一、电新板块估值已具备投资价值

1.1今年以来电新板块股价走势

我们梳理了申万分类行业 22 年 1-11 月中旬的表现，总体来看，电力设备新能源行业中光 伏逆变器、光伏电池组件、光伏加工设备等具有确定性高增长需求的领域表现较好，多数 接近成熟期和衰退期的行业表现较弱。2022 年初至 11 月中旬，电气设备（申万 2021） 指数下跌 9.69%，跑输上证 A 股指数 4.07 个百分点。

1.2综合估值和成长性择股

比较申万各板块估值，截至 2022 年 11 月 17 日电气设备行业 PE（TTM 整体法）为 34.82 倍，相对上证 A 股估值溢价 160.66%。电气设备行业的估值中的光伏设备及电网设备估 值处于较高水平。

从机构持仓角度看，根据 Wind 数据，按照申万一级行业(2021)，电力设备 22 年三季度机 构持股市值仍保持前五位，环比持仓市值有所下滑。个股角度看，截至 2022 年三季度， 电力设备新能源持股市值前五位个股分别为宁德时代、国电南瑞、隆基绿能、通威股份、 亿纬锂能，环比持仓市值有所下滑。

二、储能投资价值凸现

2.1、新能源配储需求旺盛，新型储能加速发展

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明确。自 2017 年出台《关于促进储 能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、 重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021 年 7 月，国家发改委发布的《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025 年，新型储能从商业化初期向规模化发 展转变，装机规模达 30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确 应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1， 其他地方原则上不低于 3:1。2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业 模式发展不断明晰，新型储能被作为独立储能参与电力市场。

我国储能建设提速，22 年储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。相较于光伏与风电产业， 我国储能产业起步较晚，但 2020 年以来增速快速提升。根据中关村储能产业技术联盟，2021 年我国累计储能装机量达到 46.1GW，同比增长 3.39%，占全球的 22.02%，新增装机为 10.5GW， 同比增速达到 228.13%。进入 2022 年以来，国内储能招投标活跃。根据储能与电力市场的统 计，2022 年 10 月国内储能中标量达到 3.8GW/14.65GWh，环比增长 131.7%/355.5%，2022 年前十月我国储能中标量达到 12.6GW/32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发 展快车道。

新能源强制配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需 求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至 2022 年 11 月，全 国已有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏、 分布式光伏以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策 的省市地区，新能源配储比例多集中在 10%-15%，主流的储能时长为 2 小时。我们认为，随 着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳 定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升， 长时储能领域有望受益。

多省市公布“十四五”储能装机计划，未来几年我国大储需求旺盛。根据国际能源网，我国已 有 20个省市明确公布了“十四五”储能目标，到 2025年 20省市新型储能累计装机为54.85GW； 有 10 个省市明确公布了“十四五”抽水蓄能目标，到 2025 年 10 省市抽水蓄能累计装机达 43.29GW。上海、重庆、海南、四川、宁夏等省份虽然没有明确“十四五”装机规模，但也做 出了相应的布局。新能源并网将是未来我国装机的主要驱动力，预计 2022-2025 年新增光伏 装机配储比例为 12.0%/15.0%/18.0%/20.0%，新增风电配储比例为 2%/4%/7%/10%。

大型光伏电站配储为 23 年行业需求重要拉动力，预计 25 年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh， 21-25年 CAGR为 91%/116%，全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年 CAGR为 89%/110%。 我们预计 23 年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是 我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国储能 需求为 31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步 提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至 2025 年我国储能总需求将达 到 86.9GW/274.4GWh，21-25 年 CAGR 为 91%/116%。全球来看，预计 2025 年全球储能需 求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。

抽水蓄能仍占据主导地位，新型储能中锂电池率先进入商业化，在分布式储能中优势明显。 根据 CNESA，截至 2021 年底，我国已建成储能项目中，抽水蓄能累计装机 39.8GW，占 比 86.33%，仍居于主导地位；抽水蓄能新增规模 8GW，同比增长 437%。新型储能（含 熔融盐储能）累计装机量 6.3GW，占比提升至 13.7%，新型储能新增装机 1.8GW，同比 增长 40%。新型储能装机中以锂电池为主，累计装机 5.2GW，占新型储能的比重达 82%。 动力电池的快速发展带动了锂离子电池产业链的成熟，锂离子电池在各类新型储能中较早 进入商业化成熟期。锂电储能长寿命，能量密度高，高效率，响应速度快，环境适应性强 等优势，除了应用于大型储能电站外，在分布式储能中优势更为显著。

长时储能是未来重要趋势，相关新型储能技术有望受益。在未来，通过超长时间尺度和中 长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率 波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此， 在长时储能领域具备优势的储能技术，例如压缩空气储能、液流电池、重力储能、光热储 能技术路线有望受益。

三、光伏关注N型化和大型电站占比提升的主线

3.1全球光伏装机需求维持高景气

光伏 1-9 月国内新增装机量与发电量快速增长，需求景气度稳中有升。根据能源局统计数 据，22 年 1-9 月光伏新增装机量 52.60GW，同比+105.79%，其中 22 年 9 月光伏新增装 机量达 8.13GW，同比+131.6%，环比+20.6%，装机量同比维持高增速，环比增加。Q4 来看，11 月将进入 12 月抢装潮的采购阶段，需求保持旺盛，预计装机量将逐月环比上升。 2022 年 1-9 月全国光伏发电量 1749.9 亿千瓦时，同比增长 28.46%，其中 2022 年 9 月 发电量 201.8 亿千瓦时，同比增长 36.08%，较去年同期明显上升。

光伏招标与中标同比仍然高增，集中式中标量开始环比上升。2022 年 1 至 10 月，光伏项 目累计招标量 158.25GW，同比上涨 206.01%。2022 年 10 月，招标量为 3.13GW，环比 -82.96%，同比-42.28%。分布式招标量同环比均增加，10 月分布式光伏招标量为 1.89GW, 环比+102.73%，同比+54.82%；集中式光伏招标量为 1.24GW，环比-92.88%，同比-70.46%。 光伏项目累计中标量 109.95GW，同比上涨 67.97%。

2022 年 10 月，中标量 11.81GW, 环比+58.51%，同比+183.28%。分布式和集中式光伏均同比上升，10 月分布式光伏中标 量为 1.21GW,环比-43.33%，同比+66.31%；集中式光伏中标量为 10.6GW，环比+99.48%， 同比+208.05%。招标量来看，由于前期招标量较大，10 月招标环比有所下降，但从中标 量来看，前期停滞与拖后开标项目逐渐起量，其中集中式中标量同环比均上升，四季度集 中式项目需求有望迎来高峰。

