【民生证券】电新行业2022策略跟踪报告：潮平岸阔，进而有为.pdf

公共服务

2022-09-06

92页

5MB

民生证券

1.新能源汽车：产品技术驱动马力全开，下半年需求高歌猛进

1.1 车市展望：产品驱动黄金时代，下半年需求全面起量

1.1.1 国内：新能车销量 V 型反转已至

政策+供给+车型，推动新能车市乘风破浪

V 型已至，强因素助力全面放量。3-4 月受疫情影响，新能车市遭受短期内需求端和供给端承压的困境。随着疫情余波的缓解，5 月车市迅速恢复，信心倍增。我们预计，受新能政策密集推进落地、主机厂生产端状况改善以及优质车型密集释放等三重强助推剂的影响下，22 年下半年开始，新能车市将得以全面放量。

1）政策端：中央引领，地方跟进，共注市场“强心剂”。

免征新能车购置税政策或延期。2022 年 6 月 22 日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，会议上提出要支持新能源汽车消费，考虑当前实际研究免征新能源汽车购置税政策延期问题。在新能车购置补贴标准退坡的背景下，免征购置税政策的延期可起到缓冲垫作用，平缓补贴退坡力度，稳住大局，提振市场信心。

各地积极推进新能车促消费政策。步入 5 月，为恢复经济和提振车市，各地紧随国家号召，密集出台“救市政策”。超 20 省市针对新能车推出各具特色的补贴政策。补贴力度：最高可超 2W 元+；补贴形式：主要以购买新车、以旧换新以及以摩换汽等进行分类；补贴时间：最长周期可至 22 年 12 月 31 日。

2）供给端：生产有序恢复，全面复工复产，助力产能爬坡。

随着疫情情况持续好转，主流车企积极复工复产。4 月 14 日，蔚来汽车表示，目前供应链略有恢复，合肥基地正逐步恢复生产。4 月 18 日，上汽乘用车、上汽大众、安吉物流等企业开启复工复产压力测试；4 月 19 日，上汽集团在临港乘用车工厂完成复工复产压力测试下的首辆车下线。同日，特斯拉临港工厂 8000 工人进厂，开始整车生产，单班一期 450+二期 900 辆/天，预计 Q2 产量与 Q1 产量基本持平，Q3-Q4 将有明显产能释放，全年看，预计可生产 150 万辆汽车。

3）车型端：优质车型密集释放，产品驱动马力全开。

新车型密集放量，如比亚迪海豹、零跑 C01、上汽智己 L7、小鹏 G9 以及理想 L9 等车型点燃关注度。其中，5 月 20 日，搭载全球首发 CTB 技术的海豹开启预售，对标特斯拉 Model 3；问界 M5 于 22 年 3 月 5 日开启交付，交付 87 天，累计量实现破万，达 1.13 万台；6 月 21 日，理想 L9 家庭智能旗舰 SUV 正式发布，实现 72 小时内，支付 5000 元的预订用户超 3 万人。

新能市场信心倍增，促成超预期表现

5 月已步入 V 型拐点，新能车市场表现出色，同比恢复高速增长态势。据中汽协数据，22 年 1-5 月新能车累计销量达 200.3 万辆，同比累计增长 111.2%。其中，随着企业复工复产进度的推进，产能逐步释放以及叠加涨价前订单火爆，5 月新能源汽车整体表现超预期。新能源汽车市场渗透率高位稳定，新能源转型保持高增速。根据乘联会数据，进入 22 年以来，1-5 月零售渗透率表现均高于 19-21 年的水平，并呈现上升趋势，环比维持高位。零售渗透率从 1 月 16.6%增加至 5 月 26.60%，提升 10 个百分点。随着新能车普及加速，渗透率将在高位基础上持续攀升。

电动化势不可挡，新能车持续渗透

22 年新能源车市场持续景气，特斯拉、比亚迪和上汽通用五菱仍为销量主力军。预计 2022 年特斯拉、BYD、上通五同比增速 61%、157%、86%。蔚来、小鹏和理想产品矩阵进一步完善，22 年可实现销量 18 万、25 万和 15 万辆，同比增速均破 100%。由此，我们预计 2022 年国内新能车销量将达 558 万辆，其中，乘用车销量合计为 538 万辆；商用车销量合计为 20 万辆。

长期来看，一方面，2021-2022 年双积分趋严，补贴延期将有利于新能源车销量持续发展；而更重要的因素在于，《2030 年前碳达峰行动方案》对 2030 年新能车渗透率远景目标的明晰，中国已进入产品驱动的黄金时代，我们预计 2025 年新能车销量有望达 1110 万辆，21-25 年四年 CAGR 达 33.25%，渗透率有望高达 37%。

1.1.2 欧洲：新能政策不断加码，渗透率实现高位攀升

政策方面

《欧洲气候法》达成一致协议，明晰欧盟碳远景目标。2021 年 4 月，欧洲理事会、欧洲议会及各成员国议会就《欧洲气候法》达成临时协议，意味着欧盟在 2050 年实现碳中和的承诺将被写入法律。根据气候法，到 2030 年将欧盟温室气体净排放量与 1990 年的水平相比，至少减少 55％；2050 年前，欧盟各成员国将实现气候中和，即温室气体零排放。

