概要及主要观点：
1、 光伏： 预测2023年全球光伏新增装机达到355GW或以上；其中中国、欧洲、美国新增装机分别达到150GW、65-70GW、30GW左右，预计2023全球组件市场规模有望超过500GW。2024年有望达到600-650GW。
2、 光伏电池技术迭代持续围绕“增效”+“降本”展开。光伏电池发电量与功率息息相关，光伏实际功率影响因素：电池片面积、转换效率、太阳辐射强度、温度、大气质量等。光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数为光伏电池的重点关注参数。单片电池片标称功率 = 电池片面积 x 太阳辐射强度（1000W/h）x 转换效率。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。目前主流N型电池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon 极限效率高，产线改造成本低；HJT 量产效率高，降本路线清晰；IBC 转换上限更高，但经济性提升仍需时日。当前Topon实际量产良率24%-25.2%，HJT实际量产效率25%左右，高于P型PERC电池1%-2%。与PERC和TOPCon相比，HJT具有以下优势：工艺流程短：HJT的核心工艺流程为四步，分别是清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO 膜沉积、金属电极化，更短的工艺流程在提高良率的同时能够降低人工、运维等成本。低温工艺：HJT全工艺流程低于200℃（PERC磷扩环节850℃，TOPCon硼扩环节1100℃），低温工艺有助于减少硅片热损伤。双面率高：HJT为双面对称结构，双面率可达90%，PERC与TOPCon为75%和85%，高双面率意味着更高的发电量。温度系数低：HJT温度系数约为-0.24%/℃，优于PERC的-0.35与TOPCon的-0.30，更低的温度系数意味着在高温环境中能耗损失更少，发电量更高。低衰减：HJT无PID和LID效应，首次衰减为1%，线性衰减为0.25%，全生命周期发电量更高。薄片化：由于双面堆成结构降低了硅片的机械应力，且低温工艺减少了硅片受热发生翘曲的可能，更有利于薄片化的进行。2022年P型PERC与TOPCon硅片的平均厚度为155/140μm，HJT硅片厚度约130μm，且有厂家正在测试110μm硅片，薄片化有助于较少硅用量，能够进一步降低成本。总体来看，双面HJT电池全生命周期单W发电量高于双面PERC电池，相对优势在7％左右。站在当前时间点，相比23年扩产，更重要的是24年和25年扩产，关键是“同质化和差异化” ，目前的HJT产品相比topcon在组件功率上高10-15W（182 72版型），铜电镀导入后预计再提升10W左右，从产品属性上来看存在差异化，符合差异化竞争来提升市占率的逻辑，
3、 N型电池： TOPCon目前整体产能规划超过800GW，到2023年底名义产能有望达到500-600GW或以上；根据PV数据，topcon在产+在建产能已有693GW，规划产能1429GW。与P型电池 PERC相比较，N型TOPCon电池更换为N型衬底，少子寿命更长，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，同时配合SMBB等减少正面遮挡，实现效率的显著提升。ERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成1%左右的效率优势。HJT年底产能有望达到45-50GW或以上。预计2023年钙钛矿组件产能有望达1.5GW，2025年或超过7GW。
4、 海外业务：中国企业加大在欧美本土产能布局将成为新形势下参与国际竞争的重要路径。海外贸易环境方面。欧洲发布《绿色协议产业计划》政策组合扶持本土光伏制造。美国细化《通胀削减法案》税收抵免与补贴措施支持光伏供需。印度通过PLI产能挂钩激励计划+BCD关税+ALMM清单扶持本土成为新兴光伏制造中心。
5、 光伏设备端重点为技术迭代——低氧炉、铜电镀、切片机细线化、0BB（分歧大，方可能有超额，目前市场主流观点，电镀铜2025年才能量产，技术路径也有争议），跟存量博弈的总市场有关。不要拘泥于只有龙头设备投资价值。对于真正斩获订单阶段，耗材投资机会加强；对于没量产的新技术更关注设备。对于已经真正批量，加速拿订单阶段，从投资的角度来说，隐含的是设备的回报率逐步下降，或者对收益率的要求要降低；但所有的耗材回报率都会上升，因此判断应重点关注辅材辅料行业，主要关注金刚线、石英砂、银包铜、靶材、焊带等。2023年上半年净利增幅位列第二和第四位的公司均处于光伏产业链辅材环节，分别为石英股份和欧晶科技。石英股份上半年业绩主要受益于下游半导体、光伏等行业快速增长的需求拉动。其光伏领域用石英材料市场需求同比大幅增长，叠加新产能逐步释放，产销两旺；近因年来不断通过国际半导体设备商的认证，其半导体用石英材料市场也快速放量。另一家石英坩埚制品企业欧晶科技的业绩也实现猛增。欧晶科技称，受到下游市场需求旺盛及原材料上涨的因素影响，市场上石英坩埚价格普涨。同时受下游客户硅片大尺寸化的影响，销售的大尺寸石英坩埚数量及占比不断增大，石英坩埚业务毛利率提高。
6、 石英砂是生产石英制品的主要原料。石英玻璃制品主要包括石英坩埚、石英管、石英棒等。由于具有良好的透光性能、耐热性能、电学性能及化学稳定性，石英制品作为重要的基础材料被广泛应用于光伏、半导体、电光源、光通信、激光技术、航天技术和军事技术等行业。石英坩埚属于石英玻璃制品中的细分产品，为光伏工业中盛装融熔硅并制成硅锭的一种容器。目前广泛应用于太阳能和半导体领域提炼晶体硅的生产工艺中，是晶体硅生产过程中的消耗品。石英砂纯度显著影响拉晶质量。今年以来，高纯石英砂供应持续偏紧。作为单晶坩埚原料的高纯石英砂，原料稀缺且技术壁垒较高，主要从美国尤尼明公司（Unimin Corp，现名矽比科）、挪威石英公司（The Quartz Corp）等公司进口。当前光伏旺盛需求使得石英砂供需紧张持续，价格处于高位。高纯石英砂行业在矿源、提纯方面均有较高壁垒，供给端约束强，景气周期有望拉长，价格仍有上涨空间。除石英砂短缺问题外，光伏产业链中例如POE胶膜紧缺等问题同样值得关注。部分紧缺环节价格上涨，将为相关企业业绩带来利好，但同时将限制其他环节的发展。目前，在光伏产业端，辅材领域还存在一定的国产替代空间，如低温银浆及银粉、组件端用POE粒子等，建议关注跟进。
7、 储能需求空间广阔，在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能以及锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能路线也进入了发展快车道。根据经济性评估，排序为抽水蓄能>压缩空气储能>锂离子电池储能>铅炭电池储能>钒液流电池储能。新型储能有望通过技术进步，在实现能效提升的同时降低成本。
8、 氢能是能源革命的重要载体之一，在利用非化石能源电力、提升电气化率方面具备广阔应用潜力，是电力的重要补充。从现状到“达峰”到“净零”，氢的利用规模有望实现3倍以上的增长，接近1亿吨每年。在产业发展仍处于导入期，政策扶持力度和节奏非常关键，竞争格局远未明朗的当下，考虑到产业发展政策对技术进步的高度需求与直接推动作用。考虑到部分车企、设备企业在氢燃料电池方面的研发投入和技术储备。
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
本周国内光伏产业链上游环节价格继续坚挺向上，硅料、硅片价格继续上涨，硅料上涨幅度扩大；光伏产业链中下游环节价格略显疲软，本周上游环节价格的上涨尚未带动电池上涨，本周单晶电池价格继续维稳，组件环节又开始有上涨的声音，但目前尚未明显动作。
临近月底国内下游采购企业对9月硅料的议价签单较为积极，但本月国内主流硅料厂商的好料基本已签至9月中下旬，当前不少硅料企业基本已无好料可签。近期下游硅片环节继续扩产放量，同时随着下游Topcon产能的递增爬坡，对N型用料的需求比例也是在进一步提升，但当前有稳定（品质、数量）N型用料产出的仍以传统硅料企业为主。
本月国内硅料厂商包括4家一线传统硅料厂企业在内的硅料产出受内蒙限电、技改等产出受到影响，而硅料新企业新产能仍处于爬产试料中，整体出产进度仍不及下游扩产带来的需求增加，因此P型好料以及N型用料价格在结构性紧缺的情况下，同时本周下游单晶硅片价格的持续上涨也是进一步支撑硅料价格的上涨，本周下游硅片价格继续上涨，单晶致密复投料主流价格区间来至74-78元/公斤区间，N型用料价格溢价拉大，来至13元/公斤左右，当前主流价格在84-90元/公斤区间，上涨幅度相比上周有所扩大。
1.1.2硅片价格分析
本月国内单晶硅片供给仍处于结构性失衡中，高品质硅料及其他高品质的辅材多集中在主流硅片企业中，同时国内硅片企业多以双经销模式下经营，市场外销比例尤其是高效硅片的外销下降，因此市场上单晶高效正A硅片本月迎来了第二次价格上调，本次调整后单晶M10 150μm硅片价格来至3.35元/片，单晶G12 150μm硅片价格上涨至4.35元/片，此次上调价格后国内其他硅片企业也是快速随之跟涨了价格，当前单晶M10 150μm正A主流价格来至3.3-3.35元/片。下游电池端拉满生产的情况下对单晶正A高效硅片需求旺盛，供给偏紧，但硅片价格后期能否延续上涨态势还需视下游电池端的接受情况以及硅片自身产能的释放情况而定。N型硅片方面，随着下半年N型电池产能的集中投产释放，也是增加了对N型硅片的需求，市场上整体N型硅片的产能比例整体增加，而随着上游N型硅料供给受限以及价格溢价，国内N型硅片价格也是随之上调，110/130μm厚度的M10/G12硅片价格分别上涨至在3.34/4.29元/片、3.47/4.47元/片。
1.1.3电池片价格分析
