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。
#事件1：9月9日至10日，二十国集团(G20)领导人第十八次峰会在印度新德里召开。峰会通过《二十国集团领导人新德里峰会宣言》，#同意到2030年将全球可再生能源产能增加两倍，并接受逐步减少煤炭发电的必要性，但没有制定主要气候目标。
#事件2：11月8日晚，上交所披露再融资新规执行情况，对上市公司再融资节奏/规模等从严从紧安排，预计光伏新产能释放将呈收敛迹象。
#事件3：11月8日，中美气候变化加州会谈达成积极成果，中美关系缓和，贸易壁垒或有改善。
#事件4：11月9月上午，工信部传拟于11.13举行光伏座谈会引导行业产能合理布局，会议规格高于此前，反映产业政策逐渐发力引导产能健康发展。
#事件5：11月15日，中美两国11月15日发表关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明。声明指出，在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述#努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。
分析：阳光之乡声明释放积极信号，可再生能源装机需求依然乐观。截止2020年末，可再生能源装机为2799GW，其中水力发电、风能、太阳能、生物能源的总装机量达1331GW、713GW、733GW、126GW。由于水电资源开发周期较长，以及资源开发较充分，生物能源还处于发展早期，预计2020-2030年新增装机以风+光为主，20年全球可再生能源装机，按照三倍目标，预计2021-2030年新增装机约5600GW，预计21-30年年均新增装机560GW。而当前21-22年年均新增装机287GW，因此23-30年年均新增装机高达628GW。
光伏需求预测底部坚实，TW时代有望超预期实现。未来可再生能源新增装机中，光伏预计为主要来源，预计2021-2030年平均新增装机在400GW左右。平价时代，政策端的需求规划往往跟不上市场端的地面电站实际建设热情，因此在实际情况中，400GW预计为需求的预测下限，TW时代有望超预期提前来临。
预计2023年全球新增光伏装机中性预期将达到414GW，乐观预期将达446GW。特别中国市场，预计2023年新增光伏装机将达194GW，同比增长104%。据国际能源署（IEA）预测，全球光伏制造能力将在2024年几乎翻倍，达到接近1太瓦的规模，远超目前市场承载范围。
2023年前三季度，全国可再生能源新增装机172GW，同比增长93%，占新增装机的76%。其中，水电新增装机7.88GW，风电新增装机33.48GW，光伏发电新增装机128.94GW，生物质发电新增装机2.07GW。截至2023年9月底，全国可再生能源装机约1384GW，同比增长20%，约占我国总装机的49.6%，已超过火电装机，其中，水电装机419GW，风电装机400GW，光伏发电装机521GW，生物质发电装机43GW。
2023年前三季度，全国可再生能源发电量达2.07万亿千瓦时，约占全部发电量的31.3%；其中，风电光伏发电量达1.07万亿千瓦时，同比增长22.3%，超过了同期城乡居民生活用电量。
#板块处估值+情绪面低位、基本面见底或看24Q1：当前光伏主链PB<4、逆变器PB<7，其余辅材PB约<3；PE看，对24年主链盈利存在分歧但下修后PE也降至10X左右；头部市值从高位下跌60-70%，超跌至估值+情绪低位。预计24年行业需求20%增长，23Q4-24H1仍处产能投放高峰期+Q1需求淡季，低价订单逐步交付或见盈利底部，24Q2起或有好转。行业估值底部超跌反弹，电池新技术与低估值龙头两条路线。
来到第四季度并网高峰，集中式项目抓紧赶工期安装投产，分布式项目陆续滚动并网。然而，10月终端市场需求与去年同期相比却更显羸弱，需求有限。
由于产业链频频跌价，终端对预期组件价格看空且观望态度浓厚，消化手中现有库存优先。
终端在10月需求恢复苏度显得较为平淡，并无爆发式需求出现。
截至10月30日，2023年10月光伏定标项目共190项（包含标段），其中共117项披露了采购容量，采购总容量共计22.91GW，与上月相比减少1.78GW，环比下降7.18%，同比上升179.37%。
硅片、电池片价格的大幅下降，给予组件降价空间。国内组件厂面临较高的库存压力，也被迫降价排库。
终端采购价格从10月初的1.15元/W左右，落至10月底的1.05元/W左右，甚至有项目的投标价跌破1元/W。10月组件采购中标均价为1.19元/瓦，与上月相比下降0.03元/瓦，环比下降2.7%。中标价区间集中在1.1-1.2元/瓦，最高中标价为1.55元/瓦，最低中标价为1.09元/瓦。
中标价格方面：
P型组件中标价格持续探低，中标区间在1.086-1.55元/瓦。除去1.55元/瓦的超高中标价以外，中标均价为1.178元/瓦。P型组件低于1.15元/瓦的中标价数量在10月中下旬开始变多，在10月下旬中标价陆续低于1.1元/瓦。
从N型组件采购项目来看，N型组件价格也继续走跌，其降幅大于P型组件价格降幅。
组件规格方面——中标组件功率方面，明确披露了组件功率的项目合计容量15.09GW，采购组件功率集中在560Wp及以上高功率组件，占比45.5%，功率560Wp及以上的组件采购比例有明显提升，央国企对于高功率组件的追求加速。
其中，540-550Wp功率组件采购容量共4.68GW，占比31%。
550-560Wp功率组件采购容量共2.24GW，占比14.9%。
560-600Wp功率组件采购容量共6.87GW，占比45.5%。
640W以上超高功率组件定标容量0.85GW，占比5.7%。
单双面组件方面，双面组件依旧是集采的主要组件型号。明确披露了组件单/双面结构的项目合计容量14.82GW，其中明确只采购双面组件的项目定标容量13.14GW，占比88.7%。明确只采购单面的项目定标容量1.68GW。
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。
本周多晶硅复投料主流价格65-68元/千克，多晶硅致密料价格63-66元/千克，多晶硅价格指数63.85元/千克多晶硅价格持稳。N型料报价为70元/KG。目前下游各环节价格已逐渐探底，部分厂商甚至面临成本倒挂局面。硅料的供给仍大于需求，10月硅料排产14.3万吨，较预期的14.8万吨低，因为一些头部企业的质量问题导致产量略有减少。11月硅料产量预计约14.5万吨。库存方面，硅料目前库存约7万吨，仍呈现持续上升态势。除了供需外，业内对11-12月硅料的心理预期价格还在下降，所以供过于求，叠加市场对后续硅料价格走低的预期，即使本周硅料价格跌幅收窄，后续仍难反弹。
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。
据硅业分会统计数据，近两年国内硅料新增供应量每年以超57%的速度增长，分别达到57.2%、82%。按照2023年国内硅料供应量合计160万吨折算，对应光伏装机量约为630GW。而根据光伏行业协会预计，2023年全球光伏新增装机按350GW折算，硅料供应过剩约180GW。
2024年还会有大量硅料产能投放，有业内人士预计明年硅料价格或将逼近5万元/吨。实际上，当前7万元/吨左右的硅料价格已经直逼二三线光伏企业的成本线。
更多的企业选择停产检修以及暂缓或者延长新项目投产周期。
组件破“1”后业内有声音让多晶硅继续跌价。但是，多晶硅价格每吨再跌1万元，每瓦组件成本只会减少0.025元；对于投资巨大、需要连续生产的多晶硅厂而言，实际上并没有几个1万元的降价空间，目前头部硅料企业的成本可以控制在6万元/吨。
低价是组件端严重过剩造成的，越跌越不交易的心理加剧了下跌，大型采购招标也造成踩踏，总体来看，不是按电站投资收益率来衡量组件价格。
2023年年初，2月中旬之前，多晶硅价格、库存呈现双双上升的趋势，与常规逻辑相悖。此轮多晶硅价格上涨，主要是得益于硅料企业的联合惜售挺价，而头部多晶硅企业联合挺价，惜售甚至停售亦导致了多晶硅库存的上升。
但市场规律终不可逆，硅料库存在达到近一个月的压力后，硅料企业竞相离场，带动多晶硅价格一路崩塌，而拉晶企业也适当补仓，直至三季度初期，多晶硅跌破60元/大关，引发头部拉晶厂进厂囤货，库存跌至低位，后续多晶硅价格出现上升。预计后续硅料价格再度反弹的可能性不大。
产量方面，2023年1-10月国内多晶硅产量约为120万吨，同比去年同期增幅达到91%。2023年全年多晶硅预计产量将达到150万吨左右。
产能方面，2022年底国内多晶硅产能约120万吨，而到2023年底这一数字预计或将达到260万吨，增幅达113%。且下半年扩产步伐明显快于上半年，工期规划影响仍是最主要的原因。
从硅料扩产与硅片消费的对比来看，2023年三季度多晶硅扩产步伐略不及硅片消费，这也是三季度硅料价格上涨的重要原因之一。四季度，随着产能的进一步扩张以及硅片、产量的大滑坡，多晶硅过剩局面显现，预计到春节前，此情况难有起色。
多晶硅成本分析——下半年随着工业硅价格的不断走高，多晶硅成本出现上涨，截至目前，多晶硅单千克成本上涨约3-4元，这也将对后市，尤其是四季度多晶硅的价格低位产生一定的支撑作用。
多晶硅目前主要生产成本仍是硅耗和电耗。主流生产成本在49-50元/千克左右，头部企业略低维持在46元/千克左右，企业间差距较大，新老产线差距亦比较大（3-5元/千克）。
2023年多晶硅竞争格局——2023年，国内多晶硅龙头控市能力从数据上看出现了一定下滑的情况，以Top5企业为例，2023年产能、产量占比分别为63.4%、75.7%，相较2022年出现7-8个百分点的下滑。
多晶硅远期供需预测——多晶硅供应早在2022年末便已经出现了过剩，这也是导致2022年12月多晶硅价格“拐点”的主要原因之一。
预计2023年到2024年间，不论是对比硅片消费预期还是全球新增装机预期，多晶硅供应均或将延续供应过剩局面。待到2025年~2026年间，随着2025年部分多晶硅产线将面临淘汰，加之多晶硅部分企业开工率降低，供应过剩的局面或将得到缓解，2027年多晶硅市场或将再度呈现紧平衡状态。
