在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-先进组件封装材料与组件技术论坛 上，SMM光伏玻璃分析师郑天鸿对光伏玻璃市场供需现状下的风险点展开分析，他表示，因国内光伏玻璃行业处于供大于求的局面，光伏玻璃产能规划明显延后，预计2023年产能规划与实际落地产能之间的差距将进一步增大。需求方面，SMM预计今年国内终端装机量将达到170GW左右，对光伏玻璃需求支撑较强，玻璃行业供需格局或将得到很大改善。 光伏玻璃价格走势分析 光伏玻璃四阶段价格走势分析 》点击查看SMM光伏产品现货报价 》订购查看SMM现货历史价格 第一阶段：2022年9月到2022年12月期间，年底国内终端抢装增多，光伏玻璃需求向好，推动光伏玻璃价格走高； 第二阶段：2022年12月之后到2023年3月，此阶段抢装结束后国内消费重新冷清，同时国内新增产线增多，前期点火窑炉爬产完成、产量释放，市场表现为供大于求，光伏玻璃价格有所下行； 第三阶段：2023年4月到2023年7月，成本需求双向平稳，玻璃点火意愿降低，整体市场向稳运行，玻璃价格维持稳定。 第三阶段：自2023年7月至今，组件排产升至50GW以上，同时玻璃原材料纯碱价格不断上涨，为玻璃价格上涨提供双向支撑。 供应情况分析 供应：光伏玻璃规划产能增速飞快 2022、2023年为我国光伏玻璃产能高速扩张的两年，新增光伏玻璃产能及规划分别为 35900吨/天、63840吨/天 。 工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法》，明确光伏压延玻璃可不制定产能置换方案，但仍需召开听证会。自此《办法》提出，光伏玻璃正式进入高速扩张时期。一些光伏玻璃新玩家纷纷布局，据SMM统计未来三年，“新玩家”新增产能规划可占总产能规划的 40.63％ 。 光伏玻璃产量日益增多， 据SMM统计2023年8月光伏玻璃月度产量为223.30万吨，同比增长57.48％ 供应：国内供大于求格局表现明显 产能新增规划延后 受2022年下半年光伏玻璃行情转弱的影响下，光伏玻璃价格大幅下跌，厂内新增产能释放情绪转差，新增产能普遍向后推延或取消。2023年1-8月国内光伏玻璃新增产能为11600吨/天，同比减少45.28％。 2023年上半年与2022年实际落地产能与新增产能规划差距均较为明显。预计2023年产能规划与实际落地产能之间的差距将进一步增大。 供应：龙头企业持续加码 双寡头格局明显 据SMM调研显示，当前国内双寡头格局明显，截至2022年底信义光能、福莱特产能占全国总产能50％，成本利润均为国内第一梯队。 截至2023年上半年国内格局基本维持不变，随着些许新玩家进场，寡头占比稍有所减少。 2023年龙头企业继续加码玻璃产线，甚至在原有1200t/d窑炉产线上再次提高至1500t/d窑炉产线规划，而单条窑炉产线产能越大，对原材料消耗越小，成本越低。 供应：围绕原材料布局 产业集群化表现较强 据SMM调研显示，2023年，安徽依然为我国最大光伏玻璃产业集群地，主要由于国内安徽滁州其超白石英砂质量最好、矿源最多，“占砂为王”也是目前建厂选址的核心。 除安徽外，近年国内再次在广西、江苏、云南等地发现优质石英砂矿源，而龙头企业布局较快，现已在新矿源附近建厂。 供应：双反+210、301政策影响下 海外光伏玻璃产能增速加快 2012年，针对中国及台湾晶体硅光伏电池，不论是否单独、部分或完全组装成为其他产品，包括但不限于晶硅电池，组件，层压板，面板和建筑一体化材料等，征收反倾销与反补贴税。受双反政策的影响下，中国厂商为应对制裁转移至台湾地区生产电池以及组装组件 2015年，美国针对中国以及台湾电池和组件进行第二次双反，加收台湾地区的反倾销税。 201条款：对于光伏电池及组件来说，征收范围为全球国家（少数发展中国家豁免），就比较关注的东南亚来看，越南、泰国均在201征收范围内，柬埔寨豁免 301条款：对中国2000亿贸易额产品加征关税，对光伏的影响包括组件、逆变器、接线盒、背板等全产业链产品。 需求情况分析 需求：组件产能以及排产情况给玻璃需求提供有力支撑 截至2022年底，国内组件产能约为582GW，同比去年增幅为62.11%。SMM预计，截至2026年底组件总产能将达到1000GW左右。 组件产量的明显增长主要仍来自于下游需求的好转，据SMM统计2022国内组件定标量达到124GW，而反观2021年全年招标仅47GW左右，预计今年国内终端装机量将达到170GW左右，需求支撑较强。 预计后续组件排产将保持较高水平对玻璃需求量提供有效支撑，月度排产量约为50GW左右，供需格局得到很大改善。 以当前单双玻占比推算，1GW组件需约4.5万吨光伏玻璃。 需求：得力于东南亚国家光伏政策推动 海外需求表现较强 从出口情况来看，2022年受东南亚地区光伏政策推动，例如越南、印度等国家大力推行学校、工厂屋顶安装光伏，对我国光伏玻璃需求持续增强。2023年光伏玻璃月度出口量较去年同期均有所增加，2023年7月，光伏玻璃出口量为34.3万吨，同比增加53.13％。 2023年出口贸易国TOP5发生改变，TOP5里四国都属于东南亚国家，美国需求由于多方面的限制导致减少。 