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。多晶硅产能不断释放，排产迅速增加，8月多晶硅总产量约为13.01万吨，环比7月增加3.83%，9月多晶硅排产预计将达到13.8万吨，环比增速达到6.07%。与此同时，下游组件面对上游的不断涨价，采购意愿已经变的不是很强烈。整体产能过剩的前提下，硅料降价是大势所趋。最近的硅料价格反弹，以及N-P价差拉大，很大原因在于市场对下游需求的估计不足。因为今年6月硅料价格猛跌时，一些企业选择了检修，一些新进产能甚至选择了延期投产。下半年有111.3万吨硅料项目投产，几乎全是老玩家或者是背景深厚的新玩家，可剔除的不靠谱项目不多，估计多一半产能可以如期投产。届时，硅料价格估计反弹空间有限。
2、 目前光伏电池片环节毛利率9月底有下跌风险，其他环节趋于稳定或小幅上涨。电池片环节重点研究对象为（1）规划产能与实际产量的关系所形成的供需，（2）价格的波动，（3）各种类型电池技术的迭代进度，（4）同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。
（1）（2）短期电池片有效产能偏紧，但电池片价格或濒临顶点。目前182/210电池片的主流成交价格分别为0.75元/W、0.73元/W，环比分别持平。尽管电池片产能陆续投产，但实际产量受限于产线良率等因素，短期电池片有效产能偏紧，明显的供需缓解恐延后至4季度。随着组件企业逐步消耗前期高价订单，尤其专业化组件企业面临成本压力，二、三线组件企业排产观望甚至下修，随着N型电池新产能陆续爬坡达产，电池片价格或濒临顶点。N型TOPCon电池片与PERC价差维持，目前价差达6分/瓦左右。电池片环节排产统计——7月电池片产量49.8GW左右，环比提升9.15%，8、9月电池片排产计划53.2GW、54.5GW/月左右，环比分别增加6.89%、2.38%。
组件排产分化，9月组件价格有望企稳持平。欧洲组件库存已有明显改善，8、9月组件出口发货同环比恢复正增长。上游电池片持续涨价，且胶膜、光伏玻璃等辅材也进入涨价通道，部分组件企业无力交付低价订单，二、三线组件企业计划减产，一体化等一线企业依旧提升排产，判断Q3组件价格将企稳。组件价格的大幅降价主要发生在6-7月。当前PERC182双面组件价格区间已落至1.16-1.29元/瓦，与年初相比下降幅度达到30.1%。
3、 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，
4、 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。对于TOPCon电池来说，磷的应用和掺杂体现在硅料环节，也体现在拉棒环节、电池环节。如果N-P料每吨的价差达1万元，表现在电池上的价差为0.02元/W；如果价差达到4万，表现在电池环节，价差就会达到8分钱/W。
5、 判断市场总体上就是偏向于业务更纯粹的公司，对于平台类的公司反而不愿意给更高的估值。市场总体上还是认为topcon就是过渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的进展，二级市场上很快又有不错的表现。风险点：上半年的业绩主要是去年上半年订单的兑现。机会点：从订单就可以看出来，预期让人期待。关键在于hjt时代什么时候到来，而这又要看hjt能否顺利地进一步降低成本。按照产业链的数据，在硅片减薄、银包铜、SMBB等技术的推动之下，hjt已经无限逼近平价点了，预计年底就可以实现跟perc平价，进一步降价的关键反而在设备，目前HJT设备成本约3.5-4亿元/GW，相比PERC和TOPCon 高太多了，要想顺利实现HJT平价，设备的成本就必须降下去，至少降低到3亿/GW的水平，这样产业链有望在2年内回本，投资的欲望会大大加强。从工艺而言，长期hjt应该还是比较确定的，尤其是叠加钙钛矿技术，关键是大规模产业化需要时间。
6、 光伏电池组件企业横向对比（1）几乎所有厂商均调高今年产能实现目标（15-20GW）。（2）竞争激烈，尚有弘元绿能、TCL中环等企业进军电池组件。（3）组件单瓦盈利晶澳科技最强，毛利率通威股份最高（硅料）。（4）资产负债率：通威股份、晶澳科技、隆基绿能很好，天合光能、晶科能源较高。（5）账上资金隆基绿能最充足。
7、 判断——TOPCon现阶段规划产能已达上千GW，是市场主流。BC电池随着成本降低、技术成熟，产能会逐渐增加。这两个技术路线会与HJT、钙钛矿等同时存在。BC电池转换效率高，电池美观度高，但固定投入较高，现阶段良率低于TOPCon。主要领域为：屋顶等分布式。TOPCon为现阶段的主流技术，规划产能很大，成本将会做得很低。主要领域为：大型地面电站。BC电池还有其他类型：1）ABC：全背接触，2）PECVD镀膜设备是光伏电池设备的重要组成部分，分为板式和管式。BC电池现阶段采用板式PECVD（苏州迈为、上海理想、福建钧石等HJT设备的企业能做）。管式PECVD在BC电池工艺上还未成功。晶盛机电现阶段在客户试用的是用于TOPCon工艺的管式PECVD。3）IBC：高效背接触。
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。
8、 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。
9、 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。
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
9月6日，硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格：
N型料成交价9.00-9.90万元/吨，平均为9.23万元/吨，均价周环比上涨1.10%。
单晶复投料成交价7.80-8.60万元/吨，平均为8.22万元/吨，均价周环比上涨1.36%。
单晶致密料成交价7.60-8.40万元/吨，平均为7.99万元/吨，均价周环比上涨0.88%。
单晶菜花料成交价7.30-8.10万元/吨，平均为7.70万元/吨，均价周环比上涨0.92%。
这是7月份以来，多晶硅价格第8次整体上调，也是N型的第10次涨价。此次单晶菜花料的最高价格有所回落，下跌了1.22%。而N-P价差也进一步拉大至1.24万元/吨。
7月初以来，硅料价格连续两个月上涨，这源于此前硅料价格见底，而终端的需求预期和组件的排产情况都在提升，下游加大采购力度，硅料利润降无可降的情况下催动硅料价格进一步上调，显示出上涨走势。硅料价格走势反转，下游需求提升，供小于需是重要因素。与硅料价格持续上涨鲜明对比的是，两个月来，组件价格持续走低。据业内人士分析，预计9月份工业硅现货价格仍存在较强支撑。随着前期下游订单释放及期现商陆续采购，硅企端厂库库存普遍降至较低水平。虽然当前现货价格强于盘面价格，但考虑到9月份供应端增量有限，以及硅企出货压力较小等因素，叠加十一国庆下游节前备货部分需求前置至9月份，对工业硅价格形成支撑。随着硅片、玻璃、胶膜纷纷上调价格，组件压力爆棚，自8月以来一直酝酿涨价，但下游业主接受度有限，组件供应商特别是非一体化企业将接受成本考验。
未来N-P硅料价差仍将会继续扩大。特变电工——N-P价差将会达到4万元/吨。
特变电工对于硅料未来价格的判断：第一，预计N型和P型的硅料的价差（每吨）可能会达到4万元。第二，多晶硅价格可能在六七月份是最低点，现在逐步回升，预计今年四季度会回升到约9万元/吨。
预计2023年TOPCon电池市占率将达30%左右，2024年TOPCon的市占率将达64%左右。那么高品质的N型料肯定会成为主流。
从通威股份、特变电工等头部企业来说，做N型料、提高N型产能仅是调整产品结构而已。对于一些硅料品质一向不佳的企业、特别是一些刚入局的硅料企业来说，可能就是一个障碍。毕竟，通常情况下，新玩家、新上硅料产能普遍品质不佳。
P型料、N型料主要掺杂不同：当硅掺杂以Ⅲ族元素，如硼为主时，以空穴导电为主，为P型料，当硅中掺杂以V族元素，如磷为主时，以电子导电为主，为 N 型料。两种料的生产制备在工艺流程上其实差不多。
对于TOPCon电池来说，磷的应用和掺杂体现在硅料环节，也体现在拉棒环节、电池环节。如果N-P料每吨的价差达1万元，表现在电池上的价差为0.02元/W；如果价差达到4万，表现在电池环节，价差就会达到8分钱/W。现在N型电池和P型电池每W的溢价只有七八分钱。那么做N型电池就没有意义了。
最近的硅料价格反弹，以及N-P价差拉大，很大原因在于市场对下游需求的估计不足。因为今年6月硅料价格猛跌时，一些企业选择了检修，一些新进产能甚至选择了延期投产。下半年有111.3万吨硅料项目投产，几乎全是老玩家或者是背景深厚的新玩家，可剔除的不靠谱项目不多，估计多一半产能可以如期投产。届时，硅料价格估计反弹空间有限。
多晶硅价格第8次整体上调，也是n型料第10次涨价。
多晶硅产能不断释放，排产迅速增加，8月多晶硅总产量约为13.01万吨，环比7月增加3.83%，9月多晶硅排产预计将达到13.8万吨，环比增速达到6.07%。
与此同时，下游组件面对上游的不断涨价，采购意愿已经变的不是很强烈。整体产能过剩的前提下，硅料降价是大势所趋。
1.1.2硅片价格分析
硅片成交价持稳，隆基上调报价：硅片价格坚挺运行，目前硅片环节库存压力较低，优质硅片供应紧张，叠加上游硅料价格上涨，成本支撑下隆基上调182硅片报价至3.38元/片。
1.1.3电池片价格分析
