概要及主要观点：
1、 光伏：1至5月国内硅料产量总计53万吨，同比增长90%。近期硅料价格跌幅扩大，企业签单模式转为几天一签，下游观望情绪明显。不少中小硅料企业进行了降价销售，抛售库存量，加速了硅料价格下跌。伴随硅料新增产能逐步落地，预计硅料价格将试探每吨7万元、8万元关口，硅料价格跌幅扩大原因：第一，硅片价格持续下行，多数企业转变签单模式减少安全库存，使得硅料需求大幅减少；主要原因在于供给而非需求。硅料5-6月50万吨左右新增产能陆续释放，叠加存量企业去库需求，造成硅料企业降价频率提升。实际上6月排产预计依然维持小增趋势。预计很快就可看到7万元/吨左右的底部硅料价格。
2、 第二，硅料产能扩张集中在三季度，相关企业将陆续投产，产能爬坡周期内多数企业面临亏损风险，部分企业或将选择延迟投产；第三，上下游博弈加剧，使得近期出货情况不乐观，企业库存累加使得降价甩库存的情况时有发生。因此，在悲观预期下，企业抛售库存加速硅料价格下行。
3、 二、三线硅料企业将面临较大压力，而硅料龙头企业的竞争优势将扩大；一线硅料厂商的价格可以控制在60元/kg以下，然而当前的硅料售价已经触及二三线厂商的成本线。对于头部硅料企业来说，据其公告：通威生产成本基本控制在30-40元/kg，现金成本控制在20-30元/kg；大全能源成本为53.45元/kg；协鑫徐州基地颗粒硅制造成本43.73元/kg。当前报价下仍能保持可观盈利。而对于部分二三线厂商来说，越来越低的硅料价格已经让他们不堪重负。
4、 看不清明年需求的增速、供应可能过剩，且长期可能降速，是前期跌的主要原因；判断目前市场还在寻找明年的预期，随着上海SNEC展和慕尼黑InterSolar大会的召开，产业内逐渐形成2024年30%量增的预期，但目前资本市场是不信的，从看不清到逐渐看清明年需求之后，预期的翻转会带来超跌反弹的机会。如果真的30%的增速，那么——硅片（石英砂）、电池片、一体化组件将不会太过剩（硅料除外），那么如【晶澳科技】等的一体化企业的利润明年将会有增长，那么24年的估值可能就不到10倍了。电池片方面，由于PERC电池盈利处于较高水平，因此电池环节整体维持满载稼动水平。当前电池环节厂家普遍维持5天以内的健康水平，在硅片降价过程中大尺寸电池盈利持续向好。N型电池方面，6月单月N型电池产出预估在9-10GW，然而新产线爬坡调适仍不顺利，实际产出集中大量释放节点预期延缓至Q4。组件方面，6月组件排产预计将来到44GW，7月环比仍将保持升势。6月组件厂家对N型电池需求量大约在9-10GW，与供给基本匹配，下半年N型需求起量较快，N型产品供给紧张的趋势有望凸显。对于利润分配，电池组件的盈利修复趋势明确，幅度主要观测点在于组件底部价格，当前预期在1.3-1.4元/W，实际上1.5-1.6元/W经济性已经非常突出，底部价格大概率超出预期，对应盈利亦更优；此外，美国市场、N型产品亦能带来超额盈利；24年龙头一体化单位盈利有望达到0.14-0.15元/W左右。
5、 二季度，EVA（乙烯-醋酸乙烯酯共聚物）市场行情呈现震荡下行的态势。近一周EVA价格约为13200元/吨，较4月初的16800元/吨下跌21%左右。EVA价格下降主要影响因素有两方面：一方面，EVA市场报盘跌跌不休，石化企业被动下调出厂价以促成交；另一方面，传统的EVA发泡行业需求淡季叠加古雷石化新增装置投产所带来的利空，业内观望气氛浓厚，光伏产业链各个环节价格持续下跌，而EVA光伏原料价格较EVA发泡料、电缆料存在一定价差，EVA下游胶膜厂存看空心态，采购积极性不高。不过，国内石化企业EVA装置阶段性停车检修已于近日开启，石化企业货源供应将大幅减少。包括天利高新、浙江石化、扬子石化、榆能化等企业EVA装置停车检修。其中，天利高新、浙江石化、扬子石化以停车小修为主，榆能化停车大修，装置停车检修损失量预计为38020吨。
6、 判断硅料价格逼近底部，后续有望带动产业链价格快速调整，进而推动光伏行业景气度上行，或将提升EVA需求量，进而带动EVA市场价格走势上扬。
7、 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。
8、 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。
9、 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。
10、 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15日）变化走势图下图所示。
硅料：库存压力持续，仍有较大下行空间
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15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15日）变化走势图如下图所示。
N型、差异化尺寸提升，价格承压
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15日）变化走势图如下所示。
组件补跌，终端观望，等待价格企稳
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5月18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。
1.1.6其他环节
海外天然气价格止跌，MDI价格涨势延续。本周均价跟踪的101个化工品种中，共有21个品种价格上涨，59个品种价格下跌，21个品种价格稳定。周均价涨幅居前的品种分别是尿素(华鲁恒升(小颗粒))、液氯（长三角）、煤焦油（山西）、黄磷（四川）、甲乙酮（华东）；而周均价跌幅居前的品种分别是氯化钾(青海盐湖60%)、硝酸(华东地区)、三氯乙烯（华东）、丙烯腈。
