PE投资机构太阳能光伏行业分析资料全.docx
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PE投资机构太阳能光伏行业分析资料全
股权投资机构太阳能光伏行业分析资料
2015年中国太阳电池年产量至少达到50GWp，占全球产量的50%以上;中国国内光伏市场发展速度将在政策扶持下快速发展，但会保持一定节奏，直至实现用户侧平价上网;2015年国内累计装机量目标如定在10GW,实际装机有可能超过该目标;如果国内安装量保持在年平均增长50%左右,2020年完全可以实现50GW的目标。
如果要实现100GW的更高目标，年平均增速需保持在60%以上。
（一）全球光伏市场概况
据欧洲光伏工业协会EPIA预测，太阳能光伏发电在21世纪会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。
预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30％以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10％以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的20％以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80％以上，太阳能发电将占到60％以上。
这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。
在EPIA的“目标2020”预测中，到2020年欧盟12%的电力由光伏供应。
在当前阶段，光伏市场的发展很大程度依赖于相关国家制定的支持机制。
全球最近10年平均年增长率为55.5%；最近5年平均年增长率为68%
（至2010）
数据来源：
Photon,Solarbuzz,UBS,Barclays
•未来两年市场增速：
30-40%。
•目前最乐观的预测：
2011年25GW，2012年35GW（PhotonConsulting）。
•德国市场仍不可忽视。
•美国、意大利、加拿大、日本、法国、中国等将成为主流市场。
•西班牙市场风光不再。
捷克市场2011年后平稳发展。
•拉美、东南亚等发展迅速。
至2010光伏发电装机系统累计安装量份额（2.8%）来源：
DisplaybankFeb,2010
据欧洲光伏行业协会的数据，2011年全球光伏安装量高达27.7G瓦，同比2010年增长70%。
到2011年年底，全球累计的光伏安装量为67.4G瓦之多。
该机构数据证实，意大利已超越德国，成为最大的光伏新增国，装机量为9G瓦，占27.7G瓦总量的33%；德国的安装量也不低，为7.5G瓦，占27%；其次为中国、美国及法国等。
不过，欧洲地区仍为光伏的主要市场，占新增量的75%。
（二）全球各种光伏激励政策
激励政策
特点
代表国家和地区
固定电价法（FIT）
按照发电量后补贴差价；在投资者利益保证、操作难易程度、资金使用率和实际效果方面均广受好评
全球有40多个国家采用固定电价法，代表性国家：
德国、西班牙、意大利等欧盟国家以及新兴市场普遍采用中国可再生能源法也以此为基础
初始投资补贴
在建设时一次性补贴；主要参考装机功率补贴，对工程质量和长期发电效果很难考核。
不少国家在推广初期采用，我国金太阳工程等
净电量计量法+补贴政策
自发自用为主，多余电量补贴上网，激励力度不大。
美国部分州，日本
可再生能源配额制
半强制推广可再生能源，与常规能源捆绑建设，对成本较高的能源支持有限
英国、澳大利亚等
其它
租赁法、贷款贴息、税收返还等各种激励措施
美国部分州，其它一些地区
Shine注：
“净计量”电表，从字面上理解，也就是电表可以反方向转动。
根据“净计量”政策，电力公司向消费者支付为电网供电的费用。
在阳光充足、家中无人且空调没有开启的情况下，屋主可以将富余的电量反输给电网，电力公司会按比例为屋主免除一部分电费。
“净计量”政策使电力公司也能从中获益，因为理论上在用电高峰时，这一政策可以让电力公司向成千上万的屋主收购太阳能电力，而无需额外投入建设更多调峰电厂。
但单独的用这种政策，只在电价较高的国家比较适用。
）这意味着业主可以将多余的电力输送进电站，为业主获取超额价值的信用电力（时间不限）。
这项措施被认为是对住宅、公用和商业部门具有相当的吸引力。
除电力本身的价值外，业主还获得该系统总发电的补贴。
全球主要国家光伏政策变化对比
（三）光伏发电投资现有模式
分布式电源未来的模式
（四）全球知名光伏厂家
全球16家光伏cell/module厂家2009年上半年与2010年上半年收入对比
全球wafer（硅片）厂家8强2010年上半年收入
光伏发电可调可控性弱令现有电网捉襟见肘
太阳能光伏发电属于调节能力差的能源，昼夜变化、气象条件变化以及季节的变化均会对发电产生影响，由于光伏并网发电系统不具备调峰和调频能力，它的接入对电网接纳能力提出了更高要求。
