電力設(shè)備與新能源行業(yè)市場前景及投資研究報告：先進光伏新型儲能

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先進光伏產(chǎn)業(yè)2024年發(fā)展形勢展望02

新型儲能產(chǎn)業(yè)2024年發(fā)展形勢展望目

錄%%3%%%%%01先進光伏產(chǎn)業(yè)2024年發(fā)展形勢展望4%%%%01

市場空間：未來30年全球年均新增光伏裝機1500GW

總量：中性預期下，基于碳中和的共識，2060年全球光伏存量裝機需求預計超45TW，相當于每年裝機1500GW，連續(xù)裝30年。表：預計2060年全球存量光伏裝機需求超45TW表：相關(guān)假設(shè)條件測算條件單位202260457419%0%2060E481項目假設(shè)條件全球一次能源耗量全球終端用能EJ基于2022年全球一次能源耗量604EJ，考慮能源加工/輸配損失，假設(shè)終端能源消費總量為一次能源耗量的95%，對應(yīng)終端能源消費574EJ?；谀茉葱侍嵘?，假設(shè)2022-2060年全球終端能源消費總量的復合增速為-0.7%，對應(yīng)2060年全球終端用能457EJ。能源消耗總量EJ457終端用能-電力占比終端用能-氫能占比制氫轉(zhuǎn)化率60%20%80%108假設(shè)2060年終端能源消耗中電氣化比例達到60%，剩余40%為不適宜電氣化的能源應(yīng)用場景（如長時儲運、部分重工業(yè)等），其中20%由能量密度更高的氫能對化石能源進行替代，氫能制取方式為電解水，考慮交直流轉(zhuǎn)換、氣體儲運等帶來的能量轉(zhuǎn)換損失，制氫轉(zhuǎn)化率80%。據(jù)此計算，2060年的全球電力總需求約108萬億度。能源結(jié)構(gòu)55%29全球電力總需求光伏發(fā)電占比萬億度4%55%98%60.5130046.5全面向可再生能源轉(zhuǎn)型，假設(shè)2060年光伏發(fā)電占比55%，光伏發(fā)電利用率98%。據(jù)此計算，2060年全球光伏發(fā)電量約60萬億度。電力結(jié)構(gòu)光伏發(fā)電利用率全球光伏發(fā)電量光伏發(fā)電小時數(shù)光伏裝機需求98%1.3萬億度h假設(shè)2060年全球平均1300h，相比于2022年小有增長（雙玻、跟蹤支架等技術(shù)發(fā)展帶動）。12501.1光伏利用小時數(shù)TW資料：BP，IRENA，Energy

Institute，長江證券研究所資料：

BP，IRENA，Energy

Institute，長江證券研究所%%5%%%%%01

市場空間：光儲平價之下，2028或進入TW時代

總量空間既定，發(fā)展節(jié)奏取決于發(fā)展環(huán)境。具體來看：1）經(jīng)濟性角度，光儲平價接續(xù)光伏平價，考慮到硅料、碳酸鋰降價分別帶動組件和儲能電芯成本下降，預計2024年鋰電儲能EPC成本下降到1.2元/Wh以內(nèi)，國內(nèi)光伏EPC分別降至3.1元/W；中期維度下，鋰電儲能EPC成本下降到1.0元/Wh左右，國內(nèi)光伏EPC降至2.9元/W?；谏鲜鐾顿Y成本，在低儲能配比情景下已經(jīng)實現(xiàn)了光儲平價，即光儲項目整體IRR達到了6%以上。表：國內(nèi)在低儲能配比場景下的光儲平價測算表：光伏配儲比例和額外收益對光儲項目IRR的影響場景一2023A0.293.7場景二2024E0.293.1場景三2024E0.2753.1場景四中期0.292.940%，2h

25%，4h

30%，4h

35%，5h

40%，5h

40%，6h儲能配置比例科目明細單位（功率配比×備電時長）80%8.7%100%7.7%120%6.8%7.5%8.2%8.9%9.6%10.3%11.0%175%4.9%5.5%6.1%6.6%7.2%7.8%8.5%200%4.1%4.7%5.3%5.8%6.4%6.9%7.5%240%3.1%3.6%4.1%4.6%5.2%5.7%6.2%上網(wǎng)電價元/千瓦時0.000.01光伏EPC儲能EPC功率元/W元/Wh%產(chǎn)業(yè)鏈價格配儲比例9.4%8.4%1.51.21.21.00.0210.2%11.0%11.8%12.6%13.5%9.1%儲能或綠電交15%2.015%2.015%2.015%4.0易額外電價增益（元/kWh）0.030.040.050.069.9%時長h10.6%11.4%12.2%其他參數(shù)貸款利率循環(huán)壽命IRR%3%3%3%3%次6,0004.0%6,0006.8%6,0006.1%8,0006.3%經(jīng)濟性%資料：長江證券研究所資料：長江證券研究所6%%%%01

市場空間：光儲平價之下，2028或進入TW時代

2）消納角度，不同國家電網(wǎng)容許的最大風光發(fā)電占比不同，參考裝機占全球比重最高、電網(wǎng)發(fā)展水平中等的國內(nèi)市場，假設(shè)全球風光發(fā)電占比達到25%之前，消納不會影響全球光伏裝機增速。進一步考慮儲能作用機制的完善和儲能配比的提升，消納能力更高。

3）政策角度，雖然不排除貿(mào)易保護政策可能給單一市場需求造成階段性影響，但雙碳目標下全球政策方向無疑積極，單一市場需求超預期可能性更高。綜合經(jīng)濟性、消納、政策三個角度，基于中期維度下測算，光伏裝機有望在2028年前后進入TW時代。圖：2022年全球風光發(fā)電占比合計約12%圖：2028年全球光伏裝機有望進入TW時代（GW）14%12%10%8%15001200900600300080%70%60%50%40%30%20%10%0%1,2731,2181,1109768236435426%4144%2401701372%0%全球光伏裝機（GW）同比增速風電發(fā)電占比光伏發(fā)電占比資料：BP，長江證券研究所資料：BNEF，長江證券研究所%%7%%%%%01

市場空間：24年全球光伏裝機有望增長30%左右

中性預計2024年全球光伏裝機540GW左右，同比增長30%左右。2024年是產(chǎn)業(yè)鏈價格觸底，光伏項目投資積極性空前的一年，疊加全球市場政策端繼續(xù)支持或向好，全球市場預計保持較好增長。其中，國內(nèi)、非歐美的海外市場均有望持續(xù)超預期。表：2024年全球光伏裝機有望增長30%左右（GW）國家及地區(qū)201410.67.2201515.18.6201634.56.9201753.18.6201844.311.010.036.84.2201930.121.413.350.27.8202048.222.519.047.37.8202154.931.923.060.211.15.9202287.450.920.281.519.510.714.04.82023E216.963.230.699.925.418.210.06.52024E271.179.643.9142.935.529.120.09.12025E298.299.557.1195.047.943.626.011.8中國歐洲美國6.77.414.119.52.511.026.33.0非歐美海外拉美20.50.524.90.4中東及北非0.30.30.41.21.34.72.0印度0.92.15.39.68.37.43.111.95.5東南亞日本0.71.12.01.11.06.815.05.710.30.811.50.96.66.16.06.45.15.34.95.15.4澳大利亞海外其他0.91.33.94.74.14.63.93.54.24.46.98.71.83.912.1102.03.0%12.5115.012.7%9.416.1170.024.1%23.3240.041.2%31.5410.571.1%39.9537.430.9%55.8649.720.9%全球45.056.024.4%75.033.9%99.032.0%137.019.1%同比資料：中國光伏行業(yè)協(xié)會，BNEF，長江證券研究所8%%%%01

市場空間：24年國內(nèi)裝機有望達到250-300GW

集中式光伏方面：發(fā)電集團及上市公司2024年新能源規(guī)劃目標積極。國家能源集團力爭2024年投產(chǎn)2700萬千瓦，同比增長3%以上；華能國際2024年光伏、風電資本開支同比增長38.5%、25.8%；華潤電力2024年新增風光裝機1000萬千瓦，同比增長55%；中國核電預計2024年新能源發(fā)電量同比增長39%。1-3月，國內(nèi)統(tǒng)計到的光伏招標規(guī)模約96GW，同比增長26%，增速依然良好，為今年地面電站裝機放量奠定了基礎(chǔ)。從招標價格來看，3月組件招標均價約0.89元/W，環(huán)比基本持平。年初以來，國家能源局多次就大基地開發(fā)表態(tài)，提出“推動基地項目按期建成投產(chǎn)”。

