英利集團是繼尚德電力之后的后起之秀，目前已經在晶硅電池領域形成了規模經濟，隨著全產業鏈的布局接近完成，英利集團的光伏發電產品有望率先突圍，實現平價上網發電。
英利綠色能源(YGE)首席技術官宋登元對《證券市場周刊》介紹，在5月底的慕尼黑Intersolar展會上，英利接到了100多MW訂單，從那時起，開工率就已經接近100%。據了解，英利集團現有產能是400MW/年，三期工程正在建設200MW的新生產線，調試已經結束。而擴產100MW的產能，目前英利集團可以在7-8個月時間內完成。
雖然訂單飽滿，但英利綠色能源的業績依然沒有擺脫虧損。從半年報來看，由于太陽能板價格大幅下滑，公司報告期內營收下滑25%，凈虧損3.94億元。光伏組件的銷售價格也隨多晶硅價格下跌而下降(從4美元/瓦下調至3美元/瓦以下，最低時2.5美元/瓦)。不過英利二季度的發貨量單季環比上升72.3%，凈收入環比上升49.9%，達到14.99億元，毛利率也由一季度的15.3%回升至18.3%。但這一毛利水平與其去年最高25%的毛利率仍有一定差距。
雖然英利二季度毛利率有所提高，但虧損額卻超過了一季度的1.42億元。對此，海通證券(15.58,-0.05,-0.32%)認為，英利“年報對3億美金的存貨沒有作任何減值準備計提，這不屬于穩妥的會計方式，估計天威英利對大額存貨作了會計處理導致業績虧損。”
英利投資者關系部李慧介紹，公司的高價多晶硅料庫存在三季度才能消化完畢，從第四季度開始，原材料價格按照現貨市場價格運行。這說明到目前為止，英利的原材料依舊基本外購。
英利寄希望于子公司六九硅業能夠提供多晶硅原料，該公司正在建設1.8萬噸/年的多晶硅生產線，一期3000噸/年可以滿足500MW左右的電池生產，預計2010年初開始試生產。河北省境內有幾個高品質的硅石礦，可就地取材。六九硅業生產采用新硅烷法，“是世界上最先進的方法”，比傳統西門子法耗電減少24%，產量提高30%，最高純度可以達到10N(99.99999999%)以上，而太陽能電池只要求達到6N。
談到與其他光伏電池生產商的區別，宋登元認為，英利集團擁有世界上最完整的多晶硅太陽能電池產業鏈，這一方面使產品質量可控，另一方面也令企業抗風險能力增強。“太陽能行業越往上游走利潤越大，那些下游的小組建廠抗風險能力最差。
”
英利多晶硅電池產業化后的轉換率平均為16.2%，最高達到16.9%，雖然不及尚德電力，但在高轉化率電池研發上，英利啟動了“熊貓計劃”，希望將轉換率提高到20%以上，并且不存在衰減效應。
宋登元表示，“大家都在考慮N型材料，但都沒有形成產品，英利很快就要形成產品了。5月底的德國慕尼黑第五屆光伏工業論壇上的專家們估計大約2013年左右光伏發電可以實現平價并網，而英利的目標是2011年。這提前的兩年至關重要。”
對于業界熱議的英利以0.69元/千瓦時超低價競標敦煌10MW并網發電項目，宋登元表示，“此報價令業內嘩然，以至于一時間負面報道很多，這說明業內并不了解英利的全產業鏈優勢。該價格是預期2010年初的生產環境，屆時六九硅業已經投產了。”
宋登元表示，基于目前英利的技術、效率和切片厚度(180微米)，每瓦耗硅6克，六九硅業投產后，多晶硅成本為25美元/公斤，每瓦耗硅15美分；英利又是全球公認的非硅成本最低的光伏企業，按以往1美元/瓦，再按照敦煌日照1760小時/年的條件，考慮建電站成本、25年壽命，發電成本是0.40元/千瓦時，遠低于0.69元/千瓦時。“我們的報價是完全有根據的。”
雖然該項目沒有中標，但敦煌市政府已經另外規劃出一個10MW項目給予英利，其價格參照1.09元的國家能源局上網指導價。按照之前計算出的成本，英利和國投電力聯合體將在該項目上收益不菲，只是宋登元以商業機密為由拒絕透露利益分配情況。
銀星能源：UMGs試驗基地
