光伏产业发展的基本原理是光生伏特效应（又称光伏效应），通过光照使不均匀半导体或半导体与金属组合的不同部位之间产生电位差，从而使太阳光射到硅材料上产生电流直接发电。以硅材料的应用开发为核心主线，形成的产业链为光伏产业链，上中下游包括硅料、硅片、电池、组件、电站等多个环节。大宗商品在光伏产业中的渗透范围广泛，涵盖了从原材料供应到相关设备的生产制造、系统运营等等。大宗商品在光伏产业的渗透是一种相互促进的关系，这种渗透不仅推动了光伏产业的发展，同时为大宗商品注入新的活力。光伏产业链上游主要是原材料采集加工，例如高纯度多晶硅等硅料生产、单/多晶硅的冶炼/铸锭，以及硅片的生产。除了硅料外，光伏产业链所需的大宗商品还包括白银、铜、铝、钢材、纯碱、锡等，这也是本文重点讨论的大宗品种。
中游主要是组件制造和系统集成环节，核心环节在电池加工与组件封装。辅配件包括光伏玻璃、背膜、EVA 胶膜、焊带等。生产商通过切割、清洗、涂覆导电膜、封装和加框，将生产好的电池芯片组装成电池板。在太阳能电池板的基础上，将电池片与其他必要部件（如光伏玻璃、EVA 胶膜、背膜、接线盒等）结合在一起，形成太阳能光伏组件。另一重要环节是系统集成，即光伏发电系统。光伏发电系统一般由太阳能电池组件、控制器、逆变器、蓄电池（储能设备）及其他配件组成，利用太阳能电池直接将太阳能转换成直流电，然后通过控制器将直流电输送到逆变器中，逆变器将其转换为交流电，最后通过电网输送到各个用电设备。
下游为应用系统环节，主要包括光伏电站的建设、运营和维护等环节。该环节涵盖太阳能电力系统的安装、发电运营管理、电力输出以及对电力市场的接入，是整个光伏产业最终应用和输出阶段。运营商通过将光伏设备与电网相连，向电网输送电力。其中电站分为集中式和分布式两种形式。集中式光伏一般建在荒漠、戈壁等场景，因此多建在西北地区；分布式光伏一般安装在小型空地或建筑物表面，以华北华南地区居多。 随着全球可再生能源的发展，能源结构向绿色低碳转型，太阳能光伏作为一种绿色清洁能源将逐步替代传统化石能源，成为未来各国的重要能源来源之一。在这样的趋势下，光伏的发展将显著带动部分大宗商品的消费。
1.1、硅料：面临薄片化、技术路线升级与新材料竞争带来的需求削弱
工业硅，又称金属硅、结晶硅，由硅石（SiO2≥99.2%，通常为石英石或鹅卵石）和碳质还原剂（石油焦、精洗煤、木炭等还原剂）在矿热炉内经高温还原形成的产物。工业硅可分为化学级和冶金级两大品类，化学级工业硅主要下游是有机硅、多晶硅和三氯氢硅，冶金级工业硅主要用于生产铝合金、硅锰合金等其他合金金属。
工业硅的主要下游产物之一——多晶硅是光伏产业生产晶硅太阳能电池的主要原料。多晶硅是以工业硅为原料，通过三氯氢硅西门子法、硅烷流化床法等制备方法得到的一定纯度（太阳能多晶硅纯度通常在6N-9N）的非金属材料，具有单方向导电特性、热敏特性、光电特性以及掺杂特性等优良性能。太阳能级多晶硅对杂质有严格的要求，生产过程具有高载能、高技术壁垒的特点，因而高纯多晶硅的制备是光伏产业链中技术含量较高的环节。将多晶硅料做成硅棒或硅锭后，将其切割成片，制成硅片，用于制备电池。根据下游生产硅片的不同，多晶硅材料可以分为单晶（拉棒）用料产品和多晶（铸锭）用料产品，单晶用料产品在质量方面要求更高，单晶硅电池片价格较高，光电转换效率也较高。
薄片化、大尺寸、转换效率提高的进程将拉低光伏单位用硅需求。
1）硅片的薄片化可以有效降低硅耗和硅片成本，使得硅片更加柔韧，给电池、组件端带来更多的可能性。2023 年主流的 P 型硅片厚度基本维持在150μm附近，而 N 型硅片平均厚度已经达到 125-130μm。根据我们的计算，2023年P型单晶硅片较 2021 年可降低约 8.6%的成本，组件功率可提升9.4%1。根据CPIA预测，未来 P 型硅片平均厚度将稳定在 140μm，2030 年N型硅片理论厚度极限可能降至 100μm 左右。
2）大尺寸硅片可以提升太阳能电池的接受面积，提高光电转换效率、组件效率，同时提高电池生产效率。经济性而言，大尺寸硅片有利于降低光伏成本、达到降本增效的目的。根据 CPIA，2023 年 M10 硅片占比已提升至78%，210硅片占比达 20%，硅片大型化趋势已成定局。
3）提高电池转换效率可以增加组件功率，进而提高整体光伏系统发电效益。转换效率的提高会使得单位面积上的组件产生更多的电力，从而会降低单位GW光伏装机所需要硅耗量。2023 年 P 型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率 23.4%（同比+0.2pct）2，逼近 24.5%的理论极限效率，未来提升空间较小。根据 ISFH 数据，N 型电池理论上限 28.7%，2023 年TOPCon/HJT电池平均转换效率 25.0%/25.2%，未来仍有较大发展空间。根据InfoLink 统计，截至2023年 9 月高效电池技术的产能已突破 2000 GW，其中超过1700 GW为TOPCon技术。随着 TOPCon 产能的快速增长，预计N 型对P 型电池的将快速迭代。InfoLink 预测 2024 年Ｎ型硅片占比可能达到 70%以上。
