电力设备新能源行业中期策略：成本压力好转，配置价值显现

（报告出品方：光大证券）

1、 光伏：海外需求强劲，预计国内需求 Q4 大增

2022 年上半年，美国加息、国内疫情等多方面因素影响下，大盘整体表现欠佳。 而光伏行业作为成长股代表，估值持续受到压制。但在印度（Q1）、欧洲（Q2） 以及国内分布式需求拉动下，需求端表现不弱，推动硅料价格持续上行。 俄乌战争后，欧洲地区加快能源独立进程，政策方面不断加码，终端需求表现强 劲，对板块形成支撑。而美国自 3 月底开始的东南亚光伏反规避调查，则对市场 情绪形成一定扰动。

Q4 开始下行 2022-2023 年光伏行业装机高增确定性强。中国光伏业协会此前预测 2022 年全 球光伏装机约 220GW，也成为了资本市场的一致性预期。但由于俄乌局势、硅 料价格难以判断，我们认为，地缘政治以及全球能源价格上涨等原因将有效支撑 2022 年光伏装机高增，2022 年 Q4 硅料价格预计开始进入下行周期，将对 2023 年光伏行业装机提供强有力支撑。

2022Q1 中国对欧洲光伏出口高增达 16.7GW。欧洲在 2022 年一季度向中国进口 16.7GW 光伏组件，同比增长 145%。 在 2021 年底发布的欧盟光伏市场展望中，预计 2022 年欧盟 27 国新增光伏装机 33.6GW（中性情形），但在 REPowerEU 计划中，为了减少对俄罗斯的能源依赖， 欧盟 2022 年的光伏装机目标提升至 58GW。SolarPower Europe 2022 认为考 虑到组件供应、项目开发许可、安装人员等限制，2022 年欧盟 39.7GW 的光伏 装机是相对合理的预测结果。同时，考虑美国市场对中国加征关税政策松动等因 素，即便硅料价格处于相对高位情况下，海外市场光伏需求仍较为强劲。

2022 年 Q4 硅料价格预计将进入下行通道，带动组件价格下降提振光伏需求。 2022 年开始硅料产能持续落地，但 2022H1 硅料价格依然维持较高价格，核心 原因还是在于需求旺盛。2022 年 Q3-Q4 更多的硅料产能将开始释放，我们认为 硅料价格将进入下行通道。需要指出的是，表中 2023 年统计的产能更多的是规 划产能，是基于硅料高价格、高盈利的情况下，各厂家激进规划的结果。但真实 落地的产能会随硅料价格下跌而逐步减少，最终形成动态平衡。未来一段时间硅 料环节大概率不会像 2021-2022 年这样紧，价格也会回归到合理区间；同时颗 粒硅降本，N 型硅料提质，各自产品都会有一定市场。

当前因硅料价格较高导致项目推进进度略低于预期，我们认为，一方面稳增长政 策下，投资商会略接受低盈利而推进一部分项目，另一方面，距硅料价格下行期 限并不遥远，一旦形成趋势后，国内光伏市场需求弹性较大、建设进度也会加快。 因此，2022 年全球实现 230-240GW 的光伏装机确定性较强，即 30%以上的同 比增速。 硅料价格下跌将带动产业链利润重新分配，最终将带动组件价格下跌，提高经济 性，提振 2023 年光伏需求，我们认为，如果 2022 年实现了 230GW 的全球光 伏装机，2023 年大概率也将达到 280-290GW 乐观预测装机，同比增速约 25%。

此前，光伏产业链中，硅料环节扩产周期较长，硅片环节技术壁垒较高，这两个 环节享受了较长时间的超额收益，而电池环节、组件环节因为同质化以及扩产周 期短导致享受超额收益时间较短。当前，硅料较多产能将释放，硅片技术仍存壁 垒但较之前已削弱，组件公司需要寻求一体化或拓展分布式及海外市场高溢价渠道。电池环节作为技术提效的重要方向，有望实现突破，成为光伏下一阶段降本 的核心。 PERC 电池目前最为成熟，设备投资约 1.5 亿元/GW 为最低，非硅成本约 0.17-0.18 元/W，虽然效率有极限，但其他电池工艺若想对 PERC 形成替代，需 要至少在效率、非硅成本、设备投资这三个指标有所突破。

（1）TOPCon 工艺可在 PERC 旧有设备进行改造，追加投资约 6000 万元/GW； 新建产线则约 2-2.5 亿元/GW，目前非硅成本依然要比 PERC 高 0.04-0.1 元/W， 在效率上目前可以提升约 1%，如果按照 0.04 元/W-0.16 元/W 溢价销售，亦可 实现一定超额收益。TOPCon 银浆耗费量 120mg/片、设备及耗材、生产节拍等 均可提升降本，使 TOPCon 非硅成本逐步接近 PERC。所以，产业内当前 TOPCon 扩产较为激进，在 2022 年有望实现突破。

（2）隆基绿能拟推出 HPBC 技术路线，该路线可以更好地利用 p 型硅片的技术 优势，效率比 PERC 也可高出 1%，成本与 PERC 持平，在应用场景方面，由于 其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。

（3）HJT 目前设备投资依然较高，非硅成本也高出 PERC 约 0.2 元/W，HJT 的 降本路线： 1）设备投资继续国产化降低至 3 亿/GW 以下； 2）银浆载量降低 至 100mg/片以下； 3）ITO 降本或采用新的复合膜等； 4）产业配套更为成熟； 5）HJT 的优势是硅片更易薄片化，在硅料价格较高时更具优势。

在光伏电池技术不断进步的过程中，原材料的品质要求，电池、组件设备的更新、 替代，以及辅材的配套，都会带来新的投资机会。我们将此梳理在表中。未来电 池环节的技术格局将不再是单一 PERC 技术，而是多种技术并行，实现效率提升， 适配更广泛需求的市场。

我们对硅料价格回落后，光伏产业链各环节单位净利进行模拟，需要指出的是， 电池环节的技术进步如果可以很好地推动光伏产业提质降本，并形成一定壁垒， 同时扩产到产能过剩时间窗口期长，那么电池环节相对其他环节获得超额收益的 时间就会增加；但以下因素依然可能成为测算的重要扰动因素，因此模拟结果也 仅作为参考。 （1）上游因素：硅料价格下降节奏以及各企业库存周期影响；影响利润在光伏 产业链分配传导时间； （2）下游因素：电价及储能政策、国内外市场差异、电站与分布式差异，对中 游和下游产业链利润分配产生影响； （3）中游因素：石英矿短缺导致硅片产能利用率的分化、电池技术进步及产能 释放节奏，会影响超额收益持续时间； （4）市场因素：需求增长低于预期，同时行业过热、产能过剩明显会压低光伏 整体行业盈利。

