电气设备、新能源行业研究及2021年中期投资策略：聚焦三大主线

报告出品方/作者：西部证券，杨敬梅

光伏主产业链受硅料涨价影响中下游盈利承压，逆变器等环节相对盈利稳定。21年全球新增装机量预计为160GW左右，由于硅料供给偏紧，价格持续上升，预计21年硅料盈利能力将维持较高水平，硅片成本能部分传导，电池和组件环节盈利承压；逆变器和跟踪支架等环节因成本结构或定价模式不同，盈利虽受材料涨价影响但总体较为稳定。

锂电产业链涨价边际影响趋缓，有望迎来拐点。长期看，新能源汽车渗透率的快速提升，将使得锂电产业链需求持续高增长，看好各环节龙头发展，尤其是电芯环节，因技术壁垒高、客户粘性大，企业之间的竞争会更多基于技术及客户，龙头优势相对容易维持。短期看，产业链涨价边际影响趋缓，锂电池盈利有望在未来1-2季度迎来拐点。正极和锂电铜箔受益于成本加成的定价模式，需求高增长下盈利确定性较强。

风电需求仍旺盛，短期盈利承压。21Q1国内风机招标量为12.60GW，同比增长51%，补贴退坡后风电行业需求仍维持较高景气度，但风机招标价同比-20%左右，主要原材料价格上涨30-60%不等，产业链利润短期承压。塔筒环节的定价模式类似成本加成，在原材料涨价情况下，盈利相对稳定。

工控及低压电器将受益进口替代，碳中和目标实现依赖电网投资。我国工控及低压电器行业长期由外资品牌占据主导地位，随着内资品牌技术实力不断提升，产品国产化率正在逐步提高，进口替代空间有望进一步打开；新能源的接入对电网提出新的技术要求，而电力自动化及信息通信等二次系统的投入是最为经济的实现方式。

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碳中和目标打开新能源长期发展空间

1.1 风光、锂电、氢能及电网接入技术的发展都将充分受益碳中和目标的实现

为保障碳中和目标，未来全球能源的消费结构中，需要化石能源排放二氧化碳可以全部被地球生物圈吸收。因地球生物圈吸收能力有限，因此未来能源消费结构中，可再生能源所占比重必然大幅增加（据我们测算，需要达到约 60%的水平）。

为实现可再生能源的占比目标，未来的可再生能源消费将以电能替代以及氢能源对化石能源的替代为主。

电能替代包括电动汽车的使用、电热锅炉的使用等等。而在氢的所有制取方式中，电解水制氢将可能是最清洁的制取方式。

以光伏和风电为主的可再生能源的大量接入对电网的安全稳定提出新的要求，因此电网的技术升级和储能的配置就显得非常重要。在所有储能方式中，除了抽水蓄能之外，电化学储能及氢能源储能将是重要的发展方向。

1.2 短期产业链利润或受上游原材料供给的挤压

锂、钴、镍、硅料等上游材料以及钢铁、铜铝等大宗原材料的涨价对中游的利润形成挤压。

分环节来看，硅产业链的一体化企业受上游硅料的涨价影响较大，一般来讲，硅料价格每 KG 上涨 10 块钱，组件的成本则有 3 分钱左右的上涨，如组件价格不能顺利向下游传导，一体化企业的利润率水平可能会受影响。

锂电池产业链来看，负极、电解液和电芯产业链受上游原材料涨价的影响较大，利润可能会多少受到一定挤压。

相比较而言，光伏产业链的逆变器、跟踪支架、电动车产业链的正极、铜箔以及软件占成本较大的电力二次设备企业或因为成本加成的定价模式，因此利润率相对稳定，利润水平可以实现与销量的大体同步增长。

1.3 21年前四月行情回顾：高压设备、储能设备、电网自动化、电机表现较优

我们梳理了申万分类行业 21 年 1-4 月底的表现，电力设备新能源行业中高压设备、电网自动化、储能设备、电机 III 等依旧表现良好，多数处于成熟后期的行业表现较弱。21 年初至 4 月 29 号，SW 高压设备/SW 电网自动化/SW 电机Ⅲ/SW 储能设备分别上涨 18.92%/6.63%/5.03%/3.96%，跑赢上证 A 股指数 19.72/7.43/5.83/4.76 个百分点。与其他申万一级行业比，电气设备板块走势较弱，但下跌幅度小于国防军工/家用电器/计算机/ 通信/传媒/商业贸易/汽车/电子/房地产等行业。

1.4 综合估值和成长性，短期推荐盈利确定性较强的环节，长期推荐护城河较强环节龙头，并关注变化的机会

比较申万各板块估值，截至 2021 年 4 月 29 日电气设备行业 PE（TTM 整体法）为 44.64 倍。电气设备行业中的电网自动化、低压设备、高压设备、风电设备、计量仪表等板块估值低于多数行业，火电设备、储能设备、工控自动化、中压设备处于较高水平。光伏设备和电机Ⅲ估值相对适中

光伏：关注长期竞争力，新技术或加速导入

2.1 21年光伏新增装机量有望保持150-160GW

全球光伏装机量有望保持增长，预计 21 年全球新增装机量为 150-160GW。2019 年全球光伏新增装机 114.9GW，同比增长 6.23％，光伏累计装机量达到627GW，同比增长22.44%。2020年国内新增装机量达48.20GW，同比+60.13%，增长超预期。其中，受四季度抢装潮影响，20Q4 国内光伏新增装机量约 29.5GW，同比增长 55.26%。预计 2020 年全球新增装机 120-125GW，2021 年全球新增装机 150-160GW，其中国内新增装机约 55GW，海外装机约 105GW。

2.2 政策端持续利好，光伏行业成长性显著

全球多国提出减排提速，光伏装机量有望快速提升。2020 年 9 月 17 日，欧盟委员会提出将 2030 年温室气体减排目标从 40%提高为 55%。印度方面，目前印度可再生能源占比仅 8.7%，20 年 9 月提出 2030 年实现可再生能源占比达 40%的目标；美国方面，拜登提出未来 4 年投资 2 万亿美元加强美国清洁能源基础设施建设。随着多国可再生能源发电占比的提升，各国光伏装机容量有望快速提升。

