风电行业全年大幅波动，原材料回落盈利有望修复及长期成长分析

风电行业的发展前景广阔，增长潜力巨大，原材料价格下降使得盈利有望得到改善，而海风能源则展现出长期的发展潜力。

1.1. 风电全年大幅波动，年中反转年末走弱

疫情原料同步影响，上半年度V形反转。2022年首四个月，风电行业指数出现了显著的下滑，其背后原因主要有以下几点：首先，风电企业的经营成果未能达到预期目标；其次，由于一季度末全国新冠疫情的突然爆发，风电产品的交付被迫推迟；再者，在4月份疫情的高峰期，风电行业的关键原材料铁矿石价格攀升至每吨900美元，而同期螺纹钢的价格更是高达每吨5000元，原材料成本的上升直接导致了风电产品的毛利率下降。五月疫情形势逐渐向好，风电产品销量回升，风电板块指数呈现回升态势。进入六月至七月，风电项目招标量超出预期，铁矿石、螺纹钢等关键原材料价格迅速下降，产品毛利率的上升带动了盈利预期的提升，进而促使风电板块指数持续攀升。上半年，伴随疫情形势和原材料价格的波动，风电板块指数呈现出先下跌后上涨的V型反转走势。

7至8月份，军事活动对海风产业产生了调整效应，而9月至12月期间，风电装机增速放缓，多领域利空消息频出，板块整体调整。在2022年的7月至8月间，市场传闻指出，某些海域的海风项目可能因军事行动而受到影响，导致这些敏感区域内的规划项目难以顺利实施，进度缓慢，风电指数随之波动下跌。进入9月至12月，我国风电装机量未能达到预期目标。10月份装机量新增达1.9吉瓦，而11月的新增装机量降至1.38吉瓦，较去年同期大幅减少至四分之一，新增装机呈现出明显的疲软态势。从年初到11月，累计装机量达到22.52吉瓦，这一数字比去年的同期24.7吉瓦有所减少，装机量持续未达到预期目标。此外，风电板块在年末面临多起不利因素。11月初，有关海上风电建设实施“双30”新规定的传闻浮现，规定提出新项目需满足离岸距离不少于30公里或水深需超过30米。这一消息导致市场对海风行业的未来发展担忧加剧，进而引发海风板块整体股价大幅下跌。11月24日晚，中天科技发布了一则公告，宣布将重启中天科技海缆的上市计划，受此事件影响，市场对海缆板块的情绪普遍悲观，12月份海风板块遭遇了前所未有的低谷。

1.2. 海外海风加速爆发，2023 年国内陆风海风均高增

全球风电的装机规模不断增长，特别是海上风电的增长速度尤为迅速。在2015年至2021年期间，全球风电的总装机量实现了从433吉瓦到837吉瓦的飞跃，这一增长的平均年复合率高达11.61%。在这一过程中，陆上风电的装机量也从421吉瓦增加到了780吉瓦，其平均年复合增长率达到了10.82%。2021年，全球新增的装机容量为93.6吉瓦，略低于上一年度的95.3吉瓦，降幅为1.78%。在这一年里，陆上风电的装机容量增加了72.5吉瓦，较上年减少了17.99%。而海上风电的装机容量则增至21.1吉瓦，同比增长高达205.80%，其增长速度十分迅速。

我国风电总装机量位居世界首位，对全球海上风电新增装机量的主要增长贡献显著。在2015年至2021年期间，我国风电累计装机容量实现了从145.36吉瓦到346.67吉瓦的飞跃，其全球市场份额也从34%上升到了41%。2021年，我国风电新增装机容量显著提升，总量达到了47.57吉瓦。在这其中，陆上风电新增装机容量为30.67吉瓦；而海上风电新增装机容量则达到了16.90吉瓦。值得一提的是，我国海上风电在全球的占比高达80%，对全球风电新增装机容量的主要增长贡献显著。

海上风电行业预计将迎来迅猛发展，预计到2030年，全球海上风电的装机容量将突破50吉瓦。英国设定了目标，计划到2030年累计达到约50吉瓦的海上风电装机量，而美国也有规划，计划到2030年安装30吉瓦的海上风电。依据GWEC公布的数据，从2021年到2031年，全球海上风电新增的装机量预计将以10.02%的复合年增长率持续增长，预计到2027年，全球海上风电新增装机量将突破30吉瓦，而到2030年，这一数字将超过50吉瓦。若海外各国能如计划推进海上风力发电的装机，预计在2023至2030年间，全球海上风力发电的年均新增装机量将超过25吉瓦，这一数字较2021年的4.2吉瓦增长了500%，显示出其年复合增长率相当显著。

我国各省份纷纷出台“十四五”期间的海风发展计划，海上风电项目推进迅速。据《中国“十四五”电力发展规划研究》透露，海上风电的开发重点将集中在山东、江苏、广东、广西、浙江、福建以及辽宁等七个省份，而这七个省份也各自制定了相应的海上风电装机规划。沿海地区的其他省份也在迅速推动海风能源的发展，目前，这些省份在“十四五”规划中新增的海风装机容量总计已超过58吉瓦，预计实际新增的装机量将达到70吉瓦，我国海风能源的未来增长前景十分看好。2023年，我国海风新增装机量有望超过10吉瓦。

分阶段打造风光发电巨型基地，不断推动风电领域的进步。在2022年11月24日，我国国家能源管理部门发布了首批发起的风电和光伏发电基地建设目录，整体容量达到了97.05吉瓦。在这份名单中，内蒙古、陕西、青海、甘肃和吉林位列前茅，它们的建设规模依次是20.20吉瓦、12.50吉瓦、10.90吉瓦、9.55吉瓦和7.30吉瓦。2021年12月6日，国家能源局公布了第二批风光大基地项目清单，着重在沙漠、戈壁以及荒漠地带进行布局，具体区域涵盖内蒙古、宁夏、新疆、青海和甘肃等地。该项目在推进过程中，将生态治理与资源综合运用相结合，致力于有效解决能源消纳难题，以电力外输为主要目标。预计到2030年，第二批风光大基地的总装机容量将达到约455吉瓦。2022年9月2日，国家能源局在8月份举行的全国可再生能源开发建设形势分析视频会上强调，首批风光大基地项目已全面启动建设，次批项目部分建设也已展开，第三批项目正加紧推进各项筹备工作。现阶段，各省份正逐步推进第三批风光大基地项目的启动，众多省份的申报材料亦已分批发放。

各省纷纷推出有利于发展的政策，为分散式风电的拓展提供了巨大的空间。自2011年起，国家能源局推出了相应的政策，标志着我国分散式风电的发展开始起步。在2017年和2018年，国家能源局连续发布通知，一方面要求加快分散式风电接入项目的建设进度，另一方面印发了《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，这些举措使得我国分散式风电的发展步伐加快，各省也纷纷跟进行动，出台了各自的规划政策。通过不完全的统计数据显示，自2019年起，我国分散式风电的装机总容量已突破12505.7兆瓦。同时，内蒙古自治区在2021至2023年间计划新增2310兆瓦的分散式风电装机。天津市则致力于在2025年实现780兆瓦的分散式风电装机目标。此外，众多省份在“十四五”期间的风电发展规划中，均强调了分散式风电的发展重要性。

