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以上新车型如极氪001、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，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%渗透率，约210万辆，实现50%以上增速，2025年需达到20%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。

　　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6μm、8μm方案上正在突破，而4.5μm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。

　　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。

　　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。（报告来源：未来智库）

　　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%。

　　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。

　　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。

　　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：

　　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。

　　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。

　　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。

　　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：

　　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。我们预计，2022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。考虑到使用年限超15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～Ⅳ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。

　　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。

　　综上，我们依旧看好风电板块的投资机会：1）零部件环节：考虑到当前金属材料价格处于历史高位，未来2-3年零部件毛利率边际改善的确定性较为明确。同时，当前竞争格局优异、单兆瓦价值量提升，且具备出货规模高增潜力的零部件企业值得关注；2）整机环节：在风机降价的背景下风机降本潜力依旧巨大，但降本亦并非一朝一夕，需要整条供应链的深度融合及规模化。因此，风机降本需要从更长的时间维度进行考量，期间具备较强供应链整合能力、风机平台化建设能力、以及较强成本管控能力的风机企业将在此轮风机降价浪潮中脱颖而出。

　　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。（报告来源：未来智库）

　　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。

　　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。

　　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。

　　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，目前尚处于建设偏前期阶段，随着试点、示范项目的推进，近几年投资也在不断增加，2020年国网投入约250亿元进行“数字化新基建”建设。今年以来，国网已经开展4批次信息化招标，合计招标信息化服务237包次，较2020年增长约20%。同时，由于当前数字化建设主要集中在基础设施（数据中心、业务中台、传输网络等）、内部应用等建设，主要参与主体以电网公司旗下信息化建设平台为主，包括国电南瑞、国网信通等。

　　展望十四五，我们认为除了基础设备、内部应用持续建设强化外，感知层对应的配电、用电环节也将迎来数字化的改造，因为未来随着配电网中分布式电源数量和占比的提升，调节控制将成为核心难点，配电网的主动性、可控性、感知性都将出现提升的迫切需要。具体产品方面，我们判断将更多出现针对信息传输感知的终端产品，从行业现状看，目前已经出现且较为成熟的主要包括配网监测产品、一二次融合柱上开关、电力机器人、新一代物联电表、智能低压电器等，未来若配网数字化改造提速，上述产品有望迎来需求的快速放量。

　　4）特高压：主要用于解决远距离跨省份的电力传输，承担三北地区清洁能源基地电力外送。当前特高压建设主要围绕2018年提出的一揽子项目，2020、2021年均处于持续快速推进过程中，今年以来已招标3条交流和1条直流，并且仍有3条直流和2条交流尚未启动招标建设，未来陆续启动将为特高压投资景气奠定基础，我们匡算未来2-3年特高压每年有望实现500-600亿元投资建设，年化10%-20%增长。同时，国网规划2030年跨区输电能力达到3.5亿千瓦，较2020年末（2.3亿千瓦）提升约50%，也印证了特高压未来持续建设的需要。

　　特高压相关标的方面，中标市场格局稳定，其中特高压直流相关公司包括国电南瑞、中国西电、特变电工、许继电器等，特高压交流相关公司包括平高电气、中国西电、特变电工等。

　　5）电力交易：一方面，绿电交易已经落地，且成交价格高于火电电价，绿电的溢价可以支撑清洁能源建设和消纳，支撑新型电力系统建设；另一方面，电力现货交易试点有序进展，现货交易指及时交易，相比于目前国内普遍使用的中长期交易，能够更有效、迅速地反应电力供需关系，电力现货交易目前已有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个试点。历史中标情况看，国电南瑞、国网信通为交易系统主要供应商。

　　除上述5个具备建设确定性的领域外，也有一些新技术未来可能会出现投资上的增加，包括柔性直流、无功补偿、交直流混联等。其中，柔性直流以及无功补偿我们认为在十四五期间有望出现投资上的景气。

