1、光伏装机——1-2月国内光伏新增装机超预期，支架投资逻辑向好，推荐低估值高成长的国际实业
【事件】根据国家能源局数据，国内1-2月光伏新增装机36.72GW，同比+80.3%，装机量超出此前约30GW左右的预期。
【点评】政策推动光伏维持高增。近期传闻国家电网有概率放开新能源95%的消纳率红线，引发市场热议。新能源装机量持续上升，但发电增速低于装机增速，并网消纳压力逐步凸显，新能源消纳率放开是大势所趋。目前各地消纳率根据实际情况有所波动，后续各省市或可根据实际情况核定合理消纳指标，国内装机空间进一步打开，24年全年光伏新增装机预期有望上调，预计可达240-260GW。
海外光伏需求持续旺盛。海外新兴市场加速发力，降息渐近&去库逐步尾声的主流欧美市场需求释放，年初以来中美欧大储市场新增招标、订单量持续同比高增。在电网灵活性需求渐增及电力市场化等相关政策引导的趋势下，储能设施利用率有望逐步提升，且产业链价格有望阶段性修复，进一步明确基本面触底拐点，带动盈利和景气回升。
根据CPIA预测，随着组件价格大幅下降，全球地面电站装机量迅速上升，2023-2027年全球跟踪支架出货量将重回高增长，预计将从70GW上升至150GW。
#1-2月组件出口超预期。根据中国海关，2024年1-2月，中国大陆组件合计出口44GW，同比+52%，出口金额53亿美元，同比-24%。其中1月组件出货22.60GW，同比+57%，环比+34%，2月组件出口21.01GW，同比+47%，环比-7%。我们认为主要为欧洲组件去库已近尾声，企业对欧发货量提升，1/2月出口荷兰金额3.1/4.1亿美元，环比+74%/+33%；印度延续23年下半年以来的强劲需求，1/2月出口印度金额5/2.9亿美元，分别环比+37%/-43%。
2024年光伏装机量展望——预计2023年到2024年，全球新增光伏装机量或同比增长8%至417GW左右。
Jinergy海外销售总监Ben Yu则表示，据BNEF 2023年第三季度全球光伏市场展望方面的数据显示，保守估计到2025年全球光伏新增装机容量总计479GW左右，乐观情况下，预计到2025年全球新增光伏装机容量总计563GW左右。
中国光伏行业协会名誉理事长王勃华此前也表示，2024年全球光伏新增装机预计在390~430GW，预计2024年全球GW级市场将达到39个，预计2025年GW级市场将达到53个。2024年我国光伏新增装机预测190~220GW，我国光伏应用市场将继续维持高位平台。
2、硅料：库存压力显现，价格或将冲击部分企业成本线
供给方面：尽管4月份内蒙部分地区将迎来两次小规模限电，预期个别企业在限电期间开展小型检修，对产量有一定影响。但新产能（合盛、宝丰、丽豪等）继续爬坡，硅料继续维持增势，全球预计产出达19.5万吨（86GW），环比增幅7.5%，叠加3月中下旬以来，拉晶厂暂停采购，行业库存积累，其中N型料库存累积更明显，菜花料等杂料供给紧俏。当前行业整体库存预计20天以上（15万吨以上），库存压力增大。
需求方面：虽然近期硅片端库存消化速度有所提升，但达到正常库存水平仍需时间，近期部分硅片企业已开始减产，故短期内对多晶硅需求有减少迹象。从需求类型上看，短期内，大量低价差品质杂料成为拉晶厂降本利器，供给有所紧张，N型高价优质料需求缺继续弱势。目前硅片价格跌破现金，从硅片生产成本倒推硅料价格，预期高品质硅料价格仍要大幅下降至合理成本位置方能刺激硅料需求回升。
价格方面：当前硅料价格处于激励博弈阶段，供给大于需求，叠加下游硅片环节倒逼的成本压力，将促使本轮硅料价格大幅下行，或将突破部分二三线、新玩家成本线水平。
硅片：供需过剩或难以转变，价格持续内卷筑底
供给方面：当前硅片库存30亿片以上，个别企业已开始减产，4月份预计总产出达63GW左右！环比降幅8%左右。产出类型上看，210RN矩形尺寸提高明显；256直径硅片加速取代247直径，N型硅片尺寸整体上进一步细化增量。当前减产幅度并不能改变供需过剩格局，本月硅片厂继续面临减产压力。
需求方面： 下游电池环节排产继续提升，相应拉动了硅片的需求，但整体需求依然不及硅片供给。当前部分超低价硅片具备一定的安全边际，囤货所承受的跌价损失风险基本降到最低，近期有个别电池厂、组件厂、贸易商等扫货低价硅片现象，短期消化掉了部分库存。但随着后续N型硅料价格大幅下降，拉晶厂大比例的应用优质硅料所产出的更高效硅片仍将会对前期库存硅片形成压力。近期硅片龙头推出的T硅片，也将进一步助推产品革新速度，高品质硅片需求也将愈发挑剔。
价格方面：当前硅片已处于成本倒挂阶段，182N型硅片价格来到1.65元/片左右，210N型硅片价格来到2.5元/片左右，单片亏损达0.2元/片左右。当前各种尺寸类型硅片均处于过剩阶段，后续随着硅料大幅降价叠加供需格局难以改变，或仍有小幅补跌空间。本月整体供给相对下游需求，依然呈现过剩态势，尽管当前有少量企业减产应对，硅片实际产出影响预计要到4月下旬，整体价格或将继续下行筑底。具体供需格局，后续仍需关注硅片整体减产进度。
电池：上游降价压力传导电池，拖累价格下滑
供给方面：头部企业P型产能升级改造+新玩家产能陆续投产，叠加近期硅片成本下降让利电池，电池开工提产动力较足，整体电池供给继续增加，预计4月份电池产出62GW左右，环比增幅10%左右。从类型上看，其中N型继续大幅抢占P型市场，N型提高至80%左右，P型降至20%左右。
需求方面：下游组件排产继续提升，拉动电池需求，但整体需求也继续分化，P型电池回落，N型电池需求继续提升。从尺寸上看，需求继续向矩形、210等定制大尺寸发展明显。