政策对老旧风机的改造措施正逐步得到优化，预计将有效推动需求量的显著增长。2021年8月，宁夏自治区作为先行者，发布了相关文件，明确指出力争在2025年前，将老旧风电场的更新和增容规模分别提升至200万千瓦以上。2021年12月，我国国家能源局颁布了《风电场改造升级及退役管理规范》，此举旨在激励那些运行年限超过15年的风电场进行技术改造和淘汰，通过老旧风机的更新换代，为风电市场开辟了新的发展机遇。国家发展和改革委员会能源研究所的预测显示，在“十四五”规划期间，预计将有超过120万千瓦的机组退役，全国范围内对机组的更新改造需求将超过2000万千瓦。在这些需求中，1.5MW以下和1.5MW的机组各占一半。展望“十五五”时期，预计风电机组的退役或改造规模将达到约4000万千瓦，且以1.5MW机组为主。

风电招标的势头依然强劲，2022年海上风电的招标活动显著增加。在2015至2021年间，我国公开进行的招标市场中，风电的新增招标量平均达到了约32吉瓦。2019年，这一数据达到了一个显著的高点，我国公开招标市场风电的新增招标量达到了65.2吉瓦，同比增长率高达95%，这一现象主要归因于陆上风电补贴的逐步减少，引发了抢装的风潮。2021年，我国在公开招标领域，风电新增的招标总量达到了54.15吉瓦，这一数字较上年同期增长了74%。具体来看，陆上风电的新增招标容量为51.37吉瓦，占据了总招标容量的95%。而海上风电的新增招标容量为2.79吉瓦，占总招标容量的5%。2022年的前三个季度，我国在公开招标的风电领域新增的招标量达到了76.3吉瓦，这一数字较去年同期增长了82.1%。具体来看，陆上风电的新增招标容量为64.9吉瓦，占据了总招标量的85%。而海上风电的新增招标容量为11.4吉瓦，占比为15%。值得注意的是，海上风电的招标活动得以重新启动，其占比也在逐步上升，扩张趋势愈发显著。

我国风电使用时长持续上升，弃风比例逐步下降。2015年，我国风电使用时长达到1728小时，弃风比例达到15%。到了2016年，风电使用时长增至1742小时，而弃风比例则增至17%。2017年，国家能源局对风电消纳状况进行了预警监测，结果显示，三北地区的风电装机容量受到控制，弃风现象显著改善。我国的风电弃风比率降至12%。与此同时，中东地区风电装机比例有所上升，我国风电的平均利用时长增至1948小时，较上年同期增长了11.83%。到了2021年，我国风电的平均利用时长进一步增长至2246小时，弃风比率更是降至3%。

风机向大型化方向发展，2兆瓦以下功率的风机已基本从市场上消失。更宽的风轮直径以及更高的轮毂高度使得风机在低风速区域能够获取比过去更多的动力，这有助于提高机组的功率和运行时长，进而提升风能的利用效率。金风科技官网及CWEA公布的数据显示，2015年，2兆瓦及以下功率的风机占比高达85%，而当年中国新增的陆上及海上风电机组平均单机容量分别为1.8兆瓦和3.6兆瓦。2021年，功率在2兆瓦及以下的风机在市场上已基本消失，而3兆瓦以上的风机占据了市场的80%份额。同时，我国新增的陆上及海上风电机组的平均单机容量分别上升到了3.1兆瓦和5.6兆瓦，风机的大型化趋势愈发显著。

风机大型化加速平价进程，风电成为最经济的可再生能源。2010年，全球陆上风电和海上风电的发电成本分别是每千瓦时0.102美元和0.188美元。随着风机尺寸的增大，平价化进程得到加速。到了2021年，陆上风电和海上风电的发电成本分别降至每千瓦时0.033美元和0.075美元，降幅分别达到了68%和60%。因此，风电已经成为最经济的可再生能源之一。

1.3. 陆风明年稳健发力，量利齐升盈利修复

陆地风电稳步推进，预计来年增速将有所放缓。截至目前，我国风电累计装机量已达到22.52吉瓦，全年预计累计装机量将达到约40吉瓦，其中陆地风电装机量约为35吉瓦。今年以来，首批和第二批风光大基地的规划相继发布，这些大基地的建设推动了风电招标的稳步进行。依据招标数据的汇总分析，本年度陆风招标量约为78吉瓦，据预测，来年陆风的装机容量将超过60吉瓦。依据GWEC的预测，在十四五规划期间，陆上风电的年复合增长率预计为14.6%；然而，从2023年开始，这一增长率将下降至6.1%，显示出陆上风电增速的减缓趋势。2021年，受中国风电补贴政策调整引发的抢装潮影响，全球海上风电的装机量显著提升。在2022至2026年间，全球海上风电的年复合增长率预计将达到37.8%，这表明全球风电的增长主要得益于海上风电的发展。

风机规模化发展旨在降低成本，导致风机组件价格普遍下降。这种价格下降体现在风机大型化进程中，表现为每兆瓦风机组件价值量的降低。以三一重能的陆风机组为参照：在扣除原材料价格波动的影响之后，2018至2021年间，风机大型化过程中出现通缩最显著的五个环节依次为叶片及主要材料、变桨装置、发电设备、变频装置以及轮毂。在这五个环节中，单兆瓦级叶片及主要材料的价值量变动幅度高达负62.13%，其部分原因在于三一重能自主生产叶片，从而使得成本迅速下降。在2021年，齿轮箱部分的单个兆瓦价值达到了最高点，并且在此期间，其单位成本的变化幅度仅为负7.09%。与2018年价值量最高的叶片相比，齿轮箱在抵御通缩方面表现更为出色，因此在风机向大型化发展的过程中，齿轮箱环节将展现出更明显的相对优势。

陆风市场正经历一场激烈的价格竞争，其中双馈机型占据了市场的主导地位。公开的投标平均价格持续下降，平价趋势愈发显著。在2020年陆上风电抢装期结束之前，一些整机企业率先发起了价格战。进入2021年，风电行业的领军企业以及众多二三线整机企业也纷纷卷入了这场价格战。据风芒能源最新披露，今年第一季度，风机价格接力式下跌，陆上风机的价格已经降至每千瓦1408元。陆风成本降低，这对陆风的装机量提升大有裨益。目前，陆风在招标中普遍以低价胜出，其双馈机型的制造成本比半直驱和直驱机型要低，因此在行业内占据了绝对主导地位。明阳智能和东方电气也已重新回归双馈机型。2021年8月，东方电气成功生产了DEW-G4000-165双馈型风力发电机组，紧接着又陆续推出了DEW-G3600-165双馈机组，这标志着东方电气率先从直驱技术转向了双馈技术领域；到了2022年7月，明阳智能在一场招标活动中推出了三款配备193叶轮的双馈技术机型，并与MY1.5/2.0MW平台携手推进双馈技术路线的发展。

