概要及主要觀點：

1、光伏裝機——4月22日，國家能源局全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示：2024年1~3月，風電、光伏新增裝機分別為15.5GW、45.74GW，與2023年同比增長49%和36%。

據(jù)之前發(fā)布的1~2月數(shù)據(jù)可以計算，3月光伏新增9.02GW，同比下降32%，

2024年1~3月，光伏新增裝機占到整體電力裝機的66%，

2024年一季度，全國光伏新增并網(wǎng)4574萬千瓦，同比增長36%，其中集中式光伏2193萬千瓦，分布式光伏2380萬千瓦。

截至2024年3月底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到6.59億千瓦，其中集中式光伏3.79億千瓦，分布式光伏2.8億千瓦。2024年一季度，全國光伏發(fā)電量1618億千瓦時，同比增長42%。

可再生能源裝機規(guī)模不斷實現(xiàn)新突破。2024年一季度，全國可再生能源新增裝機6367萬千瓦，同比增長34%，占新增裝機的92%。截至2024年3月底，全國可再生能源裝機達到15.85億千瓦，同比增長26%，約占我國總裝機的52.9%，其中，風電和光伏發(fā)電之和突破11億千瓦。

可再生能源發(fā)電量穩(wěn)步提升。2024年一季度，全國可再生能源發(fā)電量達6875億千瓦時，約占全部發(fā)電量的30.7%；其中，風電光伏發(fā)電量達4253億千瓦時，同比增長25%。

截至2024年3月底，全國累計太陽能發(fā)電裝機容量約6.6億千瓦，同比增長55%。

3月國內(nèi)光伏新增裝機是這兩年首次出現(xiàn)同比下滑，上次月度裝機同比下滑出現(xiàn)在2021年3月和12月，較2020年3月和12月分別同比下滑25.6%和51.3%。

一季度是光伏傳統(tǒng)裝機淡季，但是1-2月光伏新增裝機與去年同期相比大幅增長80.3%，3月卻出現(xiàn)下滑，無疑與預期稍有相悖。

原因分析：3月光伏新增裝機下滑原因其一是受到集中式光伏項目并網(wǎng)節(jié)奏的影響。

每年一季度裝機多為去年項目結轉并網(wǎng)，在年初新開工的地面電站項目并網(wǎng)都需要等待小半年時間。

在春節(jié)前夕，即1-2月，去年多數(shù)大型地面電站項目搶收尾，支撐了年初裝機量的增長。

在春節(jié)假期后，地面電站項目開始陸續(xù)復工，包括許多風光大基地項目重啟施工，但并網(wǎng)預期最早的時間則在4月末-5月左右。

因并網(wǎng)節(jié)奏的原因使3月集中式部分的裝機量有所下滑。

分布式裝機部分，3月戶用光伏裝機實際表現(xiàn)較好。然而，近期分時電價、市場化交易等政策的陸續(xù)出臺，影響了終端的投資收益。傳統(tǒng)分布式裝機大省在去年至今年開始面臨消納“紅線”的影響，由于新能源消納供需失衡，各省份限電問題也進一步凸顯。

春節(jié)假期后，多省份發(fā)布政策為緩解省內(nèi)消納問題，部分區(qū)域低壓分布式光伏用戶被安排參與調(diào)峰，限電時間長度的波動影響了用戶收益，進而對裝機積極性有所影響。

同時，分時電價政策的變動也影響了光伏項目在發(fā)電高峰時刻的電價水平。

往后看，光伏電價波動性越來越大，電價下調(diào)趨勢愈發(fā)明顯，隨著光伏電力進入市場交易的比例增加，收益率的波動導致用戶對分布式光伏項目投資恐產(chǎn)生猶豫。

此外，更重要的原因是光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格的波動。經(jīng)歷去年一年的產(chǎn)業(yè)鏈價格下行，在年初短暫低位持穩(wěn)，但在3月初產(chǎn)業(yè)鏈上游環(huán)節(jié)硅料、硅片、電池片價格又再次陸續(xù)下滑。

光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格的持續(xù)下降，讓下游終端用戶持有一定的觀望態(tài)度。

鑒于3月上游價格下滑且仍未見底，對價格及風險敏感度較高的用戶，對組件價格后期的下行預期提升，均在等待二季度價位。因此，使3月采購和裝機速度出現(xiàn)放緩。

綜上，影響3月國內(nèi)光伏新增裝機的主要是集中式并網(wǎng)節(jié)奏、產(chǎn)業(yè)鏈價格下行的因素，分布式裝機勢頭仍然向好，但消納問題和電價調(diào)整會是個逐漸的中長期影響，且對裝機已經(jīng)開始有增速限制的現(xiàn)象。

雖然3月新增裝機出現(xiàn)下滑，但是一季度本是全年需求淡季且是裝機量最低的時間點，3月的裝機數(shù)據(jù)表現(xiàn)實為正常現(xiàn)象。

對于二季度國內(nèi)新增裝機，鑒于有5-6月集中式項目的并網(wǎng)預期，預計各月仍然會恢復環(huán)比上升的趨勢。

2024年3月，國內(nèi)電池組件出口金額32.19億美元，環(huán)比增長15.22%，同比下降38.9%，1-3月累計出口90.67億美元，累計同比減少30.5%；

按人民幣計價，3月太陽能電池組件出口228.59億，環(huán)比增長14.99%，同比減少36.6%，1-3月累計出口644.31億元，累計同比減少28.1%；

出口金額同比下降主要是因價格因素，在價格下降的同時，出口金額環(huán)比繼續(xù)增長；

2024年光伏裝機量展望——預計2023年到2024年，全球新增光伏裝機量或同比增長8%至417GW左右。

Jinergy海外銷售總監(jiān)Ben Yu則表示，據(jù)BNEF 2023年第三季度全球光伏市場展望方面的數(shù)據(jù)顯示，保守估計到2025年全球光伏新增裝機容量總計479GW左右，樂觀情況下，預計到2025年全球新增光伏裝機容量總計563GW左右。

中國光伏行業(yè)協(xié)會名譽理事長王勃華此前也表示，2024年全球光伏新增裝機預計在390~430GW，預計2024年全球GW級市場將達到39個，預計2025年GW級市場將達到53個。2024年我國光伏新增裝機預測190~220GW，我國光伏應用市場將繼續(xù)維持高位平臺。

2、5月光伏市場行情展望

供給方面：

硅料——5月預期3-5家進入小幅檢修狀態(tài)，影響月度產(chǎn)出預計0.7-1萬噸。但新產(chǎn)能產(chǎn)量也將在市場流通，全球預計產(chǎn)出達19.5萬噸（86GW），環(huán)比微增2.5%。其中N型料庫存繼續(xù)累積，菜花料、珊瑚料等雜料依然走俏。當前行業(yè)整體庫存預計30天左右（20萬噸），整體硅料供給充足，庫存壓力持續(xù)。

