（报告出品方/作者：信达证券，武浩）

一、产业回归常态，着眼电池和新技术

新能源车从 -年的关键词是“平价周期”，特斯拉作为行业的引领者带动产业实现 0- 1 的过程；-2022 年度的关键词是“供需错配”，在需求的带动下，出现了较多环节的供 需错配，带来了量价齐升。展望 2023 年度，我们认为关键词是“新常态”，供需层面看，随 着需求增速回归常态，供给的扩张陆续到来，在供需上对产业形成一定的冲击，产业到了 去伪存真的时候，整体名义产能过剩，部分环节优质产能有望保持结构性的平衡。优质企 业通过产业一体化降低成本，盈利有望保持稳定。另一方面，电池材料技术发展至今，即 将迎来下一代的改良升级，包括钠离子、磷酸锰铁锂、PET 铜箔等，随着新技术等的逐步 兑现，有望涌现 0-1,1-10 的产业浪潮。 国内新能源市场产销持续增长，领军企业出现分化。2022年 11月，我国新能源汽车产销分 别完成76.8万辆和78.6万辆，同比分别增长65.6%和72.3%，环比分别增长0.8%和10.1%， 市场渗透率达到 33.8%。11 月乘联会统计新能源乘用车批发销量 72.82 万辆，同比增长 70.2%，环比 10 月增长 7.9%。11 月新能源汽车厂商批发销量突破万辆的企业有 14 家，其 中比亚迪汽车批发量为 23.0 万辆、特斯拉中国 10.0 辆、上汽通用五菱 7.6 万辆、吉利汽车 3.5万辆、长安汽车3.2万辆、广汽埃安2.9万辆，环比增长5.5%、38.9%、46.2%、12.9%、 -8.6%、-3.3%。

伴随半导体短缺等供应链制约因素缓解，2022Q3 欧洲新能源车市场销量实现增长。 2022Q3 欧盟纯电动汽车销量达 25.94 万辆，同比增长 22%，纯电动渗透率达到 11.9%，环 比提升 1.9pct，混动汽车渗透率达 22.6%，环比提升 1.4pct。德国、英国市场增长强劲，德 国新能源车市场在经历 5 个月下滑后，8 月份开始实现同比增长，9 月环比增速达到 28%， 延续高速增长态势。英国混动汽车占比逐渐降低，纯电汽车持续增长，在经历一系列结构 调整后，9 月英国新能源车销量 5.04 万辆，重回增长态势。 美国市场渗透率基数低，增长潜力大。2022年1-9月美国新能源汽车销量已达64.39万辆， 同比增长 26%，渗透率达 6.95%，我们预计全年销量接近 90 万辆，2022Q3 美国新能源汽 车(BEV+PHEV)销量 22.4 万辆，同比上升 38.3%，环比下降 1.4%。

二、电池环节盈利有望持续修复

2.1 电池环节格局占优，盈利承压局面将改善

电池环节供需格局优。电池环节受到的供给影响弱，部分名义产能无法落地。1）由于上游 碳酸锂的供给制约，正极环节的供给扩张受到制约，这意味着电池环节供给的扩张也会受 到制约；2）电池环节是属于高端制造业，从企业的盈利差距上看，龙头宁德时代除 2022 年盈利受到挤压，以往的净利率大多保持在 10-20%，其余的电池企业净利率和龙头仍有较 大的差距，大多在亏损或者净利率 10%以内，主要原因在于电池是电化学的集大成者，其 制备环节较多，涉及到对工艺、良品率等的把控，这意味着部分企业的名义扩张需要较长 时间工艺的磨合以及下游的验证，优质的电池产能并未过剩。

电池环节盈利有望持续改善。我们预计，2023 年电池环节企业盈利将持续出现修复。1） 上游原材料成本上涨空间有限，锂价上升趋势放缓、镍钴价格呈下降趋势；2）中游磷酸铁 锂正极材料、负极材料、电解液、铜箔等产能释放带来材料端降本；3）原材料价格上涨促 使价格联动机制形成。中长期视角，电池企业加强供应链布局、提升储能业务占比有望持 续改善电池环节盈利。

2.2 电池企业加强供应链布局

电池企业逐步完善采矿-选矿-冶炼产业链布局，并通过保供、包销协议以及战略合作保障原 材料供应。宁德时代取得枧下窝矿采矿权，一期 1000 万吨年选原矿产能计划于明年 1 月初 建成，参考化山瓷石矿，一期项目对应年产 4.17 万吨碳酸锂产能；亿纬锂能通过参股大华 化工享有大柴旦盐湖采矿权，参股兴华锂业、合资成立金海锂业布局冶炼产能；国轩高科 布局有水南矿段、白水洞、华峰、华友等锂云母矿，同时通过国轩科丰等布局冶炼产能。 除锂矿外，宁德时代、亿纬锂能等同时在印尼布局红土镍矿开发项目。

2.3 电池企业积极开拓储能等新市场

GGII 预测，至 2025 年中国储能锂电池出货量接近 390GWh，5 年复合增长率超 60%，全 球储能电池出货量将超 500GWh，2030 年全球储能电池出货将达到 2300GWh。动力电池 企业将新能源汽车上的经验移植到储能设备产品的开发上，将高度集成的一体化设计运用 于储能电芯上，并逐步延伸至储能系统领域。宁德时代、比亚迪将动力电池 CTP 技术用于 储能电芯的开发，中创新航推出储能核心产品 L173平台、亿纬锂能推出具有 560Ah超大容 量的一代储能电池 LF560K。目前宁德时代储能产品已覆盖发电、电网、用电侧，匹配多场 景储能需求。

2.4 海外布局化解政策风险

为拓展增长潜力更大的美国市场、碳中和决心坚定的欧洲市场，国内企业纷纷出海建厂。 国内企业出海多贴近客户生产基地或与客户成立合资工厂，以降低供应链风险。欧洲是国 内车企出海建厂的主阵地，宁德时代为方便配套宝马、奔驰、大众等车企赴德国、匈牙利 建厂，中创新航、亿纬锂能、国轩高科均在欧洲布局生产基地。如国轩高科在印度、美国、 欧洲等地与客户成立合资工厂，以保证下游需求供应。

三、快充成趋势，大圆柱电池蓄势待发

3.1 续航+充电+安全成为消费者主要考虑因素

里程焦虑+续航焦虑+安全性成阻碍消费者购买新能源车的主要因素。根据新出行对消费者 的调查可以发现，安静、动力性能好及用车成本低是吸引消费者购买新能源车的主要因素， 而充电不方便、续航不够及安全性是消费者的主要顾虑。

新能源车补贴退坡下，动力电池降本增效成趋势。《关于 2022 年新能源汽车应用财政 补贴政策的通知》，2022 年新能源汽车补贴标准在 年基础上退坡 30%，2023 年上牌 的车辆不再给予补贴。补贴退坡趋势下，动力电池作为占纯电动车 40-60%成本的环节，其 降本增效成为大势所趋。参考 BloombergNET 数据，锂离子电池组平均成本呈现明显下降 趋势， 年达到 132$/KWh，我们预计在未来新能源车补贴全面退坡情况下，动力电池 降本增效将成大势所趋。

快充+提升电池能量密度+安全性为发展方向。参考《 中国电动汽车用户充电行为白皮 书》数据，年消费者平均单次充电时长约为49.9分钟，充电时长依然较长。根据GGII 数据，三元电池系统从 年 160Wh/kg-170Wh/kg 提升至目前 180Wh/kg 以上，以宁德 时代给东风岚图纯电动 MVP 配套的三元电池为例，其系统能量密度高达 212Wh/kg，提升幅度较为明显。而具体到电池端，为适配快充+高续航，则通过增大电池尺寸、化学体系变 革（高镍正极、硅基负极）、电池封装及集成方式优化等来提升电池性能的同时保障安全性。

3.2 快充时代来临，车企纷纷布局

年保时捷的 Taycan 全球首次推出 800V 高电压电气架构，搭载 800V 直流快充系统并 支持 350kW 大功率快充。在此之后，高压快充路线受到越来越多主机厂的青睐，现代起亚、 奥迪、玛莎拉蒂等车企陆续发布 800V 快充技术，比亚迪、长城、广汽埃安、小鹏汽车等国 内主机厂也相继推出 800V 快充方案。

3.3 快充带来的新机遇：热效应等亟待解决

当电池进行大功率充电时，会发生三类“负面效应” 热效应：高电压只是针对充电桩减小了电流，但对于单体电芯而言，电芯仍要承受电流增 大带来的发热问题。在快充条件下，电池内外部的温度差超过 10 摄氏度，圆柱电池内部中 心的温度要明显高于表面。对于软包而言，极耳处的温度要明显高于其他位置。不均匀的 热分布以及过高的温度将引发一系列问题：粘结剂解体、电解液分解、SEI 钝化膜的损耗以 及锂枝晶等。直接导致的危害有：电池循环寿命降低、热失控引发的安全问题。因此，热 效应对电池材料体系以及 BMS 管控系统提出了更高的要求。 锂析出效应：在高充电倍率下，嵌锂的过程是不均匀的，锂离子会在负极表面沉积，形成 锂金属。当锂金属不断沉积，就会形成锂枝晶。锂枝晶的危害：1）负极表面锂枝晶的持续 生长，可能会刺破隔膜，造成电池内部短路从而导致热失控；2）锂枝晶在生长过程中会不 断消耗活性锂离子，并不可逆转，导致电池容量降低，降低电池使用寿命。

机械效应：在快充条件下，锂离子快速从正极脱出，并嵌入负极，这会造成电池内部极高 的锂离子浓度，其结果是活性颗粒之间的应力错配。当应力累计到一定值时，会造成活性 颗粒、导电剂、粘结剂以及集流体之间的缝隙增大，并造成活性颗粒的微裂纹增加。直接 影响：1）活性颗粒之间缝隙的增加会显著增加电池的内阻；2）颗粒微裂纹会降低电池的 循环寿命。 在快充趋势下，材料端改变主要是负极。电池快充性能主要由负极决定。正极的降解和正 极 CEI 膜的增长对传统锂离子电池的快充没有影响。主要影响因素是负极，影响锂沉积和 沉积结构（析锂）的因素包括：①锂离子在负极内的扩散速率；②负极界面处电解质的浓 度梯度；③电极/电解质界面的副反应。因此，快充技术的升级或将带来电池材料尤其是负 极材料的升级需求。在快充趋势下，石墨负极本身造粒、碳包覆工艺是目前拉开快充性能 差距的重要因素，未来硅基负极+单壁碳纳米管有望成为发展趋势，同时搭配更适配快充体 系的新型锂盐 LiFSI 提升导电性。

