【中泰证券】否极泰来，渠道下沉加速前行.pdf

2020-03-11

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1 光储成本在 2023 年的巨大降幅，为需求增长提供充足动力

1.1 光储降本红利持续释放、海外加息结束，乐观看待 2024 年需求

2023 年组件价格下降显著提升光伏发电经济性，前期各地积压的地面电站项目快速释放，同时激发潜在分布式需求，截至最新数据，1-10 月我国新增光伏装机 143GWac，同比增长 145%，国内新增装机显著超预期；1-10 月累积组件+电池出口 188GWdc，同比+20%，美国、巴西、南非等地前期积压的地面电站项目显著放量，但海外需求一定程度上受到利率持续走高的负面影响。预计 2023 年全球光伏交流侧新增装机同比高增 66%至 380GWac（对应直流侧组件需求 500GW+），超过我们 2023 年底“交流侧装机 350GWac 以上（对应组件需求 450-500GW）” 的预测。

大型公用事业项目潜在需求充足。根据 Rystad Research 统计，截至 11 月中旬全球大型公用事业项目库中计划 2023 年并网的项目规模达到 316GW，同比增长 34%，考虑到年底海外假期一定程度影响装机进度，预计其中将有部分项目递延至 2024 年。同时，当前计划 2024 年并网的项目也高达 371GW，同比增长 17%，若考虑 2023 年未完成的递延项目规模，则 2024 年潜在大型公用事业项目的需求增速将轻松达到 30%以上。

成本大幅下降是 2024 年需求看涨的核心逻辑。组件成本下降是提升光伏系统经济性的重要因素，据 IRENA，2010 至 2022 年间光伏系统造价及 LCOE 分别下降 83%/89%，其中组件成本下降贡献了 51%的光伏系统造价下降、45% 的 LCOE 下降。

2023 年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，2023 年末光伏组件价格触底，有望支撑 2023-2024 年光伏系统造价及 LCOE 显著下降。

据我们测算，2023 年末全球组件均价较 2023 年初（0.26 USD/W）下降约 42%至 0.15 USD/W，对应光伏系统造价下降约 23%，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，光伏发电项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在具有较高吸引力的水平。

加息周期结束，有望提升电站收益率，刺激前期观望需求释放。光伏电站成本主要集中于投资初期，前期电站建设普遍依赖银行贷款，资本成本为光伏电站成本重要的影响因素。2022 年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，利率上行一定程度上对光伏发电成本及电站收益率造成负面影响。 2023 年 10 月美国 CPI 同比增长 3.2%，核心 CPI 同比增长 4.0%，均低于预期，市场预期美联储加息周期即将结束，并可能在 2024 年逐步进入降息周期。10 月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率 4.50%，预计本轮加息周期结束。2023 年利率上行一定程度上削减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响，随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏 LCOE 及电站收益率有望显著改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。

以欧洲集中式项目为例，我们测算了组件价格及贷款利率对光伏 IRR 的影响。参考 IRENA，我们假设光伏容量系数 16.9%、光伏系统成本 996 USD/kW、光伏电站贷款比例 70%、光伏电站运维成本 13.2 USD/kW/年，参考欧洲 PPA 电价，假设光伏上网电价 74 欧元/MWh。 1）组件价格敏感性分析：在加权平均资本成本 WACC 为 5%的假设下，组件价格自 0.27 USD/W （2022 年均价）下降至 0.13 USD/W（2023 年末欧洲组件价格）对应 IRR 提升 4.4 PCT； 2）贷款利率敏感性分析：在组件价格 0.13 USD/W 的假设下，WACC 自 5%下降至 4%对应 IRR 提升 1.2 PCT。

2023 年光伏组件价格大幅下跌后光伏系统成本及 LCOE 显著下降，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，预计 2024 年光伏发电项目的经济性/投资回报率仍将保持在具有较高吸引力的水平；全球大型公用事业项目潜在需求充足，随着加息周期结束、组件价格触底，前期因加息预期、组件快速跌价而观望的需求有望在 2024 年持续释放；同时考虑主要国家地区因低碳诉求政策端向好，预计 2024 年光伏需求将仍有较强的增长动力。 2023 年光伏装机需求超预期，有力证明了组件价格下降对光伏需求激发的有效性，主要体现在中国市场在 2022 年 87GW 的高基数下，仍然实现了翻倍以上的高增长。类似于过去两年产业链价格上行中，价格承受力最高的海外分布式需求凭借“强购买力”争得了有限的供应，在今年的价格下行中，中国市场因拥有全球最大规模的积压集中式项目储备、及全球最高效的分布式项目审批开发流程，凭借“快速反应”成为了供给的流向。随着组件价格触底，2024 年全球范围内的光伏需求有望凭借显著提升的经济性持续维持高增。我们预计 2024 年全球光伏交流侧新增装机同比增长 30%至约 490GWac（对应组件安装量约 650GW、产量 650-700GW）：中国有望在超高基数下保持增长，但增速或略低于全球平均水平，海外市场则将更充分享受组件价格下降和加息结束（甚至降息开启）的红利，其中：中东、非洲地区因资源优势、基数较低，预计 2024 年装机高增，美国因政策预期及本土供应增加预计装机增长显著。

1.2 中国：储备项目充足，经济性支撑下消纳改善空间大

随着组件成本快速下降，2023 年国内光伏新增装机持续超预期，1-10 月新增装机 143GW，同比高增 145%。装机结构看，前三季度装机同比增速由高到低依次为集中式（+258%）、户用分布式（+99%）、工商业分布式（+82%），在前期积压集中式项目加速启动的背景下，分布式装机仍维持 52% 的较高占比，充分显示组件价格下降带来的分布式需求弹性。

储备项目充足，电力市场化提升消纳空间。据我们不完全统计，截至 12 月 3 日，2023 年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为 218/187/179GW，同比去年 1-11 月增长 98%/90%/63%。（统计口径说明：招标-业主公布招标信息，开标-公布投标价格，定标-确定中标人/入围名单），从组件招标集采规模看，以央国企参与为主的集中式地面电站项目储备和业主建设积极性都非常充足。据 Rystad Research，截至 11 月中旬，国内计划 2023/2024 年并网的大型公用事业项目分别有 173/178GW，其中 23 年已并网/在建项目 84.6/87.3GW，考虑到新项目仍在持续增加以及年底并网顺延的影响，预计 2024 年潜在项目规模大概率将超过 2023 年。

