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，企业实力和需求确定性支撑基本面持续向好。
2、 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。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。奥特维生产的光注入退火炉主要用于N型片，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。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。
3、 HJT、钙钛矿等光伏新型电池对水汽较为敏感，因此组件封装防水性能至关重要，丁基胶产品具备高阻水性能，有望成为新型组件封装材料，配合胶膜使用以满足高效电池的防水要求。同时，丁基胶产品具备不可替代性，原材料以进口为主，毛利率较高，看好材料制备经验丰富的企业通过原材料国产化+配方优化+大规模量产加速实现丁基胶国产替代。
4、 根据CPIA数据， 近年来碳中和目标与全球能源危机共同驱动光伏行业进入快速发展轨道，2020-2022年全球光伏新增装机分别为130GW、170GW和 230GW，复合增长率为 33.01%。 根据国际可再生能源机构（IRENA） 2022 年3 月发布的《世界能源转型展望》报告，要实现 1.5℃巴黎气候目标，到 2030 年全球在运太阳能光伏容量需达5200GW，到2050年全球太阳能光伏装机总量需超过14000GW。据CPIA与IEA统计，2022年全球新增光伏装机230GW、累计光伏装机量1156GW，与2030年目标、2050年目标相比存在巨大缺口。欧洲光伏产业协会：2022年全球新增太阳能发电量为239GW：6月14日，欧洲光伏产业协会SolarPower Europe）在6月14日发布的《2023-2027年全球市场展望》报告中表明，2022年全球新增太阳能发电量为239 GW。其中，屋顶光伏装机量占到49.5%，占比达到了近三年来的最高点。巴西、意大利和西班牙的屋顶光伏装机分别增长193%、127%和105%。据欧洲光伏产业协会预测，2023年屋顶光伏规模预计将增长35%，新增159GW。
5、 进入夏季，华东、华中、南方等部分区域在用电高峰时段可能会存在电力缺口，预计全国存在2000万-3000万千瓦的电力缺口。随着高温天气的到来，全国用电量正逐步增加，而且煤炭价格不贵，有利于电力生产成本降低，电力企业的业绩有望大幅改善。再加上电力板块当前位置并不高，三季度电力板块有望走出一波反弹行情。电站端，电改背景下工商业企业用电成本提升，叠加组件成本下降带来初始投资成本下降，分布式光伏开发及运营商有望受益终端需求爆发以及项目盈利能力提升。
6、 随着光伏组件及风电主机成本下行，今年新能源装机规模将保持高增长态势，并网和消纳带来的压力将进一步提高新型电力系统的系统成本，叠加电力供需结构持续偏紧，维持十四五电价将持续温和上涨的观点。
新能源：发电量占比持续提高、系统调节分摊成本增加，带来市场电价下行压力，对上游产业链成本下降的高预期也为新能源建设带来一定风险。有待更明晰的成本传导机制及绿证、环境价值政策的出台，优质绿电运营商将更具竞争力和成长性。
储能：发电侧通过配储的方式保障项目收益率，电网侧及用户侧的独立储能则可利用峰谷价差套利及为市场提供辅助服务。同时经济性高、调用机制成熟、装机规模占总储能86%（截至2021年底）的抽水蓄能电站盈利空间也将不断提升。
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。
重点：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。
这里需要指出的是，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。
7、 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。
8、 基于可再生能源发电进行电解水制氢，是全程无碳、绿色的制氢路径，是未来氢能发展的必然选择。电解水制氢是目前发展最快的制氢技术，虽然在整个制氢产业里占比还很少，但最受政策和产业界的重视。电解水制氢技术具有近零排放和产品纯度高等优势，采用风电、光伏、水电等可再生能源产生的富余电力电解水制氢，能够有效解决弃风、弃水、弃光现象，达到节约电力资源、调整电力系统能源结构、并实现规模化制氢的目标。
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28日）变化走势图下图所示。
多晶硅致密料均价一年变化走势图
注：根据PVInfoLink 数据整理绘制。
硅料：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。
今年上半年硅料总的投产量大概30万吨，3季度可能会有新的50万吨投产，4季度可能会有70多万吨的产能投产，未来新增产能的压力还是比较大的。从未来看，他认为价格可能会围绕这6万块钱上下波动，因为6万就是大家的成本。行业内最出色的硅料企业，它的全成本也都在6万左右，跌破6万肯定就是全行业所有企业基本都亏损。判断这回由于产能扩张较大，而需求未来增速会显著放缓。价格有可能出现长期跌破成本价的情况，会逼近甚至跌破硅料企业的现金成本（约5万元左右），未来硅料价格在巨大产能压力下，有可能会在5万左右长期徘徊。
供过于求短期难以改善。一方面是上游新增产能近期继续释放，硅料继续累库导致供给增加，另一方面，上游厂商出货意愿较强，而下游“买涨不买跌”，观望情绪加重。此外，他认为，硅片去库不及预期也压制硅料了价格。
5-6月随着大全、协鑫、东立、润阳、东方希望等企业投产释放，硅料供应持续增加，硅料整体供应充足。但终端发力不足，下游避免硅料跌价损失，议价方式从月度变为了周度，更有日签模式出现，而且常规单次签单量缩减。
实际上，硅料价格暴跌，已经在上市公司层面有所反映。大全能源近期表示，一季度硅料端上下游进行了激烈的价格博弈，公司为稳定毛利率水平，牺牲了部分销量。据悉，在今年一季度，大全能源实现硅料销量2.5万吨，已经同比下降34.9%。三季度硅料厂商投产规模大，将使得多晶硅市场阶段性供大于求的现象加剧。在需求方面，硅片价格持续下行，厂商也进入亏损减产，采购积极性不高使得议价空间被压缩。在市场看来，供需关系将决定多晶硅价格走势。
但进入7月宝丰、上机等多个项目将投产，多晶硅在3季度将迎来一波增量空间，届时市场有再度累库风险，价格可能继续下探，但受成本制约，预计市场下探空间有限---或将限定在10元/千克之内。
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28日）变化走势图如下图所示。
各类型硅片均价一年变化走势图
