2022年电力设备与新能源行业年度策略 新能源车需求保持韧性

2022年电力设备与新能源行业年度策略新能源车需求保持韧性新能源车：需求保持韧性，关注新技术阿尔法机会我们预计中美需求延续强势，期待欧洲市场复苏政策退坡影响有限，优质供给驱动增长，国内新能源车渗透率保持提升。根据中汽协数据，22年10月国内新能源车销量71.4万辆，同比+86.4%，渗透率28.5%，同比+12.1pct，1-10月新能源车累计销量527.1万辆，同比+108.7%，渗透率达到24%。22年至今国内新能源车销量同比实现大幅增长，销量及渗透率持续稳步提升。22年对于续航超400千米的普通纯电动车购置补贴为1.26万元，插电式混动车型补贴为4800元，该补贴将于22年后正式取消，购置税免征政策则延续至明年底。我们认为国内市场已进入内生增长阶段，主要由供给驱动，政策补贴对于中端及高端车型影响较小，预计政策面对需求影响有限。新能源车产品力提升，中端车型有望成为主要增量来源。根据乘联会，10M2022国内A、B级乘用车占销量75%，但作为国内汽车市场主体的A、B级车型，新能源车渗透率目前仍较低。22年1-10月A00、A0、A、B、C级以上新能源车渗透率分别为99.9%、32.5%、18.2%、22.2%、33.6%，呈现“中间低，两端高”的特点。明年传统车企以及新势力车企仍将推出一系列以中端为主的新车型，比亚迪海洋、军舰、腾势及全新高端车型仰望汽车均有新品开启交付，小鹏High-powerchargingBEV、中高端车型，蔚来ES8新版、ES6新版、EC6轿跑版等新车型也计划于明年上市，推动新能源车渗透率进一步提升。美国市场政策助力有望成为新增长极。根据Marklines数据，美国9M2022新能源车销量72.1万辆，同比+60.2%，保持较快增长。22年8月，拜登签署《减少通货膨胀法案》（IRA），法案取消车企补贴销量上限，并将退坡时间延至2032年，上调电动汽车基础设施的税收抵免金额上限。22年9/11月，美国参/众议院提交修正法案，推迟对于新能源车最终组装、关键电池矿物、电池组件等补贴限制条件的实施时间。修正法案释放出美国对于新能源车及其零部件本土化要求的松动倾向，有利于美国新能源车渗透率提升。目前北美本土锂电产业链仍较为薄弱，短期内不足以满足本土需求，我们认为IRA法案有望助力国内企业进一步提升海外份额。美国新能源车渗透率基数低，政策扶持下，我们预计美国电动化进程有望加速。欧洲市场暂时承压，期待明年复苏。根据Marklines数据，欧洲9M2022新能源车销量165.4万辆，同比+6.7%。22年上半年欧洲新能源车销量承压，主要系高通胀影响整体消费需求及线束、芯片等供应紧张。虽然汽车市场整体需求下降，但新能源车销量同比增速好于整体汽车市场，10M2022欧洲七国新能源车销量165.2万辆，同比+5.2%，渗透率21.7%，同比+2.7pct。其中BEV销量88.1万辆，同比+49.7%，渗透率13.0%，同比+3.5pct，销量和渗透率表现亮眼。22Q3欧洲七国新能源车销量已有明显回暖，8月销量同比增速转正，10月同比增速回升至13.7%，渗透率升至24.1%。欧洲新能源车前三大市场，德国/英国/法国10月份销量同比+25.0%/17.5%/3.0%，销量增速延续向好趋势。预计明年随着地缘政治局势趋于缓和，供应链问题以及通胀问题好转，欧洲市场需求有望复苏，我们对欧洲市场明年需求保持谨慎乐观。我们预计全球22-25年新能源车销量CAGR达到38%，动力电池装机量CAGR为50%。考虑中国市场新能源车渗透率保持较快提升速度，我们预计25年中国新能源车销量将达到1392万辆，渗透率达47.2%，2022-2025年CAGR45%。考虑美国《减少通货膨胀法案》（IRA）等政策支持，预计25年美国新能源车销量将达到428万辆，渗透率达26.4%，2022-2025年CAGR59%。考虑欧洲高通胀及供应链短缺问题，我们略下修23-25年欧洲新能源车销量至258/309/370万辆，2022-2025年CAGR14%。受益于下游市场拉动，我们预计2025年全球动力电池装机量有望达到1486GWh，2022-2025年CAGR50%。材料供需矛盾缓和，电池盈利修复隔膜预计维持紧平衡，其他材料供需矛盾趋缓材料环节产能逐渐释放，多数环节价格已自高点回落。锂电材料受去年起需求快速提升影响，各环节基本都经历了供需紧张，价格快速上涨。高利润吸引资金进入，随着产能逐渐释放，材料端供需关系或将扭转，目前大多数材料已自高点回落。正极价格自21年起一路高涨，今年4月开始回调。由于下游新能源车需求高增，而上游碳酸锂等资源开发存在时滞，21年以来正极材料价格随原料价格一路高升，4月后产品价格开始出现下调，22年10月，三元材料5系/6系/8系/磷酸铁锂的均价分别为34.19/36.74/38.99/16.65万元/吨，相较于4月价格高位分别-6.2%/-3.62%/-7.43%/+1.03%。目前碳酸锂价格维持高位，我们预计锂矿资源释放周期较长，需求持续攀升，明年锂价预计仍将高位运行。Q3石墨化以及原材料价格回落带动人造石墨负极价格下降，预计后续随石墨化价格下降将逐渐降价。今年石墨化价格持续走高推动人造石墨负极价格上涨。今年8月，石墨化价格开始松动下行，月均价从年内高点2.8万元/吨降至10月的2.35万元/吨。按1吨负极成品对应1.1吨石墨化需求计算，8-10月石墨化价格变动使负极成本下降4950元/吨。同时，低硫石油焦价格8月以来也开始下行，使得人造石墨负极价格10月均价略有下调。展望明年，石墨化释放增加，预计石墨化价格或将持续走低，带动负极价格下降。电解液价格同步传导原材料成本，未来或将持续下探。六氟磷酸锂主导2021年至今电解液价格波动。22年3-6月，六氟磷酸锂开始跌价，叠加溶剂、添加剂等原材料价格下降，电解液价格开始大幅回落，Q3至今，六氟磷酸锂与电解液价格企稳。考虑明年六氟磷酸锂新增产能释放，尤其是成本较低的液体六氟磷酸锂产能增加，预计其价格仍有下降空间，带动电解液价格逐渐下行。铜箔加工费2Q22开始回落，铝箔加工费维持高位。