光伏 9 月出口量快速增长，欧洲光伏需求维持旺盛。根据盖锡咨询，2022 年 1-9 月，我 国光伏组件累计出口量为 126.04GW，同比+73.47%。其中出口至欧洲部分国家（荷兰、 西班牙、德国、葡萄牙、波兰、意大利、希腊、比利时、法国）组件出口量为 64.11GW， 同比+105.72%。2022 年 9 月我国光伏组件出口量为 12.65GW，环比-10.29%，同比 +28.55%。其中9月组件出口欧洲部分国家出口量为6.87GW，环比-13.96%，同比+79.91%。

预计未来需求维持长时间高度景气，全球装机量保持高速增长。综合以上装机、招标、出 口来看，上半年光伏产业链需求较去年大幅增长。Q4 来看，硅料降价拐点逐步接近，目 前次级料与正品料价差逐渐加大，同时国内需求在装机潮的刺激下有望在年底迎来环比高 增。展望明年，美国 10414 公告之后，组件东南亚产能不再受到限制，在欧洲新能源迭代 浪潮翻涌与国内被压制需求释放的背景下，全年光伏装机将大幅度增长。若将目光放长远， 随着碳达峰、碳中和、十四五等目标与规划带来的各项利好光伏发电政策的颁布与实施， 预计未来光伏装机需求保持高速增长。我们预计 22-24 年全球光伏装机需求为 240/350/460GW，同比增长 55%/31%/30%。

我们预计 2023 年全球新增光伏需求达 350GW，全球组件需求达 433GW。假设 23 年单 W 硅耗为 2.8g，则硅料需求约 121 万吨，硅料有效产能约 125 万吨，23 年全年硅料供 需结构依然处于紧平衡的状态。除硅料环节外其他环节基本均处于供过于求状态，硅片/电 池片/组件可覆盖大尺寸产品的有效产能分别为 566/607/535GW。

3.2主线一：N型化趋势下设备和主辅材迎来变化机会

3.2.1、N型电池项目加快落地，新型电池技术加速渗透

2022 年异质结 GW 级别新产能频出，设备订单规模持续提升。目前华晟新能源、钧石能 源、山煤国际、通威股份、爱康科技、东方日升、明阳智能等企业均已宣布投资新建 GW 级的 HJT 相关项目，据 Solarzoom 数据，到 2022 年底 HJT 产能将达到 10.62GW，到 2023 年底 HJT 产能将达到 63.58GW。随着多家产能提升，HJT 设备订单也已经逐步提 升。根据各家公告，截至 2022 年 11 月中旬，HJT 设备招标量超过 30GW，预计 2023 年 设备招标量将提升至 50-60GW。

23 年底 TOPCon 产能规划超过 300GW，市场竞争加剧。由于 TOPCon 产线可以在 PERC 产 线上进行改造得来，因此 TOPCon 更受到传统龙头的喜爱，初始设备改造投资成本可以降至 0.5-1 亿元/GW，因此其扩产速度极快。据不完全统计，到 2022 年底 TOPCon 产能将达到 77.4GW，而到 23 年底，TOPCon 产能将达到 300.9GW。对其进行 CR5 计算，从 2022 年底 的 60.75%下降至 2023 年底的 43.97%，随着新的技术进步与成熟，TOPCon 的电池市场竞争 加剧。

3.2.2、N型硅片需求提升带动大尺寸与薄片化趋势

随着 N 型硅片需求提升，硅片薄片化及大尺寸趋势明显。硅片环节在原料价格居高难下的 市场环境中，出于降本和产量提升的诉求，硅片尺寸变大和厚度“加速减薄”的趋势必然 会加速。薄片化进程方面，目前 182mm 和 210mm 切片厚度均已迈入 150μm 级别，而 N 型硅片厚度普遍已经进入 130μm 级别甚至以下。20μm 的提升意味着单公斤切片数会 有 5 片乃至以上的提升，将有效降低硅耗成本。硅片大尺寸进程方面，根据 PVinfolink 统 计，182mm 和 210mm 大尺寸硅片 2022 年合计占比接近 80%，市场占比较 2021 年的 40%快速提升。

硅片价格开始出现松动。截至 11 月 9 日，主流的 182mm 单晶硅片和 210mm 单晶硅片 报价分别为 7.46 元/片和 9.71 元/片，较年内高点 7 月 27 日报价分别下跌 1.58%/3.00%。 随着硅料的产能逐渐释放，次级料价格先于正品料的价格下跌。而随着成本价格下降，稼 动率较低的中环开始着手提升其稼动率，以防出现库存。因此硅片端率先在公开报价中出 现下调的迹象。

高纯石英砂紧平衡，龙头企业保供度高有望受益。高纯石英砂供给方面主要分为内层砂与 中外层砂。其中内层砂目前仍由国外主要两家企业——尤尼明与 TQC 掌握，中外层砂主 要由国内的石英股份与其他小型厂商供给。在生产石英坩埚时，目前行业平均掺杂比例约 为内层砂：外层砂=3:7。据此计算可以得到明年内层砂约可以支撑 422GW 组件装机量， 外层砂可以支撑 454GW 组件装机量。而在前文中我们预计明年整体组件装机量约为 433GW，考虑到假设计算偏差，预计明年高纯石英砂仍处于紧平衡状态。由于石英坩埚为 硅片拉棒环节的耗材，若没有足够的石英坩埚保供的厂家将会出现产能利用率低下的情况。 保供度较高的龙头企业有望受益于高纯石英砂紧缺，凭借产能扩张与稼动率提升获得更多 的市场份额。

3.2.3、N型组件封装要求高，POE胶膜更适配

POE/EPE 胶膜优势渐显，渗透率有望逐步提升。随着双玻及 N 型组件广泛推广，POE 及 EPE 胶膜抗 PID 性能优秀，能进一步保证组件 20 年以上使用寿命，POE/EPE 胶膜渗透 率得到持续提升。根据 CPIA 数据，至 2021 年透明 EVA 占比约 52%，白色 EVA 占比约 23%，纯 POE 胶膜占比约 8.6%，EPE 胶膜占比约 14.3%。我们预计 2022-2023 年 POE 及 EPE 胶膜渗透率有望达 30%+。

POE 水汽阻隔和抗 PID 性能更优，相较于 EVA 胶膜，POE 胶膜优势较为明显。 POE 胶膜水汽阻隔性能好，体积电阻率高，抗 PID 性能更强。POE 为非极性材料，只有 碳碳键和碳氢键，没有碳氧键（极性），不能和水分子形成氢键，水汽阻隔性好，水汽透 过率只有 EVA 胶膜的 1/10 左右。水汽不易通过玻璃和背板进入组件内部，明显降低 PID 风险。体积电阻率也是影响 PID 的因素之一。在同样电势差下，高体积电阻率带来较低漏 电流，可降低电池表面的分压，从而减缓 PID 的发生。根据陶氏化学，POE 体积电阻率 更高，水汽透过率更低，在 PERC 双玻组件 96h 老化测试下 (负偏压 1000 V、85℃、 85%RH)功率衰减显著低于 EVA 胶膜。

