本周新能源行业回顾及光伏主产业链、靶材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%，

2024年一季度，全国光伏新增并网4574万千瓦，同比增长36%，其中集中式光伏2193万千瓦，分布式光伏2380万千瓦。

截至2024年3月底，全国光伏发电装机容量达到6.59亿千瓦，其中集中式光伏3.79亿千瓦，分布式光伏2.8亿千瓦。2024年一季度，全国光伏发电量1618亿千瓦时，同比增长42%。

可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。

可再生能源发电量稳步提升。2024年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%；其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。

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。

2、5月光伏市场行情展望

供给方面：

硅料——5月预期3-5家进入小幅检修状态，影响月度产出预计0.7-1万吨。但新产能产量也将在市场流通，全球预计产出达19.5万吨（86GW），环比微增2.5%。其中N型料库存继续累积，菜花料、珊瑚料等杂料依然走俏。当前行业整体库存预计30天左右（20万吨），整体硅料供给充足，库存压力持续。

硅片——当前总体库存较上月变化不大，预计40亿片（35GW）以上，个别企业清库效果较为明显，但大部分企业库存依然维持高位。5月份，前期个别减产企业有上调开工意愿，大部分企业仍维持上月开工，预计总产出达67GW左右！环比增幅5%左右。

电池片——当前新产能继续投产爬坡，个别企业P型产能升级，电池供给持续增加，预计5月份电池产出65GW左右，环比增幅5%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，182N继续减量，210N增长明显，呈现出N型总体继续增长、大尺寸加速替代小尺寸趋势；而P型182、210则面临加剧退出困境。

组件——5月份预计组件产出58GW左右，环比小幅增加3%。头部企业排产增减不一，二三线企业订单亏损提产意愿不强，小微企业凭借低价差异化小众市场支撑开工。从终端招投标及现货价格以及现货成交情况来看，组件价格继续内卷下将。总体终端需求增长幅度不及上游产出，价格压力继续向上游传导。

需求方面：

硅料——尽管高品质硅料价格大幅下降，但综合考虑硅片价格、成本因素，下游对N型正料采买依然保持谨慎态势。短期内，硅片企业再度展开集中采购的可能性较弱，硅料整体需求也难以得到恢复。

硅片——下游电池继续小幅提产，尽管硅片需求与当月实际产出较为平衡，但在硅片库存影响下，硅片供需依然保持过剩态势。从下游需求类型上看整体上P型需求继续大幅减少（182P\210P都面临快速减少的风险）；继续转向大尺寸N型，210N型起量较为明显。

电池片——尽管下游组件排产小幅提升，但整体需求依然支撑不足，电池环节呈现一定累库趋势，压力渐增。部分企业继续采取增加代工、双经销比重来降低降价风险。

价格方面：当前182N型电池主流报价已来到0.37-0.38元左右。随着电池新产能持续投产爬坡，电池供需宽松程度开始逐渐扩大，且开始面临库存压力，价格继续承压，短期仍有下调风险。

价格方面：

硅料——当前硅料供给持续大于需求，处于买方市场阶段，硅片环节亏损压力继续向硅料传导。硅料价格仍有小幅下行空间，预计仍有突破大部分料企现金成本（4万元/吨）风险。同时硅料企业将在未来的一段时间内维持高库存运行，且在未出现规模性停产前价格无望得到修复。从长远来看，或许只有突破大厂现金成本，并维持较长一段时间，出清落后产能、新产能止步后方能进入新一轮反弹周期。

硅片——当前硅片继续处于成本倒挂阶段，182N型硅片价格来到1.4元/片左右，210N型硅片价格来到2.1元/片左右。当前各种尺寸类型硅片均处于过剩、亏损加剧阶段。在企业亏损承受能力下，很少有企业愿意主动减产放弃市场份额，在高库存背景下，产出依然不减，或许短时间价格内卷难以停止，处于继续筑底状态。

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、光伏靶材研究

高性能靶材国产化替代。高性能靶材作为细分赛道，国内企业数量较少，我国的靶材市场对进口依赖程度较高。目前JX金属、霍尼韦尔、东曹和普莱克斯等为代表的大型跨国企业合计占据了全球80%左右的市场份额。