2、 风电：大兆瓦推进，海风 23 年景气度高

2022 年风机招标价格持续下探，叠加钢价高位运行，导致行业盈利承压。一季 度受疫情、机型换代等多方面因素影响，风电行业排产低于预期，导致交付周期 较短的零部件环节普遍出现业绩下滑。 4 月中旬后，上游大宗商品松动，铁矿石、螺纹钢价格持续下调，风机产业链成 本压力得到边际缓解。同时，多家整机厂推出新机型，叶片长度不断打破新纪录， 标志着风机大型化取得阶段性成果。行业估值具备一定吸引力的前提下，行情转 暖。

2020 年底《风能北京宣言》提出保证“十四五”期间风电年均新增装机 50GW 以上，GWEC（国际风能协会）预计“十四五”期间我国风电年均新增装机 54GW， 大基地、企业“十四五”规划、度电成本降低等三因素保证新增装机规模稳健增 长。

2022Q1 风电招标量超预期,预计全年招标量有望实现 70GW。2022Q1 国内风电 招标量约为 24.7GW，同比增加 74%，海上风电 2021Q4-2022Q1 招标量约为 5.4GW，我们预计 2022 年全年风电招标量为 70GW 以上；装机量有望达到 60GW，陆上风电约 50GW，海上风电约 8GW。风电今年快速发展的根本原因在 于风电机组大型化快速降本以及光伏组件价格较高反衬风电更好的经济性，直接 原因在于风光大基地政策带动。我们认为，风电与光伏的比价优势在 2023 年可 能随着硅料价格的下降而削弱，但不影响整体行业的景气性。

平价后向整机商头部集中但竞争加剧，海风仍有一定技术和过往业绩壁垒。2020 年陆风抢装，零部件厂商供需更紧导致整机商的盈利受损较为严重，这种趋势在 2021 开始已经发生变化。一方面，整机龙头金风科技、远景能源、明阳智能龙 头地位稳固，二线厂商如三一重能、中车风电进入虽然加剧了竞争，但 TOP10 整机厂未发生变化，且 CR10 集中度持续提升，而 CR3 集中度从 2019 年的 63% 下降至 2021 年的 47%。最终共同推动了整体行业降本，经济性提高，单年装机 量也实现了较高水平。

项目招标中的议价能力同样会影响公司盈利，陆风平价对整机厂降本压力较大， 陆风机组大型化已经达到较好水平，叠加竞争激烈导致整机全产业链均有较大降 本压力。整机商更倾向于获取海上风电项目以实现高收益，同时快速推动海风机 组大型化实现技术降本。此外，零部件厂商随产能逐步释放，竞争加剧盈利下滑， 反而需要整机厂商更多的扶持与带动，整机厂商的议价能力相对提升，订单量与 成本成为零部件厂商业绩驱动的核心因素。独立或部分独立招标的海缆、塔筒、 桩基等业务受下游议价压力影响相对较小，盈利能力得以维持。整体上来说，海 风在实现平价过程中，增速快、壁垒相对高、竞争压力小，产业链企业业务“含 海量”较高的盈利能力相对较好。

5 月 5 日，三一重能首支 FB99067 型风电叶片在湖南韶山正式下线，该叶片长 99 米，是目前国内已下线的最长的陆上风电叶片（截至当日）。5 月 7 日，运 达股份与中复连众举行 YD110 海上叶片下线仪式，该叶片长 110 米，匹配运达 股份最新发布的 8-10MW 海上风电机组平台，由运达股份自主研发，是目前国 内首支成功下线的最长风电叶片（截至当日）。 机组大型化的快速迭代，主机厂商从机组整体性能出发，往往联合叶片厂商，或 独立进行叶片设计。从目前的趋势来看，随着主机厂商对叶片设计、制造的逐步 深入，其对上游叶片厂商及全产业链的话语权逐步增强。（报告来源：未来智库）

大型化趋势加速，有望进一步降低风机成本与风电发电成本。我国风电机组大型化趋势随着补贴下降和技术进步持续加速，2021年陆风平均单机容量已达3.1MW（对比 2011 年 1.5MW 已翻倍）。单机容量提升具有以下优势：单位重量下降（造价更低）、更大扫风面积（全生命周期发电量更多）、机组数量需求变少（同容量风电场吊装及运维单位成本更低）。

大型化、国产化带动项目投资成本下降，运维效率提升带动收入规模提升。2021 年以来风电整机招标价格快速下降，技术方面原因就是大型化带来成本快速下 降。我们也对陆风项目投资收益进行了敏感性测算， 主要假设条件如下： 1）假设 2020 年 4 月开工建设，2021 年 10 月完工开始运营，运营期 20 年； 2）假设项目规模为 50MW，项目静态总投资额为 40000 万元； 3）假设年发电小时数为 2200 小时（容量系数 0.25），综合场用电率为 3%， 上网电价为 450 元/MWh；若风机成本从 2200 元/KW 下降至 1760 元/kW（-20%），则 项目 IRR 将从原先的 8.79%提升至 9.93%；若利用小时数从 2200 小时提升至 2640 小时（+20%），则项目 IRR 将从原先的 8.79%提升至 11.54%。

2023-2024 年我国海上风电有望实现多区域平价。根据风资源情况的不同，预计 总投资在 10000-15000 元/KW 的范围内有望实现平价。运维同样是重中之重， 包括机组可靠性、运维可达性、码头配备、智能化手段等。近期海上风电风机价 格 3600 元/kW-4700 元/kW 为主，总投资约 14000-15000 元/kW。 在国补退坡后，地方政府的政策倾斜/补贴支持也将推动海风配套设施的完善， 同时弥补项目平价压力，广东、山东已明确海风省补计划，浙江台州出台征求意 见。

降本、海风、出海等发展趋势下，整机、海缆、轴承、塔筒环节具备潜在投资机 会。 （1）整机 2022 年盈利承压，但平价后价格趋稳、出海规模提升等因素有望改善盈利能力；（2）海缆成本面临压力（成本占比较高），但技术领先公司 仍有望获得溢价 ；（3）轴承在降本背景下国产替代成大趋势，需持续关注头部 公司产品导入和验证进展；（4）塔筒在海风项目中成本占比较小、与陆风项目 相比成本压力较小，海风&出海有望打开新的盈利空间；（5）叶片环节有材料 替代逻辑，重点关注国产碳纤维导入和应用。

3、 锂电：盈利迎拐点，下半年销量或恢复

2022 年至今锂电板块股价复盘： 2022 年 1 月：锂电板块股价出现较大调整。市场担忧锂价上涨影响电池企业盈 利、锂供给制约全年销量，以及新能源车提价影响需求。 2022 年 2 月上旬：宁德时代 21 年业绩预告大超预期，锂电材料公司业绩预告 亮眼，证实板块景气度，同时由于板块春节前调整较多，出现阶段性反弹。

2022 年 2 月下旬-3 月：碳酸锂价格从年初 30 万元/吨快速上涨到 50 万元/吨， A00 级车减产、工信部督促锂价理性回归，使得锂价见顶预期形成。电池厂酝酿 二轮涨价，车企开启二轮涨价，市场对需求预期较悲观，股价震荡回调。 2022 年 4 月：上海疫情导致长三角汽车产业链停滞，同时担忧宁德市疫情影响 产业链出货，股价大幅回调。 2022 年 5 月：涨价落地+上海汽车产业链复工复产推进，电池 Q1 盈利见底利空 出尽，盈利拐点预期形成。股价大幅反弹，反弹力度优于大盘。

