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。本周多晶硅致密料价格上涨至8.4（+2%）万元/吨，182/210硅片价格持稳于3.35/4.25元/片，P-182/210、N-182电池片价格0.72（-0.02）/0.73/0.79（-0.01）元/W（NP价差7分），PERC/TOPCon组件价格持稳于1.23~1.26/1.33元/W（NP价差8分）。硅料价格涨幅趋缓：高温限电影响逐步结束，主要企业产量修复，且新增产能逐步释放，9月硅料产量环比显著增长；9月集中签单期已过，市场成交量有限，价格涨幅趋缓。N型料溢价维持较高水平。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、 硅片价格有松动迹象：一二线企业维持较高稼动水平，硅片产出持续增长，硅片供应紧张逐步缓解，近期下游价格小幅波动，下游采购硅片心态谨慎观望，价格有松动迹象。
3、 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）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。二线电池片价格松动：组件厂压价情绪浓厚，二三线电池厂出货压力渐显、报价相对混乱，下游采购谨慎，电池片出现小幅让价。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。
4、 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。
5、 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，
6、 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。
光伏企业做投建方案的时候，设备摊销通常会按5-7年计算。现在的落后产能PERC，在2019年作为先进技术，才成为主流。2019年PERC电池市占65%。对比PERC的历史，如果TOPCon能有三年生命周期已经足够了。但对于还没有实现大量出货的HJT来说，时间可能更短。
7、 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。
8、 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。
9、 风电整机厂商营收和销售端持续增长，但净利润有所下降，盈利能力承压。增收不增利，利润下滑是行业性困境。风电整机商利润下滑的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。打赢利润保卫战的关键，在于强化成本优势、寻找增长曲线、活下去等拐点到来。在2022年，风机行业迎来陆风、海风“国补”全面取消，抢装潮后风电装机市场迎来暂时性的需求调整。风电行业作为国家的扶持产业，早些年享受到税费减免的优惠，但是随着时间的推进，部分老旧项目的减税优惠到期，项目新增税费加大企业的费用支出。此外，相较于2022年底，陆上、海上风机平均价格下滑10%、13%，风电整机报价内卷严重，利润空间被严重压缩。风电整机商毛利率大幅下滑的原因是行业激烈的“价格”竞争。2023年6月，全市场风电整机商风电机组投标均价为1681元/千瓦，2022年6月标均价为1939元/千瓦，同比下降13%。2023年3月，月度公开招标均价低至1607元/千瓦。另外，对利润影响较大的因素是企业成本降速缓慢，“对于净利下滑，一是公司的风机及零部件板块由于市场价格的下行，成本降幅不及预期所以毛利额大幅下降；二是其他费用的减少以及投资收益的增加等收窄了导致公司亏损。”风电整机商只有强化成本优势，才能穿越周期。“抢装潮”后，风电平价时代到来，也意味着盈利难度加大，风电整机商或将长期面对“利润困境”。目前来看，风电整机商优化成本方式主要是原料成本控制、费用率数据改善。风电企业将继续推进风机大型化和轻量化，进一步降低风机制造成本。而且，各家企业寻找增长曲线，搭建护城河也极为重要。各大风电整机商在降本的同时也在积极寻求第二曲线。频频参与风电开发运营、风电服务等多元化能源赛道。与此同时，风电整机商还偏爱跨界光伏领域。相信在多业务协同发展下，风电整机商有望打开成长空间，建立属于自身的护城河。最后，2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，整机龙头的业绩有望企稳回升。与此同时，原材料价格回落也将带动风电行业整体的盈利环节改善。挑战：价格竞争、产业政策风险、大型化降本、风电需求、海外开拓等因素影响。目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。展望下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值。
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
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。N型硅料价格最高已经上涨至98元/千克，致密料价格也随之突破85元/千克大关。伴随着N型电池逐渐替代P型电池，N型硅料与P型硅料的价格差距将逐渐拉大。9月市场主流签单基本结束，多晶硅厂供应仍略显紧张，部分拉晶厂采购困难，市场后续仍有一定上涨空间。
1.1.2硅片价格分析
11日市场单晶硅片M10主流成交均价为3.35元/片，单晶硅片G12主流成交均价为4.34元/片。供需本周硅片价格保持稳定，下游组件压力颇大，压制电池片价格走跌，市场情绪开始转弱，硅片采买趋向谨慎，价格预计弱稳。
8月国内硅片排产达到58.6GW。9月硅片排产将继续大幅增加达到63.1GW，环比8月增幅为7.68%。
国内硅片企业仍保持较高生产积极性——尤其头部两家生产企业。９月初，组件企业在成本及终端需求不振的影响下，终于开始主动减产并大幅减少对电池片的采购量，下游市场情绪开始逐渐转淡。
压力逐渐从组件向上传导，电池片价格开始由涨转跌。一方面，硅片目前保持着可观的利润率——以182ｍｍ为例，硅片价格约为0.42元/w，而成本约为0.33元/w，利润率高达30%。
如此高利润情况下，硅片厂家自然保持高生产积极性。
除此之外头部企业经营策略，以及目前市场硅片仍保持低位库存等因素，都支撑硅片市场继续大幅增产。
对于后续市场，硅片将有一定过剩风险。
9月国内电池片受下游情绪降温影响，虽排产继续增加，但其规模距硅片仍有差距，9月电池片排产57.5GW，不难看出硅片过剩明显，10月硅片排产甚至有超过65GW可能。
再加上电池片价格的走跌影响到厂家对硅片的采买情绪，硅片后续有累库进而降价的风险。
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%。
电池片9月中旬降价毛利率降低，硅料10月以后可能降价，但幅度不会太大（最多降至6.4万元/吨）。
当前高效PERC182电池片价格0.73-0.75元/W; PERC210电池片价格0.73元/W左右，维稳; Topcon182电池片实际成交价到0.76-0.80元/W左右，自上周电池降价后，对下游提货意愿刺激有限，组件厂的压价态度仍然很强烈，部分电池厂仍可能抵挡不住出货压力对PERC182调价，而Topcon和PERC210价格当前相对坚挺。