3.4 热管理能力优秀+成本优势下，4680 大圆柱电池蓄势待发

4680 电池是一种直径 46mm、高 80mm 的圆柱体电池。4680 电池直径和高度的增加，使 电芯厚度增加，曲率降低，空心部分更大，内部活性物资的容量随之增大，性能提升，更 适配快充，安全性也得到提高。相比方形电池和软包电池电芯间的紧密连接，4680 的圆柱 弧形表面，能够一定程度上限制电池之间的热传递，4680 热管理能力强。

与之前的动力电池相比，4680 大圆柱在设计端以及材料端都进行了改进。在设计端，4680 采用全极耳设计非传统的切割方式、干电池涂布以及 CTC 结合一体化压铸；在材料端， 4680 使用硅基负极、超高镍多元正极以及单壁碳管导电剂，性能进一步提升。 4680 采取顶部水冷和侧面水冷相结合的方式，进一步提高冷却效率。快充对电池热管理能 力要求高，4680 电池热管理能力优秀，不仅从材料体系适配快充，同时改变结构提高充电倍率。

特斯拉 4680 大圆柱性能提升显著，配合高镍正极、全极耳、高硅负极、干法电极、CTC 等 革命性技术，相比 21700 最终电池成本降低 56%，续航里程提升 54%，单位设备投资强度 下降 69%；提高电池大小可以提升能量密度+成组效率+空间利用率，特斯拉 Model 3 的 21700 圆柱电池相较原来 Model S 的 18650 圆柱电池单体容量提升 35%，能量密度提升 20% 以上，此外圆柱电芯直径变大后，空间利用率提高；降低 BMS 难度，圆柱电池单体容量较 小，因此整车需要圆柱电池数量较多，如特斯拉 model Y 采用 18650需要 7000+个，21700 需要 4000+个，4680 仅需 960 个，电芯数量减少的同时也降低了 BMS 的难度。 大圆柱生产流程主要包括卷芯制造、电芯组装，以及搭载了 CTC 压铸创新一体化生产。其 中，大尺寸电芯+全极耳+干电池涂布+钢质外壳是核心。由于一些结构的变化（比如全极 耳），与传统圆柱对比，涂布、极耳模切、焊接等环节采用了较为明显的差异化方案。 在工艺方面，全极耳设计对涂布、分切、卷绕等工艺要求更加严格，增加了焊接量，新增 了揉平工艺。在性能方面，特斯拉 4680 电池采用的无极耳设计缩短了极耳传导距离，全极 耳设计的电流传输最大距离是电极的高度而非长度，电极高度通常是电极长度的 5-20%， 因此电阻相较单极耳减少了 5-20 倍，从而提高了传输效率，提高了电池的倍率性能。全极 耳在电池内部没有集中发热点，热在内部均匀分布，相比单极耳倍率性能和安全性能更佳。

涂布方法分为较为传统的湿法涂布和特斯拉在 4680 电池上采用的干粉涂布技术。相比湿法 涂布，干法涂布不需要溶剂，在环节方面省去了浆料搅拌、干燥、有害溶剂回收等环节， 节省了材料、时间、厂房和人工等生产成本。在产品性能方面，干法电极涂布电极更厚， 能量密度更高，与 4680 电池适配度高。

4680 趋势显现，潜在市场空间明显。我们预计 2025 年 46 系大圆柱渗透率将接近 20%，需 求量有望达到 283.95GWh，接近 21 年全年动力电池装机量，年复合增速超过 280%。

3.5 四大电池材料格局和变化

3.5.1 负极：硅基产业化进程有望加速

国内负极材料市场呈现“三大四小”格局。一线梯队主要有三家，分别为贝特瑞、璞泰来 和杉杉股份。二线梯队主要有凯金能源、中科电气、尚太科技和翔丰华，呈现出“三大四 小”的格局。根据华经情报网统计， 年国内“三大”负极材料厂商在国内的市场占有率 为 56%，“四小”负极材料厂商市场占有率为 39%，七家厂商占据了大部分的市场份额。从 全球看， 年全球前十大负极材料厂商中，只有一家海外企业。

4680 引领材料变革，加速硅基负极产业化进程。在用户日益追求高能量密度的情形下，硅 基负极逐步成为一种选择。由于 4680 大圆柱具有受力均匀、自动化程度高、膨胀容忍度高 等优势，硅基负极搭配能量密度较高的高镍三元正极优势更加突出，因此 4680 大圆柱电池 以及长续航快充车型放量有望推动硅基负极材料快速增长，未来放量后或将带动整体硅基 负极需求量，并拉动圆柱电池和其他厂商的应用布局，加速硅基负极的产业化进程。

硅基负极提升或将带动单壁碳纳米管渗透需求。适配硅基负极，碳纳米管渗透率或将提升：碳纳米管导电性能优，适配硅基负极。碳纳米管（CNT）是一种新型导电剂，可以降低锂 电池的内阻，提高锂电池极片的粘结强度和电池循环寿命。单壁碳纳米管提升 15%电池续 航里程。据 OCSiAI，添加 TUBALL 单壁碳纳米管可生产内含 20％SiO的负极，电池能量密 度可高达 300Wh/kg 和 800 Wh/l，实现快充性能。在续航上，与目前市场优质的锂离子电 池相比，含单壁碳纳米管的电池续航里程可提升 15％以上。此外，添加单壁碳纳米管后可 以将负极中的 SiOX 含量提高到 90％，能量密度可以实现达到 350Wh/kg。因此，我们认为 4680 电池将带动硅基负极应用量提升，这或将带动单壁碳纳米管渗透率提升。

3.5.2 隔膜：紧平衡状态持续，设备国产化进行时

隔膜设备国产化正在实现。以恩捷股份和星源材质为例， 年左右新设设备产能国产化 率我们预估约为 15-16%。现如今的国产设备主要为辅助设备，但头部企业在绑定海外优质 设备供应商产能同时，也在加紧设备国产化之路，以恩捷股份为例，公司收购苏州捷力、 富强科技、JOT 推行隔膜设备国产化，目前公司设备厂进展顺利，并计划明年拥有一条自 研产线。同时，国内厂商也在加紧自主研发湿法锂电池隔膜生产线。

隔膜行业供给和需求紧平衡，全球隔膜供应以中国为主。国内市场集中度高，湿法隔膜占据主导地位，头部集中趋势显著。近几年，由于隔膜行业的价格战，行业格局较为稳定， 隔膜供给和需求紧平衡。按照目前的扩产节奏叠加隔膜设备厂商制约产能释放，我们预计 全球隔膜将维持至少 2-3年的紧平衡。此外，全球产能不断向中国集中，中国产能向头部企 业集中，国内厂商以恩捷股份、星源材质、中材科技等企业为主，国外以东丽、旭化成、 宇部、 Wscope、 SKI、住友等企业为主。从全球市场竞争格局来看， 年，73.8%的 隔膜市场份额集中在中国，全球隔膜供应以中国为主，其余海外隔膜企业则以日韩企业为 主。

国内头部企业积极扩张，未来趋势强者恒强。以恩捷股份、星源材质、沧州明珠、中材科 技等为主的传统隔膜企业开启大规模扩产模式，星源材质与恩捷股份 年隔膜及涂覆产 能扩产总规划金额均超过 100 亿元，头部厂商不断加大对市场的开拓力度，进军国际市场。 而海外隔膜企业则相对保守，未来产能增长可能难以满足行业需求，国内头部企业市场份 额有望继续增大。

3.5.3 新型锂盐 LIFSI 快速发展

电解液属于轻资产环节，其扩产壁垒主要在于上游锂盐及添加剂等环节。六氟磷酸锂为电 解液核心原材料之一，在 - 年经历了上行周期，伴随新建产能陆续投产，2022 年 以来价格处于下行周期。

电解液单环节盈利单薄，未来供需紧张缓解下行业过剩、产能加速出清，一体化进度快的 企业竞争优势进一步凸显。以天赐材料为例，天赐材料先后布局了液体六氟磷酸锂、LiFSI、 VC、DTD、二氟磷酸锂、FSI、TMSP 等核心电解液原材料及添加剂，并逐步形成“基础材 料-电解质/添加剂-电解液”产业链一体化战略布局，公司六氟自供比率超过 95%，核心竞争 力及成本优势持续强化。同时公司开展磷酸铁锂电池回收业务，拓宽锂源供应渠道。业务 多点开花。公司优先抢占如 LiSFI 等新型锂盐、核心添加剂等产品的市场份额，LiFSI 现有 产能超 6000 吨，我们预计 2022 年末 LIFSI 产能将提升至 3 万吨；伴随未来磷酸铁二期 20 万吨产能释放、出货量进一步提升，预计盈利将得到进一步提升。

受益于 4680 需求带动，新型锂盐 LIFSI 加快发展。4680 大圆柱往往搭配能量密度较高的 高镍三元正极和对应的高镍电解液。天赐材料产品线经理周邵云向高工锂电表示，由于高 镍三元动力电池中的正极材料镍比例不断提升，以及硅碳负极使用，导致电解液研发难度 大，主要难点在于：1)产气:高镍中的 4 价镍离子具有高催化活性，氧化分解速度快，容易 破坏电解液结构；2)破坏负极 SEI 膜:高镍体系电池循环过程中会有锰、钴等过渡金属溶出， 它们会破坏负极 SEI 膜；3)硅系负极:硅系负极由于有较高的膨胀特性，对于电解液的循环 和安全性能不利。 LiFSI 工艺壁垒高。LiFSI 作为新型锂盐，与 LiPF6 相比可以有效改善电解液耐温、电导率 特性，提升电池性能和热安全。但由于 LiFSI 合成工艺复杂，成本较高，此外由于含有硫元 素，容易腐蚀铝箔。因此当前仅用于添加使用，且主要应用于三元电池材料电池中，尤其 在高镍体系下，需求约占电解液总质量 1%，约 10 吨/GWh。在技术、工艺难度大且下游需 求不确定的情况下，当前的 LiFSI 产能较少，全球目前共 8140 吨产能。Lifsi 的发展有望为 电解液企业贡献盈利。

