2022年新能源發電行業中期策略研究 光伏與風電需求結構優化聚焦優質供給

光伏：需求結構優化，聚焦優質供給

產業鏈回顧：高經濟性需求釋放，持續推高產業鏈價格 短期調整后，2022 年硅料價格迅速回頭向上：在 2021Q4，由于歐美需求季節性變化以及國內電站對 當時高位的產業鏈價格接受程度有限，硅片、硅料等環節先后出現約 15%-20%的價格下降。

但進入 2022 年之后，在印度、歐洲以及國內分布式市場等需求快速釋放的背景下，加之階段性疫情管控導 致進口與國內物流受阻，產業內持續出現硅料新增產能難以滿足新增需求的情況，硅料價格呈現持 續上漲趨勢并基本回到2021年高點位臵。根據PVInfolink數據，中國2022年前四個月內共出口了49.0GW 的組件，其中對歐洲地區出口了 24.4GW 的光伏組件，占比 50%，同比增長 144%；截止 2022 年 6 月 8 日，多晶硅致密料價格周均價上漲至 261 元/kg（含稅），相對于年初漲幅約 13%，下游制造產業鏈 單瓦成本對應上升約 0.087 元/W，相對于 2020 年價格低點上升約 0.60 元/W。

硅片、電池片價格繼續跟漲，電池片環節盈利有所修復：隨著硅料價格上漲，年初至今單晶硅片企 業不斷上調硅片價格，且價格調整頻率增加，2022 年初至 6 月初各主流尺寸硅片價格漲幅約 15%-20%。 電池片環節亦明顯漲價，主流尺寸電池片相對于年初價格上浮約 10%-15%；相對于 2021Q2-Q3 階段性 盈利顯著承壓的情況，近期電池片環節盈利有一定程度修復。

EVA 樹脂價格重拾漲勢：進入 2022 年，受下游組件需求旺盛、國內疫情造成進口料運輸受阻等因素 影響，光伏組件膠膜的主要原材料 EVA 樹脂在經歷 2021 年底階段性價格回調后重拾漲勢，2022 年上 半年高點價格相對于供需寬松時的價格漲幅接近 200%，價格水平接近 2021 年全年高點價格。

光伏玻璃價格有所回升：在硅料、EVA 樹脂漲價的直接影響之外，上半年光伏玻璃價格亦有所回升， 根據 PVInfolink 數據，3.2mm 鍍膜的光伏玻璃價格由年初的 25 元/m2的均價上漲至近期的 28 元/m2并保 持穩定；2mm 鍍膜的光伏玻璃價格由年初的 19.2 元/m2的均價上漲至近期的 22 元/m2并維持穩定。 組件價格回歸 2 元/W 高位：在供應鏈成本上升的擠壓下，光伏組件企業報價持續上調，近期各大央企組件集采中，雙面組件最低價已經達到 1.9 元/W 及以上，平均價格 達到 1.95 元/W 以上，部分項目價格接近 2 元/W。根據 PV Infolink 數據，近期歐洲 500W+單玻組件約穩 定在 27-28 美分/W，現貨價格達到 28-29.5 美分/W 的水平，折合人民幣含稅價超過 2 元/W。

價格超預期來源于需求超預期，定價邏輯出現階段性變化：回顧 2020 年以來的光伏產業鏈，我們認 為需求重心從國內向海外高經濟性市場之間的轉移主導了兩年間產業鏈價格邏輯的變化。在國內補 貼政策收尾的 2020 年，在第一波新冠疫情沖擊下，2020H1 光伏需求較弱，組件出口量在 2020Q2-Q3 出現同比下滑，硅料價格在 2020 年年中一度逼近一線產能的現金成本線；2020H2 在國內疫情緩解、 競價補貼項目建設推進與部分硅料產能出現事故等因素的催化下，硅料供需逐步緊張，產業鏈價格 開始抬頭上漲，但組件價格最高維持在 1.6-1.65 元/W 區間，仍明顯與國內電站的 8%左右的投資收益 率要求掛鉤，其時硅料產能基本平衡于終端潛在需求，硅料價格仍與成本曲線邊際產能的成本水平 相關。

復盤來看，2020 年光伏產業鏈價格的下蹲在一定程度上與 2018 年“531”政策的影響有相似性， 即均為后續海外需求的超預期釋放打下了基礎。進入 2021 年后，隨著海外疫情對社會活動沖擊程度 的降低與歐美裝機旺季的到來，光伏組件出口同比增速快速提升，此時硅料產能緊缺加劇，硅料企 業議價能力提升，硅料價格快速上漲，同時組件價格出于傳導成本壓力亦有明顯漲幅，一度超出國 內項目的成本承受能力，但由于海外高經濟性項目（以及階段性的國內戶用等分布式項目）迅速接 棒且總量持續超預期，產業鏈價格的上漲并未顯著影響整體終端需求，支撐光伏制造產業鏈的定價 錨轉為高經濟性需求的價格包容上限。

需求展望：海外高景氣有望持續，國內需求蓄勢待發

海外需求：歐美催化因素不斷，高景氣有望持續

歐洲能源獨立訴求較強，清潔能源發展有望進入新階段：根據歐盟統計局數據，目前歐洲能源體系 對俄羅斯存在較高依賴，2020 年歐盟自俄羅斯進口的能源占到其總需求的 24.4%，俄羅斯供應的天然 氣、石油、固體化石燃料、硬煤等分別占到歐盟該種能源需求量的 41%、37%、19%和 30%。2022 年 以來，俄烏沖突之下歐盟與俄羅斯關系趨于惡化，引發歐洲各國的能源供應危機，部分地區能源價 格迅速抬升。

根據德國 Statista 機構匯編數據顯示，截至 2 月，希臘創下歐洲地區最高月均電價水平， 達 211.7 歐元/MWh，較去年 9 月 134.72 歐元/MWh 猛增 57.1%；歐盟最大電力凈進口國意大利緊隨其后， 達到 210.5 歐元/MWh，較去年 9 月的 158.81 歐元/MWh 增長 32.5%。面對俄烏沖突帶來的能源安全性與 經濟性的雙重挑戰，歐盟地區通過可再生能源上量實現能源獨立迫在眉睫。 近期中國組件對歐出口高速增長：在上述原因的推動下，面對供應鏈價格持續上漲的 2022Q1，歐洲 仍對光伏產品需求不減，逐月持續增長。2022Q1 歐洲進口了 16.7GW 的中國組件產品，相比去年同期 的 6.8GW 增幅高達 145%。

