（报告出品方：中信建投）

一、新能源2023年成长明确，需求增速被低估

我们测算 2021-2025 年动力、储能、光伏、风电装机需求复合增速分别为 43%/99%/34%/13%，其中海外 户储、中国大储能、海外大储能、海风 2023 年的同比增速为 122%/120%/103%/74% ，是增速较快的细分赛道。 放眼 A 股新能源仍是增速最快的成长性行业，具备长期投资价值。

以 申 万 电 池 、 电 网 设 备 、 风 电 设 备 、 光 伏 设 备 作 为 指 数 复 盘 ， 当 前 板 块 的 PE-TTM 分别为 35.25/21.57/25.49/26.10，2020 年 1 月 1 日至今的 PE-TTM 的估值中分位为 73.4/26.6/24.9/46.8，当前估值位于历 史的 2.80%/0.62%/46.72%/2.14%分位，行业整体估值水平与基本面高增速有很大偏离，当下机会大于风险，我 们看好新能源板块超额收益的机会。

储能：空间最大的新能源细分板块，预计2021-2025年CAGR达89%

全球储能市场持续高速增长，预计 2025 年全球新增储能容量需求超 384GWh。2021 年全球新增容量需求 为 30.4GWh，同比增长 215.2%。在当前传统能源供给紧张、清洁能源转型加速的背景下，全球储能需求高速 增长，我们预计 2023/2024/2025 年全球新增储能容量需求可达 167.9/54.7/384.8GWh。

储能：空间最大的新能源细分板块，预计 2021-2025 年 CAGR 达 89% 全球储能市场持续高速增长，预计 2025 年全球新增储能容量需求超 384GWh。2021 年全球新增容量需求 为 30.4GWh，同比增长 215.2%。在当前传统能源供给紧张、清洁能源转型加速的背景下，全球储能需求高速 增长，我们预计 2023/2024/2025 年全球新增储能容量需求可达 167.9/54.7/384.8GWh。

欧洲市场户储占比高，预计 2025 年新增容量需求达 36.59GWh。2021 年欧洲表前/工商业/户用新增储能容 量需求分别为 2.58 /0.27/3.09GWh，同比增长 262%/93%/155%, 其中用户侧为欧洲储能新增的主要动力，2021 年占比达 52%。随着户用储能技术走向成熟，光储平均度电成本迅速下降，据 SPE 数据，2021 年德国光储平 均度电成本为 14.7 欧分/kWh, 只有户用电价的一半。因此相比老旧的电力系统，户用光储更具经济性与稳定性， 我们预测 2021-2025 年户储新增容量需求 CAGR 有望达到 86%。

中国储能装机加速放量，2025 年中国储能新增功率有望达 30.3GW。2021 年以来多省市出台新能源配储 要求与度电补贴政策，驱动发电侧与电网侧储能装机快速提升，据我们测算，2021 年国内新增储能装机功率 为 3.8GW，其中表前新增占比 91%。在储能行业技术降本、政策强力驱动的背景下，预计 2023 年我国储能新 增功率需求依然保持 76%的高增长。美国储能市场广阔，大型储能占据主导地位。美国拥有全球最大的储能市场，2021 年新增储能容量/功率 需求分别为 8.7GWh/4.0GW，同比增加 325%/434%，从应用场景上看，2021 年表前新增储能容量需求占总需 求的 76%。在美国完善的电力现货交易制度与新能源需求的驱动下，美国储能需求不断高增，2025 年表前/工 商业/户用新增储能容量需求有望达 98.3/10.4/43.4GWh。

光伏：海外能源高价+国内放量，23年预计需求增速40%-50%

根据国际可再生能源机构（IRENA）公布的 2021 年全球可再生能源装机数据，截至 2021 年末，全球累计 光伏装机达 843GW，2021 年，全球新增光伏装机 154 GW。全球碳中和趋势下，光伏行业 2023 年需求预计依 然维持高增长。

近两年决定光伏行业需求的核心矛盾在于硅料供给，海外及分布式需求超预期导致价格敏感型市场需求被 压制。2021 年硅料环节几乎没有新增产能，导致硅片、电池、组件各环节单月排产也基本没有变化。2022 年 硅料供给开始放量，各环节排产随之提升。但由于海外以及国内分布式等价格接受度较高的需求量超预期，同 时硅料供给依然有限，导致产业链价格依然维持高位，国内集中式电站这一类价格敏感型需求依然无法释放。

