光伏：产能过剩将在 2024 年上半年达到顶峰
我们预计 2023 年全球光伏组件需求 450 吉瓦，同比大增 57%，增速创下近十年 新高。但 2020 年后大量新进入者涌入光伏行业，同时大量光伏企业 A 股 IPO 和 再融资后资金实力增强，进行大规模扩产，导致供给井喷，各环节的产能均明 显超过终端需求，产能过剩加剧。特别在硅片、组件环节，2023年年化产能达 700 吉瓦。尽管部分环节可灵活调整开工率，但各环节 2023 年产量仍均超 500 吉瓦，明显供过于求，库存在 2022 年底的较高水平上继续累积，导致各环节 利润空间收缩。
受产能建设周期长的影响，2021-2022 年多晶硅价格由于供不应求一度暴涨至 30 万元/吨并传导至下游，组件价格一度涨至 1.98 元/瓦，但 2022 年 4 季度起 多晶硅供给快速增加并很快转为供过于求，导致多晶硅价格大跌至2023年4季 度的 6.8 万元/吨。由于多晶硅价格大跌和下游各环节利润空间收缩，组件价格 在 2023 年 4 季度已跌至 1.05 元/瓦的历史新低，年内自高位跌幅高达 45%。
根据行业目前扩产规划，我们预计 2024 年各环节供给增长仍将快于需求，产 能过剩将进一步加剧，行业利润率将在 2024 年内降至谷底。同时，新增产能 主要将在 2024 年上半年释放，而 1 季度为传统需求淡季，因此我们预计 2024 年上半年产能过剩将达到顶峰，短时间内或将仅有龙头企业尚可盈利。由于利 润率大幅下降，目前已有大量新增产能延期或取消，随着全行业陷入微利，我 们预计 2024 年下半年新增产能将明显减少，行业利润率将从底部逐步回升。
2023 年全球新增装机预计大增 57%，2024 年增速将放缓至 22%
在 2022 年大增 35%的高基数下，光伏需求继续加速增长，我们预计 2023 年全 球新增装机将同比大增 57%至 360 吉瓦，其中中国/海外为 185/175 吉瓦，同比 增长 112%/23%，中国贡献大部分增量，欧洲、美国贡献海外主要增量。 在连续三年30%以上的高速增长和2023年的超高速增长后，我们预计未来增速 将明显放缓，但由于组件价格的巨大跌幅导致光伏发电经济性明显提升，我们 预计 2024 年全球新增装机仍将增长 22%至 440 吉瓦，其中中国/海外为 210/230 吉瓦，同比增长 14%/31%。
内地光伏装机需求：高基数下预计明年增速将大幅放缓
由于除组件外的单瓦投资成本远低于欧美，内地光伏装机需求尤其是集中式需 求对组件价格较为敏感，组件价格大跌极大地刺激了内地装机需求，同时大基 地项目、可再生能源消费不纳入能耗双控、分布式整县推进等利好政策也推升 需求。2023 年前三季度内地光伏新增装机同比大增 145%至 129 吉瓦，其中集 中式、工商业分布式、户用分布式增长258%、82%、99%至62、34、33吉瓦， 持续超出市场预期。由于 2023 年的高基数和装机超预期导致的消纳压力，我 们预计未来装机增速将明显放缓。 我们预计 2023 年内地光伏新增装机合计将达 185 吉瓦，同比大增 112%， 2024 年将进一步增至 210 吉瓦，增速则将大幅放缓至 14%。2023 年集中式装机将大 增 153%至 92 吉瓦，贡献主要装机增量，随着组件价格继续下跌，2024 年集中 式装机将进一步增长 20%至 110 吉瓦。我们预计 2023 年工商业分布式装机将增 长 86%至 48 吉瓦，受可再生能源消费不纳入能耗双控、海外碳关税等政策推动，2024 年将增长 15%至 55 吉瓦。我们预计 2023 年户用装机将增长 78%至 45 吉瓦，但受资源条件限制，2024 年则将持平。总体 2024 年分布式装机增长至 100 吉瓦。
海外光伏装机需求：预计明年美国需求反弹，欧洲库存需时间消化
据盖锡咨询统计，2023 年 1-9 月中国组件出口 145 吉瓦，同比增长 15%，仍保 持较快增速。单月来看，出口量在 3 月创出 20.3 吉瓦的新高后持续回落至 7 月 的13.6吉瓦，但此后不断回升，9月已增至16.8吉瓦，同比增速也恢复至33%。 由于去年同期基数较低，我们预计 4 季度增速将超 30%。 贸易政策变动导致 2022 年美国光伏新增装机下降 16%至 20 吉瓦，但 2022 年 6 月发布的美国总统令规定在2024年6月之前不会对从东南亚进口的任何光伏电 池、组件征收关税，消除了东南亚组件出口美国的障碍，同时 IRA 补贴政策和 组件价格大跌也刺激了装机需求。2023 年上半年美国光伏新增装机大增 37% 至 11.7 吉瓦，我们预计全年将达 30 吉瓦，同比大增约 50%。
