经历十余年的奋斗后，光伏行业终于迎来了平价上网时代，同时也标志着光伏电站正式进入了“拼内力”的竞争。毫不夸张的说，光伏电站的生存状态几乎决定了整个产业链的竞争状态。然而，在二级市场上，电站无论是从关注度还是估值都明显偏冷，那么光伏电站在二级市场遭受冷眼的原因是什么？光伏电站到底是不是一门好生意？带着以上疑问，华怡能源将进行详细分析
光伏电站是指企业投资建设光伏电站后，将电力出售给国家电网，国家电网再将电力输送给终端用户。目前来看，光伏电站主要分为集中式电站和分布式电站两大类，集中式光伏电站的规模普遍较大，主要安装于山地、水面、荒漠等较为宽阔的地域，分布式光伏电站一般装机规模小，安装较为灵活，如常见的“光伏屋顶”等。
近年来，全球主要经济体对“双碳”目标的持续升级，是光伏电站发展最主要的动力来源。从全球主要国家的碳排放结构来看，除了钟情核电的法国外，其他国家的碳排放均主要来源于电力与热力环节，而这也就意味着如果要更快实现“碳中和”的目标，各国就必须要减少这一环节的碳排放。那么，在这种背景下，大力发展光伏、风电等清洁能源就成为全球实现碳中和的必要手段。
从2020年我国的电力供应结构来看，目前清洁能源发电量在我国总发电量占比为32%，其中光伏与风电合计占比仅不到10%；从装机量来看，清洁能源装机占比43%，其中光伏与风电合计装机量为24.31%。综合来看，目前我国清洁能源发电仍然以水电为主，光伏和风电的实际渗透率处于较低的水平。
但由于水电受资源限制较大，未来进一步装机增长空间有限，故清洁能源想要进一步替代火电的重任便落在光伏与风电肩上。而鉴于光伏与风电发电的不稳定性，补充火电的缺口则需要有更高的装机量。在巨大的行业蛋糕面前，光伏电站作为产业链的终端输出环节，长期来看，有着非常确定的发展逻辑。
光伏电站的盈利模式相对比较简单，主要来自于收入与成本、费用之间的差额。其中，收入和成本构成如下：
收入端：电站出售给国家电网的电力的价格叫做上网价格，过去由于光伏发电成本较高，上网电价无法做到与煤电保持一致，因此国家在煤电上网价格的基础上给予光伏电价一定的补贴，所以目前在运营的光伏电站上网价格主要包括两部分，即光伏上网电价=燃煤机组标杆上网电价+光伏补贴价=售电收入。
成本端：光伏电站为重资产运营，且基本不需要投入原材料，因此光伏电站的营业成本主要由固定资产折旧构成。
费用端：光伏电站一旦建成就拥有稳定的现金流，部分企业出于提升ROE的考虑会选择债务融资扩大光伏电站规模，从而导致资产负债率较高，这也就意味着财务费用实际上也成为决定电站能力盈利的一项重要因素。
综合来看，光伏电站的利润=（燃煤机组标杆上网电价+光伏补贴价）*售电量-折旧-财务费用。考虑到光伏电厂收入端主要受国家补贴政策和国家电网上网电价的影响，本质上并不具备定价权，因此，如果剔除补贴影响后，从完全成本（成本+费用）的角度，折旧与财务费用共同成为决定光伏电站运营能力的关键。
与房地产的境遇类似，2018年以前，光伏电站运营行业主要由民营企业主导，大量民营企业依靠不计成本的债务融资疯狂提升装机量以获取光伏补贴，这一阶段的光伏电站企业主要依靠光伏补贴盈利。
2018年“531新政”后，光伏补贴大幅滑坡，行业融资收紧，新建电站的光伏补贴无法再覆盖高额的折旧与财务费用，此时光伏电站成本把控的重要性开始凸显。部分民营企业2018年以后开始出售电站以回笼资金来缓解债务压力；而另一方面，可低成本融资的央企则逐渐开始主导市场，这一阶段光伏电站企业的盈利逻辑也从吃补贴变成了主要依靠降本增效。
为了倒逼光伏产业链上游环节提效降本，国家给予电站的光伏补贴从2011年的0.45元/度一直下降，到2021年降低至0元/度，实现完全平价上网。正如前文所述，在平价上网的背景下，失去补贴的光伏电站企业正式进入成本拼杀的时代，而综合成本最低的企业则最有可能真正从这场厮杀中脱颖而出。
如前文所述，在平价上网的背景下，对折旧与财务费用的把控成为决定光伏电站盈利能力的最关键因素。其中，在折旧方面，由于历年光伏补贴和光伏组件成本整体处于持续下降的趋势，不同时期建成电站的度电折旧及度电价格均有所不同，因此，毛利率更能反映不同电站企业的资产运营效率。