综上，硅片厚度、尺寸、电池转换效率、电池市占率变化等都将影响单位耗硅量。因此本文的耗硅量测算基于以下假设：①硅片厚度薄片化。P型硅片厚度由2023 年的 150μm 降至 2026 年的 140μm，N 型硅片厚度由2023年的130μm 降至 120μm。②尺寸大型化。假设 G12（210mm）市占率提升至2026年的31%，M10 市占率降至 2026 年 69%，其他型号则逐渐淡出市场。③N型电池2024-2026 年市占率假设为 60%/75%/82%（保守假设）。④电池转换效率稳定提升；⑤假设电池片良率、组件良率分别为95%、98%。根据以上假设，2021-2026 年单位 GW 对应的耗硅量为0.255/0.224/0.215/0.198/0.195/0.192 万吨，CAGR 为-5.5%。其中2022 年单位耗硅量显著下降的原因是硅片厚度下降明显，2023-2024 年的主要影响因素是N型电池市占的提升，2025-2026 年单位耗硅量下降趋势有所趋稳。
按照光伏装机量与光伏组件 1.25 的容配比，我们预计2023-2026年中国光伏新增装机对多晶硅料需求量分别为 58/57/60/63 万吨，按照一吨多晶硅需要消耗1.06 吨工业硅的比例计算，2023-2026 年中国光伏新增装机对工业硅的需求量分别为 62/60/63/66 万吨，年均消耗 63 万吨（较2022 年翻1.4 倍），2023-2026年 CAGR 为 2.4%。2023-2026 年全球光伏新增装机对多晶硅料需求量分别为112/117/135/148 万吨，对应工业硅的需求量分别为119/124/143/156万吨，2023-2026 年 CAGR 为 9.5%。
截至 2023 年 12 月，中国多晶硅产能 240.8 万吨，全年产量约140万吨3，仅国内剩余产能就超出后期全球新增装机所需的硅料需求。根据百川盈孚统计的国内多晶硅扩产情况，2024-2025 年多晶硅新增扩产204.5 万吨，其中2024/2025年新增产能分别为 173.5/31.0 万吨，2025 年多晶硅产能达到445.3万吨。假设按 照 新 增 产 能 60% 的 产 能 利 用 率 计 算 ，2024-2026 年多晶硅产量为183.2/263.9/293.2 万吨，远高于对应年份的全球光伏装机新增用硅需求（117/135/148 万吨）。因此全球光伏新增装机对多晶硅价格支撑有限，2023年起多晶硅料就已步入过剩周期。 2023 年全球光伏新增装机将推动中国多晶硅在工业硅需求占比增长12个百分点。在大幅扩产背景下，2024-2026 年全球新增装机对工业硅需求占比稳定在32%左右。根据百川盈孚数据，截至 2023 年12 月，我国工业硅产能700.5万吨，2023 年产量 375.5 万吨。2024 年将有大规模新增产能投产，一半集中在2024 年 12 月，在投产顺利的情况下预计有 170.5 万吨产能释放，2024年产能达到 871.0 万吨。2025 年新增投产 31.0 万吨，总产能达到902 万吨。2023年我国工业硅表观消费量 318.9 万吨，我们预计光伏装机将推动光伏用工业硅需求占比增长约 12 个百分点。在大幅扩产背景下，至2026 年，我们预计光伏新增装机用硅需求约占国内工业硅总需求的 32.8%左右，量级不可忽视，但考虑产能情况，需求端拉动对提升价格帮助相对有限。
除薄片化、技术路线升级等削弱用硅需求以外，随着钙钛矿、氮化镓等第二、第三代半导体材料技术的成熟，多晶硅料将面临更大竞争。钙钛矿太阳能电池双层理论极限光电转换效率可达 45%，约为当前N 型TOPCon 电池转换效率的两倍。截至 2024 年 1 月，钙钛矿技术在技术和产业上不断实现新的突破：①技术层面，2023 年 12 月 14 日，协鑫光电宣布其369mm×555mm钙钛矿叠层光伏组件光电转换效率达到 26.34%；2023 年 12 月15 日，极电光能宣布其研发的 810.1 平方厘米大尺寸钙钛矿组件稳态效率达到19.5%；2024年1月11日仁烁光能在完全量产化的工艺下，30cm*40cm 光伏组件可实现21%以上的光电转化效率。②产业化方面，2023 年 12 月 27 日，协鑫光电在昆山举办全球首个GW 级大规格（2.4 m*1.2 m）钙钛矿生产基地奠基仪式，启动建设2GW钙钛矿生产线，分两期建成。CPIA 预计到 2030 年，我国钙钛矿光伏组件的渗透率有望达到 30%，将进一步削弱太阳能级多晶硅料的需求。
1.2、铝：2023-2026 年全球光伏用铝CAGR可达12.2%
在光伏产业链中铝的需求主要集中于光伏组件中的光伏边框和光伏支架，成本消耗仅次于电池片。在组件中，铝边框成本占比达13%4，高于EVA、玻璃、背板、焊带等其他辅材，是成本占比最高的辅材。
光伏边框是光伏组件重要的组成部分，位于光伏组件的外围，用于固定和保护太阳能电池板，对组件寿命影响较大，对材料耐候性要求较高。因铝合金具有良好的耐腐蚀性、强度高、轻质等特点，光伏边框通常采用铝合金材料制造。2023年铝合金材料渗透率达到 95%以上5。组件应用场景不断拓展，催生出一系列边框替代方案，例如无框双玻组件、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，以达到提高组件性能、降低成本的目的。
