你，了解光伏產(chǎn)業(yè)鏈嗎？

朋友，你聽說過光伏嗎？

“不就是用太陽能發(fā)電么？”相信很多人都能脫口而出。

與如今層出不窮的前沿科技相比，太陽能進入人們視野少說有幾十年，確實不新鮮，而光伏企業(yè)近年也未掀起什么風(fēng)浪。

但在2020年，一切突然都不一樣了。

隨著“碳達峰”與“碳中和”在2021年兩會寫入《政府工作報告》，以及2030年碳達峰，2060年碳中和的減排時間表敲定，這兩個詞就成了資本市場最熱門的概念，甚至沒有之一。

所謂碳中和，概括來說就是通過各種手段抵消生產(chǎn)過程中排放的二氧化碳，最終實現(xiàn)二氧化碳的零排放。主要實現(xiàn)路徑之一，就是用“清潔能源”取代傳統(tǒng)化石能源，從能源生產(chǎn)開始減少碳排放。

光電正是這樣一種“清潔能源”。

早年受技術(shù)限制，光伏發(fā)電成本過高，在應(yīng)用上不夠經(jīng)濟。但伴隨著技術(shù)的快速迭代與產(chǎn)業(yè)升級，過去十年光伏發(fā)電成本已下降了超過90%，甚至在部分國家已經(jīng)低于常規(guī)能源，實現(xiàn)了“平價上網(wǎng)（接入電網(wǎng)）”。

在政策推動下，光伏設(shè)備的需求激增，一個巨大的空白市場已經(jīng)出現(xiàn)。

根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，“十四五”期間，國內(nèi)年均光伏新增裝機量，將是2020年的1.5~2倍左右[1]。而在全球范圍內(nèi)，彭博預(yù)測，到2050年，全球電力結(jié)構(gòu)中，光伏和風(fēng)能的占比將達到56%（見下圖）[2]。 

潛力巨大的行業(yè)，又怎么少得了逐利的資本？

國際能源署IEA預(yù)測，2030年前后可再生能源將成為全球最大的電力來源，全球2015年至2040年間的電力投資中，將有近60%流入可再生能源領(lǐng)域[2]。

頂層設(shè)計有了，市場需求有了，技術(shù)積累也有了，連錢都到位了，多重利好齊備，光伏騰飛的機會似乎就在眼前。

那么，你，了解光伏產(chǎn)業(yè)鏈嗎？

陳悶雷丨作者

放大燈團隊丨策劃

光伏產(chǎn)業(yè)鏈長啥樣？

概括來說，行業(yè)上游為從硅料到硅片的原材料制備環(huán)節(jié)；中游則是從光伏電池開始到光伏組件的制造環(huán)節(jié)，負責(zé)生產(chǎn)有效發(fā)電設(shè)備；下游則是應(yīng)用端，即光伏發(fā)電系統(tǒng)。

圖片來源：CPIA[3]

與同為半導(dǎo)體的芯片相比，光伏的產(chǎn)業(yè)鏈可以說非常的簡單——當(dāng)然也只是相對而言，其中仍有大量技術(shù)細節(jié)。

在本文中，放大燈（ID：guokr233)以從上到下的順序，將產(chǎn)業(yè)鏈分七個部分，為讀者拆解整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈，介紹行業(yè)核心原材料、關(guān)鍵技術(shù)與未來趨勢：

• 光伏硅料：掌控產(chǎn)業(yè)上游

• 光伏硅片：單晶硅對多晶硅實現(xiàn)全面替代

• 光伏電池：持續(xù)升級，快速進步

• 光伏組件：太陽能發(fā)電的根基

• 光伏輔材：不含硅，也重要

• 光伏逆變器：光電上網(wǎng)的最后一塊拼圖

• 光伏發(fā)電站：產(chǎn)業(yè)的終端

光伏硅料：掌控產(chǎn)業(yè)上游

多晶硅材料是以工業(yè)硅為原料，經(jīng)一系列的物理化學(xué)反應(yīng)提純后達到一定純度的電子材料，它是制造硅拋光片、太陽能電池及高純硅制品的主要原料，是信息產(chǎn)業(yè)和新能源產(chǎn)業(yè)最基礎(chǔ)的原材料。

多晶硅是單質(zhì)硅的一種形態(tài)。熔融的單質(zhì)硅在過冷條件下凝固時，硅原子以晶格形態(tài)排列成晶核，如這些晶核長成晶面取向不同的晶粒，則這些晶粒結(jié)合起來，就結(jié)晶成多晶硅。

首先需要澄清，多晶硅（料）不等于多晶硅（片），多晶硅片是硅料通過一系列工藝制備而成的產(chǎn)品，位于產(chǎn)業(yè)鏈中游。兩者因為名稱區(qū)分度不高，常引起誤解。此處的多晶硅料，亦是制備單晶硅的原材料。

多晶硅的純度決定了其應(yīng)用領(lǐng)域。光伏所用的太陽能級多晶硅，純度一般在6N~9N之間（即99.9999%~99.9999999%，幾個9即是幾N）。用于半導(dǎo)體等電子元器件生產(chǎn)的電子級多晶硅，純度要求則要達到11N，工藝難度遠超太陽能級。

從全球范圍看，目前多晶硅產(chǎn)業(yè)正在持續(xù)向國內(nèi)轉(zhuǎn)移，且疫情加速了這一過程。2020年，全球多晶硅產(chǎn)能為60.8萬噸，同比降低9.9%；產(chǎn)量52.1萬噸，同比增加2.6%。

