证券研究报告·证券年度投资策略报告·电力设备与新能源行业证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn联系电话：021-601997982022年12月28日新技术加速渗透，高景气高成长——2023年风光年度策略报告2目录PART1.光伏：碳排放趋严，平价新周期需求向好一、国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增二、海外：全球多点开花，继续高速增长PART2.新技术加速渗透，各环节利润重新分配一、硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争二、硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强三、电池：2023年新技术加速渗透，盈利持续改善四、组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升五、逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增六、微逆：性价比凸显，分布式渗透率持续提升七、胶膜：23年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大八、玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强九、金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增十、接线盒：竞争格局分散，集中度有望提升十一、跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利反转十二、银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔十三、焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量3PART3.双海空间广阔，具备长期成长性3盈利预测与投资建议风险提示PART5.产业链一、海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升二、海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即三、铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益六、整机：制造端盈利分化，出口优化格局四、轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线PART4.陆风平价新周期，需求稳定增长五、叶片：大型化加速更迭，大叶片供需紧张目录4摘要◆供应瓶颈解决，光伏平价新周期开启，储能空间打开。2022年全球能源成本高企，光伏需求旺盛但供应链瓶颈明显，预计全球光伏装机256GW，同增50%。随着硅料供应瓶颈解决光伏成本大幅下降，过去2年储备的地面光伏项目将得到明显释放，而分布式延续高增长，23年预计全球光伏装机将达到375GW以上，同比增长46%以上，其中中国将超150GW，同增67%，其中地面电站预计翻倍，欧洲今年爆发明年预计70-75GW，同增30%以上，美国UFLPA的问题终将缓解重返增长，预计35-40GW，同增50-75%，巴西今年爆发23年也将保持稳健增长，全球GW级别需求国家进一步增加。此外，美国和中国地面电站大储需求爆发，欧洲户储继续翻倍，新兴市场配储也逐步成为新趋势。◆光伏各环节利润重新分配往下游转移，新技术加速渗透和储能爆发带来Alpha。2023年硅料我们预计有效产出150万吨以上，同增超65%，对应组件有效供给超520GW，超过需求，硅片产能600GW以上，电池片因新技术迭代偏紧，硅料和硅片的超额收益将会在产业链重新再分配。（1）上游超额收益将向下游转移：①组件订单提前签订，期货属性使其利润增厚，一体化及海外、分布式出货比例较大厂商盈利更优；②终端电站采购的组件价格降至1.6-1.8元/W，收益率回归7-10%。（2）新技术可享受一定溢价，其加速渗透带来Alpha：①电池片：TOPCon量产东风已至，2023年底产能将近280GW，明年N型渗透加速提升至30%，电池盈利保持坚挺；②一体化组件：龙头组件TOPCon及BC类产能陆续投放，23年占比30-70%为新技术，享受溢价，拉动平均盈利提升。（3）辅材供应链相对独立，受益需求放量，逆变器有储能加持是最强Alpha。①逆变器：充分受益光伏+储能两大市场高增，高收益率+低渗透率下户用光储翻倍增长，小机持续翻多倍增长，随2023年地面需求起量+IGBT模块供给紧张，大机量利双升，微逆高安全性，渗透率持续提升，国产加速出海替代；②胶膜：2023年因需求起量+N型产品放量，粒子供应紧平衡，其中POE粒子结构性紧缺，胶膜价格与粒子高度联动，2023年量价齐升，盈利弹性较大；③玻璃：需求起量+双玻渗透率提升，且未来扩产审批趋严，盈利水平有望改善提升。④跟踪支架：需求起量+跟踪渗透提升+钢材价格回落，盈利有望恢复。⑤小辅材：接线盒：龙头扩产加速，格局集中度有望持续提升；焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量；银浆：N型电池银耗提升，银浆环节短期强受益；金刚线：N型化趋势下，薄片化和细线化迭代，但竞争加剧。◆投资建议：光伏平价新周期，23年高增长确定，储能配套加速，看好逆变器、组件、新技术方向，以及部分辅材龙头，逆变器（阳光电源、锦浪科技、禾迈股份、科士达、德业股份、固德威、昱能科技），组件（隆基绿能、天合光能、晶科能源、晶澳科技），新技术龙头（晶科能源、钧达股份、爱旭股份），和格局稳定的辅材龙头（福斯特、通威股份、海优新材、福莱特、美畅股份、大全能源，关注聚和材料、通灵股份、宇邦新材、快可电子等）。◆风险提示：竞争加剧，电网消纳问题限制，光伏政策超预期变化等。5摘要◆海风空间广阔，具备长期成长性。海风具备资源丰富、发电小时数高、发电稳定、靠近负荷中心利于消纳等优势。在双碳目标和能源低碳转型背景下，23-25年海风将迎来高成长，CAGR超50%。22年已招标12GW+（不含国电投10GW竞配，含中电建1GW框架），23年预计招标18-20GW。根据各省海风装机规划，十四五预计新增投产64GW+，其中22-25年分别新增装机5GW、10GW、15GW、20GW，年均复合增速59%。能源转型叠加能源危机，海外海上风电规划持续加码，预计在2025年迎来快速增长，25年新增15.4GW，同比增长150%+，22-25年CAGR约45%。我们预计22-25年全球海风装机将从10GW增长至35.4GW，CAGR约52%。◆陆风大型化降本迎来平价新周期，需求旺盛。陆上风机从2-3MW迭代至5-6MW，价格快速下降。高收益率驱动下，22年招标放量，陆上累计招标85GW+(含中电建15GW框架)，23年陆风装机迎来高增长，吊装预计65GW+，同增约30%，并网75GW+，同增约88%。随着大型化降本带来陆上风电场收益率高企，一、二期大基地风电项目将加速推进，叠加老旧机组改造、风电制氢带来增量空间，陆上风电需求有望保持稳定增长。◆海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升。深远海趋势下海缆单位价值量提升，具备阿尔法。我们预计22-25年CAGR约59%。超高压产品溢价明显，带动盈利提升，龙头具有先发优势，强者恒强，竞争格局相对稳定。头部企业在手订单饱满，二线企业有望受益订单外溢。海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即。22年国内需求底部，23年迎来高增长，同比增长113%。码头资源壁垒高筑，格局优于塔筒，23年供需偏紧，龙头有望量利齐升。海外22-25年需求从82万吨增长至308万吨，CAGR约56%，本地供给有限，出口空间较大。铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益。22-25年全球风电铸件需求CAGR约13%，其中海上需求CAGR约45%。行业新增产能有限，龙头逆市扩产受益。23年海上大铸件、铸造主轴需求放量，原材料降价兑现，龙头迎量利齐升。轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线。海外轴承龙头成本上升，平均涨价5-10%，国内龙头新品纷纷下线。主轴轴承国产替代将加速。大兆瓦之后独立变桨逐渐成为主流。齿轮箱轴承供需偏紧，滑动轴承替代有望加速。叶片：大型化加速更迭，大叶片供需紧张。大型化加速更迭，大叶片卡脖子环节或涨价，叠加原材料降价，盈利有望显著改善。整机：制造端盈利分化，出口优化格局。陆风价格趋稳，叠加行业持续降本，预计23年年中迎来盈利拐点。海风竞争格局优于陆上，盈利具备相对优势。国内外价差拉大，出口有望加速，空间打开，迎盈利和估值双升。◆投资建议：海缆：推荐东方电缆（超高压带动盈利提升，优质订单持续增长）、关注起帆电缆（上海和广西属地优势，高压从0-1）、亨通光电、中天科技、宝胜股份、汉缆股份。海桩：推荐海力风电（最纯海风标的，产能释放迎接需求爆发）、大金重工（双海战略高歌猛进，出口先发优势）、天顺风能（国内外海风齐发力，拟发行GDR加速产能扩张）、泰胜风能（估值低，海风放量+陆塔出口盈利优势），关注天能重工。铸件：推荐日月股份（逆势扩产放量在即，盈利逐季修复，自主加工和出口进一步提升盈利能力）、金雷股份。整机：推荐明阳智能、三一重能、金风科技。轴承：推荐恒润股份、新强联。叶片：关注中材科技、时代新材、双一科技。◆风险提示：新增装机不及预期、原材料涨价、市场竞争加剧、疫情影响等。6PART1光伏：碳排放趋严，平价新周期需求向好7回顾：能源价格上涨+硅料拐点已现，光伏板块量利双升传统能源供应趋紧，海外能源价格高企1图表：全球能源消费情况（发电量：TWh，%）◆新能源平价+传统能源资本开支下降，供需失衡推动能源价格上涨。煤炭、天然气为电力供应的主要能源，2021年发电占比分别为36.0%、22.9%。伴随碳中和政策加快推进，全球范围内对煤炭和天然气资本开支明显回落，导致供给缩紧，需求稳定增长下供需失衡推动石油、天然气价格持续上行。◆天然气紧缺导致电价高企，短期难以缓解。天然气作为欧盟能源结构的重要构成，2021年对外依存度高达83%，其中近50%来自于俄罗斯。因俄乌战争影响，今年前7月俄罗斯出口欧盟及英国的天然气量下降40%，7月底北溪1号运输量进一步下降到20%产能，9月初完全停运，天然气价格仍将在高位震荡，叠加欧洲边际电价机制，欧洲能源价格多数时间交由价格较为高昂的天然气定价，电价9月前持续维持高位。数据来源：BP、FraunhoferISE、TTF、东吴证券研究所图表：全球电价走势图8回顾：能源价格上涨+硅料拐点已现，光伏板块量利双升产业链价值上升，光伏板块盈利攀升2◆产业链价值上升，光伏板块盈利攀升。硅料价格高企推动全产业价值量上升，财务数据持续提升。2022Q1-3光伏板块营收、归母净利润同比增长90.00％、122.52％；2022Q3光伏板块营收、归母净利润同比增长91.05％、128.73％。2022Q1-3光伏行业毛利率24.40%，同比上升3.65pct。2022Q3毛利率25.88%，同比上升7.80pct。2022Q1-3光伏行业归母净利率13.62%，同比上升1.99pct。2022Q3归母净利率14.69%，同比上升2.42pct。组件价格自年初开始呈上行趋势打开利润空间，光伏板块量利双增。数据来源：GP、FraunhoferISE、TTF、Solarzoom、东吴证券研究所图表：光伏板块营收、净利情况及其增长率（亿元，%）图表：组件价格变动图（元/W，截至2022年12月22日）9回顾：能源价格上涨+硅料拐点已现，光伏板块量利双升硅料供需拐点已现，其他环节利润承压3数据来源：IEA，Solarzoom，东吴证券研究所图表：硅料与组件价格走势（截至2022年12月22日）图表：产业链单瓦盈利拆分（单位：元/W）◆22年以来硅料价格维持高位，其他环节利润承压。2022年1-11月，硅料价格一路涨至300元/kg+。2022年1-11月硅料持续供应偏紧，价格上涨拉动了全产业链价值量通胀，大幅提升产业链利润空间，但其中大量利润被紧缺的硅料收取，电池由于2021年低利润+新技术观望导致扩产减速，22年形成了供需剪刀差，盈利提升较大。胶膜、光伏玻璃等辅材受硅料高价影响，利润空间较小，22Q3表现尤其明显。辅材石英坩埚因上游光伏级高纯石英砂短缺影响，价格快速上涨，成为辅材中较大的增长极。◆供需拐点将至，硅料价格年内首次下调。根据PVInfoLink，22年11月硅料现货均价由之前的303元/公斤，下降到302元/公斤；隆基182mm硅片价格下降幅度1.6%，中环182mm/210mm硅片销售价格分别下降4.5%/4.4%，上游成本开始下调，供需拐点将至。一、国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增1011国内建立“1+N”政策体系，十四五光伏装机量达100GW1国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增数据来源：智汇光伏、全球光伏、东吴证券研究所◆我国规划2030年前达峰，2060年前实现碳中和，政策陆续出台明确碳达峰碳中和目标及工作路线。我国逐渐构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系，其中“1”是指3060规划，并细化到非化石能源消费比重在2025年、2030年、2060年将分别达20%，25%及80%以上。根据2025年我国非化石能源消费占比20%，假设光伏和风电发电量增量占比在65%：35%，光伏年均可利用小时数在1200h，风电年均可利用小时数在2000h，测算十四五国内光伏年均装机量中值在100GW，光伏+风电年均装机量达到130+GW。图表：2025年我国不同非化石能源消费占比下，光伏风电装机和发电量测算非化石能源消费占比风电、光伏发电量需求（亿千瓦时）光伏+风电发电总增量（亿千瓦时）（较2019年）光伏发电总增量（亿千瓦时）对应年化平均装机（GW）风电发电增量（亿千瓦时）对应年均装机（GW）风+光年均装机（GW）光伏占比18.5%1536881275283732844239665%19.0%16336909559128231832510719.5%173051006465419135222811920.0%1827311032717110038613113021.0%20209129698430117453936153一次能源消费总量（EJ）非化石能源占比非化石能源消费量（EJ）平均发电消耗（KWH/MJ）非化石能源发电量需求（亿千瓦时）水电（亿千瓦时）核电（亿千瓦时）除风光其他可再生能源（亿千瓦时）风电、光伏发电量需求（亿千瓦时）2018年576.215.2%873.624248123002944215058282019年583.915.7%91.73.62546413019348722037241年平均增长率3.00%——————1.6%1.9%5.4%——2025(E)697.218.5%129.03.63582814346391122031536819.0%132.5367961633619.5%136.0377641730520.0%139.4387321827321.0%146.4406692020912中国：国家能源局发布“双碳”重大行动计划2光伏行业热点问题数据来源：国家能源局，东吴证券研究所◆国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，建立完善以光伏、风电为主的可再生能源标准体系。10月9日，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》。文件提到，到2025年，初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准从数量规模型向质量效益型转变，标准组织体系进一步完善，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图：“双碳”行动计划重点任务重点任务具体内容大力推进非化石能源标准化加快完善风电、光伏等可再生能源标准。抓紧完善沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设有关技术标准，加快制定海上风电开发及多种能源综合利用技术标准，推动分散式风电、分布式光伏、户用光伏等就近开发利用相关标准制修订，建立完善光伏发电、光热发电标准体系。制定风电机组、光伏组件退役回收与再利用相关标准。结合水风光综合能源开发利用需求推进相关标准制修订。加强新型电力系统标准体系建设开展新型电力系统安全稳定运行标准需求和现有标准的适应性研究，持续完善涵盖新型电力系统分析认知、规划设计、运行控制、故障防御、网源协调等重点领域标准，加强新能源发电涉网安全标准建设。进一步优化完善特高压交、直流标准体系建设，为主干网架和跨省区输电通道建设提供标准支撑。大力推进智能配电网标准化，完善分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入等标准，提升配电网智能调控和双向互动能力。加紧完善以消纳新能源为主的微电网标准，加强多能互补、多能转化及综合利用、源网荷储协同控制等标准制定。推动构网型柔性直流技术标准体系建设，开展构网型直流性能及检测等方面核心标准研制。加快完善新型储能技术标准完善新型储能标准管理体系，结合新型电力系统建设需求，根据新能源发电并网配置和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。细化储能电站接入电网和应用场景类型，完善接入电网6系统的安全设计、测试验收等标准。加快推动储能用锂电池安全、储能电站安全等新型储能安全强制性国家标准制定。结合新型储能技术创新和应用场景拓展，及时开展相关标准制修订，全面推动各类新型储能技术研发、示范应用和标准制定协同发展。加快完善氢能技术标准进一步推动氢能产业发展标准化管理，加快完善氢能标准顶层设计和标准体系。开展氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能多元化应用等技术标准研制，支撑氢能“制储输用”全产业链发展。重点围绕可再生能源制氢、电氢耦合、燃料电池及系统等领域，增加标准有效供给。建立健全氢能质量、氢能检测评价等基础标准。13◆2022年风光电价仍采用标杆燃煤电价，超市场预期！2021年新能源上网电价政策指出，2021年新核准备案光伏项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，超市场预期。2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。电价好于市场预期，同时光伏成本2022年看相较2021年有较大降幅，整个产业链毛利有较大回升，一方面刺激电站装机热情，另一方面有利于制造端各环节利润修复，对国内光伏中期构成长期利好。◆新建项目可自愿市场化交易：为了更好的体现绿色电力价值，新建项目可自愿市场化交易形成上网电价，由于强调“自愿”，基于投资回报角度市场化交易电价可能会高于标杆燃煤电价，大幅超出此前市场化交易电价低的市场预期。政策：2022年新核准项目采用标杆燃煤电价！3图表：近期能源局&发改委对于新建项目执行电价政策梳理数据来源：能源局、发改委、东吴证券研究所国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增时间政策电价相关具体内容2021年3月3日国家能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项向各省以及部分投资商发送了征求意见稿纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置(简单来说是标杆燃煤电价基础上竞价)2021年4月19日《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》保障性并网项目执行风光指导电价(平均较标杆燃煤电价降低3厘)2021年6月11日《关于2022年新能源上网电价政策有关事项的通知》保障性并网项目执行标杆燃煤电价2022年4月8日《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目(以下简称“新建项目”)，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。14◆47.1亿补贴资金下发，资金缺口问题得到较大缓解。2022年11月14日，财政部发布公告《关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，其中包括风力发电20.5亿元、太阳能发电25.8亿元，优先足额拨付国家光伏扶贫项目、50kW及以下装机规模的自然人分布式项目至2023年底；优先足额拨付公共可再生能源独立系统项目至2022年底；优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2022年底。◆国家完善支持新能源发展财政金融政策。2022年6月2日，国家发改委和能源局政策指出，充分发挥电网企业融资优势，积极拓展资金来源，推动可再生能源发电延续补贴资金年度收支平衡。支持符合条件的金融机构提供绿色资产支持（商业）票据、保理等创新方案，解决新能源企业资金需求。政策：多项政策助力新能源发展，23年补助提前下达！4图表：财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知数据来源：能源局、发改委、东吴证券研究所国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增补助资金预算共预计拨付补助资金47.1亿元，其中:风力发电20.5亿元、太阳能发电25.8亿元、生物质能发电8425万元。拨付具体原则1.优先足额拨付国家光伏扶贫项目、50kW及以下装机规模的自然人分布式项目至2023年底2.优先足额拨付公共可再生能源独立系统项目至2022年底3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2022年底4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目和地方参照中央政策建设的村级光伏扶贫电站，优先保障拨付项目至2022年底应付补贴资金的50%5.对于其他发电项目，按照各项目至2022年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付15◆多效并举补贴缺口解决思路清晰，可再生能源补贴拖欠迎来转机。1）2022年3月，国家发改委、财政部和国家能源局联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，在全国范围内对可再生能源发电项目进行核查，摸清欠补规则，取消不合规项目的补贴电价，减轻补贴压力；2）2022年5月11日国务院常务会议上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴，缓解企业经营压力；3）国家电网公司和南方电网公司分别牵头负责成立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，通过融资、资产证券化等市场化方式弥补补贴资金缺口。政策：多效并举，可再生能源补贴拖欠迎来转机5图表：可再生能源补贴拖欠解决路径数据来源：能源局、发改委、东吴证券研究所国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增摸清欠补规模，取消不合规项目的补贴电价2022年3月，国家发改委、财政部和国家能源局联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，提出通过企业自查、现场检查、重点督查相结合的方式，进一步摸清可再生能源发电补贴底数，严厉打击可再生能源发电骗补等行为。向中央发电企业拨付可再生能源补贴资金，缓解企业经营压力2022年5月11日国务院常务会议上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴，此前相关部门已经拨付了首批500亿元资金，今年已经拨付1000亿。成立平台公司，通过融资、资产证券化等市场化方式弥补补贴资金缺口国家发改委、财政部、国务院国资委联合发文，授权由电网公司牵头设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，明确在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决。166数据来源：中电联，东吴证券研究所图表：光伏月度新增装机量（单位：GW，%）◆2022年1-11月累计光伏新增发电容量65.71GW，同比+88.7%。国家能源局发布了2022年1-11月份光伏发电建设运行情况，2022年1-11月份总装机65.71GW，同比增长88.7%。其中，2022年前三季度集中式地面电站装机17.3GW，占比36%，分布式光伏电站装机35.3GW，工商业分布式装机18.7GW，占比35%，户用分布式装机16.6GW，占比29%。11月国内新增光伏装机7.47GW，同增35%。光伏2022年需求大年，国内市场来看，户用分布式、工商业分布式和集中式光伏呈现三分天下局面，我们预计2022年新增装机95GW左右，同增73%+。2022年1-11月光伏新增装机65.71GW，同增88.7%国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图表：2022年前三季度国内装机结构（GW，%）11.23GW18.7GW17.3GW16.6GW177◆工商业市场迎来快速增长，新增装机主要分布在浙江、江苏、山东和广东地区：1）电价上涨+政策指引、工商业光伏经济性提升增长加速，2021年出台政策要求电价市场化上浮20%，高能耗企业浮动更高，同时发改委提出分时电价机制，拉大工商业峰谷价差，目前已有24省市出台完善分时电价机制相关政策，我们预计工商业用电成本上升，光伏经济性凸显；“十四五”可再生能源发展规划明确到2025年新建工业园区、新建公共机构建筑厂分布式光伏安装率达到50%以上；2022年5月6日，国务院再次出台政策鼓励在有条件的地区推进屋顶分布式光伏发电；2）限电限产，绿电需求高企，电力紧缺及能耗控制趋严或成为常态，只有使用更高比例的绿电，才能保证生产正常进行，同时光伏作为绿电未来可参与绿证交易，将进一步打开分布式光伏空间，我们认为工商业分布式光伏渗透率将快速提升。工商业市场爆发式增长国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图表：21年和22年Q1-3光伏装机量对比（GW）图表：22年Q1-3工商业分布式光伏各省份新增装机占比数据来源：能源局、东吴证券研究所188数据来源：solarzoom，能源局，东吴证券研究所◆户用市场在限制情况下依然发展迅猛：部分地区存在配电变压器超容量接入问题，不少地区出台政策限制接入光伏容量，但户用光伏发展势头仍然迅猛；1）户用光伏补贴退坡下仍具较高收益率，户用光伏在2021年仍有0.03元的度电补贴，若按照70%贷款，贷款期限10年等额本息，贷款利率5%，若组件成本在1.85元/W，则全投资IRR可达9.95%。2022年起中央财政不再补贴户用光伏，部分地方政府仍提供分布式补贴，且在无补贴下收益率仍可做到8.75%，高于地面电站约2pct，具备较强经济性；2）“隔墙售电”或将利好户用运营商。22年9月，浙江“隔墙售电”模式落地，分布式光伏项目可以与周边电力用户直接进行电力交易，推动分布式发电市场化交易，多渠道售电加强售电议价权，同时利好分布式项目运营商和用户。户用市场方兴未艾，隔墙售电利好户用国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图表：户用光伏经济性弹性测算图表：户用光伏成本占比拆分补贴3分/kwh无补贴组件价格全投资IRR资本金IRR全投资IRR资本金IRR（元/W）(贷款70%)(贷款70%)1.6510.40%15.19%9.17%12.66%1.7510.17%14.72%8.96%12.23%1.859.95%14.26%8.75%11.82%1.959.74%13.81%8.54%11.42%29.63%13.60%8.44%11.22%2.059.53%13.38%8.34%11.03%2.19.42%13.17%8.24%10.84%199数据来源：能源局、solarzoom，东吴证券研究所◆硅料降价将迎来供需拐点。2022年11月底致密料正式价格松动，推动国内地面需求起量，截至11月中旬，我们统计组件招标项目82个，总计招标规模达125.09GW。其中已公布中开标结果项目73个，合计中开标规模116.38GW，已公布中标结果项目68个，合计中标规模106.31GW。随硅料价格下降，招标项目将陆续启动建设。◆截至目前，有14家央企发布了“十四五”期间的新能源装机规划，总新增装机容量超600GW。我们统计五大四小新能源装机目标，为国内光伏装机托底。五大发电集团中均相继公布了“十四五”期间的装机规划，新能源装机目标普遍介于70~80GW，年新增目标14~16GW。地面：22年招标项目超125GW，十四五总新增装机超600GW国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图表：地面招标统计汇总（截至22年11月中旬，左轴：GW，右轴：%、元/W）图表：五大四小光伏装机招标项目梳理企业名称光伏装机（GW）国家能源投资集团1.62中国华能集团9.86中国华电集团15国家电力投资集团22.99中国大唐集团5.55三峡集团3.95中广核9.05华润电力6国投电力2010国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增数据来源：中电联，东吴证券研究所第三批风光大基地正推进审查◆第三批光伏风电基地项目正式启动申报，“三交九直”特高压工程前期工作正在推进。2021年10月，国务院提出将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。2022年2月，国家发改委和能源局印发规划布局方案，为风光大基地建设规划出了明确的路线图。“十四五”期间，规划建设七大陆上新能源基地，两个水风光的综合开发基地和五大海上风电基地。第一批大型风电光伏基地已全部开工，第二批项目正在陆续开工、目前正在抓紧推进第三批项目审查。