欧洲新增装机2023年仍保持较快增长，我们预计增速将达26%，但去年地缘政 治影响下进口远超实际需求，导致目前欧洲库存高企（或超 6 个月），需要时 间消化，待库存降至正常水平后，其进口量将恢复较快增长。 尽管美欧需求增长较快，但美国 2023 年持续加息，融资成本大幅上升压制了 海外光伏需求，我们预计海外光伏新增装机 2023 年仅增长 19%。2024 年美国 有望进入降息周期，同时组件价格大跌将充分传导至海外，海外项目收益率将 大幅提升，我们预计将刺激海外新增装机大增 35%。
光伏玻璃：不排除毛利率 2024 年将再度探底，但长期下降空间有限
由于转换效率更高，我们认为 N 型组件将从今年起市占率快速提升，并在几年 内成为市场主流，而 N 型由于其特性需要得到更好的保护，因此大多为双玻组 件，其双玻渗透率远高于目前主流的 P 型组件。随着集中式装机占比回升、美 国需求报复性反弹、N 型组件市占率快速提升，我们预计2023 年双玻渗透率有 望大幅提高至 50%，并在 2025 年提升至 60%。 在全球新增装机增长和双玻渗透率提高的共同推动下，我们预计 2023/2024 年 全球光伏玻璃熔量终端需求同比增长 57%/21%至 2461 万/2984 万吨，对应日熔 量 6.7 万/8.2 万吨。
由于供过于求，2023 年 1-7 月玻璃价格持续下跌，8 月以来随着组件排产提升 和玻璃供给增长放缓，价格出现反弹，其中 9 月大涨 2 元/平米，但 10 月以来 随着组件减产，价格再度下跌。 成本方面， 纯碱价格 2022 年明显上涨，2023 年 5 月后暴跌至 2021 年 7 月以来 新低，推动 3 季度玻璃成本明显下降，但由于新产能投放慢于预期和部分产能 因环保减产，8 月以来纯碱价格一度大幅反弹，近期再度回落，我们预计随着 新产能不断释放，2024 年终将大幅下跌。2021 年以来随着国际天然气价格大 幅上涨，内地工业气价也持续上涨，我们预计今年均价将同比小幅上涨，明年 则有望明显下跌。我们预计纯碱、天然气等主要原燃料价格 2024 年均将进入 下跌周期，将推动玻璃成本持续下降。
光伏玻璃行业利润率自2023年1季度降至谷底后已有反弹。在成本下降和价格 企稳反弹，2、3 季度利润率持续回升，其中 3 季度改善尤为明显，龙头福莱特 毛利率环比提高 4.6 个百分点至 24.5%，创出 2021 年 4 季度以来新高。 横向对比企业毛利率，2023 年福莱特的优势在扩大，相对二线企业有约 10 个 百分点的巨大优势；另一龙头信义光能上半年毛利率远低于市场预期，尽管存 在一些一次性因素，但需未来财报证明其毛利率仍可保持在福莱特相近水平； 凯盛新能尽管和福莱特仍差距较大，但和其他企业的差距明显缩小。
横向对比企业资产负债率，信义光能为唯一一家低于 30%的企业，福莱特 7 月 完成 60 亿元 A 股定增后，也降至 50%以下，两家龙头扩产资金充裕；其他企业 则均高于 50%，彩虹新能源甚至高达 75%，由于其上半年同时大幅亏损，我们 预计其未来将面临较大经营压力；凯盛新能尽管接近 60%，但在大股东中建材 的资金支持下，我们预计未来扩产资金也将较为充裕。
各省目前已公示约 2 万吨的在建项目和 2 万吨的拟建项目，在建项目大多将在 2023 年 4 季度和 2024 年点火，拟建项目大多将 2025 年点火，绝大部分参与听证的拟建项目未获得公示。尽管获批项目规模不小，但作为光伏制造各环节中 新增产能受到一定管控的唯一环节，光伏玻璃未来新增产能规模总体可控，竞 争格局将明显优于供给仍在爆发式增长的其他环节。同时，由于当前产能过 剩、利润率较低，今年以来行业投产计划推迟屡见不鲜，我们预计获批项目的 实际点火时间也有望明显推迟。因此，我们预计未来行业不会出现长期严重产 能过剩。
