半导体产业链之单晶硅片行业深度研究
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近期，硅片尺寸之争再起，硅片龙头隆基股份推出 M6 大硅片产品，并同时发布大硅片组件 Hi-MO4，清楚 表明了力推 M6 的意愿。那么 历史 上硅片尺寸经历过怎样的变化过程?隆基为何要力推 M6?与另一尺寸路线 158.75 方单晶相比，M6 有何优势，二者谁将胜出?M6 之后，是否会有更大尺寸的硅片产品推出?本报告试图 解答这些问题。
光伏硅片尺寸源自半导体，经历了从 125 到 156，从 M0 到 M2 这一不断增大的过程。 光伏硅片尺寸标准源 自半导体硅片，在摊薄成本和提高品质这两大需求的推动下，半导体硅片尺寸不断增大，光伏硅片也随之经历 了从小到大的过程。近年来，光伏硅片尺寸经历了 3 次较大的变革:1)1981 至 2012之间，硅片边距由 100 和 125 大幅度增大为156，成本大幅摊薄2)2013 至 2017年，硅片规格从 M0(边距 156，直径 200)变革为 M1 (边距 156.75，直径 205)与 M2(边距 156.75，直径 210)，组件尺寸不变，硅片尺寸增大，从而摊薄成本3) 目前正在进行中的变革是硅片规格从 M2 变革为 158.75 方单晶或者M6大硅片，这次变革增厚了产业链各环节 利润空间，并将硅片尺寸推至当前设备允许的极限。
增大硅片尺寸的驱动力是提高溢价、摊薄成本、拓展利润空间，在这些方面上 M6 比 158.75 方单晶更有优 势。 在电站建设中，使用大硅片高功率组件可以减少支架、汇流箱、电缆等成本，从而摊薄单瓦系统成本，为 组件带来溢价在组件售价端，158.75 方单晶可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱。在制造成本端，大硅片本身可 以摊薄硅片、电池、组件生产环节的非硅成本，从而直接增厚各环节利润在硅片、电池、组件总成本方面: 158.75 方单晶可降低 2 分钱，M6 可降低 5 分钱。因而，总的来看，158.75 方单晶的超额利润为 4 分钱，M6 超 额利润为 13 分钱，M6 的空间更大。在目前的价格水平下，158.75 方单晶所获超额利润基本留在了硅片环节， 而 M6 大部分超额利润流向了组件环节。推广 M6 硅片的原动力在于增厚产业链各环节利润。在定价方面，我 们认为 M6 定价紧跟 M2 即可始终保持竞争优势，使得各环节的摊薄成本内化为本环节的利润，从而使各环节 毛利率均有提高。
M6已达部分设备允许尺寸的极限，短时间内硅片尺寸标准难以再提高。 增大硅片尺寸的限制在于现有设 备的兼容性。通过梳理拉棒切片、电池、组件三个环节用到的主要生产设备，我们发现现有主流设备可以兼容M6硅片，但这一规格已基本达到现有设备允许的尺寸上限，继续增大硅片尺寸则需重新购置部分设备，使得增 大尺寸带来的成本下降被新购设备带来的成本上升所抵消。因而短时间内硅片尺寸标准难以再提高，M6 将在相 当长的一段时间内成为标准上限。
硅片形状分类:方形和准方形
从形状来看，硅片可以分为方形硅片和准方形硅片两大类。方型硅片并非完全正方，而是在四角处也有小 倒角存在，倒角长度 B一般为 2 mm 左右。准方形硅片四角处为圆倒角，尺寸一般比方型硅片的倒角大很多， 在外观上比较明显。
硅片的关键尺寸:边距
对方形硅片来说，因为倒角长度变化不大，所以描述其尺寸的关键在于边距 A。 对准方形硅片来说，由于其制作过程为圆棒切方然后切片，倒角为自然形成，因而其关键尺寸是边距 A 与直径 D。
尺寸标准:源自半导体硅片
光伏硅片与半导体硅片技术本身极为相似，半导体产业规模化发展早于光伏，因而早期光伏硅片尺寸标准 主要源自半导体硅片行业。
半导体硅片尺寸经历了从小到大的过程。60 年代出现了 0.75 英寸的单晶硅片1965 年左右开始出现少量 的 1.5 英寸硅片1975 年左右出现 4 英寸硅片1980 年左右出现 6 寸片1990 年左右出现 8 寸片2000 年左 右出现 12 寸片预计 2020 年左右 18 寸片将开始投入使用。
半导体硅片尺寸不断增大的根本驱动力有两条:1)摊薄成本2)提高品质。硅片尺寸越大，在制成的每 块晶圆上就能切出更多芯片，从而明显摊薄了单位成本。同时随着尺寸的增大，边缘片占比将减少，更多芯片 来自于非边缘区，从而产品质量得到提高。
近年来光伏硅片尺寸经历了3 次变革
光伏硅片尺寸标准的权威是 SEMI(国际半导体产业协会)。跟踪其标准发布 历史 ，可以发现近年来光伏硅片尺寸经历了 3 次主要的变革:
1) 由 100 和 125 大幅度增大为 156此阶段为 1981 至 2012 之间。以 2000 年修改版后的标准 SEMI M6-1000 为例，类原片有 100/125/150 三个尺寸，对应的边距均值分别为 100/125/150 mm，直径分别为 125/150/175 mm，即严格按照半导体硅片尺寸来给定。2012 年，原 SEMI M6 标准被废止，新的 SEMI PV22 标准开始生效，边距 156 被加入到最新标准中
2) 由 156(M0)小幅调整至 156.75(M2)在标准方面，通过修订，新增的 M2 标准尺寸被纳入 SEMI 标 准范围内，获得了业界的认可
3)由 156.75(M2)小幅调整至 158.75 或者大幅增大为 166。此次变革尚在进行中。
第一次尺寸变革:125 到 156
2012 年前，光伏硅片尺寸更多地沿用半导体 6 寸片的规格，但由于电池生产设备的进步和产出量提升的需求，125 mm 硅片逐步被市场淘汰了，产品大多集中到156 mm 上。
从面积上来看，从 125 mm 硅片过渡到 156 mm，使硅片面积增大 50%以上，大大提高了单个组件产品功率，提高了资源开发与利用效率。
相比边距，当时直径的规格较多。边距 125 对应直径 164 mm 为主流，边距 156 对应直径 200 为主流(M0)。
第二次尺寸变革:M0 到 M1 再到 M2
第二次尺寸变革主要是指从 M0(边距 156 mm，直径 200 mm)变革为 M1(边距 156.75 mm，直径 205 mm) 与 M2(边距 156.75 mm，直径 210 mm)。这一变革在组件尺寸不变的情况下增大了硅片面积，从而提高了组件 封装效率。硅片面积的提升主要来自两个方面:1)边距增大使硅片面积增大，主要得益于设备精度不断提高， 可以增大硅片边距、减小组件排版时电池间的冗余留白2)圆角尺寸减小使硅片面积增大，主要得益于拉棒成 本的不断降低，可使用更大直径的硅棒以减小圆角尺寸。
这一变革由中国硅片企业推动，并在 2017 年得到 SEMI 审核通过，成为行业统一的尺寸。2013 年底，隆基、 中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克 5 家企业联合发布 M1 与 M2 硅片标准，在不改变组件尺寸的前提下，M2 通 过提升硅片面积使组件功率提升一档，因而迅速成为行业主流尺寸。
设备无需更改，1 年时间完成切换。此次尺寸改动较小，设备无需做大更改即可生产 M2 硅片，因而切换时 间较短。以隆基为例，在其 2015 年出货产品中，M1 硅片占比 80%，M2 占比仅为 20%2016 年 M2 占比已达 98%2017 年已完全不再生产 M0 与 M1 硅片。
第三次尺寸变革:从 M2 到 M6
M2 尺寸标准并未持续很长时间。由于市场对高功率组件的需求高涨，而已建成的电池产线通过提高效率来 提升功率相对较难，相比之下通过增大电池面积来满足更高的组件功率需求成为了部分厂商的应对之策，使得 硅片尺寸出现了 157.0、157.3、157.5、157.75、158.0 等多样化规格，给产业链的组织管理带来极大的不便。
