本周新能源行业回顾及0BB、银包铜技术带来的投资机会分析研究——否极泰来，旭日东升！

概要及主要观点：

1、光伏装机——4月22日，国家能源局全国电力工业统计数据显示：2024年1~3月，风电、光伏新增装机分别为15.5GW、45.74GW，与2023年同比增长49%和36%。

据之前发布的1~2月数据可以计算，3月光伏新增9.02GW，同比下降32%，

2024年1~3月，光伏新增装机占到整体电力装机的66%，

截至2024年3月底，全国累计太阳能发电装机容量约6.6亿千瓦，同比增长55%。

3月国内光伏新增装机是这两年首次出现同比下滑，上次月度装机同比下滑出现在2021年3月和12月，较2020年3月和12月分别同比下滑25.6%和51.3%。

一季度是光伏传统装机淡季，但是1-2月光伏新增装机与去年同期相比大幅增长80.3%，3月却出现下滑，无疑与预期稍有相悖。

原因分析：3月光伏新增装机下滑原因其一是受到集中式光伏项目并网节奏的影响。

每年一季度装机多为去年项目结转并网，在年初新开工的地面电站项目并网都需要等待小半年时间。

在春节前夕，即1-2月，去年多数大型地面电站项目抢收尾，支撑了年初装机量的增长。

在春节假期后，地面电站项目开始陆续复工，包括许多风光大基地项目重启施工，但并网预期最早的时间则在4月末-5月左右。

因并网节奏的原因使3月集中式部分的装机量有所下滑。

分布式装机部分，3月户用光伏装机实际表现较好。然而，近期分时电价、市场化交易等政策的陆续出台，影响了终端的投资收益。传统分布式装机大省在去年至今年开始面临消纳“红线”的影响，由于新能源消纳供需失衡，各省份限电问题也进一步凸显。

春节假期后，多省份发布政策为缓解省内消纳问题，部分区域低压分布式光伏用户被安排参与调峰，限电时间长度的波动影响了用户收益，进而对装机积极性有所影响。

同时，分时电价政策的变动也影响了光伏项目在发电高峰时刻的电价水平。

往后看，光伏电价波动性越来越大，电价下调趋势愈发明显，随着光伏电力进入市场交易的比例增加，收益率的波动导致用户对分布式光伏项目投资恐产生犹豫。

此外，更重要的原因是光伏产业链价格的波动。经历去年一年的产业链价格下行，在年初短暂低位持稳，但在3月初产业链上游环节硅料、硅片、电池片价格又再次陆续下滑。

光伏产业链价格的持续下降，让下游终端用户持有一定的观望态度。

鉴于3月上游价格下滑且仍未见底，对价格及风险敏感度较高的用户，对组件价格后期的下行预期提升，均在等待二季度价位。因此，使3月采购和装机速度出现放缓。

综上，影响3月国内光伏新增装机的主要是集中式并网节奏、产业链价格下行的因素，分布式装机势头仍然向好，但消纳问题和电价调整会是个逐渐的中长期影响，且对装机已经开始有增速限制的现象。

虽然3月新增装机出现下滑，但是一季度本是全年需求淡季且是装机量最低的时间点，3月的装机数据表现实为正常现象。

对于二季度国内新增装机，鉴于有5-6月集中式项目的并网预期，预计各月仍然会恢复环比上升的趋势。

2024年3月，国内电池组件出口金额32.19亿美元，环比增长15.22%，同比下降38.9%，1-3月累计出口90.67亿美元，累计同比减少30.5%；

按人民币计价，3月太阳能电池组件出口228.59亿，环比增长14.99%，同比减少36.6%，1-3月累计出口644.31亿元，累计同比减少28.1%；

出口金额同比下降主要是因价格因素，在价格下降的同时，出口金额环比继续增长；

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。

光伏受几条信息影响情绪：

1）韩华提议美国恢复东南亚201关税同时传闻AD/CVD双反税或于4月25日前后有新的请愿书提交；

2）中东局势升级，以色列袭击伊朗；

3）部分公司一季报承压。

对于双反税和201关税，目前均尚未落定，未来可能导致美国进入壁垒进一步增高，但利好本土产能，美国组件价格或涨至40-50美分，中国企业美国产能已逐步落地，利润值得期待。

