2023年度电力设备与新能源行业中期策略报告 POE、EPE胶膜优势渐显

一、全球光伏装机需求维持高景气

光伏 23 年 1-2 月新增装机量快速增长，预计需求潜力将进一步扩大。根据能源局统计数 据，23 年 1-2 月全国光伏新增装机 20.37GW，同比+87.57%，已接近 2022 年前 5 个月 的累计装机容量，国内需求高速增长。发电量方面，根据国家统计局数据，2023 年 1-2 月我国太阳能发电量达到 369.6 亿千瓦时，同比增长 25.42%，发电量稳步增长。上半年 通常是国内的装机淡季，但国内随着硅料降价已经呈现出淡季不淡情景，2023 年国内新 增 装 机 有 望 超 过 120GW ，预计 2023-2025 年 全 球 装 机 有 望 达 到 350GW/460GW/600GW，增速达到 46%/31%/30%。

光伏招标与中标维持高位，集中式招中标开始上升。根据盖锡数据，2023 年 1 至 3 月， 光伏项目累计招标量 43.72GW，同比-28.95%。2023 年 3 月，招标量 23.85GW，环比 +23.82%，同比+10.12%。1-3 月分布式招标量 1.41GW，同比-65.46%，集中式招标 42.31GW，同比-26.36%。其中 3 月分布式光伏招标量为 0.13GW,环比-83.16%，同比65.87%；集中式光伏招标量为 23.71GW，环比+28.29%%，同比+11.61%。结构上来看 集中式招标已经成为招标的主要贡献力量。1-3 月，光伏项目累计中标量 44.16GW，同 比-71.91%。2023 年 3 月，中标量 11.82GW,环比-51.43%，同比-29.94%。

1-3 月分布 式中标量 3.98GW，同比+69.11%，集中式中标量 40.18GW，同比+56.57%。3 月集中 式光伏中标量为 11.82GW，环比-49.73%，同比-29.06%。尽管 3 月中标量环比有所下 降，但仍维持在 10GW 以上的高位，全年招标与中标来看原先受到硅料压制的集中式光 伏已经开始起量，全国全年新增装机有望达到 120GW 以上。

欧洲组件出口需求仍维持旺盛。2023 年 2 月我国光伏组件出口量为 13.3GW，环比6.6%，同比-10.3%。其中 2 月组件出口欧洲部分国家(荷兰、西班牙、德国、葡萄牙、 波兰、意大利、希腊、比利时法国)出口量为 6.5GW，环比-6.0%，同比+12.3%。欧洲光 伏需求维持旺盛。2023 年 1-2 月，我国光伏组件累计出口量为 27.6GW，同比+2.9%。 其中出口至欧洲部分国家组件出口量为 13.4GW，同比+36.8%。

预计未来需求维持长时间高度景气，全球装机量保持高速增长。综合以上装机、招标、 出口来看，2023 年硅料价格下行已然到来，集中式装机需求开始占据主要地位，随着 “碳达峰”、“碳中和”、“十四五”目标与规划带来的各项利好光伏发电政策的颁布与实 施，预计未来光伏装机需求保持高速增长。预计 23-25 年全球光伏装机需求为 350/460/600GW，同比增长 46%/31%/30%。

我们预计 2023 年全球新增光伏需求达 350GW，按照 1.25 的容配比计算，全球组件需 求达 451GW。假设 23 年单 W 硅耗为 2.8g，则硅料需求约 121 万吨，硅料有效产能约 130 万吨，23 年全年硅料供需结构依然处于紧平衡的状态，预计价格会在产能逐步爬产 过程中缓慢下降，全年均价有望维持在 150 元/kg 左右。除硅料环节外其他环节的表观产 能基本均处于供过于求状态，硅片/电池片/组件可覆盖产品的有效产能分别为 566/607/535GW，但需注意的是整体制造环节供给仍会受到部分辅材环节的制约，限制 最终的供给产出，如石英砂环节等。

1.1、硅片环节产能发挥受石英砂限制盈利有望超预期

高纯石英砂或成为未来中期时间内各环节的短板。对于光伏产业链而言，其制造过程中 需要各个环节产能的相互匹配，而产业链环节中的目前最为紧缺的环节便是硅片制造过 程中的石英砂环节。高纯石英砂供给方面主要分为内层砂与中外层砂。其中内层砂目前 仍由国外主要两家企业——尤尼明与 TQC 掌握，中外层砂主要由国内的石英股份与其他 小型厂商供给。在生产石英坩埚时，目前行业平均掺杂比例约为内层砂：外层砂=3:7。 据此计算可以得到 2023 年内层砂约可以支撑 421GW 组件装机量，外层砂可以支撑529GW 组件装机量。由于石英坩埚为硅片拉棒环节的耗材，若没有足够的石英坩埚保供 的厂家将会出现产能利用率低下的情况。保供度较高的龙头企业有望受益于高纯石英砂 紧缺，凭借产能扩张与稼动率提升获得更多的市场份额。

石英砂价格再次调涨。新一季度进口石英砂到港价格远超预期暴涨，高效电池片紧缺对 价格形成支撑。目前海外进口砂已到港，据 SMM 报道，进口砂到港后已上调价格，目 前价格约为 35-40 万元/吨左右，近期企业受制于高纯石英砂供应紧张的格局，涨价意愿 高涨。本周高纯石英砂价格暂时维持稳定，龙头企业石英坩埚用中内层砂价格上涨至 17 万左右。4 月国内中内层砂供应量仍偏少，龙头企业也计划 4 月底再度进行调价，上调 幅度大约为 7-9 万元/吨。 受益于高纯石英砂限制，硅片环节盈利达到近两年新高。在经历过年初的硅料 V 型价格 调整之后，部分二三线硅片企业受制于高纯石英砂不足，而此后硅片毛利一路上行，已 经达到 1.62 元/片，为近两年新高。短期来看随着新的一批石英砂的到岗有望缓解，但从 中期角度来看，石英砂仍将紧缺，硅片盈利有望维持高位。

电池环节扩产速度快于硅片环节。预计 23 年 Q2/Q3 各大硅料厂商分别扩产 18.3GW/70GW，同比增加 2.2%/8.3%；Q2/Q3 电池端分别扩产 25.6GW/95.5GW，同 比增加 3.2%/12.5%，Q2-Q3 电池片扩产速度远高于硅片端，硅片环节话语权有望于 Q2-Q3 增强。

1.2、一体化龙头估值已经进入低估区间

一体化龙头已经进入低估值区间。近期由于资金与情绪原因，光伏板块主要一体化龙头 股价表现不佳，但从估值角度来看多数一体化龙头的估值已经进入低估值区间，头四家 组件厂商的 2023 年平均市盈率仅为 16.82 倍，2024 年的市盈率仅为 12.98 倍，而从业 绩增速来看，23 年的平均业绩增速仍然高达 69.92%，24 年年平均增速达到 29.31%， 因此目前的估值水平以及处在近期低位。

二、N型化趋势下，关注新技术带来全新机会

2.1、N型组件抗PID要求高，POE胶膜更适配

POE 水汽阻隔和抗 PID 性能更优，相较于 EVA 胶膜，POE 胶膜优势较为明显。 POE 胶膜水汽阻隔性能好，体积电阻率高，抗 PID 性能更强。POE 为非极性材料，只 有碳碳键和碳氢键，没有碳氧键（极性），不能和水分子形成氢键，水汽阻隔性好，水汽 透过率只有 EVA 胶膜的 1/10 左右。水汽不易通过玻璃和背板进入组件内部，明显降低PID 风险。体积电阻率也是影响 PID 的因素之一。在同样电势差下，高体积电阻率带来 较低漏电流，可降低电池表面的分压，从而减缓 PID 的发生。根据陶氏化学，POE 体积 电阻率更高，水汽透过率更低，在 PERC 双玻组件 96h 老化测试下 (负偏压 1000 V、 85℃、85%RH)功率衰减显著低于 EVA 胶膜。

POE 胶膜耐低温性能优异。POE 分子结构中没有不饱和双键，具有很窄的分子量分布和 短支链结构（短支链分布均匀），因而具有高弹性、高强度、高伸长率等优异的物理机械 性能和的优异的耐低温性能。

POE 材料易于耐热老化、抗紫外线性能好。POE 材料加工性能优异，其相对较窄的分子 量分布使材料在注射和挤出加工过程中不易弯折。同时，得益于 POE 大分子链的饱和 结构具有优异的耐热老化和抗紫外线性能。 POE 胶膜黄度指数变化小，组件拥有更长生命周期。根据陶氏化学，在紫外湿热加速老 化试验箱中，公司对普通 POE 胶膜和 EVA 胶膜的黄变趋势研究后发现，在 UV 辐照量 超过 100 kWh/㎡ 和 DH 达到 700 h 左右时，EVA 胶膜样品变黄，而且随着老化时间的 延长，黄变越来越明显；而普通 POE 胶膜在 2000 h 后依然未变色。在加速老化后， POE 胶膜黄度指数变化较小，且一直稳定在较低数值；而 EVA 胶膜随着加速老化时间 的延长，其黄度指数逐渐攀升。因此 POE 胶膜可以显著提高组件的可靠性，使得组件 拥有更长的生命周期。

POE/EPE 胶膜优势渐显，渗透率有望逐步提升。随着双玻及 N 型组件广泛推广，POE 及 EPE 胶膜抗 PID 性能优秀，能进一步保证组件 20 年以上使用寿命，POE/EPE 胶膜 渗透率得到持续提升。根据 CPIA 数据，至 2021 年透明 EVA 占比约 52%，白色 EVA 占比约 23%，纯 POE 胶膜占比约 8.6%，EPE 胶膜占比约 14.3%。至 2022 年透明 EVA 占比约 42%，白色 EVA 占比约 21%，纯 POE 胶膜占比约 10.6%，EPE 胶膜占比约 24.3%。根据 CPIA 数据，我们预计 2023 年下半年会随着 N 型组件的需求提升，POE 类胶膜需求有望进一步提升。根据 CPIA 数据，2024-2030 年的 POE 及 EPE 胶膜渗透 率逐步提升，有望达 48%+。

