1、光伏：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，
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。
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、11月国内新增光伏装机21.3GW，同增185%、环增57%，月度新增装机超预期；1-11月累计装机163.8GW，同增149%；持续验证降价激发需求弹性。
11月电池组件出口18GW，同比+42%、环比+15%，年底国内抢装、海外淡季清库背景下实现环比增长，彰显海外库存消化成效及需求区域多样化特征。
硅料价格连续三周缓降，组件集采中标价格逼近一体化零毛利水平，产业链价格逐步触底。
美联储给出降息预期，终端贷款利率已开始下行，有望推动美国光储需求超预期，美股光储公司近期强势大涨。
一方面是也门胡塞武装原因，四大航运巨头暂停红海航线服务，欧洲LNG进口受阻，ICE天然气价格近期不断上涨；另一方面，#11月组件出口15.03GW超预期，同比+39.6%，环比+15.3%；#下半年以来11月逆变器出口金额环比首次转正。
11月组件出口数据超预期，核心原因主要是印度市场出口量环比大增（单月2.79GW，环比+69%）。印度因为本土产能大部分出口海外，而中国组件价格降至1元/W以下后，即使考虑40%关税税率，相比当地产能也已具备一定性价比，导致9-11月我国出口至印度组件的规模明显增加。2、市场对于光伏板块核心担忧在于行业供给释放后产业链利润中枢下降的问题，当前这一悲观预期已充分反映至股价中，#基本面及板块估值均已处于底部位置。
基本面来看，目前产业链仍处于去库存阶段，据我们了解目前硅料库存大约在20天左右，硅片0.5-1个月，电池10天左右。从PV排产数据来看，1月组件排产环比预计有所回落，#预计春节后行业库存去化将基本结束，产业链价格届时有望企稳，行业需求有望在春节后逐步复苏。
此前逆变器环节户用市场受到一定库存压制，主要以欧洲、北美、巴西等地区为主。11月我国逆变器单月出口金额为40.2亿元，同比-45.9%，环比+0.9%，出口量380万台，同比-29.9%，环比+22.2%，环比数字为下半年以来首次转正。此外，出口欧洲金额降幅已开始收窄，非洲、巴西、日本等地区已率先改善；我们判断24H1各市场将进入发货逐步改善阶段，以南非、巴西为主的市场快于欧美市场。
在电力生产情况方面。其中，火电增长6.3%，增速比10月份加快2.3个百分点；水电增长5.4%，增速比10月份回落16.4个百分点；核电下降2.4%，降幅比10月份扩大2.2个百分点；风电增长26.6%，10月份为下降13.1%；太阳能发电增长35.4%，增速比10月份加快20.1个百分点。
11月份，规模以上工业主要能源产品生产继续保持同比增长。与10月份比，原煤、原油、天然气、电力生产增速均有所加快。
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。
在光储大幅降本红利释放的背景下，同时海外加息结束、国内电力市场化提速，预计2024年全球光伏需求同比增长30%至490GWac（对应组件需求650GW+）2）2024年行业确定性重回“总量过剩+优胜劣汰”的常态，但供应端自23H2开始已呈现出显著的总量边际改善及格局的三重分化迹象，行业出现长期、高度同质化的恶性产能过剩的概率已大幅下降。预计各环节报表端单位盈利在23Q4或24Q1见底概率较大，但后续各环节头部企业将呈现出可跟踪的优势持续扩大趋势。3）板块有望在Q1迎来量、利预期及估值的集中修复，当前时点即可逐步建仓布局，年度核心推荐：各环节展现出强势盈利韧性和发展后劲的强α企业，以及围绕引领新一轮技术方向的主产业链优势制造企业及相关设备、耗材供应商。
3、本周硅料均价6.5万/吨，价格区间低点5.6万/吨，已触及部分2、3线企业生产成本，本周已有企业停炉技改，且较低的价格水平也将阻挡没有成本优势的新产能投产/扩建。本周182 perc组件均价0.96元/w，新接订单价格0.92-0.93元/w，也触及2、3线企业成本线，判断随着硅料价格逐步企稳，组件价格也有望企稳，产业链盈利触底。