POE 胶膜耐低温性能优异。POE 分子结构中没有不饱和双键，具有很窄的分子量分布和 短支链结构（短支链分布均匀），因而具有高弹性、高强度、高伸长率等优异的物理机械 性能和的优异的耐低温性能。 POE 材料易于耐热老化、抗紫外线性能好。POE 材料加工性能优异，其相对较窄的分子 量分布使材料在注射和挤出加工过程中不易弯折。同时，得益于 POE 大分子链的饱和结 构具有优异的耐热老化和抗紫外线性能。

POE 胶膜黄度指数变化小，组件拥有更长生命周期。根据陶氏化学，在紫外湿热加速老化 试验箱中，公司对普通 POE 胶膜和 EVA 胶膜的黄变趋势研究后发现，在 UV 辐照量超 过 100 kWh/㎡ 和 DH 达到 700 h 左右时，EVA 胶膜样品变黄，而且随着老化时间的延 长，黄变越来越明显；而普通 POE 胶膜在 2000 h 后依然未变色。在加速老化后，POE 胶 膜黄度指数变化较小，且一直稳定在较低数值；而 EVA 胶膜随着加速老化时间的延长， 其黄度指数逐渐攀升。因此 POE 胶膜可以显著提高组件的可靠性，使得组件拥有更长的 生命周期。当前 N 型组件多为 POE 封装。N 型 TOPCon 电池组件正面 PID 效应更强，正面需 POE 封装。N 型电池 PN 结与 P 型相反，氧化铝和氧化硅的场钝化在正面，因此 TOPCon 正 面 PID 大于背面，与 P 型组件相反。而电池组件正面转换效率最为重要，因此 TOPCon 正面需抗 PID 性能更好的 POE。

异质结 TCO 导电层对紫外线敏感，转光膜需求有望持续提升。HJT 电池中 ITO 靶材为 TCO 薄膜沉积的关键，而 ITO 对水汽更敏感，因此需提升组件的水汽阻隔性能。同时， 钝化层也对紫外线敏感，电池易老化，因此 HJT 当前亦采用阻水和抗老化性能更可靠的 POE 封装。HJT 电池片在紫外线暴露下相比其他种类电池衰减更快，根据赛伍技术官网， UV 光转胶膜产品能够把紫外线转成可见光，从而在测试中实现每块组件 1.5%左右的增 益。由此折算，在实际运用中，该产品在 30 年周期中将为电站提升 10%的投资回报率， 50 年周期中提升 17%的投资回报率。胶膜中由赛伍技术研发的光转胶，在直接暴晒 3000 小时条件下仅有 0.04%的衰减，50 年时间中也仅仅衰减 2%。

电池片及组件 N 型化趋势明显，POE 胶膜需求快速提升。我们预计 22-25 年 EVA 胶膜需 求分别为 25/34/41/47 亿平米，年复合增长率达 23%，POE 及 EPE 胶膜需求分别为 8/14/22/28 亿平米，年复合增长率达 52%。EVA 树脂需求分别为 119/155/181/198 万吨， 同 比 +34%/30%/17%/9% ； POE 树 脂 需 求 分 别 为 42/72/106/128 万 吨 ， 同 比 +83%/71%/47%/21%。

关键假设： 1) 光伏新增装机量：参考中国光伏协会对 2022-2030 年全球新增装机量预测，我们预 测 2022-2025 年全球光伏新增装机量 240/350/460/600GW。 2) 容配比：假设 2022-2025 年的容配比均为 1.25。 3) 单 GW 胶膜需求：2021 年单 GW 胶膜需求为 0.12 亿平米，我们预测 22-25 年单 GW 胶膜需求逐年下滑，分别为 0.11/0.11/0.11/0.10 亿平米。 4) 胶膜占比：随着 N 型电池片加速渗透，POE 胶膜占比逐年提升，22-25 年分别为 25%/30%/35%/37%；EVA 胶膜占比分别为 75%/70%/65%/63%。 5) 克重：假设 22-25 年 EVA 树脂克重分别为 480/460/440/420 克/平米；POE 树脂克 重分别为 510/500/480/460 克/平米。

POE 树脂国产化进程加速，23 年供应或偏紧。由于光伏级 POE 树脂各项指标要求较高， 国产替代进度相对较慢，其中万华化学 1000 吨/年 POE 装置，2021 年一季度中试，预计 2024 年装置量产；惠生集团 1000 吨/年 POE 装置已于 2021 年一季度中试；京博石化 1000 吨/年 POE 装置计划 2021 年 6、7 月中试。天津石化二期 10 万吨/年 POE 项目计划 2023 年投产；东方盛虹、大庆石化、燕山石化均有 POE 建设计划，具体产能尚未确定。 另一方面，海外 POE 树脂供给以塑料及发泡助剂为主，截至 2022 年规划产能约 100.5 万 吨，预计 22-23 年海外 POE 光伏级别树脂供应约每年 30 万吨左右，整体 POE 树脂供应 仍偏紧。

3.2.4、顺应电池片N型化趋势，多主栅细线化焊带有望加快推广进程

焊带主栅数随串焊工艺齐头并进，9BB 以上电池片占比逐年提升。据 CPIA 数据，预计 9 BB 及以上电池片占比会进一步提升，有望超过 90%。预计 2022 年， TopCon 电池片中 栅线数最大可达 16-18BB，HJT 无主栅技术逐步演进后，焊带栅数有望提升至 24BB。N 型电池片推动焊带细线化进程，有望促进制备工艺提升。截至 2022 年，从线径角度看， 市场主流的产品以 MBB 焊带为主，SMBB 焊带出货逐渐放量。线径有望逐渐从 0.25mm+进一步下降至 0.24mm 以下，多主栅细线化有望减少栅线对光线的遮挡，提升受 光面积及电池片转换效率。工艺角度看，在异质结低温银浆工艺下，焊带产品有望推出适 配低温工艺的低温焊带，进一步推动行业技术进步。

