概要及主要观点：
1、 光伏：今年需求超预期的核心是“弹性”超预期。今年以来随着产业链价格下行，持续同比高增且超预期的出口及国内装机数据及结构（分布式高占比），除了触发2023年的需求预期和企业盈利预测上修之外，都表明：在平价时代和供应端瓶颈逐步消除的背景下，全球光伏需求释放的“弹性”是显著超预期的，尽管这种超预期仍然无法完全阻挡产业景气周期的运行规律，但无疑可以让我们对行业未来需求空间的“天花板”、以及本轮价格/盈利触底之后，行业供需重回平衡、景气周期再次向上的时间，更乐观一些。“过剩”并不可怕，龙头优势在扩大。2019年以前的十几年中，光伏行业绝大部分时间处于全环节过剩状态，期间并不妨碍龙头公司超额利润的兑现和股价的表现，对于除硅料之外的绝大部分环节而言，从2023年到2024年也并不是从“短缺”到“过剩”的质变过程。此外，随着近年来电池效率持续进步驱动的对材料端品质要求的提升（此轮N型趋势显著催化）、组件端对售价/成本影响因素的增多，许多环节的龙头优势是呈现放大的趋势，而非收窄。消息面上，在上海新能源展会前夕的第十六届SNEC全球光伏大会上，多位光伏企业负责人密集发声，业内普遍看好光伏发展潜力，在相继超越风电与水电后，业内预计国内光伏装机规模有望在2027年超越煤电，成为第一大电源。基本面上，新能源历来是A股中的“盈利高手"，去年年报和今年1季报新能源龙头业绩亮眼，对比A股其他行业增速居前，电力设备新能源行业整体保持了26%的营收高增长，企业实力和需求确定性支撑基本面持续向好。
2、 硅料、硅片、电池片价格继续显著下降，而终端组件价格环比降幅相对较小，组件环节静态单瓦毛利出现明显扩张，预计下半年随着N型产能的进一步投放，N型组件需求将进一步提升。N型渗透率的提升对硅片质量及生产技术提出新的要求，随着装机规模的增长，设备端需求有望释放，设备成熟度的提升以及TOPCon性价比的提升又将推动产业投资力度快速增长。硅料产能将进一步释放，据预测，2023年年底国内硅料产能将达到240.4万吨，全年新增约120.1万吨。2023年初以来光伏累计招标定标规模约101GW，同比增长约55.5%-73%，已达年全年招标规模的69%；项目个数为46个，各集团组件集采频现，以单体项目规模较大为特点，单体规模超过1GW的项目有17个，占比约35%，对应规模达87GW，占比约86%。其中包含N型组件的为9个，占比达到19.57%，明确的N型组件规模达到7.3GW，占比约7.25%，预计下半年随着N型产能的进一步投放，N型组件需求将进一步提升。价格方面，N型组件的报价每瓦在1.75元以上，溢价基本维持在0.06-0.12元，新技术盈利有望超预期。
3、 上游材料价格下降一方面推动利润向中下游转移；另一方面将推动装机规模增长，进而带动设备需求。N型电池扩产的主流技术路线是TOPCon，TOPCon为高温工艺，会激发氧原子，硅片中的氧沉淀形成氧环、缺陷放大，产生同心圆、暗片等问题，对电池效率产生较大影响，因此，随着N型渗透率的提升，硅片质量及生产技术需要新的升级。例如，奥特维生产的光注入退火炉主要用于N型片，2023年上半年该设备还没有明显订单，下半年取得8000多万元的订单，反映出N型片的渗透率提升较快。截至2023年5月26日，披露的TOPCon在建及规划项目超过350GW，除中来股份、天合光能、钧达股份、一道新能等光伏企业外，也有仕净科技、明牌珠宝等新兴跨界公司；随着生产工艺的简化，设备成熟度提升，TOPCon性价比提升，产业投资力度将呈快速增长趋势。大部分项目多在年下半年及年初开工，以项目建设6-8个月测算，设备端有望在二、三季度密集交付。
4、 4月组件产量43.3GW，同比增长71.3%，环比提升12%，主要因需求高增长；5月组件排产计划数是43.3GW，同比增长70.4%，环比增加0%，6月组件排产49.3GW，同比86.9%，环比14%，从环比提升幅度角度要强于俄乌冲突后去年同期水平，判断2023年装机需求有望超预期，但短期需求释放节奏或受供应链价格快速下跌造成的负反馈影响。4月硅料产量11.1万吨，环比提升5.5%；5、6月硅料排产计划数11.7万吨、12.6万吨左右，环比提升。预计Q2硅料有效产能环比提升13%左右，且相对集中投产时间在6月，判断Q2后半段开始供应链价格跌幅加大，出于“买涨不买跌”心态，判断供应链将进入负反馈阶段。另外，重点关注下半年银包铜、电镀铜等技术进展。
5、 风电：近期风电尤其是海风利好消息不断。1）国家能源局：2023年一季度，全国风电新增并网容量1040万千瓦，其中陆风989万千瓦，海风51万千瓦。截至2023年一季度末，全国风电累计装机达到3.76亿千瓦，同比增长11.8%，其中陆风3.45亿千瓦，海风3089万千瓦。2023年一季度，全国风电发电量2287亿千瓦时，同比增长24.5%。全国风电平均利用率96.8%，与上年同期基本持平。风电投资完成约249亿元，同比增长15.0%。自然资源部：在建和新开工海上风电项目建设总规模约18GW，比上年同期翻一番。总体而言，上述信息表明了23年装机量、招标量和开工量的高景气度，也打消了对未来增速放缓的疑虑；2）上游铁矿石、螺纹钢、铜、焦炭等原材料价格下降，利好风电零部件盈利能力提升；3）招标价格海风下降、陆风企稳。4月共有4个海风项目确定中标商，海上风机加权平均价格（不含塔筒）持续下降，为3173元/kW，环比下降8.2%；4月共有52个陆风项目公布中标价格信息，继今年3月陆风加权平均价格（不含塔筒）创历史新低后，4月陆上风机价格回暖至2月水平，为1590元/kW，环比增加29.7%。4）部分零部件环节尤其是大兆瓦产能交付紧张，价格略微向上； 5）5月以来各种出海大订单，如大金重工连续2个欧洲大订单、明阳智能拿下菲律宾最大海风订单、中天科技斩获丹麦海缆订单，由塔筒、海缆和整机等主要大权重公司带动了整个风电设备市场情绪。
6、 输变电行业：毛利率下滑拉低股价市值？输变电行业，尤其跟特高压产业链强相关的上市公司业绩多处于增长区间。但多位产业人士也面临共同的苦恼——输变电市场需求稳定，业绩也实现增长，但是上市公司市值一直上不去？现在很多机构给输变电行业的估值不高，而估值核心指标之一便是毛利率。虽然输变电企业的客户多为国网、南网等央企国企，回款有保障也不存在坏账风险，但是输变电企业产品在国家电网这类头部客户面前没有议价优势，产品涨价很难，甚至遭遇压价。这是行业产品毛利率不高的一个重要因素，有些企业的毛利率还呈现逐年下滑的趋势，直接影响市场对公司的估值。毛利率质变下滑直接影响净利润指标。毛利率逐年下滑是输变电行业企业普遍存在的现象，这也是机构十分关注的重要指标。毛利率没有高速增长空间，机构给出的股票估值空间自然也上不去。
7、 隆基发布第六份可持续发展报告2022绿电占比47.18%。在北京市首钢园召开隆基2022年可持续发展报告发布会，中英双语面向全球发布公司的最新可持续发展报告。隆基2022年可持续发展报告是隆基发布的第6份可持续发展/社会责任报告，披露了公司在环境保护、社会责任、企业治理（ESG）等一系列问题上的行动和成果。报告展示了隆基通过创新驱动技术发展，赋能全球可持续发展与减排行动：从2012年到2022年的10年间，隆基生产的光伏产品达290GW，累计输出的清洁电力超过1148287GWh，按照IEA（International Energy Agency，国际能源署）全球电网平均排放因子估算，相当于避免了5.36亿吨的二氧化碳排放，占到2022年全球能源相关碳排放总量的1.46%。同时，隆基在自身绿色可持续发展方面也进展显著。2022年隆基使用了超过42亿千瓦时的绿色电力，占全集团用电比例的47.18%，达到行业领先水平。通过绿电使用和节能改造，隆基在2022年避免了约264.25万吨的温室气体排放，全集团运营范围内的温室气体排放较2021年下降了2.01%。
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。
1.1.1硅料价格分析
根据PVInfoLink数据，多晶硅致密料均价一年（2021年12月15日至2023年6月8日）变化走势图下图所示。
供给方面：1-5月份，国内多晶硅产量共计53.01万吨，同比增长90%，在前5个月的时间里，硅料产量近乎翻倍。预计6月份硅料当月产出有望超过12.3万吨（53GW+）。整体下游装机消耗不抵硅料增量，当前硅料环节库存累积至12万吨以上。近期新特、大全、协鑫、润阳、东方希望等企业陆续投产爬坡，Q3季度预计仍将会有超过50万吨产能释放，硅料整体供应加速增加。硅料环节继续承受库存积累和新产能释放的压力。
