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、光伏组件去年11月底报价为1.96元/W，今年为1.03元/W，下跌48%；
锂电池相同规模招标，去年中标价格为1.41~1.45元/Wh；而今年的开标价格区间为0.638~0.851元/Wh，约为去年的45%~58%。
风电机组含塔筒的报价区间1338~1722元/kW之间，不含塔筒已经逼近1000元/kW。而去年10月，不含塔筒的中标价格，主要在1685~1850元/kW之间，含塔筒的风机中标价格主要集中在1860~2620元/kW之间。
#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。
3、12月光伏市场行情展望，降价压力向上游传导，上游降价拉低中下游成本又继续降价，行成一个非理性的循环，行业持续内卷。
硅料端
供给方面：预期12月硅料整体供给达到17万吨（73GW）左右，环比增幅9%。
需求方面：11月下旬以来，随着硅片库存的消耗，拉晶厂开工率又开始普遍提升，尤其是下游P型快速减产切换至N型，拉晶厂N型硅料需求提升明显，硅料库存阶段性大幅消耗。进而也提升硅料挺价动力，硅料价格在承压下缓步下降。就整体而言，面对下游不断走弱的需求，本月硅料供给仍显富余，有继续累库趋势，也仍将承受下游传导降价压力。
价格方面：当前下游企业签单仍持谨慎态度，上下游博弈持续，硅料厂商继续承压，价格继续下降，目前致密料价格普遍来到60元以下，N型料来到65元左右。尽管当前硅料大幅转移至拉晶环节，库存水位降低至6万吨左右，硅料挺价底气增强。但后续仍将面临下游大幅减产向上传导的需求走弱压力。随着硅料供给逐渐增加富余，硅料仍将处于下行阶段，二三线硅料厂或将同样面临成本倒挂问题。
硅片端
供给方面：本月拉晶开工提升明显，全月硅片产出或将达到62GW左右，环比增幅7%左右。从N/P类型上看：P型硅片大幅缩减至34GW左右，环比降幅10%；N型产出大幅增加28GW左右，环比增幅30%。尺寸方面：182.2取代常规182尺寸；头部企业矩形尺寸也开始逐渐放量；其余尺寸产出也均有小幅提升。尽管当前硅片库存水位较为正常，但随着拉晶端开工率上调，预计至12月中旬左右，硅片将在市场上明显放量。
需求方面：182P型电池价格大幅跳水，迫使更多的电池厂减产应对，182P型硅片需求亦同步大幅走弱；210P型硅片随着终端项目交期的陆续结束，电池价格快速跳水，硅片需求亦同步承压；N型硅片主要受下游电池新产能不断释放爬坡，需求相对有支撑。按照正A硅片当前售价，电池厂已全面处于亏损状态，更多的高性价比硅片（等外片）成为电池厂的抢手货源，导致该部分片源呈现紧张态势。
价格方面：当前182P型主流价格来到2.2元/片以下，P型210均价3.3元/片以下，182N均价2.4元/片以下。后续182P、210P型硅片在需求迅速减少和P型电池成本压力的背景下，价格有大幅下降风险；而N型硅片在硅料成本和下游需求双重支撑下，价格下行空间可能相对较小。
电池端
供给方面：当前电池环节陷入全面亏损状态，P型产能按照成本高低依次进入淘汰环节，老旧P型产能成本劣势凸显，已经大面积减产关停，仅部分龙头企业采取自产+代工+双经销等生产方式维持运转。N型产能同样面临亏损问题，尤其是新进厂家良率、效率大幅低于头部企业，也不得不放慢调试进度，减少亏损。当然本月亦有新进厂家继续投产，但实际产能规模确远不及前期规划。12月份，电池产出可能降至51GW以下，环比降幅10%左右，连续两个月保持月度产量负增长态势。从产出类型上看，部分企业采用激光诱导技术效率进一步提升至24.8%左右，效率差距进一步拉大；同时矩形电池在头部企业推动下，产量也继续小幅提高；P型产能的未来生命周期则变得更糟糕，部分企业也已开始升级P型产能。
需求方面：本月需求仍以头部企业为主，专业化、二三线组件厂需求进一步萎缩。从需求类型上看，182P型减弱明显，电池出货承压；210P尺寸随着下游组件项目交货期的陆续结束，需求骤减；N型整体需求尚可，高效部分随着终端575W版型的提升，带动高效电池的需求，低效部分相对于P型高效的性价比凸显，进而也支撑了部分N型低效产品。但电池整体上供给增量大于下游需求，价格也随之内卷下降。
价格方面：当前主流高效182P型电池价格维持0.40元/瓦左右，N型TOPCON电池价格来到0.48元/瓦左右，210电池来到0.50元/瓦左右。短期内电池价格继续承压，在减产和需求变化过程中寻找新的价格平衡点。随着电池厂大量减产，以及终端订单不同尺寸、NP型的快速切换。后续仍需关注不同尺寸类型之间的电池供应或将呈现阶段性供给紧张的状态。
组件端
传递至组件环节，组件中标价格已经由年初的1.8、1.98元/W大幅下降。近期三峡集团新疆哈密2.1GW组件集采，企业报价几乎全面低于1元/W，最低来到0.943元/W。
与跌价潮相对应的是，此前迅猛的扩产潮有了退潮苗头。
行业整合在即未来两年，产能过剩下的产业整合将是主旋律。根据彭博新能源财经的预测，2024年全球新增光伏装机规模约511GW，到2030年全球新增光伏装机约727GW。而据PVInfolink统计，到2024年，我国光伏主产业链中硅料、硅片、电池及组件产能均超1TW，
