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。继电池价格出现拐点，硅片价格也已经发生规模性下降，对于最上游硅料的价格接受度已然发起新一轮挑战，硅料价格虽现在暂时保持上涨和平稳，但是与终端组件方面的倒挂压力已经逐步接近临界点，另外考虑硅料本身的供应规模和增量空间，市场对于十月底硅料价格发生转折具有更多期待。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、 时至月末，随着硅片产量的放大，库存堆积下价格持续松动下行，中国长假后的市场走向扑朔迷离，持续增长的硅片供应能力将引导价格持续探低，关键点在于节后硅片环节厂家的排产变化，目前已经听闻个别厂家有下修排产的规划，节后价格走势将视厂家减产幅度、电池厂排产状况、甚至硅料价格水位多方影响变化。本周组件价格暂时持稳，低价区段抛货仍未止歇，负面因素仍在影响远期价格，展望四季度即将到来，需求仍不见明显好转，10月组件排产考虑假期约有3-8天不等的假期，然一线厂家大多并无放假计画，暂时观察仍有单月50 GW以上的量体，因此价格恐将持续受供应过剩、需求暂无爆发式增量等因素影响下降，近期供应链中游价格确实出现松动，也影响终端业主部分观望心态再起，本周单玻均价约1.2-1.22元。一线厂家新单价格1.18-1.2元。中后段厂家单玻平均价格约在每瓦1.2-1.21元。海外价格也将在接下来受到影响，本周暂时价格持稳，中国出口执行价格约每瓦0.14-0.155元美金（FOB），亚太地区执行价格约0.14-0.15元美金。印度本地组件平均价格约每瓦0.25元美金。欧洲近期现货价格约在每瓦0.14-0.15欧元，黑背版约溢价1-2欧分。美国价格地面型项目因期货性质，前期谈单价格稳定执行价格约0.38-0.4元美金DDP，分布式项目价格落差区间较大0.3-0.4元美金DDP之间水平。
3、 当前硅片与电池片的持续跌价，部分舒缓了组件生产厂家的成本压力，然而，另一方面给予组件端更多的跌价空间，尤其组件环节针对四季度终端需求感受仍未明朗，预期节后需求与排产的起量与否将影响后续跌价幅度与空间。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。N型TOPCon组件价格约每瓦1.21-1.35元之间，价差收窄约0.05-0.08元。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元之间，现货库存价格约有每瓦1.35-1.4元左右的价格，低效组件价格也出现每瓦1.35-1.38元的价位。海外价格持稳约每瓦0.195-0.2元美金。
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。
1.1.1硅料价格分析
临近国庆假期，光伏市场采买较为冷清。硅料市场总体持稳运行。隆基和中环的调降对硅料市场形成利空影响，临近假期，市场对于硅料的采买也已经较为谨慎。新一轮签单已逐步展开，但买方采购意愿一般，预计节前硅料价格暂稳运行，持续关注硅片市场成交情况。
新签单价格方面，本期开始逐步发生分化，即头部企业的报价水平仍有小幅上涨，但是二三线企业的报价水平维持之前水平、甚至开始略有下浮，为三季度以来首次分歧点。考虑前期签订和正在执行的价格水平，价格水平具有一定缓冲和延迟特点，本期致密块料均价水平仍有小幅上涨，位于每公斤87元左右，环比上涨2.4%。截止九月最后一周，硅料订单的发运情况仍不甚乐观，个别用料企业的缺料状态仍持续存在，采购方面的催料力度也有所加剧，毕竟对于未来四季度的价格走势存有恐跌的担忧。
1.1.2硅片价格分析
硅片价格跌幅较大。上周硅片价格已有松动趋势，随着本周隆基和中环下调价格，下跌行情坐实。现隆基单晶硅片P型M10型号150um报价为3.10元/片，降幅8.28%，中环也是全线下跌，跌幅均在6%-8%。其余二三线企业也是不同幅度的降价出货，价格稍显混乱。随着下游需求的持续收缩，硅片库存累积较快，硅片价格无奈下调，且短期内并无明显利好支撑。预计短期内硅片价格压力仍较大。
1.1.3电池片价格分析
目前电池片价格深跌难止的主要原因一方面是由于下游组件的减产，导致对电池片采购需求的持续转弱，市场情绪较为一般。另一方面当前电池片环节仍然维持满负荷运行，且新增产能仍在进一步集中释放，整体供应明显过剩；临近中秋国庆双节，据了解很多组件企业今年会选择过节放假来缓解自身产出，但目前电池片尚有利润可言，大规模减产也不切合实际，预计节后电池片库存压力将加剧。
1.1.4组件价格分析
组件市场较为平稳。当前组件市场内卷继续，一体化企业为了抢占市场，报价也是继续让价让利，市场不断传出个别企业低价排库消息，但整体以535w，540w等较低效组件为主，高效组件价格稳定。目前需求端仍未有明显改观，国内需求相对平稳，但欧洲的高库存仍是一大利空。现在整个主要产业链或许都将进入下行通道，终端对于组件涨价接受度只会更弱，预期短期内组件价格仍较难上调。
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
光伏玻璃3.2mm镀膜：3.2mm镀膜光伏玻璃报价26.5-28.0元/平方米，价格暂稳。2.0mm镀膜：2.0mm镀膜光伏玻璃报价18.5-20.0元/平方米，价格暂稳。
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。
石英砂国内高纯石英砂内中外层砂继续维持稳定。龙头企业外层砂价格为10-12万元/吨、中层砂价格19-23万元/吨、内层砂价格39-44万元/吨。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升
铜 25日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
产量不及预期。9月部分硅料生产意外频出。
9月多晶硅实际产量13.52万吨，较此前9月的预计产量下滑约0.45万吨。环比8月的13.01万吨增长3.9个百分点——多晶硅排产继续增长，但产量增速不及预期。
9月产量环比8月继续增长，其增量主要来自于一方面，新特、协鑫、通威等头部企业已投产线的继续爬坡。
另一方面，来自于上机、宝丰等9月新投产线的投产。
除此之外，9月多晶硅市场整体热度仍在且多晶硅企业利润明显，其余产线多数继续保持稳定生产。
多个新投产线支撑9月多晶硅供应大幅增加，但相较月初排产，多晶硅产量出现一定下滑，分析原因：
部分工厂生产”意外“导致9月多晶硅最终产量不及预期。
其一，内蒙某头部产线出现精馏装置问题，影响产量约为3000多吨。
其次新疆某企业新投产线本预计9月全面投产，但截至目前该企业已原料正常投炉，但正常出料预计要到10月中旬，与此前市场预期稍晚。
除此之外，个别新投厂家爬产进度不及预期亦导致产量的下滑。
10月国内部分装置问题已经解决，同时多家新投产线将开始全面爬产，叠加库存低位以及利润较好。国内多晶硅产量将出现大跨越，预计整体排产将逼近15万吨大关。
欧洲光伏组件价格进一步下跌，新电池技术的组件批发价跌至28美分/瓦
9月26日，据pvEurope报道，由于仓库爆满，欧洲光伏组件价格迎来了进一步下跌。
报道指出，由于仓库堆满了此前采购的高价组件，低价组件也没能传递至终端，导致采购需求也没有回暖。
在过去的四周里，太阳能组件的价格进一步下跌，以批发标准来看降幅尤为明显，标准组件的平均批发价格为每瓦20美分，比上个月的价格又低了9%。而采用新电池技术的组件价格甚至下降了9.7%，平均批发价已经跌到了28美分。
目前，光伏组件价格创下了2020年以来的历史新低，已经低于许多制造商的生产成本。
Xchange在线市场董事总经理Martin Schachinger表示，这主要归因于亚洲制造商的产能过剩。目前有大量组件堆积在批发商和制造商的中间仓库里，欧洲仓库中已经有40至100GW的未售出组件，主要位于鹿特丹地区。
另外他还提到，这一局面也与PERC技术的专利纠纷有关，由于PERC专利迫使许多制造商转向Topcon技术，大幅提高了新产能，加重了产能过剩。
此外，由于仓库中堆满了的大量此前采购的高成本组件，较低的价格还没有传递至终端，进而影响了终端客户的采购需求，目前欧洲许多终端客户都处于观望当中，都在等待以更低的价格购买这些组件。
