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光伏產(chǎn)能快速擴(kuò)張，各環(huán)節(jié)格局或出現(xiàn)分化。

硅料供需緊張緩解，價格盈利或仍在高位

龍頭廠商短期受益于供需緊張，盈利水平及產(chǎn)能利用率有望維持高位，長期受益于能耗 指標(biāo)趨嚴(yán)帶來的格局優(yōu)化。硅料環(huán)節(jié)由于其擴(kuò)產(chǎn)周期約為硅片的 2-3 倍，硅料供給與硅片需求出現(xiàn)錯配，硅料價格一路快速上漲。

根據(jù)現(xiàn)有已規(guī)劃硅料產(chǎn)能及產(chǎn)能釋放節(jié)點(diǎn)，預(yù)計(jì) 2022 年硅料全年供應(yīng)仍然偏緊， 主要產(chǎn)能釋放將集中在下半年，此外，考慮能耗雙控的影響，硅料產(chǎn)能釋放也存在一定延后的可能性。

按照 2022 年光伏全球裝機(jī) 160GW/225GW 以及裝機(jī)容配比 1:1.2 計(jì)算，對應(yīng)硅料需求量 約 58.5/76.5 萬噸。預(yù)測，2021/2022 年硅料有效產(chǎn)能在 57.3/86 萬噸。按照終端需求測算，2022 年供需緊張情況相較于2021年有所放緩，但考慮到硅片環(huán)節(jié)產(chǎn)能遠(yuǎn)大于硅料供給，硅片廠商對硅料保供的競爭或仍將持續(xù)。


顆粒硅理論生產(chǎn)成本較西門子法降低 20%-30%左右，并且有擴(kuò)產(chǎn)時間短，節(jié)約能耗等優(yōu)勢。但同時，顆粒硅也存在生產(chǎn)安全 危險系數(shù)較高的風(fēng)險，生產(chǎn)過程中要使用的硅烷氣體較為活潑容易發(fā)生爆炸，氫碳等雜質(zhì)含量難控制等，在技術(shù)層面、生產(chǎn)管控上存在一些難點(diǎn)，現(xiàn)階段拉晶環(huán)節(jié)顆粒硅參雜比例不搞，從量上來看短期對行業(yè)影響較小。我們認(rèn)為，在較高硅料價格下新技術(shù)盈利溢價不明顯，隨著顆粒硅技術(shù)快速進(jìn)步疊加硅料價格下降，顆粒硅盈利溢價或?qū)⒅鸩斤@現(xiàn)。


硅片產(chǎn)能階段性過剩，N 型滲透率快速提升

硅片產(chǎn)能階段性過剩，盈利或持續(xù)承壓。2021-2022 年單晶硅片產(chǎn)能分別達(dá) 348.4GW/445.5GW，單晶硅片產(chǎn)能供給遠(yuǎn)大于終端實(shí)際需，預(yù)計(jì)在盈利承壓、競爭加 劇的背景下，部分 2022 年硅片新增產(chǎn)能或?qū)⒀泳徛涞亍?br />
今年硅料價格大幅上漲導(dǎo)致硅片生產(chǎn)原材料成本大幅提高，下半年硅片廠商盈利水平明 顯下滑。隨著 2021 年四季度末通威硅料新增產(chǎn)能投產(chǎn)，龍頭硅片廠商硅料供給緊張緩解，硅片盈利水平或在2022 年承壓， 在行業(yè)競爭加劇的背景下，產(chǎn)品質(zhì)量、成本控制及客戶累積等方面更具優(yōu)勢的龍頭廠商防御力較強(qiáng)，二三線硅片廠商或?qū)⒓铀俪銮濉?br />

大尺寸硅片滲透率快速提升，成本優(yōu)勢下盈利韌性強(qiáng)于小尺寸。大尺寸產(chǎn)品的單位時間 產(chǎn)能更高，攤薄單位能耗及設(shè)備、人工成本較小尺寸有明顯優(yōu)勢，當(dāng)前硅片大尺寸化趨 勢正在加快。據(jù)預(yù)測，至 2025 年小尺寸硅片將基本被淘汰，大尺寸產(chǎn)品盈利能力更具韌性。

