电力设备与新能源行业新基建新格局新技

（报告出品方/作者：国联证券）

1.中期回顾与展望：股价跌宕VS行业峥嵘

1.1.股价大跌、业绩稳步提升

至今，由于上游原材料高价冲击、政策纠偏带来情绪影响等原因，电新行业指数出现了大幅下跌，年初至今下跌30.5%，涨跌幅列所有行业第26位。

年电力设备及新能源行业实现归母净利润同比增长30.2%，在中信所有行业中列第14位，处于中游位置，行业仍然处于快速发展期。

Q1电力设备及新能源行业实现归母净利润同比增长24.2%，在中信所有行业中列第6位，处于中上游位置。虽然受上游原材料涨价、物流制约等因素影响，行业盈利能力受到冲击，但22Q1毛利率、净利率仍实现同比增长0.49pct、1.38pct，证明行业抵御风险冲击能力正在不断增强。

我们选取与电力设备与新能源相关具备代表性家公司作为统计样本，划分为10个子行业。根据样本数据分析，年全行业实现营业收入同比增长32.5%，实现归母净利润同比增长64.4%。从各子行业来看，归母净利润增幅最高为新能源车（+.4%），而核电（-35.1%）、电源（-27.2%）、电站设备（-2%）、一次设备（-1.1%）出现下滑。

Q1样本公司实现营业收入同比增长44.2%，实现归母净利润同比增长66.8%。从各子行业来看，新能源车（+.6%）归母净利润增幅最高，而二次设备（-44.6%）、氢燃料电池（-25.6%）、电站设备（-1%）归母净利润下滑。

1.2.长期增长逻辑持续得以验证

基本面的不断改善、政策的逐步落地、新增长点的蓬勃发展，都是行业不断前进的重要助推力。在经历了、两年牛市，以及年的大幅调整后，站在当前时点，我们依然看好以下长期逻辑能够支撑电新行业维持高速增长。

行业正在从“纯政策”驱动转向“政策+市场”双驱动。经历了10多年市场培育，光伏、风电、新能源车等已经摆脱补贴依赖。

1）光伏、风电度电成本不断下降，自年起开始进入全面平价，并且从集中式大型电站单一方式，拓展至分布式光伏、BIPV、分散式风电等多种应用形式，在绿电政策支持下，电站投资价值不断提升。

2）新能源车凭借规模化、新技术应用、国产化率提升，大幅降本并提高产品力，打开C端市场，加速交通领域电动化。在新能源市场成形并快速成长过程中，政策继续发挥引导行业预期、补齐发展短板、协调资源配置的作用，共同促进行业继续快速发展。

行业渗透率进入10%至50%的快速提升期。年风电、光伏发电量在总发电量比重预计将达到11%，新能源车在汽车总销量占比预计达到12%，双双突破10%。而新产品在渗透率突破10%后，将从小型规模化向大型规模化快速提升。我们认为渗透率跨入新阶段，将带领行业进入2.0阶段规模化成长，行业短期内没有发展天花板，仍有望维持快速增长。

打造“内需+出口”复合型市场平抑需求波动。在新能源领域，我国充分体现出后发优势，产业链完整度、产品竞争力都处于世界前列，并且通过规模化、快速技术迭代形成了领先全球的成本优势，并逐渐将内需市场拓展到海外，形成“内需+出口”复合型市场。

新增长点不断涌现提升行业发展天花板。新能源发展需要实现发电、输配电、用电全部清洁能源化，需要构建以光伏、风电为基础的新型电力系统，这其中储能、智慧电网、分布式能源、碳交易等，都是行业发展过程中诞生的新增长点。这些新兴领域基数低，规模化后将呈现出巨大潜力，持续提升行业发展天花板。

1.3.下半年投资机会多角度分析

展望年下半年，我们从宏观、中观、微观三个角度，看好行业从新基建、利润再分配、技术革命三个方向的投资机会：

宏观政策视角：作为新基建重要一环，新能源建设力度不断加大。年基建是当之无愧的最强主题，新能源扮演重要角色。发电端的风电、光伏、核电，输配电端的特高压、智能电网，用电端的储能、充电桩、绿电运营商等，均属于新基建范畴，进入年后建设进度显著加速，在政策支持下景气度将贯穿全年。

