证券研究报告 / 行业深度报告

光伏鲸落万物生，风电量利齐升

报告摘要：

[Table_Summary] 2022年申万电力设备行业指数下跌约25%，当前时点，我们认为至暗时刻已过，行业蓄势待发。展望 2023年，光伏板块鲸落万物生，风电板块量利齐升，储能板块势如破竹。

风电：受益于 2022 年的低基数和招标量的高增，2023 年风电新增装机爆发式增长的确定性高。疫情影响逐渐褪去，原材料价格高位回落，零部件环节迎来利润修复。海上风电降本加速，国内海风有望加速推进，海外海风爆发在即。推荐（1）海外海风：大金重工、亨通光电、金盘科技；（2）二线黑马：起帆电缆、宝胜股份、天能重工。关注东方电缆、中天科技等。

光伏：需求放量确定，关注“新约束”和“新技术”环节。需求端，国内地面电站受益硅料价格下行，23年新增装机有望达60GW，推动国内光伏新增装机预计达125GW，同增39%，需求延续高景气；在能源价格高企和电站经济性提高的驱动下，欧洲能源转型或继续加速，推动欧洲 23 年光伏新增装机达 80GW，同增 40%；美国贸易政策边际松动已逐步显现，在 IRA 法案驱动下装机需求或出现超预期的可能性，预计 23年光伏新增装机达 50GW，同增100%。供给端，硅料降价持续超预期或进一步驱动装机需求提升，需求放量趋势明确，我们认为，具备盈利显著提升的板块拥有更强α属性，而“新约束”和“新技术”两大趋势是诞生“利增”的沃土；对于供给约束，POE胶膜和石英砂由于供给偏紧且需求快速释放，具备由资源壁垒而产生的溢价，看好盈利修复明显的胶膜厂商和石英产业链龙头企业；对于技术约束，在N 型电池放量元年，焊带和接线盒等辅材环节的新技术需求有望得到快速增长，厂商顺势依靠新技术获取溢价，看好积极布局焊带新技术的焊带企业和在接线盒环节加速迭代的龙头企业。推荐胶膜环节的天洋新材、海优新材，焊带环节的威腾电气等。

风险提示：终端需求放量不及预期，原材料价格下滑不及预期。

[Table_CompanyFinance]重点公司主要财务数据

重点公司	现价	EPS			PE			评级
重点公司	现价	2021A	2022E	2023E	2021A	2022E	2023E	评级
大金重工	44.20	1.04	0.79	1.84	37.26	56.15	24.08	买入
起帆电缆	27.45	1.64	1.31	2.39	15.89	20.93	11.50	买入
亨通光电	18.85	0.61	0.79	1.07	24.87	19.03	14.06	买入
金盘科技	41.45	0.55	0.67	1.17	59.24	62.32	35.45	买入
威腾电气	29.78	0.44	0.54	1.25	36.11	55.10	23.86	买入
天洋新材	14.40	0.46	-0.15	0.85	38.11		14.35	买入
海优新材	224.26	3.00	0.98	10.06	101.72	212.03	20.67	买入

优于大势

上次评级:优于大势

[Table_PicQuote历史收益率曲线

涨跌幅（%）	1M	3M	12M
绝对收益	8%	1%	-10%
相对收益	-1%	-10%	3%

[Table_Mark行业数据

成分股数量（只）	265
总市值（亿）	62,098.66
流通市值（亿）	34,154.26
市盈率（倍）	29.7
市净率（倍）	4.01
成分股总营收（亿）	18,353.65
成分股总净利润（亿）	1,241.21
成分股资产负债率（%）	58.89

[Table_R相关报告

《威腾电气：股权激励注入动力，光储协同齐头并进》

--20221128

《金盘科技：2022Q3 业绩符合预期，营收高增盈利回升》

--20221103

《大金重工：2022H1 业绩符合预期，海风爆发助力盈利扩张》

--20220829

证券分析师：韩金呈

执业证书编号：S0550521120001

18021008991 hanjc@nesc.cn

每日免费获取报告

1、每日微信群内分享7+最新重磅报告；

2、每日分享当日华尔街日报、金融时报；

3、每周分享经济学人

4、行研报告均为公开版，权利归原作者所有，起点财经仅分发做内部学习。

扫一扫二维码
关注公号
回复：研究报告
加入“起点财经” 微信群。。

风电：行业放量确定性高，原材料回落盈利有望修复，海风具备长期成长
性......
1.1. 风电全年大幅波动，年中反转年末走弱 ...5
1.2. 海外海风加速爆发，2023 年国内陆风海风均高增 .....6
1.3. 陆风明年稳健发力，量利齐升盈利修复 ..14
1.4. 海风量升利稳，出口打开成长空间. ..16
1.4.1. 超高压海缆快速进场，海缆竞争格局稳固. ..... 18
1.4.2. 海风塔桩放量显著，出口海外打开成长空间.. .. 22
光伏：需求景气延续，抓住“新约束”和“新技术”两大主线... ...26
2.1. 光伏需求端：三大市场强支撑，光伏景气度无虞 ..26
2.1.1. 地面电站接力，光伏增长确定.. .. 26
2.1.2. 能源转型加速，支撑需求增长. ... 28
2.1.3. 贸易因素有望逐步消除，带动美国需求好转. ... 31
2.2. 光伏供给端：放量趋势确立，寻找盈利拐点. ..31
2.2.1. 胶膜：N型电池+双玻组件，激发 POE胶膜需求.. .... 33
2.2.2. 石英砂：高纯石英砂紧缺，国产化+N 型组件提高耗用量.. .... 37
2.2.3. 焊带：新技术加速迭代，溢价空间有望延续. ... 39
2.2.4. 接线盒：芯片接线盒有望加速渗透. . 42

图表目录

图 1：2022 年风电指数走势图 ......
图 2：2022 年 I.DCE 铁矿石价格走势（美元/吨） ....... 6
图 3：2022年 RB.SHF螺纹钢价格走势（元/吨）. ................................................................................
图 4：国内2022年风电年内月度累计装机（GW） .... 6
图 5：国内 2022 年风电月度新增装机（GW） ...... ...... 6
图 6：2015-2021 年我国风电新增并网装机容量... ....... 7
图 7：2021 年全球海上风电新增装机容量地区占比 ....
图 8：2022-2031 年全球海上风电新增装机容量走势预测（MW） .... 8
图 9：2015-2022Q3 陆上风电和海上风电公开招标容量（GW）. ...... 12
图 10：2015-2021 年风电利用小时数（hr）及弃风率（%）. ...... 13
图 11：国内不同功率风电机组装机新增容量占比...... ...... 13
图 12：2015-2021 年中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量（MW） ... 13
图 13：不同类型的可再生能源度电成本（美元/千瓦时） ...... 14
图 14：2021-2026国内陆风装机量及预测（GW） ...... 14
图 15：2021-2026 全球海风装机量及预测（GW）. ...... 14
图 16：2018-2021 年三一重能陆风机组剔除零部件价格波动后各环节价值量预计（万元/MW）
图 17：陆上风机中标价格-不含塔筒（元/KW）. ...... 15
图 18：DEW-G4000-165 双馈风力发电机组 ...... ...... 16
图 19：明阳智能 MY1.5/2/0MW 双馈风力发电机组.. ....... 16
图 20：中国海深与风速图 . .................................................................... ..... 17
图 21：中国海上风电资源充足 .. .............................................................................
图 22：2021 年沿海省份用电量&海风贡献比例...
图 23：2021 年沿海省份外电比例 ............
图 24：在建项目装机量离岸距离区间分布占比（GW） ............................................................................. 18
图 25：并网项目装机量离岸距离区间分布占比（GW）
图 26：青州五、七送出方案 ..........
图 27：2022 年海缆中标项目梳理 .......
图 28：2022 年各家海缆厂商的中标份额和金额（亿元） ..... 21
图 29：不同深度海上风电桩基类型 ......
图 30：陆上/海上风电单机功率及塔筒高度 .................
图 31：近期塔筒招标情况 ......................
图 32：2015-2020 中国港口万吨级泊位个数及增速 .... ................................................................................. 24
图 33：2015-2020 中国港口各万吨级泊位个数（个） ....................................................................... ....... 24
图 34：各国中厚板市场价 ..... ...............................................................................
图 35：以大金码头为例 ......
图 36：我国光伏月度新增装机量（GW）
图 37：22 年以来地面电站装机增长较慢（GW） .............................................................................. ..... 26
图 38：组件招标量远大于地面电站装机量 .........
图 39：硅料价格持续走低 .......
图 40：我国光伏新增装机结构（GW）
图 41：欧洲能源价格持续高企 .... ............................................................................ ....... 30
图 42：欧洲国家电价仍维持高位（EUR/MWh）.
图 44：出口欧洲的逆变器销额 ............
图 45：欧洲 PPA 价格持续走高.......... ................................................................................................ ....... 30
图 46：美国新增装机增长不断走低 ....... ..............................................................................................
图 47：对美组件出口在 22H1 普遍承压 . ...................................................................................................... 31
图 48：POE 和 EPE 胶膜占比持续提升 ....... ...............................................................................................
图 49：胶膜厂商具备良好顺价能力 .............
图 50：TOPCon 和 HJT 占比持续提升 .... .............................................................................................. .... 34
图 51：双玻组件占比逐步提升 .........
图 54：石英坩埚的内层砂与硅液直接接触 .. .................................................................................. ..... 37
图 55：N 型电池银浆耗用量明显高于 P 型.........
图 58：迈为 0BB 设备出片展示........
图 59：接线盒格局较为分散 . ....... 43
图 60：芯片接线盒毛利率较高 ...........
表 1：2015-2021 年全球风电装机 ...
表 2：全球部分地区海上风电规划 .
表 3：全国部分省份海上风电规划..
表 4：我国三批风光大基地建设情况.... ... 10
表 5：2019年至今全国部分省市分散式风电政策.. ...11
表 6：部分老旧风场改造政策 . ....11
表 7：全国 1.5MW 及以下机组分阶段改造退役需求潜力预测. ..... 12
表 8：我国部分深远海海风规划.. ... 18
表 9：不同电压等级海缆比较 ...... ...... 19
表 10：部分国内公司海外海缆项目中标情况 .. ..... 21
表 11：风光大基地开工进度... ... 27
表 12：欧洲能源法案对比 .... ..... 29
表 13：TOPCon 产能规划 ....... ..... 32
表 14：过去两年硅料产能扩张速度慢于下游 ..... ...... 33
表 15：各种胶膜的性能对比 ..... ... 34
表 16：海外企业 POE 产能统计... ..... 35
表 17：POE 和 EVA 供需平衡表 ... ..... 36
表 18：高纯石英砂主要厂商产能 .. ... 38
表 19：石英砂供需平衡表 .... .... 39
表 20：降低浆料单耗的主要方案 . ...... 40
表 21：多主栅技术有效降低浆料单耗 . ... 40
表 22：光伏焊带需求预测 ......... ...... 42
表 23：芯片接线盒具备更优性能....... ...... 43

1. 风电：行业放量确定性高，原材料回落盈利有望修复，海风具备长期成长性

1.1. 风电全年大幅波动，年中反转年末走弱

疫情原料同步影响，上半年度 V 形反转。2022 年 1-4 月份风电指数下跌幅度较大，主要原因如下：（1）风电企业业绩不及预期；（2）受一季度末全国新冠疫情爆发的影响，风电产品延期交付；（3）4月疫情高峰期风电主要原材料铁矿石达900美元/吨高位，同期螺纹钢价格达5000 元/吨高位，原材料上涨导致风电产品毛利率降低。5 月份疫情逐渐好转，风电产品出货恢复，风电指数有所反弹。6 月-7 月风电招标超预期，铁矿石和螺纹钢等主要原材料价格快速下跌，产品毛利率回升带来盈利预期上升，风电指数反弹走高。上半年随着疫情变化和原材料价格波动，风电指数开出先跌后涨的V形反转走势。

图 1：2022年风电指数走势图

数据来源：Wind、东北证券

图 2：2022年 I.DCE铁矿石价格走势（美元/吨）

数据来源：Wind、东北证券

图 3：2022年 RB.SHF螺纹钢价格走势（元/吨）

数据来源：Wind、东北证券

7-8月军事影响海风调整，9-12月风电装机疲软，利空多发板块调整。2022年7 月-8 月，市场传言部分海域海风项目的建设会受到军事活动的影响，军事敏感海域的规划项目落地困难、推进较慢，风电指数震荡下行。2022年 9-12月，国内风电装机不及预期。10月新增装机1.9GW，11月新增装机为1.38GW，11月装机仅为去年同期的四分之一，新增装机持续疲软。年初至 11 月份累计装机 22.52GW，低于去年同期的 24.7GW，装机持续低于预期。年末风电板块利空多发。11 月初，海上风电建设“双 30”新规传言出现，新规要求新项目满足离岸 30 公里或水深 30 米以上。市场担心海风未来增长受限，引发海风板块集体大跌。11 月 24 日晚间，中天科技发布公告称将重新启动中天科技海缆上市计划，受该事件影响，市场对海缆情绪悲观，12月海风板块迎来至暗时刻。

