储能H1 采招、并网高景气，看好H2 旺季需求上半年储能采招规模达去年全年3/4。据储能与电力市场数据，2023H1 国内储能系统、直流侧和EPC 的总采购规模达35.28GWh，是2022 全年44GWh 的3/4，考虑到下半年才是储能设备采购和项目投运高峰，且如中能建3.5GWh 集采等大规模招标项目仍在进行中，预计下半年国内储能项目采购规模将超上半年，为今年下半年及明年装机需求提供保障。值得注意的是，35GWh 的总采购规模中，独立储能占约15GWh，引领投标市场走向。

上半年储能并网规模逼近去年全年。据储能与电力市场数据，2023H1 国内储能并网总规模达7.59GW/15.59GWh，直逼2022 全年的7.69GW/16.26GWh。月度观察来看，受湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目冲刺630 影响，6 月并网规模达4.34GW/9.07GWh，占上半年并网总规模的近58%；分项目类型来看，独立储能并网项目规模占上半年并网总规模的64%，已成为国内储能最主要的应用模式。

光伏价格触底+配储成本低位，配储有望超预期启动。当前，硅料价格进入6 万元/吨区间，央企光伏组件集采开标/中标价格进入1.2~1.3 元/W 区间，底部逐渐清晰，价格敏感的国内集中电站需求有望开始释放。组件价格从2022Q4 高点的2.0 元/W 降至1.2 元/W，降幅可完全抵消运营商配储压力，运营商利润留存和IRR 处于历史高位，在配储对光伏并网有实质约束背景下，下半年集中电站配储需求或超预期加速启动，预计年底并网高峰继续兑现储能集成业绩高增。考虑到2023H1 已完成超35GWh 的储能系统、直流侧和EPC 的采招，储能与电力市场预计2023 年国内储能市场将保持超高速增长，全年并网总规模有望达到甚至超过40GWh。

(相关资料图)

投标价格或将止跌，大多项目并非最低价中标。据储能与电力市场数据，2023H1 共有132 家企业参与储能系统投标，相较去年全年的120 家参与方，今年市场参与者仍在持续增加中，储能集成市场竞争仍然激烈。2023H1，随电池级碳酸锂价格从最高58 万元/吨下探到20 万元/吨，2h 储能系统月度平均报价从1 月的1.487 元/Wh 下探到6 月的1.133 元/Wh。

月度观察来看，1~5 月的平均报价以平均每月0.1 元/Wh 速度下降，而6 月平均报价略高于5 月均价，下跌趋势有企稳迹象。同时，平均报价和平均中标价较为接近，说明大多数项目并非最低价中标。事实上，大体量项目（如新华水电3.2GWh、中能建3.5GWh）虽最低出现<1 元/Wh 报价，但入围 企业均为头部集成商，报价分布较为平均，阳光电源均以高报价入围。

美国变压器持续短缺，亚非拉变压器需求旺盛美国出现变压器持续短缺。7 月14 日，马斯克发言称变压器紧缺制约算力发展，事实上，美国变压器短缺问题自2021 年底已开始暴露，主要是由于疫情影响本土制造+海外供应链中断（拜登上台后撤销了特朗普于2020 年出台的中国变压器禁令）。供给端，美国几乎不生产变压器材料取向硅钢，过度依赖外国制造商生产大型电力变压器；需求端，极端天气对电网的损耗在不断消耗公用事业公司的变压器库存，且美国70%的变压器使用年限超25 年，进入大规模更换时期，新能源装机快速增长和智能电网的推广也增加了对变压器的需求。相较2020 年，美国市场上配电变压器的平均交货时间已增长443%，订单完成时间在1 年以上，部分地区的变压器成本较2020 年高出400%。

亚非拉第三世界国家电力基建需求迫切，变压器需求旺盛。

亚非拉等第三世界地区发展经济、建设电力系统需求强烈，催生变压器需求。从我国变压器的出口区域来看，2023H1 出口亚洲85 亿元、非洲14 亿元、欧洲27 亿元、南美18 亿元、北美15 亿元、大洋洲3 亿元，分别同比增长11.9%、116.8%、49.5%、65.0%、10.1%、41.3%。

投资建议

储能：建议关注在国内储能市场上拿单能力强、有充足历史项目积累的阳光电源、金盘科技、科华数据、盛弘股份、上能电气；变压器：建议关注具备海外渠道优势的伊戈尔、金盘科技。对电力设备板块维持“推荐”评级。

风险提示

下游需求不及预期风险、原材料价格大幅上升风险、行业竞争加剧风险、大盘系统性风险、推荐公司业绩不达预期风险等。