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%。光伏产业周期寻底：2024年预计全球装机500GW，N型TOPCon有望达60%以上
光伏产业周期寻底，玻璃环节有望率先放缓扩张
预计本轮景气周期见底的指标顺序依次为：产品价格、企业盈利、稼动（库存）、产能建设。目前已经观察到产品价格和企业盈利的相继下降，硅片及电池片环节出现累库情况，光伏玻璃环节的在建工程同比下降，但是行业整体产能建设并未明显放缓。预期在后续产品价格趋近现金成本的过程中，资产负债表扩张放缓，推迟产能建设或出清落后产能，完成周期寻底过程。
2、2023年全年新增装机容量达到约216.88GW，几乎是近四年的光伏新增装机量的总和。2023年12月新增装机容量破50GW，超过2022年8~12月这5个月的新增装机容量总和。其中23年全年3月~4月的增长幅度最大，同比分别增长466%、299%，主要源于延期项目加速并网。对于未来我国光伏新增装机预测，在2024年全国能源工作会议上，国家能源局预期2024年全国风电光伏新增装机2亿千瓦左右。而据第三方机构预测，2024年中国光伏新增装机预计216.88GW，全球超500GW。
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、根据硅业分会，本周n型硅料成交均价为7.09万元/吨，环比上升1.87%；单晶致密料成交均价为5.86万元/吨，环比上升0.17%；n型颗粒硅成交均价为6.00万元/吨，环比上升1.69%。
本周N型硅料持续上涨，N/P硅料价差进一步拉大至1.2万元/吨（上周为1.1万元/吨）。N型硅料质量要求更高，因此生产过程中生长速率会慢，同时电耗提高，导致成本有所增加（预计1元/kg左右），由此N型硅料带来的超额盈利预计1.1万元/吨。
往后看，由于-硅料新增产能仍需要时间调试才能达到N型硅料的生产品质要求，而下游N/P切换较快，N型硅料短期内有望持续结构性短缺，同时由于N型硅料的紧缺，出现企业混包N+P销售，可能带来P型硅料小幅跟涨，由此带来头部的超额收益。
本周组件价格阶段性止跌，双面182-PERC组件报价0.92元/W，双面TOPCon组件报价0.96元/W，环比持平。
Q1-Q2硅料价格或将企稳、阶段性上涨：硅料价格上涨主要原因仍是之前提到的：Q1硅料新增产能投放较少、N型硅料占比提升较慢，N型硅料出现结构性紧张所致，在Q1新增产能较少的情况下N型硅料价格有望企稳。展望Q2硅料环比新增产能17万吨/年，TOP4环比新增产能10万吨/年，分别对应单月环比新增组件产出5.6GW、3.2GW，考虑一线厂家50%以上N型硅料产出能力，环比Q1新增N型组件产能1.6GW/月，在NP快速迭代下仍显不足。预计Q2 N型硅料价格或将企稳甚至阶段性继续上涨，P型硅料价格或因P型产能加速出清而下跌。但随着Q3-Q4硅料产能加速落地，N型硅料价格或也将承压。
产业链价格有望触底、春节后需求反弹或将带动产业链价格全面反弹：按照当前时点硅料价格测算，P型一体化组件全成本为0.80元/W，对应组件含税成本0.90元/W。考虑硅片电池组件环节合计折旧8分/W，一体化组件含税现金成本0.82元/W。N型一体化组件全成本为0.85元/W，对应组件含税成本0.96元/W，考虑硅片电池组件环节合计折旧8分/W，一体化组件含税现金成本0.88元/W。当前NP电池价格已接近一体化企业全成本线，在当前一体化企业供应不足以满足需求的情况下，价格不至于降低到现金成本，因此产业链价格有望触底。进入24Q2行业需求反弹，组件价格有望企稳回升。
硅料价格上涨主要原因是Q1硅料新增产能投放较少、N型硅料占比提升较慢，N型硅料出现结构性紧张所致。24年硅料环节产能拆分到季度增幅的趋势分化严重，即产能逐季度攀升，但是24H1，尤其是在24Q1的增幅十分有限，在24Q1新增产能合计仅为9.8万吨/年，月度新增产能仅为0.8万吨/月，对应组件产出增量为3.2GW/月，其中TOP4优质产能增幅占比仅为20%，考虑一线厂家50%N型硅料产出能力，预计新增N型硅片组件产出0.3GW，意味着高品质N型硅料的有效供应增量难以在短时间内快速提升。
