碳达峰专题研究报告顶层设计落定,碳达峰目

（报告出品方/作者：华泰证券，张馨元、王玮嘉）

1行动方案全面展开，坚定达成碳达峰目标

10月24日国务院印发《年前碳达峰行动方案》，目标在年非化石能源消费比重达到20%，较年单位GDP能耗/碳排放下降13.5%/18%；在年非化石能源消费比重达到25%，单位GDP碳排放较年下降65%以上，实现碳达峰目标。

以实现碳达峰为核心，方案提出“十大行动”。坚持“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险”的总方针，遵循“总体部署、分类施策；系统推进、重点突破；双轮驱动、两手发力；稳妥有序、安全降碳”工作原则，将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、循环经济助力降碳行动、绿色低碳科技创新行动、碳汇能力巩固提升行动、绿色低碳全民行动、各地区梯次有序碳达峰行动等“碳达峰十大行动”。

政策保障层面，将建立统一规范的碳排放统计核算体系，完善经济政策等。碳排放统计系碳达峰过程中的重要工作之一，方案提出将加强碳排放统计核算能力建设，深化核算方法研究，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系。经济政策方面，引导金融机构为绿色低碳项目提供长期限、低成本资金；拓展绿色债券市场的深度和广度，支持符合条件的绿色企业上市融资、挂牌融资和再融资。完善绿色电价政策，健全居民阶梯电价制度和分时电价政策，探索建立分时电价动态调整机制。

2电力：全面推进风光发电，新能源有望长期成长

“碳达峰+碳中和”背景下电源侧改革势不可挡

能源是经济社会发展的重要物质基础，也是碳排放的最主要来源。《年前碳达峰行动方案》提出，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。针对不同的电力品种，《方案》分别给出更为清晰的产业路径：1）煤电严控新增，推动向基础保障性和系统调节性电源并重转型，严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%；2）风光发电全面推进，集中式与分布式并举，再次强调到年风光总装机达到GW以上；3）水电开发因地制宜，十四五与十五五分别新增40GW左右；4）核电积极安全有序发展，确保安全前提下保持平稳建设节奏。

风电与光伏发电有望成为主要电力品种。BP数据显示，年我国二氧化碳排放量约亿吨，其中电力占比约40%（年电能终端消费比重26%），是最大的排放部门。根据能源基金会测算，年我国能源消费总需求有望控制在50亿吨标煤（年48.7亿吨标煤），非化石能源占比将超过85%，非化石电力比例将超过90%。

预计“十四五”风光合计发电量CAGR达到20%，预计-30年CAGR达16%。我们预测国内风电/光伏装机有望从年的/GW增加至年的/GW，“十四五”CAGR分别为11%/21%。按照年非化石能源占一次能源消费比重达到20%测算（前文所述年达到25%），“十四五”期间年均新增风电+太阳能装机容量将达到-GW，其中风电30-50GW/年（CAGR相当于9%~14%），光伏70-85GW/年（CAGR相当于19%-23%）。

技术进步与政策指引，铺就新能源发电平价之路

近年来，风电光伏度电成本持续下降。据IRENA数据，-年我国陆上风电/海上风电LCOE（平准化度电成本）已分别由0./0.美元/KWh下降56%/48%至0./0.美元/KWh；-年我国居民/商业光伏LCOE分别从0./0.美元/KWh下降至0./0.美元/KWh。未来，风电光伏度电成本将继续维持下降趋势。

年陆上风电/年海上风电进入平价时代。年5月，国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔〕号）规定，年底之前核准的陆上风电项目，年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；年1月1日至年底前核准的陆上风电项目，年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；自年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

年国内新增光伏电站全面平价上网。年3月，发改委颁布《关于年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》，通知明确年集中式光伏发电仍为指导价，I-III类资源区分别为每千瓦时0.35/0.4/0.49元，且不低于项目所在地燃煤发电基准价；新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不超过指导价。工商业分布式光伏发电补贴标准降低。其中“自发自用、余量上网”模式项目补贴标准调整为每千瓦时0.05元，“全额上网”模式项目按所在资源区集中式指导价执行。

海上风电开发潜力可观。随着陆上风电资源开发的深入，海上风电作为新能源产业中相对较新的分支，在最近十年内发展迅速。据国际可再生能源机构（IRENA）统计，-年全球海上风电装机容量由3.1GW增长至34.4GW，增幅超过10倍。目前全球海上装容量在风电总装机容量中占比不到5%，但随着技术的成熟和成本降低，海上风电近几年以及未来的部署和规划在不断扩大，-年年均新增装机总量超过5GW。