国产阴极辊导入促进产能释放以及铜箔新增产能较多，使得年内铜箔供需关系转松，铜箔加工费自2Q22出现松动，3Q22继续下降。22年10月，6μm/8μm铜箔加工费分别为1.9/1.45万元/吨，相较于今年价格高点分别-22.3%/-21.3%。铜箔新增产能明年进一步释放叠加标准铜箔转产，预计明年铜箔加工费或维持低位运行。传统铝箔转产电池箔速度较慢，新建产能受制于设备交付周期交期，今年铝箔供需保持紧张，今年加工费维持高位运行，我们预计明年上半年供需仍偏紧，预计加工费或将维持高位，下半年随着新增产能释放，或将进入下行通道。展望明年，湿法隔膜预计维持紧平衡，随着其他材料产能逐渐过剩，低端产能或逐步出清，格局或将优化。隔膜价格主要由供需驱动，年内湿法隔膜供需偏紧，价格相对稳定，干法隔膜供需较为宽松，Q3以来价格有所回落。截至22年10月底，7μm湿法/9μm湿法/16μm干法价格分别相较于今年最高价-5%/-2%/-21%。湿法隔膜预计明年虽名义产能释放较多，供需关系较今年有所宽松，但考虑到受制于设备交付及调试时间较长，预计维持紧平衡。展望明年，湿法隔膜供需保持紧平衡，铝箔供需紧张程度次之，其他多数材料随着新增产能释放，供需矛盾将持续改善，预计或将逐步转向供过于求，价格或将下行。随着多数材料环节产能走向过剩，价格下行，低生产成本的厂商将具备竞争优势，有望实现产能出清，我们预计未来材料环节格局或将优化。电池环节盈利能力有望修复明年材料成本下降，或将促进电池企业盈利能力修复。今年电池材料价格处于高位，导致电池厂商盈利能力承压，虽然Q2通过价格联动传导碳酸锂等正极原材料成本，但多数材料成本传导有限，电池企业盈利能力较低。随着23年材料环节产能持续释放，我们预计多数环节价格或将下降，叠加各大电池厂商供应链一体化布局，电池环节盈利有望提升。新技术产业化加速复合箔材兼具安全性与成本优势复合箔材具有安全性以及降本双重优势，即将量产应用。复合箔材中间采用塑料基膜，在电池热失控时可及时熔断切断电路，防止热失控蔓延，能有效提升电池安全性。另外复合铜箔能显著减少铜用量，而铜成本约占传统锂电铜箔成本八成左右，复合铜箔未来量产后经济性预计优于传统铜箔。我们预计复合铜箔降本能力较强，有望在磷酸铁锂电池体系中广泛应用，复合铝箔安全性能更优，有望在高镍三元等三元体系中提升渗透率。目前重庆金美已经实现复合箔材量产，宝明科技产业化进度也较快，目前已向下游客户广泛送样，一期规划产能1.4-1.8亿平，我们预计明年复合箔材或将应用于电动车等下游场景。钠电池具有战略价值以及经济性优势锂价高企体现钠电池成本优势，战略价值凸显。钠元素分布广泛，成本远低于锂，目前碳酸锂价格处于高位下，钠电池成本优势更加明显。同时，中国锂资源自给率较低，而各国出于保护国家利益加强锂矿投资监管，中国锂资源供给存在一定的政治风险。11月初，加拿大工业部以“国家安全”为由，要求中矿(香港)稀有金属资源有限公司、盛泽锂业国际有限公司以及ZanggeMiningInvestment(Chengdu)CoLtd等三家中国公司剥离其在加拿大关键矿产公司的投资。钠资源分布广泛，资源自主可控，可成为锂电的有效补充，具有较强的战略价值。钠电有望率先应用于电动两轮车等市场，长期储能、低速乘用车有望打开空间。根据中科海钠官网，其钠电池能量密度为145Wh/kg，大幅领先铅酸电池，接近磷酸铁锂电池，我们认为随着钠电池产能释放，明年或将率先应用于对循环性能要求较低的电动两轮车、电动工具等市场。未来随着钠电池循环性能提升，电池材料产业化量产进一步降本，经济性凸显，有望应用于大型储能、低速乘用车等更广阔市场。4680大圆柱与磷酸锰铁锂方兴未艾特斯拉推动下，4680大圆柱电池量产在即。4680大圆柱电池一致性好，生产成本较低，且散热性能较好，是搭载高镍三元与硅基负极以提升能量密度的最佳方案之一。我们认为大圆柱电池未来更适配追求高能量密度，单车带电量大的高端车型，特斯拉积极推动大圆柱电池应用普及，Q3月装车量达到1000辆/周，随着德州工厂新生产设备投产，产能预计进一步爬升，松下与亿纬锂能也有大圆柱电池产能规划，预计随着生产工艺进一步成熟，大圆柱电池将在高端车型快速推广。磷酸锰铁锂能够在提高电压的同时保持低原料成本，明年有望推向市场。磷酸锰铁锂(LMFP)是在磷酸铁锂中加入锰元素以提高电压，其晶体具有橄榄石型结构，稳定性高。磷酸锰铁锂不仅具有磷酸铁锂低成本、高安全、长寿命的特性，同时通过改变锰铁比能够改善磷酸铁锂的能量密度缺陷，能量密度能够达到接近5系NCM的水平。但是材料充放电能力受限，目前已有许多新的工艺合成路线能够有效解决磷酸锰铁锂电导率较低的问题。通过采用减小颗粒尺寸、导电物质包覆、体相离子掺杂、材料结构设计与形貌调控等单一措施或者利用多种措施的协同作用能够对LFMP进行有效的性能改良。随着技术的持续发展，未来其应用范围有望实现大幅拓宽。目前宁德时代为代表的电池企业正积极推动磷酸锰铁锂商业化应用，宁德时代已量产M3P电池，预计最快将于明年推向市场应用。板块具备配置价值，关注新技术阿尔法机会我们认为板块PE估值处于底部区间，具备配置价值。板块PE处于底部区间，CS新能车指数PE处于2020年以来的低点，按照Wind一致预期下的盈利预测，23年PE估值电池公司20-25X，材料公司大部分10-15X，隔膜20X。短期，消费复苏的预期或是主要矛盾，锂电板块有配置价值，配置思路：首选壁垒高、盈利能力好转的电池：宁德时代、亿纬锂能，其次是23年盈利下滑压力小的湿法隔膜环节。新技术有阿尔法，关注钠电池、复合箔材、4680大圆柱电池、磷酸锰铁锂等产业链相关机会。新技术是产业链有阿尔法的方向，因为量方面有渗透率提升的逻辑，盈利方面有新产品降本增效盈利更好的的逻辑。光伏：需求旺盛+原材料瓶颈缓解，23年装机有望高增23年装机有望高增，建议配置颗粒硅、硅片头部厂商、辅材板块、一体化组件及逆变器板块。根据能源局数据，2022年1-9月，中国新增光伏装机52.6GW，同比增长106%；中国光伏组件出口121.5GW，同比增长89%。在全球双碳大背景与地缘政治导致的能源危机下，光伏海外需求旺盛。