概要及主要观点：
1、 光伏： 预测2023年全球光伏新增装机达到355GW或以上；其中中国、欧洲、美国新增装机分别达到150GW、65-70GW、30GW左右，预计2023全球组件市场规模有望超过500GW。2024年有望达到600-650GW。硅料本周成交低迷，上下游再次博弈。本周国内N型硅料价格区间在9.0-9.9万元/吨，成交均价为9.33万元/吨，周环比涨幅为1.08%，单晶致密料价格区间在7.6-8.5万元/吨，成交均价为8.04万元/吨，周环比持平。本周N型仅有3家企业签订少量订单，P型仅有2家企业签订少量订单，成交量相对清淡，上下游再次开始博弈。本周硅料市场上N型价格略有上涨，P型价格持稳，高低价无变化。原因如下：第一，一些企业仍在交付前期订单，部分企业逐步开始洽谈10月订单，市场活跃度不高，尚处于博弈僵持阶段。第二，近期硅片价格出现分化，电池开始降价，组件厂商有所减产。尽管下游拉晶企业维持高位满开，对硅料的需求较为旺盛，但接受硅料价格持续上涨的能力有所减弱，对后市相对悲观。截至本周，国内硅料生产企业合计15家（包含新建投产企业一家），其中一家停产技改，一家企业出现意外事故。总体来看，硅料供应仍不及当前市场需求，硅料价格有上涨的利好因素；但下游产品的价格开始下降，拉晶企业采购硅料态度谨慎等不利因素制约了硅料价格进一步上涨，故推测上下游博弈，短期内价格走势以持稳为主。
2、 本周组件价格受供应过剩、需求暂时并无爆发式增量、迭加电池片价格滑落等影响，前期酝酿涨价动能减弱，组件执行价格松动，单玻均价略为下滑至1.2-1.22元。一线厂家为争取订单，也有部分让价，新单价格多集中1.18-1.2元。中后段厂家考虑成本、价格僵持，单玻平均价格约在每瓦1.2-1.21元。接下来需要观察9月下旬排产下修、以及10月中国假期影，9-10月排产将出现下调。N型价格也受需求及供应链价格波动影响，TOPCon组件价格下降至每瓦1.21-1.35元之间，价差收窄约0.05-0.08元不等。海外价格与PERC溢价约0.8-1美分左右。HJT组件价格波动较小，国内价格约在每瓦1.4-1.55元人民币之间，现货库存价格约有每瓦1.4元人民币左右的价格，低效组件价格也出现每瓦1.36-1.38元人民币的价位。海外价格持稳约每瓦0.195-0.2元美金。
3、 目前光伏电池片环节毛利率9月底有下跌风险，其他环节趋于稳定或小幅上涨。电池片环节重点研究对象为（1）规划产能与实际产量的关系所形成的供需，（2）价格的波动，（3）各种类型电池技术的迭代进度，（4）同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。（1）（2）尽管电池片产能陆续投产，但实际产量受限于产线良率等因素，短期电池片有效产能偏紧，明显的供需缓解恐延后至4季度。二线电池片价格松动：组件厂压价情绪浓厚，二三线电池厂出货压力渐显、报价相对混乱，下游采购谨慎，电池片出现小幅让价。目前182/210电池片的主流成交价格分别为0.75元/W、0.73元/W，环比分别持平。尽管电池片产能陆续投产，但实际产量受限于产线良率等因素，短期电池片有效产能偏紧，明显的供需缓解恐延后至4季度。
4、 激光辅助烧结，本质上是利用激光的高度能量集中和可控特性，将高温烧结过程中钝化层侵蚀和接触形成这两个关键步骤分开，从而达到对烧结过程的进一步精准调控。从原理上来看，激光形成的电流沿着低接触电阻路径传输，引发银硅互扩散，从而降低接触电阻，而整个烧结过程的持续时间与载流子寿命匹配，激光过后迅速停止，从而实现原有钝化层的最大限度保留，避免金属-硅基体直接接触引发的载流子复合。激光辅助烧结适用于所有高温型烧穿银浆的烧结过程，因此对PERC、TOPCon，甚至XBC电池均有应用潜力。对于TOPCon电池来说，由于正背面均使用了烧穿型浆料，激光辅助烧结的提效潜力比PERC电池更高。值得一提的是，由于激光辅助烧结可以精准控制烧结过程使得TOPCon电池的背面薄poly化难度降低，从减少寄生吸收的角度打开了另一层提效空间。在材料配套方面，使用激光辅助烧结专用银浆可以获得额外的效率增益。随着激光辅助烧结技术的推广，率先推出量产型激光辅助烧结银浆的厂商有望取得更高市占率。从当前进度来看，头部激光设备厂家正在加速推出相关产品，但作用点多集中于电池正面。随着技术及经验的进一步积累，激光辅助烧结对TOPCon电池背面接触、polv硅厚度减薄的贡献仍有待挖掘。判断激光辅助烧结充分发挥了激光的能量集中和可控优势，相比传统烧结具备明显优势，提效效果显著，是一项具备发展潜力的技术方向。
5、 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%，线性衰减为0.25%，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，
6、 N型电池： TOPCon目前整体产能规划超过800GW，到2023年底名义产能有望达到500-600GW或以上；根据PV数据，topcon在产+在建产能已有693GW，规划产能1429GW。与P型电池 PERC相比较，N型TOPCon电池更换为N型衬底，少子寿命更长，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，同时配合SMBB等减少正面遮挡，实现效率的显著提升。ERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成1%左右的效率优势。HJT年底产能有望达到45-50GW或以上。预计2023年钙钛矿组件产能有望达1.5GW，2025年或超过7GW。对于TOPCon电池来说，磷的应用和掺杂体现在硅料环节，也体现在拉棒环节、电池环节。如果N-P料每吨的价差达1万元，表现在电池上的价差为0.02元/W；如果价差达到4万，表现在电池环节，价差就会达到8分钱/W。
光伏企业做投建方案的时候，设备摊销通常会按5-7年计算。现在的落后产能PERC，在2019年作为先进技术，才成为主流。2019年PERC电池市占65%。对比PERC的历史，如果TOPCon能有三年生命周期已经足够了。但对于还没有实现大量出货的HJT来说，时间可能更短。
7、 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已经无限逼近平价点了，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。
8、 光伏设备端重点为技术迭代——低氧炉、铜电镀、切片机细线化、0BB（分歧大，方可能有超额，目前市场主流观点，电镀铜2025年才能量产，技术路径也有争议），跟存量博弈的总市场有关。不要拘泥于只有龙头设备投资价值。对于真正斩获订单阶段，耗材投资机会加强；对于没量产的新技术更关注设备。对于已经真正批量，加速拿订单阶段，从投资的角度来说，隐含的是设备的回报率逐步下降，或者对收益率的要求要降低；但所有的耗材回报率都会上升，因此判断应重点关注辅材辅料行业，主要关注金刚线、石英砂、银包铜、靶材、焊带等。2023年上半年净利增幅位列第二和第四位的公司均处于光伏产业链辅材环节。
9、 风电整机厂商营收和销售端持续增长，但净利润有所下降，盈利能力承压。增收不增利，利润下滑是行业性困境。风电整机商利润下滑的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。打赢利润保卫战的关键，在于强化成本优势、寻找增长曲线、活下去等拐点到来。在2022年，风机行业迎来陆风、海风“国补”全面取消，抢装潮后风电装机市场迎来暂时性的需求调整。风电行业作为国家的扶持产业，早些年享受到税费减免的优惠，但是随着时间的推进，部分老旧项目的减税优惠到期，项目新增税费加大企业的费用支出。此外，相较于2022年底，陆上、海上风机平均价格下滑10%、13%，风电整机报价内卷严重，利润空间被严重压缩。风电整机商毛利率大幅下滑的原因是行业激烈的“价格”竞争。2023年6月，全市场风电整机商风电机组投标均价为1681元/千瓦，2022年6月标均价为1939元/千瓦，同比下降13%。2023年3月，月度公开招标均价低至1607元/千瓦。另外，对利润影响较大的因素是企业成本降速缓慢，“对于净利下滑，一是公司的风机及零部件板块由于市场价格的下行，成本降幅不及预期所以毛利额大幅下降；二是其他费用的减少以及投资收益的增加等收窄了导致公司亏损。”风电整机商只有强化成本优势，才能穿越周期。“抢装潮”后，风电平价时代到来，也意味着盈利难度加大，风电整机商或将长期面对“利润困境”。目前来看，风电整机商优化成本方式主要是原料成本控制、费用率数据改善。风电企业将继续推进风机大型化和轻量化，进一步降低风机制造成本。而且，各家企业寻找增长曲线，搭建护城河也极为重要。各大风电整机商在降本的同时也在积极寻求第二曲线。频频参与风电开发运营、风电服务等多元化能源赛道。与此同时，风电整机商还偏爱跨界光伏领域。相信在多业务协同发展下，风电整机商有望打开成长空间，建立属于自身的护城河。最后，2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，整机龙头的业绩有望企稳回升。与此同时，原材料价格回落也将带动风电行业整体的盈利环节改善。挑战：价格竞争、产业政策风险、大型化降本、风电需求、海外开拓等因素影响。目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。展望下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值。
一、新能源
1、太阳能光伏
1.1光伏产业链价格变动分析
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。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
未来N-P硅料价差仍将会继续扩大。特变电工——N-P价差将会达到4万元/吨。
特变电工对于硅料未来价格的判断：第一，预计N型和P型的硅料的价差（每吨）可能会达到4万元。第二，多晶硅价格可能在六七月份是最低点，现在逐步回升，预计今年四季度会回升到约9万元/吨。
预计2023年TOPCon电池市占率将达30%左右，2024年TOPCon的市占率将达64%左右。那么高品质的N型料肯定会成为主流。
从通威股份、特变电工等头部企业来说，做N型料、提高N型产能仅是调整产品结构而已。对于一些硅料品质一向不佳的企业、特别是一些刚入局的硅料企业来说，可能就是一个障碍。毕竟，通常情况下，新玩家、新上硅料产能普遍品质不佳。
P型料、N型料主要掺杂不同：当硅掺杂以Ⅲ族元素，如硼为主时，以空穴导电为主，为P型料，当硅中掺杂以V族元素，如磷为主时，以电子导电为主，为 N 型料。两种料的生产制备在工艺流程上其实差不多。
