新能源行业2022年度投资策略：进阶与扩散.docx

新能源行业2022年度投资策略：进阶与扩散1 新能源车：从价到量，不变的高景气需求研判：拐点之年超预期，井喷增长将延续2020 年是全球新能源车需求增长的拐点，2021 年则是进一步迎来全面爆发式增长，中国、美国需求超预期，欧洲市场在碳排放约束下也兑现高增速，我们认为在消费崛起与碳中和政策约束下，2022 年全球的高成长仍有望延续。具体来看：国内市场方面，2021 年国内新能源车产销无疑是超预期的，2020 年末市场对 2021 年国内产销的判断是 200 万辆以上，随着国内电动车步入消费升级，产销量持续超预期，在短短半年时间内，预期经过了连续上调，从目前来看全年大概率达到 330-340 万辆。超预期背后的原因，一是忽视了 To C 占比提升后行业季节性的显著弱化，2021 年初的销量远超预期。二是忽视了行业拐点下，百花齐放的供给创造需求，爆款车型销量中枢持续抬升，且非爆款车型形成长尾效应贡献了 45-50%的增量。三是从进一步拆分来看，国内新能源车真正的突破在非限购城市，2020H1 非限购城市的新能源车渗透率仅 3-4%，而截至 2021 年 9 月已然达到 15-20%，实现了一年 5-6 倍的渗透率提升。且非限购城市渗透率的提升并不仅仅靠 A00 级别车型的驱动（虽占比仍处高位，但实则在缓慢下降），高级别车型的占比在非限购城市也在逐步提升。2022 年我们判断国内有望冲击 500 万辆，1）首先从月度销量来看，今年 10 月已达 39万辆的量级，年末月产销中枢大概率超 40 万辆；且明年除了部分季节性扰动外，暂时看不到相关因素驱使行业销量中枢显著下行，故明年大概率可达到 500 万辆的水平；若考虑新车型释放，月产销中枢还有可能继续提升，乐观情况下可能进一步超预期。2）从车型价格分布及渗透率角度来看，今年两端突破的格局已经清晰，主要放量的是 5万以下以及 20 万以上区间的车型，目前来看 5 万以下的车型渗透率已相对较高，但仍有进一步抬升空间。20 万以上车型渗透率还未达到较高水平，且已知明年 20 万以上新车型如极氪 001、智己 L7、蔚来 ET7、阿维塔等增量车型落地，渗透率仍处在快速提升阶段。5-20 万的价格带目前渗透率较低，但蕴含更为庞大的市场，比亚迪 DMI、小鹏P5、欧拉、特斯拉 A 级车等车型在 2022 年的潜在放量，带来进一步超预期的可能。欧洲市场方面，近两年欧洲兑现了碳排放驱动下的高增长，2020 年欧洲实现新能源车销量 126.1 万辆，同比增长 126%。2021 年有望保持 50%增速，即全年 200 万辆左右。不过欧洲市场的政策逻辑在 2022 年会有所弱化，一是补贴政策开始进入退坡期，退坡节奏相对平缓；二是碳排放政策在 2020-2021 年约束力最强，2022 年边际的政策变化相对较小，政策对于销量的托底增速支撑或在 20%左右，对应 240-250 万辆左右。但欧洲 2022 年也存在政策逻辑逐步弱化的同时，消费端驱动力将逐步承接的可能，2022年的欧洲市场有望类比于 2020 年的中国。判断依据在于欧洲车企的纯电动平台新车型规划的加速落地，产品力和数量有望快速优化，2025、2030 年销量目标不断上调。此外，根据大众规划，2023-2024 年新能源车的盈利水平有望反超燃油车，欧洲消费端有望超预期，关于欧洲消费端的变化，2022Q1 的车企年内展望或是观察窗口。美国市场方面，2020 年以前美国新能源车整体增速较缓，2020 年 30 万辆，同比基本持平。2021 年拜登政府上台后，传统车企开始发力，叠加特斯拉的持续增长，全年有望达到 60 万辆以上，实现翻倍的增速。2022 年美国将迎来政策与车型的共振，政策方面：1）税收抵免政策目前纳入拜登 1.75万亿美元的刺激法案，将美国新能源车税收抵免由 7500 美元抬高至最高 1.25 万美元，且取消单一车企 20 万辆的限制，目前已通过众议院，有待参议院进一步审议。2）除了税收抵免外，美国 EPA 提出的 CAF 油耗经济性考核，是对美国更为长效的托底机制（类似欧洲碳排放的约束）。车型方面，美国纯电动皮卡密集落地，迎来车型周期大年，特斯拉 Cybertruck、福特 F150、Rivian 都取得良好的订单表现。