我们预计目前在建项目全部投产后，从 2024 年下半年开始新投产产能将明显 减少。同时，目前行业有约 7000 吨老产能需要在 2024 年冷修，我们预计需求 淡季 2024 年 1 季度将迎来冷修高峰。此外，我们预计也将有部分 600 吨以下窑 炉由于持续亏损而停产。 据我们统计，主要光伏玻璃上市公司 2023 年计划投产产能合计 2.7 万吨，其中 已投产 1.6 万吨，待投产 1.1 万吨，2024 年计划投产产能 2.1 万吨。我们预计待 投产产能中相当大部分将推迟至明年，综合考虑投产推迟、老产能冷修、其他 企业投产等因素，我们预计 2023 年底全球在产产能将增至 10.7 万吨，同比增 长 31%或 2.5 万吨， 2024 年底将增至 12.5 万吨，增速进一步放缓至 17%。
综合考虑产能投产、冷修时点和 3 个月以上的产能爬坡期，我们预计 2023/2024 年平均有效日熔量将同比增长 56%/26%至 8.6/10.8 万吨，均和需求 增速基本一致，2023-2024 年供需比分别为 128%/132%，和 2022 年基本持平。 尽管玻璃产量相对终端组件需求明显过剩，但由于下游组件产量同样超出终端 需求 15-20%，因此玻璃环节 2022-2023 年实际仅出现约 10%的小幅供过于求， 但库存天数仍在增加，我们预计 2024 年状况将类似，并导致行业利润率同比 小幅下降，随着供给增速继续放缓，2025 年则有望实现供需平衡。分时段来 看，利润率将由2023年3季度的高点持续下行，并在2024年上半年降至谷底， 下半年则将明显回升。由于产能预警机制的存在，我们预计行业长期利润率下 降空间有限。
多晶硅：产能过剩将在 2024 年进一步加剧，将考验企业成本控制
2022 年的多晶硅价格暴涨推动硅片薄片化加速，硅片主流厚度已由 2022 年初 的 160 微米降至目前的 P 型 150 微米和 N 型 130 微米，N 型可大规模量产的最 低厚度更已降至 110 微米，同时随着转换效率更高的 N 型占比快速提升，电池 片平均转换效率也在加速提高，我们预计将导致单瓦组件硅耗由 2022 年的 2.67 克下降 9%至 2024 年的 2.44 克。但在全球光伏新增装机快速增长推动下， 我们预计光伏级多晶硅需求 2023/2024 年将同比增长 48%/18%至 114 万/134 万 吨，其中 N 型料比例则将由 10%提高至 40%。
随着新产能不断释放，多晶硅内地月供应量由2023 年1 月的11.0 万吨增长29% 至 10 月的 14.2 万吨，可生产 57 吉瓦组件，远超约 50 吉瓦的月终端需求，出 现明显供过于求，导致多晶硅价格（单晶致密料，下同）从 2022 年底的 24 万 元/吨暴跌至目前的 6.8 万元/吨。 原材料方面，工业硅价格 2023 年上半年大幅下跌，此后低位小幅反弹，降低 了多晶硅成本。以大全能源为例，其2023年3季度多晶硅单位生产成本相比近 期高点 2022 年 4 季度下降 18%。
在 2021-22 年极高的利润率吸引下，行业出现大量新进入者，原有企业也加速 扩产。2022 年全球产量同比大增 48%，2023 年供给增长进一步加快，我们预 计 2023 年底全球产能将大增 60%至 200 万吨，2023 年产量大增 69%至 152 万 吨，为终端需求的 133%，但由于下游硅片产量同样超出终端需求约 20%，因 此实际供过于求尚未十分严重。我们预计2023年多晶硅年底将跌至接近6万元 /吨（二线企业的现金成本），全年均价约 12 万元/吨。随着多晶硅价格大幅下 跌，我们预计 2024 年新增产能将明显放缓，且部分高成本产能将退出市场， 年底产能将增长 25%至 250 万吨，产量将增长 32%至 200 万吨，为终端需求的 1.49 倍，产能过剩将进一步加剧，2024 年均价将跌至约 6 万元/吨。 随着 N 型料需求占比快速提高，且新进入企业的 N 型料比例较低，我们预计 N 型料相对 P 型料的价差将逐渐扩大，在 N 型料比例上具有优势的龙头企业将享 有更高的售价。
多晶硅价格暴跌导致企业盈利空间大幅收窄，大全能源单吨毛利由2022年4季 度的 20.8 万元锐减至 2023 年 3 季度的 0.8 万元。2024 年进一步下跌的多晶硅 价格将考验企业的成本控制能力。
