概要及主要观点：
1、光伏：装机高增长 重塑产业格局。硅料产能将进一步释放，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。自2022年11月供需关系逆转后，新建产能持续释放导致硅料呈供大于求趋势，签单价格保持下跌态势。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。资金面上，今年以来，新能源的跌跌不休与TMT板块的气势如虹形成了鲜明对比，但从北向资金的视角看，最近一周、一个月及一个季度，其净买入幅度最大的都是电力设备板块。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。
建议把握两条主线：一是盈利水平边际改善空间大、具备抵御周期波动能力、竞争壁垒强大、享受海外市场红利的一体化企业或辅材龙头，二是引领行业技术变革的头部企业，N电池大幕拉开，颗粒硅+CCZ潜力大。
2、截至2023年5月底，全国累计发电装机容量约26.7亿千瓦，同比增长10.3%。其中，太阳能发电装机容量约4.5亿千瓦，同比增长38.4%；风电装机容量约3.8亿千瓦，同比增长12.7%。1-5月份，全国发电设备累计平均利用1430小时，比上年同期减少32小时。其中，水电967小时，比上年同期减少294小时；太阳能发电535小时，比上年同期减少28小时；风电1081小时，比上年同期增加105小时；火电1765小时，比上年同期增加45小时；核电3122小时，比上年同期增加41小时。1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2389亿元，同比增长62.5%。其中，太阳能发电982亿元，同比增长140.3%；核电269亿元，同比增长66.5%。电网工程完成投资1400亿元，同比增长10.8%。1-5月份，全国风电新增发电装机容量1636万千瓦，同比增长554万千瓦。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。
3、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。
4、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。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
1.1.1硅料价格分析
截至6月20日，光伏上游产品多晶硅、硅片等价格似乎暂时告别“一泻千里”的下跌行情，出现了连续多天的稳价走势，20日上午市场更是出现硅片价格“反弹”消息。
自上周五（6月16日）开始，国内多晶硅料最低成交价（以致密料为例）便稳定在65元/千克附近，似乎价格下行遭遇较大阻力，分析此次硅料价格的走跌主要在于以下几点原因：
一方面，当前硅料价格确实已经触及部分生产企业的成本线，目前主流一线企业生产成本约为46元/千克，再折算上税费以及各种期间费用，多晶硅成本将来到56元/千克附近，而二三线企业相较一线企业折旧费用以及生产的成本都相对较高，随着价格不断向成本的逼近，个别企业“初现”停产迹象，企业撑市心态有所增强。
另一方面，随着市场触底心态的逐渐增加，拉晶厂采购动作逐渐开始加大，叠加部分生产企业的检修以及技改，多晶硅市场初现“去库”效果，目前库存已从高位时13万吨降至不足12万吨，一线厂家前期又主动降价，其库存已经降至3万吨之下，库存水平的走低也给予硅料厂撑市心态。
今年以来，硅料价格下跌预期明显。“一旦采购硅料后，硅料或硅片价格再大幅下调，对企业盈利冲击很大。因此，硅片企业不得不选择降低硅料库存，并更加谨慎采购硅料。”
从去年底开始，大厂之间的硅料长单履约已经从原来提前一个月备货的月度采购缩短为按周采购。进入5月后，甚至按1至2天的使用量采购，下游企业把硅料库存压到最低，全行业硅料周转库存都集中到硅料厂，市场交易方式从原来的长单为主零售为辅，改变为目前以现货交易为主。
晶科能源此前表示，硅料价格下降趋势明确，公司现时的库存策略是保存少量可生产硅料，并与客户签订随时调价的硅料采购价格机制协议。
如何看待硅料价格接下来的走势？根据多晶硅企业生产运行计划，6月新建产能释放及建成投产增量将环比大幅增加，虽有个别企业检修，但总体供应增量大于减量，6月硅料产量预计在12.5万吨左右，同期硅片端价格及开工率均有继续下调的可能，因此短期内硅料供过于求的趋势暂无改善。
目前处于低价区间的硅料可以促成光伏一体化企业供应每瓦1.5元以下的组件，大型地面电站投资内部收益率在8%以上，这将极大地推动光伏新增装机增长。
硅料价格从2017年底开始进入下跌通道，一直到2020年6月底，最低时铸造多晶硅价格26-27元/公斤，单晶硅料价格最低时56-57元/kg，随后而来的便是硅料企业破产、停产检修，带来硅料价格的一路上扬。高额利润吸引下，新玩家入局，老玩家扩产，根据相关统计，到2023年底硅料合计产能预计超过300万吨，新进玩家预计将带来超百万吨硅料产能增量。
