新能源行业深度研究及2022年投资策略VIP

新能源行业深度研究及2022年投资策略1、

锂电：关注能耗、供需、新技术对细分格局的改善1.1、

复盘

2021：供需错配，下游持续超预期从区间最大涨幅的角度看，2021

年以来产业链供需偏紧环节获得了较好表现。

其中区间涨幅最大的细分领域和公司包括：电解液及添加剂（联创股份/永太科

技/石大胜华/东岳集团(H)）、上游锂资源（天华超净/藏格控股/天齐锂业）、磷

酸铁锂及磷化工（云天化/富临精工/德方纳米/龙蟠科技）、铜箔铝箔（鼎胜新

材/诺德股份）、负极及石墨化（贝特瑞/中国宝安/中科电气/璞泰来）。供需错配成为全年主题，供应链紧缺常态化。2021

年以来，下游需求高速增长，

供应链发展滞后于行业整体。由于上游扩产周期长、化工类能评环评严苛、设备

产能制约等因素，供应链多个环节出现了供需错配，“涨价”成为锂电中上游贯

穿全年的主题。VC、六氟磷酸锂、磷酸铁锂及磷酸铁、负极石墨化、PVDF、铜

箔均出现不同程度的供应紧张，部分环节的物料供应紧缺仍将延续。新能源车销量预期多次上调，持续超预期。2021

年以来，我们对于全年中国新

能源车销量的预测不断上调，从年初的

200

万辆不断上修到当前的

348

万辆，

主要由于中国新能源车产销量不断超预期。新车型的产品力提升，下游需求旺盛，

动力电池厂的排产订单指引不断上调，显示出产业链极高的景气度。1.2、

下游：销量结构分化，海外需求加速1.2.1、销量：中国、欧洲加速增长，美国蓄势待发从新能源车渗透率来看，当前中国与欧洲主要国家均处于加速上升期，美国仍处

于推广期。预计

2021/22

年中国新能源车销量

348/520

万辆，海外

352/552

万辆。（1）

2021

年

1-9

月，中国新能源汽车销量合计

215.7

万辆，同比+185.3%；欧洲七

国新能源汽车销量合计

125.2

万辆，同比+108.5%；美国新能源汽车销量合计

36.9

万辆，同比+84.1%。（2）在

2022

年，受益于产品力提升，预计中国与欧

洲主要国家新能源车市场仍将保持快速增长；美国当前受政策强力驱动+产品力

提升双重利好，2022

年新能源车销量有望大幅提升。性价比车型五菱宏光

MINI与高端车型

model3

领跑销量榜单。车企销量层面：

2021

年

1-8

月，凭借明星车型五菱宏光

MINI的优异表现，通用品牌排名第一；

比亚迪自

3

月份开始，销量持续环比高增，排名第二；特斯拉排名第三；传统车

企上汽、长城、长安加速追赶，同比增幅均超过

200%。车型销量层面：2021

年

1-8

月，性价比车型五菱宏光

MINI排名第一、长安奔奔、奇瑞

Eq1、欧拉

R1

均位居前十；高端车型

Model3、ModelY、比亚迪汉、理想

ONE销量分别位

居第

2/4/5/6

名。10-20

万价位的中档车还没有明星纯电车型出现。1.2.2、需求：产品力支撑充分，产品矩阵百花齐放传统汽车巨头全面转型电动化，高额投入将快速丰富产品矩阵、提高产品竞争力。

大众等欧洲车企全面转向电动化的时间较为领先，今年各大欧洲车企也更新了电

动汽车规划；今年以来，美系车企与日韩系车企也陆续宣布积极的电动化战略。中高端车型陆续上市，与燃油车展开全面竞争。随着各大车企全力电动化，各个

细分领域都将有纯电车型陆续推出。新车型将创造新需求，海外车企密集发布新

车型，其中中高端、SUV车型占比提升，将带动带电量提升、高镍三元需求提

升。1.2.3、政策：美国政策力度持续边际提升美国当前新能源车渗透率较低，政策力推将加速其发展进程。拜登提出

2030

年

新能源车渗透率

50%的目标，美国新能源车市场后起发力。拜登在上任的第一

天，就签署行政命令，宣布美国重返巴黎协定，并设定了

2050

年的“净零

排放”目标。而且其在上任后的一段时间内，又推出了一系列利好新能源的产业

政策。1.3、

中游：能耗、供需、新技术，关注细分格局变化1.3.1、电池：全球电池产能扩张，盈利改善拐点已至动力电池需求高速增长，厂商加速融资扩产。预计

2021/22

年，中国动力电池

装机量

157/225GWh，海外

176/277GWh。（1）2021

年

1-8

月动力电池装机

量总量

76.3GWh，同比+176%；磷酸铁锂

35.2GWh，同比+347%，占比

46%。

我们预计，随着下游需求的持续增长，动力电池装机量将维持高速增长。（2）

预计全球锂电池总需求将在

2023

年突破

TWh大关，由于磷酸铁锂电池在动力

领域渗透率提速，以及在储能领域快速增长，未来

5

年磷酸铁锂电池需求增速将

超过三元电池需求增速。（3）全球动力电池厂商加速融资扩产：今年

6

月，

northvolt完成

27.5

亿美元融资；今年

8

月，宁德时代发布

582

亿定增计划；LG、

SKI均计划将电池业务分拆上市融资。全球电池产能扩张，中国电池扩产规划超

2TWh。电池制造环节全球格局：根据

Benchmarkmineralintelligence数据，2020

年中国电池产能全球占比为

76%，预计

2025

年全球份额略有分散，欧洲、美国产能占比提升。21Q1-Q3

中国已公布的总产能规划超过

2TWh，其中宁德时代

8

月公告

582

亿元融资扩

产计划，二线电池厂也积极扩产。1.3.2、磷酸铁锂正极：关注新技术、一体化中国磷酸铁锂产量猛增。根据百川盈孚数据，2020

年中国磷酸铁锂的表观消费

量达到

13.3

万吨，同比增长

35.2%，2021

年

1-7

月中国磷酸铁锂表观消费量达

18.4

万吨，同比大增

284%。

下游需求百花齐放。随着

CTP、刀片电池等电池结构创新，特斯拉

ModelY铁

锂版、比亚迪汉、五菱宏光

MINI等众多车型支撑磷酸铁锂在动力领域的强劲需

求。除动力电池外，储能、电动两轮车、电动工具的旺盛需求也驱动磷酸铁锂需

求快速增长。

供需偏紧+产品价格上涨，磷酸铁锂量价齐升带动盈利恢复。上游原材料的价格

上涨以及磷酸铁锂市场供需偏紧等因素带动了磷酸铁锂正极产品量价齐升，LFP企业盈利大幅上涨，盈利修复。关注技术新趋势带来的细分格局变化。动力领域磷酸铁锂未来的技术趋势：高压

实、高倍率、高能量密度磷酸锰铁锂（电压较磷酸铁锂高

15%）、低温性能、

低成本生产工艺（磷化工、设备大型化、回转窑）。

工艺路线差异使得产品存在差异化。不同的磷酸铁锂企业技术路线和成本控制存

在差异，应用场景也有差异，其中磷酸铁固相合成法是主流路线。德方纳米的液

相法成本低、循环性能优异，适用于储能领域；固相法压实密度高，能够提升能

量密度，随着

modelY铁锂版、比亚迪汉等铁锂车型上市，以及电池结构创新

弥补相比三元能量密度的弱势，铁锂在乘用车的占比或将进一步提升。一体化、大宗化趋势凸显。磷酸铁锂对磷矿的品位要求较高，中国高品位磷矿较

少，叠加环保要求高，电池厂商以及铁锂正极厂商愈加重视对磷资源的布局，未

来一体化、磷化工+新能源企业合作或成趋势。

一体化合作陆续落地，降本空间打开。电池厂与铁锂正极厂商在逐步绑定磷化工

企业，锁定磷矿的供应，进行一体化降本。宁德时代-湖北宜化、富临精工-川恒

股份、国轩高科-川恒股份、天赐材料-三宁化工等合作陆续落地。

钛白粉及磷化工企业加大磷酸铁锂及磷酸铁布局，有望通过一体化塑造成本壁

垒。不同的磷酸铁企业技术路线和成本控制存在差异，在磷化工企业、钛白粉企

业、纯磷酸铁锂加工企业三类中，磷化工企业成本最低。1.3.3、三元正极:

高镍三元持续推进，一体化打开降本空间高端车型整装待发，高镍需求向好。2021

年

4

月的上海车展上，包括自主品牌、

造车新势力、外资/合资、传统品牌等车企亮相了近

80

款新能源车型，据高工锂

电，当中

43

款中高端新能源车型已经搭载或者计划搭载高镍电池。外资品牌已

将重点投向高镍电池，包括奔驰

EQ系列、宝马

iX3

豪华纯电

SUV及

iX中大型

纯电

SUV，自主品牌包括蔚来、小鹏、哪吒、零跑、极星、高合等也亮相了高

镍三元电池车型，传统车企的高端车型如吉利极氪

001、北汽极狐阿尔法

s、上

汽

IM智己、东风岚图等也采用了高镍三元。全球三元高镍化快速推进，技术红利带来超额收益。全球磷酸铁锂

21

年上半年

装机量

28.2GWh，同比+171%。三元电池装机

85.2GWh，同比+121%；其中，

NCM811

型增长最快，同比+276%，增长势头十分迅猛。据鑫椤锂电，2021

年

6

月，中国高镍出货量同比增长

373%，远超三元正极材料整体增速，占三元的

比重达

41%。21

年上半年海外高镍正极出货量占比

38%，远超

2020

年的

23%。

成本是行业长期竞争的核心要素。前驱体、正极厂商都在向上游延伸做一体化，

高镍低钴趋势使得对镍资源的把控成为各家必争之地。2022

年三元前躯体的冶

炼产能陆续释放，降本空间打开。未来随着冶炼一体化降本、高镍能量密度提升，

高镍远期性价比可期。1.3.4、负极：能耗双控，或加速石墨化工艺进步能耗双控政策使得石墨化产能成为瓶颈因素，自有石墨化产能的企业单吨盈利有

望提升。石墨化耗电量在锂电中游材料中最高，石墨化指标或变得稀缺。石墨化将紧平衡，仍是负极环节最大制约。展望

2022

年，负极材料供给较为充

足的局势预计将维持，但石墨化加工的产能受扩产周期、能耗约束、扩建能评受

限等影响持续紧张。头部企业由于石墨化自给率较高，能耗供给优先级较高，有

望从中受益。2022

年一些新增石墨化产能陆续投放，有望缓解石墨化紧缺。1.3.5、隔膜:

供需趋紧，格局不断优化隔膜企业海外市占率提升，格局持续优化，海外设备制约扩产。（1）上游有瓶

颈，设备厂不扩产，导致未来

2

年隔膜产能偏紧；（2）磷酸铁锂需求带动，供

需情况将进一步收紧。（3）随着恩捷、星源进入海外龙头电池厂供应链，隔膜

企业的海外市占率仍有望提升。1.3.6、电解液:新产能陆续释放，跨行新企业入局六氟磷酸锂：新产能释放，明年供需有所缓解

（1）我们预计

2021

年需求

5.7

万吨，主流厂商供给

6.3

万吨，新增产能较少，

供需整体偏紧；（2）2021H2

为旺季，6F扩产速度跟不上需求，供应持续紧张；

2022

年预计主流厂商供给为

9.2

万吨，新增产能释放，供应紧张格局将得到缓

解；目前全球仅天赐、多氟多、新泰等少数厂商在今明年有新增产能。（3）随

着

6F价格快速上涨，与

LiFSI价差逐渐缩小。VC添加剂（碳酸亚乙烯酯）：头部企业纷纷扩产，紧缺略有缓解

供不应求预计略有缓解，但随着

LFP占比提升

VC用量也将增加。VC是一种常

见添加剂，LFP需求旺盛带动了

VC添加剂用量提升。我们预计

2021

年需求

1.3

万吨，供给

0.8

万吨，缺口较大；随着

VC产能逐步释放，2022

年供需紧张略有

缓解，但仍存在供需缺口。

拥有技术共通性或上下游协同性的企业跨行进入锂电。例如一些医药企业扩产

VC、FEC等锂电添加剂产能，氟化工企业进入电解液行业等。1.3.7、铜箔：供给紧张延续，技术迭代驱动格局优化国产替代+技术优势，龙头趁势扩产

铜箔或仍是

2022

年锂电中游供给最紧的环节。受铜箔厂扩产周期+需求快速起

量，供给紧缺将延续。据我们统计，2021

年需求

44

万吨，供给

34

万吨，供给

偏紧；下游需求持续攀升，我们预计

2022

年需求

59

万吨，供给

48

万吨，供给

偏紧仍将持续。

技术迭代驱动格局优化，龙头趁势扩产。锂离子电池轻薄化、高能量密度发展趋

势愈发明显，锂电铜箔需求逐步向高端产品切换。宁德时代、比亚迪等龙头企业

6μm锂电铜箔已应用成熟，其他企业也在加速

6μm锂电铜箔的应用，≤6μm已逐步在龙头企业中开展应用。目前仅有嘉元科技、诺德股份等头部企业掌握极

薄铜箔工艺技术，能够量产稳定供应

4.5um。1.4、

投资分析电动车行业是“坡长雪厚”的赛道：碳中和、禁油令、新车型拉动下，新能源车

渗透率提升、成长性确定性强，我们预计电动汽车销量

2021-2025

年

CAGR约

为

35%-40%，

2021/22

年中国新能源车销量

348/520

万辆，海外

352/552

万

辆。（1）上游原材料涨价压力开始向下游车企传导，电池厂的盈利能力有望改善；

一线电池厂商强者恒强；

（2）供给偏紧环节量价齐升仍将维持；

（3）关注下游需求结构分化带来的投资机会，磷酸铁锂需求强势，占比有望进

一步提升。2、

新能源发电：碳中和下的核心赛道碳中和背景下，国家的政策支持以及相较于传统发电能源的经济性进一步凸显，新

能源发电的装机规模和发电量仍将维持快速增长态势。根据发改委能源所预测：

到

2025

年，光伏总装机规模达到约

7.3

亿千瓦，风电约

4.5

亿千瓦，光伏全年发

电量约

0.88

万亿千瓦时、风电约

0.90

万亿千瓦时，占当年全社会发电量约

18%；

2035

年，光伏总装机规模达到约

30

亿千瓦（3000GW，相当于

2020

年底的

11.9

倍），风电约

12

亿千瓦，总发电量约

5.9

万亿千瓦时，占当年全社会发电量约

47.2%；

2050

年，光伏发电总装机规模达到约

50

亿千瓦（5000GW，相当于

2020

年底的

19.8

倍），风电约

18

亿千瓦，总发电量约

9.6

万亿千瓦时，占当年全社会发电量

约

62.4%。结合上述预测，我们认为：

（1）2020

年光伏、风电发电量为

7270

亿千瓦时，占全社会发电量约

9.5%，若要

实现

2025

年的目标，2020-2025

年光伏、风电发电量

5

年复合增速为

