光伏行业研究及2022年投资策略

光伏行业研究及2022年投资策略1.光伏有望引领可再生能源快速发展期1.1

全球碳中和目标明确，光伏增长斜率向上2021

年全球可再生能源装机容量的增加再次创下年度记录，根据

IEA机构统计，今年将

有近

2.9

亿千瓦的新增可再生能源的投入使用，太阳能光伏发电能源占一半以上份额，其

次是风力和水电，预估

2021

年可再生能源在全球发电组合中所占份额将达到

30%，加上

核能和低碳能源，到

2021

年将真正超过全球燃煤电厂的发电量。未来五年中国仍将保持

领先地位，占全球可再生能源产能增长的

43%，其次是欧洲、美国和印度，仅这四个市

场就将占全球可再生能源扩张份额的

80%。根据

CPIA预测，2022

年全球光伏新增装机量为

225GW（乐观）/180GW(保守)，中国光

伏新增装机量为

75GW（乐观）/60GW（保守）；到

2025

年新增装机量将达

330GW（乐

观）/270GW(保守)，中国新增装机量达

110GW（乐观）/90GW(保守)。受益于国内分布式快速发展，今年在主辅材成供应紧张，成本快速上涨的背景下，国内

前

11

个月仍完成了

28.2GW光伏装机量。根据

CIPA预测，今年全球光伏装机量将在

160GW左右，国内光伏装机量在

45GW-55GW。受光伏开发资本支出增加、原材料和光伏组件价格上涨、航运减速的限制等因素影响，

美国和欧洲的光伏

PPA交易价格在

2021

年

Q1

到

Q3

期间出现快速增长，

PPA价格上行

提高了对光伏装机系统成本上行的接受度。据

LevelTenEnergy机构统计，美国

SPP地区光伏

PPA第三季度交易价格环比上涨了

1.4%，即

0.45

美元，同比上涨了

13.5%，即

3.80

美元；CAISO地区光伏

PPA价格同比

上涨

7.3%，ERCOT地区上涨

2.9%，PJM地区上涨

4.6%。欧洲方面：英国光伏

PPA价格在第三季度环比增长了

5.2%，同比增长

20.1%；丹麦光伏

PPA价格环比上涨了

12.2%；德国光伏

PPA价格环比增长

8.9%；意大利和西班牙的光伏

PPA价格在

Q3

季度维稳。1.2

各国持续出台积极政策，支撑行业中长期增长海外国家：美国

：据

IEA预测，美国的可再生能源容量从

2021

年到

2026

年将增加

65%，超过

200GW，其

扩张是由州级目标、联邦税收激励措施以及企业采购可再生电力（PPA）日益增加的经济

吸引力推动的，超过四分之三的增长来自光伏，其余几乎全部来自风能。尽管受新冠疫情影响，导致光伏建设出工率下降，但美国光伏在

2020

年仍实现创纪录的

19.2GW的增

长。美国光伏投资税收抵免

SolarITC是美国太阳能发展最重要的政策机制之一，于

2006

年

首次颁布。2020

年

12

月国会通过将

SolarITC的逐步消减计划推迟两年的决议，延续两

年至

2022

年保持

26%的税收抵免、2023

年降至

22%，2024

年逐步退坡至商用光伏投资

税收抵免

10%，户用抵免

0%。2021

年

10

月

28

日，美国众议院通过了拜登提出的BuildBackBetterAct，计划支出

5550

亿美元，采取“赠款、贷款、税收抵免和采购”等措施

支持清洁能源发展，其中

3200

亿美元将用于税收抵免，并再次延长

SolarITC至

2026

年

底。欧洲：

欧洲光伏发电增量的四分之三来自七个国家：德国、西班牙、法国、荷兰、土耳其、英

国和波兰，政府举办的购电交易仍然是大多数市场公用事业规模增长的关键政策驱动因

素。2020

年

12

月，欧盟确定了

2030

年温室气体排放量较

1990

年水平降低从

40%更新至

55%，到

2050

年实现碳中和。2021

年

7

月，欧盟委员会提议将欧盟目标

2030

年可再生

能源占总供能比例从

32%