歐盟官方已給出年均 45GW 的裝機目標，實際上量可能更為激進：2022 年 5 月 18 日，歐盟 REPowerEU 計劃落地，文件提出為減少對俄羅斯化石燃料依賴，并在 2027 年前實現能源獨立，將快速推進綠色 能源轉型。該計劃將歐盟 2030 年可再生能源的總體目標從 40%上調至 45%，并提出到 2025 年，光伏 累計裝機量應達到 320GW，到 2030 年光伏累計裝機量達到 600GW，即 2022-2025 年光伏年均裝機 35-40GW，2022-2030 年年均裝機 45-50GW，累計裝機量的年均復合增速約 15.42%。而根據 Solar Power Europe 在《2021-2025 歐洲光伏市場展望》的測算，若要在 2030 年實現 45%的清潔能源占比，則 2030 年歐盟光伏累計裝機量應達到 870GW，對應 2022-2030 年年均裝機 75-80GW，累計裝機量的年均復合 增速達到 20.29%。

歐洲議會決議對需求的影響有限：2022 年 6 月 9 日，根據歐洲議會官方消息，歐洲議會通過決議， 要求在歐盟各國海關采取措施禁止涉及強迫勞動的產品進入歐盟市場。決議內容提到，歐盟將建立 一份公司、地區和生產商的公開名單，幫助進口商識別進口產品是否涉及該事項，如涉及則可在邊 境扣留相關貨物，隨后進口商可提供證據證明貨物不涉及該事項，證據被接受則貨物可被釋放。我 們認為，考慮當前光伏上游材料的供應結構，該決議如較快付諸實施，可能延長歐洲市場組件進口 的清關時間，進而小幅影響短期需求釋放，中長期影響較小。

美國暫時豁免東南亞四國組件進口關稅：2022 年 6 月 6 日，為滿足美國光伏裝 機的短期需求，總統拜登將豁免未來 24 個月內從泰國、馬來西亞、柬埔寨、越南四國進口至美國的 光伏電池及組件產品的關稅。上述行政措施發布前，東南亞光伏產品出口至美國時，主要面臨根據 201 條款給予的 14.75%的保護性關稅。

反規避調查繼續但適用于關稅豁免，美國需求有望恢復：今年 3 月，商務部決定對東南亞產能發起 反規避調查，貿易壁壘升級的不確定性阻礙了我國東南亞組件產能對美出貨，美國當地光伏建設成 本飆升，一定程度上壓制了需求釋放。根據 PVInfolink 數據，近期美國市場組件均價高達 0.35 美元/W， 相對其他地區出現 8 美分左右的單瓦溢價。在白宮聲明同時，針對東南亞四 國光伏產品開展的反規避調查仍將繼續，但無論反規避調查是否做出肯定性裁決，在未來 24 個月內， 從東南亞四國出口至美國的光伏組件與電池片都將暫時免于征收關稅。我們認為，前述關稅豁免的 新措施或將快速解除供應緊缺對當地光伏需求的壓制，東南亞對美國光伏組件出口有望迎來反彈， 美國全年新增光伏裝機預期或恢復到 30GW 以上。

為達成無碳電力目標，2021-2030 年美國年均光伏裝機預計應達到 60GW：2021 年，全美發電量約為 4.11 萬億 kWh，其中火電發電量達到 2.56 萬億 kWh，占比高達 62.19%。為實現 2035 年 100%無碳電力 的目標，美國的發電結構重心應從火力發電轉向清潔能源發電。而在諸多新能源發電品種中，水電 嚴重依賴自然資源，核電對安全性要求較高，兩者增速均較為有限，因此我們認為，光伏與風電的 大力發展將成為美國能源革命的必要手段。我們根據拜登政府的目標進行測算，認為到 2035 年光伏 發電在美國電力結構中的占比應提升至 20%-25%，對應存量裝機超過 970GW，2022-2035 年年均裝機 量超過 60GW；美國光伏協會 SEIA 亦根據這一目標給出了 2021-2030 年年均近 60GW 的裝機預期，而 在更樂觀的 SEIA 30x30（2030 年光伏發電占比 30%）情境下，2021-2030 年年均光伏裝機或達到 75GW。

2022Q1 印度集中進口組件：受到 4 月 1 日太陽能電池和組件基本關稅（光伏組件、電池片產品分別 征收 40%、25%的關稅）的影響，印度本土開發商加緊搶裝備貨，根據索比光伏網數據，印度在 2022 年第一季度進口光伏組件 9.7GW，同比增長 210%，占 2021 年印度直流側（即組件容量）新增光伏裝 機量的 74.62%。我們據此推測，印度光伏開發商已經采購完成了今年所需光伏組件的近六七成。印 度太陽能開發商大量囤積進口組件亦有力拉動了我國光伏組件出口，根據 PVInfolink 數據，印度在第 一季度累計從中國進口了 8.1GW 的組件，同比增長 429%。

印度提出 2030 年 300GW 裝機目標：2021 年，印度提出到 2030 年實現 450GW 清潔能源裝機的目標， 其中光伏裝機目標約為 300GW，為完成這一目標，2022-2030 年，印度光伏裝機年均增量應達到 25-30GW，對應累計裝機量年均復合增速 22.03%。 其他傳統市場需求穩健，南美中東地區潛力初現：澳大利亞、日本等傳統市場在碳中和目標指引下， 未來年均新增裝機有望持穩。中東地區受益于光照充足、沙漠地區土地價格低廉等得天獨厚的地理 條件，光伏開發潛力較大；南美地區光伏性價比優勢顯現，以巴西為代表的新興市場快速發展。

政策導向提供目標，但長期而言經濟性是全球光伏裝機上量的根本驅動力：當前，盡快實現碳中和 已成為全球共識，世界各主流經濟體均提出碳中和目標，光伏長期需求的空間已基本明確，但最終 兌現空間仍有賴于經濟性的持續提升。根據國際可再生能源署的報告，全球部分地區光伏、陸上風 電度電成本區間已經接近甚至低于全球的化石能源；而展望 2050 年，幾乎全球所有國家的光伏、風 電都有望成為最低成本的電力能源。光伏發電的經濟性與長期降本潛力有望推動全球光伏裝機持續 上量。