2、风电
2.1风电产业链价格变动分析
2023年9月27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27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：（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）
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）
2.2 光伏电池片组件行业研究分析
1、技术端
近日，弗劳恩霍夫太阳能研究所(Fraunhofer ISE)和NWO-Institute AMOLF研究所开发出一种效率高达 36.1%的多结太阳电池，打破了硅基太阳电池的此前记录。
长期以来，硅基太阳电池一直是可再生能源领域的主流，但它们通常面临着29.4%的基本效率限制。
为了克服这一限制，研究人员提出了多结太阳电池的概念。在这种电池中，多层吸光材料相互堆叠，使每一层都能有效捕捉太阳光光谱的特定部分。这种创新方法为大幅提高太阳电池效率提供了可能。
这种创纪录的太阳电池结合了 "硅TOPCon "太阳电池(一种由 Fraunhofer ISE 研发的新型高效电池)和由磷化铟镓(GaInP)和砷化镓(GaInAsP)组成的两个半导体层(同样由 Fraunhofer ISE研发)。
堆叠的材料上还涂覆了由AMOLF开发并由两家研究机构联合制造的、精心设计的金属/聚合物纳米涂层。设计中加入的背反射器增强了太阳电池内部的光捕获，标志着效率首次突破36%的里程碑。这项成果是上周在里斯本举行的欧洲光伏太阳能大会(EU PVSEC)上公布的，并得到了Fraunhofer ICON计划的资助。
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。
2、TOPCon近况
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。
3）市场一直从去年下半年开始就觉得TOPCon是傻瓜机，但过去一年的演变完全不是如此，在未来的迭代和进步中，不同类企业之间的差距仍会很明显。
4）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。
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。
2）HJT
HJT降本：硅片、银浆（银包铜、0BB、电镀铜）、设备、规模效应。
HJT降本路径清晰，成本曲线陡峭下降。
HJT电池和PERC电池成本价格差异主要在银浆、靶材和投资设备成本。
行业：目前HJT非硅成本是0.25-0.26元/W，其中日升约0.25元/W，华晟约0.26元/W，未来优秀的企业非硅成本应该做到0.21-0.22元/W，一体化成本与PERC持平。
与之相对应的，HJT降本路径主要包括硅片减薄、无主栅（OBB）、银包铜、铜电镀、靶材少铟/无铟、国产设备规模化。由于银浆成本占HJT非硅成本的40%以上，因此金属化环节降本是HJT降本的核心抓手。
硅片降本——硅片减薄，半棒半切提高边皮利用率约20%，110μm已导入量产，降本约0.1元/W（相比于topcon/PERC）。此外精准吸杂、CCZ+FBR都可有效提高硅片良率降本。
金属化降本——OBB、银包铜、电镀铜。银浆：①银包铜已具备量产导入条件，2023年Q2预计导入银包铜50%(银含量)，23年底银包铜40%，24年中35%，24年底30%；②0BB相较MBB，纯银单耗降低50%，胶膜用量降低27%，焊带用量降低35%；③电镀铜，通威预测电镀铜比丝网印刷金属化部分成分降低17.4%。未来金属化成本不高于0.05元/W。
靶材降本——靶材少铟/无铟
设备降本——设备国产化+规模化，设备目前铟用量为14mg/w，如PVD设备改进+ITO规模回收，铟用量可降低至4.3mg/w，靶材成本从4.5分/W降低到1.5分/W。
HJT提效：双面微晶、电镀铜、清洗制绒、光转胶膜、0BB、钙钛矿叠层。
HJT提效分阶段进行，今年可见双面微晶+光转膜批量导入，中长期可期待电镀铜甚至钙钛矿-HJT叠层电池的实现。
行业：23年通威HJT最高电池转换效率26.49%，组件正面功率达到743.68W，阿特斯电池效率达到26%左右，华晟电池量产效率约25.3-25.5%；24年HJT组件功率有望740W+，电池效率有望提高0.9%（制绒0.1%+双面微晶0.2%+光转胶膜0.3%+电镀铜0.3%），组件功率有望提高1%（0BB）。
双面微晶——通威采用迈为的双面微晶整线装备，达成了量产210*66HJT组件功率743.68W的记录，2023年开始，具备双面微晶的产线将成为主流。
清洗制绒：有效提高少子寿命，提效约0.1%。
光转膜——赛伍光转膜相比截止膜可以提升1.5%的组件功率（约10W），且保证HJT组件30年的寿命。
0BB：2023年7月通威银浆版0BB最高功率突破740W。
电镀铜——能够提升电池片0.3-0.5%效率，对应15W左右的组件功率增益，通威23年底进入GW级试产。
叠层电池，钙钛矿叠层：HJT+钙钛矿叠层理论效率可达到42.5%，效率纪录32.5%，量产效率30%+。
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。
分析框架：
要想成为主流的光伏电池技术，尤其是对于大型地面项目，必须在效率、双面率、成本三个方面没有明显的短板，才能实现最优的LCOE。就目前来看，BC成为主流还有很长的路要走。但随着规模和相关技术瓶颈的突破，这些问题也会逐步得到解决，但需要时间。
对于一种电池的未来，可以从技术（效率、双面率）、成本、市场、专利等四个维度来分析。
首先是技术。经常说的光伏的“第一性”原理，那就是光电转化效率。这是整个行业的本质与逻辑原点。所以，技术永远是放在首位的。从技术角度，BC的转化效率之领先毋庸置疑。
隆基在研发上创造出下多个光伏电池转换效率的世界纪录。但是，业内人士大多也知道，这些世界纪录从实验室到真正量产，其实并不容易。2022年9月，公司重磅推出HPBC，即Hi-MO 6，后来因为成本等问题选择了TOPCon，即Hi-MO 7。
在几个月前，市场中还有传言，隆基绿能可能将要试水10GW的HJT。有人评价，隆基内部的“赛马机制”在此刻，可能反而成了决策的拖累。
其实从HPBC的发展来看，隆基的产品战略一直相对清晰，推进得也很坚决。BC虽然很难，但前面有爱旭的一马当先勇闯无人区，现在又有光伏一哥隆基压阵提升士气与信心，未来一定是美好的。
“双面率”的问题。当前TOPCon与异质结的双面率可以达到85%左右，这也是N型的技术优势之一，BC电池虽然单面效率相对较高，但背面由于被金属电极遮挡，双面率只能达到50%左右，对背面的发电增益会产生较大影响。这也是BC路线饱受诟病的一点。
双面发电时代，光伏组件封装方式面临两种选择。双面组件渗透率已经超过40.5%，并且这一趋势会随着Topcon电池组件得到进一步强化。
双面组件有两种封装方式，一种是双面双玻组件，常见的封装方式为前后为2.0mm半钢化玻璃带边框。另一种是双面单玻组件，组件正面是3.2mm全钢化玻璃，背面为高耐侯透明背板，这种双面单玻组件正逐渐走进大家的视野之中。两种不同封装方式有一个共同点，都可以双面发电，但鉴于封装方式的不同，两者又各有优缺点。
如今的双面组件，采用双面单玻透明背板封装方式依然采用这种非常经典的方案，只是后板更换成透明背板，中间为双面电池，周围依然是铝边框加固保护。版型主体架构没有变化，依然可以保证组件25年整个生命周期。
双面双玻组件在使用过程当中面临一些问题，如组件重量重、容易爆裂、隐裂及热斑等，有些可以通过技术手段来解决，有些就有着它先天的缺陷。双面单玻组件正好可以完美的解决这些问题，成为双面组件的最优封装方案。双面单玻组件相比双面双玻，发电量高1.29%
据分析有如下几个原因：透明背板相比玻璃散热性能更好，组件平均运行温度低接近2度；透明背板比双玻组件透光率更高，透明背板透光率超过93%，而双玻组件背面玻璃非高透玻璃，其透光率不到91%，这使得双面单玻组件背面受光更高，发电量更高；双面单玻组件背面不容易沾灰尘，由于透明背板的材料特性，天生不容易沾染灰尘，也不容易出现热斑等问题。
