概要及主要观点：
1、 光伏板块下跌原因分析：光伏此轮硅料价格大跌主要因厂商库存积压过高、硅料产能投产高峰预期、上下游博弈加剧等所致。仅目前来看，国内各类型硅料价格普遍缩水近半足以表明当前硅料供需关系已经彻底扭转。
上半年，EVA（乙烯-醋酸乙烯酯共聚物）市场整体低位运行。上半年，EVA价格均值为15857元/吨，同比下跌31.49%。其价格最低点在6月底，为13000元/吨；价格最高点出现在3月中旬，为17800元/吨。2023年1～5月，EVA国内产量83.26万吨，较去年同期增长17.72万吨，同比增长27.04%。2023年上半年，古雷石化30万吨EVA新产能投放，国内EVA总产能增长至245万吨。而2022年投产的天利高新，中科炼化以及扩能的联泓新材和宁波台塑等新增及扩能装置的稳定运行，EVA自供能力明显提升。2022年中国EVA产量为167.6万吨，下游消费量为264.6万吨，自给率约为63%，仍需大量进口。EVA光伏胶膜料为EVA下游第一大应用领域，2022年国内需求量约占总体需求的47%，据此测算，2025年国内EVA整体需求量将超过350万吨。 从资本市场上来说，走势往往领先于产业层面，连续几年的高速增长，给2023年光伏市场带来第一个负面影响，因基数过高带来的增速下降。光伏的长期前景没问题，但这并不能避免统计学上由于基数抬高带来的增速下滑，而对于任何一个成长行业而言，增速下滑就意味着估值中枢的下修。从2022年下半年开始，市场普遍下调了对于2023年光伏装机量增速的预期。但从2023年年初至今光伏市场的表现来看，光伏装机量“淡季不淡”，弱预期不弱。因此，需求之外，另外一个影响光伏更重要的因素，出现在了供给端。根据产能周期的不同，产业链内部的结构性产能紧张问题凸显，产能周期最长的硅料由此享受到最高的溢价。也正是因为此，硅料的产能扩张最为疯狂。光伏产业链过去两年供给端的产能扩张，已经远远高出光伏新增装机的需求。供求的失衡，让光伏供给格局快速恶化。光伏阶段性增速下滑，叠加供给翻倍式增长，是当前光伏市场表现不振的原因。同时，叠加当前国外需求衰退，以及美国地缘政治因素的扰动，使得市场对光伏进一步的看空。
2、 预计2023年7月，硅料/硅片/电池/组件排产数据分别为53/52/48/46GW，环比增长0%/11%/6%/15%。其中组件排产大幅提高，超出此前预期，代表行业需求放量超预期。上游价格见底预期趋于一致，需求增长反馈到招标大概率9月左右，叠加中国装机传统旺季，Q3-Q4装机数据预期较好，侧面证实光伏玻璃在三季度末四季度初可能出现供需错配的现象。关注辅材特别是新技术路线辅材的相关机会。落后产能或将加速出清。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。光伏设备后续成长逻辑主要源于技术迭代带动老旧产能的淘汰以及新设备单GW价值量的提升。TOPCon、HJT等晶硅电池片组件及其设备下一步发展、技术迭代及重点关注4个方面：低氧单晶炉、电镀铜设备、超细金刚线、0BB串焊机。
3、 二季度陆上风机价格趋稳。2023年一季度，陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从2月的1460元/kW，到3月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年2季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
4、 新能源政策更新：“实施从能耗‘双控’向碳排放总量和强度转变，可以更精准和科学降碳。”能耗“双控”是为了节约能源，控制碳排放和污染排放，但是能耗“双控”很难精准的减污降碳。向碳排放“双控”的转变，将会对地方政府、地方经济和企业产生深远的影响，政策将促进清洁能源的发展，有利于地方政府加大新能源规划开发，提升电网对可再生能源发电的消纳能力，激励企业消纳绿色低碳电力，促进传统高能耗企业绿色低碳转型，激励绿色低碳技术研发和推广应用。“能耗‘双控’和碳排放‘双控’有相同之处，也有不同的地方。”商道融绿董事长、联合国环境署金融倡议UNEPI中国顾问郭沛源对21世纪经济报道记者表示。两者相同之处是高效利用，不同之处在于谁更清洁利用。在能耗不变的情况下，如果能源类型换成更低碳的能源，也可以实现碳排双控目标。在此转变中，金融机构对于引导社会资本流向清洁能源领域，发挥着重要作用。金融机构应将支持清洁能源纳入重点工作范畴，加强产品创新，改进服务模式，相关业务政策向清洁能源开发、清洁能源基础设施升级、绿色服务等产业项目倾斜，结合机构特色灵活推介信贷产品，加强清洁能源产业信贷投放，提升有效融资需求的获贷率。此外，金融机构还可以加强与政府相关部门的协调沟通，在清洁能源融资需求、信息共享和金融服务对接以及培育绿色贷款增长点等方面共同发力，实地考察解清洁能源相关项目的融资需求，定期跟踪督导项目对接情况。
5、 预计进入夏季，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。同时接下来的北半球的用电高峰期，预计还会继续拉涨逆变器出货量，逆变器厂商的扩容速度也在增加，对于海外的供给依然会非常强盛。储能关注抽水蓄能。国内招标持续放量，同时市场进入交付与订单旺季，2023年全球光储市场需求将逐季度加速提升，中国企业将有望进一步提升在全球市场中的竞争力，建议关注光伏和储能逆变器领先供应商、前瞻性布局海内外大储系统业务的企业、原材料价格下降后成本持续领先的电池企业、抽水蓄能设备供应和建设头部企业。
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。
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
硅料市场止跌企稳，N型硅料价格反弹。一方面，随着多晶硅库存接近合理水平，供需关系有所转好，硅料价格有望维稳运行；另一方面，随着三季度N型电池产能开始释放，N型硅料需求持续提升，部分企业出现高品质料紧缺的情况，导致N型硅料和复投料价差进一步拉大。
三季度N型TOPCon产能预期将迎来集中释放期。硅料价格实现企稳主要由于：1）#库存端，前期由于头部硅料企业库存压力，加速去库，抛售硅料导致价格加速下跌，根据近期产业链调研和跟踪来看，硅料环节库存水平已经从月余降至半个月左右，库存水位回向健康，企业抛售动作开始放缓，价格下跌幅度减弱；2）#供给端，当前硅料价格已经触及二线企业现金成本线、一线企业生产成本线，价格进一步下降价格将会导致开工率下调和供给收缩；3）#需求端，7月份硅片企业开工率有望提升，带来硅料需求改善。判断此次硅料价格率先企稳有望传递至各个环节价格走向稳定，打消终端观望情绪带动订单和排产提升。
硅料从价格高位狂泻80%！硅料最低价击穿6万元/吨让市场始料未及，无限逼近此前5.5万元/吨的大底部。
按硅料6.5万元/吨的均价，年初以来价格跌幅已超60%。较去年一度触及的33万元/吨的高点，累计最大跌幅约80%。
分析认为，此轮硅料价格大跌主要因厂商库存积压过高、硅料产能投产高峰预期、上下游博弈加剧等所致。随着行业竞争进入白热化，市场或仍有进一步下跌的可能。仅目前来看，国内各类型硅料价格普遍缩水近半足以表明当前硅料供需关系已经彻底扭转，这也意味着硅料企业此前两年躺赚超额利润的日子已一去不复返。
二三线企业“没吃肉先挨揍”，头部有利可图但也岌岌可危。硅料价格自去年底大幅回落，今年下跌趋势已是业内共识，但此轮降幅如此之大显然超过此前市场的预期。东莞证券上周就已表示，硅料价格已低至一线企业成本线。业内人士指出，包括头部在内相继出现停止出货现象，个别低价清理前期库存，并有厂商出现亏损停产的情况。