本周（6.05-6.11）国际油价窄幅震荡，WTI原油收于71.29美元/桶，收盘价周跌幅0.63%；布伦特原油收于75.96美元/桶，收盘价周跌幅0.22%。宏观方面，世界银行在当地时间6月6日发布最新的《全球经济展望》，预测今年全球实际GDP将增长2.1%，略高于1月份发布的1.7%的预测，但远低于2022年3.1%的增长率。中国国家统计局6月9日发布数据，2023年5月全国居民消费价格（CPI）同比上涨0.2%，全国工业生产者出厂价格（PPI）同比下降4.6%。供应端，欧佩克+第35届部长级会议在奥地利维也纳举行，会议确认将2023年已达成的减产协议延续至年底，并且同意将2024年1月1日至12月31日的原油日产量调整为4,046.3万桶，与当前的产量政策相比，2024年欧佩克+原油日产量下调约140万桶。除此之外，欧佩克+主产国沙特将单独在2023年7月份进行一次100万桶/日的额外减产。需求端，美国能源信息署（EIA）对全球石油和液体燃料总消费量的预测基本不变，预计2023年日均消费量1.0101亿桶，预计2024年日均消费量1.0271亿桶。库存方面，EIA数据显示，截至2023年6月2日当周，包括战略储备在内的美国原油库存总量8.12774亿桶，比前一周下降231.9万桶；其中，美国商业原油库存量4.59205亿桶，比前一周下降45.1万桶，美国石油战略储备3.53569亿桶，下降了186.7万桶。展望后市，全球经济增速放缓或抑制原油需求增长，但原油供应存在收窄可能，我们预计国际油价在中高位水平震荡。另一方面，本周NYMEX天然气期货收报2.26美元/mmbtu，收盘价周涨幅4.14%；荷兰TTF天然气期货收报8.52美元/mmbtu，收盘价周涨幅14.67%。EIA周报显示，截至6月2日当周，美国天然气库存量25500亿立方英尺，比前一周增加1040亿立方英尺，库存量比去年同期高5620亿立方英尺，增幅28.30%，随着欧美气温升高，天然气发电需求季节性增加，同时美国天然气库存增幅低于预期，带动欧美天然气价格低位反弹。展望后市，短期来看，季节性需求增长，带动海外天然气价格反弹，但整体库存充裕，价格仍处于低位，中期来看，欧洲能源供应结构依然脆弱，地缘政治博弈以及季节性需求波动都可能导致天然气价格剧烈宽幅震荡。
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。
全球光伏产业链分布
多晶硅
从产能产量角度来看，2020年后多晶硅产业迎来快速发展期。据有色金属协会硅业分会统计，2022年全球多晶硅产能为131.5万吨，同比增速为96%；2022年全球多晶硅产量为93.8万吨，同比增速为49%；2023年随着投产产能的释放，预计多晶硅产能产量将进一步快速增长，全球多晶硅产能有望达到368.3万吨，同比增速为180%；全球多晶硅产量有望达到262万吨，同比增速达179%。
从地区角度来看，2022年全球多晶硅产能中有116.3万吨集中在中国，占比高达88%；2022年全球多晶硅产量中有81.1万吨来自中国，占比达86%。未来随着中国地区产量的快速释放，海外产量缓慢增长，短期内中国多晶硅产能产量占比预计继续提升至90%以上。
硅片从产能产量角度来看，全球硅片产能产量持续增长，主要增幅来自中国。据有色金属协会硅业分会统计，2022年全球硅片产能为567.1GW，同比增速为34.5%；2022年全球硅片产量为336GW，同比增速为50%；2023年硅片产能依然保持高速增长，全球硅片产能有望达到848GW，同比增速为49.5%；全球硅片产量有望达到535GW，同比增速达59%。
从地区角度来看，2022年全球硅片产能中有557.1GW集中在中国，占比高达98%；2022年全球硅片产量中有329GW来自中国，占比同样高达98%。2023年预计硅片产能产量依然将快速释放，但随后增速将放缓，海外产能占比逐步小幅增长至3%—5%，中国产能产量依然占绝对优势。
电池片全球组件产能产量持续增长，主要增幅来自中国。据有色金属协会硅业分会统计，2022年全球电池片产能为567.2GW，同比增速为24.4%；2022年全球电池片产量为330GW，同比增速为50%。
从地区角度来看，2022年全球电池片产能中有517.2GW集中在中国，占比高达91%；2022年全球电池片产量中有290GW来自中国，占比较低但也达到88%。
组件从产能产量角度来看，全球组件产能产量同样维持高增速，主要增幅来自中国。据有色金属协会硅业分会统计，2022年全球组件产能为527.7GW，同比增速为13.4%；2022年全球多晶硅产量为310GW，同比增速为53%。
从地区角度来看，2022年全球组件产能中有477.7GW集中在中国，占比高达91%；2022年全球多晶硅产量中有260GW来自中国，占比达84%。
光伏从装机量角度来看，随着碳中和目标逐步达成共识，以及传统能源价格高企为光伏产业发展带来良机，全球各主要国家均支持光伏产业的发展，全球光伏装机快速增长。据有色金属协会硅业分会统计，2022年全球光伏装机量为250GW，同比增速高达56%。
从地区角度来看，随着海外光伏装机的快速增长，2022年中国光伏装机量为87.41GW，同比大幅增长59.3%。在光伏装机环节，中国占全球比例约为35%，大大小于上游多晶硅、硅片、电池片以及组件的占比，说明我国光伏产业链的产品以出口为主。
全球其余主要光伏装机较多的地区也均维持同比高速增长，根据欧洲光伏协会发布的数据，2022年欧盟27国新增光伏装机量41.4GW，同比增幅接近50%，其中德国以7.9GW的新增装机量居首位。根据印度光伏咨询机构JMK的调研数据，2022年印度安装了13.96GW的太阳能光伏系统，同比增长近40%。美国光伏市场由于对华贸易限制阻碍了光伏设备中关键的低成本零配件和材料进口，反而逆市出现了衰退，2022年美国太阳能新增装机量同比减少23%。
中国光伏产品进出口
从进出口量的角度来看，我国光伏产业链上游多晶硅以进口为主，下游硅片、电池片、组件以出口为主。
中国多晶硅近10年以进口为主，出口较少，但随着多晶硅产能的投放，多晶硅自供保供能力增强，2017年开始进口量逐年减少，出口量有小幅增长。数据显示，2022年我国进口多晶硅8.8万吨，同比大幅减少23%；出口多晶硅1.13万吨，同比增长8%。随着我国多晶硅产能的释放以及海外光伏产业链的发展，未来多晶硅进口量预计仍持续走低。从进口来源的角度来看，近年来我国主要从德国、马来西亚、美国等地进口多晶硅，2022年约54.6%的多晶硅进口自德国。
中国硅片以出口为主，因中国硅片产量占全球产量的98%，在硅片供应方面占有绝对优势。据中国光伏行业协会发布的数据，2022年我国硅片出口额约50.7亿美元，出口量约36.3GW，分别同比增长107.2%和60.8%。
中国电池片同样也是以出口为主，且增速超1倍。中国电池片产量占全球产量的88%，同样占有明显优势。据中国光伏行业协会发布的数据，2022年我国电池片出口额约38.1亿美元，出口量约23.8GW，分别同比增长177.6%和130.7%。
