光伏：需求确定性叠加结构升级，光伏呈现高景气态势。新技术引领降本增效，关注钨丝替代及N型电池产业化进程。风电：陆风经济性+海风高景气，下半年有望开启风电装机潮。原材料价格回落推动产业链盈利修复，核心零部件环节有望受益。风机大型化步伐加速，中国风电产业链迈向全球市场。

需求确定性叠加结构升级，光伏呈现高景气态势。在能源转型诉求下，海外需求多点开花超预期，我们预计2022/2023年全球新增光伏装机规模为250/320GW。结构来看，硅料紧缺程度有望缓解，产能瓶颈解除节点推后；EVA粒子供需关系维持紧平衡，价格或将维持高位震荡；高纯石英砂供需缺口或促进光伏行业格局优化，装机打开需求空间。

新技术引领降本增效，关注钨丝替代及N型电池产业化进程。高碳钢丝线径临近细线化极限，钨丝经济性受母线线径、硅料价格影响，未来有望实现母线基材替代。N型电池产业化提速，TOPCon有望率先实现成本打平，扩产项目密集落地，持续关注新技术产业化进展。

陆风经济性+海风高景气，下半年有望开启风电装机潮。风机价格持续走低，今年3月公开投标均价已下探至1876元/kW，5月陆上风机不含塔筒价格也低至1800元/kW左右，平价陆风项目经济性凸显。此外，今年1-5月风电招标量已超40GW，超过去年70%的水平，招标需求强劲预示下半年装机值得期待。

原材料价格回落推动产业链盈利修复，核心零部件环节有望受益。2022年以来主要零部件原材料例如中厚板、方坯等价格均出现回落，钢材等原材料价格回落将促进包含塔筒、铸件锻件在内的零部件环节盈利改善，推动产业链盈利修复。此外，成本端压力缓解有望刺激下游需求释放，助推下半年风电开启装机潮。

大型化步伐加速，中国风电产业链迈向全球市场。风机大型化进程中，中国风电企业国际竞争力不断强化，海外营收占比持续提升，未来开拓海外市场前景广阔，中国企业有望赢得更多市场份额。

政策及装机需求不及预期；产业链价格风险；原材料价格波动；电子元器件供给紧张。

一、光伏：需求确定，结构升级，迎接装机大年

（一）需求确定性叠加结构升级，光伏呈现高景气态势

1．多国市场超预期，需求结构有望升级

全球：超预期延续高景气态势，组件、逆变器受益海外高价市场。我们预计2022/2023年全球新增光伏装机规模为250/320GW，同比增长45%。在能源转型诉求下，海外需求多点开花超预期。中国光伏产业具有全球竞争优势，美国及欧洲进口组件占比较高，海外对建设本土光伏产业链重视程度不断提升，但短期或难摆脱对华光伏产品依赖，中国光伏厂商有望成为能源转型中最大赢家。海外市场PPA电价逐步上升，提高开发商投资光伏电站意愿，也进一步提高对组件、逆变器、辅材等原材料价格接受度，厂商盈利空间打开，未来厂商或优先出口美国等组件价格高的地区，全球需求结构有望优化。同时，美国和欧洲对N型高效组件接受度更高，布局N型新技术的组件公司有望在需求结构优化中获益。

欧洲：能源危机叠加俄乌冲突，光伏占据能源转型C位。自俄乌战争爆发以来，能源价格、能源供应、能源安全问题凸显，根据世界银行数据，欧洲天然气价格迅速飙升至42.29美元/百万英热单位，与去年3月相比上涨691.5%。欧盟为摆脱俄罗斯天然气制约，在“Fit for 55”基础上提出“REPowerEU”能源计划，将2030年可再生能源占比目标从40%提升至45%，其中光伏需求达600GW。据IHS，截止2021年底，欧盟累计并网规模达160GW，为实现REPowerEU目标需每年新增光伏装机48.89GW，进一步打开欧洲光伏需求天花板，预计2022年欧洲光伏装机需求为47GW，2023年达60GW。