去年通威股份的硅料单吨成本约5.95万元，大全能源的硅料单吨成本约5.86万元，新特能源单吨成本约7.1万/吨。今年来看，通威股份此前在电话会中披露，正常情况下其硅料单吨成本约为3.5万元。行业分析称，估计大全的硅料单吨成本也已下探至5万元以下，新特能源在6万元/吨以下。即便硅料价格下降至6万元/吨，通威、大全等硅料龙头仍有利可图，但已十分逼近新特能源的成本线。
对此，硅料价格大跌后一些多晶硅老玩家由于折旧成本较低，目前还有钱可赚。但业绩下滑似乎是必然的。头部企业已回到个位数利润率。从头部一季度业绩表现来看，通威股份、协鑫科技、新特能源一季度业绩增幅相较去年全年业绩明显放缓，已回归至两位数。大全能源营收净利更是双双下滑。
在部分龙头都岌岌可危的情况下，二三线硅料企业的处境只会更差。据相关报道称，非龙头硅料企业以及新势力成本线更高，新进入厂家基本是亏本生产，且若硅料价后续仍继续下跌，不排除将有部分企业被迫减产，新势力大概率会陷入没吃肉先挨揍的困境。
截至上周，国内硅料在产企业中已有3家企业受市场价格因素影响停产检修，复产时间有待确定。由于近期市场价格大幅波动，为避免经营风险，东立、宝丰等企业选择延迟投产。
供需关系决定了多晶硅价格走势。去年光伏产业爆发后，高红利诱惑使不少新增产能大幅涌入硅料环节。据公开数据测算，光伏硅料投产今年高增预期不变，预计2023年中国硅料产量将超过140万吨，对应满足超600GW组件。但假设今年全球光伏装机为330GW，所需组件仅400GW。行业相关文章统计后更认为，明年比今年还要过剩，仅新硅料企业产能就超100万吨。
对于后期硅料市场情况，多晶硅已经在引领光伏市场进入新一轮价格下行周期。在产能大量投放的背景下，预计硅料价格会受到相当强的压制，市场或仍有进一步下跌可能。这也意味着硅料行业的洗牌已经开始，拥有成本优势的老牌硅料企业大概率会笑到最后。
通威股份战略：除硅料外，公司正在完善电池组件板块的布局，电池组件业务也有望贡献业绩增量。业内人士亦表示，通威目前企图用硅料的盈利布局下游，待光伏产业利润中枢下移，用电池/组件收益弥补硅料，平滑业绩增长曲线。
今年一季度业绩来看，通威股份Q1营收净利增幅虽然有所收窄，但仍分别同比增长34.67%和65.59%。而对于业务基本为多晶硅的大全能源（2022年多晶硅销售收入占比99.41%），公司Q1营收净利则分别下滑40.26%和30.49%。
不过，需要注意的是，另有行业分析人士表示，下半年，硅料价格下降带动硅片、电池片及组件价格都将跟随下降。受高纯石英砂供应偏紧及N型技术发展红利影响，利润空间大多被截留在硅片和电池片环节，而硅料及组件环节仍将面临较大压力。
虽然通威在调研中表示，此前行业最惨烈的时候价格战到极致，永祥最坏的结果是没有亏损，未来有信心在任何条件下保持零以上利润。但有业内较悲观的分析测算，假设全年价格维持在6万元/吨（含税）的位置，今年公司利润可能相对2022年打对折。
对于通威来说，从一家饲料生产商转型做光伏有着清晰的发展思路。从硅料、到电池片再到组件、电站，通威已经完成了对整个光伏产业链的全部布局。一体化发展，有助于公司业务的延申，可以在上下游产业链配套协同上形成规模成本、交易成本、组织成本领先的经营模式。一体化路线可以说是通威股份成功穿越周期的必然选择，同时也为其铸造了最好的护城河。比如， 在硅料生产方面，由于光伏平价上网的价格约束，光伏企业之间的竞争主要是围绕降低成本展开，而通威股份在硅料行业的生产成本属于最低水平。光伏发电虽然属于清洁能源，但是生产光伏材料需要消耗大量的电力，因此各家企业的生产成本差异主要体现在电力成本和折旧。电力成本方面，在耗电端，通威综合电耗量远低于行业平均水平。在电价端，通威股份也在低电价的内蒙古包头、云南保山等地积极布局产能，并且在四川乐山的产能项目也获得了政府的优惠电价。因此，通威的硅料生产成本在同行业内处于领先地位。可以说，通威的这种成本管控优势在硅料价格下行期格外重要，这也是公司成为全球硅料龙头的基础所在。比如，组件生产环节，去年8月份，面对多晶硅价格波动，通威及时调整了战略布局，大举进军组件环节，很快就攻城略地。
硅料价格对通威影响——公司Q1库存没有增加，反而在不断消耗，今年库存不会增加。成本方面，永祥Q1成本4.4万，新产能成本已经低于4万，今年Q2和明年投产的第八代永祥法成本还要降低。
通威股份硅料端利润占总利润比目前约超80%。测算若按照通威生产完全成本4万元/吨，单位盈利1.2万元/吨，今年出货量预计33万吨。综合量价，今年硅料业务税前利润仅仅约为2022年利润的1/3。
去年硅料爆发下通威利润飙升至257.26亿元，但市场仅给予了7倍的估值，且公司股价相较于去年高点已腰斩。这其中主要是市场对于硅料价格下行预期和未来增速放缓的担忧。
1.1.2硅片价格分析
7月硅片单月产量预计52.4-53.5GW，环比增长11-13%，稼动率提升至84%；拉晶产能将在Q3有更加明显的增长，专业化企业投炉进度积极，头部企业稼动水平也有较明显提升。
1.1.3电池片组件价格分析
组件：随着7月新单陆续签订，目前一线厂家新增产能释放增加排产预测，二三线暂时维稳，总体排产上升至46-47GW，环比+15%。
1.1.4光伏玻璃价格
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。
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。
玻璃按照生产分类，主要分为平板玻璃和深加工玻璃。玻璃的应用领域主要包括光伏、房地产、汽车制造、电子制造等。
从玻璃产业链上游来看，原材料和燃料是玻璃生产过程中最主要的成本支出。其中，原材料成本包括纯碱成本、石英砂成本以及芒硝、白云石、石灰石等成本。
玻璃产业链中游主要是平板玻璃和深加工玻璃，平板玻璃也称白片玻璃或净片玻璃，其化学成分一般属于钠钙硅酸盐玻璃。按照生产工艺的区别，平板玻璃可分为浮法玻璃和压延玻璃，其中浮法玻璃下游需求主要分布在房地产和汽车制造领域；压延玻璃需求集中在光伏领域。0.1~2mm厚度的超薄浮法玻璃一般指电子玻璃，电子玻璃可应用于电子、微电子、光电子领域的一类高技术产品，主要用于制作集成电路以及具有光电、热电、声光、磁光等功能元器件的玻璃材料。深加工玻璃主要包括钢化玻璃、光伏玻璃、3D玻璃等，其中，钢化玻璃是表面具有压应力的玻璃，又称强化玻璃。钢化玻璃使用安全，其强度也是普通玻璃的数倍。光伏玻璃是一种通过层压入太阳能电池，能够利用太阳辐射发电，并具有相关电流引出装置以及电缆的特种玻璃。3D玻璃作为一种硬脆材料，其加工标准具有高精度、高稳定性、高效率等特点，主要应用于3C产品如智能手机、智能手表、平板计算机、可穿戴式智能产品等。
玻璃产业链下游主要是应用于房地产、汽车制造、光伏发电、消费电子等。
需求端来看，地产以及与地产相关的家电占到了玻璃下游需求的75%，因此地产是决定玻璃产量以及价格的决定性因素。鉴于我国的地产政策，目前房地产行业对玻璃的需求难以乐观。受益于新能源汽车行业的发展，汽车玻璃需求从2021年之后探底回升。而光伏产业是我国为数不多不依赖国外技术的全产业链行业，光伏玻璃的需求缺口仍在。当光伏玻璃短缺的时候，只能保证光照的盖板一面必须要用超白压延玻璃，而光伏组件的背板，虽然也吸收一部分反射光线，但可以用2mm超白浮法玻璃来替代。现阶段2mm超白浮法的产能远远不能满足于现有的背板替代量，所以很多组件厂又用2mm的普通浮法玻璃来替代2mm的超白浮法玻璃。用浮法玻璃来解决光伏组件背板玻璃的问题，尽管不得已，但短期内可以缓解供需矛盾。