与此同时，靶材的市场需求却连年新高。2016-2023年，全球溅射靶材市场规模从113亿美元上升至258亿美元，年复合增长率为12.52%。

尽管赛道细分，但靶材技术壁垒较高，尤其在ITO靶材领域，正迎来国产化加速。

据相关资料，ITO 靶材是将氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型，再经高温气氛烧结形成的黑灰色陶瓷半导体。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的导电性和透光性，广泛应用于制造平面显示面板、高效太阳能电池等。ITO 靶材中氧化铟含量一般在 90%以上，因此铟系制造 ITO靶材的核心原材料。

技术上，ITO 靶材生产过程包括金属提纯和靶材制造两个核心环节。因高纯金属原料的品质影响靶材的导电性能等性状，对最终成膜的质量有较大影响，且靶材种类繁多，客户需求非标，定制属性明显，故而金属提纯环节技术壁垒及附加值均较高。

近年来，随着国家政策鼓励与资金支持下，部分企业已经突破了关键技术门槛，国产ITO靶材领域涌现出领先企业。

其中，异质结太阳能电池在制备透明导电膜阶段需要应用ITO靶材，是ITO靶材未来需求的新增长点。异质结电池被认为下一代光伏电池技术，将取代现有光伏产能，今年迎来了爆发放量，接连出现在大型央国企招标当中。在最近一次的中广核400MW海上光伏项目中，光伏组件招标仅面向异质结组件，意味着异质结技术的差异性优势已经拉开，在海上应用中得到央国企的极大认可。

今年17次大型光伏组件招开标信息中，HJT产品定标已经达到了6.102GW左右，HJT产品频频作为单独标段出现，越来越多的异质结企业开始参与到大型集采的招标中来。

今年央国企开启频繁异质结组件招标，打开了HJT产业链降本“从量变到质变”的重要时间窗口，HJT技术2024年降本路径已经极为清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成极大概率事件。

未来，伴随着太阳能电池市场景气度不断上升，以及显示面板产能转移、半导体国产化进程加速，下游市场对高性能溅射靶材需求量将不断增加。2021~2026年我国高性能溅射靶材市场前景广阔，预计2026年市场规模将增长至653亿元，年复合增长率将达到15.0%。

2024年末，预计HJT电池的非硅成本将降至0.169元/W，相比PERC电池的成本增益缩减到0.04元/W；而在硅片端，HJT电池可以通过使用更薄的硅片、使用边皮料，并引入竞争机制，实现硅片成本比PERC电池低0.03元/W。

综合来看，2024年末的HJT电池总成本将无限接近与PERC电池；2025年HJT电池成本将极大概率低于PERC电池的成本。

2024年末的技术：（1）硅片采用100μm厚度的吸杂工艺，并利用一定比例的边皮料，每片100μm吸杂后HJT专用硅片价格降至150μm厚度同尺寸P型硅片价格的95%。（2）0BB无主栅技术被应用于HJT电池组件生产，节省主栅浆料，细栅与焊带交接部分采用60%银含量的银包铜，银包铜售价相比“银点×银含量”的加价降至1200元/kg；细栅与焊带不交接部分采用35%银含量的银包铜，加价降至1800元/kg。（3）细栅浆料耗量降低至70mg/片，这一耗量水平目前就已经能在中试线上实现。（4）靶材采用半铟靶材，即每条电池产线PVD机台上下各两根含铟靶材，两根无铟靶材，991和9010靶材在剔除铟价值后的靶材加价在700-1000元/kg。（5）靶材耗量为72mg/片，对应靶材膜厚在90nm左右。（6）细栅网版寿命达到12万次。（7）电池设备按照2023年的采购价格和10年折旧期限计算。

