1 新能源车：拥抱时代浪潮，产能扩张为王

1.1 真实需求推动销量攀升，新能源车市场超预期爆发

2020 年受到疫情影响，我国新能源车呈现出前低后高的态势，2020 年上半年受疫情影响，新能源车销量表现整体比较寡淡，但是 Q4 开始随着汽车消费的逐渐回暖，叠加爆款车型的带动以及新能源车性价比逐渐凸显，新能源车销量同比和环比都在快速提升，12 月更是创造了 24.8 万辆的单月历史新高，下游需求提振非常显著。2020 年国内新能源乘用车销量 124.6 万辆，叠加新能源商用车后，新能源汽车销售合计完成 136.7 万辆，同比增长 10.9%，相较于 1-10 月的同比增速-7.1%，在四季度强劲增长带动下全年累计增速由负转正。

进入 2021 年以来，国内新能源车销量持续超出预期。Q1 作为传统淡季，表现出淡季不淡的态势。环比来看，虽然 1 月、2 月相比去年 12 月出现了非常明显的下滑，但是从历史来看 1 月和 2 月受到春节影响，历来是汽车销售的淡季。2015 年至 2020 年的 6 年间，1 月、2 月新能源车销量均值相较于上一年 12 月销量的回落幅度平均在 78%，即便是 2019 年在政策发布延后和补贴退坡预期的影响下冲击幅度有所缓和，回落幅度也达到了 67%。而今年前两月销量均值相较于 2020 年 12 月的销量回落幅度只有 41.7%， 春节假期因素干扰幅度明显低于往年，下游市场需求非常旺盛。

从需求恢复的程度来看，3 月相较于 1 月和 2 月销量均值的回升幅度通常在 170%- 180%，今年的回升幅度达到了 156.5%。在前两月基数较高的背景下，3 月的回升幅度还能保持在这样一个不逊色于往年的水平上，一季度新能源车下游需求情况可见非常旺盛。

进入 Q2 以来，在汽车销量整体回落的背景下，新能源车销量也小幅回落，但是从绝对数量来看，依旧保持在 20 万辆以上的高位，6 月新能源车销量再创历史新高，达到 25.6 万辆，下游热度依旧高涨。

从渗透率来看，进入 2021 年以来新能源车渗透率屡创新高，6 月新能源车渗透率达到 12.7%，环比上月提升 2.48%，其中乘用车渗透率提升至 15.36%，环比上月提升 2.96%，双双创历史新高。全年来看，上半年新能源车渗透率达到 9.27%，乘用车新能源渗透率达到 11.28%，预计全年新能源车渗透率将超过 10%，其中乘用车新能源渗透率超过 12%。受疫情影响，上游芯片供应紧张，然而在新能源车积分政策鼓励以及前期存 货消耗等因素驱动下，车企优先满足新能源车生产，因此上游缺芯现阶段对新能源车产能影响有限。

从销量结构来看，纯电动车型依旧是销量主力，贡献了 80%以上的销量份额，细分来看 3 月以来纯电车型销量保持在 18 万附近的高位上，插混车型在比亚迪 DM-i 等爆款车型的带动下保持增长态势，6 月再创历史销量新高，单月销量达到 4.4 万辆。

我们认为新能源车本轮的增长不同于以往，随着现阶段补贴影响已经较弱，销量增长更多的是由下游消费者真实需求驱动。根据乘联会的数据，目前非营业个人需求已经从 2017 年的 58%上升至今年的 70%附近，个人消费需求已经占据了销量的绝对主力， 在此背景下我们认为现阶段的增长将更具备持续性。

我们认为，目前个人消费占比的提升主要是因为随着产业链成本的持续下降，部分车型价格相较于燃油车已经具备了经济性，如果考虑到牌照和车购税的影响，甚至部分车型已经低于同级别的燃油车。同时新能源车由于本身采用电能进行能源供给，与智能化设备的兼容性天生会优于传统燃油车，汽车智能化普及程度好于传统燃油车，为驾驶者提供了更强的科技感和更加新鲜的驾驶体验。

下半年随着新车型的推出和放量，以及中上游材料新增产能释放产能瓶颈的提升， 我们预计下半年 to C 端的需求增速仍将继续保持高位，我们上修国内全年新能源车销量至 270 万辆，新能源车渗透率加速提升。

中期来看，根据中汽协数据，2020 年我国累计实现汽车销量 2526.76 万辆，以此计算，我国 2020 年的新能源车渗透率仅为 5.4%，根据《新能源汽车产业发展规划（2020- 2035 年）》和《节能与新能源汽车技术路线图（2.0 版）》的规划，到 2025 年新能源汽车销量占全部汽车销量的 20%，到 2035 年预计达到 50%。我们预计，在双积分政策托底 和下游需求爆发的带动下，到 2025 年国内新能源车销量将超过 700 万辆，以此计算未来 5 年新能源车销量 CAGR 超过 40%，增长空间非常可观。

1.2 海外政策持续加码，全球需求共振向上

欧洲议会于 2019 年 4 月 17 日通过（EU）2019/631 法规，即对于年销量 30 万辆以上的车企，2020 年至少 95%的新登记轿车，CO2 排放要达到 95g/km；2021 年起，所有新登记轿车的 CO2 平均排放需低于 95g/km。每超标 1g/km，每辆车缴纳 95 欧元的罚 款。为了鼓励新能源汽车，碳排放低于 50g/km 的汽车在 2020 年、2021 年和 2022 年可 以分别按照 2 倍、1.67 倍和 1.63 倍权重进行抵减。而从 2025 年开始，欧洲车企将不得不面对更为严苛的 CO2 排放标准，乘用车在 2025 年降至 80.8g/km，2030 年降至 59.4g/km。

在采取高额罚款限制传统燃油车的同时，多数欧洲国家对新能源车都采取了补贴政策。其中德国在 2019 年底宣布大幅提高新能源车补贴，售价 4 万欧元以下的电动车补贴由 4000 欧元提高至 6000 欧元，混合动力车型由 3000 欧元提高至 4500 欧元；新增 4 万欧元以上的电动车补贴 5000 欧元，混合动力车型补贴 4000 欧元；取消之前售价 6 万 欧元以上车型不补贴的原则，并将补贴政策的有效期从既定的 2020 年底延长至 2025 年底。法国政府将总补贴预算由 2019 年的 2.6 亿欧元在 2020-2022 年提升至 3.4 亿-4 亿欧元。落实到消费者头上，法国消费者如购买低于 4.5 万欧元的清洁能源汽车，可获得最 高 6000 欧元的补贴。

欧洲市场在胡萝卜加大棒的双重政策刺激下，2019 年下半年以来迎来了爆发式增 长。2020 年虽然面临疫情压力，依旧实现了翻倍以上的超高增速。进入 2021 年以来，欧洲市场继续保持高速增长的态势，1-4 月欧洲主要九国实现销量 47.05 万辆，同比增 长 80%，增速符合市场预期，我们预计 2021 年全年欧洲市场新能源车销量有望达到 200 万辆以上。

在低基数和需求旺盛的共同带动下，2021 年以来美国新能源车保持快速增长，4 月 美国新能源车实现销售 4.14 万辆，同比增长 321%，全年来看，我们预计美国有望实现 60 万辆销量，同比增长超过 80%。

政策方面，按照现有政策规定，美国纳税人新购置的符合条件的插电式混合动力汽 车及纯电动汽车，可享受税收返还方式的补贴。具体补贴金额为：车辆动力电池容量 5kwh 补贴 2,500 美元/车，大于 5kwh 的部分，补贴 417 美元/kwh，上限为 7500 美元/ 车。但当车企的新能源车累计销量突破 20 万辆后，将触发补贴退坡机制：在达到 20 万 辆之后接下来的第一、二个季度补贴减半，第三、四个季度再减半，之后不再享受任何 补贴。

5 月 26 日，美国参议院参议院财经委 14:14 平票通过新的补贴提案，提案取消了此 前 20 万台的销量限制，同时将单车抵免上限由 7500 美元提升至 10000 美元，由工会成员企业生产的电动车，限额提升至12500美元。税收减免优惠将在渗透率超过50%以后， 在三年内逐步取消。该项法案还需得到参议院和众议院批准，并由总统签字后才能够生效。

2020 年美国新能源车销量合计为 32.25 万辆，新能源车渗透率仅为 2.22%，相较于中国和欧洲市场渗透率提升都具备显著空间。我们认为，如果参议院的政策能够获得通过的话，美国市场未来两年有望复制欧洲市场 2020 年的超高增速，实现新能源车渗透 率的快速增长。