需求：终端建设对于双玻组件需求增多 双玻占比预计首超单玻占比 自2022年以来，BIPV、轻量化电站等项目发展迅速，对2.0mm及以下厚度玻璃需求较高， 双面组件市场需求得到迅速提高 ，增大对玻璃的需求量。 近期终端 受利润以及抗压 等性能等考虑，对单玻组件接受度意愿降低，同时双玻组件 重量较单玻组件有所减轻 ，对组件企业来说成本亦有所降低。 光伏玻璃现状风险分析 光伏玻璃行业重点政策一览 光伏玻璃建设前流程 听证会制度是我国光伏玻璃产能风险预警机制的一个重要环节——根据政策要求，目前在建、拟建及2020年1月3日之后投产的光伏玻璃项目需在2022年5月31日前完成听证会程序，会后组织单位将形成听证意见、听证报告递交各省委托方，工信部、国家发展改革委将根据听证意见、专 家论证出具项目风险等级提示，各地政府部门据此决定是否公示、公告光伏玻璃项目。

在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-异质结、钙钛矿与叠层电池论坛 上，SMM光伏分析师毛婷婷围绕“Topcon& HJT电池扩产、成本及溢价” 展开了分析。她表示，当前全产业链过剩风险较大，24.4%转换效率以下（对应580W以下组件产品）的Topcon电池/组件已无溢价优势；后续市场分层明显，更高功率N型组件产品（电池转换效率达25-26%%以上）在与终端价格博弈中能有溢价优势，但伴随高效率、高功率的组件产品快速投放市场，溢价也会快速被抹平，终端受益最大化。 Topcon、HJT电池扩产进度 2023年光伏电池产能将扩产至1000GW左右 N型市占率预计或突破30% 2023年为光伏电池技术切换期，资本涌入助推高速扩产，而需求增长周期相对更长，未来三年电池扩产放缓。 SMM预计2023年光伏电池产能或将扩产至1000GW左右。不同电池的市场占有率方面，预计后续在当前还占据主流的P-PERC电池占比将持续被压缩，2023年N-Topcon以及N-HJT电池市占率将突破30%。 Topcon国内企业布局跟踪 全国148+基地，规划产能达1400GW左右 据SMM调研了解到，当前全国范围内已经拥有超148家Topcon基地，规划产能高达1400GW左右，赛道不可谓不火热。 Topcon今年年底可落地有效产能近400GW Q4过剩明显 据SMM调研，Topcon电池批量投放市场集中在9-11月份，预计今年可落地的有效产能近400GW。 2023年下半年电池片产量增长引擎为Topcon，第四季度开始产能利用率下降，市场过剩情况明显。 2023年9月Topcon基地 据SMM了解，当前已购置Topcon电池生产设备的企业达45家以上，涉及项目基地达55个以上，产能达300GW以上； 9月量产Topcon电池的企业仅有25家。限制投产进度的因素主要有以下几个方面： ①厂房建设工程节点滞后，拖慢了规划进度； ②电池厂投资资金未按时到位，设备购置缺乏资金，设备提货进度放缓； ③7-9月为电池设备集中交付期，设备厂商交付节奏不一致，部分设备出现延期交付； ④部分配件如石英器材等产能紧张，无法满足按期交付需求，影响电池厂的设备调试及量产进度；⑤Topcon电池生产调试难度较大，良率控制、效率提升都极具挑战性，电池厂在厂设备开线率较低等等。 今年HJT电池规划产能较年初增长163% 国内规划布局HJT电池生产线的公司有46家左右，项目基地达59个以上。 国内HJT电池规划产能达到308GW以上，相较年初规划规模增长了163%。 产能规划最大的公司为华晟，其次东方日升。未来预计多家龙头公司将进入HJT电池扩产大军。 规划HJT电池10GW以上的有12家。单独上电池的少，一般电池/组件一体化。 购买整线设备成为趋势，规划产能一般3年左右落地，第一期大部分从600MW开始整线试验。 HJT电池设备进场进度跟踪——2023年底有望突破66GW 据SMM调研，当前HJT名义产能41.75GW，此数据包含已进场调试中的、试验线等。当前，今年设备待进场的产线产能约有25.90GW。 截止到2023年底，国内HJT名义产能预计可达到60GW左右。 限制HJT量产加速的主要方面： 国内可量产HJT核心设备及整线设备的企业仅4家公司，而今年HJT设备订单提升明显，HJT设备产能较为紧张，当前整线交付期大约6月左右。 行业扩产过猛，对工艺要求、成本控制提出了更严格的要求。而部分设备及工艺新技术的使用尚未得到时间的验证，在设备调试中需要磨合的时间较长。 国内核心技术人员非常紧缺。 电池成本拆解 Topcon成本结构拆分 当前topcon182单瓦成本0.687元/W 据SMM分析，Topcon电池生产成本项中硅片占比接近67%，当前量产硅片厚度为130μm，后续Topcon用硅片预期降至120μm以下，进一步压缩硅成本； Topcon用银浆当前正银耗量50-55mg/片，背银耗量55-60mg/片，单片银浆耗量120mg，部分厂家已低于110mg/片； 后续0BB导入后单片银耗降量继续下降，且在金属化技术下，银浆成本将进一步降低。 HJT电池降本路线清晰 降本空间巨大 在HJT 电池成本构成中，硅片成本占比在53%左右，浆料在成本中占比在25%左右。 