硅片——當前總體庫存較上月變化不大，預計40億片（35GW）以上，個別企業(yè)清庫效果較為明顯，但大部分企業(yè)庫存依然維持高位。5月份，前期個別減產(chǎn)企業(yè)有上調(diào)開工意愿，大部分企業(yè)仍維持上月開工，預計總產(chǎn)出達67GW左右！環(huán)比增幅5%左右。

電池片——當前新產(chǎn)能繼續(xù)投產(chǎn)爬坡，個別企業(yè)P型產(chǎn)能升級，電池供給持續(xù)增加，預計5月份電池產(chǎn)出65GW左右，環(huán)比增幅5%左右。從類型上看，其中N型繼續(xù)大幅搶占P型市場，N型提高至80%左右，182N繼續(xù)減量，210N增長明顯，呈現(xiàn)出N型總體繼續(xù)增長、大尺寸加速替代小尺寸趨勢；而P型182、210則面臨加劇退出困境。

組件——5月份預計組件產(chǎn)出58GW左右，環(huán)比小幅增加3%。頭部企業(yè)排產(chǎn)增減不一，二三線企業(yè)訂單虧損提產(chǎn)意愿不強，小微企業(yè)憑借低價差異化小眾市場支撐開工。從終端招投標及現(xiàn)貨價格以及現(xiàn)貨成交情況來看，組件價格繼續(xù)內(nèi)卷下將?？傮w終端需求增長幅度不及上游產(chǎn)出，價格壓力繼續(xù)向上游傳導。

需求方面：

硅料——盡管高品質(zhì)硅料價格大幅下降，但綜合考慮硅片價格、成本因素，下游對N型正料采買依然保持謹慎態(tài)勢。短期內(nèi)，硅片企業(yè)再度展開集中采購的可能性較弱，硅料整體需求也難以得到恢復。

硅片——下游電池繼續(xù)小幅提產(chǎn)，盡管硅片需求與當月實際產(chǎn)出較為平衡，但在硅片庫存影響下，硅片供需依然保持過剩態(tài)勢。從下游需求類型上看整體上P型需求繼續(xù)大幅減少（182P\210P都面臨快速減少的風險）；繼續(xù)轉向大尺寸N型，210N型起量較為明顯。

電池片——盡管下游組件排產(chǎn)小幅提升，但整體需求依然支撐不足，電池環(huán)節(jié)呈現(xiàn)一定累庫趨勢，壓力漸增。部分企業(yè)繼續(xù)采取增加代工、雙經(jīng)銷比重來降低降價風險。

價格方面：當前182N型電池主流報價已來到0.37-0.38元左右。隨著電池新產(chǎn)能持續(xù)投產(chǎn)爬坡，電池供需寬松程度開始逐漸擴大，且開始面臨庫存壓力，價格繼續(xù)承壓，短期仍有下調(diào)風險。

價格方面：

硅料——當前硅料供給持續(xù)大于需求，處于買方市場階段，硅片環(huán)節(jié)虧損壓力繼續(xù)向硅料傳導。硅料價格仍有小幅下行空間，預計仍有突破大部分料企現(xiàn)金成本（4萬元/噸）風險。同時硅料企業(yè)將在未來的一段時間內(nèi)維持高庫存運行，且在未出現(xiàn)規(guī)模性停產(chǎn)前價格無望得到修復。從長遠來看，或許只有突破大廠現(xiàn)金成本，并維持較長一段時間，出清落后產(chǎn)能、新產(chǎn)能止步后方能進入新一輪反彈周期。

硅片——當前硅片繼續(xù)處于成本倒掛階段，182N型硅片價格來到1.4元/片左右，210N型硅片價格來到2.1元/片左右。當前各種尺寸類型硅片均處于過剩、虧損加劇階段。在企業(yè)虧損承受能力下，很少有企業(yè)愿意主動減產(chǎn)放棄市場份額，在高庫存背景下，產(chǎn)出依然不減，或許短時間價格內(nèi)卷難以停止，處于繼續(xù)筑底狀態(tài)。

3、光伏電池技術路線對比

PERC的極限效率是24.5%，現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)化已經(jīng)做到23.5%。

光伏電池技術迭代持續(xù)圍繞“增效”+“降本”展開。光伏電池發(fā)電量與功率息息相關，光伏實際功率影響因素：電池片面積、轉換效率、太陽輻射強度、溫度、大氣質(zhì)量等。光電轉換效率、衰減率、雙面率、弱光表現(xiàn)、溫度系數(shù)為光伏電池的重點關注參數(shù)。單片電池片標稱功率 = 電池片面積 x 太陽輻射強度（1000W/h）x 轉換效率。

光伏電池片技術進步的核心是增效降本，增效降本促進光伏向N型技術路線轉型：TOPCON/HJT/BC電池均有突破，N 型電池技術發(fā)展迅速，產(chǎn)業(yè)化浪潮已至，行業(yè)內(nèi)主要組件公司均在 2023年大規(guī)模向 N 型技術路線轉型。

降本增效是光伏電池技術發(fā)展永恒的主旋律，近幾十年產(chǎn)業(yè)不斷探索更高效更具性價比的電池技術，光伏電池歷經(jīng)多次迭代，如今由 P 型 PERC 時代逐步邁向由TOPCon、HJT、IBC電池為代表的N 型新時代發(fā)展。

相比傳統(tǒng)的P型電池，N型電池具有轉換效率高、雙面率高、溫度系數(shù)低、幾乎無光衰、弱光效應好等優(yōu)點。目前主流N型電池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon 極限效率高，產(chǎn)線改造成本低；HJT 量產(chǎn)效率高，降本路線清晰；IBC 轉換上限更高，但經(jīng)濟性提升仍需時日。當前Topon實際量產(chǎn)良率24%-25.2%，HJT實際量產(chǎn)效率25%左右，高于P型PERC電池1%-2%。

截至目前，與去年同期對比不同技術類型組件發(fā)電量規(guī)律一致，2023年TOPCon、IBC分別較PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分別較PERC高0.97%、0.39%。2023年與去年同期對比不同尺寸電池片組件發(fā)電量差異基本一致。同一電池片尺寸組件，不同廠家制作工藝的不同會造成組件發(fā)電量出現(xiàn)差異，最大差異為2.0%；

HJT效率&功率

【電池效率】：目前產(chǎn)線量產(chǎn)平均效率25.4%，雙面微晶優(yōu)化后到25.8%，Gold line 正態(tài)分布大多在26%，技術在逐步推廣到其他產(chǎn)線；后續(xù)疊加背拋+tco優(yōu)化，中試線效率已達到26.5%。

【電池參數(shù)】：hjt提升開壓相對容易，750mv為常見水準，topcon一般720mv；電流方面，隆基將p型納米硅晶化率做到極致，電流也得到提高。

【組件功率】：HJT 3.0目前210 66版型功率715w，對應電池效率25.6%；后續(xù)210 66版型HJT 3.0+功率725W，對應電池效率26%效率；24年底計劃拿出異質(zhì)結疊鈣鈦礦組件，預計組件功率800w。