判断美国 2022 年新能源车产销预计在 140 万辆左右，实现翻倍增长，同时考虑车企为满足油耗考核，2023 年需达到 12%电动车渗透率，约 210 万辆，实现 50%以上增速，2025 年需达到 20%电动车渗透率，产销达到 350-400 万辆左右，可支撑持续高增长。整体来看，2021 年预计全球电动车销量在 620 万辆左右，对应国内 330-340 万辆、欧洲 200 万辆、美国 70 万辆左右，同比翻倍增长。预计 2022 年全球达到 900-1000 万辆，实现 56%的增长，对应国内 540 万辆、欧洲 250 万辆、美国 140 万辆左右。景气细分：紧平衡结构性延续，电池盈利拐点将至在 2020 年的年度策略中，我们判断全球新能源车将从“拐点”走向“全面景气”，进而带来产业链价格上行和盈利扩张带来的超额收益，因而要“拥抱紧平衡”。站在 2021 年底展望后续的行业景气，为行业的高成长性依旧没有改变，产业链的紧平衡仍将结构性延续的同时，量增对于业绩的持续贡献将进一步凸显，量价因子可更加均衡。回顾 2020H2 以来产业链价格变化来看，上游锂、镍资源，中游 6F、VC、铁锂正极以及铜箔、石墨化的加工费均呈现上行趋势。而电池环节则并未出现全面的涨价传导，因而今年的产业链成本抬升主要由电池环节承担。从我们估算的产业链各环节盈利分位来看，当前电解液产业链盈利分位处于较高水平；三元正极、磷酸铁锂正极、铜箔处于历史盈利中枢偏上的位置；动力电池、负极、隔膜环节则仍处于盈利底部区域。展望来看，磷酸铁前驱体、六氟磷酸锂在 2020Q4 以来进入紧缺阶段，本质上二者都是扩产周期较长的化工品，在需求有较大边际变化时出现供需失衡。结合企业披露的扩产方案看，2022 年起磷酸铁、六氟磷酸锂的产能都将快速释放，但在高速增长的需求带动下，预计 2022 年仍将保持偏紧状态，最早于 2022 年下半年供需缓解；不过 2023 年这两个环节预计都将转为宽松，六氟磷酸锂是当前价格高位、产业链投资回收期短；磷酸铁则是需求趋势在行业中最快，因而吸引力大量化工行业的新进入者。湿法隔膜和铜箔环节的紧缺体现在核心设备仍需依赖海外进口，因而存在较长的订单周期，且扩产体量受限。湿法隔膜从 2020 年的过剩逐步转为 2021 年呈现紧平衡，预计2022 年的供需依旧偏紧，且较为持续。铜箔 2021 年也存在供应紧张，加工费上行，2022 年判断也将延续，不过铜箔设备存在国产化契机，尤其是在 6m、8m 方案上正在突破，而 4.5m 的极薄铜箔核心设备仍需进口，铜箔的结构性紧缺可能相对持续。负极石墨化 2021 年因限电和地方能评周期拉长的影响出现短缺，如果根据负极企业的石墨化扩产规划来看，2022 年供需有望边际缓解，但如果考虑限电出现的可能性，以及部分新建项目可能滞后于规划，2022 年或仍存在石墨化供应紧缺。此外，三元正极产业链和动力电池企业由于供应链关系清晰，订单匹配产能建设的商业模式下，整体不存在供需缺口，但高端产能会结构性偏紧。资源方面，锂矿供应预计仍将紧张，对锂价构成较强支撑；镍资源冶炼产能加速释放，镍价有望呈现改善趋势。综合考虑资源、材料环节的价格趋势，同时考虑动力电池企业的技术进步、规模效应、产品结构优化，在不考虑动力电池涨价的情况下，预计 2022H1 即能够看到动力电池的盈利底部，2022H2-2023 年有望呈现盈利改善的趋势。若年末动力电池与车企的价格谈判有所落地，则盈利拐点有望在年末提前出现。总结来看，6F、磷酸铁锂、铜箔等环节的供给偏紧在 2022 年仍有望维持，2023 年或逐步缓解。隔膜、负极为代表的环节，因设备供应、能耗等问题供需紧缺边际趋紧，有望对盈利能力形成支撑。而动力电池环节今年承担了绝大部分的成本上涨，预计将在 2022年看到底部拐点，2023 年有望修复，如对车企更大范围的涨价在年末落地，盈利拐点有望提前。2 风光储：大势既定下的阶跃增长碳中和 降本加速，拥抱平价大时代2020 下半年以来，国内外碳达峰、碳中和政策频出，自上而下推动驱动装机增长，提高了行业远期空间的确定性和成长性。我们以中国和欧洲为例，在能源局边界指引下国内2021-2025 年光伏年均新增 85GW，2025-2030、2030-2060 年均装机分别超 140GW、300GW；欧洲保守假设减排目标 55%，2020-2030 年光伏年均新增装机为 38.6GW，相较当前的 25GW 增长显著。碳中和驱动下经济性加持。以光伏和风电为例，光伏系统成本在过去 10 多年间持续下降，由 2007 年的近 60 元/W 降至 2020 年的 4 元/W 左右。