价格方面：当前临近假期，上游硅片大幅降价且价格未稳、电池大幅跟降，组件厂拿货节奏放缓，对电池价格继续施压。N型电池大厂普遍报价来到0.42-0.43元。P型电池本月产出继续大幅降低，需求也继续走弱，后续N型电池仍将对P型电池形成冲击。随着电池新产能持续投产爬坡，电池供给将不在紧张、供需宽松或将逐渐扩大，价格也将继续承压，电池环节也难以截留上游降价带来的利润。
组件：终端需求逐渐回升，短期上游利润逐渐向组件环节转移
4月份，终端项目陆续启动，国内集中式项目开始恢复交货、分布式项目也陆续增多，进入需求复苏阶段。国外方面，印度开始执行光伏关税对我国电池、组件出口形成短期利空、但中东非、欧洲、美国等需求也在陆续释放，整体终端需求持续向好，预计4月组件产出56GW左右，环比增加9%左右。
组件环节尽管面临终端需求不断向好，在庞大的产能背景下，组件价格上涨动力仍然不足。相反，随着大量新玩家以及二三线企业凭借着各自特殊优势，近期投标价格仍在创新低，组件价格仍面临下行压力。近期组件辅材价格有所提升，但电池降价让利幅度远大于辅材提高成本，短期组件利润有所修复。长远来看，产能过剩大背景下，各环节都难以留住利润。
整体来看：本轮产业链大降价将加速出清过程，近期硅片价格快速跌破现金成本，硅片环节会倒逼硅料价格下降，叠加硅料环节不断积累的库存压力，硅料价格将大幅明显下降，或将突破部分二三线、新玩家现金成本。硅片近期减产并不明显，庞大的库存短期无法被电池消化，硅片价格仍是弱支撑，预计会在内卷下降过程中筑底。电池环节改造产能+新产能继续爬坡，电池供给持续增加，另外在硅片大幅下降的背景下，也将承受组件环节更大的降价压力，电池价格也继续承压，利润短期流向组件环节。组件环节尽管面临终端需求不断向好，在庞大的产能背景下，组件价格上涨动力不足，相反随着大量新玩家以及二三线企业凭借着各自特殊优势，近期投标价格仍在创新低，组件价格仍面临下行压力。尽管近期组件辅材价格有所提升，但电池降价让利幅度大于辅材提高的成本，短期组件利润有所修复，长期来看仍面临内卷下行压力。
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；
3、硅料大幅降价，持续关注见底时刻和新技术放量-0410
#行业 1）展望4月组件排产乐观。组件价格位于低位，海内外需求旺盛。在需求拉动下，预计4月组件排产有望继续提升；2）粒子价格进入上涨周期。3月20日粒子价格为1.36万/吨，较年初上涨约23%，推动胶膜价格上涨；
硅料：致密料报价均价57元/kg，周环比-9.5%，月环比-16.2%。本周单瓦盈亏平衡，较上周下降1分/W。颗粒硅均价55元/kg，周环比-1.8%。
硅片：
P型182(150μm)硅片均价1.7元/片，周环比持平，月环比-15%，单瓦盈利估算来到-3分/W，较上周提升1分；
P型210(150μm)硅片均价2.2元/片，周环比-4.3%，月环比-18.5%，单瓦盈利估算为-2分/W，较上周持平；
N型182(130μm)硅片均价1.6元/片，周环比-5.9%，月环比-15.8%；N型210(130μm)硅片报价2.5元/片，周环比-7.4%，月环比-16.7%。
电池：
P型182电池片均价0.36元/W，周环比持平，月环比-7.7%，单瓦盈利测算为-4分/W，较上周持平；
P型210电池片均价0.35元/W，周环比持平，月环比-7.9%，单瓦盈利测算为-4分/W，较上周持平；
182TOPCon电池片均价0.42元/W，周环比-2.3%，月环比-10.6%，单瓦盈利估算为-1分/W，较上周持平，较182PERC盈利高3分/W。
组件：
国内P型双面组件报价0.88元/W，周环比持平，月环比-2.2%；
欧洲P型组件均价为12美分/W，周/月环比持平，TOPCon组件均价为12.5美分/W，周环比持平。
美国P型组件均价为30美分/W，周环比持平，月环比-3.2%，TOPCon组件均价为33美分/W，周环比持平。
一体化：
P型一体化组件单瓦盈利(不含硅料)估算为-0.06元/W，较上期提升1分/W；
国内TOPCon一体化组件单瓦盈利(不含硅料)估算为-0.05元/W，较上期提升1分/W。
4、光伏0BB技术。0BB技术能显著降低生产成本并提升组件功率。通过技术升级，电池转换效率可以提升6到10瓦，对于大型版型（比如210型号）的产品，这意味着可以在同等时间里得到更高的功率产出，进而降低单瓦成本。具体到电池端，可以实现单号（即硅片单片成本）的降低，以及焊带（可能指银浆成本）的减少，从而整体降低成本。比如，行业平均能耗95的情况下，通过0BB技术可以将能耗降至70以下。在商业模式上，通过降低瓦数成本和增加产量，能够提高制造商的获利空间。
目前光伏0BB技术主要的方案包括点胶和覆膜两种主要技术路线，其中点胶技术分为前点胶和后点胶。点胶技术虽然能够降低阴影效应，提高电池板效率，但存在物理极限和连接可靠性问题，未来可能逐渐向覆膜技术转变。覆膜技术有其自身的优点，但由于耐环境性和长期可靠性还处于验证阶段，因此存在一定的市场接受风险。各技术路径均有其优势和局限，目前尚在探索和验证中。
0BB技术的实施对光伏生产设备尤其是串焊机有一定影响。在电池端，主要是对网板进行优化，包括头型和印刷参数等，这部分优化可以在不更换现有设备的情况下进行。然而，早期购买的一些传感器或设备可能无法适应新技术，可能需要更换。对于验证进展，现在主要关注的是是否可以使用更薄的胶膜，各公司正在进行相关的测试和优化。
