TOPCon：
今日捷佳股價漲幅較多，主要系市場預期其TOPCon訂單落地，我們預計相關招標仍在持續(xù)推進中，值得持續(xù)關注。
TOPCon下半年需重點關注兩點變化：
1）除了晶科以外老玩家擴產(chǎn)：去年底以來TOPCon量產(chǎn)主要系晶科、鈞達、中來等廠商推進，但進入今年下半年后天合、晶澳、通威也均有相關5-8GW不等布局。隨著TOPCon滲透率提升有望形成合力，持續(xù)推動電池環(huán)節(jié)降本增效。
2）PE工藝路線進展：此前市場量產(chǎn)TOPCon工藝主要為LP，而天合、晶澳、通威等廠商中試線也儲備了PE工藝，PE相較于LP可緩解繞鍍、石英損耗等成本問題，但工藝成熟度仍有距離。我們認為未來電池路線將體現(xiàn)一定差異化，也不排除一家廠商兩種路線均用，LP和PE路線將有望并行。目前捷佳在PE工藝優(yōu)勢顯著，已取得3家客戶規(guī)模訂單。
此前由于擴產(chǎn)及路線不清晰，捷佳估值持續(xù)下跌，TOPCon設備也沒有核心上市標的;若后續(xù)TOPCcon訂單進展順利，同時疊加半導體、鈣鈦礦設備突破，公司估值有望迎來邊際反轉(zhuǎn)。
海特：
愛康科技今日公告，子公司湖州愛康與邁為簽訂設備采購合同，2條210半片HJT整線設備合計1.2GW，每條產(chǎn)能超過600MW。21年11月愛康采購的邁為210半片HJT整線，已于今年6月陸續(xù)進場調(diào)試。
本次訂單符合預期，21年9月邁為中標愛康HJT600MW整線后，也達成1.8GW后期采購意向。據(jù)愛康公告，其湖州基地現(xiàn)有HJT產(chǎn)能220MW，25年有望實現(xiàn)10GW產(chǎn)能。本次1.2GW兩條線將分別于22年12月20日、23年1月20日前完成供貨，屆時公司將具備2GW產(chǎn)能。
目前邁為上半年HJT訂單已有6GW，疊加華晟、金剛、愛康現(xiàn)HJT已預期招標19.5GW，隨著后續(xù)日升、華潤等招標落地，HJT全年擴產(chǎn)20GW以上確定性強，市場訂單及業(yè)績預期有望上調(diào)。
今年以來光伏各高效電池板塊出現(xiàn)較動， TOPCon 和異質(zhì)結(jié)出現(xiàn)蹺蹺板效應，這是此前市場在錯誤輿論引導下出現(xiàn)的思維慣性。我們認為各路線都是雙周期嵌套（產(chǎn)業(yè)大趨勢+技術滲透周期）均存在投資機會，只有快慢之分，沒有對錯之分，關鍵看成本性價比和產(chǎn)品差異化，進入7-8月后TOPCon、HJT板塊均有相關催化，值得持續(xù)跟蹤關注。
風電補貼政策最新進展！
事件：近日，浙江省舟山市發(fā)布《關于2022年風電、光伏項目開發(fā)建設有關事項的通知》?！锻ㄖ凤@示，2022年和2023年，全省享受海上風電省級補貼規(guī)模分別按60萬千瓦和150萬千瓦控制、補貼標準分別為0.03元/千瓦時和0.015元/千瓦時。項目補貼期限為10年，從項目全容量并網(wǎng)的第二年開始，按等效年利用小時數(shù)2600小時進行補貼。
1、從補貼力度看，2022-2023年浙江新增海風項目經(jīng)營期內(nèi)的度電補貼額分別為3分/1.5分。根據(jù)計算，2022-2023年廣東海風度電補貼額分別為2.1分/1.4分、山東的度電補貼額分別為1.3分/0.8分，浙江補貼力度略高于廣東省與山東省，也一定程度上彰顯浙江海風發(fā)展的動力。項目收益率方面：1）按全資本金計算，度電補貼額3分/1.5分對應的IRR提升幅度約0.8pct/0.4pct;2）按70%貸款比例計算，度電補貼額3分/1.5分對應的IRR提升幅度約2.8pct/1.4pct。