在国内消费需求爆发和海外政策推动的共振下，我们预计到 2025 年全球新能源车销量将达到 1800 万辆以上，对应的全球动力锂电需求将超过 1100GWh，CAGR 超过 50%，动力锂电需求持续爆发。

消费锂电下游主要对应 3C 等需求，近年来行业增速整体保持稳定，出货量增速在 10%左右。储能锂电受益于新能源发电装机增长，近年来保持较快增速，全球装机增长维持在 50%左右，但是由于基数较小，2020 年装机占比仅为 10%，所以在锂电池装机中的占比目前仍旧较低，对整体装机的贡献仍然较小。所以中期来看，动力锂电依旧是锂电池需求增长的核心来源。根据我们测算，到 2025 年锂电池需求合计需求将超过 1400GWh。

从利润分配来看，受制于 2020 年前三季度较为疲软的市场需求，产业链对于今年需求的爆发预期不足，供给紧张成为了产业贯穿全年的关键词，这一点在行业中上游的 材料环节表现得尤为明显，因此从利润分配的角度看，我们认为年内材料环节更具比较优势。

1.3 电解液：供需矛盾尤为凸显，原材料是核心战场

电解液由于轻资产的特点和较低的技术壁垒，产能通常不存在瓶颈，电解液配制环 节的利润周期也并不显著，整体上表现为成本驱动的定价模式。但是上游材料尤其是六氟磷酸锂由于产能建设时间长达 1.5 年到 2 年，且具备一定的技术门槛，所以价格不同于电解液，更多是由供需决定，呈现出比较明显的周期性。六氟作为电解液成本最大的单项材料，按照目前的原材料价格水平计算成本占比已经超过 50%，因此六氟供需格局成为了决定电解液价格走势的核心因素。

2020 年四季度开始，在下游需求迅速回暖的驱动下，六氟磷酸锂供需格局开始改善， 龙头厂商库存 9 月开始就已经陆续清空，产业链供需格局开始显著改善，部分闲置产能开始陆续恢复生产。在此背景下，六氟也开启了新一轮的上涨过程，从前期低点的 6.95 万元/吨左右上涨至目前的 38 万元/吨以上，价格涨幅超过 450%。

动力电动通常对于性能尤其是安全性具备较高的要求，因此电解液厂商对于六氟的纯度普遍保持较高标准的要求，对于供应商的更换也持较为谨慎的态度。对于六氟行业来说，目前核心的壁垒和难点在于提纯工艺。部分后入局的厂商由于技术和工艺问题， 产线实际产能无法达到设计预期，此外部分厂商由于环保问题产能也无法开满，这也导致目前市场上的实际供给能力和名义产能存在一定的差异。

根据我们的测算，到 2020 年底，全市场单月实际供给能力大约在 4600 吨左右，产能基本都已在满负荷运转。正如前文所述，六氟受制于环保审批等的限制，建设周期普遍需要 1.5 年到 2 年的时间，因此今年年内来看，新增的产能较为确定。2021 年新增产能主要是天赐材料新建的折固 20000 吨的液体六氟产能，多氟多的 5000 吨产能，森田的 2000 吨产能以及赣州石磊的 2000 吨产能。

其中天赐材料的 10000 吨产能预计在下半年陆续完成建设开始投产，考虑到产能爬坡等因素，在此我们保守假设年内的有效产能在 2000 吨左右。多氟多的新增产能预计 在二季度开始陆续投产，在此我们假设年内有效产能贡献在 2000 吨左右。森田和赣州 石磊的新产能预计都在年中开始试生产，因此我们假设两家年内的有效贡献都是500吨。以上产能叠加部分厂商技改带来的小幅产能提升，我们预计 2021 年市场有效产能在 6.45 万吨左右，产能利用率达到 90.89%，处于近年来的最高点。

展望 2022 年，根据目前披露的情况看，预计新增产能集中在多氟多、新泰和天赐 三家。其中新泰和天赐材料两家的六氟产能预计都在下半年投产。此外，虽然天赐材料近两年的六氟产能投放较多，由于与中央硝子技术合作的原因，目前全部用于自供，不会对外销售。并且天赐材料的六氟自供比例已经非常高，一季度已经超过 80%，外采的绝对量已经不大，并且出于供应链稳定的考虑，企业通常都不会采取完全封闭的上游供 给，因此天赐产能投放对市场的冲击预计有限。

根据我们的测算，产能偏紧的情况至少要持续到明年上半年，后续随着新增产能的逐渐投放，虽然产能利用率会有所回落，但是相较于前几年仍旧处于高位，价格回落幅度将显著趋缓，行业价格和盈利水平有望保持在合理区间。

从本轮涨价周期中产能投放的主体来看，两轮周期存在显著的差异。上一轮周期中，六氟产能前三名占总产能的比例快速由 2014 年底的 66.67%下降至 2017 年底的 40.34%， 而本轮周期从目前公布的产能扩张情况来看，到 2022 年底预计从 2020 年底的 42.81% 上升至 64.91%，产能的头部集中度显著提升，说明上一轮扩张更多以中小厂商为主，而这一轮参与者则是以大型厂商为主。

我们认为两轮扩张主体差异最主要的原因，在于龙头厂商扩张效率优势和资金优势更为凸显。

对于六氟这种历史上具备强周期性的产品，中小厂商扩张最大的逻辑就在于抢在周 期下行之前尽快完成产能建设，攫取超额利润并尽快回收前期的资本开支，提升资金的使用效率。但是从上一轮的惨痛教训来看，六氟价格在高位仅仅维持一年左右的时间，而六氟产能的建设需要 1.5 年—2 年，参与扩产的中小厂商并没能获得超额利润。本轮周期虽然由下游真实消费需求主导，持久性更优，但是由于龙头厂商往往具备更优的资源禀赋，且多氟多等厂商还具备自有的设备产能，在经历了多轮产能建设洗礼后经验也更为充沛，产能建设效率上中小厂商相较于龙头厂商难以取得优势，因此难以分享到现阶段的高额利润。参与产能建设的动力自然相应减弱。由于环保和安全限产的因素，以及技术原因，部分小厂的产能开动情况并不好，在 2017-2020 年这段时间长期保持在 50% 一下的产能利用率。根据我们的测算，在 50%的产能利用率的时候，六氟毛利率长期只有不到 20%，这意味着中小厂商可能要面临着尚未分享过超额利润，就先经历长期的微利的状态，对于注重资金使用效率的中小企业来说，吸引力无疑更是大打折扣，参与意愿显著降低。

另一方面，随着行业规模的不断扩容，不同于 2016 年前后以千吨为单位的扩张， 目前头部企业扩张都是以万吨为单位。目前除了天赐和中央硝子之外，六氟生产普遍采用固体六氟的生产方法。从之前各家企业公告的情况来看，1 万吨六氟产能项目的整体 投资要达到 5 亿元左右，对于新进入的厂商还会进一步升高，资金压力对中小厂商来说较为沉重。

由此可见，对于中小厂商来看，现阶段参与六氟产能投资，可能需要面临尚未盈利 就要开始长期处于微利甚至亏损的状态，且前期还要面临较重的资本开支，从新入局者的角度看，这样的生意并不划算，中小厂商的参与热情自然大幅下降。

因此我们认为，由于六氟行业具备一定的技术壁垒，且投资强度较高，而在价格下行周期盈利能力并非特别可观，尤其是对于中小厂商，所以近年来行业已经鲜见新进入参与者。从目前的产能规划来看，行业扩产以现有的行业龙头为主，我们认为这种趋势 将在未来仍将保持，行业的产能供给节奏后续将基本由龙头厂商把控，行业的产能建设也将回归理性，产能利用将维持在合理水平上。

近年来电解液行业格局不断优化，头部集中态势日趋明显。在过去几年价格调整过程中，龙头厂商通过纵向一体化布局、海外业务拓展等手段，提升自身盈利能力，强化竞争力，市场集中度不断提升，龙头企业的话语权逐渐增强。市场格局来看，目前 CR5市场份额占比由 2017 年的 61.3%提升到 2020 年的 77.6%，龙头集中度提升明显，这也为行业合理定价，保障盈利能力构建了基础。

去年四季度开始受制于价格传导时滞的影响，电解液企业普遍面临了较为明显的成本压力，从目前已经披露的年报情况来看，行业龙头天赐材料和新宙邦都经历了比较明显的毛利率下降的过程。