2024年需求端有望超预期。测算电网主网新能源消纳空间150GW左右，分布式光伏配网承载力在未来3、5年仍有比较大的空间。同时，随着海外利率下降以及组件价格下降，判断欧美等传统市场以及中东等新兴市场需求将保持快速增长。
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。
进入四季度中旬，应是采购淡季节点，但是11月多个央国企大型框架集采项目拉升定标项目量。
截至11月30日，2023年11月光伏定标项目共208项（包含标段），其中共170项披露了采购容量，采购总容量共计39.21GW，与上月相比增加16.3GW，环比上升71.16%，同比上升66.28%。
年末各企业为出货量目标对订单的争夺愈发激烈，在库存压力仍相对较高、市场竞争激烈、P-N转换加速、电池片价格下行等因素的影响下，11月组件成交价格降幅明显，中标价格甚至穿透企业成本线元/W范围内，P-N组件中标价格双双下行，价差在0.01-0.03元/W。
11月中下旬开始，部分分布式项目和远期大型集采项目交付频频出现在0.9-1元/W范围内的价格。
11月组件采购中标均价为1.1元/瓦，与上月相比下降0.09元/瓦，环比下降7.33%。
中标价区间集中在1-1.1元/瓦，最高中标价为1.39元/瓦，最低中标价为0.938元/瓦。
（备注：P型最高中标价为1.35元/瓦、N型最高中标价为1.39元/瓦、轻质柔性组件最高中标价为1.74元/瓦）
中标组件功率方面，明确披露了组件功率的项目合计容量16.52GW，采购组件功率集中在560Wp-570Wp组件，占比42.7%，央国企对于高功率组件的追求加速，且在往570Wp及以上功率转移。
Topcon电池行情相对较稳，但中低效电池去化压力逐渐增大，价格支撑力较弱。近期电池需求疲软，尤其P型电池订单极少，周内电池厂对P型182电池普遍下调1分/w，而P型210版型本周价格下调3分/w。
组件厂N型排产比例提升，P型下降，一体化组件厂P型电池自供率提升，外采需求腰斩，进一步加剧了P型电池过剩程度，P型电池生产厂家陆续减产，后续减产幅度仍将加深。
本周组件价格大稳小动，组件现货成交最低价格已经低至1元/w。远期招标价格甚至跌至0.9元之下，市场看空心态较为一致，尾部部分组件厂开工甚至不足30%。后市仍有走跌可能。
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。
本周光伏玻璃价格暂时维持稳定，当前3.2mm、2.0mm价格分别为26.0-27.0元/平方米、16.8-17.5元/平方米。
本周，国内下游企业月度订单基本签订完毕，市场散单成交较少，需求维持偏弱运行，玻璃企业库存稍有爬升，较11月同期上升约1天左右。
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。
EVA周度后结算为主，以本周交易情绪来看，主流结算价即将走跌，下游客户观望盘开始增多。本月已过半，月中部分组件厂家对胶膜已重新议价，在月初交易价格基础上下调0.1元/平米。胶膜中下旬订单清冷，以交货为主。
本周EVA价格下跌，市场交易价格区间10700-11000元/吨，价格跌幅收窄，市场贸易商卖盘量增加，而在成交上却略显清冷，当前胶膜大厂采购量并未有明显提升，中小胶膜厂买盘量开始收缩，下周市场价格预计继续小幅走跌。在胶膜方面，因其原材料粒子价格下跌暂未企稳，部分中小组件厂对胶膜重新议价，胶膜价格走跌0.1元/平米左右，本周新签订单较少。
胶膜:二三线企业产能快速扩张，行业竞争或将加剧。光伏行业蓬勃发展，同时2020年-2021年胶膜环节盈利水平相对较高，吸引新老玩家接连扩产。预计至2024年底胶膜名义产能将达90-94亿平左右行业竞争或将加剧。预计2024年光伏胶膜可产出规模达72.9~74.7亿平，可支撑光伏组件超800GW，名义产能预计明显过剩;预计行业前五大胶膜企业可供给量达58亿平左右，可支撑组件产出达641GW左右。二三线企业新增产能快速释放，行业竞争预计将进一步加剧，预计将会对各胶膜企业成本管控、粒子保供、资金实力、现金管理等方面能力提出考验。头部企业规模优势明显、资金和研发实力强，有望维持盈利领先优势，继续领跑N型时代。
