1、图 1：2022 年光伏板块行情复盘1、 光伏：海外需求强劲，预计国内需求 Q4大增2022 年上半年，美国加息、国内疫情等多方面因素影响下，大盘整体表现欠佳。而光伏行业作为成长股代表，估值持续受到压制。但在印度（Q1）、欧洲（Q2）以及国内分布式需求拉动下，需求端表现不弱，推动硅料价格持续上行。俄乌战争后，欧洲地区加快能源独立进程，政策方面不断加码，终端需求表现强劲，对板块形成支撑。而美国自 3 月底开始的东南亚光伏反规避调查，则对市场情绪形成一定扰动。12/3101/0301/0601/0901/1201/1501/1801/2101/2401/2701/3002/0202/0502/08
2、02/1102/1402/1702/2002/2302/2603/0103/0403/0703/1003/1303/1603/1903/2203/2503/2803/3104/0304/0604/0904/1204/1504/1804/2104/2404/2704/3005/0305/0605/0905/1205/1505/1805/2105/2405/2705/300%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%-40%美国加息预期对光伏行业估值形成压制CPIA公布2022年装机预期，俄乌局势引发欧洲地区光伏预期提升沪深300光伏美国对东南亚光伏反规避调查开始，对情绪面形成扰动；一
3、季报持续披露，公司业绩低于预期行业估值具备吸引力，欧洲地区光伏预期进一步提升、；截至 2022-05-311.1 、 海外光伏需求强劲，硅料价格有望 Q4 开始下行2022-2023 年光伏行业装机高增确定性强。中国光伏业协会此前预测 2022 年全球光伏装机约 220GW，也成为了资本市场的一致性预期。但由于俄乌局势、硅料价格难以判断，我们认为，地缘政治以及全球能源价格上涨等原因将有效支撑 2022 年光伏装机高增，2022 年 Q4 硅料价格预计开始进入下行周期，将对 2023年光伏行业装机提供强有力支撑。图 2：中国光伏业协会对全球光伏需求预测图 3：SolarPower Europe
4、对全球光伏需求预测201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E新增装机量保守情形乐观情形CPIA；单位：GW资料来源：SolarPower Europe 2022；单位：GW，分为乐观和悲观情形2022Q1 中国对欧洲光伏出口高增达 16.7GW。根据 PV InfoLink 统计中国海关数据，欧洲在 2022 年一季度向中国进口 16.7GW 光伏组件，同比增长 145%。在 2021 年底发布的欧盟光伏市场展望中，预计 2022 年欧盟 27 国新增光伏装机 33.6GW（中性情形），但在 REPowerE
5、U 计划中，为了减少对俄罗斯的能源依赖，欧盟 2022 年的光伏装机目标提升至 58GW。SolarPower Europe 2022 认为考 虑到组件供应、项目开发许可、安装人员等限制，2022 年欧盟 39.7GW 的光伏 装机是相对合理的预测结果。同时，考虑美国市场对中国加征关税政策松动等因素，即便硅料价格处于相对高位情况下，海外市场光伏需求仍较为强劲。表 1：2022-2023 年硅料产能投放情况企业202020212022Q12022Q2E2022Q3E2022E2023E协鑫9.412.612.621.621.621.629.6永祥/通威9.019.019.019.024.034.