“作為一個將走入千家萬戶的基礎能源材料，利用的又是地球上任何一個地方都有的陽光，多晶硅必然存在一個更清潔和更低成本的生產方式。”這句話出自“世界太陽能之父”馬丁·格林之口。那么，物理法多晶硅(UMGs)是否就是這一方式呢？
其實，UMGs不是什么新技術。早在1935年，就有人開始采用物理法進行硅的提純。到1975年，人們發現物理法提純的理論極限純度也只能到7N，而一般的半導體器件至少要求9N以上。高純度西門子法的出現令UMGs無人問津。由于近年光伏產業高速發展，太陽能多晶硅對純度要求相對較低，于是UMGs法又開始活躍。
UMGs一直是業界爭論的焦點。盡管前途并不十分明朗，但企業對UMGs的投資、研發熱情已經顯現。2008年6月，蘇州阿特斯宣布用100%的UMGs生產出了太陽能電池；9月，寧夏銀星多晶硅公司宣布用UMGs制成電池，并且已經安裝了100KW太陽能發電站；江西賽維宣布已經與德國Q-CELL公司簽訂了總量為2萬噸的硅片加工合同，其硅片材料全部是UMGs；同年11月初，常州天合宣布，成功地用UMGs生產出了太陽能電池，轉換率達到14%。
產能方面，佳科太陽能已經在2008年提供了1038噸轉化率為14.5%的UMGs，預計2009年將生產3000噸成本15美元/公斤的UMGs。上海普羅公司預測，2010年UMGs的完全成本不會超過15美元/公斤，2011年可生產1500噸成本為10美元/公斤的UMGs。
A股上市公司中，銀星能源(000862)是唯一以UMGs法制多晶硅的上市公司，其參股40%的寧夏銀星多晶硅公司于今年5月份宣布攻克了“冶金物理法制備太陽能級多晶硅”的技術難題，光電轉換率平均達16%以上，最高達17.91%。這一轉換效率甚至超過部分西門子法和硅烷法多晶硅生產企業的產品轉換率，引起了業界廣泛關注。
寧夏銀星多晶硅公司目前產能包括1000噸/年高純硅(4N的工業硅)、200噸/年6N的多晶硅及50噸/年單晶硅，主要用于配套寧夏發電集團(控股寧夏多晶硅55%)的光伏電站建設。而寧夏發電集團在光伏發電領域擁有完整的產業鏈布局，其目前已經建設了330KW太陽能光伏試驗電站，并成功并網發電。
對于高轉換率，寧夏銀星多晶硅公司劉總工程師對《證券市場周刊》表示，“該紀錄已經被再次刷新，目前新的轉換率達到了18%，平均16.5%。”這足以讓所有高成本工藝流程的多晶硅生產商瞠目。
但有業內人士認為，“UMGs如此高的轉換率僅能維持幾個小時，衰退會很嚴重，幾天的時間就會衰減2-3個百分點，電池可靠性非常差，而且產業化后的轉換率也不可能這么高。UMGs致命的問題在于難以提純，其理論純度極限就是6N，很難再逾越了，而6N正是太陽能電池入門級的門檻，也就是說物理法多晶硅要做到技術極限，才能達到太陽能電池的最低要求。”
對于UMGs的優勢，劉總工程師介紹，相對于西門子法，UMGs是通過冶煉將多晶硅提純，工藝流程短，并不發生化學反應。相同規模的多晶硅生產，物理法的投資只有西門子法的1/5，生產成本只有1/2，電力消耗只有西門子法的1/4，整個生產過程中污染更小。
對于成本、毛利、價格等方面的探究，劉總工程師以商業機密為由拒絕透露，只表示，“目前是否有盈利并不看重，重要的是戰略上能不能發展。未來成本下降主要靠提高耗材設備的使用效率，重點放在多晶硅以外。”
值得注意的是，除控股寧夏多晶硅外，寧夏發電集團還控股銀星能源(占股28.02%)，該集團還全資擁有兩家生產硅材料子公司——寧夏寧電硅材料有限公司和寧夏寧電光伏材料有限公司，兩家子公司建設產能分別為1萬噸4N級高純硅(2010年投產)和2000噸多晶硅。同時，寧夏發電集團規劃近三年內在寧夏區內不同城市分別投資建設千噸級多晶硅項目。
新增高純硅及多晶硅產能是否會與銀星多晶硅公司形成內部競爭？寧夏發電集團未來是否會將多晶硅產能注入上市公司？對此，該集團宣傳部姚主任表示，“銀星多晶硅只是個科研單位、試驗基地。”
