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。
在当前的竞争环境下，不排除光伏产业链各环节价格跌破成本线。国外11月后需求量会下来，国内年底并网的话，11月底组件要进场。国内12月的需求会下降，1月春节需求也会受影响，所以后面价格可能更低。判断当前价格是不健康的，如果不赚钱的话就没有资金去持续搞研发。到年底TOPCon能投产的也就350GW-400GW,明年慢慢投产到700GW左右，落地的可能只有规划的一半。
国际能源署（IEA）发布了最新的《世界能源展望2023》报告，基于各国能源现状测算了2030年全球能源系统的未来图景。到2030年，能源世界将发生重大改变。世界各国将势不可挡地向清洁能源转型；到2030年，全球电动汽车数量几乎达到现在的10倍；太阳能光伏发电量将超过目前美国整个电力系统的发电量，可再生能源在全球电力组合中的比例将从现在的30%左右提高到近50%。
与光伏有关的四个重要预判如下：
1）光伏是可再生能源的绝对主角，将改变整个电力市场格局——到2030年，可再生能源将占新增发电量的80%，其中仅太阳能就占了一半以上。然而这仅仅利用了世界可再生能源的一小部分潜力。太阳能光伏已经成为一个重要的全球产业，甚至在STEPS（保守情况下）也将改变电力市场。在现在的制造计划和技术竞争力下，光伏的规模还将有巨大的进一步增长空间。
2）产能和装机间存在巨大落差。产能利用率仅维持在40%左右，正常的比例大约应该在70%附近——到2030年，全世界每年的太阳能电池板生产能力将超过1200GW。但在STEPS（保守进程）中，到2030年全球仅装机了500GW。（但根据目前的装机数据来说，500GW这个预计还相对保守，今年的全球装机大约将达到400-450GW之间。）制造业产能扩张的速度很快，产能和发电量之间的差距将太阳能制造业的利用率从接近60%降至2022年的40%（见下图虚线）以下。这远低于一个成熟行业通常被认为健康的70%水平。
3）净零排放主要靠光伏，但现在的发展还远远不够，3倍于现在的装机量才能实现净零排放——与巴黎协定之前的基线情形相对比，光伏、风力发电和电动汽车将贡献世界大部分CO₂减排量。预计到2030年，太阳能光伏发电将减少约30亿吨（3 Gt）的排放量，几乎相当于今天全世界所有路上汽车的排放量。风力发电将减少约20亿吨（2 Gt）的排放量，电动汽车减少约10亿吨（1 Gt）。
然而，这并远远不足以在2050年前实现净零排放，也并不能够实现“巴黎协定”目标：将全球气候上升控制在1.5摄氏度内。要实现净零排放，2030年需要3倍于现在的可再生能源装机量，能量转换效率也需要大幅提升。
4）中国占世界制造能力的80%，预计2025年后中国的装机量增速放缓（保守情况稳定在270GW左右）—— 今天的太阳能制造业高度集中——仅五个国家就占全球产能的90%以上。中国无疑是最大的，每年生产太阳能组件的能力超过500吉瓦，相当于世界制造能力的80%。其他四个是越南(占全球市场的5%)、印度(3%)、马来西亚(3%)和泰国(2%)。在STEPS中，中国的太阳能光伏装机容量在趋于平缓之前将达到每年270GW以上。在NZE案例中，到2030年，中国每年的太阳能光伏装机容量将超过400GW。
关于光伏产业链各环节成本：
硅料——现金成本：3.6-4.6万元/吨生产成本：5-6万元/吨，全成本：7-8万元/吨；
硅片——现金成本：0.27-0.32元/W生产成本：0.31-0.36元/W，全成本：0326-0.378元/W；
电池片——现金成本：0.43-0.53元/W生产成本：0.46-0.56元/W，全成本：0.483-0.588元/W；
组件——现金成本：0.95-1.14元/W生产成本：0.96-1.15元/W，全成本：1.008-1.2075元/W；
从数据来看，光伏行业各环节的产能规划都进入过剩阶段。光伏制造端的硅料、硅片、电池片、组件四个环节产能均超过900GW，而2023年和2024年全球组件需求预测分别为525GW和645GW，供给量为实际需求的1倍，电池片环节供给量为需求量的3倍。行业产能严重过剩。
2023年，在产能严重过剩的背景下，头部企业仍在大规模扩产。预计2023年年底硅料、佳片、电池片、组件新增产能分别为97GW,127GW,351GW,300GW。
多晶硅环节还会从2024年Q1开始持续成为过剩程度最大的环节。根据明年的需求边际测算，高于现金成本4.2万元/吨生产成本的产能将相对危险。
通威N型硅料出货比例持续提升以及P型产品品质优势带来的销售溢价，其在行业出清情况下仍能维持至少0.5-1万元/吨的盈利。
虽然价格已经呈现下跌趋势，但是针对具体成交价格依旧存在分歧，基本上无新签订单，五家硅料龙头在本周均未成交单。
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。“最新成交价格仍需时间发酵，预期下跌幅度将较为可观。”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。
经过1月份和6月份的快速下跌后，9月光伏行业进入了第三轮的跌价通道，目前这一轮的降价是通过上游成本下降以及供给端竞争加剧来传导到盈利端的，除了影响三季度的利润后，四季度各个环节的盈利还会收缩，但都会在接近底部的位置。未来1-2个季度的价格底和盈利底会先后出现，且会修复当前盈利过于悲观的预期。从明年开始预计会进入一个企稳并逐步向上的阶段。
三季度以来，硅料价格持续强势，组件价格持续下跌，一体化组件企业盈利压力较大，硅料价格接近见顶，硅片价格倒逼叠加硅料产能释放之下，四季度硅料价格继续下跌，硅片、电池价格9月开始下跌，价格和盈利的下降引发了对行业盈利下滑的担忧，目前光伏行业的价格下跌速度较快，在11月下旬左右达到底部价格，光伏价格接近见底，价格触底后可能会出现反弹。
虽然四季度是传统的需求旺季，装机和招标的数据都在持续创出新高，但今年供给端恶化加剧的速度仍超出厂商们上半年的展望，国庆节后光伏市场的基本面再次进入盈利下行的区间，现在目前整个光伏行业确实在一个非常复杂和混乱的局面里，虽然龙头公司今年出货量其实并不差，甚至比年初很多机构预计都要好，但整个行业的这个竞争的态势在今年的恶化速度是非常快的，但往长远看，正是要有这种极度的恶化的波动，才会大力地推动行业内部扩产的自律性的增加以及外部跨界意愿的减少。
同时供给恶化内卷也引发了现在监管机构在资本市场层面和银行在间接融资层面已经开始大幅地收紧对整个光伏行业再融资的支持，近期像TOPCon电池的产能就已经有相当大比例大概100多GW已经进入停止、出售转让、或者是暂缓的状态，产业人士认为这个局面还会随着盈利的下滑而进一步扩大，所以对应TOPCon电池片设备龙头的成长逻辑也将受阻，但是有危也有机，加速落后产能出清以及新产能供给收紧后，行业又会出现比较好种机会，并开始进入一个相对健康发展的轨迹。
但上面过程的演进确实需要时间，可能没有那么快，年内行业的压力仍会比较大，但资本市场预期先行，如果是行业见底信号比较明确，股价会走在基本面前面。
今年四季度旺季到明年一季度淡季的业绩低点出现后，光伏目前的问题是主产业链基本面还没到最差的时候，股价却已经跌出了锂电过剩后业绩下滑再到亏损的跌幅，四季度供给端内卷加剧，一季度又面临传统淡季，行业尚不明朗的情况下会有继续一跌，至少短期基本面逻辑不顺对接下来两个月的行情会构成一定阻力。
2、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。
本周N型料成交价7.00-7.80万元/吨，平均为7.39万元/吨，周环比下跌1.73%。
单晶复投料成交价6.50-7.00万元/吨，平均为6.83万元/吨，周环比下跌2.01%。
单晶致密料成交价6.30-6.80万元/吨，平均为6.64万元/吨，周环比下跌2.21%。
单晶菜花料成交价6.00-6.50万元/吨，平均为6.31万元/吨，周环比下跌2.92%。
近期终端市场需求低迷，特别是海外市场需求下滑，甚至有部分小尺寸组件“回流”，对市场造成冲击。目前，在供需等因素影响下，各环节开工率不高，库存增加，价格持续处于下跌通道。据悉，182mm硅片价格已经大面积低于2.4元/片，电池价格也基本低于0.47元/W，企业利润空间被进一步压缩。多晶硅价格再度走跌，本周前期成交相对较少，硅料企业存挺价心态，虽一线大厂成交价格相对稳定，但二线厂家价格较为松动，挺价能力弱。下游硅片、组件价格基本触及成本，价格接近稳定，对硅料需求还处于较低水平，企业观望情绪较重。当前多晶硅供应多于需求，硅料产量有明显增幅，库存持续积累，市场价格仍处于下行区间。预计硅料短期内仍将有小幅的下跌。
国内多晶硅价格再度下跌，周初随着部分成交的展开成交价格再度降低，国内某大厂N型料报价已经低于70元/千克。市场情绪仍较弱，后期仍有走跌可能。11月份硅料回流量大概是15.3万吨左右，增加1万吨是因为产能只释放了1万吨。 对于11月市场预计产量将达到15.2万吨左右，其增量排除上述正在爬产产能影响外，10月末随着合盛新疆的生产，其供应量将在11月得到进一步体现。除此之外，其亚10万吨项目目前已经试车生产，有望在11月供应一部分产量。