重量轻17%～20%、发电量高1.29%、可有解决双玻爆裂问题等，是双面组件的最优封装方案。双面单玻透明组件也得到了如国家电投、华能、华电、浙能集团等客户的认可，很多大型项目落地发电。
第二是降本。增效之外，最重要的就是降本。BC类电池降本的时间曲线决定了现有技术路线的生命周期。从成本来看，目前BC电池产线设备投资仍然较高，大概是TOPCON产线的2倍。投资成本高一方面是由于其复杂的结构和制造工艺，由于BC结构所有的电极都在背面，工艺要求相对更高且复杂，另一方面，成本边际和规模息息相关，还需要产业规模化和协同；再则，BC电池正面接触光、背面产生电子空穴，所以对基材的要求较高，需要较高的少子寿命。复杂的工艺和材料要求，也导致了BC电池产线的良率成为很大的短板。目前具有BC成型产能的公司，产线良率最高在95%左右，而TOPCon产线的最高良率已达98%，相比之下TOPCon优势还是非常明显。
第三是用户。承接第二个问题，那就是BC类电池的客户。
TOPCon的拥趸、BC类电池的异议者林建伟认为，BC类电池，要想成为主流的光伏电池技术，尤其是对于大型地面项目，必须在效率、双面率、成本三个方面没有明显的短板，才能实现最优的LCOE（平准化度电成本）。
林建伟表示，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。
中国的光伏市场大半在海外，海外目前的主力市场是欧洲，欧美的主流又是户用。所以，BC类电池的市场空间，肯定是广阔的。核心问题还是降本增效。只要BC的降本速度足够快，效率足够高，颜值进一步提升，色差进一步降低，客户、应用场景这些就不是问题。
最近，爱旭就率先表态：公司2024年的BC电池成本，将与TOPCon打平。这，绝对是一个爆炸性观点。
最后一个问题是专利。就目前来说，BC技术的几条分支路线的知识产权，几乎都已经被国外研究机构和企业，以及国内极少数企业所控制。
BC技术的提出者是美国SunPower公司，自2012年以来申请的BC电池技术专利数量不断增加，在美国、日本、韩国、中国、中国台湾、澳大利亚、欧专局国家等均有较大量的同族申请，全球布局态势极其明显，并且涵盖了电池之后所有产业链条中下游的技术节点。未来其他厂家想进入该赛道，必须直面技术专利的问题。
BC电池的专利最早由SunPower在2005年8月获得，今年1月24日归属于TCL中环的子公司Maxeon。该专利最早将于2026年12月20日到期，但已延长至2027年2月28日。
专利持有者不是别个，是隆基绿能多年来的最大友商——TCL中环作为第一大股东的子公司——Maxeon。真要有绕不过去的专利壁垒，双方或许都无法通过合理的专利授权和使用费用解决吧。
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组件的下游市场明确，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。
当不能最大程度上在技术上、法律上接近事实的核心之时，从爱旭的订单情况判断，BC类产品的主力市场，很可能先海外、再国内。那么，爱旭、隆基等不可能不考虑这方面的风险。如果真要出现专利纠纷，专利持有者不可能表现得如此平静。
一项先进技术的普及，普及到能够创造其最大价值，往往并不取决于它的长板有多长——某一项或某几项上有多么先进，而往往取决于它不能有致命缺陷或明显短板。比如，电动车，绿色低碳，购置使用成本低，代表着交通工具的未来，但如果在过去几年中，在续航里程、充电时长、安全性等方面有任何一个成为致命缺陷的话，行业都不可能获得现在的发展。好的技术，永远是既要又要还要。再以HJT为例，生产工艺流程更短只要四步，转化效率与发电增益更高，未来叠层更有优势，但就因为降本还没有得到完全解决，这就成了致命缺陷。当然，这也蕴含着巨大的机遇，一旦解决，可能就是根本性的逆袭时刻。做企业也一样，既要埋头苦干、努力把握住当下的商业机会，又要永葆创新动力，对于新技术始终保持探寻精神，目光长远，布局超前，避免出现战略迷失。所以，做企业，就要做充满理想主义的现实主义者，而不是一个理想主义者，更加不能成为机会主义者。只有永续经营，才不会是只能赚到某一个阶段的钱。
XBC产业化进程将在2023年开始持续加速。从产业化角度看，XBC目前最大的特点就是差异化较强，凸显光伏制造业的Know-how，是N型技术中最具有差异化的路线。国内爱旭股份、隆基绿能引领XBC产能扩张，打造了极具差异化的产品。隆基绿能采用的高性价比的HPBC、HPDC技术，也是扩建XBC产能最快、最大的企业，推出了Hi-Mo 6这一代极具差异化的产品；爱旭股份采用极致效率的ABC技术，打造了黑洞、白洞等领先产品。
当前领先的面向分布式市场的XBC产品效率优势明显。在不同版型产品中，爱旭股份组件最高效率高达24%，Maxeon的6代产品最高效率达到23%，隆基绿能的HPBC产品也能达23.2%，相较于TOPCon路线的全黑组件、全场景式组件，具有明显的效率优势。
在屋顶面积有限情况下，高效率组件能发更多的电；在功率需求一定情况下，高效率组件能够有效节约安装前后的非组件成本，同时占地面积更小。
BC技术的发展历程最早可追溯至48年前。1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接触式光伏电池概念；1984年，斯坦福教授Swanson研发了IBC类似的点接触（Point Contact Cell，PCC）太阳电池；1985年，Swanson教授创立SunPower，并研发了IBC电池。“BC技术为什么这么多年发展不起来，最大的问题是，SunPower电池结构所用的光刻工艺成本非常高，导致普及应用受限。”
如今，中国企业采用激光图形化取代光刻工艺，这是巨大的进步。为此，判断BC技术的发展不会像前十年那么缓慢，未来十年，一定会发展得更快，市场前景非常好。激光图形化推动BC技术发展BC类电池,即Back Contact(背接触)电池，是当前各类背接触结构晶硅太阳能电池的泛称，主要包括IBC、HBC（HJT+IBC）、TBC（TOPCon+IBC）、HPBC等。该电池前表面没有栅线，正负极采用交叉排列的方式被制备在电池背面，避免了常规电池正面栅线的遮光损失。
BC电池结构有以下三个优点：一是正面没有金属栅线遮挡，转换效率高；二是正面没有栅线，非常美观，特别适合应用于分布式光伏场景；三是通用性好，TOPCon、HJT、PERC、叠层电池等都可以跟BC技术相结合，叠加工艺继续扩大效率优势。
BC电池制造的挑战也非常大，主要难点在于，所有的电极都在背面，需要做到很好的隔离，不然导通了就会短路。目前中国企业在隔离方面，最经济的方法就是用激光图形化处理。沈文忠认为，用激光图形化处理，而不是用光刻或者其它工艺来图形化，这是很有发展前景的。此外，不管是电池工艺，还是组件工艺，中国有强有力的配套产业链，都能形成很好的配合，也是支撑中国在BC技术上得以发展的重要原因。高性价比将提升BC技术规模化效益BC电池具备最高的转化效率，并可叠加其它电池工艺继续扩大优势，预计未来会有更多企业进行布局。当下，选择BC技术路线的企业中，隆基绿能和爱旭股份最具有代表性。其中，隆基绿能自2018年开始研究的HPBC是BC类电池中的一种重要方向。HPBC是复合钝化背接触电池的简称，HPBC电池的标准版量产效率突破25%。该电池技术通过电池内部结构工艺调整，可大幅提升电池的光线吸收和光电转换能力，有效增加组件输出功率。2022年11月2日，隆基绿能发布了基于高效HPBC电池技术打造的新一代组件产品Hi-MO 6,量产组件效率可达23.3%。而任何一种技术的规模化效益，一定是靠性价比的提升。沈文忠表示，P型BC结构电池未来可以运用铝浆这一技术工艺，是最大亮点。其背面的铝可以跟P型硅片形成局域铝背场，用丝网印刷铝浆即可实现电极的基础。P型硅片全球保有量最大，产业链成熟，未来还可以用铝浆代替银浆，从性价比来看是最佳的。市场上其他N型BC结构电池则选择电镀铜技术，但电镀工艺本身较复杂，成本相对较高。“从性价比来看，我更看好P型BC结构电池的性价比。”
