上周重要事件：

新能源：欧洲、美国Q3光伏PPA电价继续上涨；通威、晶科、中环、联泓、昱能、钧达、派能发布三季报/快报/预告，多家公司超预期；奥特维与晶科签订1.4亿元划焊一体机合同；信义光能正式宣布拟发行不超过9.89亿股A股并于创业板上市；隆基绿能宣布将于11月2日举行重磅发布会；潮州发布43GW海风项目规划；东方电缆中标2.5亿海缆订单。

氢能与燃料电池：《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》发布，2025年规划可再生能源制氢产能6-8万吨／年，建成加氢站10座，500辆燃料电池汽车；希倍优1400标方制氢系统将落地内蒙古；嘉兴市启动2022年氢车和加氢站补贴申报，氢车按国补补贴；《武汉市应对气候变化“十四五”规划（征求意见稿）》发布，规划到2025年推广5000辆氢车和30座加氢站；科润质子交换膜项目奠基，预计项目建成后实现100万平米/年产能。

 

核心周观点：

光伏：大储是新能源长期高比例渗透的必经之路，也是中期硅料降价的最大受益方，看好2023年大储行业“量利齐升”；欧美光伏PPA持续飙升，2023年高强度需求持续性可期，短期Q4国内需求启动显著，高价位放量趋势明确，有望驱动Q4景气度超预期及2023年一致预期上修。继续重点看好：储能、一体化龙头、alpha硅料、设备、高景气辅材等方向，同时建议关注海外自建产业链主线（设备+自动化/能耗优势制造商+北美本土龙头供应链）。

 

随着硅料降价的拐点逐渐临近，近期市场对“大储”的关注度持续提升。今年下半年以来，“大储”始终是我们在新能源领域的首推细分方向，最核心的一条逻辑是：从金额角度看，储能将是最大程度分享硅料利润转移的细分方向，这确保了“量增”，预计2023年全球新增电化学储能装机有望至少实现翻倍以上增长，国内增速大概率更高；同时，我们始终认为，大储相比户储是壁垒更高的一个市场，而这种高壁垒与当前“大储不赚钱”（尤其在国内）现状的不匹配情况，我们认为在明年也有望逐步改善，令大储在2023年实现“量利齐升”的高景气趋势。本周我们重点重申一下判断大储量增与利升的原因：

 

量的角度：假设硅料从当前约30万/吨逐步降至10万/吨，对应组件/电站端成本下降至少0.5元/W，其中组件产业链部分供需关系改善环节的利润扩张+EPC环节的利润修复，我们预计有望分享0.15-0.2元/W左右，剩余0.3-0.35元/W将主要用于储能/调峰能力的投资（约可满足10%x2h的配储要求），因此即使仍然把储能设施当作“纯成本项”考虑（何况现在国家和地方层面政策都在致力于提升储能的收入水平），运营商也将在可接受的IRR范围内具备投资能力，而对风光电站的强配要求则在当前阶段保证了运营商的投资动力。

 

利的角度：首先，造成当前大储盈利能力较差的原因主要有三：1）终端客户缺乏盈利模式，项目完成后利用率保障度低，导致市场竞争中劣币驱逐良币；2）大储招标市场看重项目业绩，市场启动初期部分企业为积累业绩主动“赔本赚吆喝”；3）锂电池价格持续上涨侵蚀合理的项目EPC利润空间。

 

我们判断以上因素在明年都有望边际改善：1）随着行业标准完善（比如限制使用梯次电池）、国家与地方政府对储能项目经营的扶持政策频繁出台（比如保障调度次数），盈利模式的逐渐清晰与多样化有望提升良币竞争力；2）随着市场大规模启动，“赔本攒业绩”的时间窗口将逐步关闭；3）锂电价格趋稳甚至下行驱动合理的系统集成利润修复。考虑到招标市场的特殊性，我们短期内并不奢望大储（尤其是国内）的盈利能力能与户储看齐，但即使利润率能够改善至8-10%的水平（海外更高），则2023年国内/全球新增大储装机带来的利润规模就有望达到40/200亿以上。

 

我们认为大储的核心壁垒在于成套产品开发和系统集成能力，以及项目总包订单的获取能力，因此我们优先看好“具备核心设备生产能力的龙头系统集成商”，其次是核心设备（电芯、PCS）龙头供应商，以及温控、消防等辅助设备供应商，同时也建议关注具备客户资源或股东背景优势的系统集成商：阳光电源、宁德时代、南都电源、科华数据、上能电气、科士达、盛弘股份、南网科技 等。

 

