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。
2023年多晶硅的供应量和需求量的情况：今年上半年的产能增长不多，主要集中在下半年，预计全年总体增长率为7.5%左右。然而，由于推迟投产和需求下降等原因，增长速度没有预期的快。进口方面，硅片的供应量持续下跌。整体来看，今年的供需形势比较紧张，预计明年的供应量仍然有限。
硅片价格下降带动全产业链增长。今年整个硅片价格呈下降趋势，但需求旺盛，供应量有所增加。价格下降刺激了市场，全产业链增长较快。特别是硅片需求量大幅增加，出口和国内装机都有所增长。预计全球装机量将达到500GW。
明年多晶硅产能调整的原因和影响——明年年底，预计多晶硅产能将达到360GW，但部分项目进展缓慢，可能会延期投产。同时，一些新项目将不会急于投产，而是逐步扩大产能。此外，由于硅料供应充足，明年的检修周期预计不会再压缩。整体来说，明年多晶硅企业的开工率将下降，且有一波库存调整，但对明年的多晶硅需求仍然较高。
颗粒硅的售价和价差情况——颗粒硅的售价和价差情况。颗粒硅的销售没有进入协会的报价系统，市场上反映出的价格可能会稍微低一点。分级和品质指标可能会影响售价，但具体情况不清楚。某一镓拉晶厂拿到的颗粒硅料的比例不大，所以对整个行业的影响不大。关于价格低的区间，根据去年的市场情况，颗粒硅的价格大约比致密料低1万块钱左右。
明年N型和P型硅料价格优势和分化趋势——对于明年N型和P型硅料的价格优势和分化趋势，讨论了N型硅料和P型硅料的区别以及对原材料的要求。提到了头部硅料厂N型硅料产出的平均占比以及对品质控制的重要性。同时，探讨了P型和N型硅料价格不同的原因，以及在生产过程中磷的含量对N型硅料的影响。
N型料与P型料的价格差异及原因分析——今年N型料与P型料的价格较高，主要是因为N型料的生产受到控制指标稳定的影响。虽然N型料的价格较高，但由于其稳定性较好，在后续使用中具有较高的品牌价值。此外，P型料与N型料在成本、工艺等方面没有明显差异，因此价格也不应该有差异。另外，硅料厂商的订单和库存情况也受到产能和市场需求的影响。目前，硅料厂商的库存量较高，但已在逐步消耗，而下游硅片企业的库存量相对较少。
2、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。
3、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%。
4、如果说东南亚建厂是邻国距离上的优势、成本较低、政策相对稳定，那么美国建厂，则实属无奈。光伏产业的发展壮大离不开欧洲广阔的市场，我国光伏组件出口欧洲占比高达55%。美国建厂毛利率高。
10月第三周，欧洲主要市场的太阳能产量均出现了下降。10月的第三周，欧洲电力市场价格稳定，不过与前一周相比，大多数市场呈上涨趋势。然而，在MIBEL市场，由于风能产量高，价格下跌，葡萄牙的风能产量创下了历史新高，西班牙的风能产量在2023年创下了迄今为止的最高值。
第三周，欧洲所有主要市场的太阳能产量均较前一周有所下降。跌幅最大的是伊比利亚半岛和意大利，分别为42%和41%。德国股市跌幅最小，为11%。
根据AleaSoftEnergyForecasting的太阳能产量预测，10月23日这一周，所有分析市场的太阳能产量预计将比前一周增加。
5、今年9月份，我国太阳能电池（光伏电池）产量实现51.4GW，而去年9月份仅为29.8GW，同比大增65.4%！今年前三季度，我国国内太阳能电池产量累计实现384.3GW，去年同期则累计为228.2GW，今年同比去年大增63.2%！
另外，值得关注的是，去年全年我国太阳能电池的产量为343.6GW。今年前三季度，我国光伏制造业的产量已超出去年全年产量11.8%。
光伏制造业创造的价值体现就是光伏组件，全行业的经营和利润，都要在组件环节来兑现。如果体现为组件价格，目前光伏制造业全行业的极限成本在1.03元/W-1.06元/W之间。
1元/W的组件是什么概念，该价格是否可以持续？根据最新的测算，以硅料成本回落至6万元/吨（前期低点）、选用最普通的辅材耗材并维持当前单价、头部一体化企业的非硅控制水平为假设，1元/W大约是头部一体化公司能勉强维持盈亏平衡的价格。很显然，即使在该订单生产时硅料价格回落至前期低点，综合成本更高的三线企业显然不可能在这一价格下实现盈利。综合考虑各项原材料价格的变化趋势、技术持续进步带来的降本贡献、以及组件企业之间的竞争格局、行业供需等因素，1.1-1.2元/W或是2024年P/N型晶硅光伏组件的主流价格区间。
