电力设备及新能源行业年度策略：优选海风、储能与光伏新型电池

  截至 12 月 2 日，申万电力设备指数 2022 年以来下跌幅度约 20.75%，小幅跑赢沪深 300 指数，在申万 31 个一级子行业中 名列第 24。

  其中，风电板块指数2022 年下跌幅度约 16.4%。2022 年风电板块整体业绩表现低于预期，受疫情等多重因 素影响，国内风电需求偏弱，同时各环节盈利水平有所下滑，推动风电板块整体业绩下滑较为显著。风电板块中，海上风电 相关标的表现相对强势，海缆、管桩、海上风机的龙头标的均在 2022 年实现股价上涨；受 2022 年国内海风新增装机大幅 下滑影响，海上风电主要标的的业绩增长不明显，但国内海上风机招标明显起量，未来业绩增长预期推动股价相对强势。 2022 年光伏板块指数（884045.WI）下跌幅度约 2.6%，明显跑赢电力设备指数。2022 年光伏终端需求旺盛，国内需求大 幅增长，组件出口亦在欧洲需求爆发的背景下大幅度增长，同时，组件产业链各环节整体盈利水平稳中有升，推动光伏板块 2022 年业绩大幅度增长。具体到股价方面，逆变器、新型电池以及一些较为紧缺的辅材表现较好，主产业链的硅料、硅片、 组件等环节虽然业绩突出，但呈现不同程度的杀估值，股价表现相对弱势。 2022 年储能板块指数（884790.WI）下跌约 3.5%，明显跑赢电力设备指数。受欧洲电价上涨等因素影响，欧洲户储需求爆 发，户储相关核心标的实现业绩爆发式增长，推动户储板块表现强势；国内风电光伏大发展并强配储能，大储在下半年预期 升温并接力户储，变流器、储能电池、系统集成等相关企业均有较好的股价表现。

  整体来看，尽管当期业绩表现仍然是影响股价的重要因素，从 2022 年新能源各细分板块表现来看，成长的可持续性或成长 空间对股价的影响似乎更为关键；如果在成长的可持续性或成长空间方面出现逻辑瑕疵，就有可能面临杀估值的风险；相反， 即便当期业绩偏弱，如果未来的成长性变得明朗且成长空间较大，亦可能出现明显的投资机会。 基于当前的市场风格特征，我们在展望 2023 年新能源投资机会时，不仅关注 2023 年各细分领域的业绩情况，同时也更加 重视站在 2023 年看未来该细分行业成长的持续性和空间如何。从这个维度看，我们认为 2023 年海上风电、储能、光伏新 型电池等重点领域均孕育投资机会。

  风电的成长逻辑主要表现在供给创造需求，即供给端竞争力不断提升将会刺激或推动终端应用场景的打开和需求放量，展望 未来，风电行业这一成长逻辑依然稳固，甚至进一步强化。

  供给层面，风机大型化快速发展，尤其在近两年陆上风电和海上风电新建项目相继不再享受中央财政补贴之后，大型化速度 明显加快。陆上风机方面，2021 年国内陆上风电新建项目平均单机容量约 3.1MW，2022 年，5-7MW 单机容量的机组已经 成为新招标项目的主力机型，且 7-8MW 的陆上机型已经开始并网测试和验证。海上风机方面，2021 年国内新增装机平均单 机容量约5.6MW，2022年新招标项目的单机容量普遍在8MW 及以上，其中山东市场新建项目的主力机型单机容量8-9MW， 南方的广东等区域已经批量招标 10MW 以上的海上风机。风机大型化推动风机价格的快速下降，2021 年以来，随着风机大 型化提速，风机价格也加快下降，陆上风机平均投标价格从 2021 年初的 3000 元/kW 以上下降至 2022 年三季度末的 1800 元/kW 左右；海上风机的招标价格同样大幅下降，从 2020-2021 年这一抢装时代的 6000 元/kW 以上裸机价格下降至目前含 塔筒价格 4000 元/kW 以内。 展望未来，风机大型化的速度可能较 2020-2021 年有所放缓，但大的方向不变，尤其是海上风电未来的单机容量可能仍具 比较大的提升空间，产业内预期十四五期间单机容量 20MW 的海风机组有望下线。在当前陆上风电和海上风电已经基本全 面实现平价的背景下，风电行业持续的技术进步和成本下降将提升行业整体的竞争力和景气度。 随着经济性的提升，国内风电需求快速成长，并在风机招标端明显体现；2022年前三季度，国内风机招标规模已达到76.3GW， 同比增长 82%，超过以往任何一年的年度招标规模，招标的放量将体现在后续的新增装机层面。

  近年，风电投资成本下降和经济性的提升推动各类应用场景快速发展，参照《“十四五”可再生能源发展规划》，十四五期间 国内风电开发集中式与分散式并举。具体来看，在风能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续规模化开发条件的地区，重 点建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河下游新能源基地；在符合区域生态环境保护要求的前提 下，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发，实施“千乡万村驭风行动”，大力推进乡村风电开发；积极推进资源优质地 区老旧风电机组升级改造，提升风能利用效率；在东南沿海开发建设海上风电基地。 目前，陆上的风电大基地、近海的海上风电基地建设已经启动，对 2022 年风机招标放量提供重要项目支撑。展望未来，我 们认为，陆上的分散式风电、海上的深远海海风、海外市场有可能成为值得期待的打开风电需求空间的三大关键细分领域。

  在前期的政策推动之下，2021 年成为分散式风电的抢装年，2021 年国内分散式风电新增装机容量 802.7 万千瓦，同比大幅 增长 702%，其中河南省新增分散式风电装机容量达 238 万千瓦，占全国分散风电新增装机容量的 29.6%，其次分别为陕西 17.5%、山西 9.2%、内蒙古 7.8%、湖北 4.5%。截至 2021 年年底，中国分散式风电累计装机容量接近 1000 万千瓦。

  2022 年 6 月，吉林省能源局印发了《吉林省能源局 2022 年度推进新能源乡村振兴工程工作方案》通知，2022 年在吉林省 9 个市（州）以及长白山管委会、梅河口市，约 3000 个行政村开展新能源乡村振兴工程（全省共计 9034 个行政村未开展 乡村振兴工程）；每个行政村建设 100 千瓦风电项目或 200 千瓦光伏发电项目，2024 年度实现省内全面覆盖。2022 年 8 月， 国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，目前正在组织编制“千乡万村驭风行动”方案，争取尽快推动实施。 我们认为，分散式风电能够有力支持乡村振兴和双碳这两大国家战略，且经济性条件具备，具有大规模推广的基础。根据中 国风能协会的测算，全国 69 万个行政村，假如其中有 10 万个村庄可以在零散土地上找出 200 平方米用于安装 2 台 5 兆瓦 风电机组，全国就可实现 1000GW 的风电装机；而截至 2021 年底全国累计风电装机规模约 328GW，分散式风电的大发展 将打开风电的成长空间。

  对于海上风电，近海海上风电仍具较大的发展空间，目前全国沿海各省基本都在大力推动海上风电发展，2022 年海上风机 招标主要集中在山东、广东、浙江等省份，2023 年有望在全国各省全面铺开。同时，当前海风项目开发主要集中在近海区 域，未来深远海项目具有较大发展潜力，随着技术进步和经济性提升，有望打开海上风电成长空间。深远海海上风电包括两 种模式，一种是离岸距离较远但水深较浅因而适合采用固定式海上风电开发模式的项目，例如唐山市规划的海上风电项目大 多位于离岸距离 50-100 公里的海域，但水深基本都在 30 米以内；另一种是离岸距离较远且水深较深的区域，可能更加适 合漂浮式海上风电开发模式，2021 年以来国内漂浮式海上风电快速发展，按照当前的技术进步速度，我们认为在十五五期 间实现漂浮式海上风电的平价完全可行。总而言之，技术进步推动可经济开发的海域大幅拓宽。