图 4：国内2022年风电年内月度累计装机（GW）

数据来源：国家能源局、东北证券

图 5：国内 2022年风电月度新增装机（GW）

数据来源：国家能源局、东北证券

1.2. 海外海风加速爆发，2023 年国内陆风海风均高增

全球风电装机容量持续提升，海上风电装机容量增速迅猛。2015-2021 年，全球风电累计装机容量从 433GW提升至 837GW，复合增长率达11.61%，其中，陆上风电累计装机容量从 421GW 提升至 780GW，复合增长率达 10.82%。2021 年，全球新增装机容量达 93.6GW，仅次于 2020 年的 95.3GW，同比下降 1.78%，其中，陆上风电新增装机容量达72.5GW，同比下降17.99%，海上风电新增装机容量达21.1GW，同比增长 205.80%，增速迅猛。

表 1：2015-2021 年全球风电装机

年份	全球风电累计装机容量	其中：陆上风电	其中：海上风电	全球风电新增装机容量	其中：陆上风电	其中：海上风电
2015	（GW) 433	421	12	（GW) 63.8	60.4	3.4
2016	488	474	14	54.9	52.7	2.2
2017	540	521	19	53.5	49.0	4.5
2018	591	568	23	50.7	46.3	4.4
2019	650	621	29	60.8	54.6	6.2
2020	745	709	36	95.3	88.4	6.9
2021	837	780	57	93.6	72.5	21.1

数据来源：GWEC，东北证券

我国风电装机容量领跑全球，贡献全球海上风电新增装机主要增量。2015-2021 年我国风电累计装机容量从 145.36GW 提升至 346.67GW，全球占比从 34 %提升至41%。2021 年，我国风电新增装机容量达 47.57GW，其中，陆上风电新增装机容量达 30.67GW；海上风电新增装机容量达 16.90GW，全球占比达 80%，我国海上风电新增装机贡献全球主要增量。

图 6：2015-2021年我国风电新增并网装机容量

图 7：2021 年全球海上风电新增装机容量地区占比

数据来源：GWEC，国家能源局，东北证券
数据来源：CWEA，东北证券

海上风电有望爆发式增长，2030年全球海上风电新增装机容量将超 50GW。英国提出到 2030 年实现约累计 50GW 的海上风电装机容量，美国计划到 2030 年将安装30GW的海上风电。根据GWEC 数据披露，预计2021-2031年全球海上风电新增装机容量复合增长率达10.02%，全球海上风电新增装机容量预计到2027年超过30GW，到 2030年超过50GW。如果海外各国按照规划实现海风装机，那么 2023-2030年海外海风年均新增装机 25GW+，相较于 2021 年的 4.2GW 有 500%的增长，年复合增速非常可观。

图 8：2022-2031 年全球海上风电新增装机容量走势预测（MW）

数据来源：GWEC，东北证券

表 2：全球部分地区海上风电规划

地区	海上风电装机规划
欧盟	2030 年海上风电装机容量累计达到60GW，2050年累计达到300GW。
德国	2030 年海上风电装机容量累计30GW，2035年累计40GW，2045年累计达到70GW。
法国	到2050年，建成50个海上风电场，实现约累计40GW的海上风电装机容量。
荷兰	2030 年海上风电装机容量累计达到11.5GW，到 2040年累计达到38GW，到2050年累计达到 72GW。
英国	2030 年海上风电装机容量累计达到50GW（包括5GW的浮动海上风电）。
美国	2030 年海上风电装机容量累计30GW，DOE 规划到2050年海上风电装机累计达到110GW。
日本	2030 年海上风电累计装机超过10GW，2040年累计45GW。
韩国	2030 年海上风电规模累计达到12GW。
印度	计划 2030年建成累计30GW海上风电。
越南	2030年累计4GW，到2035年累计达到10GW，2040年累计23GW，2045年累计36GW。
菲律宾	根据世界银行集团的数据，菲律宾拥有178GW的海上风电潜力，至2050年，菲律宾将安装40GW的海上风电。

数据来源：北极星风力发电网，东北证券

中国各省推出“十四五”海风规划，海风建设快速推进。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》披露，我国将主要在山东、江苏、广东、广西、浙江、福建和辽宁重点开发海上风电，7 个省份也分别制定了海上风电“十四五”装机规划。沿海其他省份也快速推进海风，目前各省海风十四五规划新增海风合计达到58GW以上，实际新增装机有望达到 70GW，国内海风未来增长可期。2023年国内海风新增装机有望达到 10GW以上。

表 3：全国部分省份海上风电规划

地区	海上风电“十四五”装机规划
山东	2022年，海风开工新增 3GW，年底建成并网1.5GW，到2025年，海风电开工新增 10GW，建成并网 5GW。
江苏	“十四五"海上规划新增合计9.09GW，其中，南通到2025年海风累计装机容量7.65GW。
广东	海风 2021年底累计建成投产装机容量4GW，2025年达到18GW，2030年达到30GW。 “十四五"海上规划新增海上风电场址25个，总装机容量22.5GW，力争核准海风8GW以上，投产
广西	3GW。
浙江	规划"十四五"期间新增海上风电4.55GW以上。 “十四五"期间增加并网装机4.1GW，新增开发省管海域海上风电规模约10.3GW，力争推动深远海风电开
福建	工4.8GW。（4.8GW有望并网 2GW）。
辽宁	7.25GW风电项目须于2023年底全部投产，2025年前，新增海上风电330万千瓦。

数据来源：北极星风力发电网，《中国“十四五”电力发展规划研究》，东北证券

分批建设风光大基地，持续推进风电行业发展。2021年 11 月24日，国家能源局公布了第一批大型风电、光伏基地建设名单，总规模为 97.05GW，其中内蒙古、陕西、青海、甘肃、吉林位居前五，建设规模分别为 20.20GW、12.50GW、10.90GW、9.55GW和 7.30GW。2021 年 12月 6日，国家能源局下发第二批风光大基地项目建设名单，重点布局沙漠、戈壁、荒漠地区，主要集中在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃，结合生态治理和资源综合利用模式，积极解决消纳问题，以外送电力为主，到 2030年，规划建设第二批风光大基地总装机约 455GW。2022 年 9 月 2 日，国家能源局在 8 月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会上指出，第一批风光大基地项目已经实现全面开工建设，第二批项目已经实现部分开工建设，第三批项目也正在抓紧组织开展相关工作中。目前，各省份第三批风光大基地项目逐步启动，多个省份的申报文件已经陆续下发。

表 4：我国三批风光大基地建设情况

风光大基地		第一批大型风电光伏基地	第二批大型风电光伏基地	第三批大型风电光伏基地
整体建设进度		全面开工建设	部分开工建设	下发申报文件
	内蒙古	20.20
	陕西	12.50		根据某省份申报文件，第三
	青海	10.90	到 2030年，规划建设风光基	批风光基地同样以沙漠、戈
	甘肃	9.55	地总装机约4.55亿千瓦，其	壁、荒漠地区为重点，延伸
	吉林	7.30	中库布齐、乌兰布和、腾格	至适油气田、采煤沉陷区、
	新疆	5.40	里、巴丹吉林沙漠基地规划	石漠化、盐碱地等，要求坚
	广西	5.00	装机2.84亿千瓦，采煤沉陷	持集约整装开发，避免碎片
	辽宁	4.10	区规划装机0.37亿千瓦，其	化。优先申报100%离网制氢
	分省建设规模宁夏	3.00	他沙漠和戈壁地区规划装机	项目，鼓励开发企业与国家
	（GW）或具体建设情况	河北	3.00	1.34亿千瓦。“十四五”时期	管网集团、中国石油达成氢
		贵州	3.00	规划建设风光基地总装机约2	能运输、消纳合作，利用天
		黑龙江	2.80	亿千瓦，包括外送1.5亿千瓦、本地自用0.5亿千瓦。	然气管道推进掺氢天然气等
		云南	2.70		方式，实现氢能高消纳、利
		山西	2.00	“十五五”时期规划建设风	用。优先申报100%以上自主
		山东	2.00	光基地总装机约2.55亿千	调峰、自我消纳项目，不增
四川		1.40	瓦，包括外送1.65亿千瓦、	加系统调峰压力，根据消纳
安徽		1.20	本地自用0.9亿千瓦。	能力统筹设计电源、电网、
	湖南	1.00		储能。
	合计	97.05

数据来源：北极星风力发电网，东北证券

各省规划政策利好，分散式风电发展空间广阔。2011年，国家能源局出台相关政策，我国分散式风电发展起步。2017 年和 2018 年，国家能源局先后发布关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知和关于印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的通知，我国分散式风电发展加速，各省相继出台规划政策。根据不完全统计，2019年至今，我国分散式风电装机规模超过 12505.7MW。此外，内蒙古自治区 2021-2023 年规划分散式风电 2310MW，天津市力争到 2025 年分散式风电装机容量达到 780MW，多个省份推出“十四五”风电发展规划，提及要注重分散式风电发展。

表 5：2019年至今全国部分省市分散式风电政策

省份	政策	装机规模（MW）
河南	《关于调整河南省"十三五"分散式风电开发方案的通知》	4537.3
宁夏	《宁夏回族自治区2019年分散式风电项目开发建设方案》	452.5
江西	《江西省能源局关于下达2019年第一批分散式风电开发建设方案的通知》	1240
黑龙江	《关于黑龙江省分散式风电开发建设方案（2019-2020年)》	626.9
新疆	《新疆分散式风电项目 2019-2021年实施方案》	166
湖南	《关于组织开展分散式风电试点工作的通知》	800
陕西	《关于调增陕西省"十三五"分散式风电开发建设规模的公示》	1832.7
山西	《关于山西省"十三五"分散式风电项目建设方案的公示》	2251
辽宁	《关于全省 2020 年拟列入分散式风电项目建设方案项目清单的公示》	599.3
	合计	12505.7
内蒙古	《内蒙古自治区分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划（2021-2023年)》	2310（2023年）
天津	《天津市分散式风电发展规划（2018-2025年）》	780（2025年）

数据来源：北极星风力发电网，东北证券

老旧风机改造政策逐步完善，需求增量有望大幅释放。2021年 8月，宁夏自治区率先发文，提出到 2025 年力争实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上和增容规模200 万千瓦以上的目标。2021年 12月，国家能源局出台《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15年的风电场开展改造升级和退役，老旧风机改造为风电市场带来新的空间。根据国家发展和改革委员会能源研究所预测，“十四五”期间累计退役机组将超过 120 万千瓦，全国更新改造机组需求将超过 2000 万千瓦，其中 1.5MW以下机组和1.5MW 机组各占50%，预计“十五五”期间风电机组退役或改造规模约为 4000万千瓦且以 1.5MW机组为主。

表 6：部分老旧风场改造政策

时间	政策	老旧风机改造相关内容
20210827	《关于开展宁夏老旧风电场 “以大代小”更新试点的通知》	坚持以大代小。老旧风电场更新时应选择单机容量大（原则3.0兆瓦及以上）、技术先进的行业主流机型替代原有小容量风电机组，力争实现老旧风电场土地、风能资源利用最大化。目标到 2025年，力争实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上，增容规模200万千瓦以上。
20211201	《风电场改造升级和退役管理办法》	鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，其中改造升级 “以大代小”，可进行增容改造且原生命周期补贴电量及补贴电价不变，新增部分按当年指导价。开展风电以大代小工程。按照政府引导、企业自愿的原则，结合风电技
20220302	《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》	术进步，推进风电产业高端化、智能化发展。在有条件的地区开展一批风电以大代小工程，鼓励对单机容量小于1.5 兆瓦或运行15 年以上的风电场，以新型高效大机组替代老旧小型机组，对风电场进行系统升级优化改造，提升资源利用价值、风电场发电效率和经济性。
20220907	《关于做好沙漠戈壁荒漠光伏等新能源产业用地保障工作的通知》	简化风电场"以大代小"用地审批手续，保障新能源配套产业用地需求。

数据来源：北极星风力发电网，东北证券

表 7：全国1.5MW及以下机组分阶段改造退役需求潜力预测

运行期限	单机规模	2021-2025年	2026-2030年
/>20年	<1.5MW	全部退役，113万千瓦	/
	1.5MW	全部退役，12万千瓦	未曾改造的，退役或改造共约2000 万千瓦
15-20年	<1.5MW	全部改造，859万千瓦	未曾改造的全部改造，约120万千瓦
15-20年	1.5MW	改造1/3，约1000万千瓦	改造1/3，约1700万千瓦改造
<15年但机型落后	<1.5MW	改造1/10，约15万千瓦	/
	1.5MW	改造5%，约250万千瓦	改造1/10，约65万千瓦
合计		退役125万千瓦，改造超过2000万千瓦	退役或改造约4000 万千瓦，以改造为主

