2023年度电力设备与新能源行业策略报告 储能投资价值凸现

2023年度电力设备与新能源行业策略报告储能投资价值凸现一、电新板块估值已具备投资价值1.1今年以来电新板块股价走势我们梳理了申万分类行业22年1-11月中旬的表现，总体来看，电力设备新能源行业中光伏逆变器、光伏电池组件、光伏加工设备等具有确定性高增长需求的领域表现较好，多数接近成熟期和衰退期的行业表现较弱。2022年初至11月中旬，电气设备（申万2021）指数下跌9.69%，跑输上证A股指数4.07个百分点。1.2综合估值和成长性择股比较申万各板块估值，截至2022年11月17日电气设备行业PE（TTM整体法）为34.82倍，相对上证A股估值溢价160.66%。电气设备行业的估值中的光伏设备及电网设备估值处于较高水平。从机构持仓角度看，根据Wind数据，按照申万一级行业(2021)，电力设备22年三季度机构持股市值仍保持前五位，环比持仓市值有所下滑。个股角度看，截至2022年三季度，电力设备新能源持股市值前五位个股分别为宁德时代、国电南瑞、隆基绿能、通威股份、亿纬锂能，环比持仓市值有所下滑。二、储能投资价值凸现2.1、新能源配储需求旺盛，新型储能加速发展储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明确。自2017年出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021年7月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，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。2022年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能被作为独立储能参与电力市场。我国储能建设提速，22年储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。相较于光伏与风电产业，我国储能产业起步较晚，但2020年以来增速快速提升。根据中关村储能产业技术联盟，2021年我国累计储能装机量达到46.1GW，同比增长3.39%，占全球的22.02%，新增装机为10.5GW，同比增速达到228.13%。进入2022年以来，国内储能招投标活跃。根据储能与电力市场的统计，2022年10月国内储能中标量达到3.8GW/14.65GWh，环比增长131.7%/355.5%，2022年前十月我国储能中标量达到12.6GW/32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。新能源强制配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至2022年11月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏、分布式光伏以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在10%-15%，主流的储能时长为2小时。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。多省市公布“十四五”储能装机计划，未来几年我国大储需求旺盛。根据国际能源网，我国已有20个省市明确公布了“十四五”储能目标，到2025年20省市新型储能累计装机为54.85GW；有10个省市明确公布了“十四五”抽水蓄能目标，到2025年10省市抽水蓄能累计装机达43.29GW。上海、重庆、海南、四川、宁夏等省份虽然没有明确“十四五”装机规模，但也做出了相应的布局。新能源并网将是未来我国装机的主要驱动力，预计2022-2025年新增光伏装机配储比例为12.0%/15.0%/18.0%/20.0%，新增风电配储比例为2%/4%/7%/10%。大型光伏电站配储为23年行业需求重要拉动力，预计25年我国储能需求86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%，全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。我们预计23年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计2023年我国储能需求为31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至2025年我国储能总需求将达到86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%。全球来看，预计2025年全球储能需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。抽水蓄能仍占据主导地位，新型储能中锂电池率先进入商业化，在分布式储能中优势明显。根据CNESA，截至2021年底，我国已建成储能项目中，抽水蓄能累计装机39.8GW，占比86.33%，仍居于主导地位；抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%。新型储能（含熔融盐储能）累计装机量6.3GW，占比提升至13.7%，新型储能新增装机1.8GW，同比增长40%。