國內需求：招標、開工密集推進，電站需求有望放量

國內分布式需求保持較高韌性：2022 年第一季度新增光伏并網量 13.21GW，4 月國內光伏新增裝機 3.67GW，同比增長 110%，考慮 1 月份有部分 2021 年電站結轉影響，我們預計 實際增速約 40%-50%。分布式方面，1-3 月國內分布式新增裝機 8.87GW，同比增長 192%，新增分布 式光伏占全國新增光伏裝機總量的 67.1%，同比提升 12.5 個百分點，分布式光伏需求保持較高韌性。

國內需求儲備充足，組件招標量同比高增長：在“十四五”裝機目標的指引下，近期國內央企與地方國 企光伏項目招標步伐加快。根據索比光伏網統計，2022 年 1-5 月，國內已有約 66GW 光伏項目完成組 件定標，已超過 2021 年全年約 45GW 的總量，其中央企與地方國企為招標主力，交貨時間多數要求 不晚于 2022 年 6 月底。截至 5 月底國內光伏發電在建項目約 121GW，顯示出 國內光伏需求儲備的充足程度。

近期央企光伏項目密集開工：在組件招標放量的同時，近期部分央企與地方國企新能源項目亦陸續 開工。根據光伏們統計，國家能源集團、國家電投、華能、華電、中廣核、三峽等一系列央企的項 目開工規模已超 36GW，地方國企例如京能、深能、贛能、晉能等均有新能源項目開工，全國各省市 的整縣光伏項目也均已陸續開工。

第一期大基地項目已大規模開工，第二批建設有望提速：截至 2022 年第一季 度，第一批約 100GW 的大型風電光伏基地項目已開工約 84GW。 近期，國務院印發《關于印發扎實 穩住經濟一攬子政策措施的通知》，提出抓緊推動實施一批能源項目；推動能源領域基本具備條件今 年可開工的重大項目盡快實施；加快推動以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設， 近期抓緊啟動第二批項目，統籌安排大型風光電基地建設項目用地用林用草用水，按程序核準和開 工建設基地項目、煤電項目和特高壓輸電通道，第二批大基地建設項目有望提速。

“整縣推進”持續進行：2021 年全國整縣推進屋頂分布式光伏試點縣累 計備案容量 46.23GW，主要分布在山東、河南和浙江；累計并網容量 17.78GW，約占全年分布式新增 裝機的 60%，主要分布在山東、浙江和廣東。從上報的項目開發主體來看，央企、地方國企、民企 成立公司的合作投資開發模式占比超過 60%。據智匯光伏不完全統計，2022 年一季度各企業至少已 經開展了約 4.5GW 的整縣項目 EPC 招標工作。

全球裝機需求有望保持較快增長：整體而言，當前高經濟性需求對產業鏈價格的包容度超預期，歐 美區域需求催化因素不斷，海外市場需求高景氣度有望持續，同時國內分布式需求韌性較好，地面 電站密集招標、開工，整體需求蓄勢待發。我們預計 2022-2023 年全球光伏裝機需求分別約 240GW、 315GW，同比增速分別約 45%、31%，其中國內需求分別為 90GW、120GW，同比增速分別為 64%、33%。 全球裝機需求對應光伏組件需求分別約 278GW、374GW。

產業鏈：短期存在供給瓶頸，布局可持續增長環節

硅料：當前供需緊平衡，2023 年有望轉向寬松 當前硅料供需仍維持緊平衡，2022H2 行業新增產能逐步投產：根據中國有色工業協會硅業分會信息， 2022 年 5 月國內多晶硅料產出約為 6.2 萬噸，結合海外產能情況，5 月硅料供給約可支撐硅片產出 26GW，與硅片實際產出相近，顯示當前硅料環節供需仍處于緊平衡狀態。根據我們對各相關公司公 告等公開信息的統計，2022 年下半年通威股份、新特能源、亞洲硅業、東方希望、協鑫科技等行業 第一梯隊企業均有產能逐步釋放，預計到 2022 年底國內硅料月產出有望達到 9 萬噸，全球月產出有 望達到 10 萬噸，相比當前產量增長幅度有望超過 40%。我們測算 2022 年全年硅料產量約 90 萬噸， 對應裝機需求約 280GW。在當前終端高經濟性需求持續釋放的情況下，我們預計近期硅料價格將維 持相對高位，大幅下降的概率較小。

預計賬面供需于 2023H2 轉向寬松，但應注意季度節奏與其他瓶頸環節：從目前擴產進度靠前的各家 企業實際情況來看，我們預計接下來更大規模的硅料投產高峰在 2023H2 到來，預計 2023Q3-Q4 第一 梯隊企業有效產能對應年化裝機需求分別約 420GW、460GW，在目前的預期需求水平下供需比將超 過 120%，如將青海麗豪、晶諾新能源等新進入產能考慮在內，屆時行業有效產能對應年化裝機需求 預計超過 500GW，供需比約 130%。但在賬面供需進入寬松狀態之前，我們認為仍需注意需求季度節 奏與其他潛在瓶頸環節的影響：1）考慮季節性因素影響，2022 年年底至 2023 年年初的階段性需求 或相對較低；2）IGBT、高純石英砂等其他原輔材料或階段性替代硅料成為產業鏈的供需矛盾點。上 述因素可能在硅料供需寬松之前對硅料價格產生階段性影響。（報告來源：未來智庫）

高純石英砂：2022-2023 年光伏用高純砂供需或偏緊 石英坩堝用高純石英砂需求快速增長：隨著光伏終端需求的超預期上量，作為單晶拉棒環節重要輔 材的高純石英砂需求亦快速提升，且后續需求增速可能因 N 型技術路線的逐步應用而階段性超越終 端需求增速。根據我們的測算，2022-2025 年全球光伏行業高純石英砂需求量預計分別為 6.72 萬噸、 8.34 萬噸、9.79 萬噸、12.46 萬噸，年均復合增速為 22.85%。

2022-2023 年高純石英砂供需或偏緊：根據矽比科、挪威 TQC、石英股份等現有國內外企業產能和擴 產規劃，我們預計 2022 年光伏用高純石英砂可能的供給量范圍在 6.2-6.3 萬噸，對應 6.7 萬噸的需求， 供需格局整體偏緊；如矽比科與 TQC 不在 2023 年內釋放美國 Spruce Pine 石英礦的潛在產能，且其他 有提純價值的礦源或對應的提純加工產能沒有超預期釋放，則 2023 年光伏用高純石英砂可能的供給 量范圍預計在 7.7-7.8 萬噸，供需仍將偏緊，甚至可能階段性影響終端需求的釋放，成為光伏產業鏈 的核心供需矛盾。在緊張的供需格局下，高純石英砂存在持續漲價的可能。

