概要及主要觀點：
1、 光伏： 預測2023年全球光伏新增裝機達到355GW或以上；其中中國、歐洲、美國新增裝機分別達到150GW、65-70GW、30GW左右，預計2023全球組件市場規(guī)模有望超過500GW。2024年有望達到600-650GW。繼電池價格出現(xiàn)拐點，硅片價格也已經(jīng)發(fā)生規(guī)模性下降，對于最上游硅料的價格接受度已然發(fā)起新一輪挑戰(zhàn)，硅料價格雖現(xiàn)在暫時保持上漲和平穩(wěn)，但是與終端組件方面的倒掛壓力已經(jīng)逐步接近臨界點，另外考慮硅料本身的供應規(guī)模和增量空間，市場對于十月底硅料價格發(fā)生轉(zhuǎn)折具有更多期待。原因如下：第一，一些企業(yè)仍在交付前期訂單，部分企業(yè)逐步開始洽談10月訂單，市場活躍度不高，尚處于博弈僵持階段。第二，近期硅片價格出現(xiàn)分化，電池開始降價，組件廠商有所減產(chǎn)。盡管下游拉晶企業(yè)維持高位滿開，對硅料的需求較為旺盛，但接受硅料價格持續(xù)上漲的能力有所減弱，對后市相對悲觀。截至本周，國內(nèi)硅料生產(chǎn)企業(yè)合計15家（包含新建投產(chǎn)企業(yè)一家），其中一家停產(chǎn)技改，一家企業(yè)出現(xiàn)意外事故?？傮w來看，硅料供應仍不及當前市場需求，硅料價格有上漲的利好因素；但下游產(chǎn)品的價格開始下降，拉晶企業(yè)采購硅料態(tài)度謹慎等不利因素制約了硅料價格進一步上漲，故推測上下游博弈，短期內(nèi)價格走勢以持穩(wěn)為主。
2、 時至月末，隨著硅片產(chǎn)量的放大，庫存堆積下價格持續(xù)松動下行，中國長假后的市場走向撲朔迷離，持續(xù)增長的硅片供應能力將引導價格持續(xù)探低，關鍵點在于節(jié)后硅片環(huán)節(jié)廠家的排產(chǎn)變化，目前已經(jīng)聽聞個別廠家有下修排產(chǎn)的規(guī)劃，節(jié)后價格走勢將視廠家減產(chǎn)幅度、電池廠排產(chǎn)狀況、甚至硅料價格水位多方影響變化。本周組件價格暫時持穩(wěn)，低價區(qū)段拋貨仍未止歇，負面因素仍在影響遠期價格，展望四季度即將到來，需求仍不見明顯好轉(zhuǎn)，10月組件排產(chǎn)考慮假期約有3-8天不等的假期，然一線廠家大多并無放假計畫，暫時觀察仍有單月50 GW以上的量體，因此價格恐將持續(xù)受供應過剩、需求暫無爆發(fā)式增量等因素影響下降，近期供應鏈中游價格確實出現(xiàn)松動，也影響終端業(yè)主部分觀望心態(tài)再起，本周單玻均價約1.2-1.22元。一線廠家新單價格1.18-1.2元。中后段廠家單玻平均價格約在每瓦1.2-1.21元。海外價格也將在接下來受到影響，本周暫時價格持穩(wěn)，中國出口執(zhí)行價格約每瓦0.14-0.155元美金（FOB），亞太地區(qū)執(zhí)行價格約0.14-0.15元美金。印度本地組件平均價格約每瓦0.25元美金。歐洲近期現(xiàn)貨價格約在每瓦0.14-0.15歐元，黑背版約溢價1-2歐分。美國價格地面型項目因期貨性質(zhì)，前期談單價格穩(wěn)定執(zhí)行價格約0.38-0.4元美金DDP，分布式項目價格落差區(qū)間較大0.3-0.4元美金DDP之間水平。
3、 當前硅片與電池片的持續(xù)跌價，部分舒緩了組件生產(chǎn)廠家的成本壓力，然而，另一方面給予組件端更多的跌價空間，尤其組件環(huán)節(jié)針對四季度終端需求感受仍未明朗，預期節(jié)后需求與排產(chǎn)的起量與否將影響后續(xù)跌價幅度與空間。電池片環(huán)節(jié)重點研究對象為（1）規(guī)劃產(chǎn)能與實際產(chǎn)量的關系所形成的供需，（2）價格的波動，（3）各種類型電池技術(shù)的迭代進度，（4）同一種電池技術(shù)中不同技術(shù)路線的選擇優(yōu)劣與投產(chǎn)進度。（1）（2）盡管電池片產(chǎn)能陸續(xù)投產(chǎn)，但實際產(chǎn)量受限于產(chǎn)線良率等因素，短期電池片有效產(chǎn)能偏緊，明顯的供需緩解恐延后至4季度。N型TOPCon組件價格約每瓦1.21-1.35元之間，價差收窄約0.05-0.08元。海外價格與PERC溢價約0.8-1美分左右。HJT組件價格波動較小，國內(nèi)價格約在每瓦1.4-1.55元之間，現(xiàn)貨庫存價格約有每瓦1.35-1.4元左右的價格，低效組件價格也出現(xiàn)每瓦1.35-1.38元的價位。海外價格持穩(wěn)約每瓦0.195-0.2元美金。
4、 激光輔助燒結(jié)，本質(zhì)上是利用激光的高度能量集中和可控特性，將高溫燒結(jié)過程中鈍化層侵蝕和接觸形成這兩個關鍵步驟分開，從而達到對燒結(jié)過程的進一步精準調(diào)控。從原理上來看，激光形成的電流沿著低接觸電阻路徑傳輸，引發(fā)銀硅互擴散，從而降低接觸電阻，而整個燒結(jié)過程的持續(xù)時間與載流子壽命匹配，激光過后迅速停止，從而實現(xiàn)原有鈍化層的最大限度保留，避免金屬-硅基體直接接觸引發(fā)的載流子復合。激光輔助燒結(jié)適用于所有高溫型燒穿銀漿的燒結(jié)過程，因此對PERC、TOPCon，甚至XBC電池均有應用潛力。對于TOPCon電池來說，由于正背面均使用了燒穿型漿料，激光輔助燒結(jié)的提效潛力比PERC電池更高。值得一提的是，由于激光輔助燒結(jié)可以精準控制燒結(jié)過程使得TOPCon電池的背面薄poly化難度降低，從減少寄生吸收的角度打開了另一層提效空間。在材料配套方面，使用激光輔助燒結(jié)專用銀漿可以獲得額外的效率增益。隨著激光輔助燒結(jié)技術(shù)的推廣，率先推出量產(chǎn)型激光輔助燒結(jié)銀漿的廠商有望取得更高市占率。從當前進度來看，頭部激光設備廠家正在加速推出相關產(chǎn)品，但作用點多集中于電池正面。隨著技術(shù)及經(jīng)驗的進一步積累，激光輔助燒結(jié)對TOPCon電池背面接觸、polv硅厚度減薄的貢獻仍有待挖掘。判斷激光輔助燒結(jié)充分發(fā)揮了激光的能量集中和可控優(yōu)勢，相比傳統(tǒng)燒結(jié)具備明顯優(yōu)勢，提效效果顯著，是一項具備發(fā)展?jié)摿Φ募夹g(shù)方向。
5、 光伏電池技術(shù)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(zhuǎn)換效率、太陽輻射強度、溫度、大氣質(zhì)量等。光電轉(zhuǎn)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(zhuǎn)換效率。相比傳統(tǒng)的P型電池，N型電池具有轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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%。與PERC和TOPCon相比，HJT具有以下優(yōu)勢：工藝流程短：HJT的核心工藝流程為四步，分別是清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、TCO 膜沉積、金屬電極化，更短的工藝流程在提高良率的同時能夠降低人工、運維等成本。低溫工藝：HJT全工藝流程低于200℃（PERC磷擴環(huán)節(jié)850℃，TOPCon硼擴環(huán)節(jié)1100℃），低溫工藝有助于減少硅片熱損傷。雙面率高：HJT為雙面對稱結(jié)構(gòu)，雙面率可達90%，PERC與TOPCon為75%和85%，高雙面率意味著更高的發(fā)電量。溫度系數(shù)低：HJT溫度系數(shù)約為-0.24%/℃，優(yōu)于PERC的-0.35與TOPCon的-0.30，更低的溫度系數(shù)意味著在高溫環(huán)境中能耗損失更少，發(fā)電量更高。低衰減：HJT無PID和LID效應，首次衰減為1%，線性衰減為0.25%，全生命周期發(fā)電量更高。薄片化：由于雙面堆成結(jié)構(gòu)降低了硅片的機械應力，且低溫工藝減少了硅片受熱發(fā)生翹曲的可能，更有利于薄片化的進行。2022年P型PERC與TOPCon硅片的平均厚度為155/140μm，HJT硅片厚度約130μm，且有廠家正在測試110μm硅片，薄片化有助于較少硅用量，能夠進一步降低成本?？傮w來看，雙面HJT電池全生命周期單W發(fā)電量高于雙面PERC電池，相對優(yōu)勢在7％左右。站在當前時間點，相比23年擴產(chǎn)，更重要的是24年和25年擴產(chǎn)，關鍵是“同質(zhì)化和差異化” ，目前的HJT產(chǎn)品相比topcon在組件功率上高10-15W（182 72版型），銅電鍍導入后預計再提升10W左右，從產(chǎn)品屬性上來看存在差異化，符合差異化競爭來提升市占率的邏輯，
6、 N型電池： TOPCon目前整體產(chǎn)能規(guī)劃超過800GW，到2023年底名義產(chǎn)能有望達到500-600GW或以上；根據(jù)PV數(shù)據(jù)，topcon在產(chǎn)+在建產(chǎn)能已有693GW，規(guī)劃產(chǎn)能1429GW。與P型電池 PERC相比較，N型TOPCon電池更換為N型襯底，少子壽命更長，增加隧穿氧化層及多晶硅層，降低載流子復合，同時配合SMBB等減少正面遮擋，實現(xiàn)效率的顯著提升。ERC 70%左右的雙面率明顯提高，折算至綜合效率端大致形成1%左右的效率優(yōu)勢。HJT年底產(chǎn)能有望達到45-50GW或以上。預計2023年鈣鈦礦組件產(chǎn)能有望達1.5GW，2025年或超過7GW。對于TOPCon電池來說，磷的應用和摻雜體現(xiàn)在硅料環(huán)節(jié)，也體現(xiàn)在拉棒環(huán)節(jié)、電池環(huán)節(jié)。如果N-P料每噸的價差達1萬元，表現(xiàn)在電池上的價差為0.02元/W；如果價差達到4萬，表現(xiàn)在電池環(huán)節(jié)，價差就會達到8分錢/W。
光伏企業(yè)做投建方案的時候，設備攤銷通常會按5-7年計算?，F(xiàn)在的落后產(chǎn)能PERC，在2019年作為先進技術(shù)，才成為主流。2019年PERC電池市占65%。對比PERC的歷史，如果TOPCon能有三年生命周期已經(jīng)足夠了。但對于還沒有實現(xiàn)大量出貨的HJT來說，時間可能更短。
7、 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)。風險點：上半年的業(yè)績主要是去年上半年訂單的兌現(xiàn)。機會點：從訂單就可以看出來，預期讓人期待。關鍵在于hjt時代什么時候到來，而這又要看hjt能否順利地進一步降低成本。按照產(chǎn)業(yè)鏈的數(shù)據(jù)，在硅片減薄、銀包銅、SMBB等技術(shù)的推動之下，hjt已經(jīng)無限逼近平價點了，預計年底就可以實現(xiàn)跟perc平價，進一步降價的關鍵反而在設備，目前HJT設備成本約3.5-4億元/GW，相比PERC和TOPCon 高太多了，要想順利實現(xiàn)HJT平價，設備的成本就必須降下去，至少降低到3億/GW的水平，這樣產(chǎn)業(yè)鏈有望在2年內(nèi)回本，投資的欲望會大大加強。從工藝而言，長期hjt應該還是比較確定的，尤其是疊加鈣鈦礦技術(shù)，關鍵是大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化需要時間。
8、 光伏設備端重點為技術(shù)迭代——低氧爐、銅電鍍、切片機細線化、0BB（分歧大，方可能有超額，目前市場主流觀點，電鍍銅2025年才能量產(chǎn)，技術(shù)路徑也有爭議），跟存量博弈的總市場有關。不要拘泥于只有龍頭設備投資價值。對于真正斬獲訂單階段，耗材投資機會加強；對于沒量產(chǎn)的新技術(shù)更關注設備。對于已經(jīng)真正批量，加速拿訂單階段，從投資的角度來說，隱含的是設備的回報率逐步下降，或者對收益率的要求要降低；但所有的耗材回報率都會上升，因此判斷應重點關注輔材輔料行業(yè)，主要關注金剛線、石英砂、銀包銅、靶材、焊帶等。2023年上半年凈利增幅位列第二和第四位的公司均處于光伏產(chǎn)業(yè)鏈輔材環(huán)節(jié)。
9、 風電整機廠商營收和銷售端持續(xù)增長，但凈利潤有所下降，盈利能力承壓。增收不增利，利潤下滑是行業(yè)性困境。風電整機商利潤下滑的原因在于補貼退坡、招標價格下行、行業(yè)競爭加劇、成本降速慢。打贏利潤保衛(wèi)戰(zhàn)的關鍵，在于強化成本優(yōu)勢、尋找增長曲線、活下去等拐點到來。在2022年，風機行業(yè)迎來陸風、海風“國補”全面取消，搶裝潮后風電裝機市場迎來暫時性的需求調(diào)整。風電行業(yè)作為國家的扶持產(chǎn)業(yè)，早些年享受到稅費減免的優(yōu)惠，但是隨著時間的推進，部分老舊項目的減稅優(yōu)惠到期，項目新增稅費加大企業(yè)的費用支出。此外，相較于2022年底，陸上、海上風機平均價格下滑10%、13%，風電整機報價內(nèi)卷嚴重，利潤空間被嚴重壓縮。風電整機商毛利率大幅下滑的原因是行業(yè)激烈的“價格”競爭。2023年6月，全市場風電整機商風電機組投標均價為1681元/千瓦，2022年6月標均價為1939元/千瓦，同比下降13%。2023年3月，月度公開招標均價低至1607元/千瓦。另外，對利潤影響較大的因素是企業(yè)成本降速緩慢，“對于凈利下滑，一是公司的風機及零部件板塊由于市場價格的下行，成本降幅不及預期所以毛利額大幅下降；二是其他費用的減少以及投資收益的增加等收窄了導致公司虧損?！憋L電整機商只有強化成本優(yōu)勢，才能穿越周期?！皳屟b潮”后，風電平價時代到來，也意味著盈利難度加大，風電整機商或?qū)㈤L期面對“利潤困境”。目前來看，風電整機商優(yōu)化成本方式主要是原料成本控制、費用率數(shù)據(jù)改善。風電企業(yè)將繼續(xù)推進風機大型化和輕量化，進一步降低風機制造成本。而且，各家企業(yè)尋找增長曲線，搭建護城河也極為重要。各大風電整機商在降本的同時也在積極尋求第二曲線。頻頻參與風電開發(fā)運營、風電服務等多元化能源賽道。與此同時，風電整機商還偏愛跨界光伏領域。相信在多業(yè)務協(xié)同發(fā)展下，風電整機商有望打開成長空間，建立屬于自身的護城河。最后，2023年隨著下游陸上風電場的回報率企穩(wěn)，陸上風機價格有望保持平穩(wěn)，疊加風電單機容量的不斷提升，整機龍頭的業(yè)績有望企穩(wěn)回升。與此同時，原材料價格回落也將帶動風電行業(yè)整體的盈利環(huán)節(jié)改善。挑戰(zhàn)：價格競爭、產(chǎn)業(yè)政策風險、大型化降本、風電需求、海外開拓等因素影響。目前，陸上風機的招標價已基本觸底，但是整個行業(yè)現(xiàn)狀是供大于求，在行業(yè)調(diào)整的過程中，隨著產(chǎn)供銷趨于均衡，預計價格會有向上走的可能。陸上風電場投資收益率比較可觀，但海上風電場收益率相對較低不能滿足業(yè)主的期望，二季度風電裝機量有所放緩，央企、國企業(yè)主對于風場投資建設，一般涉及投決會審批和手續(xù)報批，所以每年上半年都是相對淡季，下半年尤其是后四個月是旺季，后四個月一般能占到全年裝機量的一半或以上。展望下半年海風裝機好轉(zhuǎn)，關注海風及出海邏輯，海風相關龍頭更具投資價值。