新型储能装机中以锂电池为主，累计装机5.2GW，占新型储能的比重达82%。动力电池的快速发展带动了锂离子电池产业链的成熟，锂离子电池在各类新型储能中较早进入商业化成熟期。锂电储能长寿命，能量密度高，高效率，响应速度快，环境适应性强等优势，除了应用于大型储能电站外，在分布式储能中优势更为显著。长时储能是未来重要趋势，相关新型储能技术有望受益。在未来，通过超长时间尺度和中长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此，在长时储能领域具备优势的储能技术，例如压缩空气储能、液流电池、重力储能、光热储能技术路线有望受益。三、光伏关注N型化和大型电站占比提升的主线3.1全球光伏装机需求维持高景气光伏1-9月国内新增装机量与发电量快速增长，需求景气度稳中有升。根据能源局统计数据，22年1-9月光伏新增装机量52.60GW，同比+105.79%，其中22年9月光伏新增装机量达8.13GW，同比+131.6%，环比+20.6%，装机量同比维持高增速，环比增加。Q4来看，11月将进入12月抢装潮的采购阶段，需求保持旺盛，预计装机量将逐月环比上升。2022年1-9月全国光伏发电量1749.9亿千瓦时，同比增长28.46%，其中2022年9月发电量201.8亿千瓦时，同比增长36.08%，较去年同期明显上升。光伏招标与中标同比仍然高增，集中式中标量开始环比上升。2022年1至10月，光伏项目累计招标量158.25GW，同比上涨206.01%。2022年10月，招标量为3.13GW，环比-82.96%，同比-42.28%。分布式招标量同环比均增加，10月分布式光伏招标量为1.89GW,环比+102.73%，同比+54.82%；集中式光伏招标量为1.24GW，环比-92.88%，同比-70.46%。光伏项目累计中标量109.95GW，同比上涨67.97%。2022年10月，中标量11.81GW,环比+58.51%，同比+183.28%。分布式和集中式光伏均同比上升，10月分布式光伏中标量为1.21GW,环比-43.33%，同比+66.31%；集中式光伏中标量为10.6GW，环比+99.48%，同比+208.05%。招标量来看，由于前期招标量较大，10月招标环比有所下降，但从中标量来看，前期停滞与拖后开标项目逐渐起量，其中集中式中标量同环比均上升，四季度集中式项目需求有望迎来高峰。光伏9月出口量快速增长，欧洲光伏需求维持旺盛。根据盖锡咨询，2022年1-9月，我国光伏组件累计出口量为126.04GW，同比+73.47%。其中出口至欧洲部分国家（荷兰、西班牙、德国、葡萄牙、波兰、意大利、希腊、比利时、法国）组件出口量为64.11GW，同比+105.72%。2022年9月我国光伏组件出口量为12.65GW，环比-10.29%，同比+28.55%。其中9月组件出口欧洲部分国家出口量为6.87GW，环比-13.96%，同比+79.91%。预计未来需求维持长时间高度景气，全球装机量保持高速增长。综合以上装机、招标、出口来看，上半年光伏产业链需求较去年大幅增长。Q4来看，硅料降价拐点逐步接近，目前次级料与正品料价差逐渐加大，同时国内需求在装机潮的刺激下有望在年底迎来环比高增。展望明年，美国10414公告之后，组件东南亚产能不再受到限制，在欧洲新能源迭代浪潮翻涌与国内被压制需求释放的背景下，全年光伏装机将大幅度增长。若将目光放长远，随着碳达峰、碳中和、十四五等目标与规划带来的各项利好光伏发电政策的颁布与实施，预计未来光伏装机需求保持高速增长。我们预计22-24年全球光伏装机需求为240/350/460GW，同比增长55%/31%/30%。我们预计2023年全球新增光伏需求达350GW，全球组件需求达433GW。假设23年单W硅耗为2.8g，则硅料需求约121万吨，硅料有效产能约125万吨，23年全年硅料供需结构依然处于紧平衡的状态。除硅料环节外其他环节基本均处于供过于求状态，硅片/电池片/组件可覆盖大尺寸产品的有效产能分别为566/607/535GW。3.2主线一：N型化趋势下设备和主辅材迎来变化机会3.2.1、N型电池项目加快落地，新型电池技术加速渗透2022年异质结GW级别新产能频出，设备订单规模持续提升。目前华晟新能源、钧石能源、山煤国际、通威股份、爱康科技、东方日升、明阳智能等企业均已宣布投资新建GW级的HJT相关项目，据Solarzoom数据，到2022年底HJT产能将达到10.62GW，到2023年底HJT产能将达到63.58GW。随着多家产能提升，HJT设备订单也已经逐步提升。根据各家公告，截至2022年11月中旬，HJT设备招标量超过30GW，预计2023年设备招标量将提升至50-60GW。23年底TOPCon产能规划超过300GW，市场竞争加剧。由于TOPCon产线可以在PERC产线上进行改造得来，因此TOPCon更受到传统龙头的喜爱，初始设备改造投资成本可以降至0.5-1亿元/GW，因此其扩产速度极快。据不完全统计，到2022年底TOPCon产能将达到77.4GW，而到23年底，TOPCon产能将达到300.9GW。对其进行CR5计算，从2022年底的60.75%下降至2023年底的43.97%，随着新的技术进步与成熟，TOPCon的电池市场竞争加剧。3.2.2、N型硅片需求提升带动大尺寸与薄片化趋势随着N型硅片需求提升，硅片薄片化及大尺寸趋势明显。