电力设备新能源2023：抢滩“0~1” （报告出品方：光大证券）1、新能源：景气度预期变化与估值的锚...

（报告出品方：光大证券）

1、新能源：景气度预期变化与估值的锚

2022 年三季报已披露完毕，市场对新能源领域公司的 2022 年业绩预期也进行 了调整，新能源各赛道在全球碳中和趋势下，维持高景气。新能源行业投资需同时考虑成长性、周期性及市场认知成熟度。

（1）2019-2022 年，光伏、风电及电动车赛道在“双碳”的背景下，经历了高速增长，但基数和渗透率都已实现快速提升，部分环节格局存在恶化趋势；储能作为新兴赛道，在能源安全背景下，2022 年也开启高速增长模式。需求增速决定了相对估值区间，当前，对 22-25 年各赛道增速的判断非常重要。

（2）2021-2022 年，硅料、锂矿价格高企对中、下游盈利及产业链价格博弈产生重要影响。对未来原材料价格及中游各环节盈利拐点的判断，有助于把握不同赛道中各个环节的景气度。

（3）随着市场对“双碳”政策及新能源各赛道基本面的学习日渐成熟，不同成本的资金、短期资金和长期资金博弈现象非常明显，1-3 年左右景气度判断决定了该赛道是否具备长期配置价值；对于增量资金，寻找认知差显著的景气赛道是非常重要的。

1.1、储能是新能源领域22-25年最景气的赛道

我们对新能源四大主赛道：光伏、风电、电动车、储能，2022-2025 年全球及中国的需求进行了预测：

2023 年全球新能源主赛道增速判断：储能（105%）>光伏（40%）>电动车（35%）> 风电（13%）。

只对 2023 年增速进行判断是否足够？对于长期资金显然是不够的，而对于短期博弈资金来看，由于市场对新能源赛道认知较为成熟，当前也未必足够，因此，我们也要对 2024 年的行业增速进行判断。

2024 年全球新能源主赛道增速判断：储能（62%）>电动车（28%）>光伏（23%）> 风电（8%）。

2023 年我国新能源主赛道增速判断：储能（100%）>电动车（36%）>光伏（33%）> 风电（31%）； 2024 年我国新能源主赛道增速判断：储能（60%）>电动车（26%）>风电（10%）> 光伏（8%）。

储能：作为新兴赛道，2023、2024 年行业均将处于高度景气状态。2021-2022 年该赛道决定了新能源板块整体估值上限，我们认为，这种趋势也会延续到 2023 年。

光伏：2022 年的高增速受益于：（1）俄乌局势恶化对电价的刺激；（2）居民对缺电的恐慌情绪对分布式装机需求的拉动。我们对光伏 2023 年的高增速持乐观态度，主要原因在于硅料价格下行背景下光伏项目经济性将逐步转好，业主装机意愿提升；但市场对硅料价格下跌后格局的恶化、国内因并网消纳问题装机量提升有限等风险存在担忧，一方面可能体现在 2024 年光伏装机上，另一方面可能体现在 2023 年光伏各环节盈利上，对当前估值已经形成一定潜在压制。需要指出的是，我国光伏产业在全球具有绝对优势，短期贸易保护主义对光伏产品出口影响应有限，依然可以维持良好趋势。

电动车：行业经历 2020-2022 年的快速增长，渗透率快速提升，随着增速逐年下移，市场也对估值进行了重新向下调整。电动车具有较强消费属性，由于全球经济压力较大，当前市场对于 2023 年电动车行业的增速处于中性和观望态度。而我们对电动车行业增速的判断好于市场，原因在于新能源车供给选择增多及中国电动车出口趋势的形成。

风电：陆风已平价多年，装机增速受资源和消纳影响，成本（钢价）成为投资主要矛盾，具有周期性；海风尚未全面平价，尚处于开发前期，成长性较强；另外风电产品也具有出海趋势。因此，风电板块综合估值与其他细分赛道处于弱势状态，但其估值上限由“含海量”决定，结构性优势又较为突出。

1.2、23年把握新能源结构性市场机会更为重要

四大主赛道由不同的细分赛道组成，涉及不同区域市场以及不同大类产品市场。我们基于一般规律进行拆分。

（1）光伏：我们重点选取了欧洲光伏、美国光伏、中国光伏集中式、中国光伏分布式等四大市场并对未来的发展规模进行预测，一方面由于相对体量较大，另一方面市场运营和股价走势能够形成自我规律。