我国明确提出碳中和目标，清洁能源占比有望进一步提升。20 年 9 月 22 日中国在第 75 届联合国大会上首次宣布，2030 年二氧化碳排放前达到峰值，力争 2060 年前实现碳中和。截至 2020 年，我国一次能源消费结构中化石能源仍占据核心地位，煤炭、石油、天然气占比分别达 56.7%/19.1%/8.5%。21 年 4 月 20 日，国家能源局正式公开 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的征求意见稿。意见稿确认 21 年风光发电量占比，行业有望保持高景气。国家能源局此次要求 2021 年全国风光发电量占全社会用电量的比重达到 11% 左右，后续占比逐年提高，预计到 2025 年有望达到 16.5%。预计未来我国将持续享受清洁能源红利。

碳中和目标下，2020-2060 年海内外光伏装机量有望持续高涨。根据碳中和目标，我们测算预计 2020-2060 年全球光伏年均新增装机规模将达到 1189GW，预计 2060 年全球光伏累计装机量达到 49334GW；国内光伏年均新增装机需求达 596GW，预计 2060 年光伏装机量达到 19520GW。

我国对化石能源依存度仍较高，“双循环”政策有望打造我国能源内循环安全边界。2020 年我国的石油和天然气对外依存度分别攀升至 73%和 43%，能源对外依存度较高。同年 5月，中央政治局会议提出构建国内国际双循环相互促进的新发展格局，并将保障能源安全作为政策的重点。政策端持续利好可为国内能源保障提供安全支持，光伏行业作为我国长远战略性投资目标，将持续受益。

国家能源局印发相关意见，清洁能源消费占比有望进一步提高。2021 年 4 月 22 日，国家能源局印发《2021 年能源工作指导意见》。意见指出，能源结构方面，煤炭消费比重下降到 56%以下；新增电能替代电量 2000 亿千瓦时左右，电能占终端能源消费比重力争达到 28%左右。供应保障方面，全国能源生产总量达到 42 亿吨标准煤左右，石油产量 1.96 亿吨左右，天然气产量 2025 亿立方米左右，非化石能源发电装机力争达到 11 亿千瓦左右。质量效率方面，单位国内生产总值能耗降低 3%左右。能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，风电、光伏发电等可再生能源利用率保持较高水平，跨区输电通道平均利用小时数提升至 4100 小时左右。指导意见有望积极发挥新能源市场的主观能动性，推动中国光伏行业长足发展。

2.3 上游涨价强化短期盈利不确定性

从光伏主产业链硅料、硅片、电池片及组件供需格局来看，21 年硅料维持供需偏紧态势，预计 21 年硅料价格仍将维持高位，未来随着产能逐步释放，供需情况逐步改善。硅片、电池片及组件环节供给较为宽松，但其中包含很多二、三线厂商较为落后的产能，预计未来随着落后产能逐步退出市场，各环节龙头集中度将进一步上升。

2.3.1硅料全年价格仍将维持高位，盈利水平大幅提升

硅料价格持续走高，预计 2021 年全年维持高位。2020 年上半年由于受到疫情影响，光伏装机需求下降，上游原材料出货量大幅减少，价格出现一段时期的下滑。随着疫情的好转及 630 抢装，硅料需求量大增，供需偏紧导致价格持续走高。截止到 2021 年 3 月底，单晶致密料均价 12.8 万/吨，同比 20 年 3 月上升 77%；单晶菜花料均价 12.6 万/吨，同比 20 年 3 月上升 83%。由于硅料 21 年供需仍然偏紧，预计硅料价格。

利润率进一步扩大，盈利能力大幅度提升。随着硅料价格的持续上升，利润率也在不断走高。2021 年 Q1 平均利润率达 50%以上，3 月份利润率进一步上升，最高可达 62.96%。由于供需紧张，硅料价格仍有上涨预期，21 年硅料企业盈利能力有望维持高位。

有效产能释放有限，供需偏紧态势延续至 21 年中期。2021 年底国内硅料名义产能预计达 89.48 万吨，同比增长 55.94%，其中有大约 25 万吨硅料在四季度或年底投产，考虑产能爬坡过程，全年有效产能将在 55 万吨左右。一般来说，硅料产能爬坡期大约需要 3-6 个月，因此预计硅料供给或在 22 年中期得到缓解。

2.3.2硅片端受原材料涨价影响价格持续上涨，未来盈利能力有下降可能

受原材料价格上涨影响，硅片价格维持上涨态势。由于上游原材料价格持续高涨，硅片价格也进一步上升。截止 2021 年 3 月底，单晶硅片 166/182/210 报价 3.79/4.56/6.16 元，环比上升 2%/4%/持平；多晶硅片报价 1.7 元，环比上升 7%。总体来看，硅片价格上涨主要受硅料价格上涨所致。

产能进一步释放，硅片厂商开工率有所下调。相较于硅料，2021 年硅片新建产能大幅度增加。据统计，2021 年新增硅片产能预计达 186GW，预期增幅为 65.72%。预计 21 年底单晶硅片产能将超过 400GW，随着各大硅片厂商新建产能纷纷投产，整体硅片市场处于供过于求的状态。我们假设 21-22E 年全球新增装机量为 160/200GW，假设 CTM 损耗率为 3%，容配比为 1.2，预测 21-22E 年全球新增硅片需求分别为 198/247GW，行业整体处于供过于求的状态。受制于硅料供给，硅片产能释放不充分，厂商开工率下调。

利润率有下行风险，短期提升困难。上游原材料价格的上升提高了硅片生产成本，虽然硅片价格受硅料影响有所上升，但上涨幅度小于硅料，一定程度上压缩了硅片厂商的利润空间。如果按照当期硅料成本测算，2021 年 Q1 硅片毛利率不断下滑，3 月达到最低点 16.96%。由于受到下游市场博弈的影响，预计未来硅料价格的上升较难完全传导至下游，硅片盈利能力短期内较难提升。

2.3.3电池片端承压严重，盈利处于底部

下游采购速度放缓，需求不足致使电池片端短期承压严重。2021 年电池片产能为 416.15GW，同比增长 59.57%。由于产业链下游组件厂商和终端项目端的持续博弈使得部分项目暂停，组件厂商整体开工率下滑，致使电池端需求不足，出货量大幅度下降，从而库存压力明显上升，电池片厂商承压严重。