由于价格已经触及部分厂家成本线，已经有多家厂家计划检修，后续将对价格形成一定支撑。根据多晶硅企业生产运行计划，6月新建产能释放及建成投产增量将环比大幅增加，虽有个别企业检修，但总体供应增量大于减量，同期硅片端价格及开工率均有继续下调的可能，因此短期内硅料供过于求的趋势暂无改善。
1.1.2硅片价格分析
对于硅片市场，近期已有市场传出182mm硅片价格反弹0.1元/片的消息，市场是否真的“触底“反弹。目前随着硅料价格的稳定以及硅片库存情况的好转，硅片价格近期确实开始趋于稳定，前期部分182mm硅片低价资源低至2.6元甚至2.5元，自16日开始，市场便出现低价扫货迹象，本周一开始，市场低价资源购买结束，价格定格2.7元/片。
总结来看，市场并未真正出现普涨，主要在于低价资源的售卖结束。个别企业受库存压力甚至在今日出现下调情况，182mm硅片价格从3-3.1元/片下调至2.8元/片。
但随着前期硅片企业主动降产排库，库存去库情况确实较为明显，目前库存已经从高峰18-19亿片降至10亿片左右叠加市场情绪转变以及硅料价格的稳定，判断近期硅片价格再难下跌。
1.1.3电池片价格分析
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，2022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。
电池厂商对于N型电池的布局已进展数年，通威股份年建成首条GW级HJT生产线，同时开启210mm尺寸的TOPCon技术开发并顺利投产1GW生产线。
2022年12月，天合光能宿迁基地8GW 210+N型iTOPCon电池片下线，该公司的N型电池定位在大尺寸路线，前期500MW中试线做出了25.5%的效率，8GW生产线在建设中。隆基在两三年前已储备了较为完整的TOPCon电池技术，同时有500MW的中试线在持续运行，该公司鄂尔多斯30GW N型TOPCon电池产能正在建设中，预计2023年8月份投产。钧达股份淮安一期年产13GW N型TOPCon项目正处于爬坡调试阶段，淮安二期年产13GW N型TOPCon项目正抓紧建设中，预计2023年建设完成。
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。
1.1.4组件价格分析
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。
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。
1.1.5光伏玻璃价格
光伏玻璃听证会政策趋严明确。5月工信部、国家发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，各省随后积极相应，5月下旬密集公示光伏玻璃项目情况，结合听证意见，形成处理意见。相比于此前政策，这次特别得到明确的是风险预警，省级部门需结合两部委建议，判定项目风险等级，低风险项目方可投产点火。
听证会趋严背景下，玻璃供需周期拐点或提前至2023Q3-Q4。新增开展风险预警，即便项目最后被评估为低风险，整体投产节奏也将滞后。特别是对于2021H2-2022H1开工，原计划2023投产的项目，因需要等待风险预警结果，投产或将集中在2023Q4，且不排除延期至2024的情况。在此背景下，预计2023Q3有较大概率行业层面无新增产能，Q3、Q4玻璃有效产出环增分别为8%、3%。考虑到下半年光伏开工旺季，玻璃需求逐月向上较为明确，预计2023Q3末-Q4，有望见到玻璃的阶段性相对紧张。
成本端，天然气、重油、纯碱的降价也为玻璃的盈利提供支撑。4月走出供暖季以来，天然气、重油价格均有下跌，纯碱5月也开始反映供给释放预期，价格先行加速下探。当前纯碱价格已经达到2000元/吨左右，较5月初下跌30%以上。假设下半年纯碱降至1600元/吨，玻璃价格维持6月水平，龙头3.2mm产品单平净利将较目前提升0.7元/平，达到3.9元/平左右。如玻璃涨价，单平净利可超4元/平，盈利弹性显著，同时抬升市场对2024年玻璃的盈利预期。
1.1.6其他环节
EVA是一种由乙烯和醋酸乙烯经共聚反应制得的复合材料，被广泛应用于光伏胶膜、发泡鞋材、电线电缆、热熔胶、涂覆料等领域。同时，EVA胶膜是光伏组件的组成部分之一，以其优异的封装性能、良好的耐老化性能和低廉的价格，占据了50%以上的市场份额，是目前使用最为广泛的太阳能电池封装胶膜材料。
5月，国内EVA市场行情消极延续，现货价格大幅走跌。截至5月31日，国内EVA出厂均价为13433.33元/吨，较月初涨幅-10.84%。
受新增产能投产预期和发泡料需求淡季等因素的影响，5月EVA价格有所回调。5月11日，古雷石化一体化一期项目最后一套建成的化工装置——EVA装置试车成功。据悉，该EVA装置设计产能30万吨/年，是国内单条管式法产能最大的生产线。古雷石化新增产能释放后，市场货源供应格局将重新洗牌，石化企业销售策略也会随之发生改变。短期来看，市场或将消化发泡行业需求淡季叠加产能释放所带来的利空。