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28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28日）变化走势图如下所示。
各类型组件均价一年变化走势图
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6月28日
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
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。
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。
光伏新型组件封装材料，丁基胶魅力何在？丁基胶是以丁基橡胶(IIR)为原材，加入聚异丁烯(PIB)等改性物质制成的单组分胶粘剂，具备低水汽透过率、高粘结性、电气绝缘三大性能，在晶硅组件/薄膜组件水汽透过率为0.15~0.7g·(m2·d)-1，有效帮助组件抵挡水汽同时适合与玻璃粘结，因此丁基胶适用于高水汽敏感的钙钛矿、HJT电池。此外，短期没有胶黏剂可以替代丁基胶，主要由于其他材料阻水性能不足，但是丁基胶无法替代胶膜，不具备胶膜的光学性能且设备导入可能性较小，丁基胶配合胶膜（双面POE胶膜+丁基胶）使用为主要发展路线，丁基胶在光伏领域关注度有望显著提升。
应用场景广泛，2023年以来丁基胶缘何催化？丁基胶广泛应用于建筑、汽车等领域，预计2025年总市场规模达95.7亿元，三年CAGR为21%。其中钙钛矿、HJT等新型电池技术催生光伏丁基胶需求，支撑市场扩容，经测算HJT/钙钛矿分别采用胶带/热熔型丁基胶单瓦价值量分别为0.05/0.026元。仅考虑HJT量产情况下，预计到2025丁基胶光伏市场规模有望达到25.5亿元，三年CAGR为233%。此外，热熔型丁基胶由于产线适配性较好，适合大规模量产，认为它有望取代胶带而成为主流应用形式。
丁基胶技术发展到哪一步？能否实现量产？丁基胶生产工艺较为成熟，难点主要在于配方稳定性的把握以及原材料的国产替代。丁基胶主要原材料为聚异丁烯和丁基橡胶，目前以进口为主，丁基橡胶进口与国产价差约30%。生产所用的熔融共混改性、硅烷偶联剂接枝改性、填充改性等工艺均为胶黏剂通用工艺，但是光伏用丁基胶需要针对组件性能调整配方。丁基胶量产关键在于原料国产替代、配方稳定性提升以及光伏封装需求起量。
丁基胶产业链蕴含哪些投资新方向？目前丁基胶处于国产替代过程中，产品毛利率高达40%以上，看好丁基胶产品国产替代加速，盈利能力强劲。
丁基密封胶（Butyl sealant）是国际公认的气密性、水密性最佳的高分子类材料。它是以丁基橡胶（IIR）为主体材料的胶黏剂，原材料丁基橡胶是异丁烯（97%~99%）和少量异戊二烯（1%~3%）组成的合成橡胶，但是橡胶本身不具备粘性，因此需要与聚异丁烯相混合提升粘性、抗老化性、耐候性等，最终得到的丁基密封胶分子极性大、不饱和键含量低、分子链活性低，因此具有良好的化学稳定性和热稳定性。丁基密封胶主要有胶带和热熔胶两种形式，丁基胶带由胶层、覆面材料（布、薄膜和金属箔）和隔离膜（硅油纸）组成。
丁基橡胶结构
丁基胶短期无法被其他材料替代，改性硅胶成本较高。常见胶黏剂包括丁基胶、硅胶、热熔胶、压敏胶、万能胶等。最早的传统光伏组件在封装时采用EVA胶膜+硅胶/双面胶带方案，但硅胶在使用中依赖湿气固化，防潮防水性差；层压内部胶液不稳定，密封性较差。丁基胶的防水性能在常见胶黏剂中最优，密封性好，对比硅胶和丁基胶，发现湿气透过率相差高达上千倍，硅胶为10g·(m2·d)-1，丁基密封胶(PIB)在晶体硅组件中仅为0.15~0.7g·(m2·d)-1，CIGS/CdTe薄膜组件中低至0.01~0.15g·(m2·d)-1。目前行业内正在研发改性硅胶，主要通过加入塑性添加剂以增强阻水性能，但是成本较高，丁基胶不仅材料本身具备强阻水性和改性填充分子链结构，同时短期内较难出现替代产品，因此它有望成为新型高效光伏封装阻水材料。
丁基胶不具备光学性能，无法满足组件发电需求，因此无法替代胶膜。认为丁基胶一般搭配光伏胶膜使用，因不具备光学性能而无法单独使用。丁基胶通常外部封边以提升封装阻水性能、维持组件输出功率，是组件生产的可选择性材料。而光伏胶膜具备透光、耐老化等功能，是组件的必需材料。丁基胶不具备透光性，光学性能无法与EVA胶膜、POE胶膜相比，光伏胶膜经过数十年的发展，从最初的EVA胶膜发展到现在的EPE胶膜、POE胶膜、转光胶膜等，技术逐渐成熟，量产稳定性已得到验证。判断丁基胶配合胶膜成为后续发展路线，例如目前已应用于华晟HJT电池的双面POE+PIB方案，以及未来有望推出的EPE+PIB或EVA+PIB方案，均能够满足高效电池组件的防水要求。此外，胶膜稳定性已得到验证，组件厂商导入新设备可能性较小。从组件角度来看，目前光伏胶膜封装主要采取层压工艺，如果用胶水或其他封装材料替代胶膜，封装设备需要改为喷胶机，现有层压机报废、初始固定资产投资成本无法收回，经济性上并不合算。因此，EVA胶膜和POE胶膜在未来较长时间内仍为主流封装材料，新设备导入可能性较小。
各类新技术电池占比
防水、电气绝缘、粘结三大性能助力维持组件输出功率。丁基胶具备低水汽透过率、电气绝缘、高粘结性等特性，可提升组件寿命。从性能来看，作为组件封装材料，丁基密封胶起到了密封、缓冲、绝缘、防水等作用，在边缘密封可提高组件的抗湿漏电性能，延缓组件的功率衰减，延长组件耐老化时间。
防水性能优越——单凭胶膜不足以阻挡水汽侵入，丁基密封胶（PIB）作为电气绝缘、低水汽透过率的粘合剂，阻水性能优越。丁基胶通过和组件基板的粘结形成可靠密封，此时水汽分子被分子筛锁，无法自由移动穿透密封胶，有效延缓了水汽从基板中间侵入组件的时间。根据Quanex技术团队进行的测试，采用含有吸潮剂的边缘密封胶因水汽引起功率衰减的起始时间至少比没有密封胶延长了两倍，能够为异质结电池、薄膜组件提供更高水平的防潮保护。
具备电气绝缘性能——电气绝缘性能是组件内带电元器件使用的胶粘剂的重要指标。丁基胶由绝缘聚合物组成，原材料丁基橡胶为高电阻率的非极性材料，分子主链上有密集的侧甲基分布和较少的双键，是高压电绝缘橡胶制品的理想材料，制成的丁基胶具备高体积电阻率，可应用于1500伏组件。根据IEC61730标准要求，电气绝缘距离（DTI）最小为3.5mm，相对起痕指数（RTI）在105°C以上，使用丁基胶后通过调整电池片摆放位置，能够满足DTI要求。
粘结性能较佳——通过加入聚异丁烯能增加丁基胶粘性。组件通过EVA和背板及玻璃层压后，需要用丁基胶封边，因此丁基胶应具备足够的粘接强度，以满足太阳电池组件承受机械载荷的要求，丁基胶粘结玻璃后可充分发挥各部件的全部强度。
由于丁基胶具备以上性能，使用丁基胶密封对于延缓组件功率衰减，提高全寿命周期内的发电效率有重要的意义。在Quanex加速老化实验条件下，550h时传统晶硅组件功率衰减已超过5%，而带有边缘密封胶的晶硅组件在1000h的测试中始终保持在5%以内，组件功率损失和衰减更低。