  2021 年，国内风机出口 3.3GW，同比增长 175%，越南市场是 2021 年国内风机出口面向的主要市场。金风和远景两家企 业合计的出口份额超过 60%，运达、明阳、东方电气也具有百兆瓦级的出口规模，其他企业出口量较少。近两年，国内风 机大型化带来较明显的招标价格下降，海外风电机组价格明显高于国内市场价格，国内风机产品的性价比和风机产业的竞争 力明显提升，可能导致两方面影响，一是国内风机企业抢占一部分原来由海外风机巨头占据的市场，二是国内低成本的风机 产品或风电开发解决方案将刺激新的海外市场需求，这部分市场由中国风电产业主导。基于竞争力的变化趋势，我们认为国 内风电产业大范围出口大势所趋，且这部分市场是相对不那么内卷以及相对盈利水平更高的市场，有望为国内风电制造相关 企业带来较好的盈利弹性。

  基于近两年国内风机招标情况以及产业发展趋势的研判，我们认为国内风电装机规模有望在 2022-2025 持续增长。2021 年 是国内海上风电抢装年，新增装机基数较大，2022 年国内海上风机吊装规模有所下滑，2023 年将重回增长通道；陆上风机 的装机规模未来则有望平稳增长。我们预测，到 2025 年国内风电新增装机规模有望达到 100GW。出口方面，我们大致判 断十四五期间可以看到年度出口规模较 2021 年实现翻倍增长的年份出现。

  2.1.3 盈利水平：原材料趋势向好利好盈利水平，供需格局或竞争格局向好

  风电产业的上游主要是钢材、玻纤、铜等偏大宗的材料，受宏观经济等因素影响，2022 下半年以来，风电上游相关材料的价格呈现一定幅度的下降，客观上有助于风电产业提升盈利水平。以风机为例，2023 年即将交付的风机产品主要在 2022 年进行招标并锁定风机价格，如果上游原材料价格下行，则 2023 年风机产业链的利润有望增厚；其他的环节如塔筒/管桩、 海缆的情况也类似。 供需格局或竞争格局的变化趋势也是影响盈利水平的重要因素。海上风电方面，考虑 2022 年海上风机招标的放量，2023 年国内海上风电吊装规模有望较 2022 年接近翻倍，而供给端海缆、管桩的扩产都是长周期的，2023 年这些环节的供需格局 有望好于 2022 年。陆上风电的整机环节，风机招标价格已经基本止跌企稳，考虑到风机竞争格局正在逐步优化，2023 年有 望见到风机盈利水平的触底和回升；风机的部分关键零部件如主轴轴承仍较大程度以来进口，在保障供应和降低成本的背景 下，国内轴承企业将处于更为有利的竞争位置，并加速主轴轴承、齿轮箱轴承的国产替代。 综合考虑以上两方面的因素，我们对上述提及的风电主要环节的盈利水平趋势较为乐观。

  国内方面，全国各省规划十四五期间拟建成投运的海上风电项目规模超过 53GW，按照当前各省海风推进节奏，预计十四五 期间国内新增的海上风电装机超过 60GW。目前，北方地区海上风电 EPC 造价可低至 10 元/W，福建、上海等地 2022 年海 上风电竞配过程中均呈现明显低于当地燃煤基准电价的中标电价，海上风电已经具有较好的经济性，随着技术进步海上风电 的经济性优势将愈加凸显。2022 年，地方政府对海上风电展现了极大的热情，除了省级规划以及相关补贴措施出台以外， 唐山、汕头、潮州、漳州、温州等地级市也对外展示了发展海风的雄心，由于海上风电零部件重量和体积较大、运输成本高， 适合本地、就近生产，发展海上风电在带动装备制造产业、就业、税收等方面的效果对地方政府具有较强的吸引力。结合海 上风电固有的不占用土地、就近消纳等优点，国内海上风电发展已经呈现势不可挡的态势；《2022 全球海上风电大会倡议》 提出，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到 1 亿千瓦以上，到 2030 年累计达 2 亿千瓦以上，到 2050 年累 计不少于 10 亿千瓦。

  欧洲海风项目已基本实现零补贴。英国第四轮海上风电拍卖规模 7GW，共包含 5 个海风项目。在本轮拍卖的所有可再生能 源项目中，海上风电项目的上网电价为 37.35 英镑/MWh（折合人民币约 0.303 元/千瓦时、4.4 欧分/千瓦时），属于上网电 价最低的类型，低于陆上风电的 42.47 英镑/MWh 和光伏的 45.99 英镑/MWh。 在俄乌冲突背景下，欧洲海风发展提速。2022 年，英国政府发布《英国能源安全战略》，将 2030 年英国海上风电装机目标从原有的 40GW 调增到 50GW。2022 年 5 月，北海四国丹麦、比利时、荷兰、德国首脑在“北海海上风电峰会”上联合签 署一份文件，承诺到 2030 年，四国海上风电总装机量达到 65GW，其中德国 30GW。2022 年 2 月，法国总统马克龙宣布 到 2050 年法国将建成 50 个海上风力发电场并实现 40 GW 的装机规模。2021 年波兰政府通过海上风电相关法案，到 2027 年在运和在建的海上风电装机容量将达到 10.9GW。2022 年年初，挪威政府透露将在 Srlige Nordsj II 和 Utsira Nord 地区启 动 4.5GW 的海上风电招标，挪威规划到 2040 年实现 30GW 的海上风电装机。据统计，欧洲各国规划的 2030 年海上风电 累计装机容量达到 160GW。

  2021 年 3 月，拜登政府宣布到 2030 年美国将部署 30GW 的海上风电项目；2021 年 5 月，经历了十余年的拉锯战，美国政 府终于批准了Vineyard Wind 海上风电项目，这是美国首个公用事业规模的海上风电场，有望在 2023 年投产。美国大力推 动海上风电发展，一方面与拜登政府气候相关政策有关，另一方面也与大国博弈有关。当前形势之下，欧洲和中国的海上风 电蓬勃发展，在大国博弈的思路之下，美国需要跟进。美国具有突出的海上风资源条件，同时拥有GE、LM、TPI 等风电制 造企业，2022 年推出的《通胀削减法案》将进一步吸引欧洲海缆（普瑞斯曼）、管桩（EEW）等企业去美国投资，未来美 国有条件打造本土海风制造产业并实现海上风电投资成本的降低和海上风电经济性的提升。目前，美国多个州规划了海上风 电开发目标，合计规模接近 50GW。

  日本、韩国以及中国台湾等地区能源矿产资源相对匮乏，尽管气电和煤电是这些地区的主力电源品种，但天然气和煤炭几乎 完全依赖进口，存在较为严重的能源对外依存度高的问题。日本和韩国发电核电阻力较大，韩国 2021 年核电发电占比达到 25%，即使后续不去核，核电发电占比提升的空间较小。新能源方面，日本、韩国等均存在土地资源的约束，而海岸线资源 丰富，具有发展海上风电的有利条件。从能源安全角度看，日本、韩国以及中国台湾等发力海上风电大势所趋。根据相关规 划，日本计划到 2030 年实现海上风电装机 10GW，到 2040 年海上风电装机达到 30-45GW；韩国规划到 2030 年实现海上 风电装机 12GW；考虑体量较大的发电量规模，日本、韩国海上风电开发潜力巨大。此外，中国台湾地区规划到 2025 年实 现海上风电装机 5.5GW；越南则规划到 2030 年实现海风装机3-5GW。

