（報告出品方/作者：長江證券，馬軍，鄔博華）
1 新能源車：從價到量，不變的高景氣
需求研判：拐點之年超預期，井噴增長將延續
2020 年是全球新能源車需求增長的拐點，2021 年則是進一步迎來全面爆發式增長，中國、美國需求超預期，歐洲市場在碳排放約束下也兌現高增速，我們認為在消費崛起與碳中和政策約束下，2022 年全球的高成長仍有望延續。具體來看：
國內市場方面，2021 年國內新能源車產銷無疑是超預期的，2020 年末市場對 2021 年國內產銷的判斷是 200 萬輛以上，隨著國內電動車步入消費升級，產銷量持續超預期，在短短半年時間內，預期經過了連續上調，從目前來看全年大機率達到 330-340 萬輛。
超預期背後的原因，一是忽視了 To C 佔比提升後行業季節性的顯著弱化，2021 年初的銷量遠超預期。二是忽視了行業拐點下，百花齊放的供給創造需求，爆款車型銷量中樞持續抬升，且非爆款車型形成長尾效應貢獻了 45-50%的增量。三是從進一步拆分來看，國內新能源車真正的突破在非限購城市，2020H1 非限購城市的新能源車滲透率僅 3-4%，而截至 2021 年 9 月已然達到 15-20%，實現了一年 5-6 倍的滲透率提升。且非限購城市滲透率的提升並不僅僅靠 A00 級別車型的驅動（雖佔比仍處高位，但實則在緩慢下降），高級別車型的佔比在非限購城市也在逐步提升。
2022 年我們判斷國內有望衝擊 500 萬輛，1）首先從月度銷量來看，今年 10 月已達 39萬輛的量級，年末月產銷中樞大機率超 40 萬輛；且明年除了部分季節性擾動外，暫時看不到相關因素驅使行業銷量中樞顯著下行，故明年大機率可達到 500 萬輛的水平；若考慮新車型釋放，月產銷中樞還有可能繼續提升，樂觀情況下可能進一步超預期。
2）從車型價格分佈及滲透率角度來看，今年兩端突破的格局已經清晰，主要放量的是 5萬以下以及 20 萬以上區間的車型，目前來看 5 萬以下的車型滲透率已相對較高，但仍有進一步抬升空間。20 萬以上車型滲透率還未達到較高水平，且已知明年 20 萬以上新車型如極氪 001、智己 L7、蔚來 ET7、阿維塔等增量車型落地，滲透率仍處在快速提升階段。5-20 萬的價格帶目前滲透率較低，但蘊含更為龐大的市場，比亞迪 DMI、小鵬P5、尤拉、特斯拉 A 級車等車型在 2022 年的潛在放量，帶來進一步超預期的可能。
歐洲市場方面，近兩年歐洲兌現了碳排放驅動下的高增長，2020 年歐洲實現新能源車銷量 126.1 萬輛，同比增長 126%。2021 年有望保持 50%增速，即全年 200 萬輛左右。
不過歐洲市場的政策邏輯在 2022 年會有所弱化，一是補貼政策開始進入退坡期，退坡節奏相對平緩；二是碳排放政策在 2020-2021 年約束力最強，2022 年邊際的政策變化相對較小，政策對於銷量的託底增速支撐或在 20%左右，對應 240-250 萬輛左右。
但歐洲 2022 年也存在政策邏輯逐步弱化的同時，消費端驅動力將逐步承接的可能，2022年的歐洲市場有望類比於 2020 年的中國。判斷依據在於歐洲車企的純電動平臺新車型規劃的加速落地，產品力和數量有望快速最佳化，2025、2030 年銷量目標不斷上調。此外，根據大眾規劃，2023-2024 年新能源車的盈利水平有望反超燃油車，歐洲消費端有望超預期，關於歐洲消費端的變化，2022Q1 的車企年內展望或是觀察視窗。
美國市場方面，2020 年以前美國新能源車整體增速較緩，2020 年 30 萬輛，同比基本持平。2021 年拜登政府上臺後，傳統車企開始發力，疊加特斯拉的持續增長，全年有望達到 60 萬輛以上，實現翻倍的增速。
2022 年美國將迎來政策與車型的共振，政策方面：1）稅收抵免政策目前納入拜登 1.75萬億美元的刺激法案，將美國新能源車稅收抵免由 7500 美元抬高至最高 1.25 萬美元，且取消單一車企 20 萬輛的限制，目前已透過眾議院，有待參議院進一步審議。2）除了稅收抵免外，美國 EPA 提出的 CAFÉ 油耗經濟性考核，是對美國更為長效的託底機制（類似歐洲碳排放的約束）。車型方面，美國純電動皮卡密集落地，迎來車型週期大年，特斯拉 Cybertruck、福特 F150、Rivian 都取得良好的訂單表現。
判斷美國 2022 年新能源車產銷預計在 140 萬輛左右，實現翻倍增長，同時考慮車企為滿足油耗考核，2023 年需達到 12%電動車滲透率，約 210 萬輛，實現 50%以上增速，2025 年需達到 20%電動車滲透率，產銷達到 350-400 萬輛左右，可支撐持續高增長。
整體來看，2021 年預計全球電動車銷量在 620 萬輛左右，對應國內 330-340 萬輛、歐洲 200 萬輛、美國 70 萬輛左右，同比翻倍增長。預計 2022 年全球達到 900-1000 萬輛，實現 56%的增長，對應國內 540 萬輛、歐洲 250 萬輛、美國 140 萬輛左右。
景氣細分：緊平衡結構性延續，電池盈利拐點將至
在 2020 年的年度策略中，我們判斷全球新能源車將從“拐點”走向“全面景氣”，進而帶來產業鏈價格上行和盈利擴張帶來的超額收益，因而要“擁抱緊平衡”。站在 2021 年底展望後續的行業景氣，為行業的高成長性依舊沒有改變，產業鏈的緊平衡仍將結構性延續的同時，量增對於業績的持續貢獻將進一步凸顯，量價因子可更加均衡。