N型电池成本上高于P型，主要源于纯度更高的硅料、银浆用量、设备折旧；银浆和设备可通过工艺改进和设备等国产化降本；硅料成本由于N型更薄，所以单瓦耗硅可以弥补高纯硅料价差。 Tocpon电池溢价分析 N型电池组件功率高 摊薄LCOE 光伏电站的成本 据CPIA数据，2022 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.13 元/W 左右，其中组件约占投资成本的47.09%，预计2023 年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件效率稳步提升，整体系统造价将显著降低，光伏系统初始全投资成本可下降至3.79 元/W。 【据SMM调研，今年项目实证案例光伏系统初始全投资成本仍在4元/W以上，随着高功率组件批量应用于市场，初始投资成本将加速下降】 N型技术溢价利润向终端转移 电池组件享受的溢价会快速被压缩 P/N价差缩小 终端充分受益 据SMM调研显示，进入2023年以来，P/N电池价差逐步缩小，预计终端将充分受益。 当前市场主流效率Topcon电池暂无溢价空间 后续效率提升溢价凸显 总结：Tocpon电池当前无溢价优势，但高转换效率的电池快速投放市场会有短期阶段性的溢价空间 。 1. 当前全产业链过剩风险较大，24.4%转换效率以下（对应580W以下组件产品）的Topcon电池/组件已无溢价优势； 2. 后续市场分层明显，更高功率N型组件产品（电池转换效率达25-26%%以上）在与终端价格博弈中能有溢价优势，但伴随高效率、高功率的组件产品快速投放市场，溢价也会快速被抹平，终端受益最大化。

在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-先进组件封装材料与组件技术论坛 上，苏州悉智科技有限公司创始合伙人&高端电源产品线产品经理蔡超峰表分享了基于三代半塑封定制开发的相关内容。他分别从塑封路线以及储能实践两方面展开阐述。 塑封路线 塑封路线——封装类型及BOM 汽车应用需求趋势：低成本 -》 高通流 -》高温封装 光、储、充应用需求趋势：、过载能力、高可靠、低成本-》 高通流 -》高温封装 塑封路线——优势及潜力 成熟的高温封装方案（175~200℃）；高耐压、高可靠、 高温塑封料较低的CTE能更好的控制模块的warpage；塑封大模块成为可能 更长的PC寿命 更长的TS寿命 (IEC 60749-25:2003) 按光伏逆变器10年使用寿命计，环境温度TC等效次数为：4481 （ΔT=80℃）；等效可靠性要求：-40~125℃，250 cycles。 塑封模块TS寿命：with & w/o Cu base：>1000cycles。 储能实践 储能实践——1000V Full SiC定制塑封模块解决方案 定制化全碳化硅模块方案 储能实践——1000V BUS储能方案_损耗与成本 （以120KW 16KHz为例） 通过实验对比得出结论：TNPC SiC效率最高，相对成本最为昂贵；HB SiC与ANPC SiC版本损耗接近，芯片利用率更高，节约尺寸。 储能实践——Previously on 100kW Full SiC DIP TNPC 储能实践——125kW TNPC Solution: 750V+1200V SiC Technology for Best Efficiency 储能实践——125kW TNPC Solution: Load Curve @Inverter mode 750VBUS 40%轻载损耗控制在0.4%以下;100kW版本实测半载效率超过99%. 储能实践——125kW TNPC Solution: Loss breakdown_125kW Inverter 220VAC/190A TNPC损耗相对更低，满载损耗占比约0.8% 相比APNC IGBT版本损耗，大约降低0.7%↓，预期效率98.5%@125kW SiC R SP 继续进步 25% ，最终满足接近 1% 的效率提升 储能方案的未来：碳化硅时代

在SMM主办的 2023SMM国际光伏产业峰会-Topcon高效电池与晶硅应用论坛 上，SMM光伏首席分析师史真伟表示，2023年多晶硅市场或维持过剩状态，硅片产量预计在今年10月达到峰值。预计硅料后期将迎来价格战，2023年开始，2024-2025年产能开始淘汰，后期产量增速大大放缓，2027年供应量约为200万吨左右，可满足硅片需求900-1000GW上下的范围。 硅料价格面临“降价”风险 据SMM调研显示，多晶硅致密料价格自2月下旬以来一路下行，在6月下旬一度跌至行业成本线附近，进入7月下旬，随着多晶硅致密料价格逐步回暖，多晶硅企业利润再次“显现”。 》点击查看SMM光伏产品现货报价 》订购查看SMM现货历史价格 供需平衡方面，据SMM整理的多晶硅供需平衡图来看，自7月开始，下游硅片消费量开始小幅反超多晶硅产量，多晶硅市场开始出现供应缺口。 不过 从近期的市场情况来看，SMM认为，随着下游市场的降温，9月签单进度缓慢，后市硅料市场或有降价风险。 虽然后期硅料产-消存在缺口，但前期拉晶厂囤积大量硅料库，目前在7-8万吨左右。一旦主材环节开始出现降价，拉晶厂将优先消耗原料库存，届时多晶硅有累库风险，进而降价。 