火星-火星注册-火星首页1、光伏：按照即将召开的第二十八届联合国气候变化大会（COP28）主席国呼吁，从2024年到2030年，全球年均新增光伏装机量将超过600GW。
按照联合国气候大会的设想，如果全球要在2050年前实现净零排放，那么在2030年前的短期目标是实现全部可再生能源装机11太瓦，其中太阳能发电约5800GW，风电约3300GW，水电约1400GW。该目标与BNEF此前对实现净零排放的可再生能源目标相近，尤其是太阳能发电，此前预期5750GW，两种模式下的预期几乎一致。
截止到2022年，全球累计太阳能发电装机约为1200GW，2023年普遍预期将新增400GW，那么剩下的7年间全球将再新增4200GW太阳能发电，年均新增600GW。
按照第二十八届联合国气候大会的设想，刷新年均新增600GW光伏装机的动力还将来自全球对2030年实现可再生能源装机增长两倍（增至三倍）的目标，
1-10月中国新增光伏装机142.56GW，累计光伏装机已达到540GW，同比增长47.0%，太阳能发电占全部新增发电装机比例达到57%！2020年12月，中国在世界气候雄心大会上提出，到2030年前中国将完成风电、太阳能发电1200GW装机。2023年11月15日，第六届中国国际光伏产业大会全球首发的《2023中国与全球光伏发展白皮书》指出，按目前发展速度，中国到2030年，完全能够实现国家制定的2030年完成风光1200GW以上的任务，且在“以上”这个期望上做得更好，实现更好的发展。
事实上无需2030，到2024年中国就将提前实现风电、太阳能发电1200GW的装机目标。
从完成投资情况看，1—10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资6621亿元，同比增长43.7%。其中，太阳能、风电、核电发电完成投资分别同比增长71.2%、42.5%和41.5%。
从装机规模看，截至10月底，全国累计发电装机容量约28.1亿千瓦，同比增长12.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长15.6%。1—10月份，太阳能发电新增装机占全部新增发电装机比重达到57%，我国绿色低碳转型深入推进。
2026年前，中国光伏产能占比仍超过80%。组件之所以被称为“组件”，源自于其英文“Module Assembly”，就是模块组装而已，因而也曾是中国光伏制造最开始的环节，也是技术含量最低、最不赚钱的环节。但最近几年迫于全球各国本土制造的政策压力，或者说为了增加海外所谓的“本土制造”，中国制造商再把这最简单的环节又送出国门，变成“中国光伏制造全球化”。但作为技术控制环节的电池、硅片、多晶硅，则依旧以中国本土制造为主。WoodMac分析，到2026年全球光伏组件产能将超过2太瓦（2000吉瓦），从2022到2026年，中国本土的组件产能占比将逐渐降低，但即便降低，到2026年该占比仍略高于80%。
2、光伏组件去年11月底报价为1.96元/W，今年为1.03元/W，下跌48%；
锂电池相同规模招标，去年中标价格为1.41~1.45元/Wh；而今年的开标价格区间为0.638~0.851元/Wh，约为去年的45%~58%。
风电机组含塔筒的报价区间1338~1722元/kW之间，不含塔筒已经逼近1000元/kW。而去年10月，不含塔筒的中标价格，主要在1685~1850元/kW之间，含塔筒的风机中标价格主要集中在1860~2620元/kW之间。
#板块处估值+情绪面低位、基本面见底或看24Q1：当前光伏主链PB4、逆变器PB7，其余辅材PB约3；PE看，对24年主链盈利存在分歧但下修后PE也降至10X左右；头部市值从高位下跌60-70%，超跌至估值+情绪低位。预计24年行业需求20%增长，23Q4-24H1仍处产能投放高峰期+Q1需求淡季，低价订单逐步交付或见盈利底部，24Q2起或有好转。行业估值底部超跌反弹，电池新技术与低估值龙头两条路线。
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；
从数据来看，光伏行业各环节的产能规划都进入过剩阶段。光伏制造端的硅料、硅片、电池片、组件四个环节产能均超过900GW，而2023年和2024年全球组件需求预测分别为525GW和645GW，供给量为实际需求的1倍，电池片环节供给量为需求量的3倍。行业产能严重过剩。
2023年，在产能严重过剩的背景下，头部企业仍在大规模扩产。预计2023年年底硅料、佳片、电池片、组件新增产能分别为97GW,127GW,351GW,300GW。
多晶硅环节还会从2024年Q1开始持续成为过剩程度最大的环节。根据明年的需求边际测算，高于现金成本4.2万元/吨生产成本的产能将相对危险。
产量方面，2023年1-10月国内多晶硅产量约为120万吨，同比去年同期增幅达到91%。2023年全年多晶硅预计产量将达到150万吨左右。
产能方面，2022年底国内多晶硅产能约120万吨，而到2023年底这一数字预计或将达到260万吨，增幅达113%。且下半年扩产步伐明显快于上半年，工期规划影响仍是最主要的原因。
从硅料扩产与硅片消费的对比来看，2023年三季度多晶硅扩产步伐略不及硅片消费，这也是三季度硅料价格上涨的重要原因之一。四季度，随着产能的进一步扩张以及硅片、产量的大滑坡，多晶硅过剩局面显现，预计到春节前，此情况难有起色。
3、12月光伏市场行情展望，降价压力向上游传导，上游降价拉低中下游成本又继续降价，行成一个非理性的循环，行业持续内卷。
供给方面：预期12月硅料整体供给达到17万吨（73GW）左右，环比增幅9%。
需求方面：11月下旬以来，随着硅片库存的消耗，拉晶厂开工率又开始普遍提升，尤其是下游P型快速减产切换至N型，拉晶厂N型硅料需求提升明显，硅料库存阶段性大幅消耗。进而也提升硅料挺价动力，硅料价格在承压下缓步下降。就整体而言，面对下游不断走弱的需求，本月硅料供给仍显富余，有继续累库趋势，也仍将承受下游传导降价压力。
价格方面：当前下游企业签单仍持谨慎态度，上下游博弈持续，硅料厂商继续承压，价格继续下降，目前致密料价格普遍来到60元以下，N型料来到65元左右。尽管当前硅料大幅转移至拉晶环节，库存水位降低至6万吨左右，硅料挺价底气增强。但后续仍将面临下游大幅减产向上传导的需求走弱压力。随着硅料供给逐渐增加富余，硅料仍将处于下行阶段，二三线硅料厂或将同样面临成本倒挂问题。