回顧 2020H2 以來產業鏈價格變化來看，上游鋰、鎳資源，中游 6F、VC、鐵鋰正極以及銅箔、石墨化的加工費均呈現上行趨勢。而電池環節則並未出現全面的漲價傳導，因而今年的產業鏈成本抬升主要由電池環節承擔。從我們估算的產業鏈各環節盈利分位來看，當前電解液產業鏈盈利分位處於較高水平；三元正極、磷酸鐵鋰正極、銅箔處於歷史盈利中樞偏上的位置；動力電池、負極、隔膜環節則仍處於盈利底部區域。
展望來看，磷酸鐵前驅體、六氟磷酸鋰在 2020Q4 以來進入緊缺階段，本質上二者都是擴產週期較長的化工品，在需求有較大邊際變化時出現供需失衡。結合企業披露的擴產方案看，2022 年起磷酸鐵、六氟磷酸鋰的產能都將快速釋放，但在高速增長的需求帶動下，預計 2022 年仍將保持偏緊狀態，最早於 2022 年下半年供需緩解；不過 2023 年這兩個環節預計都將轉為寬鬆，六氟磷酸鋰是當前價格高位、產業鏈投資回收期短；磷酸鐵則是需求趨勢在行業中最快，因而吸引力大量化工行業的新進入者。
溼法隔膜和銅箔環節的緊缺體現在核心裝置仍需依賴海外進口，因而存在較長的訂單週期，且擴產體量受限。溼法隔膜從 2020 年的過剩逐步轉為 2021 年呈現緊平衡，預計2022 年的供需依舊偏緊，且較為持續。銅箔 2021 年也存在供應緊張，加工費上行，2022 年判斷也將延續，不過銅箔裝置存在國產化契機，尤其是在 6μm、8μm 方案上正在突破，而 4.5μm 的極薄銅箔核心裝置仍需進口，銅箔的結構性緊缺可能相對持續。
負極石墨化 2021 年因限電和地方能評週期拉長的影響出現短缺，如果根據負極企業的石墨化擴產規劃來看，2022 年供需有望邊際緩解，但如果考慮限電出現的可能性，以及部分新建專案可能滯後於規劃，2022 年或仍存在石墨化供應緊缺。此外，三元正極產業鏈和動力電池企業由於供應鏈關係清晰，訂單匹配產能建設的商業模式下，整體不存在供需缺口，但高階產能會結構性偏緊。資源方面，鋰礦供應預計仍將緊張，對鋰價構成較強支撐；鎳資源冶煉產能加速釋放，鎳價有望呈現改善趨勢。
綜合考慮資源、材料環節的價格趨勢，同時考慮動力電池企業的技術進步、規模效應、產品結構最佳化，在不考慮動力電池漲價的情況下，預計 2022H1 即能夠看到動力電池的盈利底部，2022H2-2023 年有望呈現盈利改善的趨勢。若年末動力電池與車企的價格談判有所落地，則盈利拐點有望在年末提前出現。
總結來看，6F、磷酸鐵鋰、銅箔等環節的供給偏緊在 2022 年仍有望維持，2023 年或逐步緩解。隔膜、負極為代表的環節，因裝置供應、能耗等問題供需緊缺邊際趨緊，有望對盈利能力形成支撐。而動力電池環節今年承擔了絕大部分的成本上漲，預計將在 2022年看到底部拐點，2023 年有望修復，如對車企更大範圍的漲價在年末落地，盈利拐點有望提前。
2 風光儲：大勢既定下的階躍增長
碳中和+降本加速，擁抱平價大時代
2020 下半年以來，國內外碳達峰、碳中和政策頻出，自上而下推動驅動裝機增長，提高了行業遠期空間的確定性和成長性。我們以中國和歐洲為例，在能源局邊界指引下國內2021-2025 年光伏年均新增 85GW，2025-2030、2030-2060 年均裝機分別超 140GW、300GW；歐洲保守假設減排目標 55%，2020-2030 年光伏年均新增裝機為 38.6GW，相較當前的 25GW 增長顯著。
碳中和驅動下經濟性加持。以光伏和風電為例，光伏系統成本在過去 10 多年間持續下降，由 2007 年的近 60 元/W 降至 2020 年的 4 元/W 左右。對應 LCOE 成本由 2 元/kWh逐步下降至 0.3-0.4 元/kWh 左右，相比煤電 0.2-0.4 元/kWh 的 LCOE 成本，已經在部分地區具備成本優勢，後續隨著光伏發電成本進一步下降，裝機需求增長動力強勁。除光伏之外，風電在過去 10 年亦實現了較為有效的降本。根據國際可再生能源署（IRENA）釋出最新版可再生能源成本報告，2010-2020 年光伏、陸上風電、海上風電的成本分別下降了 85%、56%和 48%，一定程度上印證了新能源在經濟性層面的持續提升。
新能源裝機需求迸發在即。新能源裝機需求迸發在即。我們以 2020-2030 年全球發電增速 2.5%，2030-2060 年發電增速 2.0%；煤電、火電逐步退出，水電、核電、生物質小規模發展；主要發展以風光儲為主體的能源系統。依據當前各國的保守規劃目標，預計到 2030、2060 年全球保守的光伏新增裝機規模為 1000GW、2400GW；風電的新增裝機規模為 350GW、660GW。聚焦到 2021-2025 年，光伏裝機複合增速有望達 25%-30%，2025 年全球新增裝機量有望達 400-500GW；風電裝機複合增速有望達 15%-20%，2025 年全球新增裝機量有望達 150-200GW。
光伏：需求迸發之年，尋找細分景氣
需求研判：裝機指標明確節奏，經濟性持續提升
2021 年，光伏裝機需求的核心影響因素是產業鏈價格。矽料價格全年高企，下游元件盈利承壓，電站投資方儘管對收益率目標有所下調，但整體觀望情緒依然濃厚，裝機節奏略有滯後。對於全年的裝機指引，我們認為國內短期僵局正在打破，12 月搶裝行情仍值得期待，即便 Q4 裝機同比持平，全年仍超 55GW。海外按照 1.2-1.3 容配比、出口元件貢獻海外元件需求 70%計算，謹慎假設 10-12 月均值維持 9 月水平，測算全年超110GW。故儘管產業鏈價格影響節奏，但實際上對於 2021 年需求不必悲觀，我們維持全年 160-170GW 裝機判斷。