3、本周硅片价格企稳，P型M10硅片主流成交价格为2.30元/片；P型G12主流成交价格为3.30元/片；N型M10硅片主流成交价格为2.40元/片。从供给层面看，本月硅片企业延续减产策略，以继续消化库存，当前硅片端库存水位线逐渐回归至合理区间，企业库存压力趋缓，价格在一定程度上获得支撑。目前光伏主产业链的价格走势，已反映出行业的艰难，各个环节竞争都激烈，各个环节均产能过剩，即使年初一直宣称N型电池的结构性紧缺。
10月国内硅片实际产量50.06GW，当月硅片出现“临时性”大减产，不仅环比9月出现18.8%的巨大降幅，较此前市场10月排产规划更是下降了23%左右。
10月国内硅片大幅减产直接原因便是国庆假期前多家电池片厂的“减采”“停采”。9月末电池片在不断受到组件降价、硅片高价的双重压力下，最终选择向上游施压，多家电池片厂暂停提货，硅片库存受此影响急速提升——最高库存曾达20GW左右，生产企业基于之前市场经验以及对未来的信心缺乏，开始大幅减产——部分企业开工率由计划80-90%下降到6成左右，硅片产量随即出现大幅减少。
与之对应的硅片价格也迅速下跌，当前价格较9月末下跌幅度超20%。对于后续市场，预计11月硅片排产将得到一定程度恢复——硅片产量将来到58GW左右，硅片产量提升得益于：
一方面，硅片10月进行了减产加之10月随着硅片的持续降价，电池片采购硅片积极性也有所提升两方叠加导致硅片库存去库明显。
另一方面，11月有多个项目在年前进行动工，甚至一定程度导致210硅片、电池片短时间内紧缺，此情况也对硅片排产起到一定积极作用。
在此情况下，硅片价格也得到一定支撑，近期硅片价格处于止跌持稳状态。
终端需求始终弱于上游供应，11月的多个项目上马也属于年前“昙花一现”，组件目前全球仍存在超100GW的库存量，12月随着终端项目的陆续停工，硅片产量预计将再次大衰减——降至50GW左右。
再加之硅料价格的不断走跌，其硅片价格也恐将再度走跌。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M10价格下行，其余型号暂稳；M10电池片主流成交价为0.46元/W，G12电池片主流成交价为0.52元/W，M10单晶TOPCon电池人民价格为0.49元/W。当前光伏电池价格继续下跌，当前高效PERC182电池片（23.2%及以上效率）价格0.45-0.46元/W; PERC210电池片价格0.5 5-0.56元/W左右；Topcon182电池片（24.3%及以上效率）价格0.50-0.52元/W左右；Topcon210电池片0.56元/w。 受终端抢装影响，电池组件抢交货，当前一体化组件厂电池外代工量增加，支撑起了专业化电池厂开工率，PERC210电池交付压力略大，价格上涨，而P型及N型182电池片供应充足，价格贴至成本线运行。
组件市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.07元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.10元/w。组件价格小幅走跌，主要得益于部分高价资源的补跌，目前组件市场库存压力持续偏大，价格难有起色，但成本的支撑使得组件也难有较大跌幅。即将面临传统采购淡季而海外库存依旧萎靡。过剩态势面临加剧。本周组件价格触底横盘，成本对价格形成刚性支撑。
5、光伏辅材辅料。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。
POE光伏料未来需求展望
（1）2024年-2026年随着POE光伏料供应增长，纯POE胶膜在N型组件中应用的渗透率能达到60%-80%
2024年-2026年N型组件产出分别有望达到412GW、630GW、684GW，若全用POE胶膜来封装，POE光伏料的需求量将分别达到141.08万吨、215.46万吨、233.93万吨。显然从2024年开始POE光伏料是完全无法满足N型双面纯POE封装需求的。而根据未来2024-2026年POE光伏料供应发展趋势，预期POE光伏料的供应分别能满足247.GW、441GW、547.2GW的N型组件双面POE胶膜封装需求，纯POE胶膜在N型组件中的渗透率能达到60-80%，且随着组件功率的快速提升及POE胶膜克重进一步降低，POE胶膜的市场渗透空间可进一步扩大。
（2）当POE保供问题不再成为组件厂最大隐忧时，双面纯POE胶膜封装会成为组件厂首选。
POE是封装N型电池组件最理想的材料，源自于其显著性能优势：① POE胶膜具有优秀的初始粘接性能、良好的持久保持力，并且耐黄变性能突出，更适合恶劣环境，长期抗PID，耐长期老化性能更加优越；② POE胶膜水汽阻隔能力优异，无水解基团，抗湿热及紫外老化能力强，耐候性能突出，解决了极端气候环境下组件端应用，保障电站长效稳定输出……
2024-2026年中光伏产业链严重过剩的市场环境下，价格战激烈，同时差异化竞争策略会成为市场所趋，光伏终端客户除了关注组件价格、功率、可靠性、质保等参数外，对组件的辅材选择也越发重视，纯POE胶膜封装N型双玻组件的性能溢价将会凸显。
当POE原材料在供应相对充足的情况下，会有一定比例的组件厂会选择纯POE胶膜封装N型双玻组件，而对POE光伏料价格保持一定的容忍度。而随着POE光伏料投产量增多，尤其国产POE光伏料投放市场后，POE价格下行，组件厂将更有动力去提高POE光伏胶膜使用比例。
POE国内外供应现状：当前我国仍未实现POE材料工业化生产，国内所需的POE主要依赖进口。目前全球POE生产商主要有陶氏、埃克森美孚、三井化学、LG化学等公司，合计产能为238.7万吨/年。但当前POE光伏料供应仅能达到49万吨/年，明年有望突破80万吨/年，随着国内规划产能陆续落地，POE光伏料供应有望在2025年突破100万吨/年。
中国POE产能扩产进展——POE作为N型电池封装所必须的优质原材料，其市场规模提升潜力大，国内石化厂陆续规划投建POE产能，近年来，我国POE国产化进程明显加快，其中目前已经完成POE中试的公司有万华化学、卫星石化、天津石化、京博石化、茂名石化等，2024年将为POE国产替代的“元年”， 2024-2027年国内新增POE产能将分别达到35万吨、65万吨、20万吨、20万吨，
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，
晶科能源创造了新的电池转化效率纪录26.89%，公司本次电池转化效率纪录采用了先进金属化增强技术、能量粒子体钝化技术以及高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，计划明年年底开始逐步导入量产，届时公司电池量产转化效率将达到26.5%。
东方日升表示，异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
公司异质结技术的主要降本方向
公司在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：公司低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：公司低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
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、当前整机商入局风电资源开发已经是大趋势，持续投资风场开发也不失为增加利润的新途径。
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。
10、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。
11、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。
12、海外市场预期——2023年欧洲太阳能安装水平将大大超出预期：今年1-10月份欧洲的新增光伏装机，就已经追平了去年全年——2022年受俄乌冲突影响，欧洲光伏装机出现爆发式增长。很多人认为这种增长在未来不可持续。
Rystad Energy模型预测，欧洲今年的新增装机有望比去年增长30%，超过58GW。
由于欧洲的光伏装机大部分来自户用光伏。如果以容配比为1:1.35来计算，58个GW，大约对应78个GW的光伏组件需求。
今年，欧洲的屋顶太阳能装机占据绝对领先地位，占到欧洲所有新增光伏装机的70%。这凸显了欧洲对于清洁能源技术和太阳能光伏产品的接受度。相对于大型地面电站，屋顶太阳能可以迅速安装部署。而且，这类项目所遭遇的监管审批障碍也相对较小。在去年一度被西班牙赶超过之后，德国今年的光伏装机令人有些震惊，高达到 84%的增长。仅在2023年，德国的新增光伏装机就有望实现13.5GW，当然也创下该国以及欧洲所有国家的历史新高。相比之下，西班牙尽管在2022年曾经有过破历史纪录的市场表现，但今年在保持增长势头方面出现了下滑。欧洲的其他主要新兴市场主要是波兰和荷兰，其增长都是由屋顶安装激增所推动的。目前，欧洲高增的屋顶光伏市场，正引发全球关注。Rystad Energy 副总裁Vegard Wiik Vollset认为，欧洲的屋顶太阳能正在推动整个欧洲的可再生能源格局发生转变，从利基市场转变为一种重塑欧洲大陆能源结构的强大力量。
和户用光伏的高增相反，欧洲的风电——包括陆上风电和海上风电，此前都处于强劲增长的道路上——现在面临着可能阻碍其扩张的障碍。这些不断变化的趋势，对欧洲来说既是挑战也是机遇。因为欧洲在竞相脱碳的同时，还要保持稳定的能源供应。
未来几年，风能将成为欧洲清洁能源的难题。许可瓶颈和供应链成本上升，正在阻碍欧洲陆上风电的继续开发，预计2023年，欧洲风电新增装机将比去年下降11%。另外，欧洲的海上风上新增装机同样放缓，由于一些项目的延误，预测仅能增长2%。欧洲风电市场的衰退是由多种不利因素共同造成的，包括通胀压力、繁琐的许可程序和不断上升的利率。然而，尽管存在这些障碍，光伏创机创纪录的德国，在风电容量增长方面继续保持高增。在经历了低迷的2022年之后，德国预计将新增近4 GW的陆上风电装机。但陆上风电领域的其他主要参与者的表现并不那么好。瑞典和法国的年新增装机容量，将分别减少16% 和15%，芬兰、西班牙和波兰等国家的前景则更为黯淡，这三个国家的新增装机容量在未来几年内每年都将下降超过30%。