同期，我國多晶硅產(chǎn)能45.7萬噸，同比下降1.9%，產(chǎn)量約39.6萬噸，同比增加15.8%。國內(nèi)多晶硅產(chǎn)能、產(chǎn)量的增長均大幅領(lǐng)先全球，占比分別為75%、76%[4]。

除了產(chǎn)能轉(zhuǎn)移外，多晶硅亦是一個馬太效應(yīng)明顯的產(chǎn)業(yè)。

截至2020年底，我國的多晶硅CR5（前5家最大的企業(yè)所占市場份額，即行業(yè)集中度）已經(jīng)高達87.5%，5萬噸級以上產(chǎn)能企業(yè)有4家（加起來超過全球總產(chǎn)能的40%）[4]。國內(nèi)的多晶硅大制造商同樣占據(jù)了全球供應(yīng)鏈的關(guān)鍵位置，這意味著產(chǎn)能轉(zhuǎn)移還強化了國內(nèi)企業(yè)的定價權(quán)。

龍頭企業(yè)憑借資金與技術(shù)優(yōu)勢，始終保持著更多的訂單，更高的開工率以及規(guī)模效應(yīng)帶來的高利潤率，這進一步確保了龍頭企業(yè)在未來的研發(fā)與生產(chǎn)技術(shù)升級的先發(fā)優(yōu)勢。反觀競爭力較差的企業(yè)已經(jīng)逐步關(guān)停，2020年全球產(chǎn)能的下滑正是受此影響。

作為光伏產(chǎn)業(yè)的最上游，多晶硅是主流太陽能電池生產(chǎn)工藝的核心物料，其價格也是影響光伏產(chǎn)品終端價格的核心因素之一。

在行業(yè)發(fā)展初期，受生產(chǎn)工藝水平較低影響，硅料用量比較大，原材料價格也偏高，導(dǎo)致當(dāng)時硅料在光伏設(shè)備的總成本中占比極高。2010年，一個光伏組件中的電池成本（含硅部件）高達91%，到2019年已經(jīng)下降至了48%，幾乎減半[5]。

可以看到，作為上游的硅料對終端影響越來越小的重要趨勢。這主要受益于加工技術(shù)持續(xù)進步帶來的生產(chǎn)成本持續(xù)下降。

硅料生產(chǎn)方面，受益于主流技術(shù)“改良西門子法”的不斷進步，多晶硅的行業(yè)平均生產(chǎn)成本持續(xù)下降，大幅降低了下游企業(yè)的硅料采購價格。這一定程度上為下游打開了利潤空間，也刺激了企業(yè)生產(chǎn)光伏組件的意愿。

改良西門子法的基本原理是在1100℃左右的高純硅芯上用高純氫還原高純?nèi)葰涔瑁?Cl3HSi），生成多晶硅沉積在硅芯上。相較于傳統(tǒng)工藝同時具備節(jié)能、降耗、回收利用生產(chǎn)過程中副產(chǎn)物以及大量副產(chǎn)熱能的配套工藝。

改良西門子法是目前最為成熟、應(yīng)用最廣泛、擴展速度最快的多晶硅制備工藝。該路線產(chǎn)品形態(tài)為棒狀硅，2020 年采用此方法生產(chǎn)出的棒狀硅約占全國總產(chǎn)量的97.2%[3]。

除了“改良西門子法”，目前多晶硅料的制備還有“硅烷流化床法”制硅路線（在流化床反應(yīng)器中利用硅烷法分解，并在預(yù)先裝入的細硅粒表面生成多晶硅顆粒，產(chǎn)品形態(tài)為顆粒硅），較當(dāng)前主流工藝有成本優(yōu)勢，能夠?qū)Ξa(chǎn)業(yè)形成一定的補充。但該技術(shù)并不成熟，工藝存在缺陷，限制了在行業(yè)內(nèi)的產(chǎn)能比例。

雖說長期看硅料價格明顯下降，但自2021年開始出現(xiàn)一輪極為瘋狂的上漲。短短半年時間，多晶硅價格上漲數(shù)倍，從85元/公斤飆升至超過200元/公斤，部分散單報價甚至已經(jīng)達到了225元/公斤[6]。

飆漲的上游原材料導(dǎo)致下游光伏企業(yè)嚴重承壓，中國光伏行業(yè)協(xié)會甚至呼吁“全體會員和光伏企業(yè)守法合規(guī)、理性經(jīng)營，尊重契約精神，自覺抵制對多晶硅、硅片產(chǎn)品的過度囤貨、哄抬物價行為，以及非自身生產(chǎn)經(jīng)營需求的投機行為?！盵7]

造成如今局面的原因比較復(fù)雜。

首先，不能排除部分企業(yè)存在惜售、抬價等不良行為。有業(yè)內(nèi)人士稱，目前的硅產(chǎn)能能夠滿足下游需求，是下游企業(yè)故意制造多晶硅短缺跡象，并協(xié)調(diào)一致哄抬價格[7]——當(dāng)然具體情況很難查證。

其次，上游產(chǎn)能不足也客觀存在。受政策影響，下游企業(yè)為盡快占據(jù)市場份額，頭部企業(yè)在快速進行產(chǎn)能擴張，確實存在搶下訂單，占據(jù)上游產(chǎn)能的現(xiàn)象——這與近期芯片短缺十分類似。相對應(yīng)的，上游供應(yīng)端的產(chǎn)能擴張必然滯后，且硅料的擴產(chǎn)周期本來就比下游更長，這進一步加劇了供需錯配，助長了短缺。

