【东吴证券】2023年风光年度策略报告：新技术加速渗透，高景气高成长.pdf

2023-01-11

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PART1 光伏：碳排放趋严，平价新周期需求向好

回顾：能源价格上涨+硅料拐点已现，光伏板块量利双升

传统能源供应趋紧，海外能源价格高企

新能源平价+传统能源资本开支下降，供需失衡推动能源价格上涨。煤炭、天然气为电力供应的主要能源， 2021年发电占比分别为36.0%、22.9%。伴随碳中和政策加快推进，全球范围内对煤炭和天然气资本开支明显回落，导致供给缩紧，需求稳定增长下供需失衡推动石油、天然气价格持续上行。

天然气紧缺导致电价高企，短期难以缓解。天然气作为欧盟能源结构的重要构成，2021年对外依存度高达 83%，其中近50%来自于俄罗斯。因俄乌战争影响，今年前7月俄罗斯出口欧盟及英国的天然气量下降40%， 7月底北溪1号运输量进一步下降到20%产能，9月初完全停运，天然气价格仍将在高位震荡，叠加欧洲边际电价机制，欧洲能源价格多数时间交由价格较为高昂的天然气定价，电价9月前持续维持高位。

产业链价值上升，光伏板块盈利攀升

产业链价值上升，光伏板块盈利攀升。硅料价格高企推动全产业价值量上升，财务数据持续提升。2022Q1-3 光伏板块营收、归母净利润同比增长90.00％、122.52％；2022Q3光伏板块营收、归母净利润同比增长91.05 ％、128.73％。2022Q1-3光伏行业毛利率24.40%，同比上升3.65pct。2022Q3毛利率25.88%，同比上升 7.80pct。2022Q1-3光伏行业归母净利率13.62%，同比上升1.99pct。2022Q3归母净利率14.69%，同比上升2.42pct。组件价格自年初开始呈上行趋势打开利润空间，光伏板块量利双增。

硅料供需拐点已现，其他环节利润承压

22年以来硅料价格维持高位，其他环节利润承压。2022年1-11月，硅料价格一路涨至300元/kg+。2022年 1-11月硅料持续供应偏紧，价格上涨拉动了全产业链价值量通胀，大幅提升产业链利润空间，但其中大量利润被紧缺的硅料收取，电池由于2021年低利润+新技术观望导致扩产减速，22年形成了供需剪刀差，盈利提升较大。胶膜、光伏玻璃等辅材受硅料高价影响，利润空间较小，22Q3表现尤其明显。辅材石英坩埚因上游光伏级高纯石英砂短缺影响，价格快速上涨，成为辅材中较大的增长极。

供需拐点将至，硅料价格年内首次下调。根据PV InfoLink，22年11月硅料现货均价由之前的303元/公斤，下降到302元/公斤；隆基182mm硅片价格下降幅度1.6%，中环182mm/210mm硅片销售价格分别下降 4.5%/4.4%，上游成本开始下调，供需拐点将至。

PART2.新技术加速渗透，各环节利润重新分配

硅料：新增产能陆续释放，N型料成为核心竞争力

硅料：2022年硅料产能逐步释放，组件出货增速高于硅料

2022年1-11月多晶硅产量71.4万吨，较去年同期增长62%。产量同比增速自2022年下半年起呈单边上升趋势，9-11月多晶硅产量分别为7.65/8.65/9.0万吨，同比增速为78.74%/105.95%/105.06%,我们预计2022年底及 2023年上半年硅料产能逐步释放，供过于求导致硅料价格下行。

组件出货增速高于硅料，硅耗呈下行趋势。2022Q1-3前五大组件供应商出货量分别为31.2/47.0/51.0GW，同比增速分别为35.1%/57.2%/62.9%，2022Q1-3硅料增速为33.3%/39.6%/49.9%，组件增速高于硅料增速，单位硅耗呈下滑趋势。

硅料：2023年硅料有效供给超400GW，推动产业链放量

薄片化及新技术趋势下，2023年单瓦克耗下降较多。假设2023年单W克耗为2.45g/W,考虑产业链库存系数为85%， 1）中性情况下，2023年硅料供给154.5万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为525GW/420GW ； 2）乐观情况下，2023年硅料供给170.0万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为577GW/462GW；3）悲观情况下， 2023 年硅料供给139.1万吨，对应2023年组件供给及光伏装机分别为472/378GW。预计硅料产能将从2023Q1开始逐步释放，其中2023Q2及2023Q3释放速度更快，考虑到1-2月是需求淡季，我们认为2023Q1硅料或下跌至15-20万/吨， 2022Q3和Q4是需求旺季，硅料价格具备支撑，全年均价在10-15万/吨。