电池组件价格——“上游涨价、下游杀红眼”。从本周行情看，这种形势仍在持续，p型组件1.1X元/W、n型组件1.2-1.25元/W的中标价格频频出现。进入9月后，在出货目标的压力下，组件企业对国内订单盈利水平的要求不断下降。有组件企业相关负责人透露，他们会综合考虑公司整体经营状况报价和接单。“如果只考虑组件，那肯定是亏的，但能把我的电池卖出去，产能利用起来，那就有价值。”
判断分析：按照当前3.35元/片的硅片价格计算，p型电池生产成本已接近0.6元/W，组件生产成本接近1.15元/W，一些企业的投标价格已经逼近这一极限，几乎没有进一步压榨的空间。如果还想继续降价，只有继续向上游硅片等环节延伸，风险大增。
预计9月多晶硅产量可达13.54万吨，环比增幅在16%左右，10月份产量可提升至15万吨。随着新增产能陆续释放，有望逐步改善市场供需形势。在上游硅料供应量提升的同时，三季度国内组件出货量、新增装机容量都可能低于市场预期，9月组件排产可能下降，也会对产业链价格带来影响。
N型P型价差——从近期招投标价格看，平均投标价中n-p价差还能维持在7-8分/W左右，但中标价的n-p价差通常都会低于这一水平，最低投标价的n-p价差更是小于5分/W。判断n-p生产成本同价将在今年内实现，但销售价格还将保持一定差距，主要与各家企业的市场策略、n型产能落地速度密切相关。n型对p型的迭代不是一个瞬时完成的过程，而是逐步赢得更高市场份额。目前，全部指向n型的组件招标越来越多，预计2024年，n型电池、组件的市场占比将超过50%。
1.1.4组件价格分析
今年组件集采中标价格波动可划分为三个阶段：
第一阶段在第一季度1-3月，PERC182组件集中式项目的中标价区间在1.7-1.8元/瓦，分布式项目的中标价区间在1.75-1.85元/瓦。此时硅料价格在年初出现反弹，但组件价格在年初相较于去年年底有所下降，利好终端电站启动完成去年因组件高价而无法满足收益率的延期项目。因此终端压价心态明显，组件成交价格未出现涨幅，整体处于横盘震荡。硅料价格在3月成交重心开始回落，届时一季度终端仍处于全年项目规划中，招标集采未完全启动，下游需求有限，但一线组件企业为抢占市场份额主动降价，中标价在一季度末也逐渐出现走跌趋势。
第二阶段在4-5月末，PERC182组件集中式项目的中标价区间在1.58-1.7元/瓦，分布式项目的中标价区间在1.55-1.75元/瓦。二季度开始央国企2023年度集采项目启动，终端采购需求明显向好，组件企业价格也出现涨跌不一，部分企业价格基于成本及交付情况出现一定上涨，也不乏有部分企业为保持市场竞争力降价抢单。
框架集采的招标及组件市场的激烈竞争使集中式项目中标价出现明显下降，此时组件市场报价稳定在1.65-1.75元/瓦，招标价格已经出现提前下探及看跌情绪。
5月光伏市场走势集体偏弱，上游硅片及多晶硅价格近乎腰斩，组件市场价格也跌至1.6-1.7元/瓦，终端受此影响对市场后期担忧情绪增加，提货采购情绪明显减弱，对组件集采价格也越看越低，观望态度明确。需求的波动和不确定性再次加剧组件市场竞争，低于1.5元/瓦的价格也开始少量出现。
第三个阶段在6月-8月，PERC182组件集中式项目的中标均价从1.5元/瓦落至1.2元/瓦，分布式项目的中标均价从1.55元/瓦落至1.23元/瓦。6月由于光伏上游原料价格大跌，终端对后市预期看弱，有意压低招标价格，组件企业在当前市场议价权较弱，随即价格走跌幅度较大，价格区间在6月末已全面落至1.3-1.4元/瓦。
7月组件市场竞争激烈程度加剧，一体化企业为抢占市场份额仍在带头大幅拉低投标价，而多家组件企业价格已经在成本线附近，二三线组件企业甚至面临零利润和亏损境地，但低价抢单的现象却仍然层出不穷，集中式项目中标价格区间也直接降至1.2-1.25元/瓦，分布式项目价格在1.25-1.3元/瓦。
在7月末至8月，低于1.2元/瓦的投标价也不乏出现，但终端对于低价组件的供应保障也有一定顾虑和担忧，因此整体组件中标价区间在8月逐渐企稳。
今年组件价格的下跌大幅提升了终端光伏项目的收益率，利好光伏项目的开发，提高了光伏项目开发商的开发意愿，新增装机容量也超预期。
对于后续中标价格走势，基于9-11月光伏终端装机需求提升的乐观预期，以及上游原材料价格的企稳，预计中标价将以稳为主，价格下跌空间有限，终端对于低价组件也抱有谨慎态度。
企业——组件卖家之间仍维持较大价格差距，三线企业有意向上修正价格，一线企业为保证市场竞争力维持相对低价，成本、价格仍存在倒挂。目前大部分组件企业处于亏损状态，尤其二三线厂商所承担的压力已经逼近极限，多家组件企业已经出现减产。随着硅片、玻璃、胶膜纷纷上调价格，组件压力爆棚，自8月以来一直酝酿涨价，但下游业主接受度有限，组件供应商特别是非一体化企业将接受成本考验。
8月组件市场竞争态势仍未减弱，8月组件环节产量与预期排产相比有2-3GW的减少，终端电站采购未达到市场预期，大批量的需求爆发也迟迟未出现。截至8月31日，2023年8月光伏定标项目共137项（包含标段），其中共107项披露了采购容量，采购总容量共计16.92GW，与上月相比减少7.3GW，环比下降30.13%，同比下降8.97%。8月投标企业玩家数量也有减少。
8月组件采购中标均价为1.25元/瓦，与上月相比下降0.1元/瓦，环比下降7.41%。中标价区间集中在1.2-1.25元/瓦，最高中标价为1.37元/瓦，最低中标价为1.18元/瓦。
据披露的招标组件规格数据显示，P型组件仍然是招标市场集采的主要规格类型，N型组件采购占比12.3%，大尺寸、高功率、双面双玻组件占据集采绝对优势地位，功率集中在540-560W，尺寸以182为主。
中标企业方面：在中标企业中，前十名企业包括晶科、隆基、一道新能、晶澳、阿特斯、正泰、通威、协鑫、弘元绿能和天合光能。
中标容量前三家企业晶科、隆基、一道新能总共中标2.08GW，占比定标总容量12.3%。
P型组件中标价格持续探低，中标均价为1.28元/瓦。中标价格区间继续维持在1.2-1.3元/瓦区间内，低于1.2元/瓦的中标价数量出现频率增加，但在1.2-1.25元/瓦内的价格数量居多。8月，P型组件最高中标价为1.37元/瓦，P型组件最低中标价为1.186元/瓦。
从N型组件采购项目来看，N型组件价格也继续走跌。8月共有10个N型组件集采项目，披露中标价格项目共9个，中标价区间在1.25-1.3元/瓦，中标均价为1.26元/瓦，与P型组件价格价差在0.019元/瓦，N-P价差进一步收窄。8月，N型组件最高中标价为1.34元/瓦，N型组件最低中标价为1.183元/瓦，出自弘元绿能，中标项目为湛江遂溪县杨柑镇100MW农光互补光伏发电项目标段四光伏组件，采购容量约34.8MW，交货日期为11月5日和11月15日分批交货。
中标组件功率方面，明确披露了组件功率的项目合计容量13.41GW，采购组件功率集中在540-560Wp高功率组件，占比81.75%。
功率560Wp及以上的组件采购比例也明显提升。
其中：540-550Wp功率组件采购容量共4.28GW，占比31.9%。550-560Wp功率组件采购容量共6.69GW，占比49.8%。560-600Wp功率组件采购容量共1.44GW，占比10.8%。640W以上超高功率组件定标容量0.71GW，占比5.3%。
单双面组件方面，双面组件依旧是集采的主要组件型号。明确披露了组件单/双面结构的项目合计容量12.97GW，其中：明确只采购双面组件的项目定标容量12.71GW，占比98%。明确只采购单面的项目定标容量0.198GW。单双面组件都要求的项目定标容量0.059GW。
1.1.5光伏玻璃价格
光伏玻璃再涨价12%，判断将继续涨价。9月1日起，3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别上调3元/平、2元/平，对应12%、11%的涨幅，在8月初小幅提价0.5元/平基础上再次上调价格。
判断今年4季度/明年光伏玻璃价格将继续上涨。据我们持续跟踪，光伏玻璃新增产能点火持续低于预期，截至本周产能约9.08万t/d，仅比6月底新增2000t/d，据我们对后续产能释放跟踪，判断到年底产能约10万t/d，低于市场预期的11万t/d，且四季度新增产能爬坡对当季产量贡献不大。
需求端6、7月组件已触底反转，据我们跟踪，截至目前国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，预计8、9月组件出口发货同环比恢复正增长。
反映到库存水平，据卓创资讯，截至本周光伏玻璃库存天数21.1天，7月以来光伏玻璃库存持续去化逼近2021年较低的水平，据我们调研，两家头部企业库存仅10天左右，在上述供需矛盾下，判断库存将持续下降。同时，光伏玻璃产能进入/退出壁垒均较高，也将影响2024年的供给，判断今年下半年/明年光伏玻璃将继续上涨。
1.1.6其他环节
8月多晶硅总产量约为13.01万吨，环比7月增加3.83%，由于当月尤其前期拉晶厂仍保持较高的采购积极性，多晶硅处于供小于需状态，生产企业去库明显。
但9月份多晶硅排产增速预计增加——9月多晶硅排产预计将达到13.8万吨，环比增速达到6.07%，市场供需关系将如何？
8月国内多晶硅排产增量主要来自于新特等新建产线的爬产以及前期检修企业的复工，虽然多晶硅供应量持续增加，但下游需求热度更大，8月国内硅片产量达到59GW，折算对多晶硅消费量约为13.5万吨。
除此之外，8月由于组件排产近20%的环比增幅，光伏上游市场热度显著增加，多家拉晶企业拉大自身原料库存，对多晶硅采购量远超自身排产需求，个别企业多晶硅原料库存甚至高达4-5万吨。以上因素造成了多晶硅供需的严重失衡。
9月，市场供需关系是否发生改变？
首先，在供应方面，9月国内多晶硅排产增速将出现较明显增加——增量主要来自于宝丰、上机等多家新投产线的增加。
除此之外，乐山、内蒙等限电的结束也对产量增加起到一定支撑作用。
反观消费方面，9月市场交易热度恐将出现一定降温。
