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在上一篇光伏系列文章漫谈光伏行业（一）里我们重点谈到了什么是光伏，光伏行业发展的底层逻辑和终极目标，光伏行业发展的核心要素和技术路线，以及我国光伏行业的发展阶段和竞争格局。在今天的文章里，我们接着和大家探讨光伏产业链的划分，主产业链中的硅料--硅片--电池片--组件等细分领域的情况，辅产业链的概述以及光伏行业如何提高度电利润。
一、光伏产业链整体划分
大部分投资者都知道光伏行业非常热门，也有很多厉害的公司，但是这些公司的主营业务是做什么的，在光伏行业中位于产业链的什么位置，这些业务的竞争格局如何，其实很多人都搞不清楚。为了帮助大家建立一个完整清晰的概念，我们今天借用一张长桥海豚投研的图来作为表述的基础（配图1）。
这张图将整个光伏产业链分成了主产业链、辅产业链和设备三大部分。其中主产业链由硅料、硅片、电池片、组件、光伏电站组成；从硅料到硅片再到电池片和组件都有相应的设备；而碳热热场、金刚线、胶膜、光伏玻璃、逆变器等，则是辅产业链中的一些细分领域。
二、硅料
目前国内的硅料龙头是通威股份（以下简称通威）和大全新能源。7月2日通威股份公告称签订了644亿的销售订单；而就在不久前的6月20日通威刚刚签了另一份509亿的销售合同；3月22日，通威和隆基绿能签订了442亿的订单（隆基先后也与大全能源、亚洲硅业、协鑫、特变电工签订合计超430亿订单），为什么硅料会频频爆出大单？硅料是什么，为什么从20年至今，硅料的价格涨幅接近5倍？
硅料是由金属硅提纯而得产品的总称，可以分为多晶硅，单晶硅和颗粒硅。目前硅料的提纯工艺主要包括改良西门子法和硅烷流化床法（配图2），改良西门子法是当前的主流技术，目前份额占比95%以上。改良西门子法主要用来生产多晶硅。2021年多晶硅全球有效产能约77.4万吨，其中，中国生产突破50万吨。随着企业技改和扩产的完成，22年产能将超70万吨。西门子工艺有几个特点：一是主反应反应温度高，但一次转化率低；二是副反应众多，尾气成分非常复杂；三是尾气成分的沸点比较接近，分离难度较大。
硅烷流化床法主要用来生产颗粒硅。在流化床中，通过使硅烷裂解并在晶种上沉积，生产颗粒硅、颗粒状多晶硅，流化床反应器的特点是可以持续地上下加料，反应气从底部注入，籽晶从顶部加料，生产的硅颗粒从底部排出，可以连续生产，反应可以持续运行几千个小时，与西门子工艺的批量生产相比，籽晶在悬浮状态可以提供充足的反应面积，从而获得较高的反应效率，能耗较低。
单晶硅和多晶硅的区别是，当熔融的单质硅凝固时,硅原子以金刚石晶格排列成许多晶核，如果这些晶核长成晶面取向相同的晶粒，则形成单晶硅。如果这些晶核长成晶面取向不同的晶粒，则形成多晶硅。多晶硅与单晶硅的差异主要表现在物理性质方面。在力学性质、电学性质等方面，多晶硅均不如单晶硅。多晶硅可作为拉制单晶硅的原料。单晶硅可算得上是世界上最纯净的物质了，一般的半导体器件要求硅的纯度六个9以上。大规模集成电路的要求更高，硅的纯度必须达到九个9。人们已经能制造出纯度为十二个9的单晶硅。单晶硅是电子计算机、自动控制系统等现代科学技术中不可缺少的基本材料。在电学性质方面，多晶硅晶体的导电性也远不如单晶硅显著，甚至于几乎没有导电性。在化学活性方面，两者的差异极小。
由于单晶硅光伏组件的光电转化效率要高于多晶硅光伏组件，所以目前用单晶硅切片制作光伏电池片已经成为市场主流。而多晶硅和颗粒硅，则可以理解为制作单晶硅的原料。