应用场景广泛，丁基胶行业缘何催化？主要应用于建材领域，中空玻璃用丁基胶市场不断发展
丁基密封胶伴随中空玻璃应用场景扩大而需求增加。丁基胶具有高粘结力、耐候性、环保等特点，广泛应用于建筑防水、汽车密封、机器阻尼减震等领域，由于具备气密性和耐老化性，适用于中空玻璃密封。中空玻璃是两片平板玻璃用间隔矿隔开，周边用密封胶密封的玻璃制品，具有保温、隔音、采光等性能，丁基密封胶是保证其耐久性的重要材料，产品形式包含丁基热熔密封胶、复合密封胶条、结构型/反应型丁基热熔密封胶、双面丁基胶条五种。中空玻璃作为环保材料，在建筑、交通、制冷等多个场景应用将日益广泛，看好丁基胶市场规模不断扩大。
在中空玻璃应用场景中，丁基胶需要涂布于金属间隔条上，因此根据金属间隔条所用丁基胶克重测算其市场空间。
中空玻璃用丁基胶市场空间测算
HJT、钙钛矿等新型电池技术迭代提高封装性能，催生丁基胶新需求。
光伏领域丁基胶主要应用于光伏组件封装，丁基密封胶与常规封装材料如EVA、POE胶膜等都具有良好的兼容性，作为封装辅助材料与胶膜配合使用。采用丁基胶封边后组件的抗PID性能得到显著提升，有效延缓组件在户外高温高湿环境下的水汽侵蚀，适用于高水汽敏感度的HJT、钙钛矿电池等，也可用于薄膜光伏组件（CIGS/CdTe/GaAs/a-Si）、柔性组件等。此外，丁基胶可涂抹在光伏屋顶上以达到防水性能，应用于光伏建筑一体化领域。
新型电池技术防潮要求高，提升封装阻水性能要求。光伏技术迭代以降本增效为主题，近年新型电池技术包括钙钛矿电池和异质结（HJT）电池等。根据CPIA统计，2021年新增量产产线中N型电池（HJT和TOPCon）市场渗透率约为3%，仍以PERC电池（占比91.2%）为主；但伴随N型电池量产实现降本，我们认为其市场渗透率有望迅速提升，CPIA预计2030年N型电池渗透率有望超过60%，将取代PERC成为主流电池技术。然而电池技术的迭代对组件封装防水性能提出了更高要求，HJT的TCO膜层与传统封装胶膜粘粘力较弱且对水汽敏感，钙钛矿吸收层不稳定、水汽侵入易造成电池降解，因此这类新型电池材料对水汽敏感性更高，需要更好的防潮保护，否则水汽将会对组件输出功率、使用寿命产生不利影响。传统EVA胶膜遇到水汽会产生醋酸，醋酸会腐蚀电池焊带，使组件失效，电线短路，因此封装稳定性要求的提高带来POE胶膜、丁基胶材料的增量需求。POE+丁基胶的封装方案有望显著增强组件防水性能，然而由于POE粒子暂未实现国产化，供应较为紧张，未来可能会出现双面EVA+丁基胶方案，成为HJT组件中POE胶膜的替代方案，测算采用双面EVA+丁基胶的封装方案价格较双面POE胶膜封装方案低7%。
HJT电池与标准光伏电池相比更加水汽敏感
采用丁基胶带在组件外边缘封装是常用方式。采用丁基胶的封装方案有两种形式，1）丁基胶与胶膜层压形成整体封装结构；2）外边缘使用丁基胶带辅助密封方式。第一种方案丁基胶用量较少，涂层仅有1mm厚，成本低于使用丁基胶带；但丁基胶固化需要更高的温度，目前技术尚未突破，因此目前使用丁基胶带在组件边缘缠绕为主流方式，但是热熔型丁基胶由于产线适配性较好，适合大规模量产，热熔胶有望取代胶带而成为主流封装形式。
HJT、钙钛矿电池等新型电池技术提高了光伏组件封装要求，我们根据以下假设测算分别测算钙钛矿和HJT组件所用丁基胶价值量：
钙钛矿用丁基胶：1）以胶水形式封装；2）一块钙钛矿电池面积为0.6m*1.2m；3）一块钙钛矿电池使用25克丁基胶；4）钙钛矿用丁基胶水价格为0.12元/克。
HJT组件用丁基胶：1）以胶带形式封装；2）一块HJT电池面积为182mm*182mm；3）1GW HJT电池使用2500万米丁基胶带；4）HJT电池用丁基胶带价格为2元/米。
经过测算，钙钛矿电池所用丁基胶价值量为0.026元/W，HJT电池所用丁基胶价值量为0.05元/W，伴随未来新型电池转换效率提高，单瓦用丁基胶价值量呈下降趋势。
受光伏组件新技术量产带动，光伏用丁基胶占比有望大幅提升。丁基胶应用市场可分为两类，一类是传统应用领域，包括中空玻璃密封、建筑防水、汽车制造、机器阻尼减震等；另一类是新型应用领域，以光伏为主。经过测算，2023年丁基胶全球总市场规模有望达65.51亿元，2025年有望达到95.7亿元，三年CAGR为21%。分市场来看：
传统应用市场方面，参考Business Research预测，今年丁基胶市场规模为63.21亿元，2025年丁基胶市场规模达70.22亿元，增速较低；其中中空玻璃用丁基胶作为传统应用市场的一部分，测算得2023年中空玻璃用丁基胶市场规模为3.18亿元，2025年为3.51亿元。
新型应用市场方面，考虑到钙钛矿尚未量产，根据HJT量产规模估算光伏丁基胶市场空间。此外，由于只有采用银包铜的HJT组件需要丁基胶（铜在潮湿的环境中化学性能不稳定，无法满足浆料要求），将HJT电池片采用银包铜技术占比纳入测算，CPIA预计2023E-2025E采用银包铜的HJT组件占比分别为23%/50%/70%。经过测算，2023年HJT用丁基胶行业市场规模有望达到2.3亿元，2025年有望达到25.48亿元，3年CAGR达233%。光伏用丁基胶市场占比大幅提升，2025年光伏市场规模在总市场规模中占比达到27%，较2023年提升23个百分点，因此丁基胶市场主要由光伏带动。
丁基胶全球市场规模测算
丁基胶技术发展到哪一步？能否实现量产？制备工艺简单，配方把握较难。
丁基密封胶配方差异对组件性能有较大影响，配方较难把握。PIB材料具有稳定的化学性能和优异的密封性能，分子量从几十万到数百万不等，该类材料在很多要求苛刻的密封环境中得到广泛应用。但材料的不同配方设计性能差别很大，自身湿气透过率也会有很大差别。特别是应用到光伏组件中时，还要兼顾与其他材料的工艺相容性能、层压后的表观和老化后的表观，以及对组件湿气的隔绝密封性能。
丁基胶由丁基橡胶经过特殊工艺加工制成，制备工艺较为简单。首先通过溶液法或淤浆法将异丁烯和少量异戊二烯合成为丁基橡胶，再通过特殊工艺制成丁基胶。丁基胶配方把握较难，主要包含5-6个成分，其中丁基橡胶占比12%，聚异丁烯占比20%，补强剂5%，填料52%，石油树脂7%，其他助剂4%，根据性能要求的不同，各家配方稍有差异。
丁基胶各成分占比情况（2022年）
丁基胶生产工艺较为简单，需要将原料聚异丁烯、丁基橡胶在110°C-130°C的捏合机中搅拌均匀，依次添加填料、抗老化剂、软化剂，抽真空搅拌后出料得到成品。生产工艺先后经过硅烷偶联剂接枝改性、熔融共混改性、填充改性，以提升丁基胶的性能、降低成本。熔融共混改性主要是将两种聚合物加热到熔融状态，在强力作用下共混、冷却、粉碎造粒；硅烷偶联剂接枝改性能够将性能差异大的材料界面偶联，提升极性；填充改性是在聚合物中添加结构不同的添加物如碳酸钙、陶土等，实现增容增重，降低成本、提升性能。
丁基胶设备主要包括涂布机、挤出机、捏合机，涂布机设备价值大概在2-5万，挤出机设备价值为10-20万，捏合机设备价值为1-3万，设备安装周期为6个月，固定资产投入较小。丁基胶涂布机是在铝间隔框两侧均匀涂抹丁基热溶胶的设备，常应用于中空玻璃的生产加工工艺。成品丁基胶在常温下呈固体形态，打胶过程需要超100°C的高温，常借助于设备操作简便、可靠耐用的丁基胶涂布机，生产涂布均匀、质量稳定可靠的产品。我们认为丁基胶设备为胶粘行业普通设备，目前已实现国产替代，因此量产受设备制约可能性较小。