供给端方面来看，玻璃产能由新建产能（增量） 、复产产能（增量）以及冷修产能（减量） 、停产产能（减量）共同决定。新增产能主要是行业头部企业扩产，潜在复产产能由冷修技改和已停产的僵尸产能所决定。僵尸产能方面，过去停产的产线都没有复产，叠加未来环保压力以及产能置换新规，所以未来复产产能增加的可能性很小。冷修复产产能，厂家整体冷修意愿不强，而存在安全隐患的窑体不得不进行冷修，所以冷修复产的产能几乎为零。
此外，一些高窑龄产线可能由于安全问题、生产效率下降等因素随时进行冷修，这意味着减产是势在必行。
TDI产业链——TDI全称甲苯二异氰酸酯，是全球广泛的重要有机化工材料，下游主要用于聚氨酯软泡、涂料、弹性体、胶粘剂等，常见是实物包括家具、沙发、床垫、汽车座椅等。
全球TDI行业集中度较高，主要有15家供应商，全球CR3高达66%，包括巴斯夫、科思创与万华化学等。国内主要还包括沧州大化、烟台巨力等企业。
1.1.6其他环节
EVA、玻纤行业分析。
EVA价格：7月10日，EVA出厂价格较上周五部分上涨，发泡料上涨0.8%，其中扬巴上涨200元/吨；电缆料上涨1.75%，其中扬巴上涨500元/吨；光伏料持平。外盘EVA商社发泡料、电缆料、光伏料报价均较上周五持平。
EVA装置动态：7月10日，国内正常生产光伏料产能总计235万吨/年，江苏斯尔邦小线停车检修待恢复产能10万吨/年。
光伏胶膜产品毛利率受原材料价格波动的影响较大
EVA市场低位运行 光伏或拉动需求增长
上半年，EVA（乙烯-醋酸乙烯酯共聚物）市场整体低位运行。上半年，EVA价格均值为15857元/吨，同比下跌31.49%。其价格最低点在6月底，为13000元/吨；价格最高点出现在3月中旬，为17800元/吨。
2023年上半年，EVA整体低位运行，价格先扬后抑，高供应低需求成为主要影响因素。下半年，虽有“金九银十”旺季预期，然而EVA市场反弹力度恐弱于预期。
下半年，随着光伏装机提速，光伏需求或将偏向越来越好，EVA大概率出现阶段性短缺。
价格整体下滑——1～3月，EVA价格震荡走高，然而3月中旬后开始一路回落。上半年EVA价格均值为15857元/吨，同比下跌31.49%。最低点在6月底，为13000元/吨；最高点在3月中旬，为17800元/吨。
1月伴随着终端企业春节前备货工作的开展，以及贸易商空单平仓及多单入场，EVA价格快速反弹。而3月伴随着拖鞋旺季及光伏需求拉动，阶段性需求支撑，EVA价格继续上扬。然而EVA传统行业需求整体不及预期，最终拖累EVA市场，3月中旬后EVA价格一路承压下行。
2023年上半年，终端行业开工先升后降，后期开工弱于去年同期。元宵节后随着工厂陆续复工复产，加之受市场对年后看涨预期影响，下游年前订单多有累积，因此各下游行业开工迅速回升，拖鞋生产旺季及胶膜需求提振最为明显，而随后传统终端新订单跟进疲态尽显，中底订单不及预期，热熔胶及涂覆需求回落，拖累EVA整体需求。而光伏胶膜需求也随后在组件厂去库存背景下，需求被动减弱。整体来看，二季度进入传统需求淡季，EVA需求表现整体偏弱，成为拖累行情的主要因素。
EVA今年新增产能不断释放，供给端增长也是影响其价格走势的重要因素。
有关数据显示，2023年1～5月，EVA国内产量83.26万吨，较去年同期增长17.72万吨，同比增长27.04%。2023年上半年，古雷石化30万吨EVA新产能投放，国内EVA总产能增长至245万吨。而2022年投产的天利高新，中科炼化以及扩能的联泓新材和宁波台塑等新增及扩能装置的稳定运行，EVA自供能力明显提升。
古雷石化项目投产后，华东地区EVA产能占比提升至63%，产能集中度更是显著提高，行业产品供应量大幅增加，就目前市场的供需现状来看，其行业竞争将会更为激烈。按目前的供需结构来看，替代需求和出口增速可能跟不上投产的速度，国内EVA供需的潜在压力较大。
光伏拉动需求。由于EVA在黏着力、耐久性、光学特性等方面的优越性，其可广泛用于光伏组件等产品。
短期来看，EVA整体需求疲软；但长期来看，受光伏需求拉动，市场整体回暖。
下半年产能需关注宁夏宝丰EVA装置投产进度，若产能投产，则中国EVA总产能将达到270万吨，然而考虑到宁夏宝丰计划投产时间较晚，供应量增量有限，下半年供应增量主要是考虑上半年已经投放的古雷石化，装置运行稳定性的提升。供给端增量，必然会对市场存在一定冲击。从需求端来看，三季度传统终端需求将较二季度逐步好转，“金九银十”的来临将给予市场一定支撑。而光伏行业，伴随着近期硅料直逼部分企业成本线，后续下方空间或将收窄，或带动组件起量，进而提振EVA粒子需求。
从7月情况来看，EVA市场价格或在光伏需求向好的带动下，价格呈现上涨态势，其行业利润将会增加，各个石化EVA排产积极性增强。
中国是光伏组件大国，全球超80%光伏组件产量、超90%光伏胶膜产量在中国。
根据中国光伏行业协会（CPIA）数据，中国光伏新增装机规模已连续多年稳居世界首位。2022年，我国光伏新增装机量87.41GW，同比增长59.3%，全球光伏新增装机量230GW，同比增长35.3%。
据CPIA预测，2023年全球光伏新增装机量为280～330GW，我国光伏新增装机量为95～120GW；2025年，全球光伏新增装机量324～386GW，我国光伏新增装机量100～125GW。EVA作为光伏胶膜的核心主体材料，需求量随着光伏新增装机量的持续增长而快速增加。
2022年中国EVA产量为167.6万吨，下游消费量为264.6万吨，自给率约为63%，仍需大量进口。EVA光伏胶膜料为EVA下游第一大应用领域，2022年国内需求量约占总体需求的47%，据此测算，2025年国内EVA整体需求量将超过350万吨。
东方盛虹（000301.SZ）——由于下游光伏行业需求的稳步增长，预计光伏级EVA仍将保持供需紧平衡状态。公司“百万吨”EVA项目目前进展顺利。
整个光伏胶膜市场，目前EVA价格仍处低位，上半年光伏需求按部就班有序进行，发泡需求清淡不改，需求暂无明显提升。但市场跌至目前价位，贸易商成本线前期较高，继续压低出货的意愿不强，多数随行就市等待需求启动。目前EVA高库存里大部分为光伏料。下半年随着光伏装机提速，光伏需求或将偏向越来越好，EVA大概率出现阶段性短缺。
玻璃纤维行业加快绿色低碳化、智能制造化、产业价值化、国际引领化发展步伐
2023年我国华东地区玻璃纤维行业发展现状：新建产能超100万吨
从代表性企业区域分布看，主要集中于华东地区，包括江浙沪、山东、江西等地，代表性企业包括中国巨石、泰山玻纤、山东玻纤、长海股份等 ; 除此以外，我国其它地区，比如：重庆、四川、河北、河南等省市也聚集着一批玻璃纤维生产企业，例如重庆复材、光远新材等。
我国玻璃纤维企业主要分布在华东地区 ( 中国巨石和泰山玻纤皆处华东 ) ，加上华东地区作为全国玻璃钢产业最密集的地区，产业集群效应明显。华东各省份代表性玻璃纤维企业列举如下：
以华东地区玻璃纤维代表企业中国巨石、长海股份和中材科技为例，2018-2022 年公司营收规模均呈现上升趋势。
其中中材科技和中国巨石营收规模均超过 100 亿元，2022 年中材科技营收超过 220 亿元，中国巨石超过 200 亿元。整体来看，华东地区的玻璃纤维企业营收规模较大。
中国巨石 2023 年 1 月公告显示，公司将投资建设淮安零碳智能制造基地年产 40 万吨高性能玻璃纤维生产线项目以及配套的 200MW 风力发电配套工程项目。2月8日，中国巨石淮安涟水玻璃纤维零碳智能制造基地奠基暨一期项目正式开工。