我们认为这主要是因为四季度开始行业需求暴涨，六氟企业库存本已处于低位，难以提供更多出货供电解液企业囤积存货，同时六氟作为化工品本身也很难保存大量的存货，并且溶剂的价格也经历了比较明显的上涨，成本压力剧增且基本随行就市的上涨。但是电解液价格调整需要一定时间周期，虽然采取成本加成的公式定价，在原材料快速上涨的过程中还是会出现一定的价格错配。

但是进入到 2021 年以来，下游需求超预期增长，原材料供给紧张持续发酵的推动下，锂电中游供需改善显著，电解液成本压力 2021 年开始加速传导，磷酸铁锂电解液由年初的 4 万元上涨至目前的 9.5 万元，上涨幅度超过 130%。

根据我们测算，Q1 以来价格下电解液成本压力传导已经较为充分。在行业整体原材料供需偏紧的情况下，议价权由电池端转移至材料端，成本压力的传导全年有望保持高效，2021 年全年电解液环节有望呈现出量利齐升的局面。

目前电解液质量占比最高的溶质和溶剂成分和占比普遍较为稳定，目前电解液性能的改善主要是通过添加剂添加种类和比例的调整来实现。功能添加剂作为最经济、有效提升电池性能的材料，通过少量的功能添加剂组合便可大幅度提高电解液及电池的性能，其系统、深入的研究，在锂离子电池电解液开发过程中起到核心的作用。

目前适用于高镍材料、高电压电池的电解液的研究也取得了许多成果，但是一些能够提高电解液化学稳定性和电化学稳定性的功能性添加剂的作用机理还未明确，并且部分添加剂在充放电过程中会对电池的电化学性能产生一些副作用，且单一的有机液体添加剂、离子液体添加剂或固体添加剂很难满足电池的各项需求。

随着对高电压和高镍需求的逐渐提升以及材料体系的快速变化，未来添加剂配方和种类将愈加复杂，电解液价值量有望提升，对添加剂的研发也愈发受到各家电解液企业和电池企业的重视。

由于添加剂在电解液质量占比较低，单个品种添加剂早期市场容量较小，且添加剂属于危险化学品，受环保管控严格，新上产线要经过环保和安全管理审批，环保压力比较大，前期国内企业市场关注度不高。

以目前商用推进最广泛的 VC 为例，目前国内产能集中在少数几家企业手中，主要是江苏华盛、苏州华一、淮安瀚康、南通新宙邦、青木高新、浙江天硕、福建创鑫、福 建博鸿等几家企业，且普遍产能在 1000-2000 吨/年左右。根据 GGII 数据显示，2016- 2019 年，国内 VC 产量分别为 1826.0 吨、2377.5 吨、3014.6 吨和 3825.5 吨，市场需求 持续增长但总量比较小。

电解液添加剂出货量增长迅速，CAGR 达到 39.28%。2019 年中国电解液出货量达 到 19.8 万吨，带动整个电解液添加剂出货量达到 1.15 万吨，占整个电解液重量的比重 为 5.8%左右。根据 GGII 的数据，2020 年国内电解液添加剂出货量约 1.46 万吨，同比 增长 27%。

随着电解液添加液需求的高速增长和使用的愈发频繁复杂，各家电解液厂商开始加 码布局上游添加剂产能，完善纵向一体化布局以期保障供应链的稳定并降低材料成本， 提升竞争优势。

六氟磷酸锂各方面性能较为均衡且成本较低，工艺成熟，现阶段仍是主盐的最佳选 择，各种新型锂盐目前主要作为添加剂加入电解液中用于提升电解液性能。其中 LiFSI 由于其优秀的高温稳定性，耐水解，以及与硅负极较好的相容性，是目前最先具备规模 化商用可能性的新锂盐。

目前国内市场 LiFSI 的价格大约为 40 万元/吨，六氟价格目前与 LiFSI 已经较为接 近，根据目前的原材料水平价格进行测算，成本差距相比前期已经显著缩小，LiFSI 添 加比例有望提升。未来能量密度仍将是锂电池进步的主攻方向，其中高镍正极和硅碳负 极是最重要的两个技术路线。硅材料负极理论能量密度上限可达 4200mAh/g，远高于目 前的普通石墨材料。LiFSI 与硅碳负极的相容性较好，是电池未来升级过程中的理想溶 质。

固态电池由于其更优的热稳定性和更高的能量密度，是未来电池进步的重要技术路 线。LiFSI 具有较高的耐热性、良好的化学和电化学稳定性。同时，其具备较大的阴离 子基团，其晶格能最低，相对于其他几种锂盐而言在聚合物中容易解离，能够起到提升 聚合物电解质离子电导率的作用，有望成为聚合物全固态锂电池的主流溶质。

我们认为电解液制造环节的难度较低，且产能建设时间较短，产能限制并不显著， 现阶段电解液环节的供需矛盾主要体现在原材料上，其中六氟由于价值量占比高，且受 制于产能建设时间的原因供需紧张较为显著，六氟环节是本轮景气周期中，电解液链条 上受益最为显著的环节。

从整个电解液的竞争格局出发，我们认为电解液核心战场是对原材料的控制，即通 过成本优势和研发优势构建核心壁垒。成本优势最重要的抓手是六氟，上行区间价格与 材料相关性弱，盈利能力提升显著，可以有效增厚利润，下行周期可以增厚安全垫，提 升价格竞争能力。前期小厂商由于六氟产能利用率偏低，利润微薄已经无心恋战，未来 六氟产能投放集中于头部厂商，有望趋于理性，供给激增价格骤降的局面不会重演。

电解液性能改善最主要的途径是添加剂类型和比例的改善，因此对新型添加剂的研 发是构建研发优势的重要手段，龙头厂商纷纷加码添加剂布局。锂电池高电压和高镍化 趋势推动添加剂需求不断增加且体系更加复杂，未来也有望提升电解液产品价值量。LiFSI 由于出色的导电性和稳定性，是最具商业化前景的新型锂盐。受益于六氟价格上 涨，成本劣势逐渐缩小，渗透率预计将加速提升，2025 年市场空间有望达到 150 亿。

多氟多目前是国内晶体六氟龙头，截至 2020 年底具备产能 1 万吨，2021 年以来持续加 速扩张速度，新增 5000 吨产能已经爬坡完成进入满产状态。公司目前剥离整车业务轻 装上阵，受益六氟价格上行未来两年具备高业绩弹性。天赐材料作为行业领跑者，2020 年国内市占率接近 30%。公司凭借战略眼光抢先布局上游材料，现有 1.2 万吨六氟产能， 下半年将新增2万吨产能，材料自供打造成本优势。同时公司积极布局添加剂和新锂盐， 下半年预计新增 1800 吨添加剂产能和 4000 吨 LiFSI 产能，前沿技术充分占据优势。新 宙邦是国内第二大电解液企业及第二大添加剂供应商，现有产能 2000 吨，计划新增 2.93 万吨产能于 2023 年投产，添加剂领域优势显著。同时公司 5.4 万吨溶剂产能基本建设完 成，预计年内投产，未来为公司提供更深的成本壁垒。

1.4 三元正极及前驱体：高镍助推格局优化，关注龙头量利齐升

三元复合材料具有比容量高、循环寿命长等特点，是未来正极技术重要的发展方向。我们认为，随着三元高镍化的推进，稀有金属钴的用量将会逐渐降低，此外随着技术工 艺逐渐成熟，高镍正极的加工成本有望逐渐下降，三元正极性价比有望逐渐提升。虽然 短期来看磷酸铁锂正极在成本优势下装机占比有所回升，但是未来三元仍将占据市场主 导地位。

目前整个正极制造链条可以划分为矿产资源、金属冶炼、前驱体制造、正极烧结等 多个环节，单个环节毛利率普遍在 12-15%的范围内。目前正极技术还在不断高速迭代 过程中，行业技术天花板还具有一定的距离，因此我们认为现阶段竞争核心还在于技术 实力，前驱体和正极环节通过技术研发优化产品结构，提升高技术水平产品占比来保障 公司盈利能力，但是随着未来技术不断进步，新能源车里程焦虑和充电效率差异不再显 著之后，行业可能会转向利稳量升的阶段，成本优势将成为竞争的关键因素。

根据我们的测算，到 2025 年全球三元正极需求量将达到 210 万吨，对应前驱体需 求将达到 221 万吨，CAGR 达到 45%。对应的三元正极市场规模超过 3000 亿元，前驱 体市场规模超过 2000 亿元。