POE胶膜与EVA胶膜相比，具有更高的水汽阻隔率、耐候性能和更强的抗PID性能，其水汽透过率仅为EVA胶膜的1/8，可以有效降低PID效应，主要用于单晶PERC（发射极和背面钝化电池）双面、N型电池组件的封装。
EPE胶膜即“EVA-POE-EVA”三层复合结构膜，属于共挤型POE胶膜，既具备POE胶膜的高阻水性和高抗PID性能，也具备EVA胶膜的双玻组件高成品率的层压工艺特性，适用于PERC双面双玻、N型双面双玻以及其他耐候性要求较高的光伏组件的封装。
由于POE光伏胶膜具有体积电阻率低、水汽透过率低、耐老化性能好、电势诱导衰减小等优点，其市场渗透率有望将进一步提高。
根据行业估计，在保守情形下，国内POE胶膜需求将从2021年的26万吨增长至2025年的约57万吨；在乐观情形下，2025年POE胶膜需求量将达到约73万吨，需求量是2021年2.4倍。由于之前没有POE工业生产装置，国内POE供给全部依赖进口，2022年进口量68万吨，进口价格在22000～28000元/吨，
2022年POE胶膜和EPE胶膜合计市场占比提升至35%，未来二者市场占比将进一步增大，到2030年将超过EVA胶膜的市场份额，达到约50%。
（2）从产品替代角度看，POE和EVA胶膜均有各自的优势和需求，未来将呈现EVA、POE、EPE三种胶膜共存的局面
（3）从生产技术角度看，聚合单体高碳“-烯烃技术、茂金属催化剂技术、高温溶液聚合技术壁垒逐渐取得突破，加速POE材料实现国产化P
成本与供给是POE在光伏中广泛应用的主要痛点，EPE，EVA+丁基胶等也是可选方案。相较于POE在胶膜加工方面的问题，供给和成本才是POE在光伏胶膜中广泛应用的主要痛点，由于POE粒子目前主要由海外几家企业供应，国内尚未实现POE粒子及上游关键材料的工业化生产，且当前光伏级POE的价格较EVA高几千元，下游胶膜厂面对POE可得性和成本问题时，也将EPE和EVA+丁基胶当做可选方案。EPE结合了POE抗PID性能和EVA低成本的优点,对于P型双玻的背面和TOPCon电池的正面(目前应用较少)，EPE或可成为POE的替代方案，但EPE也存在，对于HJT电池，由于其不存在PID-p，但对水汽、紫夕线等外部条件敏感，也有企业尝试采用EVA+丁基胶(丁基胶用于封边，阻水性能远强于传统有机硅胶)作为解决方案。
N型趋势下25年光伏用POE粒子需求预计在60万吨以上。根据各家N型电池组件产能建设规划和不同N型电池技术发展进程，
假设HPBC采用EVA+EPA方案、单面TOPCon采用EPE+EVA方案、N型IBC电池和HJT电池采用相同的封装方案，给出下述几种方案假设，25年全球光伏级POE粒子的需求预计在60-100万吨。
海外POE产能约160万吨，新增产能有限。目前海外可生产POE的企业有六家，分别为陶氏、埃克森美孚、三井、LG、SSNC (SK-SABICJV)、北欧化工。POE最早是在1991年由埃克森美孚采用EXXPOL技术生产，产品牌号为EXACT,1993年，陶氏以乙烯、辛烯或乙烯、丁烯为原料，利用INSITE茂金属催化工艺生产了牌号为ENGAGE的POE此后，三井、LGSSNC(SK和SABIC的合资公司，各持股50%)分别于2003年、2009年和2014年投产了各自的POE产品，2013年，北欧化工收购了埃克森美孚位于欧洲的乙烯-辛烯工厂，也具备了POE的产线。目前，上述六家企业聚烯烃弹性体的产能合计约200万吨，其中乙烯基弹性体产能约160万吨，考虑到其中还包含了POP、OBC、LLDPE等产品，POE的实际产能更低。陶氏是最大的POE生产商，实际产能约60万吨，排名第二的LG化学目前有28万吨产能，公司预计23年新增10万吨产能，三井、SSNC、埃克森美孚、北欧化工目前PO产能估计分别为20万吨、23万吨、8万吨和3万吨