同时，国家能源局将加大协调力度规划以特高压输变电路线为载体的新能源供给消纳系统，推进“三交九直”特高压工程前期工作，白鹤滩—江苏特高压直流工程竣工投产，张北—胜利特高压交流工程已具备核准条件。图表：第一~三批大型风电光伏基地建设项目情况第一批大型风电光伏基地建设项目第二批大型风电光伏基地建设项目第三批大型风电光伏基地建设项目建设规模97.05GW455GW涉及地区内蒙古、青海、甘肃、陕西、宁夏、新疆、辽宁、吉林、黑龙江、河北、山西、山东、四川、云南、贵州、广西、安徽、湖南等省份和新疆生产建设兵团主要布局在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等三北地区部分省级新能源大基地也在陆续规划启动中基地详情沙漠戈壁荒漠地区23个，其他地区35个库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦源网荷储、离网制氢以及100%消纳项目，正逐渐成为第三批风光基地的重点项目进展已全面开工，部分已建成投产正在陆续开工抓紧推进第三批项目审查21◆平价时代开启，2022年国内需求90GW，同增64%左右，2023年预计可达150GW+，同增约63%：分布式光伏开发成本低，收益率高，我们预计2022年户用装机有望达25GW，同增16%，工商业需求25GW，同增221%，地面电站需求40GW，同增57%，因此2022年国内需求90GW左右，同比增长64%左右。2023年硅料降价带动2021-2022年组件高价下积压的地面电站需求爆发，我们预计积压需求将于2023-2024年陆续释放。我们预计2023年地面电站需求80GW，同增约100%，分布式70GW，同增约35%，国内整体需求150GW以上，同增约67%。国内2022年需求预计90GW，2023年需求预计150GW+11数据来源：能源局、发改委、东吴证券研究所国内：延续“1+N”政策体系，2023年持续高增图表：国内集中式光伏年度装机情况及预测（GW）图表：国内光伏年度装机情况及预测（GW）二、海外：全球多点开花，继续高速增长2223出货装机差异加大，中欧美是主要增量市场1数据来源：IEA、东吴证券研究所◆中国、欧盟、美国三大主力市场高速增长，印度、越南增长提速。根据IEA数据，2021年装机新增量主要来源于中国、欧盟、美国、印度，新增装机容量占比超70%。2022年海外受疫情抑制的需求逐渐释放部分国家强势修复，2022年1-9月美国装机17.33GW，同比-15%，印度装机11.47GW，同比+30%，德国4.93GW，同比+18%，巴西6.85GW，同比+121%，全球呈现多点开花。同时受：1）海运时间拉长；2）独立户储上量；3）高容配比使光伏电力输出更平滑，提高电网友好型，同时新能源发电占比增加能进一步提高容配比影响，出货量及装机量差异加大。海外：全球多点开花，继续高速增长图表：2022年1-10月光伏组件出口情况图表：2022年1-9月全球部分市场光伏累计装机情况（GW）24◆全球分布式需求快速增长，户储需求爆发：1）电价上涨，用电成本高昂，2022年德国、法国、意大利等电力批发价格不断上涨，美国10月居民电价达16.6美分/度，同增约17%，且海外多为市场化电价，峰谷价差拉大，居民和工商业的用电支出激增，大幅刺激海外分布式光伏装机+储能的发展；2）电网供应不稳定，海外电网调峰能力弱。近年来海外各种大型停电事件突发，2021年美国电网系统较为老旧，德州受寒流影响停电，且各州系统较为独立，难以协调，影响全美550万户，其中德州超过250万人，跨州和跨区联系薄弱、电路老化等问题严重，极端天气下经常大规模停电，用户或工厂用电自给自足的需求不断提升；海外分布式光伏+储能模式受宠，呈现高速增长1数据来源：BLS、IHS、CPIA，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：各地停电事件频发图表：美国居民电价数据跟踪（美分/kWh）地点时间原因影响规模波多黎各2022/4/8电厂事故影响全国1/3家庭和企业中国台湾2022/3/3电厂事故影响549万户，丧失1050万千瓦，约占全台1/3电力中国台湾2021/5/13电厂事故影响400万户，累计1319万户次美国德州2021/2/18寒流影响全美550万户，其中得州超过250万人希腊雅典2021/2/16暴风雪影响7万户美国加州2019/10/9提前预防山火爆发影响72.6万户，约200万人英国伦敦2019/8/9电网故障影响100万人，高峰时段交通堵塞，火车停运，航班停飞美国2019/7/23雷暴影响威斯康辛州和密歇根州80多万户，纽约4.6万户美国纽约2019/7/13电网故障影响7.2万户，地铁运行受阻阿根廷2019/6/16电网故障影响4800万人，波及巴西、巴拉圭、智利25数据来源：海关总署，盖锡咨询，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长◆2022年1-11月组件出口量148.5GW，同增63%，超市场预期：2022年1-11月组件出口量148.5GW，同增63%，出口总金额397.6亿美元，累计同增78%，其中，11月组件出口量10.8GW，同增30%，出口总金额28.7亿美元，同增24%。我们预计2022年海外市场装机165-175GW，同增35%+。我们预计全球2022年光伏装机将达260-270GW，同增约50%。2022年1-11月我国组件出口量148.5GW，同增63%1图：组件月度出口量（单位：GW）图：组件月度出口金额（单位：亿美元）26数据来源：海关总署，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长◆2022年1-11月我国逆变器出口金额79.8亿美元，同增76.7%：海外出口需求良好，2022年1-11月我国逆变器出口金额79.8亿美元，同增76.7%。其中，11月逆变器出口金额10.52亿美元，同比+107.6%，环比+9.2%。◆2022年1-11月浙江广东出口表现均非常亮眼：境内逆变器出口主要集中于江苏、安徽、浙江、广东，该四省1-11月累计出口70.7亿美元，同增77.2%；其中1-11月分别出口8.94亿、7.02亿、17.07亿、37.67亿美元，同比＋69%、+3.8%、+142%、＋81%，浙江广东增长亮眼。2022年1-11月我国逆变器出口金额79.8亿美元，同增76.7%1图：逆变器出口金额（单位：亿美元）图：逆变器出口主要省份情况（单位：亿美元）271数据来源：BNEF、东吴证券研究所◆海外高电价，光伏具备极强竞争力，2023年需求高增长，我们预计海外需求225GW。俄乌局势下，欧洲能源成本上升超预期，加速欧洲碳中和进程，我们预计2023年海外装机225GW，同增35%。硅料新产能陆续投放，扩产爬坡进度超预期，叠加薄片化降低克耗，2023年我们预计全球光伏装机375GW，欧美巴等市场预期需求强劲。海外持续高速增长，2023年海外需求225GW海外：全球多点开花，继续高速增长图表：海外光伏年度装机情况及预测（GW）图表：全球光伏年度装机情况及预测（GW）海外：全球多点开花，继续高速增长28◆REpowerEU计划到2027年新增2100亿欧元加速绿色转型。2022年5月欧盟发布REpowerEU计划，加速欧洲能源独立，欧盟计划到2027年增加2100亿欧元投资，以支持REPowerEU计划落地，减少对俄能源依赖、加速绿色转型！◆2030年碳减排55%，2050年实现碳中和。欧盟将2030年较1990年碳减排目标提高至55%，2021年德国、西班牙、英国、法国分别新增装机5.0/3.5/0.3/2.7GW，同比增长11/22/39/206%，我们预计欧洲2022/2023/2024年新增装机55/72/95GW，同比+83/31/32%。欧盟：2030年碳减排55%，2050年碳中和2数据来源：SolarPowerEurope、国家能源局、东吴证券研究所图表：欧洲新增装机及预测（GW）图表：欧盟2000-2020年较1990年碳减排比例及长期目标海外：全球多点开花，继续高速增长29◆欧盟非化石能源消费目标提升到45%，2030年光伏发电能力翻倍。2022年5月18日欧盟委员会正式发布RepowerEU，计划提出，1）欧盟2030年可再生能源总目标从40%提高到45%，2030年可再生能源装机达1236GW，我们测算对应2021-2030年均光伏装机由81GW提高至106GW；2）到2030年光伏发电能力翻倍，到2030年装机600GW。欧盟：2030年碳减排55%，2050年碳中和2数据来源：BP，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长表：2030年欧盟光伏、风电装机测算非化石能源消费占比风电、光伏发电量需求（亿千瓦时）光伏+风电发电总增量（亿千瓦时）（较2019年）光伏发电总增量（亿千瓦时）对应年化平均装机（GW）风电发电增量（亿千瓦时）对应年均装机（GW）风+光年均装机（GW）光伏占比32.0%1461884565496422960135465%34.0%16619104566797513660166738.0%20619144579397715060229340.0%2262016457106978157602510645.0%276212145813948106751033138表：2025年全球光伏、风电发电量测算一次能源消费总量（EJ）非化石能源占比非化石能源消费量（EJ）平均发电消耗（KWH/MJ）非化石能源发电量需求（亿千瓦时）水电（亿千瓦时）核电（亿千瓦时）除风光其他可再生能源（亿千瓦时）风电、光伏发电量需求（亿千瓦时）2018年576.215.2%873.624248123002944215058282019年583.915.7%91.73.62546413019348722037241年平均增长率3.00%——————1.6%1.9%5.4%——2025(E)697.218.5%129.03.63582814346391122031536819.0%132.5367961633619.5%136.0377641730520.0%139.4387321827321.0%146.4406692020930数据来源：Solarzoom，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长欧盟：2030年碳减排55%，2050年碳中和2图表：欧洲国家/组织新能源发展政策一览◆欧洲国家可再生能源政策成为焦点。俄乌危机后，能源价格暴涨影响电力供应，欧洲国家愈发重视未来自身的能源独立。其中可再生能源的加速建设为实现能源独立的重要路径之一，频频成为政策焦点。◆光伏深入人心，电价干预不改需求预期。2022年8月-10月，欧盟提出限电180欧元/兆瓦时电价干预政策，并允许各欧盟成员国灵活处理。尽管具有干预，边际电价机制度不改，对投资商，各类绿色能源发展目标及优惠政策不改，投资力度继续保持；对用户，光伏因其经济性仍较非天然气具有优势，已经深入人心，其需求继续保持增长。国家/组织时间政策来源内容欧盟2022/9/30欧盟理事会PPA电价上限政策：给予成员国改变委员会建议的0.18欧元/千瓦时电价的上限要求，且在不同的低边际成本发电技术之间做出区分。限价时间为22年12月1日-23年6月30日。2022/9/23能源系统数字化要求于2030年底之前在基础设施领域投资5650亿欧元（约5560亿美元）。计划内容包括：在2027年之前，在欧盟地区所有商业和公共建筑屋顶上安装太阳能电池板；在2029年之前，在欧盟地区所有新建住宅屋顶上安装太阳能电池板；在未来5年内安装1000万台热泵；在2030年底之前，保证3000万辆零排放汽车上路。该计划还提及，欧盟致力于从2024年起推动电力数据的共享机制，提高欧盟能源市场的灵活性，比如允许太阳能电池板和电动汽车将电力数据重新接入网络。2022/5/18RepowerEU1.欧盟2030年可再生能源总目标从40%提高到45%，2030年可再生能源装机达1236GW；2.到2030年光伏发电能力翻倍，到2030年装机600GW,即光伏在2022-2025年均装机40-50GW,2022-2030年均装机50-60GW；3.分阶段在新建住宅、工商业建筑上安装光伏；4.到2030年，欧盟生产、进口各1000万吨可再生氢气等。同时，欧盟计划到2027年增加2100亿欧元投资，以支持REPowerEU计划落地，减少对俄能源依赖、加速绿色转型。德国2022/7/8可再生能源法《可再生能源法》在德国联邦委员会获得批准，明确到2030年实现80%可再生能源电力的目标，其中光伏到2030年达到215GW，2026年起年增超过22GW，到2040年达到400GW。英国2022/4/7能源安全战略更新《能源安全战略》，计划到2030年95%电力实现低碳，到2035年电力系统实现脱碳，并提出：1）地面光伏：加强在非受保护土地上开发的政策，鼓励有效选址等；2）屋顶光伏：简化规划流程，取消户用光伏的增值税等。根据该规划，2022-2025年将新增70-75GW光伏装机，年均超5GW。荷兰2022/3/18企业管理局2030年温室气体排放量较1990年水平减少49%，帮助可再生能源技术开发。为2022年的SDE++可再生能源激励计划拨款130亿欧元，并扩大了合格技术的范围，包括与风能和太阳能公园项目相关的氢气生产提议。奥地利2022/3/24奥地利财政部奥地利政府将提供2.5亿欧元(2.756亿美元)的融资，以支持该国太阳能和陆上风力发电的扩张，从而使其更加独立于进口。31数据来源：Solarzoom，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长2◆2022年，欧洲人力资源紧缺，限制新增装机。2022年截至目前，中国出口至2022年1-10月组件累计对欧洲出口72.9GW，同增94.3%，欧洲新增装机仅50GW+。欧洲因安装劳动力不足，人力成本较高，在需求十分旺盛的情况下，人力成为新边际阻力。◆欧洲分布式需求旺盛，高容配比或成为组件出口增量。我们预计2022年欧洲分布式光伏占比或提升至70-80%，对应2022年装机达到35GW以上，实现翻倍多增长。欧洲分布式容配比普遍在1.5-1.6:1.0，高容配比或成为组件出口增量。欧盟：2030年碳减排55%，2050年碳中和图表：欧洲月度组件出口量（GW）图表：欧洲22年1-10月组件累计出口占比（GW）32◆豁免东南亚4国光伏进口税2年，需求修复。2022年6月6日白宫声明将对东南亚四国的光伏组件予以两年的关税豁免；10月14日，“最终规定”落地，暂时免除对使用中国制造的零部件在东南亚四国组装的太阳能电池和组件征收的双反税。政策利好国内在东南亚四国投建产能的企业，此前出口美国的停滞项目有望重启。◆新增适用范围细则与囤货期限。所有适用于这一规则的电池组件必须在终止日前在美国使用（即截止日后180天）。规定不适用于中国制造和出口的太阳能电池和组件，也不适用于部分中国台湾地区制造和出口的太阳能产品。我们预计美国2022光伏装机受之前政策影响下滑至20GW+，2023年需求旺盛。美国：东南亚四国关税豁免，政策落地停征双反税3数据来源：中国能源网，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：2022H1部分组件厂商在东南亚的产能分布图表：东南亚出口美国关税情况税种2019202020212022新政策201单面组件25%20%15%15%15%双面组件----豁免反倾销平均税率--0-250%0-250%豁免反补贴平均税率--0-250%0-250%豁免单位：GW硅片电池组件备注隆基股份0.61011预计22年硅片产能将扩至4.1GW晶澳科技444预计22年底实现硅片、电池和组件的一体化产能4GW晶科能源777硅片、电池、组件一体化产能7GW左右天合光能6.56.56.522年底前越南6.5GW硅片投产东方日升00322年3月组件产能投产33◆201关税延长政策初落地，301关税进入复审程序，利好龙头企业。2022年2月4日，美国拜登政府对201关税做出延长四年决定（1）光伏电池片每年有5GW的豁免；（2）光伏组件税率在15%，并在5-8年逐步降低税率；（3）双面组件豁免。9月2日，美国贸易代表办公室发布公告，在对中国301调查中，受益于关税行动的美国国内产业代表已要求继续征收关税，目前已进入复审程序，审查期间继续对301关税清单内的中国产品征收附加关税。该政策主要受益标的为在东南亚建厂的组件一体化龙头企业。◆UFLPA法案扣留的第一批组件放行，晶科瓦克料组件投入市场。2022年6月21日正式实施《“强迫劳动”预防法》，涉及光伏多晶硅，有效期8年，甚至采购新疆以外地区多晶硅也将被审查，为防止与新疆多晶硅混合。12月1日，根据UFLPA法案扣留的第一批组件已经投入美国市场，UFLPA问题改善利好组件厂商出口美国。美国：201、301关税延长，出口组件面临扣押风险3数据来源：PVinfoLink，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：中国组件输美税率情况图表：UFLPA实体名单的光伏企业税种2019202020212022后续时间节点反倾销平均税率4.06%95.50%0.00%10.24%每年都要复审，各企业不相同反补贴平均税率11.81%12.67%19.28%15.57%每年都要复审，各企业不相同20125%20%15%15%2022年2月4日：白宫确认延长官府进口关税政策四年30125%25%25%25%2022年9月2日：301调查进入复审程序，期间继续征收关税中国单面组件出口美国税率总计65.87%153.17%59.28%65.81%65%+中国双面组件出口美国税率总计40.87%133.17%44.28%50.81%50%+涉疆种类光伏企业名单新疆境内强迫劳动的全部或部分开采、生产或制造的任何商品合盛硅业、大全新能源、协鑫、东方希望任何强迫劳动的政府劳工计划，从新疆或与新疆生产建设兵团合作的人员处获取材料合盛硅业34◆2022年8月，美国《通胀削减法案》发布ITC新政，在光伏方面的主要政策为延长ITC十年和提升基础抵免比例。◆非户用光伏：ITC延长10年+新增附加条款，满足者ITC可增至30%。对于≥1MWac的项目，只要建设环节满足附加条款，即可获得30%的基础ITC，否则为6%。另一大变化在于至少延长ITC十年，在2032年或美国达成温室气体目标的时间（年度温室气体排放≤2022年的25%）中取后达成者，达成后1年抵免比例分别降为22.5%/4.5%，达成后2年为15%/3%，达成后3年为0%。由于获得30%ITC经济性提升较大，我们预计多数项目将达成附加条款，以获得30%的基础ITC。户用光伏：ITC延长10年+基础抵免比例提至30%，确定性&经济性双升。新政延长户用光伏ITC十年，并将抵免比例从26%提升至30%，2033年降为26%，2034年降低为22%，2035年为0%。增加确定性的同时提升经济性，我们预计新政将大幅推动美国户用光伏装机增长。美国ITC新政：ITC延期10年，提升基础抵免比例3数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：美国ITC光伏投资基础抵免比例原政策新政策时间非户用户用非户用(≥1MWac)非户用(<1MWac)户用不符合附加条款符合附加条款2020年26%26%无新规定，延用原政策26%2021年26%26%26%2022年26%26%6%30%30%30%2023年22%22%6%30%30%30%2024年10%0%6%30%30%30%2025年0%0%6%30%30%30%2026年0%0%6%30%30%30%2027年0%0%6%30%30%30%2028年0%0%6%30%30%30%2029年0%0%6%30%30%30%2030年0%0%6%30%30%30%2031年0%0%6%30%30%30%2032年0%0%6%30%30%30%2033年0%0%4.5%22.5%22.5%26%2034年0%0%3%15%15%22%35◆新增附加条款+额外抵免条款，最高ITC可达70%。新政提出1MWac的分水岭并新增附加条款进行分类，符合附加条款的≥1MWac项目可获得更高的30%比例，叠加额外抵免加成，最高ITC可达70%。◆附加条款：1）现行工资要求（PrevailingWageRequirement）：要求项目公司及其承包商和分包商雇佣的用于建设、改造或修理合格项目的劳工和机械师的工资不低于设施所在地类似工作的现行工资。2）学徒要求（ApprenticeshipRequirement）：要求拥有≥4名员工的项目，承包商和分包商的总工时“比例”的工作必须由合格学徒完成。“比例”要求：2022年起施工10%，2023年起施工12.5%，之后为15%。限制：以上二项条款只适用于2022/12/31后开始施工项目，并且须在建设期间与投运后5年持续符合要求。符合以上2项附加要求的项目，或在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布），或<1MWac的项目（不需符合以上条款），ITC基础抵免比例将由6%升至30%。美国ITC新政：附加&额外抵免条款3数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：美国ITC附加条款梳理图表：美国ITC税收抵免新政图示≥1MWac<1MWac户用符合附加条款不符合附加条款30%ITC6%ITC符合本土制造+2%符合能源社区+2%符合本土制造+10%符合能源社区+10%符合环境正义(仅风光和配储)+10-20%符合环境正义(仅风光和配储)+10-20%30%ITC非户用附加条款6%ITC30%ITC≥1MWac的项目符合现行工资+学徒要求P在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布）P不符合以上任一P<1MWac的项目-P36◆1）本土制造（DomesticContent）：项目所用钢铁100%出自美国+总成本金额的40%在美国开采、生产或制造，获得ITC额外加10%资格需符合以上要求。此条款只适用于2022/12/31后投运项目。◆2）能源社区（EnergyCommunity）：要求项目安装在：1）可能存在污染和地下有害物质污染，并有重新开发计划的不动产；2）拥有或曾经有大量与煤炭、石油或天然气行业相关的就业机会，并且失业率达到或高于全国平均水平的地区；3）1999年12月31日后关闭的煤矿或2009年12月31日后退役的人口普查区或毗邻区。获得ITC额外加10%资格需符合以上3项中至少1项要求。此条款只适用于2023/1/1后投运项目。◆获得以上ITC额外+10%，须在符合以上条款的同时符合附加条款；若不符合附加条款，ITC仅额外+2%。◆3）环境正义（EnvironmentalJustice）：1）若项目位于低收入社区或美洲原住民土地：ITC额外加10%。2）若项目属于低收入住宅建筑或合格低收入经济效益项目：ITC额外加20%。获准项目须在获准后4年内投运，2023-2024年配额为1.8GWdc/年。美国ITC新政：额外抵免条款3数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：美国ITC额外抵免条款梳理附加条款符合本土制造符合能源社区符合环境正义（以下可获其一）位于低收入社区或美洲原住民土地属于低收入住宅建筑或合格低收入经济效益项目≥1MWac的项目符合现行工资+学徒要求+10%+10%+10%+20%在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布）+10%+10%+10%+20%不符合以上任一+2%+2%+10%+20%<1MWac的项目-+10%+10%+10%+20%37◆我们预计美国2023年新增装机35-40GW。2021年美国光伏新增装机量达到了23.6GW，同比增长22.92％，增长较快，2022年1-8月总计装机14.96GW，预计2022/2023/2024年实现新增装机22GW/37GW/57GW，同比-7%/+68%/+54%，到2025年美国新增装机75GW，2022-2025年CAGR达34%。◆2022H1受反规避调查影响美国装机有所滑落，我们预计2022年装机总量下滑至23GW。美国光伏组件市场严重依赖进口，美国清洁能源协会的数据显示，2022年美国预计将安装的太阳能电池板中，约80%来自这四个东南亚国家。3月28日，美国商务部宣布开展中国厂商将部分业务转移东南亚规避双反税调查，受此影响，我们预计2022年美国光伏新增装机量下滑至23GW。美国：2023年新增装机35-40GW，2022年装机有所下滑3数据来源：BNEF，Solarzoom，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图表：美国光伏新增装机及预测图表：美国光伏月度装机量38◆巴西新增装机爆发式增长，新法规推动分布式发展。巴西市场截至2022年11月新增装机7945MW，同增79.06%；其中，2022年8月新增装机1186MW，同比+71.64%，环比+12.52%，9月新增装机1596MW，同比+271.16%，环比+34.57%，10月新增装机480MW，同比-34.87%，环比-69.92%。截至2022年9月底年，巴西的光伏发电装机总量为超过了20GW，其中，分布式光伏的装机容量已达到13.57GW，分布式占比高达67.85%。巴西政府出台新法规，为该国的分布式光伏电价引入新的定价机制。在此框架中，低于5000千瓦的光伏系统在2045年之前都将引入净计量电价，新法规将于2023年生效；与此同时巴西政府在2023年将开始对分布式项目征收TUSD税费，23年前装机设备不受此影响，造成22年政策实施前的抢装热潮。多种因素叠加进一步推动巴西分布式光伏发展。巴西：拉美光伏领导者，爆发式增长超预期4数据来源：ABSOLAR，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图：巴西月度新增光伏装机（单位：MW）图：巴西年度新增光伏装机（单位：GW）39◆巴西电价由TE+TUSD构成：巴西电力费用分为用户为其所消耗的能源所支付的费用（TE）和为使用电网所支付的的输配电费（TUSD），分别占总费用比重为44%、56%。输配电费又分为A线配电费、B线配电费，电力损失费以及其他费用，其中B线配电费占比最高，约占总体电费的30%，B线配电费主要涉及电力分销商在输配电过程中产生的成本费用。◆旧政策净电量计量，上网全额抵消！在旧版本净计量政策下，巴西户用光伏发电超出自用部分的发电量可用于抵扣全额的能源费用（TE）和输配电费（TUSD），供应商在月底结算用户本月自产电力与使用电网电力的差额，使用超出部分为本月需支付费用，若自发电有盈余则记为信用点，可在60个月内用于抵扣电力。高峰用电量须按照价格倍数补足，如高峰用电价格为非高峰时5倍，则高峰时期每用一度电需要非高峰时期发电5度来补足。◆补贴逐年退坡，上网电量不抵扣TUSD：巴西政府在2019年开始着手电价政策改革。22年1月巴西议院通过新法案，将开始逐步取消对输配电费中的B线配电费的抵扣。其中，存量分布式光伏电站及法案公布后12个月内投产的项目将享受当前政策直至2045年；从2023年起，新并网光伏电站将开始按规定缴纳B线配电费，且所纳费率成阶梯型逐年递增，首年支付全部B线配电的15%，此后以15%为增幅逐年提升，直至2028年及以后支付90%的B线配电费。ANEEL会在28年之后视情况制定全新的电价政策。考虑到当前巴西光伏装机情况，近期巴西参议院开始考虑将截止期限延长半年至2023年7月。巴西：拉美光伏领导者，爆发式增长超预期4数据来源：ABSOLAR，Greener，东吴证券研究所海外：全球多点开花，继续高速增长图：2022年巴西电力费用结构（TUSD&TE）图：巴西2023年后B线配电费抵扣退坡情况安装时间年份退坡比例可抵扣比例（TUSDB线）2023/1/6及之前-无退坡至2045年100%2023/1/7起202315%85%202430%70%202545%55%202660%40%202775%25%202890%10%2029-再议40◆在大国的倡议和带动下，全球各国均响应碳减排。美国、加拿大、日韩、法国等发达国家以2050年实现碳中和为目标，中国目标2060年实现碳中和，是全球主要排放国里首个设定碳中和限期的发展中国家。结合各国当前可再生能源发电结构与未来十年规划目标，2030年前美国、印度、加拿大、德国等国家可再生能源发电将持续快速发展，在未来政策刺激下光伏装机量有望进一步提升。碳中和大趋所趋，长期规划明确5表：全球已宣布碳中和目标的地区汇总数据来源：IEA、FraunhoferISE、EIA、能源局等，东吴证券研究所光伏：行业由周期性向成长性演进国家可再生能源规划目标可再生能源规划目标(消费结构)(发电结构)20212025E2030E2045E2050E2060E20212025E2026E2030E2035E2040E2050E中国14.22%25%碳中和28.91%美国12.20%碳中和20.10%80%无碳电力欧洲13.91%45%碳中和35.51%65%印度8.59%19.38%40%日本10.03%碳中和22.39%24%加拿大29.50%碳中和67.29%100%巴西44.30%碳中和77.45%87%德国16.81%碳中和42.11%45%80%韩国2.80%11%碳中和7.25%20%35%法国12.85%碳中和21.92%32%墨西哥9.94%碳中和22.15%38%50%41光伏：行业由周期性向成长性演进◆中国、欧盟、美国三大主力市场高速增长，印度增长提速，全球多点开花。2022年全球新增装机256W，其中中国装机90GW，同增64%；分国家或地区看，2022年装机新增量主要来源于中国、欧盟、美国、印度，新增装机容量达181GW。◆2023年需求强劲，行业高增速。22年以来俄乌冲突，欧洲能源危机加重、美国ITC延长10年，刺激海外市场光储发展。越南、巴西、日本等新兴市场多点开花，22年光伏需求高景气，随硅料产能释放带动全球100GW+潜在项目释放，维持23年高增长，近两年光伏需求保持40%+高速增长，平价新时代全面看好光伏板块！图表：光伏年度装机情况及预测（GW）碳排放趋严，平价新周期需求向好52018A2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E中国44.230.148.25590150180215-32%60%14%64%67%20%19%美国10.613.319.2242237577525%44%23%-7%68%54%32%欧洲11.316.719.63055729512048%17%53%83%31%32%26%印度8.37.43.21214182225-11%-56%267%18%29%22%14%日本5.86.45.768101112越南0.14.810.82791012巴西1.02.23.3612151820其他24.738.230.037.148658710654%-21%24%30%35%34%22%全球106119140171256375480585全球同比2%12%18%22%50%46%28%22%42光伏：行业由周期性向成长性演进◆光伏行业增量空间广阔，2030年光伏装机接近1300GW。