南玻玻璃价格表(技工证考试试题|模拟试题|真题|技工证培训班|技师培训-首页_中大网校)

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1.离线LOW-E与在线LOW-E的优缺点?

在线玻璃的优点:可单片使用、可夹胶、可弯钢、价格较离线便宜20元/平米。缺点：颜色单一只有高透及蓝灰两种颜色、容易出现色差、单玻使用保温性能差。

2.请简要叙述钢化玻璃(词条“钢化玻璃”由行业大百科提供)、半钢化玻璃各自的优缺点。

答：钢化玻璃强度是普通玻璃的4-5倍;破碎后成为小颗粒，属于安全玻璃;可承受250-320度的温度突变，缺点为存在自爆现象、不能切割、钢化后平整度降低。

半钢化玻璃强度介于普通玻璃与钢化玻璃之间;不易自爆;平整度好;但耐热及耐冲击性次于钢化。

3.目前厂家能生产的玻璃厚度有哪些?最大尺寸如何?

答：①目前常用玻璃厚度有：3mm、5mm、6mm、8mm、10mm、12mm、15mm、19mm、22mm、25mm。

②.厂家常备库存大板的规格：2440mm×3300mm/3660mm、2100mm×3300mm/3660mm。

③.浮法线可拉出长度(设备极限，以南玻为例)：

此为厂家设备的设计加工尺寸，具体要根据玻璃实际的强度、市场等因素而定。

4.目前钢化、夹胶、彩釉、镀膜、中空合成等设备的加工尺寸如何?(以南玻为例)

答：钢化炉：通常长×宽=6米×2.4米，目前市场上最大可以做到长×宽=12米×2.4米。

高压釜：长×宽=7.8米×2.4米.

彩釉线：长×宽=4.5米×2.4米.

中空线：长×宽=6米×2.4米.

镀膜线：长×宽=6米×2.4米(最大目前只有南玻有).

中空铝框常用宽度为：6mm、9mm、12mm、16mm

答：热弯玻璃(词条“热弯玻璃”由行业大百科提供)是将玻璃加热至软化温度，然后靠自重或外界作用力将其弯曲成型并自然冷却后形成;弯钢化玻璃是在变曲成型后用专用设备快速风冷制成;热弯玻璃不属于安全玻璃，弯钢玻璃属于安全玻璃。

答：①.热弯玻璃由于是做模具加工，原则上只要模具做的出来，都可以对玻璃进行热弯。

②.弯钢的最小半径为500mm，最大弧长为3000mm，最大高度为3000mm。但通常厂家最小半径不低于1500mm。

7.中空LOW-E玻璃可否做弯钢?如果能够做有没有限制?双片夹胶玻璃可否做LOW-E?

答：①.由于弯钢时要加热，LOW-E层遇到高温会发生变化，因此LOW-E玻璃一般不做弯钢，但是南玻及上皮对工艺做了一些调整，对部分颜色可以进行弯钢处理。南玻的可弯LOW-E为：CES11-80S/TB、CEB14-50S/TB、CEB14-60S/TB，CEF16-50S/TB，分别为无色、浅灰色、冷灰色、兰灰色;上皮的可弯LOW-E为：YBE0180、YBE0152、YBE0140，颜色分别为无色、浅兰色、银灰。

②.夹胶玻璃除非与中空玻璃配合使用作成中空夹胶玻璃，否则不能使用，原因如下：

b.LOW-E只有与中空玻璃配合才能将隔热、保温的作用发挥到极致，单独使用没有意义，还不如使用热反射镀膜玻璃.

8.请简要叙述玻璃自爆的原因及影响玻璃自爆的主要因素。如何降低玻璃自爆率?