2023 年 2 月，长海高性能玻纤复合材料智能制造基地项目开工，预计 2024 年底建成。项目建成后将新增高强度高模量玻纤复合材料、低介电玻纤及织物 60 万吨的生产能力。
华东地区各省市重视玻璃纤维行业的发展，均制定了相应的政策鼓励玻璃纤维产品技术升级，发展可降解、耐碱等新产品，鼓励研发适合下游应用的新产品等。
6月27日，中材科技南京玻纤院工程公司认为，玻璃纤维行业发展趋势有四个特点，即绿色低碳化、智能制造化、产业价值化、国际引领化。尤其绿色低碳化中，探索低碳原料配方、开发氢能窑炉等关键技术是行业接下来发展的重点。
“玻璃纤维的生产过程中经历了原料、熔制、成形、制品等几个过程。从固态矿物成纤的过程中，离不开核心设备是铂金漏板。不管是从玻璃纤维诞生之初的坩埚拉丝还是现在的池窑化生产，都离不开铂铑合金。”
池窑玻纤用铂金主要在漏板和包砖等，其中漏板用铂金占池窑用铂金的95%以上，铂铑合金的投入占池窑生产线的投入都在30%~50%。“可见，从工艺要求和投资规模的角度而言，铂金作为关键设备，在玻璃纤维行业领域将显得越来越重要。”他补充道。
“我国是全球最大的玻璃纤维生产国，产量占全球产量的60%以上，技术能力处于国际领先水平。”2022年国内玻璃纤维产量已达687万吨。
目前国内产能分布基本上在华东地区和西南地区，主要企业有中国巨石股份有限公司、泰山玻璃纤维有限公司、重庆国际复合材料有限公司、山东玻纤集团有限公司、冀中能源股份有限公司等，排名前五的企业产量达到约540万吨，约占全国产量78%以上。
其中，中国巨石、泰山玻纤、重庆国际复合材料有限公司三家企业的占比达到全国产能的55%左右，已形成明显寡头竞争格局。
“随着玻璃纤维复合材料在汽车、风电、5G、光伏等下游领域的规模化应用，玻璃纤维的需求及产能将会持续增长。”
预测未来一段时间内，全球玻璃纤维需求将以4.3%的复合年增长率上升，下游多点开花，成长空间广阔。
中国海关不久前刚更新了今年1-5月份的进出口数据，为我们洞察光伏产业市场变化提供了最客观的数据。
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。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年7月13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。
二季度陆上风机价格趋稳。2023年一季度，陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从2月的1460元/kW，到3月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年2季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
二、投资方向梳理
2.1 光伏组件一体化企业研究分析
在光伏产业链环节，目前已有多家A股光伏组件企业率先“剧透”业绩表现，且均预计上半年盈利同比大幅增长。
在隆基绿能、晶科能源、天合光能、晶澳科技这四大A股光伏组件巨头中，晶澳科技率先披露了2023年中报业绩预告。
晶澳科技预计上半年净利润达到42亿元-49亿元，同比增长146.81%-187.95%；扣非后净利润为45.6亿元-52.6亿元，同比增幅为179.33%-222.22%；基本每股收益达1.28元-1.49元。
谈及业绩大幅增长的原因，晶澳科技总结为：光伏产品市场需求持续向好，公司充分发挥自身的全球市场营销服务网络优势和品牌优势，进一步开拓国内外市场，光伏组件出货量和营收规模实现较大幅度增长；受益于公司新产能的逐步释放，产销量增长带来规模效应，同时公司持续优化供应链管理，采购材料、物流运输成本显著下降，产品盈利能力大幅提升。
光伏组件领域的高景气度在其他公司的业绩预告中也得到了验证。目前已披露业绩预告的A股光伏组件公司中，亿晶光电的净利润预计增幅最大，公司预计上半年净利增幅高达10倍以上。具体为，公司预计上半年净利润2.8亿元至3.2亿元，同比增加1086%至1255%。
亿晶光电表示，报告期内，公司光伏组件销量同比增长，另外受益于硅材料价格下降，公司光伏电池及组件的盈利水平有较大增长。
今年6月刚登陆科创板的阿特斯，此前在招股书中已给出乐观预期。阿特斯表示，按照目前的市场原材料、境外运输价格等外部情况及公司已实现收入和在手订单情况，公司预计2023年上半年营业收入为241.56亿元至303.20亿元，与2022年上半年同比上升22%至53%；预计2023年上半年归母净利润为16.88亿元至 20.74亿元，同比上升270%至355%。
阿特斯也是光伏组件行业知名大厂，已连续多年光伏组件出货量排名全球前五。据InfoLink Consulting2022年全球组件出货排名显示，2022年前五大厂家分别为隆基绿能、晶科能源、天合光能、晶澳科技、阿特斯。
此外，协鑫集成今年上半年净利润同比预增166.57%-219.89%。协鑫集成表示，期内公司充分把握市场爆发机遇，采取积极的销售策略连续中标入围国央企组件采购项目，订单充足，公司组件销售量和营业收入同步大幅提升，同时合肥组件大基地规模化优势得以充分体现，盈利能力有较大提升。
同样受益于行业高景气度，横店东磁预计今年上半年净利润为11.8亿元至12.6亿元，同比增长48%至58%；时创能源预计上半年净利润为1.45亿元至1.64亿元，同比增长70.15%至92.44%。
7月11日深夜，晶澳科技发布投资者关系活动记录表显示，就在当日，广发基金、鹏华基金、易方达基金、Point72、摩根士丹利亚洲等23家机构在线调研了该公司，接待人员为上市公司董事会秘书武廷栋，交流内容主要围绕晶澳科技的最新业绩表现。
在光伏组件产品出货量高增长的拉动下，晶澳科技今年一季度实现净利润25.82亿元，同比增逾2.4倍。进入二季度，公司组件出货量继续向好。不过，根据前述业绩预告，环比来看，晶澳科技二季度盈利较一季度有所下降。
调研时，有机构直接提问，“二季度出货量较一季度增长幅度不明显，会不会对全年出货指标带来影响？”对此晶澳科技回应称，主要原因一是有一部分货已发出但是没有收入确认，公司下半年会相应加大出货，采取更加灵活的销售策略，加大下半年的销售力度，力保全年60~65GW的出货指标不变。
晶澳科技还透露，公司7月份排产环比有所提升，一方面原材料价格趋稳后，项目需求陆续启动，恢复到一个正常的出货状态，另一方面公司的产能陆续释放，更好地满足市场客户需求。
此外，就TOPCon产能情况，晶澳科技称有20GW的n型电池产能从7月份开始陆续投产，其他电池项目到三季度末或四季度初开始投产，TOPCon产能达到满产要到三季度末或四季度。
上半年123GW组件定标：TOP5中标企业换血，一二季度组件中标价差解析。TOP5中标企业隆基、通威、协鑫、一道、天合。隆基182mm单晶硅片最新报价2.93元/片，较年初最高报价降幅55%。中环210mm硅片（130μm）最新报价3.84元/片，较年初最高报价降幅54.2%。单晶致密料价格6.80-7.80万元/吨，较年初最高报价降幅70%。近期水发兴业能源2023年度组件集采中，光伏组件投标最低报价来到1.18元/瓦。
今年二季度以来，光伏市场迎来一股降价潮。通过梳理上半年组件中标详情，发现一季度p型主流组件价格在1.6~1.8元/瓦，4月份来到1.5~1.8元/瓦，5月份价格下滑至1.4~1.7元/瓦，6月份中标价格在1.3~1.6元/瓦。
经分析，2023上半年超123.4GW光伏组件定标中：
600W+超高功率组件占比正逐步提升，上半年招标规模达4GW。
双面招标占比70%，N型组件占比20.5%，逐渐实现大规模应用；