需要注意的是，四川某头部企业老产能近期有检修计划，或对11月供应产生一定利空影响。
对于12月份，预计其产量将首次出现停滞甚至缩减，预计产量14.9万吨左右，下滑主要原因在于——目前多晶硅价格已经开跌且硅片排产极度萎缩，11月随着多晶硅继续维持高排产，一方面多晶硅库存有显著累积可能。
另一方面，多晶硅价格将进一步走跌，甚至在月末有望跌破部分二三线企业成本线。
在库存压力以及成本双重施压下叠加年末影响，部分企业或将有减产甚至停产检修的可能。
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。
3、硅片市场弱稳运行。随着硅片的临时大减产以及电池片代工需求的增加，硅片库存出清相对较快，相较高峰时期库存减少30%以上，库存区间逐步可控。硅片企业随即开始尝试性挺价。硅片价格由于已逼近成本线，预计短期内不会有太大下滑空间。本周上市场单晶硅片价格走势放缓，主流厂商正A硅片价格仍在2.3-2.4元/片区间，但成交也是有2.2元/片的低位价格。进入11月，市场上硅片库存消耗已见成效(但仍未完全出清），同时上游硅料价格逐步博弈明朗，硅片企业已开始对上游硅料进行新一轮的采购备货。当前的硅片价格使得市场下游电池端“抄底”的意愿提升，同时下游新电池产能的陆续投产排产以及电池代工增加的情况下，对硅片的采购需求有所回暖；11月开始国内部分前期减产的硅片企业已经（或计划）提产，个别硅片企业提产幅度较为明显，甚至计划达至满产。单晶G12硅片方面，本周单晶G12硅片市场报价3.3—3.4元/片左右。N型方面，当前NP硅片价格进一步缩小，部分价格已有重合，本周N型主流报价在2.4—2.5元/片区间。对于后市的硅片价格能否企稳，还需视下游稼动情况而定，同时也仍需谨慎硅片环节排产提升带来新一轮库存增加。
预计11月硅片排产计划61.8GW左右，环比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。
根据调研硅片龙头企业得知，对于硅片来说，降本空间越来越小，技术快速进步的时期已经过去了，所以硅片就很难再形成很大的竞争优势了。
龙头企业在这方面的长时间积累，在硅片领域还是存在一定优势，但是这种优势在缩小中。但是它会和今后新的电池片技术形成协同，比如形态、技术上会配合得更好。
后面的硅片更多会呈现一种周期的盈利状态，在当下过剩的状态下，整个行业硅片的盈利能力可能都会偏弱。
4、电池片库存持续累积，价格延续下跌，符合此前判断。本周主流尺寸电池价格大幅下跌，P型M10、G12尺寸电池主流成交价格纷纷落在每瓦0.5元-0.53元与0.52元-0.53元左右，跌幅在15%-18%不等。由于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。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。11月电池片排产计划61.1GW/月左右，环比增加4.8%。
电池片价格预计随上游成本下降而继续下调，P/N价差有进一步缩小趋势，当前部分电池厂已开始减产，但其他多数仅有减产计划，并未实际降低生产。当前电池市场外采量减少，代工量增加。
光伏组件环节，虽然近期招标中出现1元以下报价，但本周跌幅仅有1.7%，均价维持在每瓦1.13元-1.14元。不过， “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、低价甚至有可能跌破1元。”
组件价格跌破1元/W——这个价格是投标价格，投标的公司不是一线大厂，且不一定是中标价格，中标后才能有交付价格。其次，交付期是2024年，当前市场交付价格还是在1.15元/W左右，1元以下的价格是未来展望的价格。
N/P型价差越来越小，N型价格下降也是倒逼P型降价，说明行业的内卷比较严重。一些企业为了拿订单将利润压的非常低，几年前单/多晶转换的时候，也出现过类似的情况。电池成本在5毛钱+封装成本5毛钱，才能是1元的成本。
过去两年内硅片、电池片等产能也是过剩，但是硅料产能限制了硅片、电池片的产出，才有那么高的价格。当前的价格是全产业链过剩的情况，目前1元/W的价格应该是波谷。硅料按照5万/吨的全成本来源的话，各环节都不赚钱，到组件端也是9毛7、8的成本，所以现在是为了保证开工率、现金流并分担沉没成本的报价，应该是不赚钱的。
分环节。组件的产能非常灵活，但硅料的启动成本比较高，只要能保住现金成本就要保障运行。统计到年底，各个环节的产能都能到1000GW,预计全球整体需求不超过600GW,所以企业的压力比较大。现在大家都在通过垂直一体化去保证销售，而一体化又使行业的产能更加过剩了。
1.1元/W以下的价格，都是短期不利于行业健康发展的。硅料价格在11月份之后可能会有明显的下降，硅料转化到组件还有一个月的周期。硅料可能跌破5万，会造成连锁反应，各个环节的价格下降都会突破现在的价格。
这次价格战会让市场更向头部集中。大规模成交价格是1.15元以内的水平，大厂开工率50%以上，小厂在30%-40%左右。大厂会担心业绩表现，但价格下降快速洗牌能提高大厂市占率。
大部分龙头企业是硅片-组件的一体化，去年全年三个环节加起来是2毛5-3毛左右的毛利水平。去年底硅料跌了一波，但是组件价格没跌，所以一体化价格涨到了4毛左右的水平。今年上半年一体化到了4毛左右的水平，因为TOPCon等产能爬坡但是硅料价格低。认为四季度和明年一季度的一体化的利润都不会太好，可能会形成价格踩踏，但是明年后面会慢慢恢复。
扩产放缓会对设备企业影响最大。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。
组件已经接近1元/W的水平，在现阶段来说，这个价格，全产业链都难以盈利，对行业的可持续发展，产生了很大的负面影响，即使是全产业链的公司，一体化企业在1元水平也是勉强维持。
至于行业什么时候回到正常位置，时间上存在不确定性。可能明年上半年，或者今年年底，在地方上一些招商引资的项目出现数量大规模的烂尾，没办法进行下去的局面，如果这种局面来得十分猛烈，原来大家计划的产能并没有实际释放，那这个调整的时间就会比较短。如果大家的决心很大，即使亏损也要把产能上上去，那么调整的时间就会长一些。
需求方面，组件企业11月份排产较上月再度减少，目前预估排产量已低于50GW，同时组件企业利润减弱较多，组件成交价格受组件库存不断上升，同时装机需求也不及预期，近期已有跌破1元大关成交，故下游企业对上游主材及辅材压价心态较为浓厚。而对玻璃企业而言，延长谈判期主要由于近期天然气价格向上调整导致，原由于玻璃另一原材料纯碱的价格不断走低，对玻璃来说成本支撑减弱，价格下跌已成定局，但由于近期天然气价格的调整，玻璃企业也试图争取跌幅减弱的意愿，
5、玻璃环节在三季度实现了一定的盈利超预期，但由于成本下降，四季度的盈利也不错。
预测明年光伏需求将增长约20%，而明年第一季度将会出现产能过剩的情况。
国内光伏玻璃价格暂时稳定，新一月报价暂未公布，目前2.0mm镀膜玻璃价格为18.5-20.0元/平方米，3.2mm镀膜玻璃价格为26.5-28.0元/平方米。
11月玻璃价格计划2.0mm规格下跌约1.0元/平方米、3.2mm规格下跌约 0.5元/平方米。本次3.2mm跌幅较少，主要由于近期双玻组件需求较多，很多玻璃企业生产意愿偏向于2.0mm，3.2mm市场流通量较少，随着近两月组件产量的下降，2.0mm累库较多，玻璃企业为去库，11月计划2.0mm价格适当增加下跌幅度
光伏银浆——目前来看，银包铜浆在硬包铜主山浆料量产化方面的数据显示，能够和普通的纯银浆进行一定的竞争，达到接近6.5的水平。从成本角度来看，银包铜浆也有可能在未来进一步降低成本。例如，采取低温印浆的方式，可将银浆的耗量降低到170毫克每片左右；使用OBB技术再叠加上引爆桶技术，可将单片的耗量降低到130毫克到135毫克左右，对应整体的成本也有可能降到2毛6左右，甚至未来可能达到2毛3左右。因此，银包铜浆在技术方面还有很大的进步空间。
10月EVA光伏料市场惨淡收尾，11月胶膜订单预计略有好转。10月EVA光伏料市场需求疲软，相较10月初约11.4万吨的光伏料排产预期直线下降2.55万吨，仅6家石化厂排产光伏料，转产EVA发泡料的企业陆续增多，EVA光伏料排产主要集中于斯尔邦、浙石化、榆能化、天利高新石化。光伏、发泡价格倒挂，石化厂灵活改变生产计划和销售策略。
展望2024，预计投产的项目主要是目前未实质开工，开过听证会且风险预计结果为低风险的项目(预计2.1万吨/天左右)，以及少量目前已实质开工，等待风险预计结果的项目。在此背景下，我们预计玻璃有望保持良好供需。
组件招投标价格方面，n、p型价格均在不断下探。11月6日开标的中国能建2023年光伏组件集中采购招标（15GW）中，p型组件最低投标价0.9403元/W，n型组件最低投标价1.0032元/W（均不含运费），同一企业n-p平均价差低于5分/W。
