2022年电力设备与新能源行业市场现状及细分产业分析

1、2022年电力设备与新能源行业市场现状及细分产业分析1. 2022 中期回顾与展望：股价跌宕 VS 行业峥嵘1.1.股价大跌、业绩稳步提升2022 至今，由于上游原材料高价冲击、政策纠偏带来情绪影响等原因，电新行 业指数出现了大幅下跌，年初至今下跌 30.5%，涨跌幅列所有行业第 26 位。2021 年电力设备及新能源行业实现归母净利润同比增长 30.2%，在中信所有行 业中列第 14 位，处于中游位置，行业仍然处于快速发展期。2022Q1 电力设备及新能源行业实现归母净利润同比增长 24.2%，在中信所有 行业中列第 6 位，处于中上游位置。虽然受上游原材料涨价、物流制约等因素影响， 行业盈

2、利能力受到冲击，但 22Q1 毛利率、净利率仍实现同比增长 0.49 pct、1.38 pct，证明行业抵御风险冲击能力正在不断增强。我们选取与电力设备与新能源相关具备代表性 406 家公司作为统计样本，划分 为 10 个子行业。根据样本数据分析，2021 年全行业实现营业收入同比增长 32.5%， 实现归母净利润同比增长 64.4%。从各子行业来看，归母净利润增幅最高为新能源车 （+156.4%），而核电（-35.1%）、电源（-27.2%）、电站设备（-2%）、一次设备（-1.1%） 出现下滑。2021Q1 样本公司实现营业收入同比增长 44.2%，实现归母净利润同比增长 66.8%。从各

3、子行业来看，新能源车（+156.6%）归母净利润增幅最高，而二次设备 （-44.6%）、氢燃料电池（-25.6%）、电站设备（-1%）归母净利润下滑。1.2.长期增长逻辑持续得以验证基本面的不断改善、政策的逐步落地、新增长点的蓬勃发展，都是行业不断前进 的重要助推力。在经历了 2020、2021 两年牛市，以及 2022 年的大幅调整后，站在 当前时点，我们依然看好以下长期逻辑能够支撑电新行业维持高速增长。行业正在从“纯政策”驱动转向“政策+市场”双驱动。经历了 10 多年市场培 育，光伏、风电、新能源车等已经摆脱补贴依赖。1）光伏、风电度电成本不断下降，自 2021 年起开始进入全面平价，并

4、且从集 中式大型电站单一方式，拓展至分布式光伏、BIPV、分散式风电等多种应用形 式，在绿电政策支持下，电站投资价值不断提升。2）新能源车凭借规模化、新技术应用、国产化率提升，大幅降本并提高产品力， 打开 C 端市场，加速交通领域电动化。在新能源市场成形并快速成长过程中， 政策继续发挥引导行业预期、补齐发展短板、协调资源配置的作用，共同促进行 业继续快速发展。行业渗透率进入 10%至 50%的快速提升期。2021 年风电、光伏发电量在总发电 量比重预计将达到 11%，新能源车在汽车总销量占比预计达到 12%，双双突破 10%。而新产品在渗透率突破 10%后，将从小型规模化向大型规模化快速提升。

5、 我们认为渗透率跨入新阶段，将带领行业进入 2.0 阶段规模化成长，行业短期内 没有发展天花板，仍有望维持快速增长。打造“内需+出口”复合型市场平抑需求波动。在新能源领域，我国充分体现出 后发优势，产业链完整度、产品竞争力都处于世界前列，并且通过规模化、快速 技术迭代形成了领先全球的成本优势，并逐渐将内需市场拓展到海外，形成“内 需+出口”复合型市场。新增长点不断涌现提升行业发展天花板。新能源发展需要实现发电、输配电、用 电全部清洁能源化，需要构建以光伏、风电为基础的新型电力系统，这其中储能、 智慧电网、分布式能源、碳交易等，都是行业发展过程中诞生的新增长点。这些新兴领域基数低，规模化后将呈现

6、出巨大潜力，持续提升行业发展天花板。1.3.下半年投资机会多角度分析展望 2022 年下半年，我们从宏观、中观、微观三个角度，看好行业从新基建、 利润再分配、技术革命三个方向的投资机会：宏观政策视角：作为新基建重要一环，新能源建设力度不断加大。2022 年基建 是当之无愧的最强主题，新能源扮演重要角色。发电端的风电、光伏、核电，输 配电端的特高压、智能电网，用电端的储能、充电桩、绿电运营商等，均属于新 基建范畴，进入 2022 年后建设进度显著加速，在政策支持下景气度将贯穿全年。中观行业视角：上游降价推动行业利润再分配。由于高通胀、物流受阻、产能不 足等因素影响，硅料、碳酸锂、EVA 粒子、纯

7、碱等原料价格大幅上涨，对处于 中游的电新主要生产环节产生了巨大的盈利冲击。从当前时点展望，目前主要原 料价格已处于或已度过历史高位，降价在下半年概率将逐渐增大，行业利润将实 现再分配，光伏领域的一体化组件、光伏玻璃、逆变器，锂电领域的锂电池、负 极，有望获得利润回流，迎来业绩反弹。微观公司视角：技术革命凸显公司 Alpha。新能源技术进步仍未止步，新技术 进一步提升了行业发展天花板。光伏电池片进入 N 型元年，新的 N 型 TOPCon、 HJT 电池扩产带来锂电设备、银浆、硅片等机会，4680 大电芯、长时储能、微 型逆变器等技术也进入产业化，具有技术积累、人才队伍的公司能够凸显 Alpha