板块估值回归至历史低位。今年以来，锂电板块估值深度回调，锂电池指数 PE-TTM 回调至历史估值下限。以宁德时代为例，PE-TTM 估值回归至历史估值 中下区间。

2022 年 4 月，由于上海新冠疫情产业链物流及工厂开工率下滑，新能源汽车销 量为 29.9 万辆，环比减少 38.3%，同比增 44.6%，渗透率达到 25.3%。渗透率 提升的主要原因在于新能源车已经进入市场驱动阶段，需求韧性很强。

2021 年全球电动车销量为 635.4 万辆，同比增加 120%；2022 年 1 季度销量 203.2 万辆，同比增加 86%；受到全球油价变化等影响，新能源车使用经济性优 势继续扩大。此前，市场对 2022 年新能源车销量乐观预期在 600 万辆左右，我 们认为，4-5 月份疫情以及锂价高位确实会对需求会造成一定影响，但鉴于疫情 6 月份好转以及年底补贴退坡抢装的情况分析，2022 年新能源车销量依然可以 保持 500 万辆以上，甚至达到 550 万辆的水平。 我们进一步根据乘用车、商用车、专用车分类，对应纯电以及插混版本分别预测 销量，预计我国新能源汽车销量 2022-2025 复合增长率在 34%左右，到 2025 年有望达到 1130 万辆。

国内电池集中度稳步提升，全球范围国产电池厂抢占海外份额。2021 年国内动 力电池总装机量 154.5 GWh，CR3 达 74%，CR6 达 85%，2022 年 Q1 装机量 CR3 达 78%，CR6 达 88%，集中度进一步提升。2021 年全球动力电池装机量 297 GWh，CR3 达到 68%，CR6 达到 85%，2022Q1 装机量 CR3 达到 62%， CR6 达到 83%，其中国内电池厂份额明显提升，比亚迪赶超松下成为全球第三 大电池生产商。

从电池龙头公司 2022 年一季报情况来看，在上游原材料价格上涨加大成本压力 后，宁德时代为了维持下游客户的稳定，提升自身渗透率，并未采用激进的提价 策略；比亚迪则是通过纵向一体化的优势，实现了销量的稳定增长和份额的提升。

2021 年，以六氟磷酸锂、上游锂资源为代表的电池重要原材料价格迎来大幅度 上涨，导致新能源产业链利润上移。2021 年毛利率同比变化方面，6F（+22pct）、 上游资源（+11pct）等领域有较大幅度增长，22Q1 相比 2021 年毛利率的变化， 上游资源（+16pct）、PVDF（+10pct）、6F（+9pct）等领域有较大幅度增长； 电池（-4pct）、设备（-3pct）、结构件（-3pct）等领域有一定下滑。

2021 年-2022 年 3 月行业电池成本上升经历了 4 个阶段：分别为 21 年 1 月-3 月，21 年 3 月-8 月，21 年 8 月-12 月，21 年 12 月-22 年 3 月。总体而言，碳 酸锂价格的快速上涨是导致电池成本上升的核心因素。 21 年 3 月-8 月，电解液 价格上涨是这个阶段的主导因素。21 年 8 月以后，由于碳酸锂价格开始快速上 涨，整体电池成本也开始显著提升。后续 22Q2 到年底随着需求的恢复以及上游 碳酸锂产能释放偏紧，预计供需维持紧平衡，我们认为碳酸锂价格会维持在高位 震荡。

电池厂顺价分化，22Q2 开始电池环节有望盈利恢复。海外主机厂与供应商普遍 采取价格联动机制，所以 LGES、孚能科技等以国外客户为主的公司价格传导比 较迅速。国内主机厂以往每年议价一次，期间不变动，然而由于 21 年-22 年 Q1 以动力类碳酸锂为首的原材料价格上涨太快，宁德时代、亿纬锂能等头部电池厂 价格传导不及时，导致毛利率承压，后续行业通过与下游国内主机厂协商涨价， 同时讨论建立价格联动机制，整体盈利有望 Q2 开始恢复。

成本上涨速度、库存策略、顺价节奏是影响电池盈利的核心因素。从新能源车涨 价节奏上看，其调价是慢于上游涨价速度的；不同级别的新能源车涨价幅度也有 差异，B 级主打且销量无忧的车企，如特斯拉涨价幅度较大，同样作为 B 级车主 打的车企，如蔚来今年仅上涨一次价格且幅度不大。纵向一体化且销量优异的比 亚迪，采用的策略则是 DM-i 混动系列，最大程度地规避上游涨价的不利因素， 其纯电车型调价策略相对也比较保守。A0 级的车为主打的欧拉系列则难以承受 成本压力，最终选择停产。第一轮车企整体涨价是在去年底和 2022 年初，更多 是应对上游 2021 年全年的涨价和电池厂 2021Q4 的涨价；但始料未及的是， 2022Q1 碳酸锂价格涨价迅猛，导致电池厂无法有效顺价、车企调价进度更是滞 后。

储能、电动工具板块盈利压力小于动力电池板块。涉及海外户用储能、电动工具、 消费电子等领域公司，电池顺价也较为迅速和顺畅，所以该类业务在 2022Q1 盈利方面并未出现显著下滑。主营储能的派能科技 22Q1 净利率 12.4%，环比 -2.9pct；主营电动工具的鹏辉能源 22Q1 净利率 5.7%，环比+2.5pct，两者显 著优于宁德时代的-9.6pct，这也是因为 To C 的业务成本压力转移相较于 To B 业务更加快速通畅，后续随着 To B 电池业务环节盈利改善，两者变动差距有望 减小。

当前，六氟磷酸、PVDF 价格形成下跌趋势，碳酸锂价格虽然略有调整，但疫情 恢复后需求会逐步抬升，加之年底抢装，且由于锂矿扩产进度很难超预期，碳酸 锂价格在下半年可能出现反弹，而负极石墨化、隔膜 2022 年全年供需依然相对 偏紧，电芯成本在 2022 年或依然处于高位。2023 年下半年随着锂矿产能逐步 释放，碳酸锂价格预计会有一定下跌，电芯成本将进一步下降。

材料和结构创新是动力电池行业的两条优选赛道，也是降本的必由之路。 （1）中国动力电池技术创新已从政策驱动向市场驱动转型； （2）电池材料创新主要平衡能量密度、寿命、快充、安全、成本等指标； （3）电池系统结构创新已成为近年来技术创新的鲜明特征。 4680 电池在三元车型中趋势确立，吸引多家企业布局： （1）特斯拉的 4680 电池预计 2022 年将批量交付，松下为特斯拉配套的 4680 电池也将在 22 年实现交付装车。 （2）亿纬锂能扩产 20GWh 乘用车用大圆柱电池项目，其合作伙伴 StoreDot 已 生产出第一款 4680 圆柱形电池，有望在 2024 年实现新电池的批量生产。 （3）宁德时代也布局了 4680 大圆柱电池，有望在 24 年实现量产。 （4）LG 新能源、三星 SDI 等电池厂也加大布局这一技术路线。