1.1.4组件价格分析
组件市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.23元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.25元/w，组件价格大稳小动。
当前高效PERC182电池片价格0.73-0.75元/W，高价位已下跌1分/W;PERC210电池片价格0.73元/W左右，维稳; Topcon182电池片实际成交价到0.76-0.80元/W左右，维稳。
在硅料价格不断上涨的背景下，光伏电池的价格却出现下跌。价格走低主要源于两方面的推动：产能竞争和技术降本。对于企业来说，推动科技创新，保持产品的先进性，是提升自身竞争力的重要手段。
供需本周末组件价格继续保持稳定，终端招标有限，组件价格难以上涨，组件企业继续向上游施压并减少排产，电池片价格难以为继。 组件11日市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.23元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.25元/w。价格近几日以稳为主，终端提货仍无明显进展，市场竞争仍在，二三线组件厂减产以及向电池片施压，组件短期价格难有变动。
1.1.5光伏玻璃价格
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
逆变器 ——本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
逆变器价格区间无异动，各机型供应整体稳定，部分小企业有价格下降趋势。
钨 ——本周钨价稳中小幅偏弱调整，主要是受需求端的相对冷清气氛影响，叠加新一轮钨企长单动能有限，钨市场情绪不稳，成交商谈有所松动，原料端支撑松动空间有限。
钨精矿价格报12.1万元/吨左右，商家维持挺市心态，下游拿货情绪相对谨慎消极，市场资源流动性不佳，成交商谈僵持。
APT价格报18.1万元/吨左右，需求端的偏空影响依然明显，而市场成本压力也较难缓解，冶炼厂维持低开工负荷，实单成交盘整观望态度为主。
钨粉价格报274元/公斤左右，行情主要受基本面影响，整体交投状态谨慎冷清，合金企业新接单动能一般，市场主流成交围绕刚需进行。
70钨铁价格报17.5万元/吨左右，市场随行按需出货整理，交投不温不火，观望产业链持续博弈
EVA光伏料 ——本周国产EVA光伏料价格不变，主流价格16500-16600元/吨，但上周后结算价格有所走跌，进口EVA光伏料最新成交价1800-1850美元/吨。
光伏胶膜 ——光伏胶膜当前已开始执行9月新价格，EVA胶膜在原价基础上上涨4%-7%，当前460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EV A光伏料：进口EVA光伏料最终定调1800-1850美金/吨，当前胶膜厂对继续上涨的上游EVA价格抵制力较强，新价格上胶膜厂拿货较少，试图压价。
胶膜本月订单集中于中大型厂，分化较大，大厂开工率在90%以上，部分中小厂开工率在60%以下。9月较8月订单仍有收缩。
本月受到组件减产的冲击，胶膜整体订单量较8月萎缩了8-10%，一股寒气向EVA市场袭来，本周交易量较上周继续下滑。
7-8月光伏市场需求、排产双双增长，带动EVA价格不断攀升，9月1日前EVA光伏料交易情绪达到最高潮，此时国产价格16200元/吨左右，而后在市场的余温下EVA光伏料价格补涨至16500-16600元/吨，但从成交来看，胶膜厂已然无法消化高价原料。
结合本周意向成交价来看，EVA光伏料已出现微跌态势。
铜 ——铜价再度承压下挫，白盘低开高走收小阳，隔月价差小幅收窄保持210元/吨左右;广东库存连续下降创近期新低，到货减少出库增加是主因。早盘时平水铜最低报到贴水20元/吨，好铜贴水10-0元/吨，快速被市场被消化;部分持货商积极挺价出货，后市平水铜价格在升水50元/吨左右，市场饱和逢低入市态势不变;升水铜对当月贴水10-0元/吨，平水铜升贴水20-升水50元/吨。
铝 ——12日南储无锡铝锭报价19500-19540元，均价19520元，涨70，对当月贴60。今日华东市场更显弱势，早盘沪铝冲高回落仍录得涨幅，铝价连续走高叠加月差扩大back结构明显强化持货商快速下调出货先行变现，起初接货方多压价观望，后续随着报价走低即开始逢低多采，报价-50~-20之间先低后高，整体交投不甚理想。后段盘面先抑后扬，持货商跟随上下调价，报价在-20~+50之间，只是市场出多接少，成交亦难。现货成交价集中在19470-19570元，较南储无锡均价升水-50~50元。
近日高纯石英砂价格暂时维持稳定。近期下游需求持续向好，国内龙头企业高纯石英砂价格也小幅向上调整，预计后续价格仍偏强运行。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年9月13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13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 光伏硅片行业研究分析
硅片行业技术段重视
1、硅片尺寸大小
当前最大尺寸规格210mm系列硅片将日益成为光伏硅片主流尺寸。
6家组件企业统一硅片尺寸。在光伏行业对新一代矩形硅片的中版型组件尺寸(2382*1134mm)进行统一之后，为了进一步解决因矩形硅片尺寸差异导致的产业链硅片供应困难，材料成本增加等困扰，推进矩形硅片尺寸的标准化至关重要。
阿特斯、东方日升、隆基、通威、一道、正泰新能6家光伏企业代表经过全面充分地沟通评估，对72版型采用的矩形硅片191.Xmm标准化尺寸达成了如下共识：
6家光伏企业共同倡导和推动上述标准化矩形硅片尺寸方案为行业内更多的企业所接受。
联合倡议企业名单：
（排名不分先后，按拼音首字母顺序排列）
阿特斯阳光电力集团股份有限公司
东方日升新能源股份有限公司
隆基绿能科技股份有限公司
通威股份有限公司
一道新能源科技股份有限公司
正泰新能科技有限公司
这次由之前的9家变为6家，之前的9家光伏企业名单为：
阿特斯阳光电力集团股份有限公司
东方日升新能源股份有限公司
晶澳太阳能科技股份有限公司
晶科能源股份有限公司
隆基绿能科技股份有限公司
天合光能股份有限公司
通威股份有限公司
一道新能源科技股份有限公司
正泰新能科技有限公司
大尺寸硅片可以有效提升产品通量和产出，降低单位生产成本，进而降低度电成本。光伏硅片领域企业通过不断开发和提升晶体生产和硅片切割等相关技术，产出更大尺寸硅片产品。历史上，先后出现156.75mm、157mm、158.75mm、163mm、166mm、182mm、210mm等尺寸的硅片，其中210mm系列硅片是当前最大的尺寸规格，在此基础上生产制造的光伏电池具有比其他尺寸更大的发电功率，可进一步减低光伏系统BOS成本，将成为未来主流的光伏硅片尺寸。210mm硅片自2019年下半年由发行人推出之后，上下游产业链快速协同响应，市场占比快速上升。根据CPIA数据和预测，2021年210mm硅片占比超过10%，2022年快速增长至25.7%，受益于其在降本增效方面的独特优势，未来210mm硅片占比仍将快速扩大，2025年将达52.3%成为市场主流尺寸，2030年占大部分的市场份额达70.1%，小尺寸将被市场逐渐淘汰出局。根据硅片新增市场容量测算，预计210mm大尺寸硅片在2025年和2027年需求分别可达近320GW和460GW，呈快速上升趋势。发行人本次募集资金项目建成投产将有助于满足光伏装机对200mm硅片不断增长的市场需求，进一步加快行业进入210mm硅片时代。