需求方面：随着硅料价格大幅快速下降，拉晶环节不断面临原料硅料快速降价、硅片产品同样大幅降价的双重风险。部分拉晶大厂在5月中下旬开始减少自产，增加外部代工来规避行情下行期带来的两端贬值风险。拉晶大厂通过代工变相减少硅材料采购数量，或者阶段性暂停拿料和增加采购频率等方式来倒逼硅料进一步的降价。当前下游硅片环节有减产清库存动作，对硅料环节来说，也将进一步受压。从需求类型上看，P型料供给严重过剩，N型料随着TOPCON电池产能释放而继续增加，需求不断上升，N型料目前主要由头部大厂少量供应，价格较P型有一定优势。
价格方面：高品质硅料当前大厂最新主流成交价格已来到100元左右，部分大厂以搭配拿料方式价格已低于90元。6月份，硅料环节或将面临下游需求增量不及预期、自身产量不断增加、硅料大厂大幅降价抛库存打压新进厂家的多重压力。P型硅料价格将继续保持混乱下跌趋势，或将逼迫部分硅料厂成本线甚至以下，才能达到阶段性企稳。
年初“石英砂”限制硅片产出的，硅片攫取超额利润的市场论调目前被证明是错误的，但石英砂本身基本面价格预计依然强劲
组件1.5元/w，硅片3.8元/片，电池0.85元/w情况下，各环节单瓦净利：
硅料1毛，硅片4分5，电池1毛+，组件0，一体化组件（硅片开始）1毛5，TOPCon电池大约有7分-1毛超额利润。以此价格按照产业链利润分配，一体化组件有望保持高水平。
1.1.2硅片价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型硅片均价一年（2021年12月15日至2023年6月8日）变化走势图如下图所示。
供给方面：当前硅片库存约15亿片（12GW）左右，其中182P型占比80%左右。6月份，硅片整体减产有限，硅片有望保持50GW左右产出，总量环比持平微减。在具体硅片尺寸结构上，N型182、210、以及差异化183尺寸均有小幅增加，P型182硅片减产较为明显。
在当前硅片快速降价压力下，拉晶厂自5月下旬以来，已有减产清库存动作，目前，部分切片厂下旬订单也已出现不饱满状态。6月中上旬硅片整体供给依然保持高开工增加，硅片库存仍难以大量消耗。下旬至月底硅片随着硅棒减产，或将导致硅片供给富余程度逐渐减弱至相对平衡阶段。
需求方面：6月份，部分新TOPCON电池厂家产能继续释放，对N型硅片需求继续增加；同时部分电池厂继续转产增加183.75以及其他矩形尺寸电池和210电池，绝大部分属于定制产品，需求增量较少。尽管下游电池环节开工依然保持满产，但对硅片的需求增量来自TOPCON电池产能的爬坡，总体需求有限。
价格方面：当前硅片价格182P型大厂主流价格来到3.7元/片（实际成交价已到3.5元左右），P型210定价5.3元/片。硅片随着减产和库存的清理，价格跌势也将逐渐趋缓。硅片价格能否企稳，短期内或主要取决于拉晶厂减产的决心以及硅材料价格何时企稳。
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（2021年12月15日至2023年6月8日）变化走势图如下图所示。
供给方面：6月份，电池产出有望接近50GW，环比增长3%左右。166及以下尺寸仍是定制产品，变化较小；随着下游组件大幅降价以及大尺寸、N型的渗透，预计将加速退出市场；182P型电池仍然保持满产运行，为提升P型产能竞争优势，部分厂家升级至182N型，以及转做183等其他差异化尺寸，182P型产出环比减少；210尺寸仍然保持较好的利润优势，个别企业加大210尺寸产量；6月新增主要产能仍是TOPCON工艺，截至当前今年已累计投产140GW+有效产能，Q3季度将集中释放大量TOCON产能，年底落地产能预计450GW+。
需求方面：随着上游环节快速大幅跌价，组件价格在临近月底也迎来快速跳水，组件本身属于期货性质，库存周期更长，同时鉴于当前产业链并未有止跌的迹象。部分组件厂也开始减缓采购电池。当前阶段P型高效、N型电池需求较好，出货顺畅，中低效电池需求低迷。
价格方面：当前主流高效P型182电池价格维持0.85-0.86元/瓦，N型TOPCON电池价格来到0.96元/瓦左右，210电池来到0.93元/瓦左右。电池在上游大幅降价，下游倒逼情况下，仍将保持小幅跌势。后续如果随着上游价格跌幅收窄企稳，在终端需求上升刺激情况下，电池环节可能将继续有一定优势。
1.1.4组件价格分析
根据PVInfoLink数据，各类型组件均价一年（2021年12月15日至2023年6月8日）变化走势图如下所示。
6月份，组件排产预计43.7GW左右，环比持平。当前产业链处于下行未稳阶段，供应链价格下行压力也传导至组件环节，近期组件价格区间来到1.45-1.60元之间，个别龙头企业报价已低于1.5元，价格重心持续向下。在快速降价大背景下，组件库存贬值风险巨大。目前，部分厂家开始收缩代工订单以及延缓自产等方式来规避损失，增产厂家较少，总体月度增量不及预期。
从终端上看，国内项目受制于组件的快速下降因素，仍旧有观望情绪，当前执行项目主要为近两年遗留的项目，今年新项目在土地、消纳等问题上进度不及预期；海外部分出口商渠道有一定组件库存累积需要消化，同时也在观望等待价格企稳。全月看来，产业链价格将随着库存清理、各环节减产等方式的自我调节，预计至6月下旬或月底期间达到供需相对平衡，价格跌幅收窄企稳后，组件需求将迅速启动。
1.1.5光伏玻璃价格
2021年12月16日至2023年6月8日
本周光伏玻璃报价仍然稳定，3.2mm、2.0mm光伏玻璃价格分别为25.5-26.5元/平方米、18.0-19.0元/平方米。
目前已至光伏玻璃定价末期，6月国内光伏玻璃价格受近期成交不佳以及成本支撑力减弱的影响，价格大概率向下调整。
（5）本周EVA胶膜10.11元/平米，环比-4.35%。本周3.2mm光伏玻璃一线企业报价为26元/平米，2.0mm光伏玻璃均价为18.5元/平米，环比分别持平；EVA胶膜本周10.11元/平米，POE胶膜15.41元/平米，环比分别-4.35%，+0%。
1.1.6其他环节
今年一季度全产业链各环节基于乐观市场预期下提产速度和数量可谓疯狂。今年一季度国内光伏装机33.65GW，其中分布式占约54%，组件产量98GW，胶膜产量10.99亿平，EVA光伏料产量29.18万吨。基于容配比1.2，1GW组件耗用950万方胶膜来测算，考虑进出口后组件一季度末总库存约13.35GW（包含上下游及中间贸易商库存），此期间分销商拿货积极，胶膜一季度末总库存1.68亿平处于库存高位。组件3月底的成品库存和原材料胶膜库存均位于高位。
6月总结：产业链制造环节增量大于下游需求，行业保持“漏斗”型供需关系，在行业整体降价预期下，下游需求端观望情绪浓厚。等待产业链产量过剩环节的自我调节平衡，价格跌幅收窄企稳后，再次刺激终端需求大幅提升。在制造端大幅过剩时代下，局部性的供需错配终将会导致一轮一轮的价格战洗礼，每一轮价格战都将淘汰部分落后产能、战略决策失误的企业。
1.2光伏产业链产能产量分析
美国光伏市场23年增速值得关注，组件一体化：【晶澳科技】（东南亚4GW一体化产能+美国2GW组件产能规划）；【晶科能源】（东南亚7GW一体化产能+美国400MW组件产能）；【隆基绿能】（东南亚4GW硅片+8GW电池组件产能，与Invenergy合作在美建5GW组件厂）；【天合光能】（东南亚7GW一体化产能）；【TCL中环】（持股MAXEON，后续有望凭借工业4.0的优势美国建厂）、【博威合金】（越南2GW电池组件产能供应美国）；支架和支架代工企业【意华股份】（美国工厂计划5月投产）；【振江股份】（美国工厂计划Q3投产）；【中信博】（以技术入股方式参与美国市场）。
对于组件企业来说，能有20%的毛利率就已经很不错了。多数光伏企业在过去的多数年份中都是微利。它们赚的是行业大爆发、出货量暴涨的钱，现在赚的则是一体化后硅片、电池片环节的钱。更何况现在整个光伏越来越卷，组件又是四个环节中投资门槛最低的一环。
以去年行业平均2.75g/瓦的耗硅量计算，如果硅料30万/吨，每W组件的硅料成本为0.825元；如果硅料降至7万/吨，当下每W组件的耗硅为0.1925元。这相当于每W组件的硅耗成本降低了0.6325元。
去年，组件最高价格在2元/W。那么未来每瓦组件的销售价格在过去2元/W的基础上降低6毛钱，也很正常。即使组件均价跌至1.4元/元W，一体化组件企业可能还会有15%-20%的毛利。
当下，组件企业比拼的是垂直一体化水平。假设大家都实现了一体化，组件企业之间的经营质量仍会有天壤之别。这主要是因为，组件行业是一个资金高度密集型的行业。按行业惯例，组件企业都要向客户缴纳5%左右的质保金——对于没有资金实力以及资金管控水平差的企业而言，肯定竞争不过头部企业。
未来，在组件的1.4元/W甚至这个价格水平以下，有的企业仍旧能够赚钱，有的企业，可能就要被市场出清了。