中国组件同样以出口为主，增速虽较电池片低，但同样维持50%的高增速。据中国光伏行业协会发布的数据，2022年我国组件出口额约423.6亿美元，出口量约153.6GW，分别同比增长72.1%和55.8%。欧洲是我国组件的主要出口地区，2022年从中国进口了86.6GW的光伏组件，占中国光伏组件出口量的56%，同比大幅增长112%，是中国组件出口在2022年增长最快、规模最大的地区。亚太地区次之，2022年我国出口至亚太地区的组件为28.5GW，同比增长27%，主要出口至印度、日本及澳大利亚。
随着光伏产业的快速发展，国际竞争加剧，叠加传统能源价格高企，上游原材料和产业链供应链的安全保障愈发受到各国重视。许多国家正积极谋划光伏产业生产制造本地化和供应链本地化。如美国《2022通胀削减法案》计划投入300亿美元用于生产税收抵免，以促进美国太阳能电池板及关键产品加工；欧盟计划在2030年前达成100GW完整光伏产业链的目标，每年至少10%的关键原材料供应、40%的关键原材料加工、15%的关键原材料回收来自欧盟本土；印度则公布“高效太阳能光伏组件国家计划”，这些计划均旨在提高光伏产业的原料保障和本地制造，减少对单一国家的可再生能源领域的进口依赖。
最近，美国重启组件反倾销策略，众议院筹款委员会批准了一项国会审查法（CRA），意在废除总统拜登在2022年1月宣布实施的为期两年的暂停征收新太阳能关税的规定，希望建立其国内光伏制造基地并减少对中国供应的依赖，加强本土企业的竞争力。该法案若颁布，将直接对进口的太阳能组件追溯至多晶硅环节，美国太阳能产业协会（SEIA）预计将有4GW太阳能项目将被取消，或将对我国出口市场造成影响。按照我国2022年组件出口量约153.6GW计算，4GW占比约2.6%，按照美国2022年美国光伏新增装机量约为24GW计算，4GW占比约16%，据此推算，实际上目前该法案颁布对美国光伏装机的影响要远超对我国光伏产品出口的影响。
当前，我国在光伏产业链中优势明显，不但全产业链实现了国产自主可控，在产业配套、基础设施建设甚至生产技术方面都有绝对优势。即便美国、欧洲、印度等国家为了保障供应链的稳定也在海外积极布局光伏产业，但其中发展得较快的东南亚和印度市场基础设施建设依然不够成熟，短期内中国依然将维持90%左右的高市场份额，有利于保障我国光伏产业的快速发展，也对全球光伏产业发展做出了巨大贡献。随着海外项目的推进，根据IEA的测算，远期中国的市场份额将有所下滑，但始终占比超60%，依然占全球的主导地位。
未雨绸缪，中国企业为了应对全球竞争也有所准备。从产品角度出发，许多光伏企业均提出降本增效，一方面加大高效产品研发，一方面降低成本提高企业的竞争优势，希望提高自身光伏产品在全球市场的竞争力。从产业布局出发，许多出口企业在布局海外产业链，以提升全球竞争力、降低市场风险。如晶澳科技在越南分别拥有硅片、电池和组件产能1.5GW、3.5GW和3.5GW，在马来西亚拥有电池产能1.5GW。隆基绿能在马来西亚、越南共有硅片、电池片、组件产能14.35GW，计划将在马来西亚、越南的硅片、电池片、组件产能提升至17.85GW，在马来西亚的硅片产能扩至4.1GW。针对溯源政策，一部分企业直接从原材料角度进行保障和切分，使用海外多晶硅进行出口产品的生产，保证产品符合买方要求；一部分企业在生产工厂的角度进行隔离，以保障供应链和生产的产品满足溯源条件。
综上所述，中国在全球光伏产业链中优势明显，2022年多晶硅产量占全球比例达86%，硅片占比高达98%，电池片占比高达91%，组件占比达84%，不但有利于保障我国光伏产业的快速发展，也为全球光伏产业的发展提供了重要的原材料供应。即便全球竞争愈发激烈，一方面短期内中国的市场优势依然难以超越，另一方面中国企业也积极通过提升产品竞争力、布局海外产业链、完善自身供应链和生产管理等方面妥善布局。
隆基绿能公告称，与西安经济技术开发区管理委员会签订《年产20GW单晶硅棒、24GW单晶电池及配套项目投资合作协议》。项目总体规划分为三期，其中一期为年产20GW单晶硅棒项目、12GW单晶电池项目，二期为年产12GW单晶电池项目，三期为预留扩产和配套产业链项目；同时配套建设隆基全球创新中心项目。
项目预计投资额约125亿元。一期项目预计投资金额75亿元（含流动资金），二期项目预计投资金额35亿元（含流动资金），三期项目投资金额需另行预估，配套隆基全球创新中心项目预计投资约15亿元。
引人注目的是，通威股份也公布了一份105亿元的扩产计划。公司拟在成都市双流区建设年产25GW太阳能电池暨20GW光伏组件项目。根据通威股份规划，2023年底公司高纯晶硅产能将超过38万吨，太阳能电池产能达到80GW-100GW，组件产能达到80GW。
6月6日，晶澳科技也公布了一体化产能扩建项目，拟斥资60.2亿元投资项目为鄂尔多斯高新区年产30GW拉晶、10GW硅片、10GW组件项目。
5月25日，晶科能源公告称，拟在山西转型综合改革示范区规划建设年产56GW垂直一体化大基地项目（以下简称“项目”），项目总投资约560亿元（含流动资金）。公告显示该扩产计划共分四期，建设周期约二年，每期建设规模为拉棒、切片、电池片、组件各14GW一体化项目，一期项目预计2024年第一季度投产，二期项目预计2024年第二季度投产，三期、四期项目预计2025年建成投产。但这份扩产计划收到了上海证券交易所问询函，要求企业说明扩产所需资金的具体投入与筹资计划，以及相关资金投入是否会导致公司现金流紧张、新建产能的必要性与合理性以及是否存在产能过剩风险。
4月18日，光伏老玩家天合光能公告称，拟在淮安经济技术开发区投资建设年产10GW新一代高效电池项目及相关配套辅助设施，项目总投资约50亿元。而在2月份，天合光能还宣布，拟向不特定对象发行可转换公司债券，募集资金总额不超过88.65亿元，用于年产35GW直拉单晶项目建设及补流还贷。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年6月15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 光伏电池技术研究分析
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。
N型电池工艺提效思路及方向
TOPCon：主要缺口来自前表面
对于 TOPCon 电池来说，基于 24.8%的电池转换效率，主要影响效率的因素由 大到小：1. 正面复合损失，2. 光学损失，3. 正面传输损失，4. 体复合损失，5. 背面传 输损失，6. 背面复合损失。由此可见，TOPCon 电池目前的主要效率缺口来自前表面。原因在于：
1）TOPCon 电池背表面由 SiO2、poly 硅层组成钝化接触结构，而前表面仅由 Al2O3层钝化，使用烧穿型浆料，仍存在金属-硅基体直接接触；
