概要及主要观点：
1、 光伏：2023年8月：各环节光伏产品利润情况——6月底以来，光伏组件集采的开标价格持续走低，最低价几乎全部在1.2元/W以内，均价也下降至1.25元/W左右。近期单面PERC组件最低报价出现在三峡集团2023年光伏组件框架，为1.168元/W；双面PERC组件最低报价出现在粤水电2023-2024年度光伏组件集采，为1.18元/W。
若硅片→电池片→组件均按成本考虑，则组件的成本约为1.03元/W(不含税），1.18元/W(含税）。
若硅料→硅片→电池片→组件均按成本考虑，则组件的成本约为0.99元/W(不含税），1.14元/W(含税）。
因此，在当前报价下，一体化企业盈利微薄，非一体化企业则很难实现盈利。
2、经分析，2023年1-7月超174GW光伏组件定标中：双面招标占比80%，N型组件占比超22%，逐渐实现大规模应用。价格方面，今年二季度以来，光伏市场迎来一股降价潮，7月份组件价格进一步下降，投标单价最低来到1.168元/W。N型组件中标价格持续走跌，中标最低价已到1.3元/W。从中标价格来看，N型组件价格也自今年年初的高位，随着市场主流价格的走势一同逐渐走低，整体维持下跌趋势。据不完全统计，1月N型组件位于最高位，最高中标价达1.92元/W，最低中标价达1.71元/W，均价为1.82元/W。一季度N型组件中标价全部位于1.7元/W以上，一季度平均中标价为1.76元/W。二季度开始，光伏市场迎来降价潮，4月N型组件价格变动幅度加剧，最低中标价降至1.53元/W，与3月中标价降幅达到0.2元/W。6月N型组件价格进一步下降，最高中标价达1.77元/W，最低中标价达1.44元/W，均价已经来到1.6元/W。二季度平均中标价为1.67元/W，相较于一季度下降了0.1元/W。7月N型组件价格再次迎来大幅下跌，最高中标价达1.46元/W，最低中标价直接下探至1.32元/W，均价也来到1.39元/W。N型组件价格区间自年初1.7-1.9元/W下落至1.3-1.5元/W，降幅达0.4元/W。
3、在N型和P型组件价差方面，N型与P型组件自年初开始都维持着下跌趋势。据不完全统计，P型组件中标均价自1月的1.78元/W降至7月的1.35元/W，N型组件中标均价自1月的1.82元/W降至7月的1.39元/W。P型和N型组件的价差在2023年1-7月出现了不同的波动，整体范围位于0.01-0.07元/W。终端电站对于N型组件溢价的接受程度在0.08-0.1元/W，因此当下N型组件的价格对于下游终端的可接受度较高。
4、 TOPCon采购容量超级加倍，HJT逐渐开始受到关注。在N型发展中，TOPCon和HJT是两条并行的技术路线。头部市场玩家充分利用资金、技术以及其他资源优势，在P转N型的技术迭代窗口期，加速进入TOPCon生产阵营。由于TOPCon和PERC具有较高的产线设备兼容性，且产业链更为成熟，具有大规模量产条件，相较于HJT电池银浆耗量也更少，许多原业内电池厂选择往TOPCon电池片生产进行转型。经调研，正在建设中的Topcon电池产能达到361.1GW（包括厂房建设及设备进场中的产能），国内Topcon电池产能规划则高达894.5GW。乐观估计下，预计到2023年底 Topcon电池投产产能将达到462.5GW。今年Topcon电池投产产线满产运行情况下，预计其产量能突破200GW。而在供需结构不均衡以及P/N价差存在的背景下，预计全年Topcon产量有达到140GW。因此，在较庞大的TOPCon电池片供应支持下，选择TOPCon阵营的组件企业也较多，迅速实现产业化。TOPCon组件的产量提升明显，下游终端市场对其的青睐度也直线上升，给予积极回应。在N型组件招标采购项目中，大部分项目都指定采购TOPCon组件，且供货企业多为TOPCon组件生产企业。相对于TOPCon组件，从供货安全角度考虑，下游终端企业对于HJT组件的使用比较谨慎。下游终端企业对于HJT的溢价接受度在与P型差价0.13-0.2元/W。由于目前HJT的价格较高、体量较小，终端对于HJT组件的完全接受可能还需时日。对于2024年展望，HJT的产能继续扩张后，下游终端对于HJT组件的接受度可能会像对于TOPCon组件一般不断提升，在N型组件市场渗透率不断加大的背景下，降本及体量的扩大是HJT组件的主要提高方向。
5、 据不完全统计，2022年全年N型组件采购项目共11个，定标容量近3.8GW。进入2023年，各能源企业的N型组件采购比例再次提高，不乏出现N型组件采购容量占比总容量超过40%，甚至达到50%的项目。2023年1-7月，N型组件在下游终端招投标市场中表现——定标容量总计30.34GW，各月平均采购占比20%以上。一季度为光伏招标传统淡季，各终端能源企业仍在规划今年的招标项目及需求，采购定标项目大部分为去年延期需求或已经选定型号的项目，因此一季度整体招标容量较低，且N型组件采购容量占比在10%上下。二季度开始，随着组件价格的下降，终端招标量的提升，N型组件的采购需求量也很明显的有所提升。据不完全统计，4-7月N型组件的采购定标容量均占比20%以上，接近30%。
6、今年1-5月，国内逆变器产能接近160GW，同比增长100%。7月逆变器。央国企18.6GW逆变器招中标。根据公开信息不完全统计，7月1日-7月31日，约有49个逆变器招标项目定标，合计容量11.05GW。中标企业方面，华为、阳光、上能、科华、首航、固德威、锦浪、特变、科士达、株洲变流等企业中标。据国际能源署(IEA)预测，到2024年，分布式光伏将占据全球光伏市场总量近一半，其中工商业分布式将成为主要市场，未来5年将占据新增装机量的75%。此外，国家能源局公布的最新数据显示，2023上半年国内新增分布式光伏装机40.96GW，其中，工商业光伏新增19.44GW，较去年同期增长超过81%，增势亮眼。以上数据均已表明：工商业光伏发展的浪潮正在全球展开;而就国内而言，基于新能源配置储能政策、峰谷价差拉大等因素，工商业光伏+储能也在如火如荼地进行中，并呈现出持续高增的态势。
7、从价值环节看，微逆是逆变器里技术壁垒较高的赛道，且主要应用于国外户用场景，具有较高的渠道、品牌壁垒，溢价明显。从增长环节看，国内微逆厂商凭借供应链、成本优势提高市场份额的同时叠加分布式光伏高景气，增长迅速。
8、陆上风电装机规模稳步扩大，海上风电新增和累计装机容量增速均高于陆上风电，2023H1海上风电并网容量同比高增。分陆上和海上风电来看，2023年1-6月全国陆上风电新增装机并网21.89GW，同比增长81.51%，海上风电新增装机并网1.1GW，同比增长307%；陆上风电累计装机357.75GW，同比增长13.36%，海上风电累计装机31.46GW，同比增长18.00%。预计今年全年装机70GW，其中海风达8-10GW。各地海风竞配相继启动，海风建设加速落地，预计海上风电成本将持续下降。随三季度装机旺季到来，风电产业链各环节厂商盈利有望增厚。关注业绩高弹性&高确定性环节。关注海风布局早订单多的平台型整机企业，受益于海风化的零部件厂商等，风电大部分零部件属于年度谈价，全年价格不变。因此部分谈价周期相对较短的环节预计将受益于下半年需求高增下的供需紧平衡，价格或有上涨可能性，比如塔筒、叶片等环节，2022年受疫情影响，风电行业全年装机略低市场预期。叠加年初高企的原材料成本，风电零部件环节在上半年业绩表现同比均有所下降。而随着疫情缓解下游需求回暖、大宗商品价格下降，质量高、成本把控强的零部件龙头企业预计2023年将迎量利齐升，风电零部件龙头受益于下游需求提升、成本同比下降、产品结构向好等因素，业绩兑现确定性高。在陆上风电维持稳增，海上风电进入新一轮增长周期的背景下，重点推荐海缆板块，建议关注独具区位优势和码头资源并有望受益于当地海风规划的海缆企业、风电整机、风机塔架、风电主轴、干式变压器及储能。
9、2023年上半年度，中国市场风机订单量共计44030MW，与去年同期持平。2023年上半年度，中国陆上风电新签订单量同比增长8%。三北地区的大型风电基地和风光储一体化项目需求旺盛，贡献了超过一半的陆上风电新增订单。地方能源企业在风电基地的项目开发中表现活跃，内蒙古能源和京能上半年共确定7.3GW内蒙古风电基地订单。与此同时，高耗能企业也在积极部署风电项目，实现绿色电力的自发自用。由于新建海上风电项目审批进度放缓，上半年海上风电新签订单量同比下降45%，仅为3.9GW。其中，广西第一批海上风电项目机组订单在第二季度完成定标，订单容量占上半年海上风电新签订单量的三分之一。