对比光伏产业链各环节龙头企业的估值以及累计涨幅情况，我们可以发现：除了目前处于周期高点的硅料环节估值偏低以外，相比其他环节，光伏电站无论是在估值还是累计涨幅均较低水平。
那么导致光伏电站低估值的原因究竟是什么？目前市场主要的担忧集中体现在以下三个方面：
随着2021年新建集中式电站光伏补贴的全面取消，引发市场对光伏项目IRR下滑的担忧。根据华创证券测算，实现平价上网后的光伏项目全投资IRR将从平价上网前的14%下降至6.9%，投资回收期将达到10-12年。
光伏电站IRR主要由平均投资额（元/W）与上网电价决定。过去光伏上网电价虽然一直在下降，但由于成本端平均投资额下降速度更快，因此光伏项目的IRR与毛利率一直维持在比较稳定的状态。
近年光伏单Gw投资额下降幅度已经放缓，2021年在硅料涨价背景下，光伏平均投资额甚至比2020年有所上升，叠加光伏补贴退补的影响，IRR因此大幅下降。
但我们认为IRR短期的下降并不会对光伏电站运营企业产生重大影响，主要原因如下：
一是光伏补贴退补只针对2021年以后的新建电站，而已建成电站仍可从投入运营之日起享受20年的补贴。尽管新建电站项目会拉低公司的毛利率和净利率等财务指标，但已建成电站仍可作为公司基本面的重要支撑，维持目前的营收和净利润水平。
二是2021年硅料价格的上涨导致光伏组件涨价也对IRR造成了比较大的影响。从2011-2020年光伏投资额变动情况来看，全产业链的降价才是光伏行业的常态，而降价也是光伏行业替代火电的必要条件，未来随着硅料产能的逐渐释放，光伏组件的价格有望从2022年起回落，为光伏项目IRR的提升留出空间。
另外，光伏运营商对是否建设电站具有充分的自主权，如果IRR过低导致项目投资风险过大，运营商完全可以战略性放弃电站的扩张进度以等待更好的时机，IRR下降实际上对公司的基本面冲击很小。
在光伏上网电价的构成中，上网电价一般由电网在1到2个月内支付，而光伏补贴则由中央统一划拨。由于近几年我国光伏电站装机量规模增长迅速，因此国家发放补贴的资金压力非常大，最终导致补贴的发放周期偏长。
一般来说，光伏电站运营企业在销售电力时已经把对应的补贴确认为营业收入，因此国家未发放到账的补贴均作为应收账款列示。目前各家新能源运营商账面积累了巨量的应收账款，虽说减值的可能性非常低，但却严重拖累了公司资金的运用效率，迫使运营商每年多支付数亿元的利息费用。
2021年光伏补贴退补后，政府的补贴压力有所缓解，未来各家光伏电站运营商的回款速度有望加快，但失去的资金效率却再也回不来了。
从光伏电站市场份额来看，整个电站运营行业集中度非常分散，优质的头部电站运营商市占率也仅有2%左右。就技术门槛而言，光伏行业的核心技术集中在上游硅料及硅片环节，光伏电站建设及运营的技术门槛并不高，因此行业参与者众多。
就资金门槛而言，即使光伏电站单位投资额从2011年至今已下降近80%，但是平均每Gw光伏电站仍需投入近40亿资金。在这种情况下，企业几乎没有大规模扩张电站的资金储备，因此导致整个光伏电站行业集中度非常分散，头部企业市占率偏低。
从以上分析我们不难看出，光伏电站的核心门槛其实是资金而非技术，各路资本进入光伏电站行业的技术门槛虽低，但是做大规模的难度非常高。在光伏补贴退补的背景下，民营企业相对国企与央企具有天然的融资劣势。面对近两年大幅下行的IRR，民营企业也无法承受光伏电站项目动辄10年起的投资回收期，而在电站交易市场，民营企业亦在将旗下的电站出售给国营企业。
基于以上我们认为，光伏电站重资产、长投资回收期的属性使整个行业天然具有高资金壁垒，未来随着补贴退坡影响的深化，预计会有更多低资质民企会陆续退出行业，而随着行业出清的加速，整个行业的集中度有望提升，其中，能够以低成本获取融资的国有背景光伏运营商，最有可能成为市场集中度提升下的赢家。
随着光伏发电的普及，越来越多的工厂和家庭都纷纷安装起来了家庭光伏发电，安装的有大有小，各不相同，那么如果一个家庭日常使用安装多大光伏发电比较合适呢?