进入Q2，硅料环比新增产能17万吨/年，TOP4环比新增产能10万吨/年，分别对应单月环比新增组件产出5.6GW、3.2GW，考虑一线厂家50%以上N型硅料产出能力，环比Q1新增N型组件产能1.6GW/月，在NP快速迭代下仍显不足。预计Q2 N型硅料价格或将继续上涨，P型硅料价格或因P型产能加速出清而下跌。但随着Q3-Q4硅料产能加速落地，N型硅料价格或也将承压。
P型电池价格何以在NP替换周期中涨价：本周P型电池价格环比上涨2.7%至0.38元/W，环比上涨1分/W。P型电池价格上涨主要原因为前期P型电池产能退出速度超预期，导致短期行业内存在抄底需求。一方面，头部电池厂PERC电池功率档位优秀，在前期暴跌的价格下性价比更加凸显。另一方面，当前行业仍有部分P型组件订单待交付，当前亏现金的电池价格下，组件客户存在抄底需求。
展望节后，随着需求改善，N/P型电池片盈利或有适当幅度的修复。进入Q2，随着电池厂逐步落地PERC产能改造计划并停工改造，PERC产能退出有望加速，高效N型电池价格或将进一步上涨。但下半年N型电池价格水平仍需观察：1）硅料产能释放节奏；2）PERC电池改造速度；3）N型产能投产节奏。
#欧洲：
红海危机导致光伏出口运输成本上涨数倍，组件欧洲到岸价格上涨约10%。组件企业反映，低价组件驱动电站项目启动交付，欧洲市场订单需求回暖，虽仍处于冬季淡季，但已有补库迹象
#美国：
降息预期+低位组件和电芯+IRA补贴发放+国内变压器出口逐步起量，美国光储项目投融资成本同步下行，政策/供应链制约逐步缓解，有望带动24年美国光储放量增长。
据EIA短期能源展望报告，24年美国公用事业级规模的光伏装机有望新增36.4GW，再考虑户用及工商业光伏，24年美国预期新增光伏装机45~54GW，规模可观。
石英砂：2023年光伏石英砂需求约11万吨（内层市场约3-3.5万吨），其中来自挪威的量大约在1万吨（运输到中国路过红海）。考虑到石英砂在全球贸易中体量较小，在运力收紧背景下可能率先受阻，有望进一步加剧国内石英砂2024年供给紧张关系。同时，当下个别硅片企业停产显示下游已出现出清苗头，而需求端有望在2024迎来确定性改善，供需关系改善拐点或渐至。
4、光伏辅材辅料。
2023年Q3季度前，由于国内需求表现不佳，同时供应端新增产能释放、爬产，玻璃供需有所失衡，国内光伏玻璃价格走势表现为下降。
而自Q3开始，玻璃原材料价格突然上涨，玻璃成本支撑逐渐增强，同时组件排产需求上升较快，成本以及需求双向支撑下，玻璃价格止跌转涨，上涨幅度较大。
2023年上半旬，光伏玻璃2.0mm镀膜玻璃价格由年初19.25元/平方米降至17.0元/平方米，光伏玻璃3.2mm镀膜玻璃价格由年初26.25元/平方米降至25.15元/平方米。
2023年以来，随着光伏组件排产重回冷清，光伏玻璃的需求于年初开始减弱，组件企业采购量的减少给玻璃价格带来了较大的向下冲击，同时原材料带来的成本支撑亦开始减弱，天然气重回非采暖季价格，玻璃成本减弱。
再双向支撑减弱的情况下，玻璃企业库存表现为持续性累库，企业为去库，玻璃价格一跌再跌。
2023年Q3季度末，光伏玻璃2.0mm镀膜价格由前期的17.0元/平方米涨至19.25元/平方米，光伏玻璃3.2mm镀膜玻璃价格由年初25.15元/平方米涨至27.25元/平方米。
价格上涨最大刺激原因为玻璃原材料之一纯碱价格快速上涨，其仅仅一个月时间价格从2200元/吨涨至3200元/吨，价格上涨速度较快，同时自第三季度开始，组件排产上升较快，月度排产量均为50GW以上，成本、需求支撑均较强，同时玻璃企业供应增速放缓，局部市场甚至出现供应紧缺情况，综合支撑玻璃价格上涨。
2023年Q4季度，国内组件需求不及预期，同时在组件价格降价的背景下，由于利润空间有所压缩，组件生产意愿开始降低，对玻璃等辅材采买意愿降低，需求转弱明显，玻璃库存在第四季度不断走高，虽期间内玻璃成本由于纯碱价格的上升，支撑增强，但实际需求压力较大，玻璃价格表现下跌。
对于后续市场价格，预计后续价格仍降小幅下跌，原因之一，组件企业近期利润水平持续减弱，满产意愿不高，压价心态明显，同时涉及春节放假，组件排产预计有所下滑，需求趋弱；