陆风转向采用双馈式机型，这对齿轮箱领域构成利好。直驱式机型无需配备齿轮箱；半直驱式机型仅需一个较小的齿轮箱；而双馈式机型的齿轮箱价值较高，其占据了风机总价值的20%以上。明阳智能、东方电气以及金风科技在陆风领域纷纷转向使用双馈式机型，这预示着齿轮箱市场的空间有望实现显著增长。齿轮箱生产技术要求严格，行业竞争态势良好，我国知名企业主要有南高齿和德力佳。广大特材正努力拓展齿轮箱市场，具备从特种钢材到锻件再到齿轮的完整产业链，凭借主机厂的大力支持，有望实现产量的大幅提升。海锅股份计划增资扩产，增加10万吨齿轮箱锻件的生产能力，预计将能充分享受到市场带来的丰厚回报。

滑动轴承已成为行业发展的主流趋势，至2023年，该领域已实现小规模生产。主机厂纷纷采纳滑动轴承以替代滚动轴承，其背后的原因主要有以下几点：首先，滑动轴承更能适应风机功率增加和风电叶轮尺寸扩大对齿轮箱在轻量化及高转速比方面的需求；其次，相较于滚动轴承，滑动轴承的维护成本更低，可靠性更高；再者，滑动轴承在运行过程中产生的噪音更小。滑动轴承在成本上比滚动轴承便宜超过30%，同时还能使风机齿轮箱减轻大约30%的重量，并且能够减少大约60%的后续维护费用。维斯塔斯公司已经与齿轮箱领域的领军企业采埃孚和威能极达成了合作，成功地在6MW级风机齿轮箱中应用了滑动轴承技术。国内知名主机厂商，诸如金风、远景和电气风电，正致力于研发风电滑动轴承。在短期内，这些轴承主要用于替换齿轮箱轴承中的两个低速旋转部件。未来，它们预计还将逐步替代变桨轴承和主轴轴承。在滑动轴承领域，长盛轴承、双飞股份以及崇德科技等优质企业占据领先地位。预计到2023年，国内滑动轴承将实现小规模试用；2024年，有望实现大规模的实际应用。

1.4. 海风量升利稳，出口打开成长空间

多个地区的风力资源条件优越，海洋风能发电的潜力十分可观。我国的海岸线长度超过18000公里，岛屿数量达到6500余座，相较于陆地风能，海洋风能的开发资源更为充沛。此外，海洋风能发电还具有发电效率高、对土地资源占用较少、大规模开发难度较低等显著优势。根据世界银行的统计数据，我国有望开发的海上风电总容量预计可达2982吉瓦。根据中国工程院的数据分析，仅针对0至50米深度的海域，且平均风速功率密度超过300瓦每平方米的区域进行开发，若以每平方千米8兆瓦的平均装机密度进行计算，我国海上风电的装机总容量预计可达3009吉瓦。

沿海地区的省份在电力消纳方面能力突出，海风能源的发展并未受到这一因素的制约。在2021年，江苏、浙江、广东、福建以及山东这五个省份的用电量依次达到了7101.16亿、5514.11亿、7866.63亿、2837亿和7383亿千瓦时，而海风在这些地区的电力贡献率分别是2.26%、0.77%、1.57%、2.10%和0.20%，显示出显著的消纳潜力。福建之外，诸多沿海地区在电力供应上仍需外部电力进行补充，其中浙江省对外部电力的依赖度高达23.4%。展望未来，沿海地区的电力需求预计将持续上升，而海上风电的发展前景十分广阔。

我国正不断推动海上风电向深远海域的发展。鉴于近海资源相对匮乏，向深远海域发展海上风电已成为一种必然趋势。众多地区已相继发布深远海域风电项目的建设规划，预示着深远海域风电项目的推进将更加迅速。11月，上海市发改委发布了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，该办法对深海及离岸距离超过五十公里的海风发电项目实施奖励，奖励额度设定为每千瓦500元，资金分五年逐步发放，每年发放总额的20%，且单个项目在一年内的奖励总额上限为5000万元。

项目平均离岸距离提升了34%，其中50公里以上的项目比例增至45%。目前有40个正在建设或计划建设的项目中，加权平均离岸距离为42.05公里，这一数值比已并网项目的平均距离31.3公里高出34%。随着海风资源的开发逐渐向深海区域扩展，已安装的82个项目当中，大部分的装机量仍位于40公里以内，而超过50公里的项目装机量大约为3吉瓦。在40个正在施工的项目中，有超过50公里的离岸距离的项目，其总容量已达到7.9吉瓦，这一比例已经占到了45%。

1.4.1. 超高压海缆快速进场，海缆竞争格局稳固

海风规模扩大并向深远海发展，海缆电压的提升工作正在迅速推进。对于功率在250兆瓦及以下的风电场，通常仅需采用单回220千伏的输电线路；而功率超过750兆瓦的风电场，则需要三回220千伏的线路；至于功率达到1吉瓦的风场，则需要四回线路。鉴于1吉瓦级别的大型风电场，随着回路数的增加，不仅会增加施工和运维的复杂性，还会占用更大的海域面积，导致项目整体的经济效益不佳，因此业主通常会选择使用两回500千伏的交流输电海缆。随着离岸距离超过70公里，交流传输电的损耗随之增加，因此业主往往会倾向于采用超高压的柔性直流海缆。在35KV阵列缆的情况下，它只能连接4台8兆瓦的风机，而66KV阵列缆则能够连接8台，这不仅能缩短海缆的长度，还能更经济地实现。

随着海风深远海化的发展趋势，由于传输线路较长且海底电缆铺设环境复杂，选用柔性直流电缆替代交流电缆成为必要。《海上风电交流集电方案技术经济性研究》指出，当海上风电场离岸距离不超过80公里时，高压交流电在经济性方面表现尚可；然而，一旦距离增加，高压直流电的经济优势便将更加明显。继江苏如东的H6海上风电项目成为三峡能源的又一力作之后，全国范围内第二个海风柔性直流项目即将在阳江青洲五、七地区生根发芽。依据三峡青洲五、七项目的环境影响评价报告，这两个项目将携手打造一座海上柔性直流输电工程，并采纳±500kV的柔性直流技术来有效解决输电难题。

2022年，我国海缆招标规模达到约9吉瓦，其中330千伏及以上的主缆所占比例约为22%。据不完全统计，从年初至今，海缆招标总量同样约为9吉瓦，大部分项目选择了“35千伏集中接入加220千伏输电”的海缆配置方案。青州的一、二项目在首次招标直流500KV海底电缆时，东方电缆成功中标；而青州六项目则选择了330KV的输电方案，其中东方电缆和中天科技分别赢得了各自标段的合同。伴随着各地向深远海域的拓展，超高压海底电缆的使用比例预计将增加。与330KV的交流电缆相比，下游业主更偏爱采用400KV和500KV的柔性直流海底电缆。

