02022秋季策略会证券研究报告光伏寻变化，风电觅拐点2022年秋季策略2022年8月23日行业评级：增持姓名：庞钧文（分析师）邮箱：pangjunwen@gtjas.com电话：021-38674703证书编号：S0880517120001姓名：石岩（分析师）邮箱：shiyan019020@gtjas.com电话：0755-23976068证书编号：S0880519080001姓名：李子豪（分析师）邮箱：lizihao@gtjas.com电话：021-38038293证书编号：S0880521030002姓名：周淼顺（分析师）邮箱：zhoumiaoshun@gtjas.com电话：021-38038264证书编号：S0880521040003姓名：牟俊宇（分析师）邮箱：moujunyu@gtjas.com电话：0755-23976610证书编号：S0880521080003仅供内部参考，请勿外传1请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会投资要点（行业评级：增持）01光伏持续提效降本，平价时代需求高增硅料投产释放供给，迎接2022年光伏大年，看好产业链投资机。020304风机大型化降本，风电迎来大时代风电持续降本催化，陆风、海风市场需求打开。投资建议1）重点推荐通威股份；2）电池片环节；3）一体化组件环节；4）紧平衡环节石英砂、EVA颗粒及胶膜；5）支架、逆变器、EPC、电站等中下游环节。催化剂行业政策驱动、技术持续进步、下游需求持续爆发。05风险提示海外疫情影响装机不及预期，意料之外的技术风险等。仅供内部参考，请勿外传2请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会重点公司盈利预测及估值0101数据来源：wind，国泰君安证券研究（注：收盘价为2022年8月23日）表：光伏投资标的估值一览行业公司名称股票代码收盘价EPSPE评级（元）2021A2022E2023E2021A2022E2023E多晶硅通威股份600438.SH59.051.826.315.1132.49.411.6增持大全能源688303.SH59.882.688.918.1922.36.77.3增持硅片TCL中环002129.SZ55.271.252.022.6344.227.421.0增持电池片爱旭股份600732.SH39.26-0.060.721.22-654.354.532.2增持一体化组件隆基绿能601012.SH54.201.682.673.5332.320.315.4增持晶澳科技002459.SZ69.481.272.563.4654.727.120.1增持逆变器阳光电源300274.SZ144.701.072.563.05135.256.547.4增持锦浪科技300763.SZ284.441.913.855.46148.973.952.1增持固德威688390.SH446.572.963.28.6150.9139.651.9增持辅材联泓新科003022.SZ51.970.820.991.3263.452.539.4增持美畅股份300861.SZ75.911.913.674.6439.720.716.4增持设备连城数控835368.BJ80.301.492.553.6253.931.522.2增持仅供内部参考，请勿外传3国泰君安证券2022秋季策略会目录CONTENTS光伏持续提效降本，平价时代需求高增01硅料投产释放供给，迎接2022年光伏大年02无补贴拖欠无限电风险，运营商实现“永续增长”03风机大型化降本，风电迎来大时代04光伏发电原理为光生伏特效应，成本下降的空间巨大，无补贴平价上网需求呈现持续性和全球性产业链自身供给节奏与技术升级，踏准步点享受超额收益绿电运营商资产重估，通过持续建设电站实现稳健增长风电持续降本催化，陆风、海风市场需求打开仅供内部参考，请勿外传44请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会01光伏持续提效降本平价时代需求高增仅供内部参考，请勿外传5请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会光伏发电原理为光生伏特效应。源自半导体，当光线照射在半导体的PN结上，会产生电压。光伏发电原理迥异于其他所有发电形式，成本下降潜力巨大。光伏发电仅需要产生PN结，工作环境受力极小，对于产品厚度、刚度、强度要求小，因此可以持续降低原材料用量。同时理论效率天花板确定，提高转换效率的思路也十分清楚，降成本的空间大。传统发电形式普遍是动能转化为电能，对材料的刚度、强度都有很高的要求，这就导致原材料的用量相对刚性，成本下降潜力有限。基本原理：光生伏特效应，隐含光伏降本空间1.1图：PN结能够产生光生伏特效应数据来源：国泰君安证券研究图：效率的持续提升是降低成本的关键数据来源：NREL、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传6请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会材料体系选择：晶硅路线一枝独秀1.2单晶硅太阳电池晶体硅太阳电池多晶硅太阳电池（被单晶替代）按基体材料分类非晶硅薄膜太阳电池微晶硅薄膜太阳电池非晶/微晶硅薄膜太阳电池硅薄膜太阳电池铜铟镓硒太阳电池碲化镉太阳电池砷化镓太阳电池磷化铟太阳电池染料敏化太阳电池有机薄膜太阳电池化合物太阳电池仅供内部参考，请勿外传7请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会下游投建光伏电站主要目的是取得合理回报。光伏电站的收入就是发电收益，成本主要是折旧、财务费用以及少量的管理费用，获取合理的投资回报是业主投建光伏的根本原因。光伏发电需要通过持续降低成本来扩大份额。光伏发电的第一大痛点是成本，必须解决成本过高的问题才能与其他能源竞争。光伏发电需要解决发电与用电不匹配的问题。由于电能有瞬时特性，需要发电与用电同时进行，光伏发电跟随太阳光线强弱变化，出力集中在正午前后，与负荷不符，需要进行调节。光伏的本质：一种发电形式，需要与其他电源竞争1.3图：2020年光伏和风电都来到了化石能源成本区间数据来源：国际能源署仅供内部参考，请勿外传8请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会补贴时代各国轮动，呈现剧烈波动性。第一阶段：日本和德国是主力。日本1994年“新阳光计划”，按照一定电价收购电力，2003年推出可再生能源配额制德国2000年出台《可再生能源法》，明确可再生能源按照固定电价收购，行业开始启动第二阶段：西班牙出台补贴政策。2005年执行0.44欧元/kWh（25年）的固定电价政策，并在2006、2007年保持不变，迅速激发了装机需求但政策从2009年退坡，同时有了装机限额，导致装机量大幅下滑补贴时代需求波动性大1.40%50%100%150%200%2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920201日本德国市场开始崛起2受益西班牙的电价补贴3意大利市场爆发4中美日市场崛起意大利大幅削减补贴图：光伏全球新增装机增速经历了4轮景气（纵坐标为新增装机同比增速）数据来源：国际能源署、能源局、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传9请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会第三阶段：意大利推出补贴政策2007年起意大利取消了每年的限额，装机爆发；随后组件价格大幅下降，补贴下调慢成本下降快导致装机量爆发，并多次出现抢装，与中国类似，最终导致财政不堪重负，激发民众对于光伏的矛盾（涨电费）2011年意大利政府被迫重新开启限额，导致2012年意大利装机量大幅下滑第四阶段：为了应对欧洲双反等导致的国内产能过剩，中国2013年明确标杆电价，发力本土市场日本2012年7月推出清洁能源激励计划美国采用税收抵免机制ITC，通过安装太阳能发电来抵税，原计划2016年退出，后目前延期至2022年补贴时代需求波动性大1.4图：风电和光伏成为全球可再生能源投资主要形式数据来源：国际能源署仅供内部参考，请勿外传10请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会平价时代无需补贴，空间足够可持续增长。光伏在很多地方都已经成为最便宜的能源。光伏的资源禀赋容易拉平，安装简便，可供安装的区域大，1%的沙漠面积可满足全人类用能需求。电网会构成约束，但光伏低廉的成本能够解决。光伏作为一种电能，受到能源特性的约束：调峰能力、接入容量。光伏现阶段的门槛主要来自接入容量和调峰的刚性限制，如果光伏能够给予火电0.1元/kWh的调峰补偿，火电会有意愿让出力给光伏（让火电给光伏调峰），理论上装机天花板可达50%-100%。定量测算：新增用电量、替代老电量。在不考虑存量电力替代的情况下，仅凭新增用电需求可支持700GW以上的年装机。考虑存量替代，可达1500GW年装机。无补贴平价需求空间广阔1.50123456789美分/kWh图：2013-2020年光伏最低中标电价连续下降数据来源：CPIA、国泰君安证券研究数据来源：国际能源署图：全球平准化度电成本平均已至0.05美元/kWh以下仅供内部参考，请勿外传11请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会平价带来持续性，预计复合增速超20%。光伏已经脱离补贴，逐渐进入市场化阶段。海外市场以无补贴项目为主、国内也已出现无补贴项目；2020年光伏全球平均LOCE5.7美分/kWh，已经大范围低于煤电等火电成本。