与市场不同之处
1、市场认为明年供需结构会明显改善，供给短缺发生反转。
而我们认为明年光伏玻璃供给依然偏紧，供给得到有效改善需等到年下半年。一方面明年双玻渗透率有望超过40%，增大光伏玻璃的需求预期，另一方面根据年全年全球光伏装机量进行预测，我们测算年光伏玻璃需求量约为.91万吨，折合日熔量需求.58t/d，年全市场计划新建产能假设全部投产，但考虑生产线实际的建设投产周期、原片及深加工过程成品合格率，我们认为年光伏压延玻璃实际供给最为乐观的情况下为t/d，产能缺口仍有t/d。
此外，考虑今年光伏玻璃价格持续走高导致全产业库存降至历史低位，明年补库存需求将较消耗较大规模的供给，我们相信明年光伏玻璃市场供需结构偏紧状态虽有适当缓解，但偏紧依旧持续。
2、市场认为超白浮法玻璃作为背板能够替代超白压延玻璃背板，较大幅度缓解现阶段供给紧张的情况，且市场渗透率会逐渐提升。
而我们认为目前超白浮法玻璃虽可弥补一定产能缺口，但产能较小仅t/d左右，而且替代方案长时间持续的可能性不大。
一方面，浮法玻璃厂商的转产及产线改造需要3-6个月周期，对明年2季度之前的供给紧张情况作用不大。
同时超白浮法玻璃作为背板有1-3w的功率损失，对于下游大部分电站运营商从中长期运营角度不够经济，在超白压延玻璃和浮法玻璃价差不是足够大的情况下较难接受。
另一方面，组件企业采取超白浮法替代光伏压延玻璃的替代方案，主要归因于光伏压延玻璃价格飙升带来组件企业的成本压力，玻璃产能置换新政有望适度放开对光伏压延玻璃的新建产能限制，预计光伏压延玻璃回归合理区间后，超白压延玻璃和浮法玻璃价差缩小，替代方案长时间持续的可能性不大。
3、市场认为明年供给释放可能较为充分，光伏玻璃价格回归将影响企业盈利能力。
而我们认为虽然明年供需关系有所缓和，价格存在回归趋势，但也只是对今年4季度价格非理性的一个修复。
光伏玻璃厂商给予下游组件厂商的实际价格低于公开价格，且有较多的长协价格，因此整体价格中枢要低于公开价格。
到目前为止，年光伏玻璃（3.2mm）全年均价在30元/平，我们预计明年全年价格中枢在35元/平左右，呈现前高后低的情况，此价格并未大幅低于今年3-4季度厂商实际的出厂价。
各厂商的盈利水平也将再次提升，在全年均价提升、出货量大幅增长以及成本端并未明显提升的情况下，盈利持续增长可期。
光伏玻璃产业链与光伏产业链
光伏玻璃是光伏组件的重要配件
玻璃是光伏组件的必备材料，一般覆盖在制作完成的晶硅电池片表面。光伏玻璃可分为三种主要类型：超白压花玻璃、超白加工浮法玻璃及透明导电氧化物镀膜(TCO)玻璃。
一般而言，晶体硅光伏组件较多使用超白压花玻璃或超白加工浮法玻璃，一方面可以对太阳能电池起到保护作用，增加光伏组件的使用寿命。
另一方面，由于超白压花玻璃及超白加工浮法玻璃的含铁量相对较低，透光率更高，能够提高光伏组件的发电效率。
光伏玻璃最重要的特性就是太阳光的高透光率。普通玻璃因为含铁量较高，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。
国家标准规定，光伏玻璃的含铁量根据国家标准必须低于0.%，同时，需要具备抗冲击性、耐腐蚀性、耐高温等性能。
能够满足上述条件的只有超白浮法玻璃和超白压花玻璃。
与超白浮法玻璃相比，太阳能超白压花玻璃的正面用特殊的绒面处理，减少光的反射，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，加上产品本体高透过率，使得太阳能超白压花玻璃在太阳光长期照射下确保优异的透光率。
在太阳光斜射及电池组件呈角度安装时，超白压花玻璃比超白浮法玻璃的综合光透射比高约3%至4%。
超白压延玻璃的生产工艺
光伏玻璃生产包含两个阶段：热端，即玻璃原片生产。