表：發(fā)電集團及上市公司2024年規(guī)劃目標積極圖：1-3月組件招標規(guī)模約96GW，同比增長26%公司2024年新能源規(guī)劃60504030201002.22.01.81.61.41.21.00.82023年新能源開工3308萬千瓦、投產(chǎn)2616萬千瓦，計劃2024年新能源開工2800萬千瓦、力爭投產(chǎn)2700萬千瓦，投產(chǎn)目標同比增長3%以上。國家能源集團華能國際2023年光伏、風電資本支出分別為255、235億元，計劃2024年資本支出分別為354、295億元，同比增長38.5%、25.8%。2023年自建風電和光伏新增并網(wǎng)裝機6459MW，2024年新增風電和光伏裝機目標為10000MW，同比增長55%。華潤電力中國核電2023年新能源發(fā)電量累計為233.82億千瓦時，預計2024年新能源計劃發(fā)電量為324億千瓦時，同比增長39%。月度招標規(guī)模（GW）招標均價（元/W）資料：公司公告，公司官網(wǎng)，長江證券研究所資料：索比光伏，長江證券研究所注：招標均價為右軸%%9%%%%%01

市場空間：24年國內(nèi)光伏裝機有望達到250-300GW表：2023年新增分布式裝機向南方省份遷移

分布式光伏方面，裝機南遷趨勢明顯，重慶、廣西、云南、湖南、湖北等新增分布式光伏裝機量（萬千瓦）省份同比增速2022年5312023年57省份增速位居前列。河南、山東等北方省份分布式接入容量受限，但2023年分布式裝機依然實現(xiàn)同比增長。重慶廣西云南湖南湖北海南遼寧江西黑龍江內(nèi)蒙古上海四川山西安徽吉林天津甘肅福建江蘇廣東河南貴州山東青海寧夏浙江陜西河北北京新疆西藏1032%539%467%323%296%279%266%243%218%203%197%178%175%155%132%125%120%115%110%87%1957413根據(jù)《關(guān)于新形勢下配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展的指導意見》，

要求到

2025

年配電網(wǎng)具備5億千瓦左右分布式新能源的承載能力，預計局部接入受限問題將逐步得到改善，2024-2025年年均新增分布式裝機空間約125GW。11910127591481950339810121750561圖：河南、山東2023年新增分布式裝機同比增長19275979683332121816001400120010008006004002000228847284189219188580338775440512176321390779%67%7513276611125991510010134337641215311335%30%20%16%河南山東8%2021年2022年2023年-11%-16%-95%/資料：國家能源局，長江證券研究所

單位：萬千瓦02資料：國家能源局，長江證券研究所10%%%%01

市場空間：24年非歐美海外光伏裝機增速40%左右

非歐美海外市場，我們預計非歐美的海外市場2023年裝機有望超100GW，同比增長30%左右，尤以中東、南非、拉美、東南亞等為代表，同時印度亦開始好轉(zhuǎn)。2024年經(jīng)濟性空前背景下，裝機有望達140GW以上，同比增長40%左右。事實上2017年至今，除了2020年新冠因素、2021年越南下降以及2023年印度下降影響，其他年份的非歐美海外市場整體增長均保持在30%-40%的增速，核心是低基數(shù)下隨著光伏度電成本下降，帶動需求保持高速增長。圖：歷史上非歐美海外市場保持30%-40%的裝機增速中樞（GW）25050%40%30%20%10%0%20015010050-10%-20%-30%020142015201620172018201920202021同比增速202220232024E2025E非歐美海外光伏裝機（GW）資料：

中國光伏行業(yè)協(xié)會，BNEF，長江證券研究所%%11%%%%%01

光伏歷經(jīng)三輪技術(shù)周期，電池引領(lǐng)新一輪技術(shù)變革

光伏行業(yè)兼具周期屬性和制造屬性，中短期漲跌由供需決定，中長期漲跌由技術(shù)迭代決定。光伏行業(yè)成長路線圖，本質(zhì)上是技術(shù)發(fā)展的路線圖、是降本增效的路線圖。光伏領(lǐng)域目前已經(jīng)歷三輪技術(shù)周期，每一輪技術(shù)創(chuàng)新均有新興企業(yè)崛起，落后產(chǎn)能淘汰，而電池技術(shù)有望引領(lǐng)新一輪技術(shù)周期發(fā)展。圖：光伏行業(yè)技術(shù)周期路線圖2023-長期第四輪技術(shù)周期：鈣鈦礦/疊層電池的產(chǎn)業(yè)化。晶硅類電池光電轉(zhuǎn)化效率受S-Q極限的限制，理論極限效率29.4%，而鈣鈦礦屬于第三代光伏電池，理論極限效率超過30%，疊層電池轉(zhuǎn)換效率更高。2015-2020第二輪技術(shù)周期：單晶替代多晶。以隆基為首的硅片企業(yè)突破單晶硅片量產(chǎn)技術(shù)，愛旭、通威等電池企業(yè)突破

PERC

單晶電池量產(chǎn)技術(shù)。2009-2015第一輪技術(shù)周期：硅料冷氫化國產(chǎn)化成功。協(xié)鑫在國內(nèi)率先實現(xiàn)了冷氫化技術(shù)在多晶硅行業(yè)的應(yīng)用，生產(chǎn)綜合電耗大幅下降。2020-2030第三輪技術(shù)周期：

型替代

型。在

型時代，除了電池環(huán)節(jié)，其它主環(huán)節(jié)從P型切換到

N型無需太多變化，電池轉(zhuǎn)換效率的提升帶動度電成本的下降，晶科、鈞達提前布局TOPCon產(chǎn)能，分別在組件、電池領(lǐng)域市占率排名第一。NPN資料：投資時報，全球光伏，光伏資訊，索比光伏網(wǎng)，捷泰科技，長江證券研究所12%%%%01

電池技術(shù)路線較多，效率提升潛力較大太陽能電池技術(shù)路線的發(fā)展包括：傳統(tǒng)BSF——單晶PERC——TOPCON/HJT/XBC。

1）鋁背場BSF——在p-n

結(jié)制備完成后在硅片的背光面沉積一層鋁膜，制備P+層，稱為鋁背場電池（量產(chǎn)效率<20%）；

2）單晶PERC（發(fā)射極鈍化和背面接觸）——在電池片背面形成鈍化層作為背反射器增加長波吸收同時增大電勢差，降低復合并提高效率（量產(chǎn)效率~23.5%）；

3）TOPCON（隧穿氧化層鈍化接觸）——在電池背面制備一層超薄氧化硅，然后沉積一層摻雜硅薄層，二者共同形成鈍化接觸結(jié)構(gòu)（量產(chǎn)效率~25%+）

；

4）HJT（異質(zhì)結(jié)）——在電池片里同時存在晶體和非晶體級別的硅，非晶硅的出現(xiàn)能更好地實現(xiàn)鈍化效果（量產(chǎn)效率~25%+

）；

5）XBC（背接觸）——把正負電極都置于電池背面，減少置于正面的電極反射一部分入射光帶來的陰影損失（量產(chǎn)效率~26.5%）

。

6）鈣鈦礦及疊層電池——鈣鈦礦屬于第三代光伏電池技術(shù)，降本潛力巨大，制成疊層電池后可突破單結(jié)電池效率極限（量產(chǎn)效率~30%+）圖：光伏電池技術(shù)路線較多圖：各類型太陽能電池的轉(zhuǎn)換效率持續(xù)提升資料：長江證券研究所資料：公司公告，長江證券研究所%%13%%%%%TOPCon：經(jīng)濟性具備比較優(yōu)勢，已成為擴產(chǎn)主流01