2021年国内平价项目脱离补贴，2019年约7分钱/kWh、2020年约为3分钱/kWh。行业空间十分巨大,需求具有持续性，新增装机复合增速有望超20%。测算方法：仅新增用电量由光伏提供，2019年全球用电量约27.7万亿度，假设用电量增长3%，则新增8310亿度电，如果按照太阳能1000小时/年的日照时间，70%的新增为太阳能，大概每年需要新增700GW的光伏。目前全球太阳能新增装机容量为160GW左右，仍然有巨大的成长空间。如果考虑存量替代，则空间更大。隆基股份总裁李振国先生预计，2030年光伏新增装机可达1000GW，是目前6倍的体量。国内补贴政策开始退出，平价市场打开，户用市场快速发展。补贴缺口：采取新老划断的方式，存量项目承接补贴缺口，新增项目采取以收定支。2021年平价政策：新备案项目不再进行补贴，保障收购小时数内的发电量，上网电价继续按照“指导价+竞争性配置”方式形成。无补贴平价需求空间广阔1.5数据来源：中国光伏业协会、国泰君安证券研究图：全球新增装机量持续增长图：2022年国内光伏装机乐观预测将达90GW数据来源：中国光伏协会、国泰君安证券研究2.74.510.910.615.1334.55344.2630.148.2557580859055909510011002040608010012020112013201520172019202120232025GW保守情况乐观情况30.23238.443537010210611513017019522024527017024027530033005010015020025030035020112013201520172019202120232025GW保守情况乐观情况仅供内部参考，请勿外传12请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会2022年户用、工商业分布式等新型需求爆发，高价承接有力。行业增速：强补贴时代：爆发式增长，虽然参考意义不大，但对市场教育、渠道建设及初步的模式建立做好了铺垫。弱补贴时代：2018年短暂下滑后，重新回到持续增长阶段，复合增速超过100%。光伏项目类型占有率：户用光伏已经接近成为新增装机的半壁江山。预计2022年户用35GW、工商业15GW，合计50GW。同时这些增量需求对组件价格不敏感，1.9-2.0元/W的组件可以接受。需求持续爆发，行业进入供给定需求时代1.60.582.852.414.1810.1221.57391%-15%73%142%113%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%450%0510152025201620172018201920202021户用装机量（GW）YOY数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究图：户用光伏发展十分迅速，呈现连年倍增式增长1.7%5.4%5.4%13.9%21.0%39.9%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%201620172018201920202021数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究图：户用光伏从光伏中的小门类已经发展为半壁江山仅供内部参考，请勿外传13请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会行业进入供给定需求的时代，玻璃、硅料是先后例证需求持续放大，必然会触及供给瓶颈。2020年Q3单季度装机达到32GW，触及行业瓶颈点-玻璃产能的上限。触发后将导致行业利润向瓶颈点转移，表现为瓶颈点涨价。瓶颈点会交替出现，2021年Q1硅料接力玻璃成为行业最紧俏的环节。玻璃的产能在21年进入释放期，而硅料产能在21年几乎没有增加，导致硅料产能接力玻璃成为最紧俏的环节。需求持续爆发，行业进入供给定需求时代1.6图：2020年光伏玻璃价格持续上涨数据来源：pvinfolink图：2020年Q3触发产能瓶颈，进入供给顶需求时代数据来源：卓创资讯、CPIA仅供内部参考，请勿外传1414请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会02硅料投产释放供给，迎接2022年光伏大年仅供内部参考，请勿外传15请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会进入2021年，硅料成为行业瓶颈。光伏产业链的材料几乎都为专用材料，包括硅料、硅片、电池片、组件、光伏玻璃、光伏胶膜等，因此大家面临相同的下游，而供给侧的不同会导致瓶颈的出现，2021年瓶颈为硅料，目前硅料已经落后行业产能约100GW，因此需要扩建25万吨硅料才能追上其他产能。预计在2022年末会达到。硅料：价稳量增，成为2022年最确定增长2.118018318619318521025030019022027032017522026033022026030036005010015020025030035040021Q121Q221Q321Q4硅料硅片电池玻璃组件210270288476320360400450330350370420390450500520010020030040050060022Q122Q222Q322Q4硅料硅片电池组件数据来源：solarwit数据来源：solarwit图：2021年硅料环节产能远远落后于其他环节（单位：GW）图：2022年末硅料环节产能有望追上其他环节（单位：GW）仅供内部参考，请勿外传16请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会硅料：价稳量增，成为2022年最确定增长2.1多位分析师自2021年6月期即预测硅料价格下跌，实际硅料价格依然高位维持。本质原因是进入平价上网后，电站端对组件价格钝化，组件价格可以高位维持。同时需求容纳量大，硅料释放的产能随即被需求消化。供需紧平衡延续，高品质硅料稀缺，价格维持高位。综合来看，2021-2022年硅料供需仍将维持紧平衡状态，光伏装机需求乐观，下游硅片积极扩产，单晶占比不断抬升，高品质硅料需求提升，多晶硅供需仍将维持紧平衡态势，价格持续维持高位。图：硅料价格长期高位维持，并未下跌数据来源：北极星太阳能光伏网图：预计硅料价格真正松动要到2023年05101520253035季度产出（万吨）-6个月爬坡季度产出（万吨）-3个月爬坡数据来源：硅业分会、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传17请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会硅料：价稳量增，成为2022年最确定增长2.1价格预计高位稳定。与市场预期不同，我们不认为硅料价格在23年Q1前有明显下降，事实上硅料价格也是超预期的。边际需求-分布式需求高企，对价格容忍力高，导致边际增量-新增硅料价格会持续保持在22万元/吨以上。产能逐季度投放，确定性增长。21年Q4以来，头部几大家都进入硅料产能投放期，尤其是通威股份，因此只要增量产能被市场消化，企业利润就会伴随价稳量增。3092816751350154417291759184621421933286050800100020003000400050006000123456789101112图：2021年户用光伏月度装机数据（单位：MW）数据来源：国家能源局、智汇光伏、国泰君安证券研究888181818233388811.511.511.511.511.599911111414147.27.27.27.2101020200204060801001202021Q12021Q22021Q32021Q4E2022Q1E2022Q2E2022Q3E2022Q4E通威永祥新疆大全保利协鑫新特能源东方希望亚洲硅业内蒙古东立鄂尔多斯天宏瑞科洛阳中硅黄河水电聚光光伏德国瓦克马来西亚及韩国OCIhemlock图：2021年末进入硅料产能投放期（单位：万吨）数据来源：硅业分会、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传18请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会金刚线的增速较硅料增速更快。一般环节整体增速与硅料环节增速相同，金刚线是例外，由于硅料价格高企，为了节省硅料，普遍采用更加细的金刚线，细线价格不变，但单GW的耗量显著增加，预计将由30万公里/GW提升至50万公里/GW。因此金刚线环节增速超越行业增速，预计增速100%以上。其他耗材同样受益。高纯石英砂、C-C热场等用量都会随着硅料的产出增长而增长。硅料产能投产利好金刚线、石英环节2.22020/1/12020/2/12020/3/12020/4/12020/4/152020/5/12020/9/12020/10/1φ40￥50.40φ42￥56.00￥50.40φ43￥56.00￥50.40φ45￥63.00￥62.00￥56.00￥50.40φ47￥70.00￥70.00￥70.00￥65.00￥63.00￥62.00￥56.00￥50.40φ50￥70.00￥70.00￥70.00￥65.00￥63.00￥62.00￥56.00￥50.40φ52￥70.00￥70.00￥70.00￥65.00￥63.00￥62.00￥56.00￥50.40φ55￥55.00￥53.00￥52.00￥52.00φ57￥54.00￥53.00￥53.00￥49.00￥47.00φ60￥54.00￥53.00￥53.00￥49.00￥47.00φ65￥48.00￥48.00￥48.00图：金刚线总需求增速预计2022年呈现暴增20%9%24%9%30%63%53%0%10%20%30%40%50%60%70%02000400060008000100001200014000160001800020162017201820192020202120222023全球市场需求量万公里YOY图：美畅股份2020/1/1~2020/10/1调价7次，2020/10/1至今价格没有变化数据来源：美畅股份网站数据来源：美畅股份公告、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传19请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会硅片名义产能过剩。