本报告的信息均来自已公开信息，关于信息的准确性与完整性，建议投资者谨慎判断，据此入市，风险自担。请务必阅读末页声明。电力设备行业推荐（维持）电力设备行业2023年年度投资策略风险评级：中高风险风光旖旎，储能相倚2022年11月18日投资要点：分析师：刘兴文SAC执业证书编号：S0340522050001电话：0769-22119416邮箱：liuxingwen@dgzq.com.cn研究助理：苏治彬SAC执业证书编号：S0340121070105电话：0769-22110925邮箱：suzhibin@dgzq.com.cn行业指数走势资料来源：东莞证券研究所，Wind相关报告光伏：旭日东升，大放光明。随着2023年硅料新增产能释放，今年以来硅料供需紧张的局面将得到有效改善，光伏产业链将迎来价格拐点，电池片、组件企业生产成本得到缓解的同时，也将刺激下游装机需求增长。电池片技术百花齐放，各类电池片效率不断创新高，明年TOPCon电池组件将迎来发展大年，产能及渗透率有望快速攀升，也将拉动POE胶膜需求提升。在成本下降及技术迭代的驱动下，国内风光大基地将加快推进建设。分布式光伏逐步显现消费品属性，未来将延续快速发展趋势。欧洲及新兴国家市场光伏装机需求有望保持旺盛，并拉动国内电池组件的出口高增。因此，明年受益于盈利改善、技术迭代、供需紧张的光伏行业细分领域值得持续关注。风电：春风如海，逐鹿平价。根据《2022全球海上风电大会倡议》，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到100GW以上，截至2021年底，国内海上风电累计装机约26.4GW，则2022-2025年间预计海上风电年均新增装机18.4GW，行业有望保持高景气。另外，继广东后，山东和浙江也对海上风电给予省级补贴，有望进一步促进海上风电的发展。根据风芒能源，目前已出炉的10个沿海省市海上风电规划将近200GW。其中，福建漳州、广东潮州和江苏盐城的海上风电规划规模超预期，广东潮州和江苏盐城“十四五”规划海上风电分别达到43.3GW和33.02GW，福建漳州海上风电近远景规划50GW。未来随着风电核心风电设备国产化率进一步提升，海上风电LCOE有望继续下降，具备核心技术的企业有望迎来发展机遇，建议关注风机、海缆、桩基及塔筒环节。储能：风光无限，与储相依。在“双碳”背景下，全球的风电、光伏装机量仍有巨大增长空间，配置储能能够提高新能源电力供应的发电质量，改善弃光弃风的情况，提高电网运行的安全性和稳定性。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，国内“十四五”期间将加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展。目前新型储能技术多点开花，锂离子电池储能技术正处于高速发展阶段。钠离子电池产业处于行业发展初期，技术逐步走向成熟阶段，未来具备良好的发展前景。传统锂离子电池龙头企业布局钠离子电池并取得了突破性进展，且目前全球多家电池企业、车企、材料企业等也都加大了对钠离子电池技术路线的研究开发力度，逐步推动钠离子电池向产业化、市场化、规模化方向发展，明年有望成为钠离子电池量产的元年。建议关注储能电池、储能逆变器、新型储能技术等环节。风险提示：原材料价格持续上涨；光伏装机需求不及预期；海上风电发展不及预期；新型储能发展不及预期。投资策略行业研究证券研究报告电力设备行业2023年年度投资策略2请务必阅读末页声明。目录1.光伏：旭日东升，大放光明..................................................................................................................................51.1全球光伏新增装机量保持快速增长趋势，欧洲和新兴国家市场需求旺盛..........................................51.2光伏产业链迎价格拐点刺激装机需求增长...............................................................................................91.3高纯石英砂依赖进口，明年延续供需紧张格局....................................................................................131.4大尺寸电池片快速渗透，电池技术多点开花........................................................................................151.4.1大尺寸电池片和组件产能快速提升............................................................................................151.4.2电池片技术百花齐放，TOPCon产能快速提升...........................................................................161.4.3多主栅+无主栅技术助力新型电池组件降本增效......................................................................191.4.4N型电池迭代，推动POE胶膜需求快速放量............................................................................201.5分布式光伏发展前景广阔，逐步显现消费品属性...............................................................................212.风电：春风如海，逐鹿平价................................................................................................................................272.1风电招标量高增，今年以来风电发电消纳利用情况较好...................................................................272.2沿海地区海上风电装机规模潜力巨大，省级补贴接力促进海上风电发展.......................................292.3风电项目LCOE有望继续下降，风电进入平价上网时代驱动创新.....................................................343.储能：风光无限，与储相依................................................................................................................................393.1国内政策大力推动新型储能行业发展.....................................................................................................393.2新型储能技术多点开花，电化学储能快速发展...................................................................................413.3明年钠离子电池有望迎来量产元年........................................................................................................454.投资策略和重点公司............................................................................................................................................475.风险提示................................................................................................................................................................49电力设备行业2023年年度投资策略3请务必阅读末页声明。插图目录图1：2007-2021年全球光伏新增装机容量...............................................5图2：2021年全球光伏新增装机容量占比................................................5图3：2020-2021年中国组件出口分布...................................................6图4：2021年印度光伏组件市场出货占比................................................7图5：2017-2022年10月中国光伏电池及组件月度出口金额及同比..........................7图6：2022年1-9月中国光伏电池及组件年度出口金额及同比..............................7图7：光伏累计装机量（单位：万千瓦）.................................................8图8：光伏新增装机量（单位：万千瓦）.................................................8图9：2019-2022年9月全国弃光率月度变化情况.........................................8图10：多晶硅致密料价格（截至2022年11月16日）.....................................9图11：硅片价格（截至2022年11月16日）.............................................9图12：电池片价格（截至2022年11月16日）...........................................9图13：组件价格（截至2022年11月16日）.............................................9图14：海外组件价格（截至2022年11月16日）........................................10图15：光伏镀膜玻璃价格（截至2022年11月16日）....................................10图16：2022年1-9月国内硅料产量及国内总供应量情况..................................11图17：2012-2021年国内组件产量.....................................................11图18：2019-2021年光伏产业链各环节CR5占比变化情况.................................12图19：2022年月度组件定标规模（GW）................................................12图20：2021-2025年全球和中国光伏新增装机量.........................................13图21：高纯石英砂产业链.............................................................14图22：高纯石英砂近年均价情况.......................................................15图23：电池片各尺寸产能变化.........................................................15图24：电池片各尺寸产能占比.........................................................15图25：组件各尺寸产能变化（GW）.....................................................16图26：组件各尺寸产能占比...........................................................16图27：2021-2026E年TOPCon和HJT产能（GW）.........................................17图28：2021-2030年各种主栅技术市场占比变化趋势（%）................................19图29：2021-2030年不同封装材料的市场占比变化趋势...................................20图30：2022-2024年EVA粒子供需情况.................................................21图31：2022-2024年POE粒子供需情况.................................................21图32：2013-2020年全球集中式和分布式光伏新增装机量占比情况.........................22图33：海外各国分布式光伏累计装机量.................................................22图34：地面光伏系统的初始全投资成本.................................................23图35：工商业分布式光伏系统初始投资成本.............................................23图36：2021-2030年光伏地面电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）................24图37：2021-2030年光伏分布式电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）..............24图38：2013-2022Q3中国集中式、分布式光伏新增装机量占比情况.........................26图39：2022-2030年中国光伏新增装机量和分布式光伏新增装机量.........................26图40：2013-2021年中国风电新增装机容量.............................................27图41：全国公开市场风电招标量（单位：GW）...........................................28图42：风电年度累计装机量...........................................................28图43：风电当月新增装机量...........................................................28图44：全国弃风率月度变化情况.......................................................29电力设备行业2023年年度投资策略4请务必阅读末页声明。