1、光伏：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，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。
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、
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。
多晶硅：同比下跌76%除了2月份受下游硅片需求增长带动价格反弹以外，多晶硅价格2月以后呈现斜L型走势，12月单晶致密料平均价格为6.1万元/吨，同比下跌76%。价格的下跌主要集中在3-5月份，下半年以来价格跌幅有所收窄，年末P型硅料已跌破“6万”大关，N型硅料则有所趋稳。大全、协鑫、合盛硅业、晶诺新能源、特变电工等企业多个项目投产，令多晶硅产能一举翻倍，年末产能超过270万吨，产量则达到了147.5万吨，同比增长82%。过剩来的简单而粗暴，不过依然没有挡住硅料巨头进一步扩产的热情。
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、
根据smm，本周P型硅片均价1.96元/片，周环比提升4分/片；根据infolink，本周182、210P型电池均价0.37、0.38元/W，周环比提升1分/W；182、210P型组件均价0.9、0.93元/W，周环比降低3分/W。
#P型供给加速出清、库存处于低位、静候景气度触底回升。本周电池及硅片涨价主要系P型电池已连续亏损3月剧烈减产，硅片加速转产N型至70%以上，短期内供应急剧萎缩导致阶段性供不应求，预计尾单订单交付后P型产能将退出历史舞台，也将看到P型硅料快速跌价，组件环节加大清仓甩库力度、最低价格已明显跌破现金成本，#各环节库存已处于低位。
排产方面，2月订单暂时尚未明朗，预计国内/全球组件排产35-37GW/41-43GW，#同比接近持平、已连续一季度环比下滑，预计随着春节后需求回暖+补库有望推动开工率提升，产业链景气度有望修复，其中TOPCon为产业链产能短板，预计盈利有望率先修复。
#TOPCon新增项目放缓、现有产能加速导入LECO降本增效。由于TOPCon电池也处于微亏水平，部分厂商二期规划已开始暂缓，需求回暖后N型电池仍为主链最短缺环节，TOPCon龙头加速新技术导入，LECO/0BB导入拉开技术效率及成本差距，其中激光辅助烧结（LECO）结合专用银浆有望体提0.2-0.4pct，24Q1覆盖度达80%以上；银浆格局明显优化，加工费尚未变化，TOPCon 1.0/LECO银浆加工费约600～650、1000～1200元/kg。
截至1月10日，本周硅料价格持稳，P型电池片价格反弹，组件因年底出货套现需求价格下跌，EVA光伏料价格底部反弹。
1 硅料价格持稳：绝大部分企业已签完1月订单，行业库存处于正常水平，价格持稳；品类需求分化，N型料整体处于紧缺状态，P型供应充裕。
2 硅片价格基本持稳：本周P-182主流报价2元/片、低位报价1.95元/片，低位报价抬高；下游N型需求明显提升，主流企业N型排产占比不断提升，N-182价格小幅下降。
3 P型电池片价格反弹：前期P型产线技改升级普遍减产，导致短期供应不足，价格小幅反弹；Topcon电池片价格持稳。
4 组件价格下跌：临近春节订单疲软，1月组件季节性减产，组件成交价仍处于探底过程，P型组件库存积压，厂家有出货套现需求，整体价格相对混乱，部分低价下探至0.87-0.89元/W。
5 EVA光伏料价格底部反弹，主要因前期价格较低厂家检修影响供给，近期交易略有回暖。
今日PVinfolink电池报价182P均价0.37元/W，210P均价0.38元/W，环比上周均上涨1分/W；182N均价0.47元/W，环比持平。
P型电池价格上涨，主要原因在于P型电池经过12月去库存，1月初库存已经大幅下滑。且23年底专业化电池企业加速淘汰PERC电池产能，而1月订单仍有一定保证，导致PERC电池在低库存情况下出现供应短期无法跟上需求的情况。
复盘过去几个月电池盈利，11月起组件环节进入去库周期，排产逐步下降，同时N型电池产能放量，导致P型电池盈利持续下滑。我们测算12月PERC电池账面亏损5-6分，价格已无法覆盖现金成本，随后电池厂商大幅下调PERC电池开工。根据我们调研，#截止1月5日电池行业库存不到10GW，头部企业12月底已基本完成库存去化。
按最新报价，#目前182P型电池账面仍然亏损6分左右，TOPCon电池也处于微亏状态，#预计电池企业开工意愿仍然较低。
目前TOPCon电池单月产出大约在30-32GW，PERC电池在12月-1月已淘汰大量产能。而从库存角度来看电池环节是主材中最先完成去库的环节，我们认为在春节后随着组件开工逐步上调，#一季度电池环节盈利有望在主材中率先恢复。
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。
本周光伏玻璃价格暂时维持稳定，当前3.2mm、2.0mm价格分别为26.0-27.0元/平方米、16.8-17.5元/平方米。
本周，国内下游企业月度订单基本签订完毕，市场散单成交较少，需求维持偏弱运行，玻璃企业库存稍有爬升，较11月同期上升约1天左右。
当前行情下，组件企业采购维持刚需补库，价格方面预计将暂时稳定为主。
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。
EVA周度后结算为主，以本周交易情绪来看，主流结算价即将走跌，下游客户观望盘开始增多。本月已过半，月中部分组件厂家对胶膜已重新议价，在月初交易价格基础上下调0.1元/平米。胶膜中下旬订单清冷，以交货为主。
本周EVA价格下跌，市场交易价格区间10700-11000元/吨，价格跌幅收窄，市场贸易商卖盘量增加，而在成交上却略显清冷，当前胶膜大厂采购量并未有明显提升，中小胶膜厂买盘量开始收缩，下周市场价格预计继续小幅走跌。在胶膜方面，因其原材料粒子价格下跌暂未企稳，部分中小组件厂对胶膜重新议价，胶膜价格走跌0.1元/平米左右，本周新签订单较少。
胶膜:二三线企业产能快速扩张，行业竞争或将加剧。光伏行业蓬勃发展，同时 2020 年-2021年胶膜环节盈利水平相对较高，吸引新老玩家接连扩产。预计至2024 年底胶膜名义产能将达 90-94 亿平左右行业竞争或将加剧。预计 2024年光伏胶膜可产出规模达 72.9~74.7 亿平，可支撑光伏组件超 800GW，名义产能预计明显过剩;预计行业前五大胶膜企业可供给量达 58 亿平左右，可支撑组件产出达 641GW左右。二三线企业新增产能快速释放，行业竞争预计将进一步加剧，预计将会对各胶膜企业成本管控、粒子保供、资金实力、现金管理等方面能力提出考验。头部企业规模优势明显、资金和研发实力强，有望维持盈利领先优势，继续领跑N型时代。
POE胶膜与EVA胶膜相比，具有更高的水汽阻隔率、耐候性能和更强的抗PID性能，其水汽透过率仅为EVA胶膜的1/8，可以有效降低PID效应，主要用于单晶PERC（发射极和背面钝化电池）双面、N型电池组件的封装。
EPE胶膜即“EVA-POE-EVA”三层复合结构膜，属于共挤型POE胶膜，既具备POE胶膜的高阻水性和高抗PID性能，也具备EVA胶膜的双玻组件高成品率的层压工艺特性，适用于PERC双面双玻、N型双面双玻以及其他耐候性要求较高的光伏组件的封装。
POE胶膜年需求量在30万吨左右。
由于POE光伏胶膜具有体积电阻率低、水汽透过率低、耐老化性能好、电势诱导衰减小等优点，其市场渗透率有望将进一步提高。
根据行业估计，在保守情形下，国内POE胶膜需求将从2021年的26万吨增长至2025年的约57万吨；在乐观情形下，2025年POE胶膜需求量将达到约73万吨，需求量是2021年2.4倍。由于之前没有POE工业生产装置，国内POE供给全部依赖进口，2022年进口量68万吨，进口价格在22000～28000元/吨，
2022年POE胶膜和EPE胶膜合计市场占比提升至35%，未来二者市场占比将进一步增大，到2030年将超过EVA胶膜的市场份额，达到约50%。
（2）从产品替代角度看，POE和EVA胶膜均有各自的优势和需求，未来将呈现EVA、POE、EPE三种胶膜共存的局面
（3）从生产技术角度看，聚合单体高碳“-烯烃技术、茂金属催化剂技术、高温溶液聚合技术壁垒逐渐取得突破，加速POE材料实现国产化P
成本与供给是POE 在光伏中广泛应用的主要痛点，EPE，EVA+丁基胶等也是可选方案。相较于 POE 在胶膜加工方面的问题，供给和成本才是 POE 在光伏胶膜中广泛应用的主要痛点，由于 POE 粒子目前主要由海外几家企业供应，国内尚未实现 POE 粒子及上游关键材料的工业化生产，且当前光伏级 POE 的价格较EVA 高几千元，下游胶膜厂面对 POE 可得性和成本问题时，也将EPE和EVA+丁基胶当做可选方案。EPE 结合了POE抗PID性能和EVA低成本的优点,对于P 型双玻的背面和 TOPCon 电池的正面(目前应用较少)，EPE 或可成为POE的替代方案，但EPE也存在，对于HJT 电池，由于其不存在PID-p，但对水汽、紫夕线等外部条件敏感，也有企业尝试采用 EVA+丁基胶(丁基胶用于封边，阻水性能远强于传统有机硅胶)作为解决方案。
N型趋势下25年光伏用POE粒子需求预计在60 万吨以上。根据各家N型电池组件产能建设规划和不同 N型电池技术发展进程，
预计23-25年全球光伏装机量分别为360、468、585GW.对应组件需求450、590、737GW其中到25年TOPCon、HJT、IBC(含HPBC)的渗透率分别为68%、12%、12%，
假设 HPBC 采用 EVA+EPA 方案、单面TOPCon采用EPE+EVA 方案、N型IBC 电池和HJT 电池采用相同的封装方案，给出下述几种方案假设，参考方案 2-5，25 年全球光伏级 POE 粒子的需求预计在 60-100万吨。
海外POE 产能约 160万吨，新增产能有限。目前海外可生产 POE 的企业有六家，分别为陶氏、埃克森美孚、三井、LG、SSNC (SK-SABICJV)、北欧化工。POE 最早是在1991年由埃克森美孚采用EXXPOL 技术生产，产品牌号为 EXACT,1993 年，陶氏以乙烯、辛烯或乙烯、丁烯为原料，利用INSITE 茂金属催化工艺生产了牌号为 ENGAGE的POE此后，三井、LGSSNC(SK和SABIC的合资公司，各持股50%)分别于2003年、2009年和2014年投产了各自的 POE 产品，2013 年，北欧化工收购了埃克森美孚位于欧洲的乙烯-辛烯工厂，也具备了POE 的产线。目前，上述六家企业聚烯烃弹性体的产能合计约 200 万吨，其中乙烯基弹性体产能约160万吨，考虑到其中还包含了POP、OBC、LLDPE等产品，POE的实际产能更低。陶氏是最大的 POE 生产商，实际产能约60 万吨，排名第二的LG化学目前有28万吨产能，公司预计 23年新增 10 万吨产能，三井、SSNC、埃克森美孚、北欧化工目前PO产能估计分别为20万吨、23 万吨、8 万吨和3万吨