中观行业视角：上游降价推动行业利润再分配。由于高通胀、物流受阻、产能不足等因素影响，硅料、碳酸锂、EVA粒子、纯碱等原料价格大幅上涨，对处于中游的电新主要生产环节产生了巨大的盈利冲击。从当前时点展望，目前主要原料价格已处于或已度过历史高位，降价在下半年概率将逐渐增大，行业利润将实现再分配，光伏领域的一体化组件、光伏玻璃、逆变器，锂电领域的锂电池、负极，有望获得利润回流，迎来业绩反弹。

微观公司视角：技术革命凸显公司Alpha。新能源技术进步仍未止步，新技术进一步提升了行业发展天花板。光伏电池片进入N型元年，新的N型TOPCon、HJT电池扩产带来锂电设备、银浆、硅片等机会，大电芯、长时储能、微型逆变器等技术也进入产业化，具有技术积累、人才队伍的公司能够凸显Alpha，抓住行业风口实现市占率快速提升。

2.新能源汽车未来确定性仍然最强

2.1.新能源汽车销量延续高景气

全球新能源汽车销量延续高增长。年全球电动车总销量万辆，同比增长%，渗透率达到8.3%，相比于年提高4.1pct。其中EV（纯电车型）占71%，PHEV（插电式混合动力车型）占29%。年1-2月全球新能源汽车销量达万辆，同比增长95%，今年以来全球新能源车渗透率已经达到9%。

我国仍是新能源汽车的主要市场。全球新能源汽车三大销售市场分别是欧洲、北美和中国。年中国新能源汽车市场大超产业预期，达到.1万辆的总销量，同比年增长.5%。年1-3月，我国新能源汽车产销分别为.3万辆和.7万辆，同比增长均为1.4倍，市场占有率达到19.3%。

年我国新能源车销量有望达万辆。我们认为，年新能源汽车借助规模化、新技术应用及国产化率提升，将进一步降低生产成本，提升产品市场竞争力。通过对未来汽车市场销量及新能源汽车渗透率进行假设计算，我们预测年新能源汽车渗透率有望突破19%，达到万辆的销量规模。

插混车型或将成为新能源汽车市场新的潜力点。从全球市场来看，-年由于纯电车型的大幅推广，插电式混合动力车型的销量占比有所下降，但从年开始，插混车型的销量占比又回到30%左右的水平。从我国市场来看，也能发现类似趋势：年我国插混车型销量占新能源汽车销量17.14%；今年一季度我国插混车型销量占新能源汽车销量19.81%，提升了2.67pct。究其原因，插混车型既具备新能源汽车能源清洁性和经济性的优点，又避免了纯电车型“里程焦虑”的问题，且近几年随着插混技术的成熟，插混车型成本下降，售价更具吸引力。

2.2.电池技术不断突破带来新投资机会

三元锂电池和磷酸铁锂电池将作为未来两大技术路线长期共存。三元和铁锂各有所长，分别适配不同应用场景，未来将长期共存。磷酸铁锂的优势在于低成本、高安全和长寿命。三元电池的核心优势是高比能。高镍化将是三元电池的技术发展趋势，随着镍含量的提升，三元材料的能量密度可以显著提升，未来高镍三元主要应用于长续航的高端新能源乘用车，中镍三元电池主要应用于中低端新能源乘用车。

以增加续航里程为目的的CTP、CTC电池技术。相比于过去一味地追求电池重量能量密度，现在各电池厂已经从固有思维跳脱出来，在体积能量密度的提升上下文章：CTP技术就是通过省去模组直接将电新集成至电池包以提升体积能量密度，而CTC技术则是将电芯直接集成到汽车底盘上，实现更高程度集成化。

年以来宁德时代、比亚迪和蜂巢能源陆续发布了各自的CTP方案，将电芯直接集成至电池包，省去模组环节，有效将电池包空间利用率和能量密度提升20%~30%。CTP技术还可因电池包内模组结构件材料件显著减少而降低生产成本。宁德时代首席科学家吴凯在年汽车百人会论坛上表示：宁德时代的第三代CTP技术，内部称为“麒麟电池”，在相同的化学体系、同等电池包尺寸下，其电量相比系统可以提升13%。同时，各电池厂都在储备集成度更高的下一代CTC技术。

2.3.锂价下行、产业链利润再分配

年以来各环节涨势汹涌，不过普遍已出现拐点。

四大材料价格传导较为通畅。我们选取各环节代表性企业计算21Q1-22Q1季度毛利率均值，发现整体存在波动，但是除磷酸铁锂由于需求扩大带来毛利率持续上升，其他环节并未出现显著的持续上升或下降趋势，显示出中游四大材料的成本传导较为通畅。