更新到

40%。印度：

受

2020

年疫情以及供应链困难影响，印度

2020

年可再生能源装机量同比减少

44%，主

要电力分销公司

DISCOM的财务状况使大量

PPA延迟。2021

年，农业分布式光伏计划

KUSUM的进展和

PPA的高认购额使印度今年光伏建设进一步扩张，但仍会有大部分项

目投产时间将推迟到

2022

年。目前印度政府设定

2022

年累计光伏装机量达到

175GW，

2030

年非化石能源总发电能力达到

500

万千瓦，可再生能源发电份额达到

50%，并在

2070

年实现净零排放。2021

年

6

月，印度政府宣布了一项

410

亿美元的刺激计划，用于未来

5

年支持

DISCOMs改善财务状况和配电计划和等，使其能够在

25

年后终止与燃煤电厂

的

PPA。这一变化可能会影响印度近三分之一约

2.1

亿瓦煤炭电机组，并促进更多可再生

能源的采购。日本：

日本内阁于

2021

年

10

月

22

日通过了第六项战略能源计划，将包括水电在内的可再生能

源在

2030

年国家电力结构中的占比从原本的

22%-24%提高至

36%-38%，并计划到

2050

年主要依靠可再生能源发电。2022

年开始，在

FIT制度的基础上，日本计划推行与市场

关联更大的

FIP制度，通过参考“市场价格”和“基准价格”对可再生能源交易价格进

行调控，在

FIP制度下，对可再生能源发电公司的投资激励是通过在电力批发交易市场

进行交易并在可再生能源发电的基础上增加溢价来获得的。国内：2021

年前三季度，分布式光伏并网量高于集中式光伏并网量，比例逐渐攀升，也意味着

中国在“十二五”及“十三五”规划大力发展集中式光伏建设之后，在“十四五”期间

坚持集中式和分布式并举，发展风光大基地集中式和整县推进屋顶分布式光伏建设，加

快发展东中部分布式能源建设。中国集中式光伏分布在新疆、青海、内蒙古、甘肃等太阳光能充足地区，分布式光伏主

要分布在沿海经济较发达地区。分布式光伏：整县推进屋顶分布式光伏迎来重要发展机会2021

年

6

月

20

日，国家能源局下发关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点

方案的通知，对屋顶资源丰富，具备安装光伏能力且符合消纳能力的建筑屋顶进行分布

式光伏安装试点，共有

676

个地点入围，按照全国

2860

个县级行政区计算，试点数量占

比

24%，根据集邦咨询估算，此批试点整体需求在

120-150GW。党政机关建筑屋顶总面

积可安装光伏发电比例不低于

50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装

光伏发电比例不低于

40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于

30%；农

村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于

20%。整县推进的难点在于，一是试点单

位要协调落实屋顶资源，为其提供较好政策与营商环境；二是电网要加强对配电网的升

级改造，做好分布式光伏大规模接入的充分准备；三是完善分布式光伏接网备案的管理

办法。集中式光伏：风光大基地+保障并网将贡献最主要增量国家领导再次强调大力发展风光大基地建设，双碳“1+N”顶层设计陆续发布，风光大基地

迎来建设加速期。第一期装机容量约

1

亿千瓦的项目已于近期有序开工，大基地项目中

风光占比各一半左右，且已招标的大基地项目多要求年内开工，2023

年底前并网。据智

汇光伏统计，目前国内已公布风光大基地项目规模达

51.68GW，其中包括青海省

10.9GW、

甘肃省

12.85GW、陕西省

12.53GW、内蒙古自治区

7.4GW、山东

2GW、广西

2.6GW、吉林

1.4GW。第二期也于

12

月

3

日起启动申报工作，大基地项目将成为十四五期间地面