图45：2013-2021年中国海上风电新增装机容量.........................................29图46：2022年1-9月风电整机商中标情况..............................................31图47：各地区已公布平价海上风电项目规模情况.........................................34图48：2017-2021年新增机组的单机平均容量（MW）.....................................35图49：风电新签订单的单机平均容量（MW）.............................................35图50：漂浮式海上风电机组平台三种常见形式...........................................36图51：“OceanX”双转子漂浮式风电平台...............................................36图52：海缆生产工艺流程.............................................................37图53：2021年国内外整机企业海上风机销售单价（元/千瓦）.............................38图54：海上风电项目投资成本构成.....................................................38图55：陆上风电项目投资成本构成.....................................................38图56：海上风电项目加权平均LCOE（美元/千瓦时）.....................................39图57：2021年全球新增投运新型储能项目地区分布......................................42图58：2021年全球储能市场累计装机规模分布..........................................42图59：2021年全球新型储能装机规模分布..............................................42图60：中国锂离子电池储能累计装机规模占比...........................................43图61：中国各类新型储能累计装机规模占比.............................................43图62：2021-2026年中国新型储能年度新增装机规模（MW）...............................43图63：2021-2026年中国新型储能累计装机规模（MW）...................................43图64：2014年-2021年全球锂离子电池出货量（GWh）....................................44图65：2010-2021年中国锂离子电池出货量（亿只）.....................................44图66：宁德时代第一代钠离子电池.....................................................46表格目录表1：2021-2030年各种电池技术平均转换效率变化趋势..................................17表2：各类型电池最高转换效率（截至2022年11月4日）................................18表3：集中式光伏电系统和分布式光伏发电系统对比......................................21表4：隆基Hi-MO6组件产品..........................................................24表5：沿海各省市“十四五”海上风电规划..............................................30表6：国内占地面积排在前五位的海上风电产业园/基地...................................31表7：风电相关政策..................................................................32表8：桩基及导管架与漂浮式基础的比较................................................35表9：2021年以来中国新型储能相关主要政策...........................................40表10：按应场景划分的储能类型.......................................................41表11：钠离子电池特征...............................................................45表12：公司盈利预测及投资评级（截至2022年11月17日）..............................49电力设备行业2023年年度投资策略5请务必阅读末页声明。1.光伏：旭日东升，大放光明1.1全球光伏新增装机量保持快速增长趋势，欧洲和新兴国家市场需求旺盛在光伏发电成本持续下降、政策持续利好和新兴市场快速兴起等多重有利因素的推动下，全球光伏市场持续扩大。根据CPIA，2021年全球新增光伏装机容量为170GW，同比增长30.8%。2007年至2021年，全球光伏新增装机容量由2.9GW增至170GW，增长超57倍，2007年-2021年的年均复合增长率高达33.7%。图1：2007-2021年全球光伏新增装机容量资料来源：CPIA，东莞证券研究所根据《2030年前碳达峰行动方案》，到2030年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。根据国家能源局，2020年我国的非化石能源消费比重为15.9%，到2030年非化石能源消费比重要达到25%左右，意味着2021-2030年十年间平均每年要提高0.9个百分点，相比之下，“十三五”时期，我国的非化石能源消费比重从12.1%提高到15.9%，平均每年提高了0.76个百分点。未来要实现“双碳”战略目标任务艰巨，因此，在国内加快构建以新能源新型电力系统的大背景下，作为新能源主力的光伏、风电在未来将迎来长期的高速发展。在2021年全球光伏新增装机量占比中，中国份额位居第一，占比达32.3%，其次为欧盟和美国，分别达15.2%和13.9%。2021年印度的光伏新增装机量为11.89GW，同比大幅增长218%，其光伏新增装机全球份额达到7.0%。图2：2021年全球光伏新增装机容量占比电力设备行业2023年年度投资策略6请务必阅读末页声明。资料来源：CPIA，东莞证券研究所根据PVInfoLink，2021年，主要受欧洲、巴西和印度等光伏市场的需求带动，中国组件出口量达88.8GW，同比增长35.3%，其中出口了40.9GW组件到欧洲市场，同比增长了54%，其中对欧洲和亚洲的出口占比分别为46%和25%，两者出口合计占比达71%，较前一年小幅降低5pct，主要因为亚洲区域占比有所下降，美洲、中东地区占比则同比小幅提升。2021年，荷兰、西班牙、希腊、葡萄牙、波兰和德国等欧洲市场国家进口量都达到了GW级以上，其中荷兰为中国的第一大出口国，全年进口总量达23.8GW；亚洲市场GW级进口国包括印度、日本、澳大利亚和泰国，韩国与马来西亚进口量接近1GW，越南由于上网电价FIT政策在2020年12月31日到期，到期前出现了抢装潮，使得越南成为2020年从中国进口最多组件的亚洲国家，在补贴政策结束后2021年越南进口量快速减少，进口量降到0.4GW。2021年，美洲、中东与非洲地区分别从中国进口了16.6GW、6.4GW、2.5GW的组件，分别同比增长66%、60%、49%，合计占比约29%；超过GW级的进口国家包括美洲的巴西、智利、墨西哥，中东的巴基斯坦、以色列及非洲的南非。其中巴西为2021年中国出口组件第二名的国家，总量达11.3GW。图3：2020-2021年中国组件出口分布数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所近年来，海外多个国家均出台了一系列产业政策，推动光伏行业发展。2022年5月18日，欧盟委员会公布“RepowerEU”能源计划，快速推进绿色能源转型。根据该计划，电力设备行业2023年年度投资策略7请务必阅读末页声明。欧盟再次提高到2030年的可再生能源的目标。到2030年，可再生能源可以满足欧盟能源需求的45%，高于此前40%的目标（2021年该目标从32%提升到了40%）。其中，2025年光伏目标累计装机量超过320GW，到2030年的光伏并网目标从在FF55计划下的420GWAC/525GWDC提高到600GWAC/750GWDC，即增长43%。据海关总署，今年1-3月，太阳能电池累计出口114.29亿美元，同比增长104.0%，主要受益于今年1季度的印度抢装潮。此前，印度政府计划从2022年4月1日开始对太阳能电池组件和电池片征收进口税，其中，太阳能电池组件收40％关税，太阳能电池征收25％关税，以削减进口，增加印度本地制造。2022年11月9日，印度商工部发布公告称，应申请人提交的终止调查申请，决定终止对原产于或进口自中国、泰国和越南的光伏电池及组件的反倾销调查。印度市场对进口光伏组件的需求旺盛，随着反倾销调查的终止，将促进明年国内组件厂商继续向印度市场出口。根据全球光伏和Mercom，2021年印度实现新增光伏装机超过10GW，其组件需求约有13GW（本土供应3GW，进口自中国约10GW），在2021年度印度光伏组件出货量中，隆基、晶科、晶澳、Adani和天合位列2021年印度光伏组件出货量前五厂商，隆基连续第二年成为印度第一的光伏组件供应商。图4：2021年印度光伏组件市场出货占比数据来源：全球光伏，Mercom，东莞证券研究所根据海关总署最新数据，今年中国10月太阳能电池（含组件）国内出口金额41.76亿美元，同比增长41.8%，环比增长11.1%；1-10月累计出口407.22亿美元，累计同比增长78.6%，较1-9月回落5.5个百分点。图5：2017-2022年10月中国光伏电池及组件月度出口金额及同比图6：2022年1-9月中国光伏电池及组件年度出口金额及同比电力设备行业2023年年度投资策略8请务必阅读末页声明。数据来源：海关总署，东莞证券研究所数据来源：海关总署，东莞证券研究所国内方面，根据国家能源局，截至2022年1-9月，全国发电装机容量约为24.83亿千瓦，同比增长8.1%。其中，光伏装机容量约为3.59亿千瓦，同比增长28.8%，高出全国发电装机容量增速20.7个百分点。今年1-9月，国内光伏累计装机量达到52.60GW，接近2021年全年水平，同比增长105.79%，较今年1-8月提高4.11个百分点；9月，光伏新增装机量为8.13GW，同比大幅增长131.62%，环比提高20.62%，重回月度环比增长趋势。今年1-3季度，国内光伏新增装机量分别为13.21GW/17.67GW/21.72GW,呈逐季增长趋势，四季度是光伏行业的传统旺季，10月底以来硅料和硅料价格出现松动迹象，根据SMM，11月组件需求向好，排产环比提升，随着四季度国内的集中式电站加快建设，有望拉动国内光伏新增装机量延续季度环比增长趋势，预计全年光伏新增装机量有望达到85GW以上。图7：光伏累计装机量（单位：万千瓦）图8：光伏新增装机量（单位：万千瓦）数据来源：国家能源局，电力企业联合会，东莞证券研究所数据来源：国家能源局，电力企业联合会，东莞证券研究所2022年前三季度，全国弃光率为1.8%，同比下降0.2个百分点。其中，9月份，全国弃光率为1.5%，同比下降0.9个百分点，环比提高0.9个百分点。整体上，今年前九个月全国光伏弃光率处于较低水平，同比去年有所改善，光伏发电消纳利用情况较好。图9：2019-2022年9月全国弃光率月度变化情况电力设备行业2023年年度投资策略9请务必阅读末页声明。