国家已规划三期风光大基地项目，其中第一批 97.05GW 已全面开工，预计 2023 年底并网；第二批 455GW（十四五期间 200GW、十五五期间 255GW 项目）陆续开工建设；第三批基地项目已印发清单，正在开展前期工作。目前已公布的大基地项目基本上已落实消纳方案，从第二、三批风光大基地项目申报优先级来看，源网荷储一体化、离网制氢等 100%就地消纳项目逐步占据主流，包含第二批大基地外送通道的“三交九直”特高压工程也正在持续推进，预计 2024 年起陆续投运。

从当前消纳情况看，根据全国新能源电力消纳监测预警中心数据，1-10 月全国光伏利用率 98.2%，同比持平，除西藏（78.4%，同比-1.6 PCT）、青海（91.4%，同比+1.0 PCT）、蒙西（96.6%，同比-0.7 PCT）、宁夏（96.6%，同比-0.8 PCT）、新疆（96.7%，同比-0.3 PCT）外，其他地区均高于 97%。

9 月 18 日，发改委、能源局正式发布《电力现货市场基本规则(试行)》，强调电力现货市场与期货市场的衔接，明确中长期市场分时体现交易价格。电力市场化是建立（风光可再生能源电力占比持续提高的）新型电力系统的必经之路，中长期分时电价、现货市场等机制的建立虽可能导致“纯光伏项目”平均上网电价下降、光伏电价波动加大，但可通过配储等方式应对，中长期看有利于新能源的长期消纳能力提升。 11 月 10 日，发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，规定煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。给予煤电容量电价补偿，是激励煤电实现“主力基础性电源”向“调峰灵活性电源”角色转型的重要且必要的手段之一，有助于提升新能源的长期消纳能力；此外，由于各地煤电容量电费将由工商业用户按照用电量比例分摊，等效于工商业电价的上涨，因此对工商业分布式光伏项目的经济性测算也形成直接利好。

此后，围绕完善新型电力系统建设、及以“高比例市场化”为核心的新一轮电改的相关国家和地方政策密集出台，主要包括：国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》、广东省能源局下发《关于 2024 年电力市场交易有关事项的通知》（要求 220kV 以上电压等级并网的风光电站未来全部参与现货交易）、湖北省发改委发布《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》（将光伏出力高峰的 10-15 点电价从高峰调至低谷）。以上相关政策的高效、高密度出台，体现了各级政策制定者对提升我国可再生能源发电量占比、支撑新型电力系统建设及国家能源转型的坚定决心，更重要的是，在新能源发电量占比持续提高的背景下，此类政策也是能够在确保电网安全稳定运行的前提下，充分释放新能源技术进步带来的降本红利，支撑风光装机量持续增长的必要手段。由于政策、项目运行模式等因素限制，目前光储发电端的成本下降并未完全传导至下游消纳空间的打开。我们认为，在一年之内 1 元/W 的巨大成本降幅面前，绝大部分所谓的“消纳和接入困难”都可以迎刃而解，这 1 元/W 的降本空间，可以通过高比例配储、或支付火电调峰成本、甚至以高比例弃光的形式，打开广阔的消纳空间，从而支撑装机量的增长。我们认为，近期国内部分地区出台的要求风光电站大比例参与现货交易、调整用户侧峰谷电价区间等政策，实际上都是为了实现将光伏降本红利向需求端消纳能力提升传导的必要手段。

系统成本持续下降，经济性提升释放需求弹性。 2023 年末光伏组件价格触底，组件价格较年初高点下降近 1 元/W，测算对应 LCOE 下降约 0.06 元/kWh，对集中式项目而言，这部分成本下降可以通过配置高比例储能、或支付火电调峰成本、甚至以高比例弃光的形式，打开广阔的消纳空间，从而支撑装机量的持续增长；而对于当前基本无需配储、无需承担电网调节成本的分布式项目而言，每一分钱的成本下降都将激发增量需求的释放。近两年国内分布式市场呈现此起彼伏、遍地开花的发展状态，2021 年山东户用市场一枝独秀贡献了 30%的分布式装机，2022 年工商业市场异军突起，以浙江、江苏、山东、广东等工业用电大省装机规模最大，此外河南、河北的户用装机也在 2022 年超越山东；2023 年以来，福建、湖南、湖北、广西等南方地区分布式装机量快速提升。在当前全球平均低值个位数的光伏发电渗透率背景下，由于区域分布的广泛性和来源的多样性，潜在分布式需求对价格的弹性释放有很大概率会持续超预期。随着户用光伏并网规模增长，山东、河南等地出现消纳困难的情况，这主要是农村电网变压器限容所导致，随着农网扩容增压、升级改造工程的推进、新能源汽车下乡政策的落地、以及光储充的应用，我们认为分布式消纳的天花板将进一步打开。现阶段变压器扩容成本约 0.2 元/W，主要由电网公司承担，未来随着光伏系统成本的下降，变压器扩容成本或将逐步疏导至电站业主方。

考虑到国内地面电站储备项目丰富且持续增长，特高压外送线路加速建设、各地大比例配储、市场化交易范围扩大等手段多管齐下，消纳改善的弹性空间很大，2024 年集中式新增装机将维持增长；户用、工商业屋顶（+地面）分布式光伏市场空间广阔，系统成本下降后需求弹性或超预期。我们预计 2023/2024 年国内新增装机 180/220GWac，同比增长 106%/23%。

1.3 美国：免税抢装+本土产能放量，装机望高速增长

2023 年美国光伏需求相对旺盛，据美国太阳能协会（SEIA），1-9 月美国新增光伏直流侧装机 18.08GW，同比增长 38%，其中地面电站装机 11.1GW，同比增长 51%；分布式装机 6.98GW，同比增长20%。据EIA，1-9月美国光伏组件出货22.6GWdc，同比增长30.4%，均价0.34 USD/W。