硅片环节在原料价格居高难下的市场环境中，出于降本和产量提升的诉求，硅片尺寸变大和厚度“加速减薄”的趋势必然会加速。薄片化进程方面，目前182mm和210mm切片厚度均已迈入150μm级别，而N型硅片厚度普遍已经进入130μm级别甚至以下。20μm的提升意味着单公斤切片数会有5片乃至以上的提升，将有效降低硅耗成本。硅片大尺寸进程方面，根据PVinfolink统计，182mm和210mm大尺寸硅片2022年合计占比接近80%，市场占比较2021年的40%快速提升。硅片价格开始出现松动。截至11月9日，主流的182mm单晶硅片和210mm单晶硅片报价分别为7.46元/片和9.71元/片，较年内高点7月27日报价分别下跌1.58%/3.00%。随着硅料的产能逐渐释放，次级料价格先于正品料的价格下跌。而随着成本价格下降，稼动率较低的中环开始着手提升其稼动率，以防出现库存。因此硅片端率先在公开报价中出现下调的迹象。高纯石英砂紧平衡，龙头企业保供度高有望受益。高纯石英砂供给方面主要分为内层砂与中外层砂。其中内层砂目前仍由国外主要两家企业——尤尼明与TQC掌握，中外层砂主要由国内的石英股份与其他小型厂商供给。在生产石英坩埚时，目前行业平均掺杂比例约为内层砂：外层砂=3:7。据此计算可以得到明年内层砂约可以支撑422GW组件装机量，外层砂可以支撑454GW组件装机量。而在前文中我们预计明年整体组件装机量约为433GW，考虑到假设计算偏差，预计明年高纯石英砂仍处于紧平衡状态。由于石英坩埚为硅片拉棒环节的耗材，若没有足够的石英坩埚保供的厂家将会出现产能利用率低下的情况。保供度较高的龙头企业有望受益于高纯石英砂紧缺，凭借产能扩张与稼动率提升获得更多的市场份额。3.2.3、N型组件封装要求高，POE胶膜更适配POE/EPE胶膜优势渐显，渗透率有望逐步提升。随着双玻及N型组件广泛推广，POE及EPE胶膜抗PID性能优秀，能进一步保证组件20年以上使用寿命，POE/EPE胶膜渗透率得到持续提升。根据CPIA数据，至2021年透明EVA占比约52%，白色EVA占比约23%，纯POE胶膜占比约8.6%，EPE胶膜占比约14.3%。我们预计2022-2023年POE及EPE胶膜渗透率有望达30%+。POE水汽阻隔和抗PID性能更优，相较于EVA胶膜，POE胶膜优势较为明显。POE胶膜水汽阻隔性能好，体积电阻率高，抗PID性能更强。POE为非极性材料，只有碳碳键和碳氢键，没有碳氧键（极性），不能和水分子形成氢键，水汽阻隔性好，水汽透过率只有EVA胶膜的1/10左右。水汽不易通过玻璃和背板进入组件内部，明显降低PID风险。体积电阻率也是影响PID的因素之一。在同样电势差下，高体积电阻率带来较低漏电流，可降低电池表面的分压，从而减缓PID的发生。根据陶氏化学，POE体积电阻率更高，水汽透过率更低，在PERC双玻组件96h老化测试下(负偏压1000V、85℃、85%RH)功率衰减显著低于EVA胶膜。POE胶膜耐低温性能优异。POE分子结构中没有不饱和双键，具有很窄的分子量分布和短支链结构（短支链分布均匀），因而具有高弹性、高强度、高伸长率等优异的物理机械性能和的优异的耐低温性能。POE材料易于耐热老化、抗紫外线性能好。POE材料加工性能优异，其相对较窄的分子量分布使材料在注射和挤出加工过程中不易弯折。同时，得益于POE大分子链的饱和结构具有优异的耐热老化和抗紫外线性能。POE胶膜黄度指数变化小，组件拥有更长生命周期。根据陶氏化学，在紫外湿热加速老化试验箱中，公司对普通POE胶膜和EVA胶膜的黄变趋势研究后发现，在UV辐照量超过100kWh/㎡和DH达到700h左右时，EVA胶膜样品变黄，而且随着老化时间的延长，黄变越来越明显；而普通POE胶膜在2000h后依然未变色。在加速老化后，POE胶膜黄度指数变化较小，且一直稳定在较低数值；而EVA胶膜随着加速老化时间的延长，其黄度指数逐渐攀升。因此POE胶膜可以显著提高组件的可靠性，使得组件拥有更长的生命周期。当前N型组件多为POE封装。N型TOPCon电池组件正面PID效应更强，正面需POE封装。N型电池PN结与P型相反，氧化铝和氧化硅的场钝化在正面，因此TOPCon正面PID大于背面，与P型组件相反。而电池组件正面转换效率最为重要，因此TOPCon正面需抗PID性能更好的POE。异质结TCO导电层对紫外线敏感，转光膜需求有望持续提升。HJT电池中ITO靶材为TCO薄膜沉积的关键，而ITO对水汽更敏感，因此需提升组件的水汽阻隔性能。同时，钝化层也对紫外线敏感，电池易老化，因此HJT当前亦采用阻水和抗老化性能更可靠的POE封装。HJT电池片在紫外线暴露下相比其他种类电池衰减更快，根据赛伍技术官网，UV光转胶膜产品能够把紫外线转成可见光，从而在测试中实现每块组件1.5%左右的增益。由此折算，在实际运用中，该产品在30年周期中将为电站提升10%的投资回报率，50年周期中提升17%的投资回报率。胶膜中由赛伍技术研发的光转胶，在直接暴晒3000小时条件下仅有0.04%的衰减，50年时间中也仅仅衰减2%。电池片及组件N型化趋势明显，POE胶膜需求快速提升。我们预计22-25年EVA胶膜需求分别为25/34/41/47亿平米，年复合增长率达23%，POE及EPE胶膜需求分别为8/14/22/28亿平米，年复合增长率达52%。EVA树脂需求分别为119/155/181/198万吨，同比+34%/30%/17%/9%；POE树脂需求分别为42/72/106/128万吨，同比+83%/71%/47%/21%。