风光利用小时数有所下降：根据国家能源局数据，2024年1-2月份，风电累计平均利用373小时，比上年同期减少27小时，降幅达7%；太阳能发电累计平均利用168小时，比上年同期减少14小时，降幅达7.7%。2023年1-2月，风电累计平均利用401小时，比上年同期增加78小时，太阳能发电累计平均利用182小时，同比持平。

　　原因分析&观点：在2023年底快速抢装（12月装机超50GW）的背景下，24年1-2月需求仍达到较高增速，我们认为主要原因包括两方面：一方面是今年1-2月组件价格相比去年大幅下降，经济性改善带来同比需求增长；另一方面，从利用小时数可以看出，利用小时数下降、消纳率适当放松带来了一定的装机弹性。我们认为，在中短期利用小时数下降、大基地土地问题边际改善、南方分布式空间处于起步阶段的情况下，二三季度光伏需求仍有超预期空间。

　　#1-2月组件出口超预期。根据中国海关，2024年1-2月，中国大陆组件合计出口44GW，同比+52%，出口金额53亿美元，同比-24%。其中1月组件出货22.60GW，同比+57%，环比+34%，2月组件出口21.01GW，同比+47%，环比-7%。我们认为主要为欧洲组件去库已近尾声，企业对欧发货量提升，1/2月出口荷兰金额3.1/4.1亿美元，环比+74%/+33%；印度延续23年下半年以来的强劲需求，1/2月出口印度金额5/2.9亿美元，分别环比+37%/-43%。

　　2024年光伏装机量展望——预计2023年到2024年，全球新增光伏装机量或同比增长8%至417GW左右。

　　Jinergy海外销售总监Ben Yu则表示，据BNEF 2023年第三季度全球光伏市场展望方面的数据显示，保守估计到2025年全球光伏新增装机容量总计479GW左右，乐观情况下，预计到2025年全球新增光伏装机容量总计563GW左右。

　　中国光伏行业协会名誉理事长王勃华此前也表示，2024年全球光伏新增装机预计在390~430GW，预计2024年全球GW级市场将达到39个，预计2025年GW级市场将达到53个。2024年我国光伏新增装机预测190~220GW，我国光伏应用市场将继续维持高位平台。

　　2、3月排产环比+51.4%超预期，头部玩家环比增幅高于行业，看好TOPCon电池盈利弹性

　　根据PVinfolink统计，3月硅料单月产出17.59万吨，环比+4%；硅片排产69.34GW，环比+20%；电池全球排产62GW，环比+32%；#组件全球排产55.95GW，环比+51%，#国内组件排产49.48GW，环比+62%。#另外4月组件排产环比预计仍将保持升势，全球环比增幅预估在5%左右。

　　3月组件排产环比大幅提升，主要源于终端需求超预期：1）#欧洲市场经过半年时间的去库周期，目前组件库存已降至合理偏低水平，补库需求旺盛。2）#印度、中东等高弹性市场保持需求高增，尤其是印度自去年Q4以来需求不断提升。3）#国内节后复工，组件采购需求启动。

　　从行业格局来看，3月CR6组件厂排产环比提升幅度62.5%，明显高于行业整体水平的51%，表明一线与二三线厂商在接单能力上已体现出明显差距。

　　目前TOPCon电池单月产出30-35GW，供给渗透率60%+，而终端需求中N型渗透率已达80%。受去年12月盈利下滑的影响，行业对TOPCon电池扩产意愿明显减弱，预计2024年产能增量将主要集中在头部企业，产能增速预计将趋缓，3-4月组件排产超预期恢复后TOPCon电池价格预计将保持坚挺。

　　另外，硅片目前排产相对偏高，库存逐步增加，N型硅片价格短期将面临一定压力，预计将为TOPCon电池提供一定利润空间。

　　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；

　　3、库存突破10万吨大关。近期随着成本压力的增大引发下游拉晶厂对多晶硅尤其N型多晶硅料采买出现明显的减少，随着而来的便是多晶硅库存的显著上升以及市场对此轮多晶硅签单价格预期的持续下降。

　　截至上周末国内多晶硅生产企业硅料库存已经突破10万吨大关，个别企业自身库存甚至已经来到2万吨左右而且其中N型硅料的比例出现了明显的增加——随着下游对菜花料、颗粒硅投放比例的增加，N型市场热度显著降低。

　　拉晶厂成本压力增加以及多晶硅库存的增加，本轮预期签单价格再次下跌——自上周部分二三线元/千克的低价，

　　部分拉晶厂已经表示其期望价格低至65元/千克，多晶硅买方期待价格再跌！但不可否认的是头部多晶硅企业仍在努力撑市--无报价，无成交。市场双方博弈氛围渐起。

　　认为目前本轮多晶硅交易已逐渐向买方市场转移，部分多晶硅厂面临较大库存压力，且由于硅片前期的大幅叠加已无力支撑“高昂”的硅料价格——本轮多晶硅大幅下跌可能性较大。

　　同时在2024年Q2，永祥云南二期、大全内蒙二期、东方希望宁夏等重点产能都将相继投产，将对多晶硅市场产生一定利空影响。

　　光伏玻璃即将涨价——节后下游组件排产恢复高景气，光伏玻璃库存去化较快，据卓创资讯，截至目前光伏玻璃库存21.6天，低于2022、2023年同期，另据我们与产业内交流，截止目前光伏玻璃平均库存不到19天，低于正常库存水位20天，库存处于低水位。随着4月组件排产环比继续提升，但前期新增产能投产较少，判断光伏玻璃价格即将上涨。

　　4、光伏0BB技术。0BB技术能显著降低生产成本并提升组件功率。通过技术升级，电池转换效率可以提升6到10瓦，对于大型版型（比如210型号）的产品，这意味着可以在同等时间里得到更高的功率产出，进而降低单瓦成本。具体到电池端，可以实现单号（即硅片单片成本）的降低，以及焊带（可能指银浆成本）的减少，从而整体降低成本。比如，行业平均能耗95的情况下，通过0BB技术可以将能耗降至70以下。在商业模式上，通过降低瓦数成本和增加产量，能够提高制造商的获利空间。

　　目前光伏0BB技术主要的方案包括点胶和覆膜两种主要技术路线，其中点胶技术分为前点胶和后点胶。点胶技术虽然能够降低阴影效应，提高电池板效率，但存在物理极限和连接可靠性问题，未来可能逐渐向覆膜技术转变。覆膜技术有其自身的优点，但由于耐环境性和长期可靠性还处于验证阶段，因此存在一定的市场接受风险。各技术路径均有其优势和局限，目前尚在探索和验证中。

　　0BB技术的实施对光伏生产设备尤其是串焊机有一定影响。在电池端，主要是对网板进行优化，包括头型和印刷参数等，这部分优化可以在不更换现有设备的情况下进行。然而，早期购买的一些传感器或设备可能无法适应新技术，可能需要更换。对于验证进展，现在主要关注的是是否可以使用更薄的胶膜，各公司正在进行相关的测试和优化。

　　光伏0BB技术中关于焊带薄化的进展有哪些?在焊带薄化方面，起初的厚度从0.30mm减薄到了0.28mm，现在甚至可以达到0.2mm。当焊带薄化时，POE也能做得更薄。而且，有可能将其薄化到0.2mm，打造成300um或更薄的产品。不过，这种优化有一定的限度，超出这个界限可能会影响产品质量或者使产品无法通过实验室测试。我认为，可以将焊带薄化至大约330um到380um之间，但继续优化会带来风险。

　　在丝线生产技术方面，中国已拥有成熟技术。国内厂商能制造至少0.018mm甚至0.012mm厚的丝线，丝线粗细可以达到头发丝的二分之一。这表明中国工业产业供应链已在这些技术上取得领先，能够支撑相关产业的发展