光伏方面，随着Q4海外发货淡季的临近，市场对欧美需求“走弱”的担心声音开始增多，我们认为当前欧美及其他海外市场对光伏需求的核心驱动力仍然来自于能源短缺的现状及碳中和的中长期目标，这两项核心因素都看不到动摇的迹象，完全没有必要因为每年如常的季节性因素对海外需求的强度和持续性产生担心。本周市场研究机构LevelTen Energy发布Q3欧洲、北美PPA电价跟踪报告，其中欧洲环比劲升15.4%至68欧元/MWh，且欧洲的光伏PPA电价在经历了自2021Q3以来连续5个季度的上涨之后，仍然远低于此前欧盟拟针对非天然气发电商制定的180欧元/MWh的价格上限；美国Q3光伏PPA价格环比上涨7.5%至42美元/MWh，结合近期东南亚双反关税豁免政策获得确认，我们认为可以理解为美国对外光伏贸易政策阶段性转暖的风向标，后续美国市场的逐步恢复以及欧美市场2023年的装机高增（欧洲看40-50%增速，美国看100%以上）仍然是确定性较高的事件。

 

投资建议：我们认为，2023年的实际需求（组件端产出规模）有很大概率超出当前400GW左右的市场一致预期，达到450-500GW区间， 且Q4产业链表现即有望触发这种预期的上修。当前推荐排序为：储能（阳光、宁德、南都、上能 等）、一体化龙头（隆基、天合、晶澳、中环、晶科）、强alpha硅料（通威、协鑫）、设备（奥特维、迈为、高测、金辰、捷佳 等），电站EPC/运营商，扩产阶段性慢于硅料的主辅材环节（石英/坩埚、EVA粒子/胶膜）等。此外，我们认为在当前国际环境下，欧美自建部分光伏产业链趋势明确，海外扩产主线预计会被市场反复关注，重点关注：1）头部设备厂商；2）分别应对海外扩产人工/能源成本高昂痛点的高度生产自动化、低能耗技术路线的企业（TCL中环、协鑫科技等）；3）北美本土龙头供应链（金晶科技）。

 

风电：明年风电装机、招标、业绩兑现有望三高，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，驱动风电板块行情持续。

 

本月大宗商品价格呈震荡下跌。2022年10月15日中厚板、铸造生铁、废钢、螺纹钢分别为4173元/吨、3850元/吨、2710元/吨、3990元/吨，周变动幅度分别为-0.5%/1.3%/-5.2%/-1.2%。

 

风电招标高景气，预计全年招标规模达80-100GW，明年装机高增确定性强。据我们统计，2022年1-9月风电招标规模达75.15 GW，其中海风招标12.79GW。9月风电招标规模达6.6GW，环比下降35.67%，其中海风招标规模0.2GW，环比下降89%。2022年Q3总招标量为24.01GW，环比下降9.19%，同比提升130.87%。考虑下游运营商开工节奏，历史上本就上半年招标多于下半年，下半年开工多于上半年，因此Q3招标环比出现小幅下降属于正常现象。我们预计全年招标量有望达到80-100GW，明年装机保守预计下达80GW。今年预计装机50GW，明年装机增速至少为60%。

 

6-9月陆风机组价格企稳，4Q22陆风机组招标价格有望继续回升。据我们统计，1-9月陆风机组加权容量中标均价（扣除塔筒400元/KW）分别为2007元/KW、1996元/KW、1846元/KW、1856元/KW、1693元/KW、1785元/KW、1800元/KW、1827元/KW、1782元/KW。自5月陆风价格降至最低点后，6-9月陆风价格稳定在1700-1900元/KW区间，其中9月中标价格环比下降2.5%。我们预计4Q22陆风机组招标价格有望进一步回升，或达1700-2000元/KW。

 

海风玩家增多，海风机组价格持稳下降。截至9月末，据我们统计，共有9.4GW平价海风项目公布中标整机商，1.45GW海风项目开标。在运达最低价中标其首个海风项目之后，中车株洲所也以最低价报价参与海上风电项目，海风玩家增多。2021年起至今国内已有14个平价海风项目公布招标价格，其中含塔筒机组中标/预中标均价在4028元/KW，不含塔筒机组中标/预中标均价在3643元/KW。而新开标1.45GW海风项目，以最低报价为参考，含塔筒机组平均中标价格为3715元/KW，相较14个平价海风项目中标价格又出现8%降幅。

 

投资建议：风电长周期景气明确，风电零部件龙头盈利有望随原材料跌价持续释放。我们持续推荐三条主线：1）海风相关产业链；2）全球供应以及国产化替代的高成长零部件；3）受益行业景气环节。

 

 

氢能与燃料电池：9月系统装机持续高增长，1-9月累计装机已为去年全年的1.4倍，预计四季度FCV将“量质齐升”；九丰能源发布业绩预告，前三季度实现归母净利约9.3-9.5亿元，同比增长52.70%-55.98%，略超预期，传统业务稳定，氢能打开市场空间；电解槽热度高涨，2022年前三季度可再生能源制氢项目规模约20万吨，电解槽装机约2400MW，预计电解槽需求将在未来1-2年内集中释放。