  展望未来，欧洲、亚太地区、北美等市场的海上风电均呈现明显向上的发展势头，新增装机整体呈现增长趋势，结合国内海 上风电发展态势，国内和海外需求共振。按照全球风能协会的预测，到 2025 年，中国大陆以外的海外市场海上风电新增装 机有望达到 15.4GW，2022-2025 年海外市场新增装机复合增速达到 44%。国内方面，预期十四五期间国内海上风电新增装 机约 64GW，年均 13GW，2022-2025 年复合增速超过 40%。

  成长赛道容易面临的困境是需求高速成长的同时，供给端产能增长的速度可能更快，从而容易导致供给过剩和盈利水平的不 确定。海上风电作为新兴的成长赛道，供给端具有“扩产难”的特点，这使得海上风电相对其他成长赛带具备比较优势。 具体来看，海上风电的主要设备包括风电整机、塔筒/管桩、海缆等，由于管桩、海缆等均为大型、重型装备，需要其生产 基地靠近港口和码头，以降低运输难度和运输成本，因此管桩、海缆生产基地的选址具有“挑剔性”；海上风电项目所需设 备一般倾向于属地化生产和采购，本地的设备制造企业在获取当地海域相关的海上风电项目订单时具有一定优势，地方政府 通过招商引资引进设备制造企业后，后来者一方面难以寻找到更为合适的生产厂址，另一方面投资生产基地的投资回报率大 概率也将面临考验。由于以上原因，尽管很多管桩、海缆均在寻找产能扩张，线 年实现产能落地的却较少。

  海缆对生产设备和码头岸线的要求较高，扩产周期较长。海缆产品结构较为复杂，对生产设备要求较高，通常涉及 VCV 立 塔交联生产线、CCV 悬链交联生产线、盘框绞机等设备，其中 VCV 交联生产线主要设备依赖国外进口。此外，海缆属于重 型部件，需要通过专门的海缆敷设船进行运输，通常要求海缆企业靠近江河湖海等水域，由于码头岸线资源日益稀缺，对新 进入企业或行业内原有企业扩产形成一定的壁垒。正因为如此，海缆新建生产基地的建设周期较长，近年，东方电缆北仑基 地、中天科技汕尾基地、宝胜股份扬州基地等新建的海缆生产基地的建设期均在 2 年及以上，考虑前期准备工作，建设的周 期更长。2022 年，头部的海缆企业积极推动新的海缆生产基地建设，包括东方电缆的阳江生产基地、中天科技的江苏大丰生产基地、亨通的江苏射阳生产基地以及汉缆的青岛即墨生产基地，仅有汉缆青岛即墨生产基地已经开始试运行，其他主要 企业在 2022 年并无新的生产基地投运。

  2.2.3 小结：2023 年海上风电仍将是风电板块的投资主线 年，海上风电成为风电板块的投资主赛道，核心原因是海上风机大型化推动国内海上风电投资成本的快速下降和平价进程的加快推进，进而在招标层面放量；根据金风科技的统计，2022 年前三季度国内海上风机招标达到 11.4GW，是 2021 年全年招标规模的 4.1 倍，2022 年全年海上风机招标规模有望创历史新高。除了招标放量以外，沿海各省以及部分地级市 推出海上风电发展规划，各地区对海上风电展现出前所未有的热情。 展望 2023 年，由于国内装机规模有望较 2022 年大幅度增长，海上风电相关企业可能较 2022 年有更好的业绩表现。2022 年 国内海上风机招标主要集中在山东、广东、浙江等省，可以预期，江苏、福建、海南、广西、河北、上海等省份 2023 年的 海上风机招标规模将在2022基础上大幅提升，推动2023年的国内海上风机招标规模在2022年基础上稳中有升；我们估算， 2022 年招标的海上风机项目在 2022 年交付小部分，大部分将于 2023 年交付，而 2023 年招标的项目将主要在 2024 年交 付，支撑 2024 年海上风电新增装机的较快增长。

  海上风电板块的估值不仅与短期的业绩增长有关，也与行业中长期的成长空间有关；2022 年沿海的一些地方政府已经意识 到发展海上风电的好处，未来这种认识将会更大范围的扩散，甚至部分地区可能创造条件去发展海上风电；从另一个维度， 当前海风的开发主要集中在近海，未来有望向深远海发展，深远海海上风电具有更广阔的可开发空间，而当前的技术进步情 况大概率能够支撑深远海海上风电的经济性，按照风电产业内的预期，全国深远海海上风电规划近期有望出台。综合来看， 我们大家都认为，站在 2023 年，市场依然可以看到国内海上风电广阔的成长空间。

  2.3 整机、漂浮式、国产替代有望成为三条次主线 风电整机：格局优化，盈利水平有望触底回升

  近年，市场对风机板块存在一定的顾虑和担忧，包括：1）行业格局看似不清晰，各家企业都能做大容量机组，同质化较为 严重，哪些企业能够脱颖而出不明朗。2）2021 年以来风机价格快速下降，虽然终端需求呈现一定幅度增长，但风机价格下 降速度过快，呈现明显的通缩，风机整体的市场规模可能没有增长甚至下滑。3）风机期货属性突出，盈利水平波动较大、 难以预测，2021 年以来风机价格大幅下降，后续风机企业的毛利率可能压力较大。 2020-2021 年风机市场集中度降低有其客观原因。2020 是国内陆上风电的抢装年，国内新增装机创历史新高。由于需求过 于旺盛以及头部企业交付能力有限，第二梯队风机企业获得大量订单并在 2020 年交付，从而导致集中度的下降，金风、远 景、明阳的市占份额均同比有所下降。2021 年，金风、远景、明阳合计的份额进一步下降，运达、三一等较为强势。一方 面，双馈易于做到大型化且低成本，运达和三一在 2020 年北京风能展推出了多款大型陆上双馈机组，为 2021 年低价抢占 市场做好准备，头部企业略显措手不及；另一方面，运达和三一在 2020 年抢装期交付情况良好，积累了客户口碑，且 2021 年陆上风电市场结构变化明显。 2022 上半年，金风、远景、明阳合计订单份额超过 60%，基本回归到了 2018-2019年份额水平。一方面，龙头企业已经适 应行业变化，金风全面切换为成本相对更低的半直驱，上半年陆上订单基本全部来自半直驱产品；明阳推出了双馈机组，上 半年新增的双馈机组订单超过 3GW，龙头企业通过技术路线的变更或多元化对冲掉了三一、运达等双馈企业原本的优势。 另一方面，2022 年的风机市场与 2021 年不同，招标的海上风机占比明显回升，而分散式风电的抢装已经结束。

  当前时点不具备 2018年行业价格战的条件。近年，风机行业较为明显的价格战发生在 2017 下半年至 2018 年，这一时期， 龙头的竞争优势较为突出。2017 年，金风的利润规模明显高于主要竞争对手，风机业务规模优势非常明显，毛利率也相对 较高，一定程度具备通过低价策略实现行业供给出清和自身市占份额提升的条件。当前时点，陆上风电可能挑起价格战的是 具备一定成本优势的双馈风机企业，市场担心三一重能等企业可能依托成本优势采取低价策略。实际上，参考 2022 上半年 的盈利水平情况，当前双馈风机企业的成本优势尚不足以支撑发动价格战；另外，风机企业之间竞争的核心要素是多维度的， 价格只是要素之一，风机行业低价策略的效果弱于光伏组件等对价格更为敏感的行业，主流风机企业还需要在其他要素层面 进行竞争以争取更多的订单和份额。