成本

【銀】：HJT主柵20%銀的用量，可以通過0BB直接用焊帶替代，之前銀的耗量18mg/W，疊加0BB+50%銀包銅，預計7mg/w；0BB技術路線分為MW的層前熔焊法、ATW的半層前熔焊法、以及層壓熔焊法中GY、XN、MB的三種細分方案，

【硅】：HJT可以用氧含量高的硅片，也可以用邊皮，疊加后0bb也可以到100微米。

【產(chǎn)品路線】：高配+低配兩條，高配電池效率26.2%，組件功率730W，慢速CVD+純銀漿料+SMBB+鋼板印刷+高純硅片+120μm硅片+高銦TCO+背拋光；低配電池效率25.5%，組件功率710W，快速CVD+全銀包銅漿料+0BB+絲網(wǎng)印刷+等外硅片+小于100μm硅片+50%銦TCO+雙面制絨。

價差

【HJT相比P型的溢價】：根據(jù)華東院，得益于更低的投資和更高的年均利用小時數(shù)，采用HJT組件可顯著提高土地費用較高項目的收益；如果按項目土地費用7.2億，占比約1/4，采用P型和HJT除組件外價差可達0.26元/W。

判斷市場總體上就是偏向于業(yè)務更純粹的公司，對于平臺類的公司反而不愿意給更高的估值。市場總體上還是認為topcon就是過渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的進展，二級市場上很快又有不錯的表現(xiàn)。

N型TOPCon 電池走量，相關設備耗材迎來技術升級迭代

4、光伏靶材研究

高性能靶材國產(chǎn)化替代。高性能靶材作為細分賽道，國內(nèi)企業(yè)數(shù)量較少，我國的靶材市場對進口依賴程度較高。目前JX金屬、霍尼韋爾、東曹和普萊克斯等為代表的大型跨國企業(yè)合計占據(jù)了全球80%左右的市場份額。

與此同時，靶材的市場需求卻連年新高。2016-2023年，全球濺射靶材市場規(guī)模從113億美元上升至258億美元，年復合增長率為12.52%。

盡管賽道細分，但靶材技術壁壘較高，尤其在ITO靶材領域，正迎來國產(chǎn)化加速。

據(jù)相關資料，ITO 靶材是將氧化銦和氧化錫粉末按一定比例混合后經(jīng)過一系列的生產(chǎn)工藝加工成型，再經(jīng)高溫氣氛燒結形成的黑灰色陶瓷半導體。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的導電性和透光性，廣泛應用于制造平面顯示面板、高效太陽能電池等。ITO 靶材中氧化銦含量一般在 90%以上，因此銦系制造 ITO靶材的核心原材料。

技術上，ITO 靶材生產(chǎn)過程包括金屬提純和靶材制造兩個核心環(huán)節(jié)。因高純金屬原料的品質(zhì)影響靶材的導電性能等性狀，對最終成膜的質(zhì)量有較大影響，且靶材種類繁多，客戶需求非標，定制屬性明顯，故而金屬提純環(huán)節(jié)技術壁壘及附加值均較高。

近年來，隨著國家政策鼓勵與資金支持下，部分企業(yè)已經(jīng)突破了關鍵技術門檻，國產(chǎn)ITO靶材領域涌現(xiàn)出領先企業(yè)。

其中，異質(zhì)結太陽能電池在制備透明導電膜階段需要應用ITO靶材，是ITO靶材未來需求的新增長點。異質(zhì)結電池被認為下一代光伏電池技術，將取代現(xiàn)有光伏產(chǎn)能，今年迎來了爆發(fā)放量，接連出現(xiàn)在大型央國企招標當中。在最近一次的中廣核400MW海上光伏項目中，光伏組件招標僅面向異質(zhì)結組件，意味著異質(zhì)結技術的差異性優(yōu)勢已經(jīng)拉開，在海上應用中得到央國企的極大認可。

今年17次大型光伏組件招開標信息中，HJT產(chǎn)品定標已經(jīng)達到了6.102GW左右，HJT產(chǎn)品頻頻作為單獨標段出現(xiàn)，越來越多的異質(zhì)結企業(yè)開始參與到大型集采的招標中來。

今年央國企開啟頻繁異質(zhì)結組件招標，打開了HJT產(chǎn)業(yè)鏈降本“從量變到質(zhì)變”的重要時間窗口，HJT技術2024年降本路徑已經(jīng)極為清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成極大概率事件。

未來，伴隨著太陽能電池市場景氣度不斷上升，以及顯示面板產(chǎn)能轉移、半導體國產(chǎn)化進程加速，下游市場對高性能濺射靶材需求量將不斷增加。2021~2026年我國高性能濺射靶材市場前景廣闊，預計2026年市場規(guī)模將增長至653億元，年復合增長率將達到15.0%。

2024年末，預計HJT電池的非硅成本將降至0.169元/W，相比PERC電池的成本增益縮減到0.04元/W；而在硅片端，HJT電池可以通過使用更薄的硅片、使用邊皮料，并引入競爭機制，實現(xiàn)硅片成本比PERC電池低0.03元/W。

綜合來看，2024年末的HJT電池總成本將無限接近與PERC電池；2025年HJT電池成本將極大概率低于PERC電池的成本。

2024年末的技術：（1）硅片采用100μm厚度的吸雜工藝，并利用一定比例的邊皮料，每片100μm吸雜后HJT專用硅片價格降至150μm厚度同尺寸P型硅片價格的95%。（2）0BB無主柵技術被應用于HJT電池組件生產(chǎn)，節(jié)省主柵漿料，細柵與焊帶交接部分采用60%銀含量的銀包銅，銀包銅售價相比“銀點×銀含量”的加價降至1200元/kg；細柵與焊帶不交接部分采用35%銀含量的銀包銅，加價降至1800元/kg。（3）細柵漿料耗量降低至70mg/片，這一耗量水平目前就已經(jīng)能在中試線上實現(xiàn)。（4）靶材采用半銦靶材，即每條電池產(chǎn)線PVD機臺上下各兩根含銦靶材，兩根無銦靶材，991和9010靶材在剔除銦價值后的靶材加價在700-1000元/kg。（5）靶材耗量為72mg/片，對應靶材膜厚在90nm左右。（6）細柵網(wǎng)版壽命達到12萬次。（7）電池設備按照2023年的采購價格和10年折舊期限計算。

5、隨著中國海上風電建設離岸距離增加，預計有望在2024-2025年給行業(yè)帶來超過200億元新增高壓海纜訂單，這部分訂單的高盈利水平也有望在未來2-3年延續(xù)?？紤]項目的建設周期，預計2023-2026年行業(yè)有望實現(xiàn)15GW高壓海風項目的建設，2023-2026年高壓主纜的交付金額CAGR有望接近70%。