数据来源：国家发展和改革委员会能源研究所，东北证券

风电招标势头不减，2022 年海风招标增长明显。2015-2021 年，我国公开招标市场风电新增招标量平均约为32GW。2019年出现明显高点，我国公开招标市场风电新增招标量 65.2GW，同比增长 95%，主要系陆风补贴退坡导致抢装潮。2021年，我国公开招标市场风电新增招标量 54.15GW，同比增长74%，其中，陆上风电新增招标容量 51.37GW，占总招标比重 95%，海上风电新增招标容量 2.79GW，占总招标比重 5%。2022年前三季度，我国公开招标市场风电新增招标量 76.3GW，同比增长82.1%，其中，陆上风电新增招标容量 64.9GW，占总招标比重 85%，海上风电新增招标容量 11.4GW，占总招标比重 15%，海风招标重启，占比逐渐回升，扩张更加明显。

图 9：2015-2022Q3 陆上风电和海上风电公开招标容量（GW）

数据来源：金风科技，东北证券

风电利用小时数稳步增长，弃风率逐渐下滑。2015年，我国风电利用小时数为 1728小时，风电弃风率为 15%。2016 年，我国风电利用小时数增长至 1742 小时，风电弃风率上升至 17%。2017年，国家能源局发布风电消纳情况预警监测，三北地区装机量受到限制，弃风情况明显好转，我国风电弃风率下降至 12%，中东地区风电装机占比提升，我国风电利用小时数提升至 1948 小时，同比增长 11.83%。2021 年，我国风电利用小时数增长至 2246 小时，弃风率降低至3%。

图 10：2015-2021 年风电利用小时数（hr）及弃风率（%）

数据来源：金风科技，东北证券

风机大型化趋势明显，2MW 及以下的功率的风机基本退出市场。更大的风轮直径和更高的轮毂高度能够使风机机组在低风速区域获得比以往更多的动力，提升机组功率及利用小时数，从而提高风能的利用效率。根据金风科技官网和 CWEA 披露，2015 年，2MW 及以下功率的风机约占 85%，中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量分别为 1.8MW 和 3.6MW。2021 年，2MW 及以下功率的风机已基本退出市场，3MW 以上的风机占比达到 80%，而中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量分别提升至 3.1MW和5.6MW，风机大型化趋势明显。

图 11：国内不同功率风电机组装机新增容量占比

数据来源：金风科技，CWEA，东北证券

图 12：2015-2021 年中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量（MW）

数据来源：CWEA，东北证券

风机大型化加速平价进程，风电成为最经济的可再生能源。2010年，全球陆上和海上风电度电成本分别为 0.102美元/千瓦时和0.188美元/千瓦时，风机大型化加速平价进程，2021 年，全球陆上和海上风电度电成本分别下降至 0.033 美元/千瓦时和0.075美元/千瓦时，分别下降了 68%和60%，风电成为最经济的可再生能源。

图 13：不同类型的可再生能源度电成本（美元/千瓦时）

数据来源：金风科技，东北证券

1.3. 陆风明年稳健发力，量利齐升盈利修复

陆上风电稳健发力，明年爆发长期增速放缓。截至2022年 11 月，国内风电累计装机达 22.52GW，预计全年累计装机约 40GW，其中陆风装机约 35GW。今年来，第一批、第二批风光大基地规划陆续出炉，大基地建设带动风电招标稳步推进。根据招标数据的统计，今年陆风招标约为 78GW，预计明年陆风装机可达 60GW+。根据GWEC 预测，十四五期间，陆风 CAGR 为 14.6%；2023 年往后，全球陆风 CAGR仅有 6.1%，陆风增速放缓；2021 年全球海上风电装机受中国风电补贴退坡抢装潮的影响大幅增加，2022-2026 年全球海上风电 CAGR 达 37.8%，全球风电增长主要由海风贡献。

图 14：2021-2026国内陆风装机量及预测（GW）

数据来源：GWEC、东北证券

图 15：2021-2026 全球海风装机量及预测（GW）

数据来源：GWEC、东北证券

风机大型化进行降本，风机零部件通缩明显。通缩为风机大型化过程中风机零部件单位 MW的价值量减少。以三一重能的陆风机组为例：剔除每年原材料的价格变动后，2018-2021风机大型化通缩最大的五个环节分别是叶片及主材、变桨系统、发电机、变流器和轮毂，其中单 MW 叶片及主材的价值量变动达-62.13%，部分原因为三一重能自产叶片，导致成本降低迅速。2021年，齿轮箱环节单 MW价值量最高，且四年单位成本变动仅为-7.09%。相对于2018年价值量最高的叶片，齿轮箱更加抗通缩，所以在风机大型化过程中齿轮箱环节将更有相对优势。

图 16：2018-2021年三一重能陆风机组剔除零部件价格波动后各环节价值量预计（万元/MW）

风机各环节价值量（万元/MW）	2018年		2019年度		2020年度		2021年度		2018-2021
风机各环节价值量（万元/MW）	单位成本	比例	单位成本	比例	单位成本	比例	单位成本	比例	成本变动
齿轮箱	41. 5	17.60%	40.0	20.32%	34.9	19.15%	38.5	23.15%	-7.09%
叶片及主材	52.8	22.41%	28.3	14.40%	32.9	18.07%	20.0	12.02%	-62.13%
发电机	17.1	7.25%	14.3	7. 27%	11.9	6.52%	11.0	6.62%	-35.54%
回转支承	11.0	4. 66%	10.2	5. 20%	8.4	4. 62%	9.2	5.51%	-16.55%
变流器	12.7	5.41%	10.0	5. 07%	8.7	4.76%	8.4	5.02%	-34.39%
减速机	6.6	2.79%	6.8	3.44%	6.2	3.38%	6.2	3.71%	-5.98%
主轴	7.6	3. 22%	7.1	3.61%	5.8	3.18%	5.6	3.37%	-26.22%
轮毂	7.5	3.18%	5.9	2.99%	5.4	2.97%	5.4	3.23%	-28.16%
变桨系统	9.3	3.96%	8.3	4.23%	6.1	3.33%	5.9	3.54%	-36.75%
机舱罩	3.9	1. 65%	4.2	2.15%	3.4	1.88%	3.5	2.09%	-10.29%
主控系统	3.2	1. 35%	2.9	1. 46%	2.2	1. 23%	2.4	1. 45%	-24.34%
其他	62.4	26.51%	58.7	29.84%	56.3	30.91%	50.4	30.29%	-19.29%
总计	235.6	100.00%	196.8	100.00%	182.3	100.00%	166.4	100.00%	-29.36%
每年总成本降幅	一		-16.45%		-7.37%		-8.72%

数据来源：三一重能招股说明书，东北证券

陆风价格战激烈，双馈机型成为陆风绝对主流。公开投标均价逐渐走低，平价趋势逐渐明显。2020年，陆上风电抢装结束前，部分整机商开始挑起价格战。2021年，风电龙头和二三线整机商陷入价格战。2022年 1月，全市场风电整机商风电机组投标均价为 3081元/kW，根据风芒能源披露，今年一季度风机接力降价，陆上风机价格已降至 1408元/kW。陆风造价下降，有利于陆风的装机增长，现在陆风基本上低价中标，双馈机型的成本低于半直驱机型和直驱机型，已成为行业绝对主流。明阳智能和东方电气已经重回双馈机型。2021 年 8 月，东方电气 DEW-G4000-165 双馈型风力发电机组下线，随后又接连推出 DEW-G3600-165 双馈机组，意味着东方电气首先从直驱技术返回双馈技术；2022 年 7 月，明阳智能在某招标项中推出三款193 叶轮双馈技术路线机型，与 MY1.5/2.0MW平台共同发路双馈路线

图 17：陆上风机中标价格-不含塔筒（元/KW）

数据来源：国际能源网，东北证券

图 18：DEW-G4000-165 双馈风力发电机组

数据来源：东方电气，东北证券

图 19：明阳智能MY1.5/2/0MW双馈风力发电机组

数据来源：明阳智能，东北证券

陆风转双馈机型，利好齿轮箱环节。直驱机型无须齿轮箱；半直驱机型只需一个小的齿轮箱；双馈机型齿轮箱价值量大，占据风机价值量 20%+。明阳智能、东方电气和金风科技在陆风领域转向使用双馈机型，那么齿轮箱环节的市场空间有望大幅提升。齿轮箱环节技术壁垒较高，行业格局优异，国内代表企业以南高齿和德力佳为主。广大特材积极进军齿轮箱领域，公司有特种钢材-锻件-齿轮的一体化能力，在主机厂的支持下有望取得大幅放量。海锅股份拟定增募投 10 万吨齿轮箱锻件产能，有望充分获取市场红利。

滑动轴承大势所趋，2023年行业实现小批量。主机厂开始积极使用滑动轴承替代滚动轴承的逻辑如下：（1）滑动轴承能更好满足风机兆瓦数提升、风电叶轮增大对齿轮箱的轻量化、高转速比的要求；（2）滑动轴承的运维成本相对滚动轴承更低，可靠性更好，且滑动轴承运行噪音更小。相比于滚动轴承，滑动轴承价格低30%以上，风机齿轮箱重量减轻约 30%、后续维护费用节省约 60%。维斯塔斯已经和齿轮箱巨头采埃孚和威能极合作，实现了 6MW 风机齿轮箱的滑动轴承使用。国内主机厂如金风、远景、电气风电等都在积极尝试风电滑动轴承，短期内主要替代齿轮箱轴承里面的两个低速转动级，后续预计会陆续替代变桨轴承和主轴轴承。滑动轴承环节优质厂商为长盛轴承、双飞股份和崇德科技。2023年国内滑动轴承可实现小批量试用，预计 2024年有望实现大批量实际使用。

1.4. 海风量升利稳，出口打开成长空间

多地区风力资源较好，海风发电潜力巨大。我国海岸线长超 18000KM，岛屿 6500多个，海风相较陆风开发资源更为丰富，且具有发电效率高、土地资源占用少、大规模开发难度低等优势。依据 World Bank 统计，我国预计可发展海上风电达到2982GW。依据中国工程院测算，仅考虑 0-50 米海深、平均风功率密度大于 300 瓦/平方米区域的开发面积，按照平均装机的密度 8 兆瓦/平方千米计算，我国海上风电装机容量可达到 3009GW。

图 20：中国海深与风速图

数据来源：千尧科技微信公众号，东北证券

图 21：中国海上风电资源充足

数据来源：World Bank，东北证券

沿海省份消纳能力强，海风发展不受消纳制约。2021年，江苏省、浙江省、广东省、福建省和山东省用电量分别为 7101.16、5514.11、7866.63、2837 和 7383 亿千瓦时，其中海风贡献比例分别为 2.26%、0.77%、1.57%、2.10%和 0.20%，还有很强的消纳能力。除了福建以外，其他沿海省份都还有相当一部分电力依赖外电补充，浙江的外电占比达到 23.4%。未来，沿海省市用电量还将持续增加，海风发展大有可为。

图 22：2021年沿海省份用电量&海风贡献比例

数据来源：国家能源局，东北证券

图 23：2021年沿海省份外电比例

海上风电区域	用电量	同比增减幅度	发电量	外电比例
海上风电区域	亿KWH	%	亿KWH	%
广东	7867	13.59%	6306		19.84%
江苏	7101	11.41%	5969		15.94%
浙江	5514	14. 16%	4223		23.41%
山东	7383	6.38%	6210		15.89%
河北	4294	6.19%	3513		18.19%
福建	2837	14.26%	2951		-4.02%
辽宁	2576	6.31%	2258		12.34%
广西	2236	10.20%	2082		6.89%

数据来源：国家统计局，东北证券

我国持续推进海风深远海化建设。由于近海资源有限，海风深远海化已成趋势，多地公布深远海风电建设规划，深远海风电将加速推进。11月，上海发改委印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，对深远海海风项目和离岸距离超 50 公里的海风项目给予奖励，奖励标准为 500 元/千瓦，分五年拨付，每年拨付20%，单个项目年度奖励金额不超过 5000 万元。

表 8：我国部分深远海海风规划

省市	相关规划
山东省	争取 760 万千瓦场址纳入国家深远海海上风电规划。
江苏盐城	规划24GW 深远海海风。
福建	力争推动深远海开工4.8GW。
上海	规划4.3GW深远海项目
河北唐山	“十四五”时期重点推进深远海海上风电冀东厂址1（JD1-1，1.5GW）、冀东厂址7（JD7，1.5GW）开发前期工作。
天津	加快推进远海0.9GW海上风电项目前期工作。

数据来源：政府网站，东北证券

项目平均离岸距离增长 34%，50km以上项目占比达到 45%。40 个在建、待建项目的平均离岸距离加权平均为 42.05km，较之前已并网项目的均值 31.3km 增长 34%。海风资源的开发向远海推进，已装机的82个项目中，主要装机量仍集中在40km以内，超过 50km的项目仅有3GW左右。在 40个在建的项目中，离岸距离超过50km的项目容量达到了 7.9GW，占比达到了 45%。

