1、光伏主产业链分析研究。
今年4月份，我国新增光伏装机为14.37GW，环比3月份的9.02GW增长近60%，但和去年同期相比，甚至还下降了1.91%。
光伏装机数据，肯定滞后于光伏组件的市场价格几个月甚至半年的时间。今年4月份的光伏装机，组件往往是在2023年底就已经完成招标采购的。那时的组件价格，比现在贵出不少。随着时间的推移，今年一季度招标达成的订单，将陆续进入市场，光伏装机大幅增长，或许是大概率事件。
今年前4个月，我国累计实现新增光伏装机60.11GW：
1月：20.37GW；
2月:16.35GW；
3月：9.02GW；
4月：14.37GW
随着二、三线企业被迫减产、停产，甚至退出行业，部分企业规划的新产能放缓、暂停，甚至取消建设，预计今年下半年的市场竞争格局将趋向缓和。
5月23日，第三方Infolink公布了最新的各环节报价，其中，
硅料：38~42元/kg，均价41元/kg，一周跌幅2.4%；
n-182硅片：1.1~1.2元/片，均价1.1元/片，一周跌幅12%；
p-182电池片：0.30~0.34元/W，均价0.31元/W，一周跌幅3.1%；
n-182电池片：0.31~0.34元/W，均价0.31元/W，一周跌幅8.8%；
p-182单晶组件：0.78~0.88元/W，均价0.83元/W，一周跌幅2.4%；
随着库存的持续攀升，硅片与硅料价格相继跌破成本线，今年初以来，其跌幅均已超过30%！
供需失衡，库存高企，压倒一众企业
当光伏上游原料价格走低时，这往往归咎于企业间的内卷竞争加剧，导致产能过剩和供需失衡。而随着光伏产业链价格持续下滑，市场上逐渐形成了一种预期：未来装机价格将比现在更为便宜。因此又出现了装机下降的情况，这直接导致了产业链供需比的陡转直下，由2023年6月的1.02:1转变至去年年末的2:1，那么下游采购的持续观望又会令制造端库存持续攀升，进而再加剧整个产业链的价格下跌风险。
此般境况，便会陷入恶性循环，致使价格“跌跌不休”，这也令企业不堪重负。
即便是成本控制极优的硅料龙头——大全能源，其在2023年的四个季度中，硅料的现金成本也均在40元/公斤以上。显然，如今41元/kg的价格，早已击穿大部分厂商的成本防线。
那么再以41元/kg的硅料成本计算，即使是在行业最优水平下，5%的损耗和68.5片的出片率，硅片的成本基本也需要达到1.5元/片。
而当前最低1.1元/片的销售价格，已经明显低于其现金成本，这显然极不合理。
当前，由于硅料，硅片环节库存高企，价格仍承受巨大压力。据悉，硅片库存已超45亿片，并且这一数字仍在持续滚动增长。陆续将有不少硅片厂减产、停产。与此同时，在深度亏损的困境下，目前已有近10家硅料企业被迫采取停产检修措施以调控产量。
不过，值得一提的是，近期光伏产业链价格全面下滑，已经引起了有关部门的高度重视。5月17日，光伏行业高质量发展座谈会召开，释放出关于行业发展的新信号。会议明确指出，鼓励行业兼并重组，畅通市场退出机制，并将加强对于低于成本价格销售恶性竞争的打击力度，转变低价中标局面等，这一表态释放了行业供给侧改革的信号。受此消息影响，当日光伏产业链各环节的多家企业纷纷掀起涨停潮，行业复苏迹象显现！
随着二、三线企业被迫减产、停产，甚至退出行业，部分企业规划的新产能放缓、暂停，甚至取消建设，预计今年下半年的市场竞争格局将趋向缓和。
2、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
3、光伏辅料行业分析。
高纯石英砂是石英坩埚的核心原材料，石英坩埚则是拉制大直径单晶硅棒的消耗性器皿，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒，石英坩埚一次或几次加热拉晶完成后即报废，具备较强的消耗品属性特征。数据显示，2023年初，光伏用各类型高纯石英砂价格均在10万元/吨以下。在下游需求增长下，高纯石英砂一路飙涨。2023年9月，市场上石英坩埚内层砂价格已上涨至40-44万元、中层砂均价在19-23万元/吨、外层砂的均价在12万元/吨。成为光伏行业发展新的“拦路虎”。
时隔半年后，高纯石英砂就走上了硅料的“道路”，价格接近“腰斩”。目前石英坩埚内层用报价为17-23万元/吨，均价20万元/吨；中层砂报价10-13万元/吨，均价11.5万元/吨；外层砂报价2.4-8万元/吨，均价5.2万元/吨。透过相关企业业绩，也能看出高纯石英砂在市场的境遇。
价格的变化来自供需关系的转变。此前，全球仅有尤尼明、TQC、石英股份三家企业具备量产高纯石英砂的能力，且前两者扩产意愿不强。其中，TQC宣布放弃6000吨的扩产计划、尤尼明则宣布将原计划在2023年上半年投产的石英砂项目延期至2024年。但在高纯石英砂价格上涨后，国内已有不少企业先后宣布投建高纯石英砂项目。相比多晶硅，高纯石英砂的资金规模、技术难度等门槛较低，且产能建设周期短，市场预期增量较多，下游企业采购意愿较低。叠加近期硅片价格持续下滑，硅片企业开工率下降，需求量进一步降低，高纯石英砂价格暴跌并不让人意外。从长期来看，高纯石英砂价格还有下降空间。
4、光伏银浆研究
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。
本次银价上涨并快速突破8000元/kg，其背后逻辑是多重的：
（1）全球地缘政治冲突加剧。美元作为世界货币，从1970年代开始与黄金脱钩，而重新锚定于石油价格。美元与石油价格间锚定关系的基础是美国在中东地缘政治中的地位。最近几个月来，中东地区成为全球地缘政治问题中突出的焦点。但美国在巴以问题上的立场，开始与全世界绝大多数国家背离。在2024年5月10日第十次联合国大会紧急特别会议关于认定巴勒斯坦国联合国会员国资格的表决中，中国、法国、俄罗斯等143国投赞成票，美国、以色列等9国投反对票，英国、德国、乌克兰等25国弃权。美元的国际信誉，伴随着美国全球领导力的式微及各国央行对贵金属的增持而逐步受到冲击。
（2）全球即将进入降息周期，而全球经济增长仍然缺乏动力。根据全球金融市场美联储利率点阵图的预期，2024年的6月后的某一时刻或将由美联储开启一轮新的降息周期。如果这一情形发生，则会推动全球流动性的释放。当全球流动性开始泛滥，而实体产业增长乏力，没有形成对长期资金的需求时，大量流动性将开始冲击商品价格，特别冲击供不应求的稀缺商品资产。2024年5月15日，美国最新公布的CPI数据超预期乐观降低，由此重燃金融市场对新一轮全球降息周期的热情期待，推动一轮新的贵金属价格上涨。
（3）光伏产业的快速发展，叠加TOPCon技术对PERC技术的替代，造就了对白银需求的显著推动。光伏产业在2020年前的年出货量小于100GW，但从2020年开始需求快速暴增至2023年的500GW以上（白银需求量达5000吨左右）。而在光伏电池技术端，2023年四季度开始，TOPCon电池的出货量占比从不到30%快速增长到80%左右。根据SOLARZOOM新能源智库的产业链研究，PERC电池最新的每W银耗量在7.9mg左右，而TOPCon电池的每W银耗量在11.6mg左右。故而，PERC电池向TOPCon电池的技术升级导致了每GW光伏出货的单位银耗量从9.0吨左右快速提升至10.9吨左右，提升20%。以上两点的共同作用，导致2024年光伏耗银量在全年白银供应量（31000吨左右）中的比重有望进一步上升，推动白银真实供求关系趋于紧张。
TOPCon与HJT电池的单位耗银量在2024年将进一步降低，这主要受技术进步的影响。
