電力設備與新能源行業(yè)：新基建、新格局、新技術驅動行業(yè)新成長

電力設備與新能源行業(yè)：新基建、新格局、新技術驅動行業(yè)新成長1.2022中期回顧與展望：股價跌宕VS行業(yè)崢嶸1.1.股價大跌、業(yè)績穩(wěn)步提升2022至今，由于上游原材料高價沖擊、政策糾偏帶來情緒影響等原因，電新行業(yè)指數(shù)出現(xiàn)了大幅下跌，年初至今下跌30.5%，漲跌幅列所有行業(yè)第26位。2021年電力設備及新能源行業(yè)實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長30.2%，在中信所有行業(yè)中列第14位，處于中游位置，行業(yè)仍然處于快速發(fā)展期。2022Q1電力設備及新能源行業(yè)實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長24.2%，在中信所有行業(yè)中列第6位，處于中上游位置。雖然受上游原材料漲價、物流制約等因素影響，行業(yè)盈利能力受到沖擊，但22Q1毛利率、凈利率仍實現(xiàn)同比增長0.49pct、1.38pct，證明行業(yè)抵御風險沖擊能力正在不斷增強。我們選取與電力設備與新能源相關具備代表性406家公司作為統(tǒng)計樣本，劃分為10個子行業(yè)。根據(jù)樣本數(shù)據(jù)分析，2021年全行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入同比增長32.5%，實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長64.4%。從各子行業(yè)來看，歸母凈利潤增幅最高為新能源車

（+156.4%），而核電（-35.1%）、電源（-27.2%）、電站設備（-2%）、一次設備（-1.1%）出現(xiàn)下滑。2021Q1樣本公司實現(xiàn)營業(yè)收入同比增長44.2%，實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長66.8%。從各子行業(yè)來看，新能源車（+156.6%）歸母凈利潤增幅最高，而二次設備

（-44.6%）、氫燃料電池（-25.6%）、電站設備（-1%）歸母凈利潤下滑。1.2.長期增長邏輯持續(xù)得以驗證基本面的不斷改善、政策的逐步落地、新增長點的蓬勃發(fā)展，都是行業(yè)不斷前進的重要助推力。在經歷了2020、2021兩年牛市，以及2022年的大幅調整后，站在當前時點，我們依然看好以下長期邏輯能夠支撐電新行業(yè)維持高速增長。行業(yè)正在從“純政策”驅動轉向“政策+市場”雙驅動。經歷了10多年市場培育，光伏、風電、新能源車等已經擺脫補貼依賴。1）光伏、風電度電成本不斷下降，自2021年起開始進入全面平價，并且從集中式大型電站單一方式，拓展至分布式光伏、BIPV、分散式風電等多種應用形式，在綠電政策支持下，電站投資價值不斷提升。2）新能源車憑借規(guī)?；?、新技術應用、國產化率提升，大幅降本并提高產品力，打開C端市場，加速交通領域電動化。在新能源市場成形并快速成長過程中，政策繼續(xù)發(fā)揮引導行業(yè)預期、補齊發(fā)展短板、協(xié)調資源配置的作用，共同促進行業(yè)繼續(xù)快速發(fā)展。行業(yè)滲透率進入10%至50%的快速提升期。2021年風電、光伏發(fā)電量在總發(fā)電量比重預計將達到11%，新能源車在汽車總銷量占比預計達到12%，雙雙突破10%。而新產品在滲透率突破10%后，將從小型規(guī)?；虼笮鸵?guī)?；焖偬嵘?。我們認為滲透率跨入新階段，將帶領行業(yè)進入2.0階段規(guī)模化成長，行業(yè)短期內沒有發(fā)展天花板，仍有望維持快速增長。打造“內需+出口”復合型市場平抑需求波動。在新能源領域，我國充分體現(xiàn)出后發(fā)優(yōu)勢，產業(yè)鏈完整度、產品競爭力都處于世界前列，并且通過規(guī)?；?、快速技術迭代形成了領先全球的成本優(yōu)勢，并逐漸將內需市場拓展到海外，形成“內需+出口”復合型市場。新增長點不斷涌現(xiàn)提升行業(yè)發(fā)展天花板。新能源發(fā)展需要實現(xiàn)發(fā)電、輸配電、用電全部清潔能源化，需要構建以光伏、風電為基礎的新型電力系統(tǒng)，這其中儲能、智慧電網、分布式能源、碳交易等，都是行業(yè)發(fā)展過程中誕生的新增長點。