3.5.4 正极材料盈利分化，前驱体一体化有望逐步兑现

三元正极出现明显分化。盈利能力的差异源自：1）原料采购与库存策略差异；2）产品结 构差异；3）产能稼动率差异；4）下游客户结构差异，欧洲需求不及预期。目前三元正极 企业一体化仍以参股、战略合作为主，降本主要依靠精细化的成本管控能力，同时锂电呈 现多元技术路线并存的发展趋势，未来技术迭代能力也将是三元正极材料的核心竞争力。 红土镍矿项目放量带动前驱体企业吨盈利提升。2022 下半年开始前驱体企业镍矿项目陆续 进入兑现期，华越 6 万吨镍金属量项目于 2022 上半年全面达产，华科 4.5 万吨镍金属量高 冰镍项目首台转炉近期进入试产，中伟股份印尼莫罗瓦利产业基地首条冰镍产线于今年 10 月正式投料，伴随前驱体企业后端冶炼产能逐步配套，吨盈利将呈现持续提升的趋势。 磷酸铁锂正极材料行业未来会向头部集中。2022H1 磷酸铁锂正极材料市场快速增长，一线 磷酸铁锂材料企业产能不足，动力电池企业积极导入新的磷酸铁锂材料供应商，一线磷酸 铁锂材料企业市场份额略有下降。长期来看，伴随化工企业加入、原有企业扩产，磷酸铁 锂行业未来竞争会进一步加剧，加工费水平可能进一步下降，对磷酸铁锂材料品质要求进 一步提升，具备成本优势、产品优势的企业竞争力将更加突出，市场会日趋向头部集中。

四、锂电新技术涌现，2023 年蓄势待发

4.1 高锂价为钠离子带来发展机遇

2023 年有望成为钠电池产业元年。锂价高企为钠电创造发展的窗口期，预计钠电将率先应 用于对成本敏感度更高、能量密度要求较低的 A00 级乘用车、电动两轮车、储能等场景。 2022 年 9 月全球首批量产 1Gwh 钠离子电芯生产线投运，标志钠离子电池投入量产，2023 年有望是钠离子从 0-1 的发展元年。 目前钠电问题在于上游硬碳、电解液、正极等材料降本空间比较大，加之制造端良率水平 有待提升，尚未与磷酸铁锂拉开成本差距，再考虑循环寿命有待提升，度电成本上尚未较 铁锂呈现明显优势。目前碳酸锂价格尚未出现明显下降趋势，龙头入局也促使更多产业链 企业加入，伴随工艺改进与规模化生产降本，预计钠电的竞争力有望持续提升。我们预计 到 2025 年全球钠电需求将达 58Gwh，2023-2025 年复合增速超过 400%。

4.2 磷酸锰铁锂有望与三元、铁锂共同竞争动力市场

磷酸锰铁锂实际比容量比肩 5 系三元正极，同时锰相较于镍、钴具备明显的成本优势，锰 铁锂或将成为潜在中低镍三元的替代材料，结构技术的创新也会推动锰铁锂替代铁锂的部 分高端应用场景。受限于双电压平台，以及锰铁锂本身导电、循环与倍率性能不足，磷酸 锰铁锂将首先掺杂使用。 磷酸锰铁锂本身属于锂电体系，材料端变化在正极，产业化进度较快，德方纳米 11 万吨新 型磷酸盐基地已于 2022 年 9 月正式投产，容百科技、当升科技等也通过外延并购与自主研 发推进锰铁锂的产业化进度，动力电池端龙头宁德时代预计2023年将M3P电芯推向市场， 天能股份应用于电动两轮车的锰铁锂产品已经量产，锰铁锂产业化曙光已现。伴随锰铁锂 综合性能逐步改良，将逐步成长为与三元、铁锂共同瓜分动力市场的材料体系。

4.3 复合集流体逐步开始产业化应用

传统集流体受限于材料性质的限制，无法做到无限减薄，同时原材料成本较高、核心基材 重量更大，而复合集流体综合具备安全性能高、原材料成本低的优势，同时可提升质量密 度，早在 年复合集流体产品就已在欧洲某车型得到了批量化应用，目前仍存在生产效 率低、良率水平低、电池输出功率受限等问题，伴随工艺成熟、客户应用经验积累，PET 铜箔成本下降、产品竞争力有望持续提升。2022 年金美新材料 6μm 复合铜箔与 8μm 复合铝箔实现量产，解决了表面缺陷、孔洞问题，大幅提升产品物理性能、生产效率，2023 年 复合集流体或将迎来量产。 复合集流体产业链环节包括：设备商、基材、复合集流体制造商、其他辅材，各环节企业 进展整体较快，东威科技已经斩获超 17 亿元的复合铜箔设备订单，双星新材新产线即将建 成并投产，宝明科技产品良率约 80％，中一科技等传统铜箔企业也开始布局复合铜箔。

五、新能源车板块投资机会展望

重视快充和 4680 大圆柱产业趋势，关注钠离子、锰铁锂、PET 铜箔等新技术。续航+充电 焦虑下，高压快充成为趋势，热管理能力优秀+成本优势下，4680 大圆柱电池蓄势待发。 电池材料技术发展至今，即将迎来下一代的改良升级，包括钠离子、磷酸锰铁锂、PET 铜 箔等，随着新技术等的逐步兑现，有望涌现 0-1，1-10 的产业浪潮。

六、碳中和目标下光伏行业发展前景广阔

全球碳中和目标确定。为应对气候变化，197 个于 2015 年 12 月 12 日在巴黎召开的缔 约方会议第二十一届会议上通过了《巴黎协定》。协定在一年内便生效，旨在大幅减少全球 温室气体排放，将本世纪全球气温升幅限制在 2℃以内，同时寻求将气温升幅进一步限制在 1.5℃以内的措施。各缔约方积极响应，将碳中和作为长期发展目标。我国力争在 2030 年 前实现碳达峰，2060 年前实现碳中和；欧盟、美国、日本等经济体则将 2050 年作为节点 实现碳中和。据 NetZero Tracker 数据显示，截至 年底，全球已有 136 个、115 个地区和 235 个主要城市相继制定碳中和目标，覆盖了全球 88%的温室气体排放和 90%的 世界经济体量。

光伏发电成本持续下降，平价时代到来。2010- 年全球光伏平准化度电成本由 0.42 美 元/度下降至 0.05 美元/度，降幅达 88%。 年光伏成为全球电力技术投资的主导者，占 所有可再生能源投资支出的近一半。目前光伏发电在全球大部分地区已实现平价，随着未 来技术水平的提高，光伏发电成本仍有较大下降空间。全球光伏产业已由政策驱动发展阶 段正式转入平价上网阶段，光伏发电已成为具有成本竞争力、可靠性和可持续性的电力来 源。

我国风光发电量占比不断提升。 年我国风电和光伏发电新增装机总量达 1.01 亿千瓦， 其中风电新增 4695 万千瓦，光伏新增 5313 万千瓦，累计装机容量合计分别达到 3.28、 3.06 亿千瓦。全年全国风电、光伏发电量 9826 亿千瓦时，同比增长 35.0%，风电、光伏发 电量占全社会用电量的比重首次突破 10%，达 11.77%。

光伏行业呈高速发展态势，我国为全球最大的光伏应用市场。根据 CPIA 数据， 年全 球光伏新增装机量达 170GW，同比增长 30.8%，累计光伏发电装机总量约 926GW。 年我国光伏新增装机达 54.88GW，连续 9 年名列全球；累计装机容量超过 300GW， 稳居全球首位，接近全球装机容量的 1/3。我们预计 2022-2025 年全球新增装机有望从 238GW增至490GW，年均复合增速达27.2%，国内新增装机有望 从90GW增至220GW， 年均复合增速达 34.7%。

七、硅料供给瓶颈打开，主产业链利润迎来再分配

硅料产能快速扩张，打破供需偏紧格局。根据硅业分会副秘书长马海天预测，2022 年全球 多晶硅产量约 89 万吨，其中中国产量 75 万吨，占全球总产量 84%，根据光伏装机量与光 伏组件容配比 1.25和硅耗 2.5g/W计算，预计 2022年总硅料产量可供装机量为 284.8GW， 我们预计 2022 年全球光伏新增装机量达 238GW，供需维持紧平衡。据索比咨询的有效产 能数据，我们明年预计全球多晶硅产量将达到 150 万吨左右，我们预计 2023 年总硅料产量 可供组件量为 600GW，2023 年全球光伏新增装机量约 321GW，组件需求量约为 402GW， 供需偏紧格局将被打破。

硅料供给瓶颈打破，产业链面临利润再分配。2022 年硅料供需偏紧，硅料价格不断上涨， 硅料单吨毛利不断提升；由于硅片环节集中度较高，价格传导相对顺畅，单 W 毛利仍较稳 定；电池片环节此前由于硅料供给不足，产业链上游价格持续攀升，电池片环节盈利受较 大挤压，小尺寸 PERC 电池落后产能逐步出清，新增大尺寸 PERC 产能有限，叠加大尺寸 电池片需求占比提升，电池片盈利改善明显，单 W 毛利有所回升；组件环节因为上游成本 上升，价格上涨幅度受终端接受度影响，盈利能力承压。我们预计 2023 年随着硅料产能的 大规模扩张，产业链供给硬性瓶颈将被打破，产业链面临利润再分配。根据 PV INFOLINK 及 SOLARZOOM 数据，到 2023 年，硅片、电池片、组件产能将分别达 849GW、746GW 和 815GW。

八、2023 年关注供需紧张环节及新技术趋势

8.1 新技术持续突破，TOPCon 路线即将迎来大规模量产

8.1.1 TOPCon 电池已具备性价比优势

TOPCon 电池技术成熟，已具备量产性价比优势。当前 TOPCon 电池在转换效率、双面率、 温度系数、弱光表现、首年衰减率等方面优于 PERC，从而可带来发电效率的提升及度电 成本的下降，因此可带来 TOPCon 电池片及组件端的溢价。根据晶科能源公众号公布的澳 大利亚昆士兰州某 100MW 光伏发电项目数据显示，公司 N 型 TOPCon 组件较常规 P 型 PERC 组件的 25 年全生命周期总发电量提升 4.17%，度电成本 LCOE 下降约 3.68%。 由于 TOPCon 技术可以延续 PERC 之前的人才、工厂、设备管理、场内管理以及技术标准 等，对于拥有 PERC 产线建设经验的厂商，扩产难度较低。

8.1.2 TOPCon 降本潜力仍较大

相比于 PERC 电池，TOPCon 电池目前在设备投资、银浆耗量成本较高。成本方面主要差 异来源于：1）设备投资：新设备投资，TOPCon 电池片产线设备投资约为 2 亿元/GW， PERC产线投资约为1.6亿/GW；2）银浆耗量：TOPCon 电池片的高双面率+隧穿氧化层， 使其耗银浆量上升，根据中来股份，目前 TOPCon 银浆耗量约为 130mg/片，未来有望降至 100mg/片以下。 未来 TOPCon 降本方向主要有：1）银浆耗量的减少。如采用多主栅技术、0BB 技术、激 光转印技术等减少银浆用量，还包括采取铝浆替代、银包铜等技术降低银浆用量；2）薄片 化。减薄硅片厚度，根据钧达股份，目前量产 TOPCon 电池厚度可做到 130μm，正在向 125μm 探索。未来随着硅片厚度减薄，单瓦硅耗将继续降低；3）头部企业目前量产转换 效率已达 25%，通过导入激光 SE 平台、浆料配比优化及图形化等技术进一步提高转化效 率来减少单瓦成本。