图 24：在建项目装机量离岸距离区间分布占比（GW）

数据来源：各省生态环境部，各省发改委，国际电力发电网，国际新能源网，北极星风力发电网等，东北证券

图 25：并网项目装机量离岸距离区间分布占比（GW）

数据来源：各省生态环境部，各省发改委，国际电力发电网，国际新能源网，北极星风力发电网等，东北证券

1.4.1. 超高压海缆快速进场，海缆竞争格局稳固

海风大型化深远海化，海缆电压升级快速进行。250MW 及以下风电场一般只需用单回 220KV，750MW 及以上需要用三回 220kV，1GW 则要用四回。对于 1GW 的大型风场，考虑到回路数增加会提升施工运维的难度，占用更多的海域使用面积，项目整体经济性不高，因此业主会采用 2回500kV的交流送出海缆。然后离岸距离大于70KM后，交流传输电的损耗加大，业主也会主动选择超高压的柔性直流海缆。35KV 阵列缆仅能串联 4 台 8MW 风机，66KV 可以串联 8 台 8MW 风机，减少海缆长度更经济。

表 9：不同电压等级海缆比较

交流电压等级/KV	截面/mm	容量/MW 海缆根数
35	3×300 35	1
66	3×95~3 ×800 30~74	1
110	3×500 140	1
220	3×400 180	1
	3×500 200	1
	3×1000 280~300	1
	3×1600	340~350 1
	2500 400	3~4
500	1800 1100	3~3
500	3000 1400	3~4

数据来源：招标公告，东北证券

在海风深远海化趋势下，因传输距离长、海缆敷设环境复杂，需要柔性直流海缆替代交流海缆。《海上风电交流集电方案技术经济性研究》中表明，海上风电场离岸距离小于 80km 时，高压交流电还有较好的经济性，但距离再提高之后，高压直流方案经济性就会凸显。继三峡能源江苏如东 H6 海上风电项目后，全国第二个海风柔性直流项目有望落地阳江青洲五、七。根据三峡青洲五、七项目环评书，这两个项目将会共同建设一个海上柔性直流送出工程，采用±500kV柔性直流方案解决送出问题。

图 26：青州五、七送出方案

数据来源：阳江青洲五、青洲七海上风电场海缆集中送出环评书，东北证券

2022 年国内海缆招标约 9GW，330KV 及以上主缆占比为 22%。根据不完全统计，年初至今累计海缆招标约 9GW，大多数项目采取“35KV 集中+220KV 送出”海缆配置。青州一、二项目首次进行直流 500KV海缆招标，由东方电缆中标；青州六项目采用 330KV送出方案，东方电缆和中天科技各中标一个标段。随着各地的深远海化推进，超高压海缆应用比例有望提升，相较于 330KV 交流，下游业主更倾向于使用 400KV 和 500KV 的柔性直流海缆。

图 27：2022年海缆中标项目梳理

国内项目	项目容量离岸距离（MW）	(KM)	水深 (KM)	是否已获得海域使用权	招标内容	预计全容量并网时间	是否含敷设	中标时间	中标者	价格（亿元）
华润电力苍南一号	400	26	15-24	是	220-3+500 35	2023	是是	2021年11月 2022年1月	汉缆股份东方电缆	2.71
					35、220-3*1000 (包)	2023	否	2022年2月	宝胜股份	2.39 4.6
明阳阳江青洲四	505	55	41-46	否	35、220-3*1000（包）		否	2022年2月	东方电缆	4.65
中广核象山涂茨	280	8.2	41-46	否	66	2023	是	2022年3月	东方电缆	2.39
国家电投揭阳神泉二	502	25	31-35	否	66、220-3*1000 500-3+800（A、B标段）	2024/4/30	是是	2022年3月 2022年3月	亨通光电	7.02
粤电阳江青洲一、二	1000	50	35-50	否		2023/12/31			东方电缆	17
粤电阳江青洲一、二	1000	50	35-50	否	66（A标段） 66（B标段）	2023/12/31	是是	2022年4月	东方电缆	2.98
中国电建山东渤中A	501	20	10-20			2023	否	2022年4月	汉缆股份	2.7
中国电建山东渤中A	501	20	10-20		220-3*630	2023		2022年5月	中天科技	未公布
			26-32		35	2023	否否	2022年5月 2022年5月	万达海缆亨通光电	未公布
			26-32		220-3+630（1包） 220-3+630(I包)	2023				未公布 1.65
	500	26			35		否否	2022年5月 2022年5月	宝胜股份汉缆股份	未公布
	500	26			66、220-3*1000		是	2022年6月	亨通光电
华能汕头勒门 (二)	594	15	16-24	是	220-3+630	2023/9/1		2022年6月		5.03
国华山东渤中！	501.5	25	9-14	是		2023	是否	2022年6月	汉缆股份中天科技	2.95
国华山东渤中！	501.5	25	9-14	是	35 220-3+630	2023				2.59
龙源射阳100万千瓦（原H3-5）	1000	65	9-20	否		竞配结束后4年内	否否	2022年8月 2022年7月	亨通光电亨通光电	17.82 4.84
龙源射阳100万千瓦（原H3-5）	1000	65	9-20	否	35 66	竞配结束后4年内
三峡阳江青州六	1000	52	37-46	否	330-3*800(1标段，共1回）	2024/9/30	否否		招标中招标中
三峡阳江青州六	1000	52	37-46	否	330-3+800 (2标段，共2回）	2024/9/30	是	2022年7月	东方电缆	13.81
国电象山1#2期	504 399.5	25	12-15	是	35、220		是	2022年7月	东方电缆	5.45
国电象山1#2期	504 399.5	25	12-15	是	35		否	2022年8月	万达海缆	未公布
	300		20-29	是	220	2023	否	2022年8月	汉缆股份	未公布
	300		20-29	是	35-395~3300	2023	否	2022年9月	起帆电缆	0.95
	500				220-3*1000 (海缆）	2023/8/31	否	2022年9月	东方电缆	1.73
	500				35-16+120~16+500	2023/8/31	否	2022年9月	宝胜股份	1.77
国华山东瀚中B2		19	17-19	是	220-3*630	2023	是	2022年9月	中天科技	2.91
浙能台州1号中广核惠州港口二PA	301 450	16.5 22	10-14 30-36	否	35、220 66、220	2024/12/31 2023/7/30	是是	2022年9月	东方电缆招标中	2.49

数据来源：中标公告，东北证券

2022 年累计海缆中标额 168 亿元，CR3>86%，行业格局稳固。海缆中标分布的地域属性显著，通常当地政府会优先使用在本地有产业投资的厂商产品。叠加海缆的历史业绩、高超技术和码头资源等壁垒，行业竞争格局稳固，头部厂商布局优异，并且拿单能力强，二线厂商在局部区域有所突破。超高压海缆的技术壁垒极高，并且项目首单极难突破，目前行业仅东方电缆、中天科技和亨通光电具备相关的技术和业绩。

图 28：2022 年各家海缆厂商的中标份额和金额（亿元）

数据来源：五大四小招标网站，东北证券

国内厂商积极拓展海外市场，海缆出海进程加快。国内头部海缆企业积极在东南亚、中东以及欧洲等海外市场布局，并频繁斩获订单，主要由于海外市场需求旺盛，而本土供应商产能紧张。东南亚距离国内较近，海风资源丰富，国内企业出口潜力大。西欧各国正处海上风电高速发展阶段，国内供应商先后中标海缆项目。海外大型海缆订单为东方电缆中标的荷兰 5.3 亿元海缆订单和亨通光电中标的越南 4.6 亿元海缆订单。

表 10：部分国内公司海外海缆项目中标情况

中标方	项目名称	项目所在地	中标产品	中标金额	公告时间
东方电缆	TenneT-Hollandse Kust West Beta	荷兰	66KV、220KV海缆	5.3亿元	2022.3
东方电缆	Pentland Firth East	苏格兰	35KV海缆	1亿元	2022.11
亨通光电	沙特红海海缆项目	沙特	33KV海缆	2.1亿元	2022.3
	中国电建越南金瓯1号	越南	海缆总包	4.59亿元	2022.3
	墨西哥海缆项目	墨西哥	34.5KV海缆	0.7亿元	2022
	泰国 PEA乌龟岛海风项目	泰国	33KV海缆	0.68亿元	2022
中天科技	越南新富东1区	越南	35KV海缆		2022.7
	达尔马天然气开发项目	阿联茵	6.6KV海缆	1	2022.7
	乌姆沙伊夫油田长期发展计划	阿联茵	6.6KV、11KV海缆	-	2022.7
起帆电缆	伯利兹海缆项目	北美洲		0.7	2022
起帆电缆	墨西哥海缆项目	墨西哥		0.1	2022

数据来源：公司公告、东北证券

亨通光电：海缆龙头企业，积极拓展海外海缆。（1）产能快速扩张：射阳海缆基地建设快速推进，一期将于2023年下半年投产，投产产能15 亿元，二期三期全部建成后产能不低于 40亿元。常熟基地海缆产能上限为60亿元。揭阳基地也有新的海风产能规划。（2）海缆出口领先：在欧洲的葡萄牙有电力电缆产能布局，在东南亚有海光缆、高压电缆产能布局，在非洲也有高压电缆产能布局，公司在海外有丰富成熟的业务渠道。公司秉承国际化战略，深度参与海外海风发展，在东南亚、中东、北美洲、亚洲等都有海风业务。（3）公司海缆订单有望高速增长：公司获取订单能力强，品牌得到认可，从今年国内海缆中标数据来看，公司市场份额稳居第二。随着揭阳附近海域的海上风电项目推出，公司的海缆订单有望高速增长。（4）海底光缆国内龙头，有望和海缆形成协调效应。公司是海底光缆全球第 4，国内排名第1，国内具备海底光缆全产业链的公司，具备全球多个国家的大长度交付业绩。

起帆电缆：陆缆经销龙头，海缆 0到 1过程。（1）海缆产能高速扩张。湖北宜昌海缆基地目前可达 23 亿元产能；广西海缆基地在建，预计 2023 年底达 10 亿元海缆产能，2024 年广西基地达 45 亿元海缆产能。（2）海缆地域属性突出，公司订单版图优异。公司陆缆总部在上海，上海具备较强海缆拿单能力；广西海缆基地开始投建，广西也仅起帆有产业布局，广西具备较强海缆拿单能力；公司在山东烟台设立蓬莱起帆海缆子公司，烟台也具备一定拿单能力。三大强势地域构筑公司海缆订单版图。（3）海缆高压技术逐步突破。公司已经具备丰富阵列缆交付业绩；220KV 海缆也具备海缆型式认证，预计 2023Q1 将实现首单突破；同时也在积极研发330KV及以上电压等级海缆技术。（4）陆缆经销龙头，经销渠道助力增长。公司是全国陆缆前五强企业，陆缆经销排名全国第 1，全国300+陆缆经销商，扎实的经销渠道助力公司陆缆业绩增长。

海缆格局优异，海缆出海值得期待。国内海风预计2023年可实现 10-12GW海风新增装机，同比实现 100%+增长，2023-2025 年国内海风预计仍有 25%左右增速。海外海风基数低，2023-2030年年复合增速可达 40%+。随着海风深远海的建设，海缆的价值量逐年提升，单GW价值量“通胀”。海缆进入壁垒高，地缘属性强，海缆的整体玩家少，行业供求相对适配。推荐起帆电缆和亨通光电，关注宝胜股份、中天科技、东方电缆、太阳电缆和汉缆股份。

1.4.2. 海风塔桩放量显著，出口海外打开成长空间

海风贡献塔筒管桩增量。海上风电的单机功率、叶轮直径与塔筒高度明显高于陆上风电。目前，国内的海上风机都是安装在近海或中海地区，采用管桩和塔筒作为基础支撑力量。从陆上风电来看，目前单位GW需要的塔筒类基础支撑重量约为7万吨；海上风电单位GW所需的基础支撑重量约25-30万吨，是陆上重量的3倍以上。例如 8MW 所需量在 2400 吨，不同地质略有区别，海风给塔筒管桩企业带来显著的需求放量。

图 29：不同深度海上风电桩基类型

数据来源：美国能源部，NREL，东北证券

图 30：陆上/海上风电单机功率及塔筒高度

数据来源：美国能源部，NREL，东北证券

成本加成盈利空间稳定。塔筒通常采用成本加成的定价模式，原材料价格传导较为顺畅。在项目招投标过程中，塔筒企业一般根据当下的钢材价格走势确定自身报价，因此在今年钢价持续上行的背景下，塔筒的中标价格也相应水涨船高。如果产能利用率保持较高水平的话，国内陆风塔筒的盈利约为500-700元/吨，国内海风的塔筒管桩盈利约为 800-1000 元/吨，陆风塔筒出口的单吨盈利与国内陆风相近，海外海风的单吨盈利预计是国内海风的 200%+。积极发展海外海风将实现快速的利润释放。