2021-2022 年由于硅料价格持续处于高位，国内地面电站需求受到产业链价格高位的抑制，难有较大程度 增长。分布式需求对组件价格接受程度相对较高，叠加国内工商业电价上涨以及“整县推进”政策的落地， 2021-2022 年分布式需求占比大幅提升，并贡献了国内需求的主要增量。根据能源局数据，2022 年 1-10 月全国 新增 58.24GW，同比增长 101%，前三季度分布式占比达到 67%。

国内地面电站内生需求旺盛，硅料降价后有望大规模放量。11 月底，发改委发布《能源绿色低碳转型行 动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》，指出以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规 划总规模约 450GW，第一批 95GW 大基地项目已全部开工建设，第二批正抓紧推进前期工作，第三批基地项 目处于组织谋划阶段。 按照全国各省平均火电指导电价 0.37 元/kWh 计算，组件价格每降低 0.1 元/W，光伏地面电站项目 IRR 大 约提升 0.24 个 pct。后续随着硅料价格回落，国内地面电站尤其是大基地项目将有大量需求释放。

国内大基地及分布式内生需求强劲，硅料降价后大电站需求将大规模释放。我国 2020 年以来需求保持高 速今年以来海外市场欧洲增速最快，主要是因为受到俄乌战争影响，北溪管道供气受阻，导致欧洲天然气价格 大幅上涨，并推动欧洲新签光伏 PPA 电价也随之不断提升。虽然近期受到库存高位影响，天然气及 PPA 电价 相比最高点有所回落，但相比涨价之前仍然维持在较高水平。我们预计 23 年全球能源价格仍将维持高位，并 对海外需求将形成一定支撑。

其他市场中，美国目前受到政策端影响，组件无法出口至当地，使得美国当地今年光伏装机受到供给限制。而近期已有头部组件企业使用海外硅料制成的组件顺利通关，同时东南亚反规避调查已明确两年豁免期内不会对组件企业征收关税。后续随着组件企业溯源体系的进一步完善，美国需求空间也有望打开。另外，东南亚、南美、非洲等新兴市场也保持较强的活力，23年也有望实现较高增速，我们预计22、23年全球光伏装机需求分别达到294、424GW。

电动车：预计全球同比增速近40%，供给侧改革下渗透率不是主要矛盾

核心矛盾：供给侧改革是电车销量超预期的核心驱动力

中国：新能源车型快速上市是电车销量超预期的主要因素。国内新能源车年均 65-80 款全新车型上市，所 贡献销量占比在 35-47%，出新速度及销量贡献均显著赶超燃油车。预计 2022 下半年到 2023 年国内至少有 55 款新车型上市，料将继续对销量起到强驱动作用。

欧美：头部车型份额下降，中后位车型强势突围。美国车型销量集中度较高，欧洲相对较低，22 年 1-10 月欧美市场 CR5 分别为 61.5%、17.6%。头部车型销量增速放缓，中后位车型竞争力增强，驱动市场格局分散 化。预计 2022 下半年到 2023 年美国 32 款车型上市，欧洲 19 款车上市，新车型将在 23 年贡献饱满增量。

需求展望：2023 年全球新能源车销量达 1459 万辆，电池采购需求为 846GWh.预计 2023 年全球新能源车销量 1459 万辆，同比+39%，中国内销 866 万辆（乘用车 828 万+商用车 38 万）， 叠加出口后 950 万辆；美国 180 万辆；欧洲 297 万辆。长期看，全球开启电动浪潮下电动化趋势坚定，预计 2025 年全球新能源汽车销量 2178 万辆，2021-2025 CARG 36%，其中中国 1181 万辆（内销），占比达 54%； 美国增速最高，CARG 达 50%。

季度性来看，预计 2023 年 Q1-Q4 全球销量分别为 260、325、396、478 万辆，年初受到国内春节、海外元 旦等长假影响，环比-24%；预计 2023 年全球电动车锂电装机量为 705GWh，其中乘用车 653GWh，商用车 52GWh。2023 年考虑到装机冗余和渠道库存后电动车电池采购需求为 846GWh，同比增速+44.5%。从行业总体需求来说，预计 2023 年小动力、消费锂电、电力系统储能、通信储能的电池需求分别为 79、 86、168、13GWh，对应同比增速分别为+21%、+3%、+101%和+27%，叠加电动车需求全球锂电总需求为 1192GWh。

风电：预计2022-2026年全球海风新增装机CAGR40%以上

预计 2022、2023 年国内风电新增装机规模达到 51、65GW，随着 2021 年海风抢装结束，2022 年开始，国 内海上风电进入新一轮的快速成长期。 我们预测“十四五”期间，中国年新增风电装机量将以 15%的复合增速从 2021 年 47.6GW 提升至 2025 年 95GW；2022-2025 年，海风年新增装机将以 40%以上的复合增速从 5GW 提升至 20GW。