面对可调可控性差的光伏发电，国内的电网也未能升级到与其匹配的程度。
业内认为，要实现以发展清洁能源为目标的新一轮“能源革命”，实现电网的革命是前提，必须建立起能够适应清洁能源间歇式发电特点，具备信息化、自动化、互动化特点的“智能电网”。
而要实现电网的智能化，就意味着要加大对电网的投入。
国外经验表明，电源与电网投入的合理比例应该在1∶1左右。
（五）我国光伏产业现状
光伏组件产量占全球50%左右，光伏市场扩大但总量相比全球依然很小。
2010年保持了太阳电池和光伏组件生产线投资热潮，太阳电池设计产能在年底超过20GW，多晶硅国内产量超过4万吨，但仍然需要大量进口。
经过多晶硅产能是否过剩的争议，在〈多晶硅准入条件〉的框架下扩产和新开项目松动。
装备制造、辅助材料国产化、新型薄膜电池生产都取得较大进展。
2011年上半年欧洲光伏市场遇冷，给我国制造企业带来困难，降价诉求向产业链上游传递，各环节价格普遍下调，目前市场已在复苏。
国内光伏产业基地、光伏科技园区规划和建设方兴未艾。
硅片重点企业：
保利协鑫，LDK，昱辉，晶科，晶龙，旭阳雷迪，环太，隆基、锦州阳光等。
多晶156毫米硅片成为主流。
国内共120余家硅片厂。
前37家占总产能90%以上。
总产能在2010年将翻一番。
中国已经成为全球太阳能电池制造基地。
产能占全球2/3.全国120家电池生产企业。
尚德、晶澳、英利、天合等产能居全球领先地位。
技术上尚德的冥王星电池，英利的熊猫电池，晶澳的赛修电池等具有领先地位。
（六）2010年当年装机量分布图
2010年数据引用水科院初步统计
（七）近五年中国太阳电池发货量和国内安装量
年
2005
2006
2007
2008
2009
2010
年发货量MWp）
200
400
1088
2600
4011
8000
年装机（MWp）
5
10
20
40
160
530
出口（MWp）
195
390
1068
2560
3851
7500
出口比例（%）
97.5
97.5
98.2
98．5
96.0
93.7
（八）我国太阳能资源情况及资源区划
全国三分之二的国土面积年日照小时数在2200小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000兆焦，属于太阳能利用条件较好的地区。
西藏、青海、新疆、甘肃、内蒙古、山西、陕西、河北、山东、辽宁、吉林、云南、广东、福建、海南等地区的太阳辐射能量较大，尤其是青藏高原地区太阳能资源最为丰富。
图1：
中国年太阳能分布图
为了便于太阳能资源的开发与利用，按年太阳总辐照量空间分布，我国的太阳能资源可以划分为四个区域：
表1：
中国太阳能资源区划表
名称
符号
指标[kWh/（m2a）]
占国土面积
地区
极丰富带
I
≥1750
17.4%
西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部
很丰富带
II
1400~1750
42.7%
新疆大部、青海和甘肃东部、宁夏、陕西、山西、河北、山东东北部、内蒙古东部、东北西南部、云南、四川西部
丰富带
III
1050~1400
36.3%
黑龙江、吉林、辽宁、安徽、江西、陕西南部、内蒙古东北部、河南、山东、江苏、浙江、湖北、湖南、福建、广东、广西、海南东部、四川、贵州、西藏东南角、台湾
一般带
IV
1050
3.6%
四川中部、贵州北部、湖南西北部
（九）太阳能电池分类及特点
目前，太阳能电池基本上以高纯度硅料作为主要原材料，简称硅基太阳能电池。
硅基太阳能电池又分为晶硅太阳能电池与非晶硅太阳能电池。
晶体硅太阳能电池一直是主流产品，其中多晶硅太阳能电池自1998年开始成为世界光伏市场的主角。
两种主要太阳能电池分类及市场份额
目前在用的光伏发电技术主要有三种：
晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池和聚光太阳能电池，其中晶体硅电池应用最广泛，占80%以上，薄膜电池近年增长迅速，占10%以上，聚光太阳能电池有少量应用。
在这3种光伏发电技术中，晶体硅电池的优点是转换效率较高、占地面积小，缺点是硅耗大、成本高，比较适于城市地区；薄膜太阳电池的优点是硅耗小、成本低，缺点是转换效率低、投资大、衰减大、占地面积大，比较适于偏僻地区的并网电站和建筑光伏一体化；聚光电池的优点是转换效率高，缺点是不能使用分散的阳光、必须用跟踪器将系统调整到与太阳精确相对，目前主要用于航天航空。
预计未来光伏发电将呈现多种技术并存，共同努力降低成本的局面。
三种主要光伏发电技术比较
技术路线
实验室最高转换效率
批量生产
效率
组件成本
（美元/W）
优缺点
晶体硅太阳能电池
单晶硅
24.70%
17%
2.29
硅耗大、成本高
多晶硅
20.30%
16%
2.25
硅耗大、成本高
薄膜太阳能电池
非晶硅薄膜电池
12.80%
6%-7%
1.0-1.5
硅耗小、投资大、有衰减