其主要逻辑在于，目前由于前期上游价格上涨与终端需求不匹配，组件价格难以上涨造成组件目前大部分企业处于亏损状态，尤其二三线组件企业压力已经逼近“极限”，多家组件企业已经出现减产，甚至更多企业减少了对电池片的采购，市场需求逐级向上传导，恐将最终影响到多晶硅的市场需求。
此外由于拉晶企业前期囤积大量多晶硅原料库存，一旦市场情绪转变，拉晶厂恐将以优先消化原料库存为主，这亦将影响到多晶硅的采购
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年9月7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9月7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 光伏电池片组件行业研究分析
（1）光伏电池片组件产能、产量、价格分析
1）2023年8月国内电池实际产量梳理
8月电池片实际产量52.60GW，环比增长6.99%。8月PERC电池产出占比71.11%，电池产出占比24.17%。8月PERC电池产出增量较少，其中182mm电池片供应紧缺，210mm电池近月末需求提升供应偏紧。
8月Topcon电池产出12.71GW，环比增长23.53%。
HJT电池产出700MW，环比增长37%。
2）9月国内电池排产预测
①9月电池片排产量达57.83GW，其中，PERC电池片达38.78GW，占比67.06%；Topcon电池片达16.46GW，占比28.46%；HJT电池片达0.82GW，占比1.34%。N型电池供应占比突破30%。
②产量排名中Top10企业占总供应的69.08%，略有下降。但9月预计新增产量超80%来自电池排产Top10企业，其中以topcon电池外售企业的爬产放量为主。
③已量产Topcon电池的企业已达25家，其中14家企业可外售Topcon电池，另有极少部分厂家以电池代工为主。
④已量产HJT电池的企业达7家，新增出片企业2家，设备已进场企业已达15家以上，年产能达40GW以上。
⑤分版型来看，PERC中182版型占比73.49%，略有提升；Topcon中182版型占比92.50%，210版型可外售企业本月新增一家共达两家；HJT中大部分为210版型。
9月组件排产环比下降5%，一定程度上影响到了电池市场情绪。从供需上来看，电池供应总量已跨越了7-8月最紧缺的阶段，9月往后伴随N型电池的爬产放量，也将带动组件端N型占比提升，相应对P型电池需求会造成负向冲击。
9-12月预计topcon单月产能增量分别为47GW、60.4GW、74.4GW、51.7GW，因市场需求限制，四季度n型开工率预估在50%。
3）光伏电池片组件价格分析
当前市场对电池累库的担忧越发强烈，当前看跌心理也逐渐显现。而短期来看，电池上游硅片因库存低位、需求渐涨，价格继续反弹，压缩了电池片利润，当前头部电池厂一致挺价保利润，议价权相对较强，中小电池厂议价权弱，在定价方面略有松动。
本周电池片新的订单已签订，主流价格维持稳定，高效PERC182电池片执行价格为0.75-0.76元/W，PERC210电池片价格0.73-0.75元/W左右，Topcon182电池片实际成交价到0.77-0.80元/W左右。但PERC182与Topcon182少数小厂因出货压力增大价格博弈中处于劣势低位价格方面有所松动，PERC高效电池最低交易价格为0.73元/W，而topcon新晋厂家因打开市场所需最新价格0.76元/W。
光伏电池当前面临两头受压，上游成本抬升无法向下游转嫁，甚至面临跌价风险，利润下行趋势难改，但当前市场博弈激列，若让利下游或将刺激需求提升，同时会促进硅片价格进一步上涨，以当前电池厂面临的市场状况而言，稳价成为主流选择。
4）规划产能与实际产量的关系。
今年年初多家第三方机构根据企业公开披露的TOPCon产能数据统计：2023年、2024年规划产能高达600GW，其中仅在2023年就有300GW-400GWTOPCon产能。
然而与目前现实不符：今年上半年，钧达股份以6.56GW，一举就成为TOPCon出货量最大的专业电池片企业。
9月1日，在钧达股份的半年度投资者交流会上，公司总经理张满良说：“从现实情况看，去年以来行业TOPCon的进展显著缓慢，进度显著低于预期。”
产能规划看似庞大，出货量却极其有限——TOPCon当下的现状。
2023年上半年，行业排名前五的电池厂商N型TOPCon总计出货量约10.5GW左右。而钧达股份一家就有6.56GW，占到TOP5出货量的62.48%（不考虑一体化企业自用出货量）。
今年上半年，整个电池市场供应紧张。电池片企业钧达股份，实现满产满销，甚至于每一天仓库都是空的。据了解，明年全年的订单也已全部排满。
从现象来看，去年就宣传扩产TOPCon的一些厂家，其实“进展显著缓慢，显著低于预期”。
从技术层面上看，TOPCon技术与PERC技术虽具有一定兼容性，但PERC向TOPCon的升级，并非只是部分工艺的简单添加，也并非由设备厂商主导、进行整线工程交付就能做到。
TOPCon工艺存在一定技术壁垒，需要电池厂商来主导，对十几道复杂工艺进行整合以及在关键工艺技术上持续改进迭代，最终达到转换效率、良率以及非硅成本各项指标的均衡。这非常考验电池厂商的技术研发、生产和管理经验。
从硅片角度，8月30日TCL中环在中报路演时也提到了TOPCon的难度。TOPCon 因为温度高， 对电参数敏感。而硅只要过了950度，来自于硅片体系的缺陷和原生的氧含量、杂质类型和电阻率的范围产生了非常高的诉求，综合评估几乎是一个接近6寸MOS 的参数控制能力。因此，TOPCon会对单晶有更高的要求，也是行业新进入者或者对半导体理解不够的公司，做TOPCon时突然发现，以前做 P-PERC的时候很简单，N型便很难。
当下，趋紧趋严的资本市场融资环境，可能会进一步限制TOPCon有效产能的释放。正因如此，现在已经实现大规模量产的TOPCon企业，反而能凭借先发优势，继续保持领先，拉长TOPCon的红利时间周期。钧达股份表示，TOPCon技术如果像现在的PERC一样，在行业中全面普及，该公司认为可能需要三年甚至更长的时间。
钧达股份半年报披露：公司实现LPCVD技术改进以及SE技术的量产导入，将TOPCon电池量产效率，从年初的25%左右提升至25.5%以上。经中科院电工所太阳能光伏发电系统和风力发电系统质量检测中心认证，公司添加优化技术后的TOPCon电池实验室测试效率，高达26.21%。
即使很多没有能力量产TOPCon的企业，其TOPCon电池的转化效率一样惊人，起步都是25%以上。从某种程度上说，转化效率上存在“吹牛”现象。鉴别真假方法为看组件的效率究竟如何。钧达股份披露，该公司TOPCon电池对应的182mm72版型N型TOPCon组件，功率为580W-585W，这个功率较主流P型组件高出了30W！
（2）光伏电池组件技术路径
XBC产业化进程将在2023年开始持续加速。从产业化角度看，XBC目前最大的特点就是差异化较强，凸显光伏制造业的Know-how，是N型技术中最具有差异化的路线。国内爱旭股份、隆基绿能引领XBC产能扩张，打造了极具差异化的产品。隆基绿能采用的高性价比的HPBC、HPDC技术，也是扩建XBC产能最快、最大的企业，推出了Hi-Mo 6这一代极具差异化的产品；爱旭股份采用极致效率的ABC技术，打造了黑洞、白洞等领先产品。
当前领先的面向分布式市场的XBC产品效率优势明显。在不同版型产品中，爱旭股份组件最高效率高达24%，Maxeon的6代产品最高效率达到23%，隆基绿能的HPBC产品也能达23.2%，相较于TOPCon路线的全黑组件、全场景式组件，具有明显的效率优势。
在屋顶面积有限情况下，高效率组件能发更多的电；在功率需求一定情况下，高效率组件能够有效节约安装前后的非组件成本，同时占地面积更小。
HJT产能：产能持续爬坡，年底组件与PERC成本打平。
1）华晟：目前产能8GW，12GW设备正进场，23年底产能达到20GW，25年突破40GW。
2）日升：23上半年产能5GW，23Q4预计释放5-10GW的产能，23年底达到15GW。
3）通威：23Q4开启HJT-电镀铜GW级试产，待电镀铜+HJT+0BB技术成熟后，规划进行10~20GW量产。
HJT提效：双面微晶、电镀铜、清洗制绒、光转胶膜、0BB、钙钛矿叠层。
1）行业：23年通威HJT最高电池转换效率26.49%，组件正面功率达到743.68W，阿特斯电池效率达到26%左右，华晟电池量产效率约25.3-25.5%；24年HJT组件功率有望740W+，电池效率有望提高0.9%（制绒0.1%+双面微晶0.2%+光转胶膜0.3%+电镀铜0.3%），组件功率有望提高1%（0BB）。
2）双面微晶：通威采用迈为的双面微晶整线装备，达成了量产210*66HJT组件功率743.68W的记录，2023年开始，具备双面微晶的产线将成为主流。
3）电镀铜：能够提升电池片0.3-0.5%效率，对应15W左右的组件功率增益，通威23年底进入GW级试产。
4）光转胶：赛伍光转膜相比截止膜可以提升1.5%的组件功率（约10W），且保证HJT组件30年的寿命。
5）0BB：2023年7月通威银浆版0BB最高功率突破740W。
6）清洗制绒：有效提高少子寿命，提效约0.1%。
7）钙钛矿叠层：HJT+钙钛矿叠层理论效率可达到42.5%，效率纪录32.5%，量产效率30%+。
HJT降本：硅片、银浆（银包铜、0BB、电镀铜）、设备、规模效应。
1）行业：目前HJT非硅成本是0.25-0.26元/W，其中日升约0.25元/W，华晟约0.26元/W，未来优秀的企业非硅成本应该做到0.21-0.22元/W，一体化成本与PERC持平。
2）硅片：半棒半切提高边皮利用率约20%，110μm已导入量产，降本约0.1元/W（相比于topcon/PERC）。此外精准吸杂、CCZ+FBR都可有效提高硅片良率降本。
