风电及光伏行业市场分析

风电及光伏行业市场分析1.风电：行业放量确定性高，原材料回落盈利有望修复，海风具备长期成长性1.1.风电全年大幅波动，年中反转年末走弱疫情原料同步影响，上半年度V形反转。2022年1-4月份风电指数下跌幅度较大，主要原因如下：（1）风电企业业绩不及预期；（2）受一季度末全国新冠疫情爆发的影响，风电产品延期交付；（3）4月疫情高峰期风电主要原材料铁矿石达900美元/吨高位，同期螺纹钢价格达5000元/吨高位，原材料上涨导致风电产品毛利率降低。5月份疫情逐渐好转，风电产品出货恢复，风电指数有所反弹。6月-7月风电招标超预期，铁矿石和螺纹钢等主要原材料价格快速下跌，产品毛利率回升带来盈利预期上升，风电指数反弹走高。上半年随着疫情变化和原材料价格波动，风电指数开出先跌后涨的V形反转走势。7-8月军事影响海风调整，9-12月风电装机疲软，利空多发板块调整。2022年7月-8月，市场传言部分海域海风项目的建设会受到军事活动的影响，军事敏感海域的规划项目落地困难、推进较慢，风电指数震荡下行。2022年9-12月，国内风电装机不及预期。10月新增装机1.9GW，11月新增装机为1.38GW，11月装机仅为去年同期的四分之一，新增装机持续疲软。年初至11月份累计装机22.52GW，低于去年同期的24.7GW，装机持续低于预期。年末风电板块利空多发。11月初，海上风电建设“双30”新规传言出现，新规要求新项目满足离岸30公里或水深30米以上。市场担心海风未来增长受限，引发海风板块集体大跌。11月24日晚间，中天科技发布公告称将重新启动中天科技海缆上市计划，受该事件影响，市场对海缆情绪悲观，12月海风板块迎来至暗时刻。1.2.海外海风加速爆发，2023年国内陆风海风均高增全球风电装机容量持续提升，海上风电装机容量增速迅猛。2015-2021年，全球风电累计装机容量从433GW提升至837GW，复合增长率达11.61%，其中，陆上风电累计装机容量从421GW提升至780GW，复合增长率达10.82%。2021年，全球新增装机容量达93.6GW，仅次于2020年的95.3GW，同比下降1.78%，其中，陆上风电新增装机容量达72.5GW，同比下降17.99%，海上风电新增装机容量达21.1GW，同比增长205.80%，增速迅猛。我国风电装机容量领跑全球，贡献全球海上风电新增装机主要增量。2015-2021年我国风电累计装机容量从145.36GW提升至346.67GW，全球占比从34%提升至41%。2021年，我国风电新增装机容量达47.57GW，其中，陆上风电新增装机容量达30.67GW；海上风电新增装机容量达16.90GW，全球占比达80%，我国海上风电新增装机贡献全球主要增量。海上风电有望爆发式增长，2030年全球海上风电新增装机容量将超50GW。英国提出到2030年实现约累计50GW的海上风电装机容量，美国计划到2030年将安装30GW的海上风电。根据GWEC数据披露，预计2021-2031年全球海上风电新增装机容量复合增长率达10.02%，全球海上风电新增装机容量预计到2027年超过30GW，到2030年超过50GW。如果海外各国按照规划实现海风装机，那么2023-2030年海外海风年均新增装机25GW+，相较于2021年的4.2GW有500%的增长，年复合增速非常可观。中国各省推出“十四五”海风规划，海风建设快速推进。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》披露，我国将主要在山东、江苏、广东、广西、浙江、福建和辽宁重点开发海上风电，7个省份也分别制定了海上风电“十四五”装机规划。沿海其他省份也快速推进海风，目前各省海风十四五规划新增海风合计达到58GW以上，实际新增装机有望达到70GW，国内海风未来增长可期。2023年国内海风新增装机有望达到10GW以上。分批建设风光大基地，持续推进风电行业发展。2021年11月24日，国家能源局公布了第一批大型风电、光伏基地建设名单，总规模为97.05GW，其中内蒙古、陕西、青海、甘肃、吉林位居前五，建设规模分别为20.20GW、12.50GW、10.90GW、9.55GW和7.30GW。2021年12月6日，国家能源局下发第二批风光大基地项目建设名单，重点布局沙漠、戈壁、荒漠地区，主要集中在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃，结合生态治理和资源综合利用模式，积极解决消纳问题，以外送电力为主，到2030年，规划建设第二批风光大基地总装机约455GW。