供给方面：本月拉晶开工提升明显，全月硅片产出或将达到62GW左右，环比增幅7%左右。从N/P类型上看：P型硅片大幅缩减至34GW左右，环比降幅10%；N型产出大幅增加28GW左右，环比增幅30%。尺寸方面：182.2取代常规182尺寸；头部企业矩形尺寸也开始逐渐放量；其余尺寸产出也均有小幅提升。尽管当前硅片库存水位较为正常，但随着拉晶端开工率上调，预计至12月中旬左右，硅片将在市场上明显放量。
需求方面：182P型电池价格大幅跳水，迫使更多的电池厂减产应对，182P型硅片需求亦同步大幅走弱；210P型硅片随着终端项目交期的陆续结束，电池价格快速跳水，硅片需求亦同步承压；N型硅片主要受下游电池新产能不断释放爬坡，需求相对有支撑。按照正A硅片当前售价，电池厂已全面处于亏损状态，更多的高性价比硅片（等外片）成为电池厂的抢手货源，导致该部分片源呈现紧张态势。
价格方面：当前182P型主流价格来到2.2元/片以下，P型210均价3.3元/片以下，182N均价2.4元/片以下。后续182P、210P型硅片在需求迅速减少和P型电池成本压力的背景下，价格有大幅下降风险；而N型硅片在硅料成本和下游需求双重支撑下，价格下行空间可能相对较小。
供给方面：当前电池环节陷入全面亏损状态，P型产能按照成本高低依次进入淘汰环节，老旧P型产能成本劣势凸显，已经大面积减产关停，仅部分龙头企业采取自产+代工+双经销等生产方式维持运转。N型产能同样面临亏损问题，尤其是新进厂家良率、效率大幅低于头部企业，也不得不放慢调试进度，减少亏损。当然本月亦有新进厂家继续投产，但实际产能规模确远不及前期规划。12月份，电池产出可能降至51GW以下，环比降幅10%左右，连续两个月保持月度产量负增长态势。从产出类型上看，部分企业采用激光诱导技术效率进一步提升至24.8%左右，效率差距进一步拉大；同时矩形电池在头部企业推动下，产量也继续小幅提高；P型产能的未来生命周期则变得更糟糕，部分企业也已开始升级P型产能。
需求方面：本月需求仍以头部企业为主，专业化、二三线组件厂需求进一步萎缩。从需求类型上看，182P型减弱明显，电池出货承压；210P尺寸随着下游组件项目交货期的陆续结束，需求骤减；N型整体需求尚可，高效部分随着终端575W版型的提升，带动高效电池的需求，低效部分相对于P型高效的性价比凸显，进而也支撑了部分N型低效产品。但电池整体上供给增量大于下游需求，价格也随之内卷下降。
价格方面：当前主流高效182P型电池价格维持0.40元/瓦左右，N型TOPCON电池价格来到0.48元/瓦左右，210电池来到0.50元/瓦左右。短期内电池价格继续承压，在减产和需求变化过程中寻找新的价格平衡点。随着电池厂大量减产，以及终端订单不同尺寸、NP型的快速切换。后续仍需关注不同尺寸类型之间的电池供应或将呈现阶段性供给紧张的状态。
传递至组件环节，组件中标价格已经由年初的1.8、1.98元/W大幅下降。近期三峡集团新疆哈密2.1GW组件集采，企业报价几乎全面低于1元/W，最低来到0.943元/W。
行业整合在即未来两年，产能过剩下的产业整合将是主旋律。根据彭博新能源财经的预测，2024年全球新增光伏装机规模约511GW，到2030年全球新增光伏装机约727GW。而据PVInfolink统计，到2024年，我国光伏主产业链中硅料、硅片、电池及组件产能均超1TW，
尤其在组件环节，据统计到2024年仅TOP 10企业组件总产能将近800GW，可充分满足500GW+的市场需求，企业竞争将日益白热化。据统计，去年TOP 4企业与第五名出货量差距在18-25GW，而按照今年企业的出货目标预测，差距将进一步扩大至30-40GW，更为明显的是第一名与第十名出货量或相差近60GW。强者恒强之下，对二三线企业的考验更为严峻，尤其是未建立起一体化产能的企业。
11月初，伍德麦肯兹一份报告指出，非一体化组件制造商截至2023年第三季度，市场价格与制造成本几乎持平，已无利润空间。反观一体化阵营头部企业，除了在硅料-硅片-电池-组件环节具备产业优势外，在辅材、设备端也有布局，综合优势明显。而从近期中标结果来看，11月以来央企的大规模组件集采中，中标企业均为TOP 10企业。即使在开标阶段，有三线企业投出低价，但考虑到实际供货能力等因素，最终仍是头部企业胜出。激烈的竞争下，部分二三线企业已经下调了出货目标，预计今年企业出货仍将呈现“两极分化”局面。在此趋势下，大型企业将通过收购、合并等方式整合资源，形成规模优势。而中小企业要逃脱“大鱼吃小鱼”的命运，还需要差异化产品、差异化的市场布局。
多晶硅成本分析——下半年随着工业硅价格的不断走高，多晶硅成本出现上涨，截至目前，多晶硅单千克成本上涨约3-4元，这也将对后市，尤其是四季度多晶硅的价格低位产生一定的支撑作用。
多晶硅目前主要生产成本仍是硅耗和电耗。主流生产成本在49-50元/千克左右，头部企业略低维持在46元/千克左右，企业间差距较大，新老产线年，国内多晶硅龙头控市能力从数据上看出现了一定下滑的情况，以Top5企业为例，2023年产能、产量占比分别为63.4%、75.7%，相较2022年出现7-8个百分点的下滑。
多晶硅远期供需预测——多晶硅供应早在2022年末便已经出现了过剩，这也是导致2022年12月多晶硅价格“拐点”的主要原因之一。
预计2023年到2024年间，不论是对比硅片消费预期还是全球新增装机预期，多晶硅供应均或将延续供应过剩局面。待到2025年~2026年间，随着2025年部分多晶硅产线将面临淘汰，加之多晶硅部分企业开工率降低，供应过剩的局面或将得到缓解，2027年多晶硅市场或将再度呈现紧平衡状态。
4、光伏作为典型的高度成本敏感、高度内卷、高度竞争的代表行业，在没有新技术迭代的情况下，不断扩产通过分摊固定成本来达到降低总成本的目的是光伏企业们扩产的主要目的，光伏行业里也有这样的规律：组件累计装机量每增加1倍，产品价格下降20%。
而对于采购组件的客户来说，在成本与收益综合考量之下，只要新技术路线具备经济性，那么老的技术路线就必然被抛弃。这也就意味着，老旧产能淘汰的效率快的超乎想象，而整个行业也在这如波浪般前进的过程中，加速产能落地，直到行业出清。
从研发能力的角度来看，完成一体化、统一硅片与组件尺寸后，企业可以大幅减少制造端中间环节成本、通过优化各环节研发、产能布局与配比，降低单位成本。
从降低生产成本的诉求来说，光伏产业链具有明显的地域性，产业集群距离较远，带来运输长距离、长时效、高成本等挑战。一体化大基地减少中间环节产生的物流费用，降低生产成本。体现在组件端企业身上，便是通过一体化硅料、硅片、电池片自制，会比专业分工企业现金成本便宜0.02/W。