海上风电的安装及维护受海域水深、与海岸间距离以及电厂规模影响。随着技术的成熟和进步，全球海上风电的建设正向着更深、更远的海域发展，风场规模也逐渐扩大。据IRENA数据显示，年全球投产的海上风电场平均规模为25MW，单个机组平均容量为1.5MW，海域平均水深7米，距海岸约5公里；而到年，海上风电场平均规模提升至MW，单个机组平均容量为6.5MW，海域平均水深38米，距海岸约30公里。同时，自年后海上风电的建设时间已降至1.5-2.5年。

海风成本先升后降，规模效应开始显现。与陆上风电相比，海上风电的建设环境更加复杂，因此总装机成本更高、建设时间更长。最近20年内全球海上风电的平均装机成本变化趋势可分三个阶段：-年由2,美元/千瓦提升至5,美元/千瓦，-年在5,美元/千瓦上下波动，-年装机成本快速下降至3,美元/千瓦。与之相对应的，-年全球海上风电的平准化度电成本（LCOE）由0.美元/千瓦时降至0.美元/千瓦时。随着装机容量的扩大，规模效应也开始显现。

我国海上风电发展前景广阔。近年来我国海上风电的建设成果显著，据国家能源局数据显示，截至年6月底，我国海上风电并网容量达到11.13GW，位居全球第二。据《中国“十四五”电力发展规划研究》，我国将主要在广东、江苏、福建、浙江、山东、辽宁和广西沿海等地区开发海上风电，重点开发7个大型海上风电基地。年初GWEC预测中国在/年有望建成投产海上风电总装机容量分别为29GW/57GW，分别是年末的3.2倍/6.3倍，可见中国海上风电将迎来厚积薄发的发展时期。

中国海上风电成本优势明显。相比于海上风电市场最大的欧洲，中国拥有更低的人力成本，且风电场距海岸距离相对较近，因此整体建设成本更低。据IRENA数据显示，-年中国海上风电的装机成本由4,美元/KW下降至2,美元/KW，低于全球平均水平，也显著低于全球海上风电装机第一英国的4,美元/KW。中国海上风电的LCOE与世界平均水平相当，同样也显著低于大部分欧洲国家。由于风电场距海岸较近导致风力资源较为匮乏，加上中国目前使用的风机较小，目前中国海上风电的容量系数低于欧洲各国，但其在-年间提升23%，增速位于世界前列，说明中国海上风电建设趋势向好。

国补退坡引发抢装潮，政策支持推进全产业发展。我国上一轮海上风电高速增长源于年国家能源局印发的《关于年度风电建设管理有关要求的通知》，通知明确年前核准的海上风电项目能取得0.85元/KWh的上网电价，引发海上风电的“抢核准”潮。根据国家政策，年是海上风电并网补贴最后一年，受此影响行业出现“抢装潮”，船机装备、风机设备等供货较为紧张，一定程度推高海上风电造价。

目前海上风电建设成本依然较高，直接跨越到平价困难重重，“国补”退出后，如何权衡地方政府扶持力度和相关产业链成熟度成为重大课题。广东省率先出台政策，明确年海上风电中央补贴取消后，广东省对省管海域内-年全容量并网项目通过建设投资继续补贴三年，-年补贴标准分别为1,/1,/元/KW，对年起并网的项目将不再补贴。目前全国共有九省份制定海上风电开发和产业链提升计划，类型包括：1）打造高端海上风电装备制造基地；2）规划海上风电设备研发和服务基地；3）规划形成整机制造、关键零部件生产、海上施工及相关服务业协调发展的全产业链基地。

水电开发由易到难，大型水电站将会成为稀缺资源

截至年底全国仍有1.7亿千瓦技术可开发水电资源。根据国家发改委年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发装机分别为6.9/5.4亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为6.08/2.47万亿千瓦时。根据中电联数据，截至年底，我国水电装机容量3.7亿千瓦。其中，我国十三大水电基地总装机规模2.8亿千瓦。虽然截至年底，我国仍有1.7亿千瓦技术可开发水电资源，但我们认为，水电站建设由易到难，往后大型水电站将成为稀缺性资源。

方案明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4万千瓦左右。粗略统计，我国预计将于十四五期间投产的乌东德/白鹤滩/两河口/杨房沟/苏洼龙等大型水电站的装机容量分别为////万千瓦，合计万千瓦。方案中还提到推进雅鲁藏布江下游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关开发主体及项目方案落实。