6、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，
7、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。
8、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。
9、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。
10、10月第三周，欧洲大多数主要市场的风能产量周环比增长。葡萄牙和西班牙市场最为突出，分别增长294%和272%。此外，10月17日（星期二），葡萄牙市场以108GWh的日风能产量打破了历史记录。同一周，即10月20日星期五，西班牙市场的风能发电量为420GWh，为2021年12月以来的最高值。德国市场是唯一一个风能产量下降的行业，与前一周相比下降了14%。
AleaSoftEnergyForecasting的风能产量预测显示，10月23日当周，除意大利外，所有分析市场的风能产量都将下降。
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。
11、储能进入难熬的下行周期已经成为共识。以户储为例，最上游的户储电池中已经率先感受到危机下的寒冷。
2022年全年，户储电池的利用率达到85%，可以说全中国的电池产线都在加班加点地生产户储产品，整个欧洲户储产品到年底达到了5.2GWh。但到了2023年上半年，产线生产急转直下，户储电池的产能利用率下跌到不足30%。
骤降的户储产能利用率。生产过剩的压力转给了经销商。以欧洲的基础库存来说，估计明年一年都在去库存。
西班牙Betasolar是当地最大的储能经销商，去年直接囤了今年一年的量。英国的头部经销商Givenergy到现在还在努力去库存。
毫不夸张地说，各路厂家户储产品充斥在欧洲市场，为了清掉库存，开启大卖场促销模式，价格战成了最直接的手段。“销售单价-生产成本=利润”的公式，在当地市场已经不合时宜。
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
本期上游硅料环节的气氛日趋紧张，虽然绝大部分厂家、包括头部企业的前期订单已经陆续完成交付，本该进入新订单的谈判和签订周期，但是截止本周三观察，硅料买卖双方仍然处于对峙和冷置阶段，几乎没有新订单成交。
上周开始陆续有新订单的试探性报价，从目前二三线硅料企业包括新进入企业的报价范围来看，已经开始明显下调报价区间，但是随着拉晶环节稼动率的持续走低和硅片价格的加速崩跌，目前硅料新的报价范围显然与买方的预期和接受价格仍有差距，本周难以产生大面积成交，预计11月上旬的成交价格博弈将异常激烈。
本期价格主要反应上周四至本周三残存订单的价格范围和下跌趋势，真正落定后的最新成交价格仍需时间发酵，但是预期下跌幅度将较为可观。
1.1.2硅片价格分析
硅片环节持续受到库存积累问题影响，价格快速崩跌，厂家为了保障出货招数出尽，市场悲观氛围弥漫。本周硅片成交价格大幅滑落，P型部分，M10,G12尺寸成交价格落在每片2.55-2.6元与3.45元人民币左右。N型部分，M10尺寸落在每片2.6元人民币，G12尺寸也对应下跌，全片价格落在每片3.5元人民币附近。此外，低价区段由于部分厂家以捆包、折让等方式出货，本周M10尺寸成交价格范围扩大，P型/N型产品低价成交价格每片2.3元与2.4元人民币零星出现。
硅片厂家间对于价格的预判不尽相同，二三线厂家致力于去库存化，低价出清消纳库存，然个别厂家为了控制盈利水平以及预期后续采购需求启动，承受高库存的风险价格维持相对坚挺。
当前硅片厂最大的风险将是电池厂家的排产规划，在当前电池厂家维持饱满开工下，硅片库存已难免堆积，硅片环节整体排产也下调至80%及以下。若后续电池厂减产应对快速下跌的价格时，硅片厂家减产幅度或将进一步扩大。
1.1.3电池片价格分析
本周电池厂家库存水平维持持续上升至约一周左右，电池环节价格难以坚挺，成交价格快速下跌。
本周主流尺寸电池片价格大幅下跌，P型部分M10,G12尺寸电池片主流成交价格纷纷落在每瓦0.5-0.53元与0.52-0.53元人民币左右，跌幅来到15-18%不等，此外，当前观察成交范围呈现扩大，多数厂家转以接代工的方式维持产线运作。