6、043.0特变/新特8.08.08.010.020.020.030.0大全新能源7.011.513.013.013.013.043.0东方希望8.08.08.08.08.014.054.0亚州硅业2.02.02.05.05.05.08.0其他20.5020.4821.4821.4821.4831.48191.48合计63.9081.5884.0898.08113.08139.08399.08CR114.71%23.29%22.60%19.37%21.22%24.45%10.77%CR228.79%38.73%37.58%41.39%40.33%39.98%18.19%CR667.92%74.9
7、0%74.45%78.10%81.00%77.37%52.02%solarzoom，整理；单位：万吨；公司产能排名以 2020 年为基准，即 CR1 为协鑫产能占全行业的比重，CR2 为协鑫与永祥/通威产能占全行业的比重，CR6为协鑫、永祥/通威、特变/新特、大全新能源、东方希望、亚州硅业产能占全行业的比重2022 年 Q4 硅料价格预计将进入下行通道，带动组件价格下降提振光伏需求。2022 年开始硅料产能持续落地，但 2022H1 硅料价格依然维持较高价格，核心原因还是在于需求旺盛。2022 年 Q3-Q4 更多的硅料产能将开始释放，我们认为硅料价格将进入下行通道。需要指出的是，表中 202
8、3 年统计的产能更多的是规划产能，是基于硅料高价格、高盈利的情况下，各厂家激进规划的结果。但真实落地的产能会随硅料价格下跌而逐步减少，最终形成动态平衡。未来一段时间硅料环节大概率不会像 2021-2022 年这样紧，价格也会回归到合理区间；同时颗粒硅降本，N 型硅料提质，各自产品都会有一定市场。当前因硅料价格较高导致项目推进进度略低于预期，我们认为，一方面稳增长政策下，投资商会略接受低盈利而推进一部分项目，另一方面，距硅料价格下行期限并不遥远，一旦形成趋势后，国内光伏市场需求弹性较大、建设进度也会加快。因此，2022 年全球实现 230-240GW 的光伏装机确定性较强，即 30%以上的同比增
9、速。硅料价格下跌将带动产业链利润重新分配，最终将带动组件价格下跌，提高经济性，提振 2023 年光伏需求，我们认为，如果 2022 年实现了 230GW 的全球光伏装机，2023 年大概率也将达到 280-290GW 乐观预测装机，同比增速约 25%。1.2 、 电池技术引领提效、降本，产业链利润有望重塑此前，光伏产业链中，硅料环节扩产周期较长，硅片环节技术壁垒较高，这两个环节享受了较长时间的超额收益，而电池环节、组件环节因为同质化以及扩产周期短导致享受超额收益时间较短。当前，硅料较多产能将释放，硅片技术仍存壁垒但较之前已削弱，组件公司需要寻求一体化或拓展分布式及海外市场高溢价渠道。电池环节作
10、为技术提效的重要方向，有望实现突破，成为光伏下一阶段降本的核心。PERC 电池目前最为成熟，设备投资约 1.5 亿元/GW 为最低，非硅成本约0.17-0.18 元/W，虽然效率有极限，但其他电池工艺若想对 PERC 形成替代，需要至少在效率、非硅成本、设备投资这三个指标有所突破。表 2：不同光伏电池性能、成本比较分析科目P-PERC（基准）TOPConHJTIBC经典 IBCTBC经典 HBC实验室效率22.8%-23.2%23.5%-24.5%（Fraunhofer）26.3%（隆基）25.2%（SunPower）26.1%（Fraunhofer）26.63%（Kaneka）量产效率22.
11、8%-23.2%23.5%-24.5%23.5%-24.5%23.5%-24.5%24.5%-25.5%25%-26.5%量产难度工序中等，难度低工序多，难度中低工序少，难度中高工序度，难度中高工序多，难度中高工序多，难度高生产成本约 0.6-0.8 元/W约 0.7-0.9 元/W约 1.0-2.0 元/W约 1.0-2.0 元/W约 1.0-2.0 元/W约 1.2-2.2 元/W银浆耗量80mg/片100-120mg/片200-220mg/片低于双面PERC低于双面TOPCon低于 HJT薄片化160-180m150-160m90-140m130-150m130-150m90-140m产