水风光一体化发展系大势所趋，将为水电上市公司发展带来新空间，“1+1+1”远大于3。水风光清洁能源基地主要是将风光电站建设在水电站周围，利用已有水电外送通道将水风光电量打捆外送，可以利用水电站优异的出力调节能力与风光出力不均进行互补，保障风光电力消纳的同时充分利用水能。由于水电资源开发由易到难，除目前在运及在建大型水电站外，将来水电站增量空间较小，开发性价比较低。各大水电上市公司未来增量方面或许还得依靠风光，方案中也提到“推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。”

市场化电价逐步放开，电力运营商盈利模式迎利好

我国电改大体分为三个阶段：1）上世纪80年代电力投资上允许多家办电，改变过去独家办电，初步扭转电力短缺问题；2）年2月5号文启动的电改，实现了厂网分开、主辅分离；3）年3月中发9号文启动的新一轮电改，主要内容是“三放开、一独立、三强化”，吸取之前的教训，进一步推进电力市场化。

市场电浮动范围扩大，且允许电价实际上浮。10月8日国常会宣布改革完善煤电价格市场化形成机制，有序推动煤电全部进入市场，在保持居民/农业/公益事业电价稳定的前提下，将市场交易电价浮动范围由（-15%到+10%），调整为（原则上均不超过20%），对高耗能用电不设限制。浮动范围扩大符合我们一直以来的预期。虽然我们认为涨电价无法使煤电获得超额利润，但市场化电价的逐步放开对电力运营商的盈利模式无疑是重大利好，间接利好和火电一起竞价的水电/核电。

绿电交易意味着风光的绿色属性可以得到溢价。绿色电力交易试点工作方案已获国家发改委与能源局批准，新能源发电市场化属性进一步强化。方案明确以平价风光发电项目为优先售电方，鼓励在建项目签订长协，丰富潜在装机增量的消纳渠道，我们认为此举将有助于缓解庞大的十四五装机规模与弃风/弃光限电率上升的矛盾。方案明确绿电交易价格设置上下限，提升新能源发电项目价格弹性，我们认为将进一步体现绿电低碳属性。绿电交易机制未来有望和碳交易、绿证机制衔接，激发用电侧参与积极性。

三类新能源运营商有望体现α

双碳目标驱动新能源发电行业有望长期成长（我们预计-50年风光电量CAGR10%）。竞争格局呈国进民退之势，我们认为竞争力将决定新能源运营商α，三维度评价：1）运营能力，发电量最为直观，综合体现开发/投资/建设/运维实力；2）盈利能力，对风电而言资源区域运营效率融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键；3）融资能力，保障竞争力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。（报告来源：未来智库）

3电新：构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统

碳达峰行动方案涉及到发电、输配电和用电等各个领域，新能源车、风光和储能等板块均协助实现碳达峰。此次电新板块相关的政策与前期表述基本相同，在新能源车领域首次提出年清洁能源交通工具比例目标（40%），在光伏领域首次提出年新建公共机构和厂房的光伏屋顶覆盖率达到50%。

新能源车：大力推广新能源车，加速电动化进程

政策支持态度明显，国内销量维持高位。《行动方案》提出要大力推广新能源汽车，逐步降低传统燃油汽车在新车产销和汽车保有量中的占比，推动城市公共服务车辆电动化替代，推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆。根据中汽协披露，我国新能源汽车9月销量35.7万辆，（环比+11%，同比+42%），1-9月累计销量为万辆，我们预计21年销量为-万辆，22年仍将有新车型的刺激效应，且为补贴最后一年，可能有抢装，22年市场预期上修至万辆。

政策夯实海外销量基本盘，延续高景气。欧洲以政策刺激（碳排放的负向激励+补贴的正向激励）为主，车型刺激为辅,我们预计年销量约为万辆。政策逻辑在年会有所弱化，一是补贴政策开始进入退坡期，退坡节奏相对平缓；二是碳排放政策在-年约束力最强，年边际的政策变化相对较小，22年看欧洲车市的恢复，22年预计-万辆。美国前9月销量合计43万辆，我们预计21年销量为60-70万辆，22年看新车型以及刺激政策（税收抵免政策最重要，还剩两院投票表决），维持22年万辆以上的预期。