硅料是光伏产业链中制造壁垒最高的环节，制造费用在成本中占比高达57%，其中35%是电费成本，22%是设备折旧成本，因此想参与硅料需要跨过以下几个门槛：
1、资金门槛极高。硅料扩产的资金需求目前是8-10亿/万吨，扩张5万吨起步，则起步资金40亿起步；
2、扩产周期长。扩产周期大概需要1.5-2年时间。
高集中度、规模优势构建的成本优势，使得尾部厂商的成本几乎是龙头厂商成本的一倍。因此，新进入者少，行业的竞争格局良好，2018年-2020年，因为“5.31政策”导致的需求低迷，产品价格走低，扩产不足；21年后需求增加导致上下游供需错配，硅料全年紧缺，因此价格一直上涨。通威的产能稳居行业第一，预计22年、23年底产能将达到23、35万吨，2024年-2026年有望扩产到80-100万吨，规模优势显著。因此给通威提供金属硅的合盛硅业（1吨多晶硅消耗1.5吨左右工业硅），提供多晶硅还原炉的双良节能（1万吨需要配套15-17台还原炉）也将有望受益于全行业的扩产行为。
三、硅片
硅料的下游是硅片，硅片分为半导体级硅片和光伏级硅片。半导体级只能使用单晶硅，而光伏级硅片既可以是多晶硅也可以是单晶硅，硅片是制作晶体管和集成电路的原料。一般是单晶硅的切片。硅片，是制作集成电路的重要材料，通过对硅片进行光刻、离子注入等手段，可以制成各种半导体器件。2019年开始，随着单晶硅片（技术+成本优势）光电转换效率比多晶硅片高，且单晶硅片生产成本不断下降，单晶硅片市场份额占比不断提高。预计2025年单晶硅片市场份额占比将到达97%，2030年单晶硅片市场份额占比有望提升至 98%以上。
硅片并不是一个壁垒非常高的行业，随着金刚线切片被引用到硅片切割，使得硅片切割的更薄更均匀，且损耗更少，进一步降低了硅片制造的成本。作为一个拼成本的行业，硅片的竞争格局并不好，国内目前基本是三强：隆基、中环、晶科占据80%以上的市场，按照业务规模计算达90%以上。这个集中度是高于硅料、电池片和组件的，极易达成攻守同盟，将硅料涨价的成本传导到下游。6月30日晚，隆基绿能官网调整最新硅片价格。其中，160μm厚度中，P型182mm（M10）硅片每片报价7.3元，上涨6.4%；166mm（M6）硅片报价6.08元/片，上涨6.3%；158.75mm（G1）硅片报价5.88元/片，涨幅6.5%，这已经是隆基年内第八次上调价格了，成本传导已经开始。
硅片近年来呈现出大尺寸和薄片化的趋势，目前电池片规格上有边长为182mm（以下简称182）和210mm（以下简称210）两条路线之争，182的好处是在一定程度上照顾了硅片、电池、组件产线的兼容能力，降本增效的能力比166毫米硅片强。对组件企业来说，相对210而言，182的硅片、尺寸池在市场上更容易购买。
而210则降本增效能力最强，全面兼容未来光伏技术，无论是N型电池技术，还是和钙钛矿叠加，未来都以210为标准，在平价上网的时代，市场大概率会被倒逼选择度电成本更低的材料。
因此今年出现了约1.5万台小尺寸长晶炉更换的需求，作为长晶炉龙头的晶盛机电此前增发预案里披露，至2022年Q1，就已经手握209亿订单，可见市场需求的强劲和晶盛机电在这一领域的统治地位。按照之前的周期来看，硅料价格的上涨会压制下游硅片行业的扩产动力，但是今年却如此反常，只有一个解释——下游的需求太旺盛了。