本月上游硅片连续两次价格上调尚未对电池价格形成上涨，但也对高效正A电池价格维稳起到了较有力的支撑尤其是在面对下游组件端压价压力时，近期国内单晶电池价格连续两周持稳，单晶M10正A高效电池价格维稳在0.74-0.76元/W区间；单晶G12电池主流价格在0.72-0.74元/W。当前虽上游的成本连续上涨，但当前电池售价下的利润水平仍较为可观，因此国内电池厂商排产继续拉满中，高效正A电池市场需求平稳、价格坚挺，但非高效的电池价格本周出现松动。N型电池方面，近期国内N电池开始陆续投产，多以Topcon电池为主，HJT电池方面预计也将有3-4家电池企业投产出片，本周topcon主流价格维持在0.78-0.80元/W区间，HJT电池价格维持在0.9元/W左右。
1.1.4组件价格分析
本周上游硅料硅片环节价格持续上涨，但组件端直接上游电池环节仍暂未有变动，因此本周市场上又开始有了龙头组件企业上调组件价格的声音，但截止目前为止组件价格仍未有明显变化，主流P型功率组件价格仍落在1.2-1.28元/W，而从远期交货的招投标项目报价来看低于1.2元/W的价格仍有增加。
近两周上游电池片虽未随着上游涨价而涨价，但当前的电池价格对于专业化组件厂商来说成本压力较大，甚至已经倒挂出现，因此市场上这部分组件厂的开工情况仍较为一般。N型组件方面，本周国内N型组件价格相对平稳，Topcon组件主流价格在1.28-1.38元/W区间。HJT组件方面，HJT组件价格市场各厂商报价逐步接近，当前HJT组件价格落在1.45-1.55元/W区间。
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。
工信部发布2023年1-7月光伏压延玻璃行业运行情况，产量方面，1-7月，光伏压延玻璃累计产量 1372 万吨，同比增加 67%，其中7月产量 215.5 万吨，同比增加 58.9 %。
价格方面，1-7月，2 毫米、3.2 毫米光伏压延玻璃平均价格为 18.4 元/平方米、25.6元/平方米，同比分别下降12.3%、5.7%，其中7月平均价格为 17.8 元/平方米、25.5元/平方米，同比分别下降 16.5%、7.7%。
本月国内头部组件企业开工提升，对辅材的备货也是较显积极，部分辅材价格本月已出现小涨，而临近月末在对下月辅材价格预期时，部分辅材受原料价格上涨影响不排除下月价格将继续上涨。
1.1.6其他环节
近期，上海、福建、浙江、广东等地密集公布包括锂电池、电动汽车、太阳能电池在内的产品出口数据。福州海关数据显示，今年上半年，福建省锂电池出口570.7亿元，同比增长 110.7%，在欧盟、东盟等地区实现了两位数以上增长；上海海关数据显示，上海口岸今年上半年锂电池出口475亿元，同比增长 60.9%。
根据海关总署最新的数据，今年前7个月，我国锂电池出口总额同比增长58.9%。
中国锂电池出口份额不断扩大，也说明，中国锂电企业加速出海布局抢夺全球锂电市场份额。截至目前，已有宁德时代、中创新航、蜂巢能源、国轩高科、远景动力、亿纬锂能、欣旺达等超十家锂电巨头奔赴海外投资建厂。
从出口地区来看，锂电池在欧美、东南亚等地区表现强劲。这也源于近年来，这些地区对新能源产业的大力扶持政策，加上便利的交通网络、配套的本土化建设，已吸引一众海外企业。
不过，值得注意的是，除了欧美、东南亚等市场，锂电池的出口数据在南非、尼日利亚为代表的非洲市场亦表现出色。以浙江为例，今年1-7月对非洲锂电池的出口额达11.9亿元，同比增长262.9%。
在南非地区，蜂巢能源、派能科技、锦浪科技、德业股份等企业接连涌入，带动南非户储市场高速发展。
非洲市场，从投资环境、基础设施来看，一直是锂电产业发展的盲区。
过去一段时间，非洲市场进入锂电企业的视角更多以原料供应地的身份出现。华友钴业在2021年底收购了Arcadia锂矿项目，拟建设年处理锂矿量240万吨，预计年产锂精矿14.7万吨；赣锋锂业持有Goulamina锂矿项目，锂矿资源达1.09亿吨，LCE达19.67吨，项目已于2022年6月开工，预计2024年投产。
从资源优势上看，非洲在锂矿、磷矿上储量潜力巨大，仅津巴布韦探明的锂矿LCE就有367万吨。非洲的摩洛哥与西撒哈拉地区则是全球最大的磷矿区，占全球储量超40%。丰富的锂矿、磷矿资源，便于锂电产业的就近配套，降低原材料成本。
加之，非洲南部国家依赖石油进口，电动汽车使用增加，有望降低非洲国家对石油的依赖，进而节省来之不易的外汇储备。从日益增长的锂电池出口来看，非洲的锂电市场不容小觑。数据显示，预计2026年非洲的汽车市场将达398.7亿美元。从电动化角度来看，非洲的电动汽车保有量非常低，非洲的电动汽车处于非常早期的阶段。相比之下，非洲的两轮电动车、三轮电动车增长较为迅速。
再者，非洲是进入欧洲市场的中转地，不少欧美汽车厂商在非洲设厂，在欧洲掀起的汽车电动化浪潮下，越来越多的非洲国家也意识到汽车电动化的重要性并出台相关政策。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年8月23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23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。
二、投资方向梳理
2.1 光伏电池片行业研究分析
1、IEA预计2024年全球光伏新增装机将增至310GW。电池技术已从10年前多晶硅与单晶硅之争，升级到P型与N型的共赢，除了传统的硅，钙钛矿、石墨烯等一系列更具发展潜力的电池技术正在市场化发展中不断完善。2021年是电池技术变革的拐点之年，光伏行业唯一的主旋律就是降本增效，N型电池由于转换效率高，开始逐步登上舞台，被人们所接纳。所谓P型与N型电池的差异，其实很简单，主要是二者位置的不同。P型硅衬底太阳能电池：在P型半导体材料上扩散磷从而形成 N+/P型结构，扩散工艺简单，成本较低，目前占据电池片主流市场，但最高转换效率具有瓶颈；N型硅衬底太阳能电池：在N型半导体材料上注入硼从而形成 P+/N 型结构，作为高效率电池代表具备高少子寿命与无光致衰减特性，但制造成本较高。一般来说，在导电型半导体上制作相反导电型半导体的方式一般有高温热扩散、离子注入和外延生长三种，后两者因为成本较高、工艺较复杂等原因，一般用于电子工业领域。
以P型硅片为衬底制作电池的发射极时，业内一般是在前表面进行磷扩散，所需的反应温度不用太高、时间较短，硅片也相对不容易发生曲翘、碎片、氧沉淀的问题，有利于电池良率的提高。相比之下，N型硅片需要对表面进行硼扩散，在推结时所需的温度更高，至少 900℃以上，且时间更长，还可能形成难以刻蚀的富硼层，控制难度大。
目前同样厚度和尺寸的 N 型硅片价格会比P型硅片高 6-8%左右。
主导PERC电池的工艺流程相对简单且设备成熟，近两年来，标配一些提效工艺，如激光SE、碱抛、光注入/电注入等。PERC技术以背面钝化层的沉积和激光开槽为主，后续在此基础上进行工艺改进优化时增加正面SE激光和光注入/电注入退火等工艺。P型仍是目前市场上主流的技术，并且已经经历了多年的发展和改进。它们在产量、效率和成本方面都具备竞争优势，且已经建立了稳定的供应链和市场份额。其制备工艺和性能特点已经相对成熟，并且在不同的应用场景下经受了时间的考验。PERC电池的理论极限效率为24.5%，目前业内电池量产效率已经普遍超过23%，实验室记录也已经较长时间未再有突破，业界多数企业已转向新型电池技术。虽然N型电池表现出强大的潜力，但并不意味着会完全取代P型电池。极速狂飙行业里普遍认为2022年是“N型技术元年”，N型电池进入商业化进程，全球N型产品总产量超过10GW。而N型电池又主要包括TOPCon、HJT、IBC，尤其是TOPCon和HJT，得到了主流厂商的认可，它们相比P型电池的量产效率有明显提升，供应链也相对成熟，降本路线清晰，更容易实现产业化。是TOPCon还是HJT，亦或是IBC？市场上众说纷纭。近年来，TOPCon由于其高转换效率、低衰减性能、高量产性价比等明显优势，逐步被行业企业采纳。其理论极限效率为28.7%，接近晶体硅太阳电池理论极限效率（29.43%）的技术，远高于PERC（24.5%），具有非常大的研发潜力。2023年作为TOPCon技术爆发的一年，市占率有望占比超过25%。HJT优势可概况工艺流程短、转换效率高、无LID与PID，低衰减、温度系数低，发电量高、双面率高，JT正反面结构对称,而且TCO薄膜是透光的,天然就是双面电池,HJT的双面率能达到90%以上，双面PERC的双面率仅为75%+。据solarzoom测算，考虑10%-20%的背面辐照及电池片双面率的差异,HJT电池单瓦发电量高出双面PERC电池约2%-4%。与TOPCon和HJT的钝化思路不同，IBC是将电池正面的电极栅线全部转移到电池背面，PN 结和金属接触都处于电池背部，呈叉指状方式排列，减少正面栅线对阳光的遮挡，结合金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光。目前要突破的最大难关便是成本。N-P价差决定着N型对P型替代的进展速度。
2、N型光伏，N型电池渗透率快速提升，TOPCon呈爆发式增长。当前，多种N型技术路线竞相发展，共同形成对P型电池的迭代。TOPCon经济性与性价比优势显著，晶科、天合、晶澳、通威、一道、钧达等光伏新老玩家纷纷宣布TOPCon扩产计划，2022年TOPCon电池产能规模约100GW，目前整体产能规划超过800GW，到2023年底名义产能有望达到500-600GW或以上。
目前TOPCon领先企业一体化成本已与PERC持平，电池转换效率达到25%以上，年底有望达到26%。HJT处于降本提效关键期，以华晟、日升、爱康、金刚为代表的新老光伏企业积极参与HJT投资布局，年底产能有望达到45-50GW或以上。BC类电池技术延伸性优越，爱旭布局ABC电池组件（N-IBC）并规划升级至双面电池，隆基布局HPBC技术路线，针对分布式市场有望获得差异化竞争红利。2022年为N型光伏电池产业化元年，2023年N型电池市场渗透率快速提升有望达到20-30%，到2024年N型电池市场占比或超过50%。
（1）TOPCon逐步确立扩产主流地位，进入技术迭代红利兑现期.
