概要及主要观点：
1、 新能源宏观：（1）光伏：国内装机同比高增，海外出口拐点到来需求方面。国内：国家能源局发布2023 年1-2 月全国电力工业统计数据，1-2 月光伏行业新增装机容量为20.37GW，同比增长88%；海外：根据Solarzoom数据，1-2 月组件累计出口量约为28.69GW，同比增长约11.68%，环比增长约31.49%。2023 年1-2 月组件出口规模实现同比、环比增长，在组件出口连续5 个月环比下降之后首次出现改善，连续2 个月维持在14GW 以上水平。随着上游硅料产能释放，硅料价格进入下行通道，海外市场需求持续旺盛，国内电站需求加速回暖，装机规模有望进一步提升，乐观展望2023 年光伏需求。（2）风电：一季度风机招标持续高位，装机有望逐步加速。根据国家能源局，2023 年1-2 月风电新增装机5.8GW，同比增长2%；截止2023年3 月26 日，一季度风机招标已达21GW，同比增长16%，风机招标持续高位，有望持续支撑行业装机需求。我们预计风电装机需求放量有望逐步体现，产业链环比增长趋势明确；大基地、分散式及海上风电支撑风电装机需求持续增长。（3）电力设备：电网投资建设有望再创新高，储能、虚拟电厂等主题建设有望加速。国家电网披露，2022 年国家电网投资额达5094 亿元。国家电网“十四五”期间计划投入电网投资2.23 万亿元，2023 年电网投资额将超过5200 亿元，再创新高。中电联披露，今年1-2 月全国电网工程完成投资额319 亿元，同比增长2%。我们预计随着“十四五”进入后半程，电网建设有望赶工加速，特高压、用电侧、智能化建设或是投资重点。随着电力市场建设加速，电力价格愈发清晰反映供需关系。在此背景下虚拟电厂和储能等加速参与现货交易；新型电力系统建设大背景下，其有望获得更加丰厚的收益。
2、 （1）2023年2月电力设备行业成交额占比为9.20%，相较2022年8月的高位水平（14.50%）已有显著下滑，但2022年第4季度基金对新能源超配比（6.73%）相较 2022年第3季度（6.99%）并未显著回落，且外资持仓从2022年8月的3795亿降至当前的3167亿， 跌幅（-20.32%）仍偏小。（2）估值方面，当前估值已在低位，估值仅为 25倍，估值分位数已降至8%，估值性价比较高。（3）需求方面，欧盟计划正式公布《净零工业法案》提案，将扶持本土光伏等清洁能源制造业，外需回落预期升温；国内新能源车补贴退坡叠加运营类电动车（公交车、网约车等）的渗透率已达高位，内需增速下降。（4）政策方面，扩内需导向的消费刺激政策仍有望出台。
3、 新能源投资方向：看好光伏行业（1）量利向上，包括一体化组件和优质辅材；（2）产业新方向，包括储能加微逆；（3）其他细分环节优质龙头如光伏支架等。风电开年排产旺盛，铸锻件、叶片基本满产。2023 年风电确定性高增长，看好风电行业业绩兑现、渗透率快速提升环节。国内海风平价加速，长期渗透率提升叠加装机周期性转向成长，高景气龙头长期成长逻辑不改。可关注业绩兑现的零部件龙头，原因：2022年受疫情影响，风电行业全年装机略低市场预期。叠加年初高企的原材料成本，风电零部件环节在上半年业绩表现同比均有所下降。而随着疫情缓解下游需求回暖、大宗商品价格下降，质量高、成本把控强的零部件龙头企业预计 2023 年将迎量利齐升，如深度受益海风高景气标的以及受益于量利齐升的零部件龙头，关注渗透率提高环节，如碳纤维环节以及轴承环节。我国风电行业步入大兆瓦时代，在风光大基地和海上风电项目加速推进的大背景下，继续看好风电整机的龙头企业。发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式。氢能具有来源多样、清洁低碳、灵活高效和应用场景丰富等特点。目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。发展绿氢1）发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式；2）绿氢储能具备大规模、长周期等优势，可以有效解决新能源消纳问题；3）绿氢是连接可再生能源丰富地区与需求中心的重要桥梁。在全球主要国家的政策积极推动下，氢能有望高质量快速发展。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
根据PVInfoLink数据，多晶硅致密料均价一年（2021年12月15日至2023年4月13日）变化走势图下图所示。
多晶硅致密料均价一年变化走势图
注：根据PVInfoLink 数据整理绘制。
硅料整体价格继续维持缓跌态势，致密块料主流价格范围跌至每公斤194元-200元区间，均价降至每公斤197元水平，若考虑搭配的疏松料、菜花料或落地料等相对品质较差的种类采买价格，整体价格范围低于以上水平，但是因为硅料买方的各家实际情况不一，用料需求各有差异，显现出在硅料价格下行的长坡过程中，阶段性购料成本或出现价差，但是不影响整体价格向下走势。颗粒硅供应量已有逐月增加趋势，目前已经达到单月供应规模上万吨级的台阶，主流企业暂时保持与致密块料相对平稳的价差，预计后期仍有逐步价差扩大的可能性存在。
本期正处于较多企业订单洽谈周期，在谈订单价格仍有较大谈判空间，但是买方的恐跌情绪加重和需求增量有限，大多采取少量多频次签单或临时补单的业务合作方式，硅料环节的现货库存水平仍然居高难下。一线硅料企业的销售态度也发生较大扭转，策略亦有灵活调整，力求积极出货，然而二三线硅料企业出货难度持续恶化，与一线硅料厂家之间的价差范围不断被迫扩大。硅料环节的销售环境正在发生本质变化，暗潮汹涌。
本周硅业分会硅料报价特别列岀N型硅料，平均价格高岀P型2万。这背后是N型TOPCon组件市场大超市场预期，订单爆满，每瓦高岀P型1毛，岀口更高岀1.5毛，这为N型硅料的放量和价差提供了巨大预期。以今年TOPCon组件岀货120GW，明年300GW计，今明二年N型硅料需求分别为35万吨，90万吨。以每瓦价格平均高岀P型1毛计，N型硅料刚性溢价2-3.5万每吨，而且是刚性的需求。
1.1.2硅片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型硅片均价一年（2021年12月15日至2023年4月13日）变化走势图如下图所示。
各类型硅片均价一年变化走势图
单晶硅片产量预计将在四月得到幅度比较明显的增长，预计可达46-47GW/月，环比提升约11%-13%，而且预计五月仍有增长空间。
4月6日TCL中环官宣硅片价格，对于两大主流规格的价格均发生明显影响。210mm规格硅片的供应价格明确开启下降，挤压其他硅片生产企业也已下调该规格价格至每片8.05元附近，降幅约1.8%；210mm硅片的单瓦性价比在之前基础上继续提升，碍于当前210mm规格电池价格仍暂居高位，故而影响整体产品的终端性价比，后期观察重点将转移至该规格电池价格的溢价能力。
182mm规格硅片因生产企业数量较多，且外销通道内流通的硅片供应量较为分散，竞争更为激烈。本期市场氛围恐跌情绪加速发酵，二三线硅片企业的182mm规格价格已从前期每片6.45-6.5元范围开始缓降至每片6.4元水位，与TCL中环此次公示价格靠近；截止本周三，隆基硅片外销价格暂未有明显松动，至此已成为本轮波动中的价格顶点，预计后期价格变化将与182mm电池价格波动趋势强相关。
石英砂短缺和坩埚品质下降影响单晶硅片实际供应。光伏硅片价格上涨在供给端的影响因素主要是石英砂短缺和坩埚品质的下降。一方面，石英砂短缺导致石英砂价格和坩埚价格上行，目前石英砂的价格已经超过了150元/公斤，相较于半年前已经翻倍，且有继续上行的可能，从而推高硅片的生产成本；另一方面石英砂品质的下降也影响了拉棒速度和成晶率，因为石英砂短缺，尤其是内层石英砂的短缺，导致了外层砂添加的比例提升，影响坩埚品质，从而进一步影响了硅片的品质。根据我们在2022年12月7日外发的《光伏板块2023年投资策略-景气相随，拔萃鼎新》中的测算，在石英砂短缺和坩埚品质下降的影响下，2023年国内光伏单晶硅片的实际产出有可能降到500GW甚至以下，明显低于600GW以上的名义产能。这种供给上的变化也影响了硅片的价格。
1.1.3电池片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型电池片均价一年（2021年12月15日至2023年4月13日）变化走势图如下图所示。
各类型电池片均价一年变化走势图
本周电池片价格维持上周，M10, G12尺寸主流成交价格分别落在每瓦1.07元人民币与每瓦1.13元人民币左右的价格水平。同时，海外市场维持每瓦2-3分钱人民币的溢价空间。G12尺寸电池片的溢价可以归因于供需情势：供应方面，G12尺寸产品由于前期导入市场成效不彰，因此电池片厂家在扩产选择上都以规划兼容G12及以上尺寸的机台但实际生产M10尺寸为主，因此论厂家家数或供应能力皆与M10尺寸电池片呈现明显落差。而尽管着眼于G12电池片的红利与市场，近期部分电池片厂家逐步切换自身产能，然而尺寸间的产线转换与爬坡调适时程约近一个月左右，对应当前G12尺寸快速提升的需求呈现暂时性的供不应求与较高的溢价空间。在需求方面，先前的集中式项目投招标后近期陆续启动拉货，对应的G12尺寸需求也持续增量，同时，针对大瓦数的组件产品需求也因为M10高效电池片未能满足而转嫁到G12尺寸电池片。综合以上，尽管当前G12尺寸电池片出现溢价，堆积组件的成本压力，为了支持自身客户与市场份额扩张的企图，组件厂家当前仍维持原先采购目标。展望后势，观察当前电池片厂家态度逐渐出现转变，部分厂家预期后续硅片的跌价明显会带动自身跌价，而积极与组件厂家接洽订单，预期在上游硅片的跌价趋势中，电池片价格有望出现松动，然而若电池产线尺寸的切换过猛，导致M10与G12的供需错配，电池片价格仍将有机会出现横盘甚至上行的走势。
在N型电池片部分，本周价格随着PERC电池片价格维持没有变化，TOPCon(M10)电池片当前成交价格落在每瓦1.2-1.22元人民币。而HJT(G12)电池片由于主要订单来自海外，成交数尚少，落在每瓦1.3-1.4元人民币不等。近期可以观察到TOPCon电池片买卖双方不论厂家数量与成交量都在提升，预计五月出台TOPCon电池片公示价格。