原因之二，短期预计纯碱价格将有所下降，成本支撑减弱，虽天然气价格仍有支撑，但综合支撑减弱。故整体来看，玻璃价格下跌预期较强。
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。在此背景下预计玻璃有望保持良好供需。
5、TOPCon取消正SE 全面导入LECO，LECO激光辅助烧结技术。
激光辅助烧结技术又名激光增强接触优化（Laser-enhanced contact optimization(LECO)），2016年由Cell Engineering GmbH申请专利用于修复欠烧结的PERC电池。
① LECO是一种先进的激光烧结技术，用于改善太阳能电池中金属电极与硅片之间的接触。
② 在LECO处理中，激光用于非破坏性载波注入，而处理的驱动力是由LECO过程诱导的电流。
③ 这个过程发生在丝网印刷太阳能电池的快速燃烧过程之后，经过LECO处理后，太阳能电池的接触电阻明显降低，即使在低掺杂的发射体上，也能形成接触。用于LECO工艺的新浆料也显示出提高了开路电压以及短路电流的小幅度增加。
④ 在光伏电池的制造过程中，特别是对于TOPCon
太阳能电池，LECO技术能够精确地破坏硅片表面的钝化层，并在此过程中形成一个优化的金属/硅接触点。
⑤ 对于TOPCon电池，其结构设计要求在表面钝化层和金属接触之间寻找一个平衡点，以便减少电子-空穴对的复合同时保持良好的电流收集，而LECO技术允许在不损害钝化层特性的情况下实现高质量的金属接触点，它能够以非常精确的方式局部破坏钝化层，并促进金属和硅之间的电子传输。
LECO（激光辅助烧结）效率提升
① LECO可以降低光伏电池接触电阻，使用LECO技术的TOPCon太阳能电池能够提升其转换效率，通常效率提升可以在0.2%到0.5%。
② 80和170um的iTOPCon电池，对于这两种多晶体厚度，LECO处理后的最佳组平均效率增加了0.6%，这主要是由于FF和Voc值较高所致。
③ 此外，LECO使最大效率提高，在LECO之前达到ηmax=22.3%，在LECO之后达到ηmax=22.8%，进行LECO处理后，FF的稳定几乎不受厚度的影响。
④ 因此，每个多晶硅厚度的最佳烧结温度降低20-40℃
⑤ 此外，由于沉积时间缩短，多晶硅厚度的降低有望降低成本，在P-PERC电池上，分别使用标准浆料/LECO专用浆料，细栅宽度40μm，主栅数量4道。
⑥ 总体来看，LECO批次的平均开路电压高出6.9mV，而填充因子处于同一水平，略提升0.42%，短路电流增加0.08mA/cm2，电池片转换效率提升0.38%。
LECO（激光辅助烧结）工艺流程
LECO的工艺方法为对电池片照射高强度激光，同时施加10V或以上的偏转电压，由此产生的数安培的局部电流会显著降低金属与半导体之间的接触电阻。实验条件下每片硅片处理时间1.6秒，可以很容易地降低至1秒以下。
LECO（激光辅助烧结）优缺点及难点
① LECO优点：
LECO技术的优点包括提高电池效率、能够精确控制、降低电池片损耗、提升产能和可靠性与降低制造成本。
第一，LECO可以通过优化金属接触和减少接触电阻，从而可以在同样的线宽下获得更高的电流，或在同样的电流下获得更细的线路，来提高太阳能电池的转换效率；
第二，激光工艺可以非常精确地控制热影响区域，使得可以在不损害电池活性区域的前提下，破坏钝化层并形成金属接触；
第三，传统的热烧结过程可能会造成整片硅损伤，LECO作为一种非接触式技术，风险较低，对硅片的热应力和损伤减少；
第四，LECO工艺的自动化程度高，可以集成到高速生产线中，有助于提升电池生产的一致性和可靠性；
最后，由于激光处理可以非常精确，因此可以减少金属使用量，降低制造成本。
② LECO缺点：
第一，LECO技术的缺点则有成本增加、技术复杂、维护与操作要求高和激光安全性问题。
第二，LECO设备需要初始投资。此外，专用银浆料也比传统银浆成本更高；