图 31：近期塔筒招标情况

项目名称	中标公司	中标时间	价格	详情
河北省邢台市任县60MW陆上风电项目二期	强盛风电	2022年10月28日	485.64万元色	单台塔筒估拟安装12台5.0MW的风电机组，总装算中标价为机60MW，项目招标要求混塔，供货包括混凝土塔筒段和钢质塔筒。
湖北天门渔薪80MW陆上风电项目	金银河重工	2022年10月28日	410万元。	单台塔筒估拟安装16台5.0MW的风电机组，总装算中标价为机80MW，项目招标要求混塔，供货包括混凝土塔筒段和钢质塔筒。
广西藤县大黎一期200MW风电场工程天顺风电		2022年10月24日	9000元／吨。	大黎风电场拟安装43台4.65MW-195 的风力发电机组，总装机容量为 200MW。
深能若羌祁曼100MW风电项目	泰胜风能	2022年10月17日	8850元/吨	项目预计总投资6.08亿元，项目总装机容量为10万千瓦，共布置16台运达股份的单机容量为6250千瓦风电机组。
大庆林甸100MW风电平价上网项目	天顺风电	2022年2月14日	/吨。	安装25台GW165/4000-140H的风电机 10515.75元组，总装机容量为100MW。塔架为混塔（其中混凝土段高度为90m，钢塔段47.2m）
辽宁省开原市中固镇100MW风电项目	大金重工	2022年1月24日	吨	6台150/3.0-95m、10台165-4.0- 8776.45元/100m、10台165-4.2-100m风力发电机组塔架，含支架、附件、塔筒门专用锁具、内附件等
天润大丰69.5MW风电场	天顺新能	2022年1月21日	10405.88元 /吨。	共安装14台GW-155/4500和1台 GW171-6000的风力发电机组。塔架为混塔

数据来源：风电财经，东北证券

码头构筑行业格局。2020 年我国共有万吨及以上码头共计 2592 个，同比增长速度仅为 2.86%，2018-2020年的同比增速都在 3%左右，保持低速增长。按照吨位拆分来看，1-3万吨（不含）数量为 865个，3-5万吨（不含）数量为437个，5-10万吨（不含）数量为850个，10万吨及以上数量为440个，10万吨及以上占比仅为17%，占比较低。从事海上风电的塔筒管桩业务至少具备 5000 吨+的码头，通常 2 万吨+的码头运输更为方便，码头资源稀少构筑行业壁垒。

图 32：2015-2020中国港口万吨级泊位个数及增速

数据来源：Wind，东北证券

图 33：2015-2020中国港口各万吨级泊位个数（个）

数据来源：Wind，东北证券

中厚板成本差异构筑成本优势，产能优势弥补海外海风产能缺口。国内中厚板相较于他国拥有明显成本优势，根据过去 10年数据，国内的中厚板价格较欧美中厚板价格便宜约 200-300美元/吨，国内钢铁产业链发达带来的成本优势突出。海外主要的塔筒管桩企业如 SIF、EEW、SeAH 等扩产速度和意愿较弱，随着海外海风的迅猛发展，海外海风塔筒管桩产能存在显著缺口，国内海风塔筒管桩的产能优势也将发挥作用。

图 34：各国中厚板市场价

数据来源：Wind，东北证券

海风塔筒管桩出口码头壁垒高，需要 5 万吨+吨位和 10 米+自然水深。由于海风塔筒管桩的直径通常都在 6米以上，没法在陆路转运，所以通常需要直接在码头装上船运输到海外。码头需要直接停靠远洋巨轮，远洋巨轮船底尖吃水深度大，靠泊要求码头及前方航道的自然水深达到 10 米以上，码头吨位达到 5 万吨以上。目前上市公司仅大金重工的蓬莱基地具备海风塔筒管桩出海能力。大金重工在蓬莱基地具备 5 个深水码头，4 个 10 万吨顺岸码头（水深 14 米），1 个凹槽码头 3.5 万吨（水深 9.7米）。深水良港夯实大金的海风出口优势，叠加公司海外业务的多年耕耘，预计 2023年起将迎来显著放量。

图 35：以大金码头为例

数据来源：公司官网，东北证券

大金重工：国内海风卡位优势领先，海外海风订单爆发。（1）深水良港构筑海外海风优势。目前上市公司仅大金重工的蓬莱基地具备海风塔筒管桩出海能力。（2）海风基地积极扩张，卡位优势突出。公司山东蓬莱海风产能计划从 50 万吨扩张到 70万吨；公司阳江海风产能预计今年 20万吨+，明年扩到50 万吨；汕头、辽宁和河北预计将各建立 1个海风基地，形成全国五子星的布局。其中阳江、汕头和山东都已推出大量的海风项目，国内凭借属地优势将获得大量国内海风订单。（3）海外海风耕耘多年，订单已显著爆发。海外海风通常需要直接和海外业主进行对接，整个招投标过程需要 2 年左右，需要长期的海外经营和培育，公司于 5 年前已大力准备海外海风业务开发。大金重工在 2022 年依次获得了英国 Moray West48 套单桩项目、Moray West 30 套过渡段项目、Boskalis 美国海上风电大型钢结构项目、法国 NOY -Ile D'Yeu et Noirmoutier 项目和英国 Moray West 海塔项目，总计约 20 万吨。预计2023 年海风海风订单有望翻倍式增长。（4）打造海风运输船，降低成本夯实壁垒。公司拟建设海风塔筒管桩的特种运输船，从而有效的保证运输海外的效率和成本，同时也实现海外海风的一体化服务，夯实竞争壁垒。

海风塔筒管桩放量显著，码头夯实竞争壁垒，行业格局良好。国内海风高速发展，海外诸国的海风开始爆发式发展，海风长期发展值得期待。随着深远海化，海风的单桩的单GW用量有望小幅提升，超大单桩也提高了技术的要求，大型码头夯实行业竞争壁垒。推荐大金重工，关注天能重工、天顺风能、海力风电、泰胜风能和润邦股份。

2. 光伏：需求景气延续，抓住“新约束”和“新技术”两大主线

2.1. 光伏需求端：三大市场强支撑，光伏景气度无虞
2.1.1. 地面电站接力，光伏增长确定

光伏需求景气高企，集中式阶段承压。2022年12月，国内新增光伏装机21.7GW，同比增 8%，全年累计装机87.41GW，同比增长59%，虽然受 12月硅料快速下跌导致下游装机意愿减弱，但全年装机需求仍延续高增。分结构来看，22Q1-Q3分布式新增装机 35.33GW，占比67%，同比增长115%，集中式新增装机 17.27GW，占比33%，同比增长 89%。集中式新增装机占比同比下降 3pct，我们认为主要是由于上游硅料价格高企导致组件价格维持高位，项目 IRR普遍承压，导致地面电站装机进一步推迟。随着硅料产能明年逐步释放，产业链价格进一步下降，叠加风光大基地保障并网的推动，地面电站有望在明年实现高增，成为光伏装机增长的重要支撑。

图 36：我国光伏月度新增装机量（GW）

数据来源：中电联，东北证券

图 37：22 年以来地面电站装机增长较慢（GW）

数据来源：国家能源局，东北证券

风光大基地项目启动，奠定地面电站需求增长。根据第一期和第二期风光大基地项目，预计约26GW光伏项目在 22年底前并网、至少37GW 光伏项目在23年底前并网，而考虑到今年由于上游硅料和组件价格高企导致地面电站装机量受影响，预计22 年全年基地项目光伏并网为 20GW，则 23 年光伏并网或超 40GW，同比增长超100%。11 月 29 日，国家能源局发布通知指出，各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。上述通知的出台，预计能进一步刺激项目建成的积极性，保障项目并网进度，进一步提高明年地面电站装机需求增长的确定性。

表 11：风光大基地开工进度

类型	光伏规模（GW）	进展
第一期大基地	53	22年要求并网26GW 23年要求并网27GW
第二期大基地	25	预计 23年并网10GW
十四五合计	预计超100	一、二期大基地已陆续开工

数据来源：国家能源局，东北证券

硅料降价释放需求，进一步提高地面电站经济性。根据PV-Tech的数据，22年前三季度光伏组件招标总规模已超过 124GW，超21 年全年招标量近 3 倍，预计22年全年有望突破 150GW，招标组件主要应用在大型地面电站，但前三季度地面电站累计新增装机量为 17.27GW，因此预计有超 100GW 组件尚未交付，我们判断主要是由于地面电站项目价格传导周期较长，在硅料价格高企的背景下，项目 IRR承压，地面电站项目不断推迟，而考虑到四季度硅料价格仍然高企，我们认为仅有少部分组件在 Q4 使用，剩下的大部分都转到明年。根据 PV Info Link 数据，随着硅料产能持续释放，多晶硅致密料价格自 12月初出现明显拐点，截止1月18日，硅料价格已经从去年 12月初高点303元/kg连续下滑至150元/kg，降幅超 50%，上游硅料价格打开下行通道，将带动产业链价格下降，项目 IRR 随之提升，刺激对组件价格更为敏感的地面电站需求释放。

图 38：组件招标量远大于地面电站装机量

数据来源：PV Tech，东北证券

图 39：硅料价格持续走低

数据来源：PV Info Link，东北证券

因此，预计 22 年全年地面电站装机规模为 40GW 左右，综合今年以来的地面电站组件招标规模，我们预计2023 年国内地面电站装机可达60GW，同比增长50%。分布式光伏装机 22年全年预计为 50GW，考虑到明年各省市政策持续推进，预计明年需求增长 30%至65GW。我们预计，明年国内光伏装机需求有望达到 125GW，同比增长 39%，行业景气度延续。

图 40：我国光伏新增装机结构（GW）

数据来源：国家能源局，东北证券

2.1.2. 能源转型加速，支撑需求增长

能源系统转型加速，景气度有望延续。随着22年初以来俄乌冲突加剧，俄罗斯能源供给持续紧张，欧洲电价不断飙升，为摆脱对俄能源依赖，欧盟在 22 年中通过REPowerEU 计划，相较于此前的《Fit for 55》法案，计划旨在将 2030 年可再生能源结构中占比目标从 40%提升至 45%，可再生能源装机容量从 1067GW 提升至1236GW，其中，针对光伏装机方面，目标是到 2025年太阳能光伏装机容量提升至320GW 以上，到 2030 年接近 600GW，即 22-25 年平均每年至少新增装机 34GW，26-30年平均每年新增装机56GW。

表 12：欧洲能源法案对比

“欧洲可再生能源”实现路径	“减碳 55“计划 2030年目标	“欧洲可再生能源”措！施	然气替代量	2022 年底天对“减碳 55”天然气替代目标量
天然气供应多样化		液化天然气管道进口天然气	50 10	50 10
	17 bcm 生物甲烷燃气产能，节约 17 bcm 天然气 5.6 mt 可再生氢气产能，节约9-18.5	2030 年增加至35bcm 生物甲烷燃气产能 2030 年增加至 20mt 可	3.5	18
	bcm 天然气节电，节约 38bcm 天然气	再生氢气产能欧盟范围内的节能措施，例如：降低建筑制		20-50
		热系统1度可节约 10 bcm天然气	14	10
电力系统	计入整体的 RES 数据	屋顶太阳能光伏系统，年产能1.5 TWh 未来五年内安装1000 万台热泵，前5年将计划	2.5	前期需要设备装载
	2030 年安装 3000w台热泵，在 2030 年节约 35bcm 天然气	内的热泵部署速度加快一倍前期提升装机速度	1.5	前期需要设备装载新增氢能生产计入
	2030 年风电装机480GW，光伏装机 420 GW，节约170 bcm 天然气，新增 5.6 mt 绿色氢能产能	20%，节约3 bcm 天然气，新增 80GW 产能进行氢能源生产	20	可再生氢能部分，其余产能前期需要设备装载
企业转型	电气化系统和可再生氢能源升级利用	创新基金和碳交易		计入可再生氢能部分

数据来源：《Fit for 55》法案，REPowerEU 计划，东北证券

居民用电成本持续攀升，新能源发电需求凸显。欧洲天然气价格在今年以来大幅飙涨，而作为欧洲电力结构中占比高达 20%且边际成本最高的能源，天然气价格的抬升也相应推动欧洲居民用电成本的上涨。后续来看，俄乌冲突短期难以缓解，对于欧洲政府而言，将进一步刺激其寻找替代能源的步伐。自 22 年3 月份以来，欧洲对于光伏组件需求的激增便可佐证这一观点。22 年全年，出口欧洲组件规模达81.61GW，同比增长95%，12 月份出口4.75GW，环比下滑 12%，逆变器出口德国规模达 6.26亿美元，同比增长 106%，12月份出口1.04亿美元，环比增长 39%，出口荷兰规模达 26.37 亿美元，同比增长 134%，12 月份出口 2.93 亿美元，环比下滑15%。