（1）硅料持续累库，6月新产能投产加速。硅料环节产能考虑产能爬坡等因素，2022年Q4有效产能约27.4万吨左右，环比提升30%左右，但2023年Q1有效产能仅环比小幅走高，节后备货需求启动，硅料价格受边际因素影响较大，硅料企业报价回升。预计Q2硅料有效产能环比提升13%左右，且相对集中投产时间在6月，产能释放使硅料持续累库，同时硅片拉晶稼动率下修进一步加剧供大于求矛盾。对硅料环节排产统计，4月硅料总产量11.1万吨，环比提升5.5%左右，符合预期，预计5、6月硅料产量11.7-12.6万吨左右，环比走高，维持满产。判断Q2后半段开始供应链价格跌幅加大，出于“买涨不买跌”心态，判断供应链将进入负反馈阶段。
（2）6月硅片价格将延续下跌，硅片实际减产不及预期。因春节前硅片拉晶环节稼动率下调影响供给，同时节后备货需求启动形成短期的供需错配，受硅片涨价推动，硅片企业提高稼动率水平，但受坩埚品质影响使合格品产出不足，但截至目前硅片库存持续增加，由春节后的供不应求转向目前的供大于求。硅片企业采取降低稼动率应对跌价风险，然实际减产幅度仅10%左右，低于原计划的20%。石英砂短缺进一步推高坩埚价格，垫高硅片非硅成本，但判断不会显著限制硅片企业稼动率，4月中下旬开始硅片供给紧张程度缓解。4、5月龙头硅片厂及一体化企业均维持高稼动率，且2、3线硅片企业新产能投产后稼动率也逐步提升。对硅片环节排产统计，4月产量46.2GW，预计5、6月硅片排产计划49.2GW、51.6GW左右。
（3）判断下半年电池片供需矛盾开始加剧，N型TOPCon价差有望维持。近期电池片价格在上游硅片降价背景下，判断后续电池片价格将随硅片跌价，但N型TOPCon电池片与PERC价差有望维持，目前价差达0.1元/瓦左右。另外，随着下半年电池片产能陆续释放，但直接下游组件环节需消化渠道库存，判断下半年电池片供需矛盾将开始加剧。对电池片环节排产统计，4月电池片产量43.8GW左右，环比提升6%，5、6月电池片排产计划44.8GW、46.2GW/月左右。
（4）组件企业酝酿减产以应对库存累积。4、5月国内外终端需求延续环比提升趋势，集中式项目招投标后陆续进入发货阶段。对组件环节排产统计，4月组件产量43.3GW，5、6月排产计划数分别是43.3GW和49.3GW，分别环比提升0%和14%，从环比提升幅度来看，要强于俄乌冲突后的去年同期水平，但短期需求释放节奏或受供应链价格快速下跌造成的负反馈影响。目前，渠道部分有不少组件库存累积，部分组件企业酝酿减产以应对库存上升。目前HJT组件(G12)价格每瓦1.80-1.84元，TOPCon组件（M10/G12）价格每瓦1.7-1.75元，在面临N型硅片、电池片供应不足下，TOPCon组件与PERC价差维持。
中国市场需求，国内户用、工商业分布式项目需求旺盛，前期国内地面电站的启动因组件价格较高被压制，但随着上游原材料价格快速下行，将有利于国内地面电站的启动装机并网。国家发改委发布《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》。文中指出，制定实施以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划总规模约450GW，目前第一批95GW基地项目已全部开工建设，印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作，组织谋划第三批基地项目，利好地面电站及大储。
（六）光伏主产业链各环节开工率变化趋势
2022年以来，一线硅料企业基本处于满产状态，根据调研反馈，2023年4月一线硅料企业开工率102%；2023年4月硅片环节平均开工率90%，环比上升，主要因春节后硅片价格企稳上涨且利润丰厚，硅片企业上调稼动率。另外，2023年4月电池片环节开工率为91%，环比上升且高于去年同期，主要因一季度新增产能投产较少，但随着下半年新增产能陆续投产，电池片环节稼动率将回落。2023年4月组件环节平均开工率82%，环比上升，随着国内外需求陆续启动，组件环节稼动率将平稳提升。（注：开工率为估算数据，与实际情况或有出入，以各公司公告为准。）
（七）硅料-硅片-电池片-组件毛利率变化趋势
截至目前硅料不含税毛利104.42元/kg，环比下滑，本周182硅片价格环比下跌，不含税净利0.08元/瓦，环比下降；182mm 单晶PERC电池片不含税净利0.11元/瓦左右；单组件环节不含税净利0.09元/瓦左右，一体化组件（不含硅料）环节单瓦净利0.25元/瓦。目前电池片、组件价格未完全反映上游硅料、硅片环节跌价趋势，判断电池片、组件价格仍有下跌空间。
装机量和出口统计
（一）中国光伏装机：2023年4月全国新增光伏装机14.65GW，同比增加10.98GW
据国家能源局统计数据，2023年4月国内光伏新增并网同比增长299%，达到14.65GW，超预期；2022年全年新增并网87.41GW，同比增长58.64%。分结构看，2023年Q1集中式光伏累计新增装机量15.53GW，同比增加258%，环比减少18.4%；分布式光伏累计新增装机量为18.13GW，同比增加104%，环比增加14.9%，Q1分布式新增装机量占比53.87%；2023年Q1户用光伏新增装机9GW，同比增长253%，环比增长4%。2022年累计户用光伏新增装机25.246GW，其中Q4户用光伏新增装机8.655GW，同比下降12.4%，环比增加12.8%，占分布式光伏新增装机量54.8%。
（二）中国户用装机：2023 Q1全国新增户用装机9GW，同比增长253%
根据中电联的统计，2023年Q1户用光伏新增装机9GW，同比增长253%，环比上升4%；截至2022年12月底，全国累计纳入2022年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为25.246GW，同比增长17.4%。
（三）海关数据，2023年4月组件共出口40.48亿美元，同比+24.6%，2022年累计出口423.75亿美元，累计同比增长65.4%；预计2023年4月组件出口18.74GW，同比+56.32%，环比-15.55%。2022年累计出口156.42GW，累计同比增长54.5%；2023年4月组件出口平均单价0.216美元/W，比去年同期下降0.055美元/W。
从出口目的地维度，2023年4月组件共出口欧洲22.9亿美元，同比+9.9%；4月组件出口到欧洲10.6GW，同比+37.84%，环比-16.34%；组件出口欧洲占比56.6%，欧洲市场是海外需求主要支撑。另外，4月组件出口巴西3.22亿美元，同比+3.9%，4月组件出口巴西1.49GW，同比+30.18%，环比-26.8%；4月组件出口印度0.34亿美元，同比+386%，4月组件出口印度0.16GW，同比+471.48%。
（四）根据中国海关总署数据统计，逆变器 4月出口共计10.01亿美元，同比+89.69%，环比-14.3%；2022年1-12月累计出口89.068亿美元，累计同比增长59.5%。从主要出口来源地维度，4月浙江、安徽和江苏分别出口1.9亿美元、1.6亿美元和1.2亿美元，分别同比增长91.11%、235.66%和81.3%。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年5月25日中厚板、圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维价格分别为4523元/吨、4480元/吨、3750元/吨、3120元/吨、4340元/吨、3850元/吨、138.7元/千克，周变动幅度分别为+2.0%/+0.7%/0%/+1.3%/+0.7%/-2.5%/-2.7%。
风机中标价格：陆上风电含塔筒项目均价为2,080元/kW，不含塔筒项目均价为1,697元/kW；海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。
风电装机/投资/发电数据：2022年全年风电新增装机37.63GW，其中陆上风电33.56GW，海上风电4.07GW；全国风电累计建设投资完成额为1960亿元，；全国风电利用小时数为2221h；全国风电发电量为7624亿千瓦时。2023年1-3月全国风电新增装机容量10.40GW，同比+31.6%；全国风电累计建设投资完成额为249亿元，同比+15.3%；全国风电利用小时数为615h，同比+10.8%。全国风电发电量为2287亿千瓦时，同比+24.5%。2023年3月全国风电新增装机4.56GW，同比+110.1%，创造有史以来单月装机最好成绩。
受益于今年一季度陆上、海上风电需求复苏，叠加原材料价格同比大幅下降，风电铸锻件出货量同比显著提升，大兆瓦铸锻件供给偏紧，铸锻件盈利能力同比大幅提升。量利齐增下，铸锻件企业业绩同比普遍实现翻倍以上增长。