而国内则受限于高供应链价格，压制了下游装机需求，导致前三季度装机节奏较缓，随着Q4硅料供应瓶颈逐渐缓解，下游装机有望放量。往23年看，上游原材料新增产能持续释放，为终端放量打开空间。22年海外需求旺盛，国内装机则受制于硅料价格高企，23年看装机高增根据能源局数据，2022年1-9月，中国新增光伏装机52.6GW，同比增长106%，主要系硅料价格供应不足且价格处于高位，终端接受度不足导致装机量较少。中国光伏组件出口121.5GW，同比增长89%，主要系受到能源危机与电价飙升影响，海外市场持续景气，欧洲地区最为旺盛，同时新兴国家如巴西、印度等需求上升。23年硅料供给瓶颈消除，下游需求有望迎来恢复。2023年硅料产能释放，预计全年有效供给超130万吨，可支撑装机超400GW，硅料环节瓶颈消除，价格步入下行区间，下游需求回暖。随着硅料价格回落，部分被抑制的国内地面电站需求启动，其他景气市场如国内分布式保持快速增长，欧洲战争因素或缓和，但能源危机影响延续，叠加美国政策边际放松有望带来装机规模快速增长，我们预计2023年全球光伏装机规模达到350GW，光伏行业高景气延续。硅料：2022年硅料处于景气高位，2023年供给增加带动价格回落2022年硅料供求紧张延续，全年呈现温和涨价态势。2021年12月，在下游需求放缓和价格下行预期的催化下，硅料价格从27万元/吨回落至23万元/吨。进入2022年Q1，春节假期后硅片企业的生产稼动水平的快速提升，导致硅料需求增加，硅料价格止跌反弹至25万元/吨，一季度温和上涨9%；进入四月份，国内有所扰动，物流通行效率下降，货物交付受影响，叠加俄乌冲突带来欧洲光伏需求提升，硅料价格持续上涨至28万元/吨，二季度价格涨幅达12%；6月中旬以来，硅料头部厂商东方希望发生事故停产检修，同时部分硅料企业也面临检修或安全排查，硅料供应受冲击，受8月份高温气候影响，电力供应趋紧，四川等多地的工业用电限制引起产量损失，供需仍然偏紧，9月底单晶致密料价格跳涨至30.7万元/吨，单三季度硅料价格涨幅接近10%；进入10月，硅料产能加速释放，硅料有效产量上升明显，价格增幅收窄。但受西北地区导致的物流运输延迟影响，供需仍较紧张，展望12月，硅片厂生产用料的刚性需求预期明显，硅料价格松动的概率在逐步增加，硅料供需关系有望在年底迎来临界点。头部厂家积极扩产，2022年产能释放集中于Q3。22年新增的产能分别有：通威：乐山二期5万吨22年Q1投产，保山一期5万吨Q2投产，包头二期5万吨Q3投产。协鑫：徐州第三次扩建3万吨22年Q2完工，乐山一期10万吨Q3投产，包头一期10万吨预计22年Q4投产。大全：九原扩产23.5万吨22年Q1完工。新特：技改2万吨22年Q2投产，包头一期10万吨22年Q3投产。东方希望：准东三期6万吨22年Q3投产。亚洲硅业：青海二期3万吨22年Q2投产，青海三期4万吨22年Q3投产。新疆晶诺：新疆一期5万吨预计22年Q4投产。青海丽豪：青海一期5万吨22年Q3投产。南玻：新产能1万吨22年Q2完工。综合来看，预计22年行业有效硅料供给可达81万吨左右，以2.8g/W硅耗+1.2倍容配比测算，对应装机需求约277GW。全年来看，产能释放主要集中于第三季度，第四季度预计会有少量产能投产。随着2023年硅料新增产能释放，我们预计23全年硅料价格前高后低。从22Q4往23年看，我们预计硅料端新增供给分别有：通威：乐山三期12万吨预计23年Q3完工；协鑫：包头一期10万吨预计22年Q4投产，徐州四次扩建4万吨预计23年Q3完工，呼和浩特10万吨预计23年Q4投产；新特：准东一期10万吨预计23年Q2投产，新疆一期10万吨预计23年Q3投产；大全：包头一期10万吨预计23年Q2投产，高纯硅基材料10万吨预计23年Q4投产。东方希望：宁夏一期12.5万吨预计23年Q2完工，乌海6.5万吨预计23年Q3投产；新疆景诺：新疆一期5万吨预计22年Q4投产，新疆二期5万吨预计23年Q3完工；宁夏润阳：石嘴山5万吨预计23年Q1投产；青海丽豪：青海二期5万吨预计23年Q1投产。综合来看，预计23年行业有效硅料供给超130万吨，以2.8g/W硅耗+1.2倍容配比测算，可支撑装机超400GW；新增产能集中于23年下半年，预计上半年供需仍偏紧，下半年随着产能释放叠加好转，硅料价格有望松动下调。硅片：技术迭代进行时，行业领先厂商优势将愈发明显硅片价格方面，从2021年至今价格持续上涨。以单晶182硅片为例，假设其单片功率为7.6W，则价格已达0.89元/W，主要系下游景气下硅料短缺导致价格上涨。22H1隆基与中环的出货国内市占率达51%，竞争格局集中带来强顺价能力，硅片环节价格传导较为顺畅，价格随着硅料价格持续上升。硅片产量方面，22年1月起开工率提升带动硅片产量上行，22年1月国内硅片产量20.6GW，环增15.4%。受益于下游高景气和产能释放，硅片产量3月达25GW。之后由于影响部分企业产量减少，硅片产量4月为24.1GW。之后生产节奏逐步恢复。进入Q4后随着硅料产能释放，硅料产量上升供应瓶颈缓解，导致硅片开工率提升，9/10月硅片产量达30.8/33.5GW，环增18/9%。技术迭代增高硅片技术壁垒，技术领先厂商成本优势凸显。硅片环节进入新一轮技术迭代周期，大尺寸、薄片化、N型化提高了硅片环节技术壁垒，龙头与二线厂商在拉晶工艺、减薄进度、切片碎片率&良率等指标差距增大，导致行业内不同厂商的成本出现分化，领先厂商凭借薄片化+高切片良率摊薄拉棒端非硅&降低单瓦硅耗，预计较二线厂商拥有约5分/w的成本优势：1）通过更多的出片数摊薄拉棒端非硅，领先厂商在拉棒端较二线厂商有接近1分/w成本差距；2）通过降低单瓦硅耗，降低硅成本，公司单瓦硅耗较二线厂商领先接近0.2g/w，以当前硅料价格300元/kg测算，领先厂商在硅成本端有接近5分/w的领先优势。硅片环节成本差距将会进一步拉开，成本曲线左侧的领先厂商有望保持较高盈利。1）高价硅料掩盖各家非硅成本差异，硅料降价后，技术差异带来的成本差异将成为竞争的核心要素；2）大尺寸、薄片化、N型化下硅片环节技术壁垒显著提升，领先厂商在单炉产出、切片良率等指标上均明显领先二线，技术差异拉大将导致成本差距拉大；3）海外高纯石英砂短缺助攻，缺砂厂商被迫高比例掺杂国产砂，承担拉晶成本上升和质量下降的代价，成本上可能进一步落后于保供强的龙头厂商。