尽管如此，铝合金钢边框仍具有一定的强度和成本优势。铝合金边框的承载性较好，具有较高的回收价值，循环利用工艺简单，随着2022 年下半年起铝价稳定在 1.8-2.0 万元/吨，铝合金材质的性价比优势愈发凸显，钢边框的降本优势有所削弱。同时，钢边框使用寿命明显低于铝合金边框，实际出货很少，2022年实际出货占比不足 2%。复合材料边框耐候性较好，架设便捷，更适合在海洋环境应用。但由于其高分子材料的限制，且复合材料边框起步晚于金属边框，尚未有明确的验证数据，目前未被主流组件厂家接纳。无框双玻组件因汇流带层压应力不均匀、机械应力不均、热应力不均等问题易引起组件变形，正逐渐淡出市场。除了组件边框，光伏支架也是铝合金材料主要应用的领域。光伏支架的作用在于支撑太阳能组件，使其能够稳固安装在地面、屋顶以及其他地形或支撑结构上。一般会根据光伏系统建设的具体位置、气候和太阳能资源条件等，将光伏组件以一定朝向、角度及间距进行排列。光伏支架的安装技术水平和性能优劣可直接影响光伏电站的发电效率、安全性及投资收益。按照安装方式可分为固定式支架和跟踪支架。其中固定式支架由立柱、主梁、斜撑等组成，不随太阳入射角变化而转动，常以深入地基的方式进行固定，受风、雪等自然环境的影响较小。跟踪式光伏支架则是有单独的操控系统，可通过机电或者液压装置，使光伏阵列随着太阳入射角的变化而改变倾斜角度。与固定支架相比，跟踪支架可以极大提高组件的发电量，单轴跟踪支架可提升 10%-30%的发电量，双轴跟踪支架可提升30%-35%的发电量，头部企业的双轴跟踪支架甚至可提升至40%6。跟踪支架每W 单价、安装成本较固定支架分别高 5%-60%、7%-10%7，但从长期维度看，跟踪支架可以有效缩减投资回收期，投资收益更加明显。
光伏支架可占系统成本的 10%-20%，其中原材料占支架成本的65%，材料成本占比较大8。光伏支架常用的材料除了铝合金之外，还有不锈钢与镀锌钢材质，相较于后两者，铝合金支架的承载力较低，因而常用于民用建筑屋顶太阳能项目，镀锌钢和不锈钢支架则广泛应用于集中式电站。
由于铝具有良好的导电性、机械性能、耐腐蚀性和导热性，铝还应用于光伏电池的背电极和逆变器外壳及散热器，部分逆变器中的连接器和直接也会采用铝材料。电池背电极位于光伏电池的背面，与正电极相对，用于收集电子流并将其导出光伏电池。逆变器的外壳通常采用铝合金外壳，以保护内部电路板和元器件免受外部环境的影响。同时搭配散热器等部件，能有效将热量从功率器件传导出来并迅速散发到外部环境，保持逆变器的稳定工作温度。我们在测算光伏铝需求时拆分为四部分：电池、边框、支架及逆变器。据Nature发布的文章9，①电池中仅 PERC 电池有铝需求，2021 年每片M6单面/双面光伏组件耗铝量分别为 800/200mg，且单面组件铝耗量逐年递减10mg，并根据面积比例计算出 M10、G12 的耗铝量。②在计算边框与支架用量方面需要用到每平米对应组件功率，我们基于《The Aluminium Demand Riskof TerawattPhotovoltaics for Net Zero Emissions by 2050》（Alison Lennon）给出的假定，600W 组件面积为 2.83 ㎡，计算得到每平米对应组件功率为212W。组件边框铝耗量为 1.2kg/㎡，支架部分仅分布式光伏装机用铝，耗铝量为2.84kg/㎡，并以 0.5%的速率逐年递减。③逆变器对铝的需求为0.48kg/kw。
综合以上数据及假设，我们计算得出 2023 年集中式光伏用铝量为0.77万吨/GW，分布式光伏用铝量为 2.43 万吨/GW（其中光伏支架耗铝约1.66 万吨）。我们预计 2023-2026 年全球光伏新增装机用铝量分别为648/723/834/915万吨，2023-2026 年 CAGR 约为 12.2%。2023-2026 年中国光伏新增装机用铝量分别为 328/352/381/395 万吨，2023-2026 年 CAGR 约为6.4%。若按照气候变暖控制在 1.5℃以下的要求，对铝需求量将更高。2021-2022 年全球电解铝的消费量级在 6800 万吨左右，假设 2023-2026 年全球原铝消费以过去5 年（2018-2022年）的复合增速增长，我们预计 2026 年全球光伏新增装机用铝占比能由2022年的 5%提升至 13%。
全球电解铝产量整体取决于中国。根据 iFind 数据，截至2024 年2月，中国电解铝建成产能 4481 万吨，运行产能 4204 万吨，现有政策下后期国内或缺乏新增铝冶炼产能。自 2021 年以来，我国电解铝供应不稳定性显著增加，河南（洪涝）、内蒙（双控）、西北（投产）、西南（降水）等省份电解铝产量贡献了全国电解铝产量的主要变化。铝产业链供给端核心仍在电解环节，氧化铝与铝土矿等原材料尚未成为电解铝投产的瓶颈，西南电力充裕度是未来几年电解铝产量变化的关键。海外方面，根据 SMM 统计，2024-2026 年海外将有超800万吨的电解铝新增产能建设，看似总体处于供应相对宽松的状态，但当前全球地缘政治环境不稳定，电解铝产能能否顺利落地需要实际跟踪。
1.3、钢材：增量集中于型钢材料