单晶电池片报价暂时维稳，多晶电池片价格小幅上升。截止 2021 年 3 月底，单晶电池片 158/166/210 报价 0.92/0.85/0.91 元/W，与上月价格持平；多晶电池片报价 0.641 元/W，环比上升 13.5%。上游硅料、硅片价格的持续上升使得电池端成本不断增加，部分主流电池企业流露出涨价信号，下游企业纷纷处于观望态度，使得采购速度有所放缓，单晶电池片价格维稳；多晶电池片产能供给有限，下游需求旺盛，市场供应紧张，推动价格小幅上涨。

毛利率断崖式下降，盈利能力大幅缩水。自 2021 年 Q1 以来，电池片毛利率持续下降，截止到 3 月底，毛利率下降至 0.22%，电池端几乎已无利润可言。由于原材料成本的上升和下游厂商持续压价的影响，电池端厂商的利润进一步压缩，目前基本已无降价空间，难以承受上游原材料的继续涨价，盈利能力大幅下降。

2.3.4组件开工率有所下降，盈利能力处于历史较低水平

产能不断提升，组件厂开工率有所放缓。2021 年组件产能预计可达 391GW，同比增长 52%。原材料价格上升使得组件厂商难以承受成本上升的压力，由于国内电价相比国外更低，组件涨价使得电站终端系统集成商及业主持观望态度，组件价格的上涨导致短期装机需求放缓，组件厂开工率有所下降。

受上游涨价影响组件价格有小幅增长。截止 2021 年 3 月底， 182/210 单面单晶组件报价均为 1.7 元/W，环比增长 2%。组件涨价主要由于上游原材料涨价影响，组件成本有所上升。2021 年 Q1 以来，组件由于受到成本上升和终端电站进度放缓的影响，毛利率处于历史较低水平。随着下游电站对于组件价格上涨的逐步接受，预计未来组件价格仍将有一定上涨。

2.3.5光伏玻璃价格大幅下跌，盈利能力逐渐下滑

产能持续增加，供需偏紧情况改善，光伏玻璃价格大幅下跌。截止 2021 年 3 月底，光伏玻璃日熔量达 33730 吨，环比增长 2.59%，同比增加 33%。由于光伏玻璃日熔量持续增加，叠加组件厂商开工率下降使得光伏玻璃需求量有所下降，光伏玻璃库存量持续上升。截止4月初，3.2mm原片主流价格19元/平方米，环比下滑34.48%；2.0mm 镀膜主流价格 22 元/平方米，环比下降 32.31%；3.2mm 镀膜价格 28 元/平方米，环比下滑 30%。

预计供需偏紧情况逐渐改善，价格仍有继续下降的可能性。假设 20-22 年全球光伏新增装机 130/160/200GW，假设容配比为 1.2，双玻渗透率达 27%/40%45%，20-22 年光伏玻璃需求可达 2.99/3.79/4.76 万吨/日。考虑到新增产能释放，以及冷修产能的影响，预计 20-22 年国内光伏玻璃有效产能将分别为 2.75/3.98/6.73 万吨/日。20 年玻璃供给较为紧张，21 年玻璃供需偏紧态势逐步改善，叠加上游涨价导致组件开工率下调，预计 21 年光伏玻璃价格将在现有价格基础上仍有下跌。22 年光伏玻璃产能过剩，预计价格仍将维持较低水平。

毛利率有所下降，预计未来仍将维持下降趋势。截止 2021 年 3 月底光伏玻璃原片毛利率为 35.94%，环比上月下降 13.03pct。3.2mm 光伏玻璃原片成本价格约 17.84 元/平方米，环比增加 0.78 元/平方米。随着玻璃价格维持低位，光伏玻璃利润大幅下降，部分在建产线进度放缓，个别产线或有延期点火可能。近期组件价格小幅提升，但不足以支撑开工率明显上调，整体来看，需求端仍显一般，叠加玻璃厂家库存因素，预计短期内光伏玻璃价格仍将有所下滑，盈利空间持续承压。

2.4产业链成本持续上行，有望加快颠覆性新技术导入

2.4.1光伏电池片技术工艺逐渐升级，且具有一定延续性

总体看，在早期电池片生产中，从硅片到可工作的电池片需要七道工艺流程完成备制:制绒清洗→扩散制结→刻蚀→二次清洗→制备减反射膜→印刷电极→烧结。

截至目前光伏电池片生产工艺主要包括六种：铝背场电池片(AL-SF)、PERC/PERC+、 PERT、TopCon/TopCon+、IBC、异质结(HJT/HIT)。每种电池片技术的升级具有一定延续性。

电池片新技术更迭中生产工艺具有一定延续性。生产设备角度看，PERC 电池生产过程中相较于 BSF 电池片新增氧化铝 PECVD、ALD 设备、激光开槽设备。PERC+生产过程相较于 PERC 新增 SE 激光掺杂设备、改进后的丝网印刷设备。TopCon 及 N-PERT 生产过程相对于 PERC 新增硼扩散设备、离子注入设备、薄膜沉积环节的 LPCVD 或 PECVD。

2.4.2光伏电池片技术更迭较快，PERC技术是当前主流

PERC 及 PERC+电池片占据市场主流，未来市占率或有下降。与上一代 BSF 技术电池片相比，PERC 具较高的转换效率，同时设备端只需增设氧化铝镀膜设备沉积背面钝化层，以及激光开槽设备进行背面钝化开槽。自 17 年以来，PERC 电池市场占有率逐渐提高。2019 年 PERC 总体产能约占全国电池片总产能的 66%左右，CPIA 预计 21-22 年 PERC 电池约 60%-55%左右的市场占有率。

PERC 电池生产线关键设备基本完成国产化，产能投资成本较低。2019 年，多数主流厂商新投产的电池产线均为 PERC 电池，部分原有普通单晶产线也逐渐改为 PERC 产线，其中单条产线产能约 250MW。投资成本角度看，目前 PERC 电池产线投资成本已降至约 20 万元/MW 以下，随着未来设备生产能力的提高及技术进步，单位设备投资额将进一步下降。效率角度看，PERC 电池技术通过双面、SE 等技术不断提升效率，达成 PERC+ 电池技术，效率已从 2018 年的 21.8%提升至 2020 年的 22.4%，龙头企业甚至可达 23% 以上。

