电力设备新能源行业中期策略

电力设备新能源行业中期策略1、光伏：海外需求强劲，预计国内需求Q4大增2022年上半年，美国加息、国内疫情等多方面因素影响下，大盘整体表现欠佳。而光伏行业作为成长股代表，估值持续受到压制。但在印度（Q1）、欧洲（Q2）以及国内分布式需求拉动下，需求端表现不弱，推动硅料价格持续上行。俄乌战争后，欧洲地区加快能源独立进程，政策方面不断加码，终端需求表现强劲，对板块形成支撑。而美国自3月底开始的东南亚光伏反规避调查，则对市场情绪形成一定扰动。1.1、海外光伏需求强劲，硅料价格有望Q4开始下行2022-2023年光伏行业装机高增确定性强。中国光伏业协会此前预测2022年全球光伏装机约220GW，也成为了资本市场的一致性预期。但由于俄乌局势、硅料价格难以判断，我们认为，地缘政治以及全球能源价格上涨等原因将有效支撑2022年光伏装机高增，2022年Q4硅料价格预计开始进入下行周期，将对2023年光伏行业装机提供强有力支撑。2022Q1中国对欧洲光伏出口高增达16.7GW。欧洲在2022年一季度向中国进口16.7GW光伏组件，同比增长145%。在2021年底发布的欧盟光伏市场展望中，预计2022年欧盟27国新增光伏装机33.6GW（中性情形），但在REPowerEU计划中，为了减少对俄罗斯的能源依赖，欧盟2022年的光伏装机目标提升至58GW。SolarPowerEurope2022认为考虑到组件供应、项目开发许可、安装人员等限制，2022年欧盟39.7GW的光伏装机是相对合理的预测结果。同时，考虑美国市场对中国加征关税政策松动等因素，即便硅料价格处于相对高位情况下，海外市场光伏需求仍较为强劲。2022年Q4硅料价格预计将进入下行通道，带动组件价格下降提振光伏需求。2022年开始硅料产能持续落地，但2022H1硅料价格依然维持较高价格，核心原因还是在于需求旺盛。2022年Q3-Q4更多的硅料产能将开始释放，我们认为硅料价格将进入下行通道。需要指出的是，表中2023年统计的产能更多的是规划产能，是基于硅料高价格、高盈利的情况下，各厂家激进规划的结果。但真实落地的产能会随硅料价格下跌而逐步减少，最终形成动态平衡。未来一段时间硅料环节大概率不会像2021-2022年这样紧，价格也会回归到合理区间；同时颗粒硅降本，N型硅料提质，各自产品都会有一定市场。当前因硅料价格较高导致项目推进进度略低于预期，我们认为，一方面稳增长政策下，投资商会略接受低盈利而推进一部分项目，另一方面，距硅料价格下行期限并不遥远，一旦形成趋势后，国内光伏市场需求弹性较大、建设进度也会加快。因此，2022年全球实现230-240GW的光伏装机确定性较强，即30%以上的同比增速。硅料价格下跌将带动产业链利润重新分配，最终将带动组件价格下跌，提高经济性，提振2023年光伏需求，我们认为，如果2022年实现了230GW的全球光伏装机，2023年大概率也将达到280-290GW乐观预测装机，同比增速约25%。1.2、电池技术引领提效、降本，产业链利润有望重塑此前，光伏产业链中，硅料环节扩产周期较长，硅片环节技术壁垒较高，这两个环节享受了较长时间的超额收益，而电池环节、组件环节因为同质化以及扩产周期短导致享受超额收益时间较短。当前，硅料较多产能将释放，硅片技术仍存壁垒但较之前已削弱，组件公司需要寻求一体化或拓展分布式及海外市场高溢价渠道。电池环节作为技术提效的重要方向，有望实现突破，成为光伏下一阶段降本的核心。PERC电池目前最为成熟，设备投资约1.5亿元/GW为最低，非硅成本约0.17-0.18元/W，虽然效率有极限，但其他电池工艺若想对PERC形成替代，需要至少在效率、非硅成本、设备投资这三个指标有所突破。（1）TOPCon工艺可在PERC旧有设备进行改造，追加投资约6000万元/GW；