在此情况下，业内再次考虑尺寸标准化问题，并出现了两种标准化方案:1)158.75 全方片。这一方案在不 改变现有主流组件尺寸的情况下将硅片边距增加到极限 158.75 mm，同时使用方形硅片，以减小倒角处的留白， 从而使得硅片面积增加 3%，对应 60 型组件功率提升约 10W2)166 大硅片(M6)。这一方案是当前主流生产 设备所允许的极限尺寸，统一到这一尺寸后业内企业难以再通过微调尺寸来提升功率，从而使得此方案的持久 性潜力更大。与 M2 硅片相比，其面积增益为 12%，对应 60 型组件功率提升约 40W。
使用大硅片的驱动力有以下两点:
1)在电站建设中，使用大硅片高功率组件可以减少支架、汇流箱、电缆等成本，从而摊薄单瓦系统成本， 为组件带来溢价
2)在制造端，大硅片本身可以摊薄硅片、电池、组件生产环节的非硅成本，从而直接增厚各环节利润
组件售价:158.75 可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱
电站的系统成本由组件成本和非组件成本构成，其中非组件成本可以分为两大类:1)与组件个数相关的成 本，主要包括支架、汇流箱、电缆、桩基和支架安装成本等2)与组件个数无关的成本，主要包括逆变器和变 压器等电气设备、并网接入成本、管理费用等，这部分一般与电站容量相关。在电站容量一定的情况下，组件 个数取决于单个组件功率，因而组件个数相关成本也可叫组件功率相关成本。
对于尺寸、重量相近的光伏组件，在其设计允许范围内，支架、汇流箱、电缆等设备与材料的选型可不做 更改。因而对于单个组串，使用 M2、158.75 全方片和 M6 三种组件的成本相同，由此平摊至单瓦则其组件个数 相关的成本被摊薄，158.75 全方片比 M2 便宜 2 分钱，M6 比 M2 便宜 8 分钱。因此在组件售价端，158.75 全方 片的组件最多可比 M2 的组件溢价 2 分钱，M6 的组件最多可比 M2 的组件溢价 8 分钱。在前期推广阶段，组件 厂可能将此部分溢价让利给下游电站，以推动下游客户偏好转向 M6 硅片。
组件成本:158.75 可摊薄 2 分钱，M6 可摊薄 5 分钱
在总成本方面，158.75 方单晶比 M2 低 2 分钱，M6 比 M2 低 5 分钱。这一成本降低是制造端产业链推广 M6 源动力，也是推广 M6 为产业链增厚的利润空间。拆分到各环节来看: 1)硅片单瓦成本方面，158.75 方单晶硅片比 M2 硅片低 0.1 分钱，M6 硅片比 M2 硅片低 1.6 分钱2)电池成本方面，158.75 方单晶比 M2 低 0.3 分钱，M6 比 M2 低 0.9 分钱3)组件成本方面，158.75 方单晶比 M2 低 1.5 分钱，M6 比 M2 低 2.3 分钱。
硅片成本测算
硅片成本可拆分为硅成本、非硅成本、三费。其中:
1)硅成本与方棒面积成正比，即 M6 比 M2 贵 12%(0.122 元/片)，158.75 比 M2 贵 3%(0.031 元/片)
2)非硅成本中，在拉棒成本方面，圆棒直径变粗使得拉棒速度降低幅度小于圆棒面积增大幅度，最终 M6 比 M2 便宜 6.7%(2.38 元/kg)158.75 方单晶切方剩余率较低，最终使其比 M2 贵 1.5%(0.53 元/kg)。切片成 本大致与方棒面积成正比，最终使得 M6 非硅成本比 M2 贵 7.2%(0.066 元/片)，158.75 比 M2 贵 3.8%(0.036 元/片)
3)三费均以0.40元/片计。
综合来看，在单片成本方面，M6 比 M2 贵 8.1%(0.188 元/片)，158.75 比 M2 贵2.9%(0.066 元/片)平摊到单瓦成本，M6 比M2便宜 0.016 元/W，158.75 与 M2 基本持平。
非硅成本由拉棒成本和切片成本两部分组成。在单位重量拉棒成本方面，直径越大则单位重量长晶速度越快，因而M6 比 M2 便宜方单晶切方剩余率低，因而 158.75 方单晶比 M2 贵。
电池成本测算
置成本、非硅成本、三费。其中: 1)硅片购置成本与硅片定价策略有关，这里以 2019-6-20 价格为例，M2/158.75 方单晶/M6 三种硅片含税价格分别为 3.07/3.47/3.47元/片，摊薄到单瓦后，M6 与 M2 相近，158.75 比 M2 贵 0.049 元/W2)非硅成本方面，M6 比 M2 降 0.009 元/W，158.75 比 M2 便宜 0.002 元/W3)三费均假设为 0.10 元/W。
综合来看，电池环节的附加成本变化不大。
具体来看，在非硅成本中，银浆、铝浆、TMA 等的用量与电池面积相关，最终单瓦成本不变折旧、人工 等与容量产能相关的成本会被摊薄。
组件成本测算
组件成本可拆分为电池购置成本、非硅成本、三费。其中:
1)电池购置成本与电池定价策略有关，目前 M2/158.75 方单晶两种电池含税价格为 1.20/1.24 元/W，M6 电池尚无公开报价，考虑到目前 M6 与 M2 硅片单瓦定价相同，且电池成本变化不大，因而假设定价与 M2 相同
2)非硅成本方面，M6 比 M2 便宜 0.024 元/W，158.75 比 M2 便宜 0.015 元/W
3)三费均假设为 0.20 元/W。
综合来看，电池环节的附加成本降低幅度大于电池环节，但依然变化不大。
具体来看，在非硅成本中，EVA、背板、光伏玻璃等主要组成部分随本来就以面积计价，但 M6 与 158.75 产品提高了面积利用率，成本会有小幅摊薄同时产线的产能节拍不变，但容量产能增加。从而接线盒、折旧、 人工等成本会被摊薄。
各环节利润分配:158.75 超额利润在硅片，M6 超额利润在电池和组件
158.75 超额利润 4 分钱，M6 超额利润 13 分钱，M6 利润空间比 158.75 方单晶大约高 4 个百分点。在组件 售价端，158.75 可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱在成本端，158.75 可降低 2 分钱，M6 可降低 5 分钱，因而 158.75 超额利润为 4 分钱，M6 超额利润为 13 分钱。在所有环节均自产的情况下，158.75 可提高净利率 1.7 个 百分点，M6 可提高净利率 5.2 个百分点。
在利润分配方面，在目前的价格水平下，158.75 方单晶所获超额利润基本留在了硅片环节。M6 电池和组件 尚无公开报价，按照假设电池售价 1.20 元/W、组件售价 2.28 元/W 来计算，超额利润在硅片/电池/组件环节的 分配大致为 0.02/0.01/0.10 元/W，大部分超额利润流向了组件环节。
推广 M6 硅片的原动力在于增厚产业链各环节利润。由于目前硅片尺寸的另一选择是158.75，所以推广 M6 需要在产业链各环节利润空间上同时大于 M2 和 158.75 方单晶。
静态情景:M6 组件定价与 M2 相同，让利下游电站，推动渗透率提升
最直接的推广方式是将 M6 组件价格设定为与 M2 相同，从而将电站端的系统成本摊薄让利给下游电站， 快速提升下游电站对 M6 组件的认可度。
目前 M2 组件价格为 2.20 元/W，若 M6 组件价格同样定为 2.20 元/W，则相应的 M6 电池价格需要下调为 1.20 元/W，与 M2 电池价格相同，以保证组件环节 M6 净利率大于 M2硅片价格可以维持 3.47 元/片不变，此 时电池净利率可保持在 18.3%，依旧高于 M2 电池的净利率 17.8%。在此情境下，M6 各环节净利率均超过 M2， 有利于 M6 推广。
与 158.75 方单晶相比，此时 M6 各环节超额利润为 5 分钱，而 158.75 方单晶超额利润为 4 分钱，M6 更有 优势。具体到各环节来看，M6 硅片环节净利率稍低，但电池和组件环节净利率高，更有利于全产业链共同发展。
动态情景:M6 定价紧跟 M2 即可始终保持竞争优势
在组件价格方面，M6 与 M2 定价保持一致，即可使 M6 组件保持在下游电站选型中的竞争优势。
在电池价格方面，M6 与 M2 定价保持一致，则可使组件环节的成本摊薄沉淀为组件环节的利润，使得对下 游组件厂来说生产 M6 组件时的毛利率始终高于 M2，因而 M6 组件更有吸引力。