TOPcon結(jié)構(gòu)：N型硅襯底，背面制備超薄氧化硅+摻雜硅薄層形成鈍化接觸結(jié)構(gòu)，降低表面復合和金屬接觸復合。

TOPcon理論轉(zhuǎn)換效率上限較高，量產(chǎn)效率與HJT持平超24%；短路電流高于其他電池技術(shù)，理論的電池轉(zhuǎn)換效率可以達到28.7%，未來可與鈣鈦礦結(jié)合制作疊層電池進一步提升效率。近年來，下游電池廠商TOPCon電池轉(zhuǎn)換效率不斷刷新紀錄。

TOPCon可在現(xiàn)有PERC產(chǎn)線基礎(chǔ)上進行新增升級，增加硼擴、薄膜沉積設(shè)備以及濕法刻蝕機臺，無須背面開孔和對準。圖：TOPcon電池結(jié)構(gòu)TOPCon電池工藝為基于PERC的升級圖：資料：摩爾光伏，長江證券研究所資料：摩爾光伏，長江證券研究所14%%%%TOPCon：經(jīng)濟性具備比較優(yōu)勢，已成為擴產(chǎn)主流01

TOPCon電池成本短期具備優(yōu)勢：2023年單GW設(shè)備投資額

HJT

（3.5億）＞TOPcon（1.5-1.6億）＞PERC（1.4億）。

對比不同N型電池來看，成本端差異主要體現(xiàn)在非硅成本部分，包括生產(chǎn)設(shè)備折舊、銀漿、靶材、電能及輔料等。

TOPCon電池的單片銀漿耗量低于HJT，且不需要使用價格較高、目前依賴進口的低溫銀漿，同時也不需要使用靶材。

TOPCon已成為擴產(chǎn)主流選擇：預計2024年底名義產(chǎn)能接近700GW，占新技術(shù)電池產(chǎn)能的比例達到80%左右。表：N型電池技術(shù)非硅成本對比圖：TOPCon電池已成為擴產(chǎn)主流（GW）技術(shù)效率PERCTOPConHJT1000800600400200023%非硅成本測算24%24%1.1設(shè)備折舊1.2漿料生產(chǎn)設(shè)備價格（億/GW）單W折舊（元/W）單片銀漿耗量銀漿價格1.50.049020.0512065000.1-4.50.1220065000.07-85000.25150單瓦成本1.3靶材1.4電能及輔料總成本靶材耗量靶材價格單瓦成本--30000.07--耗電0.060.070.03其他材料成本人力成本0.030.020.220.030.020.270.010.010.42TOPCon電池BC電池HJT電池資料：摩爾光伏，長江證券研究所資料：中國光伏行業(yè)協(xié)會，長江證券研究所%%15%%%%%HJT：提效空間明顯，短期成本仍較高但降本路線清晰01

HJT電池非晶硅層實現(xiàn)界面鈍化，減少異質(zhì)結(jié)表面的復合速率及復合損失帶來較高的開路電壓和高轉(zhuǎn)化效率。

結(jié)構(gòu)：N型硅片為襯底，正面依次沉積本征a-Si:H薄膜和P型摻雜a-Si:H薄膜形成P-N結(jié)；背面沉積本征a-Si:H薄膜和N型摻雜a-Si:H薄膜形成背表場，并在兩側(cè)再沉積一層TCO導電薄膜。

量產(chǎn)效率具備優(yōu)勢，目前效率超24%，并向25%前進，結(jié)合RPD、光注入及多主柵等技術(shù)，有望繼續(xù)提升光電轉(zhuǎn)換效率。

此外，HJT電池還具有低溫度系數(shù)、雙面率高和光致衰減低，以及薄片化空間大等優(yōu)點。圖：HJT電池結(jié)構(gòu)示意圖HJT電池優(yōu)勢明顯圖：資料：索比光伏網(wǎng)，長江證券研究所資料：索比光伏網(wǎng)，摩爾光伏，長江證券研究所16%%%%HJT：提效空間明顯，短期成本仍較高但降本路線清晰01

短期來看，HJT電池經(jīng)濟性仍待提升，性價比優(yōu)勢低于PERC，限制大規(guī)模擴產(chǎn)，但未來降本路徑清晰。

設(shè)備降本：一是通過國產(chǎn)化，降低單臺設(shè)備價格，目前所有設(shè)備均已實現(xiàn)國產(chǎn)化；二是提升單臺設(shè)備產(chǎn)能以攤薄單GW投資，HJT產(chǎn)能提升的關(guān)鍵在于PECVD設(shè)備環(huán)節(jié)，設(shè)備廠商一般通過縮短鍍膜工藝時間、擴大腔體面積，增加腔體數(shù)量、優(yōu)化腔體布局等方式來實現(xiàn)。

材料降本：主要推動硅片降本、靶材&低溫銀漿國產(chǎn)化及耗量下降等方式。2023年HJT硅片厚度約120μm，遠期下降到90μm；通過靶材、低溫銀漿材料的國產(chǎn)化，以及技術(shù)進步后消耗量下降等不斷降低成本。

提高良率：HJT自動化難度較高，尤其是節(jié)拍提高和硅片減薄之后，良率需盡可能控制在98%左右。

產(chǎn)業(yè)化生態(tài)正向循環(huán)，規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)：產(chǎn)業(yè)化進程加速后，通過行業(yè)規(guī)模效應(yīng)來降低成本。表：國產(chǎn)化推動異質(zhì)結(jié)設(shè)備投資額持續(xù)下降圖：HJT

電池成本有望不斷下降（元/W）投資額1.41.21.00.80.60.40.20.0時間制絨清洗PECVDPVD/RPD

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整線自動化（億元/GW）2017201820192020202318139進口進口進口進口進口進口進口進口國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)2017201920212023進口、國產(chǎn)

進口、國產(chǎn)國產(chǎn)、進口國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)國產(chǎn)、進口國產(chǎn)53.5國產(chǎn)國產(chǎn)硅片成本

化學品氣體靶材銀漿耗材折舊人力水電成本資料：光伏行研，摩爾光伏，中國光伏行業(yè)協(xié)會，長江證券研究所資料：摩爾光伏，Solarzoom，長江證券研究所%%17%%%%%IBC：效率優(yōu)勢顯著的平臺型技術(shù)，工藝較為復雜01

IBC電池效率優(yōu)勢明顯，當前在各種電池技術(shù)中效率較高，可以實現(xiàn)25%左右的效率。

結(jié)構(gòu)優(yōu)勢避免金屬柵線對陽光的遮擋且前背表面使用金字塔結(jié)構(gòu)和減反射層，最大程度利用入射光，減少光學損失，具有更高的短路電流。此外，背部采用優(yōu)化的金屬柵線電極，降低串聯(lián)電阻，從而有效提升IBC電池的轉(zhuǎn)換效率。

IBC可疊加其他電池技術(shù)，可與TOPCon、HJT和鈣鈦礦等技術(shù)疊加升級成為XBC，進一步提高轉(zhuǎn)換效率。

疊加高質(zhì)量鈍化接觸結(jié)構(gòu)，分別與TOPCon、HJT技術(shù)結(jié)合，形成TBC（POLO-IBC）、HBC電池。

作為底電池制備疊層電池，PSC

IBC疊層電池技術(shù)。圖：IBC電池轉(zhuǎn)換效率的進化圖：HBC電池結(jié)構(gòu)示意圖資料：中科院寧波材料所，摩爾光伏，長江證券研究所資料：《IBC太陽電池技術(shù)的研究進展》（席珍珍等），長江證券研究所18%%%%IBC：效率優(yōu)勢顯著的平臺型技術(shù)，工藝較為復雜01

工藝流程復雜度高于傳統(tǒng)太陽能電池，關(guān)鍵工藝在于背面定域摻雜（制備背面P區(qū)和N區(qū)）、鈍化鍍膜以及金屬化柵線幾個方面。

相對傳統(tǒng)電池生產(chǎn)流程，IBC電池的生產(chǎn)增加了硼擴散、鍍氮化硅層、鍍掩膜、激光圖形化等工序。

IBC電池金屬化之前一般要打開接觸孔/線，另外，N和P的接觸孔區(qū)需要與各自的擴散區(qū)對準，否則會造成電池漏電。激光開槽工藝在其中具有重要應(yīng)用，包括使用激光進行局部BSF開孔以及局部接觸開孔。圖：經(jīng)典IBC電池工藝流程IBC電池與傳統(tǒng)電池工藝流程對比圖：資料：摩爾光伏，長江證券研究所資料：全球光伏，長江證券研究所%%19%%%%%01