8.1.3 TOPCon 电池片产能快速扩张

TOPCon 产能扩张迅速，即将进入密集放量期。TOPCon 产能近两年扩张迅速，根据 PV INFOLINK， 年 TOPCon 产能约为 10GW。到 2022 年已迅速提升到 74GW，到明年 依旧保持高速增长，预计 2023 年 TOPCon 产能可达 149GW；出货量方面，预计 2023 年 TOPCon 的出货 60GW 左右，市场占有率将有望达到 20%，2024 年出货将有望达到115GW 从而实现市场占有率超过 30%。

8.1.4 HJT 技术路线或将实现 10GW 级出货

HJT 生产的最大优势在于工艺步骤简单，量产效率可达 25% 以上，未来理论转换效率较高。 HJT 拥有更高的转换效率和产品性能：HJT 电池使用非晶硅薄膜作为钝化材料，电池的开 路电压更高，使其拥有更高的转换效率，根据华晟新能源官网，目前公司 HJT 产品转换效 率最高可达 25.2%，公司规划未来量产效率达到 26%以上。

目前 HJT 成本较高，主要由于核心设备价格较高、银浆耗量大等。虽然 HJT 核心设备的国 产化程度已经很高，但是设备成本比 PERC、TOPCON 依旧要高；另一方面，HJT 采用低 温制造工艺，低温银浆价格更高且用量大，HJT 电池片目前银耗量 190mg/片，导致成本偏 高。 HJT 目前量产规模仍有限。受制于量产成本仍相对较高，目前 HJT 产能规模仍旧不大，根 据 PV INFOLINK 预计，明年 HJT 产能或达 39GW，出货量达 10GW。

8.1.5 IBC 技术路线新产品层出

IBC 电池结构具有良好兼容性，可以与其他技术路线结合形成新的背面接触电池工艺。例 如将钝化接触技术与 IBC 相结合，研发出 TBC 太阳电池；将非晶硅钝化技术与 IBC 相结合， 开发出 HBC 太阳电池。各大电池厂商也在研发独家的结合方式，原创自主产权的电池路线， 例如 2022 年 6 月爱旭股份正式发布的 ABC 电池片，2022 年 11 月隆基绿能正式发布 HPBC 电池片。

HPBC 电池片量产效率突破 25%，Hi-MO6 系列组件款式众多，造型美观，于高端分 布式市场。隆基绿能 HPBC 电池的标准版量产效率突破 25%，叠加了氢钝化技术的 PRO 版，效率可以超过 25.3%。根据隆基绿能，目前产品已在欧洲、日本试销，客户反馈积极， 整体溢价约 3-4 美分/W。

8.2 辅材环节供需偏紧

8.2.1 POE 胶膜供需偏紧，EPE 胶膜占比或将提升

TOPCon 组件对防水性要求更高，TOPCon 电池因正银含铝成分而对水气更为敏感，需要 胶膜有更强的阻水性。POE 胶膜以其更好的水气阻隔率与更好的耐候性能等能力，与 N 型 TOPCon 有更好的适配性。 2022 年 EVA、POE 粒子处在紧平衡状态。根据 PV INFOLINK，预计 2022 年组件生产量 340GW 左右，换算光伏胶膜粒子总需求约 152 万吨，其中 EVA 和 POE 粒子需求分别约 127 万吨和 25 万吨，按照 22 年 EVA 和 POE 粒子供给约 133 万吨和 31 万吨，整体供需处 于紧平衡状态。 展望 2023、2024 年，随着光伏需求高增及 TOPCon 占比提升，POE 粒子需求将迎来快速 增长。根据 PV INFOLINK，根据各厂商选择的封装胶膜类型不同，可分为四种情形，实际 生产情况更偏向于情形 2 与情形 3，综合来看，23 年 EVA 粒子需求约 148-153 万吨，POE 粒子需求约 39-42 万吨；24 年 EVA 粒子需求约 145-153 万吨，POE 粒子需求约 52-58 万 吨。结合 EVA 粒子和 POE 粒子的供给能力，23 年 EVA 和 POE 粒子供应均处于紧平衡状 态；24 年 EVA 粒子供应开始出现过剩而 POE 粒子供应将开始紧张。

目前已有包括陶氏化学、Exxon、三井、SABIC-SK、LG 化学等公司实现了 POE 的工业 化生产，2021 年全世界范围内狭义 POE 产能约 158 万吨。POE 生产装置往往与茂金属 LLDPE 等溶液聚乙烯产品装置共线，相当一部分装置并非全部产能专产 POE弹性体；另一 方面 POE 的下游应用并不仅有光伏领域，可供光伏用的 POE 粒子远不及名义产能。

POE 粒子国产化正当时，目前规划产能规模达 57 万吨。国内多家企业从 年以来开始 陆续在 POE 产品开始相关研发布局，目前多家企业 POE 项目进展到中试阶段，中试装置 规模普遍在千吨级别。从目前规划的工业化项目来看，意向实施的产能规模已经达 57 万吨。

8.2.2 高纯石英砂供需紧张

高纯石英砂耐高温性和热稳定性良好，被主要用于制造拉制单晶硅用的石英坩埚。目前的 石英坩埚基本是半透明状，分为外层（不透明层）、中内层（真空透明层）三层，内层影响 单晶生长的成功率及晶棒品质，所以内层砂的质量要求比较高。在当前高纯石英砂紧缺的 情况下，内层石英砂以进口为主，中外层一般使用国产高纯石英砂。 明年高纯石英砂供需紧张，根据测算内层石英砂或将供不应求。需求端，根据我们的预测， 明年的全球新增装机约为320GW，考虑1.2的容配比，可预测组件产量需求约为384GW， 考虑硅片库存、在途等因素，我们预测硅片产量需求为组件需求的 1.2 倍，可预测得 2023 年硅片生产产量需求约为 461GW。

国内供给主要是石英股份。坩埚外层砂基本实现国产替代，石英股份外层市占率约 50%。 中内层基本被海外垄断，我们假设未来两年石英股份内层市占率约 10%。明年海外石英砂 供给预计 2.5 万吨，国内石英股份产量预计 5.5 万吨。 假设每生产 100GW 硅片需要消耗高纯石英砂 2.5 万吨；且内、中、外层石英砂使用比例约 为 4：3：3；根据测算可得 2023 年供需缺口为-1.56 万吨。

有较强保供高纯石英砂的硅片企业将有望提升开工率。在石英砂紧缺的背景下，硅片行业 开工率或将出现分化，竞争格局或将向保供能力更强的龙头企业集中；另一方面，为节省 内层石英砂的消耗，企业或将在坩埚内层掺杂中外层石英砂，将导致石英坩埚使用寿命缩 短，增加企业生产成本。

九、光伏板块投资机会展望

9.1 N 型技术路线快速发展，放量在即

9.1.1 一体化及专业电池片厂商推动 TOPCON 大规模量产提速

组件格局集中度提升，一体化龙头盈利有望随着上游硅料降价及 N 型放量有所提升。组件 行业集中度迅速提升， 年中国光伏组件 CR5 为 63.4%，较 年提高了 25 个百分 点，根据中商产业研究院，2022 年光伏组件 CR5 预计将达 67.80%。2022 年受制于硅料产 能瓶颈，硅料价格维持高位，组件价格传导能力有限，盈利承压，而龙头厂商由于一体化 程度高、新技术领先、海外及分布式市场销售占比高等优势，盈利较为稳定。2023 年随着 硅料产能逐渐释放，上游原材料价格下降，N 型产品出货占比提升，一体化龙头盈利将有 望提升。

硅料、电池片龙头通威股份进军组件环节，受到市场较大关注。2022 年 9 月通威股份公告拟在盐城市投资建设 25GW 高效光伏组件项目，正式宣告公司向下游延伸，转型一体化。 2022年 10月，通威太阳能（合肥）成功通过“知识产权优势企业”复核，展现了通威 在组件领域的科研实力。此外，同月通威组件助力下的全球首个超高海拔光伏实证实验基 地项目——电投兴川实证光伏电站首批发电单元并网发电，标志着该基地正式投产应 用，公司中标项目的陆续落地也将进一步提高下游企业对通威组件认可度，发展空间广阔。 领先企业已率先实现 TOPCon 电池片量产。专业电池片厂商均达股份、一体化龙头晶科能 源率先启动 TOPCon 电池的大规模扩产，均达股份、晶科能源在产规模分别达 8GW、 16GW，大部分行业在建/拟建产能将在明年落地。

TOPCON 路线资本投资大幅增加，利好头部设备厂商。根据 PV INFOLINK 预计 2023 年 TOPCon 产能可达 149GW，新增产能的大幅增长将带动电池片企业设备投入大幅增长。捷 佳伟创为 TOPCON 设备龙头公司，在核心设备 PE-POLY 竞争优势显著，多次中标头部光 伏企业 TOPCON 电池项目，且公司在海外各地陆续签订了近 10GW 的 PE-poly 路线的 TOPCON整线 Turnkey合同，N型激光 SE设备及专用高温设备批量订单已进入交货阶段。 前三季度公司订单饱满，合同负债及存货环比提升，合同负债为 46.16 亿元，较 2022H1 的 37.33 亿元增加 23.65%；公司存货为 55.67 亿元，较 2022H1 的 47.01 亿元增加 18.42%。

9.1.2 HJT、IBC 产业化进程加速

HJT 产业化进程持续推进，明年量产规模有限。目前 HJT 技术路线大规模量产主要受制于 成本过高。降低 HJT 成本的主要手段有多主栅技术、激光转印技术、银包铜技术、薄片化 等。HJT 成本下降路径较清晰，但到成熟量产还需要一定时间，目前量产规模不大，根据 PV INFOLINK 预计明年产能可达 39GW，主要量产企业有华晟新能源、金刚光伏、爱康科 技等。

9.2 供应链供需紧张环节：POE 胶膜、高纯石英砂

9.2.1 POE 胶膜

光伏胶膜格局稳定，各家扩产节奏明确。根据 PV INFOLINK 统计，福斯特、海优新材在 年产能分别为 13 亿平、6.5 亿平米，遥遥领先于行业其他竞争对手，预计 2022 年产 能分别为 20 亿平、10 亿平米，规模上领先优势稳固。另一方面，明年随着 TOPCON 需求 快速提升，POE 胶膜需求亦将随着大幅提升，各公司在 POE 胶膜的供应能力将越发重要。