当前 N 型组件多为 POE 封装。N 型 TOPCon 电池组件正面 PID 效应更强，正面需 POE 封装。N 型电池 PN 结与 P 型相反，氧化铝和氧化硅的场钝化在正面，因此 TOPCon 正 面 PID 大于背面，与 P 型组件相反。而电池组件正面转换效率最为重要，因此 TOPCon 正面需抗 PID 性能更好的 POE。 电池片及组件 N 型化趋势明显，POE 胶膜需求快速提升。我们预计 22-25 年 EVA 胶膜 需求分别为 25/34/41/47 亿平米，年复合增长率达 23%；POE 及 EPE 胶膜需求分别为 8/14/22/28 亿平米，年复合增长率达 52%；EVA 树脂需求分别为 119/155/181/198 万吨， 同 比 +34%/30%/17%/9% ； POE 树 脂 需 求 分 别 为 42/72/106/128 万吨，同比 +83%/71%/47%/21%。

关键假设： 1) 光伏新增装机量：参考中国光伏协会对 2023-2030 年全球新增装机量预测，我们预 测 2023-2025 年全球光伏新增装机量 350/460/600GW。 2) 容配比：假设 2023-2025 年的容配比均为 1.25。 3) 单 GW 胶膜需求：2021 年单 GW 胶膜需求为 0.12 亿平米，我们预测 23-25 年单 GW 胶膜需求逐年下滑，分别为 0.11/0.11/0.10 亿平米。 4) 胶膜占比：随着 N 型电池片加速渗透，POE 胶膜占比逐年提升，23-25 年分别为 30%/35%/37%；EVA 胶膜占比分别为 70%/65%/63%。 5) 克重：假设 23-25 年 EVA 树脂克重分别为 460/440/420 克/平米；POE 树脂克重分 别为 500/480/460 克/平米。

POE 树脂国产化进程加速，23 年供应或偏紧。由于光伏级 POE 树脂各项指标要求较高， 国产替代进度相对较慢，其中万华化学 1000 吨/年 POE 装置，2021 年一季度中试，预 计 2024 年装置量产；惠生集团 1000 吨/年 POE 装置已于 2021 年一季度中试；京博石 化 1000 吨/年 POE 装置计划 2021 年 6、7 月中试。天津石化二期 10 万吨/年 POE 项目 计划 2023 年投产；东方盛虹、大庆石化、燕山石化均有 POE 建设计划，具体产能尚未 确定。另一方面，海外 POE 树脂供给以塑料及发泡助剂为主，截至 2022 年规划产能约 100.5 万吨，预计 22-23 年海外 POE 光伏级别树脂供应约每年 30 万吨左右，整体 POE 树脂供应仍偏紧。

2.2、银浆国产替代进程加速，N型化趋势提振需求增长

光伏银浆国产化进程加速，正面银浆国产化率达 80%+。国产正面银浆的技术含量、产 品性能及稳定性持续提升，国产正面银浆综合竞争力不断加强，一线企业通过内生+外延 扩大产能优势，进口替代步伐加速。根据 CPIA 数据，国产正面银浆市场占有率由 2015 年的 5%提升至 2021 年的 61%左右，2022 年有望提升至 80%左右。2021 年常州聚和正面银浆销量达到 945 吨，全球市占率约 37%，超过贺利氏成为全球光伏正面银浆出货 量第一的企业。2022 年以来苏州固锝、聚和材料等相关产品出货明显提升，进一步推动 国产化率提高。我们预计 2023 年光伏正面银浆国产化率有望达 80%以上。

龙头厂商产能扩张加速，国产厂商出货占比据近 50%。截至 2023 年，国内正面银浆行 业形成了以聚和材料、帝科股份、苏州晶银三足鼎立格局。根据 CPIA 数据，行业 CR3 合计占比约为 50%。在市场总需求中，正面银浆和国产高温银浆占主导地位。根据 CPIA 数据，2021 年全球 银浆总耗量达 3478 吨（其中正银耗量 2546 吨，背银耗量 932 吨）；2021 年中国光伏银 浆总耗量达 3074 吨，占全球需求总量的比例达到 88.38%，同比增长 5.88pcts，其中正 面银浆耗量 2250 吨，背面银浆耗量 824 吨，正面银浆需求约占所有光伏银浆需求的 73%。截至 2022 年，高温银浆市场需求占比超过 98%，低温银浆占比不足 2%。2023 年将迎来 TOPCon、HJT 等 N 型电池的加速放量，推动 N 型正面银浆需求占比持续提 升。同时，适用于 HJT 电池片的低温银浆需求占比有望进一步提升。

光伏银浆下游需求高增，低温银浆需求持续提升。2022-2025 年，我们预计 P 型电池片 银浆需求量分别为 2681/2511/2023/1944 吨；TOPCon 双面电池片银浆需求量分别为 224/1239/1895/2167 吨；HJT 双面电池片银浆需求量分别为 73/645/1984/2242 吨；P 型电池片背银银浆需求量分别为 946/862/664/648 吨；XBC 电池片背银银浆需求量分别 为 6/182/448/832 吨。银浆需求总量分别为 3930/5438/7013/7832 吨。预计光伏银浆需 求在下游需求高增和 N 型迭代带动下，总量需求稳中向上，低温银浆需求持续提升。 2022-2025 年全球光伏银浆三年预计复合增速达 26%，其中低温银浆 2022-2025 年需 求复合增速达 213%，低温银浆市场需求将随 HJT 产能释放快速提升。

关键假设： 光伏新增装机量：我们预计 23-25 年光伏新增装机量可达 350/460/600GW。 容配比：假设 2023-2025 年的容配比为 1.25. 电 池 片 银 浆 单 位 耗 量 ： 假 设 22-25 年 P 型电池片银浆单位耗量分别为 68.0/67.0/67.0/66.0 mg/ 片 ； TOPCon 双 面 电 池 片 银 浆 单 位 耗 量 分 别 为 115.0/109.0/102.0/90.0mg/片；HJT 双面电池片银耗分别为 127.0/120.0/115.0/85.0mg/ 片；P 型电池片背银银耗分别为 24.0/23.0/22.0/22.0mg/片；XBC 电池片背银银耗分别为 73.0/70.0/68.0/66.0mg/片。

N 型电池浆料的国产化程度仍较低，约为 20%左右。由于其金属化电极工艺使用低温银 浆，技术门槛较高，能够提供成熟产品的厂商主要是来自日本的 KE。日本 KE 专注 HJT 电池使用的低温银浆开发，目前其 Finger 细栅产品的体电阻率已低于 6*10-6Ωcm，并 将在 1 年内通过引入低温烧结银粉技术，将电极体电阻率降至 4-5*10-6Ωcm；细栅产品 可印刷 35-40μm 宽的 Finger 设计网版，该产品焊接拉力大于 1N/mm。此外贺利氏、 LG、Namics、杜邦也有比较成熟的产品。国内厂商中晶银、聚和、帝科都有一些较为稳 定的产品。随着帝科股份顺利收购江苏索特（原杜邦旗下 Solamet 光伏金属化浆料业务 的全部资产），预计国内银浆企业在 N 型电池领域的技术突破有望加速。

HJT 电池低温银浆国产替代空间大。截至 2023Q1，HJT 电池片主栅银浆国产化比例只有 10%，细栅银浆全部依赖进口。低温银浆需要同时满足印刷和固化工艺要求，需要额 外的固化剂作为原料，并且混合工序的工艺控制比高温银浆更加严苛。全球范围内低温 银浆主要供给方为日本京都电子，我国主要厂商为苏州固锝，低温银浆国产比例仅有 20%。

银包铜粉有望推动降本增效。银包铜粉经过特定的成型及表面处理工艺，在超细铜粉表 面形成不同厚度的银镀层，既克服铜粉易氧化的特性,又有导电性好，化学稳定性高，不 易氧化，价格低等特点，但由于银包铜（含银量 50%左右）在高温下会出现银迁移造成 铜裸露的情况，工作温度集中在 300℃以下，因此银包铜技术主要运用于低温银浆领域, 银包铜技术作为减少银用量的重要路线，有望降低 30%-50%的低温银浆成本。截至 2023Q1 主流银浆厂可实现银铜各 50%占比低温银浆，有望于 23 年年底进一步推广 40% 银+60%铜的低银浆量产。

2.3、N型电池片扩产迅速，多主栅细线化焊带需求快速提升

焊带主栅数随串焊工艺齐头并进，9BB 以上电池片占比逐年提升。据 CPIA 数据，预计 2023 年 9BB 及以上电池片占比会进一步提升，有望超过 90%。截至 2022 年， TOPCon 电池片中栅线数最大可达 16-18BB，HJT 无主栅技术逐步演进后，焊带栅数有 望提升至 24BB。根据 CPIA 数据，随着 PERC 主流电池片尺寸增大，2030 年的 PERC 电池片 11BB 及其以上的市场占比有望提升至 50%。未来随着新产能的逐步释放以及旧 产线的技术升级，9BB 或 10BB 技术逐渐减少，2030 年 16BB 的 TOPCon 电池片技术 市场占比将逐渐提升。