鈣鈦礦：典型結(jié)構(gòu)由電極、傳輸層、鈣鈦礦層構(gòu)成

1、頂電極：將FTO或ITO涂于玻璃上作為鈣鈦礦光伏電池的電極（導電玻璃）。2、電子傳輸層(electrontransportmaterial,

ETM/ETL）：電子傳輸層起到提取、傳輸電子且阻擋空穴、抑制載流子復合的作用，一般由N型半導體所構(gòu)成，3、鈣鈦礦層：ABX結(jié)構(gòu)晶體材料，由有機/無機一價陽離子、二價金屬陽離子、各種鹵素陰離子摻雜所構(gòu)成，在鈣鈦礦光伏電池中起吸光層的作用。4、空穴傳輸層（hole

transport

material,

HTM/HTL）：空穴傳輸層起到自鈣鈦礦層提取、傳輸空穴且阻擋電子的作用，一般由P型半導體所構(gòu)成。5、底電極：常用金屬電極，如Au（金）或Ag（銀）。

電子傳輸路徑為：Perovskite→ETL→ITO。圖：典型的單結(jié)鈣鈦礦電池及其發(fā)電原理圖：可彎曲的鈣鈦礦電池組件電子傳輸方向陽光照射方向資料：《鈣鈦礦太陽電池中的緩沖層研究進展》陳永亮、唐亞文等著，長江證券研究所資料：PV-tech

，長江證券研究所20%%%%01

鈣鈦礦：在轉(zhuǎn)換效率等多項指標上優(yōu)于晶硅電池

未來能夠?qū)崿F(xiàn)更高的轉(zhuǎn)換效率，發(fā)展空間大于晶硅電池。投資成本低，未來降本空間大。投資1GW產(chǎn)能晶硅電池組件合計投資金額7.5-10億元左右；在工藝成熟條件下測算，未來1GW產(chǎn)能鈣鈦礦電池投資金額可降至約5億元，約為晶硅電池投資金額的50%。

生產(chǎn)效率高。晶硅太陽能電池需要經(jīng)過多個環(huán)節(jié)流轉(zhuǎn)，硅料、硅片、電池、組件四個環(huán)節(jié)各有不同龍頭廠家，整個生產(chǎn)過程耗時多天。而鈣鈦礦電池可以做到在一間工廠內(nèi)完成全部生產(chǎn)過程，從原料到組件45分鐘就可以走完全部流程。

弱光性能優(yōu)異。弱光性能與材料帶隙數(shù)值有關(guān)，由于鈣鈦礦可人工設(shè)計，因此鈣鈦礦材料存在帶隙寬度，弱光性能優(yōu)勢優(yōu)異，可在陰雨天和日出日落工作。高溫性能好。

溫度越高，鈣鈦礦電池發(fā)電性能越好，而高溫常常會降低晶硅電池的發(fā)電性能。圖：不同電池技術(shù)的轉(zhuǎn)化效率圖：晶硅和鈣鈦礦電池生產(chǎn)流程對比50%45%40%35%30%25%20%15%10%5%晶硅：四個環(huán)節(jié)在四個工廠流轉(zhuǎn)鈣鈦礦：一家工廠完成從原料到組件生產(chǎn)0%PERCTOPConHJT單結(jié)鈣鈦礦電池疊層鈣鈦礦電池資料：全球光伏，全景財經(jīng)，長江證券研究所資料：長江證券研究所%%21%%%%%01

展望：N型替代趨勢明確，電池效率持續(xù)提升

N型技術(shù)加速替代趨勢明確。2023年P(guān)型與N型市占率分別為71%、27%，預計2024年N型技術(shù)占比接近80%，占據(jù)主導地位。與之對應(yīng)的是，PERC

老舊產(chǎn)能已開始出現(xiàn)退坡的趨勢，預計規(guī)模將持續(xù)擴大。

新技術(shù)電池效率持續(xù)提升。目前TOPCon和HJT電池平均轉(zhuǎn)換效率已達到25%以上，遠期來看有望接近27%。鈣鈦礦方面，協(xié)鑫光電1m*2m單結(jié)組件轉(zhuǎn)換效率已超過19%，同時鈣鈦礦-晶硅疊層技術(shù)也快速向商業(yè)化應(yīng)用邁進。圖：N型電池將快速完成對P型電池的替代圖：新技術(shù)電池效率將持續(xù)提升100%29%27%25%23%21%19%17%15%80%60%40%20%0%TOPCon電池2023HJT電池2025E

2026E鈣鈦礦量產(chǎn)組件20232024E2025E2026E2027EPERC

xBC

TOPCon

HJT

薄膜2024E2028E2030E資料：InfoLink

Consulting，長江證券研究所資料：中國光伏行業(yè)協(xié)會，長江證券研究所22%%%%01

展望：TOPCon技術(shù)將繼續(xù)深化提效降本舉措

根據(jù)捷泰科技研發(fā)規(guī)劃，TOPCon技術(shù)研發(fā)方向?qū)⒕劢褂冢?）通過改良印刷方法、優(yōu)化漿料成分等方式，實現(xiàn)更細的副柵，降低銀漿耗量（串焊機龍頭奧特維已發(fā)布0BB量產(chǎn)工藝）；2）正面可采用PolyFinger結(jié)構(gòu)，通過LPCVD在P++區(qū)域形成局部重摻雜，預計帶來0.3%以上的效率增益；3）布局TBC、鈣鈦礦疊層等前沿技術(shù)。

一體化龍頭晶科能源規(guī)劃未來每年將電池效率提升0.7%-0.8%的幅度，如果成功導入雙面Poly和TBC工藝，效率有望提升至27.5%以上。圖：2024年捷泰科技TOPCon優(yōu)化方向圖：晶科能源TOPCon電池效率快速進步28%2025年底：27%-27.5%2024年底：26.5%27%26%25%24%23%0.75%2023年底：25.8%0.70%2022年底：25.1%0.70%0.60%24.50%TOPCon硅片降氧及銀漿優(yōu)化SE、輔材雙面poly等優(yōu)化生產(chǎn)材料及新型激光工藝優(yōu)化資料：JT捷泰科技公眾號，長江證券研究所資料：公司公告，長江證券研究所%%23%%%%%01

展望：HJT技術(shù)發(fā)展重點在金屬化和疊層電池

HJT未來發(fā)展重點在于金屬化和疊層電池。金屬化優(yōu)化方向：1）從低溫漿料到銀包銅漿料；2）以電鍍銅工藝替代漿料體系；3）將BC結(jié)構(gòu)與HJT電池結(jié)合。疊層電池發(fā)展路徑規(guī)劃：1）2024年開發(fā)實驗級疊層電池產(chǎn)品，選定最優(yōu)工藝路線及設(shè)備；2）2025年完成中試設(shè)備，并開展大面積疊層電池量產(chǎn)工藝開發(fā)驗證、可靠性驗證；3）2026年打通量產(chǎn)設(shè)備，實現(xiàn)GW級疊層電池量產(chǎn)。

綜合來看，預計HJT電池總成本在2024年末將接近PERC電池，在2025年極大概率低于PERC電池的成本。圖：未來三年HJT電池降本路線圖圖：HJT+鈣鈦礦疊層電池結(jié)構(gòu)0.50.40.30.20.1020232024E2025EHJT電池非硅成本2026EHJT電池總成本HJT電池硅成本資料：

Solarzoom，長江證券研究所資料：Solarzoom，長江證券研究所24%%%%01

展望：BC技術(shù)攻克摻雜工藝及金屬電極制備

IBC電池要攻克在電池背面制備出呈叉指狀間隔排列的P區(qū)和N區(qū)，以及在其上面分別對應(yīng)形成金屬化接觸。

背面P+區(qū)和N+區(qū)間隔排列需要實現(xiàn)精確的定域摻雜。一方面，摻硼的P+區(qū)和摻磷的N+區(qū)要形成嚴格的絕緣GAP區(qū)，否則會產(chǎn)生漏電。另一方面，P