 

9月上险数据系统装机持续高增长，年度累计装机已为去年全年的1.4倍，四季度FCV将“量质齐升”。①9月系统装机量持续高增长，1-9月累计为去年全年1.4倍，示范城市群细则落地叠加非示范城市群积极推广，今年装机量将实现翻番。9月，燃料电池系统装机量53.74MW，同比增长308%，1-9月燃料电池系统累计装机量241.48MW，同比增长191%，FCV放量及市场化加速，行业拐点已至，下半年系统装机量高增长确定性逐步加强。②9月FCV上险量延续增长势头，下半年单月装车量有望超千辆，全年看向5-6千辆。9月，燃料电池整车总上险量523辆，同比上升227%。③上海城市群头部企业领头推广，捷氢科技单月装机登顶榜首。9月，上海城市群落地最多，为377辆，其次为河南、河北、北京、广东城市群，为302/283/136/116辆。9月，捷氢科技、爱德曼和重塑科技为装机量前三，1-9月，亿华通、鸿力氢动和重塑科技累计装机量位列前三。

 

九丰能源业绩预告点评：传统业务稳定，氢能打开市场空间。10月19日，公司发布业绩预告，前三季度实现归母净利约9.3-9.5亿元，同比增长52.70%-55.98%，略超预期。①利润快速增长主要系LNG利差增大及LPG的量价齐升。净利润增长主要系LNG业务毛差增大。公司LNG长协采购价主要与布伦特石油价格挂钩，公司通过做大转口贸易实现利润的较大增长；LPG业务利润增长主要来源于销量的增长。②政策支撑叠加区域气源优势，氢能未来有望成九丰新的业绩增长点。1）氢气量大：九丰当前与巨正源合作，二期后副产氢规模达5万吨/年，为珠三角地区量最大副产氢供应商之一；2）运输成本低：东莞地处珠三角中心，氢气具备运输成本低的优势；3）市场前景明朗：广东地区FCV未来增量大部分集中在珠三角地区，九丰副产氢未来有望满产满销。③新增需求或将持续，九丰未来有望采用多种制氢方式与产业链延伸应对终端需求。1）需求带动多种制氢方式：九丰与巨正源合作的副产氢气量预计之后将难以应对新增需求，天然气制氢、电解制氢有望为公司未来氢气来源；2）向下游加氢站延伸：九丰有望从制氢端不断向下游延伸，保障氢能业务。

 

2022年前三季度可再生能源制氢项目规模约20万吨，电解槽装机约2400MW，预计电解槽需求将在未来1-2年内集中释放。可再生能源装机高速增长叠加储能需求，电解槽能够耦合光伏、风电等可再生能源制氢，从而实现对能源的大规模和长周期储存，当前电解槽热度高涨。根据2022年前三季度数据统计，当前电解水制氢项目具备以下特征：1）与可再生能源耦合紧密：前三季度96%的项目均与光伏或风电或是二者共同耦合；2）碱式电解槽为当前主流：前三季度项目中的电解槽类别均为PEM和碱性，其中碱性制氢项目约30个，占比近70%；3）国企主导：几乎所有项目均为国企，例如国家能源集团、中石油、中石化等，部分新能源企业也有参与，例如隆基股份、阳光电源等；4）内蒙古项目占比过半：地域方面，内蒙古独占鳌头，8月底风光制氢一体化示范项目预计投产后，年制绿氢能力共计为7.2万吨，9月底示范项目投产后，年制氢能力共计为6.3吨，且建设期均集中在2023年；5）10WM以下主要应用于汽车、大规模用于化工领域。10WM以下的电解槽装机，主要用于风光氢电耦合示范，以配合加氢站，供氢给燃料电池汽车使用，其余制氢规模较大的，主要用于化工生产等，少数项目规划用于氢冶金。

 

利好环节：

 

①上游：FCV的放量将推动氢气需求增长，考虑当前主要氢气供给多为副产氢，FCV的放量将利好当前布局副产氢的企业；在政策的支持与相关电解制氢项目的开展下，随着电解槽技术的突破以及副产氢的区域和资源限制，电解氢的渗透率将逐步提升，建议关注布局电解槽企业。

 

②中游：在地方政策规划持续加码下，加氢站建设加速，为FCV的放量和运营做出保障，建议关注布局加氢站建设和设备企业。同时叠加订单的增长，FCV将持续放量，带动核心零部件领域放量，燃料电池核心零部件的发展将加快燃料电池产业市场化进程，建议关注燃料电池核心零部件头部企业IPO进度。

 

③下游：FCV 迎来放量，利好燃料电池系统及核心零部件企业。