在TOPCon技术方面，2024年的栅线细线化进程及浆料湿重降低在快速推进。以细栅网版为例，从去年的520-11网版，已经进化到今年的500-9网版，开口线宽已经达到11-12μm，印刷线宽做到17-18μm，而下半年原生网纱600-9/640-9产品（性能等同于500/7网版）还将继续推出。今年年底，TOPCon电池做到80mg/片@256对角线183.75硅片将是有一定可能的。在银含量方面，由于LECO技术的量产导入，TOPCon电池不再使用86%左右银含的银铝浆，而普遍使用90%以上银含的纯银LECO浆料。综合上述两点，2024年底，TOPCon电池的每W银耗量预计从去年底的11.6mg/W降至8.7mg/W左右。
在HJT技术方面，2024年浆料湿重的降低主要由0BB、全开口网版印刷等技术进步所推动。其中，0BB的导入将至少导致10mg/片@210半片的湿重降低（去除主栅，但细栅与焊带相交位置略为加粗），全开口网版的量产导入将至少降低湿重10mg/片@210半片。上述两项行业性技术进步将在今年3季度前后全面量产导入，并使得2024年底的HJT电池湿重有望做到60mg/片@210半片左右。在浆料湿重之外，HJT电池在2024年最大的“突破点”正是30%银含量银包铜浆料的量产导入。目前，部分浆料公司30%银含量的银包铜浆料已经通过了可靠性测试，并已成功导入某些HJT电池组件大厂的量产线，应用于HJT电池的正面。其他几家浆料厂的30%银含量银包铜浆料目前也在各家HJT电池企业开展送样、小试、可靠性测试或中试。而在去年年底，HJT电池的标准配置是“正细50%银含量、背细40%银含量、主栅纯银”。故而，在湿重降低、银含量降低的共同作用下，HJT电池在2024年底的每W银耗量预计从去年底的8.6mg/W降低至3.2mg/W左右。
银价上涨对TOPCon及HJT电池的成本影响
从2023年底开始，HJT电池的每W耗银量已经低于TOPCon电池。这导致HJT电池的每W浆料成本从那时开始已经与TOPCon电池的浆料成本基本打平。
在2023年底的技术背景下，由于HJT电池主栅仍然用纯银浆料，而细栅使用正背面平均45%的银包铜浆料，合计平均银含量约为56%。只有当银浆从6000元/kg上涨至18000元/kg时，HJT的浆料成本相比TOPCon才能达到将近0.04元/W的成本优势。
而在2024年底的技术背景下，由于HJT电池已经全面采用30%银包铜的细栅浆料并通过0BB技术导入不再需要主栅，故而平均银含量就是30%，相比TOPCon电池有明显的浆料银含量优势。故而，当银价达到当前的8000元/kg时，HJT的浆料成本相比TOPCon就能达到将近0.04元/W的成本优势。
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、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、自三月中旬起，锂电板块经历了一轮显著的上涨行情，主要驱动力来自两个方面：一是市场对 3-4 月份行业排产环比大幅增长的预期，二是对之前过于悲观的盈利预期开始触底反弹。这段时期，整个锂电板块呈现出了整体性的上升趋势。然而，进入五月份后，市场对于基本面的判断和股价走势出现了一定程度的分歧。尽管行业龙头如宁德时代、亿纬锂能、比亚迪等公司的股价依旧保持强势，但板块整体波动加大。
市场对 5 至 7 月排产增长的预期调低，主要是基于历史季节性规律，此期间通常是需求相对平缓的阶段。夏季炎热天气导致汽车销售进入传统淡季，同时，国内储能市场在 6 月30 日前的集中并网需求主要拉动了 4-5 月的产业活动。此外，3-4 月的高排产也包含了补充库存的因素，这些共同作用使得接下来几个月的排产预计会保持高位但环比增长趋稳。尽管如此，从同比角度看，行业排产仍有望实现 25%-30%的增长，显示出行业发展的健康态势。
尽管当前市场预期趋于保守，但我们认为需求端仍存有未被完全反映的潜在增长动力。根据行业发展趋势，全年出口水平估算，整体增长约 25%。然而，（考虑到全球终端需求增长、储能市场的增量、中国企业全球市场份额的提升，以及潜在的补库存需求，实际年增长率很可能超过 30%。这意味着市场可能低估了某些增长因素。
国内新能源汽车市场除渗透率持续提升外，电池容量的增大也值得关注。在当前电池成本背景下，大容量电动汽车(EV)和插电式混合动力车的市场份额呈上升趋势。这一变化对全年同比增速的正面影响可能在 5 个百分点以上。以四月份为例，平均每辆新能源汽车的电池容量达到了 47 至 48 度电，相较于去年同期的 44 度电，有了显著增长，这直接反映了电池容量提升带来的积极影响。
储能市场是推动锂电中游板块增长的关键因素之一。尽管国内储能的集中并网需求在 6月 30 日前达到高峰，对 4-5 月的拉动效应明显，但全球范围内储能需求的持续增长和中国企业在国际市场占有率的提升，为锂电中游企业提供了长期的增长动力。即便短期内排产增速放缓，储能市场的长期增长潜力和国内企业的国际竞争力增强，为板块的未来发展提供了坚实基础。
今年早些时候，行业排产的高增长部分归因于补库存需求。随着供应链逐步恢复和市场需求的季节性调整，补库存需求可能在短期内有所减缓，导致排产环比增长放缓。然而，这也反映出产业链对未来需求的乐观预期，以及在面对不确定性时增加安全库存的策略，长期来看有助于产业链的稳定和韧性增强。
上半年，国内储能市场已展现出强劲的增长势头，进入高景气周期。展望下半年，海外市场储能也将迎来积极的增长，这主要得益于新兴市场的爆发式增长和美国大型储能需求的复苏。因此，尽管目前市场普遍预期 5 至 7 月排产将相对平稳，8 至 9 月进入旺季，但受到这些潜在需求端的刺激因素推动，排产上行周期可能会提前启动，展现出更为乐观的增长态势。
六氟磷酸锂和电解液环节与其它环节有所不同，尽管行业腰部和尾部产能的利用率较低，且盈利能力处于低位，但龙头公司的产能利用率也相对较低。未来，随着市场需求回暖和 龙头市占率的提升，一旦龙头企业的产能利用率提高，这些环节的价格和盈利弹性有望显 现，成为二三季度值得关注的细分领域。
今年锂电板块的风险偏好和估值中枢有望提升，主要基于两方面原因：一是新技术的快速发展，如固态电池和复合集流体等，密集的科技突破和应用催化了板块的关注度，推动股价表现。二是美国对华政策预期的修复，五一假期期间美国 IE 修订版政策对中国材料环节的放松，以及关税政策未产生实质性影响，表明对中国经济链的依赖。这两大因素不仅修复了市场对海外政策的悲观预期，也增强了国内企业海外项目的推进信心，从而有望进一步提升板块的整体估值中枢。
最近观察到的上游金属市场价格表现确实超出了不少人的预期，不仅体现在价格上涨的幅度上，而且市场情绪的积极程度也高于预期。对于碳酸锂而言，尽管市场上对 5 到 7 月的季节性生产安排存在担忧，且预计下半年供应量会有边际增长，导致市场对于锂盐厂的预期和价格判断普遍偏向消极。然而，实际价格走势却保持了较强的态势。这背后反映的是，即便面对新增供给带来的压力，市场逐渐认识到 9 到 10 万价位区间实际上是一个基于成本考量的价格底部，加之需求端可能存在的超预期弹性，促使碳酸锂价格的边际预期从过度悲观向中性乃至乐观转变。
8、新能源政策分析。
国家能源局及各大官媒对以“产能过剩”之名行贸易保护主义的做法接连予以抨击。“中国新能源产业在开放竞争中练就了真本事，代表的是先进产能，不仅丰富了全球供给，缓解了全球通胀压力，也为全球应对气候变化和绿色转型作出巨大贡献。不论是从比较优势还是全球市场需求角度看，都不存在所谓“中国产能过剩问题”。”习近平于中法欧领导人三方会晤时指出。