光伏0BB技术中关于焊带薄化的进展有哪些?在焊带薄化方面，起初的厚度从0.30mm减薄到了0.28mm，现在甚至可以达到0.2mm。当焊带薄化时，POE也能做得更薄。而且，有可能将其薄化到0.2mm，打造成300um或更薄的产品。不过，这种优化有一定的限度，超出这个界限可能会影响产品质量或者使产品无法通过实验室测试。我认为，可以将焊带薄化至大约330um到380um之间，但继续优化会带来风险。
在丝线生产技术方面，中国已拥有成熟技术。国内厂商能制造至少0.018mm甚至0.012mm厚的丝线，丝线粗细可以达到头发丝的二分之一。这表明中国工业产业供应链已在这些技术上取得领先，能够支撑相关产业的发展
在P型到N型的转换过程中，以及TOPCon产品的升级改造方面，有哪些具体的技术或质量上的挑战？海外市场对这些技术的接受程度如何？
目前行业内普遍存在的问题是衰减率较高，尤其是P型产品转向N型后，衰减问题更为显著。观察到普遍衰减大于预期，理论上应低于3个百分点，但实际可能超过5个百分点。当前主流产品的功率输出标称值在26.2到26.4之间，但实际功率会有所降档，不同公司降档情况不一。目前还没有公司能稳定地将衰减控制在极低水平。第三方机构也对此提出预警，强调电站设计时需注意产品衰减问题，以确保设计输出与实际匹配，避免电量损失。在电池结构方面，虽然按理论计算，非晶硅的衰减应该低，但实际操作中仍有改善空间。这也成为了行业内各公司可以竞争的方向。
目前光伏行业的整体良率大约在90%至95%之间，好的企业可以达到95%至96%。而对比之下，传统的方法达到了其技术极限，例如POKE技术的良率已经接近99%，很难再有显著提升。
新技术如0BB仍有优化空间，预计未来良率可以维持在70%以下，但也将面临物理极限。随着技术的成熟和改进，未来良率提升将会在保证产品性能和安全性的前提下继续进行，但必须考虑设计余量保证产品在极端环境下的稳定性。良率的提升将有限，并且需要在确保产品质量的基础上进行。
5、焊带行业特征:原材料成本占比较高，营运资金占用较大
成本结构:焊带原材料成本占比超90%，原材料价格的波动影响盈利水平。
光伏焊带由铜基材和表面涂层(锡合金等)构成,光伏焊带生产成本中直接材料占比较高2022 年字邦新材、威腾电气直接材料占比分别为94.4%/94.2%。直接材料主要为铜材、锣合金，以宇邦新材 2021 年成本构成为例，二者占比分别为 70.9%、28.9%，因此原材料价格的波动对焊带生产成本影响较大。
商业模式:销售账期长+采购账期短，营运资金占用较大。
光伏焊带行业下游客户主要为大型光伏组件企业，单一客户规模普遍较大，通常使用银行承兑汇票或商业承兑汇票结算，且具有一定账期。根据同享科技招股说明书，公司与晶科能源签订的信用期及结算方式为90 天月结,支付 70%的6个月银行承兑汇票和 30%的6个月商业承兑，销售回款周期较长。
采购方面，光伏焊带企业采购的主要原材料(铜、锡)均为大宗商品，具有活跃的交易市场及交易价格，焊带企业按需下订单采购，原材料付款结算账期较短，上游供应商通常为焊带企业提供约1个月左右的账期。
因上游原材料采购账期较短、而销售端具有较长账期，焊带环节营运资金占用较大。对比光伏产业链各环节头部企业营运资金周转天数，2022年焊带环节(字邦新材、同享科技)营运资金周转天数分别为 156、93 天，高于硅片、组件、玻璃、边框等环节，仅低于营运资金占用同样较大的胶膜环节(福斯特，214天)。
按照当前焊带价格测算,1 万吨焊带所需营运资金为 2-4.4 亿元。(注:营运资本周转天数=应收+预付+存货-应付-预收)。焊带行业运营资金占用较高，在下游需求快速增长的背景下，大幅扩产对于企业的资金情况提出了较高的要求。
头部企业积极扩产，产品加速迭代有望促进集中度提升。焊带行业原材料成本占比高、营运资金占用较大，对企业资金实力及营运能力提出了较高要求。2023 年下半年以来光伏行业整体融资收紧，规模小、成本控制能力弱的焊带企业生存及扩产压力加大，同时考虑焊带产品迭代不断提高技术壁垒，企业间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、扩产能力上的差距将被放大未来拥有先进技术研发实力、具备规模化生产能力及资金优势的焊带企业有望持续提升市场份额。
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。
11、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。
12、产量方面：受新能源汽车的需求带动，3月动力和其他电池产量环比回升，1-3月我国动力和其他电池同比增长。
3月，我国动力和其他电池合计产量为75.8GWh，环比增长73.8%，同比增长39.8%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计产量为184.6GWh，累计同比增长33.5%。
销量方面：3月，我国动力和其他电池合计销量为73.2GWh，环比增长96.1%，同比增长49.5%。其中,动力电池销量为62.3GWh，占比85%，环比增长85.6%，同比增长41.3%；其他电池销量为11GWh，占比15%，环比增长187.5%，同比增长122.3%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计销量为167.7GWh，累计同比增长35.5%。其中，动力电池累计销量为146.2GWh，占比87.2%，累计同比增长35.4%；其他电池累计销量为21.5GWh，占比12.8%，累计同比增长36.8%。
