概要及主要观点：
1、光伏：按照即将召开的第二十八届联合国气候变化大会（COP28）主席国呼吁，从2024年到2030年，全球年均新增光伏装机量将超过600GW。
按照联合国气候大会的设想，如果全球要在2050年前实现净零排放，那么在2030年前的短期目标是实现全部可再生能源装机11太瓦，其中太阳能发电约5800GW，风电约3300GW，水电约1400GW。该目标与BNEF此前对实现净零排放的可再生能源目标相近，尤其是太阳能发电，此前预期5750GW，两种模式下的预期几乎一致。
截止到2022年，全球累计太阳能发电装机约为1200GW，2023年普遍预期将新增400GW，那么剩下的7年间全球将再新增4200GW太阳能发电，年均新增600GW。
按照第二十八届联合国气候大会的设想，刷新年均新增600GW光伏装机的动力还将来自全球对2030年实现可再生能源装机增长两倍（增至三倍）的目标，
1-10月中国新增光伏装机142.56GW，累计光伏装机已达到540GW，同比增长47.0%，太阳能发电占全部新增发电装机比例达到57%！2020年12月，中国在世界气候雄心大会上提出，到2030年前中国将完成风电、太阳能发电1200GW装机。2023年11月15日，第六届中国国际光伏产业大会全球首发的《2023中国与全球光伏发展白皮书》指出，按目前发展速度，中国到2030年，完全能够实现国家制定的2030年完成风光1200GW以上的任务，且在“以上”这个期望上做得更好，实现更好的发展。
事实上无需2030，到2024年中国就将提前实现风电、太阳能发电1200GW的装机目标。
从完成投资情况看，1—10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资6621亿元，同比增长43.7%。其中，太阳能、风电、核电发电完成投资分别同比增长71.2%、42.5%和41.5%。
从装机规模看，截至10月底，全国累计发电装机容量约28.1亿千瓦，同比增长12.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长15.6%。1—10月份，太阳能发电新增装机占全部新增发电装机比重达到57%，我国绿色低碳转型深入推进。
2026年前，中国光伏产能占比仍超过80%。组件之所以被称为“组件”，源自于其英文“Module Assembly”，就是模块组装而已，因而也曾是中国光伏制造最开始的环节，也是技术含量最低、最不赚钱的环节。但最近几年迫于全球各国本土制造的政策压力，或者说为了增加海外所谓的“本土制造”，中国制造商再把这最简单的环节又送出国门，变成“中国光伏制造全球化”。但作为技术控制环节的电池、硅片、多晶硅，则依旧以中国本土制造为主。WoodMac分析，到2026年全球光伏组件产能将超过2太瓦（2000吉瓦），从2022到2026年，中国本土的组件产能占比将逐渐降低，但即便降低，到2026年该占比仍略高于80%。
2、气候能源金融（Climate Energy Finance）讲述了目前太阳能组件价格急剧波动的情况。估计今年光伏电池板的价格将下降40%，并预测中国及全球范围内技术陈旧、规模较小的太阳能制造厂将面临关闭。
澳大利亚智库气候能源金融（CEF）主管Tim Buckley称，到2024年底或2025年太阳能组件价格可能接近0.10美元/瓦的临界点。
“三年前马丁·格林（Martin Green）博士预测光伏电力价格将在2030年达到0.10美元/瓦，但这一时间节点将大为提前。”他补充说，他估计到本十年末每年新增光伏容量可能达到600GW至1TW，在此基础上才得出了这样的结论。“我非常看好未来几年内的全球太阳能装机容量增长趋势。俄乌冲突提醒我们有必要确保供应链和能源安全，特别是依赖进口能源的国家。”
Buckley还指出，中国主席习近平与美国总统乔•拜登或将签订新的气候协定，正式呼吁到2030年将全球可再生能源产能增加两倍。
Buckley及其同事指出，他们估计太阳能发电成本将在本十年的剩余时间内每年下降10%，到2030年将减半。
“今年光伏行业的发展，从新增装机量看，与预期相符，但从产业健康发展的角度看，不达预期。下半年以来，光伏产业链变化非常迅速，这对于所有光伏企业提出巨大挑战。”
“从现在开始，光伏将要进入‘史上最强内卷进行时’，明年不要期待光伏有特别高的单瓦盈利能力。”
这也是业内对明年光伏市场的一致预期。由于今年光伏产能和需求快速扩张，产业链有向前冲的惯性，“但这种惯性在明年会发生撞车，引发一轮洗牌或调整。”
组件价格下降，对行业有益，因为能够推动市场扩大，但组件价格下降太快则是有害的。在此情况下，产业链没有利润，不可能持续。今年行业仍有产能快速扩张“向前冲”的惯性，之后则可能发生新一轮调整或洗牌，如果产业链一直不赚钱，不可能持续发展。他表示，当前光伏行业发展有一定的悲观情绪，这不仅靠市场化的优胜劣汰，还需要发挥政府部门的调整能力。
在四季度多个央国企招投标中，组件价格已经全面降到单瓦1元。供应链价格急涨急跌中，成本的比拼已经近乎极限。
光伏行业市场化的优胜劣汰在明年会更加明显。行业需求从原来的400GW提高到500GW过程中，有很多的新企业加入，让行业集中度出现下降。
随着头部企业新的电池或者硅片产能提升，这些企业的增长速度将高于市场平均增速，龙头市场份额会重新提升，那么必然对其他企业产能挤压，这是未来行业要做好的准备。
在此之外，光伏产业发展的另一项瓶颈则在于消纳问题。基于此，储能的需求尤其被看好。现在储能的量和光伏相比配置仍然不够，在今年基础上，明年的储能有望实现翻倍增长。他表示，在国外一些地区，1兆瓦的光伏要装4兆瓦的储能，把大量光伏发电都调节到晚上使用，特别用于晚上6-10点之间峰值电价的时期，可以形成更好协同。
对此建议国内也要尽快推动光伏+储能匹配，无论是在发电侧匹配还是用户侧匹配，通过将高比例储能引入整个电网体系，以加快形成可再生能源为主体的新系统。
今年全球光伏新增装机相比年初超预期发展，特别是中国市场。但有些企业的具体出货情况，略低于年初计划。主要原因包括：
一是季节性波动，特别是今年前两个季度，欧洲市场累积了一定库存，使得全球渠道客户出货时出现大幅减值，拖缓后续出货量；
二是当前行业产能增速超过市场增速，稀释了部分企业的出货，但行业整体表现符合预期。
3、#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。
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。
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。
4、产业链价格：
本周国内市场下月硅料订单陆续成交增多，但上下游对硅料价格的博弈仍在持续。当前下游各环节价格的下跌进一步对硅料环节形成压力，硅料价格进一步下跌，本周相比上周价格硅料下跌2元/公斤左右，N型用料成交价格逐步接近65元/公斤左右，本周N型用料市场价格来至65-68元/公斤区间；P型用料价格来至60元/公斤左右，而单晶P型菜花料已跌破60元/公斤来至58元/公斤左右。
12月即将来临，下游硅片企业的高排产使得对硅料的采购需求有一定刚需支撑，尤其是下游N型需求、排产提升的情况下使得下游对N型硅料的采购更显积极，但市场整体硅料供给在新产能释放的加持下12月硅料市场整体供给预计达到年内最高，市场硅料整体价格趋势恐仍将博弈中继续承压向下。
11月开始国内市场上硅片产出进一步增加，且国内愈多硅片企业将产线进行P/N切换，N型硅片需求占比进一步提升。本周P型M10硅片在下游对应尺寸减产比例增加的情况下需求出货继续承压，当前主流价格在2.2-2.3元/片区间，市场低位价格出现2.1元/片左右。其他矩形硅片以及单晶G12硅片相对市场出货情况较好，市场主流价格维稳在3.3-3.35元/片区间。N型硅片方面，国内愈多硅片企业将产线进行P/N切换，但主流切换多切换为M10尺寸，因此市场正N型硅片供给充足的情况下主流价格来至2.35-2.4元/片。在近期终端大尺寸项目以及N型偏好的带动下，下游对N型210硅片需求近期也是逐步增加，市场上开始有硅片企业也在对N型210尺寸进行产线改造升级，当前供给略显紧张，当前市场价格在3.35-3.45元/片区间。
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。
