中金：把握光伏风电旺季机遇

看好2H23光伏、风电制造进入排产、建设上升期，看好板块结构性机遇。

摘要

光伏产业链：预计2023/2024年光伏终端装机有望实现同比50%/同比20-30%的高速增长。1H23光伏板块下跌已经充分反映投资人悲观预期，根据Wind统计，当前板块交易于70x P/E（TTM加权）左右，位于近三年50%分位数左右。随着硅料硅片价格提前加速见底，整体看好2H23光伏板块投资机会。7月行业排产初步摸排头部辅材环增15%、行业整体环增5-10%，随硅料硅片价格底部夯实，排产有一定概率在7-9月继续修复并创出年内新高，支持本轮反弹持续。方向来看，中金研究认为2024年单位盈利/总盈利增长确定性高的光伏子环节/个股仍有望领涨本轮反弹。

风电产业链：2023年是行业交付大年，中金研究认为2Q23部分延后的产品出货有望在2H23跟上，行业建设节奏正在加速中。同时，中金研究认为行业有两大发展亮点：1）2H23海风产业链即将进入建设高峰，2023年底附近有望进入15-20GW在建规模，专属经济区海风前期规划正在积极推进；2）中国风电供应链出货正在迎来加速发展窗口期，2022年以来中国风机、海风风机基础、海缆环节出口订单已经出现大幅提升。

图表1：2H23光伏各子环节供需价格展望

注：箭头符号代表未来预测变动趋势顺序

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表2：中国风电装机容量及预测（2011-2023E）

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

风险

终端需求不及预期，原材料价格波动风险，国际贸易风险。

正文

光伏主产：看好2H23~2024年需求稳健增长，建议把握技术迭代alpha机遇

硅料硅片价格加速见底，看好三季度行业传统旺季行情

6月光伏指数收涨6%吹响反攻号角，继续看好光伏三季度传统旺季行情。6月光伏指数先跌后涨，整月收涨6%、最高涨幅11%，是2023年以来首个指数收涨月份，中金研究认为主要受益于：

► 悲观预期计入充分，高估值风险已基本释放。5M23光伏指数下跌8%，指数估值倍数由去年中高点的2022年30倍P/E回落至2023年14-15倍P/E，估值下降幅度与市场对光伏需求增速由2021-2023年50%CAGR回落至2024-25年20-30%CAGR的预期相匹配，中金研究认为悲观预期已经计入充分。

► 大部分环节2023年盈利预测确定性仍高。除少数产业链上游环节和欧洲业务占比高企业的二季度和全年盈利预测可能与市场乐观预期相比有一定压力外，光伏板块大部分环节2023年盈利预测仍有较强支撑。

► 国内外机构持仓拥挤度已显著下降。国内方面，根据中金量化组估算，当前电新基金持仓比例降至10-11%，基本回落至2020年9月光伏板块双碳行情启动以前水平；海外方面，根据中金研究6月外资路演反馈，中金研究感受到近期中国香港和英国长线多头资金对A股光伏仓位整体已有回落，中国香港对冲基金对A股光伏多数由空转平（详见中金研究于2023年6月28日发布的《光伏外资路演反馈：悲观预期充分，继续看好反弹》）。整体而言，中金研究认为机构对板块悲观预期已经较为一致，持仓拥挤度已显著下降。

► 硅料硅片价格加速见底，板块短期拐点提前来临。6月以来，上游硅料硅片价格加速下跌，硅料价格破百较市场预期提前半年有余，市场开始预期产业链价格企稳以及后市排产提升。

中金研究继续积极看待板块三季度反弹机会：硅料价格已止跌企稳，需求改善信号开始显现。

► 硅料价格止跌企稳：根据硅业协会[1]，7月第一周单晶致密料、菜花料报价周环比持平于65.7元/kg，是自今年2月份以来首次止跌企稳。中金研究认为硅料价格实现企稳主要受益于：1）库存端，前期由于头部硅料企业库存压力，加速去库，抛售硅料导致价格加速下跌，根据中金研究近期产业链调研和跟踪来看，硅料全环节库存水平已经从月余降至半个月左右，库存水位回向健康，企业抛售动作开始放缓，价格下跌幅度减弱；2）供给端，当前硅料价格已经触及二线企业现金成本线、一线企业生产成本线，中金研究认为价格进一步下降价格将会导致开工率下调和供给收缩；3）需求端，7月份硅片企业开工率有望提升，带来硅料需求改善。

► 需求改善信号显现：一方面，7月各环节排产上调。根据PVInfolink，初步摸排各环节排产均有提升，预期7月硅料/硅片/电池片/组件产量分别为52GW/53GW/ 48GW/46GW，分别环比增长0.1%/12%/6%/15%。另一方面，供需旺盛环节率先涨价。根据SMM，电池片环节率先涨价，单晶PERC M10电池片成交均价为0.72元/w，周环比提升0.01元/w，中金研究认为主要由于大尺寸P型电池阶段性供需紧张所致。

中金研究认为此次硅料价格率先企稳有望传递至各个环节价格走向稳定，打消终端观望情绪，最终带动订单和排产提升，支撑板块表现继续。

图表3：预期国内硅片/电池/组件开工率7月环比-1ppt/+2ppt/+7ppt

资料来源：PVinfolink，中金公司研究部

图表4：硅料/硅片/电池7月库存天数环比-0.5/+2.3/+0.0天

资料来源：PVinfolink，中金公司研究部

看好2023/2024年全球光伏需求50%/20-30%同比增长，主产利润再分配

光伏1-5月需求同比增速超出市场预期。国内方面，根据国家能源局，国内1-5月新增光伏装机61.7GW，同比+160.4%；其中5月光伏装机13.42GW，同比+96.5%，环比-8.4%。海外方面，根据海关数据，需求价跌量增属性显著。1-5月组件出口86.9GW，同比+31.5%，出口均价0.23美元/瓦，同比-14.3%，出口产值同比+12.1%，整体光伏出口产值仍保持正增长。美国方面，根据USITC通关情况逐步转好。2023年4月美国进口3.616吉瓦，同比+77.8%，环比-13.8%，晶科等头部企业海外料组件对美国发货情况今年以来持续改善。

1-4月装机超预期带来全年预期上修可能。参考2017-2022年历史情形，结合2023年1-4月国内装机和组件出口数据，我们认为乐观情形下2023年全年国内新增装机及组件出口均有望272GW、223GW，叠加美国组件进口量预期30GW以上，对应乐观情形下全球今年组件端口全年发货达到500GW以上，远超此前市场预期。SNEC期间头部组件和辅材企业纷纷上修全年需求预期由400-450GW至450-500GW（组件出货口径），上修幅度10-15%。