硅料：工艺包为N型主要壁垒，国内供应比例有望提升

N型硅料品质等级更高，降本需求下渗透率有望提高。P型硅料掺入三价元素杂质，以硼为主，载流子为电子空穴带正电荷，N型硅料掺入无价元素杂志，以磷为主，载流子多带正电荷。目前N型硅料要求电子二级以上等级，比P 型料高两个等级，技术指标差距在2-10倍。使用N型料能提升电池片及组件转化效率，降低度电成本，预计未来1- 2年渗透率提升至50%以上。

工艺包为主要壁垒，国内供应比例有望提高。工艺包为N型生产主要壁垒，长期的化工积累使得精馏纯度更高，还原效率更高，同时对人员的精细化管控和培训是保证品质稳定的关键。新进入者量产N型硅料需要3-5年时间，长时间的经验积累构成了N型生产的主要壁垒。目前下游多使用瓦克、OCI等外资厂商产量，大全、通威、东方希望、新特N型出货比例不高，未来伴随N型需求增加，主流厂家N型产能储备释放，国内供应比例相应提高。

硅料：行业格局两超多强，新疆地区集中度有望下降

通威协鑫扩张带动行业走向两超多强。2022年硅料行业通威/新疆协鑫/大全/特变占比分别为23%/16%/16%/13%， 2022全年硅料出货90万吨，其中海外10万吨。通威、协鑫扩张迅速，产能规划分别为75万吨及80万吨，行业格局将从五巨头走向两超多强。新增产能多为新疆以外地区，欧洲新规影响较小。欧洲拟定新规禁止强制劳动商品进口，新疆硅料或成目标之一，而2022年主要厂商产能新疆地区占比32%，而2023年主要产能扩张多在新疆以外地区，强制劳动法案对硅料出口影响较小。

PART3 双海空间广阔，具备长期成长性

双海空间广阔，看好长期成长性

海风资源丰富、发电量高、不存在消纳瓶颈

海上风电开发空间非常大。据世界银行2020年数据，中国是全球海风开发潜力最大的国家，达2982GW，其中固定式 1400GW，漂浮式1582GW。而截至21年，国内海风累计装机仅26.4GW，占比仅2%，开发空间非常大。

海风发电量高。1）海上没有阻风物体，风速高。风机发电功率正比于风速立方（达到额定功率之前），同高度，海上风速一般比陆地大20%左右，相应的发电量高70%；2）发电利用小时数高。海上静风期短，风电机组利用效率较高，等效满负荷小时数一般在3000h以上，部分可高达4000h以上，平均比陆上高500-1000h，能够大大提高发电量。尤其是深远海之后，风速能进一步提升，利用小时数也有望比近海再高500h以上；

海上风机寿命更长。没有复杂地形对气流的影响，海上风湍流强度低，作用在风电机组上的疲劳负荷少，可延长发电机组使用寿命。海上风机设计寿命可达25年以上，而陆上机组约20年。

靠近负荷中心，就地消纳，天花板更高。我国沿海11个省市用电量在社会总用电量的比重超50%，海上风电能够实现就地消纳，不存在弃风问题，并且海风波动小，对电网调频要求低。

国内：22年预计招标15GW，23年18-21GW，持续景气

招标：截止12月17日，22年海上风机招标12.2GW（含中电建1GW框架）；1-11月海上招标共计11.2GW，同比+154%，每月分别招标0.4/0.5/1.0/1.3/1.0/1.0/1.7/1.8/0.2/1.1/1.6GW。全年招标预计15GW+。中标：截止12月17日，22年海上风机中标14.9GW；1-11月海上中标共计13.4GW，每月分别中标 2.5/0.1/1.9/1.4/1.1/0.8/1.1/1.7/0/0.7/2.3GW。

国内23-25年迎来高成长。我们预计22-25年国内海上风电新增分别5、10、15、20GW，CAGR为59%。

海外：能源危机背景下，海风规划持续加码

欧盟：俄乌冲突爆发后，欧盟委员会发布了REPowerEU计划，促使欧洲在2030年以前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。2022 年5月18日，丹麦、德国、比利时、荷兰四国共同签署《埃斯比约宣言》，承诺到2050年将四国的海上风电装机增加10倍，从目前的16GW提高至150GW，在2030年海上风电装机总量将达65GW。2022年8月30日，8个波罗的海国家达成《马林堡宣言》，到2030年，将波罗的海海上风电装机容量提高到至少 19.6 GW （目前2.8GW），其中丹麦6.3（2.3）、德国3.8（ 1.07）、瑞典0.7（0.2）、波兰5.9、芬兰0.1（0.07）、爱沙尼亚1、拉脱维亚0.4、立陶宛1.4。