對於 2022 年，我們強調需求的確定性高景氣，預計全球裝機在 220-240GW：1）裝機指標明確節奏；2）經濟性改善，裝機動力再提升。分國內外來看：
國內
國內方面，大基地+保障性規模+整縣推進合計 2022 年可建規模 150-190GW 左右，有望帶動裝機規模達到 80-100GW，同比增速超 40%。具體來看：
1）大基地。中國將構建起碳達峰、碳中和“1+N”政策體系，在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地專案，第一期裝機容量約 1 億千瓦的專案已於近期有序開工。
併網時點上看，上述 100GW 基地專案預計將於 2023 年之前完成併網，即未來 2 年年均規模有望達到 50GW 以上（25-30GW 光伏，20-25GW 風電）。得益於沙漠戈壁地廉價的土地、良好的光照以及政策扶持，基地專案成本較低收益率良好，預計推進速度較快且完成度高。據我們統計，截至目前累計已有超 26GW 基地專案（18.6GW 光伏+7.9GW 風電）完成。同時，此 100GW 僅為第一期，後續更將有第二期（或同樣為100GW）等待公佈。
2）保障性規模。2021 年各省關於保障性專案計劃在今年 9 月以來密集公佈，截至目前累計保障性規模約在 110GW，其中光伏專案預計超 65GW，風電專案預計超 45GW。併網時點來看，大部分專案需要在 2022 年之前完成併網，對 2022 年國內裝機規模形成有力支撐。
3）整縣推進。2021 年 9 月國家能源局公佈整縣（市、區）屋頂分散式光伏開發試點名單，全國 31 省市自治區共報送試點縣 676 個。同時陝西、雲南等省細則陸續出臺，正泰、林洋等民企捷報頻傳。我們觀察到整縣推進逐步落實並有望加速，為 2022-2023 年國內光伏裝機貢獻增量需求。試點規模上看，按照每縣 200-300MW 開發規模計算，合計 150-200GW，年均 70-100GW。併網時點來看，檔案明確 2023 年前目標完成方可列為示範縣，且試點目標有望提前建成。輔助機制上看，按月排程、年度評估，過程管控清晰，專案建設速度與完成度表現良好確定。（報告來源：未來智庫）
綜上，國內地面電站以大基地和保障性規模為指引（兩者部分重合），國家指導、低價土地與政府通道稅收支援共振，整體完成度高；分散式電站以整縣推進為指引，同時工商業規模亦在《碳達峰行動方案》及能耗雙控刺激下加速增長，裝機貢獻比例有望提升。在此背景下，我們預計 2022 年國內裝機 80-100GW，同比增速超 40%。
海外
展望 2022 年，海外光伏電站的經濟性除了來自產業鏈價格迴歸之外，部分地區 PPA 價格上調同樣是重要因素。海外應對產業鏈漲價更多選擇提高 PPA 電價水平，根據 LevelTen的最新針對美國33家電站開發商應對矽料和元件漲價的調查中，73%選擇提高PPA電價，27%選擇降低專案收益率，18%不採取措施，僅 12%選擇專案延期。在此背景下，海外對元件價格的接受度再次提升。同時，全球能源偏緊環境下電力價格持續上漲，亦有望帶動投資方建設新能源專案。
備案、招標規模提升，2022 年支撐充分。從專案備案和招標的角度，各國備案及招標規模皆可觀，亦對 2022 年高增預期形成有力支撐。以美國和德國為例：
1）截至 2021Q2 末，美國地面電站已籤 PPA 專案規模達到 85GW，其中在建規模 19GW，均為歷史新高；
2）2021 年 4 月德國政府計劃將 2022 年光伏招標規模從 1.9GW 提升到 6GW，以支援未來幾年的光伏發展。同時，德國新版可再生能源法出臺（EEG2021）拓寬戶用光伏免徵 EEG 稅條件，戶用光伏為德國裝機規模再添增量。
此外，政策端亦會對海外短期裝機有所推動，具體來看：
1）美國：近日美國眾議院透過拜登 1.75 萬億美元的刺激法案（Build Back Better Act），落地後將延長 ITC 五年並保持 30%的稅收抵免額度（2021 年為 26%），有望帶動裝機2022-2026 年裝機複合增速由 25%-30%提高至 30%-40%。
2）歐洲：短期內更多享受平價深化帶來的內生增長，同時各地在碳中和背景下支援政策頻出，如荷蘭 SDE++計劃、西班牙可再生能源拍賣框架（REER）等。
3）印度：2022 年是印度光伏累計 100GW 以上目標考核年，而截至 2021 年 9 月這一數字僅有 46GW，與目標相去甚遠，預計明年印度光伏裝機動力有增無減。
綜上，2022 年國內外光伏裝機需求在政策指引、經濟性提升及指標規模保障下，有望迎來全面的確定性增長，預計全年裝機規模在 220-240GW，同比增速 40%左右。
細分景氣：優選一體化元件、逆變器與緊缺環節
全球需求高增大背景下，我們探討產業鏈值得關注的細分景氣環節。結合供給端的情況，首先從對各環節供需關係的判斷入手。我們觀察到 2022 年供需錯位關係相比於 2021年並未轉變，但整體上相對於 2021 年或有所緩和。其中，產能利用率邊際提升的環節包括電池、元件、EVA 粒子、膠膜（EVA 粒子帶動），邊際下降的環節包括矽料、矽片、玻璃。