石英砂供需偏緊或有助于硅片環節龍頭強化競爭優勢：石英坩堝是硅片拉棒環節的重要耗材，石英 坩堝原材料石英砂的供應將直接影響硅片產出。我們認為，頭部硅片企業通過多年布局，在石英砂 和石英坩堝保供方面具有明顯優勢，在石英砂供需偏緊的情況下，頭部硅片企業有望通過充足的儲 備保證硅片的出貨量，而石英砂儲備相對不足的企業或將面臨開工率不足的風險，因此頭部硅片企 業市占率有望穩定或小幅提升。此外，隨著石英砂供需格局逐步緊張，石英砂價格有望進一步上漲。 硅片價格或將階段性與后續逐步松動的硅料價格脫鉤，硅片價格下降幅度或因石英砂價格上漲而有 所緩和，如石英砂價格漲幅較大，硅片價格或有所上漲，頭部硅片企業有可能由此而兌現超額利潤。

EVA 樹脂：供需仍可能階段性緊張

國產 EVA 樹脂產能逐步投放：2020-2021 年光伏 EVA 樹脂供需格局緊張，在高價、高盈利能力的驅動 下，多家國內化工企業紛紛放出擴產計劃，2021H2 至今新產能逐步釋放。2021 年 5 月，榆能化首批 次 EVA 產品投放市場；2021 年 8 月，揚子石化成功生產出光伏膜料； 2021 年 12 月，浙石化年產 30 萬噸 EVA 裝臵于一次投料成功，順利產出光伏料產品；近期中科煉化已開始量產光伏級 EVA樹脂。 我們估計近期國產光伏級 EVA 樹脂年化產能基本達到 75-80 萬噸，疊加進口供給共約 120-130 萬噸。

2022 年 EVA 樹脂仍可能階段性短缺，2023H1 有望好轉：根據索比光伏網數據，近期國內組件月產出 接近 25GW，我們測算對應年化 EVA 樹脂需求約 120 萬噸，基本與近期國內光伏級 EVA 樹脂供給量平 衡，供需關系的變化支撐 EVA 樹脂價格在 2021Q4 的下跌后快速反彈至較高位臵。我們根據組件需求 測算全年國內光伏級 EVA 樹脂需求約 120 萬噸，但考慮流轉庫存等因素的存在，全年實際需求預計 高于 120 萬噸。從供給側看，年內潛在增量主要為韓國樂天化學的 30 萬噸（預計光伏料約 20 萬噸） 新產能，因此我們預計全年光伏級 EVA 樹脂供需仍處于緊平衡狀態，如光伏或其他樹脂下游需求階 段性集中釋放則可能進一步推高樹脂價格。考慮后續新產能釋放節奏，我們預計 2023H1 光伏級 EVA 樹脂供需緊張有望好轉。

組件：一線企業受益于需求格局變化，業績增長有望持續

組件龍頭企業定價緊盯硅料，盈利能力基本穩健：在供應鏈價格上升的情況下，2021 年全年組件龍 頭企業報價基本隨硅料價格變化而變化。在上半年硅料價格進入 200 元/kg 以上區間之后，行業內組 件均價基本位于 1.8 元/W 左右，其中一線企業報價普遍超過 1.8 元/W，而在 9 月下旬硅料價格上沖至 260 元/kg 之后，組件環節價格亦快速上漲至 2 元/W 以上。在 11-12 月硅料價格有所下降時，組件價格 亦隨之下降，但仍緊盯硅料價格降幅，隨著 2022 年上半年硅料價格持續回升，組件價格亦隨之跟漲。 縱觀 2021 年至今的供需博弈過程，組件龍頭企業基本能夠及時傳導硅料價格上漲的壓力，并在硅料 價格階段性下行時維持價格韌性。因此，組件龍頭廠商盈利能力并未持續受到硅料價格暴漲的擠壓， 分季度來看，在 2021Q1 硅料快速上漲的第一波沖擊之后，后續一線組件廠商盈利能力基本保持平穩。

一二線品牌通常存在產品價差：組件環節一二線企業的產品價格一般存在小幅差異，根據索比光伏 網統計數據，2022 年 1-4 月一線組件廠商中標價格普遍高出二三線廠商 0.03-0.13 元/W。其中，雙面 450W 及以上組件中，一線廠商中標均價 1.969 元/W，二三線廠商中標均價 1.837 元/W，價差 0.132 元/W； 雙面 530W 及以上組件中，一線廠商中標均價 1.875 元/W，二三線廠商中標均價 1.842 元/W，價差 0.033 元/W；單面 590W 及以上組件中，一線廠商中標均價 1.915 元/W，二三線廠商中標均價 1.858 元/W，價 差 0.057 元/W。

組件品牌具備長期價值：與硅料、硅片、電池片環節有所不同，光伏行業歷次格局的重大變化雖然 劇烈，亦不乏龍頭企業陷入困境甚至破產，但并未使得如尚德、英利等部分歷史較久的組件品牌消 亡。此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等過往或現在仍在海外資本市場上市的老牌 光伏組件企業，在過往年份中雖受限于海外資本市場融資渠道相對不通暢等因素（市盈率、市凈率 等估值指標相對于 A 股可比公司折價明顯），但在全球組件出貨份額上持續位居前列，近年來僅有 隆基綠能成為穩定留在全球第一梯隊的新進入者，在一定程度上顯示出在具備 To C 屬性的海外光伏 終端市場中組件品牌的長期價值。

需求分層有望加強一線企業競爭優勢：如上文所述，以歐美區域為代表的高經濟性需求的釋放主導 了近兩年間光伏產業鏈價格邏輯的變化，而歐美區域歷來是一線組件企業的主要出口范圍，這些市 場對組件品牌價值有較高的認知度與接受度，因此在海外需求充分釋放的過程中，市場也觀察到了 一線組件企業市場集中度的顯著提升。我們認為需求的分層有利于一線企業獲取更高價值量的組件 訂單，從而進一步鞏固自身的盈利優勢。