3.2.5、受益N型技术迭代，催生千亿级光伏设备市场需求

3.2.5.1、新技术量产项目加快落地，长期HJT设备空间广阔

国内量产线最高转换效率已达 26%+，量产转换效率快速提升。迈为股份联合 SunDrive 采用迈为自主创新的可量产微晶设备技术和工艺研制的全尺寸 N 型晶硅 HJT 电池，其转 换效率高达 26.41%。该批次电池的 PECVD 工艺在迈为最新一代的量产双面微晶设备上 完成，优化钝化层和微晶 p 工艺，同时结合 PVD 新型 TCO 工艺。根据迈为官方公众号， 迈为股份与 SunDrive 自 2021 年起合作研发高效 HJT 电池，通过不到一年的技术迭代及 工艺优化，双方联合开发的无银异质结电池转换效率屡次获 ISFH 认证，从 25.54%迅速 攀升至 26.41%。

2025 年 HJT 设备市场空间有望达 1008 亿元。按照 2022-2025 年全球光伏装机量 240/350/460/600GW 计算，假设容配比分别为 1.25，按照电池产能利用率 70%计算，由 于 HJT 具备成本优势，我们预计 2022-2025 年 HJT 渗透率分别为 10%/20%/40%/65%， 由于 HJT 设备成本不断下降，假设 2022-2025 年 HJT 设备投资额分别为 4.0/3.5/3.0/2.7 亿 元 /GW ，则 2022-2025 年 HJT 设备 需 求将达 116/288/625/1008 亿元 ， 同比 +124%/148%/117%/61.00%。

3.2.5.2、N型硅片&大尺寸趋势加速渗透，造百亿串焊机设备市场

大尺寸硅片“降本增效”效果显著，182mm 和 210mm 大尺寸硅片已成主流。通过直接 增大硅片面积，可摊薄光伏产业链各环节的加工成本，降低 BOS 成本（Balance of System， 周边系统成本，用于衡量组件以外的开发、租金、设备、安装、外线成本），进而实现降 低光伏发电度电成本。2021 年，我国光伏市场 156.75mm 尺寸占比下降为 5%，未来占 比将持续降低；166mm 为过去 2 年的过渡尺寸，目前占据市场主流的 182mm 和 210mm 尺寸合计占比已超 70%，未来其占比仍将快速扩大。

硅片大尺寸趋势推动串焊机升级替换，缩短串焊机设备更新周期。随着大尺寸硅片市场份 额的快速提高，下游电池片及组件环节新投产线需要兼容 182mm 或 210mm 尺寸，不能 兼容大尺寸硅片的电池片及组件的存量设备将被逐渐替换或淘汰。根据奥特维 2022 年 9 月 30 日投资者关系活动记录表，从 166mm 到 182mm 如果接受损失产能和效率，则更 换工装可以实现；从 166mm 到 210mm 则必须更换设备。设备在尺寸兼容上有一个极限， 当尺寸超过设备极限时一定需要更换设备。反之，从 210mm 的串焊机可以直接兼容 182mm，不需要改造（往上可以通过改造实现兼容）。串焊机合理的更换周期为 3-5 年， 而在 2020 年四季度大尺寸更新换代周期开启后，串焊机的更换周期缩短至 2-3 年。

硅片薄片化对串焊机要求更高，薄片化进程可推动串焊机的更换或改造。薄片化会引致碎 片率升高风险，因而也对生产设备提出更高要求。根据奥特维公告，公司现有的串焊机可 以适用于 130μm 电池片，有望充分受益硅片薄片化兼容性所带来的设备更新换代需求。 多主栅技术（MBB）及超多主栅技术（SMBB）技术对串焊机性能提出更高要求。随着电 池片的主栅数量增加，串焊机需随之进行升级。常规 5 主栅电池的主栅宽度为 1mm，多 主栅电池的主栅可窄至 0.1mm、焊盘宽度只有约 0.4mm，使得焊带的宽度大幅减小，焊带的形状由扁平状变为圆柱状，焊带的数量大幅增加，从而对于设备的焊接能力、精度、 稳定程度要求均有大幅的提高。而相较于多主栅技术（MBB），超多主栅技术（SMBB） 对串焊机的要求也更高。

半片或更小片电池片组件工作量增加，进而推高串焊机需求。将全片电池片分割为半片或 更小片的电池片组件，因加工动作翻倍（一片划为两片或更多），导致单机产能下降，同 等装机规模下，适用于半片或更小片电池片的焊接设备需求量将会增加。因此，半片或更 小片的电池片组件渗透率的提升将带动串焊设备的需求增长。

25 年全球串焊机市场空间有望达 158 亿元。在多国“碳中和”目标、清洁能源转型及绿 色复苏的推动下，预期未来几年全球光伏新增装机量将持续提升。而串焊机作为组件生产 环节的核心设备，在组件设备投资中占比较高。受大尺寸硅片、硅片薄片化、多主栅技术 以及多分片等新技术、新趋势的影响，我们预计串焊机更新换代频率将加快，市场需求不 断提振。基于全球光伏历史装机量、组件产量等数据，结合对我们未来趋势的判断，可以 对未来几年串焊机市场的空间做粗略测算。我们对测算的相关参数做如下假设：

1）全球光伏新增装机量：参考中国光伏协会对 2022-2030 年全球新增装机量预测，我们 预测 2022-2025 年全球光伏新增装机量 240/350/460/600GW。 2）容配比：假设 2022-2025 年的容配比均为 1.20。 3）产能利用率：考虑到产能爬坡、新技术迭代致使部分存量产能不能满足生产需要等因 素，预计未来几年产能利用率会有所下降，假设 2022-2025 年组件产能利用率分别为 47%/46%/45%/43%。

4）存量设备替换比例：自 2020 年四季度大尺寸硅片换代开始后，串焊机换代周期缩短至 2-3 年，预计大尺寸换代完成之后，串焊机应该会回到 3-5 年合理的更换周期。我们假设 2022-2025 串焊机存量设备替换比例分别为 30%/28%/27%/25%。 5）串焊机单位投资额：根据奥特维公告，光伏组件 1GW 的投资对应串焊机投资额为 2000- 2500 万元（7.5~10 台的用量）。因串焊机属于核心设备，技术壁垒较高，价值量比较稳 定。我们假设 2022-2025 年每投资 1GW 组件对应串焊机投资额为 0.22/0.22/0.21/0.21 亿 元。

根据上述假设，分别计算新增产能与存量替换市场的串焊机市场空间，加总可得 2022- 2025 年全球光伏串焊机市场空间为 63/104/118/158 亿元，同比增长 19%/64%/13%/35%。