事实上，当前的产能过剩，是阶段性过剩，是供给小于需求。市场关系当中，不平衡是常态，而平衡不长远。历年来光伏行业产能利用率普遍处于50%至60%为正常水平，光伏行业产能往往高于装机需求，某一环节的产能过剩更是相对于下一个环节的需求产能，同时各环节的布局投产还受到市场环境的影响，囚徒困境反映个体的最佳选择并非团体最佳选择。
据国际可再生能源署测算，为了实现《巴黎协定》目标，全球光伏发电装机累计容量在2030年至少要达到5400GW，是2023年全球总装机量的近4倍、我国总装机量的约9倍。
2023年，我国多晶硅产量143万吨；硅片产量为622GW；电池片产量为545GW，同比增长64.9%；组件产量为499GW。尽管较2022年实现大幅提升，尚远不及未来全球光伏装机目标。
50%的太阳能电池及组件关税对中国光伏企业影响有多大？影响甚微。受困于美国政府阴晴的不定的关税政策，中国光伏企业一直在寻找“解决办法”。对于加征关税之事，中国光伏企业似乎早有预料，早在去年就纷纷远赴美国建设制造工厂，一时间掀起了“赴美建厂”的浪潮。截至发稿日，已有7家光伏企业在美国建设了电池或组件（或者两者都有）制造工厂，总产能超过25GW。
隆基绿能、晶澳科技、晶科能源等多家头部企业在接受媒体采访时也表示，此次对中国光伏产品加征关税对国内光伏企业基本没有影响。
对于剩余还未在美国建厂的中国光伏企业可以分为两类。
第一类：在东南亚或海外其他地方建厂的企业。美国的光伏关税政策一直都是紧盯中国地区，而对于海外其他国家相对较为宽松。前期为进入美国市场，中国企业在东南亚等地建设了制造工厂。这些企业目前并不受此加征关税影响，但需注意的是，美国对于泰国、越南、马来西亚以及柬埔寨实行的关税豁免政策仅剩月余，且不再延续。
第二类：产品直接出口美国企业。这部分企业可谓是此次美国加征关税的“受害者”。但根据海关总署数据显示，2023年我国对美国直接出口的光伏电池及组件金额仅约7.4亿元，占去年全年光伏电池及组件出口额的0.18%。
过去十二年来，中国产的光伏产品基本没有直接出口美国。
科罗拉多州民主党籍州长贾里德·波利斯（Jared Polis）也说，这对美国消费者而言是个“可怕的消息”。据观察者网消息，波利斯在社交平台X（原推特）上说，对太阳能电池和其他产品征收关税“对美国消费者来说是个可怕的消息，对清洁能源来说是个重大挫折”。
2012年美国对中国光伏“双反”以后，中国购买中国台湾产电池生产组件出口美国，后来二次“双反”不允许中国台湾产电池出口，中国光伏取道东南亚基地出口美国，期间“双反”复审，都影响不到中国光伏企业。
当前主要的关税影响，仍然是美国对东南亚四国的双反调查。
两年前，美国对东南亚产光伏产品进行反规避调查，裁定税率限制后，由于美国各州缺光伏组件，美国总统签署延后两年执行。如果今年6月到期执行，中国产硅片往东南亚生产电池组件就无法出口美国。
所幸这两年相关企业在东南亚增加了硅片生产，那就可以认定是东南亚生产，而不是中国光伏企业取道东南亚规避直接出口美国。
“中国光伏企业海外业务阻力这两年肯定是逐步越来越大的，不仅是美国针对中国的多项贸易壁垒政策，更有欧洲、巴西、印度等国家近期的贸易政策变化影响，中国光伏产品出海的难度有在逐渐增加，出口量可能因此产生波动。
但是中国光伏企业本身强大的技术实力和生产能力是海外国家在发展光伏时不得不依赖的，因此在高依赖程度下，中国光伏企业的海外业务中短期内依旧会维持良好情况。”
“中国光伏企业出海是必须的，对于国内白热化竞争环境下，海外市场的重要性在逐年提高，并且还有许多尚未被挖掘的海外光伏市场。
美国宣布将对电动汽车等中国商品加征关税。对此，多位业内人士表示，该政策对中国锂电产业链实际影响不大。
该政策好于市场此前预期，“主要是（美政客）选举用的（手段），不影响我们企业利润”，“在锂电池领域，目前美国依赖中国锂电供应链，自己做不出量来，（其短期）并不具备与中国供应链脱钩的能力，不然这次天然石墨和储能电池就不会等到2026年才（开始）加关税”。
美国新能源车市场（现阶段）还离不开中国企业供应链。基于美国国内的基建速度、电力配套、熟练工人配套等因素，预估3-5年内美国负极材料产能较难形成有效竞争力。
美国对中国锂电池商品的相关政策也在不断变化。如5月初“美国放宽对电池使用中国石墨的电动汽车税收抵免限制”的消息曾引发资本市场关注，彼时，业内人士就认为对行业利好但影响有限，因为美国市场规模占比不大。
尽管我国新能源车出口量不断攀升，但美国市场所占比重并不大。中国汽车工业协会公布的数据显示，2023年我国汽车产销量创历史新高，其中，新能源车出口120万辆，同比增长78%。
2023年中国新能源车出口第一大市场欧洲和第二大市场亚洲合计占比达77%，美国所在的北美洲市场占比仅为13%。
之前市场担心储能电芯关税大幅上调对储能相关企业的负面影响，目前看关税幅度上调幅度较低（好于预期），且执行时间从26年开始，#预计24/25年的美国大储需求会抢装爆发；美国当地系统集成商用的都是中国铁锂电芯，所以大家的成本变化都是一样的，考虑本身税率上调幅度也不高，我们预计1年半的时间海外储能电芯产能也能开始供应，#届时更多取决于国产电芯附加关税后与海外电芯性价比的比较；近期市场担心阳光等储能集成企业会受影响，目前看影响已解除#继续重点推荐阳光电源核心一是24年开始海外大储将遍地开花，二是阳光的全球储能市占率会有明显提升。
后续美国对光伏产品关税政策重要时间节点：
（1）2024年6月6日起原先对东南亚四国的反规避豁免期即将结束，东南亚产品进入美国市场的关税将发生变化（有豁免条款，如采用中国产制硅片的东南亚电池、或组件需符合辅材料条件）。
（2）2024年4月24日，部分美国光伏制造商向商务部申请对东南亚四国光伏电池组件进行双反调查，USITC应在45天以内（6月8日）做出损害裁决，若确认有损害事实将启动新一轮针对东南亚的双反调查。
#非电车锂离子电池储能关税提升相对可控。非电动车电池/储能关税2026年将从目前7.5%提升至25%，
认为2026年关税提升将刺激美国2024-2025年储能需求进口增加，叠加美国地面电站2024-2025年的快速增长需求预期，
看好2024-2025年美国大储需求。#逆变器关税未提升打消市场担忧。本次301关税提升并未涉及光伏逆变器，仍维持目前25%的关税水平，超市场预期。
美国对中国关税政策梳理：
双反（AD/CVD）：2012年开始执行，对中国和中国台湾生产的光伏电池组件产品征高额税费，对于中国相关产品实行27.64%到49.79%不等的反补贴税，以及26.71%至165.04%的反倾销税，中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。
301条款：即中美贸易战。2017年8月，美国宣布对中国企业发起“301调查”，并在2018年6月15日宣布对中国价值500亿美元的输美产品进行征收25%的关税。其中包括光伏组件、逆变器、铝框架、玻璃、接线盒、背板等全产业链产品，随后又增加2000亿美元的清单，并于9月24日开征，起初比例为10%，在2019年5月又提升至25%。对中国出口产品（不仅是光伏）全面征税。中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。本次政策主要延续301关税，对中国光伏电池关税从25%提升至50%。
24年美国针对中国电动汽车的进口关税将从目前的25%提升至100%；24年EV电池、电池组件、关键矿物关税从7.5%提高至25%，26年非EV电池、天然石墨、永磁体关税从7.5%提升至25%。