国内工业化POE 装置最早2024年投产。2021年，国内 POE需求量达到64万吨，其中用于光伏的需求已达 25.6万吨，超过汽车的 16.6万吨成为国内最大的需求来源，面对这一新兴的需求机遇，国内多家在石化产业链有布局的企业经过多年研发，逐步突破 POE 及上游原料制备壁垒，预计明年以后国内将落地工业化装置。2021 年9月，万华化学完成 POE千吨级中试，2*20万吨装置预计 24-25 年投产，2022年8月，荣盛石化对外公告将新建2*20万吨POE装置:2022年9月，东方盛虹800吨POE中试线投产，规划产能50万吨2022年12月，鼎际得宣布40万吨POE 项目规划:2023年3月，卫星化学1000吨a-烯
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。
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，
产能合计230 万吨,预计2024年以后国内 POE 供应将逐步起量。考虑到 24年后国内规划 POE 产能较多，以及POE 全产业链布局的高壁垒，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的极限效率是24.5%，现在产业化已经做到23.5%。
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。
光伏电池片技术进步的核心是增效降本，增效降本促进光伏向N型技术路线转型：TOPCON/HJT/BC电池均有突破，N 型电池技术发展迅速，产业化浪潮已至，行业内主要组件公司均在 2023年大规模向 N 型技术路线转型。
降本增效是光伏电池技术发展永恒的主旋律，近几十年产业不断探索更高效更具性价比的电池技术，光伏电池历经多次迭代，如今由 P 型 PERC 时代逐步迈向由TOPCon、HJT、IBC电池为代表的N 型新时代发展。
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%。
2023年截至目前，与去年同期对比不同技术类型组件发电量规律一致，2023年TOPCon、IBC分别较PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分别较PERC高0.97%、0.39%。2023年与去年同期对比不同尺寸电池片组件发电量差异基本一致。同一电池片尺寸组件，不同厂家制作工艺的不同会造成组件发电量出现差异，最大差异为2.0%；
TOPCON 率先大规模量产，TOPCon电池技术成熟，已具备量产性价比优势：TOPCon 电池具有更优秀的温度系数，衰减率更低，双面率提升至约 85%。
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。
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。
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。相比之下更应该关注TOPCon的量产效率。目前行业内领先企业 TOPCon 电池量产效率已达25.7%，良率超过 98%，技术迭代随着产业化同步进行，量产效率仍有突破空间，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。
对于TOPCon电池来说，基于 24.8%的电池转换效率，主要影响效率的因素由大到小：
1）正面复合损失，2）光学损失，3）正面传输损失，4）体复合损失，5）背面传输损失，6）背面复合损失。
由此可见，TOPCon电池目前的主要效率缺口来自前表面。原因在于：
1）TOPCon电池背表面由 SiO2、poly 硅层组成钝化接触结构，而前表面仅由 Al2O3层钝化，使用烧穿型浆料，仍存在金属-硅基体直接接触。
2）由于硼扩掺杂浓度低，为了实现更好的接触，正面细栅从银浆转变为银铝浆。为达到同样的导电效果，栅线宽度大于银浆。
为了解决TOPCon电池正表面的效率损失，终极方案是在正面也做成 SiO2+poly 硅的钝化接触结构。但P型TOPCon层的钝化能力本身就弱于N型TOPCon层，且前表面多晶硅会造成强烈的光学吸收。因此，目前多考虑局部poly层，即在正表面电极下方做一小部分 SiO2+poly 硅，但应用层面难度较大。
根据拉普拉斯对TOPCon电池效率提升的路线图，正面 poly 结构（local/full）适用于 26.5%的效率平台。而在当前 25%的效率基础上，可以通过无损SE技术、薄poly 等优化工艺将TOPCon电池效率提升至 26%。
基于硼扩的技术难度，在硼扩的基础上做出 SE 相较磷扩 SE 难度更大，目前主要发展出一次硼扩和二次硼扩两种技术路线。
TOPCon 提效降本路径：
正、背面增加 SE 技术：SE 工艺也称为选择性发射极技术，选择性发射极的应用可以三、TOPCon提效路径主要依靠激光SE（提效0.2%左右）+双面poly（提效0.5%及以上）
1）激光SE：提效0.2%左右
SE是选择性发射极技术，即通过在电极接触区进行高浓度掺杂，来改变电池的导电特性：电极接触区的高浓度掺杂可减少前金属电极与硅片的接触电阻，电极以外区域的低浓度掺杂可降低扩散层的复合。目前激光SE技术已相对成熟，领先企业如晶科、钧达等已进入量产应用阶段。
2）降低Ag-Al 和P ++层的接触电阻，提高电池的开路电压和填充因子。激光SE（提效0.2%，23年量产应用）
3）细化主栅，减少电池表面遮挡：将主栅细化可减少电池表面遮光面积，降低遮光损失，提高电池的转换效率。
4）双面POLY 钝化：当前TOPCON 电池片主要采用背面隧穿氧化层钝化，后续有望加入正面隧穿氧化钝化，进一步提升电池片转换效率。双面poly（提效0.5%，预计25年量产应用，难点在工艺复杂性）。
TOPCon在23年非硅成本有望降至0.16元/w左右。
双面poly：提效0.5%及以上
目前TOPCon电池钝化结构主要在电池背面，双面poly通过在电池正面也进行poly层制备，可进一步降低电池表面载流子复合速率，并减小接触电阻，从而进一步提高电池效率。
目前双面poly主要难点在于工艺复杂性：（1）全域poly会产生较多寄生吸收，影响透光性，而选择性镀膜会涉及掩膜和化学性腐蚀，增加工艺复杂性；（2）光刻技术或掩膜印刷技术的进步可改善工艺复杂性，但目前还没有量产经验。
目前TOPCon量产效率在25.3%左右，通过添加激光SE可进一步提效至25.5%以上，通过双面poly可进一步提效至26%以上。
除此之外，TOPCon还可依靠工艺改善等进一步实现浆料降本，同时通过隧穿层改进等提升开压和填充因子，进一步提升组件CTM。
HJT 产业化进程加速，降本路径清晰，
目前领先企业HJT 电池量产效率已达26%，优质产线良率可达 98.5%，后续仍有进步空间。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%。
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。
东方日升选择异质结主要有三个原因：1.异质结有最低的LCOE（度电成本）。异质结天生有更低的温度系数、更高的双面率，从实证角度对比perc平均有6%的度电成本节省。2.碳足迹优势。异质结可用超薄硅片，搭配公司推出的合金钢边框，公司异质结组件产品的碳足迹能控制在400g/w以下，而目前perc组件普遍在500g/w。3.HJT产品的可塑性强。异质结只有4道工艺，技术改造空间可观，同时目前实验室产出的异质结-钙钛矿叠层电池效率已经可达30%以上，也能证明异质结技术布局深远。公司异质结产品的客户接受度高，国外客户询单签单情况良好，今年国内也有两项较大项目中标。
与PERC和TOPCon相比，HJT具有以下优势：
1）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。
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。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。
2）高对称性：标准 HJT 电池是在单晶硅的两面分别沉积本征层、掺杂层、TCO 层和金属电极，这种对称结构可以减少工艺步骤和设备，便于产业化生产。
3）双面发电双面率高：标准 HJT 电池结构对称,正反面受光后都能发电,封装为双面组件后年发电量比单面组件多 20%。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。
4）光照稳定性好，低衰减：非晶硅薄膜的一大问题是由 Staebler-Wronski 效应导致的光致衰减很严重，而HJT 电池没有此效应，而且用n 型晶硅做衬底的HJT 电池不存在B-O对导致的光致衰减，因此光照稳定性很好。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。
5）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。
6）低温工艺：由于 HJT 电池是基于非晶硅薄膜的 pn 结，因而最高工艺温度约 200℃，全工艺流程低于200℃（PERC磷扩环节850℃，TOPCon硼扩环节1100℃），不需要传统晶体硅电池通过热扩散（约 900℃)形成pn 结，节约能源的同时也使硅片的热损伤和形变较小。
7）高开路电压：由于异质结和优异的表面钝化,HJT 电池的开路电压要比常规晶体硅高。
8）光照特性好温度特性好温度系数低：太阳能电池的性能数据通常是在25℃的标准条件测量的，然而光伏组件的实际工作温度通常都会高于此温度，因此高温下的电池性能非常重要。由于 HJT 电池是带隙较大的 a-Si:H 与c-Si形成的异质结因而温度系数比晶体硅电池优异。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。
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，