其他
聚光太阳能电池
40.70%
30%
3
效率高、成本高
二、非晶硅薄膜太阳能电池
在整个太阳能电池家族中，非晶硅薄膜太阳能电池因为其技术和应用方面的优势，正在获得爆发性增长。
2007年行业增速约为120%，预计未来三年内年均增速高达100%。
随着技术的进步，主流的非晶硅薄膜电池寿命已在10年以上，使得非晶硅薄膜电池成为最被看好的薄膜电池技术之一。
由于独特的技术优势，薄膜硅电池在民用领域具有广阔的应用前景：
1>在光伏建筑一体化上的应用：
采用薄膜太阳能电池作为玻璃幕墙可以在成本提高不多的前提下实现建筑物能源的自给自足，且整体性好，美观；
2>大规模低成本发电站：
薄膜电池因为其弱光效应好，每天工作时间可超过8个小时，远高于晶硅电池每天约4个小时的工作时间，这补足了其发光效率相对较低的不足；
3>太阳能照明光源：
由于薄膜硅太阳能电池的弱光响应好，这个优势使薄膜电池组件在太阳能交通灯和公共照明系统上的应用更具优势。
而LED节能灯和非晶硅薄膜电池的匹配，更是开创了无源照明的新纪元。
薄膜太阳能电池方面，美国FirstSolar的碲化镉太阳电池量产后成本最低，产量全球第2。
其弱光发电能力相对较强、温度影响小、局部遮挡时负面影响小的特点适合使其BIPV项目中使用。
三、晶硅电池与薄膜电池优缺点比较
两类电池在光伏发电应用以及投资上的主要差别在于：
1>晶体硅电池光转换率高，但是生产成本高，而且目前晶体硅原料供应紧张，受原料短缺的影响原料价格比较高。
以投资50MWp的晶体硅电池片厂来说，完全投产周期大概为6-12个月，最大投资成本为650-700万元/MWp，需要5万平方英尺的建厂面积。
电池片的加工工艺主要包括蚀刻、电路板印刷等。
单晶硅虽然在实验室转换效率高于多晶硅，但由于受阳光照射角度的影响，在实际系统应用中，售价上与多晶硅电池差异不大。
2>合金薄膜电池生产成本低，但是光转换率低下。
投资50MWp的薄膜电池完全投产需要12-18月左右的时间，最多需要资金2$M/MWp，大概能创造300个左右工作机会。
在生产方面，由于其底板为玻璃或者不锈钢，因此可以生产出比晶体硅电池要大得多的电池片。
但转换效率低下，而且大规模生产技术仍然不成熟，售价最低。
对于非晶硅电池来说，虽然具备大规模生产的条件，但生产出的电池片光转换效率稳定性较差。
四、数倍聚光太阳能电池
数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光伏电池的发电功率。
国外已经有过一些工业化尝试。
比如利用菲涅尔透镜实现3～7倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。
尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电池，但是相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。
目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形式，有：
高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。
由于聚光装置需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期，其实际的使用性能及使用效果尚难确定。
根据国外的应用经验，尽管实现多倍聚光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。
几种常用的太阳能电池技术性能比较
几种常用的太阳能电池技术性能比较见表6-2
表6-2太阳能电池技术性能比较表
序号
比较项目
多晶硅
单晶硅
非晶硅薄膜
数倍聚光
比较结果
1
技术成熟性
目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功。
商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段。
70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟。
发展起步较晚，技术成熟性相对不高。
多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定。
2
光电转换效率
商业用电池片一般12%～16%
商业用电池片一般13%～18%。
商业用电池一般5%～9%。
能实现2倍以上聚光。
单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅薄膜最低，数倍聚光型较难相互比较。
3
价格
材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低
材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下。