单晶替代多晶的历史进程已经完成，且单晶技术外溢，晶盛机电等设备供应商可以提供设备+工艺，导致行业壁垒消失，行业新入者的大量进入导致名义产能过剩。硅料紧缺导致硅片实际产能过剩后移。由于硅料紧缺，硅片的产能无法有效开出，行业竞争并不激烈，导致硅片环节能够顺利转嫁硅料上涨，保证相当的毛利率水平，龙头企业盈利可达0.07~0.1元/W，远超电池、组件的盈利水平。硅片：竞争加剧新进入者涌现，上游紧缺导致产能过剩后移2.3公司20182019202020212022E隆基28428095120中环25335095135晶科511202740晶澳3.511.5183045环太/251530京运通/382030上机数控/5203050美科/131015高景///1030锦州阳光/3.75925通威///715双良节能///1020其他7.27.261010合计70114.3215368568数据来源：硅业分会，国泰君安证券研究图：2021年底硅片名义产能已经出现过剩（单位：GW）数据来源：光伏资讯图：隆基硅片价格基本转嫁硅料上涨（单位：元/片）仅供内部参考，请勿外传20请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会电池片：盈利拐点已至，大尺寸+新技术已成趋势2.4PERC产能2019年大幅扩张，电池片盈利触底。2018年Q4-2019年Q2，PERC电池由于供不应求享受超额利润，头部企业毛利率高达25%-30%，因此PERC产线迎来大幅扩张。在2019年Q3供需逐渐反转，PERC电池价格快速下降，头部企业毛利率下行。现阶段受上游涨价影响，电池片盈利受到挤压，盈利低谷已至。大硅片为电池企业打开了成本降低空间，盈利能力有望提升。以210为例，大硅片原5.3W/片提升为10W/片，使得产线产能大幅增长，而投入资本增加有限，大幅降低了电池产线的单位投资，提升了投资回报水平。新型电池技术快速发展，头部企业加速布局。当前PERC电池技术已至效率瓶颈，各大头部企业如隆基股份、通威股份、爱旭股份等积极布局新型电池技术，预计TOPCon、HJT、IBC和HBC等新型电池技术将迎快速发展。图：大尺寸电池产能快速提升（单位：GW）数据来源：PVInfoLink，国泰君安证券研究图：新型电池技术预计将迎快速发展（单位：GW）数据来源：PVInfoLink，国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传21请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会大尺寸电池在产品端形成溢价，在成本端亦可形成节约，因而在单瓦盈利方面优势显著。大尺寸电池产品相较166尺寸溢价约4-5分，非硅成本端节省约2-3分，因而在单瓦盈利层面，大尺寸电池毛利相较小尺寸提升约4-6分，盈利优势非常明显。电池片：盈利拐点已至，大尺寸+新技术已成趋势2.4图：测算大尺寸电池片单瓦价格和毛利显著高于M6（元/w）-0.04-0.020.000.020.040.060.080.100.1211.021.041.061.081.11.121.141.161.181.22021-9-152021-10-152021-11-152021-12-152022-1-152022-2-152022-3-152022-4-152022-5-15M10电池片含税价格（左轴）M6电池片含税价格（左轴）M10电池片毛利(右轴，不含税)M6电池片毛利(右轴，不含税)图：测算大尺寸电池片毛利率显著高于M6-4.0%-2.0%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%2021-9-152021-10-152021-11-152021-12-152022-1-152022-2-152022-3-152022-4-152022-5-15M10毛利率M6毛利率数据来源：PVinfolink，国泰君安证券研究数据来源：PVinfolink，国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传22请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会电池片：盈利拐点已至，大尺寸+新技术已成趋势2.4大尺寸电池供需拐点已至，盈利有望持续提升5月电池价格持续上涨，大尺寸电池供需紧张。受益下游需求持续旺盛，5月份电池价格继续上涨，尤其是大尺寸电池价格已创历史新高，反映电池供需紧张。核心原因：新投产减少而需求持续增加，大尺寸盈利拐点已至。出于对未来新电池技术的布局，过去两年PERC电池的产能投放相比其他环节略显不足，电池片环节在长期低盈利的情况下，目前局面可能已经发生趋势性改变。由于今年电池技术的不确定，主要以改造产能为主，新增产能较少。当前需求集中爆发情况下，电池环节的有效大尺寸产能成为短期的供给瓶颈，大尺寸电池产量供给有望持续紧张。数据来源：PVinfolink，国泰君安证券研究-0.04-0.020.000.020.040.060.080.100.1211.021.041.061.081.11.121.141.161.181.22021-9-152021-10-152021-11-152021-12-152022-1-152022-2-152022-3-152022-4-152022-5-15M10电池片含税价格（左轴）M6电池片含税价格（左轴）M10电池片毛利(右轴，不含税)M6电池片毛利(右轴，不含税)硅料202020212022E2023E合计（吨）57.0576.05144.85196.85硅耗（g/w）32.92.72.6合计（GW）190262536757硅片202020212022E2023E隆基8095120150中环5095135160晶科20274050晶澳18304555环太5153040京运通8203050上机数控20305070美科3101530高景/103050锦州阳光592540通威/71530双良节能/102050其他6101010合计（GW）215368568785电池片202020212022E2023E通威27.54570100晶科10.7244056隆基30375676晶澳18.4323853爱旭223642.558润阳11.6212636天合22354353东方日升7.5121722捷泰581624其他20304050合计（GW）174.7280388.5528图：预计至2022年底，电池片产能将成为最瓶颈环节图：电池片价格和毛利已升至2021年下半年来高位（单位：元/w）数据来源：国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传23请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会组件端盈利势微，行业市占率持续提升。当前组件端盈利能力较弱，主要受上游主产业链和辅材涨价影响，组件端盈利承压。未来，组件端有望受益于上游及辅材端让利，盈利能力有所企稳。海外市场主导后，组件品牌效应愈发突出，叠加疫情对行业弱势企业的清退，组件环节集中度继续提升，TOP7的市占率提升至78%。降本增效是光伏产业的恒久追求，行业快速开展新一代电池技术布局。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术迎来发展窗口期，其中以TOPcon、HJT、HPBC为代表的新型电池技术，有望实现行业盈利溢价。组件:盈利能力有望改善，新型电池技术布局加速2.5隆基21%晶澳14%天合14%晶科12%阿特斯8%东方日升5%尚德4%其他22%2021图：组件市占率继续提升数据来源：PVInfoLink、国泰君安证券研究公司新增产能技术路线产能出货20212022E2023E2022E其中：新技术出货量2023E其中：新技术出货量通威topcon4570100460.57025晶科topcon24405634104521隆基hpbc+?3756764526023晶澳topcon323853350.54510爱旭abc3642.5583714610润阳topcon212636210.5287天合topcon354353350.54510日升hjt121722120.5175钧达topcon81624102.52012其他topcon3040503004010合计280388.552830518416133图：各企业电池产能及出货预期数据来源：PVInfoLink、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传24请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会叠加硅料+电池优势，发力组件业务布局一体化，竞争优势明显。近期华润电力公示第五批3GW光伏组件集采中标候选人，通威股份以1.942元/瓦预中标，报价较第二候选亿晶光电1.995元/瓦、第三候选隆基股份2.02元/瓦有明显优势。