从财务成本角度来看，通过“一体化+大基地”策略，可将税收由从多环节交税到单一环节交税，节省了税务开支。粗略计算之下，一体化企业税收成本要比专业化分工企业节约0.08元/W，占总成本的8%。
由于光伏下游电站建设周期较长，弹性较小，故在短期内就算出现了可以消化如此巨大产能的需求，也不会直接反映到价格之上，也变相进一步提升了电站端的盈利能力与投资价值。
目前，头部企业无一例外都在进行着一体化，但其中仍有一定的差距：部分企业选择了硅片→电池片→组件的三环节一体化战略布局，部分企业则在硅料→硅片→电池片→组件四环节中参股进行一体化布局，而还有的企业则在四个环节中“亲力亲为”，全部自建。
而这三类一体化方式，在效率和成本上也有着一定的区别，经测算，四环节一体化现金成本三环节一体化现金成本专业分工现金成本。
多数业内人士表示，光伏组件1元/W不是终点。更为激进的观点认为，年后降到0.5元/W都有可能。
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。
玻璃环节在三季度实现了一定的盈利超预期，但由于成本下降，四季度的盈利也不错。
国内光伏玻璃价格暂时稳定，新一月报价暂未公布，目前2.0mm镀膜玻璃价格为18.5-20.0元/平方米，3.2mm镀膜玻璃价格为26.5-28.0元/平方米。
11月玻璃价格计划2.0mm规格下跌约1.0元/平方米、3.2mm规格下跌约0.5元/平方米。本次3.2mm跌幅较少，主要由于近期双玻组件需求较多，很多玻璃企业生产意愿偏向于2.0mm，3.2mm市场流通量较少，随着近两月组件产量的下降，2.0mm累库较多，玻璃企业为去库，11月计划2.0mm价格适当增加下跌幅度
展望2024，预计投产的项目主要是目前未实质开工，开过听证会且风险预计结果为低风险的项目(预计2.1万吨/天左右)，以及少量目前已实质开工，等待风险预计结果的项目。在此背景下，我们预计玻璃有望保持良好供需。
2023年10月，中国光伏玻璃出口量在29.30万吨，环比减少3.29%，同比增加46.57％；
2023年1-10月光伏玻璃累计出口量为296.03万吨，同比增加61.79％。10月其中流向越南的贸易量最大，为8.13万吨，环比增加37.56％。
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。
EVA粒子价格从16200元/吨，下跌到14780元/吨，下降了8%。EVA粒子的价格不断下跌，另一端，组件的价格也在一路走跌，甚至在1元/瓦的范围内游走。在这样的情况下，组件企业自然希望光伏胶膜价格跟着下跌，而在EVA粒子降价的情况下，胶膜价格也开始不断走低。到十月底，EVA粒子的价格已经下降至12555元/吨。
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。
（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：①POE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；②POE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，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，
PERC的市场周期从2015年开始到现在，之后应该还有1-2年；TOPCon也类似，生命周期有5到8年。从技术上讲，以后会进一步提升效率，已经有HJT、BC、叠层电池等向TOPCon发起挑战，但TOPCon的演变周期应该会稍微慢一点，至少五年以上，甚至到八年左右的时间。
PERC的极限效率是24.5%，现在产业化已经做到23.5%。TOPCon有两种极限效率：一种是双面钝化，极限效率是28.7%；更主要的还是背面钝化，极限效率是27.1%。未来如果考虑到实际可行的电池结构，TOPCon的极限效率应该在27.5%-28.0%左右。虽然TOPCon的实验室效率记录有多家机构超过了26%。但是，这当中还存在很多争论。所有26%以上的TOPCon测试记录都是在国内做的测试，都没有得到国际公认，因此要慎重看待这个问题。相比之下，我们更应该关注TOPCon的量产效率。有的企业宣称量产效率超过了25.8%，甚至达到26%，这值得商榷。从入库效率看，也就是封装成组件以后的效率，行业基本水平在24.5%以下。TOPCon未来可以达到量产平均效率26%以上，但不是现在。可能还需要2-3年，甚至更长时间。
TOPCon的工艺步骤比较长，从良率方面看，TOPCon的量产水平和PERC还有很大差距，要想达到PERC的水平可能还要很长时间。更高效率的TOPCon产品量产并没有人们想象的那么容易，要达到比较好的量产水平还需要1-2年的时间。现在，生产TOPCon电池组件的企业有几十家，其中有个别几家做得比较好，经济效益比较好，但是绝大多数企业都属于“爬坡”过程中。整个行业需要一定的时间，才能做到像PERC一样的量产水平。
HJT的极限效率在28.5%左右。HJT实现了正面和背面的钝化，效率总体上比TOPCon要高一些，大概高0.5%-1%左右。如果TOPCon的量产极限效率是26.5%，那么异质结的量产极限效率应该能到27.5%。HJT的效率高是有目共睹的，但其发展不如TOPCon迅猛，主要因素还是HJT相对较贵，包括如下几个方面：一是设备投资。TOPCon的设备投资大概1.5亿元/GW，HJT的设备投资需要3亿-3.5亿元/GW。这毕竟是重资产投资，阻碍了行业快速发展。
二是包括银浆、靶材等的非硅成本。HJT的非硅成本与TOPCon相比，差距在0.1元/W以上。目前行业中HJT龙头企业，也在快速推进HJT的降本。首先是非硅成本的降低。值得一提的是0BB技术，0BB在HJT上使用的迫切性非常强烈。相对于TOPCon，HJT使用0BB的降本优势更大。此外，TCO靶材也在推进降本，一半用含铟的，一半用不含铟的，降低铟的使用量。另外，银包铜技术也值得关注，目前主流的是用50%的铜替代50%的银。还有更激进的方法，用70%的铜替代30%的银，但这种做法风险比较大。其次是在硅片上的降本。因为HJT是低温工艺，对硅片氧含量的要求比较低，在TOPCon拉棒过程中无法使用的硅片却能用在HJT上，从而实现了硅片的降本。另外，在未来的碳足迹管理中，HJT具有优势。由于HJT是低温工艺，再结合颗粒硅等碳足迹排放比较低的材料，具有一定的碳足迹优势。曾有业内人士估算，欧洲2026年碳关税强制执行以后，HJT在这方面可以保有0.03-0.04元/W的优势。总体而言，HJT与TOPCon之间0.1元/W的成本差距，经过近两年全行业的努力，正在逐渐缩小。但是，离完全持平，还有一定差距。
