1、往未来看，光伏跟传统能源相比，成本优势会进一步体现出来，在能源结构里逐步成为主导。
2、去年全球的光伏装机应该是250多个GW，今年应该会在三百七八十个GW，到2025年，整体上应该会在580~600个GW，到2030年，应该会到1500个GW左右的装机。平价的背景之下，光伏的需求会迎来持续增长。
3、未来风电行业会是一个平稳的增长，国内基本保持五六十到六七十个GW的小幅增长阶段，海风会有一个快速的成长，全球来看基本上也会是这样一个格局。
4、在新能源里面，对于电力能源供给，光伏未来占比提升趋势还是非常确定的。背后的核心原因，就是光伏满足摩尔定律。
5、因为未来光伏的成本有下降空间，储能的成本也有下降空间，所以光储的经济性高了以后，会进一步带动光储的需求增长，使得在能源结构的占比里有一个持续提升的空间。
6、中国市场今年的光伏装机会有一个大幅增长，大概会到100-150个GW以上，其中地面大概在80个GW，分布式大概在70个GW，相当于地面有翻倍的增长。
主要驱动力一个来自于组件价格下降以后电站收益率的提升。
另外一个是前期一些风光大基地项目和一些开发的保障指标项目积累得比较多，今年也开始有一个集中的释放。
以上，是东吴证券研究所联席所长、电力设备新能源行业首席分析师曾朵红3月27日在香港交易所主办的“点金香江”活动中分享的最新观点。
本次演讲全文，分享给大家。
全球对于碳减排有一个共识
我主要是从能源结构以及未来新能源和储能发展的角度来做一个分享。
首先，大的环境，碳减排在过去两三年已经上升到了全球战略的新高度，不论是欧洲、中国还是美国，对于碳减排这一块，全球都有一个比较大的共识。
原因就是气候变化全球升温带来的巨大的潜在风险，全球变暖以后，海平面提升对于全球生存环境的影响。
另外一方面，到现在这个阶段，大家对于环境质量的要求也越来越高。所以各个层面对于碳减排的共识还是非常一致的。
最早是巴黎协定，后面中国政府也提出了2030年碳达峰、2060年碳中和，欧盟和美国也都提出了相应的目标，还是有非常强的共识的。
减排最直接的方式就是大力发展新能源
第二个，从发电结构和能源结构的角度来看，发电端是碳排放可以减排的一个重要来源，另一个是交通端，还有一些工业领域和其他小的应用领域。
所以碳排放最有效的措施就是电力的清洁化、能源的电力化，这两个角度效果最为直接，也最有潜力。
从发电结构的比例来看，目前还是煤炭和天然气占绝对的主导。
全球来看，煤炭大概占了36%，天然气占了23%左右。水电作为新型能源，大概能占15%，核电大概10个点左右，风电大概六七个点，太阳能三四个点，再是其他。
中国煤炭的比例会更高一点，大概占了60%多，天然气比较少，水电还可以，核电、风电、光伏这些也都有，这是2021年的数据。
2022年的数据，新能源的比例还是会有一个小幅提升，因为这几年新能源有了快速的发展，向清洁能源转型的速度还是提升比较明显的。
从电力结构的角度，只要清洁能源的比重提升，占全球碳排放20%多的发电端对碳减排的效果还是非常直接的。
还有能源的电力化，因为最终要看一次能源的消费结构。
一次能源的消费结构来看，国内非化石能源的消费比重还是只有17%，静态来看，这个比例还是偏低一点，主导的也还是煤炭、石油，比例会明显高一些，还有天然气的比例也会比较高。
全球来看都是这样，中国因为天然气资源少一点，所以主要是煤炭主导的机构。
能源消费电力化一定意义上也是间接降低对于煤炭、石油、天然气的依赖。
电力结构如果清洁能源化，就是提升绿色能源的比重。
所以要减排，最直接的方式就是大力发展新能源，全球都是这个方向。
从更多国家的角度，我们也汇总了一下各个国家宣布的碳中和目标，基本上到2060年左右，希望实现碳中和目标。
相应的，对于可再生能源在发电结构里的比重也都有一个目标值，清洁能源过去几年逐步成为一个辅助能源，未来要有效达到碳达峰、碳中和，清洁能源要逐步成为主力能源。
未来光伏是一个平价新时代，需求会迎来持续增长
具体到产业方面，光伏、风电和储能在能源的清洁化里面占非常主导的地位。
在现在这个阶段往后，光伏行业是一个平价新时代。三年前基本上光伏在海外就已经平价，在国内这两年也逐步开始平价。
但是此前光伏还是靠补贴驱动产业规模的增长，同时又驱动行业成本下降，从而不断提升光伏的转化效率，同时也降低光伏发电成本。
在现在这个阶段，跟三年前比不一样的地方在于，三年前组件价格降到1块8~2块区间，很多地方就已经平价，但是需求有一个超预期提升。
