概要及主要观点：
1、 新能源宏观：（1）太阳能光伏：2022年全年光伏新增装机87.41GW，同比增长60.3%；预期2023年光伏累计装机将达490GW左右，光伏有望超越水电跻身全国第二大电源。产业链方面，近期在下游需求旺盛的支撑下，上游产业链价格快速止跌反弹，行业排产趋势性上行，随着产业链价格博弈趋近尾声，有望激活下游电站需求起量。后续在全球光伏装机需求持续旺盛的背景下，产业链有望实现量利齐升，继续看好一体化组件，以及逆变器环节的龙头企业。（2）风电：海上的深远海海风、陆上的分散式风电有可能成为值得期待的打开风电需求空间的关键细分领域。考虑2022年海上风机招标的放量，2023年国内海上风电吊装规模有望较2022年接近翻倍，而供给端海缆的扩产都是长周期的，2023年这些环节的供需格局有望好于2022年。预计未来风电需求持续保持高增，关注业绩兑现环节，如深度受益海风高景气标的以及受益于量利齐升的零部件龙头；2）关注渗透率提高环节，如碳纤维环节以及轴承环节。
2、 新能源投资方向：近期边际变化积极，组件3月排产环增10%-20%，美国进展亦有望超预期，以组件为代表的企业业绩有望上修，看好光伏行业（1）量利向上，包括一体化组件和优质辅材；（2）产业新方向，包括储能加微逆；（3）其他细分环节优质龙头如光伏支架等。
3、 新能源行业重要事件：硅料价格近期以来首次下调，根据SMM，今日多晶致密料均价225元/kg，日环比下降5元/kg，为硅料价格反弹以来首次下调。此外，组件招标及现货价格均出现小幅走跌，当前硅料价格下二线组件厂新签订单受阻。目前市场多晶硅库存将近10万吨，随着新一轮签单周期将近，硅料价格下跌预期较强，下游需求有望加速释放。石英坩埚紧缺限制产出，硅片环节具备定价权。由于海外两家石英砂供应企业扩产进度不及预期，而坩埚内层又必须采用进口石英砂，国产替代效果不理想，目前已有多数企业反应石英坩埚限制拉晶产出。光伏硅片有效产出受限，产业链定价能力持续提升，为主产业链当前唯一尚未开启降价的环节。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
根据PVInfoLink数据，多晶硅致密料均价一年（2022年1月12日至2023年3月2日）变化走势图下图所示。
多晶硅致密料均价一年变化走势图
注：根据PVInfoLink 数据整理绘制。
硅料环节的采买活跃度仍然保持相对积极，致密块料主流成交价格区间暂时维持在21-23万元/吨范围，高价成交水平缓步下滑，但是低价水平截止本期暂未发生明显下降。
需求方面，为继续稳步提升拉晶环节价格水平和提高硅片产量，硅料买方对于谈判和签单保有一定诉求和妥协，同时硅料供应环节前期堆高的库存水平也在悄然下行，但是不同硅料厂家之间的库存水位显现出差异化分布趋势，即个别龙头厂家库存水平占比较大、甚至持续增加。硅料环节整体存在的现货库存规模，对于产业链整体价格波动的潜在影响力仍将不断发酵。拉晶环节价格水平在本月得到明显回升，对于硅料的需求规模也达到阶段性目标，预计三月硅料需求量环比继续回升，但是从现货供应量以及目前硅料环节库存水平来说，满足硅片生产的需求不再是核心矛盾，而满足高质量硅片的需求亦或成为二季度开始的新热点。
本周硅业分会硅料报价特别列岀N型硅料，平均价格高岀P型2万。这背后是N型TOPCon组件市场大超市场预期，订单爆满，每瓦高岀P型1毛，岀口更高岀1.5毛，这为N型硅料的放量和价差提供了巨大预期。以今年TOPCon组件岀货120GW，明年300GW计，今明二年N型硅料需求分别为35万吨，90万吨。以每瓦价格平均高岀P型1毛计，N型硅料刚性溢价2-3.5万每吨，而且是刚性的需求。