国内工业化POE装置最早2024年投产。2021年，国内POE需求量达到64万吨，其中用于光伏的需求已达25.6万吨，超过汽车的16.6万吨成为国内最大的需求来源，面对这一新兴的需求机遇，国内多家在石化产业链有布局的企业经过多年研发，逐步突破POE及上游原料制备壁垒，预计明年以后国内将落地工业化装置。2021年9月，万华化学完成POE千吨级中试，2*20万吨装置预计24-25年投产，2022年8月，荣盛石化对外公告将新建2*20万吨POE装置:2022年9月，东方盛虹800吨POE中试线年3月，卫星化学1000吨a-烯
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。
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，
产能合计230万吨,预计2024年以后国内POE供应将逐步起量。考虑到24年后国内规划POE产能较多，以及POE全产业链布局的高壁垒，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，
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%。
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。
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。
8、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。
10、2023年，风电行业的累计装机容量超过1TW，但该行业仍在与高利率和供应链高成本作斗争，致使一些公司损失惨重。
海上风电市场将在本十年后期快速增长。中国、美国和欧洲以及新兴市场的支持性政策将提振到2030年的陆上风电新增装机容量。
2023年，欧洲陆上风电新增装机容量将达到创纪录的16GW，但此后该地区的年度装机增长将会停滞不前。许可和电网限制仍然影响着一些市场，过时的竞价计划也在阻碍其他地方的装机。这意味着欧洲要到2027年才能再次达到单年新增16GW的装机容量。土耳其和南非的补贴竞价以及埃及和沙特阿拉伯的大型项目将推动中东和非洲的增长加速，从而部分抵消欧洲的下降。
美国今年的陆上风电新增装机容量将创下2014年以来的最低水平。随着企业对《降低通胀法案》中的规定有了更明确的认识，储备项目不断增加，新增装机容量将在2024年回升。巴西是拉丁美洲最大的风电市场，2023年新增装机容量将达到创纪录的4GW。此后直到2027年，低电价和输电问题都将削减年度新增装机容量。
中国一批40GW的大型项目将到今年年底投运，这是影响2023年亚太地区风电新增装机容量的最大因素。省级五年目标和中国在2060年实现净零排放的承诺将推动中国到2030年的增长。印度今年新增风电装机容量将自2017年以来首次超过3GW。尽管土地、电网和低电力需求等问题阻碍了更快增长，但之后装机将保持强劲。电网问题、劳动力短缺和经济性下降阻碍了澳大利亚的风电装机，尽管政府和企业都有强大的可再生能源雄心。
1）风力发电出海的低成本优势被减弱。风力发电出航不仅仅是“卖离心风机”，更主要的是必须完成风电项目基本建设。而在项目建设中，一部分欧洲各国注重全产业链文化整合。在和国外全产业链合作后，国内公司将或多或少碰到欧洲地区风电行业的高成本难题，盈利空间能被缩小。
2）国外风电市场也挺卷。BP、道达尔等不差钱的欧洲地区燃气大佬正在以不惜代价的形式抢风力发电订单信息。而德国更加是颁布了负补助的招标会现行政策，公司拿订单信息能够给国家补贴，价最高者招标。国外的竞争环境不益于风电行业的利润提升。
3）出航无法改变目前我国价格战的关键分歧。中国风力发电生产过剩率是50%之上，风力发电整个设备商打起价格竞争，海上风机售价在7000元/KW上下，降到现阶段的3500元/KW上下。而风电行业提产潮还在继续，价格竞争看不见完毕信号。
具体规划层面，美国方案2030完成50GW水上风电装机，法国打算在2030年清凉海风用户量做到30GW，法国的承诺在2050年做到40GW水上风电装机。
