1 2023 年度展望：关注需求释放与新技术产业化

1.1 在高景气中兑现业绩

2022 至今电新行业指数波动较大，Q1-Q4 指数分别-19.6%、+13.9%、-22.7%、 +1.2%。全市场而言，2022 年初至今指数上涨的行业仅有 3 个，其中电力设备及新 能源行业总体跌幅 23.9%，位列第 24 位。

2022 年前三季度，电力设备及新能源行业归母净利润 1669.4 亿元，同比增长 49.17%，在中信所有 30 个行业中，归母净利润增幅位于第 4 位，处于前列。

2022 年前三季度全行业实现营业收入同比增长 34.0%，实现归母净利润同比增 长 55.0%，业绩实现持续增长。从各子行业的归母净利润来看，增幅前三的子行业分 别为新能源车（+136.0%）、核电（+103.8%）、光伏（+88.3%），与景气度呈现强正 相关关系。

1.2 新能源投资三大趋势

进入双碳时代后，新能源经历了波澜壮阔的发展历程，而当前仍然潜力无限、挑 战无限。在继续分析新能源未来方向之前，首先回答几个关键问题：已经发生了什么？2020 年 9 月双碳目标提出后，政策端经历了从顶层规划，到 基层细则的全面构建，而需求端由于天花板被打开最先被刺 激，快速增长的需求与短 时间较难提升的供给形成了矛盾，供需错配加大了原材料端的成本上涨。与碳排放最 直接相关、基础相对比较好的新能源发电和新能源汽车，增速不断提升，带领行业不 断突破。我们在哪里？当前新能源已经度过从 0 到 1 的初始快速野蛮发展，正处于从 1 到 N 的规模化、产业化阶段，新能源发电占比、新能源车渗透率均处于从 10%提升 至 50%的关键阶段。但有许多领域仍然处于发展早期，并且新能源占比快速提升带 来的消纳压力、贵金属依赖等问题亟待解决。新能源已经解决了发展“快”的问题， 接下来重点要发展“好”，解决短板、解决痛点，才能进入更高层次发展。

展望 2023 年，我们从宏观、中观、微观三个视角，分析新能源行业的政策、市 场、技术趋势，看好能源安全、国内大循环、技术降本提速三个方向的投资机会：宏观视角：能源安全和促进新能源消费将是最强政策趋势。经历了 2021、2022 连续两年的缺电后，能源保供被提上了重要日程，加强新能源配套建设保证能源 安全愈发重要，包括传统抽水蓄能、核电、火电等均迎来新发展机遇。后疫情时 代消费复苏是最强主题，新能源汽车的消费支柱作用愈发凸显，有望获得政策持 续大力支持，进一步带动汽车、电池、智能化相关产业链。

中观视角：核心原材料降价和国内大循环助推行业更上新台阶。在度过产能瓶颈 期、疫情影响的双重作用下，硅料、碳酸锂为代表的上游原材料已开启降价周期， 产业链利润分配将会重构，我们预计大部分利润将让渡至下游开发商，加速行业 降本。成本端的压力释放，以及疫情对施工、物流、人员等因素影响消除，将使 被积压两年的国内需求得到完全释放，大型风电、光伏集中式项目，以及配套的 大型储能，有望迎来新一轮的快速发展。

微观视角：具有产业意义的新技术孵化速度显著加快。新能源新技术层出不穷、 百花齐放，资本助力也进一步加速新技术孵化。在众多的新技术中，能够解决当 前需降本、摆脱贵金属依赖这两大痛点的，迅速脱颖而出。PET 复合铜箔、银包 铜因为可显著降低锂电铜箔、HJT 低温银浆的成本，研发进度不断加快，客户不 断加速导入。钠离子电池、电镀铜、无铟靶材可以解决对锂、银、铟这些贵金属 的依赖，避免未来可能的供应短缺及价格暴涨问题，代表了未来技术发展方向， 有望不断取得进步直至实现规模量产。

2 锂电：结构性机遇主导未来市场

2.1 锂电将进入 TWh 时代

中国动力电池供给全球市场。2022 年 1-10 月全球动力电池累计装车量为 389GWh，同比+76.7%。在全球 TOP10 动力电池供应商中有 6 家中国企业上榜，合 计装机量 226.5GWh，市占率达到 58.2%，较 2021 年提升 7.5pct。2022 年 1-10 月 宁德时代装车量位居首位，装车 137.9GWh，市占率为 35.4%，同比+4.3pct；LG 新 能源位列第二，装车 52.8GWh，市占率为 13.6%，同比-7.2pct；比亚迪列第三，装 车 52.3GWh，市占率 13.4%，同比+4.9pct。

三元锂电池和磷酸铁锂电池将作为未来两大技术路线长期共存。2022 年 1-10 月 国内动力电池累计装车 224.2GWh，同比+108.7%；分体系看，三元体系电池装车 88.0GWh，占比 39.2%；磷酸铁锂体系电池装车 136.0GWh，占比为 60.6%，磷酸 铁锂凭借突出性价比、安全性优势，份额持续领先。国内装机量 TOP3 企业分别为：宁德时代，对应装车量 106.78GWh，市占率48.5%；比亚迪，装车量 50.80GWh，市占率 23.1%；中创新航，装车量 15.39GWh， 市占率 7%。装车量集中度头部效应显著，10 月国内企业装机量 CR3 已突破 76%。

2023 年全球锂电出货量有望进入 TWh 时代。我们预计 2023 年我国新能源车 销量有望首次突破 1000 万辆，达到 1050 万辆，同比增长 61.5%，到 2025 年有望 增长至 1985 万辆， CAGR 达到 45.1%。在动力、储能、消费需求的拉动下，预计 2023 年全球锂电需求有望首次突破 1TWh，达到 1.26TWh。受益储能需求，磷酸铁锂占比持续增长。磷酸铁锂的优势在于低成本、高安全和 长寿命，三元电池的核心优势是高能量密度。动力电池应用方面，随着三元高镍化技 术趋势的进一步发展，未来高镍三元体系将主要应用于长续航的高端新能源乘用车， 磷酸铁锂及中镍三元电池主要应用于中低端新能源乘用车。随着储能进入产业高速发 展期，我们预计 2023 年储能电池需求将大幅增长，磷酸铁锂电池在全球锂电池需求 占比将进一步提升。