硅料下半年远期行情预测 据SMM对下半年的市场调研情况来看，按照当前各企业投产规划，9月、10月将有多个代表性项目集中释放补足前期缺口，其中宝丰、上机、合盛、协鑫、通威等企业皆有新基地投产。 预计随着多晶硅企业持续扩产，在今年10月份左右硅料产量将超越硅片消费速度。SMM预计2024年多晶硅保守估计产能或将达到300万吨左右，届时将满足1400GW左右的装机量，将继续维持过剩状态。 预计多晶硅后续将维持成本线（58元/千克）窄幅震荡，此轮价格一旦开跌将迅速跌破成本线。 多晶硅价格预测概览 基本面总结： 供应：考虑进出口国内多晶硅总供应约为13.97万吨； 需求：9月国内硅片排产预计63GW，对多晶硅消费约为14.18万吨，其增量主要来自于硅片利润可观带来的开工率从提升以及新产能的释放； 库存：库存水平处于相对低位，但随着硅片采购情绪减弱，库存有望提升。 宏观面总结： 成本：目前行业平均全成本约为51元/千克，考虑税收总成本约为57.6元/千克，最高成本68元/千克，目前利润可观，导致新产能持续进场。 政策：欧美地区“强迫劳动法案”政策导致一部分需求转化为中国硅片企业进口瓦克、hemlock等海外高价原料。 情绪面总结： 上游：头部企业有意推行优质N型料，拉高市场价格及头部控市能力。 下游：拉晶厂在9月签单有所减弱，贸易商亦陆续出货。 硅片近期市场情况 据SMM调研显示，近期来自多晶硅方面的价格支撑以及组件的大幅扩产，支撑硅片价格上行。 而硅片利润快速增长将引发硅片大幅扩产，当前硅片库存虽然处于持续下降阶段，但据SMM调研显示，电池片厂原料库存已经达到10天左右。若下游优先消化库存，硅片库存将迅速累积。 》点击查看SMM数据库 综合上述情况来看，SMM预计后期硅片市场预计将“产、利”双降的状态。 硅片P、N发展概况 近期硅片市场行情解读： 前期硅片N型扩产步伐略低于电池片，电池片下半年N型大幅投产，硅片略有不及且硅片某头部企业仍坚持以P为主影响产量占比。 二三季度N型硅片一度紧缺叠加N型硅料的上涨，N、P价差扩大，延申至组件端，单瓦售价差逼近0.1元/w。 需求决定方向，随着硅片扩产增加，SMM预计后续N型硅片占比将逐渐跟上下游步伐。 硅片2023年后市预测 据SMM调研显示，自2023年三级季度初始，由于组件的大幅扩产，市场整体情绪被带动，各方采购力度加大，利润修复，硅片扩产也开始显著增加。后续排产受利润以及头部企业策略影响，将继续大幅扩张，硅片产量预计将在10月达到年度峰值—65GW。11-12月，随着硅片利润修正以及年底采购结束，硅片产量或将出现下行。 电池片方面，9月由于组件大幅减少对上游采买，排产出现小幅减少，硅片有累库风险，预计电池片排产或将于10月达到年内峰值，11、12月电池片排产或将有所回落。 多晶硅、硅片价格底部震荡 多晶硅： 2023年多晶硅产能、产量分别为270万吨以及150万吨左右，维持供应过剩的态势 截至2022年底，全球多晶硅产能为121万吨，多晶硅产量约为90万吨； 2023年全球多晶硅产能将达到270万吨左右，预计产量在150万吨上下，以2.4g/w的单瓦硅耗计算（技术进步），考虑1.2的光伏装机容配比，对应光伏装机量为530GW左右，2023年全球预计光伏装机量达380GW左右，多晶硅供应将严重过剩。 价格： 多晶硅价格崩塌后短暂上行 二季度在多晶硅供需基本面过剩背景下，硅料价格出现崩塌，目前致密料最低价格降至不足60元/千克。后续随着头部拉晶厂大批扫货以及多个项目投产延期，价格再度出现上行。 硅片： 硅片产能已严重过剩 但产能释放受制于石英砂 硅片当前供应在整个环节中最为过剩，但由于石英砂的缺乏将一定程度上限制其产能得释放，按照2023年500GW需求测算，石英砂市场2023年或将维持紧平衡。 硅片正形成双龙头格局，2023年隆基及中环对其控市力明显增加。 硅片价格： 三季度硅片价格再度“反弹” 硅片价格受石英砂热度影响，二季度价格得到一定支撑。后期在组件大幅提产、硅料价格上涨的支撑下，硅片价格再度出现上行。 上游市场远期发展预测 远期市场行情解读： 对于远期终端需求 ，SMM预计远期全球需求保持可观增长，至2025年新增装机达到约00GW左右，2027年将提升至700GW上下。中国方面2027年新增装机量预计将接近300GW。 多晶硅价格方面， SMM预计硅料后期将迎来价格战，2023年开始，2024-2025年产能开始淘汰，后期产量增速大大放缓，2027年供应量约为200万吨左右，可满足硅片需求900-1000GW上下的范围。 2027年，SMM预计硅片产量或将达到900GW左右，其中N型占比将逐步增加，或将从2023年的30%左右增加至2026年~2027年的90%左右。