結合供需形勢，我們認為應當從三個方向選取細分景氣環節：1）此前供大於求，同時供需關係轉好的環節，盈利有望修復，典型代表為一體化元件；2）受供給端影響較小，單純依靠需求驅動景氣的高貝塔環節，典型代表為逆變器；3）供需相對緊俏，盈利水平預計保持高位的環節，典型代表為矽料、EVA 粒子及膠膜。具體來看：
一體化元件
2022 年量利齊升邏輯清晰：1）量上，充分享受行業量增長的同時市場份額預計提升；2）利上，上游原材料與元件降價存在時間差，元件期貨屬性有望帶來盈利修復，進一步或能期待議價能力提升帶來的利潤截留。2023 年上述邏輯強化，企業利潤彈性可觀。我們以晶澳科技為例，在 2022 年全球需求 220-240GW 預期下，考慮 1.2 的容配比，元件需求在 260-290GW 左右。若公司市佔率小幅提升至 15%-18%，則對應明年出貨40-50GW，2021Q2-Q3 企業單瓦盈利 0.09-0.1 元/W，歷史上高位水平在 0.16-0.17 元/W，2022 年假設 0.1-0.12 元/W 的單位盈利，對應業績區間在 40-60 億元，彈性可觀。
逆變器
加速出海+存量替代+儲能起量，延續高貝塔邏輯：逆變器環節作為高貝塔賽道，有望充分受益於 2022 年行業需求的高增長。根據 Wood Mackenzie，2020 年國產逆變器的海外整體市佔 48%，預計 2021 年可提升到 60%以上，但是距離 80%的目標仍有一定距離，支撐出海邏輯延續。同時存量替代和儲能興起在 2022 年也有望為逆變器出貨規模貢獻更多增量。盈利方面，2022 年下半年缺芯問題有望緩解的背景下，看好下半年的盈利上修。
供給緊張環節
矽料仍然緊平衡，支撐價格高位。當前矽料存量產能約 57 萬噸，2022 年樂觀情景即所有新產能如期投產且爬坡順利，矽料有效增量為 22.9 萬噸左右，可支撐裝機將達到 230-240GW。以 2022 年行業裝機 220-240GW 計算矽料產能利用率仍接近 100%，考慮矽料產能釋放及需求節奏，預計 2022 年矽料價格呈現前高後低的走勢，當整體緊張的局面有望支撐全年均價仍在高位。
EVA 粒子供需緊張程度或進一步加劇。2021 年 EVA 粒子關注度持續提升，價格拾級而上。展望 2022，核心仍在於供需，榆能化及浙石化即便產能順利投放，並達到 30%的光伏料比例，所增加的 20 萬噸左右供給仍無法滿足 2022 年增加的 60GW 以上的裝機需求。保守態度下我們測算 2022 年光伏級 EVA 需求 97 萬噸（230GW 裝機）、供給 102萬噸，考慮實際需求和庫存節奏，預計供給緊張程度進一步加劇。回顧今年矽料走勢，我們判斷 2022 年光伏級 EVA 均價有望上移，企業盈利彈性釋放。按照 30000 元/噸價格，11000 萬元/噸成本計算，2022 年毛利率在 60%以上，單萬噸淨利在 1.5 億元左右。
膠膜源於優質格局，預計價格傳導順暢。2021 年粒子價格上漲，膠膜 Q2 盈利承壓之後持續跟漲，價格傳導順暢，核心原因在於行業的優質格局帶來較強的上下游議價能力。我們認為膠膜行業格局帶來高貝塔將在 2022 延續，且隨著需求高增，高貝塔賽道收益確定性更強。此外，粒子如持續漲價，膠膜環節亦有庫存收益。
風電：降本節奏突躍，廣袤空間可期
需求研判：政策加碼+大兆瓦降本，需求中樞提升
作為新能源“雙子星”之一，風電板塊 2021 年下半年走勢持續向好。從 2021H1 招標規模的超預期，到大基地專案、老舊機組改造、馭風計劃等政策的推進，以及近期各地海風規劃的推出，持續開啟未來成長空間。對於風電，我們認為板塊向上的核心驅動因素是裝機需求，需求的核心驅動因子則在於政策和經濟性，對於 2022 年風電需求：
首先，從政策層面看，雙碳背景下行業向上確定性高。
在雙碳目標的持續推進下，近期大基地專案、老舊機組改造、風電下鄉等政策陸續頻發，未來風電裝機規模的增長確定性有望進一步提升。具體分應用場景看：
1）大基地專案，2022-2023 年規模有望達 50GW 左右。2021 年 10 月國家領導人在《生物多樣性公約》提到：中國將構建起碳達峰、碳中和“1+N”政策體系，在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地專案，第一期約 100GW 專案已開工預計於 2023 年前完成併網。截至目前，第一批專案整理規模已超 50GW（其中風電約佔一半，後續更將有第二期等待公佈。我們預計，預計 2022-2023 年風電“大基地”專案併網規模有望達 50GW 左右，風電基地專案有望成為未來 2 年風電裝機的確定性支撐。
2）風電下鄉與老舊機組改造將進一步貢獻增量。風電夥伴行動提出“十四五”期間在全國 100 個縣優選 5000 個村，共安裝 1 萬颱風機，總裝機量近 50GW。此外，會議提出力爭 2021 年年底前啟動首批 10 個縣市總規劃容量 5GW 示範專案，預計將於 2022年率先併網。從當前形式看，分散式風電在成本和技術方面邊際改善明確，且大掃風面積低風速機型持續推出，裝機規模有望實現高增。我們預計，2022 年風電下鄉規模有望達 5GW 左右，同時在政策持續、風機降本的推進下存在超預期的可能性。