尤其在组件环节，据统计到2024年仅TOP 10企业组件总产能将近800GW，可充分满足500GW+的市场需求，企业竞争将日益白热化。据统计，去年TOP 4企业与第五名出货量差距在18-25GW，而按照今年企业的出货目标预测，差距将进一步扩大至30-40GW，更为明显的是第一名与第十名出货量或相差近60GW。强者恒强之下，对二三线企业的考验更为严峻，尤其是未建立起一体化产能的企业。
11月初，伍德麦肯兹一份报告指出，非一体化组件制造商截至2023年第三季度，市场价格与制造成本几乎持平，已无利润空间。反观一体化阵营头部企业，除了在硅料-硅片-电池-组件环节具备产业优势外，在辅材、设备端也有布局，综合优势明显。而从近期中标结果来看，11月以来央企的大规模组件集采中，中标企业均为TOP 10企业。即使在开标阶段，有三线企业投出低价，但考虑到实际供货能力等因素，最终仍是头部企业胜出。激烈的竞争下，部分二三线企业已经下调了出货目标，预计今年企业出货仍将呈现“两极分化”局面。在此趋势下，大型企业将通过收购、合并等方式整合资源，形成规模优势。而中小企业要逃脱“大鱼吃小鱼”的命运，还需要差异化产品、差异化的市场布局。
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。
4、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。
5、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，
6、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。
7、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。
8、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。
9、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。
10、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。
11、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。
12、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。
13、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。
14、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。
15、根据国家能源局统计，截至今年10月底，我国风电累计装机规模为404GW，光伏为536GW，已经拉开132GW的差距。这个差距，主要是今年才拉开的。前10个月，我国风电新增装机仅为37GW，光伏新增装机143GW，光伏是风电的近四倍。当然，两者在投入上也完全不同，前十个月我国对风电装机的投资是1700亿，光伏是2700亿，差了1000亿。
2022年8月底，我国风电累计装机345GW，光伏是350GW，当月光伏装机首度超过风电。
据国家能源局披露，今年前三季度，我国风电光伏发电量为1.07万亿度，其中风力发电6331亿度，光伏4369亿度。光伏在发电量上超过风电，也只是一个时间问题。
16、碳酸锂期货反弹，主力合约触及涨停，涨幅约7%。
现货与需求的负反馈：现货市场电池级碳酸锂加速下行，连续5周下跌7500-11000元/吨/周，在减产预期下，下游买涨不买跌的心态与价格形成负反馈，价格下行去寻找新的平衡点无果，只能持续下行。
期货与现货联动负反馈：价格下行期，期货和现货形成螺旋下行结构，现货需求需求方会锚定市场最低价格去谈，期货价格就形成了很好的锚，并且有期限贸易商用点价（盘面+升跌水）的报价出货，在市场成交冷清的情况下，成交价的跌幅又会成为期货价格点的锚点，相互作用。
在全产业链看空的预期下，主动去库成为集体行为，上游为完成年度任务，仍有一定卖压，例如11月下旬某盐湖大厂将放货8千吨的消息，虽后续辟谣量没有这么多，这个卖压预期反映到了盘面；正极厂11月中旬开始提前抢跑降库存，与电解液的排产降幅明显错位。电解液企业多为定制生产，基本按单进行生产，与下游市场关联紧密。电解液11月产量环比降幅2%，12月份预计降幅会扩大至20-30%，到1月份非龙头电池厂的供应链预期减产幅度获将在12月基础上进一步下降30-40%。
行业内专业人士表示，现在碳酸锂价格只是数字，“跌跌”不休，不论是看向高成本矿的10-12万元/吨边际支撑，还是看到8万元/吨的现金成本支撑，在资金作用下短期都难以招架。而盘面的预期怎么改变，碳酸锂支撑在哪里则要看需求在哪里。12月至春节前的基本面大概维持有价但可能无市的状态。
近期碳酸锂期货价格的波动是由供需关系、成本因素、市场情绪和政策因素等多种因素共同作用的结果。
2024年碳酸锂价格预计在8万-12万元之间运行。