2022年9月2日，国家能源局在8月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会上指出，第一批风光大基地项目已经实现全面开工建设，第二批项目已经实现部分开工建设，第三批项目也正在抓紧组织开展相关工作中。目前，各省份第三批风光大基地项目逐步启动，多个省份的申报文件已经陆续下发。各省规划政策利好，分散式风电发展空间广阔。2011年，国家能源局出台相关政策，我国分散式风电发展起步。2017年和2018年，国家能源局先后发布关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知和关于印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的通知，我国分散式风电发展加速，各省相继出台规划政策。根据不完全统计，2019年至今，我国分散式风电装机规模超过12505.7MW。此外，内蒙古自治区2021-2023年规划分散式风电2310MW，天津市力争到2025年分散式风电装机容量达到780MW，多个省份推出“十四五”风电发展规划，提及要注重分散式风电发展。老旧风机改造政策逐步完善，需求增量有望大幅释放。2021年8月，宁夏自治区率先发文，提出到2025年力争实现老旧风电场更新规模200万千瓦以上和增容规模200万千瓦以上的目标。2021年12月，国家能源局出台《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，老旧风机改造为风电市场带来新的空间。根据国家发展和改革委员会能源研究所预测，“十四五”期间累计退役机组将超过120万千瓦，全国更新改造机组需求将超过2000万千瓦，其中1.5MW以下机组和1.5MW机组各占50%，预计“十五五”期间风电机组退役或改造规模约为4000万千瓦且以1.5MW机组为主。风电招标势头不减，2022年海风招标增长明显。2015-2021年，我国公开招标市场风电新增招标量平均约为32GW。2019年出现明显高点，我国公开招标市场风电新增招标量65.2GW，同比增长95%，主要系陆风补贴退坡导致抢装潮。2021年，我国公开招标市场风电新增招标量54.15GW，同比增长74%，其中，陆上风电新增招标容量51.37GW，占总招标比重95%，海上风电新增招标容量2.79GW，占总招标比重5%。2022年前三季度，我国公开招标市场风电新增招标量76.3GW，同比增长82.1%，其中，陆上风电新增招标容量64.9GW，占总招标比重85%，海上风电新增招标容量11.4GW，占总招标比重15%，海风招标重启，占比逐渐回升，扩张更加明显。风电利用小时数稳步增长，弃风率逐渐下滑。2015年，我国风电利用小时数为1728小时，风电弃风率为15%。2016年，我国风电利用小时数增长至1742小时，风电弃风率上升至17%。2017年，国家能源局发布风电消纳情况预警监测，三北地区装机量受到限制，弃风情况明显好转，我国风电弃风率下降至12%，中东地区风电装机占比提升，我国风电利用小时数提升至1948小时，同比增长11.83%。2021年，我国风电利用小时数增长至2246小时，弃风率降低至3%。风机大型化趋势明显，2MW及以下的功率的风机基本退出市场。更大的风轮直径和更高的轮毂高度能够使风机机组在低风速区域获得比以往更多的动力，提升机组功率及利用小时数，从而提高风能的利用效率。根据金风科技官网和CWEA披露，2015年，2MW及以下功率的风机约占85%，中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量分别为1.8MW和3.6MW。2021年，2MW及以下功率的风机已基本退出市场，3MW以上的风机占比达到80%，而中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量分别提升至3.1MW和5.6MW，风机大型化趋势明显。风机大型化加速平价进程，风电成为最经济的可再生能源。2010年，全球陆上和海上风电度电成本分别为0.102美元/千瓦时和0.188美元/千瓦时，风机大型化加速平价进程，2021年，全球陆上和海上风电度电成本分别下降至0.033美元/千瓦时和0.075美元/千瓦时，分别下降了68%和60%，风电成为最经济的可再生能源。1.3.陆风明年稳健发力，量利齐升盈利修复陆上风电稳健发力，明年爆发长期增速放缓。截至2022年11月，国内风电累计装机达22.52GW，预计全年累计装机约40GW，其中陆风装机约35GW。今年来，第一批、第二批风光大基地规划陆续出炉，大基地建设带动风电招标稳步推进。根据招标数据的统计，今年陆风招标约为78GW，预计明年陆风装机可达60GW+。