特斯拉不仅重新定义了新能源整车制造，也扶持 4680 电池产业链上的各供应商， 以及推动其他电池厂商效仿。特斯拉通过智能化、极限制造打造自身品牌优势， 推动旗下品牌汽车成为全球新能源车销量冠军。同时通过在海外建厂，实现供应 链优化，推动产品降本。

对于宁德时代，我们可以看到公司一方面通过布局锂矿、上游材料以实现向上纵 向一体化，使得资源层面不成为公司未来的成本掣肘；另一方面通过不断提升自 身电池技术的研发能力，引领锂电行业技术进步。

宁德时代的 CTP（Cell to Pack）： （1）通过省去模组结构件，提升能量密度，简化装配过程，达到提质降本的目 的； （2）宁德时代 3.0 版本 CTP 相比 4680 系统提升 13%体积能量密度，铁锂达到 160Wh/kg，三元达到 250Wh/kg。 CTP 方案的推出可以推动更多车企采用宁德电池，一方面维持宁德时代电池的 市占率，另一方面推动车企设计新能源车时，更多的匹配电池本身的特点要求。尤其是在宁德时代推出换电——巧克力电池模块后，更体现了这样的思路。换电 模式的核心掣肘是电池的标准化和整车设计的标准化。宁德时代的巧克力电池正 是通过电池的标准化推动换电新能源车设计、或者电池安装设计的标准化，最终 提升电池厂商在整个产业链的话语权。（报告来源：未来智库）

比亚迪则是国产新能源车、电池制造纵向一体化的典型企业，其开发的刀片电池 更是在磷酸铁锂领域开创了先河，推动锂电池、新能源车制造的技术进步，也帮 助其在销量上不断攀升。所谓“刀片电池”，即将电芯设计成扁片长条形状，一 方面可提高动力电池包的空间利用率、增加能量密度, 体积比能量密度提升 50%；另一方面能够保证电芯具有足够大的散热面积，可将内部的热量传导至外 部，从而匹配较高的能量密度, 解决针刺难题。“刀片电池”是从车辆、电池包、 电芯整体层面开发的新的解决方案，结构改进的效果非常明显。

2021 年比亚迪推出 DMi 系列，采用软包刀片电池，开启混动模式新能源车新纪 元，其销量也是节节攀高。假设每 GWh 消耗 110 万平方米铝塑膜，同时由于 22 年原材料价格高企，加之比亚迪目前在手订单以 DMI 为主，故假设公司全年 销售 150 万辆车情况下，dmi：ev 销量为 3:2，后续 23-24 年由于 dmi 爆款车 型如秦 plus dmi，宋 plus dmi 主攻 10-20w 市场（目前此市场新能源车渗透率 较低，然而占整车市场销量近 50%），我们预测 dmi 销量增速大于纯电。 未来，随着国产设备技术成熟以及铝塑膜国产替代的进行，软包刀片电池将进一 步应用在纯电新能源车中，同样体系下，软包刀片电池能量密度相比于硬壳电池 约提升 10wh/kg，成本方面，单个电芯结构件部分物料成本下降 10 元。若单车120 串，400V 平台 60kwh 带电量计算，单算电芯结构件部分单车下降约 1200 元，度电成本下降约 20 元。

比亚迪将磷酸铁锂材料、电池结构创新、整车制造很好地融合，将降成本、安全 性、体验方面实现了统一，最终实现了销量的大幅提升，通过纵向一体化战略布 局赢得市场的认可。

4、 新型电力系统：储能及电网建设提速

2022 年 1 月-2022 年 2 月中旬：电网和储能板块均出现较大幅度调整，主要是 市场风格切换带来的回调。2021 年，电网板块受益于新基建，储能板块受益于 双碳目标，二者估值迅速抬升。美联储加息预期导致市场风格倾向于保守，高估 值板块出现回调。此外，锂价大幅上涨也导致市场对储能板块企业盈利空间压缩 的担忧。 2022 年 2 月中旬-3 月初：2 月 10 日，提出要完善电网体系，推动源网 荷储一体化发展，多省也将储能列入政府工作报告重点，此外，俄乌局势紧张导 致全球能源价格上涨催生新能源加速替代预期，多重利好叠加，电网和储能板块 均出现小幅反弹。

2022 年 3 月-4 月：锂价维持高位，IGBT 供应紧张持续，导致储能板块企业盈 利能力承压。上海等全国多地疫情反复，电网建设和储能产业链均遭受一定冲击。 与此同时，阳光电源发布的财报业绩不及预期，宁德时代延期披露一季报，市场 悲观情绪蔓延。这一阶段，电网和储能板块均波动下行。 2022 年 4 月底至今：随着情绪化因素的逐渐消退，整个板块的估值水平略有回 升，欧洲新能源景气也加速了国内储能板块的情绪修复，上海疫情好转，复工复 产加快日程，电网和储能板块迎来反转。

海外储能市场中，美国市场维持高增，欧洲家储市场增速超预期。美国市场一直 以来是全球储能的核心市场，中国因新能源大基地项目及地方政府补贴加速了储 能项目上马。但 2022 年因上游原材料涨价、缺芯使储能装机预期受到了一定影 响。

俄乌局势导致欧洲能源价格持续上涨，户用储能的经济性显著提升。户用分布式 能源及储能是居民端应对全球气候变化以及潜在的能源安全问题采取的措施。俄 乌局势导致光伏、户用储能量价齐升，在很大程度上缓解了上游涨价对相关产品 带来的成本压力，2021 年欧洲户用储能装机 1.7GWh，我们预期 2022 年装机量 将超过 3GWh。

中国大部分省市均要求新建新能源项目配置储能设施。国内大部分省市均已出台 储能配置比例及时长要求，基本均要求风电、光伏项目需按照 10%-20%的功率 配置 1-2 小时的储能。我们预计 2022 年国内风光新增装机量将超过 100GW， 若均按照 10%的功率配置 1.5 小时的储能，则储能装机量将超过 15GWh。

部分省市出台相应的财政补贴政策鼓励储能建设，推动了储能经济性的改善。浙 江、宁夏、广东等多地出台储能补贴政策，包括：给予容量补偿；给予较高的调 峰服务补偿价格；发放一次性补助等。当前的补贴政策以及未来新型电力系统电 价形成机制的不断完善将有助于提升国内储能运营商的经济性。各类储能方式中：抽水蓄能、压缩空气和熔融盐储能主要适用于长时储能，其中 抽水蓄能当前最为成熟，但存在一定的地理约束；压缩空气技术进步较快；熔融 盐储能主要作为光热电站的配套设施。锂电池优势在于 4h 以下储能，但长期需 要考虑锂资源约束。液流电池优势在于 8h 以上的长时储能，钒电池对温度要求 低。超级电容和飞轮储能主要应用于调频。