此外，今年寧夏率先啟動老舊風電專案技改升級，拉開了老舊機組改造的序幕。根據統計：1）2005 年前國內風機數量約 5000 多臺（基本面臨退役）；2）使用 10-15 年的風機規模在35-40GW，規模超 25000 臺。考慮到對使用年限超 15 年的風機實行大部分更替，以及使用 10-15 年的風機按接近 20%的更替比例，則老舊機組改造帶來的市場規模亦有望達 30-50GW 左右，近兩年有望率先啟動 5-10GW 的老舊機組改到需求。
3）海上風電有望開啟成長空間。“十四五”期間國內各個省份海上風電新增裝機目標較為積極，十四五規劃規模已超 40GW，海風提前平價則裝機規模亦有進一步向上空間。2021 年 9 月起，華潤電力重啟浙江蒼南 400MW 專案組織重新招標，中廣核在浙江招標象山塗茨 280MW 平價海上風電專案主機裝置，預計 2021Q4 起廣東、浙江也逐步啟動海風招標。考慮到搶裝過後海風各環節供求關係將由緊張向平衡轉移，降本潛力較大；同時透過大型化+平臺化降本，2022 年開始我國海上風電單位造價進入快速下降階段，海上風電招標有望進入新一輪平價增長期。基於此，我們預計 2022 年海上風電裝機規模有望達 5-7GW，較 2021 年實現平穩過渡。
其次，從經濟性層面看，陸上風電已平價，專案收益率價效比凸顯。根據金風科技公佈資料，風機招標價格從 2020 年年初的高點持續下探，2021 年 9 月招標價格中樞已降至2200-2500 元/KW，相較最高點的跌幅已超過 40%。根據我們計算，若按當前 2200-2500 元/KW 的風機招標價格、I～Ⅳ類資源建設成本分別按 5500 元/W、6000 元/W、6300 元/W、6600 元/W 估算，則不同資源區域風電專案收益率範圍在 7.5%-10%。整體看，招標價格的下行將大幅提升風電專案的收益率水平，有望進一步刺激風電專案裝機需求。
綜上，我們認為十四五期間國內風電裝機規模的複合增速有望達 15-20%，總規模有望達 300-350GW。1）對陸上風電，2021-2023 年國內陸上風電裝機規模有望實現穩步增長，年均複合增速有望 20%左右；2）對海上風電，自 2021 年補貼退坡之後的 2022 年海上風電有望逐步進入平價階段，十四五中後期海上風電裝機規模有望步入增長階段。展望 2022 年，我們預計風電裝機規模有望達 50GW（其中陸風預計 45GW 左右，海上風電預計 5-6GW）。
招標情況歷來是風電裝機需求的前瞻性指標，一定程度上印證了當前下游的旺盛需求。根據金風科技統計，2021 年前三季度國內公開招標規模已達 41.9GW，預計 2021 年全年招標規模有望達 60GW 左右，豐富的招標專案奠定國內 2022-2023 年風電裝機規模的基礎。基於此，預計 2022 年國內風電裝機規模達 50GW 左右機率較高。
景氣細分：零部件迎盈利拐點，整機降本潛力廣闊
站在當前時點，我們依舊從規模、盈利兩方面審視風電板塊：1）規模角度看，2021 年裝機規模有望超 40GW，實現陸風搶裝過後的平穩過渡；同時 2021 年豐富的招標規模有望為明後年行業裝機提供有力支撐；2）盈利角度看，雖然當前風機招標價格持續下跌，但風機大型化攤薄成本、零部件企業降本增效的改進下，行業整體盈利能力仍有邊際改善空間。整體看，在行業市場空間開啟而招標價格持續下行背景下，不同賽道的盈利潛力有所分化：
1、風機集中度波動向上，大型化趨勢愈發明確。近幾年，風機吊裝規模集中度波動向上，雖然 2015 年、2020 年由於搶裝導致龍頭企業吊裝規模集中度有所下降，但龍頭企業市佔率亦穩中有升。機型功率看，當前陸上風機主力機型已經從 2MW 以下逐漸過渡到 4-6MW，海上風機主力機型達 6-10MW。
大型化的降本空間也是市場關注的焦點，根據我們計算，風機的降本主要可分為前期規模化降本、以及大型化+平臺化降本兩大方面：
1）前期規模化降本：根據金風和運達的歷史資料，對同一機型在量產前 3 年的成本降幅在 300-500 元/KW 不等；
2）大型化和平臺化降本：以運達股份為例，當 2.X 平臺提升至 5.X 平臺時，原材料用料端的降本空間達 500-600 元/KW 左右，對應到整機成本端可帶來 20%-25%的成本降幅。即使在同一平臺下，風機供應商憑藉模組化建設可使用同一零部件滿足多個功率段，進而攤薄模具等生產製造成本。
整體看，風機大型化是風電降本的核心。樂觀估計，前期規模化+後期大型化建設帶動的降本空間可達 1000 元/KW。不過我們也注意到，風機降本並非一朝一夕，需要整條供應鏈的深度融合及協同。因此，風機降本需從更長的時間維度考量，期間具備較強供應鏈整合能力、風機平臺化建設能力、同時成本管控能力較強的風機將脫穎而出。
2、零部件盈利能力與金屬價格負相關明確，明年盈利拐點確定性較強。2006-2020 年零部件毛利率與原材料價格的變化趨勢，整體看零部件毛利率與原材料價格呈較為顯著的負相關關係。其中，2011-2015 年原材料價格單調下跌背景下零部件毛利率持續最佳化；而在 2009-2010 年、2016-2018 年、2020-2021 年在金屬價格回升的背景下零部件毛利率均有所調整。我們認為在金屬價格處於歷史高位的背景下，未來 1-2 年零部件環節毛利率改善的確定性較為明確。