伴随着薄片化的趋势，金刚线的消耗及设备需求也在放大，根据一份切片环节的调研纪要显示，1GW硅片的生产需要16台金刚线切机设备（每台价格160-200万），消耗的金刚线价值1500万元，以切片设备企业高测股份为例，在增加设备销售的同时向第三方切片服务扩展，计划在24年前实现35GW的代切片业务，金刚线的发出量仅2020年至2021年，就从900万公里报增至2500万公里，印证了市场蓬勃的需求。
四、电池片
将硅片制成电池片大致需要经过硅片检测--表面制绒及酸洗--扩散制结--去磷硅玻璃--等离子刻蚀及酸洗--镀减反射膜--丝网印刷--快速烧结等工艺，根据技术路线的不同，所需工艺和设备上也有明显差异。
电池片作为光伏的核心环节，光转化效率是评价电池片质量的重要参数，各企业的目标都是降低制作成本，增加发电量，因此相对于产业链的其他环节，电池片技术变迁和进步的速度更快，也有着明确的技术路线。
2017年PERC开始取代BSF，到今天TOPCON和HJT开始取代PERC成为主流发展方向，仅仅过去四年时间，原因也很简单，PERC电池的量产效率已经是23-23.5%，离效率极限24.5%已经没有多少提升空间，而隆基已经将TOPCON电池转化率刷新至25%，HJT电池转化率刷新至26%以上，技术角度的突破，大规模量产的阻力——银浆、制作设备的成本也有了对应的解决办法，推进速度上也是超预期的。
设备角度，迈为股份全面布局的HJT各环节生产设备，并且已经达到了反向输出国外的水平，根据信息披露，目前迈为已经为通威、金刚玻璃、华晟、REC提供HJT生产设备，设备的国产化替代将设备成本迅速降低，参考PERC设备国产化后，单瓦的成本降低了85%之多。在替换初期，设备受益于新建产线的续期，订单需求会迅速扩大，从竞争格局来，目前国内市场容量充足，在技术水平上也能够反向输出海外，价格较低的设备已经逼迫原本的设备龙头梅耶博格转型向电站运营。可见，在HJT的生产规模进一步扩大之后，成本将进一步下降。
同时在相关辅料上，如银浆电镀等降本的方向也有了相应的解决办法，因此之后比拼的将是从电池到组件的一体化能力，这方面隆基、天合、晶澳、晶科都在发力，毕竟在所有环节里，电池片的毛利率是最低的（配图3）。
五、组件
光伏组件是将一定数量的单片电池采用串、并联的方式密封成太阳电池组件，便于户外安装使用，相当于光伏产业链的最终产品，组件直接卖给下游的光伏电站使用。
封装本身技术壁垒不高，主要成本来自原料，因此组件也是一个拼成本、品牌、渠道的行业，所以各电池片龙头会向组件方向整合，利用自身在电池片领域的技术优势和品牌优势，快速打通渠道，获得规模优势,即硅片——电池片——组件一体化。
组件方面2021年全国组件产量达到182GW，同比增长46.1%，以晶硅组件为主。其中排名前五企业产量占国内组件总产量的63.4%，其中5家企业产量超过10GW。预计2022年组件产量将超过233GW（配图4）。
快速的需求增长，也带来了组件自动化设备订单饱满甚至供不应求，因此组件自动化设备的龙头有望受益于这轮需求，在业绩上有大幅的增长。
配图5（组件结构及成本分布）
六、辅产业链概述
除了主产业链外，辅产业链业也非常重要，如银浆、胶膜等同样是影响到成本的关键因素。
比如说银浆，银浆作为电极材料印刷于硅片两面构成电池片，起到重要的导电作用，其性能直接关系到光伏电池的光电性能。银浆作为辅材成本占比相对较高，单瓦成本约0.07元，在电池片非硅成本中占比约33%，在电池片整体成本中占比约8%-9%左右，N 型电池结构及生产流程特殊性推动光伏银浆向高技术含量、高溢价产品结构转型，其中HJT 电池催生低温银浆。根据CPIA2020年数据，N型TOPCON 以及 HJT 电池与 PERC 技术相比（双面电池）银浆单耗分别提升 49%、102%。因此降低银浆的消耗非常重要。