上游主材供給瓶頸解除后組件加工盈利有望回升：在近兩年上游供給緊張、成本上漲的情況下，一 線組件企業的穩定盈利主要來源于兩方面：1）上游硅片、電池環節一體化（以及對硅料供應進行一 定程度鎖定）對硅料價格上漲影響的部分平抑；2）組件價差所兌現的品牌渠道價值；一線企業的單 純的組件加工環節盈利也較為微薄，而不具備這些競爭優勢的組件加工制造企業在近兩年的盈利能 力則相對承壓。從歷史情況來看，即使是在組件產能常年過剩的情況下，組件加工環節也有一定的 穩定盈利空間，而當前電池組件一體化產能相對于下游潛在需求依然存在明顯缺口，因此我們認為 隨著后續上游硅料供需逐步正常化，組件環節的加工盈利有望恢復至行業平均有少量利潤的水平， 一線企業則有望繼續因價差而享受更多盈利，亦有望階段性兌現簽單與執行時點之間的期貨利潤。

一線一體化龍頭企業業績有望持續增長：結合組件環節的自身特點，我們認為在需求分層與一二線 價差存在的基礎上，一線組件企業有望依靠溢價享有部分超額盈利，同時一體化企業有望保留硅片、 電池片環節的部分利潤。我們預計隨著后續硅料產能的逐步投產與終端需求釋放，一線組件廠商的 一體化盈利能力有望保持穩健，市場集中度有望繼續提升，后續業績有望持續增長，而若高經濟性 需求釋放超預期則一線組件盈利能力有進一步提升的可能。

逆變器：龍頭企業盈利有望持穩，儲能賦予第二成長曲線

中國企業市場份額持續提升：在近年來光伏逆變器產業的發展中，我國逆變器企業技術與產品逐步 升級，同時積累了海外市場的銷售渠道與品牌認知度，在全球市場的市占率逐步提升。2020-2021 年， 傳統海外逆變器企業市場份額持續萎縮，陽光電源、錦浪科技、固德威等上市公司逆變器產銷量均 大幅增長。根據 Wood Mackenzie 的數據，2020 年全球逆變器出貨量前 10 公司中，有 6 家中國企業， 合計全球市占率提升至 60%，其中華為（23%）與陽光電源（19%）位居前兩名。2021 年，根據部分 光伏逆變器上市公司的銷量披露，我們測算得到陽光電源、錦浪科技、固德威的全球市占率分別約 為 28%、9%和 7%，相比 2020 年均有明顯提升。

海外逆變器市場盈利能力更優：相比于較為純粹價格競爭的國內市場，海外主要逆變器市場較為成 熟，除產品價格外更關注產品本身可靠性、品牌及服務，具有準入門檻高、認證審核嚴格、認證周 期長等高壁壘的特性，價格敏感性相對更低，因此逆變器產品在海外市場的盈利能力相對較優。搶 占海外市場份額對于提升逆變器企業整體盈利能力有顯著意義。

元器件緊缺，龍頭企業有望保障供應與盈利：由于 IGBT 等關鍵元器件產能持續緊缺導致價格上漲， 部分光伏逆變器企業年內上調產品價格，調漲后的價格預計可以部分轉移元器件的成本上漲壓力。 當前產業預期 2022 年 IGBT 元器件供給或繼續保持緊張，下半年可能替代硅料成為光伏產業鏈中供應 最為緊缺的環節，我們預計對元器件供應保障能力較強的龍頭企業有望在相對不受元器件成本擠壓 的基礎上保障自身出貨量，進而最小化盈利能力與盈利體量受損的預期。（報告來源：未來智庫）

微型逆變器市場空間廣闊，全球國產化替代增速可期：在歐美等成熟市場分布式光伏需求持續高景 氣，中國等新興市場戶用光伏安裝標準趨嚴的情況下，MLPE 解決方案的年需求量有望持續增長。從 競爭格局來看，目前 MLPE 市場主要由海外企業 Enphase、SolarEdge 占據份額，而根據我們的測算， 國內昱能科技、禾邁股份合計市占率不足 10%。我們認為未來國產微逆尚有較大替代空間，主要是 因為其具備功率范圍高、單瓦價格低等優勢，因此性價比更高，且可以滿足更多應用場景的要求。 伴隨國內企業逐步健全全球化營銷網絡，國產微型逆變器或有望重演傳統逆變器國產替代的歷史， 在未來幾年內持續實現較高的業績增長。

光伏逆變器企業具備進入儲能領域的天然優勢：光伏、風電出力具有間歇性與不可控性，與每時每 刻的光照條件、風力條件密切相關，因此大規模地應用光伏、風電作為發電來源，需要按照電力系 統安全穩定的要求配臵儲能設施，以平滑光伏、風電的發電出力曲線。儲能電站同樣需要與光伏電 站逆變器類似的電能轉換裝臵，儲能逆變器與光伏逆變器在技術原理、生產制造、下游客戶等方面 基本一致，儲能業務渠道與光伏逆變器業務渠道共享，因此光伏逆變器企業具備進入儲能領域的天 然優勢，也有進入儲能領域其他業務的可能性，儲能需求帶來的第二成長曲線或使得逆變器環節在 中長期成長性上優于光伏主產業鏈環節。

新技術：HJT 產業化進程加速，經濟性拐點臨近

華晟新能源一期 500MW 進入滿產狀態，二期 2GW 微晶項目順利出片：2022 年 3 月，華晟一期 M6 系 列異質結產品日均產能達 18.73 萬片，達到設計產能的 94%，最高日產達到 23 萬片，出貨良率>99%， 處于滿產狀態。近期，據華晟新能源官方信息，華晟二期 2GW 高效微晶異質結項目首批 210 電池片 順利出片，最高轉換效率達 24.68%。以 24.68%的首片數據來看，開路電壓達到 0.746V，電流密度達 到 39mA/cm2，相比一期非晶異質結首片 23.4%的數據，各項性能均有大幅提升。我們預計二期產線年 底量產平均轉換效率有望達到 25%左右。

華晟新能源量產進度領銜行業，后續產能擴張提速：根據華晟公布的量產計劃，至 6 月底，華晟將 完成所有 2GW 設備的調試與投產，屆時將實現高效異質結太陽能電池與組件產能各 2.7GW，居全球 異質結產能第一。此外，華晟擬在宣城開展建設三期 4.8GW 雙面微晶異質結智能工廠項目，該項目 第一階段 2.4GW 高效異質結工廠土建招標已正式掛網，根據規劃，4.8GW 項目將在 2023 年 Q1-Q3 分 兩期完成全部設備搬入和調試投產。近期，華晟新能源與大理州政府、華能瀾滄江水電股份有限公 司正式簽署合作協議，將共同在大理投資建設 5GW 高效異質結光伏電池和組件項目，產能擴張有望 提速。