我们认为，2024年需求预期综合考虑项目储备、消纳条件、项目经济性等因素，部分企业看好30%同比增长。分市场来看：1）美国IRA细则落地后对光伏新增装机的刺激有望从2024年开始充分发货；2）中东招标储备量丰富，我们预计随组件价格回落2023-24年有望从2022年3-4GW市场成长为2024-2025年20-30GW 市场；3）拉美地区今年受制于利率跳升需求不及预期，明年或有递延需求释放；4）中国方面，户用光伏需求随组件降价实现市场拓展，工商业在电价提升、能耗控制及可靠用电需求背景下保持高增，2024-2025年风光大基地地面电站装机将迎来主要释放；5）欧洲在去年户用市场迅速增长之后，我们预计工商业和大型地面电站未来会贡献增量，明年或继续平稳低双位数增长，若储能降本、消纳能力提升，需求有望在中期再上新台阶。

电池新技术渗透提振细分环节盈利预期，建议把握技术迭代alpha机遇

PERC盈利趋势向下，高效新型电池产品或贡献超额盈利。我们认为P型PERC技术基本已经达到了量产性能极限（23.5%的转换效率、0.15元/瓦的非硅成本），技术发展进入平台期或意味着更激烈的竞争。TOPCon/HJT/XBC等高效新型产品高溢价覆盖成本增量，有望为产业链带来额外收益。价格端，由于更好的运行性能带来的发电增益、BOS摊薄，TOPCon/HJT/XBC组件目前较PERC组件销售溢价可达0.1+元/瓦、0.2+元/瓦、0.2-0.4元/瓦。成本端，我们预计TOPCon/HJT/XBC组件目前较PERC组件生产成本增加约0.02元/瓦、0.1+元/瓦、0.1+元/瓦。TOPCon量产已具备性价比，HJT、XBC量产在高端高价场景或已具备性价比。

我们认为本轮电池技术迭代正在加速，且较过去更多元化（由单一PERC走向TOPCon HJT XBC等多条技术路线），我们看好高效新型电池渗透率提升为全产业链提供超额收益空间。

图表5：N-TOPCon、N-HJT与P-PERC组件价差追踪

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

图表6：P-PERC产业链盈利空间持续收窄

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

新型电池技术百花齐放，TOPCon/XBC/HJT各放光彩

TOPCon方面，今年以来扩产量屡超预期，2023-24年渗透率确定性增强。产能方面，我们注意到今年以来全行业TOPCon电池意向招标达到近500GW规模；结合订单预付款到位情况，我们预计2023年实际可以落地的TOPCon产能有望达到300-400GW区间；综合而言，我们预计到2023年末全行业TOPCon累计产能有望达到400GW附近，明年根据头部设备企业预期扩产规模有一定概率可以维持今年的高位水平。出货量方面，二季度内受制于PECVD路线产能爬坡进度，在运N型电池片供给偏紧，随着二季度末以来通威股份[2]、大恒能源[3]、弘元绿能[4]等企业PECVD路线TOPCon产能爬坡取得积极进展，我们预计三季度PE产能解决制约产能利用率、良率的问题后，TOPCon电池片供给有望加速释放，结合辅材端口反馈，我们预计2023年TOPCon技术渗透率达到25-30%（当前约20%）、2024年达到50%以上。

XBC方面，随头部公司工艺跑通和扩产加码，XBC产能和产出或在新型电池路线中后来居上。我们预计到2023年末全行业XBC电池产能有望达到接近60GW，较2022年末的11GW大幅跃升，主要来自隆基绿能、爱旭股份新增产能投产，此外，晶科、晶澳、普乐等主攻TOPCon技术的企业亦有BC中试线储备。我们认为BC作为叠加兼容型技术，有望获得全行业持续资源投入。

HJT方面，头部公司0BB+银包铜以及铜电镀测试效果或决定后续行业扩产节奏。我们预计2023年末全行业HJT名义产能有望达到约50-60GW，较2022年末的10GW+显著提升。制约HJT有效产量释放的核心因素仍是成本问题，去银金属化方案的导入效果我们认为是决定后续HJT放量速度的重要因素。一方面，6月以来银包铜+0BB进展边际加速，我们产业调研了解到头部焊带企业0BB焊带月供货量从吨级别提升至10吨级别，头部银浆企业银包铜浆料月供货量从百公斤级别提升至上吨级别，或意味着下游0BB+银包铜减银方案已进入百兆瓦级别批量测试阶段。另一方面，下半年电镀铜进入中试密集期，我们预计今年将有 3~4 条电镀铜中试线落地。HJT金属化降本双管齐下，去银化路径的导入效果或决定后续HJT产业规模的提升速度。

图表7：新型电池扩产预期

资料来源：公司公告，中金公司研究部

新型电池技术拉动全产业链主辅材变革，把握N型利润分配机遇

N型电池溢价收敛，超额收益向产业链其他环节转移。今年以来，根据PVInfolink的第三方报价，N-TOPCon组件较P-PERC组件基本维持了10-12分/瓦的溢价水平，意味着N-TOPCon产业链较P-PERC产业链具备超额收益。其中，1H23这一超额收益主要由电池环节享受，今年1-4月受终端N-TOPCon组件需求增加而电池产能爬坡不达预期影响，N-TOPCon电池较P-PERC电池价差走扩，从年初的6-7分/瓦提升至4月的14分/瓦。5月以来，随头部企业成熟LPCVD路线产能持续投产，以及PECVD路线产能利用率、良率制约问题改善，TOPCon电池片供给加速释放，N-TOPCon电池较P-PERC电池价差由14分/瓦收敛至7分/瓦。我们认为这意味着N-TOPCon电池环节超额收益正在向N型制造产业链中的其他环节转移，看好2H23 N-TOPCon渗透率加速提升带来的产业链细分环节利润提升机遇。

图表8：N-TOPCon电池溢价自6月以来收窄

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

图表9：N-TOPCon组件溢价今年以来较为稳定

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

主材：随N型电池渗透率加速提升，高纯度N型硅料以及低氧N型硅片需求或加速增长，上游N/P价差有望拉开。

► N型硅料技术工艺和设备要求更高。目前硅料企业中，大全能源、通威股份、新特能源、协鑫科技等已实现N型硅料向下游的量产供货，行业中其他企业N型料生产能力及产品质量水平仍需进行提升。我们预计N型对硅料供需的正面作用或有望于明年进一步显现。1）从溢价和盈利来看，根据硅料企业反馈，当前N/P硅料价格约3-5元/kg或5~8%，我们推测当前溢价水平仅能覆盖生产N型硅料的额外成本，无法创造超额收益。参考2017-2019年单多晶硅料切换经验，新品终端需求占比达到35%以上之后，新老产品可拉开10-20%的价差，带动盈利差异拉开。2）从行业供需来看，根据硅料企业反馈，高比例生产N型料或对硅料产能的有效产出带来~20%影响，边际上亦有望改善明后年硅料产能的过剩幅度。投资建议方面，建议关注硅料短期触底反弹机会。

