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。
Q4库存和价格压力向上游传导。9月组件产量51.6GW，同比增长55.5%，环比持平，主要因组件价格持续回落，2、3线组件企业迫于成本压力减产；10月组件排产计划数是53.0GW，同比增长56.84%，环比增加2.70%，11月组件排产55.9GW，同比63.42%，环比增加5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。9月组件出口发货同环比恢复正增长，但随着Q4硅料等供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或维持小个位数增幅。9月硅料产量13.3万吨，环比增加5.7%，10、11月硅料排产计划数14.5万吨、16.0万吨左右，环比分别增加9.0%和10%，主要因新产能投产爬坡。
本周致密料价格8.7万/吨，环比持平，低价区间持平于7.9万/吨，符合预期，目前仍以执行前期订单为主，部分订单覆盖至10月中下旬，新单成交数量较小。供给端，Q3硅料产能环比Q2增加18.5%，预计Q4硅料产能环比增加20%左右，且主要以永祥、东方希望、合盛硅业等头部企业贡献；需求端，硅片价格快速下跌，硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，节后硅料现货供应紧张状况明显缓解；尽管目前硅料企业库存处于低位，但随着新产能投产爬坡，判断4季度中后期存在累库风险。
硅片企业降低稼动率去库，下游采购积极性下降。单晶182/210硅片均价在2.78、3.7元/片，环比上周分别-9.7%，-9.3%，主要因9月下旬以来硅片处于累库阶段，供大于求所致。节后硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，9月产量62.5GW，环比增加9.2%，预计10、11月硅片排产计划60.9GW、61.8GW左右，分别环比-2.6%和1.5%。在下游电池片库存水位上升，对硅片采购拿货积极性有所下降，判断短期硅片价格仍有下跌空间，且4季度将随上游硅料价格下跌而降价。
电池片库存持续累积，价格延续下跌，符合此前判断。本周182/210电池片的主流成交价格分别为0.60/W、0.65元/W，环比分别-4.8%，-7.1%。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，尤其低档效率电池片累库，电池片价格本周延续下跌，符合此前判断。截至目前电池片企业大多仍维持满产，但临近年底装机生产旺季结束后，电池片供需矛盾将进一步加剧，或最终需减产应对。N型TOPCon电池片与PERC价差收窄，目前价差达4-5分/瓦左右。据我们对电池片环节排产统计，9月电池片产量54.8GW左右，环比下降1.5%，10、11月电池片排产计划58.3GW、61.1GW/月左右，环比分别增加6.3%、4.8%。
供应链价格下降导致组件部分观望情绪，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。本周182/210组件的主流成交价格分别为1.18元/W、1.19元/W，环比分别为-2.5%、-2.5%，本周组件出口单价为0.145美元/瓦。4、5月国内外终端需求延续环比提升趋势，但5月底以来受供应链价格快速大幅下跌及前期组件库存累积，部分组件企业减产应对。9月组件产量51.6GW，环比持平，10、11月排产计划数分别是53.0GW和55.9GW，分别环比提升2.70%和5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。随着供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。目前HJT组件(G12)价格每瓦1.38-1.48元，TOPCon组件（M10/G12）价格每瓦1.2-1.32元，在N型硅片、电池片由供不应求转向供大于求后，TOPCon组件与PERC价差进一步收窄。
辅材：本周3.2mm光伏玻璃均价为27.25元/平米，2.0mm光伏玻璃均价为19.25元/平米，环比分别-1.8%，-0%，前期某龙头企业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。EVA胶膜本周8.97元/平米，POE胶膜15.55元/平米，环比分别-7.53%，-0%。
2、政策风险：据海外媒体报道，韩国OCI Holdings的多晶硅产品已获得美国海关和边境保护局（CBP）颁发的事实上的海关认证，美国海关和边境保护局（CBP）正式批准放行使用韩国OCI公司的多晶硅原料生产的中国光伏组件。美国放开对使用韩国OCI光伏产品的限制，如若消失属实，让中国光伏产品出口美国更加强一层顾虑。全球超85%的多晶硅产能来自中国，超50%的硅料产能来自新疆。即便在新疆之外，中国之内，仍然有通威（四川乐山、云南保山、内蒙古包头）及正泰（青海）的多晶硅有扣留风险。保险起见，中国光伏组件想要出口美国，组件企业只能采用海外硅料厂生产的硅料。根据法国周二公布，2035年法国风电、光伏和水电累计装机容量将达到140-175 GW，2022年目标为63.5 GW。光伏每年至少授予5 GW的差价合约（CFDs）,预计光伏累计装机容量在2035年达到100 GW，比马克龙总统去年连任前的目标提前15年。根据BP，法国2022年底累计光伏装机17.4GW，2035年累计装机100GW 对应2023-2035年均装机6.4GW，较2022年新增装机增长144%。
3、光伏融资——9月国内碳中和领域统计口径内共发生63起私募股权投融资事件，与上月持平；已披露融资事件的融资总额合计约28.03亿元，较上月142.52亿元减少80.3%。细分领域投融资情况。从投资事件数量来看，9月氢能、光伏、储能、钠离子电池、锂电设备、电池材料、充换电、合成生物学、环保等领域较活跃。其中，光伏领域8家获投公司的主营业务包括光伏设备、光伏硅片、钙钛矿电池、光伏封装膜等。
光伏企业融资环境日趋严峻，可转债年化利率已飚升至8%。
4、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，
5、N型电池： 预计至2023年、2024年和2025年，TOPCon电池出货量占比将分别达到26.51%、43.67%和58.21%，迅速替代其他电池成为主流电池技术。
TOPCon技术不是PERC技术的简单升级，TOPCon电池良率、效率有极大的离散性，TOPCon取代PERC的进程中不能依赖设备厂商主导进行整线工程交付，需由电池厂商主导，对电池全流程工艺进行整合以及关键工艺技术改进，最终达到转换效率、良率以及非硅成本各项指标的均衡，以上考验着电池厂商的技术研发、生产和管理经验。
PERC与TOPCon电池产线兼容问题——TOPCon电池产线和PERC电池产线是并列的产线，不是在PERC电池产线上做简单升级。TOPCon电池工艺已经接近半导体MOS工艺特点，其工厂净化间等级要求，与PERC电池存在本质差异。由于此差异，工艺对生产设备的要求同样存在差异，PERC的技术、工序或生产设备与TOPCon虽然部分原理相似，但不能完全实现共用，一般仅在非核心设备包括化学处理、制绒、部分检测设备等可以共用。
HJT技术是光伏产业的第三代主流电池技术路线——1）2023年9月的HJT电池非硅成本测算值已经达到0.22元/W，高于PERC电池约0.09元/W，硅成本低于PERC电池约0.025元/W。HJT电池相比PERC电池的综合每W生产成本劣势已经缩小至0.07元/W。华晟新能源自2023年8月以来，其成本最优基地的生产成本大幅降低，8、9两个月的成本累计降幅高达0.10元/W，以行业第一、第二名龙头企业的数据来看，HJT电池技术已经实现了生产成本的显著降低。
2）HJT电池的销售溢价仍然保持在0.15-0.25元/W的区间内。
3）HJT电池的每W利润首次显著超过PERC电池。当前HJT电池相比PERC电池的生产成本增益已经小于0.10元/W，而其销售溢价则高达0.15-0.25元/W，故而HJT电池的利润已经超过PERC，并抵补了HJT电池高设备投资对产品每W盈利所提出的高要求。由计算可知，HJT电池工厂的投资回报率，已经开始超过PERC电池工厂。
若动态来看，在2024年上半年，HJT电池的每W非硅成本将进一步降低至0.18元/W左右，而HJT电池设备的售价亦将降低至3亿元/GW甚至更低。故而HJT电池工厂投资相比PERC的性价比优势，将持续扩大。
6、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。
7、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。
8、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。
9、风电行业2023年1-9月招标规模同降19.4%，9月陆风加权平均中标价格环比下降0.23%，2023年1-9月共有6.58GW海风项目公布中标整机商，2023年1-9月共有7.02GW海缆项目完成招标
三大方向：1）深度受益于海风逻辑的塔筒环节与海缆环节；2）新技术新趋势：a）随深远海发展，锚链需求随漂浮式风电应用释放；b）大型化下，液压变桨将替代电变桨；3）23H2陆风排产加速，业绩确定性强的零部件龙头。
1-9月全国风力发电量5837亿千瓦时，电力生产增速加快。9月份，发电量7456亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比8月份加快6.6个百分点，日均发电248.5亿千瓦时。1—9月份，发电量66219亿千瓦时，同比增长4.2%。
分品种看，9月份，火电增速由降转增，水电、核电增速加快，风电降幅收窄，太阳能发电增速回落。其中，火电同比增长2.3%，8月份为下降2.2%；水电增长39.2%，增速比8月份加快20.75；核电增长6.7%，增速比8月份加快1.2%；风电下降1.6%，降幅比8月份收窄9.9%；太阳能发电增长6.8%，增速比8月份回落7.1%。
2023年9月，全国绝对发电量为7456亿千瓦时，同比增长7.7%；1-9月份，全国绝对发电量为66219亿千瓦时，同比增长4.2%。其中，9月份风力发电量498亿千瓦时，同比减少1.6%。1-9月份风力发电量5837亿千瓦时，同比增长13.4%。9月份太阳能发电量246亿千瓦时，同比增长6.8%。1-9月份太阳能发电量为2173亿千瓦时，同比增长11.3%。
据GWEC（全球风能协会）预测，预计到2027年全球装机将达到157GW，复合增速为15%，其中陆风装机将在2023年~2024年迎来显著修复，预计2024年陆风装机达到106GW。海风装机2027年超33GW，未来五年复合增速为31%，
分析：对中国整机商来说，进入欧洲市场需要保持警惕，Q3行业装机量环比增长有压力，企业利润小幅承压。据国家能源局数据，23年1-8月国内风电新增装机量28.92GW，同比增长79.18%；其中7-8月新增装机量5.93GW，同比增长85.31%，虽然较去年同比增长，但不及此前预期的下半年行业装机环比显著提升。从成本端看，由于零部件价格端调整滞后于钢价下跌，Q2钢价持续下滑带来的成本下降有望一定程度改善企业三季度单位盈利。综合交付和盈利情况，预计Q3风电行业利润环比小幅承压。
10、海外光伏电价主要是有“FIT（固定电价）”、“FIP（溢价补贴）”、“Net（净计量）”、 “PPA（长期购电协议）”、“RPS”配额制+“REC”绿证、成本补贴，等6类的主流模式。投资补贴模式的核心是成本激励，以市场化招标确定电价，由政府给予发电方成本上的补贴、或税收上的优惠和抵免。印度采用的是VGF（Viability Gap Funding）可行性缺口补助基金模式。美国采用的是ITC（Investment Tax Credit）投资税收抵免政策，给予新建的光伏设备税收抵免额度。
随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。
常见的“新能源+储能”模式1）储能参与调峰辅助服务2）储能参与调频辅助服务3）储能参与现货市场4）共享储能商业模式。然而现阶段，对于新能源储能的考虑存在以下问题：（1）多按稳妥原则进行考量，即不考虑储能收益，仅考虑投资和运行成本；（2）基于各省区储能配置要求、补贴环境和造价水平，粗略估计储能容量；（3）无法在可研阶段与生产运行相结合，前期经济性测算与生产运行脱钩。
精细化建模攻关要点—— 储能的精细化建模需要在以下几方面进行重点研究和攻关：（1）明确储能电站配置目标，合理设置物理与经济目标权重；（2）深入研究各省区各类电力市场规则，框定储能运行边界与合理收益范围；（3）结合生产模拟提出储能充放电计划/策略，提升电站盈利能力。
“新能源+储能“新模式的运行优化方法与模型（1）根据需求选择不同的配置目标，如平滑性最优（物理性）、电站收益最优（经济性）、多目标最优等（物理性、经济性兼顾）。（2）对调峰市场、调频市场、现货市场运行规则进行考量，确定电站收入、成本、运行边界。（3）提升年度数据分辨率，年度数据由各细分时段计算得出，做到与生产模拟相结合。（4）提供风、光、储储容量优化配置方案，实现新能源与储能的协同优化。（5）提供优化的储能出力策略曲线、新能源场站报量策略曲线，指导储能电站生产运行，提升电站盈利能力。
总结： 为助推新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设,保障电网电力电量平衡与安全稳定低碳运行，“新能源+储能”协同发展与运行模式将成为大势所趋。结合多种收益模式，并借助科学的模型工具形成优化运行策略，有利于两者的高效协同优化，提升项目经济性，进而推动新能源与新型储能健康可持续发展。