根据GWEC预测，十四五期间，陆风CAGR为14.6%；2023年往后，全球陆风CAGR仅有6.1%，陆风增速放缓；2021年全球海上风电装机受中国风电补贴退坡抢装潮的影响大幅增加，2022-2026年全球海上风电CAGR达37.8%，全球风电增长主要由海风贡献。风机大型化进行降本，风机零部件通缩明显。通缩为风机大型化过程中风机零部件单位MW的价值量减少。以三一重能的陆风机组为例：剔除每年原材料的价格变动后，2018-2021风机大型化通缩最大的五个环节分别是叶片及主材、变桨系统、发电机、变流器和轮毂，其中单MW叶片及主材的价值量变动达-62.13%，部分原因为三一重能自产叶片，导致成本降低迅速。2021年，齿轮箱环节单MW价值量最高，且四年单位成本变动仅为-7.09%。相对于2018年价值量最高的叶片，齿轮箱更加抗通缩，所以在风机大型化过程中齿轮箱环节将更有相对优势。陆风价格战激烈，双馈机型成为陆风绝对主流。公开投标均价逐渐走低，平价趋势逐渐明显。2020年，陆上风电抢装结束前，部分整机商开始挑起价格战。2021年，风电龙头和二三线整机商陷入价格战。2022年1月，全市场风电整机商风电机组投标均价为3081元/kW，根据风芒能源披露，今年一季度风机接力降价，陆上风机价格已降至1408元/kW。陆风造价下降，有利于陆风的装机增长，现在陆风基本上低价中标，双馈机型的成本低于半直驱机型和直驱机型，已成为行业绝对主流。明阳智能和东方电气已经重回双馈机型。2021年8月，东方电气DEW-G4000-165双馈型风力发电机组下线，随后又接连推出DEW-G3600-165双馈机组，意味着东方电气首先从直驱技术返回双馈技术；2022年7月，明阳智能在某招标项中推出三款193叶轮双馈技术路线机型，与MY1.5/2.0MW平台共同发路双馈路线。陆风转双馈机型，利好齿轮箱环节。直驱机型无须齿轮箱；半直驱机型只需一个小的齿轮箱；双馈机型齿轮箱价值量大，占据风机价值量20%+。明阳智能、东方电气和金风科技在陆风领域转向使用双馈机型，那么齿轮箱环节的市场空间有望大幅提升。齿轮箱环节技术壁垒较高，行业格局优异，国内代表企业以南高齿和德力佳为主。广大特材积极进军齿轮箱领域，公司有特种钢材-锻件-齿轮的一体化能力，在主机厂的支持下有望取得大幅放量。海锅股份拟定增募投10万吨齿轮箱锻件产能，有望充分获取市场红利。滑动轴承大势所趋，2023年行业实现小批量。主机厂开始积极使用滑动轴承替代滚动轴承的逻辑如下：（1）滑动轴承能更好满足风机兆瓦数提升、风电叶轮增大对齿轮箱的轻量化、高转速比的要求；（2）滑动轴承的运维成本相对滚动轴承更低，可靠性更好，且滑动轴承运行噪音更小。相比于滚动轴承，滑动轴承价格低30%以上，风机齿轮箱重量减轻约30%、后续维护费用节省约60%。维斯塔斯已经和齿轮箱巨头采埃孚和威能极合作，实现了6MW风机齿轮箱的滑动轴承使用。国内主机厂如金风、远景、电气风电等都在积极尝试风电滑动轴承，短期内主要替代齿轮箱轴承里面的两个低速转动级，后续预计会陆续替代变桨轴承和主轴轴承。滑动轴承环节优质厂商为长盛轴承、双飞股份和崇德科技。2023年国内滑动轴承可实现小批量试用，预计2024年有望实现大批量实际使用。1.4.海风量升利稳，出口打开成长空间多地区风力资源较好，海风发电潜力巨大。我国海岸线长超18000KM，岛屿6500多个，海风相较陆风开发资源更为丰富，且具有发电效率高、土地资源占用少、大规模开发难度低等优势。依据WorldBank统计，我国预计可发展海上风电达到2982GW。依据中国工程院测算，仅考虑0-50米海深、平均风功率密度大于300瓦/平方米区域的开发面积，按照平均装机的密度8兆瓦/平方千米计算，我国海上风电装机容量可达到3009GW。沿海省份消纳能力强，海风发展不受消纳制约。2021年，江苏省、浙江省、广东省、福建省和山东省用电量分别为7101.16、5514.11、7866.63、2837和7383亿千瓦时，其中海风贡献比例分别为2.26%、0.77%、1.57%、2.10%和0.20%，还有很强的消纳能力。除了福建以外，其他沿海省份都还有相当一部分电力依赖外电补充，浙江的外电占比达到23.4%。未来，沿海省市用电量还将持续增加，海风发展大有可为。我国持续推进海风深远海化建设。由于近海资源有限，海风深远海化已成趋势，多地公布深远海风电建设规划，深远海风电将加速推进。11月，上海发改委印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，对深远海海风项目和离岸距离超50公里的海风项目给予奖励，奖励标准为500元/千瓦，分五年拨付，每年拨付20%，单个项目年度奖励金额不超过5000万元。