N 型电池片推动焊带细线化进程，有望促进制备工艺提升。从线径角度看，我们预计至 2023 年 H2 随 TOPCon 及 HJT 电池片逐步放量，与之适配的 SMBB 焊带出货将快速提 升。线径有望逐渐从 0.25mm+进一步下降至 0.24mm 以下，多主栅细线化有望减少栅线 对光线的遮挡，提升受光面积及电池片转换效率。工艺角度看，在异质结低温银浆工艺 下，焊带产品有望推出适配低温工艺的低温焊带，进一步推动行业技术进步。 光 伏 焊 带 需 求 有 望 持 续 提 升 。 我们预计 2022-2025 年 全 球 新 增 装 机 量 可 达 240/350/460/600GW，假设组件容配比 1.25，互连焊带与汇流焊带耗用量比例为 3:1， 根据单 GW 组件对光伏焊带需求量为 450 吨/GW，我们预计 2022-2025 年光伏焊带市场 需求有望分别达 116/171/219/285 亿元，同比增长 55%/47%/28%/30%。

关键假设： 光伏装机量：我们预测 2022-2025 年全球光伏新增装机量 240/350/460/600GW。 容配比：假设 2023-2025 年的容配比为 1.25。 用量比：假设互连焊带与汇流焊带耗用量比例为 3:1。 单 GW 组件对光伏焊带需求量：假设 2022-2025 年的需求量均为 450GW/吨。其中互连 焊带与汇流焊带需求量分别为 101250/33750 吨。 耗用量比例：假设 2022-2025 年互连焊带耗用量比例均为 75%；假设 2022-2025 年汇 流焊带耗用量比例均为 25%。 价格：假设 2022-2025 年互连焊带价格为 8.5/8.5/8.3/8.3 万元/吨；假设汇流焊带价格为 9/9/8.6/8.6 万元/吨。

2.4、热场价格战已至尾声，受益行业装机高景气盈利有望触底反弹

大尺寸+N 型硅片渗透率快速提升，热场部件加速升级。N 型和大尺寸硅片渗透率的持续 提升对拉晶设备和耗材提出更高标准。1）随着硅片尺寸增大，各企业纷纷将原有小尺寸 热场进行改造引发的改造需求；2）碳基复材热场性能更好、损耗更少、经济性更佳，且 更适于 N 型硅片生产制造，为了提升设备性能，部分原有的使用石墨材料的热场会进行 升级改造，会带来碳碳热场改造升级需求。

光伏热场生产中，碳基复合材料制备方法更为优越。根据所用原材料及制备方法，热场 可分为等静压石墨与碳碳热场两种，原材料分别是石墨、碳纤维。天宜上佳采用碳基复 材热场，热场性能更好、损耗更少、经济性更佳。由于碳基复合材料制备方法更佳，行 业内产品原材料使用碳基复合材料的趋势增强。 目前在光伏晶硅热场领域中碳基复合材料对等静压石墨材料替代程度较高。光伏热场早 期主要采用国外进口的等静压石墨，目前光伏热场碳基复合材料的渗透率较高，其中坩 埚部件的渗透率已超过 95%，导流筒、保温筒部件的渗透率仍有提升空间，分别达 60%、 55%。

光伏热场需求可分为新增需求、改造需求和替代需求，我国光伏热场新增需求较大。 （1） 新增需求：我国光伏热场现阶段依然处于新增需求的主导阶段。2015 年后，光伏 热场产品出现国产替代化趋势，坩埚、导流筒、保温筒、板材等部件国产替代程度 不断提升，国内厂商市场空间有望扩大。 （2） 改造需求：大尺寸+N 型硅片渗透率快速提升，热场部件加速升级。碳基复材热场 性能更好、损耗更少、经济性更佳，且更适于 N 型硅片生产制造，各企业纷纷将原 有小尺寸热场进行改造引发的改造需求 （3） 替代需求：此外，由于热场部件需要定期消耗替换，坩埚和加热器的使用寿命较短， 约为 6-8 个月，保温筒和导流筒的使用寿命较长，分别为 1.5 年、2 年左右。随着热 场存量产能的不断增加以及碳碳复合材料在存量热场中的渗透率不断提升，原部件 的替换、更新需求量将不断释放，需求空间广阔。

我们预计 2025 年碳碳热场市场空间有望达 67 亿元，2020-2025 年对应复合增速为 39%， 碳碳热场市场前景广阔。 （1） 全球光伏新增装机量：根据 CPIA，2022 年全球光伏新增装机量达 240GW，预计 2025 年新增装机量达 600GW，假设按 1：1.2 容配比，2025 年全球硅片产能达 720GW。 （2） 单 GW 所需单晶炉：按照晶盛机电公告，2021 年底单 GW 硅片产能所需单晶炉台 数约为 85 台，预计随着硅片大尺寸化，所需单位单晶炉数逐年下降，预计 2025 年 所需单位单晶炉数下降至 70 台。 （3） 碳碳热场渗透率：随着大尺寸+N 型硅片渗透率快速提升，热场部件加速升级，碳 碳热场渗透率加速提升，假设 2025 年碳碳坩埚、加热器、导流筒、保温筒渗透率分 别提升至 99%、18%、85%、99%。

（4） 热场部件更换频次：由于热场部件需要定期消耗替换，坩埚和加热器的使用寿命较 短，约为 6-8 个月，保温筒和导流筒的使用寿命较长，分别为 1.5 年、2 年左右。 （5） 碳碳热场改造比例：大尺寸+N 型硅片渗透率快速提升，热场部件加速升级。碳基 复材热场性能更好、损耗更少、经济性更佳，且更适于 N 型硅片生产制造，各企业 纷纷将原有小尺寸热场进行改造引发的改造需求。假设坩埚、加热器、导流筒、加 热筒改造比例占当年非碳碳复合材料部件分别为 10%、1%、5%、5%。 （6） 碳碳复合材料价格：根据金博股份公告，截至 2021 年底碳碳复合材料单价约为 80 万元/吨，后续随着产能逐步释放、竞争加剧，假设 2025 年价格下降至 40 万元/吨。

碳碳热场价格已打破小厂盈亏平衡点，盈利触底有望迎来反转。截至 23 年 1 季度末，碳 碳热场价格已下探至 35 万元/吨以下，价格同比下降接近 100%。目前价格已打破小厂盈 亏平衡点，中小热场厂商开工率已不足 20%，行业集中度进一步提升，呈双寡头垄断格 局。23 年光伏装机需求将显著提升，碳碳热场供需有望重回景气状态。头部厂商有望凭 借规模优势，成本进一步优化，全年盈利有望维持在 6-8 万/吨。

2.5、复合边框有望率先应用于海上光伏，逐步替代百亿铝合金边框市场

海上光伏是光伏未来发展的客观趋势。根据 CPIA2021 年数据显示，土地成本约占光伏 系统 5%支出，由于土地的高昂支出以及土地资源瓶颈的限制，在分布式光伏推进同时， 海上光伏也开始发力推进。目前海上光伏方兴未艾，理论空间广阔，海上光伏还可与海 上风厂相结合构建海上风光联合电场，通过共用箱变、升压、线路、海缆等降低成本。

海上光伏技术难点有望突破，23 年有望成为海上光伏元年。海上光伏进度较慢主要受限 以下因素，一方面光伏复合边框材料要克服海上盐雾、酸碱腐蚀的问题；另一方面还有 漂浮平台抗风浪、关键部件耐久性以及锚固系统可靠性等问题需要解决。目前光伏复合 边框已在组件端进行验证，下半年有望导入，2023 年有望成为海上光伏元年。 复合材料边框性能优异，有望代替铝边框。复合材料边框具有耐腐蚀和盐雾、力学性能 高、抗 PID 等特点。1）复合材料边框的基材本身便具有耐腐蚀和盐雾的特性，涂层后性能更佳；2）其力学性能是铝型材边框的 3~4 倍；3）碳排放量仅占铝型材边框 10%；4） 凭其非金属材料特性，具有优异的抗 PID 和绝缘性能，能够有效降低系统功率衰减。复 合材料边框凭其耐腐蚀和盐雾的特性，在海上光伏电站、盐碱地等恶劣环境应用前景广 阔。

复合材料边框具有成本优势，可降本 30%以上。其原料玻璃纤维和聚氨酯价格较低，具 有天然的成本优势。为实现耐腐蚀和盐雾，无需像铝边框一样外加涂层，减少额外费用。 复合边框单瓦成本 0.07-0.08 元左右，单套成本 40-46.3 元/套，理论价格较铝边框可节 省成本约 30%-50%。按照铝边框 1GW 对应 1.2 亿左右的价值量，可以带来超 3000 万的 降本，对组件厂来说具备极高的吸引力。

2.6、0BB&银包铜下半年有望导入，HJT设备&组件市场空间广阔

2022 年异质结 GW 级别新产能频出，HJT 设备市场空间广阔。目前华晟新能源、钧石 能源、山煤国际、通威股份、爱康科技、东方日升、明阳智能等企业均已宣布投资新建 GW 级的 HJT 相关项目，据 Solarzoom 数据，到 2022 年底 HJT 产能已达到 10.62GW， 到 2023 年底 HJT 产能将达到 63.58GW。根据各家公告，截至 2022 年底，HJT 设备招 标量约 30GW，预计 2023 年设备招标量将提升至 50-65GW。

国内量产线最高转换效率已达 26%+，量产转换效率快速提升。迈为股份联合 SunDrive 采用迈为自主创新的可量产微晶设备技术和工艺研制的全尺寸 N 型晶硅 HJT 电池，其转 换效率高达 26.41%。该批次电池的 PECVD 工艺在迈为最新一代的量产双面微晶设备上 完成，优化钝化层和微晶 p 工艺，同时结合 PVD 新型 TCO 工艺。根据迈为官方公众号， 迈为股份与 SunDrive 自 2021 年起合作研发高效 HJT 电池，通过不到一年的技术迭代及 工艺优化，双方联合开发的无银异质结电池转换效率屡次获 ISFH 认证，从 25.54%迅速 攀升至 26.41%。