新建产线则约2-2.5亿元/GW，目前非硅成本依然要比PERC高0.04-0.1元/W，在效率上目前可以提升约1%，如果按照0.04元/W-0.16元/W溢价销售，亦可实现一定超额收益。TOPCon银浆耗费量120mg/片、设备及耗材、生产节拍等均可提升降本，使TOPCon非硅成本逐步接近PERC。所以，产业内当前TOPCon扩产较为激进，在2022年有望实现突破。（2）隆基绿能拟推出HPBC技术路线，该路线可以更好地利用p型硅片的技术优势，效率比PERC也可高出1%，成本与PERC持平，在应用场景方面，由于其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。（3）HJT目前设备投资依然较高，非硅成本也高出PERC约0.2元/W，HJT的降本路线：

1）设备投资继续国产化降低至3亿/GW以下；

2）银浆载量降低至100mg/片以下；

3）ITO降本或采用新的复合膜等；

4）产业配套更为成熟；

5）HJT的优势是硅片更易薄片化，在硅料价格较高时更具优势。在光伏电池技术不断进步的过程中，原材料的品质要求，电池、组件设备的更新、替代，以及辅材的配套，都会带来新的投资机会。我们将此梳理在表中。未来电池环节的技术格局将不再是单一PERC技术，而是多种技术并行，实现效率提升，适配更广泛需求的市场。我们对硅料价格回落后，光伏产业链各环节单位净利进行模拟，需要指出的是，电池环节的技术进步如果可以很好地推动光伏产业提质降本，并形成一定壁垒，同时扩产到产能过剩时间窗口期长，那么电池环节相对其他环节获得超额收益的时间就会增加；但以下因素依然可能成为测算的重要扰动因素，因此模拟结果也仅作为参考。（1）上游因素：硅料价格下降节奏以及各企业库存周期影响；影响利润在光伏产业链分配传导时间；