► N型拉棒技术水平头尾部企业仍有较大差异。一方面，N型柔性化、定制化生产要求更高。控制硅棒上各区域电阻均匀分布成为一重要生产难点。且TOPCon/HJT对电阻率的要求不同，提高硅片柔性化制造要求。另一方面，N型拉棒氧含量更难控制，容易引发TOPCon同心圆问题，目前尚未完全解决。氧含量较高是引起N型单晶同心圆缺陷的主要原因，需要通过提高原材料选用要求、热场和加热器设计、炉腔空间设计、拉晶工艺设计、气流设计等方式控制氧含量。投资建议方面，建议关注硅片短期触底反弹机会。

辅材：多品种有望在新型电池时代有望迎来量利齐升，关注硅片环节高纯石英砂；电池环节银浆、网布、硅烷；以及组件环节焊带。

► 银浆方面，受益于新型电池迭代环节有望迎来产值通胀、量利齐升。银浆是制备太阳能电池金属电极的关键材料，相较P型电池，N型电池所需银浆技术升级、双面效率更高，因此单片银浆用量更大，且HJT低温工艺提高了对银浆的技术要求，低温银浆技术壁垒更高，国产化空间广阔。银浆环节有望受益于新型电池迭代实现量（TOPCon单瓦银浆耗量约为PERC的1.5倍，HJT单瓦银浆耗量约为PERC的2倍）、利（TOPCon银浆单位加工费约为PERC的1.5倍，HJT银浆单位加工费约为PERC的2倍）齐升、产值扩张。

► 焊带方面，技术周期带来盈利周期，2023年焊带技术迭代有望重新加速。未来两年，我们预计电池技术进步加速有望带来焊带技术迭代加速：1）2Q23后，N-TOPCon电池进入投产高峰，减银的超多主栅（SMBB）批量导入，带动焊带细线化（0.24-0.26mm）需求加速渗透；2）2H23后，HJT/XBC等新型电池技术若逐步成熟，对低温、扁线等异形化、定制化焊带需求增加；3）2024年，兼容TOPCon/HJT的无主栅（0BB）技术若能突破量产难点，或带动焊带细线化进入新阶段（0.2mm）。此外，我们认为光伏级粒子供给紧张或催生胶膜减薄需求，亦推动焊带细线化发展持续。焊带技术迭代加速带来龙头企业市占率、盈利能力双击机遇。展望当下， 我们看好SMBB焊带今年超额毛利2-4元/kg或20%-40%；看好新技术迭代推动2023年光伏焊带CR2（宇邦+同享）同比提升4ppt至31%。（详见我们于2023年6月20日发布的《光伏焊带：电池迭代、粒子紧张推动行业反转》）

图表10：看好焊带环节盈利V型反转

资料来源：公司公告，中金公司研究部

► 硅烷方面，N-TOPCon电池拉动光伏领域硅烷用量增长50%，然供给释放或带动价格预期走弱。需求侧来看，P-PERC电池正背面氮化硅薄膜合计带动硅烷需求量约16吨/GW，N-TOPCon电池除正背面氮化硅薄膜层外，还有掺杂多晶硅层使用到硅烷作为原材料，参考晶科能源、中来股份等公司TOPCon电池产能环评资料，我们估算N-TOPCon电池硅烷需求量约24吨/GW，为PERC用量的1.5倍。供给侧来看，硅烷扩产受化工产能建设调试周期，以及危化运输车运力影响，硅烷供给提升需要一定周期。2021年以来硅烷价格持续上行，我们预计当前随价格企稳但仍处于景气周期，明年随硅烷科技、天宏瑞科等头部企业新增产能释放，价格预期或逐步走弱。

图表11：硅烷供需平衡表

资料来源：硅烷科技公司公告，中金公司研究部

► 石英方面，随N型用量提升，有关石英担忧或再次增加，关注替代技术进展。石英坩埚是拉晶环节核心耗材，非硅成本1.07分/瓦，占到拉晶环节非硅的21%。其中，石英坩埚内层与硅液直接接触，为避免杂质引入影响拉晶过程，一般使用高纯进口石英砂制成。需求侧来看，随N型对高纯度坩埚需求提升，坩埚单耗或提升~20%；供给侧来看，尽管海外石英砂龙头尤尼明于今年4月公告了2023-2025年产能翻倍计划，考虑到扩产周期，我们预计2024年行业有效供给增量仍较为有限。高纯石英砂的紧缺在2H23-1H24或仍是拉晶企业的重要课题，我们预计石英砂价格仍将维持高位，建议关注人造石英、替代合成材料等领域进展。

图表12：石英砂供给情景分析

资料来源：公司公告，中金公司研究部

► 网布方面，N型TOPCon或致高目数网板需求翻倍，海外无扩产背景下2H23-2024年供需或趋于紧张，建议关注国产替代和替代技术。从P型向N型转变，细栅印刷对高目数网板的需求从PERC时代的仅正面使用变为TOPCon时代的正背两面都需使用，网板需求翻倍而供给增量有限。根据产业链公开调研，目前430-520的高目数网布只有日本三大不锈钢网布供应商可以供应且近期没有公开扩产计划，国内网布只能批量供应到200目左右，高目数产品仍在前期测试过程当中，故不排除明年偏紧的可能性。建议关注潜在的国产化替代标的，以及激光转印、钢板印刷等替代技术的加速渗透机会。

图表13：网布供需情景分析

资料来源：PVinfolink，中金公司研究部

钙钛矿：头部企业提效攻关进展积极，继续看好行业从0到1

2Q23钙钛矿初创企业量产效率攻关持续突破，看好钙钛矿资本信心再度提振。我们关注到，在钙钛矿产业化发展初期，商用尺寸钙钛矿组件的量产转换效率是投资方和产业方最关注的衡量产业进步情况的技术指标之一。2Q23期间，我们看到极电光能、脉络能源等钙钛矿初创企业在这一方面取得了较多积极进展。

头部晶硅上市公司纷纷加码钙钛矿研发，产业参与热度再上台阶。我们认为，新技术的产业化加速往往需要制造、设备、终端等产业链各环节企业的共同参与，尤其来自晶硅技术路线的参与者对钙钛矿的投入更显示出新技术的潜力。2Q23期间，我们看到从光伏制造、设备、到运营的头部公司，如中国核电、捷佳伟创等企业在钙钛矿领域均动作频频。