预计 2022-2026 年，全球风电装机复合增速约 11%，其中海风装机增速高企，预计复合增速将达到 40% 以上。 全球各国近年纷纷出台海风发展规划，欧盟四国提出 2030 年海风目标增至 65GW。2022 年 5 月，丹麦、 德国、比利时与荷兰的政府首脑在“北海海上风电峰会”上共同签署一份联合声明文件，旨在将北海打造成欧 洲的“绿电中心”。上述四个欧盟国家承诺，到 2050 年将四国海上风电装机规模将增加 10 倍，从目前的 16GW 提高至 150GW；在 2030 年海上风电装机总量将达 65GW。

欧洲海风市场持续发展，美洲、亚太等将成为海风的新增市场，预计 2022-2026 年全球海风新增装机 CAGR40%以上。我们测算了全球风电行业零部件各环节 2018-2025 年行业市场空间，展望未来 4 年，装机层面，预计 2022-2025 年全球风电新增装机复合增速 11%，其中，中国海风 CAGR 为 41.4%，海外海风 CAGR 为 29.4%， 是风电行业增速较高的方向。 从各环节增速来看，海缆、塔筒桩基、主轴环节在 2022-2025 年行业市场空间的 CAGR 高于行业装机增速， 分别达到 48%、12.4%、13.4%。从各环节市场空间来看，2025 年塔筒桩基、叶片、海缆、轴承、铸件、主轴市场空间分别为 1174、979、 440、374、256、156 亿元；从零部件价值量来看，塔筒桩基、叶片较高，其次为海缆、轴承。

二、供给：瓶颈逐步打开，行业主要矛盾从“紧缺”转移至“格局”

储能：逆变器、电池产量高速提升，逐步填补供给缺口

户用储能逆变器需求高速增长，国内厂商市场份额稳步提升。据我们测算，欧洲户储逆变器的新增需求由 2021 年的 34 万台增至 2025 年的 335 万台，2021-2025 年 CAGR 约为 77%。考虑到逆变器企业出货区域占比不 同，我们假设 2023 年固德威、德业股份、阳光电源、锦浪科技储能逆变器分别出货 50、70、70、80 万台，欧 洲出货占比分别为 45%、15%、70%、36%，欧洲出货量总计约 110 万台，远低于 2023 年欧洲户用储能逆变器 总需求 209 万台，仍有供给供给缺口，我们认为出现供过于求可能性较小，不会出现价格战。

IGBT 产能扩张稳步进行，预计 2023 年单管 IGBT 供给明显好转。在进口器件一芯难求，IGBT 单管紧缺 影响逆变器出货的情况下，2021 年逆变器制造企业纷纷开始进行国产芯片替代测试。在保障产品性能的前提 下，目前斯达半导、新洁能、士兰微、华润微等国内厂商的 IGBT 产品已经开始被逐步导入，士兰微 2022 年 上半年 IGBT 月产已达 5 千片，预计今年年底产能可达 2 万片/月，叠加英飞凌产能爬坡，预计 2023 年户储逆 变器出货将不再受制于 IGBT 供给紧张。

预计 2022 年全球大型储能逆变器需求超 23GW，国内企业产能逐步释放。根据我们测算，预计 2022 年全 球大型逆变器需求约为 23.6GW，同比增加 135.9%，预计 2022 年阳光电源、上能电气大型储能逆变器产量分 别为 3.8、1.2GW，全球占比分别为 16%、5%，仍有较大的提升空间。2025 年全球大型逆变器产量预计将达 79.2GW，国内主要逆变器企业全球占比将超 70%。

预计 2025 年全球电池需求突破 380GWh，储能电池企业相继扩产。2021 年全球储能电池需求为 30.4GWh, 随着储能需求侧全面开花，我们预计 2022 年全球总需求增至 83.5GWh, 同比增长 174%。随着电池企业产能全 面释放，2025 年全球储能电池需求有望达到 384.8GWh, 预计宁德时代市占率将超 50%。

光伏：硅料快速放量，产业链供给瓶颈正逐步向其他环节转移

硅料：预计2023年供给量约为571GW

预计 2023 年硅料产量约为 145.6 万吨，按照 2.55g/W 硅耗对应组件产量约 571GW。按照各家硅料产扩产 规划，最乐观情况下明年硅料产量有望达到 170 万吨，其中通威、大全、新特、协鑫 4 家块状硅约 81.1 万吨 （占比 59%），协鑫颗粒硅约 26.2 万吨（占比 14%），二线硅料厂约 54.1 万吨（占比 34%），进口 8.4 万吨。假 设颗粒硅爬坡进度打 9 折，二线硅料厂爬坡进度打 6 折，预计 2023 年硅料产量约为 137.6 万吨。