数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，东莞证券研究所1.2光伏产业链迎价格拐点刺激装机需求增长根据PVInfoLink，截至2022年11月16日当周，光伏产业链价格整体平稳运行，多晶硅致密料、硅片、电池片、组件玻璃价格均环比持平，印度本土产/美国单晶组件价格环比持平，欧洲/澳洲单晶组件价格则环比下降1.92%/1.89%。今年产业链的涨价，使得中下游企业的成本压力逐步加大。根据SMM在10月28日发布的公告，多晶硅复投料主流价格308-313元/千克，多晶硅致密料主流价格305-311元/千克，致密料价格较上周小幅下跌1元/千克），从SMM的公告来看，10月底硅料价格出现松动迹象。另外，10月31日，TCL中环发布的硅片价格显示，150μm厚度P型硅片、150μm厚度N型硅片报价和130μm厚度N型硅片价格均有所下调，P型价格降幅约3.2%-3.3%，N型价格降幅约3.2%-4.1%，同时，TCL取消了P型158.75尺寸的报价，隆基绿能于10月24日公布的硅片报价中，同样也取消了P型158.75尺寸的报价。图10：多晶硅致密料价格（截至2022年11月16日）图11：硅片价格（截至2022年11月16日）资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所图12：电池片价格（截至2022年11月16日）图13：组件价格（截至2022年11月16日）电力设备行业2023年年度投资策略10请务必阅读末页声明。资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所图14：海外组件价格（截至2022年11月16日）图15：光伏镀膜玻璃价格（截至2022年11月16日）资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所硅料供应方面。随着硅料企业的新增产能逐步释放，今年7月开始年底硅料总供应连续环比增长。根据安泰科，随着江苏中能、洛阳中硅、聚光硅业、黄河水电、东方希望、天宏瑞科等企业前期的检修后于近期复产贡献产出，叠加徐州和乐山的协鑫颗粒硅、包头新特、亚洲硅业、青海丽豪、内蒙东立等企业的新增产能释放，10月硅料国内产量环比增幅较为明显，8.65万吨，环比增长13%，由于11月部分国内大厂有检修计划，预计11月硅料产量环比增长约2%，国内硅料供应量整体仍保持月度环比增长的趋势。从进口量看，今年前9个月，累计进口硅料6.4万吨，同比下降月29%；其中，9月硅料进口7333吨，环比下降19.1%，其中进口自德国的硅料约0.4万吨，占比53%，其次为马来西亚和日本，占比分别为24%和7%。预计国内硅料11-12月度环比产量将进一步提高，四季度整体上对进口硅料的需求或较为平淡。根据PVInfoLink，2022年初硅料产能规模约264GW，预计2022年年底可达442GW，增幅约67%；预计至2023年底可达663GW，同比提升50%。硅片方面，2022年初硅片产能规模约367GW，预计2022年年底可达536GW，增幅约46%；预计2023年底可达731GW，同比提升36%。根据CPIA，2023年若按照乐观情况下全球光伏新增装机量275GW，及344GW组件需求情况看（容配比按1.25计），明年硅料供需矛盾的局面将得到有效缓解。预计2023年硅料、硅片价格将逐步下降，根据PVInfoLink的预测，至2023年年底，多晶硅价电力设备行业2023年年度投资策略11请务必阅读末页声明。格或将降至150元/公斤以下，即较当前价格下降一半左右。由于今年以来电池片、组件价格涨幅远低于多晶硅价格的涨幅，明年随着上游的降价，预计电池片和组件的价格也将下降，但幅度相对较小，产业链价格的下降将促进明年下游装机需求增长。2021年，国内组件产量达182GW，同比增长46.1%，为2012年以来增长最快的一年。2012年-2021年，国内组件产量的年复合增速达25.8%，过去10年国内组件产量保持逐年增长趋势。图17：2012-2021年国内组件产量数据来源：CPIA，东莞证券研究所2021年，光伏产业链多晶硅料和硅片环节的CR5占比同比有所下降，分别为86.7%，84.0%，而电池片和组件环节的CR5同比有所提高，分别为53.9%和63.4%，较2020年分别提高0.7和8.3pct，集中度有所提高。图16：2022年1-9月国内硅料产量及国内总供应量情况资料来源：安泰科，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略12请务必阅读末页声明。图18：2019-2021年光伏产业链各环节CR5占比变化情况数据来源：CPIA，东莞证券研究所根据北极星网，从今年四季度以来公开的组件定标情况看，10-11月，累计光伏组件集采定标项目达25.8GW，其中10月组件定标规模为12.3GW,环比9月增长80%，11月组件集采定标规模约13.5GW，环比10月增长10%，为年内月度定标规模第四高的水平。今年前三季度国内光伏新增装机以分布式为主，由于组件价格上涨，集中式电站今年前三季度装机有所放缓，随着国内的集中式电站建设在四季度有所加快，预计国内今年全年光伏新增光伏装机有望达到85GW以上。而明年随着硅料的新增产能释放，原材料供需紧张的格局逐步转向偏宽松，预计硅料、硅料价格呈逐步回落趋势，电池片、组图19：2022年月度组件定标规模（GW）资料来源：北极星，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略13请务必阅读末页声明。件厂商的成本压力有望随着原材料价格回落后而有所缓解，由于今年以来电池片和组件价格涨幅低于上游的硅料和硅片，明年电池片和组件价格也将有所下降，但幅度相对较小，产业链价格的向下调整有利于进一步激发下游装机需求增长，2023年光伏装机有望达到98GW，预计2023-2030年全球和中国光伏新增装机量延续逐年增长趋势。图20：2021-2025年全球和中国光伏新增装机量数据来源：CPIA，东莞证券研究所测算1.3高纯石英砂依赖进口，明年延续供需紧张格局高纯石英砂是指由天然石英矿物经过一系列物理的和化学的提纯技术生产的具有某种粒度规格的高纯非金属矿物原料，国际公认的高纯石英砂是以美国尤尼明（UNIMIN）公司IOTA-CG为标准的高技术产品。高纯石英砂生产的石英制品具有耐高温、耐腐蚀、低热膨胀性、高度绝缘性和透光性等优异的物理化学属性，被广泛用于光伏、电子、高端电光源、薄膜材料、国防科技等领域。早期高纯石英砂由水晶加工而成，但水晶资源稀少，远不能满足全球工业生产所需，自上世纪70年代开始，美国等国家开始探索用普通石英代替水晶制备高纯石英砂，从天然岩石矿物提取高纯石英砂原料是目前世界上生产高纯石英砂的最先进技术，对矿石的品质要求高，提纯技术复杂，目前全球只有美国尤尼明、中国的石英股份等极少数公司具备规模化量产高纯石英砂的能力。美国尤尼明拥有的白岗岩矿石，矿体规模大、流体杂质少，品质稳定，加之其领先的高纯砂提纯技术，在全球高纯石英砂市场占据垄断地位。因此，我国高纯石英砂需求量巨大，每年仍需从国外大量进口。全球高纯石英原料矿床分布于美国、挪威、澳大利亚、俄罗斯、毛里塔尼亚、中国、加拿大等国家。国际上，美国尤尼明是全球目前最大的高纯石英砂制造商，尤尼明采用美国北卡罗来纳州斯普鲁斯番地区产出的独特白岗岩矿床的石英，通过专门的工艺处理、化学提纯生产出的高纯石英砂处于世界领先水平，长期垄断全球市场，占据了我国进口高纯石英砂的绝对份额。2011年成立于法国巴黎的TheQuartzCorporation是全球高纯石英砂的主要供应商之一，其由英格瓷公司（Imerys）和挪威矿产公司（NorskMineralAS.）合并而成，目前在挪威和美国经营石英矿石开采和生产，其采用的矿石主要位于美国北电力设备行业2023年年度投资策略14请务必阅读末页声明。卡罗来纳州斯普鲁斯番的石英矿，生产的高纯石英砂销往全球市场。高纯石英砂是生产单晶硅所使用的石英坩埚的主要原材料，单晶硅石英坩埚过去主要依赖进口的高纯石英砂，随着国家对光伏行业补贴力度下降，光伏企业成本压力上升，国产高纯石英砂企业迎来国产加速替代进口的市场机会，单晶硅生产制造厂商更倾向于选择与进口产品质量相差较小、价格优势明显的国产产品来实现进口替代。高纯石英砂提纯工艺技术十分复杂，加之国内相关研究起步较晚，过去较长一段时间内，我国都没有企业能够批量稳定提供高纯石英砂产品，而目前国内大规模量产高纯石英砂的企业仅有石英股份，石英股份是国内首家实现高纯石英砂量产技术突破的企业，打破了国际厂商对高纯石英砂产品的垄断，自2009年石英股份高纯石英砂投产后，填补了国产高纯石英砂生产的空白。石英坩埚为光伏单晶拉制环节关键耗材，而石英坩埚以石英砂为原材料通过定型工艺生产而成，其中高纯石英砂占主要成本构成比例，占成本比重在70%以上。人工成本及固定资产折旧、电费等固定成本占比较少。受益于光伏市场需求旺盛，下游硅片产量需求持续提升，目前石英坩埚生产行业正处于快速发展期，石英坩埚产品市场供不应求。未来，随着N型硅片、大尺寸硅片渗透率提升，N型硅片的拉制对于石英坩埚的更换频率要求更高，更换频率的提升也会拉动石英坩埚的需求增长。近年来下游硅片的加速扩产推动了石英坩埚需求的大幅上升，进而导致作为石英坩埚主要原材料的高纯石英砂需求显著提升，但由于高纯石英矿储量、品质分布不均，用于生产高纯石英砂的矿床资源有限，且禀赋不同，因此在近几年下游需求快速增长的情况下，供给出现紧缺局面，价格持续上涨。根据天宜上佳公告，2020-2021年我国高纯图21：高纯石英砂产业链资料来源：石英股份公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略15请务必阅读末页声明。石英砂市场均价分别为1.97万元/吨和2.15万元/吨，分别同比增长11%、9%，2022年1-7月高纯石英砂市场均价达到4.2万元/吨，同比增长95%。因此，明年光伏行业保持快速发展的趋势，及对石英坩埚的需求将进一步增长，高纯石英砂仍可能出现供不应求的局面。1.4大尺寸电池片快速渗透，电池技术多点开花1.4.1大尺寸电池片和组件产能快速提升2022年以来，光伏行业仍在持续推动光伏LCOE降低（通常用平准发电成本LCOE，即LevelizedCostofElectricity，来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比），随着光伏发电在不同地域及场景的应用更加广泛，对于大尺寸、高功率、高效率产品的需求也在持续增长，光伏发电经济性驱动终端需求上升，高功率、高效率产品有利于降低光伏发电LCOE，因此行业对于大尺寸先进产能的需求快速提升，终端市场需求也在快速向以182和210尺寸为代表的大尺寸电池切换。根据PVInfoLink10月最新数据显示，到2022年年底，182和210大尺寸电池产能占比将达到87.2%，较2021年大幅提高25.4pct。其中，210尺寸电池产能占比约56.6%。2022-2026年，182和210大尺寸电池片的产能将呈逐年增长，相比之下，210及以上尺寸电池产能增长更快。至2026年，电池产能将达到1054GW，182和210大电池占比高达96.5%，182电池片产能占比将从2022年的20.6%回落至27.9%，210电池片产能占比将从2022年的56.6%升至68.6%。图23：电池片各尺寸产能变化图24：电池片各尺寸产能占比图22：高纯石英砂近年均价情况资料来源：天宜上佳公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略16请务必阅读末页声明。数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所在组件端，到2022年年底，182和210大尺寸组件产能达到538GW，占比将超过八成，约82.4%，较2021年大幅提高19.5pct。其中兼容210组件产能约55.1%。至2026年，182和210大尺寸组件产能将达到942GW，占比将达93.7%，其中，182组件产能占比将从2022年的27.3%回落至20.5%，210组件产能则从2022年的55.1%升至73.2%。至2026年，大尺寸组件产能占比高达93.7%。图25：组件各尺寸产能变化（GW）图26：组件各尺寸产能占比数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所1.4.2电池片技术百花齐放，TOPCon产能快速提升以技术进步推动成本下降是光伏行业发展的内生动力。近年来，国家推出了一系列产业扶持政策，如“领跑者”计划等政策的落地实施，促进了高质量、高效率、高可靠性产品的研发与应用，带动了技术进步与产业升级，提高了光伏产业的整体竞争力。光伏电池当前技术发展思路主要为提高转换效率和降低产品成本。电池技术的不断革新推动光伏行业快速发展。2021年，P型PERC单晶电池为主流电池技术，平均转换效率达到23.1%，较2020年提高0.3个百分点，而N型TOPCon、异质结和IBC电池平均转换效率分别达到24%、24.2%，和24.1%，至2030年，三者的转换效率仍有较大提升，随着电池技术的迭代升级，TBC、HBC等电池技术未来也可能取得突破性进展。电力设备行业2023年年度投资策略17请务必阅读末页声明。从2015年开始，PERC电池技术快速崛起，并于2019年超越成为继BSF技术之后的最主流光伏电池技术。根据CPIA，2021年，PERC电池片市场占比提升至91.2%，较2020年提升4.8pct，平均转换效率达到23.1%，较2020年提高0.3pct，至2025年，PERC电池片市场占比仍将超过50%。但随着的PERC电池逐步接近其理论极限转化效率，为了进一步推动光伏产业的降本增效，具备更高转化效率的新型电池技术才能更好适应未来下游的需求，光伏电池技术的迭代升级是行业不断向前发展的必然趋势，当前新下一代电池技术主要为N型TOPCon、HJT及xBC技术。由于生产TOPCon电池的大部分工序与PERC产线兼容，技术转换的设备投资成本相较于投资全新的HJT产线成本更低，成为当下扩产力度最大的技术路线。根据PVInfoLink，截止2022年底，TOPCon总产能将有望达到超过74GW，2023年底TOPCon总产能预计将达到149GW，同比2022年翻倍增长。2022-2024年TOPCon的产出分别约18GW/62GW/100GW,市场占有率分别达7%/20%/30%。