电价市场化趋势确定，利好稳定性电源。源：风光稳定不足问题渐显，火电退出或不可操之过急。网：风光消纳问题仍存，电网建设有待提速。电网建设或将提速，特高压及配电网投资有待加强——新型电力系统之下，电网建设有待提速。判断当前电网投资有以下2条主线：1）加强特高压投资以提高西部地区风光发电外送能力；2）加强配电网（尤其是农网）投资改善风光并网消纳问题。投资主线1）特高压建设或是解决西北风光消纳问题的重要途径。特高压输电是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的输电技术。相较于传统高压传输，特高压输电具有输送容量大、覆盖范围广、输送距离远、线路损耗低等特性，更能支撑跨区输电需求加 大下的供电压力。“十三五”期间我国特高压直流投资额达到 2463 亿元，特高压交流投资额接近 1000 亿元。据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流总投资预计达 3002 亿元，新增特高压直流线路1.72万公里，新增特高压交流线路1.26万公里。伴随风光基地建成后清洁能源消纳需求大幅提升，预计十四五期间我国特高压建设投资将保 持稳健。
2）加强配电网（尤其是农网）建设改善风光并网消纳问题。配电网指从输电 网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网，由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿器等设施组成，在电 网中起到电能的分配作用。随着风光分布式电源大量接入配电网络，系统波动性及不稳定性加大，节点电压、电能质量等物理特性将发生一定程度的改变。尤其是农村配电网络，由原有放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，一方面区域负荷和风光出力特性不匹配造成消纳困难，导致农村电网需提升或新增变电容量；另一方面分布式电源的大量接入可能导致电能质量下降、谐波污染加剧等问题，并影响配电自动化和继电保护动作可能造成电网事故风险。“十四五”期间，我国对农村电网户均配变容量、供电 可靠率等指标提出了更高的要求，变压器的扩容或为当前配电网投资的方向之一。
储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔
储能即能量的存储，按照能量的转化机制不同，可分为机械储能(抽水蓄能、压缩空气储 能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等)和电磁储 能(超级电容器、超导储能)。各类储能技术具有不同的性能特点。综合来看，抽水蓄能是 目前应用最为成熟的储能技术，具有规模大、寿命长、安全性高、经济性明显的优势； 电化学储能已进入商业化阶段，发展速度快，反应灵活；压缩空气虽然技术成熟，但转 换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的发展潜力。现阶段来看，抽水蓄能和 电化学储能是电源侧储能的主要路径。
从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电 价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端来看，可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。储 能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。
11、工商业储能。基于1）存量、新增分布式光伏配套储能渗透率不断提升，23 年分别至 1%、20%。2）配储比例逐步提升至 15%。3）独立工商业储能新增装机逐步提升至2023年的2.2GWh。我们测算工商业储能2023-2025年有望达 5.1、10.4、18.7GWh。储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能或大储，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本 为工商业储能。工商业储能经济性敏感，目前处于发展初期。我国工商业储能下游主要为工商业企业，具 有工业属性：相比于家庭储能，工商业储能对于外观、产品力、品牌力、渠道商等要求更 低，即消费属性更弱；相比于大储，工商业储能的资质要求、业绩积累、技术标准更低， 即电力设备属性更低。我们认为工商业储能需求发展的核心在于工商业企业建设储能是否 具有经济性。规模上看，工商业储能处于发展初期，并网规模从 2021 年 0.59GW 增加至 2022 年 0.78GW，2022 年仅占并网规模容量的 10%。
工商业储能收益模式未来有望逐步丰富工商业储能应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有以下四类。（1）工厂与商场，（2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源， 储能平抑大功，（3）微电网：（4）新型应用场景：工商业储能积极探索融合发展新场景，已出现在数据中
峰谷价差套利：在电价谷时从电网购买低价电价给储能系统充电，在电价峰时或尖峰时利用储能系统供给负载，降低企业用电成本。碳酸锂价格每下降 5 万元 /吨，电芯价格下降 0.029 元/Wh，两充两放下储能 IRR 提升约 0.5%。产业链与其他类型储能相似，偏下游的企业更具投资弹性。工商业储能系统构成与储能电站基本一致，要求较储能电站更低。工商业储能系统主要由 电池模组、逆变器、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）和其他配件构成。工商业储能系统常用于 30kW 以上的应用场景，多采用集装箱一体式建造，但对于 MW 级别的大工业用户，其配置与储能电站一致。由于容量小、功能需求简单，工商业储能系统在 电池响应速度、BMS 和 EMS 管理要求等方面要求均低于储能电站。工商业储能系统产业链完善，与大储、户储同源。上游部件环节中，储能电池模组由电芯经过串并联组成用以储存电力；逆变器进行交流电与直流电的转换，根据功率指令对电池 进行充放电；BMS 是控制、管理电池各项功能并保护电池的核心部件，亦具备和 EMS、 SCADA（能量管理系统及监控系统）通讯功能，目前也有部分电池厂家开始自主设计 BMS；EMS 控制逆变器并采集逆变器数据、控制电池模组并采集电芯数据、执行逻辑（各 种应用）并与其他设备集成调度。中游集成商与品牌渠道商直接与下游工商业用户对接， 需要对 BMS/EMS 系统及储能应用场景有着高理解，且 BMS/EMS 系统基本为自研，以完成对上游设备的高效整合。格局尚未形成，核心竞争力为资源先发优势。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
硅料供给逐渐富余，价格承压，拐点即将向下
供给方面：上月受某硅料龙头事故以及新产能点火爬坡增量极少的影响，月度供给13.5万吨（58.6GW）左右，相对拉晶需求仍然处于紧张阶段。10月份，内蒙硅料事故影响解除，检修产能全部恢复，新增产能方面：上机5万吨，合盛10万吨、东立5万吨、宝丰5万吨、通威12万吨，集中调试爬坡贡献产量。10月硅料产出预计达到15万吨（65GW），硅料供给环比增幅11%。
需求方面：由于硅片价格快速下降，利润压缩，同时硅片环节面临不断提升的库存销售压力，部分专业硅片厂开始不同程度减产应对。对于硅料采购也是尽量消耗库存，谨慎采买硅料，硅料需求走弱。
价格方面：当前阶段拉晶厂与硅料厂进入价格博弈阶段，尽管当前硅料厂库存水位处于低位，仍有一定谈判优势。随着硅料供给逐渐增加富余，另外在硅片成本倒逼下，硅料价格或将迅速出现向下拐点。硅料降价幅度或将逐步加剧，Q4季度硅料价格水平或将再次回归至二三线硅料厂成本水平。
硅料市场继续承压运行。本周硅料市场继续承压，由于硅料库存尚处于可控区间，价格无明显调整，但下游各环节仍未有止跌趋势，硅片企业减产明显，对于硅料需求收缩明显，业内对于硅料后市均看空为主，且随着下游采购积极性减弱，硅料库存也逐步累积，价格也将下行。
1.1.2硅片价格分析
硅片库存承压，排产降低，总体供给大于需求，价格进入下行通道
供给方面：当前硅片开工率两级分化，部分专业化硅片厂开工下调，一体化大厂仍然保持高开工，预计9月份硅片产出达62GW，环比降低3%。但当前库存累积约20GW，尽管10月产出下调，库存+当月产出预计仍将大于下游需求。从尺寸类型上看，182常规尺寸减少明显，尺寸加速向182.2、183.75转移，210尺寸也降低明显；从PN类型上看，N型产出随着下游TOPCON产能爬坡，产出也继续增加，N型产出预计将达到23GW，占比37%。P型产出降至40GW，占比63%。
需求方面：10月份，TOPCON新电池产能陆续进入规模化量产爬坡阶段，继续加速对N型硅片的需求；P型硅片继续由原有PERC产能消耗，当前阶段由于电池环节在前期硅片上行期囤积有一定硅片库存，对硅片刚性采购需求较差，对硅片价格形成压制。10月份在下游继续降价预期下，下游对硅片采购策略仍将保持谨慎、压价心态。
价格方面：本周硅片价格持续阴跌。随着下游电池片价格的继续走弱，今日硅片价格共振下跌，价格继续走低。目前硅片库存压力巨大，厂家出货压力骤增，业者对于后市仍看空，厂家降低排产来缓解压力。但下游电池片仍未有止跌迹象，对硅片采买积极性较为有限，预计短期内硅片价格仍将继续承压。
本周市场价格成交混乱，一线企业挺价情绪浓厚，二三线企业出现低价抢跑。M10单晶硅片（182 mm /150μm）成交均价降至2.73元/片，周环比降幅1.8%；N型单晶硅片（182 mm /130μm）成交均价降至2.84元/片，周环比降幅1.39%；G12单晶硅片（210 mm/150μm）成交均价降至3.62元/片，周环比跌幅为2.16%。
本周两家一线企业开工率维持在90%和80%。一体化企业开工率降至80%-100%之间，其余企业开工率降至50%-70%之间。根据各家目前生产计划计算，10月硅片产量再次下调预期至52-53GW，环比减少13.5%。
1.1.3电池片价格分析
组件价格继续下行压力继续传导至电池，电池价格继续承压
供给方面：10月份，在“双节”假期期间，电池继续保持满产状态，整体产出有望接近60GW，环比增幅3%左右。TOPCON产能继续大幅提升，N型产出有望增至19GW左右，环比增幅8%左右。从产出类型上看，N型高效集中于工艺成熟的头部企业，效率两极分化严重，高效电池需求依然乐观，但新厂家调试爬坡期间大量中低效率电池继续累库，出货压力巨大；P型产能通过转向182.2、183等定制化尺寸来提升功率，210尺寸继续保持小规模生态模式，其他矩形（184、185.3、186.8、191.6等）尺寸继续小批量定制生产。
需求方面：“双节”期间，一体化组件大厂排产继续维持高位，需求仍然乐观。但专业化组件厂订单不足，成本压力巨大，普遍放假减产，阶段性对电池需求下降明显，电池也进入累库时段。然而节后大量专业化组件厂复工提产并不明显，整体需求仍然不及预期。从需求类型上看，N型高效需求仍然较好，中低效产品随着产出继续大幅增加，出货压力持续增大。P型电池，虽然在国内集中式项目逐渐起量带动下，组件厂库存巨大，且二三线及专业化组件厂复工提产不明显，短期也面临一定出货压力。长期来看，P型电池成为行业唯一负增长的产能，后续如遇项目方大量集中启动P型交货情况，P型电池可能存在阶段性紧张的可能。
价格方面：电池片价格持续下行。目前电池片通过降价清库，库存有所减少。在供需失衡的行情下，电池片价格一降再降，价格贴至成本线运行。当前电池片企业出货压力较大，下游组件企业减产、停产，组件以观望为主，对电池片提货意愿弱，采购需求降低。企业报价一低再低，市场稍显混乱。10月电池片排产和库存仍维持高位，预计后期电池仍有降价可能。
1.1.4组件价格分析
组件价格弱势运行。组件市场内卷仍在继续，光伏组件产能过剩叠加上半年企业出货不及预期，组件企业为完成全年出货指标，不得不大打价格战，一线企业继续跌价让利抢占市场。昨日华电集团第三批光伏组件集采开标，P型组件最低价为0.993元/瓦，已经低于1元/瓦。组件价格目前已陷入了“降无可降”境地，组件企业的利润空间恐将越来越小。当前光伏组件环节的竞争已到白热化，组件价格短期内或很难回调。市场上终端客户观望情绪日益加重。
电池端，M10单晶PERC电池成交价降至0.56元/W，环比下降3.45%。
组件端，M10单面单晶PERC组件降至0.993-1.2元/W。
值得注意的是，10月18日，华电2023年第三批光伏组件集采进行开标。根据开标价格来看，标段1-4的N型招标最低报价为1.131元/瓦，最高报价为1.26元/瓦，整体均价为1.196元/瓦。标5为N型框架标，最低报价为1.08元/瓦，最高报价为1.25元/瓦，整体均价在1.152元/瓦。标6为P型框架标，最低报价为0.9933元/瓦，已跌破1元/瓦，最高报价也仅为1.1871元/瓦，整体均价落在1.1元/瓦左右。
1.1.5光伏玻璃价格
光伏玻璃3.2mm镀膜：3.2mm镀膜光伏玻璃报价26.5-28.0元/平方米，价格暂稳。2.0mm镀膜：2.0mm镀膜光伏玻璃报价18.5-20.0元/平方米，价格暂稳。
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。
石英砂国内高纯石英砂内中外层砂继续维持稳定。龙头企业外层砂价格为10-12万元/吨、中层砂价格19-23万元/吨、内层砂价格39-44万元/吨。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。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 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升
铜 25日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