　　在P型到N型的转换过程中，以及TOPCon产品的升级改造方面，有哪些具体的技术或质量上的挑战？海外市场对这些技术的接受程度如何？

　　目前行业内普遍存在的问题是衰减率较高，尤其是P型产品转向N型后，衰减问题更为显著。观察到普遍衰减大于预期，理论上应低于3个百分点，但实际可能超过5个百分点。当前主流产品的功率输出标称值在26.2到26.4之间，但实际功率会有所降档，不同公司降档情况不一。目前还没有公司能稳定地将衰减控制在极低水平。第三方机构也对此提出预警，强调电站设计时需注意产品衰减问题，以确保设计输出与实际匹配，避免电量损失。在电池结构方面，虽然按理论计算，非晶硅的衰减应该低，但实际操作中仍有改善空间。这也成为了行业内各公司可以竞争的方向。

　　目前光伏行业的整体良率大约在90%至95%之间，好的企业可以达到95%至96%。而对比之下，传统的方法达到了其技术极限，例如POKE技术的良率已经接近99%，很难再有显著提升。

　　新技术如0BB仍有优化空间，预计未来良率可以维持在70%以下，但也将面临物理极限。随着技术的成熟和改进，未来良率提升将会在保证产品性能和安全性的前提下继续进行，但必须考虑设计余量保证产品在极端环境下的稳定性。良率的提升将有限，并且需要在确保产品质量的基础上进行。

　　光伏焊带由铜基材和表面涂层(锡合金等)构成,光伏焊带生产成本中直接材料占比较高2022 年字邦新材、威腾电气直接材料占比分别为94.4%/94.2%。直接材料主要为铜材、锣合金，以宇邦新材 2021 年成本构成为例，二者占比分别为 70.9%、28.9%，因此原材料价格的波动对焊带生产成本影响较大。

　　光伏焊带行业下游客户主要为大型光伏组件企业，单一客户规模普遍较大，通常使用银行承兑汇票或商业承兑汇票结算，且具有一定账期。根据同享科技招股说明书，公司与晶科能源签订的信用期及结算方式为90 天月结,支付 70%的6个月银行承兑汇票和 30%的6个月商业承兑，销售回款周期较长。

　　采购方面，光伏焊带企业采购的主要原材料(铜、锡)均为大宗商品，具有活跃的交易市场及交易价格，焊带企业按需下订单采购，原材料付款结算账期较短，上游供应商通常为焊带企业提供约1个月左右的账期。

　　因上游原材料采购账期较短、而销售端具有较长账期，焊带环节营运资金占用较大。对比光伏产业链各环节头部企业营运资金周转天数，2022年焊带环节(字邦新材、同享科技)营运资金周转天数分别为 156、93 天，高于硅片、组件、玻璃、边框等环节，仅低于营运资金占用同样较大的胶膜环节(福斯特，214天)。

　　按照当前焊带价格测算,1 万吨焊带所需营运资金为2-4.4 亿元。(注:营运资本周转天数=应收+预付+存货-应付-预收)。焊带行业运营资金占用较高，在下游需求快速增长的背景下，大幅扩产对于企业的资金情况提出了较高的要求。

　　头部企业积极扩产，产品加速迭代有望促进集中度提升。焊带行业原材料成本占比高、营运资金占用较大，对企业资金实力及营运能力提出了较高要求。2023 年下半年以来光伏行业整体融资收紧，规模小、成本控制能力弱的焊带企业生存及扩产压力加大，同时考虑焊带产品迭代不断提高技术壁垒，企业间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、扩产能力上的差距将被放大未来拥有先进技术研发实力、具备规模化生产能力及资金优势的焊带企业有望持续提升市场份额。

　　光伏电池技术迭代持续围绕“增效”+“降本”展开。光伏电池发电量与功率息息相关，光伏实际功率影响因素：电池片面积、转换效率、太阳辐射强度、温度、大气质量等。光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数为光伏电池的重点关注参数。单片电池片标称功率 = 电池片面积 x 太阳辐射强度（1000W/h）x 转换效率。

　　光伏电池片技术进步的核心是增效降本，增效降本促进光伏向N型技术路线转型：TOPCON/HJT/BC电池均有突破，N型电池技术发展迅速，产业化浪潮已至，行业内主要组件公司均在2023年大规模向N型技术路线转型。

　　降本增效是光伏电池技术发展永恒的主旋律，近几十年产业不断探索更高效更具性价比的电池技术，光伏电池历经多次迭代，如今由P型PERC时代逐步迈向由TOPCon、HJT、IBC电池为代表的N型新时代发展。

　　相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、几乎无光衰、弱光效应好等优点。目前主流N型电池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon 极限效率高，产线改造成本低；HJT 量产效率高，降本路线清晰；IBC 转换上限更高，但经济性提升仍需时日。当前Topon实际量产良率24%-25.2%，HJT实际量产效率25%左右，高于P型PERC电池1%-2%。

　　2023年截至目前，与去年同期对比不同技术类型组件发电量规律一致，2023年TOPCon、IBC分别较PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分别较PERC高0.97%、0.39%。2023年与去年同期对比不同尺寸电池片组件发电量差异基本一致。同一电池片尺寸组件，不同厂家制作工艺的不同会造成组件发电量出现差异，最大差异为2.0%；

　　判断市场总体上就是偏向于业务更纯粹的公司，对于平台类的公司反而不愿意给更高的估值。市场总体上还是认为topcon就是过渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的进展，二级市场上很快又有不错的表现。

　　2024年预计全球装机量达到500GW。2023年TOPCon新建产能400GW，预计2024年新增产能超过200GW，相关TOPCon产线设备供应商在手订单充裕。2024年TOPCon电池出货量占比有望达到60%以上，伴随N型TOPCon电池放量，低氧型硅片需求增长，相关低氧单晶炉、磁场磁体、大抽速真空泵等相关设备迎来技术迭代。同时，TOPCon和HJT等N型电池银浆消耗量增加，多主栅、无主栅、激光转印等降本技术有望加速应用。

　　7、目前新玩家在HJT领域较多，总体规划产能大约有四五百个吉瓦(GW)，但落地产能仅约三十多个吉瓦。具体到公司，华盛设备进场产能大概为12个吉瓦；东方日升达到了5个吉瓦；爱康科技大约有3.2个吉瓦；金刚玻璃维持在2.4个吉瓦；通威集团也有两个多吉瓦；练声股份在眉山规划了10个吉瓦，一期项目5个吉瓦，目前投产1.8个吉瓦；国电投规划15个吉瓦但仅建成1.8个吉瓦；印度的Adani执行了三四个吉瓦；润海新能源在舟山建设了3.2个吉瓦。很多玩家建立了厂房，但并未满负荷产能，这是因为HJT技术正处于发展阶段，如果过早满负荷可能会导致后期出现设备更新或工艺更新时的资源浪费。以华盛建设速度过快为例，本来预期产能近20个吉瓦，目前实际产能远未达标，且几个技术节点还在验证过程中，所以过多布局也存在一定风险。

　　华晟珠峰G12R-132大版型组件在地面电站中的应用优势尤为显著。以珠峰系列G12R 630W组件为例，与同版型TopCon组件相比，单瓦发电量提高了3.2%，最大化均摊了支架、土地、电缆等系统成本，可节约2.6%的度电成本并最终带来3.9%的系统收益率提升。欧洲客户选择了华晟珠峰系列拳头产品，为其在保加利亚等国的太阳能发电项目提供强有力的支持。该系列产品基于HJT3.0高效电池技术，采用182mm*105mm矩形硅片，集成双面微晶SMBB、光转膜、丁基胶等先进工艺。

　　在HJT技术领域，东方日升和华盛的成本控制和良率表现相对较好。东方日升的产品在转换效率上可以达到25.8%至25.9%,华盛的产品约在25.67%。在组件功率方面，华盛目前领先，能够做到700瓦，而东方日升能达到741瓦。就银包铜技术而言，已经完成了验证周期，目前已广泛使用，且采用银包铜的浆料作为主流。