点评：
1）车：利空落地，对出海无实质影响。2023年我国乘用车出口美国6.7万辆，占总出口仅1.5%，新能源乘用车出口美国1.3万辆，占比仅0.3%，可以忽略不计，欧洲、东南亚、拉丁美洲等才是中国车企出海主战场，本次关税上调对整车及零部件出海无实质影响，此外市场已有预期，本次为利空落地。
2）动力：国内直接出口美国量较小，影响有限。头部电池企业对美直接出口的EV电池量较小，主要由主机厂进行全球调配，算上调配额，规模仍较小，并且我们推测存在资源再调配从而规避美国高关税的方案，类似于此前对IRA的应对，预计关税调整造成的影响有限。
3）储能：关税上涨幅度整体可控，国产仍将占据海外主导。日韩企业储能电池仍以三元为主，LFP投产需较长时间且体系并不成熟，国内外的制造成本差叠加三元/铁锂本身的成本差，国内储能LFP电池仍具备绝对优势，即使假设终端售价按当前+20%，预计对应23Q4价格，价格仍低，对储能的需求影响或有限。另外，26年执行新关税，一方面给了储能、工具电池等企业投建海外工厂的时间，一方面或带动24、25年北美储能系统抢装。
从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场；对锂电池的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
据海关总署发布的数据，2023年，我国电动载人汽车、锂离子蓄电池和太阳能电池等“新三样”产品合计出口1.06万亿元，首次突破万亿大关，增长29.9%。其中，我国每出口3辆汽车就有1辆是电动载人汽车。
在电池及材料方面， 国家发展改革委近日发文称，中国新能源汽车动力电池装车量全球占比超过60%，宁德时代、比亚迪等6家动力电池企业进入全球动力电池装车量前十位；正极、负极、隔膜、电解液等动力电池关键材料出货量全球占比超过70%。
另据中汽协发布的最新数据显示，今年1-4月，我国新能源汽车出口42.1万辆，同比增长20.8%；我国动力和其他电池合计累计出口达41.5GWh，累计同比增长5.5%。
“虽然目前中国新能源汽车对美国的出口占比在2023年仍然很小，只占3%左右，但是美国毕竟是仅次于中国的第二大汽车市场，所以从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场。”
针对锂电池而言，吴辉认为，美国对华加征关税所带来的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
海关总署数据显示，近年来，美国一直是中国锂电池出口的第一大目的地。其中，2023年，中国出口至美国的锂电池金额达135.49亿美元（约合979亿元人民币），占出口总额的20.8%。今年一季度，美国仍然是中国锂电池的第一大出口目的地，出口额达29.08亿美元（约合210亿元人民币），占出口总额的22%，不过与2023年一季度相比，出口额同比下降11.23%。
美国对于亚洲电池产业链的依赖度依旧较高，因此相关政策也在不断变化。
将在汽车制造商获得电动车税收抵免政策方面释放更多“灵活性”，这意味着使用中国石墨制造电池的韩国电动汽车制造商进入美国市场时，也能获得最高7500美元的税收抵免。
9、4月新能源乘用车出口11.5万辆 同比增长26.8%
新能源汽车出口量迅速提升，占比接近三成
面对竞争严重的国内车市，中国品牌车企积极布局海外市场，新能源出口占比持续增长，展现“中国品牌”的力量。
乘联会发布的数据显示，4月海关统计汽车出口55.6万辆，同比增长31%，1~4月汽车出口187.8万辆，同比增长26%。
今年1~4月乘用车累计出口149.1万辆，同比增长37%。其中，4月新能源乘用车出口11.5万辆，同比增长26.8%，占乘用车出口27.9%。
业内指出，在新能源汽车近年纷纷拓展海外市场后，此前由传统车企主导的中国汽车出口格局正发生改变。今年前四个月，造车新势力在汽车出口中崭露头角，哪吒汽车、广汽埃安、小鹏汽车等车企在海外出口上都有不错的表现。同时在出口目的国家上，中国新能源车企凭借新能源化、智能化抢占先机，产品不仅在东南亚、南美等传统市场销售畅旺，同时在欧洲发达市场也有积极的表现。
比亚迪夺下新能源车出口“一哥”位置
数据显示，今年我国汽车出口延续去年年末强势的增长势头，不仅出口总量增加，同时各家车企出口量相较于2023年均有所提升。此前，得益于上海工厂的先进生产效率，特斯拉在我国新能源汽车出口量中，稳居首位。不过，特斯拉的地位已经受到来自比亚迪的冲击。乘联会数据显示，今年4月，拿下新能源汽车出口量销冠的厂商是比亚迪，当月约为41011辆。一直表现突出的特斯拉中国，跌至第二名，出口量为30746辆。不过从整个4月来看，也仅有这两家当月出口量超万辆。
在第二梯队的新能源车企中，出口量跨度较大，如上汽乘用车排名第三，出口量为6048辆。第四、五的分别是哪吒汽车和奇瑞汽车，分别为4990辆和4310辆；从去年年底开始布局
出海的广汽集团，广汽传祺与埃安合计在4月出口4800多辆新能源汽车。更多的车企出口量在两三千辆左右。
综合前四个月表现，新能源车企中，比亚迪的出口量为近14万辆，已超特斯拉中国的11.9万辆。乘联会预计，若比亚迪继续保持当前良好增势，全年有望赶超特斯拉中国的出口量。
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
市场整体氛围冷清，硅料价格已经连续数周下跌的惨淡现状仍然尚未有止跌。本期观察主流市场价格，国产致密块料价格区间位于每公斤 38-42 元人民币范围，均价水平降至每公斤 41 元人民币左右，周降幅 2.4%；国产颗粒硅价格区间位于每公斤 36.5-38 元人民币范围，均价水平降至每公斤 37 元人民币左右，周降幅 5.1%；海外产地硅料价格区间暂时平稳在每公斤 18-23.5 美元范围，考虑到海外产地硅料参与企业数量极少且具有大比例长期订单存续等复杂因素，均价落在每公斤 21.5 美元左右，暂时保持平稳，该价格对应市场主流价格趋势，美元价格并非为人民币价格的直接转换或换算。
本月硅料供给端的整体新增供应量仍然可观，虽然部分厂家已经开始采取减产和提前检修的动作，但是力度和决心暂未明显显现，预期三季度规模化减产状况可能开启。
截止当前价格水平，主流价格面临跌破每公斤 40 元人民币的价格红线水位的下跌风险，价格跌幅在逐步收窄，继续下跌的动能逐渐趋缓，但是如果在当前价格水平已经全线击穿各个梯队企业的现金成本水平、供给端新增供应水平仍未有明显下修的话，二季度末硅料库存水平恐将面临接近三个月产量的超高警戒线。
1.1.2硅片价格分析
硅片端内卷持续，企业间报价竞争下行，尤其以 183N 规格跌势猛烈，除了本周头部企业的报价阶梯式下行外，当前听闻报价最低突破每片 1.1 元人民币。
本周硅片价格持续崩盘，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格突破到每片 1.2-1.3 与 1.8 元人民币。N 型价格 M10, G12, G12R 尺寸成交价格来到每片 1.1-1.15、1.8 与 1.45-1.5 元人民币左右，部分规格跌幅超过 10% 以上。