同时供应链相对来说比较紧张，从而组件的价格又有一个上涨，今年硅料价格产能释放以后，就开始重新进入一个成本下降的阶段。
平价了以后成本再进一步下降，光伏的成本下降又会进一步释放更多的新增需求。
往未来看，光伏跟传统能源相比，成本优势会进一步体现出来，在能源结构里逐步成为主导。
但光伏有一个劣势的地方，因为有阳光的时候才会发电，所以它的负荷曲线波动会大一点。
通过储能的调节，短时间是通过锂电池化学储能，长时间通过氢能等方式，使得光伏清洁能源的质量更高，逐步成为主力能源。
对于光伏装机的预测，去年全球的光伏装机应该是250多个GW，今年应该会在三百七八十个GW，到2025年，整体上应该会在580~600个GW，到2030年，应该会到1500个GW左右的装机。
平价的背景之下，光伏的需求会迎来持续增长。
海风今年会有翻倍的增长
对于风电行业，风电行业跟光伏不一样的地方在于，风机的应用场景会少一点，因为它需要比较大的空地装风机，光伏场景会更多一些。
从成本端来讲，风电的供应链跟大宗商品价格有一定的关联度，当然它自己的技术进步使得风机越做越大以后，单位价格也会有一个长足的下降。
但因为受限于场景，风电行业在平价的背景之下，装机量也上了一个明显的台阶，国内市场陆风的年均装机会往50-60GW这个方向来走。
另外，海风这边，因为本身的近海资源还是比较丰富的，所以中国和欧洲的海风发展速度是非常快的。
海风去年进入平稳期以后，国内市场今年会有翻倍的增长，未来几年会有50%以上的增长。
统计下来，欧洲市场现在海风的储备项目量非常多，预计明后年海风在欧洲市场会有比较快的增长。
未来，锂电池跟储能的结合没有那么理想，但风电跟氢能的结合还是比较好的。
未来风电行业会是一个平稳的增长，国内基本保持五六十到六七十个GW的小幅增长阶段，海风会有一个快速的成长，全球来看基本上也会是这样一个格局。
因为风电整体的项目回报率，现在也具备非常强的经济性。
另外，还涉及到一个问题，前面提到新能源发电的负荷曲线，相对来说波动会更大一些。
但随着新能源发电占比的提高，电网在配合以及调度方面的难度是在增加的，同时弃风弃光率也有所回升。
解决这个问题比较有效的方式一个是靠储能，另外一个是特高压、电网建设加快，增强整个的配套能力。
储能成本下降带动经济性
国内市场是从前年开始要求强制配储的，储能配套光伏的项目量（增加），大储的市场开始明显起来。
但因为是强制配储，不是直接的经济性驱动，所以经济效益看起来有一定差异，如果能够满用，国内的大储也将达到经济性的临界点。
因为它是强制配储，所以利用率一直不是太足，但随着碳酸锂价格的下降、储能的规模效应，以及电池循环性能的提升，这些因素使得储能成本下降，从而带动光储经济性的提升。
在中国是强制配储，在美国，大储的市场相当于是PPA价格，如果配储的话，PPA价格会比没有储能的PPA价格明显高一些。
在美国，储能参与电力调度的各方面配套也比较成熟。它的光伏电站百分之二三十甚至更高，都会主动配一个储能项目。
在国内都是要求强制配储的，要么配锂电池的储能，在内蒙这些地方会要求配一定的氢能，来就地消纳。
因为未来光伏的成本有下降空间，储能的成本也有下降空间，所以光储的经济性高了以后，会进一步带动光储的需求增长，使得在能源结构的占比里有一个持续提升的空间。
成本端，储能主要是电池和PCS（储能变流器），电池这边大头就是碳酸锂的价格。
最近碳酸锂的期货价格已经跌破20万，实际采购价格也在20万左右，所以储能电池的成本下降应该能对储能电站的成本（下降）贡献比较大。
还有一个是组件价格的下降，前面我们提到现在大概在1块7左右，明后年到一块五六还是能看得到的。
光伏出货装机差异加大，中欧美是主要增量市场
基于我们对光伏的装机预测，进一步来剖析一下。
光伏的装机主要看中国、美国、欧洲，然后是其他国家。
中国市场今年的光伏装机会有一个大幅增长，大概会到100-150个GW以上，其中地面大概在80个GW，分布式大概在70个GW，相当于地面有翻倍的增长。
主要驱动力一个来自于组件价格下降以后电站收益率的提升。
另外一个是前期一些风光大基地项目和一些开发的保障指标项目积累得比较多，今年也开始有一个集中的释放。
未来两年，还是会有一个平稳的增长。
去年美国的光伏装机有些低于预期，应该在20-21个GW，因为UFLPA法案，今年应该会恢复比较高的增长，会在35-40个GW之间。
