電新行業(yè)2023年度投資策略鼎新之年

電新行業(yè)2023年度投資策略-鼎新之年光伏：尋跡供需拐點，求索結構之變2023年是光伏需求確定性高增的一年。產業(yè)鏈降價是需求增長的核心原因，圍繞這一點，中國、歐洲、美國、拉美等細分市場因各自政策及市場環(huán)境不同，存在各自的增長邏輯。潛在需求依然旺盛的背景下，我們繼續(xù)通過供給瓶頸判斷實際的裝機需求?！皳砉铻橥酢钡木置嫘袑⑤d入歷史，新的瓶頸或由粒子、高純石英砂、大尺寸電池片交織而成。中性預期下，綜合上述三個環(huán)節(jié)的供給能力，我們預計2023年的裝機規(guī)模有望超過350GW，較2022年的250GW左右實現(xiàn)40%以上的增長。量增邏輯奠定了光伏板塊貝塔延續(xù)，投資上建議側重關注各環(huán)節(jié)盈利的邊際變化，線索應在于供需關系的轉變，以及新技術、儲能等帶來的結構變革。需求研判：供給釋放需求爆發(fā)，2023年裝機或超350GW降價刺激全球爆發(fā)，中美突出，歐洲延續(xù)。我們預計2023年全球潛在光伏需求超過500GW。僅從相對可預見的地面電站招標規(guī)模看，即有望超過400GW，考慮其中部分項目設定并網期限為近2-3年，我們預計2023年潛在地面裝機需求在300GW左右。同時，根據往年經驗，全球分布式裝機需求略低于地面電站，因而我們判斷全球潛在光伏總需求或超過500GW。潛在需求充裕的條件下，隨著2023年硅料瓶頸解除，產業(yè)鏈價格下降，電站投資成本降低，收益率提升，裝機積極性預計顯著提升。近兩年得益于貸款利率降低、內部硬性指標約束等因素，能源集團逐步調低收益率要求。2022年10月部分企業(yè)設定基地項目收益率5.5%即為佐證。經測算，在2.0元/W的組件價格下，國內一類地區(qū)地面電站IRR在5.0%-5.5%左右，在此基礎上組件價格每下降0.1元/W，IRR可提升0.4pct。因而，1.85-1.90元/W的組件價格下，大部分項目已經具備建設動力。如果2022H2隨硅料產能進一步釋放，價格降至20萬元/噸以下，其它環(huán)節(jié)利潤不變或微增，對應組件價格可降至1.75元/W以下，則絕大部分項目均具備較高的經濟性。硅料瓶頸解除，且看粒子、石英與電池的交織2023年，“擁硅為王”將成為歷史。我們預計2022年底全球硅料產能有望超過120萬噸，以2.5g/W的硅耗計算，達產后可支撐480GW以上的組件需求，已經超過2023年的組件需求預期。對于硅料價格，我們認為將是穩(wěn)步下降的節(jié)奏，上半年大概率仍在20萬/噸以上的水平，對應1.85元/W左右的組件價格，足以刺激大部分需求啟動，年中隨新的進入者產能陸續(xù)釋放，市場格局和定價策略的變化或加速價格下降，直至低位企穩(wěn)。全年均價預計仍在15萬元/噸以上的水平。供給瓶頸將從硅料轉移至其它，包括粒子、高純石英砂、電池片等。相比于年中我們報告的判斷，差異主要在于，提升了粒子（特別是POE粒子）、大尺寸電池片的瓶頸地位。我們預計2023年大尺寸電池片、粒子、高純石英砂可支撐裝機規(guī)模分別為432、383、363GW。節(jié)奏上看，大尺寸電池片前緊后松，粒子、石英砂全年相對緊平衡。具體來看：

粒子，整體相對緊平衡，POE尤為緊張。中性預期下，2023年光伏級EVA粒子產量預計在170萬噸左右，同比增長27%左右，主要增量在于天利高新、古雷石化、寶豐能源