公用事业项目储备丰富，PPA 电价维持高位。据 EIA，1-9 月美国光伏组件出货 22.6GWdc，同增 30%；1-9 月并网电站（＞1MW）9.43GWac，同增 38.8%。2023 年计划并网的公用事业规模光伏项目有 23.7GWac，截至 9 月还有 14.27GWac 尚未并网，考虑到组件供应仍然受到海关扣押等因素的影响，预计原计划 10-12 月安装的部分光伏项目将递延至 2024 年并网。从计划2024年并网的公用事业规模项目来看，仅在2023年9月底已明确的就有36.7GWac，相较于计划 2023 年并网的项目增长 55%，随着时间推移，预计这一数字还将继续增长，储备项目将成为支持美国装机高速增长的最大动力。

根据 LevelTen Energy 的跟踪数据，3Q23 北美光伏 PPA 平均价格指数为 51.02 美元/MWh，年初至今已累计上涨 12%，供应链限制、项目审批缓慢是导致 PPA 市场供给不足的主因，但这些显然并未影响企业购买光伏的积极性，不断上涨的电价显示出企业依旧强劲的购买力，旺盛的采购需求也推动了光伏投资的进一步增长。

关税豁免到期刺激抢装，北美产能放量提升供给。 2024 年 6 月 6 日东南亚关税豁免将到期，此后进入美国市场必须使用非中国硅片或满足组件辅材条件（银浆、铝框、玻璃、背板、胶膜、接线盒 6 种材料中中国制造占比不超过 2 种）。考虑到目前中国以外的硅片产能较少，部分企业东南亚辅材扩产仍在推进阶段，预计关税豁免到期前美国有望迎来抢装/抢运。为应对潜在的贸易风险，国内头部企业积极布局美国本土组件及电池产能，预计将在 2023 年底开始陆续落地，有望提升美国本土供应能力，对后续美国需求增长提供有力支撑。

考虑到美国公用事业项目储备丰富、PPA 电价维持较高水平，潜在需求充足，2024 年 6 月东南亚免税到期前有望迎来抢装/抢运，同时考虑后续本土产能放量提升供给，美国光伏需求 2024 年高增可期。预计 2023/2024 年美国新增光伏装机 30/45GWac，同比增长 78%/50%。

1.4 欧洲：库存逐步消化，经济性推动需求增长

库存影响有望在 2024 年一季度前后逐步消除。 2023 年利率上升、组件价格快速下跌等因素导致欧洲需求阶段性放缓，同时劳动力短缺影响装机速度，因上半年经销商大量囤货，欧洲组件库存问题从 Q3 开始凸显，7 月组件出口量环比下降。截至最新数据，10 月欧洲十国组件出口 4.4GW，同比-28%，环比-27%； 1-10 月累计出口 74GW，占比 47%，同比+2%。考虑到目前向欧洲出口量绝对值仍维持在相对较高水平，我们预计目前欧洲库存尚维持在相对可控的水平，随着冬季前施工消化部分库存，预计 24Q1 前后欧洲库存压力将得到缓解。此外，预计目前欧洲主要库存为低效 PERC 产品，随着 N 型产品推广创造迭代需求，部分库存将低价或转运销售，令 2024 年欧洲终端装机增长能充分反应到对组件的需求上。

组件价格触底、加息结束后经济性红利有望逐步释放，电网升级支撑能源转型推进。 2022 年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，一定程度上削减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响；2023 年 10 月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率 4.50%，预计本轮加息周期结束。同时，近期欧洲组件价格底部持稳，考虑欧洲光伏 PPA 电价仍维持较高水平，光伏组件价格下降对项目经济性提升的红利有望在 2024 年持续释放。如 1.1 部分测算，在加权平均资本成本 WACC 为 5%的假设下，组件价格自 0.27 USD/W（2022 年均价）下降至 0.13 USD/W（2023 年末欧洲组件价格）对应 IRR 提升 4.4 CPT；在组件价格 0.13 USD/W 的假设下，WACC 自 5%下降至 4%对应 IRR 提升 1.2 PCT。随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏 LCOE 及电站收益率有望显著改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。

2022 年俄乌战争影响欧洲传统能源供给与价格，欧盟加速可再生能源转型进程，宣布计划于 2025/2030 年分别达到 320/600 GW 的光伏累积装机目标，并将可再生能源发电占比目标提高至 45%，欧洲潜在需求充足。Rystad Research 最新的大型公用事业项目库显示， 2024年欧洲地面电站装机仍有充足储备，截至11月中旬计划并网的地面项目达到61.7GW，同比增长 44%，有望支撑 2024 年欧洲增速持续高增。 2022 年 10 月，欧盟“能源系统数字化计划”提出一项 5840 亿欧元的投资规划，计划全面升级当地电网、加强电网跨境互联，以应对高比例新能源接入，有望进一步提升新能源消纳空间。综合考虑库存消化速度、组件价格触底、加息周期结束等因素，我们预计 2024 年欧洲光伏新增装机持续增长，2023/2024 年新增装机有望达到 60/78GWac，同比增长 30%/30%。

1.5 新兴市场：增长潜力巨大，经济性提升刺激需求爆发

中东：光照资源优势大，能源转型推动光伏快速发展。中东地区光照资源充足，随着光伏成本持续下降，近年沙特、阿联酋、土耳其等国家光伏迅速发展，政府通过电价补贴政策、大型投标计划等积极推动能源转型，叠加组件价格下降带来经济性，预计中东地区光伏需求将快速增长。

沙特、阿联酋等地的光伏需求主要通过多个大型集中式项目的招标推动，近日，沙特电力采购公司(SPPC)发布了 NREP 第五轮太阳能项目的询价，自 2017 年以来，NREP 已招开五轮大型光伏标案，规模达 8.17GW，目前尚有许多在建项目未完工，未来将维持定期招标以支撑整体中东的光伏需求量。