1.1.2硅片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型硅片均价一年（2022年1月12日至2023年3月2日）变化走势图如下图所示。
各类型硅片均价一年变化走势图
2月17日下午，隆基公布最新硅片报价。150μm厚度M10硅片上涨0.85元，最新报价6.25元；M6硅片上涨0.86元，最新报价5.40元。
据悉，这也是隆基今年以来首次官网上调硅片价格，而本月初，另一硅片龙头中环同样迎来了今年来首次上调硅片报价，TCL中环150μm厚度210、182硅片报价分别为8.2元/片、6.22元/片，本次隆基的182硅片报价比中环高出0.03元。在上游硅料价格在逐步企稳下，本周国内大尺寸硅片价格持稳，单晶M10/G12 150μm厚度硅片价格维持在6.22、8.2元/片左右。节后国内硅片企业陆续复产提产中，当前国内部分主流硅片企业的排产也是回升至七成以上，但仍有部分硅片企业在上游硅料价格大幅反弹的情况下排产较为谨慎。订单需求方面，拉棒切片增产需一定周期，因此在面对下游电池端的需求时，市场上的硅片出货情况正常，甚至仍略显供给紧张；而随着下游电池高价出货已出现压力，未硅片产量将进一步得以释放的情况下，也是出现了部分电池企业对硅棒硅片采购放缓的迹象。
硅片的现货供应量随着拉晶效率逐步回升和有效产量增加、也正在处于爬升期。本期买卖双方处于积极排货的稳定阶段，当然也有硅片买方恐跌情绪弥漫、继而主动控制发货节奏，尽量避免不必要的硅片现货库存。价格方面，预计近期价格维持为主，但是随着电池价格缓步下跌和硅片供应量的逐步放量，必然会对硅片价格形成冲击和压力。
单晶硅片各个规格的价格均维持平稳，甚至硅片现货供应的发运节奏和产量提升方面并不如春节后生产厂家的预期般顺利，虽然截止二月底仍未发生明显的供应宽松，但是包括182mm和210mm规格的供应能力正在逐渐增加，预计三月中期会有更加明显的增量体现。
拉晶环节石英坩埚的影响的确正在逐步显然和发酵，单位时间内拉晶炉单台有效产量的降低、对于生产企业整体产量爬坡速度产生直接影响，并且增加拆炉和装炉之间的产线人工作业时间，单产能力难以再用前期水平和系数换算。如果通过增加更多炉台数量来转换和弥补单产的损失，意味着对于原生多晶硅的初投需求量增加。根据目前信息，预计三月单晶硅片环节有效单月产量规模约35-38GW的水平，中后期增量规模体现相较上半月将更加明显，在供应关系逆转之前，单晶硅片价格有望继续维持平稳走势。电池片价格
1.1.3电池片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型电池片均价一年（2022年1月12日至2023年3月2日）变化走势图如下图所示。
各类型电池片均价一年变化走势图
电池片价格仍延续上周跌势，然而本周电池片价格跌幅呈现缓慢收窄，M10/ G12尺寸主流成交价格落在每瓦1.08-1.09元人民币左右的价格；新签订单基本落在每瓦1.08元人民币，甚至更低的成交价格也有耳闻；而前期订单每瓦1.1元人民币的价格也有少量仍在执行交付。
在硅片供应还是未有余裕下，可以看到电池厂家动作商谈涨价，然而在终端接受度有限、原材料尚未见涨势、以及组件3月新单价格松动之下，当前整体成交价格未能向上爬升。展望后势，预期下周电池片价格仍有望持平，甚至有机会因为组件价格下跌而价格无法维持支撑。同时，也可以看到随着G12尺寸电池片供应厂家数量较小、量体有限下，逐步浮现G12电池片的议价空间，当前新签价格相比M10拥有每瓦一分钱的价差空间。在N型电池片价格部分，尽管PERC电池片价格出现下调，但N型电池片价格仍然维持上周，TOPCon/ M10尺寸电池片当前定价每瓦1.18-1.2元人民币，价差达到约0.09-0.13左右。而HJT/ G12尺寸电池片成交量较少、且大多自用为主，并无太多可具参考的新价格签单，当前定价约每瓦1.3-1.6元人民币不等。