2.4.3下一代异质结技术工艺相对简化，未来有望降低成本提高转换效率

新一代 HJT 电池片商业化正逐步推进。2015 年松下的 HJT 技术专利保护期结束，光伏企业及实验室开始深入该技术领域研发。2017 年起，全球多家公司开始关注 HJT 技术并投入试生产线，中国晋能公司中试线规模达到 100MW。2018 年，中国钧石能源 HJT 电池/ 组件产线产能超过 600MW，ENEL 在意大利建设超过 200MW 的产线，HJT 发展开始进入商业化阶段。

截至目前 HJT 异质结电池转换效率可达 24％以上。以单晶 PERC、TOPCon 与 HJT 三种电池片对比，HJT 电池片相对其他技术电池片电流密度较低，但开压和填充因子处于较高水平，截至 21 年 2 月钧石能源的量产异质结电池转换效率达到了 25.2％，并经过了 TUV 北德公司权威检测认证，成为目前市场上转换效率最高的异质结电池，分别高于 PERC、 TopCon 约 2.0-2.2pct。

HJT 异质结电池全生命周期内效率衰减较慢。在电池片全生命周期内，HJT 电池的温升系数为-0.26%/℃，优于 PERC 与 TopCon 电池(接近-0.30%/℃)。虽然 HJT 电池首年衰减率相对较高约为 2%，但后续年份的衰减率相对较低为 0.25%/年,低于 PERC(0.45%/年) 与 TopCon(0.4%/年)。双面率和电池良率角度，预计 HJT 电池分别可达 95%和 98%，优于 PERC 与 TopCon 电池。

异质结电池片技术工艺改进加快，推动未来转换效率提高。提高转换效率角度，在单位面积电流方面，未来异质结电池技术采取正面栅线细化、高透光 TCO、N 面非晶硅厚度优化、无主栅等技术，将电池转换效率进一步提高 0.1%-0.3%；在填充因子方面，HJT 异质结技术预计会在电阻优化、无主栅技术方面改进，提高填充因子进而提高约 0.1%左右的转换效率。

HJT 电池未来降本路径明确。由于目前的 HJT 电池仍处于初期发展阶段，其量产成本相较 PECR 电池较高。但随着行业技术的发展，预计未来在硅片成本、低温银浆、靶材耗用等多方面有较大的降本潜力，而 PERC 电池成本下降空间较小，2022 年 HJT 电池的生产成本有望与 PERC 电池持平，HJT 电池片非硅成本接近 0.25 元 /W，生产全成本接近约 0.53 元/W。

浆料：银浆方面未来 HJT 技术可采取四种方式降低单片银浆成本：高精串焊技术、无主栅技术、低成本金属化方案、低温银浆方案。

① 高精串焊技术（降本幅度约为0.08元/W）：则HJT电池银耗可从180mg/片降至130mg/ 片；高精串焊设备可以通过高精度串焊减少 pad 点大小，增加主栅数量、减少细栅及主栅银耗。

② 无主栅技术（降本幅度约为0.11元/W）：则HJT电池银耗耗量从180mg/片降至100mg/ 片；但无主栅技术未来在相关设备跟进、焊带改善、适配胶膜改善、专利权问题等四个方面亟需完善。

③ 低成本金属化(降本幅度约为 0.03 元/W)：截至目前海外厂商如日本 KE 公司已取得实质性的突破，细栅银浆耗量有望在现有水平上再降 30%。

④ 低温银浆（降本幅度约为 0.02 元/W）：低温银浆技术难度低于高温银浆。低温银浆国产化程度相对较低，20 年国内晶银、聚和、帝科已开始供应低温银浆。预计低温银浆或在银包铜技术上实现进步。银包铜技术通过银和铜按比例掺杂可以避免银价格较高，以及铜易于氧化的弊端。预计采取银包铜技术后在每片银含量约为 58%-62%的前提下，HJT 电池片浆耗或从 120mg/片降至 90mg/片，体电阻率或可下降至 6.0-8.0μ Ω·cm。

薄片化：HJT 电池采用 N 型单晶硅片，具有更大的薄片化潜力。预计 HJT 电池片未来会将引入预切半片技术实现进一步薄片化(降本幅度约为 0.03 元/W)，电池片厚度预计可从 160~170μm 下降到 120~130μm。

HJT 电池生产工艺经历四个重要环节，其中 PECVD 价值占比最高。异质结电池片生产工艺相对简化，共经历清洗制绒→非晶硅沉积→TCO 膜沉积→电极制备四个环节，对应设备分别为清洗制绒机、板式 PECVD(不同企业略有差异)、PVD(不同企业略有差异)、丝网印刷机与烘干炉(炉内温度低于 250℃)。较之 PERC 电池生产所需 7 个环节已大幅简化。

HJT 整线设备预计未来仍有降本空间。2019 年 11 月 HJT 整线设备价格约为 5-6 亿元/GW，20 年预计为 4.5 亿元/GW 左右。预计 21 年 HJT 整线设备价格或可降至 4 亿元左右，未来异质结设备降本仍在进行中。其中在整个生产工艺环节中 PECVD 价值占比较高,占比保持约 50%以上。

异质结电池设备国产替代进一步加快。国内异质结设备主要供应商包括捷佳伟创、迈为股份、理想能源、钧石能源。捷佳伟创已基本完成清洗制绒、RPD 镀膜环节等设备研发，捷佳伟创自主研发的 RPD系列设备能够在常规 HJT的基础上为高效 HJT带来一定效率增益；迈为股份已自主研发生产 PECVD 与丝网印刷设备，且具备提供 HJT 整线解决方案的能力；理想能源 PECVD 设备实现实验室转换效率 25.1%，旗下万里晖 20 年自主成功研发抽屉式腔体 PECVD；钧石能源自研产线可支撑量产电池片平均效率达到 24.2%。