第三，激光烧结是一个复杂的过程，需要精确的激光参数控制和工艺管理；第三，高精度的激光设备需要专业的维护和操作，这可能会增加人力成本和设备维护成本；第四，激光设备操作需要严格遵守安全规程，以防止对操作人员或环境造成伤害。
③ LECO难点：
第一，LECO技术的难点在于工艺优化和材料相容性。首先在工艺优化方面，找到最佳的激光参数（如功率、持续时间和聚焦大小）以最大化效率提升同时最小化硅片损伤是一个挑战。
第二，开发和选择与激光工艺相容的银浆材料，以确保在烧结过程中具有良好的接触形成和稳定性也是一个难点。
LECO对于银浆、胶膜的改变
① 银铝浆变化
TOPCon 正面银铝浆改为纯银浆，在传统的TOPCon太阳能电池中，正面通常使用银铝浆来形成导电的前电极。这种银铝浆的使用是为了形成背场、降低接触电阻。
② 铝浆的作用
铝在传统电池制造中常用于形成背面场
这有助于收集和导向电子，减少电荷在背面的复合，从而提升电池效率。
虽然这通常在背电极中实现，但在某些设计中，银铝浆也可以有助于形成局部背场。
③ 接触电阻
接触电阻降低方面，铝可以在烧结过程中帮助减少金属与硅之间的接触电阻，因为铝能够与硅形成欧姆接触，从而提高电流的收集效率。
然而，银铝浆的使用也存在一些问题，例如铝可能导致电池效率下降，因为它可以在硅表面形成一层难以控制的氧化铝层，影响电子的流动。
同时，银铝浆在烧结过程中可能会对硅片表面的钝化层造成损害，降低电池的整体性能。
④ LECO作用下的银浆
在LECO的作用下，激光能够精确地加热银浆，局部破坏钝化层，使银可以直接与硅形成接触，在不损害硅片的前提下，促使银浆局部熔融并扩散进入硅片表面，形成微小的银硅合金结，这种合金结具有很低的接触电阻，并且对电子的传输效率非常高。
因此，不再需要依赖铝来降低接触电阻或形成局部背场效应，纯银浆就足以提供良好的导电性能，也避免了银铝浆带来的问题，可以实现保护电池性能和提高生产效率的双重效果。
⑤ 不使用银铝浆后，电池片封装可以使用双面EVA 胶膜
在太阳能电池片的封装过程中，封装材料的选择对电池组件的耐久性和长期性能有着至关重要的影响。
铝浆的危害
传统上，使用银铝浆作为导电粘合剂时，铝的存在可能加速封装材料的腐蚀。因为铝在潮湿或含氧的环境中可能发生氧化，导致电池片的功效下降。
为防止这种氧化作用，通常会使用一种耐腐蚀性更好的封装材料，如聚烯烃弹性体（POE）胶膜，来保护电池片免受水分和氧气的侵袭。
银浆的优点
使用纯银浆后，铝引起的腐蚀问题不复存在，因此封装时可以选择成本更低且加工更容易的EVA胶膜。
EVA胶膜在光伏行业中被广泛使用，它具有良好的粘接性能、耐久性和抗紫外线能力，但在与铝接触时可能会受到腐蚀影响。
由于LECO工艺的采用，TOPCon电池不再需要担心这种腐蚀，因此可以安全地使用EVA胶膜进行封装。
取消前道激光SE
① 前道激光SE作用：
在传统的光伏电池制造中，激光选择性发射区（Laser Selective Emitter, LSE）技术被用来提升晶体硅电池的效率。
这一过程通过激光局部掺杂来形成具有不同掺杂水平的区域，从而优化电池前表面的电荷载流子收集和电流的输送。
高掺杂区域具有低的接触电阻，而低掺杂区域则有更低的载流子复合率。然而，这一技术在操作上较为复杂，且增加了制造成本。
② LECO技术替代前道SE：
第一，LECO技术通过激光辅助烧结银浆的过程，可以在不损害硅片钝化层的情况下，直接形成低电阻的金属与硅之间的欧姆接触，从而降低整体的接触电阻而无需额外的掺杂步骤，因此不再需要激光选择性发射区。
第二，使用LECO技术可以避免LSE技术的复杂掺杂过程和激光设备的使用，生产线更简单、更快速，同时降低了制造成本，也减少了潜在的制造误差来源。
第三，因为制造步骤的减少，可以缩短生产周期，增加生产线的吞吐量和产量。另外LSE过程中激光掺杂可能会对硅片造成不必要的热损伤或缺陷，这可能会影响电池的长期稳定性和性能，LECO则通过精细控制热影响区域，减少了对硅片的热应力和潜在损伤。
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%；
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。