对于TOPCon电池来说，磷的应用和掺杂体现在硅料环节，也体现在拉棒环节、电池环节。如果N-P料每吨的价差达1万元，表现在电池上的价差为0.02元/W；如果价差达到4万，表现在电池环节，价差就会达到8分钱/W。现在N型电池和P型电池每W的溢价只有七八分钱。那么做N型电池就没有意义了。
光伏下游市场持续走跌，市场情绪继续转淡，随着采购意向的减弱，虽然目前多晶硅库存压力偏弱，但后续有累库风险，价格恐难再上涨。
目前硅料环节的供需关系仍然显现出现货供应偏紧态势，直观体现在价格方面的结果，是整体价格水平仍在保持小幅上行，整体价格区间抬涨至每公斤83元-92元，考虑头部企业与二三线企业的综合价格水平后的均价水平涨至每公斤85元，与终端组件价格形成强烈倒挂。
当前上游环节、尤其硅料环节的价格变化趋势与包括电池和组件环节的价格持续下跌形成强烈反差，随着使用环节的前期硅料订单的逐渐消化和逐步释放，拉晶环节用料的成本水平预计将在10月中旬达到本轮波动的顶峰，即当前用料成本拉均后的价格水平差距显着，个别企业原料成本范围暂时仍不足每公斤72元，然而也有部分企业对应的原料成本范围已经升至大约每公斤80元以上水平。
硅料供应面方面，由于内蒙古方向的个别企业发生意外情况，继而对9月中下旬的现货供应和订单交付情况产生负面影响，后续恢复情况以及次月产量增产的情况仍需时间观察和验证。当前上游的供需错配和价格上涨，已经与下游的价格下跌形成巨大反差，电池价格继上周初现下跌拐点后，本周继续下降的压力会逐步传递至上游，但是当下供需错配的环境恐将在九月难有扭转，对于十一长假后的硅料供需环境谨慎看待。
9月20日晨，中国有色金属工业协会硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格。
N型料成交价9.00-9.90万元/吨，平均为9.33万元/吨，均价周环比上涨1.08%。
单晶复投料成交价7.80-8.70万元/吨，平均为8.23万元/吨，与上周环比持平。
单晶致密料成交价7.60-8.50万元/吨，平均为8.04万元/吨，与上周环比持平。
单晶菜花料成交价7.30-8.20万元/吨，平均为7.76万元/吨，与上周环比持平。
与上周价格对比发现，本周硅料价格基本平稳。其中，p型硅料价格与上周完全一致，并无变动；n型硅料均价上涨仅0.1万元/吨，幅度不大。
与相关企业沟通后了解到，尽管有“内蒙某硅料企业发生安全事故”的新闻爆出，但实际上很快恢复生产，对行业整体供需关系的影响也被充分消化。特别是近期专业化电池企业排产下降、价格下跌，由此导致硅片环节增产乏力，价格存在下跌可能。
从近期组件招投标情况看，价格已跌至成本附近——特别是国电投10GW电池组件招标中，多家企业报出p型1.13元/W、n型1.17元/W的超级低价。对于只有电池、组件产能，但没有硅片产能布局的企业而言，这一报价已经贴近他们（确保产品质量前提下）的生产成本。在硅料、硅片价格出现明显下跌之前，组件基本不可能继续降价。
1.1.2硅片价格分析
当前硅片环节相对被动，一是上游硅料价格涨势不断、二来电池片价格下跌快速，同时，自身库存水位也在不断增加，整体硅片环节库存来到5-7天不等，其中部分厂家G12尺寸库存占比尤高，短期价格走势分化，尽管从供需角度价格悲观看待，然而上游成本的增加也将限制硅片的跌价幅度。
本周除P型210尺寸成交价格下行外，其余规格维持上周，P型部分，M10,G12尺寸成交价格落在每片3.33-3.35元与4.18-4.2元人民币左右；至于N型，M10尺寸落在每片3.45-3.47元、G12尺寸由于属于订制产品，价格维稳落在4.47元人民币的范围。
硅片与电池片间的博弈持续，其中以G12尺寸更为激烈，预期该尺寸下周仍有跌价机会，尽管硅片厂家仍以企稳价格的销售策略维持出货，短期持续面临上下游的价格分化夹击，与后续针对十一长假前的屯备货需求也将影响价格走势变化。
1.1.3电池片价格分析
受组件减产影响，电池库存高企，出货压力加剧，而本月电池仍维持高排产状态，且N型Topcon电池继续爬产放量，电池企业之间的竞争加剧，价格急速下辍，利润微薄，后续在硅片价格松动预期下电池价格暂难企稳。
随着厂家TOPCon产能陆续投产爬坡，低效与测试片在市场上充斥泛滥，成交价格持续探低，也连带引导主流档位电池价格受影响下跌，同时，在组件端压力传导下，本周电池环节价格逐渐崩塌，并牵连其上下游价格也同步松动。
本周主流尺寸电池片成交价格跳水下跌，唯G12尺寸因为供应家数与量体较少，成交价格维稳。P型部分M10,G12尺寸电池片主流成交价格纷纷落在每瓦0.66-0.7元与0.73元人民币左右，其中，M10尺寸价格相比上周跌幅达到4-5%不等，并整体成交范围扩大，低价持续下探。
在N型电池片部分，本周TOPCon（M10）电池片价格下行落在每瓦0.73-0.76元人民币左右，跌幅来到7-8%不等。观察N/P型电池片价差约每瓦4分钱人民币左右。而HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖量体尚少，价格维持每瓦0.85元人民币不等。
当前供应链各环节呈现迥异的价格走势，并在电池环节的崩跌下，一部分舒缓、修复了组件环节的跌价压力与盈利水平，然而，由于价格的快速下跌，恐将再度带动硅片与组件的价格跌势，后续随着新签订单价格慢慢落实，电池环节价格仍有下行空间，并将视自身消纳能力与终端需求放量节奏而定。
1.1.4组件价格分析
组件价格——上周组件市场单晶PERC组件双面-182mm主流成交价格1.23元/w,单晶PERC组件双面-210mm主流成交价格1.25元/w，组件价格大稳小动。
当前高效PERC182电池片价格0.73-0.75元/W，高价位已下跌1分/W;PERC210电池片价格0.73元/W左右，维稳; Topcon182电池片实际成交价到0.76-0.80元/W左右，维稳。
在硅料价格不断上涨的背景下，光伏电池的价格却在上周出现下跌。价格走低主要源于两方面的推动：产能竞争和技术降本。对于企业来说，推动科技创新，保持产品的先进性，是提升自身竞争力的重要手段。
供需本周末组件价格继续保持稳定，终端招标有限，组件价格难以上涨，组件企业继续向上游施压并减少排产，电池片价格难以为继。
今年组件集采中标价格波动可划分为三个阶段：
第一阶段在第一季度1-3月，PERC182组件集中式项目的中标价区间在1.7-1.8元/瓦，分布式项目的中标价区间在1.75-1.85元/瓦。此时硅料价格在年初出现反弹，但组件价格在年初相较于去年年底有所下降，利好终端电站启动完成去年因组件高价而无法满足收益率的延期项目。因此终端压价心态明显，组件成交价格未出现涨幅，整体处于横盘震荡。硅料价格在3月成交重心开始回落，届时一季度终端仍处于全年项目规划中，招标集采未完全启动，下游需求有限，但一线组件企业为抢占市场份额主动降价，中标价在一季度末也逐渐出现走跌趋势。
第二阶段在4-5月末，PERC182组件集中式项目的中标价区间在1.58-1.7元/瓦，分布式项目的中标价区间在1.55-1.75元/瓦。二季度开始央国企2023年度集采项目启动，终端采购需求明显向好，组件企业价格也出现涨跌不一，部分企业价格基于成本及交付情况出现一定上涨，也不乏有部分企业为保持市场竞争力降价抢单。
框架集采的招标及组件市场的激烈竞争使集中式项目中标价出现明显下降，此时组件市场报价稳定在1.65-1.75元/瓦，招标价格已经出现提前下探及看跌情绪。
5月光伏市场走势集体偏弱，上游硅片及多晶硅价格近乎腰斩，组件市场价格也跌至1.6-1.7元/瓦，终端受此影响对市场后期担忧情绪增加，提货采购情绪明显减弱，对组件集采价格也越看越低，观望态度明确。需求的波动和不确定性再次加剧组件市场竞争，低于1.5元/瓦的价格也开始少量出现。
第三个阶段在6月-8月，PERC182组件集中式项目的中标均价从1.5元/瓦落至1.2元/瓦，分布式项目的中标均价从1.55元/瓦落至1.23元/瓦。6月由于光伏上游原料价格大跌，终端对后市预期看弱，有意压低招标价格，组件企业在当前市场议价权较弱，随即价格走跌幅度较大，价格区间在6月末已全面落至1.3-1.4元/瓦。
7月组件市场竞争激烈程度加剧，一体化企业为抢占市场份额仍在带头大幅拉低投标价，而多家组件企业价格已经在成本线附近，二三线组件企业甚至面临零利润和亏损境地，但低价抢单的现象却仍然层出不穷，集中式项目中标价格区间也直接降至1.2-1.25元/瓦，分布式项目价格在1.25-1.3元/瓦。
在7月末至8月，低于1.2元/瓦的投标价也不乏出现，但终端对于低价组件的供应保障也有一定顾虑和担忧，因此整体组件中标价区间在8月逐渐企稳。
今年组件价格的下跌大幅提升了终端光伏项目的收益率，利好光伏项目的开发，提高了光伏项目开发商的开发意愿，新增装机容量也超预期。
对于后续中标价格走势，基于9-11月光伏终端装机需求提升的乐观预期，以及上游原材料价格的企稳，预计中标价将以稳为主，价格下跌空间有限，终端对于低价组件也抱有谨慎态度。
1.1.5光伏玻璃价格
2023年1~8月光伏压延玻璃累计产量1594万吨 同比增长65.5％。
产量方面，1~8月，光伏压延玻璃累计产量1594万吨，同比增加65.5％，其中8月产量222万吨，同比增加56.6％。
价格方面，1~8月，2毫米、3.2毫米光伏压延玻璃平均价格为18.4元／平方米、25.6元／平方米，同比分别下降12.2％、6％，其中8月平均价格为18.2元／平方米、25.3元／平方米，同比分别下降11.7％、5.4％。
9月1日起，3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别上调3元/平、2元/平，对应12%、11%的涨幅，在8月初小幅提价0.5元/平基础上再次上调价格，验证我们此前判断逻辑。
判断今年4季度/明年光伏玻璃价格将继续上涨。据我们持续跟踪，光伏玻璃新增产能点火持续低于预期，截至本周产能约9.08万t/d，仅比6月底新增2000t/d，据我们对后续产能释放跟踪，判断到年底产能约10万t/d，低于市场预期的11万t/d，且四季度新增产能爬坡对当季产量贡献不大。
需求端6、7月组件已触底反转，据我们跟踪，截至目前国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，预计8、9月组件出口发货同环比恢复正增长。
反映到库存水平，据卓创资讯，截至本周光伏玻璃库存天数21.1天，7月以来光伏玻璃库存持续去化逼近2021年较低的水平，据我们调研，两家头部企业库存仅10天左右，在上述供需矛盾下，判断库存将持续下降。同时，光伏玻璃产能进入/退出壁垒均较高，也将影响2024年的供给，判断今年下半年/明年光伏玻璃将继续上涨。
1.1.6其他环节
逆变器——本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