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。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
1.1.1硅料价格分析
硅料增量不及预期，去库存延续，涨势延续
供给方面：上月个别老旧产能停产，且受内蒙、四川等限电影响，部分企业减产，同时下游对高品质及N型需求的大幅提升，迫使硅料厂技改升级产出也相应降低，综合下来导致7月硅料供给不及预期。同时拉晶大厂大量抄底低价高品质硅料，硅料厂库存迅速降低、转移，价格开始筑底反弹。8月份，受内蒙地区电力供应影响，预计国内多晶硅产量将调低预期至11.8-11.9万吨，预计全球月度供给12.8万吨（55.6GW）左右，环比增幅3%左右。新产能方面：按照原投产计划，部分大厂新产能将陆续释放，但目前已有部分厂家有延迟投产现象，当前仅两家新产能释放爬坡，其他几家相继延迟，整体释放进度不及预期。
需求方面：当前拉晶环节基本维持满产状态，且下游N型产能快速放量，N型硅料、高品质硅料需求旺盛。相对于拉晶环节60GW的开工需求，硅料环节处于去库存阶段。下游N型、高品质需求继续大幅提升，迫使硅料厂不断技改提升硅料品质，也侧面推高硅料生产成本。对于一些品质较差的料主要应用于拉晶环节调节搭配用料，达到降低硅片成本目的。
价格方面：致密料当前大厂主流成交价格已来到68-70元左右，N型料有10元左右溢价。8月份，硅料环节继续处于去库存阶段，且N型、高效需求继续大幅提高。拉晶环节拿料积极，个别龙头企业签单超量，硅料整体价格在N型及高品质致密料带动下，整体价格可能维持高位，有延续反弹趋势。
从下半年产能趋势及需求变化来看，N型、高效硅料需求比例逐渐提升。新产能爬坡、品质有待提升，N型、高品质硅料仍将保持优势！低品质料继续面临需求持续下滑的局面，整体延续分化趋势。随着新产能陆续投产，Q4季度供给将继续延续过剩趋势。
1.1.2硅片价格分析
硅片继续提产，总体供需趋于平衡，结构上有错配风险，价格可能分化。
供给方面：当前硅片环节开工率继续提升，且部分新产能相继投产爬坡，除蒙西电网部分电厂夏季正常检修，对拉晶产出影响较小。预计8月份硅片产出将突破61GW，环比增长9%。尽管产出整体上增加明显，但是现阶段结构类型上确出现供需错配现象。行业普遍预期TOPCON产能放量，N型需求加速，硅片厂自7月开始大量转向N型硅片，P型产出减少；同时常规182P型尺寸在需求无增量情况下，也开始大量转向定制化183或182.2等矩形尺寸，导致182P型库存迅速降低，供给阶段性紧张，210尺寸、N型供给则略显富余，与下游电池环节呈现阶段性结构错配。在市场供需关系自我调节下，预计硅片环节已经开始增产182P型硅片，下半月结构上也存在反转错配的可能。
需求方面：8月份，下游N型产能放量明显，TOPCON新电池产能陆续进入规模化量产爬坡阶段，对N型硅片需求继续增加至15GW左右，环比增幅36%；P型硅片继续由原有PERC产能消耗，当前组件订单开始陆续对前期中标的集中式项目陆续交货，182P型硅片阶段性需求旺盛；210尺寸需求仍然相对固定。
价格方面：当前硅片价格182P型大厂主流价格来到2.95元/片左右，P型210均价3.9元/片左右，182N均价3.05左右。随着近期电池厂大量采购硅片，硅片厂库存消耗叠加转移至电池厂，目前硅片库存尚未看到明显累库现象。8月份，按照排产计划，硅片相对于电池富余仅4GW左右，基本处于平衡状态！中旬以前，硅片仍面临紧张趋势！结构上常规182P尺寸短期紧张，仍有上涨趋势；N型硅片随着硅料成本推高以及下游需求增强，或将迎来涨势。下旬随着硅片持续产出以及产品类型上的切换，不同硅片类型上供需关系或存在反转错配风险。整体价格可能维持高位，不同硅片类型上价格优势仍需视硅片转换进度与下游需求匹配而定。
1.1.3电池片价格分析
N型产品开始集中爬坡放量，P型常规产品阶段性供给紧张，下游需求大幅提升支撑电池高位运行
供给方面：8月份，电池保持满产状态，产出有望接近56GW，环比增幅10%左右。头部企业以及新进厂家TOPCON产能爬坡明显，N型产出有望增至14GW以上，环比增幅27%左右。P型产能继续细分182.2、183等定制化尺寸。常规182P型尺寸产出减少，下游组件集中需求提升明显，阶段性供给紧张。210尺寸产出较为固定，其他矩形（184、185.3、186.8、191.6等）尺寸继续小批量定制生产。
需求方面：8月组件环节开始陆续交货国内前期中标的545W、550W订单，电池出现结构性供需失衡。182P型高效电池需求旺盛，供给紧张；N型以及210尺寸，需求窗口相对固定，价格优势不及182P型。本月N型电池放量明显，终端需求增量是否匹配需重点关注。在海外需求增量不及预期情况下，下半年国内集中式大项目交货量80%仍是P型，则N型电池消纳是一个值得思考的问题，P型电池的窗口期或不至于随着N型起量而迅速消亡！
价格方面：当前主流高效P型182电池价格维持0.75元/瓦左右，N型TOPCON电池价格来到0.80元/瓦左右，210电池来到0.73元/瓦左右。当前电池价格已来到下游专业化组件厂成本线附近，在下游组件大幅提产背景下，高位价格有一定支撑，但涨势基础支撑较差。谨防下旬组件集中交货订单结束带来的需求突然下降。
1.1.4组件价格分析
旺季逐渐来临，带动组件排产提升，成本压力遏制上游涨势。
当前国内主要以分布式项目为主，集中式项目开始陆续启动；海外欧洲休假淡季出口仍较低，整体终端需求有陆续启动迹象。8月组件厂家排产提升明显，有望达到49GW以上，环比提升13%左右。一体化和专业组件厂订单分化，一线厂家上调明显，二三线厂家排产受到当前成本、订单影响，排产升降不一。当前一线组件厂交货主要集中为国内前期中标重新议价订单，有一定价格优势，尽管在当前主辅材持续推高的背景下，开工提升依然明显。电池、胶膜、玻璃等继续推高组件成本，但近期开标项目却屡创新低，组件现货价格仍有跌势，部分专业化组件厂已出现成本倒挂，内卷竞争激烈。
在产业链中上游上涨阶段，也有部分组件订单尝试重新议价，然而在自身库存以及终端压力下，调涨困难！或许企业淘汰赛已经拉开序幕，不排除一体化大厂利用产业链优势低价抢占市场份额，打压专业化组件厂。长远来看，“订单为王”，随着部分组件厂对前期中标价格有优势的项目集中交货结束后，组件厂低价订单压力终将将会把压力传导至上游，产业链各环节利润预计将再次重新分配
1.1.5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。
1.1.6新能源产业链各环节盈利能力
6月底以来，光伏组件集采的开标价格持续走低，最低价几乎全部在1.2元/W以内，均价也下降至1.25元/W左右。近期，单面PERC组件：最低报价出现在三峡集团2023年光伏组件框架，为1.168元/W；
双面PERC组件：最低报价出现在粤水电2023-2024年度光伏组件集采，为1.18元/W。
若硅片→电池片→组件均按成本考虑，则组件的成本约为1.03元/W(不含税），1.18元/W(含税）。
若硅料→硅片→电池片→组件均按成本考虑，则组件的成本约为0.99元/W(不含税），1.14元/W(含税）。
因此，在当前报价下，一体化企业盈利微薄，非一体化企业则很难实现盈利。
各环节的成本、利润计算结果汇总如下。计算时组件价格采用了相对较高的1.32元/W。
6月新能源渗透率达34%。乘联会口径：6月狭义乘用车产量实现219.5万辆（同比-0.5%，环比+10.3%），批发销量实现223.6万辆（同比+2.1%，环比+11.7%）。交强险口径：6月行业交强险口径销量为191.3万辆，同环比分别+2.6%/+12.4%。中汽协口径：6月乘用车总产销分别实现256.1/262.2万辆，同比分别+2.5%/+4.8%，环比分别+9.8%/10.1%。出口方面：6月中汽协口径乘用车出口31.2万辆，同环比分别为+57.7%/-4.1%。展望2023年7月：汽车消费淡季影响下我们预计7月行业产量为208.2万辆，同环比分别-3.5%/-5.1%；批发为206.2万辆，同环比分别-3.4%/-7.8%。交强险零售预计172.2万辆，同环比分别+0.1%/-10.0%。新能源批发预计81.7万辆，同环比分别+44.9%/+7.4%。