HJT的局限在于“性价比”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。【设备降本】零部件国产化，23年是密集接触的阶段，预计24年年中会有比较明显的导入，23年年初是40%零部件是进口。
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，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。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。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。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。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。
23年底和24年底降本增效进展
综上，预计23年年底HJT的非硅成本有望达0.24元/w（纯银）、0.23元/w（银包铜）：浆料降低0.1元/w+，设备折旧等其他成本降低约0.1元/w。
24年年底HJT的非硅成本有望达0.18元/w（银包铜）：浆料降低约0.3元/w，靶材降低约0.1元/w，设备折旧等其他成本降低约0.1元/w。24年底有望降至0.18-0.21元/w。同时，后续若HJT以上降本进度超预期，不排除设备厂商降价放量带来折旧成本进一步下降。
站在当前时点来看23年底和24年底的HJT和topcon对比，我们认为相比非硅成本，成本回收期依旧是下游企业扩产时考虑的第一要素。
23年底HJT成本回收期相比topcon依旧更长：HJT（纯银方案）的成本回收期约2.2年，HJT（银包铜方案）的成本回收期为2.05年，HJT在回本周期上相比topcon依旧更长。
24年底HJT成本回收期相比topcon预计会更短：HJT银包铜方案在浆料成本仍可降低0.02元，靶材可降低0.01元，整体与topcon的单W电池片成本差距也会缩减到0.02元，初始投资回本周期为2.46年，短于topcon的3年；24年底HJT铜电镀的回本周期约2.82年，同样短于topcon。
在当今的市场环境下，异质结提升突破成本瓶颈，是异质结规模化发展的核心。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。从目前进展来看，头部几家企业已达到GW级。
HJT：完美钝化，主要缺口来自光学损失
与TOPCon电池相比，HJT 电池在正表面、背面均实现了钝化接触，因此获得了较高的开路电压（接近 750mV），明显高于TOPCon电池和PERC电池。但正表面的非晶硅层作为一种半导体，存在较为严重的寄生吸收，造成 HJT电池在短路电流方面并不占优势。
解决该问题的思路之一在于使用微晶硅代替非晶硅，原因在于微晶的吸光系数更小，且具有更高的电导率，在缓解正表面寄生吸收的同时，降低了对ITO导电性的依赖。
从工艺上来讲，微晶的形成需要改变通入硅烷与氢气的稀释率，即更高比例的氢气，从而提高硅薄膜的晶化率。但稀释率的提高通常伴随着沉积速率的下降，引入 VHF 电源以代替传统的RF电源，有助于提高微晶薄膜沉积速率。
根据迈为股份数据，采用VHF电源，镀膜速率较 RF电源提升2倍，氢气用量较RF电源降低70%左右，效率较RF电源提升0.3%以上。原因在于频率增加后，等离子体电子浓度增加，可以产生更多的自由基元，从而提高微晶薄膜沉积速率。同时等离子体能量降低，有助于降低表面损伤。
根据东方日升2023年半年报披露，公司未来拟通过硅片薄片化、低银含浆料以及无铟化材料三条主要路径降低HJT电池组件产品生产成本。请公司介绍下目前上述降本增效路径的进展及成效，未来是否具有较大降本空间，与同技术路线的友商相比是否具备成本优势。
答：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：
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。多种降本手段如 0BB、银包铜、无铟/低铟靶材技术正在逐步导入，未来放量可期。浆料降本-0BB；靶材降本-设备优化/叠层膜或者铟回收
HJT 的降本途径主要降本方向有：
（1）薄硅片降低硅成本：HJT电池薄片化持续进展，目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，110um硅片整体处于中试及准备量产阶段，目前硅片厚度有望降至110微米以下，且 HJT 电池对于硅材料容忍度高，可提升边皮料利用进一步降低成本；东方日升量产初期即已导入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。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。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。
【硅片厚度进展】目前是100μm左右，半棒半片级边皮料的利用有较好的潜力。
2）降低金属化成本：主要是通过栅线图形的优化和银包铜及OBB工艺、低银浆料、铜电镀的方式来大幅度降低银浆的用量。浆料降本（途径为0BB，目前0.08元/w，预计24年上半年降至0.05元/w，24年年底更低）
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%。爱康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。
NBB or 0BB：A.银浆耗量比常规SMBB节省30%；30%银包铜技术下，综合银耗约4mg，折合成本0.03元，较目前降本约0.05元，低于铜电镀极限成本0.07-0.08元；B.组件CTM更高，功率提升1%；C.采用超细超柔焊带，降低胶膜克重30%，适应更薄硅片。
银包铜：华晟23年7月开始导入双面银包铜。50%左右的银含量，效率预计提升0.1%左右，降低到12-13mg。
根据东方日升预计，HJT 银浆成本有望从之前 0.2 元/W降至0.05 元/W；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。
【钢板进展】23年底，目前华晟和爱康均有试验，进行问题解决和反馈。钢板使用成本与原本相近，但浆料耗用量和效率都会提升0.2%+湿重也会减少。钢网成熟后会往各家推广，极限宽度在20微米左右。
迈为0BB设备可节省银耗30%、焊带10%、胶膜30%。
（1）节约银耗：与常规SMBB相比，0BB能够节省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。
（2）节约焊带&胶膜：迈为0BB采用超细超柔焊带，可以节省焊带10%+，焊带变细之后，胶膜就会变薄，最终可以节省胶膜30%，并且无需特殊的一体膜或者皮肤膜，进一步降本。目前市场主流胶膜460μm，有的已经降到420μm，迈为已经测过380μm，现在正在测320μm，处于行业领先。
增效：迈为采用前焊接增强可靠性&焊点饱满&无热斑效应能够提升电池片效率0.3%、组件功率6W+。
迈为NBB是目前唯一采用前焊接的0BB技术，具备以下优点
（1）可检测焊接拉力保障可靠性：后焊接无法测压力，后续组件端存在出现批量质量问题的风险；
（2）焊点饱满、组件CTM高：前焊接会使用助焊剂，焊接非常饱满，所以迈为的0BB设备可以提高组件功率6W+；
（3）采用中温焊带，不受热斑影响：前焊接没有热斑效应，后焊接的焊带熔点温度低于层压温度（140度），而去热斑需要150或160度，所以后焊接可能会带来热斑效应从而降低组件功率。
浆料降本-0BB；靶材降本-设备优化/叠层膜或者铟回收1、浆料降本预期：最领先的是东方日升，目前0.08元/w，预计24年上半年降至0.05元/w，24年年底更低。0BB可同时完成提效降本，专利方面东方日升布局较多：0BB利用内嵌铜线的聚合物薄膜代替主栅，优化了细栅的宽度和间距，减少了电池遮光面积和电阻损失，带来电池效率的提升和浆料耗量的节省。0BB专利方面，国内东方日升申请了较多与无主栅太阳能电池串连接方法、组件制备方法相关的专利。图：东方日升在无主栅技术上有较多专利布局
3）TCO靶材，靶材成本降低：通过导入低铟、无铟工艺降低靶材成本，未来靶材成本有望从0.045 元/W降至 0.015 元/W。东方日升低铟/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。此外，华晟导入无铟靶材，利用氧化锌和氧化锡材料取代铟材料，可进一步优化成本。
迈为股份靶材低铟化：通过优化溅射设备，目前设备对纯铟基靶材理论耗量降至13.5mg/W，预计23年末整包方案中单耗可降低至12g/W左右；低铟叠层膜（50%无铟），结合设备方案铟基靶材理论耗量可降低至6mg/W左右。
靶材降本（途径为设备优化/叠层膜/铟回收，当前行业平均0.03元/w，预计24年0.015-0.02元/w，远期可降至0.002元/w以下）
靶材降本：设备+叠层膜+铟回收助力降本我们以当前铟耗量13.8mg/w为例，仅5.2mg/w的铟会附着在电池上，即ITO增重（占比38%），后续可以通过设备优化/叠层膜等方式降低；剩余62%的铟耗量均为相关损耗，后续可以通过铟回收大幅降低。图：铟耗量拆分（13.8mg/w为例）
1）ITO耗量方面：HJT电池中的TCO膜层需同时满足多项要求，未来有望通过设备改进或复合膜层的设计来降低靶材成本。HJT电池中的TCO膜层需同时满足透明性好、电导率高、与其接触的硅薄膜的功函数相匹配、靶材料成本要足够低、镀成的薄膜较为稳定等要求。
功函数匹配方面，由于HJT在HJT电池中TCO膜层与N型或P型非晶硅膜层接触，属于半导体与半导体接触，TCO膜与金属电极接触，属于半导体和金属接触；这两种界面之间，当材料间功函数不匹配时会产生大的接触电阻。
2）其余损耗方面：随着异质结产业的规模不断扩大，可将铟的损耗部分尽可能进行回收。
预期：当前行业平均0.03元/w，预计24年0.015-0.02元/w，远期可降至0.02元/w以下。
具体来看，1）预计在2023年末，迈为提供的异质结电池制造整体解决方案中，对于100%铟基靶材的理论单耗可降低到12mg/W左右，对应靶材成本约0.026元/w；
2）将低铟叠层膜方案（50%无铟）与上述设备改进方案相结合，PVD设备也可兼容，铟基靶材理论单耗可降低至6mg/W左右，对应靶材成本约0.013元/w；