我们重申看好2023年光伏钙钛矿板块二级市场投资机会。我们于2022年10月24日发布首篇钙钛矿行业深度报告《光伏前沿研究一：钙钛矿如何从0到1》，并于2023年1月6日发布首篇钙钛矿双月报《光伏前沿研究四：钙钛矿双月报01 如何把握2023年钙钛矿太阳能电池投资机会？》，于2023年4月12日发布第二篇钙钛矿双月报《光伏前沿研究五：钙钛矿双月报02 2Q23有望成为全年钙钛矿板块重要布局窗口》，持续追踪光伏钙钛矿从0到1技术进展。我们认为，2023年是光伏钙钛矿行业实现团队从1到10、GW级产线从0到1、资本市场关注度提高的重要节点年份。随1H23末头部企业百兆瓦线效率持续突破，我们认为2H23产业链有望进入GW级产线进展活跃期，有望对二级市场钙钛矿板块热度回升形成催化，建议关注头部企业GW线招标进展带来的产业链投资机会。

光伏辅材：量增趋势明显，2H23盈利能力有望修复

玻璃：产能增速边际放缓，看好下半年供需改善推动盈利触底反弹

供需格局：产能增速边际放缓，供需关系有所改善

► 供给：产能增速边际放缓。由于4Q22光伏玻璃盈利能力较弱，玻璃厂商扩产意愿降低，上半年新增产能同比下降29%，我们预计今年年底国内名义产能达9.5-10万吨/天，全年有效产能为7.5-8万吨/天。此外，继听证会后，产能预警政策出台[5]，政策要求针对已投产老产能，要求在冷修复产前完成产能置换手续；针对在建/建成未投产产能，进行风险预警评估，风险等级高的产线要求补齐产能置换手续或按规定开展风险预警，未补齐手续的不得继续建设。我们认为光伏玻璃产能限制情况进一步明朗，预期未来产能增速仍将收窄。

► 需求：双玻组件渗透率持续增长，提振光伏玻璃需求。根据CPIA，2022年双面组件占比达40.4%，较2021年同比提升3个百分点，2022年2.0mm玻璃占比39.7%。目前硅料价格止跌企稳，我们认为下半年集中式地面装机有望起量，提振2.0mm玻璃需求，我们预计2023年2.0mm玻璃出货占比将超40%。同时，7月初玻璃库存由升转跌反映需求逐步向好，行业平均库存天数约25.89天，环比下降0.80%，我们预计下半年库存天数持续步入下行通道。

► 供需对比来看，2023下半年光伏玻璃或将出现单月供不应求状态。考虑到玻璃产能爬坡期约为3个月，我们按照80%的有效供给率测算，光伏玻璃年产量预计达2873-3056万吨，同比提升63.5-73.9%，我们假设双玻组件渗透率为50%，目前产能可以支撑全年536-570GW装机，单月支撑装机量上限约为45-47GW。组件厂全年出货预期为500GW，因此我们认为虽然全年供给充足并小幅过剩，但是由于组件需求波动性较大，若单月组件需求突破50GW，仍可能出现玻璃供给紧张的情况。

图表14：光伏玻璃供需情况

资料来源：卓创资讯、CPIA、中金公司研究部

盈利能力：成本压力减轻，价格企稳带动盈利修复

► 成本：1-6月成本压力持续减轻，6月底纯碱价格较年初下降22%，天然气价格较年初下降39%。目前，纯碱价格持稳于2093元/吨，我们认为纯碱价格仍高于合理水平，或有进一步下探空间；天然气价格目前处于合理水平，但是于6月中旬出现小幅回升，6月底价格较6月10日增长10%至4182元/吨。

► 价格：6月中旬，由于硅料价格持续下降，终端存在观望情绪，组件端开工率降低，部分二梯队玻璃厂商开始去库存，3.2mm/2.0mm玻璃分别降价0.5元/平方米，一梯队仍然保持26.0/18.5元/平方米的价格。步入7月，一梯队厂商调降玻璃价格0.5元/平米，目前3.2mm价格为25-25.5元/平，2.0mm价格为17-17.5元/平。我们认为下半年硅料价格企稳后，组件开工率回升，光伏玻璃价格进一步下调可能性较小。

综上，我们认为重碱价格目前仍高于正常水平，依然存在下降空间，而下半年组件端需求恢复后，若单月组件端需求超过50GW，则会出现玻璃阶段性供不应求的状态，玻璃价格有望回升，在成本下探情况下利润空间有望增厚。

图表15：光伏玻璃价格

资料来源：卓创资讯、中金公司研究部

图表16：玻璃厂商毛利率情况

资料来源：公司公告，中金公司研究部

行业格局：双寡头格局稳定，龙头厂商优势明显

龙头厂商优势明显，行业双寡头格局稳定。2022年光伏玻璃龙头公司产能占比达50%以上，二三梯队较头部厂商产能差距较大，南玻/彩虹新能源/凯盛新能/安彩高科/亚玛顿产能年底占比分别为8%/4%/6%/4%/3%。2023年以来，受政策、盈利情况等因素影响，新进厂商及小厂商扩产难度变大、意愿降低，因此我们认为未来新增产能仍将以龙头厂商为主，并且头部厂商产品竞争力强，盈利能力显著高于二梯队厂商，长期来看优势显著，我们看好成本管控能力强，竞争优势明显的光伏玻璃龙头厂商。

图表17：2022年光伏玻璃产能占比

资料来源：公司公告，卓创资讯，中金公司研究部

胶膜：2H23量价齐升、产品结构优化带动盈利向好

供需格局：胶膜受制于粒子产能，下半年或将供应紧张

► 供给：胶膜产能加速扩张，产量受制于粒子供应不足而有限。近年来胶膜企业产能快速扩张，根据我们统计，2023年胶膜产能预计达到71.6亿平米，同比提升37%。我们认为胶膜产能虽然扩张较快，但是考虑到原材料EVA及POE粒子供应紧张，胶膜产量可能受限于粒子不足而呈现供应紧张情况。根据粒子端测算，我们预计2023年乐观/悲观状态下粒子产量能够支撑胶膜产量为42/37亿平。

► 需求：需求总量上，硅料价格触底企稳，组件排产有望提升，利好胶膜需求。根据硅业协会，本周单晶致密料价格为60-74元/千克。我们认为硅料价格自2月以来首次止跌企稳，需求改善信号显现，上游价格企稳有利于打消终端观望情绪，带动组件排产提升，胶膜需求有望大幅修复。我们预计2023年全球组件出货500GW，对应胶膜需求50亿平方米，同比增长81%。需求结构上，2023年TOPCon组件产能大幅扩张，作为N型组件，其对水汽较为敏感，封装时一般采用阻水性较好的POE胶膜，因此我们认为POE胶膜需求有望提升。供需对比来看，我们认为总量上胶膜供应受制于粒子产能较为紧张，且组件排产波动较大，月度或将出现供应紧张状态。

图表18：供需对比图

资料来源：CPIA，中金公司研究部

盈利能力：看好2H23胶膜价格上调、POE胶膜出货提升推动盈利修复

► 成本：粒子价格进一步下探空间较小。2023年原材料EVA粒子价格先上升后下降，6月粒子下游电缆、发泡开工率下降，需求较弱，石化厂商转产至光伏料，因此光伏级EVA粒子供应增加导致价格持续下降。7月初光伏级EVA粒子价格为13800-15500元/吨，较6月底下降700元/吨，但是线缆、发泡级EVA粒子价格出现回升，我们认为下半年硅料价格企稳后，需求改善信号明显，光伏级EVA粒子持续下降可能性较小。