将原材料按一定比例混合后投入窑炉，在窑炉内加热至融化成玻璃液，玻璃液流经压延机后实现定形，再经过退火形成光伏玻璃原片。
冷端，即深加工环节。将玻璃原片进行磨边、镀膜、钢化处理后得到光伏玻璃成品。
其中，影响玻璃成品质量水平差异的主要原因在原片生产阶段，玻璃熔窑、退火炉的尺寸大小、温度控制，是造成玻璃成品差异的主要原因。
超白浮法玻璃的生产工艺与超白压延光伏玻璃存在差别，一方面差别在原片生产端，两者原料均采用超白石英砂，燃料均采用石油焦、重油或者天然气，但所用原料的配比存在部分差异。
另一方面差别在深加工端即冷却成形环节，超白浮法采用锡液拉引，成本低于超白压延法。
需求端：产业链降本双玻渗透率提升，带动光伏装机量高增
产业链成本下降加快平价时代的到来
中国光伏产业经历了标杆电价时代、竞价时代，目前正处于向平价时代过渡的阶段，年以前，大力度补贴政策推动光伏装机量需求的快速提升，带动产能快速扩张和产业规模的快速扩大，产业链各环节成本逐渐降低。
年“”政策发布，补贴幅度大幅退坡后进入竞价时代，PERC技术、单晶硅等技术的快速发展和普及主导了产业变革，产业链成本的继续下降进一步带动了光伏装机量的提升，巩固了中国光伏产业全球的龙头地位。
根据相关政策规划，“十四五”初期阶段我国光伏产业的补贴即将退出，行业逐步实现平价上网。
标杆电价时代，政策推动产业发展年以前，国家通过电价补贴方式拉动光伏装机量需求，对光伏发电采取高于煤电上网电价的固定电价购买政策。
根据发改委制定的I、II、III三类太阳能资源区域划分标准，规定年1月1日后并网项目的标杆电价分别为0.90、0.95、1元/kWh，另外对分布式发电补贴为0.42元/kWh(含税)。
大力度补贴政策推动光伏装机量不断增长，而产业产能和产业规模的不断扩大使产业链的综合成本逐渐降低，在保证合理收益率的基础上，补贴幅度开始逐渐降低。
年6月30日后，光伏标杆上网电价下调至0.80、0.88、0.98元/kWh，年6月30日后，光伏标杆上网电价下调至0.65、0.75、0.85元/kWh。
产业链综合系统成本逐渐下降，根据CPIA统计数据，年我国地面电站系统成本约为8元/W，年降至6.75元/W，综合成本下降也反向刺激了光伏需求，-年国内光伏新增装机分别为10.6GW、15.1GW、34.5GW、53.0GW，同比增速分别为-3.2%、42.7%、.3%、53.3%。
“”后光伏进入竞价时代，向平价上网时代过渡
年5月31日，发改委、财政部和能源局联合印发《关于年光伏发电有关事项的通知》（以下简称“新政”），对光伏行业实行限规模、限指标、降补贴，规定年装机补贴上限10GW，不安排普通光伏电站；同时标杆上网电价补贴统一下调0.05元/度，规定年6月1日及以后并网的三类区域上网电价进一步下调至0.5、0.6、0.7元/kwh，分布式的度电补贴降至0.32元/kwh。
随后政策补贴继续退坡，年I～III类资源区光伏发电项目指导价分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元，户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
年补贴幅度进一步压缩，I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元，户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。
“新政”后补贴政策的持续压缩和对装机规模的限制加速内需转冷，年我国光伏新增装机44.26GW，同比下降16.6%。产业链价格下降28%-45%，其中硅料和硅片价格降幅超40%，电池片价格降幅超30%，带动组件价格下降达28%。
全产业链价格的下降加速平价进度。