答：①由于玻璃内部存在硫化镍晶体不稳定，在遇到外力撞击或温度的变化时引起硫化镍晶体颗粒体积的变化从而造成玻璃的破碎;造成自爆的主要因素为温度的变化、钻孔及切角的存在以及外力作用。②对钻孔、切角部位应进行倒角，尽量减少应力的集中;对玻璃进行热浸处理。

9.常用配置玻璃市场价格表：(以南玻为例)

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（责任编辑：）

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玻璃价格新动态

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光伏玻璃行业分析：龙头逆势再扩张，静待行业底部上行 - 知乎

（报告出品方/作者：中泰证券，孙颖，聂磊）

光伏玻璃强度、透光率等直接决定光伏组件寿命与发电效率。由于单体太阳能光伏电池机械强度差，容易破裂，同时空气中水分和腐蚀性气体会逐渐氧化和锈蚀电极，无法满足户外气候变化的严酷条件。因此光伏电池片通常被EVA胶片密封在一片封装面板和一片背板中间，形成组件。光伏玻璃用于光伏组件最外层（面板），起到保护电池片以及透光的作用，光伏玻璃强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。根据索比光伏网，2018年光伏玻璃成本约占光伏组件成本5.9%。

光伏玻璃需使用透光率更高的超白玻璃。光伏玻璃一大重要特性就是太阳光的高透过率。普通玻璃因含铁量较高，往往呈现绿色，透光率较低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃铁含量一般在0.2%以上，而光伏玻璃含铁量根据国家标准必须低于0.015%。在透光率上，据CPIA，3.2mm普通玻璃仅有88%，非镀膜、镀膜3.2mm超白玻璃则分别达到91.5%/93.5%。超白玻璃在料方设计、工艺系统设计、窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都高于普通玻璃，普通玻璃产线无法轻易转换为光伏玻璃产线。

光伏玻璃主要分为超白压延玻璃和超白浮法玻璃，二者成型工艺不同。按照使用电池的不同，光伏组件主要分为晶硅组件和薄膜组件两类，晶硅组件因其较高的光电转换效率和成熟的技术成为市场主流，据CPIA统计，2020年晶硅组件产量占光伏组件总产量约96%。应用于晶硅电池的光伏玻璃主要采用压延法，应用于薄膜电池的光伏玻璃则主要采用浮法工艺。超白浮法玻璃是将玻璃液注入锡液表面，在重力作用下玻璃液在锡液面上形成表面平整的玻璃。超白压延玻璃是将熔融玻璃液通过带有特殊花纹的金属辊制成，表面带有特殊花纹。

得益于更高的透光率，压延工艺为光伏玻璃的主要生产工艺。超白浮法玻璃由于表面平整，会有部分光线形成反射，导致玻璃透光率偏低。而超白压延玻璃的正面用特殊的绒面处理，减少光的发射，反面用特殊花型处理，极大地增强了太阳光不同入射角的透过率。根据《双玻组件用背板玻璃材料的性能分析》，2.0mm的压延玻璃与浮法玻璃平均透光率分别为91.9%、88.3%。据福莱特招股说明书，太阳光透过率每提高1%，光伏电池组件发电功率可提升约0.8%，因此超白压延玻璃是晶体硅电池面板的首选材料。

在玻璃轻薄化趋势下，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。虽然浮法玻璃透光率偏低，但在光伏玻璃轻薄化趋势下，光伏玻璃抗冲击性、成品率要求不断提高，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。在抗冲击性方面，压延玻璃由于表面有花纹，抗冲击性较弱，根据《双玻组件用背板玻璃材料的性能分析》，采用1040g的钢球进行落球冲击实验，以玻璃破碎时钢球的高度（破碎高度）表征玻璃的抗冲击强度，不同厚度下，浮法玻璃破碎高度均明显高于压延玻璃，表明浮法玻璃抗冲击强度更优。

在成品率方面，由于国内浮法玻璃生产工艺较成熟，可以稳定生产2.0mm以内的薄玻璃，而目前超白压延玻璃最薄仅为2.0mm，即使未来突破生产技术瓶颈，超白压延玻璃厚度有所降低，但成品率也将可能随之降低，导致生产成本提升。目前在功率本身较低的背板上，浮法玻璃已开始表现出一定的替代性，被下游组件厂逐渐认可。