2.2 材料价格先涨后跌，供需矛盾缓解

材料价格呈现前高后低走势，供需关系已扭转。因终端需求不断走高加剧供需失 衡，自 2021 年至 22Q2 核心材料价格攀升。伴随产能逐渐释放，进入 22Q3，除上 游碳酸锂/氢氧化锂及受其带动的正极材料价格仍高位运行外，其他锂电材料价格均 进入下行区间，供需关系或出现转变。电池环节，方形动力三元及磷酸铁锂电芯价格 一年以来涨幅分别为 15.1%、37.1%，对下游成本端造成较大压力。

正极材料价格拐点已现。21 年以来碳酸锂及氢氧化锂价格持续攀升，至 12 月 到达历史高位分别为 56.8/56 万元/吨随即出现拐点。受上游原料影响，正极材料价格 自 21 年进入上升通道，与碳酸锂及氢氧化锂同频。目前上游锂资源市场价格上升势 能明显减弱，我们预计 2023 年正极材料及前驱体企业将加强与上游资源企业的长协 价格锁定，稳定自身盈利水平。

据我们测算，2025 年全球磷酸铁锂/三元正极材料需求量有望分别达到 324/134 万吨，接近 2022 年的 3 倍。我们假设未来全球新能源汽车渗透率进一步提升，动力 电池需求量继续高速增长；储能领域锂电池产量预计将保持较高增速，超过 3C 成为 第二大锂电池应用领域；我们预计 2022 年全球锂电池需求将达到 2190GWh，对应 磷酸铁锂材料/三元材料需求量分别为 324/134 万吨，行业 2022-2025 年 CAGR 分 别可达 42.26%/28.60%，磷酸铁锂增速更为迅猛。新技术带来行业发展新动能。正极材料技术更新速度加快，三元材料中提高镍含 量三元材料的理论容量上升，相较于其他路线，高镍路线具有更强的体系适配性，可 以进行更快速的产品迭代。我们预计，至 2025 年高镍正极材料的需求有望达到 71 万吨，2022—2025 年 CAGR 为 44%。磷酸锰铁锂与磷酸铁锂具有相近的理论放电 克容量，但是磷酸锰铁锂材料的电压平台显著高于磷酸铁锂，所以该材料具有较高的 理论能量密度，并且在低温性能上弥补了磷酸铁锂的缺点。经我们测算，磷酸锰铁锂 的总需求量在 2025 年有望达到 39.24 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 200%。三元材 料的高镍化、单晶化和磷酸锰铁锂产品逐步成熟，商业化进程加快，具有较早技术升 级、供应链稳定通畅及深度绑定下游客户的正极材料企业有望进一步巩固行业地位。

负极材料价格进入下行通道。负极上游材料石油焦和针状焦一年涨幅分别为27.3%和 45.3%左右，上游原料石油焦过去一年涨幅明显，关键工艺石墨化加工费较 2021 年稳中有降，叠加负极头部企业的一体化布局，过去一年负极材料价格较为平 稳，中端人造石墨、中端天然石墨价格较去年同期分别上涨-3.6%/+5.0%左右。

石墨化加工费影响负极厂商盈利能力。受 2021 年石墨化产能紧缺，加工费上涨 的影响，石墨化自给率相对较低的厂商贝特瑞、中科电气、翔丰华等负极材料毛利率 出现明显下滑，分别下降 5.47/7.64/2.66 pct；而石墨化自给率较高的璞泰来（负极毛 利率-1.6pct）和杉杉股份（负极毛利率+0.9pct）受到的影响较小。而可实现石墨化完 全自给的尚太科技，18-20 年毛利率居于各厂商首位。

据我们测算，预计 2025 年全球负极材料需求量有望达到 218.96 万吨，2022- 2025 年 CAGR 达 37.12%。我们假设未来全球新能源汽车渗透率及单车带电量逐步 提升，带来动力电池产量高速增长；假设用于消费电子等领域的小型电池维持当前的 行业增速稳健成长；储能领域锂电池产量预计将保持较高增速，超过 3C 成为第二大 锂电池应用领域；我们预计 2022 年全球锂电池需求将达到 2190GWh，对应负极材 料需求量为 218.96 万吨，行业 2022-2025 年 CAGR 可达 37.12%。

石墨化产能逐渐释放，材料供需关系将获改善。负极材料企业为控制成本，保障 供应安全，21 年以来，贝特瑞、璞泰来、杉杉股份、凯金能源等头部企业纷纷开始 建设产能在 20 万吨以上的大规模一体化项目，铸造负极头部厂商的核心壁垒。

我们根据各公司公告统计了截至 2021 年底的各厂商负极及石墨化产能情况，尚 太科技和璞泰来的石墨化自给率位于 Top 7 企业中的领先水平；杉杉股份的石墨化自 给率预计将随着眉山一体化项目的建成而显著提高；贝特瑞由于此前天然石墨占比较 大，对于石墨化产能的建设相对较少，不过随着未来公司对于人造石墨一体化项目的 建设落地，也将实现人造石墨产能的石墨化高自给率。凯金能源、中科电气和翔丰华 21 年底的石墨化自给率分别为 44%、32%和 43%，随着建设项目的投产，未来也将 呈现快速上升的趋势。我们预计随着一体化项目的建成投产负极材料的价格将稳中有 降。具有一体化布局、成本控制优势明显的负极企业或将受益。

电解液价格走低。21 年末至 22 年 Q1 电解液及六氟磷酸锂价格维持平稳，进入 4 月份六氟磷酸锂价格回落，叠加添加剂、溶剂价格下行，电解液价格开始下降，至 7 月，电解液及六氟磷酸锂价格趋稳。

LiFSI 需求量迎来高速增长期。LiFSI 在电导率、化学稳定性以及热稳定性等方 面拥有更好的表现，可以作为电解液中添加剂或作为锂盐能够为电池提供更高的循环 寿命以及高低温性能，我们预计至 2025 年，随着三元高镍化趋势的深入以及 4680 电池的放量，LiFSI 作为电解液添加剂/锂盐使用的比例将分别由当前的 1.5%/4%左 右提升至 5%/8%左右。我们预计 LiFSI 的总需求量在 2025 年有望达到 34.6 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 84.76%。其中作为添加剂使用的 LiFSI 的需求量在 2025 年预计有望达到 13.3 万 吨，作为锂盐使用的 LiFSI 的需求量在 2025 年预计有望达到 21.3 万吨。