6月新能源汽车批发渗透率34.03%，环比+0.33pct。乘联会口径，6月新能源汽车产量73.6万辆（同比+30.3%，环比+9.3%），批发销量实现76.1万辆（同比+33.4%，环比+12.1%）。交强险口径，6月新能源零售65.5万辆（同比+29.6%，环比+16.1%）。分地区来看，6月非限购地区新能源销量占比下降。6月非限购地区新能源车销量占比为78.40%，环比-2.52pct。分价格带来看，6月0-5万元、10-15万元、15-20万元价格带占比下滑，环比分别-1.25/-2.11/-0.54pct。分价格带来看新能源车渗透率，6月10-15万元/15-20万元价格带新能源车渗透率下滑，渗透率绝对值分别为29.58%/36.11%，环比分别-1.42/-0.46pct。
自主崛起——整体自主批发市占率环比下滑。分车辆类型：6月乘用车整体/轿车/SUV市场自主品牌市占率分别为54.15%/47.4%/59.2%，分别环比-1.4pct/-1.9pct/-1.3pct；分技术路线：6月BEV/PHEV市场自主品牌市占率为73.16%/88.10%，分别环比-6.25pct/+0.25pct。
储能——上半年储能采招规模达去年全年3/4。据储能与电力市场数据，2023H1国内储能系统、直流侧和EPC的总采购规模达35.28GWh，是2022全年44GWh的3/4，考虑到下半年才是储能设备采购和项目投运高峰，且如中能建3.5GWh集采等大规模招标项目仍在进行中，预计下半年国内储能项目采购规模将超上半年，为今年下半年及明年装机需求提供保障。值得注意的是，35GWh的总采购规模中，独立储能占约15GWh，引领投标市场走向。
上半年储能并网规模逼近去年全年。据储能与电力市场数据，2023H1国内储能并网总规模达7.59GW/15.59GWh，直逼2022全年的7.69GW/16.26GWh。月度观察来看，受湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目冲刺630影响，6月并网规模达4.34GW/9.07GWh，占上半年并网总规模的近58%；分项目类型来看，独立储能并网项目规模占上半年并网总规模的64%，已成为国内储能最主要的应用模式。
亚非拉第三世界国家电力基建需求迫切，变压器需求旺盛。亚非拉等第三世界地区发展经济、建设电力系统需求强烈，催生变压器需求。从我国变压器的出口区域来看，2023H1出口亚洲85亿元、非洲14亿元、欧洲27亿元、南美18亿元、北美15亿元、大洋洲3亿元，分别同比增长11.9%、116.8%、49.5%、65.0%、10.1%、41.3%。
1.2光伏产业链产能产量分析
今年上半年，全国可再生能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长。截至6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%。全国水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.9亿千瓦（同比增长13.7%），太阳能发电装机4.71亿千瓦（同比增长39.8%。正式成为我国第二大电源装机，仅次于煤电），生物质发电装机0.43亿千瓦，可再生能源发电总装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，约占我国总装机的48.8%。今年1-6月，我国可再生能源发电新增装机1.09亿千瓦，占全国新增装机的77%。其中，水电新增536万千瓦、风电新增2299万千瓦、太阳能发电新增7842万千瓦（占新增电源总装机的56%，较去年30.88GW，同比增长154%，接近去年全年87.4GW）、生物质发电新增176万千瓦。全国可再生能源发电量达到1.34万亿千瓦时，其中水电发电量5166亿千瓦时，风电发电量4628亿千瓦时，光伏发电量2663亿千瓦时，生物质发电量984亿千瓦时。
2023年上半年全国光伏制造行业运行情况。全国多晶硅、硅片、电池、组件产量再创新高，同比增长均超过65%。光伏产品出口总额达到289.2亿美元，同比增长11.6%。
具体环节产量方面：多晶硅环节，1－6月全国产量超过60.6万吨，同比增长66.1%。硅片环节，1－6月全国产量超过253.4GW，同比增长65.8%。电池环节，1－6月全国晶硅电池产量超过224.5GW，同比增长65.7%。组件环节，1－6月全国晶硅组件产量超过204GW，同比增长65%；出口达到108GW，同比增长37.3%。出口额环比降低10.09%。根据工信部之前发布的数据，今年上半年光伏产业链各环节具体产量情况如下表：
今年开年以来，光伏产业链价格大幅下跌，硅料价格一路跌破7万元/吨，硅片价格腰斩，组件价格更是低至1.2元/W附件。其中一个重要原因在于产能过剩危机。从工信部公布的数据可见，尽管产业链各环节相比去年增幅在65%以上。但是5-6月各环节的产量与3-4月相比，增幅明显下跌，基本处于稳步增长的状态。
具体到各产业链环节，多晶硅5-6月的产量为22万吨，相比3-4月仅增长1万吨。硅片环节增幅同样在降低，5-6月相比3-4月增长6GW，电池产量增长2.5GW。
海外市场方面，根据工信部数据上半年光伏产品出口总额达到289.2亿美元，3-4月出口总额超107亿美元，1-4月累计出口总额超过193亿美元，故1-2月出口总额在86亿美元左右，5-6月出口总额在96.2亿美元左右。5-6月光伏出口总额与3-4月相比，环比降低10.09%。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年8月10日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2023年8月10日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：2023年1-6月各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
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。
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。2023年以来海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
经历过2022年低潮，风电行业迎来装机复苏，持续看好海风，预计2023年海风新增装机超过10GW，同比翻番不止。
本周风电整机采购开标总计812.5MW，风电机组招标总计30MW；风电塔筒采购开标380MW。
招投标方面，本周（7月24日-7月28日）风电机组启动招标410MW，风电整机采购开标总计780MW，均为陆上风电项目，中标均价2071.76元/kW，环比上周增长0.03%。本周风电塔筒项目启动招标10MW，开标规模共计52MW。
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。
本周风电机组招标总计约227.5MW，均为陆风。风电整机开标总计约1538MW，其中海风1200MW。中标价格方面，陆风含塔筒最低中标单价1971元/kW，最高中标单价2180元/kW。本周含塔筒中标单价较上周有较大幅度变化，主要系河北建投康保“上大压小”风电平价示范项目中标价格较高所致。 2022年全年海风招标约14.73GW，2023H1招标约6.16GW，预计全年招标量有望对标上一年。自2022年海上风电国补退潮后，2023年海风仍旧维持较高招标量，对海风高景气发展形成支撑。本周，海南合计1200MW海上风电项目公示中标候选人，预示这些项目有望在2023Q3~Q4动工。海风传统装机旺季为Q2~Q3，结合2022年高企的招标量及2023年新招标项目，2023年Q3海风相关联企业或将迎来超预期的密集交付，对业绩形成有力支撑。
截至2023年6月底，今年以来风电累计招标约44.65GW，叠加近期福建、广东省风光竞配方案的出台，全年累计看向90+GW的招标量，行业维持高景气度。根据国家能源局公布的数据，2023年1-5月全国风电新增装机容量16.36GW，5月单月为2.16GW。对比前期公布的招标数据来看，新增装机容量低于预期，预计2023H2装机速率有望提升，对风机整机厂商业绩形成支撑。2023H1零部件厂商排产较满，下游需求旺盛，半年报业绩或将超预期。2023年1-5月风电总装机达16.36GW，同增51%，创历史装机新高。