双面组件拥有更高的发电增益，优势较为明显。根据背板材料，硅晶太阳能组件分为单面组件和双面组件。单面组件的正面是光伏玻璃，背面多为不透明的复合材料（TPT、TPE等）。双面组件使用双面电池，将传统背板替换为光伏玻璃或透明背板。在阳光照射下，双面组件可吸收由周围环境反射至组件背面的光线，实现双面光电转换。根据中来股份官网，相较于单面组件，双面组件可获得5~30%（取决于地面反射效果）的发电量增益。除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别为25/30年，发电量衰减率分别约0.7%/0.5%。

双玻组件成本高、重量大的痛点已解决，渗透率有望快速提升。之前双玻组件渗透率提升较慢，一是由于成本更高，二是由于质量更重，导致制造、运输、安装、维护费用增加。因此行业内对双玻组件用光伏玻璃提出了减薄要求。随着2.0mm玻璃的推出，成本、重量问题得到解决，根据SolarWit测算，72版型（400W）双玻组件质量为23.2kg，仅比常规单玻重10%；且一套双玻单W成本仅比常规单玻+背板高4分钱左右，相较2月17日组件成本1.88元/W仅高出约2%，但可获得5%-30%的电量增益，因此我们判断双玻组件渗透率有望快速提升。双玻组件增加了光伏玻璃的需求，据SolarWit测算，72版型的2.5mm、2.0mm双玻组件光伏玻璃需求量，分别较单玻组件光伏玻璃需求量提升56.3%、25.0%。

预计双面组件渗透率有望从20年30%提升至25年60%。据CPIA统计，随着下游应用端对双面组件发电增益的认可以及受到美国豁免双面组件关税影响，双面组件渗透率自19年14.0%提升至20年29.7%，预计至2025年双面组件渗透率将达60%。由于2.5mm双玻组件属于过渡性产品，最终仍将以2.0mm或以下厚度组件为主，因此我们判断2.0mm双玻组件渗透率亦有望快速提升，随着光伏行业步入“降本增效”的发展阶段，光伏玻璃开始朝着轻薄化方面发展，双玻组件的迅速发展也增加了超薄光伏玻璃的市场需求，2.0mm厚度的光伏玻璃成为需求增长最快的产品，市场需求占比预计将由2019年的3.4%提升至2025年的62.3%。

降本增效明显，硅片大尺寸趋势明确。光伏硅片尺寸主要经历了三个阶段，1981-2012年，以100mm，125mm为主；2012-2018年，以156mm（M0）、156.75mm（M2）为主；2018年以来，出现了158.75mm（G1）、161.7mm（M4）、166mm（M6）、210mm（G12）等更大尺寸硅片。大尺寸硅片降本明显，主要体现在两方面，一是对于制造环节（规模效应），大硅片带来产能提升，但无需同比例增加设备及人力成本，从而降低单瓦组件所摊销的折旧、人力、三费；二是对于封装环节（余量价值），组件及系统中仍存在“余量价值”未被充分利用，如电池片之间的间隙、边框以及支架的强度余力等，大硅片可以进一步利用“余量价值”，从而降低组件及系统单瓦成本；据中环股份新品发布会，G12尺寸硅片电池、组件成本分别为0.23、0.62元/W，较M2尺寸硅片分别降低约25.6%、16.9%。大尺寸硅片下组件效率也有所提升，根据中环股份数据，G12尺寸硅片组件效率19.72%，较M2尺寸硅片组件效率提升0.57pct。