硅片：产能较为充裕，预计2023年有效产能634GW

2021 年开始，硅片环节进入加速扩产阶段，上机、高景、双良、京运通等大幅扩产，同时老玩家如隆基、 中环以及晶澳、晶科等一体化企业也纷纷加大扩产力度。2022 年底，硅片环节扣除小尺寸后名义产能将达到 597GW，考虑到新产能爬坡时间，预计 2023 年硅片环节有效产能将达到 634GW。

电池：新技术稀缺性较强，预计2023年有效产能546GW

我们预计 2023 年 PERC 电池几乎没有新增产能，电池增量供给主要看新技术。目前头部电池、组件厂扩 产以 TOPCon 技术为主。由于大尺寸 PERC 电池以及新技术电池在度电成本上相比于小尺寸 PERC 具有明显优势，因此这里我们主 要考虑大尺寸 PERC+新技术电池供给情况。我们预计 2023 年电池有效供给为 546GW，其中大尺寸 PERC 为 402GW，新技术电池供给为 144GW。

组件：产能不是核心瓶颈，重点关注企业品牌、渠道能力

组件环节工艺难度不高，初始投资强度较小，且产能启停灵活性较强，供给弹性大，因此产能不是决定组 件环节供给的核心要素。 我们认为组件环节核心壁垒在于企业的品牌和渠道。目前头部一体化企业在品牌、渠道方面优势较为明显，因此即使组件环节表观产能较大，但二三线厂商在销售端与头部企业差距较大，预计 23 年头部厂商份额仍将 持续提升。

胶膜：预计2023年供给量约为727GW

预计2023年胶膜有效产能约为 69 亿平方米，按照 210W/平方米单耗对应组件产量约为 727GW。按照各 家公司规划，预计 2022-2023 年底胶膜产能分别将来到56.5、76.8 亿平以上，按照 210W/平方米对应组件产量 分别为 593、806GW，对应有效产能约为 700GW。

EVA、POE粒子：预计2023年供给量约为499GW

预计 2023 年 EVA 粒子产量为 171 万吨，POE 粒子产量约为 36 万吨，两种粒子合计产量为 207 万吨，对 应组件产量约为 499GW。假设 2023 年 EVA/EPE 胶膜克重为 450g，POE 胶膜克重为 390g，EVA/EPE/POE 胶 膜占比为 16%、14%、70%，对应粒子平均单耗约为 4150 吨/GW。

光伏玻璃：预计2023年供给量约为629GW

预计 2023 年底光伏玻璃产能将来到 9.3 万吨/天，有效产能约为 8.5 万吨/天，对应组件产量约为 629GW。 假设 2023 年双玻组件渗透率 50%，窑炉+冷端综合良率 82%，组件功率密度 210W/平方米，对应光伏玻璃平均 单耗为 716 万平方米/GW，其中双玻单耗为 952 万平方米/GW，单玻单耗为 476 万平方米/GW。 但需要注意的是，玻璃环节报送听证会产能较多，不少产能处于在建状态，目前玻璃环节盈利能力处于历 史低点，因此行业内新产能投放的积极性不高，但若行业盈利能力改善，产能可能进一步释放。

碳碳热场：预计2023年供给量约为544GW

预计 2023 年热场产能将来到 9415 吨/年，对应有效产量约为 8000 吨，对应组件产量约为 544GW。假设 每 GW 硅片每年生产需要 85 台单晶炉，坩埚、导流筒、保温桶、加热器更换周期分别为 2、0.5、0.7、2 年， 重量分别为 40、23、102、44kg/件，则每 GW 硅片生产需要碳碳热场重量约为 14.7 吨。 截止 2022Q4 碳碳热场均价已经下降到约 40 万元/吨，已经低于部分厂商单吨成本，预计碳碳热场价格向 下空间有限。

高纯石英砂：预计2023年供给量约为423GW

预计 2023 年高纯石英砂产量约为 9.5 万吨（进口 2.5 万吨），对应硅片/组件产量约为 423GW（不考虑内 外层对高纯石英砂要求）。假假设每 GW 硅片每年生产需要 85 台单晶炉，每台单晶炉每年需要更换 24 只石英 坩埚，石英坩埚平均重量为 110kg，因此高纯石英砂单耗约为 224 吨/GW。