但總體來說，短期的異常震蕩不太可能成為長期趨勢。待上下游的擴產(chǎn)完成，需求趨穩(wěn)后，硅料價格將回歸常態(tài)，降價的長期趨勢也不會改變。

光伏硅片：單晶硅對多晶硅實現(xiàn)全面替代

硅片是產(chǎn)業(yè)鏈上游的末端，是光伏產(chǎn)品的起點。其形狀、大小與薄厚取決于生產(chǎn)工藝與下游產(chǎn)品設(shè)計需求。硅片進一步加工即是晶硅電池片，而電池片經(jīng)排列、封裝并與其它輔材組合后即是太陽能電池板，光伏系統(tǒng)最小有效發(fā)電單位。

簡單概括硅片的生產(chǎn)工藝：將上一節(jié)所說的多晶硅料經(jīng)過一系列工序后，拉棒制成單晶硅棒，或鑄錠制成多晶硅錠，再進行切片制成硅片。

光伏硅片目前有單晶與多晶兩種產(chǎn)品形態(tài)，但兩者存在代差。

單晶硅的晶體品質(zhì)、電學(xué)性能、機械性能等方面優(yōu)良，且光電轉(zhuǎn)換效率更佳，但在行業(yè)發(fā)展初期生產(chǎn)成本偏高，未能得到廣泛應(yīng)用。多晶產(chǎn)品在這一階段依靠價格優(yōu)勢，在很長一段時間內(nèi)占據(jù)市場主導(dǎo)。

隨著硅料生產(chǎn)工藝、拉棒工藝以及最后的切割工藝持續(xù)進步，單晶硅生產(chǎn)成本迅速下降，同時以PERC電池（鈍化發(fā)射區(qū)背面電池，Passivated emitter rear contact solar cells，目前主流光伏電池）為代表的新一代電池技術(shù)，對單晶硅片的利用率更高，這進一步拉開了本就存在差距的光電轉(zhuǎn)換效率。

在成本和轉(zhuǎn)換效率的此消彼長之下，單晶硅迅速崛起。截至2020年底，單晶硅片的市占率已經(jīng)從2016年的20%，提升至超過90%，已實現(xiàn)了對多晶硅片的全面替代[8]。

除了單晶硅與多晶硅的路線之爭外，硅片制造還專注于降低生產(chǎn)成本。

其中一個措施是“變大”，即做大單片尺寸，這是目前硅片主要趨勢之一。當(dāng)前光伏硅片有5種主流尺寸，分別為156.75mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。

大尺寸化正在加快。156.75mm與158.75mm規(guī)格正在被快速淘汰，166mm成為主流，182mm和210mm產(chǎn)能也在持續(xù)提升，快速進入市場[3]。

其背后原因，也是大尺寸硅片的發(fā)電效率更高，且終端產(chǎn)品的非硅成本（生產(chǎn)中所消耗的能源、人力、輔料等）更低。

簡略地說，硅片下游的電池/太陽能組件的生產(chǎn)速率比較固定，與硅片尺寸關(guān)系不大。

若硅片面積增大意味著單位時間生產(chǎn)出來的電池/組件的總功率更高，相應(yīng)的每瓦生產(chǎn)成本就會被攤薄。其次，部分輔材，如接線盒、灌封膠、匯流箱、直流電纜等，用量與電池片面積無關(guān)，僅與電池塊數(shù)有關(guān)。同轉(zhuǎn)換效率下，大尺寸電池片對這些輔材的消耗也比小尺寸低，這進一步降低了非硅成本。

這一系列優(yōu)勢積累下來，就是終端利潤的提高，預(yù)估每瓦毛利可提升近0.1元[9]。不過大尺寸同樣也要求下游生產(chǎn)工藝的同步改善，需要一定的產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展。

另外，生產(chǎn)與切片過程中的硅料損耗，也會導(dǎo)致生產(chǎn)成本的增加，如何降低生產(chǎn)過程中的耗硅量同樣重要。

從宏觀趨勢看，如今每瓦綜合耗硅量（g/瓦）持續(xù)下降，2019年的單位耗硅量為4.3g/瓦，僅為2009年的31%[10]。對原材料利用率的大幅提高，自然會帶來利潤空間的同步增長。目前降低耗硅量的主要方式為降低硅片厚度與減少切片損耗。

硅片減?。簭漠a(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢看，硅片厚度下降是另一個長期趨勢——這不僅有效減少耗硅量，提高出片數(shù)，進而實現(xiàn)降本，也為下游的電池組設(shè)計帶來更多產(chǎn)品設(shè)計路線。目前單晶硅片量產(chǎn)厚度在170~180μm，較行業(yè)早期進步明顯，一些采用前沿技術(shù)的企業(yè)已經(jīng)能夠?qū)崿F(xiàn)140μm單晶硅片的生產(chǎn)，未來降本空間可觀。長遠看，指向120μm厚度的技術(shù)路線也比較清晰，但受限于生產(chǎn)技術(shù)，距離商業(yè)化比較遙遠。

數(shù)據(jù)來源：全國能源信息平臺[11]

切片減損：刀鋒損失是硅料切割過程中主要的損耗來源。新一代的金剛線切割技術(shù)較傳統(tǒng)切割法，有切割速度快、良品率高、單片損耗低等一系列優(yōu)點。高水平的切割技術(shù)同樣有助于硅片進一步減薄與增大，能夠協(xié)助改進硅片產(chǎn)品設(shè)計，進而降低生產(chǎn)成本。