2023 年以来组件价格下降刺激中东市场需求爆发，2023 年 1-10 月沙特、阿联酋、以色列、阿联酋、阿曼、约旦等中东国家组件出口 9.42GWdc，同比高增 74%。虽然以巴战争或对中东需求造成阶段性影响，但考虑到沙特、阿联酋等主力国家的大型项目持续推进，及政府不断推出大型标案等，预计 2024 年中东地区光伏需求将快速增长。

印度：组件价格快速下跌，经济性驱动积压项目放量。 2022 年 4 月，印度开始对进口光伏组件和电池分别征收 40%和 25%的关税，导致印度组件进口及光伏装机量显著下降，2023 年 1-9 月印度装机 8.47GWac，同降 26%。但印度光伏需求仍较为旺盛，2023 年 2 月，印度政府决定将已经批准的组件型号和制造商清单（ALMM）豁免两年，显示了印度对光伏装机的迫切性。三季度以来组件价格快速下降，一定程度上抵消印度 40%组件进口关税影响，8-10 月印度组件进口量显著提升，前期因高昂的组件价格及 BCD（组件基本关税）造成的递延项目开始动工。1-10 月印度电池及组件出口 14.67GWdc，同比增长 2%（22Q1 关税抢装造成出口基数较高），其中 8-10 月组件出口 4.23GWdc，同比高增 1923%，月度平均出口量较 5-7 月增长 324%。考虑到印度本土旺盛的光伏需求，预计 2023/2024 年印度光伏新增装机有望达到 16/21GWac，同比增长 15%/31%。

南非：缺电刺激光伏需求爆发。近年来南非大规模限电令（load shedding）已成为常态，为缓解当下急迫的电力危机，南非政府宣布 2023 与 2024 年全国电价将分别调涨 18.56%与 12.74%。同时，为鼓励分布式发电设施的建设，政府发布两项总计高达 40 亿兰特（约 2.1 亿美元）的光伏税务补贴。电价上涨、税收补贴进一步提升光伏发电经济性，2023 年以来南非光伏项目快速增长， 1-10 月国内组件出口南非 3.6GW，同增 251%。我们预计 2023 年南非市场增速超 200%，2024 年有望延续高增。

1.6 1TW 新增装机大概率 2030 年前实现，组件需求 5 年 2 倍增长可期

光伏装机需求增长的来源，本质上是三项增长的叠加：1）经济发展驱动全社会用能量增长；2）终端能源消费中电力占比提升；3）光伏占电力供应比例提升。据 EI Statistical Review of World Energy，2022 年全球一次能源消耗中电力消费占比 45.3%，光伏消费占一次能源消耗比例仅 2.05%，光伏渗透率普遍较低，其中中国光伏占能源消费比例为 2.52%，同样处于较低水平。据 IEA，在各类型发电量中，全球光伏电量占比约 3.5%-9%，中国光伏发电量占比同样处于较低水平。随着各国碳中和推进，电气化比例及光伏消费渗透率有进一步提升空间，有望推动光伏新增装机持续增长。

“光储平价”逐步实现，1TW/年新增装机逐步可见。在全球经济增长带来用能增长、电气化比例提升、可再生能源电量占比提升的三重增速叠加下，光伏作为最平价的可再生能源电力，预计 2030/2040/2050 年光伏发电量占比有望分别提升至 20%/40%/45%。考虑出力特性和灵活性资源的成本，我们预计光伏发电量占比提升至 40%以上后增速放缓，预计全球新增装机大概率在 2030 年之前达到约 1000GWac，之后存量组件替换需求量逐步攀升，支撑光伏新增需求持续增长。项目成本结构及日照资源变化驱动平均容配比上升，5 年内年度组件需求增长 2 倍可期。随着组件占系统成本比例的下降、以及新增项目选址逐渐走向日照条件相对较差的地区，光伏项目最佳交直流容配比（直流侧组件安装量/逆变器功率）将持续走高。以 2023 年 380GWac/500GWdc（对应 1.32 容配比）为假设基数，稍乐观估计 2028 年新增装机达到 1TWac/1.5TWdc（对应 1.5 容配比），则年度新增组件需求有望在 5 年内增长 2 倍，对应年均增速约 25%。

2 供应端总量边际改善、格局分化进行时，头部企业优势扩大

2.1 供应端总量边际改善进行时，长期、恶性过剩风险显著下降

随着硅料供应持续释放，2023 年末光伏主产业链各环节名义产能都将达到近 1000GW，即使考虑产能利用率折扣，2024 年行业整体供需关系正式回归“总量过剩”状态不可避免。

但在二级市场估值下降、融资收紧、产业链盈利快速下行、电池技术路线迷雾再起等因素的共同作用下，产生资本开支的原始冲动来源——赚钱（无论是生产制造还是炒股票）的难度都在大幅增加，因此光伏行业近期已经呈现出越来越明显的供给端改善趋势，如拟上市/再融资项目终止、企业扩产资本开支放缓/取消、跨界企业减少/退出、地方政府积极性减弱（表现为代建厂房延期交付）等。我们认为，2024 年规划产能实际落地情况具有高度不确定性，且硅料等环节的实际供给能力将显著低于名义产能、电池环节则是典型的技术迭代背景下的优胜劣汰，行业出现长期、高度同质化的恶性产能过剩的概率正在显著下降。

1）融资难度加大，多项 IPO、定增事件终止。随着去年下半年以来资本市场对光伏板块热情的退烧，以及近期 A 股市场再融资/IPO 的收紧、TOPCon 电池超额利润的快速压缩、产业技术路线的迷雾再起、预期需求增长的降速等因素的陆续出现，各类资本方的投资积极性正以肉眼可见的速度快速降低，地方政府的支持力度也在同样的逻辑下渐渐退潮。

2）盈利承压环节资本开支放缓。随着各环节价格及盈利逐步下降到较低水平，前期规划产能的实际推进情况将有一定不确定性。如近期即使身为作为行业头部企业的大全能源、阿特斯，也分别延期或减少了规划中多晶硅及硅片/电池/组件项目的产能投放，老牌多晶硅企业 REC 关闭了其两家北欧多晶硅工厂。