這些新興領域基數(shù)低，規(guī)?；髮⒊尸F(xiàn)出巨大潛力，持續(xù)提升行業(yè)發(fā)展天花板。1.3.下半年投資機會多角度分析展望2022年下半年，我們從宏觀、中觀、微觀三個角度，看好行業(yè)從新基建、利潤再分配、技術革命三個方向的投資機會：宏觀政策視角：作為新基建重要一環(huán)，新能源建設力度不斷加大。2022年基建是當之無愧的最強主題，新能源扮演重要角色。發(fā)電端的風電、光伏、核電，輸配電端的特高壓、智能電網，用電端的儲能、充電樁、綠電運營商等，均屬于新基建范疇，進入2022年后建設進度顯著加速，在政策支持下景氣度將貫穿全年。中觀行業(yè)視角：上游降價推動行業(yè)利潤再分配。由于高通脹、物流受阻、產能不足等因素影響，硅料、碳酸鋰、EVA粒子、純堿等原料價格大幅上漲，對處于中游的電新主要生產環(huán)節(jié)產生了巨大的盈利沖擊。從當前時點展望，目前主要原料價格已處于或已度過歷史高位，降價在下半年概率將逐漸增大，行業(yè)利潤將實現(xiàn)再分配，光伏領域的一體化組件、光伏玻璃、逆變器，鋰電領域的鋰電池、負極，有望獲得利潤回流，迎來業(yè)績反彈。微觀公司視角：技術革命凸顯公司Alpha。新能源技術進步仍未止步，新技術進一步提升了行業(yè)發(fā)展天花板。光伏電池片進入N型元年，新的N型TOPCon、HJT電池擴產帶來鋰電設備、銀漿、硅片等機會，4680大電芯、長時儲能、微型逆變器等技術也進入產業(yè)化，具有技術積累、人才隊伍的公司能夠凸顯Alpha，抓住行業(yè)風口實現(xiàn)市占率快速提升。2.新能源汽車未來確定性仍然最強2.1.新能源汽車銷量延續(xù)高景氣全球新能源汽車銷量延續(xù)高增長。2021年全球電動車總銷量675萬輛，同比增長108%，滲透率達到8.3%，相比于2020年提高4.1pct。其中EV（純電車型）占71%，PHEV（插電式混合動力車型）占29%。2022年1-2月全球新能源汽車銷量達113萬輛，同比增長95%，今年以來全球新能源車滲透率已經達到9%。我國仍是新能源汽車的主要市場。全球新能源汽車三大銷售市場分別是歐洲、北美和中國。2021年中國新能源汽車市場大超產業(yè)預期，達到352.1萬輛的總銷量，同比2020年增長157.5%。2022年1-3月，我國新能源汽車產銷分別為129.3萬輛和125.7萬輛，同比增長均為1.4倍，市場占有率達到19.3%。2022年我國新能源車銷量有望達520萬輛。我們認為，2022年新能源汽車借助規(guī)模化、新技術應用及國產化率提升，將進一步降低生產成本，提升產品市場競爭力。通過對未來汽車市場銷量及新能源汽車滲透率進行假設計算，我們預測2022年新能源汽車滲透率有望突破19%，達到520萬輛的銷量規(guī)模。插混車型或將成為新能源汽車市場新的潛力點。從全球市場來看，2016-2019年由于純電車型的大幅推廣，插電式混合動力車型的銷量占比有所下降，但從2020年開始，插混車型的銷量占比又回到30%左右的水平。從我國市場來看，也能發(fā)現(xiàn)類似趨勢：2021年我國插混車型銷量占新能源汽車銷量17.14%；今年一季度我國插混車型銷量占新能源汽車銷量19.81%，提升了2.67pct。究其原因，插混車型既具備新能源汽車能源清潔性和經濟性的優(yōu)點，又避免了純電車型“里程焦慮”的問題，且近幾年隨著插混技術的成熟，插混車型成本下降，售價更具吸引力。2.2.電池技術不斷突破帶來新投資機會三元鋰電池和磷酸鐵鋰電池將作為未來兩大技術路線長期共存。三元和鐵鋰各有所長，分別適配不同應用場景，未來將長期共存。磷酸鐵鋰的優(yōu)勢在于低成本、高安全和長壽命。三元電池的核心優(yōu)勢是高比能。高鎳化將是三元電池的技術發(fā)展趨勢，隨著鎳含量的提升，三元材料的能量密度可以顯著提升，未來高鎳三元主要應用于長續(xù)航的高端新能源乘用車，中鎳三元電池主要應用于中低端新能源乘用車。以增加續(xù)航里程為目的的CTP、CTC電池技術。相比于過去一味地追求電池重量能量密度，現(xiàn)在各電池廠已經從固有思維跳脫出來，在體積能量密度的提升上下文章：CTP技術就是通過省去模組直接將電新集成至電池包以提升體積能量密度，而CTC技術則是將電芯直接集成到汽車底盤上，實現(xiàn)更高程度集成化。2019年以來寧德時代、比亞迪和蜂巢能源陸續(xù)發(fā)布了各自的CTP方案，將電芯直接集成至電池包，省去模組環(huán)節(jié)，有效將電池包空間利用率和能量密度提升20%~30%。