新能补贴政策不断升级，持续推动电动化进程。为大力支持新能源电动车的发展，欧洲各国纷纷根据自身实际国情，制定调整并完善补贴政策。以欧洲新能市场销量主力德国、英国、法国、荷兰、西班牙、瑞典、意大利以及挪威等国家与地区为例，整体上看，欧洲补贴政策退坡幅度较小，且已退坡国家销量未见大幅减少。

市场表现方面

电动化进程稳步推进。欧洲新能源车销量主要取决于五大车市（德国、法国、英国、意大利以及西班牙）和新能车渗透率领先的三个国家（挪威、瑞典以及荷兰）的销量情况，我们预计 22 年 1-5 月欧洲新能车市累计销量为 89.55 万辆，同比增速达 12.54%。渗透率跃迁，欧洲电动化持续推进。步入 22 年，Q1 欧洲新能车渗透率为 21.48%，同增 6.5 Pcts。据最新数据，5 月欧洲新能市场单月渗透率达 20.81%，同增 4.8 Pcts。整体上看，欧洲新能市场渗透率年年攀新高。

市场预测方面

2025 年欧洲新能车市场或达 872 万辆。远景目标日渐明晰，2030 年到 2050年欧盟范围内的温室气体减排轨迹的设定，以及不断加码的新能补贴政策，持续激励市场深入电动化改革。欧洲在疫情影响后，2022 年新能销量预计达 318 万辆，销量同比增速达 40%；2025 年，欧洲新能源汽车市场销量将高达 872 万辆。

1.2 电池：市场份额高度集中，技术迭代是核心

1.2.1 需求：新能车市需求共振，成长空间持续扩容

动力电池装机量预测：根据中国和海外新能源车销量的表现情况，作出核心假设单车带电量自 2021 年开始年增长为 3KWh。由此，我们预计，到 2025 年，国内动力电池装机量将达 677GWh，21-25 年四年 CAGR 为 44.68%；全球动力电池装机量将达 1363 GWh，21-25 年四年 CAGR 为 46.40%。

1.2.2 供给：全面布局，稳步释放

产业布局升级，产能稳步释放。从同业企业产能布局情况上可知，全球地区 2021-2025 年总供给产能合计分别为 710GWh、1356GWh、2012GWh、 2727GWh 以及 3372GWh。

1.2.3 电池厂议价机制落地，盈利能力迎来修复

原材料持续上涨，下游电池厂利润承压明显。21 年三季度开始，锂电池的上游原材料价格进入上行期，尤其是碳酸锂价格，22 年一季度价格较 21 年三季度末价格上涨近 1.5 倍，其他环节原材料也有不同程度的涨幅。电池的原材料成本占总成本的 40%-50%，因此原材料价格持续上行将使下游电池厂利润承压。

22 年 Q2 开始，原材料价格逐渐企稳，目前电池级碳酸锂价格约 47.75 万元/ 吨（7 月 1 日均价），较一季度 52 万元/吨的高位下调明显，此外六氟磷酸锂产能释放带动电解液价格下行，动力电池上游原材料价格压力减缓。目前动力电池厂商均与下游主机厂签订调价协议，且调价机制在二季度基本落地，盈利能力有望得到修复。

1.2.4 技术迭代是核心壁垒，电池新路线百花齐放

4680 大圆柱电池带来全新电池概念

2020 年 9 月，特斯拉在超级电池日上发布了第三代 4680 电芯，直径 46mm、高度 80mm，其中，46mm 是在遍历所有关键指标，研究电池外径对成本的影响下，所发现的成本最小的电池外径。4680 在采用无极耳、硅碳负极、干电极等新材料与新技术下，其电芯能量提升 5 倍，输出功率提升 6 倍；同时可以让电动车续航提升 54%，每千瓦时电池价格下降 56%，生产成本降低 69%。

4680 缓解了传统圆柱电池的劣势。一方面，4680 能量密度的增加，缓解了圆柱体积能量密度低的劣势。另一方面，随着体积和能量密度的增加，单体容量提升，所需电池数量减少，BMS 控制的难度降低。以 Model Y 为例，搭载三元锂电池的四轮驱动版单车带电量为 78.4KWh，21700 圆柱电池的单电芯带电量为 17.4Wh，则一辆四驱版的 Model Y 需要 21700 圆柱电池约 4500 颗。4680 大圆柱电池的单电芯带电量为 100.2Wh，同样的一辆四驱版 Model Y 需要的大圆柱电芯数量为 782 颗，需要监控的电池数量较 21700 电池减少了约 82.6%。

锂电企业加快布局，4680 量产在即。多家锂电企业开始布局 4680 产线，已入场的国内外“玩家”包括松下、LG、亿纬锂能、比克电池以及三星 SDI。4680 电池标准化程度高，规模化量产可能性较大，成长空间广阔。