8、， 抓住行业风口实现市占率快速提升。2. 新能源汽车未来确定性仍然最强2.1.新能源汽车销量延续高景气全球新能源汽车销量延续高增长。2021 年全球电动车总销量 675 万辆，同比增 长 108%，渗透率达到 8.3%，相比于 2020 年提高 4.1pct。其中 EV（纯电车型）占 71%，PHEV（插电式混合动力车型）占 29%。2022 年 1-2 月全球新能源汽车销量 达 113 万辆，同比增长 95%，今年以来全球新能源车渗透率已经达到 9%。我国仍是新能源汽车的主要市场。全球新能源汽车三大销售市场分别是欧洲、北 美和中国。2021 年中国新能源汽车市场大超产业预期，达到 352.1

9、 万辆的总销量， 同比 2020 年增长 157.5%。2022 年 1-3 月，我国新能源汽车产销分别为 129.3 万辆 和 125.7 万辆，同比增长均为 1.4 倍，市场占有率达到 19.3%。2022 年我国新能源车销量有望达 520 万辆。我们认为，2022 年新能源汽车借助规模化、新技术应用及国产化率提升，将进一步降低生产成本，提升产品市场竞争 力。通过对未来汽车市场销量及新能源汽车渗透率进行假设计算，我们预测 2022 年 新能源汽车渗透率有望突破 19%，达到 520 万辆的销量规模。插混车型或将成为新能源汽车市场新的潜力点。从全球市场来看，2016-2019 年由于纯电车型

10、的大幅推广，插电式混合动力车型的销量占比有所下降，但从 2020 年开始，插混车型的销量占比又回到 30%左右的水平。从我国市场来看，也能发现 类似趋势：2021 年我国插混车型销量占新能源汽车销量 17.14%；今年一季度我国 插混车型销量占新能源汽车销量 19.81%，提升了 2.67pct。 究其原因，插混车型既具备新能源汽车能源清洁性和经济性的优点，又避免了纯 电车型“里程焦虑”的问题，且近几年随着插混技术的成熟，插混车型成本下降，售 价更具吸引力。2.2.电池技术不断突破带来新投资机会三元锂电池和磷酸铁锂电池将作为未来两大技术路线长期共存。三元和铁锂各 有所长，分别适配不同应用场景，

11、未来将长期共存。磷酸铁锂的优势在于低成本、高 安全和长寿命。三元电池的核心优势是高比能。高镍化将是三元电池的技术发展趋势， 随着镍含量的提升，三元材料的能量密度可以显著提升，未来高镍三元主要应用于长 续航的高端新能源乘用车，中镍三元电池主要应用于中低端新能源乘用车。以增加续航里程为目的的 CTP、CTC 电池技术。相比于过去一味地追求电池重 量能量密度，现在各电池厂已经从固有思维跳脱出来，在体积能量密度的提升上下文 章：CTP 技术就是通过省去模组直接将电新集成至电池包以提升体积能量密度，而 CTC 技术则是将电芯直接集成到汽车底盘上，实现更高程度集成化。2019 年以来宁德时代、比亚迪和蜂巢

12、能源陆续发布了各自的 CTP 方案，将电 芯直接集成至电池包，省去模组环节，有效将电池包空间利用率和能量密度提升 20%30%。CTP 技术还可因电池包内模组结构件材料件显著减少而降低生产成本。 宁德时代首席科学家吴凯在 2022 年汽车百人会论坛上表示：宁德时代的第三代 CTP 技术，内部称为“麒麟电池”，在相同的化学体系、同等电池包尺寸下，其电量相比 4680 系统可以提升 13%。同时，各电池厂都在储备集成度更高的下一代 CTC 技术。2.3.锂价下行、产业链利润再分配2021 年以来各环节涨势汹涌，不过普遍已出现拐点。四大材料价格传导较为通畅。我们选取各环节代表性企业计算 21Q1-2

13、2Q1 季度 毛利率均值，发现整体存在波动，但是除磷酸铁锂由于需求扩大带来毛利率持续上升， 其他环节并未出现显著的持续上升或下降趋势，显示出中游四大材料的成本传导较为 通畅。预计下半年电池企业盈利能力将出现边际改善。我们计算了宁德时代、亿纬锂 能和国轩高科 3 家电池企业，以及天齐锂业、赣锋锂业和藏格矿业 3 家锂矿企业的 单季度毛利率均值，随着锂价上行，上下游盈利能力持续显著分化。不过 4 月份碳酸 锂价格拐点已显现，我们认为下半年电池企业盈利能力将出现边际改善。正极及电池环节仍有涨价预期，预计碳酸锂降至 30 万元/吨以下时，电池企业可 在保持合理毛利率的情况下降价。我们根据 22 年 5

14、 月 1 日百川盈孚统计的各环节市 场价均值进行测算，结果表明在碳酸锂价格为 47.5 万元/吨的条件下，当前正极材料 市场价对应的毛利率仅为2.3%左右，方形动力LFP及NCM电池毛利率分别为12.8% 和 10.1%左右，我们认为电池具备涨价可能。如果碳酸锂价格微降至 45 万元/吨时，正极环节需要较当前涨价 11%左右以维持 15%的毛利率，而电池环节需涨价 11%-17%以维持 18%的毛利率。如果碳酸锂价格 降至 30 万元/吨（22 年 1 月上旬的水平），在正极环节 15%的毛利率条件下，我们测 算出涨价后的电池毛利率可以达到 27.1%-28.5%左右，处于较理想水平，电池企业

15、 可以在维持合理毛利率的条件下开始降价。基于以上推演，我们认为在碳酸锂进入降 价通道后，行业利润再分配将朝着有利于电池的方向发展。2.4.稳增长、高电压带来充电桩新机遇新能源汽车保有量快速增长推升充电补能需求。据中汽协及充电联盟数据，截 至 2021 年底全国新能源汽车保有量为 784 万辆，同比增 59.3%；全国充电基础设施 保有量达 261.7 万台，同比增 55.7%，快速增长的新能源汽车市场加大了对充电桩的 需求，未来随着汽车电动化渗透率水平的持续提升，充电桩市场需求将进一步扩张。 从充电量情况来看，2021 年我国充电总电量达到 111.5 亿 kWh，同比增 58.0%；月 度水