电池片：大尺寸电池盈利修复，新型电池技术百花齐放电池片价格方面，从2021年6月至今价格经历两次上涨趋势，从21年6月持续至21年12月，以单晶182电池片为例，其价格由0.96元/W上升至1.16元/W，主要系下游持续景气。而2022年1月电池片价格有所回落，主要系电池片产量大幅增加，产能放量导致。22年2月起价格再度上涨，主要受益于下游装机景气和电池片技术迭代下大尺寸电池的短缺。盈利方面，大尺寸电池盈利持续修复。爱旭22Q1/Q2/Q3毛利率分别为7.44%/11.05%/14.31%，大尺寸电池供不应求下盈利持续修复。电池片紧缺原因包括：1）受上游原料涨价挤压，电池片过去盈利较差，故厂商扩产意愿较低。2）电池片面临从P型到N型的技术迭代，N型技术目前各有千秋，尚未出现绝对主导的技术路线，厂商扩产较为谨慎。3）目前提效降本下电池片正在大尺寸化，部分产线仍在转换，导致大尺寸电池片仍无法满足下游的旺盛需求。新型电池技术百花齐放，TOPCon进入密集落地期，BC、HJT如箭在弦。TOPCon技术路线性价比高，产能投资额低且可直接由PERC升级改造而成，故TOPCon进展较快，渗透率快速提升，根据PVinfolink数据，2022年TOPCon国内出货有望接近20GW，渗透率达6%，2023年TOPCon渗透率将达13%。BC电池包括HPBC、ABC，分别为隆基绿能、爱旭股份针对分布式市场的专利技术，我们预计HPBC/ABC产能22年底将达19/6.5GW，明年产能将进一步投放。HJT短期内仍受经济性限制，产能实际落地较小，我们预计22年底仅20GW左右，但降本路径已经明晰，待经济性凸显后大量规划产能或将落地。一体化组件：海外需求刺激出口放量，上游降价后有望盈利修复组件价格方面，整体呈现缓涨趋势。22年1月价格在1.98元/W，到2月份下降至1.88元/W。截至2022年6月底，组件价格为1.93元/W，进入7月后上游价格进一步上涨，组件价格也在7月底上升至1.97元/W，之后持续维持在1.98元/W。22年至今整体组件价格受硅料价格影响在1.88-1.98元/W高位运行，但受下游收益率要求压制，我们认为难以进一步上涨。我们预计明年光伏行业需求高景气仍将延续，组件需求无忧。国内受制于今年上游供应瓶颈，随着硅料产能释放产业链价格下降，国内今年被压制的需求有望在明年释放。海外看，欧洲受地缘政治因素影响，天然气涨价刺激光伏需求高涨，根据PVinfolink数据，2022年1-9月欧洲的组件出口规模达到65.3GW，同增109.92%，明年看，欧洲电价预计仍维持高位，居民装机需求强烈，预计欧洲需求将延续。美国IRA法案的提出及东南亚组件关税豁免，潜在光伏需求被激发且短期内美国仍要依靠进口组件，国内布局东南亚产能的厂商或将在美国仍有一席之地。上游供应瓶颈逐步缓解，我们判断组件将步入盈利修复通道。今年硅料供需紧张，价格一路飙涨，推高整体产业链价格，使得下游装机在面临高价组件时装机意愿减弱，需求被压制。目前硅料价格仍处高位，但随着产能的逐步释放，明年硅料紧缺将有所改善，硅料价格下降带动整体产业链价格下降，下游装机需求或将有所释放。同时组件今年受到上游涨价的挤压盈利能力下滑，往明年看，旺盛的终端需求将在某个价位对组件价格形成支撑，明年上游价格下跌后组件端盈利能力预计将逐步恢复。逆变器：光伏景气延续，储能打造第二成长曲线受光伏行业需求驱动，光伏逆变器维持高景气。国产光伏逆变器得益于国内企业稳定的成本控制能力带来的显著成本优势，在全球市场上具有强大竞争力。根据IHSMarkit数据，2021年光伏逆变器CR10约80%，中国企业包揽TOP4，在前十占站六个席位，占据总计约64%的市场份额，其中阳光电源取代华为，成为全球出货量第一的光伏逆变器制造商。明年光伏需求旺盛背景下，逆变器有望直接受益于光伏需求放量，量增确定性强。海内外储能发展迅速，储能逆变器进入快速增长通道，打开逆变器企业第二成长空间。户用储能可提高自发自用电的效率和降低经济成本，在全球能源通胀与东欧地缘冲突推动下，全球户储需求快速增长，其中欧洲增速最高。美国储能行业同样高速增长，主要归因于：1）政策驱动：2019年起储能政策的大量出台，强势助力美国储能行业的发展。2）需求快速增长：电价飞涨、电网可靠性差导致美国对储能需求日益旺盛。相比于欧美而言，国内主要侧重点是大型储能，当前主要由各省制定的强制配储的要求推动。储能逆变器与并网逆变器技术同源，国内逆变器企业积极拓展储能逆变器业务，有望乘全球储能发展之风，打开第二成长曲线胶膜：粒子供给紧缺是主旋律，N型时代带来POE相关投资机会回顾：2022年胶膜价格波动较大，受粒子、硅料、组件排产等因素影响受多方面因素影响，22年胶膜价格季度间波动较大。22Q1，由于龙头企业主动降价，其他胶膜厂跟进，一季度EVA胶膜从年初15.50元/平米下降至最低13.50元/平米，胶膜企业利润受损。二季度以来，俄乌战争引发的欧洲能源危机，来自欧洲的光伏需求提升，下游需求旺盛带动胶膜价格上涨，EVA胶膜从13.50元/平米涨至最高17.50元/平。三季度以来，硅料价格持续高位，下游需求增长乏力，叠加非光伏级EVA粒子需求旺季不旺，带跌光伏级粒子价格，胶膜涨价动力不足，跟随粒子降价而回落。2022年光伏级EVA粒子价格前升后降，与下游景气共振。一季度光伏级EVA粒子价格运行平稳，春节过后需求启动，粒子价格小幅上调，季度末涨至1.95万元/吨。进入二季度，光伏级EVA粒子价格持续上涨，主要受下游需求提升所致，季度末涨至3.05万元/吨的高位。三季度以来，受到非光伏料降价，以及光伏需求环比提升较弱的影响，光伏级EVA粒子价格开始回落，季度末降至2.3万元/吨。展望：EVA粒子紧缺持续到2023年，POE粒子渗透率上升2023年光伏级EVA粒子仍将处于紧缺状态。在2023年全球光伏新增装机量350GW，1.2容配比，单GW组件对应0.1亿平米胶膜需求，以及胶膜克重480g/平米的假设下，我们预计全球光伏级EVA粒子总需求约161万吨。