TOPCon电池扩产情况（不完全统计）
TOPCON太阳能电池是一种使用超薄隧穿氧化层作为钝化层结构的太阳电池。TOPCON电池基板以N型硅基板为主，在电池背面采用湿法工艺制备一层超薄氧化硅的隧穿氧化层（1-1.5nm）并沉积一层厚度约20nm的掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，之后经过退火重结晶并加强钝化效果。TOPCON的背钝化接触结构，为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子（电子）隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子（空穴）复合，进而多子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。
技术特点——
1）效率：TOPCON理论极限效率28.7%，高于PERC的24.5%，低于HJT的29.2%，已经接近了晶硅光伏电池的效率极限29.43%。目前，TOPCON实验室和量产效率的最高记录分别为中来的26.7%和通威的25.7%。
隆基于2023年5月实现的HJT最高理论极限29.2%的峰值统计可以说，载流子的选择性传输是太阳能电池高效化的必然选择，接触区域复合电流密度（Joc）和接触电阻（ρc）指标可以评估电池的开路电压和填充因子，并决定转换效率。TOPCON效率提升的原因在于采用N型硅基衬底，背面的钝化结构可以使得少子具备更长的寿命周期，降低了载流子的复合，同时配合SMBB等减少正面遮挡。2022年底，晶科能源单晶双面N型TOPCON电池实现了26.4%的转换效率；今年4月，中来TOPCON将此效率值提高到26.7%，TOPCON电池的效率提升还在持续。
2）性能：TOPCON电池双面率高、温升系数和衰减率低。当前，TOPCON双面率约85%，温升系数低至-0.3%/℃，电池单瓦发电量得到提升。同时，TOPCON首年衰减率1%，是PERC首年衰减率的50%，此后TOPCON逐年衰减约0.4%。
3）兼容性：相比PERC，TOPCON新增了硼扩散、隧穿氧化层、多晶硅掺杂沉积和清洗等步骤，取消了激光开槽工序。大部分TOPCON产线可基于PERC产线升级，大幅降低了设备投资成本，预计是存量PERC产能未来转型的较优选择路线。
4）设备改造：TOPCon电池可在PERC产线基础上升级改造，单GW初始投资额为1.5-1.7亿左右，基于PERC产线升级成本为4,000-5,000万/GW。与P型电池相比，TOPCon将磷扩散改为了硼扩散，增加了隧穿层、POLY层的制备，取消了激光开槽步骤。初始设备投资中，清洗制绒设备800万元，占比约5%；硼扩散炉成本约2,000万，占比约12%；刻蚀设备成本1,200万，占比约7%；背面隧穿氧化及多晶硅掺杂相关设备约4,500万（lpcvd）和3,500万（pecvd）；双面减反膜设备成本约3,200万，占比20%；丝印设备成本约3,500万，占比22%。此外，2020年后的PERC产能在预留机位的情况下，能进行改造升级，升级成本约为4,000-5,000万/GW，主要是氧化隧穿、磷掺杂设备成本。
核心工艺——TOPCon电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、BSG去除和背面刻蚀、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝沉积、正背面氮化硅沉积、丝网印刷、烧结和测试分选，约12步左右，其中，钝化层薄膜沉积，即CVD，是核心工艺环节。TOPCon工艺根据被钝化方式不同可分为LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PCD POLY Si四种。LPCVD是低压气相沉积，原理是将一种或者数种气态物质在较低压力下，用热激活能使其发生热分解反应，进而沉积在衬底表面形成所需薄膜；PECVD是等离子体增强气相沉积，借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体在局部形成等离子体，在基片上沉积出所需要的薄膜；PEALD+PECVD是等离子增强原子层沉积，该种方式结合了ALD和等离子体辅助沉积的优势；PVD是物理气相沉积，在真空条件下用物理的方法（真空溅射镀膜）使材料沉积在被镀工件上。
当前中来采用的POPAID就属于PVD沉积氧化硅和多晶硅膜技术，据其介绍，该种工艺解决了传统路线量产绕镀严重的问题。LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PVD polySi四种方式各有优劣。
目前行业以LP为主流：
1）LPCVD：在效率、良率和产能方面有较大优势，目前GW级量产效率为24.9%，实验室效率为25.7%，良率为97%，成膜速率约5-8nm/min，单插4300pcs，双插8000pcs，但是存在石英寿命短、耗材大、沉积速率慢以及绕镀严重等问题，尚存改进空间；
2）PECVD：沉积速率高达16nm/min，绕镀轻微在2mm以内，易原位掺杂，设备投入成本低于LP路线，未来良率和效率数据验证后，有望规模化应用。基于PE路线深耕，捷佳伟创推出的三合一PE-poly设备深受市场关注；
3）其他路线：PEALD+PECVD法，使用PEALD沉积氧化硅可解决原有不均匀性问题；PVD法成膜速度快、无绕镀、利于薄片化和多功能升级，但设备价格较高、方阻均匀性差。
判断未来降本增效
（1）降本
目前TOPCon电池成本一体化环节较PERC高出约0.04元/W，外购环节高出约0.01元/W。
1）硅片薄片化——N型硅片是通过掺杂磷元素制成，由于磷原子与硅相溶性较差，因此对硅料、辅材的纯度及生产过程控制要求更高，成本更高，较P型硅片存在一定溢价。但随着N型硅片规模化生产及技术进步，叠加薄片化进程加速，N型硅片溢价有望逐步缩小。根据TCL中环23年5月11日硅片报价，182尺寸N型硅片较P型存在1.8%溢价，较2022年6月8.1%的溢价已出现大幅下降。根据CPIA，2022年TOPCon/PERC硅片的平均厚度分别为140μm、155μm。目前行业主流TOPCon硅片厚度为130μm，相比PERC主流的150μm低20μm。根据硅业分会6月14日最新N/P型硅料价格80.5/72.4元/kg进行测算，结果显示TOPCon硅成本约0.14元/W，较PERC低1分/W。此外，外购硅片相较一体化厂商在硅片端成本高出约60-70%，详见下表。2.非硅成本目前TOPCon电池非硅成本比PERC高约4分/W，整体看总成本高约3-4分/W。1）设备端，TOPCon较PERC单GW投资成本高约5000万元，单瓦折旧成本增加1分/W。
2）银浆方面，TOPCon银耗（正银+背银）约12-13mg/W（合105mg/片），较PERC银耗（正银+背银）9-10mg/W增加2分/W成本；3）其他成本方面，TOPCon路线工序增加，使电能辅料及人力成本较PERC增加1分/W；4）良率方面，TOPCon良率比PERC低2pct，导致成本比P型高0.15分/W左右。3.敏感性分析当前硅料产能持续放量降价，硅料价格已从30万/吨高位快速跌至8万/吨，薄片化带来的成本降幅缩小。根据东吴证券测算，硅价从300元/kg下降至60元/kg，150mm与130mm硅片成本差异将从0.05元/W下降至0.01元/W。4.银耗拆分非硅成本中，银浆成本占比最高，约占电池总成本的16%。TOPCON和PERC相同，均使用高温银浆，目前主要是通过多主栅技术及减少细栅宽度来降低正银的消耗。对银浆耗量进行单独成本及敏感性测算，假设不含税银浆价格为5,575元/kg，双面银浆用量105mg对应单瓦成本为0.07元，随着未来技术发展多主栅+高精度串焊有望降低银浆耗量至90mg/片，对应成本0.06元/W，单瓦成本下降0.01元。
（3）利润情况——自今年3月以来，光伏电池片的毛利及单瓦净利波动较大（以182 PERC为例），毛利率从3月初的12%最低下探至7.4%的水平，随后在硅料价格快速下行的过程中，电池片的毛利出现了快速回升并在5月底上触25.9%的较高水平，详见下表。由此可见，上游硅料价格对下游电池片具有根本的影响。需要注意的是，该表只是统计了同时期内硅片价格对相对应的电池片的利润情况。考虑到下游电池片企业一般1-2个月的存货周期，在成本统计采用先入先出法的情况下，对应电池片的利润波动会有延迟。继续比对同时期内硅片及电池片价格的波动可以发现，电池片价格的变化相较于硅片而言，存在幅度上的滞后。进入6月以来，电池片价格下降幅度加剧，表明硅料价格的传导开始显现，导致6月中旬电池片毛利率迅速向下。
（4）提效——当前各家厂商N型电池效率提升速度较快，主流效率在25%以上，未来有望通过引入SE平台、进行双面钝化以及叠层电池技术突破等方式，实现效率进一步提升。
降低电学损失TOPCon提效的核心在于降低电学损失，包括SE、双面POLY、全域钝化以及叠层电池等方法。TOPCon提效需要降低电学损失。各厂商即将引入SE平台，有机构预计此举将提效0.2%-0.4%；24年引入双面POLY，量产效率有望提高至26%以上；25年引入全域钝化技术，有望提效至27%，之后提效主线在叠层电池技术发展。目前各家厂商N型电池效率提升速度较快，主流产商量产效率在25%-25.5%之间，未来有望通过引入SE平台、进行双面钝化以及叠层电池技术突破等方式，实现效率进一步提升。2.选择性发射极TOPCon中SE技术与PERC中的SE原理类似，在电极内/外进行高/低浓度掺杂，能够提高硅片少子寿命，提高电池效率。SE（选择性发射极技术）是指在金属正极与硅片接触部位及其附近进行高浓度掺杂形成P++层，而在电极以外的区域进行低浓度掺杂形成P+层。该技术既可确保硅片和电极之间有较低的接触电阻，又可降低硅片表面复合率，以提高硅片的少子寿命，从而提升电池的转换效率。硼掺杂工艺更复杂激光器功率更高；过程中可能存在两类钝化层烧穿，需精准把控激光功率。TOPCon中的激光掺杂分为一次硼扩、二次硼扩两种路径，目前量产主流选择一次激光直掺。一次硼扩类似于PERC生产过程标配的硼扩工艺，工序较为简单，该路径下仅进行一次激光掺杂、硼扩与清洗，工序较简单且设备投资额较低，但技术难度较高。