公司在组件端已有多年布局，特别是对叠瓦、半片组件均有较为深厚的技术布局。此次预中标进一步展现公司在全产业链竞争实力，并预期未来将持续发力组件端业务，实现一体化发展。摆脱盈利周期，实现与行业共同发展。公司若实现一体化发展，将成为行业内首家从硅料-硅片-电池片-组件的一体化企业。预期公司后续将持续开拓组件业务市场，前期将以国内地面电站项目为主，并持续开拓海外渠道和产品认证，摆脱此前资本市场预期盈利周期担忧，实现与行业共同发展。组件:通威发力组件布局一体化，竞争优势显著2.5图：通威中标华润第五批3GW组件招标，价格优势显著数据来源：光伏们、国泰君安证券研究0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%0.00.10.20.30.40.50.60.70.8单位毛利（元/w）毛利率图：光伏一体化单位毛利测算数据来源：国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传25请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会•光伏玻璃龙头企业受益产能升级及产品升级。光伏玻璃主要受益两大趋势，①窑炉升级，从600t/d升级为1000t/d，实现成本下降；②双面趋势，玻璃用量面积加倍。2021年行业综合毛利率为30.35%，同比下降9.35%；22Q1毛利率18.71%，同比下降29.78%，主要受去年行业供需改善后价格下滑环节所致，预计后续毛利率有望维持。•光伏胶膜是格局最好的环节，单一企业市占率最高，也受益双面趋势。光伏胶膜龙头是绝对寡头，市占率超过60%。同时由于双面发电趋势，采用高克重，单价、用量都有提升。2021年毛利率21.77%，同比下降4.19%；22Q1毛利率15.26%，同比下降10.61%，主要系上游原材料涨价因素所致。胶膜行业格局优异，后续毛利率有望伴随产品价格传导得以回升。.•EVA颗粒料供给持续紧缺，高景气有望延续。受益下游EVA胶膜的快速增长，EVA颗粒料供给紧缺，2020Q4开启快速涨价行情。预计2022/2023年，光伏级EVA料需求有望达到110.8/141.0万吨。由于行业供应增量有限，预计高景气仍将延续。信义光能32%福莱特20%南玻6%中建材/洛阳玻璃9%彩虹11%金信8%中航三鑫3%安彩高科1%其他10%10.52.23.01.011.613.06.54.01.61.53.820.010.06.33.656.80510152025福斯特海优新材斯威克赛伍技术鹿山百佳亿平202020212022E图：光伏玻璃环节集中度还有提升空间，TOP2市占率超50%数据来源：全球光伏、国泰君安证券研究图：光伏胶膜行业格局较好，龙头扩产提速数据来源：PVInfoLink、国泰君安证券研究数据来源：PVInfoLink、国泰君安证券研究图：国内光伏级EVA供需测算持续偏紧玻璃、胶膜：盈利能力小幅下滑，行业格局竞争优异2.6仅供内部参考，请勿外传26请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会10%20%30%40%50%60%20172018201920202021固德威国内固德威国外阳光电源国内阳光电源国外锦浪科技国内锦浪科技国外0.590.620.540.580.420.340.230.271.781.681.611.481.681.541.481.3300.511.522017201820192020并网逆变器-出口并网逆变器-国内储能逆变器-出口•行业需求旺盛，毛利率保持稳定：逆变器企业2021年综合毛利率为24.13%，同比下降0.81%；22Q1毛利率29.54%，同比提升0.24%，整体盈利能力稳定。预计未来随着IGBT短缺的影响减弱，行业产能利用率将进一步提升。•储能快速发展，盈利能力更优：储能逆变器相较光伏逆变器，在硬件平台与拓扑结构技术相通，可实现技术的跨平台借鉴。同时，储能逆变器与分布式光伏匹配度较高，需求快速增长，和原有的分布式逆变器客户相同，渠道可以实现共享。从单位售价角度看，储能逆变器单位价值量显著高于光伏逆变器，且盈利能力优势明显，有望持续增强逆变器厂商盈利能力。图：主要厂商逆变器国外毛利率高数据来源：各公司公告、国泰君安证券研究图：储能逆变器国内外售价远高于光伏逆变器（元/w）数据来源：固德威招股说明书、国泰君安证券研究逆变器：需求旺盛毛利率稳定，储能需求快速提升2.7仅供内部参考，请勿外传27请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会•金刚线：行业细线化、薄片化快速推进，需求大幅增长。金刚线用线量主要受线径和切割硅片片厚的影响：切割相同片厚，线径越细，耗线量越多；使用相同线径，硅片越薄，耗线量越多。双重驱动叠加，金刚线需求增量迅速，测算40线转至38线，将增加用线需求30%。•石英：高纯石英砂供给增加较少，或成为行业供需紧缺环节。伴随行业硅料产能快速投产，以及硅片产能加速释放，石英坩埚需求快速提升。考虑目前高纯石英砂主要来源为进口，国内仅石英股份一家可大批量供应稳定产品，行业整体供给增加较慢，预计后续供需格局将持续偏紧。图：母线细线化、硅片薄片化共同带动耗线增加图：光伏高纯石英砂供需测算数据来源：国泰君安证券研究数据来源：美畅股份、国泰君安证券研究硅片厚度（μm）母线厚度（μm）单片耗线（米）单瓦耗线（米）165403.30.42383.90.50160384.20.541453650.64202120222023石英股份1.23.54.5海外产能3.33.34.3其他国内厂商0.270.270.4供给合计（万吨）4.777.079.2P型消耗石英砂数量（吨/GW）250230210N型消耗石英砂数量（吨/GW）350322294P型装机比例95%90%80%N型装机比例5%10%20%单GW消耗（吨）255239.2226.8石英砂供给支撑的光伏装机量（GW）156246338硅料有效产量（万吨）5585126硅料支撑的光伏装机量（GW）158272420金刚线：行业需求大幅增长；石英：或成为供需紧缺环节2.8仅供内部参考，请勿外传28请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会整县推进超预期，试点政策下增量空间巨大。国家能源局综合司正式下发《整县推进方案》，拟在全国组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。我们测算，在该试点政策支持下，我国屋顶分布式光伏市场规模将超600GW。首批开发试点名单约占全国范围25%，预计将提供分布式光伏150GW市场。BIPV有望成为普适的新型板材，市场规模快速增长。一方面，光伏技术不断进步推动成本持续下降，BIPV能够发电收回建筑物投资；另一方面，建筑强制安装政策有望出台，进一步刺激市场增长。中性预测下，到2025年，BIPV渗透率将达到15%，行业年新增市场规模将超1000亿元。龙头企业加速布局，行业启动在即。特斯拉、隆基等光伏龙头企业，积极布局BIPV市场，推出“SolarRoof”和“隆顶”等产品，参与行业标准制定，产业链积极联动，行业有望快速启动。终端及配套：整县推进加速，BIPV市场空间巨大2.9数据来源：国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传29请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会《完善能源双控制度方案》出炉，可再生能源价值进一步凸显。整体思想：“能耗强度优先，辅以总量限制”；政策目的：1）实行能源消费强度和总量双控；2）坚持节约优先、效率优先，严格能耗强度控制，引导提高发展的质量和效益。电站环节就是最终端环节，通过发电获取收入。光伏电站环节收入是电价发电量，这两者相对固定，成本是折旧，也相对固定，费用是财务费用，电站主要采用70%or80%的杠杆资金建设，因此融资成本是电站企业竞争的核心。绿电交易背景下，电力迎来差异化定价，可再生能源的环境溢价属性得以突显。可再生能源可以满足双碳追求、碳足迹要求以及在双控框架内的企业提供增量电力赚取超额利润。这将促进可再生能源电力交易、继续扩大绿电溢价、增加企业及地方自建清洁能源电站的需求。绿电交易:市场试点展开，环境价值溢价属性得以突显2.9企业名称企业性质竞、平价项目规模（2020）国电投国有4.88大唐国有4.21中广核国有2.91阳光电源民营2.36中国华能国有2.19中核国有2.19中国华电国有1.76通威民营1.65国顺民营1.55隆基股份民营1.37三峡新能源国有1.29晶科民营1.17中国电建国有1.15中国能建国有1.11特变电工民营1.11正泰民营1.10天合光能民营0.98国家能源集团国有0.74华润国有0.7晶澳民营0.63林洋能源民营0.61图：电站环节比拼资金成本，国企优势明显数据来源：北极星电力、国泰君安证券研究仅供内部参考，请勿外传3030请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会03无补贴拖欠无限电风险运营商实现“永续增长”仅供内部参考，请勿外传31请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会运营电站的本质，是依靠投资资产实现永续增长。新能源电站运营是一种理想的商业模式，企业可通过投资新能源电站，获取每年稳定的现金流作为收益，又依靠融资性和经营性现金流不断开发、建设与投资，取得近似真正的永续增长。2013年8月，国家发改委首次发布光伏标杆电价补贴政策，将全国分为三类资源区，分别执行0.9/0.95/1.0元/kWh的标杆电价，电价水平超出市场预期，在此价格下，测算大部分地区光伏电站投资IRR普遍可达10%以上，部分地区可达15%甚至以上，收益率十分可观。