硅片环节供需过剩严峻，体现在当前售价与库存量体上，近期硅片厂家开始酝酿减产，实际成效仍将视该环节库存消纳情况而定。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格持续呈现下行的趋势，P 型 M10 尺寸小幅滑落至每瓦 0.31 元人民币；G12 尺寸成交价格小幅回落来到每瓦 0.32 元人民币的价格水平。在 N 型电池片部分，受到上游硅片跌价影响，M10 TOPCon 电池片价格接续跌价，均价价格下行到每瓦 0.31 元人民币左右。HJT（G12）电池片高效部分则每瓦 0.55-0.6 元人民币都有出现。至于 G12R TOPCon 电池片当前价格落在每瓦 0.36-0.38 元人民币不等。
值得注意的是 TOPCon（M10）与 PERC（M10）电池片当前已然无价差可言，甚至参照过往迭代产品价格趋势，下半年 M10 尺寸 N/P 电池片价格有望出现反转。
近月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，电池获利空间持续受到挤压，当前 M10 N 型电池片代工费低价甚至来到每片 1.4 元人民币水平。
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
随着供应链快速下探价格，项目观望情绪持续增加，目前国内较多以集采项目、及工商业项目执行为主，海外需求平淡、欧洲需求近期疲软，部分组件库存小幅攀升，不排除整体五月稼动率不及预期，或将延续至六月。
本周价格 TOPCon 组件价格大约落于 0.88-0.90 元人民币，项目价格开始朝向 0.9 元人民币以下。而本周现货交付在近期也跟随电池片下探，目前价格区间落差极大，每瓦 0.83-0.93 元人民币的水平皆有。而近期低价抢单、低效产品价格快速下探，每瓦 0.74-0.78 元人民币的价格也可看见，但因项目并非正常效率与订单模式将会剔除现货表采集样本，因此本周低价并无列示该价格。
而其余规格，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.78-0.88 元人民币，国内项目减少较多，价格开始逐渐靠向 0.8-0.83 元人民币，低效产品价格快速下探，每瓦 0.71-0.75 元人民币的价格也可看见，但因项目并非正常效率与订单模式将会剔除现货表采集样本，因此本周低价并无列示该价格。HJT 组件近期并无太多项目交付，价格维稳约在每瓦 0.97-1.18 元人民币之间，均价已靠拢 1.1 元人民币的区间，低价也可见低于 1 元的价格。
海外价格部分，PERC 价格执行约每瓦 0.1-0.105 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 0.10-0.13 欧元及 0.12-0.13 美元的执行价位，然而巴西、中东等市场价格约 0.10-0.12 美元的区间，拉美 0.105-0.115 美元，部分厂家为争抢订单价格下滑至 0.09 美元的水平。
HJT 部分则暂时持稳约每瓦 0.13-0.15 美元的水平。
美国价格二季度订单较少，近期市场价格整体分化拉大，PERC 集中式项目执行价格约 0.22-0.35 美元 DDP，TOPCon 价格 0.23-0.36 美元 DDP。而本地厂家交付分布式项目价格约在 0.2-0.25 美元 DDP 不等。
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。
2023年光伏压延玻璃行业运行情况（工信部原材料工业司）
2023年，全国光伏压延玻璃产业总体呈现“产量增长，成本上涨、价格低位”的运行态势。产量方面，1－12月光伏压延玻璃累计产量2478.3万吨，同比增长54.3%。12月，产量约223.1万吨，同比增长36.0%。价格方面，1－12月2毫米、3.2毫米光伏压延玻璃平均价格为18.7元/平方米、25.9元/平方米，同比分别下降10.2%、4.1%。12月，2毫米光伏压延玻璃平均价格为18元/平方米，同比下降12.8%；3.2毫米光伏压延玻璃平均价格25.7元/平方米，同比下降5.6%。（数据来源：中国建筑玻璃与工业玻璃协会）
由上可知，我国去年光伏压延玻璃产量为2478.3万吨。
2023年光伏玻璃出产582.63GW
以上半年3.2mm玻璃和2.0mm玻璃比例为5:5，下半年为4:6为基数计算
单玻组件出货为260.5GW，双玻组件为322.12GW
1.双面组件不等于双玻组件，也包含一部分透明背板的单玻组件。因此实际双面组件的出货比这个数据要大。在340-350GW左右。
2.光伏压延玻璃常见的规格为3.2mm厚钢化压延玻璃，用于单玻组件。2.0mm厚度热强化压延玻璃，可以作为前版玻璃，和背板玻璃使用。
3.前版几乎100%使用2.0压延，背板玻璃大约有3成使用了高透浮法玻璃。我们不知道工信部是否将这部分统计在内。如果没有，那么对应双玻璃出产量会更大。1.6双玻出货量非常少，我们暂时忽略不计。
4.光伏玻璃不等同于2023年组件的完整出货量，但是有参照性。光伏玻璃为组件重要原料，在玻璃被制作成组件中间存在库存、静置、等料等因素，通常需要20-40天才能变为组件。
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。
截至目前，当前国内市场 36寸光伏石英坩埚报价14000-18000元/只，均价16000元/只，价格较五一节前下跌6000元/只，价格快速下跌，且后续仍有下跌可能。
近来情况，国内36寸光伏石英坩埚价格再度下跌，当前价格已下跌至均价1.6万元/只，了解本次坩埚价格下跌的主要原因为两方面影响：
一方面，自3月以来国内坩埚下游硅片端需求开始减弱，由于整体光伏大环境需求减弱的影响，硅片排产开始减弱。统计4月国内硅片产量为65.5GW，环比3月减少9.73％，5月排产预计将进一步减弱到不足62GW，需求支撑再度减弱。
另一方面，坩埚成本端支撑快速崩塌导致坩埚价格再度下跌，统计截至当前，国内坩埚用内层砂价格为17-21万元/吨，坩埚用中层砂价格为10-13万元/吨，坩埚用外层砂价格为2.4-8万元/吨，价格受坩埚需求减弱，砂企库存快速上升影响，企业开始降价去库导致价格较4月同期近乎腰斩，成本支撑快速崩塌。
对于当前坩埚降价后的市场来说，成交稍有恢复但仍未有较大好转，硅片企业出于自身成本以及利润考虑，计划再度下压坩埚价格，故近期以刚需小批量采买为主，集中采购较少，对于现货仍以观望为主，成交有限，坩埚出货压力仍然较大。
故对于后续价格预测，认为石英坩埚价格仍将继续下跌，但下跌幅度较为有限，以当前36寸光伏石英坩埚价格来看，由于当前海内外用砂比例仍然维持4：3：3，坩埚降价之后的成本开始稍有支撑，让利空间有限，预计此轮坩埚价格最低成交价格或许为1.3万元/只左右，33寸坩埚价格预计将跌至万元以下。
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 23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23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23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 新能源政策研究分析
【三减一增策略：减银、减栅、减硅、增加转光膜。】
据CPIA预计到2030年，异质结电池将成为主流，市占率至40%以上。
提出了异质结电池组件降本方案：“三减一增”全方位解决方案，即减银、减栅、减硅、增光。作为全球硅片领域创新者，高测股份在硅片切割环节，通过减少硅片用量、提高产品良率降低生产成本，承担产业链“减硅” 重任。
