1. 風電：行業放量確定性高，原材料回落盈利有望修復，海風 具備長期成長性

1.1. 風電全年大幅波動，年中反轉年末走弱

疫情原料同步影響，上半年度 V 形反轉。2022 年 1-4 月份風電指數下跌幅度較大， 主要原因如下：（1）風電企業業績不及預期；（2）受一季度末全國新冠疫情爆發的 影響，風電產品延期交付；（3）4 月疫情高峰期風電主要原材料鐵礦石達 900 美元/ 噸高位，同期螺紋鋼價格達 5000 元/噸高位，原材料上漲導致風電產品毛利率降低。 5 月份疫情逐漸好轉，風電產品出貨恢復，風電指數有所反彈。6 月-7 月風電招標 超預期，鐵礦石和螺紋鋼等主要原材料價格快速下跌，產品毛利率回升帶來盈利預 期上升，風電指數反彈走高。上半年隨著疫情變化和原材料價格波動，風電指數開 出先跌后漲的 V 形反轉走勢。

7-8 月軍事影響海風調整，9-12 月風電裝機疲軟，利空多發板塊調整。2022 年 7 月 -8 月，市場傳言部分海域海風項目的建設會受到軍事活動的影響，軍事敏感海域的 規劃項目落地困難、推進較慢，風電指數震蕩下行。2022 年 9-12 月，國內風電裝機 不及預期。10 月新增裝機 1.9GW，11 月新增裝機為 1.38GW，11 月裝機僅為去年同 期的四分之一，新增裝機持續疲軟。年初至 11 月份累計裝機 22.52GW，低于去年 同期的 24.7GW，裝機持續低于預期。年末風電板塊利空多發。11 月初，海上風電 建設“雙 30”新規傳言出現，新規要求新項目滿足離岸 30 公里或水深 30 米以上。 市場擔心海風未來增長受限，引發海風板塊集體大跌。11 月 24 日晚間，中天科技 發布公告稱將重新啟動中天科技海纜上市計劃，受該事件影響，市場對海纜情緒悲 觀，12 月海風板塊迎來至暗時刻。

1.2. 海外海風加速爆發，2023 年國內陸風海風均高增

全球風電裝機容量持續提升，海上風電裝機容量增速迅猛。2015-2021 年，全球風 電累計裝機容量從 433GW 提升至 837GW，復合增長率達 11.61%，其中，陸上風電 累計裝機容量從 421GW 提升至 780GW，復合增長率達 10.82%。2021 年，全球新 增裝機容量達 93.6GW，僅次于 2020 年的 95.3GW，同比下降 1.78%，其中，陸上風電新增裝機容量達 72.5GW，同比下降 17.99%，海上風電新增裝機容量達 21.1GW， 同比增長 205.80%，增速迅猛。

我國風電裝機容量領跑全球，貢獻全球海上風電新增裝機主要增量。2015-2021 年 我國風電累計裝機容量從 145.36GW 提升至 346.67GW，全球占比從 34 %提升至 41%。2021 年，我國風電新增裝機容量達 47.57GW，其中，陸上風電新增裝機容量 達 30.67GW；海上風電新增裝機容量達 16.90GW，全球占比達 80%，我國海上風電 新增裝機貢獻全球主要增量。

海上風電有望爆發式增長，2030 年全球海上風電新增裝機容量將超 50GW。英國提 出到 2030 年實現約累計 50GW 的海上風電裝機容量，美國計劃到 2030 年將安裝 30GW 的海上風電。根據 GWEC 數據披露，預計 2021-2031 年全球海上風電新增裝 機容量復合增長率達 10.02%，全球海上風電新增裝機容量預計到 2027 年超過 30GW， 到 2030 年超過 50GW。如果海外各國按照規劃實現海風裝機，那么 2023-2030 年海 外海風年均新增裝機 25GW+，相較于 2021 年的 4.2GW 有 500%的增長，年復合增 速非?？捎^。

中國各省推出“十四五”海風規劃，海風建設快速推進。根據《中國“十四五”電 力發展規劃研究》披露，我國將主要在山東、江蘇、廣東、廣西、浙江、福建和遼 寧重點開發海上風電，7 個省份也分別制定了海上風電“十四五”裝機規劃。沿海 其他省份也快速推進海風，目前各省海風十四五規劃新增海風合計達到58GW以上， 實際新增裝機有望達到 70GW，國內海風未來增長可期。2023 年國內海風新增裝機 有望達到 10GW 以上。

分批建設風光大基地，持續推進風電行業發展。2021 年 11 月 24 日，國家能源局公 布了第一批大型風電、光伏基地建設名單，總規模為 97.05GW，其中內蒙古、陜西、 青海、甘肅、吉林位居前五，建設規模分別為 20.20GW、12.50GW、10.90GW、9.55GW 和 7.30GW。2021 年 12 月 6 日，國家能源局下發第二批風光大基地項目建設名單， 重點布局沙漠、戈壁、荒漠地區，主要集中在內蒙古、寧夏、新疆、青海、甘肅， 結合生態治理和資源綜合利用模式，積極解決消納問題，以外送電力為主，到 2030 年，規劃建設第二批風光大基地總裝機約 455GW。2022 年 9 月 2 日，國家能源局 在 8 月份全國可再生能源開發建設形勢分析視頻會上指出，第一批風光大基地項目 已經實現全面開工建設，第二批項目已經實現部分開工建設，第三批項目也正在抓 緊組織開展相關工作中。目前，各省份第三批風光大基地項目逐步啟動，多個省份 的申報文件已經陸續下發。

各省規劃政策利好，分散式風電發展空間廣闊。2011 年，國家能源局出臺相關政策， 我國分散式風電發展起步。2017 年和 2018 年，國家能源局先后發布關于加快推進 分散式接入風電項目建設有關要求的通知和關于印發《分散式風電項目開發建設暫 行管理辦法》的通知，我國分散式風電發展加速，各省相繼出臺規劃政策。根據不 完全統計，2019 年至今，我國分散式風電裝機規模超過 12505.7MW。此外，內蒙古 自治區 2021-2023 年規劃分散式風電 2310MW，天津市力爭到 2025 年分散式風電 裝機容量達到 780MW，多個省份推出“十四五”風電發展規劃，提及要注重分散式 風電發展。