3）银浆：①银包铜已具备量产导入条件，2023年Q2预计导入银包铜50%(银含量)，23年底银包铜40%，24年中35%，24年底30%；②0BB相较MBB，纯银单耗降低50%，胶膜用量降低27%，焊带用量降低35%；③电镀铜，通威预测电镀铜比丝网印刷金属化部分成分降低17.4%。未来金属化成本不高于0.05元/W。
4）设备：目前铟用量为14mg/w，如PVD设备改进+ITO规模回收，铟用量可降低至4.3mg/w，靶材成本从4.5分/W降低到1.5分/W。
【奥特维】1）公司作为组件串焊机龙头，在SMBB、0BB的技术进步方面保持领先优势。并延伸至硅片（N型低氧单晶炉为主，此前目标市占率20%，按照目前进展明显要超预期）、N型电池设备（自主研发丝网印刷整线、光注入退火炉，收购普乐新能源进军LPCVD设备等，产业化进展超预期）。半导体设备，围绕键合机向上下游进一步延伸完善设备布局，持续推进国内客户的验证和小批量订单。
2）预计全年订单将超130亿元，24年在单晶炉、LPCVD及丝印等新设备领域有望持续突破，订单增速不低于50%，业绩成长性和确定性俱佳。
23/24年净利润12/20亿元，#目标空间60%。
奥特维串焊机订单方面，按照公司年初的预计2023全年串焊机订单约为50亿元，现阶段SMBB串焊机在公司所有串焊机订单中的占比并不高，预计全年SMBB串焊机在所有串焊机订单里占比约50%左右。
奥特维对于两个产品而言同样均为高价股，但在核心池光伏设备股票中，其今年的盈利成长能力仅次于高测股份，强于迈为、京山轻机，建议股价跌至155元时安盈3再买入200股做短期波段，弘酬新能源再买入200股（谨慎）。
京山轻机：新增订单中，海外订单的占比在20%以上，其中美国、土耳其都是新增较快的市场。海外项目比国内项目利润率一般高10%左右，根据地区和客户不同会有所差异。在手订单中，早期国内去海外建厂的企业订单多一些，现在明显感觉到纯海外客户的订单增多，并且体量也在增大，比如今年1月公司公告的和印度信实签订的订单合同，大约折合2.82亿元。
与此同时，公司积极扩建产能，年初晟成光伏北方生产基地新厂区项目竣工并设备投产，尤其是层压机产能大幅提升；目前，位于苏州的晟成光伏智能装备制造中心即将投入使用，有助于提升公司光伏组件设备产能。#公司是业内较早完成钙钛矿设备开发且有实际产品销售的企业。目前公司提供MW级钙钛矿及整体解决方案，并提供GW级钙钛矿量产装备输出与技术支持。同时，公司拥有丰富的技术储备，产品矩阵在不断的优化和完善中。
近期催化事件——产业链反馈GW产线将近：京山轻机（协鑫光电供应商）近日接受调研时表示今年下半年或明年可能会看到行业里有GW级项目招标。今年大面积组件效率预计可达18%以上，以协鑫、纤纳、极电为代表的头部企业，产线陆续会从百兆瓦级产线向GW级产线过渡。GW级产线的落地助推行业进入发展高速期。钙钛矿行业GW级产线招标有可能近期启动。
（5）同一种电池片内不同技术路线选择。
1）双面发电时代，光伏组件封装方式面临两种选择。双面组件渗透率已经超过40.5%，并且这一趋势会随着Topcon电池组件得到进一步强化。
双面组件有两种封装方式，一种是双面双玻组件，常见的封装方式为前后为2.0mm半钢化玻璃带边框。另一种是双面单玻组件，组件正面是3.2mm全钢化玻璃，背面为高耐侯透明背板，这种双面单玻组件正逐渐走进大家的视野之中。两种不同封装方式有一个共同点，都可以双面发电，但鉴于封装方式的不同，两者又各有优缺点。
如今的双面组件，采用双面单玻透明背板封装方式依然采用这种非常经典的方案，只是后板更换成透明背板，中间为双面电池，周围依然是铝边框加固保护。版型主体架构没有变化，依然可以保证组件25年整个生命周期。
双面双玻组件在使用过程当中面临一些问题，如组件重量重、容易爆裂、隐裂及热斑等，有些可以通过技术手段来解决，有些就有着它先天的缺陷。双面单玻组件正好可以完美的解决这些问题，成为双面组件的最优封装方案。双面单玻组件相比双面双玻，发电量高1.29%
据分析有如下几个原因：透明背板相比玻璃散热性能更好，组件平均运行温度低接近2度；透明背板比双玻组件透光率更高，透明背板透光率超过93%，而双玻组件背面玻璃非高透玻璃，其透光率不到91%，这使得双面单玻组件背面受光更高，发电量更高；双面单玻组件背面不容易沾灰尘，由于透明背板的材料特性，天生不容易沾染灰尘，也不容易出现热斑等问题。
重量轻17%～20%、发电量高1.29%、可有解决双玻爆裂问题等，是双面组件的最优封装方案。双面单玻透明组件也得到了如国家电投、华能、华电、浙能集团等客户的认可，很多大型项目落地发电。
2）pecvd技术路线相比于Lpecvd技术路线有以下几点优势：pecvd技术可以更方便地采用掺杂，流程更简单。相对于Lpecvd,pecvd的沉积速度更快，工艺时间更短。pecvd技术对石英的寿命更长，维护成本更低。pecvd技术可以完成多层不同化学配比的膜层结构，以及替土三层浓度、隔膜层厚度、化学位配备比以及掺杂浓度的灵活调整。
目前TOPCon主要包括LPCVD和PECVD等技术路线。LPCVD每三个月石英轴和石英管会破碎，因此受到石英供应紧张影响较大；PECVD解决了石英问题，但是工艺窗口相对较窄，要大量研发的企业才能驾驭这个技术路线，技术门槛比较高，实际产出不如预期。
PECVD——通威、晶澳
LPCVD——晶科、天合、钧达、林洋
通威股份本次定增事项目前已通过股东大会审议，尚在前期筹备中。
财务——大规模扩产下上半年电池、组件企业营收、净利润向头部集中，
除通威外，电池、组件企业平均销售毛利率为15.88%，头部组件龙头平均销售毛利率为16.42%。
平均负债率达到了66.76%，整体已经处于较高负债水平。头部企业中，通威、隆基、晶澳的资产负债率均未超过60%，处于较为健康的水平。而天合光能、晶科能源、东方日升资产负债率分别为70.29%、74.40%、69.84%，负债水平较高。
光伏企业负债率偏高，也可以从近年的大规模扩产看出端倪，近年来光伏产业掀起了一体化扩产浪潮，除融资融券等方式外，多家企业更表示会通过自筹资金以及银行借款等方式来扩产。今年来，多家企业更是进行了超百亿的募资扩产，扩产计划累计金额已达数千亿元。今年以来光伏组件五大巨头隆基绿能、晶科能源、天合光能、晶澳科技、阿特斯累计扩产计划总投资额已超过2000亿元，四大光伏生产环节合计扩张产能约1000GW。不过市场对此番扩产的态度多为担忧。
2023年9月5日隆基绿能业绩说明会上董事长钟宝申表示，前期隆基未明确未来技术路线，但公司内部一直开展着高强度的研发和审慎的论证。目前，隆基有一个非常明确的观点，接下来的5-6年，BC类电池会是晶硅电池的绝对主流，包括双面和单面电池，接下来隆基大量产品都会走向BC技术路线。
钟宝申称，TOPCon和PERC电池相比，提升幅度略小，行业技术方面高度同质化，容易不达预期或过剩，今年年底或明年上半年，大概有400-500GW的TOPCon产能投向市场，投资收益压力非常大。
原话是这么说的：“关于 TOPCon 技术，我们还是坚持是一个过渡产品的一个观点，主要原因是什么呢?和这个现在的 PERC 相比，它的提升的幅度还是太小，那么行业技术方面有高度的同质化，非常容易出现这个投资收益达不到预期这种状态或者说出现这种未赚钱就过剩的这种现象，应该说现在事实上有这种苗头，大家会看到今年年底或者明年的上半年，大概就有 400- 500GW的TOPCon的能投向市场所以我们认为获得这种好的投资收益还是压力非常大的。”
BC电池全称为背接触电池，最早实现大规模量产的企业为爱旭股份。目前主要为三种BC电池技术路线，分别为HBC、HPBC、N型BC。其电池结构特点为正面沉积钝化和反射膜、无金属栅线，消除了正面金属电极结构带来的光学损失；
隆基的HPBC电池通俗的来讲，是一种高效复合钝化的背接触技术，从技术角度来看，不只是HPBC电池，还有HBC异质结背接触，TBC隧穿氧化层钝化背接触。
即所谓的BC电池其实可以理解为一种技术，通过这种技术把电池正面的电极栅线转移到电池背面来减少电极栅线对阳光的遮挡。
在这种技术的加持之下，还可以衍生出更多的融合，通过这种技术把PERC电池进行背接触后就形成PBC电池，背接触TOPcon电池就是TBC电池，一样的逻辑融合至HJT电池就是HBC电池。
换个角度来看，隆基押注的BC电池路线，是通过技术融合迭代了现有的PERC电池，根据公开的数据显示，HPBC电池采用正面无金属栅线设计之后，单瓦发电量相比TOPCon电池可以提高2%-3%，良品率只有95%，略低于现有的PERC。
如果把这种技术与TOPCon电池，HJT，钙钛矿电池进行融合必然也会提升相应的发电量，因此隆基是通过技术改造盘活了自己的P型电池产能。
根据隆基的信息披露来看：隆基投建的30GW HPBC电池项目在今年上半年正式量产，年底前有望实现设计产能，预计每月产能不低于2.2GW，年底达产后可以保障明年30GW的市场供应。
HPBC电池的硅片是P型，跟PERC基本持平（N型比P型贵8%），所以HPBC电池端来看，无论是非硅成本，还是硅成本，跟PERC相比，已经具备了可比性了，关键是还有较大效率提升潜力。
目前已有BC电池产能产量的企业。目前来看，主流光伏厂商对于BC电池技术的态度较为分化。业内对应的主要组件产品包括：隆基绿能的HPBC、爱旭股份的ABC、Maxeon的IBC等。“很多公司都在做BC电池，主要为了解决光学问题。它把正面金属遮光全部消除掉，从而提升太阳能电池的效率。”
“BC跟异质结、TOPCon不是并列关系。BC是另一个维度的（产品），相当于BC可以用TOPCon结构来做，也可以用异质结的结构来做。”
“BC电池结构在分布式等特定的场景上有较为明显优势，且分布式市场较大，叠加隆基具有研发优势，因此，预计隆基的定位是在分布式市场占据主流。”