CTP技術還可因電池包內模組結構件材料件顯著減少而降低生產成本。寧德時代首席科學家吳凱在2022年汽車百人會論壇上表示：寧德時代的第三代CTP技術，內部稱為“麒麟電池”，在相同的化學體系、同等電池包尺寸下，其電量相比4680系統(tǒng)可以提升13%。同時，各電池廠都在儲備集成度更高的下一代CTC技術。2.3.鋰價下行、產業(yè)鏈利潤再分配2021年以來各環(huán)節(jié)漲勢洶涌，不過普遍已出現(xiàn)拐點。四大材料價格傳導較為通暢。我們選取各環(huán)節(jié)代表性企業(yè)計算21Q1-22Q1季度毛利率均值，發(fā)現(xiàn)整體存在波動，但是除磷酸鐵鋰由于需求擴大帶來毛利率持續(xù)上升，其他環(huán)節(jié)并未出現(xiàn)顯著的持續(xù)上升或下降趨勢，顯示出中游四大材料的成本傳導較為通暢。預計下半年電池企業(yè)盈利能力將出現(xiàn)邊際改善。我們計算了寧德時代、億緯鋰能和國軒高科

3家電池企業(yè)，以及天齊鋰業(yè)、贛鋒鋰業(yè)和藏格礦業(yè)

3家鋰礦企業(yè)的單季度毛利率均值，隨著鋰價上行，上下游盈利能力持續(xù)顯著分化。不過4月份碳酸鋰價格拐點已顯現(xiàn)，我們認為下半年電池企業(yè)盈利能力將出現(xiàn)邊際改善。正極及電池環(huán)節(jié)仍有漲價預期，預計碳酸鋰降至30萬元/噸以下時，電池企業(yè)可在保持合理毛利率的情況下降價。我們根據(jù)22年5月1日百川盈孚統(tǒng)計的各環(huán)節(jié)市場價均值進行測算，結果表明在碳酸鋰價格為47.5萬元/噸的條件下，當前正極材料市場價對應的毛利率僅為2.3%左右，方形動力LFP及NCM電池毛利率分別為12.8%和10.1%左右，我們認為電池具備漲價可能。如果碳酸鋰價格微降至45萬元/噸時，正極環(huán)節(jié)需要較當前漲價11%左右以維持15%的毛利率，而電池環(huán)節(jié)需漲價11%-17%以維持18%的毛利率。如果碳酸鋰價格降至30萬元/噸（22年1月上旬的水平），在正極環(huán)節(jié)15%的毛利率條件下，我們測算出漲價后的電池毛利率可以達到27.1%-28.5%左右，處于較理想水平，電池企業(yè)可以在維持合理毛利率的條件下開始降價。基于以上推演，我們認為在碳酸鋰進入降價通道后，行業(yè)利潤再分配將朝著有利于電池的方向發(fā)展。2.4.穩(wěn)增長、高電壓帶來充電樁新機遇新能源汽車保有量快速增長推升充電補能需求。據(jù)中汽協(xié)及充電聯(lián)盟數(shù)據(jù)，截至2021年底全國新能源汽車保有量為784萬輛，同比增59.3%；全國充電基礎設施保有量達261.7萬臺，同比增55.7%，快速增長的新能源汽車市場加大了對充電樁的需求，未來隨著汽車電動化滲透率水平的持續(xù)提升，充電樁市場需求將進一步擴張。從充電量情況來看，2021年我國充電總電量達到111.5億kWh，同比增58.0%；月度水平與歷史年度相比均有顯著提升，電動汽車充電需求持續(xù)快速增長。穩(wěn)增長發(fā)力，有望推動充電樁建設及運營新一輪發(fā)展浪潮?！?020年政府工作報告》中充電基礎設施正式被納入七大“新基建”產業(yè)之一；2021年中央經濟工作會議指出，當前經濟面臨需求收縮、供給沖擊、預期轉弱三重壓力，應堅持穩(wěn)字當頭，強化政策發(fā)力，充電樁作為新基建組成之一，在穩(wěn)增長主線下，充電樁建設及運營或將迎來新一輪發(fā)展浪潮。經我們測算，到2025年充電樁保有量規(guī)模及服務費收入規(guī)模將分別達到956萬臺/750億元，4年CAGR分別為38.5%/49.3%。高壓快充元年，帶來充電樁發(fā)展新機遇。高壓快充能夠有效解決電動車里程焦慮、快速充電問題，已成為未來補能技術演進新趨勢，相應的800V高電壓平臺車型及高壓大功率超充網絡正處于加速布局階段?？紤]到充電樁端成熟度較車端更高，我們認為高壓快充樁將率先得到規(guī)模建設，并帶來高壓充電模塊、繼電器等新需求；此外，快充占比提升能夠改善運營商盈利能力，也將加速運營商盈利拐點的到來。3.光伏：利潤再分配，N型、輔材大有可為3.1.全球光伏裝機維持高速增長光伏組件需求隨著度電成本下降而快速上升。光伏已逐步擺脫補貼依賴，進入新的平價大時代，其已經擁有了比拼火、風、核的度電成本（LCOE）。而且N型電池新技術使其擁有強大的降本增效潛力。