钢材在光伏产业链中也发挥着举足轻重的作用，涉及产业链上下游各环节：上游环节用钢主要在制造加工设备用钢和硅片切割用钢丝（即金刚石线母线材料高碳钢丝）；中游环节用钢集中在光伏支架的制作；产业链下游用钢主要包括基建环节用钢和电力输送环节电塔用钢。本文的测算重点在中游光伏支架环节。在上一小节，我们讨论的是铝在光伏领域的应用，主要集中在边框和支架。其中，由于铝合金的承载性较弱、相对镀锌钢支架性价比不高，因此铝合金支架并不适用于较大型的光伏电站。光伏支架常需要在温差大、高风阻、高腐蚀的环境下使用，需要满足一定的承载要求，并保证 25 年内结构一直牢固可靠。目前行业内集中式电站的光伏支架普遍使用的是 304 不锈钢和Q235+热镀锌钢件，具有性能稳定、工艺成熟、承载力高的优点，但在回收价值、环境保护层面仍处于劣势。集中式光伏电站规模一般会比分布式规模大，所处的环境条件也会比分布式复杂。集中电站中的光伏支架按应用形式可分渔光、农光、山地式支架；按支撑结构划分，光伏支架可分为双钢柱支架、单钢柱支架和双立柱铰接支架。单、双钢柱支架的选择会根据电站所在经纬（支架角度）、风压、雪压以及经济性而决定。一般情形下，山地式光伏电站多采用双钢柱支架，渔光电站多用单钢柱支架。这三种支架在相同荷载作用及应力比条件下的用钢量不同，单钢柱支架为保持一定的稳定性及支撑作用，立柱和支撑用钢量较大，因此在总体用钢量上单钢柱支架＞双钢柱支架＞双立柱铰接支架。
按照组件布置形式分类，光伏支架设计一般有两种，一种为光伏组件横排布置，另一种为光伏组件竖向布置。光伏支架的横梁、斜梁、斜拉杆以及斜撑一般材料都是型钢，材料占比达88.4%，立柱材料主要是无缝钢管，材料占比在 11.6%左右10。
1MW 光伏钢支架的重量取决于材质和设计，重量约在40-100 吨/MW之间，具体用量则取决于各项目的实际需求。根据国际可再生能源署的数据，光伏装机1MW 对应的光伏支架大约使用 56 吨钢材。为谨慎起见，我们假设光伏用钢50吨11钢材，并根据《光伏组件横排及竖排布置时支架用钢量对比》（王敏，2019）中各钢种的占比，算出对应所需钢种的单耗。因钢支架主要用于集中式电站，总体用钢量的变化还与集中式光伏占比相关。
假设在平均用钢量不变的情况下，2023-2026 年全球光伏用钢的平均新增需求量在 1413 万吨，2023-2026 年 CAGR 为 15.3%，其中对于型钢的需求量较大，约有 1248 万吨，无缝钢管需求量在 164 万吨。中国在2023-2026年光伏用钢平均新增需求量为 640 万吨，其中型钢年均新增需求在566 万吨，无缝钢管为75 万吨。根据国家统计局，2018-2022 年，中国的型钢均产量近6800万吨左右，假设未来年份延续均值产量，我们预计 2026 年国内光伏新增装机将使光伏用型钢占比较 2023 年提升 1.3 个百分点12。
1.4、白银：光伏支撑工业用银需求增长
光伏银浆是光伏电池片结构中核心电极材料，用于光伏电池正面电极和负极，其性能可直接影响电池的转换效率。光伏银浆系配方型产品，其生产原料包括银粉（白银）、树脂粘结相、溶剂、添加剂、玻璃粉等。白银在银浆中的含量占比达80%-90%，并且通常呈现粉末状形态，具备功能金属粉末特性，既有银单质的导电性，又具有粉末的独特性能。银粉的形貌、分散性、粒度大小、表面性质均会对银浆的性能产生影响。粒度分布更加均匀、振实密度更高的球形、类球以及片状银粉更适合用于制备光伏银浆，其中片状银粉接触面积大、导电性强，但堆积过程中容易团聚，因此往往会通过调配不同比例、不同径粒的球形、类球形以及片状银粉获得复合银粉。
目前电池银浆分为高温银浆和低温银浆两种。P 型电池和TOPCon电池使用高温银浆，HJT 电池使用低温银浆，以免高温损坏其表面钝化层。银浆在电池片非硅成本占比最高，约为 33%13。由于低温银浆的导电性通常不如高温银浆，HJT 电池对低温银浆的使用量更大，导致 HJT 电池制造成本被推高。
光伏银浆单耗呈下降趋势。目前主要通过多主栅技术以及减小栅线宽度来减少正银消耗量。同时随着电池片技术不断革新，电镀铜、铜膏等对银浆具有一定替代作用，光伏电池中银浆消耗量正缩减。根据 CPIA，2023 年P型电池正银消耗量由 2022 年的 65mg/片降至 59mg/片，背银消耗量约25mg/片；HJT电池双面低温银浆消耗量约 115mg/片，同比 2022 年 127mg/片下降9.4%。降低银浆成本有助于降低生产成本、度电成本，从而推动下游市场需求，以量换空间。随着技术推进，HJT 电池相对 P 型电池的单位用银量已由2021 年2 倍降至2023年的 1.4 倍，因此 N 型电池市占率的提升也难以阻挡总体耗银量边际递减的趋势。
根据 InfoLink 预计的 N 型电池产能及出货占比，并且结合N型电池转换效率高正逐渐取代 P 型电池的现状，我们估算出 2024-2026 年各技术路线市场占比。其次，我们假设 2023-2026 年期间 P 型电池、TOPCon 电池、HJT电池的单位银浆用量每年以 5%-8%的速度递减。根据测算结果，我们估计2023-2026年全球光伏装机（电池片）所需的白银用量分别为 5368/5545/6027/6272吨，CAGR为 5.3%。
光伏用白银需求占比将继续扩大。作为有限矿产，未来白银供给量将趋于稳定，根据世界白银协会，2019-2022 年全球白银供应在3.1-3.2 万吨波动。2021年以来全球白银需求增长较为强势，2019-2022 年全球白银总需求在3.3万吨附近波动。假设 2026 年全球白银总需求为 3.4 万吨，光伏电池片用银需求占比可提升至 18.3%，较 2023 年提高 3.5 pct，光伏领域支撑白银工业需求增长。
1.5、纯碱：双玻组件渗透率带动单耗下降