优势：1）高效率——2022年9月行业龙头隆基与爱旭纷纷披露布局XBC电池路线的规划，其中隆基HPBC电池的标准版量产效率突破 25%，叠加了氢钝化技术的PRO版，效率可以超过25.3%，基于高效HPBC电池技术打造的新一代产品 Hi-MO6组件量产最高效率可达22.8%；爱旭股份研制出了全新一代 N型 ABC电池，预计N型 ABC电池预计平均量产转换效率可超25.5%。
2）BC类电池的性能稳定，即使在高温和高湿环境下也能保持正常工作。此外，BC类电池的生产过程相对环保，这使得它们对环境的影响较小。
3）BC 正面无栅线，光线照射无反射损失。单瓦发电量比 TOPCON高 2%~3%，产品的投入产出比有明显的优势，
4）BC 在地面电站的优势——当正面效率超出对手 5%，背面的发电增幅就没有太大意义（正面效率高 4%可以抵掉背面发电效率高 20%）
5）根据BC路线进展较快的两家公司的规划，24年隆基预计出货30GW+爱旭预计出货20GW以上。就高端市场而言，爱旭明年的20GW+当中，10GW针对分布式市场，其中部分针对户用；而隆基HPBC产品目前分590W和580W两个档位，其中590W产品针对更高端市场。从定价可体现差异化：爱旭ABC产品欧洲户用市场较TOPCon溢价5-6欧分，日本溢价4美分，国内溢价1.5毛，隆基HPBC产品平均溢价1-1.5美分。
如果仅考虑高端分布式市场可能市场空间较小，但如果考虑明年500GW+组件需求（其中分布式预计占一半），50GW规划完全可以被市场充分消化。
劣势：1）它们的制造成本较高，这限制了它们在当前市场上的广泛应用。
2）尽管BC类电池的转化效率高，但它们的光衰减效应较强，这可能影响电池的寿命。
3）研发到量产慢的原因: 新的东西太多，落地需要产业链配合的东西多，周期比较长。
各种技术（不含技术混合）优劣比较
从技术有效突破前提下盈利能力分析，BC＞HJT＞TOPCon
从技术难度或技术进步空间分析，BC＞HJT＞TOPCon
从市场规模分析，TOPCon＞HJT＞BC
从竞争格局优劣分析，BC＞HJT＞TOPCon
从设备稼动率分析，TOPCon＞BC＞HJT
从成本下降潜力分析，HJT＞BC＞TOPCon
从量产的光电转换率分析，BC＞HJT＞TOPCon＞Perc
从产品寿命周期分析，BC＞HJT＞TOPCon
从量产成熟度：TOPCon（已成熟）>HJT(基本成熟）>IBC（待成熟）。
关注产业化进程——BC电池量产难度较高，背面图形化对N、P区之间和基区精度要求较高，否则容易产生漏电现象。另外，背面金属电极需要开孔并且对准扩散区，也对工艺难度和精度提出了较高的要求。由于BC电池量产难度较大，目前国内大规模生产的企业仅隆基、爱旭两家。总结来说，BC技术是目前晶硅电池技术中效率优势最强的代表，但同时也是商业化晶体硅电池中工艺更复杂、结构难度更大、成本更高的技术，短期量产存在一定难度，需要继续关注产业化进程。
其他电池组件龙头厂商看法
通威股份——电池研发领域，TOPCon 技术方面，公司顺利已完成硼扩 SE 技术的开发，预计可实现 TNC 产品提效 0.2%以上。公司 THC 中试线已完成双面纳米晶技术开发，当前最高转换效率已达到 26.49%，210 尺寸 66 版型组件功率达到 743.68W（第三方认证）。此外，公司还在背接触电池、钙钛矿/硅叠层电池等前沿技术领域取得积极进展，其中，P型TBC研发批次效率达到 25.18%，N型TBC最高研发效率达到 26.11%，钙钛矿/硅叠层电池效率达到 31.13%。
9月5日：晶科能源表示，坚定看好TOPCon是未来3-5年的技术主流。对于BC电池，“公司对于BC也有相关的技术储备，在我们看来，（BC电池）相对更美观一些，可能在分布式等方面有自己的市场空间。”
天合光能表示：“（BC电池）投入方面具体还是要看性价比，目前主要聚焦TOPCon，这还是公司综合考虑下最具性价比的技术路线。”
阿特斯指出：“并未听说公司有布局BC电池，可能有研究，但目前并未进行推广。”
综上——晶科能源具备IBC研发技术储备、晶澳科技储备IBC中试线、普乐科技规划200MW IBC中试线；正泰新能、弘元绿能、金石、日托光伏也在今年SNEC展会上展出了相关IBC产品。
产能方面，隆基绿能二季度起HPBC爬坡情况显著改善，维持2023年12-17GW出货目标；爱旭股份规划2023年/2024年ABC组件出货目标分别为5-6GW/20-30GW。同时，该公司指出，基于效率和发电量优势，ABC组件相比PERC组件溢价在20-30%。其自主研发无银化金属涂布技术降低生产成本，目标2024年年中成本与TOPCon打平、2024年底成本与PERC打平。
就整体市场规模方面，2023年国内xBC电池落地产能预计达到44GW，出货量约20GW。与HJT产能出货量均接近。
#主材关注BC电池投入具备先发优势的主材厂
1）HBPC：【隆基绿能】当前HPBC产能规划约33GW，预计23年出货超10GW
2）ABC：【爱旭股份】ABC产能总规划超35GW，23年ABC组件出货2-3GW，24年预计20-30GW
（5）受益设备、辅材耗材辅料
#设备：
【激光开槽】是BC电池的必选设备，P型BC激光设备投资额2000万+/GW，N型BC激光设备4000万+/GW，激光设备绝对龙头【帝尔激光】，23H1隆基订单超6亿元，爱旭订单超9亿元；帝尔激光根据公司信息披露，公司在BC电池的应用主要是在大尺寸无损消融技术背面钝化层开膜上，可以实现背面 P\N钝化膜层的精准消融，替代传统BC电池采用光刻的技术路线，简化工艺流程，大幅度降低生产成本，进一步提高BC电池的竞争力。并且已经取得近40GW 订单。公司董秘今年7月在互动平台表示，公司电镀工艺设备可以应用于激光高精超细图形化设备，已经应用于TOPCon、XBC量产工艺。
激光设备在xbc环节单GW价值量较perc时代，最高可达10倍，单gw价值量可达1亿（包含bc开槽，电镀铜开槽，串焊等一系列设备），其中标配部分不低于2000万。【帝尔激光】受bc订单确认节奏问题，业绩表现略低预期，但在手订单维持历史高位。
激光是BC电池最受益环节。BC电池相较于其他技术主要增加设备为激光。BC电池需要激光设备制备PN结交叉指结构，涉及激光技术较多，在前道需要1-2步激光开槽，后道金属化若制备电镀铜也需1道激光进行掩膜开槽，且在不同路线均有细节变化，激光设备技术壁垒高。根据技术不同单GW可能需增加2,000-5,000万元激光设备。
电镀铜技术与BC较为适配。电镀铜是通用型金属化技术，在BC、TOPCon、HJT上均可适用，是光伏电池未来降本提效的重要路径之一。其中电镀铜在BC电池上产业化采用最早、进度最快。
#辅材：
1）绝缘胶：BC电池需要增量辅材绝缘胶用于背面隔绝正负极，BC绝缘胶龙头【广信材料】，目前是LJ的HPBC绝缘胶供应商，单GW价值量约500万；
2）焊带：BC焊带用量远高于其他路线，单GW用量约500吨（其余路线在400吨/GW），焊带龙头【宇邦新材】，目前和头部BC厂家均合作紧密。
赛伍技术XBC电池焊线胶带独家供应，技术难度高、竞争格局好，毛利优秀。随着下游XBC的增长，公司BC组件焊线胶带销售收入有望提升。
时创能源“隆基95%的添加剂材料用的都是我们的（产品）。但从材料层面来讲，主要看的是电池规模，而不是看哪个技术路线。因为不管它扩的是什么技术，最终可能都会用到我们的材料。”
石英股份——P型1GW，需200吨高纯石英砂。N型（含XBC）1GW，需267至300吨高纯石英砂。用量增加34％至50％。
未来4个月所有产能被石英股份占据了，而接下来的硅片需求大增，N型比例提升，意味着石英砂继续增加，增加部分只能由石英股份来提供。石英砂价格大概率继续上涨，如果在第四季度，石英股份能够达到月度量产1万吨，平均利润15万每吨，第四季度利润可能高达45亿，三季度按照月度产量0.6万吨，利润按照每吨14万，利润可达25亿。下半年利润超预期可达70亿利润，全年95亿利润。
石英股份当前公司石英砂产能依然满足不了市场需求，目前公司石英砂产能一直在扩张过程中，当前产能依然满足不了市场需求。因此，公司也在现有产能的基础上陆续完成了3万吨的扩产、以及6万吨新产能的建设，持续增加产能以满足日益增长的市场需求。在晶体硅制备过程中，石英坩埚是拉制单晶硅棒的重要耗材，而高纯石英砂是石英坩埚的核心原材料。今年以来国内石英砂因供应短缺经历了价格飙涨，最为短缺的内层砂均价从今年1月的7.5万元/吨一路上涨至当前约35万元/吨，涨幅近400%。
2.2 风电整机行业
2023年1-8月，中国风电整机企业共中标331个风电项目，项目规模：53741MW（含国际项目）（53.7GW），共计13家整机商中标。金风科技、远景能源、运达股份位居8月中标量前三。
中标整机企业：金风科技、远景能源、运达股份、明阳智能、三一重能、中车株洲所、东方风电、中船海装、电气风电、华锐风电、联合动力、中车山东风电、哈电风能。
国内+国际项目1-8月中标统计
国内项目1-8月中标统计
国际项目1-8月中标统计
2023年8月份风电整机商中标统计。累计约6.24GW！央企48个风电项目集采定标！金风科技、远景能源、东方风电、三一重能、中车株洲所排前五名。
2023年8月1日-8月31日，共有48个风电项目的风机中标结果出炉，累计容量达到6243.38MW（约6.24GW）。
从整体规模上来说，陆上风电项目46个，项目规模总计5239.38MW；海上风电项目2个，项目规模总计1004MW。
金风科技位居第一，中标规模为2140MW，占中标规模的34.28%；
远景能源位居第二，中标规模为1035MW，占中标规模的16.58%；
东方风电位居第三，中标规模为929MW，占中标规模的13.77%；
三一重能位居第四，中标规模为860MW，占中标规模的14.88%；