2025 年 HJT 设备市场空间有望达 1008 亿元。按照 2020-2025 年全球光伏装机量130/155/240/350/460/600GW 计算，假设容配比分别为 1.25，按照电池产能利用率 70% 计算，由于 HJT 具备成本优势，产业化进展突破后有望占据主流地位，我们预计 2022- 2025 年 HJT 渗透率分别为 10%/20%/40%/65%，由于 HJT 设备成本不断下降，假设 2022-2025 年 HJT 设备投资额分别为 4.0/3.5/3.0/2.7 亿元/GW，则 2022-2025 年 HJT 设备需求将达 116/288/625/1008 亿元，同比 124%/148%/117%/61.00%。

0BB+银包铜下半年有望导入量产，HJT 产业链有望迎来机遇拐点。当前主流 HJT 企业 背面已基本采用 50%银包铜（不影响效率），可降低约 30%银含量，随着银包铜浆料产 业链规模提升，加工费有望进一步下降；同时 0BB 预计下半年逐步导入，可降低 30%浆 料使用量。0BB+银包铜金属化成本有望降至 7 分钱/W（当前纯银方案约 0.13-0.14 元 /W），有望和 PERC 电池成本持平，HJT 产业链有望迎来机遇拐点。

2.7、N型硅片&大尺寸趋势加速渗透，造百亿串焊机设备市场

大尺寸硅片“降本增效”效果显著，182mm 和 210mm 大尺寸硅片已成主流。通过直接 增大硅片面积，可摊薄光伏产业链各环节的加工成本，降低 BOS 成本（Balance of System，周边系统成本，用于衡量组件以外的开发、租金、设备、安装、外线成本）， 进而实现降低光伏发电度电成本。2021 年，我国光伏市场 156.75mm 尺寸占比下降为 5%，未来占比将持续降低；166mm 为过去 2 年的过渡尺寸，目前占据市场主流的 182mm 和 210mm 尺寸合计占比已超 70%，未来其占比仍将快速扩大。

硅片大尺寸趋势推动串焊机升级替换，缩短串焊机设备更新周期。随着大尺寸硅片市场 份额的快速提高，下游电池片及组件环节新投产线需要兼容 182mm 或 210mm 尺寸，不 能兼容大尺寸硅片的电池片及组件的存量设备将被逐渐替换或淘汰。根据奥特维 2022 年 9 月 30 日投资者关系活动记录表，从 166mm 到 182mm 如果接受损失产能和效率，则 更换工装可以实现；从 166mm 到 210mm 则必须更换设备。设备在尺寸兼容上有一个极 限，当尺寸超过设备极限时一定需要更换设备。反之，从 210mm 的串焊机可以直接兼 容 182mm，不需要改造（往上可以通过改造实现兼容）。串焊机合理的更换周期为 3-5 年，而在 2020 年四季度大尺寸更新换代周期开启后，串焊机的更换周期缩短至 2-3 年。

硅片薄片化对串焊机要求更高，薄片化进程可推动串焊机的更换或改造。薄片化会引致 碎片率升高风险，因而也对生产设备提出更高要求。根据奥特维公告，公司现有的串焊 机可以适用于 130μm 电池片，有望充分受益硅片薄片化兼容性所带来的设备更新换代需 求。 多主栅技术（MBB）及超多主栅技术（SMBB）技术对串焊机性能提出更高要求。随着电池片的主栅数量增加，串焊机需随之进行升级。常规 5 主栅电池的主栅宽度为 1mm， 多主栅电池的主栅可窄至 0.1mm、焊盘宽度只有约 0.4mm，使得焊带的宽度大幅减小， 焊带的形状由扁平状变为圆柱状，焊带的数量大幅增加，从而对于设备的焊接能力、精 度、稳定程度要求均有大幅的提高。而相较于多主栅技术（MBB），超多主栅技术 （SMBB）对串焊机的要求也更高。

半片或更小片电池片组件工作量增加，进而推高串焊机需求。将全片电池片分割为半片 或更小片的电池片组件，因加工动作翻倍（一片划为两片或更多），导致单机产能下降， 同等装机规模下，适用于半片或更小片电池片的焊接设备需求量将会增加。因此，半片 或更小片的电池片组件渗透率的提升将带动串焊设备的需求增长。 25 年全球串焊机市场空间有望达 158 亿元。在多国“碳中和”目标、清洁能源转型及绿 色复苏的推动下，预期未来几年全球光伏新增装机量将持续提升。而串焊机作为组件生 产环节的核心设备，在组件设备投资中占比较高。受大尺寸硅片、硅片薄片化、多主栅 技术以及多分片等新技术、新趋势的影响，我们预计串焊机更新换代频率将加快，市场 需求不断提振。

2.8、N型硅片助推电池转换效率，单晶炉市场前景广阔

2021 年单晶硅片市场占比进一步扩大至 94.5%，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位 不断巩固。2021 年，单晶硅片（p 型+n 型）市场占比约 94.5%，其中 p 型单晶硅片市 场占比由 2020 年的 86.9%增长到 90.4%，n 型单晶硅片约 4.1%。随着下游对单晶产品 的需求增大，单晶硅片市场占比也将进一步增大，且 n 型单晶硅片占比将持续提升。多 晶硅片的市场份额由 2020 年的 9.3%下降至 2021 年的 5.2%，未来呈逐步下降趋势，但 仍会在细分市场保持一定需求量。铸锭单晶市场占比达到 0.3%，未来市场份额增长不明 显。随着单晶硅片成为光伏硅片的主导路线，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位不 断巩固。

25 年全球光伏单晶炉市场空间有望达 420 亿元。单晶炉是硅片制造环节的核心设备，基 于全球光伏历史装机量、组件产量等数据，结合对我们未来趋势的判断，可以对未来几 年单晶炉市场的空间做粗略测算。我们对测算的相关参数做如下假设： 1）全球光伏新增装机量：参考中国光伏协会对 2022-2030 年全球新增装机量预测，我 们预测 2022-2025 年全球光伏新增装机量 240/350/460/600GW。 2）容配比：假设 2022-2025 年的容配比均为 1.25。 3）单晶硅片市占率：目前单晶硅片已经逐渐成为行业主流技术路线，预计 2022-2025 年单晶硅片市占率 95.5%/96.5%/97.0%/98.0%。 4）产能利用率：考虑到产能爬坡、新技术迭代致使部分存量产能不能满足生产需要等因 素，预计未来几年产能利用率会有所下降，假设 2022-2025 年组件产能利用率分别为 70%/70%/69%/69%。

5）存量设备替换比例：根据晶盛机电公告，单晶炉的理论寿命为 8-10 年，因此单晶炉 设备使用周期较长；另一方面，由于硅片向大尺寸切换，近两年设备更换周期将加快。 我们假设 2022-2025 单晶炉存量设备替换比例分别为 25%/20%/18%/15%。 6）单晶炉单位投资额：单晶炉为硅片环节核心设备，根据连城数控招股书公告，硅片 1GW 的投资对应单晶炉投资额为 1.2 亿元（100 台的用量）。我们假设 2022-2025 年每 投资 1GW 硅片对应单晶炉投资额为 1.2/1.1/1.05/1.05 亿元。 根据上述假设，分别计算新增产能与存量替换市场的单晶炉市场空间，加总可得 2022- 2025 年全球光伏单晶炉市场空间为 213/332/354/420 亿元，同比增长 9%/56%/6%/19%。

三、看好海风长期成长性，海缆、塔筒环节有望受益

23 年风电装机量有望快速增长，Q2 风电装机景气度高。2022 年我国新增风电装机容量 49.83GW，同比-11%，其中陆上风电新增吊装容量 44.67GW，同比+8%，海上风电新 增吊装容量 5.16GW，同比-64%；预计 23 年国内风电装机 80GW，同比+61%，其中陆 上 70GW，同比+57%，海上 10GW，同比+94%。分季度看，预计 Q1 风电装机同比实 现高增长，环比下降约 10-15%，预计 23Q2 海风、陆风都进入装机旺季，同环比装机量 有望大幅增长。

风电招标景气度高，23 年全年招标有望超 100GW。预计据我们不完全统计，2023 年 1- 3 月我们统计到风机招标量为 28.33GW，同比+21.73%；其中陆上风机招标量为 25.53GW，同比+39.70%；海上风机招标量为 2.80GW，同比-43.96%。预计 2023 年陆 风招标达 80GW，同比+11.51%，海风招标达 20-25GW，同比+26.90%~+58.63%。Q1 陆、海风机中标价格持续下降，预计全年降本趋势持续。23 年 Q1 陆上风机平均中 标单价为 1830 元/kW，同比下降 5.52%；陆上风机（含塔筒）平均中标单价为 1924 元 /kW，同比下降-15.65%；海上风机（含塔筒）平均中标单价为 3643 元/kW，同比下降11.19%，风机降本趋势持续。

3.1.我国海风资源充足，海风发展具备高成长性

各省积极开发海风资源，“十四五”期间海风装机量有望保持高增长。据我们不完全统计， 目前国内已有福建、海南、广东、江苏等多个省份发布海上风电“十四五”期间规划， 预计“十四五”期间开工容量将超 73GW，并网容量将超 53GW，其中，广东、山东、 江苏、浙江、福建“十四五”期间海上风电并网容量分别为 17/8/15/4.5/4.1GW。预计到 2035 年，我国海上风电合计规划容量将超 232GW。

海风项目竞争配置加速推进，23 年有望招标 20-25GW。21 年至 22 年，我国海上风电 项目竞争配置已达 36.6GW，截至 23 年底已通过竞争配置但未开启招标的项目约为 8.9GW。这些项目多为 22 年下半年完成竞争配置，还在项目的初始阶段。风电项目竞争 配置完成至招标大多在一年内，此类未招标项目有望在 23 年迎来招标。除此以外 23 年 海风有望通过竞争配置 25-30GW，总的看来 23 年海风整机招标量可达约 20-25GW。2023 年海风装机量有望放量，将迎装机“小高潮”。沿海各省加码海风建设，我国海上 风电 2023 年将开启中长期向上周期。22 年已通过竞配但未装机项目有望在 23 年迎来装机，合计装机量有望达到 10+GW。