生产环节角度看：

① 清洗制绒以及丝网印刷技术与 PERC 技术相差不大，国内企业较有经验。非晶硅薄膜环节主要使用 PECVD 设备，其质量与 HJT 电池转换效率密切相关。

② PEVCD 环节国产化正当时，已有部分国内企业如迈为股份、捷佳伟创取得阶段性成果。

③ RPD 和 PVD 两种方法实现 TCO 成膜：a) RPD（反应等离子体沉积）技术主要由日本住友重工掌握，设备匹配住友重工生产的 IWO 靶材制备 IWO 透明导电薄膜，目前国内制造商捷佳伟创已在获得住友重工授权以后进行研发制造，并实现通威产线上的应用。b) PVD（物理气相沉积）是指在沉积过程中，被镀材料形成金属或者非金属等离子体（如 Ti 离子，N 离子），等离子体在偏压电场的作用下，沉积在电池片表面上。由于离子镀过程中，离子的能量更强，离子绕射性更好，膜层的结合力更好，膜层致密性也更好，膜层性能更好。迈为股份已经在 PVD 等离子场沉积镀膜实现国产化。

2.4.4异质结全寿命周期发电量有优势

20 年全寿命周期收益折现后，HJT 电池片或更具优势。假设①PERC/TopCon/HJT 电池片的生命周期为 20 年且初始功率为 1W；②PERC/TopCon/HJT 首年衰减分别为 2%/1%/2%；③后续每年衰减分别为 0.45%/0.40%/0.25%；④利用小时数为 1000 小时；⑤全年工作温度高于标准温度 2℃为 27℃；⑥单瓦电价为 1 元，收益折现率为 8%。最终测算出全寿命周期收益现值：PERC/TopCon/HJT 20 年全部收益折现后分别达 9.25/9.39/9.41 元。HJT 电池片全寿命周期收益分别高出 PERC/TopCon 1.73%/0.21%。

锂电：长期看锂电池龙头机会，

短期关注盈利确定性

长期看好电车产业链各环节龙头发展，短期推荐盈利确定性较强的板块。我们预测 21-25 年全球新能源汽车销量 CAGR 达 42.5%，全球动力电池装机量 CAGR 为 48.9%。同时，我们根据不同类型电池对锂电材料的单耗量，测算出 21-25 年全球动力电池领域正极/负极/电解液/隔膜/铜箔需求 CAGR 分别为 46.5%/48.5%/47.6%/46.0%/43.3%。长期看锂电产业链需求有望持续高增长，看好各环节龙头业绩增长。短期看，主要锂电材料中除了电解液外，其他材料价格均趋于稳定，产业链涨价边际影响趋缓的情况下，锂电池盈利有望在未来 1-2 个季度迎来拐点，龙头企业业绩有望迎来环比快速增长。

3.1 新能源车销量有望持续旺盛，电池需求增长和产品结构升级并进

未来五年全球新能源车销量复合增速有望超 40%，高镍三元电池份额将持续提升。新能源车领域，我们预计 2021 年全球新能源车销量达到 472 万辆左右，2021-2025 年 CAGR 有望达到 42.5%。考虑到新能源车单车带电量逐渐提升，我们预测 2021-2025 年全球动力电池装机量 CAGR 为 48.9%。2020 年三元电池市占率略超 60%，考虑到磷酸铁锂电池凭借性价比优势在中低端车型市占率有所提升，预计未来 5 年三元电池整体市占率将基本维持在 60%左右。2020 年 811 高镍在三元中的份额约 30%，中低镍合计约 70%，随着新能源车续航里程的提升，预计到 2025 年 811 高镍的份额有望提升至 60%以上。

未来5年国内新能源车销量增速有望达43.7%。预计2021年国内新能源汽车销量超过200 万辆，2021-2025 年 CAGR 有望达 43.7%；对应动力电池需求量 CAGR 为 48.1%。预计三元电池市占率维持 60%左右，811 高镍占比逐渐提升，预计到 2025 年 811 高镍的份额有望提升至 60%以上。

3.2 811高镍正极渗透率提升，价格有望趋于稳定

预计未来五年全球正极需求 CAGR 为 46.5%，NCM811 正极需求 CAGR 为 77.1%。高镍三元正极渗透率有望稳步提升，同时我们认为，高镍领域会存在先发优势，高镍时代到来会覆盖掉绝大部分市场，三元技术定型之后一定会产生龙头企业。利润端来看，正极采用成本加成模式，单吨盈利取决于加工费，高镍产品需求快速提升且有一定的溢价，盈利水平有望维持较高水平。看好高镍三元正极龙头企业未来发展。

3.2.1 预计2021-2025年全球正极材料合计需求CAGR为46.5%

未来5年全球三元正极需求CAGR有望达45.9%，磷酸铁锂正极需求CAGR有望达47.9%。我们根据不同型号电池的正极材料单耗量，测算出 2021-2025 年全球动力电池三元正极需求合计为52.1/79.2/113.7/165.9/236.2万吨，CAGR将达到45.9%，其中811高镍的CAGR 有望达到 77.1%，全球对高镍需求增长显著。同时，我们测算出 2021-2025 年全球动力电池磷酸铁锂正极需求合计为 23.4/36.4/53.0/78.0/111.9 万吨，CAGR 为 47.9%。

未来5年国内三元正极需求CAGR有望达45.2%，磷酸铁锂正极需求CAGR有望达47.2%。我们根据不同型号电池的正极材料单耗量，测算出 2021-2025 年国内动力电池三元正极需求合计为 21.0/30.1/45.2/65.0/93.2 万吨，CAGR 将达到 45.2%，其中 811 高镍的 CAGR 有望达到 76.2%，高镍需求增长显著。同时，我们测算出 2021-2025 年国内磷酸铁锂正极需求量为 9.4/13.8/21.0/30.6/44.1 万吨，CAGR 为 47.2%。

3.2.2 正极材料价格将趋于平稳，盈利能力同比去年有所提升

磷酸铁锂正极：磷酸铁锂 2021 年 4 月份的价格较 2020 年同比上涨 27.63%，较同年 1 月份上涨 16.87%。磷酸铁锂自 2020 年底开始价格持续上涨，主要由于期间市场需求持续旺盛，主导电池厂订单拿的较多，动力 LFP 企业没有太多闲置产能给到二梯队电池厂家；新增产能也要在二三季度才能大规模投放，市场短缺状态会持续较长时间。另一方面，原料端价格波动剧烈，涨幅大也是磷酸铁锂价格上升的一个原因。截至 2021 年 4 月下旬，磷酸铁锂行业稳健运行，部分企业新产能陆续投放，生产处于小幅放量中。目前铁锂不管是价格还是生产都进入平稳期，同去年相比，可以明显看到企业毛利水平有所提高，今年利润相对有保证。