2022年美国、法国、西班牙、荷兰总计清凉海风总装机容量才大概28GW，依照欧洲主要国家的生产计划，即便假定2030年欧洲地区总装机完成100GW，欧洲地区风机需求也接近扩张4倍。而在国外风力发电提产前，欧洲地区风力发电出现了供不应求的局面，目前除中国大陆外，全世界风力发电基础设施建设生产能力满足率仅不上70%，为风力发电出航提供了契机。出航增添了广阔的市场空间，且中国领头已经拿到了订单信息。
国外风力发电大佬亏本是由于通货膨胀及其不断上涨的材料成本，让很多厂商风机出厂价已经超过了招标会市场价。与欧洲风电行业对比，中国风电行业当然具有低成本优势，但是这种低成本优势正被减弱。与其它商品出海不一样，风力发电出航并不是止乎卖离心风机，更主要的是进行风电项目基本建设，这就意味着公司需要参加国外各个国家的验证、货运物流、现场施工等众多阶段。但在风电项目建设过程中，风电行业务必与本地全产业链协作。例如，英国及美国给出了对供应链本地化的规定。与此同时，北欧四国在北海风力发电大会上也指出要确保能源问题独立。欧洲各国注重全产业链文化整合，对中国风电企业出海代表着想要实现整个产业链的经济全球化。目前很多风电产业链的生产商现在开始有规划、有规模地走向海外。
整机价格下跌自2022年就已开始加剧，金风科技近期表示，目前，国内陆上风电机组价格低至1500元/kW以下，海上风电机组价格低至3500元/kW以下，短短三年来价格下降幅度超过50%。
全市场风电整机商风电机组投标均价为1553元/千瓦，相较去年同期的1808元/kw降幅14%。
出海方面，我国的风电产能相比国内需求已明显过剩。但在欧洲等海外地区，“碳中和”目标提振了风电市场的需求，在欧美市场，当地风电整机商正面临着严峻的挑战，其中包括供应链问题、通货膨胀导致的成本上升、高昂的人工成本以及质量问题。我国风电产业在海外具有成本和技术两大优势，风电企业从曾经的赶超者逐渐转变成了引领者，这为走出去奠定了基础。目前，中国风电出海不但在欧洲市场崭露头角，在非洲、中东等新兴国家的表现也令人瞩目。金风科技的海外市场占比是中国风电企业里最大的，
国内海上风电高速发展的这三年，直接推动产业从7.5GW（2020年三季度数据）装机规模增长到32GW，超过全球海上风电50%份额。
截至2023年11月底，国内沿海省区市已有约17个大型海上风电产业集群落地。其中，广东（阳江）国际风电城、汕头国际风电创新港、北部湾风电零碳产业基地、东营海上风电装备产业园、广西防城港海上风电装备制造产业园等均打出2030年千亿元年产值目标。再加上部分基地目前已落实的阶段性产值数据，国内海上风电大型产业基地总产值已逼近万亿水平。
汕头海上风电资源优势得天独厚：海域海域风速达9-10米/秒，年有效平均利用小时数在3800小时以上。
风电塔架便是风电机组的基础。近三年，中国风电机组新机型市场周期缩短，大型化趋势迅猛，带动塔架高度同步攀升，频频刷新风电新高度。
传统塔筒难以适用市场变化，由此，衍生出全钢柔塔、混塔、桁架塔等，围绕提高发电量这一核心目标，成本、稳定性、安全性等成为考验各种风机塔筒技术的关键要素。
2023年，各大业主、整机商及设计院等纷纷推动更高、更轻量化的塔筒设计在项目中进行应用。尤以混塔为代表，以其广泛适应性和成本优势成为140米及以上项目的最佳选择。
目前，高度在120米-140米风电机组，已多数采用柔塔，相对刚性塔筒，塔筒重量及造价明显降低。
中国市场自2016年首台120米全钢柔性高塔率先投运以来，市场上在运120-140米高度高塔筒风机已经超过6000台，其中全柔钢塔约占87%。
柔塔解决了塔底大直径用钢成本过高和运输受限的问题，但付出了降低塔架频率的代价。
相较120-140米柔塔只需考虑一阶振动时的自动偏航、变桨抗涡功能，二阶振动的液体阻尼器设置，吊装时的涡激振动而言，160米及以上柔塔需考虑高阶振动问题。
柔塔为了避免受涡振破坏，需要采取一系列措施。同时国内风场的现状是吊装完成距离上电还有时间窗口期，运营期间也有断电风险，没电就意味着风机失去控制。失电状态则需要通过外接电源、加装硬件阻尼等避免塔架发生二阶涡振。这些预防措施全部需要经过专业的算法和精确的测试才能制定，对于不同项目不同塔架必须制定针对性的整套方案，对系统控制技术能力及整机运维技术能力要求非常高。
有更高的柔塔项目布局。随着塔架上升至160米的高度，柔塔与混塔此消彼长，这一趋势与国际市场占比吻合。