锂电材料中，锂矿和隔膜 2023 年供给仍偏紧，两者限制为刚性的设备和资源， 其余材料随着产业链各环节新增产能逐步释放，多数材料供需关系或将重建，我们预 计可能在多个锂电材料环节将逐渐出现产能过剩，整体价格将进一步下行，未来多环 节锂电材料格局或将优化。

2.3 新技术产业化加速

4680 电池促进高镍硅基新体系市场化进程提速。4680 构型电池对于硅基负极的 膨胀问题起到了很好的限制作用，也受益于高镍硅基体系，其能量密度获得大幅提升 空间。高镍+硅基体系可以使动力电池能量密度达到最高可达至 300Wh/kg 以上级， 能够为长续航里程车型提供动力来源。

特斯拉在今年2月宣布在美国加州试点工厂下线第100万颗4680电池，在其加州 试验线跑通后于今年Q3开始在德州超级工厂开始生产4680电池，在今年12月特斯 拉宣布已实现周产86.8万颗4680电池，可支持每周1000 辆 Model Y 电动汽车的装 机，按照当前进度，我们预计明年特斯拉可以实现4680电池的大规模量产。国内多 家动力电池企业4680电池进展亦较为顺利，亿纬锂能8月宣布公司首件搭载自主研 发4680系列大圆柱电池系统产品成功下线，9月宣布获得宝马集团大圆柱电池定 点；宁德时代今年9月也与宝马集团签订46圆柱电池供应协议；除此之外，比克电 池、蔚蓝锂芯等多家国内企业也有样品交付或产线建设，随着4680电池生产工艺的 进步，我们预计未来还会有更多的主机厂与动力电池企业在此领域持续发力。我们预计，4680 电池可以在 2023-2025 实现产能爬坡，2025 年预计市场需求 有望达 141GWh，由 4680 直接需求带动的高镍正极、硅基负极需求在 2025 年分别 为 23 万吨和 14 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 161%。

复合铜箔为高能量电池降本增效。传统锂电铜箔由铜原料制成，而复合铜箔则是 在高分子材料的表面进行镀铜，剖面呈现“三明治”结构。由于高分子材料的低密度、 低成本以及绝缘性复合铜箔能为电池带来更高的能量密度、更低的材料成本和更高的 安全性。

多家企业积极布局，产品成熟度上仍需突破。目前布局 PET 铜箔的电池厂以动 力、储能为主，宁德时代通过参股重庆金美布局 PET 铜箔，其已在复合集流体技术与 产业化方面取得了较大进展；此外，国轩高科、比亚迪也在积极布局，抢夺先机。储 能应用端：厦门海辰布局超前，目前已经定有两条线做复合铜箔。产品成熟度上，重 庆金美已实现商业化应用，进入量产阶段，其他公司产品在送样测试阶段，尚未达到 终试阶段，产品存在铜层无法增厚、掉粉现象，仍需突破前端瓶颈。

PET 铜箔可显著降低原材料成本并提升电池能量密度。经我们测算，6.5μm 的 PET 铜箔较 6μm/4.5μm 传统铜箔可分别降低 62.15%及 51.33%的原材料成本。电 池容量为 50kWh 前提下，6.5μm 的 PET 铜箔较 6μm/4.5μm 传统铜箔可分别提升能 量密度 9.64%及 5.75%。

PET 铜箔产业化开启 300 亿市场新空间。PET 铜箔在安全性和成本方面显著优 于传统铜箔，并且能为动力电池提升能量密度，考虑到产品具备多方面的优势，我们 预计 PET 铜箔在铜箔市场的渗透率将快速提升。经我们测算，2025 年 PET 铜箔渗 透率有望达到 20%，对应需求量为 50.49 亿平米，PET 铜箔的市场空间为 302.96 亿 元，2022-2025 年 CAGR 为 272.19%。

磷酸锰铁锂兼具电压及成本优势，商业化进程提速。磷酸锰铁锂（LMFP）与磷 酸铁锂（LFP）同属橄榄石型结构，晶体结构稳定性高。二者具有相近的理论放电克 容量，但是磷酸锰铁锂材料的电压平台显著高于磷酸铁锂，所以该材料具有较高的理 论能量密度，并且在低温性能上弥补了磷酸铁锂的缺点。目前制约其大规模应用的难 点在于磷酸锰铁锂具有较大的比表面积和欠佳的导电性，较大的比表面积使得材料具 有较强的吸水性，这对后续材料的涂布及电池循环胀气均有不利影响，导电性则在部 分程度上影响电池的阻抗，降低其功率性能。产业化进展：材料端，德方纳米、容百科技、当升科技均有产能布局并在积极推 进产业化。电池端，宁德时代 M3P 电池已经逐步推向市场；中创新航、欣旺达、国 轩高科等电池生产企业均具有相关技术储备。磷酸锰铁锂有望在 2025 年市场规模达到 39 万吨。我们假设 1）在动力电池领 域在 2025 年磷酸锰铁锂实现对于磷酸铁锂的小幅替代渗透率为 10%；2）磷酸锰铁 锂与三元混用方案逐步普及，2025 年混用方案在三元市场中渗透率为 20%，混用方 案中磷酸锰铁锂掺杂比例为 20%。经测算，预计磷酸锰铁锂的总需求量在 2025 年有 望达到 39.24 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 200%。

3 光伏：硅料价格下行推动需求回升

3.1 光伏短期波动不改长期趋势

出口遇冷，迎短期低谷。2022 年光伏行业在海外需求的催化下迎来了全产业链 的开工率上升和大量新建、新规划的产能。但随着欧洲天然气储量逐步上升和三季度 以来欧洲分时交易电价下行，欧洲光伏需求逐步减弱，同时经过二季度大规模出口后， 海外经销商组件库存处于相对高位且海外缺乏足够的安装力量，部分项目推延至 2023 年。因此 8 月份以来，我国组件出口连续三月下滑，出口需求遭遇短期瓶颈。

硅料价格下行，长期红利即将到来。硅料价格在硅料产能持续释放且需求短暂下 降的背景下于 2022 年 11 月底迎来拐点。我们认为 2023 年硅料价格有望受到新增产 能的影响而持续下行，组件价格下降将释放大量潜在光伏装机需求，胶膜、银浆、玻 璃、支架等核心辅材有望迎来量利齐升，同时下游电池、组件环节盈利水平有望回升， 部分上游环节如 EVA/POE 粒子、石英砂或出现供应瓶颈。