2023年1-6月份风电新增装机22.99GW，同增77.67%，其中陆风21.89GW（YoY+81.5%），创历史新高，海风1.1GW（YoY+25%），仅低于2021年海风抢装年数据。其中23Q2全国风电新增并网容量12.59GW（YoY+149.8%），其中陆风12GW（YoY+165.49%），海风0.59GW（YoY+13.46%）。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到389.46GW（YoY+13.8%），其中陆风358GW（YoY+13.44%），海风31.46GW（YoY+18%）。预计2023年全年风电装机将达70GW，其中海风装机为8-10GW。
其中单6月新增装机6.63GW，同增213%，环增207%。据国家能源局统计，2023年1-6月，全国风电、光伏新增装机超过1亿千瓦，累计装机约8.6亿千瓦，风电光伏发电量达到7300亿千瓦时，风电光伏发电已成为我国新增电源装机和新增发电量的双重主体。
2023年1-6月风电设备累计平均利用小时数1237小时，同比增长7.19%；风电发电4628亿kWh，占全社会用电量10.74%。
8月陆风排产加速。随巡视组在6月末结束巡视，下游运营商加速建设陆风风电场。据多家零部件厂商反馈，7月排产环比增加10%，8月排产环比增加30%+。
国内各省海风规划约200GW，自海风平价以来，我国已有广东/海南/广西/江苏/福建/上海/辽宁/天津8省启动23/7.5/2.7/2.65/4.2/1.1/0.25/0.196GW共41.6GW海风竞配。今年6月以来广东23GW、福建2GW竞配结果公布，江苏、广西、山东、浙江、海南海风竞配有望于下半年开启，预计全年海风竞配容量超30GW。
2023年1-7月，我国共核准风电29.5GW（YoY+48.4%），其中陆风23.5GW（YoY+28.2%），海风6.0GW（YoY+355%）。此外，7月以来，广西防城港海风示范项目开启首台风机基础海上施工作业、国电投山东半岛南U1场址海上升压站导管架成功就位、华能山东500MW海风发布环评预计10月开工，海风开工有望实现高增长。随着竞配陆续落地、核准明显提速以及三季度海风施工旺季来临，海风招标、开工有望加速，行业景气度持续提升。
二、投资方向梳理
2.1 光伏组件一体化企业研究分析
为在实现“碳达峰 碳中和”目标中发挥示范引领作用，资金实力雄厚的央国企在光伏领域的投资热情持续升温。索比光伏网据公开数据统计，2023年1-7月份，共有超174GW组件公开中标信息。
招标分析：从招标方来看，超1GW的招标方有22个。详情见下：
从查询到的招标信息来看，中国电建组件定标规模最大，约39GW。据悉，中国电建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。
排名第二的是华能，上半年组件定标超13.5GW。公开信息显示，华能共计有3个吉瓦级组件项目定标，分别为华能2022年度第二批6GW组件、华能贵州分公司2023-2024年1GW组件以及华能2023年度第一批光伏组件6GW组件。
三峡组件定标13.48GW，三峡集团曾表示，在“十四五”时期及后续发展阶段，将保持每年1500万千瓦清洁能源新增装机规模的增速，为碳排放目标贡献力量。
此外，中核组件定标规模也达12GW左右，还有国家能源集团组件定标8.57GW、华电8.36GW、中石油、大唐各8GW。
从招标规格要求看，双面组件占比80%，招标要求大部分要求为“双面双玻；n型组件占比约超22%，其中大唐集团的n型招标占比最高，达到50%，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，定标规模超5.5GW。据公开资料统计，2023年7月1日-7月31日的光伏组件招中标市场，约19.35GW光伏组件采购项目定标，均价为1.363元/W。中国华能、三峡集团、华润、国家能源集团、中国电建、中核集团、中国华电、国投、国家电网等央企以及广东能源集团、水发兴业能源等地方企业共计79个招标项目（标段）定标。
央企依然是本统计周期招标采购市场的主力军。7月，中国华能、三峡集团、华润、国家能源集团、中国电建、中核集团、中国华电、国投、国家电网9家央企总计有58个项目（标段）定标，其中中国华能、三峡集团、华润、国家能源集团、中国电建、中核集团、中国华电、国投8家央企确定了规模，采购容量16.67GW。
本统计周期，定标容量最大的央企为中国华能，共有4个项目（标段）定标，规模共计6180.86MW。
其中，中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议采购规模共计6GW，东方日升、华阳集团、华耀光电、环晟光伏、晶澳科技、晶科能源、隆基绿能、一道新能、正泰新能中标。值得注意的是，该项目开标时间为2023年5月8日，7月份公布中标人，故中标单价普遍较高。
三峡集团在本统计周期有4个项目（标段）定标，规模合计4976.55MW。通威太阳能、一道新能2个企业中标。
其中，三峡集团2023年二季度光伏组件集中采购(标1)采购规模为2249.4MW，通威太阳能中标。三峡集团2023年二季度光伏组件集中采购(标2)采购规模为1240.87MW，一道新能、通威太阳能中标。三峡集团2023年二季度光伏组件集中采购(标3)采购规模为524.28MW，一道新能中标。
华润在本统计周期有1个项目（标段）定标，为华润电力2023年第2批光伏项目光伏组件设备集中采购，规模合计1500MW，通威太阳能中标。
国家能源集团在本统计周期有5个项目（标段）定标，规模合计1474.65MW。天合光能、正泰新能、晶科能源、力诺光伏中标。
其中，国电电力技术咨询分公司2023年度光伏组件框架协议采购公开招标项目分为3个标段，规模共计900MW，正泰新能、天合光能、晶科能源中标。
中国电建在本统计周期有37个项目（标段）定标，规模合计1063.32MW。通威太阳能、晶科能源、一道新能、海泰新能、隆基绿能等企业中标。
中核集团在本统计周期有4个项目（标段）定标，规模合计1015.44MW。通威太阳能、晶科能源、一道新能、海泰新能、隆基绿能等企业中标。
其中，中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目分为3个标段，规模合计1000MW。晶科能源、东方日升、天合光能、晶澳科技、通威太阳能、一道新能、隆基绿能、正泰新能等24家企业中标。
值得注意的是，东方日升在该项目标段一、标段二中标单价均为1.233元/W，为7月中标单价最低。
中国华电在本统计周期有1个项目（标段）定标，为江苏华电赣榆墩尚276MW渔光互补光伏发电项目光伏组件采购，规模合计386MW，神舟新能源中标。
国投在本统计周期有1个项目（标段）定标，为国投贵州新能源贵定县德新四寨林业光伏电站光伏组件采购项目，规模合计71.1602MW，通威太阳能中标。
具体中标情况如下：
国家电网本统计周期有1个项目（标段）定标，为国网福建综合能源服务有限公司2023年光伏组件供应商入围资格预审项目，晶澳科技、隆基绿能、天合光能、通威太阳能、晶科能源中标。
招标企业来看：
7月组件中标项目中，央国企仍是市场招标主流，其中，华能集团、三峡集团、华润集团、保碧新能源、国家啊能源集团位列已公布的7月组件项目规模前五，五家合计占据7月组件项目的76%。
地方企业方面， 7月水发兴业能源、广东能源集团等企业共计21个项目（标段）定标，合计定标容量约2680.64MW。一道新能、正泰新能、通威太阳能等企业中标。
N型组件招标企业以央国企为主，接受度提升显著。据不完全统计，2023年1-7月N型组件定标项目中，共有20家企业进行采购，其中包括华能、中核、大唐、华电、国家电投、三峡等14家央企和西藏开投、保碧新能源、山东高速集团等6家地方国企。
1-7月N型组件的定标容量总计30.34GW，定标标段共有49个。达到GW级采购容量的企业共有10家。
2022年，央国企对于N型组件采购多为试探性采购，规模和招标数量相对较小。