供需平衡：硅料23年供给充足，电池、石英砂、粒子相对紧缺

预计 2023 年产业链中较为紧缺的环节为大尺寸电池、高纯石英砂、EVA 粒子，全年有效产能分别为 543、 423、499GW。分季度来看，Q1最为紧张的依然是高纯石英砂与新技术、大尺寸电池片，从Q2起单季度硅料 产量预计将超过 EVA、POE 粒子产量，Q3 开始树脂粒子将成为产业链第二紧缺的环节，Q4 高纯石英砂、树脂 粒子将成为产业链最短缺的环节。

电动车：淡化供给愁云，格局强势环节供给不是主要矛盾

按各厂商当前规划及产业链反馈信息看，各环节产能规划均比较积极，预计 2023 产能增速在 40%-50%， 大概率快于明年需求增速。2023 年增速下降供给过剩成为市场压制估值的重要理由，但我们认为电车销量确定性依然较强，根据前 述需求测算，2023 年锂电环节的隔膜和锂矿产能仍然紧缺，两者限制为刚性的设备和资源，除此以外其余环 节表观产能均有一定程度过剩。

表观产能过剩客观存在，但不必太过悲观，1）行业表现的核心在于需求增速预期，需求确定后产能过剩 关注会减弱；2）锂电产品现阶段仍是非标品，且供给释放依托定点和验证，供需关系从总量及结构上非全面 过剩；3）供给过剩底层担忧是价格战影响利润，但技术红利尤在，增量蛋糕可期，头部厂商并未有全面价格 战心态。 复盘历史，格局强势/技术持续迭代的环节供给过剩不是主要矛盾，如三元正极和隔膜在 2021 年已经出现 过剩，但代表性公司市值表现与板块并未出现明显分化。2023 年核心关注在于需求，“格局”是判断板块和投 资标的的核心逻辑。

风电：整机产能弹性大，塔筒、海缆企业扩产规积极

整机：产能充裕，市场格局集中且稳定

我国整机行业市场格局集中且稳定。前十大供应商基本保持不变，合计市占率达 90%以上，其中金风科技、 远景能源、明阳智能常年居于出货量前三，金风科技市占率常年保持 20%以上，远景和明阳市占率多年维持 10%以上。根据 2022 年 1-11 月国内整机中标情况统计，远景、明阳、金风中标占比达 50%。 风机产能供给充足且产能弹性大，旧产能能够适应大型化。风机产能弹性大，实际产能可达设计产能的两 倍以上，即便是 2020 年陆风抢装潮行业整体装机达 71.67GW，风机仍然可以实现稳定供应。

塔筒：行业集中度快速提升，预计2023年头部产能将达485万吨

预计行业集中度快速提升，2023 产能将达 485 万吨。受 2020-2021 抢装潮影响，2021 年头部四家塔筒企 业大金重工、泰胜风能、天能重工、天顺风能占据全球 18%市场份额，预计 2022 年提升至 25%，2023 年进一 步提升至 40%，行业集中度趋于提升。 近年来，天顺、大金、天能、泰胜四家头部企业大幅扩产，2022 年底，塔筒头部四家企业产能总规模达 331 万吨，预计 2023 年塔筒头部四家企业有效产能将达到 485 万吨。

海缆：行业集中度高，预计2023年头部企业产值达305亿

国内海缆市场高度集中，2020 年东方电缆、中天海缆、亨通光电市占率合计达 88.95%，受 2021 年海风抢 装潮影响，二线厂商分得部分订单，格局有所分化，但随着 2022 年海风装机回归正常节奏、头部三家厂商快 速扩产，我们预计 2022、2023 格局集中度将再次提升。2022 年底，主要六家海缆企业（东缆、中天、亨通、 宝胜、起帆、汉缆）产值 240 亿元，我们预计 2023 年主要六家海缆企业产值将达 305 亿元，主要扩产集中在 东方电缆、中天海缆、亨通光电三家龙头企业。

铸件：市场集中度高，预计2023六大风电铸件企业产能达150万吨

国内风电铸件市场份额高度集中，CR3 为 68.42%，CR5 为 86.31%，整个市场集中度高，日月股份成为 国内绝对龙头企业，由于铸件企业与下游整机厂常年保持合作关系，客户认证难度较高，整个市场有一定的进 入门槛，我们预计整体市场仍然保持高度集中状态，日月股份持续维持龙头地位。2021 年底国内六大风电铸 件企业产能 120 万吨，我们预计 2023 年将扩产至 150 万吨。

三、重视瓶颈转移下利润分配的受益环节

储能：产业链利润集中在电池、逆变器环节，明年盈利有望维持

储能电池和逆变器在储能系统成本占比超 70%，随着产能逐步释放，明年供给紧张情况有望缓解。 储能产业链上游原材料包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜和配件，中游则由储能电池、PCS、BMS、 EMS 和储能系统集成构成，自去年至今年，储能电池和逆变器环节供应紧张，价格经历多次上调，随着 产能不断释放，预计明年供给紧张情况有望得到缓解，价格维持稳定。