预计下半年电池企业盈利能力将出现边际改善。我们计算了宁德时代、亿纬锂能和国轩高科3家电池企业，以及天齐锂业、赣锋锂业和藏格矿业3家锂矿企业的单季度毛利率均值，随着锂价上行，上下游盈利能力持续显著分化。不过4月份碳酸锂价格拐点已显现，我们认为下半年电池企业盈利能力将出现边际改善。

正极及电池环节仍有涨价预期，预计碳酸锂降至30万元/吨以下时，电池企业可在保持合理毛利率的情况下降价。我们根据22年5月1日百川盈孚统计的各环节市场价均值进行测算，结果表明在碳酸锂价格为47.5万元/吨的条件下，当前正极材料市场价对应的毛利率仅为2.3%左右，方形动力LFP及NCM电池毛利率分别为12.8%和10.1%左右，我们认为电池具备涨价可能。

如果碳酸锂价格微降至45万元/吨时，正极环节需要较当前涨价11%左右以维持15%的毛利率，而电池环节需涨价11%-17%以维持18%的毛利率。如果碳酸锂价格降至30万元/吨（22年1月上旬的水平），在正极环节15%的毛利率条件下，我们测算出涨价后的电池毛利率可以达到27.1%-28.5%左右，处于较理想水平，电池企业可以在维持合理毛利率的条件下开始降价。基于以上推演，我们认为在碳酸锂进入降价通道后，行业利润再分配将朝着有利于电池的方向发展。

2.4.稳增长、高电压带来充电桩新机遇

新能源汽车保有量快速增长推升充电补能需求。据中汽协及充电联盟数据，截至年底全国新能源汽车保有量为万辆，同比增59.3%；全国充电基础设施保有量达.7万台，同比增55.7%，快速增长的新能源汽车市场加大了对充电桩的需求，未来随着汽车电动化渗透率水平的持续提升，充电桩市场需求将进一步扩张。从充电量情况来看，年我国充电总电量达到.5亿kWh，同比增58.0%；月度水平与历史年度相比均有显著提升，电动汽车充电需求持续快速增长。

稳增长发力，有望推动充电桩建设及运营新一轮发展浪潮。《年政府工作报告》中充电基础设施正式被纳入七大“新基建”产业之一；年中央经济工作会议指出，当前经济面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，应坚持稳字当头，强化政策发力，充电桩作为新基建组成之一，在稳增长主线下，充电桩建设及运营或将迎来新一轮发展浪潮。经我们测算，到年充电桩保有量规模及服务费收入规模将分别达到万台/亿元，4年CAGR分别为38.5%/49.3%。

高压快充元年，带来充电桩发展新机遇。高压快充能够有效解决电动车里程焦虑、快速充电问题，已成为未来补能技术演进新趋势，相应的V高电压平台车型及高压大功率超充网络正处于加速布局阶段。考虑到充电桩端成熟度较车端更高，我们认为高压快充桩将率先得到规模建设，并带来高压充电模块、继电器等新需求；此外，快充占比提升能够改善运营商盈利能力，也将加速运营商盈利拐点的到来。

3.光伏：利润再分配，N型、辅材大有可为

3.1.全球光伏装机维持高速增长

光伏组件需求随着度电成本下降而快速上升。光伏已逐步摆脱补贴依赖，进入新的平价大时代，其已经拥有了比拼火、风、核的度电成本（LCOE）。而且N型电池新技术使其拥有强大的降本增效潜力。根据中国光伏行业协会预计，年全球光伏装机将达-GW。但我们认为未来在光伏组件持续降本推动下，每年新增装机将保持20%以上的增速。

我国光伏制造产业链助力全球碳中和。我国是全球第一大光伏组件生产国，具有全球最大的需求市场和供给市场。自PERC电池技术普及以来，全产业链在硅料国产化、薄片化、大尺寸、银耗降低、设备等各环节发力降本提效，组件制造成本处于全球优势地位，我国光伏产业海外市占率不断攀升。年我国组件出口量达98.5GW，海外市占率高达76.9%。同时我国处于每年全球光伏新增装机前列，年光伏新增装机53GW，在全球占比达30%。