逆变器价格区间无异动，各机型供应整体稳定，部分小企业有价格下降趋势。
钨——本周钨价稳中小幅偏弱调整，主要是受需求端的相对冷清气氛影响，叠加新一轮钨企长单动能有限，钨市场情绪不稳，成交商谈有所松动，原料端支撑松动空间有限。
钨精矿价格报12.1万元/吨左右，商家维持挺市心态，下游拿货情绪相对谨慎消极，市场资源流动性不佳，成交商谈僵持。
APT价格报18.1万元/吨左右，需求端的偏空影响依然明显，而市场成本压力也较难缓解，冶炼厂维持低开工负荷，实单成交盘整观望态度为主。
钨粉价格报274元/公斤左右，行情主要受基本面影响，整体交投状态谨慎冷清，合金企业新接单动能一般，市场主流成交围绕刚需进行。
70钨铁价格报17.5万元/吨左右，市场随行按需出货整理，交投不温不火，观望产业链持续博弈
【EVA/POE光伏料】石化厂库存水平不断抬升，出货压力逐渐增大，市场对今年四季度EVA粒子需求量提升缺乏足够信心，价格暂未企稳。但当前组件成本开始快速下辍，有望重振市场信心。
【光伏胶膜】临近10月订单排摸，胶膜厂分化仍然较大。因组件厂利润恢复暂未体现，开工提升不明显，胶膜需求仍靠组件刚性排产拉动。
铜——铜价再度承压下挫，白盘低开高走收小阳，隔月价差小幅收窄保持210元/吨左右;广东库存连续下降创近期新低，到货减少出库增加是主因。早盘时平水铜最低报到贴水20元/吨，好铜贴水10-0元/吨，快速被市场被消化;部分持货商积极挺价出货，后市平水铜价格在升水50元/吨左右，市场饱和逢低入市态势不变;升水铜对当月贴水10-0元/吨，平水铜升贴水20-升水50元/吨。
铝 ——南储无锡铝锭报价19500-19540元，均价19520元，涨70，对当月贴60。今日华东市场更显弱势，早盘沪铝冲高回落仍录得涨幅，铝价连续走高叠加月差扩大back结构明显强化持货商快速下调出货先行变现，起初接货方多压价观望，后续随着报价走低即开始逢低多采，报价-50~-20之间先低后高，整体交投不甚理想。后段盘面先抑后扬，持货商跟随上下调价，报价在-20~+50之间，只是市场出多接少，成交亦难。现货成交价集中在19470-19570元，较南储无锡均价升水-50~50元。
PVC聚氯乙烯主力 6465.00 6462.00
聚氯乙烯2310 6401.00 6401.00
聚氯乙烯2311 6424.00 6432.00
聚氯乙烯2401 6465.00 6462.00
近日高纯石英砂价格暂时维持稳定。
近期下游需求持续向好，国内龙头企业高纯石英砂价格也小幅向上调整，预计后续价格仍偏强运行。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年9月21日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2023年9月21日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：2023年1-6月各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
二季度陆上风机价格趋稳。2023年一季度，陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从2月的1460元/kW，到3月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。2023年2季度，陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。2023年以来海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
经历过2022年低潮，风电行业迎来装机复苏，持续看好海风，预计2023年海风新增装机超过10GW，同比翻番不止。
本周风电整机采购开标总计812.5MW，风电机组招标总计30MW；风电塔筒采购开标380MW。
目前，陆上风机的招标价已基本触底，但是整个行业现状是供大于求，在行业调整的过程中，随着产供销趋于均衡，预计价格会有向上走的可能。陆上风电场投资收益率比较可观，但海上风电场收益率相对较低不能满足业主的期望，
二季度风电装机量有所放缓，央企、国企业主对于风场投资建设，一般涉及投决会审批和手续报批，所以每年上半年都是相对淡季，下半年尤其是后四个月是旺季，后四个月一般能占到全年装机量的一半或以上。
三一重能预计2023年全行业装机容量为55-60GW左右，明年在60-70GW左右。双碳目标、风电平价后比较好的投资收益率、国家支持新能源投资建设等因素，都使得风电有较好的发展前景。
技术端——对于海上风电机型在双馈与半直驱路线均有技术储备，双馈在近海和中海比较有优势，半直驱在大兆瓦、远海比较有优势，两种技术路线在优势区域会存在一定的重叠，根据具体情况进行技术路线选择。
风电：板块分化严重，整机毛利率下滑，零部件盈利明显改善。上半年海风装机不及预期
风电展望：下半年海风装机好转，关注海风及出海逻辑，海风相关龙头更具投资价值
毛利率有望修复的风机环节：【明阳智能】（23Q3风机价格平稳+原材料价格回落，23Q3高毛利的海风风机出货占比提升）
风电2892万千瓦，国家能源局发布1-8月份全国电力工业统计数据
9月19日，国家能源局发布1-8月份全国电力工业统计数据。
截至8月底，全国累计发电装机容量约27.6亿千瓦，同比增长11.9%。其中，太阳能发电装机容量约5.1亿千瓦，同比增长44.4%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长14.8%。
1-8月份，全国发电设备累计平均利用2423小时，比上年同期减少76小时。其中，水电1984小时，比上年同期减少469小时；太阳能发电907小时，比上年同期减少40小时；核电5116小时，比上年同期增加121小时；风电1538小时，比上年同期增加79小时；火电2999小时，比上年同期增加67小时。
1-8月份，全国主要发电企业电源工程完成投资4703亿元，同比增长46.6%。其中，太阳能发电1873亿元，同比增长82.7%；核电522亿元，同比增长56.9%；风电1149亿元，同比增长38.7%。电网工程完成投资2705亿元，同比增长1.4%。
1-8月份，全国新增发电装机容量19855万千瓦，同比增加10223万千瓦。其中，水电新增装机容量721万千瓦，同比减少585万千瓦；火电新增装机容量3429万千瓦，同比增长1446万千瓦；核电新增装机容量119万千瓦，同比减少109万千瓦；风电新增装机容量2892万千瓦，同比增长1278万千瓦；太阳能发电新增装机容量11316万千瓦，同比增长6869万千瓦。
二、投资方向梳理
2.1 光伏硅片行业研究分析
硅片行业技术段重视
1、硅片尺寸大小
6家组件企业统一硅片尺寸。在光伏行业对新一代矩形硅片的中版型组件尺寸(2382*1134mm)进行统一之后，为了进一步解决因矩形硅片尺寸差异导致的产业链硅片供应困难，材料成本增加等困扰，推进矩形硅片尺寸的标准化至关重要。
阿特斯、东方日升、隆基、通威、一道、正泰新能6家光伏企业代表经过全面充分地沟通评估，对72版型采用的矩形硅片191.Xmm标准化尺寸达成了如下共识：
6家光伏企业共同倡导和推动上述标准化矩形硅片尺寸方案为行业内更多的企业所接受。
联合倡议企业名单：
（排名不分先后，按拼音首字母顺序排列）
阿特斯阳光电力集团股份有限公司
东方日升新能源股份有限公司
隆基绿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
这次由之前的9家变为6家，之前的9家光伏企业名单为：
阿特斯阳光电力集团股份有限公司
东方日升新能源股份有限公司
晶澳太阳能科技股份有限公司
晶科能源股份有限公司
隆基绿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（影响金刚线、切片机）
在光伏硅片环节，大尺寸、薄片化、N型是未来的发展趋势，能够引领行业创新发展的企业占据领先的市场地位
截至2022年末，主要硅片上市公司硅片产能合计为492.77GW，其中TCL中环硅片外销市占率全球第一，G12硅片占据主要的市场份额，随着新增产能的持续释放与技术能力的提升，预计2023年末产能将达到180GW，继续保持全球单晶规模领先地位。
由上表可知，主要硅片上市公司至2023年末规划产能为680.4GW，新增产能一般可兼容大尺寸硅片，可满足2024年及之后持续增长的硅片市场。
历史上全球各年年末的硅片产能普遍大于当年硅片产量，2010年-2022年各年末全球硅片产能超过当期产量的比例平均值为45.59%。
2010-2022年全球硅片产能/产量（单位：GW）
光伏下跌46%，半导体下跌56%
光伏是万亿产业
根据工信部数据，2022年我国光伏行业总产值突破1.4万亿元。
能源/电力的未来支柱——此刻光伏已超过水电成为我国装机规模第二大电源，仅次于煤电未来：通威刘汉元预测光伏发电未来在一次能源中的占比最低将去到30%-40%，最多可达60%-70%。（现在这个比例小于5%）
中国制造业中增长最快，且预计会持续百年增长的行业——在全国规模以上工业数据41个行业大类中，太阳能（光伏）电池产量是所有行业增加值的增速之首。今年1-7月产量达276.61GW，同比增长56.3%！此前，红杉的一篇文章曾以“哪个行业能持续百年正增长”来形容新能源赛道。
除了给我们供电，光伏和普通人有什么关系？
能源变革将改变一切行业
把时间维度拉长到200年前，煤炭带来了第一次工业革命，电力又催生第二次工业革命，在电的基础上又诞生了计算机，这才有了今天我们看到的信息时代的一切。前两天任正非提到：第四次工业革命的基础是大算力。而算力背后，又需要大量能源的支撑。在能源变革的进程中，我们除了被动改变，可以提前看到一点方向和趋势。
我们已经迈向新能源的主导时代。和前几次工业革命的进程一样，最终所有行业都会被能源变革重塑。以消费品为例：上周盘点过一下跨界光伏的消费品们，大家都想在黄金赛道中提前布局。你以为的创维是卖电视机的，其实人家已经是户用光伏前三了；你以为的TCL也是做电器的，其实人家收购的公司已经是硅料双雄之一且估值千亿了；你以为的五粮液是大哥们桌上的高度透明液体，其实人家刚刚注资10亿搞新能源，最近还入股了TOPCon制造企业。
2.2 光伏电池片组件行业研究分析