年出现第一批14.78GW的平价项目，全国光伏产业由竞价上网向平价上网过渡。新政出台叠加产业链价格下降双重刺激，使内需不足以消化产能，迫使企业走向海外。
光伏需求与产业链价格出现背离，促进行业供需结构较好优化，年全年光伏出口累计66.8GW，同比大幅增加61.7%，海外市场需求爆发带动全球装机量回升，也反过来促进国内产能成本的降低，加速国内光伏平价上网进度。
海外光伏装机受益于产业链价格下降，光伏玻璃维持高景气度
根据北极星太阳能光伏网统计数据，年上半年实现光伏组件出口33.8GW，同比增长4.91%，大幅好于市场预期。而光伏玻璃方面，受益于关税利好政策（年6月12日，美国国际贸易法院（CIT）裁定，进口双面组件将继续豁免关税），年1-8月累计实现出口.23万吨，同比增长2.98%。
海外市场需求即使在疫情影响下依然保持旺盛，预计随着全球范围内的疫情逐渐得到控制、疫苗研制成功，海外市场需求存在继续大规模扩张的可能。
年中央经济工作定调二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和，为十四五期间以及年远期能源政策指明方向。
据我们测算，年国内光伏新增装机有望达到50GW，海外装机GW，带动全球实现GW新增装机，实现同比增长28%。
双玻组件渗透率快速提升
双玻组件提升光伏转化效率，增加组件稳定性、耐久性等使用双玻组件不仅能够较大程度降低光伏效率的衰减0.16PCT，使光伏的使用年限增加约5年；再者双玻组件的背面采用与正面类似的细栅格结构，因此背面从全铝层变为铝边框，大幅增加背面透光量，使电池片背面能够同时发电，提升综合发电效率。
此外，双玻组件在零透水率、优良机械性能、少热斑损伤、降低组件温度、低PID概率等方面优势明显，使用双玻组件系统的发电增益5%-30%，能够较大程度降低光伏电池全生命周期成本。
因此近年来双玻组件的渗透率快速提升；根据中国光伏协会预测，到年双玻组件的渗透率有望达到50%，而年持续下降的电池片成本进一步加快了双玻组件的渗透速度。
双玻组件渗透率快速提升双玻减薄逐步替代单玻的趋势明显。
相对于单玻组件，双玻组件具有更好的耐候性、阻隔性、防火性以及更高的机械强度，可显著提高组件的使用寿命。
此外，双玻组件的背面透光，在保证组件工作温度的同时，能够实现发电增益。据新加坡太阳能研究所户外测试证实，双玻单晶组件年衰减为0.03%，对照组的单玻单晶组件年衰减为0.19%。
制作工艺的成熟和相关成本的下降带动双玻组件成本快速下降。年国内多家组件厂商已经实现双玻组件的量产，当时双玻组件主要采用2.5mm+2.5mm玻璃结构，组件重量比单玻略高。
其后随技术成熟，2.0mm玻璃快速渗透，2.0mm减薄半钢化光伏玻璃能够有效降低组件的整体重量（以72片组件计算，双玻组件重量比单玻组件重量降低5KG左右），从而降低搬运和土建安装成本。
目前，1.6mm+1.6mm双面双玻组件也进入市场，预计渗透率将提升加速双玻减薄趋势，替换现有单玻常规组件。
光伏装机量高增和双面双玻渗透率提升，共同带动光伏玻璃需求增长
根据全球光伏年度新增装机量、双玻渗透率提升以及光伏玻璃原片生产合格率、加工成品率等指标，我们对实际的光伏玻璃需求量进行了测算，生产1GW组件对传统单玻（3.2mm）、双玻（2.5mm）、双玻（2.0mm）原片的需求分别为5.4万吨、8.8万吨和7.2万吨。
按年全年全球光伏新增装机总量（预测值）计算，光伏玻璃原片总需求量为.91万吨。
供给端：产能缺口逐步收缩，但供给偏紧依旧持续
年产能扩张受疫情影响延后