3月，我国动力和其他电池合计出口12.2GWh,环比增长48.7%，同比增长19.6%，占当月销量16.7%。其中动力电池出口11.9GWh，占比96.8%，环比增长46.0%，同比增长33.7%。其他电池出口0.4GWh，占比3.2%，环比增长227.2%，同比下降71.5%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计出口达28.9GWh，占前3月累计销量17.2%，累计同比下降2.2%。其中，动力电池累计出口28.1GWh，占比97.6%，累计同比增长10.5%；其他电池累计出口0.7GWh，占比2.4%，累计同比下降82.5%。
装车量方面：3月，我国动力电池装车量35.0GWh，同比增长25.8%，环比增长94.6%。其中三元电池装车量11.3GWh，占总装车量32.4%，同比增长29.7%，环比增长62.9%；磷酸铁锂电池装车量23.6GWh，占总装车量67.6%，同比增长24.1%，环比增长114.6%。1-3月，我国动力电池累计装车量85.2GWh, 累计同比增长29.4%。其中三元电池累计装车量30.9Wh,占总装车量36.2%，累计同比增长47.8%；磷酸铁锂电池累计装车量54.3GWh,占总装车量63.8%，累计同比增长20.9%。
13、近期放开电网95%消纳红线的传言被扩散，市场有部分解读认为这将利空储能发展。
放开电网消纳红线有较大概率发生。“弃风弃光率”这个概念最早由欧美国家提出来，19年时国内开始效仿，提出了不高于5%的弃电率红线。但从20年开始，欧美国家弃电率总体逐年上升，普遍高于10%。“经济性弃电”这一概念在23年国内呼声越来越大。合理更改从欧美学来的规则变得越来越迫切，“经济性弃电”导致的放开消纳红线将较大概率发生。
对于储能，这将利好独立储能发展。
第一，为什么利好独立储能？独立储能目前40-50%的收益来自于电力现货价差套利。放开消纳红线，光伏装机上修后，电的时间价值将放大，日内电力现货价差将拉大，可套利电量和价差将增加，储能收益将增加。
第二，为什么市场有看空储能的声音？部分市场声音认为，储能是“卡消纳红线”导致的产业，配储是为了提高消纳率，放开消纳后将导致不配储或少配储。首先，23年各个省份非但没有取消强制配储反而加码了配储比例。其次，就算配储政策取消，23年在经历储能集成价格腰斩、储能收益模式完善的后，强制配储已不再是储能装机的主流，独立储能占比超50%，国内储能已是市场驱动的产物。
1-2月国内储能招标数据很好，跟踪到2月末开始国内储能开工量显著增加。同时，PCS的价格从去年3季度开始没有发生变化，看好PCS和温控环节，相关公司Q1可能系统性业绩超预期。
14、近期国内大储板块关注度有所提升，去年新型储能新增装机22.6GW/48.7GWh（能源局口径），刨除压缩空气等非锂储能后约43GWh。#今年已从年初预测的60GWh上调至80GWh，高基数下同比仍翻倍。
招中标持续高增：1-3月份合计招标33.7GWh，同比增长63.2%；合计中标21.5GWh，同比增长62.3%。招中标持续高增
#项目储备充足：统计去年总招标133.4GWh，总中标94.8GWh，项目储备充足。
#EPC占比提升当年兑现度提高：
今年Q1招标、中标项目中EPC占比分别为66.7%、72.7%，已超过储能系统成为项目主流（去年招中标EPC占比均低于50%），当年落地、兑现概率提升。
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
上游环节，截止本周三硅料买卖双方继续暂时处于对峙和僵持氛围。主要表现在，一方面买方谈判签单不积极，对于成交价格具有比较明确甚至激进的目标，超出现阶段多数主流硅料企业的接受程度。另外一方面，二三线硅料企业的价格确实已经加速下跌，领先反应大幅下跌趋势，本期二三线企业价格有跌至每公斤 52-54 元范围；但是头部企业的报价水平暂时居于每公斤 55-58 元范围，双方价格暂时仍然存在价差，但是价差范围也已经在进一步缩小。
市场价格处于快速下行阶段，业务合作方式也具有更多可能性和灵活性，具体包括部分前期订单的价格重新修订等商务合作方式的变化和反应。
硅料供应端的库存水平，截止月初已经累库超过 22 天水平，不同企业的库存规模和占比稍有差异，但是如前期反复提到，二季度开始硅料端滞库情况将会越来越明显和恶化，包括一线企业在内的库存常态化趋势恐将开启。
1.1.2硅片价格分析
四月份总体排产规划下调至 67 GW，环比下降约 6-7%，厂家针对排产有不同规划。垂直一体化企业由于经营电池组件事业，在保产线运作以及维持出货目标的前提下，排产仍在稳中上升；至于硅片专业厂家则由于硅片滞销、库存积累与价格快速崩塌开始出台拉晶环节的减产规划。本周接续跌势，除了 P 型 M10 规格外均出现下行，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.7 与 2.1-2.2 元人民币。N 型价格 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.55-1.65 与 2.3/2.5 元人民币左右，各规格跌幅达到 4-8% 不等。针对 N 型 G12R（182*210mm）的部分，近期厂家也陆续批量采购，当前价格落在每片 2.05-2.1 元人民币不等，预期随着成交家数稳定后将新增此规格价格公示。