N 型硅片薄片化潛力大，更具成本下降潛力。N 型硅片厚度下降潛力顯著高于 P 型硅片， 更符合行業(yè)對快速降本的訴求，滲透率有望快速提升。根據(jù)中環(huán)股份發(fā)布的《關(guān)于技術(shù) 創(chuàng)新和產(chǎn)品規(guī)格創(chuàng)新降低硅料成本倡議書》，硅片厚度從 175μm 減薄至 160μm，可以覆蓋多晶硅料8元/KG 的價格漲幅，如產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)全規(guī)格單晶硅片全面轉(zhuǎn)換到 160μm 厚度， 預(yù)計(jì)可節(jié)省 6.8%的硅使用量。此外，N 型硅片較 P型在拉晶工藝控制、電阻均勻性上要求也更高。


電池片盈利有望修復(fù)，N 型技術(shù)將是重點(diǎn)突破口

電池片盈利短期承壓，2022 年或?qū)⒂瓉碛迯?fù)期。今年以來電池片環(huán)節(jié)盈利受硅片、 組件環(huán)節(jié)兩頭擠壓，處于歷史低點(diǎn)，2022 年將受益于硅片價格下降帶來的成本下降，隨 著行業(yè)擴(kuò)產(chǎn)放緩，供需格局改善，有望迎來盈利修復(fù)期。

N 型電池片正成為產(chǎn)能增量主流。從目前市場觀察來看，垂直一體化企業(yè)重點(diǎn)布局 N 型 TOPCon 產(chǎn)線，布局 HJT 的新進(jìn)企業(yè)多數(shù)為中試線產(chǎn)線。進(jìn)入 2022 年，N 型電池片 GW 級產(chǎn)線有望迎來加速落地期。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2021年，TOPCon已建成產(chǎn)能為8.75GW， 在建/待建產(chǎn)能達(dá) 86.5GW，HJT 已建成產(chǎn)能為 6.35GW，在建\待建產(chǎn)能為 141.9GW。

N 型 TOPCon 電池轉(zhuǎn)換效率極限高，與 PERC 電池產(chǎn)線兼容性強(qiáng)。TOPCon 技術(shù)的工藝 設(shè)備產(chǎn)線兼容性高，便于企業(yè)基于現(xiàn)有的 PERC 設(shè)備進(jìn)行升級改造，延長現(xiàn)有 PERC 電 池片產(chǎn)線壽命，其設(shè)備投資增加額僅約 6000-8000 萬元。根據(jù) Energy Trend 統(tǒng)計(jì)顯示，企 業(yè)布局中，TOPCon 電池實(shí)驗(yàn)室研發(fā)效率可達(dá) 25.7%的水平，目前量產(chǎn)效率能夠接近 24% 的水平。


HJT 降本潛力、轉(zhuǎn)換效率提升空間更大。作為第 3 代電池，具有結(jié)構(gòu)簡單、工藝溫度系 數(shù)低、衰減率低、雙面率高等優(yōu)點(diǎn)，為光伏行業(yè)繼 PERC 電池后帶來了新一輪的發(fā)展機(jī) 遇。此外，HJT 作為平臺型技術(shù)，可以兼容 IBC 和鈣鈦礦，成為更遠(yuǎn)技術(shù)的基礎(chǔ)平臺。

(1) 轉(zhuǎn)換效率高，潛力更大：HJT 電池本征非晶硅層將 N 型襯底與兩側(cè)的摻雜非晶硅層 完全隔開，實(shí)現(xiàn)了晶硅/非晶硅界面態(tài)的有效鈍化，帶來了比 PERC 更高的開路電壓， 從而實(shí)現(xiàn)了更高的轉(zhuǎn)換效率。目前，HJT平均量產(chǎn)效率達(dá)24%，實(shí)驗(yàn)室效率已超26%， 未來還有較大提升空間。

(2) 衰減率低：HJT 電池減反層采用導(dǎo)電的 ITO 而非絕緣的氮化硅，故而電池片表面無 帶電的可能性，杜絕了 PID 的可能性；采用 N 型硅片，無硼氧復(fù)合中心，故而無 LID；HJT 電池首年衰減 1-2%，此后每年衰減 0.25%，遠(yuǎn)低于摻鎵 PERC 電池（首年衰減 2%，此后每年衰減 0.45%）。