（2）下游因素：电价及储能政策、国内外市场差异、电站与分布式差异，对中游和下游产业链利润分配产生影响；

（3）中游因素：石英矿短缺导致硅片产能利用率的分化、电池技术进步及产能释放节奏，会影响超额收益持续时间；

（4）市场因素：需求增长低于预期，同时行业过热、产能过剩明显会压低光伏整体行业盈利。2、风电：大兆瓦推进，海风23年景气度高2022年风机招标价格持续下探，叠加钢价高位运行，导致行业盈利承压。一季度受疫情、机型换代等多方面因素影响，风电行业排产低于预期，导致交付周期较短的零部件环节普遍出现业绩下滑。4月中旬后，上游大宗商品松动，铁矿石、螺纹钢价格持续下调，风机产业链成本压力得到边际缓解。同时，多家整机厂推出新机型，叶片长度不断打破新纪录，标志着风机大型化取得阶段性成果。行业估值具备一定吸引力的前提下，行情转暖。2.1、招标数据超预期，整机厂商话语权提升2020年底风能北京宣言提出保证“十四五”期间风电年均新增装机50GW以上，GWEC（国际风能协会）预计“十四五”期间中国风电年均新增装机54GW，大基地、企业“十四五”规划、度电成本降低等三因素保证新增装机规模稳健增长。2022Q1风电招标量超预期,预计全年招标量有望实现70GW。2022Q1国内风电招标量约为24.7GW，同比增加74%，海上风电2021Q4-2022Q1招标量约为5.4GW，我们预计2022年全年风电招标量为70GW以上；装机量有望达到60GW，陆上风电约50GW，海上风电约8GW。风电今年快速发展的根本原因在于风电机组大型化快速降本以及光伏组件价格较高反衬风电更好的经济性，直接原因在于风光大基地政策带动。我们认为，风电与光伏的比价优势在2023年可能随着硅料价格的下降而削弱，但不影响整体行业的景气性。平价后向整机商头部集中但竞争加剧，海风仍有一定技术和过往业绩壁垒。2020年陆风抢装，零部件厂商供需更紧导致整机商的盈利受损较为严重，这种趋势在2021开始已经发生变化。一方面，整机龙头金风科技、远景能源、明阳智能龙头地位稳固，二线厂商如三一重能、中车风电进入虽然加剧了竞争，但TOP10整机厂未发生变化，且CR10集中度持续提升，而CR3集中度从2019年的63%下降至2021年的47%。最终共同推动了整体行业降本，经济性提高，单年装机量也实现了较高水平。项目招标中的议价能力同样会影响公司盈利，陆风平价对整机厂降本压力较大，陆风机组大型化已经达到较好水平，叠加竞争激烈导致整机全产业链均有较大降本压力。整机商更倾向于获取海上风电项目以实现高收益，同时快速推动海风机组大型化实现技术降本。此外，零部件厂商随产能逐步释放，竞争加剧盈利下滑，反而需要整机厂商更多的扶持与带动，整机厂商的议价能力相对提升，订单量与成本成为零部件厂商业绩驱动的核心因素。独立或部分独立招标的海缆、塔筒、桩基等业务受下游议价压力影响相对较小，盈利能力得以维持。整体上来说，海风在实现平价过程中，增速快、壁垒相对高、竞争压力小，产业链企业业务“含海量”较高的盈利能力相对较好。2.2、机组大型化提速，海上风电平价可期5月5日，三一重能首支FB99067型风电叶片在湖南韶山正式下线，该叶片长99米，是目前国内已下线的最长的陆上风电叶片（截至当日）。5月7日，运达股份与中复连众举行YD110海上叶片下线仪式，该叶片长110米，匹配运达股份最新发布的8-10MW海上风电机组平台，由运达股份自主研发，是目前国内首支成功下线的最长风电叶片（截至当日）。机组大型化的快速迭代，主机厂商从机组整体性能出发，往往联合叶片厂商，或独立进行叶片设计。从目前的趋势来看，随着主机厂商对叶片设计、制造的逐步深入，其对上游叶片厂商及全产业链的话语权逐步增强。大型化趋势加速，有望进一步降低风机成本与风电发电成本。中国风电机组大型化趋势随着补贴下降和技术进步持续加速，2021年陆风平均单机容量已达3.1MW（对比2011年1.5MW已翻倍）。单机容量提升具有以下优势：单位重量下降（造价更低）、更大扫风面积（全生命周期发电量更多）、机组数量需求变少（同容量风电场吊装及运维单位成本更低）。大型化、国产化带动项目投资成本下降，运维效率提升带动收入规模提升。2021年以来风电整机招标价格快速下降，技术方面原因就是大型化带来成本快速下降。我们也对陆风项目投资收益进行了敏感性测算，主要假设条件如下：

1）假设2020年4月开工建设，2021年10月完工开始运营，运营期20年；

2）假设项目规模为50MW，项目静态总投资额为40000万元；

3）假设年发电小时数为2200小时（容量系数0.25），综合场用电率为3%，上网电价为450元/MWh；若风机成本从2200元/KW下降至1760元/kW（-20%），则项目IRR将从原先的8.79%提升至9.93%；若利用小时数从2200小时提升至2640小时（+20%），则项目IRR将从原先的8.79%提升至11.54%。2023-2024年中国海上风电有望实现多区域平价。根据风资源情况的不同，预计总投资在10000-15000元/KW的范围内有望实现平价。运维同样是重中之重，包括机组可靠性、运维可达性、码头配备、智能化手段等。近期海上风电风机价格3600元/kW-4700元/kW为主，总投资约14000-15000元/kW。在国补退坡后，地方政府的政策倾斜/补贴支持也将推动海风配套设施的完善，同时弥补项目平价压力，广东、山东已明确海风省补计划，浙江台州出台征求意见。降本、海风、出海等发展趋势下，整机、海缆、轴承、塔筒环节具备潜在投资机会。（1）整机2022年盈利承压，但平价后价格趋稳、出海规模提升等因素有望改善盈利能力；（2）海缆成本面临压力（成本占比较高），但技术领先公司仍有望获得溢价

；（3）轴承在降本背景下国产替代成大趋势，需持续关注头部公司产品导入和验证进展；（4）塔筒在海风项目中成本占比较小、与陆风项目相比成本压力较小，海风&出海有望打开新的盈利空间；（5）叶片环节有材料替代逻辑，重点关注国产碳纤维导入和应用。3、锂电：盈利迎拐点，下半年销量或恢复3.1、回调充分，估值低位，反弹力度优于大盘2022年至今锂电板块股价复盘：