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預計，2022年全球光伏裝機將達195-240GW。但我們認為未來在光伏組件持續(xù)降本推動下，每年新增裝機將保持20%以上的增速。我國光伏制造產業(yè)鏈助力全球碳中和。我國是全球第一大光伏組件生產國，具有全球最大的需求市場和供給市場。自PERC電池技術普及以來，全產業(yè)鏈在硅料國產化、薄片化、大尺寸、銀耗降低、設備等各環(huán)節(jié)發(fā)力降本提效，組件制造成本處于全球優(yōu)勢地位，我國光伏產業(yè)海外市占率不斷攀升。2021年我國組件出口量達98.5GW，海外市占率高達76.9%。同時我國處于每年全球光伏新增裝機前列，2021年光伏新增裝機53GW，在全球占比達30%。3.2.硅料產能逐季釋放將為下游讓利組件需求旺盛，硅料價格維持高位。在2020年“雙碳“政策出臺后，各地建設光伏電站熱情大增，組件需求持續(xù)旺盛，但受制于硅料產能瓶頸和擴產周期較長，疊加上游廠商開啟周度溢價模式，硅料價格從2020年年中的59元/kg最高上漲至2021年底的269元/kg，最大漲幅高達356%，硅料環(huán)節(jié)毛利率達到了82%，獲取產業(yè)鏈絕大部分利潤。雖然當前硅料產能在逐步釋放，但仍處于供需偏緊的狀態(tài)。2022年硅料產能逐季度釋放，四季度價格有望下降。22Q2多晶硅龍頭通威股份包頭二期5萬噸產線投產，其投產爬坡時間相對較短。其他主流廠家產能擴張也較為迅速，國內硅料名義產能有望在2022年底達到117.7萬噸，海外硅料產能因價格高企而重新開工，2022年底全球產能有望達到128.4萬噸。當前硅料企業(yè)開工率普遍高于100%，預計在105%左右。我們認為其現(xiàn)有產線開工率將維持高效運行，新建產能在一個季度內完成達產。經我們測算，2022年國內二、三季度硅料產量平穩(wěn)上升，四季度硅料產量將達27.2萬噸，環(huán)比增速18.3%。按照單瓦硅耗2.8g/W進行計算，全球全年約96萬噸的硅料對應硅片產量約為343GW，能夠滿足組件正常生產的需求，下半年硅料供需將逐漸放松。經我們測算當多晶硅價格在250元/kg時，硅片、電池片、組件產品的硅料成本占其售價比例分別為76.4%、60.1%、37.0%。隨著硅料價格下降，各環(huán)節(jié)中硅料成本占比將會大幅降低。如在硅料價格90元/kg的假設下，硅片、電池片、組件售價中硅料成本占比僅為55.1%、32.3%、15.8%。原材料對于產業(yè)鏈的壓制將完全解除，需求將會極大增加，對于下游環(huán)節(jié)來說，存在量利齊升的機會。3.3.N型電池時代已經來臨N型電池已跨越性價比門檻。PERC電池提效空間有限，同時隨著組件評價體系逐漸從單瓦成本轉向其全生命周期的LCOE，經國內外多個具體項目測算，盡管目前TOPCon電池非硅成本高于PERC電池約0.06-0.1元/W，其在低溫度系數(shù)、高雙面率、低衰減等多個優(yōu)秀技術指標的加持下，經過組件集成優(yōu)化，發(fā)電功率已經超過PERC電池，TOPCon組件綜合單W成本已能夠與PERC組件持平，N型電池已經跨過性價比的門檻，向著無垠的市場前進。TOPCon電池結構以PERC電池為基礎，新增隧穿氧化層，并將基底從P型硅片改為N型硅片。TOPCon電池相對PERC電池具備雙面率高、衰減低、溫度系數(shù)低等多方面優(yōu)點。若將PERC電池產線改造為TOPCon產線，新增設備投資額僅為0.8億元/GW。N型電池工序優(yōu)點各異，TOPCon已具備量產能力，HJT遠期更優(yōu)。TOPCon電池工序以PERC為基礎，量產兼容性好。HJT電池工序步驟少，未來良率、效率提升空間大，已具備量產能力。TOPCon電池技術以當前主流PERC電池為基礎，約75%的生產工序相同，新增硼擴等工序所用設備、流程也與原工藝類似，并且一體化上下游兼容性好，所用設備參數(shù)、溫度、自動化控制可以繼承PERC時代積攢的豐厚經驗。盡管HJT工序僅為4-5步，流程短，良率提升潛力大，金屬化是制約其量產的主要瓶頸，HJT對稱膜結構帶來的薄片化、大尺寸化降本路徑清晰。以愛康、華晟為代表的HJT陣營和以晶科為代表的TOPCon陣營正向著PERC發(fā)起沖鋒。2022年N型累計產能將超80GW。