2022年，海缆项目累计中标金额高达168亿元，CR3指标超过86%，显示出行业结构的稳定性。中标项目的地域特征明显，一般而言，当地政府倾向于优先选用那些在本地区有产业投资的厂商的产品。考虑到海缆领域的历史业绩、卓越的技术水平以及码头资源等天然壁垒，行业竞争态势得以巩固。行业领军企业布局合理，且具备强大的订单获取能力，而二线企业则在特定区域实现了突破。超高压海缆的技术门槛相当高，同时，项目的首个订单极难攻克。截至目前，在整个行业里，只有东方电缆、中天科技以及亨通光电这三家企业掌握了相关技术并取得了显著业绩。

国内企业正大力开拓国际市场，海缆出口步伐明显提速。国内领先的海缆制造商在东南亚、中东和欧洲等地区积极进行市场布局，并且不断成功获得订单，这主要是因为海外市场对海缆的需求非常强烈，而国内供应商的生产能力相对紧张。由于东南亚与我国地理位置相近，且该地区海风资源丰富，我国企业的出口潜力巨大。在西欧，各国正处于海上风电行业的快速发展阶段，我国供应商接连中标海缆项目。东方电缆成功赢得了荷兰一项价值5.3亿元的海缆订单，同时亨通光电也获得了越南一项总金额达4.6亿元的海缆合同。

亨通光电，作为海缆行业的领军企业，正大力向海外市场拓展海缆业务。其产能扩张迅速，射阳海缆基地的建设进展迅猛，预计2023年下半年将投产，届时将新增15亿元的生产能力；一旦二期和三期全部完工，总产能将不低于40亿元。常熟基地的海缆产能上限更是高达60亿元。此外，揭阳基地也正规划新的海风产能项目。在欧洲，葡萄牙已布局电力电缆产能；在东南亚，我们拥有海光缆和高压电缆的生产能力；同样，在非洲，我们也建立了高压电缆的产能。此外，公司在海外市场建立了众多成熟且丰富的业务网络。公司坚持国际化发展策略，积极参与全球海风能源的开发，业务已拓展至东南亚、中东、北美洲以及亚洲等多个地区。公司在海缆订单方面前景看好，其获取订单的能力显著，品牌形象广受认可。据今年国内海缆中标数据，公司市场份额持续保持在第二位。随着揭阳周边海域海上风电项目的启动，公司海缆订单的增速有望显著提升。同时，作为国内海底光缆的领军企业，公司有望与海缆业务产生协同效应。该企业位居全球海底光缆行业第四位，在国内则高居榜首，是国内唯一一家拥有海底光缆全产业链的企业，并且在全球范围内多个国家有着长距离海底光缆交付的成功案例。

起帆电缆，作为陆缆销售的领军企业，正引领着海缆行业从0到1的突破。海缆产业正经历着迅猛的产能增长。在湖北宜昌的海缆生产基地，其产能已高达230亿元；广西的海缆基地正在建设中，预计到2023年底，其产能将达到100亿元，而到了2024年，广西基地的海缆产能将增至450亿元。此外，海缆的地域特性显著，公司的订单分布图呈现出优异的表现。公司总部位于上海，该地拥有显著的海缆承揽实力；广西海缆基地已启动建设，广西同样在布局产业链，同样具有突出的海缆承揽能力；山东烟台的蓬莱起帆海缆子公司已设立，烟台亦具备一定的承揽能力。这三个强劲的地域共同构成了公司的海缆订单版图。此外，海缆高压技术也在逐步实现突破。公司拥有众多阵列缆交付的成功案例；220KV的海缆产品已获得相应的海缆型式认证，预计在2023年第一季度将迎来首个订单的突破；此外，公司还在积极研究和开发330KV及以上电压等级的海缆技术。作为陆缆销售的领军企业，其经销网络对公司业绩的提升起到了关键作用。公司位列全国陆缆行业前五名，在陆缆经销领域排名全国第一，拥有300多家陆缆经销商，这些坚实的经销渠道有力地推动了公司陆缆业务的增长。

海缆布局优良，出海前景可期。我国海风能源预计到2023年将新增装机10至12吉瓦，同比增长率将超过100%，在2023至2025年间，国内海风能源的增长速度预计将维持在25%左右。相较之下，海外海风能源的基数较小，从2023年至2030年，年复合增长率有望达到40%以上。随着深海风电项目的推进，海缆的价值逐年攀升，每吉瓦海缆的价值也在不断上涨。海底光缆的进入门槛较高，地理属性显著，参与其中的企业数量有限，导致行业供需之间形成了较为平衡的状态。

1.4.2. 海风塔桩放量显著，出口海外打开成长空间

海风助力塔筒管桩数量增加。海上风电的单机功率、叶轮直径以及塔筒高度均显著超过陆上风电。目前，我国海上风机主要部署在近海或中海区域，以管桩和塔筒作为其基础支撑。相较陆上风电，目前每GW所需塔筒类基础支撑的重量大约为7万吨；而海上风电每GW所需的基础支撑重量约为25-30万吨，是陆上风电重量的3倍以上。8MW项目所需的材料量达到2400吨，这一需求量在不同地质条件下存在细微差异，海风能源的兴起显著提升了塔筒管桩企业的需求量。

成本加成的利润空间保持稳定。塔筒多采用成本加成的定价策略，原材料价格的传递相对顺畅。在项目招标投标环节，塔筒制造商通常会依据当前钢材价格的走势来设定报价，故而今年随着钢材价格的持续上涨，塔筒的中标价格也随之上涨。若产能利用率持续维持在较高状态，我国陆地风能塔筒的盈利水平大约在每吨500至700元之间，而海洋风能塔筒的盈利则大约在每吨800至1000元。陆地风能塔筒的出口盈利与国内陆地风能塔筒的盈利相当，而海外海洋风能塔筒的单吨盈利预计将超过国内海洋风能塔筒的200%。积极拓展海外海洋风能市场，有望迅速实现利润的增长。

码头建设领域形成了特定的行业结构。在2020年，我国拥有万吨级及以上的码头总数达到了2592座，这一增长比率仅为2.86%。从2018年至2020年，这一同比增速始终维持在3%左右，呈现出一种低速的增长态势。从吨位划分的角度分析，1至3万吨（不含）的船只共有865艘，3至5万吨（不含）的船只数量为437艘，5至10万吨（不含）的船只达到850艘，而10万吨及以上的船只则有440艘，其中10万吨及以上的船只占比仅为17%，这一比例相对较低。开展海上风电塔筒管桩业务需拥有不少于5000吨的码头规模，一般而言，拥有超过2万吨码头的运输条件更为优越，而码头资源的稀缺性则构成了行业的天然壁垒。