项目平均离岸距离增长34%，50km以上项目占比达到45%。40个在建、待建项目的平均离岸距离加权平均为42.05km，较之前已并网项目的均值31.3km增长34%。海风资源的开发向远海推进，已装机的82个项目中，主要装机量仍集中在40km以内，超过50km的项目仅有3GW左右。在40个在建的项目中，离岸距离超过50km的项目容量达到了7.9GW，占比达到了45%。1.4.1.超高压海缆快速进场，海缆竞争格局稳固海风大型化深远海化，海缆电压升级快速进行。250MW及以下风电场一般只需用单回220KV，750MW及以上需要用三回220kV，1GW则要用四回。对于1GW的大型风场，考虑到回路数增加会提升施工运维的难度，占用更多的海域使用面积，项目整体经济性不高，因此业主会采用2回500kV的交流送出海缆。然后离岸距离大于70KM后，交流传输电的损耗加大，业主也会主动选择超高压的柔性直流海缆。35KV阵列缆仅能串联4台8MW风机，66KV可以串联8台8MW风机，减少海缆长度更经济。在海风深远海化趋势下，因传输距离长、海缆敷设环境复杂，需要柔性直流海缆替代交流海缆。《海上风电交流集电方案技术经济性研究》中表明，海上风电场离岸距离小于80km时，高压交流电还有较好的经济性，但距离再提高之后，高压直流方案经济性就会凸显。继三峡能源江苏如东H6海上风电项目后，全国第二个海风柔性直流项目有望落地阳江青洲五、七。根据三峡青洲五、七项目环评书，这两个项目将会共同建设一个海上柔性直流送出工程，采用±500kV柔性直流方案解决送出问题。2022年国内海缆招标约9GW，330KV及以上主缆占比为22%。根据不完全统计，年初至今累计海缆招标约9GW，大多数项目采取“35KV集中+220KV送出”海缆配置。青州一、二项目首次进行直流500KV海缆招标，由东方电缆中标；青州六项目采用330KV送出方案，东方电缆和中天科技各中标一个标段。随着各地的深远海化推进，超高压海缆应用比例有望提升，相较于330KV交流，下游业主更倾向于使用400KV和500KV的柔性直流海缆。2022年累计海缆中标额168亿元，CR3>86%，行业格局稳固。海缆中标分布的地域属性显著，通常当地政府会优先使用在本地有产业投资的厂商产品。叠加海缆的历史业绩、高超技术和码头资源等壁垒，行业竞争格局稳固，头部厂商布局优异，并且拿单能力强，二线厂商在局部区域有所突破。超高压海缆的技术壁垒极高，并且项目首单极难突破，目前行业仅东方电缆、中天科技和亨通光电具备相关的技术和业绩。国内厂商积极拓展海外市场，海缆出海进程加快。国内头部海缆企业积极在东南亚、中东以及欧洲等海外市场布局，并频繁斩获订单，主要由于海外市场需求旺盛，而本土供应商产能紧张。东南亚距离国内较近，海风资源丰富，国内企业出口潜力大。西欧各国正处海上风电高速发展阶段，国内供应商先后中标海缆项目。海外大型海缆订单为东方电缆中标的荷兰5.3亿元海缆订单和亨通光电中标的越南4.6亿元海缆订单。亨通光电：海缆龙头企业，积极拓展海外海缆。（1）产能快速扩张：射阳海缆基地建设快速推进，一期将于2023年下半年投产，投产产能15亿元，二期三期全部建成后产能不低于40亿元。常熟基地海缆产能上限为60亿元。揭阳基地也有新的海风产能规划。（2）海缆出口领先：在欧洲的葡萄牙有电力电缆产能布局，在东南亚有海光缆、高压电缆产能布局，在非洲也有高压电缆产能布局，公司在海外有丰富成熟的业务渠道。公司秉承国际化战略，深度参与海外海风发展，在东南亚、中东、北美洲、亚洲等都有海风业务。（3）公司海缆订单有望高速增长：公司获取订单能力强，品牌得到认可，从今年国内海缆中标数据来看，公司市场份额稳居第二。随着揭阳附近海域的海上风电项目推出，公司的海缆订单有望高速增长。（4）海底光缆国内龙头，有望和海缆形成协调效应。公司是海底光缆全球第4，国内排名第1，国内具备海底光缆全产业链的公司，具备全球多个国家的大长度交付业绩。起帆电缆：陆缆经销龙头，海缆0到1过程。（1）海缆产能高速扩张。湖北宜昌海缆基地目前可达23亿元产能；广西海缆基地在建，预计2023年底达10亿元海缆产能，2024年广西基地达45亿元海缆产能。（2）海缆地域属性突出，公司订单版图优异。公司陆缆总部在上海，上海具备较强海缆拿单能力；广西海缆基地开始投建，广西也仅起帆有产业布局，广西具备较强海缆拿单能力；公司在山东烟台设立蓬莱起帆海缆子公司，烟台也具备一定拿单能力。三大强势地域构筑公司海缆订单版图。（3）海缆高压技术逐步突破。公司已经具备丰富阵列缆交付业绩；220KV海缆也具备海缆型式认证，预计2023Q1将实现首单突破；同时也在积极研发330KV及以上电压等级海缆技术。