► 价格：胶膜价格企稳，利润空间稳定。根据Solarzoom，目前EVA/POE胶膜为9.5/16.5元，较1Q23末下降14%/3%。我们认为虽然胶膜价格下降，但是降幅小于EVA粒子价格降幅（光伏级EVA粒子价格降幅为25%），因此2Q23胶膜利润空间稳定。当前胶膜价格企稳，下半年伴随组件排产提升，我们预计胶膜供应偏紧情况下价格有望提升。

► 产品结构：高盈利POE胶膜出货占比提升，产品结构优化推动毛利率中枢上移。受益于N型组件放量，适用于N型组件的POE胶膜出货有望提升，根据CPIA统计，2022年N型电池占比达到9.1%，同比提升6.1个点，POE胶膜和EPE胶膜合计市场占比为34.9%，同比提升11.8个点，我们预计2023年POE类胶膜出货占比有望达到40%，产品结构持续优化，推动毛利率中枢上移。

综上，我们认为2023年胶膜盈利有望逐季度修复。2022年由于EVA粒子价格波动较大，粒子价格变动幅度和胶膜价格变动幅度存在错配情况，胶膜厂商利润承压，行业毛利率呈下滑趋势，海优新材/赛伍技术/明冠新材/上海天洋单平价格分别为12.09/12.54/11.84/11.63/元/平，毛利率分别为15.58%/7.43%/7.75%/0.89%/3.85%。1Q23各胶膜厂商高价粒子库存基本消化完毕，2Q23胶膜厂商毛利率已有所修复，我们认为下半年硅料价格企稳后，组件排产大幅提升，胶膜价格回升、产品结构优化双向助力盈利能力修复。

竞争格局：行业一超多强格局稳固，胶膜新品百花齐放

行业格局稳固，看好粒子保供能力强、产品线丰富的胶膜企业。竞争格局方面，2022年胶膜厂商CR4市占率达87%，同比提升4个百分点，头部企业市占率达49%，二梯队海优新材、斯威克市占率分别为18%、15%，赛伍技术、明冠新材、鹿山新材等厂商市占率处于1%-7%之间。我们认为胶膜龙头厂商优势明显，产能、盈利能力均领先二梯队厂商，因此行业一超多强格局稳固。

竞争策略方面，胶膜厂商一方面保证粒子供应能力，另一方面扩充产品线，进行差异化竞争。原料端，考虑到2023年粒子供给存在较大缺口，胶膜厂商与粒子厂商签订合作备忘录，保证粒子供应充足，我们认为现金流充沛、粒子保供能力较强的胶膜厂商竞争力更强。产品端，目前组件技术由P型向N型迭代，对胶膜封装技术提出了更高要求，胶膜企业针对Topcon、HJT电池、钙钛矿电池出台定制化封装方案，提升封装性能，如胶膜龙头厂商推出TF4N胶膜，可数倍延长TOPCon组件的耐腐蚀和抗PID能力，长效保护N型TOPCon电池正面的银铝浆不被水汽腐蚀；海优新材的白色EVA-S201W胶膜可提升60片组件功率1.5-3.5瓦；赛伍技术推出的光转膜能使组件功率提升1.5%，满足30年可靠性要求，TPO胶膜可实现低温层压，适配钙钛矿产线，同时作为非交联型封装胶膜粘结力更强。我们看好胶膜厂商根据持续推出新品，差异化竞争抢占市场份额。

图表19：2022年胶膜全球市占率

资料来源：公司公告，中金公司研究部

背板：分布式光伏发展带动背板需求，产品竞争依靠差异化

供需情况：厂商加速扩产，分布式光伏装机增长带动需求扩容

► 供给：各厂商积极扩产，行业供给持续提升。根据厂商扩产计划，中来股份新增年产2.5亿平米产能，明冠新材2022年底定增投入年初1亿平米无氟背板项目，2023年2月拟投资建设年产3亿平米光伏背板项目，我们预计2023年光伏背板行业产能有望达到11.8亿平，21-23 CAGR为43.4%。

► 需求：分布式光伏发展强劲，利好背板需求。全球分布式光伏装机持续高增，2022年中国分布式光伏新增装机为51.11GW，同比增长74.6%，占光伏新增装机的58.5%；2022年欧盟27国新增光伏装机41.4GW，同比增长近50%；3Q22美国户用光伏新增装机1.57GW，同比增长43%。分布式光伏应用场景多为房屋屋顶，较难支撑较重的双玻组件；同时安装地较分散，光伏双玻组件重量大，运输成本较高。业主考虑到屋顶承重和运输成本问题，大多安装单玻组件，背面以轻量化背板封装，因此我们认为分布式光伏市场蓬勃发展将拉动背板需求增长，我们预计2023年光伏装机417GW，组件出货500GW，其中单玻组件需求量为250GW，对应背板需求为12.5亿平，较2022年增长52%。

盈利能力：成本压力持续减轻，不同技术背板盈利能力分化

► 成本：PVDF价格持续下降，成本端压力持续减轻。2022下半年开始PVDF新增产能释放，价格大幅下跌，当前光伏用料主流报价为10.0万元/吨，锂电用料主流报价为8.0-12.0万元/吨。我们认为下半年PVDF价格或将仍延续下行趋势，且2022年多家背板厂商推出不含氟背板以减少PVDF用量，因此我们认为PVDF价格变动对背板厂商盈利影响减轻。

► 利润：各厂商技术路线不同，毛利率差异较大。2022年明冠新材/中来股份/赛伍技术/回天新材/乐凯胶片单平价格分别为10.54/ 10.98/ 10.86/ 11.24/ 11.37元/ 平，毛利率分别为23.48%/ 23.82%/ 9.72%/ 12.07%/ 25.72%/ 5.78%。整体来看，2021年由于氟膜价格大幅提升，背板厂商利润承压，毛利率整体下滑，2022上半年由于PVDF降价，同时分布式加速发展提振背板需求，带动背板利润修复。对比不同厂商，我们发现技术路线不同导致毛利率分化，中来股份主打双面涂覆背板，成本较低且价格低廉；公司独创M膜，在此基础上生产的无氟BO背板可以有效降低生产成本，毛利率优势显著。

行业格局：扩产激进，产品主打差异化竞争

行业竞争激烈，各厂推出多样化背板产品。行业格局上，背板市场集中度较高。2022年背板CR5全球市占率超过90%，头部厂商赛伍技术、中来股份扩产以维持市占率目标。市场策略上，由于市场竞争激烈，各背板厂商加大对背板产品的研发投入，市场策略走差异化路线。如明冠新材以无氟BO背板为特色，同时针对N型电池的水汽敏感性，开展透明背板的配套研发；中来股份研发透明背板，以和光伏玻璃形成竞争。我们认为背板产品将更加多样化，无氟、轻量化、高透明度有望成为背板行业发展趋势。