+發(fā)射極寬度（如下圖為

Wp）、N+背場寬度（如下圖為Wn）和二者之間的間隙隔離層（如下圖為Wq）會對電池電性能造成較大影響。背面金屬化柵線的制作為XBC電池的另一關(guān)鍵工藝。為了減少金屬接觸區(qū)域的復合，XBC電池在金屬化之前一般要打開接觸孔/線，以此來減少金屬接觸區(qū)的復合。另外，為了防止漏電，N和P的金屬電極接觸孔需要與各自的擴散區(qū)對準。圖：P+、N+、Gap區(qū)域結(jié)構(gòu)是影響電池性能的關(guān)鍵

圖：P+區(qū)寬度和金屬接觸面積對IBC電池性能存在影響資料：《N型背接觸異質(zhì)結(jié)太陽電池概述》（楊振英等），長江證券研究所資料：《IBC

太陽電池技術(shù)的研究進展》（席珍珍等），長江證券研究所%%25%%%%%01

展望：鈣鈦礦解決大面積制備難題及提升穩(wěn)定性

一是優(yōu)化大面積制備工藝。1）目前，常用的大面積鈣鈦礦薄膜規(guī)模化沉積技術(shù)主要為狹縫涂布法、刮涂法、噴涂法以及噴墨打印法等，工藝參數(shù)需要進一步優(yōu)化。2）鈣鈦礦前驅(qū)體優(yōu)化設(shè)計也是規(guī)?；苽涓哔|(zhì)量大面積薄膜有待解決的重要問題。二是提升鈣鈦礦電池穩(wěn)定性。1）提升器件內(nèi)部穩(wěn)定性，即通過提升各功能層材料的穩(wěn)定性并進行結(jié)構(gòu)優(yōu)化，從而提高器件穩(wěn)定性；2）后處理鈍化；3）采用封裝工藝隔絕外部因素影響，進一步提升器件穩(wěn)定性。圖：鈣鈦礦太陽能電池穩(wěn)定性影響因素圖：各種大面積鈣鈦礦薄膜沉積技術(shù)的優(yōu)缺點總結(jié)沉積方法優(yōu)點缺點可大面積制備，設(shè)備要求低，維護簡單刮刀涂布法材料利用率低可大面積制備，可連續(xù)生產(chǎn)，材料利用率高狹縫涂布法噴涂法對設(shè)備精度要求高可大面積制備，設(shè)備成本低材料利用率低，易造成腔室污染噴墨打印法軟覆蓋沉積法氣相沉積法可大面積制備，原料利用率高

生產(chǎn)效率較低，噴墨頭的維護與更換復雜可大面積制備材料利用率低，生產(chǎn)效率較低材料利用率低，生產(chǎn)效率較低可大面積制備，成膜質(zhì)量好資料：《大面積鈣鈦礦薄膜制備技術(shù)的研究進展》楊志春等著，長江證券研究所資料：《鈣鈦礦太陽能電池穩(wěn)定性研究進展及模組產(chǎn)業(yè)化趨勢》金勝利等著，長江證券研究所26%%%%02新型儲能產(chǎn)業(yè)2024年發(fā)展形勢展望%%27%%%%%02

應(yīng)用場景眾多，核心是解決新型電力系統(tǒng)的波動性圖：儲能按應(yīng)用場景、持續(xù)時長劃分的商業(yè)模式

儲能應(yīng)用場景多元，按裝機的場景劃分，可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)（工商業(yè)和戶用）；按持續(xù)時間劃分，可以分為短期的動態(tài)響應(yīng)和中長期的能量轉(zhuǎn)移。本質(zhì)上，儲能是解決新型電力系統(tǒng)的電力波動問題，包括發(fā)電端的可再生能源占比提升，以及用電端的波動加大。圖：儲能解決電源側(cè)偏差和電力峰谷的問題資料：長江證券研究所資料：金虹，衣進著《當前儲能市場和儲能經(jīng)濟性分析》，長江證券研究所28%%%%02

市場空間：新能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動儲能需求非線性增長圖表：國內(nèi)配套比例15-20%，美國配置比例高功率配比/備電時長光伏風電

解決可再生能源波動，需要依賴儲能裝置，值得一提的是，可再生能源發(fā)電占比越高，儲能的配置比例也越高（還需要結(jié)合地方電力條件）；目前國內(nèi)多按15-20%的功率比×2h進行配置。早期美國儲能配比在30-40%*4h左右，目前為60-80%的功率配比，部分項目達到100%。1h2h4h1h2h4h5%安徽（競爭性）安徽（競爭性）寧夏、山東、山西、福建甘肅河西外地區(qū)浙江、江蘇、江西（競爭性）、貴州、四川寧夏（保障性）、山東湖南、廣東

、山西、福建甘肅河西湖南、廣東10%、海南外地區(qū)廣西、浙江、江蘇、天津、貴州、四川圖：新能源占比越高，儲能配套比例越高甘肅（河西）、內(nèi)蒙古（工業(yè)園新能源、源網(wǎng)荷一體化）河北南網(wǎng)、江西、河南（黃色區(qū)域）內(nèi)蒙古（保障性）、吉林河北南網(wǎng)、河南（黃色區(qū)域）內(nèi)蒙古（保障性）、天津甘肅（河西）15%湖北、廣西河北冀北、青海、新疆（大型）河南（紅色

湖北、河北冀北青海、河南（紅色區(qū)域）20%30%西藏西藏區(qū)域）新疆（大型）山東（大基地）山東（大基地）8070605040302010080%70%60%50%40%30%20%10%0%AZ2018AZCACANVNVNVNVNVNVCA20202021電價（美元/MWh）20222023儲能功率比例資料：長江證券研究所資料：各省，SP

Global，長江證券研究所%%29%%%%%02

市場空間：100%可再生，需要多少儲能？

由于不同地區(qū)的資源稟賦、電源結(jié)構(gòu)不盡相同，要準確計算儲能的需求空間難度較大，我們以加州當前實際數(shù)據(jù)為例，來進行大致的估算：1）加州目前日內(nèi)需求峰值功率為43GW，低谷為26GW，全天電力需求合計810GWh；2）當前加州可再生能源發(fā)電量占比約20%，假設(shè)未來達到100%；3）可再生能源午間發(fā)電功率高于需求功率，其余低于需求，對于儲能即A1=A2+A3，同時滿足功率=max（B1，B2），由此計算需配套26GW，183GWh的儲能，即儲能需求=可再生能源功率40%*7h=總用電量*23%。圖：當前加州單日各種電源出力曲線（MW）圖：100%可再生能源條件下需求、出力曲線（MW）25,00020,00015,00010,0005,000070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,0000A1=183GWhB1=21GWB1=26GWA3=97GWhA2=86GWh-5,000可再生能源電化學儲能天然氣核能大型水電煤炭進口其他總需求曲線100%可再生能源資料：CAISO，長江證券研究所資料：CAISO，長江證券研究所30%%%%02

市場空間：長期來看，儲能年市場空間接近3萬億

以加州的數(shù)據(jù)為例可知，當所有電力都由新能源提供的條件下，大約需要配置一天25%左右的儲能裝置，考慮到季節(jié)性波動，可能更大。預計2050年全球一天的電力需求在166TWh，假設(shè)其中70%由光伏、風電提供，其中儲能的配置比例為30%，則累計需要3.5萬GWh儲能，按15年的更換周期計算，對應(yīng)穩(wěn)態(tài)需求2300GWh（增量階段有望超過3000GWh），對應(yīng)接近3萬億的市場空間，相當于新能源車的40%。表：從電力需求角度出發(fā)估算的儲能潛在空間表：全球儲能市場潛在空間測算測算單位TWh%2019A27,0052050-中性48,6082%2050-樂觀60,7533%遠期穩(wěn)態(tài)全球光伏裝機戶用2020E18%2021E13%儲能需求全球電力年需求：年復合增長全球電力日需求光伏+風電占比儲能備電量占比儲能存量裝機量價值量-億元-GWh戶用工商業(yè)電網(wǎng)3504664,1945,593TWh%74133166工商業(yè)電網(wǎng)18%19%60%70%%30%30%65%68%1,5152,33018,17627,963GWhGWh23,9711,59834,9542,330合計100%100%合計儲能年增量資料：BP，長江證券研究所資料：北極星儲能網(wǎng)，長江證券研究所%%31%%%%%02

