你，了解光伏產(chan) 業(ye) 鏈嗎？

朋友，你聽說過光伏嗎？

“不就是用太陽能發電麽(me) ？”相信很多人都能脫口而出。

與(yu) 如今層出不窮的前沿科技相比，太陽能進入人們(men) 視野少說有幾十年，確實不新鮮，而光伏企業(ye) 近年也未掀起什麽(me) 風浪。

但在2020年，一切突然都不一樣了。

隨著“碳達峰”與(yu) “碳中和”在2021年兩(liang) 會(hui) 寫(xie) 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(liang) 個(ge) 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(chan) 過程中排放的二氧化碳，最終實現二氧化碳的零排放。主要實現路徑之一，就是用“清潔能源”取代傳(chuan) 統化石能源，從(cong) 能源生產(chan) 開始減少碳排放。

光電正是這樣一種“清潔能源”。

早年受技術限製，光伏發電成本過高，在應用上不夠經濟。但伴隨著技術的快速迭代與(yu) 產(chan) 業(ye) 升級，過去十年光伏發電成本已下降了超過90%，甚至在部分國家已經低於(yu) 常規能源，實現了“平價(jia) 上網（接入電網）”。

在政策推動下，光伏設備的需求激增，一個(ge) 巨大的空白市場已經出現。

根據中國光伏行業(ye) 協會(hui) 預測，“十四五”期間，國內(nei) 年均光伏新增裝機量，將是2020年的1.5~2倍左右[1]。而在全球範圍內(nei) ，彭博預測，到2050年，全球電力結構中，光伏和風能的占比將達到56%（見下圖）[2]。 

潛力巨大的行業(ye) ，又怎麽(me) 少得了逐利的資本？

國際能源署IEA預測，2030年前後可再生能源將成為(wei) 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%流入可再生能源領域[2]。

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

那麽(me) ，你，了解光伏產(chan) 業(ye) 鏈嗎？

陳悶雷丨作者

放大燈團隊丨策劃

光伏產(chan) 業(ye) 鏈長啥樣？

概括來說，行業(ye) 上遊為(wei) 從(cong) 矽料到矽片的原材料製備環節；中遊則是從(cong) 光伏電池開始到光伏組件的製造環節，負責生產(chan) 有效發電設備；下遊則是應用端，即光伏發電係統。

圖片來源：CPIA[3]

與(yu) 同為(wei) 半導體(ti) 的芯片相比，光伏的產(chan) 業(ye) 鏈可以說非常的簡單——當然也隻是相對而言，其中仍有大量技術細節。

在本文中，放大燈（ID：guokr233)以從(cong) 上到下的順序，將產(chan) 業(ye) 鏈分七個(ge) 部分，為(wei) 讀者拆解整個(ge) 光伏產(chan) 業(ye) 鏈，介紹行業(ye) 核心原材料、關(guan) 鍵技術與(yu) 未來趨勢：

• 光伏矽料：掌控產(chan) 業(ye) 上遊

• 光伏矽片：單晶矽對多晶矽實現全麵替代

• 光伏電池：持續升級，快速進步

• 光伏組件：太陽能發電的根基

• 光伏輔材：不含矽，也重要

• 光伏逆變器：光電上網的最後一塊拚圖

• 光伏發電站：產(chan) 業(ye) 的終端

光伏矽料：掌控產業上遊

多晶矽材料是以工業(ye) 矽為(wei) 原料，經一係列的物理化學反應提純後達到一定純度的電子材料，它是製造矽拋光片、太陽能電池及高純矽製品的主要原料，是信息產(chan) 業(ye) 和新能源產(chan) 業(ye) 最基礎的原材料。

多晶矽是單質矽的一種形態。熔融的單質矽在過冷條件下凝固時，矽原子以晶格形態排列成晶核，如這些晶核長成晶麵取向不同的晶粒，則這些晶粒結合起來，就結晶成多晶矽。

首先需要澄清，多晶矽（料）不等於(yu) 多晶矽（片），多晶矽片是矽料通過一係列工藝製備而成的產(chan) 品，位於(yu) 產(chan) 業(ye) 鏈中遊。兩(liang) 者因為(wei) 名稱區分度不高，常引起誤解。此處的多晶矽料，亦是製備單晶矽的原材料。

多晶矽的純度決(jue) 定了其應用領域。光伏所用的太陽能級多晶矽，純度一般在6N~9N之間（即99.9999%~99.9999999%，幾個(ge) 9即是幾N）。用於(yu) 半導體(ti) 等電子元器件生產(chan) 的電子級多晶矽，純度要求則要達到11N，工藝難度遠超太陽能級。

