性日益突出，利用绿电制绿氢有望成 为行业发展的必然选择。此外，交通领域氢燃料车的放量、海外市场需求的高速增长都为 国内的氢能产业链带来了巨大的发展机遇。
政策催化：大型绿氢示范项目放量，电解水制氢走向成熟。政策是推动绿氢产业发展的重要因素。双碳目标的建立对电解水制氢项目在工业领域的应 用起到了极大的推动作用，据统计，大多数绿氢项目都启动于 2020 年之后，比如中国石 化新疆库车绿氢示范项目、中国石化“绿电制绿氢”项目、由清华四川能源互联网研究院牵头的“十万吨可再生能源电解水制氢合成氨示范工程，还有宁夏宁东基地的国家级太阳 能电解水制氢综合示范项目等。这些项目涵盖了能源、交通、化工等多个领域，通过这些示范项目的运营与实践，绿氢产业的生产、应用和推广将得到进一步发展。
重点项目介绍——中国石化新疆库车绿氢示范项目
中国石化新疆库车绿氢示范项目是政策催化下的典型示范项目。中国石化新疆库车绿氢示范项目是中国在建项目中，制氢规模最大的可再生能源制氢项目。项目位于库车经济技术开发区，占地面积约 500 亩，总投资近 30 亿元。将新建装机容量 300 兆瓦、年均发电量 6.18 亿千瓦时的光伏电站，年产能 2 万吨的电解水制氢厂（包含 52 台 1000Nm3/h 的碱性电解槽），储氢规模约 21 万标立方米的储氢球罐，输氢能力每小 时 2.8 万标立方米的输氢管线及配套输变电等设施。项目第一期预计 2023 年六月能够建 成投产，是中国石化第一个贯通风光发电、绿电输送、绿电制氢、氢气储存、氢气输运、 绿氢炼化等绿氢生产利用全流程的典型示范项目。
可再生能源配套需求：绿氢项目助力解决储能及消纳问题
新能源消纳问题突出，光伏制氢助力储能需求。风电、光伏发电受制于天气、气候等因素， 具有间歇性和波动性的问题，容易对电网安全稳定性造成冲击。储能是解决光伏、风电等 新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段。在此背景下，多个省份 相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统，要求配储比例不少于10%/2h，且呈不断上升的趋势。强制配储带来了成本负担，据中国光伏行业协会数据，假设100MW项目配置 10%/2h储能系统，会使电站成本增加0.3元/瓦及以上，若继续提高 配储比例，储能比例每增加10%，电站成本将增加约0.3元/瓦。
与其他储能方式相比，氢能更能满足大规模、长时间消纳需求。与抽水储能、锂电池储能等方式相比，其具有边际成本低、能量密度大、无自衰减等优势，能够实现跨周、跨季储 能。但其实际应用需要经过光伏发电到制氢再由储氢发电的两次转换，短期内储能效率较 低。锂电储能的效率更高，适用于日度调峰；氢能更针对于大规模储能和季度调峰，扩容只需要增加储氢设备，边际成本更低。
交通需求：氢燃料车销量高增，制氢加氢一体站模式提升绿氢需求
氢燃料电池可以缓解传统燃油发动机高碳排放问题，同时解决锂电池续航时间短的缺点。由于锂电池能量密度的限制，纯电动汽车续航与车重成正比，以一辆载重 30 吨、续航 200 公里的纯电动重卡为例，当锂电池容量是 400kWh，质量能量密度是 300Wh/kg 时，电池 的自重将会高达 1.3 吨，且仅能续航 200 公里，如果把续航提升到 800-1000 公里，那么 该锂电池的自重将高达 6 吨以上,而氢燃料电池车续航可以轻松达到 500km 以上，整车 重量也远低于纯电动重卡，而且加氢跟加油/气方式类似，一般加注时间在 10 分钟以内， 远低于纯电动卡车的充电时间，并且能够克服低温环境适应性差的问题。在充能时间、工 作环境、续航里程的角度，氢燃料重卡都具有明显优势。
全球燃料电池汽车销量稳步增长，中国销量位居世界第二。氢燃料电池作为全球能源可持 续发展和战略转型的重要路径，目前已成为交通领域改革创新的重要支撑，许多国家都在大力推动氢燃料电池汽车绿色环保产业的发展。2022年全球燃料电池汽车销量达到20258 辆，同比增长 14.7%，近五年全球销量总体呈稳步攀升态势。按车辆类型来看，乘用车占 据主导地位，2022 年销量占比超过七成，其中丰田 Mirai 和现代 NEXO 占据市场绝对主 导地位，在 2022 年两者的销量分别达到了 11166 和 3684 辆，而客车和专用车的占比仅 为 7.07%、17.91%。按国别来看，在 2022 年，中国已经成为全球燃料电池汽车第二大销售国。