对应 LCOE 成本由 2 元/kWh逐步下降至 0.3-0.4 元/kWh 左右，相比煤电 0.2-0.4 元/kWh 的 LCOE 成本，已经在部分地区具备成本优势，后续随着光伏发电成本进一步下降，装机需求增长动力强劲。除光伏之外，风电在过去 10 年亦实现了较为有效的降本。根据国际可再生能源署（IRENA）发布最新版可再生能源成本报告，2010-2020 年光伏、陆上风电、海上风电的成本分别下降了 85%、56%和 48%，一定程度上印证了新能源在经济性层面的持续提升。新能源装机需求迸发在即。新能源装机需求迸发在即。我们以 2020-2030 年全球发电增速 2.5%，2030-2060 年发电增速 2.0%；煤电、火电逐步退出，水电、核电、生物质小规模发展；主要发展以风光储为主体的能源系统。依据当前各国的保守规划目标，预计到 2030、2060 年全球保守的光伏新增装机规模为 1000GW、2400GW；风电的新增装机规模为 350GW、660GW。聚焦到 2021-2025 年，光伏装机复合增速有望达 25%-30%，2025 年全球新增装机量有望达 400-500GW；风电装机复合增速有望达 15%-20%，2025 年全球新增装机量有望达 150-200GW。光伏：需求迸发之年，寻找细分景气需求研判：装机指标明确节奏，经济性持续提升2021 年，光伏装机需求的核心影响因素是产业链价格。硅料价格全年高企，下游组件盈利承压，电站投资方尽管对收益率目标有所下调，但整体观望情绪依然浓厚，装机节奏略有滞后。对于全年的装机指引，我们认为国内短期僵局正在打破，12 月抢装行情仍值得期待，即便 Q4 装机同比持平，全年仍超 55GW。海外按照 1.2-1.3 容配比、出口组件贡献海外组件需求 70%计算，谨慎假设 10-12 月均值维持 9 月水平，测算全年超110GW。故尽管产业链价格影响节奏，但实际上对于 2021 年需求不必悲观，我们维持全年 160-170GW 装机判断。对于 2022 年，我们强调需求的确定性高景气，预计全球装机在 220-240GW：1）装机指标明确节奏；2）经济性改善，装机动力再提升。分国内外来看：国内国内方面，大基地 保障性规模 整县推进合计 2022 年可建规模 150-190GW 左右，有望带动装机规模达到 80-100GW，同比增速超 40%。具体来看：1）大基地。中国将构建起碳达峰、碳中和“1 N”政策体系，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约 1 亿千瓦的项目已于近期有序开工。并网时点上看，上述 100GW 基地项目预计将于 2023 年之前完成并网，即未来 2 年年均规模有望达到 50GW 以上（25-30GW 光伏，20-25GW 风电）。得益于沙漠戈壁地廉价的土地、良好的光照以及政策扶持，基地项目成本较低收益率良好，预计推进速度较快且完成度高。据我们统计，截至目前累计已有超 26GW 基地项目（18.6GW 光伏 7.9GW 风电）完成。同时，此 100GW 仅为第一期，后续更将有第二期（或同样为100GW）等待公布。2）保障性规模。2021 年各省关于保障性项目计划在今年 9 月以来密集公布，截至目前累计保障性规模约在 110GW，其中光伏项目预计超 65GW，风电项目预计超 45GW。并网时点来看，大部分项目需要在 2022 年之前完成并网，对 2022 年国内装机规模形成有力支撑。3）整县推进。2021 年 9 月国家能源局公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单，全国 31 省市自治区共报送试点县 676 个。同时陕西、云南等省细则陆续出台，正泰、林洋等民企捷报频传。我们观察到整县推进逐步落实并有望加速，为 2022-2023 年国内光伏装机贡献增量需求。试点规模上看，按照每县 200-300MW 开发规模计算，合计 150-200GW，年均 70-100GW。并网时点来看，文件明确 2023 年前目标完成方可列为示范县，且试点目标有望提前建成。辅助机制上看，按月调度、年度评估，过程管控清晰，项目建设速度与完成度表现良好确定。