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至目前已有17.5GW的TOPCon產線已經投入生產，部分產能正在爬坡，而2022年全年待建TOPCon產能達51.5GW，累計已公布的TOPCon總規(guī)劃產能達到162GW，其中晶科能源較為領先，中來股份緊跟其后。同時，截至目前已有8.11GW的HJT產線已經投入生產，部分產能正在爬坡，而2022年全年待建HJT產能達5.6GW，累計已公布的HJT總規(guī)劃產能達到140.59GW，其中華晟新能源和愛康科技成為領軍企業(yè)。目前N型電池技術本身的發(fā)展已經漸趨成熟，大多數(shù)一線電池廠商在2022年年初一改之前的緩態(tài)，在電池產能布局上更為激進。3.4.組件需求旺盛，輔材大有可為光伏玻璃：聽證會模式下產能有序釋放，筑造強者恒強格局。光伏玻璃企業(yè)庫存從2021年底的63.31萬噸在三個月內迅速下降至40.19萬噸，下降幅度達36.52%。庫存產量比從2021年底的61.9%在三個月內迅速下降至36.2%，我們預計年內光伏玻璃價格將持續(xù)回升。逆變器：在海內外光伏裝機需求下，逆變器將迎來高增階段。俄烏沖突以來，歐洲為尋求能源獨立，SPE上調歐洲2022-2025年光伏裝機預測至39/59/83/112GW，上調30%/55%/84%/124%。我們尤其看好海外高價值量戶用快速增長和硅料價格降低預期下海外集中式電站建設規(guī)?；嘏?。銀漿：N型電池推動銀耗高增。2021年，P型電池正銀消耗量約71.7mg/片，背銀消耗量約24.7mg/片，而TOPCon電池片正面銀鋁漿疊加背銀的消耗量約145.1mg/片，異質結電池雙面低溫銀漿消耗量更是高達約190mg/片。4.風電：海上風電方興未已，大型化趨勢不改4.1.政策東風助推風電景氣上行“碳中和”勢在必行，政策持續(xù)助力風電行業(yè)發(fā)展。我國政府于75屆聯(lián)合國大會提出了“2030年實現(xiàn)碳達峰，2060年實現(xiàn)碳中和”的目標，各國也陸續(xù)出臺減碳目標及政策，風力發(fā)電是達成“雙碳”目標的核心路徑，在減碳大趨勢下，風電行業(yè)發(fā)展景氣度上行的確定性較強。我國已成為第一大風電裝機市場。陸上風電方面，我國新增裝機量占比為42%，為全球第一；海上風電方面，我國新增裝機量占比為80%，為全球第一。2021年我國風電新增裝機量為47.6GW，其中陸上風電30.67GW，海上風電為16.90GW，在2020年搶裝的環(huán)境下，我國風電裝機水平仍處于高位。根據(jù)我們測算，2025年我國新增風電裝機量有望突破79GW，復合增速高達13%。陸上風電的增量主要來自三個方面：存量改造、分散式風電、風光大基地，2025年新增裝機量有望達到45.6GW，復合增速為10%；海上風電的增量主要來自于沿海省市的十四五規(guī)劃裝機量，2025年新增裝機量有望突破33GW，復合增速為18%。在風機、塔筒、基礎、電纜四大風電的核心環(huán)節(jié)中，電纜環(huán)節(jié)技術壁壘高，競爭格局穩(wěn)定，且利潤彈性較大。技術壁壘維度，風機、基礎與電纜具有較高的大型化/深?；夹g壁壘，塔筒技術壁壘較低。其他壁壘方面，在地補接力的環(huán)境下，風機制造商更受本地政府偏愛；

塔筒和基礎受運輸半徑限制，需在沿海地區(qū)投資建廠；在深遠海趨勢下，電纜廠商需要具備海洋施工能力。競爭格局維度，風機市場的頭部制造商各有優(yōu)勢，近年市場份額有溢出,2021年CR3為48%，連續(xù)兩年下降；塔筒市場的競爭格局較為分散，2020年CR3僅為22%；電纜市場的競爭格局最穩(wěn)定，2019年海纜CR3高達93%。利潤彈性維度，假設行業(yè)利潤額=裝機容量*成本占比*利潤率，根據(jù)我們測算，電纜環(huán)節(jié)的利潤彈性最大，高達50%。電纜環(huán)節(jié)受益于競爭格局穩(wěn)定，在降本壓力下，龍頭企業(yè)利潤率受到的影響相比其他環(huán)節(jié)更小。4.2.國補退地補上，海上風電方興未已陸上風電已實現(xiàn)平價，海上風電仍有距離。自2011年風電項目開始享受補貼以來，我國風電價格政策歷經“標桿指導平價”階段，2017-2018年間，陸上風電已出現(xiàn)平價項目，并于2021年起全面退補；海上風電的LCOE（度電成本）與平價仍有一些差距，仍需下降14%-32%左右。國補退坡翹盼地補接力，有望提升產業(yè)鏈降本動力。自2022年起，我國新增海上項目將不再享受國家補貼，轉由地方政府給予補貼。