在210mm大尺寸硅片的冲击下，中小尺寸尤其166mm及以下尺寸硅片将沦为落后产能，其逐步淘汰后的市场真空，将被大尺寸硅片迅速填充，结合前文硅片新增市场容量测算，预计2025年210mm大尺寸硅片需求达322GW，呈快速上升趋势。
2、N型硅片
N型硅片作为TOPCon电池主要原料，需求空间巨大。由于P型电池效率逼近极限，发展N型电池已经成为行业共识，随着下游N型电池需求增加，N型单晶硅片的市场需求将水涨船高，2022年P型单晶硅片市场占比降至87.5%,N型硅片占比增至10%，预计到2025年N型硅片将有望超过P型单晶硅片成为市场主流。
此外，N型电池已成大势所趋，但N型电池引起的技术、工艺更难，同时也对硅片制造提出了更高的要求，多种工艺路径N型电池对硅片制程及质量体系要求更高、更柔性。今年以来，由于N型电池出货快速上升，N型硅片逐渐变得紧俏，整体N型硅片市场供应不足，导致优质N型硅片一定程度紧缺。
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。
3、薄片化（影响金刚线、切片机）
薄片化产品可提升硅料利用率，降低生产成本
2022年P型单晶硅片平均厚度为155μm左右，较2021年下降15μm。目前，用于TOPCon电池的N型硅片平均厚度为140μm，用于异质结电池的硅片厚度约130μm，整体呈下降趋势。
随着切片技术切速提升和细线化等技术优化，将有效支持未来硅片的薄片化发展趋势。2022年，用于单晶硅片的金刚线母线直径已降至38μm，且还呈不断下降趋势。
在光伏硅片环节，大尺寸、薄片化、N型是未来的发展趋势，能够引领行业创新发展的企业占据领先的市场地位。
截至2022年末，主要硅片上市公司硅片产能合计为492.77GW，其中TCL中环硅片外销市占率全球第一，G12硅片占据主要的市场份额，随着新增产能的持续释放与技术能力的提升，预计2023年末产能将达到180GW，继续保持全球单晶规模领先地位。
由上表可知，主要硅片上市公司至2023年末规划产能为680.4GW，新增产能一般可兼容大尺寸硅片，可满足2024年及之后持续增长的硅片市场。
历史上全球各年年末的硅片产能普遍大于当年硅片产量，2010年-2022年各年末全球硅片产能超过当期产量的比例平均值为45.59%。
2010-2022年全球硅片产能/产量（单位：GW）
2.2 光伏电池片组件行业研究分析
光伏电池片组件环节重点研究对象——
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。
各类电池中已锁定：
1）TOPCon重点为规划产能与实际产量的关系所形成的供需，PECVD与LPCVD进度。
2）HJT
HJT降本：硅片、银浆（银包铜、0BB、电镀铜）、设备、规模效应。
HJT降本路径清晰，成本曲线陡峭下降。
HJT电池和PERC电池成本价格差异主要在银浆、靶材和投资设备成本。
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。
与之相对应的，HJT降本路径主要包括硅片减薄、无主栅（OBB）、银包铜、铜电镀、靶材少铟/无铟、国产设备规模化。由于银浆成本占HJT非硅成本的40%以上，因此金属化环节降本是HJT降本的核心抓手。
硅片降本——硅片减薄，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。
金属化降本——OBB、银包铜、电镀铜。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。
靶材降本——靶材少铟/无铟
设备降本——设备国产化+规模化，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。
HJT提效：双面微晶、电镀铜、清洗制绒、光转胶膜、0BB、钙钛矿叠层。
HJT提效分阶段进行，今年可见双面微晶+光转膜批量导入，中长期可期待电镀铜甚至钙钛矿-HJT叠层电池的实现。
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）。
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。
清洗制绒：有效提高少子寿命，提效约0.1%。
光转膜——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。
0BB：2023年7月通威银浆版0BB最高功率突破740W。
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。
叠层电池，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%+。
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。
（1）规划产能与实际产量的关系
规划产能——当前国内外Topcon电池产能规划已接近1500GW，项目基地数量超过150个，其中海外产能布局超过30GW，Topcon电池规划产能Top3分别为晶科、晶澳、天合光能。
规划做Topcon电池的企业中，近53%的企业暂时仅有电池而无组件布局，剩余一体化布局的企业，规划Topcon电池达700GW以上，其中老牌组件厂占比62.15%。
规划以光伏电池生产销售作为主营业务，走专业化光伏电池路线的企业，Topcon电池规划达781.5GW以上，其中老牌光伏电池厂占比32.50%。
综上可知，若规划产能均能落地，自带电池生产的老牌组件厂将有435Gw左右的Topcon电池能实现自给自足，并将有老牌专业电池生产厂家提供约254GW的电池市场化供应，此外，仍有新兴电池厂527GW的产能加入光伏电池市场竞争。
对于坚定押注Topcon电池赛道的企业来说，时间就是金钱，加快Topcon电池投产速度、加快设备调试进度和电池效率提升进度才能更快稳固企业竞争地位。然而Topcon的产能扩张也并非特别顺利。
实际产量——
当前已购置Topcon电池生产设备的企业达45家以上，预计今年底，Topcon电池在厂设备产能可接近500GW。
截至目前，约36家电池设备已进场，涉及项目基地达55个以上，产能达300GW以上，而预计9月量产Topcon电池的企业仅有25家。
限制投产进度的因素主要有以下几个方面：
①厂房建设工程节点滞后，拖慢了规划进度；
②电池厂投资资金未按时到位，设备购置缺乏资金，设备提货进度放缓；
③7-9月为电池设备集中交付期，设备厂商交付节奏不一致，部分设备出现延期交付；
④部分配件如石英器材等产能紧张，无法满足按期交付需求，影响电池厂的设备调试及量产进度；
⑤Topcon电池生产调试难度较大，良率控制、效率提升都极具挑战性，电池厂在厂设备开线率较低等等。