9.2.2 高纯石英砂

全球可规模生产高纯石英砂的企业仅有三家，竞争格局呈高度集中的寡头垄断格局。高纯 石英砂一种稀有矿物，主要集中在美国，分布在北卡罗来纳州 Spruce Pine 地区的花岗质伟 晶岩，全球可以生产高纯石英砂的企业主要有： 1）美国尤尼明：尤尼明的高纯石英砂原矿为北卡罗来纳州 Spruce Pine 地区的花岗质伟晶 岩，具有矿体规模大、石英中流体杂质少、矿石品质稳定等优点。尤尼明公司生产石英砂 占据全球高纯石英砂市场份额具有垄断性优势。 2）挪威 TQC：公司在挪威每年被许可生产 3 万吨高纯石英，其加工产品的原料来自 Spruce Pine 和挪威当地的石英，公司在 Spruce Pine 的产品主要用来满足半导体和太阳能 产业的标准需求，而挪威的产品则为光学和照明工业提供量身定做。 3）石英股份（有色组标的）：公司主导产品有高纯石英砂、石英管(棒)、大口径石英扩散管、 石英坩埚、各种石英器件等，其石英砂除供自身生产中高端电光源石英管外，主要用于光 伏行业生产单晶石英坩埚。

光伏用高纯石英砂供给紧张，海外企业扩产相对受限，国内厂商有望贡献未来主要增量。 海外企业原矿为伴生矿，若扩产需要增加其他类型产品，所以产能扩张有限；另一方面海 外企业还生产价格更高的半导体石英砂，产能转移意愿不强；而石英股份近年来积极扩张 高纯石英砂产能，公司一期产能达到 2 万吨，二期 2 万吨/年扩产已经建成，并在今年上半 年投产；同时规划 1.5 万吨产能预计在 2023 年投产；2022 年 10 月 11 日，公司公告三期 6 万吨高纯石英砂项目，预计建设周期 3 年，一系列扩产计划有望未来为行业供给提供主要 增量。

欧晶科技作为石英坩埚领先企业，与硅片龙头长期合作紧密，产品价格持续上涨。欧晶科 技立足于单晶硅材料产业链，为单晶硅片生产厂商提供单晶硅片生产所需的配套产品及服 务，与中环、协鑫、双良等硅片厂商建立了长期、稳定的合作关系。根据公司招股说明书， 公司石英坩埚产品近年毛利率、平均售价逐年提升，且根据公司与投资者交流公告，受益 于下游硅片扩产迅速，公司产品价格在2022年前三季度各种规格的平均价格同比上涨约 50% 以上。

9.3 渗透率或集中度有望快速提升的细分板块

9.3.1 微型逆变器：分布式场景渗透率有望快速提升

Enphase 龙头地位突出，国内厂商奋起直追。受益于本土光伏政策的大力支持和良好的投 资收益率，美国分布式光伏发展较早，而微逆市场一方面享受政策的持续引导，另一方面 美国市场的高电价给予其更强的经济性，使其成为目前全球微型逆变器大市场。 Enphase 根植美国，于早年抢占市场先机，多年保持龙头地位。 年，Enphase 市占率 达到 80%左右，而昱能科技与禾迈股份较之在市场占有率上有较大的差距。面对 Enphase 强势的市场地位与品牌优势，国内微逆厂商主要采取了差异化的竞争策略，目前 Enphase 仅有单相产品面世，禾迈与昱能均有三相技术储备并陆续推出相关产品，在功率密度和单 通道最大输入电流上实现突破，整体水平领先行业，推动行业降本。我们预计 2022 年 Enphase 出货将超 1600 万台，昱能科技约 90 万台、禾迈股份约 120 万台、德业股份约 70 万台。

微逆 2025 年市场空间有望达 480 亿元。微型逆变器产品随着各国对分布式光伏安全规定政 策加持及经济性的不断提升，全球渗透率有望从 21 年的 5.01%提升至 25 年的 24.49%左 右，出货量有望达到 60GW。 我们基于对全球光伏新增装机量与分布式占比的假设及微逆 渗透率和单瓦价格的预期，得出微逆 2025 年市场空间有望达 480 亿元。

十、双碳目标明确，陆海风招标维持高景气度

10.1 全球半数设定碳中和目标，我国双碳目标明确

为了应对全球气候变化，197 个于 2015 年 12 月 12 日在巴黎召开的缔约方会议第二 十一届会议上通过了《巴黎协定》。协定在一年内便生效，旨在大幅减少全球温室气体排放， 将本世纪全球气温升幅限制在 2℃以内，同时寻求将气温升幅进一步限制在 1.5℃以内的措 施。为此，各国陆续提出碳中和目标，目前已有超过 130 个和地区提出了“零碳”或“碳 中和”的气候目标，包括：已实现碳中和的 2 个，已立法的 6 个，处于立法中状态 的包括欧盟和其他 5 个。另外，有 20 个（包括欧盟）发布了正式的政策宣 示，100 个/地区提出目标但尚在讨论中。

10.2 我国风电历史复盘：国补退坡，平价时代来临

历史复盘：我国风电行业发展 20 余年，国内主机厂及相关配套产业快速崛起。“十一五”期 间属于我国风电产业的快速崛起期，但伴随而来突出的电网适配问题使得行业弃风率高企， 运营商投资经济性不高，叠加电价补贴的陆续退坡，“十二五”“十三五”期间我国风电装 机出现较大波动。“十二五”期间，随着风电建设规划趋于规范，以及电网调度能力加强， 弃风率从 2011 年的 16.2%下降至 2014 年的 8.0%，叠加 2015 年是电价退坡的最后一年， 2015 年迎来一轮抢装潮，实现 34.2GW 的高装机量。受抢装潮影响，“十三五”初期再次迎 来弃风率的攀升，随着《关于有序放开发用电计划的通知》与《关于建立健全可再生能源 电力消纳保障机制的通知》政策出台，风电消纳问题得到改善，弃风率快速下降，基本维 持在 5%以内；年为陆风电价补贴的最后一年，当年迎来 69.32GW的陆风新增装机， 创历史新高。尽管 年完成陆风招标 51GW，今年以来疫情反复影响产业链，陆风项目 建设装机受阻，2022 年前三季度陆风装机并网量 18GW。

相较于陆上风电，我国海上风电发展较晚，且增加了海缆、基础桩、海上工程等零部件及 步骤，施工难度较大，造价普遍较高，长期以来需要依靠电价补贴维持投资回报率。 年 1 月财政部、发改委、能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发 展的若干意见》，提出新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案） 并于 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目，按相应价格政策纳 入中央财政补贴范围。受此影响， 年末迎来海上风电的抢装行情， 全年海上风 电新增装机量 16.90GW，同比增长 452.29%，创历史新高；累计装机量达到 26.39GW。 2022 年为抢装期后休整的年份，此外由于疫情、台风、安全等问题，海风开工略不及预期， 前三季度海风装机 1.24GW。

10.3 短期景气度跟踪：2022 年海陆风招标高景气，大型化脚步未停止

风电招标持续高景气。招标量一般是风电装机的前瞻指标，机组招标完成后约 1~2 年完成 项目装机。从招标量来看，年全年风电机组公开招标量达到 54GW，同比增长 74%； 其中，陆上新增招标容量 51.37GW，海上新增招标容量 2.79GW。2022 年 1~9 月，国内 风电机组公开招标量达到 76.3GW，同比增长 82%；其中，陆上新增招标容量为 64.9GW， 已超历史 5 年的水平，海上新增招标容量为 11.4GW。从招标景气度、今年风电装机情况 来看，我们判断明年陆风、海风都将迎来装机热潮。

2022 年起，随着海风技术与经验的成熟，风机、海缆、基础平台等造价成本的下降有望提 升运营的盈利性，“十四五”海上风电有望迎来快速成长期。 年下半年开启新一轮机组招标，机组价格大幅下降，业主装机热情高涨。一般来说， 海风项目的建设需要 1.5~2 年时间，鉴于 年是海风补贴的最后一年，当年开启机 组招标很难实现在年内并网，叠加上半年机组价格高企，上半年没有海风机组招标。 年 9 月，华润电力苍南 1#海上风电项目（400MW）开启机组招标，要求投标机型单机容 量不低于 5MW，交货期为 2022 年 3 月 20 日~2022 年 9 月 31 日。10 月中国海装中标该项 目，机组价格降至 4061 元/kW（含塔筒）；该项目在 年 5 月曾招过标，当时远景能源 中标，单价为 7264 元/kW。此后，各省市陆续开启了海上风电机组招标，截至 11 月 18 日 平价海风项目招标量达 12.09GW。1）价格方面，含塔筒机组价格从去年 9 月的 4000 元 /kW 以上降至最低 3306元/kW（运达股份中标国电象山 1#海上风电场（二期）项目）。2） 招标机型来看，多数海风项目招标机型已处于 8MW 以上，大型化脚步仍未停止。

海风机组持续大型化。近 2 年来，全球风电大型化速度加快，采用“大容量、轻量化、高可 靠”的海上风机已经成为降低成本的有效方式之一，国内外主流风电整机商陆续推出了 10MW 及以上风机产品。从国内厂商来看，金风科技、明阳智能、电气风电均已在研发或 者下线 16MW 海上大风机，中国海装推出单机容量高达 18MW 的海上风电机组产品—— H260-18.0MW，海上风电大型化的脚步仍在加速。

10.4 远期——国内陆风：风光基地成为风电装机主力军，“五大六小”发电集团 目标清晰

风光大基地将成为风电装机主力军，第二批风光基地项目正抓紧启动。根据 年 3 月 公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》， 为大幅提升风电、光伏的发电规模，构建各类电源协调互补的现代化清洁能源体系，未来 我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，进而形成 9 大集 风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及 5 大海上风电基地。2022 年 2 月，发 改委和能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方 案》，到 2030 年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦；其中，“十四五”、“十五五”时 期风光基地总装机规划分别为 2 亿千瓦、2.55 亿千瓦。