我们梳理了龙头企业 2022 年起单季度资本开支（选择“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”科目）及在建工程的同环比增速，可以明显看出，盈利压力较大的环节（辅材、硅片）资本开支及在建工程规模均有所放缓：年初以来辅材环节资本开支、在建工程规模同比均维持在较低水平，硅片环节自 Q2 起环比增速下降。电池片、组件环节资本开支及在建工程仍有一定增速，预计主要由于 TOPCon、BC 等新技术产能加速释放，行业扩产及投产加速。

3）技术持续迭代进步，跨界企业投资积极性降低，规划产能实际落地情况将有较大折扣。 2023 年 TOPCon 产能扩张规模巨大，据我们统计，至 2023 年末老玩家及新进入者 TOPCon 产能规划高达 495GW。从结构看，非一体化、非上市公司及跨界企业规划约 231GW，占比 48%。

考虑到 TOPCon 为刚刚步入量产期的新型技术路线，技术进步迭代较快，二三线及跨界企业爬坡速度、良率水平大概率与头部企业具有一定差距；此外，近期电池片价格快速下跌导致单一电池片环节盈利下降至较低水平，随着 TOPCon 新增产能加速释放，预计 N/P 溢价缩窄，非上市公司及非一体化电池企业将有较大盈利压力。三季度起，奥维通信、乐通股份、向日葵、皇氏集团等多个跨界企业终止/减少 TOPCon/HJT 等电池新技术项目投资，在此背景下，我们预计 2024 年 TOPCon 产能实际落地情况将有较大折扣。

综上，尽管行业重回 2019 年以前的“常态化总量过剩”是不可避免的（也是正常的），但在各环节技术持续迭代进步、优质产能持续挤出落后产能的趋势下，市场所担心的长期、供给高度同质化的恶性供需失衡发生的概率正在快速下降，“供应端预期改善”的拐点实际上已经出现。

2.2 产业链盈利承压促格局分化，头部企业优势扩大

随硅料供给释放，下半年光伏主产业链价格快速下跌，各环节盈利承压。按照现货价格测算，当前各环节均处于微利甚至亏损状态。考虑到行业库存、供需格局、组件订单周期等因素，预计未来 1-2 个季度各环节“报表端” 单位盈利仍处于下降通道（预计 4Q23 或 1Q24 见底概率大），2024 年行业盈利处于相对底部位置。

随着产业链价格及盈利快速下跌，各环节内部分化渐显，我们认为后续各环节内部分化将持续加剧。

分化一：环节内部盈利分化

硅料：2023Q2 起行业盈利快速压缩，但即使是头部企业及之间（盈利 TOP2 与 TOP3-5 企业）的盈利差距也仍维持在 1 万元/吨以上的较高水平。一体化组件：2023Q3 头部企业（TOP6）凭借海外渠道、产品结构、成本结构等方面的优势，维持毛利率环比提升，测算单位盈利（剔除减值、政府补助、汇兑损益等扰动因素影响）在 Q2 高基数下环比基本持稳甚至小幅上涨，而二三线企业毛利率及单位盈利则开始下降。

分化二：开工率/市占率分化

下半年以来组件价格持续探底，逐步逼近企业成本线，二三线企业由于成本结构处于劣势，且缺乏相对高盈利的海外订单维持整体盈利水平，价格让渡空间小，导致终端需求持续增加的背景下，订单加速向头部企业集中。

分化三：成长能力分化

在整体融资收紧、盈利承压的背景下，企业之间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、技改、扩产能力上的差距将被放大，令头部企业的优势更加凸显。

从光伏发展历史看，过剩才是光伏行业的常态，甚至“过剩”本身才是驱动行业技术创新的核心动力之一，越是过剩的状态下，优势企业才越能体现他的α价值和长期生存能力。我们认为，行业总量过剩将加速推动优胜劣汰，龙头企业优势有望放大。

2.3 硅料：成本曲线维持相对陡峭，高品质料溢价逻辑清晰

2023 年底多晶硅产能合计约 250 万吨，其中 15 万吨高成本海外硅料（OCI、Hemlock、Wacker、 REC）用于出口美国市场，价格体系将具有一定的独立性。预计 2024 年光伏组件需求 650-700GW，按照硅耗 2.4g/W 测算硅料需求约 160 万吨，扣减海外硅料后国内硅料需求约 145 万吨，对应现金成本约 4.5 万元/吨。

中长期看，产能过剩后理性价格应维持在供需均衡状态下边际产能的现金成本附近，同时考虑到边际产能在价格低位时可能因成本控制、现金管理、费用摊销等因素造成成本上升，我们预计硅料价格“理性底部区间”为致密料含税价 5.5-6.5 万元/吨。虽然不排除阶段性非理性抛库等行为可能会短时间击穿该价格区间，但我们认为 5.5 万元/吨以下不是一个可以长期维持的价格。

考虑到头部企业的成本优势，同时考虑到电池效率持续进步驱动对材料端品质要求的提升（N 型硅料品质要求更高），头部企业高品质产品或将具有显著的价格及出货优势（如 12 月硅料环节库存主要集中于低品质产品），预计头部硅料企业平均单位盈利低点约 0.5-1 万元/吨。

2.4 一体化组件：价格筑底，优势产能及渠道保障龙头盈利

由于订单周期等因素，2023Q3 一体化组件企业盈利整体仍维持较高水平，好于按照现货价格进行测算的理论盈利水平。但环节内部呈现分化，头部企业毛利率提升、测算单位盈利（剔除减值、政府补助、汇兑损益等扰动因素影响）基本持稳，二三线企业毛利率及单位盈利开始下降。

预计组件底部含税成本约 0.9-1 元/W（不考虑费用）。根据组件环节成本结构，我们测算 PERC/TOPCon 一体化组件零毛利对应含税价格约 0.93/0.97 元/W（硅料价格 5 万/吨，3.2/2.0 玻璃价格 23/18 元/平，胶膜价格 7 元/平，未考虑费用）；若考虑价格持续下降至部分一体化企业现金成本亏损，则对应 PERC/TOPCon 组件价格将进一步低至 0.88/0.92 元/W（不考虑费用）。实际组件价格仍受多种因素影响： 1）考虑到有相当部分产能难以达到三环节一体化，预计行业实际平均成本高于上述测算； 2）开工率下降将造成折旧摊销提高，对应单位成本提升； 3）随着 TOPCon、BC 等新技术放量，存量 PERC 产品（尤其是低效产品）竞争力快速下降，企业可能存在以非理性价格抛售的行为；4）特定时间段的甩库清仓行为（如 23Q4 部分海外退回组件价格较低）。虽然不排除阶段性非理性抛库等行为可能会短时间击穿该价格，但我们认为 0.9 元/W 以下不是一个可以长期维持的组件价格。