2022-2024年，将是TOPCon电池渗透率快速提高的时期，HJT电池产能也在提升，但相比之下TOPCon电池产能释放更快。明年行业内TOPCon的产出占其总产能的比例较低，明年能够大规模量产TOPCon电池的企业有望在TOPCon渗透率快速提升的阶段率先受益。图27：2021-2026E年TOPCon和HJT产能（GW）资料来源：PVInfoLink，东莞证券研究所表1：2021-2030年各种电池技术平均转换效率变化趋势分类2021年2022年2023年2025年2027年2030年P型多晶BSFP型多晶黑硅电池19.5%19.5%19.7%---PERCP型多晶黑硅电池21.0%21.1%21.3%21.5%21.7%21.9%PERCP型铸锭单晶电池22.4%22.6%22.8%23.0%23.3%23.6%P型单晶PERCP型单晶电池23.1%23.3%23.5%23.7%23.9%24.1%N型单晶TOPCon单晶电池24.0%24.3%24.6%24.9%25.2%25.6%异质结电池24.2%24.6%25.0%25.3%25.6%26.0%IBC电池24.1%24.5%24.8%25.3%25.7%26.2%数据来源：CPIA，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略18请务必阅读末页声明。近年来，各类型的高效电池效率不断取得突破，隆基为同时研发多种电池技术路线的龙头之一，在2021-2022年间多次刷新多种类型电池片的转换效率记录。目前，电池片技术路线百花齐放，各家企业竞相布局下一代电池技术，晶科、中来、正泰等多家企业也都布局了N型TOPCon电池技术路线。2022年10月17日，晶科能源公告称其182N型电池转化效率再次刷新世界记录，电池片转换效率达到26.1%。2022年11月，中来股份基于正在研发的J-TOPCon3.0技术的实验室电池效率达到了26.1%，且已通过中国计量科学研究院的第三方检测认证。表2：各类型电池最高转换效率（截至2022年11月4日）公司PERCN-TOPConP-TOPConN-HJTP-HJT无铟HJTi-TOPConHPBCABC隆基24.06%（实验室，2019年）25.21%（实验室，2021年）25.19%（实验室，2021年）26.50%（实验室，2021年）26.12%（实验室，2022年9月）25.40%（实验室，2022年3月）量产效率为25%天合24.50%（2022年5月）25.50%（实验室，2022年3月）晶科26.10%晶澳23.50%中试线转换效率超过24%正泰23.4%，最高批次23.6%量产平均效率24.9%，中试线最高批次效率25.2%一道新能24.00%（2022年3月）量产效率突破24.6%中来股份最新批次量产效率24.8%；26.1%（实验室，2022年11月）东方日升25.8%-26%通威超过23.5%超过24.7%25.67%（ISFH认证）爱旭股份量产效率23.3%（2021年）量产效率26.2%晋能科技量产效率24.7%资料来源：北极星网，公司公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略19请务必阅读末页声明。1.4.3多主栅+无主栅技术助力新型电池组件降本增效晶硅太阳能电池正面金属化电极由用于汇流、串联的主栅线和收集载流子的细栅线组成。在保持电池串联电阻不提高的条件下，减小细栅宽度有利于降低遮光损失并减少正银用量。根据CPIA，2021年，细栅线宽度一般控制在32.5μm左右，印刷设备精度在±7.7μm。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年印刷设备精度可提高到±5.7μm，细栅线宽度或将下降至21.8μm左右。目前电池银浆分为高温银浆和低温银浆两种，P型电池和TOPCon电池使用高温银浆，HJT电池使用低温银浆，银浆在电池片成本中占比较高。银浆用量大、价格贵是过去TOPCon和HJT新型电池成本较P型电池高的原因之一，目前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，在不影响电池遮光面积前提下，提高主栅数目有利于减少电池功率损失，提高电池应力分布的均匀性以降低碎片率，提高导电性。另外，未来随着低温焊带技术进一步突破，低温焊带将能够匹配HJT电池组件对于低温焊接的需求。根据CPIA，目前9主栅及以上技术成为市场主流，2021年9主栅电池片市占率为89%，较2020年上升22.8pct，预计到2030年，9主栅及以上电池片市场占有率将持续增加，无主栅技术的市场占比也将逐步提升，未来TONCon和HJT电池组件的银浆消耗量有望进一步降低。图28：2021-2030年各种主栅技术市场占比变化趋势（%）资料来源：CPIA，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略20请务必阅读末页声明。1.4.4N型电池迭代，推动POE胶膜需求快速放量组件封装是光伏产业链中的关键环节之一，随着光伏行业的快速发展及终端需求的增长，组件出货量的不断提升也将带动胶膜需求快速增长。由于EVA胶膜具有良好的光学性能、粘结性而且成本相对低廉，能够较好适配P型电池组件结构，因此过去多年间EVA胶膜逐步成为了行业主流应用。2021年，单玻组件封装材料仍以透明EVA胶膜为主，约占52%的市场份额，较2020年下降4.7个百分点，POE胶膜和共挤型EPE胶膜合计市场占比提升至23.1%。POE胶膜具有高抗PID的性能（在水汽进入后，水在里面封装胶EVA的作用下，呈弱酸性，导致电池片的电子跃迁发生变化，从而降低组件输出功率），随着未来双玻组件市场占比及N型组件的渗透率提升，其市场占比将进一步增大。图29：2021-2030年不同封装材料的市场占比变化趋势数据来源：CPIA，东莞证券研究所由于TOPCon电池正银含铝成分，对水汽更为敏感，需要胶膜有更强的阻水性；EVA材质在光热、湿热等环境中可能会分解产生酸，进而与玻璃发生反应后腐蚀电池栅线，导致组件性能衰减。因此，随着TOPCon产能增长，POE胶膜以其更好的水汽阻隔率与更好的耐候性能、抗PID等能力，与N型TOPCon有更好的适配性。当前，POE粒子的供应仍依赖于陶氏，LG，三井等企业，所以POE粒子供给能力主要取决于这些企业POE粒子产能供应给光伏行业的比例，虽然国内厂商如东方盛虹子公司斯尔邦石化、万华化学、荣盛石化等企业也在对POE粒子进行国产化，但由于产线建设到稳定供应的周期长，国产POE粒子产能在2024年后才能逐步释放。随着N型组件产能快速释放，而海外POE厂商扩产节奏较慢，未来可能出现POE粒子供应不足的局面。电力设备行业2023年年度投资策略21请务必阅读末页声明。根据PVInfoLink数据，按照实际胶膜选型较靠近的情形测算，23年EVA粒子需求约151万吨，POE粒子需求约41万吨；24年EVA粒子需求约149万吨，POE粒子需求约55万吨。结合EVA粒子和POE粒子的供给能力，23年EVA和POE粒子供应均处于紧平衡状态，两者的需求和供给比例分别为89%和85%，24年EVA粒子供应开始出现过剩而POE粒子供应将开始紧张，EVA粒子的需求和供给比例降至78%，而POE粒子的需求和供给比例则提升至93%。图30：2022-2024年EVA粒子供需情况图31：2022-2024年POE粒子供需情况数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所数据来源：PVInfoLink，东莞证券研究所1.5分布式光伏发展前景广阔，逐步显现消费品属性分布式光伏发电系统倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用，有效解决了电力在升压及长距离输送过程中的损耗问题，是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，是未来光伏发展的重要方向。同时，由于分布式光伏电站规模较小，相对易于建设，其发电无论自用还是并网销售都具有较大的便利性。分布式光伏电站采用“自发自用、余电上网”的模式，因此其弃光率较低，大部分电量都可实现就地消纳。该种模式能够对局部区域用电压力起到较好的缓解作用，经有效调度调剂，能够降低区域电网的运行压力。表3：集中式光伏电系统和分布式光伏发电系统对比项目集中式光伏发电系统分布式光伏发电系统基本建设原则充分利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿与外送建设规模投入大量太阳能电池组件的集中发电使用相对少量的太阳能电池组件实现分布式发电建设地点主要在戈壁和沙漠地区主要在户用、工商业建筑屋顶并网电压等级一般是35KV或者110KV,电压较高一般是220V/380V电压并网，电压较低输送距离一般高压并网、远距离传输一般就地并网，供当地及附近的用户使用投资特点具有电站投资大、建设周期长、占地面积大等特点，通过规模效应降低单瓦发电成本具有投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等特点，随着光伏平价上网的发展而在全球市场逐步实现经济性资料来源：昱能科技公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略22请务必阅读末页声明。在2016年之前，随着中国等发展中国家和地区集中式光伏的快速发展，其发展速度高于分布式光伏，使得全球分布式光伏在新增装机量增加的背景下占全球光伏新增装机量的比例有所下降，从2013年的43%下降到2016年的26%。2017年以来，分布式光伏新增装机规模占比相对之前有较大的回升，主要由于欧美、澳洲以及南美等国家和地区的环保意识和清洁能源意识增强，且拥有丰富的光照资源，这些国家和地区的光伏发电已逐步具有成本优势，叠加政府政策支持的推动作用下，全球分布式光伏加快发展。海外多国分布式光伏装机量逐年增长。根据WoodMackenzie的数据，截至2020年末，美国、巴西、荷兰、法国、墨西哥和加拿大分布式光伏发电系统建设规模分别为36.16GW、6.19GW、8.29GW、4.03GW、1.64GW和1.40GW，预测至2025年末分布式光伏发电系统建设规模分别约为78.07GW、26.51GW、18.99GW、11.91GW、3.69GW和1.81GW。其中，2020-2025年法国的分布式光伏装机量年均复合增长率较高，约为24.21%。从年度新增装机量看，巴西分布式光伏装机量预计在2022年超过荷兰，且至2025年期间保持领先荷兰。图32：2013-2020年全球集中式和分布式光伏新增装机量占比情况资料来源：IEA，东莞证券研究所图33：海外各国分布式光伏累计装机量电力设备行业2023年年度投资策略23请务必阅读末页声明。国内方面，由于我国东中西部经济发展水平及电力资源分布区域存在不均衡的特征，发电和用电的集中区域不一致，东部经济活跃地区需要依赖中西部的“西电东送”工程输送电力资源，分布式光伏发电有利于缓解前述发电、用电不匹配的状况。根据CPIA，2021年，我国地面光伏系统和工商业分布式光伏系统的初始全投资成本分别为4.15元/W和3.74元/W，均较2020年有所上涨，主要因为2021年光伏产业链各环节价格的大幅上涨所致，组件占光伏系统投资成本的比重从2020年的39%提高到2021年的46%，占比将近一半。预计2023年随着硅料新增产能释放，硅料、硅片价格有望迎来拐点，组件成本压力将得到缓解，其价格也有望回落，预计2022-2030年地面电站和分布式全投资成本均逐步下降。图34：地面光伏系统的初始全投资成本图35：工商业分布式光伏系统初始投资成本数据来源：CPIA，东莞证券研究所数据来源：CPIA，东莞证券研究所在全投资模型下，LCOE与初始投资、运维费用、发电小时数有关。随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高都有利于LCOE的下降。资料来源：WoodMackenzie，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略24请务必阅读末页声明。根据IRENA，2010至2021年，集中式光伏电站的全球加权平均LCOE下降了88%，从0.417美元/kWh降至0.048美元/kWh，已低于化石燃料的LCOE。其中，2021年集中式光伏电站的全球加权平均LCOE同比下降13%。从国内情况看，根据CPIA，2021年，全投资模型下地面光伏电站在不同等效利用小时数下的LCOE在0.21-0.37元/kWh之间；全投资模型下分布式光伏发电系统在不同等效利用小时数下的LCOE在0.19-0.33元/kWh之间。目前国内分布式光伏主要分布在山东、河北、河南、浙江等省份，在全国大部分地区也都具有经济性。图36：2021-2030年光伏地面电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）图37：2021-2030年光伏分布式电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）数据来源：CPIA，东莞证券研究所数据来源：CPIA，东莞证券研究所目前，光伏建筑以BAPV为主（BuildingAttachedPhotovoltaic，即光伏组件以附件的形式置于建筑顶端），未来随着组件技术进一步发展，BIPV技术路线（BuildingIntegratedPhotovoltaic，即建筑外墙本身就是光伏组件）将可能成为工商业分布式发电的主流方向。以城市中的写字楼为例，由于BIPV实现了外墙与光伏面板组件的深度融合，兼具发电和装饰的功能，可发挥出更大的效能。11月2日，隆基发布了全新一代光伏组件产品Hi-MO6，包含科学家、探索家、极智家和艺术家。隆基的Hi-MO6艺术家产品涵盖五款颜色，能够更好满足多元化市场需求，为客户提供更多选择，为客户带来采用光伏发电的新体验，出了满足自发自用外，光伏组件还能点缀建筑的外观，通过不同颜色的组件，呈现多样化的视觉效果，赋予了建筑带有色彩的科技感。隆基此次新产品的推出，改变了对光伏组件的传统理解，除了具备工业品属性，即通过更高的产品性能创造更高的发电收益外，也能够对建筑起到装饰作用，正因如此，光伏组件能够根据客户需求进行个性化设计，从而使得光伏组件也具备了消费品属性。