不用于传统柔塔，桁架结构的风塔结构刚度大，阻尼比大，可避免塔架与风机转频共振，不需要特殊的防止“塔筒共振”和“涡激振动”的控制策略。
金胶州分散式风电场实现全部风机并网发电。该风电场由里岔、铺集、洋河三个分散式风电场组成，共安装有18台160米高和1台170米高风力发电机组。
运达股份成为国内少数实现柔塔、桁架塔、钢混塔三种塔架形式应用的整机企业。
受益于桁架结构，金胶州分散式风电场项目成为全国单个风机基础混凝土用量最少的项目，仅220立方，也成为全国单个风电机组永久占地面积最少的项目，单机占地面积仅6平方米。
相较于传统风机基础，桁架塔可降低对塔下农作物种植或塔下植被的影响，同时减少了铁塔实际占地面积，节约了土地资源。在节地优势明显的同时，这一技术适应性很强，适用于跨河道、跨道路建设，适合山地等不平整路面，可应用在集中式和分散式风场，运输及吊装更灵活。
今年11月，由中车株洲所自主设计开发的国内首台三边形桁架塔风电机组在河南民权顺利并网成功。据中车株洲所数据显示，该桁架式超高塔技术产品发电量相对于普通机型增加15%，基础建设成本降低30%左右，为构建平价时代的竞争优势提供有力支撑。
中车株洲所指出，该风机塔架桁架部分采用的拉铆连接技术相较常规连接方式，连接可靠性提升，保障机组运行安全，并采取模块化设计，三边形结构能够减少钢材用量，各单元结构安装方便快捷，有效节省安装时间，整机及塔架安装时间缩短至10天以内。
自风电平价时代起，钢混塔架作为风力发电机组支撑结构在平原、东北、山地、丘陵等区域实现规模化应用，塔架高度也从120米至185m米实现市场主流机型的匹配。
近年来，在140m以上风电机组中，钢混塔架占比超过1/3，风电机组大型化更有利于充分发挥钢混塔架承载性能。2023年，装配式高强度混凝土风电塔筒发展进入高速发展期，并随高度增加混塔占比越来越大。
项目多位于河南等低风速地区，如明阳智能项目位于河南省信阳市罗山县东部，罗山区域是典型的低风速高切变地区，风切变指数达到0.27以上。轮毂高度每提升10米，年平均风速增加0.11m/s，年发电小时数可以提升85小时，全投资收益率可提升0.2%，资本金收益率可提升0.55%。
由此，随着高塔技术的创新与应用、风机叶轮直径的增大、风机智能化水平的提升，包括河南、江苏等在内的低风速区域已成为了陆上风电的新“蓝海”。
纵览近三年风电塔筒的飞速发展，可以看到，185米不是塔架高度的极限。风机大型化趋势下，整机商在高度上的探索不会停止，随着混塔技术的成熟以及180米、185米塔架的批量投用，探索开发200米以上高度空间的风能资源或指日可待。
11、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。
12、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。
13、11月，我国动力和储能电池合计产量为87.7GWh,环比增长13.4%，同比增长40.7%。1-11月，我国动力和储能电池合计累计产量为698.7GWh，累计同比增长41.6%。销量方面：11月，我国动力和储能电池合计销量为84.2GWh，环比增长12.3%。其中,动力电池销量为68.1GWh，占比80.9%，环比增长11.6%，同比增长22.6%；储能电池销量为16.0GWh,占比19.1%，环比增长15.1%。储能电池销量增速略快于动力。装车量方面：11月，我国动力电池装车量44.9GWh，同比增长31.0%，环比增长14.5%。其中三元电池装车量15.7GWh，占总装车量35.0%，同比增长42.4%，环比增长27.5%；磷酸铁锂电池装车量29.1GWh，占总装车量64.9%，同比增长26.0%，环比增长8.5%。1-11月，我国新能源汽车市场共计49家动力电池企业实现装车配套，较去年同期减少7家，排名前3家、前5家、前10家动力电池企业动力电池装车量分别为270.1GWh、299.1GWh和330.1GWh，占总装车量比分别为79.5%、88.0%和97.2%。
14、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。