  风机企业在产业链的话语权提升。在双碳大背景下，风电、光伏大规模发展，对于拥有指标分配话语权的地方政府，明确希 望投资方能够在当地配套产业，通过风电、光伏资源换取本地制造产业以促进经济发展。国内风电运营商以央国企发电集团 为主，一般不持有强的风电制造产业，风电制造企业能够较好的满足地方政府诉求，因此，原先的风电制造企业与运营商的 关系发生变化，整体而言，风电制造企业地位强化，尤其是整机、叶片和塔筒企业。

  看好头部风机企业的持续成长性。陆上风机方面，为客户提供高性价比的产品、为客户获取风资源提供帮助是风机企业提升 竞争力和份额的关键，具备强的核心零部件穿透能力的头部企业有望在直接生产成本、技术路线选择、投资换资源/订单、 融资能力等方面领先，从而持续扩大份额。海上风机方面，在当地进行投资以获得地方政府支持、为客户提供高性价比的产 品是风机企业提升竞争力和份额的关键；由于海上风电开发的区域较为有限，获得地方政府支持的重要性相对陆上更为突出。

  资源禀赋特点决定漂浮式海上风电大有可为。海上风电的开发一般是从近海向深远海逐步推进，从资源量的角度，深远海的 区域面积大、风资源好，可开发的潜力大；研究显示，全球大部分风资源位于水深超过 60 米的海域。在迈向深远海时，传 统的采用固定式基础的海上风电在技术和经济上面对的挑战增加，水深越大，固定式海上风机基础的材料用量越多，且施工 难度也会提升；一般认为，当水深超过 60m，漂浮式较固定式更为适用。漂浮式基础通过系泊系统与海床相连，摆脱了复杂 海床地形以及复杂地质的约束，受水深影响小，且同一海域的若干台风机基础可做成标准型式，可以大幅提高建造效率、降 低开发成本，运维也较为便利。

  截至目前全球仅有少量的漂浮式风电场投运。截至 2021 年底，全球已经投运的漂浮式海上风电场共 3 个，均属于试验性质 的小型风电场，合计规模约 105MW，分别位于英国和葡萄牙；另外，由挪威国家石油公司Equinor 投资的 Hywind Tampen 项目计划于 2022 年投运，该项目将是全球最大的漂浮式海上风电项目，同时也是全球首个商业化运行的漂浮式海上风电项 目。

  蓄势待发，海外多个国家酝酿大型漂浮式海上风电项目。目前漂浮式海上风电发展相对领先的是欧洲和日本，韩国快速跟进， 中国和美国开始布局。在当前能源低碳转型以及能源安全备受关注的背景下，结合当前技术储备情况，漂浮式海上风电呈现 加快发展的态势，部分国家推出专项资金以支持漂浮式海风发展，英国、法国、挪威、韩国等国家有望率先推出商业化运行 的大型漂浮式海上风电项目。以英国为例，2022 年 1 月，苏格兰皇家地产局宣布了苏格兰海上风电首轮用海权招标结果， 17 个中标项目的拟开发容量合计 24.8GW，其中漂浮式海上风电容量 14.5GW，尽管这些项目预留的开发年限较长，仍然反 映了海上风电的发展趋势。

  国内大型漂浮式项目启动，造价低至 25元/W。根据相关规划，“十四五”期间，海南省将开发建设 11 个海上风电场址，总 开发容量为 1230 万千瓦，其中包括 100 万千瓦的漂浮式海风项目。2022 年 9 月，水电水利规划设计总院在北京主持召开 了万宁漂浮式海上风电 100 万千瓦试验项目一期工程可行性研究报告评审会议。万宁市漂浮式海上风电项目规划装机容量 100 万千瓦，年均发电量达 42 亿度，分两期建设，一期工程装机容量 20 万千瓦，总投资 50 亿元，计划 2022 年 10 月动工 建设，2025 年 10 月建成并网；二期工程装机容量 80 万千瓦，总投资 175 亿元，计划于 2027 年建成并网。 降本路径清晰，平价可期。尽管成本依然较高、商业化尚需时日，漂浮式海上风电具有较清晰的降本路径，包括风机单机容 量进一步提升、规模效应带来的成本下降、浮式基础的优化设计等。国内供应链基础较好，未来有望实现快速降本，结合主 要国家海上风电项目用海权招标情况，我们认为漂浮式海上风电具有巨大的长期成长空间。漂浮式海上风电的核心制造环节 包括风电机组、浮式基础、系泊系统和动态海缆，其中后三者与传统的固定式海上风电差别明显，随着漂浮式海上风电的逐 步兴起，这些环节相关企业有望迎来大的发展机遇。

  风电轴承价值量较高，海上机组轴承单价高于陆上。从价值量的角度，由于双馈机组主轴轴承目前仍然以调心滚子轴承为主 （随着大兆瓦的推进未来有可能切换为圆锥滚子轴承），价值量相对半直驱的圆锥滚子主轴轴承相对较低，但双馈机组一般 采用三级传动的高速齿轮箱，相对半直驱机组的中速齿轮箱而言，齿轮箱轴承数量较多、价值量较大。以半直驱为例，参考 新强联 2021 年非公开发行对募投项目相关产品的价格估算，考虑 2021 年以来大兆瓦机型的快速推进和成熟，估算 6MW 级 别风电机组主轴轴承价值量约 0.07 元/W，偏航变桨轴承价值量约 0.1元/W；参考近期新强联可转债募投项目披露的齿轮箱 轴承产出和预期收入情况，1500 套 3-6MW 机组齿轮箱轴承对应的收入预期为 6.15 亿元，估算 6MW 级别齿轮箱轴承价值 量约 0.07 元/W。综合来看，估算半直驱陆上大容量风电机组的主轴轴承、偏航变桨轴承、齿轮箱轴承合计的价值量约 0.24 元/W，参照当前陆上风机平均投标价格约 1.8 元/W，三类轴承的价值量占比达到 13%；海上风机未来以半直驱为主，由于 单机容量更大、风速较高、运行环境更为复杂，海上风机的价格明显高于陆上风机（海上风机单价约陆上风机的 1.5 倍及以 上），估计海上风机对应轴承的价值量较明显的高于陆上风机。

  风电轴承是对外依存度较高风电零部件。根据中国轴承工业协会的统计，2020 年全国风电机组装机 20401 台，共需配套轴 承 479424 套，天马、洛轴、新强联、瓦轴、大冶轴、京冶轴承、洛轴所等国内轴承企业生产的风电轴承 77948 套，占比 16.3%。其中，国产偏航轴承产销 12918 套，合 12918 台份，占总需求量的 63.3%；国产变桨轴承产销 52974 套，合 17658 台份，占总需求量的 86.6%；国产主轴轴承产销 10090 套，合 6727 台份，占总需求量的 33.0%；国产增速器轴承产销 1902 套，合 119 台份，占总需求量的 0.58%；国产发电机轴承产销 91 套，合 45 台份，占总需求量的 0.2%。从趋势上看，近年 以新强联为代表的风电轴承企业逐步掌握主轴轴承生产相关技术和工艺，并开始进行规模化生产，对应到近年国内主轴轴承 的国产率呈现上升趋势；同时，新强联等企业已开始向齿轮箱轴承布局。

  民营风电轴承龙头有望明显受益于国产替代进程。相比外资品牌，国产风电轴承具有价格低、交货速度快、售后服务及时高 效等优势，随着技术差距的缩小，风电主轴承和齿轮箱轴承国产替代是大势所趋。从国内竞争格局看，以新强联为代表的民 营风电轴承龙头具有竞争优势，有望实现进一步的快速成长。