美国：减免两年内东南亚进口组件关税重启需求，全球需求结构有望升级。由于大部分美国组件都来源于马来西亚、越南、泰国，贸易政策不确定性造成美国光伏项目面临断供风险陷入停滞。根据IHS，从2022年到2030年，美国有213GW大型光伏项目储备，其中在建和即将投建的项目接近20GW，已进入审批流程的项目有60GW，早期项目有130GW，目前项目储备有力支撑了美国未来几年光伏需求。在摆脱双反关税阴影后，美国光伏需求重启，预计2022年美国新增光伏装机为32GW，2023年达40GW。同时，美国组件市场价格接受度高，比中国组件市场价格高1元/W左右，厂商出口美国意愿较高，高价市场重回正轨有望优化全球需求结构。

中国：明确新能源发展目标，支撑光伏赛道高景气态势。6月1日，国家发改委、能源局、财政部等九部委联合下发《“十四五”可再生能源发展规划》，提出2025年可再生能源发电量达3.3万亿千瓦时，在全社会用电增量中占比超过50%，风电和太阳能(8.150, -0.23, -2.74%)发电量实现翻倍。在电力消纳方面，2025年可再生能源电力总量和非水电可再生能源电力消纳责任权重分别达33%和18%，2021年该权重分别为29.4%和13.7%，年均提高0.9%和1.08%。

根据中电联全社会用电量数据，我们预计2025年非水可再生能源电量的总量预期为6455亿kWh，2022-2025年预计风电光伏新增装机为380-430GW，年均新增装机规模为100GW，预计2022年中国新增光伏装机规模为85-100GW，2023年达115GW。

整县推进下分布式未来空间广阔，地面电站项目储备充足。在整县以及十四五能源规划的推进下，中国未来分布式整张空间广阔，叠加5月31日国税总局发布的关于分布式项目自发自用部分免征增值税和多项政府性基金减免优惠政策，分布式光伏的增长空间进一步提升，我们预计2022年全国新增分布式光伏装机规模有望达40-50GW，尤其是整县推进下的工商业和户用光伏值得关注。对于大型地面电站，截止2021年底公布了近100GW大基地项目，其中纯光伏项目22GW，其余为风电＋光伏项目，第一批集中于内蒙古、陕西、青海三省，随着政策对大基地项目支持力度加强，预计今年可实现大基地项目45.7GW，2023年实现剩余51GW。

2．硅料：紧缺程度有望缓解，需求强劲支撑价格

边际产能释放不及需求，产能瓶颈解除节点推后。我们预计全年硅料产量88万吨，仍为全年主链紧缺环节，四季度价格有望进入下行通道。2022年上半年受国内疫情影响及俄乌战争带来的运输不畅，叠加下游硅片在产及扩产开工率维持高位，硅料持续紧缺，主流厂商6月份订单均已基本签订完毕。进入2022年下半年，个别企业新增产能达产时间或有所延后，内蒙古通威、乐山协鑫、包头新特等新产能将在三季度投产，预计四季度硅料紧缺程度将有明显好转。预计全年硅料有效产能对应可支撑装机量约272GW，终端需求持续超预期下，全年硅料供应仍偏紧。

海内外需求持续超预期，下半年硅料价格仍有支撑。俄乌冲突下，欧洲天然气价格飞涨，2022年欧洲新增光伏装机有望超过40GW，同比增长超过54%。同时美国豁免东南亚国家光伏关税，光伏市场需求重启，装机预期上调，欧洲及美国对高价组件的需求不断超预期，2022年全球总装机预期上调至250-260GW，硅料产量约88万吨，仍然为产业链中最紧缺环节，下游对硅料价格接受程度将进一步提升。国内风光大基地需求预计四季度启动，需求增量爆发下仍能支撑硅料价格，大幅波动概率不大。

预计2023年硅料产能大规模释放，龙头成本优势凸显。2023年硅料进入产能集中释放阶段，经我们测算，有效产能将达140万吨以上，对应可支撑装机量超500GW。硅料行业竞争加剧，龙头企业在电费、硅粉等环节具有显著成本优势。