图 41：欧洲能源价格持续高企

数据来源：Wind，东北证券

图 42：欧洲国家电价仍维持高位（EUR/MWh）

数据来源：nordpool，东北证券

图 43：出口欧洲的组件销量

数据来源：PV Info Link，东北证券

图 44：出口欧洲的逆变器销额

数据来源：PV Info Link，东北证券

PPA 价格走高，进一步凸显光伏电站经济性。受居民电价和产业链价格上行驱动，PPA 价格在过去一年持续走高，根据 Level Ten 数据，22Q3 价格已经达到 68.57 欧元/MWh，同比增长53.30%，环比增长15.40%，而且由于趸售价格一直高企，部分欧洲市场的趸售电价更是高达 500 欧元/MWh，因此即使价格不断上涨，PPA 需求仍然较为旺盛。PPA 价格不断拉升，将直接提高光伏电站的 IRR，刺激光伏电站投资需求。因此我们预计 2022年欧洲市场全年新增装机量为 57GW，同比增长78%，2023 年全年装机有望接近 80GW，同比增长约 40%。

图 45：欧洲 PPA 价格持续走高

数据来源：Level Ten，东北证券

2.1.3. 贸易因素有望逐步消除，带动美国需求好转

贸易壁垒高筑，美国需求承压。除此前的双反调查、201条款、301条款和WRO外，美国自 22 年 3 月以来继续针对中国光伏产业链进行打压，分别在 3 月份对东南亚四国实施反规避调查、在6月份生效UFLPA法案替代WRO，一系列的贸易壁垒使得中国对美出口组件出现阶段承压，22 年全年对美组件出口为 389.1MW，同比下滑 19%，组件进口的减少也进而拖累光伏装机，1-9月份，美国新增装机 17.33GW，同比下滑 14.89%，9 月份新增装机 2.37GW，同比下滑 3.19%。

图 46：美国新增装机增长不断走低

数据来源：PV Info Link，东北证券

图 47：对美组件出口在22H1普遍承压

数据来源：PV Info Link，东北证券

问题逐步缓解，明年需求弹性较大。尽管美国政府多次限制中国光伏组件进口，且通过《通胀削减法案》等意图打造美国本土光伏制造产业，进一步减少对中国进口依赖，但是由于本土光伏组件制造能力较弱，预计本土生产的组件占比不到 10%，难以支撑本土光伏装机需求，因此在今年 6月份通过10414 号公告，决定对东南亚四国采取为期 24个月的暂时免征反倾销反补贴税的措施。同时，根据《通胀削减法案》规划，针对在规定时间内开始建设或符合法案其他要求的地面光伏项目，可享受 30%的初始投资税收抵免，且税收抵免时长延长 10 年，而根据普林斯顿大学的模型预测，从 2022 至 2030 年集中式光伏装机容量就可增加 500GW，即平均每年45GW。因此，IRA 法案进一步提高美国光伏装机需求预期，而贸易政策的边际向好或将为国内组件出口带来持续量增。因此我们预计美国光伏新增装机 22/23 年分别为 25GW 和 50GW，同比增长 100%。

2.2. 光伏供给端：放量趋势确立，寻找盈利拐点

终端需求放量，看好量价齐升板块。过去两年，硅料供给受限成为光伏装机最大的制约因素，而 23 年开始硅料逐步打开下行周期，产能大规模释放带来价格大幅下滑，推动硅料转而成为光伏装机有力的催化因素，终端需求放量对产业链各环节的正反馈预计也逐步得到验证。同时，2023年作为TOPCon 放量的元年，势必催生出对辅材新产品的新需求，带动辅材各环节产品结构出现明显的迭代更新。因此“量增”趋势辅材各环节已经较为明确，我们认为，23年产业链各环节最大的不确定性转而聚焦在“利增”，即硅料环节让出利润后，如何重新分配新蛋糕，辅材产业链哪些环节可以在“量增利增”或“量增利稳”下实现单 GW 价值量的显著提升成为我

们寻找优质标的的关键。

表 13：TOPCon 产能规划

	产地	已投产	在建产能	备注
晶科能源	安徽合肥	8		合肥一期，22Q2满产
		8		合肥二期，22.7投产
		8		尖山一期，22Q2满产
	浙江海宁		11	尖山二期，22.6 启动
	浙江海宁	河北宁晋 1.3		2022年二季度投产
晶澳科技	河北邢台		6	原来为 5GW，预计 2023年春节前投产
晶澳科技	江苏常州	0.5		中试线
天合光能	江苏宿迁		8	预计 2022Q3投产
天合光能	江苏泰州	3.6		16/21年已投产
中来股份	山西太原			第一个 4GW 2022Q1设备进场，Q2产能爬坡，6月
		4		30日首片下线，一期后续 4GW处于融资阶段
			4
			8	山西二期
	1			2021年下半年投产
通威股份正泰新能	四川眉山		16	2023年12月底前投产
			16
			9	预计 2022 年底前投产
	浙江海宁	4		设备已进场，预计6月30日投产
同翎新能源	江苏高邮		2.5	预计 2022年全部达产
徐州太一光			2.5
能	江苏徐州		10	一期建设 5GW TOPCon 光伏电池，建设周期为两年，二期建设 5GW HJT光伏电池
一道新能源	衢州		5	预计 2022年下半年建成
一道新能源	泰州		5	目前已经进入设备安装调试阶段，即将投产
协鑫集成	四川乐山		10	一期5GW
钩达股份	安徽滁州	8		2022年6月设备进场，预计9月底满产
	安徽滁州		8	预计 2022年底前建设
	江苏淮安		26	项目投资130亿元
润阳能源	江苏盐城		10	预计 2022年下半年建成
润阳能源				首期建设 5GWTOPCon 电池生产线，二期建设
晶优光伏	江苏泰安		10	5GWTOPCon 电池生产线

数据来源：各公司官网，东北证券

关注“新约束”和“新技术”辅材板块。产业链降本是光伏行业最确定的趋势之一，对于议价权较低的辅材环节而言，大部分时间都处于被压缩利润的位置，而要实现阶段性溢价，我们认为大致可分为两类企业，一是具备供给约束的，依靠供给错配周期，实现资源壁垒下的溢价，对于 23 年，我们认为 POE 胶膜、石英砂等环节具备这一条件，二是具备技术约束的，通过新技术提高组件的性能，实现技术壁垒下的溢价，多主栅或无主栅技术、接线盒新技术等在明年值得期待。

表 14：过去两年硅料产能扩张速度慢于下游

单位：GW	2018A	2019A	2020A	2021A	2022E
硅料	190	198	195	205	300
单晶硅片	68	119	220	366	430
电池片	85	178	250	310	360
组件	119	172	251	325	390
全球装机量	102	115	136	170	250

数据来源：CPIA，东北证券

2.2.1. 胶膜：N型电池+双玻组件，激发 POE胶膜需求

对于光伏封装胶膜而言，由于组件对更少克重的要求和组件功率的提升，胶膜耗用量存在下降的趋势，因此单 GW 价值量提升的核心源自粒子价格上涨带来的胶膜售价提升。我们认为，在供给既定的情况下（暂不考虑非光伏料转产），POE粒子的供需关系决定了粒子价格多少，而 POE粒子供需平衡点主要取决于下游组件厂商对于纯 POE 胶膜及其替代方案的比例选择。因此，我们判断至少在明年下半年之前，纯 POE 胶膜仍是市场主流方案，推动 POE 粒子和 POE 胶膜价格一直走高，带动POE 胶膜企业毛利率相应提升。而随着粒子价格居高不下，叠加替代方案逐渐成熟，下游组件厂商或逐渐增加替代方案的供货比例，供给约束可能逐步解除。

图 48：POE和 EPE胶膜占比持续提升

数据来源：CPIA，东北证券

图 49：胶膜厂商具备良好顺价能力

数据来源：海优新材招股书，东北证券

需求端：N 型组件+双玻组件渗透率提升，激发 POE 胶膜需求。一方面，TOPCon组件对水汽阻隔率、抗 PID 等性能要求更高，具备更优性能的 POE 胶膜能给组件带来更好性能，因此更符合TOPCon组件的需求。根据CPIA的数据，21年EPE+POE出货占比约为 23%，即对应出货量合计约为 4.6亿平米，预计 22 年 TOPCon组件出货量为 20GW，对应POE胶膜需求仅为 2亿平米，而23年预计N 型组件出货量为80-100GW，对应POE胶膜需求增长至 8-10 亿平米，同比增长约4-5倍，POE 胶膜的需求潜在空间广阔。

另一方面，由于双玻组件具备更高的发电效率（比常规组件高 4%）、低衰减（常规组件为 0.7%，双玻为0.5%）、长寿命（比常规组件多5年）等优点，地面电站业主更青睐使用双玻组件。而双玻组件由于背面采取玻璃替代传统背板，背面玻璃容易与 EVA 胶膜产生钠离子，造成 PID 衰减，因此双玻组件普遍采用POE或者EPE。因此随着明年地面电站并网加速，双玻组件占比预计也相应提升，从而带动 POE和

EPE 胶膜的需求增长。

图 50：TOPCon 和 HJT 占比持续提升

数据来源：CPIA，东北证券

图 51：双玻组件占比逐步提升

数据来源：CPIA，东北证券

表 15：各种胶膜的性能对比

	主要原料	应用场景	优点	缺点
透明EVA 胶膜	EVA树脂	组件双面封装或正面封装	高透光率、抗紫外湿热黄变性、与玻璃背板粘结性好	易产生乙酸，具有腐蚀性和造成PID现象
白色EVA 胶膜	EVA树脂白色填料	组件背面封装	高反射率	价格较高
EPE胶膜	POE树脂 EVA树脂	双玻组件或N型组件封装	兼容 POE 和 EVA 性能	价格较高组件生产效率较低、抗
POE胶膜	POE树脂	双玻组件或N型组件封装	耐老化、高水汽阻隔率、高抗PID性能	滑性较低、助剂析出严重而性能不稳定、层压良率偏低

数据来源：海优新材招股书，东北证券

供给端：进口增量有限，国产替代缓慢。由于POE制备工艺尚未公开，国内厂商研发产品仍处于调试阶段，因此我国 POE 树脂目前几乎全部依赖进口。目前全球POE产能集中在海外的几家主要供应商，陶氏化学、三井化学、SSNC、埃克苏美孚、北欧化工合计产能占据全球产能的 95%。展望明年，我们认为国内 POE粒子有效产能约为 35万吨，主要增量来自陶氏和 SABIC。虽然国内厂商已经在进行 POE 粒子研发生产，比如万华预计23年底能实现 POE项目一期投产，届时产能预计达到20万吨/年，万华、茂名石化和斯尔邦的中试装置已经出货生产，但是预计明年年底之前国内 POE 粒子需求仍然依赖进口。

表 16：海外企业POE产能统计

企业	产地	规划产能（万吨）	投产时间
DOW	美国	20	1993/2004
	美国	13.6	2003/2006
	西班牙	5.5	2004
	泰国	5	2008
Exxon	美国		1991/2004
Exxon	美国	17
三井 LG	新加坡韩国	20	2003/2005
SK		1
SABIC	韩国	17
Borealis	荷兰	3	2013

数据来源：各公司官网，东北证券

根据我们的推算，在谨慎假设下，预计在明年非 EVA 封装方案中，纯 POE 胶膜占比为 60%，对应 POE 粒子需求量为 40 万吨，相对于 35 万吨的供给量将处于供不应求状态。而通过倒推计算得出，纯 POE 胶膜占比下降到 45%，对应纯 POE 胶膜需求量为 5亿平米，对应粒子需求量则刚好为35万吨，换而言之，若明年替代方案可支撑 3 亿平米及以上的 N 型组件胶膜需求（假设 TOPCon 出货 80GW），则供给约束将得到缓解。反之，POE粒子价格由于供给受限将短期内持续走高，叠加胶膜厂商具备良好的顺价能力，胶膜企业将迎来阶段性“利增”。

表 17：POE 和 EVA 供需平衡表

	2022E	2023E	2024E	2025E
全球光伏装机容量（GW）	250	350	450	550
容配比	1.25	1.25	1.25	1.25
组件需求（GW）	313	438	563	688
光伏胶膜需求（亿平米）	34	48	62	76
POE+EPE占比	25%	30%	35%	45%
纯EVA胶膜（亿平米）	26	34	40	42
EPE+POE 胶膜（亿平米）	9	14	22	34
EPE+POE 中 EPE 占比	40%	55%	45%	50%
纯POE胶膜（亿平米）	5	6	12	17
双面 EPE胶膜（亿平米）	3	8	10	17
EPE 中 POE占比	35%	50%	45%	45%
EPE胶膜中的EVA（亿平米）	2	4	5	9
EPE 胶膜中的 POE（亿平米）	1	4	4	8
POE 胶膜需求（亿平米）	6	10	16	25
EVA胶膜需求（亿平米）	28	38	46	51
POE克重（kg/平米）	0.40	0.38	0.35	0.35
EVA克重（kg/平米）	0.50	0.48	0.46	0.44
POE粒子需求（万吨）	25	40	57	86
EVA粒子需求（万吨）	140	181	210	224