23年全球光伏级EVA粒子供给预计154万吨，光伏级EVA粒子供需缺口约7.4万吨，EVA粒子供需紧张有望延续至2023年。展望2023年，N型时代到来带动POE胶膜渗透率提升。N型电池对环境耐受性弱于PERC电池，其PID效应在受光面更为敏感，需要胶膜提供更多保护。醋酸乙烯亲水性的特点使得EVA胶膜的水汽阻隔性能较弱，水汽沿组件边缘进入电池产生PID效应，最终导致组件功率下降。而POE胶膜为非极性材料，有良好的阻水性和强抗PID性，是N行电池首选封装胶膜。23年随着N型TOPCon电池大量放量，我们认为POE胶膜需求有望得到快速提升。2023年POE粒子供应紧缺趋势确定，胶膜厂推出多种封装方式满足N型组件要求。在2023年全球光伏新增装机量为350GW的假设下，以1.2容配比，单GW组件对应0.1亿平米胶膜需求，以及胶膜克重480g/平米的假设下，我们预计全球光伏级POE粒子总需求约40万吨，总供给约31.5万吨，供需缺口约8.8万吨。POE粒子主要由陶氏、三井化学、SABIC、LG以及SK五家海外企业供应，短期内尚无新增产能投入，只能从非光伏POE产能中有限地转化部分产能给光伏POE，且国内光伏POE国产化仍需二至三年，2023年POE粒子仍将处于短缺状态。因此组件厂商或将采用以EPE胶膜替代纯POE胶膜封装的方式，以缓解POE供应短缺的情况。目前部分胶膜企业已在推进EPE胶膜的测试。当下N型用POE胶膜仍在验证阶段，国产POE粒子预计在2025年看到放量。当下N型组件用的胶膜品类仍未有定论，EPE、纯POE胶膜的适用性仍处在下游组件厂认证阶段，对于胶膜企业的投资机会，主要关注其上游粒子锁定与下游组件验证情况，对于粒子厂的投资机会，主要关注其自身研发进展，以及与下游胶膜厂验证情况。碳碳热场：渗透率接近瓶颈后，步入市占率比拼阶段回顾：2022供需格局反转，供给快速扩张带来产品大幅降价碳碳热场的需求在2022年主要受硅片稼动率下调的影响，增速放缓。光伏热场作为硅片制作环节的耗材，其需求量与下游硅片企业开工率直接挂钩，与光伏行业总体需求间接相关。2022年受到光伏环节上游原材料硅料价格高企的影响，硅片环节稼动率下滑，热场作为平均使用寿命在6个月以上的耗材，具有库存消耗周期，2022年以来下游硅片厂对于热场的采购需求相对较弱。根据我们测算，在2022年全球光伏新增装机量250GW的假设下，预计对于碳碳热场的需求在5208吨，同比增长54%。2022年热场供给快速扩张，行业内竞争加剧。回顾2022年，龙头大幅扩产，我们预计行业供给在7100吨。金博股份2021年出货1553吨，22Q2转债项目产能持续释放，我们预计22Q4释放定增产能一期750吨，预计22全年出货约2500吨；天宜上佳2021年一期1000吨产能投产，2022年二期1000吨完全投产，我们预计22全年出货1100-1200吨；隆基股份及TCL中环各自保有碳碳热场产能在1000吨以上，扩产相对缓慢；同时，我们预计22年其他热场厂家出货合计在1000吨以上。2022年碳碳热场的成本持续下降，主要原材料碳纤维价格在22H2进入降价通道。碳碳热场的主要原材料为碳纤维、天然气及电力等。在原材料价格方面，碳纤维降价对碳碳热场降本贡献较大，2022年1月小丝束T70012k碳纤维材料均价约30万元/吨，由于碳纤维材料厂商持续扩产，碳纤维价格在22H2步入下降通道，22Q3价格已降至约22万/吨，22H2至22Q3下降幅度达27%；天然气与电力价格由国家调控，相对较稳定，对于热场降本贡献有限。在原材料耗量方面，当下碳碳热场的单吨碳纤维耗量约为0.45吨/吨，随着技术进步，我们认为碳纤维耗量仍有约30%的下降空间。为顺应光伏行业整体对于降本的需求，碳碳热场仍需进一步优化成本，未来降本空间主要在于碳纤维预制体与增密技术的改进。展望：2023年热场降价接近尾声，具备成本优势的龙头有望提升市占率展望2023年，我们预计光伏碳碳热场需求增速在42%，23-25年年均复合增速在32%。按照1.2容配比，及单GW需要85-90台单晶炉的假设，预计22-25年单晶炉需求量为2.7/3.7/4.5/5.6万台。考虑到坩埚、保温筒、导流筒、加热器各自的单位重量及使用寿命，预计22-25年每年每台单晶炉的碳碳热场需求在195/202/207/212kg。展望2023年，随着硅料新增产能的释放，硅片稼动率逐渐提升，硅片企业的热场补库需求增加，碳碳热场的市场需求有望回升，我们预计2023年行业总需求达7380吨，增速达42%。随着行业内主要厂商之间的价格战结束，预计明年市场供给格局基本保持稳定。展望2023年，行业总供给预计在9900吨，同比增长39%。预计金博股份定增项目二期750吨在23年中投放，23出货预计3600吨以上；天宜上佳三期1000吨热场产能预计在23H1投产，23出货预计2500-2600吨；楚江新材子公司芜湖天鸟预计在23Q1新投一期400吨热场产能，二期500吨热场产能视情况进行建设，23年全年出货接近400吨；预计隆基、中环、美兰德、西安超码扩产节奏放缓。在2022年供求关系反转，价格快速下降的形势下，碳碳热场价格预计已经触底，明年随着需求好转、供需关系缓和，价格有望企稳。热场行业步入成本比拼阶段，龙头具备成本及规模竞争优势。在热场价格快速回落的背景下，热场厂商的利润主要取决于成本端的下降，受到预制体自供率、技术路径选择、产能规模等因素的影响。相比其他外购预制体的厂商，金博股份具备预制体完全自供优势；天宜上佳22Q3自供率提升至80%，公司预计明年年初形成成熟的预制体工艺，达到预制体100%自供；楚江新材的芜湖天鸟公司具备自制预制体经验，竞争优势同样显著。随着热场厂商规划的降本路径逐步实现，如提高预制体自供率、升级生产线减少损耗等，叠加明年热场价格企稳、硅片稼动率提升等因素，碳碳热场的利润空间有望进一步扩大。