图表20：2022年背板企业市占率

注：2022年市占率通过公司产能计算得到

资料来源：公司公告，中金公司研究部

逆变器：表现或有分化，储能端与大功率相对更强

需求侧：我们认为就需求类型而言，储能需求景气度或相对更强，就产品功率段而言，大功率段产品需求或相对更旺。储能端，我们认为受益于原材料价格下降及政策要求提升的中美大储或仍是相对更强的方向，而工商储在分时电价普及率不断提升，峰谷价差逐步拉大的情况下需求景气度也较高，户储方面受到今年电价整体回落用电焦虑缓解的影响，在经历2022年高速增长后相对增速或有回落，但欧洲市场相对分散，我们认为部分市场如德国仍有望保持相对较快的增速，规模居前的奥地利等市场有望取得持续高增，基数较小的挪威、瑞典等国有望快速发展，但受到2022年欧洲经销商囤货影响，2Q23欧洲市场存在一定库存压力，设备端出货增长或小于整体需求增长，从出口数据来看，对德国的出口额在2023年初有所回落，进入2Q23后重新回到较高水平，同比增速整体稳定在200%以上，但对荷兰的出口额进入2Q23后同比增回落较多。光伏端，当前硅料价格已现企稳态势，根据Infolink，7月组件排产有望环增15%，我们看好后续地面电站装机占比提升带动集中式逆变器与大功率组串式的需求占比持续提升。

供给侧：IGBT单管缓解、模块紧张，利好保供能力强的集中式与大组串龙头。2023年IGBT国产化进程仍在持续，根据CPIA预测我国逆变器功率器件国产替代比例2023年有明显提升，我们认为在此基础上传统组串式户用光伏逆变器供应量充足，在国内等价格相对较低的市场竞争或趋于激烈，而对于高利润率价格不敏感的欧洲市场，我们认为渠道商或更青睐于具备更高品牌价值、渠道基础更好的主流供应商。另一方面，IGBT模块供给则仍旧相对紧张，国产替代及海外扩产进程仍相对缓慢，故我们认为大功率产品的供给或仍相对紧张，加之集中式逆变器竞争格局相比组串式更优，行业集中度高且新进入者少，因而我们认为具备IGBT保供能力、产品布局领先的集中式与大组串逆变器龙头厂商或将更加受益。

价格与利润端，集中式逆变器及大储PCS利润端表现或相对更强。我们认为2H23大功率段逆变器整体供需格局更加紧张，有望带动集中式逆变器与大型储能PCS迎量利齐升，工商业方面受益于相对旺盛的需求支持，也有望取得相对较优的盈利表现，户用端考虑到IGBT单管供给充足，大宗商品价格下降，我们预期逆变器厂商伴随成本回落或将下调价格，根据SMM报价，光伏并网逆变器20kw功率段年初至今已经历3次降价，故我们认为国内等价格盈利相对较低市场竞争相对更加激烈，海外方面由于欧洲市场价格敏感度相对较低，大幅降价对抢占份额贡献有限，故预期难以形成价格战，但在高库存及弱需求的影响下盈利弹性有限。因而整体来看，我们认为2H23集中式逆变器及大储PCS利润端表现或相对更强。

投资建议：储能与大功率业务占比高的厂商值得重点关注，优选龙头。综合以上，我们认为板块内部2H23表现或有分化，其中大功率段表现或将更为优异，大储PCS及集中式逆变器有望迎量利齐升，IGBT保供能力更强的龙头厂商有望更为受益。

银浆：TOPCon渗透率提升与银粉国产化驱动行业β改善

需求端：TOPCon渗透率提升驱动平均单耗上行，N型浆料需求快速增长。2H23随产业链报价企稳排产上行，我们认为整体电池片出货量有望持续提升，且TOPCon渗透率有望持续提升并带动浆料出货上行。TOPCon电池背面所用银浆接近PERC正银，而TOPCon电池正面需要使用银铝浆，相较此前银浆在配方上有一定差异，且TOPCon正背面银浆银含量均较高，因而我们认为TOPCon渗透率提升将带动行业平均单耗提升。具体来看，行业仍处于持续降银进程中，TOPCon目前单耗约12-13mg/W，相较PERC的9mg/W左右仍有一定压缩空间，但基于下游电池出货量持续增长，行业空间仍持续扩容。

供给端：银粉国产化持续进行，TOPCon浆料格局未定。银粉国产化方面，当前各厂商均积极布局，其中苏州固锝较为领先，晶银成立之初即开始采用国产银粉路线，在国产供应链即浆料配方上相对优势强，而聚和材料也于2月公告收购连银新材控股权，根据公司公告，6月已完成收购。我们认为推进银粉国产化有望实现成本端优化（国产银粉相较进口银粉价格更低）以及现金流优化（进口银粉要求现款现货或预付款），因而我们认为推进银粉国产化有望带来行业β的整体改善。竞争格局方面，国产厂商已把握住光伏浆料市场地位，根据CPIA，国产正面银浆2022年市占率已达到85%以上，且2023年有望突破95%，其中TOPCon电池用正面银浆2022年国产率已达85%左右，HJT低温浆料苏州固锝市占率达50%以上，已经实现纯银主、细栅及银包铜的浆料量产。国产企业中，2023年N型浆料的需求快速提升为行业竞争格局带来一定变数，当前行业竞争格局未定，我们认为具备技术与资金实力的厂商均有取得主导地位的潜质，但新进入者在客户资源方面相对弱势，且资金实力不足以实现大规模扩张，因而我们仍更加看好行业龙头企业在N型浆料的竞争力。

图表21：银浆头部企业银粉国产化布局情况

资料来源：iFinD，中金公司研究部

价格与利润端，TOPCon新技术溢价有望带动行业盈利能力优化。P型浆料市场格局已相对稳定且加工费几乎压缩至极限，而N型浆料由于尚处于新技术开拓期，效率等各项指标尚未见顶，因而我们认为下游客户重技术、重效率多过重成本，浆料厂仍有望通过更先进的技术更高的效率获取溢价，我们预期TOPCon相较PERC的200-300元/kg加工费溢价有望维持，并带动行业盈利能力的优化。

投资建议：看好行业β改善。综合以上，我们认为银浆行业受到电池技术变革影响而迎来β向上机遇，TOPCon渗透率的提升对行业需求（单耗上行），盈利能力（加工费溢价）均有正向作用，同时银粉国产化的布局有望进一步驱动行业财务表现向好。