大尺寸硅片渗透率有望快速提升。硅片尺寸的选择需要下游电池片、组件及组装产业链的配套，是逐步过渡的过程。但近年来光伏硅片尺寸升级加快，我们认为一是由于行业集中度提升推动巨头联盟化，高集中度下便于大尺寸在各环节推广；二是由于一体化龙头带头先行，同时解决了硅片供应、电池加工、终端验证三个难题，避免了单一环节发动变革但其他配套环节支持跟不上导致升级进度缓慢的问题。据CPIA统计，20年市场主流硅片尺寸仍在166mm及以下，20年158.75mm和166mm尺寸的硅片占比合计达到77.8%，182mm和210mm尺寸硅片的市占率仅有4.5%。据CPIA的《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》预计，2021年之后166mm以下尺寸的硅片会被逐渐淘汰，166mm成为近几年的过渡尺寸。同时，2021年182mm和210mm的大尺寸硅片合计占比预计将达到50%左右，未来几年大尺寸硅片占比将继续加速提升。

光伏玻璃大型化发展有望加快，新建产线存在后发优势。随着大尺寸硅片渗透加速，组件尺寸也不断增大，光伏玻璃大型化也有望加快。传统650t/d窑炉（2020年之前投产）沿口宽约2.4m，最佳经济生产玻璃宽度一般最大为1100mm（一切二），主要应用于M6、M10等组件。若生产G12组件所需的1302mm（1302X2202组件）大尺寸玻璃，将从一切二变为一切一，产生大量废边，降低成品率，抬升成本。由于光伏玻璃窑炉口宽度在设计时已经固定好，在大尺寸硅片渗透率快速提升下，只有通过新建或改造后的窑炉才可满足相应需求，因此新建产线存在一定“后发优势”。

硅片尺寸大型化后，单GW光伏玻璃需求量略有下降。根据索比光伏网数据，按照双玻组件15%增益计算，对于M6/M10/G12单玻组件，单GW光伏玻璃需求量分别为5.16/5.06/5.07万吨，2.5mm双玻组件单GW光伏玻璃需求量分别为6.98/6.87/6.87万吨，2.0mm双玻组件单GW光伏玻璃需求量分别为5.60/5.50/5.50万吨。我们判断这主要是随着硅片尺寸大型化，组件效率得到提升，降低了单GW光伏玻璃需求量，也印证了硅片尺寸大型化趋势的确定性。（报告来源：未来智库）

中国光伏玻璃行业从进口依赖成长为全球引领。据福莱特招股说明书，我国光伏玻璃发展总共分为三个阶段。第一阶段（2006年之前），由于光伏玻璃行业进入门槛较高以及市场需求量较少，国内光伏玻璃产品尚未实现产业化，当时光伏玻璃市场基本由法国圣戈班、英国皮尔金顿（后被板硝子收购）、日本旭硝子、日本板硝子四家外国公司垄断，国内光伏组件企业完全依赖进口光伏玻璃进行生产，光伏玻璃进口价格高达80元/m2。

第二阶段（2006-2012年），随着2006年6月福莱特外购第一条100t/d光伏玻璃生产线以及同年10月南玻第一条250t/d光伏玻璃产线顺利点火，光伏玻璃被四家外国公司垄断的格*被打破，也标志着中国企业正式进入光伏玻璃市场。此阶段光伏需求仍以国外为主，而国内光伏玻璃市占率快速提升，据产业信息网，2012年中国光伏玻璃产量占全球份额达67.5%。第三阶段（2013年-至今），随着国内光伏行业补贴逐渐退坡，且度电成本不断降低，光伏逐渐实现平价上网，国内光伏新增装机量快速增长。在此背景下，国内光伏玻璃行业份额进一步提升，据产业信息网，2019年中国光伏玻璃产量占比已达85.6%。