4 家多晶硅龙头中 2023 年上半年单吨生产成本最低的为通威股份，仅有 4-4.5 万元，其次为协鑫科技的颗粒硅约 4.5 万元，但其售价仍明显低于棒状硅，大 全 5.1 万元，明显高于同为棒状硅厂商的通威，新特能源因检修而产能利用率 较低，导致生产成本高达约7万元。4家龙头中，新特将面临最大的成本压力， 但我们预计其满产后生产成本将大幅下降至 4.5-5 万元，在行业最低谷仍有望 实现盈利。 从资产负债率来看，2022 年完成 A 股定增的大全仅为 12.9%，其他 3 家龙头均 在50%左右的正常水平，拥有较强的应对周期底部的资金实力。新特2023 年9 月 A 股 IPO 过会，拟募资 88 亿元，我们预计有望在 2024 年 1 季度完成发行， 将大大增强其抗风险能力，保障其顺利度过本轮周期底部。
风电：新增装机稳定增长，整机商利率仍未见底
项目吊装进度未及招标速度，2023-2025 年间新增风电装机稳定增长
内地风电装机在 2023 年明显复苏，每月新增装机量同比平均录得超过 50% 的 同比增长。但整体进度仍较年初市场预期低5至10 吉瓦。其中海风进展较为落 后，年初普遍预期年内新增量在7-10吉瓦，但在前三季度仅为1.43吉瓦（同比 增 15%）。虽然 1-10 月的装风进展低于预期，陆上及海上风电在过去三年 12 月的新增量占全年新增总量的 40-65%，所以我们认为在今年亦将出现类似情 况，我们估计 2023 年全年新增陆上/海上风电装机为 55/5 吉瓦，全年新增 60 吉瓦，同比增长近 60%。 目前 2022 年及 2023 年 3 季度内地风机公开招标量为分别为 99 及 62 吉瓦，我 们认为项目执行速度可能不及预期，但近两年 160 吉瓦的招标量减去 2022- 2023 年估计的新增装机后，仍有大约 60 吉瓦的容量未完成吊装。再加上运营 商冲刺十四五目标，我们认为风电 2024/2025 年新增装机仍将增长至 70 吉瓦 /80 吉瓦。
风机单位成本再有下降空间，内地整机商竞争短期难以减轻
参考近 12 个月的销售情况，今年陆上/海上 6 兆瓦级/10 兆瓦级风机已逐渐成为 内地的销售主流。目前我们仍未见到大型化的趋势有所减慢，预料将在 2024 内地陆上/海上风电项目进一步往 8 兆瓦级/12 兆瓦级的方向迈进。以上因素下 2023 年三季度的招标单位价格已下跌至 1,550/千瓦的水平，较 2022 年同期下 跌 14%。 我们留意到 2023 年 4 季度的的招标中，风机单位成本已下探至 1,100-1,300 元/ 千瓦的水平。单位成本明年降幅仍取决于： (1) 运营商对 8-10 兆瓦级陆上风机尝试的意愿，目前按 2023 年前三季度的情 况，三北地方新增装机占比仍高于 60%，我们认为大基地项目在未来两年 的占比仍高，运营商仍有可能采用更高兆瓦级风机的可能性仍在。 (2) 2024-2025 年仍为运营商冲刺十四五目标，预料内地风机招标量仍积极。 我们不排除整机商之间竞争激烈，仍采增量让利的策略。
预计 2024 年 3 季度毛利率将开始出现更大的差异化
虽然年初至今内地风电装机量强劲，头部整机商在 2023 年年内的毛利率水平 仍处于趋降的状态，目前看 3 季度业绩仍疲弱，出现盈利按年倒退或转亏的情 况。行业竞争以至毛利率是主要原因。目前从我们跟整机商的了解，2023 年 4 季度至2024年1季度仍有低毛利的订单的交付，我们判断整机商风机销售毛利 水平最快在 2024 年 2 季度开始稳定，至于 2024 年下半年的毛利率水平仍取决 于海/陆产品及大型机组的销售比例，我们估计到时头部企业的风机销售毛利 水平将开始会出现更大的差异化。
前五风电整机商市占率仍有增长空间，出海订单有助消化供应过剩