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。
另据东方盛虹方面预计，未来EVA行业仍将处于供需紧平衡的阶段。东方盛虹方面表示，未来公司将围绕光伏胶膜原料EVA和POE，规划建设75万吨EVA新增产能和50万吨POE配套20万吨α-烯烃项目。
公司800吨POE中试装置已经于2022年9月顺利投产。目前该装置运行情况良好，产品质量稳定，达到中试装置建设预期目标。公司也已经于2022年12月公告，拟投资建设20万吨/年α-烯烃、30万吨/年POE工业化装置。目前项目建设及前期准备工作正在按计划推进。
1.2光伏产业链出口分析
中国海关不久前刚更新了今年1-5月份的进出口数据。
单位：美元；来源：中国海关
国家统计局：1-5月份太阳能发电量同比增长5.7%：6月15日，国家统计局发布《2023年5月份全国能源生产情况》。5月份，火电、核电增速加快，水电降幅扩大，风电增速回落，太阳能发电由降转增。5月份，全国共计发电6886亿千瓦时，同比增长5.6%；其中，太阳能发电量241亿千瓦时，同比增长0.1%。1-5月份太阳能发电量为1077亿千瓦时，同比增长5.7%。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年6月20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%。
风电项目：6月12日-6月16日风电整机采购开标总计617MW，风电机组招标总计2139MW；风电塔筒采购开标350MW。
陆上风电：含塔筒最低中标单价1930元/kW，最高中标单价2755元/kW；不含塔筒最低中标单价1540元/kW，最高中标单价1850元/kW。价格逐步稳定，风机厂商盈利有望修复。
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。
截至2023年5月底，全国累计发电装机容量约26.7亿千瓦，同比增长10.3%。其中，太阳能发电装机容量约4.5亿千瓦，同比增长38.4%；风电装机容量约3.8亿千瓦，同比增长12.7%。
1-5月份，全国发电设备累计平均利用1430小时，比上年同期减少32小时。其中，水电967小时，比上年同期减少294小时；太阳能发电535小时，比上年同期减少28小时；风电1081小时，比上年同期增加105小时；火电1765小时，比上年同期增加45小时；核电3122小时，比上年同期增加41小时。
1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2389亿元，同比增长62.5%。其中，太阳能发电982亿元，同比增长140.3%；核电269亿元，同比增长66.5%。电网工程完成投资1400亿元，同比增长10.8%。1-5月份，全国风电新增发电装机容量1636万千瓦，同比增长554万千瓦。
二、投资方向梳理
2.1 逆变器板块研究分析
2022年昱能科技、禾迈股份分别大涨95.97%、86.98%，区间最大涨幅分别高达173.12%和269.5%，被视为“微型逆变器双雄”。其中，禾迈股份的最高价报1338.88元，在当时与贵州茅台（600519.SH）并列成为A股两只千元股。
截至一季度末，逆变器龙头股的库存连续多个季度大幅上涨，是否就是资金看空的原因之一？
2021年~2022年光伏逆变器板块享尽估值红利，逆变器指数的年涨幅分别为92.38%、19.10%。2022年，15只逆变器股平均涨幅超过40%。昱能科技与禾迈股份分别于2022年、2021年登陆A股。
去年6月，昱能科技以每股发行价163元登陆科创板，彼时场内资金对新能源板块偏好度较高。昱能科技上市后股价一路走高，于两个半月后创下最高价726.5元。
禾迈股份至今仍是A股的最贵新股，每股发行价高达557.8元，公司于2021年末上市，其股价一度破发超过20%。2022年4月末，禾迈股份开启一波主升浪，由363.34元一路飙涨至最高价1338.88元，区间累计涨幅逾230%。
因涨幅彪悍，昱能科技与禾迈股份被市场称为“微型逆变器双雄”。但在股价创下新高后，两只股均进入单边下行通道，这与公募基金大批量离场不无关系，2022年沪深两市的公募基金一度呈现“无脑买入”新能源的景象，不少互联网、科技、民生类主题的产品买入新能源。
2022年末，有320家基金持有昱能科技，合计持股数量为1285万股。其中，银华基金、华泰柏瑞、富国基金、华安基金等基金公司持有昱能科技股份数量居前。到了2023年一季度末，只有19家基金合计持有昱能科技423.01万股，上述持股比例居前的公募产品几乎全都离场。
持有禾迈股份的公募基金数量变动幅度也较剧烈。截至2022年6月末，359家基金持有禾迈股份782.61万股。今年一季度末，有40家公募基金持有公司203.84万股。
2023年一季度，持有锦浪科技的机构家数从669家减至65家，机构合计持股数量创下2022年中报以来的最低。