2.光伏：需求持续高景气，重视电池技术迭代

2.1 需求：海内外需求维持高景气

2.1.1 国内：分布式需求持续向好

国内光伏装机提速，分布式持续向好。2021 年，中国光伏新增装机达到 54.88GW，同比+13.9%。分布式表现亮眼，分布式新增装机约 29.28GW，占总新增装机的 53.4%，其中户用装机达 21.6GW，同比+113.3%。2022Q1,分布式光伏新增装机量为 8.87GW，同比+192%，占新增装机量的 67.1%。分布式光伏发展受益于随着我国碳达峰碳中和下整县分布式光伏开发试点的推进，预期未来增速不断提升。

地方分布式光伏补贴填补国补空缺。2022 年光伏进入全面无补贴时代，随着户用光伏 0.03 元/千瓦时 X20 年的度电补贴支持消失，地方政府正成为户用光伏市场的政策推动者，多地政府用地方财政补贴填补国补退出留下的空缺。12 个地区为提升分布式光伏发电规模，纷纷出台针对分布式光伏的补贴政策。其中县市级补贴力度最低 0.1 元/度，最高 0.6 元/W。

2.1.2 国内：风光大基地持续推进，各省纷纷提出中长期规划

多地出台十四五装机规划，风光新增装机规划近 600GW。2022 年是落实“十四五”规划和碳达峰目标实施的关键期，新能源作为能源转型的主力军，开发力度空前。今年以来内蒙古、青海、四川、山东等省份在十四五能源规划中明确了新能源目标，新增装机规模呈井喷之势。截止目前，在河北、云南、内蒙古等 22 个省市及地区公布未来 1-5 年规划中，风光新增装机规划总规模已接近 600GW，其中文件中明确指出的光伏新增装机规模 288.6GW 以上、风电新增规模 190GW 以上。

作为“十四五”期间光伏装机规模的两大重要抓手，集中式和分布式电站齐头并进，目前处于高速发展阶段。集中式方面，目前大基地项目主要集中于三北的沙漠、戈壁、盐碱滩等地区，土地成本相对较低，可利用特高压输送电力，具备成本优势。西南部以云贵川为重点，打造一批水风光互补项目，形成以区域电网为支撑、输电通道为牵引、以高效消纳为目标的项目。除此之外，湖北宜昌市、天津等城市也结合当地生态，积极规划若干百万千瓦级基地项目。分布式方面，2021 年我国分布式新增装机占比首次突破 50%，从今年各地已公布的规划来看，目前约有 36.9GW 的整县分布式光伏开发规模。

2.2 产业链：硅料价格仍坚挺，重视电池技术迭代

2.2.1 硅料：价格仍维持高位，Q4 价格有望下行

棒状硅占据主导，颗粒硅取得成本突破

棒状硅历史悠久，目前仍是行业主流。1955 年，德国西门子开发出以氢气（H2）还原高纯度三氯氢硅（SiHCl3），在加热到 1100℃左右的硅芯（也称“硅棒”）上沉积多晶硅的生产工艺 1957 年，这种多晶硅生产工艺开始应用于工业化生产，被外界称为“西门子法”。而改良西门子法即在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既可以避免剧毒副产品直接排放污染环境，又实现了原料的循环利用、大大降低了生产成本。改良西门子法生产工艺相对成熟，一直是多晶硅生产最主要的工艺方法，2021 年，国内改良西门子棒状硅市占率达到 96%。

颗粒硅成本取得突破，纯度有待提升。电耗方面，改良西门子法由于对温度具有较高要求，且工艺流程中存在着循环过程，导致能耗较高。目前，硅烷流化床法综合电耗在15-40kWh/kg区间内，而改良西门子法的综合电耗为60kWh/kg。初始投资方面，硅烷流化床法工艺较为简单，初始投资额约为 7 万元/吨，而改良西门子法约为 10 万元/吨。目前西门子法用于光伏的多晶硅的纯度达到 99.9999%，颗粒硅由于工艺限制目前氧和碳的含量偏高，纯度方面仍有待提升。

龙头持续扩张，集中度维持稳定

龙头厂商引领产能加速扩张。2021Q4 开始，包括通威保山、大全新疆，保利协鑫徐州等硅料产能开始投产。根据硅业分会统计，我们预计 2022 年底硅料产能将达 105 万吨，预计 2022 年硅料供给将达 85-90 万吨，其中龙头厂商扩产较行业更快，整体供给较 21 年增长 40%，可支撑装机需求 270-275GW。同时，除了通威、大全、保利协鑫等厂商仍在加速扩张外，包括合盛硅业、信义光能等厂商也加入到硅料产能扩张的竞争中，且根据几个厂商规划来看，都向上游硅粉做了产业延伸。

行业集中度小幅下降。从产能上来看，2019-2021 年，硅料环节 CR5 分别为 69.3%、87.5%、86.7%，出现小幅下降的原因是由于目前多晶硅价格处于高位，利润丰富，许多下游厂家纷纷向上延伸产业链，切入硅料环节。目前行业市占率前五名分别为通威、协鑫、大全、新特和东方希望，其中协鑫约 20%产能是颗粒硅，且这一比例将在今年持续提升。目前二线厂商中亚洲硅业与东方希望有一定竞争力，但在成本控制方面与龙头仍有差距。