老舊風機改造政策逐步完善，需求增量有望大幅釋放。2021 年 8 月，寧夏自治區率 先發文，提出到 2025 年力爭實現老舊風電場更新規模 200 萬千瓦以上和增容規模 200 萬千瓦以上的目標。2021 年 12 月，國家能源局出臺《風電場改造升級和退役管 理辦法》，鼓勵并網運行超過 15 年的風電場開展改造升級和退役，老舊風機改造為 風電市場帶來新的空間。根據國家發展和改革委員會能源研究所預測，“十四五”期 間累計退役機組將超過 120 萬千瓦，全國更新改造機組需求將超過 2000 萬千瓦， 其中 1.5MW 以下機組和 1.5MW 機組各占 50%，預計“十五五”期間風電機組退役 或改造規模約為 4000 萬千瓦且以 1.5MW 機組為主。

風電招標勢頭不減，2022 年海風招標增長明顯。2015-2021 年，我國公開招標市場 風電新增招標量平均約為 32GW。2019 年出現明顯高點，我國公開招標市場風電新 增招標量 65.2GW，同比增長 95%，主要系陸風補貼退坡導致搶裝潮。2021 年，我 國公開招標市場風電新增招標量 54.15GW，同比增長 74%，其中，陸上風電新增招 標容量 51.37GW，占總招標比重 95%，海上風電新增招標容量 2.79GW，占總招標 比重 5%。2022 年前三季度，我國公開招標市場風電新增招標量 76.3GW，同比增長 82.1%，其中，陸上風電新增招標容量 64.9GW，占總招標比重 85%，海上風電新增 招標容量 11.4GW，占總招標比重 15%，海風招標重啟，占比逐漸回升，擴張更加 明顯。

風電利用小時數穩步增長，棄風率逐漸下滑。2015 年，我國風電利用小時數為 1728 小時，風電棄風率為 15%。2016 年，我國風電利用小時數增長至 1742 小時，風電 棄風率上升至 17%。2017 年，國家能源局發布風電消納情況預警監測，三北地區裝 機量受到限制，棄風情況明顯好轉，我國風電棄風率下降至 12%，中東地區風電裝 機占比提升，我國風電利用小時數提升至 1948 小時，同比增長 11.83%。2021 年， 我國風電利用小時數增長至 2246 小時，棄風率降低至 3%。

風機大型化趨勢明顯，2MW 及以下的功率的風機基本退出市場。更大的風輪直徑 和更高的輪轂高度能夠使風機機組在低風速區域獲得比以往更多的動力，提升機組 功率及利用小時數，從而提高風能的利用效率。根據金風科技官網和 CWEA 披露， 2015 年，2MW 及以下功率的風機約占 85%，中國新增陸上和海上風電機組平均單 機容量分別為 1.8MW 和 3.6MW。2021 年，2MW 及以下功率的風機已基本退出市 場，3MW 以上的風機占比達到 80%，而中國新增陸上和海上風電機組平均單機容 量分別提升至 3.1MW 和 5.6MW，風機大型化趨勢明顯。

風機大型化加速平價進程，風電成為最經濟的可再生能源。2010 年，全球陸上和海 上風電度電成本分別為 0.102 美元/千瓦時和 0.188 美元/千瓦時，風機大型化加速平 價進程，2021 年，全球陸上和海上風電度電成本分別下降至 0.033 美元/千瓦時和 0.075 美元/千瓦時，分別下降了 68%和 60%，風電成為最經濟的可再生能源。

1.3. 陸風明年穩健發力，量利齊升盈利修復

陸上風電穩健發力，明年爆發長期增速放緩。截至 2022 年 11 月，國內風電累計裝 機達 22.52GW，預計全年累計裝機約 40GW，其中陸風裝機約 35GW。今年來，第 一批、第二批風光大基地規劃陸續出爐，大基地建設帶動風電招標穩步推進。根據 招標數據的統計，今年陸風招標約為 78GW，預計明年陸風裝機可達 60GW+。根據 GWEC 預測，十四五期間，陸風 CAGR 為 14.6%；2023 年往后，全球陸風 CAGR 僅有 6.1%，陸風增速放緩；2021 年全球海上風電裝機受中國風電補貼退坡搶裝潮 的影響大幅增加，2022-2026 年全球海上風電 CAGR 達 37.8%，全球風電增長主要 由海風貢獻。

風機大型化進行降本，風機零部件通縮明顯。通縮為風機大型化過程中風機零部件 單位 MW 的價值量減少。以三一重能的陸風機組為例：剔除每年原材料的價格變動 后，2018-2021 風機大型化通縮最大的五個環節分別是葉片及主材、變槳系統、發電 機、變流器和輪轂，其中單 MW 葉片及主材的價值量變動達-62.13%，部分原因為三一重能自產葉片，導致成本降低迅速。2021 年，齒輪箱環節單 MW 價值量最高， 且四年單位成本變動僅為-7.09%。相對于 2018 年價值量最高的葉片，齒輪箱更加抗 通縮，所以在風機大型化過程中齒輪箱環節將更有相對優勢。

陸風價格戰激烈，雙饋機型成為陸風絕對主流。公開投標均價逐漸走低，平價趨勢 逐漸明顯。2020 年，陸上風電搶裝結束前，部分整機商開始挑起價格戰。2021 年， 風電龍頭和二三線整機商陷入價格戰。2022 年 1 月，全市場風電整機商風電機組投 標均價為 3081 元/kW，根據風芒能源披露，今年一季度風機接力降價，陸上風機價 格已降至 1408 元/kW。陸風造價下降，有利于陸風的裝機增長，現在陸風基本上低 價中標，雙饋機型的成本低于半直驅機型和直驅機型，已成為行業絕對主流。明陽 智能和東方電氣已經重回雙饋機型。2021 年 8 月，東方電氣 DEW-G4000-165 雙饋 型風力發電機組下線，隨后又接連推出 DEW-G3600-165 雙饋機組，意味著東方電 氣首先從直驅技術返回雙饋技術；2022 年 7 月，明陽智能在某招標項中推出三款 193 葉輪雙饋技術路線機型，與 MY1.5/2.0MW 平臺共同發路雙饋路線。