2022年1月：锂电板块股价出现较大调整。市场担忧锂价上涨影响电池企业盈利、锂供给制约全年销量，以及新能源车提价影响需求。2022年2月上旬：宁德时代

21年业绩预告大超预期，锂电材料公司业绩预告亮眼，证实板块景气度，同时由于板块春节前调整较多，出现阶段性反弹。2022年2月下旬-3月：碳酸锂价格从年初30万元/吨快速上涨到50万元/吨，A00级车减产、工信部督促锂价理性回归，使得锂价见顶预期形成。电池厂酝酿二轮涨价，车企开启二轮涨价，市场对需求预期较悲观，股价震荡回调。2022年4月：上海疫情导致长三角汽车产业链停滞，同时担忧宁德市疫情影响产业链出货，股价大幅回调。2022年5月：涨价落地+上海汽车产业链复工复产推进，电池Q1盈利见底利空出尽，盈利拐点预期形成。股价大幅反弹，反弹力度优于大盘。板块估值回归至历史低位。今年以来，锂电板块估值深度回调，锂电池指数PE-TTM回调至历史估值下限。以宁德时代为例，PE-TTM估值回归至历史估值中下区间。3.2、预计2022年新能源车销量500-550万辆2022年4月，由于上海新冠疫情产业链物流及工厂开工率下滑，新能源汽车销量为29.9万辆，环比减少38.3%，同比增44.6%，渗透率达到25.3%。渗透率提升的主要原因在于新能源车已经进入市场驱动阶段，需求韧性很强。2021年全球电动车销量为635.4万辆，同比增加120%；2022年1季度销量203.2万辆，同比增加86%；受到全球油价变化等影响，新能源车使用经济性优势继续扩大。此前，市场对2022年新能源车销量乐观预期在600万辆左右，我们认为，4-5月份疫情以及锂价高位确实会对需求会造成一定影响，但鉴于疫情6月份好转以及年底补贴退坡抢装的情况分析，2022年新能源车销量依然可以保持500万辆以上，甚至达到550万辆的水平。我们进一步根据乘用车、商用车、专用车分类，对应纯电以及插混版本分别预测销量，预计中国新能源汽车销量2022-2025复合增长率在34%左右，到2025年有望达到1130万辆。国内电池集中度稳步提升，全球范围国产电池厂抢占海外份额。2021年国内动力电池总装机量154.5GWh，CR3达74%，CR6达85%，2022年Q1装机量CR3达78%，CR6达88%，集中度进一步提升。2021年全球动力电池装机量297GWh，CR3达到68%，CR6达到85%，2022Q1装机量CR3达到62%，CR6达到83%，其中国内电池厂份额明显提升，比亚迪赶超松下成为全球第三大电池生产商。从电池龙头公司2022年一季报情况来看，在上游原材料价格上涨加大成本压力后，宁德时代为了维持下游客户的稳定，提升自身渗透率，并未采用激进的提价策略；比亚迪则是通过纵向一体化的优势，实现了销量的稳定增长和份额的提升。3.3、顺价顺畅，预计电池盈利Q2开始转好2021年，以六氟磷酸锂、上游锂资源为代表的电池重要原材料价格迎来大幅度上涨，导致新能源产业链利润上移。2021年毛利率同比变化方面，6F（+22pct）、上游资源（+11pct）等领域有较大幅度增长，22Q1相比2021年毛利率的变化，上游资源（+16pct）、PVDF（+10pct）、6F（+9pct）等领域有较大幅度增长；