技術(shù)路線：鋰電最為確定，儲氫未來可期

對比不同技術(shù)路線的儲能，抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能、液流電池、鉛炭電池均存在明顯且難以解決的短板；鋰電/鈉電儲能產(chǎn)業(yè)趨勢最為確定，因協(xié)同新能源車發(fā)展，儲氫未來可期；鋰電適用于高頻調(diào)節(jié)、儲能適用于跨時段調(diào)節(jié)，有所互補。表：不同儲能技術(shù)路線的優(yōu)劣勢對比對比單位抽水蓄能500-2000>1000040-60壓縮空氣1000-1500>1000030-40飛輪儲能5000-15000百萬次鋰離子電池1000-15003000-100008-20全釩液流電池3000-35005000-1000015-20鉛炭電池800-12001000-30005-8氫能投資成本循環(huán)壽命使用年限轉(zhuǎn)換效率元/KWh制氫成本可降至20元/kg次年%5-2015-2070-80%45-75%85-95%85-90%>70%70-85%30-50%環(huán)境溫度系統(tǒng)復雜經(jīng)濟性地理條件建設(shè)周期地理條件效率太低自放電儲存時間短能量密度低壽命短轉(zhuǎn)換效率低氫能消納制約因素適用場景--經(jīng)濟性長時間調(diào)節(jié)長時間調(diào)節(jié)短時間調(diào)節(jié)全場景適用全場景適用短中時長長時間調(diào)節(jié)資料：劉榮峰，張敏等著《新型儲能技術(shù)路線分析及展望》，長江證券研究所32%%%%02

市場空間：中短期看，2025年全球有望達260GWh

美國：電力市場化程度高，鋰電池價格下降后，光伏配儲、電網(wǎng)側(cè)儲能經(jīng)濟性良好，疊加ITC退稅加碼，在建及規(guī)劃項目儲備量非常大，24-25年高增長較確定。中國：23年兌現(xiàn)高增長預期，24年光伏裝機上修，配儲需求提升；各省規(guī)劃、中標量同比高增；儲能商業(yè)模式雛形確定，收益預期修復，24年增速60%以上。歐洲：戶儲穩(wěn)步增長，大儲潛力正在釋放。表：中短期全球儲能裝機預測國家口徑合計單位GWhGWhGWhGWhGWhGWhGWhGWhGWhGWhGWhGWh%2021A10.91.02022A13.81.52023E21.31.42024E46.92.02025E66.94.0住宅美國工商業(yè)表前市場合計0.50.30.61.01.59.512.015.92.019.346.62.543.980.05.061.4100.810.090.836.117.218.958.0261.847%4.2中國歐洲工商業(yè)表前市場合計0.83.313.910.15.944.116.99.575.022.612.310.329.0178.485%5.3住宅2.3表前市場合計3.04.27.4其他3.15.811.696.4111%全球儲能裝機同比23.5119%45.694%全球裝機資料：中關(guān)村儲能網(wǎng)，ISEA，EIA，長江證券研究所%%33%%%%%02

國內(nèi)大儲：2023年200%增長，2024年景氣延續(xù)

國內(nèi)儲能市場2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長；但2019年5月，《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，不允許儲能設(shè)施成本納入輸配電價，進而導致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側(cè)配套儲能的政策文件，在2020-2021年帶動國內(nèi)儲能市場修復；2022年獨立儲能成為國內(nèi)新的商業(yè)模式，拉動儲能裝機增速再度抬升。2023年隨新能源裝機高增，高配儲比例風光大基地建設(shè)，儲國內(nèi)大儲迎來爆發(fā)式增長。進入2024年，1-2月國內(nèi)新增裝機規(guī)模達到2.55GW/6.45GWh，容量同比增長132%。圖：2022年國內(nèi)儲能裝機量、中標量顯著抬升5046.6450%400%350%300%250%200%150%100%50%獨立儲能模式成型新能源裝機高增45403530252015105《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，不允許儲能設(shè)施成本納入輸配電價電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動，電網(wǎng)將儲能納入輸配電成本地方強配陸續(xù)出臺15.36.54.82.71.00.90%0.20-50%2017A2018A2019A2020A2021A2022A2023A2024年1-2月國內(nèi)新增儲能裝機容量（GWh）增速資料：CNESA，碳索儲能

，長江證券研究所34%%%%02

國內(nèi)大儲：獨立主體身份凸顯，源側(cè)配儲利用率偏低

從應(yīng)用場景上來看，2023年國內(nèi)網(wǎng)側(cè)儲能快速發(fā)展，超過電源側(cè)儲能，占新增裝機比例達到56%，儲能獨立主體身份逐漸凸顯。從實際運行情況來看，2023年新能源配儲利用率僅17%，獨立/共享儲能利用率為38%，遠低于盈利機制較成熟的工商業(yè)儲能。缺乏能夠保障盈利的商業(yè)模式是板塊根本壓制因素。在大部分地區(qū)，配儲是新能源并網(wǎng)的強制要求，但由于儲能對電站收益貢獻微弱，所以電站方傾向于最小化儲能投資成本，對儲能質(zhì)量和性能基本沒有要求，使得儲能報價不斷下探，同質(zhì)化競爭加劇，形成“劣幣驅(qū)逐良幣”的局面。圖：各應(yīng)用場景占比情況圖：分應(yīng)用場景儲能利用率情況65%70%60%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%4%3%10%8%22%45%50%43%56%56%38%40%30%20%10%0%30%74%17%11%48%41%35%2021A2022A2023A2024年1月/新能源配儲獨立

共享儲能工商業(yè)儲能2022A2023A電源側(cè)電網(wǎng)側(cè)用戶側(cè)資料：

CNESA

，碳索儲能，長江證券研究所資料：中電聯(lián)，長江證券研究所%%35%%%%%02

國內(nèi)網(wǎng)側(cè)：多元化收益雛形確定，盈利預期修復

2023年至今，各省市密集發(fā)布儲能相關(guān)政策細則，網(wǎng)側(cè)儲能多元化收益雛形基本確定。2023年山東、山西、甘肅、內(nèi)蒙等地儲能全年平均套利價差在0.23-0.56元/kWh，后續(xù)新能源更多接入現(xiàn)貨市場，將進一步影響火電競價空間，帶來現(xiàn)貨市場午間電價下跌、峰谷價差擴大，現(xiàn)貨收益將支撐儲能未來盈利。表：網(wǎng)側(cè)獨立/共享儲能商業(yè)模式圖：現(xiàn)貨價差走闊IRR將顯著提升參與市場商業(yè)模式情況輔助服務(wù)/容量補償額外收益（元/KWh）IRR分析（考慮60%容量租賃）山東、山西、內(nèi)蒙、甘肅、廣東進度較快，其中山東由于電力市場化程度較高，現(xiàn)貨套利峰谷價差呈現(xiàn)走闊趨勢現(xiàn)貨交易0.052.1%3.4%4.6%5.8%7.0%8.1%0.102.6%3.9%4.6%6.3%7.4%8.5%0.134.0%5.2%6.4%7.5%8.6%9.6%0.154.6%5.8%7.0%8.1%9.1%10.2%0.185.2%6.4%7.5%8.6%9.6%10.7%0.205.8%電能量市場0.100.15中長期交易調(diào)峰全國已有多個省儲能納入中長期交易分為非市場化補償機制如寧夏、市場化定價機制如安徽；2024年江蘇新政上調(diào)調(diào)峰價格，目前華東華南區(qū)域調(diào)峰需求空間廣闊7.0%輔助服務(wù)市場容量市場0.208.1%一次、二次調(diào)頻其他山西模式較成熟現(xiàn)貨價差（元/KWh）0.259.1%2023年多地新增輔助服務(wù)類別目前山東、內(nèi)蒙、河北、新疆有容量電價機制，江蘇等省份積極探索容量電價容量租賃0.300.3510.2%11.2%取決于地方強配政策，目前對共享儲能收益形成有效支撐資料：