国内外需求短期下滑。2022 年 1-10 月，我国光伏装机达 58.24GW，同比增长 98.7%；10 月单月装机 5.64GW，同比增长 50.4%，环比下降 30.6%，市场预期硅 料价格即将下行，导致部分需求被压制或延迟至明年。2022 年 1-10 月，我国光伏累 计出口达 137.7GW，同比增长 66.2%，10 月单月出口 11.7GW，同比增长 14.7%， 环比下降 7.5%，较今年 7 月份高点下降 24.5%，海外需求在三、四季度呈现逐月下 滑趋势。

光伏组件需求仍将随着度电成本下降而快速上升。光伏已逐步摆脱补贴依赖，进 入新的平价大时代，其已经拥有了比拼火、风、核的度电成本（LCOE）。而且 N 型 电池新技术使其拥有强大的降本增效潜力。根据中国光伏行业协会预计，2022 年全 球光伏装机将达 205-250GW。我们认为未来在光伏组件持续降本推动下，每年新增 装机将保持 20%以上的增速。

各环节降本增效持续进行，新技术将是 2023 年的投资方向。在新技术和硅料价 格下行背景的驱动下，我们预计 2023 年集中式电站占比将环比提升。我们认为硅片 薄片化、电池、组件及相应辅材是主要的投资环节，具体领域有切片、金刚线、TOPCon 电池组件、HJT 电池组件、BC 类电池组件、银包铜、铜电镀、POE 胶膜、石英制品、 EVA/POE 粒子、跟踪支架、光伏玻璃等。

3.2 硅料价格进入下行周期

硅料产能持续释放，硅料价格进入下行周期。2022 年 11 月，我国硅料单月产量 达 9 万吨，同比增长 105.0%，环比增长 4.0%，创造历史单月产量最高值。2022 年 1-11 月我国多晶硅累计产量 71.38 万吨，同比增长 62.0%。在 2022 年 6、7、8 月 我国多晶硅企业经历火灾事故、安全检修及限电限产后，国内硅料企业在 9-11 月迅 速恢复生产，同时通威、大全、新特、协鑫、东方希望等企业新产能不断投产爬坡， 我们认为 2023 年硅料价格将持续下行。电池组件环节有望持续受益。从 2021 年初以来，硅料价格最高涨幅达 265%， 硅片/电池/组件最高涨幅分别为 94%/41%/15%，下游毛利率被较大程度压制。而从2022 年 11 月底以来，硅料价格较高点累计跌幅达 5.0%，硅片/电池/组件跌幅分别为 6.8%/2.2%/1.0%。硅片因产能释放相对过快，库存不断提升导致短期价格下跌幅度 较大。而因电池处在技术迭代阶段，产能相对短缺，因此电池组件环节有望持续受益。我们认为随着硅料价格下行，原材料对于产业链的压制将有望解除，需求将会较大增 加，对于下游电池组件及相应辅材环节来说，存在量利齐升的机会。

海运价格大幅下降，2023 年光伏出口蓄势待发。根据 Drewry 统计，近一年 WCI （世界货柜运价综合指数）从 9262.02 美元/40ft 下降至 2138.70 美元/40ft，累计跌 幅达 76.91%，当前上海 to 鹿特丹运价仅为 1686 美元/40ft。我们认为我国光伏组件 出口成本有望显著降低，同时货运周期下降叠加硅料价格下行有望提振 2023 年海外 光伏组件需求。

3.3 高效电池时代来临

高效电池效率不断提升。今年以来，高效电池量产、实验室效率均快速提升。PERC 电池已达效率提升天花板，后续提效空间不大，而 TOPCon、HJT 降本提效 速度领先于其他电池，目前实验室效率记录分别达 26.40%、26.81%，高于目前 PERC 电池效率记录 2pct 左右。高效电池实验室效率不断提升意味着量产效率仍有较大的 提升空间，我们认为 TOPCon、HJT 降本提效有望持续进行，市占率进一步提升。

N 型高效电池产能快速释放。根据 PV Infolink 预计，2023 年 TOPCon、HJT 产 能将分别达 125、39GW。N 型电池因转换效率高、温度系数低、双面率高、弱光响 应好而在 LCOE 体系下具备成本优势，当前 TOPCon 相对 PERC 溢价约在 0.1-0.15 元/W，HJT 约在 0.15-0.2 元/W，我们认为 N 型电池组件有望为企业带来超额收益。

HJT 产线逐步接近规模化量产。当前迈为股份的 HJT 单线产能达 600MW，双 面微晶设备已经成熟。爱康科技、金刚光伏、华晟新能源等多家 HJT 企业规划“GW” 级扩产，有望实现 24.7%及以上的量产效率。HJT 电池在银包铜、铜电镀、SMBB、 低铟靶材、薄片化、210 半片、钢网印刷推动下逐渐迎来量产新时代。

3.4 辅材环节大有可为

胶膜需求有望跟随组件需求快速增长。根据我们测算，假设 2023-2025 年全球 新增装机分别为 335/421/514GW，则考虑不同胶膜的克重后，EVA/POE 粒子对应需 求分别为 142/164/185 万吨和 43/65/93 万吨。

POE 粒子相对短缺。根据 PV Infolink 统计，2022-2024 年 EVA/POE 粒子有效 产能分别为 130/163/190 万吨和 31/48/59 万吨。我们根据供需测算预测，POE 粒子 将在 2023 年下半年呈现紧平衡状态，在 2024 年出现短缺情况，POE 供给短缺或压 制部分 TOPCon 产能释放。一、二线胶膜企业有望凭借较高的粒子库存在粒子紧缺时有望获取超额收益。

浆料企业有望受益于 N 型电池产能释放。N 型电池将带来浆料耗量的增加，根 据 PV Infolink 统计，当前 TOPCon 银耗在 12.8-15.8mg/W，HJT 银耗在 20.2-25mg/W， 而传统 PERC 因丝网印刷且浆料体系较为成熟，耗量仅为 9.3-12.4mg/W。耗量上更 多意味着 N 型电池浆料市场空间更大，当前 PERC 单瓦浆料成本约为 0.05 元/W， TOPCon 和 HJT 单瓦浆料成本分别约为 PERC 的 1.5、2.7 倍。