1.1.4组件价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型组件均价一年（2021年12月15日至2023年4月13日）变化走势图如下所示。
各类型组件均价一年变化走势图
本周组件价格区间持续扩大，单玻500W+价格约每瓦1.63-1.74元人民币、双玻每瓦1.65-1.75元人民币。价格分化主要来自一线与中后段厂家价格策略不同所导致，一线厂家衡量自身订单状况、以及后续成本变动因素影响，TOP4厂家价格上抬分布式项目价格约每瓦2-5分人民币左右，而集中式项目并无太多调整，价格目前仍僵持在每瓦1.7-1.72元人民币左右，低价缩窄，主要因终端接受度不高，且压价心态明显。而二三线厂家则为了争抢订单、挤进短名单，项目价格持续下落至每瓦1.63-1.68元人民币，低价甚至可听闻1.63元人民币的价格执行交付，投标价格也持续以低价抢进短名单之中为目标报价，价格持续混乱。
海外组件价格本周持稳，目前组件价格约每瓦0.21-0.22元美金(FOB)，欧洲4月价格约每瓦0.21-0.22元美金。美国市场，东南亚组件输美价格持稳每瓦0.4-0.45美金(DDP)，本土组件价格约每瓦0.55-0.6元美金(DDP)。澳洲近期价格约在每瓦0.21-0.25元美金区间。中东非价格每瓦0.20-0.22元美金。巴西价格约每瓦0.195-0.226元美金。印度本土组件价格止稳每瓦0.29-0.33元美金，中国输往印度组件价格未税价仍在每瓦0.215-0.22元美金。
N型组件价格稳定，将持续面临硅片、电池片的短缺，成本压力较大，价差恐难维持预期缩减。
HJT组件(G12)价格本周价格约每瓦1.9-1.95元人民币，海外价格稳定约每瓦0.26元美金，国内部分厂家也在调整与PERC的溢价空间。
TOPCon组件(M10)价格本周价格维稳约每瓦1.75-1.84元人民币。海外价格持稳约每瓦0.23-0.235元美金。
需求向好的情况下，4月组件排产向上提升至37-39gw的水平，终端对于价格接受度受限也使得组件近期价格以平稳为主。
1.1.5光伏玻璃价格
辅材方面，上月中下旬国内组件对光伏玻璃拿货积极性提升，拿货增加的情况下，市场上光伏玻璃库存水平有所下降，因此国内光伏玻璃厂商有上调4月价格的计划，来至本周国内光伏玻璃价报价明确上涨0.5-1元/㎡左右，当前3.2MM厚度玻璃报价在25-26.5元/㎡区间，2.0MM厚度玻璃报价在18-19元/㎡区间，实际成交落地还需进与组件厂博弈。
光伏玻璃方面，本周国内光伏玻璃继续出于消耗库存中，3.2mm玻璃报价在25-25.5元/㎡区间，2.0mm光伏玻璃价格在17-18元/㎡区间，实际成交仍有一定议价。
1.1.6其他环节
本周国内工业硅价格继续下跌。其中，冶金级下跌400-500元/吨，主流价格在15600-16200元/吨；化学级下跌200元/吨，主流价格在16600-17400元/吨。同时，铝合金ADC12价格与上周持平，主流报价18500元/吨；有机硅DMC价格较上周下跌500元/吨，主流报价15200元/吨。本周工业硅市场表现仍较为萎靡，下游询价采购订单偏少，硅价承压下行。目前市场悲观情绪较为浓厚，工业硅供大于求的局面暂未转变。具体来看，供应端，新疆和内蒙古等地新增产能有序释放弥补了西南地区供应减量，国内总体供应平稳。需求端，有机硅市场行情仍表现弱势，单体厂对于工业硅采购表现谨慎；铝合金市场，虽行情较好，但是厂家对工业硅刚需采购为主；多晶硅厂商，在硅料价格下滑的预期下，偏向低价小批量采购工业硅。另外，近期原料端石油焦、碳素电极等价格走低预期偏强，同时叠加工业硅期货和现货价格接连跌破市场预期，也导致市场观望情绪进一步增加，工业硅市场呈现出货不畅库存累增现象。出口方面，海外需求一般，高品位工业硅FOB价格小幅下跌。展望后市，工业硅经过连续数周下跌后，当下价格处于相对低位，南方地区工厂大多数成本倒挂严重，西南开工率在20%-30%左右，部分前期停炉企业计划复产开炉时间推迟，福建地区硅厂已有一半停炉，后续在产工厂还有检修计划。北方地区部分工厂也面临亏损局面，企业计划开启检修。故而，在国内硅厂供应由宽松转向偏紧，以及高成本压力下，工业硅价格下跌空间有限，后续有望持稳运行。
辅材方面，本周国内主要辅材价格基本与上周持平，个别品种有微涨，本周EVA胶膜价来至11元/㎡左右，POE膜价格在17元/㎡左右；
据百川盈孚，3月29日，国内EVA价格继续上涨，均价为17645元/吨，较前一日上涨182元/吨，涨幅为1.04%。国内EVA石化厂商出厂价上调，市场需求端表现平稳。今年以来，光伏级EVA粒子价格呈现持续上涨态势，累计涨幅达10.97%。自春节复工以来，国内EVA生产企业负荷方面从节前的80%左右上升至90%+，市场总体供应稳定，库存压力较小。需求端，光伏料需求的提升预期优于发泡料。2月光伏胶膜产量约3.85亿平米，环比提升约15%，3月排产环比持平但不排除后期有加量可能。光伏需求预期不断回暖，支撑EVA粒子价格走强。
本周逆变器价格有小幅微调：逆变器市场价格目前以稳为主，下游终端工商业需求火热，成交旺盛，户用端需求相对疲软。工商业以110kw为主力机型，带动该机型价格后续可能的微调。
近来市场大有跌价传闻，据了解，传跌价的几家企业并未有相关调价动作，某企业可能会调整出口价格，目前也只有一家企业进行了调价。
高纯石英砂（石英坩埚中外层用）均价55000元/吨，上涨5000元/吨。供应链其他环节：石英坩埚比较紧张，POE胶膜也紧张但比石英坩埚好点。
MBB光伏焊带（直径0.3mm）加工费13~14，均价13.5元/公斤。
本周加工费暂无调整，精锡原料价格出现大幅反弹，光伏焊带企业多于价格低位完成补库，受到价格波动影响较小。本周焊带行业开工率依旧稳定，下游订单需求依旧强劲，较上周基本持平。
1.2光伏产业链成本利润占比分析（历史趋势）
截至4月6日，中国多晶硅（致密料）行业先进产能制造成本约41.12元/kg，环跌1.04%，主因原料工业硅四川市场价格下跌影响。中国多晶硅（致密料）行业单公斤净利约113.68元/kg，环涨0.32%。
截至4月6日，中国电池片（M10）行业制造成本约0.923元/W，环比+0.54%。中国电池片（M10）行业单瓦净利约为-0.01元/W。
截至4月6日，中国光伏组件（182单面单玻）行业制造成本约1.535元/W，较3月30日下降1.10%。中国光伏组件（182单面单玻）行业单瓦净利约为-0.07元/W，较3月30日持平。
截至4月6日，中国一体化光伏组件（不含硅料）行业单瓦净利约为0.07元/W，较3月30日下降12.5%。中国一体化光伏组件（含硅料）行业单瓦净利约为0.34元/W，较3月30日下降5.56%。
截至4月6日，上游环节在组件成本占比下滑，组件非硅成本在终端组件成本占比大幅提升。其中多晶硅占组件成本约39.70%，环跌0.56个百分点；硅片占组件成本51.83%，环跌0.56个百分点；电池片占组件成本82.45%，环涨0.11个百分点；组件非硅成本占比37.14%，环涨1.15个百分点。
1.3光伏产业链产能产量及技术迭代分析
CPIA统计产业链各环节：多晶硅方面：行业集中度维持高位，迎来了硅料产能释放期。2022年，全国多晶硅产量达82.7万吨，同比增长63.4%。其中，排名前五企业产量占国内多晶硅总产量87.1%。TOP5平均产量超过14.4万吨，同比增长69.4%，2022年产量达万吨级以上企业有10家，2023年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，CPIA 预计产量将超过 124 万吨。
硅片方面：行业集中度下降，预计竞争将加剧。2022年全国硅片产量约为 357GW，同比增长57.5%。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 66%。TOP5平均产量超过41GW，同比增长23.7%，2022年产量达5GW以上企业14家。随着头部企业加速扩张，预计2023 年全国硅片产量将超过 535.5GW。
电池片环节：行业集中度随产量的增加集中度提升。晶硅电池片方面，2022年，全国电池片产量约为318GW，同比增长60.7%。其中，排名前五企业产量占总产量的56.3%，TOP5平均产量超过35.8GW，同比增长70.4%。产量达到5GW以上的电池片企业有17家。预计2023年全国电池片产量将超过477GW。
组件环节：产量维持增长，行业集中度略有下降。组件方面，2022年，全国组件产量达到288.7GW，同比增长58.8%，以晶硅组件为主。其中，排名前 五企业产量占总产量的61.4%，TOP5平均产量超过35.4GW，同比增长53.9%，产量达5GW以上的组件企业有11家。预计2023年组件产量将超过 433.1GW。
光伏装机持续增长，预计2023年全球光伏新增装机280-330GW，中国光伏新增装机95-120GW。根据CPIA，2022年全球光伏新增装机230GW， 同比增长31.43%，预计2023年增长21.74-43.48%，2022年我国光伏装机87.41GW，同比增长59.27%，预计2023年增长8.68-37.28%。光伏装机仍维持较高增长，电池片组件需求依然景气。产能增长需求充足，设备更新空间巨大。2022年我国电池片产量318GW，增长60.7%，组件产量288.7GW，增长58.8%。从产业调研来看，主流电池片组件厂商处于产能利用率80%以上。整体看产量充足，但考虑到当下由PERC向TOPCon和HJT转变以及落后产能淘汰，设备需求空间依然巨大。
硅片变薄进程加速，N型硅片价格首次低于P型。经过对产业调研，目前金刚线以36μm和34μm为主，32μm和30μm处于测试和探索中。根据中 环在2023年3月6日的最新报价，N型130μm硅片210/182mm价格分别为8.35/6.39元/片，新推出110μm硅片210/182mm价格分别为8.02/6.14元/ 片，低于P型150μm硅片210/182mm价格的8.2/6.22元/片，硅片厚度减少26.7%，价格降低2.2%。PREC硅片厚度理论极限150mm，TOPCon 硅片厚度理论极限130μm，而HJT硅片厚度理论极限能达80μm左右， 随着110μm硅片的推出，硅片薄化的产业化进程将加速。电池片设备将充分受益NP硅片平价带来的扩产及更新需求，特别是HJT设备方向。HJT电池可以实现相较其他技术更薄的硅片应用，随着 110μm硅片的NP平价，带动设备更新及扩产需求。