纯碱是重要的有机化工原料，主要用于平板玻璃、玻璃制品和陶瓷釉的生产。玻璃工业是纯碱的最大消费领域，每吨玻璃消耗纯碱0.2 吨14。根据密度的不同，纯碱主要分为轻质纯碱和重质纯碱，与轻碱相比，重碱具有密度高、吸湿低、不易结块、不易飞扬、流动性好等特点，主要应用于光伏玻璃、平板玻璃等。光伏玻璃也称为超白玻璃，透光率高达 92%（浮法玻璃86%），需要在玻璃表面涂覆防反射涂层和透明导电层。光伏玻璃是光伏电池最重要的组件之一，位于组件正面的最外层，利用其较高的透射率为电池片提供光能，以及防氧化、防水、绝缘、耐腐蚀性能等机械性能，起到保护光伏电池及透光的作用。
根据不同的工艺，光伏玻璃可分为超白压延玻璃和超白浮法玻璃。超白压延玻璃是由玻璃液经压辊机辊压后推平制成，对原料精度高，主要用于晶硅电池。超白浮法玻璃是将玻璃液放置于锡液表面借助自重力及表面张力摊平制成，主要用于薄膜电池。晶硅组件可根据背板是否为玻璃区分为双玻和单玻组件，双玻组件采用玻璃替代了单玻组件的复材背板，双面采用玻璃封装。双面组件发电效率更高，正在成为市场主流。双面组件一般有2种封装方式，一是双面双玻组件，常见的封装方式为前后位2.0mm半钢化玻璃带边框，另一种则是双面单玻组件，组件正面是 3.2mm 全钢化玻璃，背面为高耐候透明背板，可有效解决双面双玻组件容易爆裂等痛点。相比单面组件，双面组件正面背面均有发电能力，背面可接受周围环境的反射光、散射光转换为电能。双面组件在系统端体现出了优异的发电增益，其系统集成后发电功率相对于传统单面组件电站的增益约为 4%-30%15。随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，2023 年双面组件市场占比提升至 67%，双面组件已成市场主流，未来双面组件市场将趋于稳定。 双面、大尺寸、薄化成为光伏玻璃的发展趋势。前盖板玻璃厚度主要有1.6mm、2.0mm、2.5mm、3.2mm 等规格，其中厚度≤2.5mm的前盖板玻璃主要用于双玻组件。根据 CPIA，2023 年，由于市场对双面组件需求增加，厚度2.0mm的前盖板玻璃市场占有率达到 65.5%（+25.8pct），厚度1.6mm玻璃市占率约有1.5%（+1pct），2.5mm 厚度玻璃早已淡出市场，而厚度3.2mm的前盖板玻璃市占率下降至 32.5%（-26.8pct）。
我们根据各技术路线下电池占比计算出各组件尺寸的平均功率，并假设双玻组件较单玻组件提高 10%发电效率，计算得到不同硅片尺寸、单/双玻组件每GW装机所需的玻璃面积。再根据不同硅片尺寸的占比情况，得到单/双组件每GW装机所需的玻璃平均面积。光伏玻璃密度是 2.5 吨/m³，我们可以得到在2023年每装机 1GW 单玻组件需要 3.76 万吨 3.2mm 光伏玻璃。对于双玻组件，2023年每 GW 光伏装机需要 4.27（3.42）万吨 2.0mm（1.6mm）光伏玻璃。每 GW 装机玻璃单耗有 3 个变化特点：一是双玻组件中随着光伏玻璃薄化趋向更加明显，每 GW 装机所需要的玻璃需求量减少；二是双玻组件中1.6mm玻璃每 GW 单耗低于单玻 3.2mm，原因是双面双玻组件具有更高的输出功率；三是随着大尺寸、高效率电池片的发展，光伏组件的平均功率增加，单位装机容量所需要的组件数量就会减少，对应的玻璃需求量减少。
我们预计 2023-2026 年全球光伏装机对纯碱需求约为428/476/542/589万吨，对应 CAGR 为 11.2%。国内光伏玻璃产量约占全球90%，假定这一比例不变，我们测算出 2026 年中国新增装机用到的光伏玻璃对应纯碱需求为530万吨。根据百川盈孚，2023 年中国纯碱产能约为 4025 万吨，产量达到3262万吨，表观消费量为 3144 万吨。考虑到 2023-2024 年纯碱产能投放达到1100万吨，淘汰 70 万吨的产能，在无其余新增产能的情况下，预计至2026 年，产能将稳定在 4235 万吨左右。假设产能利用率、产销率稳定，2026 年国内光伏新增用纯碱需求占比提高到 15.1%，较 2023 年带来 2.9 个百分点的拉动，总体而言难以扭转纯碱供过于求的情况。
若从光伏玻璃产量的角度考量，2024 年光伏玻璃有望拉动用碱131万吨。截至2023 年 12 月底，国内超白压延玻璃日熔量为10.0 万吨/日，同比增加31.17%，2023 年全年新增产能 2.6 万吨/日16。2024 年仍有较多在建产线，部分玻璃企业积极布局光伏市场，因此整体光伏玻璃供应宽松局势不变。卓创资讯预计2024年光伏玻璃新增产能为 1.8 万吨/日，2024 年光伏行业用纯碱858万吨，能拉动131 万吨的新增纯碱需求（光伏新增装机口径仅拉动43 万吨）。
1.6、铜：光伏用铜扰动整体用铜需求
集中式电站的光伏阵列产生的直流电通过传输，经直流汇流箱汇流后，由逆变器集中逆变转换为三相交流电，再传输到升压变压器，经由升压站接入电网。分布式电站的设计类似于集中式电站，光伏面板产生的直流电通过一个或多个逆变器，将交流电通过变压器再发送到服务入口和双向电表，根据实际需求从双向电表输送到住宅或电网。在可再生能源领域，铜依旧是作为发电、变电、传输的首选材料，特别是在接地与防雷方面。分布式光伏的用铜强度与集中式电站的用铜强度差别不大17，集中用于连接面板、接地系统和安装一个或多个逆变器。