银浆市场空间将维持 20%左右的增速稳定增长。根据我们测算，2022-2024 年 全球装机有望达到 255/335/421GW，对应电池片产量分别为 305/403/505GW。假设 HJT、TOPCon 仍有较大的降本提效空间，未来银单耗有望进一步下降，但由于 N 型 产品处在迭代初期，N 型浆料耗量仍处于较高水平，且价值量相比 PERC 银浆有望 提升。经我们测算，2022-2024 年全球银浆需求量有望分别达 4789/6151/7443 吨， 对应市场空间分别为 221/264/323 亿元，CAGR 达 19.35%。

光伏玻璃供需有望在 2023 年下半年迎来转机。江苏、宁夏、山东听证会审批信 息相继公布，公示规模较上报项目大幅减少、同时项目预期点火时间延迟约 6-9 个月。我们认为当前工信部对高耗能的光伏玻璃行业有望采取稳步释放策略。随着明年硅料 价格下降带动的集中式电站放量，双玻组件占比有望进一步提升，光伏玻璃供需关系 将逐步收紧，进而促使光伏玻璃企业盈利能力回升。

4 风电：装机大年关注“双海”占比

迎接风电装机大年。2023 年风电行业将进入加速建设期，2022 年行业招标规模 已突破 100GW，创历史新高。在行业充沛的招标规模支持下，预计 2023 年新增风 电装机将达到 70-80GW，在 2022 年的基础上实现翻倍的增长。无惧风机低价交付周期。与装机量高增并存的是陆上风机价格进入低价交付周期， 市场较为担忧产业链整体盈利能力承压。我们认为，整机厂可通过提高海上风机出货 比例、出口比例，以及新能源电站业务保障盈利能力，零部件企业将受益于原材料价 格下跌、海风大兆瓦产能放量、出口需求提升，盈利能力有望得到修复。

4.1 装机需求明确，大型化进程加速

需求：风电建设加速

预计 22 年风电装机并网 35GW。根据国家能源局披露，2022 年 1-10 月，我国 风电装机并网规模达 21.4GW，同比提升 10.2%。2020 年、2021 年分别是陆上风电 项目和海上风电项目享受国家补贴的最后一年，在 11 月-12 月的新增装机量分别达 36.1GW/28.4GW，行业出现“抢装”的情况，但由于 2022 年国补退出再结合甘肃、 内蒙古等北方地区受疫情影响较为严重，预计今年风机出货 50-55GW，实际装机并 网 35GW。招标规模创历史新高，装机需求明确。根据我们不完全统计，截至 2022 年 12 月4日，2022年我国风电招标规模已突破100GW，其中陆上风电招标规模达79.7GW， 海上风电招标体量达 23.6GW（含框架竞标），均为历史新高。考虑到陆上风电项目 1 年，海上风电项目两年的建设周期，今年的招标体量为明后两年陆上风电和海上风 电的装机需求筑造了坚实的基础。

受益于风光大基地加速落地，沿海省市积极推动海上风电建设，我们预计 2022- 25 年我国风电新增装机（并网口径）分别为 35/75/88/99GW，年均新增装机为 74GW， 对应 CAGR 为 41%。

供给：大型化+原材料价跌保障盈利水平

风机大型化趋势不改，单机功率持续提升。据 CWEA 统计，2021 年我国新增陆 上风机单机平均功率为 3.1MW，同比+21%；新增海上风机单机平均功率为 5.6MW， 同比+14%。截至 2022 年 11 月，本年开标的陆上及海上风电项目机组平均功率分别 达到 4.5MW/8.0MW，本年招标的项目中，接近 61%的陆上风电项目机组单机平均功 率为 5MW 及以上，超过 63%的海上风电项目机组单机平均功率大于 8MW，风机大 型化趋势万兴未艾。

陆风进入平价周期。由于风机大型化降本+市场竞争激烈，陆上风机价格近年来 持续下探，根据我们不完全统计，2022 年 1-11 月，我国陆上风机（含塔筒）的中标 均价为 2300 元/kW。

陆风格局有望优化。过去两年，由于陆上风电抢装导致头部厂商订单溢出，2021 年陆上风电装机 CR5 为 57%，2021、2022 年 1-11 月，我国陆上风机中标份额 CR5 分别为 77%与 74%。我们认为，陆上风电国补退出后，激烈的市场竞争推动行业格 局优化。

原材料高位下跌，成本压力趋缓。直接材料成本是风电企业的核心成本构成，截 至 2022 年 12 月，生铁、废钢、中厚板、铜价格分别同比下降 12%/13%/22%/4%， 较 22 年 Q1 分别同比下降 17%/22%/23%/9%，虽然 2023 年风机进入低价交付周 期，但风电原材价格回落有望缓解盈利压力。

4.2 海风景气度高企，平价进程提速

规划充沛，2022-25 年均新增海风装机有望达到 12GW。截至 2022 年 11 月， 我国沿海省市已发布“十四五”海上风电发展规划，整体规划新增装机规模有达到 61GW。除去 2021 年 16.9GW 的新增海风装机量，2022-25 年我国年均新海风增装 机有望达 12GW。2023 年海风装机有望迎来较大幅度增长，我们预计 2022 年装机 4-5GW，2023 年装机 10-12GW，涨幅达 100%-140%。

风机大型化助推平价进程。受益于风机大型化，海上风机价格呈下降趋势，根据 我们不完全统计，1-11 月至今，我国海上风机（含塔筒）中标均价为 3979 元/kW， 2019-2020 年海上风机中标价为 6000-7000 元/kW，下降幅度为 35%-45%。风机成 本约占海上风电项目总成本近 40%，风机成本的下跌助推我国海上风电平价进程加 速，截至 2022 年 12 月，我国已公开平价海上风电项目容量达 51GW，其中预计到 2023-25 年并网平价项目容量达 22GW，平价项目占 2023-25 年总装机规模接近 50%。

各省平价进程不一，部分地区已具备平价条件。由于各沿海省市的风力资源、建 设成本、电价不一，导致各地的实现平价的进程不一致。海风项目建设周期一般为两 年，若按 2021 年的建设成本去测算 2023 年并网项目的平价进程，按资本金收益 6% 测算，广东、福建、海南得益于较好风力资源与较高的标杆电价，已具备平价条件，江苏距离平价约有 1 分钱的差距。目前我国已有四个省市出台海上风电补贴政策，随 着更多地补政策推出，我国海上风电平价进程有望进一步加速。