1.1.4组件价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型组件均价一年（2022年1月12日至2023年3月2日）变化走势图如下所示。
各类型组件均价一年变化走势图
3月需求相比2月有望出现小幅拉动，且新单陆续本周小量执行，然而本周执行组件价格区间仍在拉大，组件厂家分化严峻，一线品牌价格仍有小幅向上的趋势，其中单玻500W+价格约落在每瓦1.77-1.78元人民币、甚至也有1.8元以上的价格执行、也有较低的价格在每瓦1.68-1.7元左右，然而二三线厂家价格则以略低的价格抢占市场，其中价格约在每瓦1.72-1.75元人民币左右，组件竞争也愈发激烈，部分厂家已给予相对平均报价下降5分人民币左右的优惠。整体均价出现松动局势，价格小幅下探至每瓦1.73-1.75元人民币。
目前观察供应链价格波动仍未止稳，厂家仍是寄望后续价格松动，近期观望情绪渐浓有些项目也在讨论递延至下半年，内需拉动仍有延迟的迹象，但3月下旬至4月仍有望迎来部分项目启动，从组件厂家排产来看，3月开工率已有小幅回升的局势，当前单月排产有望回升至34-35GW左右的水平。海外价格本周小幅松动，整体约每瓦0.2-0.225元美金(FOB)，后续签单仍希望保持在每瓦0.23+元美金的水平，然而价格接受度明显有限。欧洲因前期库存影响整体交付较缓、价格约在每瓦0.21-0.225元美金。澳洲近期价格约在每瓦0.21-0.26元美金区间。中东非价格本周每瓦0.21-0.22元美金。美国市场也出现小幅波动，一线厂家组件逐渐小量输美过后，部分厂家也提供较激进的价格抢攻市场，东南亚组件输美价格小幅下调至每瓦0.33-0.37元美金、美国本土厂家价格仍较为坚挺。印度市场一季度也出现中国品牌厂家陆续输入，除了中国输往印度价格约在每瓦0.2-0.22元美金左右、也有部分东南亚输入价格约每瓦0.27-0.28元美金，印度本土组件价格仍持稳在每瓦0.3-0.33元美金。N型组件价格方面，HJT组件(G12)价格本周价格持稳约每瓦1.96-2元人民币，海外价格约每瓦0.26-0.27元美金，国内部分厂家也在调整与PERC的溢价空间。TOPCon组件(M10)价格约每瓦1.82-1.93元人民币，海外价格约每瓦0.235-0.24元美金。TOPCon持续面临硅片、电池片的短缺，然上半年订单大多已满单，在成本增加之下TOPCon与PERC之间的溢价略有增加。
1.1.5光伏玻璃价格
1.1.6其他环节
本周EVA光伏料价格继续上涨，涨幅500元/平方米，成交价区间16500-17500元/吨，最高出厂价上调到18500元/吨，下游客户对EVA粒子价格上调抵触心理凸显，下游价格预计企稳。供应方面仅五家石化厂在生产光伏胶膜料，本月排产量较月初有缩紧。胶膜厂本周均执行新价格，透明EVA价格区间9.66-10.12元/平米，判断组件小厂采购价略高于此区间，当前EVA原材料高成本压力难以向胶膜下游顺利传导，胶膜价格近期继续持稳为主。
本周逆变器价格有小幅微调：逆变器市场价格目前以稳为主，下游终端工商业需求火热，成交旺盛，户用端需求相对疲软。工商业以110kw为主力机型，带动该机型价格后续可能的微调。
近来市场大有跌价传闻，据了解，传跌价的几家企业并未有相关调价动作，某企业可能会调整出口价格，目前也只有一家企业进行了调价。
高纯石英砂（石英坩埚中外层用）均价55000元/吨，上涨5000元/吨。供应链其他环节：石英坩埚比较紧张，POE胶膜也紧张但比石英坩埚好点。