我们预测：2023 年新增装机增速，美国光伏（100%）>中国光伏集中式（50%）> 中国光伏分布式（27%）>欧洲光伏（20%）。美国市场高增主要是由于美国《减少通胀法案》（美国 IRA 法案）及民主党对“双碳”的支持。另一方面，该项法案支持美国本土制造，且当前美国对中国依然进行硅料溯源审查（UFLPA），后者叠加之前“反规避”调查已经大大延缓了美国 2022 年的光伏装机。

但是我们对未来中国光伏产品出口至美国的发展持乐观态度，原因在于中国光伏产业在全球具有较强实力，美国本土制造短期无法竞争，或采取阶段性妥协策略； 除非美国中期选举后，美国《减少通胀法案》无法有效执行。因此，美国市场将是 2023 年景气度最高的市场；中国光伏集中式将受益于硅料价格下跌及风光大基地建设，延期项目不断开启；中国分布式市场主要受益于组件价格下降后华东、华南部分地区分布式项目经济性改善；而欧洲市场我们并没有给予过高增速，其原因在于 2022 年的高基数及俄乌局势的不确定性。

（2）风电：从 2023-2024 年行业增速角度，海风景气度显著好于陆风。其核心原因在于海风全面平价逐步迫近，整体行业尚处于发展初期。而陆风与集中式光伏具有共性特点，比较依赖于资源和并网消纳能力建设，进度基本会随着国家大基地建设而推进。

我们预测：2023 年新增装机增速，海风（100%）>陆风（24%）；2024 年，海风（40%）>陆风（5%）。

综上：我们持续看好海风赛道，陆风的投资机会更多来自于成本端的周期性。

（3）电动车：客观来说，市场对于电动车需求增速判断存在分歧，原因在于受经济周期影响较大。在美国《减少通胀法案》（美国 IRA 法案）推出下，美国电动车行业将迎来重要发展。美国电动车由于特斯拉在技术和品牌方面较为强势，虽然整体降本还较依赖中国供应链，且中国电动车产业链依然具有一定优势，但优势不像光伏产业那样明显。

我们预测：2023 年新增销量增速，美国电动车（73%）>中国电动车（36%）> 欧洲电动车（14%）。2024 年新增销量增速，美国电动车（52%）>中国电动车（26%）>欧洲电动车 （14%）。

综上：电动车市场美国最为景气，但在投资层面需考虑地缘政治风险。而对于国内，2023 年电动乘用车有望达到近 900 万辆，我们并不悲观。同时重点关注中国电动车出口带来的机会。对于新能源车需求的判断我们也需要持续不断的跟踪周度和月度数据，并进行预期调整，目前市场依然处于中性偏悲观的情绪范围。

（4）储能：新能源板块景气度最高的赛道。储能产品户储、大储具有各自显著的产品特征，且不同区域由于电力市场模式、电价政策的不同盈利差异也较大。所以我们将储能主要分为欧洲户储、美国户储、中国大储、美国大储，四个主要细分。

户储是欧洲储能装机的主要形式，2022 年因为俄乌局势，在能源安全与保障的背景下，欧洲户储迎来了装机和盈利高峰，相关个股亦成为 2022 年至今新能源板块投资当之无愧的领头羊。虽然无法准确对俄乌局势进行判断，但是地缘政治因素依然会持续围绕整个欧洲地区，加之“双碳”政策推行，欧洲户用储能的景气度依然较高。

美国市场依然是基于《减少通胀法案》（美国 IRA 法案），对独立储能、户用储能都纳入税收减免，有助于提升其装机量。我国则是因为并网消纳问题，大储招标量快速提升，电站侧强配、独立储能、电网侧储能量快速提升。我国居民电价较低，没有严格意义上的户储市场。

我们预测：2023 年新增装机增速，美国户储（135%）>美国大储（134%）>中国大储（100%）≈欧洲户储（100%）2024 年储能装机增速依然可以较好的维持，这也为其高估值提供了重要基础，也有助于为新能源板块设定估值上限。