政策鼓励深远海，专属经济区推进打开长期空间。我国专属经济区范围的海风建 设仍处于萌芽阶段，继《海上风电开发建设管理办法》明确我国海风项目建设需获得 用海预审和海域使用权，已有多个地区出台了关于国管海域以及专属经济区海域的海 风政策及规划。大力推进我国海上风电的深远海进程。根据华东勘测设计研究院披露， “十四五”期间沿海省市的在国管海域的开工目标接近 68GW，我们认为若未来专属 经济区海风项目开始推进，有望大幅提升我国海上风电市场空间，2023 年或启动开 工，“十四五”内有望实现小批量并网，为“十五五”的海风建设提供资源储备。

4.3 零部件龙头受益欧洲风电发展

需求：关注欧洲海风中长期市场空间。2020 年 11 月，欧盟委员会宣布将海上风 电装机量从 12GW 增长到 2030 年的 60GW，到 2050 年达到 300GW。22 年 1 月俄 乌冲突发生后，欧洲多国陆续提速海风规划装机量。根据 GWEC 测算，预计 2022- 31 年间欧洲新增海风装机总计将达 141GW，CAGR 为 24%。

供给：风机价格持续提升，盈利能力不升反降。截至 2022Q2，Vestas 的风机合 约价已上升至 970 欧元/kW，同比+15.5%；截至 2022Q3，西门子歌美飒的陆上风机 合约价已上升至 890 欧元/kW，同比+41.3%。欧洲整机厂提升风机价格并没能保障 其盈利水平；2022Q2，Vestas 毛利率为 2.9%，同比-7.7pct，西门子歌美飒 2022Q3 度息税前利润率为-14.0%，同比-18.8pct。

大宗商品价格通胀、航运费率飙升以及供应链中断共同导致欧洲整机厂虽然风 机价格上行，但盈利能力却不升反降。原材料维度，2021 年初欧洲钢材价格指数持续走高，于 2022 年 4 月初达到近 10 年的高点；航运费率维度，由于风电设备较大，一般采用海运的方式运输，而海 运所需的船用燃料自 2020 年起持续攀升，进而导致海运费用提高，波罗的海运费指 数于 2021 年末达到近十年来的高位。供应链维度，由于疫情反复、海运费高企，近 两年我国风电零部件企业的出口比例下滑，铸件、主轴、塔筒、桩基等环节的 7 家样 本公司出口业务的平均营收占比由 2019 年的 36.2%下滑至 2021 年的 27.0%。从欧 洲整机厂的角度切入，供应商选择减少降低了整机厂议价能力，供应商更容易将原材 料成本的提升传导至整机厂，供应链中断是欧洲整机厂盈利能力下降的核心原因。

零部件龙头大兆瓦产能布局充分，已进入欧洲主机厂供应体系。风机大型化趋势 下，各个零部件环节同样需要升级来匹配更大功率的风机，而零部件环节的大型化匹 配能力或在技术、产能扩建等方面受到制约。欧洲业务开拓方面，我国零部件企业领 先于整机厂，大部分风电零部件领军企业已进入欧洲头部主机厂的供应体系。我国风 电零部件龙头，有望凭借更充足的大兆瓦产能及交付能力，受益于欧洲海风需求增长。现阶段，我国疫情缓解、海运费下降，再结合欧洲整机厂盈利能力改善需求迫切， 我们认为欧洲整机厂对我国风电供应体系的依赖有望提升，我国零部件龙头企业有望 凭借领先的研发实力攻克技术难点、资源优势扩建大兆瓦产能、以及已开拓的优质欧 洲客户，率先受益于欧洲海风需求提升带来的行业红利。

5 储能：关注经济和安全两大主线

5.1 装机需求有望再创新高

22Q4 招投标旺盛，有望支撑 2023 年装机持续高增。2022 年 1-11 月，我们共 统计到国内 13.0GW/27.2GWh 的储能系统采购及 EPC 中标项目，且四季度以来中 标规模已累计达 12.5GWh，招标项目共计 10.7GWh，有望强力支撑 2023 年装机量 持续高增。2022 年驱动国内装机的最主要因素是新能源强制配储的政策，中标项目 中搭配风光项目建设的能量比例为 51%，独立及共享储能占比 37%，电网侧项目占 比 8%。

强配项目占比下降，厂商盈利有望改善。据中电联调研统计，我国电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为 6.1%。根据我们的统计，2022 年配储项目 EPC 平均中标价仅为 1.75 元/Wh,较独立及共享储能项目的 2.15 元/Wh 低 18.6%。强配项目利用率低，业主方付费意愿差，储能设备供应商的成本压力亦难以 传导。不过随着各地疏通储能商业模式的政策逐渐落地，中标项目中配储项目占比呈 明显下降趋势，储能厂商的成本传导有望更加通畅。

预计 2026 年全球储能新增装机 404.2GWh，2022-2026 年 CAGR 为 70.5%。美国市场受光伏“双反”关税停征和 IRA 法案的提振，我们预计 2023 年起光伏+储 能装机有望明显提速。欧洲户储市场在补贴政策支持、经济效益突出和能源危机对消 费者心理影响的多重作用下，有望维持高景气度；欧洲大储市场在英国和爱尔兰的电 网侧项目，德国、法国、比利时、荷兰等国的发电侧项目驱动下也有望取得较高增速。

5.2 储能项目经济性有望改善

独立储能电站盈利模式逐渐明晰。2022 年 6 月国家发改委和能源局联合发布《关 于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》以来，各地方政策纷纷落地， 逐渐确定了现货市场套利、容量租赁、容量补偿和辅助服务收益为独立储能主要收益 来源。

项目经济性尚有不足，但边际有望向好。以山东省为例，独立储能以容量租赁、 容量补偿和现货市场套利作为主要收益来源，在当前的运行条件和现货价差下，我们 测算项目 IRR 为 4.6%，经济性不足。但目前电站租赁比例较低，未来随着风光装机 增加及强配项目的减少，租赁比例有望提升至 100%，对应的 IRR 可达到 7.2%。当 前现货市场可供 2h 储能系统满充满放的套利空间相对有限，若价差或每日调用次数 提高 30%，IRR 可达到 6.5%。若租赁比例和价差同时改善可使 IRR 提升至 9%。