PART4 陆风平价新周期，需求稳定增长

陆风平价新周期，需求稳定增长

从2-3MW迭代至5-6MW，价格快速下降，后续预计趋于稳定

22年国内陆风主流招标5-6MW，23年装机将实现大兆瓦快速迭代：从陆风大型化进度来看，欧洲2019年陆风平均装机容量突破3MW，2020年3.3MW，2021年大幅提升至4MW，海外头部企业基本在2020-2022年推出7.XMW机型；2020年前，国内陆上风电平均装机容量低于2.6MW，2021年提高至3.1MW。国内头部企业在2021年底推出最大功率6.X-7.XMW机型。2022年主流招标机型快速迭代至5-6MW，预计2023年国内外陆上大风机平均容量实现拉平。

22年中标价格一路下行，目前整体稳定在1800元/kW左右。最新中标价1770元/kW（不含塔筒），含塔筒为2298元/kW 。1-11月，不含塔筒2054/2257/1706/1890/1818/1824/1791/1644/1799/1701/1903元/kW ，含塔筒 2466/2272/2271/2337/2139/2424/2340/2411/2271/2131/2225元/kW。

风机大型化、轻量化带动风机成本下降，从而具备降价空间。整机企业采用平台化设计，实现单位MW零部件重量下降，从而降低采购成本，驱动21年以来风机价格持续下降。以三一重能为例，参考Vestas等海外龙头，采用3.X-4.5、4.5-6.X两个平台。同平台不同容量的机组除叶片尺寸变化，齿轮箱、发电机跟功率匹配变动，其他零部件尺寸基本都一样。目前，单位 MW铸件用量已经从22吨下降至16-17吨。

22年招标放量，高收益率驱动下，23年陆风装机迎来高增长

22年陆风招标放量，累计招标85.7GW。截至12月17日，22年陆风累计招标85.7GW（含中电建15GW框架），其中，1- 11月陆风招标总计66.4GW，同比+40%，每月分别招标8.1/3.0/7.3/15.2/4.6/3.6/6/5.9/6.3/1.8/4.7GW。

由于大兆瓦风机降价明显，陆上风电场收益率高企，一、二期大基地风电项目将加速推进，23年陆上风电装机迎接高增长。以内蒙为例，上网电价0.293元/kWh。假设100MW风电场，6MW风机价格1800元/kW，风机成本占比42%（不同企业非风机成本差异较大），再考虑配储成本占风场成本的20%，按平均利用小时数2400h，测算得到全投资IRR约7.9%，资本金 IRR约18.7%，度电成本0.26元。陆上风电收益率高增，23年大基地项目有望加速。第一批风电项目40GW，预计剩余70% 在23年并网，第二批50GW自用项目，假设风电占40%，50%于23年并网，则大基地风电项目至少将支撑23年30GW左右装机。基于22年招标高景气和延迟并网，在高收益率驱动下，我们预计2023年风电吊装65GW+，同比增长30%+，并网 75GW+，同比增长88%+。

PART5 产业链

海缆：龙头强者恒强，高端产品带动盈利提升

2030年市场规模超730亿元

随着平均离岸距离增加以及超高压占比提升，十五五期间海缆增速有望继续领先海风行业增速，我们预计26-30年 CAGR15%，2030年市场规模超730亿元。十四五海风行业开启平价，需求保持高增长，我们预计22-25年CAGR约59%，十五五迈向深远海，26-30年CAGR约12%。从海缆结构来看，十四五超高压以示范项目为主，包括青洲一、二、五、六、七、帆石一二等，占项目总量比重7-10%。十五五期间有望提升至18%-20%。单位价值量来看，超高压1200万元/km，十五五期间预计维持寡头竞争，随着需求增加，单位价值量有望保持增长，高压和中压面临下行压力。

竞争格局相对稳定，龙头强者恒强

行业产能扩张，产业布局效率决定长期竞争力。头部先进产能扩张，到十四五末，东缆产值预计100-120亿，中天100亿，亨通80亿。二线企业进军中压、高压市场，到十四五末，宝胜产值预计35-40亿元，汉缆30亿元，起帆20-60亿元。在沿海各省的产业布局战略以及产能释放节奏将决定十五五的竞争力。高端产品市场，头部竞争格局稳定。目前只有头部三家具备超高压业绩，汉缆、起帆、宝胜等二线海缆企业处在型式认证阶段，从认证-开拓市场-具备批量生产能力需要3-5年时间，因此，我们认为十五五期间高端产品市场格局将保持相对稳定。

（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。）