我们预测：2024 年新增装机增速，美国户储（83%）>美国大储（60%）≈中国大储（60%）＞欧洲户储（36%）。

综上所述：结合 2023-2024 年数据来看，储能、中国海风是景气度相对较好的赛道，美国光伏、储能、电动车都是景气度相对较高的市场，但需关注中美政治因素；中国电动车、欧洲电动车、及中国分布式光伏有潜在增速超预期的可能。

2023 年：美国户储（135%）>美国大储（134%）>中国大储（100%）≈欧洲户储（100%）≈美国光伏（100%）≈中国海风（100%）>美国电动车（73%）> 中国光伏集中式（50%）>中国电动车（36%）>中国光伏分布式>中国陆风>欧洲光伏>欧洲电动车。

2024 年：美国户储（83%）>美国大储（60%）≈中国大储（60%）>美国电动车（52%）>中国海风（40%）>欧洲户储（36%）＞美国光伏（33%）>中国电动车>中国光伏分布式>欧洲电动车＞欧洲光伏>中国陆风＞中国光伏集中式。

2、重点环节供需分析行业关键性拐点

2.1、光伏硅料价格拐点已经逐步迫近

2022Q4 看博弈程度，2023Q1 看需求匹配，2023Q2 看供给释放。2022 年 Q4 开始，国内硅料产量不断释放，我们预计 Q4 实际产量约 28 万吨，10 月份硅料次级料价格已经开始下调，12 月份将是硅料价格非常重要的博弈时刻。随着协鑫科技、大全新能源等国内其他硅料产能进一步释放，2023 年 Q1 需求如果出现季节性波动，硅料价格可能在 Q1 承压下行；考虑爬坡，2023 年 Q2 单季度实际产量可能超过 35-40 万吨，硅料价格将进一步下行。2023 年 H2 通威股份、特变电工及其他新进入者的产能释放将持续推动硅料产量快速提升。

硅料价格回归后，光伏产业链各环节盈利将迎来重新分配，再分配过程中石英砂及坩埚、大尺寸 perc 电池片、N 型电池片、POE 等材料的阶段性短缺，以及各环节技术进步、产业化的速度，都会影响各环节超额收益的持续时间。

这些因素包括： （1）上游因素：硅料价格下降节奏以及各企业库存周期影响；影响利润在光伏产业链分配传导时间； （2）下游因素：电价及储能政策、国内及海外市场差异、电站与分布式差异，对中游和下游产业链利润分配产生影响； （3）中游因素：石英矿短缺是否分化硅片产能利用率、电池技术进步及电池产能释放节奏，会影响超额收益持续时间； （4）市场因素：需求增长低于预期，同时行业过热、产能过剩明显会压低光伏整体行业盈利。

从 2023 年来看，我们认为大尺寸 PERC 电池、高纯石英砂、POE 粒子、需求旺盛季度时的 EVA 粒子整体会偏紧。

（1）大尺寸 PERC 电池：由于市场在 2021-2022 年加速淘汰小尺寸 PERC 电池，并不断推进 N 型电池的产能，在市场处于需求较为旺盛的状态，N 型电池快速提升产量需要一定过程，导致目前电池整体环节供需偏紧状态，随着新技术 TOPCon、xBC 或 HJT 电池放量，电池供需紧张问题将逐步得到缓解。

（2）高纯石英砂：内层石英坩埚主要采用高纯石英砂，其主要依赖进口，产能释放进度较慢，高纯石英砂短缺将影响优质石英坩埚供给，导致部分厂商拉棒成本提升甚至于产能利用率下降。

（3）胶膜粒子：国产 POE 粒子供给较少，主要依赖进口，在 N 型电池片放量的过程中，整体会偏紧，海外供应商主要是陶氏化学等，国内万华化学正在进行 POE 粒子研发；EVA 粒子亦处于紧平衡状态，当旺季来临时，供需有一定概率呈现阶段性偏紧态势。

2.2、海风更多区域平价拐点即将到来

截止 2022 年 4 月底，广东、江苏、浙江、山东、福建、广西、辽宁等七省已基本明确“十四五”海上风电新增装机目标，分别为 17GW、9.09GW、4.55GW、10GW、10.3GW、3GW、4.05GW，我们预计“十四五”我国海上风电新增装机将达到 64GW，年均新增装机容量达到 12.8GW。截至 2022 年 8 月，从海风长期规划数据角度，广东、江苏、山东、福建、浙江、海南、辽宁、广西、上海等省市的省管海域规划61GW，国管海域规划140GW，总计201GW，为“十四五”、“十五五”海风发展提供良好基础。