在硅片价格方面，保持 M6 与 M2 单位面积的价格相同，则可使电池环节的成本摊薄沉淀为电池环节的利润，使得对电池厂来说生产M6 电池时的毛利率始终高于 M2，因而 M6 电池更有吸引力。
对硅片环节来说，保持 M6 与 M2 单位面积的价格相同则 M6 净利率比 M2 高 4 个点，硅片环节亦有推广动 力。这也为后续继续降价让利给电池、组件、电站留出了更多空间。
增大硅片尺寸的限制在于现有设备的兼容性。通过梳理拉棒切片、电池、组件三个环节用到的主要生产设 备，我们发现现有主流设备可以兼容 M6 硅片，但这一规格已基本达到现有设备允许的尺寸上限，继续增大硅 片尺寸则需重新购置部分设备，使得增大尺寸带来的成本下降被新购设备带来的成本上升所抵消。
拉棒与切片环节:单晶炉等关键设备裕度大，部分设备接近尺寸上限
在拉棒与切片环节，生产工艺主要分为拉棒、切方、切片三步，分别用到了单晶炉、截断机与开方机、切 片机等 4 种设备。总的来看，对于 M6 硅片来说，单晶炉与开方机尺寸尚有较大余量，截断机已接近部分厂家 设备尺寸的上限。
单晶炉:热屏尺寸尚有较大余量。当前主流单晶厂家热屏内径均留有较大余量。M2 硅片外径为 210 mm， 对应的圆棒直径为 214 mm 左右M6 硅片外径为 223 mm，对应的圆棒直径为 228 mm。当前主流单晶炉热屏内 径在 270 mm 左右，拉制直径 228 mm 硅棒完全可行，且无须重大改造。
截断机:M6 尺寸在目前设备加工规格范围内，但已接近设备加工规格上限。切断机用于将硅棒切成小段， 其加工规格较难调整。以连城数控官网提供的多线切断机主要参数来看，其适用的单晶硅棒直径为 155-230 mm。 而 M6 硅片对应的圆棒直径是 228 mm，在该设备加工规格范围内，已接近设备加工规格上限。
开方机:加工尺寸裕度较大。开方机用于将圆棒切成方棒。以高测股份单棒四线开方机为例，其切割棒料 直径为 200-300 mm，开方尺寸为 157-210 mm。M6 硅片对应的方棒直径为 223 mm，开方尺寸为 166 mm，现有 设备裕度较大。
电池环节:扩散炉内径最关键，目前可满足要求
目前主流 PERC 电池的生产工艺分为清洗制绒、扩散、刻蚀、镀膜、激光刻划、印刷栅线、烧结等工序，涉 及的关键设备有扩散炉、PECVD、激光刻槽机、丝网印刷机、烧结炉等。其中扩散炉、PECVD、烧结炉等管式加 热或真空设备尺寸难以调整，因而是硅片加大尺寸的瓶颈环节。若硅片尺寸超出现有设备极限，则只能购置新 设备，成本较高。目前常见的管式设备内径最小 290 mm。
扩散炉:圆棒直径需小于扩散炉炉管直径。在扩散工序中，一般使用石英舟承载硅片，然后将石英舟放置 于扩散炉炉管中。在扩散炉中，硅片轴线方向一般与扩散炉轴线方向平行，因而硅片尺寸需在扩散炉炉管截面 之内，即硅棒的圆棒直径需小于扩散炉炉管直径，且需要留有一定的操作空间。将硅片边距由 156.75 mm 提高 到 166 mm 的同时，硅片外径将由 210 mm 增大到 223 mm，对于内径 290 mm 的扩散炉来说尚可行。在石英舟 方面，其尺寸经过合理设计一般可以满足M6 硅片进出炉体的要求。
PECVD:硅片边距需小于 PECVD 炉管内径。PECVD 与扩散炉的情况有以下两点不同:1)在 PECVD 中，使 用石墨舟装载硅片2)硅片轴线与 PECVD 炉管轴线垂直放置，因而只需硅片边距小于 PECVD 炉管内径即可。 为了提高 PECVD 产能，炉管内径一般较大，以叠放更多硅片。将硅片边距由 156.75 mm 提高到 166 mm 对于内 径 450 mm 的 PECVD 来说无障碍。
丝网印刷机:M6 硅片可兼容。丝网印刷机的传输系统、旋转平台、刮刀头、视觉系统均与硅片尺寸相关。
以科隆威为例，其官网挂出的唯一一款全自动视觉印刷机PV-SP910D 可兼容 M6 硅片。
组件环节:排版串焊与层压设备均近极限
组件环节主要分为排版串焊、叠层、层压、装框、装接线盒、固化清洗、测试包装等工序，主要需要用到 排版机、串焊机、层压机等设备。
排版串焊:可兼容，问题不大。排版串焊机的关键尺寸是组件长和宽，若组件尺寸在设备允许范围内，则 只需更改设置即可适用于大硅片组件若超出设备允许的最大组件尺寸，则很难通过小技改来兼容。以金辰的 高速电池串自动敷设机为例，其适用玻璃组件范围为长 1580-2200 mm、宽 800-1100 mm。预计使用 M6 硅片的 72 型组件长 2120 mm、宽 1052 mm，在排版串焊设备允许范围内。
层压:层压机尺寸已达极限。层压机的层压面积较大，一般一次可以处理多个组件。以金辰 JCCY2336-T 层 压机为例，其层压面积为 2300 mm×3600 mm。在使用 M2 硅片时，该层压机一次可处理 4 块 60 型组件，或 3 块 72 型组件。在使用 M6 硅片时，该层压机同样可以一次处理 4 块 60 型组件或 3 块 72 型组件。对于 60 型组 件来说，处理 M2 硅片组件时，该层压机长度方向的余量为 240 mm，较为宽裕但处理M6 硅片组件时，由于 单片电池尺寸增大 9.25 mm，60 型组件长度将加长 92.5mm，层压机长度方向的余量仅剩 55 mm，较为紧张。
辅材尺寸易调整。组件辅材主要包括光伏玻璃、EVA、背板、接线盒等。其中光伏玻璃、EVA、背板目前幅 宽可生产 166 及更大尺寸材料，仅需调整切割尺寸即可。接线盒不涉及尺寸问题，仅需考虑组件功率提高后接 线盒内部线缆材料可能需要使用更高等级材料。
……
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目前电站的建造成本大概是10元/w左右，因此1mw的电站话费应该自1000万人民币左右。
光伏电站，是指一种利用太阳光能、采用特殊材料诸如晶硅板、逆变器等电子元件组成的发电体系，与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。光伏电站是属于国家鼓励力度最大的绿色电力开发能源项目。
可以分为带蓄电池的独立发电系统和不带蓄电池的并网发电系统。太阳能发电分为光热发电和光伏发电。现时期进入商业化的太阳能电能，指的就是太阳能光伏发电。
光伏发电产品主要用于三大方面：一是为无电场合提供电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草地各种灯具等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。
到2009年，中国并网发电还未开始全面推广，不过，2008年北京奥运会部分用电是由太阳能发电和风力发电提供的。
2013年12月4日，位于青海省共和县光伏发电园区内的世界最大规模水光互补光伏电站——龙羊峡水光互补320兆瓦并网光伏电站正式启动并网运行，利用水光互补性发电，从电源端解决了光伏发电稳定性差的问题。
一、太阳能光伏设备由哪些部件组成。整套设备由太阳能电池组件、支架系统、逆变器、电气配电系统等组成，1到3天可以完成设备的安装、调试，无需对家庭原有线路做任何的改动，即可正常使用25年左右。
二、安装太阳能光伏设备需要什么条件。只要您家具备一定面积无遮挡的平面、斜坡或外墙面条件，均可以申请安装，不破坏屋顶和防水。
三、屋顶分布式光伏系统安不安全。会不会有违建风险。目前分布式光伏发电系统已经发展好几年了，已经有了非常成熟的市场经验。设计及技术上也是非常安全合理的，不用改造房屋，可以根据不同的建筑物环境来设计安装方案。不仅是自建房常见的混凝土屋顶，别墅的琉璃瓦斜屋顶，还是工厂屋顶的彩钢瓦屋顶，都是可以利用建设分布式光伏的。
对于建筑物上发展分布式光伏，国家是大力支持的，出台了各类的支持文件，没有违建风险。电网公司在并网验收方面也是鼓励支持，分布式光伏只要建好了就可以和电网公司公司申请并网，没有指标限制。