价格方面，主流组件单面540W+一季度中标均价1.761元/W，二季度均价1.596元/W；双面540W+组件一季度中标均价1.749元/W，二季度1.617元/W；
TOP5中标企业换血，上半年组件中标前五位为隆基、通威、协鑫集成、一道新能、天合光能。其中，通威、一道新能两家新一线企业表现亮眼，协鑫集成也在上半年取得丰硕成果。
从招标规格要求看，双面组件占比70%，表述基本都是“双面双玻”，透明背板产品难以入围；n型组件占比约20.5%，其中大唐集团的n型招标占比最高，达到50%，国家电投、中煤集团、富鸿新能源、中核的n型招标占比也达到30%以上，n型产品逐渐实现大规模应用，行业进入电池技术迭代关键期。值得一提的是600W+超高功率组件占比正逐步提升，上半年招标规模达4GW。
中标情况来看，一季度有约50GW组件明确公示了具体中标方和供货容量，14家企业中标规模超1GW。此外，还有中电建26GW、中石油8GW、大唐8GW、中核汇能5.7GW、华能5.5GW等约70GW组件框架集采只公示中标组件企业名单，但每家企业的具体供货容量暂无数据。其中，隆基夺得上半年光伏组件中标“冠军”，共拿到超7.45GW组件订单。此前，隆基绿能预计, 2023年组件出货量将达85GW。中标排名第二位的是通威太阳能，上半年组件中标规模达4.96GW。自转型一体化以来，通威陆续中标多个央国企组件项目，2022年中标规模位居全国前五位。相关负责人表示，2023年底，通威组件产能将从去年的14GW飞升至80GW，全年出货量目标30GW。另一位“新晋黑马”是协鑫集成，上半年组件中标规模4.4GW，排名第三位。公司预计2023年底，组件自主产能将超30GW。还有一道新能，上半年组件中标规模3.86GW，排名第四。据悉，到2023年底，一道新能N型产能将达到80%以上。相关负责人表示，2023年一道新能n型组件出货占比将在40%以上，明年可能达到90%。
除以上企业外，天合光能、晶澳太阳能、晶科能源、正泰新能、无锡尚德、华耀光电、环晟光伏、阿特斯、东方日升、中节能组件中标规模也超1GW，在上半年组件招标中取得亮眼成绩。
2.3 新能源最新政策研究
习近平主持召开中央全面深化改革委员会第二次会议，推动能耗双控转向碳排放双控。会议指出，党的十八大以来，我们把绿色低碳和节能减排摆在突出位置，建立并实施能源消耗总量和强度双控制度，有力促进我国能源利用效率大幅提升和二氧化碳排放强度持续下降。从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。要一以贯之坚持节约优先方针，更高水平、更高质量地做好节能工作，用最小成本实现最大收益。要把稳工作节奏，统筹好发展和减排关系，实事求是、量力而行，科学调整优化政策举措。
能耗总量和强度双控制。综合能耗指在统计报告期内生产某种产品或提供某种服务实际消耗的各种能源实物量，按规定的计算方法和单位分别折算后的总和。综合能耗的单位通常为：克标准煤（ｇｃｅ）、千克标准煤（ｋｇｃｅ）和 吨标准煤（ｔｃｅ）等。
单位产值综合能耗指统计报告期内，综合能耗与用能单位总产值或增加值（可比价）的比值。注：单位产值综合能耗单位通常为：千克标准煤每万元（ｋｇｃｅ／万元）、吨标准煤每万元（ｔｃｅ／万元）等。
单位产品综合能耗指统计报告期内，综合能耗与合格产品产量（作业量、工作量、服务量）的比值。注１：产品是指合格的最终产品或中间产品。注２：对以原料加工等作业量为能耗考核对象的用能单位，其单位作业量综合能耗的概念也包括在本定义之内。注３：单位产品综合能耗单位根据产品产量（作业量、工作量、服务量）量纲不同可包括：千克标准煤每千克（ｋｇｃｅ／ｋｇ）、千克标准煤每立方米（ｋｇｃｅ／ｍ３）等。
综合能耗计算范围包括实际消耗的一次能源和二次能源等各种能源，含用作原料的能源。
碳排放总量和强度双控。在《巴黎协定》全球气候治理体系下，非附件一缔约方将于2024年全面启用《2006年IPCC国家温室气体清单指南》计算各国国家温室气体清单，提交连续的年度温室气体排放清单。目前最新的国家温室气体清单指南是IPCC组织全球科学家对2006年指南进行修订和完善后的《2019年精细化2006年IPCC国家温室气体清单指南》。
IPCC 2006年指南涵盖了人为“碳”排放的主要源，并充分考虑了部门之间的交叉、重复，给出了解决跨部门的交叉、重复的计算和报告方法，以避免重复计算和漏算。
碳排放强度指单位国内生产总值所产生的二氧化碳排放量。该指标主要是用来衡量国民经济与碳排放量之间的关系。如果一国在经济增长的同时，每单位国民生产总值所带来的二氧化碳排放量在下降，那么说明该国就实现了一个低碳的发展模式。
十年来，我国以年均3%的能源消费增速支撑了年均6.5%的经济增长，能耗强度累计下降26.2%，是全球能耗强度降低最快的国家之一，相当于少用了约14亿吨标准煤，少排放了约29.4亿吨二氧化碳。
根据各个国家和地区工业化进程不同大致分为两个阵营，一个是工业化发达国家，以美国、英国、德国等为首，普遍在20世纪30年代率先到达碳排放强度峰值，且这些工业化发达国家碳排放强度普遍在一般在2~3kgCO₂/IntGK＄之间。另一个是以中国、印度、巴西等为首的新兴经济体国家，普遍在20世纪90年代达到峰值，主要新兴经济体国家碳排放强度峰值都较小，一般在0.5~2kgCO₂/IntGK＄之间。我国有两个峰值年，第一峰值年为1960年、第二峰值年为1978年。
2020年，中国碳排放量仍然处于上升趋势，没有出现拐点。但是，若考虑碳排放强度，即每万元GDP所承受的二氧化碳排放量，2011-2020年呈现明显的下降趋势，这意味着中国减排工作的效果在提升。
结论：“实施从能耗‘双控’向碳排放总量和强度转变，可以更精准和科学降碳。”能耗“双控”是为了节约能源，控制碳排放和污染排放，但是能耗“双控”很难精准的减污降碳。
向碳排放“双控”的转变，将会对地方政府、地方经济和企业产生深远的影响，政策将促进清洁能源的发展，有利于地方政府加大新能源规划开发，提升电网对可再生能源发电的消纳能力，激励企业消纳绿色低碳电力，促进传统高能耗企业绿色低碳转型，激励绿色低碳技术研发和推广应用。
“能耗‘双控’和碳排放‘双控’有相同之处，也有不同的地方。”商道融绿董事长、联合国环境署金融倡议UNEPI中国顾问郭沛源对21世纪经济报道记者表示。
两者相同之处是高效利用，不同之处在于谁更清洁利用。在能耗不变的情况下，如果能源类型换成更低碳的能源，也可以实现碳排双控目标。
在此转变中，金融机构对于引导社会资本流向清洁能源领域，发挥着重要作用。
金融机构应将支持清洁能源纳入重点工作范畴，加强产品创新，改进服务模式，相关业务政策向清洁能源开发、清洁能源基础设施升级、绿色服务等产业项目倾斜，结合机构特色灵活推介信贷产品，加强清洁能源产业信贷投放，提升有效融资需求的获贷率。
此外，金融机构还可以加强与政府相关部门的协调沟通，在清洁能源融资需求、信息共享和金融服务对接以及培育绿色贷款增长点等方面共同发力，实地考察解清洁能源相关项目的融资需求，定期跟踪督导项目对接情况。
2.5 新能源装机企业
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。
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”。
招标分析——上半年组件公开定标规模超123.4GW，较去年同期增幅45%。首先，从招标方来看，超1GW的招标方有15个。