随着厂家在三月末陆续低价出清，以及专业硅片厂家开始执行减产计划，硅片库存最高峰值已过，当前库存呈现缓慢下降的状态，然总量仍维持在 40 亿片以上。本周起个别头部硅片企业开始酝酿涨势，尝试性的报价 182 N 硅片调整到每片 1.63-1.65 元人民币左右，然而考量行业库存量体与开工，硅片环节价格后势仍然悲观看待。
1.1.3电池片价格分析
与硅片迥异的是，四月份电池厂家排产仍在提升，并且多数 N 型产线持续爬坡，产出预计达到 70-71 GW 左右，环比提升近 12%。至于 N 型电池端渗透率，预计也能提升至约 68% 的范围，清明节后 N 型排产提速明显，渗透率持续提升。
本周电池价格相对持稳，仅 N 型 M10 尺寸电池片成交价格小幅下滑，P 型M10 尺寸落在每瓦 0.36 元人民币；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.35 元人民币的价格水平，而头部企业本周调整报价至每瓦 0.37-0.38 元人民币不等。此外，海外市场美金价格也随着厂家报价调整而出现下滑，区分市场价格有些微不同。
在 N 型电池片部分，M10 TOPCon 电池片价格出现松动，均价价格来到每瓦0.42 元人民币左右，TOPCon（M10）与 PERC（M10）电池片价差收窄到每瓦 0.06-0.07 元人民币不等。HJT（G12）电池片高效部分则每瓦 0.58-0.65 元人民币都有出现。
近几周组件大厂持续透过双经销与代工的合作方式遏制电池厂家的售价，迭加近期银点的调升，电池获利空间受到挤压。而相对专业电池厂家，同时布局组件环节的企业在自用比例提升下，除了规避生产风险，甚至个别规格产品仍在尝试性的调高报价。
异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
公司异质结技术的主要降本方向
公司在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：公司低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：公司低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
1.1.4组件价格分析
本周 182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.78-0.90 元人民币，国内项目减少较多，价格开始逐渐靠向 0.85 元人民币，本周已开始听到低于 0.8 元人民币以下的价格；TOPCon 组件价格区间约在每瓦 0.82-1 元人民币仍有执行，高低价格区间因订单执行前后调价、整体价格落差仍较大。目前了解区分集中式项目与分布式项目价格仍有分化，集中式项目价格执行以每瓦 0.82-0.9 元人民币（剔除非当前执行价格），前期订单签订仍有执行每瓦 1 元左右人民币的价位，但也开始接近交付尾声。而分布式项目则主要在每瓦 0.85-0.95 元人民币的水平，也有部分低价资源订单。HJT 组件价格下落，目前区间约在每瓦 1.03-1.2 元人民币之间，均价已经靠拢 1.1-1.15 元人民币的区间。而海外价格部分，近期新签单执行，PERC 价格执行约每瓦 0.1-0.11 美元，TOPCon 价格则因区域分化明显，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.12-0.13 欧元及 0.12-0.13 美元的执行价位，然而巴西中东等市场价格也开始悄然下降至 0.11-0.12 美元的区间，美国价格二季度订单较少，价格仍以前期集中式项目执行为主 0.33-0.35 美元的区间，部分厂家受政策纷扰影响尝试抬高东南亚出厂的组件价格。HJT 部分则暂时持稳约每瓦 0.13-0.15 美元的水平。
1.1.5光伏玻璃价格
截至目前2月内国内光伏玻璃企业报价陆续公布，截至目前2.0mm镀膜玻璃价格为16.0-16.5元/平方米，3.2mm镀膜玻璃价格为25.5-26.0元/平方米，近期由于终端及组件排产需求的持续减弱，同时近期玻璃成本支撑稍有降低，2月玻璃企业报价受不断被压价的抵触情绪原因导致维持稳定，但在当前库存不断上升的背景下，玻璃价格明稳暗跌。
本周为2月第一周，光伏玻璃新单基本敲定完毕，多数玻璃企业由于近期组件企业不断压制辅材等价格的背景下，叠加玻璃整体价格已处于近3年新低，对压价心态抵触情绪较大，故玻璃企业报价方面一致坚挺稳价，但据
不完全统计，1月整月，行业库存升量为2-3天左右，部分玻璃企业出货为主，成交价格有所松动。
故玻璃新单价格表现为明稳暗跌。具体分析，1月以来，国内纯碱价格先涨后跌，成本支撑小幅减弱，议价底牌有所削弱，截至目前国内华东重质纯碱价格为2450元/吨，价格较1月初下跌350元/吨。
需求方面，由于春节期间内，组件企业部分产线停工停产， 2月组件进一步下降，排产计划下降至30GW以下，同时随着海外地区终端装机的减弱，海外需求出现减少，玻璃整体处于累库阶段。
对于后续价格预测，
认为2月光伏玻璃节后价格仍将下跌，但跌幅有限。
主要原因为当前由于新单成交较少，部分企业采购策略由于节假期的情况有所放缓，且当前玻璃市场成交情况复杂，仍有部分企业观望为主，试探更低价入场，故节后回来价格将受需求低迷影响逐渐向低价靠拢。
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 0BB+焊带技术投资机会研究分析