减银（苏州晶银（苏州固锝））：银包铜解决方案
#产能：银浆产能1000吨、低温银浆200吨一年
#降银：1、印刷细线化；2、银包铜替换
#客户导入：低温银浆已量产供货国内外10家；银包铜5家通过可靠性，3家批量出货
#验证：①50%银包铜细栅已进入批量量产，在多家实证电站中运行，目前无异常；②43%银包铜细栅已通过4倍IEC可靠性测试，正在进行5倍测试；③65%主栅+50%细栅组件通过5倍IEC，正在进行6倍
减栅（迈为股份）：无主栅工艺方案
#目的：MBB银耗18mg/W，其中主栅8mg/W，NBB（无主栅）可有效降银耗。（目标12mg/W）
#工艺： 不同于第一代NBB（Smart Wire）用层压来焊接，迈为推出第二代NBB，串联动作和合金化同步实现，后点胶固化
#优点： ①对准要求低②超低温焊接（180度左右）③低银耗④焊接可监控
减硅（高测股份）：硅片薄片化
#厚度：HJT已实现120μm硅片规模化量产，更薄硅片（80μm）研发中。
#细线化：目前应用34/36μm，测试最细30μm以下
#工艺：HJT半片切割调整到硅片环节，不影响产能情况下实现双棒切割。
增光（赛伍技术）：UV光转膜
#结构：EPE胶膜+UV光转物质"镭博"
#价格：UV光转膜约20元/平（溢价10元），成本13-15元
#原理：UV（紫外线）会使HJT电池中非晶或微晶硅表面Si-H基团破坏，造成组件功率衰减。现有封装方案为EPE截止膜滤过UV，造成组件功率偏低。光转膜将紫外转为可见光（蓝光），避免衰减并增加能量利用。
#可靠性：光转膜封装组件满足3倍IEC，"镭博">50年可靠性
#实证：光转膜组件比截止膜组件STC功率平均高1.22%；单瓦发电量比高透膜高3.19%/截止膜组件高0.9%。实证3月后光转膜HJT组件平均衰减率0.30%（PERC为0.84%，）。
#HJT其他材料：高阻水封边胶（客户测试中，代替丁基胶）、非铝高阻水背板（在研）
银价站上11年新高 光伏“去银”再加快 HJT成本即将打平TopCon
在白银供需缺口不断扩大等潜在因素支撑下，白银可能正处于历史上最强劲上涨周期的前端。
期货公司Blue Line Futures 首席市场策略师Phil Streible分析称，铜的强劲涨势正外溢至白银，因为白银也被视为工业商品，广泛应用于太阳能电池等领域。
在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，占比约10%。在这种情况下，银浆成为光伏降本的重要方向之一，本轮银价上涨也有望刺激降低银耗的新技术加速导入。
从银耗量来说，N型电池对银浆的需求量高于P型电池。据CPIA数据显示，2023年PERC电池片正银消耗量降低至约59mg/片、背银消耗量约25mg/片，TOPCon电池双面银浆（铝）（95%银）平均消耗量约109mg/片，HJT电池双面低温银浆消耗量约115mg/片。
银浆生产所需的直接材料为银粉、玻璃氧化物、有机原料等，其中：银粉为核心原材料，数据显示银浆中的银粉含量占比约98%，银粉在直接材料成本中的占比高达90%以上。随着银价上涨，今年以来光伏银浆价格迅速拉升。
随着电池效率不断提升，PERC、TOPCon、xBC电池单位银耗小幅下滑，HJT未来随着0BB和银包铜等技术导入单位银耗预计有较大幅度下滑。
测算，到2024年底，TOPCon电池每W银耗量预计将从去年底的11.6mg/W降至8.7mg/W左右；在湿重降低、银含量降低的共同作用下，同期HJT电池每W银耗量预计从去年底的8.6mg/W降低至3.2mg/W左右。
银价上涨对HJT电池相比TOPCon电池的浆料成本优势均有积极的正面影响。在HJT电池全面采用30%银包铜的细栅浆料并导入0BB技术的背景下，当银价达到8000元/kg时，HJT的浆料成本相比TOPCon就能达到将近0.04元/W的成本优势。
目前头部企业非硅成本不断下降，2024年底银包铜参银量有望突破30%以下，银包铜+0BB进一步减少银浆耗量，HJT成本有望逼近TopCon。
HJT电池企业4月已与浆料企业就HJT银包铜浆料的定价公式达成一致，自4月中旬开始，“银包铜浆料价格=银价×银含量+加价” 。在此之前，部分银包铜企业采用“银包铜浆料价格=银价-减项”或“银包铜浆料价格=银价×70~75%+加价”的方式报价。采用新定价公式后，随着银浆上涨，HJT有望更能享受到相对TOPCon成本优势的显著扩大。
光伏银浆和降银新技术0BB，这两者都与近期银价的大幅上涨有关，前者主要是短期受益，后者则是中长期受益。
前者来看，受白银原料加速上涨推动，近日光伏银浆价格跟随暴涨。行业数据显示，5月22日，太阳能细栅正面银浆上涨1.78%，最新价格已涨至8363.72元/千克，5月以来涨幅达16%，2月低点至今累积涨幅高达36%，并屡创近年新高。光伏银浆主要由高纯度的银粉、玻璃体系、有机载体构成，其中银粉占比约90%，是电池环节成本占比最高的辅材之一。从上述银浆价格的涨幅来看，略超过了同期国内白银期货价格的涨幅，也就是说，已经完全覆盖了银价上涨带来的原料成本上涨，甚至还有富余。某种程度上，银价上涨不但不会让银浆企业吃亏，反而是给了它们提价的借口，
有点类似于覆铜板行业。此外，银浆企业多多少少都有一些低价库存，白银价格的上涨还可以增加其库存收益。
后者来看，所谓0BB，就是“无主栅”技术。BB代表“Busbar”，即光伏电池上的主栅。前面的数字代表主栅的数量。目前，大部分光伏电池上使用的栅线，是由银制成的条状体，附着在电池表面。它们分为主栅和细栅，细栅较细，主栅较粗。电流产生后，以细栅为通路，汇集到主栅上，再由主栅传送给铜质的焊带，进而导出。0BB技术一方面直接取消电池片主栅，进一步降低银耗；另一方面在组件环节用铜焊带替代原有主栅导出电流的作用，从而达到进一步降本增效的目的。
若白银价格由6000元/KG涨价至12000元/KG,HJT通过应用0BB+30%银包铜，成本节约可由0.04元/W放大至0.09元/W。白银价格的不断上涨及光伏下游竞争激烈，使得0BB技术推广迫切性增加。目前0BB在增量市场的渗透率不超5%，“存量更新替换”的逻辑有望加速0BB技术的产业化。
0BB量产节点或将延迟至2025年
0BB技术：应用难度低且经济性高
相较于传统的主栅（SMBB）技术，0BB技术以其独特的设计，实现了效率提升、材料耗量减少、设备配置减少等多重优势。这些优势不仅使得0BB技术在应用上难度较低，更在经济性上表现出色。据行业分析，当0BB技术实现大规模量产后，HJT（20BB，210 尺寸）的材料+设备成本可降低0.05元/W，TOPCon（16BB，182 尺寸）可降低约0.02元/W。
0BB技术的三大降本路径
效率降本：SMBB量产的HJT组件功率约720W，TOPCon组件功率约600W。而0BB量产后，预计HJT功率将提升约10W，TOPCon功率提升约6W。这意味着在相同面积下，0BB技术可以产生更多的电力，从而提高整体效率。2、材料降本：2.1银浆成本降低：SMBB量产的TOPCon银浆耗量约12.7mg/W，HJT银浆耗量约19mg/W。而0BB技术预计将使HJT单片银耗降低约30%（双面结构），TOPCon单片耗量降低约15%。这对于光伏行业来说，是一个巨大的节省。2.2绝缘胶成本下降：0BB点胶环节需要绝缘胶，目前单W成本约0.015元。但随着规模化生产，预计未来成本将降至0.01元。2.3胶膜成本降低：目前单W成本约0.065元，但预计胶膜克重将减少约7%，从而进一步降低成本。3、设备降本：3.1丝印设备价值量下降：过去SMBB技术需要4台丝印设备，而0BB由于不需要印主栅，因此丝印环节只需要2台设备。预计未来丝印设备价值量将由4000万/GW下降至2000万/GW。3.2串焊环节设备更新：传统的SMBB串焊机价值量为2000万/GW，而0BB串焊机目前为2000万/GW。