（4）陆缆经销龙头，经销渠道助力增长。公司是全国陆缆前五强企业，陆缆经销排名全国第1，全国300+陆缆经销商，扎实的经销渠道助力公司陆缆业绩增长。海缆格局优异，海缆出海值得期待。国内海风预计2023年可实现10-12GW海风新增装机，同比实现100%+增长，2023-2025年国内海风预计仍有25%左右增速。海外海风基数低，2023-2030年年复合增速可达40%+。随着海风深远海的建设，海缆的价值量逐年提升，单GW价值量“通胀”。海缆进入壁垒高，地缘属性强，海缆的整体玩家少，行业供求相对适配。1.4.2.海风塔桩放量显著，出口海外打开成长空间海风贡献塔筒管桩增量。海上风电的单机功率、叶轮直径与塔筒高度明显高于陆上风电。目前，国内的海上风机都是安装在近海或中海地区，采用管桩和塔筒作为基础支撑力量。从陆上风电来看，目前单位GW需要的塔筒类基础支撑重量约为7万吨；海上风电单位GW所需的基础支撑重量约25-30万吨，是陆上重量的3倍以上。例如8MW所需量在2400吨，不同地质略有区别，海风给塔筒管桩企业带来显著的需求放量。成本加成盈利空间稳定。塔筒通常采用成本加成的定价模式，原材料价格传导较为顺畅。在项目招投标过程中，塔筒企业一般根据当下的钢材价格走势确定自身报价，因此在今年钢价持续上行的背景下，塔筒的中标价格也相应水涨船高。如果产能利用率保持较高水平的话，国内陆风塔筒的盈利约为500-700元/吨，国内海风的塔筒管桩盈利约为800-1000元/吨，陆风塔筒出口的单吨盈利与国内陆风相近，海外海风的单吨盈利预计是国内海风的200%+。积极发展海外海风将实现快速的利润释放。码头构筑行业格局。2020年我国共有万吨及以上码头共计2592个，同比增长速度仅为2.86%，2018-2020年的同比增速都在3%左右，保持低速增长。按照吨位拆分来看，1-3万吨（不含）数量为865个，3-5万吨（不含）数量为437个，5-10万吨（不含）数量为850个，10万吨及以上数量为440个，10万吨及以上占比仅为17%，占比较低。从事海上风电的塔筒管桩业务至少具备5000吨+的码头，通常2万吨+的码头运输更为方便，码头资源稀少构筑行业壁垒。中厚板成本差异构筑成本优势，产能优势弥补海外海风产能缺口。国内中厚板相较于他国拥有明显成本优势，根据过去10年数据，国内的中厚板价格较欧美中厚板价格便宜约200-300美元/吨，国内钢铁产业链发达带来的成本优势突出。海外主要的塔筒管桩企业如SIF、EEW、SeAH等扩产速度和意愿较弱，随着海外海风的迅猛发展，海外海风塔筒管桩产能存在显著缺口，国内海风塔筒管桩的产能优势也将发挥作用。海风塔筒管桩出口码头壁垒高，需要5万吨+吨位和10米+自然水深。由于海风塔筒管桩的直径通常都在6米以上，没法在陆路转运，所以通常需要直接在码头装上船运输到海外。码头需要直接停靠远洋巨轮，远洋巨轮船底尖吃水深度大，靠泊要求码头及前方航道的自然水深达到10米以上，码头吨位达到5万吨以上。目前上市公司仅大金重工的蓬莱基地具备海风塔筒管桩出海能力。大金重工在蓬莱基地具备5个深水码头，4个10万吨顺岸码头（水深14米），1个凹槽码头3.5万吨（水深9.7米）。深水良港夯实大金的海风出口优势，叠加公司海外业务的多年耕耘，预计2023年起将迎来显著放量。大金重工：国内海风卡位优势领先，海外海风订单爆发。（1）深水良港构筑海外海风优势。目前上市公司仅大金重工的蓬莱基地具备海风塔筒管桩出海能力。（2）海风基地积极扩张，卡位优势突出。公司山东蓬莱海风产能计划从50万吨扩张到70万吨；公司阳江海风产能预计今年20万吨+，明年扩到50万吨；汕头、辽宁和河北预计将各建立1个海风基地，形成全国五子星的布局。其中阳江、汕头和山东都已推出大量的海风项目，国内凭借属地优势将获得大量国内海风订单。（3）海外海风耕耘多年，订单已显著爆发。海外海风通常需要直接和海外业主进行对接，整个招投标过程需要2年左右，需要长期的海外经营和培育，公司于5年前已大力准备海外海风业务开发。大金重工在2022年依次获得了英国MorayWest48套单桩项目、MorayWest30套过渡段项目、Boskalis美国海上风电大型钢结构项目、法国NOY-IleD'YeuetNoirmoutier项目和英国MorayWest海塔项目，总计约20万吨。预计2023年海风海风订单有望翻倍式增长。（4）打造海风运输船，降低成本夯实壁垒。公司拟建设海风塔筒管桩的特种运输船，从而有效的保证运输海外的效率和成本，同时也实现海外海风的一体化服务，夯实竞争壁垒。海风塔筒管桩放量显著，码头夯实竞争壁垒，行业格局良好。国内海风高速发展，海外诸国的海风开始爆发式发展，海风长期发展值得期待。