3）若继续叠加铟材料的回收，结合无铟靶材的逐步深入，GW级异质结电池工厂的铟消耗量将有望降低至1mg/W，对应靶材成本约0.002元/w。
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%。
HJT-提效途径：1、短期-双面微晶（预计提效达1%，23年导入量产，当前结合双面微晶的最高效率已达26.49%）；2、中期-铜电镀（预计提效0.6%，量产难点目前来看有半数已基本得到解决）；3、后期-钙钛矿叠层（预计提效3%-5%，当前难点在于钙钛矿层镀膜）。
1）短期提效路径：双面微晶:
22年9月，迈为联合SunDrive采用可量产双面微晶设备，实现26.41%的实验室效率；于2022年12月开始交付客户，目前已交付安徽华晟、金刚光伏、东方日升、三五互联量产线，通威、隆基、爱康、宝馨中试线。
双面微晶（23年导入量产，当前已有中试线最高效率达到26.49%）双面微晶可带来约1%的电池效率绝对值提升，主要难点在于增加氢稀释率，解决办法包括提高功率，提高频率，增加设备。HJT非晶产线升级到微晶产线需要在射频系统、温度系统、工艺配方等方面进行改进。其中，N面微晶电池平均效率较非晶已提升0.4%-0.5%，电池量产平均效率达25%，组件功率已提升15-25W（针对M6-72片双玻版型），效率标准偏差约0.1%。微晶P层23年导入量产，效率有望突破25.5%。
提效进展：近日通威HJT产线已完成双面纳米晶开发，当前中试线最高效率26.49%；华晟双面微晶目前25.2%（进口大功率电源还未到，替换进口大功率电源后再提升0.1%-0.2%）；日升双面微晶目前25.3%（吸杂设备还可以优化，优化后25.5%左右）；金刚光伏酒泉4.8GW双面微晶设备已进入调试阶段。
双面微晶（23年导入量产，当前已有中试线最高效率达到26.49%）
双面微晶可带来约1%的电池效率绝对值提升，主要难点在于增加氢稀释率，解决办法包括提高功率，提高频率，增加设备。HJT非晶产线升级到微晶产线需要在射频系统、温度系统、工艺配方等方面进行改进。
其中，N面微晶电池平均效率较非晶已提升0.4%-0.5%，电池量产平均效率达25%，组件功率已提升15-25W（针对M6-72片双玻版型），效率标准偏差约0.1%。微晶P层23年导入量产，效率有望突破25.5%。
提效进展：近日通威HJT产线已完成双面纳米晶开发，当前中试线最高效率26.49%；华晟双面微晶目前25.2%（进口大功率电源还未到，替换进口大功率电源后再提升0.1%-0.2%）；日升双面微晶目前25.3%（吸杂设备还可以优化，优化后25.5%左右）；金刚光伏酒泉4.8GW双面微晶设备已进入调试阶段。
中期提效路径：铜电镀（提效预期从原来的0.3%-0.5%提升至0.6%，之前的量产难点目前来看有半数已基本得到解决）
提效口径：太阳井0.3%，海源复材0.5%，迈为0.6%。
量产难点：
难点1（待解决）：设备稳定性有待验证：迈为的丝网印刷机每小时可生产14400片G12半片和15000片M10半片。截至2023年2月，图形化环节，芯碁微装的LDI设备产能为6000片/h；金属化环节，截至2023年4月，东威科技产能8000片/h的VCP设备正在制造，具有破片率低、均匀性好等优势；23年6月，罗博特科GW级VDI电镀设备发货。设备产能问题已基本解决，主要在验证设备稳定性。
难点2 （待解决）：合适的油墨材料开发比较难：图形化环节中可以匹配光伏需求的低成本油墨开发较难；
难点3 （待解决）：铜电镀工艺可能会存在环保问题：铜电镀使用的湿膜中含有油墨，油墨是有机污染物，且显影和电镀环节都会有废水产生，一方面通过环评指标存在难度，另一方面进行污水处理会进一步增加量产成本。
难点4 （已解决）：使用铜电镀技术会对电池片的良率造成影响：由于相比丝网印刷而言铜电镀多了几道包含湿法在内的工艺步骤，因此预计会对电池片的良率产生一定影响，太阳井200MW产线150μm硅片铜电镀良率已可做到95%，良率问题基本解决；
难点5 （已解决）：铜栅线的氧化问题：铜栅线在制作过程中会在两个环节可能被氧化，一是用磁控溅射做完的种子层需要进入显影液中时；二是电池片生产完成没有短时间内完成封装时，防止铜氧化的解决办法是镀锡，锡的厚度约为1微米，目前来看也已基本解决；
难点6 （已解决）：铜栅线相比银栅线更易出现脱栅：铜栅线是实心的，且宽度更细，与TCO接触面积更小，可通过低应力技术解决。
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。
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。
电镀铜：迈为股份公司自研图形化LDI和投影曝光环节，未来电镀铜成本有望做到8分/W，提效0.6%，设备价值量降至1亿元/GW。公司预计23Q3中试线搬入，24/25年量产测试调试，26年实现稳定量产出货。
远期提效路径：钙钛矿叠层
钙钛矿太阳电池和传统晶硅太阳电池叠加形成的叠层太阳电池，宽带隙钙钛矿材料吸收短/中波段入射光，窄带系单晶硅材料吸收中/长波段入射光，可最大限度利用太阳光。
异质结/钙钛矿叠层电池可实现更高的光电转换效率：在转化效率贡献上，异质结可以贡献25%-26%的转化效率，而钙钛矿叠层则是增加其3%-5%增量效益。
异质结/钙钛矿叠层电池制备流程包括6步：（1）清洗制绒；（2）硅基薄膜沉积（钝化表面结构，形成PN结）；（3）透明导电薄膜沉积；（4）ETL层和钙钛矿层沉积；（5）HTL层和受光面TCO层沉积；（6）金属化。
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%。
IBC 的关键工艺技术挑战有如下几点：
1）前表面陷光和钝化要求较高：为了保证光生载流子在流动到背面电极前不被复合，需要对前表面进行很好的钝化，降低表面的复合速率；
2）电池背面叉指状间隔排列的p 区和 n 区制备：在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的 p 区和n 区掺杂区，掺杂浓度和分布至关重要；
3）背面栅线金属化设计：IBC 电池的栅线都在背面，可以更加灵活地设计栅线，采用栅线宽度加宽或者高度增加的方式，降低串联电阻。金属接触区的复合通常都较大，所以需要降低栅线接触区域面积，降低复合，提升开路电压；
4）工艺复杂：从技术层面上来看，BC 电池制成流程复杂，技术难度大、对材料的要求高、成本难受控制，对硅片少子寿命要求高，未来还需要解决系列问题，包括制备流程长，成本与一致性等问题。
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。
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、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。
目前新玩家在HJT领域较多，总体规划产能大约有四五百个吉瓦(GW)，但落地产能仅约三十多个吉瓦。具体到公司，华盛设备进场产能大概为12个吉瓦；东方日升达到了5个吉瓦；爱康科技大约有3.2个吉瓦；金刚玻璃维持在2.4个吉瓦；通威集团也有两个多吉瓦；练声股份在眉山规划了10个吉瓦，一期项目5个吉瓦，目前投产1.8个吉瓦；国电投规划15个吉瓦但仅建成1.8个吉瓦；印度的Adani执行了三四个吉瓦；润海新能源在舟山建设了3.2个吉瓦。很多玩家建立了厂房，但并未满负荷产能，这是因为HJT技术正处于发展阶段，如果过早满负荷可能会导致后期出现设备更新或工艺更新时的资源浪费。以华盛建设速度过快为例，本来预期产能近20个吉瓦，目前实际产能远未达标，且几个技术节点还在验证过程中，所以过多布局也存在一定风险。
华晟珠峰G12R-132大版型组件在地面电站中的应用优势尤为显著。以珠峰系列G12R 630W组件为例，与同版型TopCon组件相比，单瓦发电量提高了3.2%，最大化均摊了支架、土地、电缆等系统成本，可节约2.6%的度电成本并最终带来3.9%的系统收益率提升。欧洲客户选择了华晟珠峰系列拳头产品，为其在保加利亚等国的太阳能发电项目提供强有力的支持。该系列产品基于HJT3.0高效电池技术，采用182mm*105mm矩形硅片，集成双面微晶SMBB、光转膜、丁基胶等先进工艺。
在HJT技术领域，东方日升和华盛的成本控制和良率表现相对较好。东方日升的产品在转换效率上可以达到25.8%至25.9%,华盛的产品约在25.67%。在组件功率方面，华盛目前领先，能够做到700瓦，而东方日升能达到741瓦。就银包铜技术而言，已经完成了验证周期，目前已广泛使用，且采用银包铜的浆料作为主流。
在电站端的验证中，主要问题在于零差异背板连接(OBB)技术，因为它需要确保电流的有效收集，在没有焊条的情况下，对铜银等金属的接触和导电性要求非常高。如果制作过程中质量控制不佳，可能会导致组件功率衰减。因此产品需要在电站环境中经历一定时间的验证，以确保可靠性和稳定性，并获得客户的认可。当前预计OBB技术的验证周期为半年至一年，并预期在明年年中至年底完成，之后产能规模将可以释放。
HJT太阳能电池技术的OBB方案目前确实面临一定的技术挑战。行业普遍采用两种方案：纯点胶方案与焊接加点胶方案。东方日升选择了与奥特维合作的纯点胶方案，但纯点胶可能存在粘接不牢固、接触电阻偏高以及焊带脱落等风险。
相反，华盛推行的焊接加点胶方案虽然保证了焊带连接更为稳固，但高温焊接过程中可能引发硅片隐裂的问题。这两种方案各有局限性，需要在制造端和电站端进行更长时间的验证。因此，OBB技术的大规模推广预计将较为缓慢，预估至明年年中，该技术在制造端和电站端会逐渐走向成熟。
银包铜技术的验证阶段已顺利完成，目前该技术已广泛应用并取得主流地位，从最初的背面应用扩展至双面全面采用。就普及速度而言，现在几乎所有主流厂商都已在使用银包铜浆料，主要动力来源于对成本的有效控制。关于银包铜技术，如果能从目前的50%银含量降至30%,以及未来可能的70%铜含量，预计成本能降至4分钱左右，但这仍取决于浆料技术的进步。现阶段非硅成本正在快速下降。在金属化部分的成本上，已经能够控制在6分钱以内，这一进展速度相当显著。银浆的成本如果没有OBB,目前应该在1毛钱到1毛2左右，若有OBB则能进一步降至近6分钱。
关于靶材成本方面，迈为和华盛在低铟化靶材技术研发中取得了较快突破，低铟化技术有望将成本至少削减一半，由原来的4分钱降低到2分钱。其中，华盛已经开始生产低铟含量的靶材，尽管无铟靶材尚未得到大规模应用。关于靶材的成本，目前基本上是4分钱，如果引入50%的铟含量，成本能进一步降至2分钱。靶材技术的大规模应用预计也会很快实现。