平价时代使得海上风机大型化再次加速，开发大兆瓦海上机组降低度电成本。目前中低风速主流机型在 7-9MW，中风速区在 10-13.6MW，高风速区域在 11-13MW，从驱动链形式来看，由于半直驱结合双馈和直驱的优点，同时整体成本较直驱技术更具有竞争优势。当前重点省份海上风电工程造价范围 12000~16000 元/kW。目前粤东、福建部分地区可以实现平价，同时，未来国内施工技术能力、设备制造能力逐步提升，在维持产业链合理发展的情况下，预计近海投资存在 1000~2000 元/kW 进一步降本空间。在“十四五”中后期，在粤东、福建整体、江苏、浙江、山东、粤西部分地区，也会有越来越多的海风项目实现平价。

2.3、国内大储盈利拐点23年有望开启

我国新能源发电降本留出的利润将会流向灵活性调节资源或贡献给综合电价降低。广义来讲，在我国无论是储能，还是泛灵活性调节资源，都面临盈利性问题。这种问题的本源在于新型电力系统中各电力资源的“再定位”。无论是两部式电价还是电力市场化都是为这种“再定位”的制度设计。狭义来讲，新能源（风、光发电）平价并不是真正的平价，新能源 储能/灵活性调节资源才是真正的平价，所以储能作为新型电力系统的稳定器，虽然增加了系统成本，但是解决了新能源波动性问题，那么这部分成本应由新能源来承担，而新能源的不断降本则是提升了付出此项成本的能力。

目前新能源中，光伏降本的最大掣肘在于硅料。根据上文分析，硅料将在 2023 年开始逐步降价，最终将在 2024 年达到均衡，逐步带动组件价格以及 EPC 价格下降。我们对硅料从 307 元/kg 降到 80 元/kg 后，硅片、电池片、组件、光伏电站 EPC 价格进行了模拟测算，光伏电站 EPC 价格将会从 4.6 元/W，下降到近 4 元/W。

电价市场化机制的设计是为了不增加综合成本的前提下，推动电价在不同电力要素之间有效传导，最终实现电力安全性和清洁化。

（1）我们首先对发电侧强配储能投资进行了模拟测算。此前，储能成本由投资方承担，一旦地方政府补贴减少或设定较低的保证性收购小时数，IRR 将出现显著下滑。我们以 500MW 容量的光伏项目为例，按 20%功率配比，2h 备电时长配置储能。根据我们的测算，硅料价格下降后，发电侧总投资从 23 亿元下降到 20 亿元，降低 3 亿元；而储能侧投资恰好也是 3 亿元，刚好匹配。

（2）我们其次对独立储能收益模型进行分析。以 100MW/200MWh 储能电站为例，总投资为 4.3 亿元，年化支出约 5300 万元。收益部分由容量租赁费用、容量补偿费用、调节电价差收益组成，三类收益本质来讲都是为了解决电力波动性的制度设计的产物。

1）容量租赁费用，实际上是政府要求新能源发电项目向独立储能支付租赁费用，本质上是一种强配储能措施，只是储能固定资产投资由第三方负责。核心在于租赁比例，如果储能产能不足，租赁比例可达 100%，那么年化收益约 3300 万元，但如果储能产能过剩，租赁比例将大大降低，导致年化收益降低。

2）容量电价，是由政府或电网从用户侧收取一定费用支付给独立储能电站，一般来说容量电价总量偏低，影响独立储能的经济性，主要原因在于很难向用户侧收取高额度的费用。但当整体发电成本随新能源成本降低后，用户侧负担减少，则可收取更多费用补充容量电价。综合来看，容量电价机制是合理的，但更关键的是如何在不增加社会综合成本前提下，实现电价的有效传导。目前，仅抽水蓄能电站的容量电价纳入输配电价进行回收，因为抽水蓄能一般认为是电网主导投资。

3）调节电价差收益，充放电价差为 0.4 元/KWh，可实现每年 1528 万元/年的收益。这部分收益在于如何设定峰谷价差的值。各地发电侧和负荷侧构成不同会有一定差异，总体来说，东部地区峰谷价差较大。