3.2.硅料产能逐季释放将为下游让利

组件需求旺盛，硅料价格维持高位。在年“双碳“政策出台后，各地建设光伏电站热情大增，组件需求持续旺盛，但受制于硅料产能瓶颈和扩产周期较长，叠加上游厂商开启周度溢价模式，硅料价格从年年中的59元/kg最高上涨至年底的元/kg，最大涨幅高达%，硅料环节毛利率达到了82%，获取产业链绝大部分利润。虽然当前硅料产能在逐步释放，但仍处于供需偏紧的状态。

年硅料产能逐季度释放，四季度价格有望下降。22Q2多晶硅龙头通威股份包头二期5万吨产线投产，其投产爬坡时间相对较短。其他主流厂家产能扩张也较为迅速，国内硅料名义产能有望在年底达到.7万吨，海外硅料产能因价格高企而重新开工，年底全球产能有望达到.4万吨。

当前硅料企业开工率普遍高于%，预计在%左右。我们认为其现有产线开工率将维持高效运行，新建产能在一个季度内完成达产。经我们测算，年国内二、三季度硅料产量平稳上升，四季度硅料产量将达27.2万吨，环比增速18.3%。按照单瓦硅耗2.8g/W进行计算，全球全年约96万吨的硅料对应硅片产量约为GW，能够满足组件正常生产的需求，下半年硅料供需将逐渐放松。

经我们测算当多晶硅价格在元/kg时，硅片、电池片、组件产品的硅料成本占其售价比例分别为76.4%、60.1%、37.0%。随着硅料价格下降，各环节中硅料成本占比将会大幅降低。如在硅料价格90元/kg的假设下，硅片、电池片、组件售价中硅料成本占比仅为55.1%、32.3%、15.8%。原材料对于产业链的压制将完全解除，需求将会极大增加，对于下游环节来说，存在量利齐升的机会。

硅成本下降推动产业链利润重新分配。当前硅料环节占据全行业的绝大部分盈利，以M10尺寸为例，当硅料价格处于元/kg水平，环节毛利率高达80.5%，而下游硅片、电池片、组件毛利率仅分别为9.5%、1.0%、2.7%。当硅料价格大幅下跌时，产业链利润将重新分配，若硅料价格为元/kg，下游产业链压力相对缓解，若处于90元/kg水平，下游环节毛利率将回归16.7%、10.9%、12.7%的正常水平。在远期目标下，下游毛利率将会更高，产业链利润回归传统制造业“凹形“分配。（报告来源：未来智库）

3.3.N型电池时代已经来临

N型电池已跨越性价比门槛。PERC电池提效空间有限，同时随着组件评价体系逐渐从单瓦成本转向其全生命周期的LCOE，经国内外多个具体项目测算，尽管目前TOPCon电池非硅成本高于PERC电池约0.06-0.1元/W，其在低温度系数、高双面率、低衰减等多个优秀技术指标的加持下，经过组件集成优化，发电功率已经超过PERC电池，TOPCon组件综合单W成本已能够与PERC组件持平，N型电池已经跨过性价比的门槛，向着无垠的市场前进。

TOPCon电池结构以PERC电池为基础，新增隧穿氧化层，并将基底从P型硅片改为N型硅片。TOPCon电池相对PERC电池具备双面率高、衰减低、温度系数低等多方面优点。若将PERC电池产线改造为TOPCon产线，新增设备投资额仅为0.8亿元/GW。

N型电池工序优点各异，TOPCon已具备量产能力，HJT远期更优。TOPCon电池工序以PERC为基础，量产兼容性好。HJT电池工序步骤少，未来良率、效率提升空间大，已具备量产能力。TOPCon电池技术以当前主流PERC电池为基础，约75%的生产工序相同，新增硼扩等工序所用设备、流程也与原工艺类似，并且一体化上下游兼容性好，所用设备参数、温度、自动化控制可以继承PERC时代积攒的丰厚经验。尽管HJT工序仅为4-5步，流程短，良率提升潜力大，金属化是制约其量产的主要瓶颈，HJT对称膜结构带来的薄片化、大尺寸化降本路径清晰。