双面POLY目前钝化结构主要应用在电池背表面，双面钝化/全域钝化能够进一步提高效率。目前TOPCon电池仅在后表面进行钝化，前表面仍采用传统电池结构。为进一步降低电池表面载流子复合速率、减小接触电阻，可以在正面电极下进行P-poly，采用双面/全域钝化结构进一步提高正面效率。双面钝化接触电池的硅片基体正面设有多晶硅层，基体的背面为P掺杂的poly钝化层。不同于双面钝化仅在电极下方进行P-poly，全域钝化技术对电池正面整体进行P-poly，预计能够进一步提高效率。
行业供需，装机需求。据中国光伏业协会数据，2022年，全球光伏装机总量约230GW。根据广发证券预计数据，2023全球新增装机规模在370GW左右。
产能情况——产能方面，2019年起龙头厂商如通威、隆基、晶科、爱旭等均宣布扩产高效单晶电池片，并针对双面PERC、大尺寸电池技术进行技改和扩产，导致国内电池片产能增速远高于产量增速，产能利用率逐步下降，2020年各厂商扩产后PERC产品已高度同质化、非硅成本趋同，产能扩张步伐放缓。据东吴证券根据各上市公司公告及非公开渠道消息统计，截至2022年底，我国TOPcon产能约90GW，按照当前已规划产能统计，预计至2023H2，TOPCON产能约460GW，2024H2产能约750GW。不难看出，2023年TOPCon大幅扩产，产业化进展迅速，一线厂商产能布局领先。产量方面，根据CPIA数据，我国电池片产量从2011年11GW已快速增长至2022年318GW，2022年TOPCON电池片产量约17GW。截至2022H2，我国TOPCON产能92GW，产量约17GW，渗透率约5%；市场预计至2024年底，我国TOPCON产能754GW，产量约482GW，渗透率约66%。
竞争格局——2023年起各厂商大幅扩产TOPCon，根据企业公布的TOPCON光伏电池产能规划，可大致将企业分为三个梯队：第一梯队产能规划大于60GW，分别是晶科、晶澳、天合、隆基、钧达、通威，其中，晶澳科技57GW、天合光能40GW、晶科能源56GW等TOPCon量产线均计划于2023年落地投产；第二梯队产能规划在10-25GW左右，与第一梯队有明显的差距，主要参与者有阿特斯、中来、一道、亿晶光电等；第三梯队规划产能基本不超过10GW，参与者众多，该部分产能据东吴证券统计数据，约为232GW。从投产进度来看，一线厂商进入2023年后TOPCon扩产进度总体大幅领先二线厂商，TOPCON行业CR6约57.68%。按电池片整体产量口径统计，CPIA数据，我国光伏电池片前五大厂商产量占比从2018年的29.5%持续提升至2022年的56.3%，行业集中度仍低于光伏产业链其他环节。全电池片领域，头部厂商竞争格局稳定，通威、爱旭稳居前二，捷泰取代璐安新晋榜单前五。在电池片效率方面，现阶段TOPCon量产平均转换效率超过25%，组件功率向高功率方向演进，头部企业在技术上存在动态领先优势。
值得关注的是，今年5月，中来的POPAID技术，将TOPCON的效率值推高到26.7%的新高度。
溢价对比——据卖方统计，在新近组件招标项目中，TOPCon产品因其发电增益高受到青睐，同时享受溢价。TOPCon组件占比由2月33%提升至4月50%水平，TOPCon招标份额不断提升。中核汇能6GW组件招标中TOPCon占比33%，同时报价相较PERC溢价约8分/W。华能及大唐招标项目中TOPCon组件占比均达50%，报价相较PERC组件分别高出6.5分/W及8.2分/W。
182双面TOPCon电池价格0.87元/W，同尺寸PERC电池价格0.78元/W，约有9分/W的溢价；双面TOPCon组件（182mm）均价1.6元/W，P型均价1.48元/W，N型组件较PERC组件溢价约0.12元/W，表明N型组件的发电量增益已经得到终端认可。而TOPCon组件总成本较PERC高0.03-0.04元/W，整体TOPCon已实现超过8分超额收益，经济性凸显。
TOPcon新建产线，设备端成本约为1.5-1.7亿元/GW。在新建产线的初始投资成本构成中，设备购置及安装成本占比最高，其次是建筑工程费用等，总体建设成本均值约3.6亿元/GW。以中来股份年产16GW高效单晶电池智能工厂项目（一期）为例，其TOPCON光伏电池产线建设成本中，设备购置及安装占比最高，约88%，其次为建设费用，占比约8%；在TOPcon产线中生产设备价值最高，占比约71%，其中，其核心工艺用于沉积多晶硅薄膜的POPAID设备在中来股份中占比约24%。从晶科、天合、协鑫等公布的数据显示，TOPCON产线的建设周期均值为15.7个月，投资回收期均值5.61年，单GW初始投资成本均值约3.6亿元。
硅料——N型产品对硅料品质要求较高，目前N型硅料要求达到电子二级以上等级，比P型料高出两个等级，技术指标差距在2-10倍。目前，国内通威/大全/新特的N型料产能储备充足，未来伴随着N型需求不断增加，主流厂家N型产能储备逐渐释放，国内供应比例预期将相应提高。根据硅业分会数据显示，目前N型料相比P型，溢价0.8万元/吨，未来随着硅片薄片化进程加速，N型硅片竞争激烈，N型料的需求增加，渗透率逐步提高，溢价有望进一步扩大。
硅片——TOPCON使用的是N型硅片。N型硅片在拉晶环节掺杂硼元素，在电池片生产工艺中再进行磷离子扩散。N型硅片相较于P型溢价约7%。由于N型电池片的工艺较P型复杂，导致其成本也较高。据中国光伏行业协会数据，2022年P型单晶硅片出货量市场份额达87.5%，N型单晶硅片仅10%，我们预计2025年N型单晶硅片产量占比有望达25%，提升迅速。
银浆——正面银浆需要实现更多的功能和效用，对产品的技术要求较背面银浆更高，其主要作用是汇集、导出光生载流子。为保证电池片的光电转化效率，正面银浆需具备印刷性能好、高宽比高的基本要求，还需与硅晶片形成良好的欧姆接触并降低接触电阻。TOPCON背面银浆与PERC正面银浆差异不大，但由于TOPCON存在正面扩硼发射级的需求，正面需要银铝浆，因此TOPCON银浆价值量和消耗量较PERC更高。前文已提及，截至目前，行业内182尺寸PERC电池平均正面银耗约60mg/片，背面银耗约20-30mg/片，由于背面固含量为60%，换算成正银约15mg/片，所以银耗总计75mg/片；对于182尺寸TOPCon电池，行业龙头正面银耗已降至47mg/片，背面银耗57mg/片，合计约104-105mg/片；HJT电池只有166和210尺寸，换算成182尺寸银耗约为160-170mg/片。与P型电池正银消耗量相比，TOPCon电池银浆消耗量（正银+背银）平均约为1.5倍。银浆的市场需求方面，有机构预计在23年底，我国PERC银浆消耗量基本保持在11吨/GW，24-25年此规模将降至9.5吨/GW；21-25年TOPCon银浆耗量将从15吨/GW降低至10吨/GW，银浆价格保持小幅下滑趋势，预计23年银浆市场空间合计251亿元，至2025年市场空间提升至434亿元。过去几年，随着国产正面银浆技术含量、产品性能及稳定性持续提升，国产化程度持续上升，22年国产化率达75%。大陆企业中，聚和股份、帝科股份、晶银新材（苏州固锝）占据主要市场份额，2022年市场份额为41%/21%13%，均与下游头部电池企业形成紧密合作，且目前在TOPCon银浆技术方面也均有储备。
核心设备——TOPCON生产设备主要涉及清洗制绒、硼扩散、多晶硅薄膜沉积及丝网印刷四个环节。
清洗制绒清洗工艺相对简单，设备复杂程度较低，国产清洗设备能够满足使用需求。随着TOPCON产能的快速扩张，市场对于单机大产能及全自动化设备需求将不断增高；单晶制绒领域目前工艺稳定性已经成熟，单机产能普遍大于8000片/小时。清洗设备主要企业有北方华创、捷佳伟创、上海釜川等；制绒设备主要厂商有捷佳伟创、北方华创及苏州聚晶等。
硼扩散低压扩散设备具有能够提升方阻均匀性及性能、减少路口附近低效片、降低磷源及动力消耗、实现高方阻（140-180Ω/cm2）、提升效率等优势。故目前扩散类设备以低压扩散为主，新建产线主要配置低压扩散+低压氧化设备。当前，国产扩散炉单批次扩散产能已经自150片发展之2022年的2000片。目前扩散炉主要企业有拉普拉斯、捷佳伟创、丰盛装备、湖南红太阳等，同时，上市公司帝尔激光、大族激光也开始有相关设备的布局。
多晶硅薄膜沉积TOPCON相较于PERC，最大的特征是在背面制备了隧穿氧化层+掺杂多晶硅层。该环节当前主要有LP及PE两条主要技术路线。LP设备主要参与企业有拉普拉斯、北方华创及普乐新能源等；PE设备主要由捷佳伟创、北方华创、金辰股份及湖南红太阳等提供。
丝网印刷当前新增产线主要采取高精度对准、大硅片印刷设备，早期丝网印刷设备以进口设备为主，目前国产设备基本占领新增产线市场且已向印度、土耳其等新兴光伏市场进行出口。该领域主要设备制造商包括：迈为股份、捷佳伟创、金辰股份等。
2、HJT是具有本征非晶层的异质结电池，目前处于降本增效及市场导入关键期。目前HJT领先企业电池量产效率约25%+，2023年通过双面微晶等工艺有望提升效率至26%+。2022年以来，华晟、爱康、金刚、日升等新老光伏企业积极参与HJT的投资布局，下游央国企如华润电力、国电投等也加速规划扩产，受经济性影响很多新进企业实际投产进度落后于规划进度，2022年HJT产能规模约为10-20GW，预计2023年扩产规模有望达到45-50GW或以上。
HJT电池的制备与产业化进展。HJT电池的结构
HJT电池，即非晶硅薄膜异质结电池，是由两种不同的半导体材料构成异质结。最早由日本的三洋（Sanyo）公司于1990年研发，在过去30年间，产业经历了萌芽期、实验室阶段、初步的商业化阶段和逐步的产业化阶段。HJT电池正背面结构对称，适合于双面发电，它综合了晶体硅电池与薄膜电池的优势，技术具有颠覆性。相比TOPCon几百吉瓦的产能扩张，异质结的扩张也落于下风。
但是，统计2023年以来公开的异质结项目新增签约的数量与产能规模，也还算比较可观，已经达到150GW左右。
从近几年正式投产的异质结项目建设经验来看，异质结项目的投产周期比较多落在18个月内陆续分期进行投产。假设今年已公布的项目按计划如期开工，预计这些产能会集中在未来两年陆续实现建成投产。
仅以2023年目前已公布的扩产规划为基础进行测算，2024年-2025年异质结投产规模还是蔚为可观的。
据CPIA此前估算，假设2021-2025年全球装机量分别为170、225、270、300、330GW，异质结渗透率2021-2025年分别为5％、12％、26％、42％、60％，预计2025年HJT设备订单市场空间有望超过600亿元。
其中，异质结龙头公司华晟新能源连续创造了两个异质结领域全球订单规模的新纪录。4月，华晟新能源与保加利亚知名EPC公司INERCOM签署框架协议，到2025年底，华晟新能源将为INERCOM供应1.5GW以上高效异质结组件用于其地面电站的建设。