生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本较低。
需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施等，未实现批量化生产，总的生产成本较高。
非晶硅薄膜价格低于比多晶,多晶硅价格低于单晶硅便宜，数倍聚光没有可比性。
4
对光照、温度等外部环境适应性
输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分
同左
弱光响应好，充电效率高。
高温性能好，受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小。
为保证聚光倍数，对光照追踪精度要求高，聚光后组件温升大，影响输出效率和使用寿命。
晶体硅电池输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区。
5
组件运行维护
组件故障率极低，自身免维护
同左
柔性组件表面较易积灰，且难于清理。
机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护。
晶体硅电池组件运行维护最为简单。
6
组件使用寿命
经实践证明寿命期长，可保证25年使用期
同左
衰减较快，使用寿命只有10-15年。
机械跟踪设备、光学仪器、冷却等设施使用期限较难保证
晶体硅电池组件使用寿命最长。
7
外观
不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理。
黑色、蓝黑色
深蓝色。
/
多晶硅外观效果好，利于建筑立面色彩丰富。
8
安装方式
倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。
同左
柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面。
刚性组件安装方式同左。
带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大。
在建筑物上使用非晶硅薄膜组件优势明显，在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装方便，布置紧凑，可节约场地。
9
国内自主化生产情况
产业链完整，生产规模大、技术先进
同左
2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放。
尚处于研究论证阶段。
晶体硅电池组件国内自主化率有保证。
（十）晶硅太阳能电池产业链价值分析
一、产业链构成
二、光伏产业价值链分析
晶体硅太阳能电池产业链基本由五个环节构成，分别是高纯多晶硅原料生产、单晶硅拉制或多晶硅定向浇铸、硅片切割、电池芯片制造、组件及系统封装与应用。
其中，进入壁垒最高的环节为太阳能级高纯多晶硅原料生产，由于其制造过程资金密集、技术密集、高耗能、回收周期长的特点，目前基本上被国际上7大厂家垄断。
其次，产业链中游的太阳能电池芯片（cell）制造进入壁垒较高，其制造过程主要是技术密集、工艺和设备要求高，电池芯片转换效率的高低决定了处于该环节企业的盈利能力。
另外，硅片切割环节由于切割厚度以及破片率等方面的要求较高，进入也存在一定的壁垒。
相对来说，单晶硅拉制或多晶硅定向浇铸（Ingot）、组件及系统（module-system）封装与应用进入壁垒较低。
目前，晶体硅光伏发电产业呈现“倒置漏斗”形状。
光伏发电产品市场的发展速度远远超过上游产业的发展，引起这种状况的主要原因是产业链发展不均衡。
高纯硅原料的供应不足，上游生产厂家扩产速度过慢，导致高纯度晶硅材料市场出现供不应求的局面并愈演愈烈。
不过今年以来，由于大量厂商的投产，处于上游的硅原料价格急剧回落。
太阳能电池的生产主要集中于欧洲国家、日本和美国，其中德国、西班牙、日本和欧盟集中了太阳能电池生产商，也是产品主要的需求国。
目前，我国生产太阳能电池的企业主要有：
无锡尚德太阳能电力有限公司、中电电气（南京）光伏有限公司、江苏林洋新能源有限公司、晶澳太阳能电源有限公司。
除此之外，国内还有300多家太阳能电池厂家，但是国内大多数厂商都只是购买电池芯片进行简单的组件封装工作，且产品品种单一。
在各产业链环节，其生产成本具有很大差异，因而所获利润也有较大差异，下面给出在整个产业链最终生产出太阳能电池的成本构成，如下图所示。
当然这两年以来由于多晶硅产能的急速扩张，硅材料的价格下降较多，电池成本有较大下降。
（十一）光伏产业链各环节目前技术现状
工序环节
国际技术状况
国内技术状况
多晶硅
技术主要掌握在美国、日本、德国，产能主要技术在全球7大生产商手中
主要都为引进俄罗斯的改良西门子法，技术相对有一定差距，产能相对较少
硅锭、硅片
单晶、多晶技术都相对成熟，切割工艺不断提升，硅片厚度不断下降