(3) 溫升系數(shù)低：HJT 電池受益于高開路電壓優(yōu)勢，溫度系數(shù)較低，HJT 電池溫升系數(shù) 約-0.25%/℃，相比 PERC 電池-0.38%/℃存在 0.13%/℃優(yōu)勢。


(4) 雙面率高：HJT 電池的硅片襯底雙面制絨，而雙面 PERC 電池的硅片背面采用拋光 工藝，HJT 的雙面率顯著高于雙面 PERC，根據(jù)實(shí)測數(shù)據(jù)，HJT 的雙面率高達(dá) 93%-95%， 雙面 PERC 的雙面率僅為 75%+。

(5) 弱光效應(yīng)：HJT 電池采用N型單晶硅片，而PERC 電池采用P 型單晶硅片，在 600W/m2 以下的輻照強(qiáng)度下，N 型單晶相比 P 型單晶的發(fā)電表現(xiàn)高出 1-2%左右。

(6) 支持薄片化：HJT 電池完美的對稱結(jié)構(gòu)和低溫度工藝使其非常適于薄片化。目前 PERC 電池所用硅片主流厚度為 170-180μm，HJT 電池所用硅片厚度已經(jīng)降至 160 μm 以下，且具有更大的薄片化空間。

目前 HJT 產(chǎn)線初始投入依然較大，2022 年其生產(chǎn)成本或?qū)⒙缘陀?PERC 電池。數(shù)據(jù)表明，若 HJT 產(chǎn)線全部采用進(jìn)口設(shè)備，單 GW 投資約 8-10 億元。若全 部采用國產(chǎn)設(shè)備可降至 4.0-4.5 億元左右。SOLARZOOM 智庫預(yù)計(jì)，2022 年隨著設(shè)備投 資、漿料消耗、硅片薄片化等成本項(xiàng)下降，HJT 電池生產(chǎn)成本將略低于 PERC 電池，若 考慮到 HJT 電池在全生命周期中發(fā)電量的優(yōu)勢，彼時 HJT 電池將較 PERC 電池具有明顯 經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)勢。

2.4 組件格局持續(xù)優(yōu)化，盈利彈性較大

組件環(huán)節(jié)集中度迅速提升，龍頭組件廠量利優(yōu)勢持續(xù)擴(kuò)大。2019 年開 始光伏組件行業(yè)集中度加速提升，組件行業(yè)市場份額不斷向頭部企業(yè)集中。根據(jù) 2021 年各組件廠家出貨量目標(biāo)統(tǒng)計(jì)，2021 年前五大組件廠商分別為隆基/天合/晶澳/晶科/阿特斯， 在規(guī)模優(yōu)勢、成本優(yōu)勢及品牌渠道優(yōu)勢下，頭部組件廠商優(yōu)勢顯著，行業(yè)格局進(jìn)一步優(yōu)化。

主輔材價格快速上漲，頭部組件廠商盈利優(yōu)勢凸顯。光伏組件主要由電池片、邊框、光 伏玻璃及 EVA 等產(chǎn)品及材料構(gòu)成，其中電池片成本占光伏組件成本高達(dá) 65%。今年以來， 隨組件主材價格上漲，組件廠商盈利能力持續(xù)承壓，頭部一體化組件廠商在成本承壓下 盈利優(yōu)勢凸顯，以隆基、晶澳、天合為代表的一體化頭部組件廠商在毛利率水平上具備 明顯優(yōu)勢。

展望 2022 年，競爭格局進(jìn)一步優(yōu)化，龍頭廠商盈利率先修復(fù)。今年在上游原材料成本上 漲的推動下，組件價格逐步提高，四季度初招標(biāo)價已達(dá) 2.0 元/W 左右，近期有所回落。結(jié)合 2021 年下半年下游光伏平價項(xiàng)目對組件價格接受情況，預(yù)期 2022 年組件價格或?qū)?在 1.8 元/W 水平左右。展望 2022 年，隨著主輔材價格回落及終端電站投資商對收益率接受度提升，疊加行業(yè)競爭格局優(yōu)化，一體化組件廠商有望率先受益，盈利率先修復(fù)，組件環(huán)節(jié)有望量利齊增。