中车株洲所位居第五，中标规模为436.8MW，占中标规模的7%；
运达股份位居第六，中标规模为392.58MW，占中标规模的6.29%；
联合动力位居第七，中标规模为250MW，占中标规模的4%；
明阳智能位居第八，中标规模为200MW，占中标规模的3.2%。
8家整机商中标均价统计——陆上风电：含塔筒最高中标均价1958元/kW，不含塔筒最高中标均价1750元/kW；海上风电：含塔筒最高中标均价3854元/kW。
根据国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）风电项目数据库统计显示，从8月份风电整机商中标均价来看，在陆上风电项目各整机商中，不含塔筒最高中标均价为运达股份1750元/kW。
在海上风电项目各整机商中，含塔筒最高中标均价为金风科技3854元/kW。
金风科技中标陆上风电项目1340MW，含塔筒中标均价为1889元/kW；中标海上风电项目800MW，含塔筒中标均价为3854元/kW。
三一重能中标陆上风电项目860MW，不含塔筒中标均价为1486元/kW。
远景能源中标陆上风电项目735MW，含塔筒中标均价为1958元/kW。
东方风电中标陆上风电项目725MW，不含塔筒中标均价为1640元/kW；中标海上风电项目204MW，含塔筒中标均价为3360元/kW。
中车株洲所中标陆上风电项目436.8MW，含塔筒中标均价为1895元/kW。
联合动力中标陆上风电项目250MW，含塔筒中标均价为1799元/kW，不含塔筒中标均价为1534元/kW。
明阳智能中标陆上风电项目200MW，不含塔筒中标均价为1580元/kW。
运达股份中标陆上风电项目126.5MW，含塔筒中标均价为1633元/kW，不含塔筒中标均价为1750元/kW。
含塔筒陆上风电2714.8MW，中标均价1884元/kW。含塔筒陆上风电最高中标单价2118元/kW，最低中标单价1633元/kW。
含塔筒陆上风电项目中，最高中标单价为2118元/kW，中标项目为贵州公司新能源分公司普定县猴场85MW风电场风力发电机组采购。最低中标单价为1633元/kW，中标项目为三峡能源施甸风吹山风电项目风力发电机组和塔筒附属设备采购，由运达股份报出。不含塔筒陆上风电2524.58MW中标均价1588元/kW
不含塔筒陆上最高中标单价1750元/kW，最低中标单价1421元/kW。8月份，不含塔筒的陆上风电项目总计28个，规模为2524.58MW，项目中标均价为1588元/kW。
不含塔筒陆上风电项目中，最高中标单价为1750元/kW，中标项目为天镇新能源产业项目等16个风电项目共计1039.5MW风力发电机组及其附属设备集中采购（标段三）华能饶平风电场等容量“以大代小”49.5MW技改项目（不含塔筒），由运达股份报出。最低中标单价为1421元/kW，项目为华能天镇新能源产业项目等16个风电项目共计1039.5MW风力发电机组及其附属设备集中采购预招标（标段二），由三一重能报出。
含塔筒海上风电1004MW。中标均价3607元/kW。含塔筒海上最高中标单价3854元/kW，最低中标单价3360元/kW。
8月份，含塔筒的海上风电项目为2个，装机规模为1004MW，项目中标均价为3607元/kW。含塔筒海上风电项目中，最高中标单价为3854元/kW，中标项目为江苏大丰800MW海上风电项目风力发电机组及塔筒设备采购，由金风科技报出。最低中标单价为3360元/kW，中标项目为三峡能源天津南港海上风电示范项目风力发电机组及塔筒设备采购，由东方风电报出。
4家央企开发商规模超过1GW！国家能源集团规模最大。2023年8月份共有10家央企开发商发布风电机组开标结果，分别是国家能源集团、三峡、华能、中广核、华润、中国能建、华电、中国电建、大唐、中核。
整体来看，国家能源集团以1.75GW位列第一，三峡以1131MW位列第二，华能以1039.5MW位列第三。
从开发商的角度来看，西北地区中，中广核开标1000MW，国家能源集团开标880MW，中国能建开标200MW，华能开标100MW，三峡开标50MW，中国电建开标45MW。
华东地区中，三峡开标800MW，华能开标110MW，华电开标100MW，国家能源集团开标81.25MW。
东北地区中，国家能源集团开标355.55MW，华能开标250MW，华润开标200MW，华电开标25MW。
西南地区中，华能开标350MW，国家能源集团开标85MW，中国电建开标96MW，华电开标60MW，三峡开标77MW，华润开标60MW。
华中地区中，华润开标200MW，国家能源集团开标150MW，大唐开标135MW，中核开标100MW。
华北地区中，三峡开标204MW，国家能源集团开标200MW，华能开标180MW。
华南地区中，中国能建开标100.08MW，华能开标49.5MW。
2.3 动力电池板块
2023年上半年动力电池市场——宁德时代再坐全球装机量第一，国内六大企业新技术“凶猛”现身。
中汽协数据显示，上半年国内新能源汽车销售374.7万辆，同比增长 44.1%。新能源汽车市场的发展，带动了产业链相关市场的快速成长。动力电池作为其中最重要的细分领域，迎来了同步的快速增长。国际研究机构SNE Research发布的数据显示，2023年上半年，全球电动汽车（EV、PHEV、HEV）电池总装机量约304.3GWh，同比增长50.1%。不过，SNE Research在年初预计，2023年全年全球动力电池装车将达到749GWh，今年上半年还未完成一半的目标，压力给到下半年。
今年上半年，全球动力电池装机量排名第一的厂商是宁德时代。国内企业有6家上榜，合计占全球超过六成的市场份额。我们将从上述动力电池企业的发展窥探今年上半年动力电池市场的发展情况，以及国内各大企业如何在技术竞争中赢得市场份额。
宁德时代坐稳“电池王位”，比亚迪、LG化学正面较量拉近
在SNE Research统计的前十大排名中，今年上半年宁德时代以112GWh的装机量排名第一，市场份额为36.8%。接下来是比亚迪和LG化学，装机量分别是47.7GWh、44.1GWh，市场份额分别是15.7%、14.5%。不管是装机量还是市场份额，后两者之和都不及宁德时代一家，可见宁德时代在全球市场上的竞争优势。
在动力电池领域，宁德时代的地位难以撼动。从2017至2022年，宁德时代连续6年动力电池使用量排名全球第一。在国外市场，宁德时代电池供应占全球的36.8%，是全球唯一一家电池供应超过三成的厂商；在国内市场，宁德时代的市场份额达到六成。
在新能源浪潮中，宁德时代实现高速增长。2023年上半年，宁德时代实现营收达1892.46亿元，同比增长67.52%；归母净利润207.17亿元，同比增长153.64%。其中动力电池业务创造1394亿元的营收，占公司整体营收的73.67%。
在装机客户中，宁德时代已经与特斯拉、吉利汽车、理想汽车、广汽等汽车企业建立了稳定的合作关系，电池搭载在特斯拉Model 3/Y、上汽名爵 ZS、广汽埃安Aion Y、蔚来ET5等车型上。数据显示，特斯拉是宁德时代的最大的客户，今年上半年贡献了15.12GWh的装机量，装机数量达到25.2万台。今年上半年特斯拉销售了88.9万辆汽车，随着特斯拉销量的提升，作为其紧密的产业链合作伙伴，宁德时代也将受益于此。
值得一提的是，近年来，宁德时代正在进行海外扩张，在德国、匈牙利建有两座海外工厂。不难猜到，未来宁德时代将获得更多欧洲、北美的客户。其财报显示，1-5月宁德时代海外动力电池使用量市占率达27.3%，同比增加6.9%。在可期的丰厚回报之下，海外市场是宁德时代必须啃下的一块硬骨头。
与宁德时代的市场竞争力同样令人惊喜的是他的技术实力。在电池领域，宁德时代发布了钠离子电池、凝聚态电池、麒麟电池。又在今年8月份发布了全球首款磷酸铁锂4C超充电池。该电池基于材料、超高导电解液配方、石墨快离子环技术等多个方面的技术创新，实现充电10分钟，行驶400公里。
排名第二的比亚迪与LG化学之间相差3.6GWh的装机量。这两家电池厂商的较量将比比亚迪与宁德时代之间的较量来得更近。
今年上半年，比亚迪汽车累计销售125.56万辆，同比增长95.78%。比亚迪汽车电池主要是自供，比例可达到95%。为了进一步实现产业链自主可控，亚迪成立了弗迪电池。除了弗迪电池，比亚迪还成立了弗迪动力等子公司，打造比亚迪“弗迪系”产业链，5个“弗迪系”的业务涵盖了电池、电驱动系统、汽车电子、车身及底盘和内外饰，这是汽车五大核心零部件的研发和制造。
在动力电池领域，比亚迪于2020年推出“刀片电池”，提升了磷酸铁锂电池能量密度，比亚迪汉的电池包能量密度达到140Wh/kg，并且还解决电动汽车电池在安全性、循环寿命和续航里程等方面的问题。刀片电池的推出又提升了比亚迪电池的竞争优势。
除了自供，比亚迪电池还供货给其他汽车厂商，包括双龙汽车、中国一汽、长安汽车和中通客车等。此外，关于比亚迪与特斯拉之间的“绯闻”也是时有传出。业内媒体报道，今年5月份特斯拉的德国超级工厂已经在生产搭载刀片电池的Model Y。不过，该消息还需要更多的证实。若是消息属实，它将在很大程度提升比亚迪在动力电池领域的市场份额。
此外，在今年7月比亚迪官宣将布局圆柱电池。当前，多家动力电池企业都在大张旗鼓地布局圆柱电池，其中包括亿纬锂能等。若比亚迪的圆柱电池面向市场，将成为刀片电池之后的又一大利器。
动力电池已经成为比亚迪的重要营收来源，公司财报显示比亚迪2022年全年汽车和动力电池业务收入达3246.91亿元，同比增长151.78%。
排名第三的LG化学是一家韩国动力电池企业，与三星SDI、SKI合称为韩系三巨头。这是三家厂商也是本次上榜前十的唯一三家韩国企业。LG化学在韩国、美国、中国、波兰建有生产工厂，面向不同国家的汽车厂商，其韩国客户包括起亚、现代等；美国客户有通用、福特等。