丁基橡胶和聚异丁烯均为丁基胶的主要原材料，目前以进口为主，看好国产替代推动成本下降。丁基橡胶、聚异丁烯产能主要集中于欧美区域，国内高纯度丁基橡胶产品依赖进口，进出口价差明显。目前丁基密封胶进口价格120元/千克，国产仅为80-90元/千克，价差达30%-50%，国产丁基胶虽然价格较低，但是稳定性仍然有待提高，判断国内厂商若能通过技术突破实现丁基胶原材料国产替代，成本将显著下降同时性能增强，推动大规模量产应用。
丁基橡胶（IIR）-丁基胶主要原材。
供需情况：全球丁基橡胶产能总体过剩且高度集中，需求增速较小。1）供给端：2021年全球丁基橡胶产能为218.9万吨，同比+1.6%；产量136.9万吨，同比+3.7%，装置平均开工率为65.5%。世界生产能力排名前十企业产能合计216.7万吨/年，其中前三名为埃克森美孚/沙特阿美/西布尔，产能分别占比33.4%/20.2%/11.3%。目前丁基橡胶产能相对集中于欧美地区，区域发展不平衡。判断伴随国内光伏级丁基胶需求起量，丁基橡胶国内产能占比有望提升。2）需求端：丁基橡胶应用领域以内胎和硫化胶囊为主，此外还有少部分用于汽车部件、医用、密封剂等，主要终端需求国家为中国、美国和西欧。分区域来看，2021年，世界前三大丁基胶膜消费地区分别为东北亚/北美/独联体，消费分别占比15.3%/16.7%/1.7%。
世界IIR/HIIR供需情况
我国IIR/HIIR低端产能充裕，高端产能不足，以进口为主。据海关总署公布数据显示，2022年，国内丁基橡胶进口总量29.24万吨，同比+34.31%；出口总量7.93万吨，同比+110.34%。伴随国内生产装置陆续建成投产，国内丁基橡胶产能增加，低端丁基橡胶具备一定的价格和规模优势，但是由于丁基橡胶生产技术主要掌握在欧美国家，国产丁基橡胶产品质量不稳定，因此高纯度的丁基橡胶主要依赖进口。判断未来若能通过自主研发、技术转让或专利购买等途径实现丁基橡胶国产替代，进口依赖度有望大幅下降。
目前国内共有5家丁基橡胶生产企业，大部分集中在华东地区，装置技术来源主要为意大利、俄罗斯等国，以中试技术为主，且自主研发技术较少。我们认为丁基橡胶低端产能富余，但原材料获取和配方研究方面仍存在瓶颈，产品还未跻身高端产品。
国内丁基橡胶产能（截至2022年，单位：万吨/年）
国内丁基橡胶领域专利数量较多，看好丁基橡胶国产化进程加速。近年伴随风电光伏等新型应用场景的扩展，丁基橡胶研发不断深入，专利申请数量显著提升。根据CNKI中国专利数据库，截至2023年2月10日，国内共有丁基橡胶领域的申请专利3165件，2015年以来年申请量稳定在200件以上，2022年达235件，专利主要围绕制备工艺和应用领域拓展方向。我们认为未来几年专利数量仍保持井喷增长，看好国内企业自主研发能力不断增强，丁基橡胶国产化进程加速。
成本：丁基橡胶成本受异丁烯价格波动影响较大，异丁烯价格和石油挂钩。丁基橡胶直接材料为异戊二烯和异丁烯，其中异丁烯占比达99%，因此异丁烯价格直接影响丁基橡胶成本。异丁烯作为石油衍生品价格随石油波动，2022年原油价格大涨提振异丁烯价格，5月中旬价格开始宽幅拉涨，7月起价格逐步回落，目前异丁烯价格稳定至11000元/吨左右。
原油价格
聚异丁烯-丁基胶重要改性材料
供需情况：1）供给端：德国巴斯夫（BASF）公司最早于1940年建成6000吨/年聚异丁烯，此后美国、法国、中国等均开展了工业化生产。根据CNCET，目前世界聚异丁烯产能超170万吨/年，主要集中于北美、西欧、东北亚。2）需求端：由于原料、生产工艺和催化体系的多样性，聚异丁烯下游应用场景广阔，如密封剂、润滑剂、医用贴膏、填料、建材、口香糖胶基等。随着节能环保要求的提高，PIB用量逐步增加，市场前景广阔。2022年，我国初级形态的聚异丁烯进口量7.49万吨，出口量1.05万吨；12月出口均价2928.36美元/吨，进口均价1926.64美元/吨。
初级形态聚异丁烯月度进出口均价
技术：按相对分子质量划分，聚异丁烯可分为高分子量（10万~1000万）、中分子量（1万~10万）、低分子量（350~3500）和低分子量高活性几大类。主要组分异丁烯来自液相催化裂化和催化重整生产汽油或石脑油裂解生产乙烯单体产生的碳四副产品；去除碳四副产品的丁二烯后，经过硫酸抽提，将提取物送入换热器加热，使反应逆转，即可得到高纯度异丁烯；高活性聚异丁烯（HR-PIB）一般以高纯度异丁烯为原料制得，热稳定性强、裂解无残碳，符合绿色化工下的环保要求。
成本：聚异丁烯主要成本为原材料异丁烯，生产成本根据生产工艺不同有所差异。降本路径一方面为降低原材料异丁烯成本，一方面通过装置技术改造，如优化循环水运行降低循环水消耗、调整装置工艺参数降低蒸汽用量等，降低聚异丁烯生产工艺成本。
丁基胶产业链蕴含哪些投资新方向？——目前丁基胶处于国产替代进行时，组件厂商如华晟、东方日升等大部分采用国外厂商丁基胶产品，国内康达新材等产品正处于验证中，验证周期一般为5000小时。判断国内厂商有望通过技术研发、原材料进口替代等推动成本显著下降，建议关注配方制备经验丰富、技术迭代速度快的材料企业。
看好国内材料商在丁基胶增量市场打开局面。丁基胶产品毛利率较高，国产替代正在进行。目前光伏用丁基胶产品毛利率高达40%以上，以国外厂商科梅林、柯耐士生产为主，国内康达新材等材料厂商也通过技术研发推出丁基胶产品，我们认为国内厂商若能实现规模化量产，企业盈利能力有望显著增强。从产品表现上看，国外丁基胶产品的物理、阻隔、力学性能参数等均优于国内厂商，具有更低的水汽透过率、更高的剪切强度和耐温性，但是国内厂商近年通过技术研发，不断缩小与国外厂商的产品性能差距，甚至某些指标（如水汽透过率）可以高于国外厂商，因此看好光伏材料制备技术积淀深、成本管控能力强的材料厂商加速实现国产替代，在丁基胶增量市场上打开局面。
国内外丁基胶产品性能对比
1.2能源发电分析
火电：近期煤炭库存量增加，燃料成本价格松动，叠加煤炭长协及进口增长，整体用煤价格有望下降，目前各地保持燃煤电价上浮20%政策，辅助服务市场及容量电价政策逐步成熟，将为火电企业带来更明确的盈利机制和较大业绩弹性。相关标的：国电电力，华电国际，华润电力（H）。
水电：多条流域梯级电站形成的联合调度效应，在一定程度上可减缓极端天气带来的来水不及预期的不利情况，同时雅砻江、澜沧江及长江流域的“水风光一体化”建设加速，其互补效应将提升水电板块业绩。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。
核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，行业有望持续稳健发展。相关标的：中国核电，中国广核。
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。