在SMM主办的 2023SMM国际光伏产业峰会-组件市场分析与应用场景论坛 上，中认南信(江苏)检测技术有限公司副部长仲政祥针对《海上光伏电站用光伏组件性能评价技术规范》标准展开解析，他表示，海上光伏可以更好地利用阳光资源，提高发电效率，节约土地成本；在政策支持及持续的技术发展下，将有广阔的发展空间。 项目背景 海上光伏可以更好地利用阳光资源，提高发电效率，节约土地成本；在政策支持及持续的技术发展下，将有广阔的发展空间。 海上光伏发展的基础： 空间广阔： 海域宽广，避免土地资源紧张问题；日照充足无遮挡，发展空间大；我国海岸线漫长，海上光伏理论可安装量超100GW；距电力消费市场近。 政策支持： 2023年，自然资源部《关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》；《海上光伏建设工程行动》；《山东省建设绿色低碳高质量发展先行区三年行动计划（2023-2025）》；《山东省2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第二批）》。 技术储备： 光伏+水面为海上光伏提供了一定技术基础；行业企业已开始针对性进行技术与产品储备。 相比陆上光伏电站，光伏设备将在更严酷的海洋环境中使用，对光伏设备的性能提出了更高的要求。在标准化方面现有标准对光伏组件的通用要要求以及在相关陆地气候地区（如湿热带地区）有相关的标准，但针对海上光伏项目的特殊要求并未涉及。 组件浮桶一体 优势：浮桶承担了较多应力，安装便捷，潮汐浮动； 劣势：不便于运维。 组件浮桶分离 优势：有运维通道，组件易更换，潮汐浮动； 劣势：组件有应力，抗大风大浪能力弱。 海上光伏的优劣势如下：优势：抗风浪能力强；劣势：所建海域海床较浅，规避潮汐时需离海面较高。 优势：有运维通道，组件易更换，潮汐浮动；劣势：组件有应力，抗大风大浪能力弱。 标准内容简介 海洋腐蚀： 包括盐雾腐蚀、海洋生物附着、电化学腐蚀； 机械应力： 海浪冲击、回旋、海水浸没压力； 海洋环境： 低温、高湿、PID。 主要测试序列 核心差异化检测项目简介 设计目的： 符合实际应用场景 材料低温下塑型可能变差 7.14 低温动态机械载荷试验 *对设备要求极高 在低温状态下进行动态机械载荷测试 A类：-40℃ B类：0℃ 1500pa，其他同IEC62782。 7.15 海浪旋转冲刷试验 考察光伏组件受到海上不同方向的波浪冲刷的耐腐蚀能力 以3±0.5m/s的速度对组件进行海水旋转冲刷，组件至少有1/2被海水浸没，持续240小时。 7.16 多因素耦合腐蚀试验 考察组件承受海水拍击、潮汐耦合、雨水冲淋等综合腐蚀环境的能力；正玄波拍击、潮汐耦合、雨水冲淋综合作用200个循环。 部分IEC测试要求加严检测 7.10至7.14 动态机械载荷试验(1500pa,其他同IEC62782)后进行环境老化，老化后再次考察低温动态机械载荷承受能力, 7.12湿热试验 加严测试条件为 条件变更为90℃、90RH% 1000h 7.13湿冻试验循环次数加严至20次（-40℃-85℃） 7.7电位诱发衰减试验，测试时间加严至192h 7.9紫外试验，总辐照量加严至120kWh/m2 标准内容简介 a）在标准条件下，组件的最大输出功率衰减在每个单项试验后不超过5%，在每组试验后的不超过8% b)在试验过程中无组件呈现断路现象； c)无下述定义中的严重外观缺陷； d)试验后满足绝缘试验要求； e)每组试验开始和结束时，满足湿漏电流试验的要求； f)满足单个试验的特殊要求。 衰减单项：5%，序列：8%阈值根据实际验证结果可能进行调整 创新性及意义 《海上光伏电站用光伏组件性能评价技术规范》 多个新研发试验项目、填补标准化空白、产品选型指导、推动海上光伏产业高质量健康发展。 本标准结合海上光伏电站的特点，对盐雾腐蚀、动态机械载荷、低温动态机械载荷、电势诱导衰减、湿热、热循环、湿冻、紫外、海浪旋转冲刷、多因素耦合腐蚀等诸多方面制定了专项测试要求，填补了海上光伏标准化领域相应空白，为海上光伏电站设备选型提供指导，推动海上光伏产业高质量发展。 中国质量认证中心 中国质量认证中心（CQC）是唯一以“标准、检验、检测、认证”为主业的国务院国资委管理中央企业—中国检验认证集团旗下专业认证服务平台及综合性NQI服务平台。 CQC是由中国政府批准设立、认证机构批准书编号为001号的以“标准、检验、检测、认证”为主业的综合性质量服务机构，被多国政府和多个国际权威组织认可，在国际舞台上发出中国声音、提供中国方案、增进国际互信。经过三十余年的发展，已经成为业务门类全、服务网络广、技术力量强，国内规模最大、引领行业发展的质量服务机构，并以较高的信誉度和美誉度跻身世界知名认证品牌行列。 CQC海上光伏 一站式质量服务

在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-先进组件封装材料与组件技术论坛 上，一道新能源科技股份有限公司组件研发中心总监介雷介绍了N型TOPCon技术、轻质封装技术以及产品应用。 N型技术 TOPCon电池技术 TOPCon3.0 plus核心工艺 TOPCon3.0 plus核心技术 关键技术一：i-SE • 高能量激光选择性发射极工业化技术（industry-selected emitter）； • 有效的降低前表面光生载流子的复合，提升短波长光谱的利用率。 关键技术二：ut-polySi • 超薄多晶硅与微掺杂技术（Ultrathin Poly Si）； • 能有效的降低背面多晶硅层对长波长光谱的寄生吸收，大幅提升长波长光谱的利 用率。 TOPCon3.0 Plus成绩 TOPCon3.0电池效率突破26.24%，开路电压创造世界纪录；TOPCon4.0大面积333.4cm²电池效率突破26.33%，再创造世界纪录。 轻质封装技术 轻质封装结构 1、正面透明含氟复合材料：10年材料质保，25年功率质保； 2、各层间采用定制胶膜封装，水汽透过率：＜5g/(m²·24h)； 3、背面金属复合材料，水汽透过率：0 g/(m²·24h)。 轻质封装胶膜技术 EVA胶膜 EVA：聚乙烯-醋酸乙烯酯；存在光降解反应、氧化黄变；EVA与H2O反应生成醋酸，影响性能。 POE胶膜 主链为聚乙烯链，支链提供了弹性体。 ·没有氧，没有不饱和键，结构更稳定； ·特殊分子结构使得POE同时具有优异的物理与力学性能，水汽透过率为EVA材料的十分之一。 一道新能使用的胶膜为采用定制配方进行交联，并修补相关官能团的薄弱点。 产品应用 轻质产品应用