对于正极环节来说，镍含量的提升可以有效提升电池能量密度，国内渗透率仍处于 加速提升的通道中。截止到 2021 年 Q2 国内 811 正极渗透率已经提升至 30%以上，相 较于 2020 年初 15.39%提升非常显著。从格局来看，目前高镍由于技术难度较高，市占 率仍旧较为集中，容百和巴莫作为两大龙头，合计占据过半江山。在高镍渗透率提升的 背景下，龙头凭借技术实力份额有望加速提升，加速优化竞争格局。

前驱体环节来看，由于制备非标属性强，需要丰富的工艺经验积累和强大的研发实 力。现阶段前驱体需要根据客户产品个性化的参数指标要求进行研发，针对不同材料配比及指标需求需要采用不同的制备环境和工艺参数，过程中存在大量的 know-how。此 外，三元前驱体尚未达到理论上限，技术还处于快速迭代过程中，每一轮的技术升级都 需要企业工艺的革新调整，而掌握新产品生产工艺可以帮助企业获取议价能力，因此研 发实力现阶段仍是前驱体行业重要的壁垒。

龙头厂商在技术和资本优势推动下，集中度逐渐提升。2020 年以来高镍正极的渗透 率开始加速提升。由于高镍正极前驱体技术门槛高于普通前驱体，产能集中在头部厂商；另一方面头部厂商资本相较于普通厂商更具优势，产能扩张速度快于其他厂商，因此近 年来前驱体市场龙头集中度逐步提升，到 2020 年 Q4 已经由 2018 年 Q1 的不足 60%提 升至 71.86%。

容百是国内高镍正极龙头，目前高镍 领域市占率超过 30%，受益于产能利用率提升和金属价格上涨，公司一季度单吨净利超 过 1 万元，相较于 2020 年单吨 0.62 万元的净利水平提升显著，在前驱体自供比例提升 及出货结构优化的带动下，预计全年单吨净利有望达到 1.2 万元，同比增长 100%。产能 上公司产能持续加速扩张，预计年底产能将由 2020 年底的 4 万吨提升至 15 万吨，公司 迎来量利齐升过程。

中伟股份定位独立第三方前驱体加工商，客户结构丰富且优质，在 LG 体系主供地 位稳固的同时，在宁德、SK 等头部电池厂商供应体系内份额拓展顺利。多年来大力度 投入研发，技术实力积累深厚，现阶段正极距离技术天花板尚有距离，技术仍在快速迭 代，公司凭借强大的研发实力市占率有望进一步提升。借力行业快速发展和市占率提升 双重促进，公司年内出货有望冲击 18 万吨，2022 年有望达到 30 万吨，持续告诉扩张。公司持续发力布局上游资源和电池回收业务，应对未来可能的供需错配保障供应链稳定 的同时，可以进一步提升公司的盈利能力，如果从红土镍矿冶炼到硫酸镍冶炼环节全部 打通实现自产，根据我们的测算单吨三元前驱体毛利可以提升 1.5 万元-1.8 万元，对应 毛利率增厚 15%-17%。

1.5 隔膜：海外+涂覆占比提升，单平净利持续提升

由于前期经历多年价格竞争，低端产能出清，目前隔膜行业格局为四大主材中最优。其中湿法隔膜方面，上海恩捷市占率达到 37%，叠加苏州捷力和纽米后，合计市占率达 到 50%。叠加干法后，上海恩捷市占率 30%，加上苏州捷力和纽米，恩捷市占率合计达 到 40%。份额优势非常明显。

隔膜行业受制于设备供给，扩张效率受限。目前国内隔膜行业设备主要依赖于进口 采购，设备采购周期长达 2 年左右，叠加设备调试和产能爬坡，整个扩产周期往往需要 2-3 年。同时由于上游设备供应厂商经营策略较为保守，扩张进展缓慢，所以设备供给严重限制了产能扩张效率。目前头部厂商产能已经均处于满产状态，随着下半年产业需 求的进一步释放，隔膜行业的供需矛盾将会加剧，未来 1-2 年隔膜价格有望迎来稳中有 升的态势。

恩捷股份作为目前国内隔膜龙头， 湿法领域市占率超过 50%，并与 Celgard 合作开始进军干法领域。公司上游与日本制钢 所深度合作，设备供给效率优于同业，在目前产能为王的背景下有望凭借超越同业的产 能扩张能力进一步扩张市场份额。此外公司打入 LG、松下等海外龙头电池企业供应链， 海外占比有望进一步提升，带动公司单平盈利的增厚，同时，公司开发具备自主知识产 权的在线涂覆产线，大幅提升涂覆加工效率，有效降低成本，提升了公司涂覆膜的成本 竞争力，未来有望持续扩张涂覆市场份额，提升公司隔膜价值量。

星源材质干法隔膜市占率位居国内第一，同时积极布局湿法隔膜领域，产能加速释 放。公司现有产能 15 亿平，其中干法 6 亿平，湿法 9 亿平，瑞典基地产能建设也在持 续推进，湿法产能进入快速扩张期。客户结构方面，公司进入宁德和 LG 供应链，预计 对 LG 湿法隔膜出货下半年开始放量，进一步提升公司海外占比，增厚单平利润。

1.6 负极：关注龙头一体化布局

根据我们的测算，受益行业需求增长，预计 2021 年全年负极材料需求可达 43.26 万 吨，供给端来看，全年有效产能预计在 70 万吨以上，产能利用率为 60%左右，整体来 看供给过剩。

从负极的成本构成来看，负极的核心成本来源是制造费用和材料成本，分别占负极 成本的 49.6%和 42.45%。其中，制造费用里面最主要的组成部分就是石墨化。

成本端来看，负极主要材料针状焦和加工费中的核心构成石墨化的费用都在面临涨 价压力。受上游大宗商品价格上涨的压力，1 月份以来针状焦价格从不足 6000 上涨至 9000 元左右，涨幅超过 50%。石墨化方面，由于石墨化加工产能供给紧张，也面临一定 上涨压力，年初以来已经上涨超过 10%。在成本上行压力下，随着下半年下游需求的进 一步释放，负极价格预计将保持稳定。在此背景下，成本优势无疑是获取竞争优势的最 佳手段。

目前石墨化加工费约为 1.6 万元/吨，通过在低电费地区建设石墨化产能的方式，单 吨负极成本可以节约 0.42 万元，对应毛利率提升约 7%，可见一体化布局，尤其是石墨 化产能的布局是获得成本优势的有效手段。

公司目前具备山东 1 万吨石墨化 产能和内蒙 5 万吨石墨化产能，石墨化自供比例可达 80%左右，目前内蒙还有 5 万吨石 墨化产能处于建设过程中，根据公司前期公告情况，公司规划的四川基地负极产能均配 有石墨化产能，未来石墨化比例有望进一步提升。公司在目前高端石墨负极业务的基础 上，下沉中低端市场，未来有望凭借一体化布局优势进一步拓展份额，巩固人造负极龙 头地位。

2 光伏：产业链博弈近尾声，光伏装机需求迎反弹

2.1 多重政策利好打开光伏建设空间

（1）全球碳中和政策下光伏行业迎来发展正周期

光伏行业既有成长性的潜力又有周期性的魅力。其成长性是基于绿色可持续发展的 本质，而周期性则是由于政策变化、贸易战争、技术更迭所导致。光伏行业在经历了“欧 美双反”、“扩大内需”、“补贴退坡”、“单晶变革”等多次大起大落后进入了“平价时代”， 在全球“碳中和”政策的引导下，迎来发展正周期。

能源结构重塑是实现碳中和的重要路径，通过改变能源结构，减少化石能源的使用， 转而使用太阳能。风能等可再生能源，可以直接降低二氧化碳排放量。根据国际可再生 能源机构的研究，可再生能源发电比例将从 2019 年的 30%提高到 2060 年的 90%，全球 光伏发电装机从 2020 年的 760GW 增长到 2050 年的 140000GW，年均 CAGR 19%。

（2）多重利好政策促进国内光伏行业发展

光伏项目建设方面，2021 年 5 月 11 日国家能源局发布《关于 2021 年风电、光伏发 电开发建设有关事项的通知》，通知对行业影响主要有四点：

（1）增加了未来五年光伏、 风电需求增长的确定性。通知总体要求中 2021 年，全国风电、光伏发电发电量占全社 会用电量的比重达到 11%左右，后续逐年提高，按照此要求计算未来五年间光伏发电年 均装机增长在 80GW 左右。