硅片本周价格企稳，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。
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。
5、12月电池外采需求下降明显，当前电池大厂的库存压力巨大，而电池近期代工市场价格战激烈，电池厂亏损接单，中小厂无论在直销市场还是在代工市场都不具备优势，12月被迫减产。
本周电池片现货交易疲软，但代工市场活跃，当前P型代工费低至0.95-1元/片，电池厂亏损抢单，而对于12月电池需求继续下跌，电池厂开工率走跌。国内电池价格进一步分化，价差拉大。年终地面电站项目建设带动下，P型大尺寸、N型电池近期受到终端青睐；而单晶M10电池需求出货情况仍较为一般。本周单晶P型M10电池价格进一步走弱，本周主流价格在0.42-0.44元/W区间，市场低位价格来至0.4元/W左右，当前单晶M10价格基本已跌破成本线，因此市场上PERC电池老产线停产情况增多。单晶G12电池方面，本周前半周受终端G12电池片集中需求提货影响，单晶G12价格高位坚挺在0.58元/W左右；但随着单晶G12电池阶段性交货近尾声，11月末单晶G12电池价格开始跳水，市场价格来至0.5元/W左右。N型方面，终端市场对N型需求的比例提升明显，但价格随着市场供给提升而微降，本周M10 Topcon电池价格在0.48-0.5元/W区间，低位价格更显混乱；此外终端市场对大尺寸的青睐也延伸至N型电池端，近期下游对N型210尺寸电池需求提升，当前虽陆续开始有电池厂商开始升级改造210N型产线，但整体供给有限的情况下，G12 Topcon电池价格相比M10尺寸溢价在0.08元/W左右，本周价格在0.58元/W左右；HJT电池多为210半片尺寸，且自用为主。
本周组件价格继续小幅走跌，主要体现在182mm尺寸的走跌。前期210受多个大尺寸项目集中上马影响，价格相对坚挺，目前组件库存压力仍相对较高，市场竞争激烈，价格难有起色。临近年末，国内外市场上组件价格混乱中继续走弱，当前市场上主流182功率组件除了部分企业的部分订单报价在1元/W以上外，市场主流价格基本来至0.94-0.99元/W区间，市场各类抛货组件价格更为混乱。
而210尺寸组件前期受年末集中电站项目的出货拉动，价格略显坚挺，主流厂商出货价格在1.02-1.04元/W区间，但随着年末最后项目带动的大尺寸组件出货开始近尾声，同时本周上游相应电池价格开始跳水的情况下大尺寸组件价格预计也将出现走弱。
N型组件方面，价格随着P型价格的走弱而下调，Topcon组件价差拉大，结合海外市场价格，当前N型Topcon组件价格0.98-1.12元/W区间。排产方面，本年度最后一个月预计大中小线组件企业依然处于两极分化中，部分头部组件企业继续维持高水平开工。
受海外市场观望情绪、库存压力的影响，多数厂商组件价格（特别是出口价格）保持在较低水平，小版型和182中版型价格更低。不过，考虑到12月国内市场需求有所回升，预计组件价格也会重现起色。特别是n型组件，得到了较多客户的认可，预计后续价格可能出现反弹，重新来到1元/W以上，同一企业n-p组件价差也可能再度超过5分/W。
6、光伏作为典型的高度成本敏感、高度内卷、高度竞争的代表行业，在没有新技术迭代的情况下，不断扩产通过分摊固定成本来达到降低总成本的目的是光伏企业们扩产的主要目的，光伏行业里也有这样的规律：组件累计装机量每增加1倍，产品价格下降20%。
而对于采购组件的客户来说，在成本与收益综合考量之下，只要新技术路线具备经济性，那么老的技术路线就必然被抛弃。这也就意味着，老旧产能淘汰的效率快的超乎想象，而整个行业也在这如波浪般前进的过程中，加速产能落地，直到行业出清。
从研发能力的角度来看，完成一体化、统一硅片与组件尺寸后，企业可以大幅减少制造端中间环节成本、通过优化各环节研发、产能布局与配比，降低单位成本。
从降低生产成本的诉求来说，光伏产业链具有明显的地域性，产业集群距离较远，带来运输长距离、长时效、高成本等挑战。一体化大基地减少中间环节产生的物流费用，降低生产成本。体现在组件端企业身上，便是通过一体化硅料、硅片、电池片自制，会比专业分工企业现金成本便宜0.02/W。
从财务成本角度来看，通过“一体化+大基地”策略，可将税收由从多环节交税到单一环节交税，节省了税务开支。粗略计算之下，一体化企业税收成本要比专业化分工企业节约0.08元/W，占总成本的8%。
由于光伏下游电站建设周期较长，弹性较小，故在短期内就算出现了可以消化如此巨大产能的需求，也不会直接反映到价格之上，也变相进一步提升了电站端的盈利能力与投资价值。
目前，头部企业无一例外都在进行着一体化，但其中仍有一定的差距：部分企业选择了硅片→电池片→组件的三环节一体化战略布局，部分企业则在硅料→硅片→电池片→组件四环节中参股进行一体化布局，而还有的企业则在四个环节中“亲力亲为”，全部自建。
而这三类一体化方式，在效率和成本上也有着一定的区别，经测算，四环节一体化现金成本<三环节一体化现金成本<专业分工现金成本。
多数业内人士表示，光伏组件1元/W不是终点。更为激进的观点认为，年后降到0.5元/W都有可能。
7、光伏辅材辅料。
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。
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
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。
2023年10月，中国光伏玻璃出口量在29.30万吨，环比减少3.29%，同比增加46.57％；
2023年1-10月光伏玻璃累计出口量为296.03万吨，同比增加61.79％。10月其中流向越南的贸易量最大，为8.13万吨，环比增加37.56％。
据海关数据显示， 10月进口EVA11.08万吨，环比减少16.37%，同比减少11.32%。
1-10月累计进口116.41万吨。10月EVA出口1.94万吨，环比减少9.78%，同比增长93.10%。1-10月EVA累计出口16.95万吨。10月EVA市场主要靠发泡、线缆端支撑。10月EVA进口量缩减，尤其从台湾、泰国、沙特进口量大减，主要受到国内EVA光伏料市场极其疲软影响，10月国内光伏胶膜厂大批量减少甚至暂停EVA的采购，全月EVA价格波动较为剧烈，而进口部分因价格迟迟未谈拢，全月EVA光伏料到港量极少。
而11月EVA进口预计环比走高。本月EVA光伏料市场依然疲软，胶膜厂拿货依然较少，POE光伏料本月需求少，成交亦极少。本月EVA光伏料产量预计6.5万吨，环比下滑，但依然处于累库期。
胶膜近期以交货为主，新成交少，价格维持稳定，当前胶膜零单亦较少。开工率预计下行。光伏胶膜行业三季度以来像是迎来了发展的曙光，出现量价同升的情况，各光伏胶膜企业的盈利能力也有所改善和恢复。但是，就在光伏胶膜行业三季度出现出货小高潮后，受到光伏胶膜价格下滑、组件仍存在高库存的情况下，四季度光伏胶膜企业的业绩或将再度遇冷，出现颓势。
2023年受到整个光伏行业产能过剩的影响，组件环节高库存状态持续维持。三季度作为此前的光伏传统旺季，市场表现也不是很良好。
根据光伏胶膜的最新价格来看，EVA胶膜（透明）的均价已经跌至7.68元/平方米；EVA胶膜（白色）的均价已经跌至8.48元/平方米；POE胶膜跌至14.72元/平方米；EPE胶膜的均价也跌至9.9元/平方米。其中，POE胶膜价格与11月初相比，已经下跌2%-4%。
光伏胶膜行业的困境，并不是在四季度才开始显现出来的。早在今年的二季度，光伏胶膜行业的发展就出现了明显的阻碍。今年硅料价格下跌已经贯穿光伏产业，在硅料价格下行的情况下，组件端处于观望状态，采购光伏胶膜的意向不断下降。
因此，在2023年二季度，胶膜的价格一路走低，数据显示，4月初，EVA胶膜价格11元/平方米；7月初，EVA胶膜价格下跌到8.5元/平方米，跌幅达到23%。
进入三季度，光伏胶膜行业迎来了出货的小高峰。伴随着7/8月硅料价格探底，组件厂商三季度的排场有所上升，观望情绪下降。随着组件环节开工投产的比例不断提高，三季度光伏胶膜企业的业出货量开始上升。同时，三季度开始，由于EVA粒子价格的上涨，EVA胶膜的价格也随着水涨船高。在双重利好因素叠加的情况之下，光伏胶膜企业三季度的业绩有所回春。