数据来源：东北证券

推荐盈利明显反弹的胶膜厂商。虽然在 22 年随着下游光伏需求爆发，胶膜行业出货保持高增，但由于上游粒子价格波动较大叠加厂商库存堆积，胶膜企业未能实现快速的价格传导，导致盈利能力显著承压，出现明显的“增收不增利”情况。展望2023年，随着高价库存出清，且粒子价格预计在供给偏紧下维持单边上行或高位震荡，胶膜厂商预计能较好地实现成本传导，推动盈利快速反弹。因此，我们推荐在22 年下半年盈利承压明显，且 23 年产能处于快速扩张的胶膜厂商：天洋新材、海优新材。

图 52：胶膜企业分季度出货保持高增

数据来源：公司公告，东北证券

图 53：胶膜企业 22 年毛利率普遍不及 21 年

数据来源：Wind，东北证券

2.2.2. 石英砂：高纯石英砂紧缺，国产化+N 型组件提高耗用量

对于石英坩埚而言，耗用量的增加和价格的上涨都将共同推动单 GW 价值量的提升。价格的上涨主要源自上游原料石英砂的供给受限，增长速度显著慢于下游硅片，而石英砂和石英坩埚价格的持续上涨最终将迫使国内厂商使用价格更低廉但质量较次的国产砂作为中层砂甚至内层砂，从而降低坩埚使用寿命，间接增加了坩埚的耗用量。因此，我们判断，在明年海外供给无明显增加的情况下，石英坩埚的盈利水平将得到大幅提升。

供给端：高纯石英砂资源紧缺，海外企业垄断主要供给。影响石英坩埚质量的主要是石英砂品质，按照坩埚结构，可分为内层、中层和外层砂，用量比例一般为 3：3：4，而由于内层砂直接与硅液接触，因此坩埚对于内层砂的要求最高，一般要求使用进口的高纯石英砂，国产砂和进口砂最大的区别在于粒度的分布，前者由于气泡包裹体较多，在长时间高温拉晶过程中容易导致气泡破裂，从而使得杂质进入到硅液，这一差异本质是石英砂矿的差异，难以通过工艺弥补，因此生产高品质石英坩埚需要保证一定比例的高纯进口砂用量。

图 54：石英坩埚的内层砂与硅液直接接触

数据来源：《石英坩埚相关知识介绍》，东北证券

海外主要供应商扩产速度较慢。目前全球具备较高矿石质量和生产工艺的企业较少，主要为美国的尤尼明和挪威的TQC，两者的矿石都来自美国 SprucePine矿区，该矿区拥有全球 90%的高纯石英砂供应量。因此，海外两家企业的产能和出货规划直接影响到我国石英砂进口，从而制约着高品质石英坩埚的产量。而由于矿产资源稀缺，海外两家企业扩产步伐较慢，我们预计，尤尼明+TQC 两家企业的石英砂产能将从22 年的 2.6 万吨增加到 23 年的 2.86 万吨，约造成 3000 吨左右的供给缺口。因此，明年来看，由于石英砂供给紧张，预计将推动石英砂和石英坩埚的价格上涨，盈利亦将随之呈现较好增长。

表 18：高纯石英砂主要厂商产能

公司	矿床	类型	国家	高纯石英砂产能
尤尼明	SprucePine	白岗岩	美国北卡罗莱纳州	6万吨（2019）
挪威TQC	SprucePine 德拉格	白岗岩伟晶岩	美国北卡罗莱纳州挪威诺尔兰郡	3万吨左右（2019）
石英股份	1	热液脉石英型伟晶岩	印度、俄罗斯、挪威、美国、中国湖北	5万吨左右（2022）

数据来源：各公司官网，东北证券

需求端：石英砂国产化+N型组件占比提升，推动耗用量有望进一步提升。一方面，虽然高纯进口石英砂可以有效延长坩埚寿命，但是为了保证拉晶产量，国内硅片厂商预计会使用部分国产砂替代进口砂作为内层砂，而为了保证硅液免受杂质的影响，使用国产砂作为内层砂的坩埚一般会做成 28 英寸及以下的小尺寸坩埚，因为小尺寸坩埚使用时长更短，内层砂的气泡不会完全释放，进入到硅液的杂质也相对减少。而小尺寸的坩埚意味着拉晶时间更短，在单位时间内的耗用量也相应提升，从而带动石英坩埚的需求提升。另一方面，N型电池由于对晶棒的纯度要求更高，对应的坩埚寿命比 P型的普遍要低50-100个小时，因此所消耗的石英坩埚更多，所以随着明年 TOPCon 的渗透率提升，预计石英坩埚的耗用量也相应提升。总体而言，随着小尺寸坩埚占比提升和N型电池渗透率提升，石英坩埚的耗用量有望得到进一步提升。

根据我们的测算，假设23年32英寸及以下的坩埚占比维持在40%，且N型硅片占比达到 30%，对应石英砂总需求量约为 10.96 万吨，考虑到需要维持 30%的进口砂比例，因此进口砂需求量约为 3.3 万吨，相较于尤尼明和TQC 共计约2.9万吨的进口量，预计会产生 4000吨的供需缺口。因此，在明年供给紧缺的情况下，即使小尺寸的坩埚维持一定比例，石英砂供给缺口仍然较大，我们看好石英砂和石英坩埚在售价上持续走高，增厚利润空间，叠加国产化和N型硅片趋势，单GW坩埚消耗量也有望重回增长。

表 19：石英砂供需平衡表

	2020A	2021A 2022E	2023E	2024E
全球光伏装机容量（GW）	136	170 250	350	450
容配比	1.25	1.25 1.25	1.25	1.25
硅片的需求量（GW）	138	175	313 438	563
单GW单晶炉数量（个）	80	80 80	80	80
坩蜗运作时长（天）	14.6	14.5	14.2 13.3	12.7
坩蜗的平均寿命（h）	350	348	340 320	305
P型电池的寿命（h）	350	350	350 350	350
占比	100%	95%	90% 70%	55%
N型电池的寿命（h）	300	300	250 250	250
占比	0%	5%	10% 30%	45%
坩蜗的需求量（个）	25	25	26 27	29
坩蜗的平均重量（kg）	88	90	104 104	112
32英寸及以下的重量（kg）	80	80	80 80	80
占比	80%	75%	40% 40%	20%
36英寸及以上的重量（kg）	120	120	120 120	120
占比	20%	25%	60% 60%	80%
所需要的石英砂（万吨）	2.43	3.18 6.70	9.96	14.48
库存&损耗比例	10%	10% 10%	10%	10%
实际需求量（万吨）	2.67	3.49	7.37 10.96	15.92
尤尼明（万吨）
TQC（万吨）	1.2	1.5 1.5	1.7	3.0
	0.8	1.1	1.1 1.2	1.6
进口砂比例	30%	30%	30% 30%	30%
进口砂供需缺口（万吨）	1.20	1.55	0.39 -0.43	-0.14

数据来源：东北证券

建议关注石英产业链龙头企业。在海外主要企业扩产意愿不强的情况下，同时考虑到高纯石英砂对矿源、勘探、提纯等要求较高，二三线企业扩产难度较大，石英股份预计会成为短期内行业增产的主要厂商，因此预计石英砂价格全年继续走高，石英砂上游企业有望分配更多的产业链利润。另外，作为石英坩埚的龙头，欧晶科技与上游供应商已经建立了长期稳定的合作关系，预计在高纯石英砂供应方面有一定保障，叠加包括 TCL 中环、双良、协鑫等下游客户的进一步合作，公司有望在 23年随着新增产能的逐步落地，实现出货和盈利显著提升。因此，建议关注石英产业链龙头：欧晶科技、石英股份。

2.2.3. 焊带：新技术加速迭代，溢价空间有望延续

辅材产业链的新技术一般是配合主产业链实现降本增效的，而 23 年作为 N 型电池放量的元年，银浆在 N 型电池耗用量的增加成为降本的主要关注点，因此我们认为，明年的辅材新技术应重点关注辅材端降银浆成本的技术。一般而言，降低银浆成本的方法主要有两类方法，一是对栅线印刷技术进行优化，通过多主栅技术或无主栅技术降低耗用量，二是对银浆原料进行国产化替代或材料替换，用更廉价的原材料降低成本。

表 20：降低浆料单耗的主要方案

	栅线印刷技术	低温银浆国产化	银包铜	电镀铜
原理优点	通过主栅图形的优		使用国产厂商开发用铜粉替代部分银使用金属铜代替部
	化设计和细栅的细线化	的低温银浆	粉	分或全部的金属银
	目前主要降银耗方	成本大幅降低	铜粉单价较低、产	成本优势明显
缺点	法降本幅度不大，最优方案仅为	国产化进程较慢	品已批量出货银和铜的比例直接影响产品性能	工艺流程更长、设备投资成本高、环

数据来源：智汇光伏，东北证券

目前主流的降银浆方案为多主栅技术和无主栅技术，我们认为，考虑到焊带技术成熟度和其他新技术的认证周期，预计明年仍将以焊带降银浆方案为主。银浆的耗用量与主栅的宽度密切相关，一般而言，主栅数量越多，宽度越窄，银浆耗用量越少。因此多主栅技术的不断升级，也持续降低组件的银浆耗用量，比如相较于 5BB，MBB技术能有效使得 P型电池银浆耗用量降低 36mg/片、使得HJT 电池银浆耗用量降低100mg/片，而SMBB 技术则进一步缩小主栅宽度，使得电池银浆耗用量相较于 5BB减少了 128mg/片。更进一步而言，针对 HJT 电池，采用 0BB 技术能进一步降低银浆耗用量，根据迈为透露，目前主流厂商 HJT 组件的银浆耗用量为 18mg，而去除主栅线后，0BB 异质结组件的单瓦银浆用量可以降到 12mg。

表 21：多主栅技术有效降低浆料单耗

4BB	5BB	MBB	0BB
电池浆料单耗（mg/片）	350 300	<200	120
单片成本（元/片）	2.1 1.8	<1.3	0.72
电池效率（%）	22.8 23.2	23.8	24
M2功率	5.57 5.668	5.815	5.864
单瓦成本（元/W）	0.359 0.318	0.224	0.123
浆料成本占比	21.70% 19.20%	14.70%	7%
浆料占组件成本	14.60% 12.90%	9.90%	5%

数据来源：迈为新品发布会，东北证券

图 55：N型电池银浆耗用量明显高于 P型

数据来源：CPIA，东北证券

图 56：细栅宽度与银浆耗用量成正比

数据来源：《MBB 太阳电池栅线的设计优化》，东北证券

SMBB焊带有望延续高溢价。考虑到焊带线径与耗用量不存在成比例关系，在多主栅技术下无法预测焊带单 GW 耗用量的增减，因此对于 SMBB 焊带的单 GW 价值量，增量主要来自新技术带来的溢价。比如MBB 技术在2019年上市之初，产品售价较常规互连焊带高 10-15%，毛利率高 5-10%，直到 2021 年才因原材料成本大幅上涨而出现均价和毛利率大幅下滑。考虑到 SMBB 技术在 22 年才逐步面向市场，且更细线径对于焊带厂商生产工艺要求更高，龙头厂商具备相对更高的技术壁垒，叠加对 SMBB 焊带需求更大的 N 型电池在 23 年才真正放量，技术壁垒更厚+终端需求放量支撑，将推动 SMBB 焊带相对溢价至少延续至明年，我们看好 SMBB 技术给行业和龙头厂商进一步增厚的利润空间。

低温焊带具备更大想象空间。进一步而言，0BB技术通过使用焊带汇集电流的方式取代原有的主栅，一方面可以减少主栅消耗的银浆，大幅降低银浆耗用量，另一方面通过缩短细栅传输电流的路径减少功率损耗。0BB 技术未来将主要与低温焊带结合应用到 HJT 组件中，为 HJT 组件实现降本增效。而 0BB 技术和低温焊带由于技术难度较 SMBB 焊带进一步提升，因此预计能为焊带厂商提供更大的溢价空间。

图 57：MBB焊带具备一定溢价

数据来源：宇邦新材招股书，东北证券

图 58：迈为 0BB设备出片展示

数据来源：迈为发布会，东北证券

表 22：光伏焊带需求预测

	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
全球新增装机（GW）	170	250	350	450	550
容配比	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25
组件需求量（GW）	213	313	438	563	688
TOPCon出货（GW）		20	80	180	250
占比		6%	18%	32%	36%
HJT出货（GW）		5	13	28	69
占比		2%	3%	5%	10%
Perc 出货（GW）	191	288	344	354	369
占比	90%	82%	69%	53%	44%
SMBB耗用量（吨/GW）		450	450	450	450
需求量（万吨）		1	4	8	11
低温焊带耗用量（吨/GW）		400	400	400	400
需求量（万吨）			0.53	1.13	2.75
MBB耗用量（吨/GW）	500	500	500	500	500
需求量（万吨）	10	14	17	18	18
合计（万吨）	10	15	21	27	32