陸風轉雙饋機型，利好齒輪箱環節。直驅機型無須齒輪箱；半直驅機型只需一個小 的齒輪箱；雙饋機型齒輪箱價值量大，占據風機價值量 20%+。明陽智能、東方電氣 和金風科技在陸風領域轉向使用雙饋機型，那么齒輪箱環節的市場空間有望大幅提 升。齒輪箱環節技術壁壘較高，行業格局優異，國內代表企業以南高齒和德力佳為 主。廣大特材積極進軍齒輪箱領域，公司有特種鋼材-鍛件-齒輪的一體化能力，在主 機廠的支持下有望取得大幅放量。海鍋股份擬定增募投 10 萬噸齒輪箱鍛件產能，有 望充分獲取市場紅利。

滑動軸承大勢所趨，2023 年行業實現小批量。主機廠開始積極使用滑動軸承替代滾 動軸承的邏輯如下：（1）滑動軸承能更好滿足風機兆瓦數提升、風電葉輪增大對齒 輪箱的輕量化、高轉速比的要求；（2）滑動軸承的運維成本相對滾動軸承更低，可 靠性更好，且滑動軸承運行噪音更小。相比于滾動軸承，滑動軸承價格低 30%以上， 風機齒輪箱重量減輕約 30%、后續維護費用節省約 60%。維斯塔斯已經和齒輪箱巨 頭采埃孚和威能極合作，實現了 6MW 風機齒輪箱的滑動軸承使用。國內主機廠如 金風、遠景、電氣風電等都在積極嘗試風電滑動軸承，短期內主要替代齒輪箱軸承 里面的兩個低速轉動級，后續預計會陸續替代變槳軸承和主軸軸承?；瑒虞S承環節 優質廠商為長盛軸承、雙飛股份和崇德科技。2023 年國內滑動軸承可實現小批量試 用，預計 2024 年有望實現大批量實際使用。

1.4. 海風量升利穩，出口打開成長空間

多地區風力資源較好，海風發電潛力巨大。我國海岸線長超 18000KM，島嶼 6500 多個，海風相較陸風開發資源更為豐富，且具有發電效率高、土地資源占用少、大 規模開發難度低等優勢。依據 World Bank 統計，我國預計可發展海上風電達到 2982GW。依據中國工程院測算，僅考慮 0-50 米海深、平均風功率密度大于 300 瓦 /平方米區域的開發面積，按照平均裝機的密度 8 兆瓦/平方千米計算，我國海上風 電裝機容量可達到 3009GW。

沿海省份消納能力強，海風發展不受消納制約。2021 年，江蘇省、浙江省、廣東省、 福建省和山東省用電量分別為 7101.16、5514.11、7866.63、2837 和 7383 億千瓦時， 其中海風貢獻比例分別為 2.26%、0.77%、1.57%、2.10%和 0.20%，還有很強的消納 能力。除了福建以外，其他沿海省份都還有相當一部分電力依賴外電補充，浙江的 外電占比達到 23.4%。未來，沿海省市用電量還將持續增加，海風發展大有可為。

我國持續推進海風深遠?；ㄔO。由于近海資源有限，海風深遠?；殉哨厔荩?地公布深遠海風電建設規劃，深遠海風電將加速推進。11 月，上海發改委印發《上 海市可再生能源和新能源發展專項資金扶持辦法》，對深遠海海風項目和離岸距離 超 50 公里的海風項目給予獎勵，獎勵標準為 500 元/千瓦，分五年撥付，每年撥付 20%，單個項目年度獎勵金額不超過 5000 萬元。

項目平均離岸距離增長 34%，50km 以上項目占比達到 45%。40 個在建、待建項目 的平均離岸距離加權平均為 42.05km，較之前已并網項目的均值 31.3km 增長 34%。 海風資源的開發向遠海推進，已裝機的 82 個項目中，主要裝機量仍集中在 40km 以 內，超過 50km 的項目僅有 3GW 左右。在 40 個在建的項目中，離岸距離超過 50km 的項目容量達到了 7.9GW，占比達到了 45%。

1.4.1. 超高壓海纜快速進場，海纜競爭格局穩固

海風大型化深遠海化，海纜電壓升級快速進行。250MW 及以下風電場一般只需用 單回 220KV，750MW 及以上需要用三回 220kV，1GW 則要用四回。對于 1GW 的 大型風場，考慮到回路數增加會提升施工運維的難度，占用更多的海域使用面積， 項目整體經濟性不高，因此業主會采用 2 回 500kV 的交流送出海纜。然后離岸距離 大于 70KM 后，交流傳輸電的損耗加大，業主也會主動選擇超高壓的柔性直流海纜。 35KV 陣列纜僅能串聯 4 臺 8MW 風機，66KV 可以串聯 8 臺 8MW 風機，減少海纜 長度更經濟。

在海風深遠海化趨勢下，因傳輸距離長、海纜敷設環境復雜，需要柔性直流海纜替 代交流海纜?！逗Ｉ巷L電交流集電方案技術經濟性研究》中表明，海上風電場離岸距 離小于 80km 時，高壓交流電還有較好的經濟性，但距離再提高之后，高壓直流方 案經濟性就會凸顯。繼三峽能源江蘇如東 H6 海上風電項目后，全國第二個海風柔 性直流項目有望落地陽江青洲五、七。根據三峽青洲五、七項目環評書，這兩個項 目將會共同建設一個海上柔性直流送出工程，采用±500kV 柔性直流方案解決送出 問題。

2022 年國內海纜招標約 9GW，330KV 及以上主纜占比為 22%。根據不完全統計， 年初至今累計海纜招標約 9GW，大多數項目采取“35KV 集中+220KV 送出”海纜 配置。青州一、二項目首次進行直流 500KV 海纜招標，由東方電纜中標；青州六項 目采用 330KV 送出方案，東方電纜和中天科技各中標一個標段。隨著各地的深遠海 化推進，超高壓海纜應用比例有望提升，相較于 330KV 交流，下游業主更傾向于使 用 400KV 和 500KV 的柔性直流海纜。

2022 年累計海纜中標額 168 億元，CR3>86%，行業格局穩固。海纜中標分布的地 域屬性顯著，通常當地政府會優先使用在本地有產業投資的廠商產品。疊加海纜的 歷史業績、高超技術和碼頭資源等壁壘，行業競爭格局穩固，頭部廠商布局優異， 并且拿單能力強，二線廠商在局部區域有所突破。超高壓海纜的技術壁壘極高，并 且項目首單極難突破，目前行業僅東方電纜、中天科技和亨通光電具備相關的技術 和業績。

