华信娱乐-官网，太阳能光伏系统是指利用半导体材料产生的光生伏打效应而将太阳能转化为直流电能的设备。

　　它们依次有三种粒子组成，质子、中子和电子。质子带正电，电子带负电，异性相吸。所以，带负电的电子围绕着带正电的原子核运转。

　　硅是有硅原子构成。硅原子有14个电子，14个电子在不同的轨道围绕着原子核运转，其中有四个电子在轨道的最外层。

　　因为这四个电子距离原子核相对较远。所以，这四个电子很愿意离开质子的束缚，进而出轨。

　　光本身就是一种能量，当能量较大的光照射在硅晶体上，硅原子中的电子就获得了足够的能量摆脱质子的束缚，成为了自由电子。缺少电子的位置就变成了一个空穴。

　　于是，当光提供能量，让硅原子中的电子出轨之后，就形成了光生电子-空穴对。

　　电流是电荷在电场或半导体内的定向移动。光伏系统使用的是半导体材料，所以，电流是在半导体内的定向移动。

　　扩散电流是在半导体中因空穴或自由电子的扩散作用引起的电流，之所以会发生扩散是因为空穴和自由电子从高浓度地方向低浓度的地方运动。

　　所以，为什么硅晶体的自由电子运动没有形成电流，是因为自由电子没有定向运动。

　　负载流子掺杂剂。在硅晶体中掺杂一种杂质，比如磷。因为磷原子最外层有5个电子，硅原子最外层有4个电子，磷向硅晶体多提供了一个电子。电子意味着负电。所以，这种被掺杂的硅晶体也叫做N型半导体。N型，Negative，负的。

　　正载流子掺杂剂。在硅晶体中掺杂另外一种杂质，比如硼。因为硼原子最外层有3个电子，硅原子最外层有4个电子，硼向晶体少提供了一个电子，形成了一个空穴。这种被掺杂的硅晶体叫做P型。空穴意味着正电。所以，这种被掺杂的硅晶体也被叫做P型半导体。