由于光伏资源禀赋优异、光伏全球平价到来，成本仍在快速下降，且匹配储能发展，碳减排碳中和目标的实现，电力行业减排、发电结构的改善需要依赖低成本高效率的光伏来实现，行业广阔增量空间广阔。全球范围来看，我们预计2025年光伏新增装机达585GW，2030年光伏新增装机达1279GW。光伏能源占比低，渗透率提升空间广。从能源占比角度看，我们预计2022年光伏新增占能源消耗比重仅为6%，预计2025/2030年光伏新增占比为12.6%/23.9%，提升空间广阔。数据来源：能源局、发改委、东吴证券研究所图表：2025年/2030年全球光伏装机将分别达到585/1279GW光伏成长性凸显，预计2030年需求约1300GW6电力能源结构发电量:世界（TWh）YOY光伏发电量（TWh）光伏累计装机量（GW）光伏利用小时数光伏占总发电总量的比例光伏新增（GW）新增光伏装机占新增发电量占比（%）YOY光伏新增占（新增发电需求+存量替代需求）的占比光伏新增占能源消耗（新增+存量替代）的占比能源消耗总量存量减少部分对应的能源消耗201725676.62.9%442.64011258.81.7%9917.3%32.5%9.9%566.01.8201826614.83.7%584.65001290.92.2%10414%5.6%9.2%4.0%576.21.9201927004.71.5%724.1604.41289.42.7%11538%10.1%15.9%5.5%583.91.9202027463.71.7%827.77191300.03.0%14040%21.7%18.0%-3.7%564.02.0202128013.02.0%986.58591300.03.5%17140%22.1%20.0%2.4%595.02.02022E28573.32.0%1194.010301300.04.2%25659%49.7%29.4%6.0%612.92.12023E29201.92.2%1452.012861300.05.0%37578%46.5%40.2%8.6%631.22.12024E29844.32.2%1816.316611300.06.1%48097%27.0%50.3%10.7%650.22.12025E30500.92.2%2335.321411300.07.7%585116%23.0%60.0%12.6%669.72.22026E31263.42.5%3003.227261300.09.6%731125%25.0%68.5%15.3%689.82.32027E32045.02.5%3796.634581300.011.8%841140%15.0%76.9%17.1%710.52.32028E32846.12.5%4785.042991300.014.6%967157%15.0%86.2%19.1%731.82.42029E33667.32.5%5921.852661300.017.6%1112176%15.0%96.7%21.4%753.72.42030E34509.02.5%7229.063781300.020.9%1279198%15.0%108.5%23.9%776.32.52050E56547.02.5%22618.876571300.040.0%14719%15.0%8.3%25.2%799.64.143PART2.新技术加速渗透，各环节利润重新分配一、硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争4445◆2022年1-11月多晶硅产量71.4万吨，较去年同期增长62%。产量同比增速自2022年下半年起呈单边上升趋势，9-11月多晶硅产量分别为7.65/8.65/9.0万吨，同比增速为78.74%/105.95%/105.06%,我们预计2022年底及2023年上半年硅料产能逐步释放，供过于求导致硅料价格下行。◆组件出货增速高于硅料，硅耗呈下行趋势。2022Q1-3前五大组件供应商出货量分别为31.2/47.0/51.0GW，同比增速分别为35.1%/57.2%/62.9%，2022Q1-3硅料增速为33.3%/39.6%/49.9%，组件增速高于硅料增速，单位硅耗呈下滑趋势。硅料：2022年硅料产能逐步释放，组件出货增速高于硅料1图：国内多晶硅月度产量（万吨）图：组件及硅料出货增速对比硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力数据来源：安泰科研究，东吴证券研究所462数据来源：硅业分会，东吴证券研究所图表：硅料行业产能及供给情况（按产能，吨）硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力◆薄片化及新技术趋势下，2023年单瓦克耗下降较多。假设2023年单W克耗为2.45g/W,考虑产业链库存系数为85%，1）中性情况下，2023年硅料供给154.5万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为525GW/420GW；2）乐观情况下，2023年硅料供给170.0万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为577GW/462GW；3）悲观情况下，2023年硅料供给139.1万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为472/378GW。预计硅料产能将从2023Q1开始逐步释放，其中2023Q2及2023Q3释放速度更快，考虑到1-2月是需求淡季，我们认为2023Q1硅料或下跌至15-20万/吨，2022Q3和Q4是需求旺季，硅料价格具备支撑，全年均价在10-15万/吨。硅料：2023年硅料有效供给超400GW，推动产业链放量类别企业20222023E2023EQ3Q4Q1Q2Q3Q4A一线在产企业新疆协鑫225,000325,000365,000365,000360,000360,000360,000通威250,000250,000250,000250,000370,000370,000370,000特变/新特200,000200,000200,000200,000300,000300,000300,000大全新能源120,000120,000120,000120,000220,000220,000220,000小计795,000895,000935,000935,0001,250,0001,250,0001,250,000其他在产企业东方希望70,000130,000130,000255,000255,000317,500317,500亚州硅业50,00050,00090,00090,00090,00090,00090,000东立光伏12,00012,00060,00060,00060,00060,00060,000鄂尔多斯12,00012,00012,00012,00012,00012,00012,000青海丽豪50,00050,00050,00050,00050,00050,00050,000其他29,30079,30079,300279,300329,300529,300529,300其他OCI（马来西亚）27,00027,00027,00027,00027,00027,00027,000瓦克（德国）60,00060,00060,00060,00060,00060,00060,000硅料有效产能（吨）—乐观248,238332,833352,756419,515429,176498,2011,699,648组件供给（GW）—乐观78104120143146169577光伏装机（GW）—乐观628396114117135462硅料有效产能（吨）—中观225,671302,575320,687381,378390,160452,9101,545,135组件供给（GW）—中观7195109130133154525光伏装机（GW）—中观567687104106123420硅料有效产能（吨）—悲观203,103272,318288,619343,240351,144407,6191,390,621组件供给（GW）—悲观638598117119138472光伏装机（GW）—悲观516878939511137847数据来源：各公司公告、东吴证券研究所硅料：工艺包为N型主要壁垒，国内供应比例有望提升3◆N型硅料品质等级更高，降本需求下渗透率有望提高。P型硅料掺入三价元素杂质，以硼为主，载流子为电子空穴带正电荷，N型硅料掺入无价元素杂志，以磷为主，载流子多带正电荷。目前N型硅料要求电子二级以上等级，比P型料高两个等级，技术指标差距在2-10倍。使用N型料能提升电池片及组件转化效率，降低度电成本，预计未来1-2年渗透率提升至50%以上。◆工艺包为主要壁垒，国内供应比例有望提高。工艺包为N型生产主要壁垒，长期的化工积累使得精馏纯度更高，还原效率更高，同时对人员的精细化管控和培训是保证品质稳定的关键。新进入者量产N型硅料需要3-5年时间，长时间的经验积累构成了N型生产的主要壁垒。目前下游多使用瓦克、OCI等外资厂商产量，大全、通威、东方希望、新特N型出货比例不高，未来伴随N型需求增加，主流厂家N型产能储备释放，国内供应比例相应提高。图表：P/N硅料特质对比图表：主要厂商N型硅料储备硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力N型硅料P型硅料质量标准电子二级以上电子三级及太阳级外观质量致密料致密料、菜花料、珊瑚料工艺流程N型、P型差别不大初始投资额N型材料更高端，后端洁净环境更好，初始投资额更大循环回收N型料品质更高，可循环回收重新用于硅料公司名称N型出货占比(%,22E)出货量（万吨，22E）N型产能储备大全新能源10%以下1.4以下新疆产能的60%-70%，内蒙产能100%通威10%-20%2.5-5全产能90%+新特10%1.2新疆产能的10%，预计23年技改达100%，包头产能100%合计6.4-8.948数据来源：各公司公告、东吴证券研究所硅料：行业格局两超多强，新疆地区集中度有望下降4◆通威协鑫扩张带动行业走向两超多强。2022年硅料行业通威/新疆协鑫/大全/特变占比分别为23%/16%/16%/13%，2022全年硅料出货90万吨，其中海外10万吨。通威、协鑫扩张迅速，产能规划分别为75万吨及80万吨，行业格局将从五巨头走向两超多强。新增产能多为新疆以外地区，欧洲新规影响较小。欧洲拟定新规禁止强制劳动商品进口，新疆硅料或成目标之一，而2022年主要厂商产能新疆地区占比32%，而2023年主要产能扩张多在新疆以外地区，强制劳动法案对硅料出口影响较小。图表：主要厂商地区分布(%,2022E)图表：2023年主要厂商扩产规划硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力图表:硅料行业格局分布(%,2022E)厂商新增产能建设情况通威股份乐山三期12万吨2023年Q2-Q3新特淮东一期10万吨2023年Q3-Q4大全新能源内蒙一期10万吨2023Q3投产东方希望宁夏一期6万吨2023年6月投产乌海6.25万吨2023年投产东方立伏内蒙二期4.8万吨2023年投产合盛硅业新疆一期10万吨2023Q2建成宝丰集团甘肃5万吨2023Q2投产晶诺新能源新疆一期5万吨2023Q3投产TCL中环内蒙10万吨2023年8月投产润阳石嘴山5万吨2023H1投产上机数控包头一期5万吨2023Q2投产49◆23年盈利回落，N型料供应或成核心竞争力。2022年硅料供应偏紧拉高产业利润，同时各企业盈利水平趋于一致，龙头2022年盈利依然强劲。伴随硅料产能逐步释放，硅料企业盈利趋稳，2023年硅料扩产充分，盈利将明显下滑，各厂商盈利分化差距逐渐显现。目前N型料相比P型溢价2元/kg，未来随着N型渗透率逐步提高，溢价将进一步扩大，同时N型料生产壁垒较高，具有N型生产能力的硅料企业有盈利优势，硅料行业盈利差异将被拉开。硅料：23年盈利回落，N型供给或拉开盈利差异5硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力数据来源：公司公告，东吴证券研究所图表：主要企业及行业平均单吨净利（万元）图表：主要企业及行业平均毛利水平（%）二、硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强5051硅片：价格拐点已现，龙头企业盈利韧性强1◆产能逐步释放价格拐点已现，盈利普遍下行龙头企业韧性更强。根据我们测算，2023年硅料供应154.5万吨，对应支持光伏装机420GW，我们预计2023年光伏装机需求365GW，存在55+GW的供需缺口。2022年开始硅料行业扩产充分，受制于硅料供给有限，硅片产能过剩未充分显现，随2023年产能瓶颈消失，或进入激烈竞争阶段。而头部企业具有成本优势，且大尺寸薄片化等技术优势带来盈利支撑，在行业盈利普遍下行阶段，龙头企业盈利韧性更强。硅片行业格局分散，预计2023年TCL中环/隆基绿能/晶科能源/上机数控/晶澳科技市占率占比分别为29%/27%/13%/12%/11%。图表：硅片行业产能规划（GW）数据来源：CPIA、东吴证券研究所硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强图表：硅片行业2023年市占率分布（%）企业20182019202020212021外销产能2022E2022外销产能2023E隆基2845851055014060160中环233055888514085140高景太阳能2020303080晶科6.511.52032055065晶澳4.58.41630040053上机1.5203030353570京运通356.51515202040通威0.40.4101017.517.530阿特斯2211.511.5202025合计89148.4264.5343.2223.2509.9279.9748.0支持光伏装机（GW，假设容配比为1.2）74.2123.7220.4286.0186.0424.9233.2623.452硅片：石英砂紧俏延续，国产砂占比提升2◆硅片大扩产石英砂紧缺，预计23年重回平衡。22年光伏高景气带动石英砂供应偏紧，叠加19年硅片的扩产周期，硅片产能大幅增长，22年石英砂供给加速趋紧，供应紧俏将延续至23H1，但随着石英砂扩产+硅片厂生产工艺提升，石英砂有效供给将大幅提升，我们预计23年石英砂可供给9.5万吨，整体石英砂供给紧平衡，进口内层供给维持偏紧态势。◆进口高纯砂供应紧，国产砂占比提升。石英砂主要用作单晶拉直过程中用的坩埚，坩埚一般分内中外三层，业内普遍配比为内中外3：4：3。进口砂纯度较高，主要用作内层直接接触炉料，对单晶棒的品质影响较大，目前国产砂品质仍较低，只能用作中外层。现由于内层进口砂供给偏紧，同时海外高纯石英砂厂商尚无扩产意愿，内层的配比有降低的趋势。数据来源：公司公告、Solarzoom，东吴证券研究所硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强图：石英砂供给测算（万吨）图：石英砂需求测算石英砂需求20212022E2023E2024E装机(GW)160250360468硅片产量(GW)192300432561.6单GW需单晶炉（台）80808080单炉坩埚需求（个/年）24242424单个坩埚重量（kg）85858585石英砂单耗（kg/kg）1.251.251.251.25单GW石英砂需求（吨）204204204204光伏石英砂总需求（万吨）3.926.128.8111.46内层砂需求（万吨）1.571.842.643.21外层砂需求（万吨）2.354.286.178.2520212022E2023E2024E进口砂美国尤尼明1.31.31.31.3挪威TQC1.11.11.11.1内层砂合计2.42.42.42.4国产砂石英股份1.535.55.5菲利华0.61.5其他0.80.91.01.2外层砂合计2.33.97.18.2总供应量4.76.39.510.653硅片：N型生产及石英砂保供形成壁垒，龙头厂商或将盈利分化3◆坩埚保供及技术难度构成N型生产壁垒，龙头厂商盈利或将分化。N型硅片对纯度要求更高，拉制N型硅棒的石英坩埚需要增加更换频率以减少杂质积累，因此N型单晶石英坩埚更换频率高于P型坩埚。截止2022Q3，各家硅片厂商坩埚满产保供情况差异明显，隆基/中环/晶澳/上机满产保供率分别为67%/60%/62%/65%,而双良和高景的满产保供率仅为28%和37%。N型硅片价格更高，拉高硅片企业利润水平，坩埚保供情况不同导致的N型供应能力差异将促使龙头厂商盈利分化。数据来源：公司公告、东吴证券研究所硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强图表：硅片业务单瓦盈利（元/W,上)毛利率水平（%，下）图表：N型技术难度（上）坩埚保供情况（下）N型及P型对比热场纯度P型硅片单晶纯度＜200ppm，N型单晶硅片纯度＜100ppm，对灰分要求更严苛。坩埚耗量拉制N型硅棒所需石英坩埚更换频率增加，推动石英坩埚高纯砂需求提升。回收消化N型生长出的埚底料无法回收，且等外品没有消化渠道，成本更高。耗量N型硅片需要开炉，开流量增加，热场接触氧气的量增加，热场损耗更多，需求量增加。设备除纯化设备外，其余均一样。公司名称炉台数稼动率坩埚数一级坩埚占比满产供应情况统计时间隆基820075%1438290%67%九月第三周中环699080%1307785%60%九月第三周晶澳291696%6585—62%九月上机241690%5085—65%九月双良200068%318040%28%九月高景220090%463041%37%九月54数据来源：公司公告、Solarzoom，东吴证券研究所硅片：大尺寸和薄片化趋势明确，支撑龙头企业盈利水平◆大尺寸带来全产业链降本提效，硅片龙头率先调整产能及出货。大尺寸趋势明确，硅片龙头新增产能均兼容182与210，我们预计龙头厂商2022、2023年底硅片大尺寸产能508GW、641GW，因此硅片端不会成为制约大尺寸发展的瓶颈。◆各家积极推进薄片化，主流厚度从160um到150um切换。降低硅料用量可大幅降低成本，N型电池趋势下薄片化硅片更加适用，各家积极推进薄片化，受益硅片尺寸结构改善、薄片化、新产能释放，支撑龙头厂商盈利水平。4图表：部分厂商最新大尺寸硅片产能统计情况（GW）硅片：价格拐点已现，龙头盈利韧性强图表：龙头厂商薄片化的进度隆基182mm166mm158.75mmP型180μm、175μm、170μm、165μm、160μm、155μm、150μmN型180μm、175μm、170μm、165μm中环218.2mm210mm182mm166mm158.75mmP型170μm、165μm、160μm、155μm、150μmN型150μm、130μm上机数控产品可实现单次切片数2500片，形成100μm左右厚度的硅片，并保证良品率在90%以上。高测股份与行业上下游龙头进行联合研发，推出异质结专用的超薄半片硅片（210mm105mm120µm），已经实现量产。企业大尺寸产能2022Q12022Q22022Q32022Q4E2023E隆基96111.5127.0142.5152.0中环5578.7102.3126.0126.0晶科2737.548.058.558.5晶澳1924.730.336.058.5协鑫-1.71.710.813.5通威1515.315.515.827.0锦州阳光5.15.15.15.15.1环太4.54.54.54.54.5上机2028.336.745.063.0京运通1012.815.618.538.3阿特斯1012.715.318.022.5高璟太阳能1519.023.027.072.0合计276.6351.7425.1507.6640.9三、电池：2023年新技术加速渗透，盈利持续改善5556大尺寸占比逐年提升，22年展现结构性溢价1电池：新技术加速渗透，盈利持续改善数据来源：CPIA、Pvinfolink、东吴证券研究所图表：电池产能扩张情况（GW）◆大尺寸产能占比逐年提升，210技术路线更受青睐。产业利润向下转移预期叠加新技术拐点来临，各厂商扩产幅度较大，且新建产能均为大尺寸，目前182&210大尺寸产能已占据绝对主流。我们预计到2022年底大尺寸电池片产能达400GW，占比达87%，其中兼容210尺寸产能占比达57%。210电池凭借高功率、高效率、高可靠性、高发电量四大核心优势，同时可有效降低单GW投资成本更受青睐。预计到2023年大尺寸电池产能将达到629GW，占比达92%，其中210电池产能占比将增长至60%。从报价看，截止2022年11月25日，210及182电池片报价1.33元/W，略高于166电池片1.31元/W，大尺寸产能展现出结构性溢价。图表：2021-2023年各尺寸产能（GW）产能（GW）202120222023通威42.071.095.0晶科24.955.066.0隆基38.060.084.0爱旭36.045.045.0天合36.051.065.0阿特斯18.220.235.0晶澳3240.066.0东方日升15.021.028.0其他70.496.8144.7合计312.5460.0628.757TOPCon量产东风已至，23年渗透率加速提升2◆电池技术多点开花，TOPCon量产东风已至！PERC效率已达顶点，高效率新电池技术的出现带来了新的产业机会，2022年新技术HJT、TOPCon量产转换效率已能做到24.5-25.5%，仍在不断提升。TOPCon方面，晶科能源30GW、天合光能10GW等TOPcon量产线均计划在2022年落地，我们预计总TOPCon产能将超过80GW，实际出货量接近20GW，2023年底产能将近280GW，全年有效产能超140GW，渗透率提升至30%！HJT方面，电池片厂商或一体化专业厂商均在积极布局和试验，华晟、隆基股份、晶澳科技、东方日升、通威股份等进行相关技术储备布局，后续期待降本推动产业化。数据来源：各公司公告，东吴证券研究所图表：主要厂商TOPCon扩产规划电池：新技术加速渗透，盈利持续改善图表：主要厂商HJT扩产规划产能电池类型2022末产能（GW）2023末产能（GW）2022末产量（GW）2023末产量（GW）通威股份HJT1.41.40.40.4隆基绿能HJT1.21.20.50.5晶澳科技HJT0.80.80.10.1天合光能HJT0.50.50.10.1阿特斯HJT0.20.20.10.1东方日升HJT0.55.30.13.0其他HJT8.033.12.310.0合计HJT12.642.53.614.2产能电池类型2022末产能（GW）2023末产能（GW）2022末产量（GW）2023末产量（GW）通威股份TOPCON9.533.50.018.0晶科能源TOPCON31.042.010.035.0晶澳科技TOPCON1.327.30.315.0天合光能TOPCON10.525.00.815.0阿特斯TOPCON0.015.00.06.0东方日升TOPCON0.53.00.11.0钧达（捷泰）TOPCON8.031.02.421.0其他TOPCON19.999.95.228.7合计TOPCON80.7276.718.7139.758隆基HPBC降本超预期，爱旭ABC效率领先溢价空间广阔3◆隆基HPBC降本及效率超预期，溢价可达2毛/W。2022年11月3日，隆基发布基于HPBC技术的HiMO6产品，使用成本更低的P型硅片同时达到N型效率，量产电池效率为25%-25.3%，超过市场预期的24.5%。同时浆料使用银+铝浆，非硅成本更低，同时有包括全黑在内的多种颜色选择，外观美观，溢价可达2毛/W。◆爱旭ABC效率行业领先，分布式溢价空间广阔。爱旭ABC电池量产效率为26.2%，高于其他技术路线，浆料采用银+铜，未来向全银发展；但ABC电池单GW投资设备成本更高，拉高电池整体生产成本。ABC采用全黑设计，外观更美观，适用各种分布式场景，同时因为缺少高效率、低成本竞品，在海外分布式光伏具有高溢价空间。数据来源：各公司公告，东吴证券研究所图表：HPBC及ABC产能产量（GW）电池：新技术加速渗透，盈利持续改善图表：新型技术路线对比产能20212022E2023E隆基绿能HPBC01034爱旭股份ABC0.36.56.5产量20212022E2023E隆基绿能HPBC02.020.0爱旭股份ABC00.86.0经典IBCTBC经典HBCABCHPBC实验室效率25.2%Sunpower26.1%Fraunhofer26.63%Kaneka26.6%爱旭26.8%隆基量产效率23.5%-24.5%24.5%-25.5%25%-26.5%26.20%25%-25.35%量产难度工序多难度中高工序多难度中高工序多难度高工序多难度高工序多难度中高生产成本（元/W）1.0-2.01.0-2.01.2-2.20.6-0.8银浆耗量（mg/片）低于双面PERC低于双面TOPCon低于HJT采用银+铜，发展方向为无银采用银+铝浆，发展方向为全铝浆薄片化（μm）130-150130-15090-140130170-190产线兼容性部分兼容PERC部分兼容TOPCon部分兼容HJT部分兼容PERC目前主流产线设备投资（元/GW）3354.4-4.52量产成熟度成熟即将成熟即将成熟即将量产成熟2022量产规模10GW以下约3GW接近1GW0.8GW2GW59提效路线清晰，单结电池瞄准27%量产效率4◆TOPCon提效的核心在于降低电学损失，包括SE、双面POLY、全域钝化以及叠层电池等方法。TOPCon提效核心需要降低电学损失。各厂商即将引入SE平台，预计将提效0.2%-0.4%，24年引入双面POLY，效率有望提高至26%以上，25年引入全域钝化技术，有望提效至27%，之后提效主线在叠层电池技术发展。◆HJT提效包括引入双面微晶、半片等技术，降本措施包括设备国产化及金属化工艺降本。在量产效率方面，HJT电池量产平均效率已接近25%，随着双面微晶工艺、半片、光注入及多主栅等技术的运用，量产平均效率有望向26%迈进。通过设备国产化降本、硅片薄片化、节省银浆用量(SMBB工艺、激光转印及银包铜等)或者用电镀铜等方案能够实现HJT降本。数据来源：晶科能源官网，ContinouslyEvolvingTech，拉普拉斯，东吴证券研究所图表：TOPCon提效进程图表：TOPCon提效路线电池：新技术加速渗透，盈利持续改善60集中度迅速提升，专业化厂商显露头角5电池：新技术加速渗透，盈利持续改善数据来源：Solarzoom，PVinfolink，东吴证券研究所◆2022年电池片格局集中度迅速提升，分为专业化和一体化两大阵营。2022年CR6集中度约为70%，前6名中，通威股份、爱旭股份是专业电池厂，效率、成本领先二三线厂商；其余4家晶澳、晶科、天合、隆基为一体化厂商，扩产电池片补齐一体化产能。◆目前阶段电池已基本均为单晶PERC，竞争格局相对较差，新电池技术成破局关键：目前阶段电池已基本均为单晶PERC，技术外溢导致壁垒降低，新产能成本差异不大致行业成本曲线迅速拉平，后续关注TOPCon、HJT等技术落地强化行业壁垒，我们预计2023年行业集中度继续维持高位。图表：2023年电池片行业竞争格局（按出货量,GW）图表：2022年电池片行业竞争格局（按出货量,GW）61新技术来临，各家百舸争流6◆隆基HPBC坚定扩产电池，多家公司N型TOPCon大规模扩产。隆基HPBC总规划产能34GW，预计22年9月西咸15GW投产,23年新技术出货目标20-30GW。晶科合肥一期8GW和海宁一期8GW均已于22H1投产，合肥二期8GW产能爬坡中，海宁二期11GW预计22Q4投产，预计全年TOPCon产量10GW。晶澳1.3GW、天合8GW、润阳10GW、钧达等8GWTOPCon产线均于22年投产，合计产量4GW+。◆中来首发TOPCon电池价，较PERC溢价约1毛。8月8日中来N型TOPCon首次对外公布了其电池的价格数据。其中，182双面的报价为1.4元/W，210双面的报价为1.41元/W，较同尺寸PERC约有1毛/W的溢价。数据来源：各公司公告，东吴证券研究所电池：新技术加速渗透，盈利持续改善图表：2022年主要公司N型电池扩产PERC（基准）晶科TOPCON华晟HJT爱旭ABC项目功率（MW）100100100100组件效率21.30%22.30%23.00%23.50%组件功率（W）500523540552对应组件（万个）20191918首年衰减2%1%1%1%后续衰减0.55%0.40%0.375%0.35%组件外初始投资成本（万元）22800217782111520666年维护费用（万元）500478463453与PERC同IRR组件价格（元/W）22.232.342.39溢价（元/W）-0.230.340.39溢价比-11%17%19%图表：各N型路线溢价测算（1300h，100MW）公司技术路线22年扩产（投产时间）22年产量23年扩产（投产时间）溢价隆基HPBC泰州4GW（22Q4）+西咸30GW（23年）1GW预计0.6-1.2毛/W晶科TOPCon合肥一期8GW（22H1）+海宁一期8GW（22H1）+合肥二期8GW（22Q3）+海宁二期11GW（22Q4）10GW0.5-1毛/W晶澳TOPCon宁晋1.3GW（22年8月底）百MW宁晋6GW（23Q1）+曲靖10GW（23H1）+扬州10GW（23H1）天合TOPCon宿迁二期8GW（22Q4）百MW润阳TOPCon盐城10GW2GW钧达TOPCon滁州一期8GW（22Q3）2GW滁州10GW+淮安13GW爱旭ABC珠海一期6.5GW（22Q3）百MW珠海19.5GW+义乌26GW预计1毛/W+62需求高增下供应趋紧，盈利持续修复1◆2022需求高增盈利修复，2023硅价下行盈利提升。2022年以来，需求快速增长下，由于2021年电池扩产放慢导致供应趋紧，电池顺价明显+稼动率提升摊低成本，电池价格涨幅超组件，与上游硅片基本持平，盈利持续修复，其中大尺寸产能较紧，溢价2-3分/W盈利较高，TOPCON持续享受5-10分/W的溢价，我们预计2022年电池单瓦盈利约5分，大尺寸电池售价和盈利明显优于小尺寸。前瞻2023年，上游硅料、硅片产能大幅释放，产业链将进入下行周期且供需天平反转，我们预计电池环节盈利能力将继续坚挺在约5分/W；N型方面，硅价下行产业链开启价格下行周期叠加N型渗透加速，N型溢价空间或将回落，但我们预计旺盛需求下TOPCON将仍享溢价约5分/W，仍保持一定的价格优势。