MBB光伏焊带（直径0.3mm）加工费13~14，均价13.5元/公斤。
本周加工费暂无调整，精锡原料价格出现大幅反弹，光伏焊带企业多于价格低位完成补库，受到价格波动影响较小。本周焊带行业开工率依旧稳定，下游订单需求依旧强劲，较上周基本持平。
1.2光伏产业链招标信息分析
年初至今，已统计到的光伏招标定标规模近43GW，其中规模较大的单子包括中电建26GW集采，华能集团6GW中标，国电投5.65GW招标以及宁夏石嘴山3GW分布式光伏EPC中标。价格方面，近期比较有代表性的为中电建26GW，P型均价在1.7元/W左右，其中TOP 6均价在1.75元/瓦左右。
N型方面，华能6GW与中电建26GW中均包括1GW的N型项目，国电投中包括1.8GW的N型标段，此外还有105MW的农光互补项目为N型。招标价格方面，N型平均溢价在6分/W-1毛/W左右水平，溢价水平维持良好。
判断国内地面电站市场，在前期积累项目充足、2023年考核目标约束、收益率要求降低背景下，组件价格有良好支撑，后续有望仍保持相对坚挺，节后需求加速在即。我们预计今年国内装机有望达到140GW左右。
2、风电
2023年1月风电招标规模汇总及分析：国家能源局要求开展海上风电施工安全专项监管。1月30日，国家能源局发布《2023年电力安全监管重点任务》。任务要求：开展海上风电施工安全专项监管。编写海上风电施工安全检查（督查）事项清单，细化安全监管要求。加强与地方应急、海事、交通运输等部门的协调沟通， 进一步形成监管合力。做好海上风电质监工作。发布《海上风电施工安全和质量监督专项监管情况通报》。1月风电机组招标量11.7GW，华能占比53%。据不完全统计，截至1月31日，1月国有企业开发商共发布风电机组设备采购招标容量为11717.5MW，较去年同期增长33%。1月共11家开发商发布48个风电项目风力发电机组采购招标。其中，华能共释放招标容量6179.1MW，占比53%。1月份，央企20 个风电项目集采定标，累计3.18GW。根据国际能源网统计，2023年1月1日至1月31日，共有20个风电项目的风机中标结果出炉，累计容量达到 3184.5MW（约3.18GW）。从整体规模上来说，陆上风电项目共19个，规模为2884.5MW，折合约2.88GW；海上风电项目共1个，项目分为2个标段，总规模为300MW。广西出台碳达峰实施方案，风光达70GW。1月30日，广西壮族自治区人民政府发布《关于广西壮族自治区碳达峰实施方案的通知》。《通知》指出，大力发展新能源。全面推进风电、光伏发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，建设一批百万千瓦级风电和光伏发电基 地。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到7000万千瓦左右。本周风电整机采购开标总计1215MW（约1.22GW），最低中标单价1556元/kW。本周（1月30日-2月3日）开标不含塔筒陆上风电项目5个，规模总计1215MW，项目中标均价为1731元/kW，项目最低中标单价1556元/kW，最高中标单价1878元/kW。
我国风电历史季度招标数据统计