12、业兼容性目前主流产线可升级 PERC 产线完全不兼容 PERC兼容部分 PERC兼容TOPCon兼容 HJT设备投资1.5 亿元/GW2-2.5 亿元/GW3.5-4 亿元/GW3 亿元/GW3 亿元/GW5 亿元/GW量产成熟度已成熟已成熟即将成熟已成熟即将成熟即将成熟较 PERC 销售溢价-0.04-0.16 元/W0.2 元/W分布式市场可有一定溢价-资料来源：普乐科技 POPSOLAR（1） TOPCon 工艺可在 PERC 旧有设备进行改造，追加投资约 6000 万元/GW；新建产线则约 2-2.5 亿元/GW，目前非硅成本依然要比 PERC 高 0.04-0.1 元/W，在效率上目
13、前可以提升约 1%，如果按照 0.04 元/W-0.16 元/W 溢价销售，亦可实现一定超额收益。TOPCon 银浆耗费量 120mg/片、设备及耗材、生产节拍等均可提升降本，使 TOPCon 非硅成本逐步接近PERC。所以，产业内当前 TOPCon扩产较为激进，在 2022 年有望实现突破。（2） 隆基绿能拟推出 HPBC 技术路线，该路线可以更好地利用 p 型硅片的技术优势，效率比 PERC 也可高出 1%，成本与 PERC 持平，在应用场景方面，由于其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。（3） HJT 目前设备投资依然较高，非硅成本也高出 PERC 约 0.2
14、元/W，HJT 的降本路线： 1）设备投资继续国产化降低至 3 亿/GW 以下； 2）银浆载量降低至 100mg/片以下； 3）ITO 降本或采用新的复合膜等； 4）产业配套更为成熟； 5）HJT 的优势是硅片更易薄片化，在硅料价格较高时更具优势。表 3：不同光伏电池性能、成本比较分析M6单位PERCTOPConTOPCon 提升HJTHJT 提升硅片成本硅片面积mm2274162741627416硅片厚度m165165155锯缝厚度m555555切片槽距m220220210切片良品率%95%95%95%每公斤方棒出片数片/kg686871损耗率%95%95%95%单片硅耗g/片15.5715
15、.5714.86电池片转换效率%23.50%24.50%24.50%组件实际转换效率%23.20%24.00%24.00%对应单片瓦数W/片6.366.586.5872 片组件瓦数W45847447416单瓦硅耗g/W2.452.372.26硅料价格（含税）元/kg245257.25257.25硅料成本（不含税）元/片3.383.543.38非硅成本元/片0.690.690.69硅片成本（硅片+电池片一体化）元/片4.074.234.07硅片单瓦成本（硅片+电池片一体化）元/W0.640.640.0040.62-0.020硅片成本（外购）元/片5.555.835.83硅片单瓦成本（外购）元/W
16、0.770.780.0120.780.012非硅成本正银耗量mg/片51.00120.00180背银耗量mg/片200正银价格（不含税）元/kg510051006195背银价格（不含税）元/kg3100银浆成本元/W0.050.090.040.170.12化学试剂成本元/W0.020.020.02化学品成本元/W0.010.010.01折旧成本元/W0.0250.0370.010.0580.03能源成本元/W0.020.01-0.010.01-0.01人工成本元/W0.020.020.02靶材成本元/W0.050.05其他非硅成本元/W0.010.020.010.010总非硅成本元/W0.16
17、0.210.050.350.19汇总电池片售价元/W1.101.20.11.300.20总成本(硅片+电池片一体化）元/W0.790.850.060.970.17单瓦毛利(硅片+电池片一体化）元/W0.180.210.030.180.00毛利率（硅片+电池片一体化）%18.3%19.6%1.3%16.0%-2.4%总成本（硅片外购）元/W0.930.990.071.130.20单瓦毛利（硅片外购）元/W0.050.070.020.02-0.03毛利率（硅片外购）%4.7%6.5%1.8%1.6%-3.0%Solarzoom，测算（单瓦毛利情况）在光伏电池技术不断进步的过程中，原材料的品质要求，