  2018-2019 年，多晶硅的供给与需求错配，供给大幅增长而全球光伏终端需求受国内 531 新政等因素影响较为疲软，导致多 晶硅价格大幅下降，多晶硅生产企业持续扩产的意愿较弱；与此同时，在环保、低盈利等因素驱动下，国内中东部地区部分 硅料产能以及 OCI 韩国产能出清，导致 2020 年底全球硅料产能同比下降约10%。 2020 年以来，随着全球范围内碳中和政策驱动以及平价时代到来，终端需求增速明显上行，而硅料扩张周期长，2018-2019 年的低产意愿导致 2020-2021 年的新增产能较少，从而导致硅料的供不应求和价格暴涨。2020 上半年以来，多晶硅致密料 价格从不足 70 元/公斤上涨至超过 300 元/公斤。 光伏行业的光明前景以及短期硅料的暴利吸引老牌硅料企业加速扩产以及新玩家的涌入，这些新玩家包括硅料上游的工业硅 企业、下游的硅片生产企业，以及组件、玻璃、化工等领域的巨头。根据目前推进进度，青海丽豪等 8 家新进者产能落地的 概率较大，其中青海丽豪一期 5 万吨于 2022 年 7 月底投产并举行二期工程开工仪式。新老玩家的大幅扩产推动硅料产能的 增加，到 2022 年底，国内硅料产能有望达到 120 万吨，到 2023 年底达到 240 万吨。 基于当前预期的硅料新产能投产节奏，预计 2023 年国内硅料产量有望达到 140 万吨，综合考虑进口硅料以及单瓦硅耗的降 低，2023 年硅料供给足以支撑 430GW 以上的光伏需求，较大幅度超越 2023 年的实际需求量，过去两年硅料供不应求并制 约需求的情况将得到极大缓解。

  受硅料价格上涨影响，过去两年，光伏组件的价格处于高位，一定程度影响地面电站等对投资成本较为敏感的光伏项目的经 济性，随着硅料供给的释放以及价格的下降，预计 2023 年光伏组件的价格也将一定程度下跌，从而刺激原本受较高组件价 格抑制的部分需求。整体来看，展望 2023 年，光伏行业在供给端即将迎来重大变化，光伏开发商不仅能够更容易地买到光 伏组件，也能够买到较当前更便宜的光伏组件。

  3.1.2 2023 年国内及全球光伏新增装机需求增速有望达到 30%以上

  2022 年前三季度，全国光伏新增装机 52.6GW，同比增长约 106%，其中，集中式光伏电站 17.3GW、工商业分布式 18.7GW， 户用 16.6GW，工商业分布式的崛起支撑国内光伏新增装机较快增长，浙江、江苏、广东、山东四省的工商业分布式光伏新 增装机约占全国的 63%。预计 2022 年国内光伏新增装机有望达到85GW。

  展望 2023 年，硅料供给大幅释放后硅料及组件价格有望回落，从而刺激集中式光伏需求，国内大基地项目有望加快推进， 成为 2023 年主要增长动能；另外整县推进政策推动户用光伏持续增长，工商业分布式正在崛起，我们预计 2023 年国内光 伏新增装机有望实现 30%及以上的增长，新增装机规模达到 115GW。

  海外方面，全球主要市场大力发展光伏的态势明朗。欧洲方面，在俄乌冲突等因素的影响之下，欧洲更加注重能源安全，主 要国家上调了未来的光伏装机目标；以德国为例，根据德国联邦网络局的数据，2022 年 1-10 月德国新增光伏装机约 6.1GW， 截至 2022 年 10 月德国累计光伏装机约 65.4GW，如果要实现德国制定的 2030 年 215GW 的装机目标，德国还需进一步提 升光伏的装机强度。

  美国方面，拜登政府上台后，美国推行更加积极的气候政策和清洁能源发展战略，计划到 2050 年实现碳中和，到 2035 年 实现 100%的清洁电力。美国近年新增的电源装机主要以太阳能、风电和天然气发电为主，随着光伏装机成本的下降以及天 然气价格的上涨，从经济性的角度，光伏等新能源未来也有望在能源体系中扮演更加重要的角色。受“反规避调查”等贸易 政策导致的供应链波动影响，2022 年上半年美国市场新增装机同比下滑，6 月，白宫发布美国进口光伏产品关税政策调整， 未来 24 月内免收来自柬埔寨、马来西亚、泰国和越南的组件关税，有助于美国市场的复苏，预计 2023 年美国市场需求将 迎来复苏。

  印度方面，2021 年印度新增光伏装机约 14.2GW，截至 2021 年底累计装机规模约 54GW。印度光照条件较好，使得印度 光伏发电具有较好的经济性，此外印度电力结构以煤电为主，新能源发电占比尚小，电力需求体量大且仍处于快速增长阶段， 因此未来印度光伏市场需求成长潜力较大。印度致力于扶持本土光伏制造产业并成为全球光伏制造中心，2022 年 4 月，印 度开始对进口的光伏电池和组件征收 BCD 关税（25%的电池片关税与 40%的组件关税），成为印度短期光伏需求的不确定 因素。

  巴西方面，电力结构以水电为主，近年巴西取消光伏产品进口关税，调整净计量和枯水状态下的电价政策，同时 2021 年来 水较枯导致电价上升明显，共同推动近年巴西光伏市场需求的快速增长。根据彭博新能源的统计，2021 年巴西新增光伏装 机约 6.7GW，其中光伏电站 1.7GW，小型光伏项目 5GW，预计 2022 年巴西光伏新增装机有望达到 12GW，其中小型系统 9GW。考虑巴西电源结构（可再生能源发电量占比 77%）和电力需求增长速度，结合新近推出的激励性政策，未来巴西光 伏装机规模有望高位运行。

  根据 PV InfoLink 统计，2022 年 1-9 月国内组件出口达到 121.5GW，同比增长 89%，其中，第三季出口量同比增长 69%， 增速低于前两季度的 112%和 94%，可能因为上半年出口强劲，部分国家已累积一定库存，导致下半年的拉货动能开始减弱。 从出口的区域看，2022 年 1-9 月出口至欧洲的组件规模 67.8GW，占国内总出口规模的 56%，欧洲进口量的大幅增长一定程度与俄乌冲突以及欧洲加大光伏发展力度有关；出口至亚太区域的规模 22.9GW，同比增长 40%；出口至美洲的组件规模 19.3GW，同比增长 87%，其中出口至巴西的量为 14.2GW；出口至中东的规模约 9GW，同比增长 80%。

  同时，美国、印度、欧盟等市场均在着力打造本土的光伏制造产业，其中美国 2022 年出台了《通胀削减法案》，支持本土 光伏制造发展。在此背景下，海外的光伏组件巨头也在加速产能扩张，以美国组件巨头 First Solar 为例，截至 2021 年底该 公司组件名义产能 8.4GW，主要位于美国、越南、马来西亚等地，到 2022-2024 年末公司名义产能有望达到 9.7、15.6、 20.5GW，增量产能主要位于美国和印度，其中 2022-2024 年末美国本土产能分别为2.8、5.7、11.1GW。 展望 2023 年及以后，我们认为，主要市场贸易保护政策的演变以及海外光伏制造产业的发展态势将影响海外市场光伏需求 以及中国光伏产业的出口形势。