國內廠商積極拓展海外市場，海纜出海進程加快。國內頭部海纜企業積極在東南亞、 中東以及歐洲等海外市場布局，并頻繁斬獲訂單，主要由于海外市場需求旺盛，而 本土供應商產能緊張。東南亞距離國內較近，海風資源豐富，國內企業出口潛力大。 西歐各國正處海上風電高速發展階段，國內供應商先后中標海纜項目。海外大型海 纜訂單為東方電纜中標的荷蘭 5.3 億元海纜訂單和亨通光電中標的越南 4.6 億元海 纜訂單。

亨通光電：海纜龍頭企業，積極拓展海外海纜。（1）產能快速擴張：射陽海纜基地 建設快速推進，一期將于 2023 年下半年投產，投產產能 15 億元，二期三期全部建成后產能不低于 40 億元。常熟基地海纜產能上限為 60 億元。揭陽基地也有新的海 風產能規劃。（2）海纜出口領先：在歐洲的葡萄牙有電力電纜產能布局，在東南亞 有海光纜、高壓電纜產能布局，在非洲也有高壓電纜產能布局，公司在海外有豐富 成熟的業務渠道。公司秉承國際化戰略，深度參與海外海風發展，在東南亞、中東、 北美洲、亞洲等都有海風業務。（3）公司海纜訂單有望高速增長：公司獲取訂單能 力強，品牌得到認可，從今年國內海纜中標數據來看，公司市場份額穩居第二。隨 著揭陽附近海域的海上風電項目推出，公司的海纜訂單有望高速增長。（4）海底光 纜國內龍頭，有望和海纜形成協調效應。公司是海底光纜全球第 4，國內排名第 1， 國內具備海底光纜全產業鏈的公司，具備全球多個國家的大長度交付業績。

起帆電纜：陸纜經銷龍頭，海纜 0 到 1 過程。（1）海纜產能高速擴張。湖北宜昌海 纜基地目前可達 23 億元產能；廣西海纜基地在建，預計 2023 年底達 10 億元海纜 產能，2024 年廣西基地達 45 億元海纜產能。（2）海纜地域屬性突出，公司訂單版 圖優異。公司陸纜總部在上海，上海具備較強海纜拿單能力；廣西海纜基地開始投 建，廣西也僅起帆有產業布局，廣西具備較強海纜拿單能力；公司在山東煙臺設立 蓬萊起帆海纜子公司，煙臺也具備一定拿單能力。三大強勢地域構筑公司海纜訂單 版圖。（3）海纜高壓技術逐步突破。公司已經具備豐富陣列纜交付業績；220KV 海 纜也具備海纜型式認證，預計 2023Q1 將實現首單突破；同時也在積極研發 330KV 及以上電壓等級海纜技術。（4）陸纜經銷龍頭，經銷渠道助力增長。公司是全國陸 纜前五強企業，陸纜經銷排名全國第 1，全國 300+陸纜經銷商，扎實的經銷渠道助 力公司陸纜業績增長。

海纜格局優異，海纜出海值得期待。國內海風預計 2023 年可實現 10-12GW 海風新 增裝機，同比實現 100%+增長，2023-2025 年國內海風預計仍有 25%左右增速。海 外海風基數低，2023-2030 年年復合增速可達 40%+。隨著海風深遠海的建設，海纜 的價值量逐年提升，單 GW 價值量“通脹”。海纜進入壁壘高，地緣屬性強，海纜的 整體玩家少，行業供求相對適配。

1.4.2. 海風塔樁放量顯著，出口海外打開成長空間

海風貢獻塔筒管樁增量。海上風電的單機功率、葉輪直徑與塔筒高度明顯高于陸上 風電。目前，國內的海上風機都是安裝在近?；蛑泻５貐^，采用管樁和塔筒作為基 礎支撐力量。從陸上風電來看，目前單位 GW 需要的塔筒類基礎支撐重量約為 7 萬 噸；海上風電單位 GW 所需的基礎支撐重量約 25-30 萬噸，是陸上重量的 3 倍以上。 例如 8MW 所需量在 2400 噸，不同地質略有區別，海風給塔筒管樁企業帶來顯著的 需求放量。

成本加成盈利空間穩定。塔筒通常采用成本加成的定價模式，原材料價格傳導較為 順暢。在項目招投標過程中，塔筒企業一般根據當下的鋼材價格走勢確定自身報價， 因此在今年鋼價持續上行的背景下，塔筒的中標價格也相應水漲船高。如果產能利 用率保持較高水平的話，國內陸風塔筒的盈利約為 500-700 元/噸，國內海風的塔筒 管樁盈利約為 800-1000 元/噸，陸風塔筒出口的單噸盈利與國內陸風相近，海外海 風的單噸盈利預計是國內海風的 200%+。積極發展海外海風將實現快速的利潤釋放。

碼頭構筑行業格局。2020 年我國共有萬噸及以上碼頭共計 2592 個，同比增長速度 僅為 2.86%，2018-2020 年的同比增速都在 3%左右，保持低速增長。按照噸位拆分 來看，1-3 萬噸（不含）數量為 865 個，3-5 萬噸（不含）數量為 437 個，5-10 萬噸（不含）數量為 850 個，10 萬噸及以上數量為 440 個，10 萬噸及以上占比僅為 17%， 占比較低。從事海上風電的塔筒管樁業務至少具備 5000 噸+的碼頭，通常 2 萬噸+ 的碼頭運輸更為方便，碼頭資源稀少構筑行業壁壘。

中厚板成本差異構筑成本優勢，產能優勢彌補海外海風產能缺口。國內中厚板相較 于他國擁有明顯成本優勢，根據過去 10 年數據，國內的中厚板價格較歐美中厚板價 格便宜約 200-300 美元/噸，國內鋼鐵產業鏈發達帶來的成本優勢突出。海外主要的 塔筒管樁企業如 SIF、EEW、SeAH 等擴產速度和意愿較弱，隨著海外海風的迅猛發 展，海外海風塔筒管樁產能存在顯著缺口，國內海風塔筒管樁的產能優勢也將發揮 作用。