EVA粒子价格从16200元/吨，下跌到14780元/吨，下降了8%。EVA粒子的价格不断下跌，另一端，组件的价格也在一路走跌，甚至在1元/瓦的范围内游走。在这样的情况下，组件企业自然希望光伏胶膜价格跟着下跌，而在EVA粒子降价的情况下，胶膜价格也开始不断走低。到十月底，EVA粒子的价格已经下降至12555元/吨。
由于EVA粒子的库存周期为1个月左右，因此，11月降价后的光伏胶膜是搭配10月的EVA粒子的价格。这也就意味着，11月起光伏胶膜的盈利压力上升。而POE方面也在不断的调价，想要通过POE胶膜的盈利去补贴EVA胶膜的亏损，还是比较困难的状态。
出货方面，由于四季度组件企业还是存在高库存的一个状态，甚至到明年春节前都主要以去库存为主要目标。所以，组件端各家厂商四季度采购胶膜的意愿会有所减弱。那么，光伏胶膜企业四季度想要实现出货量的大幅上升也是不太可能出现的事情。
在P型技术更迭至N型技术的当下，对光伏胶膜的需求也开始走向多元化。因此，光伏胶膜市场也出现了多种封装方案并存的情况。不同的组件企业在选择胶膜的方案上也会有所不同，包括双POE胶膜、双EPE胶膜、EPE+EVA、POE+EVA方案等。
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，
8、光伏电池技术路线对比
PERC的市场周期从2015年开始到现在，之后应该还有1-2年；TOPCon也类似，生命周期有5到8年。从技术上讲，以后会进一步提升效率，已经有HJT、BC、叠层电池等向TOPCon发起挑战，但TOPCon的演变周期应该会稍微慢一点，至少五年以上，甚至到八年左右的时间。
PERC的极限效率是24.5%，现在产业化已经做到23.5%。TOPCon有两种极限效率：一种是双面钝化，极限效率是28.7%；更主要的还是背面钝化，极限效率是27.1%。未来如果考虑到实际可行的电池结构，TOPCon的极限效率应该在27.5%-28.0%左右。虽然TOPCon的实验室效率记录有多家机构超过了26%。但是，这当中还存在很多争论。所有26%以上的TOPCon测试记录都是在国内做的测试，都没有得到国际公认，因此要慎重看待这个问题。相比之下，我们更应该关注TOPCon的量产效率。有的企业宣称量产效率超过了25.8%，甚至达到26%，这值得商榷。从入库效率看，也就是封装成组件以后的效率，行业基本水平在24.5%以下。TOPCon未来可以达到量产平均效率26%以上，但不是现在。可能还需要2-3年，甚至更长时间。
TOPCon的工艺步骤比较长，从良率方面看，TOPCon的量产水平和PERC还有很大差距，要想达到PERC的水平可能还要很长时间。更高效率的TOPCon产品量产并没有人们想象的那么容易，要达到比较好的量产水平还需要1-2年的时间。现在，生产TOPCon电池组件的企业有几十家，其中有个别几家做得比较好，经济效益比较好，但是绝大多数企业都属于“爬坡”过程中。整个行业需要一定的时间，才能做到像PERC一样的量产水平。
HJT的局限在于“性价比”
HJT的极限效率在28.5%左右。HJT实现了正面和背面的钝化，效率总体上比TOPCon要高一些，大概高0.5%-1%左右。如果TOPCon的量产极限效率是26.5%，那么异质结的量产极限效率应该能到27.5%。HJT的效率高是有目共睹的，但其发展不如TOPCon迅猛，主要因素还是HJT相对较贵，包括如下几个方面：一是设备投资。TOPCon的设备投资大概1.5亿元/GW，HJT的设备投资需要3亿-3.5亿元/GW。这毕竟是重资产投资，阻碍了行业快速发展。
二是包括银浆、靶材等的非硅成本。HJT的非硅成本与TOPCon相比，差距在0.1元/W以上。目前行业中HJT龙头企业，也在快速推进HJT的降本。首先是非硅成本的降低。值得一提的是0BB技术，0BB在HJT上使用的迫切性非常强烈。相对于TOPCon，HJT使用0BB的降本优势更大。此外，TCO靶材也在推进降本，一半用含铟的，一半用不含铟的，降低铟的使用量。另外，银包铜技术也值得关注，目前主流的是用50%的铜替代50%的银。还有更激进的方法，用70%的铜替代30%的银，但这种做法风险比较大。其次是在硅片上的降本。因为HJT是低温工艺，对硅片氧含量的要求比较低，在TOPCon拉棒过程中无法使用的硅片却能用在HJT上，从而实现了硅片的降本。另外，在未来的碳足迹管理中，HJT具有优势。由于HJT是低温工艺，再结合颗粒硅等碳足迹排放比较低的材料，具有一定的碳足迹优势。曾有业内人士估算，欧洲2026年碳关税强制执行以后，HJT在这方面可以保有0.03-0.04元/W的优势。总体而言，HJT与TOPCon之间0.1元/W的成本差距，经过近两年全行业的努力，正在逐渐缩小。但是，离完全持平，还有一定差距。
HJT的BC电池。BC正面全部没有栅线的遮挡，效率与对应的电池结构相比有所提升，一般可以提高0.5%-1.0%左右。在单结晶硅+BC的电池结构中，极限效率最高的应该是HBC，也就是HJT+BC。HJT效率如果能达到27.5%，HBC电池应该能达到28%-28.5%；而TOPCon+BC电池，效率也能提高0.5%-1%，如果TOPCon能达到26.5%，TOPCon+BC就能够到27.5%。所以，BC电池的优势还是很明显的。效率比对应的（正背面接触）电池结构要高，另一方面，组件美观，适合分布式的应用场景。
BC电池很难满足集中式场景的需求。大型电站等集中式场景更希望有较高的双面率，TOPCon的双面率在80%左右，PERC的双面率是65%左右，HJT双面率在85%-90%。但是，BC电池所有栅线都在背面，双面率比较低。比较好的BC电池双面率也可以达到65%左右，接近于PERC的双面率。
预测未来2-3年，占市场多数的肯定还是TOPCon。未来预计TOPCon的市场占比可能在50%-60%，BC的市场占比可能是20%-30%，HJT市场占比可能是10%-20%。
钙钛矿本身是一种薄膜电池技术，薄膜电池比晶硅电池更先进，但是先进并不一定能得到规模化应用。薄膜电池的问题很多，
为五个方面：
第一，组件效率和极限效率之间差距巨大（这个差距来自于几方面，比如，对光的吸收不够充分。晶硅电池是绒面结构，绒面结构只会浪费不到10%的光。但所有的薄膜电池都是平面结构，平面结构会把30%的光都反射掉，短路电流密度损失大）。虽然钙钛矿理论极限效率可以到33%，但是量产平均效率很难达到20%以上。现在看不到薄膜电池组件效率达到20%以上的可能，未来也不一定能看得到。
第二，材料结构的局限。薄膜电池都呈多晶状态，无法做到单晶，再加上钝化不够完美，开路电压损失大。
第三，技术难度大。薄膜电池组件的面积要达到2平方米以上，很难做到高效率。薄膜电池的面积增加，又要很均匀，达到技术要求是很难的。
第四，成本方面。薄膜电池的设备投资大，比如钙钛矿设备投资要10亿/GW，同样的投资可以做6GW的TOPCon了。
第五，产业链配套。晶硅电池为什么能达到这么好的性价比？最大的原因就是全产业链的配套。一项技术，如果只由一家来做是很难做好的，也没有性价比，薄膜电池就面临这样的问题。我认为如果短时间内不能解决上述问题，钙钛矿的竞争力是很弱的。
HJT与钙钛矿的叠层电池更容易一些。因为HJT本身是低温工序，步骤比较少，HJT与钙钛矿的叠层电池应该是未来的主流。
如果不解决稳定性的问题，钙钛矿的制造就面临很大困难。现在有很多企业花10亿元投资一条产线，但却没有相应的解决方案，使得投资风险加大。
钙钛矿作为中试线不应该超过2MW。而现在很多企业的中试线超过100MW，这应该叫做“大试线”。在工艺、技术路线不太明确的情况下，上100MW以上的中试线有很大风险。
多家公司都建好了100MW的产线，但他们一共生产了多少产品？按照晶硅电池的产能利用率来算至少是90MW，但估计这些企业连9MW的钙钛矿都没有造出来。投了那么多资金，建100MW的中试线，一年时间连10%的产能利用率都没有达到，这也说明技术还不成熟，企业盲目乐观了。
9、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，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%。
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。