中厚板成本上的差异为我们构建了成本上的优势，而我们的产能优势则能够弥补海外海风产能的不足。在我国，中厚板相比其他国家具有显著的成本优势，根据过去十年的数据，我国中厚板的价格比欧美国家便宜大约200至300美元每吨，这一优势主要得益于我国钢铁产业链的发达。SIF、EEW、SeAH等国际知名塔筒管桩制造商的扩产动力不足，意愿不强。与此同时，海外海风产业的迅猛增长导致塔筒管桩产能出现较大缺口。在这种情况下，我国海风塔筒管桩的产能优势将得到充分发挥。

海风塔筒管桩的出口码头，其壁垒颇为高耸，对船只的吨位和自然水深有着较高的要求。具体而言，船只的吨位需在5万吨以上，而自然水深则需达到10米以上。鉴于海风塔筒管桩的直径通常超过6米，无法通过陆路进行转运，因此，通常需在码头直接装船，并运往海外。此外，码头还需能够直接停靠大型远洋巨轮，这些巨轮的船底尖吃水深度较大，因此，码头及前方航道的自然水深必须达到10米以上，同时，码头的吨位也需在5万吨以上。目前，在上市公司中，只有大金重工的蓬莱基地拥有海风塔筒管桩的出海能力。蓬莱基地配备了5个深水码头，以及4个可容纳10万吨货物的顺岸码头（水深达到14米），还有一个可容纳3.5万吨货物的凹槽码头（水深为9.7米）。凭借这些深水良港，大金重工在海上风力发电出口方面具有坚实基础。再加上公司海外业务的长期努力，预计从2023年开始，其业务量将迎来显著增长。

大金重工在国内海风领域占据领先地位，海外海风订单量激增。首先，通过深水良港的建设，大金重工在海外海风市场建立了优势。目前，在众多上市公司中，只有大金重工的蓬莱基地具备了海风塔筒管桩的出海能力。其次，大金重工的海风基地正在积极进行扩张，其卡位优势愈发明显。山东蓬莱公司的海风产能规划由原先的50万吨增至70万吨；阳江海风产能预计今年将超过20万吨，明年将进一步扩大至50万吨；汕头、辽宁以及河北计划分别建设一个海风基地，以此构建全国范围内的五点布局。目前，阳江、汕头和山东已纷纷推出众多海风项目，凭借地域优势，预计将赢得大量国内海风订单。此外，公司在海外海风领域耕耘已久，订单量已明显增长。海外海风业务往往需与海外业主直接沟通，整个招投标流程耗时约两年，这要求公司具备长期在海外经营和培养客户的能力。为此，公司早在五年前便开始积极筹备，全力推进海外海风业务的拓展。大金重工在2022年接连中标多个项目，包括英国的Moray West 48套单桩项目、Moray West 30套过渡段项目，以及Boskalis美国海上风电的大型钢结构项目。此外，还揽获了法国的NOY - Ile D'Yeu et Noirmoutier项目和英国的Moray West海塔项目。这些项目总计约为20万吨。2023年，海风订单预计将实现显著增长，增幅可能达到一倍。公司计划研发海风运输船，以降低成本并加强竞争壁垒。该公司计划建造用于运输海风塔筒管桩的特种运输船，这将有效提升海外运输的效率和成本控制，同时提供海外海风项目的一体化服务，进而巩固其在竞争中的地位。

海风塔筒管桩的供应量大幅增加，码头建设加强了竞争的防线，行业整体态势稳健。我国海风产业正迅猛发展，而海外各国海风产业也呈现出爆发式增长，长期发展前景可期。随着向深远海拓展，海风单桩的单GW使用量有望小幅增长，超大单桩的使用也提升了技术标准，大型码头的建设进一步加固了行业的竞争壁垒。

光伏产业前景广阔，景气度持续上升，应紧密关注并把握“新约束”与“新技术”这两大发展核心。

2.1. 光伏需求端：三大市场强支撑，光伏景气度无虞

2.1.1. 地面电站接力，光伏增长确定

光伏市场景气度持续高涨，然而集中式阶段面临压力。在2022年12月，我国新增光伏装机量达到21.7吉瓦，同比增长了8%。总计来看，全年累计装机量达到了87.41吉瓦，同比增长了59%。尽管12月份硅料价格急速下滑，导致下游装机意愿有所降低，但全年装机需求依然保持了较高的增长态势。从结构分析，在22年第一季度至第三季度期间，分布式能源新增装机容量达到了35.33吉瓦，这一比例占据了总装机量的67%，较去年同期增长了115%。与此同时，集中式能源的新增装机容量为17.27吉瓦，占总装机量的33%，同比增长了89%。集中式新增装机比例较前一年下降了3个百分点，这一变化我们认为主要源于上游硅料价格持续攀升，使得组件价格保持在较高水平，进而导致项目的内部收益率普遍面临压力，进而使得地面电站的装机计划不得不进一步延后。然而，随着硅料产能预计将在明年逐步释放，产业链上的价格有望进一步降低，再加上风光大基地并网保障政策的推动，地面电站预计将在明年迎来显著增长，从而成为光伏装机增长的关键动力。

风光大基地项目启动，奠定地面电站需求增长。依据首期及第二期风光大基地项目的进展，预计在2022年底前，将有大约26GW的光伏项目实现并网，而至少37GW的光伏项目则将在2023年底前完成并网。然而，鉴于今年上游硅料和组件价格持续高位，对地面电站装机量造成了一定影响，故预测2022年全年基地项目光伏并网量约为20GW。据此推算，2023年的光伏并网量有望超过40GW，同比增长将超过100%。11月29日，国家能源局发布了一则通知，强调各电网企业在确保电网安全稳定和电力供应有序的前提下，需遵循“应并尽并、能并早并”的原则。对于符合并网条件的风电和光伏发电项目，必须采取切实有效的措施来确保其并网。同时，允许项目分阶段并网，且不应将项目全容量建成作为新能源项目并网的必要条件。该通知的发布有望进一步激发项目建设的积极性，确保项目并网进程顺利，同时显著提升对明年地面电站装机需求增长趋势的确定性。

硅料降价释放需求，进一步提高地面电站经济性。依据PV-Tech提供的数据，22年前三季度光伏组件的招标总量已突破124GW，这一数字几乎是21年全年招标量的三倍。预计22年全年招标量将超过150GW。招标的组件主要用于大型地面电站，然而，截至前三季度，地面电站累计新增装机量仅为17.27GW。因此，预计超过100GW的组件尚未交付。我们分析认为，这主要是因为地面电站项目的价格传导周期较长，加之硅料价格持续上涨，导致项目内部收益率承受压力。因此，地面电站项目不断延期。考虑到四季度硅料价格仍将维持高位，我们预计只有少部分组件将在第四季度投入使用，而大部分组件将推迟至明年。依据 PV Info Link 的数据，伴随硅料产能的不断释放，自去年12月初起，多晶硅致密料的价格呈现出显著的下降趋势。截至1月18日，硅料价格已从年初的303元/kg持续下跌至150元/kg，跌幅超过50%。这标志着上游硅料价格开启了下降通道，进而推动整个产业链价格的下调。这一变化将促使项目内部收益率（IRR）的上升，从而刺激对组件价格更为敏感的地面电站需求得到释放。