四、安装一套太阳能光伏发电设备需要投入多少。根据安装功率，基本型目前每千瓦安装费用为一万元左右，一般别墅家用太阳能光伏发电设备功率在5至8千瓦范围，全部投入在6到10万元。一般农村家用太阳能光伏发电设备功率在3至5千瓦范围，全部投入在3到5万元。(实际价格根据工程实际情况有所调整)。
五、初始投资那么贵，三五万元都可以用十多年电费了，会亏本吗。光伏发电的收益不仅仅是节省电费收益这一项，还有国家补贴，部分还有地方补贴。根据自发自用余电上网的模式，光伏发电总收益=节省电费开支+多余卖电收益+国家补贴+地方补贴。这样算下来，全国大部分地区5-8年就能收回成本了，带来25年稳定的现金流，光伏发电的收益率还是不错的。
关于光伏发电的成本问题，一套优质的光伏发电系统，主要材料占系统总价70%，安装费占10%，剩余的部分为支持企业正常运营的费用。针对于农村用户，国家已经出台了阳光贷款服务，更有光伏扶贫政策，未来不远我们每家每户都能装得起光伏发电了。
六、寿命太低了，而且后期维护费事费力。万一遇到什么灾害，就赔本了。
一套光伏发电系统可正常发电25年以上，如果在严格选择合格的产品，优质的系统集成商可以基本保证后期没有额外的维修费用。大部分品牌企业均对生产的光伏组件提供有限发电质保，20年发电衰减不会超过标称功率的20%。
关于这个抵抗自然灾害的能力，今年珠三角过境14级史上最强台风，竟没有一个电站出问题，都运行平稳。事实证明，按照科学的设计方案建设，光伏电站抵抗自然灾害能力是没问题的。
七、现在是有国家补贴，万一哪天取消了呢。关于补贴问题，国家对于自发自用模式补贴0.42元/度的期限是20年，现在建站后，未来20年都是领取0.42元的度电补贴；如果未来某天取消了补贴，之前的建设的电站都不受影响，只是之后再建光伏电站就享受不到补贴了。所以说抓住现在的补贴投资光伏电站，是黄金时机。
分布式光伏发电还是很广阔的，但任何新生事物的发展道路都不会是一帆风顺的。未来老百姓接受多了，家庭和工商业屋顶安装的多了，人们就会感受到光伏发电带来的生活改变。
八、如何看待有报道说“生产光伏电池组件时消耗大量能源”的消息。光伏电池在生产过程中确实要消耗一定的能量，其中工业硅提纯、高纯多晶硅生产、单晶硅棒/多晶硅锭生产三个环节的能耗较高。但是光伏电池在20年的使用寿命期内能够不断产生能量。据测算，在我国平均日照条件下，光伏发电系统全寿命周期内能量回报超过其能源消耗的15倍以上。在北京以最佳倾角安装的1千瓦屋顶光伏并网系统的能量回收期为1.5-2年，远低于光伏系统的使用寿命期。也就是说，该光伏系统前1.5-2年发出的电量是用来抵消其生产等过程消耗的能量，1.5-2年之后发出的能量都是纯产出的能量。所以，应该从全生命周期的角度评价光伏电池的能耗。
九、我们有多少太阳光可以利用。它能够成为未来主导能源吗。地球表面接受的太阳能辐射能够满足全球能源需求的1万倍。地表每平方米平均每年接收到的辐射大约在1000-2000kWh之间。国际能源署数据显示，在全球4%的沙漠上安装光伏发电系统，就足以满足全球能源需求。光伏发电具有广阔的发展空间(屋顶、建筑面、空地和沙漠等)，潜力十分巨大。
据初步统计，我国仅利用现有建筑屋顶安装分布式光伏发电，其市场潜力就大约为3亿千瓦以上，再加上西部广阔的戈壁，光伏发电市场潜力约为数十亿千瓦以上。随着光伏发电的技术进步和规模化应用，其发电成本还将进一步降低，成为更加具有竞争力的能源供应方式，逐步从补充能源过渡为替代能源，并极有希望成为未来的主导能源。
无锡尚德，中电电气，台湾茂迪相继破产，曾几何时那些雄心勃勃的光伏龙头，在十几年之后都落得个惨淡收场。万里长城今犹在，不见当年秦始皇，不由得让人们心生感叹。前段时间，全世界最低的光伏发电成本纪录再次被打破，惊人地达到了0.0137美元一度，还不足人民币0.1元一度，创造光伏发电"神话"。 如今，绿色发展的号角早已吹响，以光伏发电为代表的可再生能源成为各国推进能源体系转型的"主角"，贝壳投研（ID:Beiketouyan）带领大家了解一下光伏行业。
一、光伏行业概况
1.全球光伏行业概况
随着度电成本的下降及平价时代的到来，长期来看全球光伏市场空间广阔。 光伏作为可再生能源，其渗透率提高是大势所趋。2040年，全球光伏发电在总发电量的占比将达到18.7%，而2018年全球范围内光伏发电渗透率仅为2.2%，2019年我国光伏发电渗透率提升至3.1%，光伏发电的市场空间广阔。
光伏累计装机量未来20年有十倍增长空间。 根据国际能源署2019年在可持续发展假设中的预测，到2040年，全球光伏累计装机量预计达到7200GW（年均光照1100h），而2019年全球光伏累计装机量达到710GW，累计装机量在未来将扩大至目前装机量的十倍。同时根据Solar Power Europe的预测，到2023年全球新增光伏装机容量有望达到250GW以上。
2.国内光伏行业概况
随着国家政策的扶持和光伏行业本身经济性的显现，我国光伏的渗透率将持续提升。 随着光伏成本的快速下降，新增装机规模将快速增长，同时凭借成熟的商业模式和很强竞争力的成本，分布式光伏将成为光伏发展的主要模式。2050年，我国光伏发电总装机规模预计能够达到5000GW，占全国总装机的59%。
我国年新增光伏装机容量有十倍增长空间。 我国发电量从2010年的42277亿千瓦增长到2019年的73253亿千瓦，年化增速6.3%。假设未来我国发电量增速为5%，光伏发电量渗透率到2050年分别提升至30%、35%和40%，年利用小时数为1100小时，可测算出未来30年内每年新增的光伏装机量情况。在三种情况下，到2050年，新增装机量分别有望达到286W/338GW/389GW。
3.光伏行业产业链
（1）硅原料： 要做硅片的话首先要做高纯度的硅料，保利协鑫曾经是绝对的龙头，现在来看未来的领军者很可能是通威股份。
（2）硅片： 市场集中度较高，隆基股份、中环股份单晶市场双寡头格局。2019年全球单晶市场份额占比为62%左右，预计到2021年将进一步提升至85%以上。单晶硅片市场形成双寡头垄断局面，隆基和中环在2019年合计占据市场70%份额，龙头效应显著。
（3）电池： 目前电池集中度很低，分散性较高，现在做的比较好的是通威股份。
（4）组件： 隆基股份、晶科 科技 、晶澳 科技 都有涉及。
（5）装机： 装机系统（包括组件）目前不属于整个光伏产业链的主流环节，因为它们的成本下降和技术迭代基本上要取决于前三个环节，而非技术成本的下降则要取决于所在国家或区域的政策环境和实际情况
二、光伏行业补贴政策
1.补贴政策完成使命，光伏电站收益率回归公用事业属性。
（1）2012年以前，国家发改委采用全国统一的标杆电价（超过1元/kWh），补贴强度超过0.6元/kWh，主要目的是利用高补贴提高市场参与度，孵化国内光伏市场，实现完整产业。
（2）2013-2018年H1，国家按照三类资源区分别确定标杆电价，但同期系统成本下降幅度高于标杆电价下调速度，大量项目IRR一度超过20%，国内市场呈现爆发性增长；但同时，伴随着补贴缺口的扩大，"531"政策紧急出台，市场踩下急刹车。
（3）2019-2020年，竞价方案出炉，用少量的补贴，市场化竞价的方式最大化装机规模，此时补贴强度也降到五分钱以内。市场用竞价作为过渡方式，引领行业进入平价最后一公里；
（4）2021年以后，补贴政策将正式退出市场。
近十年的补贴顺利的完成了它的使命，将国内市场2011年2GW左右的规模培育到现在40-50GW级别，也使得光伏成本大幅下降； 未来，国内光伏电站将回归市场化的竞争，海外平价市场也在持续增加，光伏电站整体收益率也将趋近公用事业。
2.核心评价指标将从内部收益率（IRR）向度电成本切换。
补贴驱动的时代，高IRR吸引各路民间资本进入，民企的电站份额占比一度达到70%。 高补贴下，由于光伏组件长期降价特点，以及"路条"和并网截止时间的限定，建设方倾向采用简单的电站形式（越晚采购组件、越快完成并网）和尽量大的规模即可满足收益率和利润要求，此时初始投资主导的回报周期（收益率IRR评价）是核心指标。