具体来看，主要龙头企业优势凸显，日月股份酒泉一期10万吨产能已进入生产爬坡阶段。今年一季度盈利能力大幅改善，超出市场预期；金雷股份一季度销量同比大幅增长，且毛利率同比大幅提升；广大特材风电铸件销量复苏，齿轮箱零部件开始出货；德阳铸钢产品出货量同比增长，新老业务均呈现景气态势。
二、投资方向梳理
2.1光伏组件、电池技术路线分析
根据中国光伏行业协会统计，2021年PERC电池片市场占比约91%，HJT、TOPCon等N型电池片合计占比不足3%。随着电池设备和材料的国产化替代加速，HJT产品提效降本优势进一步凸显，2022年，PERC电池片市场占比下降至88%，N型电池片占比合计达到约9.1%，其中HJT电池片市场占比约0.6%。预计到2025年，以HJT为代表的超高效电池技术占比合计将接近40%，到2030年有望超过75%。此外，HJT异质结电池出货也有明显增长。截止至2022年，HJT异质结电池全球出货累计超过11GW，预计2023年单国内HJT电池出货就有望达到15GW，同比增长275%。HJT异质结发展势头极为强劲。
头部大厂纷纷布局。据不完全统计，华晟新能源、东方日升、金刚光伏、三五互联、乾景园林、宝馨科技……等多家企业披露了HJT电池及组件扩产计划。SOLARZOOM智库统计数据显示，截止至2023年一季度，包括海外在内异质结已投产产能达到20.51GW（其中海外产能1.74GW，国内产能18.77GW），到2023年底国内还将新增33.1GW的新产能，规划产能近300GW。此外，HJT各项纪录目前在头部大厂都有体现：目前HJT电池最高纪录26.81%由2022年11月隆基获取；量产210*66组件功率732.6瓦的记录由通威HJT团队；日前东方日升也传来好消息，在110um硅片上采用双面微晶、双面银包铜技术实现电池效率25.4%，验证了双面微晶+双面银包铜+110um硅片量产可能性。
光伏行业对组件尺寸统一的呼吁愈发强烈。在刚刚落幕的第十六届（2023）国际太阳能光伏与智慧能源（上海）大会暨展览会（简称“SNEC”）上，如天合光能、晶澳科技、晶科能源、东方日升、正泰新能源、通威太阳能等各大组件厂商皆推出了2384/2380*1134mm规格组件产品。行业企业在组件尺寸的争端中达成了基本共识，值得探讨。自2022年起，随着行业技术创新与发展，为了进一步激发产业潜力，提升客户价值，多家光伏制造企业陆续推出“矩形硅片电池组件”。基于矩形硅片电池的组件，可进一步挖掘组件在长度方向的潜力，充分利用集装箱空间，给产业链带来更大价值。但同时，不同的企业推出的矩形硅片电池组件尺寸规格不尽相同，也给产业链协同发展带来新的困扰和挑战。
过去十五年，硅片的生产工艺得到大幅提升，硅片尺寸也从2008年的156mm时代提升到2018年158、166mm，光伏组件功率也因此进入400W阶段；2019年，中环基于在半导体行业60年的积淀，推出了210尺寸产品。以210技术为基础的多家组件产品功率稳稳达到670W以上，叠加N型技术更是迈入700W门槛。
今年3月，在日本最大规模、最具影响力的PV EXPO展以及前后多场光伏展上，多家全球领先的光伏组件厂商携“明星”组件产品亮相。
600W+超高功率组件发展十分迅猛，已经成为全球光伏行业发展大势所趋。除了通威股份、无锡尚德、亿晶光电推出了670W的高功率组件，阿特斯和天合光能更是推出了695W的N型组件，而东方日升的HJT组件功率直接来到了700W。
根据光伏行业协会统计数据，2022年光伏市场中以210mm硅片为代表的大尺寸硅片占比达80%以上，2023年预计可达90%以上，大尺寸组件竞争力得到下游的充分认可，市场需求旺盛未来预期将进一步提升。根据行业预测数据，至2030年210尺寸市场占比将超过70%。
这一需求也得到市场显著印证。截至今年第一季度，行业210组件累计出货量超过120GW，而同期天合光能210组件累计出货量已超过65GW，位居全球第一位，市场占有率超50%。
现如今，大尺寸组件的效益已然得到验证。首先是大尺寸组件的采用降低了组件价格，给光伏产业带来了最直接的飞升，逐渐摆脱了财政补贴，光伏产业迎来了爆发式的发展；二是建设成本上的明显下降，大尺寸组件的出现，降低了电站在支架、装机成本、土地、直流线缆等方面的建设成本，大大降低了度电成本，提高电站收益；三是施工周期更快。大尺寸组件的数量相对会少一些，电缆、打桩设备等可以更快施工，施工效率的提高实际上也增加了项目的收益。
“追求度电成本更低”一直是光伏行业发展迭代的宗旨。近年来，随着硅棒生产技艺提高，硅棒正中央周围的边缘材料也可以用作硅片生产，矩形硅片应运而生。一方面，矩形硅片可以增加组件的功率和效率，另一方面，矩形硅片可以更充分利用硅材料，降低硅片成本，因此迅速被行业接纳。
天合光能表示，目前210R已实现吉瓦级订单交付、项目应用。据公司提供数据，今年，公司210R系列组件出货量预计达到20GW以上。
在客户端，2384*1134mm（含2384*1096mm）尺寸的组件广泛应用于全球各种场景，截至今年第一季度，光伏行业这一尺寸的组件累计出货量已达到30GW，预计到今年第四季度，出货量将达到50GW。
2.2 光伏电池、组件效率，光伏电站发电量，成本，利润计算研究
“光伏电池转换效率”和“光伏组件转换效率”是两个概念。
一般，60片或72片光伏电池经过串并联后，封装后制作成光伏组件。由于电池片之间的差异和封装过程，转换效率肯定会降低。因此，光伏组件的转换效率肯定要低于电池片的转换效率。光伏组件的技术规格书中，都会清楚的标明这一型号组件的转换效率。
理论上，尺寸、标称功率相同的组件，效率肯定是相同的。光伏组件是由电池片组成，一块光伏组件通常由60片（6×10）或72片（6×10）电池片组成，面积分别为1.638 m2（0.992m×1.652m）和3.895 m2（0.992m×1.956m）。辐照度为1000W/m2时，1.638 m2组件上接收的功率为1638W，如果输出功率是250W，则效率=（250/1638）=15.3%，如果输出功率是255W，则效率=（255/1638）=15.6%。因此，功率W=光伏组件受光面积S×光伏组件转换效率t
以Helios Plus 450W太阳能组件为例，计算组件效率。
光伏组件功率（Pmax以瓦为单位）÷ 光伏组件表面积以平方米为单位= 450W（Helios Plus）/ 2.102 * 1.040m（Helios Plus）/ 10 = 20.6％
太阳能电池效率是指太阳能电池通过光伏技术将其转换为电能的能量效率。也以Helios Plus 450W为例。
为何组件效率与电池片效率会有差异？与上面提到的Helios Plus 450W的示例相比，电池效率为22.6 – 22.8％，而组件效率为20.6％。造成这种差异的原因是，电池效率的计算是指单个电池，而组件效率则是整个太阳能组件。由于太阳能电池片之间有间隔，因此一些能量会有所损失。
同样，组件上的母线也覆盖在电池片表面。母线越薄，组件损失的效率越低。而且，汇流条在电池上的阴影也会对效率造成影响。例如，5栅电池的母线厚度为0.4毫米，而9栅的则为0.1毫米。这也导致组件效率和电池效率之间存在差异。实际上，用于生产组件的其他原材料，例如玻璃，EVA，接线盒等，也会对效率有一定影响。然后，有一个“填充因子”，在业内通常缩写为FF，它是衡量太阳能电池作为理想光源的接近程度的量度。这是评估性能的关键参数。可以简单的理解为，这个参数是用来确定来自太阳能电池的最大功率。
电池片效率——以RENOGY的一块100W玻璃面太阳能板为例，100W指的是输出功率，即在一个标准光照条件下（每平方米光线强度为1000W）的输出功率是100瓦；电池片效率需要计算一下，它的计算公式是：电池片功率（KW）/电池片面积（㎡）。转化一下，也可以用整块太阳能板功率除以太阳能板电池片总面积。测量了这块太阳能板的长宽数据，它的长：97cm，宽：47.3cm，面积为：0.4588m，太阳能板功率是100W，那么这块太阳能板单个电池片的效率是：0.1(kw)/0.45881m=21.80%。
其实不难看出，电池片的效率大小影响的是整个太阳能电池板的面积，在同样的功率下，电池片效率越高，太阳能板面积越小，与太阳能板发电效率是没有关系的。
一块100W太阳能板实际发电效率如何？——我们常说的发电效率，是用当时实际的太阳能板输出功率/最大输出功率得到的。举个例子，某一天的某一时刻，100W的太阳能板实际输出功率为60W，那它的发电效率为60W/100W=60%，它的影响因素是当天的光照强度、光照角度、有无阴影遮挡等，不难发现这是一个变化的值，它与太阳息息相关.