在N型电池片部分，本周TOPCon（M10）电池片价格下行落在每瓦0.55-0.56元人民币左右，跌幅接近14%。观察N/P型电池片价差维持约每瓦5-6分钱人民钱。而HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖量体尚少，高效部分价格落在每瓦0.75元人民币左右。
展望后势，价格的持续崩跌影响发酵，尽管部分厂家增加代工量，但在终端需求萎靡不正下，部分厂家甚至代工订单呈现萎缩，观察近期电池片厂家也陆续酝酿减产规划，整体价格走势需视厂家后续稼动率变化修正。
1.1.4组件价格分析
10月底节点，厂家预期11月价格仍将出现下探，本周价格已开始反应新签订单价格往每瓦1.1元人民币靠拢，一线厂家交单每瓦1.05-1.07元人民币也正在增多。供应方面，测算10月组件单月排产约51-52 GW。11月排产主要受到供应链跌价预期心态影响、且下游需求拉动不如预期，从辅材料角度观察确实部分材料采购量有减弱趋势，但目前厂家下修状况不定，若确实开始减产，总的排产水平将近乎10月。价格能否趋于稳定，仍需要观察组件排产及库存水平而定，若厂家排产仍受新产能增量而有所增加，仍不排除厂家为取得订单恐仍有降幅，PERC组件平均价格可能跌破1.1元人民币、低价甚至有可能跌破1元人民币。
N型价格仍持续受到PERC冲击、需求转换等因素影响，N型TOPCon组件价格约每瓦1.08-1.23元人民币之间，海外价格与PERC溢价约0.7-0.8美分左右。
HJT组件价格波动较小，国内价格约在每瓦1.3-1.45元人民币之间，低效组件价格每瓦1.3-1.35元人民币的价位。
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。
本周单玻均价约下滑至1.1-1.13元人民币。一线厂家新签订单仍在下滑1.05-1.1元人民币。中后段厂家单玻平均价格部分僵持每瓦1.1-1.13元人民币，价格控制已逼近成本线。
海外价格也将持续受到冲击，预期11月中国出口执行价格约每瓦0.12-0.135元美金（FOB），亚太地区执行价格约0.12-0.13元美金。印度本地组件平均价格约每瓦0.2-0.24元美金。欧洲近期现货价格约在每瓦0.11-0.135欧元，价格有开始趋稳的迹象。值得注意海外需求询单已开始转换，明年厂家下半年报价PERC者较少。
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。
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26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26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 光伏硅料硅片行业研究分析
2023年多晶硅的供应量和需求量的情况：上半年产能增长不多，预计全年总体增长率为7.5%左右，供需形势比较紧张，明年的供应量仍然有限。
硅片价格呈下降趋势，但需求旺盛，供应量有所增加。明年年底预计多晶硅产能将达到360GW，但部分项目进展缓慢，产能可能会延期投产。
整体来说，明年多晶硅企业的开工率将下降，但对明年的多晶硅需求仍然较高。明年多晶硅的售价和价差情况尚不清楚。N型和P型硅料的价格优势和分化趋势也在讨论中。企业通过调整生产方式和优化原料处理来降低成本。
2023年多晶硅供需情况及展望
2023年多晶硅的供应量和需求量的情况：今年上半年的产能增长不多，主要集中在下半年，预计全年总体增长率为7.5%左右。然而，由于推迟投产和需求下降等原因，增长速度没有预期的快。进口方面，硅片的供应量持续下跌。整体来看，今年的供需形势比较紧张，预计明年的供应量仍然有限。
硅片价格下降带动全产业链增长
今年整个硅片价格呈下降趋势，但需求旺盛，供应量有所增加。价格下降刺激了市场，全产业链增长较快。特别是硅片需求量大幅增加，出口和国内装机都有所增长。预计全球装机量将达到500GW。
明年多晶硅产能调整的原因和影响
明年年底，预计多晶硅产能将达到360GW，但部分项目进展缓慢，可能会延期投产。同时，一些新项目将不会急于投产，而是逐步扩大产能。此外，由于硅料供应充足，明年的检修周期预计不会再压缩。整体来说，明年多晶硅企业的开工率将下降，且有一波库存调整，但对明年的多晶硅需求仍然较高。
颗粒硅的售价和价差情况