3.2.5.3、N型硅片助推电池转换效率，单晶炉市场前景广阔

2021 年单晶硅片市场占比进一步扩大至 94.5%，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位 不断巩固。2021 年，单晶硅片（p 型+n 型）市场占比约 94.5%，其中 p 型单晶硅片市场 占比由 2020 年的 86.9%增长到 90.4%，n 型单晶硅片约 4.1%。随着下游对单晶产品的需 求增大，单晶硅片市场占比也将进一步增大，且 n 型单晶硅片占比将持续提升。多晶硅片 的市场份额由 2020 年的 9.3%下降至 2021 年的 5.2%，未来呈逐步下降趋势，但仍会在 细分市场保持一定需求量。铸锭单晶市场占比达到 0.3%，未来市场份额增长不明显。随 着单晶硅片成为光伏硅片的主导路线，单晶炉在硅片制备环节的核心设备地位不断巩固。

25 年全球光伏单晶炉市场空间有望达 420 亿元。单晶炉是硅片制造环节的核心设备，基 于全球光伏历史装机量、组件产量等数据，结合对我们未来趋势的判断，可以对未来几年 单晶炉市场的空间做粗略测算。我们对测算的相关参数做如下假设： 1）全球光伏新增装机量：参考中国光伏协会对 2022-2030 年全球新增装机量预测，我们 预测 2022-2025 年全球光伏新增装机量 240/350/460/600GW。 2）容配比：假设 2022-2025 年的容配比均为 1.20。 3）单晶硅片市占率：目前单晶硅片已经逐渐成为行业主流技术路线，预计 2022-2025 年 单晶硅片市占率 95.5%/96.5%/97.0%/98.0%。 4）产能利用率：考虑到产能爬坡、新技术迭代致使部分存量产能不能满足生产需要等因 素，预计未来几年产能利用率会有所下降，假设 2022-2025 年组件产能利用率分别为 70%/70%/69%/69%。

5）存量设备替换比例：根据晶盛机电公告，单晶炉的理论寿命为 8-10 年，因此单晶炉设 备使用周期较长；另一方面，由于硅片向大尺寸切换，近两年设备更换周期将加快。我们 假设 2022-2025 单晶炉存量设备替换比例分别为 25%/20%/18%/15%。 6）单晶炉单位投资额：单晶炉为硅片环节核心设备，根据连城数控招股书公告，硅片 1GW 的投资对应单晶炉投资额为 1.2 亿元（100 台的用量）。我们假设 2022-2025 年每投资 1GW 硅片对应单晶炉投资额为 1.2/1.1/1.05/1.05 亿元。 根据上述假设，分别计算新增产能与存量替换市场的单晶炉市场空间，加总可得 2022-2025 年全球光伏单晶炉市场空间为 213/332/354/420 亿元，同比增长 9%/56%/6%/19%。

3.2.5.4、N型电池片加速渗透，激光设备市场长坡厚雪

TOPCon 电池端： TOPCon 电池可以通过激光硼掺工艺实现 0.2%-0.3%的提效。通 过激光硼掺杂可帮助 TOPCon 电池在正面对硼硅玻璃进行选择性掺杂，实现选择性 发射极 SE 结构，降低电极区域的接触电阻，有望提升电池的转换效率绝对值 0.2%- 0.3%以上水平。 TOPCon 的 SE 硼掺（激光硼掺）工艺较 PERC SE 掺杂更为复杂。硼在硅的固溶度 低于磷，掺杂难度更高，在推进时需求更高的能量。即使用激光掺杂时（即与 PERC 的 SE 方式类似），需要采用功率更高的激光器。因此 PERC 电池产线中的激光掺杂 设备在 TOPCon 产线中不能兼容沿用，需要重新购置激光掺杂设备。我们认为，激 光掺杂是 TOPCon 生产工艺中的关键步骤，伴随掺杂难度提升，激光设备价值量也 有望显著提升，根据帝尔激光投资者关系活动记录表，预计 TOPCon 硼掺杂设备单 GW 价值量将突破 2000 万元以上。

3.3主线二：硅料降价带来放量或成本降低的机会

3.3.1硅料产能扩张并降价

硅料产能逐步扩张，拐点将至。2022 年的四季度，随着协鑫、新特的新产能逐步爬产完 成，加之此前检修的东方希望产能恢复，硅料单月产能逐月攀升，12 月有望突破 9 万吨/ 月。与硅料有效供给相对的是硅料价格开始出现松动，尽管目前 PVinfolink 中的公开报价 暂未下降，但是根据生意社的成交数据，次级料价格已经出现松动，未来 12 月初的正品 料公开报价有望出现拐点。

作为近两年以来限制供给端最大的掣肘，硅料产能终于将在 2023 年迎来周期的拐点，而下游有望受益于其降价出现量利齐升的情况，尤其是一直被 压制的大型地面电站需求有望在 2023 年迎来快速增长。尽管我们预计 2023 年硅料价格 会有所下行，但预计在需求支撑下会出现缓慢下降的情形。对于 23 年的需求来看，一方面硅料降价之后需求又会被快速带动，另一方面海外需求虽偶有政策扰动，但是改变不了 其本土产能发展缓慢与需求不匹配的事实，因此我们预计 23 年全球需求无需担心，23 年 硅料价格中枢下移至 150-200 元/kg 之间，且大概率偏向区间顶部。

3.3.2组件环节价稳量升

硅料降价，组件一体化龙头有望利稳量升。在硅料降价的背景下，下游环节有望受益于上 游的利润释放，其中由于多数下游龙头都进入一体化进程，因此组件环节有望实现利润稳 定的同时提升出货量。 回顾组件价格，顺随硅料涨价。2022 年组件价格随着硅料价格一路攀升，但利润方面仍 然受到挤压，截至 2022 年 11 月 9 日，主流 182mm 与 210mm 的单面单晶 PERC 组件 价格达到 1.98 元/W，较年初上涨 5.32%，但其涨价幅度不足以弥补上游硅料带来的成本 压力，因此组件行业的平均毛利持续下降，仅有一线厂商通过成本控制与转嫁维持单瓦盈 利。随着硅料价格拐点将至，明年组件环节有望恢复正常的低毛利水平。

3.3.3、集中式逆变器需求有望持续提升，龙头将持续受益

电站装机需求有望起量，集中式逆变器需求有望逐渐提升。我们预计 2020-2025 年全球 光伏新增装机量将由 120GW 提升至 600GW。由于光伏逆变器替换周期约为 8-11 年，我 们预计 2020-2025 年全球光伏逆变器替换需求将由 21GW 提升至 65GW。随着集中式电 站装机量的逐步提升，集中式逆变器需求有望保持增长，我们预计 2022-2025 年全球集中 式逆变器需求量将由 168 亿元提升至 317 亿元，复合增长率达 37.36%。