7电池：新技术加速渗透，盈利持续改善数据来源：Soalrzoom、公司公告，东吴证券研究所图表：2022年电池供应趋紧（GW）图表：2022年电池涨幅明显，盈利修复图表：电池毛利率及单瓦盈利（行业平均水平）环节20212022E2023E硅料265.1317.1572.3硅片343.2527.4765.5电池265.4386.3544.4组件329.5419.0550.7硅片—电池缺口77.8141.1221.2电池—组件缺口64.132.76.4四、组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升6364一体化大趋势，各环节配套率逐步提升1组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升数据来源：各公司公告，CPIA，东吴证券研究所◆组件集中度迅速提升，带动各环节配套率提升：组件环节由于单位产能投资低、技术变化缓慢且主要为物理封装。组件公司的一体化率可以决定成本，提高一体化率是组件端降本的方式之一，近年来龙头隆基、晶科、晶澳、天合均实现多个环节的一体化配套生产，行业外采比例下降，一体化是未来大趋势。老牌龙头中，隆基、晶澳、晶科一体化率高，制造端优势显著，天合推动超一体化布局，补足前期上游产能短板，向上贯穿全产业链优势凸显，有利于在产业链波动的时候控制终端成本，并保证订单的及时交付。出货上，我们预计2023年组件前五家龙头合计规划出货超280GW，其中隆基70GW、天合60-65GW、晶澳60G-65W、晶科60-65GW、阿特斯30GW，一体化龙头加速扩张，叠加品牌渠道优势，出货稳步提升。图表：组件龙头组件产能及一体化率对比（GW，%）图表：组件厂商出货规划及CR5（GW，%）65◆行业集中度持续提升，我们预计2022年前五龙头出货占比约达65%。近年来组件行业集中度迅速提升，受疫情、硅料短缺的影响，行业整合及淘汰加速，品牌优势、产业链一体化布局较为完善的隆基、晶科、晶澳走在行业前列，2022年CR5市占率达65%。我们预计2023年组件主要厂家合计规划出货达335-350GW，其中隆基70GW、天合60-65GW、晶澳60-65GW、晶科60-65GW、阿特斯30GW，通威30GW、东方日升20GW，主要厂商集中度达78%，组件环节集中度进一步提升。集中度迅速提升，2022组件出货CR5约达65%2数据来源：Solarzoom，东吴证券研究所图表：2023年组件行业竞争格局预测（按出货量,GW)组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升图表：2022年组件行业竞争格局预测（按出货量,GW)66一体化盈利坚挺，单组件承压，预计23年持续改善◆一体化盈利坚挺，单组件环节盈利承压。22年隆基一体化组件单瓦净利约1毛4，扣除硅片、电池净利，计算单组件环节净利约-3分；预计23年一体化厂商单瓦净利持续改善，上升至0.15-0.16元，随硅片盈利下行，预计单组件环节净利修复至2-3分。◆一体化组件厂商盈利占优，预计23年盈利持续改善。一体化厂商能够获得硅片、电池、组件等环节的利润，今年硅料供需紧价格高，硅片版块盈利颇优，一体化厂商盈利能力优势明显。随着明年硅料放量降价，预计硅片版块盈利占比略降，组件锁价售价得到支持，同时新技术渗透率提升带来溢价，一体化组件厂商明年盈利坚挺。组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升图表：组件厂商盈利年度情况（元/W）3数据来源：公司公告，东吴证券研究所测算图表：组件厂商盈利季度情况（元/W）67数据来源：Wind、Solarzoom，东吴证券研究所组件合同负债节节攀升，隆基遥遥领先4◆全年组件龙头合同负债均有增长，隆基远高同类遥遥领先。自2022Q1末起组件版块合同负债提升尤为明显，截至2022Q3末，组件板块合同负债达428.5亿元，较年初增长112.6%。2022Q3金额上，隆基>晶科>晶澳>天合>日升；环比增幅上，隆基>天合>晶科>晶澳>日升。其中2022Q3末隆基合同负债215亿元，环增67.3%，较年初增长190%，远高于行业同行，我们预计这主要为国内大地面电站的锁价单，这批订单明年将充分受益于硅料价格下降带来的盈利弹性。图表：龙头组件厂商合同负债对比（亿元）图表：光伏组件板块季度合同负债情况（亿元）组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升68数据来源：Wind、Solarzoom，东吴证券研究所受益硅价下行，一体化公司盈利向上，利润弹性较大5◆2023年硅料大规模释放价格回落，产业链利润重新分配情况下，组件成本降低利润有望增厚1-2分/W。2023年硅料产能释放，供大于求后，价格下行有望促进国内地面电站大幅放量，预计2023年国内装机130-140GW，同增45%左右，全球装机360-370GW，同增45%。产业链利润重新分配情况下，组件成本降低利润有望增厚1-2分/W，预计2022年一体化组价单瓦净利约14分/W，2023年达到15-16分/W。◆海外、分布式盈利更优，看好出货占比较大公司的盈利能力。2022年欧美国家的电价逐年攀升，且受俄乌冲突等事件影响，天然气成本飙升，电价成本短期内快速上涨，带动光伏收益率高增，预计2022年海外装机150-160GW，同增30%+。出货以高溢价的分布式和海外高端市场为主，价格优势明显。高价市场出货占比高的公司价格有明显优势，看好该类公司盈利能力！组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升图表：组件价格数据（元/W，截至2022年11月23日）图表：组件毛利率及单瓦盈利（一体化）五、逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增6970◆2022年欧洲户储爆发增长，户储经济性强劲，安装已成趋势，未来持续高增。2021年户储就已开始快速增长，如意大利2021Q2起户储就以200%+的同比增速高增，2022年俄乌冲突影响下能源价格飙升导致居民用电成本增加，对户储安装起到催化剂作用，加速户储爆发。以德国为例测算可得户储IRR可达16.6%，收益率高企，考虑相关补贴后将回收期缩短至2-3年，经过此轮事件影响，欧洲居民基于用电安全及经济性考量，户储安装已成趋势，未来将持续高增。12022年户储爆发增长，安装已成趋势图表：意大利户储装机高速增长逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增数据来源：ANIE、eurostat、东吴证券研究所图表：德国户储IRR测算年单位012…1920系统理论功率KW5.004.904.88…4.484.45年发电量Kwh/年-58805851…53735346居民电价（欧元/Kwh）-0.500.50…0.500.50电池容量保持率%100%100%99%…80%79%充放电量Kwh33953352…27072673电量自用收益欧元-16971697…16971697FIT上网电价（欧元/Kwh）0.090.09…0.090.09发电收益欧元214211…170168年维护费用欧元0202199…154151净收益欧元17091710…17141714债务余额欧元(9412)(8628)(7813)…本金偿还欧元(784)(815)…00利息偿还欧元(376)(345)…净现金流量欧元(4034)549549…17141714净现金流量现值欧元(4034)523498…678646资本金irr16.56%71◆我们预计2023年户储出货68GWh，未来持续翻倍增长。政府补贴支持+收益率高企+户储安装已成趋势，我们预计2022/2023年全球户储出货可达35GWh/68GWh，同增405%/97%，我们预计未来全球户储持续翻倍增长，2021-2025年CAGR达138%。2023年户储预计出货68GWh，未来持续翻倍增长数据来源：BNEF，东吴证券研究所2逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增图表：全球户储预测户储202020212022E2023E2024E2025E欧洲新增光伏装机（Gw）6.146.4619.3729.0540.6750.84存量光伏装机（Gw）39466594135186新增配储渗透率（%)7.0%16.0%25.0%33.0%42.0%50.0%存量光伏新配储渗透率（%）0.1%0.6%2.6%4.6%7.6%12.6%合计当年新增储能（Gw）0.51.56.012.222.737.0合计当年新增储能（Gwh）0.832.4711.6924.3549.7689.18欧洲户储电池出货量需求（gwh）1.23.723.448.789.6142.7美国新增光伏装机（Gw）3.354.476.048.7512.2517.15存量光伏装机（Gw）202531395269新增配储渗透率（%)8.0%14.0%17.0%21.0%25.0%30.0%存量光伏新配储渗透率（%）0.0%0.1%0.2%2.2%4.2%6.2%合计当年新增储能（Gw）0.30.71.12.54.57.8合计当年新增储能（Gwh）0.370.981.724.438.9516.17美国户储电池出货量需求（gwh）0.71.63.68.916.127.5中国合计当年新增储能（Gw）0.00.10.10.20.30.4合计当年新增储能（Gwh）0.040.120.240.400.580.81全球其他市场合计当年新增储能（Gw）1.00.83.55.710.517.4合计当年新增储能（Gwh）1.361.115.9510.2620.7136.22全球合计当年新增储能（Gw）1.83.010.720.638.062.6合计当年新增储能（Gwh）2.594.6819.6139.4479.99142.39全球户储电池出货量需求（gwh）3.76.934.668.1130.0220.472◆储能盈利性更佳，业绩弹性大。以锦浪为例，并网/储能单瓦售价为0.3/1.2元，按照并网净利率为15%，储能净利率为20%计算，并网/储能单瓦盈利为0.045/0.24元，则1W储能相当于卖5.3W并网，并网/储能单台盈利分别为675元/1200元，一台储能相当于卖两台并网，储能盈利性更佳，业绩弹性大。◆2023年并网出货稳步增长，高盈利储能持续高增。2022全年考虑IGBT紧张，资源倾斜下并网增速有所放缓，储能均实现翻倍多增长，展望2023年IGBT单管有所缓解，并网出货稳步增长，储能需求持续旺盛，2023年储能出货预计均翻倍以上增长，其中我们预计阳光2023年储能出货18-19gwh，其中大储15gwh，户储3-4gwh，锦浪储能出货翻3-4倍增长，固德威储能出货50-60万台，德业预计出货70万台以上，均翻倍以上增长，此外固德威、德业储能电池业务也在逐步放量，将充分增厚公司业绩。储能盈利性更佳，2023年储能出货持续高增数据来源：公司公告、东吴证券研究所3逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增图表：逆变器厂商出货及预期20212022E2023E阳光电源逆变器总出货(gw）4775120-130Hybrid（万台）112-1370-90储能大储（gwh）2.56-715gwh户储（gwh）0.30.6-0.73-4德业股份组串（万台）21.52540+储能（万台）7.033270-80固德威组串（万台）44.725060-80储能（万台）6.082550-60锦浪科技组串（万台）6890120-140储能（万台）325100-120并网逆变器储能逆变器单台售价（元/台）45006000功率（KW）155单瓦售价（元/W）0.31.2净利率15%20%单台盈利（元/台）6751200单瓦盈利（元/W）0.0450.24图表：储能盈利性更佳73◆海外毛利率高于中国大陆，占比提升带来盈利改善：海外光伏行业发展较早，市场较为成熟，更加注重企业品牌，对产品可靠性、品质有要求，会看产品在全生命周期的价值，因此海外价格敏感性较低，海外盈利更佳，所以2021年海外综合毛利率基本在33%左右，国内对价格较为敏感，厂商竞争激烈，2021年综合毛利率在19%左右，海外毛利率远高于国内，同时新进入者进入海外市场需要经过产品设计、样本制造、各市场认证以及渠道建设等，需要大量时间积累，海外市场因此壁垒更高。◆分布式市场单价更高、盈利更好。从单价上户用单价远高于工商业，原因在于集中式更多应用于集中电站，2B模式低单价，分布式市场更多为个人消费者，产品具备一定的差异化，新进者很难短期内打破客户与品牌建立的合作，类C端消费属性强盈利更好，因此禾迈、昱能更接近户用市场，毛利率更高。随着分布式光伏占比提升，各逆变器厂商加大分布式市场布局，盈利也在结构性改善。4高盈利海外占比+分布式占比提升，盈利结构改善图表：逆变器海外毛利率高于中国大陆逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增数据来源：公司公告、东吴证券研究所毛利率20172018201920202021阳光电源中国大陆25.50%21.25%18.14%16.78%19.08%海外及港澳台地区40.18%48.49%40.56%35.16%27.09%锦浪科技中国大陆27.08%22.83%17.57%15.38%22.64%海外及港澳台地区44.07%42.42%44.74%42.58%33.84%固德威境内31.12%25.45%25.26%15.99%16.32%境外42.84%41.84%49.43%47.59%40.33%德业股份境内----20.0%境外34.7%19.1%25.3%33.3%35.9%图表：各公司逆变器业务毛利率对比745国产龙头脱颖而出，阳光华为双龙头地位稳固图表：2022年逆变器行业竞争格局预测值（按出货，GW）图表：2023年逆变器行业竞争格局预测值（按出货，GW）◆2023年双龙头格局稳固，国产加速出海替代。从2022年竞争格局来看，我们预计阳光电源（27%）、华为（25%）呈现双龙头格局，锦浪科技稳步成长紧随其后，预计2022年市占率全球第三，2023年看，双龙头地位稳固，我们预计阳光、华为市占率分别为31%、29%，合计占比超60%，锦浪预计达12%，国内其他逆变器厂商如固德威、德业股份等稳步提升，持续受益于海外的国产化替代，国产企业逐步脱颖而出。数据来源：公司公告、东吴证券研究所测算逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增75◆国产IGBT逐步导入，单管供应缓解，IGBT模块依旧紧张：由于户用单台瓦数虽小但芯片耗量较多，导致2021年Q2起小型逆变器缺芯，22年需求旺盛下芯片供应持续紧张，为缓解供应国产逆变器厂商逐步导入国产IGBT单管缓解供应，100KW以下产品主要用IGBT单管，2022Q4往后看IGBT单管缓解，但随硅料起量，地面需求启动，IGBT模块需求提升，模块目前主要还是以进口为主，2023年供应依旧较为紧张。IGBT单管逐步缓解，IGBT模块23年仍旧紧张数据来源：公司公告，东吴证券研究所逆变器：户储持续高增，大储将迎爆发，充分受益高增6图表：2022年逆变器厂商国产IGBT导入情况公司IGBT供货商进口厂商进口比例国内厂商国产比例德业股份英飞凌安森美50%新洁能、华润微、斯达半导50%锦浪科技英飞凌安森美富士>90%斯达半导、新洁能等<10%固德威英飞凌安森美60%斯达、新洁能、宏微等40%阳光电源英飞凌安森美80%斯达半导、士兰微、宏微、新洁能等20%六、微逆：性价比凸显，分布式渗透率持续提升76771◆全并联结构下安全性高，仅需低压操作、节省人工成本。微逆由于是将每块组件直流电逆变成交流电后并入电网，同时微逆中组件之间为并联结构，不会存在电压叠加，因此仅存在60V左右直流电压，彻底解决了高压直流拉弧引起的火灾风险，安全性强，因此在安装过程中只需要低压操作，可以有效节约电工成本，测算节约大概0.1美元/W，从而有利于海外初始投资中软性人工成本下降。◆中小功率下微逆性价比凸显。组串逆变器单瓦价格随着功率的提升会有所摊薄，反之，随着功率段下行，组串单瓦价格上升，在中小功率段下尤其是5KW以下，微逆单瓦成本已低于组串+优化器。随着一拖八等新品的推出，微逆单瓦产品继续下降，中小功率段下性价比优势更加明显。同时以美国为例，测算下来微逆LCOE相比组串低约9%，微逆性价比凸显，渗透率逐步提升。微逆：性价比凸显，分布式中微逆渗透率持续提升数据来源：Wind，NERL，公司公告，东吴证券研究所测算安全性强、节省人工成本，中小功率下微逆性价比凸显图：微逆vs组串度电成本测算比较图：三种关断形式价格对比（元/W）微逆组串逆变器+优化器光伏组件价格（美元/W)0.540.54逆变器价格（美元/W)0.530.35其他总安装成本（美元/W)1.881.98电站寿命（年）2525逆变器寿命（年）2510年有效利用小时数（h）20002000系统效率（%）93%88%CAPEX（美元/W）2.952.87OPEX（美元/W）0.750.625Replacein（美元/W)-0.35Enet46.5044.00LCOE（美元/W)0.0800.087782◆各国出台安规标准，微逆渗透率有望不断提升。美国NEC2017安规标准的推出快速推动MLPE市场的发展，全球也有多国或地区相继推出类似安规标准，如2021年加拿大、2022年泰国推出基本等同于NEC2017标准，2022年10月底东莞要求分布式光伏具备组件级关断，11月中旬海宁发布《分布式光伏发电项目建设管理办法》征求意见稿要求组件级关断，我们预计未来其他省市也会相继推出类似的安规要求，此外澳洲、德国也有推出的标准，这些国家或地区都将成为MLPE市场的潜力地区，微逆渗透率有望不断提升。微逆：性价比凸显，分布式中微逆渗透率持续提升数据来源：昱能科技公众号，东吴证券研究所测算各国出台安规标准，微逆渗透率有望不断提升国家标准美国NEC2014：所有建筑物上光伏系统都要安装快速关断开关，光伏系统电压需要在10秒钟内下降到30V以下。NEC2017：以距离到光伏矩阵305mm为界限，在快速关断装置启动后30S内，界限范围外电压降低到30V以下，界线范围内电压降低到80V以下，实现“组件级关断”NEC2020：以距离到光伏矩阵305mm为界限，范围外在触发设备启动后30S内，电压降低到30V以下，范围内要求具有“光伏危险控制系统”，或在触发设备启动后30S内，将电压降低到80V以下，实现“组件级关断”。德国德国标准VDE-AR-E2100-712要求：在光伏系统中如果逆变器关闭或者电网出现故障时，需要使直流电压小于120V。其中，提到了可以使用关断装置使直流侧电压降至120V以下。加拿大加拿大电气安装法规CanadianElectricalCode2021版要求：光伏系统直流侧电压大于80V时需安装电弧故障中断设备或者其它等同设备。当光伏系统安装在建筑内或者建筑上，应安装快速关断装置。在光伏组件1米外，快速关断装置触发后，要求30S内将电压降低至30V以下澳洲AS/NZS5033:2014标准：对非交流组件或小型微型逆变器安装的系统而言，组件和逆变器之间需要安装断开装置。AS/NZS5033:2021标准：当直流电压大于120Vd.c时，组件和逆变器之间需要安装断开装置。泰国ThaiElectricalCode:SolarRooftopPowerSupplyInstallations2022：要求屋顶光伏电站必须安装有快速关断装置，且在距离光伏矩阵300mm为界限，装置启动后30秒内界线范围内电压降低到80V以下，界限范围外电压降到30V以下。中国关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（2021年，征求意见稿）：安装电弧故障断路器或采用具有相应功能的组件，实现电弧智能检测和快速切断功能；光伏组件应具有安全关断保护功能，保证逆变器关机，交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。2022年10月27日，东莞发布《东莞市发展和改革局分布式光伏发电项目建设管理方法》16条规定光伏项目必须具备组件级快速关断及管理能力2022年11月17日，海宁市发布《分布式光伏发电项目建设管理办法》（征求意见稿），提出光伏项目要求具备组件级关断。图：各国或地区陆续出台的安规标准793◆多因素推动微逆渗透率稳步提升。考虑到1）微逆全并联的结构下天然低压更具安全性，2）使用寿命更长减少更换成本，运维更加方便节省人力物力成本及低压下安装门槛更低，不需要专业安装人员，安装成本更低；3）单个组件对应单个MPPT，实现更高的发电增益；4）中小功率下微逆性价比凸显，综合以上因素微逆渗透率稳步提升。◆我们预计2025年全球微逆市场规模超440亿元。测算假设：1）根据此前全球装机预测我们预计到2025年576GW；2）我们预计2025年全球分布式占比将提升到48.5%；3）全球微逆渗透率达15%，通过测算我们预计2025年全球分布式装机达279GW，全球微逆装机需求42GW，全球微逆市场空间约440亿元，市场空间增长快速。微逆：性价比凸显，分布式中微逆渗透率持续提升数据来源：Wind，公司公告，东吴证券研究所测算微逆渗透率稳步提升，市场空间广阔图表：微逆市场空间测算20212022E2023E2024E2025E全球新增光伏装机量（GW）171259378478576分布式占比43.4%50.0%45.5%47.0%48.5%分布式装机量（GW）74130172225279微逆渗透率6.5%8.5%11.0%13.0%15.0%微逆装机需求（GW）4.8611.0118.9229.2141.90单瓦价格（元/W）2.041.731.471.251.06微逆市场空间（亿元）99.14190.87278.85365.89446.23804数据来源：公司公告，东吴证券研究所测算一超三强格局，海外龙头占比过半，国产厂商竞争相对缓和◆Enphase为微逆领先龙头，禾迈、昱能、德业等国产厂商紧随其后份额不断提升。2021年微逆整体出货约4.9GW，美国Enphase占据龙头地位占74.5%市场份额，国内厂商禾迈/昱能出货位列第二第三，Enphase主要为一拖一产品，从台数角度看，Enphase市场份额超80%，整体市场呈现一超三强格局，与其他逆变器相比，微逆行业玩家较少，主要龙头为海外厂商且占据过半市场份额，因此国产厂商之间竞争相对缓和，随国产厂商差异化产品竞争叠加成本优势加速出海抢占海外市场份额。2022年我们预计禾迈、昱能出货将翻多倍增长，德业微逆增长5-6倍，国产微逆厂商市场份额将逐步提升，按出货量（MW）口径，2022年我们预计禾迈/昱能/德业市场份额将分别提升至16.4%/13.0%/13.1%。2023年国产微逆厂商持续翻倍以上增长，我们预计国产厂商合计占比可超50%。图表：2022年微逆市场格局预测（左：MW；右：万台）图表：2023年微逆市场预测格局（左：MW；右：万台）微逆：性价比凸显，分布式中微逆渗透率持续提升815国产成本优势明显，毛利率领先，增速高于海外龙头图表：微逆厂商单瓦售价（上）单瓦成本（下）（元/W）数据来源：各公司公告，禾迈招股说明书，昱能招股说明书，东吴证券研究所测算◆新兴市场具有价格优势，禾迈毛利率领先同业。欧美是当前两大微逆市场，政策较成熟，用户付费习惯良好，对价格接受度更高，Enphase占据较大市场份额。而在亚太/中东/拉美等新兴市场，禾迈德业等国内厂商具有成本优势，盈利能力上禾迈毛利率领先同业，保持50%+水平，昱能、德业毛利率逐步追赶上Enphase。◆国产厂商加速出海，增速显著优于Enphase。受俄乌冲突影响及巴西分布式需求高增，微逆需求旺盛，2022年禾迈/德业我们预计出货120+/80万台，同比翻3/6倍增长，昱能将微逆折算为组件数出货280-300万个组件，同比翻2倍增长，2023年我们预计禾迈/德业出货300/150-200万台，昱能出货800万台+，均同比翻1-2倍增长，国产厂商增速显著优于Enphase。微逆：性价比凸显，分布式中微逆渗透率持续提升图表：各厂商微逆业务毛利率对比（%，上）及出货对比（万台，下）七、胶膜：23年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大8283数据来源：各公司公告、东吴证券研究所二线快速扩张竞争加剧，福斯特龙头地位稳固1胶膜：2023年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大◆龙头引领行业扩产，二线厂商快速扩张，竞争加剧。龙头福斯特2023年产能预计扩产至25亿平，寡头地位稳定；海优新材、斯威克等加速扩产，到2023年底产能预计达13.5、8亿平，二线厂商产能快速扩张，二线之间竞争加剧，福斯特寡头地位稳固，我们预计2023年市占率达45%，海优、斯威克龙二竞争激烈。◆供应链管控+生产控制优势巩固龙头地位。龙头福斯特相比于二三线厂商而言，供应链管控能力优越（规模效应更加明显+供应商渠道最广+配方研发能力优异）、生产控制优越（产线速度更快、原料利用率、良率更高），多因素巩固龙头福斯特的成本优势。图表：光伏胶膜产能规划（亿平）图表：2023年胶膜行业竞争格局预测(按出货：亿平)产能（亿平）20212022E2023E福斯特13.51825斯威克5.568海优新材6.09.513.5赛伍技术3.73.73.7鹿山新材0.70.73上海天洋0.71.63.5百佳年代4.46.48.4其他2.82.802.80合计37.348.767.9有效产能29.741.155.1单GW胶膜消耗量（GW/亿平）0.100.100.10有效供给（GW）300.844156884数据来源：各公司公告、Wind，东吴证券研究所2023年N型加速放量，粒子或阶段性紧缺2◆2022年光伏级EVA扩产有限，供给偏紧。胶膜的成本构成主要是粒子，占比接近90%，粒子的价格决定了胶膜成本，2022年中科炼化、天利高新、古雷石化三家共计60万吨EVA产能投放，后续2023年仅有宁夏宝丰一家25万吨产能投产，之后则需2025年及之后才有大量EVA产能投放，伴随着光伏需求高增EVA供应或将处于紧平衡状态。胶膜：2023年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大生产企业城市产能（万吨/年）工艺类型装置投产时间延长榆林榆林30巴塞尔管式巴塞尔釜式2021年5月扬子石化南京10巴塞尔釜式2021年5月中化泉州泉州10埃克森釜式2021年7月浙江石化宁波30巴塞尔管式2021年12月2021年共计-80--中科炼化湛江10巴塞尔釜式2022年3月天利高新克拉玛依20巴塞尔管式2022年9月底古雷石化漳州30埃克森管式2022年10月底2022年共计60--图：2021-2022年国内新增EVA产能图：2023-2026年国内新增EVA产能生产企业城市产能（万吨/年）装置投产时间宁夏宝丰银川252023年江苏斯尔邦连云港702025年广西炼化钦州502025年浙江石化宁波402025年联泓新科滕州202025年裕龙岛一体化烟台502026年吉林石化湛江402026年共计29585数据来源：《聚烯烃弹性体和塑性体产品及应用现状》，东吴证券研究所2023年N型加速放量，粒子或阶段性紧缺2◆双玻化/N型化拉动POE需求提升。POE具有更低的水汽透过率低、更高的体积电阻率以及更高的抗PID性能，同时更耐高温、低温、老化和抗紫外线性能更好，相比于EVA更加适合N型双玻的封装需求。单玻P型组件主要采用上下EVA胶膜封装，双玻组件背面PID现象更严重，因此需要抗PID性能更好的POE/EPE封装以保护电池：1）TOPCon电池：PN结与P型相反，正面PID大于背面，而正面对转化效率至关重要，需要用抗PID性能更好的POE保护；2）HJT电池：正面TCO薄膜中的ITO靶材对水汽更敏感，需要用阻水性能更好的POE进行封装。N型电池及双玻电池占比提升，有望拉动POE需求增长。胶膜：2023年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大图：主流胶膜类型对比图：双玻化/N型化推动POE需求增加胶膜类型优势劣势使用范围透明EVA高性价比，高透光率反射性差，抗PID性能差单面PERC组件上层，对性能要求一般的普通组件白色EVA高反射率，高发电效率，抗PID，水汽阻隔，线路保护价格较高单玻、双玻、薄膜组件的下层封装POE大幅降低PID,水汽阻隔性能强，高体积电阻率，耐候性，高透光率价格较高，背板粘结力低，交联反应速率慢，功能助剂易析出，透光率偏低双玻组件，N型电池组件多层共挤EPE兼备POE高阻水性、高抗PID性能及EVA高成品率层压工艺价格介于EVA和POE之间，助剂易迁移，保质期较短双玻组件，N型电池组件86数据来源：《聚烯烃弹性体和塑性体产品及应用现状》、Wind，东吴证券研究所2023年N型加速放量，粒子或阶段性紧缺2◆23年N型加速放量，POE粒子需求提升，或阶段性紧缺。考虑分情形测算，高/中/低封装要求下2023年POE需求达75/69/34万吨，2023年光伏级POE产能约43万吨，考虑2022年市场端囤积大约10万吨POE粒子，2023年预计POE供给约53万吨；则低封装要求可完全满足需求，中/高封装要求缺口，2023年组件从高封装要求（POE）逐渐转化为低封装要求（EPE）过程中POE粒子或存在阶段性紧缺，POE价格或有所上涨。胶膜：2023年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大图：全球主要POE产商产能分布光伏POE需求202020212022E2023E2024E备注全球装机量（GW）140171259378478容配比1.21.21.21.21.2全球组件出货量（GW）168205.2310.8453.6573.6PERC组件占比86%95%86%66%52%N型组件占比8%30%45%TOPCon80%80%70%XBC10%15%15%HJT10%5%15%其他占比6%4%3%组件产量:PERC144.5194.9267.3299.4298.3PERC双玻占比30%32%35%50%55%PERC双玻产量436294150164TOPCon20109181XBC22039HJT2739每GW粒子需求（万吨）0.50.480.470.460.45POE需求-高封装要求：PERC（双玻）5.427.4910.9917.2118.462022年起假设全部采用EVA+EPE封装（EPE层比例分别为1:2:1）TOPCON9.3550.0881.31单双玻POE+POE封装XBC0.584.698.71EVA+POE封装HJT1.173.1317.42POE+POE封装POE合计5.427.4922.0975.12125.90POE需求-中性封装要求：PERC（双玻）5.427.4910.9917.2118.462022年起假设全部采用EVA+EPE封装（EPE层比例分别为1:2:1）TOPCON8.1845.0773.18单玻POE+EVA封装，双玻POE封装XBC0.584.698.71EVA+POE封装HJT0.581.568.71EPE+EPE封层POE合计5.427.4920.3468.54109.06POE需求-低封装要求：PERC(双玻)5.427.4910.9917.2118.462022年起假设全部采用EVA+EPE封装（EPE层比例分别为1:2:1）TOPCon2.3412.5220.33EVA+EPE封层XBC0.292.354.36EVA+EPE封层HJT0.581.568.71EPE+EPE封层POE合计5.427.4914.2133.6551.85图：POE需求测算生产商产品地址产能（万吨/年）光伏级POE产能（万吨/年）陶氏（Dow）POE/POP美国德州2022年20万吨23年24-25万吨POE/POP/OBC美国路易斯安那16PBE西班牙塔拉戈纳5.5POE/POP泰国马塔府20POE沙特萨达拉20埃克森美孚（Exxon）POE美国路易斯安那8PBE美国路易斯安那35三井（Mitsui0POE/POP/EPDM新加坡裕廊岛2022年2-3万吨、23年持平SSNC(SK-SABICJV)POE/LLDPE韩国蔚山23SK：23年4-5万吨SABIC：23年10万吨LGPOE韩国大山2822年7-8万吨23年10万吨BorealisPOE/POP荷兰赫仑3合计198.587数据来源：Wind，东吴证券研究所2023年粒子供应偏紧价格有望上行，胶膜盈利弹性较大3◆2023年需求旺盛，粒子供应偏紧下胶膜盈利弹性较大。