不过，这是在保证足功率100W的情况下，如果购买的太阳能电池板出厂就功率不足，或者在运输过程中电池片发生隐裂等问题，导致最后太阳能板在一个标准光照条件下实际输出功率不足100W，那自然也会影响到实际发电量。
太阳能板接线盒数量2个要优于1个。每个接线盒里面有一个二极管，每一个二极管可以保护两路的电池串。这就意味着，如果有一个二极管或者有一片电池片损坏以后，另外一边的电路是可以正常发电的。如果组件只有一个接线盒，里面有一个二极管，那二极管或电池片损坏，整个组件都会受到影响。
同时，接线盒内务必要进行灌胶。太阳能板在日常使用过程中，风吹雨淋是常态，灌胶是对太阳能板防水防潮的保护。所以在选择太阳能板的时候可以关注一下接线盒的细节，看看内部是否灌胶，外部的胶是否严密没有缝隙。
发电量计算的问题——一般习惯用下面这个公式求发电量：
L= W×H×η
L—— 光伏电站的年发电量，kWh；
W——光伏电站装机容量，kW；
H—— 光伏电站的峰值小时数，h；
η—— 光伏电站系统总效率，%；
解释一下峰值小时数H。一般从气象站获得的观测数据为“水平面总辐射量”。我们设计时，让光伏组件有一定角度，以便接收更多的辐射量。因此，在计算发电量时，要考虑“光伏组件上接收的总辐射量，即倾斜面上的辐射量”
峰值小时数= 倾斜面上总辐射量/标准太阳辐射强度(1000W/m2)
（请注意：一定不是从气象站直接获得的水平面数据，而是根据气象站获得数据计算而得的倾斜面数据）。
峰值小时数H的物理意义就是：由于光伏组件上接收的辐射量无法保证一直为1000W/m2，因此，光伏组件的输出功率达不到其标称功率。将一年内的辐射量按时间进行积分，这算成光伏组件按期标称功率输出的时间。
峰值小时数H主要受三个因素的影响：水平面总辐射量、光伏电站运行方式、项目场址的经纬度。
光伏电站系统总效率η就不说了，详细介绍可以参考之前的《哪些因素影响了光伏的电站效率？》
前文说过，功率W=光伏组件受光面积S×光伏组件转换效率t，因此，L= W×H×η这个公式也可以换成另外一种表达方式。
L= S×t×H×η
但这个公式应用起来相对麻烦，用的比较少。
光伏电站的税收问题。光伏企业纳税分国税和地税。其中增值税、所得税属于国税征管范围，销售税金及附加属于地税征管范围。对于每个税种的征收税率及国家与地方政府的留成比例如下：
（一）所得税。税率为25%；留成比例为中央60%，地方40%。
（二）增值税。税率为17%；留成比例为中央75%，地方25%。
（三）销售税金附加。销售税金附加包括：城市维护建设税、教育费附加。
其中：
城市维护建设税税率为1%~7%（纳税人所在地为城市市区的，税率为7%；纳税人所在地为县城、建制镇的，税率为5%；纳税人所在地不在城市市区、县城或建制镇的，税率为l%。），全部作为地方税收。
教育费附加费率国家征收3%，地方征收2%。
光伏电站系统发电总效率=所有系统产品的效率的乘积，一般光伏项目的发电效率在70~80%左右。 影响其发电效率的主要因素包括：
1)光伏温度因子：光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，晶体硅光伏电池效率呈现降低的趋势。本项目所在地区多年极端最高气温为52.9°C，极端最高气温40.2°C，极端最低气温-12.1°C。全年平均气温15.9°C，计算得到当地的温度折减为2.5%。
2)组件匹配损失：组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统，约有3%的损失。为保证电池发电效率，将定期、及时对组件进行清洗，但组件上的灰尘或积雪造成的污染仍会对发电量造成影响，此项造成的年系统效率折减取3.2%。当辐照度过低时，会产生不可利用的低、弱太阳辐射损失。
3)直流线路损失：光伏组件产生电量输送至汇流箱、直流配电柜、逆变器时，存在直流电路的线损，按3%记取;
4)电气设备造成的效率损失：逆变器转换过程中也存在电量损失，此项折减取2.5%。箱式变压器的升压过程中，也会存在能量损失。
5)光伏电站内线损等能量损失：电能由逆变器输出至箱变，再送至开关站，交流线路会存在线损。
6)系统的可利用率：虽然光伏组件的故障率极低，但定期检修及电网故障仍会造成损，按2%记取。
考虑以上各种因素，通过计算分析光伏电站系统发电总效率：η=97.5%×96.8%×94.5%×97.2%×97%×97.5%×97.3%×=79.7%
1MW屋顶光伏发电站所需电池板面积，一块235W的多晶太阳能电池板面积1.65*0.992=1.6368㎡，1MW需要1000000/235=4255.32块电池，电池板总面积1.6368*4255.32=6965㎡
理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率：=5555.339*6965*17.5%=6771263.8MJ=6771263.8*0.28KWH=1895953.86KWH=189.6万度
实际发电效率
太阳电池板输出的直流功率是太阳电池板的标称功率。在现场运行的太阳电池板往往达不到标准测试条件，输出的允许偏差是5％，因此，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0.95的影响系数。
随着光伏组件温度的升高，输出的功率就会下降。对于晶体硅组件，当光伏组件内部的温度达到5 0-7 5℃时，它的输出功率降为额定时的8 9％。
光伏组件表面灰尘的累积，会影响辐射到电池板表面的太阳辐射强度，同样会影响太阳电池板的输出功率。此因素会对光伏组件的输出产生7％的影响，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0.93的影响系数。
由于太阳辐射的不均匀性，光伏组件的输出几乎不可能同时达到最大功率输出，因此光伏阵列的输出功率要低于各个组件的标称功率之和。
另外，还有光伏组件的不匹配性和板问连线损失等，这些因素影响太阳电池板输出功率的系数按0.95计算。并网光伏电站考虑安装角度因素折算后的效率为0.88。
所以实际发电效率为0.95 * 0.89 * 0.93*0.95 *0.88=65.7％。光伏发电系统实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率=189.6*0.95 * 0.89 *0.93*0.95 * 0.88=189.6*6 5.7％=124.56万度
N型TOPCon技术优势N型TOPCon组件具有四大优势，两高两低：高效率、高双面率、低衰减、低功率温度系数，我们与P型PERC组件做一比较如下：
在这些技术优势的加持下，N型TOPCon组件的单瓦发电能力将比P型PERC双面组件提高3.5-5%，电站建设端的BOS成本节约4分钱左右，综合来看，N型TOPCon组件在目前与PERC价差0.1-0.15元/Wp的情况下，仍然具有更高的投资收益率和更低的度电成本。光伏的本质脱离不开电力属性，我们追求的是光伏发电更低的度电成本，而度电成本的快速下降正是依赖于光伏产业技术的不断进步，这其中包括生产工艺、材料、能耗等等的进步，但最终让这个行业永葆青春的核心要素依旧是新技术的迭代和组件性价比的提高。
N型TOPCon发电实证案例一：某项目发电量数据：
电站采用N型TOPCon及P型PERC两种组件做发电量实证比较，采用平单轴安装，N型TOPCon整体发电能力明显优于PERC组件，统计期间内，平均单瓦发电增益为4.85%。
该项目采用中来N型TOPCon组件，与另外两家主流厂家P型PERC组件做发电量实证对比，统计发电量时间为2019年8月至2020年9月，结果显示，同样采用平单轴支架的情况下，N型TOPCon组件发电能力比两家PERC组件分别高出4.87%和6.65%，发电量增益显著。从以往的电站数据来看，N型TOPCon组件的发电能力相较PERC是有较大提升的，在光伏高速发展的今天，土地与装机容量的矛盾日益加剧，而N型TOPCon组件更高的效率与更优异的发电能力，这无疑会为电站的经济性带来提升。
光伏本质上是一个半导体行业，遵循着自己的摩尔定律，那就是发电容量每增加一倍，新增装机的电价减少16%，
从2009年到2019年，光伏行业完美地遵循了这个定律，甚至还超额完成了指标。
2009年以来，光伏发电的成本下降很快，从35美分每度电，一直到2019年的4美分每度电，而传统的核电和煤电，度电成本变化不大。目前光伏已经是成本最低的发电方式。
为什么说光伏行业是半导体行业呢？因为光伏跟半导体行业一样，基础都是硅，
只不过对硅片的要求不一样，光伏行业的硅的纯度只需要6个9，也就是99.9999%，而电子级硅片需要11个9，也就是99.999999999%.