2）由于硼扩掺杂浓度低，为了实现更好的接触，正面细栅从银浆转变为银铝浆。为达到同样的导电效果，栅线宽度大于银浆。
为了解决 TOPCon 电池正表面的效率损失，终极方案是在正面也做成 SiO2+poly 硅的钝化接触结构。但P型TOPCon层的钝化能力本身就弱于N型TOPCon层， 且前表面多晶硅会造成强烈的光学吸收。因此，目前多考虑局部 poly 层，即在正表面电极下方做一小部分 SiO2+poly 硅， 但应用层面难度较大。
根据拉普拉斯对 TOPCon 电池效率提升的路线图，正面 poly 结构（local/full） 适用于 26.5%的效率平台。而在当前 25%的效率基础上，可以通过无损 SE 技术、薄 poly 等优化工艺将 TOPCon 电池效率提升至 26%。基于硼扩的技术难度，在硼扩的基础上做出 SE 相较磷扩 SE 难度更大，目前主 要发展出一次硼扩和二次硼扩两种技术路线。
HJT：完美钝化，主要缺口来自光学损失
与 TOPCon 电池相比，HJT 电池在正表面、背面均实现了钝化接触，因此获得 了较高的开路电压（接近 750mV），明显高于 TOPCon 电池和 PERC 电池。但正表面的非晶硅层作为一种半导体，存在较为严重的寄生吸收，造成 HJT 电 池在短路电流方面并不占优势。解决该问题的思路之一在于使用微晶硅代替非晶硅，原因在于微晶的吸光系数更 小，且具有更高的电导率，在缓解正表面寄生吸收的同时，降低了对 ITO 导电 性的依赖。
从工艺上来讲，微晶的形成需要改变通入硅烷与氢气的稀释率，即更高比例的氢 气，从而提高硅薄膜的晶化率。但稀释率的提高通常伴随着沉积速率的下降，引入 VHF 电源以代替传统的 RF 电源，有助于提高微晶薄膜沉积速率。
根据迈为股份数据，采用 VHF 电源，镀 膜速率较 RF 电源提升 2 倍，氢气用量较 RF 电源降低 70%左右，效率较 RF 电 源提升 0.3%以上。原因在于，频率增加后，等离子体电子浓度增加，可以产生更多的自由基元，从 而提高微晶薄膜沉积速率。同时等离子体能量降低，有助于降低表面损伤。
光伏发电利用太阳能光照，利用太阳能电池将光能转换成电能。光伏发电包括三个主要子系统：光伏阵列、直流-交流转换器（逆变器）和电池储能系统。
具体来说，光伏模块是光伏阵列的核心部分，由多个太阳能电池板组成。当太阳能照射到光伏电池板上时，光子能够激发出电子，形成电流。这些电池板通过阳极和阴极之间的导线连接，并串联或并联组装成一个光伏阵列，电流通过电缆输送到逆变器进行转换。逆变器将光伏阵列产生的直流电转换为交流电，以供家庭、企业或公用电网使用。在某些情况下，光伏阵列产生的电气能量需要在行业堆积存储。因此，光伏阵列通常与储能系统相结合，以便在夜间或天气不好的情况下继续为电网提供电力。
光伏发电所需的主要设备包括：
（1）光伏电池板：将太阳光效率转换成电能。
（2）逆变器：将直流电转换为交流电，以适配室内用电要求。
（3）电池储能系统：可根据实际需要来选择，以实现光伏发电的能量存储。
（4）支架和架构：用来安装光伏电池板的支撑架和支撑结构。
（5）电缆和接线盒：将光伏电池板、逆变器和电池储能系统进行连接和传输。
为了计算光伏发电量，需要考虑光伏阵列的装机容量、太阳光照时间、温度等因素。光伏发电量的计算公式为：光伏发电量 = 光伏阵列的装机容量 x 太阳辐射总量 x 光伏组件发电效率。其中，太阳辐射总量可根据具体地理位置和气象数据来预估，光伏组件发电效率取决于光伏电池板的设计和质量。
光伏发电量是由光伏电站产生的电能总量，通常用千瓦时（kWh）来计量。
计算光伏发电量的基本公式为：光伏发电量 = 光伏电池板的装机容量 × 太阳辐射总量 × 光伏组件发电效率
其中：光伏电池板的装机容量：光伏电站装置光伏板面积大小，一般以瓦特（W）为单位，例如一个10千瓦的光伏电站即10,000瓦。
太阳辐射总量：太阳辐射总量是光伏电站接收到的太阳辐射总能量，通常以每平方米千瓦时（kWh/m2)为单位。此值受地理位置、气象条件和时间等多方面因素影响。
光伏组件发电效率：光伏组件发电效率是光伏板将太阳能转化为电能的效率，是光伏电站的重要性能参数。此值也受光伏电池板的材质和设计影响，一般在14%到24%之间。
实际发电量会受到实际运行中的因素影响，如天气、温度、损失、组件老化等。
2022年分布式光伏成本3.74 元/W、预计2023年3.42 元/W，
我国光伏系统初始全投资及运维成本
（1）地面光伏系统初始全投资（CAPEX）
我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。其中，一次设备包含箱变、主变、开关柜、升压站（50MW,110kV）等设备，二次设备包括监控、通信等设备。土地费用包括全生命周期土地租金以及植被恢复费或相关补偿费用；电网接入成本仅含送出50MW，110kV，10km 的对侧改造；管理费用包括前期管理、勘察、设计以及招投标等费用。建安费用主要为人工费用、土石方工程费用及常规钢筋水泥费用等，未来下降空间不大。组件、逆变器等关键设备成本随着技术进步和规模化效益，仍有一定下降空间。接网、土地、项目前期开发费用等属于非技术成本，不同区域及项目之间差别较大。
2022 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.13 元/W 左右， 其中组件约占投资成本的47.09%，占比较2021 年上升1.09 个百分点。非技术成本约占13.56%（不包含融资成本），较2021 年下降了0.54 个百分点。 预计2023 年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件效率稳步提升，整体系统造价将显著降低，光伏系统初始全投资成本可下降至3.79 元/W。
（2）工商业分布式光伏系统初始全投资
我国工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固以及一次设备、二次设备等部分构成。其中一次设备包括箱变、开关箱以及预制舱。 2022 年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.74 元/W，2023 年预计下降至3.42 元/W。
（3）电站运维成本
电站运维是太阳能光伏发电系统运行维护的简称，是以系统安全为基础，通过预防性维护、周期性维护以及定期的设备性能测试等手段，科学合理的对电站进行管理，以保障整个电站光伏发电系统的安全、稳定、高效运行，从而保证投资者的收益回报，也是电站交易、再融资的基础。