薄膜太陽能電池是在廉價的玻璃、不銹鋼或塑料柔性襯底上，附上厚度只有幾微米的感光材料制成。與晶體硅光伏電池相比，薄膜電池具有用材少、成本低、安裝方便、易折疊卷曲等優點。由于透光性好，薄膜電池更適用于商業建筑物的表面(BIPV)。另一方面，非晶硅薄膜電池的制備工藝難度低于晶硅電池，水、電消耗遠低于晶硅電池，因此其能量回收的時間更少。
拓日新能(27.80,0.45,1.65%)(002218)是國內最大的非晶硅薄膜電池(轉換率6%左右)生產企業，其非晶硅生產線中超過70%的設備是自行研制，這也是其核心競爭力之所在。
目前國內多數擬進入或已進入非晶硅薄膜電池生產領域的企業，設備基本外購，而非晶硅薄膜電池工藝成本中，設備折舊占45%以上。
2007年多晶硅價格暴漲，非晶硅薄膜電池技術路徑競爭力提升，帶動了相關投資對設備的旺盛需求，但由于設備供應商較少，當時采購成本也相對較高。然而，多晶硅價格在2008年下半年暴跌，薄膜電池技術路徑的成本優勢減弱，前期大筆投資遇到極大經營壓力。
有研究員認為，自制設備除成本較低可提升競爭力外，更說明拓日新能對非晶硅薄膜電池技術理解深刻，未來該技術路徑產品的研發持續性有保證。對此，拓日新能董事長陳五奎很自信，“非晶硅薄膜電池產業技術方面的問題，國內沒有幾個人比我更懂。我們自己設計制造的生產設備，比進口的效率并不差。”
雖然相較其他企業具有成本優勢，但陳五奎對非晶硅薄膜電池的劣勢也并不避諱：“拓日新能的設備維護費用依然非常高。而且相對于晶硅產品，非晶硅薄膜電站占用土地面積大，工序繁多，產品生產周期長，經過一年左右的初級衰退之后，轉化率僅能穩定在5%左右。”
據測算，在5MW的生產規模下，非晶硅薄膜太陽能電池組件的生產成本在2美元/瓦以下，而單線產能達到40MW-60MW甚至更高的全自動化生產線，其產品生產成本則更低。相對于平均3.5美元/瓦的國際市場銷售價格而言，其利潤空間可見一斑。雖然遭遇了經濟危機，但拓日新能非晶硅薄膜電池毛利率仍維持在30%左右。但陳五奎認為，“就算降低售價也不一定能夠刺激市場。”
目前拓日新能擁有25兆瓦非晶硅薄膜電池年產能，陳五奎希望未來能做到40-50兆瓦/年。陳五奎堅信，“薄膜電池肯定會率先達到1元/千瓦時的標準，特別是非晶硅薄膜。”
雖然很理解并看好非晶硅薄膜，但為規避單一技術風險，陳五奎選擇在單晶硅電池路徑上有所突破。2008年7月，拓日新能在樂山組建工業園，建設單晶硅電池生產線，目前已經進入生產階段。陳五奎介紹，其單晶硅電池片業務僅限于后端產業鏈，即拉晶、切片(毛利率10%，光電轉換率16%-17%)，至于組件都是交給深圳的企業完成(此時轉換率會有衰退)。
對于單晶硅的生產經營，陳五奎介紹，以前兩頭在外，現在2/3的原材料外購，明年將減少到1/2，后年爭取實現80%自給。陳五奎希望單晶硅電池能夠達到50兆瓦/年的規模，與非晶硅薄膜電池平分秋色，“兩種技術的產能在明年都會釋放。”
陳五奎認為，未來十年，比較成熟的技術仍將是晶硅電池，特別是在多晶硅價格暴跌之后。“晶硅電池已經有60年發展，相對穩定。當薄膜電池成本為晶硅電池60%的時候，薄膜電池才比較有競爭力，目前這一水平還沒有達到。”
也許是基于對光伏產業的理解，在多晶硅價格處于頂峰的時候，拓日新能選擇投資下游拉晶切片生產線(此時薄膜電池應更具競爭力)。反其道而行收到了良好效果，拓日新能大興土木之時，材料價格已經跌至低位，避開了金融危機帶來的傷害；當首期產能有效釋放之時，又基本與市場回暖時間相吻合。
陳五奎表示，“投資之前我們對行業進行了廣泛調研，各企業的產能釋放時間都了解，目前來看，時間差打得很好。
”陳五奎大膽預測，2010年，國內光伏產業和市場一定會起飛。
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