20%；

（2）为了保障供电安全性，在长周期看火电并不会被完全淘汰，水电由于资源属

性较强也存在装机天花板，核电则需关注技术进步，当前在测算中并未给予更高预

期。2.1、

复盘：成本变化和需求预期的博弈光伏：行业未来高速发展的确定性不断增强带来股价的提升，原材料成本变化对估

值带来扰动

作为“碳中和”的基本盘，市场对于光伏新增装机量和降本预期确定性较强，板块

2021

年的股价走势基本围绕着原材料成本变动对下游需求及盈利能力影响的预期

而变动：（1）在经历了

2020

年底的股价上涨后，2021Q1

硅料价格持续上涨对下游企业的

盈利能力带来较大压力，叠加一季度新增光伏装机量数据不及预期和市场风格切换

下光伏估值处于高位，2021

年

3

月~4

月光伏板块迎来较大回调；（2）2021Q2

下游运营商适当下调新能源运营项目

IRR，叠加光伏玻璃价格快速下

跌，使得组件企业盈利能力修复，但持续上涨的硅料价格和不甚理想的装机数据仍

带给市场短期的不确定性，期间整县推进分布式政策落地，政策对需求的刺激推动

光伏板块在博弈中震荡上行；（3）6

月

10

日光伏行业协会召开光伏行业热点难点问题座谈会稳定硅料价格，随

后硅料及硅片价格步入缓跌通道，市场预期

2021Q4

及

2022

年下游企业盈利能力

将持续修复，且原材料价格下跌将刺激需求释放，光伏板块股价持续上涨；8

月底

大基地政策预期的催化进一步提升了市场对于“十四五”期间光伏装机增量规模的

预期，2021Q3

光伏板块股价持续提升；（4）受到工业硅价格快速上涨以及下游需求转好的刺激，硅料价格重回上升通道

并一度达到

270

元/kg的近五年高位，叠加市场风格切换，2021

年

9

月光伏板块

有所回调。风电：需求预期提升+估值修复+多因素降本等三重逻辑推升股价作为新能源发电的另一个重要组成部分，受制于资源约束和未来成本下降空间小于

光伏等两方面原因，市场给予风电板块的估值水平低于光伏板块，上半年核心原材

料钢价的持续上升和招标价格的快速滑落使得市场对风电板块的盈利性产生了担

忧；而今年下半年风电板块的股价持续提升主要来源于以下三方面原因：一是需求

预期的持续上修，大基地的政策催化+“千乡万村驭风计划”+老旧机组改造等三方

面因素使得市场对于“十四五”期间风电新增装机量的增速预期不断上修，这也是

直接提升风电估值中枢的核心原因；二是光伏估值不断提升后风电与光伏的估值剪

刀差有望持续收窄；三是大型化+国产替代趋势下成本的持续下降，叠加市场对于

2022

年钢价可能走低的预期进而带来零部件厂商的盈利能力修复。2.2、

光伏：2022

年是光伏大年2.2.1、“双碳”目标指引下，远期来看光伏确定性强能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”理念的核心，以光伏、风电等清洁能源

为主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。根据BP世界能源统计年鉴第

70

版，2020

年全球太阳能装机容量增长

127GW，风能装机容量增长

111GW，合

计达

238

GW，比历史峰值高

50%；可再生能源在发电量中的占比从

2019

年的

10.3%增长至

11.7%；煤炭发电占比则从

2019

年下降

1.3

个

pct至

35.1%。根据

中国国家统计局，2020

年中国全社会用电量

75110

亿

kWh，同比增长

3.1%，其中

化石燃料能源约占

65.7%，这是由中国能源资源禀赋所决定的，因此中国电力清洁

化转型的任务重、压力大。

经济性、安全性和保护环境是典型能源矛盾三角。双碳目标是从保护环境角度考虑，

目前已成确定的趋势；“风光”降本是从经济性角度考虑评估清洁能源的可行性；

当前的储能建设及电网改造是否能支撑高比例的光伏风电发电量，是其发电量占比

达到

15-20%以上时，需要重点考虑的问题。2.2.2、近期政策频出，刺激光伏需求（一）国内外装机需求旺盛全球：光伏将占据新能源新增装机的半壁江山，市场规模将加速扩张。根据