储能：建设预期逐步夯实，首提支持分布式能源配储

储能建设预期逐步夯实，首提支持分布式能源配储。《行动方案》提出积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，首次在国家政策层面提出鼓励新能源配储。加快新型储能示范推广应用，到年，新型储能装机容量达到30GW以上，30GW夯实电化学储能建设底线，考虑到电化学储能在频率调节方面的优势，实际规模或远超规划值。

抽水蓄能与前期规划一致，协助能源结构转型。《行动方案》提出制定新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划，完善促进抽水蓄能发展的政策机制，到年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右。截至20年底国内抽水蓄能电站规划储备项目.3GW，其中20年底前规划新建GW，抽水蓄能储备众多，实际落地情况仍需追踪。

储能种类与电力系统息息相关，抽水储能为前期发展重点，电化学储能占比持续提升。火电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能够满足前期大规模峰谷调节的需要。光伏与风电发电具有天然波动性，需要通过火电或者储能进行频率和峰谷调节。相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等新技术。

电化学储能在频率/功率调节领域难以替代。储能主要解决两类问题：1）平衡各种发电设施的频率波动，作为可调节容量，维持整个电网瞬时功率的稳定；2）调节电量供需时间错配问题，包括将晚上充足的电量供给转移至白天，或将淡季的电往旺盛的月份去转（年以来国内峰谷月份用电量差别近40%）。电化学储能在频率调节速度和精度上远高于其他调节方式，频率调节是电化学储能的基本盘，很难被其他储能方式取代。

电化学储能成为新增储能装机的主流方式，锂电池渗透率提升是趋势。电化学储能的优势在于安装灵活，反应速度快，频率调节能力强，契合以新能源为主体的新型电力系统需求。随着成本下降，份额稳步提升。根据CNESA数据，截至年，全球电化学储能累计装机14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机的7.4%；国内电化学储能累计装机3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的9.2%。

电化学储能中，我们认为锂离子电池渗透率提升是趋势，主要是降本路径清晰。电化学储能安装灵活，反应速度快，频率调节能力强，契合以新能源为主体的新型电力系统需求。随着新能源逐步普及，电网的波动性快速增加，储能需求旺盛。作为典型的制造业，动力电池符合“莱特定律”，即产量每翻一番，价格就会下降约15%左右。乘用车电动化率提升的高确定性带来了电池规模快速增长的确定性，变相带来了电池降本曲线的高度可预见性。

健全新能源配储激励机制，发电侧储能政策逐步。年8月10日，发改委和能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。各地为增加消纳能力，多个省份提出发电侧强制配储政策，消纳责任转为发电侧和电网共同承担。

储能成长路径明确，有望进入成长快车道。短期来看，新能源强制配储及补贴政策带动，国内电化学储能进入快速发展通道。根据此次碳达峰行动方案，到年，新型储能装机容量达到3万千瓦以上。到年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

长期来看，能源结构转型和降本持续催生储能需求，储能是未来全球范围的高成长赛道。根据BNEF预测，基本场景下（不考虑补贴支持政策），全球储能市场累计装机量预计将从年的11GW/22GWh（PCS装机/电池装机，下同）增至年1,GW/5,GWh，30年间CAGR有望达到18%。乐观场景下（补贴支持带动），考虑储能的正外部性，若政策给予税收以及电价补贴，储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的30%，则年全球储能市场规模将达3.7TW/14.0TWh，是基本情景下年市场规模的两倍有余。结构上，到年全球电网级储能项目预计占比约70%，其余约四分之一为居民及工商业用户侧储能。

新能源：再次明确新能源装机容量目标，夯实行业需求底线

主要目标规定25、30年非化石能源比重及装机总量，为新能源装机提供坚实保障。《通知》要求到年，非化石能源消费比重达到20%左右；到年比重达到25%左右。通过对能耗消费占比进行测算，我们预计20-25年光伏装机年均新增GW，风电60-70GW；25-30年光伏装机年均新增GW，风电70-80GW。同时《通知》重点任务中要求到年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，将是新能源装机需求的坚实保障。

再重申对风光大基地的要求。《通知》要求全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。“十四五”期间会议已经提及要重点发展九大清洁能源基地、四大海上风电基地等，有望推动风电光伏装机高增。

首次提出对分布式光伏要求，分布式光伏需求有望超预期。分布式光伏的应用场景中，《通知》首次在全国性文件中提出“加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新‘光伏+’模式，推进光伏发电多元布局。”而在对应目标中，则提出“到年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%”。