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。
1.1.1硅料價格分析
臨近國慶假期，光伏市場采買較為冷清。硅料市場總體持穩(wěn)運行。隆基和中環(huán)的調(diào)降對硅料市場形成利空影響，臨近假期，市場對于硅料的采買也已經(jīng)較為謹慎。新一輪簽單已逐步展開，但買方采購意愿一般，預計節(jié)前硅料價格暫穩(wěn)運行，持續(xù)關注硅片市場成交情況。
新簽單價格方面，本期開始逐步發(fā)生分化，即頭部企業(yè)的報價水平仍有小幅上漲，但是二三線企業(yè)的報價水平維持之前水平、甚至開始略有下浮，為三季度以來首次分歧點?？紤]前期簽訂和正在執(zhí)行的價格水平，價格水平具有一定緩沖和延遲特點，本期致密塊料均價水平仍有小幅上漲，位于每公斤87元左右，環(huán)比上漲2.4%。截止九月最后一周，硅料訂單的發(fā)運情況仍不甚樂觀，個別用料企業(yè)的缺料狀態(tài)仍持續(xù)存在，采購方面的催料力度也有所加劇，畢竟對于未來四季度的價格走勢存有恐跌的擔憂。
1.1.2硅片價格分析
硅片價格跌幅較大。上周硅片價格已有松動趨勢，隨著本周隆基和中環(huán)下調(diào)價格，下跌行情坐實。現(xiàn)隆基單晶硅片P型M10型號150um報價為3.10元/片，降幅8.28%，中環(huán)也是全線下跌，跌幅均在6%-8%。其余二三線企業(yè)也是不同幅度的降價出貨，價格稍顯混亂。隨著下游需求的持續(xù)收縮，硅片庫存累積較快，硅片價格無奈下調(diào)，且短期內(nèi)并無明顯利好支撐。預計短期內(nèi)硅片價格壓力仍較大。
1.1.3電池片價格分析
目前電池片價格深跌難止的主要原因一方面是由于下游組件的減產(chǎn)，導致對電池片采購需求的持續(xù)轉(zhuǎn)弱，市場情緒較為一般。另一方面當前電池片環(huán)節(jié)仍然維持滿負荷運行，且新增產(chǎn)能仍在進一步集中釋放，整體供應明顯過剩；臨近中秋國慶雙節(jié)，據(jù)了解很多組件企業(yè)今年會選擇過節(jié)放假來緩解自身產(chǎn)出，但目前電池片尚有利潤可言，大規(guī)模減產(chǎn)也不切合實際，預計節(jié)后電池片庫存壓力將加劇。
1.1.4組件價格分析
組件市場較為平穩(wěn)。當前組件市場內(nèi)卷繼續(xù)，一體化企業(yè)為了搶占市場，報價也是繼續(xù)讓價讓利，市場不斷傳出個別企業(yè)低價排庫消息，但整體以535w，540w等較低效組件為主，高效組件價格穩(wěn)定。目前需求端仍未有明顯改觀，國內(nèi)需求相對平穩(wěn)，但歐洲的高庫存仍是一大利空。現(xiàn)在整個主要產(chǎn)業(yè)鏈或許都將進入下行通道，終端對于組件漲價接受度只會更弱，預期短期內(nèi)組件價格仍較難上調(diào)。
今年組件集采中標價格波動可劃分為三個階段：
第一階段在第一季度1-3月，PERC182組件集中式項目的中標價區(qū)間在1.7-1.8元/瓦，分布式項目的中標價區(qū)間在1.75-1.85元/瓦。此時硅料價格在年初出現(xiàn)反彈，但組件價格在年初相較于去年年底有所下降，利好終端電站啟動完成去年因組件高價而無法滿足收益率的延期項目。因此終端壓價心態(tài)明顯，組件成交價格未出現(xiàn)漲幅，整體處于橫盤震蕩。硅料價格在3月成交重心開始回落，屆時一季度終端仍處于全年項目規(guī)劃中，招標集采未完全啟動，下游需求有限，但一線組件企業(yè)為搶占市場份額主動降價，中標價在一季度末也逐漸出現(xiàn)走跌趨勢。
第二階段在4-5月末，PERC182組件集中式項目的中標價區(qū)間在1.58-1.7元/瓦，分布式項目的中標價區(qū)間在1.55-1.75元/瓦。二季度開始央國企2023年度集采項目啟動，終端采購需求明顯向好，組件企業(yè)價格也出現(xiàn)漲跌不一，部分企業(yè)價格基于成本及交付情況出現(xiàn)一定上漲，也不乏有部分企業(yè)為保持市場競爭力降價搶單。
框架集采的招標及組件市場的激烈競爭使集中式項目中標價出現(xiàn)明顯下降，此時組件市場報價穩(wěn)定在1.65-1.75元/瓦，招標價格已經(jīng)出現(xiàn)提前下探及看跌情緒。
5月光伏市場走勢集體偏弱，上游硅片及多晶硅價格近乎腰斬，組件市場價格也跌至1.6-1.7元/瓦，終端受此影響對市場后期擔憂情緒增加，提貨采購情緒明顯減弱，對組件集采價格也越看越低，觀望態(tài)度明確。需求的波動和不確定性再次加劇組件市場競爭，低于1.5元/瓦的價格也開始少量出現(xiàn)。
第三個階段在6月-8月，PERC182組件集中式項目的中標均價從1.5元/瓦落至1.2元/瓦，分布式項目的中標均價從1.55元/瓦落至1.23元/瓦。6月由于光伏上游原料價格大跌，終端對后市預期看弱，有意壓低招標價格，組件企業(yè)在當前市場議價權(quán)較弱，隨即價格走跌幅度較大，價格區(qū)間在6月末已全面落至1.3-1.4元/瓦。
7月組件市場競爭激烈程度加劇，一體化企業(yè)為搶占市場份額仍在帶頭大幅拉低投標價，而多家組件企業(yè)價格已經(jīng)在成本線附近，二三線組件企業(yè)甚至面臨零利潤和虧損境地，但低價搶單的現(xiàn)象卻仍然層出不窮，集中式項目中標價格區(qū)間也直接降至1.2-1.25元/瓦，分布式項目價格在1.25-1.3元/瓦。
在7月末至8月，低于1.2元/瓦的投標價也不乏出現(xiàn)，但終端對于低價組件的供應保障也有一定顧慮和擔憂，因此整體組件中標價區(qū)間在8月逐漸企穩(wěn)。
今年組件價格的下跌大幅提升了終端光伏項目的收益率，利好光伏項目的開發(fā)，提高了光伏項目開發(fā)商的開發(fā)意愿，新增裝機容量也超預期。
對于后續(xù)中標價格走勢，基于9-11月光伏終端裝機需求提升的樂觀預期，以及上游原材料價格的企穩(wěn)，預計中標價將以穩(wěn)為主，價格下跌空間有限，終端對于低價組件也抱有謹慎態(tài)度。
1.1.5光伏玻璃價格
光伏玻璃3.2mm鍍膜：3.2mm鍍膜光伏玻璃報價26.5-28.0元/平方米，價格暫穩(wěn)。2.0mm鍍膜：2.0mm鍍膜光伏玻璃報價18.5-20.0元/平方米，價格暫穩(wěn)。
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
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。
產(chǎn)量不及預期。9月部分硅料生產(chǎn)意外頻出。
9月多晶硅實際產(chǎn)量13.52萬噸，較此前9月的預計產(chǎn)量下滑約0.45萬噸。環(huán)比8月的13.01萬噸增長3.9個百分點——多晶硅排產(chǎn)繼續(xù)增長，但產(chǎn)量增速不及預期。
9月產(chǎn)量環(huán)比8月繼續(xù)增長，其增量主要來自于一方面，新特、協(xié)鑫、通威等頭部企業(yè)已投產(chǎn)線的繼續(xù)爬坡。
另一方面，來自于上機、寶豐等9月新投產(chǎn)線的投產(chǎn)。
除此之外，9月多晶硅市場整體熱度仍在且多晶硅企業(yè)利潤明顯，其余產(chǎn)線多數(shù)繼續(xù)保持穩(wěn)定生產(chǎn)。
多個新投產(chǎn)線支撐9月多晶硅供應大幅增加，但相較月初排產(chǎn)，多晶硅產(chǎn)量出現(xiàn)一定下滑，分析原因：
部分工廠生產(chǎn)”意外“導致9月多晶硅最終產(chǎn)量不及預期。
其一，內(nèi)蒙某頭部產(chǎn)線出現(xiàn)精餾裝置問題，影響產(chǎn)量約為3000多噸。
其次新疆某企業(yè)新投產(chǎn)線本預計9月全面投產(chǎn)，但截至目前該企業(yè)已原料正常投爐，但正常出料預計要到10月中旬，與此前市場預期稍晚。
除此之外，個別新投廠家爬產(chǎn)進度不及預期亦導致產(chǎn)量的下滑。
10月國內(nèi)部分裝置問題已經(jīng)解決，同時多家新投產(chǎn)線將開始全面爬產(chǎn)，疊加庫存低位以及利潤較好。國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量將出現(xiàn)大跨越，預計整體排產(chǎn)將逼近15萬噸大關。
歐洲光伏組件價格進一步下跌，新電池技術(shù)的組件批發(fā)價跌至28美分/瓦
9月26日，據(jù)pvEurope報道，由于倉庫爆滿，歐洲光伏組件價格迎來了進一步下跌。
報道指出，由于倉庫堆滿了此前采購的高價組件，低價組件也沒能傳遞至終端，導致采購需求也沒有回暖。
在過去的四周里，太陽能組件的價格進一步下跌，以批發(fā)標準來看降幅尤為明顯，標準組件的平均批發(fā)價格為每瓦20美分，比上個月的價格又低了9%。而采用新電池技術(shù)的組件價格甚至下降了9.7%，平均批發(fā)價已經(jīng)跌到了28美分。
目前，光伏組件價格創(chuàng)下了2020年以來的歷史新低，已經(jīng)低于許多制造商的生產(chǎn)成本。
Xchange在線市場董事總經(jīng)理Martin Schachinger表示，這主要歸因于亞洲制造商的產(chǎn)能過剩。目前有大量組件堆積在批發(fā)商和制造商的中間倉庫里，歐洲倉庫中已經(jīng)有40至100GW的未售出組件，主要位于鹿特丹地區(qū)。
另外他還提到，這一局面也與PERC技術(shù)的專利糾紛有關，由于PERC專利迫使許多制造商轉(zhuǎn)向Topcon技術(shù)，大幅提高了新產(chǎn)能，加重了產(chǎn)能過剩。
此外，由于倉庫中堆滿了的大量此前采購的高成本組件，較低的價格還沒有傳遞至終端，進而影響了終端客戶的采購需求，目前歐洲許多終端客戶都處于觀望當中，都在等待以更低的價格購買這些組件。
2、風電
2.1風電產(chǎn)業(yè)鏈價格變動分析
2023年9月27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。
2023年9月27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?qū)⒏纳?。風機中標價格：2023年1-6月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。
二季度陸上風機價格趨穩(wěn)。2023年一季度，陸上整機價格一路下跌。陸上風機含塔筒最低中標價格從2月的1460元/kW，到3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。2023年2季度，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)。2023年以來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。
經(jīng)歷過2022年低潮，風電行業(yè)迎來裝機復蘇，持續(xù)看好海風，預計2023年海風新增裝機超過10GW，同比翻番不止。
本周風電整機采購開標總計812.5MW，風電機組招標總計30MW；風電塔筒采購開標380MW。
目前，陸上風機的招標價已基本觸底，但是整個行業(yè)現(xiàn)狀是供大于求，在行業(yè)調(diào)整的過程中，隨著產(chǎn)供銷趨于均衡，預計價格會有向上走的可能。陸上風電場投資收益率比較可觀，但海上風電場收益率相對較低不能滿足業(yè)主的期望，
二季度風電裝機量有所放緩，央企、國企業(yè)主對于風場投資建設，一般涉及投決會審批和手續(xù)報批，所以每年上半年都是相對淡季，下半年尤其是后四個月是旺季，后四個月一般能占到全年裝機量的一半或以上。
三一重能預計2023年全行業(yè)裝機容量為55-60GW左右，明年在60-70GW左右。雙碳目標、風電平價后比較好的投資收益率、國家支持新能源投資建設等因素，都使得風電有較好的發(fā)展前景。
技術(shù)端——對于海上風電機型在雙饋與半直驅(qū)路線均有技術(shù)儲備，雙饋在近海和中海比較有優(yōu)勢，半直驅(qū)在大兆瓦、遠海比較有優(yōu)勢，兩種技術(shù)路線在優(yōu)勢區(qū)域會存在一定的重疊，根據(jù)具體情況進行技術(shù)路線選擇。
風電：板塊分化嚴重，整機毛利率下滑，零部件盈利明顯改善。上半年海風裝機不及預期
風電展望：下半年海風裝機好轉(zhuǎn)，關注海風及出海邏輯，海風相關龍頭更具投資價值
毛利率有望修復的風機環(huán)節(jié)：（23Q3風機價格平穩(wěn)+原材料價格回落，23Q3高毛利的海風風機出貨占比提升）