欧洲海上风电行业今年的装机量年增长率为2%。海上风电正处于强劲的上升轨道，但最近关键项目的一系列延误凸显了市场的脆弱性。在过去的两个月里，一些开发商和政府宣布推迟或可能取消英国和丹麦的项目。原因包括开发成本增加、难以获得理想的承购交易以及监管变化。因此，目前预计英国和丹麦都将无法实现其2030年海上风电的装机目标，可能会离预期差距很大。例如，英国目前预计到2030 年海上风电装机达到46.8 GW，难以实现政府设定的50GW的装机目标。同样，丹麦预计将达到略高于10 GW的水平，低于其12GW的目标。欧洲风电装机预期放缓，也将受到针对中国风电实施反补贴调查的不利影响。
13、逆变器行业三季报——企业之间业绩呈现了“明显”的两极分化特征：
统计的10家主营逆变器业务的上市企业中，有6家归母净利润出现了下滑，其中4家企业甚至出现了业绩腰斩；另一边，包括行业老大阳光电源在内，3家企业单季度业绩增速在100%以上。
之所以出现这样的原因，与国内外市场“冷热不一”有直接关系。随着全球最大的户用光伏/储能市场——欧洲市场的库存压力加大，目前，依赖海外市场的户用光伏、户用储能逆变器企业业绩普遍迎来下滑。另一边，在光伏组件价格下滑的刺激下，国内大型集中式地面电站今年装机量上涨超过3倍，由此带来主营国内业务的光伏集中式/组串式逆变器企业业绩爆发。
目前，海外市场“去库存”周期还要维持数月，国内四季度大型地面电站装机行情即将启动，分化可能还将持续较长时间。
逆变器行业高管表示，“欧洲市场的‘去库存’周期还无法预测。从11月份开始到12月份，国内大型集中式/组串式逆变器、大型储能逆变器的需求将迎来爆发。”
三季度报数据显示，尽管前三季度多数逆变器公司业绩仍保持增长的状态，但如果聚焦其单季度的表现，不少逆变器企业的第三季度的收入和净利润均出现下滑。
按照主营业务收入占比超过50%这一指标，A股上市的逆变器企业共有10家，分别是：阳光电源、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、科士达、昱能科技、科华数据、禾望电气、上能电气、通润装备。
第三季度，10家企业中业绩下滑的企业共有六家，依次分别是：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份、科士达。
上述6家企业中，有4家企业业绩降幅在50%以上，其中，去年净利润增速水平的排名最高的昱能科技，今年净利润降幅同样最高，其以62.75%的负增长排名第一。此外，德业股份、科士达利润降幅成都相对较小，分别下降36.1%和16.56%。
10家企业中，有4家业绩继续保持了增长，分别是：科华数据、阳光电源、上能电气、禾望电气。除了科华数据以外，其余三家企业净利润增速都在100%以上。
从排名来看，三季度业绩增速最大的禾望电气。今年第三季度，禾望电气实现营收10.74亿元，同比增长64.27%；实现归母净利润1.99亿元，同比增长246.82%。
阳光电源在世界第一的体量规模下，今年第三季度实现营收177.92亿元，同比增长了78.95%；实现归母净利润28.69亿元，同比增长147.29%。前三季度，公司实现营收463.15亿元，同比增长108.85%；实现归母净利润72.23亿元，同比增长250.53%。
按照主营业务分类，上述企业可以分为两类：一类企业以锦浪科技为代表的企业，主营微型逆变器、户用储能逆变器产品，产品主要销往欧洲、南美、美国等市场，收入依赖海外。第二类企业以阳光电源为代表，主营大型集中式/组串式逆变器，主要面向地面电站。
第一类包括：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份。第二类企业包括：阳光电源、上能电气、禾望股份。
今年三季度，海外户用光伏、储能逆变器市场需求出现明显下滑，而国内、外的大型地面电站装机量继续保持爆发，是导致业绩分化的主因。
海外市场。自去年年底开始，作为全球最大户用光伏、户用储能市场的欧洲市场，户储和户用储能逆变器产品库存攀升至历史性的高位，加之随着“能源危机缓解”带来的需求的疲软，欧洲市场规模开始衰减。
海外逆变器第一股SolarEdge首席执行官兹维·兰多(Zvi Lando)表示，进入下半年后，由于欧洲库存高企和安装速度持续放缓，该公司的欧洲分销商大量意外地取消订单，并开始不断去库存。该人士还预测，四季度，逆变器行业面临形势还将更加严峻。
在欧洲市场的传导下，户用光伏、储能逆变器一时间供过于求，导致第一类依赖海外户用光伏、户用储能的企业业绩下滑。
与国外户用储能市场不同，在组件价格下跌的刺激下， 国内大型地面电站市场依旧保持了一个高增长状态。
今年前三季度，国内光伏前三季度全国光伏新增装机128.94GW，同比增长145%。其中，其中集中式光伏61.8GW，同比2022年的17.27GW增长357.8%。
借助本轮集中式地面电站装机潮的东风下，阳光电源、上能电气、禾望股份三家公司产品主要以大型集中式/组串式逆变器和大功率储能逆变器为主，且主要依赖国内大型地面光伏电站市场，增长自然。
今年四季度以及明年的逆变器的行情——
单就四季度而言，大型集中式地面电站市场依旧有着不错的装机预期。因此，集中式/组串式光伏逆变器、超大功率储能逆变器市场还有不错行情。因为收入确认的延迟，预计明年上半年，主营上述逆变器产品的还将有不错的业绩。
“国内市场在大型地面光伏电站的项目周期招标基本上都还是扎堆在四季度，尤其在11、12月份，一般验收确认收入周期要在半年左右，也就是说，明年上半年到三季度，像阳光电源这样的主要做国内集中式市场的企业明年上半年业绩都还会很不错。”
海外的户用光伏、储能市场，海外逆变器市场“不景气”周期还要至少数月才能结束，“目前来看，海外光伏和储能逆变器的价格还没有降到底部，现在主要目标是‘去库存’，但随着疫情后，逆变器产能的顺利释放，目前光伏微型逆变器、小型户用储能逆变器产能都还是供过于求，因此去库存周期还远没有结束。”
预计2024年，工商业侧储能市场预计迎来爆发。届时工商业储能逆流器公司业绩将有一轮爆发。但这对于第二类集中式/组串式逆变器的企业来说将更为有利。对于昱能科技为代表的第一类企业来说，其从户用光伏/储能逆变器转型工商业储能逆变器较为困难，因此很难缓解后续的业绩压力。“户用逆变器主要应用在10千瓦以下或者20千瓦以下的平台，工商业一般是100千瓦以上的平台，在没有平台基础的情况下，户储厂家想要进入目前产品同质化程度较高的工商业市场，较难构建竞争力，获得亮眼的市场份额。”
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。
2023年全球锂盐供需均实现逆转随冶炼产能及资源端持续释放增量，2023年全球锂盐供需均实现逆转；远期碳酸锂及氢氧化锂均将延续过剩局面，其中氢氧化锂过剩幅度更高。
去年户用储能以50Ah电芯为主，继华为之后各家厂商开始也往100Ah发展，而今年大型储能电芯也正在经历技术变革，尤其阳光电源于九月在欧洲展展出PowerTitan2.0，该系统含PCS在二十呎货柜的能量密度可高达5 MWh，让以280 Ah为主的大型与工商储能也开始以300Ah以上的电芯容量发展。300Ah+大容量电芯推动本次展会上二十呎货柜结合液冷的大容量趋势逐渐成为新主流，如下表所示中车、正泰、融合元储、瑞浦兰钧、中创新航、双一力、采日能源等皆有相关产品发布或展出。
大容量电芯需要较高的技术，技术开发成功后，也需要时间让电芯实现量产，现阶段5 MWh的储能柜预计要到2024年Q2才会陆续交付，因此要到明年开始才会有实际并网案例，此次展会一些厂家先透过展品的发布表示自家往大容量系统发展的目标，然而实际交付及建置状况仍需视上游供应而定。
由于行业同质化产品激烈竞争，加上储能行业必须持续降本才能带动更大的市场，技术变革必须持续加快，除了往大容量电芯发展之外，今年提升单体能量密度的关键之一即是从风冷转向液冷。
电源侧大储：1）源侧配储利用率低，2022年利用率6%左右，2023年预计3%左右；2）价格内卷严重，低至0.72元/Wh甚至0.64元/Wh，一定是亏钱做的，正是配储利用率低才给了低价策略生存空间，一旦利用率提上来，储能建设不再是一锤子买卖，低价策略会失灵；3）利用率的提升需要政策监管，提升调用，并加强电力市场建设，总之是偏向政策管控。
电网侧大储：盈利空间好于源侧配储，低价策略较少，如华为大储不打价格战，主攻电网侧。
工商储：1）空间：预估2023年工商储国内市场装机在3-4GWh，明年预计8-9GWh；2）口径：市场空间最准确的数据参考CNESA报告，他们的数据是收集渠道、工商业用户等底层数据汇总得到的，相比于自上而下的分析更准确；3）盈利：曾经的临界峰谷价差认为是0.7元，随着锂价下行，现在0.5-0.6元，工商业就能算过来账了；4）价格：相比大储偏贵，华为海外工商储200度电柜子40-50万，折2-2.5元/Wh，国内30-40万，1.5-2.0元/Wh。
户储：1）欧洲预计目前还有接近半年库存；2）户储产品不能像光伏组件，多余产品最终可流回国内，因为不同地区户储标准不同，所以消纳难度也更高；3）全球户储标准划分为几个地区，美国及部分南美共用美标，欧洲、巴西、非洲、东南亚共用欧标，澳洲和中国都相对独立
船用：1）应用模式，混合动力的意义不大，因为燃油船电动化的核心是环保减少污染，做混动没有人会愿意用电，直接烧油，无法起到减少污染的作用，因此预计会主推纯电；2）船用仍是铁锂为主；3）场景，动力为主，船用蓄电空间相对较小；4）规模，电动船一般不讲吨位，讲的是标准集装箱个数，如700EU、1200EU等，以装载集装箱个数为标准评判；5）进度，主要为示范项目阶段，电动长江、电动珠江、电动赣江等。
飞行器：1）电池要求，三高（高能量密度、高放电倍率、高安全）2）正力新能，给亿航智能、广汽、小鹏飞行汽车等贡献，是少数的供应商之一。