（2）为 2021 年光伏、风电装机规模提供指引。为完成年度 非水电最低消纳责任权重，2021 年保障性并网规模不低于 90GW。

（3）加快推进存量项 目建设，保障 2021 年光伏装机需求。通知中明确指出 2019 及 2020 年各类存量项目应 在规定时限内建成投产，对于超出核准（备案）有效期而长期不建的项目，各省级能源 主管部门应及时组织清理，对确实不具备建设条件的，应及时予以废止。

（4）户用光伏 补贴超市场预期。通知中明确 2021 年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 5 亿 元，超过之前市场预期的 3 亿元。按照户用光伏补贴 0.03 元/kwh 计算，2021 年户用光 伏装机可达到 16.7GW。较去年 10GW 同比增长 67%。

光伏电力消纳方面，2021 年 5 月 35 日，国家能源局，发改委发布了《2021 年可再 生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，通知要求从 2021 年起，每年初滚动发布 各省当年和次年消纳权重，各省按照当年权重进行考核评估，按照次年权重开展项目储 备。通知中对行业的影响主要有两点：

（1）增强了行业需求的确定性。根据各省公布的 当年消纳权重比例，可以大致推算出当地可再生能源的装机需求量。此外，要达到 2025 年非石化能源 20%的目标，则需全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重需从 2021 年的 11%增长到 16.5%左右，未来五年可再生能源的装机需求基本明确。

（2）指导新增 项目的合理开发。根据各省公布的次年消纳权重比例，可以估算出当地可再生能源并网能力，合理开展新能源项目储备，避免项目的盲目开发建设而导致的弃风弃光现象，有 效降低运营商经济损失。

光伏并网电价方面，2021 年 6 月 11 日国家发改委发布了《关于 2021 年新能源上网 电价政策有关事项的通知》，与 2021 年 4 月 9 日发布的征求意见稿相比，正式通知中 2021 年新备案项目的并网价格高于征求意见稿，有利于调动行业积极性，加速风电光伏 发展。在征求意见稿中上网电价按“指导价+竞争性配置”方式形成。即以各省规定的指 导价为上限，通过竞价方式确定不同项目的上网电价，而在正式的通知中，明确规定新 建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，意味着新备案集中式光伏电站将获得高 于征求意见稿的固定电价。正式通知和征求意见稿的差别释放除了清晰强烈的价格信号， 价格是引导资源配置的灵敏信号，较预期更高的以及更固定的上网电价，有利于提高电 站运营商的全投资 IRR，实现更好的收益，利于调动各方面投资积极性，推动风电、光 伏发电产业加快发展。

（3）整县推动光伏屋顶计划引爆光伏行业

6 月 20 日国家能源局发布《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案 的通知》，通知要求 7 月 15 日之前报送试点方案，试点县党政机关建筑屋顶总面积光伏 可安装比例不低于 50% ，学校、医院等不低于 40% ，工商业分布式地不低于 30%，农 村居民屋顶不低于 20%。引爆光伏圈。截止目前，已经有超过 23 个省市发布整县推动 光伏屋顶试点的文件。通知的发布有利于各地以县市为单位，成规模、有组织有规划的 大面积推进分布式光伏的开发，成为分布式光伏最强利好。在此政策推动下，未来分布 式光伏装机在光伏装机中的占比将大幅提升，BIPV 将为光伏行业带来广阔的增量市场。

2.2 2021H1 市场回顾：硅料价格高涨，产业链价格博弈激烈

2020 年在政策引导和市场需求双轮驱动下，光伏行业发展迅速，产业链各环节迎来 扩产潮。与其他各环节相比，硅料环节扩产进度缓慢，与下游硅片、电池片等环节失配 严重，2021H1 硅料的紧缺导致产业链价格剧烈波动，高涨的硅料价格对全行业各环节 都带来巨大影响。

多因素导致硅料供应紧张。

（1）实际需求：全球碳中和背景下，行业需求旺盛，全 球政策向好。根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，大多数国际市场的项目活动蓬勃发 展，目前大多数国家都制定出了碳中和目标，但是实际上还没有人能真正了解到该如何 实现这一目标，显而易见的起点就是大量建设可再生能源项目，需求旺盛是造成硅料供 应紧张的首要因素。

（2）囤货心理：硅料供应紧张的情绪蔓延到全行业，下游企业增加 了囤货需求，一些海外中间商囤货放大了市场需求，硅料需求超出实际需求。

（3）库存 不足：由于 2020Q4 光伏单季度装机高达 29.4GW，创下历史记录，抢装潮下各企业硅料 库存已经消耗殆尽。2021Q1 下游电站企业仍然存在大量补装需求，造成硅料企业 1 月 份交货困难，供应短缺。

（4）扩产缓慢，由于硅料技术壁垒高，扩产周期长，一般建设 期需要 12 月左右，产能爬坡需要 6 月左右，扩产速度与需求增速严重失衡，造成供给短缺。多重因素叠加影响下，硅料价格从 2020 年底的 85 元/kg 上涨至 2021 年 6 月的 206 元/kg，涨幅高达 142%。

硅片环节双寡头格局，价格传导能力强。硅片环节行业集中度高，形成以隆基股份 及中环股份为首的双寡头格局，两者市场占有率达到 60%。较高的市场集中度有助于龙头企业充分发挥供应链优势，掌握定价话语权。对上游通过长单提前锁定硅料供应，对下游通过不断调价悉数传导价格压力。在经历了硅料环节多次涨价以后，硅片环节自 2 月 25 日起开始跟涨，先后多次上调价格，M10/G12 硅片涨幅均超过 50%。手握长单的 硅料龙头企业从容应对原材料涨价风波，并将价格压力悉数传导至下游环节。

电池和组件端腹背受敌，价格趋势仍然向下。过去多年来，受益于技术进步和规模 化成本降低，组件价格一直处于下降的趋势。对于电站投资商来说，今年组件价格不降反升，打乱了投资商的投资计划和建设节奏。今年是全面平价的第一年，除了组件价格， 投资商还要面对失去保护的上网小时数、高比例市场化交易，竞争性配置消纳指标等挑 战。各大发电集团均推迟了组件的集采招标，短期内下游需求未得到释放，组件价格上 涨动力不足。

组件端无降价空间，电池端利润降幅较大。由于 2020 年底的光伏玻璃价格上涨已 经将组件厂家利润压缩至冰点，因此组件厂商只能通过减产来与上游电池环节进行博弈， 压缩电池环节利润空间，受硅片端价格上涨的影响，电池端涨价意愿较强，但从博弈的结果来看，下游组件端并不买账。经过硅片的多轮涨价以后，电池片价格依然难以向下 传导，电池端毛利已经从年初的单瓦 0.2 元下降至 6 月的 0.03 元。电池环节利润压缩幅度最大，毛利率从年初的 23.4%压缩到了六月的 2.83%。电池环节将加速出清，落后的电池产能将遭淘汰。

电池组件环节下调开工率，国内装机需求延后，海外市场超预期。光伏产业链价格波动的传导最终将落在电站端，由于国内光伏发电已经全面实现平价上网，电站端短时间内难以接受组件价格大幅上涨，为应对高涨的原材料价格，进入 Q2 以来，电池组件厂家纷纷下调开工率，国内光伏装机需求延后，2021 年国内 1-5 月累计光伏新增装机容 量 9.91GW。与国内市场不同的是，由于海外具备较为完善的电力竞价机制，且光伏电 站建设的非系统成本较低，对组件价格敏感度不高，上半年海外市场超预期，2021 年 1- 5 月组件出口量达 36.7GW。

2.3 2021H2 市场展望：产业链趋于平稳，全球装机高景气不变

进入六月以来，多晶硅价格连续四周保持平稳，七月初硅料价格出现年内首降，意味着贯穿整个上半年的光伏产业链价格剧烈波动将告一段落，下游需求将逐步回暖，全球光伏装机高景气不变。

（1）需求：全球装机高景气不变

国内光伏存量项目延期并网可能性不大。其一，25 号文中明确提出对于超出备案 有效期而长期不建的项目，各省级能源主管部门应及时组织清理，对确实不具备建设条 件的，应及时予以废止。其二，2022 年并网电价尚不明确，电价下行可能性较大，大部 分光伏项目业主仍会选择年内并网；其三，地方政府为落实非水可再生能源消纳责任权 重必须完成 2021 年保障性并网规模；其四，部分项目考虑土地成本等问题也无法延后 并网。