2.4、俄乌局势拐点不确定与欧洲户储

俄乌局势推升了欧洲电价水平，叠加居民能源短缺恐慌心理，使 2022 年户用储能装机量大增。俄乌局势涉及地缘政治因素，具有很强的不确定性，我们无法判断，但是需要对于俄乌局势不同走势造成的影响进行推演。

（1）俄乌局势在 2022 年结束的概率不大，冬季是非常重要的窗口期，依然可以将电力和天然气价格重新推高，IEA 预测，2022Q4-2023Q1 是电价水平最高的时间段，法国、德国、英国压力比较大。

（2）市场通常通过追踪欧洲电力现货、电力期货、天然气期货，判断短期户用储能景气度，当前欧洲天然气储气库较满，导致 2022 年 8 月底后欧洲电力现货、电力期货、天然气期货价格下降。

（3）四地入俄公投以及北溪管道爆炸等事件，虽然使局势相对恶化，但随着政治筹码不断减少，各方更倾向于战略摊牌。俄美倾向直接对弈、西欧开始对美国若即若离，都可能推动俄乌局势走向两个极端。

（4）俄乌问题如果长期化，西欧和俄罗斯关系以及后续传统能源供给程度将是关键，均会影响未来欧洲户用储能需求。

基于当前局势，户用储能具有较好的经济性，欧洲依然对户用储能购买意愿较强，订单也延续到了 2023 年，基本可以判断，23 年欧洲户用整体景气度较高。而美国因为《减少通胀法案》，户储市场也会进一步迎来快速增长。2023 年全球户用储能市场景气度依然较高，增速有望达到 100% 。

2.5、锂电总产能过剩，优质产能偏紧

根据我们的测算，2023 年全球锂电需求约 1083GWh，包括动力、消费、储能等场景。而根据我们不完全统计，2023 年锂电国内、国外产能约 1800GWh，原因在于新能源车行业从 2019 和 2020 年景气度快速提升后，锂电行业大规模扩产，且经过 2-3 年逐步投产所致。即便考虑一定的有效产能，锂离子电池应不会短缺。

另一方面，从锂电供应链来看，由于海外锂矿产能释放进度不快，锂矿依然是制约整个产业链的主要因素，是否降价还需要根据终端需求而定，当前依然较难判断。而锂电供应链其他环节并没有特别紧张态势。

从 2021 年 Q4 至 2022 年 Q3，需求强时，上游价格提升较快，动力电池价格提升较慢，说明上游的供需更为紧张，电池价格需要电池厂向下游不断议价，过程较慢；2022 年 7-8 月，需求略弱，动力电池价格下降较快，上游价格下降略慢，主要因为上游依然处于紧平衡状态，而动力电池产能供需相对缓解。而这种态势在 2023 年依然会延续，所以即便需求略有下滑，导致上游价格下降，锂电环节因为产能过剩，盈利水平也很难大幅提升，具有一定议价能力的公司将维持平稳的盈利状态，同时需要重视产品结构，海外客户越多的厂商盈利将越好。

3、电新“0-1”：白马赛道中的黑马

在新能源赛道中，技术变革与突破是永恒的话题，对 0-1 赛道的研究尤为重要。需要指出的是，不同的技术有其发展路径和节奏，持续寻找技术可能的突破时点是核心，而市场情绪的高低对不同确定性技术的估值也不尽相同，需要从潜在增速、市场空间、确定性三个方面综合把握。

3.1、光伏0-1：提效降本，技术迭代

在 TOPCon、HJT、xBC 技术革新趋势下，新设备需求、新材料需求应运而生。2022 年，TOPCon 产能快速释放元年，而 2023 年将是产品出货大年；相较而言，HJT 进度稍慢，核心原因在于由效率及成本决定的性价比稍逊，导致产业化放量进度延后。

2023-2024 年：从发展确定性角度：TOPCon>HJT；从产能增长潜力角度： HJT >TOPCon。2023 年，从电池片产品角度，TOPCon 是最为受益的，在需求旺盛情况下，盈利有望较好维持；从技术突破角度，硅片薄片化、微晶、栅线技术等有望推动 HJT 迎来一波降本，从而推动 HJT 产业链进步，利好相关设备和技术公司。

耗材角度：钨丝金刚线潜在复合增速是最快的，N 型硅料及 POE 粒子需求是相对最确定的，低温银浆需要 HJT 放量才能迎来比较快速的提升。HJT 和 TOPCon 设备中尤其是 HJT 配套设备，22-25 年景气度都比较高，TOPCon 由于 2022 年已经放量，未来行业维持较高的总量，确定性更强。