光伏焊带行业的技术发展水平和趋势同光伏产业的发展水平密切相关。经过多年的发展，我国光伏产业从无到有，已成为全球技术最领先和规模最大的国家，我国光伏焊带技术水平也已成为世界领先。就光伏焊带这个细分领域而言，其技术发展水平不仅同工业自动化水平、行业研发投入情况等紧密相关，还同上下游的技术水平密切相关。行业内主要集中在提升焊带的力学性能和降低焊带的电阻率以及通过优化焊带的表面结构、外观尺寸等来提升光伏焊带对组件降本增效的作用等。
目前市场上主流产品是MBB焊带和SMBB焊带，其中MBB技术能有效降低光伏电池和组件的串联电阻和遮光面积，并进一步增大光伏组件的电学增益和光学增益，减少封装损失，提升发电效率；而SMBB属于更小的MBB焊带，在持续减少光伏焊带的遮光面积的同时，也可有效缩短电池片内电流横向收集路径，降低串联电阻，减少电池功率损失，从而提升光伏组件的光转化效率，也因此预计到2030年16BB技术市场占比将逐渐提升至99%以上。此外，为进一步降低成本，降低银浆用量甚至不使用银浆成为电池组件的技术研究方向，OBB技术在电池片环节金属电极丝网印刷环节取消主栅、只网印细栅，并优化细栅的宽度和间距，降低银浆耗用成本，同时能够降低遮光面积，提高整体功率，未来将成为新一代太阳能电池的通用型降本技术，其配套的OBB焊带也将是未来技术发展趋势。
当前，异质结组件和BC组件在光伏组件中的应用逐步兴起，部分头部组件企业开始布局相关技术发展，预计未来也将在光伏应用中占得较大份额，其配套的HJT低温焊带和BC矩形焊带也将成为焊带行业技术发展方向。
2022年PERC电池片市场占比为88%,2023年被压缩至73.0%。P型电池凭借较为成熟的生产工艺，占据较高的市场份额，BSF电池逐渐退出市场。在此过程中，随着工艺技术的不断升级以及设备更新，4/5BB主栅电池片逐渐退出市场，多主栅(MBB)电池市占率将快速增加，9主栅及以上技术成为市场主流，2023年，9BB技术市场占比约12.9%,10BB技术市场占比约38.4%,11BB及以上市场占比约48.7%。MBB(MultiBusbar,9-15栅)成为P型晶硅电池所采用的主要主栅技术。
随着晶硅电池性能要求的提升，N型电池逐步进入量产阶段，市场占有率逐步提升，2022年N型电池市场占有率为9.1%,其中N型TOPCon电池片市场占比约8.3%,异质结电池片市场占比约0.6%,XBC电池片市场占比约0.2%。2023年，新投产的量产产线以N型电池片产线为主。随着N型电池片产能陆续释放，PERC电池片市场占比被压缩至73.0%,N型电池片占比合计达到约26.5%,其中N型TOPCon电池片市场占比约23.0%,异质结电池片市场占比约2.6%,XBC电池片市场占比约0.9%,相较2022年都有大幅提升。
光伏产业正持续朝向更高效率的N型技术变革，根据InfoLink数据，N型组件在2023年初的产量占比约10-11%,但下半年开始便大幅提升，第三季度开始增幅超过20%,12月迎来最高峰，占比达到52%。InfoLink预估2024年PERC与TOPCon市占率将分别来23%与65%,2025年起PERC市占率将仅剩个位数，并随后逐渐在光伏市场中成为特规商品，占比将在往后几年持续萎缩。
2023年，TOPCon电池片大多为182mm或210mm尺寸，采用16BB及以上技术的市场占比达到约87.5%,11BB市场占比约10.1%,少部分采用9BB或10BB,市场占比约2.4%。N型电池市场占有提高促进主栅技术提升至SMBB(SuperMultiBusbar,16栅以上)水平。未来随着新产能的逐步释放以及旧产线的技术升级，9BB或10BB技术将逐渐减少，2030年16BB及以上技术市场占比将逐渐提升至99%以上。
随着电池技术的不断进步，在N型单晶硅电池类别中的HJT电池和XBC电池的平均转换效率持续提升，据中国光伏行业协会数据显示，2023年-2030年HJT电池和XBC电池的平均转换效率分别将从25.2%、24.9%提升至26.8%、26.1%,进而推动异质结电池和XBC电池的产业化应用不断扩大。为了支持不同类型光伏电池片的产业化应用，需要为光伏电池配套相应的光伏焊带。
随着TOPCon、HJT等新技术量产规模逐步增大，银在电池片非硅成本中的占比也将有所提升。OBB技术是光伏电池未来降银的重要手段之一，OBB技术在电池端体现为无主栅设计，组件端则体现为光伏焊带直接与细栅连接收集电流。相比SMBB来说，OBB技术有以下优势：①直接节省主栅的银浆，降低银浆成本；②使用更细、数量更多的焊带进行导电，可以增强导电性，提高组件CTM;③组件端采用低温封装工艺，可以承载更薄的硅片。因此，在N型电池技术不断迭代的过程中，OBB作为电池降银耗的重要手段，未来在TOPCon、HJT组件中均有大批量导入的空间。
HJT组件由于当前银浆成本较高，OBB技术导入后银浆成本下降较为明显，因此HJT组件对OBB技术的应用更为迫切。TOPCon组件由于本身非硅成本较低，因此OBB技术带来的成本节省幅度小于HJT组件，且导入情景对OBB技术的工艺成熟度更为敏感，随着OBB工艺的不断成熟，生产良率达到一定水平之后，该项技术在TOPCon电池上的降本优势也有望逐步凸显，并有望得到大规模量产应用。从光伏焊带的形态来讲，OBB焊带为更细的SMBB焊带，符合光伏焊带朝着更细线径、更多数量的方向发展的行业技术路线。
XBC电池电极位于背部表面，正面没有金属栅线电极遮挡，焊接原理发生了变化，从双面焊接变成单面焊接，需要单面扁线焊带实现电池片正负极的串联，然而单面焊接时硅片易受热弯曲，工艺难度增加，使得该环节对焊带的屈服强度、图层均匀性、延压和镀锡等方面均提出了更高的要求，因而需要光伏焊带领域开发合适于的XBC电池的光伏焊带新技术和新产品。
奥特维