关键假设：1)光伏新增装机量：参考中国光伏协会对2022-2030年全球新增装机量预测，我们预测2022-2025年全球光伏新增装机量240/350/460/600GW。2)容配比：假设2022-2025年的容配比均为1.25。3)单GW胶膜需求：2021年单GW胶膜需求为0.12亿平米，我们预测22-25年单GW胶膜需求逐年下滑，分别为0.11/0.11/0.11/0.10亿平米。4)胶膜占比：随着N型电池片加速渗透，POE胶膜占比逐年提升，22-25年分别为25%/30%/35%/37%；EVA胶膜占比分别为75%/70%/65%/63%。5)克重：假设22-25年EVA树脂克重分别为480/460/440/420克/平米；POE树脂克重分别为510/500/480/460克/平米。POE树脂国产化进程加速，23年供应或偏紧。由于光伏级POE树脂各项指标要求较高，进度相对较慢，其中万华化学1000吨/年POE装置，2021年一季度中试，预计2024年装置量产；惠生集团1000吨/年POE装置已于2021年一季度中试；京博石化1000吨/年POE装置计划2021年6、7月中试。天津石化二期10万吨/年POE项目计划2023年投产；东方盛虹、大庆石化、燕山石化均有POE建设计划，具体产能尚未确定。另一方面，海外POE树脂供给以塑料及发泡助剂为主，截至2022年规划产能约100.5万吨，预计22-23年海外POE光伏级别树脂供应约每年30万吨左右，整体POE树脂供应仍偏紧。3.2.4、顺应电池片N型化趋势，多主栅细线化焊带有望加快推广进程焊带主栅数随串焊工艺齐头并进，9BB以上电池片占比逐年提升。据CPIA数据，预计9BB及以上电池片占比会进一步提升，有望超过90%。预计2022年，TopCon电池片中栅线数最大可达16-18BB，HJT无主栅技术逐步演进后，焊带栅数有望提升至24BB。N型电池片推动焊带细线化进程，有望促进制备工艺提升。截至2022年，从线径角度看，市场主流的产品以MBB焊带为主，SMBB焊带出货逐渐放量。线径有望逐渐从0.25mm+进一步下降至0.24mm以下，多主栅细线化有望减少栅线对光线的遮挡，提升受光面积及电池片转换效率。工艺角度看，在异质结低温银浆工艺下，焊带产品有望推出适配低温工艺的低温焊带，进一步推动行业技术进步。3.2.5、受益N型技术迭代，催生千亿级光伏设备市场需求3.2.5.1、新技术量产项目加快落地，长期HJT设备空间广阔国内量产线最高转换效率已达26%+，量产转换效率快速提升。迈为股份联合SunDrive采用迈为自主创新的可量产微晶设备技术和工艺研制的全尺寸N型晶硅HJT电池，其转换效率高达26.41%。该批次电池的PECVD工艺在迈为最新一代的量产双面微晶设备上完成，优化钝化层和微晶p工艺，同时结合PVD新型TCO工艺。根据迈为官方公众号，迈为股份与SunDrive自2021年起合作研发高效HJT电池，通过不到一年的技术迭代及工艺优化，双方联合开发的无银异质结电池转换效率屡次获ISFH认证，从25.54%迅速攀升至26.41%。2025年HJT设备市场空间有望达1008亿元。按照2022-2025年全球光伏装机量240/350/460/600GW计算，假设容配比分别为1.25，按照电池产能利用率70%计算，由于HJT具备成本优势，我们预计2022-2025年HJT渗透率分别为10%/20%/40%/65%，由于HJT设备成本不断下降，假设2022-2025年HJT设备投资额分别为4.0/3.5/3.0/2.7亿元/GW，则2022-2025年HJT设备需求将达116/288/625/1008亿元，同比+124%/148%/117%/61.00%。3.2.5.2、N型硅片&大尺寸趋势加速渗透，造百亿串焊机设备市场大尺寸硅片“降本增效”效果显著，182mm和210mm大尺寸硅片已成主流。通过直接增大硅片面积，可摊薄光伏产业链各环节的加工成本，降低BOS成本（BalanceofSystem，周边系统成本，用于衡量组件以外的开发、租金、设备、安装、外线成本），进而实现降低光伏发电度电成本。2021年，我国光伏市场156.75mm尺寸占比下降为5%，未来占比将持续降低；166mm为过去2年的过渡尺寸，目前占据市场主流的182mm和210mm尺寸合计占比已超70%，未来其占比仍将快速扩大。硅片大尺寸趋势推动串焊机升级替换，缩短串焊机设备更新周期。随着大尺寸硅片市场份额的快速提高，下游电池片及组件环节新投产线需要兼容182mm或210mm尺寸，不能兼容大尺寸硅片的电池片及组件的存量设备将被逐渐替换或淘汰。根据奥特维2022年9月30日投资者关系活动记录表，从166mm到182mm如果接受损失产能和效率，则更换工装可以实现；从166mm到210mm则必须更换设备。设备在尺寸兼容上有一个极限，当尺寸超过设备极限时一定需要更换设备。反之，从210mm的串焊机可以直接兼容182mm，不需要改造（往上可以通过改造实现兼容）。串焊机合理的更换周期为3-5年，而在2020年四季度大尺寸更新换代周期开启后，串焊机的更换周期缩短至2-3年。硅片薄片化对串焊机要求更高，薄片化进程可推动串焊机的更换或改造。薄片化会引致碎片率升高风险，因而也对生产设备提出更高要求。根据奥特维公告，公司现有的串焊机可以适用于130μm电池片，有望充分受益硅片薄片化兼容性所带来的设备更新换代需求。