18、电池、组件设备的更新、替代，以及辅材的配套，都会带来新的投资机会。我们将此梳理在表中。未来电池环节的技术格局将不再是单一 PERC 技术，而是多种技术并行，实现效率提升，适配更广泛需求的市场。表 4：新型电池带来的变化以及投资机会环节TOPConHJTIBC硅料/硅片（1）采用 n 型硅料，对硅料纯度要求提高（2）对石英坩埚、热场纯度要求提升，耗损增加（3）薄片化趋势，要求金刚线更细若采用 p 型硅片，选取指标满足要求的部分若采用 n 型硅片，同 TOPCon&HJT电池增加硼扩、激光 SE 设备，增加隧穿氧化层制备及多晶硅沉积设备增加非硅晶硅膜、ITO 镀膜设备、改进金属化设备增加掩膜沉积设
19、备、激光消融设备绕镀导致石英舟、石英件等耗材增加低温银浆、TCO 材料需求提升组件多主栅、串焊机低温焊技术或导电胶封装导电胶+柔性电路背板封装EPE/POE 渗透率提升采用 n 型硅片，若采用 n 型硅片，同 TOPCon&HJT，EPE/POE 增加非硅成本比 PERC 高 0.04 元/W-0.07 元/W比 PERC 高 0.2 元/W效率及溢价量产 24.5%，溢价 0.04-0.2 元/W 以上量产 24.5%，溢价 0.2 元/W 以上量产 24.5%资料来源：引用自报告电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本，2022 年 5 月 11 日我们对硅料价格回落后，光伏产业链各环节单位净
20、利进行模拟，需要指出的是，电池环节的技术进步如果可以很好地推动光伏产业提质降本，并形成一定壁垒，同时扩产到产能过剩时间窗口期长，那么电池环节相对其他环节获得超额收益的时间就会增加；但以下因素依然可能成为测算的重要扰动因素，因此模拟结果也仅作为参考。（1） 上游因素：硅料价格下降节奏以及各企业库存周期影响；影响利润在光伏产业链分配传导时间；（2） 下游因素：电价及储能政策、国内外市场差异、电站与分布式差异，对中游和下游产业链利润分配产生影响；（3） 中游因素：石英矿短缺导致硅片产能利用率的分化、电池技术进步及产能释放节奏，会影响超额收益持续时间；（4） 市场因素：需求增长低于预期，同时行业过热、
21、产能过剩明显会压低光伏整体行业盈利。表 5：硅料价格回落后，光伏产业链各环节单位净利模拟科目硅料硅片电池硅片-电池-组件电池-组件备注代表企业通威股份、大全能源、特变电工隆基绿能、中环股份通威股份、爱旭股份隆基绿能晶澳科技天合光能仅代表当前情况，未来企业可进行扩产单位净利（报表）12.5 万元/吨0.07-0.09 元/W0.02-0.03 元/W0.1-0.13 元/W0.05 元/W硅料价格约 240 元/kg（含税）假设依据硅料价格因为产能释放，回落到 120元/kg（含税）硅料不再成为硅片产能利用率掣肘，但石英矿可能依然掣肘。高纯石英矿短缺的情况，将延缓硅片的价格竞争。另外龙头厂商拥有
22、非硅成本 0.02-0.03 元/W 优势，预计将维持 25%左右毛利率，形成新的动态平衡HPBC、TOPCon 非硅成本与PERC 持平或高0.03 元/W，销售溢价 0.04-0.07 元/W，单瓦净利随产能情况而变化，持续时间不定单位净利（模拟）4.5 万元/吨0.07-0.08 元/W0.04-0.07 元/W0.1-0.14 元/W0.05-0.08元/W硅料价格回落到120 元/kg（含税）、solarzoom2、 风电：大兆瓦推进，海风 23 年景气度高2022 年风机招标价格持续下探，叠加钢价高位运行，导致行业盈利承压。一季度受疫情、机型换代等多方面因素影响，风电行业排产低于预
23、期，导致交付周期较短的零部件环节普遍出现业绩下滑。4 月中旬后，上游大宗商品松动，铁矿石、螺纹钢价格持续下调，风机产业链成本压力得到边际缓解。同时，多家整机厂推出新机型，叶片长度不断打破新纪录，标志着风机大型化取得阶段性成果。行业估值具备一定吸引力的前提下，行情转暖。12/3101/0301/0601/0901/1201/1501/1801/2101/2401/2701/3002/0202/0502/0802/1102/1402/1702/2002/2302/2603/0103/0403/0703/1003/1303/1603/1903/2203/2503/2803/3104/0304/060