风电：23年或为装机大年，平价趋势下海风有望实现高增长陆风：当前经济性较光伏和海风更好，风光大基地项目支撑下有望稳定增长据国际可再生能源署IRENA发布的《2021年可再生能源发电成本》显示，目前全球陆上风电度电成本已降至0.033美元/千瓦时，同比2020年下降15%；海上风电度电成本降至0.075美元/千瓦时，降幅13%。当前时点看陆上风电已具备性价比，成本低于水电（0.048美元/千瓦时）和光伏（0.048美元/千瓦时）。风光大基地项目顺利推进。2022年2月，国家能源局和发改委公布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出到2030年规划建设风光大基地总装机455GW，其中“十四五”期间建设200GW，“十五五”期间建设255GW，规模较第一批的97.05GW增加368.83GW。根据11月14日国家能源局召开的四季度网上新闻发布会，第一批风光大基地已全部开工，第二批项目正在陆续开工，目前正在抓紧推进第三批风光大基地项目审查。海风：风机价格下降叠加规划出台，有望步入高速增长期海上风电整机价格快速下行，2022年Q3价格较2020年已降至一半。2019年海风中标价格约6000元/kW，2020年因抢装上涨至7000元/kW，到2022年8-9月海上风机中标价格普遍已降至3000+元/kW。根据华东勘测设计研究院测算，按资本金收益率6%测算，福建、广东等资源较好和煤电标杆电价较高的省份已具备平价建设条件，江苏、上海距离平价约有0.015、0.006元/kWh差距。国内海风新增装机规划超预期。22年11月10-12日，22全球海上风电大会在海口市举办，其中《2022全球海上风电大会倡议》文件提出到25年末国内海风累计装机将达到100GW+，2030年末超过300GW。据我们此前统计，截至22年10月底，国内主要海风大省已明确的“十四五”期间海上风电装机规划合计约74GW，其中21年海上风电新增装机16.9GW，22-25年剩余目标约57GW。从近期看，截至21年底，国内海风累计装机约26GW，根据《倡议》，22-25年剩余目标约74GW，已显著高于此前我们统计的各省发布的“十四五”海风规划。从远期看，根据《倡议》，中国“十四五”期间海风将完成91GW新增装机，“十五五”期间约200GW，有望实现翻倍增长。从开工规划看，据华东勘测设计研究院统计，我国“十四五”期间新增开工目标合计114.65GW，其中省管海域46.85GW，国管海域67.80GW，已超过“十四五”期间海风新增装机规划，说明实际装机量仍有上浮空间。从企业落地层面来看，海上风电装备产业园和基地可以充分发挥区位优势，实现风电主机、叶片、塔筒、桩基、海缆等关键设备和零部件的就近配套，沿海港口也可以为海上风电提供更快速的运维服务，在降低运输成本的同时可以进一步保障供货速度。据CWEA统计，国内目前主要海上风电装备产业园/基地年产值目标合计已超过3867亿元。核心驱动力：风机大型化趋势下，2022年风电招标量高增风机大型化可减少单位容量材料用量，进而降低单位容量的风机造价。2021年，陆上新增风机平均单台容量由4.9MW提升至5.6MW，海上新增风机单机容量由2.6MW提升至3.1MW。2022年新增装机平均单机容量尚未出炉，但据风芒能源统计，前三季度陆上已有7MW风机参与投标，海上已有14-15MW海上风机参与投标。风电招标价格受益大型化降本明显，2022年9月相比2020年初风机招标价格下降超55%，每kW风机招标价格区间由4000-4500元下降至1800-1900元。预计未来行业或将持续通过大型化降低风机成本。风机大型化实现降本增效，助推2022年行业招标量提升。据金风科技披露，截至22年9月末，国内公开招标市场新增招标量76.3GW，同比增长82.1%；其中陆上、海上新增招标量分别为64.9GW、11.4GW，同比增长58.7%、1040.0%，我们认为或将为2023年风电新增装机景气奠定基础。根据今年前三季度风电装机量和2020-2021年风电装机节奏，我们预计2022全年风电新增装机量约有望实现50GW，其中陆上风电约45GW，海上风电约5GW。据CWEA秘书长在首届新能源资产管理大会表示，2023-2025年国内年均风电新增装机60-70GW，结合各省市出台的“十四五”规划和2022年招标量，我们认为2023年国内新增装机量有望达61GW，其中陆上风电51GW，海上风电10GW。看好塔筒/铸锻件/主轴等毛利率修复、海缆/桩基等单位价值量增加环节受益于钢价下滑，塔筒/铸锻件/主轴等环节毛利率有望修复。22年4月以来，不同种类钢价均有走弱迹象，10月底中厚板和螺纹钢含税价为4069、3876元/吨，较4月初下降22.45%、21.59%。钢铁价格与风电企业毛利率呈负相关关系，随着钢价不断下跌，预计原材料占比较高的风电企业如铸锻件（日月股份）、塔筒（海力风电、大金重工）等环节企业明年毛利率有望修复。看好桩基、海缆等大型化、远海化趋势下单位价值量增长环节：大型化趋势下海风桩基/基础（含导管架）用量不降反升，主要是因为：1）大兆瓦风机要求桩基做得更大、更厚；2）导管架+桩基的吨数大于单桩吨数，随着开发海域越来越深，导管架占比越来越高，使得总吨数增加。同时，海缆单GW价值量将随离岸距离和电压等级增加而增加。此外，受益于海风快速发展，我们预计明年桩基、海缆环节企业（东方电缆）业绩或将实现高增长。储能：支撑能源结构转型，量利有望快速释放中国：配储提供基本盘，盈利模式有望理顺地方强制配储政策纷纷出炉，带动储能需求快速释放。在《国家清洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）》带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消纳，国内清洁能源利用率逐年提升。根据2020年国网社会责任报告，20年风电、光伏发电利用率均达到97.1%，21年国网承诺加强清洁能源并网消纳，与往年年初设定风电光伏利用率目标不同，今年并未限定具体利用率指标，消纳责任逐步转向电网与社会共担。从项目准备上看，电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。