以爱康、华晟为代表的HJT阵营和以晶科为代表的TOPCon阵营正向着PERC发起冲锋。年N型累计产能将超80GW。据不完全统计，截至目前已有17.5GW的TOPCon产线已经投入生产，部分产能正在爬坡，而年全年待建TOPCon产能达51.5GW，累计已公布的TOPCon总规划产能达到GW，其中晶科能源较为领先，中来股份紧跟其后。同时，截至目前已有8.11GW的HJT产线已经投入生产，部分产能正在爬坡，而年全年待建HJT产能达5.6GW，累计已公布的HJT总规划产能达到.59GW，其中华晟新能源和爱康科技成为领军企业。目前N型电池技术本身的发展已经渐趋成熟，大多数一线电池厂商在年年初一改之前的缓态，在电池产能布局上更为激进。

3.4.组件需求旺盛，辅材大有可为

光伏玻璃：听证会模式下产能有序释放，筑造强者恒强格局。光伏玻璃企业库存从年底的63.31万吨在三个月内迅速下降至40.19万吨，下降幅度达36.52%。库存产量比从年底的61.9%在三个月内迅速下降至36.2%，我们预计年内光伏玻璃价格将持续回升。

逆变器：在海内外光伏装机需求下，逆变器将迎来高增阶段。俄乌冲突以来，欧洲为寻求能源独立，SPE上调欧洲-年光伏装机预测至39/59/83/GW，上调30%/55%/84%/%。我们尤其看好海外高价值量户用快速增长和硅料价格降低预期下海外集中式电站建设规模回暖。

银浆：N型电池推动银耗高增。年，P型电池正银消耗量约71.7mg/片，背银消耗量约24.7mg/片，而TOPCon电池片正面银铝浆叠加背银的消耗量约.1mg/片，异质结电池双面低温银浆消耗量更是高达约mg/片。

4.风电：海上风电方兴未已，大型化趋势不改

4.1.政策东风助推风电景气上行

“碳中和”势在必行，政策持续助力风电行业发展。我国政府于75届联合国大会提出了“年实现碳达峰，年实现碳中和”的目标，各国也陆续出台减碳目标及政策，风力发电是达成“双碳”目标的核心路径，在减碳大趋势下，风电行业发展景气度上行的确定性较强。

我国已成为第一大风电装机市场。陆上风电方面，我国新增装机量占比为42%，为全球第一；海上风电方面，我国新增装机量占比为80%，为全球第一。年我国风电新增装机量为47.6GW，其中陆上风电30.67GW，海上风电为16.90GW，在年抢装的环境下，我国风电装机水平仍处于高位。

根据我们测算，年我国新增风电装机量有望突破79GW，复合增速高达13%。陆上风电的增量主要来自三个方面：存量改造、分散式风电、风光大基地，年新增装机量有望达到45.6GW，复合增速为10%；海上风电的增量主要来自于沿海省市的十四五规划装机量，年新增装机量有望突破33GW，复合增速为18%。

在风机、塔筒、基础、电缆四大风电的核心环节中，电缆环节技术壁垒高，竞争格局稳定，且利润弹性较大。技术壁垒维度，风机、基础与电缆具有较高的大型化/深海化技术壁垒，塔筒技术壁垒较低。其他壁垒方面，在地补接力的环境下，风机制造商更受本地政府偏爱；塔筒和基础受运输半径限制，需在沿海地区投资建厂；在深远海趋势下，电缆厂商需要具备海洋施工能力。

竞争格局维度，风机市场的头部制造商各有优势，近年市场份额有溢出,年CR3为48%，连续两年下降；塔筒市场的竞争格局较为分散，年CR3仅为22%；电缆市场的竞争格局最稳定，年海缆CR3高达93%。

利润弹性维度，假设行业利润额=装机容量*成本占比*利润率，根据我们测算，电缆环节的利润弹性最大，高达50%。电缆环节受益于竞争格局稳定，在降本压力下，龙头企业利润率受到的影响相比其他环节更小。

4.2.国补退地补上，海上风电方兴未已

陆上风电已实现平价，海上风电仍有距离。自年风电项目开始享受补贴以来，我国风电价格政策历经“标杆指导平价”阶段，-年间，陆上风电已出现平价项目，并于年起全面退补；海上风电的LCOE（度电成本）与平价仍有一些差距，仍需下降14%-32%左右。

国补退坡翘盼地补接力，有望提升产业链降本动力。自年起，我国新增海上项目将不再享受国家补贴，转由地方政府给予补贴。国家补贴时期，高电价可保障企业利润，推动地方政府税收增加，因此降本意愿较低；国补退坡地补接力后，地方政府有动力推动产业链成本下降，来保障企业利润以及税收收益。