对于中东市场，需求依然火热，去年10月到今年2月沙特、阿联酋组件出口超5gw，即为印证。

对于一季报，当前价格下主产业链的盈利压力显而易见，市场预期已较为充分，

估值上看，近日调整后主产业链2025年PE已在10倍左右，辅材、逆变器2024年PE普遍在15倍左右，配置价值进一步提升。

2、产业链价格

硅料：根据PVInfoLink，致密料报价均价49元/kg，周环比-5.8%，月环比-26.9%。本周单瓦盈亏-1分/W，较上周持平。颗粒硅均价43元/kg，周环比-10.4%，月环比-27.1%。

硅片：P型182(150μm)硅片均价1.65元/片，周环比-2.9%，月环比-8.3%，单瓦盈利估算来到-2分/W，较上周持平；

P型210(150μm)硅片均价2.1元/片，周环比持平，月环比-16%，单瓦盈利估算为-1分/W，较上周持平；

N型182(130μm)硅片均价1.5元/片，周环比-6.3%，月环比-14.3%；N型210(130μm)硅片报价2.3元/片，周环比持平，月环比-14.8%。

电池：P型182电池片均价0.34元/W，周环比-2.9%，月环比-8.1%，单瓦盈利测算为-5分/W，较上周下降1分/W；

P型210电池片均价0.36元/W，周环比+2.9%，月环比持平，单瓦盈利测算为-2分/W，较上周提升1分/W；

182 TOPCon电池片均价0.40元/W，周环比-2.4%，月环比-13%，单瓦盈利估算为-2分/W，较上周持平，较182 PERC盈利高3分/W。

组件：国内P型双面组件报价0.87元/W，周环比-1.1%，月环比-5.4%；

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，月环比持平。

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，月环比持平。

一体化：P型一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.05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，较上期下降1分/W。

近期光伏电力行业的需求和价格波动大， 库存的清理虽会导致整体盈利回升，但绝对价格可能会因硅料降价而有所下调。不过，对于中游一体化而言，利润修复是最重要的，即使组件价格有所下降，随着硅料、电池片价格的逐渐修复，利润会逐渐回归到反映真实供需关系的水平。

硅片行业面临的主要问题是单晶炉产能过剩，石英砂供给增加。随着提纯技术进步，国内企业可以利用较低质量的石英砂生产中层硅片，同时，印度等地的石英砂供应也在增加。因此，即使需求增长快于预期，石英砂的供给紧张程度也将过去。硅片边际产量应会释放，预计毛利可能维持在2分钱左右，净利润表现不佳。

如果硅片企业以现金成本运行，最差的企业可能会亏损2-5分钱，而龙头公司毛利可能也只有1-2分钱，扣除费用后净利润为负。不过，在实际情况下，若硅片价格下跌较多，供需关系不差，龙头公司可能实现盈亏平衡或略微盈利。

如果乐观估计，某些一体化龙头公司今年整体N型一体化盈利可能达到2到3分钱；而在悲观情况下，所有环节可能都会亏损，但优质公司也可能实现盈利。根据预期，这类公司可能有20倍左右的市盈率。

由于一季报中可能包含高价订单的交付，实际二、三季度的平均价格可能低于一季度，因此一二季度的财务报表可能是本轮周期内的低点。

硅料价格经过一段时间的下跌后，已经接近底部，预计底部价格在50到55元之间。而硅片方面，尤其是电池片，尽管面临一定盈利压力，但预计主链整体产量并不会显著下降。此外，颗粒硅、玻璃和胶膜等环节有望成为今年关注的重点，而新技术如HJT的供应链和技术成熟度目前仍面临挑战，对银包铜等替代方案的看法也需客观看待。颗粒硅因其成本优势，特别是在今年N型电池全面转向的情况下，有望成为今年值得关注的阿尔法或贝塔大的环节。相较于传统棒状硅料，颗粒硅在价格上接近或低于龙头公司，同时拥有5到10元的超额利润，具有明显的成本优势，因此有望实现显著盈利。

3、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%。

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%；

HJT效率&功率

【电池效率】：目前产线量产平均效率25.4%，双面微晶优化后到25.8%，Gold line 正态分布大多在26%，技术在逐步推广到其他产线；后续叠加背抛+tco优化，中试线效率已达到26.5%。

