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。
2、 新能源投资方向：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。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，关注渗透率提高环节，如碳纤维环节以及轴承环节。我国风电行业步入大兆瓦时代，在风光大基地和海上风电项目加速推进的大背景下，继续看好风电整机的龙头企业。
3、 新能源行业重要事件：多晶致密料均价22.4万元/吨，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9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。
硅料环节谈判和签单氛围保持积极，但是致密块料价格范围区间整体下移，随着逐渐落地的新一轮采买，均价水平下降至22.4万元/吨左右，环比下跌2.6%，个别二三线小厂签单价格开始跌破20万元/吨水平，并且在头部企业签单规模逐步增加的环境下，小厂签单价格已经逐渐呈现出价差扩大趋势。
供需方面，拉晶环节的稳定提高决定了对于硅料采买具有刚性需求，但是硅料环节整体存在的现货库存规模，对于产业链整体价格具有潜在影响，恐跌情绪仍然存在的环境下，硅料使用方在下单采买和发运频次等方面顾虑较多。另外现货交易中，需求口径和消化能力毕竟有限，变相引起硅料主要企业之间的出货通道形成竞争和挤压，也对价格下跌起到直接作用。
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9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
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。
TCL中环3月6日星期一上午公布整体价格维持，包括182mm/150μm价格维持6.22元/片，210mm/150μm价格维持8.2元/片。截止本周三市场价格较为混乱，个别二线硅片企业确实出现跟随和调涨，但是也仍有部分企业暗中观察市场动向，不排除后期采取跟涨的变化。供应方面，主要现货供应的发运节奏和产量提升并不如春节后生产厂家的预期般顺利，叠加龙头企业自产自用比例持续提高，外售量萎缩，导致现货市场流通量中的增量仍然缓慢等情况在近期尤其突出，而需求端电池环节保持近乎满开，对于硅片的需求量也在持续增加，短期供需失衡的情况仍在发酵。
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。
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。
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9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
本周由于龙头硅片厂家报价分歧，在硅片众厂家未能达成集体价格订制的共识基础下，电池厂家随着硅片厂家的调价动向呈现动态跟进报价的现象：在隆基硅片公示价格上抬的同时跟进报价，同时，在中环公示价格维持时又回复到原先的报价。积极跟进的态度也显示电池片厂家致力转嫁上行的成本与试探组件厂家价格接受度的现象。随着部分组件厂家投入G12尺寸生产，在该尺寸电池片供应家数、量体都仍未见起量下，本周电池片成交价格M10/ G12尺寸出现明显划分，M10尺寸主流成交价格落在1.07-1.09元/瓦左右的价格；G12尺寸成交价格则落在1.1元/瓦左右的价格区间。同时，在海外市场价格部分仍维持3-4分/瓦的议价空间。展望后势，可以看到在部分硅片厂家跟进涨价下，电池厂家又相应提升报价来到1.12-1.13元/瓦左右的价格，然而评估组件厂家接纳程度明显不足，预期后续电池片价格的上涨动力维持疲软；同时，可以发现电池片厂家库存水平正在缓慢积累，面对硅片产量在本月上旬仍然未见明显起色，若后续硅片再现涨势，甚至有可能面临电池厂家被迫减产的问题。
在N型电池片部分，N型电池片价格依然坚挺，TOPCon/ M10尺寸电池片当前定价1.18-1.22元/瓦。而HJT/ G12尺寸电池片成交量较少并无太多可具参考的新价格签单，当前定价维持约1.3-1.6元/瓦不等。