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。

近日，多家储能电池相关企业年报公布。

数据指数，龙头厂商与二三线厂家之间的差距正进一步扩大，两极分化的竞争格局正在形成。

一方面，以宁德时代、比亚迪等头部龙头为代表的储能电芯企业维持住了自身的增长，稳定住的局面，对残酷的价格战、疯狂的行业内卷做出了有力的回击。

另一方面，一部分电池企业也遭遇了前所未有的亏损，它们无论是从自身体量、现金流、品牌影响力上都远逊于龙头，抗风险能力自然也难望其项背。

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

五一假期结束，上游硅料环节整体价格下跌趋势持续，整体块状料价格范围跌至每公斤 40-46 元范围，颗粒硅价格范围跌至每公斤 38-41 元范围，虽然整体仍在下跌，但是跌幅逐渐收窄。

当前价格水平已经全线跌破整体生产成本水平，厂家对于突破每公斤 40 元的价格水平暂时仍有较多顾虑。部分企业已经开始逐步安排提前检修和减产动作，但是二季度中后期头部企业的新产能投产进度也在有序进行中，继而出现一部分产量下降但是另外增量的市场情况，故本月整体新增产量保持环比平稳。

库存方面压力仍在持续发酵，预计二三季度累库水平有有增难减，硅料销售压力难以乐观扭转。

1.1.2硅片价格分析

五月份硅片排产与四月相比没有太大变化，总量维持在 66 GW 水平。其中，垂直整合厂家排产出现小幅下滑，然二三线专业硅片厂家排产仍在提升，此消彼长下，单月产出与上月持平。N 型部分，五月份 N 型渗透率呈现疲软，占比相比上月下滑 1%，落在 74% 左右。

本周硅片价格仍在下行，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格突破到每片 1.55-1.6 与 2-2.1 元人民币。N 型价格 M10, G12, G12R 尺寸成交价格来到每片 1.4-1.45、2.2-2.3 与 1.8-1.9 元人民币左右，各规格跌幅达到 4-7% 不等。

近期硅片价格仍在持续波动，各厂家因为自身诉求考量而有不同的定价策略，一部分企业以利润导向为优先，而其余多数企业则考量市场份额与客户关系，执行价格持续分化，硅片价格在五一节后仍未止跌。

1.1.3电池片价格分析

四月电池总排产规划受到终端需求回暖影响，产出回升达到 67 GW 左右。五月份厂家排产环比相对持稳，产出预计达到 68 GW 左右。在 N 型部分，五月份预计在厂家针对 P 型产能改造与 N 型产能爬坡并进下将从 68% 提升至 72% 左右。

本周电池片价格持续呈现缓慢下行的趋势，P 型 M10 尺寸小幅滑落至0.32-0.34 元/瓦人民币；G12 尺寸成交价格小幅回落来到每瓦 0.35 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，均价价格下行到每瓦 0.37-0.38 元人民币左右，TOPCon（M10）与PERC（M10）电池片价差约每瓦 0.03-0.06 元人民币不等。HJT（G12）电池片高效部分则每瓦 0.55-0.65 元人民币都有出现。

至于 G12 TOPCon 电池片与 G12R TOPCon 电池片随着买卖双方成交数量的提升，预期将在近期出台公示，当前价格落在每瓦 0.39-0.4 与 0.4-0.42 元人民币不等。

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

五至六月组件排产稳定，并无大量增长趋势，差距体现在厂家策略分化，一线厂家受订单支撑排产维持稳定，二季度部分厂家维持高排产规划；而中后段厂家则部分受惠代工订单支撑，考虑上修五至六月排产规划，另外一部分则倾向以控制排产的策略来维系运营。

目前看来五月订单稳定，支撑主要仍是国内市场为主，目前较多以集采项目执行为主，TOPCon 组件价格大约落于 0.88-0.92 元人民币，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。

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。然而仍有部分买卖双方仍在胶着商谈调整价格，项目调价后可见低于 0.8 元以下区间，明显低于成本水平，厂家无法执行履约，现阶段执行项目部分延宕，下半年集采项目调整过后执行价格较多落在 0.8-0.82 左右的区间。

而其余规格，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；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 元人民币的区间，低价也可以开始听闻低于 1 元的价格。

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05月10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05月10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 光伏主产业链研究分析

2.2 光伏靶材及HJT电池分析

高性能靶材国产化替代。高性能靶材作为细分赛道，国内企业数量较少，我国的靶材市场对进口依赖程度较高。目前JX金属、霍尼韦尔、东曹和普莱克斯等为代表的大型跨国企业合计占据了全球80%左右的市场份额。

