TOPCon：

今日捷佳股价涨幅较多，主要系市场预期其TOPCon订单落地，我们预计相关招标仍在持续推进中，值得持续关注。

TOPCon下半年需重点关注两点变化：

1）除了晶科以外老玩家扩产：去年底以来TOPCon量产主要系晶科、钧达、中来等厂商推进，但进入今年下半年后天合、晶澳、通威也均有相关5-8GW不等布局。随着TOPCon渗透率提升有望形成合力，持续推动电池环节降本增效。

2）PE工艺路线进展：此前市场量产TOPCon工艺主要为LP，而天合、晶澳、通威等厂商中试线也储备了PE工艺，PE相较于LP可缓解绕镀、石英损耗等成本问题，但工艺成熟度仍有距离。我们认为未来电池路线将体现一定差异化，也不排除一家厂商两种路线均用，LP和PE路线将有望并行。目前捷佳在PE工艺优势显著，已取得3家客户规模订单。
此前由于扩产及路线不清晰，捷佳估值持续下跌，TOPCon设备也没有核心上市标的;若后续TOPCcon订单进展顺利，同时叠加半导体、钙钛矿设备突破，公司估值有望迎来边际反转。

海特：

爱康科技今日公告，子公司湖州爱康与迈为签订设备采购合同，2条210半片HJT整线设备合计1.2GW，每条产能超过600MW。21年11月爱康采购的迈为210半片HJT整线，已于今年6月陆续进场调试。
本次订单符合预期，21年9月迈为中标爱康HJT600MW整线后，也达成1.8GW后期采购意向。据爱康公告，其湖州基地现有HJT产能220MW，25年有望实现10GW产能。本次1.2GW两条线将分别于22年12月20日、23年1月20日前完成供货，届时公司将具备2GW产能。

目前迈为上半年HJT订单已有6GW，叠加华晟、金刚、爱康现HJT已预期招标19.5GW，随着后续日升、华润等招标落地，HJT全年扩产20GW以上确定性强，市场订单及业绩预期有望上调。

今年以来光伏各高效电池板块出现较动， TOPCon 和异质结出现跷跷板效应，这是此前市场在错误舆论引导下出现的思维惯性。我们认为各路线都是双周期嵌套（产业大趋势+技术渗透周期）均存在投资机会，只有快慢之分，没有对错之分，关键看成本性价比和产品差异化，进入7-8月后TOPCon、HJT板块均有相关催化，值得持续跟踪关注。

风电补贴政策最新进展！

事件：近日，浙江省舟山市发布《关于2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》。《通知》显示，2022年和2023年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制、补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时。项目补贴期限为10年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数2600小时进行补贴。


1、从补贴力度看，2022-2023年浙江新增海风项目经营期内的度电补贴额分别为3分/1.5分。根据计算，2022-2023年广东海风度电补贴额分别为2.1分/1.4分、山东的度电补贴额分别为1.3分/0.8分，浙江补贴力度略高于广东省与山东省，也一定程度上彰显浙江海风发展的动力。项目收益率方面：1）按全资本金计算，度电补贴额3分/1.5分对应的IRR提升幅度约0.8pct/0.4pct;2）按70%贷款比例计算，度电补贴额3分/1.5分对应的IRR提升幅度约2.8pct/1.4pct。

2、从补贴规模看，2022-2023年省级补贴规模分别控制在600MW、1.5GW，与当前海风推进项目相吻合。根据我们梳理，2022年浙江海风主要并网项目为两个：1、华润苍南项目（400MW，中国海装6.25&10MW风机，东缆35kV场内缆+汉缆220kV送出缆）、象山涂茨项目（280MW，中国海装8MWMW风机、东缆66kV场内缆），这2个项目合计680MW今年大概率全容量并网。展望2023年，浙江省4个风场总规模接近1.5GW有望实现并网（浙能台州1号、岱山1号、苍南2号、象山1号二期），相应的风机与海缆环节值得关注。