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9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1.77-1.78元/瓦、甚至也有1.8元以上的价格执行、也有较低的价格在1.68-1.7元/瓦左右，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1.72-1.75元/瓦左右，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1.73-1.75元/瓦。
3月需求预期相比2月有望出现小幅拉动，厂家排产预期来看也看到增幅，然而组件持续受到供应链波动影响，不少项目犹疑不决，本周执行订单较少、组件价格区间仍在拉大，单玻500W+价格回落至1.73-1.75元/瓦的区间、也有较低的价格在1.65-1.68元/瓦左右，前期结转订单也正在重新商谈。海外价格本周平稳，整体约0.2-0.225美元/瓦 (FOB)，后续签单仍希望保持在0.23+美元/瓦的水平，然而价格接受度明显有限。欧洲3月需求开始复苏、价格维稳约在0.21-0.225美元/瓦。澳洲近期价格约在0.21-0.26美元/瓦区间。中东非价格本周0.21-0.22美元/瓦。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0.33-0.37美元/瓦、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0.2-0.22美元/瓦左右、也有部分东南亚输入价格约0.27-0.28美元/瓦，印度本土组件价格仍持稳在0.3-0.33美元/瓦。
N型组件价格方面，HJT组件(G12)价格本周价格持稳约1.96-2元/瓦，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)价格小幅下降、约每瓦1.8-1.93元人民币，海外价格约每瓦0.235-0.24元美金。N型组件持续面临硅片、电池片的短缺，成本压力较大。
1.1.5光伏玻璃价格
1.1.6其他环节
据百川盈孚，3月8日，国内EVA价格继续上涨，均价为17645元/吨，较前一日上涨182元/吨，涨幅为1.04%。国内EVA石化厂商出厂价上调，市场需求端表现平稳。今年以来，光伏级EVA粒子价格呈现持续上涨态势，累计涨幅达10.97%。自春节复工以来，国内EVA生产企业负荷方面从节前的80%左右上升至90%+，市场总体供应稳定，库存压力较小。需求端，光伏料需求的提升预期优于发泡料。2月光伏胶膜产量约3.85亿平米，环比提升约15%，3月排产环比持平但不排除后期有加量可能。光伏需求预期不断回暖，支撑EVA粒子价格走强。
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。
1.3光伏产业链产能产量分析
CPIA统计产业链各环节：多晶硅方面：行业集中度维持高位，迎来了硅料产能释放期。2022年，全国多晶硅产量达82.7万吨，同比增长63.4%。其中，排名前五企业产量占国内多晶硅总产量87.1%。TOP5平均产量超过14.4万吨，同比增长69.4%，2022年产量达万吨级以上企业有10家，2023年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，CPIA 预计产量将超过 124 万吨。
硅片方面：行业集中度下降，预计竞争将加剧。2022年全国硅片产量约为 357GW，同比增长57.5%。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 66%。TOP5平均产量超过41GW，同比增长23.7%，2022年产量达5GW以上企业14家。随着头部企业加速扩张，预计2023 年全国硅片产量将超过 535.5GW。
电池片环节：行业集中度随产量的增加集中度提升。晶硅电池片方面，2022年，全国电池片产量约为318GW，同比增长60.7%。其中，排名前五企业产量占总产量的56.3%，TOP5平均产量超过35.8GW，同比增长70.4%。产量达到5GW以上的电池片企业有17家。预计2023年全国电池片产量将超过477GW。
组件环节：产量维持增长，行业集中度略有下降。组件方面，2022年，全国组件产量达到288.7GW，同比增长58.8%，以晶硅组件为主。其中，排名前 五企业产量占总产量的61.4%，TOP5平均产量超过35.4GW，同比增长53.9%，产量达5GW以上的组件企业有11家。预计2023年组件产量将超过 433.1GW。