颗粒硅的售价和价差情况。颗粒硅的销售没有进入协会的报价系统，市场上反映出的价格可能会稍微低一点。分级和品质指标可能会影响售价，但具体情况不清楚。某一镓拉晶厂拿到的颗粒硅料的比例不大，所以对整个行业的影响不大。关于价格低的区间，根据去年的市场情况，颗粒硅的价格大约比致密料低1万块钱左右。
明年N型和P型硅料价格优势和分化趋势
对于明年N型和P型硅料的价格优势和分化趋势，讨论了N型硅料和P型硅料的区别以及对原材料的要求。提到了头部硅料厂N型硅料产出的平均占比以及对品质控制的重要性。同时，探讨了P型和N型硅料价格不同的原因，以及在生产过程中磷的含量对N型硅料的影响。
N型料与P型料的价格差异及原因分析
今年N型料与P型料的价格较高，主要是因为N型料的生产受到控制指标稳定的影响。虽然N型料的价格较高，但由于其稳定性较好，在后续使用中具有较高的品牌价值。此外，P型料与N型料在成本、工艺等方面没有明显差异，因此价格也不应该有差异。另外，硅料厂商的订单和库存情况也受到产能和市场需求的影响。目前，硅料厂商的库存量较高，但已在逐步消耗，而下游硅片企业的库存量相对较少。
当前行业现金成本和全成本情况
不同企业在稳定生产情况下的现金成本和全成本控制情况。现金成本能够控制在4万左右，而全成本基本上在4.5万到6万之间。企业通过调整生产方式和优化原料处理来降低成本。
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
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）
2.2 逆变器行业研究分析
逆变器专家海外库存近况
■欧洲库存情况：
1）欧洲经销商库存目前基本降至合理水平（从上半年7-8个月的库存降低至3个月的合理水平），HW、YG上个月基本清完库存，本月开始新增出货；
2）部分公司如GDW、JL、GRWT保留自身库存的还要清自身库存，预计今年年底到明年年初清完。
■未来是否会出现大幅降价：
1）市场环境波动带来的降价：预计不会有大幅的降价。厂商对于欧洲的定价比较谨慎，一旦降价过多会被认为是倾销；从今年的实际情况来看，光伏、户储PCS降价在10%的合理范围之内，厂商主要通过返点、买6送2促销等形式去库。
2）材料、技术更新带来的降价：有可能面临。头部厂商明年开始会逐步导入碳化硅产品，IGBT产品可能面临降价。
■光伏、储能逆变器需求展望：
1）光伏：23年全球360-370GW，24年550GW，增速20%左右。
2）储能：23年全球出货130-140GWh，24年增速50-60%，部分地区增速60-70%。分地区：今年国内35-40GWh、美国35-40GWh、欧洲20-25GWh、拉美1+GWh、印尼、新加坡等地区百MWh级别。
当前户储市场需求如何？
1）欧洲市场：
今年以来全球对欧洲的出货量大幅放缓、整体约6.3GWh，其中比利时和西班牙yoy-60%，意大利yoy-40%，德国市场保持30%的同比增速。我们认为，【高库存背景下应区别看待出货量和真实需求】，调研口径预计23-24年欧洲需求增速在20-30%，其中德国、北欧等地需求增速高于整体增速。
往后看，Q3各家企业对欧洲出货量环比均大幅下滑，经过一个季度的库存消化后，【目前调研反馈当前经销商库存已回落至正常水平，叠加需求稳定增长，预计Q4出货量将提升至比Q2高30%左右水平】。
2）美国、澳洲市场：
尽管体量不如欧洲市场，但对中国企业来说属于增量市场、且均在稳定增长。目前中国各家企业均在探究进入方式（大概率贴牌），24年取得突破性进展值得期待。
Q4预计能看到确定性出货增长：Q2部分公司户储产品开始对欧洲出货环比下降，Q3对欧洲一致出现环比较大下滑，经历2个季度去库存后，目前调研反馈除个别市场可能还有库存压力外，总体看经销商库存已基本回落至正常水平，只是经销商目前会倾向于按需下单，订单周期偏短。9月浙江及江苏对欧洲逆变器出口环比已恢复增长，主要户储逆变器企业反馈10月欧洲区域订单环比9月继续恢复，月度订单环比10-20%，部分反馈周度甚至超过50%的增速，德语区增速更快。目前指引Q4出货环比Q3增长确定性高！
23年实际装机增速超50%，24年设备厂商出货增速或不低于30%：户储主力市场（占比欧洲户储50%以上）需求增速很快，德国1-9月户储装机3.6GWh，同比增156%，意大利户储1-6月装机1.7GWh，同比增200%，综合考虑其他地区可能没增长， 预计欧洲户储装机需求增速不低于50%；考虑2-3季度去库存，预计23年设备厂商对欧洲出货增速（20%左右）弱于装机增速（50%以上）；据经销商各项部件降价后户储系统成本较之前降低20%以上，且需求端刺激政策不断，德国5亿欧元光储充补贴，奥地利24年免增值税，荷兰净计量退坡，叠加后续进入降息周期，户储的经济性仍会不错，预计24年户储装机增速至少30%以上，考虑年底库存去化完成，24年设备厂商出货增速应不低于装机增速。