预计 2023 年国产逆变器龙头地位持稳。2019 年全球排名前三的逆变器企业为华为、阳光 电源、SMA，市占率分别为 22%/13%/8%,国内品牌在全球的市占率合计达 57%，而截至 2020 年，全球排名前三的逆变器企业华为、阳光电源、SMA 市占率分别为 23%/19%/7%。 全球 2012-2020 年国内品牌全球逆变器份额快速提升，由 11%一路上涨至约 59%，增长 近 48pct。预计 2022-2023 年年中国逆变器全球市占率有望达 60%以上。

3.3.4跟踪支架有望随地面式电站起量

硅料拐点有望带动跟踪支架需求提升。对于跟踪支架而言，其主要应用场景仍是大型地面 电站，而受制于高价硅料的原因，跟踪支架需求端同样受到压制。而随着明年硅料价格逐 步迎来转向，地面电站项目的启动将带来需求量上的极大弹性。

需求走好的同时，5 月以来原材料价格已经开始回落。2022 年全球流动性开始收缩，同时 去年受到疫情影响的航运价格开始回落。原材料中首先回落的是钢材价格，截至 2022 年 11 月 14 日全国螺纹钢价格已经较年内 4 月高点下降 28%，明年整体均价有望继续保持 低位。第二个成本方面的影响则是运费方面，CCFI 全球航运价格较年内高点已经下降 51%。 其三则是芯片价格方面，由于需求下滑，低端芯片价格开始回落。因此对于中信博的跟踪 支架而言，我们预计其今年至明年的毛利率有望逐步恢复。综合来看，我们预计下半年利 润将会随着钢材、运费及芯片价格的回落有所改善，成本端压力有所下降，而明年下游被 压制的电站需求恢复后，利润差有望双边扩展，明年或能成为下游困境反转的时刻。

3.3.5工商业分布式盈利扩大

硅料拐点后，将达到大部分地面电站的可执行 IRR。对于国内绝大多数的地面电站而言， 目前在 2 元/W 的水平的组件价格过高，当前价格下其 IRR 水平仅为 6%，无法满足其开 工需求，而在硅料拐点之后，当价格达到 1.8 元/W 时，在利用小时数 1400 小时的情况 下，其 IRR 达到 8.15%，预计将会逐步开工，而当价格达到 1.7 元/W 时，在利用小时数 1400 小时的情况下，其 IRR 达到 8.63%。因此工商业与分布式电站的盈利扩大将是明年 确定性的逻辑。

四、风电行业需求持续旺盛，产业链盈利能力有望迎来拐点

4.1、海风已实现平价上网，23年装机量有望高增长

4.1.1、海风已实现平价，海风降本空间大

海风已基本进入平价时代。根据国家发展改革委印发的《关于新能源上网电价政策有关事 项的通知》，2020 年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.75 元。2021 年起，新核准 （备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，不再纳入中央财政补贴范 围，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。目前，明确海上风电省级补贴支持政策的省 份只有广东、山东、浙江三个省份，与之前的国补相比，省补的力度微乎其微，海风已经 基本进入平价时代。

风机大型化有效降低了海风项目造价。中国风能协会（CWEA）统计数据显示，2021 年 海上新增风电机组平均单机容量为 5.56MW，而在今年上半年，国内新签订单中海上风电 机组的平均单机容量已经上升至 8.9MW，8MW 及以上海上风电机组的占比已经超过了 75%。目前各大风机厂家的 16MW 海上风机机组都在陆续推出的过程中，预计未来几年 海风单机容量将迭代至 18-20MW。据不完全统计，22 年以来海上风机中标价格稳定在 3500-3800 元/KW，9 月海上风机及塔筒中标均价为 3697 元/kW，海上风机中标均价较 20 年底下降超过 40%，国内海上风电项目已具备平价上网的经济性。

4.1.2、各省积极开发海风资源，23年海风装机量有望高增长

各省积极开发海风资源，23 年海风装机量有望高增长。据我们不完全统计，目前国内已有 福建、海南、广东、江苏等多个省份发布海上风电“十四五”期间规划，合计规划装机容 量约75.49GW，规划中要求25年底前预计完成建设和并网的项目的装机容量超过60GW。 根据我们不完全统计，22年1-10月国内海上风机招标量达23.62GW（包含国电投10.5GW 框架协议招标），较 21 年全年海上风机招标量（2.99GW）高 690%。风机大型化带来海 上风电项目经济性不断提升，海上风电招标需求持续旺盛，我们预计 22-25 年国内海上风 电新增装机容量 6/12/17/23GW，同比-45%/+100%/+42%/+35%。

国内海风资源丰富，开发资源充足。中国拥有 300 多万平方公里的海洋面积，海岸线长度 约为 1.8 万公里，沿途地区包括渤海湾地区、江苏地区、浙江地区福建地区和广东地区等， 几乎全部涉及经济发达省份，海上风资源技术开发潜力超过 35 亿千瓦，海上风电开发潜 力巨大。根据《中国风电发展路线图 2050》显示，全国近海水深 5-50 米范围内、100 米 高度层的海上风能资源潜在开发量在 5 亿千瓦以上。此外，据英国贸易部研究，中国距离 海岸 150km 内，50 米水深以上可开发风资源约为 6 亿千瓦。我国近海及深海都有充足的 风能资源，具备海风在我国高速发展的基本条件。

海外海风规划量大，欧美海风装机量有望快速增长。根据海外各国已发布的 2030 年海上 风电装机目标，至 2030 年海外海上发电装机可达约 200GW。欧洲海风规划量大，根据欧 洲已公布的海上风电装机计划，预计到 2030 年欧洲海风累积装机量将达约 160GW。其 中英国目标装机 50GW，德国目标装机 30GW，分别位列一、二位。除此以外，根据 GWEC 的新增装机预测，预计 2021-2030 年欧洲方面新增装机 CAGR 将达 25.97%，10 年内年 均新增装机将达 12.38GW。

4.1.3、看好壁垒高、盈利稳健的海缆环节

23 年海风装机快速增长，海缆需求大幅提升。需求方面，2022 年 1-10 月海缆已中标 8.17GW，存量待招标项目约 28GW。预计 22-25 年国内海风新增装机将分别为 6/12/17/23GW，以 22-25 年 1GW 海风装机量对应海缆需求为 19/20/21.5/23 亿元计算， 预计 22-25 年国内海缆需求将分别为 114/240/366/529 亿元，CAGR 达 67%，海缆需求 提升迅速。