【电池参数】：hjt提升开压相对容易，750mv为常见水准，topcon一般720mv；电流方面，隆基将p型纳米硅晶化率做到极致，电流也得到提高。

【组件功率】：HJT 3.0目前210 66版型功率715w，对应电池效率25.6%；后续210 66版型HJT 3.0+功率725W，对应电池效率26%效率；24年底计划拿出异质结叠钙钛矿组件，预计组件功率800w。

成本

【银】：HJT主栅20%银的用量，可以通过0BB直接用焊带替代，之前银的耗量18mg/W，叠加0BB+50%银包铜，预计7mg/w；0BB技术路线分为MW的层前熔焊法、ATW的半层前熔焊法、以及层压熔焊法中GY、XN、MB的三种细分方案，

【硅】：HJT可以用氧含量高的硅片，也可以用边皮，叠加后0bb也可以到100微米。

【产品路线】：高配+低配两条，高配电池效率26.2%，组件功率730W，慢速CVD+纯银浆料+SMBB+钢板印刷+高纯硅片+120μm硅片+高铟TCO+背抛光；低配电池效率25.5%，组件功率710W，快速CVD+全银包铜浆料+0BB+丝网印刷+等外硅片+小于100μm硅片+50%铟TCO+双面制绒。

价差

【HJT相比P型的溢价】：根据华东院，得益于更低的投资和更高的年均利用小时数，采用HJT组件可显著提高土地费用较高项目的收益；如果按项目土地费用7.2亿，占比约1/4，采用P型和HJT除组件外价差可达0.26元/W。

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

4、光伏0BB技术。

白银总体供需=矿山银+再生银+其他供给-工业用银-投资需求

基本面因素:供给侧矿山银开采产量难以扩大，再生银整体体量有限，需求侧工业终端用途的不断增长带动白银需求持续提升，而银价整体维持高位，投资者“买涨不买跌”心态下白银投资需求也较为旺盛。白银整体供需缺口较大，价格有望维持上行通道。

随着电池技术发展，栅线图形已由4BB、5BB发展到MBB(9-15栅)、SMBB(16栅及以上)，主栅数量增加可以降低主栅宽度，从而降低银浆耗量。

MBB到SMBB，主栅细线化推动银耗降低

2023 年，随着perc主流电池片尺寸增大，9主栅及以上技术成为新的市场主流，其中 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%。

2023年，TOPCon电池片中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%。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。

栅线不断做细，主要目的在于降低银耗，实现银耗成本的不断下降，同时减少遮光面积，有效提升组件功率。

0BB技术:取消主栅

0BB技术:①电池片环节:取消主栅，并优化细栅的宽度和间距;

②组件环节:利用内嵌金属线的聚合物或焊带(丝)替代主栅与细栅贴合，用以汇集电流，实现电池片互联

作用:电池片:1)降本:取消主栅，降低银浆耗量。

2)增效:取消主栅，副栅变细，降低遮光面积，增加光吸收量，提高整体功率。

组件端:1)降本:使用软连接工艺，对薄硅片兼容，可降低硅料成本。

2)增效:0BB直接用焊带导流，免去主栅路径，大大减少了传输距离，提高功率。

3)良率:传统焊带使用红外焊接，融化冷却的过程中焊带会发生收缩，会把细栅拉断，而0BB采用低温焊接

/点胶，理论上良率可以做到99%。

4)效率:无主栅异质结组件发电效率高，无热斑效应，有效提高用户发电收益。

0BB 组件主要成本优势体现在非硅端降本和终端功率的提升：根据我们测算，以 TOPCon 电池为例，电池效率每提升 0.2%-0.3%，对应组件端功率提升约在 5W 左右，不同地区合 理溢价范围在 0.01 元/W-0.02 元/W。

假设 2024-2026 年全球光伏组件需求为 676/806/927GW，0BB 技术渗透率为 20%/70%/90%， 那么 0BB 串焊设备对应每年新增组件产能分别为 50/152/181GW；假设 2022 年以前的串焊 设备改造成 0BB 串焊机的性价比较低，从 2024 年开始对 2022 年及以后的串焊机进行改 造，并集中在 2024 下半年-2026 年替换完成，那么替换的 0BB 串焊机对应的每年组件产 能分别为 152/304/304GW。 假设新增的 0BB 串焊机单位价值量为 0.21 亿元/GW，存量改造的 0BB 串焊机单位价值量 为 0.15 亿元/GW，则 2024-2026 年，0BB 串焊机对应的市场空间分别为 33/77/84 亿元。