二、投資方向梳理
2.1 光伏硅片行業(yè)研究分析
硅片行業(yè)技術(shù)段重視
1、硅片尺寸大小
6家組件企業(yè)統(tǒng)一硅片尺寸。在光伏行業(yè)對新一代矩形硅片的中版型組件尺寸(2382*1134mm)進行統(tǒng)一之后，為了進一步解決因矩形硅片尺寸差異導致的產(chǎn)業(yè)鏈硅片供應困難，材料成本增加等困擾，推進矩形硅片尺寸的標準化至關重要。
阿特斯、東方日升、隆基、通威、一道、正泰新能6家光伏企業(yè)代表經(jīng)過全面充分地溝通評估，對72版型采用的矩形硅片191.Xmm標準化尺寸達成了如下共識：
6家光伏企業(yè)共同倡導和推動上述標準化矩形硅片尺寸方案為行業(yè)內(nèi)更多的企業(yè)所接受。
聯(lián)合倡議企業(yè)名單：
（排名不分先后，按拼音首字母順序排列）
阿特斯陽光電力集團股份有限公司
東方日升新能源股份有限公司
隆基綠能科技股份有限公司
通威股份有限公司
一道新能源科技股份有限公司
正泰新能科技有限公司
這次由之前的9家變?yōu)?家，之前的9家光伏企業(yè)名單為：
阿特斯陽光電力集團股份有限公司
東方日升新能源股份有限公司
晶澳太陽能科技股份有限公司
晶科能源股份有限公司
隆基綠能科技股份有限公司
天合光能股份有限公司
通威股份有限公司
一道新能源科技股份有限公司
正泰新能科技有限公司
2、N型硅片
3、薄片化（影響金剛線、切片機）
在光伏硅片環(huán)節(jié)，大尺寸、薄片化、N型是未來的發(fā)展趨勢，能夠引領行業(yè)創(chuàng)新發(fā)展的企業(yè)占據(jù)領先的市場地位。
截至2022年末，主要硅片上市公司硅片產(chǎn)能合計為492.77GW，其中TCL中環(huán)硅片外銷市占率全球第一，G12硅片占據(jù)主要的市場份額，隨著新增產(chǎn)能的持續(xù)釋放與技術(shù)能力的提升，預計2023年末產(chǎn)能將達到180GW，繼續(xù)保持全球單晶規(guī)模領先地位。
由上表可知，主要硅片上市公司至2023年末規(guī)劃產(chǎn)能為680.4GW，新增產(chǎn)能一般可兼容大尺寸硅片，可滿足2024年及之后持續(xù)增長的硅片市場。
歷史上全球各年年末的硅片產(chǎn)能普遍大于當年硅片產(chǎn)量，2010年-2022年各年末全球硅片產(chǎn)能超過當期產(chǎn)量的比例平均值為45.59%。
2010-2022年全球硅片產(chǎn)能/產(chǎn)量（單位：GW）
2.2 光伏電池片組件行業(yè)研究分析
1、技術(shù)端
近日，弗勞恩霍夫太陽能研究所(Fraunhofer ISE)和NWO-Institute AMOLF研究所開發(fā)出一種效率高達 36.1%的多結(jié)太陽電池，打破了硅基太陽電池的此前記錄。
長期以來，硅基太陽電池一直是可再生能源領域的主流，但它們通常面臨著29.4%的基本效率限制。
為了克服這一限制，研究人員提出了多結(jié)太陽電池的概念。在這種電池中，多層吸光材料相互堆疊，使每一層都能有效捕捉太陽光光譜的特定部分。這種創(chuàng)新方法為大幅提高太陽電池效率提供了可能。
這種創(chuàng)紀錄的太陽電池結(jié)合了 "硅TOPCon "太陽電池(一種由 Fraunhofer ISE 研發(fā)的新型高效電池)和由磷化銦鎵(GaInP)和砷化鎵(GaInAsP)組成的兩個半導體層(同樣由 Fraunhofer ISE研發(fā))。
堆疊的材料上還涂覆了由AMOLF開發(fā)并由兩家研究機構(gòu)聯(lián)合制造的、精心設計的金屬/聚合物納米涂層。設計中加入的背反射器增強了太陽電池內(nèi)部的光捕獲，標志著效率首次突破36%的里程碑。這項成果是上周在里斯本舉行的歐洲光伏太陽能大會(EU PVSEC)上公布的，并得到了Fraunhofer ICON計劃的資助。
2023年截至目前，與去年同期對比不同技術(shù)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%；采用組件銘牌功率和實測功率容量計算單位兆瓦發(fā)電，發(fā)電量差異差異在0.1%左右逆變器方面，2023年與去年同期對比不同技術(shù)類型逆變器發(fā)電量規(guī)律保持一致，同比發(fā)電量差異在0.5%以內(nèi)，集散式逆變器2022年由于策略原因箱變低壓側(cè)未達到1.1倍限功率運行，發(fā)電量較組串式逆變器低4.19%；2023年策略優(yōu)化后發(fā)電量較組串式逆變器低1.14%。
不同技術(shù)路線逆變器逆變效率達到廠家承諾值，均在98%以上；國產(chǎn)IGBT元器件逆變器經(jīng)過一年多戶外實際工況條件下運行，與進口IGBT元器件逆變器效率相差在0.1%以內(nèi)，且沒有故障。
支架方面，2023年與2022年不同類型支架發(fā)電量趨勢基本一致，跟蹤支架整體發(fā)電量較高，其中2023年雙軸支架、垂直單軸支架、斜單軸支架（25°傾角）、分別較固定支架單位兆瓦發(fā)電量高30.38%、22.22%、21.21%。同時，跟蹤支架故障率在持續(xù)下降，全維支架故障時長占比最高，達到0.0218%，其次為雙軸支架0.0137%；單向跟蹤支架故障時長占比相對較低，平單軸支架為0.0096%，斜單軸支架最低，為0.0089%儲能方面，經(jīng)過一年多戶外實際工況條件下實證，鋰電池實測電池效率均在94%以上，液流電池實測效率為76.32%，功率型儲能電池效率均超過94%，實測值均能達到廠家承諾值。
結(jié)論：1）N型組件高效率與低衰減等方面的優(yōu)異發(fā)電性能已經(jīng)凸顯；
2）逆變器在低輻照低負載效率需要提升，鈣鈦礦等弱光性較好的組件被限功率情況太明顯，逆變器企業(yè)的研發(fā)速度明顯跟不上組件企業(yè)的研發(fā)速度；
3）支架的選擇對于發(fā)電量影響較大，影響范圍在30%左右，同時跟蹤支架故障率在持續(xù)下降；
4）未來光儲電站最重要的就是運行策略，將直接影響電站的利用小時數(shù)。目前通過策略的調(diào)整，大慶基地2023年上半年的發(fā)電小時數(shù)均高于預期。
2、TOPCon近況
1）目前實際在運行TOPCon產(chǎn)能年化大致130GW（另外還有20GW以上裝備調(diào)試后因為技術(shù)/工藝/供應鏈問題沒運行），預計年底該有效產(chǎn)能可能達200-240GW。下半年主產(chǎn)業(yè)鏈供應最緊張的還是高效電池片，N型TOPCon最突出。
2）部分媒體統(tǒng)計的規(guī)劃產(chǎn)能一直是天文數(shù)字，行業(yè)中有太多口號/宣傳數(shù)據(jù)，分析可能有600GW（含已投運）項目基本條件是具備的，這些大致分幾類：
a) 具備基本條件，但融不到/借不到錢（今年給光伏信貸出現(xiàn)大幅收緊），或地方政府之前承諾代建無法兌現(xiàn)（案例越來越多），最終落不了地。
b) 買設備投了，但是技術(shù)路線、供應商選擇有問題，投產(chǎn)但沒達產(chǎn)，下半年類似現(xiàn)象多起來了，已有多個較大項目因供應鏈問題投產(chǎn)但沒運行。
c) 設備成功投運，但轉(zhuǎn)化效率、良率不夠，工藝問題消化不了。石英制品與高目數(shù)網(wǎng)布消耗上，領先公司就拉開了較明顯的差距。這類公司成本高，盈利不行。
d) 現(xiàn)在能運行且盈利不錯，但在持續(xù)迭代中敗下陣來，后續(xù)迭代包括LP雙插、SE/雙面SE、0bb、雙面poly、TBC等，每個迭代拉開1-2檔，壘起來差距就老大。
e) 真正有積累和儲備，持續(xù)的技術(shù)與工藝水平、運營能力、供應鏈把控得當，這類有效供給，領先優(yōu)勢會持續(xù)。
3）市場一直從去年下半年開始就覺得TOPCon是傻瓜機，但過去一年的演變完全不是如此，在未來的迭代和進步中，不同類企業(yè)之間的差距仍會很明顯。
4）TOPCon電池對PERC溢價有波動，三方統(tǒng)計數(shù)據(jù)目前約6分錢/W（182*72片，實際要更高一些），成本增加約2分錢（硅料貴的時候成本一度基本追平了）。隨著持續(xù)迭代后的效率提升，理論上溢價會更高，成本可能降低，N型TOPCon盈利情況會更堅強。
光伏電池片組件環(huán)節(jié)重點研究對象——
1）規(guī)劃產(chǎn)能與實際產(chǎn)量的關系所形成的供需，
2）價格的波動，
3）各種類型電池技術(shù)的迭代進度，
4）同一種電池技術(shù)中不同技術(shù)路線的選擇優(yōu)劣與投產(chǎn)進度。
各類電池中已鎖定：
1）TOPCon重點為規(guī)劃產(chǎn)能與實際產(chǎn)量的關系所形成的供需，PECVD與LPCVD進度。
2）HJT
HJT降本：硅片、銀漿（銀包銅、0BB、電鍍銅）、設備、規(guī)模效應。
HJT降本路徑清晰，成本曲線陡峭下降。
HJT電池和PERC電池成本價格差異主要在銀漿、靶材和投資設備成本。
行業(yè)：目前HJT非硅成本是0.25-0.26元/W，其中日升約0.25元/W，華晟約0.26元/W，未來優(yōu)秀的企業(yè)非硅成本應該做到0.21-0.22元/W，一體化成本與PERC持平。
與之相對應的，HJT降本路徑主要包括硅片減薄、無主柵（OBB）、銀包銅、銅電鍍、靶材少銦/無銦、國產(chǎn)設備規(guī)?；?。由于銀漿成本占HJT非硅成本的40%以上，因此金屬化環(huán)節(jié)降本是HJT降本的核心抓手。
硅片降本——硅片減薄，半棒半切提高邊皮利用率約20%，110μm已導入量產(chǎn)，降本約0.1元/W（相比于topcon/PERC）。此外精準吸雜、CCZ+FBR都可有效提高硅片良率降本。
金屬化降本——OBB、銀包銅、電鍍銅。銀漿：①銀包銅已具備量產(chǎn)導入條件，2023年Q2預計導入銀包銅50%(銀含量)，23年底銀包銅40%，24年中35%，24年底30%；②0BB相較MBB，純銀單耗降低50%，膠膜用量降低27%，焊帶用量降低35%；③電鍍銅，通威預測電鍍銅比絲網(wǎng)印刷金屬化部分成分降低17.4%。未來金屬化成本不高于0.05元/W。
靶材降本——靶材少銦/無銦
設備降本——設備國產(chǎn)化+規(guī)模化，設備目前銦用量為14mg/w，如PVD設備改進+ITO規(guī)?；厥?，銦用量可降低至4.3mg/w，靶材成本從4.5分/W降低到1.5分/W。
HJT提效：雙面微晶、電鍍銅、清洗制絨、光轉(zhuǎn)膠膜、0BB、鈣鈦礦疊層。
HJT提效分階段進行，今年可見雙面微晶+光轉(zhuǎn)膜批量導入，中長期可期待電鍍銅甚至鈣鈦礦-HJT疊層電池的實現(xiàn)。
行業(yè)：23年通威HJT最高電池轉(zhuǎn)換效率26.49%，組件正面功率達到743.68W，阿特斯電池效率達到26%左右，華晟電池量產(chǎn)效率約25.3-25.5%；24年HJT組件功率有望740W+，電池效率有望提高0.9%（制絨0.1%+雙面微晶0.2%+光轉(zhuǎn)膠膜0.3%+電鍍銅0.3%），組件功率有望提高1%（0BB）。
雙面微晶——通威采用邁為的雙面微晶整線裝備，達成了量產(chǎn)210*66HJT組件功率743.68W的記錄，2023年開始，具備雙面微晶的產(chǎn)線將成為主流。
清洗制絨：有效提高少子壽命，提效約0.1%。
光轉(zhuǎn)膜——賽伍光轉(zhuǎn)膜相比截止膜可以提升1.5%的組件功率（約10W），且保證HJT組件30年的壽命。
0BB：2023年7月通威銀漿版0BB最高功率突破740W。
電鍍銅——能夠提升電池片0.3-0.5%效率，對應15W左右的組件功率增益，通威23年底進入GW級試產(chǎn)。
疊層電池，鈣鈦礦疊層：HJT+鈣鈦礦疊層理論效率可達到42.5%，效率紀錄32.5%，量產(chǎn)效率30%+。
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。
分析框架：
要想成為主流的光伏電池技術(shù)，尤其是對于大型地面項目，必須在效率、雙面率、成本三個方面沒有明顯的短板，才能實現(xiàn)最優(yōu)的LCOE。就目前來看，BC成為主流還有很長的路要走。但隨著規(guī)模和相關技術(shù)瓶頸的突破，這些問題也會逐步得到解決，但需要時間。
對于一種電池的未來，可以從技術(shù)（效率、雙面率）、成本、市場、專利等四個維度來分析。
首先是技術(shù)。經(jīng)常說的光伏的“第一性”原理，那就是光電轉(zhuǎn)化效率。這是整個行業(yè)的本質(zhì)與邏輯原點。所以，技術(shù)永遠是放在首位的。從技術(shù)角度，BC的轉(zhuǎn)化效率之領先毋庸置疑。
隆基在研發(fā)上創(chuàng)造出下多個光伏電池轉(zhuǎn)換效率的世界紀錄。但是，業(yè)內(nèi)人士大多也知道，這些世界紀錄從實驗室到真正量產(chǎn)，其實并不容易。2022年9月，公司重磅推出HPBC，即Hi-MO 6，后來因為成本等問題選擇了TOPCon，即Hi-MO 7。
在幾個月前，市場中還有傳言，隆基綠能可能將要試水10GW的HJT。有人評價，隆基內(nèi)部的“賽馬機制”在此刻，可能反而成了決策的拖累。
其實從HPBC的發(fā)展來看，隆基的產(chǎn)品戰(zhàn)略一直相對清晰，推進得也很堅決。BC雖然很難，但前面有愛旭的一馬當先勇闖無人區(qū)，現(xiàn)在又有光伏一哥隆基壓陣提升士氣與信心，未來一定是美好的。
“雙面率”的問題。當前TOPCon與異質(zhì)結(jié)的雙面率可以達到85%左右，這也是N型的技術(shù)優(yōu)勢之一，BC電池雖然單面效率相對較高，但背面由于被金屬電極遮擋，雙面率只能達到50%左右，對背面的發(fā)電增益會產(chǎn)生較大影響。這也是BC路線飽受詬病的一點。
雙面發(fā)電時代，光伏組件封裝方式面臨兩種選擇。雙面組件滲透率已經(jīng)超過40.5%，并且這一趨勢會隨著Topcon電池組件得到進一步強化。