可以看到，目前光伏產(chǎn)業(yè)上游的發(fā)展路線十分清晰，一切圍繞降本展開。

雖然已有不使用硅片的電池路線，但是距離商業(yè)化比較遙遠，遠不能撼動硅電池的統(tǒng)治地位。未來幾年內(nèi)，如何更高效的生產(chǎn)硅料，在相同成本下盡管多的提高硅片出片率，以及降低后續(xù)安裝成本，仍將是光伏上游不變的發(fā)展方向。

光伏電池：持續(xù)升級，快速進步

介紹完硅片，現(xiàn)在讓我們了解光伏產(chǎn)業(yè)中游的起點，光伏發(fā)電的核心部件——光伏電池。

所謂光伏電池，是一種利用太陽能發(fā)電的半導(dǎo)體薄片。只要滿足一定光照條件，電池片就可輸出電壓，并在有回路的情況下產(chǎn)生電流。

目前主流的光伏電池由硅片經(jīng)一系列工藝加工而來，由于這一過程比較復(fù)雜且不是本文核心，故僅列出示意圖，不再另做贅述。

電池片是決定組件整體性能的核心因素，對光伏發(fā)電的重要性不言而喻：光伏組件最重要的指標為發(fā)電功率，而組件的發(fā)電系統(tǒng)是光伏電池片串并聯(lián)制成。從原理層面看，電池片的光電轉(zhuǎn)換率，直接決定了組件的整體發(fā)電功率。

光伏電池片的現(xiàn)有技術(shù)路線多且復(fù)雜，除了主流的單晶硅PERC電池，使用上一代電池技術(shù)的BSF電池也有一定用量，而新一代N型電池同樣在快速崛起，被認為有望接替PERC電池成為下一代主流產(chǎn)品。

在半導(dǎo)體硅中摻入其它元素，增加大量自由電子，使半導(dǎo)體主要靠電子導(dǎo)電，此類產(chǎn)品稱為電子型半導(dǎo)體，或稱為N型半導(dǎo)體。使用此類半導(dǎo)體的光伏電池即為N型電池。

目前，單晶PERC產(chǎn)品作為主流光伏電池，生產(chǎn)工藝成熟，產(chǎn)能高，光電轉(zhuǎn)換效率可達23%，較上一代的BSF電池優(yōu)勢明顯，是性價比最高的電池技術(shù)路線。但PERC電池的問題是，其效率已經(jīng)逼近24.5%的理論極限，未來優(yōu)化空間非常有限。這是促使行業(yè)開始尋找下一代電池的主要原因之一。

N型電池是行業(yè)內(nèi)相對比較成熟，發(fā)展路徑最為清晰的技術(shù)路線。N型電池細分路線很多，普遍的轉(zhuǎn)化效率已經(jīng)超過平均24%的水平，潛力巨大，未來商業(yè)化空間十分可觀。目前主要的N型電池可分為：TOPCon、HJT以及IBC三大類。

TOPCon：這一技術(shù)路線最大的特點是理論光電轉(zhuǎn)換效率極高，達到28.7%，已經(jīng)逼近晶硅極限（29.43%），明顯優(yōu)于PERC（24.5%）和HJT（27.5%）[12]。不考慮理論值，TOPCon電池目前的量產(chǎn)平均效率也有24%，高于主流電池產(chǎn)品。這一路線另一個優(yōu)勢在于其對生產(chǎn)線要求不高，可基于現(xiàn)有的PERC生產(chǎn)線升級而來，對前期投資更加友好，且能提高現(xiàn)有生產(chǎn)線的應(yīng)用周期。

但TOPCon路線的缺點也比較明顯，其生產(chǎn)工藝尚未定型且非常復(fù)雜，加工工序多達12~13道，遠高于PERC電池的9道。這導(dǎo)致產(chǎn)品的良品率比較低，且復(fù)雜的生產(chǎn)工藝還推高了生產(chǎn)成本。這些因素作用之下，限制了TOPCon電池的進一步量產(chǎn)。

HJT電池：也稱異質(zhì)結(jié)電池或HIT、HDT、SHJ電池，被認為是最有希望成為下一代主流的技術(shù)路線。HJT電池的平均光電轉(zhuǎn)換效率約在24%左右，明顯高于PERC電池，可以有效提高發(fā)電量，攤薄發(fā)電成本。HJT電池另一個核心優(yōu)勢則是工序少——產(chǎn)品的加工流程僅有四步，更少的工藝步驟對提升良品率十分有用。

冷知識：異質(zhì)結(jié)電池最早的開發(fā)者是日本三洋公司，但該公司之后將HIT注冊為了商標，使得其它企業(yè)不能隨意使用這一縮寫指代異質(zhì)結(jié)電池。這也是為何異質(zhì)結(jié)電池的叫法比較多。

但生產(chǎn)工序少，和生產(chǎn)成本低是兩回事。HJT電池最大的問題，在于生產(chǎn)成本過高：據(jù)Solarzoom統(tǒng)計，當(dāng)前HJT電池成本相較PERC電池要高出約30%，這對于將降本放在第一位的光伏行業(yè)顯然不能接受[13]。HJT的成本問題，一是由于對原材料要求高，消耗也比較大；二則是因為生產(chǎn)設(shè)備和現(xiàn)有設(shè)備不兼容，必須重新建設(shè)生產(chǎn)線導(dǎo)致極大地推高了前期成本；三是產(chǎn)品加工工藝也比較復(fù)雜。