2、從補貼規(guī)?？?，2022-2023年省級補貼規(guī)模分別控制在600MW、1.5GW，與當前海風推進項目相吻合。根據(jù)我們梳理，2022年浙江海風主要并網(wǎng)項目為兩個：1、華潤蒼南項目（400MW，中國海裝6.25&10MW風機，東纜35kV場內(nèi)纜+漢纜220kV送出纜）、象山涂茨項目（280MW，中國海裝8MWMW風機、東纜66kV場內(nèi)纜），這2個項目合計680MW今年大概率全容量并網(wǎng)。展望2023年，浙江省4個風場總規(guī)模接近1.5GW有望實現(xiàn)并網(wǎng)（浙能臺州1號、岱山1號、蒼南2號、象山1號二期），相應的風機與海纜環(huán)節(jié)值得關注。
3、行業(yè)層面，2022H1海風招標近18GW（含國電投10.5GW框架競配招標），全年海風招標有望達23-24GW，大幅高于歷史峰值2019年的16GW。隨著海風平價持續(xù)推進，國內(nèi)十四五期間海風新增裝機規(guī)模有望超60GW且不乏超預期可能。隨著海風吊裝船的供給逐步增加、基礎施工成本的下降，未來海風降本潛力和需求空間非常廣闊。
【風電行業(yè)近期狀況及展望】
1、十四五全國及各省風電規(guī)劃情況？
整個十四五期間，全國各省風電規(guī)劃情況如下：內(nèi)蒙古風電裝機最多，在51GW左右;浙江大概有4.5GW;黑龍江大概有10GW左右;甘肅有25GW左右;山東大概有7-8GW;天津大概有1GW多一點;寧夏大概有4-5GW;江蘇大概有11GW左右;云南大概有15-20GW;河北大概有21-22GW;河南大概有10GW多一點;吉林大概有16GW左右;四川大概有10GW左右;湖北大概有6-7GW;西藏可能暫時沒有多少;海南大概有5GW左右;江西大概有2-3GW;廣東大概有20GW左右;青海大概8-10GW;重慶大概有1GW多一點;貴州大概有5GW左右;北京大概有0.2GW左右;湖南大概有6-7GW。
2、22年預計國內(nèi)新增陸風海風裝機規(guī)模多少？
整體來說，海風在十四五期間規(guī)劃總裝機大概55GW左右，陸風大概年平均裝機45-50GW左右。22年預計國內(nèi)新增陸風裝機量大概在45-50GW左右，海風相對比較少，大概有5-6GW左右裝機量。
3、從更長的時間維度看，陸風和海風的增長空間和態(tài)勢如何？
陸風可開發(fā)容量大概在500-600GW左右，包括新開發(fā)陸風、舊風改造、風葉下鄉(xiāng)以及戈壁灘陸風等，而海風可開發(fā)容量將超過1000GW，陸風可開發(fā)總?cè)萘恳群ｏL可開發(fā)總?cè)萘可俸芏唷Ｊ宓?，海風裝機在整個風電裝機中占比大概為13%-15%的水平，預計往后海風裝機會越來越多，每年新增裝機可能會達到15-20GW。在2030年之前，陸風依然是主力，預計年均新增裝機45-50GW。
4、目前風電的消納情況如何？各地區(qū)的棄風率如何？呈現(xiàn)什么樣的趨勢？
目前風電消納情況相比前幾年整體有所好轉(zhuǎn)，風電消納主要與兩方面有關：一是電網(wǎng)側(cè)改革，二是供電側(cè)改革。電網(wǎng)基本上往智能化圍網(wǎng)改變，供電側(cè)將增加風電儲能，避免需要電的時候無電可用，不需要電的時候棄風現(xiàn)象。因為風光發(fā)電不如火力發(fā)電那樣穩(wěn)定，會受季節(jié)和天氣影響。增加存儲設備后，既可調(diào)節(jié)上網(wǎng)時間，又可調(diào)節(jié)火電發(fā)電周期。