轉換效率紀錄超過 26%：繼 2021 年 10 月隆基綠能 M6 尺寸 HJT 電池轉換效率創造 26.30%的世界紀錄 之后，2022 年 3 月，經德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）認證，邁為股份聯合澳大利亞金屬化技術 公司 SunDrive 利用可量產工藝在 M6 尺寸單晶異質結電池上轉換效率達到 26.07%，進一步驗證了異質 結電池量產效率在未來跨越 26%大關的可行性。該批次電池的 PECVD 工藝在邁為最新一代的量產微 晶設備上完成，采用了雙面微晶結構結合 PVD 新型高遷移率的 TCO 工藝。

低成本量產技術不斷突破：隆基綠能實現了無銦硅異質 結太陽能電池 25.4%轉換效率，以及摻鎵 p 型硅片制備的硅異質結電池（p-HJT）25.47%的轉換效率， 刷新了無銦異質結電池和大尺寸 p 型光伏電池效率的世界紀錄，進一步驗證了低成本異質結量產技 術的可行性。近期，經 ISFH 測試，邁為股份采用低銦含量的 TCO 工藝結合銀包銅柵線，在全尺寸(M6， 274.5cm²)單晶硅異質結電池上獲得了 25.62%的轉換效率。此次認證的電池采用磁控濺射的方法，通 過最新的低銦含量解決方案，單片銦的使用量在原來的基礎上降低了 50%，如果疊加設備降銦的方 案可再降低 40%，可以將銦用量降低到現有水平的 30%，將顯著降低異質結電池的制造成本。

非硅成本已顯著下降：由于 HJT 電池所用低溫銀漿的固有特性，其單位耗量相對于傳統技術路線的 提升成為了 HJT 降成本的最大障礙，因此銀漿降本也是 HJT 成本下降的核心抓手。HJT 電池銀漿降本 可從降低銀耗量和銀漿降價兩方面入手。在降低銀耗量方面，2021 年起華晟、通威等產業化領先企 業已普遍采用 9BB 多主柵電池工藝，可將銀漿消耗量減少至約 180mg/片；近期華晟已通過對 SMBB 技術的應用將 M6 單片銀漿耗量降低至 150mg/片以下，疊加電池轉換效率與產線產量的提升，我們估 計近期 HJT 電池非硅成本已下降至約 0.35-0.4 元/W 區間，相比于去年同期降幅約 40%。

后續降本路徑清晰可行：展望后續成本下降路徑，在漿料耗量方面，隨著 SMBB 的進一步成熟與鋼 板印刷的應用，預計年內 HJT 電池銀漿耗量有望下降至 120-130mg/片；在銀耗量方面，銀銅混合漿料 年內逐步開始批量應用，預計有望將銀耗降至 100mg/片以下；此外隨著漿料國產化的推進，低溫漿 料與高溫漿料之間的價格差亦有望縮進。整體而言，我們預計 HJT 電池非硅成本有望在 2022 年底降 低至約 0.3 元/W，后續有望降低至 0.25 元/W。

薄片化有望降低硅成本：在硅成本方面，由于基底 N 型硅片具備更高的減薄潛力，且 HJT 的電池結 構對薄硅片的兼容能力較強，硅片薄片化有望為 HJT 電池提供進一步的降本空間。根據 CPIA 光伏發 展路線圖，目前用于異質結電池的硅片厚度約為 150μm。目前部分國產 HJT 電池片廠商已開始將 120-140μm 厚度的硅片投入量產，在當前硅料價格下預計可降低硅成本 0.04 元/W。

組件端成本差距有望進一步縮小，經濟性拐點臨近：此外，根據我們的測算，HJT 電池轉換效率每 提升 1%，在不同應用場景下可增加組件溢價空間 0.05-0.15 元/W 不等，且對組件整體功率的提升亦可 攤薄組件環節的單位制造成本。結合電池非硅成本、硅成本以及效率提升對組件端成本降低的促進， 我們預計 HJT 組件端整體成本有望在 2022 年底至 2023H1 貼近 PERC 組件，從而有望降低應用 HJT 組 件的電光伏站的 LCOE，進一步擴大終端電站業主的接受面并逐步進入大規模替代周期。

國產核心設備得到量產驗證：華晟新能源一期 500MW 產線和二期 2GW 產線核心設備由邁為股份、理 想萬里暉等國內 HJT 設備領先廠商提供。首批投產的電池線采用了邁為股份及理想萬里暉的 PECVD 設備、邁為股份的 PVD 設備、邁為股份及中辰昊的絲網印刷設備，并使用了邁為股份 MES 系統對全 電池產線進行調度及智能優化。預計隨著產線繼續量產化運行，國產 HJT 核心設備的效率與可靠性 等指標都有望得到進一步驗證。

國產量產設備 GW 級銷售訂單落地：根據邁為股份公告，2022 年 4 月印度信實工業向邁為股份全資 子公司新加坡邁為簽發了《Letter of Commitment》（LOC）。根據 LOC 約定，信實工業擬向新加坡邁 為采購太陽能異質結電池生產設備整線 8 條，產能為 600MW/條，共 4.8GW，其采購總額超過公司 2021 年度經審計營業收入的 50%，未達到 100%。自邁為股份 2021 年 11 月獲得 REC 的 400MW 異質結整線 設備訂單、實現了我國 HJT 電池設備的首次整線出口后，國產設備首次實現 GW 級銷售。

風電：招標持續放量，中游盈利有望修復

需求展望：裝機重拾增長，招標持續放量

2021 年新吊裝規模持穩，2022 年風電裝機量回歸增長：據國家能源局數據，2021 年我國風電新增風 電并網容量為 47.57GW，同比下降 33.63%，主要是伴隨補貼退出與搶裝潮的結束，2021 年陸上風電 新增裝機量從高位回落。但據 BNEF 統計的實際吊裝口徑數據，2021 年我國風電實際吊裝容量達到 55.8GW，相較 2020 年僅小幅下降 3.46%。其中，陸上風電新增裝機 41.6GW，同比下降 22.68%；海上 風電新增裝機 14.2GW，約為 2020 年海上風電吊裝容量的 3.55 倍。相比陸上風電退補前的 2020 年， 2021 年新增吊裝規模依然持穩。進入 2022 年以來，受先前整機招標回暖的指引，新增裝機容量持續 增長，2022 年 1-4 月風電并網容量達 9.58GW，同比增長 45.15%，國內風電新增裝機容量在 2021 年短 暫的回落之后，迅速恢復增長態勢。（報告來源：未來智庫）