等；光伏級POE粒子產量預計在36萬噸左右，同比增長8%左右，主要增量在于LG化學等。合計光伏級粒子供給約206萬噸，按照平均克重0.48kg/平計算，可支撐膠膜產量約43億平，考慮組件單平功率小幅增長，對應組件產量約480GW，可支撐裝機約380GW。結構上看，在N型占比提升、地面電站加速背景下，POE類膠膜需求有望大幅增長。目前TOPCon組件考慮到對阻水性能、抗PID性能的高要求，雙面采用純POE膠膜封裝，如以此方式線性外推，如2023年TOPCon出貨增至100GW以上，對應POE粒子需求高達43萬噸左右，顯著超過供給能力。因而，組件及膠膜企業(yè)合力研發(fā)推進EPE乃至EVA膠膜在TOPCon上的應用。我們預計2023年雙面TOPCon組件將逐步采用正反EPE形式封裝，單面TOPCon或逐步采用正面EPE或者POE，背面采用白色EVA封裝，以降低對POE粒子的依賴。因而，粒子作為相對瓶頸環(huán)節(jié)，POE粒子尤為緊張，價格或隨TOPCon行業(yè)產能釋放而沖高，并帶動EVA粒子價格亦上漲。高純石英砂，逐步證明為軟約束，供給或超預期。用于石英坩堝中內層的高純石英砂較為緊張，但得益于市場的有效調節(jié)，目前中內層砂已經更多采用國產砂作為補充，降低對進口砂的依賴。分別來看，目前中層砂已經可廣泛用國產砂代替，小尺寸坩堝的內層砂也有采用100%國產砂的實例。此外，合成石英砂進展亦相對順利。因此，趨勢上看，盡管進口高純石英砂在2023年基本沒有增量貢獻，但其能支撐的裝機量卻逐步上調。我們假設2023年石英坩堝對進口砂依賴度為31%（2022年為43%），可支撐裝機360GW以上，且后續(xù)不乏進一步上調的可能。電池片，主產業(yè)鏈最短環(huán)節(jié)，緊俏或持續(xù)到2023Q2。電池片2022年的緊張程度和盈利水平超出市場預期，主要源于有效產能有限。主要原因或是：1）大尺寸需求快速提升，行業(yè)部分小尺寸老舊產能實際上處于停產或極低稼動率狀態(tài)；2）行業(yè)部分產能進行大尺寸改造，階段性停產；3）疫情、限電等因素影響生產，部分產線稼動率不及預期；4）新產能多為新技術產能，產能爬坡相對較慢。我們注意到2022年10月之后，硅料產量環(huán)比增長明顯，硅片產出隨之提升，但電池有效產能仍有限，導致硅片增量不及消化，硅片環(huán)節(jié)或出現(xiàn)一定庫存。預計硅片出現(xiàn)庫存的臨界點上，其產出與電池的實際產能相近，按照10月硅片產出33.5GW推斷1，10月電池有效年產能在400GW左右，尚不及2021年底電池片名義產能水平（422GW）2。我們預計電池片緊俏的情況有望延續(xù)到2023Q2，原因是2022Q4新技術產能投放密集，考慮3-6個月的爬坡期，預計2023Q2陸續(xù)達產，電池片有效產能方有顯著提升。細分景氣：基于量的貝塔，尋找利的阿爾法投資層面，基于2023年光伏行業(yè)需求高增明確，建議瞄準盈利趨勢的變化。因而，新技術和儲能是2023年光伏產業(yè)鏈的兩條投資主線，對應電池組件及逆變器環(huán)節(jié)。此外，盈利底部的輔材也有望受益于需求彈性，迎來量利齊升。一體化組件，硅料跌價+新技術，盈利趨勢良好。一方面，在硅料跌價過程中，由于組件價格的期貨屬性，會出現(xiàn)組件價格在高位，而硅料成本在低位的情況，階段性抬升盈利水平。對于龍頭企業(yè)，憑借更好的庫存周轉和訂單管理能力，組件滯后降價帶來的收益將大于庫存跌價帶來的損失。另一方面，新技術增厚利潤。轉換效率提升→單位面積發(fā)電量提升→單位面積BOS成本下降，使得新技術存在溢價?？紤]到新技術產品量產轉換效率比傳統(tǒng)PERC高1pct及以上，再考慮高雙面率、低衰減率、低溫度系數(shù)、美觀高端等帶來的增益，我們預計2023年新技術組件產品平均溢價可達到5-8分/W。考慮到2023一體化龍頭企業(yè)的新技術產品在成本端有望做到與PERC持平甚至更低，同時出貨占比達到25%-55%，整體一體化單瓦凈利或提升2-3分/W。逆變器，量上保持高增，產品、市場結構及費用優(yōu)化等支撐盈利高位。儲能延續(xù)爆發(fā)，IGBT供給釋放的背景下，我們預計各家逆變器企業(yè)2023年出貨有望實現(xiàn)60%-100%以上增長，其中儲能、微逆增速更高。