风电：2H23行业出货有望提振，海风和出口方向是行业发展亮点

2H23行业建设节奏有望继续加速，风机价格稳定、原材料价格保持低位

5M23风电建设节奏已经恢复较快增长，2H23有望继续加速。5M23能源局披露国内风电累计新增装机量16.4GW，同比增长51%，我们认为新增装机量数据同比大幅提升主要与能源局的统计口径有关，即2022年风电行业协会披露实际吊装50GW，而能源局仅公布了37GW的新增装机量，两者差值多数贡献在2023年上半年的新增装机数据中。5M23风电建设投资完成额累计达533亿元，同比+42%，表明行业建设节奏已经较2022的低迷状态恢复，且5M23的投资额较2021和2020年海风、陆风抢装年份也仅分别-9.8%和-11.2%，考虑2022年开始风电项目单GW造价下降较为明显，我们认为1H23行业实际的建设节奏已经不弱于2020-2021年。2023年5月开始，根据产业链调研反馈，行业一些项目开工进度较常规略慢，也造成产业链出货节奏受到一定影响，我们认为主要由于现在项目单体容量较大，所需前期准备工作较往常年份略久，今年可能跟2022年类似呈现下半年建设节奏大幅强于上半年的状态。2023年全年我们维持国内有望实现70GW左右吊装规模装机预测（海风占10GW左右），并网规模我们预测有望在60-65GW。

图表22：5M23风电累计新增装机同比+52%

资料来源：能源局，中金公司研究部

图表23：5M23风电建设投资完成额同比+42%

资料来源：能源局，中金公司研究部

1H23国内实现41GW招标，同比-20.2%，但表现仍足够强劲。根据金风科技公告以及我们对采招网项目信息的梳理，国内1H23实现40.8GW风机招标，同比下降20.2%。在去年高基数下，1H23国内招标需求整体表现仍然相对强劲，其中陆风招标市场持续景气，海风招标表现略弱。陆风项目我们观察到行业仍然有持续的基地化项目进行资源释放，第二批和第三批大基地项目逐步构成主力招标来源，分散式和老旧风场改造项目也有望给招标带来增量。海风项目1H23招标偏弱，我们认为主要与2021-2022年累计招标已经达17GW+，而实际完成并网的项目仅约5GW，诸多项目正处于建设和开工前准备阶段，不过我们也梳理2H23行业至少约有6GW左右海上风电项目有望启动招标，主要分布在上海、江苏、广西、海南等地，全年海风招标有望实现10GW+。

陆上风机价格已经在偏低价格稳定，海上风机价格平价以来持续保持稳定。陆上风机在经历1Q23行业大基地项目集中招标带来的中标价格下跌后，2Q23价格趋于稳定偏低价格，目前陆上风机裸机中标价格大致落在1,500-1,700元/kW左右，主力投标机型仍为6MW平台机型，少数大基地项目逐步应用7MW+平台陆上机型。海上风机报价在平价后保持相对稳定，较陆风溢价仍然明显，中标价格大致落在3,500元/kW左右范围，其中8-9MW海风风机平台价格近期基本已经低于3,500元/kW，由个别新进入海风风机的厂商小幅度拉低了价格，而10MW+平台仍保持高于3,500元/kW，主要由于较少厂商有10MW+平台的成熟产品供应。

2Q23上游原材料价格偏弱，全年低位原材料成本有望支撑零部件环节企业盈利维持修复。2Q23国内风电制造产业链上游原材料价格走势整体偏弱，铸造生铁价格已突破2021年以来历史低位，废钢价格季度环比已下跌接近10%，中厚板价格季度环比降低4%左右。全年来看，我们预计原材料价格有望维持相对低位水平，考虑到产业链今年零部件售价同比基本持平或微降，我们预计2023年零部件环节有望继续受益低位原材料成本带来的盈利修复。

海上风电：2023年底附近有望进入15-20GW在建规模，专属经济区海风前期规划正在积极推进

2H23海风产业链即将进入建设高峰，2023年底附近有望进入15-20GW在建规模

平价后多地海风项目建设进度不佳，2023年吊装并网规模有所下修。平价后，部分如下项目理论条件较为成熟，仍遇到了不同类型的问题导致建设推进延后，包括粤电阳江青州一二（1GW）、明阳阳江青州四（500MW）、江苏竞配海风项目（2.65GW）和三峡阳江青州五六七（3GW）等，这些项目整体建设进度延后半年以上，造成2023年行业吊装并网规模有所下修。根据最新项目统计，我们预计2023年行业吊装在10GW附近，并网规模小于8GW。

多地海风项目即将开工，2023年底附近有望进入15-20GW在建规模。此前受事故、方案更改延后的粤电阳江青州一二和明阳阳江青州四项目陆续于今年年初继续去年的建设工作，目前已经处于正常施工状态。江苏区域项目近期也有积极启动，6月三峡大丰800MW项目已经公布了风机和海缆招标文件，我们预计江苏区域竞配海风项目（2.65GW）有望于3Q23进入建设状态。广东阳江区域的三峡青洲五六七3GW项目和帆石一二2GW项目目前仍然在审批过程中，不过我们也观察到这些项目的设备采购也在持续积极推进，我们预计这些项目有望于2023年底附近进入开工状态。其他区域如浙江、广西、山东、辽宁、福建、上海、天津、河北和海南均有多个项目正在启动，总体规模在10-15GW，综上，我们统计行业有望在2023年底附近进入15-20GW在建规模，较2022年以来的在建状态大幅提升。

图表24：国内海风新增吊装规模2024年达到15GW

资料来源：CEWA，采招网，中金公司研究部

图表25：平价后国内海风在建规模即将大幅回升

注：2020-2022年数据我们根据项目统计存在一定估算 资料来源：CWEA，采招网，中金公司研究部

图表26：中国平价海上风电项目列表（截至2023年6月底）

注：部分项目实际并网时间可能根据建设进度出现调整；已经于2022年完成并网的项目也列入平价海上风电项目统计列表 资料来源：能源局，招标网，中金公司研究部

我国专属经济区海风前期规划正在积极推进，近1-2年有望释放200GW+资源量，打开行业中长期发展空间

现有专属经济区内海风项目前期工作已有启动，整体进度处于前期准备阶段。截至2023年6月底，我们统计山东、广东、江苏等地区均已经启动了专属经济区海上风电项目的前期手续，其中山东已经启动了山东半岛北K、N1、N2、M1和渤中C、D、E等场址的准备工作，广东今年6月启动了汕头、潮州、揭阳和汕尾第一批8GW项目的竞争性配置。根据中国电建华东勘测设计研究院的统计，“十四五”期间各沿海主要省份已经披露了约67.8GW专属经济区内项目的开工目标，目前基本处于很早期的规划阶段，其中绝大多数项目尚未启动前期手续。