16、平与历史年度相比均有显著提升，电动汽车充电需求持续快速增长。稳增长发力，有望推动充电桩建设及运营新一轮发展浪潮。2020 年政府工作报 告中充电基础设施正式被纳入七大“新基建”产业之一；2021 年中央经济工作会 议指出，当前经济面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，应坚持稳字当头， 强化政策发力，充电桩作为新基建组成之一，在稳增长主线下，充电桩建设及运营或 将迎来新一轮发展浪潮。经我们测算，到 2025 年充电桩保有量规模及服务费收入规 模将分别达到 956 万台/750 亿元，4 年 CAGR 分别为 38.5%/49.3%。高压快充元年，带来充电桩发展新机遇。高压快充能够有效解决电动

17、车里程焦虑、 快速充电问题，已成为未来补能技术演进新趋势，相应的 800V 高电压平台车型及高 压大功率超充网络正处于加速布局阶段。考虑到充电桩端成熟度较车端更高，我们认 为高压快充桩将率先得到规模建设，并带来高压充电模块、继电器等新需求；此外， 快充占比提升能够改善运营商盈利能力，也将加速运营商盈利拐点的到来。3. 光伏：利润再分配，N 型、辅材大有可为3.1.全球光伏装机维持高速增长光伏组件需求随着度电成本下降而快速上升。光伏已逐步摆脱补贴依赖，进入新 的平价大时代，其已经拥有了比拼火、风、核的度电成本（LCOE）。而且 N 型电池 新技术使其拥有强大的降本增效潜力。根据中国光伏行业协会预

18、计，2022 年全球光伏装机将达 195-240GW。但我们认为未来在光伏组件持续降本推动下，每年新增装 机将保持 20%以上的增速。我国光伏制造产业链助力全球碳中和。我国是全球第一大光伏组件生产国，具有 全球最大的需求市场和供给市场。自 PERC 电池技术普及以来，全产业链在硅料国 产化、薄片化、大尺寸、银耗降低、设备等各环节发力降本提效，组件制造成本处于 全球优势地位，我国光伏产业海外市占率不断攀升。2021 年我国组件出口量达 98.5GW，海外市占率高达 76.9%。同时我国处于每年全球光伏新增装机前列，2021 年光伏新增装机 53GW，在全球占比达 30%。3.2.硅料产能逐季释放

19、将为下游让利组件需求旺盛，硅料价格维持高位。在 2020 年“双碳“政策出台后，各地建设 光伏电站热情大增，组件需求持续旺盛，但受制于硅料产能瓶颈和扩产周期较长，叠 加上游厂商开启周度溢价模式，硅料价格从 2020 年年中的 59 元/kg 最高上涨至 2021 年底的 269 元/kg，最大涨幅高达 356%，硅料环节毛利率达到了 82%，获取产业链绝大部分利润。虽然当前硅料产能在逐步释放，但仍处于供需偏紧的状态。2022 年硅料产能逐季度释放，四季度价格有望下降。22Q2 多晶硅龙头通威股 份包头二期 5 万吨产线投产，其投产爬坡时间相对较短。其他主流厂家产能扩张也较 为迅速，国内硅料名义

20、产能有望在 2022 年底达到 117.7 万吨，海外硅料产能因价格 高企而重新开工，2022 年底全球产能有望达到 128.4 万吨。当前硅料企业开工率普遍高于 100%，预计在 105%左右。我们认为其现有产线 开工率将维持高效运行，新建产能在一个季度内完成达产。经我们测算，2022 年国 内二、三季度硅料产量平稳上升，四季度硅料产量将达 27.2 万吨，环比增速 18.3%。 按照单瓦硅耗 2.8g/W 进行计算，全球全年约 96 万吨的硅料对应硅片产量约为 343GW，能够满足组件正常生产的需求，下半年硅料供需将逐渐放松。经我们测算当多晶硅价格在 250 元/kg 时，硅片、电池片、组

21、件产品的硅料成本 占其售价比例分别为 76.4%、60.1%、37.0%。随着硅料价格下降，各环节中硅料成 本占比将会大幅降低。如在硅料价格 90 元/kg 的假设下，硅片、电池片、组件售价 中硅料成本占比仅为 55.1%、32.3%、15.8%。原材料对于产业链的压制将完全解除， 需求将会极大增加，对于下游环节来说，存在量利齐升的机会。硅成本下降推动产业链利润重新分配。当前硅料环节占据全行业的绝大部分盈利， 以 M10 尺寸为例，当硅料价格处于 250 元/kg 水平，环节毛利率高达 80.5%，而下 游硅片、电池片、组件毛利率仅分别为 9.5%、1.0%、2.7%。当硅料价格大幅下跌时，

22、产业链利润将重新分配，若硅料价格为 180 元/kg，下游产业链压力相对缓解，若处 于 90 元/kg 水平，下游环节毛利率将回归 16.7%、10.9%、12.7%的正常水平。在远 期目标下，下游毛利率将会更高，产业链利润回归传统制造业“凹形“分配。3.3.N 型电池时代已经来临N 型电池已跨越性价比门槛。PERC 电池提效空间有限，同时随着组件评价体系 逐渐从单瓦成本转向其全生命周期的 LCOE，经国内外多个具体项目测算，尽管目前 TOPCon 电池非硅成本高于 PERC 电池约 0.06-0.1 元/W，其在低温度系数、高双面 率、低衰减等多个优秀技术指标的加持下，经过组件集成优化，发电