HJT的BC电池。BC正面全部没有栅线的遮挡，效率与对应的电池结构相比有所提升，一般可以提高0.5%-1.0%左右。在单结晶硅+BC的电池结构中，极限效率最高的应该是HBC，也就是HJT+BC。HJT效率如果能达到27.5%，HBC电池应该能达到28%-28.5%；而TOPCon+BC电池，效率也能提高0.5%-1%，如果TOPCon能达到26.5%，TOPCon+BC就能够到27.5%。所以，BC电池的优势还是很明显的。效率比对应的（正背面接触）电池结构要高，另一方面，组件美观，适合分布式的应用场景。
BC电池很难满足集中式场景的需求。大型电站等集中式场景更希望有较高的双面率，TOPCon的双面率在80%左右，PERC的双面率是65%左右，HJT双面率在85%-90%。但是，BC电池所有栅线都在背面，双面率比较低。比较好的BC电池双面率也可以达到65%左右，接近于PERC的双面率。
预测未来2-3年，占市场多数的肯定还是TOPCon。未来预计TOPCon的市场占比可能在50%-60%，BC的市场占比可能是20%-30%，HJT市场占比可能是10%-20%。
钙钛矿本身是一种薄膜电池技术，薄膜电池比晶硅电池更先进，但是先进并不一定能得到规模化应用。薄膜电池的问题很多，
第一，组件效率和极限效率之间差距巨大（这个差距来自于几方面，比如，对光的吸收不够充分。晶硅电池是绒面结构，绒面结构只会浪费不到10%的光。但所有的薄膜电池都是平面结构，平面结构会把30%的光都反射掉，短路电流密度损失大）。虽然钙钛矿理论极限效率可以到33%，但是量产平均效率很难达到20%以上。现在看不到薄膜电池组件效率达到20%以上的可能，未来也不一定能看得到。
第二，材料结构的局限。薄膜电池都呈多晶状态，无法做到单晶，再加上钝化不够完美，开路电压损失大。
第三，技术难度大。薄膜电池组件的面积要达到2平方米以上，很难做到高效率。薄膜电池的面积增加，又要很均匀，达到技术要求是很难的。
第四，成本方面。薄膜电池的设备投资大，比如钙钛矿设备投资要10亿/GW，同样的投资可以做6GW的TOPCon了。
第五，产业链配套。晶硅电池为什么能达到这么好的性价比？最大的原因就是全产业链的配套。一项技术，如果只由一家来做是很难做好的，也没有性价比，薄膜电池就面临这样的问题。我认为如果短时间内不能解决上述问题，钙钛矿的竞争力是很弱的。
HJT与钙钛矿的叠层电池更容易一些。因为HJT本身是低温工序，步骤比较少，HJT与钙钛矿的叠层电池应该是未来的主流。
如果不解决稳定性的问题，钙钛矿的制造就面临很大困难。现在有很多企业花10亿元投资一条产线，但却没有相应的解决方案，使得投资风险加大。
钙钛矿作为中试线MW。而现在很多企业的中试线MW，这应该叫做“大试线”。在工艺、技术路线MW以上的中试线有很大风险。
多家公司都建好了100MW的产线，但他们一共生产了多少产品？按照晶硅电池的产能利用率来算至少是90MW，但估计这些企业连9MW的钙钛矿都没有造出来。投了那么多资金，建100MW的中试线%的产能利用率都没有达到，这也说明技术还不成熟，企业盲目乐观了。
7、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。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%。与PERC和TOPCon相比，HJT具有以下优势：工艺流程短：HJT的核心工艺流程为四步，分别是清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积、金属电极化，更短的工艺流程在提高良率的同时能够降低人工、运维等成本。低温工艺：HJT全工艺流程低于200℃（PERC磷扩环节850℃，TOPCon硼扩环节1100℃），低温工艺有助于减少硅片热损伤。双面率高：HJT为双面对称结构，双面率可达90%，PERC与TOPCon为75%和85%，高双面率意味着更高的发电量。温度系数低：HJT温度系数约为-0.24%/℃，优于PERC的-0.35与TOPCon的-0.30，更低的温度系数意味着在高温环境中能耗损失更少，发电量更高。低衰减：HJT无PID和LID效应，首次衰减为1%，线%，全生命周期发电量更高。薄片化：由于双面堆成结构降低了硅片的机械应力，且低温工艺减少了硅片受热发生翘曲的可能，更有利于薄片化的进行。2022年P型PERC与TOPCon硅片的平均厚度为155/140μm，HJT硅片厚度约130μm，且有厂家正在测试110μm硅片，薄片化有助于较少硅用量，能够进一步降低成本。总体来看，双面HJT电池全生命周期单W发电量高于双面PERC电池，相对优势在7％左右。站在当前时间点，相比23年扩产，更重要的是24年和25年扩产，关键是“同质化和差异化”，目前的HJT产品相比topcon在组件功率上高10-15W（182 72版型），铜电镀导入后预计再提升10W左右，从产品属性上来看存在差异化，符合差异化竞争来提升市占率的逻辑，公司创造了新的电池转化效率纪录26.89%，公司本次电池转化效率纪录采用了先进金属化增强技术、能量粒子体钝化技术以及高效陷光钝化接触技术等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，计划明年年底开始逐步导入量产，届时公司电池量产转化效率将达到26.5%。
东方日升表示，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%。
（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。
8、N型电池：预计至2023年、2024年和2025年，TOPCon电池出货量占比将分别达到26.51%、43.67%和58.21%，迅速替代其他电池成为主流电池技术。
TOPCon技术不是PERC技术的简单升级，TOPCon电池良率、效率有极大的离散性，TOPCon取代PERC的进程中不能依赖设备厂商主导进行整线工程交付，需由电池厂商主导，对电池全流程工艺进行整合以及关键工艺技术改进，最终达到转换效率、良率以及非硅成本各项指标的均衡，以上考验着电池厂商的技术研发、生产和管理经验。