综上，国内地面电站以大基地和保障性规模为指引（两者部分重合），国家指导、低价土地与政府通道税收支持共振，整体完成度高；分布式电站以整县推进为指引，同时工商业规模亦在碳达峰行动方案及能耗双控刺激下加速增长，装机贡献比例有望提升。在此背景下，我们预计 2022 年国内装机 80-100GW，同比增速超 40%。海外展望 2022 年，海外光伏电站的经济性除了来自产业链价格回归之外，部分地区 PPA 价格上调同样是重要因素。海外应对产业链涨价更多选择提高 PPA 电价水平，根据 LevelTen的最新针对美国33家电站开发商应对硅料和组件涨价的调查中，73%选择提高PPA电价，27%选择降低项目收益率，18%不采取措施，仅 12%选择项目延期。在此背景下，海外对组件价格的接受度再次提升。同时，全球能源偏紧环境下电力价格持续上涨，亦有望带动投资方建设新能源项目。备案、招标规模提升，2022 年支撑充分。从项目备案和招标的角度，各国备案及招标规模皆可观，亦对 2022 年高增预期形成有力支撑。以美国和德国为例：1）截至 2021Q2 末，美国地面电站已签 PPA 项目规模达到 85GW，其中在建规模 19GW，均为历史新高；2）2021 年 4 月德国政府计划将 2022 年光伏招标规模从 1.9GW 提升到 6GW，以支持未来几年的光伏发展。同时，德国新版可再生能源法出台（EEG2021）拓宽户用光伏免征 EEG 税条件，户用光伏为德国装机规模再添增量。此外，政策端亦会对海外短期装机有所推动，具体来看：1）美国：近日美国众议院通过拜登 1.75 万亿美元的刺激法案（Build Back Better Act），落地后将延长 ITC 五年并保持 30%的税收抵免额度（2021 年为 26%），有望带动装机2022-2026 年装机复合增速由 25%-30%提高至 30%-40%。2）欧洲：短期内更多享受平价深化带来的内生增长，同时各地在碳中和背景下支持政策频出，如荷兰 SDE 计划、西班牙可再生能源拍卖框架（REER）等。3）印度：2022 年是印度光伏累计 100GW 以上目标考核年，而截至 2021 年 9 月这一数字仅有 46GW，与目标相去甚远，预计明年印度光伏装机动力有增无减。综上，2022 年国内外光伏装机需求在政策指引、经济性提升及指标规模保障下，有望迎来全面的确定性增长，预计全年装机规模在 220-240GW，同比增速 40%左右。细分景气：优选一体化组件、逆变器与紧缺环节全球需求高增大背景下，我们探讨产业链值得关注的细分景气环节。结合供给端的情况，首先从对各环节供需关系的判断入手。我们观察到 2022 年供需错位关系相比于 2021年并未转变，但整体上相对于 2021 年或有所缓和。其中，产能利用率边际提升的环节包括电池、组件、EVA 粒子、胶膜（EVA 粒子带动），边际下降的环节包括硅料、硅片、玻璃。结合供需形势，我们认为应当从三个方向选取细分景气环节：1）此前供大于求，同时供需关系转好的环节，盈利有望修复，典型代表为一体化组件；2）受供给端影响较小，单纯依靠需求驱动景气的高贝塔环节，典型代表为逆变器；3）供需相对紧俏，盈利水平预计保持高位的环节，典型代表为硅料、EVA 粒子及胶膜。具体来看：一体化组件2022 年量利齐升逻辑清晰：1）量上，充分享受行业量增长的同时市场份额预计提升；2）利上，上游原材料与组件降价存在时间差，组件期货属性有望带来盈利修复，进一步或能期待议价能力提升带来的利润截留。2023 年上述逻辑强化，企业利润弹性可观。我们以晶澳科技为例，在 2022 年全球需求 220-240GW 预期下，考虑 1.2 的容配比，组件需求在 260-290GW 左右。若公司市占率小幅提升至 15%-18%，则对应明年出货40-50GW，2021Q2-Q3 企业单瓦盈利 0.09-0.1 元/W，历史上高位水平在 0.16-0.17 元/W，2022 年假设 0.1-0.12 元/W 的单位盈利，对应业绩区间在 40-60 亿元，弹性可观。逆变器加速出海 存量替代 储能起量，延续高贝塔逻辑：逆变器环节作为高贝塔赛道，有望充分受益于 2022 年行业需求的高增长。根据 Wood Mackenzie，2020 年国产逆变器的海外整体市占 48%，预计 2021 年可提升到 60%以上，但是距离 80%的目标仍有一定距离，支撑出海逻辑延续。同时存量替代和储能兴起在 2022 年也有望为逆变器出货规模贡献更多增量。