各环节发展趋势：
电池：1）大容量电芯，280Ah过渡至314Ah（和315/320是一样的），向340Ah进发；2）特大容量异形，中航锂电650Ah大电芯，预计2025年上市，等大客户需求放量，这可能是一种突破现有尺寸的更优尺寸；3）电芯直接成系统，比亚迪刀片电池叠放直接成系统，提升能量密度
PCS：构网型储能PCS趋势，新疆和西藏风光占比高，要求强配20-30%，需要具备短时过载能力，HW单台200kWPCS预计30000元，构网型储能PCS增配预计产生10%的溢价，在可行性上，既可以直接装，也可以根据需求直接替换现有PCS
产品/系统：1）标准化储能柜，带电量一般在200-400度（奇点能量块，鹏辉储能柜子等，总体来看差异不大）；2）高能量密度高安全要求下的液冷趋势（各家均有，除华为），目前仅有华为全系空冷，预计明年储能大会发布液冷新品，目前空冷空调主要供应商是英维克；3）液流储能系统打造高可靠长时储能（液流储能），目前全钒仍是最核心主流产品。
为了缓解锂电产业链压力，今年以来，中国锂电供应链表现出三大升级趋势。其一，广汽埃安、极氪、赛力斯等车企，以及包括宁德时代等头部电池企业，都已将锂电新型材料的应用作为供应链降本提质的一个突破口，开始接入到自身供应链之中；其二，锂电制造装备向智能化高效化升级，将有利于锂电高端产能提质增效；其三，中国锂电产业“内卷”情况加剧，随着头部电池企业出海脚步加快，供应链出海也成为当前行业关注的话题之一。新型材料规模化应用方面，凭借高安全、高比能、低成本、长寿命、强兼容等方面明显的优势，锂电池复合集流体材料的产业化诉求快速提升。
15、新能源汽车——新能源车产业面临小幅去库波动，中期积极因素不断累积
1）短期来看，终端销量增长符合预期，预计国内全年850万辆、欧洲250万辆、美国150万辆能够实现；但年末产业链因锂价下跌预期、储能二线超前生产出现排产“旺季不旺”，不过行业龙头公司依然稳健。
2）展望中期来看，积极因素不断累积，一是2023年产业链已经出现新增产能规划的明显缩减，对应2024-2025年的产能增幅较少，因此2024Q2开始有望看到产能利用率的持续修复，盈利能力有望趋稳。二是碳酸锂等产业链价格下行降低新能源车成本，在油价上行的背景下，新能源车的经济性有望支撑需求。三是市场对美国政策预期非常悲观，若后续有积极变化，也是板块向上的催化。
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
过去一周：
N型料成交价6.80-7.50万元/吨，平均为7.11万元/吨，周环比下跌3.79%。
单晶复投料成交价6.30-6.80万元/吨，平均为6.61万元/吨，周环比下跌3.22%。
单晶致密料成交价6.10-6.60万元/吨，平均为6.40万元/吨，周环比下跌3.61%。
单晶菜花料成交价5.80-6.30万元/吨，平均为6.11万元/吨，周环比下跌3.33%。
各类硅料成交价在相应区间内，整体下移，个别企业菜花料价格已跌破6万元/吨。
近期下游采购意愿偏弱，四季度末可能不会再出现单月装机陡增的“抢装”情形。由此造成的结果是，压力层层向上传导，导致硅片、电池库存增加。除210大尺寸硅片、电池外，其余产品均有不同程度降价。
值得一提的是，组件价格下降空间已非常有限，业主单位与组件企业重新进入博弈状态。在山东华电潍坊500MW大基地等项目光伏组件招标中，共需n型组件740.9MW，但从开标情况看，仅1家企业试探性投出1元/W以下价格，其余企业报价都在1.02元/W以上，均价达到1.0463元/W。预计后续组件价格在整体稳定的前提下小幅波动，低价不是打动客户的唯一条件。
电力生产稳步增长。10月份，发电量7044亿千瓦时，同比增长5.2%，增速比9月份放缓2.5个百分点，日均发电227.2亿千瓦时。1—10月份，发电量73330亿千瓦时，同比增长4.4%。
2023年10月，全国绝对发电量为7044亿千瓦时，同比增长5.2%；1-10月份，全国绝对发电量为73330亿千瓦时，同比增长4.4%。其中，10月份风力发电量563亿千瓦时，同比减少13.1%。1-10月份风力发电量6424亿千瓦时，同比增长10.8%。10月份太阳能发电量244亿千瓦时，同比增长15.3%。1-10月份太阳能发电量为2436亿千瓦时，同比增长12.5%。
EIA预计：2024年美国太阳能年发电量将超过水力发电。
预测 2024 年美国太阳能发电量将比水力发电量多 14% 。预测是由新的公用事业规模和小型太阳能设施的持续增长推动的。
2022 年 9 月，美国每月太阳能发电量首次超过水力发电量。当月，美国太阳能发电厂和屋顶太阳能发电量约为 190 亿千瓦时 (kWh)，而美国水力发电厂发电量为 170 亿千瓦时。由于太阳能装机容量呈指数级增长，今年夏天太阳能发电再次超过水力发电。2009年至2022年，太阳能装机容量平均每年增长44%，水力发电装机容量每年增长不到1%。
预计太阳能发电量将在 2024 年首次超过水力发电量。2019年，年风电发电量超过年水电发电量。美国太阳能和风力发电的增长遵循类似的模式，两者都主要跟随装机容量的增长。
投资税收抵免等激励措施鼓励了可再生能源发电能力的增长。截至 2023 年 8 月，美国太阳能装机容量总计超过 125 吉瓦 (GW)，其中包括 80 吉瓦的公用事业规模太阳能容量和估计 45 吉瓦的小型太阳能容量。过去几十年来，美国的水力发电容量相对稳定地保持在 80 吉瓦左右。
11月8日，中美两国气候特使及团队在美国加州举行的气候会谈结束，报道称双方就开展气候变化双边合作与行动、共同推动《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会取得成功达成积极成果。若贸易问题缓和，美国市场年度装机可能迎来大的发展，考虑未来贷款利率回归，增长潜力可能更强。
11月15日，中美两国发表关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明。声明提出：两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。
这也是两国元首本次会晤后发出的首份合作声明。
《阳光之乡声明》，第一条便是：“中美两国回顾、重申并致力于进一步有效和持续实施2021年4月中美应对气候危机联合声明和2021年11月中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言。”加上今天发布的，2021年至今，共有三份气候相关的中美联合声明：
2021年4月 —— 中美应对气候危机联合声明2021年11月 —— 中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言2023年11月 —— 关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明三份联合声明共提到7次可再生能源，能源转型的必然性和决心可见一斑。
此外，本次《阳光之乡声明》还提到了14次“巴黎协定”相关内容。“中美两国将积极参与巴黎协定首次全球盘点，这是缔约方对力度、落实和合作进行回头看的重要机会，以符合巴黎协定温控目标，即将全球平均气温上升控制在低于2℃之内并努力限制在1.5℃之内，并与缔约方决心保持1.5℃温控目标可实现相一致。”
巴黎协定，是2015年12月在巴黎气候变化大会上全世界178个缔约方共同签署的气候变化协定。是目前全球各国之间针对气候变化作出的最权威、最大范围的共同约定。
最核心的约定内容，是两个数字：2℃ 和 1.5℃。需要把2020年后的全球气候上升控制在2℃之内，并努力限制在1.5℃之内。只有全球尽快实现温室气体排放达到峰值，本世纪下半叶实现温室气体净零排放，才能降低气候变化给地球带来的生态风险以及给人类带来的生存危机。
然而，今年年底多位国际气候专家纷纷表示，1.5℃的阈值已经接近甚至即将被突破。这个问题唯一也是最主要的解法就是：我们需要更多的可再生能源，加速温室气体的减排。
在IEA（国际能源署）的最新《世界能源展望2023》报告中提到，和巴黎协定之前的基线情形相比，二氧化碳的减排最主要力量就是光伏。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。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。
贸易壁垒是影响国内光伏出口的核心要素之一，目前美国针对我国光伏主要贸易壁垒有四类：
1）双反税：2012年，美国针对中国光伏电池与组件产品开启首次反倾销、反补贴（双反）调查，并于2015年二次调查。目前针对中国制造的电池及组件产品最高反倾销、反补贴税率分别为238.95%、15.24%，部分中国企业通过复审降低了其适用税率；
2）201关税：2018年开始，针对全球（少数发展中国家豁免）出口向美国的电池及组件产品实施。2022年2月获延期，目前税率为14.5%，逐年下降0.25%至2026年2月到期。电池片每年5GW免税额；双面双玻组件豁免；
3）301关税：2018年发起，针对中国对美出口商品（涉及2000亿美元）的贸易税，其中涵盖光伏组件、逆变器、接线盒、背板、支架等全产业链产品，目前税率为25%；
4）UFLPA：2021年6月，美国海关和边境保护局发布暂扣令（WRO），针对涉及新疆硅料的光伏产品执行扣留。2022年6月，UFLPA正式实施，相较WRO的扣留产品范围更大。
东南亚制造业解决关税壁垒，但出口路径仍有障碍。由于美国对中国光伏产业施加的沉重税负，国内企业逐渐探索出利用东南亚制造业的出口模式，即：国内硅料/硅片+东南亚电池片/组件的制造方式对美出口双面组件。但2022年2月后美国对东南亚四国发起反规避调查, 将双反征收范围扩大至硅片，这一模式受影响。2022年6月，为满足美国需求问题，拜登签署总统令，给东南亚两年反规避豁免期（截止2024年6月），国内+东南亚的出口模式豁免期内仍可行，对美出口的主要障碍变成了UFLPA。
而根据反规避调查的最终裁定，豁免期后，无规避行为的出口商供应链需满足：使用非中国硅片；或6类辅材中不超过2类产自中国（银浆、铝边框、玻璃、背板、EVA、接线盒）。