国内市场中，在需求没有太大变化的情况下，盐湖端、国内辉石云母和部分非洲辉石矿供应的碳酸锂总量可以基本覆盖2024年的中国锂盐需求量；海外市场方面，澳洲矿山定价模式M+1的变化，澳洲辉石料生产的碳酸锂价格也会下降，这部分量对应日韩的需求量。因此无论海外还是中国自用，整体的价格需求区间将在8万-12万元区间内震荡。
虽说一定程度上而言，终端需求不振是碳酸锂跌跌不休的影响因素之一，但与之相对应的，锂价下跌或有望为下游应用市场创造部分优势，例如新能源汽车与储能。
“从成本端来看，碳酸价格进入下行通道，储能装机成本降低。碳酸锂价格每下降5万元/吨，两充两放下IRR提升约0.5%。这也成为工商业储能市场积极性因素之一。”
国内碳酸锂有助于电池厂、材料厂降低部分生产成本，为之后中国新能源汽车，电芯和储能产品出国创造价格优势。
新能源汽车平均单车用碳酸锂在40公斤左右，碳酸锂价格为600000元/吨时，单车碳酸锂价值量为24000元，碳酸锂价格降到150000元/吨时，单车碳酸锂价值为6000元，对新能源汽车的降价会起到促进作用。
“国内新能源汽车政策整体有退坡趋势，新能源车消费已结束高速增长期，并不断向燃油车与汽车销售总量同比增速靠拢。”
原材料成本下降过程中，将更有利于新能源汽车销量的提升，全球新能源车渗透率有望继续提升。数据显示，2023年，中国新能源车销量有望由688万辆增至900万辆，同比增速预计可达到30%。
17、2021—2022年，受益于海内外新能源汽车渗透率的快速提升以及电化学储能需求的高速发展，锂电池的需求呈现爆发式增长，国内电池级碳酸锂价格自底部的40000元/吨一度涨至560000元/吨，再跌到目前的138000元/吨附近，近一年时间，碳酸锂价格跌去75.4%，当前电池级碳酸锂价格仍在近两年的低点徘徊。
事实上，过去十多年，电池级碳酸锂现货价格曾长期围绕50000元/吨窄幅波动，对应着的是相对平稳的需求状况，碳酸锂价格倾向于往生产成本的低位区间靠拢。近年来，由于锂电及新能源汽车快速发展，碳酸锂现货价格经历了两轮脉冲行情。第一轮价格上涨从2014年7月的37000元/吨攀升至2016年4月的171500元/吨，区间涨幅364%，随后价格波动下行，2020年8月电池级碳酸锂价格跌至39750元/吨。第二轮价格脉冲从2020年8月的39750元/吨起步，一路攀升至2022年11月的567500元/吨，两年多时间内电池级碳酸锂价格区间最大涨幅1328%。
锂辉石目前生产比较稳定，尤其四川地区的生产企业，普遍成本偏低，企业正常生产。此外，青海盐湖地区目前产出量并未出现大幅缩减，天气和环保造成的减产影响并不大。
从需求来看，下游正极厂商正处于内卷的过程中。
正极材料厂产能严重过剩，造成了恶性竞争，长期看正极厂产能会被压缩，部分企业将出局。
下游采购多已暂停，以消化现有库存为主，部分企业的月度长协暂停，企业开工率较低。碳酸锂企业整体反映出货困难；电池企业同样面临困境，部分企业订单低迷，复星系旗下天津捷威动力停工。
目前汽车轮毂、车架企业订单稳定，表明终端车企排产并无大规模变动，但由于前期下游产能扩张强于终端车企，正极材料厂、电池厂均处于艰难处境。
矿端的放量与到港量仍在继续。
澳大利亚矿企SQM的货将要到港，根据10月智利发布的1.7万吨碳酸锂出口量看，此次到港规模较大。
今年以来，锂电池储能系统的中标价快速下降。去年，0.5C锂电池储能系统的中标价一度接近约2元/Wh，现在0.5C锂电池储能系统价格已跌至约0.8元/Wh，0.25C系统价格跌至约0.7元/Wh，同比下降了2.5倍。
与价格快速下降相对，是锂电池储能的快速技术进步。今年各个主流储能厂商都推出更大容量、更长循环寿命的储能电芯，并普遍应用了液冷温控技术，集成了更安全、更高能量密度、更低成本的储能系统。
以远景能源为例，今年4月在业内首发标准20尺集装箱5MWh储能系统，搭载自研自制的315Ah储能专用电芯，结合高度集成的系统设计，远景新一代智慧液冷储能系统度电成本下降超30%，能量密度提升超40%。
锂电池储能度电成本2毛钱具有重大意义，锂电池储能度电成本已经低于抽水蓄能，成为成本最低的储能技术。
目前锂电池储能的度电成本还在下降。一是系统价格还在下降，同时行业技术进步还在向更长循环寿命、更低衰减、更高转换率等方向发展。二是锂电池储能降本正从储能系统向储能电站全周期发展。
18、复合集流体相较于传统集流体材料安全性能更好，耐久性更长，能量密度可以做到更高，成本可以更低，降本效应非常明显。同时，复合铝箔超高的安全特性，已经吸引高端车型率先应用。多家电池企业都在测试、验证或者开始导入复合集流体。
预计今年复合集流体市场渗透率在0.4%左右，但到2027年市场需求量将达到102.6亿平米，渗透率有望达到21.3%，市场发展迅猛。
复合铝箔集流体在提升电池安全方面优势明显，而复合铜箔未来降本空间比较大，同时两者的应用在提升电池能量密度方面有极大潜力，部分厂商在过去两年进行了密集技术验证，2023年下游标杆车企、电池企业开始导入，带动市场关注度和投入加大，复合集流体有望逐步启动规模化量产，加速产业化进程。
一方面是复合集流体在动力电池领域的市场应用正在开启，市场需求庞大；另一方面是年初以来公司产品送往多个客户进行产品测试和验证，反馈效果良好，产品未来需求可期。