政策有条件放开，国内产能进入新一轮扩张期。2018年工信部发布的《关于印发钢铁水泥玻璃行业产能臵换实施办法的通知》，将光伏压延玻璃列入到产能臵换政策之中。在20年1月的《水泥玻璃产能臵换办法回答》以及20年10月的《关于征求水泥玻璃行业产能臵换实施办法（修订稿）》，继续明确产能臵换实施办法也适用于光伏玻璃新建项目。在18-20年中，光伏玻璃产能扩张受到压制，导致20年供给端开始出现短缺，价格大幅上涨。20年11月，隆基、天合光能、晶科、晶澳、阿特斯、东方日升6家光伏企业联合呼吁放开对光伏玻璃产能扩张的限制。21年7月，工信部发布《水泥玻璃行业产能臵换实施办法》，明确光伏压延玻璃可不制定产能臵换方案，但仍需召开听证会。这意味着光伏玻璃产能政策有条件放开，行业进入新一轮产能扩张期。

我们预计2022/2023年光伏玻璃有效产能达5.75/8.49万t/d。国内光伏玻璃产能投放加速，根据卓创资讯数据，截至21年末，国内光伏玻璃（含压延+浮法）在产产能达43760t/d，较20年末增长48.1%。我们判断一是由于光伏玻璃政策有条件放开，厂商开始集中投放；二是由于需求向好，光伏玻璃厂商加快投放；三是由于部分浮法玻璃产能进入，生产光伏背板。在政策放开、需求向好、浮法玻璃产能进入下，我们预计22/23年光伏玻璃产能高增长趋势有望延续。但从投资意愿来看，考虑到目前光伏玻璃价格已回落至历史低位附近，不排除部分新增产能规划存在取消及延后可能；从投资能力来看，部分产线可能受能耗双控、资金、土地、环评等因素约束，导致投产延期或取消，我们判断实际落地产能规模及节奏或慢于规划。此外，随着光伏玻璃大型化，部分小窑炉或逐步退出，实际有效产能或低于预期。

我们预计2022/2023年光伏玻璃实际产量约为4.37/6.45万t/d，YoY+43%/48%。从光伏玻璃行业层面来看，整体产能剔除掉无效产能后得到有效产能，有效产能X产能利用率得到原片产量。而光伏玻璃窑炉一旦点火后会连续生产，因此通常有效产能的产能利用率为100%。由于实际应用在光伏组件的光伏玻璃是深加工后的成品玻璃，因此光伏玻璃实际产量=原片产量X原片成品率X深加工成品率。目前3.2/2.5/2.0mm光伏玻璃原片成品率分别为82%/80%/78%，深加工成品率均为95%。根据百川盈孚数据，2021年光伏玻璃产量约为1112万吨，对应日产量约为3.05万吨。我们预计2022/2023年光伏玻璃有效产能达5.76/8.73万t/d，若按产能利用率100%、原片成品率80%、深加工成品率95%（即1万t/d有效产能对应约0.76万t/d实际产量），估算2022/2023年光伏玻璃实际产量约4.37/6.45万t/d，YoY+43%/48%。

行业集中度较高，目前形成双寡头格*。光伏玻璃行业长期保持着较高集中度，且头部企业信义光能、福莱特市占率持续提升，据卓创资讯，2012、2021年CR2分别约41%、45%。我们认为光伏玻璃行业长期保持较高集中度，一是由于之前光伏玻璃主要采用压延法工艺，而浮法工艺暂未形成技术突破，因此主要厂商均在同一工艺下竞争，而同一工艺下的产品同质性较强，厂商间较难形成差异化竞争；二是由于光伏玻璃存在规模效应，且投资强度较大，潜在进入者投资较为谨慎，而头部光伏玻璃企业凭借成本、规模及资金优势抢占市场份额，形成强者更强的*面；三是由于超白玻璃用石英砂质量要求高，对含铁量要求十分严格，天然超白石英砂较为稀缺，国内仅有安徽凤阳、湖南、广东河源、广西和海南等少数地区存有砂矿资源，因此行业天然垄断的属性较强。