10、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。
11、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。
12、光伏技术：激光辅助烧结，开启提效新阶段
激光辅助烧结技术（LECO）助力电池效率明显提升。LECO由高强度激光照射电池片激发电荷载流子，同时施加10V以上的偏转电压，由此产生数安培的局部电流，对应处发生烧结引发银浆与硅的互相扩散，显著降低金属与半导体之间的接触电阻，以此提高填充因子。该技术有助于TOPCon电池效率提升，同时降低背面超薄Poly化难度，对TOPCon持续强化竞争力有重要意义。
激光辅助烧结加速降本增效，电池、终端共同受益。目前LECO在实验室中最高可提升TOPCon电池转换效率0.6%，在量产中已可实现约0.3%效率提升，未来效率增幅有望进一步扩大。
估算目前TOPCon产线升级LECO仅需增加设备投资约500万元/GW，占产线总投资仅3%左右；同时，LECO有望降低光伏电站BOS成本约1.5-2.5分/W，助力IRR提升0.05%-0.1%。不论是电池厂商还是终端电站，都将乐于推进LECO技术快速推广，LECO技术产业化迎来加速。
【LECO产业链协同，多环节有望持续受益】
电池端：预计2024年LECO技术有望成为头部TOPCon厂商的标配，TOPCon电池技术转换效率或将突破26%大关，进一步强化TOPCon技术持续竞争优势。
辅材端：LECO工艺下TOPCon需从银铝浆升级为专用银浆，
估算将带来约2%的银耗提升，以及200-300元/kg的加工费增加，有望推动银浆环节价值量加速增长。
此外，LECO技术或将进一步推动POE和无酸EVA/EPE胶膜的应用和推广。
设备端：头部厂商订单规模已突破百GW，助力技术快速升级并拓展自身业务新增量。
13、2023年全球异质结落地产能约50GW，占n型电池产能的10.8%，预计2024年全行业将有超80GW异质结项目扩产。尽管从量产规模来看，异质结落后于TOPCon。但从行业竞争来看，TOPCon内卷更为激烈，且随着今年年底及明年产能加速落地，内卷或将进一步加剧，价格走跌是大概率事件。从近期的央企集采中标情况来看，n型组件中标价格愈发逼近成本线，如国投平定100MW光伏组件设备集采项目，575Wp及以上的n型TOPCon双面双玻最低中标价格达到1.01元/瓦。反观异质结产品，当前行业内整体可供产能相对较小，相应地企业间的内卷也不如TOPCon激烈。
2027年或将是光伏产业未来发展的关键一年，钙钛矿叠层有望开始规模化应用。2024年打平TOPCon突破成本瓶颈，是异质结规模化发展的核心。
当前异质结与PERC的非硅成本差距已不足0.1元/W,与TOPCon的非硅成本差异将近5分/W。企业共识是，预计2024年异质结成本将得到大幅优化，综合性价比可与TOPCon打平。
目前异质结降本的路径已较为清晰，其中金属化降本是核心。
金属化降本主要是通过栅线图形的优化和银包铜及OBB工艺、铜电镀的方式来大幅度降低银浆的用量。
其中栅线图形方面，主要通过栅线根数与栅线开口的同步优化，在效率持平的状态下，能够降低15%-20%的银浆的使用。银包铜浆料，正面及背面银耗量含量处于50%和40%水准，现阶段银包铜浆有望进一步下降30%含量。
减栅方面，与常规SMBB相比，0BB能够节省约30%银浆，为30%银含量的银包铜浆料应用铺平道路。纯银浆+0BB可以降本8分/W以上，银包铜+0BB可以降本4-5分/W。此外，0BB采用超细超柔焊带，可以节省焊带10%以上，焊带变细之后，胶膜就会变薄，最终可以节省胶膜30%。
薄片化方面，目前异质结主流的硅片薄度为120um，110um硅片整体处于中试及准备量产阶段。而据了解，华晟正在研发90微米超薄硅片导入异质结产线，将进一步降低成本。此外，导入无铟靶材，利用氧化锌和氧化锡材料取代铟材料，可进一步优化成本。
从目前进展来看，爱康已实现110μm单面微晶HJT电池片量产，预计明年上半年可实现双面微晶量产，其无主栅技术正在小批量试生产中，另外光转膜HJT组件已实现量产。据华晟介绍，其宣城四期电池量产平均效率25.8%，冠军效率26.2%。2023年年底，随着0BB技术的量产，异质结的硅片-电池-组件三个环节与TOPCon成本打平。最新消息显示，华晟210R 组件新品即将发布，在“降本增效”方面又有新进展。综合来看，成本问题是异质结实现大规模商业化的关键，且业内认为到2024年异质结全产业链设备投资将与 TOPCon 持平。
14、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。
15、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。
16、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。
17、10 月风电并网3.83GW，同比增加101.58%，环比降低16%。国家能源局公众号发布1-10 月份全国电力工业统计数据。截至10 月底，全国累计发电装机容量约28.1 亿千瓦，同比增长12.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.4 亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0 亿千瓦，同比增长15.6%。1-10 月，风电并网37.31GW，同比增加76.49%；光伏1-10 月并网142.56GW，同比增加144.78%。
单10 月，风电并网3.83GW，同比增加101.58%，环比降低16%；光伏并网13.62GW，同比增加141.49%，环比降低13.69%。
“根据预测，2024、2025年国内海上风电新增并网有望逐步上升，达到千万千瓦等级。”日前，在2023中欧海上新能源发展合作论坛上水规总院预测。“2021年海上风电建设高峰期至今，全国海上风电逐年新增并网容量有所回降，2022年新增并网505万千瓦，2023年预计新增并网与2022年相当。”
随着用海、安全等一系列问题逐步妥善解决，海上风电市场有望稳中有升。据透露，广西、山东、海南、福建、上海、广东6省(区、市)已完成规划复函，江苏、河北、浙江、辽宁正在推进规划复函，广东、江苏、山东、浙江、福建、广西等区域一批海上风电项目逐步明确投资主体，陆续开展开发建设。
风电板块行情主要受行业装机及盈利预期催化。2022年下半年以来，海风受用海政策及航道审批等因素制约装机量不及此前预期。从近两月项目进展情况看，海风项目前期审批制约因素正在有序解决，关键项目如青洲五七、帆石一二及江苏2.65GW项目均已陆续开始核准、用海审批及招标等流程，同时广东23GW竞配项目在陆续推进。在外部制约因素逐步解除情况下，海风装机预期有望提振，基于海风本身经济性提升、易于消纳且仍有省补等优势，在外部制约因素逐步解除情况下，判断明年国内海上风电新增装机量（吊装口径）有望实现13.5GW，较今年实现翻倍增长。
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。11月2日，中国商务部召开例行新闻发布会，有记者提问，欧盟委员会宣布了加强其风电产业竞争力的计划，包括审查中国对其风电产业的补贴。欧方是否就此问题与中方进行了磋商？中方计划如何应对？对此，国家商务部发言人束珏婷表示，中方一贯主张合理审慎使用贸易救济措施，坚决反对滥用贸易救济措施的保护主义行径。尽管面临障碍，欧洲的海上风电行业仍坚持不懈，展示了其韧性和长期前景。法国在这一领域相对较新，通过其首个海上风电设施圣布里厄和费康的投产，已经崭露头角。此外，全球最大的浮动式海上风电场——Equinor位于挪威海岸的88兆瓦（MW）Hywind Tampen风电场于今年开始运营，标志着该行业实现了值得注意的技术飞跃。现在的问题是，海上风电能否重回增长轨道。这将需要对项目开发和许可流程进行重大改变，并持续投资于研发，以在保持效率的同时保持成本可承受。然而，鉴于该行业在促进脱碳和经济增长方面具有巨大潜力，因此有很强的动力去克服这些挑战。
