新能源2023年终盘点：挑战与机遇并存，技术进步引领未来

2023年，对于新能源行业来说，是充满挑战与机遇的一年。在经历了全球疫情、供应链紧张和政策调整等多重因素的影响下，新能源行业展现出了强大的韧性和发展潜力。今年全球新能源市场需求持续旺盛，尤其是光伏和风电领域。受益于技术进步和成本下降，光伏和风电的装机容量和发电量均实现了快速增长。与此同时，储能和氢能等新兴领域也在加速发展，成为新能源行业新的增长点。

本文将回顾2023年新能源板块的发展情况，分析行业面临的主要问题和挑战。

风电领域：海上风电加速发展，海外发展潜力巨大

2022年，根据CWEA的数据，国内陆上风电新增装机44.67GW，海上风电新增装机5.16GW，显示了风电行业的强劲增长。从2021年至2023年前三季度，陆上风电招标量持续保持高位，分别为51.37GW、83.83GW和55.6GW。相较之下，海上风电招标节奏在2021-2023年前三季度分别为2.79GW、14.7GW和6.1GW，尽管有所放缓，但近期各地海风项目的陆续启动预示着海风发展的积极前景。特别是在江苏和广东两大海风建设重点省份，项目进展显著，同时海南、福建、浙江、山东等省份也在积极推动海风发展。随着国内政策的进一步理顺，海上风电有望迎来加速增长。

“十四五”规划为风电发展提供了强有力的政策支持，积极引导建设大型风光基地、发展分散式风电，推动陆上风电的稳健发展。此外，《风电场改造升级和退役管理办法》的出台预计将推动老旧风机的“以大代小”改造升级，进一步释放存量风能资源。

在地方层面，各省在“十四五”发展规划或产业发展规划中纷纷推出鼓励海上风电发展的政策。根据CWEA的统计，各省海上风电新增装机总规模约为50GW，预计到2025年累计装机并网容量将达到60GW。大型化和深远海是海上风电发展的两大趋势：风机大型化有助于降本增效，离岸距离逐步提升和柔性直流技术的逐步应用；海上风电正迈向深远海领域，风电基础逐步从桩基、导管架发展到漂浮式基础。尽管漂浮式技术目前度电成本高且仍处于商业化前期，但各国政府都在积极规划。据GWEC预测，到2032年全球漂浮式新增装机有望达到8.2GW，显示出长期发展潜力。

海外市场尤其是海外海风市场具有巨大的增长潜力。预计在2024-2025年海外海风市场景气度将逐步提升。由于海外本土产能供应偏紧这为国产风电产品提供了出海机遇。国内的风机、塔筒/管桩、海缆等企业已经开始陆续获得订单并在海外业务上取得突破。同时海外业务通常具有更高的毛利率水平这有望进一步提升国内厂商的整体盈利水平。

光伏领域：供需形势面临挑战，新技术打开空间

产能扩张、技术迭代驱动下，产业链报价快速下行，光储平价正在各个区域逐步展开。同时随着加息周期结束、新型电力系统改革，光伏装机有望持续高增。短期看，随着2023年四季度产能加速释放、高库存、阶段性淡季等因素影响，供给端加速重塑，供需新周期开启。

新技术是推动行业进步的核心驱动力，技术领先的企业优势有望持续。随着TOPCon渗透率加速提升，Perc产能将逐步出清。2023年底TOPCon单月排产有望达25GW，单月渗透率近40%-50%，随着TOPCon激光烧结、0BB、双面poly等技术导入产线，技术领先的企业优势有望持续。其他路线降本增效空间更大，产业化预期有望反转。其中，HJT银包铜(30%)、0BB、铜电镀等技术有望加速导入到更大规模量产中；XBC正在从1走向10，各家路线差异化较大，成本下降空间较大，随着出货规模持续提升，产线数据有望更加稳定；钙钛矿GW级别产线即将建成投产，叠层电池效率不断突破。

重视供需格局优于主产业链的辅材环节。例如，受益于新技术迭代、产品结构变化带来量利齐升的银浆环节；受益于产品迭代、产能供需重塑有望领先于主产业链的光伏胶膜、玻璃等辅材环节。