從(cong) 全球範圍看，目前多晶矽產(chan) 業(ye) 正在持續向國內(nei) 轉移，且疫情加速了這一過程。2020年，全球多晶矽產(chan) 能為(wei) 60.8萬(wan) 噸，同比降低9.9%；產(chan) 量52.1萬(wan) 噸，同比增加2.6%。

同期，我國多晶矽產(chan) 能45.7萬(wan) 噸，同比下降1.9%，產(chan) 量約39.6萬(wan) 噸，同比增加15.8%。國內(nei) 多晶矽產(chan) 能、產(chan) 量的增長均大幅領先全球，占比分別為(wei) 75%、76%[4]。

除了產(chan) 能轉移外，多晶矽亦是一個(ge) 馬太效應明顯的產(chan) 業(ye) 。

截至2020年底，我國的多晶矽CR5（前5家最大的企業(ye) 所占市場份額，即行業(ye) 集中度）已經高達87.5%，5萬(wan) 噸級以上產(chan) 能企業(ye) 有4家（加起來超過全球總產(chan) 能的40%）[4]。國內(nei) 的多晶矽大製造商同樣占據了全球供應鏈的關(guan) 鍵位置，這意味著產(chan) 能轉移還強化了國內(nei) 企業(ye) 的定價(jia) 權。

龍頭企業(ye) 憑借資金與(yu) 技術優(you) 勢，始終保持著更多的訂單，更高的開工率以及規模效應帶來的高利潤率，這進一步確保了龍頭企業(ye) 在未來的研發與(yu) 生產(chan) 技術升級的先發優(you) 勢。反觀競爭(zheng) 力較差的企業(ye) 已經逐步關(guan) 停，2020年全球產(chan) 能的下滑正是受此影響。

作為(wei) 光伏產(chan) 業(ye) 的最上遊，多晶矽是主流太陽能電池生產(chan) 工藝的核心物料，其價(jia) 格也是影響光伏產(chan) 品終端價(jia) 格的核心因素之一。

在行業(ye) 發展初期，受生產(chan) 工藝水平較低影響，矽料用量比較大，原材料價(jia) 格也偏高，導致當時矽料在光伏設備的總成本中占比極高。2010年，一個(ge) 光伏組件中的電池成本（含矽部件）高達91%，到2019年已經下降至了48%，幾乎減半[5]。

可以看到，作為(wei) 上遊的矽料對終端影響越來越小的重要趨勢。這主要受益於(yu) 加工技術持續進步帶來的生產(chan) 成本持續下降。

矽料生產(chan) 方麵，受益於(yu) 主流技術“改良西門子法”的不斷進步，多晶矽的行業(ye) 平均生產(chan) 成本持續下降，大幅降低了下遊企業(ye) 的矽料采購價(jia) 格。這一定程度上為(wei) 下遊打開了利潤空間，也刺激了企業(ye) 生產(chan) 光伏組件的意願。

改良西門子法的基本原理是在1100℃左右的高純矽芯上用高純氫還原高純三氯氫矽（ Cl3HSi），生成多晶矽沉積在矽芯上。相較於(yu) 傳(chuan) 統工藝同時具備節能、降耗、回收利用生產(chan) 過程中副產(chan) 物以及大量副產(chan) 熱能的配套工藝。

改良西門子法是目前最為(wei) 成熟、應用最廣泛、擴展速度最快的多晶矽製備工藝。該路線產(chan) 品形態為(wei) 棒狀矽，2020 年采用此方法生產(chan) 出的棒狀矽約占全國總產(chan) 量的97.2%[3]。

除了“改良西門子法”，目前多晶矽料的製備還有“矽烷流化床法”製矽路線（在流化床反應器中利用矽烷法分解，並在預先裝入的細矽粒表麵生成多晶矽顆粒，產(chan) 品形態為(wei) 顆粒矽），較當前主流工藝有成本優(you) 勢，能夠對產(chan) 業(ye) 形成一定的補充。但該技術並不成熟，工藝存在缺陷，限製了在行業(ye) 內(nei) 的產(chan) 能比例。

雖說長期看矽料價(jia) 格明顯下降，但自2021年開始出現一輪極為(wei) 瘋狂的上漲。短短半年時間，多晶矽價(jia) 格上漲數倍，從(cong) 85元/公斤飆升至超過200元/公斤，部分散單報價(jia) 甚至已經達到了225元/公斤[6]。

飆漲的上遊原材料導致下遊光伏企業(ye) 嚴(yan) 重承壓，中國光伏行業(ye) 協會(hui) 甚至呼籲“全體(ti) 會(hui) 員和光伏企業(ye) 守法合規、理性經營，尊重契約精神，自覺抵製對多晶矽、矽片產(chan) 品的過度囤貨、哄抬物價(jia) 行為(wei) ，以及非自身生產(chan) 經營需求的投機行為(wei) 。”[7]