胶膜厂商近八成成本为粒子成本，胶膜价格基本与粒子价格联动，2022Q3粒子价格下行，海优因囤积高价粒子库存导致毛利率为负。2022Q4受上游组件端需求较弱，胶膜需求减少，粒子价格持续下行，展望2023年，上游降价下需求起量+N型技术放量，POE粒子供给相对紧缺，价格有望上行，胶膜厂商通过涨价传导成本，盈利有望提升，业绩弹性较大。胶膜：2023年粒子或阶段性紧缺，胶膜盈利弹性较大图：EVA粒子价格走势（元/吨）图：胶膜厂商单季度毛利率情况（%）八、玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强8889数据来源：CPIA、东吴证券研究所双龙头引领扩产，光伏玻璃产能预警，龙头恒强1玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强◆信义+福莱特双龙头格局稳固，产能加码强者恒强。产能方面预计2022年底信义福莱特均超2万吨/日，2022年主要扩产厂商为福莱特、信义两大龙头，2023年产能持续扩张，信义产能预计超3万吨/日，福莱特预计2.7万吨/日，二三线厂商也在不断扩产，新进入者旗滨2023年产能或超1万吨/日，新进厂商产能扩张迅速，此外2022年11月21日三部门发文开展光伏玻璃产能预警，指导光伏玻璃项目合理布局玻璃产能相对过剩，未来产能扩张审批或更加严格，将进一步巩固龙头优势。图表：2023年光伏玻璃行业竞争格局预测值（按产能，日/吨）图表：光伏玻璃产能统计产能（吨/日）2022E2023E2023EQ3Q4Q1Q2Q3Q4信义15900199002230024300273003030030300福莱特18200206002060020600230002660026600中建材（含洛阳玻璃、凯盛）3610481066607210961096109610彩虹新能源3200620062006200620062006200金信2590259035904590459045904590亚玛顿1950195019503950395039503950南玻3870507062706270627062706270旗滨27002700630013500135001350013500其他20160227103176039460408104931049310合计7218086530105630126080135230150330150330有效产能（吨/日）645807218086530105630126080135230113368有效供给（GW）92.17101.66120.24146.78172.82185.36625.1990数据来源：国家能源局、智汇光伏、东吴证券研究所双玻趋势明确，随地面电站起量加速渗透，玻璃需求高增2◆双面双玻组件趋势明确，随地面电站需求起量渗透率稳步提升：2021年龙头福莱特双玻渗透率达50%左右，较2020年提升约20pct。2023年随着硅料降价，组件价格下行，地面需求快速释放叠加2023年风光大基地一、二期项目并网，地面电站需求快速起量，2023年我们预计地面装机达80GW+，地面电站中双玻渗透率将进一步提升，长期看我们认为渗透率到2030年将达到70%，双玻渗透率的提升将加大对玻璃的需求。玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强图表：风光大基地一、二期并网节点图表：国内地面电站装机数据及预测（GW）项目类型2022年投产（GW）2023年投产（GW）2024年投产（GW）光伏第一批2732风电第一批1820光伏第二批8436风电第二批5624光伏合计2711636风电合计187624总合计451926091数据来源：Solarzoom、东吴证券研究所产能相对过剩，龙头成本优势明显，有望维持较好盈利水平3玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强◆2022Q4成本上行，涨价传导盈利逐步修复。玻璃最主要的成本为原料（石英砂和纯碱）、燃料（天然气、重油），二者占比接近80%，2022Q4前期供暖需求旺盛下，天然气价格上涨增加成本压力，玻璃厂商涨价传导成本上涨，2022年11月玻璃价格调涨1-1.5元，3.2/2.0mm价格分别涨至28/21元/平，2022年12月受上游开工率影响，需求较为疲软，价格有所下跌，展望2023年，玻璃产能相对过剩，龙头凭借成本优势有望维持较好的盈利水平。图表：主要玻璃厂商毛利率水平图表：玻璃2.0mm、3.2mm价格（元/平）更新92数据来源：solarzoom、wind、东吴证券研究所龙头成本优势明显，石英砂矿自供进一步巩固优势4◆龙头盈利能力优越，毛利率高于二三线厂商15%+。作为光伏玻璃龙头厂商，福莱特成本优势明显，产品良率以及规模效应优于二三线厂商，因此在二线厂商出现亏损时仍有较高毛利，毛利率方面领先15%+，盈利能力优越。◆低价收购石英砂矿提供自供比例，龙头成本优势进一步巩固。2022年3月福莱特以76元/吨价格收购大华矿业1506.26万吨和三力矿业2880.23万吨石英砂矿，7月拍卖取得安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新13号段玻璃用石英岩矿采矿权，提高了原材料自给率和保供能力；此外考虑清洗和加工后，石英砂自供成本为100-120元/吨，大幅低于市场价，我们测算自供部分可节约成本2元/平方米，龙头地位进一步强化。玻璃：上游价格松动，23年地面起量，龙头恒强图表：主要玻璃厂商综合毛利率水平矿区受让股权可开采量（万吨）生产规模（万吨/年）大华矿业100%1506.2650三力矿业100%2880.23190灵山-木屐山矿区新13号段采矿权11700500图表：收购石英砂矿相关九、金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增93941◆降本诉求叠加N型硅片占比提升，硅片薄片化进程加速。加速减小硅片厚度可提高每公斤单晶出片率，P型硅片21年底厚度已降至165μm，22年已达到150μm。当前，中环已公布130μm和150μmN型硅片报价，N型硅片由于其良好的延展性，厚度较P型有较大下降空间，随渗透率提升，硅片薄片化进程加快。◆高硅料价格推动金刚线快速细线化，高碳钢丝接近极限后细线化进程放缓。2022年硅料价格持续高企超30万元/吨，高价位为节省硅成本，金刚线细线化快速迭代，高碳钢丝主流出货线径从22年初的42μm经由40、38、36降至目前的35μm，33μm也已小批量出货，高碳钢丝33μm极限已被打破，往后看高碳钢丝母线细线化进程将有所放缓。金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增数据来源：CPIA，东吴证券研究所测算22年细线化进程较快，23年接近极限速度趋缓图：单晶硅片厚度发展趋势（μm）图：高碳钢丝金刚线母线直径变化趋势（μm）952◆2023年中国硅片产量或将超过500GW，切割耗材需求亦随之增加。金刚线需求与硅片年产量直接相关，随着硅片产能大幅扩张，产量增加，硅片厂商对金刚线产品需求亦将大幅增加。◆硅片薄片化及金刚线细线趋势下，单GW硅片金刚线消耗量不断增加。硅片薄片化和金刚线细线化和带来金刚线用量的大幅增加，单GW耗量从2021年的40+万公里提至2022年60万公里+，2023年将进一步提升。◆金刚线行业增速高于光伏行业，2025年需求5.5亿公里。我们预计2022年光伏硅片切割用金刚线需求为2.2亿公里，2025年可达5.8亿公里，2022-2025年复合增速可达39%。如若金刚线线径突破30μm极限，则需求量可再次上升，需求空间十分广阔。金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增数据来源：CPIA，公司公告，华经产业研究院，东吴证券研究所测算上游扩产叠加单位耗线量提升，金刚线增速高于光伏行业图表：金刚线行业需求测算20212022E2023E2024E2025E全球光伏装机量/需求(GW)171259378478576增速22.1%51.5%45.9%26.5%20.5%硅片/装机比1.361.351.351.351.35全球硅片需求(GW)232.9349.7510.3645.3777.6单GW硅片耗线量（万公里/GW）43.362.068.072.075.0金刚线需求量（万公里）10090.721678.334700.446461.658320.0增速71.9%114.8%60.1%33.9%25.5%963◆需求高增之下，行业内主要玩家纷纷技改+新建产能加速行业产能扩张。2022年下游需求持续旺盛，主要玩家纷纷扩产。美畅依旧稳居行业龙头，其他厂家如岱勒、高测，原轼等紧跟扩产节奏，2022年岱勒新材首次批量投入使用单机20线，美畅也在进行单机15线技改，恒星科技、三超新材等也纷纷采用效率更高的生产机型，加速行业产能扩张，我们预计到2022年底产能同比大幅扩张，足以满足2023年下游需求，2023年继续保持高速扩产节奏下将进入产能过剩阶段。◆2023年各家出货预期同比高增，行业竞争加剧。从出货角度看，美畅、高测、岱勒、恒星四家出货预期已达3.1亿公里，再考虑原轼、聚成、三超等出货，行业出货高于需求，竞争将有所加剧。金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增数据来源：CPIA，公司公告，华经产业研究院，东吴证券研究所测算技改+新建加速产能扩张，23年出货预期大幅增加加剧竞争图表:金刚线企业产能及出货情况图表金刚线企业现有设备单机生产效率公司最新生产机型岱勒新材单机20线三超新材单机16线恒星科技单机16线美畅股份单机15线高测股份单机12线原轼新材单机12线、单机4线（干法上砂）聚成科技单机15线单位：万公里产能出货20212022E2023E20212022E2023E美畅股份700016800180004541940015600高测股份20003000700082930005000岱勒新材10003600720033616006000恒星科技12004600/80619504200三超新材（细线）76012003000262//原轼新材1862516066601804//聚成新材1699200090001186//974金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增数据来源：公司公告，东吴证券研究所测算竞争格局“一家独大”渐变“一超多强”◆线行业呈现“一家独大”竞争格局。2018年美畅股份通过价格战确立行业霸主地位，随金刚线行业经过两年降价出清，市场集中度快速提升，2021年金刚线CR5高达82%，其中美畅市占率大幅领先，2022年我们预计美畅市占率约为45%，龙头地位稳固，呈现“一家独大”格局。◆2023年各金刚线企业出货高增，格局逐渐变成“一超多强”。得益于下游需求持续旺盛，各家纷纷扩产，出货预期同比高增，预计到2023年底整个行业竞争格局逐渐由“一家独大”演变成“一超多强”竞争格局。图表：2022年金刚线企业竞争格局（按出货预测）图表：2023年金刚线企业竞争格局（按出货预测）985◆金刚线产品更新迭代速度加快，价格下降速度趋缓。国产化替代之后，18年光伏“531新政”致使行业产能阶段性过剩，加之美畅股份通过整合产业链优势，采取价格战加速出清市场产能，价格迅速下降。到目前为止，金刚线产品价格有很大一部分是通过产品的迭代来完成的并保持相对稳定的状态，均价基本维持在40元/公里的水平。◆金刚线在硅片成本中占比较低，相较价格，下游客户更加注重质量。金刚线占单晶硅片的成本比重仅1%，占非硅成本7%左右。特别是在薄片化细线化快速推进的情况下，对客户来说会更看重是金刚线企业的产能规模、品质稳定以及技术升级能力，金刚线企业在此过程中也会和客户形成价值共创以及价值共享，金刚线带来的切片良率每提升0.2%，相当于金刚线降价3.48元。金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增数据来源：CPIA，东吴证券研究所测算价格下降速度趋缓，更加注重同下游价值共创图：金刚线各厂商销售均价（元/公里）图：良率提升对应金刚线价格可提升值良率96.5%96.7%96.9%97.1%97.3%97.5%良率提升对应金刚线的价格可提升值（元/公里）0.003.486.9510.4313.9017.38996上中下游三方协同，23年钨丝或将实现批量化应用金刚线：薄片化和细线化迭代，助力需求高增图表：上游钨丝厂商相关布局公告数据来源：公司公告、东吴证券研究所◆高碳钢丝线径接近极限，钨丝替代是行业发展的新方向。下游硅片厂商对于金刚线细线化的要求越来越高，然而目前金刚线线径已逐渐接近极限，钨丝是高碳钢丝的主要替代品，具有许多优势，但是钨丝尚存在许多需要解决的问题，核心问题就包括成本问题，其价格目前是碳钢丝的2倍左右，经济性较高碳钢丝较差。◆上游钨丝厂商均已开始相关布局。继厦门钨业拟投资8.4亿元建设600亿米光伏用钨丝生产线项目公告之后，中钨高新也发布公告，拟新增年产100亿米光伏行业用钨丝产能，来满足未来光伏发电产业对钨丝的需求。◆下游部分切片厂商已开始小批量导入。目前有生产钨丝金刚线产品的企业主要是岱勒新材、三超新材和原轼新材。岱勒新材每月有批量销售线径为30m的钨丝金刚线，下游客户主要是协鑫和晶科；三超新材目前每月能出售4-5万km的钩丝金刚线，原轼新材也实现31线钨丝金刚线对中环的销售。公司名称项目名称项目投资项目计划厦门钨业厦门虹鹭新增年产88亿米细钨丝产线设备项目0.43亿元其中45亿米用于光伏切割用高强度钨丝厦门虹鹭新增年产200亿米细钨丝产线设备项目2.52亿元建设完成，陆续投产厦门虹鹭600亿米光伏用钨丝产线建设项目8.4亿元2022年3月启动，公司计划于2023年上半年完成项目建设中钨高新年产100亿米细钨丝扩能改造项目1.0亿元项目建设期为9个月十、接线盒：竞争格局分散，集中度有望提升1001011创新+降本为竞争关键，智能接线盒为发展新方向接线盒：竞争格局分散，集中度有望提升图表：接线盒示意图数据来源：快可电子招股说明书，东吴证券研究所◆光伏组件电流“调控中枢”，产品同质化严重，创新+降本为竞争关键。接线盒是位于太阳能电池组件构成的电池板方阵之间的连接和保护装置，作用是连接和保护组件，将其产生的电力与外部线路连接，进行电流传导，在组件发生热斑效应时自动启动旁路保护电路。接线盒行业竞争多年，产品同质化较为严重，因此产品的更新迭代以及不断降本巩固技术与成本优势是行业竞争的关键要素。◆智能接线盒是未来接线盒的发展方向，受成本制约未大面积推广。智能接线盒系在实现连接、保护两大关键功能之外，进一步具备关断、优化等功能，从而加强安全性能，提升光伏组件的输出功率；智能接线盒由于技术含量较高，包含专业IC芯片使得产品成本较高，是普通光伏接线盒的5倍以上，因此目前尚未大规模应用，需进一步降低成本从而推动智能接线盒的市场化应用。图表：接线盒产品演变与迭代二极管接线盒芯片接线盒智能接线盒1023接线盒：光伏装机需求旺盛，2025年市场空间超200亿元接线盒：竞争格局分散，集中度有望提升图表：接线盒市场空间预测数据来源：Wind，东吴证券研究所◆光伏装机需求旺盛，2025年市场空间超200亿元。光伏需求持续旺盛，2022/2023/2025年预计装机可达259/378GW/576GW，光伏装机需求旺盛下带动组件需求提升，单块组件需要单套接线盒，我们测算2022/2023/2025年接线盒需求为5.6/7.7/11亿套，对应市场空间达111/151/206亿元，2022-2025年CAGR达23%。20212022E2023E2024E2025E全球光伏装机（GW）171259378478576直流侧（GW）205.2305.62446564680单块组件功率（W）500550580600620接线盒需求量（百万套）410.45567699401096单套价格（元/套）2020201919接线盒市场空间（亿元）821111511812061032接线盒：市场格局较为分散，集中度有望进一步提升接线盒：竞争格局分散，集中度有望提升图表：2022年接线盒市场格局预测（按出货：百万套）数据来源：Wind，东吴证券研究所◆行业格局分散缺少领先龙头，随头部厂商资金加持，集中度有望进一步提升。接线盒领域发展多年，行业竞争格局较为分散，2022年预计通灵股份市占率为13%，快可电子市占率为9%，目前行业缺乏领先龙头，随着通灵股份与快可电子陆续上市募资，在手资金较为充沛，产能可快速提升满足市场高增需求，2023年预计二者市场率进一步分别提升至15%、9%，同时尾部厂商逐步市场出清，行业集中度有望进一步提升，相比于光伏其他环节，龙头仍具有较大市占率提升空间。图表：2023年接线盒市场格局预测（按出货：百万套）十一、跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利反转104105跟踪支架行业空间广阔，渗透率持续提升1跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利修复◆支架行业空间广阔：支架行业主要由固定支架和跟踪支架构成，2022年市场规模在900亿元左右，未来空间将进一步扩大。◆跟踪支架渗透率持续提升&积极开拓海外市场。1）跟踪支架渗透率提升。跟踪支架提升发电效率、融合双面组件等方面更具优势，发电增益在12-20%，国内风光大基地对跟踪支架接受度提升，随2023年地面需求起量，我们预计2023年全球跟踪支架渗透率将进一步提升。2）积极开拓海外高毛利市场。国内跟踪支架厂商在产品持续优化、成本持续降低的基础上，可通过积极布局海外售前、中、后一体化团队，跟随国内业主和EPC厂商出海以及持续项目积累以获得更好的可融资性认证等方式积极开拓海外高毛利市场。图表：跟踪支架市场空间测算数据来源：智汇光伏、东吴证券研究所2020A2021A2022E2023E全球装机量-交流侧（GW）140171259378全球装机量-直流侧（GW）168205.2310.8453.6户用占比15%26%31%28%工商业占比15%18%19%19%电站占比70%57%50%53%户用装机（GW）25.252.596.3127.0跟踪支架占比0%0%0%0%跟踪支架出货量（GW）0000固定支架出货量（GW）25.252.596.3127.0工商业装机（GW）25.236.559.186.2非屋顶占比50%50%50%50%跟踪支架占比40%45%40%45%跟踪支架出货量（GW）5.08.211.819.4固定支架出货量（GW）20.228.347.266.8电站装机（GW）117.6116.1155.4240.4跟踪支架占比40%45%30%40%跟踪支架出货量（GW）47.052.346.696.2固定支架出货量（GW）70.663.9108.8144.2合计-跟踪支架出货量（GW）52.160.558.4115.6YOY37%16%-3%98%跟踪支架单价（元/W）0.550.530.50.48跟踪支架市场规模（亿元）286321292555合计-固定支架出货量（GW）115.9144.7252.4338.0固定支架单价（元/W）0.270.260.250.24固定支架市场规模（亿元）313.0376.3630.9811.3光伏支架市场规模（亿元）599.4696.8923.11366.0增速7.41%16.25%32.47%47.98%1062023年国内地面需求起量，渗透率有望提升2跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利修复◆海外渗透率高企，2023年国内地面电站需求起量，渗透率有望加速提升：美国是全球最大的跟踪支架市场，2019年美国跟踪支架在地面电站中的渗透率达70%，主要是美国地理条件、技术成熟及价格敏感度低所致。国内渗透率提升原因有：1）跟踪支架可实现12-20%发电增益从而降低度电成本；2）特高压电网的逐步投运，消纳问题得到有效解决；3）国内部分可靠性跟踪品牌出现，示范项目获市场认可。2022年受硅料价格高企影响，组件价格较高，地面电站收益率被压缩，为节省成本，地面电站中较高成本的跟踪支架使用较少，因此2022年地面电站中跟踪支架渗透率有所下滑，展望2023年，硅料价格下行、地面需求爆发，跟踪支架需求有望随地面电站需求提升叠加渗透率提升迎来高增。数据来源：WoodMackenzie，CPIA，ATI，东吴证券研究所图表：国内市场跟踪支架渗透率回升（%）图表：风光大基地并网节点项目类型2022年投产（GW）2023年投产（GW）2024年投产（GW）光伏第一批2732风电第一批1820光伏第二批8436风电第二批5624光伏合计2711636风电合计187624总合计45192601073海外龙头主导跟踪支架，国产替代空间大图表：2023年跟踪支架行业竞争格局（按出货，GW）◆外商主导跟踪支架，格局稳定。与固定支架相比，跟踪支架技术门槛要求较高，目前市场欧美企业占据前四，且格局相对稳定，海外厂商已依靠成熟的解决方案形成了一定的用户习惯。2021CR4占比63%，美国公司NEXTracker和ArrayTechnologies一直占据前二位置，同时2022年Array对STI进行了收购，Array主要市场为美国，STI主要市场为欧洲、拉美地区，收购后可实现优势市场互补，拓展其国际市场，NEXTracker与Array双龙头地位较为稳固。◆跟踪支架国产替代空间大：2021年中国企业中信博位列第七，市占率5%，未来国产替代空间较大。2022年受硅料价格影响，地面电站中跟踪支架渗透率有所下滑，未来看随硅价下行叠加随着国产跟踪支架成本下降、技术成熟，性价比凸显，市占率将进一步提升，预计2023年中信博提升至7%，天合提升至5%。跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利修复数据来源：智汇光伏、东吴证券研究所测算图表：2022年跟踪支架行业竞争格局（按出货，GW）1084跟踪支架：钢价回落，地面需求起量，2023年盈利有望修复跟踪支架：23年渗透加速，有望实现盈利修复图表：螺纹钢价格走势（元/吨）数据来源：Wind，东吴证券研究所◆2021-2022年跟踪支架盈利承压。1）钢材占总成本80%左右，钢材涨价致使支架成本上涨，2）组件价格上涨致使电站项目装机较少，跟踪支架接受度下降，3）海运紧张，运费由支架厂承担，处于盈利底部。◆钢价趋于回落，海运价格日趋平稳，叠加产品逐步向下游顺价，2023年盈利有望好转。2023年随硅价回落我们预计国内、海外地面项目大规模启动，钢价高位回落，叠加跟踪支架渗透率提升，我们预计跟踪支架厂商盈利将逐步修复，长期来看，跟踪支架行业β+公司市占率持续提升。图表：支架龙头毛利率情况十二、银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔109110银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔银浆：N型电池银浆产品导入提速1◆TOPCon电池对多晶硅薄层和钝化接触结构进行改进，提高了银浆降低金属诱导复合速率的难度，并且需要根据多晶硅层数作精确调整；HJT电池特殊的生产温度要求催生了低温银浆，同时加大了银浆用料，降本需求迫在眉睫。◆按技术路线及工艺流程分类，光伏银浆可分为高温银浆及低温银浆。高温银浆在500℃的环境下通过烧结工艺将银粉、玻璃氧化物、其他溶剂混合而成，而低温银浆则在200-250℃的相对低温环境下将银粉、树脂、其他溶剂等原材料混合而成，目前P型电池及N型TOPCon电池主要应用高温银浆。由于HJT电池非晶硅薄膜含氢量较高等特有属性，要求生产环节温度不得超过250℃，助推低温银浆技术研发及其产业化。图：TOPCon电池结构及银浆示意图图：HJT电池结构及银浆示意图数据来源：聚合股份公司公告、东吴证券研究所图：高温银浆烧结前后对比图图：低温银浆固化前后对比图111N型电池银耗提升，正银性能要求提高2◆与P型电池相比，N型电池技术银浆消耗量大幅提升。截至目前，行业内182尺寸PERC电池平均正面银耗约60mg/片，背面银耗约20-30mg/片，由于背面固含量为60%，换算成正银约15mg/片，所以银耗总计75mg/片；对于182尺寸TOPCon电池，行业龙头晶科正面银耗已降至47mg/片，背面银耗57mg/片，合计104mg/片，中来同尺寸TOPCon电池银耗约130mg/片；HJT电池只有166和210尺寸，换算成182尺寸银耗约为160-170mg/片。与P型电池正银消耗量相比，TOPCon电池银浆消耗量（正银+背银）平均约为1.5倍，HJT电池低温银浆消耗量约为2.2倍。◆正面银浆性能要求高，对电池片性能影响大。背面银浆主要起到粘连作用，对导电性能的要求相对较低，常用在P型电池的背光面，而正面银浆需要实现更多的功能和效用，对产品的技术要求更高，其主要作用是汇集、导出光生载流子，为保证电池片的光电转化效率，正面银浆需具备印刷性能好、高宽比高的基本要求，还需与硅晶片形成良好的欧姆电阻并降低接触，具备较高的制备难度和技术壁垒。TOPCon背面银浆与PERC正面银浆差异不大，但由于TOPCon电池存在正面硼扩发射极需求，正面需要银铝浆，因此TOPCon银浆价值量和耗量相较PERC更高，随着TOPCon电池渗透率的持续提升，银浆需求有望保持旺盛。数据来源：CPIA、东吴证券研究所电池片类型正面银浆（mg/片）背面银浆（mg/片）182mmPERC6015晶科182mmTOPCon4757HJT（换算成182mm）160-170（双面低温银浆）图：不同类型电池银浆耗量对比图：2021-2030E各类电池银浆消耗量变化趋势（单位：mg/片）银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔112银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔上游银粉依赖进口，正银国产化正当时3图：2021年我国生产银浆原材料银粉进口情况数据来源：各公司公告、CPIA、全球光伏、东吴证券研究所◆光伏银浆供给主要受中游企业产量与上游银粉供应的影响，需求主要受下游硅基光伏电池片产量的影响。银浆的构成主要为银粉仍主要依赖进口。以正面银浆为例，成本构成中98.25%为银粉，有机原料及包装材料等合计占比不足1%。目前我国生产光伏银浆所需原材料银粉仍主要依赖进口，2021年我国全年进口银粉3240吨，日本、美国、韩国分别占比91.48%、6.81%、0.86%。陶氏（同和控股日本有色金属厂商）是银粉的主要供应商，占全球光伏银浆用银粉50%以上的市场份额。◆正面银浆产品性能趋于稳定，国产比例持续上升。过去几年，随着国产正面银浆技术含量、产品性能及稳定性持续提升，国产化程度持续上升，2021年国产化率达60%。大陆企业中，聚和股份、帝科股份、晶银新材（苏州固锝）占据主要市场份额，预计2022年市场份额为41%/21%13%，均与下游头部电池企业形成紧密合作，且目前在TOPCon银浆技术方面也均有储备，2022年国产化率有望提升至75%。0%10%20%30%40%50%60%70%201720182019202020212022E图：2017-2022E正面银浆国产化率图：2022年中国正面银浆市场格局113银浆市场空间测算4◆随TOPCon渗透率持续提升，银浆市场空间持续增长！PERC银浆耗量稳定保持10吨/GW，TOPCon银浆耗量将从的16吨/GW降低至11吨/GW，预计银浆价格保持小幅下滑趋势，测算22年银浆市场空间合计160亿元，至2025年市场空间高达420亿元，3年CAGR38%，布局领先的银浆厂商有望显著受益。图表：TOPCon银浆市场空间测算数据来源：CPIA、帝科股份招股书、东吴证券研究所202020212022E2023E2024E2025E光伏装机(GW)130170260370476583电池片产量(GW)143204312444571.2699.6PERC占比（%）100%95%85%70%50%30%PERC产量（GW）143193.8265.2310.8285.6209.527银浆耗量（吨/GW）11109999银浆价格（万元/吨）600600600600600600银浆空间（亿元）94.38115142166153112同比增长（%）-22%23%17%-8%-27%TOPCon占比（%）0%1%7%30%50%70%TOPCon产量（GW）0220133286490银浆耗量（吨/GW）20.0016.0014.4012.9611.6610.50银浆价格（万元/吨）620620615610605600银浆空间（亿元）0218105202308同比增长（%）--787%486%91%53%合计市场空间（亿元）94117160271354420同比增长（%）-24.12%36.36%69.94%30.49%18.70%银浆：N型电池银耗提升，银浆环节受益空间广阔十三、焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量114115光伏焊带用于光伏电池封装中的连接1数据来源：宇邦新材招股书、东吴证券研究所◆光伏焊带又称镀锡铜带或涂锡铜带，是光伏组件的重要组成部分，用于光伏电池封装中的连接。光伏焊带将由光能转换在硅片上的电能引出，输送到电设备，发挥导电聚电的重要作用，以提升光伏组件的输出电压和功率。光伏焊带的外观尺寸、力学性能、表面结构、电阻率等性能指标是影响光伏发电效率、光伏电池片碎片率以及光伏组件长期可靠性、耐用性的重要因素。光伏焊带按产品应用方向可以分为互连焊带和汇流焊带：互连焊带是用于连接光伏电池片，收集、传输光伏电池片电流的涂锡焊带；汇流焊带是用于连接光伏电池串及接线盒，传输光伏电池串电流的涂锡焊带，它将众多电池串连接，实现完整电流通路。