總的來說，雖然被業(yè)內(nèi)普遍看好，HJT仍需要更加成熟的生產(chǎn)工藝，以及更好的降本路線，才能盡快實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化。

IBC電池：這是目前光伏電池中，轉(zhuǎn)換效率最高的技術(shù)路線。IBC電池在研發(fā)早期的光電轉(zhuǎn)換效率就已經(jīng)超過25%，全面優(yōu)于市面上的其它電池。但IBC也是最不成熟的技術(shù)路線：其生產(chǎn)工藝非常復(fù)雜，加工成本極高，生產(chǎn)設(shè)備昂貴。這使得IBC電池在商業(yè)化時，面臨的困難遠大于其它技術(shù)路線。

市場方面，2020年，隨著PERC電池片新建產(chǎn)能逐步落地，該路線市占率持續(xù)提升，已經(jīng)上漲至86.4%。由于技術(shù)相對老舊，發(fā)電能力不強，BSF電池市場占比下降至 8.8%，較2019年下降22.7%，已經(jīng)基本被市場淘汰[14]。N型電池（主要為HJT【異質(zhì)結(jié)】電池和TOPCon電池）由于成本問題，生產(chǎn)規(guī)模與用量仍然有限，目前市場占比約為3.5%，較2019年有小幅增長。

除了傳統(tǒng)的晶硅電池，目前還有存在一條完全不同的光伏電池技術(shù)路線——薄膜型太陽能電池。

薄膜型太陽能電池的發(fā)電原理與晶硅電池相同，但應(yīng)用的是一種由硫化鎘、砷化鎵等非硅材料制備成的微米量級厚度的光伏材料。由于這種材料的基本產(chǎn)品形態(tài)為一層薄膜，故得名薄膜電池。

薄膜太陽能電池具有衰減低、重量輕、材料消耗少、制備能耗低、適合與建筑結(jié)合等特點。但由于仍處于研發(fā)的早期階段，薄膜電池當(dāng)前的轉(zhuǎn)換效率并不高，能夠?qū)崿F(xiàn)商品化的碲化鎘薄膜電池與銅銦鎵硒薄膜電池，組件的實驗室效率也僅有19.5%和16%~17%[3]，甚至不如已經(jīng)瀕臨淘汰的BSF電池，發(fā)電能力明顯不足。而轉(zhuǎn)換效率比較高的技術(shù)路線則存在成本過于昂貴，生產(chǎn)難度太大等一系列問題。這些因素疊加，導(dǎo)致薄膜電池在商業(yè)化上的困難較大。

光伏組件：太陽能發(fā)電的根基

雖然一片光伏電池已經(jīng)具備發(fā)電能力，但其發(fā)電功率太低，無法實際應(yīng)用。這就要講到光伏產(chǎn)業(yè)中游的最后一環(huán)，電池與光伏產(chǎn)業(yè)的最小有效發(fā)電單位，在光伏電站中承擔(dān)光電轉(zhuǎn)換的設(shè)備——光伏組件。

光伏組件，或太陽能電池板，兩者指的是同一個產(chǎn)品，也就是上圖中的設(shè)備。光伏組件經(jīng)由電池片串聯(lián)/并聯(lián)，并進行封裝，隨后再安裝其它輔材制成。從產(chǎn)業(yè)鏈位置看，光伏組件位于光伏電池與光伏系統(tǒng)之間，是光伏制造業(yè)的最終產(chǎn)品。

光伏組件的制備主要包括電池片互聯(lián)和層壓兩大步驟：

電池片互聯(lián)決定了組件的電性能，目前，光伏組件的標準電池片數(shù)量為60片或72片，對應(yīng)以10或12條銅線作為匯流條將其連接起來，6組互聯(lián)為一個光伏組件。

在電池片互聯(lián)后，一般需按照鋼化玻璃、膠膜、電池片、背板以從下到上的順序，經(jīng)過層壓的方式封裝在一起，背板與鋼化玻璃將電池片和膠膜封裝在內(nèi)部，通過鋁邊框和硅膠密封邊緣保護。經(jīng)過層壓處理后，光伏組件的使用壽命可大幅提高，且能顯著優(yōu)化環(huán)境耐受性與機械性能。

目前光伏電池兩個主要發(fā)展趨勢，分別是雙面組件與半片封裝。

所謂雙面組件，顧名思義是指使用雙面電池的光伏組件，特點是正、反面都具備發(fā)電能力。當(dāng)太陽光照射時，部分光線會被周圍環(huán)境反射到組件背面，雙面組件有能力收集這一部分光能，從而增加發(fā)電量。

顯而易見，與傳統(tǒng)的單面設(shè)計相比，雙面電池的發(fā)電功率更佳，可有效降低電站的平均發(fā)電成本。相應(yīng)的，雙面電池的生產(chǎn)工藝也比較復(fù)雜，其背面不能使用不透光的常規(guī)背板，疊加其它生產(chǎn)工藝導(dǎo)致成本略高。

不過在雙面設(shè)計的增效增收能力得到驗證后，如今下游電站已經(jīng)逐漸接受這一技術(shù)。2020年的雙面組件市占率較 2019 年上漲 15.7 個百分點，升至 29.7%，且未來有望持續(xù)擴大[3]。