硅片薄化也将凸显TOPCon/HJT电池硅片降本优势。随着硅片变薄，单W硅料成本下降，HJT电池片因其技术特性，可以实现相比其他电池更薄的硅片应用，经测算，随着硅片变薄，TOPCon和HJT电池将实现更低的硅片成本。
预计2023年TOPCon设备132亿元，HJT设备81.38亿元。TOPCon新增产能87.54GW，HJT新增产能23.25GW。TOPCon技术的性价比优势：1）技术成熟性：TOPCon可兼容PERC生产线，工艺设备成熟。2）TOPCon理论效率为27.1%- 28.7%，量产效率约25%，未来仍有较大提升空间。3）产业化进 展：头部厂商、新势力均宣布扩产计划，在建+规划产能近400GW。4）HJT技术由于较高的投资成本和与现有PERC技术不兼容，制约其大规模产业化，扩产多以新玩家为主。根据调研了解到，去年7月后，N型电池设备订单开始翻倍增长，主要为TOPCon设备，目前来看，受头部厂商选择TOPCon路线影 响，部分企业仍在徘徊，综合而言，得益于产线匹配和投资较小，经过一年的业内培育，TOPCon已获得较大的认可，今年将实现较高的出货。
工信部3月29日发布最新光伏产业运行情况，2023年1－2月，我国光伏产业运行良好，各环节产量又创新高，智能光伏应用持续升级。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国多晶硅、组件产量同比增长均超过60%，晶硅电池产品出口同比增长超过156%。
1-2月统计：与光伏股票跌跌不休截然相反的是，光伏行业再创新高：多晶硅环节，1－2月全国产量约17.6万吨，同比增长超过60%；硅片环节，1－2月全国产量同比增长超过78%；电池环节，1－2月全国晶硅电池产量62.2GW，同比增长57.5%；组件环节，1－2月全国晶硅组件产量同比增长62.2%；截至2月底，硅料、组件等价格稳中有降，单晶致密料价格区间在22.0－24.4万元/吨，单晶PERC组件价格约1.75元/W。
全国光伏压延玻璃行业自2022年以来总体呈现“产能产量大幅增长、价格低位运行”的运行态势。全国光伏压延玻璃在产企业40家，共计128窑442条生产线，产能8.4万吨／日。全年光伏压延玻璃累计产量1606.2万吨，同比增加53.6％。
国家统计局数据显示，1-2月，全国规模以上太阳能发电量369.6亿Kwh，同比去年294.7亿Kwh增长25.4%。
海关进口统计数据显示，商品编码28046190（其他含硅量>99.99%的）1-2月进口数量为14815334公斤（1.48万吨）。在国产硅料产量不断增加，硅料总体价格下行的趋势下，进口多晶硅的数量逐渐下行。
3月硅料分析：据SMM数据统计，3月国内硅料供应约为11万吨，环比2月显著上涨8.7%，3月国内多晶硅供应上涨原因主要在于一方面新建产能不断爬产，润阳、协鑫等新建产能的爬产对多晶硅供应形成有力支撑。另一方面，3月自然生产天数的增加亦导致了硅料供应的增加。除此之外，新疆、内蒙等大厂的检修结束也使得3月多晶硅开工率得到一定提升。SMM认为，目前多晶硅价格虽然持续走跌，但对比50-60元/千克的行业成本来看，利润仍较为丰厚，企业继续保持较高积极性生产。当前一季度已经临近尾声，多晶硅整体提产明显，2023年Q1国内多晶硅产量约为31.4万吨，较2022年4季度增幅达到13.7%。
进入二季度随着多晶硅新项目的继续投产，其供应量继续增加已成定局，SMM预计二季度国内多晶硅供应量有望达到35-36万吨。其中较为受市场关注的项目主要包含合盛硅业一期项目、新疆新特一期、永祥一期等。
SMM数据显示，3月国内硅片产量约为45.6GW，对多晶硅消费量约为10.9万吨，单从当月供-需情况看，市场已然处于紧平衡状态。但同时应看到对应组件不足40GW的产量，硅片、电池片当前供应稍有过剩，后期随着逐个环节的累库降产，多晶硅供需关系将出现一定缓和。
近日，国家能源局发布2023年1-2月份全国电力工业统计数据。截至2月底，太阳能发电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长30.8%。1-2月光伏累计新增装机20.37GW，同比增长87.6%，已接近2022年1-5月累计装机容量。
图：2023年1-2月我国光伏新增装机量20.37GW，同比增长87.6%
1-2月国内光伏装机数据超预期。今年以来，光伏上游产业链价格波动较大，硅料价格经过短暂下跌后又重新站上20万/吨以上水平，上游原材料降价不及预期以及一季度为光伏装机淡季，导致市场对23年Q1光伏装机相对悲观。而能源局公告的数据表明一季度淡季不淡。23年1-2月光伏装机超预期的原因主要在于：1）22年12月份未完成抢装的订单递延到23年Q1完成装机；2）虽然原材料价格有所反复，但相对22年已有较大幅度下降，从而刺激国内终端装机起量。
硅料：23年Q2硅料价格或将迎来较大幅度下降，装机有望持续走高。23年Q1硅料产能释放相对较少，国内装机增速较快导致对硅料需求较好，硅料价格依然保持在20万/吨以上的价格水平。23年二季度随着通威股份、大全能源、协鑫科技等头部硅料企业大量产能的逐步释放，硅料价格有望在23年Q2迎来较大幅度的下降，从而进一步刺激装机放量。从招标数据来看，随着需求升温，2023 年国内光伏招标持续创下新高。截至2月底，仅GW级招标业主2023-2024年度光伏组件集采招标规模已超50GW。
硅片：供应方面，龙头企业自产自用比例持续提高，外售比例有所下滑，而需求端电池环节保持近乎满开的稼动水平对于硅片的需求量也在持续增加，短期供需失衡的情况仍在发酵。拉晶环节中，石英坩埚的影响仍然存在，单位时间内拉晶炉单台有效产量的降低、对于生产企业整体产量爬坡速度产生直接影响，若通过增加更多炉台数量来转换和弥补单产的损失，意味着对于多晶硅的初投需求量增加。
电池片：据SMM数据统计，2月国内电池片供应量将达到35.6GW左右，环比1月增速 19.6%，而在3月由于新建产能的进一步释放以及生产天数的增加电池片厂排产预计将达到46GW左右，环比增速达到29.2%。电池片供应增长过快，未来有累库风险。
2月由于前期电池片利润相对丰厚、年后劳动力的恢复以及下游组件企业开工率的提升，电池片厂生产积极性明显提高，2月电池片企业生产效率不降反增。其中LG、JK等头部企业月度产量均超过4GW。反观1月由于终端需求的清淡以及春节影响，供应未得到明显恢复，2月产量环比便出现明显提升。进入3月，一方面在182mm硅片价格提升至6.5元/片之前，电池片利润仍较为可观；另一方面，中宇、通威、天合等多家电池片新建产线出现集中投产，再叠加生产天数的增加，电池片供应再度出现“暴涨”，月产量预计将达到46GW左右，环比增量接近30%。除个别企业小幅降产外，其余多数电池片企业均保持满产状态。
组件：根据SMM，2月国内组件供应量约为30.6GW，环比1月增加8.1%。同时3月预计国内组件排产将达到35.8GW，环比增量达到17%，造成组件排产增加的一个主要原因是企业自身产能的增加。进入2023开始由于疫情的减弱以及前期项目的积累，国内组件整体产能迅速扩张。据统计，截至3月底国内组件产能预计将达到约620GW，其中部分企业一季度扩展甚至超过20GW，产能的扩张以及爬产致使组件供应持续增长，尤其在一季度末期增幅大幅上涨。
除此之外，终端需求的恢复以及前期订单交付的临近，亦致使组件企业尤其一线企业积极提高开工率，尤其多个终端项目将在3-4月份正式动工开建，组件企业积极提前备货。值得注意的是，市场需求的恢复致使产业链多个环节开工明显提升。组件企业开工率虽提升明显，但相较上游电池片及硅片7-8GW的提产速度，组件提产相对较慢。主要原因在于，目前二三线组件企业成本可接受的组件价格下限为1.73元/W，而一线组件企业凭借一体化成本优势目前出价已经低至1.71元左右。
小结：上游硅料价格边际拐点已现，博弈落地需求启动。硅料价格如期开始松动，本轮硅料价格二次见顶已至，后续博弈落地行业将重回需求提升阶段，预计行业装机大规模启动及组件大单签订有望在3-4月到来。此轮产业链价格波动主要系短期环节间库存影响带来价格博弈，进而印证下游需求旺盛；全年看供给侧瓶颈打开，全年价格下行，光伏大年到来。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年4月13日中厚板、圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维价格分别为4523元/吨、4480元/吨、3750元/吨、3120元/吨、4340元/吨、3850元/吨、138.7元/千克，周变动幅度分别为+2.0%/+0.7%/0%/+1.3%/+0.7%/-2.5%/-2.7%。
2.2风电叶片、整机产能产量分析
2022年，中国风电叶片年出货量14851套，其中，中材科技近3200套的出货量稳居榜首，时代新材出货量超2000套，位居第二；第二梯队的明阳叶片、艾郎风电、中复联众、三一叶片出货量均超1000套。
叶片企业出货详情——按照我国风电叶片企业归属及其性质，大致可以划分为四类：第一类，拥有强大的原材料供应支撑，以做原材料起家并进军风电叶片行业的国有企业，比如，中材叶片、时代新材、中复联众等企业，这类企业整机客户涉及面较多。以中材科技与时代新材出货量为列，2022年，中材科技叶片采购客户涉及金风科技、运达股份、远景能源、联合动力、华锐风电、电气风电、中国海装、东方电气、山东中车、联合动力等8家风电整机商，其中47%的风机叶片采购来自于金风科技，其次是运达股份与远景能源。时代新材2022年主要客户涉及远景能源、中车株洲所、运达股份、中国海装、山东中车等8家企业，其中远景能源与中车株洲所两者采购量均超30%。第二类是以明阳叶片、三一叶片、联合动力等企业为代表风电整机商为配套其风电整机业务成立的叶片企业，这类企业多数为自家整机商供给叶片，也会对其他风机厂家销售部分叶片。明阳叶片2022年出货量为1350套，均为明阳智能供应，三一叶片2022年出货量为1066套，其中为三一重能供货1035套，为山东中车供应35套，联合动力叶片2022年出货量42套，均为自家供货。第三类是以九鼎新材、红叶风电等民营企业。第四类是以LM、TPI等海外叶片巨头在中国成立的企业，这类叶片企业客户分布比较集中，多位一家或两家企业。