18、储能进入难熬的下行周期已经成为共识。11月29日电池级碳酸锂指数132352元/吨，环比上一工作日下滑1938元/吨；电池级碳酸锂12.65-13.20万元/吨，均价13.20万元/吨，环比上一工作日下滑0.15万元/吨；工业级碳酸锂11.65-12.75万元/吨，均价12.20万元/吨，环比上一工作日下滑0.15万元/吨。
当日，某盐湖大厂放货消息终于尘埃落定，计划将放货8000吨碳酸锂，价格方面以11月28日-12月25日的工业级碳酸锂网价均价进行结算，并按采购量给予一定的折扣。
市场方面，基于当前市场供大于求的供需格局，及部分厂商的放货，市场对后续市场流通量存明显增量预期，市场看跌情绪依旧浓重，价格承压下行。
截至2023年9月，磷酸铁锂电池储能在新型储能装机占比高达97.2%。飞轮、压缩空气和液流电池储能是除磷酸铁锂电池外，技术发展较快，备受关注的新型储能类型。
2023年以来，磷酸铁锂锂离子电池储能为主的新型储能也呈现了一些不同的特点。
首先，随着储能电池等设备价格快速下跌，磷酸铁锂电池储能系统和EPC价格持续快速下跌。
截至2023年10月，以主流的280Ah大容量电芯为例，厂家报价在0.47-0.6元/Wh左右，相比年初电芯价格0.73-0.85元/Wh，下跌幅度超过30%。截至2023年10月，1h、2h、4h时长储能系统设备均价为1.12元/Wh、0.9元/Wh和0.85元/Wh，相比年初价格下降幅度超过30%。
其次，今年以来，新型储能技术呈现出迭代速度快的特点，特别是解决行业主要面临的成本、寿命、安全等难点痛点问题，以及实现与电力系统的友好互动。
以磷酸铁锂电池储能为例，行业陆续推出300Ah+大容量电芯、耐高温电池、 5MWh+集成设备、云边协同BMS、PACK级气体联动BMS、浸没式液冷技术，大容量级联型储能、构网型储能等新技术。
锂离子电池因其能量密度高、自放电低、寿命周期长等优点，已成为电动汽车最重要的电源。电动汽车使用的电池主是圆柱电池和方壳电池。动力电池系统通常采用电池-模块-电池包结构设计和制造，其中电池通常通过母排(busbar)连接。电池系统通常工作在恶劣的驾驶环境中，如振动、高温和可能的碰撞等。如何安全有效的焊接电池模块中的成百上千的焊接点，关系到整个电池系统的可靠性和安全性。
激光焊接被认为是最有前途的连接方法，因为它具有热量集中，焊接速度快，热效应小，焊接变形小，易于实现高效的自动化和集成化等优点，因此在动力电池制造中得到越来越广泛的应用。
总结激光焊接是一种能量密度高、无接触、热输入控制精确的焊接方法，可为电动汽车电池系统中异种材料之间的焊接提供可靠的可焊性。磷酸铁12月收官谈单价格降温至冰点。12月磷酸铁采购价格跌幅较大。目前磷酸铁企业和下游磷酸铁锂企业谈判12月供货价格，博弈激烈，价格不断下探。
19、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
乘联会最新数据显示，11月1日至26日期间，乘用车市场零售量为138.9万辆，同比增长17%，环比下降12%。年初至今（26日），累计零售量为1865.6万辆，同比增长4%。新能源车方面，同一时期内，新能源车零售量为56.3万辆，同比增长33%，环比下降7%。今年迄今，新能源车累计零售量为651.7万辆，同比增34%。
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
本周多晶硅价格大稳小动，本周继续延续上周末正料发货偏紧张的态势，市场偏向卖方，供应偏紧对价格形成有力支撑。目前市场虽有一定库存但多为差料库存——下周价格预计仍以稳为主，差料价格可能继续走跌。
本周国内市场下月硅料订单陆续成交增多，但上下游对硅料价格的博弈仍在持续。当前下游各环节价格的下跌进一步对硅料环节形成压力，硅料价格进一步下跌，本周相比上周价格硅料下跌2元/公斤左右，N型用料成交价格逐步接近65元/公斤左右，本周N型用料市场价格来至65-68元/公斤区间；P型用料价格来至60元/公斤左右，而单晶P型菜花料已跌破60元/公斤来至58元/公斤左右。
12月即将来临，下游硅片企业的高排产使得对硅料的采购需求有一定刚需支撑，尤其是下游N型需求、排产提升的情况下使得下游对N型硅料的采购更显积极，但市场整体硅料供给在新产能释放的加持下12月硅料市场整体供给预计达到年内最高，市场硅料整体价格趋势恐仍将博弈中继续承压向下。
1.1.2硅片价格分析
硅片价格亦大稳小动，前期硅片库存处于相对低位，多家头部企业库存低位时期不足一亿片，对价格形成有力支撑。但后期随着电池片的亏损加大对上游前期采购的完成，硅片库存再次出现累积趋势，由于整体可控，价格并未发生较大变化。
11月开始国内市场上硅片产出进一步增加，且国内愈多硅片企业将产线进行P/N切换，N型硅片需求占比进一步提升。本周P型M10硅片在下游对应尺寸减产比例增加的情况下需求出货继续承压，当前主流价格在2.2-2.3元/片区间，市场低位价格出现2.1元/片左右。其他矩形硅片以及单晶G12硅片相对市场出货情况较好，市场主流价格维稳在3.3-3.35元/片区间。N型硅片方面，国内愈多硅片企业将产线进行P/N切换，但主流切换多切换为M10尺寸，因此市场正N型硅片供给充足的情况下主流价格来至2.35-2.4元/片。在近期终端大尺寸项目以及N型偏好的带动下，下游对N型210硅片需求近期也是逐步增加，市场上开始有硅片企业也在对N型210尺寸进行产线改造升级，当前供给略显紧张，当前市场价格在3.35-3.45元/片区间。
1.1.3电池片价格分析
12月电池外采需求下降明显，当前电池大厂的库存压力巨大，而电池近期代工市场价格战激烈，电池厂亏损接单，中小厂无论在直销市场还是在代工市场都不具备优势，12月被迫减产。
本周电池片现货交易疲软，但代工市场活跃，当前P型代工费低至0.95-1元/片，电池厂亏损抢单，而对于12月电池需求继续下跌，电池厂开工率走跌。
本周国内电池价格进一步分化，价差拉大。年终地面电站项目建设带动下，P型大尺寸、N型电池近期受到终端青睐；而单晶M10电池需求出货情况仍较为一般。本周单晶P型M10电池价格进一步走弱，本周主流价格在0.42-0.44元/W区间，市场低位价格来至0.4元/W左右，当前单晶M10价格基本已跌破成本线，因此市场上PERC电池老产线停产情况增多。单晶G12电池方面，本周前半周受终端G12电池片集中需求提货影响，单晶G12价格高位坚挺在0.58元/W左右；但随着单晶G12电池阶段性交货近尾声，11月末单晶G12电池价格开始跳水，市场价格来至0.5元/W左右。N型方面，终端市场对N型需求的比例提升明显，但价格随着市场供给提升而微降，本周M10 Topcon电池价格在0.48-0.5元/W区间，低位价格更显混乱；此外终端市场对大尺寸的青睐也延伸至N型电池端，近期下游对N型210尺寸电池需求提升，当前虽陆续开始有电池厂商开始升级改造210N型产线，但整体供给有限的情况下，G12 Topcon电池价格相比M10尺寸溢价在0.08元/W左右，本周价格在0.58元/W左右；HJT电池多为210半片尺寸，且自用为主。
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%。
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。
1.1.4组件价格分析
本周组件价格继续小幅走跌，主要体现在182mm尺寸的走跌。前期210受多个大尺寸项目集中上马影响，价格相对坚挺，目前组件库存压力仍相对较高，市场竞争激烈，价格难有起色。
临近年末，国内外市场上组件价格混乱中继续走弱，当前市场上主流182功率组件除了部分企业的部分订单报价在1元/W以上外，市场主流价格基本来至0.94-0.99元/W区间，市场各类抛货组件价格更为混乱。
而210尺寸组件前期受年末集中电站项目的出货拉动，价格略显坚挺，主流厂商出货价格在1.02-1.04元/W区间，但随着年末最后项目带动的大尺寸组件出货开始近尾声，同时本周上游相应电池价格开始跳水的情况下大尺寸组件价格预计也将出现走弱。
N型组件方面，价格随着P型价格的走弱而下调，Topcon组件价差拉大，结合海外市场价格，当前N型Topcon组件价格0.98-1.12元/W区间。排产方面，本年度最后一个月预计大中小线组件企业依然处于两极分化中，部分头部组件企业继续维持高水平开工。