雙面組件有兩種封裝方式，一種是雙面雙玻組件，常見的封裝方式為前后為2.0mm半鋼化玻璃帶邊框。另一種是雙面單玻組件，組件正面是3.2mm全鋼化玻璃，背面為高耐侯透明背板，這種雙面單玻組件正逐漸走進大家的視野之中。兩種不同封裝方式有一個共同點，都可以雙面發(fā)電，但鑒于封裝方式的不同，兩者又各有優(yōu)缺點。
如今的雙面組件，采用雙面單玻透明背板封裝方式依然采用這種非常經(jīng)典的方案，只是后板更換成透明背板，中間為雙面電池，周圍依然是鋁邊框加固保護。版型主體架構(gòu)沒有變化，依然可以保證組件25年整個生命周期。
雙面雙玻組件在使用過程當中面臨一些問題，如組件重量重、容易爆裂、隱裂及熱斑等，有些可以通過技術(shù)手段來解決，有些就有著它先天的缺陷。雙面單玻組件正好可以完美的解決這些問題，成為雙面組件的最優(yōu)封裝方案。雙面單玻組件相比雙面雙玻，發(fā)電量高1.29%
據(jù)分析有如下幾個原因：透明背板相比玻璃散熱性能更好，組件平均運行溫度低接近2度；透明背板比雙玻組件透光率更高，透明背板透光率超過93%，而雙玻組件背面玻璃非高透玻璃，其透光率不到91%，這使得雙面單玻組件背面受光更高，發(fā)電量更高；雙面單玻組件背面不容易沾灰塵，由于透明背板的材料特性，天生不容易沾染灰塵，也不容易出現(xiàn)熱斑等問題。
重量輕17%～20%、發(fā)電量高1.29%、可有解決雙玻爆裂問題等，是雙面組件的最優(yōu)封裝方案。雙面單玻透明組件也得到了如國家電投、華能、華電、浙能集團等客戶的認可，很多大型項目落地發(fā)電。
第二是降本。增效之外，最重要的就是降本。BC類電池降本的時間曲線決定了現(xiàn)有技術(shù)路線的生命周期。從成本來看，目前BC電池產(chǎn)線設備投資仍然較高，大概是TOPCON產(chǎn)線的2倍。投資成本高一方面是由于其復雜的結(jié)構(gòu)和制造工藝，由于BC結(jié)構(gòu)所有的電極都在背面，工藝要求相對更高且復雜，另一方面，成本邊際和規(guī)模息息相關，還需要產(chǎn)業(yè)規(guī)?；蛥f(xié)同；再則，BC電池正面接觸光、背面產(chǎn)生電子空穴，所以對基材的要求較高，需要較高的少子壽命。復雜的工藝和材料要求，也導致了BC電池產(chǎn)線的良率成為很大的短板。目前具有BC成型產(chǎn)能的公司，產(chǎn)線良率最高在95%左右，而TOPCon產(chǎn)線的最高良率已達98%，相比之下TOPCon優(yōu)勢還是非常明顯。
第三是用戶。承接第二個問題，那就是BC類電池的客戶。
TOPCon的擁躉、BC類電池的異議者林建偉認為，BC類電池，要想成為主流的光伏電池技術(shù)，尤其是對于大型地面項目，必須在效率、雙面率、成本三個方面沒有明顯的短板，才能實現(xiàn)最優(yōu)的LCOE（平準化度電成本）。
林建偉表示，從產(chǎn)業(yè)鏈完整度來看，當前BC技術(shù)設備、材料等相關聯(lián)的整體產(chǎn)業(yè)鏈還有待進一步完善，初期產(chǎn)能將不可避免地受到限制。而TOPCon技術(shù)產(chǎn)業(yè)鏈配套的各個環(huán)節(jié)都已成熟，不存在這個阻礙；另一方面，BC組件更適合對于美觀度要求較高并且價格敏感度低的中高端分布式戶用及工商業(yè)市場，目前的市場需求也僅為海外少量分布式屋頂。
中國的光伏市場大半在海外，海外目前的主力市場是歐洲，歐美的主流又是戶用。所以，BC類電池的市場空間，肯定是廣闊的。核心問題還是降本增效。只要BC的降本速度足夠快，效率足夠高，顏值進一步提升，色差進一步降低，客戶、應用場景這些就不是問題。
最近，愛旭就率先表態(tài)：公司2024年的BC電池成本，將與TOPCon打平。這，絕對是一個爆炸性觀點。
最后一個問題是專利。就目前來說，BC技術(shù)的幾條分支路線的知識產(chǎn)權(quán)，幾乎都已經(jīng)被國外研究機構(gòu)和企業(yè)，以及國內(nèi)極少數(shù)企業(yè)所控制。
BC技術(shù)的提出者是美國SunPower公司，自2012年以來申請的BC電池技術(shù)專利數(shù)量不斷增加，在美國、日本、韓國、中國、中國臺灣、澳大利亞、歐專局國家等均有較大量的同族申請，全球布局態(tài)勢極其明顯，并且涵蓋了電池之后所有產(chǎn)業(yè)鏈條中下游的技術(shù)節(jié)點。未來其他廠家想進入該賽道，必須直面技術(shù)專利的問題。
BC電池的專利最早由SunPower在2005年8月獲得，今年1月24日歸屬于TCL中環(huán)的子公司Maxeon。該專利最早將于2026年12月20日到期，但已延長至2027年2月28日。
專利持有者不是別個，是隆基綠能多年來的最大友商——TCL中環(huán)作為第一大股東的子公司——Maxeon。真要有繞不過去的專利壁壘，雙方或許都無法通過合理的專利授權(quán)和使用費用解決吧。
從產(chǎn)業(yè)鏈完整度來看，當前BC技術(shù)設備、材料等相關聯(lián)的整體產(chǎn)業(yè)鏈還有待進一步完善，初期產(chǎn)能將不可避免地受到限制。而TOPCon技術(shù)產(chǎn)業(yè)鏈配套的各個環(huán)節(jié)都已成熟，不存在這個阻礙；另一方面，BC組件更適合對于美觀度要求較高并且價格敏感度低的中高端分布式戶用及工商業(yè)市場，目前的市場需求也僅為海外少量分布式屋頂。TOPCon組件的下游市場明確，特別是央國企年度組件采購計劃之中頻現(xiàn)TOPCon組件的身影。技術(shù)成熟，市場火熱，產(chǎn)業(yè)鏈也有保障，無論是從哪個方面來看，TOPCon目前無疑是市場上最具性價比的技術(shù)路線。
當不能最大程度上在技術(shù)上、法律上接近事實的核心之時，從愛旭的訂單情況判斷，BC類產(chǎn)品的主力市場，很可能先海外、再國內(nèi)。那么，愛旭、隆基等不可能不考慮這方面的風險。如果真要出現(xiàn)專利糾紛，專利持有者不可能表現(xiàn)得如此平靜。
一項先進技術(shù)的普及，普及到能夠創(chuàng)造其最大價值，往往并不取決于它的長板有多長——某一項或某幾項上有多么先進，而往往取決于它不能有致命缺陷或明顯短板。比如，電動車，綠色低碳，購置使用成本低，代表著交通工具的未來，但如果在過去幾年中，在續(xù)航里程、充電時長、安全性等方面有任何一個成為致命缺陷的話，行業(yè)都不可能獲得現(xiàn)在的發(fā)展。好的技術(shù)，永遠是既要又要還要。再以HJT為例，生產(chǎn)工藝流程更短只要四步，轉(zhuǎn)化效率與發(fā)電增益更高，未來疊層更有優(yōu)勢，但就因為降本還沒有得到完全解決，這就成了致命缺陷。當然，這也蘊含著巨大的機遇，一旦解決，可能就是根本性的逆襲時刻。做企業(yè)也一樣，既要埋頭苦干、努力把握住當下的商業(yè)機會，又要永葆創(chuàng)新動力，對于新技術(shù)始終保持探尋精神，目光長遠，布局超前，避免出現(xiàn)戰(zhàn)略迷失。所以，做企業(yè)，就要做充滿理想主義的現(xiàn)實主義者，而不是一個理想主義者，更加不能成為機會主義者。只有永續(xù)經(jīng)營，才不會是只能賺到某一個階段的錢。
XBC產(chǎn)業(yè)化進程將在2023年開始持續(xù)加速。從產(chǎn)業(yè)化角度看，XBC目前最大的特點就是差異化較強，凸顯光伏制造業(yè)的Know-how，是N型技術(shù)中最具有差異化的路線。國內(nèi)愛旭股份、隆基綠能引領XBC產(chǎn)能擴張，打造了極具差異化的產(chǎn)品。隆基綠能采用的高性價比的HPBC、HPDC技術(shù)，也是擴建XBC產(chǎn)能最快、最大的企業(yè)，推出了Hi-Mo 6這一代極具差異化的產(chǎn)品；愛旭股份采用極致效率的ABC技術(shù)，打造了黑洞、白洞等領先產(chǎn)品。
當前領先的面向分布式市場的XBC產(chǎn)品效率優(yōu)勢明顯。在不同版型產(chǎn)品中，愛旭股份組件最高效率高達24%，Maxeon的6代產(chǎn)品最高效率達到23%，隆基綠能的HPBC產(chǎn)品也能達23.2%，相較于TOPCon路線的全黑組件、全場景式組件，具有明顯的效率優(yōu)勢。
在屋頂面積有限情況下，高效率組件能發(fā)更多的電；在功率需求一定情況下，高效率組件能夠有效節(jié)約安裝前后的非組件成本，同時占地面積更小。
BC技術(shù)的發(fā)展歷程最早可追溯至48年前。1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接觸式光伏電池概念；1984年，斯坦福教授Swanson研發(fā)了IBC類似的點接觸（Point Contact Cell，PCC）太陽電池；1985年，Swanson教授創(chuàng)立SunPower，并研發(fā)了IBC電池?！癇C技術(shù)為什么這么多年發(fā)展不起來，最大的問題是，SunPower電池結(jié)構(gòu)所用的光刻工藝成本非常高，導致普及應用受限?！?/p>
如今，中國企業(yè)采用激光圖形化取代光刻工藝，這是巨大的進步。為此，判斷BC技術(shù)的發(fā)展不會像前十年那么緩慢，未來十年，一定會發(fā)展得更快，市場前景非常好。激光圖形化推動BC技術(shù)發(fā)展BC類電池,即Back Contact(背接觸)電池，是當前各類背接觸結(jié)構(gòu)晶硅太陽能電池的泛稱，主要包括IBC、HBC（HJT+IBC）、TBC（TOPCon+IBC）、HPBC等。該電池前表面沒有柵線，正負極采用交叉排列的方式被制備在電池背面，避免了常規(guī)電池正面柵線的遮光損失。
BC電池結(jié)構(gòu)有以下三個優(yōu)點：一是正面沒有金屬柵線遮擋，轉(zhuǎn)換效率高；二是正面沒有柵線，非常美觀，特別適合應用于分布式光伏場景；三是通用性好，TOPCon、HJT、PERC、疊層電池等都可以跟BC技術(shù)相結(jié)合，疊加工藝繼續(xù)擴大效率優(yōu)勢。
BC電池制造的挑戰(zhàn)也非常大，主要難點在于，所有的電極都在背面，需要做到很好的隔離，不然導通了就會短路。目前中國企業(yè)在隔離方面，最經(jīng)濟的方法就是用激光圖形化處理。沈文忠認為，用激光圖形化處理，而不是用光刻或者其它工藝來圖形化，這是很有發(fā)展前景的。此外，不管是電池工藝，還是組件工藝，中國有強有力的配套產(chǎn)業(yè)鏈，都能形成很好的配合，也是支撐中國在BC技術(shù)上得以發(fā)展的重要原因。高性價比將提升BC技術(shù)規(guī)模化效益BC電池具備最高的轉(zhuǎn)化效率，并可疊加其它電池工藝繼續(xù)擴大優(yōu)勢，預計未來會有更多企業(yè)進行布局。當下，選擇BC技術(shù)路線的企業(yè)中，隆基綠能和愛旭股份最具有代表性。其中，隆基綠能自2018年開始研究的HPBC是BC類電池中的一種重要方向。HPBC是復合鈍化背接觸電池的簡稱，HPBC電池的標準版量產(chǎn)效率突破25%。該電池技術(shù)通過電池內(nèi)部結(jié)構(gòu)工藝調(diào)整，可大幅提升電池的光線吸收和光電轉(zhuǎn)換能力，有效增加組件輸出功率。2022年11月2日，隆基綠能發(fā)布了基于高效HPBC電池技術(shù)打造的新一代組件產(chǎn)品Hi-MO 6,量產(chǎn)組件效率可達23.3%。而任何一種技術(shù)的規(guī)?；б?，一定是靠性價比的提升。沈文忠表示，P型BC結(jié)構(gòu)電池未來可以運用鋁漿這一技術(shù)工藝，是最大亮點。其背面的鋁可以跟P型硅片形成局域鋁背場，用絲網(wǎng)印刷鋁漿即可實現(xiàn)電極的基礎。P型硅片全球保有量最大，產(chǎn)業(yè)鏈成熟，未來還可以用鋁漿代替銀漿，從性價比來看是最佳的。市場上其他N型BC結(jié)構(gòu)電池則選擇電鍍銅技術(shù)，但電鍍工藝本身較復雜，成本相對較高。“從性價比來看，我更看好P型BC結(jié)構(gòu)電池的性價比。”
BC技術(shù)能在中國發(fā)展起來，龍頭的帶動效應不可忽視。據(jù)悉，到2023年年底，隆基綠能擴產(chǎn)的30GW的HPBC產(chǎn)能，將全面達產(chǎn)?，F(xiàn)在很多企業(yè)雖然沒有實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化，但都在做技術(shù)研發(fā)，龍頭企業(yè)的示范作用發(fā)揮了之后，BC技術(shù)一定能夠快速發(fā)展起來，并將超過傳統(tǒng)電池的擴產(chǎn)速度。
回顧隆基綠能的BC路線圖，大致如下——2022年11月2日，隆基Hi-MO 6正式量產(chǎn)下線，并宣布2023年規(guī)劃產(chǎn)能為25GW；
2023年1月14日，隆基綠能公告，將原西咸樂葉高效單晶電池項目的規(guī)模從年產(chǎn)15GW擴大至29GW，總投資約70.4億。以此測算，單GW的HPBC電池產(chǎn)能投資成本為2.43億元，其中設備購置成本單GW為1.95億元。
2023年3月20日，位于陜西省西咸新區(qū)涇河新城的隆基綠能年產(chǎn)29GW高效單晶電池項目全面投產(chǎn)。鐘寶申表示，該項目從簽約到投產(chǎn)僅用了一年半時間，創(chuàng)下隆基電池項目建設速度最快紀錄。
2022年11月2日，隆基綠能董事長鐘寶申等為隆基全新組件Hi-MO 6揭幕
“在未來5-6年，BC類電池由于其高轉(zhuǎn)換效率和產(chǎn)品價值，會受到光伏行業(yè)越來越多的青睞，更多的頭部企業(yè)將快速過渡到BC類電池。隨著市場投放的增加，BC類電池將成為晶硅電池的絕對主流。隆基綠能的大量產(chǎn)品也會采用BC類電池技術(shù)路線?！?/p>
這篇由中央媒體采寫刊發(fā)、國家能源局官網(wǎng)轉(zhuǎn)載的新聞，分量顯然很重，在光伏圈中也產(chǎn)生不小的震動。有人認為，這相當于是政府部門對于BC電池技術(shù)路線的表態(tài)與背書。