11月14日，在以“双碳新时代、绿色新未来”为主题的2023第六届中国国际光伏产业大会
刘汉元：光伏制造业产能规模和产量的增加，从本质上有利于光伏的大量应用。事实上，在今天能够看得到的视角，未来两年三年甚至五年，光伏产品的成本不断下降，光伏已经到了可以稳定、大规模应用的时期。
“相互成全、彼此合作”已成为本届光伏大会的主题。紧接着这场发布会之后，通威与天合的战略合作协议签约仪式，成为大会焦点。根据协议双方约定，在即将到来的2024年，通威和天合将在光伏组件、硅料及电池片产业链等多个领域开展深度合作。通过此次战略合作，通威和天合将在产能规划、技术协同、产品推广等方面，起到行业生态合作的示范作用，共同促进光伏产业高质量发展。
1.1.2硅片价格分析
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
近期下游采购意愿偏弱，四季度末可能不会再出现单月装机陡增的“抢装”情形。由此造成的结果是，压力层层向上传导，导致硅片、电池库存增加。除210大尺寸硅片、电池外，其余产品均有不同程度降价。
组件价格下降空间已非常有限，业主单位与组件企业重新进入博弈状态。在山东华电潍坊500MW大基地等项目光伏组件招标中，共需n型组件740.9MW，但从开标情况看，仅1家企业试探性投出1元/W以下价格，其余企业报价都在1.02元/W以上，均价达到1.0463元/W。预计后续组件价格在整体稳定的前提下小幅波动，低价不是打动客户的唯一条件。（11月15日，山东华电潍坊寿光羊口营里500MW大基地等项目光伏组件打捆采购项目开标。根据招标公告，该项目采购光伏组件740.9MW，分别是山东华电潍坊寿光羊口营里500MW大基地光伏发电项目以及山东华电烟台莱山200MW农光互补光伏一期100MW项目。本次共有13家企业参与投标，投标报价区间为0.963~1.1055元/W，均价1.0463元/W）
11月13日，国投平定100MW光伏发电项目光伏组件设备采购中标候选人公示。结果显示，第一中标候选人晶科能源的预期中标价格为1.01元/W，其次为通威的1.024元/瓦、亿晶光电的1.019元/瓦。1.01元/W为N型组件中标价新低。该价格几乎是目前N型TOPCon最低的中标价格。
根据招标公告，本次采购规模为120MW，单块组件额定功率为575Wp及以上的N型TOPCon单晶硅双面双玻光伏组件，交货期为80天。电池片尺寸182mm×182mm，组件尺寸为2278mm×1134mm）、所供光伏组件的配套成品连接线（26块组件为一串（具体以设计为准），每串配一套成品连接线，此连接线含成品正负极插头一对，与所供组件连接线及插头同型号）、所供光伏组件的配套正负极插头（26块组件为一串（具体以设计为准），一串配一对正负极插头，与所供组件插头同型号）。上周国投若羌县90万千瓦光伏市场化并网发电项目光伏组件集采的1.03元/瓦的n型组件中标价格。
11月N型电池增长放缓。10月电池实际量60.89GW，其中P型电池片39.18GW，N型电池片Topcon电池片19.52GW。10月量产Topcon电池片的企业达到31家，而11月预计突破35家。
10月电池产量继续新高，但10月以来光伏产业链中下游处于需求不足，库存高涨的市场环境中，市场情绪一度悲观，尤其在光伏电池环节，新增产能陆续释放， 10月电池过剩矛盾严重凸显。
11月光伏电池减产预期较大，而从11月光伏电池排产来看，总量上略有提升，11月电池片产量预计为61GW，其中P型电池片39.18GW，N型Topcon电池片21.61GW，Topcon电池片的爬产速度放缓，多数厂家对电池设备调速来降低电池片产量，而停线减产的厂家较少， 主要出于对电池单瓦生产成本的考虑。
今年四季度因受到市场行情的影响，极大打击了新晋Topcon电池厂的信心，在产能扩张方面变得十分谨慎，原有产能规划有可能止步于一期项目，而当前已完成产能落地的项目，开线速度明显放缓。
主要由于当前N型组件产能扩张暂未跟上N型电池片的扩张进程，短期内市场消化能力有限，而从组件端P/N比例变化来看，N型组件排产占比明显提升，从10月的33.70%提升至11月的37.15%，且在12月会有进一步提升空间。
预计2023年全年Topcon的产量将突破140GW，Topcon型电池比例预计达到27%，N型比例突破30%。
华晟新能源完成超20亿C轮融资。华晟这一轮融资的环境非同以往——这是发生在资本市场IPO与再融资阶段性收紧的背景之下，是发生在行业普遍陷入产能过剩精神内耗的市场情绪之中，是发生在TOPCon如日中天、BC跃跃欲试的技术路线争论之时。
10月12日，华晟2.5GW高效异质结电池项目在云南省大理经济技术区上登先进装备制造产业园正式投产。
据说华晟在当时刚刚完成C轮融资，投资方是一家央企，
本轮融资由中国绿发投资集团有限公司
领投，中银资产与中邮保险跟投，原有股东无锡金控与新兴资产继续加码，融资总额超20亿元人民币。
本轮融资将用于华晟高效异质结产品的持续扩产，以及对于异质结-钙钛矿叠层电池等前沿技术的研发。
据华晟新能源介绍，公司现已投产12GW高效异质结电池和组件产能，向全球交付了超过3GW高效异质结组件产品。2023年以来，华晟新能源在异质结技术研发和量产上持续取得突破，一路追光，升级打怪，功率、效率迭创新高。
2023年2月，凭全异质结项目入榜BNEF Tier1榜单；
2023年5月，荣登胡润研究院《2023年全球独角兽榜》；
2023年8月，宣城三期组件项目投产，华晟累计在宣城建成十个异质结智能化工厂；
2023年8月，无锡华晟项目（一期）设备顺利搬入
2023年9月，华晟喜马拉雅G12-132组件最高功率744.43W，量产电池最高转换效率达到26.1%，；
2023年9月，华晟喜马拉雅G12-132组件荣登TaiyangNews全球组件最高效率排名TOP3；
2023年9月，华晟新能源实现公司运营盈利；
2023年10月 大理华晟2.5GW高效异质结项目顺利正式投产；
2023年10月 合肥华晟182R异质结电池顺利出片；
2023年11月 华晟喜马拉雅G12-132组件最高功率达750.54W，转换效率24.16%，再创异质结组件功率效率世界新高。
华晟新能源董事长徐晓华表示，到今年年底，华晟将拥有近20GW异质结产能。无论是技术创新、产能规模还是出货量及市占率，华晟目前在异质结领域都保持着绝对领先。
晶科能源认为未来3-5年N型TOPCon仍然是市场主流产品，并对未来的提效路径已有清晰的规划，预期至年底电池转化效率达到25.8%，明年导入双面poly技术，电池转化效率进一步提升，持续保持行业领先地位。
受益于N型TOPCon产品供不应求，公司在手订单饱满并在持续稳定签订，2023年订单已可超额覆盖本年出货目标，2024年订单至年底预计签订50%左右。
今年一到三季度公司海外收入占比超6成。公司今年组件出货目标为70-75GW，目前在手订单已可超额覆盖。公司N型TOPCon产品主流出货功率在580-585W，电池片量产效率25.6%以上，单瓦可实现发电增益3.5%以上。预期年底电池量产效率将达到25.8%，明年进一步提升。
公司对明年全球市场需求保持乐观，目前大量地面电站项目在积极推进，中国、美国、欧洲还有中东市场都可以看到10GW甚至以上的增长；在拉美和东南亚等新兴市场有些国家会有100%以上超速增长。
公司创造了新的电池转化效率纪录26.89%，公司本次电池转化效率纪录采用了先进金属化增强技术、能量粒子体钝化技术以及高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，计划明年年底开始逐步导入量产，届时公司电池量产转化效率将达到26.5%。
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。
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。根据公司异质结技术发展路线图，预计年底G12-132版型组件功率可达到平均725W，最高730W的水平。
东方日升表示，异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
公司异质结技术的主要降本方向
公司在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：公司低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：公司低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
距上次破纪录仅一月有余，华晟新能源又创光伏异质结组件功率效率世界新高。近日，经TÜV南德认证，喜马拉雅G12-132版型异质结组件输出功率达到750.544W，转换效率24.16%。
同样搭载着由宣城四期电池项目自主生产的双面微晶G12-20BB异质结电池片，并配合丁基胶+光转膜封装，本次喜马拉雅G12-132版型异质结组件较一个多月前6W的功率突破主要来源于电池片效率的稳步提升。据华晟技术研发中心相关负责人介绍，目前宣城四期电池项目量产平均效率已达到25.8%，这一水平较三个月前项目投产时提高了超0.5%。对于太阳能电池片来说，每0.01%的提效都意义重大。
经权威认证机构TUV南德测试，基于210-66版型标准尺寸，通威THC组件正面功率达到745.62W，本年度第五次刷新HJT组件功率纪录。同时，组件正面转换效率达到24.0%，
2022-2023年，通威HJT技术多次实现技术突破。2022年7月，完成行业首条双面微晶产线开发，电池效率提升近1%，同年12月，电池最高转换效率达到26.49%；2023年5月，组件最高功率突破730W；同年7月，叠加0BB组件技术，组件最高功率突破740W。
目前通威在HJT电池环节，持续开展无银化、低铟化、薄片化等提效降本技术研究；组件环节，在多个互联技术路线上开展研发布局，并持续对高可靠性HJT封装技术方案开展研究，竭力推进HJT电池、组件技术发展。