多主栅技术（MBB）及超多主栅技术（SMBB）技术对串焊机性能提出更高要求。随着电池片的主栅数量增加，串焊机需随之进行升级。常规5主栅电池的主栅宽度为1mm，多主栅电池的主栅可窄至0.1mm、焊盘宽度只有约0.4mm，使得焊带的宽度大幅减小，焊带的形状由扁平状变为圆柱状，焊带的数量大幅增加，从而对于设备的焊接能力、精度、稳定程度要求均有大幅的提高。而相较于多主栅技术（MBB），超多主栅技术（SMBB）对串焊机的要求也更高。半片或更小片电池片组件工作量增加，进而推高串焊机需求。将全片电池片分割为半片或更小片的电池片组件，因加工动作翻倍（一片划为两片或更多），导致单机产能下降，同等装机规模下，适用于半片或更小片电池片的焊接设备需求量将会增加。因此，半片或更小片的电池片组件渗透率的提升将带动串焊设备的需求增长。25年全球串焊机市场空间有望达158亿元。在多国“碳中和”目标、清洁能源转型及绿色复苏的推动下，预期未来几年全球光伏新增装机量将持续提升。而串焊机作为组件生产环节的核心设备，在组件设备投资中占比较高。受大尺寸硅片、硅片薄片化、多主栅技术以及多分片等新技术、新趋势的影响，我们预计串焊机更新换代频率将加快，市场需求不断提振。基于全球光伏历史装机量、组件产量等数据，结合对我们未来趋势的判断，可以对未来几年串焊机市场的空间做粗略测算。我们对测算的相关参数做如下假设：1）全球光伏新增装机量：参考中国光伏协会对2022-2030年全球新增装机量预测，我们预测2022-2025年全球光伏新增装机量240/350/460/600GW。2）容配比：假设2022-2025年的容配比均为1.20。3）产能利用率：考虑到产能爬坡、新技术迭代致使部分存量产能不能满足生产需要等因素，预计未来几年产能利用率会有所下降，假设2022-2025年组件产能利用率分别为47%/46%/45%/43%。4）存量设备替换比例：自2020年四季度大尺寸硅片换代开始后，串焊机换代周期缩短至2-3年，预计大尺寸换代完成之后，串焊机应该会回到3-5年合理的更换周期。我们假设2022-2025串焊机存量设备替换比例分别为30%/28%/27%/25%。5）串焊机单位投资额：根据奥特维公告，光伏组件1GW的投资对应串焊机投资额为2000-2500万元（7.5~10台的用量）。因串焊机属于核心设备，技术壁垒较高，价值量比较稳定。我们假设2022-2025年每投资1GW组件对应串焊机投资额为0.22/0.22/0.21/0.21亿元。根据上述假设，分别计算新增产能与存量替换市场的串焊机市场空间，加总可得2022-2025年全球光伏串焊机市场空间为63/104/118/158亿元，同比增长19%/64%/13%/35%。3.2.5.3、N型硅片助推电池转换效率，单晶炉市场前景广阔2021年单晶硅片市场占比进一步扩大至94.5%，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位不断巩固。2021年，单晶硅片（p型+n型）市场占比约94.5%，其中p型单晶硅片市场占比由2020年的86.9%增长到90.4%，n型单晶硅片约4.1%。随着下游对单晶产品的需求增大，单晶硅片市场占比也将进一步增大，且n型单晶硅片占比将持续提升。多晶硅片的市场份额由2020年的9.3%下降至2021年的5.2%，未来呈逐步下降趋势，但仍会在细分市场保持一定需求量。铸锭单晶市场占比达到0.3%，未来市场份额增长不明显。随着单晶硅片成为光伏硅片的主导路线，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位不断巩固。25年全球光伏单晶炉市场空间有望达420亿元。单晶炉是硅片制造环节的核心设备，基于全球光伏历史装机量、组件产量等数据，结合对我们未来趋势的判断，可以对未来几年单晶炉市场的空间做粗略测算。我们对测算的相关参数做如下假设：1）全球光伏新增装机量：参考中国光伏协会对2022-2030年全球新增装机量预测，我们预测2022-2025年全球光伏新增装机量240/350/460/600GW。2）容配比：假设2022-2025年的容配比均为1.20。3）单晶硅片市占率：目前单晶硅片已经逐渐成为行业主流技术路线，预计2022-2025年单晶硅片市占率95.5%/96.5%/97.0%/98.0%。4）产能利用率：考虑到产能爬坡、新技术迭代致使部分存量产能不能满足生产需要等因素，预计未来几年产能利用率会有所下降，假设2022-2025年组件产能利用率分别为70%/70%/69%/69%。5）存量设备替换比例：根据晶盛机电公告，单晶炉的理论寿命为8-10年，因此单晶炉设备使用周期较长；另一方面，由于硅片向大尺寸切换，近两年设备更换周期将加快。我们假设2022-2025单晶炉存量设备替换比例分别为25%/20%/18%/15%。6）单晶炉单位投资额：单晶炉为硅片环节核心设备，根据连城数控招股书公告，硅片1GW的投资对应单晶炉投资额为1.2亿元（100台的用量）。我们假设2022-2025年每投资1GW硅片对应单晶炉投资额为1.2/1.1/1.05/1.05亿元。根据上述假设，分别计算新增产能与存量替换市场的单晶炉市场空间，加总可得2022-2025年全球光伏单晶炉市场空间为213/332/354/420亿元，同比增长9%/56%/6%/19%。