以前甘肅棄風限電最為嚴重，近幾年甘肅棄風限電降到了10%以內(nèi)。沿海發(fā)達地區(qū)棄風限電情況相對較好，棄風率基本都很低。棄風限電最明顯地區(qū)還是三北地區(qū)，這些地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展慢，以前特高壓電沒有足量上網(wǎng)，棄風率相對較高。近幾年，特高壓電遠程調(diào)節(jié)輸出明顯好轉(zhuǎn)，棄風率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
5、今年上半年風電裝機情況如何？
今年1-5月份風電裝機量非常少，主要有兩方面影響：一是受季節(jié)因素影響，二是受疫情影響。季節(jié)影響方面，我國北方地區(qū)1-5月仍處于天寒地凍狀態(tài)，凍土導致風電裝機寸步難行，每年1-5月風電裝機都非常少。往年南方風電施工基本上占全國風電總施工20%左右。今年受疫情影響，南方風電施工占比會有所降低。上海地區(qū)和華東地區(qū)疫情影響較為明顯，風電裝機量有一定負面影響。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影響，影響量大概在10%-15%。今年上半年風電裝機整體偏弱，但下半年整體裝機量會增加許多，全年陸風電裝機量依然朝著至少55GW發(fā)展。整個市場需求沒有太大問題，去年招標量基本上都有60GW往上，今年截止目前招標量大概有43-44GW左右。
6、關于新能源欠補問題，今年已經(jīng)發(fā)放的兩批補貼主要是給哪些企業(yè)？補貼款是否已收到？行業(yè)剩余的未發(fā)補貼預計什么時候能發(fā)放？
今年已發(fā)放的兩批新能源補貼主要給了央企。陸風補貼之前欠一部分，這兩批補貼更多給了陸風，海風補貼和陸風補貼目前都欠一部分。預計在之后的2-3年時間里，補貼會發(fā)放到位，補貼填補最遲完成時間在十四五末期。今年補貼填補會減緩，主要是疫情對整體國家財政經(jīng)濟帶來一定負面影響，國家財政政策會更加偏向于刺激消費和購置稅等恢復經(jīng)濟活力方面，新能源補貼填補因此會有所放緩。
7、目前風電行業(yè)招標情況如何？今年及分季度陸風海風招標規(guī)模多少？有什么趨勢？
目前，陸風招標大概在37GW左右，海風招標大概在7GW左右。預計今年海風總招標量大概在20GW左右，陸風招標量大概在60GW左右。
8、風電產(chǎn)業(yè)鏈上中下游分別的競爭格局和競爭態(tài)勢如何？各企業(yè)如何構(gòu)建自己的行業(yè)壁壘？（上游零部件、中游整機、下游電廠運營商）
上游零部件，目前國產(chǎn)化零部件處于充分競爭的紅海狀態(tài)。國產(chǎn)化率不高的零部件（如：主軸、軸承等），競爭相對不算激烈，相應生產(chǎn)廠家利潤會好一些，但慢慢競爭態(tài)勢也會加劇。其他小品類零部（如：提升機），這類企業(yè)也會相對比較有競爭優(yōu)勢，因為企業(yè)基本處于領跑地位。但鑄件、葉片以及低端結(jié)構(gòu)件自動器等部件競爭比較充分，相應廠家毛利率在不斷下降。
中游整機，競爭也比較激烈，目前有十幾家企業(yè)競爭。中標過程中，價格依然是大比例考量因素。整個行業(yè)中，目前有幾家相對運營健康的大企業(yè)，如：金風科技、明陽智能。遠景能源未上市，財務狀況尚不明確，其他一些企業(yè)目前盈利能力并不是很好。除非企業(yè)有知識、風場開發(fā)、材料以及跨業(yè)務比較全，包括投資運營或者像發(fā)電廠一樣進行投資，這樣企業(yè)盈利才會相對較好。
下游電廠運營商，平價之后，盈利能力最好的企業(yè)，如：三峽能源，它的毛利率超過40%。國家電投盈利也算比較好，但往往集中于火電業(yè)務的運營商虧損嚴重?？傊履茉礃I(yè)務占比較高的電廠運營商，盈利能力會更強。