而在11月7日开标的大唐集团有限公司2023-2024年度N型光伏组件第一批集中采购招标中，n型价格进一步降低。单瓦平均报价最低为0.942元/W，有3家企业投标价低于1元/W。显然，随着n型高效电池产能不断落地、投产，新老玩家之间的市场竞争日益激烈，。
具体看，本次招标共44家企业参与，单瓦投标价格0.942-1.32元/W，平均为1.0626元/W。去掉最高最低后，平均为1.0594元/W。一线品牌（Top4）平均投标价1.0508元/W，新一线品牌（Top5-9）平均投标价1.0536元/W，均低于整体均价。显然，主要光伏企业希望凭借资源、品牌积累，以及一体化布局、规模化生产等优势，争取更高市场份额，部分企业明年将面临较大的经营压力。
在上游库存压力增大、下游需求不足的共同作用下，各环节开工率下调，价格也出现大幅下跌。部分厂商为了争夺订单，维持生产节奏，已经开始按贴近或低于现金成本的价格参与市场竞争，未来的价格战空前激烈。11月6日，中国能建2023年光伏组件集中采购招标正式开标，p型组件最低投标价0.9403元/W，n型组件最低投标价0.9328元/W，表明光伏市场已进入“血拼”阶段。相关企业希望依靠之前的利润和现金流储备度过寒冬，价格战全面爆发。
从开标情况看，本次招标具有以下特点：
1）投标价格创下最新纪录。与之前华电集团、国家能源集团的组件招标相比，本次投标价格更低，多家企业报出1元/W以下价格。p型182组件、210组件最低报价分别为0.9403元/W和0.9507元/W，n型182组件、210组件最低报价分别为0.9328元/W和0.968元/W，全部低于1元线。
2）n型最低价低于p型。以往的招投标中，n型组件往往比p型高3-7分/W，这也成为公认的“合理价差”，仅部分企业为争夺市场份额报出n-p同价。但这次，有企业n型报价低于p型，亦有多家企业n-p价差小于2分/W，表明相关企业的产能升级已基本完成，未来将大举进军n型市场。
3）一线品牌参与低价竞争。本次招标中，n型182组件两个标段最低价均由一线品牌投出，多家一线、新一线品牌报价低于整体均价，显然，低报价不再是二、三线品牌的专利，大企业可以凭借现金储备、生产规模、一体化布局等优势，以更低价格参与市场竞争，重新洗牌，将二、三线品牌挤出市场。预计最迟明年年底，部分品牌将告别国内光伏市场。
从2023年至2026年，中国将拥有全球80%以上的多晶硅、硅片、电池和组件产能。2023年，中国对国内太阳能产业的投资将超过1300亿美元。
预计至2024年，中国将有逾1TW的硅片、电池和组件产能上线，这意味着中国的产能足以满足从现在起至2032年的全球年需求。
中国生产的组件比欧洲生产的组件便宜50%，比美国生产的组件便宜65%。以美国为例，其缺乏硅片、电池片及光伏玻璃的产能，上游原材料仍然依赖进口。而中国凭借先进的技术、成本优势及完善的供应链，本土制造的组件价格显然比美国更有竞争力。
欧洲本土生产的组件价格是中国组件价格的两倍，同样缺乏市场竞争力，销售受阻。
到2024年，国内硅片、电池片和光伏组件的产能均将超过1TW，继续保持全球技术领先地位，这意味着中国的产能是世界其他国家的17倍。
展望中国以外的地区，报告预计至2025年，得益于印度强大的PLI激励机制，印度将超越东南亚，成为第二大组件生产地。
P型电池产线将逐步关停，新一轮优胜劣汰开始。观察整个光伏产业链的产能扩张节奏，有一点需要注意，电池片制造能力的产能扩张速度将超过硅片和组件环节的增速。因此，该机构预计电池片将会成为组件供应链中竞争最激烈的环节。
对市场供过于求的担忧主要针对生产低效率产品(如p型和M6电池)的老旧生产线。对p型电池的需求从2023年开始下滑，Wood Mackenzie分析师预计，至2026年，p型电池的需求量将仅为供应量的17%。
这也意味着P型电池片生产线需要尽快升级成n型TOPCon产线，否则将逐步关停。"不可否认，供过于求将阻碍目前的一些扩产计划。在过去三个月中，中国有超过70GW的产能被终止或暂停，中国太阳能制造业正进入一个充满挑战的时期。"
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。
BC电池在溢价方面，1代产品，有1-1.5美分的溢价。在部分高端市场上，有3-4美分的溢价。但是在今年产品快速下降的过程中，从统计上来看，没有显示出这个结果，主要原因是，BC针对分布式，是一个项目价格，而集中式是一个期货价格，在交货的时候以历史订单来定的。在市场价格稳定的时候，BC产品的溢价会很明显地显示出来。
8、HJT 工艺流程第一步是制熔，第二步是非晶硅沉积，第三步是导电膜沉积，第四步是丝网印刷。
铜电镀工艺仍在研发中，还没有实现量产。但确实是长远的技术方向。丝网印刷设备主要以迈为和捷佳伟创为主。制绒设备国内以捷佳伟创和启伟星为主，此前也进口了很多日本 YAC 的设备，但目前基本上都实现了国产化设备替代。迈为、捷佳伟创、金石三家可以做完整的整线设备，迈为做的最好，市占率高达 70%。
迈为的 PEVCD 的优点主要体现在自动化和产能上。迈为丝网印刷设备，在 TopCon 和 Perc 中，市占高达 80% 以上。
清洗制绒设备、PECVD 设备、Tco 导电膜设备、丝网印刷设备四个步骤分别占总体投资额的 10%、50%、25%、15%。
HJT 设备整线投资 4 亿左右，原来 3.5 亿左右，随着微晶化技术的发展，对电源要求更高，所以设备投资额并没有降低反而升到了 4 亿，但相信随着规模化，成本还是会下降到 3.5 亿以内。HJT 技术发展没有达到预期，设备投资较大，成本降低不下来，导致了商业化进展缓慢，各个厂商推迟产业化节奏。
电镀铜目前测算下来，成本基本在 1 毛 2 左右，随着规模化的发展，有望降到 1 毛以内。
电镀铜可以提高 0.3-0.5 的转化效率。
钙钛矿目前还没有真正实现商业化组件输出，几个玩家效率普遍在 15-16%，相比晶硅还是较低，预计真正产业成熟还需要 2-3 年。投资角度来看，HJT+ 钙钛矿叠层会是非常好的方向。
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、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。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。
11、三季度风电公司的业绩整体较弱，整机环节普遍亏损。零部件环节相对而言盈利能力较好，受益于原材料成本的下降并有出口需求。对海风的发展前景非常看好，项目进展不断加强，业绩也预计在明年上半年表现较好。
未来陆上风机的中标价有可能降低到1500元左右。部分子板块的价格竞争较激烈，导致整体风电板块的盈利下降。
关于业务经营情况，哪几个环节的业绩呈现下滑趋势？为什么？——从业务环节来看，海缆、整机、塔筒、叶片等环节的业绩下滑较为明显。其中海缆和整机受到延期的影响，出货节奏发生变化，盈利承压。整机环节主要由于价格战造成的低价单大量交付，成本下降不及预期导致毛利率下降。
在现金流方面，叶片、塔筒与整机的情况如何？存货和应收账款的变化如何解读？——叶片和塔筒的现金流保持较好，三季度出现环比上升。整机的现金流下降明显。存货环比增长了8%，主要由于业务扩大和风电场开发。应收账款和应付账款均呈增长趋势，对零部件公司来说，回款比例的提升对维持现金流的质量很重要。
12、海上风电是我国低碳产业发展的重要领域，对于加快能源转型进程、融合高端装备制造有着关键性支撑作用。多地相继出台海上风电规划政策，产业潜力持续释放，“十四五”期间海上风电规模有望大幅提升。
海上风电是指在潮间带、近海海域等主要区域建立风力发电场，并将风能转换为电能的一种使用离岸风力能源的方式。海上风电是重要的海洋新兴产业，具有产业链条长、技术含量高、产业规模大的特点，拥有良好的发展前景。
海上风机的支撑技术主要有底部固定式支撑和悬浮式支撑2类，2022年我国海上风电新增吊装容量515.7万千瓦，约占全球的54%，2023年新增装机容量将增长至600万千瓦。
从全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例来看，总体上呈上升趋势。2017-2022年，全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例从1.7%增长至7.8%。长远来看，海上风电的渗透率将会持续提高，2023年将达8.1%。
海风产业链主要环节发展趋势和竞争格局。风电整机：大型化是明确的趋势，国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组；技术 路线方面，国内以半直驱为主流，海外直驱与半直驱并行。海缆：送出海缆价值量与离岸距离 强相关，集电海缆与送出海缆技术方案持续迭代，柔直外送渐成趋势；不同省份竞争格局分化，本地企业优势明显，头部海缆企业开始 斩获欧洲海风订单。管桩：以单桩和导管架为主，用量差异较大；越来越多的传统海工船舶企业涉足到海上风电单桩和导管架的生产， 国内格局尚不明朗，以大金重工为代表的头部企业积极寻求出海并获得批量订单。