在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-先进组件封装材料与组件技术论坛 上，杭州之江有机硅化工有限公司副总经理陶小乐介绍了光伏市场以及光伏组件、BIPV&BAPV、光伏储能逆变器储能电池解决方案。 光伏市场信息 光伏发电将是当前和今后应对能源危机的重要手段。 2023年上半年光伏行业蓬勃发展。制造端，2023年上半年多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均在60%以上。 应用端，2023年1-7月光伏发电装机97.16GW，同比增长158%。 据CPIA预测，2023年HJT市占率有望或达3%，对应装机有望超过10GW。 目前全行业已公布HJT电池产能超过200GW，已投产约8GW，在建约53GW。预计2023/2025年底国内HJT产能有望实现68GW/97GW。 中国光伏协会对HJT发展前景更乐观，预测2025年/2030年其市场份额约18%/32%。 ✓N型大幕开启，TOPCon率先规模化量产；但从电池、尤其组件产品看，HJT效率明显领先于TOPCon，且双面率高、温度衰减更弱，因此具备反超TOPCon成为下一代光伏电池技术的潜力。 ✓钙钛矿组件具备理论效率高、材料成本低等优势，且钙钛矿晶硅能利用成熟晶硅电池产业，技术变革完美衔接。这也将为以叠层为基础的多结电池蓄力，冲击40%+乃至更高的转换效率极限。 缺点：异质结（HJTHJT）电池和钙钛矿电池都对水汽比较敏感，尤其是钙钛矿，极易受环境影响。 因此，对组件的封装提出了更高的要求。 新能源光伏组件解决方案 丁基封边剂性能参数表 ZJ-302PV是一款单组份热熔型丁基胶，具有优异的水汽阻隔性能和绝缘性能。主要用于薄膜、钙钛矿、异质结等水汽敏感性电池组件的边缘防护，可大幅提高组件边缘的密封性及绝缘防护。 ➢极低的水汽和气体透过率 ➢与玻璃优异的粘接性能 ➢优异的耐UV性能 ➢优异的耐温和耐老化性能 ➢高体积电阻率 ➢可自动化施胶，提高生产效率 相同条件下，丁基胶的水汽透过率只有其他胶的1/100。 为了提高钙钛矿层、电子传输层、空穴传输层的使用寿命，常需要在组件（含双玻）四周使用密封胶，防止水汽进入。 光电建筑一体化 什么是BIPV？ BIPV也就是建筑一体化型光伏技术（Building Integrated Photovoltaic)是分布式光伏的一种。BIPV光伏发电系统作为建筑外部围护结构的一部分，既具有发电功能，又具有建筑构件和建筑材料的功能，与建筑物形成统一体、不可分割。 BIPV主要分为两类：一种是光伏方阵与建筑物的结合，建筑物作为光伏方阵的载体，起支撑作用；另一种是光伏方阵与建筑物的集成，光伏方阵作为建筑材料的形式出现如光电幕墙、光电屋顶等。 什么是BAPV？ “BAPV”（Building Attached Photovoltaic）附着在建筑物上的太阳能光伏发电系统，也称为安装型太阳能光伏建筑。它的主要功能是发电，与建筑物功能不发生冲突，不破坏或削弱原有建筑物的功能。 储能 趋势和市场概况 储能是推动构建新型能源体系的重要一环，在新型电力系统中扮演着重要角色。为实现碳达峰碳中和战略目标，可再生能源发电的规模快速提升，也推动了储能行业的发展。 随着储能在我国现代能源体系建设中的地位日益突显，新型储能发展被确立为“十四五”时期发展的重点，目前储能新品覆盖集装箱式储能系统、工商业储能系统、家用储能系统、便携式储能等领域。 储能领域包括：压缩空气储能项目、二氧化碳储能项目、电化学储能项目、熔盐储能项目、光（热）储多能互补一体化项目、钠离子储能电池项目、液流电池储能项目等。 储能行业解决方案 光伏风电储能（逆变器 储能电池）解决方案 逆变器：作为光伏电站的转换装备，光伏逆变器是光伏系统的核心器件，具有高效率、长寿命、高可靠性等特点，能稳定运行于高温、高湿、盐雾等各类自然环境，而有机硅胶粘剂凭借其卓越的耐候性、导热、阻燃性能，已成为光伏逆变器组成中的主要材料。 储能电站（光伏 风电/BMS PCS等）：储能电池是太阳能光伏发电系统不可缺少存储能电能部件，其主要功能是存储光伏发电系统的电能，并在日照量不足，夜间以及应急状态下为负载供电。 充电设施解决方案（充电桩、充电枪等）