在此背景下，一些现金流充裕的和亟待业绩转型的上市公司，开启了新能源电站运营的快速扩张，以期对业绩带来提振，代表企业如爱康科技、旷达科技、林洋能源、华北高速等。然而，看似风光的电站建设和华丽的收益率模型背后，却也暗藏着风险。补贴时代，电站模型破坏3.1仅供内部参考，请勿外传32请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会风险一：补贴拖欠致使利润只存于报表，现金流压力巨大集中式电站存在补贴申报流程多，拨付时间长等问题，对企业现金流影响较大。集中式光伏项目规模通常较大，从项目申请、建设开工、申请补贴到后续运营退出，生命周期跨度大，除了对专业运营能力要求高外，对融资能力同样提出了高要求（低资金成本），尤其考虑到政府补贴获取周期长（通常3-4年时间）的现实条件，能力弱的投资运营方在项目现金流上将面临巨大的压力。3.1图：电站补贴申报及拨付时间较长数据来源：普华永道补贴时代，电站模型破坏仅供内部参考，请勿外传33请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会3.1风险二：弃风弃光进一步降低理论收益率。早期，新能源开发和电力系统的消纳能力不匹配，弃风弃光现象突出，进一步降低电站收益率。以2017年数据作为观察，西北五省弃光率高居不下，占据了全国弃光量90%以上，其中新疆和甘肃两个省份就占据全国63.97%，弃光率分别为21.6%和20.8%。数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究补贴时代，电站模型破坏仅供内部参考，请勿外传34请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会结果：行业波动与补贴拖欠，企业经营压力陡增。现金流紧张造血能力不足，重资产扩产依赖杠杆。光伏电站作为最终下游，其收入需要与电网和补贴资金结算，补贴资金往往是滞后的，导致全行业整体现金流紧张，往往只有账面利润。在企业难得有盈利的情况下，也因为补贴拖欠而现金流不足，因此哪怕是龙头企业扩产也往往需要巨量融资，导致杠杆率越来越高，资产负债表越来越难看。需求的巨大波动导致盈利的巨大波动，一旦盈利恶化会面临债务偿还、银行抽贷、上下游催款的风险。需求的巨大波动导致产业链价格波动剧烈，盈利能力波动较大，一旦行业景气低估盈利较差，行业信用将发生危机。补贴时代，电站模型破坏3.1数据来源：wind、国泰君安证券研究数据来源：wind、国泰君安证券研究图：某电站企业负债率持续攀升图：某电站企业应收账款高企0%20%40%60%80%100%201120122013201420152016201720182019应收帐款/收入资产负债率0%50%100%150%200%20152016201720182019应收帐款/收入资产负债率仅供内部参考，请勿外传35请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会光伏风电度电成本快速下行，平价时代到来。光伏装机成本持续下行，平价市场逐步打开。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，带动光伏发电性价比提升，全球平价市场正在逐步扩大，光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。全球风电迎接平价，成本有望进一步下降。近十年来全球陆上和海上风电成本分别下降了40%和29%，在2019年分别降至0.053美元/千瓦时和0.115美元/千瓦时。未来风电的成本还有望进一步下降。平价时代，资产彻底重估3.2数据来源：IEA数据来源：CPIA，国泰君安证券研究图：各地区光伏最低中标价格屡创新低图：海上风电度电成本和欧洲最近竞价中的成交价下行024681012美分/kWh图：预测陆上风电成本未来将稳步下降数据来源：IEA仅供内部参考，请勿外传36请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会平价时代迎来根本改变，彻底摆脱补贴困扰。光伏平价项目快速增长，国内范围显著扩大。2020年中国平价项目申报中，有19省纳入平价项目超33GW，相较2019年12省14.8GW大幅增长。随着光伏发电效率的快速提升和成本的稳步下降，国内光伏平价范围显著扩大。陆风抢装结束，平价时代开启。海风抢装末年，装机热潮延续。2021以来，风电项目集中招标采购价格快速下降，上半年实现国内风电招标量超32GW，实现大幅增长，陆上风电平价时代正式开启。平价时代下，行业需求将不再依赖于补贴，转而由市场经济主导，制造端和运营端的可持续性和可预见性将会大大提升。3.2数据来源：明阳智能，国泰君安证券研究数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究图：2019/2020年国内光伏平价项目纳入范围显著扩大图：2021上半年国内风电招标量超32GW，实现大幅增长平价时代，资产彻底重估238341311199167204165271001091931,089350275214194186160110716035132120108695041202002004006008001,0001,200万千瓦20192020仅供内部参考，请勿外传37请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会弃风弃光持续改善，储能规划箭在弦上。弃风弃光现象持续改善。2018年开始“清洁能源消纳三年行动计划”，从2018年到2020年弃风弃光逐年好转，风电光伏利用率大幅度上升，到2020年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%，甘肃、新疆等地区弃光率持续下降。抽水蓄能将为新能源发展保驾护航。新能源的随机性、波动性，决定了新能源并网规模越大，协调平衡调节需求越大。抽水蓄能作为目前成本最低，技术最成熟的储能方式，此次规划提速，将进一步保障新能源大规模发展。3.3数据来源：中关村储能产业技术联盟，国家能源局，国泰君安证券研究数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究图：甘肃和新疆地区弃光率持续下降图：新一轮抽水蓄能规划提速能耗双控，绿电助力发展0%5%10%15%20%25%30%35%05101520252016H12017H12018H120182019H12019Q1-Q320192020Q1-Q3弃光电量（亿千瓦时）甘肃弃光电量（亿千瓦时）新疆弃光率（甘肃）弃光率（新疆）0501001502002503002018201920202025规划2030规划2035预测GW抽水蓄能累计装机量仅供内部参考，请勿外传38请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会“碳达峰”强化能源目标，新能源发电进入加速期。习总书记在气候雄心峰会上强调，到2030年,我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，结合此前关于2030年“碳达峰”和2060年“碳中和”的重要讲话，标志着我国非化石能源尤其是以光伏、风电为代表的新能源将成为未来能源增长的中坚力量。我们测算，中性预期下，到2050年，光伏和风电年均新增装机规模将达到192.88GW和103.86GW，总装机量将达到4396.06GW和2648.46GW，新能源发展有望进入加速期。3.3数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究表：我国能源消费情况能耗双控，绿电助力发展能源消费20192025E2030E2040E2050E一次能源消费总量（亿吨标准煤）48.758.1567.4190.60121.75非化石能源占比15.3%20%25%35%45%非化石能源消费总量（亿吨标准煤）7.4511.6316.8531.7154.79供电标准煤耗（g/kwh）290278269269269非化石能源消费总量（亿千瓦时）256914186262735118034203950消费中发电占比93.1%94%95%96%98%非化石能源发电量（亿千瓦时）239123935059598113313199871光伏+风电6295162363042266319117617预计未来10年，光伏、风电新增装机比例为65%：35%光伏总装机量（万千瓦）2046866461127664272069439606年均新增装机（万千瓦）30357665122371395519288风电总装机量（万千瓦）210054570078715153857264846年均新增装机（万千瓦）257841286589751410386仅供内部参考，请勿外传39请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会能耗双控趋紧，限电措施打开电价上浮阀门碳中和背景下，能耗“双控”目标对我国传统能源新增产能的强力约束进一步加剧了煤炭供应的压力。5月13日，国家发改委对一季度能耗强度不降反升的浙江、广东、广西、云南、青海、宁夏、新疆等省区节能主管部门负责同志进行谈话提醒，确保各省完成本地区年度能耗双控目标任务；8月12日，国家发改委要求对上半年能耗强度不降反升的地区（青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏），2021年暂停“两高”项目节能审查。