电池（-4pct）、设备（-3pct）、结构件（-3pct）等领域有一定下滑。2021年-2022年3月行业电池成本上升经历了4个阶段：分别为21年1月-3月，21年3月-8月，21年8月-12月，21年12月-22年3月。总体而言，碳酸锂价格的快速上涨是导致电池成本上升的核心因素。21年3月-8月，电解液价格上涨是这个阶段的主导因素。21年8月以后，由于碳酸锂价格开始快速上涨，整体电池成本也开始显著提升。后续22Q2到年底随着需求的恢复以及上游碳酸锂产能释放偏紧，预计供需维持紧平衡，我们认为碳酸锂价格会维持在高位震荡。电池厂顺价分化，22Q2开始电池环节有望盈利恢复。海外主机厂与供应商普遍采取价格联动机制，所以LGES、孚能科技等以国外客户为主的公司价格传导比较迅速。国内主机厂以往每年议价一次，期间不变动，然而由于21年-22年Q1以动力类碳酸锂为首的原材料价格上涨太快，宁德时代、亿纬锂能等头部电池厂价格传导不及时，导致毛利率承压，后续行业通过与下游国内主机厂协商涨价，同时讨论建立价格联动机制，整体盈利有望Q2开始恢复。成本上涨速度、库存策略、顺价节奏是影响电池盈利的核心因素。从新能源车涨价节奏上看，其调价是慢于上游涨价速度的；不同级别的新能源车涨价幅度也有差异，B级主打且销量无忧的车企，如特斯拉涨价幅度较大，同样作为B级车主打的车企，如蔚来今年仅上涨一次价格且幅度不大。纵向一体化且销量优异的比亚迪，采用的策略则是DM-i混动系列，最大程度地规避上游涨价的不利因素，其纯电车型调价策略相对也比较保守。A0级的车为主打的欧拉系列则难以承受成本压力，最终选择停产。第一轮车企整体涨价是在去年底和2022年初，更多是应对上游2021年全年的涨价和电池厂2021Q4的涨价；但始料未及的是，2022Q1碳酸锂价格涨价迅猛，导致电池厂无法有效顺价、车企调价进度更是滞后。储能、电动工具板块盈利压力小于动力电池板块。涉及海外户用储能、电动工具、消费电子等领域公司，电池顺价也较为迅速和顺畅，所以该类业务在2022Q1盈利方面并未出现显著下滑。主营储能的派能科技

22Q1净利率12.4%，环比-2.9pct；主营电动工具的鹏辉能源

22Q1净利率5.7%，环比+2.5pct，两者显著优于宁德时代的-9.6pct，这也是因为ToC的业务成本压力转移相较于ToB业务更加快速通畅，后续随着ToB电池业务环节盈利改善，两者变动差距有望减小。当前，六氟磷酸、PVDF价格形成下跌趋势，碳酸锂价格虽然略有调整，但疫情恢复后需求会逐步抬升，加之年底抢装，且由于锂矿扩产进度很难超预期，碳酸锂价格在下半年可能出现反弹，而负极石墨化、隔膜2022年全年供需依然相对偏紧，电芯成本在2022年或依然处于高位。2023年下半年随着锂矿产能逐步释放，碳酸锂价格预计会有一定下跌，电芯成本将进一步下降。3.4、电池技术创新维持龙头产业话语权材料和结构创新是动力电池行业的两条优选赛道，也是降本的必由之路。（1）中国动力电池技术创新已从政策驱动向市场驱动转型；

（2）电池材料创新主要平衡能量密度、寿命、快充、安全、成本等指标；

（3）电池系统结构创新已成为近年来技术创新的鲜明特征。4680电池在三元车型中趋势确立，吸引多家企业布局：

（1）特斯拉的4680电池预计2022年将批量交付，松下为特斯拉配套的4680电池也将在22年实现交付装车。（2）亿纬锂能扩产20GWh乘用车用大圆柱电池项目，其合作伙伴StoreDot已生产出第一款4680圆柱形电池，有望在2024年实现新电池的批量生产。（3）宁德时代也布局了4680大圆柱电池，有望在24年实现量产。（4）LG

新能源、三星SDI等电池厂也加大布局这一技术路线。特斯拉不仅重新定义了新能源整车制造，也扶持4680电池产业链上的各供应商，以及推动其他电池厂商效仿。特斯拉通过智能化、极限制造打造自身品牌优势，推动旗下品牌汽车成为全球新能源车销量冠军。同时通过在海外建厂，实现供应链优化，推动产品降本。对于宁德时代，我们可以看到公司一方面通过布局锂矿、上游材料以实现向上纵向一体化，使得资源层面不成为公司未来的成本掣肘；另一方面通过不断提升自身电池技术的研发能力，引领锂电行业技术进步。宁德时代的CTP（CelltoPack）：