分散式风电提上日程，提高风电装机增量弹性。 年 10 月“风电伙伴行动·零碳城市 富 美乡村启动仪式”中发布了风电伙伴行动具体方案，明确表示“十四五”期间，在全国 100 个 县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 5000 万千瓦，为 5000 个村集体 带来稳定持久收益，惠及农村人 300 万以上。 “十四五”“十五五”老旧机组改造增量可观。我国风电发展较早，发展初期风电机组以兆瓦 级以下为主，全生命运行周期在 10~15 年，如今这些老旧机组都面临着设备老化、运行故 障等问题，且早期建设的风场项目风资源相对较好，因此实行老旧机组改造势在必行。根 据北极星风力发电网，我国在运兆瓦级以下风电机组有 11000 余台，分别在 1989 年至 2013 年间投运，分布于 22 个省（市、自治区），总装机约 870 万千瓦。此外，还有部分集 中在 2006-2013 年投运，单机 1~1.3MW 的非主流机组 1250 台，总装机容量 216 万千瓦。 据能源研究所 ERI 分析数据，预计“十四五”我国风电累计退役机组将超过 120 万千瓦，全 国更新改造机组需求将超过 2000 万千瓦，预计“十五五”风电机组更新退役技改更新规模约 4000 万千瓦。

响应双碳号召，“五大六小”发电集团装机热情高涨。由于风电、光伏项目的投资成本较高， 需要以资本金+债务融资方式进行初始投资，且审批手续繁琐，我国央企、国企资金实力强、 融资成本低，一直是风电光伏发电项目的主力军，以能源集团、华能集团、华电集团、 大唐集团和电投五大集团，以及三峡集团、中广核、华润电力、国投电力、中节能和 中核六小集团为主。据风能专委会 CWEA 统计，五大集团“十四五”期间新能源装机规划达 357~387GW，六小集团装机规划达 193~203GW。除此之外，中国电建、中国能建、中国 石化、中国海油和中国石油仍有小部分新能源装机规划，合计约 83.5GW。

10.5 远期——国内海风：海风机组招标重启，“十四五”海上风电规划饱满

相比陆上风电，海上风电优势明显，发展潜力大。1）与陆地风电相比，海上风电风能资 源的能量效益比陆地风电场高 20~40%，具有不占地、风速高、沙尘少、电量大、运行稳 定以及粉尘零排放等优势，同时能够减少机组的磨损，延长风力发电机组的使用寿命，适 合大规模开发。例如，浙江沿海安装 1.5MW 风机，每年陆上可发电 1800~2000 小时，海 上则可以达到 2000~2300 小时，海上风电一年能多发电 45 万千瓦时。2）海上风电可减少 电力运输成本。由于海上风能资源最丰富的东南沿海地区，毗邻用电需求大的经济发达地 区，可以实现就近消化，降低输送成本，发展潜力较大。 沿海各省“十四五”新增海上风电规划达 55.39GW，年均 13.85GW。根据当前沿海各省 已明确的海上风电规划统计，“十四五”期间，广东省新增装机量位列，到 2025 年，力 争达到 1800 万千瓦，在全国率先实现平价并网；江苏省规划场址共 28 个，规模 909 万千 瓦，规划总面积为 1444km2；浙江省新增装机 455 万千瓦以上，力争达到 500 万千瓦；山 东省到 2025 年，全省风电装机达到 2800 万千瓦，其中海上风电装机力争达到 800 万千瓦； 此外，福建省、广西省、海南省、河北省海风规划装机 4.1、3、3、3.8GW。

国补退出，省补接力。2022 年起并网的海上风电项目不再享受电价补贴，广东、山东 省为了促进当地海风发展，纷纷提出省补方案。 年 6 月，广东省下发《关于印发促进 海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案的通知》，正式明确了广东海风省补， 补贴范围为 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目， 对 2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项 目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元。2022 年 4 月，山东省能源局副局长回答记 者提问时表示：对于 2022~2024 年建成并网的海风项目，分别按照 800、500、300 元/千 瓦的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 2、3.4、1.6GW。2022 年 7月，浙江省舟山市人 民政府发布《关于 2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》，《通知》中提出，舟 山市海上风电补贴按省补政策进行，2022 年和 2023 年，全省享受海上风电省级补贴规模 分别按 60 万千瓦时和 150 万千瓦时控制、补贴标准分别为 0.03 元/千瓦时和 0.015 元/千瓦 时。项目补贴期限为 10 年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数 2600 小时进行补贴。2022 年 11 月，《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》提到， 深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于 50 公里近海海上风电项目奖励标准为 500 元/千瓦。单个项目年度奖励金额不超过 5000 万元。目前海风造价较高，省份电价补 贴将有效补偿较高的海风造价，提升运营商建设热情。

10.6 远期——全球海风：欧洲各国纷纷出台规划政策，全球海风装机有望维持较高增速

根据 GWEC 协会预测，2022~2031 年全球海上风电将实现较大发展，~2026 年期间 新增装机量有望从 21.11GW 增长至 28.59GW，年均复合增速 6.3%，2031 年新增装机量 将达到 54.85GW，2026~2031 年年均复合增速 13.9%。其中，欧洲、中国将贡献最大增 量，2026 年欧洲、中国新增装机量将达到 10.49、11.00GW，2031 年将分别达到 29.35、 12.00GW。此外，丹麦、国际可再生能源署（IRENA）和全球风能理事会（GWEC）共同 发起全球海上风电联盟（GOWA），其将致力于促进装机的增长，争取到 2030 年底达到至 少 380GW 的总装机容量。具体目标分解，需要从现在到 2023 年，平均每年新增海上风电 装机 35GW，从 2030 年起每年至少需要新增装机 70GW，到 2050 年增长到 2000GW。

欧洲海风资源丰富，能源转型背景下，海风成为新能源发电的主力军，2030 年前将保持较 高的装机量。根据 GWEC 统计的最新欧洲各国海上风电装机规划，海风开发较大的几个国 家规划：到 2030 年英国、德国、荷兰、丹麦、比利时海风装机目标分别为 50、30、22.2、 12.9、5.7GW。此外，2022 年 5 月，四国（德国、丹麦、荷兰、比利时）在北海峰会上共 同签署了《埃斯比约宣言》，强调北海的海上风电在加强欧盟能源安全方面的作用，并共同 承诺到 2030 年将四个的北海海上风电总装机容量扩大到 65GW（相当于目前的 4 倍）， 到 2050 年达到 150GW（目前的 10 倍）。2022 年 8 月，欧洲 8 国的元首或政府首脑 及欧盟人在丹麦首相官邸马林堡召开波罗的海能源峰会并签署“马林堡宣言”，同意加 强能源安全和海上风电合作，计划在 2030 年将由其掌控的波罗的海地区海上风电装机容量 从目前的 2.8GW 提高至 19.6GW。国内风电零部件、主机产业链具备较强的成本优势及产 业链稳定性，有望受益欧洲海风放量实现出口弹性。

十一、海缆行业：海缆行业成长性强，超高压/柔直送出方案 逐步渗透

11.1 海缆分为阵列+送出海缆，市场规模增速快

目前海上风电场内使用的海缆可以分为阵列海缆以及送出海缆。当前海上风电项目用海缆 主要包括风力发电机连接用海缆（阵列海缆，也称集电海缆）及风机并网使用的海缆（送 出海缆，也称主海缆），目前以 35kV 阵列海缆+220kV 送出海缆组合为主。当前深远海趋 势之下，送出海缆的使用长度随之提升，海缆的价值量有望提升。

11.2 送出缆高压化、柔直化趋势明显

送出海缆方面，近海风电场采取高压交流输电的送出方式，风电机组产生的交流电通过阵 列海缆汇至 110kV 或 220kV 的海上升压站后，再通过 220kV 高压交流海缆连接至陆上集控 中心。

1）随着单个风电场规模的扩大，以及连片开发的需求提升，出于经济性考虑，部分海风 项目考虑使用 330kV 或 500kV 的高压交流海缆进行电力送出。目前主流的送出海缆电压 等级为 220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力 18~35 万千瓦；随着单个风电场规模的 增加，可以使用更高电压等级的交流送出海缆。以1GW海风项目为例，如果使用220kV、 3×1000mm2 的送出海缆，单根三芯 220kV 海缆容量为 280~300MW，则 1GW 海风项目 需采用至少 4 回路；如果使用 500kV、单芯 1800mm2 的送出海缆，1GW 海风项目采用 1 回路即可。

2）远海化之下，柔性直流有望成为主流趋势。交流输电方式多适用于海上风电小规模、 近距离输送，但是长距离之下输送电缆的电容效率明显，且无功电压补偿控制难度较大。 而柔性直流的优点包括长距离输送容量更大、输电线路数量更少、海域资源占用较少、汇 集输送具备灵活和可扩展性。因此，大规模、远距离输送的海上风电项目，更适用使用柔 性直流输电方式。 从我国建设柔直送出工程的经验来看， 年 7 月国内启动多个海上风电柔性直流输电项 目，包括如东海上风电柔性直流输电示范项目（包括如东 H6、如东 H8、如东 H10 项目， 合计 1.1GW，中国首个海上风电柔性直流送出项目）、射阳海上风电场柔性直流输电项目。目 前如东项目已并网装机，据中天科技 年 9 月公告，公司成功中标三峡新能源江苏如东 800MW（H6、H10）海上风电项目直流电缆采购及敷设项目，为该项目提供±400kV 直流 海缆/陆缆、附件及施工，中标金额为 15.11 亿元。根据如东 H6 项目环评报告，该项目使 用的是单回单芯 2000mm2、电压等级±400kV、电流 1375A、容量 1100MVA 的直流海缆， 单根总长 98km。

11.3 海缆板块财务表现：抢装潮后收入增速放缓，盈利能力仍保持高位

营收增速减缓，盈利能力保持较高水平。受到 年“抢装潮”影响，2022 年上半年海 风装机放缓，致使海缆板块营收增长放缓。2022年 Q1-3，海缆板块实现营业收入 1320.98 亿元，同比增长 0.68%；实现归母净利润 57.60 亿元，同比上升 31.85%。2022Q3 海缆板 块营业总收入 466.56 亿元，同比下降 4.55%；归母净利润 16.79 亿元，同比下降 3.65%。

分公司来看，亨通光电、宝胜股份及中天科技的营收水平较高，22 年 Q3 分别实现营业收 入 346.52/311.85/291.95 亿元，而太阳电缆、汉缆股份及亨通光电增速较快，同比增速均 大于 15%。22 年 Q1-3，中天科技实现归母净利大幅增长，同比增速 406.46%，东方电缆、 亨通光电分别实现归母净利润 7.36、14.20 亿元。

十二、轴承行业：风机部件国产化最后一环，产品升级进行 时

12.1 风电轴承为运动枢纽，包括传动系统轴承及偏航变桨轴承

风电轴承是风机所有运动部位的枢纽，作为风机的核心部件，风力发电机的受力和振动情 况复杂，必须能够承受巨大的冲击负荷，在腐蚀、风沙、潮湿和低温环境下工作，同时要 满足 20 年使用寿命和高可靠性的要求。轴承行业在“十二五”规划中占有重要地位，在 2010 年工信部发布的《机械基础零部件产业振兴实施方案》中，风力发电机轴承被列 为七大类需要重点突破的关键零部件之首。