二、投资方向梳理
2.1 光伏电池研究分析
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。
今年风光储增速提升有望继续带动全球IGBT两位数增长。近年来，IGBT国产化率持续提升。
截至2022年，全球IGBT市场增长至76亿美元，并预计，今年风光储增速提升有望继续带动全球IGBT两位数增长，2023年全球IGBT市场规模将达86.2亿美元，增速约13%。
IGBT是多类场景的核心器件。IGBT全称Insulate-Gate Bipolar Transistor，也叫绝缘栅双极型晶体管，可用于逆变器、车载充电机、DC-DC变换器等多类场景中，是光伏逆变器、风电变流器及储能变流器的核心器件，也是新能源汽车电机驱动系统的核心部件。
从IGBT的产品分类来看，按照其封装形式的不同，可分为IGBT单管、IPM和IGBT模块。其中IGBT单管和IPM模块主要应用在中小功率场景，前者应用在小功率的家用电器、分部式光伏逆变器等；后者应用于变频空调、变频洗衣机等白色家电产品。而IGBT模块应用于大功率变频器、新能源车、集中式光伏等领域。IGBT模块占光伏逆变器成本的15%至20%。
国内风光储IGBT市场规模约占全球33%。风光储IGBT市场增速在未来几年有望超过汽车，市场份额逐年提升，2025年提升至9.7%。随着，2025年国内新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，预计未来新型储能所需的IGBT市场有望迎来爆发，CAGR（复合年均增长率）达54% 。整体来看，中国是全球最大的IGBT需求市场，需求量约占全球超四成，且需求占比有望持续提升。据东方财富研究，国内市场规模到2025年将增长至522亿，CAGR达22%。
有数据显示，2022年全球风光储IGBT市场规模为72.3亿元，同比增长33.2%，预计2025年有望达133.7亿元，CAGR（2022-2025）为22.8%。其中，2022年中国风光储IGBT市场规模达到23.8亿元，同比增长48%，约占全球33%的市场份额。预计2025年有望达45亿元，CAGR为23.7%。
整体IGBT国产化率已提升至约30%-35%。目前全球IGBT市场前五大厂商分别为海外的英飞凌、三菱、富士电机、安森美和赛米控。国内方面，有分析，2021年及以前，我国8、9成IGBT产品均需要进口，2022年整体IGBT国产化率提升至约30%-35%，车规级IGBT厂商在中国的市场份额已经从2021年的32%提升到2022年的45%—50%。目前中国 IGBT 行业已经能够具备一定的产业链协同能力，士兰微、斯达半导、新洁能、时代电气、杨杰科技、闻泰科技等国内生产厂商已经IGBT国产替代方面取得了很大进展。士兰微以IGBT单管和IPM模块为主，2021年公司在全球IGBT单管/IPM模块市占率达2.6%、2.2%，均位列国内品类第一。其重点应用在工控和家电领域。
值得注意的是，国内在IGBT制造工艺水平，模块封装的散热效率上与国外英飞凌等厂商存在一定差距。
目前国产IGBT厂家产品在35KW以内的光伏应用场景性能指标已经基本满足需求，可以应用于全球户用光伏市场，但较大功率的逆变器所需的IGBT模块仍存在国产替代空间。
从IGBT厂商产品电压覆盖范围来看，英飞凌、三菱电机、意法半导体、安森美等海外厂商基本覆盖600V—6500V全系列电压，在1700V以上中高压领域具有绝对优势，而国内厂商多集中在中低压领域，产品主要集中在1500V以下的IGBT市场。
赛晶科技此前正式推出1700V IGBT芯片，各项性能都达到甚至超越了国际龙头的同类产品。该芯片能够应用在风力发电和储能及工控领域，尤其是在储能和风力发电领域。此外，公司还在新能源汽车上加速布局，其1200V的IGBT已经打入国内头部新能源汽车的供应链。同时，全新设计的车规级SiC产品也在蓄势待发。
值得一提的还有，时代电气和斯达半导已经有高压3300V及以上的产品应用。时代电气2018年公司6英寸SiC生产线首批芯片试制成功，具备了完整的 SiC 芯片制造生产能力；2020年进行以第六代IGBT技术为基础的汽车用功率半导体生产线建设。公司表示，IGBT已经批量应用于输配电、轨道交通、新能源汽车、风力发电、光伏发电、高压变频器等领域。时代电气在轨交、电网领域大幅领先，在国内IGBT模块市场中位居第二位，仅次于斯达半导。斯达半导优势在于IGBT模块，模块营收占比超80%，主要覆盖新能源汽车和工控领域，早在2013年就专注新能源汽车IGBT模块的研发，在高壁垒的IGBT行业，先发优势更为明显。综合来看，国内厂商中斯达半导在IGBT上的技术和产能相对领先，率先实现突围的几率较大。
IGBT需求“高烧不退”。随着新能源的爆火，IGBT缺货成了近年来的“家常便饭”，海外大厂交期普遍在50周以上。2022年英飞凌积压订单金额达430亿欧元，是同年营收142亿欧元的3倍有余。而安森美早在2022年5月就宣布到2023年底不再接受新订单。
IGBT在工业、车用领域供货仍吃紧，且主流IDM厂一路看好其长期需求。业内人士分析，IGBT缺货有二大原因，一是当前太阳能逆变器采用IGBT的比重大幅提升，二是目前半导体产业正处于调整期，不仅产能有限，而且许多产能都被电动车厂抢走，在排挤效应下，导致IGBT缺货。来源：NE-SALON新能荟 Z
2.2光伏电站发电量、电价计算研究
对于可控性电力与不可控电力，由于其生产出的电力，以及提供给电网的电力的性质，存在本质的区别，通常将不可控电力生产出的电力称为半成品电、不合格电、垃圾电，因而需要再投资稳定转换设备和蓄能设备，才可以将半成品电力加工为合格成品的电力。
因而：可控性电力总成本=发电成本+蓄电成本；不可控电力总成本=发电成本+不可控电力转换加工成本+蓄电成本。
从以上的成本构成中，可以明确的区分出可控电力以及不可控电力的区别。对于使用电力的用户，不稳定的电力，由于其不稳定性，不经过加工，是无法直接使用的，因而需要对不稳定的电力，提供一个“不可控电力转换加工成本”，需要一个设备，将不可控电力转换为可控电力，此设备及加工过程，需要另外的支付成本。但是这个支付的成本，用户是不会支付此成本的，因而此部分的成本的支付，成为了制定政策的难题？
这个成本该谁支付了？光伏及风电的投资者认为，光伏和风电电站，已经发出了电力，电网就应该负责购买，这是新能源发展的基本的政策，但是到底是属于“成品电”还是“半成品电”，以前负责购买买方（国家电网），并没有规定“成品电”与“半成品电”的电的质量要求，只要电就应该进行购买并支付资金。因而所有的电站投资者集体发出此声音，社会上及主流媒体很少人传播“成品电”还是“半成品电”的质量区别。
由于电网代表国家负责收购电力，不可控电力转换加工的成本，开始电网还可以承担，但是随着不可控电力的比例增加，电网需要支付大量的资金对其进行加工，但是其卖出的电价又无法提高，因而长期执行此政策，肯定出现电网亏损。因而电网要求电站企业增加蓄能并对蓄能的时间进行要求，从开始的11(10%、1小时),到现今的22(10%-20%、2小时)，甚至有些要求44(40%4小时)。