3.2、海缆环节需求快速增长，超13GW订单有望23年落地

23 年海风装机快速增长，海缆需求大幅提升。2022 年 1 月至 2023 年 3 月，根据我们统 计，海缆已中标约 10.86GW。预计 23-25 年国内海风新增装机将分别为 10/14/20GW,以 23-25 年 1GW 海风装机量对应海缆需求为 20/21.5/23 亿元计算，预计 23-25 年国内海 缆需求将分别为 200/301/460 亿元，CAGR 达 67%，海缆需求提升迅速。预计 23Q2 海缆招标旺盛，海缆企业业绩有望同环比高增长。2023Q2 海风竞配量有望 超预期，预计广东省将开启 8GW 海风竞配，山东省开启 6GW 竞配，有望推动海缆需求。 海缆 22 年招标 7.35GW，23 年预计招标达 13GW，其中帆石一 1GW 海缆项目、江苏大 丰 1.65GW 海缆项目有望 Q2 开启招标，同时东缆 Q2 欧洲海缆订单有望落地，持续利 好催化。

3.3、海上塔筒供给偏紧，盈利有望回升

海风高速发展拉动海上塔筒、桩基需求，目前较陆上塔筒存在溢价。海上风电建设较陆 上塔筒多出了在海面以下的结构，即导管架与桩基部分。导管架与桩基部分用量一般是 海上塔筒的 2 倍以上，整体来看海风塔筒与桩基的合计用量可达陆上塔筒的 3 倍左右。 除此之外，海上塔筒受运输因素影响对于产能的码头资源要求较高，目前较陆上塔筒存 在一定溢价。23Q2 塔筒吨净利有望回升，塔筒板块持续看好。23 年底陆上塔筒产能约 265 万吨，海 上塔筒产能约 338 万吨，国内塔筒需求陆上预计 350 万吨，海上预计 300 万吨，考虑未 上市公司产能和出口需求，海上塔筒供给偏紧，目前泰胜、海力已排到满产状态，预计 陆上塔筒吨净利从 Q1 的 500 元提升到 Q2 的 600 元，海上塔筒吨净利从 Q1 的 800 元 提升到 Q2 的 900-1000 元，Q2 塔筒板块有望量利齐升。

欧洲海风规划量大，塔筒供给能力不足。根据欧洲各国目前的海风建设规划量，至 2030 年，欧洲方面目标将海风装机容量提升至超过 120GW，对应年均新增装机可达 10GW 以上。而欧洲塔筒供给方面相对紧缺，根据我们统计欧洲目前主流单桩企业的总产能约 为 66.5 万吨，仅可以供约 4.4GW 海风装机，欧洲本土塔筒/单桩产能少，国内企业在价 格和产能上都具有较大的优势，有潜力补足缺口。与欧洲单桩企业相比，国内企业塔筒 生产成本仅为欧洲塔筒企业生产成本的 50%左右，并且能以低于欧洲企业塔筒的价格进 行销售，具备较强的价格优势，有望抢占欧洲市场。

3.4、电缆绝缘料需求同步提升，绝缘料市场空间巨大

3.4.1、陆缆高压电缆绝缘材料壁垒高，有望实现进口替代

绝缘与屏蔽层是电缆的重要组成部分，直接影响电缆性能。从电缆的设计来看，粗略而 言一根电缆一般由导体、内外屏蔽层、绝缘层、金属屏蔽层和外护套组成。受制于电缆 导体是由多根导线绞合而制作的物理特质，其与绝缘层之间存在间隙，会造成电场集中 等后果。而内外屏蔽层可填补这些缝隙，避免导体与绝缘层之间发生局部放电的问题， 提高电缆的绝缘性能。绝缘层可以将导体线芯与其他不同相线芯及大地在电气上隔离， 保证了电缆在输送电能时不发生相对地或相间击穿短路。绝缘层和屏蔽层能够直接影响 电缆的性能，是交联电缆的技术核心。

高压绝缘料与屏蔽料工艺要求高，国家各项标准做出要求。对于更高电压等级的电缆而 言，其绝缘系统的纯净度和均匀度要求也会随之增加。国家与行业标准严格限制了绝缘 屏蔽材料的光滑性和导电性。光滑性能方面，国家严格限制了绝缘介质中微孔和突起的 大小，以 GB/T18890.1—2015 标准为例，半导电屏蔽层与绝缘层的界面上应无大于 0.05mm 的微孔和大于 0.08mm 的突起。半导电特性方面，GB/T18890.1—2015 等标准 要求导体在 90℃时，老化前后内屏蔽层的电阻不得超过 1000Ωm，外屏蔽层不得超过 500Ωm。

新能源发展迅速，随之而来的是线缆需求增加。近年来新能源发展迅速，根据国家能源 局数据，22 年全国光伏新增装机同比+59%，风电新增装机同比-21%，电能替代带来的 线缆需求急剧提升。而目前具备批量 220kV 高压电缆材料供应能力的供应商以海外厂商 为主，主要是北欧化学和陶氏化学两家。随之而来的是国内电缆企业议价能力较低，需 承受高昂的绝缘、屏蔽材料价格。除此之外，国内电缆厂商会承受一定供应链方面的风 险，我国国产高压电缆材料替代空间大。 假设 2022 年国内陆缆高压绝缘材料需求为 15 万吨，以均价 2.3 万元每吨测算，22 年国 内高压电缆材料市场空间可达 35 亿元。设超高压电缆材料需求增速为 20%，预计至 25 年我国高压高分子材料市场空间可达 60 亿元，市场空间可观。

3.4.2、我国低压绝缘材料已完成国产化，目标抢占海外市场

目前我国低压电缆材料已完成国产化，有望进一步抢占海外低压高分子材料市场。目前 我国已完全实现低压电缆高分子材料的自给自足，部分龙头企业已将目标瞄准至出口。 国内方面，预计 2022 年陆缆低压材料市场需求共 100 万吨，以国内陆缆 66kV 及以下单 价 1 万元/吨均价测算，预计 2022 年国内低压材料市场空间为 100 亿元，假设国内需求 增速稳定在 15%左右，至 2025 年市场空间可达 152 亿元。对比海外高分子材料供应商， 在低压陆缆绝缘材料领域国产产品与海外产品并不存在技术差距，而在成本方面，国产 产品低于海外企业所生产的产品。假设海外陆缆低压材料 22 年需求为 150 万吨，以海外 销售均价为 1.1 万元/吨测算，则 22 年海外低压材料市场空间为 165 亿元。假设海外低压材料市场需求保持 15%增速，则至 2025 年海外低压材料市场空间可达 251 亿元。

3.4.3、海缆绝缘材料市场空间广阔，22-25CAGR可达88.22%

超高压绝缘料市场空间广阔。由于近年来海上风机大型化、深海化趋势明显，海风送出 缆电压等级已从 220kV 朝 500kV 迈进。根据招标情况及 66kV 及以下场内缆的需求 和价格 进行大致测算，25 年 66kV 及以下海缆绝缘材料空间可达 2.4 亿元。送出缆方 面，目前 220kV、330kV 及以上电压等级送出缆占比约为 75%/25%，目前 500kV 需 求仍未大规模起量，预计至 2025 年 330kV 及以上电压等级电缆招标占比可达 50%左 右。根据海缆项目招标的离岸距离、海缆绝缘料用量、绝缘材料价格进行大致测算，可 得 22 年 110kV 及 220kV 海缆绝缘材料市场空间约为 2.5 亿元、330kV 及以上海缆 绝缘材料市场空间约为 2.9 亿元，合计 5.4 亿元。随海缆项目平均长度边长、海风装机 量提升，至 2025 年国内 110kV 及 220kV 绝缘料市场空间可达 8.9 亿元，500kV 绝 缘料市场空间可达 28.9 亿元。

综合场内缆及送出缆，至 25 年海缆绝缘料市场空间可 达 40.21 亿元，22-25 年 CAGR 达 88.22%。

3.5、海风漂浮式处于起步阶段，具备远期发展潜力

漂浮式风机主要针对深海区域，具备远期发展潜力。漂浮式适应水深区域在 50-1000 米 之间，其中 SPAR 圆柱式仅能安装在超深水区域（>80 米），半潜式基础和张力腿式基础 均可安装在中度水深（50 米左右），随着海上风机深远化趋势，漂浮式风机未来应用场 景广阔。截至 2021 年底，全球漂浮式海上风电累计装机为 121.4MW，漂浮式海上风电 装机容量仅为全球风电装机容量的 0.2%，应用规模还相对较小，但随着海上风电的深远 化发展，漂浮式风机的应用有望进一步提高。根据 GWEC 预测，2030 年全球累计漂浮 式海上风电装机将达到 18.9GW。

我国已进行多个漂浮式项目试点，青州四等项目正在招标。目前国内已有多个漂浮式试 点项目，目前国内已完成的漂浮式项目包括三峡引领号、中海油深远海浮式项目。正在 建造的项目包括海南万宁 100MW 项目、青州四漂浮式风电项目和龙源漂浮式海上风电 项目等，其中海南万宁项目预计 2025 年有望实现并网。 漂浮式风机成本仍然较高。根据三峡引领号、中海油深远海浮式项目的造价的指引，目 前漂浮式项目 EPC 单 W 价格在 40-70 元之间，而风机+塔筒价格仅为 7 元左右，这意味 着目前漂浮式风机大部分成本来自于浮体及施工，且价格目前还处在高位，为风机+塔筒 的 5-9 倍。