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。

5、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。

6、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。

7、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%。

8、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

本期延续上期的市场氛围，硅料环节订单询价和谈判气氛有所恢复，冷滞期对峙的僵持气氛减弱，但是前期市场冰冻的局面正在转变为价格激烈博弈。截止本周三，硅料环节整体价格水平跌破5.4万元/吨水平，棒状硅头部企业价格水平降至4.7-5.4万元/吨范围，二三线企业价格继续降至4.4-4.7万元/吨范围，价差虽然仍然存在，但是差距在继续缩小。另外颗粒硅价格范围也在继续下探，价格降至4.1-4.4万元/吨范围，跌幅明显。

整体价格处于快速崩塌周期，诸多订单最终落定的价格仍然具有不确定性。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价格调整。

四月即将收尾，硅料价格继续下跌虽然仍存在可能，但是跌幅和跌速将在二季度中后期明显收窄和放缓。另外现已跌破整体生产成本水平，继续超跌可能性存在，但是空间已然有限。二季度后期需要重点关注企业开工和产线关停动向。

1.1.2硅片价格分析

随着多数厂家已经将 N 型 M10 硅片产品从对角线 247mm 逐渐切换到 256mm，时至这周，关于这两个规格的价格当前已经没有太多价差，基本处于同价，本周落在每片 1.5 元人民币的价格水平，低价部分也出现 1.4X 的价格。

本周硅片端 P/N 型 M10 规格均出现下行，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.65 与 2.1 元人民币。N 型价格 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.5 与 2.3 元人民币左右，各规格跌幅达到 2-6% 不等。针对 N 型 G12R(182*210mm) 的部分，近期厂家采购也陆续起量，当前价格落在每片 1.9-2 元人民币不等，随着成交家数稳定成长，预计五月初将新增此规格价格公示。

四月底，近几周硅片环节没有额外厂家投入减产动作，由于当前的排产水平仍维持高档，库存水平又再次开始堆积上升，本周回升至 40 亿片以上的库存水平，甚至听闻个别厂家仍在酝酿提产动作，预期五一节前价格将难止稳，市场供需错配情况未得改善，迭加硅料的跌价，预期短期硅片价格将持续呈现下行。

1.1.3电池片价格分析

本周电池片价格持续呈现缓慢下行的趋势，唯 G12 PERC 电池片受到终端项目拉货影响，成交价格小幅上抬，来到0.36-0.37 元/瓦左右。

本周 P 型 M10 尺寸小幅滑落至每瓦0.33-0.34 元人民币; G12 尺寸成交价格上涨一分钱来到每瓦 0.36 元人民币的价格水平。在 N 型电池片部分，M10 TOPCon 电池片价格出现松动，均价价格下行到0.39-0.4 元/瓦人民币左右，TOPCon(M10)与 PERC(M10) 电池片价差维持到0.05-0.07 元/瓦人民币不等。HJT(G12)电池片高效部分则0.55-0.65 元/瓦人民币都有出现。

近期硅片的跌价使电池厂在生产 PERC 电池片上盈利水平得到部分修复，此外，在 G12 PERC 电池片供应出现紧张并价格上行中，部分专业电池厂家开始评估生产该规格的经济性，然而基于 G12 PERC 产品溢价的有限窗口期与 TOPCon 迭代的时间线冲突，目前除了原计划关停的产线仍暂时保持运转外并无厂家新增投入生产。

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%。

异质结技术的主要降本方向

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：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：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

供应链价格波动影响，分布式项目在本周开始出现松动迹象，本周观察国内项目交付主要依靠集中式项目交付为主，较少新项目走单。组件探涨更加不易，四月底一线厂家仍坚守 0.88 元人民币的底线交付水平，中后段仍有低于成本线的交付价格。

观察后续策略，受供应链波动影响终端观望五月份订单，目前看来五月份的价格较难维持原先价位水平，近期招投标价格仍旧维持下探局势，部分组件厂家规划减产五月份排产来控制价格跌势。