2.2.2 硅片：集中度维持高位，龙头地位稳固

国内硅片环节集中度较高。硅片环节目前呈双龙头格局，隆基和中环产能与成本控制能力明显高于二线厂商，头部企业得益于规模、技术、成本与定价权等优势，市占率保持高位，2018 年至 2020 年行业 CR5 由 68.6%上涨至 88.1%。 2021 年，受到下游组件与辅材厂商产业链延伸的影响，行业 CR5 下降至 84%。

中长期硅片竞争格局和盈利水平有望向胶膜行业演化，龙头地位依旧稳固。随着技术迭代接近尾声、产品以工艺改良为主，龙头的成本优势仍在但行业内企业的成本差距在逐渐缩小，行业成本曲线逐渐趋于平滑，硅片行业的特征正逐步向胶膜行业演化，中长期行业龙头稳态毛利率水平预计将回落至 20-25%。

我们认为，这对于硅片行业中长期的发展是良性的。因为从光伏行业的发展趋势中，在格局稳定的行业，龙头厂商具备量升价稳的逻辑，且不需要担心竞争对手通过新技术实现弯道超车，因而从某种程度来看，没有超额利润才是光伏行业最大的护城河，因此我们认为硅片和胶膜行业依然将是光伏行业里竞争格局较为优质的赛道。

3.风电：行业见底，蓄势待发

3.1 需求端：短期需求或集中释放，长期成长无虞

3.1.1 维持全年装机 55-60GW 的判断，预计下半年集中兑现

风电装机本身在年内呈现一定的季节性，从装机量上来看，一般表现为 Q3>Q4>Q2>Q1；参考历史装机数据，正常年份装机量大概为上下半年 4:6，抢装极端情况下，上下半年装机贡献偏离较大，甚至可以达到 1:9。2022H1 受疫情、物流及建设进度等因素影响，风电开工装机不及预期，1-5 月电源建设投资额约 390 亿元，同比-36%，1-5 月新增风电装机约 10.82GW，同比+38.9%。当前从需求端来看，我们依然维持全年装机 55-60GW 的判断，预计 22H1 新增装机 12-15GW，则 70-80%装机量在下半年实现。

3.1.2 中长期：经济性为基，海上+海外需求接棒

大型化提速、平价倒逼产业链降本，当前风电特别是陆风已具备较好的经济性。风电机组大型化实现降本的路径主要有三条：1）摊薄单位零部件用量和采购成本；2）摊薄非风机成本；3）提升发电小时数。2021 年初至今风机大型化和轻量化进程加速，风机价格大幅下降，2022H1 陆风主流价格大致在 1800-2000 元 /kW，海风最低报价已降至 3548 元/KW（含塔筒）。招标价格大幅下降直接刺激下游需求，据不完全统计 2022 年 1-5 月招标量约 44GW，全年装机有望达 80GW，有力支撑今明两年的装机需求。

中长期来看，国内能源转型路径清晰，资源和项目量充足，风电装机增长确定。

风光大基地：2021 年年底，国家发改委和能源局印发了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单，共涉及 19 省份，规模总计 97.05GW，建设并网时点集中在 2022-2023 年。2022 年 2 月，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 年规划建设风光基地总装机约 455GW，其中,"十四五"时期建设约 200GW，“十五五"时期建设约 255GW。

分散式风电：2021 年 10 月发布了风电伙伴行动具体方案，明确“十四五” 期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 50GW。 2022 年 6 月发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出风电由核准制改为备案制，以及鼓励村集体依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，参与新能源项目开发，有望从简化流程和征地问题两方面利好分散式风电。

海上风电：长期可开发资源量丰富优质，且靠近用电负荷地。据《中国近海的风能资源》统计，从粤东到浙江中部近海年平均风速达 8m/s，台湾海峡最大 8-9m/s，浙北到长江口 7-8m/s，江苏近海 6.5-7.5m/s，渤海和黄海北部为 5.8-7.5m/s。根据《中国风电发展路线图 2050》，我国水深 5-50 米海域的海上风能资源可开发量为5亿千瓦，50-100米的近海固定式风电储量2.5亿千瓦，50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千瓦，远海风能储量 9.2 亿千瓦。总体来看，我国海风潜在可开发资源量丰富。此外，由于海风资源分布的临近省份多为经济发达、用电量较大的地区，因此较容易解决消纳的问题。

中期各地区新增规划量充足；短期平价进度超预期，有望开启招标景气新周期。十四五期间广东、广西、江苏、浙江、山东、福建、海南等已公布新增海风规划约 50GW，考虑到海风的开发建设流程较长，实际开工量会远大于这个数。短期看平价进度/招标情况，我们认为海风可类比平价前的光伏。近年来大容量机组、智能运维平台、集中连片规模开发等举措使得近年来风电投资及运维成本不断下降，单位投资成本已从 2010 年的 2.4 万元/千瓦左右降至 2020 年的 1.6 万元/千瓦左右；