平价时代，初始投资的快速回收已不现实，全生命周期的稳定收益更切实际 。因此，度电成本成为了核心指标，而长期作战能力更强（资金实力强）的国企成为了主要玩家。
三、光伏行业技术及龙头公司
1.光伏技术
（1）光储结合+BIPV，应用创新改变未来用能模式
分布式光伏与储能结合有望改变家庭、商业机构等用能模式，打开分布式成长空间。 低成本的光伏发电结合经济的储能设备（光伏＋储能）不仅可减少电费支出还可以平滑峰谷差和参与需求响应获取相应收益。分布式光伏＋储能模式可广泛应用于家庭、社区、工业园区、商业建筑等不同场景中，借助于电力市场的价格机制实现多种商业模式，光伏＋储能将实现从购买产品向提供服务转变。
BIPV是分布式应用的突破，发展前景广阔。 BIPV全球市场空间广大，以工业厂房用BIPV为例，2018年国内新增工业面积7 亿平米，按照光伏电站一般1MW对应1.1万平米，则极限假设下，工业厂房对应BIPV市场空间在64GW。
（2）异质结发电效率高，技术路线清晰，是下一代光伏电池技术方向。
异质结电池处于产业突破期，技术及降本路线清晰。 异质结电池转换效率高，拓展潜力大，工艺简单并且降本路线清晰，契合了光伏产业发展的规律，是最有潜力的下一代电池技术，目前正处于产业导入期，具有长期投资价值。
异质结电池拥有优良特性，相比PERC享有更高的溢价。 异质结电池的核心优势：
1）效率高，主要源自禁带宽度；2）发电能力强，主要来自于高双面率、低衰减、低温度系数。根据我们测算，异质结发电能力(温度系数、效率、双面率较高）提升可以带来BOS成本0.1元/W的溢价，优良的抗PID和LID性能可以在LCOE方面拥有0.2元/W溢价。
2.光伏行业龙头公司
（1）隆基股份——全球光伏制造王者
耕耘单晶塑造核心竞争力，布局下游打开增量空间。 隆基股份依靠团队、技术、品牌塑造核心竞争力，把握光伏产业链最具价值的硅片环节，并向下游市场拓展。公司产业链话语权强劲，拥有行业定价权及重塑行业格局的实力，通过硅片端强韧的盈利能力有能力促使行业格局进一步优化，市场集中度进一步提升。
把握光伏行业本质，隆基股份已打造坚固护城河。 隆基股份深刻把握通过技术进步降低发电成本的行业本质，有力地推动了光伏产业发展。隆基股份的核心竞争力为公司管理团队优秀、拥有核心技术壁垒和品牌价值。
（2）通威股份——硅料电池双环节龙头
多晶硅产能成本优势显著，受益行业供给端优化。 受2019年多晶硅产能进入集中投产期影响，硅料价格下滑使得产业链盈利压力较大，而2020年以来供给端逐步出清，硅料价格有望触底回升。公司新产能布局低电价地区，生产成本降至4万元/吨以下。高品质硅料叠加低成本，公司有望进一步巩固行业龙头地位。
电池片非硅成本领先行业水平，有望受益集中度提升。 通威股份不断推动电池片成本下降，并结合大尺寸电池技术，目前电池片非硅成本低于行业平均成本25%，远期仍将继续推动成本下降。同时通威股份积极布局PERC+、Topcon、HJT等新型产品技术路线，有望引领行业并加速市场集中度提升。
聚焦规模化"渔光一体"基地开发与建设，打造新的利润增长点 。通威股份打造"渔光一体"模式， 探索 新型水产养殖模式，不断推动"渔光一体"基地规模化、专业化、智能化发展，以增厚公司业绩。
（3）中环股份——光伏单晶硅技术领先
中环股份掌握光伏单晶硅关键技术，引领国内大尺寸光伏硅片发展。 中环股份是国内最早领先制作光伏硅片的厂商之一。
中环股份以硅材料为立足点，专注单晶硅技术，打通半导体、光伏两条产业链 。中环股份主营业务围绕硅材料展开，专注单晶硅的研发和生产，以单晶硅为起点和基础，定位战略新兴产业，朝着纵深化、延展化方向发展。中环股份抢先推出超大M12"夸父"系列光伏硅片，光伏发电转换效率大幅提升。
四、总结
光伏近十年超过80%的发电成本降幅和持续不断的技术创新实现非硅成本进一步下降，而油、煤、气等传统能源的利用形式已非常成熟， 在贝壳投研（ID:Beiketouyan）看来光伏将成为未来最有成本竞争力的一种能源形式之一，光伏公司未来极具看点。 （ty003）
随着日益受重视的“双碳”时间表敲定，"光伏"成了资本市场最热门的概念之一。在政策推动下，光伏玻璃的需求激增，一个巨大的市场已经出现。光伏玻璃和普通玻璃有什么不同？又在光伏产业链中发挥什么作用呢？下文带你彻底读懂光伏玻璃！
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光伏玻璃利好，下半年需求回升
历史上光伏玻璃一度被纳入平板玻璃产能置换范围，2020年下半年，扩张受限的产能无法应对高景气度下的爆发性需求，光伏玻璃出现供需失衡，价格飙涨。
在多家光伏组件企业的联合呼吁下，去年12月，工信部发文明确光伏压延玻璃项目可不制定产能置换方案。受新政策影响，2021年起光伏玻璃扩产增速。
2020下半年光伏玻璃价格在供需紧张的推动下快速上涨，不到半年的时间价格涨幅接近80%。进入2021年3月份以来，光伏玻璃价格已回落到历史低点徘徊，但根据CPIA测算，今年新增装机55GW左右的情况下，上半年仅完成了不到10GW，下半年供需格局向好，光伏玻璃价格有望小幅反弹。
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光伏玻璃在光伏产业链中的位置
概括来说，光伏产业链行业上游为从硅料到硅片的原材料制备环节；中游则是从光伏电池开始到光伏组件的制造环节，负责生产有效发电设备；下游则是应用端，即光伏发电系统。
那么，正处于黄金赛道的光伏产业，都有哪些参与企业？
光伏产业链全景图谱如下：
要生产一台光伏组件，仅有硅料、硅片和电池显然是远远不够的，还需要一系列非硅辅材相配合。辅材的性能对组件最终性能同样有着重要影响。
光伏玻璃就是光伏产业链上重要的辅件！目前常见的组件辅材包括互联条、汇流条、钢化玻璃、胶膜、背板、铝合金、硅胶、接线盒共八种。
从成本端看，辅材中成本占比排名前五的分别是边框、玻璃、胶膜、背板以及焊带。其中边框在非硅成本中占比最高，而玻璃、胶膜以及背板则是光伏组件的核心辅材，对设备的最终性能有重要影响。
（图中为2020年数据，不适用于2021年，但整体情况不会有太大变化）
光伏玻璃的发展主要受上下游驱动，目前的主要趋势分别是增大与减薄。
尺寸增大主要是受上游影响。由于硅片尺寸的逐渐增长，作为封装面板的玻璃板也必须同步增大，方能满足上游需求。但当前行业内能够生产大尺寸玻璃的企业不多，这导致了一定程度的供需错配，助推了玻璃价格上涨。未来如何尽快调整产能，是对生产企业的挑战。
减薄则一是降本需求，二也与光伏组件设计有关。目前，部分双面组件采取的是正反面均用玻璃封装的双玻璃路线，正反双面均使用2.5/2.0mm厚度玻璃，而非传统的3.2mm。这既是为了设备整体减重，也是出于成本考虑。考虑到双面组件渗透率的持续增长，未来光伏玻璃减薄也将持续。
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光伏玻璃的制作流程
光伏玻璃一般用作光伏组件的封装面板，直接与外界环境接触，其耐候性、强度、透光率等指标对光伏组件的寿命和长期发电效率起核心作用。目前光伏玻璃有三种主要产品形态：超白压花玻璃、超白加工浮法玻璃，以及透明导电氧化物镀膜(TCO)玻璃。
通常来说，硅片光伏组件主要使用超白压花玻璃或超白加工浮法玻璃，一方面可以对太阳能电池起到保护作用，增加光伏组件的使用寿命。另一方面，超白压花玻璃及超白加工浮法玻璃的含铁量相对较低，透光率更高，能够提高组件发电效率。
光伏玻璃制造流程
主要分为原片生产和深加工两个环节。其中，原片生产指将原料熔化制成为玻璃原片半成品的过程，主要包括配料、熔制、澄清、压延、退火、切片、装箱等步骤。原片生产是光伏玻璃的制作核心环节，原片玻璃生产环节决定玻璃的透光率与瑕疵度，其工艺水平直接决定了产品质量和生产效率，是各家厂商拉开单位成本的关键所在。深加工指以原片为基本原料，通过精切、磨边、清洗、镀膜、钢化、装箱等步骤提升玻璃的物理和化学性能的最终产品，用作组件的封装面板。
此外，为了增加玻璃的强度，玻璃还要经过钢化处理。