24、4/0904/1204/1504/1804/2104/2404/2704/3005/0305/0605/0905/1205/1505/1805/2105/2405/2705/30图 4：2022 年风电板块行情复盘0%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%-40%-45%一季度受疫情、机型换代等多方面影响，行业排产低于预期；风机招标价格持续下探，行业盈利承压沪深300风电一季报业绩披露钢价表现松动，行业估值具备吸引力、；截至 2022-05-312.1 、 招标数据超预期，整机厂商话语权提升2020 年底风能北京宣言提出保证“十四五”期间风电年均新增装机 50GW以上，GWEC
25、（国际风能协会）预计“十四五”期间我国风电年均新增装机 54GW，大基地、企业“十四五”规划、度电成本降低等三因素保证新增装机规模稳健增长。图 5：我国各月新增风电装机量情况图 6：GWEC 预测中国 22-25 年装机规模5047.0545(2020年)4035302522.87(2021年)2015109.28(2019年)53.390(2018年)1-2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月2018201920202021202270605040302010020212022E2023E2024E2025E陆风海风占全球比例60%50%40%30%20%10
26、%0%资料来源：中电联，单位：GWGWEC，左轴：GW2022Q1 风电招标量超预期,预计全年招标量有望实现 70GW。2022Q1 国内风电招标量约为 24.7GW，同比增加 74%，海上风电 2021Q4-2022Q1 招标量约为 5.4GW，我们预计 2022 年全年风电招标量为 70GW 以上；装机量有望达到60GW，陆上风电约 50GW，海上风电约 8GW。风电今年快速发展的根本原因在于风电机组大型化快速降本以及光伏组件价格较高反衬风电更好的经济性，直接原因在于风光大基地政策带动。我们认为，风电与光伏的比价优势在 2023 年可能随着硅料价格的下降而削弱，但不影响整体行业的景气性。图
27、 7：我国风电招标情况图 8：我国海上风电招标情况资料来源：金风科技官网资料来源：金风科技官网平价后向整机商头部集中但竞争加剧，海风仍有一定技术和过往业绩壁垒。2020年陆风抢装，零部件厂商供需更紧导致整机商的盈利受损较为严重，这种趋势在 2021 开始已经发生变化。一方面，整机龙头金风科技、远景能源、明阳智能龙头地位稳固，二线厂商如三一重能、中车风电进入虽然加剧了竞争，但 TOP10整机厂未发生变化，且 CR10 集中度持续提升，而 CR3 集中度从 2019 年的 63%下降至 2021 年的 47%。最终共同推动了整体行业降本，经济性提高，单年装机量也实现了较高水平。图 9：2017-2
28、021 年中国风电整机厂新增装机集中度图 10：2018-2021 年中国风电整机厂新增海风装机集中度100%90%80%70%60%50%40%95.14%头部集中69.35%竞争加剧47.32%20172018201920202021110%100%90%80%70%60%50%40%86.20%71.60%69.35%47.32%2018201920202021 CR3 CR5 CR10 海风CR3 海风CR5 整机CR3 整机CR5资料来源：历年中国风电吊装容量统计简报资料来源：历年中国风电吊装容量统计简报项目招标中的议价能力同样会影响公司盈利，陆风平价对整机厂降本压力较大，陆风机组大