根据双方已签订合同的供货计划，到2023年底前，华晟新能源将为INERCOM提供超过500MW的高效异质结组件，用于保加利亚地面电站项目中。事实上，早在2021年，华晟新能源就已与INERCOM达成了首次合作，向其位于保加利亚南部地区的项目提供86MW的高效异质结太阳能组件。此次双方协议的签署使华晟成为异质结领域全球第一家实现海外GW级订单的企业。
6月，华晟与中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司正式签署采购协议，将为其在云南省大理州片区的光伏发电EPC总承包项目提供共2.02GW的喜马拉雅G12-132版型高效异质结组件，华晟的这一订单创下了全球异质结单次采购规模的新纪录。
另一家龙头公司东方日升则在开辟新的海外市场上取得了突破。东方日升斩获1GW异质结组件大单。6月，东方日升与澳大利亚知名光储集成商OSW公司签约，东方日升将在2023-2025年期间累计为OSW供货1GW异质结伏曦组件，用于OSW开拓澳大利亚、欧洲及北美的户用分布式市场，双方全球化商业合作进一步加深。
7月，东方日升与新加坡注册成立的独立发电厂ATHEIN HOLDING PTE LTD成功签订1GW高效异质结组件供应协议。作为一家IPP平台公司，Athein在推动东南亚和印度光伏市场能源基础设施发展方面发挥着关键作用，东方日升伏羲系列异质结组件也突破了东南亚、印度等重点市场的供货。此外，今年3月东方日升在中核汇能2023年度光伏组件设备集中采购中以第一中标人的身份中标 500MW 异质结标段，虽然规模不大，但这是今年异质结组件首次进入央企集采。国际方面，6月19日，梅耶博格宣布，公司与德国开发商Baywa r.e在美国签署了一项1.25GW的组件供货协议，约定将在2025年-2029年期间由梅耶博格为Baywa r.e提供异质结组件供应。今年上半年，异质结设备领域的焦点订单出自--宏瑞达。30GW异质结订单！华晟与宏瑞达签署战略合作协议。2023年5月22日，苏州宏瑞达新能源装备有限公司与华晟新能源共同签署战略合作协议，结成深度战略合作伙伴关系，达成战略合作意向。根据协议，宏瑞达将为华晟新能源的全球多个基地交付30GW异质结HJT组件整线智能工厂解决方案，宏瑞达将成为全球第一异质结封装产线订单交付体量最大的企业。
设备订单方面，比较令人关注的还有迈为股份。今年5月，迈为股份发布公告，公司与安徽华晟新能源全资子公司合肥华晟光伏科技有限公司、宣城华晟光伏科技有限公司签署了设备采购合同。根据合同，合肥华晟及宣城华晟拟向公司采购高效硅异质结太阳能电池生产线设备13条，共7.8GW。
3、BC电池聚焦分布式差异化竞争，领军企业隆基与爱旭。IBC为交指式背接触电池，电池正面无栅线外形美观，适合中高端分布式光伏市场，具有较强的消费属性和商业化前景，IBC聚焦分布式的差异化竞争优势促进企业兑现技术迭代红利，BC龙头隆基绿能与爱旭股份。
隆基绿能HPBC路线电池量产效率已突破25%，PRO版本（氢钝化工艺）量产效率突破25.3%，组件效率达到22.8%，隆基西咸29GW HPBC电池项目全部投产。
爱旭股份珠海6.5GW ABC电池产能已投产，平均量产效率接近26.5%。2023年4月以来，公司已发布珠海一期3.5GW电池扩产、义乌15GW电池、济南30GW（首期10GW）电池扩产公告，到2023年底公司将形成25GW高效背接触电池和组件产能。
6月爱旭公告拟对原义乌15GW电池项目进行工艺技术升级，后续将生产可支持双面发电的全新一代N型ABC电池产品，电池转换效率将达到世界领先水平，具备较为突出的市场竞争优势。
XBC电池扩产情况（不完全统计）
4、钙钛矿电池优势显著，关注商业化进度与设备辅材发展机会。
电池玩家包括三类：钙钛矿初创企业如纤纳光电、协鑫光电、极电光能等；传统晶硅巨头如隆基、晶科、通威、天合等，主要关注叠层电池；跨界企业如宁德时代等。
发展进度：目前钙钛矿电池处于MW级到GW级的转换点，极电光能全球首条单GW产线已开工，参照各家发布的产能规划，预计2023年钙钛矿组件产能有望达1.5GW，2025年或超过7GW，短期内与700GW+ 晶硅电池组件产能相比，钙钛矿组件仍占比非常小。
钙钛矿电池产线工艺设备及主要企业
钙钛矿电池优势：带隙可调整、弱光效应好、材料成本低、温度系数好、制程绿色低碳等特点。效率优势：单结钙钛矿理论效率31%+，双结/三结理论效率高达45%/49%以上，目前单结大面积效率约达16%，年底有望通过界面钝化、材料改性等提升至18%。成本优势：钙钛矿极限成本可降至0.6-0.7元/W，大幅低于晶硅电池成本。
钙钛矿电池组件商业化发展，将带动镀膜、涂布、激光、封装等设备、以及辅材包括TCO玻璃、POE胶膜、丁基胶、靶材等发展机会。
2030年钙钛矿产能预计达177GW。产能端，极电光能GW 级产线已开工，预计2024 年底搭建完成，标志行业真正从0 到1 走向GW 级时代，2025年末、2030年末产能预计分别达到25.8GW、177GW，2023-2030复合增速88%。2030 年产能预计达177GW，2023-2030年产能复合增速 88%，对应设备需求空间约 885亿元。2023 年 8 月 4 日，重庆江津区政府与无锡众能光储科技有限公司（简称众能光储）举行签约仪式，总投资50 亿元的众能光储年产3GW 钙钛矿太阳能电池组件西南基地项目正式落地江津区白沙工业园。
2023年 4 月，极电光能钙钛矿产业基地项目开工，该项目计划建设内容包含全球首条1GW 钙钛矿光伏生产线，计划在 2024 年年底基本搭建完成，标志着行业真正从0 到1 走向GW 时代。从已建产线来看，大部分企业已有百兆瓦级中试线，小部分企业仍在抓紧跟进百兆瓦级中试线。
从规划产线来看，头部企业已经在布局GW 级产线，分别在开工、招标、签单不同阶段。预计2025 年末、2030年末产能预计分别达到25.8GW、177GW，2023-2030复合增速 88%。
钙钛矿企业产能进展及预测一览表
效率：钙钛矿电池效率稳步提升，大面积组件（0.72m²）效率已达 17.18%。商用尺寸钙钛矿组件全面积效率首次突破17%(极电光能2023 年6 月实现 0.72m2 大面积组件效率 17.18%)，相比 CPIA 产业发展路线图（2022-2023）预测 2023 年效率达到 16.5%,量产组件效率提升进度超出预期；同时，这标志着同等售价和寿命前提下，钙钛矿光伏LCOE已逼近主流晶硅组件区间。由于钙钛矿组件温度系数接近于零，主弱光发电效率高于标准光照的转化效率，所以其在高温和弱光环境下的实际发电量比相同标称功率的晶硅组件更高，全年额外发电预计可达10%，因此钙钛矿组件有望以低于晶硅组件的效率实现LCOE 的持平。
在光伏电站成本结构中，组件效率较低会增加土地、支架、线缆及少量建安等成本，而逆变器、电气设备、电网接入及大部分建安等成本不会增加，其中前者在光伏电站BOS 成本（不含组件）中的占比只有21%。
根据极电光能数据，以北山地区的1MW 集中式电站为例，在组件单瓦价格相同的情况下，使用17.1%效率的钙钛矿组件与使用21%的 PERC 晶硅组件相比，每年土地租金增加22.8%，BOS（不含组件）成本增加 4.9%，电站初始投资只增加 2.9%，而每年发电量增加 10%，最终的 LCOE 持平。
目前产业化效率与钙钛矿单结电池理论极限效率（超30%）相比，尚有较大提升空间，随着产业端研发投入逐年增加、钙钛矿可设计性晶体配方以及工艺逐步优化，产业化效率预计稳步提升；叠层电池效率亦取得积极进展。单结方面，近两年产业化效率稳步提升，2023年6 月，极电光能 809.9cm²大尺寸钙钛矿组件以 18.6%的稳态效率再次、造新的世界纪录。
2022年， 协鑫光电尺寸为 1m*2m 组件下线，2023 年实现了 16%的效率。据 鑫光电预计 ，在工艺和产能稳定后，量产组件效率将超18%。叠层方面，2023 年 6 月 14 日，隆基绿能宣布在商业级绒面CZ 硅 上实现了晶硅 -钙钛矿叠层电池 33.5%的转换效率，这成为目前基于商业级CZ硅 的晶硅 -钙钛矿叠层电池最高效率，再次展示了晶硅-钙钛矿叠层电池作为一种新型电池技术的显著效率优势。
根据美国可再生能源国家实验室（NREL）最新公布的数据，单结钙钛矿太阳能电池的认证效率提升到了26.1%，该成果是由中国科学技术大学的徐集贤教授团队取得的重要进展。钙钛矿/硅叠层电池纪录创造者来自沙特阿卜杜拉国王科技大学(KAUST)，认证效率达到33.7%。
钙钛矿电池反式结构（p-i-n），由透明导电玻璃、电子传输层、钙钛矿吸光层、空穴传输层和金属电极组成。典型单结反式结构的钙钛矿太阳能电池具有容易量产、运行可靠、能够与基于钙钛矿的多种器件结构兼容等优势，因此可能实现商业化，得到光伏企业的广泛关注。
钙钛矿导电玻璃分为玻璃基底和FTO透明电极，玻璃基底起到透光和强度支撑的作用，透明电极起到透光和电荷接收传输至外电路的作用；电子传输层的功能是将电子从钙钛矿层中提取出来，并阻碍空穴进入，减少复合；钙钛矿层起到吸收光能，使电子能量提高从价带跃迁至导带，产生电子空穴对的作用；空穴传输层是将空穴从钙钛矿层中提取出来，并阻碍电子传输；背电极主要接受电荷并输送至外电路。
钙钛矿组件制备主要涉及4类设备：镀膜设备、涂布设备、激光设备和封装设备。
2.5 新能源下游装机发电行业
（数据来源：跟踪评级报告）
锰铁锂量产装车将至，关注四主线投资机会
摘要：锰铁锂是一种具有重要应用价值的电池材料，近年来备受关注。随着技术的不断进步和市场需求的变化，锰铁锂有望在未来大规模渗透动力铁锂和中镍三元领域。本文将围绕锰铁锂的量产装车、市场前景以及相关产业链进行分析，并提出四条投资主线，为投资者提供参考。
锰铁锂是一种以锰和铁为主要元素的锂离子电池正极材料，具有高能量密度、低成本、环保等优点。近年来，随着电动汽车市场的快速发展和消费者对电池性能要求的不断提高，锰铁锂在电池产业中的应用逐渐增多。据报道，国内某知名电池企业已经开始量产装车，预计明年将大规模放量。因此，锰铁锂的市场前景广阔，具有较大的投资潜力。
在电动汽车市场需求的推动下，终端性能提升是电池厂商的重要发展方向。我们推荐投资者关注以下终端性能提升的电池厂商：
宁德时代：作为国内电池行业的龙头企业，宁德时代在锰铁锂领域的研发和应用方面具有较大优势。公司已经推出了多款采用锰铁锂技术的电池产品，并已经应用于部分电动汽车品牌。
比亚迪：作为国内新能源汽车领域的领军企业，比亚迪在电池技术方面也具有较强的研发实力。公司已经推出了多款采用锰铁锂技术的电池产品，并在其电动汽车上广泛应用。