终端项目对于组件的选型转变主要取决于市场产量供应的情况。
随着N型全面产业化，N型的市场份额逐渐拉升，终端对N型组件的需求量在2023年也明显增加。
今年新项目有组件需求的会考虑N型TOPCon产品优先，央国企N型组件采购比例已经占20%以上。
N型组件的高转化效率为光伏项目带来的收益率提高让央国企对于N型组件的接受度提升显著。（TOPcon 内部收益率7.17-8%（运营期价格影响而不同），PERC 内部收益率 6.96%）
中标分析：中标情况来看，1-7月份有约80GW组件明确公示了具体中标方和供货容量，16家企业中标规模超1GW。此外，还有中电建26GW、华能13.5GW、大唐8GW等约90GW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。详情见下：
其中，天合光能夺得1-7月份光伏组件中标“冠军”，共拿到超14.7GW组件订单。据悉，天合210组件出货量位居全球第一位，市场占有率超50%，2023年天合组件出货目标为65GW。
中标排名第二位的是通威太阳能，1-7月组件中标规模达14.2GW。自转型一体化以来，通威陆续中标多个央国企组件项目。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。
隆基1-7月组件中标规模也超10GW，排名第三位。此前，隆基绿能预计, 2023年组件出货量将达85GW。
此外，还有晶科能源、一道新能、晶澳太阳能、正泰新能、协鑫科技五家企业1-7月组件中标规模超5GW。东方日升、阿特斯、英利、无锡尚德等企业也都取得亮眼成绩。
中标价格来看，今年二季度以来，光伏市场迎来一股降价潮。7月份组件投标单价最低来到1.168元/W，组件价格进一步下降，其中：
单面540W+组件7月份中标单价在1.248~1.77元/W，均价1.39元/W；
双面540W+组件中标单价在1.285~1.432元/W，均价1.343元/W；
650W+组件中标单价在1.234~1.43元/W，均价1.347元/W；
n型组件中标1.32~1.63元/W，均价1.44元/W。
框架集采中标价格偏低，7月份组件框采均价在1.37元/W。此外，有约90GW的框架招标结果也已公开。考虑到框架招标中的价格并非真实供货价，实际中会根据第三方平台报价，按比例或按金额调整，也可能受到供货地点、运费等影响。
2023年7月1日-7月31日，国内组件招投标市场，通威太阳能、一道新能、天合光能、晶科能源、正泰新能等44家企业，共同赢得了19.35GW的光伏组件招标采购订单。
其中，在已经明确的项目定标容量中，通威太阳能中标4678.81MW，排名本统计周期第一；一道新能中标2542.11MW，排名第二；天合光能则以822.60MW排名第三。晶科能源、正泰新能、神舟新能源、阿特斯、中清光伏、海泰新能、英利能源等企业分列4-10名。
通威太阳能中标16个项目总计容量4678.81MW
本统计周期，通威太阳能中标中国电建、三峡、中核集团、华润等企业16个项目（标段），确定中标容量为4678.8MW。
其中，最高价中标项目为广州保碧新能源科技有限公司2023-2024年度光伏组件集中采购项目包件三，通威太阳能中标单价为1.450元/W。
最低价中标项目为中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目标段一和中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目标段二，通威太阳能中标价格均为51100万元，中标单价均为1.278元/W。
一道新能中标14个项目总计容量2542.11MW
本统计周期，一道新能中标中国电建、三峡、广东能源集团、华能等企业14个项目（标段），确定中标容量为2542.11MW。
其中，最高价中标项目为中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议采购标段1，一道新能中标价格为400750万元，中标单价均为1.603元/W。
最低价中标项目为中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目标段一，一道新能中标价格为50107.6万元，中标单价均为1.253元/W。
天合光能中标11个项目总计容量822.60MW
本统计周期，天合光能中国电建、国家能源集团、国家电网、中核集团等企业11个项目（标段），确定中标容量为822.60MW。
其中，最高价中标项目为广州保碧新能源科技有限公司2023-2024年度光伏组件集中采购项目包件三，天合光能中标单价为1.451元/W。
最低价中标项目为中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目标段二，天合光能中标价格为50096万元，中标单价为1.252元/W。
晶科能源中标10个项目总计容量554.36MW
本统计周期，晶科能源中标中国电建、华能、国家能源集团等企业10个项目（标段），确定中标容量为554.36MW。
其中，最高价中标项目为中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议采购标段3，晶科能源中标价格为510000万元，中标单价为1.700元/W。
最低价中标项目为中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目标段一，晶科能源中标价格为49880万元，中标单价为1.247元/W。
正泰新能中标15个项目总计容量415.54MW
本统计周期，正泰新能中标中国电建、中核集团、华能等企业15个项目（标段），确定中标容量为415.54MW。
其中，最高价中标项目为中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议采购标段3，正泰新能中标价格为492000万元，中标单价为1.640元/W。
最低价中标项目为日照恒电能源科技有限公司30MW光伏组件采购项目，正泰新能中标价格为3777万元，中标单价为1.259元/W。
N型组件投标企业玩家数量众多，晶科、通威、正泰带头瓜分N型组件采购容量
据SMM不完全统计，2023年1-7月N型组件定标项目中，共有40家企业中标或入围中标候选人名单。
中标企业中，中标容量达到GW级的组件企业包括晶科、通威、正泰新能、一道新能和华耀光电。
晶科作为光伏行业最早启动10GW以上N型电池组件扩产的企业，N型组件成为其主力产品，其N型组件的产量和出货量也一直遥遥领先，在2023年1-7月的N型定标项目中，晶科也以3.5GW的中标容量位列第一。
通威自转型一体化以来，陆续中标多个央国企组件集采项目。通威组件产能快速扩张，现有组件产能14GW，目标扩至80GW。
其在N型组件方面采用自主研发的TNC技术，不断追求技术创新和产品升级，扩大自身市场份额与出货量。
在2023年1-7月的N型定标项目中，通威也以2.9GW的中标容量位列第二。
正泰新能是光伏行业最早实现N型组件量产的企业之一，其所规划的组件产能中，N型组件产能占比超过80%。在2023年上半年，正泰新能N型组件出货量占比总出货量的40%以上。
在2023年1-7月的N型定标项目中，正泰新能以2.5GW的中标人容量位居第三。
其他组件企业中，较早布局HJT技术并同步量产TOPCon和HJT的组件企业东方日升、N型组件出货量占比逼近50%的组件企业一道新能、不断加强N型垂直一体化产能布局的天合光能都位列N型主要中标企业前部。
同样提出了全年45%以上的N型出货量的亿晶光电、尚德电力等企业也纷纷出现在N型组件中标企业名单之中。
N型时代的加速到来，近两年也成为了N型组件的量产元年，各龙头组件企业相继发力推出N型产品，能够满足地面电站、分布式电站及户用不同场景。
今年进入N型组件生产的企业玩家越来越多，对于终端电站企业可选择的企业也越来越多。
价格分析：本统计周期，中标容量明确、且有定标价格的企业为通威太阳能、一道新能、天合光能、晶科能源、正泰新能。最低价出自晶科能源，中标价为1.247元/W。最高价出自晶科能源，中标价为1.700元/W（备注：该中标单价出自中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议采购标段3，根据招标公告，项目开标时间为2023年5月8日，7月份公布中标结果）。