整體看，今年在行業開啟風電裝機市場空間的背景下，零部件板塊更多透過估值提升作為向上的動力；展望 2022 年，在估值中樞向上的背景下，板塊更多需要業績的增長來兌現。在此背景下，滿足如下條件的賽道及標的具有更明確的機會：1）競爭格局優異，確保在招標價格下降的過程中具有較強的溢價能力；2）未來 2-3 年出貨量高增，即可確保在盈利能力向上的同時規模亦實現高增。具體到細分板塊，我們認為競爭格局優異的主軸環節，鑄件環節，與整機相對獨立、不受招標價格下行壓力的風塔環節盈利向上的空間相對較優。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）
儲能：拐點已至，把握戰略性配置機遇
碳中和的產業趨勢逐步深化的背景下，發電側與用電側的波動性逐步加大，進而帶來交叉產業儲能的蓬勃發展。儲能近兩年正處於商業模式成型、需求釋放拐點的階段。
美國儲能需求在 2020H2 以來高速增長，2020 年實現 240%的增速，2021 年預計將接近 300%，達到 14-15GWh，佔據全球儲能裝機量的一半左右。美國儲能市場以表前場景為主（發電側、電網側），主流的商業模式是電網側 RA 合同招標和輔助服務收益模式，以及發電側與可再生能源結合的 PPA 電價模式；在市場化交易的電力機制下，美國電價波動較大，且能往終端使用者逐步傳導，因而儲能的業務模式成熟。
考慮到美國新能源裝機的高速增長，已經配置儲能比例的提升，預計美國儲能將保持 50%以上的增速，同時，當前美國儲能在政策上不能單獨享受 ITC 退稅，只能與可再生能源結合獲取，但拜登最新法案將儲能單獨的 ITC 也納入抵免範圍，有望帶動美國電網側獨立儲能以及存量可再生能源的儲能配置，有望推動裝機量超預期。
歐洲戶用儲能持續高增，發電側有望迎來拐點。歐洲可再生能源發電量佔比較高，但儲能市場僅是美國的 1/5，背後的原因在於存在較多存量的化石能源，經過靈活性改造後能夠覆蓋可再生能源的調節需求。不過歐洲市場將率先走向碳中和，化石能源的方式將逐步退出，儲能有望承接這一需求，英國市場 2021Q2 的申請量創下新高或是其中的一種體現，因此歐洲發電側或已臨近拐點。此外，歐洲目前的儲能需求有 40%-50%位於戶用及工商業領域，在高電價的背景下，歐洲使用者側的儲能預計仍將保持可觀增長。（報告來源：未來智庫）
國內儲能市場正處於商業模式成型階段，期待政策落地。國內可再生能源發電量佔比仍有較大提升空間，且電價機制相較於海外具備更強的公用事業屬性，因而儲能一直缺乏有效的商業模式。近兩年，地方能源局對於當地新增可再生能源裝機所要求的儲能配置是國內需求的主要驅動力，2020 年出臺政策的省市在 8-10 個，2021 年出臺政策的省市已達 18-20 個，將支撐國內儲能高增長。此外，今年發改委下發了儲能發展指導意見，其中提及建立電網側儲能容量電價機制，以及計劃將儲能成本納入輸配電成本核算，若後續有進一步的政策細則落地，有望加速國內儲能的發展，同時提高儲能產業鏈的盈利水平（電網側儲能追求生命週期度電成本，相應裝置品質更高）。
綜合來看，我們判斷全球儲能市場正式進入高速增長的階段，到 2025 年有望形成 250-300GWh 的電池出貨，對應 2020 年實現 70%-80%的複合增長，是能源革命賽道中增速最快的細分市場，值得進行戰略性配置。
3 電力裝置：新型電力系統成投資新方向
需求研判：多層面表態一致，鎖定新型電力系統
由於電力裝置行業需求主要來自於電網公司資本開支，並且大部分產品由電網公司進行集中招標採購，因此電力裝置行業的景氣判斷核心在於電網投資趨勢的判斷，行業歷史覆盤也能夠證實這一點。
宏觀層面來說，我們認為電網投資主要受兩方面的影響：一方面，因投資主要來源電網公司資本開支，電網公司的盈利能力高低與主動電網投資意願強弱存在一定正相關，而隨著電改的持續深化，預計未來電網公司盈利能力較難提升，可能會抑制投資主動意願；另一方面，因電網公司具備一定的公用事業企業定位，外部因素也會影響電網投資趨勢，例如逆週期、民生、風光消納等等，近幾年外部因素對於電網投資更多是積極推動作用。
進一步的，電網投資的內部因素取決於電網公司管理層的戰略規劃，外部因素取決於國家宏觀戰略方向。當前時點，我們認為無論是電網公司領導層，還是國家戰略層面，對於電網投資的方向都是高度一致和統一的，即新型電力系統建設。
電網公司層面，國網董事長今年以來多次在公開場合表態要推進新型電力系統建設，包括《國家電網“碳達峰、碳中和”行動方案》、《加快建設新型電力系統，助力實現“雙碳”目標》等；南網近期披露的“十四五”建設規劃緊緊圍繞以新能源為主體的新型電力系統展開，規劃十四五電網建設投資約 6700 億元，較十三五增長約 50%，以加快數字電網建設和現代化電網程序，推動以新能源為主體的新型電力系統構建。
因此，我們認為新型電力系統已經較確定性地成為十四五電網投資的主線，包括 2022 年在內，未來的電網投資將圍繞“新型電力系統”展開，相關領域的投資有望呈現趨勢性增長，對應公司能夠不斷受益。
細分景氣：數字化、儲能、特高壓等領域景氣已現