气候能源金融（Climate Energy Finance）主管Tim Buckley向《PV-magazine》讲述了目前太阳能组件价格急剧波动的情况。他估计，今年光伏电池板的价格将下降40%，并预测中国及全球范围内技术陈旧、规模较小的太阳能制造厂将面临关闭。
澳大利亚智库气候能源金融（CEF）主管Tim Buckley称，到2024年底或2025年太阳能组件价格可能接近0.10美元/瓦的临界点。
“三年前马丁·格林（Martin Green）博士预测光伏电力价格将在2030年达到0.10美元/瓦，但这一时间节点将大为提前。”他补充说，他估计到本十年末每年新增光伏容量可能达到600GW至1TW，在此基础上才得出了这样的结论。“我非常看好未来几年内的全球太阳能装机容量增长趋势。俄乌冲突提醒我们有必要确保供应链和能源安全，特别是依赖进口能源的国家。”
Buckley还指出，中国主席习近平与美国总统乔•拜登或将签订新的气候协定，正式呼吁到2030年将全球可再生能源产能增加两倍。
Buckley及其同事指出，他们估计太阳能发电成本将在本十年的剩余时间内每年下降10%，到2030年将减半。
11月27日，在彭博新能源财经上海峰会上，阿特斯董事长瞿晓铧表示。“今年光伏行业的发展，从新增装机量看，与预期相符，但从产业健康发展的角度看，不达预期。下半年以来，光伏产业链变化非常迅速，这对于所有光伏企业提出巨大挑战。”
“从现在开始，光伏将要进入‘史上最强内卷进行时’，明年不要期待光伏有特别高的单瓦盈利能力。”瞿晓铧称。相比之下，明年阿特斯储能业务的盈利性更可期。
这也是业内对明年光伏市场的一致预期。天合光能董事长兼CEO高纪凡在同一场合“预警”，由于今年光伏产能和需求快速扩张，产业链有向前冲的惯性，“但这种惯性在明年会发生撞车，引发一轮洗牌或调整。”
天合光能董事长高纪凡认为，组件价格下降，对行业有益，因为能够推动市场扩大，但组件价格下降太快则是有害的。在此情况下，产业链没有利润，不可能持续。今年行业仍有产能快速扩张“向前冲”的惯性，之后则可能发生新一轮调整或洗牌，如果产业链一直不赚钱，不可能持续发展。他表示，当前光伏行业发展有一定的悲观情绪，这不仅靠市场化的优胜劣汰，还需要发挥政府部门的调整能力。
在四季度多个央国企招投标中，组件价格已经全面降到单瓦1元。供应链价格急涨急跌中，成本的比拼已经近乎极限。
天合光能董事长高纪凡认为，组件价格的下降有利于终端需求，但在不到一年的时间从单瓦2块钱降到1块钱，甚至现在有些招标低于1块钱，导致现在整个产业链都没有利润，这种情况不可能持续，未来的组件价格一定会回弹。
在他看来，光伏行业市场化的优胜劣汰在明年会更加明显。据其透露，天合光能今年实现65GW以上的出货目标没问题。但是，行业需求从原来的400GW提高到500GW过程中，有很多的新企业加入，让行业集中度出现下降。
高纪凡预测，随着头部企业新的电池或者硅片产能提升，这些企业的增长速度将高于市场平均增速，龙头市场份额会重新提升，那么必然对其他企业产能挤压，这是未来行业要做好的准备。
“去年或上半年，这个行业里大家都很开心。但现在进入了悲观情绪，说这个产业未来怎么赚钱，很多企业有生存危机。”高纪凡说道。他补充称，明年龙头企业产能提升速度高于市场平均增长速度，前五家、前六家（组件龙头）势必会对其他企业形成挤压。“明年龙头们的市场份额会起来，其他企业会被挤出市场。这是一个方向，大家做好准备。”
在此之外，光伏产业发展的另一项瓶颈则在于消纳问题。基于此，储能的需求尤其被看好。高纪凡认为，现在储能的量和光伏相比配置仍然不够，在今年基础上，明年的储能有望实现翻倍增长。他表示，在国外一些地区，1兆瓦的光伏要装4兆瓦的储能，把大量光伏发电都调节到晚上使用，特别用于晚上6-10点之间峰值电价的时期，可以形成更好协同。
对此，他建议国内也要尽快推动光伏+储能匹配，无论是在发电侧匹配还是用户侧匹配，通过将高比例储能引入整个电网体系，以加快形成可再生能源为主体的新系统。
正泰新能源董事长陆川也认为，今年全球光伏新增装机相比年初超预期发展，特别是中国市场。但有些企业的具体出货情况，略低于年初计划。主要原因包括：
一是季节性波动，特别是今年前两个季度，欧洲市场累积了一定库存，使得全球渠道客户出货时出现大幅减值，拖缓后续出货量；
二是当前行业产能增速超过市场增速，稀释了部分企业的出货，但行业整体表现符合预期。
今年三季度业绩说明会上，
隆基绿能下调了其全年销售目标，预计组件出货量为其年初计划的85%；但晶科能源强调其全年出货确定性强，有信心完成70-75GW的目标。
“明年的行业增速会有一定的压力，不及今年，可能在20%-30%左右。”晶科能源董事长李仙徳称。但他对企业利润表现没有这么悲观，“组件价格即使下降至1元/W，对于一体化企业，以及有技术成本优势的企业，仍有不错的盈利机会。”“因为今年的出货量远远超过原来的预期，所以会对明年的增长带来压力。”
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。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年11月30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30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1-10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。
11月陆上风机价格趋稳。2023年陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从6月的1460元/kW，到11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3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 HJT电池投资机会研究分析
银价大幅上涨，构成对HJT电池技术的重大正面环境
最近4年以来，HJT电池技术依次实现了以下重大产业化突破：
a）2020年HJT技术实现量产设备国产化，
b）2021年HJT技术实现GW级电池出货，
c）2022年HJT技术实现120μm厚度硅片量产导入，从而HJT电池的硅成本开始低于PERC电池，
d）2023年HJT技术实现正背面50%以下银含量银包铜的量产导入及开口线宽的大幅收窄，从而HJT电池的每W银耗量已经低于TOPCon技术，并有望在年底低于PERC技术。
当前时点上，HJT电池的每W银耗量已经显著低于TOPCon电池约2.1mg/W；2024年初，伴随着0BB技术的量产导入、主栅银合金浆料的量产导入，预计HJT电池的每W银耗量将达到6.3mg/W，进一步战胜PERC电池。
HJT电池的银耗量下降在2024年仍有极大空间。经计算不难发现，2024年底HJT电池的平均银耗量有望降低至3.0mg/W以下。原因是：
第一，无论采用焊接点胶方案的0BB，还是胶粘方案或IFC方案的0BB，2024年底的HJT技术优秀企业均有较大概率实现10mg/W以下的每W浆耗量。浆料耗量的降低主要来自于：a）主栅的去除，b）银包铜粉粒径的大幅降低，从而细栅开口线宽从当前20μm大幅降低至16μm以下。
第二，银包铜浆料的银含量大幅下降。2024年底正背面平均水平向下突破30%的概率很大。
而对比PERC和TOPCon电池，则其银耗量在2024年大幅降低的空间较小，主要原因是：a）PERC和TOPCon电池的银含量下降空间非常有限，b）PERC电池的开口线宽下降空间仅10%左右，而TOPCon电池的开口线宽从15μm下降至12μm仅有20%左右的空间，c）TOPCon的主栅浆料湿重占比不足6%，0BB技术导入几乎不能省银。经计算，2024年底PERC电池的银耗量有望降至7.1mg/W，同期TOPCon电池的银耗量有望降低至8.1mg/W。
由此可见，伴随着银包铜浆料低银含化、国产银包铜粉小粒径化，HJT电池在2024年相比PERC、TOPCon电池在银耗量方面的优势将会扩大至4-5mg/W以上。
若银浆从5000元/kg的基准水平（过去2年的平均价格水平）提高至8000元/kg、11000元/kg（2011年4月的历史高位），HJT电池相比PERC电池的银成本优势将从0.018元/W提高至0.029元/W、0.040元/W，HJT电池相比TOPCon电池的银成本优势将从0.023元/W提高至0.036元/W、0.050元/W。