这种政策的出台，表明电网需要电站承担部分的成本，从10%逐渐提高，这样才能避免电力涨价；但是电站由于增加了此部分的成本，又不能增加电力的收入，因而电站将提出一万个理由，拒绝承担此部分的成本，因而电价是由电网和电站两个阵营协商或竞争的结果。
电站可以承担的成本，同样存在一个上限，由于此成本的增加，必然带来电站的盈利能力降低甚至亏损。因而如果电站和额电网两个阵营都达到了承担的上限，电站和电网可以联合成为一个整体，要求涨电价，目前涨电价的呼声已经出现，何时成为市场上的行为，需要更高层的领导才可以权衡确定。
为此，在制定电力政策上，应该将成品电力与半成品电力区别开来，这样才是正常的市场定价原则，而不是将半成品与成品电力支付相同的价格，长期的鱼目混珠造成电力市场的价格混乱，将障碍和制约可再生能源的最优化发展。
为了现在12%的不可控电力，需要全网安装不稳定转换器设备和蓄电设备，此种代价是巨大的，对经济发展也是沉重的。
现有的“成品半成品相同价格”的电力价格政策，极大的促进和增加了不可控电力的发展，造成不可控电力的超速发展，但是此种电力的比例增加，也必然带来蓄能及稳定转换的需求，反而增加了整体的电力成本。
因而，调整电力政策，按照不同品质，不同价格的电力价格政策，将有效的减少新型电力系统的不稳定性以及蓄能的需求，更有利于建设新型的电力系统。
现有的电力政策也将给未来新型电网带来的另外一个难以解决的问题。对于新型电网或者未来的电网，不可控电力只能依靠可控性电力进行并网及传输，不可控电力的强势增大，势必造成新型电网的稳定性及蓄能的巨大的挑战。未来如何使得新型电网保持稳定性和蓄能，需要投入多少的经济代价才能解决问题，这将给经济的发展带来多少影响？需要进一步的研究。
同时属于可再生能源，对于不可控电力以及可控电力制定不同的支持政策，造成了可控电力的缓慢发展，同样是太阳能发电，但是太阳能光伏、风力发电以及太阳能光热的政策支持方式和力度完全不同，对于地下热能发电和海洋发电，甚至缺乏政策支持，造成我国在此领域落后于国外。
因而按照不同的电力的总成本作为依据，制定不同的可再生能源的电力价格，特别是制定有利于太阳能光热、生物质、地下热能、海洋能发电的政策，可以促进和加速可控性的可再生能源电力的发展。
负电价时代，新能源底层的投资逻辑正在转变。山东电力市场在五一期间的负电价出现，从总量上看，本次负电价所影响的交易电量，占市场化总量的比例是非常小的；从时间上看，负电价所占全年交易时长，也是极小极小的。
所以从事情本身来说，是个小Case。但是，山东现货的负电价，是一次黑天鹅事件，将带来新能源领域观念的剧烈变化。
电力系统过去是一个高确定性的系统，即使到了新能源大量并网的今天，所有人依然追求高度的确定性。负荷是确定的，需要做负荷预测，还有负荷控制等多种手段。发电是确定的，哪怕是风电光伏，也是要做发电功率预测的。
调度是要有计划的，基于源-荷两侧的预测，平衡电力电量，形成电网的运行计划。因此，某种程度，负电价的出现，至少对调度来说也是一种可预见的概率事件。在成熟电力市场中，无论是负电价、零电价，还是极高的尖端电价，都是司空见惯的事情。但是，在概念的维度，负电价是一次不折不扣的黑天鹅事件，它改变了很多国人的观念，尤其是电力消费者的思维定势：以前用电是要钱的，电价是正的，电价是很少变化的。
山东电力现货市场出现深谷电价的时候，某用电大户就对分布式光伏投资商提出三个灵魂拷问：这些时段的市场价格，远比你给我的光伏电价低，为什么我要买你的电？为什么你签合同的时候锚定的电价，是以前的目录销售电价，而不告诉我市场电价未来会大幅变化？合同能不能重新签？
有人做过测算（不一定准确，仅供参考），如果分布式光伏自发自用部分的售电价格，锚定现货市场价格，那么山东分布式光伏的收益率可能将下降25%左右，而且光伏越多，电力系统峰谷不平衡现象越突出，未来收益率越低。这也符合经济学的基本规律：生产越多价格越低。
所以无论是对分布式光伏还是储能，甚至是节能EMC项目，过去的商业逻辑发生了根本的改变。个人认为这才是负电价作为黑天鹅事件，带来的观念性冲击，和行业的底层逻辑变化。
分布式光储的底层逻辑改变。过去的分布式光伏和分布式储能，底层投资逻辑是：一种“低风险资产的固定收益产品”。过去光伏电价锚定“目录销售电价”，分布式储能电价锚定“分时段电价”，在签订项目合同时，这两个电价都是确定的。分布式光伏的投资风险，建设期主要是变动成本控制；运行期主要是自发自用部分的电费回收风险。如果项目资产和项目业主本身没什么大问题，且中长期电费回收风险低，那么光伏电价折扣多一点，收益率低一点也没问题。分布式光伏的低风险固收特征，是吸引大量国央企投资的原因。现在的分布式储能的情况也类似，只要用户负荷曲线确定，基于固定的峰谷价差和峰谷时段，实现固定充放套利即可。但是电力用户的价格观念，正在被电力市场教育和改变：原来不同时段的电价会变化，甚至会剧烈波动，而且未来电价变化的趋势是不确定的。
举个例子，难道半夜电价真的一定便宜吗？
这是长三角某地市电网，典型夏季日的总负荷曲线。在光伏大量并网后，中午12点出现了深谷，但是在半夜23点左右，出现了一个用电高峰，这是叠加了居民制冷负荷和电动汽车充电负荷后得到的结果。
由于电动汽车，尤其是网约车在晚高峰后的集中补电行为（充电价格开始打折），导致23点出现了用电功率的峰值。
如果实时电力价格反映供需关系，这个时段应该是峰段电价。那么该地分布式储能深夜充电的套利策略模型，是不是就被颠覆了。电力的时代变了绝大多数的投资者都厌恶不确定性，尤其是电力企业。过去十年的新能源的大干快上，其底层逻辑在于：传统电力系统所延续的确定性——依靠优先发电、政府补贴、全额消纳、固定电价、坚强电网等多重机制，在可靠性、经济性、政策保障等方面，构筑了高度确定性兜底，对于这种确定性，甚至形成了某种行业思维定式。就像房地产行业过去某种信念——房价不会跌。所以某种程度上，新能源的开发逻辑，与房地产行业是高度类似的：路条等于地皮、电价等于房价、低成本资金驱动、高杠杆高周转、项目公司操作，低水平的运营。但是现在，市场在不断的教育消
战略上，从过去的以追求项目数量、单个项目装机量为目标的项目导向，变成以优质客户、优质项目的运营优先为导向。
在投资上，从过去的依靠资源关系，低成本资金，固定收益测算的模式，转向以满足客户综合能源价值诉求为目标，实现“保底固定收益+运营动态边际收益”的综合收益率优化。
在运营层面，从过去的分布式光伏、储能的简单巡视维修，变成综合的能源托管和整体智慧运营，甚至到多项目的联合运营、多边变现（隔墙售电+虚拟电厂+市场化交易）的高级运营模式。
总结：不确定时代的确定性。当电力市场放开，所带来的观念冲击成为一种黑天鹅事件，为电力新能源行业原有的建设模式带来巨大的不确定性，并引发原有新能源资产估值模式变化，甚至导致整个产业链条的重估。已经有不少敏锐的新能源企业感受到客户侧的变化，提出从单纯的项目开发商，向综合的智慧运营商转型。在现货市场形成的不确定中，唯一确定的就是：电力用户对安全、经济、低碳的能源发展需求是始终不变的，过去靠投资去满足，未来需要结合战略-投资-运营的新型三角关系，构建新的竞争壁垒去深度满足。可能，这才是新型电力系统的基本意义。