BC作為光伏電池的一種先進的平臺型技術(shù)，能夠得到主管部門的認可、重視，甚至全力支持，這不只是從事BC電池的相關企業(yè)的幸運，對于光伏行業(yè)、全體光伏人來說，都是一件大好事。
個人看法對于《未來5-6年，BC類電池將是晶硅電池的主流》可以視為利好，但不宜過度解讀，更不能錯誤地以此認為，BC之外的其它技術(shù)路線就沒有意義。
在國家能源局官網(wǎng)上檢索了“BC”、“TOPCon”、“鈣鈦礦”、“PERC”等幾個光伏電池技術(shù)關鍵詞，以上關鍵詞均在相關規(guī)劃文件中被多次提到。
2022年7月11日，國家能源局在《對十三屆全國人大五次會議第8214號建議的答復》中指出：“《‘十四五’可再生能源發(fā)展規(guī)劃》明確提出加強可再生能源前沿技術(shù)和核心技術(shù)裝備攻關，開展新型高效晶硅電池、鈣鈦礦電池等先進高效電池技術(shù)應用示范，掌握鈣鈦礦等新一代高效低成本光伏電池制備及產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)技術(shù)。2021年12月，國家能源局會同工業(yè)和信息化部等5部門聯(lián)合印發(fā)了《智能光伏產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展行動計劃（2021-2025年）》，明確提出加快高效太陽能電池及組件等研制和突破，開展n型TOPCon、HJT、IBC等高效電池的研發(fā)與產(chǎn)業(yè)化?！?/p>
BC和TOPCon、HJT其實不是敵人，更不是非此即彼的替代關系，反而是一種完美的結(jié)合。
所謂BC即Back Contact（背接觸電池），通過將電池正面金屬柵線放到背面，減少陽光遮擋，盡可能多地利用入射光，核心是引入激光開模技術(shù)來保護背面鈍化層的鈍化性能，減少界面處載流子復合擾動，從而達到減少光學損失，提高電池轉(zhuǎn)換效率的目的。
正是因為BC電池并非在材料的化學反應層面做出優(yōu)化，而是電池制造工藝層面的改進，因此與當前市面上的產(chǎn)品之間并不排斥。TOPCon可以和BC結(jié)合，形成TBC，HJT未來可以和BC結(jié)合，形成HBC， PERC也可以和BC結(jié)合，形成HPBC。
在隆基綠能業(yè)績交流會上，董事長鐘寶申說：“接下來的5-6年，BC類電池會是晶硅電池的絕對主流?！?/p>
另外，鐘董還表示，“TOPCon仍是過渡產(chǎn)品，和現(xiàn)在的PERC相比，它的提升幅度還是太小，行業(yè)技術(shù)方面高度同質(zhì)化，非常容易出現(xiàn)投資收益達不到預期的狀態(tài)，或者說出現(xiàn)未賺錢就過剩的現(xiàn)象，現(xiàn)在已經(jīng)有這種苗頭?！?/p>
從光伏組件的出貨量看，今年至少還是PERC的天下；明年是TOPCon的天下，大約可以占到市場的70%。后年，也就是2025年，BC電池會成為絕對主流嗎？有一定可能性，但難度應該也不小。另外，明年和后年，除了TOPCon以外，還有大量的HJT產(chǎn)能在路上。
實際上，中來股份才是中國第一家量產(chǎn)IBC電池的公司。最近，中來股份總裁林建偉在接受PV-TECH采訪時表示，早在4、5年前，中來就已經(jīng)開始IBC電池生產(chǎn)，但由于工藝工序繁雜、良率不高、成本高等多方面原因，中來最后并沒有選擇IBC的技術(shù)路線。不過，中來在這一方面的研發(fā)工作從未放棄，目前實驗室樣品效率仍然保持著行業(yè)的頂尖水平。
一家頭部的光伏一體化企業(yè)，選擇了TOPCon，也儲備了HJT電池，并且實驗室數(shù)據(jù)很不錯。當然它也布局了BC、鈣鈦礦等。企業(yè)技術(shù)方面負責人就說：“TOPCon的生命周期至少三年吧?！笨赡茉谒劾?，三年的生命周期對企業(yè)來說就夠了。
（3）產(chǎn)能過剩、利潤下滑、增速下降問題。
自2023年起，部分光伏企業(yè)的N型電池產(chǎn)能占比已超過50%。在光伏設備行業(yè)拼質(zhì)量、拼效率的時代，N型電池的三大技術(shù)路線TOPCon、HJT、N型BC，規(guī)劃產(chǎn)能將在2023年底分別提高至463.4GW、63.5GW、54GW。
從規(guī)劃產(chǎn)能來看，BC電池僅為TOPCon的12%，比HJT的規(guī)劃產(chǎn)能也少近10GW。和鈣鈦礦技術(shù)路線相比，BC電池的難度系數(shù)比鈣鈦礦要小，光電轉(zhuǎn)換效率的理論值有突破30%的可能。
光伏板塊今年以來持續(xù)調(diào)整，其中最大的原因就是各大龍頭企業(yè)的價格戰(zhàn)。隆基在半年報中直言，在全球經(jīng)濟放緩的大背景下，光伏產(chǎn)業(yè)作為為數(shù)不多的高景氣、快速增長的行業(yè)，吸引了大量新進入者和跨界資本，疊加原有企業(yè)的擴產(chǎn)，產(chǎn)業(yè)終端需求難以消化短時間過快增長的新增產(chǎn)能，出現(xiàn)階段性和結(jié)構(gòu)性過剩已成為必然，新舊產(chǎn)能將加速迭代，行業(yè)的“大逃殺”即將上演?；钕氯?，成為所有企業(yè)的第一要務。
針對光伏市場競爭加劇、景氣度下降的情況，行業(yè)增速大概率會比前兩年會回落，總是保持40%、 50%的增速不現(xiàn)實，“但這么大行業(yè)，而且是為數(shù)不多保持高增長的萬億行業(yè)，維持 15%-30%已經(jīng)是了不起了?！?/p>
2.3 光伏設備、原料輔材輔料行業(yè)
光伏設備
光伏設備——4大設備低氧爐、銅電鍍、硅片切片機細線化、0BB。
0BB是重要的降本手段，行業(yè)中存在多種工藝路線。目前光伏電池正逐步經(jīng)歷由MBB轉(zhuǎn)向SMBB的階段，而0BB將成為下一步重要的降銀手段。0BB在電池端體現(xiàn)為沒有主柵，組件端則體現(xiàn)為焊帶直接與細柵連接收集電流。目前行業(yè)中0BB工藝路線主要包括SmartWire、“純點膠”、“先焊再點”三種工藝路線，且三種路線各有優(yōu)劣。
對于TOPCon——
2024年0BB技術(shù)將大規(guī)模導入TOPCon，行業(yè)趨勢確定性較強。
0BB的好處在于：1）降低銀耗；2）增強導電性；3）低溫封裝工藝可承載更薄硅片。0BB技術(shù)分別能夠節(jié)省TOPCon、HJT成本2分/W、4分/W，TOPCon對0BB工藝成熟度更為敏感。目前市場認為0BB的大規(guī)模應用依賴于HJT，但我們認為TOPCon在未來2-3年內(nèi)量產(chǎn)性價比仍然會高于HJT。2024年隨著0BB工藝進一步成熟，其在TOPCon電池上的降本優(yōu)勢也將逐步凸顯，更換新設備的投資回收期僅1-1.5年。屆時0BB將在TOPCon上得到大規(guī)模應用，滲透率有望大幅提升。
組件串焊機及焊帶環(huán)節(jié)有望迎來較大彈性。0BB主要在組件串焊機及焊帶環(huán)節(jié)會有一定變化，其中串焊機功能會發(fā)生較大變化，需要更換設備。由于0BB技術(shù)成熟后新設備回本周期較快，2025年部分存量產(chǎn)能也將有一定改造需求，預估2025年0BB組件串焊機市場規(guī)模有望達到120億元。焊帶方面，SMBB升級為0BB后焊帶線徑更細，加工精度要求更高，預計毛利率會有3-5%的提升。預計2025年焊帶環(huán)節(jié)毛利空間約為30.8億元，2022-2025年年均復合增速44%。
對于HJT——
預計HJT產(chǎn)能2024-2025年大規(guī)模放量：2023、2024、2025年、HJT擴產(chǎn)峰值的時候HJT擴產(chǎn)有望達到55、100、200、400GW，考慮到0BB的滲透率，預計2023、2024、2025年、HJT擴產(chǎn)峰值的時候0BB串焊機對應市場空間為3、44、67、95億元，0BB焊帶對應市場空間3、47、153、317億元。什么是0BB?多主柵到0BB的變化實質(zhì)是電極變化。電池片正背面的金屬電極用于導出內(nèi)部電流，可分為主柵和副柵，其中主柵主要起到匯集副柵的電流、串聯(lián)的作用，副柵用于收集光生載流子。0BB（無主柵）就是電池片環(huán)節(jié)取消主柵，組件環(huán)節(jié)用焊帶導出電流，可以降銀+降低遮光從而降本增效。0BB當前出現(xiàn)SWCT（專利+成本問題，未在國內(nèi)大規(guī)模推廣）、點膠（設備簡單，穩(wěn)定性高，但結(jié)合力可能略有不足）、焊接點膠（結(jié)合力足，但精度要求高、難度大、速度慢）三種工藝方案，各有優(yōu)劣。
0BB：最主要目的是降低銀使用量，綜合成本降低，性價比較高。
（1）采用點膠工藝，通過膠將低溫焊帶與電池片粘接成串。①0BB工藝采用點膠法，點膠點在細柵線中間進行固定；同時點膠面臨膠易融化問題，需要避免膠鉆入焊帶和細柵線下面，也需要表面覆膜；為滿足上述要求，膠需要兼具流動性與非流動性。②點膠工藝主要起連接作用，后續(xù)層壓環(huán)節(jié)再進一步結(jié)合。
（2）點膠工藝綜合成本降低，性價比較高。①點膠工藝設備復雜一些，但是設備成本是一次性投入成本，貴30%-50%，但是無后續(xù)其他費用投入，綜合成本降低、性價比較高。②采用覆膜工藝，需要降低膜的成本。本身覆膜是為了降低銀漿成本，但是膜的成本和銀漿的成本對沖，沒有解決本質(zhì)問題。③后道層壓環(huán)節(jié)點膠和覆膜工藝差別不大。
0BB優(yōu)勢1）降本：可突破硅片減薄的瓶頸，同時HJT降本訴求最為迫切硅片：HJT硅片減薄面臨重要瓶頸之一是電池環(huán)節(jié)副細柵使用銀包銅、主柵使用低溫銀漿，由于兩種漿料的膨脹系數(shù)不同，電池串容易有隱裂等問題。在0BB工藝使用后由于只有細柵的銀包銅漿料，不存在不同漿料帶來的膨脹系數(shù)不同的問題。電池環(huán)節(jié)：主要是降低銀耗，HJT銀漿成本最高，降本潛力最大，降銀漿訴求最為迫切。目前銀漿成本是HJT（0.117元/W）＞Topcon（0.064元/W）＞PERC(0.053元/W)，如果疊加銀包銅漿料，預計降本，HJT(0.052元/W)＞PERC（0.031元/W）＞Topcon（0.016元/W），綜合下來看，HJT降本潛力最大，降本訴求最為迫切。
2）增效：減少遮光面+縮短電流傳輸路徑+提高良率減少遮光面：取消電池片主柵，降低遮光面積，增加光吸收量。縮短電流傳輸距離：無主柵太陽電池在增加電池受光面積的同時,載流子輸送至細柵的路徑大幅縮短,串聯(lián)電阻也相應減小?？闺[裂：采用密集多焊絲的設計，使得細柵線與焊絲的接觸點，提高了組件抗隱裂的能力。競爭格局/進展0BB進展:量產(chǎn)：東方日升繼2023年2月22日完成0主柵電池首線設備進場后，迅速在同年4月先后完成了首線介質(zhì)供應及首線首批異質(zhì)結(jié)電池片下貨，且平均效率達25.3%，最高效率達25.6%；
試驗：正在試驗的廠商包括通威、愛康、華晟等。在無主柵技術(shù)方面，愛康采用銅焊帶匯集細柵電流并實現(xiàn)電池互連，電池正反面均沒有印刷主柵，實現(xiàn)了賤金屬代替銀主柵的功能，細柵采用銀包銅的漿料，整體電池片每瓦銀耗低于8mg。今年SNEC展會期間，愛康無主柵異質(zhì)結(jié)高效組件曾首次亮相，功率高達730W，轉(zhuǎn)換效率突破23.5%。
光伏原料輔材輔料
工業(yè)硅——合盛硅業(yè)
硅膠
石英砂、石英坩堝——石英股份、歐晶科技
金剛線——美暢股份
光伏銀漿——聚和材料
光伏邊框——永臻科技
光伏膠膜——福斯特
光伏玻璃——信義光能&福萊特
光伏背板——中來股份
光伏焊帶——宇邦新材
接線盒——通靈股份
靶材（HJT）
碳碳熱場
工業(yè)硅——多晶硅乃晶硅電池組件的原材料，而多晶硅制造，原材料占比40%以上，主要以工業(yè)硅和三氯氫硅為主。
2023年半年報顯示，截至今年6月末，合盛硅業(yè)工業(yè)硅產(chǎn)能122萬噸/年，有機硅單體產(chǎn)能173萬噸/年。據(jù)官網(wǎng)信息顯示，合盛工業(yè)硅產(chǎn)能自2014年起位居世界第一，有機硅產(chǎn)能自2021年起位居世界第一 。
金剛線——硅片切割是硅片制造的核心工序之一，金剛線細線化是硅片切割技術(shù)進步及降本的指向標。據(jù)了解，為保證切割所需的張力以及切割過程中的張力波動余量，可用于光伏硅片切割的常規(guī)高碳鋼絲極限線徑約35μm,而目前用于切割的鋼線已經(jīng)非常接近甚至已經(jīng)到了35μm，進一步細線化困難。而鎢絲因為較高的破斷力，替代趨勢愈發(fā)明顯。
高碳鋼絲金剛線技術(shù)路線及鎢絲金剛線。
金剛線主要用于光伏硅料切割環(huán)節(jié)，盈利水平高。其切割效果直接影響硅片的質(zhì)量及光伏組件的光電轉(zhuǎn)換性能，對光伏降本影響重大。光伏用鎢絲盡管有較多瑕疵，但潛力較大，處于產(chǎn)業(yè)化初期；碳鋼絲盡管成熟，但潛力已幾乎到極限。
“大尺寸+薄片化”已成為硅片環(huán)節(jié)的主要發(fā)展方向，也是金剛線母線向鎢絲轉(zhuǎn)換的催化劑。這就要求金剛線在更細的情況下，具備更高的切割力和破斷力。產(chǎn)業(yè)鏈中引起母線變革的上游鎢絲頭部廠商包括中鎢高新、廈門鎢業(yè)等；金剛線頭部公司包括美暢股份、高測股份、產(chǎn)能高速擴張的恒星科技、以及率先實現(xiàn)鎢基金鋼線批量供應的岱勒新材等。
高測的新增長點在于——代切硅片。2022年，高測硅片及切割加工服務實現(xiàn)營收9.29億元，而僅2023年上半年，代工服務實現(xiàn)營收8.4億元，已經(jīng)快趕上去年全年的收入了。此外，公司毛利率頂著行業(yè)寒冬，由2022年的41.51%提高到了46.76%。