储能领域：大储和工商储市场高速发展

储能市场当前呈现出需求分化的趋势，大型储能和工商业储能市场快速增长，而户用储能需求的增速则有所放缓。在国内大型储能市场，由于价格竞争激烈，竞争格局尚不明朗。相比之下，海外大型储能市场的准入门槛较高，竞争格局和盈利状况相对较好。阳光电源等企业在海外大型储能市场占据领先地位，而苏文电能等企业则积极拓展工商业储能运营业务。

全球储能需求在2023年末保持平稳增长，预计在2024年中美欧三地新增储能容量将达到116GWh，同比增长64%。具体来说，中国预计将新增59GWh，同比增长80%；美国预计新增33GWh，同比增长50%；欧洲预计新增24GWh，同比增长50%。

近期碳酸锂价格急剧下跌，导致传导速度减缓，短期需求出现波动。最新的电池级碳酸锂价格为13.0万元/吨。11月份储能电芯的平均价格为0.50元/Wh，环比下降2.0%；11月份系统中标的平均价格为0.93元/Wh，环比下降3.1%；11月份EPC中标的平均价格为1.24元/Wh，环比下降1.6%。

在2023年，电池和PCS环节的龙头企业表现出较强的盈利韧性，而其他环节则处于底部状态。展望2024年，电池环节在上半年可能面临压力，但下半年有望释放；PCS环节在大型储能领域将保持平稳盈利，而户用储能领域则有望恢复增长；温控环节在AI和储能的双重推动下将实现放量增长；集成环节在2023年的项目递延影响下，2024年底部可能呈现量利向上的趋势。

氢能领域：绿氢项目经济性凸显

绿氢项目发展势头强劲，电解槽招标和安装规模均创新纪录。自年初以来，国内绿氢领域一直保持着高度活跃。据不完全统计，1-10月国内已有102个绿氢项目更新动态，涉及绿氢产能达到139万吨；其中，3万吨产能已经投产，而处于规划或签约阶段的绿氢产能更是超过了百万吨。央视财经在11月的报道中指出，2023年1月至9月，国内绿氢项目的投产、在建和申报项目涉及的投资额累计达到了惊人的3000亿元。

电解槽作为绿色电力制氢的关键设备，其招标规模也在持续攀升。根据香橙会研究院的统计，2023年1-10月国内共发布了28个电解槽公开招标需求，累计电解槽招标需求量已超过1433MW，这一数字接近2022年全年电解槽出货量的两倍。另据中国氢能联盟数据显示，截至2023年6月底，我国已累计建成运营的可再生氢项目达到42个，装机规模合计为555.2MW(约6.6万吨/年)。国际能源署(IEA)预测，到2023年底，我国电解槽累计装机有望达到1.2GW。

在绿氢的下游应用方面，目前主要以化工就近应用为主。从规划来看，国内绿氢项目的大部分产能将用于合成氨、合成甲醇等化工领域。这些领域拥有成熟的用氢技术和庞大的氢气需求，因此成为消纳绿氢的理想场景。相比之下，燃料电池车在绿氢规划产能中的占比相对较小。这主要是因为车端用氢规模整体较小且使用场景分散，加之储运成本较高，导致从绿氢生产到氢燃料电池车的“制储运加用”供应链尚未完全打通。目前，氢燃料电池车的推广主要集中在商用车物流需求大的城市群地区，而大型绿氢项目则主要部署在内蒙古、山西等绿电价格低、有消纳需求的地区。

展望未来，随着新能源投资成本的持续降低和电解槽性能的不断提升，绿氢项目的经济性有望得到进一步凸显。在设备环节，电解槽的招投标需求持续旺盛，吸引着新的参与者积极布局。在运营环节，风电设备企业和发电企业正成为绿氢项目投资运营的重要力量。例如，吉电股份等企业已经在绿氢项目投资运营环节进行了重点布局。

2023年新能源行业依旧在高景气的快车道上发展。光伏和风电领域在技术进步和市场需求推动下持续快速增长，同时储能和氢能等新兴领域也展现出巨大的发展潜力。然而，行业在扩张和技术迭代过程中也面临一些问题和挑战。未来，新能源行业将继续保持快速发展态势，技术创新和市场拓展将是关键。光伏领域将迎来新技术推动下的进步，风电领域海上风电有望加速增长，储能领域大型储能市场将持续高速发展。此外，政府和企业对新能源的支持和投入将进一步推动行业发展。总体而言，新能源行业充满希望和机遇，有望成为全球能源转型的重要力量。