技术进步带动下 光伏发电成本将持续下降
太阳能电池板目前的价格走势遵循赖特定律的预测，即制造业产出每翻一番，生产成本就会固定下降25％。清洁能源投资者和技术专家拉姆兹．纳姆（Ramez Naam）研究了（除组件成本之外）的全球光伏发电平均成本，同时分别调研了印度、中国和美国的平均成本，（除组件成本之外的）这些成本占太阳能发电厂平均成本的2／3，根据赖特定律得出结论：光伏发电能力每增加一倍，太阳能电力价格就会下降30－40％。
到2050年，光伏已成为中国的第一大电源，光伏发电总装机规模达50亿千瓦，占全国总装机的59％，全年发电量约为6万亿千瓦时，占当年全社会用电量的39％。同时，随着分布式光伏的发展和储能技术的创新应用，未来用能的模式也将产生巨大的变化，电力的调度与交易会更智能、更能满足不同的用电需求。
在技术进步带动系统效率提升等因素的驱动下，光伏发电成本将快速下降。2025年前，光伏发电将成为最经济的新增发电技术之一。到2050年，光伏作为中国的第一大电力供给形式，全年发电量将占全社会用电量的近40％。
根据该报告预测，到2050年，光伏已成为中国的第一大电源，光伏发电总装机规模达50亿千瓦，占全国总装机的59％，全年发电量约为6万亿千瓦时，占当年全社会用电量的39％。同时，随着分布式光伏的发展和储能技术的创新应用，未来用能的模式也将产生巨大的变化，电力的调度与交易会更智能、更能满足不同的用电需求。
在当下的主流效率下，不同电池片的功率如下：
156.75mm为5.6W；158.75mm为5.75W；166mm为6.29W；182mm为7.59W；210 mm为10.14W；
每片210硅片对应功率约为10W/片。
1W对应2.27%效率
电池转换效率提升1%（现有转换效率水平下），可以让组件的成本下降15%，让电站可以用同样的钱发更多的电。
例：24%转换效率电池做成的组件可以比23%转换效率电池做成的组件贵多少？电站成本下降比例=面积相关成本/总成本/优化后转换效率点数，一般来说面积相关成本接近总成本，那么可以约简为：电站成本下降比例=1/优化后转换效率点数
据统计，生产一块1m×1.5m的太阳能板必须燃烧超过40公斤煤，但即使中国最没有效率的火力发电厂也能够用这些煤生产130千瓦时的电(一般一块1mx1.6m的太阳能板一年发电量在250千瓦时以上)--这足够让2.2瓦的发光二极管(LED)灯泡按照每天工作12小时计算发光30年。
降本增效正是光伏行业近年来发展的关键词。降本是指全产业链各个环节的成本降低，每个环节的成本降低都能直接降低电站的单瓦投资成本。增效则是指通过工艺的改进，提高电池片的转换效率，从而带来组件的功率提升，间接降低电站的单瓦投资成本。
中泰证券研究所机械行业首席分析师 冯胜：硅料、硅片、电池片、组件四个环节里面，电池片和组件，在增效方面的前景是最为广阔的，它对于下游电站的影响也是最重大的。以电池片为例，在20%转换效率的基础之上，我们测算过， 每提高一个点的转换效率，节约下游电站5%的成本。
发电效率是用当时实际的太阳能板输出功率/最大输出功率得到的。举个例子，某一天的某一时刻，100W的太阳能板实际输出功率为60W，那它的发电效率为60W/100W=60%，它的影响因素是当天的光照强度、光照角度、有无阴影遮挡等，不难发现这是一个变化的值，它与太阳息息相关。
光伏本质上是一个半导体行业，遵循着自己的摩尔定律，那就是发电容量每增加一倍，新增装机的电价减少16%，
根据赖特定律得出结论：光伏发电能力每增加一倍，太阳能电力价格就会下降30－40％.
光伏的发电能力取决于什么因素？光伏板在有阳光的时候才能发电，除了受制于光伏板材料之间发电能力差异的影响，光伏发电的发电能力取决于光的强度，事实也确实是这样。不考虑硬件因素影响，光伏能发多少电，主要取决于所在安装地区光伏板的有效发电小时数。由于各个地区的光照时间不同，所以光伏板能够发电的时长也不同。而在一年中光伏板能够发电的这段时间的总数，我们称之为光伏发电的“年有效发电小时数”。不同地区的有效发电小时数不同，同样功率的光伏板发电能力也就不同。在同样都保证最佳安装倾角的情况下，光照条件好的地区，比如西北、内蒙等地区，每年发电量能达到1.6度/瓦，而像江浙沪等包邮的华东地区，每年发电量仅能达到1度/瓦。也可以这么理解，当然离太阳越近，获取到的太阳的能量越强，同等条件下，光伏板的发电能力也会更强。
如何才能离太阳更近？当然是海拔越高越近！我国藏南与藏北的交界地带，海拔高达4700米，这里日照充足，日光辐射强，年日照时数可以达到2881小时，具有发展光伏产业的天然优势。
羊易光伏电站就坐落在这个地区，他是世界海拔最高的光伏电站。该站2019年12月30日成功并网，同时也刷新了世界海拔最高光伏电站的记录。羊易光伏电站的总装机容量为10兆瓦，日均可发5.5万度电，年可发2000万度电，每年发电量能达到2.0度/瓦。
2.3 风电板块
2.3.1风电整机企业
风机厂——价格战下最新招标价降至盈亏平衡点，两大龙头双双盈利承压 为获订单激烈厮杀以低价取胜。随着补贴退坡以及更大兆瓦的推出，招标价格持续下降已成趋势，但一再下探的招标价格也持续挤压着风机行业的利润空间，给风机整机厂持续带来着生存压力。
据北极星风力发电网数据统计，自2021年以来，国内风电机组单瓦价格经历了连续两年的大幅下滑。据中核集团近日发布的公告显示，其招投标入围的明阳智能、三一重能、金风科技、电气风电等8家整机厂商风机投标综合报价，已经低至1330.25元/kW左右。然而，市场分析显示，对风机厂商而言，2000元/千瓦通常是盈亏平衡点。
今年一季度，整机板块表现最不佳，在受下游施工进度影响的同时利润端负向影响较大，整体量价齐降，营收和净利润分别同比下降37.4%和60.2%。
据悉，金风科技、远景能源和明阳智能常年位列国内前三强，合计占据了一半的市场份额。此外，上海电气、运达股份、中车风能、东方电气、三一重能等也在前十名。今年一季度来看，金风科技受技术路线变化影响整机盈利能力下行较为明显，利润基本来自投资收益；明阳智能受海上风电确认收入容量大幅下降等影响，盈利能力亦短期承压。
风机厂商作为产业链的中游企业，对上下游均不具备明显的话语权。一方面，我国央企电站开发商盛行“最低价中标”，因此为了获取订单，整机厂不得不参与激烈厮杀，以低价取胜。另一方面，应对这种局面的主要还是通过降本，降本能力强即意味着盈利能力就强，但当前我国风机行业还很难通过技术进步获得产品溢价。
不只是站在短期，对于长期来看，虽然降价是风电迈入平价时代的必然，更低的成本也意味着更高的竞争力，业内人士认为，逼近成本线的低价竞争只能不仅影响到行业内玩家的盈利空间，同时，大型化趋势无法削减风机固定的制造成本，一台整机的价格仍维持在800-1000万元，因此，若不断挤压制造企业利润空间，必然会降低研发投入，给风电全产业链形成破坏性冲击。明阳智能2022年重点发展双海战略、风光氢储等。明阳智能业务涵盖风、光、储、氢等新能源开发运营与装备制造。主营业务包括新能源高端装备、兆瓦级风机及核心部件的开发设计、产品制造、运维服务、新能源投资运营。
根据CWEA公布的中国风电吊装统计，2022年，全国（除港澳台地区外）新增风电吊装容量4983万千瓦。明阳智能新增吊装621万千瓦（市占率12.5%）位居第三。
明阳智能董事长张传卫认为，当今世界，第四次工业革命正以清洁能源与工业智能相结合的智慧能源浪潮席卷而来，而可再生能源的未来发展最终离不开创新。“一方面，通过技术创新，推动清洁能源智慧化和高质量发展，另一方面，通过模式创新，使新能源应用端成本进一步降低，以更低价格惠及人民。”除持续推动技术创新、模式创新外，明阳智能还表示，明阳智能将继续坚定执行风光储氢一体化布局和新能源电站滚动开发的总体思路，坚定深耕海上和海外两个市场。
核心零部件自主研发、设计、制造
2022年年报显示，报告期内，明阳智能实现营收307.5亿元，同比增加12.98%，实现净利润34.55亿元，同比增长9.4%。2022年度，风机及相关配件收入和电站产品销售收入为284.8亿元，占合并财务报表营业收入的92.63%。
张传卫曾公开表示，新能源发展与传统的化石能源发展有着本质区别。“化石能源的核心是开采，依赖资源禀赋；而新能源的本质是制造，技术创新是基础和源动力。”
明阳智能曾表示，将进一步推动风机单机容量提升和标准化、轻量化制造，以及海上漂浮式风机的研发和技术储备。作为大兆瓦风机的先行者，明阳智能在漂浮式、双机头等领域提前布局。
2022年9月，明阳智能发布新闻称，16.6MW Nezzy²双机头机组即将完成全尺寸样机的详细工程工作，该机组包含两个中速8.3MW MySE8.3-180风电机组，叶轮直径180米，预计全尺寸样机将在2022年底或2023年初安装在明阳开发的位于中国南部沿海的海上风电试验场，该海域水深约为40米。2023年1月10日，明阳智能正式发布18兆瓦全球最大海上风电机组——MySE18.X-28X。同日，明阳在汕尾粤东漂浮式海洋能源智能智造基地下线全球最大MySE16.X-260漂浮式海上风电机组。
除了在整机大兆瓦功率研发方面探索外，明阳智能还在风机核心部件方面开拓创新。明阳智能2022年年报显示，明阳智能目前具备叶片、齿轮箱、变频器、变桨控制系统、电气控制系统等各核心零部件的自主研发、设计、制造能力，以及进行一体化建模与模型验证研究的能力。特别是轴承领域，2022年以来，明阳智能与新强联互动频频。风芒能源根据公开信息梳理，明阳智能与新强联签约时表示，将在主轴轴承和偏航变桨轴承设计、开发以及新技术开发应用等方面开展全面合作。2021年5月，明阳智能发布公告称，洛阳新强联回转支承股份有限公司是明阳智能2020年非公开股票发行认购对象之一。
除了技术上的突破创新外，明阳智能还在应用模式创新上不断探索，主要偏向风光储氢一体化发展。