BC技术能在中国发展起来，龙头的带动效应不可忽视。据悉，到2023年年底，隆基绿能扩产的30GW的HPBC产能，将全面达产。现在很多企业虽然没有实现产业化，但都在做技术研发，龙头企业的示范作用发挥了之后，BC技术一定能够快速发展起来，并将超过传统电池的扩产速度。
回顾隆基绿能的BC路线图，大致如下——2022年11月2日，隆基Hi-MO 6正式量产下线，并宣布2023年规划产能为25GW；
2023年1月14日，隆基绿能公告，将原西咸乐叶高效单晶电池项目的规模从年产15GW扩大至29GW，总投资约70.4亿。以此测算，单GW的HPBC电池产能投资成本为2.43亿元，其中设备购置成本单GW为1.95亿元。
2023年3月20日，位于陕西省西咸新区泾河新城的隆基绿能年产29GW高效单晶电池项目全面投产。钟宝申表示，该项目从签约到投产仅用了一年半时间，创下隆基电池项目建设速度最快纪录。
2022年11月2日，隆基绿能董事长钟宝申等为隆基全新组件Hi-MO 6揭幕
“在未来5-6年，BC类电池由于其高转换效率和产品价值，会受到光伏行业越来越多的青睐，更多的头部企业将快速过渡到BC类电池。随着市场投放的增加，BC类电池将成为晶硅电池的绝对主流。隆基绿能的大量产品也会采用BC类电池技术路线。”
这篇由中央媒体采写刊发、国家能源局官网转载的新闻，分量显然很重，在光伏圈中也产生不小的震动。有人认为，这相当于是政府部门对于BC电池技术路线的表态与背书。
BC作为光伏电池的一种先进的平台型技术，能够得到主管部门的认可、重视，甚至全力支持，这不只是从事BC电池的相关企业的幸运，对于光伏行业、全体光伏人来说，都是一件大好事。
个人看法对于《未来5-6年，BC类电池将是晶硅电池的主流》可以视为利好，但不宜过度解读，更不能错误地以此认为，BC之外的其它技术路线就没有意义。
在国家能源局官网上检索了“BC”、“TOPCon”、“钙钛矿”、“PERC”等几个光伏电池技术关键词，以上关键词均在相关规划文件中被多次提到。
2022年7月11日，国家能源局在《对十三届全国人大五次会议第8214号建议的答复》中指出：“《‘十四五’可再生能源发展规划》明确提出加强可再生能源前沿技术和核心技术装备攻关，开展新型高效晶硅电池、钙钛矿电池等先进高效电池技术应用示范，掌握钙钛矿等新一代高效低成本光伏电池制备及产业化生产技术。2021年12月，国家能源局会同工业和信息化部等5部门联合印发了《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》，明确提出加快高效太阳能电池及组件等研制和突破，开展n型TOPCon、HJT、IBC等高效电池的研发与产业化。”
BC和TOPCon、HJT其实不是敌人，更不是非此即彼的替代关系，反而是一种完美的结合。
所谓BC即Back Contact（背接触电池），通过将电池正面金属栅线放到背面，减少阳光遮挡，尽可能多地利用入射光，核心是引入激光开模技术来保护背面钝化层的钝化性能，减少界面处载流子复合扰动，从而达到减少光学损失，提高电池转换效率的目的。
正是因为BC电池并非在材料的化学反应层面做出优化，而是电池制造工艺层面的改进，因此与当前市面上的产品之间并不排斥。TOPCon可以和BC结合，形成TBC，HJT未来可以和BC结合，形成HBC， PERC也可以和BC结合，形成HPBC。
在隆基绿能业绩交流会上，董事长钟宝申说：“接下来的5-6年，BC类电池会是晶硅电池的绝对主流。”
另外，钟董还表示，“TOPCon仍是过渡产品，和现在的PERC相比，它的提升幅度还是太小，行业技术方面高度同质化，非常容易出现投资收益达不到预期的状态，或者说出现未赚钱就过剩的现象，现在已经有这种苗头。”
从光伏组件的出货量看，今年至少还是PERC的天下；明年是TOPCon的天下，大约可以占到市场的70%。后年，也就是2025年，BC电池会成为绝对主流吗？有一定可能性，但难度应该也不小。另外，明年和后年，除了TOPCon以外，还有大量的HJT产能在路上。
实际上，中来股份才是中国第一家量产IBC电池的公司。最近，中来股份总裁林建伟在接受PV-TECH采访时表示，早在4、5年前，中来就已经开始IBC电池生产，但由于工艺工序繁杂、良率不高、成本高等多方面原因，中来最后并没有选择IBC的技术路线。不过，中来在这一方面的研发工作从未放弃，目前实验室样品效率仍然保持着行业的顶尖水平。
一家头部的光伏一体化企业，选择了TOPCon，也储备了HJT电池，并且实验室数据很不错。当然它也布局了BC、钙钛矿等。企业技术方面负责人就说：“TOPCon的生命周期至少三年吧。”可能在他眼里，三年的生命周期对企业来说就够了。
（3）产能过剩、利润下滑、增速下降问题。
自2023年起，部分光伏企业的N型电池产能占比已超过50%。在光伏设备行业拼质量、拼效率的时代，N型电池的三大技术路线TOPCon、HJT、N型BC，规划产能将在2023年底分别提高至463.4GW、63.5GW、54GW。
从规划产能来看，BC电池仅为TOPCon的12%，比HJT的规划产能也少近10GW。和钙钛矿技术路线相比，BC电池的难度系数比钙钛矿要小，光电转换效率的理论值有突破30%的可能。
光伏板块今年以来持续调整，其中最大的原因就是各大龙头企业的价格战。隆基在半年报中直言，在全球经济放缓的大背景下，光伏产业作为为数不多的高景气、快速增长的行业，吸引了大量新进入者和跨界资本，叠加原有企业的扩产，产业终端需求难以消化短时间过快增长的新增产能，出现阶段性和结构性过剩已成为必然，新旧产能将加速迭代，行业的“大逃杀”即将上演。活下去，成为所有企业的第一要务。
针对光伏市场竞争加剧、景气度下降的情况，行业增速大概率会比前两年会回落，总是保持40%、 50%的增速不现实，“但这么大行业，而且是为数不多保持高增长的万亿行业，维持 15%-30%已经是了不起了。”
2.3 光伏设备、原料辅材辅料行业
光伏设备
光伏设备——4大设备低氧炉、铜电镀、硅片切片机细线化、0BB。
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%。
光伏原料辅材辅料
工业硅——合盛硅业
硅胶
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
金刚线——美畅股份
光伏银浆——聚和材料
光伏边框——永臻科技
光伏胶膜——福斯特
光伏玻璃——信义光能&福莱特
光伏背板——中来股份
光伏焊带——宇邦新材
接线盒——通灵股份
靶材（HJT）
碳碳热场
工业硅——多晶硅乃晶硅电池组件的原材料，而多晶硅制造，原材料占比40%以上，主要以工业硅和三氯氢硅为主。
2023年半年报显示，截至今年6月末，合盛硅业工业硅产能122万吨/年，有机硅单体产能173万吨/年。据官网信息显示，合盛工业硅产能自2014年起位居世界第一，有机硅产能自2021年起位居世界第一 。
金刚线——硅片切割是硅片制造的核心工序之一，金刚线细线化是硅片切割技术进步及降本的指向标。据了解，为保证切割所需的张力以及切割过程中的张力波动余量，可用于光伏硅片切割的常规高碳钢丝极限线径约35μm,而目前用于切割的钢线已经非常接近甚至已经到了35μm，进一步细线化困难。而钨丝因为较高的破断力，替代趋势愈发明显。
高碳钢丝金刚线技术路线及钨丝金刚线。
金刚线主要用于光伏硅料切割环节，盈利水平高。其切割效果直接影响硅片的质量及光伏组件的光电转换性能，对光伏降本影响重大。光伏用钨丝尽管有较多瑕疵，但潜力较大，处于产业化初期；碳钢丝尽管成熟，但潜力已几乎到极限。
“大尺寸+薄片化”已成为硅片环节的主要发展方向，也是金刚线母线向钨丝转换的催化剂。这就要求金刚线在更细的情况下，具备更高的切割力和破断力。产业链中引起母线变革的上游钨丝头部厂商包括中钨高新、厦门钨业等；金刚线头部公司包括美畅股份、高测股份、产能高速扩张的恒星科技、以及率先实现钨基金钢线批量供应的岱勒新材等。
高测的新增长点在于——代切硅片。2022年，高测硅片及切割加工服务实现营收9.29亿元，而仅2023年上半年，代工服务实现营收8.4亿元，已经快赶上去年全年的收入了。此外，公司毛利率顶着行业寒冬，由2022年的41.51%提高到了46.76%。