存货高企是否为逆变器企业硬伤？光伏产业链中，硅料、硅片、电池片、组件等产品常被归类为主产业链，这些环节产品受到硅价格波动影响较大，硅片、电池片等产品对硅料价格较为敏感。今年以来，硅料产能持续释放，推动价格快速下跌，导致硅片厂商开工率不足，不得不同步降价。
光伏逆变器的作用是连接组件方阵与电网，以满足为各种交流用电装置、设备供电及并网发电的需要，是光伏发电系统的核心部件。
“作为发电系统中的核心部件，逆变器对硅料价格不敏感，其市场规模与下游装机需求保持相对正比。逆变器对于发电系统效率提升、稳定性、可靠性、电路保护性能等起到关键作用，所需的核心功率器件是重中之重。”
“相比硅片、电池片等环节，逆变器的技术迭代更关键，也是各大厂商形成差异化竞争的核心”。
相比其他环节光伏厂商，昱能科技、锦浪科技、禾迈股份的存货连续多个季度持续增长，其中，昱能科技一季度的存货周转天数高达526天，而在去年半年报，这项数据为153天。
财报显示，截止2022年三季末、2022年年末、2023年一季度末，锦浪科技的存货分别为19.31亿元、20.63亿元、24.06亿元，即今年一季度末较上年三季度末环比增长24.6%；昱能科技的存货分别为6.41亿元、13.03亿元、16.74亿元，存货增幅超过161%；禾迈股份的存货也翻番，分别为3.92亿元、6.42亿元和7.83亿元。其中，昱能科技一季度的存货周转天数高达526天。
值得注意的是，今年8月10日，锦浪科技将有1950万股限售股面临解禁，系公司去年以每股150元发行价、募资29.25亿元的定增限售股。截至最新收盘日，锦浪科技报97.68元，定增收益率浮亏高达34.88%。
而参与锦浪科技定增配售全部是知名投资机构，包括UBS、Goldman Sachs、诺德基金、广发基金、汇添富、东方阿尔法、中信证券、摩根士丹利、中欧基金等，配售股份最多的国内公募是诺德基金和广发基金。
昱能科技技术立命、安全先行、打造全场景生态布局，安全、高效、灵活、智能是微型逆变器独具的技术优势。根据第三方保险公司统计，除了自然灾害之外，火灾是分布式光伏出险最大的品类。
“直流高压拉弧火灾风险是造成光伏电站起火的主因之一，而一旦光伏组件起火时，对电站直流侧而言，只要有光照就会有电压，消防队员无法施救，否则将有触电的风险，这就是光伏系统中的‘施救风险’”， “而在微逆系统中，输入设计为单组件独立或组件并联输入结构，组件之间不再有电压叠加，直流电压小于120V，具有天然无直流高压的特点，可以彻底解决直流高压拉弧火灾风险与施救风险。”
除了安全之外，由于微逆的技术特性，它还具有高效、智能、灵活等特征。首先，微逆系统中，可使每块组件都有独立的MPPT，实现最大功率输出，组件之间的发电互不影响，系统无“短板效应”。在相同条件下，采用组件级电力电子设备的系统发电量可增加 5-25%。另外，微逆系统中可实现组件级监控，可以实现故障精准定位。第三，微逆采用的模块化设计，使得单台微逆可匹配一块、两块、四块或八块光伏组件，即插即用，安装便捷，系统扩容、改造时，可根据组件数量灵活选择逆变器台数。
由于微逆在性能上的优异表现，已经在对安全要求更高的北美、欧洲等海外市场获得了认可与应用。在海外市场如火如荼的同时，昱能也在深刻布局国内的分布式光伏市场，从市场培育到落地应用，国内对于微逆的接受程度正逐步上升。
在积极的降本增效，通过技术手段达到降本的目标。目前针对中国市场推出的QT2D一拖八微型逆变器产品，功率可达3520W，输入电流达20A，适配182、210大功率组件，也大大降低了微逆产品的应用成本，让电站业主可以有更多的可能性选择微逆”。
以微逆的技术优势为基础，昱能科技正倾力打造全场景的生态布局。横向来看，昱能将微型逆变器产品的拓补、控制技术等不断优化升级，继续将微逆产品做得更加精细化，使其集成度更高、效率更高、体积更小。那么在未来，微逆可能真正地可以集成到组件中，让新一代交流组件成为可能；纵向来看，昱能可以为用户提供分布式全场景的解决方案，从阳台DIY微光储、户用中小光储到工商业中大光储系统均已完成了产品的布局，可以匹配不同的应用场景。在SNEC 2023上，昱能重磅发布了WiFi版微型逆变器产品EZ1，适用于阳台、DIY微型光伏系统。这款EZ1系列产品可通过交流线缆插头与插座直接相连，极大地简化了光伏系统设计、安装及运维等环节。据了解，EZ1系列产品也是世界上首款输入电流可以达到20A的WiFi版微型逆变器产品。至此，昱能的微逆+储能系统方案几乎可以涵盖分布式光伏电站的任一范围。产品与市场往往是相辅相成的，一方面，新场景的应用，可以充分发挥微逆在细分领域的技术优势，反过来也正因为微逆的应用也使得光储系统可以开拓更多的高标准应用市场。另一方面，面对激烈的市场竞争，产品端的差异化可以进一步深化细分领域的竞争优势，同时这也是我国光伏产品迭代升级的趋势。