目前HJT技术相关的主流印刷的线宽在35-36微米左右，而高温浆料已经能做到18-20微米，如果低温浆料的线宽能够做得更细，转换效率做到26%是没有问题的，所以说还有提升空间。在功率方面，即使有些技术如TopCon认为转换效率已接近25.6%或25.7%,但因测量偏差，功率并不一定高。更应关注的是主流功率来体现先进性。虽然像东方日升在23年年中已经推出了HJT产品，但市场验证侧重于客户端的长期使用效果。例如，只有在电站使用或在某些恶劣环境下才能体现产品的真实效果。因此，可靠性验证需要至少半年到一年的周期来观察产品的功率衰减等指标。国内部分电站已在今年开始大批量的HJT组件招标，同时考虑到国内是大宗市场，厂商也在同步进行海外和国内市场的验证。
提效今年年底，依托技术进步，HJT的18372版型完全可以做到590瓦，而到了明年年中，结合微晶化等技术优化，应有望达到或超过600瓦。在提效手段方面，电镀铜技术若成功导入生产线，转换效率还有近0.5%的提升潜力。
电镀铜技术的优势在于其能够将导线的宽度减小至15微米，相较于当前35微米的标准有显著降低，这一改变可以大幅度减少光在细线处的折射损失，理论上可带来至少0.5个百分点的转换效率提升。
然而，该技术面临三大挑战：首先，电镀铜生产设备与工艺尚处于发展阶段，预计到2025年才可能实现规模化生产；其次，初期设备投资成本高昂，单台设备投资额往往超过1.5亿，对于已投入近4亿建设异质结生产线的企业来说，额外增加这部分投资颇具压力；再次，电镀铜工艺流程复杂且技术要求高，涉及图形化处理、种子层图案构建以及后续的电镀优化与后处理等步骤，并且目前良品率问题突出，许多实验阶段厂商的良率仅维持在70%-80%,而行业普遍要求达到96%甚至更高，若不能突破90%以上的良率门槛，电镀铜技术的应用将受到限制。
在国内市场中，通威和国电投公司在电镀铜技术领域较为领先。通威公司计划在其试验线上增设一条电镀铜生产线，而国电投则与罗伯特科联手打造了一条500MW规模的产线，尽管具体运行数据尚未公开。隆基也曾进行过为期半年的电镀铜技术实验并采购了相关设备，但后来暂时搁置了这方面的实践。总体来看，电镀铜技术的成熟应用还需一段时日，预计到2025年或许会有更明显的产业化进展。
提及提高转换效率的途径时，浆料技术如果能成功研发出性能优越的低温浆料配方，从而改善印刷性能，使线条细化至20微米以内，理论上也能带来约0.5个百分点的转换效率增长。因此，浆料生产企业亟需在这方面加大研发投入。优化浆料印刷线宽不仅有助于节省原料消耗，更能因更细线条导致的折光减少而间接提升转换效率。
现阶段，HJT电池生产设备的初始投资成本较高，大致范围位于3亿至4亿之间。成本居高不下的主要原因之一是采用了微晶化技术，增加了设备的复杂性和制造难度。尽管当前设备价值并未明显下降，但在降低成本的可能性方面仍存在一些积极信号，例如采用热化学气相沉积(HSCVD)技术等新型工艺。若HSCVD技术能够在实践中取得突破性应用，未来设备投资成本有可能降至1亿以内。在现有设备体系下，随着规模效应的显现，预期到明年投资成本降低至3.5亿以内也是有可能实现的目标。
预计到2024年底，异质结(HJT)的产能落地将达到100吉瓦。就设备市场而言，目前迈为是行业龙头，市占率达到70%以上，它的销售量只占其产能的一半。尽管规模庞大，但产能还未充分发挥。因此，设备价格降低更加困难，后期仍需依赖技术成熟和规模化，才能推动价格下降。至于规模化的扩张，取决于多个因素，包括技术领先性和电站端溢价的维持。如果100个吉瓦能够在今年落地，预计到2025年，HJT可能会迎来规模扩张，与此同时，旧技术可能将面临淘汰的风险。
目前能提供完整HJT生产线的厂家并不多，迈为占据了行业领导地位，其次是捷佳伟创等。这些头部企业通过提供整线设备和持续技术积累获得了竞争优势。
虽然捷佳伟创在HT设备领域也有所布局，但其更多精力仍集中于TOPCon设备。公司在面对pecvd和pvd设备的技术挑战上，如pvd一度被视为替代技术，但现实证明在HJT领域其应用存在问题。捷佳伟创曾尝试管式pecvd,但由于镀层均匀性问题，此技术也并未成功。如果捷佳伟创能够解决热化学气相沉积(HSCVD)的技术问题，将能开拓新的市场空间。
现阶段，HJT技术的盈利能力和领先性并不显著,因为相对于TopCon而言，HJT的投资成本更高。市场预估HJT成熟期将在今年年中到年末，但TopCon持续的低投资成本可能会使其与HJT并行一段时间，可能会一直持续到2024年、2025年，直到HJT的盈利能力和技术领先性变得更为突出。目前来看，HJT技术已经显示出某些优势，但这些优势需要进一步观察和验证。头部企业因此在观望，判断这种优势是否是可持续的，尤其是在溢价和投资额度方面需要更细致的评估。
行业确实普遍接纳了光转膜技术，但仍有企业对其长期可靠性持有担忧。虽然光转膜在初期使用时可能使功率提升5到10瓦，但人们质疑一年后光转膜是否能保持同样的效果。尽管这些疑虑存在，事实上如果封装技术做得足够好，材料应该不会变质。光转膜不仅用于光伏产业，它在农业领域的大棚膜材料中也已广泛使用，帮助植物更有效地吸收光。光转膜带来的功率增加使得即便有成本上升和可靠性的风险，它也应被视为行业的标配。对于光转膜的稳定性，虽然目前还没有过多年的实证数据支持，但它在销售时能提供更高的功率，所以被普遍认为是值得采用的技术，尽管5到10年的材料稳定性仍无法得到保证。UV光转胶膜。具有高效的紫外光转换成蓝光性能组件功率可提升2%，适合双面微晶HJT 电池。
HJT无主栅承载封装一体膜。可固定焊丝，防止虚接;具有高粘接、高水汽阻隔和优异的耐紫外老化性能，是一种共挤型POE胶膜，由EVA和POE采用同步挤出而成，用于无主栅异质结电池组件的封装能够有效固定焊丝不偏移，使焊丝和电池片保持良好接触。
8、截至2022年底，全球海上风电累计装机达到64.32GW，我国海上风电累计装机达到3.05GW，已经成为全球海上风电领域的重要力量。据全球风能理事会预测，未来二十年，全球海上风电规划装机预计每年增长15％左右。到2030年，全球规划新增装机约250GW，到2040年将增加到560GW左右。
随着技术的不断进步和成本的不断降低，风电行业的发展前景非常广阔。未来，中国风电行业将持续保持快速增长态势，以下几个方面值得关注：
一是海上风电成为发展重点。与陆上风电相比，海上风电具有相对高密度大规模开发并网、发电效率高、对环境影响小等优势，将成为未来风电发展的重要方向。
二是风电机组大型化趋势将继续保持。风电机组是风电的核心设备之一，大型化可以有效提高发电效率和降低成本。近年来，风电机组的大型化趋势明显，未来这一趋势将继续保持。
三是智能化和数字化成为行业升级方向。随着数字化和智能化技术的不断发展，风电行业也将迎来升级换代的重要时期。通过引入先进的数字化和智能化技术，可以实现风电机组的远程监控和维护、提高发电效率、降低运维成本等目标。
四是产业链协同发展成为行业共识。风电产业链包括风电机组制造、风电场开发、运营维护等多个环节。未来，风电行业将更加注重产业链的协同发展，通过加强上下游企业合作，实现资源共享和优势互补，推动整个行业的可持续发展。
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。
9、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。
10、随着中国海上风电建设离岸距离增加，预计有望在2024-2025年给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，这部分订单的高盈利水平也有望在未来2-3年延续。考虑项目的建设周期，预计2023-2026年行业有望实现15GW高压海风项目的建设，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%。
中国海上风电向远海发展，高压送出成为趋势，高压项目规划饱满。
中国海缆单GW价值量提升趋势不变，饱满高压海缆订单即将释放，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%，头部海缆公司有望受益。海缆行业整体单GW价值量随着全国范围项目离岸距离变远会呈现提升趋势，即使是高压柔性直流的应用对于个别区域项目呈现价值量的下降，但从行业整体来看影响较小，海缆行业整体单GW价值量仍会较近1-2年平均略高于10亿元/GW的水平保持提升。随着高压送出项目在2024-2025年分批次逐步进入开工建设阶段，有望给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，
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。
11、11月，我国动力和储能电池合计产量为87.7GWh,环比增长13.4%，同比增长40.7%。1-11月，我国动力和储能电池合计累计产量为698.7GWh，累计同比增长41.6%。销量方面：11月，我国动力和储能电池合计销量为84.2GWh，环比增长12.3%。其中,动力电池销量为68.1GWh，占比80.9%，环比增长11.6%，同比增长22.6%；储能电池销量为16.0GWh,占比19.1%，环比增长15.1%。储能电池销量增速略快于动力。装车量方面：11月，我国动力电池装车量44.9GWh，同比增长31.0%，环比增长14.5%。其中三元电池装车量15.7GWh，占总装车量35.0%，同比增长42.4%，环比增长27.5%；磷酸铁锂电池装车量29.1GWh，占总装车量64.9%，同比增长26.0%，环比增长8.5%。1-11月，我国新能源汽车市场共计49家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少7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270.1GWh、299.1GWh和330.1GWh，占总装车量比分别为79.5%、88.0%和97.2%。
12、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。
11月储能系统中标均价为每千瓦时800.46元，与今年初相比下降47%；4小时储能系统中标均价每千瓦时736.31元，创历史新低。业内普遍预计，未来的市场将会经历一轮淘汰赛，其中资源较少、成本较高的企业可能会被淘汰。同时，现在仍有企业在加大对储能系统集成业务的投入，专家预测2024年储能电芯价格可能降至每瓦时0.35元。
2023年中国储能市场规模有望超过15G瓦，到了2025年，这个数字将达到70G瓦。