年光伏玻璃产能扩张主要集中在以信义光能和福莱特为代表的行业龙头，其中福莱特计划在越南海防新建两条日熔量各为t/d光伏玻璃产线，预计年底投产后总产能有望达到日熔量t/d；信义光能年计划新增四条产线，其中广西北海计划新增两条日熔量各为t/d生产线；另外计划在安徽新增两条日熔量各为t/d生产线，预计年底全部投产后，信义光能总产能有望达到日熔量t/d。
但由于上半年新冠疫情，信义光能与福莱特新建产线的建造进度受到较大影响，各产线投产进度有所延后。
福莱特原计划两条日熔量各为t/d光伏玻璃产线于年底投产，但疫情限制产线安装调试人员到场调试，截至目前只有其中一条进入试生产阶段（距离产能全部投放还有3-6个月），另一条试生产延后至年一季度。
信义光能位于广西北海两条日熔量各为t/d生产线，分别于年7月1日和8月16日点火试生产；剩余位于安徽两条日熔量各为t/d生产线试生产延后至年二季度前。
此外，福莱特位于浙江嘉兴一窑四线日熔量t/d压延光伏玻璃生产线进入冷修技改，复产时间待定。
其他生产厂商也有老旧产线进入冷修，分别是河南思可达t/d（一窑两线）、福建台玻t/d、中航三鑫t/d（一窑两线）。
截至11月底，据市场统计数据，全国光伏玻璃总产线共计条，总产能t/d，在产产线条，实际在产产能27t/d。
考虑生产玻璃原片的合格率和深加工阶段的成品率，年实际产能供给约为t/d。
光伏玻璃供给紧张，浮法玻璃以价格优势介入
截至11月底，经测算年实际产能供给约为t/d（考虑原片及成品合格率），而根据年光伏预测装机量测算光伏玻璃的需求约为t/d，产能缺口达到t/d。
光伏玻璃供给持续偏紧，产能缺口增大，带动光伏玻璃价格快速上涨至历史最高水平，3.2mm单玻组件用玻从7月份24元/平方米快速上涨至12月份46元/平方米的最高报价，2.0mm双玻组件用玻也从7月份的20元/平方米快速上涨至12月份37元/平方米，上涨幅度最高达到92%，下游组件企业配件成本迅速提高压缩了利润空间。
而超白浮法玻璃价格上涨幅度低于超白压延玻璃，截至12月最新数据，超白浮法玻璃价格约为17.27元/平方米（浮法玻璃价格以元/重箱或元/吨核算，为作比较将浮法玻璃价格折算为元/平方米），以两者价差目前已经达到28.73元/平方米。
在光伏玻璃供给紧缺叠加超白浮法玻璃价格占优的形势下，下游组件公司从年Q4开始采用超白浮法玻璃替代背板超白压延玻璃进行组件生产。
两种玻璃生产工艺不同导致的透光率差异影响光伏组件的发电效率，经测算使用浮法替代方案的发电损失约在1-3W（考虑背面发电增益5%-20%左右），尚在可接受范围内。但若替代正面玻璃时损失达3-10W（1%-3%），下游客户接受难度大，非供给极端紧缺情况不会接受正板浮法替代方案。
超白浮法玻璃以价格优势切入光伏组件应用领域，一定程度上缓解光伏玻璃的供给紧张，但光伏装机量的快速增长及光伏玻璃新建产能受限形成的产能缺口依旧无法填平。
据统计，目前全国超白浮法玻璃在产产能约为t/d，其中超过80%是日熔量t/d以上的中大型窑炉，而生产2.0mm光伏用超白浮法背板玻璃仅有部分小型窑炉可用于生产，据卓创资讯估计产能合计不超过t/d，综合来看，光伏用玻依然存在t/d的供给缺口。
置换新政可能适度放开限制，产能缺口有望收缩但偏紧持续
产能置换政策完全放开限制的可能性不大
工信部关于玻璃的产能置换政策于年发布，《工业和信息化部关于印发钢铁水泥玻璃行业产能置换实施办法的通知》规定将光伏压延玻璃也列入到产能置换政策之中，光伏玻璃的产能产线扩充因此受到政策压制。
光伏压延玻璃生产线从建设到产能完全释放一般需要经历1.5-2年（1-1.5年产能建设+1-2个月烧窑+3-6个月产能爬坡），从年政策发布时点开始，被压制的新建光伏压延玻璃产能影响恰好是在年出现，从而导致了产能供给出现较大缺口。