（1）通过省去模组结构件，提升能量密度，简化装配过程，达到提质降本的目的；

（2）宁德时代3.0版本CTP相比4680系统提升13%体积能量密度，铁锂达到160Wh/kg，三元达到250Wh/kg。CTP方案的推出可以推动更多车企采用宁德电池，一方面维持宁德时代电池的市占率，另一方面推动车企设计新能源车时，更多的匹配电池本身的特点要求。尤其是在宁德时代推出换电——巧克力电池模块后，更体现了这样的思路。换电模式的核心掣肘是电池的标准化和整车设计的标准化。宁德时代的巧克力电池正是通过电池的标准化推动换电新能源车设计、或者电池安装设计的标准化，最终提升电池厂商在整个产业链的话语权。比亚迪则是国产新能源车、电池制造纵向一体化的典型企业，其开发的刀片电池更是在磷酸铁锂领域开创了先河，推动锂电池、新能源车制造的技术进步，也帮助其在销量上不断攀升。所谓“刀片电池”，即将电芯设计成扁片长条形状，一方面可提高动力电池包的空间利用率、增加能量密度,体积比能量密度提升50%；另一方面能够保证电芯具有足够大的散热面积，可将内部的热量传导至外部，从而匹配较高的能量密度,解决针刺难题。“刀片电池”是从车辆、电池包、电芯整体层面开发的新的解决方案，结构改进的效果非常明显。2021年比亚迪推出DMi系列，采用软包刀片电池，开启混动模式新能源车新纪元，其销量也是节节攀高。假设每GWh消耗110万平方米铝塑膜，同时由于22年原材料价格高企，加之比亚迪目前在手订单以DMI为主，故假设公司全年销售150万辆车情况下，dmi：ev销量为3:2，后续23-24年由于dmi爆款车型如秦plusdmi，宋plusdmi主攻10-20w市场（目前此市场新能源车渗透率较低，然而占整车市场销量近50%），我们预测dmi销量增速大于纯电。未来，随着国产设备技术成熟以及铝塑膜国产替代的进行，软包刀片电池将进一步应用在纯电新能源车中，同样体系下，软包刀片电池能量密度相比于硬壳电池约提升10wh/kg，成本方面，单个电芯结构件部分物料成本下降10元。若单车120串，400V平台60kwh带电量计算，单算电芯结构件部分单车下降约1200元，度电成本下降约20元。比亚迪将磷酸铁锂材料、电池结构创新、整车制造很好地融合，将降成本、安全性、体验方面实现了统一，最终实现了销量的大幅提升，通过纵向一体化战略布局赢得市场的认可。4、新型电力系统：储能及电网建设提速4.1、估值回归合理区间，需求旺盛引领股价反弹2022年1月-2022年2月中旬：电网和储能板块均出现较大幅度调整，主要是市场风格切换带来的回调。2021年，电网板块受益于新基建，储能板块受益于双碳目标，二者估值迅速抬升。美联储加息预期导致市场风格倾向于保守，高估值板块出现回调。此外，锂价大幅上涨也导致市场对储能板块企业盈利空间压缩的担忧。2022年2月中旬-3月初：2月10日，提出要完善电网体系，推动源网荷储一体化发展，多省也将储能列入政府工作报告重点，此外，俄乌局势紧张导致全球能源价格上涨催生新能源加速替代预期，多重利好叠加，电网和储能板块均出现小幅反弹。2022年3月-4月：锂价维持高位，IGBT供应紧张持续，导致储能板块企业盈利能力承压。上海等全国多地疫情反复，电网建设和储能产业链均遭受一定冲击。与此同时，阳光电源发布的财报业绩不及预期，宁德时代延期披露一季报，市场悲观情绪蔓延。这一阶段，电网和储能板块均波动下行。2022年4月底至今：随着情绪化因素的逐渐消退，整个板块的估值水平略有回升，欧洲新能源景气也加速了国内储能板块的情绪修复，上海疫情好转，复工复产加快日程，电网和储能板块迎来反转。4.2、储能：欧洲户用储能超预期，国内完善补贴政策海外储能市场中，美国市场维持高增，欧洲家储市场增速超预期。美国市场一直以来是全球储能的核心市场，中国因新能源大基地项目及地方政府补贴加速了储能项目上马。但2022年因上游原材料涨价、缺芯使储能装机预期受到了一定影响。俄乌局势导致欧洲能源价格持续上涨，户用储能的经济性显著提升。户用分布式能源及储能是居民端应对全球气候变化以及潜在的能源安全问题采取的措施。俄乌局势导致光伏、户用储能量价齐升，在很大程度上缓解了上游涨价对相关产品带来的成本压力，2021年欧洲户用储能装机1.7GWh，我们预期2022年装机量将超过3GWh。中国大部分省市均要求新建新能源项目配置储能设施。国内大部分省市均已出台储能配置比例及时长要求，基本均要求风电、光伏项目需按照10%-20%的功率配置1-2小时的储能。我们预计2022年国内风光新增装机量将超过100GW，若均按照10%的功率配置1.5小时的储能，则储能装机量将超过15GWh。部分省市出台相应的财政补贴政策鼓励储能建设，推动了储能经济性的改善。浙江、宁夏、广东等多地出台储能补贴政策，包括：给予容量补偿；给予较高的调峰服务补偿价格；发放一次性补助等。当前的补贴政策以及未来新型电力系统电价形成机制的不断完善将有助于提升国内储能运营商的经济性。各类储能方式中：抽水蓄能、压缩空气和熔融盐储能主要适用于长时储能，其中抽水蓄能当前最为成熟，但存在一定的地理约束；压缩空气技术进步较快；熔融盐储能主要作为光热电站的配套设施。锂电池优势在于4h以下储能，但长期需要考虑锂资源约束。液流电池优势在于8h以上的长时储能，钒电池对温度要求低。超级电容和飞轮储能主要应用于调频。可再生能源比例提高增加电网调节能力需求。为满足电力系统的安全稳定运行，系统需要保证容量（可靠性）充裕度。我们假设电力系统的控制策略不变，维持当前的运行水平条件下，考虑到新能源出力的不确定性，我们根据容量可信度进行等效，并以2020年实际的备用水平42%、平均备用水平37%（2020、2021、2025、2030）测算得到调节机组的容量需求，扣除火电机组出力后得到2025年、2030年的调节机组容量缺额，2025年为0.2~1.0亿千瓦，2030年为1.7~2.7亿千瓦，这部分调节容量缺额可通过抽水蓄能、储能等方式进行补充。2025年、2030年辅助服务费用将达到1371.0亿元、1906.2亿元。考虑到现货市场将替代调峰，调频、备用对系统灵活性的影响较大，因此我们重点分析调频、备用辅助服务费用情况。调频、备用的比例与各省的电源结构、负荷特性、区域联络水平有关，一般新能源发电量占比越高，调频服务需求越大；新能源装机占比越高，备用服务需求越大。我们假设2025年、2030年辅助服务费用占全社会电费的2.5%和3.0%，其中调频、备用占全社会电费的比例为2.0%和2.5%，平均销售电价取600元/兆瓦时，调频与备用的比重分别参考2018年南方区域、东北区域的1:4和1:5，预测2025年、2030年调频费用分别为219.4亿元、264.8亿元，备用费用分别为877.4亿元、1323.8亿元。4.3、电网建设：稳增长的重要手段，下半年将持续提速中国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。特高压线路建成将对能源远距离输送提供有力保障，并成为坚强智能电网的重要骨架。“十四五”期间，东部交流同步电网将进一步得到加强，形成华北、华中、华东特高压同步电网，建成“五横四纵”特高压交流主网架，西部地区加快形成川渝