2023年截至目前，与去年同期对比不同技术类型组件发电量规律一致，2023年TOPCon、IBC分别较PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分别较PERC高0.97%、0.39%。2023年与去年同期对比不同尺寸电池片组件发电量差异基本一致。同一电池片尺寸组件，不同厂家制作工艺的不同会造成组件发电量出现差异，最大差异为2.0%；采用组件铭牌功率和实测功率容量计算单位兆瓦发电，发电量差异差异在0.1%左右逆变器方面，2023年与去年同期对比不同技术类型逆变器发电量规律保持一致，同比发电量差异在0.5%以内，集散式逆变器2022年由于策略原因箱变低压侧未达到1.1倍限功率运行，发电量较组串式逆变器低4.19%；2023年策略优化后发电量较组串式逆变器低1.14%。
不同技术路线逆变器逆变效率达到厂家承诺值，均在98%以上；国产IGBT元器件逆变器经过一年多户外实际工况条件下运行，与进口IGBT元器件逆变器效率相差在0.1%以内，且没有故障。
支架方面，2023年与2022年不同类型支架发电量趋势基本一致，跟踪支架整体发电量较高，其中2023年双轴支架、垂直单轴支架、斜单轴支架（25°倾角）、分别较固定支架单位兆瓦发电量高30.38%、22.22%、21.21%。同时，跟踪支架故障率在持续下降，全维支架故障时长占比最高，达到0.0218%，其次为双轴支架0.0137%；单向跟踪支架故障时长占比相对较低，平单轴支架为0.0096%，斜单轴支架最低，为0.0089%储能方面，经过一年多户外实际工况条件下实证，锂电池实测电池效率均在94%以上，液流电池实测效率为76.32%，功率型储能电池效率均超过94%，实测值均能达到厂家承诺值。
结论：1）N型组件高效率与低衰减等方面的优异发电性能已经凸显；
2）逆变器在低辐照低负载效率需要提升，钙钛矿等弱光性较好的组件被限功率情况太明显，逆变器企业的研发速度明显跟不上组件企业的研发速度；
3）支架的选择对于发电量影响较大，影响范围在30%左右，同时跟踪支架故障率在持续下降；
4）未来光储电站最重要的就是运行策略，将直接影响电站的利用小时数。目前通过策略的调整，大庆基地2023年上半年的发电小时数均高于预期。
光伏电池片组件环节重点研究对象——
1）规划产能与实际产量的关系所形成的供需，
2）价格的波动，
3）各种类型电池技术的迭代进度，
4）同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。
各类电池中已锁定：
1）TOPCon重点为规划产能与实际产量的关系所形成的供需，PECVD与LPCVD进度。
不管是TOPCon、HJT、xBC还是它们的混合的电池技术，如HBC、TBC等，效率都是超过25%的技术路线，还有CIGS等薄膜电池及钙钛矿电池。美国可再生能源实验室发布的最高太阳电池效率表，有26种太阳电池技术，每种太阳电池都有自身的优缺点，但适应光伏产业化的技术并不多。这是由于光伏最终面向的是能源市场，如果比传统能源贵很多，实现清洁能源替代的进程就比较慢，传统能源将继续占主流时间就长。目前晶硅电池技术就因为发电便宜又清洁，所以它的占比在97%以上。
效率、成本及可靠性是量产技术路线需遵循的三大逻辑。
光伏电池技术迭代基本遵循三大逻辑，即：效率越来越高、成本越来越低、可靠性越来越好。
“凡是不符合这三条逻辑的统统死掉了，比如说非晶硅项目。它（技术迭代）一定是以市场逻辑作为主打原则。”
得益于寿命更长、光衰小、温度系数小等特点，TOPCon技术的产业化进程与推广都较为迅速。
晶硅电池的效率瓶颈是29.4%，实际上单结太阳电池效率极限基本都在30%左右，包括新型的钙钛矿电池，如果要超过理论上的29.4%，到后硅时代，就需要用一些创新技术，那么后硅时代技术路线如何布局，从效率上，一道新能与澳大利亚新南威尔士大学合作布局了超过40%的SFOS太阳电池技术路线。
市场方面，适合于产业化的光伏技术比较单一，特别是在PERC时代。目前PERC池的市场占比在逐渐降低，新的电池技术TOPCon、HJT、xBC等出现了百花齐放的局面，拼的是高性价比和高可靠性。未来更多的还要考虑产品多元化，面对不同的市场如目前装机量比较多的分布式光伏(工商业、户用分布式)、离网系统、微网等做不同的产品解决方案。这些市场应用的场景也不一样，还要考虑不同的气候区的光谱和发电量表现。比如西藏高原是高寒、高海拔、低气压；海南高湿、高温；在极寒的漠河地区，冬天的气温达到-53度，还有沙漠、海上光伏等场景都不一样，我们我们要加强针对不同气候区和市场应用的产品研究。
电池效率25%以上，量产拉开差距。目前来看TOPCon的产能很大，实际出货量远远低于预期，特别是目前TOPCon电池和组件在市场上非常紧俏。光伏进入了一个25%+的全新高效率时代，不论任何技术路线，实现超过25%量产效率是一个比较高的门槛。如果没有深厚的技术积累与技术团队，要实现高良率的量产中就会遇到种种困难，实现规模化量产的爬坡过程就会很长。
量产需要达到25%，第一是结构设计， 每家公司结构都不一样，一道新能利用先进的电池仿真工具，把电池结构做到最优化。其次是工艺创新，看似每家的工艺流程都一样，但实际上实现的工艺方法有很Know-how在里面，这些决定了电池的良率以及能达到的效率。
还有人才队伍、联合研发装备能力以及新材料选择能力。一道有比较好的科研文化和技术团队基础，在做研发时我们就想到了量产，研发实验室和产线的基本配置一样，而且能够试验各种材料、设备，成功之后，为量产提供最佳技术路线和设备配置，研发和生产做到无缝衔接。这样做科研成果很容易转化到产线上。
随着TOPCon电池组件产能的不断扩大，新进者不断增加，行业也面临新的同质化隐忧，一道新能怎么在激烈的市场竞争中保持领先？
首先得把这个行业特点看透，理解这种现象才容易，任何产业都有自身的特点。光伏本质上是能源产品，太阳能发电需要用电便宜及长期可靠性，这种技术路线并不是很多，所以就会出现很多人做同样的技术路线的情况。但是，对于光伏电池和组件，我们不能光看产品的外表，“长相“一样就认为是同质化，实际上对于同一种技术路线，比如TOPCon等，不同生产厂由于其设计结构、制造工艺和材料BOM的不同，造成了不同的发电表现，所以在市场上就有不同的竞争力。我认为在这种情况下它们是不同的产品，尽管他们看起来表面相似，也使用了同一种技术路线。
纵观光伏产业发展路径，技术创新始终是推动行业实现升级发展的关键推手。在这个技术为王的时代，N型TOPCon技术凭借低衰减、低功率温度系数、高效率、高双面率系列优良特性正成为市场重点布局方向。进而也使得如何进一步推动N型技术降本增效成为行业关注热点话题。
TOPCon
电池组件概念定义
不管是TOPCon还是异质结，背后对应的物理逻辑是一样的，即钝化接触，这些技术的发展既有借鉴，又有区别，异质结是低温手段，TOPCon是高温手段，但我认为，未来绝对是TOPCon的天下，当然并不是说意味着其他技术不行，其他技术也非常好，只不过市场空间可能没有TOPCon那么大。
产业进展、产业布局及产能产量
1）目前实际在运行TOPCon产能年化大致130GW（另外还有20GW以上装备调试后因为技术/工艺/供应链问题没运行），预计年底该有效产能可能达200-240GW。下半年主产业链供应最紧张的还是高效电池片，N型TOPCon最突出。
2）部分三方媒体统计的规划产能一直是天文数字，行业中有太多口号/宣传数据，分析可能有600GW（含已投运）项目基本条件是具备的，这些大致分几类：
a) 具备基本条件，但融不到/借不到钱（今年给光伏信贷出现大幅收紧），或地方政府之前承诺代建无法兑现（案例越来越多），最终落不了地。
b) 买设备投了，但是技术路线、供应商选择有问题，投产但没达产，下半年类似现象多起来了，已有多个较大项目因供应链问题投产但没运行。
c) 设备成功投运，但转化效率、良率不够，工艺问题消化不了。石英制品与高目数网布消耗上，领先公司就拉开了较明显的差距。这类公司成本高，盈利不行。
d) 现在能运行且盈利不错，但在持续迭代中败下阵来，后续迭代包括LP双插、SE/双面SE、0bb、双面poly、TBC等，每个迭代拉开1-2档，垒起来差距就老大。
e) 真正有积累和储备，持续的技术与工艺水平、运营能力、供应链把控得当，这类有效供给，领先优势会持续。
目前各类电池片中TOPCon产能扩张最为迅速
从数据上来看，目前TOPCon是几大路线中产能扩张最为迅速的一条，根据行业咨询机构InfoLink统计，到今年年底，TOPCon电池的名义产能有望达到477GW，将有超过17家厂商具备10GW级别及以上的产能，届时TOPCon 电池产能规模将与存量的PERC电池产能相当。
明年TOPCon相关产品市占率预计将超六成。
在产业化进程方面，TOPCon技术加速渗透。据高工产研光伏研究所不完全统计，2023年以来，TOPCon产业化进程持续加速。截至2022年底，我国TOPCon电池产能约为100GW，预计到2023年底上升至400GW，未来规划产能则在800GW以上。
实验室技术是产业化的先导。一项技术从实验室走向产业化，需要通过生态链整合进行集成创新，需要面向不同的应用场景进行开拓创新，实现这两个“新”，这项技术才能在产业化路上走得通。
截至2023年8月底，业内公布的TOPCon扩产计划超过1700GW。在2022年底，根据当时的扩产规划，预期2023年TOPCon整体产能将达到300GW左右。
“今年上半年已有部分TOPCon产能落地，经过3个月的调试爬坡后，上半年TOPCon组件出货达到约29GW，全年预计将达到110GW的体量，对应的市占率为25%左右，预计2024年会超过60%。”
2023年上半年，受TOPCon设备进场、调试等进度延期影响，TOPCon产能落地不及预期。另外，部分企业的产线良率不及预期，导致TOPCon生产成本较高。
相较于PERC技术，TOPCon具有较高的技术门槛。今年以来，投资TOPCon项目的企业较多，但实际产出不及预期，特别是中小企业爬坡存在困难。“今年下半年到明年上半年，供应会持续紧张，预计明年下半年TOPCon的供应格局会改善。”
预计明年上半年TOPCon有效产能可超过PERC。今年上半年TOPCon组件出货达到约29GW，全年预估有希望来到110GW体量，对应的市占率约25%。展望2024，预计明年TOPCon整体的出货占比将非常有希望突破六成，甚至更高水平。
今年去看，大部分项目在H2落地，H1 TOPCon出货在29GW，23全年出货预测将达到110GW，市占率在25%附近；展望24年随TOPCon理论产能全面超过PERC +终端优势+不存在产能瓶颈，将全面加快对PERC的替代，预计市占率将达6成及更高。
规划产能——当前国内外Topcon电池产能规划已接近1500GW，项目基地数量超过150个，其中海外产能布局超过30GW，Topcon电池规划产能Top3分别为晶科、晶澳、天合光能。
规划做Topcon电池的企业中，近53%的企业暂时仅有电池而无组件布局，剩余一体化布局的企业，规划Topcon电池达700GW以上，其中老牌组件厂占比62.15%。
规划以光伏电池生产销售作为主营业务，走专业化光伏电池路线的企业，Topcon电池规划达781.5GW以上，其中老牌光伏电池厂占比32.50%。