“十四五”规划量巨大，沿海三省已出台具体补贴计划。我国相继出台政策助力海上风电有序发展，地方政府也于年下半年起，陆续出台“十四五”海上风电新增装机规划，其中广东、山东、浙江、海南、江苏、广西等沿海地区的规划量已接近80GW，广东、江苏、山东相继出台补贴政策；根据北极星发电网披露，截至年3月，全国海上风电规划总装机量已经超过GW。我们认为在政策加持下，海上风电在“十四五”期间将迎来大发展，或成为我国风电行业蓬勃发展的核心驱动力。

通过提高生命周期发电量与降低生命周期成本使LCOE降低。发电量维度，根据Dr.Chaviaropoulos和Dr.Jensen发布的论文，当风机容量从5MW提升至10MW时，容量系数可提升3%-7%。成本维度，根据上海电气披露，通过产业链各环节升级，全生命周期成本可下降约30%，以此为基础，我们预计“十四五期间”海上风电的全生命周期成本可下降30%-35%。综合来看，根据我们测算在不依赖地补的情况下，“十四五”期间LCOE可降低约29%-37%。

根据我们测算，“十四五”期间，广东、福建、浙江、江苏、上海、辽宁有望率先实现平价。以下罗列了测算过程中用到的核心假设：

建设成本：近年海上风电建设成本下降趋势明显；全球维度，年全球海上风电建设成本为美元/kW,10年CAGR为-3.8%；国家维度，年中国海上风电建设成本为美元/kW，10年CAGR为-4.0%，降幅排名靠前。我们通过整理公开信息，获得了各省过去的海上风电项目的建设成本，假设年均降幅不变，按照每年降价4-5%，获得各省年底建设成本。

运维成本：运维费率呈阶梯式增长第1~5年为0.5%，第6~10年为1%，第11~15年为1.1%，第16~20年为1.2%，第21~25年为1.3%。

容量系数及其他假设：采用evWind披露的我国各省容量系数；采用社会回报率8%，资本金比例为20%，长期贷款基准利率为4.9%，项目建设周期为2年，运营期限为25年。

广东得益于良好的风能资源以及较高的电价，LCOE仅需下降1%便可实现平价上网，且IRR较高；福建、江浙沪、辽宁地区可在不依赖地补的情况下实现平价，山东有望在地补的支持下实现平价。

若考虑地补，广东与山东的海上风电项目LCOE可下降10%/5%。年，广东省海上风电的补贴标准为元/kW,若考虑地补，LCOE降0.05至0.42元/kWh,IRR提升1.0pct至5.9%；山东省年海上风电的补贴标准为元/kW，若考虑地补，LCOE降0.03至0.61元/kWh,IRR提升0.4pct至1.7%。

对标欧洲，我国海电进入市场化阶段。现阶段我国海上风电行业所处阶段对标欧洲海上风电行业的“市场化阶段”。年后英国引入差异成本体系,使得电厂也参与到电力市场中而政府只提供最低价格保证;同期欧洲海上风电市场在市场化的刺激下，不断取得技术突破，拉低产业链成本，-年间，主要欧洲国家的海上风电LCOE大幅降低，-年陆续出现平价项目，出现平价后，LCOE降幅趋于平缓，在年之后降幅趋缓，对我国风电LCOE走势具有参考意义。

4.3.风光大基地提升陆风装机规模

“十四五”期间陆上风电的装机增量主要来自于三个方面：风光大基地、分散式风电、存量改造。其中风光大基地与分散式发电为主要装机增量来源。

风光大基地预计将贡献装机量GW。第一批风光大基地项目规定在23年完成装机，装机量为97.05GW，其中明确为风电项目的装机量为14W，明确为光伏项目的装机量为22GW，剩余62GW为“风光项目”；在已明确的项目中，38%为风电项目，假设“风光项目”中38%为风电项目，则第一批风光大基地“十四五”期间贡献风电装机量为37GW；第二批风光大基地项目中有GW规定要在“十四五”期间完成装机，假设风电比例也为38%，则第二批风光大基地“十四五”期间贡献装机量为77GW。

分散式发电预计贡献装机量25GW。年10月，个城市与多家风电企业共同发起了“风电伙伴行动”，力争在“十四五”期间，在全国个县，优选个村，安装1万台风机，总装机规模达到50GW；保守预计“十四五”期间实现规划装机量的50%，则可贡献装机量25GW。