随着深远海化，海风的单桩的单GW用量有望小幅提升，超大单桩也提高了技术的要求，大型码头夯实行业竞争壁垒。2.光伏：需求景气延续，抓住“新约束”和“新技术”两大主线2.1.光伏需求端：三大市场强支撑，光伏景气度无虞2.1.1.地面电站接力，光伏增长确定光伏需求景气高企，集中式阶段承压。2022年12月，国内新增光伏装机21.7GW，同比增8%，全年累计装机87.41GW，同比增长59%，虽然受12月硅料快速下跌导致下游装机意愿减弱，但全年装机需求仍延续高增。分结构来看，22Q1-Q3分布式新增装机35.33GW，占比67%，同比增长115%，集中式新增装机17.27GW，占比33%，同比增长89%。集中式新增装机占比同比下降3pct，我们认为主要是由于上游硅料价格高企导致组件价格维持高位，项目IRR普遍承压，导致地面电站装机进一步推迟。随着硅料产能明年逐步释放，产业链价格进一步下降，叠加风光大基地保障并网的推动，地面电站有望在明年实现高增，成为光伏装机增长的重要支撑。风光大基地项目启动，奠定地面电站需求增长。根据第一期和第二期风光大基地项目，预计约26GW光伏项目在22年底前并网、至少37GW光伏项目在23年底前并网，而考虑到今年由于上游硅料和组件价格高企导致地面电站装机量受影响，预计22年全年基地项目光伏并网为20GW，则23年光伏并网或超40GW，同比增长超100%。11月29日，国家能源局发布通知指出，各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。上述通知的出台，预计能进一步刺激项目建成的积极性，保障项目并网进度，进一步提高明年地面电站装机需求增长的确定性。硅料降价释放需求，进一步提高地面电站经济性。根据PV-Tech的数据，22年前三季度光伏组件招标总规模已超过124GW，超21年全年招标量近3倍，预计22年全年有望突破150GW，招标组件主要应用在大型地面电站，但前三季度地面电站累计新增装机量为17.27GW，因此预计有超100GW组件尚未交付，我们判断主要是由于地面电站项目价格传导周期较长，在硅料价格高企的背景下，项目IRR承压，地面电站项目不断推迟，而考虑到四季度硅料价格仍然高企，我们认为仅有少部分组件在Q4使用，剩下的大部分都转到明年。根据PVInfoLink数据，随着硅料产能持续释放，多晶硅致密料价格自12月初出现明显拐点，截止1月18日，硅料价格已经从去年12月初高点303元/kg连续下滑至150元/kg，降幅超50%，上游硅料价格打开下行通道，将带动产业链价格下降，项目IRR随之提升，刺激对组件价格更为敏感的地面电站需求释放。因此，预计22年全年地面电站装机规模为40GW左右，综合今年以来的地面电站组件招标规模，我们预计2023年国内地面电站装机可达60GW，同比增长50%。分布式光伏装机22年全年预计为50GW，考虑到明年各省市政策持续推进，预计明年需求增长30%至65GW。我们预计，明年国内光伏装机需求有望达到125GW，同比增长39%，行业景气度延续。2.1.2.能源转型加速，支撑需求增长能源系统转型加速，景气度有望延续。随着22年初以来俄乌冲突加剧，俄罗斯能源供给持续紧张，欧洲电价不断飙升，为摆脱对俄能源依赖，欧盟在22年中通过REPowerEU计划，相较于此前的《Fitfor55》法案，计划旨在将2030年可再生能源结构中占比目标从40%提升至45%，可再生能源装机容量从1067GW提升至1236GW，其中，针对光伏装机方面，目标是到2025年太阳能光伏装机容量提升至320GW以上，到2030年接近600GW，即22-25年平均每年至少新增装机34GW，26-30年平均每年新增装机56GW。居民用电成本持续攀升，新能源发电需求凸显。欧洲天然气价格在今年以来大幅飙涨，而作为欧洲电力结构中占比高达20%且边际成本最高的能源，天然气价格的抬升也相应推动欧洲居民用电成本的上涨。后续来看，俄乌冲突短期难以缓解，对于欧洲政府而言，将进一步刺激其寻找替代能源的步伐。自22年3月份以来，欧洲对于光伏组件需求的激增便可佐证这一观点。22年全年，出口欧洲组件规模达81.61GW，同比增长95%，12月份出口4.75GW，环比下滑12%，逆变器出口德国规模达6.26亿美元，同比增长106%，12月份出口1.04亿美元，环比增长39%，出口荷兰规模达26.37亿美元，同比增长134%，12月份出口2.93亿美元，环比下滑15%。PPA价格走高，进一步凸显光伏电站经济性。受居民电价和产业链价格上行驱动，PPA价格在过去一年持续走高，根据LevelTen数据，22Q3价格已经达到68.57欧元/MWh，同比增长53.30%，环比增长15.40%，而且由于趸售价格一直高企，部分欧洲市场的趸售电价更是高达500欧元/MWh，因此即使价格不断上涨，PPA需求仍然较为旺盛。