　　在电站端的验证中，主要问题在于零差异背板连接(OBB)技术，因为它需要确保电流的有效收集，在没有焊条的情况下，对铜银等金属的接触和导电性要求非常高。如果制作过程中质量控制不佳，可能会导致组件功率衰减。因此产品需要在电站环境中经历一定时间的验证，以确保可靠性和稳定性，并获得客户的认可。当前预计OBB技术的验证周期为半年至一年，并预期在明年年中至年底完成，之后产能规模将可以释放。

　　HJT太阳能电池技术的OBB方案目前确实面临一定的技术挑战。行业普遍采用两种方案：纯点胶方案与焊接加点胶方案。东方日升选择了与奥特维合作的纯点胶方案，但纯点胶可能存在粘接不牢固、接触电阻偏高以及焊带脱落等风险。

　　相反，华盛推行的焊接加点胶方案虽然保证了焊带连接更为稳固，但高温焊接过程中可能引发硅片隐裂的问题。这两种方案各有局限性，需要在制造端和电站端进行更长时间的验证。因此，OBB技术的大规模推广预计将较为缓慢，预估至明年年中，该技术在制造端和电站端会逐渐走向成熟。

　　银包铜技术的验证阶段已顺利完成，目前该技术已广泛应用并取得主流地位，从最初的背面应用扩展至双面全面采用。就普及速度而言，现在几乎所有主流厂商都已在使用银包铜浆料，主要动力来源于对成本的有效控制。关于银包铜技术，如果能从目前的50%银含量降至30%,以及未来可能的70%铜含量，预计成本能降至4分钱左右，但这仍取决于浆料技术的进步。现阶段非硅成本正在快速下降。在金属化部分的成本上，已经能够控制在6分钱以内，这一进展速度相当显著。银浆的成本如果没有OBB,目前应该在1毛钱到1毛2左右，若有OBB则能进一步降至近6分钱。

　　关于靶材成本方面，迈为和华盛在低铟化靶材技术研发中取得了较快突破，低铟化技术有望将成本至少削减一半，由原来的4分钱降低到2分钱。其中，华盛已经开始生产低铟含量的靶材，尽管无铟靶材尚未得到大规模应用。关于靶材的成本，目前基本上是4分钱，如果引入50%的铟含量，成本能进一步降至2分钱。靶材技术的大规模应用预计也会很快实现。

　　目前HJT技术相关的主流印刷的线微米左右，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%的提升潜力。

　　电镀铜技术的优势在于其能够将导线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，使线微米以内，理论上也能带来约0.5个百分点的转换效率增长。因此，浆料生产企业亟需在这方面加大研发投入。优化浆料印刷线宽不仅有助于节省原料消耗，更能因更细线条导致的折光减少而间接提升转换效率。

　　现阶段，HJT电池生产设备的初始投资成本较高，大致范围位于3亿至4亿之间。成本居高不下的主要原因之一是采用了微晶化技术，增加了设备的复杂性和制造难度。尽管当前设备价值并未明显下降，但在降低成本的可能性方面仍存在一些积极信号，例如采用热化学气相沉积(HSCVD)技术等新型工艺。若HSCVD技术能够在实践中取得突破性应用，未来设备投资成本有可能降至1亿以内。在现有设备体系下，随着规模效应的显现，预期到明年投资成本降低至3.5亿以内也是有可能实现的目标。

　　预计到2024年底，异质结(HJT)的产能落地将达到100吉瓦。就设备市场而言，目前迈为是行业龙头，市占率达到70%以上，它的销售量只占其产能的一半。尽管规模庞大，但产能还未充分发挥。因此，设备价格降低更加困难，后期仍需依赖技术成熟和规模化，才能推动价格下降。至于规模化的扩张，取决于多个因素，包括技术领先性和电站端溢价的维持。如果100个吉瓦能够在今年落地，预计到2025年，HJT可能会迎来规模扩张，与此同时，旧技术可能将面临淘汰的风险。

　　目前能提供完整HJT生产线的厂家并不多，迈为占据了行业领导地位，其次是捷佳伟创等。这些头部企业通过提供整线设备和持续技术积累获得了竞争优势。

　　虽然捷佳伟创在HT设备领域也有所布局，但其更多精力仍集中于TOPCon设备。公司在面对pecvd和pvd设备的技术挑战上，如pvd一度被视为替代技术，但现实证明在HJT领域其应用存在问题。捷佳伟创曾尝试管式pecvd,但由于镀层均匀性问题，此技术也并未成功。如果捷佳伟创能够解决热化学气相沉积(HSCVD)的技术问题，将能开拓新的市场空间。

　　现阶段，HJT技术的盈利能力和领先性并不显著,因为相对于TopCon而言，HJT的投资成本更高。市场预估HJT成熟期将在今年年中到年末，但TopCon持续的低投资成本可能会使其与HJT并行一段时间，可能会一直持续到2024年、2025年，直到HJT的盈利能力和技术领先性变得更为突出。目前来看，HJT技术已经显示出某些优势，但这些优势需要进一步观察和验证。头部企业因此在观望，判断这种优势是否是可持续的，尤其是在溢价和投资额度方面需要更细致的评估。

　　行业确实普遍接纳了光转膜技术，但仍有企业对其长期可靠性持有担忧。虽然光转膜在初期使用时可能使功率提升5到10瓦，但人们质疑一年后光转膜是否能保持同样的效果。尽管这些疑虑存在，事实上如果封装技术做得足够好，材料应该不会变质。光转膜不仅用于光伏产业，它在农业领域的大棚膜材料中也已广泛使用，帮助植物更有效地吸收光。光转膜带来的功率增加使得即便有成本上升和可靠性的风险，它也应被视为行业的标配。对于光转膜的稳定性，虽然目前还没有过多年的实证数据支持，但它在销售时能提供更高的功率，所以被普遍认为是值得采用的技术，尽管5到10年的材料稳定性仍无法得到保证。UV光转胶膜。具有高效的紫外光转换成蓝光性能组件功率可提升2%，适合双面微晶HJT电池。

　　HJT无主栅承载封装一体膜。可固定焊丝，防止虚接;具有高粘接、高水汽阻隔和优异的耐紫外老化性能，是一种共挤型POE胶膜，由EVA和POE采用同步挤出而成，用于无主栅异质结电池组件的封装能够有效固定焊丝不偏移，使焊丝和电池片保持良好接触。

　　8、截至2022年底，全球海上风电累计装机达到64.32GW，我国海上风电累计装机达到3.05GW，已经成为全球海上风电领域的重要力量。据全球风能理事会预测，未来二十年，全球海上风电规划装机预计每年增长15％左右。到2030年，全球规划新增装机约250GW，到2040年将增加到560GW左右。

　　随着技术的不断进步和成本的不断降低，风电行业的发展前景非常广阔。未来，中国风电行业将持续保持快速增长态势，以下几个方面值得关注：

　　一是海上风电成为发展重点。与陆上风电相比，海上风电具有相对高密度大规模开发并网、发电效率高、对环境影响小等优势，将成为未来风电发展的重要方向。

　　二是风电机组大型化趋势将继续保持。风电机组是风电的核心设备之一，大型化可以有效提高发电效率和降低成本。近年来，风电机组的大型化趋势明显，未来这一趋势将继续保持。

　　三是智能化和数字化成为行业升级方向。随着数字化和智能化技术的不断发展，风电行业也将迎来升级换代的重要时期。通过引入先进的数字化和智能化技术，可以实现风电机组的远程监控和维护、提高发电效率、降低运维成本等目标。

　　四是产业链协同发展成为行业共识。风电产业链包括风电机组制造、风电场开发、运营维护等多个环节。未来，风电行业将更加注重产业链的协同发展，通过加强上下游企业合作，实现资源共享和优势互补，推动整个行业的可持续发展。