盈利方面，2022 年下半年缺芯问题有望缓解的背景下，看好下半年的盈利上修。供给紧张环节硅料仍然紧平衡，支撑价格高位。当前硅料存量产能约 57 万吨，2022 年乐观情景即所有新产能如期投产且爬坡顺利，硅料有效增量为 22.9 万吨左右，可支撑装机将达到 230-240GW。以 2022 年行业装机 220-240GW 计算硅料产能利用率仍接近 100%，考虑硅料产能释放及需求节奏，预计 2022 年硅料价格呈现前高后低的走势，当整体紧张的局面有望支撑全年均价仍在高位。EVA 粒子供需紧张程度或进一步加剧。2021 年 EVA 粒子关注度持续提升，价格拾级而上。展望 2022，核心仍在于供需，榆能化及浙石化即便产能顺利投放，并达到 30%的光伏料比例，所增加的 20 万吨左右供给仍无法满足 2022 年增加的 60GW 以上的装机需求。保守态度下我们测算 2022 年光伏级 EVA 需求 97 万吨（230GW 装机）、供给 102万吨，考虑实际需求和库存节奏，预计供给紧张程度进一步加剧。回顾今年硅料走势，我们判断 2022 年光伏级 EVA 均价有望上移，企业盈利弹性释放。按照 30000 元/吨价格，11000 万元/吨成本计算，2022 年毛利率在 60%以上，单万吨净利在 1.5 亿元左右。胶膜源于优质格局，预计价格传导顺畅。2021 年粒子价格上涨，胶膜 Q2 盈利承压之后持续跟涨，价格传导顺畅，核心原因在于行业的优质格局带来较强的上下游议价能力。我们认为胶膜行业格局带来高贝塔将在 2022 延续，且随着需求高增，高贝塔赛道收益确定性更强。此外，粒子如持续涨价，胶膜环节亦有库存收益。风电：降本节奏突跃，广袤空间可期需求研判：政策加码 大兆瓦降本，需求中枢提升作为新能源“双子星”之一，风电板块 2021 年下半年走势持续向好。从 2021H1 招标规模的超预期，到大基地项目、老旧机组改造、驭风计划等政策的推进，以及近期各地海风规划的推出，持续打开未来成长空间。对于风电，我们认为板块向上的核心驱动因素是装机需求，需求的核心驱动因子则在于政策和经济性，对于 2022 年风电需求：首先，从政策层面看，双碳背景下行业向上确定性高。在双碳目标的持续推进下，近期大基地项目、老旧机组改造、风电下乡等政策陆续频发，未来风电装机规模的增长确定性有望进一步提升。具体分应用场景看：1）大基地项目，2022-2023 年规模有望达 50GW 左右。2021 年 10 月国家领导人在生物多样性公约提到：中国将构建起碳达峰、碳中和“1 N”政策体系，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期约 100GW 项目已开工预计于 2023 年前完成并网。截至目前，第一批项目整理规模已超 50GW（其中风电约占一半，后续更将有第二期等待公布。我们预计，预计 2022-2023 年风电“大基地”项目并网规模有望达 50GW 左右，风电基地项目有望成为未来 2 年风电装机的确定性支撑。2）风电下乡与老旧机组改造将进一步贡献增量。风电伙伴行动提出“十四五”期间在全国 100 个县优选 5000 个村，共安装 1 万台风机，总装机量近 50GW。此外，会议提出力争 2021 年年底前启动首批 10 个县市总规划容量 5GW 示范项目，预计将于 2022年率先并网。从当前形式看，分散式风电在成本和技术方面边际改善明确，且大扫风面积低风速机型持续推出，装机规模有望实现高增。我们预计，2022 年风电下乡规模有望达 5GW 左右，同时在政策持续、风机降本的推进下存在超预期的可能性。此外，今年宁夏率先启动老旧风电项目技改升级，拉开了老旧机组改造的序幕。根据统计：1）2005 年前国内风机数量约 5000 多台（基本面临退役）；2）使用 10-15 年的风机规模在35-40GW，规模超 25000 台。考虑到对使用年限超 15 年的风机实行大部分更替，以及使用 10-15 年的风机按接近 20%的更替比例，则老旧机组改造带来的市场规模亦有望达 30-50GW 左右，近两年有望率先启动 5-10GW 的老旧机组改到需求。3）海上风电有望打开成长空间。“十四五”期间国内各个省份海上风电新增装机目标较为积极，十四五规划规模已超 40GW，海风提前平价则装机规模亦有进一步向上空间。2021 年 9 月起，华润电力重启浙江苍南 400MW 项目组织重新招标，中广核在浙江招标象山涂茨 280MW 平价海上风电项目主机设备，预计 2021Q4 起广东、浙江也逐步启动海风招标。