年11月初，部分组件龙头企业联合呼吁放开光伏压延玻璃的新建产能限制，11月30日工信部组织行业主要组件企业、玻璃企业、行业协会进一步磋商玻璃供给形势，于年12月16日发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法（修订稿）》（以下简称“《修订稿》”）并公开征求意见。
新版《修订稿》明确光伏压延玻璃和汽车玻璃项目可不制定产能置换方案，但新建项目应委托全国性的行业组织或中介机构召开听证会，论证项目建设的必要性、技术先进性、能耗水平、环保水平等。
置换新政存在对光伏压延玻璃放开限制的可能性，但我们预计，为了避免整个玻璃行业产能出现严重过剩，光伏压延玻璃新建产能大概率采取合理方法适度放宽、有序放开，完全放开限制的可能性不大。
根据中国建筑玻璃与工业玻璃协会“两步走”建议：
第一步是先把合理合规的产能放开。
首先，可以放开符合政策完成备案的生产线，鼓励停产冷修生产线原地进行技术改造，提升超白压延玻璃生产能力和水平。
此外，鼓励现有浮法玻璃生产线，通过技术改造生产光伏用背板玻璃。
如果这些都满足不了光伏行业的需求，再考虑第二步，即根据备案时间、建设情况采取增量置换办法，逐步释放产能。
产能缺口有望收窄，但光伏压延玻璃供给仍偏紧
我们通过对整个光伏压延玻璃生产线的梳理，根据产能置换新政放开限制的可能性，各厂商规划的的总产能如果如期投产，测算年、年的总产能将分别将达到t/d、t/d。
但考虑生产线实际的建设投产周期、原片生产合格率和深加工过程成品合格率，测算光伏压延玻璃实际供给最为乐观的情况下为t/d、t/d，因此预计年光伏压延玻璃产能缺口仍有t/d，产能缺口得到收缩，但供需仍处于偏紧状态。
新版玻璃产能置换政策对年市场供给影响有限，供给显著改善则需要到年下半年。
价格中枢回归合理区间，盈利水平维持相对高位
纯碱、石油焦、重油和天然气是玻璃成本占比最大的原燃料原材料和燃料是玻璃生产中最重要的成本构成，其中原料主要为纯碱、石英砂，燃料主要可以分为石油焦、重油和天然气等三类，使用不同燃料的成本略有差异。
在成本结构占比中，原材料占比在40-45%，其中纯碱占比最大超过50%；燃料、能源占比约为40-45%。
因此纯碱和燃料价格是玻璃生产成本的重要影响因素，用玻璃价格与纯碱、燃料的价差来观察玻璃行业盈利状况的变化。
由于纯碱的下游需求主要为玻璃工业，价格一定程度受到玻璃行情的影响。
而石油焦的主要下游为预焙阳极，因此石油焦的价格走势与预焙阳极的关联度更高；重油及天然气的价格更为市场化，受到玻璃的影响相对较小。
石英砂等其他原辅料的价格基本稳定或成本占比较小。
纯碱库存走高，价格走势与玻璃产量出现背离
纯碱的主要下游为工业玻璃、日用玻璃、化学品等，其中工业玻璃的需求占比约为55%，因此纯碱的价格走势与玻璃产量的关联度较高。
上半年疫情影响下游玻璃产量，纯碱库存不断增加价格降至低点，7月纯碱价格跟随玻璃需求开始快速上升。
4季度以来，下游玻璃厂商受益于玻璃价格的持续走高，盈利较好资金充裕，致使浮法玻璃厂家原料纯碱储备较为充足，纯碱原料库存天数仍在30天以上，现阶段主要以消化前期库存为主，玻璃厂商对纯碱企业的议价话语权加强。
而纯碱生产线开工率维持在80%以上的高位水平，因此纯碱厂家在整体库存持续攀升的压力下，多采取以价换量策略，因此导致纯碱价格与玻璃产量（纯碱需求量）出现背离走势的原因。
截至12月中旬，全国重质纯碱市场价格降至元/吨附近，仍然呈下降趋势。
我们认为纯碱价格在明年仍将维持在相对较低的水平，纯碱的产能释放及产能利用率提升有较大弹性，纯碱生产成本近年来持续降低，即使在元/吨左右的价格水平下企业利润情况依然较高，年上半年在纯碱价格低于元/吨的情况下行业平均毛利率依然在15%以上；
因此我们预计年纯碱产能仍有较大产能投放、盈利水平尚可、企业库存压力相对较大的情况下出现价格中枢大幅提升的可能较低，全年均价与今年大致持平，维持在元/吨左右。