22 年是平价元年，从当前招投标价格来看，占比最大的主机已贡献约 3000 元/KW 降幅；当前平价提速打开向上空间，截至五月底已招标主机/EPC 的项目量约 8GW、已有明确主机招标结果的项目量约 7GW、可统计到的已启动前期准备工作的项目超过 20GW；结合项目规划和产业链调研情况，预计 22 年招标量或达 15GW。考虑成本下降、各省规划目标明确，海风有望在 23 年开启装机高峰。

海外：减排目标和能源安全推高能源转型速度，海外市场潜力较大

风电已在全球范围内实现规模化应用。根据 GWEC 数据，2011-2021 年全球新增装机量从 46.9GW 上升至 93.6GW，年均复合增速约为 7.2%；2011-2021 年全球累计装机量从 238GW 上升至 837GW，年均复合增速约为 13.4% 。2021 年新增装机 TOP5 为中国、美国、巴西、越南、英国，合计占比约 75.1%；累计装机 TOP5 为中国、美国、德国、印度、西班牙，合计占比约 72%。

减排目标和能源安全推高能源转型速度，主要地区风电装机目标出现上调，海风高成长性全球共振。海外风电特别是陆上风电起步较早、装机基数较大，因此未来几年海外陆上风电增长斜率相对较缓。近年出于减排目标和能源安全等方面的考虑，海外尤其是欧洲多国陆续加大风电部署。从结构上来看，预计海外海上风电装机有望实现超越行业整体的增速，新增装机主要由欧洲、亚太和北美地区贡献。

其中，在 5 月 18 日举行的 Esbjerg 海上风电峰会上，比利时、丹麦、德国和荷兰四国承诺，到 2050 年将海上风电装机增加 10 倍，从目前的 16GW 提高至 150GW，在 2030 年海上风电装机总量将达到 65GW ；美国计划到 2030 年实现 30GW，到 2050 年实现 110GW 海上风电装机的目标。参考 GWEC 预测，预计 2021-2025 年海外风电整体装机 CAGR 约为 6.6%；海外海风装机 CAGR 约为 31%。海外需求接棒，有望给国内出海逻辑较顺、节奏较快的风机零部件和塔筒等环节带来增量。

3.2 供给端：看好全行业景气度和量利修复

3.2.1 铸锻件：关注成本压力松动和年度价格落地的盈利弹性

铸锻件环节以铸件、主轴、法兰等为主。从成本端来看，直接材料在生产成本中占比较大；从材料用量来看，钢材等大宗原材料在风电中占比较高，据 GWEC 统计，陆上/海上风电项目中钢材料重量占比分别为 22%/87%，因此其价格变化对产业链相关环节的盈利水平有一定的扰动，也传导到股价对盈利拐点、业绩预期等的反应。5 月以来，大宗价格振荡下行，截至 6 月 20 日，生铁/废钢/42CrMO 钢 / 焦炭的现货价格较 2022 年初至今的最高点分别下降了 5.2%/11.8%/9.7%/18.3%。考虑到 2-3 个月的原材料库存备货，二季度价格变动对盈利的改善作用预计从三季度有所体现。

具体到钢价敏感度测算——以日月股份为例，假设：1）业绩基准选取 2021 年；2）成品率为 87%，金属投料比例为生铁 50%、废钢 20%、回炉料 30%。则以 6 月 20 日现货价格为当前价格基准，测算出当前价格下生铁和废钢的合计单吨成本相对于 21 年内最高值和 22 年至今最高值分别下降了 15.13%和 5.15%，相应地毛利率分别提高了 4.5Pcts 和 2.0Pcts。

从价格和需求端来看：1）铸件和主轴以长单为主，上年年末或当年年初确定全年量价，今年年度协议基本在一季度末落地，确定性价格小幅提涨的订单预计从二季度开始兑现；2）一般铸锻件从下订单到生产完成交付大概需要 2 个月，基于下半年装机需求集中释放的判断，同时考虑到铸锻件环节可能产能相对刚性或存在结构性供应偏紧，整机厂下的订单在二季度末开始有比较明显地增长，相应地提升产能利用率、摊薄固定成本。随着成本下降、价格提升，零部件龙头盈利拐点已现。

3.2.2 塔筒/管桩：海风带来高价值量，关注 H2 出货放量及盈利改善

就近配套夯实竞争力，分散格局有望趋于改善。在竞争格局方面，长期以来塔筒的市场份额较为分散，国内厂商主要包括天顺风能、泰胜风能、大金重工及天能重工四家。头部企业预期将实现出货量和市占率的持续提升，主要基于：1）国内规划的九大清洁能源基地和四大海风基地，将使有装机需求的区域进一步集中，考虑到陆上风电塔筒约 500-800 公里的运输半径，区域内集中扩产的企业能够获取规模和成本优势；2）海风抢装后今年实际需求较少，导致陆上竞争加剧，头部企业凭借规模效应、区域布局、规模采购、与下游客户的战略合作关系等在单吨净利上有一定的比较优势。