切片代工的逻辑：硅片的非硅成本中，占比前三分别是坩埚、金刚线和设备折旧，分别为37%、13%、11%（数据来自Solarzoom，成本包括硅片生产的全部环节，坩埚主要用于晶棒的生产，金刚线主要用于切割）。也就说，高测只要保证自己切的硅片良率更高，就能通过做大代工的规模来不断摊薄设备折旧的成本，而公司自产金刚线，这部分利润可以直接计入到代工收入里面。只要其他硅片生产公司的切割良率不能达到100%，或者达不到高测的同等水平，那么高测代工的业务可以一直发展下去。
从切片的技术上看，为保证切割的一致性和稳定性，难点主要有两处：1) 金刚线布线: 切片机的自动排线系统首先将一根长度80-200km、直径36μm及以上的金刚线均匀、精密地缠绕在切割区域内的3根主辊上，单根金刚线并排布置成约由近4000根、间距低于235μm的金刚线线网，然后再被收线轮从切割区域引出；2) 金刚线线速和张力控制: 在硅片切割过程中，金刚线网的线速度在 4 秒内从静止状态加速至 2400 米/分钟，在 2400 米/分钟的线速度工况下持续运行30 秒后，在4秒内从2400米/分钟减速至0米/分钟，随后反向加速至 2400米1分钟，持续运行 30 秒后，再减速至0米/分钟。同时，在金刚线网的往返高速运动中，金刚线的张力波动需控制在±0.5牛顿以内，否则金刚线容易断线。
参数具体表现为硅片总厚度变化 (TTV) 均值和线痕均值降低。高测通过在金刚线、切割设备上的协同研发，不断推进切割工业升级，提高切割速度和切割良率。只要高测切割设备良率和速度一直保持行业领先，那么新晋厂商买的设备很可能在未来需要更新，那么还不如直接让高测代工，以规避掉这部分风险。高测通过规模的优势，可以更早地将设备投入的成本赚回来。
除了工艺上的改进和良率提高带来的优势，代工的主要的逻辑还在于设备折旧，只要规模足够大，平摊到每片硅片上的厂房、设备折旧可以更低。这点主要针对新进入行业的玩家，新玩家除了在切割技术上可能达不到高测的良率外，还要承担厂房和设备的折旧，如果新玩家刚开始因开工率不高（可能是新产品卖不出去），需要在运营初期面临较高的折旧费用，拖累当期业绩，而现在只需通过服务费的方式，将这部分风险转移掉。相应的，高测只需将产能扩大，提高开工率，便可通过规模效应，降低折旧带来的风险，这是双赢。因此，只要硅片环节有新的产能进入，高测这套代工模式可以一直玩下去，当然前提是金刚线切割技术短期内不会有大的变化。
据统计，高测切片代工规划产能95GW，预计2023年末将达产40GW。1) 产能规划: 2021年以来，公司已在乐山、盐城、安阳、宜宾投资建设四大切片基地；截至2023H1，公司硅片切割加工服务规划总产能达70GW。此外，公司还与东方日升签订 10GW 100um 厚度及更薄厚度的N型异质结半片超薄硅片切割代工协议。
高测股份是国内领先的高硬脆材料切割设备和切割耗材供应商，自主研发并同时掌握金刚线制造技术和金刚线生产线制造技术。依托技术闭环优势，公司金刚线生产技术不断进步，产品品质不断提升，竞争力持续增强，同时持续推进行业金刚线细线化进程，公司已批量供应36μm及34μm线型，并已推出30μm线型金刚线，同时储备更细线型高碳钢丝金刚线以及钨丝金刚线切割技术，助推公司光伏切割耗材市占率得到迅速提升。
石英砂、石英坩埚——石英股份、欧晶科技
石英坩埚是拉制大直径单晶硅棒的关键器材，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒。基于单晶硅片纯度的要求，石英坩埚在一定周期内加热拉晶完成后直接报废，属于高耗材。
石英坩埚的原材料为石英砂，石英砂品质决定着石英坩埚的质量，也极大程度影响着单晶硅棒的质量。石英坩埚分为外层和中内层，外层主要用于散热，一般采用国产石英砂，中内层对原材料要求更高，以进口石英砂为主。今年以来，随着需求暴涨，高纯石英砂产能紧缺，进而引发一“埚”难求，坩埚也成为多家龙头企业扩充产能的重要一环。
石英砂龙头企业为石英股份，其可供应中内层砂，且主导新增产能。财报数据显示，石英股份积极推进产能扩张，在实现20000吨/年高纯石英砂量产的情况下，60000吨/年高纯石英材料项目稳步推进建设，预计2023年下半年可实现投产。
而石英坩埚，下游硅片行业隆基、中环的“双霸”格局，直接主导了石英坩埚行业的竞争态势，与两家霸主形成稳定供货关系的欧晶科技、江阴龙源、宁夏晶隆等占据着主要份额。以欧晶科技为首，其规划产能25-27万只/年。
石英股份预计三季度出货1.5万吨，净利润27亿。
光伏热场（耗材）——热场是用在硅片拉晶过程中的耗材，主要包括位于单晶炉内的坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。其中坩埚的作用是承载内层的石英坩埚，石英坩埚中放臵熔融硅料；导流筒的作用是引导气流，并阻止外部热量传导至内部，使硅棒生长的速率提升；保温筒的作用是阻止内部热量向外传导，构建热场空间；加热器的作用是提供硅料熔化的热源。传统热场为石墨热场，而碳碳复材热场在一些高端应用领域和一些先进的硅片生产设备中得到了广泛应用。随着碳碳复材技术的不断发展和成本的降低，预计其在未来会继续扩大市场份额，可能逐渐成为市场的主流。
碳碳复材热场的优势：承载能力和性价比高 碳碳复材热场产品理化性能优、性价比高。热场系统内部不同部件用途各异，核心性能要求不同，而碳碳热场多方位指标均优于等静压石墨热场。从抗折强度看：外部热场坩埚核心性能指标，关系到其承载石英坩埚的能力。
单晶硅棒向大直径、大尺寸化方向发展，坩埚直径和承载硅料量也相应增加，对坩埚抗折强度的要求也逐识别风险，而碳基材料抗折强度明显优于等静压石墨。
从性价比上看：碳碳复材热场高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少部件更换次数，提高设备利用效率，随着产品生产成本下降，碳碳热场综合性价比优势显现。
总结——热场是在硅片拉晶过程中使用的耗材，包括坩埚、导流筒、保温筒、加热器等部件。碳碳复材热场在热场系统中表现出优越的理化性能和性价比。它具有较高的抗折强度，适应了单晶硅棒向大直径、大尺寸化的发展趋势，增强了承载石英坩埚的能力。同时，碳碳复材热场的高温强度比石墨高3-5倍，使用寿命更长，减少了部件更换次数，提高了设备利用效率。随着生产成本的下降，碳碳热场展现出明显的综合性价比优势。
在二季度末，光伏碳碳热场价格的跌幅已逐步缩窄，目前维持在30万元/吨左右的价格水平，热场价格自六月触底企稳、已跌破二三线厂商成本线。截至23年8月，碳碳热场价格已下探至30万元/吨以下，目前价格已降至非一线厂商成本线，盈利见底。目前仅头部厂商实现微盈利，二三线厂商开工率持续低于20%，光伏热场价格有望触底回升，迎来反转。
近期光伏热场价格出现反弹趋势，有部分厂商在四季度热场招投标过程中提高价格，光伏热场价格有望触底反弹，提价趋势有望落地延续。
#下游硅片开工率提升、叠加新投产能引价格回暖。硅片盈利持续向好，开工率提升显著，9月硅片排产增加至63GW，环比+8%，带动热场需求持续旺盛。此外硅片新投产能相继落地爬坡，头部热场厂商订单饱和，价格回暖。
光伏银浆——在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，约占光伏电池片成本的10%，光伏银浆直接影响着光伏电池的转换效率。光伏银浆主要由高纯度的银粉、玻璃粉、有机原料等成分组成。其中银粉占据银浆成本最主要的部分，并与太阳能电池的导电性能直接相关，直接影响到电极材料的体电阻、接触电阻等。
光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆，其中，正面银浆是主导产品，需求量占比超70%。正面银浆曾长期被海外龙头所垄断，有数据显示，2015年时国产正面银浆市占率仅5%左右，但2021年这一数字已迅速上升至61%左右，并且继续提升。
国产银浆“三雄”聚和材料、帝科股份、苏州固锝。2023年上半年，聚和材料正面银浆出货量为844吨，较比上年同期增长23%，继续保持行的领先地位。2022年聚合材料全球市占率达41.40%。
低温银浆、银包铜、电镀铜。光伏银浆行业正处于“整体需求稳步增长+低温银浆高速增长+国产化率持续提升”三期叠加的发展阶段。
随着HJT方案对于银浆消耗量的大幅提升，银浆供给未来可能存在担忧，能够完全解决对银的需求问题是更多组件厂商更终极的目标。