陸上風電項目在當前風機價格與利用小時數下具備充分的經濟性：當前風電主機廠交付執行的訂單 多為 2021 年簽訂，2021 年內，陸上風機成本從先前的 4.0 元/W 跌落至 2.0-2.5 元/W 的區間，助推風電 項目的每 W 綜合成本降低 1.5-2.0 元，使得當前的風電項目投資具備了充分的經濟性。我們假設目前 交付的風電項目單位綜合成本為 5.5 元/W，保守估計年有效利用小時數為 2,050 小時，在 0.36 元/kWh 的上網電價下，測算得到項目 IRR 為 9.25%，顯著高于當前央企、國企業主 6%左右的投資回報率要 求。

同樣條件下，我們測算得到項目的 LCOE 為 0.29 元/kWh，已經進入火力發電的 0.25-0.30 元/kWh 的成本區間。同時，伴隨 2022 年初大型化風電整機招標價格進入 1500-2000 元/kW 的時代，對應陸上 風電項目綜合成本或可進一步降至 5.0 元/W，在此情境下測算風電項目 IRR 有望超過 12.77%，經濟性 尤為突出，持續吸引大批量業主開展招標。

招標規模快速回升：根據金風科技業績材料，2021 年全年國內風電設備開標項目總規模為 54.15GW， 同比增長 74.12%。2022 年第一季度國內公開招標市場新增招標量 24.7GW，同比增長 74%。而進入 4-5 月，根據風電之音的不完全統計，兩個月內國有企業開發商共發布風電機組設備采購招標容量約 19.73GW，持續指引需求向好。

風電項目有望由核準制轉為備案制，國內裝機有望快速增長：在風機價格超預期下降、陸上風電經 濟性充分顯現的情況下，當前國內季度風電場新增招標量連續保持高位，指引后續裝機需求增速提 升，海上風電經濟性加速體現則有望進一步增厚“十四五”中后期需求。此外，政策亦在積極簡化風電 項目審批手續，提高項目審批效率。5 月 30 日國家發改委、國家能源局發布的《關于促進新時代新 能源高質量發展的實施方案》提出：要深化新能源領域“放管服”改革，推動風電項目由核準制調整為 備案制。我們認為如風電項目按照備案制管理，風電開發周期有望明顯縮短，有利于后續風電潛在 需求落地，2023 年國內風電裝機需求或有望上修。整體而言，我們預計 2022-2023 年國內新增風電裝 機分別約 55GW、75GW，同比增速分別約 16%、36%。

產業鏈：整機招標價格企穩，中游盈利有望修復

零部件：優選國產替代與盈利修復環節 軸承環節：領銜國產替代的企業有望快速提升市占率：風機的主軸軸承需要同時承擔多重載荷，且 在風機大型化的趨勢下，軸承載荷亦同步增大，軸承的加工難度也隨之提升。目前國內具備 3MW 及 以上大機型主軸承生產能力的企業依然較少，我們預計后續領銜國產替代的企業有望在風機降本需 求較強的背景下依靠性價比優勢快速提升市占率，業績增速有望顯著超過行業需求增速。

鑄件環節：格局基本穩定：風電鑄件市場格局近年基本穩定，近期國內的新增進入者主要僅有廣大 特材、金雷股份兩家企業。目前全球風電鑄件 80%以上產能集中在中國，其中日月股份為行業龍頭， 2021 年銷售風電鑄件 33.14 萬噸，對應全球市占率接近 20%。截至 2021 年底，日月股份已具備 48 萬 噸的鑄造產能和 22 萬噸的精加工產能，其中大型鑄件產能將達到 18 萬噸。此外，公司還有 13.2 萬 噸大型化鑄造產能、22 萬噸精加工產能正在建設中，同時公司擬在酒泉投建一期 10 萬噸鑄造精加工 一體化產能，預計到 2023 年，公司鑄造產能有望超過 70 萬噸，有助于公司進一步鞏固龍頭地位。

鑄件環節：盈利能力有望修復：鑄件環節的主要原材料包括生鐵、樹脂粘結劑等，因此其盈利能力 與生鐵、鑄造樹脂等原材料的價格密切相關。2021 年以來，伴隨生鐵價格從 3500 元/噸一度上漲至超 過 5000 元/噸，疊加鑄造樹脂價格受到環保限產影響，從平均約 1.1 萬元/噸的水平上漲至最高 2.5 萬 元/噸，鑄件企業面臨較大的成本壓力。以龍頭企業日月股份為例，公司銷售毛利率從 2021 年一季度 的 28.83%一路下行至 2022 年第一季度的 8.73%，達到近幾年盈利低點。近期鐵礦石、生鐵等大宗商 品價格出現松動，鑄件企業盈利能力有望迎來修復。

海外風電規劃提速，利好出海能力強的零部件環節：受俄烏沖突爆發影響，歐洲能源獨立訴求明確， 拉動當地光伏風電規劃提速。REPowerEU 計劃已將歐盟 2030 年可再生能源的總體目標從 40%上調至 45%。此外根據丹麥政府官方信息，5 月 18 日，丹麥、德國、比利時與荷蘭政府在“北海海上風電峰 會”上共同簽署一份聯合聲明文件，承諾到 2050 年將四國的海上風電裝機增加 10 倍，即到 2050 年， 四國累計海上風電裝機量至少達到 150GW，同時提出階段性目標，即到 2030 年，四國累計海上風電 裝機量至少達到 65GW。我們認為，歐洲海上風電規劃提速，鑄件、主軸等產能主要集中于國內的零 部件環節將更多受益。同時伴隨疫情影響逐步消退，零部件企業的生產、交付、發貨有望逐步回歸 正常，出貨量環比預計明顯修復，下半年供應或階段性偏緊。