光伏玻璃工艺难点
主要在于低铁控制和温度控制：超白玻璃生产工艺难度较高，主要体现在配料和熔制环节， 压延、退火、切片等原片生产的其他环节以及深加工的主要环节均与普通玻璃的生产工艺差异不大。
（1）低铁控制：光伏玻璃对铁含量的要求很高，在配料计算中，一般以各厂商配方的标准成分为基 准，对各种原料化学成分含量进行配平运算，而 Fe2O3在计算中为带入项，因此对各项原料的化学成 分含量特别是铁含量有明确要求。在制作过程中需严格控制原料的化学成分、精确控制原料称量、 尽可能提高配合料均匀度等工艺标准，同时原料输送设备必须采取高效除铁控制措施，以避免造成 原料的二次污染。
（2）精确控制熔窑玻璃液上下温差：超白玻璃铁含量低，玻璃液透热性好，垂直方向上温度梯度减小，导致池底的温度升高，表面温度降低，造成玻璃液上下温差减小，玻璃液对流减弱，微气泡不 易排出，澄清难度增加。因此熔窑的结构设计上，需要适当增加窑炉池深，采用逐级抬高的台阶式 池底结构，设置鼓泡装置和窑坎结构，采用窄长卡脖结构，主横通路设置调压小烟囱，池壁设计为拐角形式等；在工艺控制上主要体现在两个方面：一是玻璃色泽的控制，窑炉气氛需调整为氧化性， 对燃料的成分也需要控制，避免产生硫化铁降低白度。二是玻璃澄清质量的控制，一般采用多点温度控制技术确保温度的精细控制。
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光伏玻璃与普通玻璃的区别
光伏玻璃性能特别，技术认证复杂，客户黏性高。成品的光伏玻璃具有高太阳能透过比、低吸收比、低反射比和高强度等特点。光伏玻璃的质量直接决定了光伏组件的产品性能、效率及寿命，因此光伏玻璃的技术认证更为严格、复杂。由于认证复杂、周期较长且成本不低，光伏电池玻璃企业一旦与组件厂商建立了购销关系，一般较为稳定。
光伏玻璃生产成本相对刚性。在原片玻璃生产环节中，重质纯碱和石英砂是主要的生产原材料。为了保证原片玻璃的高太阳能透过率，玻璃含铁量比普通玻璃低，一般要控制在0.015%-0.02%左右；因此原片玻璃生产中需使用高透光度低铁含量石英砂，石英砂中二氧化硅和铁的含量决定其品质。实际生产中，直接材料占总成本比重大概40%，燃料和动力占比约40%，这些材料和燃料的成本相对刚性，厂商主要通过做大窑炉来降低能耗和人工成本等手段降低成本。
光伏玻璃具有较高的行业壁垒。光伏玻璃技术壁垒较高，长期技术经验积累和完备的工艺流程构成 了非玻璃生产企业进入光伏玻璃行业的主要障碍。此外，与普通玻璃生产线相比，超白玻璃生产线 在料方设计、配料工艺、窑池结构、熔化工艺、控制流程等方面均有更高要求，普通玻璃的生产线无法轻易转换为光伏玻璃生产线。除技术壁垒外，光伏玻璃行业还具有认证、客户、规模等方面的 进入壁垒，形成了新进入者寥寥的整体格局。
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光伏玻璃的主要成分
光伏玻璃的成本主要由原材料、燃料动力、人工成本、 制造费用等构成，其中原材料和燃料动力占成本的 80%以上。
光伏玻璃的原料包括石英砂、长石、白云石、石灰石、纯碱、芒硝等，由于不同产地原料的成分差异较大，因此为保证原料成分稳定，一般会选择定点砂矿采购优质低铁原料。
扩展阅读：光伏玻璃主要原料的地域分布
我国石英矿储藏量丰富，安徽凤阳、江苏东海、安徽蚌埠、广东河源、江苏新沂、新疆准东、辽宁彰武、 河北灵寿等地均为石英砂产业聚集地，但符合标准的砂矿不多，主要分布在安徽凤阳、广东河源、 广西、海南等地。
钾长石是由硅氧四面体组成架状晶体结构钾的铝硅酸盐矿物，一般呈肉红色、黄白色、白色或灰色，具有熔点低、熔融间隔时间长、熔融粘度高等特点。我国钾长石储量约79.14 亿吨，黑龙江、新疆、陕西、青海、云南、山西、辽宁、河北、河南、江苏、安徽、福建、广东、广西、四川、山东等19个省（区）市已有探明有大中型储量的矿床，其中黑龙江、新疆、陕西、青海的储量约占钾长石已探明储量的90%。
白云石是构成白云岩和白云质灰岩的主要矿物成分，与白云石共生或伴生的矿物主要有方解石、菱镁矿、长石、石英、石膏等。我国白云石矿产资源分布广泛，几乎各省都有分布；储量丰富，目前已探明可开采白云石矿资源储量超过200亿吨，主要分布在山西、河北、宁夏、吉林、河南、辽宁、内蒙等地。
石灰岩资源在我国储量丰富，除上海、香港、澳门外，在各省、直辖市、自治区均有分布。据原国家建材局地质中心统计，全国石灰岩分布面积达43.8万KM2（未包括西藏和台湾），约占国土面积的1/20，其中能供做水泥原料的石灰岩资源量约占总资源量的1/4～1/3。
原料
一般占光伏玻璃成本比重 30%-40%。在原料中，纯碱占比接近 50%， 石英砂超过 25%，其他原材料成本不足 25%。
一般情况下，为节省运费，企业会本着就近原则在当地采购石英砂。石英砂价格波动相对较小，一般随 CPI 波动，此外，一 些企业为了保障原料供应安全，锁定石英砂采购成本，直接投资相关矿产，如信义光能控制了部分广西北海、广东河源的石英砂资源，福莱特拥有安徽凤阳储量 1,800 万吨的优质石英砂采矿权等。
纯碱是影响光伏玻璃成本的主要因素之一。纯碱上游为原材料盐与氨气，成本相对较为稳定， 价格变化主要受下游需求影响。纯碱下游有玻璃、无机盐、氧化铝、玻璃、洗涤用品等行业，其中玻璃消耗纯碱占比达 55%，对纯碱的价格影响最大，因此总体上纯碱价格走势与玻璃需求有一定相关性。
光伏玻璃的燃料动力主要包括石油类燃料、电和天然气等。原片生产环节主要能耗以天然气、石油类燃料和电为主，其中窑炉为主要耗能设备；深加工环节以用电为主，其中钢化炉为主要用电设备。
燃料
成本一般占光伏玻璃总成本的 30%-40%。石油类燃料是影响燃料成本的主要因素，其中电力和天然气由市政供应，为政府指导价，各地价格略有不同，总体而言较为稳定，而石油类燃料受国际原油价格影响波动较大，价格也更难判断，因此是成本变动的最主要来源。
一般而言，每吨石油焦价格下降 100 元，每重箱玻璃生产成本下降 1.06 元。为尽量降低石油类燃料价格大幅波动对成本的影响，行业内许多公司装配石油类燃料和天然气双燃料系统，可根据石油类燃料和天然气的价格效益比合理选择燃料结构，且近年来受制于环保压力，厂商越来越重视天然气的使用，如福莱特最新设计的 1,200 吨/日熔炉以天然气为主要燃料，石油类燃料为备用系统。以福莱特为例，虽然尽管 2015-2018H1 期间，原油价格波动超过了 240%，但总体上燃料动力费用占采购金额的比例在 39%-45% 之间波动。
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国内光伏企业龙头有哪些
光伏玻璃行业的主要参与者有信义光能、福莱特、彩虹、金信太阳能、南玻、中建材等企业，其中信义光能和福莱特处于第一梯队，彩虹、金信、南玻处于第二梯队。目前信义、福莱特、彩虹是市场占有率最高的三家企业。
行业龙头介绍
信义光能：公司为全球最大的光伏玻璃制造商，截至2019年12月31日，公司拥有总计日熔化量7,800吨的光伏玻璃生产线，占有全球超过 30% 的市场份额。2020年公司新增6条太阳能玻璃生产线总产能为6,000吨/日，预期2020年和2021年产能将分别增长至11,800和13,800吨。
公司光伏玻璃拥有三大生产基地，分别位于芜湖天津以及马六甲市，都在沿海城市。沿海城市耗电量大，是光伏玻璃下游客户产能集聚的位置，而贴近下游，客户能够减少运输成本、原材料方面公司自建了北海石英砂生产基地，建成后可以进一步降低公司原材料成本。
公司是全球首家于商业生产中采用日熔量1,000吨一窑四线生产线的生产商，公司日熔量高于行业平均水平，大尺寸窑炉的燃烧效率更高，单位能耗更低，具有单线成本优势，同时大窑炉对人工成本和制造费用上也更具摊薄，优势公司光伏玻璃窑炉良品率为82%。