2023年实现营业收入63.02亿元，同比增长78.05%，实现归母净利润12.56亿元，同比增长76.20%；2023Q4实现营业收入20.63亿元，同比增长80.79%，实现归母净利润4.04亿元，同比增长69.61%环比增长22.80%。拟每股派发现金红利2元（含税）并转增0.4股。
拟实施“提质增效重回报”行动方案，计划2024年现金分红派息率为归母净利润的35~40%。截至2023年12月31日，公司共计现金分红5.02亿元，实施两次股份回购总金额为2.19亿元，占归母净利润总额的57.40%。在此基础上公司发布2024年度“提质增效重回报”行动方案，拟计划2024年度利润的现金分红派息率为当年归属于上市公司股东净利润35%~40%，在公司快速发展的同时通过现金分红保障股东权益。
23年公司毛利率36.55%，同比-2.37pp；公司净利率19.91%，同比+0.28pp，毛利率下降主要系单晶炉/电池设备等毛利率较低业务收入占比提升，随着单晶炉/电池设备规模效应体现，公司未来毛利率有望稳定；23年公司销售/管理/研发/财务费用率，分别为3.16%/4.07%/5.19%/0.66%，同比各-0.12pp/-0.93pp/-1.50pp/+0.11pp。期间费率合计13.08%，同比-2.44pp。费用管控能力持续提升。
奥特维表示要加快募投项目实施，加快应收账款和存货管理等。其中，年报显示，2023年该公司应收账款、合同负债和存货接近翻倍增长，分别为15.92亿元、39.07亿元、76.30亿元，同比增长96.59%、97.28%和96.24%。
各项业务收入规模均实现快速增长，平台化布局初显成效。公司打造平台化公司并取得显著成效，各板块收入规模2023年均实现快速增长，
其中：光伏设备营业收入同比增长79.15%至53.64亿元，毛利率同比减少2.33个pct至36.49%其中多主栅串焊机销量同比增长35.22%至1743台，单晶炉销量同比增长766.67%至624台。
锂电设备营业收入同比增长165.13%至3.47亿元，毛利率同比减少6.72个pct至32.66%，其中模组PACK线销量同比增长262.50%至29台。
半导体设备营业收入同比增长365.34%至0.21亿元，毛利率同比增长21.53个pct至33.46%，其中铝线键合机销量同比增长360%至23台。
奥特维主要从事光伏、锂电及半导体高端智能装备的研发、设计、生产和销售。从收入构成来看，2023年光伏设备收入为53.64亿元，为营收主力。同时，锂电设备和半导体方面营收增长较快，分别为3.47亿元、2.09亿元，同比增长165.13%、365.34%。
从毛利率来看，奥特维作为营收主力的光伏设备，以及境内市场毛利率均呈现下降趋势。其中，相比于锂电及半导体设备毛利率增长，其光伏设备毛利率为36.49%，同比下降2.23个百分点。
奥特维坦言，光伏设备产品收入占营业收入的比例已近90%，主要收入来源于光伏产业链的硅片、组件生产环节。“如若光伏行业出现重大不利变化，或光伏设备行业竞争加剧，则可能对该公司经营业绩造成不利影响。”
同时，奥特维正拓展海外市场。2023年，奥特维境外收入为9.98亿元，毛利率高达46.99%。该公司于2023年在日本、新加坡设立全资子公司。近期，奥特维公告称，将在马来西亚设立合资公司。彼时，该公司证券部人士向《科创板日报》记者表示，这一举措主要是有利于海外订单增长。
2023年新签订单高速增长，拟通过简易程序向特定对象发行股票融资
公司董事会提请股东大会授权董事会通过简易程序向特定对象发行融资总额不超过人民币3亿元且不超过最近一年末净资产百分之二十的股票，用于公司主营业务相关项目及补充流动资金。
2023年公司新签订单130.94亿元，同比+77.57%，在手订单132.04亿元，同比+80.33%。
新签订单屡创新高，净利率创2016年以来新高：截至2023年12月31日，公司在手订单132.04亿元（含税），同比增长80.33%；2023全年，公司新签订单130.94亿元（含税），同比增长77.57%；其中Q4新签订单41.02亿元，再创历史新高。受收入结构变化的影响，公司2023年毛利率36.55%，同比-2.37pct，同时受益于费用管控能力提升，实现净利率19.91%，同比+0.28pct，为2016年以来最高水平，盈利能力持续增强。
2023年，随着光伏电池技术从P型向N型升级，奥特维在N型技术上研发出多款新设备，包括低氧单晶炉、0BB串焊机、XBC串焊机、激光辅助烧结等。其中，松瓷机电低氧单晶炉获得天合光能超过18亿元订单，该订单是奥特维2023年度最大金额的单一订单。
公司持续推进研发，
1）光伏：串焊机方面，公司成功研发并推出新型10000+组件串焊机；配合多个头部客户进行0BB预研，在2个0BB方向取得客户量产订单突破；形成了从BC绝缘印刷烘干、锡膏印刷烘干、划片、串焊的整体解决方案。此外，公司成功研发N型低氧单晶炉、激光辅助烧结等N型电池技术新设备。
2）锂电：公司实现了储能模组/ACK&集装箱装配线全栈解决方案；
3）半导体：公司针对12寸晶圆立项研发12寸全自动划片机及装片机；铝线键合机和半导体AOI设备取得小批量订单；半导体单晶炉获得海外知名客户订单。新产品有望推动公司利润长期增长。
研发投入持续增长，引领行业技术迭代：2023年公司研发投入达到3.27亿元，同比+38.30%。新工艺方面公司重点研发0BB、BC工艺。公司在多个 0BB 工艺方向进行了储备研发，配合多个头部客户进行0BB工艺预研，在两个0BB方向上取得客户量产订单突破；在 BC工艺方向，公司产品成功导入多个头部企业，已完成初步量产验证，后续有望充分受益于新技术迭代所带来的0到1资本开支浪潮，组件及电池设备订单增长具备可持续性。