数据来源：东北证券

推荐积极布局新技术的焊带企业。作为深耕行业多年的龙头企业，宇邦新材持续迭代出 MBB、SMBB、低温焊带等新产品，在“细线化”趋势下引领行业，目前已大规模出货 0.25mm及以下线径的焊带，预计 23 年SMBB 焊带出货占比将从 22年的6%左右提升至 25%，因此，公司有望在 N 型电池放量的元年充分受益于 SMBB 占比提升带来的量增。另外，作为焊带行业的二线厂商，威腾电气积极布局低温焊带，打造产品差异化，目前已经与 REC 进行了深度合作，预计随着 REC 在印度和新加坡共计 15GW 产能落地后，公司有望受益于更高毛利的低温焊带带来的盈利提升，同时在明年 HJT放量后，也有望依靠更深厚的技术积累获取国内客户的认可。因此，推荐积极布局新技术的焊带厂商：威腾电气，建议关注宇邦新材。

2.2.4. 接线盒：芯片接线盒有望加速渗透

光伏接线盒的新技术主要指能承载更大电流的芯片接线盒和功能集成化的智能接线盒。虽然下游N 型组件放量并不会引起对接线盒耗用量的增加，但是由于产品性能更优且行业竞争格局相对稳定，预计芯片接线盒能延续溢价空间，在渗透率快速提升的情况下推动接线盒单 GW价值量持续提升。

芯片接线盒具备更高性价比。相较于传统的二极管接线盒，芯片接线盒最大的区别在于，公司通过对外购芯片采取低压封装的方式实现与接线盒的装配，该工艺一是避免了高压注塑过程中射流对芯片和结构件造成的冲击，二是具备良好的散热结构和封装工艺，提高承载大电流的稳定性，三是芯片模块与接线盒整体设计，有利于大批量和自动化生产。因此芯片接线盒具备散热能力强、承载电流大、生产自动化水平高等特点。而随着光伏组件朝着大尺寸、大功率的技术方向发展，组件对于接线盒所需承载电流的要求也不断提高，从原来普遍的 20A提升至25A甚至 30A。对于传统二极管，要将承载电流从 20A 提高到 25A，成本一般要增加 10-15%，而芯片接线盒售价则和原来一样。因此，芯片接线盒在同等价位甚至价格更便宜的情况，实现性能更优的表现，给组件带来更好的保护作用。

表 23：芯片接线盒具备更优性能

二极管接线盒		芯片接线盒
技术特征	二极管接线盒需将自动保护器件旁路二极管装配到接线盒内部，与导电部件相连接，在灌封胶的整体密封下起到连接通电和保护作用 >	芯片接线盒通过低压封装技术直接将自动保护芯片植入到接线盒内部，后续无需二极管装配的环节
优点	> 二极管市场供应渠道成熟，便于采购》二极管接线盒结构配件相对较少，装配工艺较	片和结构件形成的冲击，减少了框架材料膨胀产生的应力，影响芯片性能; > 基于良好的散热结构和封装工艺，可以实现一
>	为简单，设计制造门槛较低》	颗芯片满足大电流要求，避免多芯片对稳定性的影响; 芯片模块与接线盒盒底一体化结构，整体性能
>	当通过电流较大时，二极管采用并联结构，不设置均流电阻，可能导致电流不均衡; 通电电流偏大时易出现温度上升、正向压降下降，造成电流进一步上升，接线盒发热严重，	好，抵抗能力较强，便大批量、自动化生产芯片模块与接线盒整体设计，对产品的应力、散热等因素的考虑需要更加严苛，芯片浇注封装大大难于配件的组装，对生产设备、工装和相关工程技术

数据来源：通灵股份招股书，东北证券

技术壁垒相对较高，龙头优势明显。虽然接线盒市场格局较为分散，玩家众多，但是芯片接线盒的低压封装技术为通灵股份在业内首次引入并使用，短期内少有其他厂商跟进，新产品具备一定的技术壁垒，叠加公司已通过募投资金积极布局新产能，规模优势显著，因此我们预计芯片接线盒目前的溢价空间短期内仍将延续，后续随着芯片接线盒产能和销售占比持续提升，将进一步增厚公司利润空间。

图 59：接线盒格局较为分散

数据来源：通灵股份招股书，东北证券

图 60：芯片接线盒毛利率较高

数据来源：通灵股份招股书，东北证券

推荐技术迭代更快的龙头企业。作为业内率先布局芯片接线盒的企业，通灵股份目前已经将新产品逐步导入到下游客户中，包括天合、太阳能、中来等，并且在隆基、晶澳等大客户中也逐步完成测试，叠加公司有望在23年年中完成 4500万套新增产能的落地，客户导入有望加速推进，随着高毛利的芯片接线盒占比提升，公司有望实现量价齐升，进一步强化业内龙头地位。因此，建议关注接线盒行业的龙头企业：通灵股份。

综合来看，需求景气延续，挖掘产业链“量价齐升”环节。需求端来看，国内地面电站项目加速、美国贸易政策边际向好、欧洲能源转型延续，三大市场将支撑光伏需求增长，因而光伏行业作为明年增长确定性最高的高景气赛道之一，这一观点无需多辩。在下游增长高确定性的背景下，我们认为，关注点应该落在供给端，在产业链各环节中寻找业绩增速跑赢下游装机增长的“超景气”细分环节和公司。在利润重新分配的 2023年，获取超额利润的途径大致分两类，一类是依靠资源禀赋或供需错配周期，实现供给约束，重演 20-22 年硅料环节的发展路径，赚取资源壁垒产生的溢价，我们认为石英砂、POE 胶膜等环节均具备“供给约束”的可能性。另一类是通过新技术赚取技术壁垒产生的溢价，但我们认为，虽然目前光伏各环节涌现大量新技术新方案，但部分新技术放量为时尚早，下游需求与技术迭代的匹配才是我们寻找优秀公司的锚，而 2023 年作为 TOPCon 组件爆发放量的元年，与之对应的新技术预计也将得到较大需求匹配，SMBB 焊带、接线盒等均值得期待。因此，我们推荐胶膜环节的天洋新材、海优新材，焊带环节的威腾电气等

研究团队简介：

[Table_Introduction] 韩金呈：复旦大学应用统计硕士，四川大学金融学学士。现任东北证券电新组证券分析师，主要研究方向为风电、光伏和储能等。曾任东方证券股票质押/融资融券岗位。

重要声明

本报告由东北证券股份有限公司（以下称“本公司”）制作并仅向本公司客户发布，本公司不会因任何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。

本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。

本报告中的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。报告中的内容和意见仅反映本公司于发布本报告当日的判断，不保证所包含的内容和意见不发生变化。

本报告仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价或征价。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的证券买卖建议。本公司及其雇员不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，在任何情况下，我公司及其雇员对任何人使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。

本公司或其关联机构可能会持有本报告中涉及到的公司所发行的证券头寸并进行交易，并在法律许可的情况下不进行披露；
可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务、财务顾问等相关服务。

本报告版权归本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，须在本公司允许的范围内使用，并注明本报告的发布人和发布日期，提示使用本报告的风险。

若本公司客户（以下称“该客户”）向第三方发送本报告，则由该客户独自为此发送行为负责。提醒通过此途径获得本报告的投资者注意，本公司不对通过此种途径获得本报告所引起的任何损失承担任何责任。

分析师声明

作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师。本报告遵循合规、客观、专业、审慎的制作原则，所采用数据、资料的来源合法合规，文字阐述反映了作者的真实观点，报告结论未受任何第三方的授意或影响，特此声明。

投资评级说明

股票投资评级说明	买入	未来6个月内，股价涨幅超越市场基准15%以上。	投资评级中所涉及的市场基准：A 股市场以沪深 300 指数为市场基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为市场基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为市场基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为市场基准。
	增持	未来6个月内，股价涨幅超越市场基准5%至15%之间。
	中性	未来6个月内，股价涨幅介于市场基准-5%至5%之间。
	减持	未来6个月内，股价涨幅落后市场基准5%至15%之间。
	卖出	未来6个月内，股价涨幅落后市场基准15%以上。
行业投资评级说明	优于大势	未来6个月内，行业指数的收益超越市场基准。
	同步大势	未来6个月内，行业指数的收益与市场基准持平。
	落后大势	未来6个月内，行业指数的收益落后于市场基准。

东北证券股份有限公司
网址：http://www.nesc.cn 电话：400-600-0686

地址中国吉林省长春市生态大街6666号		邮编 130119
中国北京市西城区锦什坊街28号恒奥中心D座		100033
中国上海市浦东新区杨高南路799号		200127
中国深圳市福田区福中三路1006号诺德中心34D
中国广东省广州市天河区洗村街道黄埔大道西122号之二星辉中心15楼		518038
机构销售联系方式		510630
办公电话手机邮箱
姓名
	公募销售华东地区机构销售
王一（副总监）	021-61001802 13761867866	wangyi1 @nesc.cn
吴肖寅	021-61001803 17717370432 18801903156	wuxiaoyin@ nesc.cn
李瑞暄	021-61001802	lirx @nes.cn
周嘉茜	021-61001827 18516728369	zhoujq@nesc.cn
陈梓佳	021-61001887 19512360962	chen_zj@nesc.cn
屠诚	021-61001986 13120615210	tucheng@ nesc.cn
康杭	021-61001986 18815275517	kangh@ nesc.cn
丁园	021-61001986 19514638854	dingyuan @ nesc.cn
吴一凡王若舟	021-20361258 19821564226	wuyifan @ nesc.cn
021-61002073 17720152425 wangrz @ nesc.cn
李航（总监） 010-58034553	华北地区机构销售 18515018255
殷璐璐	010-58034557	lihang @ nesc.cn
曾彦戈	18501954588 010-58034563	yinlulu @ nesc.cn
吕奕伟	010-58034553	18501944669 zengyg@nesc.cn
孙伟豪	010-58034553	15533699982 lvyw @nesc.com
陈思		18811582591 sunwh@nesc.cn 18388039903
徐鹏程	010-58034553 010-58034553	chen_si@nesc.cn
曲浩蕴	18210496816 010-58034555 18810920858	xupc@nesc.cn
quhy @nesc.cn 华南地区机构销售
刘璇（总监）		13760273833
	0755-33975865	liu_xuan @nesc.cn 15989508876
刘曼	0755-33975865	liuman @ nesc.cn
王泉	0755-33975865 0755-33975865	18516772531 wangquan @ nesc.cn 13641400353
王谷雨张瀚波	0755-33975865	wanggy @nesc.cn
王熙然	0755-33975865	zhang_hb@nesc.cn
阳晶晶	13266512936 0755-33975865 18565707197	wangxr_7561 @nesc.cn yang _jji@nesc.cn
张楠淇	0755-33975865 13823218716	zhangnq@ nesc.cn
钟云柯	0755-33975865 13923804000	zhongyk @nesc.cn
杨婧	010-63210892	yangjing2 @ nesc.cn
梁家	18817867663 0755-33975865 13242061327	liangjy @ nesc.cn
非公募销售华东地区机构销售
18616369028
李茵茵（总监）杜嘉琛	021-61002151 15618139803	liyinyin@nesc.cn
	021-61002136	dujiachen@ nesc.cn
王天鸽	021-61002152	19512216027 wangtg@nesc.cn
王家豪	021-61002135	18258963370 wangjiahao@ nesc.cn
白梅柯	021-20361229	18717982570 baimk @ nesc.cn 18817570273
刘刚	021-61002151	liugang@nesc.cn
曹李阳	021-61002151	caoly@nesc.cn
曲林峰	13506279099 021-61002151 18717828970	qulf@nesc.cn
华北地区机构销售
温中朝（副总监）	010-58034555	13701194494 wenzc @nesc.cn 18514201710
王动	010-58034555	wang_dong @nesc.cn
闫琳	010-58034555	yanlin@ nesc.cn
张煜苑	17862705380 010-58034553 13701150680	zhangyy2@nesc.cn

StartYourFinance

起点财经，网罗天下报告

光伏鲸落万物生，风电量利齐升

报告摘要：

[Table_PicQuote历史收益率曲线

[Table_R相关报告

每日免费获取报告

目 录

图表目录

1. 风电：行业放量确定性高，原材料回落盈利有望修复，海风具备长期成长性

1.2. 海外海风加速爆发，2023 年国内陆风海风均高增

1.3. 陆风明年稳健发力，量利齐升盈利修复

1.4. 海风量升利稳，出口打开成长空间

1.4.1. 超高压海缆快速进场，海缆竞争格局稳固

1.4.2. 海风塔桩放量显著，出口海外打开成长空间

2. 光伏：需求景气延续，抓住“新约束”和“新技术”两大主线

2.1.2. 能源转型加速，支撑需求增长

2.1.3. 贸易因素有望逐步消除，带动美国需求好转

2.2. 光伏供给端：放量趋势确立，寻找盈利拐点

2.2.1. 胶膜：N型电池+双玻组件，激发 POE胶膜需求

2.2.2. 石英砂：高纯石英砂紧缺，国产化+N 型组件提高耗用量

2.2.3. 焊带：新技术加速迭代，溢价空间有望延续

2.2.4. 接线盒：芯片接线盒有望加速渗透

研究团队简介：

重要声明

分析师声明

投资评级说明

StartYourFinance

目录

电力设备行业深度报告：光伏鲸落万物生，风电量利齐升-20230130-东北证券-46页