PART1 需求：降价推动光储平价，能源转型空间广阔
全球装机持续增长，未来保持平稳增速
2023年装机近397GW，同增超65%；但产能过剩下价格暴跌。2023年受益于组件价格下行、存 量电站项目爆发，需求超预期增长；但硅料产能瓶颈打开后组件供给大幅释放+N型技术迭代加速，推动组件价格暴跌。需求超预期增长阶段已过，行业进入成长型增速放缓阶段，预计后续需求平 稳增长。
国内招标井喷，受消纳制约或达短期瓶颈
累计招标374.21GW，规模充足支撑装机。截至2023年12月，共汇总组件招标项目174个，总 计招标规模达374.21GW，其中已公布中开标结果项目133个，合计中开标规模303.11GW，已 公布中标结果项目116个，合计中标规模211.16GW。
中标价格跌破1元/W，N型和双玻优势凸显。根据综合信息计算，2023年12月以来组件招/中 标61.8/29.0GW；12月中标价格持续走低，达0.995元/W，月环比下降7.54%；组件中双玻占 比达90%，主流大功率组件在550-575W之间，综合大尺寸占比达到93%；12月N型占比71%，N型趋势日益明显。
2023年装机量爆发，24年规划量依然充足，支撑国内装机平稳增长。地面：1）23年开工结转 24年并网预计约50GW，与23年结转量相当；2）各省下发指标中要求24年并网64GW：其中 22年指标中43GW，23年项目中21GW。
户用低压端仍有空间，工商业经济性充足，支撑分布式装机。未来潜力省份的低压端户用光伏 市场规模。户用：以农村户用光伏按3.5%渗透率，按23H1各地低压端剩余空间估算，预计重点 省份仍有近70GW空间。工商业：江苏/浙江两省工商业光伏出力平均电价0.7元+/度，回收期 可控制在3-4年，经济性充足。
全球装机持续增长，产能瓶颈消除
23年1-11月新增装机164GW，同比增长212%，预计2023年全年全国新增装机190GW，同比 增加118%，24/25年装机达到205/215GW，同增8%/5%。 2023年高速增长奠定高基数，预计24年增速放缓。预计24年地面新增102GW；户用/工商业新 增约51GW，同比持续增长。
出口：需求有所减缓，需求增速降低
2023年11月出口23.3亿美元，同环减18.9%/4.2%，主要系终端市场库存积压，需求放缓。1-11月组件 累计出口374.4亿美元，累计同比下降5.83%；累计组件出口174.1GW，同比增长17.2% 。 23年11月组 件按0.155美元/W估算，11月出口15.0GW，同环增39.6%/15.3%。
1-11月对荷兰累计出口41.6GW，同减1%，出口排名第一，占比达23.9%。11月组件对荷兰出口1.33GW ，同环减52%/35%，占比达8.8%。欧洲库存压力下11月出口同环比下降，23年1-11月组件累计对欧洲出 口80.83GW，同增3%；23年11月组件对欧洲出口3.96GW，同环减29.2%/12.0%。 1-11月组件对南非出 口3.76GW，同增286%。
海外：美国持续走通，欧洲库存去化，新兴市场高增
组件通关边际改善，IRA细则落地。UFLPA法案扣留组件逐步放行，海外料通关顺利。新版ITC抵 税持续推进，收益率明显提升，推动光储装机高增。IRA法案推升美国组件溢价，2023年美国组 件价格保持35美分/W，预计24年有望保持在30+美分/W。白宫豁免东南亚4国光伏双反进口税2年，24年豁免到期但影响有限。东南亚反倾销调查同时进行， 同时白宫关税豁免预计24年中到期，到期后要求组件厂需有东南亚硅片产能或辅材6选4，龙头海 外硅片产能陆续投产，豁免到期影响有限。
PART2.产业链：产能过剩加速见底，静待供给侧优化
产业链：各环节产能过剩，盈利向底部收缩
产能释放供给过剩，各环节将加速下跌至成本线，预计价格持续低位。二三线加快出清，盈 利或在24年中见底，龙头阿尔法逐渐体现。
产能过剩引发估值下杀，供给侧优化信号已现
产能过剩引发光伏板块估值下杀，政策收紧+低估值、融资收紧已现。由于市场对行业竞争和供需格局的担忧， 光伏板块自22年8月起市盈率呈下降趋势。由于二级市场估值下降+融资收紧，多家公司IPO、定增终止；跨界项 目终止投资；部分项目投产延期等，实际上供给端改善趋势渐显，随24年盈利下行有望加速改善供给侧优化。
供给格局改善初现端倪，多家光伏企业融资终止。随着A股市场再融资/IPO收紧、TOPCon电池利润的压缩， 加上地方政府的补贴力度同样减少，因而近期光伏行业融资终止事件随之增多。2023 年 8 月， 证监会要求阶段 性收紧 IPO 及再融资节奏，随后已有部分企业 IPO、定增终止。
硅料：进入L型磨底阶段，盈利差距逐步显现