电站装机主力军。

今年

9

月以来，各省密集公布了保障性项目计划，截至目前累计保障性规模约

110GW，

其中光伏项目预计超

65GW，大部分项目也需要在

2022

年之前完成并网。碳减排支持工具：引导金融机构发放碳减排贷款，利好民营企业参与光伏建设11

月

8

日，人民银行宣布通过推出碳减排支持工具，向金融机构提供低成本资金，引导

金融机构在自主决策、自担风险的前提下，向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提

供碳减排贷款，贷款利率与同期限档次贷款市场报价利率（LPR）大致持平。碳减排支持

工具发放对象暂定为全国性金融机构，人民银行通过“先贷后借”的直达机制，对金融

机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的

60%提

供资金支持，利率为

1.75%。金融机构需向人民银行提供合格质押品。碳减排支持工具的

推出引导金融机构和企业更充分地认识绿色转型的重要意义，股利社会资金更多投向绿

色领域，助力实现碳达峰、碳中和目标。2.产能快速扩张，各环节格局或出现分化2.1

硅料供需紧张缓解，价格盈利或仍在高位龙头厂商短期受益于供需紧张，盈利水平及产能利用率有望维持高位，长期受益于能耗

指标趋严带来的格局优化。硅料环节由于其扩产周期约为硅片的

2-3

倍，今年硅料供给

与硅片需求出现错配，2021

年内硅料价格一路快速上涨，硅料价格最高涨至

270

元/kg左右。根据现有已规划硅料产能及产能释放节点，预计

2022

年硅料全年供应仍然偏紧，

主要产能释放将集中在下半年，此外，考虑能耗双控的影响，硅料产能释放也存在一定

延后的可能性。近期由于通威永祥二期

5.1

万吨、云南一期

5

万吨项目投产，硅料供给压

力得到缓解，硅料价格已有所松动。我们判断硅料价格将在

2022

年上半年平稳下行，下

半年或将加速下行，全年价格中枢或将落在

150-200

元/kg。按照

2022

年光伏全球装机

160GW/225GW以及装机容配比

1:1.2

计算，对应硅料需求量

约

58.5/76.5

万吨。根据集邦咨询预测，2021/2022

年硅料有效产能在

57.3/86

万吨。按照

终端需求测算，2022

年供需紧张情况相较于

2021

年有所放缓，但考虑到硅片环节产能远

大于硅料供给，硅片厂商对硅料保供的竞争或仍将持续。金属硅受限能影响价格快速上涨，近期呈现高位回落态势。三季度金属硅产能受到能耗

双控的限制导致供给不足，9

月末价格最高涨至

7

万元/吨左右，四季度已从高位回落。

今年金属硅供应紧张，价格上涨，下游主要硅料厂商加强了对金属硅布局，明年伴随着

供应紧张缓解，价格有望回落到历史正常区间。颗粒硅理论生产成本较西门子法降低

20%-30%左右，并且有扩产时间短，节约能耗等优势。但同时，颗粒硅也存在生产安全

危险系数较高的风险，生产过程中要使用的硅烷气体较为活泼容易发生爆炸，氢碳等杂

质含量难控制等，在技术层面、生产管控上存在一些难点，现阶段拉晶环节颗粒硅参杂

比例不搞，从量上来看短期对行业影响较小。我们认为，在较高硅料价格下新技术盈利

溢价不明显，随着颗粒硅技术快速进步叠加硅料价格下降，颗粒硅盈利溢价或将逐步显

现。2.2

硅片产能阶段性过剩，N型渗透率快速提升硅片产能阶段性过剩，盈利或持续承压。根据集邦咨询，2021-2022

年单晶硅片产能分别

达

348.4GW/445.5GW，单晶硅片产能供给远大于终端实际需，预计在盈利承压、竞争加

剧的背景下，部分

2022

年硅片新增产能或将延缓落地。今年硅料价格大幅上涨导致硅片生产原材料成本大幅提高，下半年硅片厂商盈利水平明

显下滑。随着

2021

年四季度末通威硅料新增产能投产，龙头硅片厂商硅料供给紧张缓解，

近期隆基两次宣布硅片价格大幅下调、中环跟随，硅片盈利水平或在

2022

年持续承压，

在行业竞争加剧的背景下，产品质量、成本控制及客户累积等方面更具优势的龙头厂商