一方面，整车厂商数量偏少，具备一定规模的上市公司就更少了，这里面大部分又已经被市场充分定价了，而且理论上，新能源汽车消费电子化的趋势之下，未来行业集中度还将持续提升，而当下新能源汽车市场格局依然难言完全确定，尤其是自动驾驶技术大规模商用临近，对于行业又将是一次大洗牌，最终赢家依然不确定。
相对而言，汽车零部件竞争格局确定性就高很多，由于是面向B端的生意，竞争的核心就是技术和成本，不管下游主机厂商如何竞争，当下的汽车零部件龙头，未来都将持续受益。
而且由于新能源汽车消费电子化，迭代速度更快，这既是对整车厂商的能力考验，更是对上游汽车零部件供应厂商的考验，行业领先厂商在技术、资金、人力和管理上更具备优势，更能快速响应下游主机厂商的需求，获得更多配套机遇。
另一方面，中国新能源汽车在技术和成本等整体竞争力上已经稳居全球领先水平，甚至当下市场份额也是全球领先，在可预期的未来里，中国新能源汽车厂商还将保持相当的竞争力，基本可以确定中国新能源汽车的竞争力无需担忧，最大的麻烦反而是市场端。
随着新能源汽车成为无可争议的大趋势，欧美日韩等传统燃油车巨头节节败退，为了保护他们国家的新能源汽车市场，会不会采取贸易保护的方式禁止中国新能源汽车进入，抑或是采取高关税的方式降低中国新能源汽车的竞争力？这是值得担忧的潜在风险。
尤其随着中国和美丽国的脱钩问题越发成为现实压力。新能源汽车遭遇贸易壁垒问题是必须关注的潜在风险。目前国内大部分新能源汽车厂商的出口比例还比较小，问题暂时不大，但随着国内渗透率逼近40%，各个厂商都在加速出口进程，营收占比提升起来后，一旦遭遇市场禁入限制，将成为企业和整个整车行业的重大问题。
虽说一带一路已经取得了比较大的成功，但毕竟欧美日韩等才是最重要的汽车市场，如果在这些市场里遭遇贸易壁垒问题，对于中国新能源汽车厂商走向全世界无疑是大大的不利。
相比整车，汽车零部件遭遇贸易壁垒的可能性就小很多了，就像消费电子一样，因为种种原因也有终端厂商遭遇贸易保护的问题，但零部件厂商却基本没有这个烦恼。
同样的，汽车零部件竞争核心是成本和技术，虽然技术上，很多厂商距离国外顶尖厂商依然有一段距离，但在成本上却已具备足够强的竞争优势。
而且国内厂商也在技术端加速追赶，综合竞争力逐步提升，国外汽车厂商本来在新能源汽车端竞争力就弱，理论上，更加依赖于国内的汽车零部件厂商的产品供应，受地缘政治因素影响的可能性比较小。
再加上新能源汽车时代，由于盈利模式变化，车企加大了软件的投入，硬件端除了底盘等核心板块之外，其他更多由供应商完成，尤其是智能化带来的模块化需求和智能化需求增加，对零部件产品智能化的要求也在提升，汽车零部件厂商在行业中的价值占比将逐步提升。
伴随着新能源汽车在全世界渗透率提升的过程，汽车零部件的市场空间将持续发展壮大，很多优秀的公司将在这个过程中不断受益，未来都将是机会非常大的领域。
汽车零部件细分行业非常多，最好选择电动化、智能化、科技化、有望带动显著增量的零部件市场，典型的如三电技术就不用说了，不过这块主要在主机厂商手中，并没有太合适的机会。考虑到NOA加速渗透，2024年有望成为真正的NOA元年，智驾也将成为大家购置新能源汽车非常重要的参考指标，无人驾驶大规模商用的日程日益临近，汽车智能化不仅将是2024年，也将是未来几年最重要的投资方向之一。
新能源汽车零部件，尤其是智能化相关的机会，智能车ETF（159888）主题ETF。智能车ETF（159888）重点覆盖了汽车智能化的上游，比如汽车芯片以及中游汽车零部件，包括一部分下游整车厂商，非常全面，又重点突出，有望持续受益于接下来的新能源智能化大浪潮。
国产汽车的崛起必然也会带来中国汽车零部件公司的机会。中国汽车零部件贸易参与度预计由15%提升到2030年的20%。市场空间则是从570亿美元增长到2030年的1017亿美元，7年增速大概有一倍。
这里面特别是国产电动汽车智能零部件供应商，享受国产替代+电动化+智能化的三重浪潮。
汽车要想实现智能化，就需要增加电子设备。传统燃油车依靠机械部件电控难度大，且搭载的蓄电池容量有限，所以传统燃油车实现智能化有点强人所难。