PERC与TOPCon电池产线兼容问题——TOPCon电池产线和PERC电池产线是并列的产线，不是在PERC电池产线上做简单升级。TOPCon电池工艺已经接近半导体MOS工艺特点，其工厂净化间等级要求，与PERC电池存在本质差异。由于此差异，工艺对生产设备的要求同样存在差异，PERC的技术、工序或生产设备与TOPCon虽然部分原理相似，但不能完全实现共用，一般仅在非核心设备包括化学处理、制绒、部分检测设备等可以共用。
9、HJT工艺流程第一步是制熔，第二步是非晶硅沉积，第三步是导电膜沉积，第四步是丝网印刷。
铜电镀工艺仍在研发中，还没有实现量产。但确实是长远的技术方向。丝网印刷设备主要以迈为和捷佳伟创为主。制绒设备国内以捷佳伟创和启伟星为主，此前也进口了很多日本YAC的设备，但目前基本上都实现了国产化设备替代。迈为、捷佳伟创、金石三家可以做完整的整线设备，迈为做的最好，市占率高达70%。
迈为的PEVCD的优点主要体现在自动化和产能上。迈为丝网印刷设备，在TopCon和Perc中，市占高达80%以上。
清洗制绒设备、PECVD设备、Tco导电膜设备、丝网印刷设备四个步骤分别占总体投资额的10%、50%、25%、15%。
HJT设备整线亿左右，随着微晶化技术的发展，对电源要求更高，所以设备投资额并没有降低反而升到了4亿，但相信随着规模化，成本还是会下降到3.5亿以内。HJT技术发展没有达到预期，设备投资较大，成本降低不下来，导致了商业化进展缓慢，各个厂商推迟产业化节奏。
电镀铜目前测算下来，成本基本在1毛2左右，随着规模化的发展，有望降到1毛以内。
钙钛矿目前还没有真正实现商业化组件输出，几个玩家效率普遍在15-16%，相比晶硅还是较低，预计线年。投资角度来看，HJT+钙钛矿叠层会是非常好的方向。
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。风险点：上半年的业绩主要是去年上半年订单的兑现。机会点：从订单就可以看出来，预期让人期待。关键在于hjt时代什么时候到来，而这又要看hjt能否顺利地进一步降低成本。按照产业链的数据，在硅片减薄、银包铜、SMBB等技术的推动之下，hjt已经无限逼价点了，预计年底就可以实现跟perc平价，进一步降价的关键反而在设备，目前HJT设备成本约3.5-4亿元/GW，相比PERC和TOPCon高太多了，要想顺利实现HJT平价，设备的成本就必须降下去，至少降低到3亿/GW的水平，这样产业链有望在2年内回本，投资的欲望会大大加强。从工艺而言，长期hjt应该还是比较确定的，尤其是叠加钙钛矿技术，关键是大规模产业化需要时间。
激光辅助烧结技术（LECO）助力电池效率明显提升。LECO由高强度激光照射电池片激发电荷载流子，同时施加10V以上的偏转电压，由此产生数安培的局部电流，对应处发生烧结引发银浆与硅的互相扩散，显著降低金属与半导体之间的接触电阻，以此提高填充因子。该技术有助于TOPCon电池效率提升，同时降低背面超薄Poly化难度，对TOPCon持续强化竞争力有重要意义。
激光辅助烧结加速降本增效，电池、终端共同受益。目前LECO在实验室中最高可提升TOPCon电池转换效率0.6%，在量产中已可实现约0.3%效率提升，未来效率增幅有望进一步扩大。
估算目前TOPCon产线升级LECO仅需增加设备投资约500万元/GW，占产线%左右；同时，LECO有望降低光伏电站BOS成本约1.5-2.5分/W，助力IRR提升0.05%-0.1%。不论是电池厂商还是终端电站，都将乐于推进LECO技术快速推广，LECO技术产业化迎来加速。
电池端：预计2024年LECO技术有望成为头部TOPCon厂商的标配，TOPCon电池技术转换效率或将突破26%大关，进一步强化TOPCon技术持续竞争优势。
估算将带来约2%的银耗提升，以及200-300元/kg的加工费增加，有望推动银浆环节价值量加速增长。
此外，LECO技术或将进一步推动POE和无酸EVA/EPE胶膜的应用和推广。
设备端：头部厂商订单规模已突破百GW，助力技术快速升级并拓展自身业务新增量。
11、2023年全球异质结落地产能约50GW，占n型电池产能的10.8%，预计2024年全行业将有超80GW异质结项目扩产。尽管从量产规模来看，异质结落后于TOPCon。但从行业竞争来看，TOPCon内卷更为激烈，且随着今年年底及明年产能加速落地，内卷或将进一步加剧，价格走跌是大概率事件。从近期的央企集采中标情况来看，n型组件中标价格愈发逼近成本线MW光伏组件设备集采项目，575Wp及以上的n型TOPCon双面双玻最低中标价格达到1.01元/瓦。反观异质结产品，当前行业内整体可供产能相对较小，相应地企业间的内卷也不如TOPCon激烈。
2027年或将是光伏产业未来发展的关键一年，钙钛矿叠层有望开始规模化应用。2024年打平TOPCon突破成本瓶颈，是异质结规模化发展的核心。
当前异质结与PERC的非硅成本差距已不足0.1元/W,与TOPCon的非硅成本差异将近5分/W。企业共识是，预计2024年异质结成本将得到大幅优化，综合性价比可与TOPCon打平。
金属化降本主要是通过栅线图形的优化和银包铜及OBB工艺、铜电镀的方式来大幅度降低银浆的用量。
其中栅线图形方面，主要通过栅线根数与栅线开口的同步优化，在效率持平的状态下，能够降低15%-20%的银浆的使用。银包铜浆料，正面及背面银耗量含量处于50%和40%水准，现阶段银包铜浆有望进一步下降30%含量。
减栅方面，与常规SMBB相比，0BB能够节省约30%银浆，为30%银含量的银包铜浆料应用铺平道路。纯银浆+0BB可以降本8分/W以上，银包铜+0BB可以降本4-5分/W。此外，0BB采用超细超柔焊带，可以节省焊带10%以上，焊带变细之后，胶膜就会变薄，最终可以节省胶膜30%。
薄片化方面，目前异质结主流的硅片薄度为120um，110um硅片整体处于中试及准备量产阶段。而据了解，华晟正在研发90微米超薄硅片导入异质结产线，将进一步降低成本。此外，导入无铟靶材，利用氧化锌和氧化锡材料取代铟材料，可进一步优化成本。
从目前进展来看，爱康已实现110μm单面微晶HJT电池片量产，预计明年上半年可实现双面微晶量产，其无主栅技术正在小批量试生产中，另外光转膜HJT组件已实现量产。据华晟介绍，其宣城四期电池量产平均效率25.8%，冠军效率26.2%。2023年年底，随着0BB技术的量产，异质结的硅片-电池-组件三个环节与TOPCon成本打平。最新消息显示，华晟210R组件新品即将发布，在“降本增效”方面又有新进展。综合来看，成本问题是异质结实现大规模商业化的关键，且业内认为到2024年异质结全产业链设备投资将与TOPCon持平。