雖然電網大方向我們認為已基本明確——新型電力系統，但對於二級市場投資而言，投資的具體落地更加重要。考慮到目前電網公司尚未對新型電力系統出臺綱領性檔案，即我們尚不能自上而下地分析和判斷各細分領域未來的投資增減。但是，今年以來電網投資確實出現一定變化且部分領域電網進行一些建設規劃的表態，為我們對新型電力系統的判斷提供切實的基礎，本節我們也主要從這些零散資訊對新型電力系統進行歸納總結。
首先，從國網今年年初公佈的“碳達峰、碳中和”行動方案中，我們可以看出新型電力系統主要承擔的任務包括兩大類：一是對發電側提升清潔能源（風光）的消納能力，二是對用電側提升電能在終端能源消費中的比重以及節能減排。下文我們將逐一解析。
提升風光清潔能源消納能力
目前風光清潔能源的發展比較明確，風光因為自身特性對於電網會形成多方面衝擊：1）風光的發力曲線與負荷曲線天然存在錯配，比如光伏在晚上基本不出力但晚上通常是用電高峰之一等；2）風光發電出力與日照強度、風速高低直接相關，穩定性較差且調控難度較大；3）風光主要透過逆變器、變流器等器件接入電網，因此未來電網電力電子化程度將快速提升，對電網的安全穩定和電能質量都會形成影響；4）風光部分以地面電站形式建設於三北地區，與用電負荷重心（東部、中部、南部）存在地區上的差異。
針對風光的衝擊，電網也正在從多個方面進行改造升級進行緩解。整體而言，從今年的電網建設情況看，我們判斷 5 個具體領域（儲能、排程、數字化、特高壓、電力交易）建設景氣度確定性較強：一方面，今年相應領域電網投資已經正在落地；另一方面，細分領域均有未來建設的粗略規劃，奠定未來發展投資的景氣度。此外，也存在部分新技術領域目前尚處在試點或者示範階段，未來有可能出現投資建設的普及。
接下來，對於 5 個確定性的細分領域我們將具體分析目前建設現狀以及未來規劃情況。
1）儲能：儲能主要增加電網調峰能力，能夠有效解決風光的發力曲線與負荷曲線錯配的問題。電網側主要建設的是抽水蓄能和以鋰電池為代表電化學儲能。目前抽水蓄能是電網公司加大投資的明確方向：國網前期披露開放 1000 億元股權投資，吸引社會資本參與十四五時期新增的 2000 萬千瓦抽水蓄能電站建設；南網規劃十四五新建 600 萬千瓦抽水蓄能電站；能源局發文 2025 年末建成約 62GW 抽蓄電站，較 2020 年末翻倍。
電化學儲能目前主要由電源側和使用者側建設，電網側更多是處在試點示範期，我們認為主要因為目前電化學儲能成本較高且沒有配套政策，使得專案沒有盈利性，未來尚需等待政策出臺使得專案盈利模式的出現。
2）排程系統：電力排程本質是透過對發電端和負荷端的主動調節，使得電源端和負荷端達到均衡。新能源電源的預測性和可控性弱化，且隨著負荷端充電樁等裝置接入，負荷的可控性也在減弱，因此原來以 D5000 為代表的排程系統已不能適用於未來的電力系統（過去排程邏輯偏向於源隨荷動），新一代排程系統要求考慮新能源、電力交易等多環節調節的影響。2021 年新一代排程系統進入試點推廣階段，並且新一代排程系統因為接入節點複雜化，整體價值量也可能出現一定幅度提升。排程系統核心供應商國電南瑞有望直接受益。
3）電網數字化：電力系統調節能力高低與系統內資訊的蒐集、處理能力存在一定的關係，並且未來隨著電源端、負荷端的複雜化和源網荷儲的強化，電網各環節之間的協同關聯性將進一步加強，原本獨立的各環節資訊資料需要進行融合。因此電網數字化的建設也是必要的，並且南網在十四五規劃中明確提及“數字電網也就成為了承載新型電力系統的最佳形態”，也驗證了數字化對於新型電力系統構建的重要性。
數字化整體建設近幾年保持在較快速度，國網 2018 年開始重點推進數字電網的建設，目前尚處於建設偏前期階段，隨著試點、示範專案的推進，近幾年投資也在不斷增加，2020 年國網投入約 250 億元進行“數字化新基建”建設。今年以來，國網已經開展 4批次資訊化招標，合計招標資訊化服務 237 包次，較 2020 年增長約 20%。同時，由於當前數字化建設主要集中在基礎設施（資料中心、業務中臺、傳輸網路等）、內部應用等建設，主要參與主體以電網公司旗下資訊化建設平臺為主，包括國電南瑞、國網信通等。
展望十四五，我們認為除了基礎裝置、內部應用持續建設強化外，感知層對應的配電、用電環節也將迎來數字化的改造，因為未來隨著配電網中分散式電源數量和佔比的提升，調節控制將成為核心難點，配電網的主動性、可控性、感知性都將出現提升的迫切需要。具體產品方面，我們判斷將更多出現針對資訊傳輸感知的終端產品，從行業現狀看，目前已經出現且較為成熟的主要包括配網監測產品、一二次融合柱上開關、電力機器人、新一代物聯電錶、智慧低壓電器等，未來若配網數字化改造提速，上述產品有望迎來需求的快速放量。
4）特高壓：主要用於解決遠距離跨省份的電力傳輸，承擔三北地區清潔能源基地電力外送。當前特高壓建設主要圍繞 2018 年提出的一攬子專案，2020、2021 年均處於持續快速推進過程中，今年以來已招標 3 條交流和 1 條直流，並且仍有 3 條直流和 2 條交流尚未啟動招標建設，未來陸續啟動將為特高壓投資景氣奠定基礎，我們匡算未來 2-3年特高壓每年有望實現 500-600 億元投資建設，年化 10%-20%增長。同時，國網規劃2030 年跨區輸電能力達到 3.5 億千瓦，較 2020 年末（2.3 億千瓦）提升約 50%，也印證了特高壓未來持續建設的需要。