主流光伏银浆厂商在低温银浆领域的进展：苏州固锝研发的新一代高效低量快速印刷低温银浆产品在耗量降低近30%，印刷速度快20%的情况下还能保持转换效率的优势，实现了向钜能等客户的大批量供货；帝科股份计划投资约4亿元建设年产5000吨硝酸银项目、年产2000吨金属粉项目、年产200吨电子级浆料项目，通过一体化布局进一步降低成本，同时加强供应链的稳定性和加速银粉的国产化进程。
银包铜有望成为近一两年的银浆主流降本技术，当前银浆降本银包铜方案进入性能/寿命测试，电镀铜方案和设备的研发正在加速推进。应用银包铜技术不需要增加产线设备，只需进行浆料更换和小幅改进。
电镀铜效率高，无寿命风险，随着设备和工艺成熟，后期有望替代银包铜，成为最终方案。东威科技、太阳井、捷得宝等正在开发HJT电镀铜设备。迈为与SunDrive合作，多次打破铜电镀HJT电池效率纪录。
全年TOPCon银浆产品销量占比预期在50%左右。
相较于PERC银浆，TOPCon银浆的加工费要高40%-50%,HJT银浆加工费会比PERC和TOPCon更高。PERC电池银浆已经做到80%以上的国产粉占比；TOPCon电池正、背面银浆综合起来看，年底国产粉导入有望达到50%左右占比；HJT产品目前还是以进口银粉为主。
2023年全球银浆需求量合计超4500吨，2024年将继续增加1000吨左右需求，达到5500吨以上。
光伏胶膜及胶膜原料粒子——光伏胶膜位于电池片上下两侧，为光伏组件中电池和背板、电池和玻璃之间的粘接材料，属光伏组件的关键封装材料，对太阳能电池组件起到封装和保护的作用，能提高组件的光电转换效率，并延长组件的使用寿命。
按照技术类型，光伏胶膜主要包含EVA胶膜、POE胶膜，其中前者又包含白色EVA胶膜和透明EVA胶膜，后者包含纯POE胶膜和共挤POE胶膜。目前，占据市场主流的仍为EVA胶膜，但随着N型技术的大规模量产，具有优秀阻水性能和抗PID性的POE胶膜需求渐起。
EVA胶膜以EVA树脂为主要原材料，POE胶膜以POE树脂为主要原料，EPE胶膜则是EVA+POE+EVA结构，是由POE和EVA树脂通过共挤工艺而生产出来的交联型胶膜。
EVA凭借较佳的光学性能、粘结性、成本相对低廉且适配P型电池组件结构，是当前市场上最主流的光伏胶膜。
N型电池与组件对防水性要求提高，而POE以其更好的水汽阻隔率与耐候性能、抗PID等，与N型有更好的适配性。
EVA供给2023年继续紧缺并有望在2024年缓解，POE预计将在2023/2024年持续紧缺。
光伏胶膜市场集中度较高，行业竞争格局较为稳定，但新进入者众多。目前各大胶膜厂已实现上市融资并加大扩产速度，有能力锁定紧缺上游资源的胶膜企业将持续扩大市占率优势。光伏胶膜市场，福斯特占据着一半以上的市场份额。2023年上半年福斯特光伏胶膜出货96,724.20万平米，同比增长57.15%。年报披露，福斯特光伏胶膜产品覆盖了透明EVA胶膜、白色 EVA胶膜、POE胶膜、共挤EPE胶膜等当前市场上主要的产品种类。
光伏胶膜企业在POE胶膜的进展情况：
福斯特针对高效TOPCon电池、HJT电池、SMBB组件、IBC组件等新技术推出了多系列封装材料组合解决方案。
海优新材TOPCON单层POE胶膜已开始批量供货，根据TOPCON的单玻、双玻组件类型公司均可提供不同新型胶膜解决。
赛伍技术针对TOPCon 电池组件，公司的TOPCon 专用POE 胶膜在部分一线组件厂商已测试合格，开始小批量试用。
鹿山新材设立鹿山新材光伏产业基地及光电新能源产业创新基地项目，包括光伏胶膜的研发及生产，尤其是更适用于N型组件的POE胶膜。
POE胶膜因优异的耐老化性、低水汽透过率以及抗PID性能等特点，能够确保组件使用更长久，迎来了广阔的市场空间。根据研究，预计2025年全球光伏胶膜市场规模将达到625亿元，其中POE胶膜的市场空间将达116亿元。POE国产化难点我国光伏胶膜行业市场比较集中，但能量产POE胶膜的公司还不多。目前，我国面临POE粒子高碳α-烯烃技术、茂金属催化剂以及溶液聚合技术三大壁垒。因此，POE粒子的供给主要由海外龙头主导。
面对如此庞大的需求市场，之前我国对POE胶膜的需求几乎都是依靠进口来满足，生产厂商都是海外厂商，例如陶氏化学、LG、三井等。
万华化学是国内首家POE中试装置成功开车及首个可以产出光伏级POE产品的企业。万华化学于2021年3月份打通了整个POE的流程，预计2024年一季度20万吨的产品会正式投产。茂名石化目前已投产1000吨中试装置，五万吨装置正在规划中。万华化学中试产品于2021年开始向市场中供应，京博石化、茂名石化、东方盛虹的POE中试也已经于2021年开启。国内已经宣布布局POE的企业有：万华化学、浙江石化、斯尔邦、鼎际得、诚志股份、卫星化学、天津石化、惠生工程、京博石化、茂名石化等，合计规划生产能力达到220万吨/年。
关于POE国产化进程预测，2024年是非常关键的一年。因为2024年像万华、京博，包括其他一些想做国产化的粒子厂家都要进入量产阶段，第一个工厂能不能顺利投放出来是很关键的。
EVA或EPE会分解产生具有腐蚀作用的酸性物质，POE胶膜水汽阻隔性能较好，且具有较高的化学稳定性，相较于前者，更加适合n型光伏电池的发展需求。根据CPIA，2022 年单玻组件封装材料仍以透明 EVA 胶膜为主，约占 41.9%的市场份额，POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 34.9%，随着未来 TOPCon 组件及双玻组件市场占比的提升，其市场占比将进一步增大。
2022-2030年不同封装材料的市场占比变化趋势
光伏背板——光伏背板曾经的“三剑客”赛伍技术、中来股份、明冠新材。光伏背板的主要作用是保护太阳能电池，使太阳能电池能够在恶劣的环境下长时间正常工作，水汽阻隔、绝缘、耐候是该产品的三大基本功能，此外，背板还应具有在光伏组件层压温度下外观不形变，与硅胶及EVA胶膜粘合牢固等特性。
光伏背板种类包含复合型光伏背板、涂覆型光伏背板、共挤型光伏背板等。根据财报披露，中来股份已拥有双面涂覆型及一面涂覆一面复合结构系列背板产品，双面涂覆型背板为主打产品。
光伏玻璃——
其强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。在光伏组件成本构成中，光伏玻璃约占7%左右。
光伏玻璃生产商，信义光能、福莱特两大厂家的市占率占比超过50%，光伏玻璃“双霸”格局稳定多年。截至2023年6月30日，信义光能、福莱特的光伏玻璃产能分别为21800吨/天、20600吨/天。
光伏焊带——俗称涂锡铜带，按用途主要分为汇流焊带和互连焊带。尽管只占光伏组件成本的2%左右，但光伏焊带是组件上重要的导电聚电材料，其品质优劣在电池片的焊接过程和组件的使用过程中直接影响电池片的碎片率、使用寿命，光伏组件电流的收集效率、功率等重要指标。
焊带技术方向是“细化”，将来更是要求“低温”，核心原因是可以配合组件提效降本。随着组件技术的迭代，焊带先由矩形变为圆形，再逐步由目前的0.3mm左右的线径逐步迭代到0.25mm左右，再到0.2mm。目前的0.3mm左右线径主要与P型电池搭配，组件是MBB，可以称为MBB焊带。MBB是目前主流的组件技术路线。
23年开始，0.25mm及更细的线径（0.2mm）将与N型Topcon同时放量，组件是SMBB（超级多主栅），可以称为SMBB焊带。受到光伏需求高景气、多主栅渗透率提升拉动，SMBB应用进程提速。预期SMBB焊带市场占比由22年的9%上升至23年的15%，紧跟N型TOPCon放量步伐。
低温焊带是未来焊带升级方向。常规焊带的焊接温度高，难以满足HJT电池组件封装需求，低温焊带将解决工艺难题。再往后，随着HJT电池片的放量，低温焊带的用量将会加速。
光伏焊带市场具备小而美特点，行业呈现双龙头格局，行业集中度将进一步提升。
光伏焊带企业，组件巨头天合光能押注的宇邦新材以15%左右的市场占有率稳居光伏焊带行业第一。2023年上半年，宇邦新材实现营收收入12.9亿元，同比增长33.11%；净利润0.73亿元，同比增长49.47%。分产品来看，互联带占营收比重78.56%；汇流带占营收比重19.75%。根据公司预计，2024~2027年，宇邦新材产能预计将达34500吨、39500吨、44500吨及49500 吨，产能扩张持续推进。同享科技市占率10.20%排名第二；其它厂商太阳科技、泰力松、威腾股份、易通科技、爱迪新能的市场份额较为分散。