在SMM主办的 2023SMM国际光伏产业峰会-Topcon高效电池与晶硅应用论坛 上，华电电力科学研究院有限公司新能源研究中心技术主管上官炫烁对钙钛矿组件的工程应用作出展望，他表示，钙钛矿光伏技术拥有转换效率更高、环境适应好、生产成本低、生产工艺简单等优势，但是钙钛矿产业化目前仍存瓶颈，譬如效率不稳定、产品寿命短、未形成相关标准等。 钙钛矿光伏技术现状 钙钛矿光伏技术现状 自2009年钙钛矿光伏电池问世以来，其转换效率快速提升，目前其实验室电池效率由3.8%提升至26.1%，与晶硅电池（26.8%）效率接近。该成果是由中国科学技术大学的徐集贤教授团队在2023年5月份完成的，标志着中国科研团队在单结钙钛矿太阳能电池研究领域继续保持领先优势。 钙钛矿光伏技术优势 转换效率： 理论效率更高；技术进步迅速；叠层技术。 环境适应： 功率温度系数低 接近于0；弱光特性更优势 生产成本： 生产成本最低可达0.5元/W；度电成本可低于0.1元/度 生产工艺： 原材料纯度要求低 纯度低于95%；产线投资低 约3亿/GW；生产工艺简单。 钙钛矿光伏产业现状 目前钙钛矿电池处于量产前夕，2022年钙钛矿电池新增产达到0.36GW。从规划产线来看，头部企业已经在布局GW 级产线，分别在开工、招标、签单等不同阶段。预计2030年末产能预计达到140~180GW，2023-2030复合增速约 88%。 钙钛矿组件效率稳步提升，商用尺寸钙钛矿组件全面积效率首次突破17%(极电光能2023年6月实现0.72m2 大面积组件效率 17.18%)，量产组件效率提升进度超出预期（CPIA 预测2023 年效率达到 16.5%）。这标志着同等售价和寿命前提下，钙钛矿光伏LCOE已逼近主流晶硅组件区间。预期 2030 年效率可能提升至 25%。 当前百兆瓦级产线阶段成本可以控制在 1.6-1.8 元/W，2025 年后 GW 级产线有望将成本降至 0.8 元/W；2028-2030 年 10GW 级产线有望将成本降至 0.5-0.6 元/W。 钙钛矿光伏组件痛点 钙钛矿产业化目前仍存瓶颈：效率不稳定、产品寿命短、未形成相关标准 不稳定： 不同于晶硅电池稳定的单晶硅晶格结构，钙钛矿核心层主要为化学组分，在潮湿、光照条件下稳定性较差，由此会产生分解，最终导致器件效率持续下降，以及组件产品寿命的衰退。 大尺寸制备困难： 目前钙钛矿的实验室效率均是基于小尺寸，而量产需要大尺寸工艺支撑，钙钛矿电池的转换效率普遍随着尺寸的增加而下滑。目前国内大尺寸钙钛矿组件的最高转换效率不到18%，与N型晶硅组件的转换效率存在较大差距。 标准化程度低： 目前钙钛矿光伏组件尚未形成通用技术标准及相关检测技术标准。各头部钙钛矿光伏企业技术路线各不相同，所生产的组件产品尺寸、电性能参数相差较大，为后端电器设备的开发及电站设计方案的编制增加了难度。 钙钛矿光伏工程应用展望 以钙钛矿组件寿命为25年、单位面积成本为150元/m2、组件转换效率15%（组件购买成本折合1元/Wp）的边界条件计算，单位容量建设成本为3.37元/Wp，基本与采用晶硅组件时的单位建设成本（3.38元/Wp）持平。 基于华电贵州某光伏项目的各项设计技术指标（电站系统效率84%，上网电价0.3515元/千瓦时），通过设定不同的钙钛矿组件成本和效率，推算出其对应的单位造价，并以首年功率衰减2.5%，之后每年衰减0.7%为边界条件，分别计算资本金内部收益率。 应用案例 钙钛矿光伏工程可应用于纤纳光电钙钛矿渔光互补电站、纤纳光电钙钛矿分布式电站、万度光能钙钛矿实证电站以及协鑫纳米钙钛矿实证电站等。 项目容量：2077.488kWp 安装方式：拟采用21°固定倾角安装 组件选项：252Wp钙钛矿组件 接线方式：钙钛矿电池组件8块串联后再经过8汇1汇流套件汇流后开路电压180V，最终汇流套件并联串入225kW组串式逆变器 综合容配比：1.154 发电量：考虑衰减后第一年小时数为1107.52h，发电量为230.09万kWh；第25年小时数为918.96h，发电量为190.91万kWh；25年平均小时数为1001.74h，发电量为208.11万kWh

在SMM主办的 2023SMM国际光伏产业峰会-组件市场分析与应用场景论坛 上，苏州普兆新能源设备有限公司产品&解决方案总监分享了“快速关断RSD解决光伏电站安全隐患”的话题，他表示，整个光储系统由光伏组件、逆变器、支架、汇流箱以及相关元器件组成，系统发生火灾后，组件之间无法关断，仍然会有上千伏的高电压，如果消防员贸然施救，可能会产生“电击危险”，对居民及消防员的生命造成威胁。针对安全隐患，美、加、德、意 等发达国家对光伏发电系统中的直流高压问题已出台强制措施，对光伏安全关断及电压有明确标准并强制执行。2021年11月，我国发布《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（征求意见稿）》，旨在进一步加强分布式光伏发电安全工作，相继各省各地区也出局相关政策，明确了屋顶光伏系统具备组件级快速关断功能。 光伏电站系统安全的重要性 海内外光伏市场高速增长 全球新能源转型加速，海内外光伏市场高速增长。 全球碳中和目标、国际关系变化及能源短缺背景下，能源结构加速向清洁能源转型。 预计自2023年到2025年，全球以及国内光伏行业新增装机均将呈现持续增长的状态。 直流侧高电压事故危害 在安装的170 万块光伏组件中，发生了430 起与组件相关的火灾。 