我们认为保障性并网项目将会贡献国内储能需求的基本盘；市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源装机增速。政策给予倾斜，配储要求加严，支撑整体需求。2021年7月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，“大力推进”发电侧储能，“积极推进”电网侧储能，“积极支持”用户侧储能，发电储能核心地位不变。意见中针对新能源配储项目，在项目核准备案、并网以及运营中调度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求。我们预计随着地方细则逐步落地，发电侧和共享储能方均将受益，国内商业模式有望理顺。新能源配储考核力度加强，有望减少行业劣币驱逐良币现象。中国市场在保守/理想情景下，22-26年新增装机规模CAGR分别有望达到39.7%/57.4%。CNESA在《储能产业研究白皮书2022》中预测，未来中国新型储能市场，在保守情况下，预测22/23年新增装机规模为3.8GW/5.7GW，预计2022年累计装机规模为9.5GW，在2026年累计装机规模将达到48.5GW，预测22-26年新增装机量CAGR为39.7%；在理想情况下，预测22/23年新增装机规模为5.5GW/7.0GW，预计2022年累计装机规模将达到11.2GW，2026年规模可达79.5GW，预测22-26年新增装机量CAGR为57.4%。国内储能市场关注产业链话语权较高的电池环节、具备渠道和成本优势的PCS企业以及价值量有望提升的EPC、温控和消防环节。从竞争话语权看，电池环节对于储能IRR影响更为明显，话语权维持高位，有望支撑公司盈利水平，电池龙头宁德时代和液相法铁锂正极龙头公司有望直接受益。随着储能行业景气度高涨，看好集中式PCS需求高增，PCS环节进入者逐步提升，关注在渠道以及生产采购成本具有优势的PCS企业。此外，随着储能建设规范有望逐步落地，政策趋于加严，EPC、温控和消防环节将直接受益，价值量有望提升。美国：新能源+旧电站退役贡献需求，ITC助力落地2021年美国储能市场装机实现超高速增长，表前市场占据主导地位。2021年美国储能市场新增装机容量/规模3.5GW/10.5GWh，同比增速分别达到138.4%/197.5%，储能市场高速增长。22年Q2新增装机容量/规模1.35GW/3.04GWh，同比增速分别达到169.3%/120.7%。按储能应用场景划分，可分为表前、户用和非户用（工商业和社区）市场，美国表前市场占主导地位。2021年美国市场表前、户用和非户用储能累计装机规模占比分别达到79%/12%/9%。美国电力市场化模式完善，独立储能盈利模式较多。美国电力批发市场历史悠久，高市场化程度催生出清晰且复杂的市场调节机制，辅助服务的多元化增加独立储能盈利模式。根据FERC研究，市场化程度更高的区域可以达到以下目标：1）通过电力批发市场加强发电商竞争程度从而降低电价；2）发电商在发电技术、电网管理等方面创新以降低电力成本。高成熟度电力批发市场驱动美国套利模式非常成熟，相比其他国家或地区，美国电力辅助服务种类更加丰富拓宽了储能获利渠道，是全球规模最大的大型储能市场。峰值发电站逐步退役，电网侧储能优势逐步显现。2018年9月10日，美国加利福尼亚州州长杰里·布朗（JerryBrown）签署了清洁能源法案，提出到2045年年底，供加州终端消费者使用的零售电力和政府采购电力必须100%来自可再生能源和零碳能源，意味着原有的天然气峰值发电厂利用率将逐步下降，并走向退役。据美国能源署（EIA）数据，美国22-26年计划退役火电厂功率达55.5GW。取而代之的是可再生能源发电量占比的提升，调度需求大幅增加，届时电化学储能系统将成为代替原有天然气峰值发电站的优势方案。WoodMackenzie预测美国储能市场将在22-24年实现超高速增长。据WoodMackenzie预测，2022年及2023年美国储能新增装机量将分别达到13.5GWh及28.4GWh；2022-2026年美国储能累计新增装机量将达到191.6GWh。美国市场对于系统集成商要求较高，美国本土龙头企业集聚，中国厂商通过供应链方式受益。根据S&P旗下调研机构IHSMarkit统计，截至2021年全球储能系统集成商装机量Fluence/特斯拉/NECEnergySolutions/Nidec/阳光电源位列前五，占比分别为11%/8%/8%/7%/6%。前十有六家为美国企业，行业CR5为40%，表前分布式小电网特征或是造成美国储能集成商市场集中度较低的原因。从集成商的待装机量来看，行业CR5为72%，集中度更高，主要系海外系统集成商，中国厂商或可通过进入供应链受益于美国市场增长。欧洲：电价高且波动大，分布式储能需求旺盛欧洲储能市场连续多年保持高速增长，目前是全球最大的户储市场。根据BNEF数据，2021年欧洲户用储能新增装机容量及规模分别为1043MW/2045MWh，同比增长55.9%/73.2%。2014-2021年欧洲户用储能新增装机容量及规模复合增速分别达到59.7%/66.4%，连续多年保持高速增长。欧洲储能市场主要由经济性驱动，高电价下光伏发电成本凸显，户储市场供不应求。欧洲国家已经形成相对完善的电力市场化交易市场，用电价格为市场出清价格，价格高且波动大。据国家电网统计，世界主要国家的居民电价中，德国、比利时、丹麦等国每度电价格超2元/KWh，据BNEF统计，20年全球光伏电站LCOE为47美元/mwh，约0.3元/kwh，光伏+储能已经显著低于当地上网电价，用户侧储能需求旺盛。英国和德国电力市场化交易后，价格波动明显，俄乌冲突影响下，高电价进一步加剧，光伏发电成本凸显，户储市场供不应求，景气度有望较长时间处于高位。据WoodMackenzie三季度发布报告，到2031年欧洲储能市场新增容量将达到78GW/168GWh，较该公司2022年二季度预测上调5%，光伏+储能系统在户用领域的经济性愈发明显。展望：逻辑逐步理顺，戴维斯双击可期美国市场增长可期，欧洲户储经济性增强。