目前昱能也在集中资源进行EV Charger充电桩领域的布局，今年会有产品导入，并逐步进入市场。除了以上业务布局外，昱能还可以通过智能数据平台等技术手段，进行微电网管理、电站的后期运维管理，以绿电交易、碳交易等形式扩充业务发展，从而逐渐形成“光储充管用”的全场景生态布局。”随着分布式光伏、储能场景的不断拓展，微逆与储能将迎来更广阔的市场空间，而在此之前，行业的发展也需要像昱能这样13年如一日的不断努力——打磨技术、迭代创新，才守来了当下的“硕果”。
美国《通胀消减法案》(IRA法案)意在吸引全球产业链，重振美国制造业。欧盟修订《临时危机和过渡框架》(TCTF)，是应对美国IRA法案的一系列措施之一，通过简化审批及援助流程，提高对成员国投资项目的支持。昱能科技目前还将保持轻资产的代工生产模式，在应对国际贸易环境变化方面相对较为灵活，可根据实际情况适时调整经营方式，以降低公司的运行成本。另外，美国IRA法案的出台，将独立储能纳入ITC(美国太阳能投资税减免)补贴范围，光储税收抵免比例大幅提升，有望提升存量市场独立储能安装的积极性，助力光储(增量市场)及独立储能(增量+存量市场改造)项目持续增长。公司交流耦合户储系列产品已向美国供货，有望成为公司一个新的增长点。
昱能科技的出口业务占比较大，人民币贬值总体上对公司的出口业务有一定利好。但汇率的波动存在很大不确定性。
作为海上风电项目供货业绩最多的输变电一次设备供货企业，特变电工衡变公司再次推出四项填补行业空白的世界首台套产品：SWBSP-FH-14400/69海上风力发电用植物油变压器、BKS-240000/500海上风电用大容量三相并联电抗器、SZ-340000/330海上风电用有载调压升压变压器、ZFNT-72.5(Z)箱型固定式户内气体绝缘交流金属封闭开关设备，均获评国际领先水平，为保障深远海风电工频高电压大容量送出、柔性直流送出或低频送出，实现深远海风电关键一次设备集成和工程运用攻克提供有效解决方案。
此外，十四五以来，特变电工衡变公司聚焦节能、高效、清洁、环保、智能的输变电装备发展方向，进一步完善全产业链配套，发展成为以变压器、GIS、高端配网、二次保护四大类一次电力设备的制造业为主体，以工程业务，变压器检修及变电站运维，充电站投资、建设和运维，现代国际物流业务的国内制造服务业，电力设备集成出口、国际电力工程总承包的国际制造服务业为“两翼”的输变电产业集团，是输变电行业发展速度、规模增长、技术进步速度最快的企业，也是我国当前产业链最齐全、配套集成最完善的单个工厂。
2.2 光伏HJT电池研究分析
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。
2.3 光伏电池、组件效率，光伏电站发电量，成本，利润计算研究
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。
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。
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，
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。
以一个10MW 项目为例，设定项目场址所在区域太阳能资源为二类资源区，满发小时数为1180h，单位千瓦静态投资按照9000 元考虑，上网电价按照二类资源区标杆上网电价0.95元/kWh 计算（标杆电价补贴20 年，剩余寿命期按照当地脱硫燃煤电价计算），项目寿命期约能给地方贡献各项税收1470 万元，具体情况如下表：
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 0-75℃时，它的输出功率降为额定时的89％，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0.89的影响系数。
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。据相关文献报道，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 X*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*65.7％=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整体发电能力明显优于PERC组件，实证统计期间内，平均单瓦发电增益为4.85%。
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。
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%。PVmagazine发布一篇报道，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％。
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%。