在光伏领域中，汇流箱、变压器、铜导线等组件含铜较多，具体来说，铜在这些部件中的形式包括铜线、铜带、铜排和铜管等。铜带在光伏产业中主要可用于生产电器元件、灯头、电池帽、钮扣、密封件、接插件，以及电气元器件、开关、垫圈、垫片、电真空器件、散热器、导电母材等；铜排可用于光伏交流汇流箱，以及光伏发电过桥等；铜管可用于太阳能光伏组件，便于导热等；铜线则常见用于制作电缆等。 2021 年中国电力/家电/交通/机械电子耗铜量占比分别为45%/15%%/11%/9%18。铜在新能源增量空间可观，2021 年新能源对铜需求仅占7%，随2023年风、光装机量翻倍式增加，新能源行业显著助力铜的需求增长。2023 年铜价全年高位震荡，表现出较强的价格韧性，同时也催生出低价金属的替代需求。因铝具有良好的性能优势、丰富储量以及价格优势，近几年电力行业存在着铝代铜的现象，促使电力行业整体铜单耗呈下降趋势。
2026 年全球光伏新增装机用铜需求有望达到 281 万吨。关于单GW光伏新增装机对铜的需求用量，不同研究机构所给的参数略有差距，我们假设2021年每GW 对应铜需求为 4916 吨19，设定各部件对铜的消耗比例不变，得出每GW装机需要消耗 1643 吨铜线，接地系统和断开系统耗铜1777 吨，变压器和逆变器分别耗铜 1079/408 吨。假设存在铝代铜的情况，铜单耗每年以1%-1.5%的速度递减，我们测算出 2023 年中国及全球光伏用铜量分别为104/201万吨，至2026年中国及全球光伏用铜量分别为 119/281 万吨。光伏耗铜量对整体铜需求的影响力持续扩大，2023 年新能源行业拉动铜需求明显增长。全球方面，2022 和 2023 年全球铜消费增速分别为2.5%和4.6%，其中 2023 年达到 2701.3 万吨20。从我国精铜消费来看，我国已连续多年成为全球最大精铜消费国。2022 年即使受到疫情因素影响，我国精铜消费依然保持了较快增速（+5.9%），精铜表观消费量为 1468.4 万吨，占全球精铜消费量的56.3%，成为推动全球精铜消费增长的主要力量。根据我们计算，2023 年中国铜消费量约为 1600 万吨，较 2022 年增长 9%21。据中国有色金属工业协会数据，2023年我国新能源行业明显拉动铜需求增长，用铜需求增幅较2022 年高出52%，约占全国铜消费比重的 19%。
随着光伏产业在全球的进一步推进，2021 年后光伏用铜需求对用铜总量波动形成明显扰动，我们预计 2023-2026 年全球光伏用铜新增需求CAGR11.9%，增速较为可观，至 2026 年全球光伏用铜占精炼铜消费比重可达9.8%。
2023 年中国光伏新增装机量达到了历史新高，这一辉煌的实现离不开成本端下滑所带来的帮助。其中，硅料和组件价格的显著下降对投资收益的增加功不可没。光伏项目的建设成本大幅减少，吸引了更多的运营商参与到光伏市场中，推动了光伏装机规模的扩大。2023 年光伏产业链中多晶硅产能逐步释放，多晶硅成原材料价格波动最大的一环，而其他大宗商品则处于较为稳定的低波动状态22。
随着多晶硅料、组件产能大规模释放，高度竞争下光伏产业链板块盈利分化，利润向中下游环节集中。例如 2023 年硅料硅片环节整体毛利率有所下降；中游环节，尤其是逆变器板块盈利较为可观。整体来说上游多晶硅等原材料价格的回落，一是使得光伏中下游的盈利情况改善；二是刺激下游运营商装机需求的释放。
2.1、大宗商品影响几何：装机关键一环
大宗商品价格波动从多方位影响光伏发电运营。首先，大宗商品价格的波动直接影响光伏发电项目的建设成本和项目的投资回报率，即光伏发电项目的市场竞争力。其次，大宗商品价格的波动也会影响到光伏发电系统的运营成本。例如铜、铝等金属的价格波动也会影响到设备维护和修复成本。因此大宗商品在光伏降本增效的主流发展路径中举足轻重。 为检验大宗商品对光伏装机的影响程度，我们针对大宗商品价格变化对光伏项目的平准化度电成本（LCOE）和项目资金 IRR 进行弹性测算。LCOE和IRR是运营商判断装机项目性价比的重要因素。光伏项目内部收益率（IRR）需考虑运营周期内，每年现金流入及流出情况。现金流入主要为项目并网售电收益，由于目前光伏步入平价时期，不考虑度电补贴且全额上网的情形下，售电价格参考全国燃煤平均基准上网电价约0.3742元/KWh。按照本文假定的调峰配储费用及 10%的配出比例，加权平均后的上网电价为 0.3442 元/kWh（含税）。
参考上一章节测算的各品种单耗数据，我们对模型假设的光伏项目成本进行拆分。我们假设 100MW“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目需耗多晶硅215吨、钢23约 5000 吨、铜 479.2 吨、铝 773.1 吨、白银1.3 吨、纯碱1001.9吨，价格以 2023 年各原材料年均价为准，可以得到各原材料的成本构成，组件及BOS系统24中原材料成本占 81%左右，多晶硅、钢材、铜、铝、白银、纯碱成本占比分别为 17%/13%/21%/9%/5%/2%。
通过对光伏及 BOS 系统组件物料成本估算，多晶硅料/钢/铜/铝/白银/纯碱每瓦装机需要约 0.26/0.21/0.33/0.14/0.071/0.027 元。其中铜、多晶硅料、钢、铝的成本占相对较大，我们对其进行度电成本和内部收益率的价格敏感性分析。本模型假定下，100MW 光储一体化项目的度电成本为0.2670 元/W，符合典型光伏项目的常规情况。