N 型技術(shù)趨勢下，組件端對串焊、封裝要求更高。在 PERC 技術(shù)的產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)換效率及生 產(chǎn)成本逐漸接近理論上限的背景下，行業(yè)對新一代 N 型光伏電池片技術(shù)投入不斷增大， N 型組件技術(shù)的成熟度也將成為下游應(yīng)用能否快速放量的關(guān)鍵因素。N 型電池通過多主 柵降低對銀的消耗，帶來組件串焊精度要求提升，HJT 電池片對水汽敏感，對組件封裝 材料的要求進(jìn)一步提高。

膠膜供需緊平衡持續(xù)，行業(yè)寡頭地位穩(wěn)固

預(yù)計(jì) 2022 年全年 EVA 膠膜總需求達(dá)到 21.38 億平方米，EVA 樹脂需求達(dá) 106.89 萬噸。假設(shè)容配比 1：1.2，1GW 組件需要膠膜面積 0.11 億平方米。2022 年光伏 EVA 膠膜總需求將達(dá) 21.38 億平方米，EVA 樹脂需求將達(dá)到 106.89 萬噸。

頭部企業(yè)在盈利水平上優(yōu)勢明顯?？焖偕蠞q的EVA樹脂價格導(dǎo)致今年膠膜環(huán)節(jié)盈利承壓， 但龍頭廠商憑借成本管控、產(chǎn)品良率、供應(yīng)鏈管理依舊保持了較大優(yōu)勢，格局進(jìn)一步優(yōu)化。

EVA 樹脂供應(yīng)大部分集中于海外，新增實(shí)質(zhì)性產(chǎn)能有限。2021年國外的 EVA 粒子進(jìn)口 量大約為 40 萬噸，主要來自韓華、杜邦、TPC、LG 等企業(yè)，2021 年國內(nèi) EVA 粒子產(chǎn)量 僅為 31 萬噸。光伏級 EVA 樹脂工藝難度大，裝置建設(shè)周期為 3 年左右，擴(kuò)產(chǎn)加下游膠膜企業(yè)驗(yàn)證周期一般在 1-2 年，中短期國內(nèi)難有新進(jìn)入者實(shí)現(xiàn)大規(guī)模新產(chǎn)能落地。

EVA 樹脂存量產(chǎn)能上升空間有限。盡管 EVA 企業(yè)可以在一套生產(chǎn)設(shè)備上生產(chǎn)不同牌號的 EVA 產(chǎn)品，但大幅提升 EVA 粒子產(chǎn)量的可能性不大。由于光伏料中 MI 和 VA 的比例較高，生產(chǎn)裝置長時間運(yùn)行會結(jié)垢，從而導(dǎo)致生產(chǎn)設(shè)備全年運(yùn)行時間的下滑，考慮到其他 EVA 產(chǎn)品的市場較為穩(wěn)定，企業(yè)大幅調(diào)整生產(chǎn)結(jié)構(gòu)可能性較小。

預(yù)計(jì) 2022 年全年 EVA 樹脂需求量為 102 萬噸，供需持續(xù)緊平衡。根據(jù)集邦咨詢預(yù)測 22 年光伏 EVA 樹脂供應(yīng)量為 102 萬噸，需求量為 108 萬噸，全球供需仍將處于緊平衡，EVA 樹脂價格或?qū)⒕S持在高位。

N 型電池雙面組件更適合 POE 膠膜。N 型硅片擁有比 P 型硅片更高的雙面系數(shù)，擁有更 高的背面光轉(zhuǎn)換能力。雙玻組件對 PID 更為敏感。根據(jù)北極星太陽能光伏網(wǎng)提供的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)， POE 膠膜封裝的組件正面衰減率控制在 3%以內(nèi)，背面衰減率在 7%以內(nèi)。而 EVA 膠膜的組件正面衰減率達(dá) 5.17%，背面更是高達(dá) 30%，POE 膠膜擁有更強(qiáng)的抗 PID 效果。


熱場供不應(yīng)求，龍頭盈利、規(guī)模優(yōu)勢凸顯

硅片大尺寸化加速催化晶硅熱場碳基復(fù)合材料對進(jìn)口等靜壓石墨的替代。我國晶硅制造 熱場材料行業(yè)起步較晚，其熱場系統(tǒng)部件材料主要采用國外進(jìn)口的高純、高強(qiáng)等靜壓石 墨，進(jìn)口石墨熱場系統(tǒng)產(chǎn)品成本較高、供貨周期較長，并且隨著單晶硅拉直爐的容量擴(kuò) 大，等靜壓石墨作為由石墨顆粒壓成型的脆性材料在安全性和經(jīng)濟(jì)性兩方面已經(jīng)落后于 碳基復(fù)合材料。