与此同时，靶材的市场需求却连年新高。2016-2023年，全球溅射靶材市场规模从113亿美元上升至258亿美元，年复合增长率为12.52%。

尽管赛道细分，但靶材技术壁垒较高，尤其在ITO靶材领域，正迎来国产化加速。ITO 靶材是将氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型，再经高温气氛烧结形成的黑灰色陶瓷半导体。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的导电性和透光性，广泛应用于制造平面显示面板、高效太阳能电池等。ITO 靶材中氧化铟含量一般在 90%以上，因此铟系制造 ITO靶材的核心原材料。

技术上，ITO 靶材生产过程包括金属提纯和靶材制造两个核心环节。因高纯金属原料的品质影响靶材的导电性能等性状，对最终成膜的质量有较大影响，且靶材种类繁多，客户需求非标，定制属性明显，故而金属提纯环节技术壁垒及附加值均较高。

近年来，随着国家政策鼓励与资金支持下，部分企业已经突破了关键技术门槛，国产ITO靶材领域涌现出领先企业。

其中，异质结太阳能电池在制备透明导电膜阶段需要应用ITO靶材，是ITO靶材未来需求的新增长点。异质结电池被认为下一代光伏电池技术，将取代现有光伏产能，今年迎来了爆发放量，接连出现在大型央国企招标当中。在最近一次的中广核400MW海上光伏项目中，光伏组件招标仅面向异质结组件，意味着异质结技术的差异性优势已经拉开，在海上应用中得到央国企的极大认可。

今年17次大型光伏组件招开标信息中，HJT产品定标已经达到了6.102GW左右，HJT产品频频作为单独标段出现，越来越多的异质结企业开始参与到大型集采的招标中来。

今年央国企开启频繁异质结组件招标，打开了HJT产业链降本“从量变到质变”的重要时间窗口，HJT技术2024年降本路径已经极为清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成极大概率事件。

未来，伴随着太阳能电池市场景气度不断上升，以及显示面板产能转移、半导体国产化进程加速，下游市场对高性能溅射靶材需求量将不断增加。2021~2026年我国高性能溅射靶材市场前景广阔，预计2026年市场规模将增长至653亿元，年复合增长率将达到15.0%。

2024年末，预计HJT电池的非硅成本将降至0.169元/W，相比PERC电池的成本增益缩减到0.04元/W；而在硅片端，HJT电池可以通过使用更薄的硅片、使用边皮料，并引入竞争机制，实现硅片成本比PERC电池低0.03元/W。

综合来看，2024年末的HJT电池总成本将无限接近与PERC电池；2025年HJT电池成本将极大概率低于PERC电池的成本。

2024年末的技术：（1）硅片采用100μm厚度的吸杂工艺，并利用一定比例的边皮料，每片100μm吸杂后HJT专用硅片价格降至150μm厚度同尺寸P型硅片价格的95%。（2）0BB无主栅技术被应用于HJT电池组件生产，节省主栅浆料，细栅与焊带交接部分采用60%银含量的银包铜，银包铜售价相比“银点×银含量”的加价降至1200元/kg；细栅与焊带不交接部分采用35%银含量的银包铜，加价降至1800元/kg。（3）细栅浆料耗量降低至70mg/片，这一耗量水平目前就已经能在中试线上实现。（4）靶材采用半铟靶材，即每条电池产线PVD机台上下各两根含铟靶材，两根无铟靶材，991和9010靶材在剔除铟价值后的靶材加价在700-1000元/kg。（5）靶材耗量为72mg/片，对应靶材膜厚在90nm左右。（6）细栅网版寿命达到12万次。（7）电池设备按照2023年的采购价格和10年折旧期限计算。