23年11月国内多晶硅产量15.7万吨，同增74.44%。 12月随硅料产量增加，低品质硅料与 主流硅料价差及N/P型硅料价差收窄，一线大厂和小厂成交价差逐渐拉大，N型降价幅度略 高于P型，N型成交量高于P型成交量。 硅料有效产能超越组件需求量，TOPCon放量在即，其单瓦硅耗较PERC低约10%-15%，硅 耗下行趋势延续。
协鑫颗粒硅、通威为成本曲线第一梯队，领先二三线厂5-10元/kg，协鑫单kg现金成本（不含税，下同）约 31-35元，通威单kg现金成本约35-37元；第二梯队为大全、东方希望、青海丽豪、新疆协鑫等硅料厂商， 单kg现金成本约39-44元；测算第三梯队新特、润阳、弘元、宝丰等厂商，单kg现金成本约45-50元；第四 梯队为瓦克、OCI等国际厂商，受制于海外高电价，整体现金及生产成本较高。
电池：新技术加速渗透，N型跃居主流
电池技术多点开花，TOPCon量产东风已至！2023年底TOPCon总产能预计将达475GW，渗 透率提升至25-30%，2024年底将达798GW，渗透率进一步提升。
电池端N型技术正式接棒，TOPCon组件更受青睐，HJT组件功率更胜一筹，BC组件表现亮眼。TOPCon较PERC溢价约8分，价格优势明显。根据PVinfoLink11月29日数据，182双面 TOPCon电池价格0.50元/W，同尺寸PERC电池价格0.42元/W，约有8分/W的溢价。
组件：制造端盈利承压，高端市场+新技术贡献溢价
新玩家增多+产业链价格下行，盈利中枢下移。行业产能大量释放后价格下行，我们预计2023年组件主要厂家 合计规划出货达450GW，其中晶科75GW+、天合65-70GW、隆基60-70GW、晶澳55-60GW、阿特斯30- 35GW、通威30GW，当前组件报价已跌至1元/W左右，行业盈利中枢持续下移；价格下行压力之下，落后产 能或被进一步淘汰，龙头企业成本优势得到体现，行业集中度继续提升。 价格下行周期，一体化厂商单瓦净利下降，单组件厂商承压更大。组件价格下行时期，一体化厂商尚能维持盈 利，而单组件厂商受价格下行的冲击显著大于一体化厂商。我们预计2024年组件单瓦净利将整体下行。
逆变器：24Q1户储完成去库；工商储及大储保持高增长
欧洲及南非23H2仍需去库，整体预计24Q1完成去库恢复正常增速。欧洲2022年末库存囤积较多，2023年终 端需求较2022年有所放缓，故致渠道端在持续去库；南非市场23H1需求爆发，经销商存在累库，23H2入冬 需求减弱亦在持续去库，SolarEdge预计公司仍需2-3季度消化库存并恢复至单季度6-7亿美元，我们预计 2024Q1户储库存去化完成行业恢复正常增速，我们预计2024年户储行业增速30%左右。
玻璃：行业扩产放缓产能过剩较少，24年或仍有盈利压力
龙头规模效应+生产良率优势+石英砂等原材料自供，成本优势明显。信义及福莱特为成本曲线第一梯队，龙 头凭借规模效应+生产良率优势+石英砂等原材料自供致使成本领先二三线厂2-3元。第一梯队：信义及福莱 特单平成本约18-19元，毛利率20-25%；第二梯队为旗滨、南玻等玻璃厂商，单平成本约20-21元，毛利率 约8-15%，处于微利状态；第三梯队安彩高科、亚玛顿等厂商，单平成本约21-22元，彩虹新能源等其他小 厂商，单平成本22元+，基本处于亏损状态。
银浆：N型银耗量价双升，技术迭代受益空间广阔
TOPCon技术迭代，银浆维持溢价。激光辅助烧结技术更新迭代，铝银浆配方优化，无铝/低 铝银浆替代原有的银铝浆料，有望解决TOPCon组件湿热测试后的功率衰减问题，从而提升 TOPCon单玻比率 。 24年引入双面POLY，效率有望提高至26%以上，25年引入全域钝化技 术，有望提效至27%。
PART3.技术：效率持续提升，新技术带来新机遇
技术：效率持续提升，新技术带来新机遇
N型电池多元绽放，TOPCon预计成为行业主流，BC单面市场优势凸显、HJT盈利逐步提升。 我们认为，N型技术中TOPCon预计将在24年起成为行业主流，BC在单面市场优势凸显将逐渐 占据一席之地（双面市场随降本进程或打开天花板），HJT降本措施导入后盈利逐步提升。 钙钛矿单结持续发展，叠层或引领未来。预计27年后钙钛矿或逐步崭露头角。钙钛矿GW级产 线陆续启动，头部企业预计3-5年内效率提升至21%+，获得性价比市场；叠层电池效率或 30%+，晶硅+钙钛矿叠层或领先行业技术迭代。
整体供给释放+溢价收窄下，龙头厂商存在效率+成本。TOPCon电池内部存在报价差，高效电池价格更高， 降价趋势下效率领先企业仍存在1-4分/W的价差。同时技术转型拉大非硅成本差，头部厂商成本优势扩大， 行业头部企业电池非硅成本差距2-4分/w，较PERC时代成本差距拉大，有望提升盈利优势。
报告节选：
（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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