29、型化已经达到较好水平，叠加竞争激烈导致整机全产业链均有较大降本压力。整机商更倾向于获取海上风电项目以实现高收益，同时快速推动海风机组大型化实现技术降本。此外，零部件厂商随产能逐步释放，竞争加剧盈利下滑，反而需要整机厂商更多的扶持与带动，整机厂商的议价能力相对提升，订单量与成本成为零部件厂商业绩驱动的核心因素。独立或部分独立招标的海缆、塔筒、桩基等业务受下游议价压力影响相对较小，盈利能力得以维持。整体上来说，海风在实现平价过程中，增速快、壁垒相对高、竞争压力小，产业链企业业务“含海量”较高的盈利能力相对较好。图 11：风电各细分环节龙头毛利率变化情况金风科技海力风电东方电缆中材科技日月股份东方电
30、气新强联中国高速传动天顺风能；注：新强联、中国高速传动为公司毛利率，其他公司为细分环节毛利率2.2 、 机组大型化提速，海上风电平价可期5 月 5 日，三一重能首支 FB99067 型风电叶片在湖南韶山正式下线，该叶片长99 米，是目前国内已下线的最长的陆上风电叶片（截至当日）。5 月 7 日，运达股份与中复连众举行 YD110 海上叶片下线仪式，该叶片长 110 米，匹配运达股份最新发布的 8-10MW 海上风电机组平台，由运达股份自主研发，是目前国内首支成功下线的最长风电叶片（截至当日）。机组大型化的快速迭代，主机厂商从机组整体性能出发，往往联合叶片厂商，或独立进行叶片设计。从目前的趋势来
31、看，随着主机厂商对叶片设计、制造的逐步深入，其对上游叶片厂商及全产业链的话语权逐步增强。图 12：运达股份、中复连众 YD110 大型海上风电叶片资料来源：中复连众官网大型化趋势加速，有望进一步降低风机成本与风电发电成本。我国风电机组大型化趋势随着补贴下降和技术进步持续加速，2021 年陆风平均单机容量已达 3.1MW（对比 2011 年 1.5MW 已翻倍） 。单机容量提升具有以下优势：单位重量下降（造价更低）、更大扫风面积（全生命周期发电量更多）、机组数量需求变少（同容量风电场吊装及运维单位成本更低） 。图 13：中国历年新增陆上和海上风电机组平均单机容量图 14：采用不同单机容量机组的项
32、目经济指标666006400562004600030%25%20%580035600254001520015%10%5%5000022.22.32.530%44.52011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021单机容量（MW）资料来源：2021 年中国风电吊装容量统计简报，单位：MW引用自报告风电行业投资逻辑与框架，2022 年 5 月 10 日；左轴单位：元/kW大型化、国产化带动项目投资成本下降，运维效率提升带动收入规模提升。2021年以来风电整机招标价格快速下降，技术方面原因就是大型化带来成本快速下降。我们也对陆风项目投资收益
33、进行了敏感性测算，主要假设条件如下：1） 假设 2020 年 4 月开工建设，2021 年 10 月完工开始运营，运营期 20 年；2） 假设项目规模为 50MW，项目静态总投资额为 40000 万元；3） 假设年发电小时数为 2200 小时（容量系数 0.25），综合场用电率为 3%，上网电价为 450 元/MWh；根据我们的测算，若风机成本从 2200 元/KW 下降至 1760 元/kW（-20%），则项目 IRR 将从原先的 8.79%提升至 9.93%；若利用小时数从 2200 小时提升至 2640 小时（+20%），则项目 IRR 将从原先的 8.79%提升至 11.54%。图 1
34、5：我国风机市场投标均价变化趋势（1998 年-2022 年 3 月图 16：一个 50MW 陆上风电项目对于风机成本和利用小时数的项目 IRR 敏感性测算20000180001600014000120001000080006000400020001998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020210资料来源：引用自报告风电行业投资逻辑与框架，2022 年 5 月 10 日单位：人民币元/kW资料来源：测算；横轴表示风机成本，单位：元/kW；纵轴表示利用小