三、新能源行业重大事件

1、欧盟理事会高机率于今年五月左右批准《反强迫劳动产品法规》，虽然相较于美国的《防止维吾尔强迫劳动法案》（Uyghur Forced Labor Prevention Act, UFLPA），该法涉及范围较广也较未具针对性，实际执行也因涉及较多会员国而容易出现分化，但随着该法授权各会员国或欧盟执委会标定潜在违反强迫劳动的高风险产品与区域，未来欧盟可能将中国新疆地区和光伏电池与组件标定为重点观察对象，并针对疑似涉及强迫劳动或使用新疆硅料供应链的中国光伏厂家「主动」进行调查，届时可能对中国光伏产品进入欧盟市场带来一定程度阻碍。

目前中国组件销往欧盟市场无须特别标记硅料或硅片产地，使用新疆硅料和非新疆硅料制成组件的现货价差也较不明显，加上《反强迫劳动产品法规》进入立法程序时，部分欧洲分销商也已要求中国制造商出货非疆用料组件，制造商也相应提前准备材料证明、规划产线配置等应对措施。而观察 2022 至 2026 年中国新疆硅料与非疆硅料产能情形，虽然新疆硅料产能逐年上升，但新疆硅料与非疆硅料占比已呈现逐年下降的趋势，显示中国硅料厂家渐往新疆以外的地区扩产，预估中国厂家可持续向欧盟市场输出非疆用料制成的组件。因此，观察目前《反强迫劳动产品法规》的规范程度，初判该法对于欧盟市场中国组件的需求与价格影响程度有限，但实际情形仍须视未来各会员国与欧盟执委会执法力道而定。

另外须注意的是，未来《反强迫劳动产品法规》正式上路后，欧盟是否将出台反强迫劳动调查清单，对中国涉及强迫劳动的光伏厂家进行调查。此外，若未来欧盟决议修改《反强迫劳动产品法规》并提高反强迫劳动规范程度，可能导致中国输欧组件的生产成本增加，并对欧盟市场的中国组件现货价格产生影响，在一定程度上影响欧盟市场的中国组件需求，届时欧盟本土产能若未见明显起色，预计可能冲击欧盟光伏装机进度。

整体而言，目前预判欧盟理事会可能于五月至上半年底前批准《反强迫劳动产品法规》，但由于该法第 39 条规定各会员国须于三年实施该法，尚无法确定各会员国实际施行的确切时间。由于欧盟当地分销商与中国厂家已在该法进入立法程序时提出应对方法，预计对于欧盟市场的组件价格与需求影响有限，但整体情形仍须待该法实际上路后才得以更为明朗化，后续仍须持续关注该法的相关动态。

2、截至目前，美国主要的组件供应来源仍为东南亚厂商，但由于反规避税率将于六月正式上线，虽说官方文件中有提供部分豁免条件，像是采用中国产制硅片的东南亚电池和组件则需符合辅材料条件；非中国产制硅片制成的东南亚电池和组件则可直接输入美国，但本次东南亚双反将大幅限制东南亚光伏产品出口美国，引发终端观望情绪，预计今年将大幅降低美国当地的进口量，势必冲击美国的电池片和组件供应与当地需求。

然而，预期截至 2024 年底，美国的本土电池产能规划仅约 7 GW、本土组件产能规划则约 56 GW 左右，整体电池产能远不及满足当地的组件产能，若在东南亚进口产品的税率迭加之下，除了直接拉低美国当地需求量，美国的当地组件也将因供应量的不足使价格变相抬高。

关于未来双反税率的实施，需注意的是双反有溯及既往的特性，即使有部分厂家当前享有较低的双反税率，但仍不排除往后税率有回朔上调的可能，因此享有低税率的厂家对出货输美仍有所保留。考虑到双反问题与反规避关税将于六月上线等因素，目前部分东南亚小厂与美国开发商等已在二季度至三季度减少采购东南亚组件，在需求萎缩下也将与美国政府所推行再生能源的初衷背道而驰。

长远来看，往后仍亦不排除美国对其他地区进行反规避调查，因此，若想在未来确切把握住美国的光伏市场，赴美扩产可能还是最保险的供应模式，但对于电池片产能的扩张考虑到环评、投资额、技术变迁等因素，仍需要至少 2-3 年以上的时间才有望大规模落地，且仍需观望美国后续的法案实施状况，预期整体的反规避与双反影响幅度将于下半年至明年初开始明显发酵。

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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