Hi-MO6艺术家系列版型可根据客户不同需求进行定制，客户可以随心选色，因而具备炫彩外观的光伏组件在地标建筑和标杆项目等场景的应用前景广阔。表4：隆基Hi-MO6组件产品优点特点图示电力设备行业2023年年度投资策略25请务必阅读末页声明。科学家Hi-MO6科学家系列采用HPBC高效电池，主打效能提升，满足普遍性的客户需求，电池效率突破25%，组件功率达570W，组件效率达22.10%，全背面焊接，可选黑曜石外观风格和满天星外观风格，预计在2022年Q4实现规模化量产。探索家Hi-MO6探索家系列采用HPBC高效电池，主打效能提升，满足普遍性的客户需求，电池效率突破25%，组件功率达570W，组件效率达22.10%，全背面焊接，可选黑曜石外观风格和满天星外观风格，预计在2022年Q4实现规模化量产。极智家Hi-MO6极智家系列通过预制优化让组件更智能，主打智能安全，满足高安全和遮挡优化场景需求。实现组件级监控，进行精准数据分析。紧急情况实现组件级和组串级快速关断，保障人身财产安全。阴影遮挡、灰尘高发等场景，每块组件独立控制，达到最大输出功率。每块组件独立发电，降低设计难度，电站容量最大化。艺术家Hi-MO6艺术家系列主打炫彩外观，主要应用在地标建筑、标杆项目等场景，版型可根据客户不同需求进行定制，客户也可以随心选色进行定制。资料来源：隆基绿能管网，东莞证券研究所在2021年国内新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约29GW，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%，突显光伏发电集中式与分布式共同发展趋电力设备行业2023年年度投资策略26请务必阅读末页声明。势。2021年，随着“整县推进”试点工作在全国各省市全面展开，以及国补0.03元/kWh的政策刺激下户用分布式光伏装机迎来爆发式增长。户用光伏装机继2020年首次超过10GW后，2021年超过20GW，再创新纪录，达到约21.50GW，占2021年分布式新增装机量的73.4%。2022年前三季度，受光伏产业链价格持续上涨影响，集中式电站装机需求受到抑制，前三季度光伏新增装机中有将近7成为对价格敏感度相对较低的分布式。随着国内的集中式电站在第四季度加快开工，预计今年全年光伏新增装机中集中式光伏电站的占比较今年前三季度将有所回升。根据CPIA，2022年，国内光伏新增装机容量将达到85-100GW，2022-2030年，国内光伏新增装机容量将呈逐步提高趋势；考虑到在光伏发电全面平价的第一年，中国分布式光伏延续快速发展趋势，国内今年前三季度分布式光伏装机量达35.33GW，同比超预期大幅增长115.35%，约占今年前三季度光伏新增装机量的67%，而明年随着上游原材料的新增供应量加快释放，硅料价格有望回落，组件厂商的成本压力有望随着上游原材料价格的逐级传导而有所缓解，预计组件价格明年将有所下降，并进一步激发下游装机需求增长。因此，若按照2022年全年国内光伏新增光伏装机85GW计算，分布式占比为50%，则分布式光伏新增装机量将达到43GW，若2023-2030年分布式光伏装机占比按照45%计算，未来国内分布式光伏装机量将延续逐年增长趋势，行业规模也将逐年扩大。图38：2013-2022Q3中国集中式、分布式光伏新增装机量占比情况资料来源：国家统计局，中国电力企业联合会，东莞证券研究所图39：2022-2030年中国光伏新增装机量和分布式光伏新增装机量电力设备行业2023年年度投资策略27请务必阅读末页声明。2.风电：春风如海，逐鹿平价2.1风电招标量高增，今年以来风电发电消纳利用情况较好根据国家统计局，2021年我国风电新增装机规模为47.57GW，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机30.67GW。截至2021年，风电累计装机容量为328GW，同比增长16.9%。根据明阳智能公告，2018年以来，全国风电行业招标量水平呈现波动提升的态势，资料来源：国家能源局，东莞证券研究所测算图40：2013-2021年中国风电新增装机容量资料来源：国家统计局，中国电力企业联合会，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略28请务必阅读末页声明。市场需求不断增长，2021年全国公开市场风电招标量达62.78GW，大幅增长80%。2021年是国内陆上风电进入全面平价阶段的第一年，经济效益突显，陆上风电新增招标规模大幅增长，创招标规模历史新高纪录。根据金风科技公告，2022年上半年，国内公开招标市场新增招标量51.1GW，比去年同期增长了62.3%；其中，陆上风电新增招标容量42.0GW，海上风电新增招标容量9.14GW。今年国内装机方面，根据国家能源局，截至2022年9月，全国发电装机容量约为24.83亿千瓦，较去年同期增长8.1%，其中，风电装机容量约为3.48亿千瓦，较去年同期增长16.9%，高出全国发电装机容量增速8.7个百分点。今年1-9月，今年国内风电累计装机量达到19.24GW，同比增长17.10%，9月份风电新增装机量为3.10GW，同比增长72.22%，环比大幅增长156.20%。图42：风电年度累计装机量图43：风电当月新增装机量数据来源：电力企业联合会，东莞证券研究所数据来源：电力企业联合会，东莞证券研究所2022年前三季度，全国弃风率为3.5%，同比提高0.4个百分点。9月份，全国弃风图41：全国公开市场风电招标量（单位：GW）数据来源：明阳智能公告，金风科技公告，国际能源网，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略29请务必阅读末页声明。率为2.2%，同比提高0.3个百分点，环比提高0.8个百分点。今年前九个月全国风电弃光率同比有所上升，月度弃风率有所波动，但今年前9个月中有3个月的弃风率均低于2019-2021年同期水平，整体上今年以来风电发电消纳利用情况较好。图44：全国弃风率月度变化情况数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，东莞证券研究所2.2沿海地区海上风电装机规模潜力巨大，省级补贴接力促进海上风电发展2021年是海上风电国家补贴的最后一年，受益于年底的海上风电抢装潮，去年全年海上风电新增装机16.9GW，同比大幅增长452.3%，约为截至2020年累计建成总规模（9.5GW）的1.8倍。截至2021年年底，国内海上风电累计装机规模达到26.4GW，较前一年增长178.8%，跃居世界第一。图45：2013-2021年中国海上风电新增装机容量资料来源：国家统计局，中国电力企业联合会，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略30请务必阅读末页声明。根据风芒能源，目前已出炉的10个沿海省市海上风电规划将近200GW。其中，福建漳州、广东潮州和江苏盐城的海上风电规划规模超预期，广东潮州和江苏盐城“十四五”规划海上风电分别达到43.3GW和33.02GW，福建漳州海上风电近远景规划50GW。表5：沿海各省市“十四五”海上风电规划省份地区规划/方案规划规模（GW）1辽宁辽宁省“十四五"海洋经济发展规划3.752河北唐山市海上风电发展规划(2022-2035年)、山海关区与新天绿能签约拟分两期开发建设800W海风项目唐山133山东能源保障网建设行动计划354江苏江苏省“十四五”可再生能源发展规划、2021中国新能源发展论坛盐城市委副书记、代市长周斌致辞盐城33.02（9.02GW近海和24GW深远海）5上海上海市发改委发布关于金山海上风电场一期项目竞争配置0.3+6浙江浙江省可再生能源发展“十四五"规划4.57福建福建省“十四五"能源发展专项规划、福建漳州市人民政府5000万千瓦的海上风电大基地开发方案漳州508广东广东省能源发展“十四五”规划、潮州市能源发展“十四五”规划潮州43.39广西广西可再生能源发展“十四五”规划7.510海南海南日报、海南省碳达峰实施方案12.3合计198.9资料来源：风芒能源，东莞证券研究所今年3月22日，国家发展改革委、国家能源局发布了《“十四五”现代能源体系规划》（《规划》），提出，“积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发。重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。粤港澳大湾区及周边地区积极开发海上风电。推动深远海域海上风电开发、高效光伏电池等技术研发及示范应用。”根据《规划》，国家已明确提出积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发，沿海各省也推出了相应的海上风电发展规划，并规划开展建设海上风电装备产业园/基地。根据风芒能源，国内占地面积排在前五位的海上风电产业园/基地分别为：江苏大丰风电产业园、广东（阳江）海上风电装备制造产业基地、乳山海上风电装备制造产业基地、蓬莱风电装备制造产业园和东营（东营经济技术开发区）海上风电装备产业园。海上风电装备产业园/基地有助于推动产业上下游关联企业高度融合，实现海上风电装备产业链的延链、补链、强链、拓链。通过制定相应扶持政策，有利于吸引核心零部件企业、原材料生产制造企业、风电相关研究院所、检测测试、信息化服务等单位落户风电产业园区，通过协作研发新产品，有利于推动产业链上下游企业的技术革新，从而促进整个行业的技术提升。海上风电装备产业园/基地能够起到集聚资本和放大产业溢出效应的重要作用，有利于提升海上风电发展质量和效率，发挥出强大的规模效应和集聚效应。电力设备行业2023年年度投资策略31请务必阅读末页声明。表6：国内占地面积排在前五位的海上风电产业园/基地序号名称占地面积（亩）预计总投资额（亿元）主要入驻企业1东营（东营经济技术开发区）海上风电装备产业园8800450山东能源、中国海装、上海电气、金雷股份、天能重工、中复连众2广东（阳江）海上风电装备制造产业基地11100168中车电机、山东龙马、金风科技3乳山海上风电装备制造产业基地11000-明阳智能、远景能源4蓬莱风电装备制造产业园10800300大金重工、上海电气、东方电气、法国液化空气5江苏大丰风电产业园15000111.3金风科技、中车电机、迪皮埃风电、江苏双瑞资料来源：风芒能源，东莞证券研究所海上风电正在逐步从近海向深远海发展，离岸距离和水深逐步突破。长远来看，随着漂浮式等技术进一步成熟，远海风电具有巨大的可开发空间。根据世界银行集团能源部门管理帮助计划发布的数据显示，我国沿海200公里以内，水深1000m以内水域的海上风电技术性开发潜力为2982GW，其中固定式1400GW、漂浮式1582GW。在我国沿海区域，海上风电仍有较大发展空间。2022年11月10-12日，2022全球海上风电大会在海南省海口市召开，会上发布了《2022全球海上风电大会倡议》，提出，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到100GW以上，到2030年累计达200GW以上，到2050年累计不少于1000GW。截至2021年底，国内海上风电累计装机约26.4GW，按照2025年国内海上风电装机目标计算，则2022-2025年间预计将新增海上风电装机约73.6GW，年均新增18.4GW。根据风芒能源，在2022年1-9月中标项目中，陆上风电共计50.8GW，海上风电项目共计8.3GW。其中，明阳智能和上海电气的海上风电中标量领先，分别中标2.9GW和1.9GW。金风科技、远景能源和东方电气的陆上风电中标量则位居前三，分别中标11.2GW、10.1GW和7.7GW。今年8月30日，运达股份海风取得突破，成功中标国电电力象山1#海上风电场（二期）500MW工程项目，该项目是运达股份首次中标的国内海上风电项目。另外，在排名前8的风电整机商中，三一重能是目前唯一一家仅拿到陆上风电订单的企业。图46：2022年1-9月风电整机商中标情况电力设备行业2023年年度投资策略32请务必阅读末页声明。根据国家的“3060”战略，十四五期间将是全球能源结构调整的关键期，以风电作为主要的清洁可再生能源行业之一将迎来高速发展，同时，在国家补贴取消后，行业要面对竞价上网的成本压力，倒逼企业技术进步和管理提升，行业将出现向技术先进、管理规范、成本具有竞争力的龙头企业聚拢的趋势。在海上风电补贴方面，广东省将对海上风电项目实施连续三年的补贴，在2022年至2024年全容量并网的项目，每千瓦补贴标准分别为1500元、1000元和500元，并且无补贴总容量的限制。另外，国家发改委和国家能源局也就风、光项目并网方面提出有关指导意见，以解决在并网消纳中的问题，更好推动我国能源转型，满足新能源快速增长需求，避免风电发电等电源送出工程成为制约新能源发展的因素。省级补贴的推出及国家持续出台政策，将持续推动海上风电的发展。表7：风电相关政策时间发布单位政策/会议内容2020年11月江苏省能源局《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿》规划提出：稳步推进海上风电规模化开发。加快推进盐城、南通、连云港等地存续海上风电项目建设，2021年底前力争实现盐城、南通、连云港等地主要存续海上风电项目全容量并网，形成近海千万千瓦级海上风电基地。到2025年底，全省海上风电并网装机规模达到1400万千瓦，力争突破1500万千瓦。2021年5月21日山东省能源局《山东省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》到2025年，可再生能源发电装机达到8500万千瓦左右，风电装机达到2500万千瓦。其中，风电以海上风电为重点，积极推进风电开发。加快发展海上风电。按照统一规划、分步实施的总体思路，积极开发渤中、半岛北、半岛南三大片区海上风电资源，重点打造千万千瓦级海上风电基地。推进海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，加快启动平价海上风电项目建设，推动海上风电规模化发展。科学布局陆上风电。