预计不太可能出现大幅降价：主要企业年初至今户储逆变器降价幅度在5-10%，考虑到原材料、运费及汇率等因素，23年毛利率环比基本稳定。随着年底库存去化完成，高端市场进入壁垒高，更看重品牌和售后，对价格不敏感，中低端市场可能会有价格调整，公司口径反馈幅度不会很大，且本身户储产品产品迭代及自身降本（5%左右）可以很大程度抵消单价下降的影响，毛利率影响比较有限。销售端可以通过延长质保或者账期等来促进销售，这对一线品牌更有利；
关注户储以外的增长点：欧洲经销商反馈，23年下半年储备大型工商业及地面项目明显增加，预计在组件价格稳定后，工商业和地面项目需求会迎来更快增长，工商业和地面市场专业化程度和技术壁垒更高，建议关注逆变器公司24年户储以外的增长点（23年部分公司户储逆变器利润贡献较22年降低）。
当前时点我们认为量的利空数据已基本落地，价格潜在变化预计对毛利率影响不大，横向比较来看，逆变器板块不管是估值、增长确定性和边际变化的趋势来看，当前位置值得重点关注，重点关注有海外大储加持、估值明显低估的阳光电源，此外锦浪固德威德业科士达禾迈昱能等！
中国公司最擅长的降价打法，正在储能市场失灵。这是来自储能销售洪林最直接的感受。今年5月，上海SNEC光伏展会开幕，短短三天时间内超50万人涌入，连展馆内的盒饭都被抢购一空，上海展会的前后成为储能市场热潮的情绪顶峰。
德国现场的客户直言，中国厂家的储能产品太便宜了，有的公司甚至相比年初报价还低40%。而这些大经销商去年囤的库存都还没清完，仓库里还有几千套的储能系统。
过剩的库存居高不下，价格下降的趋势还没停止。
到了10月中旬的英国太阳能展，“这些经销商已经觉得自己变成了冤大头，因此买涨不买跌，海外客户不相信国内厂商甚至成了主旋律。”洪林说。英国Solar Storage Live展和德国Intersolar展都是欧洲规模排在前列的光伏+储能展会，是储能销售的风向标。
但展会很热，订单很冷。
性价比一直是中国制造的核心优势，而在越是热门的产业尤其如此。各路人马对储能行业一拥而上，过去半年，全国新增注册的与新型储能相关的企业近4万家，超过了去年3.6万家的新增注册总数。
产业链的集体内卷让储能产品的价格一路下跌。
订单是如何消失的？储能进入难熬的下行周期已经成为共识。
以户储为例，最上游的户储电池中已经率先感受到危机下的寒冷。
2022年全年，户储电池的利用率达到85%，可以说全中国的电池产线都在加班加点地生产户储产品，整个欧洲户储产品到年底达到了5.2GWh。但到了2023年上半年，产线生产急转直下，户储电池的产能利用率下跌到不足30%。
骤降的户储产能利用率。生产过剩的压力转给了经销商。以欧洲的基础库存来说，估计明年一年都在去库存。
西班牙Betasolar是当地最大的储能经销商，去年直接囤了今年一年的量。英国的头部经销商Givenergy到现在还在努力去库存。
毫不夸张地说，各路厂家户储产品充斥在欧洲市场，为了清掉库存，开启大卖场促销模式，价格战成了最直接的手段。
从年初开始，某户储独角兽在英国实行买二送一，买两台5度电容量的电池送一台同规格电池。6月份，华为实行了一个多月的、面向安装商的“买六送二”活动，买六台逆变器送两台同类型逆变器，相当于降价了25%。
但是中国厂商用惯的降价招数正在失去作用。
面对目前的产业周期，中国公司越是用降价吸引消费者，越是会“摧毁”海外长期形成的经销商-安装商体系。
“因为在欧洲市场，光伏+储能的主导者是经销商和安装商，负责产品的本地化运营和维护，必须要吃到一部分利益。” “销售单价-生产成本=利润”的公式，在当地市场已经不合时宜。
海外消费者对太阳能的需求也在减少，因为其他替代能源的价格更便宜了。
今年上半年，英国天然气价格暴跌，英国天然气均价为108便士/色姆，环比下降了66%。政府也在转而补贴天然气，保证能源供应。
随着天然气价格开始回归正常水平，相对应的光伏+储能就失去了吸引力。不少当地储能安装商不得不转行，失去完成“最后一公里”交付的环节，储能订单的消失也就不可避免。
面对国内公司的降价，海外经销商开始持币待购，一位德国储能销售告诉我，“现在客户都对新货提不起兴趣，好几个月不下单，却一个劲杀价。有的公司还明说了短期内不下单。”