海上风电项目在专属经济区内推进后，将打开海上风电短期和中长期资源空间。结合中国电建华东勘测设计研究院的数据，我们保守估算专属经济区内近1-2年有望释放200GW+资源量。如果推进顺利，我们预计“十四五”后期以山东和广东地区为代表，有望给2025年当年在原有省管项目基础上带来3-5GW左右的专属经济区项目增量，也为“十五五”开始的海风建设做好资源储备，有望推动“十五五”海上风电年均新增量达到25-30GW左右。

风电海外市场机遇：中国供应链出海正在迎来加速发展窗口期

海外需求：根据GWEC预测2024年海外陆上风电即有望较大复苏，重点拉动区域在欧洲和新兴市场，特别是海上风电虽然短期并网量还未体现，但考虑海外项目建设周期较长，实际2025年后并网项目已经在建设和订单端开始积极准备。

海外供给：我们认为中国风电供应链在诸多环节均有出海加速的趋势，其中1）海外市场整机环节格局集中，但制造成本居高不下，我们预计中国风机在风机大型化降本的机遇下有望在一带一路国家迎来出口加速期；2）风机零部件环节的先进产能进一步向中国集中，多数零部件环节出口份额有望持续提升；3）海外海风风机基础环节现有扩产规划较难承接景气需求，我们预计2025-2026年海外将逐步形成5-8GW风机基础本土产能供应缺口；4）头部国际海缆企业在手订单已支撑后续2-3年饱满产能利用率，2023年起海外正在呈现供需偏紧。

订单进展：2022年以来中国风机、海风风机基础、海缆环节出口订单大幅提升。明阳智能的海风风机、大金重工的海外风机基础和多个单体规模不小的海缆项目出口订单均具有代表性。

重点关注环节：海缆、塔筒和海风风机基础、风机零部件

海缆：CR3中标金额占比达80%，海缆价格已经呈现回升

海缆环节：2022年平价至今行业保持较高订单集中度，考虑海外订单后CR3占比达80%，且其中如东方电缆和中天科技均受江苏和广东阳江区域项目滞后影响了订单中标，考虑后实际头部三家订单占比将明显高于80%。海缆订单价格也在4Q22-1Q23受行业景气度不佳有所下滑的情况下，已经于2Q23呈现明显复苏，其中2023年5月项目主缆订单已经创下平价以来新高，我们认为伴随行业开工规模向上，海缆订单价格有望持续保持较强水平。

图表27：2022年至今国内海缆企业中标国内海缆项目订单金额统计

注：统计订单仅含海上风电项目；统计中剔除了敷设金额资料来源：采招网，中金公司研究部

图表28：2022年至今国内海缆企业中标国内+海外海缆项目订单金额统计

注：统计订单仅含海上风电项目；统计中剔除了敷设金额资料来源：采招网，中金公司研究部

图表29：平价海上风电项目主缆规格及中标价格统计

资料来源：采招网，中金公司研究部

塔筒和海风风机基础：2H23交付节奏加速，海风产品景气度有望提升

塔筒和海风风机基础：2023年我们判断是陆上塔筒的交付大年，整体陆风交付量考虑风机大型化对塔筒单位用量的压缩影响后，头部上市公司均大概率超过2020年抢装时期的出货水平。短期2Q23由于行业建设进度不佳出货受到一定影响，2H23行业交付节奏有望加速。2H23起，考虑批量海风项目陆续进入开工建设状态，以及供给端短期相对有限的增量产能释放，我们预计行业头部海风风机基础企业将重回饱满生产状态，行业景气度正在持续提升中。

风机零部件：2H23行业出货有望大幅提振，利润率有望保持稳定

风机零部件：2023年随着行业需求进一步提升，我们预计风机零部件环节整体供需饱和，2023年是零部件的交付大年。短期2Q23由于行业建设进度不佳出货受到一定影响，不过我们认为主要由于现在项目单体容量较大，所需前期准备工作较往常年份略久，今年可能跟2022年类似呈现下半年建设节奏大幅强于上半年的状态，即如日月股份和金雷股份2H22收入占比均较为明显高于往常年份占比，2H23行业出货有望大幅提振。叠加原材料现货价格保持相对稳定的低位，我们预计多数零部件环节有望至少保持4Q22修复后的盈利能力，头部公司有望继续享受风机大型化带来的结构性需求红利。

图表30：日月股份季度收入占比（2016-2022）

资料来源：日月股份公告，中金公司研究部

图表31：金雷股份季度收入占比（2016-2022）

资料来源：金雷股份公告，中金公司研究部

风险提示

► 终端需求不及预期。若海外及国内装机需求不及预期，光伏全产业链，包括主材、辅材等环节，销售量或将受到不利影响，进而影响全行业业绩。

► 原材料价格波动风险。光伏行业当前硅料环节价格出现较大波动，若未来产能投放不及预期可能会造成价格进一步波动，从而影响下游环节利润。风电行业短期原材料价格保持相对低位，不过由于上游原材料供应端扩产受到限制，不排除出现需求提升后原材料价格上涨的情况。

► 国际贸易风险。美国 UFLPA[6]已于6月21日生效，对新疆硅料仍有溯源要求，要求提供进口光伏产品中硅料来源的证明文件，仍需关注售美组件通关情况，对原材料溯源可能使得含硅光伏产品存被扣押风险，阻碍国内企业出口美国。美国对中国企业于东南亚所生产组件的反规避调查[7]政策若超预期变化，可能会对相关企业的产品销售与业绩产生不利影响。

[1]https://mp.weixin.qq.com/s/tpLI_PKEKqncJsYWT43LPA

[2]https://www.tw-solar.com/news/5796.html

[3]https://www.pv-tech.cn/news/Daheng_Energy_Innovation_Record

[4]https://www.wuxisj.com/newsdetails/15/480.html

[5]https://gxt.shanxi.gov.cn/xwdt/tzgg/202305/t20230519_8581343.shtml

[6]https://www.state.gov/implementation-of-the-uyghur-forced-labor-prevention-act/

[7]https://seia.org/sites/default/files/2022-03/CommerceAuxinDecisi

注：本文摘自中金研究2023年7月13日已经发布的《光伏风电2023下半年展望：把握旺季机遇》，分析师：

陈显帆 分析员 SAC 执证编号：S0080521050004 SFC CE Ref：BRO897

马妍 分析员 SAC 执证编号：S0080521070002 SFC CE Ref：BST413

车昀佶 分析员 SAC 执证编号：S0080520100002 SFC CE Ref：BQL481

苗雨菲 分析员 SAC 执证编号：S0080522040005 SFC CE Ref：BTM578

朱尊 联系人 SAC 执证编号：S0080121080239

白鹭 联系人 SAC 执证编号：S0080121070323

李佳瑛 联系人 SAC 执证编号：S0080122090120

石玉琦 联系人 SAC 执证编号：S0080122080242

徐瀚 联系人 SAC 执证编号：S0080122080031

胡子慧 联系人 SAC 执证编号：S0080122030170