2.3 风电板块
2.3.1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。
重点：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。
这里需要指出的是，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。
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。
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。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。
2.4 绿氢产业链整体经济性分析研究
绿氢炼化的内涵很广，是指依托炼化基地开发大型可再生能源发电—制氢—储氢—利用项目，促进炼油化工行业深度脱碳、绿色发展。该文重点分析绿氢替代化石能源制氢的前景，因此所指绿氢炼化产业链，是从可再生能源制氢至氢气进入用氢装置前为止，包括制取和储运2个环节。
基准情景下，大规模绿氢炼化项目通常就地制氢、就地消纳，储运成本忽略不计，绿氢制取LCOH等同于绿氢炼化产业链总成本。当前我国绿氢炼化产业链总成本区间在25～40元/千克，制取效率偏低、成本偏高是造成绿氢炼化产业链经济性瓶颈的主要“痛点”。与灰氢相比，预计绿氢炼化产业链将在2035年左右迎来经济性“拐点”，灰氢成本将被碳价抬升至17～20元/千克；2040年绿氢炼化产业链的成本竞争力将全面超越灰氢。
电价对绿氢炼化产业链经济性产生影响。我国可再生能源储备丰富但分布不均，受技术水平影响，不同品种的可再生电力价格存在差异；受资源禀赋影响，不同区域的可再生电力成本也有差别。西北部地区太阳能发电成本低至200元/MW·h以内，绿氢炼化产业链总成本低至16元/千克左右，在计入灰氢碳排放成本的情况下，预计经济性“拐点”将在2025年之前到来。东部沿海地区，海上风电成本接近500元/MW·h，绿氢炼化产业链总成本被抬高至29元/千克以上，预计经济性“拐点”将在2040年左右出现。
运输成本对绿氢炼化产业链经济性产生影响。我国绿氢供需存在严重的空间不匹配，大规模制氢工厂建在可再生资源丰富的西部北部地区，而炼油化工企业多分布在沿江沿海地区。随着绿氢炼化产业的发展，绿氢大规模、跨区域运输将日益频繁，储运成本将构成绿氢炼化的另一“痛点”，对产业链经济性形成挑战。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。见图8。
灰氢成本也对绿氢炼化产业链经济性产生影响。碳价是灰氢前景展望中最大的不确定因素。高碳价情景下，碳排放成本将成为灰氢发展新的“痛点”，煤制氢LCOH将从目前的15.65元/千克增至2060年的23.15元/千克，绿氢炼化产业链经济性“拐点”预计出现在2030年前后。低碳价情景下，煤制氢LCOH将从目前的14.96元/千克增至2060年的17.84元/千克，绿氢炼化产业链经济性“拐点”预计出现在2035年之后。若不计入碳排放成本，煤制氢LCOH将从目前的12.85元/千克缓降至2060年的10.40元/千克，绿氢炼化产业链经济性“拐点”预计将推迟至2050年前后出现。详见图9。
绿氢交通产业链
绿氢交通是指用氢燃料电池汽车替代燃油车，在远期或是特定场景下替代电动车，助力交通领域的碳中和进程。该文所指绿氢交通产业链，是从可再生能源制氢到加注到燃料电池汽车，包括制取、储运、加注3个环节。
基准情景下，我国加氢站运营以站外供氢模式为主，包括12种绿氢交通产业链业务组合方案，制氢环节包括ALK制氢和PEM制氢2种技术路径；储运环节包括直接用长管拖车运至加氢站的近距离情况，也包括先用管道或槽罐车将氢气运至中转站、再由长管拖车分配至加氢站的长距离情况；加注环节包括500kg/d和1000kg/d两种加注能力的35MPa加氢站。此时，绿氢交通产业链总成本等于3个环节平准化成本的加和。
当前我国绿氢交通产业链总成本区间在58～85元/千克，具体见图10；远高于氢燃料电池汽车示范应用城市群35元/千克氢气零售价目标。绿氢交通产业链经济性“痛点”主要存在于3方面，一是绿氢制取成本偏高，因此现阶段氢能交通领域主要使用工业副产氢；二是氢气长距离储运成本畸高，占据产业链总成本的12%～25%，而成品油储运成本（指贸易商成本）仅占产业链总成本8%左右；三是加氢成本占比在30%以上，规模越小的加氢站加注成本越高。
若仅以车辆行驶产生的能耗成本对比，预计绿氢交通产业链经济性“拐点”将在2040年后到来。在商用车领域，氢燃料电池汽车的首要竞争对手是柴油车，预计2040年前后获得成本竞争力；在乘用车领域，氢燃料电池汽车主要与电动车竞争，经济性拐点预计将晚于2050年出现。详见图11。
交通用氢需求的扩大不仅能直接作用于产业链末端，提高加氢设备利用率从而降低成本，还能溯及绿氢交通产业链上游，发挥规模化效应，间接降低绿氢制取和储运成本。
若绿氢交通市场发展快于预期，使加氢设备利用率在基准情景基础上增加1倍，以1000kg/d加氢站为例，加氢环节成本将下降50%以上，带动绿氢交通产业链总成本降至45～68元/千克，成本竞争力大幅增强。
照此推算，绿氢交通产业链总成本将在2030年降至35元/千克左右，2050年降至20元/千克左右。氢燃料电池汽车的燃动成本有望在2035年前后与柴油商用车平价竞争，也就是说，绿氢交通产业链经济性“拐点” 将提前至2035年前后到来。
绿氢产业高质量发展建议。第一，建议以经济性为基础，科学规划各阶段绿氢产品定位和产业发展重点。现阶段绿氢产业处于市场导入期，产品定位侧重满足交通领域商用车等特殊需求及高附加值化工原料的增量需求，后者对高成本绿氢的承受力更强，产业发展重点在于技术和装备攻关、基础设施建设和绿氢炼化、绿氢交通、氢能冶金等领域的示范应用。
到2030年，绿氢产业进入快速成长期，绿氢开始规模化替代用作工业原料的存量灰氢，产业发展重点转为确保规模化发展下的供应链安全稳定。2040年，绿氢产业进入成熟期，绿氢成为主流的氢气来源广泛用作工业原料、交通能源和储能手段。
2050年，绿氢产业迈向跃升期，绿氢实现与化石能源的平价竞争，作为终端能源品种推广应用，届时产业发展重点在于保障终端用能安全和进一步提升绿氢利用效率。
第二，建议以产业制造为基石，加快关键技术攻关和装备国产化进程，支撑我国绿氢产业链做大做强。科技进步是促进绿氢产业提质降本的第一驱动力，未来5–10年是绿氢领域的“创新窗口期”。
一方面，要加强科技研发顶层规划，重点是准确识别具备市场化前景、符合我国产业实际的绿氢技术研发方向，尽早集中优势资源进行创新攻关和产品制造，避免在减碳价值低、经济前景差的科研方向上走过多弯路，进而减少未来产业化阶段同质产品恶性竞争的风险与损失。