國家補貼時期，高電價可保障企業(yè)利潤，推動地方政府稅收增加，因此降本意愿較低；國補退坡地補接力后，地方政府有動力推動產業(yè)鏈成本下降，來保障企業(yè)利潤以及稅收收益?！笆奈濉币?guī)劃量巨大，沿海三省已出臺具體補貼計劃。我國相繼出臺政策助力海上風電有序發(fā)展，地方政府也于2021年下半年起，陸續(xù)出臺“十四五”海上風電新增裝機規(guī)劃，其中廣東、山東、浙江、海南、江蘇、廣西等沿海地區(qū)的規(guī)劃量已接近80GW，廣東、江蘇、山東相繼出臺補貼政策；根據(jù)北極星發(fā)電網披露，截至2022年3月，全國海上風電規(guī)劃總裝機量已經超過100GW。我們認為在政策加持下，海上風電在“十四五”期間將迎來大發(fā)展，或成為我國風電行業(yè)蓬勃發(fā)展的核心驅動力。通過提高生命周期發(fā)電量與降低生命周期成本使LCOE降低。發(fā)電量維度，根據(jù)Dr.Chaviaropoulos和Dr.Jensen發(fā)布的論文，當風機容量從5MW提升至10MW時，容量系數(shù)可提升3%-7%。成本維度，根據(jù)上海電氣披露，通過產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)升級，全生命周期成本可下降約30%，以此為基礎，我們預計“十四五期間”海上風電的全生命周期成本可下降30%-35%。綜合來看，根據(jù)我們測算在不依賴地補的情況下，“十四五”期間LCOE可降低約29%-37%。根據(jù)我們測算，“十四五”期間，廣東、福建、浙江、江蘇、上海、遼寧有望率先實現(xiàn)平價。以下羅列了測算過程中用到的核心假設：建設成本：近年海上風電建設成本下降趨勢明顯；全球維度，2020年全球海上風電建設成本為3185美元/kW,10年CAGR為-3.8%；國家維度，2020年中國海上風電建設成本為2968美元/kW，10年CAGR為-4.0%，降幅排名靠前。我們通過整理公開信息，獲得了各省過去的海上風電項目的建設成本，假設年均降幅不變，按照每年降價4-5%，獲得各省2021年底建設成本。運維成本：運維費率呈階梯式增長第1~5年為0.5%，第6~10年為1%，第11~15年為1.1%，第16~20年為1.2%，第21~25年為1.3%。容量系數(shù)及其他假設：采用evWind披露的我國各省容量系數(shù)；采用社會回報率8%，資本金比例為20%，長期貸款基準利率為4.9%，項目建設周期為2年，運營期限為25年。廣東得益于良好的風能資源以及較高的電價，LCOE僅需下降1%便可實現(xiàn)平價上網，且IRR較高；福建、江浙滬、遼寧地區(qū)可在不依賴地補的情況下實現(xiàn)平價，山東有望在地補的支持下實現(xiàn)平價。若考慮地補，廣東與山東的海上風電項目LCOE可下降10%/5%。2022年，廣東省海上風電的補貼標準為1500元/kW,若考慮地補，LCOE降0.05至0.42元/kWh,IRR提升1.0pct至5.9%；山東省2022年海上風電的補貼標準為800元/kW，若考慮地補，LCOE降0.03至0.61元/kWh,IRR提升0.4pct至1.7%。對標歐洲，我國海電進入市場化階段?，F(xiàn)階段我國海上風電行業(yè)所處階段對標歐洲海上風電行業(yè)的“市場化階段”。2013年后英國引入差異成本體系,使得電廠也參與到電力市場中而政府只提供最低價格保證;同期歐洲海上風電市場在市場化的刺激下，不斷取得技術突破，拉低產業(yè)鏈成本，2012-2017年間，主要歐洲國家的海上風電LCOE大幅降低，2015-2016年陸續(xù)出現(xiàn)平價項目，出現(xiàn)平價后，LCOE降幅趨于平緩，在2017年之后降幅趨緩，對我國風電LCOE走勢具有參考意義。4.3.風光大基地提升陸風裝機規(guī)?！笆奈濉逼陂g陸上風電的裝機增量主要來自于三個方面：風光大基地、分散式風電、存量改造。其中風光大基地與分散式發(fā)電為主要裝機增量來源。風光大基地預計將貢獻裝機量114GW。第一批風光大基地項目規(guī)定在23年完成裝機，裝機量為97.05GW，其中明確為風電項目的裝機量為14W，明確為光伏項目的裝機量為22GW，剩余62GW為“風光項目”；在已明確的項目中，38%為風電項目，假設“風光項目”中38%為風電項目，則第一批風光大基地“十四五”期間貢獻風電裝機量為37GW；第二批風光大基地項目中有200GW規(guī)定要在“十四五”