亿纬锂能：亿纬锂能在电池技术和产品方面具有较强的研发实力和市场份额。公司在锰铁锂领域的研发和应用方面也取得了一定的进展，已经开始量产装车。
此外中创新航、国轩高科、孚能科技等终端性能提升的电池厂商。
产业化进程领先的正极厂商——在锰铁锂的产业化进程中，正极厂商扮演着重要的角色。我们推荐投资者关注以下产业化进程领先的正极厂商：
德方纳米：德方纳米在锰铁锂正极材料的研发和生产方面具有较强的实力，已经实现了规模化生产。公司采用独特的工艺方法制备锰铁锂材料，具有较高的产品质量和市场份额。
容百科技：容百科技在锰铁锂正极材料的研发和生产方面具有较强的实力，已经实现了批量生产。公司采用先进的合成工艺制备锰铁锂材料，具有较高的能量密度和稳定性。
湖南裕能：湖南裕能在锰铁锂正极材料的研发和生产方面具有较强的实力，已经实现了规模化生产。公司采用独特的合成方法制备锰铁锂材料，具有较高的产品质量和市场份额。
当升科技：当升科技在锰铁锂正极材料的研发和生产方面具有较强的实力，已经实现了批量生产。公司采用先进的合成工艺制备锰铁锂材料，具有较高的能量密度和稳定性。
此外万润新能等在产业化进程领先的正极厂商。
用量提升的添加剂和导电剂厂商——在锰铁锂电池的生产过程中，添加剂和导电剂是必不可少的材料。随着锰铁锂需求的增加，添加剂和导电剂的用量也将不断提升。我们推荐投资者关注以下用量提升的添加剂和导电剂厂商：
天赐材料：天赐材料在电池添加剂领域具有较强的实力，产品种类丰富。公司已经推出了适用于锰铁锂电池的专用添加剂，具有较好的市场前景。
天奈科技：天奈科技在导电剂领域具有较强的实力，产品种类丰富。公司已经推出了适用于锰铁锂电池的专用导电剂，具有较好的市场前景。
上游锰源龙头——锰是锰铁锂正极材料的主要元素之一，上游锰源企业在锰铁锂的产业化进程中也将受益。关注以下上游锰源龙头：
湘潭电化：湘潭电化是是国内较大的电解二氧化锰生产企业，产品在锰铁锂正极材料中得到广泛应用。公司在上游锰资源方面具有较强优势，有望受益锰铁锂产业的发展。
红星发展：红星发展是电解二氧化锰领域的知名企业，同时在电解锰方面也拥有一定的市场份额。公司在上游锰资源方面具有较强优势，有望受益锰铁锂产业的发展。
总之，随着锰铁锂电池的普及和市场份额的扩大，从终端性能提升的电池厂商、产业化进程领先的正极厂商、用量提升的添加剂和导电剂厂商以及上游锰源龙头等四个方面进行投资，将有望获得较好的投资收益。
2023年上半年，我国锂离子电池（下称“锂电池”）产业延续增长态势。根据行业规范公告企业信息和行业协会测算，上半年全国锂电池产量超过400GWh，同比增长超过43%，上半年锂电池全行业营收达到6000亿元。锂电池环节，上半年储能电池产量超过75GWh，新能源汽车动力电池装车量约152GWh。锂电池产品出口额同比增长69%。一阶材料环节，上半年正极材料产量约为100万吨，负极材料产量约为67万吨，隔膜产量约为68亿平方米，电解液产量约为44万吨。二阶材料环节，上半年碳酸锂、氢氧化锂产量分别达20.5万吨、14万吨，电池级碳酸锂、电池级氢氧化锂（微粉级）上半年均价分别为33.2万元/吨、36.4万元/吨。同时，锂电池出口也取得亮眼成绩。近年来，锂电池和电动载人汽车、太阳能电池一起并称为我国外贸出口的“新三样”，在国际市场上收获众多关注。2022年，中国动力电池占全球市场份额60%左右。今年上半年，我国锂电池出口金额同比增长58.1%，继续展现出强劲发展动力。
据福州海关统计，今年上半年，福建省锂电池出口同比增长达110.7%，涵盖了全球112个国家和地区，在欧盟、东盟等地区实现了两位数以上增长。全球新能源汽车市场的发展，为锂电池企业带来广阔的海外市场发展机遇，国内锂电池企业纷纷加速海外布局。以国内动力电池头部企业宁德时代为例，其在德国的首座海外工厂于去年12月实现锂离子电池电芯量产，已具备了本地化生产及供货能力；第二座位于匈牙利的欧洲工厂也已于去年9月正式启动。今年上半年，宁德时代所在的福建省宁德市锂电池出口额已高达334.3亿元。
中国锂电池企业在海外市场的亮眼表现与企业的技术优势、产业链的完善等密不可分。北京理工大学材料学院特别研究员刘琦认为，我国锂电企业不论是产业规模还是全产业链的完整程度，在全球都处于领先地位。因此，在参与全球化竞争中，可以充分发挥其全产业链及市场规模优势，领跑全球新能源汽车发展。
就拿锂电池生产中必不可少的隔膜来说，根据《中国锂离子电池隔膜行业发展白皮书（2023年）》的数据，2022年全球锂离子电池隔膜出货量超过160亿平方米，其中，中国的出货量为133.2亿平方米，占比超过80%。这些上游材料领域的不断完善，为整个锂电池产业的快速发展和海外竞争带来优势。
事实上，不仅仅是锂电池生产企业，近年来，与锂电池相关的周边产品生产企业也在加速“出海”。
福建星云电子股份有限公司是一家提供“锂电池组生产线解决方案”及“锂电池测试系统解决方案”的高新技术企业。今年5月，该公司携锂电池测试整体解决方案、储能变流器以及交流充电桩等产品亮相欧洲最大的电池展，凭借过硬的产品技术和可靠的服务质量，成功接洽了一批合作意向客户。这次展览的成功，也进一步增加了福建星云电子股份有限公司进一步在海外拓展的信心。
精益求精，高水平工艺打造高品质产品
江苏省常州市是长三角地区的一大锂电池产业聚集地，集聚了大量锂电池上下游企业，星源材质科技股份有限公司（以下简称星源材质）就是其中之一，这家企业的主营业务是锂离子电池隔膜的研发和销售。
隔膜的外观就像一张半透明的塑料布，看似没什么技术含量，但实际上它是锂电池生产中一种至关重要的材料，主要作用是隔绝电池正负极，同时保证锂离子能够从中间自由通过。隔膜在厚度尽可能薄的情况下，还要保证强度以及膜上孔的分布均匀。小小一片膜，关系着锂电池的安全性和使用寿命，对制造工艺的要求也格外高。
过去，锂电池隔膜的技术和生产长期被国外企业所垄断，不仅价格贵，还要面临“卡脖子”的风险。2003年，星源材质决定研发属于自己的隔膜，耗时3年终于研制出第一批稳定的国产锂电池隔膜。
星源材质由创新起步，也将技术创新作为企业的发展支柱。“干我们这一行，只能靠技术来驱动。”星源材质的相关负责人张英强表示，随着行业的发展，客户对隔膜的要求越来越高，如果技术跟不上，就很容易被行业所淘汰。
一款隔膜产品的研发期很长，所需要的研发投入也很高。在星源材质的万级洁净实验室里，电镜扫描仪、激光粒度分析仪等高精密仪器有序排布，再加上与高校合作的高水平研究团队，让企业一次次突破技术壁垒，走向国际先进。
锂电池生产设备行业属于技术密集型行业，对生产工艺以及各类材料的要求都很高，其中有不少领域国内都是从零起步。因此，大量的创新和科研投入可以说是国内众多企业能够迎头赶上的重要原因。但好的产品研发出来，没有先进高效的生产线支撑，也无法保证产品品质的实现。锂电池是“差之毫厘，谬以千里”的典型领域，小小一块锂电池里就有上万个零部件，一些部件的制造精度达到微米级。某一个参数的小小偏差，就可能导致电池品质的不合格甚至报废，因此，锂电池制造极其考验企业的制造经验和工艺水平。
涂布是锂电池生产中对精度要求极高的一项流程。在一片几微米厚的铜箔上，用涂料涂出3条细线，不仅速度要快，重量还要均匀。为了保证偏差被控制在几毫克之间，宁德时代湖东智能工厂的涂布车间配备了最敏锐的中央智慧工艺感知控制系统，在低时延的5G网络的保障下，高清视频采集设备对涂布过程进行高速实时“抓拍”，即便是极其微小的偏差缺陷，也都逃不过系统的“火眼金睛”。
相关机构的统计数据显示，高精度、高效率、高自动化的生产线已成为锂电池行业发展的重要趋势。目前，我国动力电池电芯生产，模组组装工艺段的自动化率已非常高。
碳中和目标下，新型电力系统储能至关重要，在发电侧(电网侧(用电侧方面都有广泛的应用，是新能源消纳以及电网安全的必要保障。根据中国2030年碳达峰规划目标，新能源发电总装机容量将达到12亿kW以上。新能源发电具有不稳定性、随机性与间歇性的问题，需要进行配储和调峰，随着新能源发电占比的提高，整个电力系统的电力电量平衡模式也需要重构。现有电力系统以抽水蓄能为主，但其地理资源稀有，存在明显发展瓶颈，发展新型储能成为必然趋势
（1）抽水蓄能发展分析及经济性评估。抽水蓄能是现今发展成熟且具规模的储能技术。抽水蓄能电站一般由上水库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。用电低峰期时，将可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，储存水的势能；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%~80%。抽蓄电站坝体可使用100a左右，预计电机等设备使用年限为40~60a。截至2021年底，中国储能装机总规模达到46.1GW，其中抽水蓄能占比86.3%。
在抽水发电运营方面，在未建立现货市场区域，抽水蓄能电站按照75%燃煤基准价用电，发电时段按基准价上网，电站能效转化75%左右，电站收益成本基本持平。在电力现货市场运行区域，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，在峰谷期电价价差达0.6~1元情况，抽水蓄能电站可盈利。
（2）锂离子电池储能发展势头迅猛。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，具有能量密度大、无记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电光伏等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。2021年中国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%。根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。电池是储能系统中核心组成部分，成本占整个储能系统成本的50%，2021年中国磷酸铁锂离子电池储能中标价大多集中在1.2~1.7元/（W･h）。
锂离子电池储能电站的经济性评估，按100MW项目初始投资成本1.5元/（W･h），年运维成本0.06元/W，寿命为9a，残值为5%，每年运行次数500次，放电深度90%，储能循环效率88%，寿命终止容量75%等条件，对锂离子电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.67元/（kW･h）。
锂离子电池能效转化率在储能技术中最高，随着技术进步，其寿命将逐步增加，成本也有望继续下降。铁锂电池储能系统循环寿命达到10000次，能量效率达到98%，将可与抽水蓄能电站比拟。