可再生能源比例提高增加电网调节能力需求。为满足电力系统的安全稳定运 行，系统需要保证容量（可靠性）充裕度。我们假设电力系统的控制策略不变， 维持当前的运行水平条件下，考虑到新能源出力的不确定性，我们根据容量可 信度进行等效，并以2020年实际的备用水平42%、平均备用水平37%（2020、 2021、2025、2030）测算得到调节机组的容量需求，扣除火电机组出力后得到 2025 年、2030 年的调节机组容量缺额，2025 年为 0.2~1.0 亿千瓦，2030 年为 1.7~2.7 亿千瓦，这部分调节容量缺额可通过抽水蓄能、储能等方式进行补充。

2025 年、2030 年辅助服务费用将达到 1371.0 亿元、1906.2 亿元。考虑到现货 市场将替代调峰，调频、备用对系统灵活性的影响较大，因此我们重点分析调 频、备用辅助服务费用情况。调频、备用的比例与各省的电源结构、负荷特 性、区域联络水平有关，一般新能源发电量占比越高，调频服务需求越大；新 能源装机占比越高，备用服务需求越大。我们假设 2025 年、2030 年辅助服务 费用占全社会电费的 2.5%和 3.0%，其中调频、备用占全社会电费的比例为 2.0%和 2.5%，平均销售电价取 600 元/兆瓦时，调频与备用的比重分别参考 2018 年南方区域、东北区域的 1:4 和 1:5，预测 2025 年、2030 年调频费用分 别为 219.4 亿元、264.8 亿元，备用费用分别为 877.4 亿元、1323.8 亿元。

我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支 撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。特高压 线路建成将对能源远距离输送提供有力保障，并成为坚强智能电网的重要骨架。 “十四五”期间，东部交流同步电网将进一步得到加强，形成华北、华中、华东 特高压同步电网，建成“五横四纵”特高压交流主网架，西部地区加快形成川渝 “两横一环网”特高压交流主网架。

特高压“十四五”期间将继续承担新能源远距离、大规模输送重任。近日国家能源局委托相关单位结合大型风电、光伏基地建设要求，就“十四五”规划的 12 条特高压通道配套水风光及调节电源进行研究论证。12 条特高压通道含 9 直 3 交，建成后预计可满足 1.2 亿千瓦的新能源外送需要。

“十四五”期间清洁能源基地与大基地新增装机将达 3.61 亿千瓦。基于九大清 洁能源基地与风电、光伏大基地规划，我们预测，2022~2025 年东北外送通道、 蒙西山西外送通道、西北外送通道、西南外送通道的源端新增装机 3.18 亿千瓦， 2025 年底总装机容量是 2021 年底的 2.28 倍；至“十五五”末，各区域新能源 装机容量将分别提升至 1.62、2.18、2.98 和 1.45 亿千瓦，总容量将达 8.23 亿 千瓦。

“十四五”期间特高压交直流工程投资将达 4500 亿元。东北、蒙西山西、西北、 西南四个区域外送通道现状（截至 2021 年底数据）特高压输送容量 1.43 亿千 瓦，按“十四五”规划新能源容量以 40%外送做测算，仍需增加输送能力达 8452 万千瓦，其中东北、蒙西山西、西北、西南分别为 512、4000、3400 和 540 万 千瓦，输送容量按 800 万千瓦/个测算，各区域分别新增特高压直流工程 1、5、 5 和 1 个，共计 12 个，按在运特高压直流工程平均投资 220 亿元/个测算，我们预测“十四五”投资约 2600 亿元。“十四五”同期完善交流同步电网仍需建设 特高压工程 16 个，按在运特高压交流工程平均投资 120 亿元/个测算，我们预 测投资约 1900 亿元。

“十五五”期间，特高压交直流工程投资将达 5900 亿元。其中，东北、蒙西山 西、西北三个区域新能源大基地将分别新增装机容量 9900、7313 和 8288 万千 瓦，按 65%外送比例测算，仍需增加特高压输送容量约 1.65 亿千瓦，预计建设 直流工程 21 条，假设技术进步与国产替代带来 15%以上的降本，我们预测“十 五五”特高压直流投资约 3800 亿元，特高压交流工程按直流工程同等建设个数 测算，我们预测投资约 2100 亿元。

电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用, 经济发展放缓、电力行业产能过 剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。 第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。中央政 府允地方政府集资办电厂，并于 1987 年开始实施“三公”调度原则，以确保电 力调度的“公开、公平、公正”。

第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。1997 年，电力行业的大部分资产从电力工业部转移至新成立的国家电力公司。

第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改 革。2002 年，《电力体制改革方案》（中发[2002]5 号文件）发布，实现“厂 网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。

第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次 电力体制改革迎难而上。2015 年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发[2015]9 号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管 住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。

第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全国统一电力市 场建设正式启动。2021 年 10 月，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）发布，燃煤发电量全部进入电力市 场、工商业用户全部进入电力市场。2022 年 1 月，《关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号）印发，明确到 2025 年， 全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、 联合运营；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围 内得到进一步优化配置。 在“双碳”目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机 制的完善，将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。

2022 年 1 月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改 〔2022〕118 号）印发，明确到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，电 力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到 2030 年，全国统一 电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。在“双碳” 目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机制的完善， 将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。

5、 重点企业分析

公司 2021 年实现单晶硅片出货量 70.01GW，其中对外销售 33.92GW，自用 36.09GW；硅片业务实现营业收入 170.28 亿元，单位营收 0.50 元/W，与 2020 年的 0.49 元/W 基本持平；但因硅料价格高企，虽然公司 2021 年硅片全工序非 硅成本较 2020 年下降 7%，硅片毛利率依然减少 2.81 个 pct 至 27.55%。公司 2021 年实现单晶组件出货量 38.52GW，其中对外销售 37.24GW，同比增长 55.45%，自用 1.28GW。公司组件业务实现营业收入为 584.54 亿元，单位营收 为1.59元/W，略高于2020年的1.51元/W；但毛利率减少3.47个pct至17.06%。 截至 2021 年底，公司单晶硅片产能达到 105GW,单晶电池产能达到 37GW，单 晶组件产能达到 60GW，2021 年存货周转天数较 2020 年减少 6.8 天。 2022Q1 一体化组件出货略低于预期，盈利略有回升。

2022Q1 公司实现单晶硅 片出货量 18.36GW,其中对外销售 8.42GW，自用 9.94GW，硅棒及硅片毛利率 为 23.24%；实现单晶组件出货量 6.44GW，其中对外销售 6.35GW，自用 0.09GW，一体化组件毛利率为 19.27%。公司预计 2022 年度单晶硅片出货 90-100GW（含自用），组件出货 50-60GW（含自用）。与此同时，公司积极加 快新型电池技术的产业化应用和产能建设，泰州乐叶年产 4GW 单晶电池项目预 计在 2022 年 8 月开始投产，西咸乐叶年产 15GW 高效单晶电池项目预计在 2022 年 9 月开始投产，公司有望在电池环节维持产品差异化优势。