切片代工的邏輯：硅片的非硅成本中，占比前三分別是坩堝、金剛線和設備折舊，分別為37%、13%、11%（數(shù)據(jù)來自Solarzoom，成本包括硅片生產(chǎn)的全部環(huán)節(jié)，坩堝主要用于晶棒的生產(chǎn)，金剛線主要用于切割）。也就說，高測只要保證自己切的硅片良率更高，就能通過做大代工的規(guī)模來不斷攤薄設備折舊的成本，而公司自產(chǎn)金剛線，這部分利潤可以直接計入到代工收入里面。只要其他硅片生產(chǎn)公司的切割良率不能達到100%，或者達不到高測的同等水平，那么高測代工的業(yè)務可以一直發(fā)展下去。
從切片的技術(shù)上看，為保證切割的一致性和穩(wěn)定性，難點主要有兩處：1) 金剛線布線: 切片機的自動排線系統(tǒng)首先將一根長度80-200km、直徑36μm及以上的金剛線均勻、精密地纏繞在切割區(qū)域內(nèi)的3根主輥上，單根金剛線并排布置成約由近4000根、間距低于235μm的金剛線線網(wǎng)，然后再被收線輪從切割區(qū)域引出；2) 金剛線線速和張力控制: 在硅片切割過程中，金剛線網(wǎng)的線速度在 4 秒內(nèi)從靜止狀態(tài)加速至 2400 米/分鐘，在 2400 米/分鐘的線速度工況下持續(xù)運行30 秒后，在4秒內(nèi)從2400米/分鐘減速至0米/分鐘，隨后反向加速至 2400米1分鐘，持續(xù)運行 30 秒后，再減速至0米/分鐘。同時，在金剛線網(wǎng)的往返高速運動中，金剛線的張力波動需控制在±0.5牛頓以內(nèi)，否則金剛線容易斷線。
參數(shù)具體表現(xiàn)為硅片總厚度變化 (TTV) 均值和線痕均值降低。高測通過在金剛線、切割設備上的協(xié)同研發(fā)，不斷推進切割工業(yè)升級，提高切割速度和切割良率。只要高測切割設備良率和速度一直保持行業(yè)領先，那么新晉廠商買的設備很可能在未來需要更新，那么還不如直接讓高測代工，以規(guī)避掉這部分風險。高測通過規(guī)模的優(yōu)勢，可以更早地將設備投入的成本賺回來。
除了工藝上的改進和良率提高帶來的優(yōu)勢，代工的主要的邏輯還在于設備折舊，只要規(guī)模足夠大，平攤到每片硅片上的廠房、設備折舊可以更低。這點主要針對新進入行業(yè)的玩家，新玩家除了在切割技術(shù)上可能達不到高測的良率外，還要承擔廠房和設備的折舊，如果新玩家剛開始因開工率不高（可能是新產(chǎn)品賣不出去），需要在運營初期面臨較高的折舊費用，拖累當期業(yè)績，而現(xiàn)在只需通過服務費的方式，將這部分風險轉(zhuǎn)移掉。相應的，高測只需將產(chǎn)能擴大，提高開工率，便可通過規(guī)模效應，降低折舊帶來的風險，這是雙贏。因此，只要硅片環(huán)節(jié)有新的產(chǎn)能進入，高測這套代工模式可以一直玩下去，當然前提是金剛線切割技術(shù)短期內(nèi)不會有大的變化。
據(jù)統(tǒng)計，高測切片代工規(guī)劃產(chǎn)能95GW，預計2023年末將達產(chǎn)40GW。1) 產(chǎn)能規(guī)劃: 2021年以來，公司已在樂山、鹽城、安陽、宜賓投資建設四大切片基地；截至2023H1，公司硅片切割加工服務規(guī)劃總產(chǎn)能達70GW。此外，公司還與東方日升簽訂 10GW 100um 厚度及更薄厚度的N型異質(zhì)結(jié)半片超薄硅片切割代工協(xié)議。
高測股份是國內(nèi)領先的高硬脆材料切割設備和切割耗材供應商，自主研發(fā)并同時掌握金剛線制造技術(shù)和金剛線生產(chǎn)線制造技術(shù)。依托技術(shù)閉環(huán)優(yōu)勢，公司金剛線生產(chǎn)技術(shù)不斷進步，產(chǎn)品品質(zhì)不斷提升，競爭力持續(xù)增強，同時持續(xù)推進行業(yè)金剛線細線化進程，公司已批量供應36μm及34μm線型，并已推出30μm線型金剛線，同時儲備更細線型高碳鋼絲金剛線以及鎢絲金剛線切割技術(shù)，助推公司光伏切割耗材市占率得到迅速提升。
石英砂、石英坩堝——石英股份、歐晶科技
石英坩堝是拉制大直徑單晶硅棒的關鍵器材，主要用于盛裝熔融硅并制成后續(xù)工序所需晶棒?；趩尉Ч杵兌鹊囊?，石英坩堝在一定周期內(nèi)加熱拉晶完成后直接報廢，屬于高耗材。
石英坩堝的原材料為石英砂，石英砂品質(zhì)決定著石英坩堝的質(zhì)量，也極大程度影響著單晶硅棒的質(zhì)量。石英坩堝分為外層和中內(nèi)層，外層主要用于散熱，一般采用國產(chǎn)石英砂，中內(nèi)層對原材料要求更高，以進口石英砂為主。今年以來，隨著需求暴漲，高純石英砂產(chǎn)能緊缺，進而引發(fā)一“堝”難求，坩堝也成為多家龍頭企業(yè)擴充產(chǎn)能的重要一環(huán)。
石英砂龍頭企業(yè)為石英股份，其可供應中內(nèi)層砂，且主導新增產(chǎn)能。財報數(shù)據(jù)顯示，石英股份積極推進產(chǎn)能擴張，在實現(xiàn)20000噸/年高純石英砂量產(chǎn)的情況下，60000噸/年高純石英材料項目穩(wěn)步推進建設，預計2023年下半年可實現(xiàn)投產(chǎn)。
而石英坩堝，下游硅片行業(yè)隆基、中環(huán)的“雙霸”格局，直接主導了石英坩堝行業(yè)的競爭態(tài)勢，與兩家霸主形成穩(wěn)定供貨關系的歐晶科技、江陰龍源、寧夏晶隆等占據(jù)著主要份額。以歐晶科技為首，其規(guī)劃產(chǎn)能25-27萬只/年。
石英股份預計三季度出貨1.5萬噸，凈利潤27億。
光伏熱場（耗材）——熱場是用在硅片拉晶過程中的耗材，主要包括位于單晶爐內(nèi)的坩堝、導流筒、保溫筒、加熱器等部件。其中坩堝的作用是承載內(nèi)層的石英坩堝，石英坩堝中放臵熔融硅料；導流筒的作用是引導氣流，并阻止外部熱量傳導至內(nèi)部，使硅棒生長的速率提升；保溫筒的作用是阻止內(nèi)部熱量向外傳導，構(gòu)建熱場空間；加熱器的作用是提供硅料熔化的熱源。傳統(tǒng)熱場為石墨熱場，而碳碳復材熱場在一些高端應用領域和一些先進的硅片生產(chǎn)設備中得到了廣泛應用。隨著碳碳復材技術(shù)的不斷發(fā)展和成本的降低，預計其在未來會繼續(xù)擴大市場份額，可能逐漸成為市場的主流。
碳碳復材熱場的優(yōu)勢：承載能力和性價比高 碳碳復材熱場產(chǎn)品理化性能優(yōu)、性價比高。熱場系統(tǒng)內(nèi)部不同部件用途各異，核心性能要求不同，而碳碳熱場多方位指標均優(yōu)于等靜壓石墨熱場。從抗折強度看：外部熱場坩堝核心性能指標，關系到其承載石英坩堝的能力。
單晶硅棒向大直徑、大尺寸化方向發(fā)展，坩堝直徑和承載硅料量也相應增加，對坩堝抗折強度的要求也逐識別風險，而碳基材料抗折強度明顯優(yōu)于等靜壓石墨。
從性價比上看：碳碳復材熱場高溫強度比石墨高3-5倍，使用壽命更長，減少部件更換次數(shù)，提高設備利用效率，隨著產(chǎn)品生產(chǎn)成本下降，碳碳熱場綜合性價比優(yōu)勢顯現(xiàn)。
總結(jié)——熱場是在硅片拉晶過程中使用的耗材，包括坩堝、導流筒、保溫筒、加熱器等部件。碳碳復材熱場在熱場系統(tǒng)中表現(xiàn)出優(yōu)越的理化性能和性價比。它具有較高的抗折強度，適應了單晶硅棒向大直徑、大尺寸化的發(fā)展趨勢，增強了承載石英坩堝的能力。同時，碳碳復材熱場的高溫強度比石墨高3-5倍，使用壽命更長，減少了部件更換次數(shù)，提高了設備利用效率。隨著生產(chǎn)成本的下降，碳碳熱場展現(xiàn)出明顯的綜合性價比優(yōu)勢。
在二季度末，光伏碳碳熱場價格的跌幅已逐步縮窄，目前維持在30萬元/噸左右的價格水平，熱場價格自六月觸底企穩(wěn)、已跌破二三線廠商成本線。截至23年8月，碳碳熱場價格已下探至30萬元/噸以下，目前價格已降至非一線廠商成本線，盈利見底。目前僅頭部廠商實現(xiàn)微盈利，二三線廠商開工率持續(xù)低于20%，光伏熱場價格有望觸底回升，迎來反轉(zhuǎn)。
近期光伏熱場價格出現(xiàn)反彈趨勢，有部分廠商在四季度熱場招投標過程中提高價格，光伏熱場價格有望觸底反彈，提價趨勢有望落地延續(xù)。
#下游硅片開工率提升、疊加新投產(chǎn)能引價格回暖。硅片盈利持續(xù)向好，開工率提升顯著，9月硅片排產(chǎn)增加至63GW，環(huán)比+8%，帶動熱場需求持續(xù)旺盛。此外硅片新投產(chǎn)能相繼落地爬坡，頭部熱場廠商訂單飽和，價格回暖。
光伏銀漿——在光伏電池片中，銀漿是除硅片外，成本占比第二的材料，約占光伏電池片成本的10%，光伏銀漿直接影響著光伏電池的轉(zhuǎn)換效率。光伏銀漿主要由高純度的銀粉、玻璃粉、有機原料等成分組成。其中銀粉占據(jù)銀漿成本最主要的部分，并與太陽能電池的導電性能直接相關，直接影響到電極材料的體電阻、接觸電阻等。
光伏銀漿可分為正面銀漿和背面銀漿，其中，正面銀漿是主導產(chǎn)品，需求量占比超70%。正面銀漿曾長期被海外龍頭所壟斷，有數(shù)據(jù)顯示，2015年時國產(chǎn)正面銀漿市占率僅5%左右，但2021年這一數(shù)字已迅速上升至61%左右，并且繼續(xù)提升。
國產(chǎn)銀漿“三雄”聚和材料、帝科股份、蘇州固锝。2023年上半年，聚和材料正面銀漿出貨量為844噸，較比上年同期增長23%，繼續(xù)保持行的領先地位。2022年聚合材料全球市占率達41.40%。
低溫銀漿、銀包銅、電鍍銅。光伏銀漿行業(yè)正處于“整體需求穩(wěn)步增長+低溫銀漿高速增長+國產(chǎn)化率持續(xù)提升”三期疊加的發(fā)展階段。
隨著HJT方案對于銀漿消耗量的大幅提升，銀漿供給未來可能存在擔憂，能夠完全解決對銀的需求問題是更多組件廠商更終極的目標。
主流光伏銀漿廠商在低溫銀漿領域的進展：蘇州固锝研發(fā)的新一代高效低量快速印刷低溫銀漿產(chǎn)品在耗量降低近30%，印刷速度快20%的情況下還能保持轉(zhuǎn)換效率的優(yōu)勢，實現(xiàn)了向鉅能等客戶的大批量供貨；帝科股份計劃投資約4億元建設年產(chǎn)5000噸硝酸銀項目、年產(chǎn)2000噸金屬粉項目、年產(chǎn)200噸電子級漿料項目，通過一體化布局進一步降低成本，同時加強供應鏈的穩(wěn)定性和加速銀粉的國產(chǎn)化進程。
銀包銅有望成為近一兩年的銀漿主流降本技術(shù)，當前銀漿降本銀包銅方案進入性能/壽命測試，電鍍銅方案和設備的研發(fā)正在加速推進。應用銀包銅技術(shù)不需要增加產(chǎn)線設備，只需進行漿料更換和小幅改進。
電鍍銅效率高，無壽命風險，隨著設備和工藝成熟，后期有望替代銀包銅，成為最終方案。東威科技、太陽井、捷得寶等正在開發(fā)HJT電鍍銅設備。邁為與SunDrive合作，多次打破銅電鍍HJT電池效率紀錄。
全年TOPCon銀漿產(chǎn)品銷量占比預期在50%左右。
相較于PERC銀漿，TOPCon銀漿的加工費要高40%-50%,HJT銀漿加工費會比PERC和TOPCon更高。PERC電池銀漿已經(jīng)做到80%以上的國產(chǎn)粉占比；TOPCon電池正、背面銀漿綜合起來看，年底國產(chǎn)粉導入有望達到50%左右占比；HJT產(chǎn)品目前還是以進口銀粉為主。
2023年全球銀漿需求量合計超4500噸，2024年將繼續(xù)增加1000噸左右需求，達到5500噸以上。
光伏膠膜及膠膜原料粒子——光伏膠膜位于電池片上下兩側(cè)，為光伏組件中電池和背板、電池和玻璃之間的粘接材料，屬光伏組件的關鍵封裝材料，對太陽能電池組件起到封裝和保護的作用，能提高組件的光電轉(zhuǎn)換效率，并延長組件的使用壽命。
按照技術(shù)類型，光伏膠膜主要包含EVA膠膜、POE膠膜，其中前者又包含白色EVA膠膜和透明EVA膠膜，后者包含純POE膠膜和共擠POE膠膜。目前，占據(jù)市場主流的仍為EVA膠膜，但隨著N型技術(shù)的大規(guī)模量產(chǎn)，具有優(yōu)秀阻水性能和抗PID性的POE膠膜需求漸起。
EVA膠膜以EVA樹脂為主要原材料，POE膠膜以POE樹脂為主要原料，EPE膠膜則是EVA+POE+EVA結(jié)構(gòu)，是由POE和EVA樹脂通過共擠工藝而生產(chǎn)出來的交聯(lián)型膠膜。
EVA憑借較佳的光學性能、粘結(jié)性、成本相對低廉且適配P型電池組件結(jié)構(gòu)，是當前市場上最主流的光伏膠膜。
N型電池與組件對防水性要求提高，而POE以其更好的水汽阻隔率與耐候性能、抗PID等，與N型有更好的適配性。
EVA供給2023年繼續(xù)緊缺并有望在2024年緩解，POE預計將在2023/2024年持續(xù)緊缺。
光伏膠膜市場集中度較高，行業(yè)競爭格局較為穩(wěn)定，但新進入者眾多。目前各大膠膜廠已實現(xiàn)上市融資并加大擴產(chǎn)速度，有能力鎖定緊缺上游資源的膠膜企業(yè)將持續(xù)擴大市占率優(yōu)勢。光伏膠膜市場，福斯特占據(jù)著一半以上的市場份額。2023年上半年福斯特光伏膠膜出貨96,724.20萬平米，同比增長57.15%。年報披露，福斯特光伏膠膜產(chǎn)品覆蓋了透明EVA膠膜、白色 EVA膠膜、POE膠膜、共擠EPE膠膜等當前市場上主要的產(chǎn)品種類。
光伏膠膜企業(yè)在POE膠膜的進展情況：
福斯特針對高效TOPCon電池、HJT電池、SMBB組件、IBC組件等新技術(shù)推出了多系列封裝材料組合解決方案。
海優(yōu)新材TOPCON單層POE膠膜已開始批量供貨，根據(jù)TOPCON的單玻、雙玻組件類型公司均可提供不同新型膠膜解決。
賽伍技術(shù)針對TOPCon 電池組件，公司的TOPCon 專用POE 膠膜在部分一線組件廠商已測試合格，開始小批量試用。
鹿山新材設立鹿山新材光伏產(chǎn)業(yè)基地及光電新能源產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新基地項目，包括光伏膠膜的研發(fā)及生產(chǎn)，尤其是更適用于N型組件的POE膠膜。