1）海上风电产业链出口，看好目前在出口方面具备先发优势的管桩、海缆、整机企业；2）海上风电离岸化和柔性直流趋势。直流海缆、换流阀等将受益， 海缆环节的竞争格局有望得以优化；3）海上风电深水化和漂浮式趋势。全球力推漂浮式海风，国内百兆瓦级大型项目开启建设，平价并 不遥远，锚固系统、双转子风机等有望深度受益；4）风电整机的格局优化。目前陆上风机步入深度价格战，各家企业应对价格战的能力 不同，有望推动整机环节的逐步出清和格局优化。
中国风电的竞争优势源自多年的规模化开发、持续的技术创新、完备的产业链供应链体系。
中国的风电主机产能已达到全球50%以上的市场份额，关键零部件的产量达到全球市场的70%。供应链建设、技术迭代带来的快速降本，让本土整机商在海外竞标中占得优势。
轴承作为保证机组传动链运转的核心部件，其设计、计算、仿真、测试以及全生命周期的质量稳定性变得极为关键，尤其是10MW以上的海上风机对设计创新能力、质量可靠性的要求更高。斯凯孚凭借出色的传动链综合开发以及设计验证能力，全球同一的高质量生产标准，可为大兆瓦机型提供具有成本竞争力、更高可靠性的整体解决方案。
风机机械传动链包括主轴、齿轮箱、发电机等关键部件，它们相互关联，密切配合。斯凯孚是最早参与“集成式传动链”设计的企业之一，从整体性能出发，颠覆了以往传动链关键部件“分体式”的设计。
集成式传动链不仅可以减少零部件数量，简化主机厂的装配，还具备体积小、重量轻、成本低等优势。通过集成式设计可以进一步降低多达20%以上的传动链成本，以技术革新推动降本增效的实现。
13、逆变器行业2023年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，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）。
14、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。
碳酸锂及供应链价格：10、11月锂电池排产环比下降去库，4季度海外锂矿/盐湖陆续投产爬坡，判断年内碳酸锂现货价格将进一步下跌。
电池级碳酸锂为16.67万元/吨，较上周环比-2.74%。节后碳酸锂现货价格反弹，主要因前期价格快速下跌使外采锂矿的冶炼企业减停产。但从供给侧看，随着海外锂矿及盐湖在4季度陆续投产爬坡，4季度资源端供给走环比提升。从需求侧看，储能市场需求则在夏季高电价装机高峰后，中美9、10月储能装机处于年内月度装机量低位，欧洲储能新增装机则连续4个月环比走低
锂电池产业链则处于去库，且目前碳酸锂价格仍处相对高位，下游材料企业及电芯企业备货意愿低，以刚需采购为主，
主要电芯企业排产数据，10、11月电芯排产环比下降。
今年上半年储能产能超过市场增速，根据2023年欧洲主要国家前三个季度的市场数据，EESA预计2023全年欧洲户用储能市场规模将达到9.57GWh，下半年库存消化将达到约4.47GWh，库存出清将持续到2023年底，2023年底欧洲库存水平将回归到合理规模（约4GWh），供需错配矛盾在年底前将进一步凸显。
不过，欧洲未来对储能的需求并不低，根据CPIA报道，2022年5月，欧盟可再生能源计划规定，2025年前实现超过320GW的光伏并网目标，并到2030年进一步扩大到600GW；2026年后，新建及既有公共/商业/住宅，等欧洲将库存消化完，相信之后会回归正常需求。
海内外大储需求高增持续兑现，海外户储去库存压力下需求承压
大储方面，国内大储需求高增判断逐步兑现，从中标结果来看，除去集采的容量，2023年1-9 月我国中标容量为13GW/24.7GWh，同比增长121%，其中独立储能占比过半。
户储方面，电价回落、库存高位双重压制，户储出货增速逐步下探。
大储盈利静待改善，户储关注品牌/渠道构建
储能行业的痛点在于盈利改善，方式有二，或为消纳压力下的需求进一步增长，或同质化竞争下的落后产能出清
户储经过了半年多的库存消化周期，库存压力得到缓解，装机、出货有望回暖
户储具有消费属性，未来企业在竞争加剧的环境中主要看公司的品牌和渠道构建的能力，这两者的能力需要时间的沉淀以及大量市场和研发的投入
大储市场空间预测：
全球2023年新增装机为105.40GWh，2025年新增装机272.86GWh，22-25年复合增速为 75.6%。其中中国 2023 年储能新增装机为19.2GW/39.2GWh，同比增长166%，2025年新增装机为51.01GW/104.17GWh，22-25年 CAGR为92%。
工商业储能为最优细分板块，盈利改善叠加政策落地有望持续催化。23 年有望成为工商业储能的发展元年，主要原因23 年工商业储能的经济性有望大幅提升，包括收益端的峰谷价差拉大、分时电价的完善；成本端的下降；政策端的补贴等等。并且，虚拟电厂有望进一步催化，提高工商业储能的收益率，加快工商业储能的普及。
工商储市场空间预测：
预计工商业储能需求2023-2025年有望达5.1、10.4、18.7GWh
15、新能源汽车——11 月 8 日消息，乘联会发布数据显示，2023 年 10 月乘用车市场零售达到 203.3 万辆，同比增长 10.2%，环比增长 0.7%。今年累计零售 1726.7 万辆，同比增长 3.2%。
乘联会统计口径下的 10 月乘用车出口（含整车与 CKD）39.1 万辆，同比增长 49%，环比增长 9%。1-10 月乘用车出口 307 万辆，同比增长 66%。10 月新能源车占出口总量的 28.6%。随着出口运力的提升，10 月自主品牌出口达到 31.8 万辆，同比增长 69%，环比增长 7%；合资与豪华品牌出口 7.3 万辆，同比下降 3%。
10 月全国乘用车厂商批发 244.5 万辆，同比增长 11.3%，环比下降 0.3%。今年累计批发 2027.1 万辆，同比增长 7.2%。受新能源及出口市场拉动的促进，10 月厂商销量创出当月历史新高。10 月自主车企批发 147.2 万辆，同比增长 26%，环比增长 6%。主流合资车企批发 71.4 万辆，同比下降 5%，环比下降 7%。豪华车批发 26 万辆，同比下降 5%，环比下降 14%。
10 月新能源乘用车生产达到 91.9 万辆，同比增长 27.5%，环比增长 13.8%。今年累计生产 683.5 万辆，同比增长 31.5%。10 月新能源乘用车批发销量达到 88.3 万辆，同比增长 30.1%，环比增长 5.7%。今年累计批发 680.0 万辆，同比增长 35.5%。10 月新能源车市场零售 76.7 万辆，同比增长 37.5%，环比增长 2.7%。今年累计零售 595.4 万辆，同比增长 34.2%。
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
头部硅料企业的成本可以控制在6万元/吨，当前价格水平下还是有利润的，第三季度，多晶硅头部企业还能实现30%的毛利。
截至本周三，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。InfoLink指出，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。“最新成交价格仍需时间发酵，预期下跌幅度将较为可观。”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。组件报价加大品质权重产业链下游方面，多晶硅市场弱势运行。今日多晶硅价格已有明显下调。复投料69-75元/千克，致密料65-74元/千克。随着硅料新产能和检修产线的恢复，硅料供应偏紧局面缓解，叠加下游硅片价格一度走跌，硅片企业倒挂，对于硅料采购基本停滞，观望情绪较浓。近期市场交易总体较为冷清，硅料已出现累库情况。现阶段硅料价格不符合硅片厂心理预期，对于硅料价格压价情绪明显，预计硅料价格将持续探底。
相较上周三，本周多晶硅价格再度走跌，尤其部分二线厂家，其N型料已经逼近70大关。多晶硅市场过剩较为明显。同时由于硅片目前成本倒挂，加之市场走弱，价格随即走跌。
“多晶硅价格降到10万元/吨以内，组件价格到1.5元/W以内是很正常的，今年6月底，硅料曾触及6万元/吨低点，彼时组件价格还在1.3元/W以上，下游还是挣钱的。”
多晶硅市场弱势运行。今日多晶硅价格已有明显下调。复投料69-75元/千克，致密料65-74元/千克。随着硅料新产能和检修产线的恢复，硅料供应偏紧局面缓解，叠加下游硅片价格一度走跌，硅片企业倒挂，对于硅料采购基本停滞，观望情绪较浓。近期市场交易总体较为冷清，硅料已出现累库情况。现阶段硅料价格不符合硅片厂心理预期，对于硅料价格压价情绪明显，预计硅料价格将持续探底。