据此推算，2022年全年地面电站的装机容量大约在40GW上下，结合今年地面电站组件招标的整体规模，我们预测2023年国内地面电站的装机量将达到60GW，这一增长将比去年增加50%。对于分布式光伏装机，2022年全年预计将达到50GW，鉴于明年各省市政策的持续推动，预计需求量将增长30%至65GW。预计来年，我国光伏设备安装需求有望攀升至125吉瓦，同比增长率预计为39%，整个行业的景气状况将持续保持。

2.1.2. 能源转型加速，支撑需求增长

能源系统转型加速，景气度有望延续。自2022年初俄乌冲突加剧后，俄罗斯能源供应持续吃紧，导致欧洲电价节节攀升。为了减少对俄罗斯能源的依赖，欧盟在2022年中推出了REPowerEU计划。与之前的《Fit for 55》法案相比，该计划的目标是将2030年的可再生能源结构占比从40%提高到45%，并将可再生能源装机容量从1067GW提升至1236GW。具体到光伏装机领域，目标是在2025年将太阳能光伏装机容量提升至320GW以上，到2030年接近600GW。这意味着在2022年至2025年期间，每年至少需要新增装机34GW，而在2026年至2030年期间，每年需新增装机56GW。

居民用电费用不断上升，对新能源发电的需求日益明显。自今年起，欧洲天然气价格大幅上涨，鉴于天然气在欧洲电力构成中占比达20%且其边际成本最高，这一能源价格的上涨亦促使欧洲居民用电成本上升。展望未来，俄乌冲突短期内难以平息，这对欧洲政府来说，将促使他们加快寻找替代能源的步伐。自 2022 年 3 月起，欧洲对光伏组件的需求量急剧上升，这一现象充分印证了该观点。在2022年，对欧洲的组件出口总量达到了81.61吉瓦，这一数字较上年同期增长了95%。具体到12月份，出口量降至4.75吉瓦，环比下降了12%。在逆变器方面，对德国的出口额达到了6.26亿美元，同比增长了106%，而在12月份，这一数字为1.04亿美元，环比增长了39%。至于对荷兰的出口，规模为26.37亿美元，同比增长了134%，但12月份的出口额为2.93亿美元，环比下降了15%。

PPA 价格走高，进一步凸显光伏电站经济性。由于居民用电价格和产业链成本上升的推动，PPA价格在过去一年持续攀升。据Level Ten数据显示，22Q3的价格已升至68.57欧元/兆瓦时，同比增长53.30%，环比增长15.40%。此外，由于批发价格始终维持在较高水平，一些欧洲市场的批发电价甚至高达500欧元/兆瓦时。尽管如此，PPA的需求依然保持旺盛态势。PPA价格持续攀升，这将显著提升光伏电站的内部收益率，进而激发对光伏电站的投资热情。鉴于此，我们预测2022年欧洲市场全年新增装机量将达到57吉瓦，较上年同期增长78%；而2023年全年装机量有望逼近80吉瓦，同比增长约40%。

2.1.3. 贸易因素有望逐步消除，带动美国需求好转

贸易壁垒高筑，美国需求承压。除了先前的双反调查、201条款、301条款以及WRO之外，美国自2022年3月起持续对中国光伏产业施加压力，3月份对东南亚四国展开反规避调查，6月份UFLPA法案生效取代了WRO，这些贸易壁垒导致中国对美国的光伏组件出口承受压力，2022年全年对美组件出口量降至389.1兆瓦，同比下降了19%，同时组件进口的减少也影响了光伏装机量，1至9月份，美国新增装机容量为17.33吉瓦，同比下降了14.89%，而在9月份，新增装机容量为2.37吉瓦，同比下降了3.19%。

问题逐步缓解，明年需求弹性较大。美国政府虽屡次对中国光伏组件的进口设限，并通过《通胀削减法案》等手段试图扶持国内光伏制造业，以降低对进口的依赖，然而，鉴于国内光伏组件的制造能力相对薄弱，预计国内生产的组件市场份额将不足10%，无法满足国内光伏装机需求。为此，在今年6月，政府发布了10414号公告，决定对来自东南亚的四国实施为期24个月的临时性免除反倾销和反补贴税的优惠政策。根据《通胀削减法案》的规划，对于在规定期限内启动建设或满足法案其他条件的地面光伏项目，将获得30%的初始投资税收减免，并且这一税收减免的期限还将额外延长10年。此外，根据普林斯顿大学的研究模型预测，从2022年到2030年，集中式光伏的装机容量预计将增长至500吉瓦，这意味着平均每年将新增45吉瓦的装机容量。IRA法案显著提升了美国对光伏发电设备的安装需求预测，同时，贸易政策的微调趋向积极，这或许将促使国内光伏组件的出口量持续增长。基于此，我们预测，美国在2022/2023年度的光伏新增装机量将分别达到25GW和50GW，与去年同期相比，增幅高达100%。

2.2. 光伏供给端：放量趋势确立，寻找盈利拐点

终端需求持续增长，市场普遍看好量价并进的板块走势。在过去的两年里，光伏装机的发展受到了硅料供应不足的严重制约。然而，从23年开始，硅料市场逐步进入下降周期，产能的显著释放导致了价格的大幅下降。这一变化使得硅料转而成为推动光伏装机增长的关键因素。同时，终端需求的增长对产业链各环节的正向反馈效应也正逐步显现并得到证实。2023年，作为TOPCon技术大规模应用的起始年份，必然引发对辅助材料新型产品的强烈需求，进而推动辅助材料产业链上各环节的产品结构经历显著的升级换代。因此，辅材各环节的“量增”趋势已相对清晰，我们注意到，23年产业链各环节面临的最大不确定性已转向“利增”问题，即硅料环节利润让渡后，如何重新划分新的收益分配，以及辅材产业链中哪些环节能在“量增利增”或“量增利稳”的背景下实现单GW价值量的显著增长，这成为了我们寻找优质投资目标的核心关注点。

关注“新约束”和“新技术”辅材板块。光伏产业中，降低产业链成本是明确的发展方向之一。对于议价能力较弱的辅助材料环节来说，它们多数时候面临利润被压缩的境况。若要实现暂时的价格优势，我们认为企业大致可分为两类：一类是拥有供应限制的，它们通过供需错配周期，在资源壁垒中获取溢价，例如我们预计2023年的POE胶膜、石英砂等环节将满足这一条件；另一类则是拥有技术限制的，它们通过引入新技术来提升组件性能，从而在技术壁垒中实现溢价，例如多主栅或无主栅技术、接线盒的新技术等，在明年有望带来新的期待。