（3）压缩空气储能发展分析及经济性评估。压缩空气储能将成为大规模储能的重要补充。压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，以压缩空气的方式储存能量。储能时段，压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或人造的储气罐中；释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。压缩空气主要由压缩系统、膨胀系统、发电以及储气罐四大核心部分组成。中国已建成1.5,10,100MW先进压缩空气储能示范项目。
（4）钒液流电池储能发展分析及经济性评估。钒液流电池储能安全寿命长，适合新能源电站储能。电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，在机械动力作用下，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动。采用质子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使储存在溶液中的化学能转换成电能。可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。中国钒电池相关技术储备充足，大规模储能项目大量新增。在电化学储能中，全钒液流电池度电成本与铁锂电池接近，但能量转化效率方面不如锂电池，对布置灵活性、温度环境要求较高。当前，行业处在由示范阶段转向商业化过程中，随着未来技术以及工程进步，成本会有较大下降空间，能效有望进一步提高。
2.5 新能源汽车板块
7月新能源：渗透率34.2%创新高。
先来看看市场总量。数据显示，7月新能源汽车销售60.89万辆，同比增长38.3%，环比下滑6.7%，在当期乘用车市场的渗透率达34.2%，创历史新高，这在一定程度上意味着新能源车越来越被消费者认可与接受。
排名第一的毫无悬念仍是比亚迪，7月份销售20.07万辆，同比增长了44.2%，环比下滑9.7%。
比亚迪“一家独大”的优势明显：在销量上约是第二至第七的6家车企销量总和；在市占率上，达到33%，意味着当期每销售的3辆新能源就有1辆是比亚迪；在产品上，当月新能源销量Top10车型中，有7款来自比亚迪。
形成销量规模后，比亚迪又推出一系列的“油电同价”车型，进一步提升产品的性价比和竞争力，使它的领跑优势更加稳固和明显。8月9日，比亚迪第500万辆新能源车正式下线，成为全球第一家达成500万辆下线的新能源车企。
车企销量排名第二变成广汽埃安。继超越五菱之后的短短数月，埃安再超特斯拉，7月以3.89万辆的销量位居新能源车企第二，这也是它首次夺得亚军，同比增长68.3%，环比下滑9.6%。
埃安的成功主要有以下几点：一、出身于传统国有车企，却将自己定位于新势力，有着两者的优势；二、产品没有明显短板：大空间、高性价比、不俗的续航；三、出租车和网约车市场的深度渗透，让它经受住了2B市场的考验，也为2C客户买单打下了口碑基础，7月有51%的销量贡献来自“出租租赁”；四、埃安很少出现恶性事故。
排名第三的是长安汽车，7月销售3.71万辆，同比增长102.2%，环比提升34.8%。6月底深蓝汽车推出的深蓝S7，凭借较强的产品力和性价比，助力长安汽车新能源车快速增长。另外，长安启源品牌将要来了，预计长安汽车未来销量将进一步提升。
除了长安以外，吉利和长城这两家传统自主品牌也取得不错的成绩，7月分别以2.43万辆和1.78万辆位居第七和第九位。这主要得益于银河L7、魏牌蓝山、哈弗枭龙系列新品的加入。
这也说明，随着传统燃油车纷纷转型，新能源市场竞争将进一步加剧。上汽通用五菱以3.47万辆位居第四位，同比下滑13.2%，是7月新能源车企TOP10中唯一销量同比下滑的。
“神车”宏光MINI EV风光不再，排名由以前的第一跌至当前的第十，1.5万多辆的销量则不到巅峰时（4.77万辆）的1/3；而五菱缤果似乎“上市即巅峰”，7月1.46万辆的销量尚可，但也未及上市后首个完整月的水平（1.48万辆）。
理想以3.35万辆位居第五位，同比增长203%，环比提升3.0%，在新势力中遥遥领先。据悉，产能是它当季唯一的瓶颈，不然销量或许不止月销3万辆，而在产能突破的第四季度，理想将挑战月销4万辆。
进入前十的新势力还有蔚来，以1.87万辆位居第八位。随着全新ES6、ET5T和全新ES8的相继上市和交付，及降价3万元带来的消费刺激，蔚来成功从阵痛期走出。
值得一提的是，该数据不及蔚来公布的2万辆的交付量，令一些网友的产生疑问，原因在于：从理想官方公布的“周销量”（上险数）数据来看，蔚来1-30日销量共计1.81万辆，如果7月要达到交付2万辆，那么31日蔚来一天需要交付2000辆，这远远高于它的日均销量表现。
因此，两份数据的差异到底是统计口径不同所致，还是其它呢？特斯拉由第二跌到第六位，7月销售3.27万辆，环比大跌了56.3%。
特斯拉销量环比负增长，其原因主要有三方面：一、这是特斯拉历来的销量表现——季首大跌，季末大涨；二、特斯拉近日官宣降价和Model 3将上新，导致不少消费者持币观望；三、竞品科技不断进步，与特斯拉在软件上的差距在逐渐缩小，加上近期特斯拉丑闻不断，如数据泄露、续航虚标、虚假宣传等，令消费者对特斯拉的关注力度逐渐消退。
上汽大众以1.26万辆位居第十位，环比提升102.5%。其中，大众ID.3销量由往期的1000多辆飙升至9000多辆，成为绝对的第一主力，也是令上汽大众新能源车销量环比激增的主要原因。上汽大众7月份开启限时优惠3.7万元，看来，降价策略果然管用。
总体来看，除了比亚迪、特斯拉两巨头，及理想、蔚来等新势力以外，一些传统燃油车企也值得大家关注，如长安、吉利、长城，它们快速向新能源领域转型，且市场反应不错，取得不错的销量成绩。
新能源市场当前仍处于紧张激烈的赛事当中，离结束仍很遥远，未来谁是胜者都不好说。
新能源汽车未来发展决战智能网联。当前的智能网联汽车，还只相当于苹果的iPhone 4阶段。从传统燃油到混动、纯电动，叠加智能网联技术应用，汽车行业正在发生百年来最深刻的变革。
激光感应、智能座舱、自动驾驶，伴随智能网联技术的落地，汽车从代步工具逐渐延伸为个人的生活伴侣。
什么是智能网联？将会对汽车产业带来了哪些变革？自动驾驶和无人驾驶离我们有多远？
对车企而言，从传统燃油车到新能源车的转变，已是大势所趋。新能源车的卖点开始从充电时长、续航里程等硬性指标向智能驾驶等软性指标转移。
近两年以来，显示大屏、激光雷达、智能娱乐系统等逐渐成为汽车标配，围绕智能网联产生的各种操作如人机交互、自动驾驶等功能水平迅速提升。
智能网联融合了物联网、云计算、大数据、人工智能等多项技术，基于此技术开发的产品如辅助驾驶、智能座舱等，正在成为新能源汽车的标准配置。
工信部副部长辛国斌还强调，支持L3及以上级别的自动驾驶功能商业化应用。
自动驾驶分为L0-L5六个等级，L0是完全手动人工操作，L1是驾驶员辅助，L2是部分自动化，L3是有条件自动化，L4是高度自动化，L5是完全自动化。据悉，2022年，具备组合辅助驾驶功能的L2级乘用车新车渗透率已达到了34.5%。
早前，比亚迪王传福在谈论智能驾驶的发展时表示，未来的主要方向是高级的辅助驾驶，需要驾驶员扶着方向盘，特殊路况的无人驾驶应用场景目前还很少，“无人驾驶是一场皇帝的新装”。
王传福的这一说法被华为余承东回怼，“或者对行业不了解，或者故意这么说，或者说他这方面能力还没做好，故意打击一下行业。”
智能驾驶究竟能达到什么水平，自动驾驶或无人驾驶靠谱么？
“三五年内，让驾驶员完全解放双手和眼睛，并且整车厂可以完全承担无人驾驶产生的责任，要么是成本非常高，要么可用性非常差，这是不负责任的。”一位从事智能网联技术研发的人士对王传福的说法表示认同。
不过，前述人士同时表示，今年以来，随着各家车企开始将导航辅助驾驶功能向用户开放，从体验效果来看，产生了比较大的用户粘性，比如在高速公路上可以自主超越慢车，可以自主规划实施上下匝道等，辅助驾驶功能将成为主流，引领市场机会。
行业主要上市公司：新天科技(300259)、科陆电子(002121)、林洋能源(601222)、迦南智能(300880)、万胜智能(300882)、西力科技(688616)、煜邦电力(688597)等
目前，我国以智能电表相关行业为主营业务企业较多，且智能电表产业链上下游较为庞大。其中中游智能电表制造环节主要有新天科技、科陆电子、林洋能源等上市企业。
从代表性企业分布情况来看，我国智能电表代表企业分布在广东、江苏、浙江、山东等东部沿海省份，其中广东省的智能电表产业代表性企业较多。
从智能电表行业的上市企业布局和已有公开信息分析，注册资本最多的是林洋能源，成立时间最早的是许继电气，同时，其招投标信息也最多。
从智能电表生产代表企业销售布局来看，厂商业务占比普遍较高，多数企业业务占比超过60%。如科陆电子、迦南智能、万胜智能、西力科技、煜邦电力等企业。
目前，我国智能电表行业的头部上市公司是科陆电子、林洋能源、许继电气等，这三家上市公司的智能电表业务收入在20亿元以上。2022年，新天科技的销售毛利率最高，达44.02%。
2.5 氢能板块
制氢环节：设备厂商最受益，看好具备制造技术优势电解槽厂商。电解槽出货量快速增长，碱性电解槽成市场主流。电解槽是电解水制氢系统中的核心设备， 碱性电解槽凭借商业成熟度高、成本低等优势，2021 年出货量达到 776MW，成为目前制 氢行业的首选，目前碱性电解槽可以初步实现绿色制氢大规模应用。2022 年全球前 20 家 电解槽企业产量合计达到 14GW，2023 年规划产能达到 26.4GW，根据彭博新能源预测， 2030 年全球电解槽装机规模将达到 242GW。根据 BloombergNEF 数据，2023 年中国电 解槽出货量将继续保持高增，出货量有望达到 1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60%以上，同比增加 75%-163%。
隆基绿能、阳光电源、华电重工、华光环能、昇辉科技、双良节能、吉电股份。