23、功率已经超过 PERC 电池，TOPCon 组件综合单 W 成本已能够与 PERC 组件持平，N 型电池已经 跨过性价比的门槛，向着无垠的市场前进。TOPCon 电池结构以 PERC 电池为基础，新增隧穿氧化层，并将基底从 P 型硅 片改为 N 型硅片。TOPCon 电池相对 PERC 电池具备双面率高、衰减低、温度系数 低等多方面优点。若将 PERC 电池产线改造为 TOPCon 产线，新增设备投资额仅为 0.8 亿元/GW。N 型电池工序优点各异，TOPCon 已具备量产能力，HJT 远期更优。TOPCon 电池工序以 PERC 为基础，量产兼容性好。HJT 电池工序步骤少，未来良率、效率

24、 提升空间大，已具备量产能力。TOPCon 电池技术以当前主流 PERC 电池为基础， 约 75%的生产工序相同，新增硼扩等工序所用设备、流程也与原工艺类似，并且一 体化上下游兼容性好，所用设备参数、温度、自动化控制可以继承 PERC 时代积攒 的丰厚经验。尽管 HJT 工序仅为 4-5 步，流程短，良率提升潜力大，金属化是制约 其量产的主要瓶颈，HJT 对称膜结构带来的薄片化、大尺寸化降本路径清晰。以爱康、华晟为代表的 HJT 阵营和以晶科为代表的 TOPCon 阵营正向着 PERC 发起冲锋。2022 年 N 型累计产能将超 80GW。据不完全统计，截至目前已有 17.5GW 的 TOPC

25、on 产线已经投入生产，部分产能正在爬坡，而 2022 年全年待建 TOPCon 产能达 51.5GW，累计已公布的 TOPCon 总规划产能达到 162GW，其中晶科能源较 为领先，中来股份紧跟其后。同时，截至目前已有 8.11GW 的 HJT 产线已经投入生 产，部分产能正在爬坡，而 2022 年全年待建 HJT 产能达 5.6GW，累计已公布的 HJT 总规划产能达到 140.59GW，其中华晟新能源和爱康科技成为领军企业。 目前 N 型电池技术本身的发展已经渐趋成熟，大多数一线电池厂商在 2022 年年 初一改之前的缓态，在电池产能布局上更为激进。3.4.组件需求旺盛，辅材大有可为光伏

26、玻璃：听证会模式下产能有序释放，筑造强者恒强格局。光伏玻璃企业库存 从 2021 年底的 63.31 万吨在三个月内迅速下降至 40.19 万吨，下降幅度达 36.52%。 库存产量比从 2021 年底的 61.9%在三个月内迅速下降至 36.2%，我们预计年内光伏 玻璃价格将持续回升。逆变器：在海内外光伏装机需求下，逆变器将迎来高增阶段。俄乌冲突以来，欧 洲为寻求能源独立，SPE 上调欧洲 2022-2025 年光伏装机预测至 39/59/83/112GW， 上调 30%/55%/84%/124%。我们尤其看好海外高价值量户用快速增长和硅料价格降 低预期下海外集中式电站建设规模回暖。银浆：N

27、 型电池推动银耗高增。 2021 年，P 型电池正银消耗量约 71.7mg/片， 背银消耗量约 24.7mg/片，而 TOPCon 电池片正面银铝浆叠加背银的消耗量约 145.1mg/片，异质结电池双面低温银浆消耗量更是高达约 190mg/片。4. 风电：海上风电方兴未已，大型化趋势不改4.1.政策东风助推风电景气上行“碳中和”势在必行，政策持续助力风电行业发展。我国政府于 75 届联合国大 会提出了“2030 年实现碳达峰，2060 年实现碳中和”的目标，各国也陆续出台减碳 目标及政策，风力发电是达成“双碳”目标的核心路径，在减碳大趋势下，风电行业 发展景气度上行的确定性较强。我国已成为第一

28、大风电装机市场。陆上风电方面，我国新增装机量占比为 42%， 为全球第一；海上风电方面，我国新增装机量占比为 80%，为全球第一。2021 年 我国风电新增装机量为47.6GW，其中陆上风电30.67GW，海上风电为16.90GW， 在 2020 年抢装的环境下，我国风电装机水平仍处于高位。根据我们测算，2025年我国新增风电装机量有望突破79GW，复合增速高达13%。 陆上风电的增量主要来自三个方面：存量改造、分散式风电、风光大基地，2025 年 新增装机量有望达到 45.6GW，复合增速为 10%；海上风电的增量主要来自于沿海 省市的十四五规划装机量，2025 年新增装机量有望突破 33G

29、W，复合增速为 18%。在风机、塔筒、基础、电缆四大风电的核心环节中，电缆环节技术壁垒高，竞争 格局稳定，且利润弹性较大。 技术壁垒维度，风机、基础与电缆具有较高的大型化/深海化技术壁垒，塔筒技 术壁垒较低。其他壁垒方面，在地补接力的环境下，风机制造商更受本地政府偏爱； 塔筒和基础受运输半径限制，需在沿海地区投资建厂；在深远海趋势下，电缆厂商需要具备海洋施工能力。竞争格局维度，风机市场的头部制造商各有优势，近年市场份额有溢出, 2021 年 CR3 为 48%，连续两年下降；塔筒市场的竞争格局较为分散，2020 年 CR3 仅为 22%；电缆市场的竞争格局最稳定，2019 年海缆 CR3 高达