从已知公开的招标信息来看，中国电建组件上半年组件定标规模最大，超34GW，超过去年全年招标总量。据悉，中国电建上半年共计有两批大规模组件集采定标，今年初，中国电建2023年度26GW光伏组件集采定标，共计16家组件企业入围；三月底，中国电建开启2023年第二季度光伏组件季度集采，规模共计3924MW。
排名第二的是中核，上半年组件定标10.8GW，共计三批大规模组件集采定标。中核集团在碳达峰碳中和工作行动纲要中表示，“十四五”规划核电以及风光水等其他清洁能源大幅提升，力争2025年核风光水等各类清洁能源发电量等效减排二氧化碳超过2.5亿吨。
三峡上半年组件定标8.4GW，超过去年全年。此外，还有中石油（8GW）、大唐（8GW）、华能（7.4GW）等上半年组件定标超去年全年规模。
值得一提的是，作为传统煤炭央企的中煤集团，大举进军新能源领域。今年3月份，中煤集团开启2023年度第一批光伏组件，采购规模高达6.5GW。 截至2022年底，中煤集团新能源开发装机规模200万千瓦，储备规模300万千瓦，规划规模3000万千瓦。
从单个项目中标价格来看，一、二季度组件中标价差明显。其中：
o 单面540W+组件一季度中标均价1.761元/W，二季度均价1.596元/W。
o 双面540W+组件一季度中标均价1.749元/W，二季度1.617元/W。
o 双面650W+组件一季度中标均价1.72元/W，二季度1.6145元/W。
o n型组件一季度中标均价1.849元/W，二季度1.706元/W。
(注:均价计算为去掉一个最低价、一个最高价所得)
此外，框架集采中标价格偏低，单面540W+组件中标单价在1.595~1.695元/W，均价1.643元/W。上半年70GW组件框架集采中标情况，通威中标26个标段、天合22个、一道18个、晶科17个。
2.5 氢能板块
上游制氢环节——
灰氢成本优势明显，绿氢零碳排放具备发展潜力。目前氢气的制备主要技术工艺有热化学制氢和水电解制氢，其中热化学制氢技术主要有化石能源制氢及化工原料制氢。化石能源 制氢包括水煤气制氢、天然气重整制氢等，目前已经进行工业生产，技术相对成熟，但用此法制氢发电，能量转换效率低，经济性差，CO2 排放量大。根据中国氢能联盟研究院研究显示，2019 年我国氢气生产中有超过 60%的氢气是煤制氢。在未来一段时期内，由于资源禀赋和新制氢技术尚未成熟，煤制氢仍是我国氢气的主要来源。
煤制氢——以煤为原料制氢气的方法主要有两种：一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压条件下，煤与水蒸气或氧气（空气） 反应转化为以氢气和 CO 为主的合成气，再将 CO 经水气变换反应得到氢气和 CO₂的过 程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、 气流床等工艺，碳排放较高。二是煤超临界水气化制氢，是新型煤制气工艺。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温度大于 647K，压力大于 22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个 变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为 H2 和纯二氧化碳。2022 年 8 月南控集团下属 景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。
煤制氢成本优势明显，但其碳排放量高，环保压力大。2021 年我国煤制氢产量约 2100 万吨。产出的氢气主要应用于汽油加氢、粗柴油加氢、燃料加氢脱硫以及合成氨等。在不 考虑碳价的情况下，当前煤气化制氢的成本最低，在无 CCS(碳捕捉和储存) 技术的情况 下每公斤氢气制取成本为 11 元，在结合 CCS 技术的情形下每公斤氢气制取成本为 20 元。但是煤气化制氢每生产一公斤 H2 的碳排放水平为 19.94kgCO2~29.01kgCO2，相当 于天然气重整制氢碳排放水平的两倍。在全球碳中和的目标导向下，煤气化制氢成本优势 恐难持续，据 IEA 预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失。
天然气制氢——天然气制氢是以天然气为原料,用水蒸气作为氧化剂,来制取富氢混合气。制氢包含两个过 程：天然气脱硫过程和甲烷蒸汽转化过程。与煤制氢相比，天然气制氢温室气体排放量相 对较少。天然气制氢的本质是以甲烷中的碳取代水中的氢，碳起到化学试剂作用并为置换 反应提供热量，产生的氢大部分来自水，小部分来自天然气本身。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的CO₂的排放量约为 0.43 kg/(Nm³ H₂)。天然气制氢缺乏原料保障和政策支持，且不具备经济性。天然气制氢是目前全球氢气的主 要来源，已成为欧美、中东等天然气资源丰富地区的主流制氢工艺。然而，我国天然气资 源较贫瘠，国内目前天然气约40%依赖进口，在国际局势复杂多变的背景下，天然气制氛缺乏原料保障和政策支持。再有，根据天然气价格的变化，天然气制氢成本在7.5 元/kg ~ 24.3元/kg 之间，不具备经济优势。近几年部分天然气制氢项目的投资强度在0.6万元/Nm3.H -1.4万元/Nm3.H，如需要达到高纯氢 4N 级标准且具备加氢能力，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到 2.9 万元/ Nm3.H 左右。
工业副产氢——我国工业副产氢规模有一定的提升潜力。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工 业的副产氢，工艺路线和制氢综合成本具体如下。1、氯碱副产制氢：氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法等生产工艺，生产烧碱、聚氯乙烯 (PVC)、氯气和氢气等产品。2、焦炉煤气制氢：焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制。3、合成氨和合成甲醇副产气：根据《中国氢能产业发展报告 2020》，目前中国氢气消耗 结构中用于合成氨、合成甲醇的氢气消耗量占比达 50%以上。合成氨、合成甲醇在生产过 程中会有含氢气的合成放空气（降低惰性气体含量的气体）和驰放气（随液氨夹带的不凝 性气体）排出，氢气含量在 18%-55%之间。4、轻烃裂解制氢：主要有丙烷脱氢 (PDH) 和乙烷裂解等 2 种路径。轻烃裂解的氢气杂 质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。5、合成氨和合成甲醇副产气：合成氨、合成甲醇企业可回收利用合成放空气和驰放气实 现氢气外供。当前工业副产氢基本为各企业自产自用，较难统计。根据中国电动汽车百人会统计，从工 业副产氢的放空现状看，当前供应潜力可达到 450 万吨/年，能够支持超过 97 万辆公交 车的全年运营。