除此以外，HJT电池随着规模从2023年的不足8GW出货提高到2024年的35-40GW出货，其每W加工费也将由接近2400元/kg降低至800-1000元/kg，由此可带来浆料降本约0.012-0.014元/W。
综上所述，HJT技术的银耗量已经获得相比TOPCon技术的优势，并即将在2024年初获得相比PERC技术的优势；2024年HJT技术在“浆料银含量下降、浆料开口线宽降低”这两个方面的降本空间都显著超越PERC、TOPCon电池，每W银耗量的相对优势有望达到4-5mg/W。故而，银价上涨幅度越大，越有利于HJT技术的成本优势扩大；若银价涨到历史高位，HJT电池相比PERC、TOPCon电池的银成本一项，就将出现0.04-0.05元/W的显著优势。
（3）银价上涨要改变HJT的银包铜子路线对电镀铜的竞争优势仍有极大难度
对于HJT技术而言，在金属化降本方面，有两条技术路线，一条路线是银包铜，另一条是电镀铜。
2022年底以来，银包铜浆料在HJT电池的背面、正面分别量产导入，且全面获得下游客户的认可。根据2023年9月的最新数据，HJT电池的浆料成本已经降至0.07元/W左右。以2023年9月的成本为基准，若银价维持过去2年的水平（5000元/kg左右）不变，2024年底HJT电池的浆料成本有望大幅降低0.04元/W以上至0.03元/W以下。而若银价大幅上涨至2011年4月的历史高位（11000元/kg），则银包铜路线下的HJT电池浆料成本总体仍然能控制在0.04元/W以内。
而在电镀铜路线上，目前存在以下问题：（1）仍未实现大规模量产，（2）银包铜浆料的技术进步（开口线宽降低、与TCO之间的接触电阻优化）将加速推进，从而缩小与电镀铜技术的效率差距（若假设2024年底银包铜浆料开口线宽降低至15μm，固化后线宽30μm，则相比15μm线宽的电镀铜只增加遮挡面积约0.7%（假设正面50根细栅），效率差距只有0.2个百分点），（3）即使可以突破量产，根据电镀铜相关厂商自己的测算，电镀铜技术的金属化成本也较难降低至0.07元/W以下。
故而，在2024年底电镀铜技术生产成本大幅高于银包铜技术（在银价5000元/kg、11000元/kg假设下生产成本分别高0.048元/W、0.032元/W）而相对提效只有0.2个百分点的前提下，电镀铜路线几乎不可能胜出银包铜。
0.1个百分点的效率提升与0.004元/W的降本基本等价，故而电镀铜0.2个百分点的效率优势可以抵补掉0.008元/W的成本劣势。只有当银价上涨至20000元/kg的情况下，30%银含量的银包铜HJT电池才会与电镀铜HJT电池的性价比打平。若银包铜未来继续技术进步至20%银含量，则银价要上涨至30000元/kg，才能使得电镀铜技术的性价比发挥出来。
综上所述，在电镀铜相比银包铜的效率优势在0.2%左右的假设下，只要银价涨幅不突破20000元/kg，HJT的银包铜子路线就是相对安全的。
HJT电池的销售溢价仍然保持在0.15-0.25元/W的区间内，在当前TOPCon电池相比PERC电池的销售溢价降到0.03元/W的背景下，HJT电池的销售溢价仍然保持在0.15-0.25元/W的区间内。主要原因是：
a）HJT组件的主力版型（2384mm×1303mm）功率为695-715W不等（下限为截止膜&单面微晶、上限转光膜&双面微晶），而PERC组件的主力版型为660-665W，HJT产品所高出的W数已经高达35-50W，从而已然显著拉开档位差距。而TOPCon产品的210组件不属于主流版型，出货较少。
b）HJT不仅电池效率（ISFH标准）、组件功率显著高于PERC、TOPCon，其因低衰减、高温升系数、高双面率及弱光效应而实现的高发电量（HJT相比PERC在全生命周期的发电量高出5-10%左右）也已经被国内外运营商客户所认同。
c）HJT电池作为一种颠覆式技术，PERC、TOPCon电池的传统龙头企业转身较为困难，而HJT电池的新玩家在2023年8月前又没有显著盈利，扩产速度不快，故而2023年HJT整体产出规模小于8GW。较小的供应量导致HJT组件所带来的极高运营商价值能被较为充分的体现在产品交易价格中。
HJT电池能勉强盈利的就一家华晟，HJT的效率优势并不能支持这么高的溢价，等HJT产能上来百分百要降价，2024年HJT电池组件产品的出货量将达到35-40GW左右；2025年、2026年将分别超过100GW、200GW；2027年，HJT电池组件产品的出货渗透率将超过50%，从而成为光伏第三代主流电池技术。从2023年出货量不足8GW，到2028年出货量接近800GW（预估值），HJT技术将以150%左右的年化增速爆发式增长。
在钙钛矿电池板块，近期在比亚迪、京东方等巨头先后宣布跨界的消息刺激下，钙钛矿板块人气迎来了逐步回暖。
在二级市场钙钛矿声势渐起之下，11月27日晚间，光伏设备金辰股份也宣布加入钙钛矿阵营。
钙钛矿进展迅速，叠层是未来。从钙钛矿技术的进展来看，过去一直受到大面积缺陷、衰减及效率问题，但近年来以上问题都取得了飞跃式的突破。
仅过去一个月内，我国学界及产业界在钙钛矿电池领域继续突破。武汉大学、中国科学院等科研团队在提升性能与稳定性等方面有了新进展，隆基绿能、晶科能源、明阳智能等厂商也在转换效率方面取得新突破。
在实际产能方面，国内目前已有三条百兆瓦级别的钙钛矿光伏组件产线建成（协鑫光电、纤纳光电、极电光能），众能光电、光晶能源等众多企业已开启100MW产线建设，多条GW级产线正在推进中，明年还有望迎来多个GW级产线投产。
钙钛矿电池产业化还需要克服一些困难，比如如何在高效率的条件下实现钙钛矿电池的大面积生产，如何使钙钛矿电池在长时间工作条件下保持性能不发生衰减等。
钙钛矿与晶硅电池结合形成的晶硅电池是最为看好的终极路线，例如，今年11月3日隆基宣布晶硅钙钛矿叠层电池效率打破世界纪录，达到了33.9%。隆基表示，晶硅-钙钛矿叠层电池的理论效率极限可达43%，被公认为突破单结晶硅电池效率极限的主流技术方案，晶硅-钙钛矿叠层电池技术的出现为开发下一代高效太阳电池技术开辟了全新的赛道。
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
2023年至今十大动力/储能电池巨头至少已签署41个重大合约，总规模合计超500GWh，这甚至超过了2022年国内动力电池与储能电池销量之和。具体到企业层面，宁德时代(300750.SZ)、蜂巢能源与瑞浦兰钧位居前三位，其中宁德时代与蜂巢能源订单规模均超100GWh。
2023年1-10月，中国动力和储能电池产销量分别为611.0GWh和557.6GWh。同期，中国动力和储能电池合计出口达115.7GWh，占前10个月销量的20.8%。其中，动力电池出口101.2GWh，占比87.5%，同比高增105.4%；储能电池出口14.5GWh，占比12.5%。
今年前10个月，国内动力和储能电池产销量差额达53.4GWh，同时，中国所销售的动力和储能电池中，有超过五分之一的产品实现出口，供应海外市场。这表明，国内动力和储能电池结构性产能过剩的情况显现，产品出口量在总销量中已占据较为可观的份额，且增速较高，增长势头强劲。电池企业方面，机构数据显示，以大致出口模型粗略统计，今年1-10月中国动力和储能电池出口TOP9企业包括：宁德时代、孚能科技、比亚迪、国轩高科、欣旺达、瑞浦兰钧、亿纬锂能、微宏动力和蜂巢能源。市场方面，伴随全球汽车、储能等产业变革，能源转型加快推进，动力和储能产业全球化融合发展是大势所趋。值得注意的是，目前海外锂电供应链尚不成熟，中国锂电企业“拥抱‘全球化’”，正值海外市场需求旺盛期。
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%。
2.5 碳酸锂行业
11月30日电池级碳酸锂指数130566元/吨，环比上一工作日下滑1786元/吨；电池级碳酸锂12.60-13.60万元/吨，均价13.10万元/吨，环比上一工作日下滑0.10万元/吨；工业级碳酸锂11.50-12.60万元/吨，均价12.05万元/吨，环比上一工作日下滑0.15万元/吨。当前受终端需求持续减弱、供应端国内某盐湖大厂放货、海外进口锂盐陆续到港等因素的影响，碳酸锂市场短期剩局面依旧维持，市场情绪依旧偏悲观，成交重心持续下行。值得注意的是，据市场消息显示，近期江西某锂盐企业或存在因持续亏损，将部分碳酸锂产品转让，并用以抵扣部分采购款项的情况。而这亦反应出近期锂盐的非理性下跌对部分高成本锂盐企业的影响。