3.2、风电0-1：国产替代，走向全球

轴承国产化：目前风电偏航变桨轴承国产化率已经较高，主轴轴承能做的厂家不多且技术差异较大，当前仍属于卖方市场，但在风机价格持续下降的背景下国产化也是趋势。相较而言齿轮箱轴承、发电机轴承在技术上仍有一定难度，如果国内厂家能够有所突破将有望推动产品价格下降，甚至实现对海外出口。从国产渗透率提升确定性来看，主轴轴承>齿轮箱轴承，由于海风赛道景气度高，轴承的国产替代速度也快，难度大也更体现相关公司的能力；而在陆风应用体量较大，增速相应较低。

滑动轴承：在风机大型化以后，滑动轴承的渗透率有望逐步提升。滑动轴承主要适用于低速重载的使用场景，目前在风电领域进展较快的环节就是在变桨轴承和齿轮箱轴承，而替代周期相对较长、但未来空间较为广阔的则是在主轴和偏航回转支承环节。滑动的构造比滚动要简单，一般都是一个单一零件、加工、制造、结构设计、拆卸更易，从生产成本和后续运维成本端均较滚动轴承有一定优势。目前，金风科技进度较快，远景能源、上海电气、明阳智能紧随其后，其他风机企业的进展后续需要持续关注。我们预计，我国滑动轴承在风电各轴承环节的渗透率将逐步提升。

风电碳纤维：随着海风机组大型化不断推进，海风叶片尺寸也会不断加大，当风电叶片长度超过 90 米，风车直径是 185 米，发电功率是 10MW，可以采用的碳纤维预浸料 4.5 吨，其中 65-70%左右是碳纤维，用量是 3 吨，可以减重 32.5%，在叶片大型化持续推进的背景下，碳纤维带来的减重优势将推动我国碳纤维渗透率稳步提升；此外，碳纤维国产化降本也在持续推进中，也将有效推动碳纤维的渗透率提升。

海缆出海：以东方电缆、中天科技、亨通光电为代表的海缆公司在我国海风高速发展的过程中已经具有较强的竞争能力，而在全球“双碳”和能源安全的需求背景下，东南亚、欧洲海上风电也将迎来快速发展。此前，中国的部分风电零部件，如铸件等已经在海外占据一定份额，当前风机整机、海缆，代表先进制造的环节也有望凭借成本、技术等优势持续提升海外渗透率。

3.3、锂电0-1：材料突破，结构创新

为提升新能源车安全性、续航里程、快充性能，或避免锂资源约束，锂电的材料创新、结构创新持续推进；从材料创新看，固态电池、钠电池开始发展，磷酸锰铁锂、硅碳负极也初步应用，导电炭黑、CNT 国产化持续进行，新型补锂剂、包覆剂、粘结剂也不断推出；从结构创新看，继比亚迪刀片电池、特斯拉 4680 电池推出后，宁德时代的麒麟电池也于 2022 年 6 月 23 日正式发布。

2020 年 9 月，特斯拉在电池日首次发布 4680 电池。4680 电池适配高能量密度路线，协同 CTC 一体化车身“极限”降本。4680 电芯采用无极耳技术，去除了电池的主要发热部件从而减小了内阻，提高了电池的热稳定性。4680 新电池 （46mm 直径，80mm 长度）实现了多项技术指标提升：续航里程提升 16%，充放电功率是 21700 电池 6 倍、能量是 21700 电池 5 倍，而成本可以下降 14%。4680 电池和高镍三元 硅基负极体系相得益彰，更适配高能量密度路线，快充性能大幅提高。4680 电池本质上是对电池结构进行了创新，在特斯拉和诸多电池厂的引领推动下，将在未来五年实现 0 到 1 到 N 的快速增长。