相较上周三，本周多晶硅价格再度走跌，尤其部分二线厂家，其N型料已经逼近70大关。多晶硅市场过剩较为明显。同时由于硅片目前成本倒挂，加之市场走弱，价格随即走跌。
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。
硅片
硅片价格仍难企稳。本周硅片价格仍难企稳，价格同比下跌。主要原因还是由于库存积累问题，价格快速崩跌，厂家为了保障出货无奈继续让利跌价，市场看空情绪颇重。目前硅片企业减产明显，库存出清也相对要快速，但下游电池片压价情绪还是较为明显，短期内硅片价格仍承压运行。
硅片价格继续大幅走跌，市场情绪继续看空，电池片企业压价心态明显，成交价格不断走跌。但值得注意的是硅片已经出现去库趋势，加之成本因素，或对后续价格有一定支撑——跌幅有望放缓。
1.1.3电池片价格分析
2023年10月1日-10月31日的光伏组件招中标市场，约15.75GW光伏组件采购项目定标，均价为1.205元/W。
招标企业方面，国家电投、国家能源集团、中国电建、中交集团、国家电网、华润等央企以及深圳能源、广东能源集团等地方企业共计90个招标项目（标段）定标。
中标企业方面，晶科能源、隆基绿能、晶澳科技、正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能、中国南水北调新能源、中清集团、天合光能、上迈新能源、阿特斯、爱康光电、国家电投黄河水电西宁分公司、华阳集团、华耀光电、环晟光伏、锦州阳光、千丰新能源、润马光能、太一光伏、晓枫太阳能、协鑫集成、新盛美新能源、一道新能、亿晶光电、英利能源、正信光电、中节能太阳能等企业均有斩获。
此外，10月1日-10月31日，国投、中国能建、大唐、南方电网、华电等企业发布了42个招标项目（标段），合计容量约25.77GW。
其中，国投、中国能建、大唐等开启组件集采招标项目（标段）7个，规模共计22.85GW。
晶科、隆基、晶澳、正泰新能、东方日升领衔中标榜。10月1日-10月31日，国内组件招投标市场，晶科能源、隆基绿能、晶澳科技、正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能等29家企业，共同赢得了15.75GW的光伏组件招标采购订单。
其中，在已经明确的项目定标容量中，晶科能源中标1918.03MW，排名本统计周期第一；隆基绿能中标1754.25MW，排名第二；晶澳科技则以915.50MW排名第三。正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能、中国南水北调新能源、中清集团、天合光能分列4-10名。（注：因有部分项目未公布具体中标份额，故本统计周期企业中标容量较小。）
本统计周期，定标容量最大的央企为国家电投，为国家电力投资集团有限公司二〇二三年度第五十批集中招标（第一批光伏电池组件设备）（共有39个标段定标），规模共计10000MW。东方日升、国家电投黄河水电西宁分公司、华耀光电、锦州阳光、晶澳科技、晶科能源、润马光能、天合光能、通威太阳能、协鑫集成、新盛美新能源、一道新能、亿晶光电、英利能源、正泰新能、中清集团中标。
在上游库存压力增大、下游需求不足的共同作用下，各环节开工率下调，价格也出现大幅下跌。部分厂商为了争夺订单，维持生产节奏，已经开始按贴近或低于现金成本的价格参与市场竞争，未来的价格战空前激烈。11月6日，中国能建2023年光伏组件集中采购招标正式开标，p型组件最低投标价0.9403元/W，n型组件最低投标价0.9328元/W，表明光伏市场已进入“血拼”阶段。相关企业希望依靠之前的利润和现金流储备度过寒冬，价格战全面爆发。
从开标情况看，本次招标具有以下特点：
1）投标价格创下最新纪录。与之前华电集团、国家能源集团的组件招标相比，本次投标价格更低，多家企业报出1元/W以下价格。p型182组件、210组件最低报价分别为0.9403元/W和0.9507元/W，n型182组件、210组件最低报价分别为0.9328元/W和0.968元/W，全部低于1元线。
2）n型最低价低于p型。以往的招投标中，n型组件往往比p型高3-7分/W，这也成为公认的“合理价差”，仅部分企业为争夺市场份额报出n-p同价。但这次，有企业n型报价低于p型，亦有多家企业n-p价差小于2分/W，表明相关企业的产能升级已基本完成，未来将大举进军n型市场。
3）一线品牌参与低价竞争。本次招标中，n型182组件两个标段最低价均由一线品牌投出，多家一线、新一线品牌报价低于整体均价，显然，低报价不再是二、三线品牌的专利，大企业可以凭借现金储备、生产规模、一体化布局等优势，以更低价格参与市场竞争，重新洗牌，将二、三线品牌挤出市场。预计最迟明年年底，部分品牌将告别国内光伏市场。
近日，经权威第三方检测认证机构TÜV南德认证，捷佳伟创G12-132版型异质结组件平均功率达到了720.65W（南德新标准），组件平均转换效率23.20%，属于行业前列水平。这是公司继高速RF微晶P沉积技术、600MW异质结电池整线出货后，在异质结电池技术领域取得的又一进展。
本次认证组件的电池片均来自于捷佳伟创的量产型HJT电池整线，电池平均效率25.1%（哈梅林测试标准），采用了行业先进的双面微晶技术，搭配973/9010（VTTO工艺已开发完成）的ITO，金属化采用常规的丝网印刷纯银12BB，并控制银单耗110mg以下。
比亚迪布局钙钛矿电池技术——比亚迪在机构调研时表示，比亚迪拥有专业的太阳能技术研发团队，在研发方面不断加大投入，并成立光伏技术研究院，以实现降本增效目标。比亚迪太阳能技术研发团队在实验室里经过反复实验，力求在电池片效率和组件效率等方面突破以往测试记录。并通过硅片薄片化加细线化，银浆技术更新，胶膜技术迭代等，进一步提升一体化成本优势。随着晶硅光伏技术持续迭代更新，实现从PERC电池技术向N型TOPCon和HJT电池技术的转变，并积极布局钙钛矿电池技术，推动电池转换效率屡创新高，激发技术创新活力。
三季度各组件公司出货情况
前三季度：
隆基绿能：单晶组件出货量43.53GW，其中对外销售43.12GW，自用0.41GW。
晶科能源：前三季度组件出货超52GW，同增约82%。
天合光能：组件出货约45-46GW，同比增长约68%。
晶澳科技：电池组件出货37.63GW（含自用965MW），其中组件海外出货量占比约52%，分销出货量占比约31%。
通威股份：前三季度组件出货约18GW，其中一季度约为3GW，二季度销量约6GW，呈现提升的状况。
东方日升：前三季度组件出货确认收入约14.4GW，
横店东磁：前三季度组件和电池出货量合计达到6.87GW，组件出货同比增长50%。
2023年第三季度：
隆基绿能：电池组件出货超18GW，同比增长27%+。
晶科能源：组件出货约21GW（21.2GW），同比增104%+、环比增约20%；其中TOPCon出货约13GW，占比60%+，环比增30%+。
天合光能：出货18.5GW，确收超16GW，同比增长超52%、环增33%+。
晶澳科技：第三季度实现组件出货12.3GW，环比+5%。
通威股份：第三季度组件出货量则为9GW。
东方日升：第三季度实现出货确认规模6.1GW，实现明显增长。截止2023年中，公司电池、组件产能分别为15、25GW，后伴随金坛4GWHJT、宁海5GWHJT以及滁州10GWTOPcon的逐步投产落地，公司电池产能有望接近35GW，组件配套产能将超40GW，有望进一步助推公司出货提升。
综上，如果通威9GW的第三季度出货是准确的话，那么通威的出货已经高于阿特斯，成为全球前五大的中国光伏组件厂商。
阿特斯前三季度出货为22.6GW，其中第三季度出货最终数据为8.3GW
今年出货会比预期略低一点，主要是因为在加强欧洲市场库存管理所致。明年的出货预计仍能在今年的基础上保持较高速增长，具体出货量规划公司还需要基于年度预算进行讨论明确。
晶科能源的CTO金浩表示：“公司计划于明年推出双面TOPCon，预期量产效率可到26.5%，并希望在随后的2024至2025年逐步达到27%至27.5%的量产效率。这样一个效率肯定能压制所有其他的技术路线，成为市场中量产的主流。”根据规划，今年晶科能源TOPCon电池量产效率将达到25.8%。
晶科能源前2023前三季度以52GW+出货量排名榜首，隆基绿能和天合光能以45-46GW货并列第二，晶澳科技前三季度出货38-39GW排名第四。
从2022、2023H1、2023前三季度组件出货量来看，晶科能源、晶澳科技、隆基绿能和天合光能出货已经锁定全球组件出货Top4席位，第五仍为老牌光伏组件巨头阿特斯，其2023前三季度出货22.8-23GW。从当前出货趋势来看，全球光伏组件出货第五席位“易主 ”只是时间问题。
同时，光伏组件新一线一道新能的增长势头也很迅猛，2023前三季出货已达到13.5GW。这家成立仅4年组件厂商，凭借押注N型技术，实现了弯道超车，已把若干在市场上摸爬滚打10余年的厂商甩在了身后。
总体上来看，2023年前三季组件出货榜有三大变化——