30、 93%。利润弹性维度，假设行业利润额=装机容量*成本占比*利润率，根据我们 测算，电缆环节的利润弹性最大，高达 50%。电缆环节受益于竞争格局稳定，在降本压力下，龙头企业利润率受到的影响相比其他环节更小。4.2.国补退地补上，海上风电方兴未已陆上风电已实现平价，海上风电仍有距离。自 2011 年风电项目开始享受补贴 以来，我国风电价格政策历经“标杆指导平价”阶段，2017-2018 年间，陆上 风电已出现平价项目，并于 2021 年起全面退补；海上风电的 LCOE（度电成本） 与平价仍有一些差距，仍需下降 14%-32%左右。国补退坡翘盼地补接力，有望提升产业链降本动力。自 2022 年起，

31、我国新增 海上项目将不再享受国家补贴，转由地方政府给予补贴。国家补贴时期，高电价可 保障企业利润，推动地方政府税收增加，因此降本意愿较低；国补退坡地补接力后，地方政府有动力推动产业链成本下降，来保障企业利润以及税收收益。“十四五”规划量巨大，沿海三省已出台具体补贴计划。我国相继出台政策 助力海上风电有序发展，地方政府也于 2021 年下半年起，陆续出台“十四五”海 上风电新增装机规划，其中广东、山东、浙江、海南、江苏、广西等沿海地区的规 划量已接近 80GW，广东、江苏、山东相继出台补贴政策；根据北极星发电网披露， 截至 2022 年 3 月，全国海上风电规划总装机量已经超过 100GW。我们

32、认为在政 策加持下，海上风电在“十四五”期间将迎来大发展，或成为我国风电行业蓬勃发 展的核心驱动力。通过提高生命周期发电量与降低生命周期成本使 LCOE 降低。发电量维度， 根据 Dr. Chaviaropoulos 和 Dr.Jensen 发布的论文，当风机容量从 5MW 提升至 10MW 时，容量系数可提升 3%-7%。成本维度，根据上海电气披露，通过产业链 各环节升级，全生命周期成本可下降约 30%，以此为基础，我们预计“十四五期 间”海上风电的全生命周期成本可下降 30%-35%。综合来看，根据我们测算在不 依赖地补的情况下，“十四五”期间 LCOE 可降低约 29%-37%。根据我们

33、测算，“十四五”期间，广东、福建、浙江、江苏、上海、辽宁有望 率先实现平价。以下罗列了测算过程中用到的核心假设：建设成本：近年海上风电建设成本下降趋势明显；全球维度，2020 年全 球海上风电建设成本为 3185 美元/kW, 10 年 CAGR 为-3.8%；国家维度， 2020 年中国海上风电建设成本为 2968 美元/kW，10 年 CAGR 为-4.0%， 降幅排名靠前。我们通过整理公开信息，获得了各省过去的海上风电项目 的建设成本，假设年均降幅不变，按照每年降价 4-5%，获得各省 2021 年底建设成本。运维成本：运维费率呈阶梯式增长第 15 年为 0.5%，第 610 年为 1%

34、， 第 1115 年为 1.1%，第 1620 年为 1.2%，第 2125 年为 1.3%。容量系数及其他假设：采用 evWind 披露的我国各省容量系数；采用社会 回报率 8%，资本金比例为 20%，长期贷款基准利率为 4.9%，项目建设 周期为 2 年，运营期限为 25 年。广东得益于良好的风能资源以及较高的电价，LCOE 仅需下降 1%便可实现平 价上网，且 IRR 较高；福建、江浙沪、辽宁地区可在不依赖地补的情况下实现平 价，山东有望在地补的支持下实现平价。若考虑地补，广东与山东的海上风电项目 LCOE 可下降 10%/5%。2022 年， 广东省海上风电的补贴标准为 1500 元/

35、kW,若考虑地补，LCOE 降 0.05 至 0.42 元 /kWh, IRR提升1.0 pct至5.9%；山东省2022年海上风电的补贴标准为800元/kW， 若考虑地补，LCOE 降 0.03 至 0.61 元/kWh, IRR 提升 0.4 pct 至 1.7%。对标欧洲，我国海电进入市场化阶段。现阶段我国海上风电行业所处阶段对标 欧洲海上风电行业的“市场化阶段”。2013 年后英国引入差异成本体系, 使得电厂 也参与到电力市场中而政府只提供最低价格保证;同期欧洲海上风电市场在市场化 的刺激下，不断取得技术突破，拉低产业链成本，2012-2017 年间，主要欧洲国家 的海上风电 LCOE

36、 大幅降低，2015-2016 年陆续出现平价项目，出现平价后， LCOE 降幅趋于平缓，在 2017 年之后降幅趋缓，对我国风电 LCOE 走势具有参考 意义。4.3.风光大基地提升陆风装机规模“十四五”期间陆上风电的装机增量主要来自于三个方面：风光大基地、分散式 风电、存量改造。其中风光大基地与分散式发电为主要装机增量来源。风光大基地预计将贡献装机量 114GW。第一批风光大基地项目规定在 23 年完 成装机，装机量为 97.05GW，其中明确为风电项目的装机量为 14W，明确为光伏项 目的装机量为 22GW，剩余 62GW 为“风光项目”；在已明确的项目中，38%为风 电项目，假设“风光

37、项目”中 38%为风电项目，则第一批风光大基地“十四五”期 间贡献风电装机量为 37GW；第二批风光大基地项目中有 200GW 规定要在“十四五” 期间完成装机，假设风电比例也为 38%，则第二批风光大基地“十四五”期间贡献 装机量为 77GW。分散式发电预计贡献装机量 25GW。2021 年 10 月，118 个城市与 600 多家风 电企业共同发起了“风电伙伴行动”，力争在“十四五”期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 50GW；保守预计“十四五”期 间实现规划装机量的 50%，则可贡献装机量 25GW。存量市场以低功率风机为主，替换空间不容