  2020 年以来，硅料的供不应求导致行业暴利，驱动新进者涌入，据不完全统计，2021 年以内，超过十家新进者宣布硅料投 资计划，其中青海丽豪一期 5 万吨于 2022 年 7 月底投产并举行二期工程开工仪式。根据硅业分会预测，到 2023 年年底， 这些新进者的产能规模有望达到 60 万吨，占到全国硅料产能的 25%，并对过去两年较为稳定的硅料格局形成一定冲击。我 们整体判断硅料价格将从 2023 年逐步步入下行阶段，由于玩家明显增加，未来硅料环节的盈利水平中枢尚不明朗。

  硅片方面，2016 年及以前，多晶硅片是主流的技术路线；随着切割环节（金刚线切割替代砂浆切割）、长晶环节（多次拉晶、 大型长晶炉）的技术进步，单晶硅片的性价比明显提升，推动单晶渗透率的快速增长，到 2021 年，单晶的占比达到 94.5%。 2017-2020 年，随着单晶渗透率的快速提升，单晶硅片供需偏紧，具有较高的议价能力和盈利水平，这一阶段的双寡头隆基 和中环均实现了快速成长。在此背景下，越来越多的新进者开始入局单晶硅片，并加快速度进行发展和扩大产能，包括硅片设备生产 企业、下游电池/组价企业等。未来硅片环节有望呈现产能大幅扩张和集中度下降的情形。根据 PV Infolink 的统计，到 2022 年底，国内硅片产能有望超过 530GW，同比增长 46%，到 2023 年底，硅片产能将超过 700GW。在参与者增加的同时， 参考 2022 年数据，硅片企业之间的盈利水平差距缩小，硅片环节同样面临竞争加剧的态势。

  短期内电池片是相对紧缺的环节。2021 年由于硅料价格上涨电池环节业绩承压，且新型电池路线判断不明晰，很多电池片厂家扩产相对放缓。2022 年以来，M10 和G12 等高品质大尺寸PERC 电池供应相对紧张，盈利修复明显，根据 PV InfoLink 数据，自年初至 11 月 16 日 M6、M10、G12 单晶PERC 电池片成交均价分别上涨 24.8%、25%、29.5%。预计随着 12 月 硅料降价通道开启，下游需求进一步释放，电池片供需紧张态势或将延续至明年一季度后。 “降本增效”推进光伏技术迭代，2022年为 N型光伏电池产业化元年。依托技术进步和规模化发展，近年来光伏成本快速 下降，光伏发电慢慢的变成了全球最具经济性的电源品种之一。光伏电池是实现光电转换的核心环节，降低度电成本的终端目标 驱动市场向高功率、高效率电池产品迭代升级。2016 年以来行业历经多晶向单晶、常规 BSF 向PERC 电池的技术迭代，目 前由于 PERC 电池迫近理论效率极限，以 TOPCon、HJT、IBC 为代表的 N 型电池扩产提速，产业化元年正式开启；而钙 钛矿单结及叠层电池凭借高效率、低成本等应用优势，近期技术研发持续突破、商业化应用喜讯频传。

  电池企业向电池-组件一体化发展的趋势明显。整体看，专业化电池生产企业面临头部组件企业的激烈竞争。一方面，头部 组件企业在电池方面具有较强的技术实力；另一方面，这些组件巨头近年陆续回归A 股，具有较强的融资能力和扩产能力。 2021 年国内产量排名前十的电池生产企业中，有 5 家为组件巨头。在 N 型电池新浪潮之下，以一道新能、华晟新能源为代 表的电池新势力已经向电池-组件一体化迈进，一道新能已经成为国内主流的组件供应商之一。

  近年，隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯等全球前五大组件企业合计份额明显提升，2021 年组件 CR5 份额 63.4%，同比增加 8.3 个百分点。头部组件企业优势主要包括：垂直一体化产能布局带来的成本优势和交付能力优势、海外渠道和生产基地、 品牌优势等，在相对稳态的竞争格局之下，头部组件企业的竞争优势持续扩大。

  展望未来，随着专业化电池企业向组件端延伸，以及一些新兴的电池-组件一体化企业的涌现，头部组件企业在国内也将面 临新兴竞争对手（包括通威、一道新能、环晟等）的挑战，新兴挑战者在垂直一体化能力和技术实力方面各具特点，竞争力 强于传统组件巨头过去两年所面临的竞争对手；同时，海外市场更加强调供应链安全，以 First Solar 为代表的海外组件企业 加速扩产，头部企业组件企业在海外市场所面临的竞争也呈现加剧的态势。2022 年，通威、一道、环晟等企业在国内市场 获得大量组件订单，大概率将跻身 2022 年国内新增组件订单前十名，过去两年传统组件巨头所面临的相对舒服的竞争环境 可能难以延续。 从差异化竞争的角度，目前头部组件企业基本实现了硅片-电池-组件的一体化；2022 年 6 月，天合光能公告称拟在西宁经济 技术开发区投资建设年产 30 万吨工业硅、15 万吨高纯多晶硅，计划向多晶硅以及多晶硅上游的主要原材料延伸，有望打造 加强版的垂直一体化；由于未来硅料的供需形势渐趋宽松，且硅料扩产周期较长，组件巨头投资硅料带来的差异化效果并不 明朗。差异化竞争的另一个思路是新型电池，目前组件巨头在新型电池方面的布局不尽相同，即便布局同一技术路线，不同 企业的推进节奏也差异较大，新型电池可能成为组件巨头差异化竞争的核心抓手。

  3.3.1 电池组件端：TOPCon与 XBC 兑现迭代红利，HJT 处于降本增效关键期，钙钛矿长期发展潜力巨大

  2022 年是新型电池发展元年，主流光伏厂商与行业新进者纷纷宣布 N 型电池组件扩产规划，据不完全统计，TOPCon 规划 产能已超过 200GW，HJT规划产能也已超过 180GW。目前 N 型产品扩产放量趋势明确，TOPCon 量产规模领先，HJT降 本提效空间较大，IBC 技术延伸优越，我们预计到 2025 年，TOPCon、HJT、IBC 电池市场渗透率有望分别达到 56%、25%、 19%；2022-2025 年，TOPCon、HJT、IBC 电池新增产能分别约为 474GW、211GW、161GW。 TOPCon 为隧穿氧化层钝化接触电池，在后 PERC 时代率先占据扩产高点。该技术在电池背表面制备一层超薄隧穿氧化层 和高掺杂的 n型多晶硅薄层，形成钝化接触结构，降低背面金属复合，提升电池的开路电压和转换效率。由于经济性与性价 比优势显著，晶科、天合、晶澳、通威、一道、钧达、沐邦、皇氏等光伏新老玩家频频宣布 TOPCon 扩产计划，预计 2022 年 TOPCon 电池产能规模有望超过 80GW，2023 年产能或超过 200GW。目前，TOPCon 领先企业电池量产效率约 25%， 2023 年有望通过提升浆料品质、叠加激光SE 硼掺杂、正面钝化等工艺提效至 25.5%-25.8%+，同时可通过薄片化、激光转 印或 SMBB 等工艺继续降本。

  HJT 是具有本征非晶层的异质结电池，目前处于降本增效关键期，重点关注头部企业经济性优化进程。HJT 电池是在晶体 硅上沉积非晶硅薄膜形成 P-N 异质结，利用本征非晶硅层将衬底与两侧掺杂非晶硅层完全隔开，有效钝化提升效率。HJT 生产线和 PERC 电池不兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，增加靶材、低温银浆需求。目前 HJT领先企业电池量产效 率约 24.7%-25%，2023 年通过双面微晶等工艺有望提升效率至 25.8%+。2022 年以来，以华晟新能源、爱康科技、金刚光 伏、东方日升为代表的新老光伏企业积极参与 HJT的投资布局，下游央国企运营商如华润电力、国电投等也加速规划扩产， 据不完全统计，目前 HJT 电池规划产能超 180GW，预计 2022 年 HJT 扩产规模约为 20-30GW，2023 年扩产规模约为 40-50GW。 目前 HJT电池成本端较PERC 高约 0.12 元/w，国内 M6尺寸 HJT组件较 PERC 溢价约 0.12-0.15 元/W，国外溢价约 0.2-0.3 元/W。综合来看，成本和经济性仍制约着 HJT 的产业化提速，产能放量速度与规模略滞后于 TOPCon，2023 年是 HJT 技 术降本增效的关键期，随着设备与材料端共同发力，HJT电池经济性优化后市场渗透率有望快速提升。