POE膠膜因優(yōu)異的耐老化性、低水汽透過率以及抗PID性能等特點，能夠確保組件使用更長久，迎來了廣闊的市場空間。根據(jù)研究，預計2025年全球光伏膠膜市場規(guī)模將達到625億元，其中POE膠膜的市場空間將達116億元。POE國產(chǎn)化難點我國光伏膠膜行業(yè)市場比較集中，但能量產(chǎn)POE膠膜的公司還不多。目前，我國面臨POE粒子高碳α-烯烴技術(shù)、茂金屬催化劑以及溶液聚合技術(shù)三大壁壘。因此，POE粒子的供給主要由海外龍頭主導。
面對如此龐大的需求市場，之前我國對POE膠膜的需求幾乎都是依靠進口來滿足，生產(chǎn)廠商都是海外廠商，例如陶氏化學、LG、三井等。
萬華化學是國內(nèi)首家POE中試裝置成功開車及首個可以產(chǎn)出光伏級POE產(chǎn)品的企業(yè)。萬華化學于2021年3月份打通了整個POE的流程，預計2024年一季度20萬噸的產(chǎn)品會正式投產(chǎn)。茂名石化目前已投產(chǎn)1000噸中試裝置，五萬噸裝置正在規(guī)劃中。萬華化學中試產(chǎn)品于2021年開始向市場中供應，京博石化、茂名石化、東方盛虹的POE中試也已經(jīng)于2021年開啟。國內(nèi)已經(jīng)宣布布局POE的企業(yè)有：萬華化學、浙江石化、斯爾邦、鼎際得、誠志股份、衛(wèi)星化學、天津石化、惠生工程、京博石化、茂名石化等，合計規(guī)劃生產(chǎn)能力達到220萬噸/年。
關于POE國產(chǎn)化進程預測，2024年是非常關鍵的一年。因為2024年像萬華、京博，包括其他一些想做國產(chǎn)化的粒子廠家都要進入量產(chǎn)階段，第一個工廠能不能順利投放出來是很關鍵的。
EVA或EPE會分解產(chǎn)生具有腐蝕作用的酸性物質(zhì)，POE膠膜水汽阻隔性能較好，且具有較高的化學穩(wěn)定性，相較于前者，更加適合n型光伏電池的發(fā)展需求。根據(jù)CPIA，2022 年單玻組件封裝材料仍以透明 EVA 膠膜為主，約占 41.9%的市場份額，POE 膠膜和共擠型 EPE 膠膜合計市場占比提升至 34.9%，隨著未來 TOPCon 組件及雙玻組件市場占比的提升，其市場占比將進一步增大。
2022-2030年不同封裝材料的市場占比變化趨勢
光伏背板——光伏背板曾經(jīng)的“三劍客”賽伍技術(shù)、中來股份、明冠新材。光伏背板的主要作用是保護太陽能電池，使太陽能電池能夠在惡劣的環(huán)境下長時間正常工作，水汽阻隔、絕緣、耐候是該產(chǎn)品的三大基本功能，此外，背板還應具有在光伏組件層壓溫度下外觀不形變，與硅膠及EVA膠膜粘合牢固等特性。
光伏背板種類包含復合型光伏背板、涂覆型光伏背板、共擠型光伏背板等。根據(jù)財報披露，中來股份已擁有雙面涂覆型及一面涂覆一面復合結(jié)構(gòu)系列背板產(chǎn)品，雙面涂覆型背板為主打產(chǎn)品。
光伏玻璃——
其強度、透光率等直接決定了光伏組件的壽命和發(fā)電效率。在光伏組件成本構(gòu)成中，光伏玻璃約占7%左右。
光伏玻璃生產(chǎn)商，信義光能、福萊特兩大廠家的市占率占比超過50%，光伏玻璃“雙霸”格局穩(wěn)定多年。截至2023年6月30日，信義光能、福萊特的光伏玻璃產(chǎn)能分別為21800噸/天、20600噸/天。
光伏焊帶——俗稱涂錫銅帶，按用途主要分為匯流焊帶和互連焊帶。盡管只占光伏組件成本的2%左右，但光伏焊帶是組件上重要的導電聚電材料，其品質(zhì)優(yōu)劣在電池片的焊接過程和組件的使用過程中直接影響電池片的碎片率、使用壽命，光伏組件電流的收集效率、功率等重要指標。
焊帶技術(shù)方向是“細化”，將來更是要求“低溫”，核心原因是可以配合組件提效降本。隨著組件技術(shù)的迭代，焊帶先由矩形變?yōu)閳A形，再逐步由目前的0.3mm左右的線徑逐步迭代到0.25mm左右，再到0.2mm。目前的0.3mm左右線徑主要與P型電池搭配，組件是MBB，可以稱為MBB焊帶。MBB是目前主流的組件技術(shù)路線。
23年開始，0.25mm及更細的線徑（0.2mm）將與N型Topcon同時放量，組件是SMBB（超級多主柵），可以稱為SMBB焊帶。受到光伏需求高景氣、多主柵滲透率提升拉動，SMBB應用進程提速。預期SMBB焊帶市場占比由22年的9%上升至23年的15%，緊跟N型TOPCon放量步伐。
低溫焊帶是未來焊帶升級方向。常規(guī)焊帶的焊接溫度高，難以滿足HJT電池組件封裝需求，低溫焊帶將解決工藝難題。再往后，隨著HJT電池片的放量，低溫焊帶的用量將會加速。
光伏焊帶市場具備小而美特點，行業(yè)呈現(xiàn)雙龍頭格局，行業(yè)集中度將進一步提升。
光伏焊帶企業(yè)，組件巨頭天合光能押注的宇邦新材以15%左右的市場占有率穩(wěn)居光伏焊帶行業(yè)第一。2023年上半年，宇邦新材實現(xiàn)營收收入12.9億元，同比增長33.11%；凈利潤0.73億元，同比增長49.47%。分產(chǎn)品來看，互聯(lián)帶占營收比重78.56%；匯流帶占營收比重19.75%。根據(jù)公司預計，2024~2027年，宇邦新材產(chǎn)能預計將達34500噸、39500噸、44500噸及49500 噸，產(chǎn)能擴張持續(xù)推進。同享科技市占率10.20%排名第二；其它廠商太陽科技、泰力松、威騰股份、易通科技、愛迪新能的市場份額較為分散。
光伏邊框——是光伏組件的重要輔材，具有輕質(zhì)化、高強度、耐候性高、耐腐蝕性強的特點，主要用于固定、密封太陽能電池組件，增強組件機械強度，提高組件整體的使用壽命，便于光伏組件運輸及安裝。
從成本占比來看，邊框僅次于電池片，是光伏組件的第二大成本，屬于價值較高的組件輔材，在光伏組件成本結(jié)構(gòu)中，電池片成本占據(jù)比例約55%，以目前通用的鋁邊框尺寸及重量來看，光伏邊框占比在13%左右，高于EVA、玻璃、背板、焊帶等其他輔材，是成本占比最高的輔材。
發(fā)展現(xiàn)狀及前景或突破——在中國光伏行業(yè)發(fā)展之初，鋁合金依靠重量輕、耐腐蝕性強、成型容易等特點成為主要組件邊框材料。但近年來，隨著光伏組件應用場景越來越廣，組件需面臨的極端環(huán)境越來越多，對組件邊框技術(shù)與材料的優(yōu)化和變革也勢在必行，衍生出了無框雙玻組件、橡膠卡扣邊框、鋼結(jié)構(gòu)邊框、復合材料邊框等多種邊框替代方案。經(jīng)過長期的實踐應用證明，在眾多材料的探索嘗試中，鋁合金由于本身特點脫穎而出，顯示出鋁合金的絕對優(yōu)勢，在可預見的未來，其他材料暫未體現(xiàn)出替代鋁合金的優(yōu)勢，鋁邊框仍然有望維持較高的市占率。目前鋁合金材料在光伏組件邊框市占率達95%。
目前市場出現(xiàn)的各種光伏邊框方案的根本原因是光伏組件的降本需求，但隨著2023年鋁價回落至較為穩(wěn)定的水平，鋁合金材質(zhì)的性價比優(yōu)勢愈發(fā)凸顯。另一方面，從材料循環(huán)再生利用角度來看，相比其他材料，鋁合金邊框具有極高的再利用價值，且循環(huán)再利用工藝簡單，符合綠色循環(huán)發(fā)展理念。
光伏邊框企業(yè)主要參與者——光伏邊框行業(yè)整體較為分散，CR4包含永臻科技、鑫鉑股份、中信渤海、營口昌泰。產(chǎn)能最大及市占最高的為正沖擊IPO的永臻科技。
目前光伏鋁邊框行業(yè)內(nèi)當前仍存在較多中小企業(yè)，但在龍頭企業(yè)進一步憑借其自身資金、工藝精度、生產(chǎn)管理等優(yōu)勢新增并釋放產(chǎn)能，搶占市場份額并鞏固客戶認證壁壘，同時在新技術(shù)、新產(chǎn)品、新工藝和產(chǎn)能布局方面一直引領行業(yè)，頭部企業(yè)優(yōu)勢愈發(fā)明顯，競爭力不足的中小企業(yè)將被市場相繼淘汰，光伏邊框行業(yè)企業(yè)集中度將進一步提高。
該環(huán)節(jié)龍頭企業(yè)正沖擊IPO（永臻科技），另一龍頭鑫鉑股份（003038.SZ）市值太小（51.61億元）。
接線盒——接線盒僅占光伏組件成本的2.6%，但其是必不可少的重要部件，主要作用是將太陽能電池組件所產(chǎn)生的電力與外界進行連接，輸送光伏組件所產(chǎn)生的發(fā)電電流，并且在光伏組件因為污染遮擋出現(xiàn)熱斑效應時自動啟動旁路保護電路，起到保護組件的作用。
2022年，通靈股份接線盒銷量5843萬套，市場占比約13.97%。
芯片接線盒、智能接線盒是二極管接線盒的下一代產(chǎn)品。芯片澆筑接線盒擁有更好的性能與更高盈利能力。芯片澆筑接線盒由于其封裝環(huán)節(jié)優(yōu)勢突出，成本端較二極管接線盒低2元/套左右，毛利率較二極管有顯著優(yōu)勢，同時能滿足下游組價大電流要求。接線盒目行業(yè)格局較為分散，龍頭掌握資金、技術(shù)與成本優(yōu)勢。傳統(tǒng)接線盒技術(shù)壁壘不高，參與廠家較多。隨著下游客戶集中度不斷提升，對供應鏈管理和產(chǎn)品可靠性要求加強，接線盒環(huán)節(jié)有望實現(xiàn)尾部出清，集中度提升。
光伏輔材輔料HJT靶材研究。
靶材：24年靶材降本重要性凸顯，重點關注后續(xù)三大影響
24年及以后漿料和設備繼續(xù)降本空間相對有限，后續(xù)靶材耗量降低對于HJT成本端影響至關重要，但與此同時，靶材的加速下降預計對其他環(huán)節(jié)也會產(chǎn)生較大影響。
（1）靶材&PVD設備簡介
靶材可分為濺射靶材和蒸鍍材料，光伏HJT中常見靶材均屬于濺射靶材中的化合物靶材；
ITO核心關注透光性和導電性，透光性與光學禁帶寬度和等離子振蕩頻率相關，導電性與鍍膜設備PVD設備和工藝高度相關，核心指標是遷移率，高遷移率的TCO薄膜是獲得高Jsc的關鍵，無銦靶材遷移率一般需40以上材不掉效率；HJT中最為常見的是氧化銦含量占比99%的ITO材料。
（2）降低靶材耗量的三條技術(shù)路徑
目前HJT的單W靶材耗量已從20mg降到13.5mg，對應單W靶材約為0.03元；后續(xù)HJT靶材耗量下降方式主要包括三種，設備優(yōu)化、疊層膜和銦回收：
設備優(yōu)化：23年底靶材耗量12mg/W，成本0.026元/W；24年低靶材耗量10mg/W，成本0.02元/W；
疊層膜：現(xiàn)在行業(yè)內(nèi)主流是有銦比無銦1:1的疊層膜，年底有望做到1：2，后續(xù)預計可做到1:3，屆時靶材耗量將會降到6mg/W，對應靶材成本約0.013元/w；
銦回收：銦的耗量中約60%是在生產(chǎn)過程中損耗，若繼續(xù)疊加銦材料的回收，結(jié)合無銦靶材的逐步深入，銦耗量有望降低至1mg/W，對應靶材成本約0.002元/w。
（3）靶材降本之后的三大進一步影響
24年底靶材成本降至10mg/w時，預計HJT和TOPCon的成本回收周期拉平或更短；
靶材成本下降后銀包銅路線的勝率獲得提升：靶材成本可下降后，銀包銅漿料成本極值可進一步下降，對應單W電池片成本可與topcon基本打平，HJT依靠0BB+銀包銅也可做到成熟商業(yè)化的產(chǎn)品，勝率再次提升；銅電鍍?nèi)糁惶嵝?.3%性價比降低，由必要屬性變?yōu)槠跈?quán)屬性，
后續(xù)低銦化或無銦化靶材的導入與柵線寬度和密度關系較大，0BB有望受益：由于低銦靶材導入后導電性略有影響，因此如果柵線可做到更細更密會更為匹配，0BB有望受益；目前絲印主流柵線寬度為30-40μm，鋼板印刷可以做到25μm，后續(xù)有望做到20μm。
（4）靶材&設備市場空間
靶材市場空間：2023-2025年靶材市場空間預計分別為2.5、8.5、12.0億元，當HJT當年出貨達400GW時，對應靶材市場空間預計為18億元；
設備市場空間：2023-2025年設備市場空間預計分別為27.5、42.0、70.0億元，當HJT當年擴產(chǎn)峰值達400GW時，對應靶材市場空間為120億元。
2.4 新能源汽車板塊
分析框架
動力電池結(jié)構(gòu)和種類
（1）動力電池的整體結(jié)構(gòu)
（2）電芯種類
（3）不同材料的動力電池優(yōu)劣
電池發(fā)展方向
（1）總體方向
（2）電池的技術(shù)升級
前沿電池技術(shù)和產(chǎn)品
動力電池裝機量
動力電池結(jié)構(gòu)和種類
（1）動力電池的整體結(jié)構(gòu)
CSC采集系統(tǒng)：每一個電池內(nèi)部都有一個CSC信息采集系統(tǒng)，來檢測每個電池單體或電池組的電壓、溫度等信息；
控制單元：電池控制單元（BMU）安裝在動力電池內(nèi)部，用來將電池的電壓、電流、溫度等信息上報給整車控制器（VCU）并根據(jù)VCU的指令完成對動力電池的控制；
電池高壓分配單元：安裝在動力電池總成的正負極輸出端，由高壓正極繼電器、高壓負極繼電器、預充繼電器、電流傳感器和預充電阻等組成；
7、冷卻系統(tǒng)：對動力電池進行散熱，使其處于最佳工作狀態(tài)。
（2）電芯種類
根據(jù)封裝方式、電芯形狀的不同，市場上的電芯可分為三大類：方形電芯、圓柱電芯和軟包電芯，前二者是用硬殼封裝，鋼殼、鋁殼居多。國內(nèi)動力電池大多使用方形電池；特斯拉使用的是圓柱形電池。
方形電芯結(jié)構(gòu)
方形電芯可以拆分為：頂蓋、裸電芯、殼體、電解液及其他零部件。頂蓋主要是正、負極極柱以及泄壓閥（也稱防爆閥/安全閥）。在電芯熱失控產(chǎn)生大量氣體的情況下，方形電芯上頂蓋上的泄壓閥會打開釋放氣體，避免電芯內(nèi)部壓力過大造成爆炸，是電芯安全的一道保障。
結(jié)構(gòu)件包括電池蓋板和殼體。電池蓋板由10多種元器件組合而成，主要由蓋板、正負極極柱、注液孔、翻轉(zhuǎn)片、防爆片等結(jié)構(gòu)組成，價值量約是殼體的2倍。殼體一般用鋼殼或鋁殼。
圓柱形電芯結(jié)構(gòu)
典型的圓柱電芯結(jié)構(gòu)包括：正極極片、負極極片、隔膜、電解液、外殼、蓋帽/正極帽、墊片、安全閥等。圓柱電芯一般以蓋帽為電池正極，以外殼為電池負極。
圓柱電芯標準化程度較高，常見的型號有：14650、14500（5號電池）、18650、21700等。型號的的前兩位數(shù)字代表圓柱電芯的直徑（單位mm），第3、4位代表圓柱電芯的高度（單位mm），0指的是圓柱。
軟包電芯結(jié)構(gòu)