N型TOPCon 电池走量，相关设备耗材迎来技术升级迭代
2024 年预计全球装机量达到 500GW。 2023年TOPCon 新建产能400GW，预计 2024 年新增产能超过 200GW，相关 TOPCon 产线设备供应商在手订单充裕。2024 年TOPCon 电池出货量占比有望达到60%以上，伴随N 型 TOPCon 电池放量，低氧型硅片需求增长，相关低氧单晶炉、磁场磁体、大抽速真空泵等相关设备迎来技术迭代。同时，TOPCon 和 HJT 等N 型电池银浆消耗量增加，多主栅、无主栅、激光转印等降本技术有望加速应用。
7、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、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。
10、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。
11、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
12、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。
1月25日，国家能源局举行新闻发布会，称2023年新增装机规模约22.6GW/48.7GWh，同比增长超260%。截至2023年底，国内新型储能累计装机达31.39GW/66.87GWh。分类型来看，截至2023年底，新能源配储装机约12.4GW，主要分布在内蒙古、新疆、甘肃等新能源发展较快的省区。独立储能及共享储能装机达15.4GW，占比呈上升趋势，主要分布在山东、湖南、宁夏等系统调节需求较大的省区。
此前CNESA也发布了2023年的装机数据，称 1-12月国内新型储能装机21.5GW/46.6GWh，同比增速超200%，其中6月及11-12月为装机高峰期。截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机 34.5GW/74.5GWh，功率和能量规模同比增长均超150%。整体装机数据上两者相近。
区域上来看，①累计装机来讲，据国家能源局数据，截至2023年底新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东、内蒙古、新疆、甘肃、湖南。华北、西北地区新型储能发展较快，装机占比超过全国50%，其中西北地区占29%，华北地区占27%。②新增装机来讲，据CNESA数据， 23年新能源占比较高的西北地区的新型储能新增装机引领全国；新疆新增并网装机规模全国第一（超8GWh）；内蒙超5GWh。
价格方面，22年至今储能系统成本已大幅下降：22年底储能系统价格约1.5-1.8元/wh，如今仅0.6-0.9元/wh，初始投资成本砍半，在其他条件均不变的情况下，收益率可提高10pct，储能项目实际收益率高于22年同期是确定的。
据统计，23年全年储能系统及EPC项目招标共109.8GWh，同比增速超100%，此招标数据对24年的项目进展指导性更强，尤其是刚刚过去的23年11月和12月里，储能系统及EPC项目招标同比增速分别为101%/186%，项目招标如火如荼。项目招标将提供24年装机增长的确定性，预计市场规模将继续保持快速增长。预计2024年全年国内新增装机将超过35GW（同比增速超60%），延续高速发展态势。
美国12月储能数据更新。EIA于美国时间1月24号公布了2023年12月份的美国大储装机数据，12月实际装机数据低于上个月给出的预测值。
12月份实际装机1.23GW，比上个月给出的11月份装机预测值2.35GW要低。从项目数量上来，12月共有19个项目装机，数量较之前月份有较大提升。
2023年美国大储合计装机6.2GW。按照3小时的储能时长计算，对应18.6GWh的储能装机。伍德麦肯锡在23年9月份给出的预测中，预测美国大储23年装机7.3GW/22.4GWh，相较于EIA当时的预测，准确度更高。