3．EVA粒子：供需关系维持紧平衡，价格或将维持高位震荡

2022年EVA粒子新增产能的投放处于空档期，同期下游胶膜行业扩产迅速。EVA粒子作为光伏胶膜的关键大宗原材料之一，其产量将直接决定光伏胶膜的产量。而EVA核心设备需外购，扩产周期较长，一般为3至4年，故EVA产能的扩张依赖于早期的产业布局规划。

EVA粒子供应与胶膜需求将处于紧平衡状态，或制约胶膜产量。光伏胶膜作为EVA粒子的直接下游，2022年产能大幅扩张带来的设备调试原材料及新产线库存需求，预计会导致对EVA粒子的采购需求显著增长。叠加终端的装机需求持续旺盛的情况，预计在2022年底至2023年初EVA新增产能投产与释放之前，EVA粒子与光伏胶膜的供需关系将会形成供需错配的紧张局面。预计2022Q2至2022Q4期间，EVA与用途类似的POE粒子可支撑胶膜供应量与胶膜有效产能的缺口将从0.33亿平增长至1.79亿平，2022年整年的累计缺口为2.48亿平，供需关系处于紧平衡状态，或成为制约胶膜产量增长的因素。

供需关系紧张使得EVA价格处于高位震荡状态，胶膜环节的市场格局或将逐渐分化。2022年初以来，受供需关系趋紧的影响，EVA价格处于上升趋势，目前价格已达到30000元左右/吨的高位水平。2022Q2至2022Q4期间，供需关系仍将处于紧平衡状态，且光伏料与电缆料约2000元价差的存在，导致少部分有能力生产光伏级EVA厂家提高了光伏料的生产比例，光伏料供应量升高与较高的价格或抑制价格上涨趋势，预计EVA价格将维持高位震荡。

此外，由于EVA交易结算方式为现货现结，较高EVA价格对于下游胶膜厂商的在手资金水平和现金支付能力要求提高。拥有更多在手资金和更大产能规模的龙头企业，具备更强的EVA原材料拿货能力以维持胶膜产能。随着EVA价格高位震荡趋势的维持，胶膜环节的市场格局或将逐渐分化，资金产能比更高的胶膜厂商具有更强的市场竞争优势，其在行业内的市场份额有望进一步提升，拉大与处于劣势厂商的差距。

4．高纯石英砂供需缺口促进光伏行业格局优化

资源稀缺性导致三家供应商独大，供给紧张。高纯石英砂主流制备方法为石英矿物深度提纯，由于原料矿源稀缺、品质差距大，高纯石英砂产能的扩张受到制约。目前全球仅有美国尤尼明、挪威TQC和中国的石英股份(150.180, -1.79, -1.18%)三家企业具备量产高纯石英砂的能力。其中两家海外企业坐拥优质矿床和成熟的技术，产品质量稳定，是国内石英坩埚中内层砂的主要供应商，但考虑开采经济性，海外企业扩产意愿较低；目前国产石英砂主要用于坩埚外层，随着石英股份等国内企业攻克提纯技术难题、加速扩产，提高产品质量和市场认可度，有望逐步提高中内层砂的渗透率，成为未来几年主要的供给增量。

供需缺口扩大叠加海运费上升，高纯石英砂价格或持续上升。预计2022-2024年，硅片产量将从250GW上升到428GW，推动石英坩埚需求大幅增加，坩埚主要原料高纯石英砂的需求分别为6.3/7.3/8.5万吨；由于高纯石英砂供给增量有限，预计未来两年供不应求将使得光伏用高纯石英砂价格持续上升。此外，受疫情影响，海运交付周期延长，货运成本上升，或推动进口石英砂价格进一步上涨。

龙头企业具有供应链保障，先进产能在竞争中更具优势，硅片市场格局有望得到优化。硅片龙头企业大都会直接与高纯石英砂的源头供应商尤尼明等签订长期合同，保证其在坩埚供应出现缺口时不需要大量采用国产砂，维持较为理想的成本和稳定的产品质量；而小厂商缺乏这种供应链优势和议价能力，将直面石英砂供需的冲击，生产开工受限，高昂的成本传导到产品价格上，也会让二线厂商在本就激烈的市场竞争中失去优势。