盈利底部承压，优势产能及渠道保障龙头盈利。因报表端确认订单的均价下降、盈利能力相对偏低的国内订单占比提升、年底产业链快速降价可能进一步带来存货减值等因素，一体化组件 Q4 报表端单位盈利或环比承压。考虑到行业供需及竞争情况，预计 2024 年一体化组件盈利处于相对底部区间。其中新产能释放较快、一体化程度提升、海外高价值市场销售占比高的企业，有望呈现相对较小的降幅、甚至不下滑，并继续在行业景气度下行的负β环境中，呈现企业自身α带来的盈利优势。

1）海外产能及渠道布局保障高溢价市场出货及盈利优势

当前美国组件市场的贸易政策涉及新疆硅料限制（UFLPA）、双反税率（AD/CVD），目前头部企业通常通过海外硅料及溯源材料（规避 UFLPA）+东南亚电池组件产能（规避 AD/CVD）供应美国市场，壁垒相对较高。 2023 年以来美国组件进口单价相对全球其他市场而言仍维持在较高水平，我们认为主要因关税、涉疆法案等贸易政策导致有效供给较少。

2024 年 6 月东南亚免税政策到期，此后进入美国市场必须使用非中国硅片（需海外切片产能）或银浆、铝框、玻璃、背板、胶膜、接线盒 6 种组件辅材中中国制造占比不超过 2 种（需海外供应链），贸易壁垒进一步提高。为应对潜在的贸易风险，头部企业在优化东南亚产能的同时（如增加 TOPCon 产能布局），积极布局美国本土组件及电池产能，持续增强高溢价市场出货能力。考虑到贸易壁垒大概率长期存在，预计美国组件价格仍将维持在较高水平，头部企业有望凭借领先的海外产能布局及溯源通关经验，保持高溢价市场出货及盈利。

2）先进产能布局保障份额及盈利提升

目前 TOPCon 技术实际渗透率仍处于较低水平，但随着 TOPCon 产能加速释放，N/P 溢价快速缩窄，TOPCon 组件的性价比快速提升，有望带动渗透率加速提升。近期国央企组件招标中 N 型组件占比显著提升，2023 年以来组件招标明确类型的项目共 186GW，其中 N 型占比 36%；2023 年 10-11 月组件招标明确类型的项目 20GW，N 型占比大幅提升至 75%。

头部一体化企业在研发实力、研发投入及技术积累方面具有显著优势，TOPCon、BC 等先进产能释放进度普遍处于行业第一梯队，有望在 2024 年凭借产品和技术优势持续提升份额及盈利。

2.5 玻璃/胶膜：辅材环节中格局最优，头部企业优势显著

玻璃：供给扩张相对谨慎，预计头部企业单位盈利低点 2-2.5 元/平米。 2023 年 5 月工信部、发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，随后甘肃、河北、山西、河南、重庆、浙江、安徽、江苏等地发布了本省光伏玻璃生产线预警信息处理意见，涉及产能超 14 万吨日熔量，其中超 8 万吨产能收到风险预警，主要集中在安徽、湖北、广西等地区。考虑到风险预警政策对规划产能落地进度的影响，预计 2023 末/2024 末保守/2024 末乐观光伏玻璃名义产能将达到 10.7/12.5/14.4 万吨日熔化量（对应可满足约 700/800/930GW 组件需求，按照双玻渗透率 55%-65%测算），整体供给充足。考虑到风险预警政策及企业资金状况，行业头部企业的扩产确定性将显著高于二线及新进入者。

因供给相对充足，2023 年光伏玻璃价格及盈利处于历史中低水平。基于当前可预见的 2024 年光伏玻璃供需判断，预计光伏玻璃价格较难出现显著的趋势性上行，但考虑到目前光伏玻璃盈利已处于历史中低水平，部分新进入者扩产进度存在一定的不确定性，价格向下空间亦有限，考虑光伏玻璃名义过剩幅度在产业链主要原材料中处于较低水平，2024 年光伏玻璃价格及盈利能力或有望较 2023 年有所修复。

历史上光伏玻璃环节头部企业（信义、福莱特）毛利率显著领先二线企业，差距长期维持在 10PCT 以上。光伏玻璃产品同质化程度较高、价格差异较小，盈利差异主要源自成本差距。典型头部玻璃企业与二线企业单位成本差距约 1.5-2 元/平，其中主要为原材料自供及集中采购差异、大窑炉及技术带来的能耗及良品率差异。近年光伏玻璃行业成本曲线呈现一定的平坦化趋势，主要由于二三线企业开始投产大窑炉、提高石英砂自供比例。考虑到头部企业原材料采购规模优势较难复制、良品率等生产工艺优势也有望维持，预计后续头部与其他企业之间成本差距进一步缩小空间有限，预计头部光伏玻璃企业单位盈利低点 2-2.5 元/平。

胶膜：盈利承压扩产放缓，龙头优势稳固。 2022 年底随光伏下游需求进入淡季，EVA 树脂及胶膜价格弱势延续至 2023 年上半年；Q3 硅料价格触底后下游组件排产修复，但 EVA 树脂的其他下游领域需求走弱导致价格下行，光伏胶膜价格持续处于较低水平，胶膜企业盈利承压。目前光伏 EVA 树脂价格约 1.1 万元/吨，已处于显著的历史底部区间，预计后续价格下行空间有限。