材料及零部件：看好具备核心技术和产品优势的细分赛道龙头——氢气特点赋予储运重要意义。在氢能产业链中，氢的储存和运输起到了氢气生产端和需求 端之间的重要桥梁作用，对氢能的发展节奏和进度有较大的影响。由于氢气在室温和常压 下的密度只有空气的 1/14，单位体积储能密度低，加上易燃、易爆等特点，使得氢能源的 安全、高效传输与存储带来了面临困难，同样也成为业内厂商突破的难点和竞争着力点。氢能储运发展快速拉动关键设备及材料需求。在实现储运氢过程中，离不开技术和设备的 有力支持，例如阀门、压缩机等等。为了保证氢气的安全性，氢能阀门需具备良好的耐高 温、耐高压、耐腐蚀性能以及高度可靠性等特点，生产制备技术难度性较高。氢气压缩机 为燃料电池工作系统提供必要的压缩气体，在氢燃料电池电动车工作中起着至关重要的作 用，在整个氢能产业链中应用广泛，其性能直接影响着整个燃料电池系统的压缩比、效率、 噪声等重要性能指标。
江苏神通、开山股份、冰轮环境、雪人股份、兰石重装
氢燃料车：看好具备核心技术及新应用场景龙头公司——政策规划稳步推进，氢车产业热度持续增加。2020 年中国出台燃料电池汽车补贴政策， 旨在提升氢燃料电池汽车产业的制造能力，燃料电池在氢车成本构成中占比最大，一辆氢能重卡或者大巴车的电池系统占比大约 60%，若能实现燃料电池技术自主化与国产化生 产，对氢车的降本将具有积极效果。2022 年 3 月发布的《氢能产业发展中长期规划（2021- 2035）》提出部署建设一批加氢站，各地纷纷跟进积极布局加氢站建设，如北京、上海、广 东、重庆在其能源发展十四五规划中，将推进氢能在交通领域的规模化应用及基础设施建 设作为重点任务。工信部 2022 年推荐车型同比增加 29%，同时入围厂商数量和头部企业 配套数量均有明显增加。随着氢能产业链的不断完善和政策补贴落地，氢车产业前景值得 期待。
美锦能源、亿华通、永安行
氢能储运，气/液/固/管道各技术百花齐放氢储运是氢能实现低成本、高效、规模化应用的基础，我们认为短期以高压气态储运为主流，中长期液态、固态、管道储运等多技术路线共同发展，并实现成本持续下降，支撑终端氢能大规模应用与渗透。
高压气态储运为目前主流储运方式，适用于中短途小规模储运。高压气态储运技术相对成熟，为我国现阶段主要储运方式，储氢罐结构简单、前期投资小，其运输成本对距离较为敏感，适用于短距离运输。未来I型瓶替换为储氢量更大的II型瓶，20MPa逐步发展至30MPa-52MPa，带来储氢密度与单车充装量提升，提升效率降低储运成本。对于车载储氢瓶而言，35MPa III型瓶逐步向70MPa IV型瓶发展以实现低成本与轻量化。
液态储运长距离运输成本低，设备逐步国产化并实现商业化应用。液态储运中液化电费占比约为70%，且具备储氢密度高的特点，较为适用于长距离、大规模氢能储运。此前全球大型液化设备由海外企业垄断，国产核心设备如透平膨胀机、大型液氢球罐等仍处于突破替代阶段。从应用端看，目前我国液氢主要应用于航空航天领域，我们预计随着液氢核心设备国产化、技术进步降本，液氢有望实现大规模商业化应用。
固态/液氨/甲醇/有机液态等多技术路线发展，目前仍处于小规模示范阶段。固态储氢目前以金属氢化物材料储氢为主流技术路线，具备体积储氢密度高、安全性高等优势，在长距离运输场景下具备一定优势，但其存在质量储氢密度较低、成本较高等问题，目前国内外仍处于示范应用阶段，如潜艇、燃料电池汽车、固态储氢站等。此外，液氨、甲醇、有机液态也均处于研发与小规模示范阶段。
在保证利用率的前提下，管道储运可实现最低储运成本。纯氢管道具有输氢量大、成本低、使用寿命长等优势，其储运成本与利用率强相关，我们测算当利用率为10%时，运输成本约17.8元/kg，而当利用率提升至100%时，运输成本仅约2.4元/kg，远低于气态及液态等方式。我们认为短天然气管网掺氢可降低初始投资成本，中长期纯氢管道可较好满足氢能大规模、稳定的储运需求，同时实现最低储运成本。
氢能储运各技术路线百花齐放，建议关注高压气态IV型瓶放量渗透、液氢设备国产化与液氢商业化、管道储运政策规划带来的相关企业的投资机会。
主要氢能储运方式性能对比
成本方面，1）长管拖车：储运成本随运输距离增加快速上升，适用于300km以内的短距离运氢；2）液氢槽车与固氢罐车：储运成本对运输距离敏感度较低，适用于长距离运氢；固态储氢储运成本高于低压液氢，但具备体积储氢密度高、安全性高等优势，可用于车载储氢（同时可降低加氢站的建设成本）3）管道输氢：在目前储运方式中成本相对较低，但其储运成本在很大程度上受到输氢管道利用率的影响。当前我国氢气需求量较小，因而管道输氢成本优势尚未显现。
主要氢能储运方式成本对
高压气态储运：现阶段最主要的氢储运方式
高压气态储运为我国现阶段最主要的氢储运方式。高压气态储运技术相对成熟，为我国目前主流储运方式，储氢罐结构简单、前期投资小，适合于短距离（<200km）运输。从储氢瓶材质看，主要可分为I-IV型瓶。
各类型储氢瓶特点及应用
从高压储运的应用场景看，可分为道路运氢、站内储氢、车载储氢三类场景。道路储运主要采用I、II型瓶，最大压力20MPa；站内储氢采用I型瓶，最大压力可达约100MPa；车载储氢一般采用III、IV型瓶，最高压力70MPa。
高压气态储氢瓶应用场景及特点
加氢站用储氢容器市场格局（截至2022年）
车载储氢瓶
轻量化、高密度为车载储氢瓶的主要诉求，III型瓶和IV型瓶为主流路线。Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶质量储氢密度较低，并且存在严重的氢脆问题，难以满足车载储氢瓶要求；相比之下，Ⅲ型、Ⅳ型瓶采用铝内胆或塑料内胆，使用碳纤维全缠绕的方式加强罐体，具有轻量化的特点，储氢密度大幅提升。因此，车载储氢瓶以Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶为主流。
目前国内车载应用以35MPaⅢ型瓶为主，70MPaⅢ型瓶也已有少量应用。我国Ⅲ型瓶产品和技术较为成熟，35MPa储氢瓶已被广泛应用于燃料电池车载储氢系统，据GGII统计，2021-2022年国内35MPa储氢瓶装车占比分别达到92.5%和93.8%。2021年我国70MPaⅢ型瓶出货量约为1203支，占比达到4%，主要应用于部分乘用车。我们预计未来车载储氢瓶将向Ⅳ型70MPa储氢瓶过渡：1）Ⅳ型瓶推广已经具备政策基础；2）Ⅳ型瓶性能优势符合车载需求；3）Ⅳ型瓶整体成本有望低于Ⅲ型瓶 ；4）气瓶企业加速布局Ⅳ型瓶项目。
Ⅲ型瓶与Ⅳ型瓶性能对比
企业布局
随着燃料电池汽车渗透率提升，25年车载储氢瓶市场规模近30亿元。我们预期2023年中国燃料电池汽车销量超6000辆，至2025年销量达3.5万辆，对应测算2023年储氢瓶市场空间5亿元，2025年市场空间近30亿元。
中国车载储氢瓶市场规模
三、新能源行业重大事件
8月2日，工信部发布2023年上半年全国光伏制造行业运行情况。2023年上半年，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%。
根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的《WorldEnergyTransitionsOutlook2022》分析，2030年全球光伏装机量将达到5200GW，2050年将达到14000GW，在此目标下，将产生每年450GW的新增装机需求。
从政策面来看，8月3日，国家发改委、财政部、能源局联合发布《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》。文件明确了绿证核发、交易、应用及消费等方面问题，实现可再生能源绿证全覆盖，其中包括扩大绿证核发范围，拓展至分布式光伏等项目。
阳光电源逆变器业务将充分受益。预计2023年公司光伏逆变器出货120-140GW，同比增长约60%。随着碳酸锂价格持续回落，终端收益率改善，储能市场需求有望维持强劲。公司成本不断优化，欧美等高盈利地区持续出货，盈利持续提升，预计2023年公司储能出货16-20GWh，有望实现翻倍以上增长。
公司出口占比超过50%，人民币贬值使得外币应收账款明显升值，预计2023年上半年收益3-4 亿元，其中二季度预计明显好于一季度；风电、电站 EPC 等业务平稳增长，全年预计电站开发6GW左右，同增50%+。
上能电气发布半年度报告，2023年上半年公司实现营收21.77亿元，同比+416.58%；归母净利润1.35亿元，同比+488.54%。2023年上半年，公司光伏逆变器业务实现收入13.03亿元，同比增长275.55%，占总营收的59.83%，毛利率为19.85%，同比下降0.97%。作为领先的光伏逆变器提供商，公司光伏逆变产品的应用场景覆盖大型地面电站、工商业及户用分布式等，其中地面电站是公司优势业务，稳居国内集中式地面电站招投标前三。
随着今年光伏产业链价格走低，被压制的国内地面电站需求有望释放，央国企已于上半年启动大规模招投标，据国际能源网/光伏头条统计，2023H1可确定中标人的50.99GW逆变器定标项目中，公司共中标41个项目（标段），中标容量达3.31GW。其中中标集中式光伏逆变器项目（标段）13个，中标容量达1.41GW，排名第三。
2023年上半年，公司储能PCS及系统集成业务实现收入8.18亿元，同比增长2048.15%，占总营收的37.55%，是公司业绩超预期增长的重要支撑；毛利率为11.82%，同比下降16.91%，主要是由于储能产品结构发生变化，毛利率较低的集成系统业务开始放量。
2、河北省成立氢能产业创新联合体，近日，河北省氢能产业创新联合体在张家口揭牌成立。活动现场发布了创新联合体技术攻关任务，并进行了创新联合体成员单位现场签约。据悉，该创新联合体是在省科技厅和北京市科委、中关村管委会及天津市科技局共同指导下，由京津冀等区域54家氢能领域科技型骨干企业、高校、科研机构和投资机构等共同发起成立的，将在3至5年内，围绕氢制备、储运、供能、动力、原料五大方向，聚焦10项集成系统，研发33类核心装备，突破百项关键技术，持续推动氢能产学研用一体化发展。
氢能产业化进程开始加速。1）从顶层设计和具体措施两方面，政策层面都对氢能项目的建设给予有力支持，已有多个省市制定并发布本地氢能产业规划，并密集上马风光制氢一体化项目。2）当前制约绿氢大规模使用的关键问题还是成本问题，评估氢供应成本时需考量氢制取、氢储运、氢加注三个过程的成本因素。3）随着氢能产业化进程加快，制氢核心设备电解槽有望迎来放量，中国绿氢生产环节电解设备市场有望达到千亿级别，碱性水电解在国内水电解制氢行业中占主导地位。头部电解水制氢装备制造企业的市场占有率较高，市场相对集中。
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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