0BB技术的市场渗透与量产突破
HJT中的快速渗透：目前，华晟、东方日升等企业在HJT领域对0BB技术的推进较为迅速。华晟已与迈为签署战略合作框架协议，计划在未来3年内向迈为释放不低于20GW的高效异质结太阳能0BB组件串焊设备需求订单。而东方日升也于2023年上半年实现了0BB组件的量产。
TOPCon端的量产突破：过去，市场认为 0BB 为“HJT”而生，TOPCon 对 0BB 技术的需求不强烈，但是2023 年 HJT 因电池初始投资及生产成本较高而扩产不及 TOPCon，市场过去担忧，若0BB 仅在 HJT 中量产，那么 HJT 渗透率不高将限制 0BB 在全市场的渗透率。但 2024年，0BB 在 TOPCon 龙头组件厂商实现量产突破，打造了第二增长极。TOPCon 厂商中，晶科、通威、正泰等进入中试阶段，我们预计 TOPCon 厂商在 2024 年将实现 0BB 量产突破，超市场预期。除此之外，2024 年 3 月，奥特维（设备商）发布了 TOPCon 的0BB 焊接量产工艺，降低单片银耗超 10%，组件功率超 5W，进一步助力 0BB 实现量产。
放量节奏与市场预期：2024 年隆基、天合、晶科、晶澳、阿特斯等组件大厂的 0BB 技术将量产突破，但由于 2023 年组件大厂新扩 TOPCon 产能中有 250-300GW 均为 SMBB 串焊机新产能，如果快速推动 0BB 会导致组件厂利益受损。因此组件大厂会把握自身 0BB 试样和量产的节奏，我们认为 0BB 放量节奏会稍缓于 SMBB，约 1.5 年。
近期，全球白银价格持续上涨，平均银价已从2023年5月中旬的5.33元/克(23.49美元/盎司)，上涨至当前(5月20日)的7.53元/克(32.31美元/盎司)，价格创历史新高，且还在不断上涨中。
世界白银协会(TSI)最新报告指出，近年来，白银矿产的供应增长远落后于需求增长，在光伏新能源和半导体产业用银需求保持强势增长的情况下，白银已经持续3年出现供应缺口。
该协会数据显示，2022—2023年，全球白银供应量分别为3.125万吨和3.144万吨，同比增长0.8%和0.6%，其中矿产白银产量保持在2.583万吨左右，几乎没有增量。
在此背景下，TSI表示，2024年全球白银需求有望稳步增长，延续供不应求的态势。
光伏等需求用银量持续上升，银价看涨
从需求结构来看，目前全球白银中实物投资和工业生产用量各占比50%，而在中国，工业生产用银的占比可达80%，其中近40%为光伏用银，约40%为电气元件用银，剩余的20%为钎焊和电子元器件用银。
从应用结构来看，光伏用银是近年来白银工业需求增长的主要来源。TSI数据显示，2022年和2023年，光伏用银量分别为3672吨和6017吨，2023年需求接近64%的增长弥补了其他工业领域用银量的萎缩。
该机构预计，2024年光伏用银量上升至7217吨，同比上涨20%。
光伏银浆是太阳电池环节的核心辅材之一，电池的两面需要高纯度银粉生成的银浆，经过丝网印刷工艺从而获得导电性能，而银浆在电池环节非硅成本中占比最高。
随着当前光伏高效电池由p型向n型(TopCon、HJT等)迭代，对银浆的需求量也成倍上升，其中，TOPCon电池单片银浆耗量增长近80%，HJT电池单片银耗量近乎翻倍。
TSI预计在2024年，全球p型电池片银浆需求量从4000吨降至2600吨，而TopCon电池片银浆用量将由1700吨增长至近4000吨，HJT银浆用量则从600吨增至1000吨，p型和n型的需求将延续此消彼长的趋势。
2024年全球白银需求量超过供应量，这将使在需求主导的市场中银价获得更强的弹性，TSI保守估计，年内白银价格将在23~30美元/盎司的区间波动。
FxPro平台资深市场分析师Alex Kuptsikevich则表示，近期目标价是每盎司33美元，白银的长期趋势也偏向看涨，银价可能大幅升至50美元的历史高点。
随着银价上涨，为了降低成本，很多光伏企业也在抓紧研发降低银浆用量的产品，爱旭董事长陈刚表示：“银价肯定还会不断上涨，去年平均银价在4000多元/公斤，现在涨到7000多元/公斤，已经涨了40%，翻倍一点也不奇怪。”
为了进一步去银降本，爱旭开发BC类电池组件，将目光放在了0BB(无主栅)技术上，并使用了铜电极，首创无银化金属涂布等技术，以期解决这一环节的成本问题。
国际能源署(IEA)本月初发布的报告显示，2023年世界清洁技术投资将激增70%。其中，光伏组件投资达800亿美元，是2022年的两倍多，约占去年总投资的40%。
鉴于这一趋势，专门从事贵金属的投资管理公司Sprott也认为光伏行业对白银的需求将持续增长，预计到2030年，光伏电池组件制造商对金属白银的需求预计将增长近170%，达到2.73亿盎司——约占白银总量的五分之一。
银价暴涨至8000元/kg，已使HJT电池成本追平TOPCon提前实现胜利
HJT电池的生产成本在2024年初相比TOPCon电池存在着一定的劣势。从图 4中可以看到，HJT的电池生产成本在浆料上与TOPCon电池基本打平；HJT电池在硅片上存在着0.01元/W的成本优势，在靶材上存在着0.033元/W的成本劣势，在折旧上存在着0.016元/W的成本劣势。由此测算，在2024年初HJT电池相比TOPCon电池的成本劣势约为0.04元/W。
根据HJT产业链原本的技术进步方案，2024年要通过硅片100μm薄片化、低品质硅片使用、30%银包铜、0BB、50%无铟靶材、全开口网版等多项技术进步的量产导入及各环节的供应链降本，才能在年底与TOPCon实现电池量产生产成本的打平。
但由于当前银价出现暴涨，HJT电池只需要实现30%银包铜的量产导入，以及银包铜定价公式的转变，就能通过浆料成本这一项，拉开与TOPCon电池的成本差距至0.04元/W左右。因此，不难得出结论：银价的暴涨，已使HJT电池技术在成本上提前打平TOPCon电池，提前取得技术路线之争的胜利。
HJT银包铜浆料的定价公式已经实现重大转变
2024年3月10日，高效异质结俱乐部（740W+俱乐部）在上海成立。在740W+俱乐部10家发起成员的共同努力下，2024年4月，HJT电池企业已经与浆料企业就HJT银包铜浆料的定价公式达成一致。根据HJT电池企业与浆料企业间的约定，自4月中旬开始，“银包铜浆料价格=银价×银含量+加价”。
在此之前，部分银包铜企业采用“银包铜浆料价格=银价-减项”或“银包铜浆料价格=银价×70~75%+加价”的方式报价。这导致了，HJT电池企业并不能实际享受到或完全享受到银浆上涨对其相对TOPCon电池企业成本优势的显著扩大。
在本次银价暴涨的过程中，740W+俱乐部成员首次开展实质性的合作，联手推动HJT产业链的发展。在当前全面过剩的光伏产业界，HJT阵营740W+俱乐部的精诚团结，显得格外珍贵。740W+俱乐部不仅为异质结阵营的发展凝聚力量，更为光伏产业的长期健康发展提供了一个良好的范式。
银价上涨加速光伏电池技术路线更迭的动态推演
测算，本轮白银价格暴涨，导致了HJT电池技术成本相比TOPCon技术成本的快速打平。但考虑到HJT电池产业链存在着设备供应及技术人才方面的瓶颈，HJT对TOPCon的迭代并不会像TOPCon取代PERC电池那样一蹴而就。在我们看来，HJT技术在未来几年的发展会像2016-2020年间的单多晶替代一样，以渗透率每年翻番左右的节奏逐步替代TOPCon。