　　1）柔性直流相比于常规直流，具备适应性强、灵活调节、故障风险低等特点，适用于孤岛供电、异步联网以及新能源上网，此前国内已经有多个柔直工程落地，例如张北柔直、海上风电柔性直流工程等等。近期南网的十四五规划中对柔性直流技术推进表态积极：新建直流受端以柔性直流为主，存量直流逐步实施柔性直流改造，逐步构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的主网架形态。但由于柔直的换流阀中一般使用IGBT作为主要控制元件，IGBT目前依赖进口为主且价格较高，因此一定程度阻碍柔直技术的发展；我们预计未来随着IGBT自主化（国电南瑞目前在推进电力IGBT的国产化研发测试工作），柔直项目有望放量。

　　2）无功补偿能够为电力系统内的无功功率进行额外补偿，降低损耗，提升效率和改善用电环境。当前随着光伏、风电等清洁能源电站持续建设，对应配套的发电侧无功功率补偿装置SVG需求也保持较快增长，相关企业有望受益。

　　对于终端能源消费，我们认为电网主要起到两方面的作用：1）推动电能在终端能源消费中的比重提升，因为在发电端清洁能源比例提升之后，电能将变成大比例的清洁能源，越高比例的电能消耗意味着越低的碳排放，电网公司一定程度可以通过基础设施建设去推动全社会电能消费比例的提升；2）节能减排，除电网内部的节能减排外，电网公司更多将聚焦系统外企业、居民的节能减排，降低能源损耗。

　　对于电能在终端能源消费中的占比目标，电网公司保持每年1pct的平稳提升幅度，预计未来用电量增速中枢大概率保持平稳，对应骨干网一次设备扩容迫切性不强；但随着充电站以及分布式光伏的快速普及，部分地区配电网出现配电容量不足的压力，未来有可能迎来配网一次设备扩容的需要。而基础设施类的充电桩等电网公司投资力度较小，对相关企业影响有限。

　　对于节能减排，主要是市场近几年关注度较高的综合能源服务。综合能源服务市场目前处于起步阶段，并且因为进入门槛较低，参与主体数量较多，竞争较为激烈。但是，由于综合能源服务最终属于To B类商业模式，我们认为真正具备客户资源优势的企业拥有较强的竞争力。

　　整体看，用电层面的电能消费比重提升和综合能源服务对电网影响冲击目前相对较小，未来可能会出现部分地区配网容量的扩容需求，以及具备客户资源的综合能源服务商有希望在激烈竞争的行业内走出。

　　综上所述，未来电网投资的结构性特征将愈发明显，围绕新型电力系统的相关领域建设景气度将相对较高，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向，并且南网十四五规划中也再次验证我们的判断；此外配网数字化感知设备、柔性直流、无功补偿等新技术产品未来有望出现放量。随着电力十四五规划的逐步出台落地，预计明年开始电网建设方向将进一步清晰，相关环节和公司有望持续受益。

　　电动车2022年全球产销达到900-1000万辆，其中国内540万辆，欧洲250万辆，美国130-140万辆，保持50%-60%的增速，且存在进一步超预期可能。产业链方面，2022年6F、磷酸铁锂、铜箔等环节的供给依旧偏紧，隔膜、负极供需边际趋紧，动力电池将在2022年看到底部拐点，2023年有望修复。

　　风光2022年装机有望爆发：光伏2022年全球装机规模有望达到220-240GW（+40%-50%）；风电2022年国内装机规模有望达到50-60GW（+25%-50%）。需求高增背景下，板块投资价值突出，结合供需及格局变化，建议布局以下景气细分：1）光伏优选一体化、逆变器、分布式及供给紧张环节；2）风电优选塔筒、海缆等独立招标零部件，以及轮毂、主轴等出海环节。储能方面，行业正迎来拐点，美国商业模式理顺，自2020H2以来爆发，期待储能单独ITC退税落地；欧洲户用需求增速稳定，化石能源逐步退出下储能将更多承担电源消纳任务。国内目前以地方配置要求为主，期待容量电价及输配电价政策落地带来需求增长加速。

　　电力设备十四五投资主线较确定为新型电力系统。具体落地方向，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向，并且在南网十四五规划中也再次得到验证；此外配网数字化感知设备、柔性直流、无功补偿等新技术产品未来有望出现放量。