三元正极材料：2021 年 4 月 NCM 高镍 811 和 NCM523 价格同比上涨分别为 7.01%和 37.55%，较 1 月份分别上涨 3.12%和 12.90%。2020 年 2 月下旬，三元正极材料价格有所回升，主要是因疫情停产的三元材料企业基本已经恢复生产，部分企业开始入市采买正极材料。随后在 3 月下旬，三元材料价格开始下跌，主要是由于上游原材料价格下滑带动。到了 6 月初，高镍三元材料由于溢价较高，价格出现了较大幅度下滑。从 2021 年初开始，三元正极价格开始出现大幅上涨，主要是受各正极原材料价格强势上涨影响。但是 3 月中旬国内三元材料价格开始下跌，主要是受到三元前驱体价格的持续下跌带动，预计二季度三元正极价格将趋于平稳。

3.3 铜箔轻薄化趋势明确，成本加成模式下单吨盈利基本稳定

锂电铜箔行业未来几年将持续存在供应缺口，同时，受制于 6 微米及以下铜箔扩产所需的进口阴极辊产能有限，6 微米及以下锂电铜箔缺口预计持续扩大。铜箔定价采用铜价+加工费模式，去年年中以来两部分均有上涨，但是加工费上涨基本覆盖了原料成本上涨，故单吨盈利有望基本稳定。考虑到电池厂从 8 微米铜箔向 6 微米铜箔过渡意愿强，看好在 6 微米及以下铜箔领域具备规模和技术优势的龙头企业。

3.3.1 预计2021-2025年全球锂电铜箔合计需求CAGR为43.3%

未来 5年全球锂电铜箔需求 CAGR有望达 43.3%，6微米及以下需求 CAGR有望达 54.1%。我们对未来 5 年全球新能源车领域对锂电铜箔的需求进行了测算，预计 2021-2025 年动力用锂电铜箔需求分别为 19.7/29.1/41.1/58.7/83.0 万吨，CAGR 为 43.3%。同时，我们测算得到 2021-2025 年全球 6 微米及以下锂电铜箔需求分别为 14.7/25.2/38.2/58.7/83.0 万吨，CAGR 为 54.1%。

未来 5年国内锂电铜箔需求 CAGR有望达 42.7%，6微米及以下需求 CAGR有望达 53.4%。我们对未来 5 年国内新能源车领域对锂电铜箔的需求进行了测算，预计 2021-2025 年动力用锂电铜箔需求分别为 7.9/11.0/16.3/23.0/32.8 万吨，CAGR 为 42.7%。同时，我们测算得到 2021-2025 年国内 6 微米及以下锂电铜箔需求分别为 5.9/9.6/15.2/23.0/32.7 万吨， CAGR 为 53.4%。

3.3.2 锂电铜箔成本加成模式助力盈利确定性

从 2020 年下半年开始，铜箔价格进入上升通道。截至 21 年 4 月初， 6μm 铜箔价格约 11.4 万元/吨，8μm 铜箔价格约 10.1 万元/吨，分别较 2020 年 4 月的低位上涨 23.9%和 40.3%；较 2021 年 1 月也有所上涨，为 4.81%和 6.76%。铜箔价格通常由铜价与加工费组成，2020 年下半年以来，这两部分价格均处于上升趋势。

一方面，随着市场需求逐渐回暖，金属铜库存不断下降，铜价持续上涨。目前长江有色市场铜的现货价为 6.7 万元/吨，较 20 年 4 月上涨了约 68%。另一方面，目前 8μm 铜箔加工费约 3 万元/吨，6μm 铜箔加工费为 4.5 万元/吨，4.5μm 铜箔加工费则达 7-7.5 万元/吨，铜箔加工费相对 20 年低点上涨近 30%。考虑到今年新能源汽车市场需求旺盛，加之铜箔生产商扩产进度较为缓慢，全球供应缺口将持续存在，预计 21 年铜箔价格或维持高位，盈利能力有保证。

3.4 负极石墨化产能不足影响产量提升，预计价格稳中略有提升

今年以来，主要负极企业排产呈现出增长势头，受益于新产能投放和产能爬坡，预计国内负极产量有望持续提升，但受石墨化产能不足的影响，预计增长幅度有限。自 2020 年 7 月来，负极价格维持稳定，受近期原料价格上涨影响，预计 2021 年 Q2 价格稳中略有提升。石墨化成本占负极成本 30%-40%，石墨化自供率的提升有望降低成本，提升盈利能力。长期看好具备成本优势，且产品供应高端市场的龙头企业。

3.4.1 预计2021-2025年全球负极材料合计需求CAGR为48.5%

未来五年全球动力电池负极需求 CAGR 为 48.5%，国内负极需求 CAGR 为 47.8%。我们根据不同型号电池的负极材料单耗量，测算出 2021-2025 年全球动力电池负极需求合计为 19.8/30.7/45.0/66.6/96.2 万吨，CAGR 将达到 48.5%。同时，我们测算出 2021-2025 年国内动力电池负极需求合计为 8.0/11.7/17.9/26.1/38.0 万吨，CAGR 将达到 47.8%。

3.4.2 负极价格波动不大，预计今年价格将基本稳定

整体价格变动不大，后续有望基本稳定。2021 年 4 月中端、高端动力以及高端数码的价格同比分别下降 15.29%、7.50%以及 13.46%，较同年 1 月份中端价格下降 4.00%。2020年 5 月高端数码负极材料价格有所下降，也不排除部分中低端产品的价格上升。5 月负极市场整体表现不佳，出货个别企业亮眼，多数企业均是不如上年同期。7 月末负极材料整体价格下跌，已经基本降到位，从20年年初至7月末国内负极材料价格下滑幅度在10-30%，之后负极材料价格一直保持稳定。

3.5 电解液价格预计仍将上涨，看好具备六氟磷酸锂自有产能的龙头

电解液需求旺盛，但 VC 供应不足，产量窄幅增长，电解液短期看仍是电芯厂最短缺的原料之一。叠加六氟磷酸锂供需偏紧的情况预计持续到明年上半年，近期六氟磷酸锂价格再次被推高，预计今年电解液价格将继续提升。电解液企业业绩有望高增长，推荐具备六氟磷酸锂和添加剂自有产能的电解液龙头企业。