中国燃料电池汽车销量增速明显，商用车占据主导地位。2016－2019 年我国燃料电池汽车销量持续增长，2020 年受疫情和补贴政策退坡等因素的影响，燃料电池汽车销量出现下降，而在 2021 年燃料电池汽车销量恢复增长，到 2022 年底，我国燃料电池汽车销量 达到 5006 辆，同比增长 164.17%。国内燃料电池汽车保有量持续增长，2022 年达到 12306 辆，同比增长 37.68%。根据《中国氢能产业发展报告 2022》，预计至 2025 年，中国燃料 电池汽车保有量将发展到 5-10 万辆，预计至 2030 年，燃料电池汽车将实现商业化运营。从车型类别来看，2022 年，我国燃料电池汽车销量中，商用车占据主导地位，乘用车占比 仅为 4.47%。根据国际能源署统计数据，在国内燃料电池客车和商用车政策推动下，我国 在全球燃料电池公交车和商用车领域中占据主导地位。
启动燃料电池汽车示范城市，氢车蓄势待发。2021 年 8 月和 12 月，我国分两批批复了氢 燃料电池汽车示范城市群名单，名单包含上海、京津冀、广东、河南、河北五大城市群， 有 41 座城市被纳入其中。这五大城市群分别由上海市、北京市、佛山市、张家口市以及 郑州市牵头，形成自上而下，以点带面的发展动能。2023 年 3 月 28 日，在北京氢能产业 大会暨京津冀氢能产业发展高峰论坛上，科学技术部高新技术司能源与交通处处长问斌表 示：“当前，全国五大燃料电池汽车示范城市群运行考核良好，氢能产业布局呈现遍地开花 局势。”我国氢能产业处于发展初期，但是在政策的驱动下，氢能产业快速发展，燃料电池 汽车产业链雏形初步形成，基本掌握部分关键技术，产业发展前景广阔。
国家及地方政府积极出台氢能产业发展支持政策。2022 年 3 月，国家发改委发布的《氢 能产业发展中长期规划 (2021-2035 年)》，要求统筹氢能产业布局，提高氢能在能源消费 结构中的比重，到 2025 年实现燃料电池车保有量约 5 万辆。为推动我国氢能产业发展， 北京、广东、上海等省份也纷纷发布氢能产业发展规划，从推广电动汽车到交通领域，到 推广燃料电池车到交通领域，从加氢站到燃料电池系统再到燃料电池车的推广形成了一条 龙的政策体系。从规划来看，燃料电池汽车和加氢站发展前景值得期待。
加氢站布局加快，逐渐形成网络。加氢站等基础设施是否完善是影响消费者购买氢燃料电 池汽车热情的主要因素。随着国内氢燃料电池汽车累计销量增加，中石化、中石油等能源 央企不断加大加氢基础设施的投资和建设力度，国内加氢站数量呈现快速增长趋势。截至 2022 年底，我国加氢站累计建成数量达到 274 座。根据 2020 年中国汽车工程学会发布 的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》相关规划，到 2035 年加氢站的建设目标为至少 5000 座，中国未来加氢基础设施的市场规模在 2030-2050 年将突破千亿。此外，我国加 氢站建设参与主体呈现多样化趋势，采取规模化建设或加油/加氢/加气站合建等方式来拓 展加氢基础设施网络，单位加注成本也有望下降。
出口需求：海外项目需求量大，国内氢能业务厂商前景广阔
全球氢能需求不断增长，国际合作有望开展。国际氢能委员会（The Hydrogen Council） 则认为，全球将从 2030 年开始大规模利用氢能，2040年氢能将承担全球终端能源消费量的 18%，而到2050年氢能利用可以贡献全球二氧化碳减排量的 20%。全球氢能发展 领先的地区如美国、欧洲、日韩以及沙特等中东地区也都提出了氢能发展目标。