CTP 或 CTC 技术从电池结构创新和电池与整车适配设计角度提升新能源车性能，4680、刀片、麒麟电池都符合 CTP、CTC 的定义。2020 年，比亚迪推出“刀片电池”，提高动力电池包的空间利用率，体积比能量密度提升 50%，同时保证电芯具有足够大的散热面积，比亚迪“汉”搭载该电池，助力比亚迪在新能源车领域不断突破。2022 年 6 月 23 日，宁德时代正式发布了 CTP3.0 麒麟电池，CTP3.0 麒麟电池能量密度达到 255Wh/Kg，系统集成效率达 72%，可支持续航超 1000 公里，同时实现 5 星安全。三合一冷却板设计提升散热效率与安全性，结构优化提升空间布局，取消了横纵梁、水冷板与隔热垫，将原本各自独立的设计集成为多功能弹性夹层，既保证了结构件支撑，又提供了更大的冷却面积，可以实现 4C 快充。

半固态电池：高安全性、长寿命与良好的经济性更适合现在的规模化应用。在积极推进全固态电池研发的进程中，半固态电池是一个很好的迭代产品。随着各正负极厂商与电池厂商纷纷加大研发力度，半固态电池量产装车已经提上日程；我们应持续关注企业与科研单位的创新技术成果的发布、并持续关注固态电池厂家与传统锂电头部公司如卫蓝、清陶、宁德时代、蜂巢、孚能等半固态锂电产品的进展。

钠电池：本质上是替代磷酸铁锂电池在价格更加敏感的应用场景。对于部分性能要求偏低的磷酸铁锂应用场景而言，钠离子电池性能基本能够满足要求，成本是其核心考察指标。储能侧重于循环寿命、可靠性，对能量密度要求较低，其中大储使用 LCOE（平准化度电成本）评判成本高低，钠离子电池随成本低，但循环性能低，并没有优势；户储对标磷酸铁锂电池价格，侧重购置成本，循环寿命要求相对较低，钠离子电池可以进入并形成一定渗透；两轮车成本对标铅酸电池，有较强的消费属性，对性能要求不高，考虑投资成本与产业化进度，钠离子电池有望占据较大份额；乘用车成本对标低端磷酸铁锂电池，同时对电池的可靠性，循环寿命，能量密度要求较高，钠离子电池在成本敏感度较高的 A00/A0 级车有望快速渗透。

磷酸锰铁锂（LMFP）正极：是通过对磷酸铁锂（LFP）材料进行锰掺杂合成的新型磷酸盐正极材料，与磷酸铁锂结构相近，因此稳定安全；最大优势是 4.1V 高电压平台，而磷酸铁锂仅为 3.4V。因此磷酸锰铁锂能量密度比 LFP 提升约 15%，目标在动力市场替代常规三元 5 系，且当前成本仅比 LFP 高 10%左右，产业化后降本空间可期，应用前景广阔。但 LFMP 循环过程中的锰析出问题导致其循环性能较差，无法替代 LFP 在储能的应用。

硅碳负极：石墨的理论克容量是 372mAh/g，而硅负极的理论能量密度超其 10 倍，高达 4200mAh/g，采用硅基负极可以使锂电池电池能量密度提高。特斯拉，宁德时代等企业相继开始使用硅碳负极的动力电池产品，方壳电池掺硅比例在 1%-5%，圆柱电池更适合，掺硅比例在 1%-10%，部分负极企业也开始投资建设硅碳负极产线。硅基负极两种主流路线，硅碳主要以提升循环性能、容量为主，硅氧负极主要以提升首效为主，二者实现的技术路径有所差异。

锂电导电剂：为了保证电极具有良好的充放电性能，在极片制作时通常加入一定量的导电物质，在活性物质之间、活性物质与集流体之间起到收集微电流的作用，以提高锂离子在电极材料中的迁移速率。导电炭黑和碳纳米管复配使用的较多，未来碳纳米管比重会逐步提高。多臂碳纳米管由天奈科技率先打破国际垄断，单壁管仍处于中试阶段，预计 23 年向海外客户销售，逐步打破国际垄断；但导电炭黑国产化率依然较低，海外益瑞石依然占据主导，国内黑猫股份、永东股份等公司国产化推进中，未来也有望逐步打开局面。因此，导电炭黑、碳纳米管国产化率初步提升，均将为国内公司带来长期效益。

补锂剂：补锂剂的应用主要为两个方面，正极补锂用于提升铁锂体系循环寿命，负极补锂则用于解决硅碳负极首效过低的问题，需要硅碳负极放量后不断渗透。正极补锂中，铁酸锂补锂剂添加比例在 2-3%左右，循环寿命可以从 3000-4000 次提升到 6000-8000 次；负极补锂可以将硅负极首效从 75-76%提升到 80%。储能电池对电池循环性能要求越来越高，补锂剂的应用将较大程度的提高循环性能，应用空间广阔。