3.2.5.4、N型电池片加速渗透，激光设备市场长坡厚雪TOPCon电池端：TOPCon电池可以通过激光硼掺工艺实现0.2%-0.3%的提效。通过激光硼掺杂可帮助TOPCon电池在正面对硼硅玻璃进行选择性掺杂，实现选择性发射极SE结构，降低电极区域的接触电阻，有望提升电池的转换效率绝对值0.2%-0.3%以上水平。TOPCon的SE硼掺（激光硼掺）工艺较PERCSE掺杂更为复杂。硼在硅的固溶度低于磷，掺杂难度更高，在推进时需求更高的能量。即使用激光掺杂时（即与PERC的SE方式类似），需要采用功率更高的激光器。因此PERC电池产线中的激光掺杂设备在TOPCon产线中不能兼容沿用，需要重新购置激光掺杂设备。我们认为，激光掺杂是TOPCon生产工艺中的关键步骤，伴随掺杂难度提升，激光设备价值量也有望显著提升，根据帝尔激光投资者关系活动记录表，预计TOPCon硼掺杂设备单GW价值量将突破2000万元以上。3.3主线二：硅料降价带来放量或成本降低的机会3.3.1硅料产能扩张并降价硅料产能逐步扩张，拐点将至。2022年的四季度，随着协鑫、新特的新产能逐步爬产完成，加之此前检修的东方希望产能恢复，硅料单月产能逐月攀升，12月有望突破9万吨/月。与硅料有效供给相对的是硅料价格开始出现松动，尽管目前PVinfolink中的公开报价暂未下降，但是根据生意社的成交数据，次级料价格已经出现松动，未来12月初的正品料公开报价有望出现拐点。作为近两年以来限制供给端最大的掣肘，硅料产能终于将在2023年迎来周期的拐点，而下游有望受益于其降价出现量利齐升的情况，尤其是一直被压制的大型地面电站需求有望在2023年迎来快速增长。尽管我们预计2023年硅料价格会有所下行，但预计在需求支撑下会出现缓慢下降的情形。对于23年的需求来看，一方面硅料降价之后需求又会被快速带动，另一方面海外需求虽偶有政策扰动，但是改变不了其本土产能发展缓慢与需求不匹配的事实，因此我们预计23年全球需求无需担心，23年硅料价格中枢下移至150-200元/kg之间，且大概率偏向区间顶部。3.3.2组件环节价稳量升硅料降价，组件一体化龙头有望利稳量升。在硅料降价的背景下，下游环节有望受益于上游的利润释放，其中由于多数下游龙头都进入一体化进程，因此组件环节有望实现利润稳定的同时提升出货量。回顾组件价格，顺随硅料涨价。2022年组件价格随着硅料价格一路攀升，但利润方面仍然受到挤压，截至2022年11月9日，主流182mm与210mm的单面单晶PERC组件价格达到1.98元/W，较年初上涨5.32%，但其涨价幅度不足以弥补上游硅料带来的成本压力，因此组件行业的平均毛利持续下降，仅有一线厂商通过成本控制与转嫁维持单瓦盈利。随着硅料价格拐点将至，明年组件环节有望恢复正常的低毛利水平。3.3.3、集中式逆变器需求有望持续提升，龙头将持续受益电站装机需求有望起量，集中式逆变器需求有望逐渐提升。我们预计2020-2025年全球光伏新增装机量将由120GW提升至600GW。由于光伏逆变器替换周期约为8-11年，我们预计2020-2025年全球光伏逆变器替换需求将由21GW提升至65GW。随着集中式电站装机量的逐步提升，集中式逆变器需求有望保持增长，我们预计2022-2025年全球集中式逆变器需求量将由168亿元提升至317亿元，复合增长率达37.36%。预计2023年国产逆变器龙头地位持稳。2019年全球排名前三的逆变器企业为华为、阳光电源、SMA，市占率分别为22%/13%/8%,国内品牌在全球的市占率合计达57%，而截至2020年，全球排名前三的逆变器企业华为、阳光电源、SMA市占率分别为23%/19%/7%。全球2012-2020年国内品牌全球逆变器份额快速提升，由11%一路上涨至约59%，增长近48pct。预计2022-2023年年中国逆变器全球市占率有望达60%以上。3.3.4跟踪支架有望随地面式电站起量硅料拐点有望带动跟踪支架需求提升。对于跟踪支架而言，其主要应用场景仍是大型地面电站，而受制于高价硅料的原因，跟踪支架需求端同样受到压制。而随着明年硅料价格逐步迎来转向，地面电站项目的启动将带来需求量上的极大弹性。需求走好的同时，5月以来原材料价格已经开始回落。2022年全球流动性开始收缩，同时去年受到影响的航运价格开始回落。原材料中首先回落的是钢材价格，截至2022年11月14日全国螺纹钢价格已经较年内4月高点下降28%，明年整体均价有望继续保持低位。第二个成本方面的影响则是运费方面，CCFI全球航运价格较年内高点已经下降51%。其三则是芯片价格方面，由于需求下滑，低端芯片价格开始回落。因此对于中信博的跟踪支架而言，我们预计其今年至明年的毛利率有望逐步恢复。综合来看，我们预计下半年利润将会随着钢材、运费及芯片价格的回落有所改善，成本端压力有所下降，而明年下游被压制的电站需求恢复后，利润差有望双边扩展，明年或能成为下游困境反转的时刻。3.3.5工商业分布式盈利扩大硅料拐点后，将达到大部分地面电站的可执行IRR。对于国内绝大多数的地面电站而言，目前在2元/W的水平的组件价格过高，当前价格下其IRR水平仅为6%，无法满足其开工需求，而在硅料拐点之后，当价格达到1.8元/W时，在利用小时数1400小时的情况下，其IRR达到8.15%，预计将会逐步开工，而当价格达到1.7元/W时，在利用小时数1400小时的情况下，其IRR达到8.63%。因此工商业与分布式电站的盈利扩大将是明年确定性的逻辑。