2021年6月1日国家发改委、国家能源局《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事就风、光项目并网方面提出有关指导意见，一是，各地和有关企业要高度重视新能源配套工程建设。二是，加强电网和电源规划统筹协调，三是，允许新能源配套送出工程由发电企业建设。以解决在并网消纳中的问题，成为越资料来源：风芒能源，公司公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略33请务必阅读末页声明。项的通知》来越重要的条件，更好推动我国能源转型，满足新能源快速增长需求，避免风电，光伏发电等电源送出工程成为制约新能源发展的因素。2021年6月10日浙江省能源局《浙江省电力发展“十四五”规划》（征求意见稿）意见稿提出远景目标：到2035年，率先建成以新能源为主体的新型电力系统，电力行业碳排放总量达峰后稳中有降，核电和可再生能源等非化石能源成为浙江主力电源，占全社会用电量比重60%以上。主要任务：风光倍增工程。“十四五”期间，分布式光伏以整县（市）推进规模化开发为重点，集中式光伏以高质量推广生态友好型“光伏+”为重点，新增光伏装机1245万千瓦以上。打造3个以上百万千瓦级海上风电基地，新增海上风电装机455万千瓦以上。2021年6月11日广东省人民政府办公厅《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》自2022年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行广东省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中，补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元；补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决，具体补贴办法由省发展改革委会同省财政厅另行制定。鼓励相关地市政府配套财政资金支持项目建设和产业发展。2021年10月26日国务院《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%，为实现碳达峰奠定坚实基础。“十五五”期间，产业结构调整取得重大进展，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点领域低碳发展模式基本形成，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重进一步提高，煤炭消费逐步减少，绿色低碳技术取得关键突破，绿色生活方式成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展政策体系基本健全。到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。提出要大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。2022年4月1日山东省能源局山东省政府新闻办新闻发布会2022-2024年在山东建成并网的海上风电项目，省财政分别补贴每千瓦800元、500元和300元，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦和160万千瓦。资料来源：公开信息，东莞证券研究所继广东省后，山东省是第二个给予海上风电补贴的省份。2022年4月1日，在山东省政府新闻办新闻发布会上，山东省能源局副局长表示，“对2022—2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。2023年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。允许发电企业投资建设配套送出工程，由电网企业依法依规回购，推动项目早建成、早投产”。由于海上风电进入了平价上网时代，但是海上风电目前仍存在建设成本高和补贴拖欠等问题，所以地方政府出台省级补贴对于海上风电的发展仍较为重要。继广东、山东之后，浙江成为第三个出台海上风电补贴方案的省份。2022年7月4日，浙江省舟山市发改委发布的《关于2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通电力设备行业2023年年度投资策略34请务必阅读末页声明。知》显示，“海上风电上网电价暂时执行全省燃煤发电基准价，同时给予一定的省级财政补贴。2022年和2023年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制、补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时”。国内新增海上风电不再纳入中央财政补贴以后，广东、山东、浙江等省份通过省级财政补贴，有利于继续推动国内海上风电产业的发展。根据风芒能源，截至11月初，国内已有82个平价海上风电项目（合计约51GW）在逐步推进，其中广东的规模最大，达到18.2GW，其次为海南和山东。这些项目离岸距离在2.6km-120km之间，水深范围在5m-90m之间，近一半项目离岸距离超过30km，水深超过30m的项目也将近半数。分省份看，江苏的平价海上风电项目离岸距离均超过30km；广东的项目水深大部分都超过30m；辽宁项目离岸距离在30km左右；海南水深、离岸距离大部分都超过30m、30km。未来中国海上风电将继续向深远海方向发展。图47：各地区已公布平价海上风电项目规模情况数据来源：风芒能源，东莞证券研究所2.3风电项目LCOE有望继续下降，风电进入平价上网时代驱动创新平准化度电成本（LevelizedCostofEnergy，简称“LCOE”）为对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的度电成本。风电项目生命周期内的成本通常包括设备购置成本、设计成本、工程建设成本等前期投资成本，以及项目建成后的运营维护成本等。通常在额定功率固定的条件下，叶片长度越长，则风机的额定风速越低，从而风机在低风速情况下获得的功率越高，年发电量也越高。为了促进风电项目增效降本，风电行业持续推进风机大型化创新，根据IRENA报告，2021年我国叶轮平均直径较2010年增长了91%，叶片长度明显增加。并且，我国陆上风电、海上风电新增并网机组的单机平均容量分别从2017年的2.1MW、3.7MW提高到2021年的3.1MW、5.6MW，其中从2019年开始，单个机组平均装机容量加快提升，主要因为2019年我国提出，自2021年起不再补贴新核准的陆上风电项目，导致风电行业增效降本需求提升，从而促进了风电行业电力设备行业2023年年度投资策略35请务必阅读末页声明。的技术升级，风机大型化趋势加速。根据咨询公司WoodMackenzie，我国陆上风电、海上风电新签订单的单机平均容量分别从2020年的3.5MW、5.7MW扩大到2022年上半年的5.4MW、8.9MW，未来在行业增效降本需求的推动下，风机技术继续迭代升级，风机大型化趋势仍将持续推进。图48：2017-2021年新增机组的单机平均容量（MW）图49：风电新签订单的单机平均容量（MW）数据来源：CWEA，智研咨询，东莞证券研究所数据来源：WoodMackenzieLtd，东莞证券研究所风电设备的主要组成部分包括风电机组、海上风电塔筒、陆上风电塔筒、叶片、海上风电桩基、海上风电导管架、海上电缆等，根据中商产业研究院数据，风电塔筒成本在风机生产成本中的占比最高，达到29%。桩基、导管架产品作为海上风电的支撑结构，主要应用于水深0-60m的浅海区域。风电塔筒、桩基、导管架作为风力发电系统的支撑结构，其产品质量关系风电场建成后运营维护的安全性、稳定性、经济性，与下游客户运营效率密切相关。下游客户在选择供应商时，需重点考核供应商质量管理能力，会优先考虑具有较大经营规模且历史业绩稳定的企业进行合作。表8：桩基及导管架与漂浮式基础的比较类别桩基导管架漂浮式基础结构特征直径大、长度长，一体化的钢构件直径较小，钢管桩与上部脚架组合而成的钢构件由浮箱、锚索等构件组合而成，通常为钢构件适用范围浅海（0-60m）浅海(0-60m)深海（＞50m）优点生产工艺简单，安装成本较低，安装经验丰富强度高，重量轻，适用于大型风机适用于深水海域，该水域海上风电发电潜力大，安装不受海床影响局限性施工噪声大，受海床、水深及风机重量影响较大结构复杂，造价较高，施工较为繁琐尚在研制中，缺乏设计及安装经验，在中浅水区域并不具有经济优势造价成本较低较高安装施工液压打桩锤、钻孔安装蒸汽/液压打桩锤安装与深水海洋平台施工法相同，起重船吊装系泊资料来源：公开信息，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略36请务必阅读末页声明。近年来，漂浮式风电已有小规模示范项目，但漂浮式风电施工难度大、整体成本高，目前漂浮式风电示范项目集中在欧洲地区，长远来看漂浮式风电将主要应用在深远海区域。国内方面已开展或正在开展的项目包括中国海装的海上浮式风电装备研制、三峡集团的浮式海上风电平台全耦合动态分析及装置研发等。2022年9月，明阳智能推出了OceanX双转子漂浮式海上风力发电机，容量为16.6MW，是目前全球容量最大、单位千瓦重量最轻的漂浮式风机组。根据明阳智能，OceanX的全尺寸产品已开发完成，预计于2022年底或2023年初安装于中国南海海域。同时，明阳智能也正在东北亚、欧洲等全球多个区域推进“OceanX”应用场景落地。目前国内漂浮式风电取得一定进展，未来随着漂浮式风机技术进一步突破，效率提升将使得风机整机发电量进一步提高，同时也有助于提高海上风场的发电收益，未来漂浮式风电仍有广阔的发展空间。图50：漂浮式海上风电机组平台三种常见形式图51：“OceanX”双转子漂浮式风电平台数据来源：海力风电公告，东莞证券研究所数据来源：明阳智能管网，东莞证券研究所海底电缆主要应用于海上通信、海上油气钻探、海上风力发电、海底观测和国防等领域，海底电缆分海底通信电缆和海底电力电缆。目前海底电力电缆最大的应用场景在海上风电领域。海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔、桩基、海缆组成。海缆是海上风电项目开发的重要环节。得益于海上风电的规模化、商业化高速发展，海缆市场迅速扩大。近年来，我国海缆制造领域的国产化推进顺利，基本实现了国产替代进口。从海上风电项目的海缆招标情况来看，已逐步由以往的制造、敷设独立招标转向“制造+敷设”整包模式，拥有整包能力的海缆企业在中标项目过程中将更有竞争力。目前国内海缆制造企业所占市场份额相对稳定，主要体现在现有的头部几家海缆制造企业之间竞争。海缆的特性决定了进入海缆行业门槛较高，一方面，由于海缆企业运输需要，地理位置上须临近港口。另外，海缆技术要求高，特别是220kV及以上的高压海缆技术复杂，研发生产周期较长，需要技术积累及有经验的生产运营团队。电力设备行业2023年年度投资策略37请务必阅读末页声明。根据上缆所资料，以66kV电线电缆难度系数（主要指材料、制造工艺及配套技术等）为1，则132kV、220kV及400kV电线电缆的难度系数分别为3、6、26；而且海缆的生产比同电压等级的普通电线电缆技术要求更高，国内有少数企业具备生产海缆的生产设备，但具备220kV及以上的海缆批量生产和销售能力的企业非常少。由于海缆工程投资更大、敷设维修难度更高，220kV及以上海缆产品的使用客户对电线电缆厂商的要求也更高。而且，在海缆项目的招标中对海缆企业的历史工程业绩也有较高要求。目前国内市场中的国外制造商主要有：法国耐克森、意大利普睿司曼、日本住友电工、日本古河、日本藤仓等。国内市场的国内制造商除主要有：浙江东方电缆、江苏中天科技、江苏亨通光电、青岛汉缆股份、远东股份、江苏上上电缆集团、宝胜科技创新、浙江万马股份、南洋天融信科技集团等。随着海洋开发向纵深发展，对海底电缆的要求更高，海底电缆向直流化、动态化方向发展。柔性直流输电技术应用广泛，特别是在海上风电、长距离海上输电项目越来越多。柔性直流输电能解决新能源风力发电场间歇式电源并网的问题，大幅改善大规模风电场并网性能，保障新能源发电尤其是风力发电的迅速发展，经过十几年的国内外运行经验表明，柔性直流输电技术是国际公认的最具有技术优势的风电场并网方案，也是海上孤岛供电等偏远地区供电的最佳方案。未来远海风电、海上大型风电场并网，海上柔性直流输电技术也是必须突破的技术瓶颈。近年来，我国积极推进核心风电设备国产化，2021年中国海装首次实现海上风电机组一级部件100%国产、所有元器件级零件国产化率超过95%，国内风电设备生产技术不断提升。海上风电的规模化、商业化高速发展将继续加大海缆需求，海缆未来市场可期。随着国内厂商海缆制造水平的不断提升，未来将更多地参与国际海缆市场的竞争。当前国产化程度较低的零部件主要为主轴轴承。据洛阳LYC轴承有限公司总经理介绍，国内主轴轴承从设计到生产制造，和国外产品的差距在缩小。以洛轴为代表的国内主要轴承制造企业，主流机型所用的3-6.25MW主轴轴承已大批量装机使用，10MW以下的海上风电机组主轴轴承也进入研发、样机试用阶段。预计2022年，主轴轴承（陆上）国产化率可提高到40%，核心风电设备国产化有望进一步推进。与国外风电设备相比，国产风电设备具备价格优势，在2021年国内外风电整机企业海上风机的销售单价方面，西门子歌美飒、维斯塔斯等国外企业的销售单价明显高于国内企业，核心风电设备国产图52：海缆生产工艺流程数据来源：东方电缆公告，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略38请务必阅读末页声明。化有助于带动国内风电设备生产能力提升和风机采购成本下降。图53：2021年国内外整机企业海上风机销售单价（元/千瓦）数据来源：各公司公告，华经产业研究院，东莞证券研究所根据水电水利规划设计总院，海上风电项目投资成本中约45%为风机购置安装费用，20%-25%为基础建设费，其他费用包括塔筒、海上升压站、用海（地）费用、海缆费用、陆上集控中心和基本预备费等。风机购置安装费用在海上风电项目成本中占比较高，风机采购成本变动对海上风电项目成本影响较大。由于陆上风电不需要建设海上升压站以及铺设海缆等，发电设备成本在项目成本中占比更高，根据上市公司运达股份披露数据，发电设备购置费占陆上风电项目投资成本的比例为68%，风机采购成本变动对陆上风电项目成本影响更为明显。