12、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。
13、三季度风电公司的业绩整体较弱，整机环节普遍亏损。零部件环节相对而言盈利能力较好，受益于原材料成本的下降并有出口需求。对海风的发展前景非常看好，项目进展不断加强，业绩也预计在明年上半年表现较好。
未来陆上风机的中标价有可能降低到1500元左右。部分子板块的价格竞争较激烈，导致整体风电板块的盈利下降。
关于业务经营情况，哪几个环节的业绩呈现下滑趋势？为什么？——从业务环节来看，海缆、整机、塔筒、叶片等环节的业绩下滑较为明显。其中海缆和整机受到延期的影响，出货节奏发生变化，盈利承压。整机环节主要由于价格战造成的低价单大量交付，成本下降不及预期导致毛利率下降。
在现金流方面，叶片、塔筒与整机的情况如何？存货和应收账款的变化如何解读？——叶片和塔筒的现金流保持较好，三季度出现环比上升。整机的现金流下降明显。存货环比增长了8%，主要由于业务扩大和风电场开发。应收账款和应付账款均呈增长趋势，对零部件公司来说，回款比例的提升对维持现金流的质量很重要。
14、海上风电是我国低碳产业发展的重要领域，对于加快能源转型进程、融合高端装备制造有着关键性支撑作用。多地相继出台海上风电规划政策，产业潜力持续释放，“十四五”期间海上风电规模有望大幅提升。
海上风电是指在潮间带、近海海域等主要区域建立风力发电场，并将风能转换为电能的一种使用离岸风力能源的方式。海上风电是重要的海洋新兴产业，具有产业链条长、技术含量高、产业规模大的特点，拥有良好的发展前景。
海上风机的支撑技术主要有底部固定式支撑和悬浮式支撑2类，2022年我国海上风电新增吊装容量515.7万千瓦，约占全球的54%，2023年新增装机容量将增长至600万千瓦。
从全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例来看，总体上呈上升趋势。2017-2022年，全国海上风电累计装机容量占风电累计总装机容量的比例从1.7%增长至7.8%。长远来看，海上风电的渗透率将会持续提高，2023年将达8.1%。
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。
15、根据国家能源局统计，截至今年10月底，我国风电累计装机规模为404GW，光伏为536GW，已经拉开132GW的差距。这个差距，主要是今年才拉开的。前10个月，我国风电新增装机仅为37GW，光伏新增装机143GW，光伏是风电的近四倍。当然，两者在投入上也完全不同，前十个月我国对风电装机的投资是1700亿，光伏是2700亿，差了1000亿。
2022年8月底，我国风电累计装机345GW，光伏是350GW，当月光伏装机首度超过风电。
据国家能源局披露，今年前三季度，我国风电光伏发电量为1.07万亿度，其中风力发电6331亿度，光伏4369亿度。光伏在发电量上超过风电，也只是一个时间问题。
现货与需求的负反馈：现货市场电池级碳酸锂加速下行，连续5周下跌7500-11000元/吨/周，在减产预期下，下游买涨不买跌的心态与价格形成负反馈，价格下行去寻找新的平衡点无果，只能持续下行。
期货与现货联动负反馈：价格下行期，期货和现货形成螺旋下行结构，现货需求需求方会锚定市场最低价格去谈，期货价格就形成了很好的锚，并且有期限贸易商用点价（盘面+升跌水）的报价出货，在市场成交冷清的情况下，成交价的跌幅又会成为期货价格点的锚点，相互作用。
在全产业链看空的预期下，主动去库成为集体行为，上游为完成年度任务，仍有一定卖压，例如11月下旬某盐湖大厂将放货8千吨的消息，虽后续辟谣量没有这么多，这个卖压预期反映到了盘面；正极厂11月中旬开始提前抢跑降库存，与电解液的排产降幅明显错位。电解液企业多为定制生产，基本按单进行生产，与下游市场关联紧密。电解液11月产量环比降幅2%，12月份预计降幅会扩大至20-30%，到1月份非龙头电池厂的供应链预期减产幅度获将在12月基础上进一步下降30-40%。
行业内专业人士表示，现在碳酸锂价格只是数字，“跌跌”不休，不论是看向高成本矿的10-12万元/吨边际支撑，还是看到8万元/吨的现金成本支撑，在资金作用下短期都难以招架。而盘面的预期怎么改变，碳酸锂支撑在哪里则要看需求在哪里。12月至春节前的基本面大概维持有价但可能无市的状态。
近期碳酸锂期货价格的波动是由供需关系、成本因素、市场情绪和政策因素等多种因素共同作用的结果。
国内市场中，在需求没有太大变化的情况下，盐湖端、国内辉石云母和部分非洲辉石矿供应的碳酸锂总量可以基本覆盖2024年的中国锂盐需求量；海外市场方面，澳洲矿山定价模式M+1的变化，澳洲辉石料生产的碳酸锂价格也会下降，这部分量对应日韩的需求量。因此无论海外还是中国自用，整体的价格需求区间将在8万-12万元区间内震荡。
虽说一定程度上而言，终端需求不振是碳酸锂跌跌不休的影响因素之一，但与之相对应的，锂价下跌或有望为下游应用市场创造部分优势，例如新能源汽车与储能。
“从成本端来看，碳酸价格进入下行通道，储能装机成本降低。碳酸锂价格每下降5万元/吨，两充两放下IRR提升约0.5%。这也成为工商业储能市场积极性因素之一。”
国内碳酸锂有助于电池厂、材料厂降低部分生产成本，为之后中国新能源汽车，电芯和储能产品出国创造价格优势。
新能源汽车平均单车用碳酸锂在40公斤左右，碳酸锂价格为600000元/吨时，单车碳酸锂价值量为24000元，碳酸锂价格降到150000元/吨时，单车碳酸锂价值为6000元，对新能源汽车的降价会起到促进作用。
“国内新能源汽车政策整体有退坡趋势，新能源车消费已结束高速增长期，并不断向燃油车与汽车销售总量同比增速靠拢。”
原材料成本下降过程中，将更有利于新能源汽车销量的提升，全球新能源车渗透率有望继续提升。数据显示，2023年，中国新能源车销量有望由688万辆增至900万辆，同比增速预计可达到30%。
17、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。
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。