对政策目标对应屋顶光伏新增量进行计算，1）新建厂房屋顶光伏，中国建筑业协会年厂房竣工面积平均值4.85亿平方米，按50%发电比例、50%屋顶利用率及单平米W估算，对应每年新增规模24GW左右。2）新增公共机构，以中国建筑业协会年科研、教育和医疗用房屋建筑面积1.6亿平方米、假设建筑2层，按50%的发电比例、50%屋顶利用率及单平米W估算，对应每年新增分布式规模4GW。预计该目标对应年均新增分布式光伏28GW左右。

《通知》要求积极发展除风光外，多种可再生能源发电形式，同时加强保障消纳。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制，有助于提升项目经济性，是未来新能源发电需求快速增长的强有力支撑保障。

4机械：推进清洁能源装备及减碳节能设备

锂电设备；受益全球电池产能扩张，设备公司在手订单充足

受益下游电池厂产能扩张，锂电设备需求旺盛

碳达峰目标明确推进运输工具低碳转型，提高新能源汽车、电动船舶、机场运行电动化水平，预计到年新增新能源、清洁能源动力的交通工具比例达到40%左右。基于中国在年达40%渗透率，美国年达50%渗透率及欧洲各国政策，我们预测年全球总锂电装机量需求达2.3TWh，设备需求达2亿元：其中国内锂电装机量需求达GWh，锂电设备需求达亿元；国外总锂电装机量需求达1.5TWh，设备需求达1亿元。

下游锂电需求扩张促进电池龙头企业加快产能布局。年宁德时代新增规划产能GWh，投资金额共计亿元，预计到年宁德时代规划总产能达GWh。国内外锂电池龙头加大产能布局，预计到年全球锂电池龙头产能合计2.3TWh，年新增锂电设备需求1亿元；其中中国锂电池龙头产能合计1.6TWh，年国内新增锂电设备需求0亿元。

锂电设备包括电极制作、电芯装配、后处理三个阶段，占整线价值量的比例分别为35%、30%、35%。前中段主要供应商包括先导智能、赢合科技、科恒股份等，后段主要供应商包括杭可科技、先导智能、星云股份、利元亨。

锂电设备行业营收增长迅速，盈利能力承压。9M21营收亿元/yoy+64%，归母净利润18.2亿元/yoy+25%。利能力承压，9M21毛利32.6%/yoy-5.2pct，净利率11.0%/yoy-2.3pct，ROE7.4%/yoy-0.4%。盈利能力下降主要受原材料上涨，同时，设备公司加大研发和产能投入，前置的研发投入与产能爬升未达满产期间的前置费用，亦会降低利润率水平。新签订单毛利有所提升，预计随新订单交付，盈利能力明年有望改善。

风电设备：大型化加速风电平价，零部件厂商迎发展良机

风电：“双碳”目标确立，风电装机步入“十四五”发展新阶段

风机价格大幅回落，平价元年竞争力凸显。年之前国内风电行业对补贴的依赖程度相对较高，降本速度相对较慢。据国际可再生能源署（IRENA），-年间中国陆上及海上风电的平均度电成本分别从0./0.美元下降至0./0.美元，降幅为54%/53%，相比同时期光伏度电成本86%的降幅，有较大的差距，主要系风电补贴退坡节奏相对更为温和。而年作为陆上风电的平价元年，风机招投标价格大幅下降，从年初的4元/kW下探至年9月的元/kW。投资成本的大幅降低将进一步降低风电度电成本，提升终端电站投资的吸引力。

招标量提前反映装机预期，年陆上风电需求仍有较强持续性。在陆风补贴退出的催化下，年国内新增吊装容量创历史最高，达到57.8GW，在年基础上实现翻番。年前三季度，国内公开招标市场新增招标量41.9GW，比去年同期增长了.1%，按市场分类，陆上新增招标容量40.9GW，海上新增招标容量1GW。

分散式风电与老旧风场改造有望带来增量空间。年9月国家能源局领导在座谈会上提出“在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率”，我们认为未来老旧风场的改造需求将逐渐显现，潜在的新增装机空间或可达到百兆瓦级别。据CEWA，年全国累计风电装机中2MW以下（不含）的占比达48.1%，以此推算全国2MW以下的存量机组超过GW，其中大部分为1.5MW机组。

风电设备：优选受益于风机大型化、具备较高壁垒的零部件企业

风电零部件供应商毛利率水平通常优于整机厂。据各上市公司报表披露，零部件制造商的毛利率水平通常高于中游整机厂，零部件中的主轴、轴承、法兰、电缆、变流器毛利率较高，塔筒、叶片其次。叶片、齿轮箱和发电机是风电整机中价值量最大的零部件。其中除了主轴承之外的其他零部件基本实现了全部国产化。