在韩系三巨头中，LG化学是最有实力能够与宁德时代相较量的电池厂商，只不过如今宁德时代已经成为稳坐第一的宝座，LG化学最重要的竞争对手是与自己市场份额相差1.2%的比亚迪。今年年初，业内曾传出LG计划研发高能量密度的无钴磷酸铁锂电池，能量密度超过宁德时代同类产品的20%。
据了解，LG的电池主要是采用镍基、钴基和锰基电池，无钴磷酸铁锂电池相较这类产品将能有效降低成本。预计会在2025年开发出无钴锂电池阴极材料，产品将供应给特斯拉。
LG化学的无钴磷酸铁锂电池将给它带来两大方面的积极影响。一方面，LG化学的新技术将给公司带来更强大的技术竞争优势，争取在快速发展的新能源汽车市场分得更大的市场份额。另一方面，在宁德时代、比亚迪积极推出新品时，LG化学的新电池瞄准宁德时代，在追赶宁德时代的同时，超越比亚迪。
6家国内企业占全球超六成市场，各自推进新技术
仔细来看，动力电池装机量前十的名单中，有6家是中国企业，除了宁德时代、比亚迪，还有中创新航、亿纬锂能、国轩高科和欣旺达，6家装机量共计190.4GWh，市场份额达62.6%。
近年来，在新能源汽车、储能等新兴行业的高速发展趋势下，国内动力电池也在加紧布局新技术，当前动力电池正在朝着高能量密度、更好热稳定性、更长寿命等方向发展，包括上述提到的圆柱电池等等。
中创新航是今年上半年国内排名第三的动力电池厂商，今年上半年的装机量为13GWh，全球市场份额为4.3%。2022年10月，中创新航在香港联合交易所主板挂牌上市，被称为港股动力电池第一股。
在技术实力上，中创新航已经成为全球为数不多拥有磷酸铁锂及三元锂电池，并能够为主机厂提供全系车型配套能力的动力电池厂商。公司首创了高能量密度电池系统不起火技术，并且持续投入，开发锂硫电池，能量密度能够达到420Wh/kg。当其能量密度突破500Wh/kg时，电动汽车的续航里程就能突破1000km。此外，中创新航还推出大圆柱电池，能量密度可达300Wh/kg，6C+快充。
在合作客户上，广汽集团已经连续三年是中创新航的最大客户，2022年全年采购规模达到80亿元，占当年总营收的40%。小鹏汽车在2022年是其第二大客户。
国轩高科和亿纬锂能在今年上半年的装机量均超过6GWh，是国内第四和第五大动力电池企业。
当前，三元锂电池和磷酸铁锂电池是动力电池的两大技术路线，国轩高科选择这两大技术路线并驾齐驱。国轩高科的技术发展指标是从高安全固态电池，逐步发展至高性能固态电池。
今年正是国轩高科发展高性能固态电池的关键阶段。今年5月份，国轩高科发布了自主研发的全新 LMFP（磷酸锰铁锂）体系L600启晨电芯及电池包。启晨L600 LMFP电池的质量能量密度为240Wh/kg，体积能量密度为525Wh/L，能够在18分钟内充满10%-80%的电量，实现续航1000km。
在合作客户方面，今年5月，国轩高科宣布将成为大众汽车在海外市场定点供应商，为其供应磷酸铁锂标准电芯动力锂电池产品。
小结
在今年上半年，国际动力电池市场在宁德时代、比亚迪的海外拓展中出现新的格局，国内市场在六大厂商新技术的凶猛推动下，竞争更加激烈。
没有哪一家动力电池企业会放弃新能源汽车这个重要的风口。不难发现，国内动力电池企业都在加速推进新的技术，由此推动各自的技术竞争优势。包括上面提到的圆柱电池，各家企业都有在布局。推进最为凶猛的亿纬锂能的圆柱磷酸铁锂电池、三元大圆柱电池已取得的未来5年的客户意向性需求，分别合计约88GWh、392GWh。中创新航也已经在去年12月向海外客商展示了39Ah和50Ah的46系列圆柱电芯。需要注意的是，在动力电池企业正陷入钠与锂不同技术路线之争时，氢燃料的出现搅动了电池市场。动力电池厂商将在新能源汽车不断发展的同时，也面临新的挑战。
2.4 储能电池板块
订单量大增300%，储能电池在国外卖爆了。
受到海外需求的拉动，今年以来，我国锂电池出口迎来了爆发式增长。海关总署最新数据显示，今年前七个月，我国锂电池产品出口额同比增长58.9%。
海外储能电池需求大增 锂电池企业加快步伐扩产
今年出口畅销款主要是功率比较大的免安装电池，由于海外居民用电需求大，大功率的免安装储能电池对于他们来说，可以解决安装的痛点，也可以满足更多的用电需求。
不少外贸公司表示，今年锂电池的出口市场除了传统的欧美国家，南非、尼日利亚、越南等新兴市场的订单增长非常明显。
虽然营收增长，但由于动力电池内卷加剧，众多企业的毛利率增幅远低于营收增幅，已经接近见顶，有下行的趋势。
为应对激烈的市场竞争，众企业纷纷拓展海外市场，并加大在毛利率更大的储能市场的投入。
然而，随着电池产能的严重过剩，以及行业集中度进一步向头部企业靠拢，电池企业的淘汰赛不可避免地加速。
营收与毛利的反差
其中，以锂电龙头宁德时代和国轩高科的营收增幅最大，分别同比增长67.52%和76.42%。中创新航和亿纬锂能、孚能科技的营收同比增长也都超过了33%，亿纬锂能同比增长 53.93%。
伴随营收的增长，净利润也实现了大幅增长。宁德时代、国轩高科、中创新航、亿纬锂能的净利润同比增长分别为153.64%、223.75%、60.8%、58.27%。
相比之下，欣旺达的净利润增长幅度则较小，为17.86%，而孚能科技甚至还亏损7.97亿元。
营收的增长，主要是动力电池的持续热销，进一步说就是新能源汽车销量的持续增长。
上半年，我国动力电池累计产量293.6GWh，同比增长36.8%；新能源汽车销量达374.7万辆，同比增长44.1%，市场占有率达28.3%。
转化到企业端，宁德时代动力电池收入同比增长76.16%，亿纬锂能为71.92%，国轩高科、中创新航、欣旺达分别为58.56%、20%、23.47%。
不过，与整体营收大幅增长相反的是，上半年整体利润涨幅，以及动力电池的毛利率涨幅却并不大，甚至小的可怜。
中创新航上半年纯利约为1.47亿，同比下降12.1%，毛利率为9.6%，同比提升0.1%；亿纬锂能毛利率为15.93%，同比增长0.97%。
国轩高科毛利率为15.35%，同比上升0.93%，欣旺达毛利率为14.46%，同比增长0.7%；孚能科技二季度毛利率为2.86%，环比增0.95%，但同比下降13.52%。
稍微好点的是宁德时代，其上半年整体毛利率同比上升2.95%，为21.63%。毛利的下降主要是由于动力电池拖了后腿，今年上半年虽然动力电池整体营收涨幅颇大，但毛利率涨幅都不高，国轩高科和亿纬锂能的动力电池毛利涨幅不足1%。宁德时代动力电池系统业务的毛利率也比公司毛利率低一些，为20.35%，同比增长5.3%。
究其原因，是行业的内卷。由于动力电池产能的扩张及原材料价格的下降，自去年下半年开始，开始出现供大于求的局面。
头部企业为了保持市占率，率先开始降价。今年年初，宁德时代推出“锂矿返利”计划主动降价将碳酸锂六折出售。随后，蜂巢能源、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、孚能科技等纷纷开始调价。
年中时，磷酸铁锂未税动力电池报价已经低到5毛甚至5毛以下，三元锂电池则在6毛左右，达到历史最低水平。
而由于动力电池原材料价格回落，但部分车企仍在消化之前采购的动力电池库存，在订单方面并不积极，甚至退掉了之前“超订”的订单，动力电池企业为了保住客户，即便是薄利甚至是亏损，也得继续供货。
孚能科技表示，公司今年一季度主要销售2022 年末的库存产品，由于去年下半年原材料成本高于今年，而主要客户定价根据原材料价格随行就市，因此拖累毛利下滑。公司也因此计提了1.43 亿元存货跌价准备，共同导致经营性亏损。
国轩高科董秘潘旺在业绩说明会上表示，下游厂商需求下降，市场竞争激烈，因此在二季度相关电池售价下降。
海外市场发力。整体营收的增长，很大一部分也来自海外市场的增长。
宁德时代海外市场收入约为656.84亿元，同比增长195.15%，占总营业收入的35.49%，同比提升11.09%。国轩高科和中创新航的海外业务营收同比增长296.74%、115.7%，远高于同期中国大陆市场32.5%的增幅。孚能科技海外客户占比达70%，亿纬锂能的外销占比已经达到40%。
据SNE research的数据，上半年全球动力电池装机量为304.3GWh，同比增长50.1%。而根据工信部数据，我国锂电池产品出口额同比增长69%，而这其中又主要以动力电池为主。
热销海外的原因，一方面是全球新能源汽车快速发展，对动力电池需求暴增；另一方面，国内动力电池产能严重过剩，内卷加剧，出海成为最好的突破口。
今年上半年，全球新能源汽车销量达583.2万辆，同比增长40.2%，市占率达到15%，2023 年第二季度全球电动汽车销量同比增长50%。
上半年，欧洲纯电动汽车累计注册量同比大涨45%至93万辆，接近百万辆大关；美国的电动汽车销量同比猛增了50%，虽然落后于2022年全年65%的增幅，但电动汽车渗透率已经达到了7.2%，一年前还是5.4%。
此外，如印度新能源汽车上半年销量达4.8万辆，同比增长137%，市占率为2.4%。Canalys预测，2025年印度新能源汽车市场将增长到30万辆以上，占轻型汽车辆市场的6%以上，复合年增长率达到59%。
今年上半年，宁德时代、蜂巢能源、国轩高科、亿纬锂能、欣旺达等纷纷公布了海外投资计划，加速出海。
欣旺达公告在匈牙利建立动力电池工厂，初始投资额高达 19.6 亿元人民币。与此同时，我国的动力电池产能严重过剩。中国汽车动力电池产业联盟的数据显示，今年上半年国内的动力电池产销量分别为293.6GWh、256.5GWh，但装机量却只有152.1GWh。
另一组数据更能说明问题。中国科学院院士、清华大学车辆与运载学院教授欧阳明高去年3月预计，2025年中国动力电池产能可能达到3000GWh，而出货量仅为1200GWh，产能将明显过剩。
长安汽车董事长朱华荣则在6月的2023中国汽车重庆论坛上说，到2025年，中国需要的动力电池产能为1000-1200GWh，目前行业产能规划已经达到4800GWh。