四、风电行业需求持续旺盛，产业链盈利能力有望迎来拐点4.1、海风已实现平价上网，23年装机量有望高增长4.1.1、海风已实现平价，海风降本空间大海风已基本进入平价时代。根据国家发展改革委印发的《关于新能源上网电价政策有关事项的通知》，2020年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.75元。2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，不再纳入中央财政补贴范围，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。目前，明确海上风电省级补贴支持政策的省份只有广东、山东、浙江三个省份，与之前的国补相比，省补的力度微乎其微，海风已经基本进入平价时代。风机大型化有效降低了海风项目造价。中国风能协会（CWEA）统计数据显示，2021年海上新增风电机组平均单机容量为5.56MW，而在今年上半年，国内新签订单中海上风电机组的平均单机容量已经上升至8.9MW，8MW及以上海上风电机组的占比已经超过了75%。目前各大风机厂家的16MW海上风机机组都在陆续推出的过程中，预计未来几年海风单机容量将迭代至18-20MW。据不完全统计，22年以来海上风机中标价格稳定在3500-3800元/KW，9月海上风机及塔筒中标均价为3697元/kW，海上风机中标均价较20年底下降超过40%，国内海上风电项目已具备平价上网的经济性。4.1.2、各省积极开发海风资源，23年海风装机量有望高增长各省积极开发海风资源，23年海风装机量有望高增长。据我们不完全统计，目前国内已有福建、海南、广东、江苏等多个省份发布海上风电“十四五”期间规划，合计规划装机容量约75.49GW，规划中要求25年底前预计完成建设和并网的项目的装机容量超过60GW。根据我们不完全统计，22年1-10月国内海上风机招标量达23.62GW（包含国电投10.5GW框架协议招标），较21年全年海上风机招标量（2.99GW）高690%。风机大型化带来海上风电项目经济性不断提升，海上风电招标需求持续旺盛，我们预计22-25年国内海上风电新增装机容量6/12/17/23GW，同比-45%/+100%/+42%/+35%。国内海风资源丰富，开发资源充足。中国拥有300多万平方公里的海洋面积，海岸线长度约为1.8万公里，沿途地区包括渤海湾地区、江苏地区、浙江地区福建地区和广东地区等，几乎全部涉及经济发达省份，海上风资源技术开发潜力超过35亿千瓦，海上风电开发潜力巨大。根据《中国风电发展路线图2050》显示，全国近海水深5-50米范围内、100米高度层的海上风能资源潜在开发量在5亿千瓦以上。此外，据英国贸易部研究，中国距离海岸150km内，50米水深以上可开发风资源约为6亿千瓦。我国近海及深海都有充足的风能资源，具备海风在我国高速发展的基本条件。海外海风规划量大，欧美海风装机量有望快速增长。根据海外各国已发布的2030年海上风电装机目标，至2030年海外海上发电装机可达约200GW。欧洲海风规划量大，根据欧洲已公布的海上风电装机计划，预计到2030年欧洲海风累积装机量将达约160GW。其中英国目标装机50GW，德国目标装机30GW，分别位列一、二位。除此以外，根据GWEC的新增装机预测，预计2021-2030年欧洲方面新增装机CAGR将达25.97%，10年内年均新增装机将达12.38GW。4.1.3、看好壁垒高、盈利稳健的海缆环节23年海风装机快速增长，海缆需求大幅提升。需求方面，2022年1-10月海缆已中标8.17GW，存量待招标项目约28GW。预计22-25年国内海风新增装机将分别为6/12/17/23GW，以22-25年1GW海风装机量对应海缆需求为19/20/21.5/23亿元计算，预计22-25年国内海缆需求将分别为114/240/366/529亿元，CAGR达67%，海缆需求提升迅速。海缆扩产周期长，23年海缆供给紧平衡。供给方面，国内海缆厂商22-23年供给将分别达到208和305亿元。在海风装机大型化、深海化的趋势下，预计23年高压海缆需求将持续提升，而能够供应高电压海缆的企业主要以中天科技、东方电缆和亨通光电三家为主，23年产值预计分别为85/75/55亿元，合计约为215亿元，对应23年234亿元的海缆需求并不宽松。除此之外海缆扩产具备码头资源限制，叠加目前海缆生产设备供给紧张，设备采购周期在一年左右，预计23年220KV及以上的高压海缆产能供需结构维持紧平衡态势。海缆壁垒高，高电压海缆盈利稳健。海缆扩产有码头资源限制、地域属性，加上海缆高电压等级工艺壁垒高，预计海缆盈利保持稳健，预计23年35-66KV海缆毛利率25-30%，220KV毛利率35-40%，330-500KV毛利率50-55%，高电压等级海缆盈利更稳定，预计24-25年35-66KV竞争较为激烈，220KV海缆盈利稳中略有回落，330-500KV盈利稳定。4.2、预计23年陆风装机量高增，建议关注盈利稳健环节4.2.1、22年陆风招标量大幅增长，23年陆风装机量有望高增22年以来风机招标需求持续旺盛，23年陆风装机量有望高增。受等因素影响，22H1国内风电新增装机量增速放缓，缓解后，22Q3装机量有所提升，预计22年国内陆风新增装机46GW，同比+28%。根据我们不完全统计，22年1-10月国内风机招标量为91.72GW，同比增长90%；其中陆上风机招标量为68.10GW，同比增长48%，预计22年陆风招标75-80GW，考虑到风电招标到并网1年左右的周期，我们预计23年国内陆风新增装机容量有望达65GW，同比+41%。