要一窥某个行业的内卷程度，不仅要看最大的市场，还要观察最小的市场。
亚非拉市场是储能行业的“边角料”市场，规模和价格远不如欧美。但即便是这里，一年时间内也涌出了五六十家的储能品牌，多个义乌白牌储能产品带资冲进场，互相卷价格，电池价格半年暴跌了一半。
某户储品牌合作的安装商库存已经达到200万套，却连月安装量1万套都费劲。“连华为都被卷出了南非市场，暂停了户储销售。“
南非的产品不需要并入电网，对核心零部件的技术要求不高，只是用作备电和应急负载。因此，没有做本地化设计的华为产品在南非优势，价格太高、接受度差。
华为户储在南非的终端销售价格打折后，仍然是DY的两倍
对比来看，在南非当地的国内户储头部品牌DY，销售价格为15000元（这也是降价后的结果），而华为的价格高达28000元。“华为在当地的推广费用可能都比某些小品牌的销售业绩要高了，但还是没能跑通。”林禾说。
头部公司血拼、储能销售规则改变、过剩库存积压，都在向全产业链传导着阵阵寒意。
巨头神仙打架、二三线被迫跟随
储能的冷淡不单出现在户储领域，国内火热的工商业储能似乎也在挤出泡沫，甚至变得有价无市。
分海外市场和国内市场的储能来看。海外市场主要为户用储能，给家庭使用。国内市场主要大型储能和工商业储能，给新能源电站和工厂使用。
客户不同，阶段不同，但市场增速都从急速上升转为急速下坠，周期到来的速度让多元布局的储能公司也不能幸免。
陈树原本是一家潍坊柴油机公司的销售，年中转行至工商业储能销售，入职后被安排最多的就是各种展会和推广，实际落地的单子可以说凤毛麟角。陈树的感受就是：站在门口看着很热闹，但实际上观望得居多。
和户储略有不同的是，工商业储能的市场还处于早期。
现在的工商业储能竞争跟2016年的分布式光伏投资白热化类似。
分布式光伏在整体市场的占比，从2016年的12%左右升至2022年的58%，从原本行业中的“边缘角色”转到了“舞台中央”。
工商业储能也被赋予了同一期待，但因为储能收益约束条件比光伏更多，所以落地项目并不多。
还有一部分原因是国内储能市场有大量的大公司进场，市场的竞争强度直接提升了一个数量级。
例如各类大型发电集团、各级城投公司，开始领证入场做储能，甚至投资建厂。而“五大六小两建”不仅有资源，市场竞争强度也非常高。
高库存近乎成了一个死局。
“电池储存在仓库里，电池每半年就补电，又是一笔成本。”
“很多公司还在运库存，海运周期30天，大约四个星期，船在海上飘，价格每天在跌。”
从更长的周期来看，这是碳酸锂价格剧烈震动的余波。不论是工商业储能和户用储能，电芯都是成本最高的部分。追涨杀跌、高估需求、大规模扩产、陷入过剩危机、引发价格战、进入新一轮周期轮动，太阳底下无鲜事。
“原本产业上下游都在赌碳酸锂还会涨价，但没想到跌得这么快。”洪林说。
很多厂商都在指望着小概率事件存活，希望能源价格再来一波上涨。但商业从来是建立在稳定的预期，而非在小概率的黑天鹅事件之上。因此当行业进入供需失衡后，洗牌就不可避免了。
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年全球银浆需求量合计超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 光伏投资机会
关于光伏产业的四个基本判断
新能源发展趋势与双碳未来
全球能源的发展的趋势，是“能源电力化，电力清洁化”。能源电力化，比如新能源汽车，原来用油现在变成用电；电力追求的是清洁化，比如风电、光电、水电，核电。
双碳的本质是推动工业文明走向生态文明，是一次影响社会经济、文化意识形态的革命。中国要摆脱对石化能源的依赖，只有靠技术提升，大家都说光伏行业很火，一直以来技术迭代的核心指标就是光伏的转化效率。
从2007年到现在，电池转化率每年大概增长0.5%，一般常识认为，经过了十多年的发展是不是会遇到技术极限；但事实恰恰相反，站在今天这个时点，我们发现技术进步才刚刚开始。
现在看得到是技术是9分钱，未来甚至能做到5分钱。因为如果叠加钙钛矿技术，转化率就从现在的23%，提高到30~40%，转化效率的提升，对成本的影响敏感度更高，所以价格可以再降低一半左右。
中国新能源供应链：全球找不到对手
之前没有人想到光伏发电成本会这么低，更没有想到中国新能源供应链能做得这么好，从供应链这个角度而言，中国在全球范围内基本上找不到对手。