考虑到储能所在阶段，储能的景气度不仅影响短期业绩，跨过拐点后续增速是核心考量。从本轮欧洲户储行情的背后逻辑来看，俄乌战争导致天然气价格上涨，电价提升后光储经济性提升，欧洲有业务的相关公司量/单价均提升，EPS和PE共振向上。户用储能对于渠道要求较高，有渠道及保供优势的逆变器和储能电池公司受益。美国新能源叠加旧电站退役贡献需求，IRA提振美国市场储能增长信心。美国储能市场对于系统集成商要求较高，美国本土企业龙头集聚，中国厂商有望通过供应链方式受益。国内强制配储提供基本面，储能盈利逐步提升。当前通过政策设计，已理顺运营端盈利模式，后续潜在政策落地后发电侧模式也有望理顺，IRR增加，储能内生发展动力有望提升。运营方IRR提升为设备端提供盈利空间，考虑大型储能带来的壁垒提升，监管要求加严，国内储能设备厂有望逐步盈利。后续潜在发电侧权益倾斜政策以及电网侧储能回收有望提供预期差。考虑储能盈利提升和运营方逻辑理顺，国内大型储能戴维斯双击可期。国内储能市场关注产业链话语权较高的电池环节、具备渠道和成本优势的PCS企业以及价值量有望提升的EPC、温控和消防环节。电力设备：筑造新型电力系统，电网高投资有望延续可再生能源大规模并网，电网转型需求迫切双碳目标确定能源顶层设计方向，可再生能源占比提升态势明确。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测，在实现“双碳”目标的预设下，到2060年，中国的太阳能和风能合计发电量相对于2020年将增加7倍，占总发电量比例从25%提升至2030年的40%和2060年的80%，其中，太阳能发电的占比由2020年的4%提升至45%。可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本（LCOE）下降综合作用的结果，目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力。可再生能源大规模并网，要求电网具备支撑能源转型的能力。在“双碳”目标的要求下，我国大力发展可再生能源，其中以风力发电、太阳能发电为主，风力发电/太阳能发电累计装机量在2012-2021年的CAGR分别高达20.65%/53.45%。据国家能源局数据，2012年底，我国光伏与风电累计装机量占比不足6%，截至2021年底，我国水电/火电/核电/风电/光伏累计装机量占比为

16.45%/54.58%/2.24%/13.82%/12.90%，而2021年光伏/风电新增装机量占比为30.22%/26.70%。我们认为未来的电力系统将是多能互补的系统。电力系统作为支撑能源转型的基础设施，建设方向与能源结构变动方向契合，支撑构建以新能源为主体的电力系统。特高压协助跨区运输，构筑坚强智能电网消纳刚需叠加基建属性，特高压投资有支撑“十四五”期间，特高压输变电线路是建设新能源供给消纳体系的重要载体。据GEIDCO统计，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元，且计划于2022年开工“10交3直”共13条特高压线路。《“十四五”可再生能源发展规划》中提出加强送受端电网支撑，提升“三北”地区既有特高压输电通道新能源外送规模，持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例。2022年以来，我国加大力度推进多条特高压工程项目建设。2022年1-7月，福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设，白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产，并计划于年内建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程，计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉—南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程，总投资超过1500亿元，充分发挥电网投资拉动作用。2022-2023年特高压行业有望进入投资兑现期，或将有效拉动上下游产业链发展。特高压工程投资规模较大，核心设备投资占比最高。以白鹤滩—江苏直流特高压工程第一次设备招标为例，其站内设备涉及设备众多，包括换流阀、换流变压器、避雷器、控制保护系统等，其中核心装备换流变压器和换流阀成本分别占该次投标的37%和31%，组合电器占比6%，电容器和直流控制保护系统各占4%。参考南昌—长沙特高压交流项目第一次设备中标结果，交流特高压站内设备中，直流电抗器的投资占比达47%，滤波器组电容器、电抗器占比均为10%左右。开工时间不确定性最高，开工后两年建成。特高压项目不同设备组件的招标时间有所差异，通常在项目开工三个月内，电网公司在在国家电网和的电子商务平台进行招标活动，我们预计特高压项目在开工后9个月以内设备采购业绩释放，新批准的输电项目有望在两年内体现在主设备公司业绩中，三年内完成项目投产。加快数字化转型步伐，推进新型电力系统建设数字化是协助提升电网能力的核心，软硬件结合共同推进新型电力系统。电网数字化通过利用物联网、大数据、智能AI、云计算等技术实现电源侧、负荷侧、储能侧的各类可控资源的数据接入、数据处理，没有电网数字化转型就没有新型电力系统。在国家电网发布的《新型电力系统数字技术支撑体系白皮书》中，新型电力系统数字技术支撑体系整体分为“三区四层”，即生产控制大区、管理信息大区和互联网大区，以及数据的采、传、存、用四层。“十四五”期间公司将进一步加快电网数字化转型步伐，以电网的数字化、智能化建设，促服务智慧化，全力提升用户获得感。针对发输配变用等硬件基础设施，深化保底电网(坚强局部电网)建设，加快提升输电智能化水平，推进输电线路智能巡视和智能变电站建设，到2025年，35千伏及以上线路实现无人机智能巡检全覆盖。配电领域推动以故障自愈为方向的配电自动化建设，有效实现配网状态监测、故障快速定位、故障自