综上可知，若规划产能均能落地，自带电池生产的老牌组件厂将有435Gw左右的Topcon电池能实现自给自足，并将有老牌专业电池生产厂家提供约254GW的电池市场化供应，此外，仍有新兴电池厂527GW的产能加入光伏电池市场竞争。
对于坚定押注Topcon电池赛道的企业来说，时间就是金钱，加快Topcon电池投产速度、加快设备调试进度和电池效率提升进度才能更快稳固企业竞争地位。然而Topcon的产能扩张也并非特别顺利。
实际产量——
当前已购置Topcon电池生产设备的企业达45家以上，预计今年底，Topcon电池在厂设备产能可接近500GW。
截至目前，约36家电池设备已进场，涉及项目基地达55个以上，产能达300GW以上，而预计9月量产Topcon电池的企业仅有25家。
从实际产出方面看，2023年1-8月Topcon电池总产量55.13GW，低于年初预期的74.32GW。
但从产能实际释放情况来看，7-9月Topcon电池的量产进度明显加快，9月Topcon电池排产量达16.46GW，并且有望在四季度月均排产量达25GW以上。
2023年8月国内电池实际产量梳理。8月电池片实际产量52.60GW，环比增长6.99%。8月PERC电池产出占比71.11%，电池产出占比24.17%。8月PERC电池产出增量较少，其中182mm电池片供应紧缺，210mm电池近月末需求提升供应偏紧。
8月Topcon电池产出12.71GW，环比增长23.53%。HJT电池产出700MW，环比增长37%。
9月国内电池排产预测
①9月电池片排产量达57.83GW，其中，PERC电池片达38.78GW，占比67.06%；Topcon电池片达16.46GW，占比28.46%；HJT电池片达0.82GW，占比1.34%。N型电池供应占比突破30%。
②产量排名中Top10企业占总供应的69.08%，略有下降。但9月预计新增产量超80%来自电池排产Top10企业，其中以topcon电池外售企业的爬产放量为主。
③已量产Topcon电池的企业已达25家，其中14家企业可外售Topcon电池，另有极少部分厂家以电池代工为主。
④已量产HJT电池的企业达7家，新增出片企业2家，设备已进场企业已达15家以上，年产能达40GW以上。
⑤分版型来看，PERC中182版型占比73.49%，略有提升；Topcon中182版型占比92.50%，210版型可外售企业本月新增一家共达两家；HJT中大部分为210版型。
9月组件排产环比下降5%，一定程度上影响到了电池市场情绪。从供需上来看，电池供应总量已跨越了7-8月最紧缺的阶段，9月往后伴随N型电池的爬产放量，也将带动组件端N型占比提升，相应对P型电池需求会造成负向冲击。
9-12月预计topcon单月产能增量分别为47GW、60.4GW、74.4GW、51.7GW，因市场需求限制，四季度n型开工率预估在50%。
TOPCon工艺存在一定技术壁垒，需要电池厂商来主导，对十几道复杂工艺进行整合以及在关键工艺技术上持续改进迭代，最终达到转换效率、良率以及非硅成本各项指标的均衡。这非常考验电池厂商的技术研发、生产和管理经验。
当下，趋紧趋严的资本市场融资环境，可能会进一步限制TOPCon有效产能的释放。正因如此，现在已经实现大规模量产的TOPCon企业，反而能凭借先发优势，继续保持领先，拉长TOPCon的红利时间周期。钧达股份表示，TOPCon技术如果像现在的PERC一样，在行业中全面普及，该公司认为可能需要三年甚至更长的时间。
目前产能大幅增长的TOPCon生命周期能有多久？——TOPCon比PERC的效率有较大提升，虽然有一些虚高成分在里面，但比PERC还是要高1-1.5%。未来TOPCon的发展空间一个是正面的选择性发射极的研发，现在都应用上去了；背面的多晶硅的减薄，包括浆料的配合，背面的减薄可以降低在长波区域的吸收，所以TOPCon可以在正面，主要是栅线下面做一些多晶硅的结构，全表面做钝化是不可能，只能在栅线下面做一些钝化技术，这一块明年会运用到产线上。所以TOPCon到26-26.5的效率水平是非常有希望的，如果是26，然后TBC可能在26.5左右这么一个水平，所以生命周期的话，一般认为0.5是一年，大概估算，仅供参考，如果23.5~26.5，应该是7-8年这么一个空间。
pecvd技术路线相比于Lpecvd技术路线有以下几点优势：pecvd技术可以更方便地采用掺杂，流程更简单。相对于Lpecvd,pecvd的沉积速度更快，工艺时间更短。pecvd技术对石英的寿命更长，维护成本更低。pecvd技术可以完成多层不同化学配比的膜层结构，以及替土三层浓度、隔膜层厚度、化学位配备比以及掺杂浓度的灵活调整。
目前TOPCon主要包括LPCVD和PECVD等技术路线。LPCVD每三个月石英轴和石英管会破碎，因此受到石英供应紧张影响较大；PECVD解决了石英问题，但是工艺窗口相对较窄，要大量研发的企业才能驾驭这个技术路线，技术门槛比较高，实际产出不如预期。
技术端关键指标及相关优劣势
“以TOPCon技术为例，最早的实验室技术效率为25.5%，但产业化技术仅为24.5%左右。如今实验室技术提升至26.5%，产业化技术则达到25.5%。因实验室技术不断进步，产业化技术也上了一个台阶。”
2023年9月，经国家光伏产业计量测试中心(NPVM)认证，搭载一道新能自主研发的TOPCon4.0核心技术的电池效率再创新高，大面积电池(面积为333.4cm²)效率突破26.33%，打破了一道新能今年5月创造的26.24%效率记录，再创大面积TOPCon电池效率的世界纪录。
明年推出双面TOPCon产品能做到量产效率26.5%（中试线已经达到），在24年、25年能达到27%-27.5%（通过生产材料的优化，此外对于新型激光等技术储备也有）。
产品迭代：双面率是80%左右，我们的目标是提升到90%；温度系数目前是-0.29左右，目标提升到-0.25；TOPCon的182用100mg左右的银浆，希望在未来的3-6个月内能够全面量产0BB产品。
TOPCon实验室技术和能够产业化技术的差别？
TOPCon实验室技术和能够产业化技术有三个逻辑关系：
1）产业化技术需要实验室技术的支撑。以TOPCon技术为例，最早的时候实验室技术在25%-25.5%，当时产业化技术在24.5%左右，差一个点。但是随着实验室技术提升到了26.5%及以上，产业化技术也到了25.5%，因为产业化技术的进步，所以实验室技术也能更上一个台阶。后面做到26.5%-27%，也是有路径可以实施的。
2）实验室技术是探索性技术，面向应用的技术；产业化技术是通过生态链的整合进行集成创新的技术，面向不同的应用场景进行开拓。从这四个层次来讲，两者是有上下关系，也是有部分重叠的。所以一个技术要从实验室走向产业化，并在产业化占据主流的通道，要把这四个方面都解决好。
3）从发展眼光看，一个实验室的技术是否有生命力，不是看实验室的绝对效率，而是看产业化之后能否在原来的基础上进一步提升。
TOPCon是主流的商业路线。
1）理论效率。行业中一直在研究晶硅的最高效率是多少，我们看到TOPCon、hjt和bc的最高效率是非常接近的，BC单面电池高的话可能会达到0.2、0.3差异，TOPCon和hjt是非常接近的，约为28%，能够做到单晶结构的天花板是选择路线的第一个要务。
2）谁更能够在低成本的情况下产业化，我们一直在评估三个技术：hjt、bc、TOPCon，我们认为从成本来讲，TOPCon从现在到未来到3-5年依然具有绝对领先性。
3）在企业界实现的方便度和难度。对于hjt，其生产设备的成本投资过高，并且很多核心设备里的原部件依靠于进口；对于TOPCon，实际工业实施的难度相对比较低，以PERC作为基础进行大幅改造就可以实现；对于BC，不仅成本相对比较高，实现的难度也会更高。
所以，从理论效率的天花板、实际实现的难度和最终的性价比三个方面来看，我们是坚定的认为TOPCon在过去1-2年，到现在，再到未来的3-5年依然会是一个主流的路线。
高功率、高效率、高双面率、高发电量，低衰减、低温度系数、低BOS、低LCOE，李娜将n型组件的优势总结为“四高四低”，这一表述也已成为行业共识。北京鉴衡认证中心太阳能事业部总经理周罡表示，在7个实证项目中，如果采用固定支架，n型组件的发电量提升在4.2-4.8%，如果采用跟踪支架，发电量增益至少能达到5%。
最核心的是哪种技术能在低成本的前提下实现产业化。“HJT设备投资较高，部分设备元件依赖进口，BC工艺步骤复杂，降本困难，背面率低，更适合做单面产品。相比之下，TOPCon的优势较为明显。我们认为，至少在未来三五年内，TOPCon都是主流技术路线，占据50%以上市场份额。”
对上游的要求
生产过程工艺步骤：
过程步骤中所需的设备辅材辅料
POE粒子：实际运行看不缺，POE粒子国产化速度很快，性能可以满足光伏的要求，24年万华等国产化厂商产能投放进展比较关键。
POE在TOPCon上的应用？POE的国产化？
POE在TOPCon上的性能是有优势的，随着TOPCon的兴起，POE的使用越来越广泛。目前TOPCon可以分双玻和单玻。双玻的封装方案趋于统一，和PERC的总量消耗差不多，但随着MBB方案的应用，整体POE用量有下降。今年下半年双玻渗透率高，大家都预测POE粒子要紧缺，但从实际运行来看，也没那么缺。
POE国产化也是解决POE紧缺的方法。目前POE 粒子国产化速度很快，但石化行业的产能释放的周期较长。从试用结果来看，国产化粒子的性能也可达到进口粒子水平，满足光伏的需要。第一批的产能释放会慢一点，后面会呈现加速的过程。
2024年非常关键，因为万华、京博等国产化厂家都进入量产阶段，第一个工厂能不能顺利的投放出来很关键。第一批投放后，每隔两年就可以释放一批更多产能。
N型时代，以胶膜为代表的辅材会不会变得更重要？怎么保持可靠性的领先？
胶膜地位没有改变，属于价值比较小，但可靠性比较重要的辅材，一直都围绕电池和组件在做方案。TOPCon和PERC的差异在于叠加比较多的新技术，包括银铝浆、薄片化、MBB和0BB。封装材料是围绕组件做改进，过程中会看到可靠性的问题，福斯特还是喜欢这种挑战的，行业也一直向高效率、高性价比、高可靠性发展。封装材料在这方面可以起到比较多的作用。
TOPCon设备的布局，设备对技术发展会有哪些贡献。
奥特维从研发串焊机进入光伏行业，之后产品线越来越丰富，拓展出激光划片机和单晶炉等产品，后来又进入电池生产线设备领域，具备石英件和干法设备的生产能力。设备是为工艺服务的，在产品越来越丰富后，有助于对光伏产业链工艺的理解，从而能提供更好的设备为客户服务。在设备方面，能让新技术落地就是很大的贡献。比如单晶炉的低氧技术，可以把氧含量从十几个ppm降低到10ppm以下，意义非常大，可以有效提高电池效率。未来会进一步的深化研究，让降氧效果更好。有低氧技术后，还可以推进连续加料系统的应用，可以改善晶棒电阻率，也能提升电池效率。