龙头企业投产速度高于行业平均，以及优质浮法厂商的进入，市场份额加速向头部企业集中。在压延工艺下，光伏玻璃行业竞争格*相对稳定，且集中度稳步提升。随着龙头企业坚定继续扩产，以及部分优质浮法玻璃厂商如旗滨集团、南玻A的大幅扩产，并在产能规模上快速追赶，市场份额加速向头部企业集中。据卓创资讯，我们预计21-23年光伏玻璃企业年底产能份额中，CR4分别达58%/68%/72%。

受益碳中和+平价上网，光伏装机量有望持续增长。在碳中和趋势下，2021年5月国家能源*发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，要求2021年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费比重达到20%左右。据中国电力企业联合会数据，2020年全国风电、光伏累计发电量达7276亿千瓦时，占全社会用电量76264亿千瓦时约9.5%（光伏占比3.4%，风电占比6.1%），预计2021年光伏及风能发电比重合计提升1.5pct。同时，平价上网也推动了光伏装机的快速增长，根据《中国2050年光伏发展展望》，光伏有望成为度电成本最低的发电方式之一，且度电成本仍有下降空间。

BIPV渗透率的提升，有望拓展光伏需求空间。分布式光伏与建筑结合的两种主要模式为BAPV/BIPV，其中BAPV是指光伏系统直接覆盖于建筑物表面，也称为“安装性”太阳能光伏建筑；BIPV是指建筑材料与光伏器件相结合，用光伏器件直接代替建筑材料，兼具建筑材料和发电功能，也称为“构件型”和“建材型”太阳能光伏建筑。相较BAPV，BIPV在光伏系统建筑外观、设计寿命、屋面受力、施工难度等方面更具优势，因此BIPV适用领域更多，常见的BIPV系统有光伏屋顶、光伏幕墙和光伏采光顶等。

政策不断加码鼓励BIPV，21年6月国家能源*发布《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，继续推动BIPV发展。随着BIPV渗透率的提升，有望拉动光伏装机增长，根据中国建筑科学研究院太阳能应用研究中心，我国既有建筑面积约600亿平米，如果按照6:1比例安装，可安装光伏电池近100亿平米，对应约1500GW装机规模；同时我国每年新建建筑面积20亿平米，可安装光伏面积约20GW。

我们预计21-25年光伏玻璃需求约2.68/3.56/4.29/4.77/5.30万t/d，YoY+32.1%/33.2%/20.4%/11.2%/11.0%。受益于全球碳中和趋势以及BIPV拉动，我们预计光伏装机有望持续景气，我们按照CPIA乐观估计，预计21-25年全球光伏装机容量分别为170/225/270/300/330GW，YoY+31%/32%/20%/11%/10%。据CPIA数据，2020年晶硅/薄膜组件占比分别约96%/4%，我们预计21-25年晶硅组件占比保持在96%。光伏玻璃容配比为1.14:1。据CPIA数据，我们预计21-25年双玻组件渗透率为35%/40%/45%/50%/60%；预计20年双玻组件中，2.5/2.0mm占比分别为60%/40%，考虑到2.5mm组件为过渡性产品，未来仍将以2.0mm为主，我们预计21-25年双玻组件中2.0mm组件占比不断提升，为50%/60%/70%/80%/90%。当前主流组件厂商功率1GW单玻组件需使用578万m2光伏玻璃，双玻组件则需使用1139万m2；3.2/2.5/2.0mm光伏玻璃单吨成片效率分别为125/160/200m2/吨。

受短期供需影响，价格波动较大。20H1受疫情影响，需求端有所下滑，光伏玻璃价格略有走低。20H2光伏玻璃大幅上涨，我们判断一是由于光伏玻璃从规划到投产约12-18个月，因此2018年光伏压延玻璃限制政策导致20年新增供给有限；二是由于20H2光伏抢装潮导致需求集中释放，拉动行业库存快速下降。进入到21年，一方面供给端新增产能开始逐渐释放产量，另一方面21H1为需求淡季，且晶硅价格大幅上涨导致组件厂商装机意愿下降，光伏玻璃需求端有所减弱，导致光伏玻璃库存开始增加，价格也从年初约42元/m2回落至8月末约22.5元/m2。21年9月开始，随着部分招标项目的推进，需求阶段性回暖，价格有所反弹，10月末达到阶段性高点约30元/m2。21年11月后，随着需求有所减弱，库存快速上升，价格回落至目前25元/m2。