“两横一环网”特高压交流主网架。特高压“十四五”期间将继续承担新能源远距离、大规模输送重任。近日国家能源局委托相关单位结合大型风电、光伏基地建设要求，就“十四五”规划的12条特高压通道配套水风光及调节电源进行研究论证。12条特高压通道含9直3交，建成后预计可满足1.2亿千瓦的新能源外送需要。“十四五”期间清洁能源基地与大基地新增装机将达3.61亿千瓦。基于九大清洁能源基地与风电、光伏大基地规划，我们预测，2022~2025年东北外送通道、蒙西山西外送通道、西北外送通道、西南外送通道的源端新增装机3.18亿千瓦，2025年底总装机容量是2021年底的2.28倍；至“十五五”末，各区域新能源装机容量将分别提升至1.62、2.18、2.98和1.45亿千瓦，总容量将达8.23亿千瓦。“十四五”期间特高压交直流工程投资将达4500亿元。东北、蒙西山西、西北、西南四个区域外送通道现状（截至2021年底数据）特高压输送容量1.43亿千瓦，按“十四五”规划新能源容量以40%外送做测算，仍需增加输送能力达8452万千瓦，其中东北、蒙西山西、西北、西南分别为512、4000、3400和540万千瓦，输送容量按800万千瓦/个测算，各区域分别新增特高压直流工程1、5、5和1个，共计12个，按在运特高压直流工程平均投资220亿元/个测算，我们预测“十四五”投资约2600亿元。“十四五”同期完善交流同步电网仍需建设特高压工程16个，按在运特高压交流工程平均投资120亿元/个测算，我们预测投资约1900亿元。“十五五”期间，特高压交直流工程投资将达5900亿元。其中，东北、蒙西山西、西北三个区域新能源大基地将分别新增装机容量9900、7313和8288万千瓦，按65%外送比例测算，仍需增加特高压输送容量约1.65亿千瓦，预计建设直流工程21条，假设技术进步与国产替代带来15%以上的降本，我们预测“十五五”特高压直流投资约3800亿元，特高压交流工程按直流工程同等建设个数测算，我们预测投资约2100亿元。电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用,经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。中央政府允地方政府集资办电厂，并于1987年开始实施“三公”调度原则，以确保电力调度的“公开、公平、公正”。第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。1997年，电力行业的大部分资产从电力工业部转移至新成立的国家电力公司。第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改革。2002年，电力体制改革方案（中发[2002]5号文件）发布，实现“厂网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次电力体制改革迎难而上。2015年，关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全国统一电力市场建设正式启动。2021年10月，关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）发布，燃煤发电量全部进入电力市场、工商业用户全部进入电力市场。2022年1月，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改〔2022〕118号）印发，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。在“双碳”目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机制的完善，将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。2022年1月，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改