　　当P型半导体和N型半导体相互接触时，P型空穴多，N型电子多。电子就会从N型一侧向P型一侧移动，空穴就会从P型一侧向N型一侧移动。

　　在P型和N型的接触面，N型端的原子失去了电子，呈现正电性。P型端的原子得到了电子，呈现负电性。

　　一边是正电，一边是负电。于是，在N型半导体和P型半导体的接触面形成了一个内部电场。

　　在PN结形成的内部电场内，电流方向从N型侧指向P型侧，电子流动的方向从P侧指向N侧。

　　N型半导体内的电子浓度比P型半导体内的电子浓度高，电子试图从N侧进入P侧。但PN结内部电场决定的电子流动方向刚好与它相反。

　　N侧的电子无法进入P侧，P侧的空穴也无法进入N侧。电子和空穴无法在P侧和N侧之间进行扩散。PN结在中间形成了一个结界。

　　这样N侧能形成的自由电子就始终比P侧要多，P侧能形成的空穴就始终要比N侧要多。

　　当光照射到掺杂的硅晶体之上时。N侧产生了更多的自由电子，P侧产生了更多的空穴。N侧的自由电子浓度高于P侧，P侧的空穴浓度高于N侧。

　　由于浓度差的存在，N侧有更多的自由电子，它们沿着导线进入P侧，形成了P侧到N侧的电流。

　　所以，光伏硅晶片要形成电流，需要在光照条件下形成浓度差，还要在光照之前不发生扩散，保持浓度差。

　　天合光能在招股说明书中的第六节“业务和技术”中，披露了天合光能的业务情况。

　　天合光能的主要产品是光伏组件，除了光伏组件外，天合光能还提供光伏系统业务、智慧能源业务。

　　在光伏组件的生产工艺流程中，天合光能详细披露了光伏组件是如何一步步做出来的。

　　组件在生产过程中，会用到很多的辅助材料，焊带、玻璃、EVA胶膜、边框、背板、接线盒。

　　如果把这些都放在一张图中，可以得到一套完整的光伏产业链，这里是光伏产业链的主原料产业链。这里是光伏产业链的辅助原料产业链。

　　对！赚更多的钱，如果我要证明这条产业链好，证明它的赚钱能力越来越好不就可以了么。

　　赚钱能力可以用利润/投入表示，如果投入难以衡量，我可以通过单位利润来表示赚钱能力。

　　我用谷歌搜索光伏的发电成本，在某篇文章中，提到了光伏发电成本的衡量标准，LCOE，平准发电成本。

　　维基百科对于LCOE的解释是，能源相关系统、生产单位能源所需的平均成本，因为单位是KWh，1KWh等于1度，所以，也叫作度电成本。

　　那我只需要知道度电利润的变化趋势，然后结合当前的度电收入和度电成本，就可以知道当前产业链处于何等位置。知道了产业链处于何等位置，也就知道了未来是否有很大的空间？

　　度电润是收入-成本计算后的结果，所以，要衡量度电利润，首先，我需要假设我知道当前和未来的度电收入和度电成本。

　　在一个竞争的市场，当双方成本存在差异时，竞争导致，成本低的一方尽可能按照成本高一方的成本作为收入，以便把对方清出市场。

　　也就是，如果煤电的成本高于光伏的成本，光伏的成本＜光伏的收入≤煤电的成本。

　　着光伏的成本逐渐降低，达到和煤炭成本相近的时候，光伏的利润为0，之后利润开始转正。

　　当光伏占据了大部分市场时，市场的价格由光伏决定，光伏随着产能过剩或产能不足，出现利润的周期波动。

　　于是，我尝试用谷歌搜索上网电价，在搜索结果中有一条关于国家发改委进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知。

　　这个通知中提到，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场、扩大市场交易电价上下浮动范围。

　　从通知中领会精神，似乎发电企业的上网电价将逐渐由市场决定，也就是由竞争决定。

　　那这张图就是有意义的，如果我依照这张图做判断，自然选择第二区间，赚钱的机会会更大一些。

　　我需要判断光伏是否处于第二区间，如果要判断是否处于第二区间，我需要解决两个问题。

　　于是，我尝试用谷歌搜索光伏的度电成本，在中国光伏协会公布的《2021年光伏产业发展路线图》中，有这样一组数。

　　动力煤的价格近两年波动较大，如果拉长到5年，动力煤的均价在700元/吨左右。

　　根据国家规定，中长期秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格每吨在570元至770元之间。

　　对比下，当前光伏的发电成本，只有1800小时、1500小时等效利用小时数的LCOE满足条件。

　　公式虽然有点复杂，但我研究了一番，度电成本的影响因素主要是初始投资成本、每年的运维成本以及每年的发电量。

　　初始投资成本包括组件、逆变器、支架、电缆等等，主要是构成光伏系统的原材料。

　　然后在每个环节之上，寻找降低原材料使用成本的空间以及光电转换效率的改进空间。

　　这样不就可以大体上知道度电成本的下降空间在哪，是否能够普遍低于煤炭的度电成本了么。

　　在天风证券公布的一份报告中介绍，光伏系统的成本主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶加固、一二次设备构成。其中组件占比51%，逆变器占比5%，电缆12%、管理费用6%。