福莱特：截至2019年12月31日，公司拥有总计日熔化量5,400吨的光伏玻璃生产线，占有全球超过20%的市场份额，为全球第二大的光伏玻璃制造商。公司新增四条太阳能玻璃生产线，总产能为4,400吨/日，将分别于2020年和2021年新增2000吨/日和2400吨/日产能。此外，根据公司A股发行预案，公司将进一步扩充安徽凤阳2*1200吨/日窑炉线，预计2020、2021、2022年，日熔产能分别可达6,400、11,000、12,200吨/日。
公司还拥有安徽凤阳储量1,800万吨的优质石英砂采矿权，在提升原材料品质的同时，又巩固了原材料供应的稳定性，通过技术的提升以及优秀的供应链管理公司，光伏玻璃的单位成本从2017年的17.99元/平方米下降至2019年的15.96元/平方米，降幅达12.72%。公司原产能和新产能良品率分别为80%和95%，高于信义光能。
公司A股IPO项目年产90万吨光伏组件盖板玻璃项目的单窑熔量，已经从公司原有产能的300-600吨，大幅提升至1000吨，而今年新建的75万吨产能又进一步提升至1200吨。
根据业内不完全统计，2021年至今，光伏玻璃企业至少公布了12个重大光伏玻璃扩产项目，总投资额接近450亿元。前两个项目投资均超过100亿元，属于凯盛集团与彩虹新能源。但需要注意的是，光伏玻璃产能释放时间较长，一般建设周期为1.5-2年。所以今年扩产的项目，预计要到2023年才可能完全释放，所以短期内产能供给的局面难以得到有效缓解。
从历年光伏玻璃产能来看，信义光能、福莱特的产能一直排列最前。而今年信义光能、福莱特、洛阳玻璃、亚玛顿均有扩产，从产能爬坡来看，有望在2023年之前投产。信义光能与福莱特实际在产产能分别为10,800t/d、9,200t/d，福莱特安徽凤阳2条1,000 t/d产线将于2021下半年投产。国内规划及在建产能合计8,400 t/d，将于2021、2022年建成总产能12,200、18,200 t/d。
来源：放大灯、全球光伏、未来智库等
大概配置是这样：20W电池板150元 40A铅酸电池200元 5A控制器80元96粒自制LED灯3盏45元 36粒LED灯10盏110元 开关13个13元 电线3层楼共计100米100元 电池板支架50元 共计约800元左右（不含人工）
1.电池板是在淘宝购买的，没有支架，所以自己动手做了个支架，安装在楼顶，向南倾斜30度安装，每天日照10小时。
2.电池选用的是40A的12V铅酸电池，考虑到成本以及所带用电器负荷，所以不用专用电池。
3 .20W电池板的电路电流是1A左右，所有灯开启后电流是1.75A,所以选用5A的控制器足够了。
4。楼下和楼上客厅采用96粒LED灯，亮度和30W荧光灯一样，其余房间使用36粒LED灯，相当于20W荧光灯（房间较小，会反光）。LED是在淘宝买的，每粒0.08元正白光，还有12V稳压电路及安装板，剩余就是自己焊接。
5.开关用的是外形5CM**2.5M的开关，和家用开关不一样，主要是为了区分方便两种电源。
6.线采用的是低压直流低电阻的摄像头电源专用线，便宜的同时适合12V的低电阻特点。由于房子盖好几年了，当时没有考虑到这点，安装这个系统的时候重新撬开线槽埋线，很麻烦，但是一次铺好长期受益。
7.电池和控制器安放在3楼，和楼顶的电池板相连。由一个主线向下楼层提供电源，蓄电池和主线间加装了两个汽车专用5A保险片，电流超过5A就烧坏保险，防止短路和其他危险。楼层间每个房间的开关和灯再次并联到主线。在常住的二楼留有一个电源接口，考虑到冬天或连续阴雨天电池亏空时使用市电给蓄电池充电，保证电池不会因为亏得损坏。
8.系统参数可以根据自己使用要求购买零件，主要因素有：以下是以我的需求考虑。1.光照每天大概10小时，有效发电时间8小时，电池板电流1A，1A*8小时=约7A（除去损耗），全部灯开启1.75A，每天工作3小时 3*1.75=5.25A(当然每天不可能三层楼全部同时开灯，实际4-5盏灯开4-5小时），电池选用40A，这样可以保证每天没用完的电量储存起来，在连续3-5个阴雨天的时候可以使用。
9.太阳能发电现在的价格只适合做照明，其他的用电不适合，所以我家重新安装了一个线路，和市电的区分开，若太阳能发电用于其他220V用电器，必须加逆变器，现在市场上的逆变器效率很低，没有宣传的那么好，且要增加电池板的功率和电池容量，使得成本根本无法接受且系统不稳定。建议在建房屋预先铺设好12V太阳能发电的专用线路，不要像我一样再次撬开线槽安装。
10.照明应使用12V电源的led照明灯，因其省电、亮度高、寿命长的特点。想节约成本的也可以像我一样自己动手，条件是要有电工基础和电路安全意识，市场上的成品有点贵。
11.现在我家的整套系统使用已经6个月了，暂时没有发现LED烧坏或其他现象，一直良好的为我提供服务，夏天和冬天用电高峰停电是我最烦恼的，孩子才几个月，停电了黑漆漆的也使劲哭，有了太阳能发电后这些问题都解决了，更高兴的是在停电后邻居只能买蜡烛或用其他短期蓄电池照明、汽油发电的方法，而我家则可以安静、明亮、长期的开灯，这是我最自豪的时刻，因为自己动手享受劳动的成果。
12.当然也有人向我购买这些东西，出于以下原因我拒绝了。在乡镇里专用的太阳能发电系统别人买不起，便宜的无法保证质量，再说了自己手工制作出售不可能一直专心，质量谁能保证，用电安全是个不可忽视的问题啊，这责任我也承担不起。只能期待有更好的解决方法。特别提示想动手的朋友安全！
半导体这个板块在股市中非常热门，很多投资者都比较看好半导体的股票，帝科股份也属于这个行业，还有着不错的走势。下面就来扒一扒帝科股份靠不靠谱。大家在深入研究帝科股份前，先来瞅瞅半导体行业龙头股名单吧，大家不要错过哦：宝藏资料！半导体行业龙头股一栏表
一、从公司角度来看
公司介绍：无锡帝科电子材料股份有限公司的主营业务为用于光伏电池金属化环节的导电银浆的研发、生产和销售。
公司凭借产品研发、客户服务以及精准的市场定位在市场中树立了"高效、稳定、可靠"的良好品牌形象,取得了2016年及2017年度"中国光伏品牌排行最佳材料商"、"2017年度光伏材料企业"、无锡尚德"2017年度优质供应商"等荣誉。
由简介能发现帝科股份还是蛮有实力的，接着我们通过优点研究帝科股份是否值得大家投资。
亮点一：光伏银浆龙头企业，经营稳健
公司的核心产品是正面银浆，其营收占比、毛利占比都在90%以上，自2016年以来，公司正面银浆销量增长激增，销量同比逐步提升。客户涵盖范围有晶科能源、通威股份、晶澳太阳能、天合光能等多个电池业的龙头厂家。现如今，该公司已然踏进了杜邦、贺利氏、三星SDI、硕禾等一线正面银浆供应商梯队，成为国内正面银浆最主要供应商之一。
亮点二：产能提升，盈利能力提高
为了满足生产需求，公司募集到资金总计4.6亿元，可以用于投资年产500吨正面银浆搬迁及产能扩建项目、研究发明中心建设项目和补充流动资金。其中新增年产能255.20吨，有助于进一步提高公司的品牌影响力及市场占有率，此外，也有利于提升规模效应，使得公司在产业链中的议价能力得以提高，能够有效地降低采购成本，提高产品的利润率和盈利能力。
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二、从行业角度看
光伏产业在全球正处于高景气周期，全球能源结构不断向新能源转型，中国制定“双碳目标”，全球各国前后多次定制政策推进光伏产业进步，帮助光伏产业更快地打开市场。
身为光伏产业链中的正面银浆，它具有好的前景，国产正银供给较少，推进正银国产化非常有必要。正面银浆占太阳能电池片总成本约10%，在非硅成本中占比三成以上，光伏产业实现了降成本、升效率的目标，浆料国产化是降低成本的有效途径。
国产正银市场占比近半，发展向好。帝科股份，它作为正面银浆的领头羊企业，在市场竞争中所面临的压力很小，随着光伏行业发展的步伐不断加快，帝科股份所能做到了不止扩大市场份额，还能够进一步扩大市场优势抢占市场先机。
综上所述，正面银浆市场市场前景非常好，帝科股份这一龙头企业受到市场青睐，拥有很大上升空间。可文章是会比较滞后的，若是对帝科股份未来行情感兴趣，直接点一下链接，有专业的投顾帮你诊股，让你知道帝科股份估值究竟是高估还是低估：【免费】测一测帝科股份现在是高估还是低估？