盈利端，盡管存在競爭加劇的可能，但得益于各家儲能收入及利潤占比持續(xù)提升、產品持續(xù)迭代并向大功率升級、費用端亦隨產銷放量和管理優(yōu)化而得到更好控制，各家企業(yè)整體盈利水平預計依然維持良好。膠膜，粒子緊張支撐盈利良好，供應鏈管理能力成為勝負手。2023年膠膜環(huán)節(jié)加速擴產，市場上存在對格局和盈利的擔憂。我們認為，在2023年粒子緊張的預期下，膠膜環(huán)節(jié)受益于較好的順價能力和有限的有效產能，盈利水平維持良好。龍頭憑借更好的粒子庫存周轉能力以及新產品配方、設備自研優(yōu)勢，成本優(yōu)勢和交付能力進一步突出，保障其市場份額和盈利水平。同時2024年該邏輯有望延續(xù)。玻璃，供需優(yōu)于預期，2023年或迎新一輪周期。2022年玻璃產能投放較多，年底行業(yè)總日熔化量預計達到8.1萬噸/天，較年初增長80%。產能充足背景下，2023年玻璃供大于求的局面沒有改變。但是，2023年玻璃的供需節(jié)奏或優(yōu)于預期，且趨勢良好。一方面，聽證會的趨嚴、盈利的壓力，均使得新建產能速度有所放緩，另一方面，2023年需求逐季向上背景下，玻璃供需最差時點或出現(xiàn)在一季度，而后逐季改善，特別是隨硅料跌價帶動地面電站需求啟動后，雙玻需求加速提升，有望帶動玻璃盈利改善。同時2024年玻璃供需有望進一步得到邊際改善，因而2023年即有望迎來新一輪的玻璃供需周期。龍頭企業(yè)擴產動力更強且兌現(xiàn)度更高，成本優(yōu)勢依然突出，有望在新一輪周期中獲得超額收益。其它輔材/耗材，支架環(huán)節(jié)，需求由于和地面電站需求強線性相關，2021-2022年需求轉弱，跟蹤滲透率不及預期，盈利壓力較大。2023年硅料跌價刺激地面需求，支架需求及盈利有望得到顯著改善，值得關注。熱場環(huán)節(jié)，2022年產能加速擴張導致價格競爭激烈，目前二三線企業(yè)已處于盈虧平衡或虧損狀態(tài)，因而后續(xù)降價空間已經較為有限，出清階段龍頭邏輯理順，熱場業(yè)務依靠量增帶動業(yè)績增長，同時依靠平臺化發(fā)展進一步增厚利潤。儲能：擁抱星辰大海，把握拐點、彈性為先在光伏、風電發(fā)電量占比提升，鋰電為代表的新型儲能技術成本下降的背景下，儲能產業(yè)正處于爆發(fā)期。2022年預計全球儲能裝機45-50GWh、出貨90-100GWh，對應翻倍以上的增長；預計2025年全球儲能裝機量300-400GWh、出貨量或超過500GWh，行業(yè)在2022-2025年的復合增速達到80%-100%。因此，儲能板塊正處于強貝塔階段。海外戶儲：能源危機之下，量利有望延續(xù)景氣歐洲戶儲是2022年景氣度最高的細分板塊，裝機量方面預計2022年達到7-8GWh，較2021年的1.8GWh實現(xiàn)250%以上的增長，而得益于行業(yè)需求的高景氣，代表性公司派能科技的單GWh凈利顯著擴張，進一步兌現(xiàn)了盈利釋放。歐洲戶儲高景氣的本質是地緣沖突引發(fā)的能源危機，在高電價和用電短缺風險下，居民加大戶儲配置。短期歐洲戶儲板塊景氣衡量的指標是電價波動和預期變化。在2022年初高歌猛進后，2022年9月以來，戶儲板塊出現(xiàn)震蕩，市場短期分歧主要是歐洲電價機制改革和短期天然氣價格下行。分析來看，歐洲通過電價機制改革，希望將非天然氣發(fā)電價格限制在0.18歐元/KWh，若最終實施，則歐洲居民端電價或在0.4歐元/KWh左右，盡管較此前批發(fā)電價高點所對應的0.6-0.7歐元/KWh有所回落，但仍是要高于2021年不到0.3歐元/KWh和2022H1的0.35歐元/KWh左右，行業(yè)景氣仍是邊際改善。同時，本輪歐洲能源價格高位的持續(xù)性預計較強，從歐洲電力期貨價格來看，批發(fā)端期貨電價在2024年仍接近0.24歐元/KWh、2025年在0.17歐元/KWh左右，折算到居民電價將保持在0.35-0.4歐元/KWh的水平。