　　当前整机商入局风电资源开发已经是大趋势，持续投资风场开发也不失为增加利润的新途径。

　　风电整机厂商营收和销售端持续增长，但净利润有所下降，盈利能力承压。增收不增利，利润下滑是行业性困境。风电整机商利润下滑的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。打赢利润保卫战的关键，在于强化成本优势、寻找增长曲线、活下去等拐点到来。在2022年，风机行业迎来陆风、海风“国补”全面取消，抢装潮后风电装机市场迎来暂时性的需求调整。风电行业作为国家的扶持产业，早些年享受到税费减免的优惠，但是随着时间的推进，部分老旧项目的减税优惠到期，项目新增税费加大企业的费用支出。此外，相较于2022年底，陆上、海上风机平均价格下滑10%、13%，风电整机报价内卷严重，利润空间被严重压缩。风电整机商毛利率大幅下滑的原因是行业激烈的“价格”竞争。另外，对利润影响较大的因素是企业成本降速缓慢，“对于净利下滑，一是公司的风机及零部件板块由于市场价格的下行，成本降幅不及预期所以毛利额大幅下降；二是其他费用的减少以及投资收益的增加等收窄了导致公司亏损。”风电整机商只有强化成本优势，才能穿越周期。“抢装潮”后，风电平价时代到来，也意味着盈利难度加大，风电整机商或将长期面对“利润困境”。目前来看，风电整机商优化成本方式主要是原料成本控制、费用率数据改善。风电企业将继续推进风机大型化和轻量化，进一步降低风机制造成本。而且，各家企业寻找增长曲线，搭建护城河也极为重要。各大风电整机商在降本的同时也在积极寻求第二曲线。频频参与风电开发运营、风电服务等多元化能源赛道。与此同时，风电整机商还偏爱跨界光伏领域。相信在多业务协同发展下，风电整机商有望打开成长空间，建立属于自身的护城河。最后，2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，整机龙头的业绩有望企稳回升。与此同时，原材料价格回落也将带动风电行业整体的盈利环节改善。挑战：价格竞争、产业政策风险、大型化降本、风电需求、海外开拓等因素影响。目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。展望下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值。

　　9、随着中国海上风电建设离岸距离增加，预计有望在2024-2025年给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，这部分订单的高盈利水平也有望在未来2-3年延续。考虑项目的建设周期，预计2023-2026年行业有望实现15GW高压海风项目的建设，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%。

　　中国海缆单GW价值量提升趋势不变，饱满高压海缆订单即将释放，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%，头部海缆公司有望受益。海缆行业整体单GW价值量随着全国范围项目离岸距离变远会呈现提升趋势，即使是高压柔性直流的应用对于个别区域项目呈现价值量的下降，但从行业整体来看影响较小，海缆行业整体单GW价值量仍会较近1-2年平均略高于10亿元/GW的水平保持提升。随着高压送出项目在2024-2025年分批次逐步进入开工建设阶段，有望给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，

　　海风产业链主要环节发展趋势和竞争格局。风电整机：大型化是明确的趋势，国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组；技术路线方面，国内以半直驱为主流，海外直驱与半直驱并行。海缆：送出海缆价值量与离岸距离强相关，集电海缆与送出海缆技术方案持续迭代，柔直外送渐成趋势；不同省份竞争格局分化，本地企业优势明显，头部海缆企业开始斩获欧洲海风订单。管桩：以单桩和导管架为主，用量差异较大；越来越多的传统海工船舶企业涉足到海上风电单桩和导管架的生产，国内格局尚不明朗，以大金重工为代表的头部企业积极寻求出海并获得批量订单。

　　1）海上风电产业链出口，看好目前在出口方面具备先发优势的管桩、海缆、整机企业；2）海上风电离岸化和柔性直流趋势。直流海缆、换流阀等将受益，海缆环节的竞争格局有望得以优化；3）海上风电深水化和漂浮式趋势。全球力推漂浮式海风，国内百兆瓦级大型项目开启建设，平价并不遥远，锚固系统、双转子风机等有望深度受益；4）风电整机的格局优化。目前陆上风机步入深度价格战，各家企业应对价格战的能力不同，有望推动整机环节的逐步出清和格局优化。

　　中国风电的竞争优势源自多年的规模化开发、持续的技术创新、完备的产业链供应链体系。

　　中国的风电主机产能已达到全球50%以上的市场份额，关键零部件的产量达到全球市场的70%。供应链建设、技术迭代带来的快速降本，让本土整机商在海外竞标中占得优势。

　　轴承作为保证机组传动链运转的核心部件，其设计、计算、仿真、测试以及全生命周期的质量稳定性变得极为关键，尤其是10MW以上的海上风机对设计创新能力、质量可靠性的要求更高。斯凯孚凭借出色的传动链综合开发以及设计验证能力，全球同一的高质量生产标准，可为大兆瓦机型提供具有成本竞争力、更高可靠性的整体解决方案。

　　风机机械传动链包括主轴、齿轮箱、发电机等关键部件，它们相互关联，密切配合。斯凯孚是最早参与“集成式传动链”设计的企业之一，从整体性能出发，颠覆了以往传动链关键部件“分体式”的设计。

　　集成式传动链不仅可以减少零部件数量，简化主机厂的装配，还具备体积小、重量轻、成本低等优势。通过集成式设计可以进一步降低多达20%以上的传动链成本，以技术革新推动降本增效的实现。

　　10、2021—2022年，受益于海内外新能源汽车渗透率的快速提升以及电化学储能需求的高速发展，锂电池的需求呈现爆发式增长，国内电池级碳酸锂价格自底部的40000元/吨一度涨至560000元/吨，再跌到目前的138000元/吨附近，近一年时间，碳酸锂价格跌去75.4%，当前电池级碳酸锂价格仍在近两年的低点徘徊。

　　事实上，过去十多年，电池级碳酸锂现货价格曾长期围绕50000元/吨窄幅波动，对应着的是相对平稳的需求状况，碳酸锂价格倾向于往生产成本的低位区间靠拢。近年来，由于锂电及新能源汽车快速发展，碳酸锂现货价格经历了两轮脉冲行情。第一轮价格上涨从2014年7月的37000元/吨攀升至2016年4月的171500元/吨，区间涨幅364%，随后价格波动下行，2020年8月电池级碳酸锂价格跌至39750元/吨。第二轮价格脉冲从2020年8月的39750元/吨起步，一路攀升至2022年11月的567500元/吨，两年多时间内电池级碳酸锂价格区间最大涨幅1328%。

　　锂辉石目前生产比较稳定，尤其四川地区的生产企业，普遍成本偏低，企业正常生产。此外，青海盐湖地区目前产出量并未出现大幅缩减，天气和环保造成的减产影响并不大。

　　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。

　　11、今年以来，锂电池储能系统的中标价快速下降。去年，0.5C锂电池储能系统的中标价一度接近约2元/Wh，现在0.5C锂电池储能系统价格已跌至约0.8元/Wh，0.25C系统价格跌至约0.7元/Wh，同比下降了2.5倍。

　　与价格快速下降相对，是锂电池储能的快速技术进步。今年各个主流储能厂商都推出更大容量、更长循环寿命的储能电芯，并普遍应用了液冷温控技术，集成了更安全、更高能量密度、更低成本的储能系统。

　　以远景能源为例，今年4月在业内首发标准20尺集装箱5MWh储能系统，搭载自研自制的315Ah储能专用电芯，结合高度集成的系统设计，远景新一代智慧液冷储能系统度电成本下降超30%，能量密度提升超40%。

　　锂电池储能度电成本2毛钱具有重大意义，锂电池储能度电成本已经低于抽水蓄能，成为成本最低的储能技术。

　　目前锂电池储能的度电成本还在下降。一是系统价格还在下降，同时行业技术进步还在向更长循环寿命、更低衰减、更高转换率等方向发展。二是锂电池储能降本正从储能系统向储能电站全周期发展。

　　11月储能系统中标均价为每千瓦时800.46元，与今年初相比下降47%；4小时储能系统中标均价每千瓦时736.31元，创历史新低。业内普遍预计，未来的市场将会经历一轮淘汰赛，其中资源较少、成本较高的企业可能会被淘汰。同时，现在仍有企业在加大对储能系统集成业务的投入，专家预测2024年储能电芯价格可能降至每瓦时0.35元。