隨著國內(nèi)先進(jìn)碳基復(fù)合材料制備技術(shù)的發(fā)展，現(xiàn)階段先進(jìn)碳基復(fù)合材料 已成為降低硅晶體制備成本、提高晶硅質(zhì)量的最優(yōu)選擇，快速形成在晶硅制造熱場系統(tǒng) 中對石墨材料部件的升級替換。

碳/碳復(fù)合材料具有比重輕、熱膨脹系數(shù)低、耐高溫、耐腐蝕、摩擦系數(shù)穩(wěn)定、導(dǎo)熱導(dǎo)電 性能好等優(yōu)良性能。碳/碳復(fù)合材料主要是指以碳纖維為增強(qiáng)體，以碳或碳化硅等為基體， 以化學(xué)氣相沉積或浸漬等工藝形成的復(fù)合材料，主要包括碳/碳復(fù)合材料產(chǎn)品（碳纖維增 強(qiáng)基體碳）、碳/陶復(fù)合材料產(chǎn)品（碳纖維增強(qiáng)碳化硅）等。

光伏熱場龍頭金博股份預(yù)制體制備工藝、設(shè)計(jì)能力積累深厚。金博股份早在 2005-2009 年完成了碳纖維預(yù)制體的技術(shù)研發(fā)，通過織布、成網(wǎng)、準(zhǔn)三維成型、復(fù)合針刺等技術(shù)， 形成碳纖維預(yù)制體，多年來公司持續(xù)在預(yù)制體制備、設(shè)計(jì)上不斷進(jìn)步改善。


金博股份純氣相化學(xué)沉積縮短致密化周期。從碳纖維預(yù)制體到碳基復(fù)合材料階段影響制 備成本的生產(chǎn)工藝中的最主要因素是化學(xué)沉積的致密化周期。根據(jù)公司招股說明書，目 前金博股份大尺寸批量制備碳基復(fù)合材料工藝的水平為 300 小時以內(nèi)，主流水平約為 800-1000 小時，部分優(yōu)秀企業(yè)可以做到約 600 小時。

公司自主研發(fā)了快速化學(xué)氣相沉積 關(guān)鍵技術(shù)，解決了大尺寸、異性碳基復(fù)合材料產(chǎn)品的快速增密技術(shù)難題。公司采用定向 流動快速化學(xué)氣相沉積技術(shù)，將沉積周期縮短到傳統(tǒng)沉積周期的 1/2 以內(nèi)，大幅降低了電 力消耗和生產(chǎn)制備成本。


金博股份盈利能力遠(yuǎn)超競爭對手。2021 第三季度金博股份毛利率為 58.15%，其可比公司中天火箭、博云新材分別實(shí)現(xiàn)毛利率 32.26%和 29.69%。巨大盈利能力差距主要來源于公司產(chǎn)業(yè)鏈一體化布局、沉積技術(shù)差異化、供應(yīng)量管理優(yōu)異、原材料利用率高的綜合優(yōu)勢。

2022 年頭部硅片廠商擴(kuò)產(chǎn)進(jìn)度加快、開工率提升，熱場供需或持續(xù)供不應(yīng)求。隨著硅料 新增產(chǎn)能落地，供給瓶頸打開，頭部硅片廠商擴(kuò)產(chǎn)進(jìn)度加快、開工率有望提升，從而加 大對熱場耗材需求。根據(jù)各公司公告，從 2022 年行業(yè)新增產(chǎn)能來看，主要貢獻(xiàn)來自于金 博股份定增項(xiàng)目，新進(jìn)入者天宜上佳雖計(jì)劃產(chǎn)能規(guī)模較大，但實(shí)際落地有效產(chǎn)能還有待 產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)一步驗(yàn)證。