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半导体这个板块在股市中非常具有竞争力，很多投资者都喜欢买半导体的股票，帝科股份也属于半导体行业中的一员，并且走势良好。下面我就分析一下帝科股份值不值得投资。深扒帝科股份前，不如先看一看半导体行业龙头股名单，戳这里领取一下吧：宝藏资料！半导体行业龙头股一栏表
一、从公司角度来看
公司介绍：无锡帝科电子材料股份有限公司的主营业务为用于光伏电池金属化环节的导电银浆的研发、生产和销售。
公司凭借产品研发、客户服务以及精准的市场定位在市场中树立了"高效、稳定、可靠"的良好品牌形象,取得了2016年及2017年度"中国光伏品牌排行最佳材料商"、"2017年度光伏材料企业"、无锡尚德"2017年度优质供应商"等荣誉。
从公司介绍可以发现帝科股份还是很有实力的，接下来我们通过好的地方解析帝科股份是否可以投资。
亮点一：光伏银浆龙头企业，经营稳健
公司的核心产品是正面银浆，其营收占比、毛利占比都在90%以上，从2016年算起，公司正面银浆销量增长激增，销量情况也在稳步提升当中。客户涵盖范围有晶科能源、通威股份、晶澳太阳能、天合光能等多个电池业的龙头厂家。而今公司已成功迈入了杜邦、贺利氏、三星SDI、硕禾等一线正面银浆所在的供应商梯队，已经是国内正面银浆最主要供应商之一。
亮点二：产能提升，盈利能力提高
为了满足生产需求，公司募集到资金总计4.6亿元，主要作用于投资年产500吨正面银浆搬移及产能扩建项目、研究中心建设项目和填充流动资金。当中新增年产能有255.20吨，公司的品牌影响力及市场占有率有利于进一步提高，同时对规模效应的提升也非常有利，提高公司在产业链中的讲价能力，可以有效地下降采购资金，增强产品的利润率和盈利能力。
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二、从行业角度看
全球光伏产业正进入发展的繁荣时期，全球能源结构不断向新能源转型，中国制定“双碳目标”，全球各国前后多次定制政策推进光伏产业进步，帮助光伏产业更快地打开市场。
作为光伏产业链中的正面银浆，它的发展空间挺大的，目前国产正银供给相对较少，正银国产化正快速推进。正面银浆占太阳能电池片总成本约10%，在非硅成本占比较高，有效降低了光伏产业的资源成本，降低成本方式包括浆料国产化，这是降低成本的一个有效途径。
国产正银市场前景广阔，占比还将继续提升。帝科股份，它作为正面银浆的领头羊企业，有绝对的市场竞争力，在光伏行业进一步发展中，帝科股份有机会扩大市场中的份额，获得市场青睐。
综合来说，正面银浆市场市场前景还是比较好的，帝科股份有着极好的发展前景。不过文章存在滞后性，假若大家想知道帝科股份未来行情，可以直接点击链接，有专业的投顾可以帮大家进行诊股，帮你看一下帝科股份估值是高估还是低估：【免费】测一测帝科股份现在是高估还是低估？
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一、从公司角度来看
公司介绍：无锡帝科电子材料股份有限公司的主营业务为用于光伏电池金属化环节的导电银浆的研发、生产和销售。
公司凭借产品研发、客户服务以及精准的市场定位在市场中树立了"高效、稳定、可靠"的良好品牌形象,取得了2016年及2017年度"中国光伏品牌排行最佳材料商"、"2017年度光伏材料企业"、无锡尚德"2017年度优质供应商"等荣誉。
从公司介绍可以发现帝科股份还是很有实力的，下面我们通过亮点分析帝科股份值不值得投资。
亮点一：光伏银浆龙头企业，经营稳健
公司的核心产品是正面银浆，其整体营收和毛利占比都是在90%以上。从2016年算起，公司正面银浆销量增长激增，销量情况也在稳步提升当中。通威股份、晶科能源、天合光能、晶澳太阳能等位居前列的电池片厂家都在它的客户涵盖范围内。如今，公司已经挤进了杜邦、贺利氏、三星SDI、硕禾等一线正面银浆所在的供应商梯队，已经是国内正面银浆最主要供应商之一。
亮点二：产能提升，盈利能力提高
公司募集到总计4.6亿元的资金用于满足生产的需求，应用投资年产500吨正面银浆搬迁及产能扩充项目、研发中心建设项目和补充流动资金。其中新增了255.20吨产能，可以进一步增加公司的品牌影响力及市场占有率，同时对规模效应的提升也非常有利，提高公司在产业链中的议价能力，能够使采购成本有效地降低，产品的利润率和盈利能力得已提高。
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二、从行业角度看
光伏在全球现阶段处于非常时期，全球能源结构不断向新能源转型，中国制定“双碳目标”，世界好几个国家先后多次制定政策促进光伏产业发展，为企业的光伏产业发展保驾护航。
作为光伏产业链中的正面银浆，它是有发展前景的，推进正银国产化可以有效地满足国产正银市场需求。正面银浆占太阳能电池片总成本约10%，在非硅成本中占比三成以上，光伏产业实现了降成本、升效率的目标，降低成本有很多方式，浆料国产化就是其中一种方式。
国产正银市场前景广阔，占比还将继续提升。其实帝科股份作为正面银浆的佼佼者企业，有绝对的市场竞争力，随着光伏行业的不断发展，帝科股份能够凭借自身实力抢占市场先机并且扩大市场份额。
总的来说，正面银浆市场市场前景广阔，帝科股份发展前景一片光明，拥有极好的市场优势。可是文章不是实时更新的，若是对帝科股份未来行情感兴趣，直接点一下链接，有专业的投顾帮你诊股，帮助你了解帝科股份估值到底是高估还是低估：【免费】测一测帝科股份现在是高估还是低估？
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从简介上看帝科股份实力不错，下面我们从亮点分析帝科股份可不可以投资。
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作为公司的核心产品--正面银浆，不仅是营业收入占比超过90%，毛利率也一样高。2016年开始，公司正面银浆销量增长激增，销量也紧随着增长不少。通威股份、晶科能源、天合光能、晶澳太阳能等多个头部电池片厂家都属于其客户之一。现在，公司正面银浆已经跻身于杜邦、贺利氏、三星SDI、硕禾等一线正面银浆供应商梯队，此外，还是国内正面银浆最主要供应商之一。
亮点二：产能提升，盈利能力提高
公司为了扩大生产，采用了募集的方式获得总计4.6亿元的资金，能够用于投资年产500吨正面银浆搬迁及产能扩建项目、研发中心建设项目和填补流动资金。新增正面银浆年产能 255.20吨，公司的品牌影响力及市场占有率有助于进一步增加，规模效应也因此会提高，增强公司在产业链中的谈价水平，可以有效地下降采购资金，提升产品的利润率和盈利能力。
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二、从行业角度看
光伏在全球现阶段处于非常时期，全球能源结构不断向新能源转型，中国制定“双碳目标”，世界各国先后多次制定政策促进光伏产业蓬勃发展，为企业的光伏产业发展保驾护航。
作为光伏产业链中的正面银浆，它的发展空间挺大的，国产正银供给较少，推进正银国产化非常有必要。正面银浆占太阳能电池片总成本约10%，在非硅成本中占比三成以上，光伏产业实现了降成本、升效率的目标，降低成本的其中一个有效途径就是浆料国产化。
国产正银占据大部分市场，将来还会继续扩大。帝科股份作为正面银浆的龙头企业，有绝对的市场竞争力，随着光伏行业发展的步伐不断加快，帝科股份有机会扩大市场份额，抢占市场先机。
结合以上内容来看，正面银浆市场市场前景还是比较好的，帝科股份这一龙头企业的仍有很大的发展空间。可文章是会比较滞后的，假若大家想知道帝科股份未来行情，可以直接点击链接，有专业的投顾可以帮大家进行诊股，为你解答帝科股份估值是高估还是低估：【免费】测一测帝科股份现在是高估还是低估？
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