半片封裝則是目前的主流封裝模式，是指沿著垂直于電池主柵線的方向?qū)㈦姵仄谐沙叽缦嗤膬蓚€半片電池片。光伏電池片在發(fā)電過程中產(chǎn)生的電流和電池片面積有關(guān)，因此相對于整片，半片電池中通過主柵線的電流大小僅約1/2。當(dāng)半片電池串聯(lián)以后，單個正負回路上電阻不變，單回路的功率損耗就降低為原來的1/4，從而降低了組件的整體功率損失，同時也減小了組件升溫對發(fā)電能力的負面影響。

通常情況下，電池組件在封裝過程中，會產(chǎn)生被稱作CTM（Cell-to-Module Loss）損失的現(xiàn)象，即組件總發(fā)電功率小于電池片的總功率之和。因此除了提升光電轉(zhuǎn)換效率外，降低CTM損失也是組件發(fā)展思路之一。半片封裝在這一點上表現(xiàn)良好，且具備生產(chǎn)工藝相對簡單，生產(chǎn)線升級成本低的特點，因此得到廣泛應(yīng)用。

截至2020年，半片封裝的市占率已經(jīng)達到了71%，同比增長50%，一舉超過全片封裝成為市場絕對主流[15]。

除了上述兩種趨勢，光伏組件還有眾多其它路線，如拼片、疊瓦、無主柵和多主柵等，細分市場比較多。不過這些路線要么僅改變了一些設(shè)計細節(jié)，要么沒有得到廣泛應(yīng)用，或是和當(dāng)前組裝工藝可以相互疊加，作為補充出現(xiàn)，故不再進一步詳述。

光伏輔材：不含硅，也重要

要生產(chǎn)一臺光伏組件，僅有電池顯然是遠遠不夠的，還需要一系列非硅輔材相配合。輔材的性能對組件最終性能同樣有著重要影響。

目前常見的組件輔材包括互聯(lián)條、匯流條、鋼化玻璃、膠膜、背板、鋁合金、硅膠、接線盒共八種。

從成本端看，輔材中成本占比排名前五的分別是邊框、玻璃、膠膜、背板以及焊帶。其中邊框在非硅成本中占比最高，而玻璃、膠膜以及背板則是光伏組件的核心輔材，對設(shè)備的最終性能有重要影響。我們將在接下來的部分，講解這些輔材及發(fā)展趨勢。

（圖中為2020年數(shù)據(jù)，不適用于2021年，但整體情況不會有太大變化）

數(shù)據(jù)來源：廣發(fā)證券[16]

邊框

顧名思義，邊框就是光伏組件的外側(cè)框架，在封裝后填充硅膠密封，起到固定和邊緣保護的作用。目前通用的光伏組件邊框為鋁制邊框，其在各類組件的成本占比均僅次于電池，是成本最高的非硅輔材。

然而鋁邊框的技術(shù)含量很低，成本占比高純粹是因為其大宗商品的定價模式，下游生產(chǎn)商的議價能力非常低，鋁邊框產(chǎn)品定價和鋁錠基本保持同步，成本壓縮空間只能在加工費里找。又因生產(chǎn)門檻低，鋁制邊框的供應(yīng)商較多，競爭十分激烈，市場已經(jīng)充分議價，進一步壓縮成本的空間很小。

玻璃

光伏玻璃一般用作光伏組件的封裝面板，直接與外界環(huán)境接觸，其耐候性、強度、透光率等指標對光伏組件的壽命和長期發(fā)電效率起核心作用。目前光伏玻璃有三種主要產(chǎn)品形態(tài)：超白壓花玻璃、超白加工浮法玻璃，以及透明導(dǎo)電氧化物鍍膜(TCO)玻璃。

通常來說，硅片光伏組件主要使用超白壓花玻璃或超白加工浮法玻璃，一方面可以對太陽能電池起到保護作用，增加光伏組件的使用壽命。另一方面，超白壓花玻璃及超白加工浮法玻璃的含鐵量相對較低，透光率更高，能夠提高組件發(fā)電效率。

光伏玻璃的發(fā)展主要受上下游驅(qū)動，目前的主要趨勢分別是增大與減薄。

尺寸增大主要是受上游影響。由于硅片尺寸的逐漸增長，作為封裝面板的玻璃板也必須同步增大，方能滿足上游需求。但當(dāng)前行業(yè)內(nèi)能夠生產(chǎn)大尺寸玻璃的企業(yè)不多，這導(dǎo)致了一定程度的供需錯配，助推了玻璃價格上漲。未來如何盡快調(diào)整產(chǎn)能，是對生產(chǎn)企業(yè)的挑戰(zhàn)。

減薄則一是降本需求，二也與光伏組件設(shè)計有關(guān)。目前，部分雙面組件采取的是正反面均用玻璃封裝的雙玻璃路線，正反雙面均使用2.5/2.0mm厚度玻璃，而非傳統(tǒng)的3.2mm。這既是為了設(shè)備整體減重，也是出于成本考慮?？紤]到雙面組件滲透率的持續(xù)增長，未來光伏玻璃減薄也將持續(xù)。

膠膜

封裝膠膜材質(zhì)一般為有機高分子樹脂，其直接與組件內(nèi)部的電池片接觸，覆蓋電池片上下兩面，對電池片起抗水汽、抗紫外等保護作用。目前市場上有三種主流膠膜，分別為透明EVA（聚乙烯-聚醋酸乙烯酯共聚物的簡稱）膠膜、白色EVA膠膜以及POE（聚烯烴）膠膜。

封裝膠膜的發(fā)展，同樣受下游光伏組件設(shè)計影響。雖然兩種EVA膠膜仍是主流，合計市占率也接近80%，但其性能逐漸落后于下游需求，無法很好地解決PID問題，因此不適合應(yīng)用在雙面組件上，正在出讓市場份額。