中國海上風電向遠海發(fā)展，高壓送出成為趨勢，高壓項目規(guī)劃飽滿。

中國海纜單GW價值量提升趨勢不變，飽滿高壓海纜訂單即將釋放，2023-2026年高壓主纜的交付金額CAGR有望接近70%，頭部海纜公司有望受益。海纜行業(yè)整體單GW價值量隨著全國范圍項目離岸距離變遠會呈現(xiàn)提升趨勢，即使是高壓柔性直流的應用對于個別區(qū)域項目呈現(xiàn)價值量的下降，但從行業(yè)整體來看影響較小，海纜行業(yè)整體單GW價值量仍會較近1-2年平均略高于10億元/GW的水平保持提升。隨著高壓送出項目在2024-2025年分批次逐步進入開工建設階段，有望給行業(yè)帶來超過200億元新增高壓海纜訂單，

海風產(chǎn)業(yè)鏈主要環(huán)節(jié)發(fā)展趨勢和競爭格局。風電整機：大型化是明確的趨勢，國內(nèi)主流企業(yè)已經(jīng)推出單機容量16-18MW的海風機組；技術 路線方面，國內(nèi)以半直驅為主流，海外直驅與半直驅并行。海纜：送出海纜價值量與離岸距離 強相關，集電海纜與送出海纜技術方案持續(xù)迭代，柔直外送漸成趨勢；不同省份競爭格局分化，本地企業(yè)優(yōu)勢明顯，頭部海纜企業(yè)開始 斬獲歐洲海風訂單。管樁：以單樁和導管架為主，用量差異較大；越來越多的傳統(tǒng)海工船舶企業(yè)涉足到海上風電單樁和導管架的生產(chǎn)， 國內(nèi)格局尚不明朗，以大金重工為代表的頭部企業(yè)積極尋求出海并獲得批量訂單。

1）海上風電產(chǎn)業(yè)鏈出口，看好目前在出口方面具備先發(fā)優(yōu)勢的管樁、海纜、整機企業(yè)；2）海上風電離岸化和柔性直流趨勢。直流海纜、換流閥等將受益， 海纜環(huán)節(jié)的競爭格局有望得以優(yōu)化；3）海上風電深水化和漂浮式趨勢。全球力推漂浮式海風，國內(nèi)百兆瓦級大型項目開啟建設，平價并 不遙遠，錨固系統(tǒng)、雙轉子風機等有望深度受益；4）風電整機的格局優(yōu)化。目前陸上風機步入深度價格戰(zhàn)，各家企業(yè)應對價格戰(zhàn)的能力 不同，有望推動整機環(huán)節(jié)的逐步出清和格局優(yōu)化。

中國風電的競爭優(yōu)勢源自多年的規(guī)?；_發(fā)、持續(xù)的技術創(chuàng)新、完備的產(chǎn)業(yè)鏈供應鏈體系。

中國的風電主機產(chǎn)能已達到全球50%以上的市場份額，關鍵零部件的產(chǎn)量達到全球市場的70%。供應鏈建設、技術迭代帶來的快速降本，讓本土整機商在海外競標中占得優(yōu)勢。

軸承作為保證機組傳動鏈運轉的核心部件，其設計、計算、仿真、測試以及全生命周期的質(zhì)量穩(wěn)定性變得極為關鍵，尤其是10MW以上的海上風機對設計創(chuàng)新能力、質(zhì)量可靠性的要求更高。斯凱孚憑借出色的傳動鏈綜合開發(fā)以及設計驗證能力，全球同一的高質(zhì)量生產(chǎn)標準，可為大兆瓦機型提供具有成本競爭力、更高可靠性的整體解決方案。

風機機械傳動鏈包括主軸、齒輪箱、發(fā)電機等關鍵部件，它們相互關聯(lián)，密切配合。斯凱孚是最早參與“集成式傳動鏈”設計的企業(yè)之一，從整體性能出發(fā)，顛覆了以往傳動鏈關鍵部件“分體式”的設計。

集成式傳動鏈不僅可以減少零部件數(shù)量，簡化主機廠的裝配，還具備體積小、重量輕、成本低等優(yōu)勢。通過集成式設計可以進一步降低多達20%以上的傳動鏈成本，以技術革新推動降本增效的實現(xiàn)。

6、2021—2022年，受益于海內(nèi)外新能源汽車滲透率的快速提升以及電化學儲能需求的高速發(fā)展，鋰電池的需求呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，國內(nèi)電池級碳酸鋰價格自底部的40000元/噸一度漲至560000元/噸，再跌到目前的138000元/噸附近，近一年時間，碳酸鋰價格跌去75.4%，當前電池級碳酸鋰價格仍在近兩年的低點徘徊。

事實上，過去十多年，電池級碳酸鋰現(xiàn)貨價格曾長期圍繞50000元/噸窄幅波動，對應著的是相對平穩(wěn)的需求狀況，碳酸鋰價格傾向于往生產(chǎn)成本的低位區(qū)間靠攏。近年來，由于鋰電及新能源汽車快速發(fā)展，碳酸鋰現(xiàn)貨價格經(jīng)歷了兩輪脈沖行情。第一輪價格上漲從2014年7月的37000元/噸攀升至2016年4月的171500元/噸，區(qū)間漲幅364%，隨后價格波動下行，2020年8月電池級碳酸鋰價格跌至39750元/噸。第二輪價格脈沖從2020年8月的39750元/噸起步，一路攀升至2022年11月的567500元/噸，兩年多時間內(nèi)電池級碳酸鋰價格區(qū)間最大漲幅1328%。

鋰輝石目前生產(chǎn)比較穩(wěn)定，尤其四川地區(qū)的生產(chǎn)企業(yè)，普遍成本偏低，企業(yè)正常生產(chǎn)。此外，青海鹽湖地區(qū)目前產(chǎn)出量并未出現(xiàn)大幅縮減，天氣和環(huán)保造成的減產(chǎn)影響并不大。

從需求來看，下游正極廠商正處于內(nèi)卷的過程中。

正極材料廠產(chǎn)能嚴重過剩，造成了惡性競爭，長期看正極廠產(chǎn)能會被壓縮，部分企業(yè)將出局。

下游采購多已暫停，以消化現(xiàn)有庫存為主，部分企業(yè)的月度長協(xié)暫停，企業(yè)開工率較低。碳酸鋰企業(yè)整體反映出貨困難；電池企業(yè)同樣面臨困境，部分企業(yè)訂單低迷，復星系旗下天津捷威動力停工。

目前汽車輪轂、車架企業(yè)訂單穩(wěn)定，表明終端車企排產(chǎn)并無大規(guī)模變動，但由于前期下游產(chǎn)能擴張強于終端車企，正極材料廠、電池廠均處于艱難處境。