（二）新技术引领降本增效，关注钨丝替代及N型电池产业化进程

1．钨丝替代：突破细线瓶颈，渗透率提升打开增量价值空间

高碳钢丝线径临近细线化极限，钨丝有望实现母线基材替代。作为硅片切割的主要耗材，金刚线是决定硅片切割效率和质量的重要因素之一，薄片化推动金刚线细线化，市场增量空间广阔。据SOLARZOOM统计，在硅片成本结构中，硅料占53%，而金刚线仅占6%，硅片厂商乐意接受以金刚线细线化实现硅料降本。当前金刚石线量产最细线径为36μm，实验室已着力研发34至35μm线径，金刚线破断力与线径、抗拉强度成正比，而目前高碳钢丝母线线径已接近极限，钨丝抗拉强度、韧性等力学性能更强，可在同等破断力下将实现更小线径，细线化空间更大，未来有望替代高碳钢丝作为金刚线母线主流基材，进一步打开硅片厂商降本空间。

上游加码钨丝产能，成本端待优化。当前钨丝在金刚石线领域的线径已达35-36μm，替代经济性与细线化程度、硅料价格成正相关，与钨丝价格成负相关。由于此前钨丝并未应用于光伏领域，当前钨丝强度及拉丝技术还不满足硅片切割要求，同时，钨丝厂商扩产周期较长，产能释放缓慢，目前钨丝产能不足且价格过高，其绕线长度仅为碳钢丝绕线长度的三分之一，在工字轮使用、储存运输等环节都增加大量成本，钨丝能否取代高碳钢丝仍需进一步验证。

细线化对硅料价格敏感性分析：钨丝替代优势在于保持破断力同时实现更小线径，切割硅片时产生更小锯缝减少硅料损失。我们测算线径每减少2μm，在不同硅料价格水平下节省的硅料价值以求得细线化经济性水平。

主要测算对象为M10（182mm），假设切片良品率为96%，硅料损耗为6%。线径每减小2μm导致切割端槽距差为2μm，即每片硅片节约的硅棒长度为2μm。假设M10尺寸硅棒每公斤方棒长度分别为13.00mm/kg，基于每公斤方棒长度及硅料单价可测算得到每片硅片节约的硅料价值，除以每片金刚线耗用，得到线径减小2μm时单位长度金刚线节省的硅料价值。

通过测算得出，硅料价格越高、细线化经济收益越高，在硅料价格为250元/kg时，用30μm细线切割M10硅片可节约硅料价值高达60.89元/km，硅料价格高企催化钨丝替代加速。

钨丝母线替代经济性分析：影响钨丝母线替代经济性的因素除钨丝细线化节省的硅料价值外，钨丝与碳钢丝母线成本差距也尤为重要，综合收益需同时考虑细线化节约的硅料收益和钨丝母线比碳钢丝母线成本差异，综合收益为正时，钨丝替代具有经济性。核心测算假设如下：

尺寸：选取M10（182mm）硅片作为测算对象。

线径：当前切割182mm硅片使用普通金刚线母线线径为38μm，由于钨丝建设周期较长，预计今年年底上游厂商扩产落地，我们预测钨丝细线化程度将于年底达34μm，明年中期可达32μm，并逐渐向30μm迈进。

成本：假设普通碳钢丝母线成本为10元/km。把金刚线成本分为母线成本、其他原材料成本、人工和其他制造成本。钨丝母线替代只替换基材，后续电镀及固结微粉技术无改变，因此假设除母线成本外其他成本不变。

价格：预计2022年下半年硅料虽有一定产量释放但供应仍存在缺口，价格依然处于高位，平均价格为200元/kg。随着明年硅料产量进一步释放，硅料价格有望逐步回归成本线附近，下降到当前价格一半即120元/kg左右水平。