光伏边框——是光伏组件的重要辅材，具有轻质化、高强度、耐候性高、耐腐蚀性强的特点，主要用于固定、密封太阳能电池组件，增强组件机械强度，提高组件整体的使用寿命，便于光伏组件运输及安装。
从成本占比来看，边框仅次于电池片，是光伏组件的第二大成本，属于价值较高的组件辅材，在光伏组件成本结构中，电池片成本占据比例约55%，以目前通用的铝边框尺寸及重量来看，光伏边框占比在13%左右，高于EVA、玻璃、背板、焊带等其他辅材，是成本占比最高的辅材。
发展现状及前景或突破——在中国光伏行业发展之初，铝合金依靠重量轻、耐腐蚀性强、成型容易等特点成为主要组件边框材料。但近年来，随着光伏组件应用场景越来越广，组件需面临的极端环境越来越多，对组件边框技术与材料的优化和变革也势在必行，衍生出了无框双玻组件、橡胶卡扣边框、钢结构边框、复合材料边框等多种边框替代方案。经过长期的实践应用证明，在众多材料的探索尝试中，铝合金由于本身特点脱颖而出，显示出铝合金的绝对优势，在可预见的未来，其他材料暂未体现出替代铝合金的优势，铝边框仍然有望维持较高的市占率。目前铝合金材料在光伏组件边框市占率达95%。
目前市场出现的各种光伏边框方案的根本原因是光伏组件的降本需求，但随着2023年铝价回落至较为稳定的水平，铝合金材质的性价比优势愈发凸显。另一方面，从材料循环再生利用角度来看，相比其他材料，铝合金边框具有极高的再利用价值，且循环再利用工艺简单，符合绿色循环发展理念。
光伏边框企业主要参与者——光伏边框行业整体较为分散，CR4包含永臻科技、鑫铂股份、中信渤海、营口昌泰。产能最大及市占最高的为正冲击IPO的永臻科技。
目前光伏铝边框行业内当前仍存在较多中小企业，但在龙头企业进一步凭借其自身资金、工艺精度、生产管理等优势新增并释放产能，抢占市场份额并巩固客户认证壁垒，同时在新技术、新产品、新工艺和产能布局方面一直引领行业，头部企业优势愈发明显，竞争力不足的中小企业将被市场相继淘汰，光伏边框行业企业集中度将进一步提高。
该环节龙头企业正冲击IPO（永臻科技），另一龙头鑫铂股份（003038.SZ）市值太小（51.61亿元）。
接线盒——接线盒仅占光伏组件成本的2.6%，但其是必不可少的重要部件，主要作用是将太阳能电池组件所产生的电力与外界进行连接，输送光伏组件所产生的发电电流，并且在光伏组件因为污染遮挡出现热斑效应时自动启动旁路保护电路，起到保护组件的作用。
2022年，通灵股份接线盒销量5843万套，市场占比约13.97%。
芯片接线盒、智能接线盒是二极管接线盒的下一代产品。芯片浇筑接线盒拥有更好的性能与更高盈利能力。芯片浇筑接线盒由于其封装环节优势突出，成本端较二极管接线盒低2元/套左右，毛利率较二极管有显著优势，同时能满足下游组价大电流要求。接线盒目行业格局较为分散，龙头掌握资金、技术与成本优势。传统接线盒技术壁垒不高，参与厂家较多。随着下游客户集中度不断提升，对供应链管理和产品可靠性要求加强，接线盒环节有望实现尾部出清，集中度提升。
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。
2.4 新能源汽车板块
分析框架
动力电池结构和种类
（1）动力电池的整体结构
（2）电芯种类
（3）不同材料的动力电池优劣
电池发展方向
（1）总体方向
（2）电池的技术升级
前沿电池技术和产品
动力电池装机量
动力电池结构和种类
（1）动力电池的整体结构
CSC采集系统：每一个电池内部都有一个CSC信息采集系统，来检测每个电池单体或电池组的电压、温度等信息；
控制单元：电池控制单元（BMU）安装在动力电池内部，用来将电池的电压、电流、温度等信息上报给整车控制器（VCU）并根据VCU的指令完成对动力电池的控制；
电池高压分配单元：安装在动力电池总成的正负极输出端，由高压正极继电器、高压负极继电器、预充继电器、电流传感器和预充电阻等组成；
7、冷却系统：对动力电池进行散热，使其处于最佳工作状态。
（2）电芯种类
根据封装方式、电芯形状的不同，市场上的电芯可分为三大类：方形电芯、圆柱电芯和软包电芯，前二者是用硬壳封装，钢壳、铝壳居多。国内动力电池大多使用方形电池；特斯拉使用的是圆柱形电池。
方形电芯结构
方形电芯可以拆分为：顶盖、裸电芯、壳体、电解液及其他零部件。顶盖主要是正、负极极柱以及泄压阀（也称防爆阀/安全阀）。在电芯热失控产生大量气体的情况下，方形电芯上顶盖上的泄压阀会打开释放气体，避免电芯内部压力过大造成爆炸，是电芯安全的一道保障。
结构件包括电池盖板和壳体。电池盖板由10多种元器件组合而成，主要由盖板、正负极极柱、注液孔、翻转片、防爆片等结构组成，价值量约是壳体的2倍。壳体一般用钢壳或铝壳。
圆柱形电芯结构
典型的圆柱电芯结构包括：正极极片、负极极片、隔膜、电解液、外壳、盖帽/正极帽、垫片、安全阀等。圆柱电芯一般以盖帽为电池正极，以外壳为电池负极。
圆柱电芯标准化程度较高，常见的型号有：14650、14500（5号电池）、18650、21700等。型号的的前两位数字代表圆柱电芯的直径（单位mm），第3、4位代表圆柱电芯的高度（单位mm），0指的是圆柱。
软包电芯结构
软包电芯其实很常见，我们的手机用的就是小型软包电芯。动力电池的软包电芯更大，铝塑包装膜替代金属壳体，包裹着正负极材料、隔膜、电解液。它的体型纤薄，单体能量密度较高，内阻小，但在安全性、可靠性和成组效率上存在一定的劣势。
安全方面，软包特有的铝塑膜包装无法分担外部挤压力，挤压时易造成内部卷芯变形而发生热失控，且无法保证内部发生热失控后爆破或者热传导的方向，会鼓气裂开。
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。
小结——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
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。
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。
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。
循环次数：影响使用年限和里程。
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。
2.5 氢能板块
三、新能源行业重大事件
1、9月1日-24日，比亚迪销量达到17.62万辆，以比亚迪每周平均6万辆的销量预测，比亚迪9月的销量预计将达24万辆。
新势力方面，9.18日-9.24日，理想汽车的周销量达0.9万辆，稳居中国新势力品牌销量榜首。截至9月24日，本月销量已达2.92万辆，持续领跑新势力。
蔚来销量达到1.39万辆，重回榜单前三，深蓝汽车有了S7的加持，销量迅速提升，超越零跑和小鹏排名至第三。值得注意的是，腾势汽车的销量也在快速提升，腾势目前有D9、N7和腾势X三款在售车型。
2、超800亿美元“蓝海”：退役组件将呈指数级增长。随着太阳能发电项目的成熟，太阳能组件使用年限增加，而效率日衰。一旦太阳能组件达到使用寿命，运营商该如何处理？
2022年，来自报废太阳能组件的可回收材料的全球价值约为1.7亿美元。根据Rystad Energy的研究，至2030年，全球可回收光伏材料的价值将超过27亿美元，增长15倍。2050年，当全球净零排放的闹钟响起时，这些材料的价值预计将超过800亿美元。
太阳能组件的平均寿命约为25年。二十一世纪前十年安装的组件群已接近寿命终点，无论是重新供电、退役还是制造损失，每年都会有或多或少的、呈指数级增长的退役组件。
世界各国政府的光伏产品报废和回收计划都在拖后腿。可回收光伏材料的真正总量尚未达到顶峰，而且很可能在几年内都不会达到，但每一个新的太阳能电站都在积压大量的可回收材料。就政府政策而言，美国在IRA之后的生产、部署和投资扩张或可以提供一个早期案例，表明立法可以有效推动行业向前发展。
从内部着手——循环生态系统？
Sharma的公司Solarcycle专门从事光伏回收，致力于在美国乃至全球建立循环型太阳能经济。公司最近获得了3000万美元的A轮融资用于扩大德克萨斯州工厂的产能。在能源部最近的报废投资中，公司还获得了150万美元的研发资金。