考虑到抢装过后海风各环节供求关系将由紧张向平衡转移，降本潜力较大；同时通过大型化 平台化降本，2022 年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，海上风电招标有望进入新一轮平价增长期。基于此，我们预计 2022 年海上风电装机规模有望达 5-7GW，较 2021 年实现平稳过渡。其次，从经济性层面看，陆上风电已平价，项目收益率性价比凸显。根据金风科技公布数据，风机招标价格从 2020 年年初的高点持续下探，2021 年 9 月招标价格中枢已降至2200-2500 元/KW，相较最高点的跌幅已超过 40%。根据我们计算，若按当前 2200-2500 元/KW 的风机招标价格、I类资源建设成本分别按 5500 元/W、6000 元/W、6300 元/W、6600 元/W 估算，则不同资源区域风电项目收益率范围在 7.5%-10%。整体看，招标价格的下行将大幅提升风电项目的收益率水平，有望进一步刺激风电项目装机需求。综上，我们认为十四五期间国内风电装机规模的复合增速有望达 15-20%，总规模有望达 300-350GW。1）对陆上风电，2021-2023 年国内陆上风电装机规模有望实现稳步增长，年均复合增速有望 20%左右；2）对海上风电，自 2021 年补贴退坡之后的 2022 年海上风电有望逐步进入平价阶段，十四五中后期海上风电装机规模有望步入增长阶段。展望 2022 年，我们预计风电装机规模有望达 50GW（其中陆风预计 45GW 左右，海上风电预计 5-6GW）。招标情况历来是风电装机需求的前瞻性指标，一定程度上印证了当前下游的旺盛需求。根据金风科技统计，2021 年前三季度国内公开招标规模已达 41.9GW，预计 2021 年全年招标规模有望达 60GW 左右，丰富的招标项目奠定国内 2022-2023 年风电装机规模的基础。基于此，预计 2022 年国内风电装机规模达 50GW 左右概率较高。景气细分：零部件迎盈利拐点，整机降本潜力广阔站在当前时点，我们依旧从规模、盈利两方面审视风电板块：1）规模角度看，2021 年装机规模有望超 40GW，实现陆风抢装过后的平稳过渡；同时 2021 年丰富的招标规模有望为明后年行业装机提供有力支撑；2）盈利角度看，虽然当前风机招标价格持续下跌，但风机大型化摊薄成本、零部件企业降本增效的改进下，行业整体盈利能力仍有边际改善空间。整体看，在行业市场空间打开而招标价格持续下行背景下，不同赛道的盈利潜力有所分化：1、风机集中度波动向上，大型化趋势愈发明确。近几年，风机吊装规模集中度波动向上，虽然 2015 年、2020 年由于抢装导致龙头企业吊装规模集中度有所下降，但龙头企业市占率亦稳中有升。机型功率看，当前陆上风机主力机型已经从 2MW 以下逐渐过渡到 4-6MW，海上风机主力机型达 6-10MW。大型化的降本空间也是市场关注的焦点，根据我们计算，风机的降本主要可分为前期规模化降本、以及大型化 平台化降本两大方面：1）前期规模化降本：根据金风和运达的历史数据，对同一机型在量产前 3 年的成本降幅在 300-500 元/KW 不等；2）大型化和平台化降本：以运达股份为例，当 2.X 平台提升至 5.X 平台时，原材料用料端的降本空间达 500-600 元/KW 左右，对应到整机成本端可带来 20%-25%的成本降幅。即使在同一平台下，风机供应商凭借模块化建设可使用同一零部件满足多个功率段，进而摊薄模具等生产制造成本。整体看，风机大型化是风电降本的核心。乐观估计，前期规模化 后期大型化建设带动的降本空间可达 1000 元/KW。不过我们也注意到，风机降本并非一朝一夕，需要整条供应链的深度融合及协同。因此，风机降本需从更长的时间维度考量，期间具备较强供应链整合能力、风机平台化建设能力、同时成本管控能力较强的风机将脱颖而出。2、零部件盈利能力与金属价格负相关明确，明年盈利拐点确定性较强。2006-2020 年零部件毛利率与原材料价格的变化趋势，整体看零部件毛利率与原材料价格呈较为显著的负相关关系。其中，2011-2015 年原材料价格单调下跌背景下零部件毛利率持续优化；而在 2009-2010 年、2016-2018 年、2020-2021 年在金属价格回升的背景下零部件毛利率均有所调整。