三方认证27.34%，武汉大学钙钛矿叠层电池登上《Nature》杂志。新型金属卤化物钙钛矿是一种分子通式为ABX3的晶体材料，具有制备工艺简单、缺陷容忍度高、吸收系数高、载流子扩散长度长等优点，在光电子器件领域备受关注，被认为是下一代最具前景的光伏材料之一。其中，单节钙钛矿太阳能电池的光电转换效率已经与传统硅基电池相当，但是想要进一步提升其效率将越来越困难。全钙钛矿叠层电池可以突破单结太阳能电池的肖克利-奎伊瑟效率极限，理论效率可达44%，性能还有非常大的提升空间。全钙钛矿叠层电池由顶部的宽带隙钙钛矿子电池和底部的窄带隙钙钛矿子电池一体化叠加而成，而其中不够优异的窄带隙钙钛矿子电池是其未来实现商业化应用的绊脚石之一，也是领域内的共性挑战问题。基于此，方国家、柯维俊团队通过天冬氨酸盐一体化掺杂策略同时提高了窄带隙钙钛矿子电池的效率和稳定性，实现了稳态效率27.62%（第三方权威认证效率27.34%）的目前两端全钙钛矿叠层电池的世界最高效率之一。
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0.15-0.2元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。供需：逆变器价格区间无异动，四季度中旬交付需求集中，需求支撑下价格趋稳。海外户用/小型工商业用光伏储能逆变器库存消化中，进入冬天去库进度缓慢。EVA树脂EVA光伏料：上周12000元/吨的EVA光伏料价格难以为继，下游主流胶膜厂接受度较弱，价格回落。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。EVA光伏料：EVA光伏料市场持续疲软，石化厂相继检修，本月EVA光伏料排产下降至6.8万吨，部分厂家仍在去化上月库存光伏玻璃本周玻璃价格下调,2.0mm镀膜主流成交价为18.5元/㎡，3.2mm镀膜主流成交价为27.5元/㎡。光伏玻璃厂商供给持续高位运行，叠加本月部分新产线或有点火计划，供给压力或将加剧，而随着组件厂商下调开工率，光伏玻璃库存水位逐渐升高，价格压力凸显。终端需求释放不及预期，组件价格持续下行，对光伏玻璃企业压价心态浓厚。当前上游纯碱价格下跌，光伏玻璃失去成本支撑，且自身产出高位运行，累库压力逐渐加重，下游需求不振的情况下，光伏玻璃价格出现下拐，尚未探底。铜宏观面，国内经济保持筑底态势，海外将进入真空期，除了一些常规的经济增长与通胀数据以外，并没有更多政策相关的会议进行，对市场的扰动有限。全球铜矿产量较去年小幅增长，而国内铜矿进口量增速远高于全球铜矿产增速。近两月国产铜放量可观，进口货源充沛，供应十分宽松。消费旺季进入尾声需求有待观察，国内消费疲软未达到预期。近期铜价反弹至支撑压力互换位68000附近后再度回落，预计无重大宏观利好的前提下突破存在压力，铜价重回宽震荡格局，区间65500-68500。宏观上，巴以冲突继续升温，市场避险情绪上升，短期宏观利空情绪上升；上周9月美国CPI数据略超预期，短期美联储鹰派预期上升；国内最新经济金融数据回升，国内宏观情绪有所回暖。从基本面来看，供应上，海外铜矿处于增产周期；国内精铜冶炼节奏加快，整体供应端压力增强。需求上，国内需求转好，海外需求减弱。库存上，国内去库，海外累库。整体而言，现阶段宏观压制仍存，预计铜价将继续筑底，短期建议观望，关注66000支撑线。国内外基本面情况有所分化，可关注内外反套机会。铝美元指数回落，隔夜外盘铝价震荡反弹，LME三月期铝价涨0.68%至2230美元/吨。国内空投减持，夜盘高开震荡，尾盘收高于18940元/吨。现货市场交投有所改善，下游积极逢低补库，接货量增加，华东市场主流成交价格在18840元/度上下，较期货贴水20元/吨左右，贴水幅度明显收窄。华南市场部分持货商惜售挺价，下游接货积极性高，流通货源偏紧。主流成交价格在18930元/吨上下。当前宏观面情绪仍较弱，缺乏政策面利多支撑。不过供给端受云南减产影响有所下降，虽然消费端也有季节性趋弱态势，但短期仍有一定韧性。后期随着减产完成，显性库存有望转降，减产对价格的支持较强。操作上建议逢低做多为主。PVCpvc期货价格查询（2023年11月13日）产品名称 开盘价 昨收价聚氯乙烯主力 6102.00 6100.00聚氯乙烯2311 6043.00 6010.00聚氯乙烯2401 6102.00 6100.00聚氯乙烯2405 6246.00 6245.00本周，PVC期市呈偏弱波动之势。尽管有成本支撑和开工率不高；但难敌需求不振。周边黑色品种的下跌亦影响了做多人气。这与疫情再度散点暴发有关，并导致“金九”旺季不旺。
展望后市，11月PVC价格重心或仍有下移。供应端，PVC常规检修减少，预期产量回升，上游生产企业产量供应维持高位，叠加市场库存，国内供应充足；需求端，北方天气逐渐转冷，房地产活动对需求拉动有限，需求存转弱预期，国内出口短期维持刚需量为主；成本端，原料电石及乙烯价格维持坚挺，成本支撑仍在。PVC基本面预计走弱，盘面以震荡为主。
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。
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
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。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年11月16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16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
2018年5月31日，国家发改委、财政部和国家能源局等主管部门联合下发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。打破了部分光伏企业靠补贴生活的日子。文中提到加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度，发挥市场配置资源决定性作用，进一步加大市场化配置项目力度。带来的直接影响就是装机量的下降，光伏产业链各环节价格的下跌，轻则给光伏企业带来困境，重则关门倒闭。而此时资本市场则成为部分光伏企业生存发展的重要途径，在资本市场的加持下，部分光伏企业得以渡过危机，发展壮大，成为各自细分领域的龙头企业。促使光伏产业更上一层。
2018年之后，整个光伏行业的融资规模骤然上升，直接来到了300亿元附近。2022年，更是达到601.06亿元。2018年之后的总融资规模更是高达2062.91亿元。而2018年的23.73亿元就显得九牛一毛了。
通威股份在今年9月27日终止了160亿元的定增计划。中节能太阳能在今年8月29日也收到深交所关于拟发行不超过63亿元可转债的审核问询函。要求太阳能说明募投项目新增产能的消纳措施，并追问“在前募项目尚未建成投产的情况下，此次再融资的必要性及合理性。”晶科能源有97亿元定增在前期筹备中，天合光能也是有109亿定增预案。恐怕后续很难通过了。而这一切原因在于再融资环境的收紧。
8月27日，证监会发布《证监会统筹一二级市场平衡优化IPO、再融资监管安排》。11月8日晚间，就优化再融资监管安排，沪深交易所出台了5项具体举措。这5项具体举措简而言之，未来破发、破净企业，连续2年亏损企业，财务性投资比例较高、前次募集资金未使用完毕等"不差钱"企业，热衷跨界投资、多元化投资的企业的再融资行为将受限。相较于之前宽松的再融资环境，此政策会导致光伏企业再融资愈发困难，甚至部分光伏企业无法再融资！企业只能依靠自身资金来进行扩建投产，来降低单位生产成本。
7-10月光伏电站EPC招标规模72GW，与同期相比增长67.2%。从项目类型来看，地面电站一直是开发商的主流开发模式，拥有31.5GW的招标规模，其中，大型光伏基地14.7GW，分布式光伏电站12.7GW，整县分布式光伏达到11.2GW，占到分布式光伏的88%；此外，随着土地资源紧缺和碳中和目标的逼近，光伏从地面电站逐渐向海上光伏发展，7-10月，海上光伏招标规模967.5MW，接近GW水平。从区域分布来看，7-10月国内光伏电站EPC招标项目位于广西、贵州、河北等19省。其中新疆以18.8GW排名第一，云南以5.77GW位列第二，宁夏以4.1GW位居第三。随着光伏组件价格下降，七、八月EPC中标规模呈现快速上升态势，其中8月EPC中标量超过20.5GW。这也说明光伏组件价格的下降，明显刺激了下游光伏装机。从中标价格来看，随着组件价格下行，无论地面电站还是分布式光伏电站，大小EPC均价也随之下滑。尤其地面电站大EPC，下滑幅度最大，由7月的3.983元/W下滑至10月的3.413元/W。
2.2 逆变器行业研究分析
逆变器行业三季报企业之间业绩呈现了“明显”的两极分化特征：
10家主营逆变器业务的上市企业中，有6家归母净利润出现了下滑，其中4家企业甚至出现了业绩腰斩；另一边，包括行业老大阳光电源在内，3家企业单季度业绩增速在100%以上。
之所以出现这样的原因，与国内外市场“冷热不一”有直接关系。
随着全球最大的户用光伏/储能市场——欧洲市场的库存压力加大，目前，依赖海外市场的户用光伏、户用储能逆变器企业业绩普遍迎来下滑。另一边，在光伏组件价格下滑的刺激下，国内大型集中式地面电站今年装机量上涨超过3倍，由此带来主营国内业务的光伏集中式/组串式逆变器企业业绩爆发。
分化的行情何时归于统一？目前，海外市场“去库存”周期还要维持数月，国内四季度大型地面电站装机行情即将启动，分化可能还将持续较长时间。
“欧洲市场的‘去库存’周期还无法预测。从11月份开始到12月份，国内大型集中式/组串式逆变器、大型储能逆变器的需求将迎来爆发。”
尽管前三季度多数逆变器公司业绩仍保持增长的状态，但如果聚焦其单季度的表现，不少逆变器企业的第三季度的收入和净利润均出现下滑。
按照主营业务收入占比超过50%这一指标，
分别是：阳光电源、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、科士达、昱能科技、科华数据、禾望电气、上能电气、通润装备。