情景一：预计2022年底硅料价格维持200元/kg，钨丝细线化水平达34μm，不同钨丝价格下的综合收益如下表所示，当钨丝母线线径为34μm，价格为39.23元/km时，钨丝替代达到经济性临界点，在此基础上降低线径或钨丝价格都可以获得正向综合收益。当钨丝母线线径达30μm，价格为15元/km时，钨丝替代综合收益可达43.71元/km。

情景二：预计2023年中期硅料价格下降为120元/kg，钨丝细线化水平达32μm，同钨丝价格下的综合收益如下表所示，当钨丝母线线径为32μm，价格为33.38元/km时，钨丝替代达到经济性临界点，在此基础上降低线径或价格都可以获得正向综合收益。当钨丝母线线径达30μm，价格为15元/km时，钨丝替代综合收益可达24.23元/km。

钨丝市场空间测算：受益于硅片薄片化、大尺寸化需求，单片金刚线耗线量增加，金刚线需求量增速预计高于硅片需求增速。产量释放后，钨丝母线渗透率有望逐年提升，钨丝需求量增速进一步超过金刚线，打开增量天花板。

根据我们测算，预计2022至2025年金刚线需求量从15524万公里增长至28204万公里，年复合增长率为22.02%。假设2022至2025年钨丝母线渗透率分别为15%/30%/50%/70%（乐观），10%/20%/35%/50%（中观），5%/15%/25%/40%（悲观），钨丝价格分别为45/40/35/30元/km。乐观情景下测算得出2022至2025年钨丝母线需求量从2329万公里增长至19743万公里，年复合增长率为103.91%，钨丝母线市场空间从10.48亿元增长至59.23亿元，年复合增长率为78.13%。

2．N型：TOPCon率先产业化，HJT一触即发，技术路线多点开花

N型接棒催生新格局重塑机遇。当前光伏设备及材料环节国产化基本完成，通

过技术提效带动降本优势显现。面对全面平价上网时代，在各环节降本接近极限、原材料及运输成本上涨，可安装面积逐年稀缺的背景下，行业对于高效电池技术需求愈发迫切。

N型光伏电池主要包括TOPCon、HJT和IBC三种技术路线，对比三者特点：

生产工艺难度：IBC >TOPCon>HJT，HJT电池工艺最简单，核心工艺仅需要4步；

转换效率：HJT> TOPCon>IBC，目前异质结电池的量产最高效率已经达到25.05%，TOPCon量产最高效率达24.5%，IBC达到24%；

投资成本：IBC>HJT>TOPCon，目前PERC+单GW设备投资在2亿元左右，TOPCon投资约2.5亿元左右，HJT投资额在4-4.5亿元左右，IBC设备投资额则在4-5亿元左右；

生产设备兼容性：TOPCon>IBC>HJT，TOPCon电池兼容性最高，可以从原有产线转换，HJT电池完全不兼容现有设备；

产能规划：TOPCon>HJT>IBC，根据EnergyTrend，预计2020年新增N型产能中TOPCon约占50%，HJT占29%。

N型电池产业化提速，TOPCon有望率先实现成本打平，扩产项目密集落地。根据集邦咨询，截至2021年末全球TOPCon电池在建及待建产能约87GW、HJT在建待建产能约142GW。2022年TOPCon规划产能近65GW，出货量有望达到10~15GW；而HJT年底产能也将突破10GW。根据PV Lnfolink相关统计数据，截止2022年第一季度，宣称布局TOPCon的产能已经超过140GW。

HJT一触即发，产业化大幕即将开启。2022 年至今，华晟（4.8GW）、金刚玻璃(51.080, 0.08, 0.16%)（维权）（4.8GW）、印度REC（4.8GW）、华润电力（3GW）、隆基（1.2GW）均披露GW级HJT扩产，行业潜在招标订单合计18.6GW（截至2022年5月底），预计2022 年行业HJT招标有望达20-30GW。目前通威、华晟、金刚已开启GW 级量产，金刚微晶HJT量产平均效率已达25%。