在产品性能方面，复合集流体铝箔相较于传统的6μm铝箔，可以减重55%；复合集流体铜箔相较传统的4.5μm铜箔减重可达40%，在高镍三元材料上，如果采用复合铜箔+复合铝箔新型材料，电芯能量密度可以提升17.8%，系统能量密度提升约13.8%。
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。
1.1.1硅料价格分析
本周硅料N/P成交逐步分化，主流硅料企业多为N/P 高低料搭配出货，市场硅料价格继续下跌走弱，但下跌幅度收窄。年末最后一个月下游硅片企业继续保持高开工率，同时下游整体N型比例大幅提升的情况下，本月硅料签单较为活跃，国内主流硅料企业尤其是N型用料产出比例较高的企业的本月订单陆续落地，甚至本月的订单基本已签完；当前国内N/P型硅料需求出货出现明显分化，本月落地订单多集中为N型硅料订单，P型用料多作为N型硅料高低搭配出售。
本周硅料价格方面，本周硅料价格整体趋势继续向下，N型硅料主流成交价格来至65-68元/公斤区间;P型致密料价格来至60元/公斤附近，其他类型P型低于60元/公斤价格进一步增多。12月国内硅料供给在新产能释放的加持下，国内硅料供给将达到年内新高，而随着年末传统淡季将至，硅料价格继续下跌的可能性依然较大。
1.1.2硅片价格分析
本月国内硅片排产继续增加，国内一体化硅片企业以及主流硅片企业当前排产基本8成以上，12月国内硅片产出预计也将达到新高；但市场上硅片价格仍尚未企稳，各类型包括N/P硅片价格继续小幅走弱。随着下游N型需求大幅提升同时矩形硅片需求的增加，市场上P型单晶M10硅片的下游要货需求减弱，因此市场上针对单晶M10硅片仍在进一步降价出货，本周主流价格来至2.1-2.25元/片；此外市场上开始有硅片企业进一步减少单晶M10硅片的排产，转向其他矩形/N型硅片的生产。单晶G12硅片方面，上周下游单晶G12电池价格开始跳水连带本周单晶G12硅片价格又开始出现小幅走弱，主流价格来至3.23-3.33元/片区间。N型硅片方面，当前市场N型182硅片产出递增的情况下，N型硅片价格继续走低，本周主流价格来至2.3-2.35元/片区间；N型210硅片价格在供需偏紧的情况下价格略有支撑，主流价格3.35-3.4元/片区间。
1.1.3电池片价格分析
本月虽愈多电池P型产线陆续减产停产，但市场N型电池新产能也在陆续投产爬产，而价格上不同类型电池价格仍在继续走弱。当前下游N型需求比例提升明显，P型需求份额进一步缩小，其中单晶M10电池“首当其冲”，本周价格继续走弱下跌，主流价格来至0.4元/W左右，市场高效低价甚至出现低于0.4元/W的价格；当前单晶M10价格基本已跌破成本线，因此市场上减（停）产的产线也多为P型老产线。单晶G12电池方面，上周价格开始跳水，本周单晶G12电池价格继续下调，主流价格来至0.45-0.47元/W区间，但单晶G12电池的需求交货预计将持续至下月中上旬。此外当前市场上电池代工费也是进一步降低，本周代工费用来至0.88-0.95元/片。N型电池方面，N型电池价格虽仍在走弱，但相比P型电池价格有所支撑，尤其是高效N型电池，本周高效Topcon 高效电池价格在0.48-0.50元/W区间，中低效价格继续混乱中接近p型价格。N型Topcon 210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；HJT电池多为210半片尺寸，且自用为主，市场少量外卖价格在0.65-0.69元/W区间。
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
本周组件价格继续跌跌不休，但年末出货冲刺的情况下国内组件头部一体化组件企业开工情况继续维持高位，其他组件厂商整体排产较为一般。当前随着年末将市场上抛货氛围加浓，国内主流组件价格继续走弱，结合市场上各种组件（海外退货、贸易商库存抛货、抵债组件等）价格继续混乱中下行；而本周陆续公布的集采项目招投标无论P型还是N型组件价格基本来至0.9X元/W左右，甚至0.8X左右的报价也逐步增多。随着市场上传统淡季将近，国内电站项目出货接近尾声，海外双旦假期将近，组件需求出货预计也将受到一定影响，组件价格预计仍将继续承压向下。
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12月07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12月07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 光伏电池组件行业投资机会研究分析
预计明年全球的光伏市场有20%~30%的增速，会有一定的压力。不过企业的利润还是有盼头的。“组件价格即便降至1元每瓦，对一体化企业以及技术成本优势的企业来说，仍有不错盈利。”
按照晶科的预测，今年第四季度的光伏产品出货量或在 23GW，全年出货量 70-75GW，N 型产品占比进一步提升。晶科能源日前表示，该出货目标将会超额完成。