产量不及预期。9月部分硅料生产意外频出。
9月多晶硅实际产量13.52万吨，较此前9月的预计产量下滑约0.45万吨。环比8月的13.01万吨增长3.9个百分点——多晶硅排产继续增长，但产量增速不及预期。
9月产量环比8月继续增长，其增量主要来自于一方面，新特、协鑫、通威等头部企业已投产线的继续爬坡。
另一方面，来自于上机、宝丰等9月新投产线的投产。
除此之外，9月多晶硅市场整体热度仍在且多晶硅企业利润明显，其余产线多数继续保持稳定生产。
硅片10月排产临时大下调。十一假期结束之后，硅片企业相继大幅下调自身10月开工率，截至目前，10月硅片排产已经降至56GW左右。
较9月末市场对硅片企业64GW排产预期，下降幅度达12.5%。
造成硅片企业纷纷临时下调排产的首当其冲的原因便是库存水平的大幅提升，据统计，截至目前，国内硅片企业库存多达21GW左右（27亿片），较9月底库存上升27.3个百分点。
而硅片+电池片企业手中硅片总库存量多达25.7GW。节前电池片集体“减采”硅片的后续影响进一步体现。硅片企业迫于库存压力开始减产。
另一方面，硅片价格自假期前夕开始“首降”后续更是一路跌跌不休，目前市场主流拿货价格已经跌至2.6元/片甚至更低，较前夕跌幅达到22.3%，价格的快速下跌以及市场对未来的看弱导致硅片企业的信心大打折扣，处于对未来的担忧以及前几轮市场走跌的经验，硅片企业开始主动下调排产。
头部企业仍有进一步下调开工率的可能，月底10月实际排产可能仍有一定下降空间。
对于后续上游硅片、多晶硅价格，SMM仍持较为悲观态度。
首先从多晶硅方面而言，随着硅片企业稼动率的突然下跌，本就供应有所过剩的多晶硅情况更加不容乐观叠加目前硅片企业有意减少自身多晶硅库存水平，SMM预计10月底国内多晶硅库存有望达到8万吨水平，对应的随着月底新一轮签单来临，多晶硅价格也将出现走跌。
对于硅片而言，一方面，上游多晶硅的价格若走跌将给予其充足的让利空间。
更为主要的是下游需求的孱弱以及整个市场情绪的“悲观”。
目前组件企业减产消息频频流传，15日甚至有某二线组件企业三个N型基地夜班减产50%的消息传出。
同时电池片已有多家企业传出减产消息，市场整体低迷，企业采购态度谨慎。
在此大背景下，硅片价格后续仍将走跌。
甚至对于整个Q4对应终端需求不及预期，组件库存高达120GW以上等情况下，硅料、硅片价格难有起色。
逆变器价格区间无异动，分布式10-11月内滚动并网需求较高，拉动主流功率工商业逆变器出货，供给稍显紧缺。整体国内需求旺季的到来对价格形成有效支撑，亦有部分企业小幅调整主流机型价格以提高出货量。
这些光伏项目，容配比最高至1.6:1
随着光伏组件价格下降、光伏电价下降，光伏组件相对于逆变器超配，已经成为光伏电站设计中广泛采用的设计方案。
按照规范，最高可以采用1.8倍的容配比。在实际的光伏电站中，超配最多会有多高？本文选取了今年开工的10个高比例超配的电站设计方案，容配比均在1.4及以上。
当然，实际项目中，高容配比项目很多，本文仅选取不同集团、不同省份的项目进行举例。
从场址分布来看，包括重庆、湖南、河北、湖北、贵州、新疆、江苏、广西、云南等省份；
从投资企业来看，包含华电、华能、大唐、深圳能源、国家能源集团、国电投、三峡等。
华电集团：重庆项目1.6:1
重庆是全国太阳能资源较差，因此容配比可以更高一些。
华电集团的重庆云阳宝坪30MW农（林）光互补光伏发电项目总承包招标文件显示，该项目交直流规模分别为22.4MW/35.75MW，容配比为1.6:1。
大唐集团：湖南项目1.56:1
除了重庆之外，湖南也是太阳能资源较差的地方，项目采用的容配比往往也比较高。
大唐华银益阳市赫山区兰溪渔光互补光伏发电项目项目总承包招标文件显示，该项目交直流规模分别为90MW/140MW，容配比为1.56:1。
10月的各环节单瓦盈利情况，与之前完成的3月、8月的单瓦盈利情况分析对比，如下图所示。
从上图可以看出，3月、8月、10月，组件环节均处于成本、售价倒挂的情况，单瓦利润为负。
3月、8月，一体化企业的净利润尚为正值，但10月份，不含硅料的一体化企业虽然有一定毛利，但净利润已经为负值
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年10月19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10月19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。
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。
三一重能预计2023年全行业装机容量为55-60GW左右，明年在60-70GW左右。双碳目标、风电平价后比较好的投资收益率、国家支持新能源投资建设等因素，都使得风电有较好的发展前景。
技术端——对于海上风电机型在双馈与半直驱路线均有技术储备，双馈在近海和中海比较有优势，半直驱在大兆瓦、远海比较有优势，两种技术路线在优势区域会存在一定的重叠，根据具体情况进行技术路线选择。
风电：板块分化严重，整机毛利率下滑，零部件盈利明显改善。上半年海风装机不及预期
风电展望：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
毛利率有望修复的风机环节：（23Q3风机价格平稳+原材料价格回落，23Q3高毛利的海风风机出货占比提升）
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
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
2、N型硅片
3、薄片化（影响金刚线、切片机）
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）
晶科能源：单位盈利良好，业绩超预期
公司发布2023年前三季度业绩预告，2023Q1-3实现归母净利61.4~65.4亿元，同比+266.36%~290.22%。其中2023Q3实现归母净利22.97~26.97亿元，同比+197.99%~249.88%，环比+5.14%~23.45%，扣非归母净利为22.94~26.94亿元。
2023Q3公司业绩预计位于中枢附近，超出市场预期，TOPCon及美国占比提升、硅料成本降低带动单位盈利超出预期。具体来看，公司组件出货超21GW，其中TOPCon超13GW。公司对美发货顺利，2023Q3预计在1GW+水平。三季度在美国市场以及TOPCon占比提升背景下，公司盈利约0.12元/W（2023Q2约0.13元/W），维持良好。减值、汇兑以及补贴整体预计在持平左右。
公司全年出货指引为70-75GW，前三季度出货已超52GW，公司全年出货有望达到上限。产能结构上，2023年N型出货占比预计将达6成，年底N型电池产能占比预计将超过75%；TOPCon组件相对perc全年有望保持0.06-0.1元/W的溢价水平，市场结构上，公司美国市场占比2024年预计提升至10%左右，保障公司盈利。
2023Q1-Q3公司实现组件出货52GW（测算单瓦盈利约0.12元/w），其中N型组件出货占比约为57%（约30GW）；2023Q3预计公司实现组件出货21GW（测算单瓦盈利0.11-0.13元/w），其中P型组件出货7.4GW（测算单瓦盈利0.08元/w），N型组件出货13.6GW（测算单瓦盈利0.14元/w）。23Q3整体单瓦盈利环比二季度基本维持，体现出公司较强的盈利能力。
钧达股份：2023年前三季度净利润预计增长290%～340%，公司产品结构以N型为主，N型产品占比达62.46%，电池片出货量为19.55GW，同比增长182.75%。
10月8日，天合光能发布2023三季报预增报告，预计2023年前三季度净利润为45.63亿元到55.77亿元，同比增89.94%到132.15%。
东方日升三季度业绩预告显示，2023年前三季度，预计公司净利润达12亿元—13.8亿元，同比增长60.56%—84.65%；扣非净利润达15.2亿元—17亿元，同比增长97.44%—120.82%。
阿特斯预计 2023 年前三季度实现归属于上市公司股东的净利润为人民币260,000.00 万元到 310,000.00 万元，与上年同期相比，将增加 134,342.47 万元到 184,342.47 万元，同比增长 107%至 147%。
10月光伏产品利润情况：一体化也无净利。
根据当前各环节光伏产品的成本、价格，
2023年10月不同环节产品成本、售价、利润情况
光伏企业海外产能。
有30家企业有海外产能布局以及海外建厂的计划，合计拥有或者规划中的产能为硅片26.6GW，电池61.45GW，组件73.65GW。这些海外产能的布局呈现出如下特点：
1）东南亚是重点
2011年，美国商务部正式立案对产自中国的太阳能电池进行“双反”调查。2014年美国商务部发起二次双反调查。这次不仅包括了电池组件，层压板，面板和建筑一体化材料等。随着两次双反调查政策的出台，中国光伏企业纷纷布局东南亚，以东南亚为跳板，进入美国市场。这其中布局东南亚的光伏企业就包括隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯等龙头企业。
2）全产链布局
除电池、组件等核心环节之外，旗滨集团、海优新材、福斯特等纷纷在东南亚建立光伏组件封装材料产线。鑫铂股份、永臻科技建设铝边框产线。这些辅材环节企业出海为电池、组件企业形成产业链配套，有利于中国光伏企业在海外立足，并形成集群效应。
3）美国仍是重中之重
美国市场一直以来为中国光伏企业所重视，这不仅因为美国市场有更高的利润，而且也因为美国有更广阔的市场前景。据研究机构预测，未来五年，美国光伏装机总量将从现在的142GW增至2028年的378GW。今年以来，隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯先后宣布赴美设厂。在这些龙头企业的带动之下，更多中国光伏企业可能投资美国光伏制造工厂。
4）尝试进入新兴市场
近年来印度、中东、土耳其等新兴市场，光伏装机增长速度加快。中国光伏企业海外产能布局不止局限于东南亚，美国等地，开始向中东、印度、土耳其等国延伸。例如今年以来，硅片龙头TCL中环宣布在沙特建设硅片工厂，而近来协鑫科技相关人员也表示有意在中东建立颗粒硅产线。除此之外，阳光电源、中信博、上能电气纷纷布局印度市场。航天机电、苏美达、腾晖光伏则将土耳其设厂。
光伏出口：9月组件出口环比继续回升。
据海关数据，9月电池组件合计出口额33.7亿美元，环比持平，考虑到海外组件降价，#测算9月出口22GW（组件18.5+电池3.5），#同比增51%，环比增5%，继续保持回升趋势，预计出口增长来源于亚非拉等新兴市场；加上硅片出口， #1-9月合计出口227+GW，同比增36%，22年全年出口217GW；
预计9月国内光伏装机15-16GW，环比基本持平，#9月综合考虑国内装机及出口合计45GW左右，环比微增，1-9月累计375GW，同比增长65%！
2023年8月18日，美国商务部发布终判结果认定部分厂家从柬埔寨、马来西亚、泰国、越南四国光伏产品出口有规避反倾销、反补贴关税的事实，但因前述2022年6月美国总统给予柬埔寨、马来西亚、泰国、越南四国地为期24个月的反规避关税免征缓冲期，因此在结束日2024年6月6日之前（或者美国总统提前结束紧急状态）东南亚光伏产品仍然可以豁免反倾销反补贴关税并进入美国市场。但在24个月豁免期过后，前述东南亚四国未使用我国硅片制造的太阳能电池或虽使用我国硅片制造的太阳能电池但同时使用指定6种组件辅材（银浆、铝框、玻璃、背板、胶膜、接线盒）中不超过2种我国组件辅材而制造的光伏组件出口到美国，才能认定不构成规避行为，否则将被征收双反关税。
目前，我国以外的硅片及部分指定组件辅材产能较少，在豁免期过后，若位于上述东南亚四国的光伏产能无法获得稳定且能满足要求的硅片或指定组件辅材，将对我国光伏产品的出口贸易造成一定不利影响。
针对上述双反调查，光伏企业纷纷采取了积极有效的应对：一是加强技术创新，进行上下游多个环节的生产工艺优化，有效降低成本和提高竞争力；二是在越南、柬埔寨等东南亚国家建设了光伏产品的直接生产基地，生产“全球制造”的光伏产品，并持续将产业链在全球范围内向上游拉棒、切片甚至硅料环节延伸；三是配套产业链的海外布局，在全球市场进一步布局玻璃、背板、浆料、EVA、边框、接线盒等核心辅材，提升“全球制造”的供应链价值占比。上述应对措施将从根本上降低并消除部分国家和地区所提出的“双反调查”的影响。
10月17日，欧洲议会内部市场和国际贸易委员会批准并修订了一项草案，拟创建一份全球强迫劳动高风险地区和行业名单。报道称，该提案涵盖所有产品，不针对特定公司或行业。
2.2 光伏2023年4季度整体格局及光伏电池片组件行业研究分析
1、技术端
1）近日，弗劳恩霍夫太阳能研究所(Fraunhofer ISE)和NWO-Institute AMOLF研究所开发出一种效率高达 36.1%的多结太阳电池，打破了硅基太阳电池的此前记录。
这种创纪录的太阳电池结合了 "硅TOPCon "太阳电池(一种由 Fraunhofer ISE 研发的新型高效电池)和由磷化铟镓(GaInP)和砷化镓(GaInAsP)组成的两个半导体层(同样由 Fraunhofer ISE研发)。
堆叠的材料上还涂覆了由AMOLF开发并由两家研究机构联合制造的、精心设计的金属/聚合物纳米涂层。设计中加入的背反射器增强了太阳电池内部的光捕获，标志着效率首次突破36%的里程碑。这项成果是上周在里斯本举行的欧洲光伏太阳能大会(EU PVSEC)上公布的，并得到了Fraunhofer ICON计划的资助。
2）隆基绿能预计2025年BC市占率10%以上，继上月宣布拟投资建设铜川年产12GW高效单晶电池项目后，日前公司再次发布基于HPBC电池产品Hi-MO X6。较去年11月发布的产品Hi-MO6，在转换效率方面进一步提升。
该产品的目标市场，依然清晰指向分布式场景，并通过短边边框和组件玻璃等设计提升防积灰能力，降低发电损耗。预计未来两三年内，BC电池有望与PERC电池成本持平。