但电池扩产潮还在继续。《电动汽车观察家》不完全统计，今年截止目前有近30家锂电相关企业如亿纬锂能、星云股份、雄韬股份、科力远等抛出再融资计划，合计拟募资638.52亿元。融资主要用途就是扩产。
储能电池成救命稻草。值得注意的是，上述融资扩产有很大一部分都是储能电池的项目。例如，募资额最高的亿纬锂能，拟发行可转债募资70亿元，其中40亿元拟用于23GWh的圆柱磷酸铁锂储能动力电池项目。储能业务对电池企业的重要性，在今年上半年也表现得尤为突出，甚至可以说是电池企业的救命稻草。
上半年，众多电池企业的储能业务增长都保持在三位数。宁德时代、中创新航、欣旺达、国轩高科、亿纬锂能、孚能科技的储能电池业务营收分别增长119.73%、268.1%、152.06%、224.33%、120.17%。
储能电池远超动力电池的收入增幅，已经成为企业的重要收入来源。
国轩高科表示，其储能业务收入规模达到41.47亿元，同比增长224.33%，占营收比重达27.21%，且其储能营收已超去年全年水平。
亿纬锂能的储能电池收入70.72亿元，同比高增120.17%，占总营收超过30%。中创新航为19.17亿元，占总营收比重由上年同期的5.7%猛升至15.6%。
伴随增幅和收入占比增长的同时，储能业务毛利也在快速上涨。宁德时代、国轩高科、亿纬锂能的储能电池业务毛利率涨幅分别上涨14.89%、71.9%、14.7%，其中，上半年他们的储能电池业务毛利平均为18%，超过动力电池业务平均14%左右的毛利率。更重要的是，可见的未来，储能电池的业务还将快速增长。上半年，据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，2023年上半年我国储能电池累计销量31.5GWh，其中出口达6.3GWh。
有观点认为，碳酸锂产能逐渐释放，价格逐步回落，未来几年储能市场需求年均复合增长率有望超过100%。此外，今年上半年，国内储能招投标增速超过200%，工商业储能快速爆发。
在动力电池内卷加剧，产能过剩严重的情况下，除了海外市场，储能电池就成了电池企业维持高毛利的重要业务。以目前如此高的增速来看，也将成为电池企业在赖以生存的命脉业务。
行业洗牌加速。但不管是出口海外、还是发力储能市场，严重的产能过剩事实就摆在那。商业规律是，当供大于求时，就只能内卷，行业洗牌也就不可避免。
GGII数据，今年7月的动力电池订单仍集中在一二线企业，产能利用率高于50%，而中小企业普遍低于30%。上半年，亿纬锂能的锂电池产能利用率不出意料的从此前的93.06%降至如今的78.47%，巨头宁德时代产能利用率也仅为60.5%，同比下降近两成。
亿纬动力在湖北荆门第十二工厂。储能市场也好不到哪儿去，由于行业扩产积极，国内储能电池产能已超200GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到今年上半年的不足50%。
动力电池行业的发展会经历三个阶段，即技术驱动期、规模效应期、红海竞争期。当技术路线已成定局，产品开始同质化，企业将开始拼规模、拼成本；当产品全面同质化，行业进入红海竞争。
事实上，从今年年初宁德时代率先开启价格战时，就标志着行业目前已经到了拼规模、拼成本的阶段，而这种内卷首先导致的是行业集中度持续提升。
2022年，动力电池领域的集中度进一步提高，TOP2的动力电池企业市占率上升至71.7%，今年上半年这一数据再次上涨1.55%。比亚迪在2021年底的电池市占率只有16.2％，仅一年半时间，其动力电池市占率已上升了13个百分点。
宁德时代、比亚迪、中创新航这3家企业，在3年前的市占率只有70%，三年后变成了80%。前10名开外的企业，只能争夺不到3％的“蛋糕”。
毫无疑问，国内动力电池行业将迎来新一轮的洗牌，呈现强者恒强现象。咨询公司科尔尼在一份报告中指出，预计2026年第一、第二梯队（市占率排名前7）的电池企业将占据市场96%的份额，进一步蚕食其他小企业份额，尾部供应商的产能利用率将持续下滑，甚至低于20%。
在20余家动力电池产业链上市公司披露了半年财报或预告后，尽管头部企业利润同比增长接近翻番，但却有近64％的企业依然亏损。在动力电池行业发展进入快车道后，扩产潮一轮接着一轮。如今，行业既面临产能过剩，又面临同质化现象加剧状况。往左是产能过剩，往右是内卷导致的毛利率降低，同时，行业资源正也不可避免进一步向头部企业集中。接下来，中低端产能淘汰赛将拉开帷幕。
三、新能源行业重大事件
1、近日，随着SE激光掺杂技术的叠加应用，大恒能源TOPCon电池量产平均转化效率已达26.05%，再次刷新行业纪录，TOPCon电池（PE-poly路线）量产平均转换效率突破26%。
23天完成爬坡，大恒能源TOPCon（PE-poly）技术成行业焦点。今年6月9日，大恒能源与捷佳伟创发布联合公告，大恒能源TOPCon电池制造基地创下了23天完成良率97%、效率25.4%（彼时未上SE）的爬坡纪录，引起全行业高度关注。随后，通过各技术环节、材料等不断优化，7月底，大恒能源TOPCon电池量产平均转换效率已达25.8%。9月初，随着激光SE设备和技术的导入，转换效率再度提升0.25%，达成26.05%的行业领先水平。
2、亿纬锂能子公司与Rimac签订谅解备忘录
亿纬锂能9月7日早间公告，公司子公司亿纬动力与RIMAC TECHNOLOGY d.o.o.签署《MEMORANDUM OF UNDERSTANDING》。随着全球新能源产业的飞速发展，为共同创建可持续和欧洲本地化的电动汽车供应链，推动电动汽车产业可持续发展，Rimac定点亿纬动力在约定项目中批量生产和供应用于生产电动车电池的电池，并且亿纬动力已接受该定点。
3、我国建成全球最大清洁发电体系
2023年国际能源变革论坛在江苏省苏州市开幕。9月6日，由国家能源局、江苏省人民政府和国际可再生能源署共同主办的2023年国际能源变革论坛在江苏省苏州市开幕。论坛以“合作共谋能源变革 共建共享绿色未来”为主题。国家能源局局长章建华、江苏省人民政府省长许昆林、国际可再生能源署总干事拉·卡梅拉和联合国副秘书长阿里沙赫巴纳等线上或线下出席开幕式并致辞。
“中国能源革命十周年”主题展览同期举办，中国能源革命十年成果主题视频正式发布。
自2014年6月习近平总书记创造性提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，吹响新时代中国能源革命的号角以来，到目前已满10年。
章建华在会上指出，10年来，中国认真响应习近平总书记的号召，顺应全球能源绿色低碳转型大势，坚定不移推进能源革命，努力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为全球能源转型和能源安全注入强大绿色动能。
10年来，中国能源消费绿色低碳步伐加快，天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费比重增长超过10个百分点，由2013年的15.5%大幅提升至2022年的25.9%。与此同时，煤炭消费比重由2013年的67.4%降至2022年的56.2%，降幅超过11个百分点，支撑了单位中国国内生产总值二氧化碳排放下降超过36%。
10年来，中国建成全球规模最大的电力供应系统和清洁发电体系。截至今年6月底，中国累计发电装机容量达到27.1亿千瓦，超过G7国家总和。期间，中国可再生能源发电总装机增长约3倍，水电、风电、光伏、生物质发电，以及在建核电规模多年位居世界第一。
10年来，中国的非化石能源消费比重由2012年的9.7%提高到2022年的17.5%，以年均不到3%的能源消费增速支撑了年均超过6%的经济增长，能效提升速度居世界领先行列。
不仅如此，10年来，中国还与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作。目前中国在境外的绿色低碳能源投资已经超过传统能源，通过实施一大批清洁、高效、质优的绿色能源合作项目，有效解决了有关国家和地区用电难、用电贵等问题，为世界和各国人民带来了实实在在的好处。
近年来，百年未有之大变局加速演进，国际形势风云激荡，气候变化危机不断加剧，能源安全成为全球最紧迫的挑战之一。
而随着《巴黎协定》正式生效和全面落实，全球已有超过140个国家和地区提出了“零碳”或“碳中和”目标，推动能源清洁低碳可持续发展已成为国际共识和一致行动。
“应对气候变化、能源危机等挑战，需要全球进一步凝聚共识，进一步加强团结与合作，以更大的决心、更大的努力，共同推动全球能源转型进程。”章建华强调。
为此，章建华倡议，从加强能源领域清洁高效利用、清洁低碳能源发展、能源科技创新、全球能源治理和全球能源安全5个方面的合作着力，共同推动实现联合国2030年可持续发展议程。
本次大会上，来自20个国家和地区的政要、能源部长、驻华大使和高级官员，9个能源国际组织负责人和高级别代表，中外能源企业、研究机构、行业协会的负责人和高级别代表2000余人，围绕推动构建全球清洁能源合作伙伴关系、能源变革合作途径、清洁能源新技术新模式新政策、能源安全目标下的全球能源绿色转型等议题进行深入交流，进一步凝聚绿色转型发展共识，助推全球能源转型和可持续发展。
大会同时发布了《全球清洁能源合作伙伴关系倡议》《能源变革指数蓝皮书》报告等系列成果；41家企业、协会与研究机构共同发起成立了国际能源变革联盟。
以绿色电力交易、能源转型投融资、油气产业转型、新型电力系统、城市能源转型、能源技术创新等为主题的11场分论坛同期举办。
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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