  XBC 为交指式背接触电池，聚焦分布式的差异化竞争优势促进兑现技术迭代红利。IBC 电池的 PN 结和正负金属接触均位 于太阳电池的背部，前表面避免了金属栅线对光的遮挡，而金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用 入射光，具有更高的短路电流和电池效率。XBC 电池外形美观，适合中高端分布式光伏市场，具有较强的消费属性和商业 化应用前景。预计 2022-2025 年 XBC 电池年均扩产规模约 40GW。其中，隆基 HPBC 技术路线（基于 P 型硅片的复合钝 化背接触电池）量产效率突破 25%，PRO版本（应用氢钝化工艺）量产效率突破 25.3%，组件效率达到 22.8%。今年 9 月 隆基西咸乐叶 15GW HPBC 电池项目正式投产进入量产阶段，2023 年该项目产能有望提升至 30GW。爱旭股份珠海 6.5GW ABC 电池产能已逐步投产，预计量产效率约 25.5%-26%，2023 年上半年实现满产，平均效率有望达到 26.5%或以上，公 司 N 型 IBC 总体产能规划约 52GW。经济性方面，分布式光伏电站对组件价格的容忍度相对较高，在中高端分布式户用及 工商业市场（尤其是欧美市场）有望针对高效、美观、安全可靠等特性获得较高溢价，预计 XBC 组件较 PERC 组件溢价将 达到 0.2-2 元/w 或以上。

  钙钛矿电池长期发展优势显著，产业化应用有望进一步成熟，建议关注头部企业研发与商业化进度。当前，TOPCon、HJT、 IBC 等 N 型单晶硅电池产业化发展迅速，但仍面临 30%的光电转换效率上限。钙钛矿电池凭借其转换效率高、材料成本低、 结构简单、工艺流程短、生产耗能低等优势，近期技术研发持续突破，商业化应用有望进一步成熟。钙钛矿太阳能电池（PSCs） 利用钙钛矿型的有机金属卤化物半导体作为吸光材料，属于下一代高效薄膜太阳能电池，未来有望广泛应用于BIPV 和电动 汽车移动电源领域。效率方面，单结钙钛矿电池理论转换效率可达 31%，晶硅/钙钛矿双结和三结叠层电池实现吸收光谱互 补，理论转换效率分别可达 40%和 50%，大大超越晶硅电池水平，因此与钙钛矿叠层已成 N 型电池提效发展的重点路径。 目前钙钛矿电池仍处于发展前期，需突破结晶工艺和批量供应等问题，已有纳纤光电、极电光能、宁德时代、协鑫光电等电 池厂商进行了研发布局，大规模产业化应用有望进一步成熟。

  随着 2022年下半年及 2023年 N型电池扩产提速，先进光伏设备迎来密集招标期，市场空间有望进一步打开。根据上文我 们对各类电池路线产能的预测，以及对未来整线设备价值量预判，预计 2022-2025 年光伏电池设备空间合计近 1800 亿元。 具体来看，目前 TOPCon 电池单 GW 整线 亿元，湿法设备、硼扩散设备、隧穿层及多晶硅层沉积掺 杂设备（LPCVD/PECVD）、正背面钝化镀膜设备（ALD+PECVD）价值占比较大，分别约 14%、10%、20%、25%。其中， PECVD 可实现同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，工艺流程简化，且单 GW 设备投资较低，同时具有 沉积速率快、绕度易去除、无石英耗材、占地面积小、设备与运维成本较低等优势，捷佳伟创主导的PE-Poly 路线有望成为 未来 TOPCon 工艺主流路线 年，TOPCon 电池设备空间约 640 亿元。 HJT技术与 PERC 不兼容，扩产需要新建生产线，核心工艺主要为清洗制绒、非晶硅沉积、TCO 沉积、金属化等四步。目 前 HJT 整线 亿元，其中非晶硅/微晶硅薄膜沉积设备 PECVD 价值占比超 50%，TCO 导电膜沉积设备 PVD/RPD 价值占比超 20%，清洗制绒设备占比略低于 10%，剩余为丝印固化等金属化环节设备。竞争格局方面，迈为股份 HJT设备市占率遥遥领先，捷佳伟创布局板式与管式 PECVD 双路线 年，HJT电池设备空间约 700 亿元。 另外，2022-2025 年 XBC 电池设备市场空间有望达到 400 亿元。

  降本增效是光伏行业永恒主题，当前各类电池路线均需设备与材料端共同提升经济性，构筑“降本增效”生态链。2022 年 以来，N 型电池降本增效进度提速明显，硅片持续减薄，TOPCon 逐步导入激光掺杂 SE、SMBB 超多主栅等工艺，HJT逐 步导入微晶设备与银包铜等工艺，设备与材料端持续发展空间广阔。银浆是电池金属化过程中的核心关键材料，不仅影响着 电池片的导电性能，也是电池成本占比仅次于硅片的核心耗材。目前，在双面用银的 TOPCon 电池中，银浆成本约占非硅 成本的 40%；在双面低温银浆的 HJT电池中，银浆成本约占非硅成本的 50%，行业迫切需要创新金属化流程实现提效降本。 光伏电池降银耗主要有两大方向：一是减少高价低温银浆用量，例如应用 SMBB、激光转印等技术；二是使用贱金属替代部 分银粉，减少银粉的用量，例如应用银包铜、电镀铜等技术。

  户用储能市场集中于海外发达地区，市场处于高速成长期。过去一年，户用储能是储能板块表现最为亮眼的赛道之一。在高 电价和能源安全需求驱动下，欧洲市场引领全球户用储能需求迎来爆发，高工产研估计，2021 年全球户用储能新增装机 6.4GWh，2022 年新增装机将达到 15GWh。欧洲和美国是全球户用储能装机主力，各占据约全球1/4 的市场。

  欧洲户储已步入成长期，成长性不依赖于天然气的极端高价格。我们认为，天然气的极端价格并非户储装机的核心驱动因素， 未来即使天然气价格有序企稳，户储用户仍有充足的装机动力。户用储能是构建分布式电力系统的重要组成部分之一，随着 产品降本增效和市场导入的完成，户储在欧洲已步入成长期。回顾 2020 年及以前欧洲户储市场的情况，虽然天然气价格尚 未暴涨，但户储新增装机增速多年保持在 40%以上，2015-2020 年复合增长率 55%。考虑到未来一年欧洲天然气供给情况， 我们认为未来一年欧洲天然气价格中枢较难回落至 2021 年前水平。

  美国市场：用户侧保障用电和节省电费诉求驱动、政策补贴助力，户储市场接棒成长。美国户储装机基数较小但成长迅速， 2020 年装机 0.54GWh，2017-2020 复合增长率 165%，装机集中在加州和夏威夷州。美国用户装机的主要诉求为保障用电 和节省电费。保障用电方面，美国电网老旧，且近年极端天气导致的断电事故频发，用户有保障用电的装机诉求；经济性方 面，净计量政策正在各州逐步退出，为用户提供配储自发自用的动力；联邦 ITC 补贴、地方性补贴叠加下可抵免高达 40-55% 的投资所需成本，进一步提升用户配储动力。