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；
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
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。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。
我国光伏系统初始全投资及运维成本分析
（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。
（4）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。
（5）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。
（6）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。
2.4 风电板块
2.4.1风电下游装机企业
截止到2022年底，中央企业的新能源装机总量达到了4.4亿千瓦，占全国的58%。央国企作为光伏、风电电站的主力投资商，从总装机来看，国家电投、国家能源集团、华能集团总规模均突破50GW，其中国家电投以95.61GW的规模领衔11家电力央企，国家能源集团则达到70GW，华能达到51GW，华电、大唐、中广核、三峡集团四家电力央企风、光总装机则落在30GW以上，除国投电力、中节能外，剩余央企则均达到10GW级。
光伏方面，截止到2022年底，国家电投成为首个突破50GW的电力央企，华能、华电、国家能源集团、三峡、中核、中广核则均突破10GW，“五大六小”电力央企光伏总装机超155GW。
风电方面，国家能源集团风电累计装机规模突破50GW，国家电投、华能、华电、中广核、大唐则均突破20GW，三峡、华润则落在10GW级以上，11家电力央企风电总装机近250GW。
需要强调的是，11家电力央企在风、光领域的集中度呈现一定的分化表现。风电领域，11家央企风电总装机达到了约250GW，其全国占比约68%左右，较去年占比稍有提升。而光伏领域，11家电力央企的总装机约155GW，全国占比约39.6%，与风电呈现出较大差异性。但需要注意的是，11家电力央企在光伏领域的集中度成正呈现出逐年上涨的趋势。
从近4年“五大六小”电力央企的装机数据来看，其光伏总规模全国占比从2019年的22.3%逐渐上涨至当下的39.7%，集中度虽有所上升，但实际增幅则呈现放缓的形势。
总体来看，在去年的光伏增量中，国家电投新增规模超10GW，华能、国家能源集团、华电则超5GW，其余企业则大多落在1~3GW级，中节能新增规模则不足百兆瓦。从增速来看，近半数企业增速达到了50%左右，国家能源集团在2022年仍保持了增幅领先的地位，其次是华电、大唐、国投电力、华能仍保持了较高的增长态势。但需要注意的是，多数企业的增速相较于2021年实际呈现下降趋势。
需要指出的是，2022年的典型变化之一是央企通过收购存量电站来提高新能源规模的方式正大幅减少。有第三方机构统计显示，2022年央国企公开可查的电站收购规模不足2GW，与前两年5~6GW的年度收购规模形成明显的差距。
2022年为集中式电站交易“合规年”，随着一季度末国补核查以及企业投资后评价工作的开展，部分收购存在的合规以及收益不及预期等问题得以显现，下半年集中式电站并购交易有所放缓。外部政策监管叠加较长的内部决策流程，央国企已将交易规模视为与项目质量同等重要的因素，进一步推升交易规模门槛。
分开来看，国家电投已经成为央企新能源投资领域的“领头羊”，新能源规模即将迈入100GW大关。近四年来，国家电投光伏年均新增几乎均达到了10GW级，根据国家电投2025年80GW的光伏规划来看，预计未来仍将以10GW/年的增量持续扩大光伏优势。根据年初国电投2023年工作会议重点来看，国家电投将聚焦用户侧和绿电转化重点方向，多举措提升管理效益和发展质量，着力推进优化后的五大产业板块高质量发展。
华能集团近两年光伏新增装机基本保持了5GW+/年的速度，2022年，华能新能源开工2407万千瓦、投产1295万千瓦，新能源装机规模突破5000万千瓦。2023年初，华能集团召开了新能源推进会，初步安排2000万千瓦新能源项目实现实体开工和施工准备，全年新能源开工3000万千瓦以上，投资额度超1000亿元。项目共计152个，涉及全国29个省区，聚焦“三线一带”，即北线清洁能源基地、东线海上风电、西南“风光水储”一体化基地，以及中东部分散式分布式连片项目的建设开发。
国家能源集团尽管在光伏领域投资启动较晚，但延续2021年增幅最高的趋势，2022年同样以90.7%的增幅引领11家电力央企。国家能源集团光伏总装机也由不足2GW“强势”进入央企光伏总规模的TOP 3，近两年几乎保持了7~8GW/年的增量，从国家能源集团提出了“十四五”期间50GW的光伏新增规划来看，未来年新增规模将超10GW/年。2022年，国家能源集团新能源项目开工2557万千瓦、投产1180万千瓦，取得宁夏、甘肃24GW风光大基地指标，可再生能源装机占比达到31%。日前，在国家能源集团一季度发布会上表示，2023年，计划建成投产山东渤中、江苏射阳、浙江象山等一批海上风电项目，以及宁夏中卫、宁东、新疆甘泉堡等一批基地光伏项目。