家庭要是想安装光伏发电需要先满足房屋产权独立，家庭屋顶面积不能太小，房屋不是违建等问题！如果以上问题都要满足了！
我们看看家庭一般用电由那几部分造成，大概每部分耗电是多少？电视机、冰箱、空调、电灯、抽油烟机等，按电视机每天工作十个小时，差不多消耗两度电，冰箱每天24小时运转，消耗0.75度电，三台空调工作八个小时，共3度电，照明、抽油烟机、洗衣机每天差不多一度电，算下来平均一天六七度电！
一般家庭日均耗电在7-10度之间，那么按照正常的光伏系统发电量，7-10度电，只需要3个千瓦就够了，但是很多厂家这么小的电站不会做我，我们就按照常见的10千瓦，也是目前家庭安装的最多的电站！
我们以广东东莞为例一个10千瓦的发电量不低于30度，足够一般家庭和小型别墅的用电需求，所以一般家庭安装10千瓦光伏发电就足够了！
纵观历史上几轮硅料价格较大幅度的下跌，08-09 年、11-12 年、18 年均为需求端出现萎缩，导致的硅料价格大幅下降，而 14-16 年则是在需求持续旺盛的情况下，供给端放量造成的硅料价格下跌。
硅料价格下跌速度、企业盈利能力以及板块走势的核心矛盾在于需求。从这几轮硅料价格走势及光伏企业盈利能力、股价表现可以看出，一旦需求端萎缩导致硅料降价，那么硅料以及其他产业俩价格将出现急跌，同时也伴随着各环节盈利能力的收缩和板块股价下跌。如果是在需求持续旺盛的情况下供给大规模放量，那么硅料价格也将呈现缓跌的趋势，与之同时出现的则是下游盈利能力提升和板块股价上涨。
当前硅料价格位于 300 元/kg 左右。而本轮硅料价格上涨，始于 2020 年下半年，主要原因在于光伏实现平价上网之后，需求快速增长，而硅料产能短期无法跟上，因此导致硅料价格出现大幅上涨。
根据 SMM 统计，11 月国内多晶硅产量约为 9.31 万吨，环比 10 月增长近 9.66%,国内多晶硅产量继续增长，供应不足的情况逐步消失。国内多晶硅市场已经呈现”供大于求“状态，而据 SMM 了解，截至目前，国内多晶硅已经呈现累库情况，全企业库存已达到 1.5 万吨左右。由于目前多晶硅利润仍保持高位，企业保持较高生产积极性，考虑新建产能的爬坡以及内蒙通威的复产，12 月预计国内硅料供应量将达到 10.4 万吨左右，年化产能能够支撑的光伏的光伏装机约 400GW。
1）扩产周期：硅料行业本质属于精细化工业，产能建设周期在 1 年半以上，爬产周期一般也至少需要 3-6 个月时间，扩产周期远高于硅片、电池、组件。
2）投资门槛高：根据 CPIA 统计，硅料单吨设备投资 10.3 亿元（折合单 GW 3.6 亿元），高于其他三环节投资强度。
3）供给刚性：硅料产能具有重资产属性，且产能启停需要消耗大量物料、人工成本，因此基于成本最低角度考虑，一般在硅料价格高于现金成本的情况下，硅料产能都会保持 100%开工。
按照每 GW 需要 0.26 万吨，容配比 1.2，能够支持的有效装机达到约448GW。
我们判断，时隔两年之后，硅料不会成为2023 年光伏装机的限制因素。行业 23-24 年与 14-15 年情况较为类似，都是需求保持高速增长的情况下供给大规模放量，因此硅料降价带来的利润空间将大概率转移至电池、组件等下游制造环节。
2022 年全球光伏装机预计约为 240GW，根据光伏行业协会统计，乐观情况下 2022 年全球光伏装机将达到 250GW，年初预期普遍在 220GW 左右，超预期的原因是欧洲及其分布式光伏需求爆发。集邦咨询预测，2023 年全球光伏装机量将在 330-360GW 之间。
2013-2018 年欧洲对华光伏的双反政策导致欧洲光伏装机量大跌，目前保持正常贸易。