軟包電芯其實很常見，我們的手機用的就是小型軟包電芯。動力電池的軟包電芯更大，鋁塑包裝膜替代金屬殼體，包裹著正負極材料、隔膜、電解液。它的體型纖薄，單體能量密度較高，內(nèi)阻小，但在安全性、可靠性和成組效率上存在一定的劣勢。
安全方面，軟包特有的鋁塑膜包裝無法分擔外部擠壓力，擠壓時易造成內(nèi)部卷芯變形而發(fā)生熱失控，且無法保證內(nèi)部發(fā)生熱失控后爆破或者熱傳導的方向，會鼓氣裂開。
國內(nèi)的動力電池主要使用方形電池，特斯拉主要使用圓柱形電池。三元材料成本、能量密度高于磷酸鐵鋰材料，安全性低于磷酸鐵鋰材料。國內(nèi)磷酸鐵鋰增長速度快于三元材料。
小結(jié)——在今年上半年，國際動力電池市場在寧德時代、比亞迪的海外拓展中出現(xiàn)新的格局，國內(nèi)市場在六大廠商新技術(shù)的兇猛推動下，競爭更加激烈。
沒有哪一家動力電池企業(yè)會放棄新能源汽車這個重要的風口。不難發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)動力電池企業(yè)都在加速推進新的技術(shù)，由此推動各自的技術(shù)競爭優(yōu)勢。包括上面提到的圓柱電池，各家企業(yè)都有在布局。推進最為兇猛的億緯鋰能的圓柱磷酸鐵鋰電池、三元大圓柱電池已取得的未來5年的客戶意向性需求，分別合計約88GWh、392GWh。中創(chuàng)新航也已經(jīng)在去年12月向海外客商展示了39Ah和50Ah的46系列圓柱電芯。
需要注意的是，在動力電池企業(yè)正陷入鈉與鋰不同技術(shù)路線之爭時，氫燃料的出現(xiàn)攪動了電池市場。動力電池廠商將在新能源汽車不斷發(fā)展的同時，也面臨新的挑戰(zhàn)。
電池發(fā)展方向
總體方向
安全性：通常有針刺、過熱、過充、短路等測試，代表意外情況下電池燃燒的概率。
一致性：長期穩(wěn)定工作的前提，包括材料一致性和PACK工藝一致性。
能量密度：影響續(xù)航里程，材料端圍繞正極搭建化學體系，PACK成組效率提升是工藝手段。
循環(huán)次數(shù)：影響使用年限和里程。
倍率性能：影響充電時間，與負極克容量、倍率密切相關。
電池的技術(shù)升級
三元正極向高鎳化、單晶化發(fā)展；鐵鋰正極向高壓實、錳鐵鋰方向發(fā)展；負極材料向摻硅發(fā)展。方形電池向CTP、CTC發(fā)展；圓柱形電池向大圓柱、CTC發(fā)展；刀片電池升級發(fā)展。固態(tài)電池代替電解液、隔膜；鈉離子電池發(fā)展。
2.5 氫能板塊
三、新能源行業(yè)重大事件
1、9月1日-24日，比亞迪銷量達到17.62萬輛，以比亞迪每周平均6萬輛的銷量預測，比亞迪9月的銷量預計將達24萬輛。
新勢力方面，9.18日-9.24日，理想汽車的周銷量達0.9萬輛，穩(wěn)居中國新勢力品牌銷量榜首。截至9月24日，本月銷量已達2.92萬輛，持續(xù)領跑新勢力。
蔚來銷量達到1.39萬輛，重回榜單前三，深藍汽車有了S7的加持，銷量迅速提升，超越零跑和小鵬排名至第三。值得注意的是，騰勢汽車的銷量也在快速提升，騰勢目前有D9、N7和騰勢X三款在售車型。
2、超800億美元“藍?！保和艘劢M件將呈指數(shù)級增長。隨著太陽能發(fā)電項目的成熟，太陽能組件使用年限增加，而效率日衰。一旦太陽能組件達到使用壽命，運營商該如何處理？
2022年，來自報廢太陽能組件的可回收材料的全球價值約為1.7億美元。根據(jù)Rystad Energy的研究，至2030年，全球可回收光伏材料的價值將超過27億美元，增長15倍。2050年，當全球凈零排放的鬧鐘響起時，這些材料的價值預計將超過800億美元。
太陽能組件的平均壽命約為25年。二十一世紀前十年安裝的組件群已接近壽命終點，無論是重新供電、退役還是制造損失，每年都會有或多或少的、呈指數(shù)級增長的退役組件。
世界各國政府的光伏產(chǎn)品報廢和回收計劃都在拖后腿?？苫厥展夥牧系恼嬲偭可形催_到頂峰，而且很可能在幾年內(nèi)都不會達到，但每一個新的太陽能電站都在積壓大量的可回收材料。就政府政策而言，美國在IRA之后的生產(chǎn)、部署和投資擴張或可以提供一個早期案例，表明立法可以有效推動行業(yè)向前發(fā)展。
從內(nèi)部著手——循環(huán)生態(tài)系統(tǒng)？
Sharma的公司Solarcycle專門從事光伏回收，致力于在美國乃至全球建立循環(huán)型太陽能經(jīng)濟。公司最近獲得了3000萬美元的A輪融資用于擴大德克薩斯州工廠的產(chǎn)能。在能源部最近的報廢投資中，公司還獲得了150萬美元的研發(fā)資金。
美國光伏制造商First Solar的內(nèi)部薄膜回收計劃也是基于類似的前提。
晶科宣稱，他們的組件中92%的材料現(xiàn)在可以通過熱分離和機械分離工藝進行回收，進入組件和電池的不同層并提取不同的成分。
并非所有的回收和報廢都是十年以后的事。Suvi Sharma談到了"重新供電"——用新組件替換老舊、過時或損壞的組件的做法：
組件技術(shù)和電池效率在不斷提高，向n型組件和TOPCon/HJT組件的加速轉(zhuǎn)變只會讓持有老舊、效率較低系統(tǒng)的項目業(yè)主越來越多使用效率更高的組件。這些舊組件總得有個去處。
"在意大利、德國和歐洲一些早期開發(fā)的市場，未來幾年將有幾千兆瓦的發(fā)電廠被重新供電。而這僅僅是為了更好地利用土地，使發(fā)電廠在特定土地上的發(fā)電量更高，從而最大限度地提高每公頃土地的千瓦時發(fā)電量。”
項目業(yè)主和制造商不會拒絕重新供電所帶來的能源生產(chǎn)和銷售增長，因為他們正在等待一個負責任的地方來放置舊組件。極端天氣的破壞、老化以及高效組件產(chǎn)量的增加都將使重新供電很快成為一個具有吸引力的方案。
這不僅能讓公司確保原材料的可追溯性和道德采購，還能降低高價購買或開采新資源的成本，提高每個回收組件的回報率。銀本身將成為該行業(yè)另一個長期關注的問題。
新南威爾士大學2022年12月發(fā)表的一篇著名論文預測，如果光伏發(fā)電的部署速度在2050年之前保持不變，那么全球85-98%的白銀儲備將被光伏產(chǎn)業(yè)耗盡。至2027年，光伏制造業(yè)將用掉目前地面和地下可用銀儲量的20%。
佐治亞理工學院在能源部最近的一輪投資中獲得了資助，研究用銅基和鋁基漿料取代太陽能電池中的銀觸點。成本的降低可以使工藝的溢價下降，從而鼓勵回收利用。
其他銀替代的研究正在不同機構(gòu)進行，一些不使用銀的組件已經(jīng)投放到屋頂和工商業(yè)市場，但絕大多數(shù)已部署、在建或等待審批的項目在未來幾年都將使用銀基PERC技術(shù)。
用其他更豐富、更便宜的材料替代銀的研究最終一定會取得成功，但在此期間，銀用量將繼續(xù)以越來越高的速度增長。各家公司正在進行的工作終將取得成效，但在此之前，問題的規(guī)模只會越來越大。
邏輯是這樣的：無論是通過高價值材料回收，還是生態(tài)系統(tǒng)中的重要參與者樹立榜樣，如果能在財務或行業(yè)領域為公司回收提供足夠的激勵，你就不需要依靠政府立法。但是，如果沒有來自行業(yè)外部的推動力，要實現(xiàn)這一點將成為一種挑戰(zhàn)。
First Solar的Pat Buehler表示，預計未來幾年，垃圾填埋場的成本將會增加，而這反過來又會使回收利用變得更加經(jīng)濟實惠、更具吸引力，同時回收利用工藝的進步也會降低成本。
3、根據(jù)國際能源署（IEA）發(fā)布的《Renewable Energy Market Update Outlook for 2023 and 2024》，在過去的2022，現(xiàn)在的2023，未來的2024年，全球新增可再生能源發(fā)電裝機的一半都在中國。2023-2024年，全球可再生能源裝機將只有兩大主要區(qū)域：中國和其它國家。
IEA報告稱，2022年，中國幾乎占所有新增可再生能源發(fā)電裝機的一半。到2024年，中國占全球年新增可再生能源裝機份額將擴大到創(chuàng)紀錄的55%。報告預計，到2024年中國將交付全球近70%的新增海上風電項目，超過60%的陸上風電和50%的太陽能光伏項目。2022-2024年，盡管并非所有的新增可再生能源裝機都在創(chuàng)新高，但新增光伏裝機卻不斷以大幅增長的比例創(chuàng)紀錄，而來自中國的新增光伏裝機成為全球光伏大幅增長的最大貢獻。相對中國的巨大貢獻，歐盟盡管也有大比例增長，但絕對數(shù)量有限；印度盡管也有增長，但實際增幅遠低于其政府口號；美國盡管是裝機大國，但在光伏新增裝機量實現(xiàn)負增長。
IEA認為，未來兩年，光伏發(fā)電仍是全球可再生能源產(chǎn)能擴張的主要來源。2023年，光伏新增裝機將占全部分布式能源的65%。
9月11日，科技部社會發(fā)展科技司司長祝學華在2023浦江創(chuàng)新論壇—綠色低碳創(chuàng)新論壇上致辭表示，我國能源資源稟賦決定了我國未來滿足居民能源消耗主要依靠煤炭和光伏風電，我國風光資源主要分布在西部地區(qū)，人口與產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟集中在東南沿海，存在著能源供給與消耗空間不匹配的問題，未來電網(wǎng)需要接入越來越高比例的光伏和風電，其比例經(jīng)估算或超80%。
今年年初，央視一則報道也顯示，國家能源局預計，到2025年，我國風電和太陽能發(fā)電量將在2020年的基礎上翻一番，在全社會新增的用電量中，可再生能源電量將超過80%。我國已成為全球應對氣候變化的積極參與者、重要貢獻者。
從增持方向來看，QFII在二季度重點加倉汽車、機械設備、美容護理等行業(yè)板塊公司，較一季度末的增加幅度均超過20%。與此同時，作為外資重要的入場通道，北向資金也對以上行業(yè)公司進行了顯著加倉。由此可見，外資對新能源汽車、高端制造、“顏值經(jīng)濟”等產(chǎn)業(yè)頗為青睞。
不過，對于長期以來一直偏愛的食品飲料、家電兩大行業(yè)，出現(xiàn)QFII減持跡象。
隨著我國新能源汽車發(fā)展勢頭迅猛，汽車產(chǎn)業(yè)鏈公司業(yè)績持續(xù)增長，引來QFII、北向資金的持續(xù)流入。
數(shù)據(jù)顯示，汽車行業(yè)獲得QFII大幅增持。截至二季度末，QFII持有32家汽車行業(yè)板塊上市公司，其中24家為新進或增持，但同時有8家遭到減持，另外也有17家退出前十大流通股東名單。
QFII持有汽車行業(yè)公司股數(shù)合計為1.51億股，較一季度末增加21.32%，持股總市值達18.77億元。與此同時，北向資金二季度末持有汽車板塊35.55億股，較一季末持股數(shù)量增幅超過20%，持股市值超800億元。
宇通客車獲得“中東富豪”阿布達比投資局大幅加倉而令人注目。截至二季度末，阿布達比投資局持有宇通客車2101.39萬股，位列第七大股東，持股市值達3.1億元。該中東投資機構(gòu)是在第一季度新進入宇通客車的前十大流通股東中，第二季度增持幅度幾近翻倍。同時，摩根士丹利投資管理公司也加倉454.06萬股，以持有2703.01萬股排名第六，持倉市值為3.98億元。
宇通客車上半年實現(xiàn)營業(yè)收入111.14億元，同比增長34.56%；實現(xiàn)歸屬母公司凈利潤4.7億元，同比扭虧，出口紅利持續(xù)兌現(xiàn)。
此外，新能源汽車產(chǎn)業(yè)鏈相關公司也頗受QFII青睞，紛紛新入騰龍股份、中原內(nèi)配、三聯(lián)鍛造等眾多新能源汽車零部件企業(yè)。比亞迪更是實現(xiàn)銷量、利潤高增長，業(yè)績一騎絕塵。今年上半年，公司實現(xiàn)營收2601億元，同比增長72.72%；歸屬于母公司所有者的凈利潤為109.5億元，同比增長204.68%。北向資金最新持有比亞迪8878.88萬股，持倉市值高達219.05億元。
葛衛(wèi)東加倉兆易創(chuàng)新、中科曙光減持AI龍頭科大訊飛。據(jù)統(tǒng)計，今年二季度末，葛衛(wèi)東以個人名義共現(xiàn)身8家上市公司的前十大流通股東名單，合計持有52.05億元，持倉市值較一季度末的54.41億元有所下降。葛衛(wèi)東主要布局了人工智能、半導體、新能源、機器人、網(wǎng)絡安全等賽道。
根據(jù)披露信息，鄧曉峰的頭號重倉股依舊是有色龍頭紫金礦業(yè)，雖然兩只產(chǎn)品合計減持4250萬股，還有一只產(chǎn)品退出了該股流通股東榜單，但期末持倉仍有7.24億股，合計持倉市值為82.30億元。鄧曉峰在今年二季度大舉加倉半導體顯示龍頭TCL科技1.97億股，期末持有市值為7.77億元；還新進了國產(chǎn)呼吸制劑龍頭健康元，合計持有2355.99萬股，期末合計持股市值為2.99億元；還新進了鋁電解電容器企業(yè)江海股份，兩只產(chǎn)品合計買進1358.45萬股，期末持股市值為2.89億元。
其中，馮柳持股市值最大的仍然是安防龍頭海康威視，持有4.32億股，二季度末持股市值為143億元左右；同時，他新進了寶豐能源，持有6500萬股，期末持股市值為8.20億元，寶豐能源是全國單廠規(guī)模最大的高端煤基新材料和化學品生產(chǎn)制造商；馮柳還新進了泰坦科技，持有215萬股，期末持股市值為1.83億元，泰坦科技是一家為實驗室提供科研試劑、儀器及耗材的綜合服務商。
仁橋資產(chǎn)增持了汽車零部件企業(yè)華域汽車，持股數(shù)量增至1873.04萬股，期末持股市值為3.46億元；還小幅加倉了蘇墾農(nóng)發(fā)，持股增至669.64萬股，期末持股市值為7800萬元。興全基金原總經(jīng)理楊東“公奔私”以后創(chuàng)立的寧泉資產(chǎn)，風格比較穩(wěn)健，其在今年二季度末也有部分持倉浮出水面，包括新進了浙江醫(yī)藥，加倉了山東路橋、大亞圣象、陽光照明等，但是減持了利亞德、飛力達。
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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