　　2023年中国储能市场规模有望超过15G瓦，到了2025年，这个数字将达到70G瓦。

　　目前行业出现的恶意竞争，一是少数电芯企业靠降低产品质量来低价打市场，二是资本雄厚的大公司舍弃利润求市场份额。两头挤压下，行业“卷的要死”。在激烈的竞争下，已有电池厂“撑不住”了。有消息显示，厚能股份因其锂电池生产规模小和设备陈旧，导致生产成本过高，不符合市场需求，决定停止锂电池的生产。

　　全球储能市场由快速发展期进入洗牌期，且未来1-2年仍将持续。增速减缓、产能过剩、利润压缩、市场分野、技术迭代、资本遇冷、安全事故等多重变局将使得企业加速分化。

　　12、结合宏观趋势与企业数据，预测2024年中国新型储能市场的十大趋势：

　　预测一：预计2024年全球表前新增装机量增速达40%，储能系统/电池出货量增速约25%，储能系统全球出货超160GWh

　　从需求端看，全球表前储能依旧旺盛，2023年中、美、欧陆续宣布加大可再生能源建设，未来中、美仍是全球表前储能最主要市场。

　　其中美国市场因区域电网高度分散和独立，设施老旧，对于储能需求更加旺盛，但受限于并网困难、劳动力短缺以及供应链等因素，虽有高额投资补贴激励，但短期装机增速有限，仍有海量储能项目排队等待并网。中国在技术创新与持续降本推动下，锂电储能度电成本逼近抽水蓄能，应用规模将持续扩大。

　　受双碳战略及区域能源结构影响，东南亚、中东、南亚、澳洲、南非、南美等地的表前储能需求也在持续增长。预计2024年全球表前装机仍将高于出货增速，装机量将突破130GWh。储能系统（表前和表后）全球出货将突破160GWh，储能电池全球出货量将突破200GWh。

　　预测二：全球户储市场呈现结构性库存状态，区域库存将在2024H1回归正常水平，预计2024年全球户储锂电池出货25GWh

　　2023年户储市场的高预期导致渠道商库存持续积压。受全球各地需求、装机速度及产品认证的不同，不同区域呈现结构性库存分布。预计行业库存最早将于2024年1月份、最晚6月去化完毕，期间户储装机/出货比持续调整，反映到供应链方面，企业逐步回归理性，库存比将回落至0.6-0.8的水平。

　　2023年美国户储市场受加息及NEM3.0政策影响，户用光伏、储能装机意愿有所下降，2024年有望结束加息，美国市场仍具备较大增长潜力。预计2024年全球户储装机22GWh，户储锂电池出货25GWh。

　　预测三：工商业储能细分应用场景持续增加，区域市场分化明显，预计2024年维持30%以上的增速

　　受不同省/市/区分时电价政策、补贴政策、产业发展基础等影响，工商业储能市场差异将持续扩大，短期内江浙粤等省市将占据绝大部分市场需求，部分企业将率先在区域市场形成品牌知名度和渠道影响力，预计2024年工商业储能维持30%以上的出货增速，并网备案审批或将成为影响市场规模增长的关键因素。

　　预测四：集采和独立储能仍为主流，招标要求趋严，央企参与增多，电芯行业集中度持续提升

　　预测五：国内现货交易与辅助服务规则日趋完善，储能开启新商业模式，经济性难题有望改善

　　预测六：2024年储能市场整体供大于求，系统集成较电芯环节竞争更为残酷，50%以上的储能系统企业将被淘汰出局，CR10瓜分八成以上市场份额

　　预测七：储能电芯价格将稳定在0.4元/Wh左右，AC侧降本压力将从主材到辅材转移，预计系统（0.5C）价格将稳定至0.8元/Wh，但低于成本价的无序竞争仍会存在

　　预测八：搭载314Ah的储能新品将于2024Q2批量出货，电芯与PCS技术迎来升级，但280Ah及系统产品仍是电力储能主流产品

　　预测九：钠离子电池与大圆柱有望在户储实现应用，2024年将是大圆柱规模上量元年

　　预测十：2024年全钒液流电池出货量将首次突破GW，系统价格将降至2元/Wh

　　13、近期放开电网95%消纳红线的传言被扩散，市场有部分解读认为这将利空储能发展。

　　放开电网消纳红线有较大概率发生。“弃风弃光率”这个概念最早由欧美国家提出来，19年时国内开始效仿，提出了不高于5%的弃电率红线年开始，欧美国家弃电率总体逐年上升，普遍高于10%。“经济性弃电”这一概念在23年国内呼声越来越大。合理更改从欧美学来的规则变得越来越迫切，“经济性弃电”导致的放开消纳红线将较大概率发生。

　　第一，为什么利好独立储能？独立储能目前40-50%的收益来自于电力现货价差套利。放开消纳红线，光伏装机上修后，电的时间价值将放大，日内电力现货价差将拉大，可套利电量和价差将增加，储能收益将增加。

　　第二，为什么市场有看空储能的声音？部分市场声音认为，储能是“卡消纳红线”导致的产业，配储是为了提高消纳率，放开消纳后将导致不配储或少配储。首先，23年各个省份非但没有取消强制配储反而加码了配储比例。其次，就算配储政策取消，23年在经历储能集成价格腰斩、储能收益模式完善的后，强制配储已不再是储能装机的主流，独立储能占比超50%，国内储能已是市场驱动的产物。

　　1-2月国内储能招标数据很好，跟踪到2月末开始国内储能开工量显著增加。同时，PCS的价格从去年3季度开始没有发生变化，看好PCS和温控环节，相关公司Q1可能系统性业绩超预期。

　　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。

　　一季度即将结束，从三月中旬开始硅料环节整体采买氛围消极，本期低迷氛围仍然持续。供应端的生产运行各方面保持整体平稳增长态势，但是硅料需求端的采买和谈判意愿极低，部分拉晶企业仍有前期签订的订单处于履行阶段，另外部分拉晶企业有主动控制采买量和原料库存水位的策略调整，用以应对硅片环节正在下跌的硅片价格和不断失血的盈利能力。

　　截止本周三观察，市场成交冷清，包括头部大厂在内的买卖双方成交意愿不强，观望和等待情绪较明显。价格方面表现在，一线头部大厂对外的块料报价暂时还没有明确下跌幅度，但是二三线包括新进入的硅料企业的报价方向有相对更明显的下滑。颗粒硅价格水平也有发生下跌。海外产地硅料均价暂时维持，但是高价水平略有向下波动。硅料企业在当前价格向下震荡周期，前期保有的部分利润水平持续受到挤压，严峻考验综合成本水平和盈利能力。

　　硅料库存方面，整体库存堆积规模环比有所上升，硅料环节的异常库存堆积预计将在二季度逐步明显。

　　近期 182N 硅片在细分规格上的差异严重影响价格走势，大倒角对角线mm 尺寸硅片由于需求持续收缩，价格崩塌下行严重，本周价格探低到每片 1.6-1.7 元人民币左右，相比上周出现每片一毛的下滑，跌幅高达 5-12%；小倒角对角线mm 的硅片也连带牵连下行，落在每片 1.7-1.75 元人民币的水位。

　　本周接续跌势，不区分规格硅片成交价格均下跌，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.7-1.9 与 2.3-2.5 元人民币。N 型价格 M10, G12 尺寸成交价格来到每片 1.65-1.75 与 2.6-2.7 元人民币左右，各规格跌幅达到 3-9% 不等。针对 N 型 G12R（182*210mm）的部分，近期厂家也陆续小批量采购，当前价格落在每片 2.3 元人民币不等。

　　本周近况更新，观察各家开始出现酝酿减产的规划，然而考量硅片端排产调整所需的时间周期，以及当前的库存存量消纳，预期即便月末厂家下修排产，对实际硅片流通量体的影响也最快要到四月中下旬才会显明，在基于当前排产规划下，预期短期硅片价格仍将持续下行。