电池与逆变器环节享有更高的产业链留存利润，明年盈利水平有望维持。从产业链利润留存来看，储能产 业链中游的利润主要集中在储能电池和逆变器环节，2021 年二者的毛利占比分别为 49%/30%，而 EMS 和 BMS 环节毛利留存仅为 1%-3%。随着电池、逆变器厂家产能进一步提升，预计明年储能电池与逆变器供给将 有所改善。伴随国内 IGBT 厂商产能释放，逆变器原材料价格压力将同步减小，明年盈利水平有望维持。我们 预计 2023 年储能电池的平均毛利水平约 0.49 元/Wh，逆变器的平均毛利水平约为 0.25 元/W。

光伏：硅料降价向其他环节让利，电池、组件、粒子、石英砂有望受益

23 年供需两旺背景下，下游制造端能力有望提升，纵观历史上几轮硅料价格较大幅度的下跌，其中 08-09 年金融危机，11-12 年欧美双反+欧债危机、18-19 年国内“531”加速补贴退坡，均为需求端出现萎缩，导致的硅料价格大幅下降。而 14-16 年则是在需求持续 旺盛的情况下，海外企业突击申请加工贸易进口多晶硅，导致国内硅料供给端放量，从而造成的硅料价格下跌。从产业链中下游制造环节的盈利能力来看，在需求出现萎缩的三个阶段，硅片、电池、组件盈利能力均出 现一定下滑。而在 14-16 年，由于硅料降价的原因主要在于供给端，行业呈现供需两旺的状态，因此硅料和下 游三个环节的盈利能力出现了明显分化，硅片、电池、组件企业盈利能力 2015 年均有明显改善。

复盘 2018-2019 年光伏制造端盈利能力变化，可以发现在“531”新政后，2018 全年我国新增光伏装机同 比下降 18%，全球新增装机下降 2.3%。由于“531”政策使得国内需求短时间内降至冰点，而硅料供给不断增长，2018、2019 年硅料产量分别达 到 26/34.4 万吨，同比增速 7.4%/32.3%。中国内需无法满足中国产能，导致产业链价格发生骤降。 对比硅料和组件价格降幅，18 年 531-1231 时间内硅料、组件单瓦价格分别下降 0.19 元/W、0.51 元/W， 组件-硅料价差也从 2.28 元/W 降至 1.95 元/W。

进入 19 年之后，由于“531”的导致的光伏价格骤降，全球平价进度加快。对于海外运营商，价格的骤降 能给项目带来超额收益，纷纷及时锁单，促进需求抬升。在国内装机量受限，未来政策不明朗的情况下，国内 企业纷纷布局确定性强的海外，将海外作为战略重点。

2018Q4-2019Q2，海外市场迎来高速增长，在硅料降价的同时下游价格能够维持稳定或者小幅涨价，从而 推动组件-硅料价差扩大。期间硅料价格降幅为5分/W，组件价格期间出现小幅上涨，整体相对稳定。我们认为 23 年在硅料大规模放量的背景下，光伏产业链将呈现供需两旺的趋势。在这一背景下上游环节 降价幅度将大于下游环节，制造端盈利有望修复。

电池：目前是主产业链核心供应瓶颈，是未来产业链利润流向之一

2022 年以来大尺寸 PERC 电池扩产放缓，主要原因在于：1）上游硅料涨价挤压导致电池环节盈利能力长 期处于低位。2）电池技术切换期，扩产 PERC 电池可能会面临技术迭代风险，实业观望情绪浓厚。 在大尺寸 PERC 电池基础上进一步考虑新电池技术供给，包括晶科、天合、晶澳的 TOPCon、隆基 HPBC、 爱旭 ABC 等，预计 2022 年 12 月，大尺寸 PERC+大尺寸新技术电池有效产能将达到 35.61GW，相比于硅料供 给低 1.88GW，预计明年全年优质电池产品仍然存在供给缺口。

组件：准期货属性+格局改善，单组件环节盈利有望修复

组件环节我们认为也是 23 年将充分受益于光伏产业链利润再分配的方向，主要原因第一是因为组件格局 正在不断向好，同时分销客户占比提升后组件企业对客户议价能力提升；第二是因为组件订单具有期货属性， 硅料降价过程中将带来一定利润弹性。 目前头部组件企业对 23 年出货量增速规划普遍在 50%以上，高于行业需求 30%+的增速水平。我们预计 23 年组件环节 CR5 将进一步提升至 75%，相比于 2022 年提升幅度在 8 个 pct。