另一方面，从产业全局来看，交通领域的用氢规模相对有限，要促进科研平台与产业基地有机衔接，鼓励研发端在绿氢应用场景，特别是工业领域的应用场景上多做文章，在直接替代灰氢、直接用作燃动之外，研发端亟需为绿氢应用开发更多可能，让绿氢在工业领域绿色低碳高质量发展进程中发挥潜能，带动绿氢产业在更广阔平台上谋求更大发展。
第三，建议以基础设施建设为抓手，按照共建 共享原则营造健康有序的绿氢产业生态。基础设施是能源产业培育发展的先行领域，也将构成能源企业的一项核心竞争力。
然而，绿氢长输管道等基础设施是具有准公共产品性质的重资产，目前市场对绿氢认知有限、需求不足，若交由某一企业投资管理长输管道等重资产设施，微观上会形成企业成本负担和经营风险，宏观上不利于产业快速发展和有序竞争。
建议由政府部门或大型央企牵头，积极联合绿氢产业链上的各类市场主体，包括制氢工厂、设备商、贸易商、车企、物流公司等等，通过灵活多样的形式进行广泛深入合作，共建绿氢基础设施，共享绿氢社会红利。
三、新能源行业重大事件
1、回顾光伏行业的飞速发展，从MW时进GW时代的那一刻起，就已经刷新了人们对于未来市场的认知，旧的应用场景在饱和，新兴应用场景市场被开发已经是必然的趋势。将分布式光伏发电与建筑材料相结合的建筑光伏一体化(BIPV)产品开始在市场崭露头角，而与建筑一体化的特性使BIPV成为了光伏产品中的新“中坚力量”。
BIPV最早应用可以追溯到卫星和国际空间站上，卫星上的光伏发电结构是光伏与结构一体化的最早雏形。在技术进步与市场需求的推动下，国内绿色建筑行业之风不断盛行，带动了光伏建筑一体化市场的升温与火热。
然而，在广阔市场前景下，BIPV产品目前还处于创新探索阶段，建筑行业对于BIPV产品还未有科学严格的标准体系，对市场的指导与约束还不成熟，容易出现差异化、质量低、安全系数不牢靠等产品问题，对市场友好度产生冲击。
由于BIPV产品直接替代部分传统的建筑材料，因此在建筑设计阶段需要进行一体化设计，施工建设与安装期间也需做好配套工程，提升了建筑本身的建设成本。
对于在市场末端而言，投资较大，回收周期较长，出于经济效益、经营稳定性的对比，BIPV产品的推广和使用也存在一定的滞力。
选择合适的BIPV产品在满足建筑主体生态和美学需求的前提下，充分发挥出光伏产品的绿色供能作用成为产品最核心的竞争力。
再看工商业项目应用，在大面积的厂房屋面、大型建筑、公共建筑等场景上应用BIPV产品，由于面积大、投入高，这一领域的用户都更侧重权衡经济投入和发电效益。因此在厂房等工商业建筑商使用BIPV产品，投资回报尤为重要。
相比较现在市面上的常见的BAPV，也就是在屋顶或者外墙安装支架弄个光伏板，BIPV肯定是有着更突出的优势，像一些工商业屋顶的彩钢瓦外安装光伏板，由于一般彩钢瓦的实用寿命在10几年左右，而光伏组件使用寿命则有25年，就意味着后期更换期间还有整个屋顶换完后再次进行安装固定，增加人力安装成本不说，同时也会影响后期的建筑安全。
从这次的几家BIPV组件来看，在产品和技术上也逐渐趋于成熟化，像晶科、东风日升、阿特斯、协鑫、隆基等厂商的BIPV 产品在防风、防水、抗压、防火等方面都具备很好的性能，屋顶类产品基本上占据了BIPV的市场主体，基本上各家都在做，和传统的BIPV产品相比，具备建材认证、安装难度高、普适性低、防水防风性能不佳等硬伤特点都有得到很好的优化。
客观的讲、目前BIPV存在着一定的痛点，高成本、行业标准的建立以及自身的性能问题依旧是BIPV绕不开的三大挑战，但从行业动向来看，BIPV之所以一直被看好，也是大家看到了它未来巨大的市场潜力。
以晶科为例，其今年的BIPV出货目标为300MW左右，而在过去一年，公司总的组件出货规模超过40GW。因此，“万亿市场”真的也绝不是说说而已了。
在防水方面，其高分子防水卷材大幅度提升系统防水等级。结构方面，热风焊接固定，双玻组件叠加多支撑面结构，屋面无需预留巡检通道，可直接踩踏安装。
BIPV产品经受市场“打磨”，利好用户。BIPV产品在建筑降碳减排、推动发电收益增长、实现低碳发展上具有明显的空间与效益优势。当前光伏行业认为，BIPV产品是搭建光伏与建筑之间的桥梁，在建筑安全与发电效益上需要做好均衡与协调。
业内对BIPV性能达成共识，要兼具发电设备和防水建材的属性，既要抓住科技感，还要抓住防水建材产品防水、耐用、安全、多彩等特点。“在这一关键要点上，东方日升的单曲超能瓦、聚能顶和赋能顶无疑用专业的技术力和多变的产品适应力满足了市场对BIPV产品的期待和要求。”东方雨虹瓦屋面系统有限公司总经理牛兰成说道。他表示，BIPV兼具发电设备和防水建材的属性，既要抓住科技感，还要抓住防水建材产品防水、耐用、安全、多彩等特点，系统性开发新产品。东方日升BIPV深入专研BIPV系统，这次推出的单曲超能瓦，不仅填补了市场上波形瓦的空缺，而且引领新的曲面瓦的风尚，形成光伏瓦独特的风格。除了满足建筑规范与设计标准的要求，BIPV建筑光伏一体化的应用产品还要做到建筑美学、建筑功能与发电功能的有机融合。建筑业，工厂、商办、房地产、服务用房和部分减排的国家级建筑等装机场景追求经济效益和投资回报，对光伏产品生产企业提出了更高要求。
对此，中国建筑设计研究院、太阳能建筑技术研究所所长鞠晓磊表示，搭建光伏与建筑之间的桥梁，系统首要要素是安全，尤其是防火性能，其次是尺寸适配，光伏与建筑实现尺寸搭配在实际应用中尤为重要，然后还有美观性。东方日升发布的单曲超能瓦在美学方面的表现比较突出，更能满足建筑的设计风格需求。
随着政策端加码以及BIPV自身技术不断成熟，BIPV项目的潜在收益正在被进一步挖掘，BIPV渗透率及装机量将持续放量、不断提升，对东方日升等光伏企业的BIPV产品的综合要求也将随市场驱动不断升级，推动研发安全、可靠、高效的BIPV产品。
2、2023年4月（包括3月底）—6月份并网容量大约有15GW。从投资商角度来看，并网容量较大的有中国能建、华能、国家电投、大唐、三峡、国能、华电等。其中统计中国能建并网容量超2.5GW，相比一季度增长0.5GW。
从省份角度来看，根据目前整理的并网信息显示，第二季度有26个省份光伏项目发布并网信息。其中新疆省第二季度并网容量远超3GW，其次为宁夏。且并网容量超1GW的省份有三个，依次为新疆、宁夏、广西。总体并网容量较第一季度而言有所提升。
根据已有并网信息得出以下结论，规模较大的光伏项目有：中国能建覃塘区2GW多能互补项目北1区光伏一期：新疆首个“风光火储”清洁能源基地项目（1000MW）；全国首个备案的“沙戈荒”光伏基地一期项目(1000MW);宁夏首个腾格里沙漠新能源基地项目(1000MW);宁夏腾格里沙漠新能源基地一期项目(1000MW);粤水电巴楚县20万千瓦/80万千瓦时配套储能和80万千瓦市场化并网光伏项目;新疆维吾尔自治区库车550MW光伏基地项目;全球最大柔性支架示范项目500MW“渔光一体”。
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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