图54：海上风电项目投资成本构成图55：陆上风电项目投资成本构成数据来源：水电水利规划设计总院，东莞证券研究所注：虚线部分表示基础建设费、其他费用在海上风电项目投资成本中占比的变化区间。数据来源：运达股份公告，东莞证券研究所综合来看，风机大型化、核心风电设备国产化有助于促进我国风机采购成本下降，从而推动风电项目LCOE下降，我国海上风电项目加权平均LCOE从2017年的0.114美元/千瓦时下降到2021年的0.079美元/千瓦时，下降了31%，其中，随着2019年风机大型化趋势加速，当年海上风电项目加权平均LCOE降至0.093美元/千瓦时，同比大幅电力设备行业2023年年度投资策略39请务必阅读末页声明。下降16%。随着风电进入平价上网时代，风电设备生产企业快速推进研发项目以提升市场竞争力。以重点公司为例，2020年，上市公司明阳智能发行可转债募集资金，投入到MySE10MW级海上风电整机及关键部件研制等项目。今年8月，上市公司金风科技温州深远海海上风电零碳总部基地项目正式开工，基地总投资达430亿元，具体包括深远海漂浮式研发总部、海上风电大容量风机制造和出口基地等。2022年5月，上市公司运达股份自主研发的YD110海上叶片顺利下线，该叶片长达110米，为当时国内最长海上风电叶片。2022年7月，上市公司电气风电自主研发的S112超长海上风电叶片顺利下线，该叶片长达112米，接替YD110成为国内最长海上风电叶片。我们认为，随着风电设备生产企业快速推进研发项目、持续加大研发投入，核心风电设备国产化率不断提升，风机叶片长度、单机容量连续刷新，风机技术将持续进步，明年在风机、海缆、桩基、塔筒等领域具备核心技术的企业也有望迎来发展机遇。3.储能：风光无限，与储相依3.1国内政策大力推动新型储能行业发展在“双碳”背景下，全球的风电、光伏装机量仍有巨大增长空间，配置储能能够提高新能源电力供应的发电质量，改善弃光弃风的情况，提高电网运行的安全性和稳定性。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，国内“十四五”期间将加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展。长期以来，储能行业收益与成本的不匹配制约了储能的大规模发展。目前，发电侧储能主要通过强制配储、优先消纳等措施进行鼓励配储，同时，共享储能、“背靠背”租赁等新型储能商业模式也进入了初步探索阶段；用户侧储能则主要通过峰谷电价差套利以获取收益。目前，我国新型储能已实现由研发示范向商业化初期过渡，电化学储能、图56：海上风电项目加权平均LCOE（美元/千瓦时）数据来源：IRENA，海外电力，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略40请务必阅读末页声明。压缩空气储能等技术也具备了一定创新成果。但长期来看，市场化是未来发展方向。目前储能还未大规模形成稳定、合理的收益模式，我国储能商业模式仍有待进一步完善。对于储能行业，我国先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》、《“十四五”新型储能发展实施方案》等多个政策文件，重视储能技术与产业的发展，未来有望逐步推动新型储能从商业化初期向全面市场化发展。2021年，国家发改委、国家能源局联合印发了《加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），提纲挈领指明了新型储能发展方向，要求强化规划的引领作用，加快完善政策体系，加速技术创新，推动新型储能高质量发展。2022上半年，在《指导意见》的基础上，国家发改委、国家能源局联合印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》进一步明确发展目标和细化重点任务，提升规划落实的可操作性，旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局，“十四五”期间国家将推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。表9：2021年以来中国新型储能相关主要政策发布时间部门和政策储能相关重点内容2021.7.29发改委---《关于进一步完善分时电价机制的通知》各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。有条件的地方，要按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差。2021.7.23发改委、能源局---《关于加快推动新型储能发展的指导意见》根据意见，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。2021.10.24国务院---《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。制定新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划，完善促进抽水蓄能发展的政策机制。加快新型储能示范推广应用。深化电力体制改革，加快构建全国统一电力市场体系。到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦电力设备行业2023年年度投资策略41请务必阅读末页声明。3.2新型储能技术多点开花，电化学储能快速发展根据储能应用场景的时长要求，可以分为容量型、能量型、功率型和备用型。基于对实际应用场景、响应速度等各项性能参数上的要求不同，可分为压缩空气、液流电池和飞轮储能等新型高效储能技术。根据CNESA，2021年，全球新增投运电力储能项目装机规模18.3GW，同比增长185%，左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。2022.1.29发改委、能源局---《“十四五”新型储能发展实施方案》《实施方案》坚持优化新型储能建设布局，推动新型储能与电力系统各环节融合发展。在电源侧，加快推动系统友好型新能源电站建设，以新型储能支撑高比例可再生能源基地外送、促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地和大规模海上风电开发消纳，通过合理配置储能提升煤电等常规电源调节能力。在电网侧，因地制宜发展新型储能，在关键节点配置储能提高大电网安全稳定运行水平，在站址走廊资源紧张等地区延缓和替代输变电设施投资，在电网薄弱区域增强供电保障能力，围绕重要电力用户提升系统应急保障能力。在用户侧，灵活多样地配置新型储能支撑分布式供能系统建设、为用户提供定制化用能服务、提升用户灵活调节能力。同时，推动储能多元化创新应用，推进源网荷储一体化、跨领域融合发展，拓展多种储能形式应用。2022.2.10发改委、能源局---《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》根据意见，针对储能和调节性电源建设，提出完善支持储能应用的电价政策，完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。2022.4.3能源局、科技部---《“十四五”能源领域科技创新规划》引领新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设。先进可再生能源发电及综合利用、适应大规模高比例可再生能源友好并网的新一代电网、新型大容量储能、氢能及燃料电池等关键技术装备全面突破，推动电力系统优化配置资源能力进一步提升，提高可再生能源供给保障能力。2022.5.24发改委、能源局---《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》新型储能可作为独立储能参与电力市场。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。资料来源：公开信息，东莞证券研究所表10：按应场景划分的储能类型类型储能时长实际应用场景储能类型容量型≥4h削峰填谷、离网储能等抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储碳、钠硫电池、液流电池、铅炭电池等能量型1~2h复合功能，调峰调频和紧急备用等多重功能磷酸铁锂电池等功率型≤30min调频等超导储能、飞轮储能、超级电容器、钛酸锂电池、三元锂电池备用型≥15min作为不间断电源提供紧急电力铅酸电池、梯级利用电池、飞轮储能资料来源：能源电力说，东莞证券研究所电力设备行业2023年年度投资策略42请务必阅读末页声明。其中，新型储能的新增投运规模最大，并且首次突破10GW，达到10.2GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。美国、中国和欧洲三者合计占全球市场的80%。图57：2021年全球新增投运新型储能项目地区分布数据来源：CNESA，东莞证券研究所根据CNESA，截至2021年底，全球已投运储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模占比最大，为86.2%，同比下降4.1pct。新型储能的累计装机规模紧随其后，为25.4GW，占比12.2%。2021年，在新型储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，占比90.9%，约23.1GW。其他各类新型储能随着技术不断突破，未来装机规模占比仍有进一步提升空间。图58：2021年全球储能市场累计装机规模分布图59：2021年全球新型储能装机规模分布数据来源：CNESA，东莞证券研究所数据来源：CNESA，东莞证券研究所2021年，中国储能市场的增量是新型储能贡献，新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW，其中，新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.45GW，同比增长55.42%；新型储能中，由于锂离子电池和压缩空气都有百兆瓦级的项目并网运行，电力设备行业2023年年度投资策略43请务必阅读末页声明。因此2021年两者的装机规模占比提升较为明显，锂离子电池储能的累计装机规模占中国已投运电力储能项目累计装机规模的比重为11.21%，较2020年提高3.04pct。压缩空气储能在2021年也实现了快速增长，新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍，累计装机规模占中国已投运电力储能项目累计装机规模的比重为0.40%，较2020年提高0.37pct。根据CNESA的数据测算，2026年我国新型储能新增投运规模将达19.9GW，新型储能累计投运规模约64.0GW，即中国新型储能累计装机规模在2021-2026年间将从3.3GW增长至64.0GW，年复合增速将达62.0%，其中2022年我国新型储能新增投运规模将达4.6GW，新型储能累计投运规模约10.4GW，“十四五”期间我国的储能行业迎来持续快速发展的机遇。图60：中国锂离子电池储能累计装机规模占比图61：中国各类新型储能累计装机规模占比资料来源：CNESA，东莞证券研究所资料来源：CNESA，东莞证券研究所图62：2021-2026年中国新型储能年度新增装机规模（MW）图63：2021-2026年中国新型储能累计装机规模（MW）资料来源：CNESA，东莞证券研究所测算资料来源：CNESA，东莞证券研究所测算电力设备行业2023年年度投资策略44请务必阅读末页声明。锂离子电池储能系统主要包括锂离子电池、储能变流器PCS、能量管理系统EMS、电池管理系统BMS等。PCS是在各类蓄电池的充电和放电过程中，提供电流的整流和逆变两种变换功能的电力电子设备，是储能系统与外界进行能量交换的关键组成部分，可以帮助实现电池储能系统直流电池与交流电网之间的双向能量传递等功能。根据EVTank和伊维经济研究院数据，2021年全球锂离子电池出货量为562.4GWh，同比增长91.0%。从结构来看，全球汽车动力电池出货量为371.0GWh，同比增长134.7%；储能电池出货量66.3GWh，同比增长132.6%。2021年，全球汽车动力电池和储能电池出货量均快速增长。根据国家统计局数据，从2010年到2021年，我国锂离子电池产量从26.87亿只上升到232.64亿只，年均复合增长率约为21.68%。近年来得益于新能源汽车和储能市场的快速增长，我国锂离子电池产量呈现快速增长态势。根据工信部数据，2021年中国锂离子电池的总产量达到了324GWh，同比增长106%，其中，2021年储能型锂离子电池产量增长到32GWh，同比增长146%，占比为9.9%。图64：2014年-2021年全球锂离子电池出货量（GWh）图65：2010-2021年中国锂离子电池出货量（亿只）数据来源：EVTank、伊维经济研究院，亿纬锂能公告，东莞证券研究所数据来源：国家统计局，亿纬锂能公告，东莞证券研究所中国、日本和韩国是全球锂离子电池的主要生产国，其中，日本主要生产企业为松下、索尼，韩国主要生产企业为三星SDI、LG化学等。近年来，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等中国厂商在锂离子电池的产能和技术等方面不断提升，使得中国成为全球锂离子电池生产制造的主要国家之一。国内市场上还有许多中小型厂商，但是由于规模和研发实力不足，无法自主生产电芯，主要通过进口或采购国内大型厂商电芯来组装生产电池产品。随着市场对产品技术和质量要求的不断提高，小型厂商市场空间逐步被压缩，行业领先企业有望将凭借技术、质量、规模和环保治理等优势逐步扩大市场份额，行业格局将进一步向头部企业集中。另外，在《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提到，加快飞轮储能等新型储能技术开展规模化试验示范。电力设备行业2023年年度投资策略45请务必阅读末页声明。飞轮储能系统由飞轮电机和电控系统组成，飞轮储能主要应用在轨道交通、电网调频、UPS不间断电源等领域。