从实际产出方面看，2023年1-8月Topcon电池总产量55.13GW，低于年初预期的74.32GW。
但从产能实际释放情况来看，7-9月Topcon电池的量产进度明显加快，9月Topcon电池排产量达16.46GW，并且有望在四季度月均排产量达25GW以上。
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%。
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%。
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。
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！
目前产能大幅增长的TOPCon生命周期能有多久？——TOPCon比PERC的效率有较大提升，虽然有一些虚高成分在里面，但比PERC还是要高1-1.5%。未来TOPCon的发展空间一个是正面的选择性发射极的研发，现在都应用上去了；背面的多晶硅的减薄，包括浆料的配合，背面的减薄可以降低在长波区域的吸收，所以TOPCon可以在正面，主要是栅线下面做一些多晶硅的结构，全表面做钝化是不可能，只能在栅线下面做一些钝化技术，这一块明年会运用到产线上。所以TOPCon到26-26.5的效率水平是非常有希望的，如果是26，然后TBC可能在26.5左右这么一个水平，所以生命周期的话，一般认为0.5是一年，大概估算，仅供参考，如果23.5~26.5，应该是7-8年这么一个空间。
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。
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。
TOPCon不良率有千分之五左右。还有就是欧盟2026年1月1号开始收碳关税，HJT在低碳足迹上面有3~5分钱的优势，而HJT现在比TOPCon就差个1毛钱左右。去年HJT全球可能2~3GW，但今年可能有10GW，这点和BC技术差不多。
BC电池目前产能：最早产业化的美国Maxeon Solar，扩产后达1.5GW；隆基有30GW的产能；爱旭有6.5GW；黄河水电有200MW；中来有500MW。总量以隆基和爱旭为主，今年年底的产能应该可以达到40~50GW，真正的产量在10GW以上。两年后，总产量或许可以达到50~100GW。
钙钛矿电池
协鑫：①叠层的技术路线有组件级的叠层和电池级的叠层，协鑫选择的是组件级的叠层，优点是可以把钙钛矿的制造和晶硅解耦合。今年年底组件的效率预计到达18%，明年达到20%，并在此基础上推出26%以上效率的叠层。②钙钛矿层涂布结晶的效果目前显著优于蒸镀，但蒸镀可以用于缓冲层。激光设备在钙钛矿组件的占比约15%。
极电：①公司目前1.2m*0.6m组件效率17.18%，目标是18%，预测2025年可达到21%的效率。②行业：国内已建成350MW的生产线，预计到明年将达到1GW，到2030年预计钙钛矿的产能将超过170GW。
仁烁光能：①150MW中试线组件尺寸1.2m*0.6m，预计2023年年底投产。②提升效率以及稳定性方案：1）19年用原子的沉积制备新型隧穿结结构的方案，起到保护层作用，增强载流子负荷，得到 24. 8%效率。2）22 年提出特有的增强晶粒表面缺陷钝化的新方式，全钙钛矿叠层的效率提升到 26. 7%。3）近期提出3D 双层钙钛矿异质结结构，将效率提升到了 28%。
通威：①公司8月钙钛矿+硅叠层电池实验室效率31.13%，2024年大尺度中试线28-29%的量产效率。不改变原有产线，采用两步法（先用真空法再用阳离子溶液法），采用配体共蒸方法实现疏松铅骨架，实现很好骨架层转换。②降本增效：异质结电池采用210半片，薄片化，无银金属化即铜电镀（叠层电池已经可以和铜电镀结合，窗口层未来也可以尝试和铜电镀结合去做）。
德沪：①零部件目前国产化60-70%，目标2年内达到95%；涂头宽幅目前1m，目标2年内3m，宽幅增200%，设备成本增<100%。②100MW中试线中，85%的狭缝涂布设备由德沪提供（只有1家由日本东丽提供），交付5台，按时验收4台（100%验收率，2台0.6m*1.2m，2台1m*2m），待交付5台。③研究院3m*3m放大平台7月首台设备搬入，9月底全湿法打通，10月底干湿混合打通。百MW核心工段12月底0.6m*1.2m设备搬入，明年2月底2.4m*1.2m涂布机搬入。
耀皮玻璃：①现在有3个生产基地可同时生产TCO玻璃，目前大连公司为主供应（2GW产能，在线镀膜，用CVD形成FTO膜层），未来需求量增加会启动天津基地和常熟同时供应。②超白玻璃：在光热市场的市占率是95%，在国内薄膜太阳能市场的市占率是90%以上。③效率：去年客户杭州龙焱效率17.19%，今年成都中建材在1.92平米实现17.25%。钙钛矿，今年四月我们和协鑫合作玻璃，实现16.02%。极电通过JET认证，0.72全面积的17.18%。
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。
（2）各种类型电池技术的迭代进度及同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。
分析框架：
要想成为主流的光伏电池技术，尤其是对于大型地面项目，必须在效率、双面率、成本三个方面没有明显的短板，才能实现最优的LCOE。就目前来看，BC成为主流还有很长的路要走。但随着规模和相关技术瓶颈的突破，这些问题也会逐步得到解决，但需要时间。
对于一种电池的未来，可以从技术（效率、双面率）、成本、市场、专利等四个维度来分析。
首先是技术。经常说的光伏的“第一性”原理，那就是光电转化效率。这是整个行业的本质与逻辑原点。所以，技术永远是放在首位的。从技术角度，BC的转化效率之领先毋庸置疑。
隆基在研发上创造出下多个光伏电池转换效率的世界纪录。但是，业内人士大多也知道，这些世界纪录从实验室到真正量产，其实并不容易。2022年9月，公司重磅推出HPBC，即Hi-MO 6，后来因为成本等问题选择了TOPCon，即Hi-MO 7。
在几个月前，市场中还有传言，隆基绿能可能将要试水10GW的HJT。有人评价，隆基内部的“赛马机制”在此刻，可能反而成了决策的拖累。
其实从HPBC的发展来看，隆基的产品战略一直相对清晰，推进得也很坚决。BC虽然很难，但前面有爱旭的一马当先勇闯无人区，现在又有光伏一哥隆基压阵提升士气与信心，未来一定是美好的。
“双面率”的问题。当前TOPCon与异质结的双面率可以达到85%左右，这也是N型的技术优势之一，BC电池虽然单面效率相对较高，但背面由于被金属电极遮挡，双面率只能达到50%左右，对背面的发电增益会产生较大影响。这也是BC路线饱受诟病的一点。
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。
第二是降本。增效之外，最重要的就是降本。BC类电池降本的时间曲线决定了现有技术路线的生命周期。从成本来看，目前BC电池产线设备投资仍然较高，大概是TOPCON产线的2倍。投资成本高一方面是由于其复杂的结构和制造工艺，由于BC结构所有的电极都在背面，工艺要求相对更高且复杂，另一方面，成本边际和规模息息相关，还需要产业规模化和协同；再则，BC电池正面接触光、背面产生电子空穴，所以对基材的要求较高，需要较高的少子寿命。复杂的工艺和材料要求，也导致了BC电池产线的良率成为很大的短板。目前具有BC成型产能的公司，产线良率最高在95%左右，而TOPCon产线的最高良率已达98%，相比之下TOPCon优势还是非常明显。