月下调0.07元/瓦左右，下调幅度3.95%-5.15%。7月光伏组件中标均价约为1.37元/瓦，较4月均价下调4.98%左右；7月光伏组件中标价格低至1.23元/瓦。
6月中标项目价格整体向下调整，多数中标价格已低于上月组件中标均价（1.44元/瓦），中标价格在1.44元以下的有75个，1.37-1.44元/瓦之间的有11个，在1.37元/瓦以下的有64个，其中中标价格低于1.3元/瓦的有37个。另外中标价格达到1.70的项目有2个。
7月组件主流现货（单玻、双玻）均价在1.31-1.37元/瓦区间（截至2023年8月3日组件主流现货（单玻、双玻）价格在1.16-1.29元/瓦）。
中标企业来看：2023年7月，去掉中国华能集团有限公司2023年度光伏组件（第一批）框架协议项目和中核集团2023-2024年度光伏组件设备一级集中采购试点项目（两个项目均尚未公布各中标候选人具体中标比例），组件中标规模前五的是通威太阳能、一道新能、正泰新能、天合光能和晶科能源，五家共占据6月组件中标项目总规模的84%。2023年7月，中标组件项目数量最多的企业是晶科能源、通威太阳能、一道新能和正泰新能，三家分别中标12、7、7、7个组件项目。
N型组件中标价格持续走跌，中标最低价已到1.3元/W
今年上半年光伏产业链各环节波动不断，光伏市场走势集体偏弱，上游硅片及多晶硅价格近乎腰斩，组件价格也自5月初开始一路下跌。
从中标价格来看，N型组件价格也自今年年初的高位，随着市场主流价格的走势一同逐渐走低，整体维持下跌趋势。
据不完全统计，1月N型组件位于最高位，最高中标价达1.92元/W，最低中标价达1.71元/W，均价为1.82元/W。
一季度N型组件中标价全部位于1.7元/W以上，一季度平均中标价为1.76元/W。
二季度开始，光伏市场迎来降价潮，4月N型组件价格变动幅度加剧，最低中标价降至1.53元/W，与3月中标价降幅达到0.2元/W。
6月N型组件价格进一步下降，最高中标价达1.77元/W，最低中标价达1.44元/W，均价已经来到1.6元/W。
二季度平均中标价为1.67元/W，相较于一季度下降了0.1元/W。
7月N型组件价格再次迎来大幅下跌，最高中标价达1.46元/W，最低中标价直接下探至1.32元/W，均价也来到1.39元/W。
N型组件价格区间自年初1.7-1.9元/W下落至1.3-1.5元/W，降幅达0.4元/W。
在N型和P型组件价差方面，N型与P型组件自年初开始都维持着下跌趋势。
据不完全统计，P型组件中标均价自1月的1.78元/W降至7月的1.35元/W，N型组件中标均价自1月的1.82元/W降至7月的1.39元/W。
P型和N型组件的价差在2023年1-7月出现了不同的波动，整体范围位于0.01-0.07元/W。
终端电站对于N型组件溢价的接受程度在0.08-0.1元/W，因此当下N型组件的价格对于下游终端的可接受度较高。
N型组件中标价格的走跌趋势明显，与光伏市场的整体走势也息息相关。
组件市场竞争激烈，N型TOPCon组件的产量增加，TOPCon电池片的供需近期也恐遇失衡，近期价格恐有上行之态。
上游市场难降的情况下，N型组件价格可能也将以稳为主。
采购分析：
国家能源集团、中广核、国家电投等启动30.14GW组件集采项目
7月1日-7月31日，国家能源集团、中广核、国家电投、中国宝武、国投等企业发布了47个招标项目，合计容量约30.32GW。其中，国家能源集团、中广核、国家电投等开启组件集采招标项目13个，规模共计30.14GW。
此外，7月1日-7月31日，国家能源集团、中广核、国家电投、中国宝武、国投等企业发布了47个招标项目，合计容量约30.32GW。
其中，国家能源集团、中广核、国家电投等开启组件集采招标项目13个，规模共计30.14GW。
TOPCon采购容量超级加倍，HJT逐渐开始受到关注
在N型发展中，TOPCon和HJT是两条并行的技术路线。
头部市场玩家充分利用资金、技术以及其他资源优势，在P转N型的技术迭代窗口期，加速进入TOPCon生产阵营。
由于TOPCon和PERC具有较高的产线设备兼容性，且产业链更为成熟，具有大规模量产条件，相较于HJT电池银浆耗量也更少，许多原业内电池厂选择往TOPCon电池片生产进行转型。
因此，在较庞大的TOPCon电池片供应支持下，选择TOPCon阵营的组件企业也较多，迅速实现产业化。TOPCon组件的产量提升明显，下游终端市场对其的青睐度也直线上升，给予积极回应。
在N型组件招标采购项目中，大部分项目都指定采购TOPCon组件，且供货企业多为TOPCon组件生产企业。
相对于TOPCon组件，从供货安全角度考虑，下游终端企业对于HJT组件的使用比较谨慎。
下游终端企业对于HJT的溢价接受度在与P型差价0.13-0.2元/W。
由于目前HJT的价格较高、体量较小，终端对于HJT组件的完全接受可能还需时日。
但是今年在HJT组件采购方面也不乏出现积极信号：
在2023年4月的中核汇能2023年度集采项目中，指定采购500MW容量的N型580Wp及以上的HJT组件。
在4月的国家电投旗下山东电力工程咨询院的2023年度集采项目中，指定采购50MW的N型210mm功率670Wp及以上的HJT组件。
在6月的西藏开投金上昌都贡觉拉妥一期700MW光伏发电项目组件采购项目中，组件采购规格包括14.52MW的N型570Wp及以上的HJT组件。
在已知定标项目中，HJT组件中标价格相较于TOPCon组件溢价0.1元/W。
对于2024年展望，HJT的产能继续扩张后，下游终端对于HJT组件的接受度可能会像对于TOPCon组件一般不断提升，在N型组件市场渗透率不断加大的背景下，降本及体量的扩大是HJT组件的主要提高方向。
技术更迭的浪潮推动着光伏行业的发展。
相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、几乎无光衰、弱光效应好等优点。
当前PERC电池量产效率（23.5%）已逼近其效率的理论极限（24.5%），而TOPCon电池目前量产效率在24.5%-25%左右，理论极限效率为28.7%，提效路径更为清晰明确。
因此各企业开始布局N型电池，Topcon电池产能快速扩张。
经调研，正在建设中的Topcon电池产能达到361.1GW（包括厂房建设及设备进场中的产能），国内Topcon电池产能规划则高达894.5GW。
乐观估计下，预计到2023年底 Topcon电池投产产能将达到462.5GW。
今年Topcon电池投产产线满产运行情况下，预计其产量能突破200GW。
而在供需结构不均衡以及P/N价差存在的背景下，预计全年Topcon产量有达到140GW。
N型电池片的高增速量产为N型组件带来了极大的发展空间，N型组件的高转化率能够为光伏项目带来显著的收益率提升。
2022年以来，越来越稳定的N型组件产量供应也逐渐成为终端电站采购的优先选择，各大能源企业的采购体量增加
据不完全统计，2022年全年N型组件采购项目共11个，定标容量近3.8GW。
进入2023年，各能源企业的N型组件采购比例再次提高，不乏出现N型组件采购容量占比总容量超过40%，甚至达到50%的项目。
2023年1-7月，N型组件在下游终端招投标市场中表现——定标容量总计30.34GW，各月平均采购占比20%以上
据不完全统计，2023年1-7月终端组件采购定标容量总计134.11GW，其中N型组件采购定标容量总计30.34GW。
一季度为光伏招标传统淡季，各终端能源企业仍在规划今年的招标项目及需求，采购定标项目大部分为去年延期需求或已经选定型号的项目，因此一季度整体招标容量较低，且N型组件采购容量占比在10%上下。
二季度开始，随着组件价格的下降，终端招标量的提升，N型组件的采购需求量也很明显的有所提升。
据不完全统计，4-7月N型组件的采购定标容量均占比20%以上，接近30%。
对于N型组件，招投标市场释放出积极信号。
不仅N型组件招标标段数量增多，多个光伏组件招标项目也不再单设N型组件标段，对组件型号的要求为N型或P型兼可。
P型和N型组件开始同台竞技，目前，P型组件因为其稳定的供应量对于终端电站属于“兜底”组件产品，随着N型组件的价格下降和产量的提升，终端电站也开始倾向于大幅招标采购N型组件。
2.3 逆变器行业研究