四、陆风建议关注具有α的环节，滑动轴承、碳纤维应用有望加快推进

4.1、风电主轴用量有望提升，预计23年主轴供需持续紧张

双馈式的陆上市场份额进一步扩大，风电主轴用量提升。当前风电机组所使用的主流技 术路线中，双馈机组技术路线形成较早、较成熟，产业链最为完善，具有显著的成本优 势，目前全球主要风电机组生产商大都以双馈技术路线为主。根据《风力发电设备技术 现状与发展趋势》，2012-2022 年，陆上风机功率等级从 4MW 上升至 7MW，风轮直径 从 150m 级上升至 200m 级;海上风机功率等级从 10MW 上升至 16MW，风轮直径从 180m 上升至 260m。由于风电开发成本和平价上网的双重压力，预计双馈式风机在陆上 风机市场的份额将进一步扩大，取代大多数直驱、半直驱风机的使用。

双馈机型的传动系统由主轴、齿轮箱、联轴器等构成；半直驱机型有集成化和半集成化 两种结构，其中集成化半直驱机型和直驱机型一样，省去了主轴等传动系统。因此，在 双馈式风机广泛使用的背景下，风电主轴用量有望提升。

海上风机大型化趋势下，铸造主轴的研发与生产备受关注。未来随着风机的大型化，铸 造主轴占比将提升。主要原因在于（1）锻造主轴受制于生产设备，不适用于大型风机： 锻压机具有生产极限，目前最大仅可制 8MW 风机用主轴，生产更大型号风机所用主轴 需产生更多成本，缺乏性价比。（2）在风机大型化趋势下，直驱与半直驱机型占比将提 升，主轴在中低速传动工况下相比于双馈高速传动性能要求略有降低。因此，铸件主轴 虽性能略低于锻造主轴，但依靠成本优势及性能要求的下降，目前需求高增，各厂商也 先后扩张铸造主轴产能。

23 年主轴供需持续紧张。目前全球范围内主轴供应的主要企业包括金雷股份和通裕重工， 预计 22 年 CR2 将达 55%左右。从两家产能来看，22 年金雷股份与通裕重工产能分别为 24.5/20 万吨，预计 22 年单 GW 主轴需求为 0.45 万吨/GW，折算 22 年总主轴供应量为 99GW,对应全球风电新增装机量 96GW 较为紧张。预计 23 年金雷股份与通裕重工产能分别为 35/20 万吨，折算总主轴供应量为 138GW，对应 23 年全球风电新增装机容量 130GW，仍处于紧平衡态势。考虑到 2023 年风机大型化趋势更为明显，预计陆上风机 单机功率达 7-8GW，海上风机单机功率达 12-13GW，对铸件主轴需求将进一步增大， 预计在扩产有限的背景下供需情况将持续紧张。

4.2、干式变压器优势明显，渗透率有望提升

变压器作为改变交流电压的设备，在电力系统中发挥重要作用。变压器主要由线圈和铁 芯（磁芯）构成，主要功能包括电压变换、电流变换、阻抗变换、电气隔离等。 变压器按冷却介质不同可分为干式变压器和油浸式变压器。干式变压器是指铁芯和 线圈不浸在绝缘液体中的变压器，主要依靠空气对流进行冷却；油浸式变压器是将铁 芯和绕组浸在绝缘油中的变压器。干式变压器可以有效适应潮湿、高污染以及高温等 诸多环境，相比油浸式变压器具有免维护、环保、安全、占地面积小等优点。

干式变压器广泛应用于发电、输配电、用电环节。在发电场景下，干式变压器可以应用 于火电、水电等传统发电技术以及新能源风电、光伏发电、核电等；输配电场景下，干 式变压器主要应用于配电网建设将电网电压转换成供民用电系统使用；用电场景下，主 要应用于工业企业、基础设施、居民住宅、轨道交通、高效节能等。

箱变上置将成为未来风电发展趋势，干式变压器渗透率有望提升。国外大兆瓦机型箱变上置方案已成为主流。Vestas、GE、西门子歌美飒等风机厂商所生产的主机近年来陆续 采用箱变上置。截至 2020 年，全球箱变上置风机已超过 10 万台，应用业绩超过 15 年。 在国内，箱变上置技术发展仍处初期。2020 年 12 月 20 日，三一重能 5MW 样机并网发 电，是国内首台、也是最大功率采用“变压器上置机舱”的陆上产品。箱变上置相比于 箱变下置，具备减少铠装多芯动力电缆长度，节省电缆成本；减少占地面积，缩短施工 养护周期；减少动力电缆根数，减少线损，提升发电性能等优势。箱变上置到机舱技术 方案具有产品的全球通用性和产品生命周期成本经济性，代表着行业未来的主流技术趋 势。

在这一趋势下，干式变压器凭借其安全性能高、运维成本低、环保、耐侯性和抗短 路能力强等特点，比怕潮、易燃、维护成本高的油浸式变压器更适合放置于机舱内部， 并且经济性高于油浸式变压器。随着未来国内厂商跟进“箱变上置”步伐，干式变压器 渗透率有望大大提升。

4.3、滑动轴承可有效实现降本和减重，“滑替滚”趋势显现

风机招标大型化趋势明显。据不完全统计，2022 年国内风机新增装机中 3-4MW/4-6MW/ 6-7MW/7MW+机型占比分别为 6.16%/58.92%/19.25%/13.67%。2018-2022 国内 3MW 及以下风机招标容量占比由 65.21%逐年下降至 2%。受补贴退坡倒逼下产业降本诉求提 升、风电平价上网导致降本压力增加以及追求风能资源高利用率，扩大具备开发价值的 区域等三个原因的影响，导致我国风机大型化趋势加速，陆上风机规格目前已经达到了 平均 4-5MW 左右，海上风机目前规格已经平均在 8MW 左右。

随着风机大型化趋势愈发明显，风机中部件的要求也越来越高，滑动轴承重量轻、径向 尺寸小和功率密度大的三个主要优势也随之显现。在大兆瓦风机中，滑动轴承可以大幅 降低配套轴承的制造和加工难度，提高运转可靠性。同时，滑动轴承体积和重量更小， 滑动轴承外径为滚动轴承的 70%左右，能够减小风机中例如行星轮的大小，从而在缩小 整个风机的同时减少风机的重量，风机的损耗率也将随重量的降低而降低。且滑动轴承 使得风机后续的维护保养较方便，可以在塔上完成，免去吊装等步骤，降低维护成本， 并且可以缩短风机停机时间，提高风机利用率。

滑动轴承优势明显，“以滑代滚”成为风电趋势。风机中，轴承类别包括主轴轴承、齿轮 箱轴承、电机轴承、变桨轴承以及偏航轴承，预计滑动轴承应用于风电行业在“十四五” 期间将主要以齿轮箱轴承为主。在齿轮箱中，滚动轴承体积大于滑动轴承，同时更大的 轴承会提升整个风电齿轮箱的体积，造成整个风机重量增加，带来更高的损耗率，而滑 动轴承可以完美的解决这一点。根据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状与发展趋势》， 相较于使用滚动轴承的风电齿轮箱，使用滑动轴承的风电齿轮箱重量可降低 15%左右， 体积可降低 30%左右。除此以外，滑动轴承自身价格仅为滚动轴承的 1/2，叠加减重带 来的成本降低，风机整体成本可因齿轮箱环节的“滑替滚”减少 3%-4%。

预计风电行业 2023 年齿轮箱滑动轴承有望实现放量，风电装机和风电招标维持高景气 度。2022 年我国新增风电装机容量 49.83GW，同比-10.89%，其中陆上风电新增吊装容 量 44.67GW，同比+7.79%，海上风电新增吊装容量 5.16GW，同比-64.36%。2023 年 1-2 月风机招标量为 22.24GW，同比+45.46%；其中陆上风机招标量为 20.09GW，同比+76.38%；海上风机招标量为 2.15GW，同比-44.87%。预计 23 年国内风电装机 80GW， 同比+61%，其中陆上 70GW，同比+57%，海上 10GW，同比+94%。

预计一季度风电 装机同比翻倍增长，环比下降约 10-15%，预计 23Q2 海风、陆风都进入装机旺季，同环 比装机量有望大幅增长。根据 23 年陆、海风风机单机功率 6/9MW 进行测算，预计 23 年风机台数分别为 7222/1833 台。当陆、海上齿轮箱轴承价值量分别为每套 30/45 万元， 以 23 年陆上齿轮箱轴承滑动渗透率 15%，海上齿轮箱轴承滑动渗透率 5%进行测算，预 计 2023 年齿轮箱市场空间可达 3.66 亿元，至 2025 年齿轮箱轴承市场空间可达 40.43 亿元，2023-2025 年齿轮箱滑动轴承市场空间 CAGR 达 232.4%。

4.4、风机大型化趋势明显，助推海风叶片碳纤维需求快速增长

风机大型化趋势明显，叶片长度、重量随之升级。受风电平价上网所带来的成本压力 影响，风机大型化趋势明显，陆上风机规格目前已经达到了 3-4MW 左右，海上风 机目前规格已经在 8MW 左右。相应的风电叶片长度也随之增长， 3-4MW 陆上风 机对应叶片长度在 60 米左右， 8MW 左右功率的海上风机叶片长度也在 80-100 米左右的区间内。预计至 2025 年海上风机功率将达 16MW 左右，相应风电叶片的 长度、重量都将随之迅速增大，对于大型叶片的制造技术要求迅速提升。

风电叶片长度与重量的升级提升了叶片性能要求。当叶片长度增加时，叶片重量也 同步增加并且快于能量的获取，叶片长度的增加也对叶片材料的强度、刚性等性能都 提出了要求。当叶片重量增加，共振问题便会出现，即叶片重量的增加大于刚度的增 加，导致叶片固定频率下降，容易发生共振，造成结构破坏；与此同时，叶片变长， 使叶根受到反复交替的荷载增加，容易造成叶根疲劳失效。如要同时满足重量及性能的要 求，最有效的办法是采用碳纤维负荷材料，因此，碳纤维在风电行业中的使用势在必 行。