2023 年前三季度，公司光伏产品出货 55.7GW，同比增长87.04%；其中，组件出货 52.2GW，同比增长 83.16%，而N 型占比升至 57%。
单季度看，晶科的光伏产品出货量 22.6GW，同比增长 108.10%；其中，光伏组件出货量 21.4GW，同比增长 119.63%；公司的单季度销售毛利率、销售净利率 16.78%和 7.98%，达到近年来高点。
占据晶科出货70%以上的海外市场，一直是企业战略部署的重中之重。李仙德在上述峰会上表示，公司对中东地区的关注度是很高的。整体来说，光伏企业都在全面出海，晶科无论是在生产、技术还是投资及贸易等方面都与中东有合作计划，也会在全球能源型的多个国家发展机遇中持续提高关注。
截至第三季度末，公司已成功投产的N型TOPCon电池产能已达超过55GW，而且大规模生产的平均效率达到25.6%。在产能建设上，晶科将在东南亚建设 12GW 的的硅片、电池片、组件垂直一体化产能，有利于推进溯源体系建设，为外海外稳定供货奠定基础。预计至 2023 年底，公司硅片、电池片和组件产能分别达 85GW、90GW 和 110GW。
2023 年第三季度，研发投入 17.10 亿元的晶科能源，实现该数值的42.49%增长。持续创出大面积制造 TOPCon 电池的转换效率新高。该公司的研究院也在高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术上不断精进，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，其研发的全面积 TOPCon 电池转化效率达 26.89%。公司 N 型 TOPCon 电池大规模量产效率 25.5%以上，良率与 PERC 电池打平。双面 Poly 工艺在中试线量产，转换效率 26%左右。而在N 型TOPCon 的技术工艺迭代以及 IBC、叠层、钙钛矿等技术以保证技术的持续领先优势。其研发的 N 型 TOPCon 钙钛矿叠层电池转换效率 32.33%。
价格急转直下核心仍是供大于求。
随着巨大产能的逐步释放，面对当前国内供应过剩的局面，近期市场上开始出现越来越多激进的投标及促销策略，光伏制造商们回到原点，纷纷以低价积极抢占市场份额。
在这一轮的竞争中，
看到垂直一体化制造商凭借自有上游供应链端产能(电池片或是硅片)，可以更好地削减组件制造成本，通过降价策略争取更多订单。
若市场价格进一步下跌，非一体化组件制造商将被迫赔本接单、降低产能利用率，甚至面临倒闭的风险。
当前，组件市场看空情绪强烈，低价订单、低价报价时有出现，库存压力仍维持在较高水平，厂家也在下调明年报价。
库存太高，不止欧洲，国内库存也高，目前组件全球库存约120-130GW，欧洲那边库存约60-70GW，美国约20GW，其余的库存基本都在国内。所以全球如此庞大的库存规模，很难支撑组件价格走高。
组件今年Q4乃至明年，竞争格局都很难好转，价格还有下降空间，因为由于库存的高企，可能还会稀释掉明年的组件的增量。
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，但尚未到1年的时间，行业已演变成产能过剩的趋势，足以看出光伏行业竞争十分激烈，红利期似乎比预想的要短。
近日，经国际权威检测机构JET认证，极电光能研发的810.1cm²大尺寸钙钛矿组件稳态效率达到19.5%。这是极电光能继今年6月以18.6%稳态效率打破日本松下保持3年之久的世界纪录之后，再次刷新世界纪录榜单上最大尺寸的钙钛矿组件效率纪录，持续问鼎全球。
时隔五个月，810.1cm²大尺寸组件的稳态效率从18.6%提升至19.5%，体现出极电光能深厚的技术储备和业内领先的技术迭代速度，也证明了极电光能在钙钛矿光伏技术领域的领先优势。
此次，19.5%的稳态效率就是基于“极创+”技术放大到810cm²小试组件上之后取得的一项重要成果。该技术导入中试线之后，将进一步提升0.72m²商业尺寸钙钛矿组件的转化效率，同时为正在建设的GW级标杆工厂2.79m²钙钛矿组件量产工艺奠定坚实基础。
自2021年以来，钙钛矿光伏技术进入产业化的快车道，国内三条百兆瓦级中试产线投产运行，组件效率先后跨过“10cm*10cm组件稳态效率20%”、 “30cm*30cm组件稳态效率18%”、“商业尺寸组件全面积效率18%”等里程碑大关，稳定性、可靠性和安全性通过权威机构TÜV南德的IEC61215、IEC61730商业认证。
未来两年，极电光能将持续推动钙钛矿产业化技术的迭代更新，向“30cm*30cm组件稳态效率20%”、“商业尺寸组件全面积效率20%”、“GW级钙钛矿量产工厂投产”
钙钛矿叠层组件效率突破26.17%，将投入GW级产线建设
协鑫钙钛矿叠层组件效率破世界记录，为进一步商业化建立基础。
协鑫279mm×370mm钙钛矿叠层组件效率达到26.17%,创造新的世界纪录。该叠层电池是由74个串联钙钛矿子电池和6个串联晶硅182mm半片电池一起组成，其中顶电池的效率达到了20.1%,而底电池的效率为6.1%。由于钙钛矿和晶硅的面积不匹配，大约造成了0.2%的效率损失，但叠层电池的总效率仍然高达26.2%。在未来的大尺寸叠层组件产品中，内部电路的连接方式将与目前的小叠层组件保持一致。不同的是，钙钛矿顶电池的尺寸将进一步增大，而晶硅底电池的串联数量也会相应增加。协鑫光电的叠层组件以26.17%@279mm×370mm为基础，将持续在面积和效率上双管齐下，力争突破26%@1000mm×2000mm这一商业化起点。