电解水制氢——电解水制氢是指水分子在直流电作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极析出。根据工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术通常分为四种，分别是碱性电解水技术（ALK）、质子交换膜电解水技术（PEM）、高温固体氧化物电解水技术（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解水技术（AEM）。电解水制氢技术以碱性电解为主，PEM电解次之。“双碳”目标提出后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快，2022 年国内碱性电解槽企业已披露产能接近 11GW，碱性电解水制氢技术已完成商业化进程，产业链发展成熟，且具备成本优势，已实现大规模应用；PEM 电解水技术则处于商业化初期，产业链国产化程度不足，电解槽双极板、膜材料以及 铂、铱等贵金属催化剂材料成本更高且极度依赖进口；高温固体氧化物电解水技术和固体 聚合物阴离子交换膜电解水技术还处于研发示范阶段，未实现商业化应用。
电解水制氢四种技术基本原理相同，但在电解槽材料和电解反应条件上存在差异。四者都 在氧化还原反应过程中，阻止电子的自由交换，将电荷转移过程分解为外电路的电子传递 和内电路的离子传递，从而实现氢气的产生和利用，技术成熟度、运行温度、电流密度等 材料及反应条件各异。
1）碱性电解水制氢
碱性电解水制氢是指在碱性电解液环境下进行电解水制氢的过程，电解液一般为KOH或NaOH水溶液。将电解质溶液置于电解槽内，通过隔膜将槽体分为阴、阳两室，各电极置于其中，电流在一定电压下通过电极将水分解，在阳极产生氧气，在阴极产生氢气，以此达到制氢目的。
碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和 BOP 辅助系统。碱性电解槽由电极、电解液、隔膜及极板、垫片等零部件组成，其中隔膜通常为石棉或者为高分子复合材料，电极一般采用镍基金属材料，极板通常采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。碱性电解槽 工作温度一般为70-90℃，产生的氢气纯度在 99%以上，经分离后的氢气需要脱除其中的水分和碱液。一般电解槽需要降低电压增大电流以提高转化效率，成本与其制氢能力有关，制氢能力越大，成本越高。碱性电解水制氢装置BOP辅助系统包括八大系统：电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统及附属 系统。碱性电解水制氢是目前发展最为成熟的制氢技术，具备槽体结构简单、安全可靠、运行寿 命长、操作简便、售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式，广泛应用于冶金、医药、储能、食品等行业。
2）质子交换膜电解水制氢（PEM）
质子交换膜电解水制氢技术简称 PEM（Proton exchange membrane）,和碱性电解水制氢的区别是，PEM 电解制氢使用质子交换膜作为固体电解质替代碱性电解槽使用的隔膜 和碱性电解液，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题，安全性更高。质子交换膜电解水制氢同样是是纯水发生电化学反应分解产生氧气和氢气的过程。电解水的能源则利用太阳能、风能和水力发电等零碳能源，制氢过程无污染排放，是最清洁环保的“绿氢”。
PEM 电解水制氢系统由 PEM 电解槽和辅助系统（BOP）组成。PEM 电解槽结构与燃料电池类似，主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、双 极板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电 化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响电解槽的性能和寿命。PEM 电解水制氢装置辅助系统包括四大系统：电源供应系统、氢气干燥纯化系统、去离子水系统和冷却系 统。
投资和运行成本高仍然是 PEM 电解水制氢亟待解决的主要问题。过去 5 年，PEM 电解槽成本已下降了 40%，但由于商业化时间不够长，PEM电解槽制造成本仍远高于碱性电解槽，为相同规模碱性电解槽的3-5倍。由于PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备极度依赖价格昂贵的铱、铂、钛等贵金属；质子交换膜作为 PEM电解槽的核心零部件之一，性能好坏直接影响电解槽的运行效率和寿命，其生产技术长期被欧美和日本垄断，十分依赖进口，这些都是可能制约国内PEM电解水制氢产业链发展的问题。PEM电解槽成本存在下降空间。随着氢能行业的发展，氢气需求的增加，以及技术的进步，叠加可再生能源电力成本的下降和产氢数量的增加，PEM电解槽成本或将逐步下降。如果考虑用地面积，即土地成本，PEM电解槽更加紧凑，同等规模下PEM 占地面积几乎为碱性装置的一半，在土地昂贵的地区PEM电解槽优势更加明显，结合其效率高、能耗少、响应快、负载高等优势，PEM电解槽将是未来电解制氢的主流方向。
3）高温固态氧化物电解水制氢（SOEC）
高温使得制氢过程电化学性能提升，效率更高。高温固态氧化物电解水制氢简称为SOEC（Solid Oxide Electrolysis Cell），采用固体氧化物为电解质材料，工作温度 800-1000℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。在高温下，SOEC 电解设备会减少对电能的需求，转而提升对废热的利用率，因此热能资源丰富的地区或废热较多的额工业区是 SOEC 示范项目的理想场地，未来当可再生能源或先进核能供应充足时，SOEC可能成为大规模 制氢的路线之一。
固态氧化物电解具有高效、环境友好、可与可再生能源结合等优点，但也面临着制备工艺、材料稳定性等挑战。SOEC 电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷 Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用 YSZ 氧离子导体，全陶瓷材料结构避 免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材 料受到限制，也制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。
4）固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢（AEM）
AEM（Anion Exchange Membrane）是固体聚合物阴离子交换膜水电解的简称。AEM 电解水设备运行时，水从阴极参与还原反应生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子通过聚合 物阴离子交换膜到达阳极参与氧化反应生成氧气和水。AEM 综合了碱性电解水技术和 PEM 电解水技术的优势，较碱性电解水技术响应速度更快、电流密度更高，较 PEM 电解 水技术制造成本更低。
AEM 电解水技术研发示范项目较少。AEM 电解水技术是目前较为前沿的电解水技术之一， 在世界范围内仅有少数公司在尝试将其商业化，相关应用及示范项目也极少。Enapter 公 司是少数生产出商业化 AEM 制氢设备的企业，2021 年推出 AEM 电解水制氢系统，系统 由 420 个制氢模块组成，制氢规模达到 0.5 Nm3/h，同年开始 AEM 产线建设，每月可产 1 万台 AEM 水电解标准化模块。2023 年初，国内卧龙集团与 Enapter 公司在意大利签署 合作备忘录，将在中国同步开展氢电解槽及相关业务。国内在 AEM 制氢领域布局的公司 相对较少，北京未来氢能科技和稳石氢能是其中比较有代表性的企业。