碳纤维应用于风电叶片各项优势明显。碳纤维的主要应用优势包括（1）在提升叶片 刚度的同时减轻叶片重量。碳纤维密度较玻璃纤维减少 30%，但强度增大了 40%左 右，在风电叶片中采取碳纤维材料大幅减少了叶片的总质量，重量所带来的共振问题 也得到了解决。（2）叶片的抗疲劳性能大大提高。由于风力资源受地理位置因素影 响，风机通常在风力较大的恶劣环境中工作，要承受太阳、霜冻、雷电等负面影响。 当碳纤维与树脂材料混合，能够使风机较好的适应恶劣气候。（3）风能利用效率提升。由于使用碳纤维制作的叶片在重量和刚度方面都有所改善，随之对塔和轮轴的负 载也相应降低，风机的输出功率也更加平滑和均衡，风能利用效率也随之提升。

碳纤维应用于风电叶片的主要劣势在于高昂的价格。 碳纤维不但其本身的制作成本 更高，同时将其制作成为风电叶片需要的不锈钢模具进一步提高了成本，综合使用价 格将是玻璃纤维的 10 倍左右，这也导致只有使用于大型风机才能有效摊薄其单位成本。

23 年风机大型化与装机量快速发展，驱动叶片碳纤维需求放量。由于海上风机大型化较 陆上风机更为明显，未来也将为成为大丝束碳纤维的主要需求点。我们预计 2022-2024 国内海上风机新增装机平均单机容量分别为 9.5/12.5/14.5/16MW，对应平均叶片长度分 别 为 100/115/132/152 米 ； 海 外 海 上 风 机 新 增 装 机 平 均 单 机 容 量 分 别 为 8.5/10.5/13/15MW，对应平均叶片长度分别为 90/104/119/137 米。以 100 米风电叶片所 需碳纤维量 12.5 吨且风机所使用的大丝束碳纤维单吨价值量为 12 万元为基础，结合未 来国内外海上风机新增装机容量预测进行测算，可得 2025 年国内海上风机大丝束碳纤维 市场空间达 33 亿元，海外海上风机大丝束碳纤维市场空间达 21 亿元，总风机大丝束碳 纤维市场空间达 53 亿元，22-25 年间市场空间 CAGR 达 40.77%。

Vestas 碳纤维主梁专利到期，国产碳纤维叶片有望量产。2002 年 Vestas 分别向中国、 丹麦等知识产权局申请了以碳纤维条带为主要材料的风力涡轮叶片的相关专利。该专利 目前已于 2022 年 7 月 19 日到期，有望进一步拉动风电叶片及主机厂商对碳纤维的需求， 国产碳纤维叶片推广不再受限。目前国外厂商西门子-歌美飒、GE-LM、Nordex 等目前 均在新的机型中采用了碳纤维拉挤板制造与测试样机。国内风电企业暂时因碳纤维成本 较高多处于样机验证阶段，但风机大型化，风电叶片使用碳纤维趋势不可逆，国内风电 企业测试完成后国内碳纤维需求即将放量。

中国大丝束产能扩张迅速。近年来我国碳纤维原丝及碳纤维扩张速度明显加快。原丝方 面，吉林碳谷宣布在“十四五”期间新增碳纤维原丝产能 20 万吨。碳丝方面，国兴碳纤 维、吉林化纤、新疆隆炬等企业都已公布“十四五”期间大丝束碳丝的扩产计划。随着 大丝束碳纤维市场产能不断扩张，进入者逐渐增多，我国大丝束碳纤维供应将大大提升， 国内大丝束碳纤维供应的紧张情况将得到缓解，碳纤维生产稳步朝国产化前进。我国碳纤维产业链完备，各环节已实现产能覆盖。我国目前具有完整的碳纤维产业链， 从上游的丙稀晴到中游的原丝、碳丝、复材，再到下游的碳纤维应用环节，我国都有具 备实力的上市公司进行覆盖，在制造设备方面也实现 90%以上的国产化率，随着国内碳 纤维产能的扩张以及下游的高需求拉动，碳纤维有望实现国产化超车。

五、储能：市场加政策双轮驱动，大储与户储齐放量

5.1、国内大储：经济性提升，需求持续高增

5.1.1、大储商业模式不断拓展，经济性显著提升

各省积极探索独立储能商业模式，容量租赁、现货价差套利、辅助服务和容量补偿为储 能主要收益来源。由于各省的新能源配储政策、电力市场建设进程及对储能的需求迫切 程度不尽相同，其独立储能的收益来源和收益水平呈现差异化、多样化的特点。目前国 内独立储能电站的收益主要源于四个方面：容量租赁收入、现货市场价差套利、辅助服 务收入和容量补偿收入，较为稳定的商业模式有“容量租赁+调峰辅助服务”（多数未开 展电力现货市场的省份，如湖南、宁夏等）、“容量租赁+现货价差套利+容量补偿”（山 东）、“容量租赁+现货价差套利+一次调频”（山西）。

独立储能商业模式完善有望提升经济性，目前山东省储能电站已初具盈利能力。以枣庄 某 101MW/202MWh 储能电站为例，其商业模式为经营性租赁，可参与电能量市场获取 电力现货价差收益，也可参与调频市场获得调频收益，此外还可参与容量电费的分摊。 根据国家电网有限公司测算，其年收益约 5352 万元（包括每年向新能源电站收取租赁费 2700 万元，预估容量电价 600 万元、峰谷价差套利 2052 万元），年成本约 5198.1 万元， 储能电站净收益可达 153.9 万元。伴随更多省份向独立储能开放辅助服务，现货市场套 利陆续推广，“容量租赁+辅助服务+现货市场+容量补偿”的大储商业模式有望逐渐完善， 储能电站利用率与经济性有望提升。

5.1.2、储能需求高增：组件降价推动集中式光伏需求，进而推动大储需求

“十四五”新型储能装机规划超预期，有力支撑行业需求增长。截至目前，全国已有 26 个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模将近 69GW，远超国家发改委 和国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的 2025 年实现 30GW 装机的目标。此外，2022 年电网公司纷纷明确储能发展规划，全面启动储能布局。 其中，国家电网表示力争到 2030 年公司经营区电化学储能由 3GW 提高到 100GW，南 方电网提出“十四五”期间要推动新能源配套储能 20GW。

国内储能建设提速，锂离子电池技术在新型储能中占主导地位。据 CNESA，2022 年我 国储能新增装机首次突破 15GW，达 16.5GW，同比+114%；截至 2022 年底已投运电 力储能项目累计装机规模 59.8GW，同比+38%，占全球市场总规模的 25%。其中，新型 储能新增规模创历史新高，达到 7.3GW/15.9GWh，同比+200%/+280%；累计装机首次 突破 10GW，达 13.1GW/27.1GWh，同比+128%/+141%。从技术分布看，新型储能技 术百花齐放，锂离子电池仍占据主导地位。据 CNESA，2022 年锂电新增投运装机规模 首次突破 7GW，占比 97%。此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它 技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。

活跃的招投标和充沛的项目中标量表明储能行业需求旺盛。2022 年我国储能市场招投标 活跃，市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022 年中国储能市场共完成 300 余 次项目招投标工作，总容量超 44GWh；2023 年一季度，在碳酸锂持续降价、市场存在 观望情绪的背景下储能中标规模仍达到 9.92GWh，远超去年同期，再次印证储能市场需 求强劲。

新能源强制配储政策陆续出台，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至目前，全国已有近 30 个省份 出台新能源强制配储政策，对集中式光伏、分布式光伏以及风电的配套建设储能都提出了明 确要求，储能已成为新能源规划中的重要环节。总体来看，目前已公布强制配储政策的省、 市、地区所要求的新能源配储比例多集中在 10%-15%，湖南、新疆、山东枣庄、海南澄迈等 地配储比例要求在 20%以上；主流的储能时长为 2 小时，西藏、上海、新疆等地区要求配置 4 小时以上储能。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将 成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计未来会有更多省市地区发布配储政 策，且配储比例和储能时长均有望提升，长时储能有望受益。

大型光伏电站配储为 23 年行业需求重要拉动力，2023 年我国新型储能需求为 18.1GW/41.4GWh，同比+146%/+161%。我们预计 23 年随着硅料产能释放、光伏组件 降价，集中式光伏装机需求有望快速增长，大型光伏电站配储将成为我国储能行业重要 拉动力。叠加分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国新型储能需求为 18.1GW/41.4GWh，同比+146%/+161%。长期来看，伴随新能源配储比例和配储时长的提升，预计至 2025 年我国新型储能总需求将达到 60.0GW/149.5GWh，22-25 年 CAGR 为+101%/+111%。

5.1.3、储能产业链盈利能力改善：碳酸锂降价带动储能电芯降价

碳酸锂降价带动储能电芯降价，储能集成商和业主方盈利能力显著改善。随着碳酸锂价 格今年以来持续回落，锂电材料端价格出现全面回落，此前最为强势的电芯环节价格出 现松动。根据 SMM，日前，碳酸锂价格已从 22 年底的超 50 万元/吨跌破 20 万元/吨， 储能电芯价格从 0.98 元/Wh 下降 23%至 0.75 元/Wh。储能电芯作为储能系统的核心设 备，其价格下调有助于降低储能系统的整体造价，提升业主方的投资回报水平，从而进 一步刺激储能市场需求，PCS 厂商和系统集成商亦有望受益于储能市场放量带来的需求 增长。此外，由于集成商现有订单价格较高，在原料成本降低的背景下可赚得时间价差， 盈利能力将有所提升。

5.2、工商业储能：峰谷价差拉大，步入快速发展阶段

峰谷价差套利是用户侧储能最大收益来源。峰谷价差套利仍是用户侧储能最大收益来源， 2022 年针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段， 峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电 指标直接为业主带来经济价值。