海風塔筒管樁出口碼頭壁壘高，需要 5 萬噸+噸位和 10 米+自然水深。由于海風塔 筒管樁的直徑通常都在 6 米以上，沒法在陸路轉運，所以通常需要直接在碼頭裝上 船運輸到海外。碼頭需要直接?？窟h洋巨輪，遠洋巨輪船底尖吃水深度大，靠泊要 求碼頭及前方航道的自然水深達到 10 米以上，碼頭噸位達到 5 萬噸以上。目前上市公司僅大金重工的蓬萊基地具備海風塔筒管樁出海能力。大金重工在蓬萊基地具 備 5 個深水碼頭，4 個 10 萬噸順岸碼頭（水深 14 米），1 個凹槽碼頭 3.5 萬噸（水 深 9.7 米）。深水良港夯實大金的海風出口優勢，疊加公司海外業務的多年耕耘，預 計 2023 年起將迎來顯著放量。

大金重工：國內海風卡位優勢領先，海外海風訂單爆發。（1）深水良港構筑海外海 風優勢。目前上市公司僅大金重工的蓬萊基地具備海風塔筒管樁出海能力。（2）海 風基地積極擴張，卡位優勢突出。公司山東蓬萊海風產能計劃從 50 萬噸擴張到 70 萬噸；公司陽江海風產能預計今年 20 萬噸+，明年擴到 50 萬噸；汕頭、遼寧和河北 預計將各建立 1 個海風基地，形成全國五子星的布局。其中陽江、汕頭和山東都已 推出大量的海風項目，國內憑借屬地優勢將獲得大量國內海風訂單。（3）海外海風 耕耘多年，訂單已顯著爆發。海外海風通常需要直接和海外業主進行對接，整個招 投標過程需要 2 年左右，需要長期的海外經營和培育，公司于 5 年前已大力準備海 外海風業務開發。大金重工在 2022 年依次獲得了英國 Moray West48 套單樁項目、 Moray West 30 套過渡段項目、Boskalis 美國海上風電大型鋼結構項目、法國 NOY - Ile D'Yeu et Noirmoutier 項目和英國 Moray West 海塔項目，總計約 20 萬噸。預計 2023 年海風海風訂單有望翻倍式增長。（4）打造海風運輸船，降低成本夯實壁壘。 公司擬建設海風塔筒管樁的特種運輸船，從而有效的保證運輸海外的效率和成本， 同時也實現海外海風的一體化服務，夯實競爭壁壘。

海風塔筒管樁放量顯著，碼頭夯實競爭壁壘，行業格局良好。國內海風高速發展， 海外諸國的海風開始爆發式發展，海風長期發展值得期待。隨著深遠?；ｏL的 單樁的單 GW 用量有望小幅提升，超大單樁也提高了技術的要求，大型碼頭夯實行 業競爭壁壘。

2. 光伏：需求景氣延續，抓住“新約束”和“新技術”兩大主 線

2.1. 光伏需求端：三大市場強支撐，光伏景氣度無虞

2.1.1. 地面電站接力，光伏增長確定

光伏需求景氣高企，集中式階段承壓。2022 年 12 月，國內新增光伏裝機 21.7GW， 同比增 8%，全年累計裝機 87.41GW，同比增長 59%，雖然受 12 月硅料快速下跌導 致下游裝機意愿減弱，但全年裝機需求仍延續高增。分結構來看，22Q1-Q3 分布式 新增裝機 35.33GW，占比 67%，同比增長 115%，集中式新增裝機 17.27GW，占比 33%，同比增長 89%。集中式新增裝機占比同比下降 3pct，我們認為主要是由于上 游硅料價格高企導致組件價格維持高位，項目 IRR 普遍承壓，導致地面電站裝機進 一步推遲。隨著硅料產能明年逐步釋放，產業鏈價格進一步下降，疊加風光大基地 保障并網的推動，地面電站有望在明年實現高增，成為光伏裝機增長的重要支撐。

風光大基地項目啟動，奠定地面電站需求增長。根據第一期和第二期風光大基地項 目，預計約 26GW 光伏項目在 22 年底前并網、至少 37GW 光伏項目在 23 年底前并 網，而考慮到今年由于上游硅料和組件價格高企導致地面電站裝機量受影響，預計 22 年全年基地項目光伏并網為 20GW，則 23 年光伏并網或超 40GW，同比增長超 100%。11 月 29 日，國家能源局發布通知指出，各電網企業在確保電網安全穩定、 電力有序供應前提下，按照“應并盡并、能并早并”原則，對具備并網條件的風電、 光伏發電項目，切實采取有效措施，保障并網，允許分批并網，不得將全容量建成 作為新能源項目并網必要條件。上述通知的出臺，預計能進一步刺激項目建成的積 極性，保障項目并網進度，進一步提高明年地面電站裝機需求增長的確定性。

硅料降價釋放需求，進一步提高地面電站經濟性。根據 PV-Tech 的數據，22 年前三 季度光伏組件招標總規模已超過 124GW，超 21 年全年招標量近 3 倍，預計 22 年全 年有望突破 150GW，招標組件主要應用在大型地面電站，但前三季度地面電站累計 新增裝機量為 17.27GW，因此預計有超 100GW 組件尚未交付，我們判斷主要是由 于地面電站項目價格傳導周期較長，在硅料價格高企的背景下，項目 IRR 承壓，地 面電站項目不斷推遲，而考慮到四季度硅料價格仍然高企，我們認為僅有少部分組 件在 Q4 使用，剩下的大部分都轉到明年。根據 PV Info link 數據，隨著硅料產能 持續釋放，多晶硅致密料價格自 12 月初出現明顯拐點，截止 1 月 18 日，硅料價格 已經從去年 12 月初高點 303 元/kg 連續下滑至 150 元/kg，降幅超 50%，上游硅料價 格打開下行通道，將帶動產業鏈價格下降，項目 IRR 隨之提升，刺激對組件價格更 為敏感的地面電站需求釋放。

因此，預計 22 年全年地面電站裝機規模為 40GW 左右，綜合今年以來的地面電站 組件招標規模，我們預計 2023 年國內地面電站裝機可達 60GW，同比增長 50%。分 布式光伏裝機 22 年全年預計為 50GW，考慮到明年各省市政策持續推進，預計明年 需求增長 30%至 65GW。我們預計，明年國內光伏裝機需求有望達到 125GW，同比 增長 39%，行業景氣度延續。