2021 年公司光伏硅 片销量同比增长 35.09%至 82.12 亿片（按 M6 产品折算约 51GW），市占率登 顶全球第一；在硅料价格高企背景下，公司通过技术创新和工艺进步使得硅耗同 比下降近 3%，硅棒单台月产提升 30%，同硅片厚度下公斤出片数提升 8%，带 动光伏硅片毛利率同比提升 3.44 个 pct 至 22.73%。2022Q1 公司光伏硅片产能 达 95GW（G12 占比约 72%），预计 2022 年底公司产能将达 140GW（G12 占 比约 90%），硅片外销规模将维持全球第一。

光伏组件销量高增，叠瓦组件产能持续提升。2021 年公司通过“G12+叠瓦”技 术平台的导入和产能规模的持续提升，光伏组件销量同比高增 120.76%至 4.17GW，毛利率在规模提升的背景下提升 2.77 个 pct 至 13.26%。2022Q1 公 司叠瓦组件产能已达 11GW，预计 2022 年末实现约 20GW 叠瓦组件产能，根据 光伏头条统计公司 2022Q1 中标规模达 3.6GW，我们预计 2022 年组件出货有望 突破 10GW。

半导体产能规模持续提升，12 英寸产品实现突破。2021 年公司半导体硅片销量 同比增长 19.82%至 751.54 百万平方英寸，其中 8~12 英寸抛光片、外延片出货 面积同比提升 114%，出货结构的优化和销售价格的提升推动公司半导体材料业 务毛利率同比提升 1.14 个 pct 至 24.20%。2022Q1 公司 8-12 英寸硅片出货量 持续增长，产销规模同比提升 115%以上，环比 2021Q4 提升 24%以上，江苏 宜兴、内蒙古、天津等地产能建设及爬坡加速推进，预计 2022 年底实现 6/9/12 英寸产能 90/100/32 万片/月的产能目标。

2021 年公司硅料销售同比增长 24.36%至 10.77 万吨维持全球第一，销售均价（含税）约 18 万元/吨，硅料销 售量价齐升带动公司高纯晶硅及化工板块营业收入同比+186.89%至 187.61 亿 元，毛利率同比大幅提升 32 个 pct 至 66.69%；电池片销售同比增长 51.19%至 31.25GW 保持全球第一，电池及组件板块营业收入同比+60.87%至 249.35 亿元， 但受制于原材料价格高涨的成本压力，毛利率同比下降 5.73 个 pct 至 8.81%。 2022Q1 公司硅料销售超 4 万吨，销售均价（含税）超过 24 万元/吨，电池片销 量约 10GW 且基本实现满产满销，推动公司 2022Q1 业绩高增。 2022 年硅料价格仍将维持高位，成本及资金优势保障公司硅料产能扩张规划。

在硅料产能释放不及预期和下游硅片产能释放进度加快的背景下硅料供不应求 形势持续，硅料价格已连续 14 周提升，预计 5 月硅料价格仍有较强支撑，6 月 供需紧张形势有望阶段性缓解，我们预计全年硅料销售均价有望维持在 200 元 /kg 高位。公司包头二期（5 万吨）有望于 2022Q3 投产，乐山三期（12 万吨） 预计于 2023Q3 投产，截至 2023 年公司硅料产能将达 35 万吨。公司生产成本 行业领先（3-4 万元/吨）且在手现金充裕（2022Q1 期末现金及现金等价物余额 107 亿元），上述两优势将支撑公司 2026 年公司硅料产能实现 80 万吨的长期 规划。

电池片产能持续扩张，成本控制及技术储备行业领先。（1）产能端，公司 2022 年底电池片产能将达 70GW，眉山 32GW 高效电池项目投产后产能将达 102GW， 2026 年规划电池片产能将进一步达到 130GW。（2）成本端，公司成本优势持 续，2021 年 P 型产品平均非硅成本已降至 0.18 元/W 以内保持行业领先。（3） 技术端，公司 21 年建成行业首条 GW 级 HJT 生产线，同时顺利投产 1GW TOPCon 生产线，两种技术路线共同研发推进有利于维持公司在电池片技术环节 的领先优势。

2021 年公司实现组件 出货 24.07GW 全球排名第二，同比增长 51.6%，已连续两年出货量增速超 50%； 受原材料价格高涨影响，组件销售均价（含税）同比提升 8.35%至 1.85 元/W， 带动组件销售营业收入同比增长 64.23%至 394.61 亿元；但原材料的持续上涨 也影响了公司盈利能力，组件销售毛利率同比下降 1.94 个 pct 至 14.15%。2021 年末公司运营的电站规模约 350MW，实现营业收入 4.36 亿元，出售存量电站 110MW 并获取一定投资收益。 2022Q1 公司组件出货达 6.6GW，其中海外占比达 71%（2021 年全年海外出货 占比 60%），整体毛利率环比小幅下降 0.96 个 pct 至 14.79%；计划全年实现 组件出货量目标为 35~40GW。

一体化产能建设稳步推进，“一体两翼”战略保障公司长久发展。2021 年底公 司组件产能约 40GW，硅片和电池产能为组件产能 80%。2022 年公司曲靖 10GW 硅片、包头 20GW 硅片、越南 3.5GW 电池、以及邢台 5GW 高功率组件等项目 按计划推进，预计 2022 年底公司组件产能超 50GW，一体化率维持在 80%。 此外，公司在晶硅光伏产品一体化产业链建设的基础上提出智慧能源及光伏新材 的“两翼”战略。智慧能源方面，2022 年公司有 700MW 在建平价光伏项目， 后续将逐步推进海外光伏发电并完善其他光伏发电的新应用场景；光伏新材方 面，公司将逐步加大辅材和设备制造的研发投入，目前已具备胶膜、铝边框、银 浆等辅材及单晶炉、高纯石墨制品等设备自主生产能力。

2021 年公司组件销售规模同比增长 18.43%至 22.23GW，税前销售均价小幅下降 2.23%至 1.91 元/W，带动组件销售营业收入同比增长 15.80%至 376.63 亿元； 在原材料价格处于高位的成本压力下，公司通过海外销售渠道和分布式产品的销 售仍维持了较好的盈利能力，组件销售毛利率同比小幅下降 1.59 个 pct 至 13.40%（其中北美地区毛利率达 30.99%）。此外，2021 年公司硅片销售规模 同比增长 29.89%至 2.15GW，毛利率同比提升 5.31 个 pct 至 20.83%。

产能持续扩张，一体化率提升+财务费用率降低将提升公司盈利水平。截至 2021 年末，公司单晶硅片/电池片/组件产能分别达到约 32.5/24/45GW；随着 2022 年公司越南、合肥、海宁等地的硅片及电池产能陆续投产，2022 年底公司单晶 硅片/电池片/组件产能将达到 55/55/60GW，全产业链一体化率将提升至 90%+； 叠加公司 A 股上市后有望解决资金短缺的短板，进一步降低财务费用率，我们 预计公司盈利能力将持续提升。