海风带来高价值量，属地化布局趋势鲜明。海上风电除了与陆上相同的塔筒以为，还需要水下支撑结构，其主要作用是固定风电机组，根据项目所在地的离岸距离、水深、水下形貌等可以分为几种形式，包括单桩基础、导管架基础和浮式基础等。从量上来看，在海面以下的钢结构（导管架/桩基）、甚至包括变压站，未来的漂浮式的钢结构平台，都需要水下支撑结构；风机水下支撑结构的用量一般是塔筒的 2 倍以上，10MW 海风风机的塔筒单位用量大概 6 万吨/GW，而参考青洲六的四桩导管架基础形式，塔筒+水下导管架和钢管桩将单 GW 用量提升到 30 万吨以上。

同时海风大兆瓦提速也使得单个塔筒/单桩的重量和直径加大，从而使物流属性成为该环节最重要的竞争要素之一；企业自主拥有码头、或者工厂与码头的布局衔接较好，有利于减小物流约束、降低运输成本。而优质码头资源本身有一定的稀缺性，海风设备对码头的吨级、岸线长度等都有较高的要求；目前主要企业都在重点省份积极获取码头资源并落地产能，率先完善布局的有望获取更大竞争优势。

从盈利方面来看，一方面管桩和塔筒均采用项目制、一单一议，即使采取成本加成定价模式，但考虑到 3-6 个月的交付期以及签订合同和实际采购原材料有一定的时间差，钢价传导会存在滞后，因此中厚板等价格下降也会对盈利水平有一定的积极作用；另一方面管桩和塔筒属于偏前端的环节，上半年受下游开工和疫情等因素影响生产和出货有一定限制，随着下半年陆风和海风的需求提升，出货规模和盈利水平也有望环比改善。

4.储能：高成长性赛道，海内外需求共振

4.1 国内：弃风弃光电量提升，发电侧配储为最大增量

4.1.1 发电侧储能旨在解决 2%弃光率以及参与调峰服务

截止 2021 年，全国弃风弃光电量上网价值达 100 亿元，亟待通过储能解决。 2021 年全国光伏发电量同比增长 25.1%；平均弃光率为 2%，与 2020 年持平。风电发电量同比增长 40.5%，弃风率 3.1%。弃电总量约为 267.48 亿 KWh，较 2020 年增长约 22.7%。由于新能源发电量大幅上涨，弃电量将在未来一段时间保持上升趋势。储能系统通过对谷时发电的存储并在峰时放电，可以有效降低弃光率。

剩余容量应用于电网调峰也是配储重要应用之一。新能源配储容量往往大于其解决弃风弃光所需要的容量，因此剩余容量可用以参与市场化调峰辅助服务，提升储能利用率。通过在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，起到削峰填谷作用，缓解电网压力。此外，发电侧储能还具有平滑输出曲线的作用，缓解电网负担。光伏发电具有较强的不稳定性，其功率变化速度较快，通过储能系统的不断充放，削弱其发电功率的剧烈波动，从而使得输出曲线更加平滑，有利于电网进行预测调度。

宏观、地方政策辅助新能源发电配储快速铺开。2021 年 7 月发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了未来几年的装机量目标。其中指出到 2025 年，装机规模达到 30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能向全面市场化发展。

截止 2021 年底，全国已有 21 个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。3 个省份出台鼓励配储政策。综合来看，平均配储比例约为 10%，配储时长约为 2h。其中，全省或部分地区要求配储的省份 2021 年风电光伏装机量达到全国风光装机量的 81%，为储能装机量增加的主要来源。

电网侧储能目前多用于电网调频。在中国目前的发电方式中，火电因其输出稳定占主导地位，且占据了大量的电网资源。因此，其频率波动会给电网带来巨大压力，频率不稳定可能导致损坏用电设备及电网设施。我国交流电频率为 50Hz，为保证电网的稳定，要求频率的上下波动在 0.2Hz 以内。用电负荷低于发电功率之时，频率会上升，此时储能进行充电消纳电力使得频率回落；反之亦然。目前，国内最常见的储能调频设施为 9MW，4.5MWh 调频电站，布置在火电厂附近可以为 2 台常见的 300MW 机组或 1 台 600MW 机组提供调频服务。电网侧调频的服务盈利模式明确，市场化程度高，经济性与收益完全由性能决定，技术领先的企业因此可以获得高收益率。

光储一体化系统旨在为工商业提供更多清洁能源，同时减小其对电网的依赖性。其本质是微电网布局，目前以光伏作为电能的主要来源。通过在房顶或者空地布置分布式光伏发电设备，将发出的电力供应给微网内的用电负荷以及充电桩，并且将光伏发出的电力存储进储能系统并且在需要时放电，减少资源的浪费。光储一体化中的储能系统还可以起到峰谷套利的作用。由于工商业用电峰谷价差较大，因此可将储能系统用于存储光伏发电并且在用电高峰时放电，进行峰谷价差套利提升经济性。