3.5.1 预计2021-2025年全球电解液合计需求CAGR为47.6%

未来 5 年全球三元电池电解液需求 CAGR 有望达 46.6%，磷酸铁锂电解液需求 CAGR 有望达 48.7%。我们根据不同型号电池的电解液用量，测算出 2021-2025 年全球三元动力电池电解液需求量分别为 15.9/24.1/34.8/51.1/73.4 万吨，CAGR 为 46.6%；磷酸铁锂电池电解液需求分别为 14.2/22.2/32.5/48.1/69.4 万吨，CAGR 为 48.7%。

未来 5 年国内三元电池电解液需求 CAGR 有望达 45.8%，磷酸铁锂电解液需求 CAGR 有望达 48.1%。我们根据不同型号电池的电解液用量，测算出 2021-2025 年国内三元动力电池电解液需求量分别为 6.4/9.2/13.8/20.0/28.9 万吨，CAGR 为 45.8%；磷酸铁锂电池电解液需求分别为 5.7/8.4/12.9/18.9/27.4 万吨，CAGR 为 48.1%。

3.5.2 受VC供应短缺影响，电解液价格仍有上涨趋势

从 2020 年 4 月至今电解液价格整体呈上涨趋势。2021 年 4 月 2600mAh 电解液，常规动力型电解液，磷酸铁锂以及六氟磷酸锂的价格分别同比上涨 42.86%，45.35%，92.54% 以及 142.42%；较 2021 年 1 月份分别上涨 44.74%，31.58%，61.25%，73.91%（国产）以及 28.95%（出口）。

2020 年 6 月中旬高端电解液价格整体波动不大，低端产品价格下滑明显，部分厂家规划售价出现倒挂，使电解液价格基本没有继续下调空间。2020 年从 9 月初开始电解液价格整体开始上浮，10 月中旬价格增长显著，主要由于原料溶剂和六氟磷酸锂价格再攀新高，以及下游动力电池市场需求强劲，大厂订单量创单月新高。

从 2020 年 12 月开始，六氟磷酸锂价格持续上涨；21 年 1 月中旬六氟磷酸锂原料价格暴涨，3 月初价格增幅再次提高。电解液价格屡创新高，主要是添加剂 VC 缺口被不断放大。短期来看，电解液仍是电芯厂家最短期的原料之一，价格可能仍将上涨，产量小幅增长。

3.6 隔膜市场暂无调价计划，看好具备规模和技术优势的龙头

今年以来隔膜市场无太大变动，头部企业持续满产运行。从各月排产看，除了恩捷有一定增量外，其他企业产量基本环比持平。价格方面，中小企业定价权弱，龙头企业目前尚无计划调价。同时，隔膜行业扩产周期长，目前整个行业的扩产速度低于需求增长，预计中长期价格有望维持稳定。隔膜板块竞争格局清晰，看好具备规模优势和技术优势的龙头企业。

3.6.1 预计2021-2025年全球隔膜合计需求CAGR为46.0%

未来 5 年全球动力领域湿法隔膜需求 CAGR 有望达 49.9%，干法隔膜需求 CAGR 有望达 32.0%。我们根据不同型号电池的隔膜用量，测算出 2021-2025 年全球动力电池对湿法隔膜需求量分别为 32.8/51.2/75.7/113.5/165.8 亿平，CAGR 为 49.9%；磷酸铁锂电池对干法隔膜需求分别为 11.0/15.6/20.4/26.6/33.4 亿平，CAGR 为 32.0%。

未来 5 年国内湿法隔膜需求 CAGR 有望达 49.5%，干法隔膜需求 CAGR 有望达 30.9%。我们根据不同型号电池的隔膜用量，测算出 2021-2025 年国内动力电池对湿法隔膜需求量分别为 13.1/19.5/28.3/39.2/65.4 亿平，CAGR 为 49.5%；磷酸铁锂电池对干法隔膜需求分别为 4.5/5.9/8.1/10.4/13.2 亿平，CAGR 为 30.9%。

3.6.2 隔膜价格维持稳定，龙头企业暂无涨价计划

龙头企业暂无涨价计划，预计短期内价格维持稳定。7μm 隔膜价格一直没有变动；9μm 隔膜价格有所下降，2021 年 4 月同比下降 11.11%。20 年 3 月下旬 9μm 基膜价格下跌，主要是由于隔膜市场竞争激烈，产品价格出现下降。7 月初，9μm 基膜价格再次下跌，主要是成本压力下隔膜价格略显疲软。8 月底 9μm 基膜因市场商谈价格竞争依旧激烈，价格有所下滑。预计未来 7μm 隔膜的市场需求会进一步扩大，9μm 隔膜竞争持续，价格可能还会有所下调。

风电：需求仍旺盛，盈利或承压，

关注变化的机会

21Q1 年国内风机招标量维持高景气，中标均价下降趋势延续。据我们不完全统计，21Q1 国内风机招标量为 12.60GW，同比增长 51%，与 20Q4 基本持平。其中陆上风机及塔筒招标量为 12.50GW，同比上升 151%，环比上升 4%；海上风机 0.10GW，同比下降 97%，环比下降 84%，风机招标量持续景气。

风机价格持续下降，三北地区风电已具备平价上网经济性。21 年 1-3 月国内陆上风机中标均价分别为 3156/3027/3023 元/kW，同比下降 19%/20%/17%，风机价格的大幅下降带来风场造价的持续降低，目前在三北地区大部分风场造价已达 6000-6500 元/kW。以甘肃为例，假设一个 200MW 的风场，按照 2600h 的年发电小时数，6500 元/ kW 的造价计算，无补贴的情况下全投资 IRR 可达 7.9%，风电平价上网经济性较好。

21 年国内风电装机量有望达 40GW+。据我们不完全统计，2019 年风电大基地招标量为 19.7GW，其中约 5.8GW 将于 21 年交付，20 年国内风电招标量 32.8GW 中约有 25GW 于 21 年进行机组交付，加上 20 年底抢装项目有部分于 21Q1 进行装机，预计 21 年国内风电装机量将达 40GW+，其中陆上风电装机量约 34GW，海上装机量受抢装影响有望超过 6GW。