根据光伏焊带的性能及适用领域，互连焊带主要包括常规互连焊带、MBB焊带、低温焊带、低电阻焊带等；汇流焊带主要包括常规汇流焊带、冲孔焊带、黑色焊带、折弯焊带等。◆光伏焊带主要原材料是铜和锡等，由基材和表面涂层构成。基材为不同尺寸的铜材，并要求规格尺寸精确、导电性能好、具有一定强度；表面涂层为锡合金，可利用电镀法、真空沉积法、喷涂法或热浸涂法等特殊工艺，将锡合金等涂层材料，按一定成分比例和厚度均匀地覆裹在铜基材表面。因为铜基材本身没有良好的焊接性能，锡合金层的主要作用是让光伏焊带满足可焊性，并且将光伏焊带牢固地焊接在电池片的主栅线上，从而起到良好的电流导流作用。图：光伏焊带工作原理图：光伏焊带横截面焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量116焊带：主栅数量增加，MBB向SMBB技术迭代2数据来源：天合光能、CPIA、东吴证券研究所◆5BB向MBB转型成目前主要趋势，MBB技术助力组件功率提高。多主栅技术（Multi-Busbar，MBB）是通过提高主栅数目，提高电池应力分布均匀性，进而提高导电性，增加转换效率。MBB焊带为圆柱形结构的互连焊带，直径约0.2-0.4mm。根据天合光能，使用圆形焊带可使入射光无论从哪个角度进入，都能在焊带区域获得约75%的利用率，而传统的5BB采用的平焊带对入射光的综合利用率仅5%以内，使用MBB技术相较于5BB技术组件功率可提升1%-1.5%。◆MBB到SMBB是组件技术迭代的方向，提效降本为主要驱动力。超级多主栅技术（SMBB）是指主栅数量为12及以上的新型组件技术。SMBB焊带最明显的特征：其内径变小，通常小于0.30mm。SMBB焊带工艺提供了更细的焊带和更低的每瓦单价成本，一方面随着主栅数量的增加，焊带和主栅线焊点数量增加，增强了焊接强度；另一方面随着主栅结构更细化，降低了银浆耗量；同时随着加工难度的提高，加工费会比传统焊带更高，增强厂商的毛利率。图：光伏焊带产品发展趋势图：MBB➡SMBB焊带用量测算182mmPERC182mmTOPCon主栅技术5BBMBBSMBB主栅数量59121518212528焊带规格(mm)0.25×10.350.320.30.260.250.220.2电池片功率7.657.657.658.118.118.118.118.11焊带体积(m3/GW)5941464850464339焊带耗量(吨/GW)531368410424444413380352增幅-30.73%11.36%3.63%-9.87%-6.99%-7.81%-7.44%焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量117N型电池银耗增加，多主栅技术实现对冲3◆多主栅技术推动银浆耗量下降，实现降本增效。由于TOPCon电池银浆耗量显著增加，且银浆在电池片成本中占比较高，降低银耗是TOPCon电池降本的重要途径之一，目前行业主要通过多主栅技术以及减小栅线宽度来减少正银消耗量，同时，增加主栅数量将降低组件总功率的损失，使用5主栅的组件总功率损失约为31.3%，而使用9主栅及以上技术的组件总功率损失将降至20%以下。◆栅线数量增多、宽度减少将成为发展趋势。当前MBB焊带市场占比约为85%，与之对应的P型电池片市场占比约83%，均占据市场主流。但SMBB即将到来，焊带线径指向0.2mm，根据测算，由MBB向SMBB的迭代对于焊带的单耗不会产生显著影响，而光伏焊带走向极细化，将使得焊带的价值量与行业壁垒均有所提升。据CPIA数据，2021年，随着主流电池片尺寸增大，9主栅及以上技术成为市场主流，相较2020年上升22.8个百分点至89%。从栅线宽度来看，2021年细栅线宽度一般控制在32.5μm左右，随着浆料技术和印刷设备精度的提升，细栅宽度仍会保持一定幅度的下降，预计到2030年细栅线宽度或将下降至21.8μm左右。图：2019-2030E不同主栅技术市场占比（单位：%）数据来源：CPIA、帝科股份公司公告、东吴证券研究所图：不同主栅技术下电池正银单位消耗量（单位：mg/片）图：主栅数量增加将降低组件总功率损失（单位：W，mm）焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量118数据来源：全球光伏公众号、CPIA、宇邦新材招股书、东吴证券研究所N型电池浆料成本占比提高，SMBB配合降本4◆光伏焊带产品的原材料主要为铜和锡合金，产品直接材料成本占比超过90%。近年来，光伏焊带产品销售毛利率水平趋于稳定，焊带产品的成本刚性导致价格下降空间有限。随着公司技术不断提升和SMBB渗透率的提升，以及原材料价格的下降，有望带来利润弹性。目前市场上主流的产品还是MBB焊带，SMBB焊带的市场正在逐步推开。目前TOPCon电池片上最大是18BB，1GW的焊带用量在450吨左右，随着SMBB焊带的推广，焊带用量会进一步提升。异质结无主栅技术推广后，栅数大约会提升至24BB，虽然焊带线径有所下降，但根数的增加导致总体用量呈上升趋势。◆借助N型TOPCon电池片明年的放量，SMBB组件技术将会加速。随着电池片技术由PERC向N型TOPCon的迭代，电池片功率上升的同时，电池片浆料成本占比显著上升，浆料在占总成本比重也从4.63%上升至6.11%，浆料成本的上升制约了电池片成本的下降空间。SMBB技术降本增效效果显著，预期SMBB焊带市场占比由今年的9%上升至明年的20%，紧跟N型TOPCon放量步伐。硅片成本(元/W)浆料耗量(mg/W)浆料成本(元/W)浆料成本占比总成本(元/W)PREC0.98800.054.63%1.13TOPCon1.021200.076.11%1.22图：从PERC到N型TOPCon电池片的成本测算202120222023EMBB焊带（P型）占比（%）90%85%60%SMBB焊带（N型）占比（%）5%20%图：焊带市场规模预测图：N型TOPCon市场占比与SMBB焊带市场占比焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量119SMBB焊带受益于TOPCon放量有望增加出货5数据来源：宇邦新材招股说明书、IEA、SolarPowerEurope、IRENA、东吴证券研究所◆趋势预测：未来电池片会从P型逐步转到N型，TOPCon的量会逐渐增加，对SMBB焊带的需求会增大。另外，异型焊带可以减少EVA的用量，为组件厂商带来降本的效果，同时异型焊带还能增加光的折射率提升组件功率，短期来看，明年异型焊带的需求量也会增加。SMBB焊带降低了线径，也能减少EVA的用量。未来，降本是光伏行业的发展方向之一。1）今年异型焊带的扩张数量比较少，很多焊带厂家暂不具备生产异型焊带的能力，所以新产品毛利率在短期内不会快速下降；2）SMBB焊带受益于TOPCON放量有望增加出货增厚毛利率。3）N型TOPCon浆料成本占比提高，SMBB配合降本。借助N型TOPCon电池片明年的放量，SMBB组件技术将会加速。预期SMBB焊带市场占比由今年的9%上升至明年的20%，紧跟N型TOPCon放量步伐。◆空间测算：乐观情况下，2023年全球光伏焊带市场需求量将达133.2亿元。22/23年全球装机需求有望达到225/270GW，对应组件需求为270/324GW，按1GW光伏组件所需光伏焊带500吨、550吨和600吨的不同情况模拟计算，到2023年全球光伏焊带市场需求量分别为16.2万吨、17.8万吨、19.4万吨，按6.85万元/吨单价计算，对应价值量为111.0亿元、122.1亿元、133.2亿元。图：2023年全球光伏焊带市场需求量图：2023年全球光伏焊带市场需求量202020212022E2023E装机中国(GW)48.254.990.2130全球(GW)130160225270容配比1.21.21.21.2对应组件需求(GW)156192270324焊带需求单GW组件500吨焊带需求(万吨）7.89.613.516.2单GW组件550吨焊带需求(万吨）8.610.614.917.8单GW组件600吨焊带需求(万吨）9.411.516.219.4焊带：SMBB实现降本，协同TOPCon有望齐放量PART3双海空间广阔，具备长期成长性1211数据来源：中电建华东院报告、全国新能源消纳监测预警中心、海域使用论证报告、东吴证券研究所◆海上风电开发空间非常大。据世界银行2020年数据，中国是全球海风开发潜力最大的国家，达2982GW，其中固定式1400GW，漂浮式1582GW。而截至21年，国内海风累计装机仅26.4GW，占比仅2%，开发空间非常大。◆海风发电量高。1）海上没有阻风物体，风速高。风机发电功率正比于风速立方（达到额定功率之前），同高度，海上风速一般比陆地大20%左右，相应的发电量高70%；2）发电利用小时数高。海上静风期短，风电机组利用效率较高，等效满负荷小时数一般在3000h以上，部分可高达4000h以上，平均比陆上高500-1000h，能够大大提高发电量。尤其是深远海之后，风速能进一步提升，利用小时数也有望比近海再高500h以上；◆海上风机寿命更长。没有复杂地形对气流的影响，海上风湍流强度低，作用在风电机组上的疲劳负荷少，可延长发电机组使用寿命。海上风机设计寿命可达25年以上，而陆上机组约20年。◆靠近负荷中心，就地消纳，天花板更高。我国沿海11个省市用电量在社会总用电量的比重超50%，海上风电能够实现就地消纳，不存在弃风问题，并且海风波动小，对电网调频要求低。双海空间广阔，看好长期成长性图：沿海各省海上风资源和海域条件省份等效满负荷小时数（h）平均风速m/s水深离岸距离台风影响辽宁2750~32006.8-815~3030三类台风区山东2750~33007-7.520~3030无江苏3080~33007.5-820~4060无浙江3080~34508-8.420~5035有福建3300~41009~1030~6060有广东2750~37008-9.520~6040有海南2420~35506.5-8.530~5020~60有广西2420~32007.2-7.820~4020二类台风区天津2750~33006.5-8河北2750~33006.5-8上海3080~34507~8图：2021年沿海各省市电源结构发电量（亿千瓦时）用电量（亿千瓦时）本地缺口（亿千瓦时）火电装机（万千瓦）风电装机（万千瓦）其中海风光伏装机（万千瓦）辽宁21472576-42937371087105478河北32894294-100554242546302921天津775982-20718841300178山东58087383-1575115991942603343江苏57827101-131910322223411841916上海9571750-793251010767168浙江40185514-149664623642201842福建28082837-283596735314277广东61157867-17521021911956501020广西20192236-21724817410312海南363405-42598290147海风资源丰富、发电量高、不存在消纳瓶颈122◆根据各省海风装机规划，十四五预计新增投产64GW+，开工105GW+：2021年国内海风抢装，新增并网16.9GW，累计并网26.4GW，新增和累计均超越英国，跃居全球第一。国补退坡后，广东、山东、浙江、上海等省、市相继出台地方补贴支持海风发展。根据沿海各省、市的海风规划，我们预计十四五海风新增投产64GW+，开工105GW+。◆广东：22-24年全容量并网的省管海域项目（18年底前已完成核准），补贴标准1500、1000、500元/kW。◆山东：22-24年，补贴规模2、3.4、1.6GW，补贴标准800、500、300元/kW。23年底前建成并网，免于配建或租赁储能。◆浙江：22-23年全容量并网，补贴规模0.6GW、1.5GW，补贴标准0.03元/kWh、0.015元/kWh。补贴期限10年，2600h。◆上海：对深远海和离岸距离50km以上的近海项目，奖励标准500元/kW，单个项目年度奖励不超过5000万元，分5年拨付。国内：十四五新增投产64GW+，开工105GW+2数据来源：发改委、国家能源局、东吴证券研究所双海空间广阔，看好长期成长性省份截至21年已核准/累计并网（新增）十四五新增并网十四五新增开工其中国管远期政策江苏11.84/11.84（6）18.221年9月《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示》规划场址共28个，规模9.09GW；22年1月《关于江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置结果的通知》，2.65GW（属于十三五规划）。21年并网约6GW。广东10.35/6.5（5.5）17.04月13日，广东省人民政府印发《广东省能源发展“十四五”规划》，规模化开发海上风电，推动项目集中连片开发利用，打造粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地。“十四五”时期新增海上风电装机容量约1700万千瓦。山东1.8/0.6（0.6）8123（并网）7（开工）《能源保障网建设行动计划》：2022年海上风电开工500万千瓦，建成200万千瓦左右。到2025年，开工1200万千瓦，建成800万千瓦；到2030年建成3500万千瓦。浙江4.68/2.2（2.1）4.69.96《浙江省能源发展"十四五"规划》2025年浙江省风电装机达到641万千瓦以上，其中海上风电500万千瓦以上。海南0/04.212.3《海南省上风电项目招商(竞争性配置)方案》“十四五”规划11个场址作为近期重点项目，单个场址规划装机容量50万千瓦～150万千瓦，总开发容量为1230万千瓦。其中示范项目3个，共420万千瓦，其他项目810万千瓦规模资源采用招商(竞争性配置)分配到各开发企业。福建5.19/3.14（2.38）4.119.24.8（开工）《福建省“十四五”能源发展专项规划》：十四五期间增加并网装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动深远海开工480万千瓦。辽宁1.9/1.05（0.75）3.5《辽宁省“十四五”海洋经济发展规划》：到2025年，力争海上风电累计并网装机容量达到4.05GW广西0/03.07.5《广西可再生能源发展“十四五”规划》：“十四五”期间，广西新增风电装机1797万千瓦，其中陆上风电新增装机1497万千瓦，海上风电新增装机300万千瓦。上海0.67/0.67（0）1.8《上海市资源节约和循环经济发展“十四五”规划》：加快推进奉贤、南汇、金山等地区海上风电基地建设，积极推进百万千瓦级深远海域风电示范试点，力争新增风电装机规模180万千瓦。河北0.6/0.3（0）33《唐山市海上风电发展规划（2022-2035年）》，国管海域规划容量15.5GW。“十四五”期间重点推进深远海海上风电冀东场址1（JD1-1，1.5GW）、冀东场址7（JD7，1.5GW）的开发前期工作；到2025年累计开工建设海上风电项目2-3个，装机容量3GW；到2035年累计开工建设海上风电项目7-9个，装机容量13GW以上。总计64.0>105图：沿海各省海上风电十四五规划（GW)123数据来源：每日风电、风芒能源、中招网、五大四小招标平台、东吴证券研究所◆招标：截止12月17日，22年海上风机招标12.2GW（含中电建1GW框架）；1-11月海上招标共计11.2GW，同比+154%，每月分别招标0.4/0.5/1.0/1.3/1.0/1.0/1.7/1.8/0.2/1.1/1.6GW。全年招标预计15GW+。中标：截止12月17日，22年海上风机中标14.9GW；1-11月海上中标共计13.4GW，每月分别中标2.5/0.1/1.9/1.4/1.1/0.8/1.1/1.7/0/0.7/2.3GW。◆国内23-25年迎来高成长。我们预计22-25年国内海上风电新增分别5、10、15、20GW，CAGR为59%。图：21-22年海风每月招标(上）、中标容量（下）（单位：GW）图：海风新增装机容量（单位：GW）双海空间广阔，看好长期成长性国内：22年预计招标15GW，23年18-21GW，持续景气3124◆欧盟：俄乌冲突爆发后，欧盟委员会发布了REPowerEU计划，促使欧洲在2030年以前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。2022年5月18日，丹麦、德国、比利时、荷兰四国共同签署《埃斯比约宣言》，承诺到2050年将四国的海上风电装机增加10倍，从目前的16GW提高至150GW，在2030年海上风电装机总量将达65GW。2022年8月30日，8个波罗的海国家达成《马林堡宣言》，到2030年，将波罗的海海上风电装机容量提高到至少19.6GW（目前2.8GW），其中丹麦6.3（2.3）、德国3.8（1.07）、瑞典0.7（0.2）、波兰5.9、芬兰0.1（0.07）、爱沙尼亚1、拉脱维亚0.4、立陶宛1.4。◆英国：22年4月，发布《能源安全战略》，将2030年海风装机目标提高到50GW，其中包括5GW浮式风电。◆美国：2022年初，发布《海上风能战略》，规划2030年、2050年海上风电累计装机达30GW、110GW。◆菲律宾：能源部称已有42个海上风电项目获得批准，规模31GW。数据来源：GWEC、世界银行、各国政府网站、东吴证券研究所图：全球海风目标（单位：GW）双海空间广阔，看好长期成长性海外：能源危机背景下，海风规划持续加码4国家/地区21年累计2030E2035E2040E2045E2050E来源欧盟≥603002020年《欧盟海上可再生能源发展战略》EU46515022.5.18北海海上风电峰会《埃斯比约宣言》英国12.750（前值40）—22年4月《英国能源安全战略》50GW德国7.73050（前值40）≥7022年4月德国联邦内阁，复活节一揽子计划荷兰322（前值11.5）—21.12《2022-2027年北海计划附加草案》丹麦2.312.9（前值10）352020年丹麦发布新气候行动计划波兰05.92027年投入使用或开发10.9GW挪威0.00630法国0.00218爱尔兰0.0257（前值5）22年7月将其2030年海上风电目标从5GW提高到7GW比利时2.35.7—20.9《联邦联盟协议》，2030年前建设5.4-5.8GW西班牙0.053希腊22022年8月通过了首个海上风电法案美国3011022年1月美国能源部发布《海上风能战略》日本1030-45越南1025—《海上风电产业发展路线图》菲律宾2.82140《菲律宾海上风电路线图》，深海模式，漂浮式印度30—125◆海外项目建设周期普遍较长，在能源转型目标下，各国积极出台相关政策，项目进度有望加速。沃旭位于英国的1.3GWHornsea2号项目已于2022年8月全面投产，是目前全球单体最大的项目，2017年中标，经历了5年建设期。英国第三轮（2019年9月，5.5GW，42英镑/kWh）、第四轮cfD（2022年7月，7GW，37英镑/kWh，约0.32元/kWh）中标项目计划投运时间集中在24-26年，25-27年，从中标到投运时间有望缩短2-3年。第五轮拍卖相关工作已开启，有望在23年公布结果。数据来源：政府网站、东吴证券研究所，注：2019年中标为CfD第三轮项目，2022年7月中标为CfD第四轮项目双海空间广阔，看好长期成长性海外：项目周期较长，有加速趋势5海风项目所属地区CfD中标时间计划投运时间装机容量(MW)离岸距离（KM)Seagreen苏格兰2019年9月2023年Q2107527DoggerbankCreykeBeckAP1英格兰2019年9月2023年10月1235131NeartnaGaoithe苏格兰2024年10月44815.5ForthWindOffshoreWindDemonstrationProject-phase1苏格兰2019年9月2024年10月301.5MorayWest苏格兰2022年7月2025年1月88222.5DoggerBankCreykeBeckBP1英格兰2019年9月2025年2月1235131BlythOffshoreDemonstrator-phase2英格兰2022年2025年4月5813.8PentlandFloatingOffshoreWindDemonstrator苏格兰2025年6月128.3TwinHub英格兰2025年7月3216InchCape苏格兰2022年7月2026年1月108015DoggerbankTeesideAP1英格兰2019年9月2026年2月1218196Sofia英格兰2019年9月2026年10月1400195NorfolkVanguard英格兰2027年4月180047.5NorfolkBoreas英格兰2022年7月2027年4月180073EastAngliaHub-TW0英格兰2027年12月98054.4EastAngliaHub-ONENorth英格兰2027年12月95036EastAngliaHub-THREE英格兰2022年7月2027年12月148074Hornsea3英格兰2022年7月2800121Seagreen1A苏格兰2019年9月2024-202550027Morgan&MonaUK2027-20283000BerwickBankOWFUK2027-20284000OuterDowsingUK2027-20281500图：英国海风项目交付时间项目AC/DC国家容量（MW）2024RevolutionWindACUS7042025SunriseWindDCUS8802025-2026ArklowBankPh2ACIreland8002025-2026CodlingParkACIreland15002025-2026MaytlowerDCUS12002026Skipjack2ACUS8462026AtlanticShoresACUS15002026Borwin6DCGermany9002026DunkirkACFrance6002026Baltica2/3ACPoland2.52026-2027OceanWind2DCUS1.1482026-2027Baltyk.2/3ACPoland14402026-2027BeaconWind1DCUS12302026-2027ThorACDenmark10002027-2028BalWin1DCGermany20002027-2028limundeinVerAlphaDCNetherlands20002027-2028limundeinVerBetaDCNetherlonds20002027-2028BalWin2DCGermany20002028-2029limundeinVerNorthDCNetherlands20002028-2029ljmundeinVerGammaDCNetherlands20002028-2029BalWin3DCGermany2000图：海外海风项目126图：GWEC全球海风新增装机预测（单位：GW）双海空间广阔，看好长期成长性2022-2025年全球海风装机CAGR超50%6◆22-25年全球海风新增装机CAGR约52%，海外预计25年开启成长。根据GWEC预测，海外海风装机预计在2025年迎来快速增长，新增15.4GW，同比增长150%+，22-25年CAGR约45%。结合我们对国内的预测，我们预计22-25年全球海风装机将从10GW增长至35.4GW，CAGR约52%。数据来源：GWEC、东吴证券研究所2122E23E24E25E26E27E28E29E30E欧洲英国2.31.51.81.72.14.64.54.55.05.5德国0.30.30.71.81.01.02.04.04.5丹麦0.60.30.00.30.72.02.03.03.0荷兰0.40.81.51.40.72.03.03.03.0法国0.51.00.51.00.31.01.01.51.5比利时0.70.70.70.70.7波兰0.41.32.41.51.51.5爱尔兰0.41.21.21.21.0挪威0.00.10.50.51.0其他国家0.30.00.40.90.31.22.94.8小计3.33.25.03.07.410.515.017.623.326.5亚洲中国台湾0.11.41.10.62.01.51.51.51.51.5日本0.10.00.20.30.40.30.91.01.3韩国0.30.50.41.01.01.31.5越南0.80.40.40.50.50.50.60.81.01.0印度0.50.50.50.5其他国家0.6除中国大陆小计0.92.01.51.63.32.83.94.75.36.4北美美国0.91.54.74.44.04.04.04.0加拿大其他国家0.72.4小计0.91.54.74.44.04.74.06.4其他0.00.41.62.0合计（除中国大陆）4.25.17.46.115.417.622.927.434.141.3图：GWEC22年9月（上）较22年6月（下）上调中国装机（单位：GW）16.96101212153.33.2537.410.500537.410.50.91.91.51.63.32.80102030405020212022E2023E2024E2025E2026E中国大陆欧洲美国亚洲（除中国大陆外）16.946810113.33.2537.410.500537.410.50.91.91.51.63.32.801020304020212022E2023E2024E2025E2026E中国大陆欧洲美国亚洲（除中国大陆外）127数据来源：FWJIP，东吴证券研究所◆全球加快漂浮式项目开发，供应链尚未成熟，在同一起跑线上国内企业有望率先突破。目前全球漂浮式项目累计装机仅100MW+，随着技术逐渐成熟，各国加快开发进度。1）欧洲：苏格兰Scotwind招标25GW、17个海风项目，其中漂浮式有11个、15GW。系苏格兰第一轮海权租赁招标项目，以及海上油气平台电气化项目（促使英国30年海上风电目标从40GW提高至50GW）。但是配套的码头和供应链仍需要进一步建设。2）美国：加州2030年漂浮式目标为2-3GW，招标在即，采用全套欧洲供应链。3）国内：海南万宁规划1GW，总投资230亿元。分两期建设：一期200MW，计划25年建成并网；二期800MW，计划27年建成并网。项目名称国家投运时间运营方总容量(MW)HywindI挪威2009Hywind2.3Sakiyama2MWFloatingWindTurbine日本2016HybridSpar12HywindPilotPark英国2017Hywind30FloatgenProject法国2018DampingPool2Kincardine-Phase1英国2018Windfloat2IDEOLKitakyushuDemo日本2018DampingPool3Kincardine-Phase2英国2021Windfloat48TetarSparDemonstrator-Metcentre挪威2021Tetraspar3.6三峡引领号中国2021中国三峡5.5合计108.4图：全球已投运的漂浮式项目图：Scotwind招标11个漂浮式项目总容量15GW序号中标主体中标费用（万英镑）技术类型总容量（MW）1SSERenewables8590漂浮式26102FalckRenewables2800漂浮式12003ShellNewEnergies8600漂浮式20004Vattenfall2000漂浮式7985DEME2000漂浮式10086FalckRenewables2560漂浮式10007FalckRenewables1340漂浮式5008ScottishPowerRenewables6840漂浮式30009BayWa3300漂浮式96010NorthalndPower390漂浮式150011Magnora1030混合式495合计3945015071双海空间广阔，看好长期成长性漂浮式从示范到商业化，全球加速深远海项目开发7PART4陆风平价新周期，需求稳定增长129数据来源：CWEA、五大四小招标平台、东吴证券研究所陆风平价新周期，需求稳定增长◆22年国内陆风主流招标5-6MW，23年装机将实现大兆瓦快速迭代：从陆风大型化进度来看，欧洲2019年陆风平均装机容量突破3MW，2020年3.3MW，2021年大幅提升至4MW，海外头部企业基本在2020-2022年推出7.XMW机型；2020年前，国内陆上风电平均装机容量低于2.6MW，2021年提高至3.1MW。国内头部企业在2021年底推出最大功率6.X-7.XMW机型。2022年主流招标机型快速迭代至5-6MW，预计2023年国内外陆上大风机平均容量实现拉平。◆22年中标价格一路下行，目前整体稳定在1800元/kW左右。最新中标价1770元/kW（不含塔筒），含塔筒为2298元/kW。1-11月，不含塔筒2054/2257/1706/1890/1818/1824/1791/1644/1799/1701/1903元/kW，含塔筒2466/2272/2271/2337/2139/2424/2340/2411/2271/2131/2225元/kW。◆风机大型化、轻量化带动风机成本下降，从而具备降价空间。整机企业采用平台化设计，实现单位MW零部件重量下降，从而降低采购成本，驱动21年以来风机价格持续下降。以三一重能为例，参考Vestas等海外龙头，采用3.X-4.5、4.5-6.X两个平台。同平台不同容量的机组除叶片尺寸变化，齿轮箱、发电机跟功率匹配变动，其他零部件尺寸基本都一样。目前，单位MW铸件用量已经从22吨下降至16-17吨。从2-3MW迭代至5-6MW，价格快速下降，后续预计趋于稳定1图、中国新增陆上和海上风电机组平均装机容量（MW）图、中国21-22年陆上风机中标均价（元/KW）130数据来源：每日风电、风芒能源、中招网、五大四小招标平台、东吴证券研究所◆22年陆风招标放量，累计招标85.7GW。截至12月17日，22年陆风累计招标85.7GW（含中电建15GW框架），其中，1-11月陆风招标总计66.4GW，同比+40%，每月分别招标8.1/3.0/7.3/15.2/4.6/3.6/6/5.9/6.3/1.8/4.7GW。◆由于大兆瓦风机降价明显，陆上风电场收益率高企，一、二期大基地风电项目将加速推进，23年陆上风电装机迎接高增长。以内蒙为例，上网电价0.293元/kWh。假设100MW风电场，6MW风机价格1800元/kW，风机成本占比42%（不同企业非风机成本差异较大），再考虑配储成本占风场成本的20%，按平均利用小时数2400h，测算得到全投资IRR约7.9%，资本金IRR约18.7%，度电成本0.26元。陆上风电收益率高增，23年大基地项目有望加速。第一批风电项目40GW，预计剩余70%在23年并网，第二批50GW自用项目，假设风电占40%，50%于23年并网，则大基地风电项目至少将支撑23年30GW左右装机。基于22年招标高景气和延迟并网，在高收益率驱动下，我们预计2023年风电吊装65GW+，同比增长30%+，并网75GW+，同比增长88%+。