组件订单根据交付周期的不同可以分为现货、短单、长单，由于组件企业在 20 年底对硅料价格预判失误， 导致大部分企业在 20 年底都按照硅料降价的预期签了部分价格相对较低的订单，因此在 2021 年上半年（尤其 是 Q1）组件盈利处于较低水平。之后组件企业及时调整签单策略，将订单周期缩短，提升现货、短单占比， 从而弱化了硅料价格的上涨对组件盈利的影响。

当前时点下，硅料即将进入降价周期，组件企业正在调整签单策略，加大长单比例。根据目前组件企业签 单情况来看，我们预计到 22 年底头部组件企业所签 23 年订单将达到 23 年出货目标的 50%左右，并且以前订 单价格相较于目前的水平并未有明显下降。 我们认为如果硅料进入降价通道，由于部分订单在签订时对组件交付价格进行了锁定，因此这部分订单会 在硅料降价后体现出一部分盈利弹性。

石英砂：行业格局高度集中，2023年内层砂可能出现缺口

石英砂环节高度集中，目前全球范围内主要供应商包括尤尼明、TQC、石英股份 3 家，其他二线小厂在提 纯技术与矿源锁定情况上与 TOP3 还有较大差距。同时，国内石英股份产品品质与海外企业尤尼明、TQC 还有 一定差距，目前主要用在石英坩埚的中外层，而海外企业扩产速度较慢，内层砂更为紧缺。 假设 2023 年组件产量为 420GW，高纯石英砂单耗为 224 吨/GW，对应石英砂需求量约为 9.4 万吨，假设 内层砂占比为 40%，则内层、外层需求量分别为 3.8、5.7 万吨，而明年尤尼明、TQL 供应光伏的高纯石英砂 合计约为 2.5 万吨，因此内层砂可能会出现 1.3 万吨左右的缺口，需要通过石英股份以及国内其他二线厂商填 补，人造石英也是潜在替代方向，但成本和性能还需进一步改善。

EVA/POE粒子：扩产周期3-4年，2024年以前持续紧平衡

EVA、POE 粒子扩产周期均为 3-4 年，其中 POE 粒子产能目前均在海外，关键的α烯烃、POE 粒子催化 剂技术国内尚未完全掌握，因此供应壁垒相比 EVA 粒子更高。从两种粒子全球扩产节奏来看，2024 年以前 EVA 粒子还有 50 万吨产能投放，而 POE 粒子几乎没有产能投放，因此未来 2 年 EVA、POE 树脂粒子的供应 情况将越来越紧张，预计从 2023 年 Q2 后逐步开始显现。 N 型组件放量后 POE 粒子用量增加，POE 粒子相对 EVA 粒子而言更紧缺一些，但我们判断 POE 粒子应 该不会成为 N 型组件放量的瓶颈，主要系目前主流 N 型组件厂已经初步完成了“正面 POE+背面 EPE”的 N 型组件封装方案，若 POE 粒子不够用或者价格过高，可以向 EVA、EPE/EP 胶膜切换。

电车：电池议价能力提升修复业绩

锂电产业链利润分配关键是稀缺性，主要看产品定制属性、供需关系和行业格局。由于此前电池具备上述 稀缺性故利润分配占比超 70%，但 2021 年以来锂由于供需紧缺形成稀缺性，利润分配占比超 60%，挤压的主 要是电池端利润（此前电池未成本联动），锂价松动利润有望回流电池。展望 2023 年，预计电池环节盈利边际乐观，一方面锂价松动利润将回流电池，另一方面此前盈利较弱的 储能电池将提升盈利（项目制结算），当前电池盈利较历史中枢仍有空间，且考虑原材料自供等在 2023 年兑现， 利润率有望持续提升。

中游其他环节对电池议价弱，盈利模式成熟，预计后续盈利稳定。中游向电池定价两种模式，一种是正极 为代表的成本加成模式，另一种是负极为代表的非成本加成模式。产业链主要产品供给充裕，定价成熟，四大 主材与电池厂议价能力弱，预计盈利稳定。

风电：需求是制造端盈利关键，零部件与主机供需关系决定利润分配

回顾各阶段风电产业链盈利情况，我们认为行业需求是风电制造企业盈利的关键，零部件与主机的供需关 系决定了利润的分配。 2012-2015 年：行业装机量连年增长，风电整机、零部件企业盈利进入上升通道，毛利率连年上行，2014、 2015 年，风电板块净利润分别同比+128%、57%。原因在于这一阶段，国内装机量取得快速增长，新增装机 自 2012 年 12.96GW 提升至 2015 年 32.97GW，行业在经历 2011-2012 年的弃风问题困扰后，2013 年开始，重 回高增长，行业需求放量是行业整体盈利提升的关键。