五大发电集团加码一体化项目，国内风电下游需求有望持续高景气。受益于国家发改委及国家能源局在 20 年 8 月发布的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，叠加碳中和、碳达峰目标积极推进，一体化项目签约量快速增长。据北极星风力发电网不完全统计，20 年国内包含明确装机数据的一体化项目签约超过 62GW，21Q1 一体化项目签约数量达 24 个，装机规模超 48.8GW。随着一体化项目逐步落地，预计未来国内风电零部件需求有望维持较高景气度。

4.1产业链盈利承压

21Q1 风机价格持续走低，零部件价格承压。21Q1 国内陆上风机中标均价为 3069 元/kW，同比下降 19%，环比下降 8%，其中最低中标单价为 2700 元/kW，整机价格持续下降一定程度上对产业链零部件企业造成一定压力。考虑到未来三北地区装机量有望稳健增长，目前天顺、中材等风电零部件企业均已在三北地区布局生产基地，通过规模化生产、降低运输成本等手段保证产品盈利能力以及价格竞争力。

原材料上涨背景下，产业链盈利能力承压。自 20 年上半年以来，受疫情后全球经济增长预期影响，风电零部件原材料价格持续回升。21 年 3 月中厚板、圆钢、生铁、废钢、铜的平均价格分别为 5130/4653/4229/3229/66527 元 / 吨，同比上升 36%/37%/29%/35%/60%，环比上升 8%/9%/1%/5%/7%。从风电零部件产业链来看，多数企业采用套期保值等策略以对冲原材料成本上涨影响，叠加风机大型化趋势带来的零部件企业出货结构优化，若 21 年原材料上涨趋势持续，零部件厂商盈利能力有下行的风险。

4.2长期看好具备海外配套及大型化能力的优秀公司

海外风电零部件需求量有望快速增长，关注优质零部件龙头出口替代机会。20 年 10 月，英国首相鲍里斯·约翰逊宣布将英国 2030 年海上风电装机量规划由之前的 30GW 提高至 40GW，并承诺将对风电相关港口及工厂投资 1.6 亿英镑。21 年 3 月美国拜登政府表示正计划在东海岸大力发展海上风电项目，到 2030 年将部署 30GW 海上风电装机容量，是 WFO 公布的 20 年美国海上风电累计装机容量（42MW）的 713 倍。碳中和目标下，各国积极制定风电装机规划，风电行业有望迎来快速发展，国内风电零部件企业具备低制造成本、低人工成本、规模化生产等多重优势，随着海外风电零部件需求增长，有望迎来出口替代的加速。

机组大型化趋势有望推动风电整机盈利能力边际改善。随着补贴退坡、平价上网逐步实现，如何实现快速降本成为风电行业研究和发展的重要方向之一。公司 20 年单机功率 3MW 及以上机组销售占比近 93%，新增订单中 3MW 及以上机组占比已超过 98%，机组大型化趋势明显。21 年底是国内海上风电享受国家补贴的最后并网期限，预计 21 年海上风机需求量将迎来快速增长，从而带动风电整机企业机组大型率进一步提升。

4.3 短期关注变化的机会

塔筒盈利能力相对较强，龙头企业集中度有望进一步提升。风电零部件原材料价格持续上涨的背景下，塔筒行业受益于其成本加成的定价模式，叠加下游客户中电站运营企业占比较大，对价格的敏感程度相对较低，21 年塔筒行业盈利能力有望在零部件产业链中保持相对较为稳健的水平。随着风机大型化趋势持续推进，塔筒行业也将向高塔筒方向发展，对塔筒质量要求将进一步提升，塔筒份额有望向具备规模化生产优势及高质量产品生产能力的头部企业集中。

电力设备：寻找防御性机会及

市场份额提升机会

工控行业规模稳健增长，进口替代正在持续推进。20 年我国工业自动化整体市场规模为 1228 亿元，同比增长 2%。其中下游涵盖机床、纺织及先进制造等行业的 OEM 市场需求相对更为景气，20 年整体市场规模达 705 亿元，同比增长 9%。20 年受到疫情影响，内资企业依靠快速响应优势成功获得客户资源，汇川、信捷在伺服、小型 PLC 等细分行业市占率分别提升 4/2pct。随着内资工控企业技术实力不断提升，叠加海外疫情影响下内资企业快速响应及售后服务优势显现，国内工控行业国产化率有望不断提升。

21 年工控下游需求有望维持高景气，市场规模有望稳步提升。随着国内疫情影响逐步消退，截至 21 年 3 月我国 PMI 已连续 13 个月保持在荣枯线以上，国内制造业持续复苏。随着 3C、锂电、光伏等下游行业需求快速增长，以及纺织、包装、机床等传统行业需求强势复苏，预计 21 年国内工业自动化市场规模增速将达到 3%以上，实现稳健增长。建议关注具备技术优势、品牌竞争力以及进口替代实力的国内工控行业龙头。

低压电器进口替代稳步推进，内资品牌占有率有望进一步提升。随着我国低压电器企业产品实力不断提升，低压电器进口替代正在稳步推进。2018 年我国低压电器行业出口额首次超过进口额，2019 年我国低压电器进口额同比下降 8%，贸易顺差规模继续扩大至 16.3 亿美元，内资企业市占率进一步提升。

地产行业回暖叠加新兴行业需求向好，看好低压电器板块成长性。20 年下半年国内疫情逐步缓解，地产行业稳步复苏，21 年 1-3 月国内房屋竣工面积累计同比增幅达到 23%。地产行业景气度回升，叠加国内数字化建设及新能源行业快速发展，我们认为 21 年国内低压电器产品需求有望实现快速增长。

20 年国家电网投资超预期，21 年行业有望迎来发展新机遇。2020 年国家电网发展总投入为 5569 亿元，比此前承诺的 4973 亿元高出 12%，其中电网投资为 4605 亿元，同比增长 3%，比此前承诺的 4080 亿元高出 12.87%。同时，国家电网承诺 21 年发展总投入 5795 亿元，同比增长 4%，其中电网投资 4730 亿元，同比增长 3%。21 年 3 月，国家电网发布双碳目标行动方案，提出推动电网向能源互联网升级、推动网源协同发展及调度交易机制优化、推动能源电力技术创新等多项目标。我们认为在国家积极推动能源转型、提升电网智能化水平的背景下，21 年国家电网投资有望有序进行，在电网自动化方面的投资占比有望进一步提升。

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电气设备、新能源行业研究及2021年中期投资策略：聚焦三大主线 | 附完整报告下载