预计22年价格维持中低位波动，阶段性或存在向上弹性。在行业大幅扩产下，我们认为2022年光伏玻璃行业仍将处于供需偏宽松的格*，价格或维持中低位波动。目前行业价格处于周期底部区间，对于供给端，从投资意愿和投资能力来看，我们判断实际落地产能规模及节奏或慢于规划，考虑到部分小窑炉的退出，我们预计实际有效产能或低于预期；对于需求端，光伏装机需求或持续向好，同时BIPV亦有望贡献增量，光伏玻璃需求存在超预期可能，不排除阶段性行业供需错配的情况下，价格有向上弹性。（报告来源：未来智库）

产品价格差异不大，成本是竞争关键。对比2020年各厂商光伏玻璃业务毛利率，一线龙头信义光能、福莱特均约49%，较二线公司洛阳玻璃高出约8pct，较三线公司安彩高科高出约21pct。光伏玻璃属于标准品，各厂商产品无明显差异，价格也基本接近，因此光伏企业盈利水平的差异，主要来自于各企业成本差异。

一线龙头企业单位成本较二线/三线厂商分别低约2/5元/㎡。从单位成本来看，2020年一线龙头企业信义光能、福莱特单位成本在14.3-14.4元/㎡，二线企业洛阳玻璃单位成本为16.4元/㎡，三线企业安彩高科单位成本为19.4元/㎡。从各公司单位成本变动情况来看，近几年呈现不断下降趋势，我们判断主要由于各企业通过做大窑炉规模，提高自动化水平等方式，提高能源使用效率/成品率/投资经济性。

直接材料/燃料动力在生产成本中占比较高，为取得成本差异的主要抓手。据《中国玻璃》数据，光伏玻璃成本构成中，直接材料与燃料动力分别占比约40%。其中直接材料主要以纯碱与超白石英砂为主，分别占总成本19%/10%。燃料动力方面，过去产能多采用石油类燃料，目前新建产能则主要以天然气作为主要燃料。据福莱特可转债募集说明书，公司石油类燃料采购成本占总采购成本比重自2017年27.7%下降至2019年19.5%，而天然气采购成本占比自2017年的2.0%上升至2019年的11.0%。

龙头企业积极布*超白石英砂矿资源，降低原材料成本/保障供应。光伏玻璃所用超白石英砂矿较为稀缺，主要分布在安徽凤阳、湖南、广东河源、广西及海南等地。超白石英砂占光伏玻璃生产成本约10%，未来随着光伏玻璃需求及产能的增长，超白石英砂将成为相对紧缺资源，若出现供应不足/价格大幅上行的情况，将对光伏玻璃企业的生产造成影响。目前龙头企业开始积极布*超白石英矿源，根据各公司公告，2020年信义光能在广西北海投产超白砂矿，石英砂矿资源量815.03万吨，且靠近2条1000t/d的生产线；福莱特在安徽凤阳拥有储量1800万吨优质石英砂采矿权，靠近3条1000t/d的生产线；旗滨集团公告拟投4.6亿元建设57.6万吨的超白石英砂基地。

行业具备规模效应。一是产能总规模越大，对上游话语权更强，原材料和能源采购成本会更低；二是单线规模越大，单位能耗/成品率/投资经济性指标越优。在单位能耗方面，大型窑炉内部温度更稳定，具备更高的熔化率。以2019-2020年实施建设的数条不同规模窑炉为例，福莱特1200t/d窑炉单位能耗为1360kcal/kg，较安彩高科900t/d及海控三鑫550t/d窑炉分别低出6.2%与15.0%。