负极包覆材料：可弥补石墨负极缺陷，显著提升电池性能，尤其是快充性能。锂离子电池在首次充放电过程中，电极材料与电解液发生反应形成的 SEI 膜会降低电极材料的首次充放电效率，同时石墨层的剥离会导致 SEI 膜的不断破坏和生成，不断增厚的 SEI 膜会导致石墨电极的不可逆容量增大，使循环性能和倍率性能减弱。包覆层的存在可以避免石墨表面与电解液的直接接触，既能避免锂离子与溶剂的共嵌入，抑制电解液分解，又能增加电池容量，改善倍率和循环性能。

粘结剂：水系 PAA 粘结剂适应硅负极抑制膨胀需求，同步渗透率提升。常见 PVDF 粘结剂柔韧性较差，不能有效地抑制硅基负极体积膨胀。水系 PAA 粘结剂富含氧基团，通过与硅碳材料表面形成氢键作用，缓解硅基材料的体积膨胀问题，提高电池循环性能，因此 PAA 有望随着硅负极的渗透率提升而上量替代。

PET 铜箔复合集流体：复合集流体是以 PET 等原料膜作为基膜经过真空镀膜等工艺，将其双面堆积上铜/铝分子的复合材料。复合铜箔作为负极集流体的锂电池具有安全性高、能量密度高、寿命长的优势。重庆金美为最早开发 PET 铜箔的企业，目前国内相关企业正加速布局复合铜箔领域，包括双星新材、万顺新材、诺德股份、阿石创、宝明科技等，有望推进产业化进度。消费电子类目前导入相对较快，动力类现在主要是两步法的工艺：复合铜箔两步法生产步骤包括磁控溅射和水电镀，对相应设备也有相应需求。

3.4、储能0-1：百舸争流，各领风骚

各类新型储能：新型储能中包括锂电、钠电、压缩空气、液流电池等，可分别适配短时、长时储能不同的场景需求。目前，锂电储能较为成熟，而钠电处于产业化初期，同时我国发电侧火电比重高，电网保障性强，短期对长时储能需求不会呈现大规模增长，所以仍以锂电储能为主；而压缩空气、液流电池均处于示范项目阶段，作为长时储能中重要支撑，两者将在 2025 年后会具有更广阔的空间。熔盐储能也较为成熟，依托西部优质光照条件，配合大基地建设，维持较好发展水平，但受一定区域限制。我们国家储能处于成长初期，处于产业化初期的钠电、压缩空气、液流电池均是储能中非常重要的 0-1 赛道。

压缩空气储能、液流电池储能受益于示范型项目的推动，钠电储能受益于钠电在其他场景逐渐大规模应用带来的加速降本，在 2023-2025 年渗透率均会有所提升；锂电储能渗透率有所下降，但是仍占据新型储能中的大部分份额。

高压级联：高压级联储能系统是一项重要的储能集成解决方案，电池簇通过串联后接入电网，各个电池簇之间相互独立，减少或消除电池单体和电池簇的环流现象。优势在于：系统一致性好、提升效率、电芯寿命长；劣势在于绝缘水平提高，通信要求提高。从综合成本来看，减少了变压器，但是增加了 PCS，初始投资成本略高，但全生命周期成本略低且安全性更好。目前，该项技术正在被更多储能集成厂家接受，我们预计高压级联渗透率有望持续攀升。此外，高压级联更深层次的意义在于：为电力设备公司、电网服务公司切入储能领域提供了更好的机会，也增强了系统集成商的壁垒。

液冷系统：液冷系统有望不断替代风冷系统，成为储能领域主流。液冷储能系统，通过对冷却液对流换热，可以实现对每一个电芯进行精准的温度管理。更安全： 可以极大程度的降低温度失控、起火爆炸的风险。更高效：散热效率高，对温度的控制更加精确。更经济：降低运营成本，并且提升系统寿命。

储能消防：国标《电化学储能电站安全规程》2022 年 6 月份已经批准，等待发布，发布后 6 个月实施。其中要求，自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头。行业内最广泛使用的七氟丙烷淹没式的灭火系统因其降温性能和防复燃效果较差，且其为全淹没式，不能达到模组级的灭火需求。