特高壓相關標的方面，中標市場格局穩定，其中特高壓直流相關公司包括國電南瑞、中國西電、特變電工、許繼電器等，特高壓交流相關公司包括平高電氣、中國西電、特變電工等。
5）電力交易：一方面，綠電交易已經落地，且成交價格高於火電電價，綠電的溢價可以支撐清潔能源建設和消納，支撐新型電力系統建設；另一方面，電力現貨交易試點有序進展，現貨交易指及時交易，相比於目前國內普遍使用的中長期交易，能夠更有效、迅速地反應電力供需關係，電力現貨交易目前已有廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅 8 個試點。歷史中標情況看，國電南瑞、國網信通為交易系統主要供應商。
除上述 5 個具備建設確定性的領域外，也有一些新技術未來可能會出現投資上的增加，包括柔性直流、無功補償、交直流混聯等。其中，柔性直流以及無功補償我們認為在十四五期間有望出現投資上的景氣。
1）柔性直流相比於常規直流，具備適應性強、靈活調節、故障風險低等特點，適用於孤島供電、非同步聯網以及新能源上網，此前國內已經有多個柔直工程落地，例如張北柔直、海上風電柔性直流工程等等。近期南網的十四五規劃中對柔性直流技術推進表態積極：新建直流受端以柔性直流為主，存量直流逐步實施柔性直流改造，逐步構建“合理分割槽、柔性互聯、安全可控、開放互濟”的主網架形態。但由於柔直的換流閥中一般使用 IGBT作為主要控制元件，IGBT 目前依賴進口為主且價格較高，因此一定程度阻礙柔直技術的發展；我們預計未來隨著 IGBT 自主化（國電南瑞目前在推進電力 IGBT 的國產化研發測試工作），柔直專案有望放量。
2）無功補償能夠為電力系統內的無功功率進行額外補償，降低損耗，提升效率和改善用電環境。當前隨著光伏、風電等清潔能源電站持續建設，對應配套的發電側無功功率補償裝置 SVG 需求也保持較快增長，相關企業有望受益。
提升電能在終端能源消費比重以及節能減排
對於終端能源消費，我們認為電網主要起到兩方面的作用：1）推動電能在終端能源消費中的比重提升，因為在發電端清潔能源比例提升之後，電能將變成大比例的清潔能源，越高比例的電能消耗意味著越低的碳排放，電網公司一定程度可以透過基礎設施建設去推動全社會電能消費比例的提升；2）節能減排，除電網內部的節能減排外，電網公司更多將聚焦系統外企業、居民的節能減排，降低能源損耗。
對於電能在終端能源消費中的佔比目標，電網公司保持每年 1pct 的平穩提升幅度，預計未來用電量增速中樞大機率保持平穩，對應骨幹網一次裝置擴容迫切性不強；但隨著充電站以及分散式光伏的快速普及，部分地區配電網出現配電容量不足的壓力，未來有可能迎來配網一次裝置擴容的需要。而基礎設施類的充電樁等電網公司投資力度較小，對相關企業影響有限。
對於節能減排，主要是市場近幾年關注度較高的綜合能源服務。綜合能源服務市場目前處於起步階段，並且因為進入門檻較低，參與主體數量較多，競爭較為激烈。但是，由於綜合能源服務最終屬於 To B 類商業模式，我們認為真正具備客戶資源優勢的企業擁有較強的競爭力。
整體看，用電層面的電能消費比重提升和綜合能源服務對電網影響衝擊目前相對較小，未來可能會出現部分地區配網容量的擴容需求，以及具備客戶資源的綜合能源服務商有希望在激烈競爭的行業內走出。
綜上所述，未來電網投資的結構性特徵將愈發明顯，圍繞新型電力系統的相關領域建設景氣度將相對較高，目前看儲能、排程、數字化、特高壓、電力交易、綜合能源服務是幾大較明確的投資方向，並且南網十四五規劃中也再次驗證我們的判斷；此外配網數字化感知裝置、柔性直流、無功補償等新技術產品未來有望出現放量。隨著電力十四五規劃的逐步出臺落地，預計明年開始電網建設方向將進一步清晰，相關環節和公司有望持續受益。
4 總結
綜上，對於 2022 年，我們認為：
電動車 2022 年全球產銷達到 900-1000 萬輛，其中國內 540 萬輛，歐洲 250 萬輛，美國 130-140 萬輛，保持 50%-60%的增速，且存在進一步超預期可能。產業鏈方面，2022年 6F、磷酸鐵鋰、銅箔等環節的供給依舊偏緊，隔膜、負極供需邊際趨緊，動力電池將在 2022 年看到底部拐點，2023 年有望修復。
風光 2022 年裝機有望爆發：光伏 2022 年全球裝機規模有望達到 220-240GW（+40%-50%）；風電 2022 年國內裝機規模有望達到 50-60GW（+25%-50%）。需求高增背景下，板塊投資價值突出，結合供需及格局變化，建議佈局以下景氣細分：1）光伏優選一體化、逆變器、分散式及供給緊張環節；2）風電優選塔筒、海纜等獨立招標零部件，以及輪轂、主軸等出海環節。儲能方面，行業正迎來拐點，美國商業模式理順，自 2020H2以來爆發，期待儲能單獨 ITC 退稅落地；歐洲戶用需求增速穩定，化石能源逐步退出下儲能將更多承擔電源消納任務。國內目前以地方配置要求為主，期待容量電價及輸配電價政策落地帶來需求增長加速。
電力裝置十四五投資主線較確定為新型電力系統。具體落地方向，目前看儲能、排程、數字化、特高壓、電力交易、綜合能源服務是幾大較明確的投資方向，並且在南網十四五規劃中也再次得到驗證；此外配網數字化感知裝置、柔性直流、無功補償等新技術產品未來有望出現放量。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站