2、风电
风电行业2月总结：2023年2月风电设备板块进入调整，装机需求复苏仍是业内主要关注的方向。2022年，我国新增风电吊装装机容量4983万千瓦，累计风电吊装容量达到3.96亿千瓦，其中海上风电新增吊装容量516万千瓦。分企业看，金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、三一重能新增装机量排在前列，分别是1136万千瓦、782万千瓦、621万千瓦、610万千瓦和452万千瓦；海上风电领域，电气风电、明阳智能和中国海装的吊装量排名前三，分别是144万千瓦、138万千瓦和104万千瓦。整体上看，我国风电装机格局保持稳定，集中度较高。
风电装机的快速增长，带动风电用玻纤需求提升。根据明阳智能招股说明书数据，单位GW风电装机所需玻纤用量1万吨左右，持续高景气的风电市场将为玻纤带来稳定的需求增量。2022年，我国风电招标量大增，达96.12GW，同比增长77.67%，其中陆风招标量为83.46GW，海风招标量为12.66GW。而2022年我国新增风电吊装容量为49.83GW，剩余风电装机需求将在2023年释放，同时2023年1月我国风电招标量就以达到12.18GW，大量的风电项目静待装机，有望带动风电用玻纤需求快速增长。
2022年海风招标量远高于2021年，预计2023年我国海上风电装机量达12GW。据风电之音统计，2022年全年，我国海上风电招标量共计22.3GW（含框架，10.5GW），2023年招标景气度持续，2023年1月，我国海上风电招标 1.8GW，预计全年招标量将延续高景气。根据海风平价进度，各省十四五海上风电规划，全球海上风电大会倡议以及当前的招标存量，我们认为中性预期下，2023-2025年我国海上风电装机量分别为12GW、16GW、22GW。
风电根据中电联统计，2022年1-12月风电新增装机37.63GW，同比下降 21%；12月风电新增15.11GW，同比下降34%，环比增长995%。本周招标：陆上 1.2GW，分业主：1）内蒙古千里风光能源有限公司：杭锦风光火储热生态治理项目（1205MW， 6.X，含塔筒）。海上暂无。 本周开/中标：陆上 20.0GW，分业主：1）中电建：陆上自主投资项目风力发电机组集中采购（5000MW，明阳 智能预中标，不含塔筒），陆上工程承包项目（10000MW，远景能源预中标，不含塔筒）；2）北京京能电力：乌兰 察布 150 万千瓦风光火储氢一体化项目 I+II+III 标段（1500MW，6.X，韵达股份预中标，1848 元/kW，含塔筒）； 3）华电：新沂市合沟众鑫风力发电有限公司二期风电项目（50MW，5.X，中车风电预中标，1825 元/kW，不含塔 筒）。4）国家能源集团：贺寨柯二期风电项目（50MW，6.X，远景能源预中标，1620 元/kW，不含塔筒），桦川储 能装备实证 100MW 风电项目（100MW，5.X，远景能源预中标，1690 元/KW，不含塔筒）；5）华润：浮山三期风电 项目（100MW，4.X，明阳智能预中标，2250 元/KW，含塔筒）；6）内蒙古能源集团：四子王旗风储项目（1000MW， 6.X，远景能源预中标，1468 元/KW，含塔筒），化德风光储项目（800MW，6.X，远景能源预中标，1460 元/KW， 含塔筒），杭锦风光火储热生态治理项目（395MW，6.X，三一重能预中标，1590 元/KW，含塔筒），东苏巴彦乌拉 风储项目（1000MW，6.X，三一重能预中标，1548 元/KW，含塔筒）。海上 1.6GW，分业主：1）中电建：海上风力 发电机集中采购（1000MW，明洋智能预中标，2352 元/KW，不含塔筒）。2）国华能源投资：山东半岛南 U2 场址 600MW 海上风电项目（600MW，8.X，远景能源中标，3611 元/KW，含塔筒）。
据我们不完全统计，2023年1-2月风机招标量为22.26GW，同比+45.41%；其中陆上风机招标量为20.09GW，同比+76.33%；海上风机招标量为2.15GW，同比44.92%。
我国风电历史季度招标数据统计