风电叶片技术发展动态——目前全球最长风电叶片已经达到 123 米，在连云港由中复连众成功下线，此款叶片适配我国16MW海上风电机组，单台机组年发电量超过 5000 万千瓦时。目前叶片行业的龙头企业主要有中材科技、株洲时代、中复连众等，中材科技成为全球最大的叶片厂商。随着各叶片厂家与整机厂家的积极合作， 2022 年，我国不断下线百米以上的大叶片，中科宇能和运达股份分别下线了 93 米、97 米陆上风电叶片。时代新材连续下线了 107 米与 110 米海上风电叶片，电气风电、中材叶片、中复连众分别下线了 112 米、122 米、123 米海上风电叶片，明阳智能与双瑞风电则分别下线了 MySE260 和 SR260 叶片。中国海上风电机组已经跨越式发展进入 15MW 时代，在叶轮直径方面超过 250m 以上。三一重能104米陆上风电叶片也在近日正式下线，叶片已经获得鉴衡认证颁发的认证证书，将匹配三一重能8.5-11MW风机平台。
据统计，2022年全球风电新增装机容量为85.7GW，相较于2021年下降15%。其中陆上风电装机76.6GW，同比下降9%；海上风电装机9.1GW，同比下降46%。2022年金风科技以12.7GW登顶全球第一，其次为维斯塔斯、GE、远景能源，西门子歌美飒、明阳智能并列第五；7-10名依次为：运达股份、Nordex、三一重能、中国中车。TOP10中，中国整机商占6席。
本次榜单有5大看点：
1.王座更迭。中国风电整机商金风科技重新登顶全球第一，维斯塔斯再次被拉下王座。上一个将维斯塔斯挤下来的是2020年的GE。
2.GE重返前三。跻身前十的西方整机商仍然是维斯塔斯、GE、西门子歌美飒、Nordex四家，唯有GE新增装机实现增长，涨幅12%，排名随之上升2名，重返前三；其余三家装机量均出现下滑，依次为：Nordex下降31%、西门子歌美飒下降21%、西门子歌美飒下降21%。
3.中国整机商进一步崛起。今年跻身前十的中国整机商仍为6家，三一重能、中国中车取代电气风电、东方风电重返前十。中国整机商实力进一步崛起，不仅在国内市场，在国际市场也正在积极开拓。其中远景能源在国际市场表现也十分亮眼，中国整机商在国际市场影响力也正在增强。
4.明阳智能首次杀入前五。全球风电整机商TOP5中，中国整机商今年有3家，分别是金风科技、远景能源、明阳智能。明阳智能与西门子歌美飒并列入围，这是明阳智能首次杀入全球前五。
5.维斯塔斯问鼎海上全球第一。维斯塔斯以1.9GW新增装机量力压电气风电、西门子歌美飒、明阳智能，问鼎全球第一。“维斯塔斯下海、西门子歌美飒登陆”的这场博弈中，维斯塔斯终于如常所愿。
2023年风电确定性高增长，看好业绩兑现、渗透率快速提升环节。国内海风平价加速，长期渗透率提升叠加装机周期性转向成长，高景气龙头长期成长逻辑不改。海风长周期景气逻辑不改：2022年为取消国补后的第一年，海风仍未实现全面平价，海风装机预计达4-5GW，同比下降为市场早有预期的确定性事件。据不完全统计，2022 年海风招标规模达16GW。考虑海风建设成本逐渐下降，2023年海风高招标为大概率事件，预计2023年海风招标将达20GW。预计2023年海风装机为10-12GW，海风长周期景气。
据CWEA最新公布风电整机商新增吊装数据显示，2022年，全国新增风电吊装容量4983万千瓦，其中，金风科技新增吊装规模1136万千瓦，市场占有率打22.80%，连续12年保持国内第一，明阳智能新增吊装规模782万千瓦，市场占有率12.46%，位列第三。
海上风电方面，2022年，全国新增海上风电吊装规模516万千瓦，其中，明阳智能新增海上风电吊装规模138.1万千瓦，市场占有率26.76%，金风科技新增海上风电吊装规模29.4万千瓦，位列第五。
从海上风机技术路径看，国内主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线主要集中在异步双馈、直驱永磁、半直驱永磁以及高速鼠笼异步这几种技术路线，每种技术都有其独特优势和不足。风电平价上网以前，金风科技一直主打的直驱永磁技术路线，这种技术路线风机内部没有齿轮箱，极大简化了传动结构，减少了传动损耗，风机在可靠性和发电效率有一定优势。但直驱永磁与双馈、半直驱技术相比，机组磁极数众多，相同功率情况下，直驱的风机体积和重量偏大，这也带来了系列问题，第一是磁极多导致风机价格比相同功率的机组价格造价高，第二是体积和重量大导致的安装困难，尤其是在风机大型化时代并不占优势。
同时，2023年2月风电设备板块进入调整，装机需求复苏仍是业内主要关注的方向。2022年，我国新增风电吊装装机容量4983万千瓦，累计风电吊装容量达到3.96亿千瓦，其中海上风电新增吊装容量516万千瓦。分企业看，金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、三一重能新增装机量排在前列，分别是1136万千瓦、782万千瓦、621万千瓦、610万千瓦和452万千瓦；海上风电领域，电气风电、明阳智能和中国海装的吊装量排名前三，分别是144万千瓦、138万千瓦和104万千瓦。整体上看，我国风电装机格局保持稳定，集中度较高。
风电装机的快速增长，带动风电用玻纤需求提升。根据明阳智能招股说明书数据，单位GW风电装机所需玻纤用量1万吨左右，持续高景气的风电市场将为玻纤带来稳定的需求增量。2022年，我国风电招标量大增，达96.12GW，同比增长77.67%，其中陆风招标量为83.46GW，海风招标量为12.66GW。而2022年我国新增风电吊装容量为49.83GW，剩余风电装机需求将在2023年释放，同时2023年1月我国风电招标量就以达到12.18GW，大量的风电项目静待装机，有望带动风电用玻纤需求快速增长。
2022年海风招标量远高于2021年，预计2023年我国海上风电装机量达12GW。据风电之音统计，2022年全年，我国海上风电招标量共计22.3GW（含框架，10.5GW），2023年招标景气度持续，2023年1月，我国海上风电招标 1.8GW，预计全年招标量将延续高景气。根据海风平价进度，各省十四五海上风电规划，全球海上风电大会倡议以及当前的招标存量，我们认为中性预期下，2023-2025年我国海上风电装机量分别为12GW、16GW、22GW。
2022年1-12月风电新增装机37.63GW，同比下降 21%；12月风电新增15.11GW，同比下降34%，环比增长995%。
据不完全统计，2023年1-2月风机招标量为22.26GW，同比+45.41%；其中陆上风机招标量为20.09GW，同比+76.33%；海上风机招标量为2.15GW，同比44.92%。
二、投资方向梳理
2.1光伏设备行业分析
去年以来，光伏行业保持快速增长，新玩家数量不断攀升，扩产带动相关设备增量、替换与迭代需求，直接拉动了设备厂商的业绩表现。
在此背景下，高测股份（688556.SH）、晶盛机电（300316.SZ）、奥特维（688516.SH）、罗博特科（300757.SZ）、京山轻机（000821.SZ）等光伏设备相关厂商均披露去年业绩呈现高速增长。
目前，主流电池与组件厂商产能处于较为满开状态，整体看，光伏设备的产、销量充足，但考虑到当下由PERC向TOPCon和HJT转变以及落后产能淘汰，设备需求空间依然巨大。据披露，今年一季度，不少企业的订单依然旺盛。
去年，中国新增和累计光伏装机量继续保持全球第一。同时，硅料价格持续高涨后急剧下跌震荡，今年整体来看，光伏主链价格再次进入缓降通道。成本的降低将会极大释放终端装机需求，传统企业及新进入者扩产节奏加快，增加设备的增量需求。
作为上游切割设备供应商，高测股份的切割设备迎来旺盛需求。财报显示，2022年高测股份实现营业收入35.7亿元，同比增长127.92%，实现归母净利润7.5亿元，同比增长356.66%。
对此，高测股份表示，去年除了设备订单大幅增加以外，公司亦对市场结构进行调整，金刚线产能及出货量大幅提升，毛利率有所改善；同时，公司创新业务领域内，切割设备及切割耗材产品竞争力在业内较为领先，订单稳步增长。
高测股份年报中提到，去年公司与晶澳、晶科、高景、天合光能等光伏企业均签订了大额设备销售订单，公司光伏切割设备类产品共实现营收14.74亿元，同比增长50.41%。公司光伏切割设备类产品在手订单合计金额14.74亿元，同比增长74.03%；硅片切割加工服务业务共实现收入9.29亿元，同比增长778.15%。
罗博特科预计，2022年全年盈利2400万元至3600万元，同比增151.2%至176.8%。近期，公司还公告称，与钧达集团下两家控股子公司在连续12个月内签订日常经营合同累计金额约1.65 亿元，合同标的为工业自动化设备及改造。其中，2023年内签订合同约9000万元。
罗博特科表示，目前公司的订单量比较充足，订单总体仍以光伏电池片自动化业务为主，结构上看，大部分为TOPCon方面的订单。今年TOPCon的扩产规模尤其大，为公司后续业绩增长带来动力。
晶盛机电2022年实现营收106.38亿元，同比增长78.45%；归母净利润29.24亿元，同比增长70.80%，公司表示，业绩增长主要系光伏新增装机持续增长，带动单晶炉业务快速增长等的推动。
京山轻机通过重大资产重组收购苏州晟成100%股权，新增光伏组件自动化生产线设备产品，营业收入规模有较大提升。
2023年一季度内，晟成光伏已连续签下3个大单，销售对象包括国内龙头晶澳科技、通威股份的旗下公司与印度光伏企业信实新太阳能。3个大单累计金额高达18.99亿元，已占到京山轻机2021年度经审计营业收入的46.48%。
技术迭代创造设备更替空间——整体来看，光伏设备需求来自两方面：产能扩张和技术更新。其中，下游扩产是光伏设备需求的最直接来源，终端装机量的快速增长带来对设备的增量需求。同时，持续的技术创新和工艺迭代，也释放了巨大的新技术产线扩产需求和设备更替空间。
目前，光伏装机正持续增长，对设备的增量需求较为明确。根据国家能源局数据，2023年1-2月，国内光伏新增装机20.37GW，同比增加87%，接近去年1-5月份的装机之和。受益于去年底的光伏主链价格下降，终端装机需求得到较大释放，延迟并网的项目相继开工。中国光伏行业协会保守预计，2023年全球光伏新增装机280-330GW，中国光伏新增装机95-120GW。