相较而言，电动车是以电力为驱动、机械结构大幅简化，可以实现更精确的控制、更快的反馈，特斯拉Model S百公里加速时间2.59秒，一些豪华燃油车也要6秒左右。
而且电子设备所需要的电力，直接可来源于动力电池，新能源车天生具备智能化发展基础。
当前新旧造车势力和传统车企，正将目光锁定智能化，希望通过智能化加速自身电动化进程。
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。
本周国内硅料企业基本处于排产发货期，本月长单基本已落地的情况下市场上除了少量补货外其他成交较少，新一轮的硅料长单签单预计将至下月初才能逐步明朗。当前下游N/P型分化加剧的带动下，N型用料逐步成当前硅料的主流需求，N型用料的主要产出仍集中在传统硅料企业，主流硅料企业本月待发硅料基本以及N型用料为主，甚至部分硅料企业本月N型签单发货甚至已排至下月。N型用料的价格也相对维稳，本月签单价格维持在65元/公斤以上。P型用料需求、价格随着下游需求萎缩加剧而进一步降低，多为搭配采购，本周P型用料价格继续走弱，低于60元/公斤的价格明显增多。
供给方面，当前国内除了一家硅料老厂本周开始停产外，其他硅料主流企业继续维持满负荷生产，新硅料企业也是陆续开始对外出货放量，市场硅料整体供给不缺，但当前下游硅片高开工率下硅料库存水平整体可控，但N型用料仍处于阶段性发货偏紧中；对于下月的硅料价格走势还需视下游下月的开工水平而定。
随着下游P型电池产线进一步的减产或停产，对单晶P型硅片的需求加剧减弱，P型硅片价格继续阴跌中，其中单晶M10下滑明显，市场上硅片企业也是在进一步进行P/N切换，或对过老的炉子进行关停，本周单晶M10硅片价格主流价格来至2元/片左右，市场陆续也出现了低于2元/片的价格。单晶G12硅片方面，价格也是随市场下调，且上下游博弈加剧下下调较为明显，本周单晶G12硅片价格来至3.1元/片左右。N型硅片方面，当前市场硅片产出N型硅片比例产出超出五成，下游电池端对N型需求当前逐步成为主流，整体N型硅片价格相比P型硅片价格拉大，N型硅片跌幅放缓，本周N型182硅片价格来至2.2-2.3元/片区间，N型210硅片价格在3.3元/片左右。本周青海甘肃地区地震影响，周边硅片企业拉晶炉受到轻微断线，但对本月整体硅片产出供给影响较为轻微。对于后市硅片价格，在国内主流硅片企业继续维持高负荷生产，整体硅片库存水平不减反增的情况下仍存在继续走弱的可能性。
12月21日，硅业分会公布本周单晶硅片最新价格。根据硅业分会最新价格监测，本周价格遭遇非理性下跌，P型M10硅片库存遭遇集中抛售，N型硅片相对有支撑。
硅业分会表示，本周，多数企业选择抢跑出清库存，一方面，由于原材料成本不断下行，硅片通道向下传导释放，目前P型M10硅片难以覆盖现金成本，将逐步转向定制产品。另一方面，临近23年底且24年一季度持相对悲观预期的前提下，多数企业开始向市场集中抛售库存。
硅料方面，硅业分会12月20日公布本周多晶硅料情况。本周n型硅料成交区间在6.5-7万元/吨，成交均价为6.8万元/吨，环比下降0.29%；单晶致密料成交区间在5.7-6.2万元/吨，成交均价为5.95万元/吨，环比下降1.16%。本周n型硅料价格维持平稳，p型硅料价格有轻微下滑，且p型硅料中的高-低品质价差有进一步扩大的趋势，低品质p型料的价格持续探底。
本周两家一线%。一体化企业开工率维持在85%-100%之间，其余企业开工率维持在80%-100%之间。根据国家能源局统计，2023年11月国内光伏新增装机量21.32GW，环比提升56.5%，国内装机量创下本年度新高。全年国内装机量有望达到180GW，环比去年翻倍，因此即便硅片短期内价格呈现非理性下跌，但从长远来看，需求相对有所支撑。
当前国内P型电池需求与产出继续“双减”，国内P型电池端断崖式减产（产线停产或者改造升级为Topcon），本周P型M10电池价格逐步跌破0.4元/W，主流价格在0.38元/W左右，高效率电池极端价格出现了0.35元/W以下。单晶G12电池价格加速下滑，与单晶M10电池价差明显缩小，本周单晶G12电池价格来至0.4元/W左右，而市场低位价格也仍在继续走弱。N型电池方面，当前N型电池逐步成市场主流，虽价格仍有走弱，但相比P型电池价格价差也是重新拉。