过去来看，美国市场的光伏装机一直是比较平稳的增长过程，未来几年也会是一个比较好的增长，因为它退税抵免的政策还是比较好的，项目储备量也非常大的，备案量应该超过了90个GW。
欧洲市场，在去年俄乌战争以后，欧盟对于能源安全更为重视，所以一方面去年光储的需求有爆发式增长，达到了百分之七八十以上的增长。
往后几年，应该会保持30%以上的增长态势，因为各个层面都开始越来越重视光伏产业，也会进一步保障整个配套和需求。
其他区域中，印度的增长还可以，其他一些新兴国家的增长也不错。
总体上来说2023年大概能到370-380个GW，乐观一点有到400个GW左右。到2024年，整体上能保持30%左右的增长，到480-500个GW。
光伏占比提升趋势明确，储能迎来高增长
我们提到“光伏+储能”作为能源的终极解决方案，光伏发电的每年新增用电量需求里，大头逐步是靠光伏和风电这种新能源的形式来满足。
往后甚至会有存量的装机替代，也是通过新能源的形式来替代传统的能源装机。
按此测算，到2023年，光伏的装机预计会在1500GW左右，未来几年的复合增速基本上保持在20%多。
再从发电结构的角度来看，光伏的发电量占比大概是在21%左右，这个比例是不高的。如果考虑到一次能源的结构，占比也就在15%左右。
往更长周期看，像世界能源署等第三方机构也预测，到2050年前后的能源比例是比较乐观的，那个时候光伏的占比预期范围会比较大，到40%甚至60%的比例。
整体上来说，在新能源里面，对于电力能源供给，光伏未来占比提升趋势还是非常确定的。
背后的核心原因，就是光伏满足摩尔定律，光伏电池片技术演变和迭代空间还是非常大的。比如现在大家看到的电池新技术Topcon、钙钛矿这些，都是有可能性的。
同时光伏本身也没有什么供应瓶颈，一定意义上就是沙子加太阳，所以它是清洁能源电力一个非常好的来源，在应用端也没有太多的约束。
此外，随着光伏平价了以后，光伏+储能也会逐步成为主流方式，所以储能行业也将迎来一个高速增长。
对于储能就讲一下结论。储能行业去年是翻倍多的增长，今年应该是80%~100%的增长。未来几年，光伏+储能应该都是一个在50%~80%之间的复合增长态势。
中美欧三大市场齐爆发
再谈谈产业链端。
对于需求端，我们提到国内市场的风光基地和整个分布式的增长，储能也进一步印证了招标的项目量从去年到今年都是非常大的，所以国内的大储市场就发展起来了。
对于欧洲市场来说，PPI的价格一路在上涨，欧洲的电力批发价格尽管有所回落，但是欧洲光储的经济性是非常强劲的，所以增长还是比较明确的。
欧洲的光伏有个特点，它的分布式占比尤其高，大概超过60%，储能这边也是这样。户用储能的需求是从去年开始爆发的，经济性特别强，目前的渗透率还是不高。
往后看，工商业储能市场今年也在开发了，估计欧洲明年的工商业储能市场也会起来，大储市场也在启动。
再看美国市场，特别要提一下美国PPA的储备量是超过了90GW的，未来通过海外自建产能的形式，供应链应该能突破限制。
美国的储能备案量，2022年底大概是22GW，2023年2月份备案量超过了26GW，它去年的储能装机是不到5GW的。
所以我们预测，美国储能的需求在今后几年会是一个非常高速的增长。
海风成长性明确，陆风较为平稳
对风电也稍微展开一下。前面提到欧洲和国内海风都会有一个持续高速增长，陆风相对会平稳一些。但海风需要留意的是，欧洲的海风项目跟中国相比，时间周期会更长。
所以欧洲的海风项目量，按照并网的时间来看，除了中国以外的海风的量，2023年应该是7GW+，2024年是6GW+，2025年应该能够到15GW。2022年整个海风也才5GW，现在欧洲因为远海资源的开发，这个量还是在明显加快的。
往后看，到2030年，欧美地区的海风项目量应该能超过40GW。未来3年到2030年，海风总体应该还是一个比较好的增速，符合50%以上的增长，到2030年应该会符合30%左右的增长。
所以在风电里面，海风的成长性是比较明确的。
陆风在大型化降本以后，风机每瓦的价格下降速度还是比较快的。风电受限于应用场景，所以陆风在国内市场，以及在欧美的海外市场上基本也是维持一个平稳的格局。
所以相较于光伏，海风会有一个高成长，陆风应该是比较平稳的状态。
光伏总体上会有一个持续高成长，配套的储能市场也会是一个更高阶的持续增速，趋势基本上是在10-20个点之间。
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