海缆扩产周期长，23 年海缆供给紧平衡。供给方面，国内海缆厂商 22-23 年供给将分别 达到 208 和 305 亿元。在海风装机大型化、深海化的趋势下，预计 23 年高压海缆需求将 持续提升，而能够供应高电压海缆的企业主要以中天科技、东方电缆和亨通光电三家为主， 23 年产值预计分别为 85/75/55 亿元，合计约为 215 亿元，对应 23 年 234 亿元的海缆需 求并不宽松。除此之外海缆扩产具备码头资源限制，叠加目前海缆生产设备供给紧张，设 备采购周期在一年左右，预计 23 年 220KV 及以上的高压海缆产能供需结构维持紧平衡态 势。海缆壁垒高，高电压海缆盈利稳健。海缆扩产有码头资源限制、地域属性，加上海缆高电 压等级工艺壁垒高，预计海缆盈利保持稳健，预计 23 年 35-66KV 海缆毛利率 25-30%， 220KV 毛利率 35-40%，330-500KV 毛利率 50-55%，高电压等级海缆盈利更稳定，预计 24-25 年 35-66KV 竞争较为激烈，220KV 海缆盈利稳中略有回落，330-500KV 盈利稳定。

4.2、预计23年陆风装机量高增，建议关注盈利稳健环节

4.2.1、22年陆风招标量大幅增长，23年陆风装机量有望高增

22 年以来风机招标需求持续旺盛，23 年陆风装机量有望高增。受疫情等因素影响，22H1 国内风电新增装机量增速放缓，疫情缓解后，22Q3 装机量有所提升，预计 22 年国内陆风 新增装机 46GW，同比+28%。根据我们不完全统计，22 年 1-10 月国内风机招标量为 91.72GW，同比增长 90%；其中陆上风机招标量为 68.10GW，同比增长 48%，预计 22 年陆风招标 75-80GW，考虑到风电招标到并网 1 年左右的周期，我们预计 23 年国内陆风 新增装机容量有望达 65GW，同比+41%。

风机招标大型化趋势明显。据不完全统计，2017-2022Q3 国内 3MW 及以下风机招标容量 占比由 100%逐年下降至 1.97%，未来风电场将主要集中在风资源较好的三北地区进行建 设，风机大型化趋势明显，22Q1-Q3 国内风机新增装机中 3-4MW/4-5MW/5MW+机型占 比分别为 7.09%/36.22%/54.72%。

4.2.2、陆风整机中标价格趋稳，板块盈利有望修复

22 年以来陆上风机中标价格趋稳，23 年陆上风机交付价格稳定。据我们不完全统计，22 年 10 月国内陆上风机平均中标均价为 1739 元/kW，同比-20%，环比-7%，最低中标单价为 1540 元/kW，同比-24%，环比+1.3%。22 年以来风机价格逐步企稳，3-10 月陆上风机 单价稳定在 1700 到 1800 元之间，主要由于各整机厂商目前在手订单较多，不存在低价 抢单动力，加上运营商对于产品质量要求较高，对风机价格敏感度有所降低。22 年风机中 标价格企稳，预计 23 年陆上风机企业的毛利率将趋于稳定。

原材料价格高位回落，产业链盈利能力有望触底回升。22 年 10 月，中厚板、圆钢、生铁、 废钢、铜均价分别较去年同期同比-29%/-28%/-25%/-23%/-12%，较 9 月均价环比-2%/- 2%/+1%/-2%/+2%，较 21 年以来最高价格回落 37%/35%/34%/30%/17%。其中中厚板、 生铁、废钢主要用于生产塔筒、铸件、主轴、法兰等部件，随着原材料价格持续回落，预 计塔筒、法兰、铸件、主轴、轴承成本下降约 22%/18%/20%/18%/13%。原材料价格持续 从高位回落，预计 23 年风电零部件企业盈利能力有望触底回升。

4.3、新技术新材料，关注变化中的机会

4.3.1、滑动轴承成本优势明显，23年有望在齿轮箱实现小批量

滑动轴承市场规模扩大，“以滑代滚”成为风电趋势。目前，随着风电降本增效的进一步 加速，风机主轴及齿轮箱的“以滑代滚”逐渐成为风电行业的发展趋势之一。在大兆瓦风 机中，滑动轴承可以大幅降低配套轴承的制造和加工难度，提高运转可靠性。同时，滑动 轴承体积和重量更小，可以制造成分块结构以实现主轴承的快速、高效更新或替换。且滑 动轴承使得风机后续的维护保养较方便，可以在塔上完成，免去吊装等步骤，降低维护成 本，并且可以缩短风机停机时间，提高风机利用率。基于此，多家主机厂商正在推进相关 实验项目。

滑动轴承在风电齿轮箱中的应用是降本的重点。风电齿轮箱是双馈型和半直驱型风电机组 的关键部件，其成本在整机中的占比超过16%，而滚动轴承成本又占齿轮箱总成本的20%。 从风电行业整体出发，滑动轴承的成本为滚动轴承的 70%。滑动轴承具有径向尺寸小、承 载能力强、成本低等优点。根据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状与发展趋势》，相 较于使用滚动轴承的风电齿轮箱，使用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升 25%，传动 链长度可减少 5%，齿轮箱重量可降低 5%，成本降低 15%。“以滑代滚”已成为未来超大功 率风电齿轮箱设计最具潜力的解决方案。

齿轮箱滑动轴承市场空间于 2023 年起扩大。预计 2023/2024/2025 年国内齿轮箱滑动轴 承渗透率分别为 5%/15%/25%。根据测算，2023/2024/2025 年国内齿轮箱滑动轴承市场 空间分别为 0.83/2.62/5.37 亿元。

4.3.2、海风大型化加速，23年叶片碳纤维需求快速起量

风电叶片为碳纤维主要应用场景之一。根据《2021 全球碳纤维复合材料市场报告》，2021 年全球碳纤维总需求达 11.8 万吨，其中风电叶片对碳纤维需求最大，达 3.3 万吨，占据 21 年碳纤维总需求 27.97%。随着风电行业的高速发展，对于大丝束碳纤维的需求有望同 步维持高增，风电也将作为主要需求因素拉动碳纤维行业增长。

风机大型化趋势明显，叶片长度、重量随之升级。受风电平价上网所带来的成本压力影响， 风机大型化趋势明显，海上风机目前规格已经在 8MW 左右。相应的风电叶片长度也随之 增长，8MW 左右功率的海上风机叶片长度在 80-100 米左右的区间内。预计至 2025 年海 上风机功率将达 16MW 左右，相应风电叶片的长度、重量都将随之迅速增大，对于大型叶 片的制造技术及材料要求迅速提升。

风电叶片大型化增加了对叶片材料性能的要求。当叶片长度增加时，叶片重量也同步增加 并且快于能量的获取，叶片长度的增加也对叶片材料的强度、刚性等性能都提出了要求。 如要同时满足重量及性能的要求，最有效的办法是采用碳纤维负荷材料，因此，碳纤维在 风电行业中的使用势在必行。当叶片重量增加，共振问题便会出现，即叶片重量的增加大 于刚度的增加，导致叶片固定频率下降，容易发生共振，造成结构破坏；与此同时，叶片 变长，使叶根受到反复交替的荷载增加，容易造成叶根疲劳失效。