EIA预计24年全年装机14GW，同比增速将达到130%。伍德麦肯锡在23年9月，预计24年美国大储装机为11.3GW/34.7GWh，相较于23年6.2GW的装机，同比增速达82%。
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
多晶硅价格大稳小动，优质料价格小幅上涨，目前市场对于新一轮签单仍有一定博弈心态，部分拉晶厂接受小幅涨价但抵触大幅的上涨，春节临近，电池片面临大幅减产，SMM认为硅料存在一定上涨空间，但幅度有限。
硅料价格上游环节尤其是硅料环节的市场氛围继续奇妙，上周酝酿涨价的氛围仍然继续在氤氲笼罩，硅料生产厂家主要是头部企业持有较为具有代表性的态度，正在与下游拉晶需求方之间进行接触和试探，最终能否实现上涨，以及能否实现卖方预期中的涨幅，目前来看并不明朗。
截止本周观察，正在执行的订单价格与前期范围持平，块料价格范围每公斤 63-68 元，不能用于N型拉晶用料价格范围约在每公斤 56-62 元；另外颗粒硅订单执行价格约在每公斤 55-60 元。海外硅料价格范围目前也较多维持前期价格水平，价格范围每公斤价格 18-24 美元范围，特殊和极端价格暂不做取值。
整体供应方面，高品质硅料的供应量月环比基本持平，总量中新增占比更高的来源于二三线厂家以及新进入企业的产量增长。对于二月市场价格波动，目前行情扑朔迷离。
1.1.2硅片价格分析
随着生产企业减产果效逐渐发酵，硅片环节库存水平在本周呈现缓和下跌之势，当前落在 14-17 亿片左右，相比过去库存水位维持健康。
本周 P 型硅片成交范围维稳，M10 P 型成交价格维持每片 2 元人民币左右、G12 尺寸也落在每片 2.8 元人民币附近。N 型价格则出现小幅跌价，M10 N 型尺寸成交价格落在每片 2 元人民币左右、 G12 部分价格也来到每片 3.1 元人民币左右。观察本周「M10 尺寸」N/P 型价格走势变化微妙，M10 P 型价格在沉底数周后随着生产企业大幅提升 N 型生产比重，供需紧俏下厂家开始上台报价；M10 N 型部分则继上周跌价后，本周也有企业酝酿反弹，N/P 型报价双双落在每片 2-2.05 元左右。
展望后势，尽管当前硅片环节库存去化明显、厂家出现挺价，若电池厂家规划的春节间放假具体落实，根据当前硅片厂家稼动水平来看，硅片环节在节期间有机率出现过剩、库存堆积的现象。
1.1.3电池片价格分析
近期由于生产 PERC 电池厂家锐减，针对高效率 PERC 电池片出现小部分的紧张趋势，观察头部企业由于生产的 PERC 电池效率档位优异，并无太多厂商能够供应，因而持续出现挺价的现象。
本周 P 型电池片成交均价价格维持，M10 尺寸落在每瓦 0.38 元人民币区段；至于 G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.38 元人民币的价格水平，两者价格回归同价。此外，专业电池头部企业也持续出现挺价，当前价格来到每瓦 0.39 元人民币，甚至每瓦 0.4 元人民币的价格也有零星出现。
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 0.08-0.09 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，厂家间的价格也分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
近期电池片价格相对持稳，尽管 PERC 电池片价格有小幅抬价的走势，仍难以掩盖电池企业在生产上持续面临亏损的事实，短期而言底部的价格仍将持续，并预期老旧产线将会持续退坡，N 型新项目落地也将面临格外挑战。
P型电池价格已止涨，0.4元/w价位下游已无接货盘，N型电池价格当前仍呈僵持状态，临近春节，部分电池厂放假计划已出，预计2月初陆续放假7-15天。
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
国内春节假期将至，组件排产部分延长放假时程，中上游酝酿涨价，与下游氛围不同，涨价氛围尚未向下影响至组件，组件价格仍维持低迷氛围。