优选受益于风机大型化、海风平价、具备较高壁垒的零部件及相关设备企业。风机大型化主要体现在三个方向：1）风电机组发电功率增大；2）高塔筒；3）叶片大型化。

光伏设备：工艺和产品端共促产业链持续降本增效

光伏作为国家重点发展的战略性新兴产业之一，除了提升能源结构中的清洁能源占比以外，也需要不断进行技术迭代，优化生产工艺，将太阳能这一绿色能源的生产过程流程也转化成绿色制造工程，从而构建完整的绿色制造体系。我们认为，光伏产业等新兴产业的降本增效主要在生产过程工艺改进和产品技术突破这两个分支上。

工艺优化：国产设备助力生产端降本提效

硅料生产能耗高限制大，国产设备助力降本增效显优势。光伏硅料生产，主要是将冶金级工业硅经过多次反应处理，提纯至光伏级的多晶硅材料；因能耗、环保等方面的限制，硅料产能的扩充相较于其他环节壁垒较高、时间较长，助长了20H2以来的硅料价格上涨。以主流的改良西门子法为例，硅料主要生产设备还原炉（系统），约占硅料设备总投资的30%左右。

在硅料环节占综合电耗70%的还原炉，20年行业平均还原电耗约48kWh/kg-Si；而龙头设备厂商通过技术迭代，部分炉型已将还原电耗做到42kWh/kg-Si。多晶硅还原环节主要通过充分的尾气余热利用，优化换热网络和还原流程涉及等方式降低综合能耗。20年行业平均还原余热利用率在80%左右，据我们调研，双良节能的新型还原炉，通过扩大余热回收范围/提升余热品味，还原余热利用率可达90%左右，行业节能降耗水平持续提升。（报告来源：未来智库）

碳中和背景下，高温热泵等技术应用空间持续拓展。热泵是一种将低位热源的热能转移到高位热源的装置，通常是先从自然界的空气、水或土壤中获取低品位热能，经过电力做功，并把它传递给被加热的对象（温度较高的物体），其工作原理与制冷机相同，都是按照逆卡诺循环工作的，核心部件都是压缩机，所不同的只是工作温度范围不一样，与一般的热泵而言，效率更高，出水温度更高，应用范围更广。除吸收空气源中的热量之外，高温热泵还可以回收工业排放的低品位余热，制取80℃（含）以上热水或蒸汽，大大提升余热的使用效率。

技术突破：无止境的电池片转换效率提升与材料成本降低

电池片是提效降本的核心，下一世代技术不断优化前进。上游硅料、硅片偏标准品，但电池片因为技术工艺较多，迭代更新速度快，有望走出差异化路线。产业链上下游围绕新技术的讨论日趋激烈，但由于分布式光伏、BIPV、风光大基地等应用场景的逐渐增多，下一代电池技术差异化显现，我们认为未来2-3年将出现多种技术路线并存的阶段。在推动现有产能升级的基础上，NTOPCon电池组件与多主栅、半片、叠瓦等技术相配合，可以实现更高的组件功率，有效的降低度电成本，是开启N型时代的敲门砖。HJT技术作为最具发展潜力的下一代大规模量产电池技术之一，实现关键辅助材料的研发和替代等将推动非硅成本的进一步降低，将真正开启HJT低成本量产时代。

进步不止的光伏产业链，始终寻求效率与成本的最优解。我们认为，目前PERC电池或仍然是最具性价比的电池产能且占据主要市场份额；TOPCon有望在量产优化线上真正解决大规模量产的良率和效率提升；存量超过GW的PERC产线低成本迭代升级，进一步提升良率、降低成本和盘活存量资产，也是目前头部厂商路线选择的重要考虑因素。HJT更具备中长期的竞争优势，近年来在设备端已取得较大的进展和突破，单GW设备投资已经从8-10亿下降至4.5亿以内且龙头设备厂商具备交钥匙能力。

设备厂商提前布局新技术，供应能力与经验积累重要性不断提升。随着下游持续加速扩产，龙头设备供应商高端产能与设备设计调试能力的重要性与稀缺性将更加凸显，迈为股份、捷佳伟创等龙头设备厂商纷纷提前布局，在建设TOPCon/HJT工艺设备产能的同时，自建试验线助力上游供应商验证新产品，帮助下游客户完成前期数据积累。我们认为，新技术的发展需密切

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