中东国家积极寻求能源转型，期望成为可再生能源出口国。由于土地成本较低以及未来对 于氢能装备的需求巨大，中东各国政府考虑在本国建立完整的氢能产业链。在中东区域，中国的 EPC 工程总包公司和部分印度工程总包公司有很大的优势，特别是中国电建在迪 拜建设有分公司，已经深入中东市场开拓业务。沙特天然气与太阳能资源充沛，积极发展氢能行业。沙特2016年发布“2030 愿景”，提 出大力推动能源转型，到2030年力争实现400万吨氢能的年产量和出口量的目标，期望 成为全球氢能经济的引领者。沙特天然气与太阳能资源充沛，其东部地区拥有石油天然气生产、炼油化工的完备基础设施，具有发展蓝氢产业的良好基础；西部地区太阳能和风能 资源丰富，电力成本低廉，通过电解水制取“绿氢”的成本优势显著。随后，在 “绿色沙 特倡议”中计划，到2030年实现每年减少2.78亿吨碳排放，到2060年实现温室气体“净零排放”，并致力于推动氢能生产链本地化，成为全球清洁氢能供应商。阿联酋发布了“2050能源战略”，目标到2050年将清洁能源在总能源结构中占比提高到50%，氢能领域占据全球低碳氢市场份额25%。
中阿氢能合作进一步加强，氢能业务厂商出海步伐加快。2022 年 12 月 7 日，沙特阿美和 山东能源集团签署战略合作协议，范围涉及氢能、可再生能源和碳捕集技术。12 月 8 日， 中国与沙方签署氢能和鼓励两国直接投资谅解备忘录，沙方表示欢迎中国企业积极参加沙 特重大基础设施建设和能源项目合作。随着中阿在氢能方面的合作不断促进，短期内将促 进氢能设备制造厂商出海，长期有助于氢能全产业链的出海。中国电解槽成本优势明显，中阿合作集中在绿氢制取环节。氢能能否大力推广的主要原因 是氢能的成本，而电解水设备是制取“绿氢”的主要成本。中国目前电解水设备价格显著 低于其他国家，据 BNEF、IEA 和香橙会数据，中国碱性电解槽设备成本仅为欧美供应商 的 25%-40%，目前国内碱性电解槽产能逐步扩张，碱性电解槽设备成本已普遍降至 1500～2000 元/kw，具备成本竞争力。全球大规模制造技术中至少 60%的制造能力来自 中国，电解槽制造能力也有 40%来自中国。另据彭博新能源财经统计，目前电解槽产能一 半在中国，另一半在世界其他地区。基于此，认为沙特氢能的发展会促进中阿氢能合作， 进一步加快氢能制造设备厂商出海，同时，氢能储运公司或将受益于跨国合作。
欧洲推进氢气管道建设项目，大力发展可再生能源。2022 年 12 月 9 日，法国、西班牙、 葡萄牙三方表示将协同推进“H2Med”清气管道建设，从欧洲西部发力，为欧洲各国提供 氢气；加之二二五冲突导致欧洲能源短缺问题日益突出，阿拉伯国家能够从欧洲东部和南 部发力。而中国与沙特签订的合作协议有助于中国的氢能源产业链从阿拉伯国家对欧洲的 能源供应中受益。2022 年 5 月欧盟委员会在官网公布“REPower EU”能源计划，到 2030 年欧盟将实现可再生氢气生产 1000 万吨、进口 1000 万吨；2022 年 9 月欧盟通过了《可 再生能源发展法案》，明确 2030/2035 年非生物基可再生能源制氢在终端用氢中的占比达 到 40%/70%，2030 年低碳氢（含绿氢）在氢能中的占比不低于 50%。
碳税：灰氢制备成本端承压，绿氢生产优势逐步显现。全球可持续发展理念深入人心，碳税征收应运而生。气候变化对全球构成极大威胁，低碳减排成为世界共识。世界气象组织发布《2022 年全 球气候状况》指出，全球变暖仍在继续，2013 年至 2022 年的 10 年平均气温估计比工业化前高出 1.14℃。其中，温室气体是导致全球气候变化的主要原因之一，碳排放则是最主 要的一种。目前，各国正携手应对全球气候变化挑战，包括我国在内的 197 个国家加入 《巴黎协定》，为了将全球升温控制在 1.5℃以内，各国在 2030 年前必须在 2010 年水平 上至少将排放量减少 45%，到 2050 年实现净零。
碳税政策已累计丰富实践经验，全球覆盖范围广泛。20 世纪 90 年代，欧洲国家便开始通 过征收碳税等环境税来降低劳动和资本的税负。近年来，南非、新加坡等亚非国家也相继 开始实施碳税。世界银行的统计表明，截至 2021 年 1 月，全球共有 35 个国家开征碳税， 其中涉及 27 个全国性征收方案，8 个地方性的征收方案。截至 2022 年 4 月，全球已投入 运行的碳税、碳排放交易体系碳定价工具共计 68 种，共覆盖了全球约 23%温室气体排放。
各国碳税税率走势逐步高升，强化引导企业绿色转型。碳税体系下，政府针对企业造成二 氧化碳排放的商品或服务，依照排放量来征收环境税，通过税收手段促使企业采取更加环 保的行为，如减少能源消耗、转向清洁能源，实行更高效的制造工艺等。碳税的推出，一 方面可以用来协助企业转型，以更有效率的方式使用能源；另一方面，能够有效降低温室 气体排放量，减缓全球气候变化的速度。现阶段，一些国家正在规划更为严苛的碳税政策， 加拿大碳税税率预计十年内增长超 100 美元，于 2030 年提升至 136 美元/吨二氧化碳。