第一个变化是，凭借TOPCon，晶科能源有望成为2023组件出货冠军，成为全球第一。
第二个变化是，阿特斯组件出货第五的位置，岌岌可危，通威股份和正泰新能都在迎头赶上。未来全球组件出货Top5- Top9四个席位的争夺将十分激烈。
第三个变化，环晟光伏、英利能源、腾晖光伏等老牌组件厂商有“掉队”苗头，国内组件Top10-Top20席位的争夺也呈白热化态势。
三、四线厂商之间的竞争也在加剧。大恒能源，还有HJT新贵华晟新能源也在快速发展，前者H1出货3GW，现有组件产能4GW，后者H1出货1GW，到2023年底将形成 10GW HJT组件产能。
此外，在光伏组件装机暴增的背景下，近两年市场上也涌入了不少新的组件厂商。今年市场上的光伏组件厂商已达到70余家。从产能上看，全球组件厂商Top9占据绝对优势。产能最大的隆基绿能2023年底将形成130GW组件产能，晶科能源90GW，晶澳和天合均为95GW，阿特斯 50GW，通威太阳能和正泰新能均为55GW，东方日升25GW，一道新能30GW，这九大厂商到2023年将产能合计已达625GW。2023年前三季出货Top10厂商出货量下限为282.6GW，上限为286.8GW。
11月3日，据美国国家可再生能源实验室（NREL）最新认证报告显示，由中国光伏企业——隆基绿能科技股份有限公司（以下简称“隆基绿能”）自主研发的晶硅-钙钛矿叠层电池效率达到33.9%，这也是目前全球晶硅-钙钛矿叠层电池效率的最高纪录。
此前该电池效率的世界纪录是33.7%，由沙特国王科技大学于今年5月份突破。
此次晶硅-钙钛矿叠层电池效率的突破，是隆基绿能2023年度继5月24日上海国际光伏展会（SNEC 2023）公布31.8%和6月14日欧洲光伏展会（InterSolar Europe 2023）公布33.5%之后的最新进展，
晶硅-钙钛矿叠层电池效率达到33.9%，首次超越单结电池的肖克利-奎伊瑟(S-Q)理论效率极限33.7%，为展现晶硅-钙钛矿叠层电池相对于晶硅单结电池效率的优势提供了意义重大的实证数据。
2022年11月，隆基绿能公布其硅异质结电池效率突破26.81%，创造全球晶硅单结电池领域的世界纪录。此次研发团队又刷新晶硅-钙钛矿叠层电池效率世界纪录，
隆基绿能在全球光伏业界最受关注的硅基单结电池和硅基叠层电池两大赛道均成为世界第一。
矩形技术的应用不仅打破了一般中版型组件功率无法突破600W 的“僵局”，还具备更高的系统价值。以标准中版型组件为例，基于210R电池的组件，延续了210低开路电压的优势，组串功率更高。以地面电站设计中常见的1500V系统为例，每个组串可以多串联2块组件，组串功率提升13%。相同的装机容量，使用210R-66片中版型组件，电站组串数量、跟踪支架总量及长度减少13%，组件数量、DC线缆、MC4连接器的数量减少5%-8%。加之2382mm*1134mm标准尺寸组件高达98.5%的集装箱利用率，终端用户的BOS成本再度降低。
同时，基于210R矩形硅片打造的48片小版型组件，1.762mm*1.134mm的极限设计，面积为1.998平方米。不仅满足德国建筑安全法规所规定组件尺寸、重量要求，且电流降低、逆变器兼容性更优。
根据彭博新能源财经报告，过去十余年光伏发电的度电成本下降了84%。
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。
从10月成交情况来看，光伏级EVA市场交易量约为2万吨左右，仅国产料有成交，进口料10月缺席市场。而多数石化厂本月仍在去化9月库存，市场成交清淡、询价多实单少。
主要缘于10月下游客户胶膜厂本身订单大打折扣，直线下降17%左右，而胶膜厂自身原料库存高位且为高价库存，组件10月份减产动态接连不断，胶膜厂多数停采原料以规避EVA价格继续下降的风险。
因国产EVA定价与结算方式较进口EVA更为灵活，偶现的订单均为国产EVA交易。
从10月的价格行情来看，以9月底14000元/吨到本月底的11500元/吨的零星成交价格，EVA光伏料跌幅17.85%，市场看跌情绪浓厚，下游多为探底心理，市场对EVA成本价越发关注。
10月EVA光伏料市场惨淡收尾已定调，而10月光伏胶膜经历了一整月的价格混战状态，下跌幅度达19.3%，当前主流460克重EVA胶膜价格7.4-8.28元/平米，440克重EPE胶膜价格9.68-10.12元/平米。
380克重POE胶膜价格12.16-12.80元/平米，胶膜近期价格有企稳之态。
11月组件仍有减产预期，但近期随着EVA光伏料接近探底，11月胶膜价格已然接近触底，刺激了下游胶膜采购需求，近期胶膜订单情况也有所好转。
11月7日晚间，万华化学公告披露，公司拟通过股权转让、增资等方式，万华化学及其关联方持有铜陵化学工业集团有限公司（以下简称铜化集团）化工业务51%的股权，同时持有非化工业务34%的股权。
本次重组后，万华化学将进一步完善上游原料供应链，增强电池业务核心竞争力。通过本次重组，万华化学将在铜化集团矿业业务参股34%，进一步保障磷矿资源，为万华化学未来的磷资源需求解决瓶颈问题，提升产品竞争力。
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。
2023年10月1日-10月31日的光伏组件招中标市场，约15.75GW光伏组件采购项目定标，均价为1.205元/W。
招标企业方面，国家电投、国家能源集团、中国电建、中交集团、国家电网、华润等央企以及深圳能源、广东能源集团等地方企业共计90个招标项目（标段）定标。
中标企业方面，晶科能源、隆基绿能、晶澳科技、正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能、中国南水北调新能源、中清集团、天合光能、上迈新能源、阿特斯、爱康光电、国家电投黄河水电西宁分公司、华阳集团、华耀光电、环晟光伏、锦州阳光、千丰新能源、润马光能、太一光伏、晓枫太阳能、协鑫集成、新盛美新能源、一道新能、亿晶光电、英利能源、正信光电、中节能太阳能等企业均有斩获。
此外，10月1日-10月31日，国投、中国能建、大唐、南方电网、华电等企业发布了42个招标项目（标段），合计容量约25.77GW。
其中，国投、中国能建、大唐等开启组件集采招标项目（标段）7个，规模共计22.85GW。
晶科、隆基、晶澳、正泰新能、东方日升领衔中标榜。10月1日-10月31日，国内组件招投标市场，晶科能源、隆基绿能、晶澳科技、正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能等29家企业，共同赢得了15.75GW的光伏组件招标采购订单。
其中，在已经明确的项目定标容量中，晶科能源中标1918.03MW，排名本统计周期第一；隆基绿能中标1754.25MW，排名第二；晶澳科技则以915.50MW排名第三。正泰新能、东方日升、天大新能源、通威太阳能、中国南水北调新能源、中清集团、天合光能分列4-10名。（注：因有部分项目未公布具体中标份额，故本统计周期企业中标容量较小。）
本统计周期，定标容量最大的央企为国家电投，为国家电力投资集团有限公司二〇二三年度第五十批集中招标（第一批光伏电池组件设备）（共有39个标段定标），规模共计10000MW。东方日升、国家电投黄河水电西宁分公司、华耀光电、锦州阳光、晶澳科技、晶科能源、润马光能、天合光能、通威太阳能、协鑫集成、新盛美新能源、一道新能、亿晶光电、英利能源、正泰新能、中清集团中标。
在上游库存压力增大、下游需求不足的共同作用下，各环节开工率下调，价格也出现大幅下跌。部分厂商为了争夺订单，维持生产节奏，已经开始按贴近或低于现金成本的价格参与市场竞争，未来的价格战空前激烈。11月6日，中国能建2023年光伏组件集中采购招标正式开标，p型组件最低投标价0.9403元/W，n型组件最低投标价0.9328元/W，表明光伏市场已进入“血拼”阶段。相关企业希望依靠之前的利润和现金流储备度过寒冬，价格战全面爆发。
从开标情况看，本次招标具有以下特点：
1）投标价格创下最新纪录。与之前华电集团、国家能源集团的组件招标相比，本次投标价格更低，多家企业报出1元/W以下价格。p型182组件、210组件最低报价分别为0.9403元/W和0.9507元/W，n型182组件、210组件最低报价分别为0.9328元/W和0.968元/W，全部低于1元线。
2）n型最低价低于p型。以往的招投标中，n型组件往往比p型高3-7分/W，这也成为公认的“合理价差”，仅部分企业为争夺市场份额报出n-p同价。但这次，有企业n型报价低于p型，亦有多家企业n-p价差小于2分/W，表明相关企业的产能升级已基本完成，未来将大举进军n型市场。
3）一线品牌参与低价竞争。本次招标中，n型182组件两个标段最低价均由一线品牌投出，多家一线、新一线品牌报价低于整体均价，显然，低报价不再是二、三线品牌的专利，大企业可以凭借现金储备、生产规模、一体化布局等优势，以更低价格参与市场竞争，重新洗牌，将二、三线品牌挤出市场。预计最迟明年年底，部分品牌将告别国内光伏市场。