本周价格仍受成本及订单交付较少因素影响，PERC 均价暂时平缓，本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而TOPCon则受新交单影响与 PERC 之间的价差略为收窄至 5-8 分钱的水平，本周价格 0.95-0.98 元左右，主流价格仍有下行趋势。
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，价格也受前单签订执行价格较高，与新单分化明显，目前国内价格约每瓦 1.15-1.25 元人民币之间，海外订单价格僵持在每瓦 0.150-0.170 元美元。
海外组件价格暂时稳定。分区来看，印度若无额外变动，二季度即将开始实施 ALMM 清单，厂家囤货也在一季度开始积极。本地制造组件价格暂时稳定。
考虑到 182PERC 组件已位于产品周期尾部，短期海外需求有出现上升趋势，且欧洲去库加快、航运等变动因素影响，部分厂家规划节后调整价格。
美国分布式市场价格约 0.2-0.25 元美元，部分分销也有低于 0.2 美元的报价，当前执行大型项目仍有 0.3 元以上美元（海外料制）的交单，市场仍在观望复苏信号。
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。
【供应】1月截至目前，安徽地区冷修两座窑炉，江苏地区冷修一座窑炉，涉及产能2250t/d；
【需求】临近月底，当前市场成交较少，多数企业等待2月新单价格再度签到，采买情绪消低，涉及下游春节放假，预计2月需求表现维持弱势，玻璃价格或将继续下跌。
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
【EVA光伏料】EVA光伏料价格继续维持上涨，主流EVA粒子厂家维持正常供应。华南石化厂正在检修进程，复产时间待定。
【胶膜】胶膜本周进入春节最后的生产进度。春节在即，各厂家放假时间和进度逐渐明朗。胶膜厂方面依然重点关注二月春节结束后的组件排产情况。
逆变器价格区间整体无异动，价格保持稳定。近期国内采购需求依旧偏弱，工商业机型订单稍好，观望节假日之后。
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
2024年01月24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。
2024年01月24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。
1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激光辅助烧结技术投资机会研究分析
金属化是晶硅太阳电池生产的关键步骤，通过导电浆料印刷和烧结，或者铜电镀等手段，在硅片正面和背面制备金属化电极，从而将光生载流子导出电池。浆料由导电相、粘结剂和有机载体等组成，是太阳电池金属化工艺的关键材料，对电池的光电转换效率和成本有重要影响。
光伏全面平价上网的时代已经到来，预计2024年全球新增光伏装机量将达500GW，为太阳电池浆料和金属化产业链带来数百亿美元的巨大市场。先进浆料和金属化工艺正在助力异质结、TOPCon和XBC电池迈向26%+量产效率。银包铜、激光增强接触优化（LECO）、铜电镀和无主栅等先进技术是持续降低金属化成本，助力新型电池占领市场的关键。
采用银包铜粉的浆料大幅减少了银含量，从而有效降低异质结电池的金属化成本。银包铜浆料的国产化和电池的长期可靠性是行业关注的重点。LECO对高温烧结型电池技术均有应用潜力，尤其是TOPCon电池。配合先进导电银浆，LECO可以助力TOPCon电池提效0.3-0.5%，并增强电池和组件的可靠性。
铜电镀技术也被光伏行业寄予厚望。2023年6月，迈为联合SunDrive实现铜电镀异质结电池26.6%的效率纪录；同月，罗博特科单体GW级太阳能电池铜电镀设备出货。无主栅金属化可以提高组件效率并降低银浆用量，主要有覆膜与焊接两种方案。2023年9月，迈为与华晟签署20GW异质结无主栅合作协议。2023年12月，小牛首条GW级直接覆膜串联设备出货，助力首家客户实现TOPCon无主栅电池组件量产。