防御力较强，二三线硅片厂商或将加速出清。大尺寸硅片渗透率快速提升，成本优势下盈利韧性强于小尺寸。大尺寸产品的单位时间

产能更高，摊薄单位能耗及设备、人工成本较小尺寸有明显优势，当前硅片大尺寸化趋

势正在加快。根据

CPIA预测，2021

年大尺寸硅片（182mm以上）市场占比将超过

50%，

至

2025

年小尺寸硅片将基本被淘汰，大尺寸产品盈利能力更具韧性。N型硅片薄片化潜力大，更具成本下降潜力。N型硅片厚度下降潜力显著高于

P型硅片，

更符合行业对快速降本的诉求，渗透率有望快速提升。根据中环股份发布的关于技术

创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书，硅片厚度从

175μm减薄至

160μm，可以覆

盖多晶硅料

8

元/KG的价格涨幅，如产业链内全规格单晶硅片全面转换到

160μm厚度，

预计可节省

6.8%的硅使用量。此外，N型硅片较

P型在拉晶工艺控制、电阻均匀性上要

求也更高。2.3

电池片盈利有望修复，N型技术将是重点突破口电池片盈利短期承压，2022

年或将迎来盈利修复期。今年以来电池片环节盈利受硅片、

组件环节两头挤压，处于历史低点，2022

年将受益于硅片价格下降带来的成本下降，随

着行业扩产放缓，供需格局改善，有望迎来盈利修复期。N型电池片正成为产能增量主流。从目前市场观察来看，垂直一体化企业重点布局

N型

TOPCon产线，布局

HJT的新进企业多数为中试线产线。进入

2022

年，N型电池片

GW级产线有望迎来加速落地期。根据集邦咨询统计，2021年，TOPCon已建成产能为8.75GW，

在建/待建产能达

86.5GW，HJT已建成产能为

6.35GW，在建\待建产能为

141.9GW。N型

TOPCon电池转换效率极限高，与

PERC电池产线兼容性强。TOPCon技术的工艺

设备产线兼容性高，便于企业基于现有的

PERC设备进行升级改造，延长现有

PERC电

池片产线寿命，其设备投资增加额仅约

6000-8000

万元。根据

EnergyTrend统计显示，企

业布局中，TOPCon电池实验室研发效率可达

25.7%的水平，目前量产效率能够接近

24%

的水平。HJT降本潜力、转换效率提升空间更大。作为第

3

代电池，具有结构简单、工艺温度系

数低、衰减率低、双面率高等优点，为光伏行业继

PERC电池后带来了新一轮的发展机

遇。此外，HJT作为平台型技术，可以兼容

IBC和钙钛矿，成为更远技术的基础平台。(1)

转换效率高，潜力更大：HJT电池本征非晶硅层将

N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层

完全隔开，实现了晶硅/非晶硅界面态的有效钝化，带来了比

PERC更高的开路电压，

从而实现了更高的转换效率。目前，HJT平均量产效率达24%，实验室效率已超26%，

未来还有较大提升空间。(2)

衰减率低：HJT电池减反层采用导电的

ITO而非绝缘的氮化硅，故而电池片表面无

带电的可能性，杜绝了

PID的可能性；采用

N型硅片，无硼氧复合中心，故而无

LID；

HJT电池首年衰减

1-2%，此后每年衰减

0.25%，远低于掺镓

PERC电池（首年衰减

2%，此后每年衰减

0.45%）。(3)

温升系数低：HJT电池受益于高开路电压优势，温度系数较低，HJT电池温升系数

约-0.25%/℃，相比

PERC电池-0.38%/℃存在

0.13%/℃优势。(4)

双面率高：HJT电池的硅片衬底双面制绒，而双面

PERC电池的硅片背面采用抛光

工艺，HJT的双面率显著高于双面

PERC，根据实测数据，HJT的双面率高达

93%-95%，

双面

PERC的双面率仅为

75%+。(5)

弱光效应：HJT电池采用N型单晶硅片，而PERC电池采用P型单晶硅片，在

600W/m2

以下的辐照强度下，N型单晶相比

P型单晶的发电表现高出

1-2%左右。(6)