IEA统

计数据，受疫情影响，海外

2020

年新增光伏装机量在

80GW左右，全球

2020

年光

伏新增装机约

134GW。据

IEA统计数据显示，2020

年全球电力需求下降

2%，然

而在全球电力供应中，可再生能源发电量增加

7%，光伏发电量增加

20%。随着全

球经济的复苏，预计

2021

年全球电力需求将增加

3%(约

700TWh)，可再生能源装

机预计比

2020

年提升

10%，而光伏新增装机将占据新能源新增装机半壁江山，约

为

54%。目前，越来越多的国家和地区采取措施来应对全球气候变化，共同推动疫

情后世界经济“绿色复苏”。除中国以外，日本、韩国等许多国家和经济体也陆续

提出了各自实现“碳中和”的目标，可持续性的政策支持以及电价不断下降带来的

竞争力，使可再生能源的发展上升至空前的战略高度。中国光伏行业协会预计

2021

年全球光伏市场规模仍将加速扩大，总装机量将达到

150-170GW，创历史新高；22

年全球装机规模有望突破

220GW。（二）整县推进助力，分布式光伏市场将大幅增长“整县推进”政策助力屋顶分布式光伏，中国分布式光伏进入发展新阶段。2021

年

6

月

20

日，为全面推进屋顶分布式光伏的发展，国家能源局发布了关于报送整县

（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知，在全国范围内开展整县（市、

区）推进屋顶分布式光伏的开发试点工作。通知明确规定，县（市、区）党政

机关建筑、学校、医院、村委会等公共建筑、工商业厂房以及农村居民住宅的屋顶

总面积可安装光伏发电比例分别不低于

50%、40%、30%和

20%，同时鼓励各地方

政府利用财政补贴等措施对试点工作进行支持，积极开展分布式发电的市场化交易。（三）大基地政策促进“风光储”共同发展2021

年

3

月新华社公布中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和

2035

年远景目标纲要。根据规划，“十四五”期间将重点发展九大清洁能源基地、

四大海上风电基地。1）松辽清洁能源基地，主要为“风光储一体化”基地；2）冀

北清洁能源基地，主要为“风光储一体化”基地；3）黄河几字弯清洁能源基地，主

要为“风光火储一体化”基地；4）河西走廊清洁能源基地，主要为“风光火储一体

化”基地；5）黄河上游清洁能源基地，主要为“风光水储一体化”基地；6）新疆

清洁能源基地，主要为“风光水火储一体化”基地；7）金沙江上游清洁能源基地，

主要为“风光水储一体化”基地；8）雅砻江流域清洁能源基地，主要为“风光水储

一体化”基地；9）金沙江下游清洁能源基地，主要为“风光水储一体化”基地。4

个海上风电基地分别为：1）福建海上风电基地；2）浙江海上风电基地；3）江苏

海上风电基地；4）山东海上风电基地。2.2.3、供给端：硅料价格下行，电池片/组件有望迎来盈利修复（一）硅料：价格下行趋势已然确定硅料价格复盘：供需端和成本端双重影响，促进硅料价格不断上行