從經濟性測算來看，考慮0.4歐元/KWh的居民電價、600歐元/KWh的系統(tǒng)投資成本（考慮30%的稅收抵免或補貼），則歐洲戶儲的回收期在6-8年的水平，歐洲戶儲的經濟性依舊可觀。從中期看，戶儲板塊主要關注需求增長的持續(xù)性和盈利能力的周期性。我們認為就2023年而言，一方面歐洲戶儲經濟性可觀疊加居民對能源安全的認知，對需求高增能夠形成支撐；另一方面歐洲戶儲存量滲透率仍處于低位，也具備高彈性的可能。盈利能力方面，除了需求高增長的拉動，供給端也存在鋰電池的碳酸鋰、逆變器的IGBT短缺，同樣能夠支撐盈利能力維持高位。當然制造業(yè)隨著供給端釋放，產業(yè)盈利最終將均值回歸，但戶儲板塊優(yōu)質標的，一方面憑借渠道黏性和品牌優(yōu)勢能夠保持超額收益，另一方面也在積極拓展?jié)B透率更低的美國戶儲、國內外大儲市場。因此，結合當前估值來看，繼續(xù)推薦戶儲電池的派能科技、鵬輝能源，戶儲逆變器相關標的。海外大儲：商業(yè)模式順暢，量利拐點逐一兌現(xiàn)相較于戶儲的經濟性由內生性的居民電價決定，大儲更加依托于商業(yè)模式的構建。美國表前儲能是全球發(fā)展最佳的市場，從需求端看，美國在2018年通過841法案后，表前市場儲能進入發(fā)展的快車道，2020-2021年逐季度保持200%以上的復合裝機增速。且從盈利能力上來看，歷史上美國市場能夠兌現(xiàn)可觀的回報率，寧德時代

2019-2021H1的儲能業(yè)務毛利率水平保持在35%以上，本質上得益于美國完善的儲能商業(yè)模式。美國儲能市場2022年的發(fā)展還是經歷了一些波折，首先是量的層面，受美國對光伏組件進口的限制影響，美國光伏裝機增速承壓，也間接影響了儲能的裝機水平；而鋰電成本高位，也使得部分項目出現(xiàn)延期。其次是盈利能力方面，由于海外大儲以項目制定價，2022H1交付的產品主要是前期的低價訂單，成本端上漲導致產業(yè)鏈盈利承壓。不過，美國大儲的量利拐點已漸行漸近，盈利能力承壓主要的訂單周期的影響，隨著下半年高價訂單交付，美國儲能產業(yè)鏈的盈利拐點已經兌現(xiàn)。而裝機量方面，一是美國儲能項目儲備充足，根據美國ACP統(tǒng)計口徑，美國有14.3GW/37.0GWh的儲能正在開發(fā)中，需求支持充足。二是美國儲能迎來積極的政策加碼，在8月通過的IRA法案中，美國獨立儲能也能獲得ITC退稅支持，此前僅有電源側儲能能夠獲得退稅。往后看美國大儲需求重要的催化或是組件進口限制的放松，考慮到美國光伏儲備項目同樣充足，若2023年美國光伏實現(xiàn)60%-70%左右的裝機增速，再考慮儲能滲透率的提升，美國表前市場儲能裝機有望重返翻倍以上的增速，需求彈性也將呈現(xiàn)。除了美國大儲，歐洲大儲也處于爆發(fā)的前夜。歐洲的可再生能源占比不低于美國，但儲能發(fā)展緩慢，主要是歐洲電網的跨國調節(jié)以及燃煤、燃氣化石能源的調節(jié)能力支持。不過以英國為代表的歐洲表前儲能市場也迎來積極變化，2021年英國新增儲能申報容量達到11.5GW，遠超歷史上任一年份，有望指引未來幾年爆發(fā)式增長。英國儲能申報量激增的原因是動態(tài)遏制套利機制（DynamicContainment）的盈利大幅提升，儲能在長期平衡機制（BM）中也開始具備競爭力。同時從中長期看，隨著歐盟逐步走向碳中和，化石能源終將退出，靈活性資源將由儲能承擔，支撐了歐洲中長期需求增長。國內大儲：獨立儲能發(fā)力，靜待盈利拐點到來國內儲能此前的需求增長與盈利兌現(xiàn)存在不確定性，主要還是未形成清晰的商業(yè)模式。不過2022年國內儲能迎來積極變化，首先是需求層面，2021年國內儲能裝機約4GWh，2022年根據中電聯(lián)數(shù)據，1-8月新增并網1.3GWh、在建8.8GWh，則預計全年能達到10GWh的裝機量。