根据《风力发电机用轴承简述》，风电机组轴承包括： 1）传动系统轴承：风力发电机主轴承、齿轮箱轴承和发电机轴承。风力发电机组的主轴 又称低速轴或叶轮轴，起到连接叶轮与齿轮箱或发电机、以及传递扭矩的作用。主轴 由主轴轴承支承，因而主轴上的作用力以及变形都影响到主轴轴承，其受的力主要包 括风叶及轮毂的重量、主轴自重、主轴轴承的支承力、推力轴承的止推力、风通过风 叶及轮毂作用在主轴的力，因而主轴轴承主要承受径向力，也受部分由于风力而产生 的轴向力。齿轮箱起到将旋转叶片传递的较低转速提高到发电机的额定转速；此外， 风力发电机完成机械能到电能的转化，内部结构同样用到轴承。 2）偏航、变桨系统及其轴承：偏航轴承是偏航系统中的重要部件，其位于机舱的底部， 承载着风力发电机主传动系统的全部质量，并传递气动推力到塔架，用于准确适时地 调整风力发电机的迎风角度。变桨距系统用于调整叶片的迎风方向；变桨轴承安装于 叶片和轮毂之间，内、外圈通过螺栓分别与叶片和轮毂联结，使叶片可以相对其轴线 旋转以达到变桨的目的。 根据《论我国重大技术装备轴承的自主安全可控》，每台风电机组包括 4 套偏航变桨轴承、 1 套主轴承、20 套齿轮箱轴承、2 套发电机轴承。

12.2 主轴承：圆锥滚子轴承是研究重点

据《风电机组主轴承选型与设计分析》，按照支承点的个数分类，风电机组主轴承的布置选 型可分为三点支承、两点支承和单轴承。 1）三点支承即“主轴轴承＋齿轮箱中的轴承”，是双馈机组的常用布置形式。三点支承的 轴承结构一般为在风轮侧设计为独立轴承室，轴承室内安装１个调心滚子轴承，主轴与齿 轮箱采用胀紧套连接，２个圆柱滚子轴承安装在齿轮箱内，而齿轮箱采用扭力臂进行支承。 该布置形式轴承室通常使用调心滚子轴承。 2）两点支承：主轴被 2 个轴承支承，齿轮箱和主轴之间的连接采用胀紧套或螺栓联接，齿 轮箱内无需支承。常见形式包括：双列圆锥滚子轴承+圆柱滚子轴承、两个单列圆锥滚子轴 承。3）单轴承：主轴被１个大直径的双列圆锥滚子轴承支承，主轴一般为直径大且比较短的结 构，齿轮箱和主轴之间的连接采用胀紧套或螺栓联接。近年来在全球风电主轴承中的比例 呈上升趋势。

12.3 偏航变桨轴承：独立变桨轴承有望成为主流趋势

根据《风力发电机用轴承简述》，偏航轴承是偏航系统中的重要部件，其位于机舱的底部， 承载着风力发电机主传动系统的全部质量，并传递气动推力到塔架，用于准确适时地调整 风力发电机的迎风角度，因而偏航轴承是风力发电机及时追踪风向变化的保证。根据偏航 轴承的受力特点（同时承受轴向载荷、径向载荷和倾覆力矩），偏航轴承通常采用单排四点 接触球或双排四点接触球转盘轴承，也有采用交叉圆柱滚子转盘轴承的。 变桨距系统由变桨轴承、驱动机构、原动机及其他附件组成。根据变桨轴承的工作特点， 要求变桨轴承应具有高可靠性、运转灵活并且寿命超过 20 年。此外，变桨轴承的齿轮也有 较高的要求，同时还要求变桨轴承应具有良好的密封性能。另外，考虑到变桨轴承在风力 发电机上的安装位置，一般还要求对其进行表面防腐处理。变桨轴承通常采用单排四点接 触球转盘轴承、双排四点接触球转盘轴承、交叉圆柱滚子转盘轴承或三排滚子转盘轴承。 其性能比偏航轴承的要求更加严格。

独立变桨轴承有望成为主流趋势。据《新强联定增第二轮审核问询函的回复》， 年公 司配合远景能源和中船海装风电等下游客户的独立变桨系统而新研发的独立变桨轴承批量 销售；公司独立变桨轴承销售收入从 年的 82.51 万元增加至 年的 1.79 亿元。

12.4 轴承板块财务表现：国产化加速进行，营收环比持续提升

营业同比有所下降。受整体装机进度放缓影响，轴承板块营收与业绩同步下降。2022 年 Q1-3，轴承板块实现营业收入 33.09 亿元，同比下降 8.82%；实现归母净利润 3.90 亿元， 同比下降 47.04%。单季度看，轴承板块稳中向好。22 年 Q1-3，单季度营收环比持续提升， 2022Q3 轴承板块营业总收入 12.36 亿元，同比上升 4.96%，环比上升 16.80%；归母净利 润波动较大，自 22 年起先升后降，22 年 Q3 为 1.05 亿元，同比下降 66.92%。

分公司来看，22 年 Q1-3 新强联收入为 19.53 亿元，同比增长 2.79%，恒润股份营收下降 21.58%。二者归母净利为 3.34/0.57 亿元，分别同比下降 16.56%/83.20%。从毛利率水平 来看，新强联毛利率波动较大，22Q1/Q2/Q3 毛利率分别为 34.42%、28.06%、25.03%。

十三、塔筒管桩行业：深远海发展提升风机基础用量，Q3 进入集中交付期

13.1 风机基础在海风造价占比高，受益深远海价值量有望提升

一般而言，一套完整的风电设备包括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分。 其中陆上支撑基础包括塔筒、基础环等，海上支撑基础包括桩基、导管架、塔筒等，所需 环节比陆上支撑基础更多。

风机基础约占海风初始造价的 20%。根据明阳智能官网，海风项目造价中，占比较高的包 括：风电机组（45~50%）、风机基础（20%）、安装（7%）、输变电（18%）以及其他 （<10%）。根据北极星风力发电网数据，从投资构成来看，不同省份的造价构成不同，江 苏省的风电机组（含安装）占比较大，达到 48%，而由于江苏的海床条件较好，风机基础 及施工成本占比较低；广东省的风机机组成本占比仅 43%，但是 35kV、220kV 海缆成本 占比高达 13%；福建省的风机基础施工占比较高，达到 25%。

13.2 塔筒板块财务表现：公司业绩受装机影响，Q3 进入交付期

受装机交付影响，塔筒板块业绩有所下滑。受疫情影响，上半年海风、陆风装机量稍差， 2022Q3 则进入抢装交付期，2022 年 Q1-3 塔筒板块实现营收 134.01 亿元，同比下降 48.45%，归母净利润 12.79 亿元，同比下降 55.38%。22 年起，单季度营收环比逐步改善， 2022Q3 塔筒板块营业总收入 54.13 亿元，环比增长 30.04%；归母净利润 3.90 亿元，环比 下降 16.17%。

分公司来看，天顺风能、大金重工的营收水平较高，22 年 Q1-3 分别实现营业收入 37.91/37.07 亿元，含陆风塔筒业务的大金重工、天顺风能、天能重工、泰胜风能营收变化 较小，而海力风电则以海风业务为主，海风装机回落致使公司业绩稍逊。

十四、风电板块投资机会展望

当前低基数情况下，继续看好明年陆海风相关标的业绩增速。

十五、新型电力系统建设推进，“网”“储”迎来发展良机

15.1 新能源发电占比提升带来系统问题，新型电力系统建设迫切

发电结构性优化，新能源占比逐步提升。发电量方面，截至 年，我国总发电量为 8.4 万亿千瓦时，其中风电光伏发电 0.98万亿千瓦时，占比 11.7%。而风电光伏发电在 2015年 占比仅为 3.9%，6 年时间提升了 7.8 个百分点。发电装机方面，截至 年底，我国累计 发电装机容量 23.8 亿千瓦，其中风电光伏装机占比达到 27%。风光装机总量在 2015 年占 比仅为 11%，6 年时间提升了 16 个百分点。

新能源发电带来系统问题。新能源发电带来发电质量不稳定、供电用电存在时间错配以及 集中式风光发电的空间错配以及分布式光伏并网的电网安全问题，而新能源在电源侧逐年 提升的占比使这一系列问题被进一步放大。 1）发/用电的时间错配。现阶段电力无法大规模储存，电源发电的同时需要保证负荷侧相 应用电，电网也需要时刻保持电压、电频平衡。风电出力主要集中在晚上 6 点-早上 6 点，光伏出力主要集中在中午，而负荷侧用电高峰主要集中在早上 8-10 点，和晚上 6- 10 点之间，相比较于电源发电的即发即用，新能源发电天然存在发电和用电的时间错 配问题。2）发/用电的空间错配。空间错配本质是资源地区与用电地区差异，风电光伏资源主要集 中在西北部，用电高峰地区主要在东部地区。从区域的最大发电负荷和用电负荷来看， 我们以用电负荷减去发电负荷来作为区域是否供电过剩的指标， 年西北的最大发/ 用电负荷差达到 3 亿千瓦，华东的最大发/用电负荷差为-3.4 亿千瓦。 3）风电光伏供电质量不稳定。风电/光伏机组发电出力情况取决于风速情况/日照强度，而 天气变化幅度较大，频率较高。这将导致风电光伏出力不稳定，导致供电质量不稳定。 4）分布式光伏接入并网使整个体系发生变化。集中式风光项目分布西北地区，利用了西北 地区风光资源，而分布式光伏项目则利用了东部负荷侧的资源。分布式光伏的逐步接入 并网，会影响电网规划、电网运行、电网控制和电网质量。

15.2 新型储能、智能化、特高压建设用于解决新能源带来的系统问题

新能源建设带来的系统问题随着风光发电占比不断提升而逐步严峻，新型电力系统的 建设也围绕解决以上问题而开展措施：新型储能、智能化、特高压建设是解决问题的 主要方式，也是未来电力系统建设的重点。 1）新型储能建设用于解决时间错配、供电不稳定、分布式大规模接入的问题。新型储能 能将电能转为化学能或其他形式的能量储存起来，在需要用电时释放，从而解决时间错 配问题。另外，电化学储能响应时间快，可以平抑风电光伏出力波动，从而减少供电的 不稳定，提高电能质量。新型储能与分布式光伏配合也可以一定程度减少分布式光伏大 规模接入的问题。 2）特高压建设用于解决空间错配问题。风光大基地集中于风光资源富足的西北部地区，用 电负荷集中东部发达地区，特高压则是作为新能源的送电通路。随着新能源大基地的推 进，空间错配问题逐步凸显，特高压建设加速推进。 3）电网数字化/智能化建设解决供电质量不稳定以及分布式光伏大规模接入问题。电能质 量不稳定以及分布式光伏大规模接入带来的电网问题主要为出力波动性高、发电出力的 预测、监控难度加大。智能化/数字化建设通过优化算法，提高计算机性能来达到满足 新能源发电的预测、监控，做出相应措施应对突发问题，从而应对电能质量不稳定及分 布式光伏大量接入等问题。