〔2022〕118号）印发，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。在“双碳”

目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机制的完善，将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。5、重点企业分析5.1、隆基绿能2021年公司硅片出货、组件销量全面领先，但因硅料价格高企盈利略有受损。公司2021年实现单晶硅片出货量70.01GW，其中对外销售33.92GW，自用36.09GW；硅片业务实现营业收入170.28亿元，单位营收0.50元/W，与2020年的0.49元/W基本持平；但因硅料价格高企，虽然公司2021年硅片全工序非硅成本较2020年下降7%，硅片毛利率依然减少2.81个pct至27.55%。公司2021年实现单晶组件出货量38.52GW，其中对外销售37.24GW，同比增长55.45%，自用1.28GW。公司组件业务实现营业收入为584.54亿元，单位营收为1.59元/W，略高于2020年的1.51元/W；但毛利率减少3.47个pct至17.06%。截至2021年底，公司单晶硅片产能达到105GW,单晶电池产能达到37GW，单晶组件产能达到60GW，2021年存货周转天数较2020年减少6.8天。2022Q1一体化组件出货略低于预期，盈利略有回升。2022Q1公司实现单晶硅片出货量18.36GW,其中对外销售8.42GW，自用9.94GW，硅棒及硅片毛利率为23.24%；实现单晶组件出货量6.44GW，其中对外销售6.35GW，自用0.09GW，一体化组件毛利率为19.27%。公司预计2022年度单晶硅片出货90-100GW（含自用），组件出货50-60GW（含自用）。与此同时，公司积极加快新型电池技术的产业化应用和产能建设，泰州乐叶年产4GW单晶电池项目预计在2022年8月开始投产，西咸乐叶年产15GW高效单晶电池项目预计在2022年9月开始投产，公司有望在电池环节维持产品差异化优势。5.2、中环股份光伏硅片外销市场规模登顶全球第一，产品结构持续升级。202