俄乌冲突促使欧洲寻求替代能源，推出 REPowerEU Plan。据《世界能源统计年鉴》，2021 年欧洲能源结构中，原油、天然气、煤炭分别占 33%、25%、12%，位列前三；与此同时，欧盟国家的天然气、原油、煤炭的进口量中，分别有 40%、27%、46%来自俄罗斯。2022 年 3 月，俄乌冲突爆发；欧盟于 2022 年 5 月发布REPowerEU Plan，力求 2030 年之前摆脱对俄能源依赖，重要举措是加快可再生能源转型。
据 Solar Power Europe 测算，在加速发展预期下，2025 年末欧盟累计光伏装机量458GW，当年新增光伏装机量 112GW，新增装机量较 2021 年的 25.9GW 年复合增长 44%。从今年的情况来看，在组件价格上涨的背景下，2022 年前三季度中国对欧组件出口额仍同比大幅增长 120.4%至 181 亿美元，表明欧洲光伏需求强劲。PPA 电价上涨亦提升光伏发电的经济性，我们不排除后续欧盟光伏装机达到 Solar Power Europe 的加速发展预期。
反规避风险：美国从 2018 年开始对中国光伏企业征收 201 和 301 关税。高税率之下，晶科、隆基、晶澳等多家中国光伏企业在东南亚设厂生产电池片、组件。美国光伏企业 2021 年开始提案对“在中国生产硅料和硅片、在东南亚生产电池和组件”的企业也按双反政策收税，2022 年 3 月美国商务部受理针对中国东南亚组件厂的反规避调查。
暂扣令与涉疆法案：2021 年 6 月，美国海关以强迫劳动为由对合盛硅业发布暂扣令（WRO），隆基、晶科、天合等组件企业因产品上游半成品中含有合盛硅业的硅材料而遭扣押。2021 年 12 月，美国《尔强迫劳动预防法案》（UFLPA）出台，并于 2022 年 6 月正式实施，有效期 8 年。UFLPA 将在新疆生产的全部产品推定为“强迫劳动”产品，禁止与新疆相关的产品入境。多家中国光伏企业被纳入禁令名单，相关产品进入美国会先被海关扣留，在提供非强迫劳动证明后才放行。此举导致组件进入美国市场的时间被拉长。
反规避风险短期缓解，目前主要制约因素是组件扣留。2022 年 6 月，白宫宣布美国将对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的太阳能组件给予 24 个月的关税豁免；2022 年 9 月，美国政府公布了实施总统公告的“最终规定”，确认在 2022 年 6月 6 日至 2024 年 6 月 6 日豁免东南亚四国进口的光伏电池和组件反倾销或反补贴税；同时，为防止下游囤货，规定要求期内进口的组件需在截止日后 180 天内在美国使用或安装。随着暂扣令申诉规则的细化，组件公司溯源材料提交逐步流程化，预计 UFLPA 带来的扰动逐步淡化。
《2022 年通胀削减法案》生效，光伏供给端、需求端均有刺激政策。美东时间 8月 16 日，美国《2022 年通胀削减法案》（Inflation Reduction Act）正式生效，包含 3,690 亿美元的气候和能源支出，目标 2030 年前降低美国碳排放量约 40%。法案对美国光伏产品制造及电站投资予以补贴或税收抵免。
2022H1 美国光伏装机量同比下滑是由于涉疆法案和反规避风险带来的组件供给不足。随着反规避风险短期化解、暂扣令申诉流程化，东南亚工厂对美组件出口有望恢复正常节奏，叠加 IRA 法案利好，此前被供给能力压制终端需求有望有效释放。
2022Q1-3，中国内地光伏新增装机 52.6GW，同比+105.8%。从结构来看，2022Q1-3，中国内地分布式装机35.33GW，同比+115%；集中式光伏装机 17.27GW，同比+4%；二者增速差异显著，主要因为硅料高价推升组件价格，集中式项目对组件价格更敏感，需求被短期压制。
预计目前第一批大基地项目基本全部启动，第二批风光大基地建设已经启动。鉴于 2023 年是“十四五” 中期考核的时间点，电力系统五大四小的光伏项目落地目标约束力加大；叠加后续硅料等上游环节放量，组件成本压力有望下降；我们预计此前被部分压制的集中式需求有望在 2023 年释放。