风电吊装统计数据发布，关注海风设备企业。中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）公布了2022年中国风电吊装统计数据。2022年，中国全国新增风电吊装容量49.83吉瓦，其中海上风电新增5.16吉瓦。截止到2022年底，我国风电累计装机容量达到390吉瓦，其中陆上风电360吉瓦、海上风电30吉瓦。2022年新增吊装容量按公司分类，金风科技新增吊装11.36吉瓦，占比22.8%、远景能源7.82吉瓦，占比15.69%、明阳智能6.21吉瓦，占比12.46%、运达股份6.1吉瓦，占比12.24%、三一重能3.52吉瓦、占比9.07%。按新整吊装数据看，风电整机制造市场集中度高，CR5超过70%；同时前四名企业市场份额占有率基本与21年持平或有小幅增加，市场格局较为稳定。在海风市场方面前五名分别为：电气风电新增吊装1.44吉瓦，占比27.97%、明阳智能1.38吉瓦，占比26.76%、中国海装1.04吉瓦，占比20.17%、远景能源0.84吉瓦，占比16.24%、金风科技0.29吉瓦，占比5.7%。由于海风的高技术壁垒，导致行业集中度极高，难有新增参与者加入，CR5超过99%。相比于陆上风电，我国海上风电仍处于行业发展初期阶段。2023年预计海上风电新增装机12吉瓦，同比增加超过120%。我们看好海风市场尤其是远海风电市场的未来发展，推荐关注海上风机龙头公司。
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。
通威股份已有高纯晶硅产能23万吨。公司目前N 型料供给比例 20%以上，预期可以实现 N 型料占比90%+，具备领先优势，有望在 N 型时代享受溢价红利。预计 2023 年底公司多晶硅产能达 35 万吨；另外根据公司公告的保山二期20万吨、包头三期20万吨项目预计在 2024 年底前投产，届时公司产能有望达75万吨。投资成本低于同业，成本优势有望强化。硅料作为重资产行业，具有项目初始投资成本高的特点。通威股份项目平均每吨的投资成本仅5万元，
2022年通威股份组件产能达14GW，2023年底公司组件总产能预计达80GW，组件产量有望达到30GW。
根据中国光伏行业协会预测，2022年TOPCon产能将超过55GW，HJT和IBC等技术路线的设备研发和生产工艺也日渐完善和成熟，预计2023/2025年N型电池市占率将接近30%/50%，在N型新技术+硅料降价趋势下，组件将打开量利空间。
2022年年底，隆基绿能硅片、电池和组件环节的产能达150GW、60GW、85GW；
晶科能源在硅片、电池和组件环节的产能将达65GW、55GW、70GW；
晶澳科技的组件产能超50GW，硅片和电池产能约为组件产能的80%。
天合光能电池和组件环节的产能预计达50GW和65GW。
通威股份硅料23万吨、硅片15万吨、电池片70GW、组件14GW。目前通威股份的硅片和组件产能尚不突出。通威股份组件产品开发负责人夏正月近期表示，到2023年年底，通威股份多晶硅产能将达到35万吨，硅片15GW，电池片102GW，组件产能规模达到80GW.届时可与一体化组件企业阵营比肩。
具体到出货量，隆基、晶澳、晶科、天合四家光伏一体化组件巨头在2022年的组件出货量均超40GW，而通威股份约为9GW，仍有较大差距。通威股份方面向记者表示，2022年，通威组件整体出货量基本达到内部预期，出货数据以最终年报公布为准。2023年进入后疫情时代，全球光伏装机继续提升，因此预计出货也将快速增长。
晶澳科技公司22年5月起大幅扩张N型产能，电池在建及规划近70GW，预计2023年末公司N型产能将超27GW，占公司组件总产能35%以上。23年预计N型组件出货占比30%+，24年超50%。目前海外一体化产能4GW，东南亚产能豁免美国双反税，有利于对美出口；2023年公司美国建厂2GW，或将受益IRA法案，获得税收优惠，对美出货翻倍增长；海外市场存在溢价，2023年公司欧美高价值市场出货占比预计超过40%。
天合光能募投项目拓展公司上游N型硅棒产能，达产后可实现N型单晶硅棒35GW年产能，主要用于公司N型电池组件生产。硅棒项目分两期实施投产，其中一期20GW于2022-2023年建设，2023年底前建成投产，二期15GW于2023-2024年建设，2024年底前建成投产。N型电池产能规划方面，公司计划2023-2025年末，N型电池产能分别达到30GW、40GW和60GW。
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
2.3.1风电原材料分析
风电装机量持续增长，带动风电叶片材料用量提升。在基体材料领域，环氧树脂为目前主流材料，聚氨酯、尼龙材料性能优于环氧树脂，未来渗透率有望提升；在增强材料领域，玻璃纤维为目前主流材料，碳纤维潜力较大；在夹芯材料领域，巴沙木供给受限，PVC泡沫已实现国产化，PET泡沫亟待国内突破。