无论是光电、风电还是水电，都是如此，核电中国也不差；再加上与光伏密切相关的储能，又是和新能源汽车产业链是相通的，而这些新能源产业链的主流都在中国，这个就是奠定全球竞争力优势的底气。
光伏发展到一定程度以后，就需要储能；而储能现在的成本降得也很厉害。储能2007年左右的时候，一瓦是要8元钱左右，现在1.2元，而且现在整个产业严重过剩，加上现在储能的技术还在不断提升，未来成本预计能做到0.1元到0.2元。这样降低后光伏的成本加上储能的成本，两者结合起来很容易就实现“碳达峰”了，但是“碳中和”就比较难。
所以近年来氢能火是有道理的，因为没有氢能，很难实现“碳中和”，我们可以用电力来替代传统的能源，但是有些东西是电取代不了的，得用氢来取代，比如催化剂、燃料、甲醇，所以氢能源未来一定会迎来大发展，因为它是“碳中和”的产物。
光伏是泛半导体产业：用大市场孵化高科技
光伏行业是国内的民营企业经过很多年搞上来的，甚至可以用疯狂来形容。虽然光行业死了很多家企业，包括中电光伏、尚德等，有些没有死的现在苟活也很痛苦；但这些企业是真正做出巨大贡献的，这些企业家其实非常值得尊重。
光伏产业通半导体行业，如果没有光伏产业让人吃饱饭，大家怎么有心思往面板以及半导体方向做研发。因为光伏领域的材料体量很大，半导体电子领域又很细分，很难想象一个企业上来就做半导体、做电子，不但量很小，但研发投入却很大，根本活不下去。
但如果有了光伏作为基础底子后，一般它的量是半导体的100倍以上，就能够做很多创新型的研发。比如有家公司一年有60~100亿的销售额，在电子和半导体领域有40个产品，虽然这么多产品加起来的销量远没有光伏多，但是它们的利润很好，在各自细分领域有很好的前景。
而有意思的是，做光伏设备的厂家原来就是做半导体设备的，虽然半导体设备干不出来，但把国外的设备买过来，做些仿制性开发，发现光伏设备没有那么难，很快就基本实现国产化了。
要知道光伏在十多年前是“技术、市场、设备”三头在外，全部老外控制。现在至少在泛半导体领域，我们有条件逐步往上走，得以加大投入做研发，这是大市场提供的自由度。
光伏行业打造了一支国际化的人才队伍
这是光伏行业另外一个重大贡献，很多光伏巨头在海外拓展市场和建设生产基地，已经有很多年了，刚开始也是不懂规则，踩过很多坑，付过高昂的学费。
现在很多领域，大家还是崇洋媚外，其本质是搞不过人家，心里害怕。但唯独光伏里边的人是不怕老外的，为什么？因为通过多年的全面竞争，大家现在把老外都搞死了。
中国的光伏行业培养了一批不怕老外、真正国际化的人才，这个很多行业根本做不到。很多行业，现在说要走出去，要做到本土化、国际化依然是无法完成的任务，这个在光伏行业不存在。这个优势为行业，打开了未来国际化的无限空间。
光伏行业的三大投资模式
模式一：体系内孵化投资
模式二：技术变革型投资
模式三：稳健定增型投资
2.5 储能行业
超充电池量产在即 具备相关快充技术的头部锂电企业有望受益。随着宁德时代发布全球首款磷酸铁锂4C超充电池，快充技术向更低成本、更大范围和更高充电速度推广应用，具备相关快充技术的头部锂电企业有望受益。目前阿维塔、哪吒、奇瑞等车企已先后启动旗下车型的搭载宁德时代4C神行电池，同时，其他头部电池企业的快充技术研发推广也日益成熟。头部电池企业的快充产品有望成为车企引流消费者的一张差异化名片，迎来大规模商业化导入。
神行超充电池亮相，充电效率再提升。2023年8月16日，宁德时代发布全球首款磷酸铁锂4C超充电池，通过超电子网正极、石墨快离子环、超高导电解液配方、超薄SEI膜、高孔隙率隔离膜等技术革新，为4C超充的实现打下基础。相较于传统快充电池，神行超充电池主要有三大优势：1)充电10分钟，续航400公里;2)全温域快充，低温性能不减;3)超长续航与超高安全保障。
快充技术的应用是系统工程，涉及新能源汽车多环节核心零部件的迭代。具体到电池角度，涉及到电极材料、电解液以及电荷转移界面等电池材料体系生态的研究。由于锂离子和电子在电极和界面中的迁移速率很大程度上决定了快充能力，通过负极材料(造粒、包覆、表面功能化)、电解质(新型锂盐LiFSI)、导电剂(碳纳米管)、电极设计(降低电极厚度)等途径可以优化电芯材料，提高主体材料和界面中的锂离子扩散速率和离子电导率，提升快充能力。
超充电池量产在即，国内车企积极参与配套。2022年以来混动新能源能由于更好解决用户的里程焦虑问题比例持续提升。超充技术的普及，将有望很好缓解用户纯电里程焦虑，带动纯电动新能源比例及电池行业装机规模提升。目前阿维塔、哪吒、奇瑞等车企已先后启动旗下车型的搭载宁德时代4C神行电池，同时，其他头部电池企业的快充技术研发推广也日益成熟。头部电池企业的快充产品有望成为车企引流消费者的一张差异化名片，迎来大规模商业化导入。