胶膜方面，针对N型电池与双玻组件的应用，对POE胶膜的需求量有所增加。

光伏封装胶膜方面，鉴于组件对重量要求降低以及功率的增强，胶膜的使用量呈现减少的态势；因此，单GW价值量的增长主要得益于胶膜售价因粒子价格上涨而上升。我们坚信，在供应量既定（暂不涉及非光伏材料转型）的前提下，POE 粒子的市场价格由其供需状况所决定；同时，POE 粒子的供需平衡点主要受到下游组件制造商在纯 POE 胶膜及其替代品之间的选择比例所影响。据此，我们预估在明年下半年之前，纯POE胶膜将继续占据市场主导地位，进而促使POE粒子及POE胶膜的价格持续攀升，进而促使POE胶膜企业的毛利率相应提高。然而，鉴于粒子价格持续高位运行，加之替代方案日趋完善，下游组件制造商可能会逐步提高替代方案的供应比例，从而逐步缓解供给方面的限制。

需求端方面，N型组件与双玻组件的渗透率增强，推动了POE胶膜的需求增长。一方面，TOPCon组件对水汽阻隔性能和抗PID能力等有更高要求，而性能更佳的POE胶膜能够为组件提供更佳的性能表现，因此，它更符合TOPCon组件的特定需求。依据CPIA的统计数据，在2021年，EPE与POE产品的出货量占比大约为23%，这相当于总出货量达到了约4.6亿平方米。对于2022年，预计TOPCon组件的出货量将达到20吉瓦，届时POE胶膜的需求量将缩减至2亿平方米。然而，到了2023年，N型组件的出货量预计将介于80至100吉瓦之间，这将使得POE胶膜的需求量激增至8至10亿平方米，较上年同期增长约4至5倍，显示出POE胶膜需求具有巨大的潜在市场空间。

此外，双玻组件在发电效率上更为卓越（高出常规组件4%）、衰减率较低（常规组件为0.7%，而双玻组件仅为0.5%）、使用寿命更长（比常规组件多出5年），因此地面电站的业主们更倾向于选择这种组件。双玻组件之所以普遍选用POE或EPE材料，是因为其背面采用的是玻璃而非传统的背板，这导致背面玻璃与EVA胶膜容易形成钠离子，进而引发PID衰减。故此，随着明年地面电站并网的加快，预计双玻组件的比重也将相应增加，进而推动POE和EPE胶膜需求的上升。

进口量增长有限，国产替代进展迟缓。POE 制备技术尚未对外公布，国内企业研发的POE树脂还在调试中，故我国POE树脂市场几乎完全依赖进口。目前，全球POE产能主要掌握在几家海外主要供应商手中，包括陶氏化学、三井化学、SSNC、埃克苏美孚和挪威化工，这五家企业的总产能占据了全球总产能的95%。对于来年的展望，我们预计我国 POE 粒子的实际生产量大约在 35 万吨左右，这一增长主要得益于陶氏化学和 SABIC 公司的贡献。尽管国内企业已着手开展 POE 粒子的研发与生产，例如万华计划在 2023 年底完成 POE 项目的一期投产，届时预计年产量可达 20 万吨，万华、茂名石化和斯尔邦的中试设备也已投入生产，然而预计到明年年底前，国内对 POE 粒子的需求仍将主要依赖进口。

经过我们的估算，在保守的预测中，来年非EVA封装的方案里，预计纯POE胶膜将占据60%的份额，这对应的POE粒子需求将达到40万吨，这样的需求量与35万吨的供应量相比，将呈现出供不应求的局面。通过逆向推算，我们得知纯POE胶膜的使用比例降至45%，这意味着对纯POE胶膜的需求量约为5亿平方米，而所需的粒子量恰好是35万吨。换句话说，如果来年替代方案能够满足3亿平方米及以上的N型组件胶膜需求（假设TOPCon出货量为80GW），那么供应压力将得到一定程度的缓解。然而，POE 粒子的价格因供应受限，在短期内将持续上涨；同时，胶膜厂商具备较强的调价能力，这使得胶膜企业将迎来一段时间的利润增长。

石英砂资源稀缺，尤其是高纯度品种，因此，国产化进程的加快以及N型组件的广泛应用，导致了对石英砂的需求量有所上升。

石英坩埚的用量上升与价格攀升，两者并进，将合力促使每吉瓦价值的提升。价格上涨的主要原因在于上游原料石英砂供应受限，其增速明显低于下游硅片；此外，石英砂与石英坩埚价格的持续攀升，最终将导致国内厂商不得不采用价格更低的国产砂作为中层甚至内层材料，这会缩短坩埚的使用寿命，进而间接增加了坩埚的消耗量。基于此，我们作出预测，来年若海外供应量未能显著增长，石英坩埚的盈利能力有望显著增强。具体来看，供应方面，高纯度石英砂资源短缺，且海外企业掌控了大部分供应渠道。石英坩埚的质量受石英砂品质的直接影响。根据坩埚的结构，石英砂可划分为内层、中层和外层，其用量比例通常为3：3：4。特别是内层砂，它直接与硅液接触，因此对内层砂的品质要求尤为严格。通常需要采用进口的高纯石英砂。国产砂与进口砂的主要区别在于粒度分布，国产砂中气泡包裹体较多，在长时间高温拉晶过程中，气泡容易破裂，导致杂质进入硅液。这种差异源自石英砂矿本身，工艺难以完全弥补。因此，生产高品质石英坩埚时，必须确保使用一定比例的高纯进口砂。

海外主要供应商的生产扩张步伐较为迟缓。当前，全球范围内拥有高品质矿石和先进生产工艺的企业数量不多，其中以美国的尤尼明和挪威的TQC为主，它们所使用的矿石均源自美国的SprucePine矿区，该矿区占据了全球90%的高纯石英砂产量。鉴于此，这两家海外企业的产能规模和出货计划直接关系到我国石英砂的进口情况，进而对高品质石英坩埚的生产量产生了制约作用。鉴于矿产资源相对匮乏，海外那两家企业增产的速度并不快，我们预测，尤尼明与TQC这两家公司生产的石英砂产量将从2022年的2.6万吨增至2023年的2.86万吨，这将导致大约3000吨的供应短缺。因此，展望明年，鉴于石英砂供应紧张，预计将推动石英砂及石英坩埚的价格上扬，同时盈利也将实现显著增长。