最新发布的Hi-MO X6防积灰组件重点面向分布式市场。采用的是其自研的HPBC电池，转换效率25.5%，组件效率达到22.8%。实证数据显示，同面积下其较PERC产品发电量提高11%，较TOPCon高3%。
针对户用市场，该产品是业内首款防积灰产品，利用雨水冲刷带走灰尘，带来2.04%的平价发电增益。到2025年，BC电池组件的市占率从目前的1%-3%，过渡到10%-15%的市场份额。
目前BC电池的成本问题，仍然是其市场化推广的重要影响因素。目前来看，BC电池还有“三提一降”的过程，即提升发电转换效率，提升产能规模，提升产品良率，以此实现成本的进一步下降。
3）744.43W！异质结组件新记录
近日，经权威第三方检测认证机构TÜV南德认证，华晟喜马拉雅G12-132版型异质结组件功率达到了744.43W，转换效率23.96%，创造了光伏异质结组件功率和效率的新纪录。
据悉，该组件采用的是由华晟宣城四期电池项目自主生产的双面微晶G12-20BB异质结电池片。
经过近两个月的产能爬坡，宣城四期电池项目的最高量产批次平均效率已提升至26.2%，有力支撑了组件更高的功率输出，配合日益成熟的丁基胶+光转膜封装工艺，成就了喜马拉雅G12-132版型异质结组件功率再创新高。
4）户外多风气候实证：至尊组件双面增益达8.82%，高可靠性、高发电量再获验证
近日，第三方权威检测认证机构鉴衡进行的极端气候户外实证报告出炉：天合光能至尊600W+系列组件在张北常年多风天气下，运行表现优异，EL图像无缺陷，与至尊600W+单面组件相比，双面组件发电增益高达8.82%。再度证实至尊组件应用于常年大风地区光伏电站的卓越可靠性，用品质护航客户价值。
政策风险：据海外媒体报道，韩国OCI Holdings的多晶硅产品已获得美国海关和边境保护局（CBP）颁发的事实上的海关认证，美国海关和边境保护局（CBP）正式批准放行使用韩国OCI公司的多晶硅原料生产的中国光伏组件。美国放开对使用韩国OCI光伏产品的限制，如若消失属实，让中国光伏产品出口美国更加强一层顾虑。
2021年初，美国众议院通过《禁止强迫劳动法》，其中注明，任何材料即使含有来自新疆的单一成分，或涉嫌在新疆使用过任何劳动力，都会被禁止进入美国。2021年6月，美国商务部将5家新疆多晶硅企业纳入黑名单，包括：合盛硅业、新疆大全新能源、新疆东方希望有色金属、新疆协鑫新能源材、新疆生产建设兵团。上述企业向美国出口、再出口和转让技术将需要获得额外的许可。2022年8月，美国海关正式执行《维吾尔强迫劳动预防法》（UFLPA），以新疆多晶硅强迫劳动为由，陆续扣押中企1053批太阳能电池板，总价值高达16亿人民币。意想不到的是，暂扣令实施以来，美国光伏终端市场备受缺货煎熬，2022年第三季度美国新增光伏装机仅1.877GW，由于无法获取充足的光伏组件，近23GW的光伏项目被推迟，此后不得不陆续放行。然而在今年7月，PV Magazine相关报道显示，美国海关已经将采用通威多晶硅的隆基组件排除在美国市场之外，据其进一步调查称，采用正泰多晶硅（正泰持股青海丽豪24.0081%的20万吨高纯晶硅项目2022年中投产）的组件也已被海关扣留，接受UFLPA 的审查。
全球超85%的多晶硅产能来自中国，超50%的硅料产能来自新疆。即便在新疆之外，中国之内，仍然有通威（四川乐山、云南保山、内蒙古包头）及正泰（青海）的多晶硅有扣留风险。保险起见，中国光伏组件想要出口美国，组件企业只能采用海外硅料厂生产的硅料。中国头部硅料厂商之外，德国瓦克、韩国OCI、美国Hemlock都有可观的硅料产能。绑定海外硅料大厂，晶科将从2021年9月至2026年12月向瓦克采购超过7万吨多晶硅；晶澳于2016年于汉姆洛克签单10年硅料长单，单季度采购1250吨硅料；隆基将于 2021年3月至 2024 年2月期间向OCI采购多晶硅料约 7.77 万吨。
2.3 光伏设备、原料辅材辅料行业
光伏设备
光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线化、0BB。
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%。
光伏原料辅材辅料
工业硅——合盛硅业
硅胶
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
金刚线——美畅股份
光伏银浆——聚和材料
光伏边框——永臻科技
光伏胶膜——福斯特
光伏玻璃——信义光能&福莱特
光伏背板——中来股份
光伏焊带——宇邦新材
接线盒——通灵股份
靶材（HJT）
碳碳热场
工业硅——多晶硅乃晶硅电池组件的原材料，而多晶硅制造，原材料占比40%以上，主要以工业硅和三氯氢硅为主。
2023年半年报显示，截至今年6月末，合盛硅业工业硅产能122万吨/年，有机硅单体产能173万吨/年。据官网信息显示，合盛工业硅产能自2014年起位居世界第一，有机硅产能自2021年起位居世界第一。
金刚线——硅片切割是硅片制造的核心工序之一，金刚线细线化是硅片切割技术进步及降本的指向标。据了解，为保证切割所需的张力以及切割过程中的张力波动余量，可用于光伏硅片切割的常规高碳钢丝极限线径约35μm,而目前用于切割的钢线已经非常接近甚至已经到了35μm，进一步细线化困难。而钨丝因为较高的破断力，替代趋势愈发明显。
高碳钢丝金刚线技术路线及钨丝金刚线。
金刚线主要用于光伏硅料切割环节，盈利水平高。其切割效果直接影响硅片的质量及光伏组件的光电转换性能，对光伏降本影响重大。光伏用钨丝尽管有较多瑕疵，但潜力较大，处于产业化初期；碳钢丝尽管成熟，但潜力已几乎到极限。
“大尺寸+薄片化”已成为硅片环节的主要发展方向，也是金刚线母线向钨丝转换的催化剂。这就要求金刚线在更细的情况下，具备更高的切割力和破断力。产业链中引起母线变革的上游钨丝头部厂商包括中钨高新、厦门钨业等；金刚线头部公司包括美畅股份、高测股份、产能高速扩张的恒星科技、以及率先实现钨基金钢线批量供应的岱勒新材等。
高测的新增长点在于——代切硅片。2022年，高测硅片及切割加工服务实现营收9.29亿元，而仅2023年上半年，代工服务实现营收8.4亿元，已经快赶上去年全年的收入了。此外，公司毛利率顶着行业寒冬，由2022年的41.51%提高到了46.76%。
切片代工的逻辑：硅片的非硅成本中，占比前三分别是坩埚、金刚线和设备折旧，分别为37%、13%、11%（数据来自Solarzoom，成本包括硅片生产的全部环节，坩埚主要用于晶棒的生产，金刚线主要用于切割）。也就说，高测只要保证自己切的硅片良率更高，就能通过做大代工的规模来不断摊薄设备折旧的成本，而公司自产金刚线，这部分利润可以直接计入到代工收入里面。只要其他硅片生产公司的切割良率不能达到100%，或者达不到高测的同等水平，那么高测代工的业务可以一直发展下去。
从切片的技术上看，为保证切割的一致性和稳定性，难点主要有两处：1) 金刚线布线: 切片机的自动排线系统首先将一根长度80-200km、直径36μm及以上的金刚线均匀、精密地缠绕在切割区域内的3根主辊上，单根金刚线并排布置成约由近4000根、间距低于235μm的金刚线线网，然后再被收线轮从切割区域引出；2) 金刚线线速和张力控制: 在硅片切割过程中，金刚线网的线速度在 4 秒内从静止状态加速至 2400 米/分钟，在 2400 米/分钟的线速度工况下持续运行30 秒后，在4秒内从2400米/分钟减速至0米/分钟，随后反向加速至 2400米1分钟，持续运行 30 秒后，再减速至0米/分钟。同时，在金刚线网的往返高速运动中，金刚线的张力波动需控制在±0.5牛顿以内，否则金刚线容易断线。
参数具体表现为硅片总厚度变化 (TTV) 均值和线痕均值降低。高测通过在金刚线、切割设备上的协同研发，不断推进切割工业升级，提高切割速度和切割良率。只要高测切割设备良率和速度一直保持行业领先，那么新晋厂商买的设备很可能在未来需要更新，那么还不如直接让高测代工，以规避掉这部分风险。高测通过规模的优势，可以更早地将设备投入的成本赚回来。
除了工艺上的改进和良率提高带来的优势，代工的主要的逻辑还在于设备折旧，只要规模足够大，平摊到每片硅片上的厂房、设备折旧可以更低。这点主要针对新进入行业的玩家，新玩家除了在切割技术上可能达不到高测的良率外，还要承担厂房和设备的折旧，如果新玩家刚开始因开工率不高（可能是新产品卖不出去），需要在运营初期面临较高的折旧费用，拖累当期业绩，而现在只需通过服务费的方式，将这部分风险转移掉。相应的，高测只需将产能扩大，提高开工率，便可通过规模效应，降低折旧带来的风险，这是双赢。因此，只要硅片环节有新的产能进入，高测这套代工模式可以一直玩下去，当然前提是金刚线切割技术短期内不会有大的变化。
据统计，高测切片代工规划产能95GW，预计2023年末将达产40GW。1) 产能规划: 2021年以来，公司已在乐山、盐城、安阳、宜宾投资建设四大切片基地；截至2023H1，公司硅片切割加工服务规划总产能达70GW。此外，公司还与东方日升签订 10GW 100um 厚度及更薄厚度的N型异质结半片超薄硅片切割代工协议。
高测股份是国内领先的高硬脆材料切割设备和切割耗材供应商，自主研发并同时掌握金刚线制造技术和金刚线生产线制造技术。依托技术闭环优势，公司金刚线生产技术不断进步，产品品质不断提升，竞争力持续增强，同时持续推进行业金刚线细线化进程，公司已批量供应36μm及34μm线型，并已推出30μm线型金刚线，同时储备更细线型高碳钢丝金刚线以及钨丝金刚线切割技术，助推公司光伏切割耗材市占率得到迅速提升。
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
石英坩埚是拉制大直径单晶硅棒的关键器材，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒。基于单晶硅片纯度的要求，石英坩埚在一定周期内加热拉晶完成后直接报废，属于高耗材。
石英坩埚的原材料为石英砂，石英砂品质决定着石英坩埚的质量，也极大程度影响着单晶硅棒的质量。石英坩埚分为外层和中内层，外层主要用于散热，一般采用国产石英砂，中内层对原材料要求更高，以进口石英砂为主。今年以来，随着需求暴涨，高纯石英砂产能紧缺，进而引发一“埚”难求，坩埚也成为多家龙头企业扩充产能的重要一环。
石英砂龙头企业为石英股份，其可供应中内层砂，且主导新增产能。财报数据显示，石英股份积极推进产能扩张，在实现20000吨/年高纯石英砂量产的情况下，60000吨/年高纯石英材料项目稳步推进建设，预计2023年下半年可实现投产。
而石英坩埚，下游硅片行业隆基、中环的“双霸”格局，直接主导了石英坩埚行业的竞争态势，与两家霸主形成稳定供货关系的欧晶科技、江阴龙源、宁夏晶隆等占据着主要份额。以欧晶科技为首，其规划产能25-27万只/年。
石英股份预计三季度出货1.5万吨，净利润27亿。
光伏热场（耗材）——热场是用在硅片拉晶过程中的耗材，主要包括位于单晶炉内的坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。其中坩埚的作用是承载内层的石英坩埚，石英坩埚中放臵熔融硅料；导流筒的作用是引导气流，并阻止外部热量传导至内部，使硅棒生长的速率提升；保温筒的作用是阻止内部热量向外传导，构建热场空间；加热器的作用是提供硅料熔化的热源。传统热场为石墨热场，而碳碳复材热场在一些高端应用领域和一些先进的硅片生产设备中得到了广泛应用。随着碳碳复材技术的不断发展和成本的降低，预计其在未来会继续扩大市场份额，可能逐渐成为市场的主流。
碳碳复材热场的优势：承载能力和性价比高 碳碳复材热场产品理化性能优、性价比高。热场系统内部不同部件用途各异，核心性能要求不同，而碳碳热场多方位指标均优于等静压石墨热场。从抗折强度看：外部热场坩埚核心性能指标，关系到其承载石英坩埚的能力。
单晶硅棒向大直径、大尺寸化方向发展，坩埚直径和承载硅料量也相应增加，对坩埚抗折强度的要求也逐识别风险，而碳基材料抗折强度明显优于等静压石墨。
从性价比上看：碳碳复材热场高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少部件更换次数，提高设备利用效率，随着产品生产成本下降，碳碳热场综合性价比优势显现。
总结——热场是在硅片拉晶过程中使用的耗材，包括坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。碳碳复材热场在热场系统中表现出优越的理化性能和性价比。它具有较高的抗折强度，适应了单晶硅棒向大直径、大尺寸化的发展趋势，增强了承载石英坩埚的能力。同时，碳碳复材热场的高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少了部件更换次数，提高了设备利用效率。随着生产成本的下降，碳碳热场展现出明显的综合性价比优势。
在二季度末，光伏碳碳热场价格的跌幅已逐步缩窄，目前维持在30万元/吨左右的价格水平，热场价格自六月触底企稳、已跌破二三线厂商成本线。截至23年8月，碳碳热场价格已下探至30万元/吨以下，目前价格已降至非一线厂商成本线，盈利见底。目前仅头部厂商实现微盈利，二三线厂商开工率持续低于20%，光伏热场价格有望触底回升，迎来反转。
近期光伏热场价格出现反弹趋势，有部分厂商在四季度热场招投标过程中提高价格，光伏热场价格有望触底反弹，提价趋势有望落地延续。
#下游硅片开工率提升、叠加新投产能引价格回暖。硅片盈利持续向好，开工率提升显著，9月硅片排产增加至63GW，环比+8%，带动热场需求持续旺盛。此外硅片新投产能相继落地爬坡，头部热场厂商订单饱和，价格回暖。
光伏银浆——在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，约占光伏电池片成本的10%，光伏银浆直接影响着光伏电池的转换效率。光伏银浆主要由高纯度的银粉、玻璃粉、有机原料等成分组成。其中银粉占据银浆成本最主要的部分，并与太阳能电池的导电性能直接相关，直接影响到电极材料的体电阻、接触电阻等。