整機：價格止跌有望穩定盈利預期，格局變動尚未結束

近期業主招標最低價未中標釋放積極信號，陸上風機價格或有望理性回歸：隨著陸上風電補貼退出， 風機招投標價格從 2020 年中開始進入下降通道。根據金風科技統計數據，2021 年初至 2022 年一季度， 風機月度公開投標均價從 3,081 元/kW 一路下行至 1,876 元/kW，跌幅達到 39.11%，風機中標價格進入 1,500-2,000 元/kW 區間。進入 2022Q2，陸風招標價格出現企穩回升態勢，據我們不完全統計，4 月 1 日至 4 月 20 日，新開標的 5.86GW 陸上風電項目的中標均價回升至 2130 元/kW。

其中，華潤電力第二 批風機采購（含塔筒）6 個項目中，有 2 個項目的中標單位不在低價前三之列。目前華潤風機招標評標辦法有所優化，在評分權重里，將價格權重從 50%下調至 45%，技術權重從 45% 上調至 50%，顯示出風電業主在招標過程中從“唯價格論”到“重視質量”的態度轉變，有望引導行業有 序競爭、高質量發展，風機價格也有望在此引導下逐步回歸理性，亦有助于穩定市場對風機企業的 盈利預期。

搶裝過后行業 CR3 仍未回升：2020 年搶裝行情帶來的需求快速攀升為風機企業帶來歷史性行情，行 業二三線企業收獲頗豐，一線企業市占率有所下降，行業 CR3 從 2018-2019 年的 61%下滑 12 個百分點 至 2020 年的 49%，2021 年則小幅降至 48%，同時運達股份取代明陽智能進入裝機量排名前三席。從 近期風機招標結果來看，一線企業中標份額與歷史吊裝量份額相比仍有差異，風機格局仍處于變動 之中。（報告來源：未來智庫）

海上風電：平價項目招標啟動，經濟性逐步顯現

海上風電搶裝結束，平價招標陸續啟動：自 2021 年四季度開始，海上風電平價項目招標逐步啟動。 根據我們的不完全統計，2022 年 1-5 月，海上風電已招標至少 4GW，相比去年明顯回暖。我們認為， 海風退補之后各環節的持續降本降價是驅動招標回暖的主要因素，以 4 月 10 日開標的國華投資山東 500MW 海上風電項目風機采購為例，第一中標候選人金風科技含塔筒報價為 3,828 元/kW，相比去年 四季度華潤電力蒼南 1#海上風電項目 4,061 元/kW 的含塔筒中標報價又有進一步降低。

海上風電基地列入“十四五”規劃： 2022 年 6 月 1 日，九部委印發《“十四五”可再生能源規劃》，《規 劃》強調統籌推進陸上風電和光伏發電基地建設，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型 風電太陽能發電基地，有序推進海上風電基地建設，重點建設新能源基地和海上風電基地集群。

地方接力國補支持海上風電：2020 年初《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確 提出，2022 年起中央不再對新建海上風電項目進行補貼，但鼓勵地方繼續補貼建設海上風電。廣東 首先出臺政策支持，計劃在 2022 年、2023 年繼續補貼海上風電合計 4.5GW；山東省則計劃在 2022-2024 年累計補貼海上風電 7.0GW；而浙江省提出大力推進“風光倍增工程”，計劃通過逐步退坡的方式制定 當地 2022-2025 年的海上風電上網電價。地方補貼接力有望幫助海上風電溫和過渡至平價時期。

部分區域海上風電具備無國補經濟性：2021 年，海上風電的單位綜合成本高達 18 元/W，其中整機成 本約 8.0 元/W，其他設備約 2.0 元/W，建筑安裝成本約 6.5 元/W，其他費用約 1.5 元/W。進入 2022 年， 伴隨海上風電國家補貼到期，海上各環節價格亦逐步下降，以刺激無補貼情景下的裝機需求釋放。 新中標的海上風機（含塔筒）成本已從先前的 7.5-8.5 元/W 降至 4 元/W 的價格區間。

同時我們預期， 海纜等設備及安裝資源價格也能夠重現陸上風電退補后的寬松降價趨勢，帶動綜合成本下降至 11-14 元/W 左右。在此情境下，我們按照全國平均約 0.36 元/kWh 的上網電價測算，認為海上風電有望在部 分風資源優越的區域達到平價經濟性，進而拉動裝機需求的增長。而針對部分出臺了省補或上網電 價更高的地區，海上風電項目的內部收益率有望超過 7%，具備經濟性。在經濟性逐步顯現的基礎上， 我們預計海上風電有望成為“十四五”中后期的風電裝機增量的主要來源。

海纜環節：風機大型化過程中具備較強“抗通縮”能力：海上風電場所使用的海纜按照功能可劃分為 陣列海纜與送出海纜兩類。陣列海纜主要應用于風電場場內，連接各臺風機并將風機所發電量輸送 至海上升壓站，通常選用 35kV 海纜，風電場內所選用的陣列海纜總容量需要匹配風電場容量，因此 場內海纜的單位用量基本保持穩定。送出海纜則應用于風電場場外，負責連接升壓站與陸控站，將 電流從海上風電場輸送至陸上電網，目前一般采用 220kV 交流海纜。場外電纜在容量方面同樣需要 匹配風電場容量，而風電場的離岸距離基本決定了送出電纜的敷設長度。伴隨我國海上風電建設從 近海逐步推向深遠海，送出海纜的單兆瓦用量仍有提升空間。

技術與業績壁壘較高，行業格局穩定：相比風電其他零部件環節，海纜環節對技術與質量的要求通 常更高，這主要是因為：①海纜作為風電場與電網之間的電力輸送通道，一旦發生故障往往會影響 整個風電場的運行，其損失通常大于其他風機零部件出現故障導致的單臺風機停運；同時由于海纜 埋于海底，一旦出現故障，需要等待合適的海況條件才能出海進行維修工作，等待過程亦會為風電 場帶來額外的停運損失。②海纜的工作環境處于高鹽、高濕度的水下，需要兼備防水、抗腐蝕等性 能，對技術要求較高。

出于以上原因，海纜在競標的過程中通常不會刻意追求低價競標，而是對技 術質量有著較高要求。因此國內海纜招標時，通常會為投標人設臵一定的業績門檻，即要求投標人 近期具備一定數量以上的海纜敷設工程業績。在這種邊界條件下，國內海纜行業目前形成了以東方 電纜、中天科技為代表的頭部企業聚集度較高的格局。

編輯：123木頭人