造成如今局麵的原因比較複雜。

首先，不能排除部分企業(ye) 存在惜售、抬價(jia) 等不良行為(wei) 。有業(ye) 內(nei) 人士稱，目前的矽產(chan) 能能夠滿足下遊需求，是下遊企業(ye) 故意製造多晶矽短缺跡象，並協調一致哄抬價(jia) 格[7]——當然具體(ti) 情況很難查證。

其次，上遊產(chan) 能不足也客觀存在。受政策影響，下遊企業(ye) 為(wei) 盡快占據市場份額，頭部企業(ye) 在快速進行產(chan) 能擴張，確實存在搶下訂單，占據上遊產(chan) 能的現象——這與(yu) 近期芯片短缺十分類似。相對應的，上遊供應端的產(chan) 能擴張必然滯後，且矽料的擴產(chan) 周期本來就比下遊更長，這進一步加劇了供需錯配，助長了短缺。

但總體(ti) 來說，短期的異常震蕩不太可能成為(wei) 長期趨勢。待上下遊的擴產(chan) 完成，需求趨穩後，矽料價(jia) 格將回歸常態，降價(jia) 的長期趨勢也不會(hui) 改變。

光伏矽片：單晶矽對多晶矽實現全麵替代

矽片是產(chan) 業(ye) 鏈上遊的末端，是光伏產(chan) 品的起點。其形狀、大小與(yu) 薄厚取決(jue) 於(yu) 生產(chan) 工藝與(yu) 下遊產(chan) 品設計需求。矽片進一步加工即是晶矽電池片，而電池片經排列、封裝並與(yu) 其它輔材組合後即是太陽能電池板，光伏係統最小有效發電單位。

簡單概括矽片的生產(chan) 工藝：將上一節所說的多晶矽料經過一係列工序後，拉棒製成單晶矽棒，或鑄錠製成多晶矽錠，再進行切片製成矽片。

光伏矽片目前有單晶與(yu) 多晶兩(liang) 種產(chan) 品形態，但兩(liang) 者存在代差。

單晶矽的晶體(ti) 品質、電學性能、機械性能等方麵優(you) 良，且光電轉換效率更佳，但在行業(ye) 發展初期生產(chan) 成本偏高，未能得到廣泛應用。多晶產(chan) 品在這一階段依靠價(jia) 格優(you) 勢，在很長一段時間內(nei) 占據市場主導。

隨著矽料生產(chan) 工藝、拉棒工藝以及最後的切割工藝持續進步，單晶矽生產(chan) 成本迅速下降，同時以PERC電池（鈍化發射區背麵電池，Passivated emitter rear contact solar cells，目前主流光伏電池）為(wei) 代表的新一代電池技術，對單晶矽片的利用率更高，這進一步拉開了本就存在差距的光電轉換效率。

在成本和轉換效率的此消彼長之下，單晶矽迅速崛起。截至2020年底，單晶矽片的市占率已經從(cong) 2016年的20%，提升至超過90%，已實現了對多晶矽片的全麵替代[8]。

除了單晶矽與(yu) 多晶矽的路線之爭(zheng) 外，矽片製造還專(zhuan) 注於(yu) 降低生產(chan) 成本。

其中一個(ge) 措施是“變大”，即做大單片尺寸，這是目前矽片主要趨勢之一。當前光伏矽片有5種主流尺寸，分別為(wei) 156.75mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。

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

其背後原因，也是大尺寸矽片的發電效率更高，且終端產(chan) 品的非矽成本（生產(chan) 中所消耗的能源、人力、輔料等）更低。

簡略地說，矽片下遊的電池/太陽能組件的生產(chan) 速率比較固定，與(yu) 矽片尺寸關(guan) 係不大。

若矽片麵積增大意味著單位時間生產(chan) 出來的電池/組件的總功率更高，相應的每瓦生產(chan) 成本就會(hui) 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(yu) 電池片麵積無關(guan) ，僅(jin) 與(yu) 電池塊數有關(guan) 。同轉換效率下，大尺寸電池片對這些輔材的消耗也比小尺寸低，這進一步降低了非矽成本。

這一係列優(you) 勢積累下來，就是終端利潤的提高，預估每瓦毛利可提升近0.1元[9]。不過大尺寸同樣也要求下遊生產(chan) 工藝的同步改善，需要一定的產(chan) 業(ye) 鏈協同發展。

另外，生產(chan) 與(yu) 切片過程中的矽料損耗，也會(hui) 導致生產(chan) 成本的增加，如何降低生產(chan) 過程中的耗矽量同樣重要。

從(cong) 宏觀趨勢看，如今每瓦綜合耗矽量（g/瓦）持續下降，2019年的單位耗矽量為(wei) 4.3g/瓦，僅(jin) 為(wei) 2009年的31%[10]。對原材料利用率的大幅提高，自然會(hui) 帶來利潤空間的同步增長。目前降低耗矽量的主要方式為(wei) 降低矽片厚度與(yu) 減少切片損耗。