PID效應(yīng)（Potential Induced Degradation）又稱電勢誘導(dǎo)衰減，是電池組件的封裝材料和其上表面及下表面的材料，電池片與其接地金屬邊框之間的高電壓作用下出現(xiàn)離子遷移，而造成組件性能衰減的現(xiàn)象，對光伏電池的使用壽命和轉(zhuǎn)換效率負面影響巨大。

反觀POE膠膜，其阻隔性能更加優(yōu)良，特別適合應(yīng)用于水汽敏感的技術(shù)路線，而水汽正是導(dǎo)致PID效應(yīng)的元兇之一。因此，隨著下游需求的變化，POE膠膜被視為是EVA材料的升級替代品，其滲透率快速提升，在2020年市占率已經(jīng)達到了25.5%，且未來有望進一步提升[3]。

背板

背板位于太陽能電池組件背面的最外層，保護電池組件免受外界環(huán)境的侵蝕，起到耐候絕緣的作用，需具備高水平的耐高低溫、耐紫外輻射、耐環(huán)境老化和水汽阻隔、電氣絕緣等性能。

當(dāng)前，市面上光伏背板的產(chǎn)品極為龐雜，且缺乏統(tǒng)一的命名標準，行業(yè)通常依照是否含氟分為含氟/非氟兩大類，并依照加工工藝進一步細分。為減輕讀者閱讀負擔(dān)，這里不再對不同工藝做具體解釋。

概括來說，市場上使用的背板，主要有K結(jié)構(gòu)、T結(jié)構(gòu)、C結(jié)構(gòu)、玻璃背板、透明有機材料背板，以及其它背板。

K（KPK/KPF/KPE）結(jié)構(gòu)背板仍是市場絕對主流，在2019年的占比為59.5%；同為傳統(tǒng)產(chǎn)品的T（TPT/TPF/TPE）結(jié)構(gòu)模板同期市占率則為14%[17]。但此兩種背板均不透光，并不符合目前雙面電池組件（雙面組件詳情見下文）的發(fā)展趨勢，市占率開始萎縮。截至2020年底，K型結(jié)構(gòu)背板與T型結(jié)構(gòu)背板的市占率分別下滑13.7%/3.2%。

相應(yīng)的，伴隨著雙面組件市場規(guī)模的快速增長，因能透光而被納入生產(chǎn)的玻璃背板與透明有機材料背板市占率快速上升，較2019年分別增長14.2%/1.5%。在下游組件發(fā)展趨勢不變的情況下，兩者市占率仍將持續(xù)增長[3]。

焊帶

焊帶又稱鍍錫銅帶，指的是在一種在銅帶表面涂覆一層均勻厚度錫基的焊料，應(yīng)用于光伏組件電池片之間的連接，發(fā)揮導(dǎo)電聚電的作用。

焊帶在非硅成本中的占比雖與背板相近，但其定價接近鋁制邊框。光伏焊帶90%的成本來自作為原材料的銅與錫，這意味著生產(chǎn)成本基本由當(dāng)期的大宗價格決定。且焊帶技術(shù)含量同樣很低，市場經(jīng)過充分競爭，議價空間很小。

除了占據(jù)前五位的輔材，非硅組件還包括接線盒、封裝硅膠等。這些生產(chǎn)材料的價格均比較穩(wěn)定，技術(shù)含量也一般，定價模式類似邊框與焊帶。概括來說，目前光伏組件的非硅成本下降空間不大，且受大宗商品價格主導(dǎo)，下游生產(chǎn)商的議價能力都不是很強。想要在非硅環(huán)節(jié)進一步壓縮出利潤空間，對光伏設(shè)備生產(chǎn)商已經(jīng)很難。

但這不意味著技術(shù)迭代的停滯。目前包括膠膜、背板與光伏玻璃在內(nèi)的三種核心原材料，對下游的產(chǎn)品設(shè)計與最終性能仍有重要影響。如何配合電池技術(shù)的進步調(diào)整產(chǎn)品，仍是核心輔材生產(chǎn)商的重要發(fā)展方向。

光伏逆變器：光電上網(wǎng)的最后一塊拼圖

光伏逆變器，是將光伏組件產(chǎn)生的直流電，轉(zhuǎn)換成頻率可調(diào)節(jié)的交流電的電子設(shè)備。由于并網(wǎng)的電源需滿足上網(wǎng)的質(zhì)量要求，逆變器可調(diào)整電壓波形，用于電網(wǎng)或供負載使用，可直接影響太陽能光伏系統(tǒng)的發(fā)電效率，是光伏電上網(wǎng)的必需設(shè)備。

按應(yīng)用場景與功率劃分，光伏逆變器可分為集中型逆變器、組串型逆變器與戶用逆變器三種。

受應(yīng)用場景限制，光伏逆變器市場非常穩(wěn)定，完全由下游電站決定，幾乎不可能發(fā)生重大變化。截至2020年底，光伏逆變器市場仍然以集中式逆變器和組串式逆變器為主，集散式（戶用）逆變器占比較小。其中，組串式逆變器居主要地位，占比為66.5%，集中式逆變器占比為28.5%，集散式逆變器的市場占有率約為5.0%[3]。根據(jù)機構(gòu)預(yù)測，這種格局在長期來看，也不會發(fā)生太大變化。