支持薄片化：HJT电池完美的对称结构和低温度工艺使其非常适于薄片化。目前

PERC电池所用硅片主流厚度为

170-180μm，HJT电池所用硅片厚度已经降至

160

μm以下，且具有更大的薄片化空间。目前

HJT产线初始投入依然较大，2022

年其生产成本或将略低于

PERC电池。根据

EnergyTrend数据表明，若

HJT产线全部采用进口设备，单

GW投资约

8-10

亿元。若全

部采用国产设备可降至

4.0-4.5

亿元左右。SOLARZOOM智库预计，2022

年随着设备投

资、浆料消耗、硅片薄片化等成本项下降，HJT电池生产成本将略低于

PERC电池，若

考虑到

HJT电池在全生命周期中发电量的优势，彼时

HJT电池将较

PERC电池具有明显

经济效益优势。2.4

组件格局持续优化，盈利弹性较大组件环节集中度迅速提升，龙头组件厂量利优势持续扩大。根据

CPIA数据，2019

年开

始光伏组件行业集中度加速提升，组件行业市场份额不断向头部企业集中。根据

2021

年

各组件厂家出货量目标统计，2021

年前五大组件厂商分别为隆基/天合/晶澳/晶科/阿特斯，

在规模优势、成本优势及品牌渠道优势下，头部组件厂商优势显著，行业格局进一步优

化。主辅材价格快速上涨，头部组件厂商盈利优势凸显。光伏组件主要由电池片、边框、光

伏玻璃及

EVA等产品及材料构成，其中电池片成本占光伏组件成本高达

65%。今年以来，

随组件主材价格上涨，组件厂商盈利能力持续承压，头部一体化组件厂商在成本承压下

盈利优势凸显，以隆基、晶澳、天合为代表的一体化头部组件厂商在毛利率水平上具备

明显优势。展望

2022

年，竞争格局进一步优化，龙头厂商盈利率先修复。今年在上游原材料成本上

涨的推动下，组件价格逐步提高，四季度初招标价已达

2.0

元/W左右，近期有所回落。

结合

2021

年下半年下游光伏平价项目对组件价格接受情况，预期

2022

年组件价格或将

在

1.8

元/W水平左右。展望

2022

年，随着主辅材价格回落及终端电站投资商对收益率接

受度提升，叠加行业竞争格局优化，一体化组件厂商有望率先受益，盈利率先修复，组

件环节有望量利齐增。N型技术趋势下，组件端对串焊、封装要求更高。在

PERC技术的产业化转换效率及生

产成本逐渐接近理论上限的背景下，行业对新一代

N型光伏电池片技术投入不断增大，

N型组件技术的成熟度也将成为下游应用能否快速放量的关键因素。N型电池通过多主

栅降低对银的消耗，带来组件串焊精度要求提升，HJT电池片对水汽敏感，对组件封装

材料的要求进一步提高。3.胶膜、热场格局稳定，龙头优势尽显3.1

胶膜供需紧平衡持续，行业寡头地位稳固预计

2022

年全年

EVA胶膜总需求达到

21.38

亿平方米，EVA树脂需求达

106.89

万吨。

假设容配比

1：1.2，1GW组件需要胶膜面积

0.11

亿平方米。2022

年光伏

EVA胶膜总需

求将达

21.38

亿平方米，EVA树脂需求将达到

106.89

万吨。头部企业在盈利水平上优势明显。快速上涨的EVA树脂价格导致今年胶膜环节盈利承压，

但龙头厂商凭借成本管控、产品良率、供应链管理依旧保持了较大优势，格局进一步优

化。2021

前三季度福斯特在光伏胶膜市占率稳定在

60%左右，销售毛利率/净利率分别为

22.7%/14.98%，较其主要竞争对手有近

9

个

pct的优势。EVA树脂供应大部分集中于海外，新增实质性产能有限。2021

年国外的

EVA粒子进口

量大约为

40

万吨，主要来自韩华、杜邦、TPC、LG等企业，2021

年国内

EVA粒子产量

仅为

31

万吨。光伏级

EVA树脂工艺难度大，装置建设周期为

3

年左右，扩产加下游胶

膜企业验证周期一般在

1-2

年，中短期国内难有新进入者实现大规模新产能落地。EVA树脂存量产能上升空间有限。尽管

EVA企业可以在一套生产设备上生产不同牌号的

EVA产品，但大幅提升