我们认为在金属价格处于历史高位的背景下，未来 1-2 年零部件环节毛利率改善的确定性较为明确。整体看，今年在行业打开风电装机市场空间的背景下，零部件板块更多通过估值提升作为向上的动力；展望 2022 年，在估值中枢向上的背景下，板块更多需要业绩的增长来兑现。在此背景下，满足如下条件的赛道及标的具有更明确的机会：1）竞争格局优异，确保在招标价格下降的过程中具有较强的溢价能力；2）未来 2-3 年出货量高增，即可确保在盈利能力向上的同时规模亦实现高增。具体到细分板块，我们认为竞争格局优异的主轴环节，铸件环节，与整机相对独立、不受招标价格下行压力的风塔环节盈利向上的空间相对较优。储能：拐点已至，把握战略性配置机遇碳中和的产业趋势逐步深化的背景下，发电侧与用电侧的波动性逐步加大，进而带来交叉产业储能的蓬勃发展。储能近两年正处于商业模式成型、需求释放拐点的阶段。美国储能需求在 2020H2 以来高速增长，2020 年实现 240%的增速，2021 年预计将接近 300%，达到 14-15GWh，占据全球储能装机量的一半左右。美国储能市场以表前场景为主（发电侧、电网侧），主流的商业模式是电网侧 RA 合同招标和辅助服务收益模式，以及发电侧与可再生能源结合的 PPA 电价模式；在市场化交易的电力机制下，美国电价波动较大，且能往终端用户逐步传导，因而储能的业务模式成熟。考虑到美国新能源装机的高速增长，已经配置储能比例的提升，预计美国储能将保持 50%以上的增速，同时，当前美国储能在政策上不能单独享受 ITC 退税，只能与可再生能源结合获取，但拜登最新法案将储能单独的 ITC 也纳入抵免范围，有望带动美国电网侧独立储能以及存量可再生能源的储能配置，有望推动装机量超预期。欧洲户用储能持续高增，发电侧有望迎来拐点。欧洲可再生能源发电量占比较高，但储能市场仅是美国的 1/5，背后的原因在于存在较多存量的化石能源，经过灵活性改造后能够覆盖可再生能源的调节需求。不过欧洲市场将率先走向碳中和，化石能源的方式将逐步退出，储能有望承接这一需求，英国市场 2021Q2 的申请量创下新高或是其中的一种体现，因此欧洲发电侧或已临近拐点。此外，欧洲目前的储能需求有 40%-50%位于户用及工商业领域，在高电价的背景下，欧洲用户侧的储能预计仍将保持可观增长。国内储能市场正处于商业模式成型阶段，期待政策落地。国内可再生能源发电量占比仍有较大提升空间，且电价机制相较于海外具备更强的公用事业属性，因而储能一直缺乏有效的商业模式。近两年，地方能源局对于当地新增可再生能源装机所要求的储能配置是国内需求的主要驱动力，2020 年出台政策的省市在 8-10 个，2021 年出台政策的省市已达 18-20 个，将支撑国内储能高增长。此外，今年发改委下发了储能发展指导意见，其中提及建立电网侧储能容量电价机制，以及计划将储能成本纳入输配电成本核算，若后续有进一步的政策细则落地，有望加速国内储能的发展，同时提高储能产业链的盈利水平（电网侧储能追求生命周期度电成本，相应设备品质更高）。综合来看，我们判断全球储能市场正式进入高速增长的阶段，到 2025 年有望形成 250-300GWh 的电池出货，对应 2020 年实现 70%-80%的复合增长，是能源革命赛道中增速最快的细分市场，值得进行战略性配置。3 电力设备：新型电力系统成投资新方向需求研判：多层面表态一致，锁定新型电力系统由于电力设备行业需求主要来自于电网公司资本开支，并且大部分产品由电网公司进行集中招标采购，因此电力设备行业的景气判断核心在于电网投资趋势的判断，行业历史复盘也能够证实这一点。宏观层面来说，我们认为电网投资主要受两方面的影响：一方面，因投资主要来源电网公司资本开支，电网公司的盈利能力高低与主动电网投资意愿强弱存在一定正相关，而随着电改的持续深化，预计未来电网公司盈利能力较难提升，可能会抑制投资主动意愿；另一方面，因电网公司具备一定的公用事业企业定位，外部因素也会影响电网投资趋势，例如逆周期、民生、风光消纳等等，近几年外部因素对于电网投资更多是积极推动作用。进一步的，电网投资的内部因素取决于电网公司管理层的战略规划，外部因素取决于国家宏观战略方向。当前时点，我们认为无论是电网公司领导层，还是国家战略层面，对于电网投资的方向都是高度一致和统一的，即新型电力系统建设。