第三季度，10家企业中业绩下滑的企业共有六家，依次分别是：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份、科士达。
上述6家企业中，有4家企业业绩降幅在50%以上，其中，去年净利润增速水平的排名最高的昱能科技，今年净利润降幅同样最高，其以62.75%的负增长排名第一。此外，德业股份、科士达利润降幅成都相对较小，分别下降36.1%和16.56%。
与此同时，多家企业业绩则出现了明显增长。
10家企业中，有4家业绩继续保持了增长，分别是：科华数据、阳光电源、上能电气、禾望电气。除了科华数据以外，其余三家企业净利润增速都在100%以上。
从排名来看，三季度业绩增速最大的禾望电气。
阳光电源。在世界第一的体量规模下，今年第三季度实现营收177.92亿元，同比增长了78.95%；实现归母净利润28.69亿元，同比增长147.29%。前三季度，公司实现营收463.15亿元，同比增长108.85%；实现归母净利润72.23亿元，同比增长250.53%。
按照主营业务分类，上述企业可以分为两类：一类企业以锦浪科技为代表的企业，主营微型逆变器、户用储能逆变器产品，产品主要销往欧洲、南美、美国等市场，收入依赖海外。第二类企业以阳光电源为代表，主营大型集中式/组串式逆变器，主要面向地面电站。
第一类包括：昱能科技、锦浪科技、禾迈股份、通润装备、德业股份。第二类企业包括：阳光电源、上能电气、禾望股份。
今年三季度，海外户用光伏、储能逆变器市场需求出现明显下滑，而国内、外的大型地面电站装机量继续保持爆发，是导致业绩分化的主因。
先来看看海外市场。自去年年底开始，作为全球最大户用光伏、户用储能市场的欧洲市场，户储和户用储能逆变器产品库存攀升至历史性的高位，加之随着“能源危机缓解”带来的需求的疲软，欧洲市场规模开始衰减。
10月20 日，海外逆变器第一股SolarEdge公布第三季度业绩预告，其第三季度的营业利润或将仅为1200万美元至3100万美元之间，同比下滑接近9成。
SolarEdge首席执行官兹维·兰多(Zvi Lando)表示，进入下半年后，由于欧洲库存高企和安装速度持续放缓，该公司的欧洲分销商大量意外地取消订单，并开始不断去库存。该人士还预测，四季度，逆变器行业面临形势还将更加严峻。
在欧洲市场的传导下，户用光伏、储能逆变器一时间供过于求，导致第一类依赖海外户用光伏、户用储能的企业业绩下滑。
以禾迈股份为例，其2023年前三季度微逆出货约111万台，同增51%。其中，2023第三季度微逆出货22万台，微逆出货同比降37%，环比降34%。今年第三季度，公司营收3.43亿元，同比下海18.78%，实现归母净利润0.66亿元，同比下滑58.23%。
2022年报显示，禾迈股份主要收入依赖海外市场。2022年，禾迈股份来自微型逆变器收入为12.4亿元，占比81.6%；来自海外业务收入12.3亿元，占总收入比重80.9%。
与国外户用储能市场“蓝海”变“红海”不同，在组件价格下跌的刺激下， 国内大型地面电站市场依旧保持了一个高增长状态。
今年前三季度，国内光伏前三季度全国光伏新增装机128.94GW，同比增长145%。其中，其中集中式光伏61.8GW，同比2022年的17.27GW增长357.8%。
借助本轮集中式地面电站装机潮的东风下，阳光电源、上能电气、禾望股份三家公司产品主要以大型集中式/组串式逆变器和大功率储能逆变器为主，且主要依赖国内大型地面光伏电站市场，增长自然不难理解。
以上能电气为例。2022年年报显示，公司来自国内（不包含港澳台）的收入为20亿元，占比85.66%，来自海外业务（包含港澳台）占比仅为14.34%。
产品体系中，集中式光伏逆变器收入为8.3亿元，占比35.5%；来自储能逆变器收入为10.2亿元，占比34.6%；合计占比70.1%。
海外“去库存周期”将持续至少数月
在业绩下滑的预期下，2021年以来，不少乘着海外“户用市场”爆发东风而起的企业在股价飙涨数倍后，今年以来，纷纷又迎来市值腰斩。
那么，今年四季度以及明年的逆变器的行情应该演绎？
单就四季度而言，大型集中式地面电站市场依旧有着不错的装机预期。因此，集中式/组串式光伏逆变器、超大功率储能逆变器市场还有不错行情。因为收入确认的延迟，预计明年上半年，主营上述逆变器产品的还将有不错的业绩。
“国内市场在大型地面光伏电站的项目周期招标基本上都还是扎堆在四季度，尤其在11、12月份，一般验收确认收入周期要在半年左右，也就是说，明年上半年到三季度，像阳光电源这样的主要做国内集中式市场的企业明年上半年业绩都还会很不错。”
针对海外户用光储市场，
海外逆变器市场“不景气”周期还要至少数月才能结束，至于最长会持续多久则“不好说”。
“目前来看，海外光伏和储能逆变器的价格还没有降到底部，现在主要目标是‘去库存’，但随着疫情后，逆变器产能的顺利释放，目前光伏微型逆变器、小型户用储能逆变器产能都还是供过于求，因此去库存周期还远没有结束。”
2024年，工商业侧储能市场预计迎来爆发。届时工商业储能逆流器公司业绩将有一轮爆发。但这对于第二类集中式/组串式逆变器的企业来说将更为有利。对于昱能科技为代表的第一类企业来说，其从户用光伏/储能逆变器转型工商业储能逆变器较为困难，因此很难缓解后续的业绩压力。
“户用逆变器主要应用在10千瓦以下或者20千瓦以下的平台，工商业一般是100千瓦以上的平台，在没有平台基础的情况下，户储厂家想要进入目前产品同质化程度较高的工商业市场，较难构建竞争力，获得亮眼的市场份额。”
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、估值明显低估的股票。
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。
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。
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。
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 动力电池行业投资机会
碳酸锂供给变化。在国庆节前几家大冶炼厂宣布减产，试图扭转市场的悲观情绪，目前来看，效果有限。数据显示，2023年1-9月国内碳酸锂产量33.3万吨，累计同比增长36.9%，今年的锂盐总体供应仍然相对充足。
这与上游锂矿原材料的供给变化有很大关系。此前，澳矿主流定价方式为Q-1定价（当季度锂矿长协价以上季度锂盐价格为基准）。在锂盐价下行行情下，精矿价格跌速慢于锂盐，时常出现锂盐厂亏损情形。但据市场消息，澳洲与国内锂盐厂的定价基准协商改为M+1月（按照原料交付后+1月锂盐价格为基准进行结算）来进行。M+1模式下，锂矿价格与锂盐价格涨跌节奏更为一致，矿企大幅盈利而冶炼企业亏损现象将得到改变。
近期进口澳矿下跌速度较快，10月底海外主流网站中报价最高的fastmakets报1800-2000美元，矿山仍有盈利。大矿山经历过上一轮锂的行业周期，对于去库存的认知和动作较快，定价方式的转变，这不仅意味着盐厂成本下移，还体现了澳矿急于出货，矿端松动也必然导致锂矿的价格一路向下。
锂辉石进口量大增，以及精矿价格进一步走低，带来碳酸锂理论生产利润的进一步回升。根据mysteel及南华期货的数据，当前的锂盐理论生产利润约10000元/吨，利润率7%，完全成本15.6万元/吨。
由于原料价格的下滑，利润回升让之前抱团减产的锂盐厂业已经开始逐步瓦解，有两家小厂已经在10月复产，还有部分产能预计在11月复产，碳酸锂产量已经开始回升。碳酸锂周度开工率由十月中旬低位48.2%回升至11月初58.37%。
11月中旬非洲矿到港后，锂盐企业复产或将持续，市场预计11月后产量环比回升。根据相关机构的数据，锂资源供应增长的预期不会变化。
从全球角度看，欧洲市场增速也可能出现进一步放缓。根据五矿经研院的数据，欧洲市场去年四季度基数较高，加之德国8月 “抢补贴” 行情过后，后市可能会受到补贴退坡的冲击，对增长形成一定拖累。即便考虑法国加补贴因素，预计四季度欧洲新能源汽车销量同比增速将回落至25%左右。
总体来看，预计全年全球新能源汽车销量增速将回落至30%左右。此外，储能尽管增速较快，但目前总体规模尚小，储能市场增速放缓的趋势也已经开始显现，9月以来，储能方面有减产去库的现象。叠加海外，欧洲户储去库，导致部分出口订单缩减；美国市场储能并网缓慢传导电池需求放缓。
根据My steel的数据预测，11月电池厂排产预计环比下降8%，材料端根据初步调研，11月磷酸铁锂正极材料排产预计环比下降3%，三元正极材料排产预计环比下降5%，其中中镍三元及以下排产预计环比下降3%。四季度的下游需求仍不容乐观。
碳酸锂现货价格在12-15万元/吨区间具备阶段性的成本支撑。
近期现货市场主要是长单采买交易为主，散单交易量相对较少，上游锂盐厂仍多为挺价出售散单的策略，但整体亦随市场现货价格回落；而下游部分正极材料企业也以压缩碳酸锂原料库存的降本增效策略为主，对于散单的采买意愿相对较低。
有分析人士认为，“现在往后顺延三个月，正处于快过春节的时间段，新能源车的产量不会很好，所以碳酸锂期货的价格也不会乐观。”
孚能科技（688567）董事长王瑀曾表示，碳酸锂价格未来要下探到每吨10万元以下。现在，更有锂电市场分析师表示：“碳酸锂价格在年内跌破15万元/吨是大概率事件。从中长期来看，碳酸锂价格将在明年跌破8万元/吨，后年或将跌至5万元/吨到6万元/吨。”
动力市场，磷酸铁锂方形动力电芯均价0.45元/Wh，较年初的0.82元/Wh下降超45%；三元方形动力电芯均价0.535元/Wh，较0.92元/Wh的年初价格下降接近42%。储能市场类似，磷酸铁锂方形储能电芯
均价0.49元/Wh，较年初的0.96元/Wh下降接近49%。受此影响，近日锂电储能系统报价最低已经跌破0.7元/Wh大关，甚至有厂商预计，今年年底将进入“0.5元/Wh”时代。降价潮之下，由于储能项目动辄数百千瓦时、千兆瓦时，即使只是0.1元/Wh的系统降价，也可能减少上百万元的营业收入，对储能系统企业带来不利影响，但却有利于储能项目企业的降本。业界人士指出，整体上，受上游碳酸锂价格下降、锂电池新建产能释放、电动汽车增速放缓等多重因素影响，锂电行业当前竞争激烈程度超预期，不少锂电企业甚至亏本销售抢占市场。