同時根據北極星儲能網發(fā)布的項目中標量數(shù)據，1-11月EPC中標已經達到27.5GWh，也預示著后續(xù)需求能有積極釋放。更為重要的變化在于商業(yè)模式。2022年以前，國內儲能多數(shù)是電源側項目，存在明顯弊端，一是儲能作為可再生能源的成本項，定價不清晰；二是儲能僅滿足并網要求，諸多項目沒有實際充放電；導致存在劣幣驅逐良幣。2022年獨立儲能成為主流，盈利模式更加清晰，包括容量租賃（成本由新增可再生能源裝機分攤）、容量補償（成本由終端用戶分攤）、現(xiàn)貨價差（套利收益）和輔助服務收益（存量發(fā)電機組分擔），能夠使得新能源建設規(guī)模增長，傳導至儲能的盈利和規(guī)模增長。然而2022年實際運行的山東示范項目，經濟性仍有所不足，100MW/200MWh的項目造價在3.6-4億元，每年能夠獲得容量租賃費600萬、容量補償600萬、現(xiàn)貨價差收益2000萬左右，合計約3200萬，IRR不足4%。收益率偏低的原因一是容量租賃比例偏低，二是容量補償政策出現(xiàn)波動，三是鋰電產業(yè)鏈價格高位下造價依舊偏貴。展望來看，國內儲能的經濟性拐點有望出現(xiàn)，一是2023年在光伏硅料、組件價格下降預期和風電招標儲備充沛的背景下，國內可再生能源地面電站裝機有望顯著抬升，在強制配儲政策要求下，帶動獨立儲能的租賃比例提升；二是鋰電產業(yè)鏈成本下降下，有望帶動儲能系統(tǒng)投資額下降，進而改善經濟性；三是地方層面在現(xiàn)貨市場、輔助服務市場開始準入儲能，帶來額外的市場化收益來源，而若國家層面的容量電價政策能夠有積極信號，將進一步提振國內儲能的裝機增長和盈利抬升預期。風電：海風加速邁入平價，景氣持續(xù)具備支撐需求研判：2023年裝機有望高增，海風增長彈性明確回溯2022年，風電裝機節(jié)奏有所滯后。2022年1-10月風電累計新增裝機規(guī)模達21.14GW，同比增長10.16%；單10新增裝機1.90GW，同比下降31.16%。其中，陸風Q1-Q3累計新增裝機達18GW，同比增長42.74%；單Q3新增裝機5.94GW，同比增長51.69%。海風Q1-Q3累計新增裝機達1.24GW，同比下降67.54%；單Q3新增裝機0.36GW，同比下降78.49%。我們認為1-10月風電裝機進度有所延后，主要受國內疫情影響，尤其是下半年以來的北方疫情對陸風環(huán)節(jié)影響較大。但從歷史年份看，風電新增裝機一般呈現(xiàn)前低后高趨勢，下半年占全年新增裝機比例較高，尤其在四季度會出現(xiàn)集中并網的高峰。因此，我們預計待后期疫情有所緩解，疊加央企國企年末任務考核驅動，11-12月仍有望出現(xiàn)集中式裝機并網。維持對2022年風電新增裝機規(guī)模50GW左右的判斷，對應陸風裝機45GW，海風裝機5-6GW。相比于裝機，2022年風電行業(yè)更重要的在于招標規(guī)模的超預期，奠定2023年風電行裝機的高增長。據我們不完全統(tǒng)計，2022年1-10月風電累計招標規(guī)模達91.44GW（含框架競配），已經超過2021年全年招標的55GW。其中，陸風招標71.32GW，海風招標20.12GW（含框架競配）。由于風電從招標到并網大約經歷1年左右的時間周期，按照一般70%-80%的招標會在第二年裝機并網估算，我們預計2023年風電新增裝機有望達80GW左右，其中陸風裝機65-70GW，海風裝機10-15GW。進一步，細分賽道維度，我們認為當前時點海風增長確定性和彈性更強，2023年有望迎來行業(yè)爆發(fā)窗口期。核心底層原因在于2023年海風開始規(guī)?；饺肫絻r階段。2021年之后國家不再對海風進行補貼，海風產業(yè)鏈進一步推動成本下降。