礦端的放量與到港量仍在繼續(xù)。

澳大利亞礦企SQM的貨將要到港，根據(jù)10月智利發(fā)布的1.7萬噸碳酸鋰出口量看，此次到港規(guī)模較大。

7、產(chǎn)量方面：受新能源汽車的需求帶動，3月動力和其他電池產(chǎn)量環(huán)比回升，1-3月我國動力和其他電池同比增長。

3月，我國動力和其他電池合計產(chǎn)量為75.8GWh，環(huán)比增長73.8%，同比增長39.8%。

1-3月，我國動力和其他電池合計累計產(chǎn)量為184.6GWh，累計同比增長33.5%。

銷量方面：3月，我國動力和其他電池合計銷量為73.2GWh，環(huán)比增長96.1%，同比增長49.5%。其中,動力電池銷量為62.3GWh，占比85%，環(huán)比增長85.6%，同比增長41.3%；其他電池銷量為11GWh，占比15%，環(huán)比增長187.5%，同比增長122.3%。

1-3月，我國動力和其他電池合計累計銷量為167.7GWh，累計同比增長35.5%。其中，動力電池累計銷量為146.2GWh，占比87.2%，累計同比增長35.4%；其他電池累計銷量為21.5GWh，占比12.8%，累計同比增長36.8%。

3月，我國動力和其他電池合計出口12.2GWh,環(huán)比增長48.7%，同比增長19.6%，占當月銷量16.7%。其中動力電池出口11.9GWh，占比96.8%，環(huán)比增長46.0%，同比增長33.7%。其他電池出口0.4GWh，占比3.2%，環(huán)比增長227.2%，同比下降71.5%。

1-3月，我國動力和其他電池合計累計出口達28.9GWh，占前3月累計銷量17.2%，累計同比下降2.2%。其中，動力電池累計出口28.1GWh，占比97.6%，累計同比增長10.5%；其他電池累計出口0.7GWh，占比2.4%，累計同比下降82.5%。

裝車量方面：3月，我國動力電池裝車量35.0GWh，同比增長25.8%，環(huán)比增長94.6%。其中三元電池裝車量11.3GWh，占總裝車量32.4%，同比增長29.7%，環(huán)比增長62.9%；磷酸鐵鋰電池裝車量23.6GWh，占總裝車量67.6%，同比增長24.1%，環(huán)比增長114.6%。1-3月，我國動力電池累計裝車量85.2GWh, 累計同比增長29.4%。其中三元電池累計裝車量30.9Wh,占總裝車量36.2%，累計同比增長47.8%；磷酸鐵鋰電池累計裝車量54.3GWh,占總裝車量63.8%，累計同比增長20.9%。

8、近期國內(nèi)大儲板塊關注度有所提升，去年新型儲能新增裝機22.6GW/48.7GWh（能源局口徑），刨除壓縮空氣等非鋰儲能后約43GWh。#今年已從年初預測的60GWh上調(diào)至80GWh，高基數(shù)下同比仍翻倍。

招中標持續(xù)高增：1-3月份合計招標33.7GWh，同比增長63.2%；合計中標21.5GWh，同比增長62.3%。招中標持續(xù)高增

#項目儲備充足：統(tǒng)計去年總招標133.4GWh，總中標94.8GWh，項目儲備充足。

#EPC占比提升當年兌現(xiàn)度提高：

今年Q1招標、中標項目中EPC占比分別為66.7%、72.7%，已超過儲能系統(tǒng)成為項目主流（去年招中標EPC占比均低于50%），當年落地、兌現(xiàn)概率提升。

近日，多家儲能電池相關企業(yè)年報公布。

數(shù)據(jù)指數(shù)，龍頭廠商與二三線廠家之間的差距正進一步擴大，兩極分化的競爭格局正在形成。

一方面，以寧德時代、比亞迪等頭部龍頭為代表的儲能電芯企業(yè)維持住了自身的增長，穩(wěn)定住的局面，對殘酷的價格戰(zhàn)、瘋狂的行業(yè)內(nèi)卷做出了有力的回擊。

另一方面，一部分電池企業(yè)也遭遇了前所未有的虧損，它們無論是從自身體量、現(xiàn)金流、品牌影響力上都遠遜于龍頭，抗風險能力自然也難望其項背。

一、新能源

1、太陽能光伏

1.1光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格變動分析

根據(jù)PVInfoLink數(shù)據(jù)計算整理，本周光伏行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格及下周價格漲跌幅預測如下表所示。

本周光伏行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格及預測表

注：根據(jù)PVInfoLink 數(shù)據(jù)計算整理。

1.1.1硅料價格分析

五一假期結束，上游硅料環(huán)節(jié)整體價格下跌趨勢持續(xù)，整體塊狀料價格范圍跌至每公斤 40-46 元范圍，顆粒硅價格范圍跌至每公斤 38-41 元范圍，雖然整體仍在下跌，但是跌幅逐漸收窄。

當前價格水平已經(jīng)全線跌破整體生產(chǎn)成本水平，廠家對于突破每公斤 40 元的價格水平暫時仍有較多顧慮。部分企業(yè)已經(jīng)開始逐步安排提前檢修和減產(chǎn)動作，但是二季度中后期頭部企業(yè)的新產(chǎn)能投產(chǎn)進度也在有序進行中，繼而出現(xiàn)一部分產(chǎn)量下降但是另外增量的市場情況，故本月整體新增產(chǎn)量保持環(huán)比平穩(wěn)。

庫存方面壓力仍在持續(xù)發(fā)酵，預計二三季度累庫水平有有增難減，硅料銷售壓力難以樂觀扭轉。

1.1.2硅片價格分析

五月份硅片排產(chǎn)與四月相比沒有太大變化，總量維持在 66 GW 水平。其中，垂直整合廠家排產(chǎn)出現(xiàn)小幅下滑，然二三線專業(yè)硅片廠家排產(chǎn)仍在提升，此消彼長下，單月產(chǎn)出與上月持平。N 型部分，五月份 N 型滲透率呈現(xiàn)疲軟，占比相比上月下滑 1%，落在 74% 左右。

本周硅片價格仍在下行，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交價格突破到每片 1.55-1.6 與 2-2.1 元人民幣。N 型價格 M10, G12, G12R 尺寸成交價格來到每片 1.4-1.45、2.2-2.3 與 1.8-1.9 元人民幣左右，各規(guī)格跌幅達到 4-7% 不等。

近期硅片價格仍在持續(xù)波動，各廠家因為自身訴求考量而有不同的定價策略，一部分企業(yè)以利潤導向為優(yōu)先，而其余多數(shù)企業(yè)則考量市場份額與客戶關系，執(zhí)行價格持續(xù)分化，硅片價格在五一節(jié)后仍未止跌。

1.1.3電池片價格分析

四月電池總排產(chǎn)規(guī)劃受到終端需求回暖影響，產(chǎn)出回升達到 67 GW 左右。五月份廠家排產(chǎn)環(huán)比相對持穩(wěn)，產(chǎn)出預計達到 68 GW 左右。在 N 型部分，五月份預計在廠家針對 P 型產(chǎn)能改造與 N 型產(chǎn)能爬坡并進下將從 68% 提升至 72% 左右。