金风2353元/KW 刷新历史海风最低价为集采框架大规模招标个例，短期不具备价格指导意义。1月11日，中电建2023年度风力发电机组集中采购项目公式入围供应商，其中金风报出海风最低价，为2353元/KW，创历史新低。判断此次低价仅为个例，短期内不具备价格指导意义，原因如下：1）集采框架招标最后落地到具体项目时，会再次竞标，目前投标价格并不一定为最终项目交付价格；2）金风此次投标机型为 16MW，部分企业投标机型相对较小，带来价格上的差距；3）中电建此次招标不含传统配套设备，如升压变电站、运维费等。因此金风报价相较偏低。海陆风招标价格均有小幅下降。据我们统计，2023 年 1 月陆风风机中标价格（扣除塔筒 350 元/KW）环比下降 3.34%， 为1707元/KW。2023年1月已有0.3GW海风项目公布中标整机商。该项目为福建漳浦六鳌海上风电场二期项目，其中金风科技中标200MW、东方电气中标100MW。项目含塔筒机组中标/预中标均价在3774元/KW，该价格相较2022年含塔筒机组中标/预中标均价4068元/KW下降了7%。2023年1月共有0.75GW 海缆完成招标。据我们统计，1 月共有两家海缆企业有项目中标，分别为中天科技、亨通光电，中标金额分别为9.7亿元、2.2亿元，中标份额分别为82%、18%。
据粗略统计，1月风电招标规模达11.97GW，同增21%，环增62%。其中海风招标规模1.80GW，同降14%，环增181%。
近期多项目取得进展，标志漂浮式海风来到示范项目到产业化的关键节点。12月26日，中电建海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目开工建设，该项目是全国首个规模化深远海海上风电项目。1月2日，由中国海油投资建造的我国首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”也已在青岛完成浮体总装。机构人士表示，深远海风电开发规划开发潜力大，预计深远海风电将成为未来十年风电主要增长极，并成为东部用电大省核心供电来源。
据财联社主题库显示，相关上市公司中：
亚星锚链拥有R5/R6强度级别的系泊链生产能力，据报道已参与多个漂浮式风电落地项目。
巨力索具立项研发的《长期锚泊用单捻螺旋股钢丝绳系泊索项目》已经河北省科技厅组织的专家验收，标志着公司深海工程用单股钢丝绳产品技术实现了巨大跨越。
二、投资方向梳理
2.1光伏组件一体化企业对比分析
近期TOPCon电池供给情况：目前供给很紧张，主要外卖企业捷泰，一个月600MW左右产能，其他企业3月外卖产能不多。预计23年全年TOPCon电池供应都会保持供需偏紧状态。
TOPCon电池溢价：TOPCon电池企业当前议价能力较强，组件企业被动接受。3月份TOPCon电池溢价在8分-1毛，2月中旬在3-5分左右。
新进企业情况：头部企业已经与部分新玩家签订供应框架，但后续具体供应多少量还需要看新玩家的产品验证情况，一般产品验证周期在3-6个月。
签单周期：TOPCon电池目前签单周期为1年，每个月签订补充协议确定具体采购规模，锁量不锁价。
产品差异：捷泰、通威的TOPCon电池产品稳定性更好，CTM更高，一般比其他玩家的功率高出0.2%。
节后TOPCon电池处于供应紧张状态。业内主要量产外卖企业是捷泰，一个月将近600MW，7000-8000万片。但是对于一个头部企业外购量就需要这么多，所以3月供应十分紧张。
节前为推广N型拼低价，行业一度PN同价，2月中旬硅料硅片上涨，N型价差达到0.030每瓦（溢价3%），3月订单溢价0.080-0.100每瓦（溢价10%）。
当前议价权在电池端，组件端被动接受。因为2月上旬组件价格低，现在是电池溢价上涨开始传到组件端接受涨价。
根据未来市场供需，一般和电池厂签订3年长协，但是每年有具体量的补充协议。更明朗就会分配到各个月。基础量合作价格不定，锁量不锁价。
TOPCon组件终端客户是分布式企业，海内外需求主要是根据组件企业推广的状态决定。目前业内推广头部是晶科。新项目接受N型较多。对于组件客户，N型单平方有20W提升所以也是好的解决方案。