2.1.2. 能源轉型加速，支撐需求增長

能源系統轉型加速，景氣度有望延續。隨著 22 年初以來俄烏沖突加劇，俄羅斯能源 供給持續緊張，歐洲電價不斷飆升，為擺脫對俄能源依賴，歐盟在 22 年中通過 REPowerEU 計劃，相較于此前的《Fit for 55》法案，計劃旨在將 2030 年可再生能 源結構中占比目標從 40%提升至 45%，可再生能源裝機容量從 1067GW 提升至 1236GW，其中，針對光伏裝機方面，目標是到 2025 年太陽能光伏裝機容量提升至 320GW 以上，到 2030 年接近 600GW，即 22-25 年平均每年至少新增裝機 34GW， 26-30 年平均每年新增裝機 56GW。

居民用電成本持續攀升，新能源發電需求凸顯。歐洲天然氣價格在今年以來大幅飆 漲，而作為歐洲電力結構中占比高達 20%且邊際成本最高的能源，天然氣價格的抬 升也相應推動歐洲居民用電成本的上漲。后續來看，俄烏沖突短期難以緩解，對于 歐洲政府而言，將進一步刺激其尋找替代能源的步伐。自 22 年 3 月份以來，歐洲對 于光伏組件需求的激增便可佐證這一觀點。22 年全年，出口歐洲組件規模達 81.61GW，同比增長 95%，12 月份出口 4.75GW，環比下滑 12%，逆變器出口德國 規模達 6.26 億美元，同比增長 106%，12 月份出口 1.04 億美元，環比增長 39%，出 口荷蘭規模達 26.37 億美元，同比增長 134%，12 月份出口 2.93 億美元，環比下滑 15%。

PPA 價格走高，進一步凸顯光伏電站經濟性。受居民電價和產業鏈價格上行驅動， PPA 價格在過去一年持續走高，根據 Level Ten 數據，22Q3 價格已經達到 68.57 歐 元/MWh，同比增長 53.30%，環比增長 15.40%，而且由于躉售價格一直高企，部分 歐洲市場的躉售電價更是高達 500 歐元/MWh，因此即使價格不斷上漲，PPA 需求 仍然較為旺盛。PPA 價格不斷拉升，將直接提高光伏電站的 IRR，刺激光伏電站投 資需求。因此我們預計 2022 年歐洲市場全年新增裝機量為 57GW，同比增長 78%， 2023 年全年裝機有望接近 80GW，同比增長約 40%。

2.1.3. 貿易因素有望逐步消除，帶動美國需求好轉

貿易壁壘高筑，美國需求承壓。除此前的雙反調查、201 條款、301 條款和 WRO 外， 美國自 22 年 3 月以來繼續針對中國光伏產業鏈進行打壓，分別在 3 月份對東南亞 四國實施反規避調查、在 6 月份生效 UFLPA 法案替代 WRO，一系列的貿易壁壘使 得中國對美出口組件出現階段承壓，22 年全年對美組件出口為 389.1MW，同比下 滑 19%，組件進口的減少也進而拖累光伏裝機，1-9 月份，美國新增裝機 17.33GW， 同比下滑 14.89%，9 月份新增裝機 2.37GW，同比下滑 3.19%。

問題逐步緩解，明年需求彈性較大。盡管美國政府多次限制中國光伏組件進口，且 通過《通脹削減法案》等意圖打造美國本土光伏制造產業，進一步減少對中國進口 依賴，但是由于本土光伏組件制造能力較弱，預計本土生產的組件占比不到 10%， 難以支撐本土光伏裝機需求，因此在今年 6 月份通過 10414 號公告，決定對東南亞 四國采取為期 24 個月的暫時免征反傾銷反補貼稅的措施。同時，根據《通脹削減法 案》規劃，針對在規定時間內開始建設或符合法案其他要求的地面光伏項目，可享 受 30%的初始投資稅收抵免，且稅收抵免時長延長 10 年，而根據普林斯頓大學的 模型預測，從 2022 至 2030 年集中式光伏裝機容量就可增加 500GW，即平均每年 45GW。因此，IRA 法案進一步提高美國光伏裝機需求預期，而貿易政策的邊際向好 或將為國內組件出口帶來持續量增。因此我們預計美國光伏新增裝機 22/23 年分別 為 25GW 和 50GW，同比增長 100%。

2.2. 光伏供給端：放量趨勢確立，尋找盈利拐點

終端需求放量，看好量價齊升板塊。過去兩年，硅料供給受限成為光伏裝機最大的 制約因素，而 23 年開始硅料逐步打開下行周期，產能大規模釋放帶來價格大幅下 滑，推動硅料轉而成為光伏裝機有力的催化因素，終端需求放量對產業鏈各環節的 正反饋預計也逐步得到驗證。同時，2023 年作為 TOPCon 放量的元年，勢必催生出 對輔材新產品的新需求，帶動輔材各環節產品結構出現明顯的迭代更新。因此“量 增”趨勢輔材各環節已經較為明確，我們認為，23 年產業鏈各環節最大的不確定性 轉而聚焦在“利增”，即硅料環節讓出利潤后，如何重新分配新蛋糕，輔材產業鏈哪 些環節可以在“量增利增”或“量增利穩”下實現單 GW 價值量的顯著提升成為我們尋找優質標的的關鍵。

關注“新約束”和“新技術”輔材板塊。產業鏈降本是光伏行業最確定的趨勢之一， 對于議價權較低的輔材環節而言，大部分時間都處于被壓縮利潤的位置，而要實現 階段性溢價，我們認為大致可分為兩類企業，一是具備供給約束的，依靠供給錯配 周期，實現資源壁壘下的溢價，對于 23 年，我們認為 POE 膠膜、石英砂等環節具 備這一條件，二是具備技術約束的，通過新技術提高組件的性能，實現技術壁壘下 的溢價，多主柵或無主柵技術、接線盒新技術等在明年值得期待。

2.2.1. 膠膜：N 型電池+雙玻組件，激發 POE 膠膜需求

對于光伏封裝膠膜而言，由于組件對更少克重的要求和組件功率的提升，膠膜耗用 量存在下降的趨勢，因此單 GW 價值量提升的核心源自粒子價格上漲帶來的膠膜 售價提升。我們認為，在供給既定的情況下（暫不考慮非光伏料轉產），POE 粒子的 供需關系決定了粒子價格多少，而 POE 粒子供需平衡點主要取決于下游組件廠商對 于純 POE 膠膜及其替代方案的比例選擇。因此，我們判斷至少在明年下半年之前， 純 POE 膠膜仍是市場主流方案，推動 POE 粒子和 POE 膠膜價格一直走高，帶動 POE 膠膜企業毛利率相應提升。而隨著粒子價格居高不下，疊加替代方案逐漸成熟， 下游組件廠商或逐漸增加替代方案的供貨比例，供給約束可能逐步解除。