期間完成裝機，假設風電比例也為38%，則第二批風光大基地“十四五”期間貢獻裝機量為77GW。分散式發(fā)電預計貢獻裝機量25GW。2021年10月，118個城市與600多家風電企業(yè)共同發(fā)起了“風電伙伴行動”，力爭在“十四五”期間，在全國100個縣，優(yōu)選5000個村，安裝1萬臺風機，總裝機規(guī)模達到50GW；保守預計“十四五”期間實現(xiàn)規(guī)劃裝機量的50%，則可貢獻裝機量25GW。存量市場以低功率風機為主，替換空間不容忽視。根據(jù)北極星電力網披露，陸上風機壽命通常在20年左右，在我國三北地區(qū)，由于開發(fā)較早，已有大量老舊風到達其使用年限。它們面臨著三種命運：換新、改造或退役，換新更具經濟性，截至目前，寧夏與內蒙古已出臺相應政策鼓勵風機置換。根據(jù)CWEA披露，2020年我國3MW以下風機占比接近88%，替換空間廣闊。我們預計“十四五”期間將有10GW的置換需求。4.4.大型化不斷提升降本能力根據(jù)2021年風能大會各個公司展示的新機型來看，大型化趨勢不減。陸上最大功率機型為明陽智能的MySE7.XMW，額定功率為7MW，葉輪直徑195米，海上的機型大部分在7MW以上，海上最大功率機型為明陽智能的MySE16MW，額定功率為16MW，葉輪直徑242米。風機大型化可以從三個維度降低成本：1）整機制造維度：降低單位制造成本；

2）風場運營維度：減少所需風機臺數(shù)，降低LCOE；3）發(fā)電效率維度：增加風機利用小時數(shù)從而提升發(fā)電量，驅動度電成本降低。整機制造維度：降低單位制造成本。風機大型化下，單機零部件用量的增幅明顯小于單機功率的增加。以全球領先的主機廠明陽智能與Vesta為例，MySE4.0-145與MySE8.3-180相比，單位功率提升了108%，關鍵零部件的重量及尺寸明顯低于單位功率增幅；VestasV82與V112相比，單機功率提升了81.8%，而五大零部件用量卻下降了10%。場運營維度：減少所需風機臺數(shù)，降低LCOE。在通用規(guī)模的風電場下，單機功率的增長，可降低所需風機臺數(shù)，有效解決點位不足的問題，同時推動建設成本與運維成本的降低。根據(jù)《風電平價后時代項目投資特點與趨勢》披露，當機組單機容量由2MW提升至4.5MW時，靜態(tài)投資成本顯著可降低14.5pct，全投資IRR提升2.4pct，LCOE下滑13.6pct。發(fā)電效率維度：核心零部件升級，增加風機利用小時數(shù)從而提升發(fā)電量。伴隨風機的大型化的是核心零部件的升級。葉片尺寸更長，促使降低對風速的要求，也擴大掃風面積，發(fā)電量也隨之增大；塔筒高度提升，推動切變值提升，高層風速的利用價值更高。5.儲能：市場與技術增長最迅速賽道5.1.全球儲能高速成長，海外戶用最為亮眼全球碳中和背景下儲能空間廣闊。根據(jù)國際能源署（IEA）的測算，如果全球在2050年（歐美承諾的碳中和時間）實現(xiàn)二氧化碳凈零排放，屆時風電及光伏裝機占比需要達到全球總裝機容量的75%，對于電池儲能的需求在2030年即將達到585GW/1463GWh的規(guī)模。據(jù)BNEF，2021年全球電池儲能新增規(guī)模為10GW/22GWh，創(chuàng)歷史新高；而要達到IEA測算的規(guī)模，2021-2030年電池儲能的年均增量需要達到62GW/156GWh。全球新型儲能裝機量高速增長。據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年全球新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模18.3GW，同比增長185%，其中新型儲能（以電化學儲能為主，不包括抽水蓄能）的新增投運規(guī)模最大，達到10.2GW，同比增長117%；我們預計至2025年，新增裝機量將以41.8%的CAGR高速增長。我國作為全球儲能重要市場，未來將同樣保持高速增長。據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年我國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模10.5GW，同比增長228%，其中新型儲能（以電化學儲能為主，不包括抽水蓄能）新增裝機達到2.4GW，同比增長60%；我們預計至2025年，新增裝機量將以42.3%的CAGR高速增長。戶用儲能市場不斷擴大，歐洲成為助推主力。