对于行业竞争的问题，我们认为內地风电整机产能过剩无法短时间解决，但出 海订单将适度缓和同业竞争问题。目前根据GWEC 的數据，內地目前陆风/海上 整机产能为 82 吉瓦/16 吉瓦，整体 98 吉瓦的整机产能占全球风机产能约 60%。 这反映了目前內地风机60-80吉瓦的整体年新增装机量假设下，产能明显过剩。 內地市场的竞争方面，近年前 10 的整机商市场占比已趋向 95-99%，前五整机 啇 2022 年亦重回 70%以上，我们判斷 2024-2025 年间前五的整机商將较有可能 再从 6-10 名的整机商奪取市占率，估计在 2024-2025 年间前五整机商市佔率将 提升至 75-78%，过剩产能将更快出清。 同时我们认为产能过剩程度亦取决于出口订单的获取是否能有突破性的增長。 目前按伍德麦肯兹的数据显示，內地风机整机厂在 2023 年全球市占率將上升 至 60%，我们认为当中也涉合海外整机商目前盈利水平偏低，以及最近产品质 控等问題影响出货量所致。因此，我们认为內地前五的整机商较有优势加快拓 展海外市场。
运营商：装机增长仍为盈利推动力，短期电价有不 确定性
整机商盈利情况仍在寻底，季度随发货量回升
我们重申国企/央企新能源运营商未来两年将开始更积极推进项目，冲刺十四 五装机目标。以下我们梳理了覆盖范围内主要运营商的装机目标及融资情况：
龙源电力 – 十四五目标新增风光装机30吉瓦：管理层重申十四五新增30吉 瓦的目标（风/光各 15 吉瓦），自建项目方面，2023/2024/2025 年新增装 机为 5.5/7/8 吉瓦，风/光装机应各占一半。目前母公司手上仍有 21 吉瓦的 风电资源可注入，目前倾向在 A 股增发作融资，唯时间点存不确定性。
大唐新能源 – 十四五目标风光装机到达 40 吉瓦：公司十四五产能扩张计划 是到 2025 年底达到 40 吉瓦，对比 2023 年中的 14 吉瓦， 26 吉瓦的增量在 没有并购的情况应该较有风险不能实现。由于收购计划不明确，我们认为 公司暂未有急切股本融资需求。
华润电力 – 十四五目标风光装机新增40吉瓦：十四五期间目标增加40吉瓦 可再生能源装机的目标。华润电力的目标是到 2023 年底完成 7 吉瓦的风电 /光伏新增装机并网，我们目前仍预期华润电力将在 2024-2025 年加快装 机。公司早前已公布分拆新能源业务回 A，我们估计最快在 2025 年上市。
中国电力 – 十四五清洁能源在总装机占比将超过 90%：目前最接近完成十 四五目标（清洁能源在总装机的占比达 90%）的企业，特别是 2023 年内收 购母公司超过 7 吉瓦的风光资产，为港股运营商年内新增装机量第一。目 前公司积极考虑整体回 A，在此之前管理层表示未有其它股本融资计划。
容量电价政策如期推出，新能源电价仍有不确定性
市场预期已久的容量电价政策（关于建立煤电容量电价机制的通知）已由发改 委及国家能源局在 2023 年 11 月发布。当中，火电容量电价按照煤电机组固定 成本的方式确定，我们按去年各地全年的利用小时，得出 2024 年生效的容量 电价应在每千瓦时 0.02-0.055 元，约为 2022 年平均上网电价的 2-10%不等。 发改委已明确指出，容量电价在短期对终端用户（目前指工商业用户）的用电 成本影响总体较小。建立火电容量电价机制主要是电价结构的调整，火电总体 价格水平将基本稳定，其中值得注意的是，发改委表示在电量电价小幅下降 后，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下 行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。以上可分为两个方向去分 析：1）容量电价的征收能加强火电电价的稳定性，即使 2024 年交易电价下 调，仍能减轻对火电运营商的影响；2）新能源运营商在 2024 年应较大概率面 对交易电价同比下降的风险。
我们留意到市场普遍对 2024 年火电定价及交易电价下行有所预期，幅度为同 比下降 5-10%，相信在 2023 年 12 月各省将陆续下发指导文件，到时将有更清 晰的指引。我们认为容量电价对火电营运商属中长期的轻微利好，变量仍取决 于交易电价及标杆电价每年的变化。同时，新能源运营商如龙源电力（916 HK/买入）、大唐新能源（1798 HK/中性）等，2024 年盈利受交易电价下调的 风险较明显，唯最终幅度仍取决于火电标杆电价变幅。
（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。）
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