光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆，其中，正面银浆是主导产品，需求量占比超70%。正面银浆曾长期被海外龙头所垄断，有数据显示，2015年时国产正面银浆市占率仅5%左右，但2021年这一数字已迅速上升至61%左右，并且继续提升。
国产银浆“三雄”聚和材料、帝科股份、苏州固锝。2023年上半年，聚和材料正面银浆出货量为844吨，较比上年同期增长23%，继续保持行的领先地位。2022年聚合材料全球市占率达41.40%。
低温银浆、银包铜、电镀铜。光伏银浆行业正处于“整体需求稳步增长+低温银浆高速增长+国产化率持续提升”三期叠加的发展阶段。
随着HJT方案对于银浆消耗量的大幅提升，银浆供给未来可能存在担忧，能够完全解决对银的需求问题是更多组件厂商更终极的目标。
主流光伏银浆厂商在低温银浆领域的进展：苏州固锝研发的新一代高效低量快速印刷低温银浆产品在耗量降低近30%，印刷速度快20%的情况下还能保持转换效率的优势，实现了向钜能等客户的大批量供货；帝科股份计划投资约4亿元建设年产5000吨硝酸银项目、年产2000吨金属粉项目、年产200吨电子级浆料项目，通过一体化布局进一步降低成本，同时加强供应链的稳定性和加速银粉的国产化进程。
银包铜有望成为近一两年的银浆主流降本技术，当前银浆降本银包铜方案进入性能/寿命测试，电镀铜方案和设备的研发正在加速推进。应用银包铜技术不需要增加产线设备，只需进行浆料更换和小幅改进。
电镀铜效率高，无寿命风险，随着设备和工艺成熟，后期有望替代银包铜，成为最终方案。东威科技、太阳井、捷得宝等正在开发HJT电镀铜设备。迈为与SunDrive合作，多次打破铜电镀HJT电池效率纪录。
全年TOPCon银浆产品销量占比预期在50%左右。
相较于PERC银浆，TOPCon银浆的加工费要高40%-50%,HJT银浆加工费会比PERC和TOPCon更高。PERC电池银浆已经做到80%以上的国产粉占比；TOPCon电池正、背面银浆综合起来看，年底国产粉导入有望达到50%左右占比；HJT产品目前还是以进口银粉为主。
2023年全球银浆需求合计超4500吨，2024年将继续增加1000吨左右需求，达到5500吨以上。
光伏胶膜及胶膜原料粒子——光伏胶膜位于电池片上下两侧，为光伏组件中电池和背板、电池和玻璃之间的粘接材料，属光伏组件的关键封装材料，对太阳能电池组件起到封装和保护的作用，能提高组件的光电转换效率，并延长组件的使用寿命。
按照技术类型，光伏胶膜主要包含EVA胶膜、POE胶膜，其中前者又包含白色EVA胶膜和透明EVA胶膜，后者包含纯POE胶膜和共挤POE胶膜。目前，占据市场主流的仍为EVA胶膜，但随着N型技术的大规模量产，具有优秀阻水性能和抗PID性的POE胶膜需求渐起。
EVA胶膜以EVA树脂为主要原材料，POE胶膜以POE树脂为主要原料，EPE胶膜则是EVA+POE+EVA结构，是由POE和EVA树脂通过共挤工艺而生产出来的交联型胶膜。
EVA凭借较佳的光学性能、粘结性、成本相对低廉且适配P型电池组件结构，是当前市场上最主流的光伏胶膜。
N型电池与组件对防水性要求提高，而POE以其更好的水汽阻隔率与耐候性能、抗PID等，与N型有更好的适配性。
EVA供给2023年继续紧缺并有望在2024年缓解，POE预计将在2023/2024年持续紧缺。
光伏胶膜市场集中度较高，行业竞争格局较为稳定，但新进入者众多。目前各大胶膜厂已实现上市融资并加大扩产速度，有能力锁定紧缺上游资源的胶膜企业将持续扩大市占率优势。光伏胶膜市场，福斯特占据着一半以上的市场份额。2023年上半年福斯特光伏胶膜出货96,724.20万平米，同比增长57.15%。年报披露，福斯特光伏胶膜产品覆盖了透明EVA胶膜、白色 EVA胶膜、POE胶膜、共挤EPE胶膜等当前市场上主要的产品种类。
光伏胶膜企业在POE胶膜的进展情况：
福斯特针对高效TOPCon电池、HJT电池、SMBB组件、IBC组件等新技术推出了多系列封装材料组合解决方案。
海优新材TOPCON单层POE胶膜已开始批量供货，根据TOPCON的单玻、双玻组件类型公司均可提供不同新型胶膜解决。
赛伍技术针对TOPCon 电池组件，公司的TOPCon 专用POE 胶膜在部分一线组件厂商已测试合格，开始小批量试用。
鹿山新材设立鹿山新材光伏产业基地及光电新能源产业创新基地项目，包括光伏胶膜的研发及生产，尤其是更适用于N型组件的POE胶膜。
POE胶膜因优异的耐老化性、低水汽透过率以及抗PID性能等特点，能够确保组件使用更长久，迎来了广阔的市场空间。根据研究，预计2025年全球光伏胶膜市场规模将达到625亿元，其中POE胶膜的市场空间将达116亿元。POE国产化难点我国光伏胶膜行业市场比较集中，但能量产POE胶膜的公司还不多。目前，我国面临POE粒子高碳α-烯烃技术、茂金属催化剂以及溶液聚合技术三大壁垒。因此，POE粒子的供给主要由海外龙头主导。
面对如此庞大的需求市场，之前我国对POE胶膜的需求几乎都是依靠进口来满足，生产厂商都是海外厂商，例如陶氏化学、LG、三井等。
万华化学是国内首家POE中试装置成功开车及首个可以产出光伏级POE产品的企业。万华化学于2021年3月份打通了整个POE的流程，预计2024年一季度20万吨的产品会正式投产。茂名石化目前已投产1000吨中试装置，五万吨装置正在规划中。万华化学中试产品于2021年开始向市场中供应，京博石化、茂名石化、东方盛虹的POE中试也已经于2021年开启。国内已经宣布布局POE的企业有：万华化学、浙江石化、斯尔邦、鼎际得、诚志股份、卫星化学、天津石化、惠生工程、京博石化、茂名石化等，合计规划生产能力达到220万吨/年。
关于POE国产化进程预测，2024年是非常关键的一年。因为2024年像万华、京博，包括其他一些想做国产化的粒子厂家都要进入量产阶段，第一个工厂能不能顺利投放出来是很关键的。
EVA或EPE会分解产生具有腐蚀作用的酸性物质，POE胶膜水汽阻隔性能较好，且具有较高的化学稳定性，相较于前者，更加适合n型光伏电池的发展需求。根据CPIA，2022 年单玻组件封装材料仍以透明 EVA 胶膜为主，约占 41.9%的市场份额，POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 34.9%，随着未来 TOPCon 组件及双玻组件市场占比的提升，其市场占比将进一步增大。
2022-2030年不同封装材料的市场占比变化趋势
光伏背板——光伏背板曾经的“三剑客”赛伍技术、中来股份、明冠新材。
光伏背板的主要作用是保护太阳能电池，使太阳能电池能够在恶劣的环境下长时间正常工作，水汽阻隔、绝缘、耐候是该产品的三大基本功能，此外，背板还应具有在光伏组件层压温度下外观不形变，与硅胶及EVA胶膜粘合牢固等特性。
光伏背板种类包含复合型光伏背板、涂覆型光伏背板、共挤型光伏背板等。根据财报披露，中来股份已拥有双面涂覆型及一面涂覆一面复合结构系列背板产品，双面涂覆型背板为主打产品。
光伏玻璃——
其强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。在光伏组件成本构成中，光伏玻璃约占7%左右。
光伏玻璃生产商，信义光能、福莱特两大厂家的市占率占比超过50%，光伏玻璃“双霸”格局稳定多年。截至2023年6月30日，信义光能、福莱特的光伏玻璃产能分别为21800吨/天、20600吨/天。
光伏焊带——俗称涂锡铜带，按用途主要分为汇流焊带和互连焊带。尽管只占光伏组件成本的2%左右，但光伏焊带是组件上重要的导电聚电材料，其品质优劣在电池片的焊接过程和组件的使用过程中直接影响电池片的碎片率、使用寿命，光伏组件电流的收集效率、功率等重要指标。
焊带技术方向是“细化”，将来更是要求“低温”，核心原因是可以配合组件提效降本。随着组件技术的迭代，焊带先由矩形变为圆形，再逐步由目前的0.3mm左右的线径逐步迭代到0.25mm左右，再到0.2mm。目前的0.3mm左右线径主要与P型电池搭配，组件是MBB，可以称为MBB焊带。MBB是目前主流的组件技术路线。
23年开始，0.25mm及更细的线径（0.2mm）将与N型Topcon同时放量，组件是SMBB（超级多主栅），可以称为SMBB焊带。受到光伏需求高景气、多主栅渗透率提升拉动，SMBB应用进程提速。预期SMBB焊带市场占比由22年的9%上升至23年的15%，紧跟N型TOPCon放量步伐。
低温焊带是未来焊带升级方向。常规焊带的焊接温度高，难以满足HJT电池组件封装需求，低温焊带将解决工艺难题。再往后，随着HJT电池片的放量，低温焊带的用量将会加速。
光伏焊带市场具备小而美特点，行业呈现双龙头格局，行业集中度将进一步提升。
光伏焊带企业，组件巨头天合光能押注的宇邦新材以15%左右的市场占有率稳居光伏焊带行业第一。2023年上半年，宇邦新材实现营收收入12.9亿元，同比增长33.11%；净利润0.73亿元，同比增长49.47%。分产品来看，互联带占营收比重78.56%；汇流带占营收比重19.75%。根据公司预计，2024~2027年，宇邦新材产能预计将达34500吨、39500吨、44500吨及49500 吨，产能扩张持续推进。同享科技市占率10.20%排名第二；其它厂商太阳科技、泰力松、威腾股份、易通科技、爱迪新能的市场份额较为分散。
光伏边框——是光伏组件的重要辅材，具有轻质化、高强度、耐候性高、耐腐蚀性强的特点，主要用于固定、密封太阳能电池组件，增强组件机械强度，提高组件整体的使用寿命，便于光伏组件运输及安装。
从成本占比来看，边框仅次于电池片，是光伏组件的第二大成本，属于价值较高的组件辅材，在光伏组件成本结构中，电池片成本占据比例约55%，以目前通用的铝边框尺寸及重量来看，光伏边框占比在13%左右，高于EVA、玻璃、背板、焊带等其他辅材，是成本占比最高的辅材。
发展现状及前景或突破——在中国光伏行业发展之初，铝合金依靠重量轻、耐腐蚀性强、成型容易等特点成为主要组件边框材料。但近年来，随着光伏组件应用场景越来越广，组件需面临的极端环境越来越多，对组件边框技术与材料的优化和变革也势在必行，衍生出了无框双玻组件、橡胶卡扣边框、钢结构边框、复合材料边框等多种边框替代方案。经过长期的实践应用证明，在众多材料的探索尝试中，铝合金由于本身特点脱颖而出，显示出铝合金的绝对优势，在可预见的未来，其他材料暂未体现出替代铝合金的优势，铝边框仍然有望维持较高的市占率。目前铝合金材料在光伏组件边框市占率达95%。
目前市场出现的各种光伏边框方案的根本原因是光伏组件的降本需求，但随着2023年铝价回落至较为稳定的水平，铝合金材质的性价比优势愈发凸显。另一方面，从材料循环再生利用角度来看，相比其他材料，铝合金边框具有极高的再利用价值，且循环再利用工艺简单，符合绿色循环发展理念。
光伏边框企业主要参与者——光伏边框行业整体较为分散，CR4包含永臻科技、鑫铂股份、中信渤海、营口昌泰。产能最大及市占最高的为正冲击IPO的永臻科技。
目前光伏铝边框行业内当前仍存在较多中小企业，但在龙头企业进一步凭借其自身资金、工艺精度、生产管理等优势新增并释放产能，抢占市场份额并巩固客户认证壁垒，同时在新技术、新产品、新工艺和产能布局方面一直引领行业，头部企业优势愈发明显，竞争力不足的中小企业将被市场相继淘汰，光伏边框行业企业集中度将进一步提高。
该环节龙头企业正冲击IPO（永臻科技），另一龙头鑫铂股份（003038.SZ）市值太小（51.61亿元）。
接线盒——接线盒仅占光伏组件成本的2.6%，但其是必不可少的重要部件，主要作用是将太阳能电池组件所产生的电力与外界进行连接，输送光伏组件所产生的发电电流，并且在光伏组件因为污染遮挡出现热斑效应时自动启动旁路保护电路，起到保护组件的作用。
2022年，通灵股份接线盒销量5843万套，市场占比约13.97%。
芯片接线盒、智能接线盒是二极管接线盒的下一代产品。芯片浇筑接线盒拥有更好的性能与更高盈利能力。芯片浇筑接线盒由于其封装环节优势突出，成本端较二极管接线盒低2元/套左右，毛利率较二极管有显著优势，同时能满足下游组价大电流要求。接线盒目行业格局较为分散，龙头掌握资金、技术与成本优势。传统接线盒技术壁垒不高，参与厂家较多。随着下游客户集中度不断提升，对供应链管理和产品可靠性要求加强，接线盒环节有望实现尾部出清，集中度提升。
光伏辅材辅料HJT靶材研究。
靶材：24年靶材降本重要性凸显，重点关注后续三大影响
24年及以后浆料和设备继续降本空间相对有限，后续靶材耗量降低对于HJT成本端影响至关重要，但与此同时，靶材的加速下降预计对其他环节也会产生较大影响。
（1）靶材&PVD设备简介
靶材可分为溅射靶材和蒸镀材料，光伏HJT中常见靶材均属于溅射靶材中的化合物靶材；
ITO核心关注透光性和导电性，透光性与光学禁带宽度和等离子振荡频率相关，导电性与镀膜设备PVD设备和工艺高度相关，核心指标是迁移率，高迁移率的TCO薄膜是获得高Jsc的关键，无铟靶材迁移率一般需40以上材不掉效率；HJT中最为常见的是氧化铟含量占比99%的ITO材料。
（2）降低靶材耗量的三条技术路径
目前HJT的单W靶材耗量已从20mg降到13.5mg，对应单W靶材约为0.03元；后续HJT靶材耗量下降方式主要包括三种，设备优化、叠层膜和铟回收：
设备优化：23年底靶材耗量12mg/W，成本0.026元/W；24年低靶材耗量10mg/W，成本0.02元/W；
叠层膜：现在行业内主流是有铟比无铟1:1的叠层膜，年底有望做到1：2，后续预计可做到1:3，届时靶材耗量将会降到6mg/W，对应靶材成本约0.013元/w；
铟回收：铟的耗量中约60%是在生产过程中损耗，若继续叠加铟材料的回收，结合无铟靶材的逐步深入，铟耗量有望降低至1mg/W，对应靶材成本约0.002元/w。
（3）靶材降本之后的三大进一步影响
24年底靶材成本降至10mg/w时，预计HJT和TOPCon的成本回收周期拉平或更短；
靶材成本下降后银包铜路线的胜率获得提升：靶材成本可下降后，银包铜浆料成本极值可进一步下降，对应单W电池片成本可与topcon基本打平，HJT依靠0BB+银包铜也可做到成熟商业化的产品，胜率再次提升；铜电镀若只提效0.3%性价比降低，由必要属性变为期权属性，