整体上，光伏及 BOS 系统组件中大宗商品成本构成比较分散，大宗对集中式光伏电站的成本传导将主要通过多晶硅、钢材和铜进行；大宗对分布式光伏电站的成本传导将主要通过多晶硅、铜、铝进行。根据我们的测算结果，在控制其他大宗品种价格保持不变时，多晶硅料价格每上涨 10%，LCOE 约上涨 0.77%，钢材价格每上涨10%，LCOE约上涨0.62%。从 LCOE 与含税加权上网电价的对比角度来看，当其他大宗品种价格保持不变时，整体多晶硅和钢材价格的变动空间较大，每种情形下的度电成本都低于含税加权上网电价。只有当多晶硅料和钢价格较 2023 年上涨3.8、4.7倍时（对应多晶硅料 579.2 元/kg、型钢 2.39 万元/吨），才会出现度电成本低于含税上网电价的极端亏损情况，历史上多晶硅料仅在 2011 年之前才达到400 元/kg的价格，而型钢/镀锌钢价格难以达到 2 万元/吨以上的价格，对于集中式电站完全采用不锈钢支架则难以符合项目建设的经济性条件。此外，当其他条件不变的情况下，多晶硅价格下跌 10%时的 LCOE（此时 LCOE 等于0.2650）等于钢价下跌12.4%的 LCOE，多晶硅价格变动对光伏项目成本的影响是钢的1.2 倍。
对于集中式和分布式光伏电站，用铝强度并不一致，根据我们的测算，集中式电站每 GW 用铝 0.77 万吨，分布式电站每 GW 用铝2.43 万吨。相对应地，铝在这两种形式的电站中的成本占比分别为 9%和29%。在集中式电站中，在控制其他大宗品种价格保持不变时，铜价格每上涨 10%，LCOE 约上涨0.96%，铝价格每上涨 10%，LCOE 约上涨 0.42%。而在分布式电站中，铝价格每上涨10%，则 LCOE 约上涨 1.33%，影响是集中式电站的3 倍。从 LCOE 与含税加权上网电价的对比角度来看，当其他大宗品种价格保持不变时，同样铜、铝价格的变动空间较大。只有当铜、铝价格较2023年上涨3.0、6.8（集中式；分布式 2.2）倍时，才会出现度电成本低于含税上网电价的极端亏损情况。
对比其他大宗品，纯碱和白银价格变动对光伏的度电成本及内部收益率影响较弱。因白银用量相对较低、纯碱价格基数低，使得白银和纯碱在组件及BOS系统中的成本占比仅为 2%和 5%，其价格波动对平准化度电成本的影响较小，光伏产业下游对白银、纯碱价格向上波动风险具有较高的承受力。当白银/纯碱价格上涨 10%，LCOE 分别上涨 0.21%/0.08%。此时当其他原材料价格不变，白银价格翻 15 倍或者纯碱翻 36 倍时，才会出现度电成本低于含税上网电价的极端亏损情况。仅考虑纯碱和白银的价格变动使得光伏项目具有投资价值的情况，商品价格变动幅度将远远超出市场合理波动范围。即使是二者价格均翻倍的情形下，项目全投资 IRR 仍接近 6.17%。 电站运营商收入为正并不意味着光伏项目本身具有投资价值，当大宗商品涨价超过某种程度时将会抑制光伏运营商投资热情，进而降低装机需求。为进一步研究大宗商品价格波动对光伏项目经济效益的影响，我们对本项目模型全投资IRR进行敏感性分析。由于白银和纯碱价格波动对风电场运营的影响较小，本文仅对多晶硅、钢材、铜、铝价格波动进行分析。根据本模型的假设，我们测算出总投资为 4.5 亿元的 100MW 光储一体化项目的内部收益率为6.54%，假设若以6%的全投资 IRR 作为判断项目投资可行性的临界点，项目投资具备良好的投资收益。
若以 6%的收益率作为判断项目投资可行性的临界点，当项目条件设定、其他原材料价格不变时，从组合来看，投资性临界值约在硅料价格上涨55.5%或钢价涨幅达 68.8%25（对应价格为多晶硅料 188.6 元/kg、钢7121.8 元/吨）时达到，当价格突破此临界值时，预计运营商对地面大型光伏项目的投资热情将减弱。
截至 2024 年 3 月 1 日，多晶硅致密料价格降至68 元/kg，较2023年均价下降43.9%，型钢价格 4134 元/吨，下降 1.8%，对应的IRR 区间为【6.96%，7.16%】，具有良好的项目收益率。
同样地，我们以 6%的收益率作为判断项目投资可行性的临界点，当项目条件设定 、其 他 原 材 料价 格 不 变时 ， 当 整 体铜 / 铝价格相对2023年均价涨价44.3%/100.3%以上时（对应价格为铜/铝 9.9/3.7 万元/吨），当价格突破此临界值时，运营商对集中式大型光伏项目的投资热情削减。对于工商业分布式电站，同样以 6%的收益率作为临界点，其他条件假设与前述一致，铝投资性临界值约在铝价格上涨 31.9%（对应价格为铝2.5万元/吨）时达到，当价格突破此临界值时，工商业分布式光伏项目的投资效益较差。
截至 2024 年 3 月 1 日，铜价为 6.88 万元/吨（较2023 年均价+0.7%），铝价1.90 万元/吨（较 2023 年均价+1.3%），对集中式模型中的IRR区间为【6.36%，6.54%】，对分布式模型中的 IRR 区间为【6.24%，6.54%】，均具有良好的项目收益率。
综上，随着大宗商品价格（主要是工业硅）的回落，目前光伏项目建设经济性已较为突出（IRR 7.00%26）。其次，光伏项目对铜价向上波动的容忍度最低，对纯碱价格波动的容忍度最高。多晶硅、钢、铜、铝作为光伏及BOS系统中用量且成本占比较高的原材料，其价格波动对光伏装机存有一定的影响。本文通过构建光储一体化项目模型，在建设装机容量 100MW、平均有效利用小时数为1300 小时的光伏场时，若上网电价为 0.3742 元/kWh（并考虑调峰费用），大宗商品的价格波动会在一定程度上影响光伏项目的投资收益，影响下游运营商的装机热情。