2022年海風招標機型以8MW及以上為主，海風風機招標價格下降至3500-4000元/KW，帶動海風建設成本不斷下降，加速推動海風邁入平價階段：若假設上網電價為當?shù)厝济簶藯U電價、貸款比例為70%，按2022年3500-4000元/KW的海風風機招標價格估算，2023年部分地區(qū)海風整體建設成本下降至1.1萬元/KW左右，基本實現(xiàn)平價；其中，廣東、福建、江蘇、浙江、上海、山東等地海風項目IRR水平靠前，有望率先步入平價。同時，再往后看，我們認為海風景氣持續(xù)性較為確定。主要因為：1）海風仍具備較為可觀的降本空間。一方面，當前海風風機大型化仍存在較大空間。2023年海風風機單機容量將超8MW，且部分企業(yè)已經開始著手20MW大型風機及相關安裝平臺的規(guī)劃。另一方面，漂浮式風電等新技術不斷推進，包括萬寧漂浮式海上風電100萬千瓦試驗一期工程可行性研究報告過審等，將為未來降本提供進一步支撐。2）各地十四五期間海風規(guī)劃確定性較高。近年來各沿海省份相繼出臺較為明確的海風規(guī)劃（合計約60GW），其中廣東、江蘇、山東、浙江、福建規(guī)劃裝機規(guī)?？壳?，預計將對十四五期間新增裝機的快速增長提供較強支撐。此外，各地級市也相繼出臺中長期海風規(guī)劃，如江蘇鹽城、河北唐山、廣東汕頭、廣東陽江、廣東潮州等，將為十四五以后的海風裝機規(guī)模增長進一步奠定基礎。此外，國外海風市場未來有望增長放量，貢獻增量市場。除國內市場外，國外主要國家近年來亦不斷上調海風新增裝機目標。其中，歐洲主要國家規(guī)劃2030年海風裝機超130GW，折合每年新增裝機10GW；美國計劃2030年海風累計裝機30GW，2050年累計達110GW，折合2022-2030年海風年均裝機規(guī)模3-4GW，2030-2050年為4GW。綜上，2022年招標的高景氣將為2023年裝機規(guī)模高增長奠定較強的確定性，其中海風有望實現(xiàn)翻倍增長。從未來行業(yè)增速、業(yè)績彈性角度看，我們更看好海風相關環(huán)節(jié)。細分景氣：海纜管樁優(yōu)先受益，風機及鑄鍛件關注龍頭在海風快速成長放量的背景下，我們認為與海風關聯(lián)度較高的環(huán)節(jié)能夠享受行業(yè)Beta帶來的增長紅利，其中海纜、管樁環(huán)節(jié)有望優(yōu)先受益，風機及鑄鍛件環(huán)節(jié)關注龍頭。1）海纜環(huán)節(jié)：遠?；寗恿績r齊升，行業(yè)供給趨于緊張。從量價層面看，隨著海上風電場及機組不斷大型化、遠?；袠I(yè)需要更高電壓等級、更長輸電距離、更大輸電容量的海纜。分產品拆分看，送出海纜將由當前的220KV逐漸邁向330KV、500KV，并且柔性直流海纜由于載流量大、損耗卻低，或為遠海場景下的更優(yōu)解。此外，場內纜的電壓等級亦由35KV逐步提升至66KV。我們認為隨著離岸距離更遠、電壓等級提升，有望帶動海纜的單GW價值量增加，預計2025年國內海風新增裝機規(guī)模有望達20GW，對應海風海纜市場空間接近400億，在2023年基礎上年化復合增速超30%。供需維度，隨著未來幾年海風的快速增長，海纜需求也將快速增加，結合目前行業(yè)內海纜企業(yè)的產能擴張規(guī)劃，我們預計頭部企業(yè)短期產能擴張難以滿足行業(yè)需求的爆發(fā)，從而有望帶來訂單外溢給二三線海纜企業(yè)。此前，在2020年海風招標快速增長的年份，亦出現(xiàn)除頭部企業(yè)外其他企業(yè)中標海纜項目的情況。因此，我們認為未來頭部海纜企業(yè)在區(qū)位、碼頭布局的先發(fā)優(yōu)勢支撐下具備拿單的確定性，而其他企業(yè)亦有望實現(xiàn)訂單突破。2）管樁環(huán)節(jié)：海風建設顯著拉動需求，碼頭布局搶占先機。管樁是顯著受益于海風成長放量的環(huán)節(jié)，主要原因是：從量的維度看，由于風機大型化、海風遠海化發(fā)展，水深不斷增加，管樁產品的長度、重量、直徑也在不斷增加。