2022 年，分布式光伏系统运维成本为0.048 元/(W·年)，集中式地面电站为0.041 元/(W·年)，较2021 年小幅下降。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将略有下降。
5、不同等效利用小时数LCOE 估算
通常用LCOE（Levelized Cost of Electricity,平准发电成本）来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比。在全投资模型下，LCOE 与初始投资、运维费用、发电小时数有关。2022 年，全投资模型下地面光伏电站在1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的LCOE 分别为0.18、0.22、0.28、0.34 元/kWh。
2022 年，全投资模型下分布式光伏发电系统在1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的LCOE 分别为0.18、0.21、0.27、0.32 元/kWh。目前国内分布式光伏主要分布在山东、河北、河南、浙江等省份，在全国大部分地区也都具有经济性。
6、不同系统电压等级市场占比
2022 年国内直流电压等级为1500V 的市场占比约47.4%，直流电压等级为1000V 市场占比52.6%。2022 年，户用分布式装机25.25GW，户用全部采用直流电压1000V 等级系统，工商业分布式装机5.1GW，工商业分布式有90%采用直流电压1000V 等级系统。
跟踪系统市场占比
跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统等（不含固定可调），其中单轴跟踪系统又分为平单轴和斜单轴，当前跟踪系统市场主要以单轴跟踪系统为主。虽然跟踪系统具有发电量增益的优势，但因其成本相对较高，2022 年跟踪系统市场占比为12%，相较2021 年下降2.6 个百分点。未来随着其成本的下降以及可靠性的解决，市场占比将稳步提升。
2.2 风电板块
2.2.1风电整机企业
明阳智能因分红过程股份不允许发生变动且回购股份涉及差异化分红，为不影响分红，公司计划完成权益分派后择机进行股份回购
如今的明阳集团，全球累计装机超46GW，投运遍布全球近800个风力发电场项目，产生的环境效益相当于每年减少二氧化碳排放1.15亿吨，等于每年再造森林75万公顷。《2022中国企业500强榜单》排名显示，明阳集团位列中国企业500强第385位。在由中国能源报和中国能源经济研究院发布的《2022全球新能源企业500强榜单》中，明阳集团排名第15位。
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。
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。
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。
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。
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。
近期，国家能源局披露截至今年4月底中国风电装机3.8亿千瓦，光伏发电装机4.4亿千瓦，风电光伏发电总装机突破8亿千瓦，达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，其中风电占14.3%，光伏发电占16.6%。数据显示，今年1—4月，全国风电光伏新增装机6251万千瓦，占全国新增装机的74%，同比增长11.5个百分点。其中，风电新增1420万千瓦，占全国新增装机的16.8%。
据公开资料统计，2022年中国风电整机商共中标86.9GW，同比增长60.63%，创历史新高，其中陆风71.2GW，海风15.7GW。考虑到风电中标完成后的建设周期通常在一年左右，预计2023年风电新增装机量有望迎来大幅增长。
2022至2025年，中国风电新增并网装机将达到245GW，其中海上风电新增并网预计达44GW，至2025年底，中国风电市场的累计并网容量将达到573GW。未来我国风电新增并网容量的可持续性增长性较为清晰，明阳智能等风机龙头企业有望进入增长的长周期。
2.3 氢能板块
绿氢到底什么时候可以和化石能源抗衡，是能源产业普遍关心的话题，有报告预测，预计2030年前后电解水制氢设备成本将实现减半，2050年后电解槽制氢成本降至10元/千克以内，成为最具经济性的制氢技术路径。
而对于管道储运绿氢成本，预计管道运输氢能在2060年降至0.56元/千克·百公里，槽罐车运输经济性方面，规模效应下氢气液化的电耗水平将在未来20年较快下降，2060年可降低到8度电/千克左右。
在加氢成本方面，预计2040年后加氢LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年进一步降至10元/千克以内。
若制氢工厂距炼化工厂500km，制氢电价低于200元/MW·h，以管道运输，则绿氢炼化产业链总成本约为22元/千克，预计经济性“拐点”在2030年之前到来；若以槽罐车运输，则绿氢炼化产业链总成本接近28元/千克，预计经济性“拐点”在2035年之后到来。
氢能是一种来源丰富、清洁低碳、应用广泛的优质资源，已然成为我国加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。《氢能产业发展中长期规划（2021–2035年）》将氢能作为“未来国家能源体系的重要组成部分”，强调“重点发展可再生能源制氢”（即绿氢1）。在此背景下，氢能定位被提至前所未有的高度，氢能产业正迎来快速发展的战略机遇期。因此，有必要从能源系统的高度着眼，从能源品种的角度出发，系统深入地剖析与展望氢能产业的经济性情况。
经济性评价工作通常以内部收益率（简称IRR）作为核心指标。然而此法不太适用于绿氢产业经济性评价与展望，原因之一是测算IRR需以知晓产品价格为前提，但绿氢作为一种战略性新兴产业，市场规模小，交易机制不健全，难以获取和预测其价格；二是IRR旨在衡量项目的获利能力，但近中期绿氢主要用作中间产品，企业更关心成本及其对最终产品利润的影响；三是IRR是一个相对值，需对照特定时期社会折现率、行业基准收益率等进行解读，并不与绿氢产业自身技术进步、市场成熟等线性相关，在中长期预测中解释性不足。因此，有必要升级完善经济性评价方法，以便准确测量绿氢制取成本，理顺产业链的效益传导机制。