9、怎么看待風電下鄉(xiāng)？以及開發(fā)中可能遇到的瓶頸？
長期來看，風電下鄉(xiāng)的年裝機量會比較有限。風電下鄉(xiāng)至少得有100GW以上的裝機量，但并非每個農(nóng)村或每個縣都能達到這個地步。未來電改政策可能會促進風光能源在農(nóng)村、鄉(xiāng)鎮(zhèn)、碳中和工業(yè)園及碳中和農(nóng)村加速建設。但這并非單個設備的影響，而是整個電力體系的改變。
風電下鄉(xiāng)瓶頸主要體現(xiàn)在兩個方面，一是，風電下鄉(xiāng)主要集中的三北地區(qū)用電量上不去。二是，南方風電裝機占地面積較大、占地費用貴，并且風資源并不是很好。
10、目前陸風和海風的單GW總成本在多少億？
在陜北平原地區(qū)大一些的項目，陸風開發(fā)成本大概在4000-5000元/kw，即40-50億/GW。海風項目開發(fā)成本相對會翻倍，在山東以北地區(qū)，海風開發(fā)成本大概在1.1-1.2萬/kw。福建和廣東風電開發(fā)成本要高一些，大概在1.3-1.4萬/kw。
11、目前陸風和海風項目分別的詳細成本拆分？比如風機、塔筒、海纜、安裝成本占比等。
北方地區(qū)陸風風機成本大概占45%-50%，南方偏山區(qū)陸風風機成本大概占40%-45%，因為運輸成本和施工變壓站等成本要高，整體相對成本更高，風機成本占比相對較低。塔筒成本占建設成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建設成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海纜成本和風機到海岸線的距離有關，大部分海纜按照30-40公里計算，海纜成本大概占開發(fā)成本5%左右，距離遠一些的占6%-7%左右。陸上安裝成本大概占總成本11%-12%左右，海上安裝成本大概能占20%左右，相對較高。
12、近年來，陸風和海風的成本變化情況？未來趨勢如何？（設備成本、施工成本等）
近些年陸風成本變化相對較大。平價之前，風機成本可能在2500-2600元左右。平價之后，一個機組大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊裝費等成本降了30%-40%左右，吊裝打樁成本基本腰斬。
13、近期大宗商品價格有所回落，原材料價格對項目成本及收益率的影響？
近期原材料價格確實稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然處于高位。今年所施工項目基本上都是去年招標完成的項目，新招標項目并不多。企業(yè)在購買原材料產(chǎn)品時，與上游廠家談判可能會稍降成本，但降幅不會很明顯。因為上游零部件企業(yè)大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上漲時，中下游企業(yè)使勁壓價，上游企業(yè)會很難經(jīng)營下去。
14、陸風風機和海風風機有哪些區(qū)別？價格差異這么大的原因是什么？
陸上風機和海上風機區(qū)別主要體現(xiàn)在四個方面：一是使用壽命；二是建設可靠性；三是設備防腐等級；四是防雷預警裝置和阻尼器要求。首先，陸上風機壽命大概20年，海上風機壽命大概25年，海上風機壽命相對更長。其次，海上風機建設可靠性要求比陸上風機更高，因為海上風機一旦發(fā)生故障，維護成本會很高，所以它的建設可靠性要求會更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上風機設備防腐等級要求要更高，噴涂和防腐材料要求比較高。海上風機的塔筒機艙部分除濕要求也比較高，否則內(nèi)部腐蝕影響會比較大。最后，海上風機遭遇雷暴天氣比較多，相應的防雷預警裝置設備會比陸上風機裝配要多。海上風機的阻尼器也會相對比較大，以起到減震和抗擊載荷沖擊作用。