其中，單GW管樁基礎的用量受水深的影響較為顯著，受風機大型化攤薄作用較小。從利的維度看，管樁對抗腐蝕、抗鹽霧的能力要求更高，較陸塔具有更高的盈利能力。由于海風管樁基礎單根重量更大（目前一般達2000噸，需要整根運輸），對稀缺的碼頭資源具有較高要求。目前各頭部企業(yè)積極在山東、江蘇、廣東等沿海地區(qū)布局碼頭、生產基地，不斷加速產能擴張，我們預計未來頭部企業(yè)的產能有望得到進一步強化，從而加速行業(yè)集中度提升。供需維度，2021年由于海風搶裝，管樁產能供不應求，而2022年海風裝機需求階段性下降，產能供給短暫過剩，導致毛利率出現(xiàn)下滑。展望2023年，海風裝機有望實現(xiàn)翻倍增長，對管樁的需求迅速提升，我們預計2023年產能整體處于緊平衡狀態(tài)。若綜合考慮海風裝機季節(jié)性波動、各管樁企業(yè)的產能投放節(jié)奏，預計可能會出現(xiàn)階段性產能緊缺的情況。再往后看，隨著國內管樁產能不斷釋放，頭部管樁企業(yè)有望實現(xiàn)更多的海外出口。3）風機環(huán)節(jié)：大型化趨勢明確，降本空間廣闊。我們認為海風風機大型化未來仍將不斷推進，目前明陽智能、金風科技等主機廠均在研發(fā)16MW及以上更大容量海風機型，未來單機容量有望達20MW以上，行業(yè)降本空間廣闊。我們認為風機行業(yè)龍頭在技術降本、規(guī)?；当痉矫鎸⒏邇?yōu)勢。4）鑄鍛件環(huán)節(jié)：跟隨風機大型化，鑄造主軸有望普及。隨著風機不斷大型化，大兆瓦主軸制造難度提升。由于鑄造主軸一次性成型，相較于鍛造主軸可以減少原材料損耗，更具備成本優(yōu)勢。目前主軸企業(yè)金雷股份、通裕重工均已積極布局鑄造主軸領域，金雷8000支鑄鍛件項目二期鑄造產品澆注項目產能釋放并實現(xiàn)批量交付，通裕重工2022年已實現(xiàn)鑄造主軸批量出貨，2022年鑄造主軸訂單量約1000支。綜上，我們更看好海風細分賽道的高增長和高確定性，底層邏輯在于：風機大型化驅動建設成本不斷下降，海風逐漸步入平價，刺激短中長期裝機規(guī)模的不斷增長：1）短期，2022年1-10月海風裝機約10GW（不含框架競配），相較前兩年的招標規(guī)模增長明顯，有望驅動2023年海風裝機達10GW以上，同比實現(xiàn)翻倍增長；2）中期，各省市相繼出臺海風裝機規(guī)劃（合計約60GW），對十四五期間海風裝機形成強有力支撐；3）長期，各地市陸續(xù)出臺中長期海風裝機規(guī)劃，包括河北唐山、江蘇鹽城、廣東汕頭、廣東潮州等，將為未來海風裝機項目儲備奠定基礎。從海風產業(yè)鏈環(huán)節(jié)看，優(yōu)先推薦與海風關聯(lián)度較高的海纜、管樁基礎環(huán)節(jié)，以及鑄鍛件、風機優(yōu)質龍頭企業(yè)。鋰電：步入白銀時代，聚焦變革、再證壁壘新能源車行業(yè)經歷了2015-2019年的補貼驅動周期，在2020年以來進入碳中和政策托底和消費端產品力驅動的階段，進而在2021-2022年實現(xiàn)了爆發(fā)式增長，全球新能源車產銷從2020年的290萬輛，激增至2022年預計的950-1000萬輛，兩年復合增速高達80%。隨著滲透率的提升，電動化逐步進入“顛覆燃油車”的深水區(qū)，且在基數(shù)效應下，未來三年行業(yè)復合增速或穩(wěn)定在30%-40%的中等增速，產業(yè)需求增速預期的變化也是2022年新能源車板塊估值中樞顯著下行的原因。考慮到鋰電中游板塊估值已經回落到歷史低位（鋰電池對應2023年20倍左右、鋰電材料在15-20倍），需求增速中樞的下移已經被充分反應。新的一年我們認為應該更加聚焦于技術變革和龍頭壁壘，一是行業(yè)仍處于技術創(chuàng)新、產品迭代的階段，新技術能夠帶來顯著的阿爾法；二是各環(huán)節(jié)的龍頭歷史上都經歷過周期的洗禮，且行業(yè)仍處于規(guī)?