矽片減薄：從(cong) 產(chan) 業(ye) 發展趨勢看，矽片厚度下降是另一個(ge) 長期趨勢——這不僅(jin) 有效減少耗矽量，提高出片數，進而實現降本，也為(wei) 下遊的電池組設計帶來更多產(chan) 品設計路線。目前單晶矽片量產(chan) 厚度在170~180μm，較行業(ye) 早期進步明顯，一些采用前沿技術的企業(ye) 已經能夠實現140μm單晶矽片的生產(chan) ，未來降本空間可觀。長遠看，指向120μm厚度的技術路線也比較清晰，但受限於(yu) 生產(chan) 技術，距離商業(ye) 化比較遙遠。

數據來源：全國能源信息平台[11]

切片減損：刀鋒損失是矽料切割過程中主要的損耗來源。新一代的金剛線切割技術較傳(chuan) 統切割法，有切割速度快、良品率高、單片損耗低等一係列優(you) 點。高水平的切割技術同樣有助於(yu) 矽片進一步減薄與(yu) 增大，能夠協助改進矽片產(chan) 品設計，進而降低生產(chan) 成本。

可以看到，目前光伏產(chan) 業(ye) 上遊的發展路線十分清晰，一切圍繞降本展開。

雖然已有不使用矽片的電池路線，但是距離商業(ye) 化比較遙遠，遠不能撼動矽電池的統治地位。未來幾年內(nei) ，如何更高效的生產(chan) 矽料，在相同成本下盡管多的提高矽片出片率，以及降低後續安裝成本，仍將是光伏上遊不變的發展方向。

光伏電池：持續升級，快速進步

介紹完矽片，現在讓我們(men) 了解光伏產(chan) 業(ye) 中遊的起點，光伏發電的核心部件——光伏電池。

所謂光伏電池，是一種利用太陽能發電的半導體(ti) 薄片。隻要滿足一定光照條件，電池片就可輸出電壓，並在有回路的情況下產(chan) 生電流。

目前主流的光伏電池由矽片經一係列工藝加工而來，由於(yu) 這一過程比較複雜且不是本文核心，故僅(jin) 列出示意圖，不再另做贅述。

電池片是決(jue) 定組件整體(ti) 性能的核心因素，對光伏發電的重要性不言而喻：光伏組件最重要的指標為(wei) 發電功率，而組件的發電係統是光伏電池片串並聯製成。從(cong) 原理層麵看，電池片的光電轉換率，直接決(jue) 定了組件的整體(ti) 發電功率。

光伏電池片的現有技術路線多且複雜，除了主流的單晶矽PERC電池，使用上一代電池技術的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(wei) 有望接替PERC電池成為(wei) 下一代主流產(chan) 品。

在半導體(ti) 矽中摻入其它元素，增加大量自由電子，使半導體(ti) 主要靠電子導電，此類產(chan) 品稱為(wei) 電子型半導體(ti) ，或稱為(wei) N型半導體(ti) 。使用此類半導體(ti) 的光伏電池即為(wei) N型電池。

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

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

TOPCon：這一技術路線最大的特點是理論光電轉換效率極高，達到28.7%，已經逼近晶矽極限（29.43%），明顯優(you) 於(yu) PERC（24.5%）和HJT（27.5%）[12]。不考慮理論值，TOPCon電池目前的量產(chan) 平均效率也有24%，高於(yu) 主流電池產(chan) 品。這一路線另一個(ge) 優(you) 勢在於(yu) 其對生產(chan) 線要求不高，可基於(yu) 現有的PERC生產(chan) 線升級而來，對前期投資更加友好，且能提高現有生產(chan) 線的應用周期。

但TOPCon路線的缺點也比較明顯，其生產(chan) 工藝尚未定型且非常複雜，加工工序多達12~13道，遠高於(yu) PERC電池的9道。這導致產(chan) 品的良品率比較低，且複雜的生產(chan) 工藝還推高了生產(chan) 成本。這些因素作用之下，限製了TOPCon電池的進一步量產(chan) 。

HJT電池：也稱異質結電池或HIT、HDT、SHJ電池，被認為(wei) 是最有希望成為(wei) 下一代主流的技術路線。HJT電池的平均光電轉換效率約在24%左右，明顯高於(yu) PERC電池，可以有效提高發電量，攤薄發電成本。HJT電池另一個(ge) 核心優(you) 勢則是工序少——產(chan) 品的加工流程僅(jin) 有四步，更少的工藝步驟對提升良品率十分有用。

冷知識：異質結電池最早的開發者是日本三洋公司，但該公司之後將HIT注冊(ce) 為(wei) 了商標，使得其它企業(ye) 不能隨意使用這一縮寫(xie) 指代異質結電池。這也是為(wei) 何異質結電池的叫法比較多。

