电力设备新能源行业2022年中期投资策略：成本压力不断好转，配置价值已然显现

光伏：海外需求强劲，预计国内需求Q4大增。需求端：2022-2023年光伏行业装机高速增长确定性强。在俄乌局势、全球能源价格上涨、硅料价格存在下降预期等因素影响下，2022年光伏装机量高增将得到有效支撑。供给端：电池技术引领提效、降本，产业链利润有望重塑。当前，电池环节技术提效有望实现突破，成为光伏下一阶段降本的核心。 风电：大兆瓦推进，海风23年景气度高。1）招标数据超预期，整机厂商话语权提升。22Q1国内风电招标量约为24.7GW，同比增加74%。随着零部件厂商产能逐步释放，竞争加剧盈利下滑，整机厂商的议价能力相对提升。2）机组大型化提速，海上风电平价可期。随着补贴下降和技术进步，我国风电机组大型化趋势加速，有望进一步降低风机成本与风电发电成本。在降本、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。 锂电：盈利迎拐点，下半年销量或恢复。1）新能源车需求韧性强，2022年预计销量500-550万辆。鉴于疫情6月份好转以及年底补贴退坡抢装的情况，预计2022年新能源车销量可以达到500-550万辆。2）顺价顺畅，预计电池盈利Q2开始转好。2021年上游锂资源价格迎来大幅度上涨，受议价频率影响，电池厂顺价出现分化，宁德时代、亿纬锂能等头部电池厂价格传导不及时，毛利率承压，后续通过与下游协商涨价，盈利有望Q2开始恢复。3）电池技术创新维持龙头产业话语权。在电池技术上，4680电池在三元车型中趋势确立，吸引多家企业布局，而宁德时代的CTP技术和比亚迪的刀片电池将有助于其维持各自的话语权。 新型电力系统：储能及电网建设提速。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。中国大部分省市要求新建新能源项目配储，部分省市出台了相应的财政补贴政策。电网建设：稳增长的重要手段，下半年将持续提速。特高压交直流工程投资在“十四五”期间预计将达4500亿元，在“十五五”期间将达5900亿元。在“双碳”目标下，新型电力系统的制度建设将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。 投资建议： 光伏：海外光伏需求强劲，硅料价格有望Q4开始下行；电池技术引领提效、降本，产业链利润有望重塑。重点推荐：隆基绿能、中环股份、通威股份、晶澳科技、晶科能源、阳光电源。 风电：招标数据超预期，整机厂商话语权提升；机组大型化提速，海上风电平价可期。重点推荐东方电缆。 锂电：顺价顺畅保障电池盈利Q2开始转好，电池技术创新维持龙头产业话语权。 重点推荐：宁德时代、亿纬锂能、震裕科技。 新型电力系统：欧洲户用储能超预期，电网建设下半年将持续提速。重点推荐：宁德时代、阳光电源、国电南瑞、许继电气。 风险提示：疫情影响导致新能源汽车产销量不及预期；产业政策及补贴变化风险； 海外车企扩产不及预期；电池技术路线变化风险。 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。 图1：2022年光伏板块行情复盘 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。 图2：中国光伏业协会对全球光伏需求预测 图3：SolarPower Europe对全球光伏需求预测 2022Q1中国对欧洲光伏出口高增达16.7GW。根据PVInfoLink统计中国海关数据，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。SolarPower Europe 2022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。 表1：2022-2023年硅料产能投放情况 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。 表2：不同光伏电池性能、成本比较分析 （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。 表3：不同光伏电池性能、成本比较分析 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。 表4：新型电池带来的变化以及投资机会 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。 表5：硅料价格回落后，光伏产业链各环节单位净利模拟 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。 图4：2022年风电板块行情复盘 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”期间我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。 图5：我国各月新增风电装机量情况 图6：GWEC预测中国22-25年装机规模 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。 图7：我国风电招标情况 图8：我国海上风电招标情况 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。 图9：2017-2021年中国风电整机厂新增装机集中度 图10：2018-2021年中国风电整机厂新增海风装机集中度 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