EVA粒子产量的可能性不大。由于光伏料中

MI和

VA的比例较高，生产装置长时间运行会结垢，从而导致生产设备全年运行时间的下滑，考虑到其他

EVA产品的市场较为稳定，企业大幅调整生产结构可能性较小。预计

2022

年全年

EVA树脂需求量为

102

万吨，供需持续紧平衡。根据集邦咨询预测

22

年光伏

EVA树脂供应量为

102

万吨，需求量为

108

万吨，全球供需仍将处于紧平衡，EVA树脂价格或将维持在高位。N型电池双面组件更适合

POE胶膜。N型硅片拥有比

P型硅片更高的双面系数，拥有更

高的背面光转换能力。双玻组件对

PID更为敏感。根据北极星太阳能光伏网提供的实验

数据，

POE胶膜封装的组件正面衰减率控制在

3%以内，背面衰减率在

7%以内。而

EVA胶膜的组件正面衰减率达

5.17%，背面更是高达

30%，POE胶膜拥有更强的抗

PID效果。3.2

热场供不应求，龙头盈利、规模优势凸显硅片大尺寸化加速催化晶硅热场碳基复合材料对进口等静压石墨的替代。中国晶硅制造

热场材料行业起步较晚，其热场系统部件材料主要采用国外进口的高纯、高强等静压石

墨，进口石墨热场系统产品成本较高、供货周期较长，并且随着单晶硅拉直炉的容量扩

大，等静压石墨作为由石墨颗粒压成型的脆性材料在安全性和经济性两方面已经落后于

碳基复合材料。随着国内先进碳基复合材料制备技术的发展，现阶段先进碳基复合材料

已成为降低硅晶体制备成本、提高晶硅质量的最优选择，快速形成在晶硅制造热场系统

中对石墨材料部件的升级替换。碳/碳复合材料具有比重轻、热膨胀系数低、耐高温、耐腐蚀、摩擦系数稳定、导热导电

性能好等优良性能。碳/碳复合材料主要是指以碳纤维为增强体，以碳或碳化硅等为基体，

以化学气相沉积或浸渍等工艺形成的复合材料，主要包括碳/碳复合材料产品（碳纤维增

强基体碳）、碳/陶复合材料产品（碳纤维增强碳化硅）等。光伏热场龙头金博股份预制体制备工艺、设计能力积累深厚。金博股份早在

2005-2009

年完成了碳纤维预制体的技术研发，通过织布、成网、准三维成型、复合针刺等技术，

形成碳纤维预制体，多年来公司持续在预制体制备、设计上不断进步改善。金博股份纯气相化学沉积缩短致密化周期。从碳纤维预制体到碳基复合材料阶段影响制

备成本的生产工艺中的最主要因素是化学沉积的致密化周期。根据公司招股说明书，目

前金博股份大尺寸批量制备碳基复合材料工艺的水平为

300

小时以内，主流水平约为

800-1000

小时，部分优秀企业可以做到约

600

小时。公司自主研发了快速化学气相沉积

关键技术，解决了大尺寸、异性碳基复合材料产品的快速增密技术难题。公司采用定向

流动快速化学气相沉积技术，将沉积周期缩短到传统沉积周期的

1/2

以内，大幅降低了电

力消耗和生产制备成本。金博股份盈利能力远超竞争对手。2021

第三季度金博股份毛利率为

58.15%，其可比公司

中天火箭、博云新材分别实现毛利率

32.26%和

29.69%。巨大盈利能力差距主要来源于公

司产业链一体化布局、沉积技术差异化、供应量管理优异、原材料利用率高的综合优势。2022

年头部硅片厂商扩产进度加快、开工率提升，热场供需或持续供不应求。随着硅料

新增产能落地，供给瓶颈打开，头部硅片厂商扩产进度加快、开工率有望提升，从而加

大对热场耗材需求。根据各公司公告，从

2022

年行业新增产能来看，主要贡献来自于金

博股份定增项目，新进入者天宜上佳虽计划产能规模较大，但实际落地有效产能还有待

产业链进一步验证。N型硅片对热场材料纯度要求更高。N型硅片对热场差异性需求主要体现在对灰分要求

更加严苛，光伏

P型单晶硅片灰分要求<200ppm，N型单晶硅片灰分要求<100ppm，半导

体硅单晶灰分要求<30pmm。金博股份可根据产品应用需求提供三个纯度等级的产品，其

中

I型满足光伏

P型单晶制备，II级满足光伏

N型单晶制备，III级满足半导体级单晶制

备，并且已经具备<5ppm涂层工艺制备能力。此外，金博股份纯气相化学沉积工艺较气