38、忽视。根据北极星电力网披露， 陆上风机寿命通常在 20 年左右，在我国三北地区，由于开发较早，已有大量老旧 风到达其使用年限。它们面临着三种命运：换新、改造或退役，换新更具经济性， 截至目前，宁夏与内蒙古已出台相应政策鼓励风机置换。根据 CWEA 披露，2020 年我国 3MW 以下风机占比接近 88%，替换空间广阔。我们预计“十四五”期间 将有 10GW 的置换需求。4.4.大型化不断提升降本能力根据 2021 年风能大会各个公司展示的新机型来看，大型化趋势不减。陆上最大 功率机型为明阳智能的 MySE7.XMW，额定功率为 7MW，叶轮直径 195 米，海上的机型大部分在 7MW 以上，海

39、上最大功率机型为明阳智能的 MySE16MW，额定功率 为 16MW，叶轮直径 242 米。风机大型化可以从三个维度降低成本：1）整机制造维度：降低单位制造成本； 2）风场运营维度：减少所需风机台数，降低 LCOE；3）发电效率维度：增加风机 利用小时数从而提升发电量，驱动度电成本降低。整机制造维度：降低单位制造成本。风机大型化下，单机零部件用量的增幅明显小于单机功率的增加。以全球领先 的主机厂明阳智能与 Vesta 为例，MySE4.0-145 与 MySE8.3-180 相比，单位功率 提升了 108%，关键零部件的重量及尺寸明显低于单位功率增幅；Vestas V82 与 V112 相比，

40、单机功率提升了 81.8%，而五大零部件用量却下降了 10%。场运营维度：减少所需风机台数，降低 LCOE。在通用规模的风电场下，单机功率的增长，可降低所需风机台数，有效解决点 位不足的问题，同时推动建设成本与运维成本的降低。根据风电平价后时代项目 投资特点与趋势披露，当机组单机容量由 2MW 提升至 4.5MW 时，静态投资成 本显著可降低 14.5pct，全投资 IRR 提升 2.4pct，LCOE 下滑 13.6pct。发电效率维度：核心零部件升级，增加风机利用小时数从而提升发电量。伴随风机的大型化的是核心零部件的升级。叶片尺寸更长，促使降低对风速的 要求，也扩大扫风面积，发电量也随之增

41、大；塔筒高度提升，推动切变值提升，高 层风速的利用价值更高。5. 储能：市场与技术增长最迅速赛道5.1.全球储能高速成长，海外户用最为亮眼全球碳中和背景下储能空间广阔。根据国际能源署（IEA）的测算，如果全球在 2050 年（欧美承诺的碳中和时间）实现二氧化碳净零排放，届时风电及光伏装机占 比需要达到全球总装机容量的 75%，对于电池储能的需求在 2030 年即将达到 585GW/1463GWh 的 规 模 。 据 BNEF ， 2021 年 全 球 电 池 储 能 新 增 规 模 为 10GW/22GWh，创历史新高；而要达到 IEA 测算的规模，2021-2030 年电池储能的 年均增量需

42、要达到 62GW/156GWh。全球新型储能装机量高速增长。据 CNESA 统计，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%，其中新型储能（以电化学储能为主，不 包括抽水蓄能）的新增投运规模最大，达到 10.2GW，同比增长 117%；我们预计至 2025 年，新增装机量将以 41.8%的 CAGR 高速增长。 我国作为全球储能重要市场，未来将同样保持高速增长。据 CNESA 统计，2021 年我国新增投运电力储能项目装机规模 10.5GW，同比增长 228%，其中新型储能（以 电化学储能为主，不包括抽水蓄能）新增装机达到 2.4GW，同比增长 60%；我

43、们预 计至 2025 年，新增装机量将以 42.3%的 CAGR 高速增长。户用储能市场不断扩大，欧洲成为助推主力。由于国际政治形势复杂，能源价格 显著上涨，促使民众能源自给意识提高，户用储能需求高涨。欧洲是全球户用储能的 主要市场，20 年新增装机量超过 1GWh，同比增长 44%，我们预计 21 年可达到 2GWh 的规模。各国为鼓励户用储能安装，相继颁布优惠政策，光储一体设备可获得补贴或 减收税款。未来，因能源紧缺、电价上涨等风险依然存在，户用储能拥有巨大提升空 间。下一代商业化储能技术蓄势待发，降本扩容是核心诉求。受益于锂电池储能商 业化初期的高速发展，各厂商储能业务规模增长迅速，也吸

44、引了众多企业跨界涌入储 能赛道。不过由于锂资源在全球的储量相对较稀缺、连续放电时长相对较短、装机成 本不易通过规模化摊薄等问题的存在，我们认为需要关注诸如储量丰富可实现降本的 钠离子电池，以及长时储能代表性技术液流电池的商业化前景。5.2.钠离子电池：适用于储能的低成本新技术钠资源储量丰富成本占优，性能满足储能需求。全球锂矿主要集中于南美等国 家，我国锂资源开采难度大，成本高，目前我国 80%的锂资源供应依赖进口。而钠 元素的地壳储量为锂的 1000 倍以上，储量丰富，分布广泛，成本低廉。 当前钠电池研究成果显著，部分企业对其正极、负极、电解液进行改良，选择无 贵金属原材料，大幅降低成本。钠离

45、子电池的安全性、高低温容量保持率、稳定性等 方面的性能相对锂电池较好，虽然能量密度相对较低，但在装机体量大、体积要求不 高的储能领域，其能量密度的限制对产业化推进的影响较小。产线易于改造，短期转型速度快。钠离子电池主要由正极、负极、隔膜、电解液 和集流体构成，与锂离子电池工作原理相似，结构机理高度重合，仅在投加原材料方 面存在差异。当前大规模布局的锂电池产线和设备经简单改造即可应用于钠离子电池 生产，改造成本低，能够相对快速布局产能，弥补锂电池供需紧张、上游原材料处于 价格高位的问题。多家企业布局钠电业务，正极选材影响电池性能。目前钠离子电池的研究主要 集中于正极材料，可分为普鲁士蓝类化合物体