2.2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。
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。
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。
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，
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。
2.3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。
三、新能源行业重大事件
1、近日，经国家光伏产业计量测试中心认证，仁烁光能研发的30cm*40cm尺寸钙钛矿组件稳态效率（MPPT）达20.1%，其孔径面积为930平方厘米，是目前国际同尺寸钙钛矿组件中稳态效率的最高纪录。并且对标国际稳态测试要求，其300s连续稳态测试效率波动小于0.1%/min（相对初始值），远低于同行报道MPPT测试的效率衰减率，是目前已报道面积超过800c㎡钙钛矿组件中，MPPT认证中运行最稳定、效率最高的钙钛矿组件。公司内部已完成了IEC61215全套稳定性测试，正在推进第三方稳定性测试认证。
持续提高光电转化效率、提升组件长期运行稳定性是钙钛矿光伏组件产业化的关键点。仁烁光能从材料选制、界面工程、封装等多角度，探索形成了完整、系统的产业化技术体系，进而保障了公司大面积钙钛矿组件在转化效率及其稳定性方面的行业领先水平。
本次认证的钙钛矿组件采用了150MW钙钛矿光伏组件产线的量产工艺，体现了仁烁光能量产工艺能力及技术成熟度。当前，仁烁光能公司1.2m*0.6m的钙钛矿组件投产顺利，钙钛矿光伏的商业化有序推进。预计在2024年内，仁烁光能将在1.2m*0.6m组件上实现20%以上的光电转化效率。
2、1月24日在国新办新闻发布会上，中国人民银行行长潘功胜表示，人民银行后续将优化金融资源投向。引导金融机构科学评估风险，约束对产能过剩行业的融资供给，同时更有针对性地满足合理的消费融资需求。
#本轮光伏产能过剩，本质是因为在行业景气度快速提升的情况下，地方政府及资本市场给予产业过多融资。自去年证监会“阶段性收紧IPO及再融资节奏”以来，光伏企业资本市场融资强度明显下降。我们认为本次央行重申约束对产能过剩行业的融资供给，#将从银行等其他资金来源上进一步约束产业无序融资，限制行业产能进一步扩张。
目前P型组件价格已降至0.9元/W，N型降至0.96元/W，一体化盈利已接近底部位置，二三线非一体化且国内占比高的厂商也基本处于亏损状态。TOP9组件厂商1月开工率70%左右，而其他三线厂商开工率整体在30%，#行业开工率已出现明显分化。
从扩产节奏来看，#2024年头部企业资本开支同比将明显下降，二三线企业扩产也已基本结束，今年行业供给释放速度将明显放缓。
根据第三方报道，目前各硅料企业的N型产品出现结构性短缺，推动N型硅料价格持续上涨，N型硅料无库存，交付需要1个月，希望推动硅片和组件价格上涨，价格底。
目前光伏各环节价格已基本探底，供给总量边际改善迹象显现，出口数据环比好转。目前光伏板块估值性价比突出，筹码结构较好，建议重点配置。重点推荐：1）业绩率先触底回升、渠道黏性被低估、跌幅较深的户储微逆，重点推荐锦浪德业固德威通润等；2）海外占比高、24年确定性高增的大型逆变器和大储，重点推荐阳光电源、上能电气；3）单位盈利预期过于悲观、N型、海外占比高、资金实力强的一体化组件隆基晶科晶澳天合阿特斯；4）细分辅材龙头福斯特、福莱特、帝科聚和通灵快可等； 5）有α的N型硅料龙头通威、大全/硅片龙头中环/电池龙头爱旭、钧达。
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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