未来要看0BB在客户端的工艺和技术进展。目前LP设备的目标是提高良率和效率，我们收购的团队在PE等方面都有成熟的技术储备，会在适当时机放到市场做验证。现在最稳定的还是LP，PE的问题也在解决，但还要看实际量产的效果。
LPCVD的进步空间？后续如何配合后双面poly？
LP 技术非常稳定，对新技术会有独特优势。现在双插已成为主流，未来新技术、新产线都会实现双插，对产能是直接加倍的，成本会降低一半。LPCVD只有热和气两个因素，在管径和长度方面还有空间可以挖掘，我们也在准备下一代设备的开发，希望能尽快给客户带来进一步的产能优势。同时新的热场设计，包括快速升降温、硅片预热都在进行，会在以后的迭代中不断的推出。在核心零部件方面也有做布局，包括热场温控、流量控制、气体控制等技术，已经实现自主研发。石英寿命一直都是制约LPCVD的关键因素，我们在石英的表面处理、石英涂层、碳化硅替代等也批量化了。未来在耗材成本方面，会给客户带来竞争力进一步提升。
碳化硅替代石英件是否可行？
因为结构件是异形的，之前是不可能的，但现在通过拼装可以实现，将成本大幅度下降，良率大幅度提升，已经是非常确认的方向。
未来2-3年，LP和PE路线之间的竞争关系？
这种竞争是良性的，会快速推动行业前进，我们内部也在PK。LP确实有很核心的优势，未来的双面TOPCon和TBC对成膜质量、均匀性和稳定性要求更高，LP在这方面有独特优势，在性能方面是LP是胜出。成本方面，把产能、工艺、时间和耗材成本都做了很大优化，未来它的优势会越来越明显。
大家会越来越倾向于用更好的材料。比如，国产POE出来后，性价比增加，大家会更加倾向用POE；N型致密料和其他料的成本差异缩小后，会更加的倾向用致密料。但材料供应端的紧缺程度没有太大问题。我们可以用更好的，但是也有替代方案。但在设备方面，我认为会存在一定的紧俏的问题。很多新技术都在路上，那新设备以及新设备应对前面产线的升级，以及下一代的技术升级都是非常丰富的。
盈利能力、溢价、回本周期等及发展潜力（降本增效）：
我们认为组件溢价核心看效率差以及单瓦发电量增益， TOPCon 导入双面 POLY 后，HJT 对比 TOPCon 在线性衰减、温度系数上具有优势， 对应 3-4 分溢价，但成本也比 TOPCon 高出 2-4 分。未来 2-3 年 TOPCon 设备投资 回收期仍然领先，产品性价比优势明显，TOPCon 产品仍然是性价比最优的电池 技术。
TOPCon电池对PERC溢价有波动，三方统计数据目前约6分钱/W（182*72片，实际要更高一些），成本增加约2分钱（硅料贵的时候成本一度基本追平了）。随着持续迭代后的效率提升，理论上溢价会更高，成本可能降低，N型TOPCon盈利情况会更坚强。
N型效率高所能体现的价值约在6-8分钱左右，其为投资者带来初始投资成本节约优势凸显。
TOPCon价格并未体现其价值，为何？
更倾向于从应用端去看，N型主要有效率高以及单瓦发电量高两个优势：
1）效率高体现的价值在6-8分钱，（效率高带来初始投资成本的节约）
2）发电量提升给客户带来价值在2毛；
那在NP相差25-30W空间下能给客户带来的价值溢价在2毛-2.5毛/W；但是售价端溢价最高1毛，也即是价值没有体现出来，是希望价值能让出给客户，在公司强大产能下 N型的故事和溢价能更好体现出来。
回本周期：一般传统行业设备折旧是10年，目前光伏企业一般按5年或3年折旧，据此估算，市场形势好，TOPCon 2~3年就能回本，但随着红利降低可能需要3~5年。
发展潜力之迭代提效降本
TOPCon最权威革命性技术突破：超级光注入技术Super Light增益在传统SE基础上即将突破0.4%+，开压达到730mv+。该技术通过对传统的太阳能晶硅电池烧结金属化工艺分解
抗湿热衰减改善，在组件方面，该工艺处理的电池在组件抗湿热衰减得到显著改善，解决了衰减严重的难题，为低成本的双面单玻组件的发展提供了可能。
TOPCon发展——
TOPCon提效路径主要依靠激光SE（提效0.2%左右）+双面poly（提效0.5%及以上）
激光SE：提效0.2%左右SE是选择性发射极技术，即通过在电极接触区进行高浓度掺杂，来改变电池的导电特性：电极接触区的高浓度掺杂可减少前金属电极与硅片的接触电阻，电极以外区域的低浓度掺杂可降低扩散层的复合。目前激光SE技术已相对成熟，领先企业如晶科、钧达等已进入量产应用阶段。
双面poly：提效0.5%及以上目前TOPCon电池钝化结构主要在电池背面，双面poly通过在电池正面也进行poly层制备，可进一步降低电池表面载流子复合速率，并减小接触电阻，从而进一步提高电池效率。目前双面poly主要难点在于工艺复杂性：（1）全域poly会产生较多寄生吸收，影响透光性，而选择性镀膜会涉及掩膜和化学性腐蚀，增加工艺复杂性；（2）光刻技术或掩膜印刷技术的进步可改善工艺复杂性，但目前还没有量产经验。目前TOPCon量产效率在25.3%左右，通过添加激光SE可进一步提效至25.5%以上，通过双面poly可进一步提效至26%以上。
除此之外，TOPCon还可依靠工艺改善等进一步实现浆料降本，同时通过隧穿层改进等提升开压和填充因子，进一步提升组件CTM。
TOPCon 4.0相对于TOPCon3.0是一个比较大的飞跃，TOPCon3.0之前用的是一些已知的提效技术，如激光SE、背面超薄多晶硅层以及正面多层钝化技术等，效率再往高走就需要用新的技术，我们把TOPCon 4.0定义为具有四新特征的技术，他是一个革命性技术的应用，具有如下特征：
第一是新的载流子传输机制，第二采用了新电池结构设计，第三采用了新的Poly-finger等技术应用，第四是采用了新材料，也就是新机制、新结构、新技术和新材料，这样才能把电池效率进一步提升。
首先，采用新的传输机制上，将对电池效率的提升产生非常大的作用。一道新能目前的TOPCon4.0最高电池效率是26.33%，未来肯定能超过27%。
对太阳电池来说，载流子输运机制是最重要的。例如现在的计算机、手机里的电子器件电子传输都基于经典牛顿力学，未来要量子器件将基于量子力学原理，这样传输的速度会非常快，这是新机制。用新Poly-Si/SiOx/c-Si界面设计，提升了界面势垒的高度同时压缩了势垒的宽度，使电子穿过势垒的隧穿几率大幅提升，可以大幅提升电池的短路电流和填充因子。
第二新结构，太阳电池的结构决定着它的性能和效率极限，现在每家设计的TOPCon电池在电池结构都有差别。TOPCon4.0电池新结构的设计，重塑载流子遂穿结构，更有利一种载流子通过，而另外一种载流子被排斥在外，即提升载流子的选择比。同时采用高通量载流子注入技术，大幅降低金属/硅接触的复合电流。
三是新Poly-finger等技术的应用，Poly-finger是提升电池性能比较好的技术，但实现起来比较难。我们在TOPCon 4.0部分采用了一些Poly-finger，这种新技术首次用在TOPCon高效电池上，进一步提升了光谱的利用率，因为太阳能光谱利用越高，电流越大，电压会越高。
最后是新材料的导入，新材料的导入，大幅降低了发射极俄歇复合，使短波长300nm的外部量子效率EQE特性提升到85%以上，这是目前最高的短波长光谱响应。四种新技术的使用支撑起了TOPCon4.0的飞跃，目前正在导入量产，未来提升效率的空间非常广阔。
现在一道新能四新的技术支撑正在从3.0向4.0过渡，技术的潜力非常大，有下面几个方面，一个是四新技术优化或改进的潜力比较大，效率可以到27%以上，提效是围绕着四新来进行。对于太阳电池来说，核心是怎么高效的利用太阳能光谱，这是一个永恒的主题。因为光谱对于每一种光伏材料来说，只能吸收太阳光谱的某一段，比如晶硅只能吸收300-1200纳米，再宽再窄也没法吸收，所以要尽可能的把所有光谱都能吸收。现在做到26.33%，理论效率是可以达到29.4%，所以提效空间非常大。
其次是结构的优化，引入更优的材料，利用更精细的技术，会把光谱的利用率再提升。此外，我们也在布局一些其他技术路线，从工艺上来说，储备的非常多，也有比较多的方法，例如使用更低功函数或更高功函数的材料做钝化接触层，激光处理技术以及优化结构设计技术都能进一步提升TOPCon 4.0的效率。
还有从材料维度看，太阳电池效率提升是材料技术的进步推动的，未来有什么新材料可能会引起新技术路线变局？一道在以上三个维度都在布局，现在主要是TOPCon技术，对目前的大规模发电市场来说，是一个成本最优、效率最高的技术。
TOPCon 4.0之后规划了CSPC技术，是一种基于高效选择性载流子的技术，4.0部分用了这一原理。CSPC技术预期能效率能到28%。超过这一效率就需要使用叠层电池技术。目前一道新能正在发展硅和钙钛矿叠层TSiP叠层技术，我们与科研伙伴正在加紧这一技术的研究。对于效率超过35%的电池，与澳大利亚新南威尔士大学马丁格林团队在研究SFOS电池，这种电池的理论效率可以超过40%，但研究的难度也非常大。
激光辅助烧结，原理、影响、机会分析
Laser-enhancedcontactoptimization(LECO)，即激光增强接触优化，2016年由CellEngineeringGmbH申请专利，用于修复欠烧结的PERC电池。
工艺方法:对电池片照射高强度激光，同时施加10V或以上的偏转电压，由此产生的数安培的局部电流会显著降低金属与半导体之间的接触电阻。
处理时间:实验条件下每片硅片处理时间1.6秒，可以很容易地降低至1秒以下
激光扫描电池片激发电荷载流子
自由载流子被迫通过金属-半导体形成的触点高电流流过局部非常小的导电点
金属和半导体之间的接触电阻降低
钝化不会受到损害
效率增益:+014-0.37%/+014-052%
除通过提升量产效率实现创新技术降本外，提升技术是降本增效不变王道。对此，葛子义表示，目前钙钛矿和晶硅叠层已实现33.7%的效率。十分看好未来主流技术路线N型TOPCon与钙钛矿的叠层应用，其在现有设备支撑下有望促进组件成本进一步降低。关于TOPCon与钙钛矿叠层技术的发展，TOPCon电池电压的进一步提升、钝化接触的升级、对电压贡献的提升、钙钛矿稳定性及大面积均匀性的优化、对于子电池TOPCon上结晶的控制，是行业未来努力的方向。
另外，千万不要忽略了TOPCon技术也是在不断迭代发展中的。作为一个技术平台，TOPCon可以与PERC、IBC等多种电池结构相结合，形成不同类型的更高效率的电池技术。所以综合来看，BC电池短期内要取代TOPCon成为市场主流，不太可能，但BC电池有自己特有的优势和细分市场需求，随着相关技术问题的突破和规模的增加，也会在市场中找到自己的位置。
而在对传统TOPCon电池进行封装时，只能通过双玻封装，才能通过相关的耐候测试，尤其是湿热测试。其主要原因是当组件长时间置于高温高湿的环境中，EVA会分解释放出醋酸，进而导致TOPCon 电池银铝浆中铝的氧化速度加快，从而带来电子丢失，影响光伏组件的转化效率，体现在组件上就是在湿热测试以后，明显的功率衰减。