国外装机需求：尽管在 2021 年，全球光伏市场仍然面对疫情等不稳定因素，但按 照《巴黎协定》和全球可持续发展的要求，各国仍然把控制气候变化，发展光伏等清洁能源放在重要位置，国外市场将呈现多点开花局面，预计 2021 年全球光伏装机增长将达到 160-170GW。

欧盟：在经济衰退环境下，欧盟各国推进“绿色复苏”计划，将清洁能源作为经济复苏的重要手段，英国、德国、荷兰等国家纷纷加大清洁能源领域投资，通过发展光伏等清洁能源产业，拉动投资，促进就业，从而刺激经济复苏，预计欧盟装机量将超过 25GW。

印度：印度市场是亚洲地区最具增长潜力的市场，2020 年由于疫情失控，光伏装机 预计约为 8.9GW，较 2019 年出现明显下滑，装机量不足 4GW，2021 年，在疫情能够得 到有效控制的情况下，预计装机能够恢复至 9GW 以上。

美国：美国是光伏装机增速仅次于中国的第二大市场，根据特朗普政府此前提交的 退出《巴黎协定》的通知，2020 年 11 月 4 日，美国正式退出《巴黎协定》。然而随着美 国大选的尘埃落定，拜登在此次大选中获得胜利，根据拜登在参选之初的承诺，美国将重返《巴黎协定》，并设定 2050 年“净零排放”的目标，创建清洁能源出口和气候投资计 划，促进美国成为世界清洁能源的超级大国，根据拜登所设定目标，未来五年内美国平 均光伏装机增长将达到 30GW/年。

新兴市场：包括中欧、中东、拉丁美洲、东南亚、南非等地区在内的新兴市场未来 几年光伏将迎来上升期，地理条件、政策支持将使装机需求增幅较大，呈现光伏市场多点开花的景象。

（2）硅料：供需紧张局面延续，预计硅料价格高位维稳。

硅料价格止涨，高位维稳。根据 PVinfolink 公布的最新数据，多晶致密料价格为 206 元/kg，2021 年以来，由于硅料结构性供需失衡，价格一路高涨，截至目前，单晶 致密料涨幅达到了 145.77%。按照最新硅料价格计算，目前硅料净利率已经高达 57%， 成为今年光伏行业当之无愧最赚钱环节。

受供需紧张和市场情绪影响，预计 Q3 硅料价格将高位维稳。Q4 随着通威 10 万吨硅料投产和市场预期对 2022 年产能提升的提前反应，价格将松动下滑，但降价空间有限。由于硅料投产后还需 6 个月爬坡期才能达到满产，2022 年硅料价格竞争依然激烈， 2022 年实际释放的产能包括通威、大全、新特技改产能，亚洲硅业，有效新增产能 15- 18 万吨，对应 50-60GW,预计 22 年全年光伏装机需求 200-220GW，相对于硅片的扩产 速度来说硅料的扩产增幅依然是有限的，预计 2022H1 价格依然较高，2022H2 价格会出现较为明显的下降，但整体均价仍会高于 2020 年硅料价格，总体来说硅料在未来两年 内都会是最赚钱的环节。

（3）硅片：产能迅速增长，新入局者或将打破双寡头格局。

2021 年硅片新增产能基本在下半年释放，硅片产能增速较大，加之上游硅料价格居高不下，预计硅片环节整体毛利率会有一定压缩。前四大单晶硅片企业隆基、中环、 晶科、晶澳，持续加码单晶硅片产能布局，同时，新入局硅片产业也持续扩大产能，在 单晶硅片市场中抢占一席之地，如上机数控、京运通、广东高景等。截至 2021 年底，仅 这 6 家的单晶硅片产能将超过 300GW，其中双寡头隆基与中环合计将达到 200GW。除 此之外，包括锦州阳光、协鑫、阿特斯、天合光能等企业的单晶硅片产能分布在 5-10GW 不等，按照 70%有效产能，2021 年的硅片供应能力将在 230-250GW，竞争非常激烈， 加之硅片环节目前毛利率超过 30%，在产业链中属于毛利较高的环节，预计 2022 年硅 片环节将迎来价格战，毛利率将会存在一定程度的压缩，硅片盈利能力有所下降，新入 局者或将打破双寡头格局。

（4）电池：N 型电池发展成趋势，TOPcon 与 HJT 存在技术路线之争

N 型时代已经到来，随着上一代多晶转单晶技术路线的完成，PERC 的效率挖掘 逐步接近 24.5%的效率极限，P 型转 N 型电池被视为下一代光伏电池的革命性技术。随 着 N 型电池技术的成熟及成本的不断降低，包括晶科、隆基、通威、阿特斯、天合、 晶澳、东方日升等纷纷推出 N 型电池技术，并以 HJT 及 Topcon 为代表，多家企业打 破 25%电池效率记录。

HJT 电池技术：1990 年，日本三洋公司首次开发出异质结太阳能电池，当时 HJT 电池转换效率为 14.5%，经过三十年的发展，目前 HJT 量产效率已经超过 24%。HJT 技 术通过在 p-n 结之间插入本征非晶硅作为缓冲层，对晶体硅表面起到良好的钝化作用， 很好地解决了常规电池掺杂层和衬底接触区域的高度载流子复合损失问题，实现较高的 少子寿命和开路电压。HJT 独特结构使其具备工艺结构简单、工艺温度低、效率高、无 电致诱导衰减等优点，电池理论效率可达到 27.5%，是 N 型电池的代表性技术之一。

TOPcon 电池技术：2013 年，德国 Fraunhofer 研究所首次提出了 TOPcon 的电池结 构，TOPcon 是隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）的简称，其电池 结构为 N 型硅衬底电池，在 PERC (PERT)电池制备工艺的基础上，在电池背面制备一层 超薄二氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，有效降低 表面复合和金属接触复合，在钝化界面的同时起到吸收载流子的作用，可以极大地提升 太阳能电池的效率，量产效率较 PERC 高 1%左右，最高理论效率为 28.7%，为电池转 换效率进一步提升提供了更大的空间。

TOPcon 技术与 HJT 技术相比的最大优势在于其与 PERC 电池产线的良好兼容性， HJT 电池由于其特殊的电池结构，产线需要使用全新的设备。而 TOPcon 与 PERC 相比 主要变动及新增三个环节设备：硼扩散，隧穿氧化和非晶硅(LPCVD 或 PECVD)，去绕 镀清洗。其中隧穿氧化和非晶硅镀膜为 TOPcon 工艺的关键环节，LPCVD 为关键设备， 2018 年以前 TOPcon 设备以德国的 Tempress 和韩国 PV-tech 设备为主，随着国产化设备 的逐渐成熟，目前国内企业拉普拉斯（连城参股公司）、北方华创、捷佳创等均能够提供 相应生产设备，极大降低了 TOPcon 电池的成本。目前行业内 PERC 电池产能在 250GW 以上，部分较新的产线都预留有 TOPcon 电池的升级空间，预计 TOPcon 将会率先实现 大规模量产，而异质结可能存在更大的成长空间，未来 2-3 年，将出现 TOPcon 与 HJT 两种技术路线共同发展的局面。

（5）组件：上游降价+下游价格接受度提升，H2 组件盈利能力将迎来修复

2020Q4 由于光伏电站抢装季导致的玻璃、胶膜等组件辅材价格大幅上涨，而组件环节由于产能结构分散，对下游电站环节议价能力不强，且价格传导存在一定滞后，导致组件环节盈利能力被压缩至冰点。进入 21 年以来，铜、铝等大宗商品价格不断上涨， 上游硅料原材料也由于供需偏紧导致价格大幅上涨，组件生产成本不断提升，压力较大， 企业不再愿意为高价买单。2 月底以来，部分组件厂家开始酝酿减产，产业链开始从需 求的到供给端的反向传导。

21H1 由组件减产引起的向上传导，使得玻璃等辅材库存快速增加，4 月玻璃价格 重回合理区间，6 月以来，硅料价格也开始止涨维稳，硅片价格小幅下调，缓解了组件 企业的成本压力。需求方面，在碳中和政策指引下，电站企业为完成十四五规划装机目 标，普遍将全投资收益率目标值由原来的 8%以上下调至目前的 6-6.5%，对组件的价格 接受度增强，目前电站端普遍能够接受的组件价格提升至 1.8 元/W。预计下半年装机需 求将大幅提升，组价环节盈利能力迎来修复。