　　当前电池端维持稳定的生产节奏，然而受到硅片大幅跳水的价格影响，电池端价格也开始出现松动下跌。

　　此外，由于 LECO 技术的导入，厂家在生产 TOPCon 电池片的入库效率有了显著的提升，平均入库效率达到 24.7% 及以上。

　　本周电池价格持续出现松动，成交价格小幅下滑，P 型 M10 尺寸落在每瓦 0.37-0.38 元人民币；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.36-0.37 元人民币的价格水平，当前仅海外客户折算人民币价格来到每瓦 0.39-0.4 元人民币水平。

　　在 N 型电池片部分，M10 TOPCon 电池片价格也出现松动，均价价格来到每瓦 0.45-0.46 元人民币左右，N 型高效电池片价格仍然保持部分溢价，而 TOPCon（M10）与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.09-0.10 元人民币不等。HJT（G12）电池片高效部分每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。

　　值得注意的是，尽管近期硅片价格的崩塌使得电池生产企业盈利获得好转与修复，组件厂家也逐步透过双经销与代工的方式减少电池厂获利空间，当前 N 型代工费约落在每片 1.8-1.9 元左右。

　　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。

　　时序来到三月底，组件价格整体维稳，高低价格区间因订单执行前后调价、整体价格落差仍较大，目前观察182 PERC双玻组件价格区间约每瓦0.8-0.95元人民币；TOPCon组件价格区间约在每瓦0.85-1元人民币仍有执行，其中区分集中式项目与分布式项目价格观察落差确实较明显，集中式项目价格执行以每瓦0.86-0.93元人民币（剔除非当前执行价格），甚至前期订单签订本周仍有执行每瓦1元左右人民币的价位，而分布式项目则主要在每瓦0.93-0.95元人民币的水平，也有部分低价资源订单；HJT组件价格区间约在每瓦1.03-1.2元人民币之间，海外价格近期有部分新签单执行，价格略有变动至每瓦0.13-0.15元美金的水平。

　　四月组件环节仍旧持续承压，虽然中游供应链价格出现下探，然而近期受到三至四月组件排产上升带动，胶膜、玻璃皆出现涨价趋势，胶膜对应约上升每平方 0.4 元人民币左右，玻璃则约 0.5-1 元人民币左右、部分供应商报价上调 2 块，四月组件厂家确实上调价格，并控制发货希望调整价格，但仍旧维持与上周相同看法，终端接受明显有难度，且组件厂家策略分化，使得组件价格向上调升有难度，目前观察部分四月交付的集中式项目价格有略微上浮，但主要上调以低于 0.85 以下的价位上升为主，且幅度仅约 2-3 分人民币。

　　截至目前2月内国内光伏玻璃企业报价陆续公布，截至目前2.0mm镀膜玻璃价格为16.0-16.5元/平方米，3.2mm镀膜玻璃价格为25.5-26.0元/平方米，近期由于终端及组件排产需求的持续减弱，同时近期玻璃成本支撑稍有降低，2月玻璃企业报价受不断被压价的抵触情绪原因导致维持稳定，但在当前库存不断上升的背景下，玻璃价格明稳暗跌。

　　本周为2月第一周，光伏玻璃新单基本敲定完毕，多数玻璃企业由于近期组件企业不断压制辅材等价格的背景下，叠加玻璃整体价格已处于近3年新低，对压价心态抵触情绪较大，故玻璃企业报价方面一致坚挺稳价，但据

　　不完全统计，1月整月，行业库存升量为2-3天左右，部分玻璃企业出货为主，成交价格有所松动。

　　故玻璃新单价格表现为明稳暗跌。具体分析，1月以来，国内纯碱价格先涨后跌，成本支撑小幅减弱，议价底牌有所削弱，截至目前国内华东重质纯碱价格为2450元/吨，价格较1月初下跌350元/吨。

　　需求方面，由于春节期间内，组件企业部分产线月组件进一步下降，排产计划下降至30GW以下，同时随着海外地区终端装机的减弱，海外需求出现减少，玻璃整体处于累库阶段。

　　主要原因为当前由于新单成交较少，部分企业采购策略由于节假期的情况有所放缓，且当前玻璃市场成交情况复杂，仍有部分企业观望为主，试探更低价入场，故节后回来价格将受需求低迷影响逐渐向低价靠拢。

　　石英砂国内高纯石英砂内中外层砂继续维持稳定。龙头企业外层砂价格为10-12万元/吨、中层砂价格19-23万元/吨、内层砂价格39-44万元/吨。

　　EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。

　　光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升

　　【EVA光伏料】EVA光伏料价格继续维持上涨，主流EVA粒子厂家维持正常供应。华南石化厂正在检修进程，复产时间待定。

　　【胶膜】胶膜本周进入春节最后的生产进度。春节在即，各厂家放假时间和进度逐渐明朗。胶膜厂方面依然重点关注二月春节结束后的组件排产情况。

　　逆变器价格区间整体无异动，价格保持稳定。近期国内采购需求依旧偏弱，工商业机型订单稍好，观望节假日之后。

　　铜25日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。

　　铝——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。

　　PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储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。

　　2024年01月24日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。

　　原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。

　　风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：2023年1-10月各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。

　　陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。

　　1月陆上风机价格趋稳。2023年陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从6月的1460元/kW，到11月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年3季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。

　　海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。2023年以来海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。

　　经历过2022年低潮，风电行业迎来装机复苏，持续看好海风，预计2023年海风新增装机超过10GW，同比翻番不止。

　　本周风电整机采购开标总计812.5MW，风电机组招标总计30MW；风电塔筒采购开标380MW。

　　目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，

　　二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。

　　三一重能预计2023年全行业装机容量为55-60GW左右，明年在60-70GW左右。双碳目标、风电平价后比较好的投资收益率、国家支持新能源投资建设等因素，都使得风电有较好的发展前景。

　　技术端——对于海上风电机型在双馈与半直驱路线均有技术储备，双馈在近海和中海比较有优势，半直驱在大兆瓦、远海比较有优势，两种技术路线在优势区域会存在一定的重叠，根据具体情况进行技术路线选择。

　　风电：板块分化严重，整机毛利率下滑，零部件盈利明显改善。上半年海风装机不及预期

　　风电展望：下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值

　　毛利率有望修复的风机环节：（23Q3风机价格平稳+原材料价格回落，23Q3高毛利的海风风机出货占比提升）

　　光伏焊带行业的技术发展水平和趋势同光伏产业的发展水平密切相关。经过多年的发展，我国光伏产业从无到有，已成为全球技术最领先和规模最大的国家，我国光伏焊带技术水平也已成为世界领先。就光伏焊带这个细分领域而言，其技术发展水平不仅同工业自动化水平、行业研发投入情况等紧密相关，还同上下游的技术水平密切相关。行业内主要集中在提升焊带的力学性能和降低焊带的电阻率以及通过优化焊带的表面结构、外观尺寸等来提升光伏焊带对组件降本增效的作用等。

　　目前市场上主流产品是MBB焊带和SMBB焊带，其中MBB技术能有效降低光伏电池和组件的串联电阻和遮光面积，并进一步增大光伏组件的电学增益和光学增益，减少封装损失，提升发电效率；而SMBB属于更小的MBB焊带，在持续减少光伏焊带的遮光面积的同时，也可有效缩短电池片内电流横向收集路径，降低串联电阻，减少电池功率损失，从而提升光伏组件的光转化效率，也因此预计到2030年16BB技术市场占比将逐渐提升至99%以上。此外，为进一步降低成本，降低银浆用量甚至不使用银浆成为电池组件的技术研究方向，OBB技术在电池片环节金属电极丝网印刷环节取消主栅、只网印细栅，并优化细栅的宽度和间距，降低银浆耗用成本，同时能够降低遮光面积，提高整体功率，未来将成为新一代太阳能电池的通用型降本技术，其配套的OBB焊带也将是未来技术发展趋势。