3、行业层面，2022H1海风招标近18GW（含国电投10.5GW框架竞配招标），全年海风招标有望达23-24GW，大幅高于历史峰值2019年的16GW。随着海风平价持续推进，国内十四五期间海风新增装机规模有望超60GW且不乏超预期可能。随着海风吊装船的供给逐步增加、基础施工成本的下降，未来海风降本潜力和需求空间非常广阔。

【风电行业近期状况及展望】

1、十四五全国及各省风电规划情况？

整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右;浙江大概有4.5GW;黑龙江大概有10GW左右;甘肃有25GW左右;山东大概有7-8GW;天津大概有1GW多一点;宁夏大概有4-5GW;江苏大概有11GW左右;云南大概有15-20GW;河北大概有21-22GW;河南大概有10GW多一点;吉林大概有16GW左右;四川大概有10GW左右;湖北大概有6-7GW;西藏可能暂时没有多少;海南大概有5GW左右;江西大概有2-3GW;广东大概有20GW左右;青海大概8-10GW;重庆大概有1GW多一点;贵州大概有5GW左右;北京大概有0.2GW左右;湖南大概有6-7GW。

2、22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？

整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。

3、从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？

陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。

4、目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？

目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。

5、今年上半年风电装机情况如何？

今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。

6、关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？

今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。

7、目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？

目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60GW左右。

8、风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）

上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。

9、怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？

长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。

10、目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？

在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
11、目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。

12、近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）

近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。

13、近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？

近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。

14、陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？

陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。

15、目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？

目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。

16、除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？

往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。

17、通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？

陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。

18、目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。

风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。

19、今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？

最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。

20、沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？

山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。

21、风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？

配储能后，发电量可提高6%左右。

22、大基地的风电项目收益率是多少？

正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。

23、风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？

企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。

24、目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。

项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。

25、现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？

目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。

26、关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？

小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。

27、分散式风电的空间如何看待？

分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。

28、陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？

陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。

29、陆上风电的综合成本，以及广东、山东、江苏的海上风电综合建设成本为多少？

目前陆上风电，北方山区综合建设成本普遍在4500元差不多，1GW的综合建设成本需要40-50亿元。南方的建设成本基本上每GW在60-70亿左右，上网电价约为0.4元。海上风电电价在平价后，各省电价如下：山东0.39元，江苏0.41元，上海、广东、福建均为0.42元。海风平价的话，山东省综合性成本每千瓦约为1.1-1.2万元，其风机风速较低，扇叶较长，直径约为220-230米，有效利用风速相对较弱，平价后，收益率在6%以上。江苏的情况与山东类似，推进低风速、大扇叶的机型。江苏建设成本在12000-13000元之间，12500元差不多可实现平价。广东的机型容量、兆瓦数较大，普遍在12-13兆瓦，扇叶直径在250-240米之间，每GW大概130-140亿元便算实现平价。

30、风机从开始招标到海上风电打桩吊桩环节，一般情况下需要多长时间？

从单个项目来看，较难确定。首先需要参考业主的决心，如果决心较大，例如去年抢电价平价补贴的情况，江苏某些项目，招标时间为2020年九月份，年底完成全容量并网。但正常情况下从招标到完成，至少需要1.5年。

31、海风发展有哪些制约因素？

海风发展制约因素包括几个重要的方面。第一，装机成本。机组漂浮装机最大的制约因素就是造价成本、施工成本太高，船和海缆成本较高。第二，大型化发展后，部件方面的重要资源因素。风机中主要工作的部件为叶片、轴承、齿轮箱等传动件，越往大型化、大兆瓦方向发展，可靠性方面越需要验证，此外，在设备制造完成后，施工难度也较高。第三，并网。深远海发展的问题在于运输，目前提倡直流并网，转到升压站后，再转到电网，此方式会降低损耗，但该技术实际上没有大批量运用，仅有部分示范重点项目有所运用。第四，制氢方面的技术储能。制氢方面，储能需要同步进步，配合深海发展的风场建设，发电量若无法转换成生活中的应用，需要转化成氢能或者其他能源进行转化和吸收。

原标题：光伏电池技术产业跟踪