長江證券研究所資料：長江證券研究所36%%%%02

國內(nèi)源側(cè)：標桿電價下，降本后接近光儲平價

分場景來看：1）國內(nèi)多數(shù)地區(qū)僅要求配置15%-20%的功率、2h的儲能，在2023年的平均產(chǎn)業(yè)鏈價格下，光儲項目整體IRR為4.0%。2）展望2024年，在產(chǎn)業(yè)鏈價格趨穩(wěn)情況下，光儲項目整體IRR達到6.8%。3）2024年，若考慮市場化交易導致電價折讓0.015元/千瓦時，光儲項目整體IRR達到6.1%。4）考慮遠期配儲時長提升至4.0小時，在光伏EPC成本下降到2.9元/W，儲能EPC成本下降到1元/Wh，儲能循環(huán)壽命提升到8000次的情況下，電價隨著儲能配比的提升而有所回暖，光儲項目整體IRR達到6.3%，依舊具備一定的經(jīng)濟性。表：國內(nèi)低配比場景當前和中期維度內(nèi)的光儲平價測算場景一場景二2024E0.293.1場景三場景四科目明細單位2024E（考慮電價折讓）中期2023A0.293.7上網(wǎng)電價元/千瓦時0.2753.10.292.9光伏EPC儲能EPC功率元/W元/Wh%產(chǎn)業(yè)鏈價格配儲比例1.51.21.21.015%2.015%2.015%2.015%4.0時長h貸款利率循環(huán)壽命IRR%3%3%3%3%其他參數(shù)經(jīng)濟性次6,0004.0%6,0006.8%6,0006.1%8,0006.3%%資料：

長江證券研究所%%37%%%%%02

國內(nèi)源側(cè)：標桿電價下，降本后接近光儲平價

中長期看，隨著國內(nèi)可再生能源發(fā)電量占比進一步抬升，配儲比例在（15%功率、4h）的基礎(chǔ)上，或仍將進一步抬升。1）在遠期的成本假設(shè)下，配儲比例達到120%時（40%功率、4h時長，或40%功率、3h時長），光儲項目具備經(jīng)濟性。2）在配儲比例達到175%時，在儲能創(chuàng)造0.03元/KWh的情況下，也能保障光儲項目的IRR達到6.5%以上。3）若配儲比例達到240%（40%功率、6h時長，基本是大比例可再生能源替代階段），儲能或者綠電交易需要額外創(chuàng)造0.06元/KWh以上，達到光儲平價。表：光伏配儲比例和儲能或者綠電交易額外收益對項目IRR的影響光伏配儲項目的IRR敏感性分析儲能配置比例（功率配比×備電時長）40%，2h25%，4h30%，4h35%，5h40%，5h40%，6h配置比例示例80%100%120%175%200%240%0.008.7%7.7%6.8%4.9%4.1%3.1%0.010.029.4%8.4%9.1%7.5%8.2%5.5%6.1%6.6%7.2%7.8%8.5%4.7%5.3%5.8%6.4%6.9%7.5%3.6%4.1%4.6%5.2%5.7%6.2%10.2%11.0%11.8%12.6%13.5%儲能或綠電交易額外電價增益

元/kWh0.030.040.050.069.9%8.9%10.6%11.4%12.2%9.6%10.3%11.0%資料：

長江證券研究所38%%%%02

國內(nèi)用戶側(cè)：投資成本降低，經(jīng)濟性凸顯

2023年，隨碳酸鋰和鋰電池價格下降，工商業(yè)儲能投資成本大幅降低，經(jīng)濟性進一步凸顯。南方省份如廣東、浙江、江蘇普遍峰谷價差較大，經(jīng)濟性良好，工商業(yè)儲能蓬勃發(fā)展。另外廣東、江蘇部分市、區(qū)給予工商業(yè)儲能補貼，23年工商業(yè)儲能備案量實現(xiàn)爆發(fā)增長。從備案量來看，2024Q1累計備案量為2.67GW/5.67GWh，已達到2023H1備案量的兩倍。圖：國內(nèi)典型省份的用戶側(cè)儲能IRR測算圖：典型省份用戶側(cè)儲能月度備案量25%20%15%10%5%14001200100080060040020000%浙江廣東江蘇湖北山東用戶側(cè)儲能IRR廣東浙江江蘇資料：

北極星儲能網(wǎng)，長江證券研究所資料：能源電力說，長江證券研究所%%39%%%%%國內(nèi)儲能：24年高增長確定性強，預計80GWh02

目前，全國各省、市已規(guī)劃鋰離子電池儲能建設(shè)項目累計約67.5GWh，其中新能源配儲項目合計約13.5GWh，獨立、共享儲能合計約56.7GWh，2023年全年實際并網(wǎng)超過規(guī)劃值，目前看國內(nèi)24年高增長確定性較強.疊加2023年以來工商業(yè)儲能備案量陸續(xù)在今年釋放，預計年內(nèi)儲能裝機80GWh左右。圖：2024年各省規(guī)劃儲能建設(shè)項目（GWh）10.59.07.56.04.53.01.50.0新能源配儲獨立/共享儲能資料：各省，長江證券研究所40%%%%02

歐洲戶儲：去庫、政策波動、電價影響景氣

2022年，地緣沖突和能源危機導致電價上行，大幅拉高了歐洲戶儲的經(jīng)濟性，需求實現(xiàn)爆發(fā)式增長，因此產(chǎn)業(yè)鏈價格傳導順暢，且存在明顯超額收益，板塊增長強勁，但同時也積累較多庫存。2023年，隨著原材料和電池進入跌價周期，產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)歷激烈的去庫存，相關(guān)標的股價已回落到能源危機以前。但從基本面來看，2023年歐洲戶儲仍維持較高景氣，相關(guān)標的2023年的歸母凈利潤預計也將高于2021年，基本面表現(xiàn)明顯好于2021年，板塊存在超跌現(xiàn)象。圖：戶儲相關(guān)標的2022年初至2024年初漲跌幅圖：2023年歐洲戶儲裝機維持較高景氣10.09.08.07.06.05.04.03.02.01.0180%160%140%120%100%80%200%150%100%50%0%-50%-100%60%40%20%0.00%2015A

2016A

2017A

2018A

2019A

2020A

2021A

2022E

2023E派能科技德業(yè)股份鵬輝能源固德威錦浪科技科士達歐洲戶儲裝機

GWh同比

%資料：Wind，長江證券研究所資料：SolarPower，EESA，ISEA，ANIE，長江證券研究所%%41%%%%%02

歐洲戶儲：多元邊際改善，經(jīng)濟性進一步凸顯

電價下行、產(chǎn)業(yè)鏈降價，戶儲經(jīng)濟性如何？進入2024年，行業(yè)普遍擔憂電價繼續(xù)下行導致收入退坡。但是在成本端，歐洲戶儲終端售價也有望繼續(xù)下降。我們測算來看，在消費者預期和電價不變兩種情境下，24年德國戶儲IRR較22、23年均呈現(xiàn)增長，對裝機形成支撐。靈活性市場機制初現(xiàn)，戶儲創(chuàng)造額外收益。以英國為例，本地靈活性市場規(guī)模正在迅速擴大，配電網(wǎng)運營商Power

Network最新一次招標規(guī)模已經(jīng)達到850MW。Power

Network提供三種本地靈活性市場參與場景：安全服務(wù)、動態(tài)服務(wù)和維持服務(wù)，10kWh以上儲能系統(tǒng)可在夏季和冬季參與獲得額外收益，有助于推動包括英國在內(nèi)的低電價差國家戶儲的發(fā)展。圖：德國戶用儲能經(jīng)濟性測算表：英國戶用光儲經(jīng)濟性敏感性分析35%30%25%20%15%10%5%32.3%電價差（英鎊/KWh）英國戶用光儲IRR感性分析27.5%0.247.1%0.225.5%0.203.8%5.2%6.5%7.8%9.1%10.4%0.182.2%3.6%4.9%6.2%7.5%8.8%0.160.5%1.9%3.3%4.6%5.9%7.2%25.3%25.1%20.7%22.2%20.8%20025030016.8%8.4%6.8%9.8%9.7%8.1%額外收益（英鎊/年）35040045011.0%12.3%13.6%9.4%0%10.7%12.0%2022A2023A2024E考慮極端電價預期2025E假設(shè)電價維持當年水平考慮電價預期資料：德國聯(lián)邦能源局，BDEW