另一个值得一提的是胶膜，特别是EVA胶膜，处于相对紧缺的状态，光伏电池最外层的是玻璃和背板，中间就是处于电池片和玻璃/背板之间的胶膜，起到缓冲、封装的作用；胶膜的原料EVA粒子成本占胶膜总成本80%以上，根据数据统计，2021年EVA粒子需求约78万吨，供给为71万吨，进口40万吨，到2022年，预计需求为95万吨，国内扩产完成后，供给总额为102万吨，国内目前能生产光伏级EVA粒子的企业有6家，已上市的有联泓新科和东方盛虹。
胶膜方面则是福斯特、斯威克（深圳燃气控股）、海优新材三家占据全球75%的市场份额，三者产能比较则是41%、20%、12%，他们凭借品牌、产能的优势，在大量的新装机需求下，毛利率也有继续提升的预期。
七、提高度电利润是核心
通过上述分析，我们已经对整个产业上有什么，有哪些企业，各环节的发展方向和优缺点有了初步认知，那么我们应该如何判断他好不好呢？资本都是为了赚钱而进入某一个行业，光伏行业的高增速属性让资本趋之若鹜，但核心依旧是，能赚多少钱。所以度电利润就可以成为一种衡量指标。
度电利润=度电收入-度电成本
因此想要提高度电利润，只能通过增加收入和降低成本两个手段，收入可以通过提高转化率，而降本则可以通过降低材料成本，那要降低到多少才可以呢？自然是越低越好，传统煤炭的度电成本是0.28/kwh，光伏的度电成本是多少呢？
参考2021年光伏产业发展路线图的报告里里有关度电成本的数据（元/kwh）（配图6）
通过上图我们可以得出结论，只有1800、1500H（H代表小时，1800H意味着一年的光照时长是1800小时）两个类别的成本低于煤炭，那么我们想要实现目标该怎么做？
1、降低度电成本：降低原材料的价格、过程环节、生产效率的提升。
A、工业硅的价格已经从2021年年初的不足100元一公斤涨到接近300，大幅拉高了多晶硅的成本，不论硅料价格能否下降，都需要从技术路线上来降低成本。
B、颗粒硅对多晶硅的替代，相较西门子法，颗粒硅的总能耗低于20kwh/kg，同等要素价格下比西门子法低12元/kg以上；
C、大尺寸硅片、硅片薄片化：210大硅片，可以使整体硅片成本下降2-3%，而硅片厚度的降低，则可以降低单瓦硅含量，对降本有着巨大的意义；
D、长晶效率的提升；
E、银浆改用铜镀或者银包铜的形式，降低银耗；
2、提高度电收入：选择光照时长更长的地区建设光伏电站，提高电池片的光电转换效率
A、从国家的政策可以看出，在滩涂、戈壁、沙漠等地区建设风光电大基地，就是看中日照时间长的优势，因此要重视在这方面有布局的绿电运营企业。
B、提高电池片的光电效率，从上一篇中我们就已经谈到了电池片结构的进步是大势所趋，所以要重视TOPCON和HJT的替代趋势。
技术革新是推动光伏产业发展的原动力，因此在TOPCON和HJT对PERC替代的变革时代，大概率会有黑马应运而生。我们需要做的就是尽可能快速建立对光伏行业相对深度的认知，找到这样的黑马，伴随它成长的同时享受成长股带来的丰厚收益。
以上仅为以上仅为投资体系分享或者行业和公司基本面分析，不荐股，切勿作为投资依据，否则风险自负！
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