第三是用户。承接第二个问题，那就是BC类电池的客户。
TOPCon的拥趸、BC类电池的异议者林建伟认为，BC类电池，要想成为主流的光伏电池技术，尤其是对于大型地面项目，必须在效率、双面率、成本三个方面没有明显的短板，才能实现最优的LCOE（平准化度电成本）。
林建伟表示，从产业链完整度来看，当前BC技术设备、材料等相关联的整体产业链还有待进一步完善，初期产能将不可避免地受到限制。而TOPCon技术产业链配套的各个环节都已成熟，不存在这个阻碍；另一方面，BC组件更适合对于美观度要求较高并且价格敏感度低的中高端分布式户用及工商业市场，目前的市场需求也仅为海外少量分布式屋顶。
中国的光伏市场大半在海外，海外目前的主力市场是欧洲，欧美的主流又是户用。所以，BC类电池的市场空间，肯定是广阔的。核心问题还是降本增效。只要BC的降本速度足够快，效率足够高，颜值进一步提升，色差进一步降低，客户、应用场景这些就不是问题。
最近，爱旭就率先表态：公司2024年的BC电池成本，将与TOPCon打平。这，绝对是一个爆炸性观点。
最后一个问题是专利。就目前来说，BC技术的几条分支路线的知识产权，几乎都已经被国外研究机构和企业，以及国内极少数企业所控制。
BC技术的提出者是美国SunPower公司，自2012年以来申请的BC电池技术专利数量不断增加，在美国、日本、韩国、中国、中国台湾、澳大利亚、欧专局国家等均有较大量的同族申请，全球布局态势极其明显，并且涵盖了电池之后所有产业链条中下游的技术节点。未来其他厂家想进入该赛道，必须直面技术专利的问题。
BC电池的专利最早由SunPower在2005年8月获得，今年1月24日归属于TCL中环的子公司Maxeon。该专利最早将于2026年12月20日到期，但已延长至2027年2月28日。
专利持有者不是别个，是隆基绿能多年来的最大友商——TCL中环作为第一大股东的子公司——Maxeon。真要有绕不过去的专利壁垒，双方或许都无法通过合理的专利授权和使用费用解决吧。
从产业链完整度来看，当前BC技术设备、材料等相关联的整体产业链还有待进一步完善，初期产能将不可避免地受到限制。而TOPCon技术产业链配套的各个环节都已成熟，不存在这个阻碍；另一方面，BC组件更适合对于美观度要求较高并且价格敏感度低的中高端分布式户用及工商业市场，目前的市场需求也仅为海外少量分布式屋顶。TOPCon组件的下游市场明确，特别是央国企年度组件采购计划之中频现TOPCon组件的身影。技术成熟，市场火热，产业链也有保障，无论是从哪个方面来看，TOPCon目前无疑是市场上最具性价比的技术路线。
当不能最大程度上在技术上、法律上接近事实的核心之时，从爱旭的订单情况判断，BC类产品的主力市场，很可能先海外、再国内。那么，爱旭、隆基等不可能不考虑这方面的风险。如果真要出现专利纠纷，专利持有者不可能表现得如此平静。
一项先进技术的普及，普及到能够创造其最大价值，往往并不取决于它的长板有多长——某一项或某几项上有多么先进，而往往取决于它不能有致命缺陷或明显短板。比如，电动车，绿色低碳，购置使用成本低，代表着交通工具的未来，但如果在过去几年中，在续航里程、充电时长、安全性等方面有任何一个成为致命缺陷的话，行业都不可能获得现在的发展。好的技术，永远是既要又要还要。再以HJT为例，生产工艺流程更短只要四步，转化效率与发电增益更高，未来叠层更有优势，但就因为降本还没有得到完全解决，这就成了致命缺陷。当然，这也蕴含着巨大的机遇，一旦解决，可能就是根本性的逆袭时刻。做企业也一样，既要埋头苦干、努力把握住当下的商业机会，又要永葆创新动力，对于新技术始终保持探寻精神，目光长远，布局超前，避免出现战略迷失。所以，做企业，就要做充满理想主义的现实主义者，而不是一个理想主义者，更加不能成为机会主义者。只有永续经营，才不会是只能赚到某一个阶段的钱。
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适合大尺寸、大版型的电站应用场景。
（1）双面率高，异质结的双面率可以做到接近90%，相比TOPCon增加10%以上，可以带来大概1%发电功率上的优势，价值几分钱。（2）温度系数低，大型发电站通常设在温度较高的地区，异质结的温度系数比TOPCon低，更适合应用。
HJT的功率优势如何——一组实际中的产品数据进行对比：东方日升用统一版型的硅片生产的不同组件中，PERC组件功率为655W-660W，N型电池中的TOPCon为675W-685W，HJT为700W-710W。
BC电池产业链
上游：硅料、硅片硅料：通威股份、大全能源
硅片：TCL中环、隆基绿能
中游：电池片、组件电池片：隆基绿能、爱旭股份、永和智控、晶科能源
下游：光伏电站
光伏设备：帝尔激光、英诺激光、德龙激光、金橙子、罗博特科、微导纳米、海目星、杰普特
辅材：银浆、焊带、POE胶膜、涂料等
光伏银浆：聚和材料、帝科股份、苏州固锝
光伏焊带：宇邦新材
POE胶膜：裕兴股份、海优新材
光伏涂料：广信材料
光伏边框：博菲电气
POE胶膜：裕兴股份、海优新材
掩膜材料：时创能源
BC技术的发展历程最早可追溯至48年前。1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接触式光伏电池概念；1984年，斯坦福教授Swanson研发了IBC类似的点接触（Point Contact Cell，PCC）太阳电池；1985年，Swanson教授创立SunPower，并研发了IBC电池。“BC技术为什么这么多年发展不起来，最大的问题是，SunPower电池结构所用的光刻工艺成本非常高，导致普及应用受限。”
如今，中国企业采用激光图形化取代光刻工艺，这是巨大的进步。为此，判断BC技术的发展不会像前十年那么缓慢，未来十年，一定会发展得更快，市场前景非常好。激光图形化推动BC技术发展BC类电池,即Back Contact(背接触)电池，是当前各类背接触结构晶硅太阳能电池的泛称，主要包括IBC、HBC（HJT+IBC）、TBC（TOPCon+IBC）、HPBC等。该电池前表面没有栅线，正负极采用交叉排列的方式被制备在电池背面，避免了常规电池正面栅线的遮光损失。
BC电池结构有以下三个优点：一是正面没有金属栅线遮挡，转换效率高；二是正面没有栅线，非常美观，特别适合应用于分布式光伏场景；三是通用性好，TOPCon、HJT、PERC、叠层电池等都可以跟BC技术相结合，叠加工艺继续扩大效率优势。