武汉大学团队在全钙钛矿叠层电池领域创造性提出天冬氨酸盐酸盐一体化掺杂策略，有效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%(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，
捷佳伟创顺利出货大面积钙钛矿薄膜立式量产设备，包括用于钙钛矿的RPD和PVD设备，此前公司的RPD设备已在该客户的钙钛矿研发线上投入使用，助力客户在钙钛矿组件上实现了超过19%的第三方认证转换效率。本次捷佳伟创RPD和PVD设备的顺利出货，标志着公司在钙钛矿领域持续获得突破和客户的认可，并获得客户重复性订单，在光伏新技术发展领域再下一城。目前公司已具备钙钛矿单结电池、全钙钛矿叠层、TOPCon叠层钙钛矿、HJT叠层钙钛矿的整线供应能力，公司重点推出的RPD设备由于其制备膜层透光率高、沉积速率高、转换效率高，在钙钛矿领域实现了技术运用的创新拓展，获得市场的高度认可。
技术突破关键期，业内关于钙钛矿太阳能组件的效率竞赛越来越胶着。11月内，就有多家企业公布了创出新高的效率数据。
11月3日，隆基绿能宣布其晶硅-钙钛矿叠层电池效率达到33.9%；
11月23日，协鑫光电宣布1x2㎡钙钛矿单结组件光电转化效率达到18.04%；
11月27日，极电光能表示，其研发的1.2×0.6㎡商用尺寸钙钛矿组件全面积效率达到18.2%。
11月30日，协鑫光电再发重磅消息，其研发的面积为279mm×370mm的钙钛矿叠层组件效率达到26.17%，创造了新的世界纪录。同时，协鑫光电表示，这是全球第一块真正意义上的钙钛矿叠层组件。近日，华夏能源网（公众号hxny3060）就钙钛矿技术突破和行业发展问题，独家专访了协鑫光电董事长范斌。范斌透露，11月30日发布的叠层组件是由钙钛矿叠TOPCon。“我们的叠层是组件对组件的叠层，先把大面积钙钛矿组件做出来，然后再叠晶硅组件。我们开创了一个全新的发展路径。”范斌表示。
26.17%：晶硅效率的终点，钙钛矿的起点
去年11月19日，隆基绿能宣布其硅异质结电池效率突破26.81%。这是继2017年日本公司创造单结晶硅电池效率纪录以来，时隔五年诞生的最新世界纪录，也是第一次由中国企业创造的硅太阳能电池效率的最高纪录。
在协鑫光电创始人、董事长范斌博士看来，预计晶硅组件的大规模量产效率将来很难超过25%。因此，范斌认为，26.17%的组件效率，是没有任何一个晶硅技术能达到的高度，但是对于钙钛矿叠层组件来说，它仅仅是个起点。范斌对钙钛矿效率的未来表示非常乐观，“将来发展到成熟期，我们会看到30%以上，甚至35%以上的钙钛矿晶硅叠层组件。”但范斌同时也表示，钙钛矿效率的提升在30%之前都是比较快的，每年可以提升1-2个百分点。但达到30%后，效率的提升难度会增加很多，效率增速将下降。范斌预计，超过30%后，钙钛矿的效率每年可能只能提升0.5个百分点。不过，范斌对钙钛矿充满十足信心。到目前为止，在学术界还看不到比钙钛矿性能更好的光伏材料，“我想至少以后几十年里面钙钛矿都会是行业主导。”
钙钛矿叠层市占率将达到100%
将来，钙钛矿叠层的组件效率会显著高于晶硅单结组件，而单瓦成本将低于晶硅单结组件。因此，钙钛矿叠层组件对传统晶硅单结组件的替代，将是完全彻底的。不用太久，钙钛矿叠层组件的市占率将达到100%。
叠层组件中也包含着晶硅。因此叠层对晶硅的替代，并不是对晶硅行业的替代，而是终端产品形式的一个迭代升级，是对传统晶硅产业的赋能。目前，TOPCon、HJT、BC，技术路线之争不断。对于晶硅-钙钛矿叠层组件里，将选择哪一种晶硅技术进行叠加。范斌认为，未来谁的性价比更高，钙钛矿叠层组件就会选择谁。“我们的叠层是组件对组件的叠层，所以我们不需要考虑电池表面电极情况等因素。”不过，在上海交通大学太阳能研究所所长沈文忠看来，“6到8年后，不管是TOPCon还是HJT技术都会非常成熟。到那时，考虑到工序复杂性，以及和钙钛矿的兼容性，我倾向于认为HJT与钙钛矿的叠层电池更容易一些。”
相比于11月23日协鑫光电发布的效率18.04%的钙钛矿单结组件，此次发布的叠层组件效率有显著提升。对此，范斌表示，相比于钙钛矿单结组件，钙钛矿叠层组件优势明显。虽然叠层组件的单瓦成本上升，但组件效率的大幅提升可以摊薄光伏发电项目的系统成本。而由于组件在系统成本中的占比越来越小，降低系统成本已比单纯降低组件成本更有意义。
预计2-3年实现产业化
对于钙钛矿产业化进程，