十六、电网投资进入成长周期，关注特高压、智能化细分板 块

16.1 电网投资进入成长周期，看好明年行业机会

电力需求增长叠加短期经济下行，电网投资需求较大。长期来看，电力投资总额由电力需 求推动，2006 年我国全社会用电量为 2.4 亿万千瓦时，而 年全社会已经达到 8.3 亿万 千瓦时，2006- 年 CAGR 为 8.6%，全社会用电量稳定增长且增长具有持续性，电力需 求驱动电网建设需求。短期来看，电网投资具有基建属性，当经济下行压力较大时，电网 投资凸显其逆周期调控作用。当前全社会用电量持续增长叠加经济下行压力较大，电网投 资需求较大。 电网投资进入新的成长阶段，“十四五”期间投资额中枢抬升显著。国网和南网是电网投资 的主体，近年国网和南网盈利能力上行，投资积极性增加。电网与南方电网的“十四 五规划”表示“十四五”期间规划投资 2.9 万亿，平均每年 5800 亿。而“十三五”期间电 网投资平均约 5000 亿，因此整体投资中枢抬升显著，电网有望进入成长周期。

16.2 大宗商品价格回落，电力设备企业或迎来盈利拐点

大宗商品价格冲高回落，电力设备企业成本压力有望减轻。电力设备的上游为取向硅钢以 及铜、铝、普通钢材等大宗商品，从价格趋势上看，大宗商品价格上行达到阶段高点，正 逐步回落。其中废钢 2022 年 11 月 25 日价格为 2640 元/吨，同比下降 16.46%；普通中板 钢材 2022 年 11 月 25 日价格为 3890 元/吨，同比下降 24.32%；电解铜价格 2022 年 11 月 20 日为 6.7 万元/吨 ，同比下降 5.57%。

16.3 电网建设具有高压化趋势，特高压建设明年有望高增

具体投资方向来看，“十四五”电网投资侧重电网智能化和特高压建设。电网覆盖地区来看， 南网主要负责广东、广西、云南、贵州和海南五省区，南网更加注重区域电网的生态建设， 更加注重配电网智能化建设。“十四五”规划中，南网的规划投资为 6700 亿，其中配电网 投资达到 3200 亿，占比 48%。国网方面，十四五期间的建设重点与南网类似，为配电网建 设、智能化建设，但是国网也肩负解决西北/华北/华中的大范围“西电东送”的责任，所以特 高压建设会继续完善，国网规划“十四五”期间特高压建设投资将达到 3800 亿元。

电网建设具有高压化趋势。目前我国电网高压线路占比小，110-500kV 占绝大多数份额， 也包含绝大多数电力设备。 年 110kV、220 kV、550 kV 线路占比分别为 33%、32% 和 20%。从趋势上看，高压线路占比逐步抬升，500KV 线路占比 2015 年为 19.4%， 年为 20.2%，1000KV 特高压 2015 年占比为 1%， 年为 2.3%。往未来看，特高压是 电网的重点建设方向，近 5 年，整个电力系统结构往高压迁移。高压输电的能量损失 比较低，风光大型项目集中在西北部，负荷侧主要集中在东部沿海城市，长距离输电需求 提升，高压输电占比提升。

特高压前期投资较为集中，明年建设有望快速增长。建设周期决定特高压需要在规划前期 开工建设。特高压建设周期为 2-3 年，因此要想实现规划目标，在五年规划前期需要开工 大部分项目，因此特高压的投资主要集中在前期规划前半段。十四五期间规划 38 条特高压 建设，今年因疫情等因素影响开工不及预期，明年需要加紧建设，我们预计明年特高压建 设有望高增。 特高压核心设备受益。特高压核心设备为一次设备，具体而言，特高压交流项目中的核心 设备是组合电器开关、变压器、电抗器、无功补偿器，合计占比为 63%；特高压直流项目 中的核心设备是换流变压器、换流阀、直流控制保护设备，合计占比为 36%。我们预计明 年特高压投资额将迎来高增，核心一次设备有望深度受益。

换流变压器和换流阀的市场份额高度集中。根据智研咨询的数据，换流变压器的市场份额 主要由特变电工、中国西电、保变电气、山东电力设备占据， 年占比分别为 30%、 20%、20%、20%。换流阀的市场份额主要由国电南瑞、许继电气、中国西电三者占据， 年占比分别为 50%、30%、15%。

16.4 电网智能化涉及领域全面，二次设备格局较优

配电网智能化建设涉及领域全面，包括输配电过程、电能质量提升、居民用电智能化。1） 输配电过程中智能化的过程包括智能变电站和数字变电站的构建，智能环网柜以及一二次 融合智能柱上开关；2）电能质量提升中包括静态开关设备、无功补偿和滤波器等需求；3） 居民用电智能化目前主要是智能电表对传统电表的替代，未来还将有需求侧响应以及电力 营销系统的构建；4）此外，还有信息化设备以及智能化机器人，这两方面将贯穿这三大 板块的方方面面，由此可见，智能化改造具有普遍性，覆盖领域全面。

二次核心电力设备壁垒较高，竞争格局较好，头部企业优势明显。二次设备智能化要求制 造企业具有检查、测量、控制、保护、调节功能，也是人机交互，自动化控制的核心，因 此对企业的技术能力、数据获取能力要求更高，壁垒更高。2022 年国网保护类设备招标中， 南瑞与四方具有头部企业优势，分别占比 39%和 18%，TOP5 占比 90%； 年监控类 设备招标中，国电南瑞、北京四方占比分别为 18%、11%，TOP5 占比 60%，市场集中度 较高。

十七、大储户储海内外齐飞，看好产业链发展契机

17.1 储能具有刚性需求，新型储能黄金赛道正起步

储能是解决新能源发展带来的系统问题的“良方”。储能可以解决新能源将带来的两个主要 系统问题：1）发/用电的时间错配。2）优化电能质量，保障电网安全。因此储能在电力系 统中具有刚性需求。 新型储能黄金赛道正起步。全球新型储能市场来看， 年累计装机 25.4GW，同比增长 68%。目前一般情况配储 2 小时，对应 21 年储能累计装机量约 50GWh。中国新型储能市 场来看， 年累计装机 5.73GW，同比增长 75%，按照目前一般配储 2 小时，对应 21 年储能累计装机量约 10GWh。

中美欧三国齐发力，全球储能发展空间广阔。我们测算得到全球 2023 年新增装机为 123.08GWh，2025 年新增装机 321.06GWh，21-25 年复合增速为 89%。其中 1）我国 2023 年储能新增装机为 14.21GW/27.31GWh，同比增长 126.8%，2025 年新增装机为 52.15GW/106.49GWh，21-25 年 CAGR 为 118%；2）美国 2023 年新增装机预计 38GWh， 2025 年预计新增装机为 81.47GWh，21-25 年复合增速为 66%；3）欧洲（主要增量贡献 为户储）2023 年新增装机预计 27GWh，2025 年预计新增装机为 54.3GWh，21-25 年复合 增速为 89%。

户储细分赛道保持高增，欧洲户储率先高增。全球户储方面，我们测算得到全球2023年户 储为38.5GWh，2025年新增装机108.9GWh，21-25年复合增速为 90%；欧洲户储方面， 2023 年户储新增装机预计 20GWh，2025 年预计新增装机为 44.8GWh，21-25 年复合增速 为 127%。

17.2 大储具有电力设备属性，户储具有消费属性

储能上游为电池产业、电气设备产业，下游主要为电力系统参与企业。大储和户储的下游 客户不一，其中大储下游是运营商或发电企业或电网公司，企业更加注重收益、成本、安 全性等问题；家庭户储下游直接对接个人消费者，消费者更加注重品牌、产品力、经济性。 大储具有电气设备属性，行业存在先发优势；户储具有消费属性，强化客户粘性和消费渠 道。

储能系统分为电池系统、PCS、能源管理系统、温控/消防系统。储能运作的核心是充放电， 电池是其中的核心。电池的充放电流是直流电，而上网、用电电器需要的电流是交流电， 因此充电时需要将交流电转换成直流电，放电时需要将直流电转化成交流电，此时 PCS 起 到 AC/DC 转换的作用。电池的充放电状态，电池温度状态等信息需要实时监控、评估、保 护以及均衡控制，此时 BMS 起到监控管理作用。电池的能量需要调用到家用电器还是并网， 光储一体机中光伏发电需要储能储存或是用于家用电器或是并网，这个调度过程需要有数据采集、监测、管控，EMS 起到控制的“大脑”的角色。

17.3 储能设备的核心环节是电池、PCS

电池是储能成本中价值量最高的环节。储能电池主流是磷酸铁锂电池，成本占比最高。其 中大储的电池（电芯+PACK+BMS）成本占比为 60%，户储成本占比为 35%（光储一体 机），不算光伏组件则占比为 49%。 PCS 环节户储赛道价值量占比更高。大储 PCS 成本占比较低，为 4%左右，户储占比约 23%（去除组件为 32%），户储的结构相对简单，PCS 作为核心部件之一，价值量相比大 储更高。

大储独立储能壁垒高，格局优，明年有望高增。电网的要则是保障电网安全，独立储 能参与电力市场，需要提高量级来满足电网调度的要求，因此是储能应用中最具有大型化、 规模化趋势的场景。独立储能的特点如下：1）相比于户用储能、工业用储能、电源侧储能， 独立大型储能对接电网，性能要求更高。独立储能的造价更高，产业链企业有望获得溢价。 2）独立储能直接对接电网，具有电网设备的行业特点，即接入电压等级越高，受到监管越 严格，相应约束条件越多，因此壁垒越高；3）独立储能一般以招标的形式确认供应商，招 标中看重企业的历史业绩情况，从而企业具有先发优势。

户储龙头品牌铸造护城河，有望享受品牌溢价。户储系统具有品牌效应。消费者对户储系 统产品进行考虑时，有 28%的消费者要求安装指定的品牌，而 年 90%的商家认为品 牌对销量有作用。我们认为，户储系统作为消费品具有品牌效应，后续市场格局将会朝着 强者恒强，集中度提高的趋势发展。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」