（6）逆变器：分布式市场推高小型逆变器需求

逆变器是光伏系统中的重要组成设备，只占系统总成本不到 8%，却直接影响发电 效率，运行稳定性和使用寿命，在整个光伏发电系统中占有重要地位。我国逆变器出口总量占到了海外装机规模的六成以上。逆变器根据使用场景的不同有集中式逆变器，组串式逆变器、集散逆变器和户用微型逆变器。大型地面电站主要采用集中式，集散式和 组串式逆变器，而分布式和户用光伏主要采用组串和微型逆变器。

目前的光伏装机以大型地面电站为主，随着整县推动光伏屋顶计划的推出，预计分布式将成光伏装机增长的主力。主要原因有两点：一是地面电站和分布式电站补贴政策的差异。2017 年以前，国内新增光伏装机均以大型地面电站装机为主，随着地面标杆 电价的下降和分布式补贴政策的明确，2017 年起我国分布式装机显著增长。目前地面电 站已经全面实现平价上网，而分布式补贴仍在延续。二是地面电站的消纳指标和土地资 源限制。由于土地资源与人口的分配不均，我国光伏电站主要集中在土地资源丰富的西 北地区，而用电需求主要集中在人口集中的东南地区，受到电网消纳限制，常常会出现 “弃光”现象。而分布式屋顶电站，距离用户侧较近，不存在土地资源和消纳限制问题， 有效解决弃光问题，因此具有较大的发展空间，预计 2021 年国内户用装机将达到 15- 20GW，在分布式装机需求刺激下，小微型户用逆变器市场份额将迎来快速增长。

3 风电：下半年有望景气重启，“两海”市场方兴未艾

3.1 双碳目标指引未来风电发展，三北与海上贡献“十四五”主要增量

“两个一体化”开辟新能源增长新模式。2020 年 9 月我国向全世界做出了 2030 年实 现碳达峰和 2060 年实现碳中和的庄严承诺，2020 年 12 月我国提出到 2030 年非化石能 源占一次能源消费的比重将达到 25%左右，2021 年 3 月我国首次提出要构建以新能源 为主体的新型电力系统。截止 2020 年底我国风电、光伏累计装机分别达到 2.81 亿千瓦 和 2.53 亿千瓦，2020 年全国风电、光伏累计发电量 7270 亿千瓦时，同比增长 15.1%， 占全部发电量占比达到 9.5%，同比提升 0.9 个百分点。我们认为，未来新能源装机和发 电量占比的进一步提升需要电网调控、电力市场、系统架构、消纳方式等方面做出重大变革，而在大规模远距离配置方式外开辟就地消纳新模式将是消纳方式变革的重点。2021 年 3 月国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的 指导意见》，确立了“两个一体化”的重要地位。我们认为新能源就地消纳是进一步提升新 能源发电渗透率的必经之路。“源网荷储一体化”强调负荷侧的调节能力，而“多能互补” 强调电源侧的有机互动，打捆送出。源网荷储一体化将依托“云大物移智链”、虚拟电厂 等技术+电力市场手段实现负荷侧调节能力的深度挖掘，多能互补强调风、光、水、储积 极推进增量发展，火电以盘活存量为主，严控增量。

平价不低价提振下游装机意愿。根据 2019 年 5 月发布的《国家发改委关于完善风 电上网电价政策的通知》，2019 年起新核准的陆上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价，且不得高于所在资源区指导价。2019 年至 2020 年核准项目必须在 2021 年底前并网才可享受核准时的上网电价（含补贴），因此今年存在第二轮陆上风电抢装需求。对于 2021 年起新核准陆上风电项目全面实现平价上网。海上风电方面，文件指出对于 2018 年底前核准的项目若在 2021 年底前全容量并网则执行核准时上网电价（0.85 元/kWh）， 2022 年及以后并网的执行并网年份的指导价；对于 2019 年、2020 年新核准项目按照竞 争方式确定上网电价且不得高于指导价（2019、2020 年分别为 0.8 元/kWh 和 0.75 元 /kWh）。需要注意的是，截止目前国家层面尚未对 2018 年底前核准但未在 2021 年底前 全容量并网项目电价做出明确说明，对 2019 年至 2020 年核准的海上风电项目的并网时 限也未给出明确节点。2021 年 6 月国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策 有关事项的通知》，指出 2021 年新核准陆上风电项目上网电价按照当地燃煤发电基准价执行，消除了此前行业对于竞价上网开启的担忧，大幅提振了下游装机意愿；海上风电 方面，文件明确 2021 年起新核准海上风电项目上网电价由各省自行确定，具备条件的可以竞争配置，上网电价高于燃煤发电基准价的，基准价以内部分由电网企业结算。随着广东省海上风电地补政策的落地，我们预计东南沿海各省在“双碳”任务目标下将陆续出台促进海上风电发展的举措。

“十四五”期间风电开发重心在“三北”和海上。“三北”地区是我国陆上风电资源最集中的区域，“十三五”期间由于送出线路建设滞后等原因造成弃风弃光严重使得“三北”地 区风电开发放缓，随着此前规划特高压送出线路和配套电源建设陆续完成，“三北”地区弃风问题得到大幅缓解。随着陆上风电全面进入平价时代，“三北”地区良好的风资源、 较低的开发成本和较强的规模效应使其重新获得风电业主的青睐。我们预计“十四五”期间我国陆上风电开发将围绕“三北为主，中东南部为辅”的主线展开。东南沿海省份是我 国用电负荷的中心且各省火电装机占比较高，“双碳”目标下各省实现清洁低碳发展压力较大，海上风电与分布式光伏有望成为东南沿海省份实现新能源发展目标的重要抓手。

3.2 悲观情绪充分出清，风电板块存在预期差

中标价格走低叠加原材料涨价压制板块预期。今年以来市场对风电板块的悲观情绪 主要体现在两方面：第一，今年以来风电中标价格屡创新低。中标价格走低主要是大容 量机组招标渗透率大幅度提升所致，与小容量机组相比，大容量机组可以大幅摊薄单位 容量造价，即使在更低的报价下也可以达到与小容量机组相近甚至更高的毛利率。根据 行业数据，截止今年 5 月底风机招标大型化进程基本结束，近期风机招标单位价格已企 稳。此外，去年抢装潮下催生风电行业产能短时处于高点，今年一季度下游需求处于相 对低谷，行业面临阶段性产能过剩，部分厂家为了保证企业经营连续性和现金流选择低 价销售。今年二季度以来随着招标提速，龙头企业再次回到满产状态，抢订单诉求大幅 减弱。第二，上游原材料价格大幅上涨。今年以来，包括钢铁、铜、铝、钢、玻纤等在 内的大宗商品价格暴涨，风机零部件厂商盈利能力普遍承压。零部件按照销售对象可以 分为向业主销售（塔筒、桩基、导管架）和向整机商销售（其他零部件）。塔筒、桩基、 导管架主要成本为包括中厚板、水泥、混凝土等在内的原材料成本，今年在原材料全面 涨价情况下成本基本可以传导到业主端。以陆上塔筒为例，塔筒用低合金中厚板价格在 今年 5 月中旬达到高点后快速回落，目前价格维持在 5500 元/吨-6000 元/吨的水平，而 售价已由去年同期的 7000 元/吨-8000 元/吨的水平上涨至 10000 元/吨-11000 元/吨的水 平，单吨毛利约为 1500 元/吨-2000 元/吨，维持去年同期水平。对于铸件、叶片、电机 等环节，招标由风电整机制造商进行且一般在年初会锁定全年售价，根据产业链调研情 况，今年上述环节售价同比下降幅度在 5%-20%范围内，整理经营压力较大。但需要指 出的是，去年抢装潮下部分零部件龙头企业受产能制约增速低于行业，今年随着产能的 快速投产和释放有望大幅度放量，业绩增长无虞。

招标容量超预期，下半年迎来机组大规模交付。经历去年陆上抢装潮后市场普遍对陆上风电后续发展空间存疑。根据媒体统计，截止今年 6 月底全国陆上风电招标量已超 28GW，结合行业调研情况，我们预计全年陆上招标量有望突破 60GW，今年下半年至2022 年下游装机无虞。此外，“十四五”期间我国海上风电将进入高速成长期，我们预计 今年抢装下海上风电新增装机将达到历史高点，2022 年新增装机有所回调，2023 年起 海上风电正式进入增长通道。需要指出的是，我国目前存量海上风电项目全部为 2019 年底前核准项目，其中预计无法在今年完成并网的容量大约 10GW，将在未来三年陆续并网。此前行业担心除上述存量项目外海上风电可能出现“断档”，但从广东省和浙江省最 新发布的海上风电相关规划判断，新一轮的核准有望在今年下半年重启，接力海上风电装机需求。我们预计，2021 年全国陆上风电新增装机容量 30-40GW，海上风电新增装 机容量 7-9GW；2022 年全国陆上风电新增装机容量 40-50GW，海上风电新增装机 4- 6GW。