一体化企业有大量N型外购需求，因为自身产能在组件上消耗完了。捷泰3月众多组件客在现场跟催电池交货，一道和中来基本是自用，3月只有捷泰在大量外卖，其他基本是2000万片左右。如果要外购8000万片需求，只能买到3000-4000万片的量。如果不够暂只能会用P型。基本上外购需求30%的量是买不够的。
通威现在有一部分量外卖，他们的海外市场在大力培育期，国内都在持续交货。这个月通威还有一部分外卖量，他们现在量也不大，N型在根据市场需求还在根评估的改造阶段。
整个 TOPCon 的供应链除了电池片外，硅料和石英坩埚。行业石英锅处在偏紧状态，未来高纯石英锅可能达到3万的价格，现在优质石英砂紧缺。另外POE也处在供需紧平衡状态，但不会有石英坩埚这么紧张。整体来看石英坩埚和POE在23年供应链中都处在供需紧平衡状态。
二月末硅料库存10 万余吨，折合37GW。3 月份产出含进口 11 万吨。硅料3月份成交区间预测在210-220，处在缓慢下行阶段。硅片库存7天，电池7-9天。P型电池由于库存压力价格下调，N型硅片价差越来越大。
异质结、TOPCon和PERC电池价格差：当下 TOPCon电池相对PERC 电池溢价每瓦8分到1毛，异质结电池价格相对当前溢价在1毛-1.5毛，异质结组件比 TOPCon贵1.8毛到2.5，毛，可能由量产产出少，客户群需求不同。
头部硅料企业代工量及电池厂购买硅料外放导致硅片公司产能减少，没有足够量外卖。
据了解通威未来有60-100GW的总产能，其中40GW的P型能改成N 型。预计行业整体N型产能中改造的占比为20-30%，其余都为新扩产能。
但大部分一体化企业P改造N愿意不强，更倾向于新购设备上N。
一体化企业规模、估值、2022年业绩预告、盈利能力、成长能力、偿债营运能力、分析师预测等信息如下表所示。
2.2 逆变器企业对比分析
光伏逆变器环节，阳光电源、德业股份、锦浪科技、固德威、禾迈股份、昱能科技、英威腾7家逆变器企业均已发布业绩预告，全部预增，6家净利涨幅在一倍以上。
2022年，在全球光伏市场快速增长，叠加俄乌冲突加剧欧洲能源危机的背景之下，我国光伏逆变器企业在海外市场全面开花，据海关总署披露的数据显示，2022年1月-11月，逆变器出口金额为534.83亿元，同比增速达到82.73%。阳光电源、锦浪科技、固德威、昱能科技在业绩预告中也表示，2022年公司逆变器产品在海外市场有明显增长。
此外，随着分布式光伏、分布式储能市场迅速崛起，微型逆变器上市公司迎来收获期。微逆代表上市公司昱能科技、禾迈股份预计净利润均实现大幅增长。其中，昱能科技以预计230%~269%的净利润涨幅排名该环节净利涨幅榜首位、涨幅总榜第7位；禾迈股份以预计147.84%～172.63%的净利润涨幅排名逆变器净利涨幅榜第三、总榜第13位。
光伏逆变器是光伏发电系统中重要的核心部件之一。光伏逆变器是太阳 能光伏发电系统的心脏，其将光伏发电系统产生的直流电转换为生活所 需的交流电，其转化效率直接影响光伏系统的发电效率。光伏逆变器主 要由输入滤波电路、DC/DCMPPT 电路、DC/AC 逆变电路、输出滤波电 路、核心控制单元电路组成，产业链上游主要是 IGBT 等电子元器件供 应商，下游为 EPC 承包商，集成安装商和终端电站业主等客户群体。
光伏逆变器按技术路线及功率水平可分为集中式、组串式、模块化和微 型逆变器等。不同逆变器类型在功率等级、安全等级等多方面有所不同， 在主要应用场景有所差异。集中式逆变器单个逆变器功率等级较高，主要应用于光伏电站等集中发电场景；组串式逆变器、模块化逆变器功率 等级跨度较大，应用场景既可以包括集中式发电场景，也可以包括分布式发电场景；微型逆变器由于单个逆变器功率等级相对较低，安全系数高，主要应用于户用、小型工商业等分布式场景。