这也导致了目前的TOPCon组件几乎都是以双玻封装为主。即便在成本、单瓦碳排放和安装运维上有明显的劣势，全行业也不得不选择双玻路线。这也成为困扰全行业的一个难题。
最近，中来光电宣布已成功研发出一种全新的光伏电池注入金属化技术，即“中来特殊注入金属化技术(Jolywood Special Injected Metallization)——通过独特的金属化工艺，将有效提升电池片的光电转换效率，并完美解决TOPCon组件湿热测试后的功率衰减问题，为双面单玻找到了解决方案。
金属化影响电池成本及转换效率，最终关乎电池路径的选择。电池金属化是光伏电池片制作工艺过程中的重要环节之一，通过导电浆料印刷和和烧结，在硅片的正背面制备金属化电极，使电极与电池片间形成紧密高效的欧姆接触，将光生载流子导出电池。
金属化关系电池片生产成本、转换效率等方面，最终影响未来电池路径的选择。因此，金属化工艺优化不仅成为各家电池厂家为实现降本计划重点攻克的领域，同时也成为行业关注重点。
在传统的电池制造过程中，电池栅极与硅衬底之间的接触电阻和接触复合损失是一个严重的问题，会导致电池效率的降低。现有工艺中，为了方便于n型器件集成，p型器件的栅极多晶硅采用和n型器件的栅极多晶硅相同的掺杂条件，即都为n型掺杂且都要求重掺杂，p型器件的栅极多晶硅在n型掺杂后，必须在沟道区形成一道p型埋沟(buried channel)才能解决n型栅极多晶硅造成的阈值电压(Vt)较高的问题，可是p型埋沟的引入又会产生较大的漏电流问题。
然而，通过采用JSIM技术，可以有效地解决这个问题，这是因为JSIM技术可以在电池制造过程中将金属浆料注入到电池栅极和硅衬底之间，从而形成一个更好的接触界面，降低接触电阻和接触复合损失，从本质上抑制浆料扩散进入硅电池对电池效率引起的不利影响，
并且低温烧结也可使生产电池能耗降低，从而使电池的效率得到明显提升。
在提升电池效率的同时，中来的电池研发团队和组件材料研发团队通过对电池工艺和组件封装材料的优化，一举解决了TOPCon电池对封装材料的敏感性问题，为TOPCon电池的双面单玻封装奠定了技术基础。
据介绍，本着以终为始的原则，中来的研发团队终于成功研发了JSIM(中来特殊注入金属化)技术，不仅显著提高了电池效率，还有效解决的TOPCon电池抗湿热的问题。通过长时间的实验室验证测试，结果表明采用JSIM技术后双面单玻组件顺利通过85°C、85%湿度条件下2000小时湿热序列测试。这足以证明中来的JSIM技术完美攻克了双面单玻TOPCon组件长时间湿热条件下的功率衰减问题，同时也有效丰富了TOPCon组件封装材料的多样性，无论EPE、POE、EVA都可以轻松和中来的透明背板组合使用。
通过实验室提供的数据发现，中来的双面单玻组件还具有更低的工作温度、温度系数和热斑温度。对比双玻，单玻双面的封装方案不仅可以显著降低单瓦碳排放，还为组件轻量化提供了更多空间，进而降低了BOS成本，双面单玻TOPCon组件优异的温度特性带来了更好的发电量增益，最终为投资人带来了更低的度电成本解决方案。
此次关键性技术突破，标志着中来光电TOPCon电池技术研发与时俱进，不断更新迭代。作为行业技术创新的引领者，不断为TOPCon技术路线增效降本探索更多可能。为TOPCon双面单玻的时代吹响了冲锋号。
“下一步TOPCon跟钙钛矿叠层技术怎么发展，我们认为，还要进一步优化它的钝化接触，要提升对电压的贡献，要提升钙钛矿的稳定性，（TOPCon跟钙钛矿叠层电池）实现真正量产的话，还需要三四年左右的时间。”葛子义说。
TBC将成为主流。从2024年起，TOPCon技术将成为光伏行业主流已是大势所趋。至2023年年底的光伏容量将超过450GW，这一技术会在未来数年占据市场份额的首位。
所有TOPCon电池的背面都装有钝化触点，大部分电池的正面都装有选择性发射极，从而将电压提高到720mV以上，使电池效率超过24.5%。电池开发的下一步是实现p+极性钝化触点。
为此有两种方案：第一，过渡到正面的选择性多晶硅；第二，直接过渡到TOPCon背接触结构(TBC)。第二种方案是有利的，原因有以下几点。
一般来说，正面非金属化是实现最高效率的最佳方案，而背面金属化和互连非常简单。因此，我们预计TBC将在2028年之后占领市场。一些功能强大的组件已在SNEC和Intersolar 2023展会上展出。
适用场景
目前主要是集中式电站、大型地面电站。不同的应用场景可能有不同的技术选择，我觉得更多种技术选择取决于市场的需求，最近对我们来讲，尤其海外市场更多大型的地面电站，因为对于电价下降诉求比较大，公司在中东的电价大概可能在一度电1.4-1.5美分甚至更低，是非常有竞争优势的。分布式需求比较少，海外市场可能还是集中式的应用需求可能更高一点，可能最后n型TOPCon是主流，其他技术作为补充，适应不同的应用场景的需求。
在国内以及海外卖的很好，是因为首先TOPCon是全应用场景的产品，比如在西北和中东可以实现很好的温度系数；山地以及沿海得益于可靠性、低衰减低首衰的特性，客户实实在在能看到其优势。
针对海上光伏，于上周中标了国华海上光伏的项目。1）N型可靠性是非常有优势，海上系统很贵，那N型自身的高效等优势可以带来支架等初始投资的降低+发电量的增加；2）运维优势，如果选择非一线厂商的组件，较低可靠性下运维成本不可估量，海上的湿度和紫外线对于组件要求相当高。3）较陆上同样组件同样30年质保，成本一定比陆地高，即使有溢价，也值得去买，多花的1-2分、3-5分溢价换来更好的品质。
因此认为TOPCon是当前适用于全应用场景的产品也是量产性价比最高的产品
对市场及当前其他技术路线的冲击或被其他路线冲击
短期内，BC技术路线是否会对TOPCon的火热发展形成冲击呢？
不管是BC路线还是TOPcon,这是企业各自的重大战略选择，对此我表示尊重。从产业链完整度来看，当前BC技术设备、材料等相关联的整体产业链还有待进一步完善，初期产能将不可避免地受到限制。而TOPCon技术产业链配套的各个环节都已成熟，不存在这个阻碍；另一方面，BC组件更适合对于美观度要求较高并且价格敏感度低的中高端分布式户用及工商业市场，目前的市场需求也仅为海外少量分布式屋顶。TOPCon组件的下游市场则早已敞开怀抱，特别是央国企年度组件采购计划之中频现TOPCon组件的身影。技术成熟，市场火热，产业链也有保障，无论是从哪个方面来看，TOPCon目前无疑是市场上最具性价比的技术路线。
TOPCon、HJT、钙钛矿与BC技术的未来展望：晶硅电池效率现在是23.5左右的水平，到26.5~27左右基本到了晶硅电子的极限，每年提高0.5的话，还有7年的时间，所以7年以后肯定是叠层电池的技术。但单纯钙钛矿20%都较难，所以更看好钙钛矿和晶硅做融合的技术工程，同时HJT在低碳足迹上面有3~5分钱的优势，且HJT现在比TOPCon就差1毛钱左右，去年HJT全球可能2~3GW，但今年可能有10GW。因此未来看好钙钛矿+异质结。
对于未来TOPCon和钙钛矿叠层技术如何发展，首先做叠层的时候，在TOPCon的光面支撑一些电流，没有绒面上做的高；另外TOPCon电池在叠层里面对电压的贡献还不够，还要继续进一步提升；在子电池方面是钝化接触、对电压的贡献，结晶控制，顶电池方面是提升宽dai'xi钙钛矿的稳定性、电池稳定性、大面积均匀性。
10、您觉得TOPCon和钙钛矿叠层的量产或者产业化的时间轴和时间点是怎么样的？
要实现真正的量产的话，要求很多，首先是大面积的组件的良品率，包括稳定性的测试、中试、产线的量产、降本，都需要达到一定的要求，需要3-4年左右的时间。
2.5 风电整机行业
海风核准加速，今年1-6月海风招标约5.8GW，规模低于年初预期，主要原因为受制于海风相关政策未落地，前期核准速度放缓，导致招标量随之下降。然而8月以来连续多地核准多个海风项目（8月7日广州钦州900MW，8月17日浙江舟山1.4GW），预计核准加速将推动后续海风招标规模提升。
今年以来，折合单价刷新低的项目单机容量要求多为6.5-7.5MW左右。本项目拟采用单机容量为8.3MW-8.35MW的风力发电机组，单机容量再次增大。
风电整机厂商营收和销售端持续增长，但净利润有所下降，盈利能力承压。
风电整机商利润下滑的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。打赢利润保卫战的关键，在于强化成本优势、寻找增长曲线、活下去等拐点到来。
增收不增利，利润下滑是行业性困境。行业毛利率下行的原因在于补贴退坡、招标价格下行、行业竞争加剧、成本降速慢。
在2022年，风机行业迎来陆风、海风“国补”全面取消，抢装潮后风电装机市场迎来暂时性的需求调整。
风电行业作为国家的扶持产业，早些年享受到税费减免的优惠，但是随着时间的推进，部分老旧项目的减税优惠到期，项目新增税费加大企业的费用支出。
此外，相较于2022年底，陆上、海上风机平均价格下滑10%、13%，风电整机报价内卷严重，利润空间被严重压缩。
风电整机商毛利率大幅下滑的原因是行业激烈的“价格”竞争。2023年6月，全市场风电整机商风电机组投标均价为1681元/千瓦，2022年6月标均价为1939元/千瓦，同比下降13%。2023年3月，月度公开招标均价低至1607元/千瓦。
另外，对利润影响较大的因素是企业成本降速缓慢，“对于净利下滑，一是公司的风机及零部件板块由于市场价格的下行，成本降幅不及预期所以毛利额大幅下降；二是其他费用的减少以及投资收益的增加等收窄了导致公司亏损。”
风电整机商只有强化成本优势，才能穿越周期。“抢装潮”后，风电平价时代到来，也意味着盈利难度加大，风电整机商或将长期面对“利润困境”。目前来看，风电整机商优化成本方式主要是原料成本控制、费用率数据改善。
风电企业将继续推进风机大型化和轻量化，进一步降低风机制造成本。而且，各家企业寻找增长曲线，搭建护城河也极为重要。各大风电整机商在降本的同时也在积极寻求第二曲线。频频参与风电开发运营、风电服务等多元化能源赛道。
与此同时，风电整机商还偏爱跨界光伏领域，金风科技、运达股份、远景能源、明阳智能都在光伏领域进行了布局。
相信在多业务协同发展下，风电整机商有望打开成长空间，建立属于自身的护城河。
最后，2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，整机龙头的业绩有望企稳回升。与此同时，原材料价格回落也将带动风电行业整体的盈利环节改善。
面对价格竞争、产业政策风险、大型化降本、风电需求、海外开拓等因素影响，风电整机商企业只有先活下去才能等待拐点到来。
2.6 光伏设备辅材辅料板块
光伏设备和光伏辅材辅料。
光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线化、0BB。
光伏辅材辅料——重点石英砂、光伏玻璃、银浆，关注靶材、胶膜、焊带
什么是0BB?