其中210起由光伏系统本身所引起的。 80% 以上的电站着火是因为直流侧的故障引起事故。 直流侧高电压风险 在应用组串式逆变器的分布式光伏发电系统中，光伏组件整串线路电压累计可以达到 600V~1000V 的高压，若连接器接头等部位出现故障，即可能会造成直流拉弧、绝缘击穿，引发火灾。 快速关断-杜绝安全隐患发生 为什么选择快速关断？ 保障系统设备财产安全 整个光储系统由光伏组件、逆变器、支架、汇流箱以及相关元器件组成，其中组件价格占整个电站资金投入最高，如何确保电站发生故障的时候能及时止损？如何第一时间切断火灾风险呢？ 确保居民，消防员安全 系统发生火灾后，组件之间无法关断，仍然会有上千伏的高电压，如果消防员贸然施救，可能会产生“电击危险”，对居民及消防员的生命造成威胁。 全球安规标准的推进： 针对安全隐患，美、加、德、意 等发达国家对光伏发电系统中的直流高压问题已出台强制措施，对光伏安全关断及电压有明确标准并强制执行。2021年11月，我国发布《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（征求意见稿）》，旨在进一步加强分布式光伏发电安全工作，相继各省各地区也出局相关政策，明确了屋顶光伏系统具备组件级快速关断功能。 美国：从NEC 2014 到 NEC 2020 截至2022年，2020版NEC在美国13个州生效，2017版NEC在24个州生效，2014版NEC在7个州生效，2008版NEC在2个州生效。 光伏系统的快速关断概念(National Electrical Code,简称NEC)： NEC2014 690.12《组件级自我关断解决方案》标准发布； 2017版的NEC690.12； 最新2020版的标准中，将“快速关断”的说法进一步修改扩大，提出了“光伏危险控制系统”（PV hazard control systems） 新标准要求光伏系统中具有“光伏危险控制系统”，使光伏系统在危急情况时是一个可控制的状态，也就是说可以利用“光伏危险控制系统”，实现组件级别的关断，在快速关断启动后30S内，界线范围内电压降低到80V以下。 PROJOY安全卫士-RSD快速关断 PEFS-PL组件级快速关断 解决行业五大“痛点”： 屋顶光伏火灾“预防难”；逆变器“EMC 难”；XX“专利侵权难”；不同品牌“兼容难”；安全 VS 成本增加。 方案五大“优势”： 预制“电弧”检测模块；外制“发射器”模块；SUSPEC/私有协议“皆可”；开放式，平台化；方案简单，经济性更好。 PEFS-PL组串级快速关断 方案六大“优势”： 1. 预制“电弧”检测模块，解决“防火”的问题 2. 内置PID 修复模块，解决“衰减”的问题 3. 方案简单，解决“安装改造难”的问题 4. 开放式, 解决 “兼容性”的问题 5. 平台化，解决“数据”的问题 6. 经济性十分明显，解决“贵”的问题。

在SMM举办的 2023SMM国际光伏产业峰会-Topcon高效电池与晶硅应用论坛 上，山西中来光能电池科技有限公司研发经理张耕介绍了TOPCon技术发展历史、中来J-TOPCon 2.0技术、中来新一代提效技术展望、以及中来电池技术发展规划。 TOPCon技术发展历史 TOPCon技术及成本优势 中来J-TOPCon 2.0技术介绍—技术优势—电池 •J-TOPCon 1.0采用LPCVD技术沉积poly层，有绕镀产生。 •额外的去绕镀工艺使得TOPCon的生产工序增加，导致高成本，低良率。 •J-TOPCon 2.0首创板式PVD技术（PoPaid）沉积poly层，无绕镀。 •相较于LPCVD、PECVD而言，中来首创安全无漏电的PVD技术无需额外去绕镀步骤。 •使得TOPCon的制造成本更低，良率更高，是最安全的电池制造技术。 中来J-TOPCon 2.0技术进化—硅片尺寸 中来J-TOPCon 2.0技术进化—硅片厚度 中来新一代提效技术展望—效率提升 •J-TOPCon2.0电池片典型的功率损失分析图如上所示 •提高效率的途径大致分为：1）降低p+ emitter 的钝化区复合；2）降低p+ emitter 的横向传输电阻；3）降低p+ emitter 的金属接触复合；4）降低n+ Poly钝化区的复合；5）降低栅线遮挡损失；6）降低外反射损失等。 •近期，中来股份宣布已成功研发出一种全新的电池注入金属化技术，即“中来独特注入金属化技术（Jolywood Special Injected Metallization）。 •通过独特的金属化工艺，优化了烧结温度，提升了开路电压、降低了接触电阻最终有效提升了电池的光电转换效率。 •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。 中来J-TOPCon 2.0技术介绍—技术优势–组件 根据CPVT银川实证基地数据显示：2022年3月-2023年2月，透明背板组件单瓦发电量比双玻组件平均高1.29%；透明背板超疏水结构设计，更优秀的自清洁能力；透明背板更高的透过率，对比背面玻璃高3.5%；透明背板组件更低的工作温度，对比双玻组件平均工作温度低1.13℃。 中来新一代提效技术展望-成本下降 中来电池技术发展规划