46、系、层状氧化物体系、隧道型氧化物体 系和聚阴离子型。其中，普鲁士蓝类和聚阴离子类化合物结构稳定、工作电压灵活， 电解液中钠离子传输较快；而隧道型虽电压较低，但其比容量相对较小；层状氧化物 生产技术简单，比容量较高但循环性略差。具备中科院背景的中科海钠在国内最早开始钠电池研发生产，目前规划了 5GW 的量产产线，标志着我国钠电池产业化进入新阶段。宁德时代 21 年发布的第一代钠 离子电池，能量密度高于海外厂商，展现出龙头企业强大研发实力。华为、中石油等 企业跨界投资钠电池产业，多家正负极厂商开始配套研究，我们预计钠离子电池的商 业化放量将在未来 2-3 年内实现。宁德时代第一代钠电池正极采用高克

47、容量的普鲁士白体系，能量密度可与磷酸铁 锂电池相当，优于其他钠电正极材料，但生成工艺相对较难，生产成本相对较高。中 科海钠和钠创新能源等采用层状金属氧化物，制备简单，产线改造相对容易，但在能 量密度上弱于宁德时代的方案。宁德时代作为全球电池龙头，具备强大的制造能力和 成本控制能力，我们认为其选择普鲁士蓝类体系，在看重优秀性能的同时，也会对生 产过程进行系统性降本，为其逐渐扫清产业化障碍。5.3.长时储能：匹配碳中和的中长期必选项新型电力系统需要配置长时储能。美国能源部将连续放电时间在 10 小时以上的 储能形式定义为长时储能，而目前国内储能电站的常规储能时长约为 2-4 小时。随着 未来各国风

48、电及光伏装机占比进一步提升，每天日落至次日日出约 10 个小时的光伏 发电出力空缺，叠加复杂天气原因造成的发电侧剧烈波动，使得可持续放电 10 小时 以上，甚至数天和数月的长时储能系统成为未来新型电力系统的必选项。储能系统的连续放电时长将从数小时级发展为数天级。根据长时储能理事会 （LDES）发布的报告，2025 年长时储能装机规模将达到 30-40GW/1TWh，储能时 长在 24 小时以上的装机占比将持续提升，理想状态下 2040 年长时储能项目的平均 放电时长将达到 56 小时左右。技术路径仍在探索阶段，中期来看液流电池大规模商业化的机会较大。当前对 于长时储能形式的探索大体可分为机械式

49、、储热式、化学及电化学方式四种，每种形 式下又包含多条技术路线的分化。不过我们认为，机械式和储热式储能对于地理条件 的要求较特殊，可复制性相对较差，未来将在特定地形下因地制宜开展；而液流电池 储能及氢储能随着技术逐渐成熟以及成本的下降，有望率先成为能够大规模商业化的 新型长时储能形式。离子交换膜国产化将成为液流电池降本的重要方式。当前液流电池储能示范项目装机成本约为 2500-3500 元/kWh，显著高于锂电池储能。离子交换膜在液流电池 系统成本中占较大比重，全钒液流电池中约占20%，铁铬液流电池中约占30%-40%。 当前液流电池中应用较广泛的离子交换膜为美国科慕公司（原杜邦公司）的产品，

50、未 来如果能实现国产替代将成为液流电池降本的重要手段。6. 氢能：顶层规划落地，产业蓄势待发6.1.顶层规划打开氢能中长期发展确定性3 月 23 日，发改委发布氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年），作为我 国首个氢能产业顶层设计规划，为未来十余年产业发展定调，意义深远。氢能中长期 发展规划明确了氢能产业中长期发展三大战略定位：首先，氢能作为未来国家能源体 系重要组成部分被明确定位，且能源属性得到定性；其次，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，脱碳成为氢能产业发展的重要驱动力之一；最后，氢能作为战 略性新兴产业未来将被重点发展。6.2.脱碳为氢能产业发展核心驱动力碳中和的世界将

51、高度依靠电力供能，电力将成为整个能源系统的支柱，尤其是风 能和太阳能为代表的可再生能源电力。参考清华大学气研院给出的低碳发展战略，在 2050 年 2及 1.5目标下，我国电力占终端能源总消费比重将由目前的 25%分别 提升至 55%及 68%，意味着以 2060 年实现碳中和目标，我国电力消费比重将在 2050 年超过 60%。然而，在某些行业（如交通运输行业、工业和需要高位热能的应用）， 要想实现深度脱碳化，仅靠电气化可能难以做到，这一挑战可通过产自可再生能源的 氢气加以解决，这将使大量可再生能源从电力部门引向终端使用部门：1）工业领域：目前在若干工业产业（合成氨、甲醇、钢铁冶炼等）中广泛

52、使用 的通过化石燃料生产的氢气，从技术层面上而言可通过可再生能源制氢来替代。此外， 氢能凭借灵活性强的特点，可以成为间歇性工业领域的中高级热能低碳解决方案。2）交通运输领域：氢燃料电池汽车作为纯电动汽车的电动化补充解决方案，以 绿氢作为燃料，为人们提供与传统燃油车驾驶性能相媲美的低碳出行选择（可行驶里 程、燃料加注时间、低温性能）。而在目前纯电动应用受限的领域中（例如卡车、火 车、游轮、航空等），氢燃料电池方案可以完美胜任。3）建筑领域：通过天然气管网掺氢可实现氢能在建筑领域的深度脱碳，当前我 国天然气管道输送技术成熟，中低比例的天然气掺氢已具备实践基础。6.3.氢能脱碳带来产业链多元化需求根