　　当前，异质结组件和BC组件在光伏组件中的应用逐步兴起，部分头部组件企业开始布局相关技术发展，预计未来也将在光伏应用中占得较大份额，其配套的HJT低温焊带和BC矩形焊带也将成为焊带行业技术发展方向。

　　2022年PERC电池片市场占比为88%,2023年被压缩至73.0%。P型电池凭借较为成熟的生产工艺，占据较高的市场份额，BSF电池逐渐退出市场。在此过程中，随着工艺技术的不断升级以及设备更新，4/5BB主栅电池片逐渐退出市场，多主栅(MBB)电池市占率将快速增加，9主栅及以上技术成为市场主流，2023年，9BB技术市场占比约12.9%,10BB技术市场占比约38.4%,11BB及以上市场占比约48.7%。MBB(MultiBusbar,9-15栅)成为P型晶硅电池所采用的主要主栅技术。

　　随着晶硅电池性能要求的提升，N型电池逐步进入量产阶段，市场占有率逐步提升，2022年N型电池市场占有率为9.1%,其中N型TOPCon电池片市场占比约8.3%,异质结电池片市场占比约0.6%,XBC电池片市场占比约0.2%。2023年，新投产的量产产线以N型电池片产线为主。随着N型电池片产能陆续释放，PERC电池片市场占比被压缩至73.0%,N型电池片占比合计达到约26.5%,其中N型TOPCon电池片市场占比约23.0%,异质结电池片市场占比约2.6%,XBC电池片市场占比约0.9%,相较2022年都有大幅提升。

　　光伏产业正持续朝向更高效率的N型技术变革，根据InfoLink数据，N型组件在2023年初的产量占比约10-11%,但下半年开始便大幅提升，第三季度开始增幅超过20%,12月迎来最高峰，占比达到52%。InfoLink预估2024年PERC与TOPCon市占率将分别来23%与65%,2025年起PERC市占率将仅剩个位数，并随后逐渐在光伏市场中成为特规商品，占比将在往后几年持续萎缩。

　　2023年，TOPCon电池片大多为182mm或210mm尺寸，采用16BB及以上技术的市场占比达到约87.5%,11BB市场占比约10.1%,少部分采用9BB或10BB,市场占比约2.4%。N型电池市场占有提高促进主栅技术提升至SMBB(SuperMultiBusbar,16栅以上)水平。未来随着新产能的逐步释放以及旧产线BB及以上技术市场占比将逐渐提升至99%以上。

　　随着电池技术的不断进步，在N型单晶硅电池类别中的HJT电池和XBC电池的平均转换效率持续提升，据中国光伏行业协会数据显示，2023年-2030年HJT电池和XBC电池的平均转换效率分别将从25.2%、24.9%提升至26.8%、26.1%,进而推动异质结电池和XBC电池的产业化应用不断扩大。为了支持不同类型光伏电池片的产业化应用，需要为光伏电池配套相应的光伏焊带。

　　随着TOPCon、HJT等新技术量产规模逐步增大，银在电池片非硅成本中的占比也将有所提升。OBB技术是光伏电池未来降银的重要手段之一，OBB技术在电池端体现为无主栅设计，组件端则体现为光伏焊带直接与细栅连接收集电流。相比SMBB来说，OBB技术有以下优势：①直接节省主栅的银浆，降低银浆成本；②使用更细、数量更多的焊带进行导电，可以增强导电性，提高组件CTM;③组件端采用低温封装工艺，可以承载更薄的硅片。因此，在N型电池技术不断迭代的过程中，OBB作为电池降银耗的重要手段，未来在TOPCon、HJT组件中均有大批量导入的空间。

　　HJT组件由于当前银浆成本较高，OBB技术导入后银浆成本下降较为明显，因此HJT组件对OBB技术的应用更为迫切。TOPCon组件由于本身非硅成本较低，因此OBB技术带来的成本节省幅度小于HJT组件，且导入情景对OBB技术的工艺成熟度更为敏感，随着OBB工艺的不断成熟，生产良率达到一定水平之后，该项技术在TOPCon电池上的降本优势也有望逐步凸显，并有望得到大规模量产应用。从光伏焊带的形态来讲，OBB焊带为更细的SMBB焊带，符合光伏焊带朝着更细线径、更多数量的方向发展的行业技术路线。

　　XBC电池电极位于背部表面，正面没有金属栅线电极遮挡，焊接原理发生了变化，从双面焊接变成单面焊接，需要单面扁线焊带实现电池片正负极的串联，然而单面焊接时硅片易受热弯曲，工艺难度增加，使得该环节对焊带的屈服强度、图层均匀性、延压和镀锡等方面均提出了更高的要求，因而需要光伏焊带领域开发合适于的XBC电池的光伏焊带新技术和新产品。

　　2023年实现营业收入63.02亿元，同比增长78.05%，实现归母净利润12.56亿元，同比增长76.20%；2023Q4实现营业收入20.63亿元，同比增长80.79%，实现归母净利润4.04亿元，同比增长69.61%环比增长22.80%。拟每股派发现金红利2元（含税）并转增0.4股。

　　拟实施“提质增效重回报”行动方案，计划2024年现金分红派息率为归母净利润的35~40%。截至2023年12月31日，公司共计现金分红5.02亿元，实施两次股份回购总金额为2.19亿元，占归母净利润总额的57.40%。在此基础上公司发布2024年度“提质增效重回报”行动方案，拟计划2024年度利润的现金分红派息率为当年归属于上市公司股东净利润35%~40%，在公司快速发展的同时通过现金分红保障股东权益。

　　23年公司毛利率36.55%，同比-2.37pp；公司净利率19.91%，同比+0.28pp，毛利率下降主要系单晶炉/电池设备等毛利率较低业务收入占比提升，随着单晶炉/电池设备规模效应体现，公司未来毛利率有望稳定；23年公司销售/管理/研发/财务费用率，分别为3.16%/4.07%/5.19%/0.66%，同比各-0.12pp/-0.93pp/-1.50pp/+0.11pp。期间费率合计13.08%，同比-2.44pp。费用管控能力持续提升。

　　奥特维表示要加快募投项目实施，加快应收账款和存货管理等。其中，年报显示，2023年该公司应收账款、合同负债和存货接近翻倍增长，分别为15.92亿元、39.07亿元、76.30亿元，同比增长96.59%、97.28%和96.24%。

　　各项业务收入规模均实现快速增长，平台化布局初显成效。公司打造平台化公司并取得显著成效，各板块收入规模2023年均实现快速增长，

　　其中：光伏设备营业收入同比增长79.15%至53.64亿元，毛利率同比减少2.33个pct至36.49%其中多主栅串焊机销量同比增长35.22%至1743台，单晶炉销量同比增长766.67%至624台。

　　锂电设备营业收入同比增长165.13%至3.47亿元，毛利率同比减少6.72个pct至32.66%，其中模组PACK线台。半导体设备营业收入同比增长365.34%

　　0.21亿元，毛利率同比增长21.53个pct至33.46%，其中铝线键合机销量同比增长360%至23台。奥特维主要从事光伏、锂电及半导体高端智能装备的研发、设计、生产和销售。从收入构成来看，2023

　　53.64亿元，为营收主力。同时，锂电设备和半导体方面营收增长较快，分别为3.47亿元、2.09亿元，同比增长165.13%、365.34%。从毛利率来看，奥特维作为营收主力的光伏设备，以及境内市场毛利率均呈现下降趋势。其中，相比于锂电及半导体设备毛利率增长，其光伏设备毛利率为36.49%，同比下降2.23个百分点。奥特维坦言，光伏设备产品收入占营业收入的比例已近90%，主要收入来源于光伏产业链的硅片、组件生产环节。“如若光伏行业出现重大不利变化，或光伏设备行业竞争加剧，则可能对该公司经营业绩造成不利影响。”同时，奥特维正拓展海外市场。2023年，奥特维境外收入为9.98亿元，毛利率高达46.99%。该公司于2023年在日本、新加坡设立全资子公司。近期，奥特维公告称，将在马来西亚设立合资公司。彼时，该公司证券部人士向《科创板日报》记者表示，这一举措主要是有利于海外订单增长。