风电行业持续发展，风电叶片材料行业前景广阔。在产业政策引导和市场需求驱动双重作用下，风电产业已成为中国可参与国际竞争并取得领先优势的产业。中国每年新增风电装机量持续增长，预计2021-2025年将从47GW上升至85GW。随着风电行业的不断发展，风电叶片的大型化、轻量化、迭代加速趋势逐渐显现，将推动风电叶片材料需求持续增长。
风电叶片材料主要包括基体材料、增强材料和夹芯材料三大类。根据《复合材料在大型风电叶片上的应用与发展》，原材料费用占风电叶片总成本的75%，基体材料、增强材料和夹芯材料在原材料成本中占比较大。其中基体材料占比33%，夹芯材料占比25%，增强材料占比21%。
基体材料：环氧树脂为主流，聚氨酯和尼龙未来可期。基体材料在叶片中起粘结、支持、保护增强材料和传递载荷的作用，是成本占比最大的风电材料。环氧树脂是目前主流基体材料，2021年风电环氧树脂国内需求19.90万吨，预计2025年将达到36.13万吨。美国瀚森、道生天合、上纬新材等6家企业占据中国风电环氧树脂市场主要份额，2019年CR6达67.05%。聚氨酯、尼龙材料性能优于环氧树脂，未来在基体材料领域渗透率有望提升。
增强材料：玻璃纤维为主流，碳纤维潜力较大。增强材料是叶片结构刚度和强度的保证，目前风电叶片中主要应用的增强材料是玻璃纤维。2010-2021年，中国风电用玻纤的需求量从11.98万吨增长至46.83万吨，预计2025年将达到85万吨，中国巨石、泰山玻纤、国际复材三家企业占据60%以上市场份额。碳纤维性能优于玻璃纤维，目前应用受制于成本。预计未来随着成本降低，碳纤维在风电领域应用量将持续提升。
夹芯材料：巴沙木供给受限，PVC泡沫已实现国产化，PET泡沫亟待国内突破。夹芯材料能够提升叶片结构的刚度，防止局部失稳，提高叶片的抗载荷能力。目前主要使用的夹芯材料包括巴沙木、PVC泡沫、PET泡沫三类。用量占比为38%、31%、25%。其中巴沙木90%产自厄瓜多尔，供给受到较大限制；PVC泡沫已实现国产化，主要生产企业包括维赛等；PET泡沫技术壁垒较高，海外企业占据主要市场份额。
2.3.2风电运营企业
三峡能源发布2022年业绩快报，2022年公司实现营业收入237.70亿元，同比+44.95%（调整后）；归属于上市公司股东的净利润70.99亿元，同比增长10.52%（调整后）。根据公司此前发布的2022年发电完成情况报告，2022年公司累计完成发电量483.50亿千瓦时，同比增长46.2%，其中陆风、海风、光伏、水电、独立储能分别完成发电量226.13/113.35/134.41/9.20/0.41亿千瓦时，同比+16.2%/+1240.3%/+41.5%/+17.8%/+272.7%。
2022年海风招标加速，23年公司装机量有望持续放量。根据不完全统计，2022年海风招标量为15.96GW（不含框架协议招标），同比+433.34%，预计23年海风招标可达20-25GW，海风具备高成长性。目前公司正在推进多项海风项目，包括青州五、七项目、漳浦六鳌海风二期项目等，公司海上风电开发龙头地位稳固，23年海风发电、并网量有望高增。除此之外，2022年光伏产业链整体价格处于高位，叠加疫情因素一并影响了公司的装机进度，预计2023年随光伏各环节价格恢复合理位置，光伏新增装机并网有望加速。
风电运营企业规模、估值、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。
三峡能源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。
三峡能源引入的 8 名战投的背景来历：水电建咨询，是中国电建旗下的全资孙公司；都城伟业，是绿发投资集团的全资子公司，而绿发集团则是由中国诚通集团、国新集团，国家电网等持股，背后都是国资央企；浙能资本，是被浙能集团全资控股，背后是浙江国资委；三峡资本，是三峡集团的控股子公司；还有个川投能源，长江电力也有持股，实控人是四川投资集团，四川国资委。以上这五家，合计持股约42.5亿股，抛开三峡资本还没解禁，其他四家则是3月份解禁，约32.5亿股。这些大概率来讲，是不会一解禁就减持的。珠海融朗，是一家私募股权投资基金，背后是天津融泽通远投资管理合伙企业，实际控制人是工银国际，这种投资属性的资金，只要价钱合适，收益理想，在上市后大概率是要减持套现的，这也是目前认为解禁后最有可能抛售的。金石新能源，背后的股东较多，长峡金石（原名三峡金石）持股比例最高，约44%，这同样是一家股权私募投资基金，另外还有中信证券和川投能源等；而长峡金石背后的股东也是一大堆，其中三峡资本持股比例最高，理论上来讲，三峡资本属于实控人，具备最大话语权。但是三峡能源并未将金石新能源列为一致行动人，这可能是跟合伙企业的结构有关系；从这里来讲，其性质跟珠海融朗一致，都是投资属性的资金，有三峡资本这层关系，所以也获取了5亿股份，解禁后抛售的可能性也是很高的。招银成长，这个具体点是湖北长江招银成长股权投资合伙企业，经过层层穿透，背后实控人是招银国际金融有限公司，很显然，跟前面两家一样，其持有的2.55亿股在解禁后也是大概率要减持抛售的。上面这三家，总共持股约17.5亿股，是解禁后最大的不稳定因素。