单晶硅拉制技术比较成熟，单晶炉已实现国产化，价格低廉；多晶硅浇铸炉依靠进口，价格昂贵
电池及组件
电池片的光转化效率高
生产工艺和国际相当，生产设备国产化率最高，从业门槛最低，从事企业最多，且扩产最快，产量最大的一个环节。
由于技术和资金门槛低，同时可以充分利用劳动力成本低廉的优势，中国太阳能光伏电池封装行业的发展最为迅速。
（十二）光伏产业链各环节成本盈利分析
2012年2月多晶硅的电池组件在0.8美元/瓦左右，而单晶硅电池组件价格则在0.95美元/瓦上下，前述两类产品要比去年最低时提高了5%~10%。
多晶硅价格近期上涨明显。
现货价超过90美金。
全球多晶硅产能2011年达21万吨，紧缺风险降低。
国内多晶硅生产成本40美金左右。
保利协鑫：
30美金。
国际多晶硅生产成本：
25美金-40美金。
垂直整合及低成本制造企业仍能保持强盈利能力，毛利率有望超过30%；国内厂商有望在组件背膜，逆变器，关键耗材等长期依靠进口的领域有所突破，使得组件成本进一步降低。
（十三）支架安装方式发电量及成本比较
跟踪方式会增加发电量，但同时也会增加支架成本和管理成本
中科院电工所在西藏羊八井的对比试验数据
下表：
国外对比试验数据
（十四）并网光伏系统的储能问题
由于地面太阳能资源的不连续性（包括“日电”和云层遮挡等瞬时或间歇性的变化等）造成光伏电力无法直接连续供电，储能问题必须加以重视。
（1）光伏发电大规模应用需要储能技术的跟进
„智能电网技术和储能技术是太阳能、风能发电成为主力能源需要解决的关键技术。
„在美国“电网2030”计划中，把用于调峰的储能、用于暂态限制的储能列为2010年发展目标区域互联电网发展目标，把高压直流储能列为2020年区域互联电网发展目标，大容量储能技术列为优先级最高的目标技术。
在地区配电网发展规划中也把开发大规模储能列为优先级最高的技术，包括储能电池、超级电容器、功率变换器、控制器、储能与电能质量相结合的设备开发等。
„欧洲电网技术发展趋势主要是面向可再生能源系统和未来的电力系统，在电网的近期、中期及长期的研究计划中，将能量储存和电能质量的保证放在重要研究地位。
如在英国科学基金和国家项目中，有关英国电网的大部分支撑技术都是储能技术。
欧共体同样关注储能技术的发展，它是解决可再生能源的有效利用问题的关键。
„“电能利用和电能储存技术”已被列为我国电网前瞻性关键技术之一，以确保互联大电网安全，提高系统动态稳定性，改善区域供电品质和绿色能源电力输出特性。
（2）与光伏发电系统相适应的储能技术的讨论
光伏独立系统通常采用蓄电池储能，希望寿命长、容量大、重量轻、价格低。
此外对使用温度条件、自放电、允许放电深度、效率等方面希望不断提高。
通常采用密封阀控铅酸蓄电池；锂电池在路灯和光伏产品方面有所应用；镉镍电池已少有应用。
超级电容应用在光伏并网系统中减小输出瞬间波动方面效果明显。
我国正在研究的大容量储能用钠硫电池，实现大规模产业化还有一定距离。
全钒液流电池储能系统，100kW/200kWh的全钒液流电池储能系统正在用于并网前应用特性考察，将进行太阳能光伏发电-液流储能联合供电系统示范。
开拓钒电池在可再生能源、城市电网、偏远地区供电、特殊军用储能等领域的应用市场比较有前景。
应该研究建立基于先进储能的技术方案，如钠硫电池、液流电池、飞轮、超级电容器、蓄电池等储能技术及其综合储能技术，通过示范运行掌握先进储能与可再生能源发电联合运行经验。
将对可再生能源的发展起到重要作用。
（十五）2009年7月金太阳工程要点
1．财政部、科技部和国家能源局联合发文；
2．有了总量，每个省20MW（含财政部、建设部项目），全国3年总量为500-600MW，每瓦20元，总金额为100-120亿元；
3．覆盖了BIPV，离网光伏系统和大型并网电站；
4．设置了申报条件：
注册资金1亿元，项目规模不小于300kW，项目资本金不少于30%；
5．关键设备必须通过国家认可的认证机构的认证（太阳电池、逆变器、蓄电池、控制器）；
6．要满足“电网接入相关技术标准和要求”；
7．用户侧并网原则上“自发自用”，富余电量和大型电站电量按当地脱硫燃煤机组标杆电价，不再享受特殊电价；
8．并网补50%，离网补70%（将根据技术先进程度和市场发展状况确定补贴上限）；
9．鼓励有条件的地方安排一定支持资金；
（十六）甘肃敦煌10MW电站成本结构及财务指标
表13-10财务指标汇总表
（十七）2012年光伏形势基本判断
（一）产业规模不断扩大，国际化程度稳步提升
中国太阳能电池继续保持产量和性价比优势，国际竞争力愈益增强。
产量持续增大，预计2012年，中国太阳能电池产能将超过40GW，产量将超过24GW，同比增长50%以上，仍将占据全球半壁江山。
生产成本将进一步下降，多晶硅、硅片、电池片和组件环节加工成本分别有望降至19美元/千克、0.18美元/瓦、0.18美元/瓦和0.25美元/瓦，届时垂直
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