华电集团光伏投资相较于2021年呈现了较快的增长态势，增量达到约7GW左右，增幅由此前的50%提高到了82%。2022年，华电集团整合旗下新能源资产，以华电新能源作为开发投资主体拟回A股，截止到去年6月底，华电新能源在运风光装机已达27.94GW。华电集团有限公司党组书记、董事长江毅在今年两会期间曾表示，2022年中国华电加大新能源发展力度，70%以上的资金投向风电光伏新能源，风光电核准、开工、投产数均创出历史新高。未来，将加大力度规划建设大型沙戈荒新能源基地、流域水电风光储一体化基地、大型海上风电基地等大型新能源基地。
三峡集团尽管“因水电而起，因水电而强”，但其由点及面的能源转型正呈现百花齐放的态势。三峡集团董事长、党组书记雷鸣山曾表示，“大水电虽是三峡集团的看家本领，但新能源业务也是三峡集团未来保持清洁能源发展优势的关键力量。”截至2022年底，三峡集团新能源装机容量近3200万千瓦，“风光三峡”全面建成，其中海上风电装机容量近500万千瓦，居中国最大，全球第二。去年12月底，三峡集团集中开工22个新能源项目，规划装机1963.68万千瓦。旗下三峡能源更是于今年年初表示，目前已累计储备了新能源项目约140GW。
中核集团虽以核电为主，但光伏装机近两年来保持了高速增长的态势，从2019年的1.5GW到2022年的13.7GW，中核集团新能源装机正在实现赶超式发展，截止到2022年底，中核集团新能源控股装机已超19GW。日前，中核旗下上市公司中国核电表示，新能源领域2023年力争获取指标1000万千瓦，开工建设1000万千瓦，新增新能源装机600万千瓦，全力推进大基地项目，在重点区域深耕细作，力争实现2到3个大基地项目落地。
中广核同样是以核电为主，但新能源保持了约2GW/年的增速。年初，中广核新能源在京召开2023年工作会议表示，2022年中广核新能源全年获取开发指标1825万千瓦，上网电量超过600亿度，新增投运容量721万千瓦，在运装机容量突破3500万千瓦，迈入新的历史发展阶段。2023年将坚定不移做快做大做优新能源产业，围绕做好清洁能源发展大文章，加快构建具有行业影响力的一流清洁能源供应商和服务商。
大唐集团作为五大电力央企之一，其2022年光伏增幅同样显著，尽管增幅高达60%，但仍未跨入10GW“台阶”。事实上，近两年来大唐一直在大手笔布局新能源领域。去年以来，大唐开工了托克托200万千瓦新能源外送项目，建成并网了国家首批大型风光基地大唐华银湖南娄底生态治理100万千瓦光伏发电项目、吉林向阳1.15GW风光互补一体化项目。2023年一季度，中国大唐新开工13个新能源项目，全年计划开工1560万千瓦、投产1155万千瓦。
中节能、华润、国投电力尽管光伏累计装机规模体量偏小，但实际项目储备规模却不容小觑。根据中节能太阳能公司年报显示，截止到2022年底，其在建光伏电站达1.784GW，拟建或正收购电站达2.8GW，在光资源较好、上网条件好、政策条件好的地区已累计锁定了约16GW的优质自建太阳能光伏发电项目和收购项目规模。
华润电力则在此前拟分拆华润新能源上市的招股说明书中显示，截止2022年底，其光伏运营权益装机容量为1212兆瓦，在建权益装机容量为5604兆瓦。2022年新核准或者备案了约6670MW风电与18260MW光伏项目，合计24930MW。其中在建的风电、光伏权益装机分别为4857MW与5604MW，预计2023年风光新增达7GW。
国投电力作为国内第三大水电央企，2022年以来，雅砻江水电柯拉光伏电站、腊八山风电项目、两河口混合式抽蓄项目有序推进。根据雅砻江流域可再生能源一体化规划研究，雅砻江流域清洁能源基地总规模超8000万千瓦，其中水电约3000万千瓦、风电、光伏发电超4000万千瓦。国投电力此前在投资者互动平台曾表示，十四五期间公司规划控股装机容量达5000万千瓦,其中清洁能源装机占比约72%,新能源持续发力。
电力央企作为我国主要的电源投资主体，已经呈现出加大新能源投资、积极拥抱新能源的动态。可以预见的是，随着“双碳”目标的不断深入，电力央企在新能源领域的投资倾斜力度正逐渐加大，但与此同时，央企也提出了保障新能源项目合理盈利水平，加快解决部分地区的新能源消纳问题的诉求。
2.5 氢能板块
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）。
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%。
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、6月14日，欧洲规模最大、影响最深的太阳能专业展览会——德国慕尼黑国际太阳能展Intersolar在慕尼黑新国际展览中心盛大开幕。通威高效组件携最新产品和技术亮相A2-550&650展台。