53、据权威机构中国氢能联盟预测，在 2060 年碳中和目标下，到 2030 年，我国 氢气的年需求量将达到 3715 万吨，在终端能源消费中占比约为 5%。到 2060 年， 我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为 20%。其 中，工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的 60%，其次分别为交通运输领域、 新工业原料、工业燃料等。 伴随氢能脱碳节奏的推进，将带来产业链上中下游各环节的多元化长期需求，其 中：1）上游端绿氢生产是未来中国氢能供应与应用体系发展的关键环节，将带动电 解槽需求提升；2）中游端用氢规模提升带来氢气储运以及气体处理需求的快速增长； 3）下游端氢燃

54、料电池车将成为氢能核心的脱碳增量应用领域。上游：绿电制氢推动电解槽需求从各制氢路线的特点来看，传统制氢工业中以煤炭、天然气等化石能源为原料， 制氢过程产生 CO2 排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等有害杂质，对提纯及碳捕获 有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，能够避免尾气中的氢气 浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化的氢能供应来看；电 解水制氢纯度等级高，杂质气体少，考虑减排效益，与可再生能源结合电解水制“绿 氢”被认为是实现氢脱碳的最佳途径。中游：用氢提升带动储运及气体处理需求随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入技术和产业化的快速发展期， 相对应

55、的氢能储运产业发展将给特种设备行业带来新的发展机遇。（1）车载高压储氢瓶是目前众多储氢承压设备中，技术相对成熟，已经具备商 业化程度的一种储氢设备。我们认为车载高压储氢瓶在未来十年将迎来快速发展期。根据我们测算，国内储氢系统（包含气瓶、管阀、线材等）市场规模到 2025 年 及 2030 年将分别达到 34.4 亿元、259.3 亿元，市场规模复合增速达到 48%。其中 储氢瓶规模将由 2022 年 4 万只规模分别增长至 2025 年的 12 万只及 2030 年的 80 万只，年均复合增速达到 45%；储氢瓶中核心材料碳纤维的用量也将伴随气瓶数量 及储氢压力的提升而快速增长，预计碳纤维用量

56、到2025年及2030年将分别达到0.72 万吨、5.28 万吨，年均复合增速达到 50%。综合2020 年全球碳纤维复合材料市场 报告对我国碳纤维需求预测，预测 2025 年及 2030 年气瓶用碳纤维需求量将分别 占碳纤维需求总量的 5.5%、20.3%，车载储氢瓶也将成为国内碳纤维市场重要的增 长点之一。（2）储运过程伴随大量压缩、净化等气体处理需求。通常氢气从制氢厂制取后， 经运输到加氢站，最终加注到应用端，需对氢气进行净化、压缩（液化）等多步骤的 气体处理，而非直接从制氢端到用氢端。 以氢气压缩为例，考虑到氢气压缩机涉及到氢能储运过程多环节，计算存在复杂 性，因此我们仅测算加氢站氢气

57、压缩机市场空间。根据我们测算，预计到 2035 年， 氢气压缩机累计投资规模将达到 68.2 亿元。而在实际高压气态氢储运供应链建设中， 氢气压缩机整体市场空间将数倍于加氢站内氢气压缩机规模。下游：氢燃料电池车为氢能核心增量应用氢燃料电池凭借能效高、零排放等能源优势，将成为氢能在交通运输领域核心增 量应用。在“2060 碳中和”背景下，氢燃料电池汽车将助力交通运输实现深度脱碳， 且将率先在商用车尤其是重卡领域中得到应用，与纯电动实现差异化场景布局。 随着氢能中长期发展规划的落地，以及“3+2”城市示范圈的稳步推进，我们认 为未来 10 年国内氢燃料电池汽车将实现快速发展，根据不同发展阶段：1）

58、2020-2025 年为发展起步期，氢能车市场以政策驱动为主，方向上侧重发展中重卡，预计到 2025 年氢燃料商用车年销规模有望达到 1 万辆水平，市场空间处于百亿规模；2） 20252030 年随着基础设施加大普及、技术革新和成本下降推动产业进入发展加速 期，到 2030 年年销规模有望达到 10 万辆水平，市场空间有望达到近千亿规模。7. 绿电：乘市场化改革之风，进入新发展阶段新基建获得政策强力支持，无论是新能源大基地获政策力推，还是补贴欠款有望 一次性发放，绿电运营商历史问题正在逐步解决，行业已经进入新发展阶段。我们认 为以下几点因素是绿电发展的重要支撑：新基建是 2022 政策大力支持

59、的主要投资方向。稳增长背景下，社融大幅增长， 新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。2022 中央预算用于可再生能源补贴 4594 亿，补贴拖欠问题有望解决，加速项目开发。融资成本下降。央行在 2021 年 11 月推出碳减排支持工具，按贷款本金 60%支 持，1 年期利率 1.75%，已经开始实施，截止目前各商业银行已发放总贷款金额 达 2212 亿元，加权平均利率 4.0%。受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产 生冲击，过去两年赛道基金大量发行，部分新能源标的基金持仓已处于高位，绿 电运营商持仓比例较低，受交易风格变化影响较小。供给释放推进成本端持续优化。

60、硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加 各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成 本下降，运营商成本端持续优化。收入端支撑力度强，进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价，边际上由煤价 决定电价水平，能耗双控下煤价处于高位较难下降，电力需求保持旺盛，尤其是 绿电需求，支撑交易电价上行。7.1.供给与需求共同支撑高煤价海内外煤价倒挂叠加减碳，煤价具备强支撑。截至 2022 年 4 月 29 日，秦皇岛 山西产动力煤市场价格 940 元/吨，广州港印尼煤价 1296 元/吨，澳大利亚纽卡斯尔 动力煤现货价 2352 元/吨，南非煤理查德动力煤现货价 2069 元/吨