燃料成本有所上涨，依旧处于合理水平
玻璃生产的燃料主要为石油焦、天然气及焦煤气等，部分企业采用重油为燃料。4#-5#石油焦5月末开始上涨，到12月底价格上涨至元/吨左右，同比上涨约元/吨左右。
天然气价格2.91元/立方米，同比下降0.16元/立方米。重油价格则在疫情冲击下跌后维持在低位，福建联合石化的出厂价在元/吨左右；虽相对于4-5月有所回升，但大幅低于年0元/吨以上的均价。
明年欧美复苏将带动炼化产业的复苏，石油焦供给端弹性恢复。
需求端65%为预焙阳极，年下半年新投产产能相对较多，阳极价格上涨带动石油焦的价格，明年电解铝投产集中在年底，全年预计对阳极需求的增量相对不大，石油焦国内需求量增长5%左右（对应今年电解铝新增产能），我们预计石油焦价格将回落至-0的价格中枢，全年平均价格略高于今年价格水平。
光伏玻璃价格中枢预计回归合理区间，但盈利水平依旧维持高位
纯碱和燃料价格是玻璃生产成本的重要影响因素，用玻璃价格与纯碱、燃料的价差来观察玻璃行业盈利状况的变化更为合理。
年4季度以来，光伏装机量高增叠加光伏玻璃供给紧缺，双刺激下光伏玻璃价格飙升，3.2mm单玻组件用玻从7月份24元/平方米快速上涨至12月份46元/平方米，2.0mm双玻组件用玻也从7月份的20元/平方米快速上涨至12月份37元/平方米，上涨幅度最高达到92%，各类型厚度的光伏压延玻璃价格均上涨至历史最高水平。
下游组件企业采取超白浮法替代方案，使超白浮法玻璃以价格优势切入光伏应用领域，一定程度弱化了光伏压延玻璃的涨价预期，此外玻璃产能置换新政也有望逐步放开对光伏压延玻璃的新建产能限制，预计年光伏压延玻璃的价格中枢将回归至合理区间，我们认为年光伏压延玻璃（3.2mm）价格可能处于30-35元/平方米、2.0mm光伏压延玻璃25-30元/平方米较为合理。
按照目前工艺的能量热值计算，每生产1标准重箱玻璃，需要消耗约千焦的热量，1重箱约为6.25平方米，经测算，每生产1平方米玻璃即需消耗石油焦0.9千克（石油焦的热值约为千焦/千克）；即需消耗0.9立方米天然气（天然气热值约为-千焦/立方米）；即需消耗0.8千克重油（重油的热值约为-千焦/千克）。
目前光伏压延玻璃-纯碱-燃料价格差达到41.79元/平方米的历史最高水平，如果按光伏压延玻璃价格回归至30-35元/平方米，加之预测明年纯碱和燃料总体成本与今年基本持平，光伏压延玻璃-纯碱-燃料价格差为25-30元/平方米左右，盈利空间仍然较大，依旧处于年以来相对较高水平，全年平均水平应不低于年的水平，上市公司业绩将享受销量增长及单位盈利空间增厚的良好格局。
行业内重点公司简介
旗滨集团（.SH）：
浮法玻璃龙头，公司体量大，注重上游原材料布局，未来石英砂自供率预计可达90%左右；同时生产线位于铁路水路运输网络发达的地区，并拥有三个共计3吨级海港码头，成本优势显著。
年三季度利润高增，实现毛利率42.61%、净利率25.67%。浮法玻璃在产产能日熔量1.76万吨，占全国比重约11%，持续拓宽光伏玻璃，已有4条浮法产线（各吨/日）进行技改升级拟转供光伏玻璃；醴陵65t/d电子玻璃产线4月投产以来，三季度实现盈利；湖南t/d药用玻璃加大技术人才跟投，各类型玻璃布局持续扩大，盈利水平提升可期。
公司也注重股东回报，年分红率达到59%，过去三年平均分红率达65%。
信义光能（.HK）：
全球第一大光伏玻璃生产商，全球市场占有率超过30%，年将新增四条光伏玻璃生产线。3年从信义玻璃拆分独立上市，专业从事光伏玻璃研发制造销售和电站投资及EPC服务，具有规模成本一体化优势。
年预计新增4条共计日熔量t/d的光伏压延玻璃生产线，总产能达到吨/日，受益于光伏产业
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