电网公司层面，国网董事长今年以来多次在公开场合表态要推进新型电力系统建设，包括国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案、加快建设新型电力系统，助力实现“双碳”目标等；南网近期披露的“十四五”建设规划紧紧围绕以新能源为主体的新型电力系统展开，规划十四五电网建设投资约 6700 亿元，较十三五增长约 50%，以加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。因此，我们认为新型电力系统已经较确定性地成为十四五电网投资的主线，包括 2022 年在内，未来的电网投资将围绕“新型电力系统”展开，相关领域的投资有望呈现趋势性增长，对应公司能够不断受益。细分景气：数字化、储能、特高压等领域景气已现虽然电网大方向我们认为已基本明确新型电力系统，但对于二级市场投资而言，投资的具体落地更加重要。考虑到目前电网公司尚未对新型电力系统出台纲领性文件，即我们尚不能自上而下地分析和判断各细分领域未来的投资增减。但是，今年以来电网投资确实出现一定变化且部分领域电网进行一些建设规划的表态，为我们对新型电力系统的判断提供切实的基础，本节我们也主要从这些零散信息对新型电力系统进行归纳总结。首先，从国网今年年初公布的“碳达峰、碳中和”行动方案中，我们可以看出新型电力系统主要承担的任务包括两大类：一是对发电侧提升清洁能源（风光）的消纳能力，二是对用电侧提升电能在终端能源消费中的比重以及节能减排。下文我们将逐一解析。提升风光清洁能源消纳能力目前风光清洁能源的发展比较明确，风光因为自身特性对于电网会形成多方面冲击：1）风光的发力曲线与负荷曲线天然存在错配，比如光伏在晚上基本不出力但晚上通常是用电高峰之一等；2）风光发电出力与日照强度、风速高低直接相关，稳定性较差且调控难度较大；3）风光主要通过逆变器、变流器等器件接入电网，因此未来电网电力电子化程度将快速提升，对电网的安全稳定和电能质量都会形成影响；4）风光部分以地面电站形式建设于三北地区，与用电负荷重心（东部、中部、南部）存在地区上的差异。针对风光的冲击，电网也正在从多个方面进行改造升级进行缓解。整体而言，从今年的电网建设情况看，我们判断 5 个具体领域（储能、调度、数字化、特高压、电力交易）建设景气度确定性较强：一方面，今年相应领域电网投资已经正在落地；另一方面，细分领域均有未来建设的粗略规划，奠定未来发展投资的景气度。此外，也存在部分新技术领域目前尚处在试点或者示范阶段，未来有可能出现投资建设的普及。接下来，对于 5 个确定性的细分领域我们将具体分析目前建设现状以及未来规划情况。1）储能：储能主要增加电网调峰能力，能够有效解决风光的发力曲线与负荷曲线错配的问题。电网侧主要建设的是抽水蓄能和以锂电池为代表电化学储能。目前抽水蓄能是电网公司加大投资的明确方向：国网前期披露开放 1000 亿元股权投资，吸引社会资本参与十四五时期新增的 2000 万千瓦抽水蓄能电站建设；南网规划十四五新建 600 万千瓦抽水蓄能电站；能源局发文 2025 年末建成约 62GW 抽蓄电站，较 2020 年末翻倍。电化学储能目前主要由电源侧和用户侧建设，电网侧更多是处在试点示范期，我们认为主要因为目前电化学储能成本较高且没有配套政策，使得项目没有盈利性，未来尚需等待政策出台使得项目盈利模式的出现。2）调度系统：电力调度本质是通过对发电端和负荷端的主动调节，使得电源端和负荷端达到均衡。新能源电源的预测性和可控性弱化，且随着负荷端充电桩等设备接入，负荷的可控性也在减弱，因此原来以 D5000 为代表的调度系统已不能适用于未来的电力系统（过去调度逻辑偏向于源随荷动），新一代调度系统要求考虑新能源、电力交易等多环节调节的影响。2021 年新一代调度系统进入试点推广阶段，并且新一代调度系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。调度系统核心供应商国电南瑞有望直接受益。3）电网数字化：电力系统调节能力高低与系统内信息的搜集、处理能力存在一定的关系，并且未来随着电源端、负荷端的复杂化和源网荷储的强化，电网各环节之间的协同关联性将进一步加强，原本独立的各环节信息数据需要进行融合。因此电网数字化的建设也是必要的，并且南网在十四五规划中明确提及“数字电网也就成为了承载新型电力系统的最佳形态”，也验证了数字化对于新型电力系统构建的重要性。数字化整体建设近几年保持在较快速度，国网 2018 年开始重点推进数字电网的建设，