本周電池片價格持續(xù)呈現(xiàn)緩慢下行的趨勢，P 型 M10 尺寸小幅滑落至0.32-0.34 元/瓦人民幣；G12 尺寸成交價格小幅回落來到每瓦 0.35 元人民幣的價格水平。在 N 型電池片部分，M10 TOPCon 電池片價格出現(xiàn)松動，均價價格下行到每瓦 0.37-0.38 元人民幣左右，TOPCon（M10）與PERC（M10）電池片價差約每瓦 0.03-0.06 元人民幣不等。HJT（G12）電池片高效部分則每瓦 0.55-0.65 元人民幣都有出現(xiàn)。

至于 G12 TOPCon 電池片與 G12R TOPCon 電池片隨著買賣雙方成交數(shù)量的提升，預期將在近期出臺公示，當前價格落在每瓦 0.39-0.4 與 0.4-0.42 元人民幣不等。

異質(zhì)結技術增效的方向多樣化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明導電層）圖形化優(yōu)化、金屬化線型優(yōu)化、光轉膜等，預計明年公司HJT電池的量產(chǎn)效率將達到26%。

異質(zhì)結技術的主要降本方向

在量產(chǎn)中應用的降本三路線是在中試線上經(jīng)過了充分驗證的可靠方向：

（1）薄硅片：目前主流的HJT產(chǎn)品所使用的硅片普遍在120-130微米之間，公司量產(chǎn)初期即已導入110微米硅片，中試線已在使用100-90微米硅片進行驗證，預計明年能夠導入100微米及以下厚度硅片進入量產(chǎn)，薄硅片結合硅片自產(chǎn)所回收的超額收益，HJT產(chǎn)品的硅成本還有可觀的下降空間。

（2）低銀含漿料：低銀含漿料于2021年Q3開始在中試線上試用，目前量產(chǎn)中已在使用50%以下銀含量的漿料，目前銀漿的單瓦成本已降至8分錢以下，行業(yè)中使用的純銀漿料成本普遍還在每瓦1毛以上，后續(xù)降銀疊加供應規(guī)?；蛩兀A計還有2-3分/w的降本空間。

（3）TCO靶材：低銦/無銦靶材方案在2022年已有一定水平的儲備，目前使用的ITO單瓦成本在4分以上，預計導入無銦/去銦方案后會有2-3分/w的降本空間。

1.1.4組件價格分析

五至六月組件排產(chǎn)穩(wěn)定，并無大量增長趨勢，差距體現(xiàn)在廠家策略分化，一線廠家受訂單支撐排產(chǎn)維持穩(wěn)定，二季度部分廠家維持高排產(chǎn)規(guī)劃；而中后段廠家則部分受惠代工訂單支撐，考慮上修五至六月排產(chǎn)規(guī)劃，另外一部分則傾向以控制排產(chǎn)的策略來維系運營。

目前看來五月訂單穩(wěn)定，支撐主要仍是國內(nèi)市場為主，目前較多以集采項目執(zhí)行為主，TOPCon 組件價格大約落于 0.88-0.92 元人民幣，而分布式項目則主要在每瓦 0.85-0.93 元人民幣的水平，也有部分低價資源訂單。

一線廠家仍堅守 0.88 元人民幣的底線交付水平，中后段仍有低于成本線的交付價格。然而仍有部分買賣雙方仍在膠著商談調(diào)整價格，項目調(diào)價后可見低于 0.8 元以下區(qū)間，明顯低于成本水平，廠家無法執(zhí)行履約，現(xiàn)階段執(zhí)行項目部分延宕，下半年集采項目調(diào)整過后執(zhí)行價格較多落在 0.8-0.82 左右的區(qū)間。

而其余規(guī)格，182 PERC 雙玻組件價格區(qū)間約每瓦 0.78-0.90 元人民幣，國內(nèi)項目減少較多，價格開始逐漸靠向 0.83-0.85 元人民幣；HJT 組件價格下落，目前區(qū)間約在每瓦 0.97-1.18 元人民幣之間，均價已靠攏 1.1 元人民幣的區(qū)間，低價也可以開始聽聞低于 1 元的價格。

1.1.5光伏玻璃價格

輔材方面，本周輔材價格暫未有明顯變化，對于五月價格走勢玻璃價格有維穩(wěn)的預期。

1.1.6其他環(huán)節(jié)

逆變器本周逆變器價格區(qū)間20kw價格0.15-0.21元/W，50kw價格0.14-0.19元/W，110kw價格0.13-0.17元/W。

石英砂國內(nèi)高純石英砂內(nèi)中外層砂繼續(xù)維持穩(wěn)定。龍頭企業(yè)外層砂價格為10-12萬元/噸、中層砂價格19-23萬元/噸、內(nèi)層砂價格39-44萬元/噸。

EVA樹脂本周EVA價格下跌，光伏料跌幅創(chuàng)單周新高，達1500元/噸上下，當前EVA光伏料市場價格差距較大，14000-15300元/噸。

光伏膠膜膠膜價格當前持穩(wěn)。460克重EVA膠膜價格9.66-9.89元/平米，440克重EPE膠膜價格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：繼上周競拍市場價格創(chuàng)新低，成交量并未明顯提升后，市場恐慌情緒蔓延。本周石化廠陸續(xù)下調(diào)EVA光伏料、發(fā)泡線纜料價格，從組件排產(chǎn)來看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升?！?span style="font-family: 'Times New Roman', serif">EVA光伏料】EVA光伏料價格繼續(xù)維持上漲，主流EVA粒子廠家維持正常供應。華南石化廠正在檢修進程，復產(chǎn)時間待定。

【膠膜】膠膜本周進入春節(jié)最后的生產(chǎn)進度。春節(jié)在即，各廠家放假時間和進度逐漸明朗。膠膜廠方面依然重點關注二月春節(jié)結束后的組件排產(chǎn)情況。

銅 25日繼銅價走跌后，下游繼續(xù)表現(xiàn)備貨情緒，日內(nèi)現(xiàn)貨升水如期走高，現(xiàn)貨成交情緒向好。早盤盤初，持貨商報主流平水銅150元/噸，好銅貨源稀少日內(nèi)僅部分金川大板流通，其持貨商報升水150元/噸后被秒。進入主流交易時段，平水從升水160元/噸逐漸走高至升水180元/噸，好銅升水170-200元/噸，濕法銅僅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/噸附近。進入第二交易時段，主流平水銅報至升水190元/噸，甚至200元/噸，好銅升水210元/噸。

鋁 ——倫鋁探底回升小幅下跌，收于2234美元。滬鋁夜盤低位震蕩收小陽，收于19350。滬鋁成交持倉均下降，市場情緒偏向謹慎。本周鋁庫存小幅下降，現(xiàn)貨需求一般。滬鋁比價強于倫鋁，進口套利空間繼續(xù)打開，8月進口同比大增近40%。鋁價短線走勢較強，但基本面一般，中期風險較高。上方壓力19500，下方支撐18000佛山鋁錠報價19430-19490元，均價19460元，跌30，對當月貼50。今日鋁價高開走低，現(xiàn)貨市場疲軟，周末庫存去庫未能有效帶動市場情緒，下游節(jié)前補庫積極性不足，持貨商加大出貨變現(xiàn)力度，從早間小貼水繼續(xù)下調(diào)，報價在-40~-20，且有部分更低價貨源出現(xiàn)但量并不大，接貨方謹慎補入較低價貨源，成交不太理想。后段期價漲跌波動，持貨商跟隨調(diào)價，報價最高至+60上下，買方接貨積極性依然疲弱，成交寥寥?，F(xiàn)貨成交價集中在19420-19520元，較南儲佛山均價升水-40~60元。