BC电池制造的挑战也非常大，主要难点在于，所有的电极都在背面，需要做到很好的隔离，不然导通了就会短路。目前中国企业在隔离方面，最经济的方法就是用激光图形化处理。沈文忠认为，用激光图形化处理，而不是用光刻或者其它工艺来图形化，这是很有发展前景的。此外，不管是电池工艺，还是组件工艺，中国有强有力的配套产业链，都能形成很好的配合，也是支撑中国在BC技术上得以发展的重要原因。高性价比将提升BC技术规模化效益BC电池具备最高的转化效率，并可叠加其它电池工艺继续扩大优势，预计未来会有更多企业进行布局。当下，选择BC技术路线的企业中，隆基绿能和爱旭股份最具有代表性。其中，隆基绿能自2018年开始研究的HPBC是BC类电池中的一种重要方向。HPBC是复合钝化背接触电池的简称，HPBC电池的标准版量产效率突破25%。该电池技术通过电池内部结构工艺调整，可大幅提升电池的光线吸收和光电转换能力，有效增加组件输出功率。2022年11月2日，隆基绿能发布了基于高效HPBC电池技术打造的新一代组件产品Hi-MO 6,量产组件效率可达23.3%。而任何一种技术的规模化效益，一定是靠性价比的提升。沈文忠表示，P型BC结构电池未来可以运用铝浆这一技术工艺，是最大亮点。其背面的铝可以跟P型硅片形成局域铝背场，用丝网印刷铝浆即可实现电极的基础。P型硅片全球保有量最大，产业链成熟，未来还可以用铝浆代替银浆，从性价比来看是最佳的。市场上其他N型BC结构电池则选择电镀铜技术，但电镀工艺本身较复杂，成本相对较高。“从性价比来看，我更看好P型BC结构电池的性价比。”
BC技术能在中国发展起来，龙头的带动效应不可忽视。据悉，到2023年年底，隆基绿能扩产的30GW的HPBC产能，将全面达产。现在很多企业虽然没有实现产业化，但都在做技术研发，龙头企业的示范作用发挥了之后，BC技术一定能够快速发展起来，并将超过传统电池的扩产速度。
回顾隆基绿能的BC路线图，大致如下——2022年11月2日，隆基Hi-MO 6正式量产下线，并宣布2023年规划产能为25GW；
2023年1月14日，隆基绿能公告，将原西咸乐叶高效单晶电池项目的规模从年产15GW扩大至29GW，总投资约70.4亿。以此测算，单GW的HPBC电池产能投资成本为2.43亿元，其中设备购置成本单GW为1.95亿元。
2023年3月20日，位于陕西省西咸新区泾河新城的隆基绿能年产29GW高效单晶电池项目全面投产。钟宝申表示，该项目从签约到投产仅用了一年半时间，创下隆基电池项目建设速度最快纪录。
2022年11月2日，隆基绿能董事长钟宝申等为隆基全新组件Hi-MO 6揭幕
“在未来5-6年，BC类电池由于其高转换效率和产品价值，会受到光伏行业越来越多的青睐，更多的头部企业将快速过渡到BC类电池。随着市场投放的增加，BC类电池将成为晶硅电池的绝对主流。隆基绿能的大量产品也会采用BC类电池技术路线。”
这篇由中央媒体采写刊发、国家能源局官网转载的新闻，分量显然很重，在光伏圈中也产生不小的震动。有人认为，这相当于是政府部门对于BC电池技术路线的表态与背书。
BC作为光伏电池的一种先进的平台型技术，能够得到主管部门的认可、重视，甚至全力支持，这不只是从事BC电池的相关企业的幸运，对于光伏行业、全体光伏人来说，都是一件大好事。
个人看法对于《未来5-6年，BC类电池将是晶硅电池的主流》可以视为利好，但不宜过度解读，更不能错误地以此认为，BC之外的其它技术路线就没有意义。
在国家能源局官网上检索了“BC”、“TOPCon”、“钙钛矿”、“PERC”等几个光伏电池技术关键词，以上关键词均在相关规划文件中被多次提到。
2022年7月11日，国家能源局在《对十三届全国人大五次会议第8214号建议的答复》中指出：“《‘十四五’可再生能源发展规划》明确提出加强可再生能源前沿技术和核心技术装备攻关，开展新型高效晶硅电池、钙钛矿电池等先进高效电池技术应用示范，掌握钙钛矿等新一代高效低成本光伏电池制备及产业化生产技术。2021年12月，国家能源局会同工业和信息化部等5部门联合印发了《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》，明确提出加快高效太阳能电池及组件等研制和突破，开展n型TOPCon、HJT、IBC等高效电池的研发与产业化。”
BC和TOPCon、HJT其实不是敌人，更不是非此即彼的替代关系，反而是一种完美的结合。
所谓BC即Back Contact（背接触电池），通过将电池正面金属栅线放到背面，减少阳光遮挡，尽可能多地利用入射光，核心是引入激光开模技术来保护背面钝化层的钝化性能，减少界面处载流子复合扰动，从而达到减少光学损失，提高电池转换效率的目的。
正是因为BC电池并非在材料的化学反应层面做出优化，而是电池制造工艺层面的改进，因此与当前市面上的产品之间并不排斥。TOPCon可以和BC结合，形成TBC，HJT未来可以和BC结合，形成HBC， PERC也可以和BC结合，形成HPBC。
在隆基绿能业绩交流会上，董事长钟宝申说：“接下来的5-6年，BC类电池会是晶硅电池的绝对主流。”
另外，钟董还表示，“TOPCon仍是过渡产品，和现在的PERC相比，它的提升幅度还是太小，行业技术方面高度同质化，非常容易出现投资收益达不到预期的状态，或者说出现未赚钱就过剩的现象，现在已经有这种苗头。”
从光伏组件的出货量看，今年至少还是PERC的天下；明年是TOPCon的天下，大约可以占到市场的70%。后年，也就是2025年，BC电池会成为绝对主流吗？有一定可能性，但难度应该也不小。另外，明年和后年，除了TOPCon以外，还有大量的HJT产能在路上。
实际上，中来股份才是中国第一家量产IBC电池的公司。最近，中来股份总裁林建伟在接受PV-TECH采访时表示，早在4、5年前，中来就已经开始IBC电池生产，但由于工艺工序繁杂、良率不高、成本高等多方面原因，中来最后并没有选择IBC的技术路线。不过，中来在这一方面的研发工作从未放弃，目前实验室样品效率仍然保持着行业的顶尖水平。
一家头部的光伏一体化企业，选择了TOPCon，也储备了HJT电池，并且实验室数据很不错。当然它也布局了BC、钙钛矿等。企业技术方面负责人就说：“TOPCon的生命周期至少三年吧。”可能在他眼里，三年的生命周期对企业来说就够了。
（3）产能过剩、利润下滑、增速下降问题。
自2023年起，部分光伏企业的N型电池产能占比已超过50%。在光伏设备行业拼质量、拼效率的时代，N型电池的三大技术路线TOPCon、HJT、N型BC，规划产能将在2023年底分别提高至463.4GW、63.5GW、54GW。
从规划产能来看，BC电池仅为TOPCon的12%，比HJT的规划产能也少近10GW。和钙钛矿技术路线相比，BC电池的难度系数比钙钛矿要小，光电转换效率的理论值有突破30%的可能。
光伏板块今年以来持续调整，其中最大的原因就是各大龙头企业的价格战。隆基在半年报中直言，在全球经济放缓的大背景下，光伏产业作为为数不多的高景气、快速增长的行业，吸引了大量新进入者和跨界资本，叠加原有企业的扩产，产业终端需求难以消化短时间过快增长的新增产能，出现阶段性和结构性过剩已成为必然，新旧产能将加速迭代，行业的“大逃杀”即将上演。活下去，成为所有企业的第一要务。
针对光伏市场竞争加剧、景气度下降的情况，行业增速大概率会比前两年会回落，总是保持40%、 50%的增速不现实，“但这么大行业，而且是为数不多保持高增长的万亿行业，维持 15%-30%已经是了不起了。”
2.3 光伏设备和辅材辅料行业研究分析
光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线化、0BB。
光伏辅材辅料——重点石英砂、光伏玻璃、银浆，关注靶材、胶膜、焊带
0BB是重要的降本手段，行业中存在多种工艺路线。目前光伏电池正逐步经历由MBB转向SMBB的阶段，而0BB将成为下一步重要的降银手段。0BB在电池端体现为没有主栅，组件端则体现为焊带直接与细栅连接收集电流。目前行业中0BB工艺路线主要包括SmartWire、“纯点胶”、“先焊再点”三种工艺路线，且三种路线各有优劣。