对于新能源电站投资方而言，租赁相较自建更有利于维持项目 IRR。以共享的形 式出租储能资源，不仅可使储能本身获取较多收益，同样有利于新能源电站的成本控制。根据我们的测算，假设光伏利用小时数为 1500h，弃光率为 2.5%，新建 100MW 光 伏电站需按 10%-2h 配建或租赁储能设施。光伏电站不配套储能的 IRR 为 6.89%，若 只考虑储能提供消纳的功能，自建储能将使项目 IRR 降低至 5.63%，而以 150 元/kWh/ 年的价格租赁相应容量的共享储能可使 IRR 维持在 6.11%。

5.3 储能安全相关价值量提升

全球范围内储能火灾事故频发。据我们不完全统计，2017 年-2022 年 10 月，全 球范围内共发生 59 起以上储能火灾事故。其中 2021 年以前事故主要集中在韩国， 多数由三元锂电池引发，因此减缓了后续韩国储能装机进程，并使得三元电池逐渐退 出了储能市场。2021 年以后，中国、美国、欧洲、澳洲等储能发展迅速的地区均发生了多起严重事故，造成大量损失。

储能安全领域新国标或将出台。国家标准《电化学储能电站安全规程》、《电化学 储能电站设计规范》完成公开征求意见，或将在 2023 年正式发布。新的标准在主动安全、报警系统、探测器等方面的要求更加严格，比如强调了火灾报警系统、自动灭 火系统与空调、监控、排风、探测等系统的联动性；对自动报警系统、自动灭火系统 提出更加具体的要求；强调事前预警的重要性等。

储能消防系统价值占比有望提升。据青鸟消防公告，目前储能消防领域仍主要采 用舱级方案，在整个储能系统中的价值占比为 1%-3%左右；随着储能安全领域相关 政策、标准的逐渐落地，舱级方案配置的探测器种类和数量提升，气体消防和细水雾 消防协同配置，价值占比有望向 3%-4%拓展；而随着 Pack 级方案渗透率逐渐提升， 预计价值占比 5%-7%是有望落地的方案。

储能安全是系统性工程，更先进的消防设计往往与液冷系统相结合。液冷电池 Pack 普遍具备 IP67 等高防护等级，得以满足簇级或者 Pack 级消防对于电池结构密 封要求的提升；液冷储能系统普遍具备更高的集成度，采用非步入式结构，电池机柜 间可采用防火隔板进行隔离，减少相互影响；更重要的在于，液冷系统可降低电芯之 间的温差，使整个系统在适宜的温度工作，从源头上减少储能系统发生热失控的概率。

当前国内储能液冷渗透率较低，海外市场对液冷接受度较高。据 GGII，2021 年 国内储能领域液冷温控渗透率仅为 12%，我们预计 2025 年有望迅速提升至 60%。海外市场缺乏统计数据，但从全球系统集成龙头 Fluence 的产品结构变化可以看出 液冷渗透率快速提升的趋势。Fluence 在 2020 年以前的集成产品均为风冷方案，2020 年后推出的新一代产品中，光伏配储和工商业储能产品提供风冷和液冷两种选择，电 网级储能产品仅提供液冷配置。

液冷系统单位价值量显著高于风冷，不过在总成本中占比较低。整套液冷系统单 位价值量约 0.6 亿元/GWh，风冷系统单位价值量约 0.3 亿元/GWh。据我们不完全统 计，2022 年 1-10 月国内储能 EPC 项目中标均价为 1.99 元/Wh，系统采购中标均价 为 1.55 元/Wh，因此储能液冷系统成本仅占 EPC 的 3.0%，系统采购成本的 3.9%左 右；风冷系统成本仅占 EPC 的 1.5%，系统采购成本的 1.9%左右。下游对于温控系 统的价格敏感度相对较低。

预计温控及消防领域市场空间增速高于储能行业本身。我们认为，随着全球范围 内储能装机高速增长，中国系统集成商在海外市场市占率不断提升，储能温控和消防 供应商有望通过对集成商的深入绑定进入海外市场，并有望通过拓展海外集成商客户 加快出海进程。随着单位价值量的提高，温控和消防行业可获得高于储能行业本身的 市场空间增速。预计 2026 年储能温控行业市场空间有望达到 171.5 亿元，2022-2026 年 CAGR 为 87.2%；预计 2026 年储能消防行业市场空间有望达到 125.8 亿元， 2022-2026 年 CAGR 为 132.3%。

5.4 储能新技术进入产业转化期

储能新技术大型项目频繁涌现。2022 年以来，钠离子电池储能 60MWh 项目完 成 EPC 招标，GWh 级产线投产；全钒液流电池储能 400MWh 项目并网发电，在建 项目规模在 1GWh 以上；压缩空气储能 400MWh 项目并网发电；重力储能 100MWh 项目在建，通辽政府“十四五”期间提出 2GWh 规划。

大型项目的落地得益于各项技术降本增效成果显著。钠离子电池当前成本与锂 电接近，近年来循环寿命的提升打开了其在储能领域的应用空间；全钒液流电池降本 速度较快，当前投运的大连示范项目一期造价约 4750 元/kWh，近期系统集采中标均 价仅 3100 元/kWh；压缩空气储能采用人工储气罐的示范项目造价降至约 2100 元 /kWh，系统效率有望逐渐提升至 70%以上；重力储能理论系统效率较高，随规模效 应提升有望继续降低成本。

新技术经济性提升，产业化进程加速。根据上图中的各项技术关键参数，在每年 工作 350 天，每天充放 1 次的条件下，我们测算得压缩空气储能的度电成本已有望 优于锂电；钠离子电池和重力储能的度电成本已接近锂电；全钒液流电池的初始投入 和度电成本均最高，不过有望通过增加钒资源开采量、电堆设计优化、质子交换膜等 关键设备国产化的方式降本。我们预计随着大型示范项目的投运，各类新技术在 2023 年的产业化进程或将提速。