目前亮起红灯的省份中，宁夏、新疆、云南、陕西是我国的产煤大省，预计接下来“双控”政策对于煤炭产能的压降具有持续性。电力供需矛盾激化，限电与电价上涨大势所趋。1）多个省份出现大规模的电荒，多地开始出台相应的限电措施；2）进一步完善分时电价机制，本质上是上调电价中枢实现限电的目的。3）市场电价上浮限制也逐步被打开，已有多省份允许电力交易价格可以上浮。3.3数据来源：发改委能耗双控，绿电助力发展仅供内部参考，请勿外传40请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会一01能耗双控，绿电助力发展3.3《完善能源双控制度方案》出炉，可再生能源价值进一步凸显。整体思想：“能耗强度优先，辅以总量限制”；政策目的：1）实行能源消费强度和总量双控；2）坚持节约优先、效率优先，严格能耗强度控制，引导提高发展的质量和效益。能耗强度是政策执行的基准；能耗强度是第一优先级，超标者免除考核。将能耗强度降低作为国民经济和社会发展五年规划的约束性指标，合理设置能源消费总量指标，并向各省分解下达能耗双控五年目标；对能耗强度降低达到国家下达激励目标的省，其能源消费总量，在五年规划当期能耗双控考核中免予考核；二三能耗强度合格，可购买总量指标。建立能源消费总量指标跨地区交易机制，总量指标不足的，在确保完成能耗强度降低基本目标的情况下，可向能耗强度降低进展顺利、总量指标富余的省有偿购买总量指标。可再生消纳超额部分，免除总量考核。对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。仅供内部参考，请勿外传41请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会绿电交易试点展开，环境价值溢价属性得以突显。近期，国家发改委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司，推动开展绿色电力交易试点工作。首个交易日，成交绿色电力9.1亿千瓦时，其中，风电、光伏分别为3.0亿千瓦时、6.1亿千瓦时，体现环境价值的交易价格在风电、光伏现价基础上平均提高了2.7分/千瓦时。我们测算，以此次参与绿电交易的宁夏光伏项目为例，按初始投资成本3.8元/w，年有效利用小时数1500h，平价电价为宁夏燃煤发电标杆上网电价0.2595元/千瓦时计算，2.7分/千瓦时的绿电溢价，将带动光伏电站投资irr从3.5%提升至8.1%，显著提升新能源运营商的投资收益率。电力迎来差异化定价，可再生能源的环境溢价属性得以突显，可再生能源可以满足双碳追求、碳足迹要求以及在双控框架内的企业提供增量电力赚取超额利润。这将促进可再生能源电力交易、继续扩大绿电溢价、增加企业及地方自建清洁能源电站的需求。3.3能耗双控，绿电助力发展属性要点绿电产品类别绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。市场主体参与绿电交易的市场主体主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，或通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。绿色电力交易机制一是通过电力直接交易方式购买绿电产品；二是向电网企业购买绿电产品，以集中竞价、挂牌交易等方式进行。附加收益的归属完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业；享有补贴的绿电产生的附加收益用于对冲政府补贴；其他保障上网的绿电，产生的附加收益专款用于新型电力系统建设工作。仅供内部参考，请勿外传42请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会可支配现金流为王，优选可持续成长的新能源运营商。有稳健现金流入，能够持续建设平价电站的才是真正优质的新能源运营商。①我们引入新概念“可支配现金流”来定义运营商的投资价值：考虑电站建设往往采用杠杆建设，选取“经营性现金流—财务费用”来表征企业可实际支配的现金流（a），选取企业市值为（b），b/a越小，意味着该企业未来的新能源拓展能力相对更被低估。②融资成本低，最好是国企央企；③获取资源能力要强，最好是五大四小等发电集团以及地方国有发电集团。需特别关注水电、核电、高速公路等公用事业的企业，他们往往具备十分庞大的现金流，但苦于没有新建资产的能力，而失去发展能力，市场估值较低。然而，清洁能源运营给了他们新的机会，可以将庞大的现金流投入清洁能源电站建设，重新获得增长空间，有望迎来估值和业绩双击。3.4发展为王，优选成长标的仅供内部参考，请勿外传43请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会新能源运营商的估值方法：DCF贴现。运营商是确定性的生意，风险可控3-5年内无需考虑。运营商收入为电价发电小时，这两者均为确定性；成本端由折旧和财务费用够成，也是确定，因此运营商的IRR、ROE等从一开始就确定。因此完全试用DCF估值法。潜在的风险主要是限电、电价变动，但由于电力紧缺、清洁能源国策、绿电涨价等，风险3-5年内无需考虑。建设的发电项目可以直接贴现现金流，进而折算成当前的资产价值，也就是从1到N的金融魔术。根据测算，1GW风电权益价值为47.5亿、1GW光伏权益价值为14.4亿，风电项目收益显著好于光伏。以深高速为例，可支配现金流每年可以建设1~2GW风电电站，假设为1.5GW，则深高速市值每年可以增加71.25亿元。3.4数据来源：国泰君安证券研究数据来源：国泰君安证券研究表：平价风电项目收益率测算表：平价光伏项目收益率测算发展为王，优选成长标的测算结果数值备注IRR11.9%静态回收期11.839%前3年34%第4-6年44%第7-15年53%第16-20年ROE28%平均值ROA6%平均值毛利率65%平均值净利率测算结果数值备注IRR6.4%静态回收期14.422%前3年50%25%第4-6年49%35%第7-15年47%38%第16-20年45%ROE17%平均值ROA3%平均值静态LCOE0.31前三年均值动态LCOE0.35毛利率净利率仅供内部参考，请勿外传4444请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会04风机大型化降本，风电迎来大时代仅供内部参考，请勿外传45请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会陆上风电平价上网，获得长足发展空间风电在很多地方都已经成为最便宜的能源，空间很大。资源有一定限制，但距离天花板依然十分遥远，根据中国气象局评估，中国风电资源超过3600GW。电网会构成约束，但风电低廉的成本能够解决。风电作为一种电能，受到能源特性的约束：调峰能力、接入容量。风电现阶段的门槛主要来自接入容量和调峰的刚性限制，如果风电能够给予火电0.1元/kWh的调峰补偿，火电会有意愿让出力给风电（让火电给风电调峰），理论上可达火电装机量的100%~150%。陆风平价，需求进入快速爆发4.1数据来源：energy-charts数据来源：国际能源署图：2020年陆上风电成本已经低于化石能源成本区间图：德国风电装机量已经超过火电装机量，日内发电量也时长超过火电仅供内部参考，请勿外传46请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会陆风平价，需求进入快速爆发4.1补贴时代呈现周期性，导致市场对风电增长的预期较弱行业增速强补贴强波动。风电装机量受补贴退坡影响而出现阶段性抢装，陆上风电在2015、2020年各出现一次抢装，海上风电在2021年出现抢装。原因都是以当年的1231作为时间节点，无法并网则补贴退坡。市场疑虑风电的成长性。市场认为风电的周期性较为明显，去补贴后发展情况不明。图：国内风电装机呈现波峰波谷特征数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究图：全球风电装机整体呈稳健增长的趋势9.2111.9816.6515.1915.1020.0534.1817.8915.0320.5925.7471.6747.57-100%-50%0%50%100%150%200%01020304050607080风电年新增装机（GW）YOY数据来源：GWEC仅供内部参考，请勿外传47请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会招标量暴增预示。根据各种口径统计2021年招标量将达到55-60GW，较2020年招标量大幅增长，考虑前期积累的项目，以及2022年1月招标10.66GW，2022年装机量达到60GW将是大概率事件。22Q1招标量24.7GW，4月截至29日，仅央国企招标15.312GW，全年有望达80GW。预计十四五末期风机年装机量或达100GW，复合增速34%。考虑风机大型化趋势，风电IRR、以及全国双碳大方向，预测2021~2025年陆上风电装机有望达到31、55、69、81、101GW，复合增速34%。陆风平价，需求进入快速爆发4.1图：国内风电装机呈现波峰波谷特征数据来源：明阳智能2021年报演示材料图：金风科技统计2021年招标量已达54GW数据来源：金风科技2021年报演示材料仅供内部参考，请勿外传48请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.2风机止跌，行业格局明显改善风机价格已经企稳，甚至略有回升。金风科技统计口径显示，风机价格已经基本稳定在2300元/kW左右，甚至略有回升。明阳智能统计口径，风机价格基本稳定在2000元/kW以上，投关平台回复称“风电行业招标均价已经持续5个月保持稳定，2022年以来略有回升。”