供需端：在

2019

年价格阴跌的背景下各硅料企业在彼时并未制定扩产计划，叠加

硅料产业的扩产周期较长（约

1~2

年）和已有产能弹性较小等特点，2021

年上半年

基本没有新增硅料产能；通威、协鑫、大全等一线企业后续的扩产产能有望于

2021

年底至

2022

年上半年释放，因此不会对

2021

全年的硅料实际供给提供有效增量，

与之相对的是光伏装机量需求持续上升，硅片环节扩产严重，供需偏紧推动硅料价

格上行。（二）硅片：产品同质化及竞争加剧，未来超额利润料将减少，差异化或一体化布

局企业将具备一定投资机会从市场格局来看：过去几年，隆基股份凭借技术的领先和规模的优势在硅片端实现

了绝对的领先地位，产量占比近

40%且掌握了行业的定价权；但是随着技术逐步成

熟以及进一步的扩散，2020

年起行业格局出现一定变化：一方面传统的一体化企业

逐步向上延伸加大在硅片产能的扩张，另一方面有诸多新进入者开始在硅片领域布

局（高景、双良节能、上机数控、高测股份等）。我们的判断未来硅片环节的竞争

将愈发激烈，原先硅片环节的定价权优势和高毛利高溢价恐将不复存在，未来利润

将逐步向下游的电池片和组件环节转移，但是阶段性的大尺寸硅片相较于

166

产品

仍将具有一定的优势和溢价。供需端来看：硅料价格高位延缓价格战，2022

年硅片超额利润将减少。2019

年在

上游环节价格下跌的情况下硅片价格依然坚挺，单晶硅片环节相较其他供应链环节

仍存在较高的利润空间，因此各硅片企业均开启了较为激进的扩张计划，全国单晶

硅片总名义产能从

2019

年的

107GW扩张至

2020

年的

201GW。2021

年，各大硅

片龙头及二、三线硅片企业仍维持了较大规模的产能扩张节奏，年底的单晶硅片名

义产能有望再创新高突破

350GW。先进产能的成本优势会导致老旧产能退出，龙头

厂商通过自主一体化确保出货，占据了绝大部分出货份额，硅片环节向专业化电池

组件供应商出货空间有限，未来专业化企业会率先进行价格调整来争夺市场份额，

毛利率将进一步下降。（三）电池片：技术进步将带来产业利润的提升当前是黑暗时刻，TOPCon&HJT将推动

N型料应用且盈利能力有望回升。在过去

几年，电池片环节是产业链盈利能力相对较差的细分环节，除了行业龙头通威和爱

旭之外，其他企业均较难在电池片环节获得可观利润。但是未来情况有望发生变化，

一方面随着硅片环节产能过剩以及产品同质化的加剧，未来硅片环节的利润有望向

下游转移，另一方面电池片行业出现技术进步，未来一段时间产品和技术的差异化

有望给领先企业带来溢价，因此电池片环节的盈利能力有望迎来结构性的改善，在

技术方面布局领先的企业有望获得超额利润。供需端来看：2020

年全国电池片名义产能为

204GW，2021

年各大厂商继续扩张电

池片产能，年底名义产能将达

361GW，但由于电池片环节利润严重被压缩，因此实

际开工率仅有

60-70%。前期

PERC电池技术简单，同质化严重，因此电池厂商缺

少议价能力；未来

TOPCon&HJT将推动

N型料应用，电池的技术进步会使得电池

厂商的利润逐步提升。（四）组件：竞争格局优化、盈利能力修复在过去几年，组件环节和电池片环节类似，盈利能力不甚理想；此外，彼时组件的

技术壁垒是四个细分环节中最低的，因此有大量的三、四线企业涌入光伏行业并抢

占市场份额。但是未来随着大尺寸产品的技术壁垒的提升，产品价格持续下降后对经营和管理能力的要求提升，未来组件市场的进入门槛和竞争门槛正逐步上升，组

件环节的盈利能力有望迎来结构性的改善。硅料价格下降后，利润将向下游环节传导：以

2021

年

11

月

25

日的硅料价格计算，

目前

182

尺寸一体化厂商硅片、电池片和组件的毛利率分别为

11%、10%和

11%，

随着硅料价格的不断下降，利润将向下游环节传导，预计当硅料价格为

80

元/kg时182

尺寸硅片、电池片和组件的毛利率分别为

20%、10%和

15%，一体化厂商的组

件价格将降至

1.45

元/W。（五）胶膜：赛道稳定，格局优异；福斯特稳健，海优新材弹性大胶膜在组件成本中占比不高，却对组件质量至关重要，议价压力相对较小。根据各

公司产能建设规划，中国主要胶膜生产公司

2021/2022

总产能将达到

23.76/32.12

亿平米，其中，福斯特是绝对龙头，且市场格局稳定，光伏胶膜出货量市场占比达

55-60%。预计中国

2021/2022

年全年的胶膜需求量大约在

18.6/27（乐观）亿平米，

对

EVA粒子的需求也将分别达到

71.5/104（乐观）万吨。（六）逆变器：两超多强格局稳定，未来需关注储能市场释放带来的增量空间近年来中国逆变器企业努力拓展海外渠道，加速海外布局，由于产品品质基本与海

外企业相当，而人工、制造成本相比海外企业低，中国逆变器企业竞争优势较为明

显。随着近年来中国企业海外出货占比提升，海外逆变器企业的市场份额在不断下

滑。2020

年全球出货量前三的企业分别为阳光电源、华为以及

SMA（德国）。随着行业竞争加剧、产品技术水平逐渐提升、元器件逐步升级换代等原因，光伏逆

变器的单体功率越来越大，单瓦成本逐渐降低。集中式逆变器主流产品的平均价格

从

2014

年的

0.28

元/W一路下降到

2020

年的

0.11~0.14

元/W之间，产品平均价

格下降速度趋于平缓。组串逆变器竞争相对更为激烈，近

4

年平均价格下降幅度更

大，从

2014

年的

0.54

元/W已经降低至

2020

年的

0.18

元/W左右。2.3、

风电：需求提振，关注成本变动拐点2.3.1、需求：预计

21/22

年中国新增装机量

45/55GW大基地落地+“风电伙伴行动计划”+“十四五”规划三重因素影响下，预计“十四

五”期间平均每年新增装机量在

50GW以上，21/22

年中国新增装机量

45/55GW。

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。2.3.2、供给：陆风经济性凸显，海风平价进程加速1）