另一方面，光伏电池技术周期正处于P型向N型转换的过渡期。尤其得益于TOPCon产线的性价比优势，设备需求空间巨大。业内统计，TOPCon设备单GW投资在1.6亿-1.8亿元左右，HJT整线设备单GW投资在3.2亿-4.1亿元左右；因此预计2023年TOPCon设备的需求约132亿元，HJT设备约81.38亿元。
当整个行业享受扩产带来的高景气度时，技术迭代升级亦在创造巨大的市场机遇。以奥特维为例，2019年，该公司推出了用于提高电池片效率的光注入退火炉。随着N型电池片渗透率提升，公司相关订单快速提升，2022年公司实现营业收入35.40亿元，同比增长72.9%；实现归母净利润6.98亿元，同比增长88.3%。
顺应大厂一体化布局趋势，奥特维正在纵向拓展光伏拉晶、硅片、电池等设备领域。今年一季度，奥特维显得动作频繁。2月13日，公司中标通威5.8亿元划焊一体机项目。3月12日，公司控股子公司中标新疆晶品新能源3.8亿元大尺寸单晶炉订单。3月25日，公司中标隆基绿能硅片分选机项目、电池项目、组件项目，中标金额合计约4.3亿元。
随着硅片薄片化趋势，也将凸显N型电池硅片降本优势，根据TCL中环（002129.SZ）在3月的最新报价，近期N型硅片价格首次低于P型。由于行业对薄片化需求提升，金刚线行业也在进行细线化迭代。目前市场上金刚线以36μm和34μm为主，更细线型处于测试和探索中。
据高测股份称，去年公司已实现40μm、38μm、36μm及34μm线型金刚线批量销售，并实现33μm线型金刚线批量测试，同时积极开展更细线型及钨丝金刚线的研发测试，推动行业切割工艺持续进步。2022年，公司金刚线全年产量约3392.77万千米，同比增加257.02%，全年销量（不含自用）约2539.73万千米，同比增加206.23%。
钙钛矿设备已处于验收出货——不可否认的是，多种路线的出现为各大光伏设备厂商提供了弯道超车的机会。钙钛矿电池作为第三代新型太阳能电池，是最具潜力和颠覆性的新一代光伏技术。即便是当前商业化距离尚远，也吸引了部分设备厂商抢先布局。
目前，钙钛矿设备主要处于验收出货阶段，京山轻机（000821.SZ）已有部分设备出货，迈为股份（300751.SZ）的单结钙钛矿电池激光设备已交付，捷佳伟创（300724.SZ）也中标了钙钛矿中试设备订单。
钙钛矿生产环节所用设备中，激光设备和封装设备的工艺路线均已十分成熟，目前投资机遇并不大，市场主要角逐在最核心的真空镀膜设备上。各家公司对钙钛矿各层薄膜的制备均有不同的技术路线选择，各类工艺也均有自身的优缺点。相对而言，产品线更为齐全的公司可能更具备竞争实力，以应对上述不确定性。
据京山轻机披露，在钙钛矿镀膜设备布局了三个技术方向，主要是溅射式设备、蒸镀设备、ALD设备，可提供PVD镀膜设备、团簇型多腔蒸镀设备、ITO玻璃清洗机等产品。其中，钙钛矿PVD镀膜设备，具备完全自主知识产权，公司团队率先具备PVD镀膜设备的研发经验和交付经验，并已具备成熟的供货能力；钙钛矿团簇型多腔式蒸镀设备，具备完全自主知识产权，公司经过长时间研发及实验数据验证，该设备现已量产，并成功应用于多个客户端。
捷佳伟创公众号公开信息表明，从2022年下半年至今，公司依托全面的真空镀膜技术与多年沉淀的精密设备设计能力，已向十多家光伏头部企业和行业新兴企业及研究机构提供钙钛矿装备及服务，订单金额超过2亿元，公司在大尺寸钙钛矿、全钙钛矿叠层、HJT/TOPCon叠层钙钛矿领域的设备销售持续放量。
2.2 输变电企业研究分析
特高压的历史发展情况。
纵观我国特高压发展史，可以划分为四轮周期和一个试验阶段，每轮周期均伴随着大量项目的核准、招标和开工，订单落地并转化为公司营收与业绩。各周期中，项目数量逐渐增加，单条线路造价提升，新技术逐渐渗透，主设备价值量升高。不过特高压的发展具备非常明显的周期属性，往往和逆周期调节经济高度相关。 特高压自2006年试验建设以来，年投资额呈震荡上行趋势。十三五期间特高压总投资额3838 亿元，同比十二五增幅 38%，预计十四五期间特高压总投资额将近 4500 亿元。
复盘来看，特高压投资高峰可分为四轮周期。纵观我国特高压输电线路建设历程，大体可以分为“试验阶 段（2006~2008 年）—第一轮发展高峰（2011~2013 年）—第二轮发展高峰（2014~2016 年）—第三轮发展高峰 （2018~2021 年） —第四轮发展高峰（2021 年底开始）”五个阶段。
（1）第一轮发展高峰（2011~2013 年）：特高压发展对行业内主要公司收入的影响双向验证。行业内参与特高压输电线路招标的公司主要为许继电气、平高电气、国电南瑞和特变电工。特高压线路开工建设大幅拉动主要公司营业收入快速增长。线路开工数量降低同样导致各主要公司的收入增速大幅下滑。
（2）第二轮发展高峰（2014~2016 年）：特高压指数在 2014 年 5 月到 2016 年 12 月的股价表现体现了特高 压建设对主要公司的影响。在预期拐点影响下，公司股价在 2014 年 5 月 10 日起的 45 个交易日内上升 13.6%，相对沪深 300 超额收益 11.8%。2016 年特高压板块总归母净利润 135.4 亿元，同比增幅 36.7%，推动股价进一 步上行。 行情规律：包含预期释放和业绩释放两个阶段。由于特高压直流建设周期较长，特高压周期期间相关企业 股价表现并非一步到位。参考 2014 年特高压周期期间南瑞、许继、平高股价表现，特高压周期中主要有两轮行 情：第一轮为特高压建设计划出来时，第二轮为特高压进入收入确认高峰期后营收大量兑现时。
（3）第三轮发展高峰（2018~20206 年）：2018 年 9 月 7 日国家能源局发布《关于加快推进一批输变电重点 工程规划建设工作的通知》。2018 年 9 月 7 日至 2020 年底，特高压指数累计涨幅 51.2%，超额收益-8%，期间 直流特高压设备供应商国电南瑞累计涨幅 72.7%，许继电气累计涨幅 96.6%，均大幅超过特高压指数涨幅。
（4）第四轮发展高峰（2021~）：预期前置下距离开工时间越近胜率越高。特高压板块在预期拐点影响下，2021年7月初至2022年7月底特高压指数累计涨幅69.0%，超额收益达89% 。
通过行情复盘可以发现，特高压的发展具备非常明显的周期属性。结合几轮周期启动的时间节点来看，宣布特高压建设的时间均位于经济周期的低位，可以判断，特高压建设与逆周期调节经济高度相关。特高压周期行情启动后，显著拉动了产业链上下游公司的发展，推进了省间电力输送，满足大基地清洁能源外送的需求。特高压建设具有明显的逆周期调节属性。
本轮特高压总量几何。
总体量：“九直三交”。2022年1月，国家能源局发布《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》，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。本轮特高压总量包含“九直三交”共计十二条特高压线路，除此之外还有一些互联项目及直流线路改造等项目。由于新能源大基地的外送需求驱动，后续将进一步增加特高压直流项目规划。
节奏变化：2022年疫情延宕，2023年进程提速项目进展提速：2022年受到疫情影响，特高压项目的总进度放缓，2022年计划开工“10交3直”，实际开 工“4交0直”。预计2023年将集中释放2022年受疫情影响的项的核准、招标、开工需求。2023年2月，已有金上-湖北特高压直流线路开工，陇东-山东直流工程获得核准批复建设周期显著缩短：自2021年以来，特高压建设周期呈缩短趋势，投资节奏加快。南昌-长沙1000千伏特高压交流工程仅用时十个月即全线贯通，正式投运。特高压线路的建设周期已由之前2-2.5年，提速至 1.5-2年。
特高压历史行情回顾：核准带来的超额收益大于业绩释放。
2018年9月-2019年3月：18年贸易摩擦加剧经济下行压力，出口消费双双受挫，特高压作为稳经济工具箱被推出，特高压主要逻辑为重启核准，助力新能源消纳。特高压核心设备公司平均涨跌幅为50.90%，相对沪深300超额收益为38.03%。
2019年10月-2020年3月：特高压重启计划持续推进，各公司19年中报和三季报持续超预期，特高压主要逻辑为业绩兑现。特高压核心设备公司平均涨跌幅为39.86%，相对沪深300超额收益为36.66%。
2021年7月-2021年12月：双碳投资元年，新能源赛道火热，本轮行情是政策催化下典型的主题投资，有大基地新逻辑，吸引了较多散户和游资。特高压核心设备公司平均涨跌幅为84.10%，相对沪深300超额收益为82.34%。
未来特高压周期性有所削弱，相关标的价值股特征更显著。
从历史业绩来看，特高压板块标的的确呈现业绩大幅波动的周期特点，但这一周期性并非由市场的供需及库存变化导致，或是由政策规划导致。
目前市场的主要分歧是特高压设备标的应该被看作周期股还是价值股，更倾向于后者，主要原因在可见度、持续性、成长性三方面。
可见度：从行业看，我国在确定了大基地发展模式后，大基地消纳、火电灵活性改造、储能等仅仅能解决时间错配问题，空间错配只能依靠特高压，特高压具备不可替代性(西北缺水制氢运氢途径不成立);从公司角度看，特高压核心设备商具有壁垒高、竞争格局稳定的特点，同样具备高可见度。
持续性：按每年大基地装机增量100GW，外送比例50%，11GW风光对应1条直流外送通道测算，结合已有规划，预计十五五期间风光大基地仍将带来每年3-4条直流需求，具备持续性。
成长性：短期来看23年核准有望提速;长期来看预计深远海海风需求增加以及设备更新运维有望带来一定成长性。
从未来现金流的角度看估值：直流核准数量有望从16-22年的年均仅1条提升至23年后的年均3-4条量级，对应核心设备商的直流业务的利润有望在24年大幅提升至3-4倍。从绝对估值的角度看，核心设备商壁垒高现金流久期长，直流业务估值同样有望提升3-4倍。业绩大幅增长带来的低估值以及持续性，是本轮特高压行情更偏价值投资而非主题投资的原因。
特高压后续如何看