光伏背板基膜——光伏背板基膜经下游加工后制成光伏背板膜，光伏背板膜是光伏组件中重要组成之一，对硅电池片起保护和支撑作用。通常情况下，光伏发电装置设置在户外，因此，光伏背板基膜需要具有耐高温、耐高湿、抗老化和耐候性等特性。
光伏背板膜在光伏背板中使用广泛，是光伏背板重要组成部分。
随着光伏装机规模的快速增长，光伏背板基膜有望保持快速增长趋势。
2026年全球光伏新增装机规模将达到484GW,按容配比(1:1.2)计算的组件装机约为580GW,结合中国光伏行业协会对单面、双面单玻、双玻组件占比的预测以及光伏背板用基膜的厚度和密度，测算出2026年全球光伏背板基膜需求量将达到55.82万吨II,中国光伏背板基膜需求量达到22.12万吨，光伏背板基膜领域发展潜力巨大。
光伏背板基膜需求量=光伏组件装机容量(瓦数)*每瓦组件对应的光伏背板面积*光伏背板基膜厚度*光伏背板基膜密度，其中光伏背板基膜平均厚度约为250微米，密度约为1.4克/立方厘米。
光伏石英坩埚产品供应偏紧，下游市场扩产较快。石英坩埚行业产能扩产速度相较于下游客户而言较为缓慢，整体供应偏紧
目前，石英坩埚行业的产能扩产速度相较于下游客户而言较为缓慢。根据中国光伏产业发展路线图(2022-2023年)的数据显示，2022年全国硅片产量约为357GW,较2021年约227GW,同比增长57.5%,后续根据规划将扩产至1,000GW以上，预计未来石英坩埚供应仍然偏紧。具体如下：
根据上表测算，2025年相对于2022年石英坩埚全行业消耗量约提升70%左右，2022年度开始石英坩埚出现阶段性供应偏紧，单晶硅用石英坩埚头部厂商开始加大产能扩增速度，以满足下游持续、高速扩产产生的采购需求。由于石英坩埚相关厂商受限资金实力和技术积累，仅头部石英坩埚上市公司进行大幅度的扩产投资，因此整体扩产速度低于下游客户的新增扩产产生的未来采购需求，主流石英坩埚厂商的扩产规划具体如下：
分布式光伏曾是电源机构中的“香饽饽”，补贴支持、保障收购。但随着分布式光伏装机增长太快，尤其是昼夜性、波动性极强的特性，多地的分布式光伏项目消纳困境越来越严重。随着未来进入电力市场，配储等要求，其收益的不确定也在进一步增强。
2023年前三季度，全国光伏新增装机12894万千瓦，同比增长145%，其中集中式光伏6180万千瓦，分布式光伏6714万千瓦。截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到5.2亿千瓦，其中集中式光伏2.95亿千瓦，分布式光伏2.25亿千瓦。2023年前三季度，全国光伏发电量4369亿千瓦时，同比增长33%。国家发改委、国家能源局、国家乡村振兴局7月14日发布的《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》中提到，各级电网企业要积极做好农村分布式可再生能源发电并网服务，依法简化并网手续，优化服务流程，推广线上服务应用，确保农村分布式可再生能源发电“应并尽并”。但分布式光伏发展太快时，发现容量不足，电网消纳不了，为保电网安全，只能暂停分布式光伏的开发与接入。
浙江、江苏、山东、河北、河南等，陆续出台了分布式光伏配储的相关政策文件。虽然暂时还不是强制性政策，分布式光伏强制配储，只是时间问题。届时，未按规定配置储能的光伏项目或将被叫停。
在“双碳”目标中，新能源发电装机量持续显著增长，然而，伴随着这一爆发式增长，新能源基础设施的安全问题也逐渐显现。尤其是分布式光伏在进入商业和家庭环境后，频繁引发安全事故。2023年以来，因光伏组件产品质量参差不齐、运输安装中的二次损伤以及安全防护措施缺失等因素，已造成多起事故，有公开报道的就近20起。
近日传闻美国加息周期会提前结束,最早明年二季度或降息。对此认为有望刺激美国市场光伏装机动力进一步增强。我们测算利率每下降1pct,对应美国地面电站irr提升0.8pct左右。加之,近期中美贸易关系有缓和迹象,两国就气候环境发展交换意见,我们认为利好中国向美组件出口,龙头企业加速北美及东南亚产能布局,有望率先受益。当前价格下,美国是组件企业利润最丰厚的市场,同时考虑到组件供需关系良好,企业明年美国市场订单已签80%,中期美国市场预计维持高盈利水平。
当前光伏板块的积极因子持续积累:
1)融资收紧及盈利大幅下降,新增产能建设已经出现放缓或暂停,例如向日葵、大全能源等;
2)组件价格已持续下探到1.10元/W左右,二三线已经出现亏损,头部企业也都逼近盈亏平衡,年底前硅料价格预计快速调整,大概率硅料跌幅大于组件跌幅,将出现组件价格见底及盈利拐点;
3)库存端,已经出现布局拐点信号,9月江苏逆变器出口金额环增,部分企业反馈周度订单甚至环比超50%;
4)筹码结构好,截至930风光板块剔除指数基金超配比例仅0.7%,若剔除头部机构光伏板块已经低配,进一步考虑10月调整交易层面的出清更加明确。
从可再生能源供应链角度，光伏制造业当然是最重要的。太阳能制造业高度集中的五个国家占全球产能的90%以上。中国无疑是最大的，每年生产太阳能组件的能力超过500吉瓦，相当于世界制造能力的80%。其他四个国家是越南(全球市场的5%)、印度(3%)、马来西亚(3%)和泰国(2%)。接下来的五个太阳能制造商一一美国、韩国、柬埔寨、韩国和中国台北一一各占全球总量的1%左右，而欧盟垫底。
中国计划在未来几年再增加500GW的太阳能组件制造产能，远远超过其他国家的新产能计划。如此规模的扩张意味着，中国很可能保持其在全球总量中80%的份额，并在一段距离内仍将是太阳能组件的主要出口国。
印度的目标是继续扩大其生产能力，以满足国内需求并出口太阳能模块:根据生产挂钩激励计划正在进行的项目表明，到2027年，其制造能力可能超过每年70吉瓦。
东南亚的生产能力将超过该地区的需求，这使其仍然是一个重要的出口国。
美国计划中的太阳能组件产能投资受到《通货膨胀减少法案》的推动，中期内有望增加6倍。然而，如果没有进一步的投资，到2030年仍将需要大量进口，以满足快速增长的太阳能光伏部署。
欧盟的太阳能制造业将在中期内翻一番，但这里的部署也在迅速增加，到2030年，约70%的部署将依赖于进口太阳能组件，除非在欧盟制造业进行进一步投资。
面对行业同质化竞争的进一步加剧，产能过剩、组件价格跌破1元/瓦等现实考验时，加强技术创新，进一步提升太阳能电池的转换效率，降低光伏度电成本，仍然是光伏行业高质量发展的不变主题。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年11月09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11月09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：
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）
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 逆变器行业投资机会
逆变器：延续快速增长势头，去年Q1-3发货50GW，今年超过83GW，+65%，地面占比67%，增速更快来自地面。逆变器收入168亿，盈利能力也在一直保持，毛利率40%左右，主要得益于品牌服务等持续投入。公司持续保持领先，在地面格局还是非常稳定，保持领先地位。全年看，逆变器出货达 120-140GW，其中 Hybrid 预计 30 万台+，同比有望翻倍。
储能：延续快速增长势头，Q1-3营收137亿，+177%，盈利能力保持较好状态，储能海外收入占比85%+，欧洲美国持续放量，特别在重点大储市场，在三点融合持续提高竞争优势。储能持续拉通研发到交付能力，整体减少现场工作量。预计确收 8-9GWh；单 Q3 收入约 50-55 亿元，环增 8-10%，因部分高价单交付、运费下降、海外占比提升至 85%等，毛利率预计环比提升较为明显。2023 年公司预计储能出货 15-16GWh，其中大储 14Gwh+，户储 1-2GWh；
新能源电站开发：Q1-3收入营收127亿，+148%，主要得益于分布式户用的快速放量，Q1-3开发量+250%以上，盈利能力利润率从2.8%提升到3.8%。
逆变器展望：明年行业增长预计跟过去复合平均增长速率差不多，20%+，毛利率长期是稳中略降的，但是公司通过品牌策划与赋能，降本增效，毛利率能基本维持住。
美国储能展望：由于美国利率以及产业链降价影响了部分需求，但是最近在复苏。
阳光电源判断：
明年行业增长的预期
前面十年行业复合增长率平均在20%+，
明年可能还是会增长，但是幅度没有那么大了。逆变器也是有增长，但是增长是放缓的。直流侧预期有500GW，悲观预期有400GW，并网会更少，
按0.8到0.85去计算并网侧。
认为明年还是会保持跟平均增长差不多的增长率。