PPA价格不断拉升，将直接提高光伏电站的IRR，刺激光伏电站投资需求。因此我们预计2022年欧洲市场全年新增装机量为57GW，同比增长78%，2023年全年装机有望接近80GW，同比增长约40%。2.1.3.贸易因素有望逐步消除，带动美国需求好转贸易壁垒高筑，美国需求承压。除此前的双反调查、201条款、301条款和WRO外，美国自22年3月以来继续针对中国光伏产业链进行打压，分别在3月份对东南亚四国实施反规避调查、在6月份生效UFLPA法案替代WRO，一系列的贸易壁垒使得中国对美出口组件出现阶段承压，22年全年对美组件出口为389.1MW，同比下滑19%，组件进口的减少也进而拖累光伏装机，1-9月份，美国新增装机17.33GW，同比下滑14.89%，9月份新增装机2.37GW，同比下滑3.19%。问题逐步缓解，明年需求弹性较大。尽管美国政府多次限制中国光伏组件进口，且通过《通胀削减法案》等意图打造美国本土光伏制造产业，进一步减少对中国进口依赖，但是由于本土光伏组件制造能力较弱，预计本土生产的组件占比不到10%，难以支撑本土光伏装机需求，因此在今年6月份通过10414号公告，决定对东南亚四国采取为期24个月的暂时免征反倾销反补贴税的措施。同时，根据《通胀削减法案》规划，针对在规定时间内开始建设或符合法案其他要求的地面光伏项目，可享受30%的初始投资税收抵免，且税收抵免时长延长10年，而根据普林斯顿大学的模型预测，从2022至2030年集中式光伏装机容量就可增加500GW，即平均每年45GW。因此，IRA法案进一步提高美国光伏装机需求预期，而贸易政策的边际向好或将为国内组件出口带来持续量增。因此我们预计美国光伏新增装机22/23年分别为25GW和50GW，同比增长100%。2.2.光伏供给端：放量趋势确立，寻找盈利拐点终端需求放量，看好量价齐升板块。过去两年，硅料供给受限成为光伏装机最大的制约因素，而23年开始硅料逐步打开下行周期，产能大规模释放带来价格大幅下滑，推动硅料转而成为光伏装机有力的催化因素，终端需求放量对产业链各环节的正反馈预计也逐步得到验证。同时，2023年作为TOPCon放量的元年，势必催生出对辅材新产品的新需求，带动辅材各环节产品结构出现明显的迭代更新。因此“量增”趋势辅材各环节已经较为明确，我们认为，23年产业链各环节最大的不确定性转而聚焦在“利增”，即硅料环节让出利润后，如何重新分配新蛋糕，辅材产业链哪些环节可以在“量增利增”或“量增利稳”下实现单GW价值量的显著提升成为我们寻找优质标的的关键。关注“新约束”和“新技术”辅材板块。产业链降本是光伏行业最确定的趋势之一，对于议价权较低的辅材环节而言，大部分时间都处于被压缩利润的位置，而要实现阶段性溢价，我们认为大致可分为两类企业，一是具备供给约束的，依靠供给错配周期，实现资源壁垒下的溢价，对于23年，我们认为POE胶膜、石英砂等环节具备这一条件，二是具备技术约束的，通过新技术提高组件的性能，实现技术壁垒下的溢价，多主栅或无主栅技术、接线盒新技术等在明年值得期待。2.2.1.胶膜：N型电池+双玻组件，激发POE胶膜需求对于光伏封装胶膜而言，由于组件对更少克重的要求和组件功率的提升，胶膜耗用量存在下降的趋势，因此单GW价值量提升的核心源自粒子价格上涨带来的胶膜售价提升。我们认为，在供给既定的情况下（暂不考虑非光伏料转产），POE粒子的供需关系决定了粒子价格多少，而POE粒子供需平衡点主要取决于下游组件厂商对于纯POE胶膜及其替代方案的比例选择。因此，我们判断至少在明年下半年之前，纯POE胶膜仍是市场主流方案，推动POE粒子和POE胶膜价格一直走高，带动POE胶膜企业毛利率相应提升。而随着粒子价格居高不下，叠加替代方案逐渐成熟，下游组件厂商或逐渐增加替代方案的供货比例，供给约束可能逐步解除。需求端：N型组件+双玻组件渗透率提升，激发POE胶膜需求。一方面，TOPCon组件对水汽阻隔率、抗PID等性能要求更高，具备更优性能的POE胶膜能给组件带来更好性能，因此更符合TOPCon组件的需求。根据CPIA的数据，21年EPE+POE出货占比约为23%，即对应出货量合计约为4.6亿平米，预计22年TOPCon组件出货量为20GW，对应POE胶膜需求仅为2亿平米，而23年预计N型组件出货量为80-100GW，对应POE胶膜需求增长至8-10亿平米，同比增长约4-5倍，POE胶膜的需求潜在空间广阔。另一方面，由于双玻组件具备更高的发电效率（比常规组件高4%）、低衰减（常规组件为0.7%，双玻为0.5%）、长寿命（比常规组件多5年）等优点，地面电站业主更青睐使用双玻组件。