需求端：N 型組件+雙玻組件滲透率提升，激發 POE 膠膜需求。一方面，TOPCon 組件對水汽阻隔率、抗 PID 等性能要求更高，具備更優性能的 POE 膠膜能給組件 帶來更好性能，因此更符合 TOPCon 組件的需求。根據 CPIA 的數據，21 年 EPE+POE 出貨占比約為 23%，即對應出貨量合計約為 4.6 億平米，預計 22 年 TOPCon 組件出 貨量為 20GW，對應 POE 膠膜需求僅為 2 億平米，而 23 年預計 N 型組件出貨量為 80-100GW，對應 POE 膠膜需求增長至 8-10 億平米，同比增長約 4-5 倍，POE 膠膜 的需求潛在空間廣闊。

另一方面，由于雙玻組件具備更高的發電效率（比常規組件高 4%）、低衰減（常規 組件為 0.7%，雙玻為 0.5%）、長壽命（比常規組件多 5 年）等優點，地面電站業主 更青睞使用雙玻組件。而雙玻組件由于背面采取玻璃替代傳統背板，背面玻璃容易 與 EVA 膠膜產生鈉離子，造成 PID 衰減，因此雙玻組件普遍采用 POE 或者 EPE。 因此隨著明年地面電站并網加速，雙玻組件占比預計也相應提升，從而帶動 POE 和EPE 膠膜的需求增長。

供給端：進口增量有限，國產替代緩慢。由于 POE 制備工藝尚未公開，國內廠商研 發產品仍處于調試階段，因此我國 POE 樹脂目前幾乎全部依賴進口。目前全球 POE 產能集中在海外的幾家主要供應商，陶氏化學、三井化學、SSNC、埃克蘇美孚、北 歐化工合計產能占據全球產能的 95%。展望明年，我們認為國內 POE 粒子有效產能 約為 35 萬噸，主要增量來自陶氏和 SABIC。雖然國內廠商已經在進行 POE 粒子研 發生產，比如萬華預計 23 年底能實現 POE 項目一期投產，屆時產能預計達到 20 萬 噸/年，萬華、茂名石化和斯爾邦的中試裝置已經出貨生產，但是預計明年年底之前 國內 POE 粒子需求仍然依賴進口。

根據我們的推算，在謹慎假設下，預計在明年非 EVA 封裝方案中，純 POE 膠膜占 比為 60%，對應 POE 粒子需求量為 40 萬噸，相對于 35 萬噸的供給量將處于供不 應求狀態。而通過倒推計算得出，純 POE 膠膜占比下降到 45%，對應純 POE 膠膜 需求量為 5 億平米，對應粒子需求量則剛好為 35 萬噸，換而言之，若明年替代方案 可支撐 3 億平米及以上的 N 型組件膠膜需求（假設 TOPCon 出貨 80GW），則供給 約束將得到緩解。反之，POE 粒子價格由于供給受限將短期內持續走高，疊加膠膜 廠商具備良好的順價能力，膠膜企業將迎來階段性“利增”。

2.2.2. 石英砂：高純石英砂緊缺，國產化+N 型組件提高耗用量

對于石英坩堝而言，耗用量的增加和價格的上漲都將共同推動單 GW 價值量的提 升。價格的上漲主要源自上游原料石英砂的供給受限，增長速度顯著慢于下游硅片， 而石英砂和石英坩堝價格的持續上漲最終將迫使國內廠商使用價格更低廉但質量 較次的國產砂作為中層砂甚至內層砂，從而降低坩堝使用壽命，間接增加了坩堝的 耗用量。因此，我們判斷，在明年海外供給無明顯增加的情況下，石英坩堝的盈利 水平將得到大幅提升。 供給端：高純石英砂資源緊缺，海外企業壟斷主要供給。影響石英坩堝質量的主要 是石英砂品質，按照坩堝結構，可分為內層、中層和外層砂，用量比例一般為 3： 3：4，而由于內層砂直接與硅液接觸，因此坩堝對于內層砂的要求最高，一般要求 使用進口的高純石英砂，國產砂和進口砂最大的區別在于粒度的分布，前者由于氣 泡包裹體較多，在長時間高溫拉晶過程中容易導致氣泡破裂，從而使得雜質進入到 硅液，這一差異本質是石英砂礦的差異，難以通過工藝彌補，因此生產高品質石英 坩堝需要保證一定比例的高純進口砂用量。

海外主要供應商擴產速度較慢。目前全球具備較高礦石質量和生產工藝的企業較少， 主要為美國的尤尼明和挪威的 TQC，兩者的礦石都來自美國 SprucePine 礦區，該礦 區擁有全球 90%的高純石英砂供應量。因此，海外兩家企業的產能和出貨規劃直接 影響到我國石英砂進口，從而制約著高品質石英坩堝的產量。而由于礦產資源稀缺， 海外兩家企業擴產步伐較慢，我們預計，尤尼明+TQC 兩家企業的石英砂產能將從 22 年的 2.6 萬噸增加到 23 年的 2.86 萬噸，約造成 3000 噸左右的供給缺口。因此， 明年來看，由于石英砂供給緊張，預計將推動石英砂和石英坩堝的價格上漲，盈利 亦將隨之呈現較好增長。

需求端：石英砂國產化+N 型組件占比提升，推動耗用量有望進一步提升。一方面， 雖然高純進口石英砂可以有效延長坩堝壽命，但是為了保證拉晶產量，國內硅片廠 商預計會使用部分國產砂替代進口砂作為內層砂，而為了保證硅液免受雜質的影響， 使用國產砂作為內層砂的坩堝一般會做成 28 英寸及以下的小尺寸坩堝，因為小尺 寸坩堝使用時長更短，內層砂的氣泡不會完全釋放，進入到硅液的雜質也相對減少。 而小尺寸的坩堝意味著拉晶時間更短，在單位時間內的耗用量也相應提升，從而帶 動石英坩堝的需求提升。另一方面，N 型電池由于對晶棒的純度要求更高，對應的 坩堝壽命比 P 型的普遍要低 50-100 個小時，因此所消耗的石英坩堝更多，所以隨著 明年 TOPCon 的滲透率提升，預計石英坩堝的耗用量也相應提升?？傮w而言，隨著 小尺寸坩堝占比提升和 N 型電池滲透率提升，石英坩堝的耗用量有望得到進一步提 升。