陆风：成本下降，经济性凸显风机成本、风电发电成本显著下降，使得陆风的经济性凸显，在平价时代仍然具有

极强的竞争力。

2010-2020

年期间，陆风发电成本大幅降低。根据

IRENA数据，十年间成本下降

56%至

0.039

美元（0.25

元人民币）/KWh，年化降幅为

5.63%。在技术的不断进步下，风机价格下降显著。根据

IRENA与金风科技数据，中国风

机价格从

1998

年的

17308

元/kW下降至

2021

年

6

月份的

2616

元/kW，降幅达到

84.89%。2019

年抢装拉动了装机需求，风机价格有所上升。但进入

2020

年之后，

补贴退出，需求下降，风机价格重新进入下行通道。根据金风科技数据，2021

年

6

月

3S级别风机市场投标均价已下降至

2616

元/kW,较

2019

年

12

月价格下降

34.67%。不考虑抢装潮带来的价格波动，在

2010-2018

年区间，风机价格的年化

降幅为

7%。2）

海风：技术进步加速项目平价进程2025

年海上风电项目实现平价是行业发展的短期目标。一方面，风机大型化可以

有效提升单机发电量、分摊单位容量的吊装和运维成本，使风电项目平均成本下降。

2020

年以来，中国主流风机整机厂商相继发布

8MW及以上的大容量机组，预计将

在未来的

3-5

年内陆续吊装并网，助力海上风电项目快速降本；另一方面，供应链

的整体降本、模块化装配的推广和应用、吊装方案和基础设计的持续优化等方面也

是风机降本的重要渠道。2.3.3、国产替代+进军海外，中国风电产业链加速崛起3）

核心零部件国产替代持续推进轴承：新强联率先打破国外垄断轴承属于风电设备的核心零部件，由于风电设备的恶劣工况和长寿命、高可靠性的

使用要求，使得风电轴承具有较高的技术复杂度，是国产化难度最大的部分之一。

风电轴承主要分变桨、偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）两大

类。在风机大型化趋势下，风电轴承的尺寸随着风力装机容量的增加而增大，其加

工难度亦成倍增加。

新强联率先打破了国外轴承企业对中国

2MW风力发电机组三排滚子结构主轴轴承

的垄断，目前的风电轴承产品已主要集中在

3.0MW及以上型号，且

5.5MW风电轴

承产品已向核心客户批量供应，公司在大功率研发和产业化步伐方面处于行业领先

地位。4）

中国风电整机厂商出海进程加速海外风电建设稳步推进，将给中国风机制造商及供应链相关企业贡献显著业绩增量。

根据

GWEC预测，2021-2025

年全球新增风机装机量保持平稳，五年累计有望达到

450GW，中国新增装机占比保持全球第一，但比重将逐步下降，重点的提升区域将

来自于非洲、亚洲（日本、泰国、越南等地）、以及海上风电。风电整机制造商在人工成本、交付速度、技术革新等方面的优势将持续打开“出

海”空间，龙头制造商海外收入占比将持续提升。随着风机产品技术日益成熟、

品牌认可度提高，中国风电整机厂商出海进程加速。2020

年金风科技全球新增

装机容量

13.06GW，全球市场份额

13.51%，全球排名第二位，海外订单

2.0

GW，

创历史新高。远景能源

2020

年于墨西哥半岛风电场成功安装的

36

台

2.5MW智

能风机已投入运营，每年可提供清洁电力超过三亿千瓦时。明阳智能

2020

年

10

月与巴西政府签署谅解备忘录，将在塞阿拉州开发一系列海上风电项目，计划在

2022

年建成南美第一座海上风场；同年成功斩获意大利

Renexia公司塔兰托项

目，现已顺利交付。2.4、

投资分析光伏2021

年受到原材料价格上涨的影响，光伏新增装机量短期承压，但是随着硅料

产能投放，叠加全球可再生能源发展目标和前景高度一致，我们看好国内外市场

协同推动光伏行业的蓬勃健康发展，预计

2022

年全球光伏装机量高速增长的确

定性较强（超过

200GW）。综合来看，2022

年光伏行业有望迎来“量增价减”，

在市场已经对光伏

2022

年高需求预期有所反应的背景下，我们建议关注四类企

业：一是

2022

年供需仍相对紧缺的

EVA粒子等辅材、硅料。我们认为

2022

年上游

EVA粒子的供给虽有部分释放但仍处于紧平衡状态，叠加产能释放和认证的长周

期性，在光伏新增装机量预期超过

200GW背景下，EVA粒子供给仍相对紧缺；

此外，硅料产能释放后价格将步入下行通道，但是整体供需相对平衡也将给硅料

价格一定支撑。二是景气度维持在高位的逆变器、储能、电网改造。逆变器一方面价格不会受到

晶硅价格波动的影响，2022

年下游需求释放时也会给逆变器出货带来有力支撑；

另一方面储能的市场空间广阔，国内外对储能

PCS的需求确定性较高，将支撑

逆变器企业业绩快速增长。此外，作为直接影响新能源电力消纳和电力平稳运行