光伏發(fā)電站：產(chǎn)業(yè)的終端

光伏發(fā)電站是光伏產(chǎn)業(yè)鏈的最末端。在這一環(huán)節(jié)，光伏設(shè)備最終與電網(wǎng)相連并輸送電力，是光伏發(fā)電實際應(yīng)用的場景。

正如光伏組件是將電池片串并聯(lián)而來，要建設(shè)一個光伏電站，首先需要將光伏組件按一定方式組裝在一起，并安裝支撐結(jié)構(gòu)后構(gòu)成更大型的直流發(fā)電單元——光伏陣列，之后再將大量光伏陣列與光伏逆變器、配電柜等設(shè)備，以及中央控制系統(tǒng)連接后，就可建成能夠?qū)嶋H投入使用的光伏電站。

與傳統(tǒng)發(fā)電站類似，光伏電站也分為集中式和分布式兩種。市占率方面，截至2020年底，我國大型地面電站占比為 67.8%，占據(jù)絕對主流，分布式電站占比則為32.2%[3]。

集中式大型并網(wǎng)光伏電站就是國家利用光能富集的無人地區(qū)，如荒漠或丘陵，安裝大量光伏陣列集中建設(shè)的大型光伏電站。集中式光伏電站的發(fā)電直接并入公共電網(wǎng)，接入高壓輸電系統(tǒng)供給遠距離負荷。

集中式光伏電站的主要特點在于運維更為經(jīng)濟，受益于規(guī)模效應(yīng)，發(fā)電成本比較低，且發(fā)電量大，更能滿足電網(wǎng)的接入要求。我國目前就是集中式電站占主流，多分布于西部光能富集地區(qū)。

不過集中式光伏電站的缺點也比較大。我國光能富集區(qū)并非高負荷地區(qū)，這導(dǎo)致了一定的供需錯配，使得電能無法就地消納，存在一定的棄光棄電現(xiàn)象。同時由于光伏天然存在發(fā)電波動比較大的問題，導(dǎo)致集中式光伏電站對電網(wǎng)負荷比較大，光電上網(wǎng)一直比較麻煩。

分布式光伏電站則主要是指利用小型空地，或建筑物表面，如廠房、公共建筑屋頂?shù)缺砻娼ㄔO(shè)的小型發(fā)電站，在人口比較稀疏的發(fā)達國家占據(jù)主流。

典型的分布式光伏電站

分布式光伏電站的優(yōu)勢主要集中在投資小、建設(shè)快、占地面積小等方面，且直接處于用戶側(cè)，可以減少對電網(wǎng)的依賴，減少線路損耗。同時，分布式光伏電站還能夠?qū)崿F(xiàn)發(fā)電量就地消化，余量再接入電網(wǎng)。相較于集中發(fā)電，棄光棄電的問題不明顯。

分布式電站的缺陷在于，由于高度分散的特性，對控制系統(tǒng)的要求比較高，在調(diào)節(jié)與管理上更為復(fù)雜。

總結(jié)

縱觀全文，我們可以發(fā)現(xiàn)，光伏產(chǎn)業(yè)最核心的發(fā)展路徑，說白了就是用光電轉(zhuǎn)換效率更高的太陽能電池，發(fā)更便宜的電。整個行業(yè)從上游硅片的設(shè)計，直至下游電站的組建，甚至是中間環(huán)節(jié)一些非關(guān)鍵輔材的選用，均遵循著這一基本原則。

概括成四個字，就是“降本增效”。若要給兩個關(guān)鍵詞排個位，則降本還要在增效之前。

與很多人直覺相悖，光伏設(shè)備的光電效率其實已經(jīng)可以做到極高水平，超過40%，是當(dāng)前主流電池的接近兩倍。但這種技術(shù)極其昂貴，僅能用在衛(wèi)星、太空站這種不計成本的設(shè)施之上，距離大規(guī)模民用、商用非常遙遠。

這其實還是一筆經(jīng)濟賬：單純的堆砌性能并不意味著更低的發(fā)電成本，在技術(shù)的持續(xù)進步中找到性價比最優(yōu)的組合，才是光伏發(fā)電能做到平價上網(wǎng)的根源。

當(dāng)然，發(fā)電成本下來了不代表整個行業(yè)高枕無憂，目前光伏產(chǎn)業(yè)還存在著一些難題。

太陽能雖然擁有取之不盡且無污染的優(yōu)點，但也存在不穩(wěn)定的缺陷，受晝夜、天氣以及季節(jié)影響明顯。這在光伏發(fā)電直接表現(xiàn)為，包括發(fā)電量波動大、對電網(wǎng)穩(wěn)定性不利、并網(wǎng)難等一系列問題。同時我國還存在光能富集區(qū)（西北）遠離電力負荷區(qū)（東南沿海）的現(xiàn)象，有比較明顯的供需錯配，導(dǎo)致出現(xiàn)“棄光棄電”，造成浪費。

解決這些問題，就需要在光電的儲能與并網(wǎng)技術(shù)上尋求突破，目前常見的解決方案有光伏制氫、化學(xué)儲能、就地消納等——當(dāng)然，這就屬于光伏下游的下游，距離光伏產(chǎn)業(yè)鏈本身已經(jīng)比較遙遠，故不再展開。

總之，還是希望國內(nèi)光伏產(chǎn)業(yè)能借“碳中和”的浪潮進一步發(fā)展，讓工業(yè)生產(chǎn)與普通人都能早日用上來自太陽的清潔能源。

畢竟有充足的電力供應(yīng)，又能保護地球環(huán)境，怎么都不會是一件壞事。