按照协鑫光电的规划，预计2-3年可以实现。范斌透露，协鑫光电目前正在进行C轮融资，以用于建设GW级产线，按照协鑫光电暂定的规划，到2024年底，GW级产线将建成。而对于克服产业化面临的困难，范斌充满信心。他表示，目前，钙钛矿的降本路径已经非常清晰，主要分为三部分。第一，产能投入下降。钙钛矿生产能耗显著低于晶硅。可以预期到，在大规模量产实现的时候，钙钛矿的生产成本肯定显著低于晶硅。第二，扩产带来的规模效应。目前钙钛矿很多原材料比较贵，是因为供应量还比较少。但随着未来原材料供应量的提升，原材料的成本会显著下降。第三，效率提升带来的成本下降。玻璃、靶材等的成本是按面积计算，因此，当效率提升时，单位面积上的功率提升，单位功率下的成本就下降了。另外，针对行业关心的钙钛矿稳定性问题。范斌表示，提升稳定性，需要一个过程，需要更多的投入。但可喜的是，稳定性逐年提高的趋势是非常明显的。“我们坚信，随着对钙钛矿材料认知的深入，以及工艺水平的提高，未来钙钛矿的稳定性肯定不会比晶硅差。”
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。
12月6日，电池级碳酸锂报价跌至11.7万元/吨~12.8万元/吨，均价报12.25万元/吨，与11月初的16.4万元/吨相比，跌幅超25%。
碳酸锂价格下跌，也正在波及产业链生产经营。多家锂企向证券时报记者反映，目前碳酸锂现货价格，已经跌破了一部分提锂企业的生产成本。减产、停产的现象正在一些中小企业上演，也有企业采用套保来应对。同时，伴随着碳酸锂价格不断下跌，产业链上市公司的价值正在重构，近期下游的动力电池企业正在密集回购。
减产停产正在发生
“目前的价格之下，对碳酸锂提锂企业确实考验挺大，已经跌破一些中小企业的成本价，据我们所知，周边很多中小碳酸锂提锂企业，减产、停产的情况正在扩散。”12月6日，国内一家万吨级的上市锂企人士对证券时报记者称，“从我们公司来说，目前的价格之下，还有一些盈利空间，但确实已开始减产。目前，我们公司的提锂分为两条线，自供提锂生产线还在生产，但是从海外锂矿提锂这条线目前已经停止了。”
2021年至2022年，全球的碳酸锂价格一路高歌时，上游的碳酸锂提锂企业赚得盆满钵满。其中，被誉为“锂矿双雄”的天齐锂业和赣锋锂业，2022年净利润分别达到了242亿元和205亿元，分别同比增长1060%和292%。融捷股份的锂精矿产品2022年毛利率高达91.42%，同比增加近30个百分点；盐湖股份的碳酸锂产品毛利率达91.96%，同比增加超过20个百分点。
不过，伴随着今年以来碳酸锂价格的下跌，相关企业的业绩也大幅下滑。今年前三季度，天齐锂业净利润降至80亿元，赣锋锂业降至60亿元。部分锂企甚至还出现了亏损，譬如江特电机前三季度亏损了近亿元。在此背景之下，停产、减产就不难想象。
“今年下半年，碳酸锂价格单边下跌，目前现货市场价格大致在11万元~12万元/吨，这对于那些需要外购锂矿的提锂企业来说，很多都已亏损。甚至低品位的自供矿，也不一定能赚钱。基于当前的市场环境，我们公司也调整了经营策略，今年的实际产量，可能较往年下降三四成左右。”上述万吨级锂企人士对记者称。
“原来价格虚高，现在差不多了。长期来看，碳酸锂价格可能会到8万元/吨上下。锂矿并不缺，在自然环境中有很多这种资源，这个价格是比较正常、健康的。”12月6日，西部某锂企负责人对证券时报记者称。
据悉，全球锂资源主要分布在南美锂三角、澳大利亚和中国等地。根据美国地质勘探局数据，2022年全球锂资源储量为2600万金属吨(折合碳酸锂当量约为1.38亿吨)，其中，智利、澳大利亚、阿根廷、中国的占比，分别为36%、24%、10%、8%。国联证券近期研报显示，目前，全球待开发锂资源项目多处在前期勘探阶段。短期来看，全球锂资源供给增量主要由西澳锂矿、南美盐湖、中国锂云母及非洲锂辉石项目所贡献。
国内锂云母提锂，主要集中在江西宜春，这里也有“亚洲锂都”之称。前些年，伴随着碳酸锂价格一路上涨，江西宜春凭借着丰富的锂云母资源，成为产业资本淘金的重地。譬如，国轩高科、宁德时代、比亚迪、科力远、永兴材料等数十家上市公司，纷纷在宜春地区落子。
上述产业资本在进入宜春地区后，纷纷选择锂矿开采或新建碳酸锂冶炼。如此一来，也使得当地的碳酸锂供给出现大幅增长。公开数据显示，宜春2022年碳酸锂年产量约为15万吨，约占全国碳酸锂总产量四成。预计到2025年，宜春锂云母精矿和碳酸锂产量将分别跃升至700万吨和50万吨以上。
“这两年来，碳酸锂行业的投资过热，导致供大于求，进而导致产能过剩，现在属于价格的正常回归。”上述西部某锂企负责人称，长期来看，碳酸锂价格下跌是一件好事，随着新能源行业发展，储能的需求会大幅增长，碳酸锂价格的下跌，有利于下游打开更多的应用市场，这些应用端的出现，会消化行业过剩产能。现在，全球的碳酸锂市场需求主要在中国，等到欧美市场的需求提升后，可能就会出现价格上涨。
从成本来说，盐湖提锂在市场上拥有较强的竞争力。上述西部某锂企负责人称，以盐湖提锂为例，从全球范围来看，根据不同提炼方式，成本不一样。前面3至5年的时候，行业提锂成本大约在3万元/吨，现在受物价上涨等各种因素影响，大多成本在4万元/吨左右，也有到5万元/吨左右。
“锂产业面临着资本洗盘的局面，短期内碳酸锂下跌趋势还会延续，不过面临着期货未来的交割，目前的操作还是建议看空不做空，保持冷静操作，不宜继续跟风。”百川盈孚分析师对记者称，目前，现货市场上流通量很少，按照12月6日期货市场的碳酸锂价格，贴水在3000元~5000元/吨，商家普遍表示没有采购询单，除了部分刚需少量采购，整体出货量远大于需求量，成交清淡，期货价格引导市场下行为主。