而双玻组件由于背面采取玻璃替代传统背板，背面玻璃容易与EVA胶膜产生钠离子，造成PID衰减，因此双玻组件普遍采用POE或者EPE。因此随着明年地面电站并网加速，双玻组件占比预计也相应提升，从而带动POE和EPE胶膜的需求增长。供给端：进口增量有限，国产替代缓慢。由于POE制备工艺尚未公开，国内厂商研发产品仍处于调试阶段，因此我国POE树脂目前几乎全部依赖进口。目前全球POE产能集中在海外的几家主要供应商，陶氏化学、三井化学、SSNC、埃克苏美孚、北欧化工合计产能占据全球产能的95%。展望明年，我们认为国内POE粒子有效产能约为35万吨，主要增量来自陶氏和SABIC。虽然国内厂商已经在进行POE粒子研发生产，比如万华预计23年底能实现POE项目一期投产，届时产能预计达到20万吨/年，万华、茂名石化和斯尔邦的中试装置已经出货生产，但是预计明年年底之前国内POE粒子需求仍然依赖进口。根据我们的推算，在谨慎假设下，预计在明年非EVA封装方案中，纯POE胶膜占比为60%，对应POE粒子需求量为40万吨，相对于35万吨的供给量将处于供不应求状态。而通过倒推计算得出，纯POE胶膜占比下降到45%，对应纯POE胶膜需求量为5亿平米，对应粒子需求量则刚好为35万吨，换而言之，若明年替代方案可支撑3亿平米及以上的N型组件胶膜需求（假设TOPCon出货80GW），则供给约束将得到缓解。反之，POE粒子价格由于供给受限将短期内持续走高，叠加胶膜厂商具备良好的顺价能力，胶膜企业将迎来阶段性“利增”。2.2.2.石英砂：高纯石英砂紧缺，国产化+N型组件提高耗用量对于石英坩埚而言，耗用量的增加和价格的上涨都将共同推动单GW价值量的提升。价格的上涨主要源自上游原料石英砂的供给受限，增长速度显著慢于下游硅片，而石英砂和石英坩埚价格的持续上涨最终将迫使国内厂商使用价格更低廉但质量较次的国产砂作为中层砂甚至内层砂，从而降低坩埚使用寿命，间接增加了坩埚的耗用量。因此，我们判断，在明年海外供给无明显增加的情况下，石英坩埚的盈利水平将得到大幅提升。供给端：高纯石英砂资源紧缺，海外企业垄断主要供给。影响石英坩埚质量的主要是石英砂品质，按照坩埚结构，可分为内层、中层和外层砂，用量比例一般为3：3：4，而由于内层砂直接与硅液接触，因此坩埚对于内层砂的要求最高，一般要求使用进口的高纯石英砂，国产砂和进口砂最大的区别在于粒度的分布，前者由于气泡包裹体较多，在长时间高温拉晶过程中容易导致气泡破裂，从而使得杂质进入到硅液，这一差异本质是石英砂矿的差异，难以通过工艺弥补，因此生产高品质石英坩埚需要保证一定比例的高纯进口砂用量。海外主要供应商扩产速度较慢。目前全球具备较高矿石质量和生产工艺的企业较少，主要为美国的尤尼明和挪威的TQC，两者的矿石都来自美国SprucePine矿区，该矿区拥有全球90%的高纯石英砂供应量。因此，海外两家企业的产能和出货规划直接影响到我国石英砂进口，从而制约着高品质石英坩埚的产量。而由于矿产资源稀缺，海外两家企业扩产步伐较慢，我们预计，尤尼明+TQC两家企业的石英砂产能将从22年的2.6万吨增加到23年的2.86万吨，约造成3000吨左右的供给缺口。因此，明年来看，由于石英砂供给紧张，预计将推动石英砂和石英坩埚的价格上涨，盈利亦将随之呈现较好增长。需求端：石英砂国产化+N型组件占比提升，推动耗用量有望进一步提升。一方面，虽然高纯进口石英砂可以有效延长坩埚寿命，但是为了保证拉晶产量，国内硅片厂商预计会使用部分国产砂替代进口砂作为内层砂，而为了保证硅液免受杂质的影响，使用国产砂作为内层砂的坩埚一般会做成28英寸及以下的小尺寸坩埚，因为小尺寸坩埚使用时长更短，内层砂的气泡不会完全释放，进入到硅液的杂质也相对减少。而小尺寸的坩埚意味着拉晶时间更短，在单位时间内的耗用量也相应提升，从而带动石英坩埚的需求提升。另一方面，N型电池由于对晶棒的纯度要求更高，对应的坩埚寿命比P型的普遍要低50-100个小时，因此所消耗的石英坩埚更多，所以随着明年TOPCon的渗透率提升，预计石英坩埚的耗用量也相应提升。总体而言，随着小尺寸坩埚占比提升和N型电池渗透率提升，石英坩埚的耗用量有望得到进一步提升。根据我们的测算，假设23年32英寸及以下的坩埚占比维持在40%，且N型硅片占比达到30%，对应石英砂总需求量约为10.96万吨，考虑到需要维持30%的进口砂比例，因此进口砂需求量约为3.3万吨，相较于尤尼明和TQC共计约2.9万吨的进口量，预计会产生4000吨的供需缺口。因此，在明年供给紧缺的情况下，即使小尺寸的坩埚维持一定比例，石英砂供给缺口仍然较大，我们看好石英砂和石英坩埚在售价上持续走高，增厚利润空间，叠加国产化和N型硅片趋势，单GW坩埚消耗量也有望重回增长。2.2.3.焊带：新技