　　光伏组件又由是光伏主料和辅助材料构成的。我从公开资料上，找到了光伏组件的成本构成。

　　电池片占比61.2%，封装成本占比38.8%。封装成本又包括铝边框、EVA胶膜、背板等等。

　　电池片又由硅片等材料构成。电池片的成本构成是，硅片66%、银浆18%、电力5%、人工3%、折旧3%。

　　硅片又有硅料等材料构成，硅料成本占比50%，坩埚和电费为45%，剩下的5%为折旧费用。

　　硅料又是由硅粉制成，硅粉的成本构成是，电价33%、硅粉32%、折旧17%。

　　那我要知道每个环节的生产工艺是怎么样的，之后按照降本的目标，去看这些生产工艺是否可以改进。

　　中国光伏协会在《中国光伏产业发展路线图》中，公布了不同环节的生产工艺，并且详细介绍了每个生产工艺的成本降低方式在哪，可能存在的空间。

　　比如，在硅料生产环节，包括还原、冷氢，这些环节，主要降低成本的方式是减少能源的消耗。

　　比如，在单晶硅生产环节。通过改变硅片的厚度、降低金刚线的直径，降低硅片的耗量、能源的使用量。

　　比如，在电池片环节介绍了各种电池的平均转化效率，PERC、TOPcon、IBC、异质结电池等。

　　在所有的光伏环节，涉及到的成本降低或者效率提升，几乎都是一件事，工艺水平的改进。

　　即使我知道了这些工艺水平的改进方向，但我也很难估计改进带来成本降低的准确值。

　　于是，我打算反过来想，光伏的最高度电成本约在0.37元，煤炭的度电成本约在0.28元，光伏需要下降0.09元，才能普遍低于煤炭的度电成本。

　　如果只降低初始投资成本，光伏产业链需要成本下降24.3%才能普遍低于煤炭的度电成本。

　　如果只提高光伏的转化效率，现在转化效率是24%，需要提高31.7%，达到31.7%才能普遍低于煤炭的度电成本，这已经达到理论极限。

　　意思是说，要在近10年实现普遍低于煤炭的度电成本，光伏成本需要下降18%到25%左右。

　　再看那张图，下降18%到25%，光伏组件占比是51%，如果靠光伏组件下降，那么光伏组件的成本需要下降近一半。

　　我隐隐约约感觉，光伏看起来到达了理论的拐点，但真实的拐点还没到。至于多久能到，10年内大几率能到，但1-2年内实现，似乎还有点困难。

　　于是，我又把产业链地图打开，之前，把光伏当做完整的产业来看待，现在要把光伏产业拆开，每一个环节仔细斟酌。

　　如果一个产业链只有4家公司，它们都垄断一个环节，那么我只需要把它们的毛利润拉过来对比就可以了。

　　那接下来，我就需要选择四家具有代表型的公司，计算他们的每瓦毛利润，然后对比。

　　硅片的龙头选择隆基股份，隆基股份硅片单瓦毛利润是0.12元 0.16元 0.15元 0.14元。

　　电池片的龙头选择爱旭股份，爱旭股份硅片单瓦毛利润是0.35元 0.16元 0.08元 0.05元。

　　当然，这里还要说明一点，因为做视频的时候，爱旭股份没有披露年报，用的是三季度报告，整理的单瓦毛利。

　　组件的龙头选择天合光能，天合光能硅片单瓦毛利润是0.36元 0.32元 0.25元 0.2元

　　在利润的分配上，2019年-2021年，本来分配较多的电池片和组件单瓦毛利开始下降，分配较少的硅片和硅料毛利开始上升。

　　这季度公司业务算好转了，但是还是没赚钱，原因是电池片的涨幅不及硅片的涨幅。意思是嫌隆基股份这些卖硅片的卖的太贵。

　　今年公司业务表现的非常强劲，主要是因为硅料市场供应紧缺，我们的硅料价格大幅上涨，十分开心。

　　这样看来，爱旭股份不开心是因为上游涨价，大全能源很开心是因为自己涨价。总之，都是因为硅料的价格大涨。

　　成本由原料成本和费用决定，费用的下降主要是光伏工艺的改进，带来的转化效率提升或者材料成本下降。原材料的成本又取决于和上游供应商的供需关系。

　　2021年，全国光伏新增装机量54.88GW，同比增加13.9%，似乎和下游的供需关系并不紧张。

　　2020年，全国太阳能电池片中，前五名占比52%，2021年，前五名的占比应该比这一数值更高，市场也很集中，似乎也不存在剧烈的竞争关系。

　　按照我找到的首创证券统计的数据，2020年国内硅料产能是44万吨。2021年虽然大厂都要投产，但投产的时间都是下半年。2021年实际有效产能是48万吨。硅料的产能增长不到10%。

　　而2021年，历史数据显示光伏新增装机量同比上涨13.9%，而且天合2021年年报中光伏组件的产能利用率是77.81%。

　　一边供给少，一边需求多，自然硅料的价格大涨，下游电池片、光伏组件的盈利能力下降。

　　按照首创证券统计的数据，2021年名义产能56.9万吨，在2022年就会成为有效产能，相比于44万吨，2022年的产能增加29%。

　　另外，如果上游成本太高，下游因为赚不到钱，被迫减少产能，甚至破产倒闭，下游的需求又开始减少。

　　那是不是说明，也有一天，下游的需求小于上游的供给，上游材料的价格下降，下游反而因为成本降低，获取了更多的利润。

　　这让我想起了硅料，一旦市场有利可图时，大家都会蜂拥而上，陆续投产。虽然谈不上竞争激烈，但一定算得上开始变换上下游的关系。

　　之所以会这样，核心原因或许还是，你能做的，我也能做，我们之间没有很强的竞争壁垒。

　　当晶科提出光伏转化效率达到25.7%，用不了多久，就会出现比它转化效率更高的企业。

　　当隆基降低单晶硅成本时，用不了多久，一窝蜂的硅片生产商也开始生产单晶硅。

　　当爱旭股份开发出PERC时，很快，多数的光伏企业都用上了，而且TOPcon、HJT技术没用多久也开始出现在光伏的舞台。

　　那作为一个企业，似乎最安全的方式就是四个环节都做，以享受光伏的成长性，又可以平滑光伏的周期性。当然，作为加强版的企业，最好工艺改进和成本降低也都不落后。

　　煤电度电成本还应该包括建设成本和运维成本，不只是燃煤成本，这样比较对光伏有失偏颇

　　前面都不错 最后结论有点跌眼镜了 硅料门槛最低 结果现在是投入最多扩产最慢现在卡脖子的环节？

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