我国碳税出台势在必行，绿氢优势有望逐步显现。我国碳交易市场扬帆起航，碳税政策箭在弦上。虽然我国暂未实施碳税政策，但已经初步 建立碳交易市场并制定实施了节能减排相关政策。未来，我国可以充分借鉴国外的碳税经 验，采取融入型碳税，将碳税作为成本的一部分直接融入到商品或服务价格中，由市场上 的生产者和消费者共同分担，以温和的方式在节约立法成本的同时实现减排目标。绿氢制备零碳排放占优，碳税出台将释放利好信号。传统灰氢制备通过石油、天然气、煤 炭等化石燃料燃烧制备，碳排放量高，是目前主要的制氢来源。绿氢则通过光伏发电、风 电以及太阳能等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中基本上不会产生温室气体。虽然绿 氢制备仍存在转化率低、成本高的缺点，但碳税出台将进一步缩小其与灰氢的成本差距。
碳税助力绿氢灰氢成本加速收敛，2030 年有望持平。根据测算结果，将 2020 年水平作为 基准，假定灰氢初始制备成本为 0.9-1.4 美元/公斤，绿氢制备成本维持 4.0-4.5 美元/公斤。若我国推出碳税，且碳税税率达到 50 美元/吨二氧化碳及以上水平，绿氢与碳排放量较高、 制备灰氢的传统制氢企业的成本差距有望降至 2.0 美元以下。叠加可再生能源制氢成本下 降等因素，未来绿氢制备成本将以较快速度收敛于灰氢水平。
电解槽需求：预计26/30年新增装机30/127GW，市场规模761/2420亿元。电解槽系统成本有望规模化降本，PEM 占比有望逐步提升。我们预计 2023 年中国 ALK/PEM 电解槽系统均价分别为 1.80/6.84 元/W，同比-10%/-15%，海外 ALK/PEM 电解槽系统均价分 别为 3.78/5.76 元/W，同比-14%/-18%，预计随着电解槽系统装机规模大幅提升，成本有望呈 现逐步下降趋势。我们预计 2023 年中国 ALK/PEM 电解槽新增装机占比分别为 94%/6%，预 计到 2030 年占比分别为 85%/15%；预计海外 ALK/PEM 电解槽新增装机占比分别为 30%/70%， 预计到 2030 年占比分别为 26%/74%。绿电制绿氢成行业趋势，电解水制氢规模迎来高增。我们预计 2022 年全球电解水制氢规 模约 8.9 万吨，2023 年有望达 22.1 万吨，同比+147%，随着电解槽装机规模大幅提升， 我们预计 2026/2030 年电解水制氢规模分别达到 266/1949 万吨，22-30 年 CAGR=96%, 氢能有望逐步成为全球能源结构的重要组成部分。
三、新能源行业重大事件
1、三峡能源：发布公告，根据公司初步统计，截至2023年6月30日，公司2023年第二季度总发电量143.09亿千瓦时，较上年同期增长11.29%。其中，风电完成发电量102.48亿千瓦时，较上年同期增长16.81%(陆上风电完成发电量74.41亿千瓦时，较上年同期增长21.23%，海上风电完成发电量28.07亿千瓦时，较上年同期增长6.53%);太阳能完成发电量39.34亿千瓦时，较上年同期增长2.90%;水电完成发电量1.17亿千瓦时，较上年同期下降52.44%;独立储能完成发电量0.10亿千瓦时，较上年同期下降33.33%。
2023年上半年累计总发电量280.90亿千瓦时，较上年同期增长14.71%。其中，风电完成发电量205.81亿千瓦时，较上年同期增长18.69%(陆上风电完成发电量141.78亿千瓦时，较上年同期增长20.64%，海上风电完成发电量64.03亿千瓦时，较上年同期增长14.58%);太阳能完成发电量72.82亿千瓦时，较上年同期增长7.31%;水电完成发电量2.02亿千瓦时，较上年同期下降41.79%;独立储能完成发电量0.25亿千瓦时，较上年同期增长66.67%。
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。
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