风机招标大型化趋势明显。据不完全统计，2017-2022Q3国内3MW及以下风机招标容量占比由100%逐年下降至1.97%，未来风电场将主要集中在风资源较好的三北地区进行建设，风机大型化趋势明显，22Q1-Q3国内风机新增装机中3-4MW/4-5MW/5MW+机型占比分别为7.09%/36.22%/54.72%。4.2.2、陆风整机中标价格趋稳，板块盈利有望修复22年以来陆上风机中标价格趋稳，23年陆上风机交付价格稳定。据我们不完全统计，22年10月国内陆上风机平均中标均价为1739元/kW，同比-20%，环比-7%，最低中标单价为1540元/kW，同比-24%，环比+1.3%。22年以来风机价格逐步企稳，3-10月陆上风机单价稳定在1700到1800元之间，主要由于各整机厂商目前在手订单较多，不存在低价抢单动力，加上运营商对于产品质量要求较高，对风机价格敏感度有所降低。22年风机中标价格企稳，预计23年陆上风机企业的毛利率将趋于稳定。原材料价格高位回落，产业链盈利能力有望触底回升。22年10月，中厚板、圆钢、生铁、废钢、铜均价分别较去年同期同比-29%/-28%/-25%/-23%/-12%，较9月均价环比-2%/-2%/+1%/-2%/+2%，较21年以来最高价格回落37%/35%/34%/30%/17%。其中中厚板、生铁、废钢主要用于生产塔筒、铸件、主轴、法兰等部件，随着原材料价格持续回落，预计塔筒、法兰、铸件、主轴、轴承成本下降约22%/18%/20%/18%/13%。原材料价格持续从高位回落，预计23年风电零部件企业盈利能力有望触底回升。4.3、新技术新材料，关注变化中的机会4.3.1、滑动轴承成本优势明显，23年有望在齿轮箱实现小批量滑动轴承市场规模扩大，“以滑代滚”成为风电趋势。目前，随着风电降本增效的进一步加速，风机主轴及齿轮箱的“以滑代滚”逐渐成为风电行业的发展趋势之一。在大兆瓦风机中，滑动轴承可以大幅降低配套轴承的制造和加工难度，提高运转可靠性。同时，滑动轴承体积和重量更小，可以制造成分块结构以实现主轴承的快速、高效更新或替换。且滑动轴承使得风机后续的维护保养较方便，可以在塔上完成，免去吊装等步骤，降低维护成本，并且可以缩短风机停机时间，提高风机利用率。基于此，多家主机厂商正在推进相关实验项目。滑动轴承在风电齿轮箱中的应用是降本的重点。风电齿轮箱是双馈型和半直驱型风电机组的关键部件，其成本在整机中的占比超过16%，而滚动轴承成本又占齿轮箱总成本的20%。从风电行业整体出发，滑动轴承的成本为滚动轴承的70%。滑动轴承具有径向尺寸小、承载能力强、成本低等优点。根据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状与发展趋势》，相较于使用滚动轴承的风电齿轮箱，使用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升25%，传动链长度可减少5%，齿轮箱重量可降低5%，成本降低15%。“以滑代滚”已成为未来超大功率风电齿轮箱设计最具潜力的解决方案。齿轮箱滑动轴承市场空间于2023年起扩大。预计2023/2024/2025年国内齿轮箱滑动轴承渗透率分别为5%/15%/25%。根据测算，2023/2024/2025年国内齿轮箱滑动轴承市场空间分别为0.83/2.62/5.37亿元。4.3.2、海风大型化加速，23年叶片碳纤维需求快速起量风电叶片为碳纤维主要应用场景之一。根据《2021全球碳纤维复合材料市场报告》，2021年全球碳纤维总需求达11.8万吨，其中风电叶片对碳纤维需求最大，达3.3万吨，占据21年碳纤维总需求27.97%。随着风电行业的高速发展，对于大丝束碳纤维的需求有望同步维持高增，风电也将作为主要需求因素拉动碳纤维行业增长。风机大型化趋势明显，叶片长度、重量随之升级。受风电平价上网所带来的成本压力影响，风机大型化趋势明显，海上风机目前规格已经在8MW左右。相应的风电叶片长度也随之增长，8MW左右功率的海上风机叶片长度在80-100米左右的区间内。预计至2025年海上风机功率将达16MW左右，相应风电叶片的长度、重量都将随之迅速增大，对于大型叶片的制造技术及材料要求迅速提升。风电叶片大型化增加了对叶片材料性能的要求。当叶片长度增加时，叶片重量也同步增加并且快于能量的获取，叶片长度的增加也对叶片材料的强度、刚性等性能都提出了要求。如要同时满足重量及性能的要求，最有效的办法是采用碳纤维负荷材料，因此，碳纤维在风电行业中的使用势在必行。当叶片重量增加，共振问题便会出现，即叶片重量的增加大于刚度的增加，导致叶片固定频率下降，容易发生共振，造成结构破坏；与此同时，叶片变长，使叶根受到反复交替的荷载增加，容易造成叶根疲劳失效。9MW以上的风机叶片主梁需要使用碳纤维。9MW风机的叶片长度一般在100米左右，这时对叶片重量、性能的要求将明显提升，因而风电叶片主梁将全部使用碳纤维作为制作材料。因碳纤维价格上高于玻璃纤维，其他主体部分将使用碳纤维与玻璃纤维的复合材料进行制作，在提升性能的同时兼具性价比的效果，以最节省成本的方式提升叶片的性能。23年叶片碳纤维需求放量。由于海上风机大型化较陆上风机更为明显，未来也将为成为大丝束碳纤维的主要需求点。我们预计2022-2024国内海上风机新增