美国光伏制造商First Solar的内部薄膜回收计划也是基于类似的前提。
晶科宣称，他们的组件中92%的材料现在可以通过热分离和机械分离工艺进行回收，进入组件和电池的不同层并提取不同的成分。
并非所有的回收和报废都是十年以后的事。Suvi Sharma谈到了"重新供电"——用新组件替换老旧、过时或损坏的组件的做法：
组件技术和电池效率在不断提高，向n型组件和TOPCon/HJT组件的加速转变只会让持有老旧、效率较低系统的项目业主越来越多使用效率更高的组件。这些旧组件总得有个去处。
"在意大利、德国和欧洲一些早期开发的市场，未来几年将有几千兆瓦的发电厂被重新供电。而这仅仅是为了更好地利用土地，使发电厂在特定土地上的发电量更高，从而最大限度地提高每公顷土地的千瓦时发电量。”
项目业主和制造商不会拒绝重新供电所带来的能源生产和销售增长，因为他们正在等待一个负责任的地方来放置旧组件。极端天气的破坏、老化以及高效组件产量的增加都将使重新供电很快成为一个具有吸引力的方案。
这不仅能让公司确保原材料的可追溯性和道德采购，还能降低高价购买或开采新资源的成本，提高每个回收组件的回报率。银本身将成为该行业另一个长期关注的问题。
新南威尔士大学2022年12月发表的一篇著名论文预测，如果光伏发电的部署速度在2050年之前保持不变，那么全球85-98%的白银储备将被光伏产业耗尽。至2027年，光伏制造业将用掉目前地面和地下可用银储量的20%。
佐治亚理工学院在能源部最近的一轮投资中获得了资助，研究用铜基和铝基浆料取代太阳能电池中的银触点。成本的降低可以使工艺的溢价下降，从而鼓励回收利用。
其他银替代的研究正在不同机构进行，一些不使用银的组件已经投放到屋顶和工商业市场，但绝大多数已部署、在建或等待审批的项目在未来几年都将使用银基PERC技术。
用其他更丰富、更便宜的材料替代银的研究最终一定会取得成功，但在此期间，银用量将继续以越来越高的速度增长。各家公司正在进行的工作终将取得成效，但在此之前，问题的规模只会越来越大。
逻辑是这样的：无论是通过高价值材料回收，还是生态系统中的重要参与者树立榜样，如果能在财务或行业领域为公司回收提供足够的激励，你就不需要依靠政府立法。但是，如果没有来自行业外部的推动力，要实现这一点将成为一种挑战。
First Solar的Pat Buehler表示，预计未来几年，垃圾填埋场的成本将会增加，而这反过来又会使回收利用变得更加经济实惠、更具吸引力，同时回收利用工艺的进步也会降低成本。
3、根据国际能源署（IEA）发布的《Renewable Energy Market Update Outlook for 2023 and 2024》，在过去的2022，现在的2023，未来的2024年，全球新增可再生能源发电装机的一半都在中国。2023-2024年，全球可再生能源装机将只有两大主要区域：中国和其它国家。
IEA报告称，2022年，中国几乎占所有新增可再生能源发电装机的一半。到2024年，中国占全球年新增可再生能源装机份额将扩大到创纪录的55%。报告预计，到2024年中国将交付全球近70%的新增海上风电项目，超过60%的陆上风电和50%的太阳能光伏项目。2022-2024年，尽管并非所有的新增可再生能源装机都在创新高，但新增光伏装机却不断以大幅增长的比例创纪录，而来自中国的新增光伏装机成为全球光伏大幅增长的最大贡献。相对中国的巨大贡献，欧盟尽管也有大比例增长，但绝对数量有限；印度尽管也有增长，但实际增幅远低于其政府口号；美国尽管是装机大国，但在光伏新增装机量实现负增长。
IEA认为，未来两年，光伏发电仍是全球可再生能源产能扩张的主要来源。2023年，光伏新增装机将占全部分布式能源的65%。
9月11日，科技部社会发展科技司司长祝学华在2023浦江创新论坛—绿色低碳创新论坛上致辞表示，我国能源资源禀赋决定了我国未来满足居民能源消耗主要依靠煤炭和光伏风电，我国风光资源主要分布在西部地区，人口与产业经济集中在东南沿海，存在着能源供给与消耗空间不匹配的问题，未来电网需要接入越来越高比例的光伏和风电，其比例经估算或超80%。
今年年初，央视一则报道也显示，国家能源局预计，到2025年，我国风电和太阳能发电量将在2020年的基础上翻一番，在全社会新增的用电量中，可再生能源电量将超过80%。我国已成为全球应对气候变化的积极参与者、重要贡献者。
从增持方向来看，QFII在二季度重点加仓汽车、机械设备、美容护理等行业板块公司，较一季度末的增加幅度均超过20%。与此同时，作为外资重要的入场通道，北向资金也对以上行业公司进行了显著加仓。由此可见，外资对新能源汽车、高端制造、“颜值经济”等产业颇为青睐。
不过，对于长期以来一直偏爱的食品饮料、家电两大行业，出现QFII减持迹象。
随着我国新能源汽车发展势头迅猛，汽车产业链公司业绩持续增长，引来QFII、北向资金的持续流入。
数据显示，汽车行业获得QFII大幅增持。截至二季度末，QFII持有32家汽车行业板块上市公司，其中24家为新进或增持，但同时有8家遭到减持，另外也有17家退出前十大流通股东名单。
QFII持有汽车行业公司股数合计为1.51亿股，较一季度末增加21.32%，持股总市值达18.77亿元。与此同时，北向资金二季度末持有汽车板块35.55亿股，较一季末持股数量增幅超过20%，持股市值超800亿元。
宇通客车获得“中东富豪”阿布达比投资局大幅加仓而令人注目。截至二季度末，阿布达比投资局持有宇通客车2101.39万股，位列第七大股东，持股市值达3.1亿元。该中东投资机构是在第一季度新进入宇通客车的前十大流通股东中，第二季度增持幅度几近翻倍。同时，摩根士丹利投资管理公司也加仓454.06万股，以持有2703.01万股排名第六，持仓市值为3.98亿元。
宇通客车上半年实现营业收入111.14亿元，同比增长34.56%；实现归属母公司净利润4.7亿元，同比扭亏，出口红利持续兑现。
此外，新能源汽车产业链相关公司也颇受QFII青睐，纷纷新入腾龙股份、中原内配、三联锻造等众多新能源汽车零部件企业。比亚迪更是实现销量、利润高增长，业绩一骑绝尘。今年上半年，公司实现营收2601亿元，同比增长72.72%；归属于母公司所有者的净利润为109.5亿元，同比增长204.68%。北向资金最新持有比亚迪8878.88万股，持仓市值高达219.05亿元。
葛卫东加仓兆易创新、中科曙光减持AI龙头科大讯飞。据统计，今年二季度末，葛卫东以个人名义共现身8家上市公司的前十大流通股东名单，合计持有52.05亿元，持仓市值较一季度末的54.41亿元有所下降。葛卫东主要布局了人工智能、半导体、新能源、机器人、网络安全等赛道。
根据披露信息，邓晓峰的头号重仓股依旧是有色龙头紫金矿业，虽然两只产品合计减持4250万股，还有一只产品退出了该股流通股东榜单，但期末持仓仍有7.24亿股，合计持仓市值为82.30亿元。邓晓峰在今年二季度大举加仓半导体显示龙头TCL科技1.97亿股，期末持有市值为7.77亿元；还新进了国产呼吸制剂龙头健康元，合计持有2355.99万股，期末合计持股市值为2.99亿元；还新进了铝电解电容器企业江海股份，两只产品合计买进1358.45万股，期末持股市值为2.89亿元。
其中，冯柳持股市值最大的仍然是安防龙头海康威视，持有4.32亿股，二季度末持股市值为143亿元左右；同时，他新进了宝丰能源，持有6500万股，期末持股市值为8.20亿元，宝丰能源是全国单厂规模最大的高端煤基新材料和化学品生产制造商；冯柳还新进了泰坦科技，持有215万股，期末持股市值为1.83亿元，泰坦科技是一家为实验室提供科研试剂、仪器及耗材的综合服务商。
仁桥资产增持了汽车零部件企业华域汽车，持股数量增至1873.04万股，期末持股市值为3.46亿元；还小幅加仓了苏垦农发，持股增至669.64万股，期末持股市值为7800万元。兴全基金原总经理杨东“公奔私”以后创立的宁泉资产，风格比较稳健，其在今年二季度末也有部分持仓浮出水面，包括新进了浙江医药，加仓了山东路桥、大亚圣象、阳光照明等，但是减持了利亚德、飞力达。
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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