15、目前國內(nèi)能生產(chǎn)的最大的風機有多大？大型化發(fā)展的極限是多少？
目前國內(nèi)開發(fā)的最大風機在16MW左右。東方電氣、遠景能源、金風科技和上海電氣等企業(yè)可能開發(fā)了14MW的風機，海上風機大概在15-16MW左右。大型化的極限基本上。目前陸上風機大型化極限大概是8MW以上，主要是運輸方面受限比較大，分段葉片目前也不算成功。海上風機大型化極限大概在20MW以上，海上風機只有做大，整個收益率才會比較理想。
16、除了大型化以外，風電設備未來還有哪些發(fā)展趨勢？
往半直驅(qū)發(fā)展，成本相對較低，可靠性向直驅(qū)方面發(fā)展，海上風電逐漸降低雙饋比例。風機越大，軸承傾向于半直驅(qū)，不用直驅(qū)那么大。風機大型化之后，葉片可能會使用大量輕質(zhì)高強的碳纖維。為成本控制，風電葉片可能會推出不飽和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替環(huán)氧樹脂類材料。此外，海上風電并網(wǎng)可能由交流漸漸變成直流。大型化帶來的技術發(fā)展還包括很多方面，例如：海纜技術需要更加進步，海纜逐漸變細，內(nèi)高壓性能加強，電流功率逐步增大，有效減少功率模塊的使用量，降低設計成本，在測風雷達設備方面更加敏感，立體性應用更大型化，海上應用更廣泛。智能網(wǎng)絡中的存儲設備不僅僅使用電池儲能設備，在海上可實現(xiàn)自清，向海洋牧場發(fā)展。
17、通常海風和陸風設備的使用壽命分別有多長？
陸上風機壽命大概20年，海上風機壽命大概25年，海上風機壽命相對更長。
18、目前風電運營的行業(yè)普遍內(nèi)部收益率IRR是多少？單GW利潤能到幾個億？分陸風和海風。
風電運營商普遍業(yè)內(nèi)收益率在8%以上，發(fā)展較好的企業(yè)甚至可達到12%。風電平價后，典型業(yè)主（即：運營商）相比平價之前利潤更高。海上風電平價收益率普遍在6%以上，因為其整機壽命更長，達到25年。
19、今年是海風平價第一年，平價前后海風項目收益率的變化情況？
最低收益率在6%以上。今年是海上平價第一年，平價前國家補貼較多，并網(wǎng)電價大概在0.85元；平價后，上網(wǎng)電價不按經(jīng)費算，普遍在0.39-0.42元，典型代表為山東、江蘇、廣東。業(yè)主的收益率由于補貼減少過多，其收益相比平價前有所下降。
20、沿海各省海風利用小時數(shù)有多少，目前哪些地區(qū)的海風項目能達到平價標準？
山東、江蘇約為3200小時，年平均風速為7.5米，福建、廣東約為4000小時，年平均風速為8米，其中，福建省來風較為平穩(wěn)，發(fā)電效率較好。目前，江蘇省海風裝機量最多，累計裝機量占全國近50%。
21、風電項目配套儲能對于收益率的影響有多少？
配儲能后，發(fā)電量可提高6%左右。
22、大基地的風電項目收益率是多少？
正常情況下，并網(wǎng)收益率基本在6%-8%以上。
23、風光大基地項目，各企業(yè)分別能拿多少指標？什么樣的企業(yè)拿項目有優(yōu)勢？
企優(yōu)勢較大。例如國家電投、國家能源、大唐發(fā)電、華電國際、華潤電力、三峽能源、中廣核等企業(yè)指標較多，三北地區(qū)占比較多，其次還有南方個別省，例如云南，南方各省主要以光伏為主。
24、目前海風競價項目的情況如何？怎么看待今年3月上海金山海風競價項目出現(xiàn)0.302元/kwh這么低的中標價格。