5G 基站大量建设成为储能新增长点。能耗方面，5G 基站的峰值功率在 4G 基站的 3-4 倍之间，对于电力的需求大幅提升。另一方面，在 2G、3G、4G 时代，站点电源以被动响应为主，缺乏主动规划，容易导致资源浪费。在更高的电力需求之下，如何提升 5G 基站的系统运行效率、减少资源浪费成为 5G 建设的重点，因此电化学储能系统柔性、智能、高效的技术特点使得其成为 5G 基站备用电源的合适选择。

4.1.2 国内储能市场空间广阔，22 年装机量将达到 13.05GWh，发电侧提供高增量

综合来看，我们预计 2022-2025 年储能新增装机量（除 5G 应用外）分别为 13.05、29.11、47.92、103.46GWh，新增装机量的 21-25 年 CAGR 约 104.5%。新增装机量中，以政策推动的发电侧占比最大。2022-2025 年分别占总量的 87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。

4.2 美国：需求高增，表前市场为主要来源

4.2.1 美国电力高度市场化，电网基础薄弱

美国电价完全由市场供需决定，因此各地电价差异较大，不同季节之间、同一季节内峰谷价差同样很大。平均电价在 0.18（谷）-0.64（峰）USD/KWh 之间。光伏 PPA （协议购电）电价平均在 0.35-0.44USD/KWh 之间。全美电网共由 8 个区域电网组成，西部，东部则形成了电网联盟，加上德州电网，形成了目前美国 3 大电网的格局。3 大电网互相之间电力调度通过市场化交易，资源调配效率低下，在遇到自然灾害等极端情况下部分地区电价则会因为电力资源稀缺而飙升。在 3 大电网下，还存在着 CAISO、SPP、ERCOT、MISO、 PJM 等区域性电力调度中心，分别负责部分地区各自的电力调度，并对电价进行管理。

4.2.2 ITC 投资免税额度助力新能源配储成本降低

光伏发电及其配储项目普遍可享 30%ITC 免税额度，即退还投资产生增值税的 30%。ITC 的免税对象为光伏设备以及配储建造过程中产生的 VAT（增值税）， ITC 补贴对象要求建设时间短于 3 年，并将视建设情况分 3 年退还 VAT。该项政策已延长 10 年，因此更加凸显近几年是投资新能源的高峰期。光伏设备配套的储能设施可以作为光伏设备的一部分同样享受 ITC，可以有效降低储能电站的成本。

5.电力设备及工控：电网投资量增，工控国产替代机遇明显

5.1 电力设备：电网投资规模增长，重点投资环节突出

两网“十四五”期间电网投资规模增幅较大。1）国网方面，2022 年国家电网年度工作会议中指出，2022 年电网计划投资将达 5012 亿元，为国家电网年度电网投资计划首次突破 5000 亿元，创历史新高，同比增长 8.84%。以 20 年折旧 +年度利润总额测算，“十四五”期间国网公司投资能力仍有望保持在 5000 亿元以上。2）南网方面，2022 年南网追加 100 亿元投资后电网计划投资将达 1250 亿元，超出往年两成；“十四五”期间，南网的电网建设规划投资约 6700 亿元，较“十三五”增加 51%。

5.1.1 特高压：资源禀赋约束下，特高压是最优解

“十四五”国网特高压投资超预期。“十三五”期间国网特高压投资约 2700 亿元，“十四五”期间国网规划建设特高压工程“24 交 14 直”，总投资 3800 亿元，较“十三五”期间大幅增长。2022 年，国网计划开工“10 交 3 直”，规划翻番，特高压交直流建设规模均超市场预期。

特高压交流的关键设备是变压器、气体绝缘金属封闭开关电器（GIS）。特高压交流输电涉及到的关键设备有交流变压器、GIS、电抗器、继电保护装置等。从特高压交流工程历年招标的情况来看，交流变压器投资金额约占比 12%、GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）约占比 15%。

料来源：乐晴智库，民生证券研究院特高压变压器领域，国内厂商中国西电、特变电工、保变电气三家企业的中标份额基本接近，国外厂商主要有 ABB、西门子和阿海珐等。特高压电抗器领域，通常以中国西电和特变电工为主。特高压 GIS 领域，国内具备研制生产的企业主要为平高电气、中国西电、新东北电气、山东日立；国外生产厂家主要有 ABB，东芝、三菱、日立、西门子和阿尔斯通等。

特高压直流的关键设备为换流变、换流阀及其控保系统。特高压直流输电涉及的电气装备有换流变压器、换流阀及其控制保护系统、平波电抗器、直流滤波器、直流场开关设备、直流测量设备、直流避雷器、直流穿墙套管、杆架等；其中，直流特高压关键设备主要包括换流变、换流阀及其控制保护系统，投资占比分别为 22%和 14%。

在特高压直流换变压器领域，国内的厂商主要是中国西电、特变电工、天威保变；国外的厂商主要有 ABB、西门子和阿海珐等，其竞争格局与特高压交流变压器领域的竞争格局基本相同。特直领域最主要的产品为换流阀及其控保系统，在常规直流阀领域国电南瑞和许继电气竞争优势明显，2020 年国内市场占比分别达到 50%和 30%；控保领域的参与者则主要是国电南瑞子公司继保电气和许继电气。