展望后续，预计 2024 年胶膜供给相对充足，结合龙头企业坚守市占率的竞争/价格策略，预计胶膜环节盈利向上空间有限。光伏胶膜头部企业（福斯特）毛利率持续领先行业，主要源自多年工艺积累和规模效应带来的成本优势，以及持续引领行业的新产品迭代能力。近年来福斯特与二三线胶膜企业维持 0.5-1.5 元/平的盈利差距，考虑到其较为稳固的龙头地位，预计盈利差距有望维持在 0.5-1 元/平，对应头部企业单位盈利低点约 0.5-1 元/平。长期来看，胶膜技术路线相对稳定、N 型及薄片化趋势带来克重、性能要求提升，新产品研发实力、产品质量及稳定性、原材料供应保障等将成为胶膜企业重要的竞争要素，头部企业仍具备较突出的竞争优势和成长能力。

3 电池技术迭代步入深水区，多路线并存创造更多差异化竞争与投资机会

2023 年光伏产业链各环节迎来了围绕 N 型电池技术为核心的新产能扩张周期，以 TOPCon 为代表的 N 型高效电池技术优势凸显，成为新、旧玩家争相布局的方向，N 型产能快速渗透，开启 N 型高效时代。其中 TOPCon 技术路线凭借较高的性价比、设备及工艺流程较为成熟等优势，率先大规模量产，进入推广红利期，同时 HJT、xBC 技术也分别在成本端及工艺端于年内有所突破，后续有望在终端市场放量。根据统计，行业内 TOPCon/HJT/xBC 电池规划产能已分别达到1713GW/379GW/205GW；预计截至2023年底，行业TOPCon/HJT/xBC 落地名义产能将达 684/51/58GW。

尽管 TOPCon 工艺路线目前无论从实际产能/产量、规划产能等方面均处于绝对领先的状态，但随着 24 年 HJT、xBC 工艺在放量的过程中陆续兑现高效率、差异化竞争优势及逐步提升的性价比，在未来的光伏电池技术格局中，或许很难再出现类似于 PERC 迭代 BSF 过程中的“单一路线”完全压倒性替代的局面。我们认为产业后续在电池技术路线方面可能会出现“三足鼎立”的局面。原因一：极限效率方面，各技术路线差别不大，HJT、xBC 效率略高，但优势效率不足以支撑其自身以压倒性优势成为绝对主流；量产效率方面，虽然 HJT、xBC 有优势，但 TOPCon 提效路径方面更为清晰，提效的工具箱里工具更多；原因二：尽管 TOPCon 产业链配套更为成熟与完备，但 HJT、xBC 工艺同样在年内取得了快速进步，产业链上下游协同加速， TOPCon 很难再一枝独秀；原因三：应用场景开始多样化，头部大厂 BC 组件一经推出便受到分布式市场青睐，年内集中式招标中陆续出现高效 HJT 组件身影，且海外客户接受度持续提升。

3.1 TOPCon：两年内仍是主流，持续提效进展决定生命周期和龙头优势幅度

2023 年 TOPCon 产能扩张规模巨大，根据 Infolink 统计，年内行业 TOPCon 电池规划名义产能达到 1713GW，2023 上半年 TOPCon 落地产能为 201GW，预计下半年落地产能达 483GW。虽然截至目前，TOPCon 技术实际渗透率仍处于较低水平，但随着 TOPCon 产能从 23H2 开始加速释放，N/P 溢价快速缩窄，TOPCon 组件的性价比快速提升，TOPCon 电池的市占率将会在 24 年快速提升，我们预计 2024 年 TOPCon 电池市占率将超过 60%。

与此同时，由于产能快速释放所造成的溢价快速缩窄，选择 TOPCon 工艺路线的厂商所享受到的新技术超额利润的红利期快速缩短，加上HJT、xBC电池所给予TOPCon电池的压力，有观点认为 TOPCon 电池的生命周期较短。但我们认为，目前看 TOPCon 工艺仍有进一步改良的空间，提效路径仍有清晰的方案，因此若后续提效手段能够顺利导入，效率优势将令销售溢价再次扩大，同时进一步降低成本，TOPCon 电池相比 PERC 的超额利润有望回归，并令其技术生命周期延长。

TOPCon 后续最为明显的技术差距或产生在“双面 poly”工艺的应用。尤其是针对头部企业而言，由于后续较为明确的提效路径中“双面 poly”对于工艺的要求极高，因此若能顺利实现量产端导入，在提升 TOPCon 技术路线整体竞争力和性价比的同时，还将有效拓宽自身在电池工艺环节的护城河、提高竞争壁垒，从而支撑头部企业由技术领先性创造的盈利优势。根据 ISFH 在 2018 年测算了不同钝化技术组合下的电池效率：下表中，左上角的组合选择性表示材料的适配程度，材料适配度越高，电池理论效率越高，双面 poly 在材料适配性上优于单面 poly；右上角和左下角的接触系数表示载流子复合几率，电子选择层接触系数和空穴选择层接触系数之和越小，载流子复合几率越小，电池效率越高，单面 TOPCon 理论极限效率 27.1%，双面 TOPCon 理论极限效率可高达 28.7%。

当前 TOPCon 工艺核心的隧穿氧化层/掺杂多晶硅钝化技术仅用于 N 型硅基的背面，正面金属电极与 p+发射极直接接触，载流子复合问题依然严重，使得电池最高开路电压被局限在 700mV 左右。为了进一步降低载流子复合、提高开路电压，TOPCon 的提效研究重心逐步转向优化电池正面钝化，双面 poly 就是将 TOPCon 核心钝化工艺应用于前表面（制作 p-poly）。多晶硅的光吸收能力较强，有利于提高电池转换效率，然而其内部存在较多缺陷，易增加光学损失、提高载流子复合几率，因此工艺上倾向于针对正面金属电极接触区局部制作 p-poly，也被称为 poly-finger 结构，后续有望打开 TOPCon 电池工艺当前量产效率的天花板。