  欧、美引领，全球户储市场方兴未艾，2023 年有望维持高景气度。我们测算，2022/2023 年欧洲户用储能新增装机量分别 为 4.0 和 6.3GWh，同比增速分别为 120.2%和 56.9%；美国户用储能新增装机量分别为 2.0 和 4.0GWh，同比分别增长 74.0% 和 96.5%。考虑户储在澳、日、拉美等其它国家和地区的渗透，假设 2023 年欧、美户储市场占全球市场的 50%，则 2023 年全球户储新增装机需求至少为 20GWh。

  4.1.2 供给端：户储为 C 端产品，具备渠道和品牌积累的企业有望领跑

  户用储能电池系统和户储变流器均为面向终端用户的产品，存在品牌认知。户储系统主要由储能电池和变流器构成，储能电 池用于存储电能，而变流器用于电能的转化，供负载使用或并网。户用储能的终端产品有一体机和分体机两种形式，一体机 指储能电池和变流器集成为一台设备，而分体机指储能电池系统和变流器分别作为终端产品单独提供给用户，由安装商进行 整合安装。户储电池系统、变流器和一体机均为面向终端用户的产品，存在品牌认知和品牌溢价。

  户储电池环节：具备渠道+品牌布局的企业有望领跑，建议关注主要企业产能落地和市场拓展进度。户储电芯进入海外不同 市场需要分别进行认证，电池系统和一体机则需要销售渠道和品牌认知积累，存在一定的先发优势。2022 年，户储电池环 节主要企业业绩表现亮眼，下游需求旺盛，产能成为制约业绩增长的瓶颈之一；2023 年，我们认为产能的扩张有望助力相 关企业营收和净利再创新高。同时，相关企业对海外市场的进一步拓展有望提供未来增长空间，建议关注主要企业产能落地 和海外市场拓展进展。

  户储变流器环节：技术与应用场景重合度高，主要参与者多为光伏逆变器企业。储能变流器技术、产线和供应链与光伏逆变 器共通，且销售渠道高度重合，因此储能变流器主要参与者多为光伏逆变器厂商。从商业模式来看，相关企业通常同时覆盖 光伏和储能逆变器产品，部分大型厂商推出配套电池产品，寻求向下一体化，为客户提供完整的户储解决方案。 户储变流器环节：营收贡献比例较低，增长后劲充足。储能变流器赛道起步晚于光伏逆变器，储能业务对相关公司的营收贡 献比例通常不高，低于光伏逆变器占比；但储能变流器毛利率通常高于光伏逆变器，有望成为其后续业绩增长的强驱动力。 已有户用光伏逆变器品牌和渠道布局的企业，其户储变流器业务有望借品牌和渠道优势迅速扩张，提供新的成长曲线。随着 海外分布式可再次生产的能源的加速发展，深耕海外市场、具备户用品牌和渠道积累的变流器企业业绩有望高增。

  国内市场：大储主导国内装机，新增招标如火如荼。根据 CNESA 的统计，2021 年我国新型储能累计装机 5.73GW，同比 增长 74.7%，其中，电源侧和电网侧大型储能系统是国内装机主力，占据 88%的份额。2022 年下半年以来，国内储能项目 招标规模大幅增长，仅第三季度新增招标的项目规模就达到 25GW/68GWh，呈现加速发展态势。《储能产业研究白皮书 2021》 预测，乐观场景下 2025 年电化学储能累计投运规模有望达到 55.9GW，对应 2022-2025 年间，电化学储能新增装机量年均 增速为 62.7%。

  国内大储产业主要由政策驱动，市场机制仍有待完善。现阶段，我国储能产业发展阶段尚早，市场化仍在探索中，大型储能 系统的应用经济性不强，主要由政策驱动。国家层面，驱动我国大储产业发展的政策主要可以分为顶层设计、市场机制和强 制配储三类。 政策顶层设计引领下，我国储能产业逐步走上正轨。 “十三五”期间，政策明确了储能产业的战略定位 ，并确定了“市场 化发展”的基本框架。“十四五”以来，在“双碳”目标引领下，我国出台了一系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段 性目标，奠定了技术方案、应用领域和参与主体“多元化” 的发展基调，并通过市场机制的规划，为产业发展保驾护航。 在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即。

  海外市场：美国是全球大储另一主力市场，储能装机表现亮眼。美国是全球规模最大、成长最快的储能市场之一，2021 年 新增储能装机 3.5GW/10.5GWh，2016-2021 年复合增速达 96.5%。截至 2022 年二季度末，美国在运行中的电化学储能系 统共计 6.47GW，在建的电化学储能项目 14.50GW/36.20GWh，储能项目建设火热。美国储能装机以大储为主，大储装机 占 2021 年全美装机容量的 79%。Wood Mackenzie 预测，2023 年全美大储市场规模超过 50 亿美元。

  商业模式成熟、IRA新政推动，美国大储市场有望持续景气。与国内大储装机由强配政策驱动的情形不同，美国电力现货以 及辅助服务市场机制相对更为成熟，大储项目已实现一定的经济性。现阶段，美国新能源配储项目主要可通过获取更高的 PPA 协议电价获益，而独立储能项目可通过现货市场套利、辅助服务等模式获得收益。2022 年 8 月，美国新推出的《降低 通胀法案》（IRA）将光伏 ITC 期限延长 10 年，税收减免由 26%提升到 30%，并将独立储能纳入 ITC，对大储、特别是独 立储能模式运营的项目形成有效激励。我们大家都认为，较为成熟的商业模式为美国大储项目装机增长提供了内在动力，而 IRA 新政有望进一步刺激大储项目投资，市场有望持续高景气。

  电池环节：国内企业全球竞争力强，大储开启第二成长曲线。国内锂电企业在技术和产业链方面居全球领先地位，在新兴的 储能锂电池市场也迅速占据了全球领先的市场份额。根据 EVTank 数据，2021 年全球储能锂电池出货量 66.3GWh，其中中国企业出货量 42.3GWh，占全球的 63.8%。从竞争格局来看，我国电池企业占据了储能锂电池市场的主要份额。国内企业 在储能电池环节竞争力强，有望受益于国内和全球大储市场加速发展，赢得动力电池之外的第二成长曲线。

  变流器和系统集成：国内竞争格局相对分散，海外以头部 PCS 厂商为主，国内企业之间正面竞争不大。从商业模式来看， 大储赛道中变流器和系统集成环节参与者重合度较高，大储变流器主要企业往往依托自身对电网的理解，向下布局系统集成 业务；系统集成环节参与者中，上市公司也大多自研 PCS 产品。从竞争格局来看，目前国内大储集成市场竞争格局较为松 散，2021 年国内市场前 5 大厂商出货量在 500-800MWh 之间，差距不大，尚无明显的龙头；而海外市场分散而广阔，存在 一定进入壁垒，除阳光电源等头部企业外，其它厂商尚处于海外布局阶段。整体而言，与大储相关的变流器和系统集成环节， 国内厂商主要处于拓展市场、积累项目的阶段，国内企业之间正面竞争不大，板块由总量扩张的逻辑驱动。 储能业务占相关公司业绩比重较小，建议关注个股边际变化。现阶段，对于大储变流器和系统集成环节主要上市公司而言， 储能业务占营收比例较小，尚未在业绩中反映。建议关注对相关公司业绩或逻辑有边际催化作用的事项，如获得海外市场认 证、大订单签约等。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）