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 0.83-0.85元人民币；TOPCon 组件价格区间约在每瓦0.82-0.98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）。而分布式项目则主要在每瓦 0.85-0.93 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 0.97-1.18 元人民币之间，均价已靠拢 1.1-1.15 元人民币的区间，低价也可以开始听闻低于 1 元的价格。

而海外价格部分，近期价格暂时维稳，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，年末至明年报价听闻下降至低于 0.10 美元的水平。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

辅材方面，本周辅材价格暂未有明显变化，对于五月价格走势玻璃价格有维稳的预期。

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。

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04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04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：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。

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。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。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。

二、投资方向梳理

2.1 0BB、银包铜技术投资机会研究分析

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。

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。

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。

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。

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。

N型光伏电池降本增效：铜电镀技术驱动行业发展

铜电镀技术是近年来异质结电池实现降本增效的重要技术路线之一，其优势在于比传统银浆的导电性能强，且低接触电阻，使用铜电镀技术可提升转换效率。在银价不断波动的市场行情下，铜电镀技术受到诸多生产商关注，发展情况持续向好。美能3D共聚焦显微镜，可通过非接触式扫描电池表面并建立表面3D图像，对栅线的高度与宽度、绒面上的金字塔数量进行定量检测，以反馈其中的清洗制绒、栅线的工艺质量。本期将给大家介绍铜电镀制作栅线技术。

铜电镀电极提效基本原理

铜电镀是一种非接触式的电极金属化技术，其工艺的基本原理是在基体金属表面上通过电解化学反应沉积金属铜来制作铜栅线，收集光伏效应产生的载流子。铜电镀技术与传统丝网印刷技术的主要差异，是在ITO工序后。传统的异质结产线会在ITO工序后进行银浆印刷和烧结，而铜电镀工艺主要分为栅线的图形化与金属化这两部分工序，在图形化部分的ITO工序后，不使用银浆，而是使用铜来电镀。

铜电镀工艺环节

异质结太阳能电池铜电镀工艺主要包括：种子层制备、图形化、金属化（电镀）、后处理四大工艺环节，各环节工艺复杂，存在多种技术路线，设备原理差异大。

在种子层制备环节，物理气相沉积法（PVD）为制备主流技术方案。直接在TCO上电镀，镀层和TCO间的接触为物理接触，附着力主要为范德华力，容易引起电极脱落，且在TCO上电镀金属是非选择性的，需在电镀之前在透明导电薄膜表面沉积种子层（一般为100nm），增加电镀金属与TCO之间的附着性能。

在图形化制作环节，目前存在的技术路线主要包括：光刻路线、激光路线和喷墨打印路线，其中以感光油墨为原料的曝光显影光刻路线是图形化主流技术方案。

在金属化电镀环节，存在垂直、水平电镀，插片式电镀等多种主流技术方案。

在后处理环节中，主要处理方法包括热处理、化学、机械处理等，目的是改善电

镀铜电极的性能和外观。

2.2 相关标的

三、新能源行业重大事件

1、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。

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。

2、根据国际能源署的预测，2030年全球新能源汽车需求量将达4500万辆，光伏新增装机需求将达到820吉瓦，分别是2022年的4.5倍和4倍。换句话说，当前新能源产品不是产能过剩，而恰恰是远未满足市场需求。

“正是因为中国新能源行业的发展，使全世界在绿色转型方面有了可能性，价格比它低，只是证明了中国这个行业的生产力比它高。所谓‘中国绿色产能过剩’完全是偏见和借口，来打击全世界都需要发展的中国的绿色产业。”

中国外交部发言人林剑表示，按照这个逻辑，美国芯片特别是高端芯片有80%用于出口，猪肉和农产品也大量出口，这种情况是否也可以被称为“产能过剩”呢？事实上，中国的新能源汽车出口占生产的比例远低于德国、日本和韩国等国，谈不上“过剩”向海外倾销。

近期，中国多部门接连发声，指出在推进绿色低碳转型发展的进程中，各国面临着共同机遇。

国家发展改革委研究室主任金贤东表示，在经济全球化背景下，供给和需求都是全球性的，不同的国家各自有强项的产业，这是由各国的比较优势决定的，只有加强合作才能共同发展。

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。

免责声明：

本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。