特高压后续发展节奏方面判断：（1）2023年将出现核准、招标、开工高峰。集中释放过去两年延宕和积压的特高压项目建设需求。在能源大基地外送需求驱动下，2024年可能会新增部分项目规划，但项目量大幅增长概率较低。（2）2024-2025进入业绩兑现高峰，若后续有新项目接入，业绩增长将延续至 2026年。特高压技术方面，柔性直流特高压技术适合新能源为主的能源基地外送，几乎是深远海风的唯一选择。“柔性直流+常规直流”可以充分实现优势互补，成为未来技术路线的重要选择之一。特高压输送新能源须搭配传统能源根据国家能源局《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》的统计结果，2021年17条直流特高压线路年输电量4887亿千瓦时，可再生能源电量达 2871亿千瓦时，同比提高18.3%。可再生能源电量占特高压总输电量的 58.7%，同比提高12.8pct。值得注意的是，以风电光伏为主的新能源在整个特高压输电量中占比并不高。特高压输送的可再生能源电量中，以水电为主。例如，西南地区外送多以水电为主，如第一条特高压直流云广线（楚穗直流），在建的白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江等。 客观来讲，特高压无法 100%输送新能源发电电量。（1）以风电光伏为主的新能源发电具有间歇性、波动性的特点，发电时并不能实现平滑出力，导致其输电效率较低。（2）电力系统中，新能源电源不具备主动的安全支撑能力，其电压、频率耐受性较差，因此发电端需要大量火电电量进行安全支撑。（3）新能源电量占比较高时，由于无法实现平滑出力，电网端消纳压力显著提升。基于新能源电源自身特点，客观来讲，特高压无法实现100%输送新能源电量。
大基地外送需求驱动：多能互补+直流外送——特高压发展趋势为“多能互补+直流外送”。“十四五”规划纲要提出建设九大陆上清洁能源基地和五大海上 风电基地。能源形式为风、光、水、火、储等。多能互补能够提高送出电量中清洁能源占比，还能发挥各自出 力特性，得到平滑、可调度、高利用小时的稳定电源。
新一批特高压均为高比例可再生能源多能互补配置：“十四五”新一批“三交九直”跨省跨区特高压输电工 程配套的电源基地的一般配置为：（1）西北火电调峰配置：约400万千瓦调峰火电+1000~1300万千瓦风电、光伏清洁能源+储能（部分配储比例高达 20%×2h）。（2）西南水电调峰配置：约600-800万千瓦调峰性能好的大型水电+1000万千瓦以上风电、光伏清洁能源+储能。
柔性直流技术登台：适合新能源为主的能源基地外送，几乎是深远海风的唯一选择柔性直流采用了基于IGBT的VSC电压源型换流器，替换常规直流的晶闸管，可以独立调节有功、无功输出，因而不需要交流电网提供电压支撑，可以向无源系统供电。相比于常规直流，柔直换流站中柔直阀价占比最高达 59.2%，其单位价值量可高达4.73亿元/GW以上，远高于常规阀。IGBT为换流阀最核心的零部件，换流阀总价值量占比40%-50%，其次为电容器（25%-30%），其他为旁路开关、阀控系统、阀冷却系统、结构件、绝缘件等。
一边业绩大增，一边净利润同比大幅回落。输变电行业上市公司盈利能力分化愈发凸显。
“输变电行业的业绩分化、市场集中度确实在提升，尤其是市场订单、盈利能力等指标都在往行业头部提升。”
2022 年，国家电网发展总投入目标5795亿元，其中电网投资5012亿元。在“十四五”期间，国家电网计划投入3500亿美元（约合 2.23万亿元），推进电网转型升级。
电网转型升级释放的需求对输变电装备行业企业来说无疑是个重大利好。但2022年输变电装备上市公司业绩却缘何涨跌互见？输变电系列产品毛利率为何逐年下滑，上市公司市值为何遭遇天花板？
特高压输变电相关产业链，拉动了输变电行业上市企业的市场需求。2022年，众多输变电装备上市企业业绩保持了正增长。
1997年上市的特变电工（600089.SH）有着“A股变压器一哥”之称，主营业务包括输变电业务、新能源业务及能源业务，其中输变电业务以变压器、电线电缆及其他输变电产品为核心。公司2023年前两个月业绩延续了2022年增长趋势。
2023年1至2月，特变电工实现营业总收入176.32亿元左右，同比增长38.79%左右；实现归属于上市公司股东的净利润36.36亿元左右，同比增长73.22%左右。
2023年1-2月，特变电工旗下子公司项目订单、合同签署、回款指标都保持了两位数增长。
平高电气（600312.SH）2022年业绩报告称，报告期内公司实现归属于上市公司股东的净利润2.12亿元，同比增加1.41亿元，增幅199.68%。
梳理多家输变电上市公司业绩预告发现，业绩同比大幅增长的原因多为：一方面，市场机会多。输配电行业发展势头良好，与上年同期相比，特高压、超高压等重点项目陆续履约，新增订单保持稳步增长，产品交付量同比增加，企业抢抓市场机遇，加大市场开拓力度。另一方面，精益管理生产发挥作用。行业公司按照精益管理、精益生产理念，开源节流、降本增效，不断提高精细化管理水平和成本管控能力，行业整体效益不断提升。
但硬币的另一面是，输变电行业部分上市公司净利同比大幅回落，行业盈利能力分化明显。2022年长缆科技（002879.SZ）归母净利润2975.45万元，同比下降78.80%；扣非净利润792.20万元，同比下降93.27%。
对于净利同比大幅下滑，长缆科技归于公司计提员工持股计划相关费用6021.22万元，同时受产品销售结构变化及材料成本上涨等因素影响。
1月20日，长高电新（002452.SZ）发布全年业绩预告，公司预计2022年1—12月业绩大幅下降，归属于上市公司股东的净利润为4200万～6300万元，净利润同比下降74.95%～83.30%。
长高电新在业绩变动原因中称，报告期内，拟计提因收购项目所形成的商誉的减值准备，以及拟计提淳化风电项目部分应收工程款的信用减值准备。
按照2022年特高压市场行情分析，特高压上下游的订单和市场需求平稳，输变电装备行业上市公司业绩应该都还不错。毕竟特高压产品会拉动上下游系列产品需求，只要跟特高压挨边的产品都有一段红利期。
毛利率下滑拉低股价市值？输变电行业，尤其跟特高压产业链强相关的上市公司业绩多处于增长区间。但多位产业人士也面临共同的苦恼——输变电市场需求稳定，业绩也实现增长，但是上市公司市值一直上不去？现在很多机构给输变电行业的估值不高，而估值核心指标之一便是毛利率。虽然输变电企业的客户多为国网、南网等央企国企，回款有保障也不存在坏账风险，但是输变电企业产品在国家电网这类头部客户面前没有议价优势，产品涨价很难，甚至遭遇压价。这是行业产品毛利率不高的一个重要因素，有些企业的毛利率还呈现逐年下滑的趋势，直接影响市场对公司的估值。2021年，特变电工三大输变电产品毛利率几乎均遭遇下滑。其中，电缆电线业务毛利率同比减少2.71个百分点，输变电成套工程业务毛利率同比减少8.45个百分点。东方电气2021年发电设备制造业毛利率18.90%，同比减少3.42个百分点。东方电缆（603606.SH）2022年综合毛利率为 22.38%，同比减少 2.96 个百分点。
市值徘徊在30亿元上下的长缆科技毛利率逐年下滑。自2019年以来，长缆科技主营业务毛利率连续4年呈现下滑趋势。2022年报显示，长缆科技的220kV产品、66kV至110kV产品、1kV至35kV产品毛利率指标同比都出现下滑，部分产品毛利率同比下滑接近7个百分点。
毛利率质变下滑直接影响净利润指标。自2019年来，长缆科技一直维持盈利，但是利润同比增幅出现逐年下滑趋势，2019年公司归母净利润同比增长13.6%，而到2022年，公司归母净利润同比下滑78.80%。
毛利率逐年下滑是输变电行业企业普遍存在的现象，这也是机构十分关注的重要指标。毛利率没有高速增长空间，机构给出的股票估值空间自然也上不去。
特高压进入新时代，直流产业链充分受益。往后看，特高压直流规划数量/投资额远超交流，弹性空间更大：交流项目投资额大多在100亿以内(核心设备20亿)，而直流单线投资额通常约200-300亿(核心设备80亿)。根据国网22年提出的“三交九直”规划，预计未来3年特高压直流总投资额远超交流。
根据已规划线路及大基地建设最新进展，预计23-25年直流线路有望核准开工5/4/4 条：22年8月，国网重大项目推进会明确提出“四交四直”和“一交五直”，对这9条直流线路进行了梳理：
需进展较快的4条线路均有望于23年上半年核准。截至23年3月，进展较快的4条直流线路中，金上-湖北项目于22年10月环评获批，于23年1月核准，2月开工;陇东-山东于23年1月环评公示，23年2月核准;哈密-重庆、宁夏-湖南也于23年1月环评公示，预计这两条线路有望在23年密集核准。
此外，藏东南-粤港澳、蒙西-京津冀线路有望于23年底前核准。另外的5条直流线路中，藏东南-粤港澳、蒙西-京津冀进展较快，均已进入可研阶段。若后续进展顺利，预计23年底这两条直流线路有望核准。陕西-安徽于23年2月启动可研，陕西-河南于23年3月启动可研，预计均有望在24H1核准开工，并于25年建成投运。
风光大基地提速，十四五期间外送通道仍存缺口
第二批风光大基地外送通道存4条缺口：第二批大基地项目总规模455GW，其中十四五建成200GW，外送150GW，以11GW风光+4GW火电对应一条直流线路测算，第二批大基地通道需求12-14条，根据存量和已规划线路判断，十四五期间风光大基地外送通道缺口在4条以上，这也是预计25年还会有4条直流核准开工的主要依据。
直流建设可持续，十五五仍有望保持每年3-4条的核准开工需求。在碳中和背景下，未来如果不断建设风光大基地，由于空间错配，直流需求就不会停。根据规划数据测算，十四五风光大基地外送需求150GW，对应13-15条直流，十五五外送需求165GW，对应15-17条直流需求。
重点关注价值量高、壁垒高、格局优的特高压设备厂商。
设备价值量占比：直流线路单线投资额通常在200-300亿元，其中设备投资约占25-35%，铁塔和线缆投资与特高压线路长度有关，约占30%，基建及其他投资约占35%。直流核心设备中换流变、换流阀、组合电器、电容器、直流控保系统等价值量较高，换流变/换流阀单线平均分别约32.0/19.7亿。
直流特高压设备中，推荐关注换流变、换流阀、组合电器、直流控保等设备。例如直流换流阀领域，由于电压等级在800kV以上的换流阀技术壁垒高，国网对运营经验要求严格，参与者基本只有南瑞、许继、西电三家，市占率分别为47%/27%/15%，且中标格局常年保持稳定。