逆变器毛利率这么多年下来波动是不大，今年毛利率稳中有升，长期来看，毛利率是稳中有降的，高毛利进入者会更多，回馈投资者的会不稳定，但是即使降毛利率整体是健康的。公司通过品牌策划的进一步提升和赋能，海外营销队伍进一步扩大，总体盈利情况不会太差。新产品创新需要更上，数字化运营能力提升，人员可以优化，靠降本增效使得毛利率基本维持住。
储能近期市场担忧美国储能并网延期，有些压力，
美国市场比原来预期的要差一些，主要原因：1）美国利率升的太高，西方国家都是比较高的，很多投资的融资成本增加了不少，影响了一些项目；2）碳酸锂和锂电价格持续处于下行阶段，使得很多客户持币待购。最近在复苏，但是全年没有之前预期的那么好，
碳酸锂降价基本到位，碳酸锂降价后在成本中占比也基本固定，
氢能业务明年或者中期维度的展望
氢能需要一些时间，氢能现在比较热，是未来21世纪除了电之外最终重要的二次能源。氢能发展的关键是扩大应用，燃料电池，直接燃烧，绿轻化工。国内很多企业在做大量布局，氢现在储运脱了后腿，所以就地解决现在绿岸比甲醇更容易做，
在跟其他企业合作。但是氢能这两年是不可能盈利的。
国内：市场增长很快，但是项目落地实施周期很长，甚至2-3年没有完全投运，储运安全化工的条条框框还在，年度内是无法解决的，需要矛盾突出到一定地步才会解决。大规模运用需要5年，但是示范性项目也能让一些企业存货下来。我们也中标了不少，明年确认收入会好很多。
国内储能几乎没有利润，如果只是拼装那么就是EPC，我们储能业务也是靠研发赚钱。未来我们还是加大研发投入，在产品可利用率与性能方面有大幅度创新，一切围绕消费者，只要消费者能算过来账，我们的盈利就能维持。
未来毛利率稳中有降，让利一部分给客户。未来靠规模，总利润能够做的更好，储能创新和不断提高标准满足客户最新要求，是未来储能大的战略，
2.5 碳纤维行业投资机会
T1000级和M40J级碳纤维实现工程化技术和量产
具体情况如下：
T1000级碳纤维：
是一种高性能的碳纤维材料，具有较高的强度和刚度，广泛应用于航空航天、汽车、体育器材等领域。光威复材实现了对T1000级碳纤维的工程化技术开发和量产能力，包括碳纤维纱线的生产、预浸料的制备和成型工艺等。
• 高强度：T1000级碳纤维的强度非常高，通常在6,500-7,000 MPa之间。相比于普通碳纤维，它具有更高的强度水平，可以在更苛刻的环境中承受更大的力加载。
• 高模量：T1000级碳纤维的弹性模量通常在300-330 GPa之间，这意味着它具有出色的刚度和抗弯性能。使用T1000级碳纤维制造的产品可以提供更好的结构支撑和抗变形性能。
• 高热稳定性：T1000级碳纤维在高温环境下表现出良好的稳定性。它可以在较高温度下工作，具有出色的耐热性和耐氧化性，适用于一些需要在高温条件下使用的应用领域。
• 低密度：虽然T1000级碳纤维具有高强度和刚度，但其密度相对较低，通常在1.6-1.8 g/cm³之间。这使得使用T1000级碳纤维制造的产品具有轻质化的优势，在减重和提高能效方面具有潜力。
T1000级碳纤维广泛应用于航空航天、汽车、体育器材等领域。它可以被用于制造飞机及其部件、汽车车身结构、高性能运动装备等。T1000级碳纤维的引入可显著提升产品的性能和可靠性，并推动相关行业的技术发展。
M40J级碳纤维：
M40J级碳纤维也是一种高性能的碳纤维材料，具有优异的力学性能和耐久性，常用于航空、航天、运动装备等领域。光威复材实现了对M40J级碳纤维的工程化技术开发和量产能力，包括原料采购、纺丝纤维的制备、预浸料的生产和碳纤维制品的成型等工艺。
M40J级碳纤维相对于普通的碳纤维材料，具有更高的强度和刚度，同时也更加耐久。其主要特点包括：
• 高强度：M40J级碳纤维的拉伸强度在3,800-4,150 MPa之间，超过了一般碳纤维的强度水平。
• 高刚度：M40J级碳纤维的弹性模量在230 GPa左右，也超过了常规碳纤维的刚度。
• 耐久性好：M40J级碳纤维在疲劳寿命方面表现优异，可以经受更长时间的使用和更多的循环负载。
我国碳纤维应用市场中，风电叶片、体育休闲及碳/碳复材领域合计应用占比达75.4%，处于高景气阶段。
碳纤维23年行业供应情况——截至2023年9月底，中国的碳纤维行业经历了高速扩产。国内总产能已经增长至11.72万吨，与2019年相比，产能翻了两番。这次扩产涉及的产品主要是国产T300级别的12K、24K和48K，以及国产T700级别的12K。
我国碳纤维产能在东北、华东和西北地区都保持领先地位。碳纤维企业不断努力降低成本和提高效率，部分企业选择在低能耗的东北和西北地区布局。
截至2023年9月，东北地区的碳纤维总产能约为4.2万吨，华东地区为3.7万吨，西北地区为3.3万吨。
近几年下游碳碳热场及压力容器需求增加，碳纤维企业多生产高强度碳纤维产品。2023年，中国T700级别及以上产品产量占比21.72%，较2019年T700级别及以上产品产量占比提高约6%。
随着碳纤维行业国产化的推进，2021年9月国内碳纤维产量超过了进口数量，此后国内产量稳步增长。根据百川盈孚的数据统计，2019年至2022年期间，碳纤维的表观消费量逐年增长。然而，2023年1月至8月，由于下游行业需求不及预期，表观消费量同比下降了0.36%。
由于海外碳梁订单减少，国内风电企业更多地选择使用玻璃纤维，导致碳纤维用量减少。尽管碳碳复材的需求保持稳定，但由于其产品价格快速降低，该行业在原料采购方面更加追求性价比优势。
2023年，碳纤维产能持续增加，民用市场竞争激烈，库存逐渐积压，下游成本压力向上传导，价格单边下行。
随着国内碳纤维生产技术的逐渐成熟，价格竞争压力不断增大。为了提升行业竞争力，企业致力于降本增效，从原丝配套到碳纤维原丝用油剂的国产化，再到提升单线碳纤维产能和稳定装置运行，这些举措使得行业平均成本下降。
2.6 储能行业
碳酸锂及供应链价格：10、11月锂电池排产环比下降去库，4季度海外锂矿/盐湖陆续投产爬坡，判断年内碳酸锂现货价格将进一步下跌。
电池级碳酸锂为16.67万元/吨，较上周环比-2.74%。节后碳酸锂现货价格反弹，主要因前期价格快速下跌使外采锂矿的冶炼企业减停产。但从供给侧看，随着海外锂矿及盐湖在4季度陆续投产爬坡，4季度资源端供给走环比提升。从需求侧看，储能市场需求则在夏季高电价装机高峰后，中美9、10月储能装机处于年内月度装机量低位，欧洲储能新增装机则连续4个月环比走低
锂电池产业链则处于去库，且目前碳酸锂价格仍处相对高位，下游材料企业及电芯企业备货意愿低，以刚需采购为主，
主要电芯企业排产数据，10、11月电芯排产环比下降。
三、新能源行业重大事件
1、捷佳伟创与大客户通威股份(600438)签订的日常经营合同累计金额达28.46亿元，占2022年经审计主营业务收入的51.34%。公司对通威的供货正在放量，超前三年对通威股份的累计销售额。此外，捷佳伟创(300724)对另一家光伏龙头晶澳太阳能(000591)的销售也实现了大幅跃升。公司今年以来频繁获得下游光伏企业青睐，订单的放量直接体现在业绩层面。
今年前三季度，捷佳伟创实现营业收入64.05亿元，同比增长50.48%；净利润12.23亿元，同比增长48.96%；经营性净现金流32.33亿元，同比大增282.86%。捷佳伟创作为头部光伏设备供应商，正在加码对更新的技术路线钙钛矿领域的投入。目前，公司拥有钙钛矿以及钙钛矿叠层整线设备的供应能力，近日已向钙钛矿下游客户出货大面积薄膜立式设备，用于客户的量产线。
2、在11月2日~3日召开的宜宾市光伏产业高质量发展大会上，中国光伏行业协会副秘书长刘译阳表示，或许有的投资人看重短期收益，过度担心明年的事儿，忽略了行业发展的长期逻辑。
刘译阳认为，回头来看，部分个股股价其实仍有数十倍的涨幅，短期的波动不能掩盖行业和企业价值。（股价）往下走一走，也可以让各方都冷静下来，更理性的思考未来发展的路径，让更优质的企业凸显内在价值。
刘译阳认为，参照德国等国家光伏70%左右的渗透率，国内光伏市场需求都至少有5倍左右的增长空间。如果光伏加储能的成本降到比火电更低，对火电的替代空间更是远大。
中国光伏产品接近三分之二出口海外。“只要产品性价比足够，质量足够好，东西不愁没地方卖。”刘译阳认为，企业不要再盯着传统的欧美市场，非洲、东南亚、中东这些地区的光伏市场很可能是一片蓝海。
在他看来，中国光伏产业处于跨越18岁的关键时期，未来头部企业可能要赚取整个利润的80%甚至90%的利润。其认为行业的新进入者可以学习传音控股，从边缘市场、细分市场发力，不直接同头部企业正面硬刚。
对于光伏产品价格的回落，刘译阳很淡定，只是称：“市场经济，价格波动很正常”。他表示，降价不一定就完全是坏事。相较于火电，目前光伏发电、储能的系统成本仍然高。要想和传统能源竞争，降低成本是行业的共识。
“这些年来，光伏行业起起落落，富豪都倒了好几个，这种起落是产业市场化的正常表现。或许到明年的某个时刻，也许是下半年，在完成优胜劣汰下，大家就能看到光伏产业生态又有比较大的变化。”
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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