图：21-22年陆风每月招标容量（上）、陆风装机容量（下）（单位：GW）22年招标放量，高收益率驱动下，23年陆风装机迎来高增长2陆风平价新周期，需求稳定增长电价0.2932元/kWh自有资金20%贷款利率4%运营20年，折旧15年利用小时数h200021002200230024002500风机价格-不含塔筒（元/kW）20005.4%7.5%9.5%11.6%13.8%16.0%19007.1%9.3%11.5%13.7%16.1%18.5%18009.0%11.3%13.7%16.2%18.7%21.3%170011.1%13.7%16.3%19.0%21.8%24.6%160013.6%16.4%19.3%22.2%25.3%28.3%150016.6%19.6%22.8%26.0%29.3%32.7%140020.0%23.4%26.9%30.5%34.0%37.7%130024.2%27.9%31.8%35.7%39.6%43.5%图：内蒙陆上风电场资本金IRR敏感性分析2.93.76.56.23.12.51.44.06.08.03.32.88.13.07.315.24.63.66.05.96.31.84.74.30.020.01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021年-陆上2022年-陆上131增量空间：老旧机组改造，十四五有望30GW+3数据来源：国家能源局、计鹏新能源、东吴证券研究所◆随着产业支持政策完善、风电技改升级，老旧机组改造能够充分释放存量项目资源潜力，提升风电场整体发电能力，将是未来重点发展方向。2021年12月，国家能源局综合司发布了《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿，鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级（以大代小）和退役。◆风机改造市场空间逐步打开，十四五规模有望超30GW：1）2006年前国内风机数量约5000台（基本面临退役），平均功率0.5-0.75MW；2）运行10-15年的风机规模在60GW，规模约4万台。假设，2006年前机组100%进行改造；运行10-15年的风机按20%改造，则十四五期间老旧机组改造带来的市场规模有望超30GW。表：老旧机组改造规模测算累计装机容量GW风机数量台单机平均功率MW升级后平均功率MW十四五改造比例改造空间GW运行15年以上（2006年）2.650000.5-0.751.5MW100%7.5运行10-15年（2007-2011年）60400001.53MW20%24合计31.5陆风平价新周期，需求稳定增长132数据来源：《中国2030年“可再生氢100”发展路线图》、《电解水制氢成本分析》、TrendBank、东吴证券研究所◆可再生能源制氢需求空间巨大：2021年我国氢产量约3300万吨，占全球第一，其中可再生能源制氢约0.5万吨。根据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030、2060年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨、1.3亿吨左右，假设绿氢占比达20%、100%。按照目前碱性电解槽（AWE）生产1Nm³氢气耗电4.5-5.5kWh，假设50%绿氢依靠风电制备，到2030年带动风电新增装机需求100GW+。◆陆风制氢创增量，风电消纳新手段。三北是现阶段最适合发展风电制氢的地区：1）风机大型化驱动陆风度电成本不断下降，降低制氢成本；2）有大量化工、炼化企业可直接消纳氢气，避免长距离运输。国家能源集团、中石化、国电投等央企加速推动氢能全产业链发展，在内蒙古、宁夏、新疆、吉林等风光资源优势地区布局大基地制氢项目。据TrendBank预计，到2025年，三北地区将生产全国97%左右的绿色氢气。◆随着电解槽技术降本以及陆风度电成本下降，风电制氢逐渐具备经济性。目前煤制氢和工业副产氢的成本约10-12元/kg，考虑到碳捕捉封存，成本提升至12.5-15元/kg。可再生氢目前成本约20-25元/kg，经济性是阻碍其发展的主要障碍。随着电解槽降价，每小时产氢量提升，以及陆风度电成本下降，风电制氢经济性将比肩灰氢。增量空间：陆风制氢解决消纳瓶颈4图：风电制氢需求空间测算表：电解水制氢成本分析陆风平价新周期，需求稳定增长2025E2030E2060E氢能年需求量（万吨）3500400013000绿氢占比4%20%100%绿氢年需求量（万吨）14080013000风电制绿氢占比50%50%50%风电年制氢量（万吨）704006500风电年制氢量（亿Nm³）784457230风电发电量（亿kWh）389222536151陆上风电利用小时数（h）220022002200所需风电装机（GW）181011643备注：标准状况下，一立方氢的质量为89.9克；AWE方案生产1Nm³氢气耗电5kWh。项目碱性电解AWE质子交换膜电解PEM每小时产氢量Nm³/h1000年工作小时数2000设备（万元）850595425300021001500降价幅度30%50%30%50%土地+安装(万元)150150150200200200每年折旧（万元）936750310220160折旧成本（元/Nm³）0.460.340.251.551.100.80用水价格（元/吨）555555单位原料水用量（吨）0.0010.0010.0010.0010.0010.001单位冷却水用量（吨）0.0010.0010.0010.0010.0010.001水费（元/Nm³）0.010.010.010.010.010.01工业用电（元/Kwh)-目标0.180.180.180.180.180.18单位耗电（kwh/Nm³)4.504.504.504.004.004.00电耗成本（元）0.810.810.810.720.720.72年运维费（万元）40.0040.0040.0040.0040.0040.00单位运维成本（元/Nm³）0.200.200.200.200.200.20单位总成本(元/Nm³）1.481.361.272.482.031.73单位质量成本（元/Kg)161514282319PART5产业链一、海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升135数据来源：国家能源局、招投标网、东吴证券研究所；海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升2030年市场规模超730亿元图：海缆行业市场空间测算1◆随着平均离岸距离增加以及超高压占比提升，十五五期间海缆增速有望继续领先海风行业增速，我们预计26-30年CAGR15%，2030年市场规模超730亿元。十四五海风行业开启平价，需求保持高增长，我们预计22-25年CAGR约59%，十五五迈向深远海，26-30年CAGR约12%。从海缆结构来看，十四五超高压以示范项目为主，包括青洲一、二、五、六、七、帆石一二等，占项目总量比重7-10%。十五五期间有望提升至18%-20%。单位价值量来看，超高压1200万元/km，十五五期间预计维持寡头竞争，随着需求增加，单位价值量有望保持增长，高压和中压面临下行压力。2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E国内海上风电装机GW1015202225283235yoy100%50%33%10%14%12%14%9%其中超高压项目3.305.007.008.0010.50新建风电场平均容量MW430480510600650700750800平均离岸距离km3542485560657075送出海缆平均长度km91109.2124.8143156169182195送出海缆需求km21163413489452436000676077658531高压海缆单价万元/km570513462416395395375375占比93%92%90%90%88%86%84%82%超高压海缆单价万元/km12001200120012001250130013501400占比7%8%10%10%12%14%16%18%送出海缆规模亿元130194262259298353412477其中超高压规模亿元62.9290.00123.03167.73214.99集电海缆单价元/kW420420420380380380350350集电海缆规模亿元4263848495107112123海缆市场规模亿元/年172257346343393459524600yoy110.76%49.35%34.76%-1.01%14.83%16.65%14.26%14.40%敷设费用占比15%16%16%17%17%17%18%18%海缆市场规模-含敷设202306412413474553639732yoy110.76%51.12%34.76%0.19%14.83%16.65%15.65%14.40%单GW价值量20.2320.3820.6018.7618.9619.7519.9820.90十五五CAGR12.3%十五五CAGR15%136数据来源：国家能源局、招投标网、东吴证券研究所；数据来源：公司公告、五大四小招标平台、东吴证券研究所图：海缆企业产值（单位：亿元）及产线海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升◆行业产能扩张，产业布局效率决定长期竞争力。头部先进产能扩张，到十四五末，东缆产值预计100-120亿，中天100亿，亨通80亿。二线企业进军中压、高压市场，到十四五末，宝胜产值预计35-40亿元，汉缆30亿元，起帆20-60亿元。在沿海各省的产业布局战略以及产能释放节奏将决定十五五的竞争力。◆高端产品市场，头部竞争格局稳定。目前只有头部三家具备超高压业绩，汉缆、起帆、宝胜等二线海缆企业处在型式认证阶段，从认证-开拓市场-具备批量生产能力需要3-5年时间，因此，我们认为十五五期间高端产品市场格局将保持相对稳定。竞争格局相对稳定，龙头强者恒强2分类东方电缆中天科技亨通光电宝胜股份汉缆股份起帆电缆船敷缆2+2施工3+2、敷缆5敷设2、运维1、施工3+1（敷设2）21年出货/含海工33/4145+/85+30+/451510422年海缆产值60=30+306040151013海缆收入3640204101.4海工收入73020——23年海缆产值75=30+30+15807025-302020海缆收入5360306156海工收入940——24-25年海缆产值100-120（15+10+20）1008035-403060产线戚家山2V（30亿）北仑4V7C（30亿+15亿+15亿+30亿陆缆+10亿脐带缆）阳江2V1C（20亿、10亿陆缆）南通5V1C（50亿）盐城2C（10亿）汕尾3V2C（35亿，2V设备在途）山东拟建厂常熟6V3C（海陆65亿）盐城射阳2V（15亿）揭阳扬州3V1C（1塔6线设计）青岛本部即墨2V1C（一塔四线设计）宜昌2V1C（20亿，1塔8线设计，其他陆缆）北海4V2C（40亿，3V23年中到货，计划24年安装）1373数据来源：五大四小招标网站、东吴证券研究所，斜体送出缆中标金额为根据合计金额、集电缆根据铜价按130-200万元/km测算，敷设按85%计算。平价海风项目海缆招标约9.9GW，超高压产品溢价明显海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升项目信息送出海缆集电海缆海风项目业主规模(MW)招标日期中标日期中标企业金额（亿元）敷设海缆长度km单价万元/km截面积mm^2招标日期中标日期中标企业金额（亿元）单价元/kW阳江青洲一、二-500&66kV粤电10002021/8/272022/3/22东方电缆17含12012043×8002022/4/8东方、汉缆5.7485苍南1#-220&35kV华润电力4002021/9/22021/11/5汉缆股份2.71含524432021/12/142022/1/13东方电缆2.39508阳江青洲四-220&35kV（标段2）明阳5052021/10/152022/2/16东方电缆4不含74539同同东方电缆0.65258揭阳神泉二-220&66kV国电投5602021/12/242022/3/10亨通光电4.76含57710同同亨通光电2.24340象山涂茨-66kV中广核2802022/1/292022/3/18东方电缆2.39不含75319/////半岛南V场址-220&35kV国电投5002022/3/172022/5/6亨通、宝胜1.65不含305503×630同同汉缆股份2.79558渤中A场址-220&35kV山东能源5002022/3/172022/7/18中天科技——1102022/3/172022/5/23万达海缆——汕头勒门（二）-220&66kV华能5942022/4/252022/6/3亨通光电3.50不含467623×1000同同亨通光电1.526257渤中I场址--220&35kV国华投资5002022/4/292022/6/9汉缆股份2.95含544643×6302022/5/202022/6/22中天科技2.59518射阳南区H3-5-220&35kV国家能源集团联合体10002022/5/122022/8/30亨通光电17.82不含3664873×6302022/5/252022/7/15亨通光电4.84484渤中B场址-220&35kV山东能源4002022/6邀标2022/8/25汉缆股份———同同万达海缆——阳江青洲六-330&66kV三峡1000邀标2022/7/21东方2回13.81含3回1407893×800—————象山1号二期-220&35kV国电投5002022/9/2（前期已邀标）2022/10/20东方电缆3.31含33.4740同同东方电缆2.15365苍南2号一期-220&35kV华能3002022/8/52022/9/19东方电缆1.73不含53.93213x500同同起帆电缆0.95317渤中B2场址-220&35kV国华投资5002022/8/112022/9/9中天科技2.91含544583×630同同宝胜股份1.77354台州1号-220&35kV浙能3002022/10/172022/10/26东方电缆1.31含34.23273x1000同同东方电缆1.18333湛江徐闻300MW增容-220&66kV国家电投3002022/10/18同惠州港口二PA、PB220kV中广核7502022/12/9同汇总9889◆平价海风项目已进行海缆招标9.9GW，横向对比，超高压价值量显著高于高压产品。220kV送出缆价值量320-840万元/km，不同项目差异较大，浙江，443（汉缆）、321（东方）、327（东方）、740（东缆）万元/km；山东，550（宝胜）、464（汉缆）、458（中天）万元/km；江苏，487万元/km（亨通）；广东，539（东缆）、710（亨通）、762（亨通）万元/km。500kV超高压海缆溢价显著，东方电缆中标的青洲一二项目500kV海缆价值量达1204万元/km。◆纵向对比，平价项目价值量与19-20年中标的项目相比小幅下滑。据我们测算，19-20年中标的项目，35kV集电缆价值量400-500元/kW，而平价项目300-400元/kW居多；220kV送出缆相对稳定，3×500、3×1000mm2分别350-430、700-750万元/km，但是铜价相差较大，因此从定价的角度，平价项目价值量呈现下降趋势。图：21年以来中标的海缆项目汇总138数据来源：招标网、公司公告、东吴证券研究所；数据来源：公司公告、五大四小招标平台、东吴证券研究所图：海缆企业中标的部分海缆项目毛利率测算（按照中标当时的铜价测算的理论值，成本占比假设37%）海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升◆盈利影响因素：1）订单价格：主要跟报价策略、产品结构有关。一方面，传统高压产品竞争加剧，价格可能下行，毛利率相应出现下滑；一方面，随着超高压项目占比提升，海缆企业产品结构差异变大，盈利水平也会分化；2）产品确认结构：Q2-3是海风施工黄金窗口期，也是产品确认的高峰，送出缆和集电缆的确认结构不同，导致毛利率出现季节性波动；3）铜价波动：海缆主要原材料铜占生产成本比重约30-40%，铜价的波动对毛利率会产生影响（完全套保，损益属于其他收益）。◆高端产品先发优势，龙头盈利有望提升。从东方电缆近几年海缆产品的毛利率水平来看，20年为高峰53.7%（19年中标价值量高，20年铜价低位），21-22年逐渐下滑，主要系中标价格和原材料价格变化。如前所述，21年以来中标的平价项目，价值量相比19-20年出现一定程度下滑，未来随着竞争加剧，价格或进一步下滑。东方电缆具备高端产品先发优势，按照中标当时的铜价测算，青洲一二毛利率约60%，显著高于当下平价项目高压产品的毛利率，随着23年陆续交付，毛利率有望同比提升。行业盈利或分化，高端产品带动龙头盈利提升4公司项目中标时间并网时间海缆收入亿元截面积用铜量吨中标时铜价元/吨购铜成本亿元总成本毛利率（理论）电压等级单位价值量东方粤电青洲一二22/3/2212.824002563737071.895.1160.1%500kV1204三峡青洲六22/7/229.7824002990585231.754.7351.6%330kV789华能浙江苍南2号一期22/9/192.403000720634970.461.2348.5%220kV321浙江舟山联网项目18/10/819年1.71800291506300.150.4076.4%500kV1050三峡阳西沙扒三四五20/3/221年6.730002787450671.263.4049.4%220kV691华能苍南4号20/9/921年3.01500988520000.511.3953.6%220kV457汉缆华润浙江苍南1号21/11/52.041500694709300.491.3334.7%220kV443中天国华渤中B2场址22/9/92.581890908637630.581.5739.2%220kV458亨通射阳南区H3-522/8/2915.818906153634033.9010.533.1%220kV487图：东方电缆各业务毛利率、铜价（单位：万元/吨）1395数据来源：MarketWatch、东吴证券研究所；脐带缆、动态缆为头部企业提供增量空间海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升◆全球能源转型背景下，油气资源开发持续加速，脐带缆市场规模有望提升。东方电缆自2018年率先打破国外企业在脐带缆上的垄断以来，是目前国内唯一具有脐带缆运行业绩的公司，中天科技21年突破全海深ROV非金属铠装脐带缆关键卡脖子技术，亨通也跨入脐带缆领域。◆动态缆：漂浮式风电、油气。2021年8月，东缆交付的阳江沙扒“三峡引领号”动态缆，是我国首条应用于海上风电领域的动态海缆，敷设安装均由东缆完成，已具备从制造到安装的能力，高端产品护城河进一步加深。表：东方电缆脐带缆、动态缆中标项目（据公开信息统计）中标时间中标项目中标金额（亿元）类型2017/2/16海工文昌9-2/9-3/10-3气田群开发项目脐带缆0.69脐带缆2020/1/18流花29-2项目深水脐带缆0.782020/8/26陆丰22-1油田开发项目1.222021H1巴西Bacalhau油田项目(产品首次实现超2000米水深应用）0.202021/9/24恩平20-5油田开发项目强电复合脐带缆0.952021/10/26流花11-1/4-1油田二次开发项目脐带缆0.432022/3/8陵水25-1气田开发项目静态脐带缆5.202021/8阳江沙扒“三峡引领号”漂浮式海风项目动态海缆长1180米，外径13.28厘米，重量超过35吨动态缆2021/12/16中海油番禺油田电力系统优化项目/1406数据来源：公司官网、五大四小招标网站、东吴证券研究所；海外本土供需紧平衡，出口迎机遇海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升◆国际海缆订单持续突破。东方电缆、中天科技、亨通光电，从2020年开始全面参与到全球海缆市场投标。以东缆为例，2020年首次在欧洲中标，南苏格兰电网岛屿连接项目，约8000万元；2022年与海洋工程承包商Boskalis联合获得欧洲输电网运营商TenneT的HollandseKustWestBeta海风项目，约5.3亿元。中天科技15-16年完成德电、法电、西班牙电力相应认证。◆海外供需偏紧，出口大有可为。1）欧洲。全球海缆产能主要集中在欧洲(Prysmian、Nexans、NKT）和中国。根据Nexans公开信息，欧洲26个海风项目（总计41GW），海缆需求约130亿欧元；20个海底联网项目（总计20.3GW），海缆需求120亿欧元。Prysmian海缆在手订单68亿欧元（不包括海底电信、脐带缆等特殊缆为42亿欧元），NKT高压电缆在手订单45亿欧元。三大海缆企业高压海缆纷纷扩产，Nexans产能已排满至2024年，处于紧平衡状态。我们预计随着欧洲海风装机量增长，订单有望外溢。2）东南亚新兴市场。越南、菲律宾等新兴市场，本地配套设施不足，无本土海缆企业；与中国距离近，运输成本低；东缆、中天和亨通均有越南海缆业绩，具有竞争优势。中标人中标地区项目项目内容及中标金额东方电缆2020越南中国电建越南BinhDai310MW海风项目（东南亚首个总包项目）2.985亿元，35kV海底电缆及敷设施工东方电缆2020欧洲南苏格兰电网Skye-Harris岛屿连接项目（首个欧洲项目）约8000万元，光电复合海底电缆东方电缆2022欧洲欧洲输电网运营商TenneTHollandseKustWestBeta700MW海风项目约5.3亿元，220kV海底电缆、66kV海底电缆及220kV高压电缆产品东方电缆2022欧洲欧洲海上施工公司JanDeNul的苏格兰PentlandFirthEast项目1亿元，35kV海缆亨通光电2018-2020智利智利FOASubmarineCable项目、玻利维亚海缆IGWSubmarineCable项目、承接全球第一座半潜式漂浮海上风力发电厂-葡萄牙海上浮式发电厂，成功中标越南、菲律宾、柬埔寨、西班牙等海外项目-亨通光电2021越南越南茶荣协成78MW海上风电工程总承包项目、越南茶荣II48MW海上风电工程总承包项目7661万元亨通光电2022越南越南金瓯海上风电项目4.59亿元，海缆及其附属设备的制造、运输与施工采购亨通光电2022沙特沙特红海海缆项2.10亿元，33kV海缆及敷设中天科技2019德国德国EnBwHoheSee海上风电项目海缆总包，2019年交付中天科技2021菲律宾菲律宾国家电力公司230kV海底电缆总包项目230kV海缆总包，2021年执行中天科技2021德国德国Tennet两个海上风电总承包项目2021年执行中天科技2021多国加拿大、越南、菲律宾、印尼、卡塔尔、阿联酋斩获超20个订单总计约1.6亿美元中天科技2022越南越南新富东1区海上风电项目（装机100MW，离岸约10公里）35kV海底光电复合缆图：海缆头部企业海外海缆中标情况（不完全统计，主要列示海风、岛屿连接，油气项目用海缆尚未列示）二、海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即142◆深远海趋势下，海塔&桩基行业具备阿尔法，22年需求底部，23年迎高增长。21年海风抢装，22年平价项目刚启动，需求同比下滑明显。23年平价项目放量，就塔筒行业而言，海风比陆风附加值更高，同时深远海趋势下，单桩的直径和长度都在扩大，我们预计海塔&桩基单位GW用量从22年的22万吨增长至25年的25万吨，22-25年需求从110万吨增至500万吨，CAGR达66%，高于海风行业增速。陆风22年受疫情影响，装机不及预期，塔筒出货影响较大，23年具备较大需求弹性，我们预计22-25年陆塔需求从270万吨增长至456万吨，CAGR约19%。整体来看，海陆总需求CAGR约36%。◆专业塔筒企业纷纷扩张海工产能，沿海码头资源成为关键筹码。两广、福建地区海风资源丰富、发展空间较大，是头部企业争夺的重点市场，优质的码头和配套生产基地的合理布局对其海风市场份额的提升至关重要，其中广东市场竞争尤为激烈，大金重工目标50-100万吨（汕头、阳江），天顺风能目标超60万吨（汕尾、阳江），海力风电目标超20万吨（粤东），泰胜风能目标20-30万吨，天能重工技改增加广东基地导管架产能。国内：22年海风需求底部，龙头扩产迎接23年起需求高增长海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即1图：国内塔筒需求测算2022E2023E2024E2025E陆上风电新增装机容量(GW)45657076海上风电新增装机容量(GW)5101520单位GW陆塔用量(万吨)6666单位GW海塔用量(万吨)6655单位GW桩基用量(万吨)16171820海塔+桩基总需求（万吨）110230345500陆塔总需求（万吨）270390420456国内总需求(万吨)380620765956数据来源：GWEC、公司公告、东吴证券研究所细分天顺风能大金重工海力风电泰胜风能天能重工产能-22年（万吨）陆上905003435海上070502028合计90120505463产能-23年（万吨）陆上905005435海上1201301052056合计2101801057491产能-24年（万吨）陆上909005435海上1701601555066合计260250155104101产能-25年（万吨）陆上909005435海上2302101555066合计320300155104101图：头部企业产能143◆海外桩基供需存在较大缺口。海外海风25年迎来高增长，我们预计22-25年海外海塔+桩基的需求从112万吨增长至385万吨，CAGR约51%，其中欧洲的桩基需求将从82万吨增至308万吨，CAGR约56%。全球塔筒供应商主要集中在北美、亚洲、欧洲；欧洲生产超大单桩的企业主要有4家，分别是荷兰Sif、德国EEW、丹麦Bladt、德国Steelwind，总产能约65万吨。亚洲主要集中在中国及韩国（CSWind）。由于本地产能有限，尤其受通胀影响，在海上风电规模化开发过程中，海外桩基供需存在明显缺口，国内企业出口空间大。◆国内塔筒企业迎来出口机遇。大金重工22年以来斩获的欧美海风订单超20万吨，而欧洲头部单桩供应商SIF的年产量仅30万吨。天顺风能在德国汉堡的海工基地预计23年投产，24年开始贡献业绩，30-50万吨的产能。以大金、天顺为代表的国内企业有望跻身欧洲主流海塔&桩基供应商。海外：需求旺盛，本地供应有限，出口空间大2图：海外塔筒需求测算2022E2023E2024E2025E陆上风电新增装机容量(GW)46404242海上风电新增装机容量(GW)5.17.46.115.4单位GW陆塔用量(万吨)6666单位GW海塔用量(万吨)6655单位GW桩基用量(万吨)16171820海筒+桩基总需求(万吨)112170140385海外总需求(万吨)388410394636数据来源：GWEC、公司公告、东吴证券研究所图：欧洲本地单桩产能（上）、大金重工22年以来获得的海外订单（下）项目名称类型具体信息英国MorayWest海风项目（计划24年投运）超大型单桩过渡段海塔总容量882MW，离岸距离22.5公里，水深35-54米，采用西门子歌美飒14.6MW主机，一共60个机位。1、48根超大单桩，直径10米，最大重量2000吨2、30套过渡段3、12套海塔法国诺曼底海风项目（预计23年投运）普通单桩总容量496MW，离岸距离16公里，水深19-36米，采用西门子歌美飒8MW主机，一共62个机位。1、全部62根单桩，直径7米，最大重量1300吨。Boskalis美国海风项目超大型单桩没有过渡段设计，单桩长度接近100米，最大直径10米，重量1600吨。DoggerBankB海风项目（计划24年投运）海塔41套海塔（GE、单根680吨+）2022计划最大直径（米）最大重量（吨）年产量（万吨）SIF11225030EEW12200015Bladt10150010Steelwind10180010海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即144◆塔筒行业23年迎来三重弹性：海风占比提升，优化盈利水平；陆风出货量高弹性；海风出口迎来机遇，盈利水平高企。◆23年海塔&桩基需求旺盛，出货同比高增长，规模效应叠加需求旺盛，国内吨净利有望提升至1000元+。23年海风恢复成长，海塔&桩基需求旺盛，出货同比高增长。我们预计海力出货55万吨，同比增长约200%；大金重工出货60-70万吨，同比增长300%+，其中出口20-30万吨，国内40万吨左右；泰胜风能出货16万吨+，同比增长约135%；天顺风能出货45万吨+，实现零的突破。国内吨净利有望1000元+，出口有望3000元+。◆22年陆塔量、利都处在底部，23年出货具备较高弹性，盈利也有望改善。22年9月以来受新疆、内蒙疫情影响，陆塔出货不及预期，23年面临较大交付压力。新疆、一带一路地区需求有望明显提升，加工费高于中部及东北地区。22年盈利底部，23年量利齐升海桩：双海需求旺盛，量利齐升在即3数据来源：公司公告、东吴证券研究所公司20212022E2023E天顺风能陆上（国内外）635090海上-国内0020海上-德国005合计6350115吨净利510440650泰胜风能陆上-国内2312.724陆上-出口17.616海上196.816合计423758吨净利370660780海力风电合计（国内海上）53-5418-1955吨净利21007201100大金重工陆上-国内213040陆上-出口81010海上-国内201540海上-出口0020-30合计4960-65110-120吨净利11007501100+图：头部企业出货结构（单位：万吨）及吨净利测算（元/吨）分类20212022E2023E出口海上————3000+出口陆上（反倾销税不同有差异）700-900700-900700-900国内海上2000-3000（抢装）700-9001000+国内陆上600+400-600（疫情影响出货）600-700（西北700+）图：行业吨净利水平（元/吨）三、铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益146数据来源：各公司公告、GWEC、东吴证券研究所铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益◆22-25年全球风电铸件需求CAGR约13%，其中海上需求CAGR约45%。大型化趋势下铸件环节存在一定程度通缩，陆上单兆瓦平均用量预计从21年的22吨下降至22年的15.5吨；海上机型尚在优化，鉴于环境恶劣，风速更高，铸件消耗量也会更高，假设从21年的24吨下降至25年20吨。22-25年全球海、陆铸件需求CAGR分别为45%、6%。