PVC國內(nèi)經(jīng)濟數(shù)據(jù)逐步驗證年內(nèi)觸底周期。宏觀事件落地較多，美聯(lián)儲鷹派發(fā)言打壓大宗商品情緒，尿素、純堿、PVC等房地產(chǎn)相關產(chǎn)業(yè)鏈的品種情緒上有所影響。節(jié)前靜待空頭釋放完畢。PVC生產(chǎn)企業(yè)開工負荷環(huán)比周內(nèi)繼續(xù)攀升，整體開工負荷率77.37%，環(huán)比提升0.46%，近月來連續(xù)兩周在76%之上，造成一定壓力；訂單天數(shù)環(huán)比維持不變，同比提升明顯。

動力煤淡季維持較高位置，同時煤化工近期需求較好，成本支撐尚可。能源價格橫在這里，使得絕對價格上下空間都不大。

2、風電

2.1風電產(chǎn)業(yè)鏈價格變動分析

2024年05月10日環(huán)氧樹脂、中厚板報價分別為13000元/噸、3922元/噸，周環(huán)比分別3.72%、-0.25%，上游大宗商品價格走勢略有分化。

2024年05月10日圓鋼、鑄造生鐵、廢鋼、螺紋鋼、玻纖、碳纖維分別為4050元/噸、3350元/噸、2710元/噸、3750元/噸、3700元/噸、118.7元/千克，周變動幅度分別為-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。

原材料價格相對于上周原材料價格，本周中厚板、螺紋鋼、廢鋼指數(shù)、鑄造生鐵、現(xiàn)貨銅、現(xiàn)貨鋁、和環(huán)氧樹脂價格普遍上漲。

風機中標價格止跌趨穩(wěn)，整機盈利或將改善。風機中標價格：各整機商中陸風含塔筒均價為2081元/kW，不含塔筒均價1717元/kW。

陸上風電含塔筒最低中標單價1795元/kW，最高中標單價2357元/kW；不含塔筒最低中標單價1680元/kW，最高中標單價2479元/kW。

陸上風機價格趨穩(wěn)。2023年陸上整機價格一路下跌。陸上風機含塔筒最低中標價格從6月的1460元/kW，到11月的1438元/kW，持續(xù)刷新行業(yè)新低。減去塔筒價格，陸上風機價格逼近1100元/kW。陸上風機含塔筒價格穩(wěn)定在1526元/kW-2755元/kW之間。

海上風電方面，除中國電建集中采購1GW項目中標價格為2,353元/kW，低于市場平均水平，其他項目中標折合單價穩(wěn)定在3,200-3,800元/kW的報價范圍內(nèi)。海上風機中標價格下降趨勢明顯，海風含塔筒均價3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陸風含塔筒均價2258元/kW，不含塔筒均價1876元/kW，海風含塔筒均價3842元/kW未出現(xiàn)明顯波動。

海上風電含塔筒最低中標單價3296元/kW。

二、投資方向梳理

2.1 光伏主產(chǎn)業(yè)鏈研究分析

2.2 光伏靶材及HJT電池分析

高性能靶材國產(chǎn)化替代。高性能靶材作為細分賽道，國內(nèi)企業(yè)數(shù)量較少，我國的靶材市場對進口依賴程度較高。目前JX金屬、霍尼韋爾、東曹和普萊克斯等為代表的大型跨國企業(yè)合計占據(jù)了全球80%左右的市場份額。

與此同時，靶材的市場需求卻連年新高。2016-2023年，全球濺射靶材市場規(guī)模從113億美元上升至258億美元，年復合增長率為12.52%。

盡管賽道細分，但靶材技術壁壘較高，尤其在ITO靶材領域，正迎來國產(chǎn)化加速。ITO 靶材是將氧化銦和氧化錫粉末按一定比例混合后經(jīng)過一系列的生產(chǎn)工藝加工成型，再經(jīng)高溫氣氛燒結形成的黑灰色陶瓷半導體。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的導電性和透光性，廣泛應用于制造平面顯示面板、高效太陽能電池等。ITO 靶材中氧化銦含量一般在 90%以上，因此銦系制造 ITO靶材的核心原材料。

技術上，ITO 靶材生產(chǎn)過程包括金屬提純和靶材制造兩個核心環(huán)節(jié)。因高純金屬原料的品質(zhì)影響靶材的導電性能等性狀，對最終成膜的質(zhì)量有較大影響，且靶材種類繁多，客戶需求非標，定制屬性明顯，故而金屬提純環(huán)節(jié)技術壁壘及附加值均較高。

近年來，隨著國家政策鼓勵與資金支持下，部分企業(yè)已經(jīng)突破了關鍵技術門檻，國產(chǎn)ITO靶材領域涌現(xiàn)出領先企業(yè)。

其中，異質(zhì)結太陽能電池在制備透明導電膜階段需要應用ITO靶材，是ITO靶材未來需求的新增長點。異質(zhì)結電池被認為下一代光伏電池技術，將取代現(xiàn)有光伏產(chǎn)能，今年迎來了爆發(fā)放量，接連出現(xiàn)在大型央國企招標當中。在最近一次的中廣核400MW海上光伏項目中，光伏組件招標僅面向異質(zhì)結組件，意味著異質(zhì)結技術的差異性優(yōu)勢已經(jīng)拉開，在海上應用中得到央國企的極大認可。

今年17次大型光伏組件招開標信息中，HJT產(chǎn)品定標已經(jīng)達到了6.102GW左右，HJT產(chǎn)品頻頻作為單獨標段出現(xiàn)，越來越多的異質(zhì)結企業(yè)開始參與到大型集采的招標中來。

今年央國企開啟頻繁異質(zhì)結組件招標，打開了HJT產(chǎn)業(yè)鏈降本“從量變到質(zhì)變”的重要時間窗口，HJT技術2024年降本路徑已經(jīng)極為清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成極大概率事件。

未來，伴隨著太陽能電池市場景氣度不斷上升，以及顯示面板產(chǎn)能轉移、半導體國產(chǎn)化進程加速，下游市場對高性能濺射靶材需求量將不斷增加。2021~2026年我國高性能濺射靶材市場前景廣闊，預計2026年市場規(guī)模將增長至653億元，年復合增長率將達到15.0%。