2016-2019 年：行业装机低迷，需求不振，各家风电企业毛利率下行，2018、2019 年，风电板块净利润分 别同比-17%、-17%。2015 年抢装潮结束，加之行业弃风率又有所提高，2014、2015、2016 年，行业弃风率分 别为 8%、15%、19%，国家能源局于 2017 年 2 月发文，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六省区 设为风电开发建设红色预警区域，停止新增风电装机核准， 但由于新增核准、开发受限，2016-2018 年，行业 需求偏弱，每年装机量均低于 20GW，企业整体盈利下行。 2020 年：受国内陆风抢装影响，产业链供给阶段性紧张，零部件企业在这一阶段取得了较好的盈利表现。 金雷股份、日月股份、大金重工毛利率分别同比提升 13.75、3.27、2.59 个百分点。

2019-2020 年期间，风电整机、零部件企业的盈利表现较为分化，分化原因在于受 2020 年抢装潮因素影响， 风机企业普遍面临交付压力，零部件价格较为强势。这一阶段，整机企业金风、明阳、运达的盈利呈现下降， 零部件企业日月、金雷、大金毛利率上升。整机的盈利取决于招投标价格以及零部件产品价格；零部件企业的 盈利取决于原材料价格和零部件产品价格。

我们认为，2019-2020 年间，风电整机、零部件企业的盈利表现分化原因主要在于，行业需求放量，受 2020 年抢装潮因素影响，风机企业普遍面临交付压力，零部件价格较为强势，此外，投标价格的下降压缩了 主机企业盈利。 我们预计 2023 年部分零部件将出现短缺，具备涨价基础，主要基于： （1）预计 2023 年行业装机将迎来放量，预计国内陆风装机增速 20%，海风装机增速 100%，海外海风装 机增速 47%；（2）大兆瓦零部件紧张，受主机大型化加速影响，预计 2023 年部分大兆瓦零部件将出现短缺，部分零部 件企业议价有望重回强势。

风机大型化发展进展迅速，陆风由 2011 年 1.5MW 发展至 2021 年 3MW 以上，海风由 2.7MW 发展为 5.5MW 以上。从装机容量分布来看，2021 年陆风单机容量主要集中在 3-3.9MW 之间；2021 年海风单机容量集 中在 6-6.9MW 之间，并且随着往深远海方向发展，大型化进程有望加速，将会迭代至 8MW，乃至 10MW 以 上。我国风电单机容量近年呈现跳跃式发展，2011-2019 年，9 年间，我国陆风、海风平均单机容量分别增长 56%、60%；2020-2022 年，仅 3 年间，我国陆风、海风平均单机容量分别增长 63%、92%。

单机容量在短期快速的增长，对上游零部件产业的配套提出了较高的要求。旧产能无法适应大型化的环节 包括单桩、叶片、铸件、轴承、主轴；扩产周期较长的环节包括叶片、铸件、海缆；据我们对主机厂的调研情 况反馈，预计 2023 年百米级叶片、轴承、齿轮箱环节紧缺程度较高。我们预计 2023 年，大部分零部件企业议价能力较强，其中，提前具备大兆瓦生产能力的头部企业有望获 得超额收益。

四、投资分析

储能：高增速下供需仍是核心矛盾，明年逆变器、电池维持紧平衡

关注储能逆变器环节：逆变器供需紧平衡，户储量利确定性强。逆变器逻辑看需求和盈利，明年供需维持紧平衡，量利确定性强。关于市场对明年户用储能逆变器可能供给过剩，出现价格战的担忧，我们认为存在预期差。我们判断，明年逆变器需求依然旺盛，国内主流逆变器企业产量远低于需求总量，供需维持紧平衡。据我们测算，预计 2023 年全球户用储能逆变器需求约392万台，阳光电源、德业股份、固德威、锦浪科 技储能逆变器预计出货总量约170万台，预计2023年欧洲户用储能逆变器需求约 209 台，阳光电源、德业股 份、固德威、锦浪科技欧洲出货总量约110万台，远小于总需求，我们认为明年供需仍是核心矛盾。

从供给来看，逆变器企业明年出货增速都在翻倍以上，多则几倍，出货保持高增速。从盈利来看，户用储 能逆变器To C属性更强，已开始向家电方向转换，议价能力更强，在欧洲毛利率超过 40%。今年IGBT供不应求，海外户储逆变器已实现多次价格上调，明年随着 IGBT 供给放量，需求保持高景气度，我们判断明年户 储逆变器价格有望维稳，维持高盈利性。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】「链接」