我们统计1-3月极限下探到1500元/kW，目前普遍回升至1800~2000元/kW。风机价格已然超跌，价格可比光伏组件，然而发电量比光伏多1倍！历史上看，风机不乏涨价时刻。玻璃2018年Q3~2020Q1是风机价格上涨的区间，主要原因是20年抢装行业需求暴增。数据来源：金风科技历年业绩演示材料数据来源：金风科技历年业绩演示材料图：3000元/kW能平价，21年10月以来风机价格基本稳定图：2018年Q3风机价格见底回升30003200340036003800400042004400Jan-17Mar-17May-17Jul-17Sep-17Nov-17Jan-18Mar-18May-18Jul-18Sep-18Nov-18Jan-19Mar-19May-19Jul-19Sep-19Nov-19Jan-20Mar-202.0MW2.5MW3.0MW仅供内部参考，请勿外传49请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.2风机止跌，行业格局明显改善2022年装机重回高点，IRR高企开发主体数量大增。此前风电装机年新增高点出现在2020年，实际抢装50GW以上，风机出货约2万台套以上。我们预测2022年将重回55~60GW，此后持续增长，也就意味着装机量将重新突破行业高点。核心原因在于整体电站运营环境非常好，高利用小时，低建造成本。利用小时持续走高，建设成本持续走低，中国风电2021年LCOE同比降低21%，2022年仍继续降低，IRR非常高。开发主体数量已达100家以上，“全民风电”。数据来源：IRENA数据来源：国家能源局图：弃风率持续走低，利用小时持续走高（单位：h）图：风机造价及LCOE快速走低（单位：USD/KWH）仅供内部参考，请勿外传50请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.2风机止跌，行业格局明显改善2020年开启技术竞赛，大型化加速头部化受补贴较高影响，我国风机曾常年平均功率1.5~2.5MW，严重落后于海外水平。此前由于风电补贴较高，技术进步动力不强，风机功率停滞不前，导致行业技术无差异，陷入劣性竞争。2020年抢装过后，风电进入全面平价时代，大MW趋势如火如荼。以金风科技来看，在手陆风外部订单平均功率2017~2021年分别为2.05、2.07、2.30、2.57、4.19MW，快速提升。明阳智能2020年新接陆上风电订单平均功率已达3.92MW，预计2021年末数据会更高。数据来源：明阳智能业绩材料数据来源：金风科技业绩材料、国泰君安证券研究图：2021年在手陆风订单平均功率大增图：2020年新接订单基本在3MW~5MW2.052.072.302.574.190%10%20%30%40%50%60%70%0.01.02.03.04.05.020172018201920202021平均单机功率（MW）YOY仅供内部参考，请勿外传51请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.2风机止跌，行业格局明显改善风机行业已经走出了明显的第一梯队。从2021年装机量数据显示，头部TOP4第一梯队正在形成，主要参与者是金风科技、远景能源、运达股份、明阳智能。第二梯队主要有上海电气、东方电气、中国海装、三一重能、中车风电。2022年格局有望明显改善，跟据第一梯队企业的出货量预期，2022年TOP4集中度可达80%。金风科技15GW-年报、远景13GW-预估、明阳10GW-预估、运达10GW-预估，TOP4出货量加总为48GW，市占率可达81%。数据来源：彭博新能源财经、国泰君安证券研究数据来源：彭博新能源财经、国泰君安证券研究图：风机格局2022年有望大幅改善图：2021年风机第一梯队已经十分明显54%58%68%54%57%62%81%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%051015202530354045502016201720182019202020212022ETOP4出货量（GW）TOP4集中度11.387.817.647.535.183.313.273.2531.521.88金风远景运达明阳上海东方海装三一中车联合其他仅供内部参考，请勿外传52请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.3利润丰厚，制造企业开发提速风电造价正在快速下降。风机价格自2020年进入下降通道，且大型化趋势加速，导致风电总体造价进入快速下降通道。电站项目采用IRR定价，造价下降利润可以提升。电站项目由于上网电价、发电小时基本确定，因此有根据DCF模型计算的公允定价，因此只要造价降低，电站开发的利润就可以提升。目前风电开发转让单W利润可达2元。数据来源：明阳智能公告、国泰君安证券研究数据来源：国泰君安证券研究图：陆上风电造价自2020年快速下降（元/W）图：明阳智能2021年转让风电场平均单位利润约1.96元/W01234567820182019202020212022E2023E风机其他2.732.581.311.001.960.000.501.001.502.002.503.00050001000015000200002500030000扣税利润（万元）单位利润（元/W）仅供内部参考，请勿外传53请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.3利润丰厚，制造企业开发提速制造换资源，风机整机厂均发力风电场开发金风科技2021年风电场开发提速，预计年均开发2~2.5GW。金风科技风电场开发提速，2021年底在建2.595GW，2021年转让827MW。22Q1在建2.552GW，Q1转让232MW。明阳智能风电场开发提速，在建项目量已经远大于运营项目量。明阳智能年报显示，在建项目高达1.797GW，陆风建设周期一般在1年左右，假设2022年转让1GW，有望确认20亿净利润。在手开发协议充沛。数据来源：明阳智能业绩交流材料数据来源：金风科技业绩交流材料图：金风科技风机开发进入提速状态（单位：MW）图：明阳智能在建项目量已经超过在运量仅供内部参考，请勿外传54请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会全球海上风电将迎来爆发式发展，市场潜力巨大。2019年全球海上风电新增首次突破7.7GW，累计装机容量达29.8GW。过去十年，全球海上风电装机容量年均复合增速约32%；据BNEF预测，至2025年全球海上风电累计装机容量将达约85.9GW，较2019年29.8GW，年均增长9GW。全球共振，海上风电空间广阔4.4020406080100美国中国中国台湾越南法国德国荷兰英国其他亚洲国家其他欧洲国家数据来源：BNEF图：全球海上风电累计装机容量及预测(MW)仅供内部参考，请勿外传55请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会中国,29%英国,23%德国,13%美国,8%中国台湾,7%荷兰,6%法国,3%丹麦,3%比利时,3%越南,2%其他国家,3%4.4英、德、中主导全球海上风电市场，中国发展态势强劲。全球海上风电装机主要集中在英国、德国、中国三个国家，中国展现出强劲的发展态势。2019年，全球海上风电累计装机前三依次为英国（33%），德国（25%），中国（25%）。预计到2025年，全球海上风电累计装机前三依次为中国（29%），英国（23%），德国（13%）。数据来源：BNEF数据来源：BNEF图：2019全球海上风电累计装机容量占比图：2025年全球海上风电累计装机容量占比全球共振，海上风电空间广阔英国,33%德国,25%中国,25%丹麦,6%比利时,5%荷兰,4%其他国家,2%仅供内部参考，请勿外传56请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会广东初步规划率先出台：“十四五“省内海上风电实现15GW装机。广东省发改委、能源局、科技厅等六部门下发《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划（2021-2025年）》，文件提出：到2025年，全省非化石能源消费约占全省能源消费总量的30%，形成国内领先、世界一流的新能源产业集群；到2025年，新能源发电装机规模约10250万千瓦（其中核电装机约1850万千瓦，气电装机约4200万千瓦，风电、光伏、生物质发电装机约4200万千瓦），天然气供应能力超过700亿立方米，制氢规模约8万吨，氢燃料电池约500万千瓦，储能规模约200万千瓦；全省新能源产业营业收入达到7300亿元，新能源产业增加值达到1800亿元；出台我省扶持海上风电发展的相关政策，争取2025年前海上风电项目实现平价上网，到2025年底累计投产海上风电约1500万千瓦。4.4图：广东省可再生能源装机规划(GW)数据来源：国际能源署、国泰君安证券研究全球共振，海上风电空间广阔51.5102.502040608010012020192025光伏+风能+生物质天然气增长87%核电增长15%光伏+风能+生物质合计增长226%仅供内部参考，请勿外传57请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.5近年来全球海上风电建设成本迅速下降。2010~2019年，全球海上风电建设成本下降了56%，至2019年，全球海上风电建设成本约19808元/千瓦。随着技术进步和规模化发展，中国海上风电建造成本逐步下降。国内海上风电场平均单位千瓦投资已从2007年的2.6万元/千瓦下降到2017年的1.4万元/千瓦。