N 型硅片對熱場材料純度要求更高。N 型硅片對熱場差異性需求主要體現(xiàn)在對灰分要求 更加嚴(yán)苛，光伏 P 型單晶硅片灰分要求<200ppm，N 型單晶硅片灰分要求<100ppm，半導(dǎo) 體硅單晶灰分要求<30pmm。金博股份可根據(jù)產(chǎn)品應(yīng)用需求提供三個純度等級的產(chǎn)品，其 中 I 型滿足光伏 P 型單晶制備，II 級滿足光伏 N 型單晶制備，III 級滿足半導(dǎo)體級單晶制 備，并且已經(jīng)具備<5ppm 涂層工藝制備能力。此外，金博股份純氣相化學(xué)沉積工藝較氣 液混合沉積工藝在基體純度上有一定優(yōu)勢，在 N 型技術(shù)下，其成本優(yōu)勢或?qū)⑦M(jìn)一步擴(kuò)大。

N型電池片技術(shù)迭代，帶動設(shè)備需求高增

自 2015 年我國啟動光伏“領(lǐng)跑者”計(jì)劃以來，太陽能電池技術(shù)不斷進(jìn)步。電池片目 前的發(fā)展階段：從常規(guī)鋁背板 BSF 電池→PERC 電池→PERC+電池(TOPCon)→HJT 電池→IBC 電池。目前第二代 PERC 電池已經(jīng)成為主流技術(shù)由于 PERC 電池轉(zhuǎn)換效 率已接近極限，出于降本提效的目標(biāo)，行業(yè)正在向 HJT 電池和 N-PERT/TOPCon 等 擁有更高轉(zhuǎn)換效率的技術(shù)路線迭代。每一次新技術(shù)迭代，光伏電池行業(yè)都會迎來 2-3 年新一輪的擴(kuò)產(chǎn)周期，進(jìn)而帶動設(shè)備需求。

TOPCON 電池片設(shè)備市場規(guī)模快速增長

目前 TOPCon 電池有 4 種不同的工業(yè)化工藝流程，分別為：1）LPCVD 制備多晶硅 膜結(jié)合傳統(tǒng)的全擴(kuò)散工藝；2）LPCVD 制備多晶硅膜結(jié)合擴(kuò)硼及離子注入磷工藝；3） PECVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝；4）PVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。

目前 TOPCon 單 GW 新建設(shè)備投資額約 2.2 億元，由于 PERC 工藝和 TOPCon 工藝較 為相似，企業(yè)可以基于現(xiàn)有的 PERC 設(shè)備進(jìn)行改造升級成 TOPCon 設(shè)備，其設(shè)備投資 增加額約 6000 萬元~8000 萬元。當(dāng)前 TOPCon 生產(chǎn)成本正在逐步縮小，有望在未來 2-3 年成為 N 型電池片主流技術(shù)。


我們以 2021 年 TOPCon 新建設(shè)備單位投資額為 2.2 億元，PERC 改造 TOPCon 設(shè)備單 位投資額 6000 萬元為基準(zhǔn)，并預(yù)期 TOPCon 新建設(shè)備單位投資額每年下降 0.1 億元 /GW，通過測算，2022 年~2025 年 TOPCon 設(shè)備總市場規(guī)模分別為 49.3 億元、58.7 億元、25.5 億元、12.4 億元。

HJT 電池片設(shè)備市場空間穩(wěn)步提升

目前 HJT 電池生產(chǎn)工藝流程分別有：1）PEVCD 制備雙面非晶硅摻雜層結(jié)合 PVD 制 備雙面 TCO；2）PEVCD 制備雙面非晶硅摻雜層結(jié)合 RPD 制備雙面 TCO；3）Cat-CVD 制備雙面非晶硅摻雜層結(jié)合 PVD 制備雙面 TCO；4)Cat-CVD 制備雙面非晶硅摻雜層 結(jié)合 RPD 制備雙面 TCO。

根據(jù) SOLARZOOM，2022-2023 年，預(yù)計(jì)單 GW 設(shè)備價格分別為 4.07 億元、3.77 億 元，另假設(shè) 2023 年后每年投資額下降 0.3 億元，則由此推測 2022~2025 年 HJT 新增 設(shè)備市場總空間分別達(dá) 34.9 億元、27.9 億元、26 億元、38 億元。


 原標(biāo)題：冰火兩重天，2022年光伏產(chǎn)業(yè)鏈超全解析