存量市场以低功率风机为主，替换空间不容忽视。根据北极星电力网披露，陆上风机寿命通常在20年左右，在我国三北地区，由于开发较早，已有大量老旧风到达其使用年限。它们面临着三种命运：换新、改造或退役，换新更具经济性，截至目前，宁夏与内蒙古已出台相应政策鼓励风机置换。根据CWEA披露，年我国3MW以下风机占比接近88%，替换空间广阔。我们预计“十四五”期间将有10GW的置换需求。

4.4.大型化不断提升降本能力

根据年风能大会各个公司展示的新机型来看，大型化趋势不减。陆上最大功率机型为明阳智能的MySE7.XMW，额定功率为7MW，叶轮直径米，海上的机型大部分在7MW以上，海上最大功率机型为明阳智能的MySE16MW，额定功率为16MW，叶轮直径米。

风机大型化可以从三个维度降低成本：1）整机制造维度：降低单位制造成本；2）风场运营维度：减少所需风机台数，降低LCOE；3）发电效率维度：增加风机利用小时数从而提升发电量，驱动度电成本降低。

整机制造维度：降低单位制造成本。

风机大型化下，单机零部件用量的增幅明显小于单机功率的增加。以全球领先的主机厂明阳智能与Vesta为例，MySE4.0-与MySE8.3-相比，单位功率提升了%，关键零部件的重量及尺寸明显低于单位功率增幅；VestasV82与V相比，单机功率提升了81.8%，而五大零部件用量却下降了10%。

场运营维度：减少所需风机台数，降低LCOE。

在通用规模的风电场下，单机功率的增长，可降低所需风机台数，有效解决点位不足的问题，同时推动建设成本与运维成本的降低。根据《风电平价后时代项目投资特点与趋势》披露，当机组单机容量由2MW提升至4.5MW时，静态投资成本显著可降低14.5pct，全投资IRR提升2.4pct，LCOE下滑13.6pct。

发电效率维度：核心零部件升级，增加风机利用小时数从而提升发电量。

伴随风机的大型化的是核心零部件的升级。叶片尺寸更长，促使降低对风速的要求，也扩大扫风面积，发电量也随之增大；塔筒高度提升，推动切变值提升，高层风速的利用价值更高。

5.储能：市场与技术增长最迅速赛道

5.1.全球储能高速成长，海外户用最为亮眼

全球碳中和背景下储能空间广阔。根据国际能源署（IEA）的测算，如果全球在年（欧美承诺的碳中和时间）实现二氧化碳净零排放，届时风电及光伏装机占比需要达到全球总装机容量的75%，对于电池储能的需求在年即将达到GW/GWh的规模。据BNEF，年全球电池储能新增规模为10GW/22GWh，创历史新高；而要达到IEA测算的规模，-年电池储能的年均增量需要达到62GW/GWh。

全球新型储能装机量高速增长。据CNESA统计，年全球新增投运电力储能项目装机规模18.3GW，同比增长%，其中新型储能（以电化学储能为主，不包括抽水蓄能）的新增投运规模最大，达到10.2GW，同比增长%；我们预计至年，新增装机量将以41.8%的CAGR高速增长。我国作为全球储能重要市场，未来将同样保持高速增长。据CNESA统计，年我国新增投运电力储能项目装机规模10.5GW，同比增长%，其中新型储能（以电化学储能为主，不包括抽水蓄能）新增装机达到2.4GW，同比增长60%；我们预计至年，新增装机量将以42.3%的CAGR高速增长。

户用储能市场不断扩大，欧洲成为助推主力。由于国际政治形势复杂，能源价格显著上涨，促使民众能源自给意识提高，户用储能需求高涨。欧洲是全球户用储能的主要市场，20年新增装机量超过1GWh，同比增长44%，我们预计21年可达到2GWh的规模。各国为鼓励户用储能安装，相继颁布优惠政策，光储一体设备可获得补贴或减收税款。未来，因能源紧缺、电价上涨等风险依然存在，户用储能拥有巨大提升空间。

下一代商业化储能技术蓄势待发，降本扩容是核心诉求。受益于锂电池储能商业化初期的高速发展，各厂商储能业务规模增长迅速，也吸引了众多企业跨界涌入储能赛道。不过由于锂资源在全球的储量相对较稀缺、连续放电时长相对较短、装机成本不易通过规模化摊薄等问题的存在，我们认为需要