需求方面，国内石英砂的生产逐步实现国产化，同时N型组件的市场份额持续增长，这两大因素共同作用下，预计其消耗量将迎来新的增长势头。一方面，尽管高纯度进口石英砂能够显著提升坩埚的使用寿命，然而为了确保拉晶产量的稳定，我国硅片制造商计划采用一定比例的国产石英砂来替代进口石英砂作为内层材料。同时，为了防止硅液受到杂质污染，采用国产石英砂作为内层材料的坩埚通常会被制作成28英寸及以下的小型尺寸。这是因为小型坩埚的使用周期较短，内层砂中的气泡无法完全排出，进而进入硅液的杂质数量也相应减少。小尺寸的坩埚导致拉晶所需时间缩短，同时，在相同的时间内，其消耗量也随之增加，这一现象进而促进了石英坩埚需求的增长。另一方面，N型电池对晶棒纯度的要求更高，导致其使用的坩埚寿命通常比P型电池低50至100小时，因此需要更多的石英坩埚。随着明年TOPCon渗透率的增加，预计石英坩埚的消耗量也将相应增加。总体来看，随着小尺寸坩埚使用比例的增加以及N型电池市场渗透率的提高，石英坩埚的需求量预计将有所增加。

根据我们的计算，若在 2023 年，32 英寸及以下尺寸的坩埚在市场中的占比保持为 40%，同时 N 型硅片的占比提升至 30%，那么石英砂的总需求量将大约为 10.96 万吨。再考虑到需要保持 30%的进口砂比例，那么对进口砂的需求量将大约为 3.3 万吨。与尤尼明和 TQC 两家公司合计的进口量约 2.9 万吨相比，预计将出现 4000 吨的供需差距。明年供应紧张之际，即便小尺寸的熔炼容器保持一定比例，石英砂的供应短缺依然显著。我们预测石英砂及石英熔炼容器的售价将持续上升，从而扩大利润空间。同时，考虑到国产化进程和N型硅片的发展趋势，单吉瓦熔炼容器的消耗量也有望再次实现增长。

2.2.3. 焊带：新技术加速迭代，溢价空间有望延续

新技术在辅材产业链中的应用通常是为了与主产业链协同，达到降低成本和提高效率的目的。鉴于2023年是N型电池大规模生产的起始年份，银浆在N型电池使用量上的提升成为了降低成本的关键焦点。因此，我们认为，明年辅材领域的新技术应当优先考虑那些能够降低银浆成本的技术。通常来说，降低银浆成本的手段大致分为两种途径，一方面是对栅线印刷工艺进行改良，采用多主栅或无主栅技术以减少其消耗量，另一方面则是通过国产化银浆原料的替代或材料更换，利用成本更低的原料来降低整体成本。

当前，多主栅技术与无主栅技术是降银浆的主流方案，基于焊带技术的成熟度以及新技术的认证周期考量，预计来年降银浆的主要方案仍将采用焊带技术。银浆的消耗量与主栅的宽度紧密相关，通常情况下，主栅的数量越多，其宽度越细，相应地银浆的消耗量也会减少。由于多主栅技术的持续进步，组件所需的银浆量也在不断减少，以5BB技术为例，它能够将P型电池的银浆消耗量减少至每片36毫克，而HJT电池的银浆消耗量则降至每片100毫克；此外，SMBB技术通过进一步减小主栅宽度，使得电池的银浆消耗量与5BB相比进一步降低，减少了128毫克/片。进一步分析，对于HJT电池而言，运用0BB技术能够有效减少银浆的消耗量。据迈为披露，目前市场上主流的HJT电池组件的银浆消耗量大约为18毫克，然而，在去除了主栅线的情况下，0BB技术的异质结组件每瓦的银浆使用量可降至12毫克。

SMBB 焊带的价格预期将持续保持较高水平。由于焊带的线径与消耗量之间并不呈现直接比例关系，在多主栅技术中，焊带单位GW的消耗量变化难以预测，所以 SMBB 焊带单位GW的价值增长，主要得益于新技术的溢价效应。在2019年MBB技术产品首次面市时，其售价比一般互连焊带高出10%至15%，同时毛利率也高出5%至10%。然而，这种情况一直持续到2021年，由于原材料成本的大幅上升，导致其平均售价和毛利率出现了显著的下降。鉴于 SMBB 技术在 2022 年才逐渐投放市场，同时更细的线径对焊带生产商的生产工艺提出了更高的要求，行业领军企业拥有相对较高的技术门槛。再加上对 SMBB 焊带需求量大的 N 型电池在 2023 年才实现大规模生产，技术门槛更高以及终端需求量的增加，预计将使 SMBB 焊带的相对溢价至少持续到明年。因此，我们对 SMBB 技术为行业及领军企业带来更丰厚利润空间的前景持乐观态度。

低温焊带的应用前景广阔。特别是0BB技术，它通过电流在焊带中的汇集来替代传统的主栅，这一做法不仅能够显著减少主栅所需的银浆量，大幅降低银浆的消耗，而且还能通过缩短细栅电流传输的路径，有效减少功率的损耗。展望未来，0BB技术预计将与低温焊带紧密配合，广泛应用于HJT组件的生产，从而助力HJT组件实现成本降低和效率提升。然而，0BB技术以及低温焊带因其技术要求相较于SMBB焊带有所提高，故此预计将为焊带生产商带来更广阔的增值空间。

2.2.4. 接线盒：芯片接线盒有望加速渗透

新技术在光伏接线盒领域主要体现在可承受更高电流的芯片式接线盒以及功能高度集成的智能接线盒上。尽管N型组件的产量增加不会直接导致接线盒需求量的上升，但鉴于产品性能的优越性和行业竞争格局的相对稳定，预计芯片式接线盒将保持其溢价能力，并在渗透率迅速提高的背景下，推动接线盒的单GW价值量不断上升。

芯片接线盒具备更高性价比。与传统的二极管接线盒相比，芯片接线盒的主要差异在于，公司采用了对外购芯片进行低压封装的技术来与接线盒进行组装。这种工艺首先能防止高压注塑过程中射流对芯片及结构件产生冲击，其次，它拥有优良的散热结构和封装技术，从而提升了承载大电流的稳定性，再者，芯片模块与接线盒的整体设计，有助于实现大批量及自动化生产。芯片接线盒不仅散热性能卓越，而且能够承载较大的电流，同时其生产自动化程度也相当高。伴随着光伏组件向更大尺寸、更高功率的技术路径演进，对接线盒所需承载电流的标准也在逐步提升，已从原先的20安培增加到25安培，甚至有可能达到30安培。在提升传统二极管的承载电流能力，从20A增至25A的过程中，通常需要承担大约10-15%的成本上升，但芯片接线盒的售价却保持不变。鉴于此，即便在相同价位或更低的价格区间，芯片接线盒依然能够展现出更优越的性能，为组件提供更佳的保护效果。

技术壁垒相对较高，龙头优势明显。尽管接线盒市场分布较为广泛，参与者众多，然而，通灵股份率先在行业内引入并应用了芯片接线盒的低压封装技术，这在短期内使得其他厂商难以跟进。该新产品拥有一定的技术门槛。同时，公司利用募集资金积极扩大新产能，规模效应显著。基于此，我们预测，芯片接线盒目前的溢价潜力在短期内有望持续，并且随着芯片接线盒产能和销售比例的不断提升，公司的利润空间也将进一步扩大。

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