在轨道交通领域，飞轮储能系统可用于吸收机车制动能量，为机车提供启动支撑，在节约能源的同时降低牵引系统容量配置。当列车进站制动时将电能转换为飞轮高速旋转的机械能，当列车启动和加速出站时，再将机械能转换为电能，为牵引系统供电，做到能量即收即用，具有体积小、功率密度高、可靠性高、使用寿命长（使用寿命与充放电次数无关）、绿色环保等特点，在提升轨道交通领域再生制动能量利用率、稳定直流牵引网压、降低运营成本等方面具有独特的优势。近年来，国内企业在飞轮储能技术方面也获得了重要突破。11月14日，根据中国核电公告，其旗下中核汇能牵头承担的内蒙自治区科技重大专项“MW（兆瓦）级先进飞轮储能关键技术研究”项目飞轮储能单机输出功率首次达到了1MW，这是国内单体飞轮首次达到的最大并网功率，完成了核心部件飞轮、电机、磁轴承以及单机集成控制试验。在A股上市公司中，湘电股份突破了高能量密度飞轮电机一体化设计与制造、低损耗高可靠性大承载力混合磁轴承等关键核心技术，打破了国外在该领域的技术垄断。2022年上半年，国内首台套兆瓦级飞轮储能系统在青岛地铁3号线并网应用，该项目由湘电股份等单位联合研制，产品拥有完全自主知识产权。另外，华阳股份旗下公司阳泉奇峰聚能科技有限公司也具备飞轮储能装置的生产能力。3.3明年钠离子电池有望迎来量产元年2022年7月14日，工业和信息化部印发了《工业和信息化部办公厅关于印发2022年第二批行业标准制修订和外文版项目计划的通知》，意味着我国首批钠离子电池行业标准《钠离子电池术语和词汇》和《钠离子电池符号和命名》计划正式下达。关于钠离子电池的研究可追溯到上个世纪70年代，与关于锂离子电池的研究时点相近。但过去锂离子电池凭借优异的性能率先获得了更多的认可，此后开始快速发展并得到了商业化应用，成为目前市场应用最广泛的电池体系。钠离子电池也是一种新型高效的储能器件，目前全球储能和动力电池行业正在快速持续的增长，未来对钠离子电池的需求也将提升。近年来，受疫情和外部环境影响，锂离子电池的关键原材料锂、钴、镍等进口受到阻碍，其价格大幅上涨，从而推高终端产品价格，导致企业利润大幅降低。作为钠离子电池的钠资源储量丰富，分布均匀，能有效解决资源紧张问题，以其为原材料生产的钠电池工作原理与生产工艺方面与锂离子电池具备一定相似度，且钠离子电池相比锂电池，在经济性、稳定性、低温性能等方面也更具竞争力，有望成为锂离子电池的有效补充，未来有望广泛应用于储能、小动力以及部分乘用车领域。表11：钠离子电池特征类型具体特征安全性高过充、过放、短路针刺、挤压等测试不起火、不爆炸储量丰富、成本低钠元素地壳丰度排第6，资源分布均匀，成本低廉兼容已有锂电设备钠离子电池与锂离子电池有类相似的工作原理和电池结构电力设备行业2023年年度投资策略46请务必阅读末页声明。在布局钠离子电池技术的企业中，宁德时代公司通过多年的研发积累，已研发出以钠离子电池为代表的全新产品。2021年7月29日，宁德时代发布第一代钠离子电池，在正极材料方面，宁德时代采用了克容量较高的普鲁士白材料，创新性地对材料体相结构进行电荷重排，解决了普鲁士白在循环过程中容量快速衰减这一核心难题。在负极材料方面，宁德时代开发了具有独特孔隙结构的硬碳材料，其具有克容量高、易脱嵌、优循环的特性。根据公司在今年三季报电话会议中表示，公司的钠离子电池产业化进展顺利，供应链布局上需要一些时间，已与部分乘用车客户协商，2023年将会正式量产。图66：宁德时代第一代钠离子电池数据来源：宁德时代公告，东莞证券研究所另外，根据传艺科技中报，传艺科技钠离子电池项目一期2GWh产能拟于2022年年底前完成厂房及中试线的建设施工和产品中试，并于2023年初完成2GWh产能的投产。钠离子电池有着与锂离子电池相似的工作原理，主要通过钠离子在正负极之间的嵌入、脱出实现电荷转移。但是，由于和锂离子相比，钠离子体积较大，在材料结构稳定性和动力学性能方面要求更严格，这也是过去钠离子电池实现商业化的一大难题。目前来看，一方面，传统锂离子电池龙头企业布局钠离子电池并取得了突破性进展，另一方面，基于钠离子电池技术仍有较大提升空间，未来具备良好的发展前景，目前全球多家知名车企、电池企业、材料企业、研究机构也都加大了对新技术路线的研究开发，并逐步由基础布局向产业化、市场化、规模化方向发展，随着众多企业布局研发制造钠离子电池，明年有望成为钠离子电池量产的元年。集流体均为铝箔钠不与铝形成合金，铝比铜成本更低双极性电池铝集流体两侧分别涂布正、负极、能量密度更高单体电芯电压更高钠离子溶剂化能低钠离子比锂离子更易脱溶剂化，界面反应动力学更好低盐浓度电解液钠离子电池Stokes直径比锂离子的小，低盐浓度电解液具有较高电导率高低温性能优异高低温测试均显示出较好的容量保持率资料来源：中科海钠，东莞证券研究所整理电力设备行业2023年年度投资策略47请务必阅读末页声明。4.投资策略和重点公司光伏光伏方面，随着2023年硅料新增产能释放，今年以来硅料供需紧张的局面将得到有效改善，光伏产业链将迎来价格拐点，电池片、组件企业生产成本得到缓解的同时，也将刺激下游装机需求增长。电池片技术百花齐放，各类电池片效率不断创新高，明年TOPCon电池组件将迎来发展大年，产能及渗透率有望快速攀升，也将拉动POE胶膜需求提升。在成本下降及技术迭代的驱动下，国内风光大基地将加快推进建设。分布式光伏逐步显现消费品属性，未来将延续快速发展趋势。欧洲及新兴国家市场光伏装机需求有望保持旺盛，并拉动国内电池组件的出口高增。因此，明年受益于盈利改善、技术迭代、供需紧张的光伏行业细分领域值得持续关注。重点公司：隆基绿能、通威股份、TCL中环、中来股份、阳光电源、固德威、福莱特、晶澳科技、福斯特、晶科能源、天合光能、石英股份、联泓新科、天宜上佳。风电风电方面，根据《2022全球海上风电大会倡议》，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到100GW以上，截至2021年底，国内海上风电累计装机约26.4GW，则2022-2025年间预计海上风电年均新增装机18.4GW，行业有望保持高景气。另外，继广东后，山东和浙江也对海上风电给予省级补贴，有望进一步促进海上风电的发展。根据风芒能源，目前已出炉的10个沿海省市海上风电规划将近200GW。其中，福建漳州、广东潮州和江苏盐城的海上风电规划规模超预期，广东潮州和江苏盐城“十四五”规划海上风电分别达到43.3GW和33.02GW，福建漳州海上风电近远景规划50GW。未来随着风电核心风电设备国产化率进一步提升，海上风电LCOE有望继续下降，具备核心技术的企业有望迎来发展机遇，建议关注风机、海缆、桩基及塔筒环节。重点公司：明阳智能、东方电缆、海力风电。储能储能方面，在“双碳”背景下，全球的风电、光伏装机量仍有巨大增长空间，配置储能能够提高新能源电力供应的发电质量，改善弃光弃风的情况，提高电网运行的安全性和稳定性。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，国内“十四五”期间将加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展。目前新型储能技术多点开花，锂离子电池储能技术正处于高速发展阶段。钠离子电池产业处于行业发展初期，技术逐步走向成熟阶段，未来具备良好的发展前景。传统锂离子电池龙头企业布局钠离子电池并取得了突破性进展，且目前全球多家电池企业、车企、材料企业等也都加大了对钠离子电池技术电力设备行业2023年年度投资策略48请务必阅读末页声明。路线的研究开发力度，逐步推动钠离子电池向产业化、市场化、规模化方向发展，明年有望成为钠离子电池量产的元年。建议关注储能电池、储能逆变器、新型储能技术等环节。重点公司：宁德时代、阳光电源、固德威、湘电股份。电力设备行业2023年年度投资策略49请务必阅读末页声明。表12：公司盈利预测及投资评级（截至2022年11月17日）EPSPE代码名称股价（元）2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E评级评级变动601012隆基绿能46.471.681.952.383.0728242015推荐维持600438通威股份44.181.826.385.475.1124789推荐维持002129TCL中环44.691.252.242.883.4636201613推荐维持300393中来股份16.08-0.290.530.771.22-56302113推荐维持300274阳光电源115.051.072.083.644.90108553223推荐维持688390固德威309.003.184.129.5315.6097753220推荐首次601865福莱特36.160.991.171.702.2637312116推荐维持002459晶澳科技58.691.271.973.003.8846302015推荐维持603806福斯特64.652.311.952.633.1128332521推荐维持688223晶科能源16.790.140.270.540.71118623124推荐首次688599天合光能64.000.871.703.074.0174382116推荐首次603688石英股份121.150.802.465.387.94152492315推荐首次003022联泓新科31.730.820.981.251.5339322521推荐首次688033天宜上佳23.540.390.470.871.1960502720推荐首次601615明阳智能26.041.591.832.162.4916141210推荐维持301155海力风电91.615.121.654.136.3118562215推荐首次603606东方电缆71.001.731.652.783.5041432620推荐首次300750宁德时代375.126.8411.4517.8924.0855332116推荐首次600416湘电股份19.940.070.230.380.55290875236推荐首次资料来源：iFinD，东莞证券研究所5.风险提示（1）原材料价格持续上涨；（2）光伏装机需求不及预期；（3）海上风电发展不及预期；（4）新型储能发展不及预期。电力设备行业2023年年度投资策略50请务必阅读末页声明。东莞证券投资评级体系：公司投资评级推荐预计未来6个月内，股价表现强于市场指数15%以上谨慎推荐预计未来6个月内，股价表现强于市场指数5%-15%之间中性预计未来6个月内，股价表现介于市场指数±5%之间回避预计未来6个月内，股价表现弱于市场指数5%以上行业投资评级推荐预计未来6个月内，行业指数表现强于市场指数10%以上谨慎推荐预计未来6个月内，行业指数表现强于市场指数5%-10%之间中性预计未来6个月内，行业指数表现介于市场指数±5%之间回避预计未来6个月内，行业指数表现弱于市场指数5%以上风险偏好评级低风险宏观经济及政策、财经资讯、国债等方面的研究报告中低风险债券、货币市场基金、债券基金等方面的研究报告中风险主板股票及基金、可转债等方面的研究报告、市场策略研究报告中高风险创业板、科创板、北京证券交易所、新三板股票（含退市整理期）等板块的股票、基金、可转债等方面的研究报告、港股股票、基金研究报告以及非上市公司的研究报告高风险期货、期权等衍生品方面的研究报告本评级体系“市场指数”参照标的为沪深300指数。分析师承诺：本人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，以勤勉的职业态度，独立、客观地在所知情的范围内出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点，不受本公司相关业务部门、证券发行人、上市公司、基金管理公司、资产管理公司等利益相关者的干涉和影响。本人保证与本报告所指的证券或投资标的无任何利害关系，没有利用发布本报告为自身及其利益相关者谋取不当利益，或者在发布证券研究报告前泄露证券研究报告的内容和观点。声明：东莞证券为全国性综合类证券公司，具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供东莞证券股份有限公司（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。本报告所载资料及观点均为合规合法来源且被本公司认为可靠，但本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。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，可随时更改。本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可跌可升。本公司可发出其它与本报告所载资料不一致及有不同结论的报告，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与本公司其他业务部门或单位所给出的意见不同或者相反。在任何情况下，本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并不构成对任何人的投资建议。投资者需自主作出投资决策并自行承担投资风险，据此报告做出的任何投资决策与本公司和作者无关。在任何情况下，本公司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，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司及其所属关联机构在法律许可的情况下可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、经纪、资产管理等服务。本报告版权归东莞证券股份有限公司及相关内容提供方所有，未经本公司事先书面许可，任何人不得以任何形式翻版、复制、刊登。如引用、刊发，需注明本报告的机构来源、作者和发布日期，并提示使用本报告的风险，不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。未经授权刊载或者转发本证券研究报告的，应当承担相应的法律责任。东莞证券研究所广东省东莞市可园南路1号金源中心24楼邮政编码：523000电话：（0769）22119430传真:（0769）22119430网址：www.dgzq.com.cn