但生產(chan) 工序少，和生產(chan) 成本低是兩(liang) 回事。HJT電池最大的問題，在於(yu) 生產(chan) 成本過高：據Solarzoom統計，當前HJT電池成本相較PERC電池要高出約30%，這對於(yu) 將降本放在第一位的光伏行業(ye) 顯然不能接受[13]。HJT的成本問題，一是由於(yu) 對原材料要求高，消耗也比較大；二則是因為(wei) 生產(chan) 設備和現有設備不兼容，必須重新建設生產(chan) 線導致極大地推高了前期成本；三是產(chan) 品加工工藝也比較複雜。

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

IBC電池：這是目前光伏電池中，轉換效率最高的技術路線。IBC電池在研發早期的光電轉換效率就已經超過25%，全麵優(you) 於(yu) 市麵上的其它電池。但IBC也是最不成熟的技術路線：其生產(chan) 工藝非常複雜，加工成本極高，生產(chan) 設備昂貴。這使得IBC電池在商業(ye) 化時，麵臨(lin) 的困難遠大於(yu) 其它技術路線。

市場方麵，2020年，隨著PERC電池片新建產(chan) 能逐步落地，該路線市占率持續提升，已經上漲至86.4%。由於(yu) 技術相對老舊，發電能力不強，BSF電池市場占比下降至 8.8%，較2019年下降22.7%，已經基本被市場淘汰[14]。N型電池（主要為(wei) HJT【異質結】電池和TOPCon電池）由於(yu) 成本問題，生產(chan) 規模與(yu) 用量仍然有限，目前市場占比約為(wei) 3.5%，較2019年有小幅增長。

除了傳(chuan) 統的晶矽電池，目前還有存在一條完全不同的光伏電池技術路線——薄膜型太陽能電池。

薄膜型太陽能電池的發電原理與(yu) 晶矽電池相同，但應用的是一種由硫化鎘、砷化镓等非矽材料製備成的微米量級厚度的光伏材料。由於(yu) 這種材料的基本產(chan) 品形態為(wei) 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、製備能耗低、適合與(yu) 建築結合等特點。但由於(yu) 仍處於(yu) 研發的早期階段，薄膜電池當前的轉換效率並不高，能夠實現商品化的碲化鎘薄膜電池與(yu) 銅銦镓硒薄膜電池，組件的實驗室效率也僅(jin) 有19.5%和16%~17%[3]，甚至不如已經瀕臨(lin) 淘汰的BSF電池，發電能力明顯不足。而轉換效率比較高的技術路線則存在成本過於(yu) 昂貴，生產(chan) 難度太大等一係列問題。這些因素疊加，導致薄膜電池在商業(ye) 化上的困難較大。

光伏組件：太陽能發電的根基

雖然一片光伏電池已經具備發電能力，但其發電功率太低，無法實際應用。這就要講到光伏產(chan) 業(ye) 中遊的最後一環，電池與(yu) 光伏產(chan) 業(ye) 的最小有效發電單位，在光伏電站中承擔光電轉換的設備——光伏組件。

光伏組件，或太陽能電池板，兩(liang) 者指的是同一個(ge) 產(chan) 品，也就是上圖中的設備。光伏組件經由電池片串聯/並聯，並進行封裝，隨後再安裝其它輔材製成。從(cong) 產(chan) 業(ye) 鏈位置看，光伏組件位於(yu) 光伏電池與(yu) 光伏係統之間，是光伏製造業(ye) 的最終產(chan) 品。

光伏組件的製備主要包括電池片互聯和層壓兩(liang) 大步驟：

電池片互聯決(jue) 定了組件的電性能，目前，光伏組件的標準電池片數量為(wei) 60片或72片，對應以10或12條銅線作為(wei) 匯流條將其連接起來，6組互聯為(wei) 一個(ge) 光伏組件。

在電池片互聯後，一般需按照鋼化玻璃、膠膜、電池片、背板以從(cong) 下到上的順序，經過層壓的方式封裝在一起，背板與(yu) 鋼化玻璃將電池片和膠膜封裝在內(nei) 部，通過鋁邊框和矽膠密封邊緣保護。經過層壓處理後，光伏組件的使用壽命可大幅提高，且能顯著優(you) 化環境耐受性與(yu) 機械性能。

目前光伏電池兩(liang) 個(ge) 主要發展趨勢，分別是雙麵組件與(yu) 半片封裝。

所謂雙麵組件，顧名思義(yi) 是指使用雙麵電池的光伏組件，特點是正、反麵都具備發電能力。當太陽光照射時，部分光線會(hui) 被周圍環境反射到組件背麵，雙麵組件有能力收集這一部分光能，從(cong) 而增加發電量。