不影响项目建设大方向
随着新能源汽车、储能产业的快速发展，锂资源在新能源产业中扮演的角色越发重要。尝到甜头的上游厂商，更是纷纷抛出大手笔扩产计划，以期在未来竞争中抢得市场先机。据相关机构不完全统计，2022年，仅A股上市公司，宣布拟投建的锂盐产能合计已超过40万吨。
今年以来，碳酸锂价格持续下跌，上述拟建项目的命运也备受关注。根据记者从多家锂企了解的情况，以及相关企业的公开回应，尚未发现拟终止项目建设的说法。
譬如，对于碳酸锂价格大幅下跌是否会波及公司在建项目的建设，上述西部锂企负责人对记者直言：“现在价格变化，与公司原先投产预期有一定出入，但是，不影响公司项目建设的大方向。”同时，江西一家锂企人士对记者称，公司在建矿山的“探转采”工作均在正常、有序的推进中，目前正在等待批文。
据记者不完全统计，近期，包括雅化集团、天齐锂业、藏格矿业、西藏珠峰、盐湖股份等超过10家涉及碳酸锂业务的上市公司，纷纷在互动平台上回应了当前业务情况和应对措施。
盐湖股份称，碳酸锂价格下跌会造成公司利润空间减小；川能动力则称，公司7月至9月收入减少一部分是锂电收入(锂矿、锂盐价格下降相关)减少所致。雅化集团亦表示会根据市场需求调整生产，另外也将利用期权期货套期保值工具应对价格波动风险。
赣锋锂业近日在披露的调研记录中表示，目前，公司阿根廷PPG项目已经正式开始启动并建设，预计在正式开始建设的两年之后可以投产，第一期依旧是盐田模式，之后不排除会考虑更多提锂工艺，以达到收益提升以及大幅节约能耗的效果。Mariana项目正在建设中，最终投产时间尚有不确定性，但总体而言项目仍按原计划推进。
另外，对于近期碳酸锂价格的持续下跌是否波及经营，天齐锂业在互动平台表示，公司有沉淀和积累多年且具有丰富经验的生产运营及销售团队，他们会结合市场波动情况拟定相应的生产经营策略。同时，公司将在合法合规、遵守已签订商业条款的前提下，以公司整体利益为基本考量，综合考虑原料及产品库存情况、市场情况、客户订单及提货情况、公司工厂产能释放情况等因素统筹安排，合理规划未来公司锂精矿采购节奏以及公司自有工厂和代工厂的生产节奏。
动力电池企业出手回购
“动力电池成本已经占到新能源汽车的40%~60%，那我现在不是在给宁德时代打工吗？”去年7月，碳酸锂价格飙升到50万元/吨时，广汽集团董事长曾庆洪的公开叫苦，引起了市场广泛关注。
碳酸锂是动力电池的主要组成部分，而今碳酸锂价格跌跌不休，产业链的投资价值出现较为明显的分化。证券时报记者梳理发现，近段时间以来，上游的锂矿企业鲜有回购。相反，下游的动力电池企业，则出现集体回购。
伴随着近期碳酸锂价格的大跌，比亚迪出手了。12月6日午间，比亚迪董事长王传福提议公司在未来12个月内，以自有资金2亿元回购公司股份。此次回购的原因是基于对国家“双碳”目标下新能源行业前景和公司未来发展的信心，以及对公司价值的认可，维护公司全体股东利益，增强投资者信心，稳定及提升公司价值。
比亚迪是全球新能源汽车的代表，今年以来该公司新能源汽车销量实现强势增长。今年11月，比亚迪乘用车销量30.14万辆，同比增长31%，继10月之后再次突破30万辆大关。前11个月，比亚迪累计销量达268.34万辆，同比增长64.8%。
除了新能源汽车，比亚迪的动力电池也快速增长。今年11月，新能源汽车动力电池及储能电池装机总量约为16.945GWh，2023年累计装机总量约为133.162GWh。按照中国汽车动力电池产业创新联盟公布的前10月份数据，比亚迪的动力电池装机量，市占率已达到26.23%，仅次于宁德时代42.81%的市占率。
国轩高科也在12月5日晚间发布了回购公司股份方案，回购资金总额不低于3亿元且不超过6亿元，回购股份价格不超过34元/股，公司将在未来适宜时机用于股权激励计划或员工持股计划。今年10月份，国轩高科的动力电池装车量为1.76GWh，市占率为4.49%,位居行业第5位。
今年11月17日，宁德时代首次回购耗资1.88亿元，根据10月31日发布的回购方案，宁德时代拟使用自有资金回购公司部分股票，用于后期实施股权激励计划或员工持股计划，回购资金总额不低于20亿元，不高于30亿元。
今年前10月，亿纬锂能和欣旺达的动力电池装车分别位居行业第4位、第10位。12月4日公告显示，自10月27日以来，欣旺达已累计回购130万股，耗资1992万元。亿纬锂能的回购方案已于10月11日执行完毕。
同样是新能源企业，对于回购上市公司股份，锂电产业链上、下游的态度差别较大。截至目前，从事碳酸锂开采提锂的上游锂矿，譬如赣锋锂业、天齐锂业、融捷股份、川能动力、西藏矿业等，鲜有看到相关公司在今年发布回购方案。
“去年，碳酸锂价格高的时候下游叫苦，而今都跌到每吨十几万元了，也未见新能源车企大幅降价，反而特斯拉近期还连续涨价。这其中的利润都被谁赚走了啊？”上述宜春碳酸锂加工企业董秘对记者说。
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%。
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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