测算特高压业绩弹性：许继电气、派瑞股份、大连电瓷、金冠电气、高澜股份占优。在23-25年分别核准开工5/4/4条直流的核心假设下，参考历史值，对设备价值量、各公司市占率、直流业务净利率作出假设，得出各公司23-25年直流业务年均利润，与其21年归母净利对比得出业绩弹性：许继电气75%、派瑞股份409%、大连电瓷177%、金冠电气130%、高澜股份160%。
23年特高压投资额有望达1340亿元，其中直流特高压相关设备采购将迎来大年。
直流特单条特高压直流线路投资额约为220亿元，单条特高压交流线路投资约为120亿元，“5直2交”投资总额有望达到1340亿元左右，相关交直流设备将迎来招标采购大年。3月6日国家电网特高压公司发布2023年度集中采购批次计划安排，特高压分公司分别在今年1月，4月，7月和10月完成四批次集中采购，相关特高压设备企业有有望充电受益于特高压建设加速。特高压直流工程中，核心设备占总投资的比例为25%，即市场规模约275亿元，核心设备中，换流变压器成本占比最大，达到50%，其次为换流阀，占比为27%，占比第三的为直流控制保护系统，占比为12%。特高压交流工程中，核心设备占比22%，即市场规模约为53亿元，核心设备中，GIS占比最大为58%，其次为变压器和电抗器，占比分别为21%和15%。23年交直流特高压核心设备总规模约为328亿元。
特高压核心设备企业供应商竞争格局稳固，换流阀主要以国电南瑞(600406.SH)和许继电气(000400.SZ)为主，直流特高压变压器以特变电工(600089.SH)为主，交流GIS主要以平高电气(600312.SH)和中国西电(601179.SH)为主，交流变压器以山东电工和保变电气(600550.SH)为主。
根据华经产业研究院数据，在直流特高压设备市场，国电南瑞市占率为51.2%，许继电气为32.7%，其中国电南瑞在换流阀市场占比达57.6%，许继电气占比16.2%，中国西电占比15.5%，在换流变压器方面特变电工占比30.3%，山东电工占比27.8%，中国西电占比20.7%，保变电气占比21.2%;在交流特高压设备市场，特变电工占比34.2%，中国西电占比29.8%，保变电气占比28.7%，其中在交流变压器市场方面，山东电工占比56.5%，保变电气占比33.6%，在GIS设备方面，平高电气占比47.1%，中国西电和新东北电气分别占比22和20.3%。该行认为变压器、换流阀、GIS等核心设备供应商的业绩将在23-25年期间逐渐兑现。
2.3 风电板块
2.3.1风电原材料分析
碳纤维是由有机纤维（主要是聚丙烯腈纤维）经碳化及石墨化处理而得到 的微晶石墨材料纤维，含碳量在90%以上，具备出色的力学性能和化学稳 定性。与玻璃纤维相比，碳纤维的比模量和比强度均大幅增加，其模量比玻纤高 3~8倍、比重约小30％。风电领域是碳纤维下游应用的主要来源，2021 年风电领域碳纤维需求占全球、国内总需求的28%、36%。
2002年维斯塔斯首次在叶片中应用碳纤维。同年，维斯塔斯向各国提交碳 梁专利申请。受专利保护，全球仅维斯塔斯在叶片上有碳纤维的大规模应 用。根据《2021年全球碳纤维复合材料市场报告》可知，2021年风电行业碳纤维需求量大约在3.3万吨，其中维斯塔斯的需求可达2.5万吨，占比约达76%。
2022年7月，维斯塔斯碳梁专利到期。在专利未到期前，国内外就有企业 对碳纤维在叶片上的应用进行提前布局。以2021年风电碳纤维需求为例，国内企业占比约达14%，除维斯塔斯外其他海外企业占比约达11%，该需求主要用于碳纤维在叶片上的研发、试制。预计在专利到期后，风电碳纤维需求将出现一定程度的提高。
风电装机量持续增长，带动风电叶片材料用量提升。在基体材料领域，环氧树脂为目前主流材料，聚氨酯、尼龙材料性能优于环氧树脂，未来渗透率有望提升；在增强材料领域，玻璃纤维为目前主流材料，碳纤维潜力较大；在夹芯材料领域，巴沙木供给受限，PVC泡沫已实现国产化，PET泡沫亟待国内突破。
风电行业持续发展，风电叶片材料行业前景广阔。在产业政策引导和市场需求驱动双重作用下，风电产业已成为中国可参与国际竞争并取得领先优势的产业。中国每年新增风电装机量持续增长，预计2021-2025年将从47GW上升至85GW。随着风电行业的不断发展，风电叶片的大型化、轻量化、迭代加速趋势逐渐显现，将推动风电叶片材料需求持续增长。
风电叶片材料主要包括基体材料、增强材料和夹芯材料三大类。根据《复合材料在大型风电叶片上的应用与发展》，原材料费用占风电叶片总成本的75%，基体材料、增强材料和夹芯材料在原材料成本中占比较大。其中基体材料占比33%，夹芯材料占比25%，增强材料占比21%。
基体材料：环氧树脂为主流，聚氨酯和尼龙未来可期。基体材料在叶片中起粘结、支持、保护增强材料和传递载荷的作用，是成本占比最大的风电材料。环氧树脂是目前主流基体材料，2021年风电环氧树脂国内需求19.90万吨，预计2025年将达到36.13万吨。美国瀚森、道生天合、上纬新材等6家企业占据中国风电环氧树脂市场主要份额，2019年CR6达67.05%。聚氨酯、尼龙材料性能优于环氧树脂，未来在基体材料领域渗透率有望提升。
增强材料：玻璃纤维为主流，碳纤维潜力较大。增强材料是叶片结构刚度和强度的保证，目前风电叶片中主要应用的增强材料是玻璃纤维。2010-2021年，中国风电用玻纤的需求量从11.98万吨增长至46.83万吨，预计2025年将达到85万吨，中国巨石、泰山玻纤、国际复材三家企业占据60%以上市场份额。碳纤维性能优于玻璃纤维，目前应用受制于成本。预计未来随着成本降低，碳纤维在风电领域应用量将持续提升。
夹芯材料：巴沙木供给受限，PVC泡沫已实现国产化，PET泡沫亟待国内突破。夹芯材料能够提升叶片结构的刚度，防止局部失稳，提高叶片的抗载荷能力。目前主要使用的夹芯材料包括巴沙木、PVC泡沫、PET泡沫三类。用量占比为38%、31%、25%。其中巴沙木90%产自厄瓜多尔，供给受到较大限制；PVC泡沫已实现国产化，主要生产企业包括维赛等；PET泡沫技术壁垒较高，海外企业占据主要市场份额。
2.3.2风电整机企业
风电吊装统计数据发布，关注海风设备企业。中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）公布了2022年中国风电吊装统计数据。2022年，中国全国新增风电吊装容量49.83吉瓦，其中海上风电新增5.16吉瓦。截止到2022年底，我国风电累计装机容量达到390吉瓦，其中陆上风电360吉瓦、海上风电30吉瓦。2022年新增吊装容量按公司分类，金风科技新增吊装11.36吉瓦，占比22.8%、远景能源7.82吉瓦，占比15.69%、明阳智能6.21吉瓦，占比12.46%、运达股份6.1吉瓦，占比12.24%、三一重能3.52吉瓦、占比9.07%。按新整吊装数据看，风电整机制造市场集中度高，CR5超过70%；同时前四名企业市场份额占有率基本与21年持平或有小幅增加，市场格局较为稳定。在海风市场方面前五名分别为：电气风电新增吊装1.44吉瓦，占比27.97%、明阳智能1.38吉瓦，占比26.76%、中国海装1.04吉瓦，占比20.17%、远景能源0.84吉瓦，占比16.24%、金风科技0.29吉瓦，占比5.7%。由于海风的高技术壁垒，导致行业集中度极高，难有新增参与者加入，CR5超过99%。相比于陆上风电，我国海上风电仍处于行业发展初期阶段。2023年预计海上风电新增装机12吉瓦，同比增加超过120%。我们看好海风市场尤其是远海风电市场的未来发展，推荐关注海上风机龙头公司。
据粗略统计，1月风电招标规模达11.97GW，同增21%，环增62%。其中海风招标规模1.80GW，同降14%，环增181%。
2022年中国风电整机制造企业新增装机容量及占比
截至2022年底中国风电整机制造企业累计装机容量及占比
2022年中国风电整机制造企业陆上新增装机容量及占比
截至2022年底中国风电整机制造企业陆上累计装机容量及占比
2022年中国风电整机制造企业海上新增装机容量及占比
截至2022年底中国风电整机制造企业海上累计装机容量及占比
三、新能源行业重大事件
1、双良节能：
（1）发布公告，公司全资子公司双良新能科技(包头)有限公司于近日收到采购代理机构国能(北京)国际经贸有限公司送达的《成交通知书》，确认双良新能科技成交电力工程国能龙源电力技术工程有限责任公司内蒙古新能源红泥井200MW光伏区B标段PC项目，采购范围为光伏组件，预计成交总金额为3.55亿元，占公司2021年度经审计营业收入比重为9.28%。若组件项目签订正式合同并顺利实施，预计对公司未来业绩有一定积极影响。
（2）发布2023年1季度业绩预告：预计2023年1-3月业绩大幅上升，归属于上市公司股东的净利润为4.70亿-5.20亿，净利润同比增长288.86%至330.23%。
公司基于以下原因作出上述预测：公司节能节水装备受客户节能减排需求的驱动销售稳定增长，多晶硅还原炉及其撬块等新能源装备订单开始交付；公司40GW大尺寸单晶硅业务产能爬坡顺利，单晶硅片盈利大幅提升叠加公司第一季度产能快速释放带动相关业务利润增加；报告期内公司收到政府给予的政府补助，增加了净利润。
（3）发布2022年业绩快报：2022年营业收入为144.76亿元，同比增长277.99%；归母净利润9.57亿元，同比增长208.43%；基本每股收益0.58元。业绩增长主要系在公司传统节能节水业务稳步增长的基础上，光伏行业景气度高升，多晶硅料产能扩产潮带来公司多晶硅还原炉系统业务销售快速增长。此外，公司大尺寸单晶硅片业务爬坡顺利，产销两旺，为公司快速贡献可观的利润。
2、联泓新科发布2022年年度报告，2022年公司实现营业收入81.57亿元，同比增长7.60%；实现归母净利润8.66亿元，同比下降20.57%。其中，2022Q4公司实现营收17.40亿元，同比下降9.12%，环比下降29.80%；实现归母净利润0.88亿元，同比下降67.06%，环比下降72.44%。
EVA光伏膜料销量大增，PP、EO/EOD拖累业绩。业绩下滑主要由于公司Q1受技改影响，EVA装置停车28天，聚丙烯、环氧乙烷、环氧乙烷衍生物等装置停车7-15天，产销减少；同时，受主要原材料价格上涨、下游需求波动等影响，Q4公司营收和净利润同比降幅较大。