澳大利亚矿企SQM的货将要到港，根据10月智利发布的1.7万吨碳酸锂出口量看，此次到港规模较大。
今年以来，锂电池储能系统的中标价快速下降。去年，0.5C锂电池储能系统的中标价一度接近约2元/Wh，现在0.5C锂电池储能系统价格已跌至约0.8元/Wh，0.25C系统价格跌至约0.7元/Wh，同比下降了2.5倍。
与价格快速下降相对，是锂电池储能的快速技术进步。今年各个主流储能厂商都推出更大容量、更长循环寿命的储能电芯，并普遍应用了液冷温控技术，集成了更安全、更高能量密度、更低成本的储能系统。
以远景能源为例，今年4月在业内首发标准20尺集装箱5MWh储能系统，搭载自研自制的315Ah储能专用电芯，结合高度集成的系统设计，远景新一代智慧液冷储能系统度电成本下降超30%，能量密度提升超40%。
锂电池储能度电成本2毛钱具有重大意义，锂电池储能度电成本已经低于抽水蓄能，成为成本最低的储能技术。
目前锂电池储能的度电成本还在下降。一是系统价格还在下降，同时行业技术进步还在向更长循环寿命、更低衰减、更高转换率等方向发展。二是锂电池储能降本正从储能系统向储能电站全周期发展。
18、复合集流体相较于传统集流体材料安全性能更好，耐久性更长，能量密度可以做到更高，成本可以更低，降本效应非常明显。同时，复合铝箔超高的安全特性，已经吸引高端车型率先应用。多家电池企业都在测试、验证或者开始导入复合集流体。
预计今年复合集流体市场渗透率在0.4%左右，但到2027年市场需求量将达到102.6亿平米，渗透率有望达到21.3%，市场发展迅猛。
复合铝箔集流体在提升电池安全方面优势明显，而复合铜箔未来降本空间比较大，同时两者的应用在提升电池能量密度方面有极大潜力，部分厂商在过去两年进行了密集技术验证，2023年下游标杆车企、电池企业开始导入，带动市场关注度和投入加大，复合集流体有望逐步启动规模化量产，加速产业化进程。
一方面是复合集流体在动力电池领域的市场应用正在开启，市场需求庞大；另一方面是年初以来公司产品送往多个客户进行产品测试和验证，反馈效果良好，产品未来需求可期。
在产品性能方面，复合集流体铝箔相较于传统的6μm铝箔，可以减重55%；复合集流体铜箔相较传统的4.5μm铜箔减重可达40%，在高镍三元材料上，如果采用复合铜箔+复合铝箔新型材料，电芯能量密度可以提升17.8%，系统能量密度提升约13.8%。
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。
本周硅料N/P成交逐步分化，主流硅料企业多为N/P高低料搭配出货，市场硅料价格继续下跌走弱，但下跌幅度收窄。年末最后一个月下游硅片企业继续保持高开工率，同时下游整体N型比例大幅提升的情况下，本月硅料签单较为活跃，国内主流硅料企业尤其是N型用料产出比例较高的企业的本月订单陆续落地，甚至本月的订单基本已签完；当前国内N/P型硅料需求出货出现明显分化，本月落地订单多集中为N型硅料订单，P型用料多作为N型硅料高低搭配出售。
本周硅料价格方面，本周硅料价格整体趋势继续向下，N型硅料主流成交价格来至65-68元/公斤区间;P型致密料价格来至60元/公斤附近，其他类型P型低于60元/公斤价格进一步增多。12月国内硅料供给在新产能释放的加持下，国内硅料供给将达到年内新高，而随着年末传统淡季将至，硅料价格继续下跌的可能性依然较大。
本月国内硅片排产继续增加，国内一体化硅片企业以及主流硅片企业当前排产基本8成以上，12月国内硅片产出预计也将达到新高；但市场上硅片价格仍尚未企稳，各类型包括N/P硅片价格继续小幅走弱。随着下游N型需求大幅提升同时矩形硅片需求的增加，市场上P型单晶M10硅片的下游要货需求减弱，因此市场上针对单晶M10硅片仍在进一步降价出货，本周主流价格来至2.1-2.25元/片；此外市场上开始有硅片企业进一步减少单晶M10硅片的排产，转向其他矩形/N型硅片的生产。单晶G12硅片方面，上周下游单晶G12电池价格开始跳水连带本周单晶G12硅片价格又开始出现小幅走弱，主流价格来至3.23-3.33元/片区间。N型硅片方面，当前市场N型182硅片产出递增的情况下，N型硅片价格继续走低，本周主流价格来至2.3-2.35元/片区间；N型210硅片价格在供需偏紧的情况下价格略有支撑，主流价格3.35-3.4元/片区间。
本月虽愈多电池P型产线陆续减产停产，但市场N型电池新产能也在陆续投产爬产，而价格上不同类型电池价格仍在继续走弱。当前下游N型需求比例提升明显，P型需求份额进一步缩小，其中单晶M10电池“首当其冲”，本周价格继续走弱下跌，主流价格来至0.4元/W左右，市场高效低价甚至出现低于0.4元/W的价格；当前单晶M10价格基本已跌破成本线，因此市场上减（停）产的产线也多为P型老产线电池方面，上周价格开始跳水，本周单晶G12电池价格继续下调，主流价格来至0.45-0.47元/W区间，但单晶G12电池的需求交货预计将持续至下月中上旬。此外当前市场上电池代工费也是进一步降低，本周代工费用来至0.88-0.95元/片。N型电池方面，N型电池价格虽仍在走弱，但相比P型电池价格有所支撑，尤其是高效N型电池，本周高效Topcon高效电池价格在0.48-0.50元/W区间，中低效价格继续混乱中接近p型价格。N型Topcon 210但整体供给有限的情况下，G12 Topcon电池价格相比M10尺寸溢价在0.08元/W左右；HJT电池多为210半片尺寸，且自用为主，市场少量外卖价格在0.65-0.69元/W区间。
11月N型电池增长放缓。10月电池实际量60.89GW，其中P型电池片39.18GW，N型电池片Topcon电池片19.52GW。10月量产Topcon电池片的企业达到31家，而11月预计突破35家。
10月电池产量继续新高，但10月以来光伏产业链中下游处于需求不足，库存高涨的市场环境中，市场情绪一度悲观，尤其在光伏电池环节，新增产能陆续释放，10月电池过剩矛盾严重凸显。
11月光伏电池减产预期较大，而从11月光伏电池排产来看，总量上略有提升，11月电池片产量预计为61GW，其中P型电池片39.18GW，N型Topcon电池片21.61GW，Topcon电池片的爬产速度放缓，多数厂家对电池设备调速来降低电池片产量，而停线减产的厂家较少，主要出于对电池单瓦生产成本的考虑。
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%。
（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。