2022年以来，在与国家电投、内蒙古、青海的拜访中，与中国平煤、中国能建、广东中山、巴西的签约中，海上制氢、风光储氢是热点话题。
明阳智能也表示，公司拟通过风光储氢的一体化布局，提升自身新能源电站的开发和运营能力，从而进一步提高自建自营新能源电站的收益能力。在光储氢领域，明阳智能年报显示，2022年光伏异质结电池片和组件生产线顺利投产，钙钛矿电池研发也取得了重要突破；此外，明阳智能储能系统业务逐步发展，报告期内出货达到1087MWh。
在新能源电站领域，明阳智能以“开发一批、建设一批、转让一批”为主要的经营模式。通过对新能源电站进行“滚动开发”，实现了风机设备销售更高价值量的兑现。明阳智能年报显示，随着新能源电站“滚动开发”的商业模式逐渐成熟，电站销售业务对公司盈利能力的贡献也逐步形成稳定规模。截至报告期末，明阳智能在运营的新能源电站装机容量1.50GW，相比去年同期增长25.94%；在建装机容量2.15GW，相比去年同期增长19.75%。明阳智能还表示，在电站资产证券化领域继续进行深入探索，将公司新能源电站“滚动开发”模式推入下一个发展阶段。
双海战略，主攻海上
当下，风光大基地、海上、海外，是中国风电发展热门区域及主要面向场景。2022年下半年以来，中国风电整机商纷纷针对这些场景不断推出定制化风机产品。在与华能集团、华电集团的拜访时，与国家电投湖北公司的签约上，风光基地是重要交流对象。2022年12月29日，明阳智能面向沙漠、戈壁、荒漠风电大基地推出的旗舰机型——由明阳智能自主研制的MySE7.15-216陆上超大型风电整机在包头市明阳新能源智能制造产业园成功下线。
海上风电一直是明阳智能的优势区域。根据CWEA数据，2022年我国新增海上风电装机5.16GW。明阳智能2022年国内新增海上风电吊装138.1万千瓦，占比26.8%，排名第2。
作为海上风电领军企业，明阳智能的海上风电布局不仅限于风机销售这一环节。张传卫认为，在海上，海上风电制氢、海洋牧场、联合开发等融合发展模式将是未来的趋势。张传卫表示，明阳智能正全力推进海上风电、海水制氢、海洋牧场于一体的海上浮式综合能源产业的建设与投资，创新推动海洋技术与海洋装备、海洋能源和海洋经济的高质量融合发展。2023年4月29日，明阳阳江青洲四海上风电场项目首台风机正式吊装完成，此举标志着国内近海深水区离岸最远项目正式进入风机安装阶段。该项目是国内首个“海上风电+海洋牧场+海水制氢”融合项目。风芒能源通过梳理，2022年以来，明阳智能在与国家电投、华电、中电建集团等拜访或签约时均提到了海上风电相关内容，除了海上风电风机销售外，还与国家电投交流过程中还提到了海上风电绿能利用等字眼；在与华电签约中提到了海上风电与海洋能源立体融合方向。
在拜访、签约地区中，明阳智能在河北唐山市也提到了海洋融合创新相关内容。
在“双海战略”实施过程中，明阳智能曾公开表示，积极布局国际业务，主攻海上风电市场。通过梳理，2022年以来，明阳智能相继拜访了中能建、华能、中国葛洲坝等企业，并提及国际业务合作等字眼。
明阳智能官网显示，明阳集团和丹麦、德国、挪威、英国在内的多所知名大学、国际认证测试机构开展技术合作、资源协同和供应链体系建设，进行海上风电全球化资源配置和创新。作为国内首个向欧洲出口海上风电机组的企业，明阳的产品已销往日本、韩国、越南、巴西、俄罗斯、印度和巴基斯坦。根据CWEA数
值得注意的是，在明阳智能2023年一季度总营收27.2亿元，同比减少61.84%。明阳智能在业绩说明会上表示，明阳智能2023年一季度海上风电确认收入较少，导致一季度风机销售综合毛利率下降，随着二季度开始公司海上风电项目陆续确认收入，公司风机销售毛利率将逐步回升。
2023年一季度我国海上风电招标体量不大，风芒能源根据公开信息不完全统计，2023年一季度，中标的海上风电项目共计1.45GW，其中，明阳智能共中标500MW。
2023年6月1日，明阳集团发布迈向世界五百强的战略规划及九大实施方略。明阳集团表示，将继续发挥在异质结、钙钛矿方面的突出优势。此外，明阳集团还将立足装备能力打造氢能业务群，形成建设制氢、加氢和氢燃机等氢能领域高端装备品牌，致力于成为国内领先的“电氢融合”一体化氢能解决方案提供商。
明阳集团还表示，正在打造的智投建运管服大能源系统产业群也将构成支撑明阳进军世界五百强的重要方略。推动实现海上、陆上风、光、储、制氢、制醇、制氨等“电氢氨醇绿色零碳一体化项目”规模化运营。
明阳集团创立于1993年，专注于新能源高端装备的研发与制造，业务涵盖风力发电、海洋能源、太阳能、智能电气、空间能源和氢能等清洁能源开发运营、装备制造与工程技术服务领域。三十年来，明阳集团全球累计装机超46GW，投运遍布全球近800个风力发电场项目。目前，明阳集团已位居中国企业500强和全球新能源企业15强，并稳居全球海上风电创新排名第1位。
在经历“抢装潮”后，我国风电的“平价上网”时代全面到来。2022年全年陆风机组加权容量中标均价(扣除塔筒400元/KW)下滑显著，1月份价格为2007元/KW，6月份至9月份价格在1700—1900元/KW区间，截至12月末，价格为1764元/KW。
风机招标价格的下行，也使得风电整机厂商业绩出现分化。例如，近日披露业绩的明阳智能、三一重能及行业龙头金风科技。
查阅年报获悉，虽然整机厂商之间业绩出现分化，但从其产品收入占比来看，大容量风机已成为销售主流。
明阳智能全年销售订单中，3.XMW—5.XMW风机销售量遥遥领先，年内销售1280台，同比增长17%；6.XMW(含)以上风机销售量301台，同比增加5.24%；小兆瓦1.5MW—2.XMW风机销量同比下滑30.77%，为36台。
三一重能风机情况类似，3.XMW以上风机销售量为695兆瓦，销售量同比增531.82%；3.XMW及以下风机销售量326兆瓦，同比下滑61.92%。
对于大功率机组布局三一重能早有动作。数据显示，2018至2021年，三一重能2.XMW机组销售占比自93.2%降至2%。并在2021年，3MW产品销售额占比达到63%，成为主力机型。2022年以来，三一重能又将6.XMW及以上机型列为陆上风电重点机型。
三一重能在年报中表示，技术创新迭代加快，风机大型化提速，以大功率、长叶片、高塔筒为主要趋势的大风机将更能满足将来市场竞争需求。
不过，值得关注的是，金风科技受到海上风电平价及大型化价格竞争影响，机组出现切换，报告期内GW2S、GW3S/4S、GW6S/8S机组整体营收情况均有下滑，MSPM(中速永磁)成为主力机型。
运达股份2022年实现营业收入173.84亿元，同比增长7.57%；归属于上市公司股东的净利润6.16亿元，同比5.12%。而电气风电则实现营收120.75亿元，同比降48.61%；净利润-3.38亿元，同比下降166.68%，并因业绩大幅下降收到上交所问询函。
对于风电行业来说，风电价格平价发展趋势已成必然事实，企业思考如何良性发展的路径之一就是“风光储”一体化的布局。“风光储”一体化布局，从政策和技术壁垒端具有可实现性，产业链也相对具有延展性，一定程度上也能够平衡净利润来源。
从“风光储”一体化角度出发，在新能源资产管理过程中，不是说风机布局完成后，或者光伏板铺完，储能就会产生最大价值的。而是在新能源资产管理的过程中，想要发挥整体新能源的最大价值，需要形成风光储的系统。
这也就意味着，随着未来新能源行业的不断发展，“风光储”一体化布局已成必然趋势。明阳智能及三一重能的年报中的确提到了“风光储”一体化布局。
明阳智能在2022年年报中披露，报告期内，光伏、储能、氢能业务逐步落地。其中，光伏异质结电池片和组件生产线顺利投产，储能系统业务逐步发展，报告期内出货达到1087MWh，出货量位居“储能领跑者联盟”(EESA)统计的国内储能系统集成(不含户储)行业第九名。
在核心技术部分，三一重能也对“电网侧集中式储能电站设计技术”“风光储氢一体化项目设计技术”“微电网设计技术”有所布局。
2.4不同技术制氢技术路线成本对比
1）煤制氢的成本测算——单位成本约11元/kg,考虑碳捕集20元/kg
煤制氢的主要影响因素为煤炭的价格，当褐煤价格为 600 元/吨时，煤制氢的成本约为 11 元/kg，此时煤炭成本约占总成本 41%。煤制氢成本测算的关键假设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 90000m³/h。2. 总投资：建设投资共 13.5 亿元，折旧年限 10 年，折现率 0%，年修理费 3%，采用线 性折旧。3. 煤炭成本：煤炭不含税价格为 600 元/吨，假设每立方米氢气所需煤炭为 0.67kg。4. 其他原料成本：假设氧气外购价格 0.6239 元/m³，电价 0.5 元/度；假设每立方米氢气 所需氧气 0.42m³，电 0.048 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在煤炭价格为 600 元/吨的情况下，煤制氢成本约为 10.94 元/kg，此时煤炭成本 约占总成本 41%。煤炭价格区间 450-700 元/吨时，煤制氢成本变化区间 9.81-11.69 元 /kg。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 24kg 二氧化碳排放，增加成 本 9 元/kg。考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 18.81-20.69 元/kg。
2）天然气制氢成本测算——单位成本约 15 元/kg，考虑碳捕集 19 元/kg