分板块看：1）EVA产销维持高景气。公司全年EVA销售量为14.22万吨，同比增长3.34%；实现销售收入28.35亿元，同比增长9.20%；毛利率为51.05%，同比提升0.53pct，且公司全年排产高VA含量、高附加值产品，光伏胶膜料FL02528全年销售量同比增长约132%。2）聚丙烯、环氧乙烷/环氧乙烷衍生物需求不振，盈利能力大幅下滑。公司聚丙烯全年销售量为26.23万吨，同比增长18.37%；实现销售收入19.90亿元，同比增长12.43%；销售均价（不含税）为7588元/吨，同比下滑5%；毛利率为-0.57%，同比降低11.38pct。环氧乙烷衍生物全年销售量为14.18万吨，同比下降12.90%；实现销售收入8.29亿元，同比下降10.98%；销售均价（不含税）为5847元/吨，同比增长2%；毛利率为13.29%，同比降低11.20pct。
2023Q1，下游需求明显改善，EVA价格重新进入上升通道，公司EVA光伏胶膜料FL02528最新报价1.88万元/吨，较前期低点上涨超过30%，看好公司EVA光伏膜料持续发力。
公司于2022年3月顺利完成了募投项目“EVA装置管式尾技术升级改造项目”。改造完成后，公司EVA产能提高30%达到15.36万吨/年，单位产品能耗降低25%，装置运行周期延长，光伏胶膜料占比提升，且原料调整为主要使用MTO级甲醇，成本进一步降低，有望显著品市场影响力。
目前，公司在建项目包括20万吨/年EVA（计划2025H1建成投产）、10万吨/年锂电溶剂（2022年底建成中交，即将投产）、2万吨/年UHMWPE（计划2023年内建成投产）、9万吨/年VA（计划2023年内建成投产）、13万吨/年PLA（计划2023年底一期建成投产，2025年底二期建成投产）、5万吨/年PPC（计划2025H1建成投产）、1万吨/年高纯电子特气（计划2023Q4建成投产）和3000吨/年锂电添加剂（计划2023Q4建成投产）。
3、央企“限价”招标头部组件企业集体“冷落”。当前硅料已经正式进入降价通道，但头部组件厂报价依然维持高位，表明头部组件厂议价能力较强。预计2023-2024年高纯石英砂供需紧张，而头部硅片厂/一体化组件厂保供情况相对较好，预计后续成本优势更显著。当前新能源板块预期冰点，核心是市场对量和单位盈利的担忧，因此策略上建议选取单位盈利上行的板块和方向，建议关注石英砂、石英坩埚保供较好的头部组件厂，包括隆基绿能、通威股份、晶澳科技、天合光能等。
华能贵州分公司2023-2024年光伏组件招标开标，此前招标公告中明确提出本次招标采取限价招标模式，最高投标价格（招标人项目现场交货价）不得超过1.55元/瓦，但参与投产的企业数量仅12家且其中5家报价超过1.55元/W，其中4家为Top5组件品牌。
分析主要原因包括：（1）终端客户对组件品牌、售后服务、交货可靠度依然有较强诉求，因此头部组件厂产品本身具备溢价；（2）头部组件厂排产较满，空余产能有限，因此对业主招标具备议价能力，对订单也有选择能力。（3）年内石英砂、石英坩埚短缺，因此尽管硅料降价，组件预期硅片、电池价格可能还会继续维持高位，在此情况下，央企低价单遭遇头部供应商集体冷落，反映出供应链的强势。预计2023-2024年高纯石英砂供需紧张，而头部硅片厂/一体化组件厂保供情况相对较好，预计后续成本优势更显著。根据我们的测算结果，若石英坩埚价格从1.5万元/只上涨至3万元/只，同时使用寿命由于N型硅片纯度要求和进口内层砂比例下降减少，预计石英坩埚在硅片中的单W成本将上升6分/W，这将导致石英坩埚保供较好的头部一体化组件厂成本优势加强。推演未来两个季度供应链形势认为，硅料价格将进入持续性区间，硅片由于石英砂整体供应较为紧张且N型需求的提升进一步加剧了这种局面，因此价格可能较为坚挺，在此情况下，组件价格可能较为坚挺，且1.8元/W左右的组件价格，足以支撑行业分量，与此同时。一体化组件由于主要成本是硅料，因此应该盈利能力有望持续放大。
4、发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式，目前氢能产业技术逐步趋于成熟，工业、交通、储能行业推动绿氢需求快速增长，电解槽作为电解制氢的核心设备，需求亦有望快速增长。
氢能产业技术趋于成熟：氢能产业链可以分为上游的氢气制备、中游的氢气储运和下游的氢气应用。目前全球主要制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢，化石燃料制氢为主流；高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段；加氢站技术趋于成熟但建设成本较高。
工业、交通、储能行业推动绿氢需求快速增长：目前氢能主要应用在工业和交通领域：炼化领域是氢气重要的使用场景，到2030年炼化用氢需求有望达到4570万吨；氢冶金是钢铁行业实现碳中和目标的革命性技术，有望推动全球氢气需求快速增长，到2030年全球钢铁领域用氢量有望达到568万吨。化工行业是目前氢气消费的重要领域之一，合成氨、甲醇对氢气需求量较大，到2030年全球合成氨、甲醇用氢需求有望分别达到4087万吨、1756万吨；氢燃料电池产销量快速增长亦有望带动氢气需求增长，到2030年全球氢燃料电池汽车用氢量有望达到50万吨；此外，氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分。根据我们的测算，到2030年全球绿氢需求量有望达到3320万吨。
电解槽是电解制氢的核心设备：电解槽是电解水制氢的核心设备，关键零部件对制氢效率起到重要作用。据电解质系统的差别，电解水制氢的技术路线可以分为包括碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固态氧化物电解水制氢（SOEC）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）。目前，碱性电解槽技术成熟、成本较低，仍为电解槽主流技术路线。提升设备性能、降低材料成本是电解水制氢技术的主要发展方向。
电解槽需求有望快速增长：根据IEA数据，2022全球电解槽新增装机约1GW，新增装机量同比提升约400%。根据我们的测算，到2030年全球电解槽的累计需求量有望达到288GW，2022-2030年全球新增电解槽需求CAGR有望达到77.36%。
氢能产业周期开启，碱性电解槽进入批量应用阶段，绿电制氢成本预计逐步具备竞争力，应用场景有望进一步扩大，预测到2030年全球绿氢需求量有望达到3320万吨。电解槽作为制备绿氢核心设备，有望受益于氢能发展，预计2022-2030年电解槽需求年均复合增速超过75%。建议优先关注具备成本优势的电解槽生产企业（隆基绿能、阳光电源、双良节能、华光环能、华电重工、兰石重装、亿利洁能等）。
5、据乌鲁木齐晚报报道，今年一季度，新疆铁路疆煤外运量达1425.95万吨，同比增长21.1%。煤炭运输是能源保供的“压舱石”。从煤炭运输走势上看，1、2月份供暖、照明等需求旺盛，电煤运量大；3月份气候转暖，企业生产用煤成为重点。去年，乌将铁路单线变双线，全线实现电气化运营，让这条煤炭运输大通道的运力得到充分释放。新疆铁路部门大力开行循环列车和跨局煤炭专列，增加出疆煤炭列车比例，目前，将军庙矿区5个站点、10条专用线运往疆外的煤炭列车从去年的每天3列增加到近期的每天13列。
“我们加大了疆煤外运力度，今年增加了成都局永川，西安局安康东、千河，青藏公司双寨等12个到站，辐射河西走廊、成昆、青海等方向多家客户。”特变电工新疆天池能源有限责任公司副总经理丁在兴说。
中国铁路乌鲁木齐局集团有限公司调度所计划调度室副主任杨建峰说，在去年跨局开行18列乌兰循环列车的基础上，将河西走廊武威、张掖等5个中长期运输协议到站纳入乌兰循环运输，增加运力保障。同时，利用格库铁路、临哈铁路每天迂回开行疆煤外运列车5列，进一步畅通煤炭运输大通道。
整体来看，今年一季度，新疆铁路实现货运发送量5539.03万吨，同比增长10.1%。从装车来看，日均装车实现12082车，同比增长11.5%，25次刷新单日装车纪录，2月19日创单日装车12795车新高。
货运量是经济发展的“晴雨表”。今年以来，新疆铁路部门加强运力投入，确保电煤、棉花和春耕备耕等重点物资运输，多项举措推动铁路货运量快速增长。
据了解，今年以来，新疆以及疆外企业生产、供暖用煤需求增加。围绕煤炭、化工等大宗货物运输，新疆铁路部门成立集团公司、站段两级营销小组，走访对接221家企业，积极组织货源，统筹调配运力，精准匹配客户需求。
6、2021年国家发改委、能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，建设规模总计97.05GW，当前已经全部开工，有望在23年底之前全部并网，2022年公布的第二批风光大基地项目规划规模为455GW，一共分为三期，“十四五”期间合计并网200GW，“十五五”期间并网255GW，当前第二批项目正在陆续开工。外送方面第一期大基地外送46.5GW，占比48%，依靠存量特高压线路可实现外送，第二批风光大基地200GW需要在“十四五”期间并网，其中92GW需要新建特高压通道外送，单条±800kV直流特高压输送容量为800万千瓦，搭配常规电源送出，风光输送容量为10.5GW左右，外送92GW新能源需要新增约9条±800kV直流特高压线路，外送压力较大。2022年全国风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%，即弃风弃光率分贝为3.2%和1.7%，分区域看，蒙东地区风电利用率仅为90%，低于全国平均6.8%，蒙西地区风电利用率也仅为92.9%，青海省风电利用率为92.7%，低于全国平均4.1%，光伏利用率仅为91.1%，低于全国平均7.2%，虽然近年来弃风弃光率整体下降了很多，但是风光大基地省市的利用率较低，消纳能力较差。该行认为随着大基地项目的陆续完工，风光消纳压力也将逐渐增大，特高压输电通道的建设将加速推进。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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