；?、一體化、技術迭代的階段，未來1-2年有望再度見證龍頭公司印證壁壘。需求研判：國內驗證經濟性改善，海外靜待供給驅動回顧2022年的全球產銷來看，國內市場預計仍將達到650萬輛左右，同比保持80%-90%的增長，略高于年初預期，新車型的產品力依舊是主要驅動力。美國市場預計達到100萬輛，同比增長60%-70%，美國略低于年初預期的原因是電動皮卡等新車型上市偏慢，以及補貼落地不及預期。歐洲面臨增速承壓，預計全年在230萬輛左右，同比增長10%-20%，地緣沖突對供應鏈的影響和碳排放約束偏弱的主因。細分景氣：電池確定性較強，新技術阿爾法值得期待鋰電產業(yè)鏈在經歷了2020Q4-2022Q1的需求激增、供給短缺、盈利擴張，在2022Q2起逐步回歸制造業(yè)的合理供需和盈利水平。從供需測算上看：1）六氟磷酸鋰、銅箔、磷酸鐵鋰正極在2022Q2開始有供給釋放，已經呈現(xiàn)了一定的價格或加工費下行。2）負極石墨化在2022Q4供需緩解、2023Q1的產能釋放將帶動價格進一步下行；磷酸鐵同樣在2022Q4和2023Q1落地產能較多，或也存在一定的價格壓力。3）隔膜是材料中供給擴張相對有序的環(huán)節(jié)，2023年預計仍將保持產能利用率穩(wěn)定。在以上供需格局下，鋰電中游最為受益的是鋰電池環(huán)節(jié)，電池企業(yè)在二季度完成了價格傳導，盈利能力顯著修復，三季度仍在改善趨勢。對于2023年，一方面是鋰資源限制下，動力電池的有效產出不會明顯過剩，能夠支撐電池的議價能力；另一方面，材料供給釋放使得電池廠對上游有更強的議價能力，進而帶來成本改善空間，測算來看即使鋰價維持在50萬元/噸的高位，依托于材料成本的下降，2023年動力電池成本較2022Q2的高點仍能回落8%-10%，將是動力電池企業(yè)應對整車價格壓力的緩沖區(qū)。而除了盈利相對穩(wěn)定的預期，鋰電池企業(yè)還有兩個阿爾法的方向：1）頭部企業(yè)資源自供的布局落地有望帶來超額收益；2）儲能行業(yè)的高增長為電池企業(yè)帶來可觀的出貨增量，預計寧德時代、億緯鋰能

2023年的儲能出貨占比有望達到20%-25%、35%-40%。新技術是板塊阿爾法最明顯的方向，展望2023年來看，除了中鎳高壓、超高鎳、磷酸錳鐵鋰、4680大圓柱、4C快充的產品升級外，鈉離子、復合基材2022年的技術進步迅速，2023年有望進入產業(yè)化落地階段，也存在“從零到一”的機會。電力設備：新型電力系統(tǒng)有序推進，特高壓直流將迎大年需求研判：中期趨勢不改，結構性景氣依舊明確對于電網投資，我們在前期策略報告4中提及新型電力系統(tǒng)是未來電網建設的確定性主線，背后核心邏輯在于，未來雙碳目標背景下，電源側能源清潔化和用電側低碳化都是必不可少的措施，因此電網的升級改造也是必經之路，即新型電力系統(tǒng)的建設。2022年以來，電網公司推進新型電力系統(tǒng)相關細分領域的建設。一方面，電網總投資相比于年初規(guī)劃預計有所提升，1-10月電網基本建設累計投資3511億元，同比增長3%；

并且國網Q3召開重大項目建設推進會議，計劃到年底前再完成投資近3000億元，若全部落地預計國網全年投資有望較年初規(guī)劃提升200-300億元。另一方面，特高壓、數(shù)字化、新一代調度系統(tǒng)等相關領域依舊進展較快：特高壓交流2022年快速推進新項目建設，直流加速規(guī)劃項目的前期工作；數(shù)字化招標延續(xù)較快增速等。展望2023年，對于電網總投資維度，我們維持穩(wěn)增長的判斷，并且考慮電網投資具備一定的逆周期屬性，若2023年存在逆周期基建的情況，電網投資存在一定的超預期可能。同時，更重要的，還是結構性景氣方向的把握，尤其是新型電力系統(tǒng)關聯(lián)度較高的細分賽道領域，