平台化布局持续加深，多元成长曲线已现：2023年公司通过收购普乐新能源切入LPCVD等电池片核心真空镀膜设备，普乐技术及管理团队拥有丰富的半导体工艺、技术及装备和光伏领域生产制造、研发的工作经验，有望助力公司24年在光伏电池核心设备订单方面取得突破。同时公司半导体产品线不断丰富，已覆盖半导体制造及封装环节，后续有望充分受益于半导体设备国产化进程。
从2023年全年来看，奥特维正拓展光伏全产业链设备及半导体设备等。其中，2023年8月，为提高电池片设备的研发、生产能力，奥特维豪掷2.7亿元收购普乐新能源100%股权。
在半导体方面，奥特维半导体划片机、装片机已在客户端验证，铝线键合机持续获得客户小批量订单，半导体AOI设备取得小批量订单；半导体磁拉单晶炉获得海外知名客户订单，实现该公司半导体设备出口零突破。
研发来看，年报显示，奥特维当前共有16个在研项目，具体应用前景包括光伏组件串焊、硅片分选、电池片印刷、单晶拉棒及半导体装片、封装检测、划片等环节。
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、2024年3月动力电池月度信息
产量方面：
受新能源汽车的需求带动，3月动力和其他电池产量环比回升，1-3月我国动力和其他电池同比增长。
3月，我国动力和其他电池合计产量为75.8GWh，环比增长73.8%，同比增长39.8%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计产量为184.6GWh，累计同比增长33.5%。
销量方面：
3月，我国动力和其他电池合计销量为73.2GWh，环比增长96.1%，同比增长49.5%。其中,动力电池销量为62.3GWh，占比85%，环比增长85.6%，同比增长41.3%；其他电池销量为11GWh，占比15%，环比增长187.5%，同比增长122.3%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计销量为167.7GWh，累计同比增长35.5%。其中，动力电池累计销量为146.2GWh，占比87.2%，累计同比增长35.4%；其他电池累计销量为21.5GWh，占比12.8%，累计同比增长36.8%。
3月，我国动力和其他电池合计出口12.2GWh,环比增长48.7%，同比增长19.6%，占当月销量16.7%。其中动力电池出口11.9GWh，占比96.8%，环比增长46.0%，同比增长33.7%。其他电池出口0.4GWh，占比3.2%，环比增长227.2%，同比下降71.5%。
1-3月，我国动力和其他电池合计累计出口达28.9GWh，占前3月累计销量17.2%，累计同比下降2.2%。其中，动力电池累计出口28.1GWh，占比97.6%，累计同比增长10.5%；其他电池累计出口0.7GWh，占比2.4%，累计同比下降82.5%。
装车量方面：3月，我国动力电池装车量35.0GWh，同比增长25.8%，环比增长94.6%。其中三元电池装车量11.3GWh，占总装车量32.4%，同比增长29.7%，环比增长62.9%；磷酸铁锂电池装车量23.6GWh，占总装车量67.6%，同比增长24.1%，环比增长114.6%。1-3月，我国动力电池累计装车量85.2GWh, 累计同比增长29.4%。其中三元电池累计装车量30.9Wh,占总装车量36.2%，累计同比增长47.8%；磷酸铁锂电池累计装车量54.3GWh,占总装车量63.8%，累计同比增长20.9%。
2、SEMA建议政策推动美国本土组件销售，关注第一太阳能（FSLR.O）等在美有产能布局的头部组件企业
近日美国太阳能制造商联盟（SEMA）的一份委托报告中提出若干政策建议，有望推动美国市场购买本土组件，第一太阳能（FSLR.O）作为美国本土光伏组件龙头企业将充分受益，同时晶科、晶澳、隆基、天合、阿特斯在美均有产能布局。报告中的政策建议主要包括：
使用国内含量产品和进行联邦采购的做法获得奖励税收减免，鼓励对供应链中的高价值、资本密集型部分(如硅片和多晶硅生产)进行投资；
强有力地执行反倾销贸易法，积极执行UFLPA；
要求所有与美国政府签订购电协议的太阳能生产商使用符合美国制造部件最高标准的太阳能组件。
2023 年底第一太阳能光伏组件产能 16.6GW，同比增长 69%，其中美国产能 6.0GW。2024-2026 年在美国分别新增 4.6GW、1GW 和2.5GW 产能，2026 年美国产能增长到 14.1GW；2026 年公司全球总产能有望达到 25.2GW。美国产能占比从 2023 年的 36%提升至 2026年的 56%。根据公司2023Q4 指引，预计 2024 年光伏组件销量 15.6-16.3GW，同比增长约40%；单位净利0.09 美元/W，同比提升 0.02 美元/W。
2023 年公司新增订单 28.3GW；截至 2023 年底公司在手订单 78.3GW，交付期最远排到 2030年，订单均价约为 0.28-0.3 美元/W。此外，公司跟踪的潜在订单达到 66.5GW，其中北美订单约为 55.1GW，占比约 83%。
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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