注：2022年消費者普遍預期電價持續(xù)上漲，極端情形下可達到0.6歐元/kWh資料：ofgem，長江證券研究所42%%%%02

歐洲戶儲：2024Q2末產(chǎn)業(yè)鏈去庫存預計接近尾聲

從庫存的維度看：2021年國內(nèi)企業(yè)的出貨是終端裝機量的1.2倍，22H1、22H2分別為1.7、2.0倍，代表產(chǎn)業(yè)鏈處于加庫存階段，23H1和H2則快速回落至1.29倍和0.47倍，截至23H2累計出貨是累計裝機量的1.27倍。Q1是戶儲裝機淡季，預計24Q1裝機量為3.2GWh；去庫持續(xù)進行，預計出貨量為1.7GWh，環(huán)比基本持平。預計24Q1末庫存水平接近2021年，24Q2出貨有望環(huán)比提升。逆變器方面：21年代表性企業(yè)的出貨是終端裝機量的0.5倍，22H1、22H2提升至0.8、1.3倍，到23H2已快速降至0.4倍，23年12月逆變器出口已出現(xiàn)環(huán)比恢復。且代表性逆變器企業(yè)的阿爾法較強，本身收入增速快于行業(yè)增速，逆變器環(huán)節(jié)有望率先恢復合理庫存。圖：代表性戶儲電池企業(yè)的庫存水平刻畫圖：代表性戶儲逆變器企業(yè)的庫存水平刻畫2.502.001.501.000.500.001.401.201.000.800.600.400.200.002021A2022H12022H22023H12023H22024Q1E2021A2022H12022H22023H12023H22024Q1E出貨/裝機累計出貨/累計裝機收入/裝機累計收入/累計裝機資料：ISEA，ANIE，公司公告，長江證券研究所資料：ISEA，ANIE，公司公告，長江證券研究所%%43%%%%%02

歐洲戶儲：空間依舊廣闊，主流國家政策積極加碼

一是購置補貼或稅收抵免，希臘在2023年4月宣布了龐大的光伏、儲能激勵計劃，若順利落地對市場將是積極刺激。南非也在2023年2月宣布了太陽能光伏板的稅收抵免政策，有望帶動儲能需求。此外2024年英國、匈牙利、奧地利均有新激勵政策。二是計量方式的調(diào)整，“凈計量”向“雙向結(jié)算”方式切換是趨勢，波蘭計劃在2024年調(diào)整戶用光伏的計量方式，美國加州2023年4月開始執(zhí)行NEM

3.0，也是相同的思路。澳大利亞提出了戶用光伏上網(wǎng)稅費的草案，預計在2024-2025年也將陸續(xù)執(zhí)行。表：主要國家關(guān)于戶儲的政策激勵梳理國家激勵方式稅收減免發(fā)布時間具體內(nèi)容奧地利2024年起2024年起，不再對私人光伏系統(tǒng)征收增值稅，適用于所有35kW輸出的光伏系統(tǒng)，政策有效期2年財政部宣布太陽能光伏板的激勵計劃，適用期1年，為個人退稅方式，額度為太陽能光伏板價格的25%（最高不超過15000南非蘭特），該激勵計劃并未包含儲能電池、逆變器、安裝成本，原因是南非政府想最大限度的利用資金提升電源裝機南非國家補貼2023年2月希臘能源部長宣布，將在住宅和農(nóng)業(yè)領(lǐng)域推出小型太陽能光伏和儲能的補貼計劃，預算為200億歐元，支持10.8KW光伏、10.8KWh儲能的安裝（住宅必須配備儲能，農(nóng)業(yè)領(lǐng)域可以只安裝光伏），最高占家庭的75%、1.6萬歐元，農(nóng)業(yè)的60%、1萬歐元希臘英國國家補貼稅收減免國家補貼2023年4月2023年12月2024年1月起2024年2月1日起取消安裝儲能電池系統(tǒng)（BESS）的20%增值稅，之前僅限于與太陽能電池板同時安裝的電池；匈牙利啟動家用太陽能計劃，該計劃為安裝太陽能電池板和強制儲能設(shè)施的家庭提供國家補貼。該計劃的750億英鎊預算將幫助約15,000個家庭，家庭可以申請最多500萬福林的支持，相當于投資成本的三分之二。匈牙利美國加州波蘭計量方式調(diào)整計量方式調(diào)整計量方式調(diào)整2023年4月2024年起2023年4月13日起執(zhí)行NEM3.0，將凈計量改成凈計費，平均的余量上網(wǎng)電價從從30美分/kWh降至8美分/kWh波蘭在2016年以來采用“凈計量”方式，容量10KW以內(nèi)的光伏可以有80%的電力上網(wǎng)，10-50KW可以有70%上網(wǎng)，但2024年起執(zhí)行新的計量方式，住宅光伏將在日前市場參與報價，通過模型計算價格；2024年前為過渡期2022年初澳大利亞發(fā)布太陽能上網(wǎng)稅費草案，計劃在2024年起開始調(diào)整計費方式，其中新南威爾士州、首都地區(qū)、塔斯馬尼亞州、北部地區(qū)從2024年開始，但2025年前不強制；南澳大利亞州從2025年開始，維多利亞州從2026年開始澳大利亞2024-25年起資料：Energy-Storage，pv-magazine，各國政府網(wǎng)站44%%%%02

歐洲戶儲：空間依舊廣闊，主流國家政策積極加碼表：歐洲儲能增量市場空間、需求天花板測算

考慮到產(chǎn)業(yè)鏈降價向終端傳導能帶來測算思路歐洲市場測算光伏新增裝機2020A22.530%6.82021A31.939%2022A50.940%2023E63.234%21.55.02024E79.630%23.95.02025E99.530%29.95.0經(jīng)濟性的顯著提升，同時戶儲滲透率和容量有望進一步提升，新興市場政策加碼和本地靈活性市場的興起也能為戶儲創(chuàng)造增量。GW%戶用占比預測戶用新增裝機平均功率GWKW萬戶%12.45.020.45.05.0邏輯一：新增裝機安裝戶數(shù)13510%7.824912%40718%43025%8.847828%9.259730%9.6

我們預計歐洲戶儲

2024

年裝機12.3GWh，同比增長

30%；2025年裝機達到17.2GWh，2023-2025年復合增速超過

35%。戶儲/戶用光伏戶儲平均容量戶儲裝機量：同比增速戶儲存量天花板存量滲透率累計裝機KWhGWh%7.88.21.12.35.99.512.330%17.240%117%155%59%截至

2020

年底，歐洲存量戶用光伏未配儲能的空間至少

30GWh。按歐洲戶用的需求天花板計算，屋頂總數(shù)能支撐

600GWh

的存量裝機空間，對應(yīng)

2024

年滲透率僅為

5.3%，未來增長空間廣闊。GWh%6220.5%2.90.8%5.21.8%11.25.93.3%20.69.55.3%32.912.330%8.1%50.117.240%邏輯二：存量天花板GWhGWh%戶儲新增裝機：同比增速1.12.3117%155%59%資料：

SolarPower

，長江證券研究所%%45%%%%%02

美國大儲：季節(jié)性、并網(wǎng)慢和供應(yīng)鏈短缺影響裝機

EIA最新數(shù)據(jù)顯示，2024年2月美國大儲并網(wǎng)35.9MW，同比減少58.3%，低于上月預測值。目前看并網(wǎng)流程長、變壓器短缺等問題依然存在。季節(jié)性因素也可能是1-2月裝機低預期的原因，2022、2023年裝機高峰期在夏季、冬季前兩月，Q1是裝機淡季。圖：美國大儲月度并網(wǎng)情況（MW）圖：美國大儲月度分場景并網(wǎng)情況（MW）100090080070060050040030020010001,8001,6001,4001,2001,00080