数据来源：水规院数据来源：BNEF图：2010-2019年全球海上风电建设成本（单位：元/kW）图：中国海上风电建设成本（单位：元/kW）降本增量，努力实现平价上网01000020000300004000050000600002010201120122013201420152016201720182019266672318620811161941477610000150002000025000300003500020072009201120152017仅供内部参考，请勿外传58请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.5全球海上风电度电成本显著下降，中国降本趋势突出。2010年至今全球海上风电度电成本下降了58%，至2020H1，全球海上风电度电成本约0.55元/Kwh。过去六年间，中国海上风电度电成本从1.57元/Kwh下降至0.58元/Kwh，降幅高达63%。数据来源：BNEF数据来源：BNEF图：2010-2019年全球海上风电度电成本单位：元/Kwh图：各国海上风电度电成本2014vs.2020单位：元/Kwh降本增量，努力实现平价上网1.151.411.351.571.461.651.390.460.490.490.580.670.731.200.000.501.001.502.00丹麦英国荷兰中国比利时德国法国2014年20201H仅供内部参考，请勿外传59请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.5海上风电建设成本主要由风电设备与制造施工构成。风场建设成本受水文环境（水深、风、浪、流等）和工程地质条件等因素影响，各沿海省份呈现一定的差异。以广东为例，风机及塔筒设备占建设成本47%，输电设备占18%，制造施工成本占35%。数据来源：水规院图：各省份海上风电建设成本降本增量，努力实现平价上网48%4%5%19%6%9%4%45%5%5%25%8%43%4%10%24%7%220kv海缆35kv海缆风机（含安装）风机基础用海（地）费用塔筒海上升压站基本预备费陆上集控中心剩余费用省份江苏浙江福建广东单位千瓦投资（元/kw）14400-1630015600-1650017300-1850016200-17600仅供内部参考，请勿外传60请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会主机及塔筒成本制造施工送出系统机组大型化降本空间约达24%测算以一个100MW、造价16000元/kw广东海上风电场为例海上风电LCOE下降的有效路径——降低造价。主机及塔筒成本规模化效应可分摊原有部件研发成本、模具费用、原材料成本、设备厂房折旧等产品成熟度可通过小批量验证，在保证机组安全性的条件下优化冗余部件技术升级使整机控制载荷优化降低，部件承载强度优化提升、部件容量扩展优化随着机组偏航变桨轴承、联轴器、滑环、润滑油、电机、传感器、叶片原材料等零部件的国产化研发制造施工成本通过一体化设计平台进行风机、塔筒、基础、控制的耦合优化设计，可在保障安全性前提下最大程度降低塔筒和基础重量，节约工程建造成本；在2021年抢装期过后，施工成本会显著下降，同时通过规模化开发，进一步带动海上工程费用降低；送出系统成本分散式柔直系统降本方案可以解决传统柔性直流存在的海上换流站重量、成本等问题4.5图：通过各种途径降低成本数据来源：风能协会、国泰君安证券研究降本增量，努力实现平价上网2%1%1%1%4…3…12%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%目前水平产业化规模效应产品成熟度技术升级零部件国产化规模化开发分散式柔直系统机组大型化降本后仅供内部参考，请勿外传61请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会海上风电LCOE下降的有效路径——技术提高发电量。技术提升台风利用技术：全年等效满发小时数可提升100-200h；风场主动偏航控制技术：通过优化上游风机偏航角度，减小下游风机的尾流损失，整场风机发电量提升1-3%。叶片气动套件增功：通过叶片气动增功套件，如扰流器、叶尖小翼、动态尾缘等设计，可以使风机发电量提升4.7-9%。可靠性保障：智能化运维系统4.5图：各种途径提升利用小时（单位：小时）数据来源：风能协会、国泰君安证券研究降本增量，努力实现平价上网仅供内部参考，请勿外传62请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会海上风电LCOE下降的有效路径——深远海提高发电量。更优的风资源利用深远海蕴含丰富的风资源，在平均风速、风功率密度、湍流情况等方面都较近海更有优势。布局深远海能直接有效提高发电量。离岸越远风资源条件相关越好。以广东为例，粤东离岸40-50公里处的年平均风速可达9m/s左右，粤西达到9m/s的风速区域离岸距离将超过100公里。其平均风速对应满发利用小时数3900~4100h4.5图：深远海普遍风资源更好数据来源：风能协会降本增量，努力实现平价上网仅供内部参考，请勿外传63请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.6机组大型化趋势愈发显著。2017年全球海上风机平均功率首次达到5.5MW。过去20年，海上风机功率由1.6MW提升到6.5MW。数据来源：IRENA图：全球海上风机功率持续提升(单位：MW）三大趋势，书写行业未来方向仅供内部参考，请勿外传64请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.6机组大型化已成趋势，争霸海风“大”时代。数据来源：IRENA图：全球风电机组单机容量增长情况（单位：MW）三大趋势，书写行业未来方向仅供内部参考，请勿外传65请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.6海上风电风场集约化开发是大势所趋。全球海上风电场呈现集约化、规模化开发趋势，2019年全球海上风场平均规模约为226MW。目前国内最大海上风电项目为国电投如东海上风电项目，该项目规划建设两座400MW海上风电场，总装机容量800MW，该项目场区中心离岸距离分别为33KM、66KM。规模化开发有助于降低均摊建设成本以及后期运维成本数据来源：IRENA图：全球海上风机功率持续提升(单位：MW）三大趋势，书写行业未来方向仅供内部参考，请勿外传66请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会4.6海上风电驶向深远海的未来。过去20年，海上风电逐渐由水深20m向水深30m以上开发，由离岸距离20公里向离岸距离140公里延伸。随着海上风电快速发展，近海资源开发逐渐饱和，海上风电势必走向风能资源更加丰富的深远海。数据来源：IRENA图：海上风电离岸距离三大趋势，书写行业未来方向仅供内部参考，请勿外传67请参阅附注免责声明国泰君安证券2022秋季策略会漂浮式风机——海上风电的进化未来。漂浮式风电：从补贴到平价、从近海到深远海、从小规模安装到大规模部署。明阳智能的10MW级海上漂浮式风机采用全球领先的半直驱超紧凑风机设计，能够做到相比于国内外其他技术路线尺寸更小、重量更轻，从而在匹配适应半潜式基础时，漂浮式基础的运动响应如横荡、纵荡及垂荡更小。这一极具科技感和未来感的设计使得漂浮式风机从整体上建造单价低，发电稳定，故障率低，运维成本低，进而大大降低了度电成本，为未来明阳智能占据漂浮及海上风电市场领先地位提供了显著的竞争优势。4.6三大趋势，书写行业未来方向漂浮式单桩导管架多桩资料来源：明阳智能仅供内部参考，请勿外传68免责声明本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（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本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。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。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司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或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明增持相对沪深300指数涨幅15%以上谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%～15%之间中性相对沪深300指数涨幅介于-5%～5%减持相对沪深300指数下跌5%以上增持明显强于沪深300指数中性基本与沪深300指数持平减持明显弱于沪深300指数评级说明股票投资评级行业投资评级1.投资建议的比较标准投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。2.投资建议的评级标准报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。北京地址：北京市西城区金融大街甲9邮编：200032电话：（010）83939888电话：（021）38676666上海深圳地址：深圳市福田区益田路6009号邮编：518026电话：（0755）23976888国泰君安证券研究所E-mail:gtjaresearch@gtjas.com地址：上海市静安区新闸路669号邮编：200041仅供内部参考，请勿外传国泰君安证券研究所电新团队THANKSFORLISTENING仅供内部参考，请勿外传