的重要环节，“十四五”期间国家将持续加大在储能和电网方面的投资力度。三是增速可能超预期的分布式光伏。在整县推进分布式光伏政策的刺激和原材料

价格处于高位的背景下，2021

年分布式光伏装机规模快速增长；未来随着整县

推进加速、峰谷电价进一步完善落实、电网灵活性改造等因素的刺激，分布式光

伏的增速有望超出行业平均水平。四是盈利能力改善的一体化制造商。随着

2022

年硅料价格步入下行通道，处于

盈利底部的电池片和组件环节有望迎来盈利能力修复（当然具体的修复程度取决

于和运营商的利润分配和博弈），叠加

2022

年下游需求的加速释放，一体化制

造企业业绩有望维持快速增长。风电碳中和背景下政策端持续刺激风电行业发展（大基地、驭风计划、以旧换新），

“十四五”期间新增风电装机量的增速有望持续上修；2021

年原材料成本的快

速上行对风电制造商盈利造成压力，2022

年成本压力有望得到缓解（若钢价下

跌，风电零部件厂商盈利将迎来反转）；降本的大逻辑下核心零部件的国产替代

进程有望持续（主轴承、齿轮箱等环节）。3、

新能源运营商：价值重估，高速成长过去由于可再生能源补贴拖欠的问题，新能源运营商的盈利能力受到市场质疑。

2019

年

1

月，能源局发布关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关

工作的通知，新能源运营商板块迎来一波上涨；

2020

年

9

月，“双碳”政策被正式提出。能源革命成为实现碳中和的关键一步，

新形势下新能源运营商的成长性得到确认。随着国家对“双碳”战略的推动，一

系列推进可再生能源发展的政策被提出，进一步确认了新能源运营商的成长空

间。

2021

年

7

月以来，“绿电”与“非绿电”的市场地位得到区分，由于在减碳方

面的效果，“绿电溢价”被提出，新能源运营商的盈利预期得到加强，板块涨幅

进一步扩大。3.1、

政策+市场化联合加码，驱动“绿电”需求增长“绿电”交易平台以电力市场化交易为基础，提供了一种电力来源可追溯、认证

机制，有助于推动清洁电力的使用。绿电是排碳水平较低、对环境影响较小的电

力，主要来源是光伏、风力、水电等。2021

年

9

月

7

日，中国绿色电力交易试

点工作正式启动，以平价风电和光伏为电源侧，联通

17

个省份共

259

家市场主

体，首批交易量达

79.35

亿

kWh，较当地电力中长期交易价格溢价

0.03-0.05元/kWh。在试点初期，绿电交易以年度或多月为周期组织开展，买卖双方可通

过双倍协商和挂牌集中竞价等方式购买。（一）碳成本内部化联动机制逐步建立，可以使“绿电”需求量增加。

绿电的环境效益更为纯粹。首批绿电成交量为

79.35

亿

kWh，将减少标煤燃烧

243.6

万吨，减排二氧化碳

607.18

万吨，实际上碳减排是绿电最重要的作用之

一。在绿电追溯认证机制以及交易平台建立后，相比于使用火电，绿电的使用者

可以直接减少排碳量，同时减少未来潜在的碳成本。但目前，国家尚未完全建立

起来碳成本全面内部化的机制，碳交易市场作为碳成本内部化的手段之一也尚处

于起步阶段。

因此，绿电交易与碳成本内部化需要在未来建立起联动机制，具体而言：（1）碳约束范围越广、碳成本内部化机制越健全，绿电的交易量提升越快。

碳约束产生碳成本，碳成本内部化可以通过碳税实现，也可以通过碳交易市场实

现。这是绿电需求影响的核心因素之一，碳约束从相对宽松到偏紧，从免费配额

到拍卖配额，纳入行业从少到多后，绿电的需求会提升。

目前，中国碳交易市场也尚处于起步阶段，单日成交额为几十万吨，交易均价为

50

元/吨左右，也尚未起量，随着双碳工作的逐步深化，未来成交量也将逐步提

升。（2）对于排碳企业或新能源企业，绿电和

CCER可二选一。

1）排碳企业在实现碳减排的过程中，如果选择购买绿电，则核算排碳量直接降

低；如果选择购买

CCER则是实现相对高排碳后的对冲补偿机制。即便碳交易市

场（碳配额交易与

CCER交易市场）没有起到较强的减排作用，绿电同样可以起

到减排目的，预计企业端更倾向于前者。

2）对于新能源企业来说绿电和

CCER同样是二选一，或参与绿电交易出售具有

环境属性的绿电，或开发

CCER交易环境属性，其中可交易量和价则是决策的核

心，主要看政策支持力度。（二）“双控”政策加码，“绿电”获差异化，有助于提升绿电需求。

“双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的。2021

年

8

月

12

日，国家发展改革委印发的2021

年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨

表显示，能耗强度降低进度目标中，有

9

个省为一级预警，10

个省为二级预

警，一二级合计占比过半。进一步分析，假设

1041

亿千瓦时电力用于单个行业的能量消耗中，按行业平均

值计算，对应电解铝/水泥/钢产量分别为

758

万吨/11.5

亿吨/1.35