TOPcon 产品各项指标行业领先，2022 年出货量有望达 10GW。截至 2022Q1 公司 TOPCon 电池量产效率超过 24.6%，良率接近 PERC 电池，产能达到 16GW； 公司Tiger Neo N型组件在发电效率和发电量增益的优势使其相较P型产品将获 得0.1元/W左右的销售溢价。公司预计TOPCon组件2022年出货量将达10GW， 2023 年出货占公司组件销售比重超过 50%，其销售单价的溢价和成本的稳步下 降将持续提升公司盈利能力并保障业绩快速增长。

2021 年公司 实现光伏逆变器出货约 47GW（国内 18GW/海外 29GW）；其中户用逆变器实 现出货 40 万台；出货高增带动公司光伏逆变器业务营业收入同比增长 20.44% 至 90.51 亿元。但是受制于原材料成本上升（主要是 IGBT 紧缺），光伏逆变器 毛利率同比下降 1.23 个 pct 至 33.80%。展望 2022 年，我们预计公司将实现光 伏逆变器出货约 70GW（2022Q1 光伏逆变器出货 12GW，22Q2 有望维持）， 市占率从 2021 年的 30%进一步提升至 32%。

积极开拓户用光伏市场，2022 年户用光伏装机规模有望进一步提升。2021 年公 司电站投资开发业务实现营业收入 96.79 亿元，同比增长 17.65%，主要系公司 加大了户用市场的开发力度，阳光家庭光伏全年装机量同比增长超过 500%至 1.2GW。公司持续提升自身的项目管理和风控能力并优选电站项目，叠加户用光 伏盈利能力相对较好，毛利率同比提升 2.42 个 pct 至 11.91%。2022 年公司计 划实现户用光伏装机安装规模超 3GW，电站投资开发业务收入有望维持高增。

储能增长亮眼，碳中和背景下空间广阔。2021 年公司储能系统全球发货量达 3GWh，储能业务实现营业收入 31.38 亿元，同比高增 168.51%；收入规模提升 后公司储能系统出货占比提升，叠加原材料价格高涨，毛利率同比下降 7.86 个 pct 至 14.11%。公司储能出货量连续五年 位居第一，未来公司一方面将持续开发家庭和工商业储能系统产品的研发和推 广，另一方面将利用公司在发电侧储能端和新能源协同的经验和存量市场优势， 进而实现储能业务收入和盈利规模的持续快速增长。

公司三大业务板块在 2021 年均保持了良好的发展势头，陆缆系统营业收入 同比+46.02%至 38.41 亿元，毛利率小幅下滑 2.6 个 pct 至 9.49%；海缆系统营 业收入同比+50.21%至 32.73 亿元，毛利率下滑 9.82 个 pct 至 43.90%，但仍 处于 40%以上的高位；海洋工程营业收入同比+253.53%至 8.09 亿元，毛利率 增加 1.59 个 pct 至 25.14%。

海风风机招标价格持续走低，“十四五”期间海风装机规模有望超出预期。近期 我国海风招标价格持续下探，在大型化和国产替代背景下风机成本持续下降，海 风抢装潮过后安装成本也将逐步回归理性，海风平价进程有望加速；另一方面， “碳中和”背景下沿海各省均加大对海风的开发支持力度；未来若国家层面持续加大对于国管 海域项目的开发和审批力度，我们认为“十四五”期间我国海上风电新增装机规 模有望超出预期。

公司技术、经验、产品优势明显，持续拿单保障长期发展。在领先的技术实力、 优异的过往业绩经验以及差异化的产品优势加持下，公司近两个月在国内先后中 标明阳阳江青州四（中标金额 13.9 亿元）、中广核香山涂茨（中标金额 2.4 亿 元）、粤电阳江青州一二（中标金额约 17 亿元）等三个项目，更是与 Boskalis 公司联合成功中标 TenneT 的 HKWB 欧洲海上风电总包项目（中标金额约 5.3 亿元），进一步打开欧洲高压海缆市场。公司维持了较强的拿单态势，未来也将 为业绩的快速增长提供有力保障。

公司 2022Q1 毛利率 14.48%，环比-10.21 pcts，净利率 4.06%，环比-11.23 pcts。主要由于（1） 上游原材料价格 22Q1 上涨较多，公司原材料、库存商品等发出时采用加权平均 法计价，拉高原材料成本。（2）由于原材料以及外汇套期保值带来的 15.63 亿 账面损失，实际由于尚未平仓，属于浮亏状态，并未在当期造成实际投资收益变 动。公司表示此项操作属于正常套期保值操作稳定成本，我们推测此部分会在接 下来 1-2 个季度拉高原材料成本，略微影响毛利率。（3）价格传导不及时，对 车厂主要涨价在 Q2 体现，Q1 价格依然在较低位置。（报告来源：未来智库）

Q1 出货量维持高位，库存显著上涨。公司动力电池系统和储能 2021Q4 共销售 59.98GWh，占 21 年总销量 45%。22Q1 我们预测公司动力与储能出货量 50GWh，与去年 Q4 相比有所下降。考虑到疫情影响 4 月销量，保守计算全年 有望达到动力 220GWh，储能 50GWh。同时 22Q1 公司存货 615.78 亿，环比 21Q4 增长 213.78 亿，我们推测由于疫情影响海外客户物流发货，有约 10GWh 电池等待发往海外确认收入，导致存货价值快速上升。随着疫情恢复，新能源车 销量势头不减，公司后续销量有望保持持续增长。

市占率不断提升，顺价协同供应链健康发展。据动力电池创新联盟数据和 SNE 数据，2021 年全年宁德国内动力电池装机量 80.51GWh，国内市占率 52.1%， 全球市占率 32.6%。22 年 Q1 国内装机量市占率 51%，全球市占率 35%。随着 宁德时代在全球的市场份额不断增加，另一方面，虽然公司全产业链布局控制成 本波动，但是 Q1 的利润率的下降也反映整个电池环节行业受到原材料涨价影响 的情况，向下游车企展示了价格传导的必要性，保证了产业链各个环节合理的利 润，我们认为有利于保持行业扩产的积极性以及健康发展。

储能铁锂与软包三元带动动力业务收入环比高增长：公司 2021Q4 营业收入为 54.52 亿元，环比+11.54%，同比+93.20%；实现扣非归母净利润 4.17 亿元， 环比-40.82%，同比-38.68%。扣除思摩尔投资收益和减值损失影响，公司 21Q4 本部净利润 2.95 亿元，同比-6.65%，环比-24.93%。Q4 消费电池业务稳定增长， 动力电池业务增长驱动力主要来自铁锂储能电池稳定出货与三元软包新增产能， 动力电池业务收入环比 Q3 维持较高增长。

上游涨价，动力电池利润率承压：公司 2021Q4 毛利率为 17.11%，环比 -4.44pcts，同比-10.56 pcts；净利率为 13.50%，环比-2.33 pcts，同比-11.82 pcts。由于四季度上游电池材料价格大幅上涨，动力电池盈利承压。消费电池以 及锂原电池盈利稳定。公司积极采取多元化策略控制成本，布局产业链，降低原 材料波动影响。同时公司 Q4 开始与整车厂谈判价格，向下游传导价格压力，动 力电池毛利 2022 年有望修复。