目前行业出现的恶意竞争，一是少数电芯企业靠降低产品质量来低价打市场，二是资本雄厚的大公司舍弃利润求市场份额。两头挤压下，行业“卷的要死”。在激烈的竞争下，已有电池厂“撑不住”了。有消息显示，厚能股份因其锂电池生产规模小和设备陈旧，导致生产成本过高，不符合市场需求，决定停止锂电池的生产。
全球储能市场由快速发展期进入洗牌期，且未来1-2年仍将持续。增速减缓、产能过剩、利润压缩、市场分野、技术迭代、资本遇冷、安全事故等多重变局将使得企业加速分化。
13、结合宏观趋势与企业数据，预测2024年中国新型储能市场的十大趋势：
预测一：预计2024年全球表前新增装机量增速达40%，储能系统/电池出货量增速约25%，储能系统全球出货超160GWh
从需求端看，全球表前储能依旧旺盛，2023年中、美、欧陆续宣布加大可再生能源建设，未来中、美仍是全球表前储能最主要市场。
其中美国市场因区域电网高度分散和独立，设施老旧，对于储能需求更加旺盛，但受限于并网困难、劳动力短缺以及供应链等因素，虽有高额投资补贴激励，但短期装机增速有限，仍有海量储能项目排队等待并网。中国在技术创新与持续降本推动下，锂电储能度电成本逼近抽水蓄能，应用规模将持续扩大。
受双碳战略及区域能源结构影响，东南亚、中东、南亚、澳洲、南非、南美等地的表前储能需求也在持续增长。预计2024年全球表前装机仍将高于出货增速，装机量将突破130GWh。储能系统（表前和表后）全球出货将突破160GWh，储能电池全球出货量将突破200GWh。
预测二：全球户储市场呈现结构性库存状态，区域库存将在2024H1回归正常水平，预计2024年全球户储锂电池出货25GWh
2023年户储市场的高预期导致渠道商库存持续积压。受全球各地需求、装机速度及产品认证的不同，不同区域呈现结构性库存分布。预计行业库存最早将于2024年1月份、最晚6月去化完毕，期间户储装机/出货比持续调整，反映到供应链方面，企业逐步回归理性，库存比将回落至0.6-0.8的水平。
2023年美国户储市场受加息及NEM3.0政策影响，户用光伏、储能装机意愿有所下降，2024年有望结束加息，美国市场仍具备较大增长潜力。预计2024年全球户储装机22GWh，户储锂电池出货25GWh。
预测三：工商业储能细分应用场景持续增加，区域市场分化明显，预计2024年维持30%以上的增速
受不同省/市/区分时电价政策、补贴政策、产业发展基础等影响，工商业储能市场差异将持续扩大，短期内江浙粤等省市将占据绝大部分市场需求，部分企业将率先在区域市场形成品牌知名度和渠道影响力，预计2024年工商业储能维持30%以上的出货增速，并网备案审批或将成为影响市场规模增长的关键因素。
预测四：集采和独立储能仍为主流，招标要求趋严，央企参与增多，电芯行业集中度持续提升
预测五：国内现货交易与辅助服务规则日趋完善，储能开启新商业模式，经济性难题有望改善
预测六：2024年储能市场整体供大于求，系统集成较电芯环节竞争更为残酷，50%以上的储能系统企业将被淘汰出局，CR10瓜分八成以上市场份额
预测七：储能电芯价格将稳定在0.4元/Wh左右，AC侧降本压力将从主材到辅材转移，预计系统（0.5C）价格将稳定至0.8元/Wh，但低于成本价的无序竞争仍会存在
预测八：搭载314Ah的储能新品将于2024Q2批量出货，电芯与PCS技术迎来升级，但280Ah及系统产品仍是电力储能主流产品
预测九：钠离子电池与大圆柱有望在户储实现应用，2024年将是大圆柱规模上量元年
预测十：2024年全钒液流电池出货量将首次突破GW，系统价格将降至2元/Wh
14、近期户储板块股票价格大涨，原因是鸿海风波导致苏伊士运河运输受阻，进而影响到天然气和大宗商品价格。德国电力现货价格因风力发电量激增而下降，但中长期仍会维持在 80 到 90 欧元每兆瓦时。欧洲户主的储能装机在今年实现了快速增长，德国和意大利的装机规模增长迅猛。南非市场成为全球增速最大的储能市场，主要因为南非电力供应紧张。明年 PCS 企业可能会出现价格战，但预计价格下降相对可控。
天然气价格上涨会带动整个电价的预期波动，从而影响户储板块的上涨。户储板块的收益率与电价高低有关，电价越高，户储板块的收益率越高。
电力现货价格是发电商和电力工商业的用户交易的实时价格，而电价是居民电价加上输配电价、收费电价和税费的价格。
德国和意大利的户储装机都实现了爆发式的增长，意大利的户储装机规模有百分之七八十来自于户储。
欧洲的储能市场装机需求非常旺盛，今年上半年的装机基本上把去年年底的库存进行了有效消化，下半年的装机跟上半年维持差不多的水平，明年一季度或二季度的库存水平会有一个比较好的去化。
户储价格下跌主要是因为今年的价格下跌 10%，但是它的成本的波动不是特别大，它不像锂电池。锂电池的价格下跌，其实是因为说锂电成本，它碳酸锂的这些相关的一些成本下跌比较快，所以它的整个的价格跌得比较快。
明年价格下降的可能性有多大？利润下调的程度有多大
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
本期硅料环节氛围整体维持，买卖双方的签单氛围和积极性保持不错，新签单价格范围与前期范围基本重叠，尤其是高品质的，用于N型拉晶生产的块料价格水平仍然维持每公斤65-68元范围，不同数量和搭配比例后的价格可能稍有差别，但是整体范围如此。颗粒硅价格水平也维持在每公斤56-60元范围。24年一季度硅料总产能增幅约9.8万吨/年，其中头部企业的新产能增幅占比仅为20%，本季度增加产能更大比例将由二三线和新进入企业贡献。除了产量爬坡过程的差异，各家产线的质量爬坡进度也表现不一，或将引起一季度高品质产品增量幅度非常有限。
1.1.2硅片价格分析
截至目前为止国内硅片环节继续维持高开率叠加近期市场陆续也有硅片新产能在释放，12月国内硅片供给达到年内新高，当前整体市场上硅片库存水平已开始有抬头迹象。本月国内N/P硅片分化也是逐步明显，单晶P型182硅片受下游电池端P型182产线减产停产较多的影响，需求下滑较为明显，本周价格也是进一步下跌至2-2.1元/片区间；P型210硅片在下游部分项目年前交货的带动下仍有部分需求支撑，价格上虽有下滑幅度趋缓，本周单晶G12硅片价格在3.2-3.3元/片区间。N型硅片方面，当前国内不少硅片企业在进行P/N的切换，同时市场硅片新投产能也多为N型，在下游N型排产需求的带动下，N型硅片需求尚可，但N型硅片价格整体仍在继续走弱，本周N型182硅片价格来至2.3元/片左右，市场低位价格出现2.25元/片左右的声音。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元/片左右。随着整体硅片产出的增加，库存增加风险加大，硅片价格恐仍难以稳住。
1月份硅片环节受到电池排产大幅下修与春节前需求萎靡影响，总体排产出现下调，来到58 GW，环比衰退8%左右。此外，观察厂家N型拉晶生产持续提速，多数厂家逐步上调比重，1月份估计总体生产比重将能来到70%左右，并许多企业规划以全N型的生产比重以供应下游电池迭代需求。
本周硅片成交价格仍在缓慢下行，M10成交价格维持每片2元人民币左右、G12尺寸下跌到每片2.8-3元人民币附近。N型M10尺寸成交价格也呈现缓跌，落在每片2.05元人民币左右；G12部分价格则维持每片3.2元人民币左右。近期在电池技术迭代的浪潮下也使硅片环节N/P的供需情势持续发生变化，随着企业针对182 P型的生产急剧萎缩，甚至逐渐有厂家陆续收尾不在生产该规格产品，当前浮现182 P型硅片的供需紧俏现象，除了182 P型硅片价格横盘外，也开始出现贸易商屯备货的现象，预期后续硅片各规格的价格走势也将出现不同程度的分化。
1.1.3电池片价格分析
电池片价格在经历了20周的价格下行区段并维持长达两个月的盈利亏损后，终于在厂家近期持续的大幅减产与产线关停下， PERC电池片价格于本周呈现触底反弹。
P型电池片成交价格出现一分钱的涨幅，M10尺寸如上周预期般的来到每瓦0.37-0.38元人民币区段；至于G12尺寸成交价格也来到每瓦0.37-0.38元人民币的价格水平，两者价格基本回到同价的现象。在N型电池片部分，本周TOPCon（M10）电池片主流成交价格保持相对稳定，效率的严重分化造就了N型电池的价格差异，筛选24.5%及以上的高效档位，均价价格维持落在每瓦0.47元人民币左右，TOPCon与PERC电池片价差维持每瓦0.1元人民币不等。而HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖量体尚少，高效部分价格落在每瓦0.6元人民币左右。这周针对电池片的采购需求仍相对平淡，由于终端需求萎靡而行业组件排产来到低位，观察头部垂直整合企业多数以保障自身电池产线运作为前提而外采电池片需求萎缩，同时，当前N型产品涉及到新激光工艺的导入效率仍在持续提升，引起部分采购方仍观望以待。展望后势，尽管在当前价格下厂家仍缺乏盈利能力，本周电池价格的反弹仍给予了该环节生产企业一线曙光，结合当前行业低位库存水平与减产规划的判断，后续价格仍有望呈现「微幅」的上行，实际的价格走势仍将需关注组件厂家的接受程度。
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
虽供应链中游因短期供需错配产生上扬趋势，部分组件厂家反应考虑调涨报价，但当前受限订单有限，本周新单交付较少，预期厂家为接订单价格的下行趋势仍未止稳。
本周价格仍受厂家调价影响走低，本周均价PERC调整至0.9元人民币、TOPCon也开始跌破1元人民币大关。近期新签项目较少，主要以大型项目订单执行为主，基本上PERC与TOPCon 分别已有跌破0.8及0.9元人民币的执行价格，已可观察到PERC低点出现0.7级别的执行价格、TOPCon 0.85元左右的价格。HJT价格因成本因素、且市场尚未明显打开，价格僵持，目前国内价格约每瓦1.2-1.25元人民币之间，海外订单价格僵持在每瓦0.150-0.165元美金。
当前国内外终端需求的N型比例提升明显，但国内外需求逐步进入传统淡季，除了头部一体化企业高负荷生产外，市场其他组件排产继续下滑，市场上的组件继续维持混乱的价格，P型182组件受终端需求萎缩明显的影响主流新签成交价格来至0.9-0.95元/W区间，成交趋向区间低位；此外市场上仍然充斥着各类低价0.7X-0.8X元/W的组件；P型210组件在终端仍有交货需求的情况下，价格相比182组件有一定溢价，本周价格在0.95-1元/W区间。Topcon组件价格在整体内卷加剧下也是在继续走弱，当前市场价格来至0.95-1.02元/W。
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。
辅材方面，随着组件端整体排产的下调，部分辅材订单需求、价格受此影响也是出现下滑，本周玻璃价格下调0.3-0.5元/㎡左右。