9MW 以上的风机叶片主梁需要使用碳纤维。9MW 风机的叶片长度一般在 100 米左右， 这时对叶片重量、性能的要求将明显提升，因而风电叶片主梁将全部使用碳纤维作为制作 材料。因碳纤维价格上高于玻璃纤维，其他主体部分将使用碳纤维与玻璃纤维的复合材料 进行制作，在提升性能的同时兼具性价比的效果，以最节省成本的方式提升叶片的性能。

23 年叶片碳纤维需求放量。由于海上风机大型化较陆上风机更为明显，未来也将为成为 大丝束碳纤维的主要需求点。我们预计 2022-2024 国内海上风机新增装机平均单机容量 分别为 9.5/12.5/14.5/16MW，对应平均叶片长度分别为 100/115/132/152 米；海外海上风 机新增装机平均单机容量分别为 8.5/10.5/13/15MW ，对应平均叶片长度分别为 90/104/119/137 米。以 100 米风电叶片所需碳纤维量 12.5 吨且风机所使用的大丝束碳纤 维单吨价值量为 12 万元为基础，结合未来国内外海上风机新增装机容量预测进行测算， 可得 2025 年国内海上风机大丝束碳纤维市场空间达 33 亿元，海外海上风机大丝束碳纤 维市场空间达 21 亿元，总风机大丝束碳纤维市场空间达 53 亿元，22-25 年间市场空间 CAGR 达 40.77%。

五、工控行业有望温和复苏，优质公司韧性凸显

5.1、温和复苏，积极寻找高景气赛道结构性机会

多重不利因素冲击致使 22 年工控整体增速放缓，23 年行业有望迎来温和复苏。2021 年 下半年的缺芯使得订单交付延期，叠加部分厂商因缺货潮提前备货等原因促进 2022 年 Q1 继续保持稳定增长。但进入 2022 年 Q2，中国多省市相继出现疫情散发，而我国又实施了 较为严格的疫情管控措施，导致国内需求短期出现下降，中国自动化市场同比负增长 1.5%。 Q3 以来，随着我国宏观经济逐渐复苏，各地统筹疫情防控和经济发展成效显著，其中第 二产业增加值增长 5.2%，超七成地区工业生产回升，基建也有所回暖，Q3 我国工控市场 同比出现 2.4%的温和增长。我们预计，随着宏观经济的持续复苏与制造业回暖，预计 2023 年工业自动化整体市场将呈现温和复苏的态势。

项目型市场为 22 年工控市场主要拉动力，预计 23 年仍将实现稳健增长。2022Q1，采矿、 石化、化工行业一季度投资较高，头部厂商 ABB、西门子的积压订单和代理商囤货产品大 部分销往项目型市场，项目型市场增速高于 OEM 型市场。2022Q2，由国有企业主导的采 矿、化工、电力、市政及公共设施等项目型市场同比增长优势明显。Q3 由国有企业主导 的矿业和市政工业的投资持续加快；且除钢铁行业外，在国有资本投资的带动下，重工业 投资增速相对稳定。一方面，全球大宗原材料的通货膨胀在一定程度上拉动了国内能源行 业投资增长，另一方面，俄乌冲突爆发带来的能源压力，也在一定程度上推动了国家能源 储备计划的落实，预计未来两年项目型行业自动化产品将随着能源储备计划的落实而持续 增长。

22 年 OEM 型市场增速放缓，但新能源、自动化提升领域景气延续，关注疫情缓解后的消 费相关领域。2022Q1，OEM 行业受外贸需求下降、国内生产因疫情受阻等因素需求较为 乏力，增速低于项目型市场。

2022Q2，由于民间资本投资缺乏信心（出口下降、俄乌冲 突、中国严格疫情控制）+PLC、低压变频器等产品线的自动化厂商期货延长，OEM 市场 呈现颓势，仅电池、半导体、食品饮料等行业状态尚佳。2022 年 Q3，OEM 型自动化市 场规模为 265 亿元，同比出现 6%的下滑幅度，市场需求萎缩，传统行业触底，等待行业 拐点；受到下游新能源车和光伏需求的持续扩张，新能源、自动化领域仍然保持稳定高增 长，其中电池行业自动化产品增长态势最好，同比增长 23%，光伏设备行业也稳定发力， 保持了 20%以上增长。预计明年新能源领域仍有望延续高增长态势，且疫情影响逐渐降低 后，食品饮料、纺织等消费领域有望受益。

伺服：依托供货优势与新能源结构性机会，22 年进口替代快速推进，预计 23 年国内优质 厂商份额进一步提升。2022 年以来国内伺服市场国产替代进程快速推进，部分国产厂商 如汇川、禾川、雷赛智能等仍保持较高增长趋势，尤其是汇川 2022Q3 销售额达到 13.15 亿元，同比+28.7%，市场份额达到 25%。

在伺服市场整体需求增速放缓的不利条件下， 国产厂商以较短的货期与充足的备货迅速抓住市场机会，提高市场份额，进一步实现稳步 增长。尤其在新能源等增量市场，国内厂商进入下游头部设备厂商供应链，实现较高的国 产化率——汇川在锂电与光伏设备领域不断巩固龙头地位，而禾川等新进入者在光伏设备 领域市占率也不断提升，并有望在锂电设备领域取得大额订单。我们认为，国产厂商供应 链相对稳定，具有价格与服务优势，预计 2023 年内资厂商的伺服市占率会进一步提升， 特别是光伏锂电等快速增长的新能源行业会进一步替代外资份额。

PLC：小型 PLC 国产化率提升，大中型 PLC 市场取得突破，预计 23 年 PLC 进口替代将 快速推进。在芯片缺货逐渐缓解的情况下，22 年以来国产厂商积极发力，供货较为及时， 进一步实现国产化替代，同时在锂电光伏等下游新兴行业中增速较高。在小型 PLC 市场， 外资厂商持续受到了国产厂商的挑战，国产品牌的供应链本土化优势明显，市占率不断提 升。大中型 PLC 市场虽然以欧美厂商占比提升为主，但汇川为代表的国产厂商在大中型 PLC 产品上不断取得突破，开始逐渐切入高端应用领域。22Q3 汇川销售额增长较快，同比+34.9%；信捷虽因内需有限仅微增 4.3%，市场份额排名第 5；台达也保持小幅增长。 我们认为，2023 年小型 PLC 市场国产厂商会继续抢占市场份额，中大型 PLC 有望继续 取得新突破。

【来源：未来智库】