天然气制氢的主要影响因素为天然气的价格。当天然气价格为 2.5 元/ m³时，天然气制氢 的成本约为 15 元/kg，此时天然气成本约占总成本的 74%。天然气制氢成本测算的关键假 设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 3000m³/h。2. 总投资：建设总投资共 2400 万元，折旧年限 20 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用 线性折旧。3. 天然气成本：假设天然气不含税价格 2.5 元/m³，假设每立方米氢气所需天然气为 0.4m³， 对应每千克氢气生产需要天然气成本 11.2 元。4. 其他原料成本：假设去离子水价格 0.04 元/kg，电价 0.5 元/度，冷却水价格为 0.003 元 /kg；假设每立方米氢气所需去离子水 1.3kg，电 0.35 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在天然气价格为 2.5 元/m³的情况下，天然气制氢成本约为 15.21 元/kg，此时天 然气成本约占总成本 74%。天然气价格区间为 1.5-4 元/m³时，天然气制氢成本变化区间 10.73-21.93 元/m³。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 11.675kg 二氧 化碳排放，增加成本 4.38 元/kg；考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 14.13-25.33 元/kg。
3）甲醇制氢成本测算——单位成本约 23 元/kg，考虑碳捕集 28 元/kg
甲醇制氢的主要影响因素为甲醇的价格。当甲醇价格为 2.5 元/ kg 时，甲醇制氢的成本约 为 23 元/kg，此时甲醇成本约占总成本的 69%。甲醇制氢成本测算的关键假设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 2600m³/h。2. 总投资：建设总投资共 4680 万元，折旧年限 20 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用 线性折旧。3. 甲醇成本：假设甲醇不含税价格 2.5 元/kg，假设每立方米氢气所需甲醇为 0.58kg，对 应每千克氢气生产需要甲醇成本 16.24 元。4. 其他原料成本：假设除盐水价格 0.04 元/kg，电价 0.5 元/度，冷却水价格为 0.003 元 /kg；假设每立方米氢气所需除盐水 0.375kg，电 0.7 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在甲醇价格为 2.5 元/kg 的情况下，甲醇制氢成本约为 23.48 元/kg，此时甲醇成 本约占总成本 69%。甲醇价格区间为 1.5-4 元/kg 时，甲醇制氢成本变化区间 16.99-33.23 元/kg。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 11.675kg 二氧化碳排放， 增加成本 4.38 元/kg；考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 21.37-37.61 元/kg。
4）工业副产氢成本测算——单位成本约 9-22 元/kg
工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本，各类副产氢综合成本介于 9-22 元/kg 之 间。焦炉煤气制氢在工业副产氢中具备成本优势，单位制氢成本约 9-15 元/kg，由于其显 著的减排效果和较高的经济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过 渡阶段的较优途径。
5）电解水制氢——成本约 21 元/千克，电价降至 0.15 元/度时与灰氢平价
电解水制氢的主要影响因素为电价成本，年运行小时数及电耗。目前主流的电解水制氢路 径是碱性电解水（ALK）以及质子交换膜纯水电解制氢（PEM）两种技术路径。我们对比 ALK 与 PEM 两种技术路径下的制氢成本：①ALK：在假设年运行小时数为 5000h，电价为 0.3 元/度，电耗为 5Kwh/Nm³ 时，电解 水制氢成本为 21.07 元/kg，其中电费成本为 16.80 元/kg，占比达 80%。②PEM：在假设年运行小时数为 8000h，电价为 0.3 元/度，电耗为 4.8Kwh/Nm³时，电解 水制氢成本为 21.34 元/kg，其中电费成本为 16.13 元/kg，占比达 76%。
三、新能源行业重大事件
1、光伏板块出现回调，市场核心担心来自于两方面，1）担心海外贸易政策不友好，影响国内产品进程；2）担心产能释放过快，全球需求增速下行，影响单位盈利。
从海外市场去看，美国公布了IRA法案重本土制造额外补贴标准的细则，细则表示在可获补贴的可再生能源发电产品系统必须满足的要求是1）钢铁部分需100%来自美国本土，2）制造品部分美国本土价值量占比超40%（2023-2025年占比逐年提升至45%/50%/55%），这样可以额外获得ITC或PTC的税收抵免政策。我们认为该《指导意见》的出台进一步明确了IRA法案中的实施细则，#给有在美国市场开放意向的新能源开发商和制造商提供了更明确的补贴指引，利于推动美国光伏发电系统的落地进度。
从全球需求去看，今年以来，海外需求持续超预期，之前市场担心的欧洲市场今年以来陆续上修装机预期，一季度出货量也同比大幅提升，中东、印度等区域需求也在爆发增长。国内去看，一季度光伏新增装机突破33GW，需求强势。同时，从产业链价格去看，虽然硅料环节由于产能释放价格加速下行，但是组件端价格呈现缓慢下行趋势。从上周三峡多个项目总计2.6GW的组件招标开标来看，#组件均价基本上在1.65元左右，#N型溢价在1毛左右，整体价格相对平稳，考虑上组件的期货属性，#对组件环节的盈利依旧乐观。
2、First Solar (FSLR.US) 双利好引发市场关注，天量资金引爆股价走势。美国财政部发布IRA政策下，光伏企业本土生产将获财政补助具体细则。IRA政策包含30%新能源设施税收抵免与10%本土制造发电设备额外奖励。为获得10%本土制造奖励，发电项目总成本中需有40%及以上部分生产于美国本土。目前对于光伏与陆风项目，40%来源本土制造的细则条款仍等待具体政策指引，但政策指引立场坚决给予市场巨大信心。目前已经明确可获得全额奖励细则包括项目最大输出功率小于1MW，对于项目实施所用钢铁产品制造过程必须在美国本土进行且零部件有最低40%比例在美国开采、生产、制造。
市场后续期待光伏产业获得同等细则。光伏行业目前主产业链环节中国产能集中度在70-80%，晶硅路线光伏项目将不可避免地大量使用海外制造原料与零部件，而First Solar薄膜碲化镉组件因其制造特质缘故可以在任意本土比例要求下达标并且高度适配与小规模分布式光伏项目。上月底First Solar公布Q1业绩，尽管在手订单数仍在增加，但产能放量与毛利水平不及预期引发广泛市场担忧导致资金出逃现象。先期美国国会共和党曾有提案要求废止新能源相关补贴政策，引发市场恐慌，然而美财政部行业指引再喂市场吃下定心丸。公司业绩展望稳健性获得官方背书，资金重拾信心买入，其他美国本土组件厂商也应声有所上涨。
公司宣布最高作价8000万美元收购欧洲头部钙钛矿薄膜厂商Evolar。已知目前First Solar最新S7组件效率约19.3%，较主流N型与头部厂商P型晶硅组件有明显差距。钙钛矿技术当前是全行业共同发力新技术方向，过去数年碲化镉薄膜路线效率提升相对较稳定，钙钛矿与碲化镉薄膜电池叠层将为后续组件在转换效率方面的进步带来更大的想象空间。
受惠于美国政府强烈的产业提振决心，展望First Solar后续将获得更加有确定性和偏向性的利好政策支持，并坚定看好公司未来五年高度确定性出色业绩表现，仍将关注公司产能爬坡情况以期其能完成全年业绩指引，后续我们仍将持续关注公司新产能落地达产与本土保护政策细则情况。
3、上海SNEC上展出了隆基氢能的创新解决方案——“4对1”制氢系统。即4台电解槽对应1台气液分离框架的4000标方模块化设计方案，可节约占地达20%。同时，在氢氧侧增加一组调节阀，提高了分离框架对负荷的调节能力，调节能力达到2%/s，更能够适应风光新能源不稳定的电源特性，为客户提供产品可靠性保障。新近发布的吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，即采用了3套“4对1”制氢系统用于合成氨、3套“1对1”制氢系统用于直流微网，实现了高电流密度与高产氢的完美结合。
2022年，隆基面向全球客户提供可靠、高效的产品与服务，聚焦客户价值创造，坚持创新驱动发展，研发投入71.41亿元，7次打破光伏电池转换效率世界纪录，实现了26.81%的世界晶硅光伏电池转换效率，打破了尘封5年的硅太阳能电池效率新纪录，发布Hi-MO 6系列组件产品，同时在绿氢设备和应用研发取得长足进展，与建筑服务商森特建立“双品牌”合作，为客户提供更具情景化的绿色能源解决方案。
在应对气候变化方面，隆基作为唯一一家同时加入了RE100、EV100、EP100以及“科学碳目标（SBTi）”国际倡议的中国企业，针对运营范围内的碳排放，2022年隆基使用了47.18%的可再生电力，绿电占比相比2021年提高了约7%。
绿电占比的提高避免了242.93万吨二氧化碳当量的温室气体排放，相当于当年植树13496万棵。通过加强能源管理，提升利用效率，隆基2022年全年实现节电6.07亿千瓦时，节水959.3万吨。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、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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