后续低铟化或无铟化靶材的导入与栅线宽度和密度关系较大，0BB有望受益：由于低铟靶材导入后导电性略有影响，因此如果栅线可做到更细更密会更为匹配，0BB有望受益；目前丝印主流栅线宽度为30-40μm，钢板印刷可以做到25μm，后续有望做到20μm。
（4）靶材&设备市场空间
靶材市场空间：2023-2025年靶材市场空间预计分别为2.5、8.5、12.0亿元，当HJT当年出货达400GW时，对应靶材市场空间预计为18亿元；
设备市场空间：2023-2025年设备市场空间预计分别为27.5、42.0、70.0亿元，当HJT当年扩产峰值达400GW时，对应靶材市场空间为120亿元。
2.4 光伏+储能源网荷储一体化
1、海外光伏电价主流模式简析
海外光伏电价主要是有“FIT（固定电价）”、“FIP（溢价补贴）”、“Net（净计量）”、 “PPA（长期购电协议）”、“RPS”配额制+“REC”绿证、成本补贴，等6类的主流模式。
FIT（Feed-in tariff固定补贴政策），是指购电方按照政府规定的“义务收购电价”，从发电方购买长期电力的模式。义务收购电价=标杆上网电价（政府规定，通常是燃煤发电价格）+补贴电价（政府规定）组成。不同国家在电价的最终承担者上有不同规定。以德国为例，FIT模式高于标杆电价的部分通常最终是由用户支付。
FIP（Feed-in Premium溢价补贴政策），是指购电方按照“溢价后电价”从发电方购买长期电力的模式。溢价后电价=市场电价+溢价补贴（政府规定）组成。与FIT不同的是，FIP是在市场电价的基础上，加上政府补贴部分组成，补贴溢价最终由政府买单。而且FIP定价会随市场电价波动，而FIT是独立于市场的政府定价。
Net净计量模式，是指用户发电量超过自身需求量时，可以将电量输送至电网以换取信用额度或出售。出售的价格视不同国家规定，可以是当前市场零售电价、批发电价、往期均价、或者是打折后电价。该模式类似于我国的分布式上网政策。
PPA（Power Purchase Agreement长期购电协议），是指发电方自行与购电方签订协议，确定购电价格、年限和购电量，也是光伏市场化后的主流定价机制。PPA机制长期锁定价格，对于光伏发电方和购电方都可以起到对冲价格风险的作用。近期，从PPA模式中又衍生出了一种新的协议—VPPA（Virtual PPA）虚拟购电协议，本质上是价差合约，仅用于发电方和购电方的财务结算和绿证转移，并不产生实际电力输送。
配额制（RPS）+绿证（REC）模式是碳减排与碳市场的基础。配额指的是政府先规划新能源发电市场份额，并要求责任主体承担一定量的购买义务，未完成配额义务的需要缴纳相应的罚款。绿证是对进行新能源发电厂商颁发的一种凭证，每诞生一张绿证就代表1000度新能源电力上网。绿证通常在市场中可以被自由交易。这类模式的核心是电量激励，由运营商支付市场电价部分，绿证购买方支付额外的绿证价格部分。相当于由购电方支付发电方的补贴价格，以此来完成购电方的节能减排义务。
投资补贴模式的核心是成本激励，以市场化招标确定电价，由政府给予发电方成本上的补贴、或税收上的优惠和抵免。印度采用的是VGF（Viability Gap Funding）可行性缺口补助基金模式。美国采用的是ITC（Investment Tax Credit）投资税收抵免政策，给予新建的光伏设备税收抵免额度。
2、“新能源+储能”新模式及其运行优化模型设计
随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。
今年国家层面相继出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，要求加大力度发展电源侧新型储能，推动系统友好型新能源电站建设；明确新型储能独立市场主体地位，推动新型储能参与各类电力市场；努力拓宽新型储能收益渠道，探索新型储能商业模式；强化标准的规范引导和安全保障作用，完善新型储能全产业链标准体系。
从实际效果来看，新能源与储能的融合，将在平抑新能源出力、提升新能源消纳、降低发电计划偏差、提升电网安全稳定性等方面发挥重大作用。
常见的“新能源+储能”模式
1）储能参与调峰辅助服务——是指为了跟踪负荷的峰谷变化及新能源出力变化，电储能根据调度指令进行的发/用电功率调整或启停所提供的服务。调峰的目的和电力交易、峰谷价差相同，都是为了保持电网两侧电能的实时平衡。
2）储能参与调频辅助服务
调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频。电化学储能调频具备一定优势，其AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节，不会出现火电调频中的调节反向、调节偏差和调节延迟等问题。
3）储能参与现货市场
在电力现货市场交易中，独立储能电站可通过电价波动，赚取电力现货市场交易发电侧的峰谷价差（峰谷套利），若现货市场电价可以准确预测，且电价峰谷差足够大，理论上可以在市场允许范围内进行合理的电价峰谷套利。峰谷套利模式的难点是根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测对运行日的市场电价走势进行判断，如何根据预测电价最优化申报运行日的充放电计划。
4）共享储能商业模式
共享储能是由第三方或厂商负责投建、运维,并作为供租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式,秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。用户在服务时限内享有储能充放电权利,以满足自身供能需求,无需自主建设储能电站,大幅降低了原始资金投入。
储能模型刻画面临的挑战
储能模型刻画现状——《方案》提出研究储能的配置技术、合理规模和运行方式，推动储能与新能源协同优化运行，对储能的精细化建模提出了新要求。然而现阶段，对于新能源储能的考虑存在以下问题：——（1）多按稳妥原则进行考量，即不考虑储能收益，仅考虑投资和运行成本；
（2）基于各省区储能配置要求、补贴环境和造价水平，粗略估计储能容量；
（3）无法在可研阶段与生产运行相结合，前期经济性测算与生产运行脱钩。
精细化建模攻关要点—— 储能的精细化建模需要在以下几方面进行重点研究和攻关：
（1）明确储能电站配置目标，合理设置物理与经济目标权重；
（2）深入研究各省区各类电力市场规则，框定储能运行边界与合理收益范围；
（3）结合生产模拟提出储能充放电计划/策略，提升电站盈利能力。
“新能源+储能“新模式的运行优化方法与模型
模型优势
（1）根据需求选择不同的配置目标，如平滑性最优（物理性）、电站收益最优（经济性）、多目标最优等（物理性、经济性兼顾）。
（2）对调峰市场、调频市场、现货市场运行规则进行考量，确定电站收入、成本、运行边界。
（3）提升年度数据分辨率，年度数据由各细分时段计算得出，做到与生产模拟相结合。
（4）提供风、光、储储容量优化配置方案，实现新能源与储能的协同优化。
（5）提供优化的储能出力策略曲线、新能源场站报量策略曲线，指导储能电站生产运行，提升电站盈利能力。
总结： 为助推新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设,保障电网电力电量平衡与安全稳定低碳运行，“新能源+储能”协同发展与运行模式将成为大势所趋。结合多种收益模式，并借助科学的模型工具形成优化运行策略，有利于两者的高效协同优化，提升项目经济性，进而推动新能源与新型储能健康可持续发展。
3、电价市场化趋势确定，利好稳定性电源。
源：风光稳定不足问题渐显，火电退出或不可操之过急
火电投资增速放缓，基荷电源重要性彰显。低碳转型叠加产能过剩，“十三五”期间传统火电投资显著下滑。2014-2015 年常规火电项 目审批权逐步从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下发至各省级机构，火电项 目获得批复数量大幅提升。随着大批燃煤电厂获准开工，“十三五”开局火电产能逐渐过 剩。同时在能耗双控、风光平价上网和双碳目标等政策因素的影响下，“十三五”风光发 展较快，火电建设的重要性似乎有所“淡化”，火电投资增速相对停滞。燃煤电厂的建设 周期一般为 2 年，“十三五”期间火电行业投资疲软导致近年来火电装机增速不断下滑。 2022 年，我国各类电源新增装机量为 1.86 亿千瓦，其中火电新增装机仅占比 18.8%；2022 年各类电源装机同比增速为 8%，全社会电力消费量同比增速为 4%，而火电装机同比增速仅为 3%，火电在整体电源结构占比不断下滑，对社会用电需求的支撑作用亦有所减弱。
然而，近年迎峰度夏限电事件或昭示火电在电力系统的地位不可或缺。火电具有稳定可 靠的优势，是电力保供的重要“压舱石”。近些年来火电装机增速低于全社会用电增速，风光在电源结构中占比不断提升。然而风光出力波动性较大，难以提供足够的可控电量，在用电负荷大幅提升的情况下，火电投资乏力的问题逐步显现。
网：风光消纳问题仍存，电网建设有待提速
风光并网规模较大，而电网投资相对滞后。风光的大量并网对电力系统的消纳能力提出了更高的挑战，一方面源于发电与用电在时 间上的错配。从日内电力平衡角度来看，光伏出力高峰时段在中午，夜间没有出力，因 此在早晚用电高峰期间，光伏发电支撑能力有限；而风电主要在傍晚及夜间出力，白天 出力相对较少。从月度电力平衡角度来看，华北、东北及西北等地用电高峰为夏冬两季， 而春夏为风电出力高峰，夏秋为光伏出力高峰，风光出力的季节性虽在一定程度上有所 互补，但月度电量分布和负荷需求仍存在不匹配的问题。
另一方面消纳问题来自我国产用电的反地域特征。我国发电端和负荷端在地域分布上亦具有不均衡的特点。西北及西南地区风光和水电资源丰富，电力需求相对较小，具有一定的用电裕度；而华北、华东及华南地区用电需求较大，是用电缺口的主要集中地，因此我国的电力流转总体呈西电东送的特点。为利用好我国的风光清洁资源，推进能源低碳环保转型，2021年起，我国政府提出并积极推进风光大基地建设，以沙漠、戈壁和荒 漠地区为重点，先后出台了多批风电、光伏基地建设项目清单，其中第1批风光大基地 项目总体建设规模为97.05GW，截至 2023年1季度已全部开工，部分建成投产。2022年初国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。该方案以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地区为重点，综合考虑采煤沉陷区，规划建设总规模约455GW 的大型风电光伏基地，其中 "十四五"时期规划总装机约200GW，包括外送150GW、自用50GW；“十五五"时期规划 总装机约255GW，包括外送165GW、本地自用90GW。风光大基地项目多位于用电裕度较大的西部地区，对电力系统的消纳能力提出更高的要求，尤其是第 2 批风光大基地项目规划了 315GW 的外送规模，加大了电网的外送压力。
当前我国总体风光利用率尚可，但部分省份存在明显弃风或弃光问题。根据全国新能源 消纳检测预警中心数据，2022 年我国风电利用率为 96.8%，光伏利用率为 98.3%，整体 的风光利用率虽保持在较高的水平，但诸如内蒙古、青海、甘肃等风电大省仍存在明显的弃风及弃光问题，部分地区风电/光伏利用率仅有 90%的水平。随着风光大基地项目的新增装机在未来几年逐渐兑现，上述地区弃风弃光问题或将日益凸显。
近些年来电网建设滞后于电源建设，或对风光消纳能力形成制约。2019 年以来，风光装 机需求加大带动电源基本建设投资额快速增长，而与新能源消纳相关的电网基建投资却 有所停滞。“十四五”期间，国家电网规划投资2.4万亿元，南方电网规划投资0.67万亿 元，相较于“十三五”期间电网建设投资同比增速约为19%，而“十三五”电网建设投 资额相较于“十二五”期间同比增速接近30%。相较于风光投资的高增速，电网建设投资节奏相对缓慢。
电网建设或将提速，特高压及配电网投资有待加强——新型电力系统之下，电网建设有待提速。认为当前电网投资有以下2条主线：1）加强特高压投资以提高西部地区风光发电外送能力；2）加强配电网（尤其是农网）投资改善风光并网消纳问题。 投资主线 1：特高压建设或是解决西北风光消纳问题的重要途径。特高压输电是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的输电技术。相较于传统高压传输，特高压输电具有输送容量大、覆盖范围广、输送距离远、线路损耗低等特性，更能支撑跨区输电需求加 大下的供电压力。“十三五”期间我国特高压直流投资额达到 2463 亿元，特高压交流投资额接近 1000 亿元。据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流总投资预计达 3002 亿元，新增特高压直流线路1.72万公里，新增特高压交流线路1.26万公里。伴随风光基地建成后清洁能源消纳需求大幅提升，预计十四五期间我国特高压建设投资将保 持稳健。
投资主线 2：加强配电网（尤其是农网）建设改善风光并网消纳问题。配电网指从输电 网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网，由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿器等设施组成，在电 网中起到电能的分配作用。随着风光分布式电源大量接入配电网络，系统波动性及不稳定性加大，节点电压、电能质量等物理特性将发生一定程度的改变。尤其是农村配电网络，由原有放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，一方面区域负荷和风光出力特性不匹配造成消纳困难，导致农村电网需提升或新增变电容量；另一方面分布式电源的大量接入可能导致电能质量下降、谐波污染加剧等问题，并影响配电自动化和继电保护动作可能造成电网事故风险。“十四五”期间，我国对农村电网户均配变容量、供电 可靠率等指标提出了更高的要求，变压器的扩容或为当前配电网投资的方向之一。