6 氢能：顶层规划明确长期方向，产业迎向上拐点

6.1 氢能政策密集出台，产业发展迎拐点

全国性政策：顶层规划落地，方向目标明确

2022 年 3 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长 期规划（2021-2035 年）》，首个氢能国家级规划出台。氢能中长期发展规划明确了氢 能产业发展战略定位，对我国氢能产业做出规划和方向性指导：首先，氢能作为未来 国家能源体系重要组成部分被明确定位，且能源属性得到定性；其次，氢能是用能终 端实现绿色低碳转型的重要载体，脱碳成为氢能产业发展的重要驱动力之一；最后， 氢能作为战略性新兴产业未来有望被重点发展。

地方性政策：“3+2”示范圈格局形成，各地规划逐步落地

伴随氢能顶级规划的落地，各地陆续出台相关的氢能发展规划，规划涉及到发展 方向和重点、推广规模、资金支持等多个方面，目标更加明确，资金支持更加具有针 对性，支持力度也进一步加大。2021 年 9 月，首批燃料电池汽车示范城市群正式落 地，分别由北京市、上海市和广东省佛山市牵头。2021 年 12 月，河南、河北示范城 市群也相继获批，5 大城市群共涵盖 47 座城市，初步形成了“3+2”格局。随着燃料 电池汽车的应用推广和加氢站等基础设施的建设布局持续推进，将促进产业链各环节 的规模化和商业化落地。

到 2060 年，氢能将占终端能源消费的 20%

根据权威机构中国氢能联盟预测，在 2060 年碳中和目标下，到 2030 年，我国 氢气的年需求量将达到 3715 万吨，在终端能源消费中占比约为 5%。到 2060 年，我 国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为 20%。其中， 工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的 60%，其次分别为交通运输领域、新工业 原料、工业燃料等。

6.2 氢制取：绿氢占比提升增加电解槽需求

现阶段我国的制氢方式以化石能源和工业副产氢为主，两者合计占比达到 97%。绿氢是我国达成双碳目标的重要途径之一，正助力化工、钢铁等高碳排放领域实现低 碳/零碳排放。多个地方政府也出台了相应政策，对未来可再生能源制氢的产量进行了规划。据势银统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回 族自治区和四川省成都市都在相应的 政策中明确了 2025 年可再生能源制氢产量，合计年产量约 80 万吨。这远远超过了 国家发改委在国家氢能规划中提及的 2025 年可再生能源制氢年产量目标，也体现出 了中国可再生能源制氢的较大潜力。2022 年以来，国富氢能、中国华电、盛氢制氢、奥扬科技、双良集团、亿利洁 能、明阳集团等新参与者纷纷切入电解制氢装备市场，电解水制氢市场已从 1 进入 10 阶段，未来规模的快速提升将带来制氢成本的大幅下降，加快推动氢能产业发展。

根据中国氢能联盟预测，到 2030 年中国氢能需求将达到 3700 万吨，可再生能 源电解水制氢将逐步作为中国氢能供应的主体，预计在氢能供给结构的占比到 2025、 2030 年分别达到 2%、10%，对应电解槽系统装机量将分别达到 19GW、95GW。

6.3 氢储运：氢规模提升加大储运需求

氢储运是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁，也是氢能向规模化发展的基础保 障，随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入快速发展期，推动储运关键 设备及材料需求快速增长。

车载储氢瓶商业化程度高，将率先受益氢能车规模提升

车载高压储氢瓶是目前众多储氢承压设备中，技术相对成熟，已经具备商业化程度的一种储氢设备。我们认为车载高压储氢瓶在未来十年将迎来快速发展期。根据我们测算，国内储氢系统（包含气瓶、管阀、线材等）市场规模到 2025 年 及 2030 年将分别达到 45.8 亿元、259.3 亿元，市场规模复合增速达到 48%。其中 储氢瓶规模将由 2022 年 3 万只规模分别增长至 2025 年的 16 万只及 2030 年的 80 万只；储氢瓶中核心材料碳纤维的用量也将伴随气瓶数量及储氢压力的提升而快速增 长，预计碳纤维用量到 2025 年及 2030 年将分别达到 0.96 万吨、4.84 万吨。

加氢站建设带动压缩等处理设备需求

加氢站作为氢能利用和发展的中枢环节，是为燃料电池车充装燃料的专门场所。作为给燃料电池汽车提供氢气的基础设施，其建设的快慢及保有量情况很大程度影响 燃料电池商业化进程，自 2019 年氢能写入政府白 皮 书后，加氢站建设得到快速发展， 数量不断增长。截至 2022 年 9 月，中国已建成加氢站 283 座。其中，氢气压缩机是 加氢站核心设备，经我们测算，我们预计到 2035 年，加氢站氢气压缩机累计投资规 模有望达到 68.2 亿元。

6.4 氢应用：核心材料国产化推动氢能车商业化

氢燃料电池凭借能效高、零排放等能源优势，有望成为氢能在交通运输领域核心 增量应用。我们认为，在“2060 碳中和”背景下，氢燃料电池汽车将助力交通运输 实现深度脱碳，且有望率先在商用车尤其是重卡领域中得到应用，与纯电动实现差异 化场景布局。随着“以奖代补”、氢能城市示范圈、氢能发展中长期规划等重磅政策 陆续推出，氢燃料电池汽车已具备产业化基础，进入放量、降本、技术进步的正向循环，将推动燃料电池系统及上游核心材料需求高速增长。

氢燃料电池汽车开启放量，预计 2030 年有望达到十万辆水平

政策正式落地将加速国内氢燃料电池车产销，根据《氢能产业中长期发展规划 （2021-2035）》，到 2025 年国内氢燃料电池车保有量达到 5 万辆，对应 2025 年销 量 2 万辆左右。规模化、国产化推动下，燃料电池成本有望快速下降，据我们保守测 算，预计到 2030 年国内氢燃料电池车全生命周期成本将实现与柴油重卡平价，经济 性优势驱动下，氢燃料电池车将持续放量，2030 年产销规模至少达到 10 万辆水平。

预计 2030 年燃料电池堆市场规模将达到 88 亿元

假设 2025、2030 年燃料电池车需求达 2 万辆、10 万辆，考虑燃料电池重卡放 量，预计到 2030 年，单车系统额定容量将由此前 110kW 为主逐步提升至 220kW 左 右，膜电极功率密度由目前 1W/cm2 逐步升至 1.5W/cm2 以上，对应 2030 年燃料电 池堆、膜电极市场规模分别为 88 亿元、57 亿元。