推动钙钛矿技术产业化量产。在学界和产业界共同努力下，钙钛矿太阳能电池当前在稳定性、效率等方面已获得与晶硅电池同等或更佳的效果。钙钛矿电池因其转化效率上限更高，度电成本更低，成为目前公认的下一代光伏电池技术。据PV-Tech不完全统计，2021年共有17家企业参与钙钛矿产业的投资/融资，共计6项投资项目，总投资/融资金额超85亿元。

叠层电池布局初现端倪，未来提效降本可期。2020年上海光伏展上，协鑫、爱旭和赛维展出了钙钛矿叠层电池相关产品。2021年安徽华晟完成了异质结/钙钛矿叠层电池中试开发；隆基公布异质结-钙钛矿叠层电池专利，该叠层电池包括底电池、空穴传输层、钙钛矿吸收层以及透明导电层。泰州锦能新能源在湖南常德规划钙钛矿铜铟镓硒叠层电池项目，南京大学在全钙钛矿叠层电池效率高达26.4%，创造世界纪录。

二、风电：招标强劲，景气延续，抢装开启在即

（一）陆风经济性+海风高景气，下半年有望开启风电装机潮

1．陆风经济性凸显，下半年装机有望高增

风机价格持续走低，成本不断下探。据金风科技(15.050, -0.12, -0.79%)统计，风机价格自2020年初开始不断走低，2022年3月，风机公开投标均价已下探到1876元/kW，相比去年同期的2900元/kW下降了35.3%。根据风电头条和风芒能源，2022年5月陆上风机（不含塔筒）价格进一步下探至1828元/kW。

平价陆风项目经济性凸显。据西勘院规划研究中心，绝大多数内陆省份陆风项目的实际造价均低于甚至远低于实现7%IRR的理论造价，其中内蒙古、河北、吉林等省份价差达2000元/kW以上，可行性强，盈利能力良好。而搭配储能10%2h后，虽然可行性有所下降，但大多数内陆省份风电投资的实际造价仍低于实现7%IRR的理论造价，仍满足运营商的投资收益率要求。

招标需求强劲，下半年装机有望高增。据金风科技统计，2021年国内公开招标量达54.2GW，同比增74.28%，达到历史次高；今年一季度公开招标量已达24.7GW，已接近去年的一半。根据风电之音、北极星风力发电网、风电头条等统计，今年开年以来，1-5月招标量已超过40GW，超过了去年的70%。

据中电联，4月中国风电装机1.68GW，同比增长25.4%；5月中国风电装机1.24GW，同比增4.2%；今年1-5月我国风电累计装机达10.82GW，同比增38.9%。而我国风电装机量历来以下半年尤其是年底为主，2019-2021年我国风电装机量分别为25.74GW、71.67GW、47.57GW，而下半年装机量分别为16.65GW、63.35GW、36.73GW，分别占到全年装机量的64.7%、88.4%、77.2%。在今年招标需求超出预期、开年装机旺盛的情况下，下半年装机有望高增，全年装机并网有望创新高。

2．海风景气延续，平价进程提速

海风平价项目持续推进。据风芒能源和各省发改委，截止6月已有20.19GW平价海上风电项目稳步推进中，其中计划2022年底前并网的项目有3.7GW。自2021年10月12日我国首个平价海风项目中广核汕尾甲子50万千瓦海上风电项目开工以来，海风平价扩展到越来越多的省份，其中有省补的广东、山东项目容量更大，分别达9.6GW和2.1GW。

中国海风装机自2014年以来持续保持正增长。2021年是国家补贴海风项目并网的最后一年，海风装机迎来爆发，装机量达16.9GW，同比增长452.29%，占2021年全球海风装机量的80%。全球海风装机近年来同样保持快速增长，2021年装机量达21.11GW，同比增长208.03%。