电池企业降本增效
从2020年到2030年，电动汽车电池市场预计将以25%1的复合年增长率（CAGR）增长。首先是成本问题。
其次是原材料问题。锂离子电池超级工厂需要大量的锂、钴及其他材料。确保这些材料的稳定供应对工厂的成功至关重要。
第三是品质问题。产量快速增长意味着质量控制可能会受到影响。确保生产优质的电池是工厂成功的关键。
锂离子电池超级工厂需要制定严格标准，以确保生产的电池安全且可以正常工作。确保生产一致性实质上意味着拥有规格准确的可靠设备，包括生产设备、运营维护设备和工厂除尘设备。
10个月9家动力电池企业被淘汰
今年，动力电池主要原材料端的碳酸锂价格大幅变动，终端的新能源汽车销量增速也开始放缓，在复杂且产能过剩的大环境下，行业马太效应开始放大，淘汰潮已经来临。
根据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，今年前10个月，我国新能源汽车市场实现装车配套的动力电池企业有48家，而去年底该数值为57家，这意味着已经有9家动力电池企业在过去的10个月内被淘汰出局。
行业集中度进一步提升几乎已成共识，在残酷的竞争下，未来只有几家头部企业能够活下来，
行业产能利用率仅约40%
截至2022年年底，中国动力电池产能为1260GWh。截至2023年6月底，中国动力电池产能为1860GWh。2022年中国动力电池产能利用率为51.6%，2023年有可能降至41%。而一般产品产能利用率的合理范围在70%～80%，动力电池因为行业特性，综合产能利用率在50%～60%是比较理想的状况。即便如此，今年动力电池产能利用率也已远低于理想状况。
2022年，宁德时代的产能利用率为83.4%，今年上半年，宁德时代的产能254GWh，在建产能100GWh，产量154GWh，产能利用率跌至60.5%。
今年预计电池出货量会达到860GWh，到2025年约达到1.45TWh到1.48TWh，而产能投产量预计达2.2TWh，这意味着届时有近800GWh的产能闲置，几乎相当于今年全年的出货量。
根据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，今年前10个月，国内动力电池装车量排名前二的企业市占率超71%，前三的企业市占率超80%，去年底该数字为78%，前十的企业市占率更是高达97.5%，去年底该数字为95%。前三和前十的企业集中度均在进一步加大。
而今年前10个月，我国新能源汽车市场实现装车配套的动力电池企业仍有48家，这意味着另外38家企业只能分到不到2.5%的市场。
产业链端来看，电池负极、铜箔市场基本上已经被排名前6的企业霸占了。
未来动力电池一定会形成一个新的市场格局，即只有少数头部企业集中服务市场和客户。
动力电池的产能利用率会在明年第一季度进一步下滑，并达到阶段性低点，这是受淡季和春节放假的两个叠加因素影响，从明年下半年开始，产能利用率将有所回暖。
不过明年产能利用率的回升并不会让电池级碳酸锂价格得到拉升。
多位产业人士表示，碳酸锂价格明年不会再出现大起大落的情况，会逐渐趋稳。
2024年上半年，碳酸锂价格预计会在10万元/吨到15万元/吨之间，2024年下半年有可能跌入10万元/吨。
动力电池还处于技术驱动的阶段。在未来的两三年时间内，动力电池仍要发生深刻的技术迭代，如果企业踩错了技术方向，基本上就会被行业淘汰。
动力电池行业的发展会经历三个阶段，即技术驱动期、规模效应期、红海竞争期。当技术路线在迭代时，相关动力电池企业仍能凭借产品和技术获得一定溢价空间，但当技术路线已成定局，产品开始同质化，行业内企业将开始拼规模、拼成本；当产品全面同质化，行业进入红海竞争，陷入完全的价格战。
动力电池企业竞争日趋白热化之际，储能和出口成为了消化多余产能的重点方向。
从数据上看，1~10月，储能电池累计销量已经占到电池总销量的12.8%。电池出口数据则更为亮眼，我国动力和储能电池合计累计出口达115.7GWh，占前10月累计销量20.8%。其中，动力电池累计出口101.2GWh，占比87.5%，累计同比增长105.4%，增速远高于国内市场的37.1%。
“2024年、2025年，海外布局是头部企业必然要走的路，不管是去东南亚、欧洲还是美洲。”
混料（正负极活性料+导电剂+粘结剂+分散剂）——涂布-----辊压-------分切-----极耳焊接----卷绕（或则垫片）--贴胶纸---入电芯外壳--焊接--封口---化成等；基本整个行业电池生产工艺差不多，主要的差别就是设备的不同或则电池产品不同，如软包一般叠片，圆柱卷绕，方形卷绕和叠片共存；导致电芯在卷绕过程中不一样；最重要最核心的技术在混料和涂布，还有最终的化成；
锂电池的生产工艺比较复杂，主要生产工艺流程主要涵盖电极制作的搅拌涂布阶段（前段）、电芯合成的卷绕注液阶段（中段），以及化成封装的包装检测阶段（后段），价值量（采购金额）占比约为（35~40%）:（30~35）%:（30~35）%。据涂布在线了解，差异主要来自于设备供应商不同、进口/国产比例差异等，工艺流程基本一致，价值量占比有偏差但总体符合该比例。
锂电生产过程中的前端设备，如搅拌机、涂布机、辊压机、分条机等是电池制造的核心机器，关乎整条生产线的质量，因此前端设备的价值量（金额）占整条锂电自动化生产线的比例最高，约35%。
中段工艺主要是完成电池的成型，主要工艺流程包括制片、极片卷绕、模切、电芯卷绕成型和叠片成型等，是当前国内设备厂商竞争比较激烈的一个领域，占锂电池生产线价值量约30%。
在锂电封装焊接方面，联赢、大族、光大的主流激光技术集成应用厂家均有所涉及，能够满足需求、无需进口。
三、新能源行业重大事件
1、欧盟周五或将启动太阳能进口调查，欧洲400多家太阳能公司联合反对。欧洲400多家太阳能行业公司发起联合呼吁，敦促政策制定者不要启动可能导致欧盟对进口太阳能产品征收关税的贸易调查。
而发起这项联合呼吁的原因，则是本周五欧盟即将举行的一场会议。欧洲太阳能产业负责人、国家部长和欧盟内部市场专员Thierry Breton将评估重建欧洲制造的措施，欧洲业界认为，该项措施或将限制太阳能产品进口。
欧洲光伏行业协会SolarPower Europe首席执行官Walburga Hemetsberger表示：“在周五的行业圆桌会议之前，我们收到了令人担忧的消息，该项措施或将宣布进出口限制调查。”
参与此次联合呼吁的欧洲太阳能发电公司表示，签署方包括425家公司，18家制造商和28个国家协会和研究机构，各方一致认为，关税限制不应该包括进口光伏产品。
他们表示，欧盟的目标是到2030年太阳能装机容量达到600GW，约为2022年的三倍，需要大幅加快部署，而进行关税限制只会减缓这一目标。他们还表示，支持重组一些太阳能制造业，以实现欧盟到2025年产能达到30GW的目标。
此前，欧盟对2013年至2018年中国太阳能电池板、电池和晶圆的进口设定了限制。现在，超过90%的光伏晶片和其他组件来自中国。
而近期，欧盟已对中国电动汽车展开反补贴调查，并将审查外国在风电行业的补贴，以保护欧洲清洁技术制造行业并减少对中国的依赖。
分析认为，欧盟展开对清洁能源技术进口贸易调查，或因欧洲能源危机的缓解，导致对清洁能源进口依赖的下降。
自去年开始，因俄乌冲突引发的欧洲石油、天然气、煤炭和电力价格飙升，欧洲陷入能源危机，导致对进口太阳能的依赖，这也是自去年来欧洲大规模进口中国太阳能组件的主要原因。
而近期，欧洲能源价格波动已经走向尾声，能源库存状况良好，电力价格也恢复到通胀调整后的长期平均水平。
2、【消息称SK On开始研发4680电池】业内人士透露，SK On已开始研发4680电池，明年1月建成实验室级产线，最快会在上半年内做出量产决定，目前正在进行可行性审查。但业内预测，即使SK On开发出4680电池，也需要相当长的时间才能争取到客户。
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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