5.1.2 配网：配网智能化、数字化改造为本轮电网投资重点环节

我国配电网目前较为薄弱，”十四五”规划投资将向配网侧倾斜。清洁能源占比&电气化率大幅提升等对电网的响应处理能力提出更高的要求，能源电力配置方式将由“部分感知、单向控制、计划为主”，转变为“高度感知、双向互动、智能高效”，但我国配电网目前在故障识别隔离、数据采集、自动化、智能化水平等方面仍存在较大提升空间。“十四五”期间配网侧投资占比有望提升至 60%以上。

以配电自动化主站为核心的二次设备需求显著提升。新一代配电自动化主站系统为配网侧核心二次设备，覆盖率提升有望协助新型电力系统实现源网荷储多要素精准、全自动化控制。 “十四五”期间 I 区配电主站地市公司覆盖率、馈线自动化线路覆盖率等将进一步提升，分别有望接近 100%、50%。

“一二次融合”设备行业渗透率提升，未来发展空间较大。随电网对供电稳定性、可靠性要求不断提升，一二次融合成为行业趋势，在反应速度、诊断准确率及智能化水平等方面具有明显优势，2019 年国网柱上断路器招标中一二次融合成套柱上断路器招标占比已接近 60%。一二次融合标准化配电设备有望由选配改为全面采用以提升供电稳定性，智能柱开（架空线路）、智能环网柜（埋构线）等核心产品有望深度受益。

新一轮换表周期来临，智能电表改造空间广阔。智能电表属于强制检定类计量器具，检定周期不超过 8 年，一般换表周期为 7-8 年，根据国网的历史招标数据，预计国内 2022 年将迎来换表高峰，进入智能电表新一轮换表周期。新一代智能电表可选配电能质量模块和负荷识别模块，能更好的满足电网数字化升级的要求。根据国家电网数据，目前国网系统接入的终端设备超 5 亿只，根据产业信息网预计到 2025 年、2030 年接入终端设备将分别达 10 亿只、20 亿只。叠加电网其他智能化终端需求，配网智能化改造将给相关智能终端带来广阔的成长空间。

低压电器需求提升，优质龙头有望受益。“十四五”期间，风光等新能源占比有望快速提升，重点向配网侧倾斜、配电智能化两大趋势将会推动智能化低压电器产品的需求上升，并加速低压电器行业的数字化转型，有利于在智能配电产品有较强技术积累的龙头企业。目前，国内智能化低压电器仍处于大规模应用的初期，施耐德、良信、正泰等均在智能低压电器解决方案上有所布局，低压电器龙头企业有望受益于配网侧投资规模增长及智能化、数字化发展趋势。

5.2 工控：中长期成长逻辑稳健，优质国产龙头成长性佳

工控下游受疫情等影响短期承压，华东疫情收尾、工业增加值等指标已开始回暖。受疫情封控、上游原材料价格大幅上涨、缺芯等多重因素影响下，工控行业短期有所承压。从 PMI 、工业增加值等行业景气度前瞻性指标来看，5 月 PMI 已有所回升、5 月工业增加值增速转正，疫情等影响减弱，下游需求呈现边际改善，工控行业 22H2 起有望加速回暖，全年需求向好。

人口红利逐步减弱、先进制造需求提升，国内制造业自动化率提升具备必然性。2015 年-2021 年，我国城镇制造业就业人数呈现负增长，制造业平均工资则从 2015 年的 55324 元攀升至 2021 年的 92459 元，随着我国劳动力供给逐渐减少，依靠人口红利来发展制造业的现状势必需要扭转，制造业自动化率提升具备必然性。相较于传统制造行业，3C、电子&半导体设备等高端制造行业对于生产的精度、柔性要求较高，不同种类的产品对于生产设备的相关指标要求不一，产品的更新换代、核心技术的改进与生产设备的更新改进保持高度一致。产业升级转型下，高端&先进制造业对产线自动化水平的要求更高。

外资占据主要份额，内资厂商加速追赶。目前国内工控行业仍以进入市场较早、实力雄厚的日系、欧美系厂商为主导，内资厂商仍处于成长早期阶段，成长性充足。从细分产品国产化率来看，2019 年变频器、伺服系统、PLC 的国产化率分别为 33%、27%、8%，远低于外资市场份额。从工控企业营收来看，欧美企业主要为综合自动化供应商、流程自动化企业，西门子等代表企业的自动化业务营收规模超 50 亿美元；日台企业主要为离散自动化，安川等代表企业的自动化业务营收规模在 10-50 亿美元；内资企业体量较小，汇川技术等代表企业的自动化业务营收规模均在 10 亿美元以下，成长空间较大。

国内自动化企业野蛮成长的势头渐敛，工控行业格局不断优化。一方面，规模较小、研发实力较弱的工业自动化企业未具备完善的产品平台，难以凭借规模化效应来降本增效。另一方面，下游企业对工控企业的一体化解决方案要求较高，需要工控企业凭借对下游多年的经验积累，有针对性地提出解决方案，行业客户、品牌壁垒进一步加固，形成龙头企业的护城河。

（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。）