多主栅到0BB的变化实质是电极变化。电池片正背面的金属电极用于导出内部电流，可分为主栅和副栅，其中主栅主要起到汇集副栅的电流、串联的作用，副栅用于收集光生载流子。0BB（无主栅）就是电池片环节取消主栅，组件环节用焊带导出电流，可以降银+降低遮光从而降本增效。
0BB当前出现SWCT（专利+成本问题，未在国内大规模推广）、点胶（设备简单，稳定性高，但结合力可能略有不足）、焊接点胶（结合力足，但精度要求高、难度大、速度慢）三种工艺方案，各有优劣。
0BB是重要的降本手段，行业中存在多种工艺路线。目前光伏电池正逐步经历由MBB转向SMBB的阶段，而0BB将成为下一步重要的降银手段。0BB在电池端体现为没有主栅，组件端则体现为焊带直接与细栅连接收集电流。目前行业中0BB工艺路线主要包括SmartWire、“纯点胶”、“先焊再点”三种工艺路线，且三种路线各有优劣。
对于TOPCon——
2024年0BB技术将大规模导入TOPCon，行业趋势确定性较强。
0BB的好处在于：1）降低银耗；2）增强导电性；3）低温封装工艺可承载更薄硅片。0BB技术分别能够节省TOPCon、HJT成本2分/W、4分/W，TOPCon对0BB工艺成熟度更为敏感。目前市场认为0BB的大规模应用依赖于HJT，但我们认为TOPCon在未来2-3年内量产性价比仍然会高于HJT。2024年随着0BB工艺进一步成熟，其在TOPCon电池上的降本优势也将逐步凸显，更换新设备的投资回收期仅1-1.5年。届时0BB将在TOPCon上得到大规模应用，渗透率有望大幅提升。
组件串焊机及焊带环节有望迎来较大弹性。0BB主要在组件串焊机及焊带环节会有一定变化，其中串焊机功能会发生较大变化，需要更换设备。由于0BB技术成熟后新设备回本周期较快，2025年部分存量产能也将有一定改造需求，预估2025年0BB组件串焊机市场规模有望达到120亿元。焊带方面，SMBB升级为0BB后焊带线径更细，加工精度要求更高，预计毛利率会有3-5%的提升。预计2025年焊带环节毛利空间约为30.8亿元，2022-2025年年均复合增速44%。
对于HJT——
预计HJT产能2024-2025年大规模放量：2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候HJT扩产有望达到55、100、200、400GW，考虑到0BB的渗透率，预计2023、2024、2025年、HJT扩产峰值的时候0BB串焊机对应市场空间为3、44、67、95亿元，0BB焊带对应市场空间3、47、153、317亿元。什么是0BB?多主栅到0BB的变化实质是电极变化。电池片正背面的金属电极用于导出内部电流，可分为主栅和副栅，其中主栅主要起到汇集副栅的电流、串联的作用，副栅用于收集光生载流子。0BB（无主栅）就是电池片环节取消主栅，组件环节用焊带导出电流，可以降银+降低遮光从而降本增效。0BB当前出现SWCT（专利+成本问题，未在国内大规模推广）、点胶（设备简单，稳定性高，但结合力可能略有不足）、焊接点胶（结合力足，但精度要求高、难度大、速度慢）三种工艺方案，各有优劣。
0BB：最主要目的是降低银使用量，综合成本降低，性价比较高。
（1）采用点胶工艺，通过胶将低温焊带与电池片粘接成串。①0BB工艺采用点胶法，点胶点在细栅线中间进行固定；同时点胶面临胶易融化问题，需要避免胶钻入焊带和细栅线下面，也需要表面覆膜；为满足上述要求，胶需要兼具流动性与非流动性。②点胶工艺主要起连接作用，后续层压环节再进一步结合。
（2）点胶工艺综合成本降低，性价比较高。①点胶工艺设备复杂一些，但是设备成本是一次性投入成本，贵30%-50%，但是无后续其他费用投入，综合成本降低、性价比较高。②采用覆膜工艺，需要降低膜的成本。本身覆膜是为了降低银浆成本，但是膜的成本和银浆的成本对冲，没有解决本质问题。③后道层压环节点胶和覆膜工艺差别不大。0BB优势1）降本：可突破硅片减薄的瓶颈，同时HJT降本诉求最为迫切硅片：HJT硅片减薄面临重要瓶颈之一是电池环节副细栅使用银包铜、主栅使用低温银浆，由于两种浆料的膨胀系数不同，电池串容易有隐裂等问题。在0BB工艺使用后由于只有细栅的银包铜浆料，不存在不同浆料带来的膨胀系数不同的问题。电池环节：主要是降低银耗，HJT银浆成本最高，降本潜力最大，降银浆诉求最为迫切。目前银浆成本是HJT（0.117元/W）＞Topcon（0.064元/W）＞PERC(0.053元/W)，如果叠加银包铜浆料，预计降本，HJT(0.052元/W)＞PERC（0.031元/W）＞Topcon（0.016元/W），综合下来看，HJT降本潜力最大，降本诉求最为迫切。2）增效：减少遮光面+缩短电流传输路径+提高良率减少遮光面：取消电池片主栅，降低遮光面积，增加光吸收量。缩短电流传输距离：无主栅太阳电池在增加电池受光面积的同时,载流子输送至细栅的路径大幅缩短,串联电阻也相应减小。抗隐裂：采用密集多焊丝的设计，使得细栅线与焊丝的接触点，提高了组件抗隐裂的能力。竞争格局/进展0BB进展:量产：东方日升继2023年2月22日完成0主栅电池首线设备进场后，迅速在同年4月先后完成了首线介质供应及首线首批异质结电池片下货，且平均效率达25.3%，最高效率达25.6%；
试验：正在试验的厂商包括通威、爱康、华晟等。在无主栅技术方面，爱康采用铜焊带汇集细栅电流并实现电池互连，电池正反面均没有印刷主栅，实现了贱金属代替银主栅的功能，细栅采用银包铜的浆料，整体电池片每瓦银耗低于8mg。今年SNEC展会期间，爱康无主栅异质结高效组件曾首次亮相，功率高达730W，转换效率突破23.5%。
光伏辅材辅料HJT靶材研究。
靶材：24年靶材降本重要性凸显，重点关注后续三大影响
24年及以后浆料和设备继续降本空间相对有限，后续靶材耗量降低对于HJT成本端影响至关重要，但与此同时，靶材的加速下降预计对其他环节也会产生较大影响。
（1）靶材&PVD设备简介
靶材可分为溅射靶材和蒸镀材料，光伏HJT中常见靶材均属于溅射靶材中的化合物靶材；
ITO核心关注透光性和导电性，透光性与光学禁带宽度和等离子振荡频率相关，导电性与镀膜设备PVD设备和工艺高度相关，核心指标是迁移率，高迁移率的TCO薄膜是获得高Jsc的关键，无铟靶材迁移率一般需40以上材不掉效率；HJT中最为常见的是氧化铟含量占比99%的ITO材料。
（2）降低靶材耗量的三条技术路径
目前HJT的单W靶材耗量已从20mg降到13.5mg，对应单W靶材约为0.03元；后续HJT靶材耗量下降方式主要包括三种，设备优化、叠层膜和铟回收：
设备优化：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；
叠层膜：现在行业内主流是有铟比无铟1:1的叠层膜，年底有望做到1：2，后续预计可做到1:3，届时靶材耗量将会降到6mg/W，对应靶材成本约0.013元/w；
铟回收：铟的耗量中约60%是在生产过程中损耗，若继续叠加铟材料的回收，结合无铟靶材的逐步深入，铟耗量有望降低至1mg/W，对应靶材成本约0.002元/w。
（3）靶材降本之后的三大进一步影响
24年底靶材成本降至10mg/w时，预计HJT和TOPCon的成本回收周期拉平或更短；
靶材成本下降后银包铜路线的胜率获得提升：靶材成本可下降后，银包铜浆料成本极值可进一步下降，对应单W电池片成本可与topcon基本打平，HJT依靠0BB+银包铜也可做到成熟商业化的产品，胜率再次提升；铜电镀若只提效0.3%性价比降低，由必要属性变为期权属性，
后续低铟化或无铟化靶材的导入与栅线宽度和密度关系较大，0BB有望受益：由于低铟靶材导入后导电性略有影响，因此如果栅线可做到更细更密会更为匹配，0BB有望受益；目前丝印主流栅线宽度为30-40μm，钢板印刷可以做到25μm，后续有望做到20μm。
（4）靶材&设备市场空间
靶材市场空间：2023-2025年靶材市场空间预计分别为2.5、8.5、12.0亿元，当HJT当年出货达400GW时，对应靶材市场空间预计为18亿元；
设备市场空间：2023-2025年设备市场空间预计分别为27.5、42.0、70.0亿元，当HJT当年扩产峰值达400GW时，对应靶材市场空间为120亿元。
2.7 动力电池板块
不同材料的动力电池优劣
国内的动力电池主要使用方形电池，特斯拉主要使用圆柱形电池。三元材料成本、能量密度高于磷酸铁锂材料，安全性低于磷酸铁锂材料。国内磷酸铁锂增长速度快于三元材料。
在今年上半年，国际动力电池市场在宁德时代、比亚迪的海外拓展中出现新的格局，国内市场在六大厂商新技术的凶猛推动下，竞争更加激烈。没有哪一家动力电池企业会放弃新能源汽车这个重要的风口。不难发现，国内动力电池企业都在加速推进新的技术，由此推动各自的技术竞争优势。包括上面提到的圆柱电池，各家企业都有在布局。推进最为凶猛的亿纬锂能的圆柱磷酸铁锂电池、三元大圆柱电池已取得的未来5年的客户意向性需求，分别合计约88GWh、392GWh。中创新航也已经在去年12月向海外客商展示了39Ah和50Ah的46系列圆柱电芯。
需要注意的是，在动力电池企业正陷入钠与锂不同技术路线之争时，氢燃料的出现搅动了电池市场。动力电池厂商将在新能源汽车不断发展的同时，也面临新的挑战。
电池发展方向
总体方向
1、安全性：通常有针刺、过热、过充、短路等测试，代表意外情况下电池燃烧的概率。
2、一致性：长期稳定工作的前提，包括材料一致性和PACK工艺一致性。
3、能量密度：影响续航里程，材料端围绕正极搭建化学体系，PACK成组效率提升是工艺手段。
4、循环次数：影响使用年限和里程。
5、倍率性能：影响充电时间，与负极克容量、倍率密切相关。
电池的技术升级
三元正极向高镍化、单晶化发展；铁锂正极向高压实、锰铁锂方向发展；负极材料向掺硅发展。方形电池向CTP、CTC发展；圆柱形电池向大圆柱、CTC发展；刀片电池升级发展。固态电池代替电解液、隔膜；钠离子电池发展。
三、新能源行业重大事件
1、9月18日，中国人民银行党委书记、行长，国家外汇管理局党组书记、局长潘功胜主持召开外资金融机构和外资企业座谈会，听取有关意见建议，研究加大金融支持稳外贸稳外资力度，进一步优化外商投资环境有关工作。通过与外资金融机构和外企座谈，听取外资外企的意见建议，展现我国坚定扩大金融业和市场双向高水平开放、不断优化营商环境决心，有助于提振外资投资中国的信心。
2023年9月1日至2023年9月15日期间，光伏指数（884045.WI）变动-3%，其中：北向资金持股比例占流通A股比例正向变动超过0.5ppt的光伏个股为：捷佳伟创、德业股份、晶科能源，或反映北向对N-TOPCon路线的看好；负向变动超过0.5ppt的光伏个股为：迈为股份、固德威、明冠新材、帝尔激光、隆基绿能、宇邦新材、通灵股份、中信博、晶盛机电。此外，富时中国150指数本季度调出通威股份，于9月15日盘后生效。
8月电池组件出口环比回升13%，超预期——据海关数据，8月电池组件出口额33.7亿美元，环比增6%，考虑美元价格下跌，预计7月电池组件合计出口21GW（组件17.2+电池3.8），同比增28%，环比增13%，回升幅度超出预期；加上硅片出口。
2、欧洲太阳能企业发出了“破产警告”，市场狂传欧洲光伏市场现供应链危机。2023年欧洲市场对应的光伏组件需求预计大致在96-112GW之间。欧洲作为中国组件主要进口地区，在一季度疯狂进口囤积大量组件，造成库存水位高压，冲破40GW。
由于劳动力短缺和关键材料供应延误等光伏安装瓶颈导致并网进度延迟，造成欧洲光伏组件供大于需，预计进口光伏组件量将远远超过欧洲今年能够实现的光伏装机容量。
近几个月来组件价格也下降25%左右，欧洲的低成本组件价格甚至有跌破0.15欧元/W。虽然低价组件能够刺激欧洲光伏项目开发商的装机意愿和需求，但是低价的进口组件对于欧洲当地组件制造商也带来了不小冲击。因欧洲本土制造组件成本十分高昂导致他们无法有价格上的竞争优势，使欧洲制造商对本土供应链感到担忧。对于中国组件制造商来说，自身的成本优势给予了非常大的竞争空间，在欧洲的竞争优势是明确的，在欧洲的出口发展方向也依旧是乐观的。
2025年欧洲市场的光伏组件需求预计在140-150GW左右，2027年欧洲光伏组件需求预计在160-180GW左右。因此，欧洲光伏市场的需求潜力和空间仍然巨大。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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