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14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14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。
光伏电池结构及封装胶膜分类光伏电池组件是光伏电站的核心设备，从电池组件封装角度可分为单玻组件和双玻组件，单玻组件
由玻璃、胶膜、电池片、胶膜、背板组成，双玻组件则由玻璃、胶膜、电池片、胶膜、玻璃组成。
与单玻组件相比，双玻组件由于采用两片钢化玻璃，具有很强的抗腐蚀能力和抗压强度，使用周期可长达30年，且发电量大，是未来发展的主流方向。光伏胶膜作为光伏组件的部分材料之一，主要作用是将光伏电池片、光伏玻璃和背板粘结在一起，在保证组件透光性能前提下可隔绝外界水汽，延长光伏组件寿命，保护电池片，并将其封装成可以输出直流电的光伏组件。根据光伏组件实际应用要求，光伏胶膜总体上应具备高透明度、高粘着力、良好的耐候性以及易储存、隔音效果好、低熔点、易流动等优异性能特点。光伏胶膜的生产通常以树脂（EVA、POE）为主体材料，通过添加交联剂、增稠剂、抗氧化剂、光稳定剂，经熔融挤出、流涎成膜得到成品。光伏胶膜主要分为EVA胶膜、POE胶膜、EPE胶膜等。EVA胶膜包括透明EVA胶膜和白色EVA胶膜两种，透明EVA胶膜具有高透光率、抗紫外湿热黄变性、抗蜗牛纹、黏结性好等特点，但反射性差、透水率高，易产生PID（潜在电势诱导衰减）现象，导致电池组件功率下降；白色EVA胶膜用于光伏组件电池片下侧的封装，可使太阳光二次反射到电池片表面，提高太阳能组件的发电效率，缺点是价格较高。POE胶膜与EVA胶膜相比，具有更高的水汽阻隔率、耐候性能和更强的抗PID性能，其水汽透过率仅为EVA胶膜的1/8，可以有效降低PID效应，主要用于单晶PERC（发射极和背面钝化电池）双面、N型电池组件的封装。EPE胶膜即“EVA-POE-EVA”三层复合结构膜，属于共挤型POE胶膜，既具备POE胶膜的高阻水性和高抗PID性能，也具备EVA胶膜的双玻组件高成品率的层压工艺特性，适用于PERC双面双玻、N型双面双玻以及其他耐候性要求较高的光伏组件的封装。
光伏组件封装胶膜所需具备的性能要求
光伏胶膜作为光伏组件的关键材料，需要具备一系列物理和化学特性，以保证其在长期使用过程中能够稳定地保护电池片并提供优异的光电转换性能。这些性能包括：
1.物理特性要求：
透光率：胶膜需要具有较高的透光率，以确保足够的阳光穿透到电池片中，从而提高发电效率。
透水率：胶膜需要具备一定的防水性能，以防止水分进入到电池片内部导致损坏。
耐候性：需要具有优异的耐候性，能够在长时间的户外暴露下保持稳定的性能，抵抗紫外线、高温、寒冷等环境影响。
粘接强度：胶膜需要具备足够的粘接强度，确保胶膜能够牢固地粘附在玻璃、电池片等表面。
2. 化学特性要求：
耐腐蚀性：光伏胶膜需要具备一定的耐腐蚀性，能够抵抗酸碱、化学物质等对其的腐蚀。
抗氧化性：胶膜需要能够抵抗氧化作用，防止长时间暴露于空气中导致材料老化。
抗PID表现：光伏胶膜需要具备一定的抗PID能力，以防止湿热环境下产生可移动的物质导致组件衰减。
抗老化能力：光伏胶膜需要具备较好的抗老化能力，能够在长期使用中保持稳定的性能，不易出现黄变、脆化等现象。
POE胶膜是封装N型组件的最佳选择。
具体基于P/N技术区别以及POE材料更好的适配性两方面来分析：
N型电池相对于P型电池在结构和材料方面有一些显著的区别，这导致了对胶膜技术配方提出了更高的要求：
①基体硅片材料差异：N型电池使用N型硅片做基底，相对于P型硅片，N型硅片少子寿命更长，基本无硼氧复合，则N型组件的衰减率更低，寿命更长，对胶膜的稳定性、耐候性、抗老化等性能提出了更高的要求。
②电池背面结构差异：N型电池在背面结构中会增加一层隧穿氧化层（SiOx），再沉积一层掺杂多晶硅，形成背面钝化接触结构。这要求胶膜在接触和封装时需要具备良好的与隧穿氧化层和掺杂多晶硅的相容性。
③PID效应： TOPCon更换为N型衬底，PN结方向与P型相反，正面材料为Al2Ox及SiNx（类似PERC背面），相较PERC正面材料受PID影响更明显，对胶膜的抗PID性能要求更高。
④材料稳定性：N型电池的基地和背面结构决定了其在高温、高湿环境下的稳定性要求更高，因此胶膜需要具备更优异的耐热、抗UV等性能。
⑤N型电池双面率提升：N型电池的双面率通常可以达到85%-90%，这要求胶膜的性能需要适应双面发电的特点，包括胶膜的光透过性、水汽阻隔性等
POE的物理化学性能表现更好，相较EVA优势突出
1）POE稳定性更强
2）POE阻水性更强
POE胶膜具有优异的防水性能，有效抵御雨水、湿度和水汽对电池片的影响，延长组件的寿命。
3）物理性能更强
4）厚度与克重
•EPE 各厂POE POE和EVA EVA配比不同，密度取中心值
•相同重量，POE更厚，更能保护电池免受应力冲击
•POE胶膜密度小于EPE、EVA密度，在同样厚度下，POE胶膜克重可以降低，在组件上满足低重量、高可靠性的要求；
目前量产TOPCon采用硅片厚度已经降到130μm上下，硅片更薄对轻质化也有更高的要求，POE密度较EVA小10%上下，也更有优势。
5）密封性更强
POE胶膜表现出卓越的密封性，可以有效隔绝外界湿气、尘土和其他有害物质的侵害，确保电池片内部的长期稳定性。
判断未来：
双面POE胶膜封装N型组件
POE胶膜封装N型双玻组件可靠性更强
1）唯一通过户外长期可靠性验证
N型组件采用不同结构、工艺材料封装，在组件端经过户外长期可靠性验证的目前只有POE+POE搭配，同时POE+POE搭配也是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，给客户带来最大价值。
2）
EVA胶膜封装组件经DH、TC测试后，功率有持续衰减趋势；
POE胶膜封装组件测试后功率衰减趋于稳定，能更好地发挥双玻优势。
3）
EVA胶膜封装组件的功率损失呈现上升趋势；
POE胶膜封装组件功率损失趋于稳定，可使组件质保30年延长至35年甚至更久。
总结
• 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；
• 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；
•封装双面电池， POE胶膜为当下最佳选择，有效杜绝PID现象。
N型太阳能电池技术的崛起标志着光伏行业的进步与创新，在电池效率不断提升的同时也在同步提升组件效率，其中组件封装选择正确的胶膜更是关键，而POE胶膜经过全方位对比以优异的性能脱身而出，成为最可靠的N型组件最佳伙伴。
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风电行业投资机会
2023年，风电行业的累计装机容量超过1TW，但该行业仍在与高利率和供应链高成本作斗争，致使一些公司损失惨重。
海上风电市场将在本十年后期快速增长。中国、美国和欧洲以及新兴市场的支持性政策将提振到2030年的陆上风电新增装机容量。
2023年，欧洲陆上风电新增装机容量将达到创纪录的16GW，但此后该地区的年度装机增长将会停滞不前。许可和电网限制仍然影响着一些市场，过时的竞价计划也在阻碍其他地方的装机。这意味着欧洲要到2027年才能再次达到单年新增16GW的装机容量。土耳其和南非的补贴竞价以及埃及和沙特阿拉伯的大型项目将推动中东和非洲的增长加速，从而部分抵消欧洲的下降。
美国今年的陆上风电新增装机容量将创下2014年以来的最低水平。随着企业对《降低通胀法案》中的规定有了更明确的认识，储备项目不断增加，新增装机容量将在2024年回升。巴西是拉丁美洲最大的风电市场，2023年新增装机容量将达到创纪录的4GW。此后直到2027年，低电价和输电问题都将削减年度新增装机容量。
中国一批40GW的大型项目将到今年年底投运，这是影响2023年亚太地区风电新增装机容量的最大因素。省级五年目标和中国在2060年实现净零排放的承诺将推动中国到2030年的增长。印度今年新增风电装机容量将自2017年以来首次超过3GW。尽管土地、电网和低电力需求等问题阻碍了更快增长，但之后装机将保持强劲。电网问题、劳动力短缺和经济性下降阻碍了澳大利亚的风电装机，尽管政府和企业都有强大的可再生能源雄心。
1）风力发电出海的低成本优势被减弱。风力发电出航不仅仅是“卖离心风机”，更主要的是必须完成风电项目基本建设。而在项目建设中，一部分欧洲各国注重全产业链文化整合。在和国外全产业链合作后，国内公司将或多或少碰到欧洲地区风电行业的高成本难题，盈利空间能被缩小。
2）国外风电市场也挺卷。BP、道达尔等不差钱的欧洲地区燃气大佬正在以不惜代价的形式抢风力发电订单信息。而德国更加是颁布了负补助的招标会现行政策，公司拿订单信息能够给国家补贴，价最高者招标。国外的竞争环境不益于风电行业的利润提升。
3）出航无法改变目前我国价格战的关键分歧。中国风力发电生产过剩率是50%之上，风力发电整个设备商打起价格竞争，海上风机售价在7000元/KW上下，降到现阶段的3500元/KW上下。而风电行业提产潮还在继续，价格竞争看不见完毕信号。
具体规划层面，美国方案2030完成50GW水上风电装机，法国打算在2030年清凉海风用户量做到30GW，法国的承诺在2050年做到40GW水上风电装机。
2022年美国、法国、西班牙、荷兰总计清凉海风总装机容量才大概28GW，依照欧洲主要国家的生产计划，即便假定2030年欧洲地区总装机完成100GW，欧洲地区风机需求也接近扩张4倍。而在国外风力发电提产前，欧洲地区风力发电出现了供不应求的局面，目前除中国大陆外，全世界风力发电基础设施建设生产能力满足率仅不上70%，为风力发电出航提供了契机。出航增添了广阔的市场空间，且中国领头已经拿到了订单信息。
国外风力发电大佬亏本是由于通货膨胀及其不断上涨的材料成本，让很多厂商风机出厂价已经超过了招标会市场价。与欧洲风电行业对比，中国风电行业当然具有低成本优势，但是这种低成本优势正被减弱。与其它商品出海不一样，风力发电出航并不是止乎卖离心风机，更主要的是进行风电项目基本建设，这就意味着公司需要参加国外各个国家的验证、货运物流、现场施工等众多阶段。但在风电项目建设过程中，风电行业务必与本地全产业链协作。例如，英国及美国给出了对供应链本地化的规定。与此同时，北欧四国在北海风力发电大会上也指出要确保能源问题独立。欧洲各国注重全产业链文化整合，对中国风电企业出海代表着想要实现整个产业链的经济全球化。目前很多风电产业链的生产商现在开始有规划、有规模地走向海外。