对于TOPCon——2024年0BB技术将大规模导入TOPCon，行业趋势确定性较强。
0BB的好处在于：1）降低银耗；2）增强导电性；3）低温封装工艺可承载更薄硅片。0BB技术分别能够节省TOPCon、HJT成本2分/W、4分/W，TOPCon对0BB工艺成熟度更为敏感。目前市场认为0BB的大规模应用依赖于HJT，但我们认为TOPCon在未来2-3年内量产性价比仍然会高于HJT。2024年随着0BB工艺进一步成熟，其在TOPCon电池上的降本优势也将逐步凸显，更换新设备的投资回收期仅1-1.5年。届时0BB将在TOPCon上得到大规模应用，渗透率有望大幅提升。
组件串焊机及焊带环节有望迎来较大弹性。0BB主要在组件串焊机及焊带环节会有一定变化，其中串焊机功能会发生较大变化，需要更换设备。由于0BB技术成熟后新设备回本周期较快，2025年部分存量产能也将有一定改造需求，预估2025年0BB组件串焊机市场规模有望达到120亿元。焊带方面，SMBB升级为0BB后焊带线径更细，加工精度要求更高，预计毛利率会有3-5%的提升。预计2025年焊带环节毛利空间约为30.8亿元，2022-2025年年均复合增速44%。
对于HJT——预计HJT产能2024-2025年大规模放量：2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候HJT扩产有望达到55、100、200、400GW，考虑到0BB的渗透率，预计2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候0BB串焊机对应市场空间为3、44、67、95亿元，0BB焊带对应市场空间3、47、153、317亿元。什么是0BB?多主栅到0BB的变化实质是电极变化。电池片正背面的金属电极用于导出内部电流，可分为主栅和副栅，其中主栅主要起到汇集副栅的电流、串联的作用，副栅用于收集光生载流子。0BB（无主栅）就是电池片环节取消主栅，组件环节用焊带导出电流，可以降银+降低遮光从而降本增效。0BB当前出现SWCT（专利+成本问题，未在国内大规模推广）、点胶（设备简单，稳定性高，但结合力可能略有不足）、焊接点胶（结合力足，但精度要求高、难度大、速度慢）三种工艺方案，各有优劣。
0BB——最主要目的是降低银使用量，综合成本降低，性价比较高。
（1）采用点胶工艺，通过胶将低温焊带与电池片粘接成串。①0BB工艺采用点胶法，点胶点在细栅线中间进行固定；同时点胶面临胶易融化问题，需要避免胶钻入焊带和细栅线下面，也需要表面覆膜；为满足上述要求，胶需要兼具流动性与非流动性。②点胶工艺主要起连接作用，后续层压环节再进一步结合。
（2）点胶工艺综合成本降低，性价比较高。①点胶工艺设备复杂一些，但是设备成本是一次性投入成本，贵30%-50%，但是无后续其他费用投入，综合成本降低、性价比较高。②采用覆膜工艺，需要降低膜的成本。本身覆膜是为了降低银浆成本，但是膜的成本和银浆的成本对冲，没有解决本质问题。③后道层压环节点胶和覆膜工艺差别不大。
0BB优势
1）降本：可突破硅片减薄的瓶颈，同时HJT降本诉求最为迫切硅片：HJT硅片减薄面临重要瓶颈之一是电池环节副细栅使用银包铜、主栅使用低温银浆，由于两种浆料的膨胀系数不同，电池串容易有隐裂等问题。在0BB工艺使用后由于只有细栅的银包铜浆料，不存在不同浆料带来的膨胀系数不同的问题。电池环节：主要是降低银耗，HJT银浆成本最高，降本潜力最大，降银浆诉求最为迫切。目前银浆成本是HJT（0.117元/W）＞Topcon（0.064元/W）＞PERC(0.053元/W)，如果叠加银包铜浆料，预计降本，HJT(0.052元/W)＞PERC（0.031元/W）＞Topcon（0.016元/W），综合下来看，HJT降本潜力最大，降本诉求最为迫切。
2）增效：减少遮光面+缩短电流传输路径+提高良率减少遮光面：取消电池片主栅，降低遮光面积，增加光吸收量。缩短电流传输距离：无主栅太阳电池在增加电池受光面积的同时,载流子输送至细栅的路径大幅缩短,串联电阻也相应减小。抗隐裂：采用密集多焊丝的设计，使得细栅线与焊丝的接触点，提高了组件抗隐裂的能力。竞争格局/进展0BB进展:量产：东方日升继2023年2月22日完成0主栅电池首线设备进场后，迅速在同年4月先后完成了首线介质供应及首线首批异质结电池片下货，且平均效率达25.3%，最高效率达25.6%；
试验：正在试验的厂商包括通威、爱康、华晟等。在无主栅技术方面，爱康采用铜焊带汇集细栅电流并实现电池互连，电池正反面均没有印刷主栅，实现了贱金属代替银主栅的功能，细栅采用银包铜的浆料，整体电池片每瓦银耗低于8mg。今年SNEC展会期间，爱康无主栅异质结高效组件曾首次亮相，功率高达730W，转换效率突破23.5%。
2.5 风电整机行业
海风核准加速，今年1-6月海风招标约5.8GW，规模低于年初预期，主要原因为受制于海风相关政策未落地，前期核准速度放缓，导致招标量随之下降。然而8月以来连续多地核准多个海风项目（8月7日广州钦州900MW，8月17日浙江舟山1.4GW），预计核准加速将推动后续海风招标规模提升。
近日，中煤集团哈密综合能源示范基地350兆瓦/1400兆瓦·时储能配套1400兆瓦新能源项目400兆瓦风力发电机组设备（含塔筒、锚栓）采购项目开标。该项目共有8家整机商竞标。平均折合单价为1585元/kW。其中最低报价为5.55亿元，折合单价为1388元/kW，刷历史新低。（折合单价按招标容量计算）按照300元/kW左右保守估算塔筒、锚栓价格，裸机最低报价直逼1000元/kW。
此前，风机中标折合单价刷新低的项目为内蒙古能源集团杭锦风光火储热生态治理项目（含塔筒）。折合单价约为1438元/kW，裸机价格约1138元/kW(按照300元/kW左右保守估算塔筒、锚栓价格)。该项目拟采用不超过180台7.5MW≥单机容量≥6.7MW风力发电机组。
大兆瓦机组推动风机价格的降低是显而易见的。今年以来，折合单价刷新低的项目单机容量要求多为6.5-7.5MW左右。本项目拟采用单机容量为8.3MW-8.35MW的风力发电机组，单机容量再次增大。
2023年风电整机格局将大洗牌。全球风电机组订单在2023年上半年创下新高，达到69.5GW，较去年同期增长12%。数据显示，2023年上半年订单总量排名前三的是远景能源（9.7GW）、运达股份（8.7GW）和西门子歌美飒（8.2GW）。
2家中国整机商赫然在列，中国仍然是最大的市场，今年上半年的订单量为44GW，与2022年同期几乎持平。
此外，从2022年全球风电整机商市场份额排名来看，中国整机企业发展势头强劲，金风科技更是首次荣膺全球第一，全球风电整机格局正在大洗牌。
2022年全球海上风电新增装机8.8GW，累计装机64.3GW，中国新增、累计装机均雄踞全球第一位。前三大市场为：中国大陆、英国、中国台湾，总占比高达84.4%；其后依次为法国、荷兰、德国、挪威。中国台湾是一匹黑马，海上风电发展迅速；老牌海上风电大国德国增速放缓；风电大国美国去年海上风电装机“吞零”。
从区域分布看，2022年全球海上风电新增装机全部在亚太地区和欧洲地区，其中亚太地区占比72%，欧洲地区占比28%。
截止2022年底，全球海上风电累计装机64.3GW，排名前五的国家依次为：中国、英国、德国、荷兰、丹麦，总占比高达91%。
从区域看，全球海上风电累计装机占比最大的是亚太地区，占52.9%；欧洲地区其次；占47.1%；毗邻大西洋、太平洋两大洋的北美洲占比仅为0.1%。