在成品率方面，由于成品率损失来源包括切边和不良品，其中切边是损失的主要来源，而大型窑炉所需切除的废边占比较小，当前1000t/d以上窑炉成品率基本达到80%以上，信义光能及福莱特新建产线成品率达到85%，而多数600t/d窑炉成品率仅能达到70%-75%。由于切边剩下玻璃碎片将作为熟料再次投入窑炉进行熔化，因此成品率损失主要来自能耗及人工成本等。在投资经济性方面，大型窑炉投资经济性更高，可降低单位非现金成本。以三座规模为650t/d、900t/d、1200t/d新建窑炉为例，三者初投资额分别为6.0、8.3、8.8亿元，我们假设其成品率分别为75%、80%、85%，均以窑炉8年、残值30%计算，且全部生产3.2mm原片，可估算得1200t/d窑炉较650t/d及900t/d折旧摊销成本低约分别低约30%/24%，即0.70/0.54元/㎡。

龙头企业在总产能规模/单线规模上更具优势。从总产能规模来看，截至2022年1月末，信义光能及福莱特国内在产产能分别为10100t/d、10200t/d，远超其他厂商。从单线规模来看，截至2022年1月末，福莱特、安彩高科、信义光能分别为927t/d、900t/d、842t/d，优于行业其他生产厂商。

龙头企业窑炉相对更新，更受益光伏玻璃大型化趋势。近几年龙头企业扩产的窑炉规模更大，产线更新，可满足大尺寸光伏玻璃的生产。在光伏玻璃大型化的趋势下，龙头适应性更强，存在一定“后发优势”，更为受益。由于光伏玻璃窑炉口宽度在设计时已经固定好，对于小、旧窑炉，若要生产宽幅光伏玻璃（如1300mm宽幅玻璃），需要对窑炉进行改造。根据全球光伏数据，光伏玻璃窑炉改造涉及压延/磨边/镀膜/钢化/清洗/堆垛等工序，所需金额分别约150/150/300/650/50/100万元/线，且耗费时间约4-5个月，窑炉改造支出/停工损失均较高。因此对于小、旧窑炉，改造的经济性不高，在玻璃大型化趋势下，适应性较差。

鉴于22-23年新建产能集中投放将导致新增供给大于需求增量，我们判断行业整体供需偏宽松，产品价格或维持中低位波动，不排除阶段性价格有向上弹性。光伏玻璃作为标准品，不同企业产品定价差异较小，因此企业核心竞争力在于成本控制。行业双寡头信义光能及福莱特盈利能力显著高于其他企业，我们判断主要由于龙头企业在资源/规模/能耗/效率/折旧/产线等方面均具备优势。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

玻璃多少钱一平方啊白格5个的

普通浮法玻璃的价格是4-5块每毫米，9-10块钱每一毫米，你自己计算。不同地区价格不一样，不同时间段价格不一样，最好的办法是去当玻璃店多问几家做个对比。这叫货比三家。

南鲜玻中空LOW-E6+12A+6玻璃价格

江西南昌或者湖南株洲提货价180元/平方米6low-e玻璃是南玻的12A结构胶6透明玻璃是武汉长利中空品牌是“驷马玻璃”江西南昌0791-85988050湖南株洲0731-22833018

现在市场玻璃什么价格

卖玻璃厂纯白玻大概是300-450/吨，杂色的100-250/吨。各地价格会有差别，广东价格比较高

玻璃的价格

大哥你说的是格法？浮法？还是深加工的？有亮度高的有韧性好的看你干嘛用的

南玻超白玻璃10mm多少一平？

10mm超白大约90—95元每平方。钢化的约140—145元/平方米。中国南玻集团股份有限公司，成立于1984年，总部位于深圳蛇口国家自贸区。是国内大型的生产各种型号玻璃的企业。