顯而易見，與(yu) 傳(chuan) 統的單麵設計相比，雙麵電池的發電功率更佳，可有效降低電站的平均發電成本。相應的，雙麵電池的生產(chan) 工藝也比較複雜，其背麵不能使用不透光的常規背板，疊加其它生產(chan) 工藝導致成本略高。

不過在雙麵設計的增效增收能力得到驗證後，如今下遊電站已經逐漸接受這一技術。2020年的雙麵組件市占率較 2019 年上漲 15.7 個(ge) 百分點，升至 29.7%，且未來有望持續擴大[3]。

半片封裝則是目前的主流封裝模式，是指沿著垂直於(yu) 電池主柵線的方向將電池片切成尺寸相同的兩(liang) 個(ge) 半片電池片。光伏電池片在發電過程中產(chan) 生的電流和電池片麵積有關(guan) ，因此相對於(yu) 整片，半片電池中通過主柵線的電流大小僅(jin) 約1/2。當半片電池串聯以後，單個(ge) 正負回路上電阻不變，單回路的功率損耗就降低為(wei) 原來的1/4，從(cong) 而降低了組件的整體(ti) 功率損失，同時也減小了組件升溫對發電能力的負麵影響。

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

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

除了上述兩(liang) 種趨勢，光伏組件還有眾(zhong) 多其它路線，如拚片、疊瓦、無主柵和多主柵等，細分市場比較多。不過這些路線要麽(me) 僅(jin) 改變了一些設計細節，要麽(me) 沒有得到廣泛應用，或是和當前組裝工藝可以相互疊加，作為(wei) 補充出現，故不再進一步詳述。

光伏輔材：不含矽，也重要

要生產(chan) 一台光伏組件，僅(jin) 有電池顯然是遠遠不夠的，還需要一係列非矽輔材相配合。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條、匯流條、鋼化玻璃、膠膜、背板、鋁合金、矽膠、接線盒共八種。

從(cong) 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。其中邊框在非矽成本中占比最高，而玻璃、膠膜以及背板則是光伏組件的核心輔材，對設備的最終性能有重要影響。我們(men) 將在接下來的部分，講解這些輔材及發展趨勢。

（圖中為(wei) 2020年數據，不適用於(yu) 2021年，但整體(ti) 情況不會(hui) 有太大變化）

數據來源：廣發證券[16]

邊框

顧名思義(yi) ，邊框就是光伏組件的外側(ce) 框架，在封裝後填充矽膠密封，起到固定和邊緣保護的作用。目前通用的光伏組件邊框為(wei) 鋁製邊框，其在各類組件的成本占比均僅(jin) 次於(yu) 電池，是成本最高的非矽輔材。

然而鋁邊框的技術含量很低，成本占比高純粹是因為(wei) 其大宗商品的定價(jia) 模式，下遊生產(chan) 商的議價(jia) 能力非常低，鋁邊框產(chan) 品定價(jia) 和鋁錠基本保持同步，成本壓縮空間隻能在加工費裏找。又因生產(chan) 門檻低，鋁製邊框的供應商較多，競爭(zheng) 十分激烈，市場已經充分議價(jia) ，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麵板，直接與(yu) 外界環境接觸，其耐候性、強度、透光率等指標對光伏組件的壽命和長期發電效率起核心作用。目前光伏玻璃有三種主要產(chan) 品形態：超白壓花玻璃、超白加工浮法玻璃，以及透明導電氧化物鍍膜(TCO)玻璃。

通常來說，矽片光伏組件主要使用超白壓花玻璃或超白加工浮法玻璃，一方麵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。另一方麵，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，能夠提高組件發電效率。

光伏玻璃的發展主要受上下遊驅動，目前的主要趨勢分別是增大與(yu) 減薄。

尺寸增大主要是受上遊影響。由於(yu) 矽片尺寸的逐漸增長，作為(wei) 封裝麵板的玻璃板也必須同步增大，方能滿足上遊需求。但當前行業(ye) 內(nei) 能夠生產(chan) 大尺寸玻璃的企業(ye) 不多，這導致了一定程度的供需錯配，助推了玻璃價(jia) 格上漲。未來如何盡快調整產(chan) 能，是對生產(chan) 企業(ye) 的挑戰。

減薄則一是降本需求，二也與(yu) 光伏組件設計有關(guan) 。目前，部分雙麵組件采取的是正反麵均用玻璃封裝的雙玻璃路線，正反雙麵均使用2.5/2.0mm厚度玻璃，而非傳(chuan) 統的3.2mm。這既是為(wei) 了設備整體(ti) 減重，也是出於(yu) 成本考慮。考慮到雙麵組件滲透率的持續增長，未來光伏玻璃減薄也將持續。