2.2、新能源电价市场化的影响：大宗价格波动影响度加强
我们在《华光如梦：大宗商品潜力几何（上篇）》（2024/01/19）提到未来新能源电力的发展趋势之一是电价市场化。各省市为进一步发挥电价信号作用、引导工商业用户错峰用电，更好保障电力系统安全稳定经济运行，采用新能源现货电力市场分时段交易，改变了以往的商业模式。目前各省市现货电力交易规则不同、部分省市光伏出力大都处于谷段时期，短期内项目收益不确定性增加成为运营商建设光伏项目的新阻力来源。
截至 2024 年 1 月，部分省市更新新能源电价政策，光伏上网电价相对于煤电基准价，预期最少下降 0.0395 元/度，最高下降超过0.154 元/度。为此，我们改变模型中电价参数，模拟在光伏电价市场化的背景下大宗商品价格波动的影响度变化。参照各省的交易新规，我们假定光伏项目有35%的电量参与市场化交易，并且参与交易的电量折价 20%，得到 0.3201 元/kWh 的含税加权电价。根据新的加权电价，我们重新计算了价格-全投资 IRR 敏感性分析表。
若依照原先的标准，以 6%的收益率作为判断项目投资可行性的临界点，在控制其他变量不变的情况下，集中式电站中多晶硅、钢、铜、铝的投资性临界值分别为 77.8 元/kg（-35.9%）、2344.3 元/吨（-44.4%）、4.9 万元/吨（-28.6%）、0.66 万元/吨（-64.8%）。分布式中铝的投资性临界值则是1.5 万元/吨（-20.6%）。6%的内部收益率下，本模型下除多晶硅以外的品种投资临界值均跌出成本线。我们放宽标准，以 5.5%的收益率作为判断项目投资可行性的临界点，在控制其他变量不变的情况下，集中式电站中多晶硅、钢、铜、铝的投资性临界值分别为140.4 元/kg（+15.8%）、5044.3 元/吨（+19.6%）、7.7 万元/吨（+12.6%）、2.4 万元/吨（+28.5%）。分布式中铝的投资性临界值则是2.0 万元/吨（+9.1%）。
总的来看，当新能源电价参与市场化时，大宗商品对光伏项目的影响是进一步强化。随着新能源电价逐步参与市场化，光伏项目的投资收益会受到多方面的压力，例如投资回报受限、市场竞争加剧、政策调控不确定性，此时对于光伏项目来说成本压力倍增。投资者需要更加关注市场价格波动对项目经营的潜在影响，并采取有效的风险管理措施。
光伏行业作为新能源产业的代表之一，在近年来的快速发展中已经成为大宗商品市场的重要参与者，其对各类大宗商品的影响程度也逐渐显现出来。我们通过量化的方法来评估光伏行业对大宗商品需求的影响力。2023 年我国光伏新增装机创下历史新高，对各品种的需求也出现近翻倍需求增量，大幅度提高各品种占其总需求的比例。产业链各环节扩产意愿较为强烈，在组件产能大规模释放、技术效益提升的情况下，我们预计中国光伏新增装机将维持高位运行。但对于中国而言，光伏产业的发展绕不开消纳问题、用地受限、收益模式变化的“困扰”，因此 2024-2026 年的新增装机的增速相对2023年将大幅度放缓，由此带动对应工业品的需求增量同样放缓。
中国工业硅、纯碱行业处于相对产能过剩的状态，随着大规模产能投放，光伏需求拉动相对有限。对于铜、白银全球供给相对受限的品种，光伏行业对其总需求的影响“话语权”将有所提高。
大宗商品价格的波动对下游行业的影响广泛而深远，涉及到下游的成本、市场需求、供应链稳定性、竞争环境等。2023 年，对于光伏行业来说最明显的变化莫过于硅料的价格的下跌，由此带来的组件价格下降，光伏项目的投资收益增加。大宗商品对光伏项目最直接的影响在于建设成本的变化，项目建设过程中需要大量的原材料，材料的波动可能导致项目资金投入增加，从而影响项目的可行性和吸引力。其次是影响项目的建设周期和进度，在波动较大的情况下可能会导致建设过程中出现供应受阻，延迟建设周期，增加项目的不确定性。另一方面，大宗商品（例如能源）的波动会间接影响光伏项目的盈利能力和商业模式，项目发电收益与煤电基准价和市场交易电价息息相关，对光伏项目的可持续发展性存在较大的影响。
我们通过构建光储一体化项目的模型测算大宗价格波动对光伏装机LCOE和IRR 的敏感性分析，结论是光伏项目对铜价波动的容忍度最低，对纯碱价格波动的容忍度最高（影响力排序：铜＞多晶硅＞钢＞铝＞白银＞纯碱）。此外，大宗对集中式光伏电站的成本传导将主要通过多晶硅、钢材和铜进行；而对分布式光伏电站的成本传导将主要通过多晶硅、铜、铝进行。新能源电价市场化，对于绿电行业来讲是全新的机遇和挑战。传统的固定补贴或电价机制使得光伏项目在一定程度上享受到了稳定的收益。随着电价市场化的推进，绿电项目需要在市场竞争中自行获取收益。这需要整个光伏产业链的共同努力，企业需要具备更高的技术、更低的成本、更好的管理能力。电价市场化下光伏项目的投资收益会受到多方面的压力，例如投资回报受限、市场竞争加剧、政策调控不确定性，光伏项目成本压力倍增。在此背景下，大宗价格向上波动的影响度加强，光伏投资相关方需要更加重视大宗商品行情变化。此外，电价市场化也将为绿电行业带来其他的机遇，通过市场竞争，筛选优质绿电项目，引导绿电产业高质量发展，推动绿电行业的技术创新和产业升级。
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