微型逆变器属于组件级电力电子技术在光伏发电系统的典型应用。微型 逆变器又称“组件级逆变器”，2006 年由美国企业 Enphase 开发，最初 是为了改善组串式逆变器低发电效率，微型逆变器的核心特点为单个微 型逆变器对应少数光伏组件，对每个光伏组件进行独立、精细化的输出 功率调节与监控，从而实现最大输出功率的跟踪控制。微型逆变器单体 容量较小，一般在 5kW 以下，常见功率型主要集中在 0.25-2kW。
并联入网特质保障可靠性。逆变器串联运行的发电系统如若出现逆变器 故障，会导致整个光伏组串发电停滞，影响整个光伏发电系统的可靠性。 而微型逆变器采取并联入网，独立性强，发生故障互不干扰，不会形成 系统的单点故障。同时，微型逆变器当前采用灌胶等措施对核心电路进行保护，实现了 IP67 的防护等级，逆变器故障的风险也大大降低，在极端环境有更强适应能力。微型逆变器还具有 20~30 年的设计寿命，高于集中式和组串式逆变器。
微型逆变器在安装、运维、扩容中均具有较高灵活性。安装层面，微型 逆变器体积小、重量轻，可以直接安装在光伏组件或支架上，安装便利； 运维层面，微型逆变器并联入网，运维过程无需中断整个发电系统，仅 需拆换单个逆变器；扩容层面，当需要扩充发电设备时，无需更改之前 配置，可以直接安装新增设备，实现增减设备的灵活自由控制。住宅类应用为主，商业类应用兼顾。微型逆变器应用场景广阔，既可以应用于住宅类发电，也可以用于小型工商业发电。微型逆变器高安全性、 高转换效率等特点契合了住宅类应用的需求，其高价格的特点也更容易 被住宅类用户接受，因此在住宅类应用中具备较大优势。微型逆变器具备组件级数据采集能力，系统效率最高。根据 Maximize Market Research 统计，微型逆变器在住宅类应用场景中占比 64.42%。
2.3 风电板块
风电整机企业规模、估值、盈利能力、成长能力、资本结构营运能力、分析师预测等数据信息如下表所示。
三峡能源发布2022年业绩快报，全年实现归母净利润70.99亿元，较上年同期（调整后）增长10.52%，低于我们此前预期的84.4亿元。
发电量继续高速增长，与营业收入增速匹配，推算电价基本平稳。根据公司业绩快报，公司2022年累计发电量483.5亿千瓦时，较上年同期增长46.21%，其中风电发电量339.48亿千瓦时，同比增长48.97%，光伏发电量134.41亿千瓦时，同比增长41.50%。四季度单季发电量同比增长43.07%，其中风电发电量同比增长48.51%，光伏发电量同比增长28.77%。从经营数据来看，发电量增速继续保持A+H股绿电运营商第一梯队，且与营业收入增速匹配，由此推算公司全年电价基本平稳。
全年扣非净利润同比增长19.46%，归母净利润增速10.52%，均低于营收增速，或与减值损失等因素有关。根据公司业绩快报，公司扣非净利润增速高于归母净利润增速，主要系公司2021年出售持有的金风科技股票，产生了一次性投资收益，导致去年同期高基数。如果不考虑会计政策调整（2022年起新能源试运行期发电量计入营收，此前冲抵在建工程造价，2022年报表追溯调整2021年），2022年前三季度归母净利润增速为52.97%，高于前三季度发电量增速，但是全年归母净利润增速降为25.8%，低于营收及发电量增速，预计可能与减值损失有关，公司四季度电量电价均保持稳定。
三季度现金流量大幅改善，预计四季度及2023年补贴继续回收。公司前三季度经营性现金流量净额达到95.8亿元，同比增长73.44%，经营性现金流量净额增速大于净利润增速。公司9月底应收账款余额为279亿元，较6月底增长约12亿元，增长速度明显放缓，部分历史拖欠补贴预计已经开始回收。近期国家电网与南方电网发布第一批新能源项目核查合规清单，预计四季度及2023年补贴继续回收，公司现金流有望进一步改善。