3.2 HJT：性价比渐现，静待大厂扩产发令枪

据隆基在2023年5月最新的理论更新，基于纳米晶化工艺的HJT理论极限效率可达29.2%，高于基于双面 Poly 路线 TOPCon 的 28.7%。产业化角度看，尽管过去两年 HJT 降本比较缓慢，但在 2023 年内 0BB、银包铜、电镀铜等针对 HJT 的提效降本工艺目前均已看到实质性进展，路径清晰。根据我们测算，2023 年中 HJT 非硅成本 0.312 元/W，目前 HJT 非硅成本 0.305 元/W，若导入银包铜、0BB，则 HJT 非硅成本可降至 0.258 元/W。除此以外，设备运行状况愈发成熟，根据迈为股份周剑董事长在风光水储协同发展产业研讨会上演讲内容，目前 HJT 设备从搬入到良率达标只需 80 天左右，具体案例来看：搬入+二次配+硬件调试 37 天，整线良率整合调试 46 天，即可实现效率/良率/稼动率达标，而此前这一过程需要一年左右时间。随着 HJT 设备逐渐具备量产能力，HJT 有望 2024 年在下游迎来放量。

银包铜是阶段性有效降本手段，电镀铜才是中期关键胜负手。因为 HJT 设备的性能要求远高于 TOPCon 设备，因此设备投资不可能低于 TOPCon，但基于 HJT 电池的物理结构以及部分实验室结论，HJT 电池量产转化效率领先 TOPCon 电池 1pct 以上是可以实现的。而低温浆料材料电导率低、塑性形型差、接触电阻差，成本高，是主要限制因素。电镀铜工艺前景广阔。在金属化环节，我们认为银包铜工艺大概率为过渡性技术，五五开银包铜浆料后续进一步降低银含量对效率及可靠性影响的潜在风险或显著加大。铜栅线电阻率低，可减小电池串联电阻，提高输出功率，从而有效提高电池效率；同时金属材料成本低廉，有助于节约传统金属化的银浆成本；此外，铜栅线可以做的更细，高宽比高，可以降低遮光面积及栅线电阻。

2024 年的 HJT 电池技术产业化及市场的推进需要关注以下几点：1）HJT 组件的下游中标及相关公司出货量情况，前者可以观察尤其是地面电站对于银包铜组件的接受程度，后者则是可以得到在 HJT 组件大规模放量的背景下 HJT 组件相较于 TOPCon 组件的稳态溢价水平，从而进一步测算实际的盈利能力；2）大厂扩产情况，头部大厂的技术路线选型具备较大的影响力，能够带动产业链上下游的进一步成熟。我们预计头部大厂对于 HJT 扩产的态度出现变化有希望出现在 2024 年下半年，届时头部的 HJT 设备厂商及头部 HJT 电池、组件厂商有望受益。

3.3 xBC：头部大厂押注，未来重点关注应用场景拓展

背接触（Back Contact，BC）概念于 1975 年提出，后经过不断演化、改进，现已成为行业公认的高效光伏电池技术路线之一。从转换效率的角度来说，由于 BC 结构正面无栅线遮挡，受光面积增大，入射光利用率得到提高，因此在被提出至今近 50 年的时间里，在转换效率上始终保持绝对优势。从观赏性的角度来说，BC 结构组件正面无栅线遮挡，外观上可以兼顾高颜值，更加符合多元化建筑场景的应用，因此深受分布式市场的喜爱；从工艺兼容性的角度来说，BC 工艺为兼收并蓄的富有延展性的工艺，可以与 TOPCon、HJT 工艺相结合，在正面充分利用的前提下进一步优化钝化结构，持续做到电池转换效率的提升。 xBC 工艺壁垒高，耗材/设备变化较大，技术优势红利期长：①BC 电池的生产工序较长，尤以背电极制作较为繁琐，需要经历 2~3 道激光开槽工艺，对设备稳定性/工艺成熟水平要求较高，而激光开槽过程中造成的漏电问题是制约电池片生产良率的重要瓶颈；②由于背电极相互交叉，在焊带设计/焊接工艺和封装工艺也需要做相应调整。焊带方面，扁平化、变薄变宽趋势；串焊机方面，焊接精度要求大幅提高，焊接过程中需要避免发生翘曲问题，需要 BC 结构专用串焊机。因此综合评估看来，一般厂商并非拥有 TOPCon 或 HJT 技术、产能即可随时转产 BC 结构电池，在 BC 领域研发投入积累多、成果丰富的企业，将能在量产阶段保持相对较长时间的技术优势红利期。

3.4 钙钛矿：产业化进展提速，紧盯 GW 级产线招标催化

当前国内较为领先的钙钛矿企业主要可以分为三类，一类是专业从事钙钛矿产品研发和制造的创新型高科技企业，如极电光能、协鑫光电、纤纳光电等；第二类是研发布局型巨头企业，如宁德时代、比亚迪、隆基、通威等；第三类是以高校、科研院所为背景，如万度光能、众能光储、仁烁光能等。根据各公司公众号报道统计，年内钙钛矿企业融资及战略合作活跃，部分企业依靠科研实力、技术专利获得市场资金认可；部分企业基于上市公司背书，资金、科研、企业合作资源丰富。

宏观来看，2023 下半年开始受行业关注热点转向平台型技术的影响，钙钛矿叠层电池也在今年初露锋芒。2023 年 9 月，隆基钙钛矿/晶硅叠层电池获 NREL 认证，实验室转换效率高达 33.9%；2023 年 11 月，协鑫光电钙钛矿/TOPCon 叠层电池获中国计量科学研究院认证，转换效率达 26.17%，组件面积＞1000cm2。这两个效率认证不仅展现了钙钛矿叠层电池的效率提升潜力，并且一举使大面积钙钛矿组件效率记录迈入 20%大关，将积极催化未来两年钙钛矿组件的产业化进程。钙钛矿方面，2024 年继续跟进 GW 级产线规划及落地情况。据统计（各公司公众号），2023 年内钙钛矿规划产能超 5.5GW，主要来自两个 GW 级项目。2023 全年看，钙钛矿产业化仍处于从 0 到 1 的阶段，2024 年能否顺利完成过渡，仍需要地面电站的长期实证数据支撑。良好的电站实证数据依靠钙钛矿材料的稳定性、大面积组件的转换效率、制造端总成本、钙钛矿整线量产能力等因素的共同进步，并且最终会映射为市场中钙钛矿 GW 级产线招标规模激增、落地规模扩大、建设进度加快。

（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。）