3.3 碳中和愿景下风电“下海”趋势渐显

碳中和愿景下世界各国相继确立海上风电目标。截止目前，包括欧盟、美国、日本、 英国、中国、加拿大等在内的世界主要经济体已相继明确碳中和目标，而且无一例外地 将风电、光伏发展作为实现碳中和的重要路径之一。受到新冠疫情的影响，预计 2020 年 除中国外世界主要经济体经济均为负增长；为了刺激经济增长和促进就业，世界各国相 继制定了绿色纾困计划。欧盟方面，欧盟委员会已提出为了实现 2050 年碳中和，希望将海上风电装机从目前的 25GW 提升至 2050 年的 450GW；波罗的海区域八国已签署联 合协议计划到 2050 年海上风电装机达到 93GW。美国方面已明确对 2017 年 1 月 1 日至 2025 年 12 月 31 日开始建设的项目给予 30%的海上风电投资税收抵免；近日宣布计划 到 2030 年将累计部署 30GW 海上风电（美国目前仅有 2 个小型海上风电场），每年减少 7800 万吨的二氧化碳排放。根据脱碳路线图草案，日本计划到 2030 年将海上风电装机 增至 10GW，2040 年达到 30-45GW，并在 2030-2035 年间将海上风电成本削减至 8-9 日 元/千瓦时（约合 0.08-0.09 美元/千瓦时）。此外，英国、德国作为全球海上风电装机第一 与第三的国家分别确立了 2030 年和 2040 年海上风电装机达到 40GW 的目标。2018 年，中国台湾举行了两轮海上风电竞标，分配给 7 家开发商，预计 2019 年至 2025 年中国台湾第一阶段海上风电开发总量达到 5.5GW。此外，中国台湾在 2020 年修改了海上风电中长期计划， 2026 年到 2035 年将新增 10GW海上风电，2035年中国台湾海上风电累计装机将达到15.5GW。

中国风电发展进入 3.0 时代。经历过以采购进口机组为特征的风电 1.0 时代和以“西 电东送”、“北电南送”为特征的风电 2.0 时代后，中国正式迈入风电发展的 3.0 时代。据 国家能源局数据，2020 年全国风电新增并网容量达到 71.67GW，其中陆上风电新增装 机在国补取消催化下达到 68.61GW，海上风电新增装机达到 3.06GW；截止 2020 年底， 我国风电累计装机容量达到 2.82 亿千瓦，同比增长 34.6%，其中海上风电累计装机容量 约为 900 万千瓦。根据中电联数据，2020 年全国全口径发电量 7.62 万亿千瓦时，同比 增长 4.0%，其中并网风电发电量达 4665 亿千瓦时，同比增长 15.1%，占全国发电量的 6.12%。风电的大规模发展与此前十余年新能源大规模远距离配置指导思想下的特高压 高速发展密不可分。我国的第三轮特高压建设高峰始于国家能源局在 2018 年 9 月下发 的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。根据国家电网公司 2020 年 3 月发布的特高压项目前期工作计划，“5 交 2 直”计划在 2020 年内核准，同时在年中 完成三条线路的预可研工作；截止 2021 年 6 月底，仍有“2 交 1 直”待核准，三条线路的 预可研工作仍在进行中，整体进度低于预期。此外，上述“5 交”线路均集中在华中区域， “2 直”均为白鹤滩水电站专用配套工程，新能源消纳水平的进一步提高仅靠特高压工程 作用有限。随着新能源渗透率的不断提升，我们认为“十四五”期间新能源消纳将在远距 离外送之外开拓就地消纳的新途径。

陆上趋稳，海上有望贡献主要增量。根据伍德麦肯兹发布的《2020 年中国风电市场展望》，中国目前有 25+陆上风电基地项目处于规划或建设中，总容量超过 100GW，基本分布在三北地区，其中超过 45%的基地规划在内蒙古。根据媒体统计，今年上半年陆 上风电招标量超过 28GW，我们预计全年陆上风电招标量有望突破 60GW，抢装潮后陆 上风电开发热情并未出现断崖式下降。相比之下，此前被寄予厚望的中东南部陆上风电开发却低于预期。在生态保护红线、永久基本农田和城镇开发边界三条控制线的约束下，中东南部可用于风电开发的土地捉襟见肘。与陆上相比，我国海上风电资源主要分布在 东南沿海负荷中心地区，不需要远距离的电力传输，消纳条件良好；此外，海上风电开发不占用土地资源，对生态环境的影响也相对较小。结合产业链调研，我们预计未来五年我国陆上风电新增装机增速趋稳，随着降本的加速和消纳方式的转变，“十四五”期间 海上风电有望贡献主要增量。

3.4 海上风电方兴未艾，未来五年全球进入高速增长期

未来五年海风新增装机有望超过 70GW。根据 GWEC 统计，截止 2020 年底全球陆 上风电累计装机 707GW，海上风电累计装机 35GW。陆上方面，2020-2021 年抢装潮后新增装机有一定程度回落，2023 年开始企稳回升，未来五年 CAGR 为 0.3%；海上方面， 2022 年随着中国抢装结束新增装机有一定程度回落，但 2023 年将开启高增态势，未来 五年 CAGR 达到 31.5%。根据 2019 年底 IRENA 发布的报告，预计 2030 年全球海上风电累计装机容量将达到 228GW，2050 年全球海上风电累计装机将超过 1000GW，2019 年至 2050 年 CAGR 可达 11.5%；2021 年海上风电新增装机容量将突破 10GW，2027 年 新增装机将突破 20GW。此外，未来十年海上风电开发重心将由北海和大西洋东岸向东 亚和东南亚转移，2030 年亚洲海上风电累计装机将达到 126GW，欧洲将达到 78GW， 北美将达到 23GW。BNEF 今年 1 月给出测算，预计 2030 年全球海上风电累计装机将达 到 206GW；根据 WoodMac 预测，2035 年海上风电累计装机将达到 219GW。结合各方 数据和我们的测算，未来五年海上风电新增装机将超过 70GW，随着各国不断上修目标， 新增装机有超预期的可能。

东南沿海各省海风发展目标陆续出台。“双碳”目标发布以来，沿海各省基于消纳和 风资源优势纷纷积极响应，将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重要方向。《江苏 省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》中提出要以“近海为主、远海示范” 为原则，稳妥推进近海海上风电项目开发，力争推动深远海海上风电示范项目建设，“十 四五”期间全省风电的新增装机 11GW，其中海上风电新增装机 8GW。《促进海上风电有 序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中提出广东省 2025 年底装机达到 18GW（即 “十四五”期间新增装机 17GW），并进一步摸查其他可开发的海上风能资源，对发展规划 进行修编。此外，浙江、福建、山东也纷纷公布海上风电发展目标。结合规划项目容量 和各省市目标，我们预计“十四五”期间我国海上风电新增装机容量有望突破 37GW。

“十四五”全国海上风电新增装机有望突破 37GW。根据 BNEF 数据，2020 年全国 风电新增吊装容量高达 57.8GW。经历 2020 年陆上风电抢装后，未来五年行业新增装机 将有适度回调，根据近期招标和调研情况，我们预计 2021 年我国新增陆上风电 30-40GW， 新增海上风电 7-8GW，2022 年我国新增陆上风电 40-50W，新增海上风电 4-6GW。远期看，我们判断陆上风电 2023 年起陆上风电新增装机将保持微增态势，而海上风电“十四 五”期间将进入快速成长期。截止 2020 年底，我国海上风电累计装机容量约 9GW，新增装机方面，截止今年 6 月底广东、江苏、浙江三省已基本明确“十四五”海上风电新增装 机目标（分别为 17GW、8GW 和 4.5GW），其余省份均已出台海上风电相关支持政策，但未明确给出“十四五”新增装机目标；根据我们的测算，我们预计“十四五”我国海上风电新增装机将达到 46.8GW，新增装机达到 37.8GW，年均新增装机容量达到 7.6GW。