本周组件价格继续跌跌不休，但年末出货冲刺的情况下国内组件头部一体化组件企业开工情况继续维持高位，其他组件厂商整体排产较为一般。当前随着年末将市场上抛货氛围加浓，国内主流组件价格继续走弱，结合市场上各种组件（海外退货、贸易商库存抛货、抵债组件等）价格继续混乱中下行；而本周陆续公布的集采项目招投标无论P型还是N型组件价格基本来至0.9X元/W左右，甚至0.8X左右的报价也逐步增多。随着市场上传统淡季将近，国内电站项目出货接近尾声，海外双旦假期将近，组件需求出货预计也将受到一定影响，组件价格预计仍将继续承压向下。
气候能源金融（Climate Energy Finance）主管Tim Buckley向《PV-magazine》讲述了目前太阳能组件价格急剧波动的情况。他估计，今年光伏电池板的价格将下降40%，并预测中国及全球范围内技术陈旧、规模较小的太阳能制造厂将面临关闭。
澳大利亚智库气候能源金融（CEF）主管Tim Buckley称，到2024年底或2025年太阳能组件价格可能接近0.10美元/瓦的临界点。
“三年前马丁·格林（Martin Green）博士预测光伏电力价格将在2030年达到0.10美元/瓦，但这一时间节点将大为提前。”他补充说，他估计到本十年末每年新增光伏容量可能达到600GW至1TW，在此基础上才得出了这样的结论。“我非常看好未来几年内的全球太阳能装机容量增长趋势。俄乌冲突提醒我们有必要确保供应链和能源安全，特别是依赖进口能源的国家。”
Buckley还指出，中国主席习与美国总统乔•拜登或将签订新的气候协定，正式呼吁到2030年将全球可再生能源产能增加两倍。
Buckley及其同事指出，他们估计太阳能发电成本将在本十年的剩余时间内每年下降10%，到2030年将减半。
11月27日，在彭博新能源财经上海峰会上，阿特斯董事长瞿晓铧表示。“今年光伏行业的发展，从新增装机量看，与预期相符，但从产业健康发展的角度看，不达预期。下半年以来，光伏产业链变化非常迅速，这对于所有光伏企业提出巨大挑战。”
“从现在开始，光伏将要进入‘史上最强内卷进行时’，明年不要期待光伏有特别高的单瓦盈利能力。”瞿晓铧称。相比之下，明年阿特斯储能业务的盈利性更可期。
这也是业内对明年光伏市场的一致预期。天合光能董事长兼CEO高纪凡在同一场合“预警”，由于今年光伏产能和需求快速扩张，产业链有向前冲的惯性，“但这种惯性在明年会发生撞车，引发一轮洗牌或调整。”
天合光能董事长高纪凡认为，组件价格下降，对行业有益，因为能够推动市场扩大，但组件价格下降太快则是有害的。在此情况下，产业链没有利润，不可能持续。今年行业仍有产能快速扩张“向前冲”的惯性，之后则可能发生新一轮调整或洗牌，如果产业链一直不赚钱，不可能持续发展。他表示，当前光伏行业发展有一定的悲观情绪，这不仅靠市场化的优胜劣汰，还需要发挥政府部门的调整能力。
在四季度多个央国企招投标中，组件价格已经全面降到单瓦1元。供应链价格急涨急跌中，成本的比拼已经近乎极限。
天合光能董事长高纪凡认为，组件价格的下降有利于终端需求，但在不到一年的时间从单瓦2块钱降到1块钱，甚至现在有些招标低于1块钱，导致现在整个产业链都没有利润，这种情况不可能持续，未来的组件价格一定会回弹。
在他看来，光伏行业市场化的优胜劣汰在明年会更加明显。据其透露，天合光能今年实现65GW以上的出货目标没问题。但是，行业需求从原来的400GW提高到500GW过程中，有很多的新企业加入，让行业集中度出现下降。
高纪凡预测，随着头部企业新的电池或者硅片产能提升，这些企业的增长速度将高于市场平均增速，龙头市场份额会重新提升，那么必然对其他企业产能挤压，这是未来行业要做好的准备。
“去年或上半年，这个行业里大家都很开心。但现在进入了悲观情绪，说这个产业未来怎么赚钱，很多企业有生存危机。”高纪凡说道。他补充称，明年龙头企业产能提升速度高于市场平均增长速度，前五家、前六家（组件龙头）势必会对其他企业形成挤压。“明年龙头们的市场份额会起来，其他企业会被挤出市场。这是一个方向，大家做好准备。”
在此之外，光伏产业发展的另一项瓶颈则在于消纳问题。基于此，储能的需求尤其被看好。高纪凡认为，现在储能的量和光伏相比配置仍然不够，在今年基础上，明年的储能有望实现翻倍增长。他表示，在国外一些地区，1兆瓦的光伏要装4兆瓦的储能，把大量光伏发电都调节到晚上使用，特别用于晚上6-10点之间峰值电价的时期，可以形成更好协同。
对此，他建议国内也要尽快推动光伏+储能匹配，无论是在发电侧匹配还是用户侧匹配，通过将高比例储能引入整个电网体系，以加快形成可再生能源为主体的新系统。
正泰新能源董事长陆川也认为，今年全球光伏新增装机相比年初超预期发展，特别是中国市场。但有些企业的具体出货情况，略低于年初计划。主要原因包括：
一是季节性波动，特别是今年前两个季度，欧洲市场累积了一定库存，使得全球渠道客户出货时出现大幅减值，拖缓后续出货量；
二是当前行业产能增速超过市场增速，稀释了部分企业的出货，但行业整体表现符合预期。
隆基绿能下调了其全年销售目标，预计组件出货量为其年初计划的85%；但晶科能源强调其全年出货确定性强，有信心完成70-75GW的目标。
“明年的行业增速会有一定的压力，不及今年，可能在20%-30%左右。”晶科能源董事长李仙徳称。但他对企业利润表现没有这么悲观，“组件价格即使下降至1元/W，对于一体化企业，以及有技术成本优势的企业，仍有不错的盈利机会。”“因为今年的出货量远远超过原来的预期，所以会对明年的增长带来压力。”
光伏玻璃3.2mm镀膜：3.2mm镀膜光伏玻璃报价26.5-28.0元/平方米，价格暂稳。2.0mm镀膜：2.0mm镀膜光伏玻璃报价18.5-20.0元/平方米，价格暂稳。
本周单玻均价约下滑至1.1-1.13元人民币。一线元人民币。中后段厂家单玻平均价格部分僵持每瓦1.1-1.13元人民币，价格控制已逼近成本线。
海外价格也将持续受到冲击，预期11月中国出口执行价格约每瓦0.12-0.135元美金（FOB），亚太地区执行价格约0.12-0.13元美金。印度本地组件平均价格约每瓦0.2-0.24元美金。欧洲近期现货价格约在每瓦0.11-0.135欧元，价格有开始趋稳的迹象。值得注意海外需求询单已开始转换，明年厂家下半年报价PERC者较少。
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
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。