項目競配以聯(lián)合體競配為主，開發(fā)商、業(yè)主、運營商、電廠、重點部件廠家進行聯(lián)合競配。
25、現(xiàn)在風電參與市場化交易的規(guī)模如何？溢價水平有多少？
目前風電參與交易市場交易規(guī)模約為20%左右。溢價水平比正常電價略低幾分錢。
26、關于風電成本，風機領域還有哪些方面有降本空間？
小品類還存在某些空間，大部分品類降價空間不大。部件方面進行降本，偏向于國產(chǎn)化的推進速度，主軸承、齒輪箱、海纜等部件，如果國產(chǎn)化競爭態(tài)勢加劇，有利于海纜降價，其他方面的降價空間不大。
27、分散式風電的空間如何看待？
分散式風電只是作為風電或者新風電發(fā)展的重要補充，但不會成為主力。分散式風電每年基本上占比20%以內(nèi)，風電下鄉(xiāng)、碳中和工業(yè)園、智能化改造、風電用電結(jié)構(gòu)改造后，這部分量主要為補充作用，無法形成太大規(guī)模，每年不超過10GW。
28、陸風、海風從招標到交付的時間周期大概為多長？
陸風從招標到交付普遍在12-14個月。海風近幾年比較另類，今年普遍為1年以內(nèi)，但正常情況下，從招標到全容量并網(wǎng)，大概為1.5-2年。
29、陸上風電的綜合成本，以及廣東、山東、江蘇的海上風電綜合建設成本為多少？
目前陸上風電，北方山區(qū)綜合建設成本普遍在4500元差不多，1GW的綜合建設成本需要40-50億元。南方的建設成本基本上每GW在60-70億左右，上網(wǎng)電價約為0.4元。海上風電電價在平價后，各省電價如下：山東0.39元，江蘇0.41元，上海、廣東、福建均為0.42元。海風平價的話，山東省綜合性成本每千瓦約為1.1-1.2萬元，其風機風速較低，扇葉較長，直徑約為220-230米，有效利用風速相對較弱，平價后，收益率在6%以上。江蘇的情況與山東類似，推進低風速、大扇葉的機型。江蘇建設成本在12000-13000元之間，12500元差不多可實現(xiàn)平價。廣東的機型容量、兆瓦數(shù)較大，普遍在12-13兆瓦，扇葉直徑在250-240米之間，每GW大概130-140億元便算實現(xiàn)平價。
30、風機從開始招標到海上風電打樁吊樁環(huán)節(jié)，一般情況下需要多長時間？
從單個項目來看，較難確定。首先需要參考業(yè)主的決心，如果決心較大，例如去年搶電價平價補貼的情況，江蘇某些項目，招標時間為2020年九月份，年底完成全容量并網(wǎng)。但正常情況下從招標到完成，至少需要1.5年。
31、海風發(fā)展有哪些制約因素？
海風發(fā)展制約因素包括幾個重要的方面。第一，裝機成本。機組漂浮裝機最大的制約因素就是造價成本、施工成本太高，船和海纜成本較高。第二，大型化發(fā)展后，部件方面的重要資源因素。風機中主要工作的部件為葉片、軸承、齒輪箱等傳動件，越往大型化、大兆瓦方向發(fā)展，可靠性方面越需要驗證，此外，在設備制造完成后，施工難度也較高。第三，并網(wǎng)。深遠海發(fā)展的問題在于運輸，目前提倡直流并網(wǎng)，轉(zhuǎn)到升壓站后，再轉(zhuǎn)到電網(wǎng)，此方式會降低損耗，但該技術實際上沒有大批量運用，僅有部分示范重點項目有所運用。第四，制氫方面的技術儲能。制氫方面，儲能需要同步進步，配合深海發(fā)展的風場建設，發(fā)電量若無法轉(zhuǎn)換成生活中的應用，需要轉(zhuǎn)化成氫能或者其他能源進行轉(zhuǎn)化和吸收。
原標題：光伏電池技術產(chǎn)業(yè)跟蹤
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