站在2023年的时间点，摆在我们面前的光伏电池片技术粗略统计为四项，分别是PERC、Topcon、HJT、钙钛矿。
CPIA预测，到2030年，HJT的市场占比将达到约32%，TOPCon的市场占比将达到约24%，且两种电池的市场占比都处于一直上升的趋势。2026年之前，预计TOPCon的市场占比会略高于HJT，但HJT的增长速度高于TOPCon，到2026年两种电池的市场占比会持平，继而HJT的市场占比会高于TOPCon。
在去年年初，我们通过对于成本的测算，我们得出2022为Topcon平价元年，晶科能源等组件大厂Topcon产能放量，属于Topcon含量最高的组件厂，业绩大幅提升，晶科能源更是登顶2022全球组件出货榜。这样的优势是否能延续至2023年，我们认为这同样需要回归技术与成本的横向对比。
根据浙商证券判断，2023年HJT有望与PERC成本打平，我们的观点与之不同。
根据中环股份资料，2021 年初至今细线化程度推进线μm，硅耗进一步下降。技术上，硅片使用金刚丝切片，不是难点。硅片厂是否制造更加薄的硅片来自于下游的需求改变，换言之，硅片的变薄趋势是从下游开始启动。我们认为，硅片与电池片一定会变薄，但绝对不是上图中这么薄，根据相关公司公布的《技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》可知，N 型电池对超薄片的适应性更高，相关机构预测 2025 年 N 型硅片厚度将降低至 150μm 左右，有望达到 148 微米，2030 年 N 型硅片厚度有望降低至 130μm 左右。
我们控制硅料价格不变，单纯观测硅片变薄所带来的成本扰动，显然，这个图片中的数据是失真的，据中环公司的公开数据表明，硅片厚度每降低 10μm，硅片成本降低约 3%。如果加入硅料放量所带来的上游价格下降，那么PERC或是TOPcon也应受益，表格中的控制变量不合理。
设备价格较为合理，但我们也同样看到，设备降本是更加平滑的，叠加规模效应其实对成本的扰动是较低的，单设备成本高企限制了玩家的进入，更像是行业壁垒的存在。在整体的技术路径从PERC、TOPcon到HJT、钙钛矿，设备是有大幅的种类改变的，异质结与钙钛矿薄膜都将明显抬升薄膜沉积设备的使用量，这个行业我们在半导体研究中涉及过，而光伏作为泛半导体设备未来也将进行更多的薄膜沉积工艺。
光伏银浆是一种以银粉为主要原料的基础性材料，由高纯度的银粉、玻璃氧化物、有机材料等所组成的机械混合物的粘稠状浆料，一般分为导电银浆、电阻银浆与电熔银浆，其中90%以上用于导电，故光伏银浆又称导电银浆。银粉成本之高，一方面由于金属银的价格很高，另一方面由于银粉的工艺要求很高，超过50%的全球市场被日本DOWA所垄断，降低银粉成本也是HJT降本的关键所在。
目前的光伏银浆分为高温银浆和低温银浆两种，主要的区别在于工艺温度，传统的P型电池和N型TOPCon使用高温银浆，HJT只能使用低温银浆。
相比于高温银浆，低温银浆的产能不足，垄断性较强。据摩尔光伏，低温银浆国际市场上日本KE集团市占率超90%，KE专注开发低温银浆。
我们认为HJT与低温银浆在国内的产量应是螺旋上升的，HJT放量，低温银浆的研发费用才可以通过规模放量与规模效应抵消，低温银浆放量，HJT成本才能下降，才值得厂家布局HJT产线，而这样的模式不会是一蹴而就或者向表格中所体现的一年内价格几乎减半的效果。因此这部分成本我们应以银浆价格缓慢下降为标准。
我们之前对于钙钛矿的研究告诉我们，钙钛矿绝对是未来扰动光伏产业格局的技术，这项技术与HJT相容性更好，因为两项技术皆使用更多的薄膜设备，而站在现在的时点，我们认为电池组件厂依旧不具备优势如果他们建设更多的HJT，未来一年，HJT将在低基数中倍量扩产，但我们认为这对于业绩的提升不具备优势，而市场只将给予技术预期所带来的估值提升。