三、新能源行业重大事件
1、近期，A股市场震荡起伏，在季度切换、赛道风格拉锯的过程中，基金经理也开展了大幅调仓换股动作。近期上市公司发布的回购股份公告，让一批知名基金经理的调仓动作得以曝光。新能源、医药两大热门板块的多只个股，受到公私募基金一致青睐。
加仓医药股。近日，悦康药业发布关于回购股份事项前十名股东和前十名无限售条件股东持股信息的公告，知名基金经理朱少醒旗下产品排名位列第二大股东。朱少醒管理的富国天惠精选成长混合共持有1700.51万股悦康药业，占该公司总股本比例为3.78%，占总无限售条件流通股比例达到8.31%。与今年一季度相比，增持了280万股。
另一家医药企业信邦制药(4.540, 0.06, 1.34%)则被私募大佬高毅资产基金经理冯柳加仓，截至6月27日，冯柳管理的高毅邻山1号远望基金共持有3800万股信邦制药，占公司总股本比例为1.95%，较一季度末大幅增持650万股。
此外，今年来跌幅较多的医疗器械股也被“越跌越买”。6月20日，医疗器械公司海泰新光(56.340, 0.16, 0.28%)发布回购股权公告，新华基金基金经理赵强管理的两只基金步调一致加仓。其中，新华优选分红混合较一季度末加仓52.83万股，共持有135.39万股，新华策略精选股票较一季度末加仓21万股。创金合信医疗保健行业A则新进入其前十大流通股股东，二季度新买入103.39万股。公开资料显示，海泰新光成立于2003年，主要从事医用内窥镜器械和光学产品的研发、生产和销售。截至7月4日收盘，该股票今年以来已下跌近30%。
2、已披露2023半年报业绩预告的上市公司达50余家，其中业绩预喜的公司占了近八成。从所属行业来看，近八成业绩预喜的公司主要集中于汽车、工程、医药生物、食品等行业。从业绩预增幅度来看，涉及医疗服务业务和康养服务业务的陶瓷公司悦心健康今年上半年业绩预增幅度较大，公司预计上半年归属于上市公司股东的净利润同比增长1900%至2133%，达到1.55亿元至1.75亿元，去年同期为亏损860.88万元。
业绩预增幅度翻倍的还有阿特斯、亨迪药业、康恩贝等。笔者注意到，包括亨迪药业、康恩贝等均属于医药生物行业，一定程度上反映出该板块表现较为亮眼。其中，康恩贝预计2023年上半年经营业绩保持较快增长，预计2023年1-6月归属于上市公司股东的净利润为5亿元至5.5亿元，同比增长135.41%～158.96%。同时，公司2023年上半年营业收入与上年同期追溯调整后营业收入相比预计增长约22%。据悉，康恩贝是一家以现代中药和植物药为核心业务的制药企业集团，上半年公司核心产品“康恩贝”牌肠炎宁系列产品、“金康速力”牌乙酰半胱氨酸泡腾片等呼吸道类产品、“康恩贝”牌维C系列等健康消费品以及“至心砃”牌麝香通心滴丸等产品销售增长较好。
亨迪药业预计2023年上半年实现归属于上市公司股东的净利润为1亿元-1.3亿元，同比增长83.82%-138.98%。据悉，亨迪药业是一家大型非甾体抗炎药布洛芬的供应商，同时也是一家生产化学原料药及制剂的企业。
此外，主要生产注射剂的科伦药业表现也不俗，公司预计2023年上半年归属于上市公司股东的净利润为13.6亿元至14.4亿元，同比上年增长56.67%至65.88%。预计2023年1-6月每股收益盈利0.94元至0.99元。
医疗器械公司西山科技上半年净利润同比增幅接近50%，预计今年上半年营收约为1.57亿元至1.72亿元，同比增长41.12%至54.56%。预计净利润5005万元至5505万元，同比增长41.12%～54.56%。
从上述药企所处的细分赛道来看，涉及中药、原料药、注射剂、医疗器械等细分。业绩预增的原因则主要包括医疗机构恢复诊疗、相关业务收入增长、核心产品销售增长、剥离不良资产等。
不过，有喜也有愁，部分药企业绩表现不佳，出现下滑或亏损扩大的情况。其中，智翔金泰预计2023年1-6月归属于上市公司股东的净利润亏损3.51亿元至4.29亿元，同比变动-66.54%～-36.26%。对于业绩预减的原因，公司称主要是支付费用较上年同期增加较多，同时，随着公司进入临床阶段的在研产品增加，公司研发费用有明显增长。此外，农药兽药企业广康生化上半年业绩也未实现预增，预计归属于上市公司股东的净利润盈利3200万元至3300万元，同比变动-26.03%～-23.72%。
捕捉新能源反弹行情。已有不少知名基金经理出手，加仓相关股票。例如，光伏龙头企业天合光能被多只基金加仓。6月2日，天合光能发布的公告显示，刘格菘、郑澄然管理的基金均有增持。其中，刘格菘管理的广发行业严选三年持有A共持有1812.57万股，较一季度末加仓279.26万股；郑澄然所管理的广发高端制造A持有2480.31万股，较一季度末加仓146.27万股。另一只锂电设备企业先导智能则被知名基金经理过蓓蓓所管理汇添富中证新能源汽车产业A加仓。此外，过蓓蓓还增持了140.78万股新能源电池概念股格林美(7.140, 0.12, 1.71%)。
在北京某百亿私募基金经理看来，新能源行业当下的基本面较好，随着硅料产能大幅扩张不再成为制约因素后，市场更多担心是未来的需求增长，以及行业供给大幅扩张后的竞争恶化。尽管中长期来看，行业的增速放缓是必然的，但增速放缓并不意味着没有成长空间，而是从高景气赛道投资属性，转化为价值成长、周期成长属性，需要首选供给端能力更为清晰，或有明显技术突破的公司。
许多新能源领域上市公司成为明星基金经理近期的加仓重点。6月30日，璞泰来发布的相关回购公告显示，多位明星基金经理管理的产品近期对璞泰来进行了加仓。截至6月21日，与一季度末相比，郑泽鸿管理的华夏能源革新股票、李瑞管理的东方新能源汽车混合、邢军亮管理的农银汇理新能源混合、冯明远管理的信澳新能源产业股票分别加仓该股929.7万股、923.2万股、586万股、524.8万股。
近日，泉果基金的公告也显示，赵诣管理的泉果旭源三年持有期混合参与了恩捷股份的非公开发行，共计认购该股170.84万股，总成本为1.5亿元。尽管2022年下半年以来恩捷股份连续下行调整，但今年一季度，赵诣却出手成为该股的前十大流通股东，并在近期加码。
从机构调研情况来看，不少新能源公司近期也受到机构关注，诸如电气风电、亿纬锂能等。下半年哪个主线持续性较好？南方中证新能源ETF基金经理龚涛认为，这涉及新能源和“中特估”、TMT板块之间的比较，跟市场风险偏好有一定关系。如果市场重返弱势，盈利确定性较强的新能源板块或将重获市场认可。
汇丰晋信投资总监陆彬也认为，从基本面来看，新能源行业表现仍符合预期，不论是从1至5月新能源车的销量，还是从光伏、风电设备的装机量来看，很多细分行业的需求比想象中要好，现在是其投资价值较为凸显的时刻。除上述热门赛道个股外，近期，在一些个股的操作上，机构投资者遇到分歧，出现公募基金经理与社保基金增减动作不一致的情况。例如，今年来大跌25.93%的赤峰黄金(13.280, -0.09, -0.67%)，被全国社保基金一一八组合、全国社保基金一一二组合分别加仓300万股、70万股。而知名基金经理韩创管理的大成新锐产业混合、大成睿景灵活配置混合却一致减仓，两只基金分别持有3840.9万股、2198.21万股，较一季度末分别减持560.71万股、515.86万股。另一位百亿基金经理郑泽鸿管理的华夏能源革新股票也大幅减持，较一季度末减仓1369.28万股。
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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