（二）原材料价格回落推动产业链盈利修复，核心零部件环节有望受益

1．上下游多方参与，风电产业链各环节专业性强

风电产业链主要包括三大部分，即上游开发设计及原材料、中游风机零部件加工制造及风机整机组装生产、下游风电场建设、运营与维护。其中风机制造总装主要由多个相对独立的零部件构成，包括叶片、齿轮箱、发电机、控制系统、变流器、轴承和金属结构件（包括底座、塔筒、法兰、轮毂、主轴、齿轮箱箱体等）。分环节来看，叶片对风能利用率影响较大，对风电机组性能起到关键性作用，主要由复合材料制成，包括树脂，玻纤等；发电机、齿轮箱、轮毂、轴承以及控制系统等部件的主要原材料为钢铁；塔筒在风电机组中起到支撑作用，其主要用钢铁、防腐涂料等制成。风电机组生产需要的零部件行业跨度广、制造难度大，各环节专业性较强，上下游参与方众多，供应商的技术、工艺水平和生产能力共同推动行业发展。

2．零部件环节盈利受原材料价格波动影响，成本压力长期有望缓解

风力发电机组零部件数量众多，主要零部件环节原材料成本占比高。以三一重能(39.850, -0.09, -0.23%)为例，据公司披露，在风力发电机组中占成本比重最大的零部件为齿轮箱及叶片（树脂、芯材、玻材为叶片主要生产原料）。齿轮箱采购金额占比超过20%，齿轮箱环节的原材料主要为钢铁，其中包含锻造钢、铸铁、铸钢、轴承、钢板等；叶片占比接近20%，其主要由玻纤、树脂等制成。从各环节原材料成本占比来看，主要零部件原材料成本平均在七成以上，占比普遍较高。

风机零部件环节盈利能力受原材料价格影响较大。主要零部件环节代表公司毛利率水平与当年主要原材料价格基本呈现负相关走势；原材料价格大幅上涨将显著影响公司盈利能力，致使毛利率承压。

2021年末主要零部件原材料例如中厚板、方坯等价格均出现回落迹象，2022年初以来，上游原材料价格逐季出现稳步回落趋势，中厚板季度均价已从2021年Q3时期高位约5700元/吨回落至2022年Q1时期约5200元/吨，截止6月17日中厚板价格为5022元/吨。钢材等原材料价格回落将促进包含塔筒、铸件锻件等在内的零部件环节盈利改善，推动产业链盈利修复。此外，成本端压力缓解有望刺激下游需求释放，助推下半年风电开启装机潮。

塔筒环节：基于塔筒高质量的特征，运输成为塔筒行业核心竞争要素之一。陆上塔筒比拼产能布局，合理多地布局有望减轻运输成本压力，海上塔筒则需要厂商有充足的码头资源。在运输端取得优势的公司往往能在盈利端上取得更好的表现。技术方面，塔筒壁垒相对并不高，也因此我国目前塔筒行业市场集中度仍处于较低水平，未来随着风电行业对于塔筒质量要求的提升，塔筒行业或将趋于集中。

叶片环节：风叶片呈现大型化、轻量化趋势，近年来直径不断增加。在给定风速、风能转化率值的前提假设之下，功率与扫风面积呈现正相关关系，大直径叶片能够扩张扫风面积从而发出更多电量。伴随着叶片直径增加，轮毂高度也将同步上升，在海拔较高的区域，风能受地面植被、建筑物、地形的影响较低，风能流动更为自由，更利于发电。在大型化及轻量化趋势下，碳纤维等新材料有望在未来风电制造领域得到更多应用。

轴承环节：轴承是发电机组中核心零部件，主要包括主轴承、偏航轴承以及变桨轴承三种，其中主轴承最为重要，其需要承担整个风机巨大的震动与冲击，技术较为复杂。目前国内轴承技术尚不成熟，大兆瓦主轴承仍被SKF、FAG等外国企业垄断，国产替代难度高。随着疫情的蔓延，进口轴承供应受到影响，一定程度上促进了国内轴承行业的发展，长期来看轴承行业具备较大国产替代空间。