2022年9月底在建工程389亿，9月与长江电力等共同成立内蒙古三峡陆上新能源投资公司，2023年硅料价格有望大幅回落，看好公司业绩增速持续性。截至2022年9月底，公司在建工程余额尚有389亿元，在建工程余额反映了公司业绩增长的持续性。公司2022年9月公告与长江电力、三峡资本、三峡投资共同出资成立内蒙古三峡陆上新能源投资公司，公司出资34亿元，占比34%；长江电力出资33亿元，占比33%。我们分析公司与长江电力以及三峡集团投资平台深度合作，有助于利用长电电力和集团充沛的现金流，实现新能源装机跨越式发展，看好业绩增速持续性。
三、新能源行业重大事件
1、3月3日，隆基单晶硅片价格更新，M6、M10全线上涨。单晶硅片P型M10 150μm厚度价格为6.5元/片，相比于上次2月17日的报价，同比上涨4%；单晶硅片P型M6 150μm厚度价格为5.61元/片，同比上涨3.89%。
3月2日，硅业分会发布硅片价格。消息显示，本周硅片价格持稳运行。M10单晶硅片（182 mm /150μm）价格区间在6.22-6.25元/片，成交均价维持在6.23元/片，周环比持平；G12单晶硅片（210 mm/150μm）价格区间在8-8.2元/片，成交均价维持在8.2元/片，周环比持平。本周硅片价格持稳运行的主要原因是一线企业和专业化企业均未调整报价。供给方面，本周一线企业和部分专业化企业再度上调开工率。2月国内硅片产量增加至36.4GW，环比增加15.6%，其中单晶硅片产量为36.2GW，环比增加15.7%。多晶硅片产量维持在0.2GW，环比持平。
2、光伏产业整体发展向好。2022年，我国光伏行业持续深化供给侧结构性改革，加快推进产业智能制造和现代化水平，全年整体保持平稳向好的发展势头，有力支撑“碳达峰碳中和”顺利推进。根据行业规范公告企业信息和行业协会测算，2022年全年光伏产业链各环节产量再创历史新高，全国多晶硅、硅片、电池、组件产量分别达到82.7万吨、357GW、318GW、288.7GW，同比增长均超过55%。行业总产值突破1.4万亿元人民币。光伏发电带动光伏组件需求增长，光伏组件封装材料包括光伏胶膜和背板，是光伏行业产业链的重要组成部分。光伏发电行业的发展带动光伏组件封装材料的持续增长，尤其在我国光伏发电行业实现平价上网后，带动了光伏组件及光伏组件封装材料的需求增长，为相关行业提供了巨大的发展机遇。市场应用持续拓展扩大。2022年，国内光伏大基地建设及分布式光伏应用稳步提升，国内光伏新增装机超过87GW；全年光伏产品出口超过512亿美元，光伏组件出口超过153GW,有效支撑国内外光伏市场增长和全球新能源需求。
3、3月2日，广东省人民政府前印发《2023年广东金融支持经济高质量发展行动方案》，其中提出，支持绿色项目建设和绿色产业发展。建立“绿色项目库”并定期开展融资对接，对重大建设项目实施第三方绿色项目评估认证。综合运用绿色信贷、绿色债券、绿色基金、绿色保险等方式，支持海上风电、光伏发电、核电和气电等新能源、清洁低碳能源产业发展。推动政策性开发性金融更好应用于国家储备林建设，推广“光伏贷”“林链贷”等绿色金融产品，推动绿色龙头企业上市和并购重组。
风险提示：
光伏行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏需求不及预期风险；光伏新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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