光伏组件厂将获得供需错配所带来的利润上涨，回顾历史，这样的的情况几乎是确定的，并且我们对于政策与需求的判断，2023年将相较于2022年继续提升且政策上相对比2022年情况更优，我们认为光伏下游（非硅料）将享受量利齐升，而具体技术路径，TOPcon成本已接近PERC，我们认为依旧TOPcon将相对于其他技术享受更多红利。
在技术更迭的路径向下，我们认为光伏设备拥有“既有技术变革所带来的成长性，又有规模扩产所带来的价值性”，光伏行业亘古不变的底层逻辑就在于技术的迭代所带来的更高光电效率与更低的LCOE，在光伏设备厂中筛选标的，我们应聚焦稳坐TOPcon，放眼HJT与钙钛矿的相关企业，这样的公司业绩与预期都将获得支撑。
我们判断，光伏行业需求在持续扩大，则行业中紧俏的材料将获得更多红利，建议关注石英与POE胶膜。石英我们在去年5月已经进行过推荐与介绍，我们认为2023年逻辑与过往不变，将依旧在光伏行业获取较高估值。POE将受益于N型电池组件放量所带来的红利，但国内POE公司大多为化工企业，POE胶膜占据较小份额，光伏将只能于相关企业带来预期，而结构性风险突出。
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对于新能源光伏发电领域，光伏总电价一般是光伏电价+光伏补贴+当地脱硫煤电价三者之和，其中每年光伏补贴和脱硫煤电价是固定值，仅受政府政策影响。对总电价起决定性影响的一般是光伏发电项目的加权电价。
考虑太阳能光伏系统主要发电时段为8-16时，根据分时电价计算可得以下加权电价：
按照逐时发电量统计每月逐时发电量曲线，然后根据项目峰谷平电价算出光伏发电时间段内峰谷平电价占的比例，再进行加权计算得出平均电价。
【消息】据有色金属工业协会硅业分会，截止1月6日当周国内单晶复投料成交均价为17.82万元/吨；单晶致密料成交均价为17.62万元/吨，整体价格较2021年高点跌了逾四成。市场成交情况清淡，实际订单签订企业仅2-3家。
【点评】硅料价格大跌，主要受产能持续释放加年末需求淡季导致市场供大于求。同时，硅料降价同时带动硅片、电池片等主材降价，进而造成组件价格下降，光伏产业链各环节盈利迎重新分配。
一方面，上游价格回落是大势所趋。23年上半年，随着协鑫科技、大全新能源等国内其他硅料产能的进一步释放，价格有望持续回调；下半年，通威股份、特变电工等产能释放也将继续推动硅料放量。
另一方面，组件价格下降直接刺激下游装机需求，2023年或是光伏装机大年。回顾2022年，集中式装机整体承压，前三季度集中/分布式分别新增装机17.3/35.3GW，主要受组件高价压制电站收益率，导致项目施工延后，2023年有望明显好转。
1）辅材——高纯石英砂、胶膜等：一方面，这些辅材部分主要依赖进口，供应依旧紧张，不受硅料降价影响；另一方面，这些辅材技术门槛在提高，成本高价格支持因素强。
2）新技术——电池片产业化。随产业链价格回落，终端对新技术溢价接纳度会更高，Topcon还在做调试升级，一旦量产，领先企业的优势可能更大，新技术的红利期可持续。
3）后周期——储能。随着光伏装机高速增长以及强烈的配储需求，储能装机将高速增长。
具体到A股市场，中上游价格下行，组件一体化、进口辅材（国产替代）及新技术方向受影响小，行业龙头及在新技术方向（TOPCon、xBC或HJT电池等）有布局的企业有望受益。
根据市场公开资料显示，相关概念股包括：晶科能源（688223）、钧达股份（002865）、阳光电源（300274）、禾迈股份（688032）。雷竞技app官方版下载雷竞技app官方版下载雷竞技app官方版下载