2024年末，預計HJT電池的非硅成本將降至0.169元/W，相比PERC電池的成本增益縮減到0.04元/W；而在硅片端，HJT電池可以通過使用更薄的硅片、使用邊皮料，并引入競爭機制，實現(xiàn)硅片成本比PERC電池低0.03元/W。

綜合來看，2024年末的HJT電池總成本將無限接近與PERC電池；2025年HJT電池成本將極大概率低于PERC電池的成本。

2024年末的技術：（1）硅片采用100μm厚度的吸雜工藝，并利用一定比例的邊皮料，每片100μm吸雜后HJT專用硅片價格降至150μm厚度同尺寸P型硅片價格的95%。（2）0BB無主柵技術被應用于HJT電池組件生產(chǎn)，節(jié)省主柵漿料，細柵與焊帶交接部分采用60%銀含量的銀包銅，銀包銅售價相比“銀點×銀含量”的加價降至1200元/kg；細柵與焊帶不交接部分采用35%銀含量的銀包銅，加價降至1800元/kg。（3）細柵漿料耗量降低至70mg/片，這一耗量水平目前就已經(jīng)能在中試線上實現(xiàn)。（4）靶材采用半銦靶材，即每條電池產(chǎn)線PVD機臺上下各兩根含銦靶材，兩根無銦靶材，991和9010靶材在剔除銦價值后的靶材加價在700-1000元/kg。（5）靶材耗量為72mg/片，對應靶材膜厚在90nm左右。（6）細柵網(wǎng)版壽命達到12萬次。（7）電池設備按照2023年的采購價格和10年折舊期限計算。

三、新能源行業(yè)重大事件

1、歐盟理事會高機率于今年五月左右批準《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》，雖然相較于美國的《防止維吾爾強迫勞動法案》（Uyghur Forced Labor Prevention Act, UFLPA），該法涉及范圍較廣也較未具針對性，實際執(zhí)行也因涉及較多會員國而容易出現(xiàn)分化，但隨著該法授權各會員國或歐盟執(zhí)委會標定潛在違反強迫勞動的高風險產(chǎn)品與區(qū)域，未來歐盟可能將中國新疆地區(qū)和光伏電池與組件標定為重點觀察對象，并針對疑似涉及強迫勞動或使用新疆硅料供應鏈的中國光伏廠家「主動」進行調(diào)查，屆時可能對中國光伏產(chǎn)品進入歐盟市場帶來一定程度阻礙。

目前中國組件銷往歐盟市場無須特別標記硅料或硅片產(chǎn)地，使用新疆硅料和非新疆硅料制成組件的現(xiàn)貨價差也較不明顯，加上《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》進入立法程序時，部分歐洲分銷商也已要求中國制造商出貨非疆用料組件，制造商也相應提前準備材料證明、規(guī)劃產(chǎn)線配置等應對措施。而觀察 2022 至 2026 年中國新疆硅料與非疆硅料產(chǎn)能情形，雖然新疆硅料產(chǎn)能逐年上升，但新疆硅料與非疆硅料占比已呈現(xiàn)逐年下降的趨勢，顯示中國硅料廠家漸往新疆以外的地區(qū)擴產(chǎn)，預估中國廠家可持續(xù)向歐盟市場輸出非疆用料制成的組件。因此，觀察目前《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》的規(guī)范程度，初判該法對于歐盟市場中國組件的需求與價格影響程度有限，但實際情形仍須視未來各會員國與歐盟執(zhí)委會執(zhí)法力道而定。

另外須注意的是，未來《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》正式上路后，歐盟是否將出臺反強迫勞動調(diào)查清單，對中國涉及強迫勞動的光伏廠家進行調(diào)查。此外，若未來歐盟決議修改《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》并提高反強迫勞動規(guī)范程度，可能導致中國輸歐組件的生產(chǎn)成本增加，并對歐盟市場的中國組件現(xiàn)貨價格產(chǎn)生影響，在一定程度上影響歐盟市場的中國組件需求，屆時歐盟本土產(chǎn)能若未見明顯起色，預計可能沖擊歐盟光伏裝機進度。

整體而言，目前預判歐盟理事會可能于五月至上半年底前批準《反強迫勞動產(chǎn)品法規(guī)》，但由于該法第 39 條規(guī)定各會員國須于三年實施該法，尚無法確定各會員國實際施行的確切時間。由于歐盟當?shù)胤咒N商與中國廠家已在該法進入立法程序時提出應對方法，預計對于歐盟市場的組件價格與需求影響有限，但整體情形仍須待該法實際上路后才得以更為明朗化，后續(xù)仍須持續(xù)關注該法的相關動態(tài)。

2、截至目前，美國主要的組件供應來源仍為東南亞廠商，但由于反規(guī)避稅率將于六月正式上線，雖說官方文件中有提供部分豁免條件，像是采用中國產(chǎn)制硅片的東南亞電池和組件則需符合輔材料條件；非中國產(chǎn)制硅片制成的東南亞電池和組件則可直接輸入美國，但本次東南亞雙反將大幅限制東南亞光伏產(chǎn)品出口美國，引發(fā)終端觀望情緒，預計今年將大幅降低美國當?shù)氐倪M口量，勢必沖擊美國的電池片和組件供應與當?shù)匦枨蟆?/span>

然而，預期截至 2024 年底，美國的本土電池產(chǎn)能規(guī)劃僅約 7 GW、本土組件產(chǎn)能規(guī)劃則約 56 GW 左右，整體電池產(chǎn)能遠不及滿足當?shù)氐慕M件產(chǎn)能，若在東南亞進口產(chǎn)品的稅率迭加之下，除了直接拉低美國當?shù)匦枨罅?，美國的當?shù)亟M件也將因供應量的不足使價格變相抬高。

關于未來雙反稅率的實施，需注意的是雙反有溯及既往的特性，即使有部分廠家當前享有較低的雙反稅率，但仍不排除往后稅率有回朔上調(diào)的可能，因此享有低稅率的廠家對出貨輸美仍有所保留?？紤]到雙反問題與反規(guī)避關稅將于六月上線等因素，目前部分東南亞小廠與美國開發(fā)商等已在二季度至三季度減少采購東南亞組件，在需求萎縮下也將與美國政府所推行再生能源的初衷背道而馳。

長遠來看，往后仍亦不排除美國對其他地區(qū)進行反規(guī)避調(diào)查，因此，若想在未來確切把握住美國的光伏市場，赴美擴產(chǎn)可能還是最保險的供應模式，但對于電池片產(chǎn)能的擴張考慮到環(huán)評、投資額、技術變遷等因素，仍需要至少 2-3 年以上的時間才有望大規(guī)模落地，且仍需觀望美國后續(xù)的法案實施狀況，預期整體的反規(guī)避與雙反影響幅度將于下半年至明年初開始明顯發(fā)酵。

風險提示：

光伏、風電行業(yè)政策波動風險；原材料價格大幅波動、經(jīng)濟下行影響光伏、風電需求不及預期風險；光伏、風電新增裝機、產(chǎn)能釋放不及預期風險；其他突發(fā)爆炸等事件的風險等。

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