　　公司董事会提请股东大会授权董事会通过简易程序向特定对象发行融资总额不超过人民币3亿元且不超过最近一年末净资产百分之二十的股票，用于公司主营业务相关项目及补充流动资金。

　　亿元，同比+77.57%，在手订单132.04亿元，同比+80.33%。新签订单屡创新高，净利率创2016年以来新高：截至2023年12月31日，公司在手订单132.04亿元（含税），同比增长80.33%；2023全年，公司新签订单130.94亿元（含税），同比增长77.57%；其中Q4新签订单41.02亿元，再创历史新高。受收入结构变化的影响，公司2023年毛利率36.55%，同比-2.37pct，同时受益于费用管控能力提升，实现净利率19.91%，同比+0.28pct，为2016年以来最高水平，盈利能力持续增强。2023年，随着光伏电池技术从P型向N型升级，奥特维在N型技术上研发出多款新设备，包括低氧单晶炉、0BB串焊机、XBC串焊机、激光辅助烧结等。其中，松瓷机电低氧单晶炉获得天合光能超过18亿元订单，该订单是奥特维2023年度最大金额的单一订单。公司持续推进研发，

　　1）光伏：串焊机方面，公司成功研发并推出新型10000+组件串焊机；配合多个头部客户进行0BB预研，在2个0BB方向取得客户量产订单突破；形成了从BC绝缘印刷烘干、锡膏印刷烘干、划片、串焊的整体解决方案。此外，公司成功研发N型低氧单晶炉、激光辅助烧结等N型电池技术新设备。

　　2）锂电：公司实现了储能模组/ACK&集装箱装配线寸全自动划片机及装片机；铝线键合机和半导体AOI设备取得小批量订单；半导体单晶炉获得海外知名客户订单。新产品有望推动公司利润长期增长。

　　亿元，同比+38.30%。新工艺方面公司重点研发0BB、BC工艺。公司在多个0BB工艺方向进行了储备研发，配合多个头部客户进行0BB工艺预研，在两个0BB方向上取得客户量产订单突破；在BC工艺方向，公司产品成功导入多个头部企业，已完成初步量产验证，后续有望充分受益于新技术迭代所带来的0到1资本开支浪潮，组件及电池设备订单增长具备可持续性。平台化布局持续加深，多元成长曲线年公司通过收购普乐新能源切入LPCVD

　　24年在光伏电池核心设备订单方面取得突破。同时公司半导体产品线不断丰富，已覆盖半导体制造及封装环节，后续有望充分受益于半导体设备国产化进程。从2023年全年来看，奥特维正拓展光伏全产业链设备及半导体设备等。其中，2023

　　8月，为提高电池片设备的研发、生产能力，奥特维豪掷2.7亿元收购普乐新能源100%股权。在半导体方面，奥特维半导体划片机、装片机已在客户端验证，铝线键合机持续获得客户小批量订单，半导体AOI设备取得小批量订单；半导体磁拉单晶炉获得海外知名客户订单，实现该公司半导体设备出口零突破。研发来看，年报显示，奥特维当前共有16个在研项目，具体应用前景包括光伏组件串焊、硅片分选、电池片印刷、单晶拉棒及半导体装片、封装检测、划片等环节。2.2光伏设备、原料辅材辅料行业

　　光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线BB是重要的降本手段，行业中存在多种工艺路线。目前光伏电池正逐步经历由MBB转向SMBB的阶段，而0BB将成为下一步重要的降银手段。0BB在电池端体现为没有主栅，组件端则体现为焊带直接与细栅连接收集电流。目前行业中0BB工艺路线主要包括SmartWire、“纯点胶”、“先焊再点”三种工艺路线，且三种路线各有优劣。

　　2023年半年报显示，截至今年6月末，合盛硅业工业硅产能122万吨/年，有机硅单体产能173万吨/年。据官网信息显示，合盛工业硅产能自2014年起位居世界第一，有机硅产能自2021年起位居世界第一。金刚线——硅片切割是硅片制造的核心工序之一，金刚线细线化是硅片切割技术进步及降本的指向标。据了解，为保证切割所需的张力以及切割过程中的张力波动余量，可用于光伏硅片切割的常规高碳钢丝极限线μm,而目前用于切割的钢线已经非常接近甚至已经到了

　　高碳钢丝金刚线技术路线及钨丝金刚线。金刚线主要用于光伏硅料切割环节，盈利水平高。其切割效果直接影响硅片的质量及光伏组件的光电转换性能，对光伏降本影响重大。光伏用钨丝尽管有较多瑕疵，但潜力较大，处于产业化初期；碳钢丝尽管成熟，但潜力已几乎到极限。“大尺寸+薄片化”已成为硅片环节的主要发展方向，也是金刚线母线向钨丝转换的催化剂。这就要求金刚线在更细的情况下，具备更高的切割力和破断力。产业链中引起母线变革的上游钨丝头部厂商包括中钨高新、厦门钨业等；金刚线头部公司包括美畅股份、高测股份、产能高速扩张的恒星科技、以及率先实现钨基金钢线批量供应的岱勒新材等。高测的新增长点在于——代切硅片。2022年，高测硅片及切割加工服务实现营收9.29亿元，而仅2023年上半年，代工服务实现营收8.4亿元，已经快赶上去年全年的收入了。此外，公司毛利率顶着行业寒冬，由2022年的41.51%提高到了46.76%。切片代工的逻辑：硅片的非硅成本中，占比前三分别是坩埚、金刚线%（数据来自Solarzoom，成本包括硅片生产的全部环节，坩埚主要用于晶棒的生产，金刚线主要用于切割）。也就说，高测只要保证自己切的硅片良率更高，就能通过做大代工的规模来不断摊薄设备折旧的成本，而公司自产金刚线，这部分利润可以直接计入到代工收入里面。只要其他硅片生产公司的切割良率不能达到100%，或者达不到高测的同等水平，那么高测代工的业务可以一直发展下去。从切片的技术上看，为保证切割的一致性和稳定性，难点主要有两处：1)金刚线μm及以上的金刚线均匀、精密地缠绕在切割区域内的3根主辊上，单根金刚线μm的金刚线线网，然后再被收线)金刚线线速和张力控制:在硅片切割过程中，金刚线米/分钟的线米/分钟，随后反向加速至2400米1分钟，持续运行30秒后，再减速至0米/分钟。同时，在金刚线网的往返高速运动中，金刚线牛顿以内，否则金刚线容易断线。参数具体表现为硅片总厚度变化(TTV)均值和线痕均值降低。高测通过在金刚线、切割设备上的协同研发，不断推进切割工业升级，提高切割速度和切割良率。只要高测切割设备良率和速度一直保持行业领先，那么新晋厂商买的设备很可能在未来需要更新，那么还不如直接让高测代工，以规避掉这部分风险。高测通过规模的优势，可以更早地将设备投入的成本赚回来。

　　除了工艺上的改进和良率提高带来的优势，代工的主要的逻辑还在于设备折旧，只要规模足够大，平摊到每片硅片上的厂房、设备折旧可以更低。这点主要针对新进入行业的玩家，新玩家除了在切割技术上可能达不到高测的良率外，还要承担厂房和设备的折旧，如果新玩家刚开始因开工率不高（可能是新产品卖不出去），需要在运营初期面临较高的折旧费用，拖累当期业绩，而现在只需通过服务费的方式，将这部分风险转移掉。相应的，高测只需将产能扩大，提高开工率，便可通过规模效应，降低折旧带来的风险，这是双赢。因此，只要硅片环节有新的产能进入，高测这套代工模式可以一直玩下去，当然前提是金刚线切割技术短期内不会有大的变化。

　　据统计，高测切片代工规划产能95GW，预计2023年末将达产40GW。1)产能规划: 2021年以来，公司已在乐山、盐城、安阳、宜宾投资建设四大切片基地；截至2023H1，公司硅片切割加工服务规划总产能达70GW。此。