今年1-5月，国内逆变器产能接近160GW，同比增长100%。7月逆变器。央国企18.6GW逆变器招中标。
根据公开信息不完全统计，7月1日-7月31日，约有49个逆变器招标项目定标，合计容量11.05GW。中标企业方面，华为、阳光、上能、科华、首航、固德威、锦浪、特变、科士达、株洲变流等企业中标。
招标分析：根据公开招中标信息梳理发现，7月1日-7月31日，13家企业，总计49个逆变器采购项目（标段）定标，合计容量11.05GW。其中央企采购项目为45个，合计容量10.54GW，占总容量的95.38%。
其中，本统计周期中国能建定标8061.12MW逆变器采购项目，排名7月逆变器定标容量榜第一。华能集团有两个逆变器采购项目定标，其中，中国能建2023-2024年光伏逆变器集中采购是7月份定标容量最大项目。该项目采购容量8000MW，分为三个标段。特变电工、阳光电源、株洲变流三家逆变器企业中标全部三个标段。此外，华为、上能电气、科华数据、科士达、日风电气、锦浪科技也有斩获。除此之外，首航新能中标中电新能源沈阳市沈北新区整区一期61.11655MWp开发项目逆变器采购。
本统计周期，三峡集团有1个项目定标，该项目为三峡集团2023年二季度逆变器集中采购（标1），采购容量1374.26MW，设备要求300kW及以上组串式逆变器。7月13日，该项目公布中标人，华为、科华数据、上能电气成功中标。根据招标公告，该项目中标比例为4:3:3，故华为中标549.7MW，科华数据与上能电气各中标412.28MW。
中国电建本统计周期有34项目定标，阳光电源成为其中赢家，中标8个项目，确定中标容量为625MW。上能电气中标6个项目，确定中标容量13.6MW。固德威中标4个项目，确定中标容量50MW。此外，锦浪科技、禾望电气、英威腾等13家企业或代理商中标。
本统计周期，华电集团两个逆变器采购项目定标。这两个项目均为华电句容整市推进户用光伏项目，招标范围包括逆变器、并网箱及附属电缆。扬州佳锦光电科技有限公司作为两个项目唯一中标候选人，中标单价为0.258元/W以及0.358元/W。
7月26日，华润电力墩头25MW渔光互补项目组串式光伏逆变器设备采购确定了中标候选人。根据招标公告，该项目采购320kW组串式逆变器56台，容量约为17.92MW。上能电气位列第一中标候选人，投标报价219.52万元，折合单价0.123元/W。
中核集团7月有3个项目定标，中标人分别为禾望电气、山东奥太电气以及阳光电源。
此外，华能集团的华能青海发电有限公司海西地区德令哈领航电站科华逆变器升级改造项目定标，科华数据最终中标。
采购分析：7.55GW逆变器项目采购，多个项目因投标人不足流标。
进入7月之后，逆变器招标项目数量以及规模均有反弹的迹象。随着第三季度，装机旺季的到来，三峡、国家电投、中广核、中核集团、华润、华能等央企以及诚海新能、京能、鞍钢集团、淖尔能源等企业均有逆变器招标项目发布。
7月有17家企业发布了29个逆变器采购项目，合计容量约7.55GW
其中三峡集团2023年光伏逆变器框架集中采购，为本统计周期招标容量最大项目。该项目招标容量4000MW，设备要求300kW及以上的组串式逆变器。该框架协议计划有效期为合同签订之日起至2024年03月31日。对于投标人业绩要求：2022年01月01日至投标截止日，投标人单机容量在196kW及以上的组串式逆变器的国内累计合同签约业绩不低于2GW。
除此之外，国家电投也发布了多达1385MW的逆变器集采计划。该项目分为4个标段，设备均要求300kW-320kW组串式逆变器。投标企业要求，投标产品（组串式逆变器）的生产商应为国家电力投资集团有限公司逆变器设备供应商名录（2022 年版）及增补名录内的企业或国家电投所属具备生产能力的企业。
设备要求方面，国际能源网/光伏头条（PV-2005）统计数据显示，本统计周期组串式逆变器采购容量7292MW，占比97%。集中式逆变器采购容量243.58MW，占比为3%。其余招标容量则未明确采购逆变器类型。
值得关注的是，本统计周期，有多个项目因投标企业不足三家流标。例如，莱州诚海新能源有限公司发布三个逆变器招标项目，合计采购容量370MW。7月26日，莱州诚海新能源有限公司发布公告宣布，因潜在投标人不足三家，项目予以废标。7月31日，三个项目又重新招标。7月25日，上海静生慧光伏电力有限公司三相大电流微型逆变器项目同样因为购买标书的单位不满3家，作流标处理。
中标分析：据统计，7月1日-7月31日国内逆变器招投标市场，华为、阳光、上能、科华、首航、固德威、锦浪、特变、科士达、株洲变流等28家逆变器生产企业或代理商，共同赢得了11.05GW的逆变器招标采购订单。
其中，华为中标1158MW，排名榜首；阳光电源中标721MW，排名第二；上能电气中标444MW，排名第三。除此之外、科华数据、首航新能源、固德威、锦浪科技等企业也位列7月逆变器中标榜前十。
价格分析：6月最低价定标项目为常州绿动光伏科技有限公司关于常州智能制造产业园屋顶分布式光伏电站逆变器采购。该项目招标人为常州绿动光伏科技有限公司，采购容量9MW，设备要求196kW及以上组串式逆变器。锦浪科技最终中标，报价90.5964万元，折合单价0.101元/W。
最高价定标项目为金昌金耀光伏电站1区3#、4#逆变器更换技改采购项目，项目招标人为中核集团。该项目为技改项目，要求采购两台500kW逆变器。禾望电气作为唯一中标候选人，中标价格为22万元，折合单价0.22元/W。
华为中标6个项目，确定中标容量1157.7MW。
本统计周期，华为排名企业中标榜榜首位置，中标中国电建、深圳能源、三峡、中国能建等企业6项目（标段），合计中标容量1157.7MW。
其中，7月华为中标容量最大项目为三峡集团2023年二季度逆变器集中采购（标1）。该项目采购容量1374.26MW，设备要求300kW及以上组串式逆变器。华为确定为第一中标人，获得549.704MW采购份额。
此外，华为还中标中国能建2023-2024年光伏逆变器集中采购标段二以及标段三。其中标段二采购5-174KW组串式逆变器；标段三采购175KW及以上组串式逆变器。由于两个标段并未公示中标份额，故无法确定最终中标容量。
阳光电源中标13个项目，确定中标容量720.6MW。
本统计周期，阳光电源延续今年上半年以来的强势表现，位列企业中标榜第二的位置，中标中国电建、平煤神马集团、中核集团、中国能建等企业13项目（标段），中标容量720.6MW。
其中，确定中标价格项目为，平煤神马集团的河南中原金太阳技术有限公司组串式逆变器采购50KW、100KW、110KW、196-225KW以及300KW以上组串式逆变器，采购容量合计95.1MW。阳光电源最终中标，中标价格约为0.16元/W。
此外，阳光电源还中标中国能建2023-2024年光伏逆变器集中采购全部三个标段。其中标段与标段三报价18100万元、56475万元均为最高价中标，标段30000万元仅低于特变电工30120万元，排名第二。
阳光电源：发布半年度业绩预告，公司预计2023年1-6月业绩大幅上升，归属于上市公司股东的净利润为40.00亿-45.00亿，净利润同比增长344.00%至400.00%，预计营业收入为260.00亿至300.00亿元。
上能电气中标10个项目确定中标容量443.8MW
本统计周期，上能电气位列中标榜第3名，中标中国电建、三峡、华润、中国能建等企业标10个项目（标段），确定中标容量443.8MW。
7月上能电气确定中标价格项目为华润电力墩头25MW渔光互补项目组串式光伏逆变器设备采购，该项目采购容量为17.92MW。上能电气作为第一中标候选人，投标报价219.52万元，折合单价0.123元/W。
此外，上能电气还中标三峡集团2023年二季度逆变器集中采购（标1）以及中国能建2023-2024年光伏逆变器集中采购两个标段。可以说在央企的招标项目之中，上能电气斩获颇丰。
微型逆变器——禾迈股份、昱能科技、德业股份分析
据国际能源署(IEA)预测，到2024年，分布式光伏将占据全球光伏市场总量近一半，其中工商业分布式将成为主要市场，未来5年将占据新增装机量的75%。此外，国家能源局公布的最新数据显示，2023上半年国内新增分布式光伏装机40.96GW，其中，工商业光伏新增19.44GW，较去年同期增长超过81%，增势亮眼。以上数据均已表明：工商业光伏发展的浪潮正在全球展开;而就国内而言，基于新能源配置储能政策、峰谷价差拉大等因素，工商业光伏+储能也在如火如荼地进行中，并呈现出持续高增的态势。