另一方面，风光并网消纳致电网承载压力加大，或对电网智能化转型形成催化。分布式 电源大量接入配电网络后，电力系统波动及不稳定性加大，节点电压、电能质量及潮流 分布的变化带动配电网监测控制需求提升，从而对电网智能化转型形成催化。配电网智 能化即对配电网进行各种状态下的监测控制，利用电力生产及服务过程中产生的大量信息，对电网实施智能化管理，维系电力系统的安全稳定。在配电网智能化建设的过程中，一二次融合装备将改变传统配电网 DTU、FTU、TTU 等设备的形态和功能。根据国家电网发布的《国家电网智能化规划总报告》，“十三五”末我国电网投资中配电智能化投 资占智能化投资比重达 26%，占电网总投资比重占 3.3%，且总体呈上升趋势。“十四五” 期间，在电网投资力度加大及风光并网对电网智能化转型催化因素的影响下，配电网智 能化转型空间广阔。
储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔
储能即能量的存储，按照能量的转化机制不同，可分为机械储能(抽水蓄能、压缩空气储 能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等)和电磁储 能(超级电容器、超导储能)。各类储能技术具有不同的性能特点。综合来看，抽水蓄能是 目前应用最为成熟的储能技术，具有规模大、寿命长、安全性高、经济性明显的优势； 电化学储能已进入商业化阶段，发展速度快，反应灵活；压缩空气虽然技术成熟，但转 换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的发展潜力。现阶段来看，抽水蓄能和 电化学储能是电源侧储能的主要路径。
从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电 价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端来看，可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。储 能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。
4、工商业储能
多地出台分布式光伏配储政策，利好光伏配套工商业储能。截至目前，已有江苏、浙江、 山东、河北、河南五地对分布式光伏提出配储要求，其中山东枣庄要求配储比例最高达 30%，江苏、浙江同步出台分布式光伏配储补贴，或推动配套工商业储能规模化发展。光伏发电市场化交易态势明确，光伏配储经济性有望凸显。各省市发布的 2023 年光伏发 电市场化交易政策中，已有青海、云南、山东等 6 地明确要求光伏参与市场化交易，由电 力市场供需情况决定售电价格，改变原先按固定不变电价上网的商业模式。在新能源消纳 问题亟待解决的背景下，光伏发电市场化造成电力供应大幅增加，使得售电价格波动，甚 至出现负电价，削弱仅装工商业光伏项目的经济性。我们认为，此前提下若配套建设工商 业储能，或能降低充电机会成本，配储经济性将进一步凸显。短期来看，工商业储能需求 2023-2025 年有望达 5.1、10.4、18.7GWh。在收益不断提 升、成本不断下降、政策持续推动、缺电焦虑持续的情况下，预计未来两年经济性将 推动工商业储能快速发展。基于：1）存量、新增分布式光伏配套储能渗透率不断提 升，23 年分别至 1%、20%。2）配储比例逐步提升至 15%。3）独立工商业储能新增装机逐步提升至2023年的2.2GWh。我们测算工商业储能2023-2025年有望达 5.1、10.4、18.7GWh。
储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能或大储，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本 为工商业储能。工商业储能经济性敏感，目前处于发展初期。我国工商业储能下游主要为工商业企业，具 有工业属性：相比于家庭储能，工商业储能对于外观、产品力、品牌力、渠道商等要求更 低，即消费属性更弱；相比于大储，工商业储能的资质要求、业绩积累、技术标准更低， 即电力设备属性更低。我们认为工商业储能需求发展的核心在于工商业企业建设储能是否 具有经济性。规模上看，工商业储能处于发展初期，并网规模从 2021 年 0.59GW 增加至 2022 年 0.78GW，2022 年仅占并网规模容量的 10%。
工商业储能收益模式未来有望逐步丰富工商业储能应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有以下四类。
（1）工厂与商场：工厂与商场用电习惯明显，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；
（2）光储充电站：光伏自发自用、供给电动车充电站能源， 储能平抑大功率充电站对于电网的冲击；
（3）微电网：微电网具备可并网或离网运行的灵 活性，以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；
（4）新型应用场景：工商业储能积极探索融合发展新场景，已出现在数据中心、 5G 基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。工商业储能可分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。
根据是否随工商业光伏安装，工商业储能可以分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。
（1）光伏配套工商业储能：对于商业与大工业用户，能够通过安装光伏+储能实现电力自发自用，平抑光伏发电出力曲线、提高清洁能源的利用率。同时，亦可利用储能进行单独的峰谷套利；
（2）非光伏配套工商业储能：对于商业楼宇、学校、医院等不适合安装大规模分布式光伏的场景，独立安装储能系统可以对用电负荷削峰填谷、峰谷套利。
目前工商业储能主要形成以下四大商业模式。
（1）业主直接投资：工商业用户自行安装储能系统，能够直接削峰填谷、减少用电成本， 但需承担初始投资成本和每年的运维费用；
（2）合同能源管理：能源服务方投资购买储能，并以能源服务的形式提供给用户，与其按 约定比例分享储能带来的收益。能源服务方通常是对储能建设运营经验丰富的能源集团、 储能设备商等；
（3）融资租赁+合同能源管理：引入融资租赁公司作为储能设备的出租方，减少业主或能 源服务方的资金压力。租赁期内，储能设备的所有权归融资租赁方、业主拥有使用权，到 期后业主可获得储能的所有权；
（4）纯租赁：租赁期内，业主向储能设备出租方支付固定的租金，出租方提供维保服务， 储能产生的收益由业主自享。到期后，储能设备归还出租方，或由业主出价买断。此模式 适合轻资产运营或有临时用电需求的企业，对出租方储能设备的性能和移动便捷性要求较 高。合同能源管理、融资租赁有望成为工商业储能发展的主流商业模式。工商业储能尚处于发 展早期，初始投资和资金压力可能削弱储能对业主或投资方的吸引力。合同能源管理模式 下，业主无需投资，只需与投资方（能源服务方）按比例分享储能收益，这一比例通常为 10%：90%、15%：85%等。业主获得了部分峰谷套利、需求响应等收入，投资方则可在 收回投资成本后继续获得额外收益；若在此基础上进一步引入融资租赁方，则可进一步降 低能源服务方的资金压力。随着工商业储能日趋成熟，业主自投、纯租赁模式占比或将有所上升。
工商业储能收益模式主要为价差套利、增加光伏自用比例。
（1）峰谷价差套利：在电价谷时从电网购买低价电价给储能系统充电，在电价峰时或尖峰时利用储能系统供给负载，降低企业用电成本。
“峰谷套利”是工商业储能的常用收益模式，即低电价时从电网充电，高电价时放电使用的用电方式。
我国工商业普遍实行分时电价政策和尖峰电价政策。以上海地区为例，上海市发展与改革委员会发布的《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》（沪发改价管[2022]50号）规定，
对于一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电，冬季（1月、12月）19:00-21:00为尖峰时段，夏季（7月、8月）12:00-14:00为尖峰时段。夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮50%。
对于一般工商业及其他单一制用电，仅区分高峰时刻与低谷时刻，不划分尖峰时刻。夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮20%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮17%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。
因此，工商业储能系统在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给负载使用，进而减少企业电费支出。
工商业储能经济性的核心指标为峰谷价差、投资成本工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利，两充两放下经济性凸显。以江苏省为例，假设：1）装机规模 500kw，连续运行时长 2h；2）储能单位投资成本为 1.7 元/wh；3）循环次数 6000 次、年运行天数 330 天；4）运营年限为 20 年，两充两放在 第 10 年更换电池；5）放电深度 90%、充放电效率 92%；6）一充一放与两充两放下年衰 减系数分别为 1.3%、2.5%（对应 10 年换一次电池），其中两充两放为峰谷循环、峰平循环；7）融资成本为 5%；8）峰谷价差幅度为 0.84 元/kWh。根据以上假设，测算得到：1）一充一放下工商业储能 IRR 达 6.93%、LCOS 为 0.76元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 为 16.29%、LCOE 为 0.44 元/kWh。2）从敏感性分析看，其他条件不变，在1.7元/Wh的EPC 成本下，当峰谷价差大于 0.86 元时，一充一放下工商业储能IRR便可达到 8%，当峰谷价差大于 0.64 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR达到 8%，具有经济性。3）工商业储能对峰谷价差敏感性较高，峰谷价差提升0.1元/kWh，IRR 提升约 5%。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7 元 /kWh（介于0.60-0.78元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。
2023 年工商业储能经济性或将显著提升：
1）收益端：预计峰谷电价差距将进一步拉大，分时电价机制也将得到完善，这可能为工商业储能提供更大的经济收益。
2）成本端：由于碳酸锂等原材料价格的大幅下降以及制造业成本的持续下降，预计工商业储 能的投资成本将大幅降低。此外，其他成本方面也仍然具有降低的空间。
3）政策端：预计政府将进一步推进工商业储能的建设，包括提供补贴政策、调整输配电价政策，以及推广隔墙售电等政策措施。
4）应急需求：在可能出现的顶峰缺电形势下，工商业储能有望保证 电力供应的稳定，满足紧急需求。
收益端：峰谷价差不断拉大，分时电价不断完善全国峰谷价差大于 0.7 元/kWh 的省份已达 19 个，且价差呈扩大 趋势。数量变化上， 2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省份从 16 个增加至 19 个。价差变化上，共有 20 个地区的峰谷价差增大，如江西省从 0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山东省从 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。各地分时电价政策不断完善，实现两充两放的省份不断增加。为鼓励工商业用户改变用电 模式，多地动态调整完善工商业用户分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。当前大部 分地区设置两个高峰时段，能够进行两充两放。广东、江苏、山东、浙江、河南、河北等 地在个别月份出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷价，多地高耗能企业电价涨 至1.5倍，在实现两充两放之外进一步扩大套利空间。以广东省7-9月为例，10:00-11:00、 14:00-15:00、17:00-19:00 为高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 为尖峰段，可在 0:00- 8:00 谷时及 12:00-14:00 平时充电，高峰/尖峰放电。两充两放提高储能利用率、增加套利收入、缩短投资回报期，其经济性使得工商业储能投资更具吸引力。叠加峰谷价差持续拉 大趋势，储能套利空间广阔，收益有望进一步提升。
成本端：碳酸锂价格大幅下降，投资成本大幅下降电芯占储能系统成本比重 60%，其正极主要材料为碳酸锂。在储能系统中，电芯是最大的成本支出，降本空间广阔，主要由正负极材料、电解液、隔膜等组成。原材料成本占电芯成本比重 87.3%，其中半数为正极材料。碳酸锂作为正极关键材料，据 SMM 统计，占储能电芯成本高达 30%-40%。