三、新能源行业重大事件
1、2022年全国（除港澳台地区外）累计风电吊装容量达3.96亿千瓦。2022年，中国风电继续保持良好的发展态势，全国（除港澳台地区外）新增风电吊装容量4983万千瓦，累计风电吊装容量达到3.96亿千瓦。其中，海上风电新增吊装容量516万千瓦，累计吊装容量3051万千瓦。大型漂浮光伏市场迅速增长！海上光伏崛起。漂浮光伏（FPV）技术才在全球范围 内出现；在过去五年中，FPV开始主要在亚洲地区蓬勃发展。考虑到加速可再生能源部 署的必要性，欧洲地区一直在增加安装量，包括大型项目（GW 规模）开发和主要处于 研发阶段的海上FPV在内，FPV仍被视为一项尚未发挥全部潜力的新生技术。质量保证公司DNV的风能和漂浮光伏业务负责人Tore Hordvik表示，仅仅几年前，大多数漂浮 光伏项目的规模都还较小，而现在项目规模迅速增长，GW 规模的项目预计在几年内就可以实现。
2、大尺寸超薄硅片火热，中环在银川新建35GW超薄G12硅片。TCL中环宣布拟在银川经开区投资建设年产35GW高纯太阳能超薄单晶硅片智慧工厂及其配套项目。该项目为中环晶体六期产业链延伸配套项目，总投资约41亿元，包括35GW高纯太阳能超薄单晶硅片智慧工厂及其配套项目。中环表示，扩产该项目符合公司新能源光伏产业规划布局，进一步推动公司G12硅片先进产能加速提升，产品结构优化，发挥公司G12战略产品的规模优势、成本优势及市场优势，进一步巩固公司在光伏硅片市场的领先 地位以及市场占有率。
3、隆基西咸项目调至29GW HPBC。光伏龙头隆基日前正式宣布，西咸项目规划产能将调高至29GW，同时将全面导入HPBC电池技术。同时值得一提的是，在该扩产目标里，电池工艺将全面导入隆基自主研发的HPBC高效电池技术。
4、全球最大光伏电站！2.1GW、最低1.35美分电价。晶科能源宣布为全球最大单体光伏电站——阿布扎比Al Dhafra光伏电站提供了总计635MW高效 N型Tiger Neo组件。在相同项目容量情况下，安装Tiger Neo的电站要比一个常规组件电站多发3-5%电量，越高温地区或季节、越早晚时段、系统使用年份越久，越是双面组件，发电量差异就越明显。晶科能源深耕N型技术，立足创新，现已实现了26.4%的实验室电池转化效率及 23.86%的实验室组件转化效率世界纪录。晶华新能源年产 10GW 太阳能组件项目落户阜阳。3 月 1 日，阜 阳经开区与晶华新能源有限公司举行年产 10GW 太阳能组件项目签约仪式。晶华新能源 是集研发、生产、销售、服务于一体的高效太阳能光伏组件制造企业，产品远销 40 多 个国家和地区。2 月 14 日，孙正东带队专程赴扬州同金健等企业高管围绕深化光伏组 件制造领域合作深入洽谈。经过共同努力，双方在 15 天内达成合作协议并正式签约。
5、首批新能源公募REITS正式获批资产类型为海上风电项目。中信建投国家电投新能源REIT正式获得批复，该产品是国家电投作为发起人的首单公募REIT，资产类型为海上风电项目，标志着我国万亿新能源公募REITs即将启航。同时，该产品也是证监会批复的全国首批央企新能源公募REITs，全国首单海上风电公募REIT。发起人国家电投集团2022年电力装机规模突破2.1亿千瓦，其中，光伏5330万千瓦，风电4231万千瓦，水电2463万千瓦，核电921万千瓦，清洁能源占比高达65.8%，在我国五大发电集团中清洁能源占比最高。
6、天合光能全面公开210R产品解决方案。3月3日，天合光能首度向行业全面公开210R（“R”代指“矩形”）产品解决方案及产业化可行性路径，倡议硅片电池组件尺寸标准化，再次引领行业共建先进生态，充分释放产业价值。通过开创性的210R硅片电池技术及极致组件设计，至尊580W组件效率及功率显著提升，相较市面同档位产品，单片组件功率优势超30W，产品价值、客户价值、产业链价值也具备压倒性优势。
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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