◆大兆瓦轮毂、底座生产受限，老产能无法满足，行业内新扩产能有限，龙头逆势扩产有望受益。国内铸件产能约占全球80%，其余20%主要位于欧洲和印度。21年国内有效产能约170-180万吨，拥有15万吨以上铸件产能企业仅4-5家，由于环保政策趋严，近两年新增产能较少。据不完全统计，23年业内大兆瓦产能110-120万吨：其中，日月股份45万吨、龙马17-19万吨、广大8-10万吨、宏德8万吨、金雷7-8万吨、豪迈6-7万吨。而23年大铸件需求超110万吨，供需偏紧。图表：主要企业铸造环节有效产能（单位：万吨）图表：全球铸件需求（万吨）海上大铸件需求将迎高增长，供给有限，龙头扩产受益1全球20212022202320242025陆上风电新增装机（GW）72.590.9104.9112.2117.9海上风电新增装机（GW）21.110.117.421.135.4风电新增装机（GW）93.6101.0122.3133.3153.3陆上-单位铸件用量（吨/MW）22.017.016.015.515.5海上-单位铸件用量（吨/MW）24.023.022.021.020.0陆上-铸件需求（万吨）160155168174183海上-铸件需求（万吨）5123384471风电铸件总需求（万吨）210178206218254147数据来源：Wind、东吴证券研究所铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益◆23年海上大铸件、铸造主轴需求放量，原材料降价开始兑现，铸件龙头迎量利齐升。价格：目前海上大铸件含税价格约18000元/吨（含税，净重），23年价格尚在谈判，下游降本迫切，由于供需紧平衡，我们预计整体维持稳定。铸造轴由于加工要求较高，比普通铸件价格高1000-2000元/吨，海上基本都使用铸造轴，增量需求开始释放。普通铸件供给较为充裕，同时下游降本压力较大，预计降价让利。成本：风机铸件的主要原材料为铸造生铁、废钢，约占生产成本45%。7月开始明显降价，近期维持震荡，由于生铁采购周期2-3个月（树脂1-2个月，废钢一个月采购1-3次），预计22Q4起行业成本端明显改善。原材料价格震荡下行，盈利改善在即2分类单位元/吨不含税，毛重（含税，净重）212223E普通铸件单价1000010500（13000）预计下降5%左右吨净利1000300-4001000铸造轴（海上）单价—11000（14500）预计稳定吨净利—5501200海上齿轮箱铸件轮毂底座轴承座单价1400014000（18000）预计稳定吨净利20007001500-2000图：日月股份铸件盈利预测（上）、各类铸件价格和单吨净利预测（下）图：生铁、废钢价格（元/吨）日月股份FY20FY21FY22EFY23EFY24EFY25产能万吨40.048.048.071.281.281.2销量万吨45.944.444.769.080.0100.0铸件吨毛利元316421521308202224942722变动-1012-844714472228毛利率29%20%12%18.2%22%24%铸件吨净利元21321264462116516811875净利率19.2%14.2%6.0%13.3%14.9%16.4%归母净利润亿元9796672921,0231,3451875含风电场转让2.5yoy-32%-56%251%31%39%四、轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线149◆受能源危机影响，海外轴承龙头成本上升，平均涨价5-10%，主轴轴承国产替代加速。欧洲工厂面临原材料、能源、运输、人工等成本持续上涨，铁姆肯（11月9日起，对大中华区所有进口轴承上调5-10%）、舍弗勒（11月3日起，对欧洲制造产品平均上调6-8%）、斯凯孚（10月1日起，对欧洲生产轴承及相关产品上调10%，期限6个月）、艾克欧（10月1日起，对滚针轴承、直线导轨及其他产品上调5%）、不二越（10月1日起上调5-10%）、恩斯克（9月1日起，中国区销售的日本产深沟球轴承和调心滚子轴承上调6%）等海外轴承龙头10月以来纷纷涨价。目前，陆上主轴承国产率约40%，海上主轴承基本都是进口，且较国内贵30-50%，在进口涨价和行业降本压力下，主轴轴承国产替代将加速。大兆瓦之后独立变桨逐渐成为主流，23年全行业渗透率有望超过50%。◆变桨轴承方面，随着风机大型化，独立变桨方案使得转速更加稳定，5MW以上独立变桨将成主流。23年行业渗透率有望超过50%，远景预计全面使用独立变桨。数据来源：北极星、公司公告、东吴证券研究所轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线进口轴承涨价压力下，大兆瓦主轴轴承国产替代加速1图：竞争格局（不完全统计，灰色为量产）类型轴承企业下游客户轴承产品主轴承偏航变桨齿轮箱进口德国Schaeffler金风科技、电气风电、东气、明阳智能瑞典SKF金风、电气风电、明阳美国TIMKEN金风、哈电日本NTN金风日本JTEKT罗特艾德（合资）电气、金风、明阳、西门子等国产国企瓦轴远景、东气、三一（调心主）、VESTAS、SGRE等洛轴金风、远景、三一（调心主、TRB主）、东气16MW金风轴研科技东方大冶轴金风、远景、中车中车4MW批量恒润远景、金风恒润、金风募投民企新强联明阳（双馈，23年份额受影响，调心产能上来之后或主供）、三一（偏变、TRB主）、哈电、远景、东气、海装（金风、运达在密切接触，金风先从主轴承开始）12MW明阳几大主机厂大MW主供募投天马SGRE、GE、金风、明阳等洛阳新能金风京冶明阳、东气、华仪等双馈半直驱数量（个）均价（万元/套）5MW6MW海上8MW海上10MW主轴轴承112225.030.075806064偏航轴承11118.010.01213独立变桨轴承333340.042.070.075.0合计556673.0082.00157.00168.00图：2022年主流机型轴承价值量150◆大兆瓦主轴轴承国产替代加速：22年以来，新强联、洛轴、轴研科技10、12、16MW的TRB轴承纷纷下线，台架试验和现场挂机测试都在加速，我们预计23年国产海上主轴轴承实现零的突破，渗透率提升至40%-60%。大兆瓦产能来看，新强联约1000套、洛轴约600套、瓦轴约500套。◆年底价格尚未谈定，我们预计随着无软带设备投入使用，成本端相比渗碳工艺有望下降15%。洛轴22年年初发布8-10MWTRB轴承（渗碳），比进口便宜20%，随着新强联无软带设备投入使用，23年成本端具备15%下降空间，我们预计部分利润将留存，部分向下转移。数据来源：公司公告、东吴证券研究所轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线图：国内轴承企业最新轴承产品、轴承产能公司时间主轴轴承产品动念23年轴承产能（大兆瓦）洛轴22年9月15日16MW风电主轴轴承下线，系国内首套（已用于金风16MW机组）3至6.25MW主轴承已大量装机使用。5000套（600套）22年年初8-10MWTRB主轴轴承瓦轴22年8月12日自主研制的国内最大调心滚子主轴轴承顺利出产，轴承内径1180mm，已通过客户样件验收。4500套（500套）21年10月我国首个陆上4MW单列圆锥主轴轴承。新强联22年7月12MW海上抗台风型风电主轴轴承下线，直径3.5米，重量超过14吨，可承受47500kN·M的倾覆力矩。2010年成功研发2MW直驱主轴轴承，之后相继研发2.5-5MW三排圆柱主轴轴承。2019年成功研发3MW双列圆锥半直驱主轴轴承，2020年实现量产。3-4MW单列圆锥滚子轴承量产、5-7MW的小批量生产。6000套（1000套）轴研科技22年8月30日10MW海上风电TRB主轴轴承通过验收，系国内首套。10月17日，顺利完成装机应用。应用于海平面1号项目，轴承外径达3200mm。可满足16MW海上风机。正在与主机联合研发外径3500mm主轴轴承，可覆盖20MW以下风机。1500套21年9月7MW海上风电TRB主轴轴承在阳江基地完成安装调试，并实现挂机应用。系国内首套20年11月4.5MW陆上风电TRB主轴轴承下线，系国内首套天马21年10月8MW风电主轴轴承下线，系国内首套京冶轴承/研发出2.5-10MW双列圆锥主轴轴承进口轴承涨价压力下，大兆瓦主轴轴承国产替代加速1151◆齿轮箱轴承进口为主，海外涨价，23年齿轮箱价格预计较为坚挺。齿轮箱轴承供应商包括斯凯孚、舍弗勒、铁姆肯等海外大厂，22年1-2轮涨价后，齿轮箱企业面临较大成本压力，而国内齿轮箱轴承批量稳定性目前还较差。需求端，金风、东气等整机企业直驱机型全面切换为半直驱导致齿轮箱需求明显增加（陆上65GW，平均单机容量5MW，对应13000台，海上10GW，平均10MW，对应1000台，假设90%半直驱，齿轮箱总需求接近14000台）。因此，我们预计23年齿轮箱价格相对坚挺。◆滑动轴承在海外风电齿轮箱已实现大规模商用，国内批量后，有望带动齿轮箱降本15-20%，齿轮箱滚轴涨价压力下有望加速替代。维斯塔斯的大兆瓦齿轮箱都用滑动轴承。远景23年12-14MW海上机型或启用国产滑轴，可以实现齿轮箱降本15%-20%，24年有望批量，领先其他整机厂1-2年。◆主轴轴承切换滑轴金风领先：国外处在样机阶段，尚未实现小批量。国内，21年10月，金风新型轴系样机在新疆达坂城风电场成功并网。采用滑动主轴承，其轴系承载密度提升超过20%，有力支撑了大功率机型的开发。滑动轴承分瓣式设计，可实现局部更换，使维护成本下降超过60%。威能极提供齿轮箱滑动轴承，是全球第一台全滑动轴承风机。数据来源：公司公告、东吴证券研究所齿轮箱轴承供需偏紧，滑动轴承替代有望加速26MW12MW齿轮箱价值量220万/台600万/台滚轴成本45万（占20%）150万（占25%）滑轴成本（批量）20万75万齿轮箱降本9%12.5%-15%图表：齿轮箱2023年产能（单位：台）齿轮箱主轴偏变假设25年陆上主流机型8MW（80GW），海上12-14MW（20GW）数量：套陆上10000、海上1600单价：万/套20+756050%+10050%4050%+8050%完全替代空间30-35亿35-40亿25-30亿图表：滑动轴承带动齿轮箱降本（上）、滑动轴承市场空间（下）轴承：海外涨价加速国产替代，龙头新品纷纷下线产能台其中大兆瓦备注客户南高齿9000-110005000（10MW）南京6000台（4.5-6MW+7-8MW）金湖一期设计5000台（10MW）运达（90%订单）、三一、中车、上电、明阳、东气、金风、GE等德力佳3000+1000+金风、三一、远景；开发上电、运达威能极36001600（7MW+）厂区新建了半直驱的厂房5MW维斯塔斯（50%）、Nordex、运达、上电开发金风采埃孚3600（4.5MW+）维斯塔斯，SGRE南方宇航1000（7MW+）明阳、上电五、叶片：大型化加速更迭，大叶片供需紧张1535%34%65%58%7881858994991051121201291361510501001502000%50%100%150%201020112012201320142015201620172018201920202021<80m80-89m90-99m100-109m110-119m120-129m130-139m≥140m其他平均风轮直径◆大型化趋势下，叶片长度不断刷新记录。截至2021年底，海风机组风轮直径最大可达186米，陆风机组风轮直径最大为175米。22年，三一重能陆上机型风轮直径最长超达202m，金风科技海上机型风轮直径最长达242米。8月，中复连众最新下线叶片长度123米，叶根直径超过5米，单支重量超过50吨，表面积突破1000平方米，将适配16MW海上风电机组。◆整机企业纷纷布局叶片产能。全球共有15家整机企业有叶片产能。其中前十大风电整机企业中，除金风科技和运达股份外，都有叶片制造产能，主要系叶片占整机成本30%左右，对于控制成本至关重要。国内，三一重能、明阳智能自供为主，远景能源计划23年实现20-30%自供。海外，维斯塔斯、GE、西门子歌美飒等都具备自供能力。◆大叶片更新换代加速，模具寿命缩短，叶片扩产受限于模具，且生产效率降低。22年叶片主流长度80-90m，23年90-100m。大型化之前一支模具可生产150-200套叶片，拥有2年以上寿命，目前只能生产80套，而模具扩产需要3-4个月，成为叶片扩产的一道障碍。叶片产能正常需3-4个月爬坡，22-23小时可以实现生产一支80-90m以下的叶片，而大叶片生产极限需要24小时，海上则需要36小时，生产效率降低。23年叶片是行业供需最紧张环节，第一轮谈价面临5%左右的涨价。数据来源：Wind、东吴证券研究所叶片长度不断刷新记录，大叶片供需紧张或涨价1图表：部分整机企业叶片型号图表：海外整机企业叶片供应商企业名称机型型号风轮直径m适用区域供应商三一重能SI-202/6.7MW202低风速自产（远景计划部分自产、部分找代工，部分外购）远景能源7.0MW200中低风速8.0MW190中风速明阳智能MySE4.0182低风速MySE6.25182中高风速MySE5.5155海上MySE6.0198海上MySE11203-23X海上MySE16242（118）海上金风科技3.85-7.2MW171、182、191超低风速中材科技、LM（GE）、Aeolon12MW、16MW（样机）242、252海上运达股份WD19X-7.X-OS19X低风速海域中材科技、时代新材WD22X-10.X-OS22X中高风速海域WD24X-15.X-OS24X高风速海域中国海装H171-4.0MW-163mHH陆上混搭171低风速H256-16MW256（125）海上电气风电卓刻平台WH5.0N192低风速、超低风速海燕平台EW11.0-208208海上叶片：大型化加速更迭，大叶片供需紧张供应商维斯塔斯GE西门子歌美飒Enercon自产√LM√√LM（GE）√√√√TPI（美）√√√艾朗科技√√Aeris√√√中材科技√时代新材√154◆叶片直接材料成本占比超70%。叶片生产成本中原材料占70%-80%，直接人工占9%-12%，制造费用占9%-16%。主要原材料包括，1）芯材及碳梁占33%，包括巴沙木、PET、PVC及碳纤维组成的大梁；2）环氧树脂占20%；3）纤维布占20%，主要为玻纤；4）结构胶和油漆分别占6%、3.5%。◆原材料降价明显，叶片企业成本迎改善。叶片原材料价格降幅明显，巴沙木较年中下降32%，PVC树脂下降23%，PET下降22%，碳纤维下降13%，环氧树脂下降27%，玻纤下降约30%。综合各原材料成本占比，我们预计带来生产成本下降超10%，结合大叶片可能涨价，盈利有望显著改善。数据来源：艾郎科技招股说明书、Wind、百川盈孚、东吴证券研究所受益原材料降价，成本端改善明显，盈利改善在即2图表：叶片原材料构成（%）图表：叶片主要原材料巴沙木、PVC、PET、碳纤维、玻纤、环氧树脂价格下降叶片：大型化加速更迭，大叶片供需紧张六、整机：制造端盈利分化，出口优化格局156海风保持高集中度，陆风成本控制能力决定市场份额1数据来源：CWEA、各公司公告、五大四小招标平台、东吴证券研究所整机：制造端盈利分化，出口优化格局◆海风：市场集中度高，CR3多年保持70%以上，22年明阳智能中标量领跑。海上风机对技术和可靠性要求高，进入壁垒较陆上更高，因此行业集中度更高，21年海上风机CR3达72%，CR5达92%。截至22年12月2日，国内海风公开招标中，明阳智能凭借其半直驱、大型化优势中标6.3GW（含青州五六七1.4GW），以41%的份额位居第一。◆陆风：成本控制能力是提升市场份额的关键。截至22年12月17日，国内陆风公开招标中，明阳智能、金风科技和远景能源市占率分别达21%、19%和17%，三一重能凭借出众成本控制力市占率提升至第四位，达10%。平价新周期更看重整机商的成本控制力和技术创新力，通过大型化降本提升盈利能力的企业有望脱颖而出，迎来黄金发展期。图表：2022年国内陆上风机中标份额（截至12月17日）图表：2022年国内海上风机中标份额（截至12月17日）备注：21年为吊装市占率26%29%14%17%7%7%0%41%18%11%10%4%13%3%22海上明阳智能电气风电中国海装金风科技东方电气远景能源运达股份22%8%17%8%5%16%3%21%19%21%17%10%6%10%8%9%22陆上金风科技明阳智能远景能源三一重能东方电气运达股份电气风电其他157制造端预计年中迎盈利拐点、风场业务贡献利润2数据来源：公司财报、东吴证券研究所整机：制造端盈利分化，出口优化格局◆受低价订单交付影响盈利承压，23年年中有望迎来拐点。22年下半年，陆上风机低价订单进入交付周期，整机企业盈利承压。但是目前招标价格整体趋稳，且依靠大型化降本，有望于23年年中迎来盈利拐点。◆风电场运营、转让贡献利润。目前陆风进入平价新周期，海风全面平价在即，风电场投资开发具备较高收益率，转让利润约1-2元/W。从各家在运营容量来看，金风科技风场资产最重；从在建容量来看，明阳智能增速较快，除了青洲四明年并网，其余大部分今年有望并网，同时明年开工预计3GW+。图表：各家整机企业风电场规模（单位：GW）图表：各家整机企业季度毛利率（上）、净利率（下）（单位：%）明阳智能三一重能金风科技电气风电运达股份运营容量1.240.4546.930.1090.25在建容量2.280.2942.780.634转让容量0.8780.661.547158海外面临供需缺口，整机出口迎机遇3◆供应链受通胀影响，海外整机企业面临经营困境，海内外风机价差拉大，国内价格优势凸显。22年3月开始欧洲钢价暴涨，中厚板价格一度超过1900美元/吨，目前回落到900美元/吨，国内外价差仍在350美元/吨左右。原材料价格上涨打乱供应链，对交付的担忧以及融资成本增加导致招标低迷。21年欧洲海风装机量约3.3GW，22年上半年仅30MW。22Q3（7-9月）VESTAS、GE等海外整机企业风机业务出现亏损、亏损加剧的情况，以GE为例，风机业务21年Q3亏损1.5亿美元，22年Q3亏损9.3亿美元。为缓解压力，VESTAS出售变流器业务，转而收购叶片厂；SiemensGamesa计划裁员2900人，占总员工11%；Nordex在西班牙和印度建叶片厂。此外通过提价来缓解盈利压力，VESTAS22Q3陆上风机涨至1060欧元/kW，为近十年最高价。22Q2海上风机涨至1678欧元/kW，环比上涨超200欧元/kW，同比上涨超500欧元/kW。国内陆风已实现平价，11月中标均价1870元/kW（不含塔筒）。海上风机价格开启下降通道，最新中标价格3768元/kW（含塔筒）。◆海外供给存在缺口，国内迎来出口机遇。欧美5强21年出货量占全球约45%份额，海风产能目前合计8GW左右，只有VESTAS宣布扩产（波兰），很难满足2030年海外40GW左右的海风需求，国内整机企业迎来出口机遇。整机厂22Q3（7月-9月口径）21Q3（7月-9月口径）收入出货量（MW）净利润收入出货量（MW）净利润vestas30.96亿欧元3569-1.47亿欧元49.12亿欧元60201.16亿欧元GE28.87亿美元2200-9.34亿美元36.95亿美元3600-1.51亿美元图、海外整机厂风机出货、收入、利润（上）、风机平均售价（下）图、欧洲和中国市场中厚板价格（单位：美元/吨）数据来源：公司官网、Mysteel、东吴证券研究所；整机厂（单位：欧元/kW）21Q321Q422Q122Q222Q3Vestas-陆上8108608909601060Vestas-海上14621678SiemensGamesa630760820890830Nordex690790910整机：制造端盈利分化，出口优化格局159数据来源：北极星、东吴证券研究所整机：制造端盈利分化，出口优化格局◆陆上风电应用场景变化有望刺激增量需求，陆风出口起量在即。根据CWEA，21年中国出口风机886台，容量超3GW，同比增长175%；截至21年年底，累计出口达9.64GW。随着陆风度电成本下降，沙特等国家在沙漠里布局风电（在NEOM建造世界上最大的绿色氢气工厂，预计25年上线），就地制氢再液化成绿氨，通过港口运输到欧盟，不受限于电网消纳，有望带来装机需求快速增长，也为国内风机出口带来机遇。远景：21年出口风机326台，容量超1GW。22年3月在印度斩获596台2GW陆上风机订单，预计23H1交付，全年合计交付5GW（目前在手订单7GW+）。金风：截至3季报，在手海外订单3.06GW，同比+63%，主要分布在亚太（1.2）、南美（0.6）、澳洲（0.45）、中东及非洲（0.3）等。三一：重点布局越南、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、印度、巴西等，10月中标哈萨克斯坦Dostyk50MW风电项目机组及塔筒订单。◆海风明阳步伐领先。21年国内海上风机首次实现出口，容量为325MW（金风、明阳、东气共72台），均出口至越南。21年12月，明阳与英国国际贸易部驻华代表签署谅解备忘录，有望在英国投资建设叶片制造厂、服务中心、风机装配厂。明阳23年海风出口预计1GW，分布在东南亚、欧洲、南美等地区。图表：风电出口进展企业市场新闻日期国家项目投产容量MW机型明阳欧洲2021.8意大利意大利地中海Beleolico项目22年已投产30MySE3.0-1352021.11西班牙西班牙漂浮式风电项目-11MW2022.9英国英国TwinHub阵列项目（双风机漂浮式平台）25-27年32MySE8.3-180亚太2021.8越南越南嘉莱项目（陆上）21年已投产-MySE3.2、4.02021.11越南越南金瓯1A区、1c区海风项目22年已投产3755MW2021.12日本富山县入善町海上风电23年9MySE3.0抗台远景亚太2022.3印度印度卡纳塔克邦、玛哈拉斯特拉邦、中央邦、安得拉邦和古吉拉特邦（陆上）2023年上半年1967EN-156/3.3三一亚太2022.10哈萨克斯坦Dostyk风电项目（业主：阳光新能源）（陆上）50风机及塔筒海外面临供需缺口，整机出口迎机遇3160盈利预测与投资建议◆基于供应能力及需求超预期，我们预计2023年全球光伏装机370-380GW，同增45%+，其中国内需求150GW，同增63%左右，海外需求220-230GW，同增35%+。投资建议：光伏平价新周期，23年高增长确定，储能配套加速，看好逆变器、组件、新技术方向，以及部分辅材龙头，逆变器（阳光电源、锦浪科技、禾迈股份、科士达、德业股份、固德威、昱能科技），组件（隆基绿能、天合光能、晶科能源、晶澳科技），新技术龙头（晶科能源、钧达股份、爱旭股份），和格局稳定的辅材龙头（福斯特、通威股份、海优新材、福莱特、美畅股份、大全能源，关注聚和材料、通灵股份、宇邦新材、快可电子等)。表：公司估值表（截至2022年12月28日）数据来源：Wind、东吴证券研究所板块证券代码名称总市值（亿元）股价归母净利润（亿元）PE评级来源2022E2023E2024E2022E2023E2024E组件601012.SH隆基绿能3,24543155.3196.2246.2211713买入东吴688599.SH天合光能1,3616337.066.190.6372115买入东吴002459.SZ晶澳科技1,4046048.578.1106.0291813买入东吴688223.SH晶科能源1,4821527.354.975.3542720买入东吴逆变器300274.SZ阳光电源1,62010932.360.780.4502720买入东吴300763.SZ锦浪科技67818012.028.443.7562416买入东吴605117.SH德业股份78632914.326.742.9552918买入东吴688390.SH固德威3883155.516.225.3712415买入东吴688032.SH禾迈股份5159196.413.429.7813817买入东吴688348.SH昱能科技4525654.212.118.71083724买入东吴002518.SZ科士达334576.612.621.0512716买入东吴硅料600438.SH通威股份1,78140279.2215.0212.2688买入东吴688303.SH大全能源1,02948200.1166.0120.8569买入东吴硅片603185.SH上机数控44310836.061.968.31276买入东吴胶膜603806.SH福斯特8806624.835.642.4352521买入东吴688680.SH海优新材1571862.88.110.9561914买入东吴玻璃601865.SH福莱特7293422.135.253.4332114买入东吴运营601222.SH林洋能源18098.411.113.5221613买入东吴电池002865.SZ钧达股份2661889.425.033.028118买入东吴600732.SH爱旭股份4383821.229.537.5211512买入东吴金刚线300861.SZ美畅股份2415014.719.124.8161310买入东吴接线盒301168.SZ通灵股份89741.43.15.3642817未评级Wind301278.SZ快可电子711111.32.23.4553221未评级Wind焊带301266.SZ宇邦新材80771.22.53.5653223未评级Wind银浆688503.SH聚和材料1721533.96.08.7442920未评级Wind161◆海风23年装机10GW+，同比翻倍以上，且具备长期成长性，24-25年增速30%+；陆风22年招标高景气，全年预计75-80GW，大型化降本驱动IRR高增，23年预计吊装65GW+，同比增长30%+，并网75GW+，同比增长88%+。◆海缆：深远海价值量提升，具备阿尔法，龙头强者恒强，二线挑选弹性和确定性。推荐东方电缆（超高压交付盈利提升，订单持续增长），关注起帆电缆（上海和广西属地优势，高压从0-1）、亨通光电（通信覆盖）、中天科技、宝胜股份、汉缆股份。◆海桩：双海需求旺盛，23年量利齐升。推荐海力风电（最纯海风标的，产能释放迎接需求爆发）、大金重工（双海战略高歌猛进，出口先发优势吨净利高于国内）、天顺风能（发行GDR布局欧洲，国内海风有望后来居上，陆风出货弹性大）、泰胜风能（陆塔出口具备盈利优势+海风放量在即），关注天能重工。◆铸件：大兆瓦供需偏紧，龙头扩产受益。推荐日月股份（逆势扩产放量在即，盈利逐季修复，后续自主加工和出口进一步提升盈利能力）、金雷股份（铸造产能逐步释放空间打开）。◆整机：盈利拐点+出口拔估值。陆风价格趋稳，预计年中迎来盈利拐点。海内外整机价差拉大，出海进程有望加快，空间打开估值提升。推荐明阳智能、三一重能、金风科技。◆轴承：海外涨价，国产替代加速。推荐恒润股份、新强联。◆叶片：大叶片明年卡脖子环节。关注中材科技、时代新材、双一科技。盈利预测与投资建议表：盈利预测（截至2022年12月23日）数据来源：Wind、东吴证券研究所板块细分板块证券代码名称总市值（亿元）股价（元）归母净利润（亿元）PE评级总股本来源2022E2023E2024E2022E2023E2024E（亿股）风电海缆603606.SH东方电缆4065910.721.026.0381916买入6.88东吴600522.SH中天科技4841435.645.754.514119未评级34.13Wind605222.SH起帆电缆105255.19.613.620118未评级4.18Wind塔筒002487.SZ大金重工209385.612.718.3371611买入5.56东吴002531.SZ天顺风能237136.517.923.5361310买入18.03东吴300129.SZ泰胜风能6372.65.77.924118买入9.35东吴301155.SZ海力风电185853.28.012.0582315买入2.17东吴轴承300850.SZ新强联172525.48.812.0322014买入3.30东吴铸件603218.SH日月股份191192.910.213.5661914买入10.26东吴主轴300443.SZ金雷股份88344.16.38.6221410未评级2.62Wind法兰603985.SH恒润股份102231.75.38.5591912买入4.41东吴结构件603507.SH振江股份39272.13.44.118119未评级1.43Wind叶片002080.SZ中材科技3672234.738.245.511108未评级16.78Wind变流器603063.SH禾望电气118273.45.17.0342317未评级4.41Wind整机002202.SZ金风科技4481136.142.652.212119买入42.25东吴688349.SH三一重能3362841.254.571.7865买入11.89东吴601615.SH明阳智能5482416.523.330.4332418买入22.72东吴162风险提示光伏版块◆竞争加剧。光伏行业竞争者较多，产能扩产旺盛，若竞争进一步加剧，将对业内公司的盈利能力产生影响。◆电网消纳问题限制。光伏消纳或受电网消纳的影响，虽然从度电成本来看光伏竞争力强劲，但总体装机增长受到行政上限制和干预。◆光伏政策超预期变化。2014年起国家出台一系列鼓励政策支持光伏行业发展，行业仍需政府补贴政策支持，若未来政策走向不利于光伏发展，则行业盈利空间将被压缩，从而影响公司的经营业绩。风电板块◆新增装机量不及预期：海上、陆上装机放缓，下游需求不及预期。◆原材料价格持续高企：塔筒、铸锻件上游原材料为中厚板、生铁、废钢等黑色金属，供应商强势，价格波动较大，持续高企将影响产业链盈利。◆市场竞争加剧：整机厂商为争夺市场份额，继续低价竞争，影响产业链盈利等；◆疫情影响：疫情影响生产、运输等。163东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发、转载，需征得东吴证券研究所同意，并注明出处为东吴证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。东吴证券投资评级标准：公司投资评级：买入：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在15%以上；增持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于5%与15%之间；中性：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-5%与5%之间；减持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-15%与-5%之间；卖出：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在-15%以下。行业投资评级：增持：预期未来6个月内，行业指数相对强于大盘5%以上；中性：预期未来6个月内，行业指数相对大盘-5%与5%；减持：预期未来6个月内，行业指数相对弱于大盘5%以上。东吴证券研究所苏州工业园区星阳街5号邮政编码：215021传真：（0512）62938527公司网址：http://www.dwzq.com.cn免责声明164东吴证券财富家园