整机价格下跌自2022年就已开始加剧，金风科技近期表示，目前，国内陆上风电机组价格低至1500元/kW以下，海上风电机组价格低至3500元/kW以下，短短三年来价格下降幅度超过50%。
全市场风电整机商风电机组投标均价为1553元/千瓦，相较去年同期的1808元/kw降幅14%。
出海方面，我国的风电产能相比国内需求已明显过剩。但在欧洲等海外地区，“碳中和”目标提振了风电市场的需求，在欧美市场，当地风电整机商正面临着严峻的挑战，其中包括供应链问题、通货膨胀导致的成本上升、高昂的人工成本以及质量问题。我国风电产业在海外具有成本和技术两大优势，风电企业从曾经的赶超者逐渐转变成了引领者，这为走出去奠定了基础。目前，中国风电出海不但在欧洲市场崭露头角，在非洲、中东等新兴国家的表现也令人瞩目。金风科技的海外市场占比是中国风电企业里最大的，
国内海上风电高速发展的这三年，直接推动产业从7.5GW（2020年三季度数据）装机规模增长到32GW，超过全球海上风电50%份额。
截至2023年11月底，国内沿海省区市已有约17个大型海上风电产业集群落地。其中，广东（阳江）国际风电城、汕头国际风电创新港、北部湾风电零碳产业基地、东营海上风电装备产业园、广西防城港海上风电装备制造产业园等均打出2030年千亿元年产值目标。再加上部分基地目前已落实的阶段性产值数据，国内海上风电大型产业基地总产值已逼近万亿水平。
汕头海上风电资源优势得天独厚：海域海域风速达9-10米/秒，年有效平均利用小时数在3800小时以上。
风电塔架便是风电机组的基础。
近三年，中国风电机组新机型市场周期缩短，大型化趋势迅猛，带动塔架高度同步攀升，频频刷新风电新高度。
传统塔筒难以适用市场变化，由此，衍生出全钢柔塔、混塔、桁架塔等，围绕提高发电量这一核心目标，成本、稳定性、安全性等成为考验各种风机塔筒技术的关键要素。
2023年，各大业主、整机商及设计院等纷纷推动更高、更轻量化的塔筒设计在项目中进行应用。尤以混塔为代表，以其广泛适应性和成本优势成为140米及以上项目的最佳选择。
目前，高度在120米-140米风电机组，已多数采用柔塔，相对刚性塔筒，塔筒重量及造价明显降低。
中国市场自 2016 年首台 120 米全钢柔性高塔率先投运以来，市场上在运 120-140 米高度高塔筒风机已经超过 6000 台，其中全柔钢塔约占 87%。
但当柔塔到达这一高度，柔塔的天然缺陷被进一步放大。
柔塔解决了塔底大直径用钢成本过高和运输受限的问题，但付出了降低塔架频率的代价。
相较120-140米柔塔只需考虑一阶振动时的自动偏航、变桨抗涡功能，二阶振动的液体阻尼器设置，吊装时的涡激振动而言，160米及以上柔塔需考虑高阶振动问题。
柔塔为了避免受涡振破坏，需要采取一系列措施。同时国内风场的现状是吊装完成距离上电还有时间窗口期，运营期间也有断电风险，没电就意味着风机失去控制。失电状态则需要通过外接电源、加装硬件阻尼等避免塔架发生二阶涡振。这些预防措施全部需要经过专业的算法和精确的测试才能制定，对于不同项目不同塔架必须制定针对性的整套方案，对系统控制技术能力及整机运维技术能力要求非常高。
柔塔继续向上攀升的难度可想而知，近两年未
有更高的柔塔项目布局。随着塔架上升至160米的高度，柔塔与混塔此消彼长，这一趋势与国际市场占比吻合。
不用于传统柔塔，桁架结构的风塔结构刚度大，阻尼比大，可避免塔架与风机转频共振，不需要特殊的防止“塔筒共振”和“涡激振动”的控制策略。
金胶州分散式风电场实现全部风机并网发电。该风电场由里岔、铺集、洋河三个分散式风电场组成，共安装有18台160米高和1台170米高风力发电机组。
运达股份成为国内少数实现柔塔、桁架塔、钢混塔三种塔架形式应用的整机企业。
受益于桁架结构，金胶州分散式风电场项目成为全国单个风机基础混凝土用量最少的项目，仅220立方，也成为全国单个风电机组永久占地面积最少的项目，单机占地面积仅6平方米。
相较于传统风机基础，桁架塔可降低对塔下农作物种植或塔下植被的影响，同时减少了铁塔实际占地面积，节约了土地资源。在节地优势明显的同时，这一技术适应性很强，适用于跨河道、跨道路建设，适合山地等不平整路面，可应用在集中式和分散式风场，运输及吊装更灵活。
今年11月，由中车株洲所自主设计开发的国内首台三边形桁架塔风电机组在河南民权顺利并网成功。据中车株洲所数据显示，该桁架式超高塔技术产品发电量相对于普通机型增加15%，基础建设成本降低30%左右，为构建平价时代的竞争优势提供有力支撑。
中车株洲所指出，该风机塔架桁架部分采用的拉铆连接技术相较常规连接方式，连接可靠性提升，保障机组运行安全，并采取模块化设计，三边形结构能够减少钢材用量，各单元结构安装方便快捷，有效节省安装时间，整机及塔架安装时间缩短至10天以内。
自风电平价时代起，钢混塔架作为风力发电机组支撑结构在平原、东北、山地、丘陵等区域实现规模化应用，塔架高度也从120米至185m米实现市场主流机型的匹配。
近年来，在140m以上风电机组中，钢混塔架占比超过1/3，风电机组大型化更有利于充分发挥钢混塔架承载性能。2023年，装配式高强度混凝土风电塔筒发展进入高速发展期，并随高度增加混塔占比越来越大。
项目多位于河南等低风速地区，如明阳智能项目位于河南省信阳市罗山县东部，罗山区域是典型的低风速高切变地区，风切变指数达到0.27以上。轮毂高度每提升10米，年平均风速增加0.11m/s，年发电小时数可以提升85小时，全投资收益率可提升0.2%，资本金收益率可提升0.55%。
由此，随着高塔技术的创新与应用、风机叶轮直径的增大、风机智能化水平的提升，包括河南、江苏等在内的低风速区域已成为了陆上风电的新“蓝海”。
纵览近三年风电塔筒的飞速发展，可以看到，185米不是塔架高度的极限。风机大型化趋势下，整机商在高度上的探索不会停止，随着混塔技术的成熟以及180米、185米塔架的批量投用，探索开发200米以上高度空间的风能资源或指日可待。
2.4 动力电池行业投资机会
2023年12月动力电池月度信息
产量方面：
12月，我国动力和其他电池合计产量为77.7GWh,环比下降11.4%，同比增长48.1%。1-12月，我国动力和其他电池合计累计产量为778.1GWh，累计同比增长42.5%。销量方面：12月，我国动力和其他电池合计销量为90.1GWh，环比增长7.1%。其中,动力电池销量为72.1GWh，占比80.0%，环比增长5.9%，同比增长38.2%；其他电池销量为18.0GWh,占比20.0%，环比增长12.5%。1-12月，我国动力和其他电池合计累计销量为729.7GWh。其中，动力电池累计销量为616.3GWh，占比84.5%，累计同比增长32.4%；其他电池累计销量为113.4GWh，占比15.5%。12月，我国动力和其他电池合计出口19.4GWh,环比增长8.5%，占当月销量21.6%。其中动力电池出口13.9GWh，占比71.6%，环比增长7.0%，同比增长48.4%。其他电池出口5.5GWh，占比28.4%，环比增长12.6%。1-12月，我国动力和其他电池合计累计出口达152.6GWh，占前12月累计销量20.9%。其中，动力电池累计出口127.4GWh，占比83.5%，累计同比增长87.1%；其他电池累计出口25.2GWh，占比16.5%。装车量方面：12月，我国动力电池装车量47.9GWh，同比增长32.6%，环比增长6.8%。其中三元电池装车量16.6GWh，占总装车量34.5%，同比增长44.9%，环比增长5.3%；磷酸铁锂电池装车量31.3GWh，占总装车量65.3%，同比增长26.8%，环比增长7.5%。1-12月，我国动力电池累计装车量387.7GWh, 累计同比增长31.6%。其中三元电池累计装车量126.2GWh,占总装车量32.6%，累计同比增长14.3%；磷酸铁锂电池累计装车量261.0GWh,占总装车量67.3%，累计同比增长42.1%。12月，我国新能源汽车市场共计43家动力电池企业实现装车配套，较去年同期增加2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35.4GWh、39.6GWh和45.5GWh,占总装车量比分别为73.8%、82.6%和94.8%。1-12月，我国新能源汽车市场共计52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305.5GWh、338.6GWh和375.3GWh，占总装车量比分别为78.8%、87.4%和96.8%。
“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。
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、美国政府近期发布了针对新能源制造业的45X生产税收抵免的详细拟议规定，进一步明确了哪些电池组件与材料有资格获得该税收抵免。
45X生产税收抵免是2023年初《通胀削减法案》（IRA）引入的几项新税收抵免之一。与大多数其他税收抵免不同的是，45X是由政府直接支付给公司，而不是通过减少实体的税收负债。
这使得锂离子电池的生产成本减少约35美元/千瓦时。该税收抵免政策使得电池生产市场逐步从欧洲转移到了美国。
通常情况下，生产锂离子电池的成本大约是每千瓦时100美元。上述规则制定通告中将电池组件定义为电极活性材料、电芯或电池模组，并详细区分了不同组件的符合标准。
该通知还明确了从2030年开始，税收抵免额将按照阶梯百分比逐步减少，到2030年将降至75%，到2031年降至50%，2032年降至25%，而后在2033年彻底取消。
目前45X税收抵免与包括储能在内的新能源项目投资税收抵免（ITC）是独立的。如果电池组件与技术均满足在美国本土生产的要求，45X将在ITC的基础上额外增加近10%的税收抵免。但目前来看，在实施上仍存在一定的不确定性。
根据美国EIA装机量数据统计，美国储能行业在3季度的装机量达到2584MW，增长势头再次打破记录。尽管连续几个季度都创造了新高，整体仍然低于预期。
在3季度的装机量中，7月份占比58%，达到1506.4MW。而8月与9月的装机量则减少至485.6MW与592.5MW。
今年预计有82%应在9月前完成的大规模电网项目被延期，主要因2023年美国储能市场出现了多重阻碍，如供应链问题、许可证办理困难等不确定因素，使得行业预期进行了下调。2023年和2024年仍将是美国电网侧规模巨幅增长的年份，而且在2023年的前三个季度的装机量已经超过了去年全年的总量。
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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