三、新能源行业重大事件
1、有传闻称，印度所得税部门正在对中国主流40家光伏企业进行调查，调查理由为涉嫌逃税，调查范围涵盖公司及其印度的经销商。
针对这一情况，国内某一线光伏企业知情人士表示：“关于光伏企业在印度被调查一事，确有此事！”
并且还表示，调查实际已经持续将近一个月的时间。国内相关光伏企业以协助调查和接受问询为主，没有涉及抓人，目前还没有出调查结果，相关企业的新能源业务都仍在正常开展，未受到影响。
据悉，如果后续出了明确结论，比如确有偷税漏税的现象，印度方面可能会开出‘天价罚单’等。
在打压中国光伏产品之后，2023上半年印度新增光伏装机6.8GW，同比下降18.6%。而印度整体光照条件好，电力需求大且新能源发电占比尚小，光伏市场仍具有较大提升空间，印度计划2030年实现光伏累计装机280GW，未来新增装机将维持高增速。预计2023年印度新增光伏装机可达20GW。
根据最新的数据表明，2023年9月，中国光伏电池组件出口印度23.25亿元，同比去年增加1756.4%。
作为全球第三大光伏装机市场，印度光伏市场需求旺盛。但是，作为中国和美国之外唯一的10GW级以上的光伏市场，印度的光伏市场呈高度依赖进口的特点，尤其是高度依赖中国光伏企业。印度政府数据显示，2021年至2022年，印度进口了价值30亿美元的光伏板，其中92%来自中国。印度最大的光伏电站——位于拉贾斯坦邦的巴德拉电站
而此次印度对中国光伏企业发起的调查也已经不是第一次了，由于对中国供应商的高度依赖，在此之前，印度对于中国光伏企业已经有多轮相关调查。
2018年7月，印度财政部发布终裁征税令，对从中国和马来西亚进口的光伏产品征收为期2年的保障措施税。（其中，2018年7月30日至2019年7月29日期间征收 25%；2019年7月30日至2020年1月29 日期间征收20%；2020年1月30日至2020年 7月29日期间征收15%。）
2020年，印度调查机构进行保障措施复审立案调查，终裁决定将保障措施延长一年，对从中国、泰国和越南进口的涉案产品征收保障措施税。（其中，2020年7月30日至2021年1月29日征收14.90%；2021年1月30日至2021年7月29日征收14.50%。）
2021年5月，印度商业和工业部发布公告，对原产于或进口自中国、泰国和越南的光伏产品发起反倾销调查。
2022年3月29日对原产于或进口自中国的除透明背板之外的太阳能涂氟背板作出的反倾销终裁结果，决定对涉案产品征收为期5年的反倾销税。
2022年4月1日起，印度对进口的光伏组件及太阳能电池片分别征收40%和25%的基本关税。
2022年11月9日，印度商业和工业部发布公告称，应申请人提交的终止调查申请，决定终止对原产于或进口自中国、泰国和越南的光伏电池及组件的反倾销调查
印度积极发展本土光伏产业，但仍旧高度依赖中国！
对于中国光伏企业的数次反倾销调查之后，印度方面也开始大力扶持本土光伏产业的发展。
截至2023年2月，ALMM包括70+家印度组件商总产能超过22GW。目前印度电池厂家约8家，产能约6.6GW。预计2026年印度组件产能或将达到110GW，电池产能超过50GW。除了光伏主产业链环节，印度还将同步发展辅材环节，如光伏玻璃、EVA、背板等。据预计，印度或将成为仅次于中国的第二大光伏制造国。
不过，受制于资金、技术发展、人才、原料供应等问题，印度的光伏产业发展难以摆脱对中国的依赖。2021年印度新增光伏装机超过10GW，其组件需求约有14GW(本土供应3GW，进口自中国约10.9GW)。印度2201从中国进口了8.1GW的组件，同比增加429%，主要由于此前印度官方公布4月1日起印度将对组件征收 BCD及实施ALMM 认证，在成本上涨之前印度企业展开进口突击。
目前印度市场光伏市场需求十分旺盛，作为人口大国，印度向可再生能源的转型显著改善了该国的能源结构，可再生能源装机容量占该国各种能源的总装机容量的30%，而2016财年只有15%。
而此次印度方面对于中国光伏企业的税务调查，也可以看出其开始逐步摆脱对中国光伏供应商的依赖的局面。
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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