如果上述进程如预期发生，则测算：在2024-2027年，光伏电池对白银的需求量既不会出现显著的下跌，也不会出现进一步大幅的暴涨。这一基本面配合全球降息周期，会使得白银价格在较高的水平上维持，从而保证HJT相比TOPCon的持续成本优势。
但白银价格是双向波动的，HJT除浆料降本外的其他技术进步也有可能不达预期。当“白银价格向下波动”与“HJT除浆料降本外的其他技术进步可能的不达预期”同时发生，是否会影响HJT技术对TOPCon技术的颠覆式替代呢？
认为是不会的。原因是，当上述两种情形同时发生时，只要光伏行业的需求重回增长，商品市场的投资者预期就会发生作用，商品市场投资者会认定“TOPCon作为主流技术配合光伏行业需求的增长，必然推动白银需求的激增”，从而会在大的宏观政治经济背景下持续炒作银价。不难测算，如果没有HJT技术对TOPCon技术的颠覆式替代，按照“每GW耗银8.7吨”测算，2035年光伏行业需求超过3400GW时，光伏行业的年白银消耗量将正好达到30000吨/年，这意味着仅光伏用银这一项就能吃掉白银当前一年新增供给量的97%。在这一预期下，白银又会涨到怎样的程度呢？由此，银价必然会较长时间维持暴涨的趋势，拉大HJT在浆料上相比TOPCon的成本优势，以继续实现HJT技术相比TOPCon技术的颠覆式替代。
三、新能源行业重大事件
1、特朗普获胜将危及美国1万亿美元的能源投资
Wood Mackenzie表示，如果共和党在美国今年的总统大选中获胜，可能会减缓该国的能源转型进程，并逆转去碳化政策。
该分析师最近的一份报告强调，如果唐纳德·特朗普赢得11月大选，1万亿美元的能源投资可能会面临损失的风险。这不仅会影响未来五年周期的能源投资，还会影响到2050年。
在最基本的情景下，2023年至2050年期间，能源领域的投资总额将约为7.7万亿美元，而在净零排放情景下，投资总额将上升至11.8万亿美元。
然而，Wood Mackenzie表示，尽管美国可再生能源部门支持该法案，但《通胀削减法案》(IRA)提供的生产(PTC)和投资税收抵免(ITC)都不太可能停止。
Wood Mackenzie能源转型研究主管David Brown表示：“《通胀削减法案》不太可能被完全废除。
然而，如果特朗普再次当选总统，他很可能会发布行政命令，放弃电力部门的2035年净零排放目标，对环保署(EPA)设定更宽松的排放目标，并发布有利于蓝色氢气的税收抵免规定。
太阳能光伏、风能和储能的部署可能比基本情景低25%，预计到2050年装机容量将达到500GW。另一方面，基本情景预测，到2050年，太阳能和风能将增长六倍。
除了担心共和党的胜利可能会改变清洁能源投资的步伐外，该报告还提到了美国和中国之间的持续关系。
上周，拜登政府宣布了几项基于政策的举措，其中最引人注目的是根据第301条款将太阳能电池板关税从25%提高至50%。
此外，美国取消了第201条规定的双面组件豁免，拜登重申，2024年6月6日是东南亚进口太阳能关税豁免结束的日子。
然而，这并不是我们最后一次听到反倾销和反补贴税(AD / CVD)的消息，因为商务部上周对从柬埔寨，越南，泰国和马来西亚进口的太阳能电池进行了调查。
该调查是基于美国太阳能制造业贸易委员会(American Alliance for Solar Manufacturing Trade Committee)今年4月提出的一份请愿书。该组织由一些在美国设有基地的太阳能制造商组成，其中包括碲化镉(CdTe)薄膜模块生产商First Solar和主要的硅基制造商Qcells和Meyer Burger，他们呼吁对上述四个国家的制造做法进行调查。
无论联邦政府的状况如何，各州仍可继续负责推动可再生能源领域的增长。
在2016年至2020年特朗普的第一个总统任期内，州级可再生能源组合标准和自愿性可再生能源目标支持太阳能和风能的年均增长超过13%。
Wood Mackenzie报告指出：“如果特朗普再次当选，联邦政府对去碳化的支持肯定会减少，但各州将接过接力棒。”
2、2023-2027全球锂电池及六大主材市场分析及展望
六大主材——竞争格局
锂电中游材料企业资本开支降速，供需缓和逐步具备条件。成本曲线分化较大且差异稳定的电解液和结构件环节预计盈利底部率先清晰，随着碳酸锂价格逐步回落低位以及石墨化价格低位企稳，正负极环节库存问题对盈利的压制也有望陆续出清。新技术应用方面，磷酸锰铁锂、复合铜箔等新技术迭代带来的产品力区分，长期将是优化竞争格局的关键利器。
正极：多种技术路线齐头幵进，市场集中度在“四大主材”中最分散；
三元锂、磷酸铁锂等多种技术将在中长期齐头并进，锚定细分市场，发挥各自优势。三元锂仍是高端乘用车市场首选；磷酸铁锂则向低端乘用车、商用车和储能市场渗透；钴酸锂由于充放电稳定，在小型电子产品上会继续发挥优势；而锰酸锂在与用车市场上仍将保持一定份额。多体系并存才能解决我 国单一资源匮乏的问题。技术迭代路径上，三元材料以高镍化、无钴化、单晶化为主导方向；磷酸铁锂则以金属掺杂为主。
产业格局上，正极材料产业集中度在四大材料中最低，竞争激烈，其中磷酸铁锂的市场集中度高于三元锂。三元材料企业纷纷在前驱体生产等上游原料环节加大投资、提高控制力；磷酸铁锂材料企业则通过加大铁源自有产能建设来降低成本。
负极：人造石墨一体化发展，硅基负极加速渗透，“三大四小”格局稳定；
技术布局方面，中长期内人造石墨仍是主流，硅基负极加速渗透。目前石墨的比容量已经接近理论上限，提升空间较小，因此比容更高的硅基负极成为技术突破方向。纯硅负极的理论容量能达到 4200mAh/g，是石墨负极的 10 倍以上，但其安全性、寿命、充放电功能较差，需要材料工艺不断突破。
产业格局上，负极材料竞争格局相对固化，市场集中度较高。由于高能耗的石墨化工序对负极材料至关重要，所以负极材料多选择在能源大省自建石墨化生产。整体上，我国负极材料企业长期保持“三大四小”的格局。“三大”为贝特瑞、璞泰来、杉杉股份，“四小”为尚太科技、中科电气、东莞凯金、翔丰华。同时，环评审批趋严限制了小厂的产能扩张，短期看“三大四小”的格局仍将持续，尚难走出绝对龙头。
隔膜：“湿法”主流，竞争“一超多强”，稳中有进；
湿法隔膜配合涂覆技术是当前及未来主流技术斱向。湿法工艺熔点低，湿法隔膜的耐热性较差，因此涂覆技术成为重点技术路径。固态电池的发展虽然会对隔膜材料产生颠覆性影响，但鉴于高成本+低产能，短期内基本上不会大规模普及。隔膜属于典型的重资产、高壁垒行业。“重资产、高壁垒”的产业特征决定隔膜行业呈现高度规模化、一体化的发展格局。恩捷股份在国内湿法隔膜上技术领先，良率已达到 90%以上，国内市占率 30%以上，是国内隔膜市场的绝对龙头。
电解液：双氟磺酰亚胺锂“后来居上”，一超多强，栺局稳定；双氟磺酰亚胺锂（LiFSI）替代六氟磷酸锂，进而成为下一代电解液主流锂盐的趋势愈发明显。LiFSI 不仅具有优异的热稳定性，且在电导率等方面同样优于六氟磷酸锂，能够延长电池寿命，提高充放电功率以及安全性。
固态电解质是电解液的终极形式，全面量产仍需 5-10 年时间。目前固态电解质几乎是由龙头电解液公司在跟进和迭代，目前造价仍然较高，缺乏配套的设备厂商，量产尚需时日。
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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