氢气平准化成本（简称LCOH）是一种国际通用的绿氢产业经济性评价指标。起源可追溯到平准化度电成本（levelizedcostofelectricity，简称LCOE），后者最早由美国国家可再生能源实验室提出，用作对比和评估不同技术的发电成本，等于项目生命周期内的成本现值与发电量现值的比值。
此法有两处首创价值，一是将技术路径作为新兴产业经济性研究的抓手，二是不需要输入价格等现金流入参数即可测量经济性。近年来，国际能源署、国际氢能委员会等权威机构，康明斯、西门子等国际设备供应商，都使用LCOH作为绿氢经济性评价指标。LCOH代表在某种技术路径下，项目全生命周期内每制取一个单位的氢气需要花费的平准化货币成本。LCOH数值越低，说明该技术路径的制氢成本越低，即市场竞争力越高、经济性越好。LCOH的计算见式（1）。
考察范围：聚焦“LCOH评价单元清单”
首先，划分“LCOH评价单元”作为经济性评价的抓手。绿氢产业链经济性研究的范围庞大开放、时间跨度漫长，为从不确定性中尽力把握确定性，将研究对象从整个绿氢产业链切分到横向各个环节、纵向各种技术路径，命名为“LCOH评价单元”。先在每个单元里核算和预测LCOH，之后根据产业发展和业务实际，把相关单元的LCOH排列组合，便可梳理产业链的成本效益传导机制，测得整体平准化成本。
其次，设定“LCOH评价单元清单”以明确和聚焦对象范围。该文依据绿氢领域技术成熟度和产业发展程度，筛选碱性电解水（ALK）制氢、质子交换膜电解水（PEM）制氢、长管拖车高压气态储运、500kg/d加氢、ALK站内制氢加氢等9个单元作为研究重点，并以灰氢、蓝氢为对照，形成包括13个LCOH评价单元在内的研究清单，详见表1。
最后，相应地创新完善LCOH计算方法。将LCOH指标拓展用于氢气储运和加注环节，测算储运设备在生命周期内将单位氢气运输单位距离的平准化成本（元/千克·公里），以及加氢站在生命周期内加注单位氢气的平准化成本（元/千克）。
为提升经济性评价工作的系统性全面性，将外部性因素纳入核算体系。主要考虑以下两类：一是生态环境外部性，主要是指绿氢的碳减排价值，结合我国碳市场制度现状与发展趋势，将绿氢的碳减排价值对照为灰氢的碳排放成本，计入灰氢的LCOH；二是扶持利好政策，主要体现在加氢环节，包括加氢站建设奖励和运营补贴，相当于为加氢业务增加一项现金流入，从而降低加氢环节LCOH。
绿氢产业链各环节经济性现状分析
制氢环节
现阶段不同制氢技术平准化成本对比详见图1。绿氢领域，ALK制氢和PEM制氢是现阶段两大主流技术。ALK制氢的技术成熟度更高，国产设备成本约为2500元/kW，电解槽转化效率在65%左右，在可再生电价400元/MW·h的基准情景下，ALK制氢LCOH为26.02元/千克。PEM将传统ALK电解槽中的隔膜和电解质替换为全氟磺酸型质子交换膜，技术成熟度略低，尽管能量转化效率接近70%，但国产设备成本在8000元/kW以上，PEM制氢LCOH高达38.04元/千克。
剖析绿氢成本结构可知，电费占比最高，资本支出次之，其他运营支出占比最低。以PEM制氢为例，电费占比58%，因此PEM制氢LCOH对电解槽转化效率、电价、装置运行时长等因素的变动很敏感，电解槽转化效率每提高1%，PEM制氢LCOH将下降0.91%；此外，由于电解槽价格昂贵，资本支出占比32%，PEM制氢LCOH也随设备价格显著变化，设备降价1%，PEM制氢LCOH将下降0.37%。详见图2。
灰氢领域，煤制氢和天然气制氢是两大典型技术。煤制氢在我国应用较广，天然气制氢是国外主流；后者碳排放强度更低。在煤价550元/吨、气价3元/方、碳价60元/吨的基准情景下，煤制氢LCOH为15.29元/千克，天然气制氢LCOH为19.05元/千克，见图1。
剖析灰氢成本结构可知，原料成本占比最高，碳排放成本占比偏低。天然气成本占制氢成本75%以上，气价下降1%，天然气制氢LCOH将下降0.78%；气价升至5元/方，天然气制氢LCOH将增至27.88元/千克，高于绿氢成本。煤制氢碳排放强度更高，碳排放成本对LCOH的作用效果更强。碳价提高1%，煤制氢LCOH将增长0.16%；碳价增至500元/吨，煤制氢LCOH将增至26.40元/千克，与绿氢接近。
蓝氢领域，在煤制氢和天然气制氢的基础上实施二氧化碳燃烧前捕集技术，是最现实可行的制取技术。现阶段CCS技术成熟度较低，且未获得政策补贴，灰氢配套CCS的成本在340元/吨CO2左右，远高于碳排放成本，蓝氢LCOH远高于灰氢。在基准情景下，煤制氢＋CCS的LCOH为22.01元/千克，天然气制氢＋CCS的LCOH为22.00元/千克，其中CCS成本占比18%～43%。
3.2储运环节
在短距离场景下，利用长管拖车运输高压氢气是现阶段最常见的技术路径，尤其适合小规模灵活运输。基准情景下，长管拖车LCOH为5.97元/千克·百公里，加上氢气加压环节成本1.3元/千克，在150km的经济范围内，利用长管拖车运输氢气的总成本不高于10.5元/千克；之后与运距呈正比例增长，运距为500km时，运气成本为30元/千克，见图3。
造成长管拖车运输成本畸高的首要因素是运输效率低下，即气瓶工作压力低、单车有效氢气容量少。我国商业化长管拖车气瓶的最大工作压力为20MPa，单车有效氢气容量在300千克左右，仅占总运输重量的1%；如果将气瓶工作压力升至30MPa，长管拖车LCOH将降至3.93元/千克·百公里，长管拖车储运氢气的经济范围可扩展到250km。
在长距离场景下，利用管道运输气态氢气、利用槽罐车运输深冷液态氢气，是现阶段最成熟的技术路径。其中，管道运输是最具经济性的大规模氢气运输方式，但受限于技术水平和市场需求，我国氢气长输管道建设相对滞后。在建设成本500万元/km、设计压力4MPa、输氢能力10万吨/年的基准情景下，氢气管道运输LCOH为1.21元/千克·百公里，见图3。
槽罐车运输深冷液态氢气的规模略小，灵活性更强。基准情景下，槽罐车LCOH为0.39元/千克·百公里，加上氢气液化环节成本9.75元/千克，在1000km的经济范围内，槽罐车运输氢气的总成本不高于14元/千克，见图3。
加氢环节。站外供氢是目前我国主流的加氢站运营模式。氢气通过长管拖车运输至加氢站，按压力梯次储存在储氢罐、储氢瓶组等装置中，再由加氢机加注到汽车上。现阶段，我国以35MPa的气态加氢站为主，加注能力以500kg/d和1000kg/d居多。