全球海上风电供应链2023。目前，全球海上风电供应链高度集中，主要分布在亚太地区和欧洲地区。出中国外的市场，2023年整机产能预计11.4GW，2024年产能预计15.2GW；中国市场2023年产能为16GW，中国本土整机商占比94%，非本土占比6%。
未来10年全球海上风电装机预测。未来十年，全球海上风电新增装机将呈逐年递增趋势，预计2023年全球海上风电新增装机达15.45GW，10年后新装装机将达到60.2GW。
欧洲地区：欧洲海上风电2023年新增装机预计为5.145GW，10年后新增装机达29.5GW。
未来10年，欧洲海上风电新增装机总计157GW，新增装机量前三国家为：英国、德国、荷兰；其后依次为丹麦、波兰、爱尔兰、法国、挪威、比利时。
亚太地区：亚太地区海上风电2023年新增装机预计为9.769GW，10年后新增装机达24GW。未来10年，亚太地区海上风电新增装机总计186GW，新增装机量前三市场为：中国大陆、中国台湾、韩国；其后依次为日本、越南、印度、澳大利亚。
北美地区海上风电2023年新增装机预计为5.33GW，10年后新增装机达5.5GW。未来10年，北美地区海上风电新增装机主要集中在美国，总计84GW。新增装机量前三州为：加利福尼亚州（25GW）、新泽西州（11GW）、纽约州（9GW）；其后依次为马里兰州、北卡罗来纳州、马塞诸塞州、弗吉尼亚州、路易斯安那州、缅因州、康涅狄格州、罗德岛。
未来10年全球漂浮式海上风电装机预测——全球漂浮式海上风电2023年新增装机预计为103MW，10年后新增装机达8.155GW。主要市场在中国大陆、中国台湾、英国、意大利、西班牙、爱尔兰、挪威、法国、希腊、葡萄牙、瑞典、韩国、日本、美国等国家或地区。
三、新能源行业重大事件
1、国家电力投资集团有限公司物资装备分公司、电能易购（北京）科技有限公司二〇二三年度电商化采购（轻质柔性组件、异质结组件、166组件、N型透明背板组件、复合边框（GRPU）组件）招标中标结果公示。
本次采购包含5 类光伏组件，总规模为1520MW，其中异质结组件900MW 所占份额最大，招标规模已接近GW级别；这也是继今年3 月中核汇能500MW HJT 组件招标后，央企再将HJT 作为单独品类进行招标的较大型采购。
900MW 异质结组件采购分为6 个标段，中标最高价为1.483 元/W，均价1.393 元/W；166组件240MW，中标均价1.212元/W；N型透明背板组件260MW，中标均价1.308元/W；复合边框组件260MW，中标均价1.238元/W；轻质组件中标均价2.016元/W。
截止本周210mm HJT 双玻组件成交均价为1.58 元/w， 较210mm 双面双玻PERC 组件成交均价1.26 元/w 溢价0.32 元/w。
本次6 家HJT 组件企业中标价格较当前市场均价更有竞争力，一方面HJT 头部企业有更优秀的非硅成本控制能力，头部企业HJT 电池非硅成本高于PERC 约0.12元/w 左右，有成本优势给出有竞争力的报价；另一方面基于早期商务拓展与市场导入需要，给予客户优惠以推进产品验证，明阳价格甚至接近P 型组件价格。
随着下游客户验证的推进以及对HJT 组件溢价价值的逐步认可，后续将有更多更大规模HJT 组件招标，伴随超薄硅片、半磅半片、双面微晶、银包铜浆料、0BB、转光膜、低铟技术等降本增效工艺的持续导入，HJT 组件盈利能力有望逐步好转。
2、SEIA和Wood Mackenzie发布《美国太阳能市场洞察报告》，对2023Q2美国光伏市场运行情况以及未来趋势做出展望。
#装机情况：23Q2美国总装机5.6GW，同比+20%，集中式3.3GW，同比+66%，占比58.9%；户用分布式1.8GW，同比+30%，占比32.1%；工商业分布式0.345GW，同比-9%，占比6%；社区太阳能装机0.226GW，同比-16%，占比4%。
#需求展望：报告预计2023年全年美国新增光伏装机32GW，其中分布式装机约9.3GW，集中式装机约22.8GW。预计28年美国累计装机达375GW，24-28年户用分布式新增装机6.9/7.3/7.7/8.2/8.7GW，非户用分布式新增装机3.0/3.2/3.5/3.7/4.0GW，集中式新增装机24.8/27.1/29.5/32.2/35.1GW。
#当前美国光伏市场供需形势：贸易壁垒导致美国组件供应量较少导致美国组件价格较全球市场更高。根据PV统计，目前美国组件均价0.36美元/W，较国内溢价1.7元人民币/W。同时由于劳动力成本、逆变器和组件等价格提升导致美国光伏系统成本居高不下，户用光伏系统均价同比增长2%，集中式光伏系统均价同比增长3-5%。
#UFLPA情况：前期受压制比较明显的晶科、隆基对美出货在上半年已经明显恢复，2023H1对美出货分别为1.1、0.7GW，下半年出货预计将进一步提升。但UFLPA目前仍然限制组件进口，使用海外Wacker、Hemlock硅料制成的组件出口美国相对顺利，使用国内非疆料的组件仍然不是很顺利。
另外在电站开发方面，虽然IRA简化了审批流程，但公用事业电站的并网速度并未加快，主要原因包括高利率、劳动力成本上升等，以及IRA税收抵免获取资格以及优惠方式上存在一定不确定性。
#反规避：明年6月起将重新征税。从2024年6月起美国将对从东南亚进口的太阳能电池和组件征收新的关税，除非进口商符合其中一项豁免规定（硅片或者4种以上辅材满足东南亚制造要求），可能25年美国组件供给趋紧。
#本土制造进展：2022年美国组件供应仍有48%来自于东南亚，25%来自First Solar和Maxeon，10%来自其他美国本土制造，其余17%来自日韩等其他国家。IRA实施后美国规划本土组件产能规模庞大，如果全部规划产能顺利释放2026年美国组件产能将达108.5GW。但由于IRA法案要求仍较模糊，实际申请流程较为复杂，且当地人工、利率等成本偏高，实际投产仍面临重重挑战。
3、上半年印度从中国进口的太阳能组件同比下降了76%，约2.3GW。而2022年同期，当地进口数量高达9.8GW。这一下降归因于关税的征收和印度转向支持该国的国内制造能力。
印度是唯一一个从中国进口光伏板大幅减少的国家。随着印度专注并优先发展国内的太阳能制造业，亚洲也变成了2023年上半年唯一一个从中国进口太阳能减少的大洲
2023年上半年，中国太阳能电池板出口激增34%，全球总量为114GW，而上年同期为85GW。欧洲为核心需求地，2023年上半年该地区占中国太阳能电池组件出口的58% (66GW)。同时欧洲也经历了全球最显著的绝对增长，从中国进口的太阳能电池组件同比高增47%。
继欧洲之后，巴西成为第二大组件进口国，2023年上半年接收了9.5GW的中国太阳能电池板出口。报告还指出，印度对中国的太阳能电池需求，是全球第二大，仅次于土耳其。
国际能源署报告称，2022年，全球太阳能光伏产能激增70%以上，达到近450 GW。预测表明，到2024年，这一数字将再翻一番，达到每年近1000千兆瓦。虽然中国仍然是这一增长的主要贡献者，但美国、欧洲、印度和亚洲各国每年将增加约70GW的产能。
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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