海缆环节：海缆行业壁垒高，包括地理、技术、资金等多方面门槛。地理上，由于运输需要，海缆企业需靠近港口，而目前大吞吐量港口资源有限；技术上，深海铺设电缆有较高难度，且需保证电缆有高强度与高耐腐蚀性；资金上，海缆项目招标难度高，需要历史工程业绩。由于行业壁垒高，目前我国呈现寡头垄断格局，我们预计东方电缆(79.000, 1.85, 2.40%)与中天科技(23.930, 0.17, 0.72%)（维权）二者合计市占率过半。

整机环节：风电整机行业集中度较高，2021年陆风海风CR5分别为71%与92%。未来预计头部厂商持续受益海风发展，海风头部厂商整体营收规模处于不断扩展趋势。

（三）大型化步伐加速，中国风电产业链迈向全球市场

1. 风机大型化趋势不改，有效摊薄投资成本

大型化趋势下风电机型容量不断提升，风机大型化是降低风电成本的有效途径。具体来看，大型化能够减少风机制造单位功率成本、设备制造成本、运维成本，以及海缆、塔筒、线路铺设等成本。

据CWEA数据，2021年我国新增装机的风电机组平均单机容量为3.51MW，同比增长31.7%；陆上新增风电机组平均单机容量为3.11MW，同比增长20.7%；同年我国海上新增风电机组平均单机容量达5.56MW，同比增长13.9%。在2021年新增装机中，5.0MW以上单机容量的机组占比达到23.41%。

大型化趋势下风电投资成本不断摊薄。风电机组单机容量通过控制发电同等规模所需要的风电机组台数，影响整机及配套设备的成本，比如道路、线路、基础、塔架等的投资。同时还可以减少土地使用面积，解决资源紧缺的问题。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》，当机组单机容量由2MW增加到4.5MW时，项目投资成本显著降低，静态投资由6449元/千瓦，降低到5517元/千瓦。

2. 国内厂商竞争力不断提升，未来有望受益海外市场开拓

国内风电产业竞争格局持续优化集中，龙头公司竞争力不断提升。风电行业出货集中度较高，龙头公司享有规模效应，未来竞争力有望不断强化。据前瞻产业研究院数据，2021年国内风电整机出货CR5集中度为69.40%，CR10集中度为95.10%，占据绝大部分市场份额。

欧美区域提供重要增长驱动力(4.140, -0.03, -0.72%)，巴西或成新增长点。各国接连出台能源转型政策推动碳中和，俄乌局势加速欧洲转型进程。诸如欧盟目标在2050年成为首个“碳中和”区域；美国于2021年11月公布了美国实现 2050 碳中和终极目标的时间节点与技术路径，计划2035年实现100%清洁电力目标。

根据GWEC公布，美国2021年风电新增装机12.7GW，海外新增风机容量占比26.26%；欧盟2021年风电新增装机17.0GW，海外新增风机容量占比37%。值得注意的是，巴西也非常注重风能发电，2021年新增装机量为全球第三，仅次于中国和美国，新增装机3.83GW，海外新增风机容量占比8.33%。

中国风电企业具备出口竞争力，各环节出口空间较高。过去数年，国内的风电机组出口规模和比例都较低，随着国内大型化风机技术发展、成本降低、海外市场风电需求的提升，中国风机企业迎来出口增长机遇。根据WIND统计，国内风电企业近年纷纷开展海外业务，例如龙头企业金风科技海外营收占比从2018年7.13%上升至2021年的8.98%。

（一）政策及装机需求不及预期

“碳中和”已成全球共识，各国政府陆续出台相关政策鼓励发展新能源，若未来政策出现较大变动，将影响风电光伏装机需求。

（二）产业链价格风险

下游装机需求旺盛，但产业链部分环节扩产周期较长，若整体价格波动幅度过大，一定程度上会影响终端需求。

（三）原材料价格波动

原材料价格大幅上涨将对产业链零部件环节带来较大成本压力，进而对产业链各环节盈利分配造成影响，可能加剧产业链恶性竞争，不利于产业发展。

（四）电子元器件供给紧张

电子元器件等关键零部件供应紧张或制约厂商出货量，对生产成本亦可能造成压力。 

原标题：2022年中期策略 | 风电光伏：需求强劲，景气持续，迎接新一轮风光大潮