2023年8月3日，监管层发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。此前，绿证核发主要针对集中式陆上风电、集中式光伏项目，此次新增纳入分布式光伏、海上风电等，通过绿证交易有望提升项目经济性，进一步拉动分布式光伏装机需求提升。
分布式市场，主要采用组串式和微型逆变器，随着越来越多国家对分布式光伏安全要求提升，微逆渗透率有望进一步提升。
而且，微逆具有更高的发电效率、可靠性、灵活性，在大功率密度趋势下逐渐缩小与组串式的价格差距，性价比凸显。微型逆变器的市场空间有多大？行业竞争格局是怎样的？——
微型逆变器产业链。
全球IGBT模块市场竞争格局来源
电源管理芯片基本被海外厂商垄断，占据80%以上市场份额。2020年行业CR3达39%，行业龙头德州仪器市占率16%，国内代表厂商有晶丰明源、圣邦股份等。
中游——光伏逆变器厂商，2020年微型逆变器细分市场中美国Enphase占据龙头地位，市场份额为77.7%，国内厂商昱能、禾迈位列第二、第三，市场份额分别为12.2%、8%。
全球微逆市场份额（按出货量测算）
下游——主要为光伏发电系统集成商、安装商、EPC承包商、终端电站业主，代表企业中国电建、中国能建、国电投等。
从产业链的参与者近期增长情况来看：
禾迈股份（浙江、杭州）——2023Q1，实现收入5.8亿元，同比增长153.48%；归母净利润1.76亿元，同比增长102.08%。
昱能科技（浙江、嘉兴）——2023Q1，实现收入4.36亿元，同比增长151.05%；归母净利润1.18亿元，同比增长282.91%。
德业股份（浙江、宁波）——2023Q1，实现收入20.85亿元，同比增长147.88%；归母净利润5.8亿元，同比增长346.43%。
从机构一致预期增长和景气度来看：
禾迈股份——主要从事光伏逆变器相关产品（微型逆变器、监控设备、关断器等）、储能相关产品（储能逆变器）、电气成套设备及相关产品（开关柜、配电箱等）的研发、制造与销售。
2022年，光伏逆变器相关产品收入12.4亿元，占比80.73%；电气成套设备及相关产品收入1.63亿元，占比10.61%；储能相关产品收入0.69亿元，占比4.49%。
昱能科技——从事分布式光伏发电系统中组件级电力电子设备的研发、生产及销售，主要产品包括微型逆变器、智控关断器、能量通信器（监控设备）以及户用储能系统等。
昱能科技依托强大创新实力，形成了以微型逆变器为核心的三大分布式光储全场景解决方案，包括DIY微光储、户用中小光储及工商中大光储，并提供单相及三相微型逆变器、组件级关断器、储能系统、移动电源等产品，可以满足不同场景下的应用需求。
昱能科技三相八体微型逆变器QT2D输出功率高达3520W，最大直流输入电流达20A，可同时连接8块功率达670W的组件，系统运行时无电压叠加，直流电压低于120V，具有天然无直流高压的优势;并且支持三相平衡交流电输出，有效提升电能质量，大幅降低单瓦成本，非常适合工商业等分布式光伏项目。
德业股份——业务涉及光伏、家电行业，主要产品为光储逆变器、除湿机、热交换器等。
毛利率方面，德业股份较低受家电业务拖累。自2021年开始毛利呈上升趋势，受储能逆变器出货量持续提升影响，逆变器业务毛利提高的同时权重也在提高。
单看微逆业务，禾迈毛利高于昱能和德业，主要原因是禾迈生产模式自产自销，全流程可控，成本低；而昱能采用代工模式，人工成本较高，
2023年1-5月，国内逆变器厂商总计出口356.88亿元的逆变器产品，同比增长超过1倍。另外，公司目前仍采用生产代工模式，产能由专业的配套代工厂提供保证。感谢您对公司的关注。
昱能科技以微型逆变器为核心，在DIY微光储、户用中小光储及工商中大光储等三个方面进行了光储产业的分布，以满足不同场景下的应用需求。其中户用中小光储，适用于户用场景，昱能提供单相及三相等多种功率段解决方案，产品包括20A大电流微型逆变器产品QT2及DS3系列、储能逆变器ELS及ELT系列、电池等。昱能户用光储采用交流耦合解决方案，适用于光伏存量与新增市场。同时，昱能光储系统还提供了离网功能，在电网断电时也可持续给负载供电；搭配EMA智能运维系统，用户可以通过云平台对家庭能源进行管理，有效提高能源的利用率及经济效益，目前已经开始向欧美市场供货。感谢您对公司的关注。
昱能科技EZ1微逆系列产品已在欧洲市场开始批量出货。公司新推出的EZ1微逆系列产品，是专为欧洲DIY小型户用场景打造的升级产品，他保持了公司第四代微逆产品的特性，输入电流高达20A，适配182、210大功率组件；同时采用了Wi-Fi及蓝牙两种通信模式，让系统的搭建、调试、运维更加便捷，更便于用户使用和体验；该产品已在欧洲市场开始批量出货。
德业则是采取低价策略开拓市场。
目前来看，行业呈现集中式和分布式共同发展的市场格局。集中式光伏建设规模大，一般建在太阳能资源丰富的地区，发电效率高，使用模式相当于国家电网；分布式光伏建设规模适中，与建筑相结合（不需要额外占用土地），降低弃光率的同时提高了空间利用率，使用模式为“自发自用、余电上网”。
2.5 风电整机行业
2023年上半年度，中国陆上风电新签订单量同比增长8%。三北地区的大型风电基地和风光储一体化项目需求旺盛，贡献了超过一半的陆上风电新增订单。地方能源企业在风电基地的项目开发中表现活跃，内蒙古能源和京能上半年共确定7.3GW内蒙古风电基地订单。与此同时，高耗能企业也在积极部署风电项目，实现绿色电力的自发自用。
由于新建海上风电项目审批进度放缓，上半年海上风电新签订单量同比下降45%，仅为3.9GW。其中，广西第一批海上风电项目机组订单在第二季度完成定标，订单容量占上半年海上风电新签订单量的三分之一。
据统计，2023年上半年度，中国市场风机订单量共计44030MW，与去年同期持平。
前5名分别为：远景能源、运达股份、金风科技、三一重能、明阳智能，6-10名依次为：中国中车、中国海装、东方风电、电气风电、华锐风电。
中国风电整机商订单量TOP10
三、新能源行业重大事件
1、N型发电表现可靠——华电西北70MW光伏项目平均发电增益5.02%。近日，在中国华电集团有限公司建设的西北70MW光伏电站中，我们对该项目采用的晶科能源N型 TOPCon双面组件与同一地区、采用相同工程设计的P型PERC双面组件的发电性能进行了比较研究。实证数据结果显示，晶科能源N型 TOPCon组件平均发电增益对比P型PERC组件高出5.02%。
项目概况——华电西北70MW项目总占地面积约2707.93亩，场址地貌单元为山前冲洪积倾斜平原，北临河流，为三类牧草地，地势高低起伏，坡度明显，场址地形东高西低，脊线位于光伏场北部及东部，地面坡度约8~10%，局部至15%，海拔高度630~799m。
项目所在地处中纬度地带，位于欧亚大陆腹地，距海遥远，属温带大陆性半干旱气候。当地气候主要受温带天气和干热气流的影响，夏季温暖干燥，春季温和湿润，秋季天高气爽、降温迅速，冬季长而冷、多云雾天气。项目区太阳能资源分布特征为春夏大、秋冬小，年辐射总量为 5521.1MJ/m²（1533.6kWh/m²），属于“B”类“很丰富”地区；太阳能资源直射比DHRR为0.62，等级为“A”，属于“很高”等级；太阳能资源开发价值较高。
N型和P型组件单日发电量对比
数据采集期正处西北当地夏季炎热高温时节，一般情况下，组件输出功率会随工作温度的升高而降低。而相对P型PERC组件而言：N型TOPCon组件具有更高的光电转换效率，相应降低了吸收光能的热转换；凭借更优的温度系数（-0.29%/℃），输出功率损失较P型PERC组件可以降低1%左右，且随着组件工作温度的升高该项优势愈加明显。
在一个月采集周期内，基于同一地区，采用相同工程设计的P型PERC和N型TOPCon两种技术类型的双面组件发电数据对比分析，N型TOPCon组件凭借更高的光电转换效率、更优的温度系数、更低衰减率（LID和LeTID）、更高双面增益，以及更优的弱光性能，N型TOPCon组件优异的发电性能表现，为项目的实际发电量收益带来显著的优化。
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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