膠膜

封裝膠膜材質一般為(wei) 有機高分子樹脂，其直接與(yu) 組件內(nei) 部的電池片接觸，覆蓋電池片上下兩(liang) 麵，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(wei) 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。

封裝膠膜的發展，同樣受下遊光伏組件設計影響。雖然兩(liang) 種EVA膠膜仍是主流，合計市占率也接近80%，但其性能逐漸落後於(yu) 下遊需求，無法很好地解決(jue) PID問題，因此不適合應用在雙麵組件上，正在出讓市場份額。

PID效應（Potential Induced Degradation）又稱電勢誘導衰減，是電池組件的封裝材料和其上表麵及下表麵的材料，電池片與(yu) 其接地金屬邊框之間的高電壓作用下出現離子遷移，而造成組件性能衰減的現象，對光伏電池的使用壽命和轉換效率負麵影響巨大。

反觀POE膠膜，其阻隔性能更加優(you) 良，特別適合應用於(yu) 水汽敏感的技術路線，而水汽正是導致PID效應的元凶之一。因此，隨著下遊需求的變化，POE膠膜被視為(wei) 是EVA材料的升級替代品，其滲透率快速提升，在2020年市占率已經達到了25.5%，且未來有望進一步提升[3]。

背板

背板位於(yu) 太陽能電池組件背麵的最外層，保護電池組件免受外界環境的侵蝕，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、耐環境老化和水汽阻隔、電氣絕緣等性能。

當前，市麵上光伏背板的產(chan) 品極為(wei) 龐雜，且缺乏統一的命名標準，行業(ye) 通常依照是否含氟分為(wei) 含氟/非氟兩(liang) 大類，並依照加工工藝進一步細分。為(wei) 減輕讀者閱讀負擔，這裏不再對不同工藝做具體(ti) 解釋。

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

K（KPK/KPF/KPE）結構背板仍是市場絕對主流，在2019年的占比為(wei) 59.5%；同為(wei) 傳(chuan) 統產(chan) 品的T（TPT/TPF/TPE）結構模板同期市占率則為(wei) 14%[17]。但此兩(liang) 種背板均不透光，並不符合目前雙麵電池組件（雙麵組件詳情見下文）的發展趨勢，市占率開始萎縮。截至2020年底，K型結構背板與(yu) T型結構背板的市占率分別下滑13.7%/3.2%。

相應的，伴隨著雙麵組件市場規模的快速增長，因能透光而被納入生產(chan) 的玻璃背板與(yu) 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%。在下遊組件發展趨勢不變的情況下，兩(liang) 者市占率仍將持續增長[3]。

焊帶

焊帶又稱鍍錫銅帶，指的是在一種在銅帶表麵塗覆一層均勻厚度錫基的焊料，應用於(yu) 光伏組件電池片之間的連接，發揮導電聚電的作用。

焊帶在非矽成本中的占比雖與(yu) 背板相近，但其定價(jia) 接近鋁製邊框。光伏焊帶90%的成本來自作為(wei) 原材料的銅與(yu) 錫，這意味著生產(chan) 成本基本由當期的大宗價(jia) 格決(jue) 定。且焊帶技術含量同樣很低，市場經過充分競爭(zheng) ，議價(jia) 空間很小。

除了占據前五位的輔材，非矽組件還包括接線盒、封裝矽膠等。這些生產(chan) 材料的價(jia) 格均比較穩定，技術含量也一般，定價(jia) 模式類似邊框與(yu) 焊帶。概括來說，目前光伏組件的非矽成本下降空間不大，且受大宗商品價(jia) 格主導，下遊生產(chan) 商的議價(jia) 能力都不是很強。想要在非矽環節進一步壓縮出利潤空間，對光伏設備生產(chan) 商已經很難。

但這不意味著技術迭代的停滯。目前包括膠膜、背板與(yu) 光伏玻璃在內(nei) 的三種核心原材料，對下遊的產(chan) 品設計與(yu) 最終性能仍有重要影響。如何配合電池技術的進步調整產(chan) 品，仍是核心輔材生產(chan) 商的重要發展方向。

光伏逆變器：光電上網的最後一塊拚圖

光伏逆變器，是將光伏組件產(chan) 生的直流電，轉換成頻率可調節的交流電的電子設備。由於(yu) 並網的電源需滿足上網的質量要求，逆變器可調整電壓波形，用於(yu) 電網或供負載使用，可直接影響太陽能光伏係統的發電效率，是光伏電上網的必需設備。

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

受應用場景限製，光伏逆變器市場非常穩定，完全由下遊電站決(jue) 定，幾乎不可能發生重大變化。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(wei) 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(wei) 66.5%，集中式逆變器占比為(wei) 28.5%，集散式逆變器的市場占有率約為(wei) 5.0%[3]。根據機構預測，這種格局在長期來看，也不會(hui) 發生太大變化。