一方面，降价带来的负反馈在产业链内加剧；另一方面，下游动力、储能市场需求增速不及锂电池产能增速，使得下游企业观望情绪持续，采购节奏放缓。当前，锂电产业链价格全面承压，业界预计短期内总体仍将持续承压，供应链布局方面亟待有所突破。
中国锂电供应链三大新趋势显现。
10月，市场消息称，复合集流体或将应用于本季度上市的赛力斯问界M9车型，成为复合集流体“上车”的又一案例。
当实现规模化应用后，由于减少了铜箔的使用量，复合铜箔在锂电池降本方面未来成效可期。
2023年下半年至2024年上半年，随着量产能力的提升和订单的逐步落地，预计复合集流体行业将迎来“稳定增长期”。复合集流体在新能源汽车行业已开启实际应用的大门，预计安迈特科技、英联、金美等复合集流体头部企业，或将凭借先发优势、工艺优势等抢占市场先机。同时，随着如复合集流体等新型材料的导入，势必会影响现有供应链格局，带来供应链企业的洗牌。
锂电装备升级方面，设备智能化、数字化、高效化是目前电池企业建设高端产线的基本要求，同时，为了贴合新材料、新工艺，电池企业对装备升级提出了更高的要求。例如，应用复合集流体这一新型材料，实际上对现有产线影响较大，包括涂布、制片等核心环节都需要做出相应调整，而产线的变动也需要改造现有设备或新增设备。
今年以来，储能系统中标价格持续下滑，储能系统价格从1月1.5元/Wh附近，到9月价格已低于0.9元/Wh；竞标价格方面也时有出现让行业哗然的低价，10月，大唐2023年度磷酸铁锂电池储能系统集采，出现了最低竞标价0.83元/Wh，最终0.83元/Wh报价单位未中标；如今储能系统集采竞标价下探至0.72元/Wh。
分布式储能是未来市场的发展方向。分布式储能是指将储能装置与光伏组件、逆变器、线缆等设备结合在一起，作为一个独立的共享储能系统使用。这种模式可以解决电网调节的问题，但无法解决负荷分出力的问题。
从新能源汽车，到锂电池，到四大主材，到更上游的原材料，目前没有价格坚挺的产品。大降价环境之下，对整个产业链环节剩余利润分配将产生一系列新的影响。如果降价仍能保证产品质量过硬，就能扩大新能源汽车在与燃油车竞争中的优势，对储能项目而言，有利于储能项目的降本。
11月10日，中国汽车动力电池产业创新联盟
发布了2023年10月及1-10月国内动力电池装车量数据及排行榜TOP15。
数据显示，10月，我国动力电池装车量39.2GWh，同比增长28.3%，环比增长7.6%。其中三元电池装车量12.3GWh，占总装车量31.4%；磷酸铁锂电池装车量26.8GWh，占总装车量68.5%。
1-10月，我国动力电池累计装车量294.9GWh, 同比增长31.5%。其中三元电池累计装车量93.9GWh,占总装车量31.8%；磷酸铁锂电池累计装车量200.7GWh,占总装车量68.1%。
10月份国内动力电池企业装车量TOP15分别是：宁德时代、比亚迪、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、蜂巢能源、瑞浦兰钧、孚能科技、正力新能、欣旺达、LG新能源、多氟多、安驰新能源、捷威动力、领湃新能源。
1-10月国内动力电池企业装车量TOP15分别是：宁德时代、比亚迪、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、蜂巢能源、LG新能源、孚能科技、正力新能、瑞浦兰钧、多氟多、捷威动力、力神、安驰新能源。
具体来看，产量方面，10月，我国动力和储能电池合计产量为77.3GWh，环比略有下降，降幅为0.1%，同比增长23.2%。1-10月，我国动力和储能电池合计累计产量为611.0GWh，累计同比增长41.8%。
销量方面，10月，我国动力和储能电池合计销量为75.0GWh，环比增长4.7%。其中，动力电池销量为61.0GWh，占比81.4%，环比增长1.5%，同比增长19.5%；储能电池销量为13.9GWh，占比18.6%，环比增长21.9%。
1-10月，我国动力和储能电池合计销量为557.6GWh。其中，动力电池累计销量为486.0GWh，占比87.2%，同比增长37.1%；储能电池累计销量为71.6GWh，占比12.8%。
新能源汽车产业的快速发展助推了动力电池产业需求量的增长。10月，我国动力电池装车量39.2GWh，同比增长28.3%，环比增长7.6%。其中，三元电池装车量12.3GWh，占总装车量31.4%，同比增长14.0%，环比增长0.8%；磷酸铁锂电池装车量26.8GWh，占总装车量68.5%，同比增长36.4%，环比增长10.9%。
1-10月，我国动力电池累计装车量294.9GWh, 同比增长31.5%。其中，三元电池累计装车量93.9GWh，占总装车量31.8%，同比增长6.7%；磷酸铁锂电池累计装车量200.7GWh,占总装车量68.1%，同比增长47.6%。
市场集中度提升
10月，我国新能源汽车市场共计35家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少5家。排名前3家、前5家、前10家动力电池企业动力电池装车量分别为30.8GWh、34.7GWh和38.3GWh，占总装车量的比例分别为78.7%、88.4%和97.8%。
1-10月，我国新能源汽车市场共计48家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少3家，排名前3家、前5家、前10家动力电池企业动力电池装车量分别为237.0GWh、261.8GWh和287.0GWh，占总装车量的比例分别为80.4%、88.8%和97.3%。
具体来看，今年10月，国内动力电池装车量排行前三分别被宁德时代、比亚迪、中创新航牢牢占据，装车量分别为16.78GWh、10.28GWh、3.79GWh，市占率分别为42.81%、26.23%、9.67%。
1-10月，国内动力电池装车量排行前三依然是宁德时代、比亚迪、中创新航，装车量分别为126.08GWh、84.28GWh、26.6GWh，市占率分别为42.76%、28.58%、9.02%。
1-10月国内新能源乘用车累计出口同比高增，10月欧洲主流十国新能源车销量同比提升。根据乘联会数据，10月新能源乘用车零售76.7万辆，同环比+37.5%/+2.7%；新能源乘用车渗透率37.8%，同环比+7.6/+0.9pcts；新能源车出口11.2万辆，同环比+8.2%/+22.9%，其中纯电动占比90.3%；1-10月新能源车累计出口84.5万辆，同比+84.1%。10月份欧洲主流十国新能源汽车销量19.4万辆，同环比+10.9%/-12.0%；新能源汽车渗透率22.3%，同环比-2.4/-1.1%。
23年1-10月新能源乘用车同比上升，渗透率同比提升。23年1-10月新能源乘用车累计零售595.4万辆，同比+34.2%；新能源车渗透率34.5%，同比+8.0%。新能源乘用车累计批发680.0万辆，同比+35.5%；累计产量683.5万辆，同比+31.5%。
三、新能源行业重大事件
1、宝丰集团甘肃酒泉瓜州5万吨多晶硅项目，于2022年3月20日开工，目前建设周期已有20个月，但尚未有投产消息公布。南玻A在2022年6月曾披露青海年产5万吨高纯晶硅项目，建设周期20个月，同年9月该项目正式开工。2023年半年报显示，该项目工程进度仅完成5%。据南玻A在互动平台表示，该项目正在建设中，具体投产时间将视进度而定。中来股份2022年3月曾披露20万吨工业硅及10万吨高纯多晶硅扩产项目，其中一期项目1万吨高纯多晶硅预计在协议生效后开工建设，并争取2024年竣工投产。根据最新消息，中来已完成硅料项目公司的新设，硅料项目已取得山西省企业投资项目备案证，目前项目环境影响评估报告与节能评估报告正在委托第三方编制中，处于前期报批手续的第三方评估阶段。不仅新人难入局，老牌企业也纷纷“刹车”止损。近期，大全能源宣布将原定于今年底投产的全资子公司二期10万吨高纯多晶硅项目，延期至2024年二季度。大全能源表示，主要受市场环境、供需关系等客观因素以及实际建设进度的影响，上述项目整体实施周期有所放缓，导致实施进度较原计划有所滞后。此前1个月，TCL中环以6.966亿元卖掉了持有的多晶硅资产（即新疆戈恩斯能源科技有限公司）27%的股权，这一举动也被市场解读为出于对多晶硅上游市场的不乐观预期，而做出产能清退举措。
2、市场关注美国对光伏贸易政策可能的变化，目前美对我国光伏贸易壁垒有四类：
a）双反税：2015年2次双反调查以来，对中国制造电池及组件产品实行27.6%-49.8%反补贴税、27%-165%反倾销税。
b）201关税：针对全球向美国出口的电池及组件，目前税率为14.5%，逐年下降0.25%至2026年2月到期，电池每年5GW免税额，双面双玻组件豁免。
c）301关税：2018针对中国光伏发起的贸易战，几乎涵盖全产业链，目前税率25%。
d）2022年6月针对中国新疆出口商品。
美国激的贸易保护导致其组件价格昂贵，抑制了其光伏装机。以今年为例，中国电站组件降价超40%，同期美国仅降6%。美国22新增装机24GW，22年光伏发电在发电量占比3.2%，显著低于全球4.5%水平；但同时，去年美国待并网光超900GW，市场潜力巨大。
之前分析，301等关税有松动可能。如美国光伏贸易保护缓和，其光伏市场有望冲击百GW。美国市场地面电站比例高，也重视产品品牌，若美国放量，电池与辅材、逆变器、支架等都会比较受益。
2023年11月14日，琏升光伏宣布，其全球首条GW级金石异质结产线正式投产。目前全球异质结产线单线产能最大只有600兆瓦，琏升光伏引入金石产线后，将行业单线产能“狂飙”提升至1GW，领世界之先，开行业先河，进一步推动降低光伏行业综合成本。
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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