碳酸锂价格进入下行通道，储能装机成本降低。2022 年碳酸锂价格大涨，11 月下旬一度 高达 57 万元/吨，储能电池价格随之高涨，较 2021 年同期涨幅超一倍。2023 年 Q1 随国内 盐湖和云母提锂释放产能、全球锂矿企业竞争加剧，碳酸锂价格进入下行通道，传导至下 游储能系统，利好储能规模化发展。当前碳酸锂价格反弹回升、尚未企稳，或将震荡波动， 未来随着供给端产能逐渐释放，碳酸锂价格仍有下降空间。碳酸锂价格每下降 5 万元/吨，两充两放下 IRR 提升约 0.5%。我们按照 55 万元/吨的碳酸锂价格测算电芯为 0.918 元/Wh，储能 EPC 价格为 2.00 元/Wh。碳酸锂价格每下降 5 万元 /吨，电芯价格下降 0.029 元/Wh，两充两放下储能 IRR 提升约 0.5%。当碳酸锂价格从 55 万元/吨跌至 25 万元/吨，IRR 将从 10.7%提升至 13.7%。制造业降本为常态，其他成本仍具有降本空间。除碳酸锂价格下降带来的成本下降之外， 制造业会随着规模效应、技术不断成熟/更迭，成本持续下降，因此我们认为储能系统价格 成本下降空间较大，有望进一步带来储能的收益率提升。
产业链与其他类型储能相似，偏下游的企业更具投资弹性。
工商业储能系统构成与储能电站基本一致，要求较储能电站更低。工商业储能系统主要由 电池模组、逆变器、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）和其他配件构成。工商业储能系统常用于 30kW 以上的应用场景，多采用集装箱一体式建造，但对于 MW 级别 的大工业用户，其配置与储能电站一致。由于容量小、功能需求简单，工商业储能系统在 电池响应速度、BMS 和 EMS 管理要求等方面要求均低于储能电站。
工商业储能系统产业链完善，与大储、户储同源。上游部件环节中，储能电池模组由电芯经过串并联组成用以储存电力；逆变器进行交流电与直流电的转换，根据功率指令对电池 进行充放电；BMS 是控制、管理电池各项功能并保护电池的核心部件，亦具备和 EMS、 SCADA（能量管理系统及监控系统）通讯功能，目前也有部分电池厂家开始自主设计 BMS；EMS 控制逆变器并采集逆变器数据、控制电池模组并采集电芯数据、执行逻辑（各 种应用）并与其他设备集成调度。中游集成商与品牌渠道商直接与下游工商业用户对接， 需要对 BMS/EMS 系统及储能应用场景有着高理解，且 BMS/EMS 系统基本为自研，以完 成对上游设备的高效整合。格局尚未形成，核心竞争力为资源先发优势。工商业储能处于 0-1 的阶段，格局还未形成， 但因其制造的壁垒不高，更多的壁垒在于渠道、资源、服务、品牌等软性壁垒。1）客户资 源。工商业储能下游客户较分散，客户资源为重要优势。客户资源来源于其他业务的积累、 或者通过其他中枢机构（比如规划设计院等）来获取、或者通过已有的平台信息获取潜在 客户。并且资源优势与公司所处的位置相关，峰谷价差较大的省份比如江浙沪、广东等地 方的企业具有先发优势。2）资源整合。工商业储能未来需要向虚拟电厂服务，获取辅助服 务、参与电力现货市场的收益，因此有资源整合平台布局的企业有望享受未来丰富的商业 模式，也会形成一定的品牌壁垒。我们认为客户资源、资源整合能力都偏向下游，因此偏 产业链下游的企业或更具有工商业储能的投资弹性。
2.5 储能及新能源汽车板块
1、锂盐、钴盐及镍盐
锂盐：电池级碳酸锂价格继续下跌，本月跌幅5.76%。截至10月19日，碳酸锂价格跌至18.00万元/吨，较9月中旬的19.10万元/吨下跌5.76%。氢氧化锂价格跌至16.45万元/吨，较9月中旬的17.85万元/吨下跌7.84%。2022年12月份以来受下游需求不足、中游电池企业去库存影响，锂盐价格持续下跌了四个月，价格从高点下跌超过60%，从2023年4月底开始碳酸锂价格开始企稳并快速回升，6月以来价格在30万元/吨左右震荡，随后开始了新一波的快速下跌趋势。综合考虑2023年及未来的新能车销售状况及锂盐产能释放情况，我们认为中长期来看锂盐价格将会维持一个相对稳定的价格，很难再出现暴涨行情。
硫酸钴&镍：本月硫酸钴价格上涨4.11%，硫酸镍价格上涨1.59%。本月硫酸钴价格微涨，由9月中旬的3.65万元/吨上涨至9月中旬的3.80万元/吨，涨幅4.11%。本月硫酸镍价格微涨，由9月中旬的3.15万元/吨上涨至3.20万元/吨，涨幅1.59%。
2、四大主材
正极主材：本月磷酸铁锂价格下跌8.80%，三元材料价格本月下跌幅度均超3.00%。去年9月开始磷酸铁锂价格稳定上涨，由9月中旬的15.20万元/吨涨至12月中旬的17.20万元/吨，今年1月开始出现下跌，由12月中旬的17.20万元/吨跌5月份的7.40万元/吨。截至7月14日，磷酸铁锂价格反弹至9.50万元/吨。7月底开始磷酸铁锂价格继续出现下跌，由9月中旬的7.50万元/吨下跌至6.84万元/吨，近一月跌幅为8.80%。三元材料价格继续下跌。8系主材由9月中旬的21.65万元/吨下跌至当前的20.85万元/吨，跌幅3.70%。6系主材由9月中旬的18.85万元/吨下跌至当前的18.20万元/吨，跌幅为3.45%。5系主材分由9月中旬17.65万元/吨下跌至当前的17.00万元/吨，跌幅为3.68%。
电解液：本月三元和铁锂电解液价格分别下跌14.44%和9.43%，六氟磷酸锂价格跌幅13.70%。本月磷酸铁锂电解液价格由9中旬的2.65万元/吨下降至当前的2.40万元/吨，跌幅9.43%；三元电解液价格由9月中旬的3.60万元/吨下降至当前的3.08万元/吨，跌幅14.44%。六氟磷酸锂价格由9月中旬的10.95万元/吨下跌至当前的9.45万元/吨，近一月跌幅13.70%。六氟磷酸锂价格自2022年年初的高点59万元/吨以来，持续下跌，截至4月底跌幅超过85%，4月底以来六氟磷酸锂价格快速回升，两月时间累计涨幅达80.56%。7月以来，六氟磷酸锂价格开始出现持续降低。
石墨：近一月人造石墨价格维持稳定。近一月高端、中端、低端人造石墨价格分别稳定在6.00万元/吨、3.40万元/吨、1.95万元/吨。
隔离膜：近一月7μm和9μm涂覆隔离膜价格为跌至1.75元/平方米和1.65元/平方米。自2022年9月初开始7um和9um陶瓷涂覆隔膜的价格分别由2.60元/平方米和2.18元/平方米跌至9月中旬的2.45元/平方米和2.15元/平方米，跌幅分别为5.77%和1.38%。此后，7um和9um陶瓷涂覆隔膜的价格多次出现下跌，当前其价格分别为1.75元/平方米和1.65元/平方米，近一月跌幅分别为5.41%和2.94%。
3、动力电池部分
2023年9月国内动力及储能电池产量、动力电池装车量分别环比增长5.6%、4.4%。
产量方面：9月，我国动力和储能电池合计产量为77.4GWh，环比增长5.6%，同比增长37.4%。其中动力电池产量占比约为90.3%。1-9月，我国动力和储能电池合计累计产量为533.7GWh，产量累计同比增长44.9%。其中动力电池产量占比约为92.1%。
装车量方面：9月，我国动力电池装车量36.4GWh，同比增长15.1%，环比增长4.4%。其中三元电池装车量12.2GWh，占总装车量33.6%，同比增长9.1%，环比增长13.2%；磷酸铁锂电池装车量24.2GWh，占总装车量66.4%，同比增长18.6%，环比增长0.6%。1-9月，我国动力电池累计装车量255.7GWh, 累计同比增长32.0%。其中三元电池累计装车量81.6GWh,占总装车量31.9%，累计同比增长5.7%；磷酸铁锂电池累计装车量173.8GWh,占总装车量68.0%，累计同比增长49.4%。
出口方面：9月，我国动力和储能电池合计出口13.3GWh。其中动力电池出口销量11.0GWh，占比82.9%，环比增长3.8%，同比增长50.5%。储能电池出口销量2.3GWh，占比17.1%，环比增长23.3%。
1-9月，我国动力和储能电池合计累计出口达101.2GWh。其中，动力电池累计出口销量89.8GWh，占比88.7%，累计同比增长120.4%；储能电池累计出口销量11.4GWh，占比11.3%。
9月新能源汽车产销分别同比增长16.1%、27.7%：9月新能源汽车产销分别完成87.9万辆和90.4万辆，环比分别增长4.3%和6.9%，同比分别增长16.1%和27.7%，渗透率为31.6%，其中乘用车新能源零售渗透率为36.9%。
看好未来新能车全面替代燃油车。2023年是国补退出的元年，加之2022年底的促销和抢装透支了短期的购车需求，因此1月份的新能车销量大幅下滑，但2月和3月份新能车的产销量均如期开始出现回暖，而4月份的环比下滑也属于正常的季节规律，之后的5月份和6月份我们也看到了需求的逐步回暖。尽管短期内扰动因素如电动车竞争格局加剧等会对新能车销量造成负面影响，但我们认为未来电池产品力的提升和新技术（大圆柱电池、磷酸锰铁锂、复合集流体、钠离子电池等）的推出将为新能源车的增长提供动力，新能源车将进入全面替代燃油车的新阶段。
三、新能源行业重大事件
1、宁德时代2023年三季报
Q3利润基本符合预期、毛利率环比进一步提升。公司23年Q1-3营收2947亿元，同增40%，归母净利311亿元，同增77%，其中Q3营收1054亿元，同环比+8%/+5%，归母净利104亿元，同环比+11%/-4%，扣非净利94亿元，同环比+5%/-3%，毛利率22.4%，同环比+3.2/+0.5pct；归母净利率9.9%，同环比+0.2/-1%，其中汇兑损失25亿，影响净利率。
Q3电池出货量小幅提升、神行等新技术强化公司竞争力。预计公司Q3动储出货量100GWh，同环比+20%/7%，其中动力80GWh+，环比+6%，储能18GWh左右，环比+12%。但Q3公司为年末冲量备货，预计生产105GWh+，新增库存5GWh+。预计Q4出货量环增10-20%，全年出货385GWh左右，同增33%，其中储能70GWh，同比+50%；24年仍有望实现30-35%增长。从份额看，公司全球份额稳定，1-8月市占率36.9%，其中海外提升至27.7%，同增7pct，欧洲市占率35%，同增8pct；国内份额43%，略降，但公司已发布神行电池，快充性能大幅提升，成本稳定，且24年高阶智能化车型基本配套宁德电池，预计24年国内份额将稳中有升。
Q3盈利水平逆势坚挺、24年预计下降空间有限。动力+储能全口径来看，预计Q3公司电池均价环比下降4%左右至1.04元/wh，一方面由于原材料降价让利车企，另一方面公司Q3提前为明年计提返利，冲减收入，略有影响。但Q3毛利率预计仍提升0.5-1pct至21.5%，单wh毛利预计为0.2元/wh，环比持平，单wh净利预计为0.085元/wh，环比下降0.01元/wh，若不考虑汇兑，则环比持平。展望明年，电池价格随原料下降仍有下调空间，但公司海外维持高增、超级拉线投产、一体化布局逐步完善、且新技术逐步放量，预计单wh利润略微下滑，整体有望维持0.08元/wh+。
2、特斯拉太阳能业务同比下滑48%，储能业务暴增90%
10月19日，特斯拉发布2023年第三季度财报，生产、交付和营收保持同比增长，营收达234亿美元。财报电话会上，针对自动驾驶、Cybertruck、储能业务等市场高度关注的问题，马斯克进行了回答。
Cybertruck是特斯拉最好的产品之一，目前仍需攻克较多难点以达到预期产量2、目前超过100万人已预定Cybertruck3、Cybertruck将从2023.11.30开始交付4、产量会达到250k每年，但明年不会，可能（Probably）2025年会达到5、Cybertruck需要12-18个月才能开始贡献正收益6、Cybertruck将采用800V架构【4680】1、产量环比+40%，总产量达到2000万支2、Cybercell比MY 4680能量密度+10%，本季度开始全部生产Cybercell【Optimus】1、不会在业绩交流会上做更新项目进度，通过线上做定期更新【AI、FSD】1、AI正在改变行业，特斯拉会加大对AI的投资力度2、特斯拉拥有当前最好的AI团队之一3、FSD V12有重大进展，先进光学传感器有望实现全自动驾驶【储能】1、特斯拉在Q3部署了4GWh的储能产品 2、储能正在成为特斯拉利润率最高的业务，Q3利润率24%
根据最新财报，特斯拉第三季度总收入约234亿美元（约1712亿元人民币），同比增长9%；净利润约19亿美元（约139亿元人民币）。2023年前三季度，累计交付电动车超132.4万辆，超过2022年131.4万辆的总和。
特斯拉第三季度研发费用同比增长58.39%，达到11.61亿美元（约85亿元人民币），研发投入持续增加带来了行业领先的产品力与多项业务齐头并进的产业布局。
财报电话会上，马斯克表示，特斯拉FSD全球测试里程已经达到5亿英里（约8.03亿公里）。
根据财报，特斯拉在2023年第三季度部署了49兆瓦的太阳能，与上一季度的66兆瓦环比有所下降，比去年同期相比下降了48%。主要受到利率上升和监管政策变化，影响了美国住宅太阳能。
不过，特斯拉储能业务则迎来了大幅增长。今年第三季度储能部署量为4吉瓦时（等于40亿瓦时），同比增长90%，是有史以来最高季度装机量。特斯拉认为，储能正成为公司利润最高最具远景的业务之一。目前，能源和服务板块已为公司贡献了超过5亿美元的季度利润。
备受关注的Cybertruck将于11月在得州超级工厂交付，马斯克表示，订单量已超过100万辆。与此同时，10月19日，Model 3焕新版在中国大陆开启正式销售，并将于10月底开启第一批交付，试驾车也将在月底陆续到店。这将助力特斯拉在2023年继续完成50%的年复合增长，实现180万辆的交付目标。
特斯拉介绍，特斯拉的单车成本在第三季度已降至3.75万美元。为了进一步降低单位成本，特斯拉在第三季度实施了必要的产线升级。公司一直相信一个行业的引领者必须是成本控制方面的引领者。
在高利率环境中，特斯拉解释，保持正向自由现金流的同时，正确的做法是专注于可支持未来增长的研发和资本支出。本年度截至目前，公司的自由现金流达到了23亿美元，公司的现金和投资余额在持续改善。公司已经将人工智能训练计算量增长至2倍以上，以适应不断增长的数据量以及Optimus机器人项目。公司的人形机器人目前正在通过人工智能（而不是通过硬编码的软件）进行简单任务的训练，同时其硬件也在进一步升级。
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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