光伏發電站：產業的終端

光伏發電站是光伏產(chan) 業(ye) 鏈的最末端。在這一環節，光伏設備最終與(yu) 電網相連並輸送電力，是光伏發電實際應用的場景。

正如光伏組件是將電池片串並聯而來，要建設一個(ge) 光伏電站，首先需要將光伏組件按一定方式組裝在一起，並安裝支撐結構後構成更大型的直流發電單元——光伏陣列，之後再將大量光伏陣列與(yu) 光伏逆變器、配電櫃等設備，以及中央控製係統連接後，就可建成能夠實際投入使用的光伏電站。

與(yu) 傳(chuan) 統發電站類似，光伏電站也分為(wei) 集中式和分布式兩(liang) 種。市占率方麵，截至2020年底，我國大型地麵電站占比為(wei) 67.8%，占據絕對主流，分布式電站占比則為(wei) 32.2%[3]。

集中式大型並網光伏電站就是國家利用光能富集的無人地區，如荒漠或丘陵，安裝大量光伏陣列集中建設的大型光伏電站。集中式光伏電站的發電直接並入公共電網，接入高壓輸電係統供給遠距離負荷。

集中式光伏電站的主要特點在於(yu) 運維更為(wei) 經濟，受益於(yu) 規模效應，發電成本比較低，且發電量大，更能滿足電網的接入要求。我國目前就是集中式電站占主流，多分布於(yu) 西部光能富集地區。

不過集中式光伏電站的缺點也比較大。我國光能富集區並非高負荷地區，這導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象。同時由於(yu) 光伏天然存在發電波動比較大的問題，導致集中式光伏電站對電網負荷比較大，光電上網一直比較麻煩。

分布式光伏電站則主要是指利用小型空地，或建築物表麵，如廠房、公共建築屋頂等表麵建設的小型發電站，在人口比較稀疏的發達國家占據主流。

典型的分布式光伏電站

分布式光伏電站的優(you) 勢主要集中在投資小、建設快、占地麵積小等方麵，且直接處於(yu) 用戶側(ce) ，可以減少對電網的依賴，減少線路損耗。同時，分布式光伏電站還能夠實現發電量就地消化，餘(yu) 量再接入電網。相較於(yu) 集中發電，棄光棄電的問題不明顯。

分布式電站的缺陷在於(yu) ，由於(yu) 高度分散的特性，對控製係統的要求比較高，在調節與(yu) 管理上更為(wei) 複雜。

總結

縱觀全文，我們(men) 可以發現，光伏產(chan) 業(ye) 最核心的發展路徑，說白了就是用光電轉換效率更高的太陽能電池，發更便宜的電。整個(ge) 行業(ye) 從(cong) 上遊矽片的設計，直至下遊電站的組建，甚至是中間環節一些非關(guan) 鍵輔材的選用，均遵循著這一基本原則。

概括成四個(ge) 字，就是“降本增效”。若要給兩(liang) 個(ge) 關(guan) 鍵詞排個(ge) 位，則降本還要在增效之前。

與(yu) 很多人直覺相悖，光伏設備的光電效率其實已經可以做到極高水平，超過40%，是當前主流電池的接近兩(liang) 倍。但這種技術極其昂貴，僅(jin) 能用在衛星、太空站這種不計成本的設施之上，距離大規模民用、商用非常遙遠。

這其實還是一筆經濟賬：單純的堆砌性能並不意味著更低的發電成本，在技術的持續進步中找到性價(jia) 比最優(you) 的組合，才是光伏發電能做到平價(jia) 上網的根源。

當然，發電成本下來了不代表整個(ge) 行業(ye) 高枕無憂，目前光伏產(chan) 業(ye) 還存在著一些難題。

太陽能雖然擁有取之不盡且無汙染的優(you) 點，但也存在不穩定的缺陷，受晝夜、天氣以及季節影響明顯。這在光伏發電直接表現為(wei) ，包括發電量波動大、對電網穩定性不利、並網難等一係列問題。同時我國還存在光能富集區（西北）遠離電力負荷區（東(dong) 南沿海）的現象，有比較明顯的供需錯配，導致出現“棄光棄電”，造成浪費。

解決(jue) 這些問題，就需要在光電的儲(chu) 能與(yu) 並網技術上尋求突破，目前常見的解決(jue) 方案有光伏製氫、化學儲(chu) 能、就地消納等——當然，這就屬於(yu) 光伏下遊的下遊，距離光伏產(chan) 業(ye) 鏈本身已經比較遙遠，故不再展開。

總之，還是希望國內(nei) 光伏產(chan) 業(ye) 能借“碳中和”的浪潮進一步發展，讓工業(ye) 生產(chan) 與(yu) 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，又能保護地球環境，怎麽(me) 都不會(hui) 是一件壞事。