由于國際政治形勢復雜，能源價格顯著上漲，促使民眾能源自給意識提高，戶用儲能需求高漲。歐洲是全球戶用儲能的主要市場，20年新增裝機量超過1GWh，同比增長44%，我們預計21年可達到2GWh的規(guī)模。各國為鼓勵戶用儲能安裝，相繼頒布優(yōu)惠政策，光儲一體設備可獲得補貼或減收稅款。未來，因能源緊缺、電價上漲等風險依然存在，戶用儲能擁有巨大提升空間。下一代商業(yè)化儲能技術蓄勢待發(fā)，降本擴容是核心訴求。受益于鋰電池儲能商業(yè)化初期的高速發(fā)展，各廠商儲能業(yè)務規(guī)模增長迅速，也吸引了眾多企業(yè)跨界涌入儲能賽道。不過由于鋰資源在全球的儲量相對較稀缺、連續(xù)放電時長相對較短、裝機成本不易通過規(guī)?；瘮偙〉葐栴}的存在，我們認為需要關注諸如儲量豐富可實現(xiàn)降本的鈉離子電池，以及長時儲能代表性技術液流電池的商業(yè)化前景。5.2.鈉離子電池：適用于儲能的低成本新技術鈉資源儲量豐富成本占優(yōu)，性能滿足儲能需求。全球鋰礦主要集中于南美等國家，我國鋰資源開采難度大，成本高，目前我國80%的鋰資源供應依賴進口。而鈉元素的地殼儲量為鋰的1000倍以上，儲量豐富，分布廣泛，成本低廉。當前鈉電池研究成果顯著，部分企業(yè)對其正極、負極、電解液進行改良，選擇無貴金屬原材料，大幅降低成本。鈉離子電池的安全性、高低溫容量保持率、穩(wěn)定性等方面的性能相對鋰電池較好，雖然能量密度相對較低，但在裝機體量大、體積要求不高的儲能領域，其能量密度的限制對產業(yè)化推進的影響較小。產線易于改造，短期轉型速度快。鈉離子電池主要由正極、負極、隔膜、電解液和集流體構成，與鋰離子電池工作原理相似，結構機理高度重合，僅在投加原材料方面存在差異。當前大規(guī)模布局的鋰電池產線和設備經簡單改造即可應用于鈉離子電池生產，改造成本低，能夠相對快速布局產能，彌補鋰電池供需緊張、上游原材料處于價格高位的問題。多家企業(yè)布局鈉電業(yè)務，正極選材影響電池性能。目前鈉離子電池的研究主要集中于正極材料，可分為普魯士藍類化合物體系、層狀氧化物體系、隧道型氧化物體系和聚陰離子型。其中，普魯士藍類和聚陰離子類化合物結構穩(wěn)定、工作電壓靈活，電解液中鈉離子傳輸較快；而隧道型雖電壓較低，但其比容量相對較小；層狀氧化物生產技術簡單，比容量較高但循環(huán)性略差。具備中科院背景的中科海鈉在國內最早開始鈉電池研發(fā)生產，目前規(guī)劃了5GW的量產產線，標志著我國鈉電池產業(yè)化進入新階段。寧德時代

21年發(fā)布的第一代鈉離子電池，能量密度高于海外廠商，展現(xiàn)出龍頭企業(yè)強大研發(fā)實力。華為、中石油等企業(yè)跨界投資鈉電池產業(yè)，多家正負極廠商開始配套研究，我們預計鈉離子電池的商業(yè)化放量將在未來2-3年內實現(xiàn)。寧德時代第一代鈉電池正極采用高克容量的普魯士白體系，能量密度可與磷酸鐵鋰電池相當，優(yōu)于其他鈉電正極材料，但生成工藝相對較難，生產成本相對較高。中科海鈉和鈉創(chuàng)新能源等采用層狀金屬氧化物，制備簡單，產線改造相對容易，但在能量密度上弱于寧德時代的方案。寧德時代作為全球電池龍頭，具備強大的制造能力和成本控制能力，我們認為其選擇普魯士藍類體系，在看重優(yōu)秀性能的同時，也會對生產過程進行系統(tǒng)性降本，為其逐漸掃清產業(yè)化障礙。5.3.長時儲能：匹配碳中和的中長期必選項新型電力系統(tǒng)需要配置長時儲能。美國能源部將連續(xù)放電時間在10小時以上的儲能形式定義為長時儲能，而目前國內儲能電站的常規(guī)儲能時長約為2-4小時。隨著未來各國風電及光伏裝機占比進一步提升，每天日落至次日日出約10個小時的光伏發(fā)電出力空缺，疊加復雜天氣原因造成的發(fā)電側劇烈波動，使得可持續(xù)放電10小時以上，甚至數(shù)天和數(shù)月的長時儲能系統(tǒng)成為未來新型電力系統(tǒng)的必選項。儲能系統(tǒng)的連續(xù)放電時長將從數(shù)小時級發(fā)展為數(shù)天級。根據(jù)長時儲能理事會

（LDES）發(fā)布的報告，2025年長時儲能裝機規(guī)模將達到30-40GW/1TWh，儲能時長在24小時以上的裝機占比將持續(xù)提升，理想狀態(tài)下2040年長時儲能項目的平均放電時長將達到56小時左右。技術路徑仍在探索階段，中期來看液流電池大規(guī)模商業(yè)化的機會較大。當前對于長時儲能形式的探索大體可分為機