全产业链布局加速，携手中科电气布局负极材料：公司拟与中科电气设立负极材 料合资公司（亿纬持股 40%），同时公司分别与恩捷股份（隔膜）、格林美（回 收镍产品）、华友钴业（钴镍）、德方纳米（磷酸铁锂）、SKI 贝特瑞（高镍三 元）、新宙邦（电解液）、大华化工和金昆仑（锂）进行产业链布局，稳定原材 料供应，降低采购成本，产业链合资公司产能 2022 年下半年陆续释放，提升供 应链优势和成本管控能力。

公司 21 年业绩增长驱动力主要来 自电机铁芯和动力锂电池结构件业务。21Q4 公司实现营收 11.00 亿元，同比增 长 125%，环比增长 30%，实现归母净利润 0.53 亿元，同比减少 15.7%，环比 增长 17.9%；实现扣非后归母净利润 0.49 亿元，环比增长 12.3%。21Q4 利润 增速低于营收增速主要由于原材料成本大幅上涨。 铝价上涨盈利能力承压，21Q4 毛利率企稳。公司 2021 年毛利率为 18%，同比 减少 7.6pcts；净利率为 5.6%，同比减少 5.3pcts。公司 2021Q4 毛利率为 15.89%，单季环比提升 0.43pcts，毛利率企稳；净利率为 4.78%，单季环比减 少 0.49pcts。分业务来看，锂电结构件 21 年毛利率 17.5%，同比-4.5pcts；电 机铁芯业务毛利率 18.6%，同比+1.5pcts。盈利承压主要由于精密结构件业务铝 材、硅钢片、铜材等材料成本上涨较多，21 年精密结构件业务材料成本占营业 成本比重 68%，同比+12pcts。

股权激励落地，实控人参与定增彰显信心。2022 年 3 月，公司发布股权激励草 案，拟向副总经理、核心管理、技术（业务）人员等 153 人授予第二类限制性 股票总量为 425.3 万股，占公告时股本总额的 4.57%，授予价格为 57.51 元/股。 首次授予的限制性股票的业绩考核目标值为 22/23/24/25/26 年扣非归母净利润 不低于 2.5/3/3.6/4.3/5.18 亿元，或 22 至 23/24/25/26 年累计净利润不低于 5.5/9.1/13.4/18.58亿元。同日，公司公告拟定增不超过 8亿元，发行价格为82.63 元/股，扣除发行费用后将全部用于补充流动资金及偿还银行贷款，发行对象为 公司控股股东、实控人蒋震林及其控制的宁波震裕新能源有限公司。

锂电结构件和电机铁芯双重受益于行业高增速。公司作为宁德时代锂电结构件的 主要供应商之一，受益于宁德时代动力电池产量快速增长，以及供应份额提升。 公司产能扩张迅速，宁海、福安、溧阳、宜宾基地新建产能陆续释放，规模化有 望提升公司成本竞争力，以量补价快速成长。电机铁芯业务增长迅速，公司供货 比亚迪等龙头新能源车企，且进入新势力供应链，电机铁芯打开第二成长曲线。

电网自动化核心优势提升，横向发展取得阶段成果。2021 年电网自动化及工业 控制业务实现营收 238.59 亿元，同比增长 10.82%，毛利率减少 0.76 个百分点至 25.55%，系整体系统解决方案的业务增加所致。公司推出新一代调度技术支 持系统、新一代电力交易平台，核心优势进一步提升，“十四五”是构建新型电 力系统关键时期，电网自动化业务具有持续发展空间。公司轨道交通业务成功引 战投，横向业务拓展有望抓住数字交通机遇带来业务增速。

继电保护排头兵引领科技创新，柔性直流输电设备达到国际领先。2021 年继电 保护及柔性输电业务实现营收 61.42 亿元，同比增长 2.13%，毛利率增加 1.36 个百分点至 39.42%。自主可控 PLC、全系列安全稳定控制装置、安防装置全国 产化产品落地应用，以国际领先的稳控系统、换流阀等支撑雅中-江西、南昌-长 沙、陕北-湖北等特高压工程实施，助力晋中、晋北、蒙西特高压站顺利投运， 新能源大基地、海上风电加速建设带动的特高压外送需求增长，作为直流控保、 换流阀龙头，公司 22-23 年业务增长可预见。

能源互联网技术核心初显，多行业应用齐头并进。2021 年电力自动化信息通信 业务实现营收 76.11 亿元，同比增长 17.08%，毛利率增加 0.8 个百分点至 20.91%；发电及水利环保业务实现营收 25.23 亿元，同比减少 1.52%，毛利率 增加 1.39 个百分点至 14.78%；集成及其他业务实现营收 21.76 亿元，同比增 长 21.34%，毛利率增加 2.66 个百分点至 39.23%。新兴产业与核心产业“两翼 齐飞”，公司有望抓住数字化转型机遇打造新的效益增长点，发掘第二成长曲线。

智能变配电业务持续发力，“双碳”目标技术支撑有望进一步提升。2021 年智 能变配电系统业务实现营业收入 44.06 亿元，同比增长 15.08%，毛利率同比提 升 0.39 个 pct 至 25.92%；智能电表业务实现营业收入 25.34 亿元，同比增长 5.69%，毛利率同比提升 0.21 个 pct 至 17.78%；智能中低压供电业务实现营业 收入 22.56 亿元，同比增长 20.33%。创新驱动与“强研发”成绩突显，自主开 发的分布式调相机保护、大型抽蓄机组保护等实现首台套应用，为国内首个 100%可再生能源示范工程提供源网荷储整体解决方案。2022 年公司将继续发挥 技术与市场双驱动，在预制舱、智能电表、磁控开关等细分领域有望形成竞争优 势，配网升级改造或带来配网自愈等配电自动化发展新机遇。

直流输电业务利润率大幅提升，新能源基地建设将带动业务规模增长。2021 年 直流输电业务实现营业收入 9.86 亿元，毛利率同比提升 18.26 个 pct 至 46.23%。 公司积累了丰富的直流输电技术和工程实践经验，海上风电柔性直流换流阀、直 流耗能成套装置在如东工程顺利投运，数字换流站、新一代智能网关和集中器实 现首台套应用。2022 年，新能源大基地加速特高压工程建设，海上风电带动柔 性直流送出需求，公司有望凭借技术先发优势，实现业务快速增长。

积极开拓电动汽车充换电市场。2021 年公司电动汽车智能充换电系统业务实现 营业收入 11.76 亿元，同比增长 13.93%，主要系公司加大了户用市场的开发力 度。公司持续加大充换电技术研发力度，完成 1500 伏储能变流器、电池 PACK 模组、新能源快速功率控制等核心产品研制，高性能大功率和无线充放电产品实 现装车应用。2022 年，配电侧新兴用能场景或带来充换电业务持续增长。

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