加氢LCOH（不含氢气采购）由3部分构成，一是包括设备采购、安装、设计等在内的建设投资，目前500kg/d和1000kg/d加氢站的单站建设投资总额分别在900万元和1500万元左右；二是包括电费、维修、人工等成本在内的运营支出；三是包括建站奖励、经营补贴等在内的外部政策利好，综合国内现行政策，奖励金按建设投资总额的30%发放，经营补贴根据实际氢气加注量按第1年15元/千克、第2年12元/千克、第3年9元/千克、第4年6元/千克、第5年3元/千克退坡发放。
若满负荷运转，则500kg/d加氢站LCOH为5.21元/千克，1000kg/d加氢站LCOH为4.74元/千克；当前我国氢燃料电池汽车保有量仅万余辆，市场加氢需求整体偏低，许多加氢站的实际利用率不足20%，500kg/d加氢站LCOH高达29.30元/千克，1000kg/d加氢站LCOH高达24.84元/千克，见图4。
站内制氢是我国正在兴起的加氢站运营模式。即在加氢站内完成氢气制取、存储、加注的全部工艺流程，免去了采购和运输环节，提高了生产经营效率，随着有关政策放宽，此模式将得到更广泛应用。
站内制氢LCOH同样包含建设投资、运营支出、外部政策利好等3个部分。在设备满负荷运转、商业电价800元/MW·h的情景下，1000kg/d＋ALK站内制氢LCOH为47.07元/千克，1000kg/d＋PEM站内制氢LCOH为51.28元/千克。若实际利用率不足20%，则1000kg/d＋ALK站内制氢LCOH升至71.06元/千克，1000kg/d＋PEM站内制氢LCOH升至96.92元/千克；若使用400元/MW·h的绿电，则1000kg/d＋ALK站内制氢LCOH降至25.61元/千克，1000kg/d＋PEM站内制氢LCOH降至31.09元/千克。
绿氢产业链各环节经济性前景预测。制氢环节。绿氢领域，驱动成本下降的因素可分为技术进步、规模效应和原材料降本三大类，具体表现为以下五个方面。
其一，电解槽转化效率提升，随着关键材料性能提升和工艺结构优化，预计2030年转化效率将突破70%，2060年ALK制氢转化效率增至80%、PEM制氢转化效率逼近85%。
其二，制氢设备成本下降，关键材料和技术国产化突破，以及电解槽批量化、标准化、智能化制造，将促进设备成本降低；预计2030年前后电解水制氢设备成本将实现减半，2060年ALK制氢设备成本降至约700元/kW、PEM制氢设备成本降至约1500元/kW。
其三，项目平均规模在市场需求托举和单槽产能提升的共同作用下加速扩大。
其四，电解水制氢装置运行时间随市场需求增长、绿电供应增强和储能经济性提高而延长。
其五，可再生发电仍有客观的技术升级和装机扩大空间，相应电价将持续降低。预计我国可再生电价将在2030年降至300元/MW·h以内，到2060年再降低40%左右。
由此预测，绿氢制取环节正处在10年左右的“快速降本期”。ALK制氢LCOH2030年降至18.60元/千克，2060年降至10.64元/千克；PEM制氢LCOH2040年降至13.94元/千克、竞争力超越ALK制氢，并于2050年后降至10元/千克以内，成为最具经济性的制氢技术路径，详见图5。
灰氢领域，碳价将成为影响灰氢LCOH的关键因素；而碳价走势与“双碳”政策环境、交易主体多元度、交易频度等因素有关。该文认为，2030年前为保障经济增长和合理用能需求，我国碳价大概率不超过100元/吨；碳中和阶段化石能源被加速替代，碳价将快速升高。预计在不考虑煤价和气价变动的情况下，2030年煤制氢LCOH和天然气制氢LCOH分别小幅升至16.67元/千克和19.52元/千克，2060年分别进一步升至20.43元/千克和20.83元/千克，见图5。
蓝氢领域，CCS成本是影响蓝氢LCOH的关键因素。随着二氧化碳捕集效率的提升，预计未来20年，我国CCS成本将较快下降，2040年降至250元/吨CO2以内；在碳中和阶段后半程，CCS成本还将在规模效应下持续下降，预计到2060年降为200元/吨左右。由此预测，蓝氢LCOH在碳中和目标下呈下降趋势、但降幅有限，预计2030年降至20元/千克左右，2060年降至17元/千克左右，见图5。若无政策扶持或二氧化碳利用盈利，蓝氢将始终不具备成本竞争力。
储运环节。短距离场景下，长管拖车运输经济性提升主要受运输效率影响。储氢瓶工作压力的提高不完全是技术问题，近中期主要将其看作政策因素，远期与市场需求和商业模式有关。由此展望，长管拖车LCOH降幅明显，经济范围不断拓展，预计200km储运成本2030年降至10元/千克左右，2060年降至4元/千克左右。长距离场景下，因氢气特性对管材、阀门、工艺、工程等要求严苛，尽管氢气运输规模随市场需求培育持续增长，管道运输经济性下降空间有限。
综合测算，管道LCOH2030年降至0.86元/千克·百公里，2060年降至0.56元/千克·百公里。槽罐车运输经济性方面，规模效应下氢气液化的电耗水平将在未来20年较快下降，2030年降至12度电/千克以内，2040年降至10度电/千克左右；2060年为8度电/千克左右，带动1000km深冷液态氢气储运总成本降至9元/千克以内。
加氢环节。加氢经济性的提升将主要由设备成本下降和设备利用率提高驱动。预计加氢站设备成本将随着技术国产化和制造规模化大幅下降，2040年后有望实现减半。预计设备利用率将随着氢能交通产业规模扩大而提升。
用全国氢气年度交通总需求量除以同年全国加氢站总加注能力，氢气总需求量为燃料电池汽车保有量、百公里氢耗、年均行驶里程等变量的乘积，总加氢能力又等于在营加氢站数量和设计能力的乘积，由此测得我国加氢站平均设备利用率在2025年增至21%、2030年为27%、2040年为38%、2050年为56%、2060年为80%。
由此预测，2030年500kg/d加氢站LCOH小幅降至27元/千克、1000kg/d加氢站LCOH小幅降至22.72元/千克，原因是在技术进步、市场培育推动加氢环节成本下降的同时，补贴政策停止使得成本反弹；预计2040年后加氢LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年进一步降至10元/千克以内。
对于站内制氢加氢一体化模式，经济性将在制氢技术进步和氢能交通市场壮大双轮驱动下迅速提升。2030年，1000kg/d＋ALK站内制氢LCOH降至62.05元/千克、1000kg/d＋PEM站内制氢LCOH降至71.47元/千克；预计2050年前，两种技术路径实现平价竞争，LCOH在45元/千克左右；2060年站内制氢LCOH将降至40元/千克以内，见图6。
三、新能源行业重大事件