当前已经有 18 个地区的最大峰谷价差超过 0.7 元/kWh。根据各省市电网公司，23 年 4 月电网代购电价（一般工商业 10KV 的单一制电价），峰谷价差前五省份为广东省（珠三 角五市）最大峰谷价差 1.35 元/KWh；海南省 1.04 元/KWh；浙江省 0.96 元/KWh；吉林省 0.96 元/KWh；湖北省 0.95 元/KWh。价差变化较大的地区有河北省南网从 3 月的 0.61 元/kWh 提高到 0.76 元/kWh；山东省从 0.93 元/kWh 降至 0.82 元/kWh；重庆市从 0.92 元/kWh 降至 0.84 元/kWh。另外，甘肃省一直处于价差低位，本月 0.14 元/kWh 创 造电网代购电以来的最低价差，甘肃作为外送电大省，省内电力电量平衡相对有保障， 用电负荷较平稳。整体来看，大部分地区供暖季即将在本月结束，多个地区不再执行尖 峰电价，相较于上个月价差有所回落。

两充两放的策略下，工商业储能在浙江地省份已实现较好的经济性。我们以浙江省为例 进行工商业储能经济性测算，假设装机规模 5MW/10MWh，储能电站 EPC 价格 1.82 元 /Wh，单位容量政策补贴 440 元/kWh，运行寿命 8 年，低谷电价 0.4153 元/kWh，高峰 电价 1.0187 元/kWh，尖峰电价 1.3714 元/kWh，储能电站可参加需求响应获益。浙江通 过尖峰、低谷不同时段的设置，使得用户侧储能可以两充两放获得相对可观的收入。我 们测算所得首年峰谷套利收益 367.50 万元，需求响应收益 39.55 万元。综合可得浙江省 工商业储能 IRR 为 14.35%，投资回收期为 4.54 年，经济性优异。

5.3、海外户储：多重利好因素驱动，高速增长有望持续

5.3.1、欧洲户储：政策补贴+净计量退出+高电价驱动

“净计量”政策退出，“自消费”政策推广，提高光伏配储自发自用经济性。由于户用光 伏发电与家庭用电负荷不完全匹配，用户在发电出力低于负荷时需从电网购电，无法消 纳发电量时可以将余电上网。对于用户未使用的余电，电网有两类补偿方式：“净计量” 和“自消费”。二者核心区别在于户用光伏余电上网电价。前者的上网电价接近或等于居 民用电价格，光伏电价与居民电价的套利空间小，居民缺乏配置储能的经济动力；后者 的上网电价一般大幅低于居民电价，居民可通过配置储能提高户用光伏自发自用比例来 节省电费。目前欧洲主要市场均采用“自消费”类政策，实行“净计量”的国家如波兰、 比利时、荷兰等均存在退出计划。这有利于提高光伏配储自发自用经济性，提高户储配 置率。

电费账单高涨，光储发电经济性高。欧洲电气化程度高，居民用电量较大，电费高涨使 家庭生活成本上涨。德国普通家庭平均每月电费额从 2021 年的€93.8 上涨到 2022 年 H2 的€116.86。由于居民电价采用年度套餐方式，电价上涨传导存在一定的滞后，但电 价上涨趋势明显，当前德国市场居民 1 年期用电套餐单价已上涨至 0.7€/kWh 左右。光 储发电可大幅节约家庭电费支出，装机经济性凸显。

5.3.2、美国户储：节省电费+保障用电+政策补贴驱动

2022 年美国户储市场新增装机 593MW/1537MWh，同比增长 36%/58%，光伏配储率逐 年提升。加州、夏威夷州、德州、佛蒙特州等均为美国重要户储市场。驱动因素：1）电 价高企、净计量退出和分时电价、虚拟电厂等运行收益机制影响下，配储成为节约电费 有效途径；2）电网可靠性低和极端天气频发导致保障用电成为配储重要诉求；3）联邦 和地方推出一系列户储补贴政策。美国户储市场由本土高档品牌主导，中国企业主要参 与上游环节。

政策扶持力度大，ITC 延期大幅利好户储装机。美国设定了 2035 年 100%使用清洁电力、 2050 年达到净零排放的目标，订立了多项法案，计划投入数亿美元支持储能项目。ITC （太阳能投资税收抵免，Solar Investment Tax Credit）是美国长期采用的清洁能源激励 政策，安装可再生能源设施的主体可获得税收抵免，降低初始投资成本。此前规定，税 收抵免将于 2023 年后降至 0；户储系统须作为光伏系统的一部分才能获得税收抵免。 2022 年 8 月，美国《通胀削减法案》（IRA）通过，将 ITC 期限延长 10 年，税收减免额 度提升到 30%，且允许 3kWh 以上的户储系统独立获得税收减免，对储能的激励加大。

六、特高压：风光大基地拉动需求，建设提速

6.1、特高压是新能源供给消纳体系的关键

特高压建设有望解决新能源消纳问题。2021 年，“十四五”规划纲要和 2035 年远景纲要 中提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内多个清洁能源基地，形 成九大清洁能源基地及四大海上风电基地。大型风光基地的建设是实现“双碳”目标的 重要措施之一，但由于新能源发电具有波动性、间歇性和随机性，致使新能源大规模并 网会对电力系统实时平衡产生严重影响，从而导致新能源消纳能力不足，要解决这一问 题，则需依靠特高压建设。

第一、二批风光大基地项目进入建设阶段，第三批风光大基地项目已启动申报。2021 年 12 月，国家发改委、国家能源局下发第一批风光大基地项目清单，涉及内蒙、青海、甘 肃等 19 个省份，规模总计 97.05GW，2022 年 9 月已全部开工建设，并计划于 2022/2023 年全部投产。第二批风光大基地于 2021 年 12 月启动项目报送，总规模为 455GW，其中，“十四五”时期规划建设风光基地总装机约 200GW，外送 150GW，外送 比例达到 75%；“十五五”时期规划建设风光基地总装机约 255GW，外送 165GW，外 送比例约 65%。第二批风光大基地主要集中在三北地区，更加关注消纳，结合基地周边 已有的煤炭电源，利用火电的调峰能力，开展“火电+新能源”联合送出，故第二批基地 更多以外送为主。此外，各省针对第三批风光大基地项目的申报已于 2022 年 10 月陆续 启动。

风光大基地带动特高压直流建设需求。一般而言，11GW 风光+4GW 火电对应一条直流 线路。第二批风光大基地项目总规模为 455GW，其中，“十四五”建设 200GW，外送 150GW，对应 12-14 条直流线路，除存量和已规划 9 条直流外，“十四五”大基地外送通 道缺口在 4 条以上，预计后续会有更多新增线路。

6.2、特高压迎来密集核准，核心设备企业有望高度受益

特高压建设有四大关键节点：可研、核准、开工、投运。一般而言，特高压平均建设周 期为 1.5 年至 2 年，按照此前“十四五”规划线路，相关特高压直流项目最迟要在 2024 年 上半年获得核准。如此推算，2023 年-2024 年预计特高压直流将密集核准。

2.6.2 特高压核心设备价值量高 特高压投资额大，核心设备价值量高。直流线路单线投资额通常在 200-300 亿元，其中 设备投资约占 25%，铁塔与线缆投资和特高压线路长度相关，约占 28%，基建及其他投 资占 47%，在直流设备中，换流变压器、换流阀和 GIS（气体绝缘金属封闭开关）价值 量较高。交流线路单线投资额一般在 100 亿以内，其中设备投资约占 22%，在交流设备 中，1000kV GIS、变压器和电抗器价值量较高。

6.3、特高压建设蓄势待发

今年来特高压已有大规模项目招标。2023 年 3 月 7 日，国家电网发布 2023 年第十批设 备采购（特高压项目第一次设备招标采购）中标公告，本次采购项目主要为中南部地区 特高压项目，涉及川渝、武汉-南昌、福州-厦门、白鹤滩-江苏、驻马店-武汉五条交流特 高压线路，具体包括 7 座变电站新建工程，以及武汉-南昌项目的湖北段、江西段，驻马 店-武汉交流、白鹤滩-浙江 4 条线路工程。

备采购涉及 18 种电网设备。国家电网第十批采购涉及 1000kV 变压器、电容器、电抗 器、交流变压器、隔离开关等 18 种电网设备。但其中甘孜 1000 千伏变电站新建工程中 的 50207 平方米压型钢板和 1 台通信设备流标。1）1000kV 变压器：总中标 35 台，其中特变电工（40%），西安西电（20%）、保变电 气（20%）和山东电力（20%），中标金额分别为 3.89 亿元、2.94 亿元、2.99 亿元、 2.88 亿元。 2）1000kV 电抗器：总中标 53 台，其中特变电工（23%），西安西电（34%）、保变电 气（9%）和山东电力（34%），中标金额分别为 2.16 亿元，2.34 亿元、0.71 亿元、2.37 亿元。

3）1000kV 组合电器：总中标 56 间隔，其中平高电气（36%），山东电工电气（16%）、 西安西电（21%）、新东北电气（27%），中标金额分别为 10.75 亿元、5.16 亿元、7.39 亿元、9.6 亿元。 4）避雷器：总中标 234 台，其中金冠电气（32%）、平高电气（25%）、抚顺电瓷 （13%）、西安西电（34%），中标金额分别为 0.44 亿元、0.33 亿元、0.16 亿元、0.26 亿元。 5）二次设备：总中标 12 台，其中国电南瑞（100%），中标金额为 55 万元。 6）支柱绝缘子：总中标 1166 台，其中西安西电（26%）、中联红星（44%）、唐山电瓷 （19%）、醴陵华鑫（11%），中标金额分别为 182 万元、304 万元、122 万元、112 万元。

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