根據我們的測算，假設 23 年 32 英寸及以下的坩堝占比維持在 40%，且 N 型硅片占 比達到 30%，對應石英砂總需求量約為 10.96 萬噸，考慮到需要維持 30%的進口砂 比例，因此進口砂需求量約為 3.3 萬噸，相較于尤尼明和 TQC 共計約 2.9 萬噸的進 口量，預計會產生 4000 噸的供需缺口。因此，在明年供給緊缺的情況下，即使小尺 寸的坩堝維持一定比例，石英砂供給缺口仍然較大，我們看好石英砂和石英坩堝在 售價上持續走高，增厚利潤空間，疊加國產化和 N 型硅片趨勢，單 GW 坩堝消耗量 也有望重回增長。

2.2.3. 焊帶：新技術加速迭代，溢價空間有望延續

輔材產業鏈的新技術一般是配合主產業鏈實現降本增效的，而 23 年作為 N 型電池 放量的元年，銀漿在 N 型電池耗用量的增加成為降本的主要關注點，因此我們認 為，明年的輔材新技術應重點關注輔材端降銀漿成本的技術。一般而言，降低銀漿 成本的方法主要有兩類方法，一是對柵線印刷技術進行優化，通過多主柵技術或無主柵技術降低耗用量，二是對銀漿原料進行國產化替代或材料替換，用更廉價的原 材料降低成本。

目前主流的降銀漿方案為多主柵技術和無主柵技術，我們認為，考慮到焊帶技術成 熟度和其他新技術的認證周期，預計明年仍將以焊帶降銀漿方案為主。銀漿的耗用 量與主柵的寬度密切相關，一般而言，主柵數量越多，寬度越窄，銀漿耗用量越少。 因此多主柵技術的不斷升級，也持續降低組件的銀漿耗用量，比如相較于 5BB，MBB 技術能有效使得 P 型電池銀漿耗用量降低 36mg/片、使得 HJT 電池銀漿耗用量降低 100mg/片，而 SMBB 技術則進一步縮小主柵寬度，使得電池銀漿耗用量相較于 5BB 減少了 128mg/片。更進一步而言，針對 HJT 電池，采用 0BB 技術能進一步降低銀 漿耗用量，根據邁為透露，目前主流廠商 HJT 組件的銀漿耗用量為 18mg，而去除 主柵線后，0BB 異質結組件的單瓦銀漿用量可以降到 12mg。

SMBB 焊帶有望延續高溢價?？紤]到焊帶線徑與耗用量不存在成比例關系，在多主 柵技術下無法預測焊帶單 GW 耗用量的增減，因此對于 SMBB 焊帶的單 GW 價值 量，增量主要來自新技術帶來的溢價。比如 MBB 技術在 2019 年上市之初，產品售 價較常規互連焊帶高 10-15%，毛利率高 5-10%，直到 2021 年才因原材料成本大幅 上漲而出現均價和毛利率大幅下滑?？紤]到 SMBB 技術在 22 年才逐步面向市場， 且更細線徑對于焊帶廠商生產工藝要求更高，龍頭廠商具備相對更高的技術壁壘， 疊加對 SMBB 焊帶需求更大的 N 型電池在 23 年才真正放量，技術壁壘更厚+終端 需求放量支撐，將推動 SMBB 焊帶相對溢價至少延續至明年，我們看好 SMBB 技 術給行業和龍頭廠商進一步增厚的利潤空間。

低溫焊帶具備更大想象空間。進一步而言，0BB 技術通過使用焊帶匯集電流的方式 取代原有的主柵，一方面可以減少主柵消耗的銀漿，大幅降低銀漿耗用量，另一方 面通過縮短細柵傳輸電流的路徑減少功率損耗。0BB 技術未來將主要與低溫焊帶結 合應用到 HJT 組件中，為 HJT 組件實現降本增效。而 0BB 技術和低溫焊帶由于技 術難度較 SMBB 焊帶進一步提升，因此預計能為焊帶廠商提供更大的溢價空間。

2.2.4. 接線盒：芯片接線盒有望加速滲透

光伏接線盒的新技術主要指能承載更大電流的芯片接線盒和功能集成化的智能接 線盒。雖然下游 N 型組件放量并不會引起對接線盒耗用量的增加，但是由于產品性 能更優且行業競爭格局相對穩定，預計芯片接線盒能延續溢價空間，在滲透率快速 提升的情況下推動接線盒單 GW 價值量持續提升。

芯片接線盒具備更高性價比。相較于傳統的二極管接線盒，芯片接線盒最大的區別 在于，公司通過對外購芯片采取低壓封裝的方式實現與接線盒的裝配，該工藝一是 避免了高壓注塑過程中射流對芯片和結構件造成的沖擊，二是具備良好的散熱結構 和封裝工藝，提高承載大電流的穩定性，三是芯片模塊與接線盒整體設計，有利于 大批量和自動化生產。因此芯片接線盒具備散熱能力強、承載電流大、生產自動化 水平高等特點。而隨著光伏組件朝著大尺寸、大功率的技術方向發展，組件對于接 線盒所需承載電流的要求也不斷提高，從原來普遍的 20A 提升至 25A 甚至 30A。對 于傳統二極管，要將承載電流從 20A 提高到 25A，成本一般要增加 10-15%，而芯片接線盒售價則和原來一樣。因此，芯片接線盒在同等價位甚至價格更便宜的情況， 實現性能更優的表現，給組件帶來更好的保護作用。

技術壁壘相對較高，龍頭優勢明顯。雖然接線盒市場格局較為分散，玩家眾多，但 是芯片接線盒的低壓封裝技術為通靈股份在業內首次引入并使用，短期內少有其他 廠商跟進，新產品具備一定的技術壁壘，疊加公司已通過募投資金積極布局新產能， 規模優勢顯著，因此我們預計芯片接線盒目前的溢價空間短期內仍將延續，后續隨 著芯片接線盒產能和銷售占比持續提升，將進一步增厚公司利潤空間。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）