通威股份旗下的全资子公司——通威太阳能（合肥）有限公司在德国InterSolar展会现场发布了SEE现场评估报告，成为全球首家完成该评估的光伏生产企业。该报告由全球认证领域20强企业Kiwa集团经过对通威太阳能的现场走访、员工访谈和文件评审后出具的首份依据SEE标准的ESG现场评估报告，报告涵盖可持续的企业治理、供应链管理、员工权益、环境管理四个部分，总计约50个主题，在全球范围内有着较高且广泛的客户接受度和权威公信力。
通威是一家自带“ESG”基因的大型科技民营企业，公司秉持“为了生活更美好”的企业愿景，坚持“共建、共治、共享”理念，打造可持续美好新生活。此次通威太阳能成为全球首家顺利通过SEE现场评估的光伏生产企业，标志着其作为光伏行业领军企业，不仅在技术创新上面不断突破自我，更在社会责任方面走在行业前列。
2、6月15日，TCL中环公告，公司收到参股上市子公司Maxeon通知，因通威太阳能（合肥）有限公司及其子公司在未经许可的情况下使用了Maxeon 在欧洲专利号为No.EP3522045 B1（“叠瓦式太阳能电池组件”）的专利。Maxeon的子公司已经采取法律途径维护自身知识产权，并在德国杜塞尔多夫地方法院对通威太阳能（合肥）有限公司及其子公司提起了专利侵权诉讼，主张权利。
具体来看，此专利涉及一种Maxeon用于制造 Performance 组件的电池制备方法。权利要求显示，该技术是一种以重叠瓦片模式排列的串联连接的太阳能电池制备技术。叠瓦太阳能电池组件通过分割重叠联接，可得到更高功率和效率的组件，同时对比常规组件还具备更优秀的可靠性和美学特征。该技术相关内容受到超过200项国际专利和专利申请的保护。国内目前仅有Maxeon公司控股子公司环晟光伏（江苏）有限公司及其子公司是叠瓦太阳能组件知识产权许可授权的制造商。
Maxeon是位于新加坡的一家全球领先光伏解决方案制造商，此前由SunPower 分拆而来，并于2020年8月26日于纳斯达克上市，目前已在超过100多个国家安装该叠瓦组件。2019年，TCL中环携手道达尔入股Maxeon开启双方海外合作。6月4日，Maxeon公开了全尺寸Maxeon 7组件口径效率测量值达到24.7%的新全球记录。
在业绩方面，2023年一季度，Maxeon的收入达到3.18亿美元，同比增长42.6%，其中以欧美地区为主。
在产能方面，2023年一季度，Maxeon出货量达774MW，同比增长近60%。公司近期北美的1.8GW组件厂已接近满负荷生产，其中高效组件份额增长迅速。
3、阿特斯太阳能宣布正在德克萨斯州梅斯基特建立一个光伏组件生产基地，年产能为5GW，投资超过2.5亿美元，预计将在2023年底前后投产。
至此，已有5家企业在美国建设光伏组件生产基地，分别为赛拉弗、晶科能源、晶澳科技、隆基绿能、阿特斯，预计总产能达13.7GW。
其中，晶科能源、晶澳科技、隆基绿能、阿特斯均为全球组件出货量排名前五企业，后三者是在今年宣布建设美国组件工厂。早已在美建厂的晶科能源，也在3月出资8137万美元（约合人民币5.6亿元）新建了一条年产能为1GW的组件产线。
分析：政策利好-2022年通过的《通货膨胀消减法案》，是吸引光伏企业集体在美建厂的重要原因之一。
根据这一法案，在美国本土建厂生产和销售的光伏企业能够获得一定补贴，其中组件环节税收减免额度为0.07美元/W。有消息称，在理想状态下，阿特斯仅依靠税收抵免额度，约2年时间就可收回建厂成本。当然，《通货膨胀消减法案》不仅吸引了中国企业，还有本土企业和其他国家的光伏制造商。消息显示，美国光伏龙头First Solar正在积极扩产，预计在2025年将美国本土年产能提升至10GW；由比尔盖茨投资的初创企业CubicPV，近期对外宣布计划在2024年建设完成一座年产能10GW的硅片工厂，目前已筹集1.03亿美元。此外，韩国光伏龙头韩华Qcells在今年1月宣布，将斥资25亿美元在美国打造涵盖硅棒、硅片、光伏电池以及光伏组件的一体化产业链；印度光伏企业Saatvik也在近期表示，拟在美国投建一座年产1.5GW TOPCon组件的工厂，并于2024年下半年投入运营。
同时，美国市场的高溢价，也是吸引光伏企业的重要原因。作为全球第二大单一光伏市场，近年美国光伏新增装机量持续上升，2022年已超过20GW，今年一季度新增装机6.1GW。到2030年美国户用光伏累积装机容量将增至三倍。但美国本土光伏制造能力却非常薄弱，极度依赖进口，导致其价格居高不下，也成为了企业必争之地。
4、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%。
2022绿电占比47.18%。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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