1、光伏厂商持续布局光储一体化。预计今年全世界光伏新增装机将在350吉瓦左右，明年累计装机量很可能将超过水电，2026年将超过天然气，2027年将超过煤炭成为第一大能源。
在全球能源转型的大趋势下，我国光伏装机总量也将在今年正式超越水电，成为全国第二大电源。
当前光伏无疑成为引爆全球的新能源热点，由光伏产业带动的一系列新业态、新产业也在逐步形成，其中储能作为灵活调节电源，重要性不言而喻。朱共山就将储能比作能量的“搬运工”，新能源的“稳定器”。
特别在当前国内很多省市，配置储能已经成为光伏电站并网的前提条件。
“光伏和储能的客户是同一批人，面对配储政策，我们的客户甚至主动询问能否提供储能产品。市场需求旺盛，没有理由不做储能业务。”一位做光伏组件的公司负责人向36碳表示。
很多公司都在SNEC上展出最新的光储解决方案，以及链条更长的光储充解决方案。
此次展会上，天合光能不仅发布了N型、P型电池最新产品，还发布了搭载高温锂电的无空调储能系统技术，成为此次SNEC展会的一大亮点。
据悉，该方案能够实现电池在45度的时候依旧保证高安全性、高循环效率与高转化效率，同时还推出一体化的光储解决方案，包括储能、支架、组件，促进光伏电站降本提质增效。
2、央视报道，国家重点工程“闽电送粤”单日向粤送电达百万千瓦。中闽能源在福建省内的项目仅参与省内中长期电力市场交易。莆田平海湾海上风电场三期项目核准时的上网电价为0.85元/千瓦时。深圳电网用电负荷创年内新高 电力企业或迎来盈利改善。5月30日，深圳电网用电负荷创今年新高，达到2040.2万千瓦，同比增长16.8%，为历史上首次在5月份超过2000万千瓦，较去年突破2000万千瓦大关的时间（7月15日）提前了45天。近期广东省天气持续炎热，有大范围的35°C至37°C高温，部分市县打破近十年极端高温纪录。国内经历多轮电力供需矛盾之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重塑。顶峰容量不足，煤电价值凸显；电力市场化改革持续推进下，容量补偿电价等系统调节机制有望出台。当下煤炭库存量充足，煤炭价格全线加速下行伴随着有关部门加大煤炭保供力度，电煤长协实际履约率有望边际改善，煤电运营商成本端可控，电力企业业绩有望大幅改善。
煤价下行加速，厄尔尼诺概率加大，电力行业基本面好转。该机构指出，认为火电23年Q1盈利筑底提升，政策支持下盈利好转是趋势。海外电力龙头PE普遍在20倍左右，国内火电投资机会明显。火电弹性（浙能电力、皖能电力、华电国际、大唐发电、华能国际、宝新能源）；火电转型（华润电力，中国电力）；水火并济（国电电力，湖北能源，国投电力），煤电一体化（内蒙华电）；新能源（三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源）；水电（长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力，桂东电力，黔源电力）；核电（中国核电，中国广核）；电网（三峡水利、涪陵电力）。
3、在钙钛矿领域，杰普特激光膜切设备推出了第二代产品解决方案，可覆盖钢性钙钛矿、柔性钙钛矿、碲化镉等多种技术路线。杰普特4月份公司中标协鑫光电100MW钙钛矿激光刻划全套设备。在钙钛矿领域，公司激光膜切设备推出了第二代产品解决方案，可覆盖钢性钙钛矿、柔性钙钛矿、碲化镉等多种技术路线，第二代产品解决方案在线宽可调区间以及加工效率方面相比之前都有较大的提升，目前公司正在广泛与下游客户进行业务拓展。
4、众议院先前投票通过的恢复东南亚四国太阳能组件关税的法案，已被拜登正式否决。此次拜登否决恢复关税法案在意料之中，此前他向立法者发出了他的否决意见。白宫也表示，该立法有可能 "破坏 "国内太阳能产业，并对 "太阳能供应链和太阳能安装市场的就业和投资带来极大的不确定性"。在拜登否决之后，提案将再回到众议院、参议院进行再次投票，如获得超过2/3以上投票，将推翻总统的否决权。事情还将走向最后一环。如果推翻，那么，从亚洲进口的太阳能组件将征收50%-250%的关税。组件最高或征收250%关税！还能去美国挖呀挖呀挖吗？
去年，由于高达10亿美元的追溯关税和其他费用威胁，导致美国数百个太阳能项目被推迟或取消。而太阳能正是拜登绿色议程中的关键部分，其计划在2035年实现100%的清洁电力。拜登总统已经否决了众议院通过的意向决议，该决议旨在不批准商务部关于根据总统公告10414暂停清算关税和估计关税的规则。拜登总统在他的否决信息中强调，由于不公平的贸易行为和国内制造业投资不足，美国的太阳能产品历来依赖中国。他强调他的政府致力于在美国国内建立一个强大的太阳能供应链，并在太阳能行业创造就业机会。自上任以来，拜登总统的“投资美国”（Investing in America）议程已经促成了51加新的和扩大的太阳能设备制造厂的宣布。此外，私营公司已经承诺建立足够的太阳能电池板制造能力，为近600万个家庭供电。总统表示，美国有望在其第一任期结束前将国内太阳能电池板的制造能力提高8倍。商务部的规则支持美国企业和太阳能行业的工人，同时确保可靠的电力供应并对贸易伙伴负责。该规则建立了一个为期24个月的临时桥梁，以支持美国制造的太阳能产品部署到全国各地的家庭、企业和社区，其新工厂已经开始运作。拜登总统表示，他不打算延长暂停关税的期限到2年以上，所以该关税暂停有效期将会在2024年6月结束。根据相关数据显示，2023年3月美国进口组件5.08GW，环比增30%，单月首破5GW，创新高。1-3月累计进口组件13.5GW，同比增71%。这些数据从侧面反映了美国市场光伏的需求非常旺盛，此外也体现了美国组件通关边际正持续加快。目前，美国商务部已将发布反倾销/反补贴关税（AD/CVD）规避调查最终决定的期限推至2023年8月17日。最终决定原定于下周作出。东南亚电池组件“双反”决定推迟！
在调查中，除了四家发现没有规避关税的公司外，四个东南亚国家的所有出口产品都被建议征收关税。这四家公司是New East Solar（柬埔寨）、Hanwha Qcells（马来西亚）、晶科能源（马来西亚）和Boviet Solar（越南）。
5、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（以下简称“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%。据霍焱介绍，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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