35、时数，单位：小时2023-2024 年我国海上风电有望实现多区域平价。根据风资源情况的不同，预计总投资在 10000-15000 元/KW 的范围内有望实现平价。运维同样是重中之重，包括机组可靠性、运维可达性、码头配备、智能化手段等。近期海上风电风机价格 3600 元/kW-4700 元/kW 为主，总投资约 14000-15000 元/kW。在国补退坡后，地方政府的政策倾斜/补贴支持也将推动海风配套设施的完善，同时弥补项目平价压力，广东、山东已明确海风省补计划，浙江台州出台征求意见。图 17：全球海上风电单机容量、风轮直径情况图 18：平价海上风电项目中标情况（截至 2022 年 4 月）项
36、目名称中标单位装机容量风机单价山东能源渤中海上风电A场址工程风力发电机组采购金风科技（预中标）5003828三峡福建平潭外海海上风电项目（标段一）金风科技404696三峡平潭外海海上风电项目（标段二）东方电气604580浙能台州1号海上风电场项目东方电气3003548三峡昌邑莱州湾一期海上风电项目金风科技3004477中广核象山涂茨海上风电项目中国海装2803830华润电力苍南1#海上风电项目中国海装40040611234567资料来源：Offshore Wind Market Report: 2021 Edition; 左轴单位：MW，右轴单位：米资料来源：各公司公告；装机容量单位：MW，风
37、机单价单位：元/kW降本、海风、出海等发展趋势下，整机、海缆、轴承、塔筒环节具备潜在投资机会。 （1）整机 2022 年盈利承压，但平价后价格趋稳、出海规模提升等因素有望改善盈利能力；（2）海缆成本面临压力（成本占比较高），但技术领先公司仍有望获得溢价 ；（3） 轴承在降本背景下国产替代成大趋势，需持续关注头部公司产品导入和验证进展；（4）塔筒在海风项目中成本占比较小、与陆风项目相比成本压力较小，海风&出海有望打开新的盈利空间；（5） 叶片环节有材料替代逻辑，重点关注国产碳纤维导入和应用。表 6：风电各环节关注要素判断科目竞争形势成本压力向下游顺价能力向上游议价能力技术进步潜力关注点头部公司
38、2021 年毛利率整机激烈大，未来可能趋缓较弱较好大海风&出海18%桩基平稳平稳中等较弱小-28%海缆趋向激烈较大中等较弱大技术革新44%叶片趋向激烈较大较弱较弱中等碳纤维16%铸件趋向激烈大，未来可能趋缓弱弱小-20%发电机平稳平稳较弱较弱小-14%轴承趋向激烈平稳较好中等大国产替代31%齿轮箱平稳平稳较弱较弱中等-16%塔筒趋向激烈大，但可向下顺价中等弱小海风&出海12%，3、 锂电：盈利迎拐点，下半年销量或恢复3.1 、 回调充分，估值低位，反弹力度优于大盘2022 年至今锂电板块股价复盘：2022 年 1 月：锂电板块股价出现较大调整。市场担忧锂价上涨影响电池企业盈利、锂供给制约全年销
39、量，以及新能源车提价影响需求。2022 年 2 月上旬：宁德时代 21 年业绩预告大超预期，锂电材料公司业绩预告亮眼，证实板块景气度，同时由于板块春节前调整较多，出现阶段性反弹。2022 年 2 月下旬-3 月：碳酸锂价格从年初 30 万元/吨快速上涨到 50 万元/吨， A00 级车减产、工信部督促锂价理性回归，使得锂价见顶预期形成。电池厂酝酿二轮涨价，车企开启二轮涨价，市场对需求预期较悲观，股价震荡回调。2022 年 4 月：上海疫情导致长三角汽车产业链停滞，同时担忧宁德市疫情影响产业链出货，股价大幅回调。2022 年 5 月：涨价落地+上海汽车产业链复工复产推进，电池 Q1 盈利见底利空
40、出尽，盈利拐点预期形成。股价大幅反弹，反弹力度优于大盘。图 19：锂电板块 22 年股价复盘沪深300锂电池指数锂电正极指数 锂电负极指数 锂电隔膜指数锂电电解液指数碳酸锂价格(右轴，万元/吨)10.05.050.00.045.0-5.0-10.0-15.0-20.0-25.0-30.0-35.0，整理；截至 2022-05-3140.035.030.025.0板块估值回归至历史低位。今年以来，锂电板块估值深度回调，锂电池指数 PE-TTM 回调至历史估值下限。以宁德时代为例，PE-TTM 估值回归至历史估值中下区间。图 20：锂电池指数 PE-TTM 估值情况4000035000300002500020000150001000050002020-06-052020-06-242020-07-172020-08-072020-08-282020-09-182020-10-
